lng气化站安全管理

lng气化站安全管理（共8篇）

1.lng气化站安全管理 篇一

3.1日常安全管理措施

首先，应完善安全生产管理机构，确保安全生产。企业和不同级别生产人员需了解岗位安全风险内容、预防危险因素生产方法、化解危险因素生产方法。构建安全生产职责体系，以便明确所有工作人员在安全生产中的职责、任务。其次，制定安全生产检查机制，按照检查机制做好安全生产的检查工作，在出现不安全隐患的时候，能够第一时间发现问题，并经有效措施实行处理，进而实现全程、全天候、全员安全管理。然后，制定各项安全生产机制，机制的内容包括各级工作人员安全生产责任机制、安全检查机制、设备管理机制、工作人员进出场管理机制、动火管理机制、进入防爆区管理机制以及安全操作机制、事故应急机制等。通过适宜的方式，找到实际生产过程中设备、环境、人为的不安全因素，以便降低对人员、财产造成的不良影响。

3.2安全技术管理方法

合理使用安全技术，能够提高安全生产效率，防止出现不安全因素，还能减少工作人员工作强度。为此，应有效应用密封效果较佳的设备，以确保管道储存效果、输送效果，降低设备泄漏发生率。在罐区、气化区、卸车台等容易发生天然气泄漏的区域，合理设置可燃气泄漏报警装置，从而在适宜位置安装火灾探测设备，避免发生天然气泄漏情况。天然气实际在输配系统中，出站的压力和流量、储存压力等，均可通过仪表进行监测。所以，能够及时、准确地观察到上述参数实际情况，避免出现较大的压力变化、温度变化。爆炸、火灾现场，需结合爆炸、火灾危险环境、电力装置设计规范，合理进行电气设备的配置工作。同时，应做好防雷措施，避免发生电气火灾情况、雷电火灾情况。放散气需通过空温加热设备和空气进行换热，待温度升高后，可直接降低危险因素发生概率。

3.3预警管理对策

安全生产预警管理工作，主要包括组织准备、日常监控、危及管理几个方面。构建预警机制，需结合安全生产管理的要求、当前各类经济指标、生产控制指标制定。同时，还需充分考虑到工艺口、设备口、生产物资供应口、环保口等。安全预警应分析在生产过程中存在的安全隐患，包括对人、物、环境的安全隐患进行分析。因为预警机制是预警管理工作中的重点部分。所以，需结合实际情况制定预警管理机制，切实做好预警管理工作。

3.4事故应急管理机制

准备阶段应急管理：将相关的资源准备好，并做好危险源辨识、风险评估工作。对重点目标、应急救援资源需求进行分析。编制阶段：做好预案类别、区域、层次的划分工作，通过汇总完善预案内容。演练阶段：对组织演练情况加以综合评估，从而结合实际演练情况，做好审查工作、评审工作。

4结语

LNG气化站安全生产，会受到较多因素影响，象人为危险因素、管理危险因素、LNG生产过程中的有害因素等。为此，管理的过程中需结合实际情况，找到相关危险因素，以便制定完善的LNG气化站安全生产风险管理措施，从根本上做好安全生产风险管理工作。

参考文献

[1]张有礼.中小型LNG气化站储罐消防设计研究[J].中国高新技术企业，(19):5-6.

[2]顾东虎，张银科，李灯.LNG气化站紧急切断阀应用探讨[J].化工管理，2016(32):116-117.

[3]文习之，黄明，彭知军.LNG气化站内低温管道补偿问题的探讨[J].城市燃气，2016(4):28-30.

[4]郑大宇，樊海月，赵h.LNG气化站工艺系统和主设备选型优化方案[J].城市建设理论研究:电子版，2016(5):24-25.

[5]龚伟，张泉锋，王婷婷，等.LNG气化站爆炸危险区域防雷检测探讨[J].建筑安全，(10):45-47.

2.lng气化站安全管理 篇二

1 LNG气化站安全生产风险管理分析

1.1影响LNG气化站安全生产的有害因素

液化天然气的正常沸点在-160℃左右,密度一般为430-440kg/m3,气化后的常压密度约为0.688m3,气化潜热约为510.25kj/kg。若LNG与空气相接触,则容易产生一种爆炸性物质,爆炸下限在3.5%~6.5%之间、上限在13%~17%之间。LNG是一种生产介质,影响LNG气化站安全生产的有害因素主要有四点:1由于在某些存储设备中LNG组成与密度存在一定差异,从而引起了分层,因此导致大量LNG的骤然蒸发和压力的骤然上升,而压力一旦超过设备的极限承压时,设备就会发生损坏,随之就会引起LNG泄漏,甚至引发爆炸;2由于LNG的储存与操作过程都是在低温条件下进行的,所以当发生泄漏问题后,低温条件就会造成材料性能的下降,从而引起更加严重的安全事故;3虽然LNG的毒性较小,但由于其中往往含有82%~98%的甲烷,所以一旦发生泄漏,则会导致空气中的氧气减少, 从而造成人体缺氧,致人窒息死亡;4若空气与LNG的混合物处于爆炸范围内,则一旦碰到外部火源后就会立即引燃乃至爆炸,同时还会燃烧产生对人体危害极大的热辐射。

1.2 LNG重大危险源的分辨识别

LNG存在着一些重大危险源,只有对这些重大危险源进行有效的分辨识别,才能够保障LNG气化站安全生产。LNG重大危险源主要指的是在LNG气化站长期的生产运行过程中所涉及到的生产、加工、搬运等风险。大多数物质都有其自身的安全临界点,一旦超过这个临界点,就会发生安全事故,所以在分辨识别LNG重大危险源时,应当根据液化天然气的物质特点、 数量以及存储过程来进行辨识。例如,由于在LNG气化站内, LNG的生产和气罐之间存在较大的风险,这就是一个重大危险源,所以为了避免二者发生触碰引发事故,应当将两者之间的最小距离保持在一定范围内。

2 LNG气化站的安全生产风险管理措施

2.1建立健全安全生产管理机构和管理人员队伍

健全的安全生产管理机构和充足的管理人员是确保LNG气化站安全生产的关键因素。因此,为了确保LNG气化站的安全生产、减少及避免其生产安全风险,相关企业应当尽快建立健全安全生产管理机构,明确岗位安全生产风险,采取有效的安全生产危机预防和化解措施,并加强对管理人员的培训和教育,使其明确安全生产职责,积极履行安全生产责任。

2.2完善和落实安全生产检查制度

完善的安全生产检查制度是保障LNG气化站安全生产风险管理效率的前提基础,因此,相关企业应当尽快完善LNG气化站安全生产检查制度,在企业内实行“厂级、分厂、工段、班组”的四级安全检查制度,确保安全生产管理的全方位、全过程、全天候以及全员参与。而当拥有了完善的安全生产检查制度后,还应当要有效落实制度,严格按照制度办事办公,杜绝一切疏漏和错误的发生。

2.3加强对安全隐患的检查与整改

在LNG气化站生产过程中存在着种种安全隐患,而安全生产风险管理的主要任务之一就是要及时检查这些隐患并加以整改。LNG气化站生产过程中的安全隐患主要来自于生产设备、生产环境以及人工等,只有加强对这些安全隐患的检查与整改,不漏放任何一处细节,才能够保障生产的安全性。

2.4强化安全生产技术

LNG气化站的安全生产技术是体现其安全生产综合水平的重要指标,只有采用先进、科学、合理、可靠、实用的安全生产技术,才能够有效避免LNG气化站生产安全事故的发生,以及减少工作人员在生产过程所受到的职业危害,提高整体劳动效率。

3结语

综上所述,影响LNG气化站安全生产的有害因素有很多, 在实际管理中应当做好LNG重大危险源的分辨识别,并通过建立健全安全生产管理机构和管理人员队伍、完善和落实安全生产检查制度、加强对安全隐患的检查与整改、强化安全生产技术等措施来提高安全管理效率。

摘要：液化天然气是一种清洁和高效的能源,由于它能够促进能源供应的多元化及保障能源的安全性,并且还有助于天然气资源的有效开发和国民经济的发展,所以成为了现今全球能源市场的新热点。LNG气化站是接收、储存及分配液化天然气的卫星站,也是把液化天然气从生产厂家输送至用户的中间调节场所,由于其运输和存储具有方便、简单等优点,因此得到了广泛的应用。不过,我国的LNG气化站在安全生产管理方面尚存在着一些问题,对此应当进一步加强对其的安全生产风险管理。本文主要针对LNG气化站安全生产风险管理措施进行了讨论。

关键词：液化天然气,LNG气化站,安全生产,风险管理,管理措施

参考文献

[1]宋小杰.浅谈LNG气化站安全生产风险管理措施[J].化工管理,2015,29:110.

[2]李龙.LNG气化站安全生产风险管理分析[J].煤气与热力,2009,01:16-19.

3.lng气化站安全管理 篇三

【关键词】加注站；优化选址；层次分析法；创新

一、引言

在国家能源结构转型的大背景下，减煤增气已经成为我国生态文明建设的新常态。天然气作为清洁能源，特别是其深加工产品LNG以其安全、易储存、供应半径大、弥补管道不及和调峰供给等特点得到迅猛发展。其中，LNG汽车迅速在交通运输业务中迅速推广开来。早在2011年我国LNG汽车保有量就跃居亚洲第四大、世界第六大，因此带动了国内车用天然气市场需求的快速增长。2012年和2013年车用LNG增长率分别达到208%和130%，到2015年全国LNG加注站预计增加到3000座，强劲的市场需求快速推进了LNG加注站建设。

二、主要做法

站址选择是一项系统工程，必须运用科学合理的方法，进行全方位、多视角的分析和决策。

1.分析主体，明确选址目标。选址目标主要有城市总体、经营者、用户、公众4个主体维度（详见图1）。

在分析不同维度主体相互关系及其对应因素基础上，归纳总结出选址目标及内涵（详见图2）。

2.分析客体，明确服务要求。目前，我国所建LNG加注站主要服务对象是LNG车辆，不同车型承载着不同的社会责任。因此，站址选择必须考虑服务对象的相应要求（详见表1）。

3.问卷调查，构建选址指标。通过系统访谈和填写调查问卷最终设计出LNG加注站选址的优选指标体系（详见图3）。

4.应用软件辅助AHP分析，优化选址方案。以京北、张家口一线优化选址建站为例，十几个选址方案中优选出4个站址的过程如下：

（1）绘制加注站站址选择模型图（详见图4）。

（2）建立因素判断矩阵。因素判断矩阵是由反映一组因素如指标、细化指标等可比项目对于它们的上一层次因素的先进性或重要性的比值组成的矩阵。通过向专家多次咨询和实际调查，一、二级指标层因素判断矩阵（详见表2和表3）。

（3）一致性检验。将一、二级指标录入到数据中进行一致性检验，对检验不一致的数据，进行调整，确保所有数据指标均小于0.1，使用Yaahp软件，分别计算出二级指标CR值分别为0.0805、0.0176、0.0088、0.0236、0.0903所有指标均小于0.1，故都具有满意一致性。

（4）分值计算。通过计算得出一级指标和二级指标权重值的总权重值分布（详见表4）。

（5）确定优先顺序。根据张家口地区加注站实际情况，结合加注站站址优选指标体系权重比值，进行进一步的计算，最终确定加注站的优先开发顺序依次是1号XXX加注站，2号XXX加注站，3号XXX加注站，4号XXX加注站。

5.跟踪站点运行，评价选址优劣。按照优先顺序建设加注站，并对其进行后期跟踪考察，实际证明均取得良好的经济效益。

1号加注站。该站位于国道旁，主要用户为运煤重型卡车市场和其他大型货运卡车市场，每日加气车辆约为200-300辆，设计加注规模为5×104Nm3/d。投产运营以来，日规模加注负荷平均在70%以上，且有上升趋势。

2号加注站。该站位于国道旁，交通便利，车流量大，周边有煤场集散地和众多物流公司，适合建设LNG加注站，年加注量达到400万方。因交通位置优势和站址选择合理，该站加注量呈现出较好的上升势头。 预计未来3年平均以28%的幅度上升。

3号加注站。该站位于国道旁，地域内交通便利，车流量大，周边有煤场集散地和众多物流公司，适合建设LNG加注站，年加注量达到990万方。因其地域市场发展潜力较大，年加注量上升势头明显，预计未来3年平均以31%的幅度上升。

4号加注站。该站为L-CNG混合站，位于省道旁，主要用户为周边公交车、重型卡车。2014年下半年投运以来，运行情况较好。因其地处气液混合需求区域，市场需求较为明显，加注量也在逐步提升。

三、实施效果

1.社会效益。一方面，油改气能够明显改善汽车尾气排放，提高空气质量；另一方面，能够保障城市交通建设的合理发展，改善和维持交通服务水平，优化交通结构。

2.经济效益。2014年华港集团LNG 销售量增长33.12%，营业收入增长24.86%，利润增长3.4%，用户服务满意率高达98%以上。

四、结束语

通过优化选址研究，华港燃气集团提高了LNG加注站建设效率和效益，优化了资源配置，降低了建站风险，推动了燃气业务健康、持续、稳定发展。

参考文献：

[1] 李广，周淑慧.我国天然气汽车的发展现状与方向.国际石油经济，2008，16（7）：69-74.

[2] 贾潞安，赵海明. LNG是机动车辆气代油的最佳选择.山西能源与节能，2009（2）：27-30.

[3] 祝家新，林文胜. 天然气汽车加气站发展趋势及L-CNG加气站技术特点. 能源技术，2007（01）.

4.LNG储站安全间距 篇四

级

别

LNG储罐

一级站

二级站

三级站

重要公共建筑物

明火或散发火花地点

民用建筑物保护类别

一类保护物

二类保护物

2三类保护物

其它甲、乙类物品生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐

其它类物品生产厂房、库房和丙类液体储罐以及容积不大于50m3的埋地甲、乙类液体储罐

室外变配电站

铁路

电缆沟、暖气管沟、下水道

城市道路

快速路、主干路

1次干路、支路

架空通信线

国家一、二级

1.5倍杆高

1.5倍杆高

1.5倍杆高

一般

1.5倍杆高

1倍杆高

1倍杆高

架空电力线路

电压>380V

1.5倍杆高

1.5倍杆高

电压≤380V

1倍杆高

注：1 LNG储罐与站外建筑面积不超过200m2的独立民用建筑物，其防火距离可按本表的三类保护物减少20%，但不应小于三级站的规定。LNG储罐与站外小于或等于1000KV•A预装变压器、杆装变压器 的防火距离，可按本表室外变配电站的防火距离减少20%。LNG储罐与郊区公路的防火距离按城市道路确定，高速公路、Ⅰ级 和Ⅱ级公路按城市快速路、主干路确定，Ⅲ级和Ⅳ级公路按照城市次干路、支路确定。当执行本表有困难时，经相关部门审批后采取行之有效的措施，可适当减少

5.LNG站运行实例技术总结 篇五

摘要：

LNG站建成投用后，如何保证其安全可靠的运行，发挥其最大的经济效益和环保效益，本文结合淄博LNG站的运行实例，从技术、安全的角度进行了阐述总结，指出了LNG推广应用中应注意的问题。关键词：LNG站 运行 总结

1、前言

随着“西气东输”工程的开工建设，我国的天然气事业进入了大发展的时期。LNG（液化天然气）作为天然气供应的有效方式，已列入国家的天然气发展计划，广东300万吨/年和福建200万吨/年的LNG接收码头项目将相继动工兴建。在此之前，我国已有少数城市建有卫星式LNG站，淄博就是其中之一。淄博LNG站项目从九九年下半年开始调研论证，二ＯＯＯ年八月动工兴建，二ＯＯ一年八月建成投用，形成了一定的供气能力。

1.1 LNG站的运行工艺参数及供气规模

LNG储存温度-145℃，储存压力0.3Mpa（绝），输配管网供气压力0.3~0.4 Mpa（绝），供气规模12×104Nm3/日。

1.2 LNG站的主要工艺设备

100m3LNG立式储罐12台；LNG气化（加热）器14台；100 m3BOG接收储存罐1台；中央自动控制装置1套；工艺仪表、卸车吹扫用供气装置1套；WJP型自动加臭装置1套（沈阳光正产品）。

1.3 LNG站的主要消防设施

1500m3消防水罐2台；DN300环状管网400m；自动加压给水设备1套；90KW消防水泵3台；PF4型高倍数泡沫灭火装置4套；FG10型干粉灭火装置2套；200 m3LNG泄漏积液池1个。

1.4 LNG站的投资费用：总投资3500多万元。保证LNG站运行采取的技术、安全管理措施

2.1 工作机构及工作人员

在公司总经理的领导下，由公司一名副总经理分管LNG站的正常运行等生产经营工作。LNG站设正副站长3人，LNG罐区运行、中央控制室、电工室、门卫室等岗位21人（网络图见下图），按四班三运转运行。

2.2 技术设备管理

责任制度；编制了设备维修保养计划；对工艺设备的安全阀、压力表、变送器及LNG储罐液位表、真空度每半年校验、检定一次。

2.3 安全管理

公司内部建立了安全管理三级网络（公司—LNG站—班组）；公司设专职安全员，LNG站由一名站长任兼职安全员，负责LNG站内工艺设备、消防设施的日常安全管理和检查；安全员和技术设备管理员共同制定安全技术操作规程；制定安全技术业务培训计划，分批对站内员工进行安全技术业务培训；按照上级部门的要求，参加其举办的业务技能培训班，取得上岗证书，做到持证上岗；按公安消防部门和有关规范的要求，配足配齐各种消防器材，做到完好备用；组织LNG站员工参加每年一度的消防运动会。

2.4 LNG设备设施的巡回检查

在日方指导下，制定了站内工艺设备及设施正常运行和巡回检查原始记录十余项，要求员工一律用长仿宋字体填写；记录次数方面，LNG储罐、LNG气化器、BOG储罐、LNG气体输出管道的工艺运行参数每小时记录一次，同时对其运行状况进行检查。站外输气管道系统及用户的调压设施每天巡回检查一次，发现问题及时解决；站长对巡检情况不定时检查，切实杜绝各种违章现象，保证LNG站各种设备设施的正常安全运行。

2.5 计量管理

主要是对LNG站内、用户厂内计量器具（产权归供气方）的日常管理，这对进、销气价相差不大或供气量不大时尤为重要。目前，淄博LNG站对进站LNG的重量称量采用智能电子地中衡，称重数据电脑储存，打印输出；对LNG气体的计量采用智能型涡轮流量计，此种流量计具有温度、压力自动补偿功能，对计量过程中的输气温度、输气压力、小时瞬间工况流量、小时瞬间标况流量、累计流量等参数可现场显示，也可远传记录；责任人员每天对站内总表和用户厂内分表计量参数汇总分析；对计量器具原则上每半年校验一次，在此间隔时间内，当任何一方对在用流量计有异议时，随时送有校验资质的部门检定。通过上述工作的开展，最大限度地减少或消除计量误差，提高LNG站的经济效益。

3、LNG站的运行状况

淄博LNG站建成投用后，由于加强了上述管理措施，站内上下时刻将安全放在首位，在设备设施运行过程中精益求精，至今没有出现任何事故，保证了安全供气。目前日供天然气量保持在8×104Nm3左右，供应LNG站周围八家建陶企业生产用气，显示了良好的运行状态。同时，由于工艺的先进性，设施运行费用、能耗很低，提高了经济效益；LNG站周围的烟尘排放量明显减少，环境状况日趋良好。LNG技术推广及LNG站运行中应注意的几个问题

4.1 LNG站的设计规范应尽快出台

目前，国内LNG站的设计建设主要依据《石化规》或《燃规》等规范，本人认为这些都不太合适，不太符合LNG的物化特性和正确设计、使用要求。建议有关部门组织专家依照国外LNG站的建设应用经验和规范，研究LNG物化特性和LNG站的运行规律，结合中国实际，尽快制定出台我国的LNG站设计规

范（先出台行业规范也可以），使项目建设少走弯路，从而推动LNG事业的快速发展。

4.2 LNG站的设计、低温设备的制造安装要精益求精

一个完整的LNG站，不论规模大小，工艺上必须具备卸车、装车、升压、气化、倒罐、BOG回收（降压升温储存或再液化）、异常情况紧急切断、超压手动放空、自动放空（火炬）、调压计量等功能，以满足各种技术工艺需要；LNG储罐、LNG气化器设备一般为国产制造，厂家在制造时要对LNG使用时会出现的各种情况预测研究，对组装图纸要认真评审，要形成程序化、系列化；LNG输送管道在安装过程中一定要按规范施工，严把质量关，以避免LNG站投用后出现不良后果。

4.3 注重LNG交接时的计量关系

LNG站接收LNG时是重量计量，气体输出供应时是体积计量。某种组分的LNG其体积与重量比应是一个常数，组分改变，常数改变。因此，投用前LNG站应与LNG供方共同对其所供LNG的组分和气相密度、热值等技术参数进行测定，确定LNG的体积与重量比，避免计量交接时出现大的误差，产生纠纷，影响LNG站的经济效益。

5、结束语

淄博LNG站建成投用后，本人一直负责此站的正常运行工作，由于LNG在我国刚刚起步，我们采取的措施可能只是一些粗浅的作法，希望这些作法对相关城市发展LNG起到一定的示范作用。

6.lng气化站安全管理 篇六

摘要：对液化石油气区域气化站与天然气高中压调压站合建的规划，设计，建设之间关系的探讨。

1前言

城市燃气化是城市现代化的重要标志，燃气工程是城市重要基础设施之一。随着经济的快速增长和城市规模的不断扩大，深圳市城市煤气无论从规模，还是从气源的性质都难于适应城市的发展要求，根据国务院批准的《深圳市城市总体规划》(―)，深圳市的管道燃气供应区域将不断扩大，气源从液化石油气逐步过渡到天然气，到广东液化天然气工程投产，以及到投产的珠海高兰港登陆的南海Y13―1气田的天然气，形成两个气源联网供气，最终实现城市燃气以天然气为主气源的`管道燃气供应新格局。

深圳市规划国土局根据《深圳市城市总体规划》(1996―2010)，于一九九八年十一月编制了《深圳市燃气专项总体规划》(下简称《规划》)、《规划》中规划了28个液化石油气区域气化站(下简称气化站)和26个天然气高中压调压站(下简称调压站)。为了适应气源的方便转换及节约占地，有24个气化站和调压站合建一处，考虑到天然气置换后，保留罗芳等8个气化站的气化能力，增设混气装置，生产代天然气、以作为事故工况气源站。各站的规模及占地情况见表1。

2设计实例

《规划》中论述了为了进一步加强国家环境保护模范城深圳市的环保建设，近期发展液化石油气，汽油双燃料汽车，天然气到来后，大力发展天然气、汽油双燃料汽车，减少汽车尾气排放污染;是否在气化站和调压站增设汽车加气装置，《规划》中没有明确论述。建设单位决定利用留仙洞气化站和调压站的便利 条件和设施，设置液化石油气汽车加气站和天然气汽 车加气站。《规划》中在南山区侨香路气化站设置混气 装置，生产代用天然气，作为天然气事故工况气源。建 设单位同样考虑到留仙洞气化站先于侨香路气化站建 设，与天然气应相配套，在留仙洞气化站设置混气装 置。深圳市城市燃气现为进口液化石油气，未来有海 南天然气、进口LNG、进口LPG，有关的计算，设备 选型、天然气以海南天然气为难，用气不均匀系数： K月=1.33、K日=1.17，K时=2.73。液态液化石油气 低热值为45.636兆焦/公斤，密度为550公斤/立方米，气态液化石油气低热值为108.86兆焦/标准立方 米，海南天然气低热值为32.023兆焦/标准立方米，深 圳市居民耗热定额：3135.0兆焦/人.年，每户按3.5 人考虑。根据《规划》和建设单位提出设计依据、条 件和任务书，留仙洞气化站和调压站建设规模及内容 如下：

液化石油气储气能力：8X50=400立方米地下储罐;

液化石油气小时供气规模：

Q=5513标准立方米/小时(《规划》中提出);

液化石油气年供气规模：

Q年=365x24Q/k月K年K时=11368206标准立方米/年

液化石油气所能供应户数：

n=Q年/每户年耗热量=11.1万户(折合民用户);

液化石油气灌瓶规模：400吨/月;

液化石油气汽车加气规模：450辆/日;

天然气小时高中压调压供气规模：

Q=3标准立方米/时(《规划》中提出);

天然气年高中压调压供气规模：

Q年=41495087标准立方米/年;

留仙洞气化站和调压站的主要设备选型储罐选用佛山化工设备厂产品。压缩机和烃泵选用美国COKEN产品，气化器选用美国SAM.DICK水浴式气化器、混气装置选用选用美国SAM.DICK的高压比例式液化石油气/空气混合器.汽车加气机选用液化石油气加气机和天然气加气机，天然气调压器和流量表选用上海飞奥RBVAL型调压器和FIOMTER型涡轮流量表。

留仙洞气化站和调压站位于深圳市西丽片区广深高速公路与平南铁路之间、站出入口与南山区南北交通主干线沙河西路相连、建设单位可控制征用地面积约36000平方米、可以满足液化石油气储存、气化、灌装、混气、汽车加气、天然气高中压调压计量及调峰，天然气汽车加气，办公宿台、维修等功能要求。气化站所需液化石油气用汽车槽车从深圳市主要油气储运点――蛇口赤湾码头运来。相距十多公里、站区内分为生产区、辅助生产区、生活区，区与区之间用实体围墙相隔、生产配套完善。交通运输条件极为方便。留仙洞气化站和调压站总平面布置区对站外设置入口，

并与消防道路成环。生产区建筑均为甲类生产车问， 站内建筑物均为一、二级耐火等级、并按地震强度七 度进行消防抗震，其总平面布置图详见图1。

3探讨与建议

深圳市留仙洞气化站与调压站台建的设计是《规 划》中24个台建站的第一个开始进行设计工作的。国 [勺城巾燃气工程中尚元气化站和调压站台建的先例、《规划》也只对合建站气化规模和调压规模、混气装 置、占地面积作了规划、建设单位根据实际发展情况; 增加灌装、汽车加气等功能。作为设计部门、首先在 满足《城镇燃气设计规范》(GB50028―93)和《汽车 用燃气加气站技术规程》(CJJ84―99)等设计规范要求 的提下、满足建设单位提出的设计要求。如地―卜储罐 容积《规划》中只考虑5个50立方米，建设单位考虑 设置8个50立方米储罐。在燃气设计规范中，容积为 210-500立方米属于问一组防火间距要求，从技术安全 方面是能够得到保证和控制的。笔者认为：建设单位 应积极与国土规划部门联系、争取规划部门的认可。 国土规划部门也应该认真考虑建设经营管理者的建议， 如在气化站和调压站增设汽车加气站设施等合理的建 议纳入《规划》中来。

深圳巾留仙洞气化站和调压站台建的设计质量高 低，功能足否考虑全面，对深圳市其他23个合建站有 着很好的借鉴作用、也对广东珠江三角洲地区条件相 问的燃气场站的建设，乃至国内其他地区燃气场站条 件相似的建设也有一定的借鉴作用。

参 考 文 献

1《深圳市燃气专项总体规划》(1996―2010)深圳市 规划国土局

2 《城镇燃气设计规范》(GB50028―93)

7.lng气化站安全管理 篇七

1 液化天然气的特性

液化天然气是天然气在大气压下冷却到一定温度形成液态的天然气。与普通天然气相比液化天然气的体积和重量都有所降低。从化学构成来看, 液化天然气仍以甲烷为主要成分, 此外还有氮气、丙烷、丁烷、乙烷等气体。液化天然气本身的性能要比普通天然气更加优良, 液化天然气便于储存运输, 调峰也非常容易。

2 液化天然气在城市燃气系统中的应用

我国液化天然气装置在城市燃气系统中的应用整体起步较晚, 以北京为例, 到目前为止依然以管道天然气为主, 原因是多方面的, 经济性是一个主要制约因素, 但随着管道天然气价格逐渐上涨及国家能源结构的调整, 液化天然气通过气化进入城市燃气系统也逐渐成为可能。在我国, 某些地区对液化天然气进入城市燃气管网应用较早, 技术较为成熟。本文就以此为例来详细探讨这一技术。针对液化天然气装置在城市燃气系统中的应用不妨从应用设备的角度来进行考察。

一般液化天然气的生产是按照特定步骤来进行操作的。工程人员先是把天然气冷却成液态, 而后再利用分离器把原料气体中的杂质等清理出来。之后要利用分子筛吸附塔等把把天然气中的分子筛选出来。再生气冷却器是用来分离冷凝水的。在液化天然气气化装置中有一个器件非常重要那就是撬装块, 撬装块本身是由结构钢构成的。液化天然气在城市燃气系统中的应用主要是通过气化装置来应用的。加强对于气化装置的研究, 深刻掌握液化天然气的生产工艺流程对于促进液化天然气的应用非常有帮助。因此在今后的工作中我们必须要围绕着液化天然气生产工艺流程来了解各种生产工艺装置的特点, 最终提高液化天然气的应用效率。

研究液化天然气在城市燃气系统中的应用就必须要了解吸附再生原理。掌握这一原理能够了解液化天然气应用的本质。在液化天然气气化装置中流体在与多孔固体粒子接触过程中由于范氏引力的作用, 流体中某些分子就会成为13X分子筛。分子筛本身能够有效地吸附微量水份以及二氧化碳。分子筛还有消除杂质的功能, 不过消除杂质的功能与温度有很大联系。温度越高, 分子筛消除杂质的效果就越低。常温下分子筛能够吸附大量杂质。可见分子筛在液化天然气的应用过程中起着非常重要的作用。分子筛本身是可再生的, 了解分子筛的可再生原理对于加强液化天然气的应用具有重要意义。

上文详细分析了液化天然气的生产流程以及吸附原理, 接下来我们就来详细分析它的生产步骤。液化天然气的生产步骤基本是是分为三步:第一步是要把常温下固定的天然气按照正常速度输入, 而后通过分离器和压缩器把天然气压缩冷却到一定温度 (这个地方参考文献上写的是35℃) 。而后在利用分离器、吸附塔把液化天然气中的二氧化碳、苯、汞等分离出来。第二步是要对经过吸附后的天然气进行分流, 一般意义上要把天然气分成稀化气流和膨胀气流。稀化气流一般是要通过冷箱却到-120℃之后, 再进行液态分离。膨胀气流则是要通过两级膨胀机, 来把温度降低到一定程度而后在回升到35℃, 最后送入到城市管网中。最后一步是对再生气流也就是液化气尾气进行处理。首先是要让再生尾气, 进入吸附塔冷却之后加热, 而后在进行再生。最后进入到膨胀气流中。

3 应用液化天然气的安全预防措施

我们在应用液化天然气的过程中必须要高度重视液化天然气的安全问题。与普通天然气一样, 液化天然气本身具有极强的易爆性, 易燃性。在使用过程中必须要对这些特点保持高度重视。液化天然气本身还具有蒸发气特征。所谓蒸发气特征主要指的是外界传入的热量会导致液化天然气最终产生爆炸。在应用过程中新进入的液化天然气与原来天然气的密度不相符的时候就有可能产生翻滚现象。最终会对储罐造成严重影响。此外液化天然气本身如果与水接触非常容易产生爆炸力。

为了保证液化天然气的安全应用, 我们有必要采取以下措施:一是针对翻滚现象, 一般要按照不同密度的液化天然气采用不同的储罐来进行储存。如果必须要注入时就需要定期倒灌。二是针对包容系统会被破坏的问题, 我们必须要对装过LNG的容器进行清理。必须要保证在清理完成后才能密封。三是针对液化天然气的爆炸现象, 我们需要对其表面进行覆盖, 要有效降低蒸发速率。在液化天然气起火之后必须要选择干粉灭火器来进行灭火。水只能起到降温作用, 而不应该用来灭火。四是要安装阻火器。安装阻火器的主要目的是要保证液化天然气的温度符合要求, 从而保证液化天然气的安全。

作为天然气的一种, 液化天然气开采技术在我国城市得到了广泛应用, 近些年来随着液化天然气技术的不断成熟, 液化天然气装置本身的应用范围也在不断扩大。液化天然气在城市燃气系统中的应用主要是通过气化装置来实现的, 本文通过对成熟地区LNG应用详细探讨了液化天然气在城市燃气系统中的应用, 液化天然气的应用是时代发发展的必然要求。在利用这项技术中做好安全防范技术非常重要, 这是液化天然气应用的关键。

摘要：液化天然气 (LNG) 是当前国内外天然气开发的一种主要形式, 当前液化天然气本身的生产技术在不断发展中。随着液化天然气开采技术的不断成熟, 液化天然气化装置在城市燃气系统中的应用也越来越广泛。在城市能源形势日益紧张的背景下加强液化天然气在城市燃气系统中的应用显得非常重要。本文将结合应用实例来探讨LNG装置的应用。

关键词：LNG,城市燃气系统,应用

参考文献

[1]李佩铭, 焦文玲, 宋汉成, 等.我国液化天然气应用与推广[J].煤气与热力, 2008 (1) .

8.lng气化站安全管理 篇八

1 气源的要求

该制药基地生产线所需的供气参数如下:

供气能力:4000m3/h (连续、稳定) 。

燃气热值:54.22±0.84MJ/m3。

燃气压力:0.2±0.01MPa。

2 气化站的设计方案

2.1 气源的选择

该市距LPG低温冷藏储存站较近, 能保证近期的液化石油气供应的稳定性, 而目前该市还没有天然气, 故近期液化石油气 (LPG) 混空气 (AIR) 是该制药基地燃气供应的最佳选择。根据该市燃气的总体规划, 6年后开始供应天然气, 故将来可考虑以天然气为气源进行转换。

依据用户对气源参数的要求, 燃气热值为5 4.2 2±0.8 4 M J/m 3, L P G热值为1 0 2.3 M J/m 3, 确定L P G/A I R混合比为0.5 3/0.4 7。

近期液化石油气与远期天然气的物性参数如表1所示。

根据表1可以看出, 如果近期气源采用LPG+AIR混合气作为气源, 6年后该地供应天然气是可以直接互换的, 用户的用气设备则不需要更换, 节约资金, 可以达到用户提出的燃气站远期、近期都能有机协调的要求。

2.2 气化站的配置

站内主要设备为250m3LPG地上贮罐三台, 设100m3LPG-AIR混合气地上贮罐二台, 压缩机和稳压泵各二台, 4000Nm3/h (丙烷) 蒸汽加热式气化器二台, 4000Nm3/h比例式混和器两台。

2.3 工艺方案概述

液化石油气卸车后, 存入液化气储罐。储罐中的液化石油气液相由稳压泵加压后送至气化混气间的气化器, 气化器的气化过程为等压气化, 气化后压力为0.6MPa, 经过气液分离器, 将液化气气相中的液滴分离后直接进入混合器液化气端。在进入混气筒前经调压器调至0.2MPa与空气混合。空气经过空气压缩机压缩后压力为0.6MPa, 直接进入混合气空气端, 在进入混气筒前经调压器调至0.2MPa与液化气混合。液化气与空气进行等压混合, 混合压力为0.2MPa。混合气再经计量后直接进入燃气管网。

3 工艺设备参数的确定和选择

因为系统供气要求长期连续稳定, 压力、热值波动小, 所以气化站的关键设备设置备用, 而且处于热备用, 紧急情况下可以自动切换。那么, 系统中关键设备的选择分析如下:

3.1 稳压泵的选择

本工程对压力要求比较高, 设计选用的稳压泵要保证在不同工况下压力都能满足要求。贮罐的液态LPG用稳压泵 (或利用贮罐内LPG压力) 送入气化器中, 当储罐压力高于系统所需要的压力时 (可设定为0.6MPa) , LPG可以通过泵的旁通给系统供应LPG;当储罐压力低于系统所需要的压力时, 开启LPG泵给系统升压, 当泵出口压力高于稳压回流阀所设定的压力时 (可设定为0.72MPa) , LPG通过稳压回流阀回到LPG储罐中去;系统设有超压保护系统, 当泵出口压力高于安全阀所设定的压力时 (可设定为1.6MPa) , LPG通过安全回流阀回到LPG储罐中去。稳压泵选用二台, 一开一备备用泵随时可以启用, 在紧急情况下可自动切换, 保证系统供气长期连续稳定地供应。

3.2 气化器的选择

本设计选用水浴式气化器, 以热水为热能把液态的液化气强制气化。其特点是高效、节能、卫生、环保。适用于较大用气量的用户。液化石油气气化器是一种间接加热型气化器。气化器主体采用U形管换热器, 其材质选用耐腐蚀不锈钢。其工作原理是:利用热水的热量加热液相液化气, 使之气化。热水进入气化器U形管内, 液相液化气进入气化器气化室, U形热交换器管将热水的热量传给液相液化气, 使之气化。气化气化过程是气液压力平衡过程:当液化气需要增加时, 气化室的压力降低, 使液化气的液面升高, 因而增加与热交换器的接触面加速气化, 从而室内压力增高, 与液相压力平衡。过程为等压反之亦然, 需要减少时气化室内压力则升高, 使得液面下降, 减少气化量, 恢复气液压力平衡, 气化后的气相经气相出口排出, 自动调节气化量。U形管液化气气化器具有换热面积大、体积相对小、热交换效率高、便于清洗等特点。

水浴式气化器选用二台, 并联操作, 一开一备, 备用设备处于热备状态, 随时可以启用, 在紧急情况下可自动切换, 保证系统供气长期连续稳定地供应。

3.3 混合器的选择

由于比例调节式混合比例准确可靠可提供稳定热值的燃气, 而本工程对燃气热值要求较高, 故选用比例调节式混合器。混合器选用两台, 一开一备。气态LPG和压缩空气经混合器设置的调压器调压至0.2MPa, LPG与压缩空气按0.53∶0.47比例混合。LPG通过单向阀进入LPG供应管路, 打开LPG调压器。电磁阀打开, LPG通过支管进入稳压器指挥器, LPG调压器通过指挥器控制空气稳压器的开度, 使其和LPG调压器同步运动, 空气和LPG压力基本平衡。另外在混合阀空气和LPG进口处有差压开关, 监控使空气和LPG的压差不要超标。空气和LPG进入混合阀, 按比例混合, 如果出现LPG压力过低、温度过低、空气压力过高、压差过高均切断混合器。

3.4 热值仪的选择

混气热值靠热值仪测量控制, 设计选用两台进口热值仪, 一开一备。热值仪是应用燃烧热平衡原理对热值进行测量的。燃气从入口进入热值仪, 经过过滤器保护电磁阀, 二次减压阀进入燃烧室。在一次空气的助燃下在燃烧室进行燃烧, 燃气燃烧后的气体与二次空气在热交换器中混合, 混合后温度由检测热电堆测得, 测出气体的压力及二次空气压力, 热值由微处理器连续计算并能在PC机上显示出来。每套混合器出口管线配有取样点, 可根据操作情况送至热值仪。

3.5 自动控制系统采取措施

为了满足设计要求, 站内设集中控制设备, 通过PLC系统对气站内所有设备的运行状况及管网的运行参数进行控制和监视。在控制室内有智能式显示仪表, 直观显示气站内设备运行状况, 并且可以在电脑上模拟显示出整个气站的设备运行状况, 两个系统互不干扰。当电脑系统出故障, 不能显示参数时, 从智能仪表上同样可以监视参数的变化。站区控制室内控制盘设有不间断电源系统 (UPS) , 当市电发生故障时, UPS将向控制盘供电, 供电持续时间将根据需要定。

(1) 自控系统将把气化器进、出口热水温度, 气化器入口LPG液态压力及出口气态压力、出口气相温度参数送至控制室, 控制盘根据这些参数判断气化器的运行状况, 当参数偏离要求时, 随时停止气化器的运行, 启动备用设备, 实现二台气化器之间的切换。

(2) 自控系统把空气总管压力、混合器LPG进口压力和空气进口压力、混合器LPG空气压差, 混合器出口混气压力、混合器出口热值这些参数送至控制室, 控制盘根据这些参数控制混气设备, 判断混合器运行状况, 在混气设备出现故障时, 实现来实现混合器之间的切换。

(3) 混气系统设两台热值仪, 混合器根据热值仪提供热值、华白数和比重的参数自动调整, 两台热值仪在正常工作时, 一开一备。

(4) 贮罐设有压力、温度、液位参数的测定, 并将这些参数送至控制盘。控制盘将对参数进行分析比较, 实现其与压缩机及出口液相切断阀的联锁。

(5) 控制室通过压力开关控制稳压泵的启动、停止, 二台泵互为备用。

(6) 压缩机可以在现场就地控制, 其运行状况可以在控制室显示。

(7) 整个站区设置可燃气体泄漏报警系统。当发生泄漏时, 控制室会发出声光报警, 并对各运行设备发出控制指令。