液化天然气的危险性与安全防护

液化天然气的危险性与安全防护（精选13篇）

1.液化天然气的危险性与安全防护 篇一

液化天然气气化站的安全设计

作者：石志俭，„

文章来源：燃气技术专题的博客

点击数：170

更新时间：2010-5-7 概述

液化天然气气化站(以下称LNG气化站)，作为中小城市或大型工商业用户的燃气供应气源站，或者作为城镇燃气的调峰气源站，近年来在国内得到了快速发展。

LNG气化站是一种小型LNG接收、储存、气化场所，LNG来自天然气液化工厂或LNG终端接收基地，一般通过专用汽车槽车运来。本文仅就LNG气化站内储罐、气化器、管道系统、消防系统等装置的安全设计进行探讨。LNG储罐

2.1 LNG储罐的工艺设计

LNG储罐是LNG气化站内最主要的设备。天然气的主要成分甲烷常温下是永久性气体，即在常温下不能用压缩的方法使其液化，只有在低温条件下才能变为液体。LNG储罐的工作压力一般为0.3～0.6MPa，工作温度约-140℃，设计压力为0.8MPa，设计温度为-196℃[1]。

LNG气化站内150m3及以下容积的储罐通常采用双层真空绝热结构，由内罐和外罐构成，内罐材质为0Cr18Ni9不锈钢，外罐材质为16MnR压力容器用钢。内罐和外罐之间是由绝热材料填充而成的绝热层。当外罐外部着火时绝热材料不得因熔融、塌陷等原因而使绝热层的绝热性能明显变差。

目前生产厂家所用的绝热材料一般为珠光砂，填充后抽真空绝热。为防止周期性的冷却和复热而造成绝热材料沉积和压实，以致绝热性能下降或危及内罐，宜在内罐外面包一层弹性绝热材料(如玻璃棉等)，以补偿内罐的温度形变，使内外罐之间的支撑系统的应力集中最小化。支撑系统的设计应使传递到内罐和外罐的应力在允许极限内。

储罐静态蒸发率反映了储罐在使用时的绝热性能，其定义为低温绝热压力容器在装有大于50%有效容积的低温液体时，静止达到热平衡后，24h内自然蒸发损失的低温液体质量与容器的有效容积下低温液体质量的比值。一般要求储罐静态蒸发率≤0.3%[

1、2]。除绝热结构外，储罐必须设计成可以从顶部和底部灌装的结构，以防止储罐内液体分层。

2.2 LNG储罐的布局

根据GB

50028—2006《城镇燃气设计规范》的规定，储罐之间的净距不应小于相邻储罐直径之和的1/4，且不应小于1.5m。储罐组内的储罐不应超过两排，储罐组的四周必须设置周边封闭的不燃烧实体防护墙，储罐基础及防护墙必须保证在接触液化天然气时不被破坏。LNG罐区的设计应通过拦蓄设施(堤)、地形或其他方式把发生事故时溢出的LNG引到安全的地方，防止LNG流入下水道、排水沟、水渠或其他任何有盖板的沟渠中。

储罐防护墙内的有效容积V应符合下列规定：①对因低温或因防护墙内一储罐泄漏、着火而可能引起的防护墙内其他储罐泄漏，当储罐采取了防止措施时，V不小于防护墙内最大储罐的容积。②当储罐未采取防止措施时，V不小于防护墙内所有储罐的总容积。

2.3 储罐抗震、防雷、防静电设计

GB

50223—2004《建筑工程抗震设防分类标准》规定，20万人以上城镇和抗震设防烈度为8、9度的县及县级市的主要燃气厂的储气罐，抗震设防类别划为乙类。美国NFPA59A《液化天然气(LNG)生产、储存和装运标准》(2001年版)规定，LNG气化站内设施及构筑物的抗震设计应考虑操作基准地震(OBE)和安全停运地震(SSE)两种级别地震的影响。

操作基准地震(OBE)是指设施在其设计寿命期内可承受的可能发生的地震，即在该级别地震发生时，设备将保持运行。安全停运地震(SSE)是指气化站所在地罕见的强烈地震，设施设计应能保存LNG并防止关键设备出现灾难性故障，不要求设施在发生SSE后保持运行。

LNG罐区防护墙及其他拦蓄系统的设计至少在空载时能承受SSE级别的荷载，要求在发生SSE之后，LNG储罐可能会出现故障，但防护墙和其他拦蓄系统必须保持完好。凡是失效之后可能会影响到LNG储罐完整性的系统和构件，以及隔离储罐并保证它处在安全停运状态所需要的系统组件，必须能承受SSE而不发生危险。

LNG储罐应按照OBE进行设计，并按照SSE进行应力极限校核。在工厂内制造的储罐，其设计安装应符合ASME《锅炉和压力容器规范》(2007年版)的要求，储罐和支座的设计还应考虑地震力和操作荷载的组合作用，使用储罐或支座设计规范标准中规定的许用应力增量。

LNG气化站的储罐区设置地下避雷接地网，LNG储罐的支柱与避雷接地网连接，LNG储罐上无须设置防雷保护装置。站区的防雷设计应符合GB

50057—94《建筑物防雷设计规范》(2000年版)中“第二类防雷建筑物”的有关规定。防静电设计应符合HG/T

20675—1990《化工企业静电接地设计规程》的要求。气化器和管道系统

LNG气化站使用的气化器一般分为环境气化器(空温式气化器)和加热气化器(水浴式气化器、电加热气化器)。各气化器的出口阀及出口阀上游的管件和阀门，设计温度应按-168℃计算。气化器的出口须设置测温装置，并设自动控制阀门，当气化后进入燃气输配系统的气体温度高于或低于输配系统的设计温度时，自动控制阀门应能自动切断天然气的输出。

气化器或其出口管道上必须设置安全阀，安全阀的泄放能力应满足以下要求：①环境气化器的安全阀泄放能力必须满足在1.1倍的设计压力下，泄放量不小于气化器设计额定流量的1.5倍。②加热气化器的安全阀泄放能力必须满足在1.1倍的设计压力下，泄放量不小于气化器设计额定流量的1.1倍。

LNG气化站内使用温度低于-20℃的管道应采用奥氏体不锈钢无缝钢管，工艺管道上的阀门应能适用于液化天然气介质，液相管道采用加长阀杆的长柄阀门，连接宜采用焊接。工艺管道采用自然补偿的方式，不宜采用补偿器进行补偿。LNG管道上的两个相邻的截断阀之间，必须设置安全阀，防止形成完全封闭的管段。液化天然气储罐必须设置安全阀，选用奥氏体不锈钢弹簧封闭全启式安全阀；单罐容积为100m3及以上的储罐应设置2个或2个以上安全阀。管道和储罐的安全阀都应设置放散管并集中放散。液化天然气集中放散设施的汇集总管应安装加热器，低温天然气经过加热器加热后变成比空气轻的气体后方可放散。安全检测、控制装置

LNG气化站储罐区、气化区以及有可能发生液化天然气泄漏的区域，一般应安装低温检测报警装置，爆炸危险场所应设置燃气浓度检测报警装置。LNG储罐都应设置检测液位的报警装置，可以设置储罐低液位报警、超低液位报警、高液位报警、超高液位报警，以提醒工作人员及时处理。气化站内还应设置事故紧急切断装置，当事故发生时，应切断或关闭液化天然气来源，还应关闭正在运行、可能使事故扩大的设备。切断系统应具有手动、自动或手动自动同时启动的性能，手动启动器应设置在事故时工作人员方便到达的地方，并与所保护设备的间距不小于15m。消防系统

LNG气化站的消防系统主要包括消防供水和高倍数泡沫系统。

LNG储罐消防用水量应按照储罐固定喷淋装置和水枪用水量之和计算。总容积超过50m3或单罐容积超过20m3的液化天然气储罐或储罐区应设置固定喷淋装置。LNG立式储罐固定喷淋装置应在罐体上部和罐顶均匀分布。生产区防护墙内的排水系统应采取防止液化天然气流入下水道或其他顶盖密封的沟渠中的措施。需要说明的是，水既不能控制也不能熄灭LNG液池火灾，水在LNG中只会加速LNG的气化，进而加快其燃烧速度，对火灾的控制只会产生相反的结果。因此，LNG气化站的消防用水大量用于冷却、保护受到火灾辐射的储罐和设备，以减少火灾升级和降低设备的危险。这一点在制定和实施LNG气化站事故应急救援预案时必须注意。

液化天然气火灾多是由于储罐、管道或其他连接处破裂、损坏，使液化天然气喷出或外溢而引起的，一般归结为以下两种因素：①液化天然气在破口处喷出时产生静电酿成火灾，形成喷火现象；②液化天然气泄漏后会迅速气化变成蒸气，与空气混合形成爆炸性气体，在受热后温度上升或接触其他明火时发生爆炸。

高倍数泡沫覆盖了泄漏燃烧的液化天然气，一方面其封闭效应使得大量的高倍数泡沫以密集状态封闭了火灾区域，防止新鲜空气流入，使火焰熄灭。另一方面其蒸汽效应(指火焰的辐射热使其附近的高倍数泡沫中的水蒸发，变成水蒸气，吸收大量的热量)阻挡了火焰对泄漏液化天然气的热传递，从而降低了液化天然气的气化速度，达到有效控制火灾的目的。

倍数过低的泡沫含水量大，当其析液接触泄漏的液化天然气时，往往会加快液化天然气的气化速度；倍数过高的泡沫抵抗燃烧能力差，泡沫破裂速度快，不能起到有效的封闭作用。GB

50196—93《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》(2002年版)规定了泡沫混合液供给强度为7.2L/(min·m2)，发泡倍数为300～500倍。结语

在美国、日本等发达国家，LNG气化站的建设、生产技术已经非常成熟，但在我国还处于起步阶段。我们应努力全面学习先进的建设管理经验，周密考虑，从设计、施工阶段严格执行规范和技术要求，为LNG气化站的长久安全运行奠定坚实的基础。

2.液化天然气的危险性与安全防护 篇二

1 LNG的危险性

1.1 低温冻伤

由于LNG是-162℃的深冷液体, 皮肤直接与其接触, 会严重灼伤皮肤。流动LNG的管线一般都有隔温保护, 但部分管线未做保护, 比如装车鹤管, 并且我们经常接触。如皮肤表面的潮气会与低温管线粘连, 很容易造成撕裂, 并留下伤口, 粘接后, 可用

温水冲洗粘连处, 使粘连处自行脱落。如硬从粘连处撕开, 皮肤会被撕裂, 造成较严重伤害。

1.2 LNG液体的泄漏

由于低温操作, 金属部件会遇冷收缩, 特别是在管道焊缝, 阀门、法兰连接处, 都有可能出现泄漏, 如果不能及时发现, , 泄漏的天然气就会逐渐上浮, 且扩散较远, 容易遇到潜在的火源, 十分危险。

1.3 窒息

若LNG大量泄漏, LNG液体会迅速气化, 形成低温蒸气, 操作人员吸入, 短时间内, 会导致呼吸困难, 虽然LNG蒸气本身没有毒性, 但含氧量太低, 很容易使人窒息, 如果吸入纯净LNG蒸气, 很快便会窒息死亡。当空气中的含氧量逐渐降低, 操作人员开始并无感觉, 等意识到时, 为时已晚。因此, 敬告大家不要进入LNG蒸气中。

1.4 火灾危险

LNG泄漏后, 形成可燃蒸气云, 遇到点火源, 立即形成火灾。如果LNG泄漏后, 没有被点燃, 挥发出的LNG蒸气云随风飘到很远的地方, 遇到点火源也会燃烧, 而且会回燃至泄漏点, 其燃烧范围、火焰高度与LNG泄漏量有关。

1.5 爆炸危险

LNG爆炸极限很宽, 范围在5%~15%之间, 如果泄漏地点空气流通不畅, 很容易集聚, 形成爆炸性混合气体, 引起爆炸。

据安全管理网报道:2013年12月7日下午4时许, 榆林市榆阳区上盐湾镇一家正在试营业的加气站, 发生液化天然气泄漏, 人员中毒事故。事故发生时, 一辆运气罐车正通过输送管道给加气站的储气罐输气, 发现液化气泄漏后, 前后有7人进入罐内试图修复, 4人不幸中毒身亡。这4人中年龄最大的一人40多岁, 其余均为20多岁。这家加气站12月5日才投入使用, 刚刚开始试营业, 就发生了这样令人惋惜的事故, 值得反思。一次燃气泄漏就要了4条人命, 这个代价太大, 万幸的是, 这次液化天然气泄漏没有引发爆炸, 不然, 死的就不仅仅是这4人了。现场的具体的情况虽然不了解, 但从报道的情况来看, 导致液化天然气泄漏引发人员中毒事故应该存在以下问题:一是试营业之前, 安全准备工作不充分, 就匆忙开业。二是对突发事件的应急处置不当。在发现液化天然气泄漏之后, 人员在没有采取任何安全措施的情况下, 就进入充满泄漏气体的受限空间抢修, 这本就是安全管理大忌。在发现下去维修的人员可能出了问题之后, 在没有安全保障的情况下, 继续下罐区冒险施救。这充分暴露出, 该站的员工缺乏基本的安全救援常识, 事先没有进行应急预案培训学习和应急演练。三是给储气罐输气前, 没有对相关设施进行严格的安全检查。

此次事故并非偶然, 是一起典型的违章操作, 缺乏安全防护知识的案例, 因此, 我们必须做好安全与消防防范措施:

2 生产、消防安全管理

1) 做好安全技术培训工作, 全员参与, 包括LNG站工艺流程、设备的结构及工作原理、岗位操作规程、设备的日常维护及保养知识、消防嚣材的使用与保养等, 都应进行培训, 做到应知应会;

2) 制定安全操作规程, 包括LNG开停车操作规程、LNG储罐增压操作规程、LNG槽车充装操作规程, 加热炉安全操作规程, 消防水泵操作规程等;

3) 加强日常的安全检查, 制定考核制度, 员工的日常操作情况纳入绩效考核, 杜绝违章操作, 违章指挥和违反劳动纪律的三违现象;

4) 对消防设施加强的管理, 重点检查消防栓、消防泵、LNG储罐喷淋设施、干粉灭火器、泡沫泵、泡沫消防栓等设施的检查, 确保其完好有效;

5) 制定应急消防演练预案, 参加演练人员要明确分工, 由抢险组、组织疏散组、报警联络组、救援组等, 各司其职。应急消防演练预案, 人员分配详细明确, 组织条理清晰。并定期进行消防演练, 是全体员工会使用消防工具, 会组织人员逃生等。

3 设备安全管理

1) 建立健全生产设备的管理台帐, 设立专人管理, 做到帐物相符, LNG储罐等压力容器应取得《压力容器使用证》。设备的使用说明书、合格证、工艺结构图、维修记录等应保存完好, 并归档;

2) 完善的设备维修保养制度, 包机到人, 专人负责, 定期维护保养;

3) 加强设备的日常检查, 设备外观要保持清洁, 安全附件要完好, 保持设备运行参数正常等。;

4) 对压力容器, 安全阀、压力表、温度计、液位表、压力变送器、差压变送器、温度变送器及连锁装置等进行定期校验;

5) 电器设备做好防静电工作, 防雷防静电设施进行定期检测。

4 结论

LNG生产企业的安全消防管理工作, 任重而道远, 采取强有力的措施, 规范操作, 强化操作人员的责任意识, 认真落实工作责任制度, 加强防护工作, 安全责任事故可以完全杜绝, 作为高危行业的一员, 让我们时刻牢记安全, 为公司快速发展和和家庭的幸福创造了一个良好的、安全的工作环境。

摘要：LNG车间自2011年投产以来, 已经安全运行3年多, 然而周边天然气行业事故频发, 一次又一次的给我们敲响警钟, 作为高危行业, 我们必须把安全与消防工作放在第一位。本文就液化天然气生产的安全与消防谈一下自己的想法。

关键词：液化天然气,危险性,安全消防

参考文献

[1]郑洪弢, 孟勐.日本地震对世界和我国液化天然气产业的影响[J].中国能源, 2011 (6) .

[2]邱中建, 赵文智, 胡素云, 张国生.我国油气中长期发展趋势与战略选择[J].中国工程科学, 2011 (6) .

3.液化气危险化学品安全技术说明书 篇三

纯品□ 混合物□√ 化学品名称：液化石油气

有害物成分 浓度 CAS No.丙烷、丙烯、丁烷、丁烯 大于97％ 68476－85－7

第三部分 危险性概

危险性类别：第2.1 类易燃气体

侵入途径：吸入、经皮吸收。健康危害：本品有麻醉作用。急性中毒：有头晕、头痛、兴奋或嗜睡、恶心、呕吐、脉缓等；重症者可突然倒下，尿失禁，意识丧失，甚至呼吸停止。可

致皮肤冻伤。慢性影响：长期接触低浓度者，可出现头痛、头晕、睡眠不佳、易疲劳、情绪不稳以及植物神经功能紊乱等。

环境危害：对环境有危害，对水体、土壤和大气可造成污染。

燃爆危险：本品易燃，具麻醉性

第四部分 急救措施

皮肤接触：若有冻伤，就医治疗。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，眼睛接触： 无资料

给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。食入： 误食，催吐

第五部分 消防措施

危险特性：极易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物。遇热源和明火有燃烧

爆炸的危险。与氟、氯等接触会发生剧烈的化学反应。其蒸气比空气重，能

在较低处扩散到相当远的地方，遇火源会着火回燃。

有害燃烧产物：一氧化碳、二氧化碳。灭火方法及灭火剂：切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭泄漏

处的火

焰。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：雾

状水、泡沫、二氧化碳。

灭火注意事项：

第六部分 泄漏应急处理

应急处理：迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并进行隔离，严格限制出入。

切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防静电工作服。不要

直接接触泄漏物。尽可能切断泄漏源。用工业覆盖层或吸附/ 吸收剂盖住泄

漏点附近的下水道等地方，防止气体进入。合理通风，加速扩散。喷雾状水

稀释。漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用。

第七部分 操作处置与储存

操作注意事项：密闭操作，全面通风。密闭操作，提供良好的自然通风条件。

操作人员必须经过专门培训，严格遵守操作规程。建议操作人员佩戴过滤式

防毒面具（半面罩），穿防静电工作服。远离火种、热源，工作场所严禁吸烟。

使用防爆型的通风系统和设备。防止气体泄漏到工作场所空气中。避免与氧

化剂、卤素接触。在传送过程中，钢瓶和容器必须接地和跨接，防止产生静

电。搬运时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。配备相应品种和数量的消防器

材及泄漏应急处理设备。

储存注意事项：储存于阴凉、通风的库房。远离火种、热源。库温不宜超过

30℃。应与氧化剂、卤素分开存放，切忌混储。采用防爆型照明、通风设施。

禁止使用易产生火花的机械设备和工具。储区应备有泄漏应急处理设备。

第八部分 接触控制/个体防护

最高容许浓度：中国（MAC）（mg/m3）1000 监测方法：气相色谱法

工程控制：生产过程密闭，全面通风。提供良好的自然通风条件。

呼吸系统防护：高浓度环境中，建议佩戴过滤式防毒面具（半面罩）。眼睛防护：一般不需要特殊防护，高浓度接触时可戴化学安全防护眼镜。

身体防护：穿防静电工作服。

手防护：戴一般作业防护手套。其他防护：工作现场严禁吸烟。避免高浓度吸入。进入罐、限制性空间或其

它高浓度区作业，须有人监护。

第九部分 理化特性

外观与性状：无色气体或黄棕色油状液体, 有特殊臭味。熔点（℃）：无资料 相对密度（水=1）：无资料 沸点（℃）：无资料 相对蒸气密度（空气=1）：无资料 饱和蒸气压（kPa）：无资料 燃烧热（kJ/mol）：无资料 临界温度（℃）：无资料临界压力（MPa）：无资料

辛醇/水分配系数的对数值：无资料闪点（℃）：-74.爆炸上限％（V/V）：33.0 引燃温度（℃）： 426～537 爆炸下限％（V/V）：5.0 溶解性： 无资料 主要用途：用作石油化工的原料, 也可用作燃料。

其他理化性质：无资料

第十部分 稳定性和反应活性

稳定性：稳定

禁配物：强氧化剂、卤素。

避免接触的条件：明火、高温

聚合危害：无资料

分解产物：一氧化碳、二氧化碳

第十一部分 毒理学资料

急性毒性：LD50：无资料；LC50：无资料

急性中毒：有头晕、头痛、兴奋或嗜睡、恶心、呕吐、脉缓等；重症者可突

然倒下，尿失禁，意识丧失，甚至呼吸停止。可致皮肤冻伤。慢性中毒：长期接触低浓度者，可出现头痛、头晕、睡眠不佳、易疲劳、情

绪不稳以及植物神经功能紊乱等。

刺激性：无资料

亚急性和慢性毒性： 无资料

致突变性： 无资料

致畸性： 无资料

致癌性： 无资料

第十二部分 生态学资料 生态毒性：无资料

生物降解性：无资料

非生物降解性：无资料

生物富集或生物积累性：无资料

第十三部分 废弃处置

废弃物性质： 危险废物 废弃处置方法：处置前应参阅国家和地方有关法规。建议用焚烧法处置。

第十四部分 运输信息

危险货物编号：21053 UN编号：1071 包装标志：4 包装类别：Ⅱ

包装方法：钢质气瓶。运输注意事项：本品铁路运输时限使用耐压液化气企业自备罐车装运，装运

前需报有关部门批准。装有液化石油气的气瓶（即石油气的气瓶）禁止铁路

运输。采用刚瓶运输时必须戴好钢瓶上的安全帽。钢瓶一般平放，并应将瓶

口朝同一方向，不可交叉；高度不得超过车辆的防护栏板，并用三角木垫卡 牢，防止滚动。运输时运输车辆应配备相应品种和数量的消防器材。装运该

物品的车辆排气管必须配备阻火装置，禁止使用易产生火花的机械设备和工

具装卸。严禁与氧化剂、卤素等混装混运。夏季应早晚运输，防止日光曝晒。

中途停留时应远离火种、热源。公路运输时要按规定路线行驶，勿在居民区

和人口稠密区停留。铁路运输时要禁止溜放。

第十五部分 法规信息

国务院发布的《危险化学品安全管理条例》２００２年３月１５日

起施行，《化学危险物品安全管理条例实施细则》（化劳发[1992] 677号），《工作场所安全使用化学品规定》（[1996]劳部发423号），《危险化学品登记注册管理规定》国家经贸委19号令等法规，针对化学危险品的安全使用、生产、储存、运输、装卸等方面均作了相应规定；常用危险化学品的分类及标志

（GB13690-92）将该物质划为第2.1 类易燃气体。车间空气中液化石油

气卫生标准(GB 11518-89)，规定了车间空气中该物质的最高容许浓度及检测

方法。其它法规：液化石油气汽车槽车安全管理规定([81]劳总锅字1号)。

第十六部分 其他信息

参考文献：

1、周国泰，危险化学品安全技术全书，化学工业出版社，1997

2、辽宁省劳动保护科学技术学会，危险化学品安全管理法规及标准汇编

（三）3、国务院发布的《危险化学品安全管理条例》２００２年３月１５日起施行

4、《化学危险物品安全管理条例实施细则》；

5、《工作场所安全使用化学品规定》；

6、《危险化学品登记注册管理规定》国家经贸委19号令；

4.液化天然气购销合同(下游) 篇四

液化天然气购销合同

甲方：

乙方：四川京新泰能源有限公司

鉴定地点：

签订时间：2015年12月11日

液化天然气购销合同

买受人： [以下简称甲方] 出卖人：四川京新泰能源有限公司[以下简称乙方] 根据《中华人民共和国合同法》相关法律法规规定，为明确双方责任、权利和义务，保障双方的合法权益，经合同双方平等协商，自愿制定本合同，以资遵守执行。

第一条：合同期限

1.1本合同期限为：自年月日起至年月日止。

1.2合同期限届满前30日，双方可协商续签本合同。

第二条：标的物与供气质量

2.1本合同约定的标的物为乙方供应给甲方的液化天然气。

2.2在合同期内，乙方交付的天然气质量应符合中华人民共和国国家标准gb17820－2012《天然气》中所规定二类天然气气质标准,乙方应提供所出售天然气不超过一的《检测报告》。

第三条： 销售价格

3.1由乙方送货的，销售价格和日期以每月“价格数量确认函中确认的价格、日期为准，该价格含液化天然气出厂价格（含增值税）及装车费用、运输费用。3.2 由甲方自行提货的，销售价格以每月“价格数量确认函（自提）”中确认的价格为准，该价格含液化天然气出厂价格（含增值税）及装车费用。

3.3如双方约定的销售价格方式有变，最终以“价格数量确认函”为准。第四条：价格调整

4.1合同期间遇到国家或者区域行政性气源价格调整、国家或地方电力部门供电价格调整、行业新政策调整等影响液化天然气生产以及运输成本的情况时，双方应协商调整液化天然气的供应价格；一个月内双方无法就价格达成一致的，乙方可以选择直接调整价格或按本合同该约定的价格继续执行。

4.2除上述4.1条款以外的因素造成需要调整供气价格时，甲乙双方应协商解决，未经双方协商同意，任何一方不得擅自调整供气价格。4.3 价格调整方式：

甲乙任何一方应以书面（或传真件、电子邮件）形式提出价格调整方案，另一方应自收到有关该价格调整函等文件当日或24小时内做出相应方式的确认。

第五条： 供气量

5.1每月25日前，甲方报送给乙方下月度用气计划表，乙方应按照甲方的月度用气计划安排供气。

5.2用气计划经乙方确认后，由乙方向甲方发“价格数量确认函”，双方无异议后盖章予以确认。在月度用气计划框架范围内，双方每周电话沟通，约定具体的供气数量、时间，以便双方具体实施执行。

第六条： 液化天然气运输

6.1按3.1条款的销售价格的液化天然气的，由乙方负责运输或由乙方委托有危险品运输资质的运输单位负责运输。

6.2按3.2条款的销售价格的液化天然气的，甲方委托的提货车辆承运单位、承运车辆及运送人员依法必须具有危险品运输资质，并应于每日15时前将次日运输的车辆信息报告乙方，以便乙方安排次日装车计划。6.3运输方式：公路运输。

6.4甲乙双方应将调度机构名称、负责人、正常联系电话、应急联系电话等提前3日书面通知对方。

6.5交付分工：天然气卸载时，甲方操作人员负责储配站内所属设备、工具或部件的操作。乙方驾驶员负责运输车所属设备、工具或部件的操作。

6.6交付风险转移：天然气卸载时，须由甲、乙双方共同配合，以装卸接口连接法兰片为交接点，交接点前（交接点至罐车方向）天然气的风险由乙方承担，交接点后（交接点至甲方设备方向）天然气的风险由甲方承担。自提车辆离开厂区以后的一切责任转移到甲方，乙方不负任何责任。

6.7甲方提气的，配送车辆以及驾驶员依法必须具备国家规定资质，如不具备，乙方有权利拒绝装车，由此产生的一切后果由甲方承担。

6.8乙方负责配送的，甲方卸气需两个不同地点的，两地点距离相距不得超过30公里，超过的，则按照实际路程承担配送及相关费用。

第七条：交付和计量

7.1甲乙双方应指定相关人员在过磅单上签字确认接收数量，甲乙双方指定人员在过磅单上签字后即交付完成。

7.2液化天然气采用汽车衡称重计量方式，如卸车量与乙方液化天然气工厂的装车量的计量差在正负200公斤（含200公斤）范围内时属于正常误差及合理损耗，结算以乙方磅单为准，甲乙双方互不追究。

7.3当卸车量偏差超出200公斤时，则双方配合共同查找原因，对于卸车量偏差200公斤以内的，由甲方承担；超出200公斤的，由乙方承担。如甲方对乙方计量结果提出异议，甲方应在乙方交付液化天然气时提出，并在过磅单上注明，但甲方不能因此拒绝提取或接收液化天然气或/及签署过磅单；当涉及多站分卸情况，因多次增压卸车操作，损耗增加为必然情况，具体误差数额另行商议。

7.4如因计量结果引起争议且于结算日该争议仍未解决的,甲方应先按乙方计量结果结算,待争议协商解决后调整结算气量和相应的液化天然气气费。7.5乙方配送车辆到达甲方指定卸货点后出现压车情况，超过24小时则按100元/小时进行结算，不足一小时按一小时结算；超过72小时的，则乙方可选择返回，因此所致一切后果由甲方自行承担。

第八条：气款支付

8.1实行“先款后气”原则，甲方先向乙方预付一定金额气款到乙方账户，乙方收到后安排发货。

8.2乙方指定账户单位名称：

开户行：

账号：

第九条：气款结算

9.1结算时间:每月25日进行结算，结算周期为上月26日至本月25日。9.2结算依据:以双方指定人员签字的乙方过磅单作为办理结算的原始凭证。

9.3结算日后3日内，甲乙双方对账无误后，乙方开增值税发票并及时邮寄给甲方。

第十条：权利和义务10.1 甲方的权利和义务。

10.1.1 甲方有权要求乙方提供鉴定期不超过一年的气质报告，以证明天然气产品的组分和质量。10.1.2 由于突发性事件及甲方原因引起的甲方不能按计划接气，甲方应于突发事件发生3日内或提前三日通知乙方，乙方应协助调整供气计划；但甲方已经配送或配送至甲方所在地的，甲方应负责安排接收，或承担因无法接受所发生的相关费用。10.1.3本合同中约定的需甲方履行的其它义务。10.2.乙方的权利和义务。

10.2.1 乙方应根据本合同约定，持续、稳定向甲方供气。

10.2.2 乙方因设备检修不能持续供应的，应提前5天书面告知检修时间和当月的供气计划。

10.2.3 由于突发性事件及乙方原因引起的不能按计划向甲方供气，乙方应于突发事件发生3日内或提前三日通知甲方，但乙方许采取积极措施以实现按月供应量向甲方供应液化天然气。

10.2.4 本合同中约定的需乙方履行的其它义务。

第十一条、违约责任

11.1任何一方违反本合同项下下任何条款之规定，或未履行本合同项下任何条款之义务，即构成违约。

11.2任何一方违约，应当向非违约方承担违约责任，按本合同约定的月度供气计划的20%承担违约责任。

第十二条：不可抗力12.1“不可抗力”指超出当事一方控制、致使该方未能全部或部分履行本合同义务的任何事件或情况，该事件或情况是上述当事一方所不能预见、不能避免并不能克服的。构成“不可抗力”的行为、事件或情形包括但不限于以下各项：

12.1.1火灾、洪水、大气干扰、电击、暴风、台风、龙卷风、地震、大雾、大雪、滑坡、土壤侵蚀或沉降、冲失、流行性疾病、交通堵塞或其它天灾； 12.1.2战争、骚乱、内战、封锁、起义、公敌行为、内乱、恐怖主义和破坏；

12.1.3全国性的罢工、供应应急状态、封厂、政府的审批许可程序和其他全国性的行业骚乱和全国性的劳资纠纷；

12.1.4由于非卖方原因导致天然气产量减少而未达到供气计划量；

12.1.5政府或立法机关颁布或实施命令、裁定、法律、法规或政策而进行的征用、国有化、强制收购、没收或其它任何行动；

12.2当事方应在其由于不可抗力原因未能全部或部分履行本合同义务的程度内，和在受不可抗力事件影响的期间内，免除其履行本合同部分和全部义务；但本合同已到期应付款的义务除外；

第十三条：解决争议的方式

双方在履行本合同过程中出现争议或分歧，首先应有好协商解决，如协商解决不成，任何一方均可向合同签订地人民法院提起诉讼。

第十四条：其他约定

14.1本合同未尽事宜，双方协商解决，可签订补充协议，补充协议与本合同具备同等法律效力。14.2本合同附件与合同具有同等法律效力。

14.3本合同自双方签字盖章之日起生效，一式四份，甲、乙双方各执二份具备相同法律效力。

甲方（盖章）

法定代表人或委托代理人

地址：

联系电话：*** 开户银行：中国建设银行股份公司 遂宁物流港支行 账号：***00030 传真：

邮编：

5.液化天然气的危险性与安全防护 篇五

以目前所掌握的情况来看,车载液化天然气气瓶的定期检验工作的开展,必须从提高出厂验收水平着手。对于低温容器五项指标在批量抽检时都要求检测,在出厂检验时除静态蒸发率不强制要求,其余指标都要逐台进行检测,真空检漏要求采用氦质谱检漏。而LNG气瓶的企业制造标准中只在型式试验中对五个指标进行检测,在生产中按组批抽检只进行静态蒸发率检测,对逐只气瓶出厂检验时只进行真空检漏检测,对检漏方法只是推荐采用氦质谱检漏。LNG气瓶的组批抽检多采用以不多于200个为一组批,抽取不少于3个进行静态蒸发率测试,合格即可认为组批都合格,不合格采用加倍复验的方法。

3.2重视气瓶系统结构

对于现阶段的检验工作而言,必须从多个角度来出发,使工作的综合效率大幅度的提升。与此同时,车载液化天然气气瓶的系统结构,也是需要重点关注的内容,该项工作如果存在疏漏的现象,则后续工作的进行,肯定无法得到良好的效果,产生的损失也是难以预估的。LNG气瓶在各类城市公交和运输重卡上得到迅速发展,公交多安装1只,运输重卡上多为2只。此类气瓶的阀门、管路及安全附件中特有的系统结构在气瓶拆卸过程中造成很多不便。其中截止阀部分采用银焊接结构不可拆卸,又在中心盘设置有一级安全阀、压力表、经济调节阀、电容液位计。在两只气瓶结构的装置中两只气瓶的加液管路、出液管路、增压管路、放空管路大部分采用的焊接结构连接,为此必须加以改进。

3.3加强检验人员技术水平

现阶段的车载液化天然气气瓶定期检验工作,在很多方面都必须选用综合的手段来完成。从主观的角度来分析,检验人员水平的提升,也是必要性的内容。第一,车载液化天然气气瓶的检验工作,虽然能够利用很多的先进技术、设备来完成,但是依然无法离开人工操作,此时的检验人员水平,直接关系到车载液化天然气气瓶的成果。为此,要求对所有的检验人员,都必须开展技术培训,不断提高他们的技术水平,使之能够创造出较高的工作价值。第二,在检验人员技术水平提升的前提下,要对车载液化天然气气瓶的检验工作进行定期总结、分析,结合检验人员的实际操作强化他们的工作能力。

3.4加强检验创新

车载液化天然气气瓶的定期检验工作,还必须强化创新力度,这样才能对问题的综合解决做出贡献。第一,车载液化天然气气瓶的检验工作,要在无损检验方面不断的进步,针对红外线技术、透视技术等深入研发,由此来提高检验的效率和综合水平。第二,定期检验工作的部署和落实,应该最大限度的结合工作的综合诉求来完成,这样就可以在未来的工作中,取得更好的成绩,促使车载液化天然气气瓶的安全性、可靠性获得较好的巩固。第三,技术必须要不断的优化和创新。

4结语

车载液化天然气气瓶的检测工作,要坚持从多个角度出发,在工作的可靠性、可行性方面进行强化,要加强检验工作的综合效率。另一方面,车载液化天然气气瓶的定期检验,还要结合国家的相关规范、条文来落实,这样才能在具体工作的处理上,取得更好的成效。

参考文献:

[1]贺行政,李旭明,康荣学,等.车载天然气泄漏检测装置的结构设计[J].石油矿场机械,,46(05):75-79.

[2]张萌,任远,陈炜,等.车载天然气水合物储运装置[J].当代化工,,45(01):179-181.

[3]黄小宇,吴彦峰,张益铭,等.车载液化天然气气瓶定期检验问题论述[J].化学工程与装备,,(02):191-192.

[4]陈刚.车联网条件下的混合动力客车车载传感器实时数据预处理研究[D].重庆大学,.

[5]李立.为车载天然气气瓶安全加密[N].中国质量报,,8.16(003).

6.天然气液化工厂总图设计安全措施 篇六

1天然气液化工厂主要危险源及危险有害因素

1.1生产过程涉及的危险化学品及的具有爆炸性、可燃性的化学品

根据此类项目的生产工艺及《危险化学品目录》 (2015版) , 项目正常生产过程中涉及的危险化学品主要有:气态天然气 (压缩的) 、液化天然气 (LNG) 、乙烯、丙烷、异戊烷、氮 (液化的、压缩的) 。

项目生产储存过程中涉及到的具有爆炸性、可燃性的危险化学品主要有天然气 (甲烷) 、液化天然气、乙烯、丙烷、异戊烷。均为甲类危险化学品, 具有易燃、易爆特性。其中天然气、乙烯属于国家首批重点监管的危险化学品。

1.2项目存在的主要危险有害因素

项目存在的主要危险有害因素为泄漏、火灾、爆炸事故危险有害因素。

2总图设计采取的安全措施

2.1总图布置要考虑足够的防火间距, 并进行热辐射及蒸气云隔离区校核

天然气液化工厂项目为危险化学品重大危险源项目, 在项目选址及总图布置时严格执行相关规范的规定。厂内设施与厂外设施、厂内各设施之间的防火间距均应满足相关规范及法律法规的要求。还要再对其进行热辐射及蒸气云隔离区校核。校核结果不满足的, 调整布置。

2.2总图布置时按照功能进行分区

项目按火灾危险性分类属于甲类危险场所, 总图布置时按照使用功能分区。可分为厂前区、生产区 (辅助生产区、工艺生产装置区) 、储罐区及装车区。分区布置可将防爆区域和非防爆区域, 装车区、生产区和厂前区进行分区隔离, 有利于安全生产和管理。装车区和厂前区各独立成区, 可避免货流与人流交叉。

2.3总图布置时考虑厂内竖向布置对安全的影响

要考虑厂内竖向与厂区外现有道路、排水系统、周围场地标高的协调性。在满足生产运输要求及土方量的前提下, 重点考虑厂区排水, 确保不被内涝威胁。

储罐及装车区布置在厂内地势较低处, 为防止储罐发生事故时影响范围扩大, 罐区周围设防火堤。防火堤内地坪尽量考虑低于堤外地坪, 防火堤顶部要高出防火堤外地坪高1.0米左右, 防止人员跌落。防火堤内有效容积不应小于罐组内一个最大储罐的容量, 保证发生事故时, LNG不会外泄, 扩大事故范围。

2.4总图布置时考虑风向对安全的影响

总图布置要考虑建设项目当地的主导风向, 非火灾危险性设施主要布置在甲类生产装置、储罐等设施的最小频率风向的下风侧。避免泄漏的可燃气体被吹至非火灾危险性设施区域, 影响其安全。

2.5危险化学品运输的安全考虑

天然气液化项目需要运输的主要危险化学品是产品LNG。总图布置时, 装车区独立成区, 并设单独的出入口。LNG运输槽车通过货运大门出入厂区。装车区槽车交通路线纵坡坡度设计应远小于6%, 有利于运输车辆的安全行驶。

2.6厂区消防道路、安全疏散通道及出口

2.6.1工艺生产装置及储运设施周围设环形消防通道, 在工艺生产装置与罐区之间设贯通式消防通道。消防道路宽度不小于6米, 道路内缘转弯半径不小于12米, 净空高度不小于5米, 保证事故时消防车辆的通行。

2.6.2厂前区临路设一座主大门, 装车区临路设一座货运大门。人员进出和产品运输车辆进出各行其道, 互不干扰。另外, 应根据总图布置和工厂周边环境, 在厂区围墙合适位置设紧急逃生出口, 便于事故状态下厂内人员紧急逃生。

3设置液态危险化学品收集池、导液设施、事故废液收集设施

3.1装车区设一座LNG收集池, 有效容积满足事故状态下一台最大LNG槽车整车泄漏量;在工艺装置区冷箱附近设置一座LNG收集池, 有效容积满足事故状态下10分钟LNG的产量。

3.2工艺装置及压缩机厂房四周设导液沟, 防止泄漏的可燃液体、MDEA溶液、消防废水漫流, 影响范围扩大, 导液沟与厂内事故废液收集池以管道相连。

3.3为防止事故状态下产生的事故废液 (含泄漏的介质、消防废水、事故期雨水) 流出厂外, 对厂外环境造成不利影响, 设事故废液收集池一座, 收集生产装置区的事故废液。LNG罐区事故废液利用储罐周围的防火堤进行拦蓄收集。

4结语

天然气液化工厂生产过程可能引发各种安全事故。总图设计的安全措施仅仅是工厂安全设计的一小部分。项目设计阶段, 各专业均须严格按相关规范和法律法规要求, 根据项目的危险源和危险有害因素, 采取完善的安全措施, 从而有效减少甚至避免安全事故的发生, 保证工厂职工及周边民众的人身及财产安全。

摘要：本文对天然气液化工厂主要危险源及危险有害因素进行了分析, 根据分析结果论述了在工厂总平面布置设计时采取的主要安全措施。

7.液化天然气的危险性与安全防护 篇七

关键词：液化天然气工厂;生产装置;工艺技术;可持续发展

1概况

卤阳湖LNG工厂属于基本负荷型液化天然气工厂。日处理天然气30×104m3，LNG日平均产量197.8t，装置正常生产的波动范围为50～110%，LNG储罐的容积为5000m3，生产的LNG由专用运输车通过公路运输至各LNG接收站。气源通过中石油煤层气管道输送至工艺装置区，以1.5～1.7MPa，温度范围为3～20℃的工艺条件经计量调压后进入压缩机增压，压力稳定在4.9MPa进入装置进行处理。原料气主要组分如下表所示。

2工艺技术分析

卤阳湖液化天然气工厂主要包括天然气压缩、天然气预处理、液化、储存及装车、BOG回收系统。2.1天然气预处理系统（1）脱碳系统二氧化碳在液化过程中极易形成干冰，堵塞管道，为满足低温工作状态的要求，天然气经过脱碳系统净化后CO2的体积分数应低于50×10-6，H2S体积分数应低于4×10-6，硫化物总质量浓度低于10mg/m3。工厂脱碳单元采用了MDEA+活化剂的方式进行脱碳，为一段吸收一段再生流程，MDEA和水形成的混合溶液配比MDEA为40%，活化剂为5%，脱盐水为55%。（2）脱水系统天然气液化的温度非常低，对含水量要求相应很高，主要是防止天然气中水分析出，在液化时结冰，使管道和仪表阀门发生冻堵、同时，由于该工作机制中存在着一定量的液态水，导致腐蚀作用下的压力管道及相关器件工作性能受到了潜在威胁，无形之中加大了应力腐蚀问题发生率。因此，应采取深度脱水的方式予以应对，且要求脱水后的天然气中含水量为1×10-6。采用两塔分子筛脱水工艺，选用4A分子筛，分子筛对一些化合物的吸附强度按以下顺序递减：H2O＞NH3＞CH3OH＞CH3SH＞H2S＞COS＞CO2＞CH4＞N2,所以水较各种硫化物更有限强烈吸附，同时，在4A分子筛的支持下，可实现对水与CO2等杂质的吸附处理。在此期间，分子筛净化作用的充分发挥，一定程度上给予了脱碳装置的稳定运行相应的支持。正常生产中，一塔吸附，一塔再生、冷吹。双塔之间的切换通过DCS时序程序控制，循环周期为16小时。分子筛再生采用降低压力提高温度的方法达到吸附床再生的目的，再生气经过换热器将温度提高至280℃，自下而上通过分子筛，使水分脱附，且通过对床层的针对性处理，可使干气有着良好的质量。此时，在冷却、降温的配合作用下，可使经过处理后的床层应用中具备了吸附能力，进而在冷吹的作用下，可增强分子筛热量的散失效果。再生气/冷吹气均来自脱汞系统后液化冷箱前的净化气，通过换热器的旁路进行切换。（3）脱苯脱重烃系统为防止低温冻堵，要求进冷箱的芳香烃和重烃含量低于10ppm，本系统芳香烃和重烃按100ppm进行设计。工厂采用两塔活性碳吸附流程，活性碳为孔状纳米级材料，从孔吸附角度来说，纳米级是指尺寸在0.1mm-100mm的范围，而苯分子的键长为1.4mm，苯分子长度为2.8mm。完全可以进入活性炭的纳米空洞之中，从而对苯分子产生吸附。正常操作下，一个塔处于吸附状态，另一个塔处于再生、冷吹状态。双塔之间的切换由DCS系统通过时序控制切断阀的启闭时间来完成，循环周期为16小时。具体工艺与脱水系统相同。（4）脱汞系统为了实现对液化天然气工厂工艺装置的高效利用，则需要对脱汞系统的功能特性即运行过程有所了解。具体表现为：实践中因铝制板翅式换热器应用中会受到汞作用下的腐蚀影响，使得最终得到的天然气中的汞含量不达标。针对这种情况，可通过对载硫活性炭的合理使用，实现脱汞处理，且需要将该活性炭视为一种载体，满足脱汞处理中反应物质均匀分布方面的要求。在此期间，活性炭中的反应物与汞发生反应生成汞齐，且该生成物会存在于反应中的载体，满足单质汞有效分离要求，实现对汞的脱除处理。2.2天然气液化及储存系统（1）液化及混合冷剂循环系统在混合冷剂循环技术的支持下，可满足天然气的液化要求，该技术应用中可在混合冷剂的作用下，满足天然气液化过程中的工艺优化要求，使得其工艺装置有着良好的实践应用效果。通过对天然气工艺要求的考虑，可在预处理系统的支持下，对水、二氧化碳等进行针对性处理，确保它们能够达标，进而在液化区中对天然气进行进一步处理。此时，板翅式换热器、气液分离器配合作用下可形成液化区，箱体中填充珠光砂用来隔绝外界空气，保持冷量不流失。天然气首先在预冷换热器中预冷，将温度冷却至-50℃，并在重烃分离器中除去可能存在的重烃组分，然后进入液化换热器中液化，将温度冷却至-120℃，最后经过过冷换热器过冷到-159℃。液化的冷量由多组分混合冷剂的循环量提供，混合冷剂由氮气、甲烷、乙烯、丙烷和异戊烷组成。入口分离器会对混合冷剂进行处理，进而在压缩机、水冷却器的作用下，使得进而到二级进口分离器中的气体和液体可达到分离的目的，且其产生的气体需要进一步压缩。液相由增压泵送至循环压缩机二级出口冷却器，与二级出口气相混合后，经水冷却器冷却后进入二级出口分离器。此时，在预冷器的预冷作用下，能够对泵流进行处理，满足天然气对冷量的实际需求。同时，通过对预冷换热器实际作用的发挥，可对来源于二级出口分离器的气相进行冷却处理，并通过对高压分离器的配合使用，能够达到对分离器中流出液体冷却处理的目的，从而为天然气液化阶段提供冷量，同时，液化段中气体的冷凝，需要在该工序实施后进一步进行过冷处理，确保天然气能够得到所需的冷量。膨胀后的循环气流，在冷箱板翅式换热器的预冷段、液化段和过冷段共用返流流道中复热后出冷箱，再进入压缩机入口分离器循环压缩。（2）LNG储存系统及装车系统LNG自液化装置进入LNG低温储罐，进液可以通过储罐上部，也可通过储罐下部注入，或采用同时进液的方式。进液的方式根据储罐内的液体密度和温度条件而定，保证进罐LNG和储罐内的LNG能够充分混合，避免储罐内液相产生分层，防止“翻滚”现象的发生，保持低温储罐运行的稳定性和安全性。LNG储罐外置两台离心泵，泵出口设置回流管线，可将罐内的LNG经装车泵重新注入储罐内，起到循环、混合储罐内LNG的作用，减小LNG分层现象的发生。装车时经LNG泵输送至专用槽车，气相返流管线既可与储罐内气相空间相连，也可经汽化器后进入BOG压缩机，以平衡装车时槽车内的压力，提高装车速度和液相充满率。

3LNG工厂主要设备

3.1冷箱冷箱采用四川空分集团设计制造的板翅式换热器，三台换热器及五台低温分离器共用一个箱体，箱体中充满珠光砂粉末和氮气，用来隔绝外部热量。冷外形尺寸4200×3400×22000mm，从功能上分为预冷、液化和过冷3段，各尺寸分别为1856×1250×4800mm，896×1200×4500mm，467×500×2100mm，作为整体设备，直接运行现场安装。3.2LNG储罐LNG储罐采用四川空分集团研制的LNG常压储罐，容积为5000m3。储罐为立式圆形，双层壁，平底、固定顶拱盖结构，夹层采用珠光砂粉末堆积和氮气绝热，底部采用泡沫玻璃砖保温，为目前国内大型低温液体储罐使用较为成熟的技术。

4结语

目前该LNG液化装置已经安全投入生产，LNG工厂所采用的工艺技术先进可靠，相关技术和设备国产化程度高，为伴生气资源的开发利用开创了新的方式，取得了显著的社会效益。

参考文献：

[1]中华人民共和国石油天然气行业标准[P]．天然气脱水设计规范SY/T0076-2008.[2]顾安忠.液化天然气技术[M].机械工业出版社，2010．

8.液化天然气的危险性与安全防护 篇八

目一期开车启动仪式隆重举行

2011年7月16日，靖边县西蓝天然气液化有限责任公司LNG项目一期工程开车启动仪式在我县隆重举行。参加仪式的领导有市委常委、县委书记马宏玉、西蓝集团董事长姬秦安、县政协主席贺启鹏、市发改委副主任赵文伦等有关领导。

该项目是陕西省唯一一项天然气液化项目，该项目的成功开车，标志着我县天然气液化项目实现了零的突破，弥补了我县天然气液化项目的空白。这一项目的成功建成，必将为我县的经济和社会发展带来很大的贡献。

开车启动仪式上，市委常委、县委书记马宏玉、西蓝集团董事长姬秦安和有关领导致辞并为仪式剪彩。马书记和姬秦安董事长为舞狮点睛醒狮，精彩的舞狮表演和陕北秧歌，让仪式现场变的喜气洋洋。县发改局、招商局、科技局、环保局等部门领导也出席了开车启动仪式。

9.液化天然气的危险性与安全防护 篇九

LNG汽车是在CNG汽车、LPG汽车后发展起来的环保汽车。LNG汽车行驶里程长、环保等优点, 人们普遍关注LNG汽车的发展, 全国各地正积极推广应用LNG汽车及加气站。LNG燃料技术大范围应用, 以LNG为燃料的汽车随之不断发展, LNG汽车加气站消防安全已成为当前面临的重要课题。内蒙古、福建等地先后结合各地实际, 制定出台液化天然气 (LNG) 汽车加气站的地方性标准。行业标准《液化天然气 (LNG) 汽车加气站技术规范》 (NB/T1001-2011) 于2012年7月28日发布, 于2011年11月1日实施。国家标准《汽车加油加气站设计与施工规范》 (GB50156—2012) 于2012年6月28日发布, 于2013年3月1日实施。LNG加气站的消防安全设计经历了不断探索、不断完善的发展过程, 本文结合几个技术标准对LNG汽车加气站的消防安全性进行分析。

1 LNG概况

1.1 LNG成分

LNG是将油气田产出的天然气经过“三脱” (即脱水、脱烃、脱酸性气等) 处理后, 再通过膨胀制冷工艺技术或借助外部冷源, 使其成为-162℃的低温液化气体[3]。天然气通过消除了H2O、H2S等杂质, 因而更加洁净, 更能达到安全燃烧的目的, 是一种清洁干净能源的代表。与其他能源相比, LNG具有能效高、方便运输等优越性, 受到了广泛青睐。LNG主要含有甲烷、乙烷等组分的组分中, 甲烷为主要成分, 应大于75%;氮的含量应小于5%。表1、表2分别列出了常见LNG的主要组分和基本特性。

1.2 LNG危险性

1.2.1 易燃性。

LNG属于液化烃, 主要成分为甲烷、乙烷等, 均属于易燃易爆物质。当空气中天然气体积含量介于5%-15%范围内遇到明火引起着火, 产生火焰。处于低速燃烧状态的云团内部压力小于5k Pa, 一般不容易引起很大的危害。蒸气会阻止形成云团, 达到稳定的燃烧状态。

1.2.2 易爆性。

LNG的爆炸极限为4.7%~15%。当天然气与空气形成的混合物达到爆炸极限范围、温度达到着火温度两个条件具备时, 若遇到点火能量大于0.28m J点火源, 就会造成闪燃、蒸气云爆炸等。爆炸时产生的压力是正常压力的6到7倍, 产生强烈冲击波。

1.2.3 易蒸发。

LNG常压时的沸点为-162℃, 在常温常压下容易蒸发。LNG一旦从储罐区、管道或其他设备泄漏出来, 一小部分立即迅速气化形成天然气, 与空气形成冷的蒸气雾, 再经过空气稀释, 受热后成为爆炸性混合物。

1.2.4 低温。

LNG以低温常压方式储存, 温度达到-162℃。泄漏时的LNG温度极低, 周围的水蒸气被冷凝, 形成“雾团”, 并与空气混合完全气化。LNG具有低温危险性, 造成相关设备脆性断裂或遇冷收缩, 损坏器材设备, 并对使用者进行低温灼伤。

1.2.5 易产生静电。

LNG在储罐区、管线路系统等设施内流动时易产生积聚静电。静电如果得不到及时消除, 易引起火灾爆炸事故。

1.2.6 易翻滚性。

储罐中LNG组分不同, 密度也不相同, 不同层之间进行物质和热量传输时, 混合后在液层表面进行蒸发。蒸发时, 气体吸收上部液体的热量, 造成下部液体呈现过热形式。密度相近的上、下层液体迅速混合后, 快速产生较多的气体, 提升储罐区内的压力, 使安全阀顶开。

2 LNG汽车加气站消防安全性分析

LNG加气站, 专门充装车用LNG到LNG汽车储气瓶的固定场所。作为液态的LNG燃料, 一般情况下储存于绝热的储罐内, 储存的条件相对安全。根据储罐总容积和单罐容积的容量, 将LNG汽车加气站进行等级的划分。不同容量的单罐容积和总容积, 泄漏后引起火灾, 产生和热辐射强度和爆炸性不相同, 引起的人员伤亡和财产损失大等有差别。根据《汽车加油加气站设计与施工规范》 (GB50156—2012) , 将LNG汽车加气站划分为三个等级, 表3列出了LNG汽车加气站的级别。

LNG汽车加气站的LLNG轻于空气, 泄漏后快速扩散到空气中, 不太容易聚焦。为确保LNG汽车加气站的消防安全, 应采取相应的消防安全防范措施。

2.1 平面布置

LNG的密度比空气小, 泄漏后快速扩散到空气中, 形成混合物。根据LNG的特性, 加气站的选址应合理进行布点, 满足区域规划、城市规划、交通规划、环境保护、消防技术规范等要求, 确保加气站消防安全。应尽量避开医院、学校、商场、市场、影剧歌剧院、居民住宅区等人员密集场所和重要场所、人口稠密的地区及高层、超高层建筑。应设置在整年城市最小频率风向的上风位置, 设备附近有火源存在时, 应位于上风位置。LNG加气站应设置环形车道, 如设置尽头式消防车道, 应设有回车道、回车场, 方便消防车从场地中进出, 便于LNG槽车的进出。

LNG站内建筑物的耐火等级不小于二级耐火等级。LNG储罐、LNG卸车点、放空管管口等与LNG加气站外部的建、构筑物保持一定的防火间距, 保证消防安全。可能发生LNG燃料泄漏的储罐、管道等部位不应设置在密闭的空间内。储罐周围应设置实体围堰, 应为不燃烧体, 并应能承受液态LNG的静压及温度变化的影响, 有效容积大于最大储罐的容积, 高度应不小于1m, 不大于1.6m。高压储气瓶组不应设置在围堰内, 储罐罐壁距围堰内壁的距离应不小于3m。围堰内应设集液池, 如果采取自流排水来排除集液池内积水, 应防止LNG通过排水系统外流;如果采用潜水泵排出, 应采取措施防止潜水泵、排水管道及电缆暴露在LNG温度下运行, 应确认集液池内无泄漏的液体或气体后启动潜水泵。

2.2 消防给水

一级LNG汽车加气站发生事故造成的影响比较大, 危害比较大, 因此应设消防给水系统。二、三级LNG加气站属小型设施, 发生事故造成的影响较小, 危害较小, 可不设置独立的消防给水系统。消防供水应利用城市消防给水管网, 也可借助加气站内部的消防给水管网。当已有的给水系统不能满足消防给水要求时, 应设置消防给水系统。消防给水管道宜和站内的生产、生活给水管道一同设置, 当生活、生产的用水量达到最大值时, 仍应确保消防的用水量要求。LNG设施的消防水量应包括固定消防系统冷却用水量和移动式消防设施的用水量。一级站消火栓消防用水量应不低于20L/s, 连续给水时间应不低于3h;二级站消火栓消防用水量应不低于15L/s, 连续给水时间应不低于2h。设置固定式消防冷却水系统的地上LNG储罐, 消防供水强度应不低于0.15L/m2.s, 应以储罐的表面积为基准, 着火罐直径 (卧式罐以储罐的长度和罐的直径之和的1/2计算) 1.5倍范围内的相邻储罐的给水范围可以表面积的一半为基准。消防水泵宜设2台, 当1台出现故障时, 仍能保证另一台正常工作。当消防用水量大于35L/s时, 应设置双动力源的消防水泵, 可采用柴油泵。当系统采用城市消防给水管网时, 室外消火栓与储罐的间距宜介于30m和50m之间。当采用固定式消防喷淋系统进行冷却时, 喷头的给水压力应大于0.2MPa, 应采用多功能移动式消防水枪, 出口处给水压力应大于0.25MPa。

2.3 电气防火

加气站的生产及日常生活负荷等级应为三级负荷, 设置自建消防给水系统时应为二级负荷。当引用外电源有困难时, 可设置小型内燃发电机组。值班室、消防泵水房、加气围罩等设备用房均应设应急事故照明。LNG站内的爆炸危险区域内采用隔爆型、防爆等级高于1级的控制装置和用电设施。LNG泵的电源、LNG汽化器的进口管道、储罐的液相进出管道应设紧急事故切断阀。发生LNG泄漏时, 在泄漏情况下关闭LNG管道阀门、切断LNG泵的电源, 并由手动启动的远程控制切断系统操纵关闭, 阴止LNG流出和扩散。加气站应设置可燃气体检测报警系统, 储罐区、LNG泵区、加气岛等危险场所应设置天然气检测器。报警装置宜统一布置在设备房内, 设置不间断的电源, 与加气站供电系统联动。

2.4 灭火器设置

LNG汽车加气站应根据《建筑灭火器配置设计规范》 (GB50140-2005) 配置灭火器。加气站每2台加气机应配置4kg的手提式干粉灭火器大于2具, 少于2台加气机以2台为标准设置。地上、地下和半地下LNG储罐, 应配置大于35kg推车式干粉灭火器2台。卸车区、加气区应设置干粉灭火器, 泄漏的气体被引燃时, 快速应用干粉灭火器进行灭火。控制室、配电室等设备用房应设置二氧化碳灭火器等气体灭火器, 用于扑灭电气火灾。卸车区、加气区等设置泡沫灭火器, 用于扑灭流淌火灾, 并使流体与空气不接触。

参考文献

[1]GB50156—2012.汽车加油加气站设计与施工规范[S]

[2]NB/T1001-2011.液化天然气 (LNG) 汽车加气站技术规范[S]

10.金属矿山的主要危险因素与防护 篇十

摘要：分析了金属矿山的主要危害,以便采取合理、可行的安全对策措施,降低矿山企业安全生产的风险程度,提高整个矿山系统的`安全水平,以达到最低事故率、最少损失和最优的安全投资效益.作 者：于召伟 高春庆 作者单位：于召伟(中蓝连海设计研究院)

高春庆(中钢集团马鞍山矿山研究院有限责任公司)

11.液化天然气的危险性与安全防护 篇十一

我国是一个富煤、贫油、有气的国家, 随着经济的飞速发展, 国内石油供需矛盾日显突出, 对进口的依存度逐年增加, 2000年净进口7000万t, 2001年达到8000万t, 2003年净进口石油达到创记录的9779万t, 占我国能源需求总量的40%以上。但是, 我国天然气总储量为38万亿m3、煤炭总储量为1145亿t。因此推广应用清洁替代燃料, 作为石油资源的补充, 对我国已具有非常重要的战略意义。

从世界能源结构来看, 液化石油气和压缩天然气储量丰富, 大量利用可以减缓石油资源的紧缺, 从局部地区来看, 充分利用区域经济资源, 使能源利用多样化, 能源消耗结构趋于合理。LPG/CNG排放的废气中CO大幅度下降, HC、NOX有显著降低, 可以满足日益严格的排放法规要求。在燃烧排放物中基本没有微小颗粒、硫化物和有害的添加物, 对人体健康危害较大的多环芳香烃、苯、醛等物质的排放也大为减小。在经济性方面, LPG/CNG的运营成本比燃用汽油低10%～20%。

一、液化石油气

液化石油气 (Liquefied Petroleum Gas , 简称LPG) 是以三个或四个碳原子的烃类 (如丙烷、丙烯、丁烷、丁烯) 为主的混合物, 常温常压下是无毒、无色、无味的气体, 具有辛烷值高、抗爆性能好、热值高、储运压力低等优点, 是一种性能优良的汽车代用燃料。

①几乎可以完全充分地燃烧;②和汽油车的尾气排放量相比, LPG与汽油燃料相比, 一氧化碳的排放量减少70%, 碳氢化合物的排放量减少60%～80%, 氮氧化合物的排放量减少20%～40%, 无硫化物、铅、苯等致癌物, 对环境污染小;③可满足各国的排放标准;④引擎部件的碳沉淀极小、引擎运转更自如、寿命更长, 比汽油机和柴油机更少的日常维修保养;⑤由于燃料是气态, 寒冷天气更易启动;⑥专用液化石油气引擎或两用燃料汽油机等各种火花塞引擎都能以液化气为燃料;⑦液化气在注入引擎气缸前是气态, 并与空气混合, 在寒冷冬季启动时, 气缸壁的润滑油膜不会被洗掉, 发动机润滑油不会出现稀释现象, 延长发动机使用寿命。

液化气的缺点:

①相对较高的改装费用;②若用一些劣质的液化气, 需要定期调试, 以维持恰当的混合状态, 且易发生气阻现象;③极度寒冷天气下启动, 受到液化气混合中所需丁烷含量的限制 (因为燃料中丁烷含量增加, 原有压力下降, 在0℃时丁烷就不能转变成气态, 而液化气在气态状态下才能燃烧) 。

二、天然气

地下采出的可燃气体称做天然气。它是石蜡族低分子饱和烃气体和少量非烃气体的混合物。天然气主要成分是甲烷。油田的伴生天然气经过脱水、净化和轻烃回收工艺, 提取出液化气和轻质油以后, 主要成分是甲烷的处理天然气叫干气。一般来说, 天然气中甲烷含量在90%以上的叫干气。甲烷含量低于90%, 而乙烷、丙烷等烷烃的含量在10%以上的叫湿气。

1.天然气作为汽车燃料的主要优点

(1) 天然气汽车比液化气汽车更环保、节能, 可以替代十分紧缺的汽柴油, 天然气的热值较高, 同时从热能含量上看, 1m3的天然气相当于1.13L汽油的当量。

(2) 天然气的辛烷值高于110, 抗爆性能优于汽油, 发动机燃用天然气时可以采用较高的压缩比, 机油更换时间大大延长, 不必经常更换火花塞, 与燃用柴油 (汽油) 相比, 可节约50%以上的维修费用。此外, 发动机运转平稳, 噪声小 (比汽油机低40%) , 发动机使用寿命为汽油车的3倍。

(3) 天然气在常温下为气态, 以气态进入发动机, 与空气相同, 因此混合气均匀, 燃烧比较完全, 从而可大大降低CO、HC和NOx的排放, 同时也改善了颗粒排放。燃用天然气与汽油相比, CO可降低70%, NOx和非甲烷类可降低80%, CO2可降低30%, HC可降低70%。

(4) 操作方便, 技术成熟。

(5) 天然气全球储量丰富, 开采运输方便, 价格比汽油、柴油便宜。

(6) 天然气发动机的热效率较高, 特别在直喷式柴油机上用天然气进行双燃料运行时, 在高负荷运行中与柴油机的热效率不相上下。

2.天然气作为汽车燃料的主要缺点

(1) 改装后的天然气汽车动力有所不足;

(2) 改装成本较高;

(3) 天然气密度低, 不如汽油和柴油容易贮存, 天然气用于车用气时, 需要专用的燃料储运和供给系统。为提供充足的燃料, 天然气必须压缩至20.7～24.8MPa (207～248巴) , 然后进入高压气瓶内, 或经强冷 (-161℃) 使之变成液态, 再储存在特制的外部具有高绝热层的气瓶内, 这就使汽车本身的重量加大。

(4) 天然气输气管路和补充设备 (如加气站) 尚未形成象加油站那样的网络, 则天然气在内燃机上的应用将会受到限制。

(5) 在柴油机上用天然气进行双燃料运行时, 在低负荷下发动机的性能和排放较差, 其中的一个原因是低负荷时获得的混合气太稀, 混合气难以着火, 且燃烧缓慢。

3.经济性分析

液化天然气 (LNG) 是天然气在常压下冷却至-162℃后液化形成, 在此过程中已除去硫、汞等杂质, 是非常清洁的无色透明液体燃料, 液化后其体积缩小600倍, 运输及贮存方便, 燃烧时产生的污染比燃用其它燃料少得多, 而且由于发动机"烧损"的机油少, 汽缸不积碳, 减少了发动机磨损, 从而节约了维修费用, 因此液化天然气车将对车主具有较大的吸引力。

4.目前天然气汽车技术比较成熟, 使用安全, 操作方便, 易于产业化, 市场前景看好

天然气作为清洁能源的开发利用已是势在必行, 因而应加大市场开发力度, 加快输气管网建设, 协调好不同地区天然气作为清洁、高效的能源与煤炭、水电、核能等不同能源的发展关系, 逐步改善不同地区的天然气消费结构和能源结构。

虽然国内发展燃气汽车技术起步较晚, 技术装备比较落后, 产品质量差, 寿命短, 技术标准和国家的法律、法规、政策滞后, 与国外相比有一定差距, 但是只要技术装备和配套设施跟上, 形成规范化和产业化, 天然气汽车就会以规模化的发展数量进入市场。因此需要政府部门的统一组织和协调, 并分阶段实施, 有条不紊地做好天然气汽车的发展工作。

12.液化天然气的危险性与安全防护 篇十二

（2010年12月28日）

尊敬的各位领导、同志们：大家好！

今天，我们在这里召开青海油田玉树液化天然气分公司成立大会，油田公司将玉树液化天然气分公司划归天然气开发公司管理，我们积极响应油田公司做出的决定，全力配合做好玉树液化天然气分公司的工作。

早在今年10月25日，玉树天然气站建成投运，之前玉树天然气分公司已经成立。在该站的建设过程中，油田公司认真落实集团公司总经理蒋洁敏做出的“要干，要快干，要干好，不能冻坏一个人”的批示，坚持特事特办的原则，打破常规，科学组织，统筹部署，合理安排；全体参建人员克服海拔高、气候恶劣、震后社会依托差、施工工期紧、作业难度大等困难，以高度的政治责任感和使命感，不畏艰难、顽强拼搏，争分夺秒，昼夜加班，创造了高速度、高效率、高质量建成天然气站的优异业绩，实现了10月投产的庄严承诺，忠实履行了“经济、政治、社会”三大责任，为青海省将玉树建设成高原生态型、商贸旅游型、三江源地区中心城市，改善玉树地区燃料结构，推进玉树地区环境保护，加强三江源生态建设，提高人民生活水平，实现玉树可持续发展提供了清洁的能源，具有深远的政治和社会意义。

为了将标志着履行“经济、政治、社会”责任的液化天然气事业做好，不断提高青海油田的知名度、信誉度和影响力，我们将按照中国石油、油田公司的总体安排，努力做到：

一是积极配合玉树液化天然气分公司做好班子建设。努力将公司班子建设成为领导水平高、改革思路新、拒腐能力强、团结协调好、工作业绩佳的一流班子，成为政治坚定、开拓创新、勤政廉洁的坚强领导集体。加强思想教育，增强政治素质，不断提高班子成员领导水平和驾驭能力，实现决策的民主化、科学化，培养领导班子爱民、勤政、清廉的优良作风，形成组织科学、富有活力的领导班子。

二是积极配合玉树液化天然气分公司做好销售工作。根据公司生产销售实际，结合LNG业务发展特点，努力开拓市场，积极寻找盈利增长点，不断提升经济效益，为油田公司持续、稳定、和谐、健康发展做出积极贡献。

三是积极配合玉树液化天然气分公司做好安全工作。高度重视安全工作，针对液化天然气（LNG）低温、易燃、易爆、易挥发的特点，从运输、储存、加注等各个流程环节都要严格要求，确保安全第一，实现公司安全、环保、节能、效益运营。

四是积极配合玉树液化天然气分公司提升油田形象。利用地理优势和资源优势，向客户展示青海油田的良好形象，不断提升青海油田品牌知名度，建立科学、规范、高效的运

行和销售体制，提供优质服务，努力让公司成为展示青海油田积极、奋进、文明、热情良好形象的窗口。

尊敬的各位领导和同志们，有油田公司的正确领导，有班子成员的精诚团结，有全体干部职工的拼搏奋进，我一定恪尽职守、勤奋敬业、不负重托、不辱使命，全力配合玉树液化天然气分公司做好各项工作，为实现公司的宏伟目标和任务而努力奋斗。

13.液化天然气工厂的新型设计 篇十三

关键词：液化天然气,集成装置,废热利用,热效率

1 前言

在未来15年里, 人们对天然气的需求将以每年3%的速度递增, 对液化天然气 (LNG) 的需求将以每年8%～10%的速度增长。在未来几年将有很多项目投建, 结果将是承包商市场被抑制, 世界范围内对原料的需求猛增, 从而导致生产力和产品的后勤问题突出。这些问题导致了对大型处理机组的需求, 尤其是在资源丰富的地区, 如中东、俄罗斯和澳大利亚。

一个日益突出的问题是需要使CO2排放率最小化, 高效率是关键。对于在成本中占大部分的已选定功率的汽轮机和压缩机来讲, 高效率意味着LNG产量的提高。因此, 问题的关键就集中在废热的利用上。

本文提出了一项机组设计, 能够以11 Mt/a的速度生产LNG。这种设计的基础是Shell公司的平行混合冷冻剂工艺 (PMR) , 就是在预先冷却循环中使用丙烷冷冻剂。依据不同项目中存在的特殊情况, 如气候和市场机遇, 也可以选用其他更合理的设计。目前, 正在投建中的库页岛LNG工厂就选择使用双重混合冷冻剂工艺。

所谓PMR, 即可以通过改变辅助电动机的型号或使用更小的燃气轮机, 将LNG的生产量从11 Mt/a调节到6 Mt/a。在许多设计中都可利用废热回收来提高燃料效率, 从而减少CO2排放量。

2 设计前提

处理厂范围内热量是由蒸汽提供的。相对于传统的LNG处理厂设计, 汽轮机废热的完全利用在工厂效率上更上了一个台阶, 而且有助于减少CO2排放。

设计利用空气冷却法, 着重于热空气再循环和总图的优化, 这样使得设计更加稳定。假设冷却水适用于单程或二次循环冷却系统, 那么二者可以结合起来, 且将进一步提高燃料效率, 但由于冷却水供给的复杂性, 特定成本也会增加。

设计适合处理原料气中的CO2、H2S和硫醇, 同时设计自身包含前端液化石油气 (LPG) 提取过程, 允许弹性热值下降到1 060～1 070 Btu/scf (1 Btu/scf=37.26 J/m3) 区间内, 这个热值通常为美国市场所需。前端天然气液体 (NGL) 提取装置也允许使用最大制冷功率和最佳液化压力。在这样的优化条件下, 考虑全部工艺设备之间的相互作用是非常重要的, 从液体段塞捕集分离器到装油设施都要考虑。

3 酸性气体和液化石油气的处理

设计中的酸性原料气需要清除CO2、H2S和硫醇。考虑到进气的组分和允许的LNG的质量, 选择并优化了一种综合性设计, 优化了设计成本和适应性。如果除酸气设备 (AGRU) 、脱水和脱硫醇设备被优化集成为一种设备进行工作, 就可以使去除杂质的资本消耗降到最低。

从AGRU和酸气富集设备 (AGEV) 中再生酸气溶剂要利用低压蒸汽。硫回收装置 (SRU) 产生中压蒸汽。硫回收装置产生的废气中有H2S, 在废气吸收器中未转化的H2S被清除出去。经过加工处理和汞清除之后, 脱水脱硫的纯净天然气输送到专用的NGL提取装置。

在这项研究中, 无需对使用的原料气进行外部制冷就可以使LPG的回收达到98%。由于高回收率, 很容易达到低于1 070 Btu/scf的热值规范。

经高压处理和脱水的富气首先要在一系列反低压冷贫气的热交换器中预冷却并部分冷凝。液体从部分冷凝的天然气流中分离出来后, 高压蒸汽经过一个膨胀器, 膨胀器驱动低压贫气的二次压缩机。膨胀产生所需的制冷作用, 从而获得脱乙烷塔回流, 同时冷却富气气流。

贫气首先冷却富气, 然后经膨胀器驱动的二次压缩机压缩。独立的增压压缩机进一步增大贫气压力, 达到最大允许值, 这个值不超过管道的额定压力600 psi (1 psi=6.895 kPa) 。在设备和功率的约束条件内, NGL和液化设备的集成使LPG和LNG的产量达到最大化。

4 液化

液化过程包含:四级丙烷冷却 (C3/PMR) 、两个平行混合制冷循环和带有末端闪蒸系统的脱氨装置。从原理上讲, 这种流程比三次交替循环流程的效率高。

液化循环的平行布置有助于提高机组在运转过程中的可靠性, 因为当液化循环过程中的一个环节失灵时, LNG的生产率仍可达到60%。此外, 与三次交替循环流程相比, 仅仅需要二次制冷循环的平行布置流程的生产能力更高。这种设计限制了压力降和循环级数, 因此提高了平行混合制冷流程的效率。

5 废热利用

在液化过程和动力区, 有大量的热量从燃气轮机的排气管内溢出。曾经试图通过利用热油或热水来综合利用能源。在本设计中, 使用蒸汽为工艺用热补偿热量、驱动机械以及发电。

工艺用热的量取决于原料气中酸气杂质的浓度。一般利用低压蒸汽为酸气溶剂的再生提供热量。依据蒸汽轮机排气产生的高压蒸汽和再生过程所需的低压蒸汽的精确用量, 高压蒸汽可用来为泵进口增压, 或者为凝汽式轮机产生动力、电能或机械能。该选择是在对工厂布局、备件原则和开发过程中设备的总数等其他因素进行充分考虑优化后作出的。

相对于动力需求, 所需的工艺用热决定了全部流程中燃料效率的最大潜力。图1以一个简单系统为例, 该系统的废热回收来自于有效系数为33%的燃气轮机。在燃气轮机排出气中所含的部分热量可以回收用于生成高压蒸汽。其后, 高压蒸汽通过背压式蒸汽轮机膨胀后转变为低压蒸汽和动力。或者, 也可以利用凝汽式汽轮机产生动力和低质量的热, 而这种热在流程中不能再利用。在这个范例中, 热量/动力的比值达到了1.2, 通过背压式蒸汽轮机膨胀的高压蒸汽和凝汽式蒸汽轮机产生的余热能够产生工艺流程所需要的全部热量。准确的界限取决于很多因素, 其中包括选定的蒸汽系统的压力级别和蒸汽轮机排出气的温度。

在所需的热量/动力比值较高的情形下, 由于需要加热蒸汽, 所以不能利用凝汽式汽轮机产生动力, 且仅有部分蒸汽在背压式蒸汽轮机中膨胀为低压蒸汽。另一个变化点出现在从蒸汽中不再有能量回收时。在本例中, 这个点发生在热量/动力比值为1.7时, 该值主要由蒸汽轮机的效率和工艺用热的温度决定。如果需要更多的热量, 就需要额外的燃料。

在本例中, 需要热量与动力的比值小于1.0, 因此所产生的高压蒸汽能够产生大量的额外驱动力。蒸汽轮机能够替代丙烷压缩机的驱动器, 与燃气轮机相比, 这个方案的可行性很强。由于突发事件, 当一个燃气驱动的混合制冷循环停机维修或者某一环节发生故障时, 平行混合制冷流程将有60%的工作能力继续生产。将这个特点与蒸汽轮机较低的维修需求相结合, 更加增强了这个方案的适应性。此外, 蒸汽轮机可变速度的性能为丙烷压缩机拓宽了操作窗口。

一种替代方案是同时驱动全部三台工艺轮机, 利用蒸汽产生电能, 并减少燃气轮机产生的辅助动力。启动问题必须考虑进来。为了应付设备的启动, 可能需要增加锅炉或燃气轮机来产生额外的动力。第二种替代方案是用蒸汽作为较小的驱动器的动力, 如增压压缩机、末端闪蒸压缩机或者辅助电机。然而, 这种方案需要大量的蒸汽基础设施。