lng加气站技术方案

lng加气站技术方案（共10篇）

1.lng加气站技术方案 篇一

LNG加气站工程

编制人： 审批人： 编制单位： 建筑节能专项监理方案及实施细则

建筑节能专项监理方案

及监理实施细则

一、工程概况：

（一）项目建设概况

1.项目名称： LNG加气站工程 2.项目建设地点： 3.建设单位： 4.设计单位： 5.监理单位： 6.施工单位：

（二）工程概况

本工程为 “LNG加气站”，站区用地面积6018㎡，总建筑面积773.4㎡，总建筑物占地面积842.7㎡，其中站房：469.38㎡，共两层，砖混结构，建筑高度为7.2M，设计使用年限50年，建筑耐火等级二级，抗震设防烈度8度，屋面防水等级二级。

（三）建筑节能

为贯彻国家节约能源的政策，实现节能的50%的要求，该加气站按节能建筑设计，外墙140厚岩棉板;屋面用140厚岩棉板；塑钢门窗；玻璃为（6+12+6）中空玻璃。

（四）门窗工程：

1、外窗选用铝合金断桥隔热外窗，带纱窗，抗风压性能，不低于现行标准GB/7106-86的要求，窗的气密性能等级不低于GB7107-2002中的规定的4级。

2、门窗玻璃的选用应遵照《建筑玻璃应用技术规程》和《建筑安全玻璃管理规定》发改运行（2003）2116号及地方主管部门的有关规定。

3、门窗立面均表示洞口尺寸，门窗加工尺寸要按照装修面厚度由承包商予以调整。

检验方法：检查产品合格证、产品检验报告（型式检验和出厂检验）和进场复检报告。

二、编制依据：

1、经审批通过的《监理规划》；

2、经审查的《专项施工方案》；

3、《外墙外保温工程技术规程》；

4、《住宅建筑围护结构节能应用技术规程》；

5、《住宅建筑节能工程施工质量验收规程》。

三、建筑节能工程特点：

建筑节能，是指在建筑物的设计、施工、安装和使用过程中，按照有关建筑节能的国家、行业和地方标准，对建筑物围护结构采取隔热保温措施，选用节能型用能系统、可再生能源利用系统及其维护保养等活动。

（一）、建筑节能外墙外保温工程基本规定：

1、外墙外保温工程应能适应基层的正常变形而不产生裂缝或空鼓。

2、外墙外保温工程应能长期承受自重而不产生有害的变形。

3、外墙外保温工程应能承受风荷载的作用而不产生破坏。

4、外墙外保温工程应能耐受室外气候的长期反复作用而不产生破坏。

5、外墙外保温工程在罕遇地震发生时不应从基层上脱落。

6、外墙外保温工程应具有防水渗透性能。

7、外保温墙体的保温、隔热和防潮性能应符合国家现行标准《民用建筑热工设计规范》CB50176、《民用建筑节能设计标准（采暖居住建筑部分）》JGJ26、《夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准》JGJI34和《夏热冬暖地区居住建筑节能设计标准》JGJ75的有关规定。

8、外墙外保温工程各组成部分应具有物理-化学稳定性。所有组成材料应彼此相容并应防腐性。

9、在正确使用和正常维护的条件下，外墙外保温工程的使用年限不应少于25年。

四、监理工作的目标值与检查要点：

1、基层的处理应符合《建筑装饰装修工程质量验收规范》（GB50210）中一般抹灰工程质量要求。

2、保温层各组成部分应具有物理化学稳定性。所有组成材料应对人体和环境无害，彼此相容并具有防腐性。

3、保温层的外饰面施工质量应视选材不同，按《建筑装饰装修 工程质量验收规范》（GB50210）中有关规定执行。

4、保温层的检验批和检查数量应符合下列规定：以每500~1000m2划分一个检验批，不足500m2也应划分为一个检验批；每个检验批每100m2应至少抽查一处，每处不应小于10m2。

6、保温系统材料性能、规格应符合设计及产品要求，保温层厚度应控制在标准偏差范围内，材料进场后，施工单位应取样复检并做进场验收。验收项目应按下表的规定进行。

7、其他保温工程 7.1屋面保温

7.1.1检查部位：屋面找坡层、保温层。

7.1.2屋面保温工程验收时应提供以下记录和资料：

1屋面保温材料、粘结剂及其他材料的合格证（质量保证书）及产品性能检测报告。

2保温层施工记录。

3保温层厚度、坡度和平整度等外观检查记录。4隐蔽工程验收记录。

5有特殊要求的工程项目验收记录。6其他必须提供的资料。

7.1.3屋面施工质量验收应符合《屋面工程质量验收规程》（GB50207）中相关规定。

7.1.4找坡层材料、坡度及平均厚度应符合节能设计要求。保温材料的品种、规格、性能等应符合国家产品标准和设计要求。7.1.5检查数量：按进场的批次和产品的抽样检测方案确定。检验方法：检查产品合格证、出厂检验报告（型式检验和出厂检验）和进场复验报告。

7.2外窗

7.2.1检查部位：外窗。

7.2.2外窗施工质量验收应符合《建筑装饰装修工程质量验收规范》（GB50210）中相关规定。

7.2.3外窗的传热系数、气密性及遮阳系数应符合节能设计要求和国家相关标准规定。

检查数量：按进场批次和产品的抽检方案确定，外观及安装精度抽查数量不应少于5扇。

检验方法：检查产品合格证、出厂检验报告（型式检验和出厂检验）和复验报告。

二、监理工作的方法及措施

1、施工准备阶段的监理工作

1.1对从事建筑节能工程监理的相关从业人员进行建筑节能标准与技术等专业知识的培训。

1.2在建筑节能工程施工现场，备有国家和本市有关建筑节能法规文件与本工程相关的建筑节能强制性标准。

1.3建筑节能工程施工钱，由总监理工程师组织监理人员熟悉设计文件，参加施工图会审和设计交底。

1.3.1.施工图会审，应审查建筑节能设计图纸是否经过施工图设 计审查单位审查合格。未经审查或审查不符合强制性建筑节能标准的施工图不得使用。

1.3.2.建筑节能设计交底。项目监理人员应参加由建设单位组织的建筑节能设计技术交底会，总监理工程师应对建筑节能设计技术交底会议纪要进行签认。并对图纸中存在的问题通过建设单位向设计单位提出书面意见和建议。

1.4建筑节能工程施工前，总监理工程师应组织编制建筑节能监理实施细则。按照建筑节能强制性标准和设计文件，编制符合建筑节能特点的、具有针对性的监理实施细则。监理实施细则应包括下列内容：

1.4.1.建筑节能专业工程的特点； 1.4.2.建筑节能监理工作的流程；

1.4.3建筑节能监理工作的控制要点及目标值； 1.4.4建筑节能监理工作的方法及措施。

1.5建筑节能工程开工前，总监理工程师应组织专业监理工程师审查施工单位报送建筑节能专项施工方案和技术措施，提出审查意见。

2、施工阶段的监理工作

2.1监理工程师应按下列要求审核施工单位报送的拟进场的建筑节能工程材料、构配件、设备报审表（包括墙体材料、保温材料、门窗部品、照明设备等）及其质量证明资料，具体如下：

2.1.1质量证明资料（保温系统和组成材料质保书、说明书、型式检验报告、复验报告）是否合格、齐全，是否与设计和产品标准的要求相符。产品说明书、产品标识上注明的性能指标是否符合建筑节能标准；

2.1.2是否使用国家明令禁止和淘汰的材料、构配件、设备； 2.1.3有无建筑材料（产品）备案证明及相应验证要求资料 2.1.4按照委托监理合同约定及建筑节能标准有关规定的比进行平行检验或见证取样、送样检测。

对未经监理人员验收或验收不合格的建筑节能工程材料、构配件、设备，不得在工程上使用或安装；对国家明令禁止、淘汰的材料、构配件、设备，监理人员不得签认，并应签发监理工程师通知单，书面通知施工单位限期将不合格的建筑节能工程材料、构配件、设备撤出现场。

2.2当施工单位采用建筑节能新材料、新工艺、新技术、新设备时，应要求施工单位报送相应的施工工艺措施和证明材料，组织专题论证，经审定后予以签认。

2.3督促检查施工单位按照建筑节能设计文件和施工方案进行施工。总监理工程师审查建设单位或施工单位提出的工程变更，发现有违反建筑节能标准的，应提出书面意见加以制止。

2.4对建筑节能施工过程进行巡视检查。对建筑节能施工中墙体、屋面等隐蔽工程的隐蔽过程、下道工序施工完成后难以检查的重点部位，进行旁站或现场检查，符合要求予以签认。对未经监理人员验收或验收不合格的工序，监理人员不得签认，施工单位不得进行下一道 工序的施工。

2.5对施工单位报送的建筑节能隐蔽工程、检验批和分项工程质量验评资料进行审核，符合要求后予以签认。对施工单位报送的建筑节能分部工程和单位工程质量验评资料进行审核和现场检查，应审核和检查建筑节能施工质量验评资料是否齐全，符合要求后予以签认。

2.6对建筑节能施工过程中出现的质量问题，应及时下达监理工程师通知单，要求施工单位整改，并检查整改结果。

3、竣工验收阶段的监理工作

3.1参于建设单位委托建筑节能测评单位进行的建筑节能能效测评。

3.2审查施工单位报送的建筑节能工程竣工资料。

3.3组织对包括建筑节能工程在内的预验收，对预验收中存在的问题，督促施工单位进行整改，整改完毕后签署建筑节能工程竣工报验单。

3.4出具监理质量评估报告。工程监理单位在监理质量评估报告中必须明确执行建筑节能标准和设计要求的情况。

3.5签署建筑节能实施情况意见。工程监理单位在《建筑节能备案登记表》上签署建筑节能实施情况意见，并加盖监理单位印章。

4、现场质保体系

4.1现场应具备通过审查合格的保温系统的设计文件，涉及保温系统和组成材料更改时，必须出具设计变更手续并重新通过审图机构审查。4.2施工现场应具备施工方案和施工工艺，各项审批手续齐全。

5、质量控制资料

5.1外墙保温层各组成材料应提供产品合格证、出厂检验报告（有限期二年的型式检验和出厂检验）和现场抽样送检复试报告。

5.2外墙外保温工程应具备有效期为二年的型式检验报告： 5.3外墙外保温工程项目应进行现场抽样送检： 岩棉板现场见证一组2块

5.4各节能分项工程隐蔽工程验收记录、施工记录及施工质量验收记录应齐全。

6、工程实物质量

6.1外保温工程施工前，外门窗洞口应通过验收，洞口尺寸、位臵应符合设计要求和质量要求，门窗框或辅框应安装完毕。伸出墙面的消防梯、水落管、各种进户管线和空调器等预埋件、连接件应安装完毕，并按外保温系统厚度留出间隙。

6.2保温层施工前，应对基层的质量进行验收。

7、建筑节能工程验收时应检查下列文件和记录；

1）保温系统的设计文件、图纸会审、设计变更和洽商记录。2）施工方案和施工工艺。

3）材料的产品合格证、性能检测报告和进场验收记录、复验报告。

4）隐蔽工程验收记录。5）各节能分项工程施工记录与施工质量验收记录。6）其他必须提供的资料。

8、建筑各节能分项工程可划分为一个或若干个检验批，检验批可根据施工及质量控制和专业验收进行划分。

1.检验批合格质量应符合下列规定： 1）主控项目的质量经抽样检验合格。

2）一般项目的质量经抽样检验合格；应采用计数检验时，除有专门要求外，一般项目的合格点率应达到80%及以上，其最大偏差不应超过《住宅建筑节能工程施工质量验收规程》（DGJ08-113-2005）规定的1.5倍。

3）具有完整的施工技术方案和质量检查记录。

9、建筑节能分项工程验收合格应符合下列规定： 1）分项工程所含的检验批均应符合质量验收的规定； 2）分项工程所含检验批的质量验收记录应完整。

10、建筑节能工程施工质量验收（记录）报告应符合下列规定： 1）检验批质量验收应按《住宅建筑节能工程施工质量验收规程》（DGJ08-113-2005)。

2）建筑节能分项工程施工质量验收应按《住宅建筑节能工程施工质量验收规程》（DGJ08-113-2005)。

3）单位工程建筑节能施工质量验收应按《住宅建筑节能工程施工质量验收规程》（DGJ08-113-2005)。

11、建筑节能工程施工质量验收合格应符合下列规定： 1）各节能分项工程的质量应验收合格。2）质量控制资料应完整。

3）节能分项工程的实体抽样检测结果应符合有关标准的规定。

12、建筑节能分部工程施工质量验收程序与组织

12.1节能工程应由施工单位对其施工质量进行自检与复验，自检、复验 合格后再由建设单位组织验收小组进行检查验收。

12.2节能工程完工后，应由监理工程师（建设单位项目技术负责人）组织施工单位项目专业质量（技术）负责人等检查验收。属于隐蔽工程的作业内容应列入隐蔽工程验收。

12.3节能工程竣工验收应由建设单位（项目）负责人组织施工、设计、监理单位（项目）负责人实施。

12.4节能工程施工质量验收时，应提供下列文件和记录。1）建筑节能设计文件及节能变更设计文件 2）建筑节能设计审查文件。

3）节能项目所用材料、成品、半成品、设备及配件的产品合格证、出厂检验报告和进场复验报告。

4）节能项目检验批验收记录，节能分项项目验收记录。5）施工单位的节能项目完工报告 6）有关施工资料、监理资料。7）其他必要的文件和记录。

12.5当参加验收各方对工程质量验收意见不一致时，可由受监工程质量部门协调处理。

2.lng加气站技术方案 篇二

首先LNG汽车加气站 (以下简称“加气站”) 的实际情况的基础上建立站选址的设计, 合适选择建站方式。目前建站方式主要有2种:站房式、橇装式。

1.1 站房式加气站

这个区域建站的方式, 成本高, 土地, 设备和基础设施建设周期长, 土建施工, 设备安装费用的加油站。在早期的LNG应用程序的城镇, 液化天然气汽车LNG消费, 循环寿命长收回成本, 这建站合适的数量有一定量的LNG车辆或政府的财政支持。

1.2 橇装式加气站

这种建站方式, 占地面积小, 成本低的土地, 绝大多数的集成一个或多个橇块上, 建设周期短, 土建施工, 设备安装费用灌装站建站的总成本低和易于成本回收。这种建站方式适合初期LNG加气站。

2 LNG加气站的工艺流程

LNG加气站的工艺分4个部分:卸车流程、调压流程、加气流程、卸压流程。

2.1 卸车流程

转让集装箱或槽车LNG的液化天然气加气站, 有三种方法:卸载增压器卸载, 再加上空气泵卸货, 涡轮增压器和泵联合淹没卸载。加气示范站3号的方式。可选设备规格:卸载涡轮增压器的流量200立方米/小时的潜水泵流量40~200L/min, 输入0.2~1.2MPa工作压力卸载容器40立方米的标准时间, 实际工作约1.8小时。的方式的优点是缩短卸载时间, 缺点是, 泵的能量消耗, 需要进行预冷却, 还要注意的泵的气蚀, 这个过程是相对复杂的。笔者认为:卸载方式应该是首选的第一罐, 减少到液体的方式。这种方法的优点是一个简单的过程, 不是一个权力。缺点是问了一个很长的时间, 卸载和装卸集装箱为40m3的标准时间为2.5~3.0H。建议卸载涡轮增压器, 增加的情况下, 加油站站点许可证。如选择300m3/H卸载增压器, 则卸1台40m3标准集装箱的时间约2小时。

2.2 调压流程

汽车瓶液体上车必须的饱和液体, 这样做是为了在汽车与燃气, 升温升压前LNG储罐趋于饱和液体之前, 汽车加气。升压方式也有3种:油箱压力调节器促进血液循环泵低的速度提升联合使用低转速泵周期调控, 通过油箱增压的方式, 通过提高。第一个方法的工艺, 设备简单, 没有能源消耗, 其缺点是要求较长时间的提升。LNG加气站储罐升压与LNG气化站储罐增压有所不同, 加压液化天然气LNG气化站储罐可以得到所需的压力罐提升LNG加气站, 在一定的压力下液体的饱和只要需要, 同时提升变暖。因此, 压力调节器的规格来调整所需要的时间为相同的压力下在相同的存储罐相当不同。实际工作中测量:使用200m3/h时, 压力调节器罐50m3, 以调节饱和液体的压力达到0.5M Pa的时所需要的时间为8~10小时, 根据不同的外部环境的温度, 这在车辆加气带来极大的不便。储罐升压采用第3种方式较为合理, 应该有备用的压力调节器, 如果可能的话, 还应该增加其规格。因此, 尽管增加能源消耗的成本, 但是大大缩短了调压时间, 从理论上计算为3.0~4.0H, 确保加气时间。

2.3 加气流程

储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后由加气枪给汽车加气, 增幅最高的气体压力高达1.6MPa。给车载瓶加气之前应首先给车载瓶卸压, 然后通过回气口回收车载瓶中余气。目前, 一部分排气处理。建议在往后的加气站中, 增加车载瓶到储罐气箱的回流管, 同时设置计量装置, 便于车载瓶中余气的回收和测量。

2.4 卸压流程

给储罐增压过程中, 储罐中的液体同时也在不断地蒸发, 如果不及时的汽化气体从该部分消除, 储罐压力将是越来越大。当罐内压力大于设定值时, 有关的阀打开, 在罐中, 释放的气体的压力降低, 并确保罐安全。目前, 该部分气体进行放空处理, 推荐以后加油站, 通过该部分气体过调压后, 再送到附近燃气管网。

3 国内LNG汽车技术应用

1) LNG汽车主要由LNG车辆发动机和燃料系统构成, 包括燃料系统主要由LNG气缸组件, 气化和燃料填充系统构成。LNG气瓶组件, 包括气瓶, 安装在水平的设备和压力表等配件。气瓶附件, 包括填充的截止阀, 排液截止阀, 排液扼流阀, 节气调节阀, 主阀, 辅助的安全阀, 压力计, 液位传感器和液位指示表。化油器包括水浴汽化器和循环水管道和配件, 气体供给到发动机是成液化天然气加热到0.5~0.8M PA。加油系统, 包括快充接口和蒸汽回流的接口, 再加上相应的连接LNG加气液枪, 回气枪。

2) 国内LNG发动机及汽车的技术已基本成熟, 技术的研究和发展, 近年来, 如广西玉柴机器集团有限公司, 上海柴油机股份有限公司, 潍柴动力股份有限公司等国内著名的发动机制造商已成功开发生产出一系列LNG发动机, 以满足不同的需求, 有巴士, 重型货车领域的广泛使用。

4 LNG加气站效益分析

LNG加气站的大小不同, 成本差异, 以一座日售气2.2×104m3/d的LNG加气站为例, 例如国产设备, 总成本 (不包括土地收购成本, 传统的地质条件) 约420×104, 年耗电量约为3×104k W·h, 工作人员不时与加油站合建。每年的总营运成本约2081×104元, 维持0.40形m3的LNG购买价格和零售价的价差, 年利润 (税后) 约154×104元, 约2.7a可收回投资 (税后) 。

5 问题和建议

1) 国内的规范滞后, 目前LNG汽车加气站执行《汽车用液化天然气 (LNG) 供气系统标准》NFPA57—1999标准有很大难度, 需要做大量的协调。2) 两个LNG加气站调试运行的时间还不长, 所以有了进一步的调试运行的测试数据可能会有所不同。3) 根据两个加气示范站的检测结果, 国内LNG加气机的质量有待提高, 需要做进一步的研究和开发工作。4) 根据测试结果的两个加气示范站, LNG汽车的600公里最适合在市区穿梭运行, 其次适用于城市公交车和出租车运行。5) 在车载瓶的研发中, 配备增压器, 这简化了加油站的过程中, 增加总的加气时间, 在同等规模的增加加气。6) 建议尽快对液化天然气站的设计, 施工, 验收规范。

参考文献

[1]赵淑君, 朱万美, 王丽娟.LNG的应用与气化站设计的探讨[J].煤气与热力, 2005.

[2]蔡文娟, 罗东晓.广州市燃气汽车的发展方向[J].煤气与热力, 2006.

[3]王军.LNG汽车和加气站的探讨[J].煤气与热力, 2006.

3.LNG加气站应急方法 篇三

一．停电

1.将储罐压力升高； 2.采用压差式充气方式充装。

二、加气机流量计数据不对，加不了气 方法步骤：

1.关掉加气机电源开关（PS2），手动关闭对应加气机的两个紧急切断阀气源（相应电磁阀上的阀门），打开加气机电源（PS2）； 2.将加液的气动阀手动打开，加气枪插到车载瓶上； 3.按预冷或者加气键，给车载瓶加气；

4.加完气，将小循环阀门（GV06,GV08）手动打开。注意：此方法不会有计量数据

三、加气机出口压力变送器损坏

方法步骤：拆掉储罐压力变送器过来替换。

四、泵池温度传感器损坏 方法步骤：

1.将储罐液体放到泵池，关掉泵池回气阀，打开泵池手动放空阀，确认液体充满泵池，打开泵池回气阀，等待5分钟以上，确保低温泵冷却到位；

2监控画面的参数设置界面里面有一项联锁条件控制选项，首先登陆，用户名和密码在加气站站长处，将泵池温度联锁选项打钩，即可屏蔽泵池温度传感器。注意：一定要确保低温泵冷却到位

五、泵出口压力变送器损坏 方法1步骤：

1.泵出口压力控制方式选为手动，根据不同的储罐压力设置好各模式的频率； 2.监控画面的参数设置界面里面有一项联锁条件控制选项，首先登陆，用户名和密码在加气站站长处，将泵池压差超限联锁选项打钩，即可屏蔽泵出口压力变送器。

方法2步骤：拆掉储罐压力变送器过来替换。

六、UPS损坏 方法步骤：

1.断掉UPS的进线电源；

2.将给控制柜、工控机的电源插头（UPS后面）接到变频柜的220V电源上。

七、控制柜内开关电源损坏 方法步骤：

1.切断开关电源的供电电源；

4.LNG加气站卸车操作规程 篇四

2.1职责

卸车台至罐区的各项操作由站内值班人员操作，槽车的操作由司机与押运人员操作。

2.2卸车条件

2.2.1站内设施和槽车没有泄露；

2.2.2储罐液位计、压力表、安全附件、供电设施运行正常，消防器材完备；

2.2.3操作人员不少于两名；

2.2.4站内无施工、动火、无雷电天气；

2.2.5操作人员引导槽车驶入装卸台，确认司机关闭发动机、拉紧制动器，保管槽车点火开关钥匙，准确连接槽车接地；

2.3卸车准备

2.3.1 LNG槽车就位，将接地线接到槽车上。

2.3.2确认槽车司机连接气、液相连接软管准确。正确操作置换软管，管道、阀门无泄漏。2.3.3确定卸车方案。（例如：首先吹扫卸车管道，采取上进液卸车，对储罐内部喷淋降压。当储罐压力为0.3MPa左右时，开启下进液，加快卸车速度。）

2.4卸车操作

2.4.1开启槽车气相卸车阀，吹扫卸车软管中的空气5秒种后，关闭阀门。

2.4.2逐次打开液相卸车管道阀门，开启LNG卸车台的放散阀门（第一道放散阀），对卸车管道进行吹扫（避免卸车管道中存在空气）。该放散阀出现结霜现象后，关闭放散阀、槽车气相卸车阀。

2.4.3启动LNG槽车增压器，将槽车压力增到高于储罐压力0.2Mpa以上。开启槽车液相卸车阀，进行上进液冷却、降压卸车。储罐降低到要求的压力后，进行下进液操作。

2.4.4观察卸车软管结霜并有流液声表示卸车正常。若接头泄露或有不正常情况立即停止卸车，排除泄漏现象。

2.4.5卸车完毕后，关闭储罐底部充装阀（下进液阀），开启顶部充装阀（上进液阀）。同时打开槽车气相阀，将卸车软管及管道内的LNG吹扫至LNG储罐内。

2.5收尾工作

2.5.1关闭顶部充装阀（上进液阀）、卸车液相管道阀门及LNG槽车卸车阀。释放尾气至放散管，降低卸车软管内的压力，卸下软管。最后卸下接地线，卸车工作完成。

2.5.2打开阀门放散液相卸车管中残余气体后关闭。观察卸车口压力表，若卸车管道内出现压力回升现象，需再次放散，直至压力表读数为零。

2.5.3观察LNG罐压力是否正常。

2.5.4确认上述工作完成后，引导槽车驶离装卸台。

2.5.5记录LNG卸车记录表。

2.6液化天然气卸车紧急情况处理

2.6.1液体泄露时的处理

1）法兰连接处出现少量泄露，应立即停止卸车，开气相阀关闭液相阀，将液相顶入罐内，进行维修作业。

2）连接部位发生大量泄露时，立即关闭槽车出口和液化天然气储罐入口紧急切断阀；同时设立警戒区，对现场进行警戒，杜绝出现火种，待气体散发完后，让槽车移至安全区域。然后进行维修。

2.6.2液化天然气泄露着火处理

1）着火时立即切断储罐入口紧急切断阀。

5.LNG加气站的运行调试步骤 篇五

2015-05-04

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LNG加气站的运行调试步骤

1、罐体、管道吹扫、试压

1.1吹扫试压 吹扫原则：

在吹扫前必须先将引气管线吹扫干净，然后再将引气管线与容器连接起来，以容器为储气罐对后续管线进行吹扫；吹扫用气采用氮气；吹扫合格后，再进行试压；吹扫前注意相关管线上下游阀门的开闭状态。

试压原则

试压介质采用氮气；

试压完成后，利用余气进行系统试压和气体泄露性实验。

1.2吹扫措施 吹扫准备

各系统吹扫前，编制精细的、可操作性强的吹扫方案，经审查批准后对施工人员进行交底；吹扫前会同甲方、监理进行资料审查及吹扫条件确认；吹扫前检查流程，保证所有阀门均处于关闭状态；靶板用扁钢制作，涂上白漆，稍干后即可进行打靶实验。在出气口处，设置明显的警示标志。

吹扫技术要求

吹扫前必须先将引气管线先吹扫干净，然后再将引气管线与容器连接起来，实施容器吹扫（容器吹扫由甲方协调外商进行）。容器吹扫干净后，以容器为储气罐对后续管线进行间歇吹扫。吹扫时隔绝调节阀、安全阀、流量计、混合器直接与介质相接触的仪表。吹扫合格后，再进行试压。吹扫时气体流速不小于20m/s。吹扫流程涉及的临时封堵应紧固牢固；排放口正面不许站人；对于排污、放空、仪表等较短管段采取排放式吹扫；

1.3试压措施 试压要求：

试压前必须的资料及试压条件两个方面的检查工作必须进行，在资料及试压条件检查完后，分系统进行试压。试压接头、阀件、接口连接牢固；试压现场禁止非工作人员靠近；有压状态严禁紧固螺栓和焊接。主要管路试压操作流程： 根据装置的系统构成和要求，设备不能参与试压，因此试压分为若干段分别进行；由于试压管段用气量小，要严格控制升压速度，以 0.2Mpa/min为宜。升至实验压力50%时稳压3min，无异常时按强度实验压力的10%逐级升压至强度实验压力即1.15倍的设计压力,稳压 10min,以无压降、无渗漏、无可见变形为合格；严密性实验压力为1.0倍的设计压力即2.5Mpa,稳压时间不少于30min,刷漏检查，以无渗漏为合格。

2、置换部分

2.1置换原则

1.根据标准和规范要求，天然气工业管道及设备在投用前应进行 N2置换，置换压力不高于管线及设备的设计压力，一般控制在0.3—0.5Mpa，置换效果以取样分析置换后气体中含氧量低于2%为合格。

2.空气吹扫、试压完毕、经检验合格后再进行 N2置换；

3.置换时按照先储罐区后气化区的流程分步置换，每完成一项单元管线或设备的置换，应填好相应的置换记录。

2.2置换要求

置换前各单元阀门全部处于关闭状态

所有调节阀、切断阀均处于备用状态，可手动开启。

依单元按设计流程的先后顺序逐步向后进行置换。

置换后各单元压力保持在 0.3MPa，且不得超过管线、设备的设计压力。

每个单元取样分析，直至含氧量小于 2%。

每个检测点至少取样检测 3次，且每次检测应选在管道或设备的底部。

2.3置换措施

置换措施按厂商编制的方案进行,施工单位配合施工.2.4安全措施

各操作人员应明确职责，熟悉操作要求，严格遵守岗位操作规程。

置换作业应划定安全区，设置警告牌，禁止无关人员进入；

各取样检测及放空点的操作人员应站在出口的上风侧，以免中毒；

置换工作不宜安排在夜间、阴天、雨天进行，尽量选择在天气晴朗、无风的天气； 生意外情况时，不要惊慌，要迅速切断气源并通知现场指挥，防止事态扩大；

现场所使用的工具，均用不会发生火星的工具；

如现场出现爆炸事故，应立即组织附近人员撤离，同时通知现场指挥人员，切断爆炸点两端气源。

如现场发生火灾，应根据火情果断采取灭火措施。火势较小，可以扑灭的，立即打开现场的灭火器灭火；如火势较大，应立即通

知现场指挥人员，调动消防车灭火。如有人员受伤，按 9处理。

如现场出现人员受伤或中毒，应立即组织人员抢救，同时拨打 120急救电话，将伤员送往医院；

各取样检测点、放空点均配备通讯工具保持联系，现场配备 1辆消防车、1辆面包车作好灭火及人员抢救的准备。

3、预冷调试

3.1预冷组织机构 现场指挥：1人；

操作组：2人；

检查组：1人；

维修组：1人。

3.2全面检查

在预冷前要对站区所有设备、管线、阀门、仪表、电器、自控、消防、安全等进行一次全面大检查，对于不符合要求的、没有做到位的、漏项的必须彻底整改完毕，经检查合格后才能进行预冷，对每项检查结果全部记录在案。具体检查内容如下：

检查贮罐真空度，由 LNG贮罐制造厂家派工程技术人员现场实测，要求真空度在允许的范围内；

检查所有阀门，要求流向正确，开关自如、灵活、可靠；

检查所有仪表显示，要求现场一次仪表与控制室二次仪表数据吻合； 检查所有低温管线中固定情况，要求位置合理、焊接可靠；

检查所有低温管线中滑动管托限位挡板，要求间隙 5~8mm，伸缩方向合理； 检查所有管线 U形卡，要求底部加槽钢垫片、紧固到位；

检查贮罐、气化器、增压器、加热器等主要设备，要求无变形、无杂质、无泄漏；

检查所有安全阀设定参数，要求准确无误；

检查自控系统，要求计算机、PLC、压力变送器、差压变送器、温度变送器、自控阀门、燃气报警探头等工作正常，数据显示准确；

检查流量计，要求工况流量和校正流量准确无误；

检查供电系统，要求变压器、高低压配电柜、开关柜、电度表工作正常，防爆电气仪表工作正常，静电跨接线牢固，各种灯具、开关、插座工作正常，站区设备、电力、仪表接地电阻复测符合要求；

检查空压机系统，要求润滑油油位合格，电机运行电流、温度常，脱油、脱水过滤器工作正常，空气出口压力符合要求；

检查应急抢险预案，要求具有适用性和可操作性；

检查配套检修工具，要求种类齐全；

3.3安全注意事项

1.严禁低温液相管线出现液封现象；

2.开启系统时，阀门要从未端开至首端。关闭系统时，阀门要从首端开至未端；

3.低温阀门开启时，全开到位后，手轮必须回半圈；

4.紧固法兰螺栓时，人体不要正对法兰密封面；

5.管道 U形卡附近不要随意站人；

6.氮气排放口附近不要随意站人；

7.卸车台操作人员必须带防冻手套和面罩；

8.如果发现LNG贮罐外壁有手感冰凉、结露、结霜、变形、异常响声、压力上升较快等情况，应立即停止进液，并打开贮罐手动 BOG阀和手动 EAG放空阀，同时报告有关部门及时处理； 9.如果万一有人被冻伤，请不要触摸冻伤处，并立即送往医院救治。

3.4预冷介质

液氮；温度：-196℃；数量：4吨。

3.5预冷方式

利用液氮进行吹扫、置换、预冷。

3.6预冷目的：

1.检验工艺设计是否合理、可靠；

2.检验低温设备、阀门、材料的强度和性能是否满足要求；

3.检验施工质量是否能够顺利通过；

4.使得 LNG贮罐处于低温状态；

5.使得生产区所有设备、管道经氮气置换后处于 LNG置换前的中间介质；

6.使得所有法兰密封、螺纹密封、填料密封最后得到一次检查和紧固；

3.6进液调试

3.6.1 调试前全面检查

1.调试前应对以下内容进行全面检查: 2.检查所有设备的安装是否可靠;3.检查电气线路是否安装良好，接地是否可靠，接地电阻符合技术要求

4.管路系统安装可靠，保冷良好，阀门位置处于待机模式状态，执行机构动作正常；

5.控制系统安装可靠，显示指示正常，模拟动作符合设计要求

6.仪表风系统能够正常工作，管路无漏气现象；

7.安全系统工作正常，可燃气体报警装置工作正常； 8.确认储罐的真空度正常。

3.6.2进液

按照使用说明书的要求进行LNG的充装，首次进液调试需要确认储罐内的温度低于－160℃，如果不能达到要求，应在少许进液再次预冷，然后打开放空管路放掉储罐内气体后再进行充装。

充液结束后应静置2小时左右，观察储罐内压力的变化情况，确认正常后再进行调试。

3.6.3 自循环测试

按照说明书的要求将加气枪连接到装置的本身回气口上，启动自循环流程，确认泵和售气机均能正常工作，无异常声音和振动，确认管路保冷良好。

3.6.4 调压流程测试

按照说明书的要求启动调压流程，观察调压气化器是否工作正常，检查储罐内液体温度的变化情况，检查储罐内液体压力和气相压力的变化情况，确认达到设定的饱和点时系统能够正常停机。

3.6.5 加气试验

按照规范的操作规程对 LNG汽车进行加气试验，确认加气时各系统能正常工作，确认加气过程无泄漏，检查加气过程中系统工作压力的变化情况，确认车用储罐加满后系统可以自动检测并停机。

1、罐体、管道吹扫、试压

1.1吹扫试压 吹扫原则：

在吹扫前必须先将引气管线吹扫干净，然后再将引气管线与容器连接起来，以容器为储气罐对后续管线进行吹扫；吹扫用气采用氮气；吹扫合格后，再进行试压；吹扫前注意相关管线上下游阀门的开闭状态。

试压原则

试压介质采用氮气；

试压完成后，利用余气进行系统试压和气体泄露性实验。

1.2吹扫措施 吹扫准备

各系统吹扫前，编制精细的、可操作性强的吹扫方案，经审查批准后对施工人员进行交底；吹扫前会同甲方、监理进行资料审查及吹扫条件确认；吹扫前检查流程，保证所有阀门均处于关闭状态；靶板用扁钢制作，涂上白漆，稍干后即可进行打靶实验。在出气口处，设置明显的警示标志。吹扫技术要求

吹扫前必须先将引气管线先吹扫干净，然后再将引气管线与容器连接起来，实施容器吹扫（容器吹扫由甲方协调外商进行）。容器吹扫干净后，以容器为储气罐对后续管线进行间歇吹扫。吹扫时隔绝调节阀、安全阀、流量计、混合器直接与介质相接触的仪表。吹扫合格后，再进行试压。吹扫时气体流速不小于20m/s。吹扫流程涉及的临时封堵应紧固牢固；排放口正面不许站人；对于排污、放空、仪表等较短管段采取排放式吹扫；

1.3试压措施 试压要求：

试压前必须的资料及试压条件两个方面的检查工作必须进行，在资料及试压条件检查完后，分系统进行试压。试压接头、阀件、接口连接牢固；试压现场禁止非工作人员靠近；有压状态严禁紧固螺栓和焊接。主要管路试压操作流程：

根据装置的系统构成和要求，设备不能参与试压，因此试压分为若干段分别进行；由于试压管段用气量小，要严格控制升压速度，以 0.2Mpa/min为宜。升至实验压力50%时稳压3min，无异常时按强度实验压力的10%逐级升压至强度实验压力即1.15倍的设计压力,稳压 10min,以无压降、无渗漏、无可见变形为合格；严密性实验压力为1.0倍的设计压力即2.5Mpa,稳压时间不少于30min,刷漏检查，以无渗漏为合格。

2、置换部分

2.1置换原则

1.根据标准和规范要求，天然气工业管道及设备在投用前应进行 N2置换，置换压力不高于管线及设备的设计压力，一般控制在0.3—0.5Mpa，置换效果以取样分析置换后气体中含氧量低于2%为合格。

2.空气吹扫、试压完毕、经检验合格后再进行 N2置换；

3.置换时按照先储罐区后气化区的流程分步置换，每完成一项单元管线或设备的置换，应填好相应的置换记录。

2.2置换要求

置换前各单元阀门全部处于关闭状态

所有调节阀、切断阀均处于备用状态，可手动开启。

依单元按设计流程的先后顺序逐步向后进行置换。

置换后各单元压力保持在 0.3MPa，且不得超过管线、设备的设计压力。

每个单元取样分析，直至含氧量小于 2%。

每个检测点至少取样检测 3次，且每次检测应选在管道或设备的底部。2.3置换措施

置换措施按厂商编制的方案进行,施工单位配合施工.2.4安全措施

各操作人员应明确职责，熟悉操作要求，严格遵守岗位操作规程。

置换作业应划定安全区，设置警告牌，禁止无关人员进入；

各取样检测及放空点的操作人员应站在出口的上风侧，以免中毒；

置换工作不宜安排在夜间、阴天、雨天进行，尽量选择在天气晴朗、无风的天气；

生意外情况时，不要惊慌，要迅速切断气源并通知现场指挥，防止事态扩大；

现场所使用的工具，均用不会发生火星的工具；

如现场出现爆炸事故，应立即组织附近人员撤离，同时通知现场指挥人员，切断爆炸点两端气源。

如现场发生火灾，应根据火情果断采取灭火措施。火势较小，可以扑灭的，立即打开现场的灭火器灭火；如火势较大，应立即通

知现场指挥人员，调动消防车灭火。如有人员受伤，按 9处理。

如现场出现人员受伤或中毒，应立即组织人员抢救，同时拨打 120急救电话，将伤员送往医院；

各取样检测点、放空点均配备通讯工具保持联系，现场配备 1辆消防车、1辆面包车作好灭火及人员抢救的准备。

3、预冷调试

3.1预冷组织机构 现场指挥：1人；

操作组：2人；

检查组：1人；

维修组：1人。3.2全面检查

在预冷前要对站区所有设备、管线、阀门、仪表、电器、自控、消防、安全等进行一次全面大检查，对于不符合要求的、没有做到位的、漏项的必须彻底整改完毕，经检查合格后才能进行预冷，对每项检查结果全部记录在案。具体检查内容如下：

检查贮罐真空度，由 LNG贮罐制造厂家派工程技术人员现场实测，要求真空度在允许的范围内；

检查所有阀门，要求流向正确，开关自如、灵活、可靠；

检查所有仪表显示，要求现场一次仪表与控制室二次仪表数据吻合； 检查所有低温管线中固定情况，要求位置合理、焊接可靠；

检查所有低温管线中滑动管托限位挡板，要求间隙 5~8mm，伸缩方向合理；

检查所有管线 U形卡，要求底部加槽钢垫片、紧固到位；

检查贮罐、气化器、增压器、加热器等主要设备，要求无变形、无杂质、无泄漏；

检查所有安全阀设定参数，要求准确无误；

检查自控系统，要求计算机、PLC、压力变送器、差压变送器、温度变送器、自控阀门、燃气报警探头等工作正常，数据显示准确；

检查流量计，要求工况流量和校正流量准确无误；

检查供电系统，要求变压器、高低压配电柜、开关柜、电度表工作正常，防爆电气仪表工作正常，静电跨接线牢固，各种灯具、开关、插座工作正常，站区设备、电力、仪表接地电阻复测符合要求；

检查空压机系统，要求润滑油油位合格，电机运行电流、温度常，脱油、脱水过滤器工作正常，空气出口压力符合要求；

检查应急抢险预案，要求具有适用性和可操作性；

检查配套检修工具，要求种类齐全；

3.3安全注意事项

1.严禁低温液相管线出现液封现象；

2.开启系统时，阀门要从未端开至首端。关闭系统时，阀门要从首端开至未端； 3.低温阀门开启时，全开到位后，手轮必须回半圈；

4.紧固法兰螺栓时，人体不要正对法兰密封面；

5.管道 U形卡附近不要随意站人；

6.氮气排放口附近不要随意站人；

7.卸车台操作人员必须带防冻手套和面罩；

8.如果发现LNG贮罐外壁有手感冰凉、结露、结霜、变形、异常响声、压力上升较快等情况，应立即停止进液，并打开贮罐手动 BOG阀和手动 EAG放空阀，同时报告有关部门及时处理；

9.如果万一有人被冻伤，请不要触摸冻伤处，并立即送往医院救治。

3.4预冷介质

液氮；温度：-196℃；数量：4吨。

3.5预冷方式

利用液氮进行吹扫、置换、预冷。

3.6预冷目的：

1.检验工艺设计是否合理、可靠；

2.检验低温设备、阀门、材料的强度和性能是否满足要求；

3.检验施工质量是否能够顺利通过；

4.使得 LNG贮罐处于低温状态；

5.使得生产区所有设备、管道经氮气置换后处于 LNG置换前的中间介质；

6.使得所有法兰密封、螺纹密封、填料密封最后得到一次检查和紧固；

3.6进液调试

3.6.1 调试前全面检查 1.调试前应对以下内容进行全面检查: 2.检查所有设备的安装是否可靠;3.检查电气线路是否安装良好，接地是否可靠，接地电阻符合技术要求

4.管路系统安装可靠，保冷良好，阀门位置处于待机模式状态，执行机构动作正常；

5.控制系统安装可靠，显示指示正常，模拟动作符合设计要求

6.仪表风系统能够正常工作，管路无漏气现象；

7.安全系统工作正常，可燃气体报警装置工作正常；

8.确认储罐的真空度正常。

3.6.2进液

按照使用说明书的要求进行LNG的充装，首次进液调试需要确认储罐内的温度低于－160℃，如果不能达到要求，应在少许进液再次预冷，然后打开放空管路放掉储罐内气体后再进行充装。

充液结束后应静置2小时左右，观察储罐内压力的变化情况，确认正常后再进行调试。

3.6.3 自循环测试

按照说明书的要求将加气枪连接到装置的本身回气口上，启动自循环流程，确认泵和售气机均能正常工作，无异常声音和振动，确认管路保冷良好。

3.6.4 调压流程测试

按照说明书的要求启动调压流程，观察调压气化器是否工作正常，检查储罐内液体温度的变化情况，检查储罐内液体压力和气相压力的变化情况，确认达到设定的饱和点时系统能够正常停机。

3.6.5 加气试验

6.浅谈LNG加气站施工图设计 篇六

LNG的主要成分是甲烷, 燃烧后的排放物与汽油和柴油相比, CO、CO2和NOX的浓度均有明显下降, 以LNG为燃料的汽车称为LNG汽车。与现有的CNG、LPG相比, LNG具有价格低、热值高、能量密度大、应用压力低、便于储存且容器重量小的特点, 不但大大提高了车辆的续驶里程, 也大大降低了运输成本。近年来, LNG汽车市场呈现出快速发展趋势。

为了满足日益增长用气需求, 各地LNG加气站密集开建。LNG加气站设计质量好坏直接关系到加气站的运行效果和后期的管理运行成本, 下面我结合本人做LNG加气站设计的经验, 谈谈LNG加气站设计要点。

1 加气站的流程

LNG加气站的工艺主要包括三部分流程:卸车流程、储罐调压流程、加气流程[1]。

1.1 卸车流程

LNG的卸车流程是将槽车内的LNG转移至LNG储罐内的操作, LNG的卸车流程主要有两种方式可供选择:潜液泵卸车方式、自增压卸车方式。

1.2 储罐调压流程

储罐调压流程是给LNG汽车加气前需要调整储罐内LNG的饱和蒸气压的操作, 该操作流程有潜液泵调压流程、自增压调压流程两种。

1.3 加气流程

在加气流程中由于潜液泵的加气速度快、压力高、充装时间短, 成为LNG加气站加气流程的首选方式。

加气站工艺流程要选择灵活、安全可靠的, 比如潜液泵及自增压相结合的卸车方式、潜液泵及自增压相结合的调压流程。

2 总图布置

加气站总图布置应符合规范、确保安全、方便顾客、整体布局合理美观、排队等候空间大, 加气车辆进站、停靠、驶离顺畅, 加气区宽敞, 靠近道路。

3 设备布置

LNG加气站设备一般包括LNG储罐、LNG泵撬、LNG加气机以及其他辅助设备设施, 如仪表空气系统、发电机组等。

设备布置首先要满足《汽车加油加气站设计与施工规范》规定的防火间距[2], 满足工艺对设备安装的要求。比如LNG储罐出液口与LNG潜液泵入口高差如果小于潜液泵的必需汽蚀余量, 泵就会气蚀, 导致加气站无法运行或运行困难;再比如LNG潜液泵出口距离LNG加气机距离太远, 无车辆加气时, 管道内剩余的饱和LNG较多, 容易气化, 会影响加气并排放大量的气体, 造成浪费[3]。

设备布置必需考虑好设备的标高问题和工艺对设备的要求, 另外还要给建筑结构专业提出精准的设备基础条件, 否则可能会造成后期施工时设备无法安装, 或者基础不合格。以60m3立式LNG储罐为例, 罐体直径3米, 高度14米左右, 装填系数0.9, 运行重量不超过60吨, 由于储罐高度较高, 应考虑风载荷对基础的影响, 地脚螺栓的位置要提准, 对于结构专业图纸会签更要仔细核对预埋螺栓位置, 是否准确无误。

4 工艺管道布置

LNG的操作温度为-162℃, 对于LNG管道, 绝热对整个系统的正常运行影响重大。管道保冷采用常规的绝热材料包复型结构 (聚异三聚氰酸脂PIR) 或真空夹套型结构[4], 二者各有长处。采用常规的绝热材料包复型结构, 由于不锈钢管道的冷收缩问题, 使得绝热材料在包覆时需要预留一定的缝隙, 补偿管道的收缩;管道的接口处要阻挡水蒸气, 但随着时间的推移, 这些绝热材料还是会因吸水而丧失绝热效果, 采用这种绝热方式的管道造价低, 施工制作方便、快捷, 适合橇装式LNG加气站使用;采用真空夹套型结构的管道, 由于是内外双层管, 内管用于输送LNG, 承受LNG的输送压力;内外管之间为真空夹层, 外管防止水分或者空气进入真空夹层, 采用这种结构, 真空夹层可以隔绝空气的对流传热, 多层缠绕的铝箔和纸绝热材料可以隔绝辐射传热和热传导, 整体来看这种结构的绝热效果要优于绝热材料包复型结构, 但是制造工艺复杂, 造价相对比较高, 后期维护成本较高, 设备可靠性高, 适用于站房式LNG加气站。

对于低温管路, 在满足管道柔性的情况下应使管道尽可能短, 弯头数量少, 且应减少“液袋”, 低温保冷管道支架, 应有防止产生“冷桥”的措施:

(1) 低温管道水平敷设时, 一般在管道底部垫有木块或硬质保冷材料块, 以免管道中冷量损失;

(2) 低温管道垂直敷设时, 支架若生根在低温设备上时, 在设备和管道上均应垫有木块或硬质保冷材料块。储罐至泵撬的管线, 也可倾斜配管以减少弯头对流速的影响。泵撬至LNG加气机的管线走管沟, 管沟内敷设管道首先要确定的就是管沟的净宽和净深, 净宽的确定要根据管道保冷完毕后的外径确定, 预留后期保冷施工空间。

工艺管道的布置是LNG加气站设计非常重要的一环, 管道布置不合理, 会带来较大的气损, 造成运营亏损。

5 LNG放散系统

规范要求LNG设备和管道的天然气放散应集中放散, 放散管管口应高出LNG储罐2米以上, 且距地面不小于5米, 还以60m3立式LNG储罐为例, 储罐基础高度1.5米, 罐高14米, 则放散管高度应不低于17.5米, LNG放散管的基础和固定方式要配合结构专业进行计算。

6 自控系统

天然气属于重点监管的危险化学品, 其自动控制系统和远程操作系统至少应满足《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012的要求, 否则存在安全隐患或带来工人的工作繁琐。比如LNG储罐气相空间的远程放散控制阀, 可以实现自动和手动放散的互补, 确保安全, 同时降低员工的工作强度。

7 建议

LNG加气站的设计要严格按照《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012的要求进行设计, 对于设计中遇到的问题, 及时与业主和外部相关单位沟通协作处理, 对完成投产的项目进行回访, 重视业主反馈意见, 提高设计的质量。

摘要：随着LNG汽车的迅猛发展, 各地LNG加气站密集开建, 本文结合几座LNG加气站设计经验, 主要从工艺专业的角度, 对LNG加气站施工图设计中应注意的问题进行分析, 提出设计中需要注意的几个问题, 并提出建议。

关键词：LNG,LNG加气站,设计

参考文献

7.LNG加气站必须知道的知识 篇七

一、应知

（一）液化天然气基础知识

1、组分及特点（1）液化天然气的主要成分是：甲烷（CH4）。（2）液化天然气的特点是：无色、无味、无毒且无腐蚀性（3）天然气的爆炸极限范围是：5%--15%，相比汽油不易发生爆炸。（4）压缩天然气：英文简称CNG。指主要成分为的压缩燃料，当前车用储气罐的使用压力一般都为20Mpa。（5）液化天然气： 当天然气在大气压下，冷却至约-162℃时，天然气由气态转变成液态，称为液化天然气（Liquefied Natural Gas，缩写为LNG）

2、LNG具有良好的安全稳定性（1）燃点高：LNG的燃点在650℃以上，比汽油的427℃和柴油的260℃燃点高，所以汽油柴油相比不易点燃，相对安全性好。（2）密度低：LNG的密度在427kg/m3左右，气化后密度只有空气的一半左右，因此稍有泄露在空气中很容易扩散，不易形成爆炸性混合气。（3）爆炸极限范围宽：LNG爆炸极限范围在5%-15%,比汽油的1%-5%和柴油的0.5%-4.1%宽，相比汽油和柴油更难爆炸。（注：可燃气体与空气的混合物遇着火源能够发生爆炸燃烧的浓度范围称爆炸浓度极限。爆炸燃烧的最低浓度称为爆炸浓度下限，最高浓度称为浓度上限；可燃气体或液体蒸汽的爆炸下限越低，爆炸范围越大，则火灾的危险性越大。）（4）LNG的环保性

天然气作为洁净环保的优质能源，几乎不含硫、粉尘和其他有害物质，燃烧时产生的二氧化碳少于其他化工燃料，造成的温室效应低，因而能从根本上改善环境质量。天然气在液化前必须经过严格的预净化，因而LNG中的杂质含量远远低于CNG，为汽车尾气或作为其他燃料时排放满足更加严格的标准。（5）LNG的经济性LNG的价格比汽油和柴油低，且燃烧充分，不产生积碳，能有效减轻零件磨损，延长汽车发动机寿命，经济效益显著。（6）运输方便由于是液态，LNG便于经济可靠地远距离运输，建设LNG汽车加气站不受天然气管网的制约。

（二）LNG潜在的危险性LNG是天然气储存和输送的一种有效的方法，在实际应用中，LNG也是要转变为气态使用，因此，在考虑LNG设备或工程的安全问题时，不仅要考虑天然气所具有的易燃易爆的危险性，还要考虑由于转变为液态以后，其低温特性和液体特征所引起的安全问题。１、低温的危险性：人们通常认为天然气的密度比空气小，LNG泄漏后可气化向空气飘散，较为安全。但事实远非如此，当LNG泄漏后迅速蒸发，然后降至某一固定的蒸发速度。开始蒸发时其气体密度大于空气的密度，在地面形成一个流动层，当温度上升到约-110℃以上时，蒸汽与空气的混合物在温度上升过程中形成了密度小于空气的“云团”。同时，由于LNG泄漏时的温度很低，其周围大气中的水蒸气被冷凝成“雾团”，然后LNG再进一步与空气混合过程中完全气化。LNG的低温危险性还能使相关设备脆性断裂和遇冷收缩，从而损坏设备和低温冻伤操作者。２、BOG的危险性：虽然LNG存在于绝热的储罐中，但外界传入的能量均能引起LNG的蒸发，这就是BOG（Boil of Gas）蒸发气体。故要求LNG储罐有一个极低的蒸发率，要求储罐本身设有合理的安全放空系统，否则BOG将大大增加，严重者使罐内温度、压力上升过快，直至储罐破裂。３、着火的危险性：天然气在空气中百分含量在5%～15%（体积%）时，遇明火可产生爆燃。因此，必须防止可燃物、点火源、助燃物（空气）这三个因素同时存在。

４、翻滚的危险性：通常储罐内的LNG长期静止将形成两个稳定的液相层，下层密度大于上层密度。当外界热量传入罐内时，两个液相层引发传质和传热并相互混合，液层表面也开始蒸发，下层由于吸收了上层的热量，而处于“过热”状态。当二液相层密度接近时，可在短时间内产生大量气体，使罐内压力急剧上升，这就是翻滚现象。５、对人生理上的影响：人暴露在体积分数为9％以上的CH4气氛中会引起前额和眼部有压迫感，但只要恢复呼吸新鲜空气，就可消除这种不适的感觉。如果持续地暴露在这样的气氛环境下，会引起意识模糊和窒息。甲烷是一种普通的窒息性物质。虽然LNG蒸气是无毒的，如果吸进纯的LNG蒸气，人迅速失去知觉，几分钟后死亡。当大气中的氧的含量逐渐减少时，工作人员有可能察觉不到，慢慢地窒息，待到发觉时已经很晚了。LNG缓慢窒息的过程分成4个阶段，见表1。表1

8.加气站开展前期工作的请示lng 篇八

开展XX市天然气加气站项目前期工作的请示

XX市发改局：

XX市XX燃气有限公司是经XX市工商行政管理局注册登记（注册号为XXXXXXXX）的具有燃气技能技术的推广服务以及燃气生产和供应的天然气经营单位。201X年X月X日，省发改委晋发改地区函【201X】XX号文授予XX市XX燃气有限公司“四气”从业资格。

为贯彻省委政府“气化山西”精神，进一步加快推进我市“节能减排，改善环境”工程的建设，为消除汽车尾气污染，改善城市环境质量，推广公共交通运输工具综合利用天然气工作，构建长途客运市县际区域内公交车、出租车、货运车等“点线相连”的天然气运输网络，有效降低公共交通行业运输成本，XX市XX燃气有限公司拟在XX市XX镇XX村（108国道728-729km处路南）建设总储存容量120m³的LNG加气站一座，购置一辆漕运LNG罐车，加气站投资约1500万，日供气能力30吨，年供气能力1万吨。资金来源为企业自筹。特此申请贵局批准该项目开展前期工作。

妥否，请给予上报。

XX市XX燃气有限公司

9.lng加气站技术方案 篇九

雷电灾害是联合国“国际减灾十年”公布的最严重的十种自然灾害之一, 也被中国电工委员会称为“电子时代的一大公害”[1]。汽车加油加气站作为雷电灾害敏感场所, 国内出现过多起因防雷装置不完善导致的雷击事故[2]。伴随着经济的快速发展和人民生活水平的提高和环保意识的增强, 橇装式LNG汽车加气站这一新型汽车加气站也随之出现。橇装式LNG汽车加气站将汽车加气站的储存装置、加注装置以及控制系统都集中到一个橇装式集成系统, 具有占地面积小、集成化程度高、安装简便和易于移动[3]等特点。但橇装式LNG汽车加气站一般设置在较为空旷的地带, 站体本身为金属装置容易遭受雷击。LNG是一种集易燃易爆和低温深冷特性为一体的工作介质, 一旦遭受雷击并引发火灾或爆炸将造成不可估量的损失, 尤其是雷击多发和人员密集地区, 雷击事故则直接威胁到周围人群和建筑物的生命财产安全, 因此橇装式LNG汽车加气站的雷电防护尤为重要。

目前, 国内对LNG汽车加气站的雷电防护有了一些研究, 如马胜利[4]对LNG汽车加气站设备选型进行了研究, 贺红明[5]等对L-CNG加气站技术进行了研究, 陈叔平[6]等对橇装式LNG汽车加气站结构进行了研究, 藏雪飞[7]等对LNG汽车加气站防雷接地进行了研究, 乔国发[8]等对橇装式LNG汽车加气站设计进行了研究等, 但对于橇装式LNG加气站的雷电防护研究还较为少见。在《阻隔防爆橇装式汽车加油 (气) 装置技术要求》中, 对橇装式LNG汽车加气站的雷电防护只在5.2.11条提出应设防雷和防静电设施, 但具体该如何设置则没有作具体的规定。因此, 运用DBSGP现代综合防雷技术, 研究橇装式LNG汽车加气站雷电防护技术具有十分重要的现实意义。

1 橇装式LNG汽车加气站雷电危险性分析

LNG燃料是一种密度小、易燃易爆且扩散性极强的液体, 属于甲类火灾危险品, 其性质与液体甲烷相似, 与空气混合会形成爆炸性混合物, 一旦发生雷击或静电放电, 则极易发生火灾爆炸事故。橇装式LNG汽车加气站由于其高度集成化的特点, 采用了大量的电气、电子器件, 而这些器件承受雷击电磁脉冲的能力非常薄弱, 一旦加气站遭受直接或临近雷击, 非常容易造成电气、电子器件的损坏, 从而引发一系列衍生事故。

2 橇装式LNG汽车加气站雷电防护技术

橇装式LNG汽车加气站占地面积较小, 处于空旷地带, 由泵橇储罐区及综合值班区两大部分组成。泵橇储罐区由低温储罐及卸车加注橇体组成并集中设置在橇装平台上, 综合值班区由综合值班室、空压机房及消防柜设置于活动板房内。根据《建筑物防雷设计规范》及《汽车加油加气站设计与施工规范》相关规定, 泵橇储罐区应采用二类建 (构) 筑物的防雷保护措施;综合值班区应采用三类建 (构) 筑物的防雷保护措施。

2.1 防直击雷系统

2.1.1 接闪器

LNG低温储罐及卸车加注橇体集中设置在橇装平台上。低温储罐一般位于钢质罩棚内, 储罐与罩棚之间距离较远, 卸车加注橇体位于彩钢棚下。钢质罩棚以及彩钢棚厚度不应小于4mm。若其厚度达不到要求, 则应另外加装接闪装置。罩棚和彩钢棚应与其支撑钢架做可靠电气连接。若罩棚与彩钢棚存在一定的间隙, 为均衡电压, 则将罩棚与彩钢棚支撑钢架在两边缘处采用50mm2的软铜带进行等电位连接。

综合值班区屋面应设置接闪带保护。接闪带应采用φ12的镀锌圆钢在整个屋面组成不大于20m×20m的网格。镀锌圆钢每隔1m采用固定支架进行支撑, 支架高度为150mm, 支架底部应采用混凝土或其他绝缘固定与活动板房顶部。

2.1.2 引下线

引下线是将雷电流从接闪器传导至接地装置的重要泄流渠道, 应在橇装平台转角处设置引下线, 分别将钢质防晒罩棚和金属彩钢棚架与环形接地装置连接;应在综合值班区外侧两端设置引下线将接地装置和接闪器连接, 引下线间距沿周长计算小于25m。每根引下线在其距地面2.7m以下用耐1.2/50μs冲击电压100 k V的绝缘层隔离, 或采用3mm厚的交联聚乙烯层隔离。引下线3m范围应内敷设5cm厚沥青层, 以防接触电压和跨步电压。综合值班区引下线应在距地面0.3-1.8m处装设断接卡;泵橇储罐区引下线应设断接卡, 上端与钢质防晒罩棚和金属彩钢棚架焊接, 下端与引下线焊接。

2.1.3 接地装置

接地是雷电流泄放入地的重要环节。为保证较好的散流效果和均衡电位, 可将整个加气站接地装置连为一个整体, 将防直击雷、防闪电感应、防闪电电涌侵入以及电气和电子系统的接地装置共用, 形成一个综合接地系统。该接地系统接地阻值应小于4Ω。

应在泵橇储罐区及综合值班区四周设置环形接地装置。环形接地装置边缘分别距橇装平台及活动板房3m以上。环形接地装置由垂直接地体 (2.5m角钢) 与水平接地体 (40mm×4mm镀锌扁钢) 组成, 垂直接地体间距宜为5m, 水平接地体埋设深度应大于0.5m。同时, 将泵橇储罐区及综合值班区环形接地装置通过2根40mm×4mm镀锌扁钢 (每5m设置一根垂直接地体) 进行连接。接地装置及引下线如图1所示。

2.2 防闪电感应

如橇装式LNG汽车加气站未采取防闪电感应措施, 一旦其附近甚至本站遭受雷击, 将在其金属部件上产生闪电静电感应和闪电电磁感应从而使金属部件之间产生火花放电。由此, 泵橇储罐区应采取防闪电感应措施。应将低温储罐转角处用16mm2的软铜带与其基础钢座相连, 基础钢座左右两侧通过2根25mm×4mm的镀锌扁钢用最短途径连入泵橇储罐区环形接地装置。卸车加注橇体外加装钢护栏, 将钢护栏当做等电位连接带使用, 将金属设备、管道、构架、电缆金属外皮等正常非带电金属物可靠电气连接到钢护栏上。钢护栏左右两侧通过2根25mm×4mm的镀锌扁钢用最短途径接入泵橇储罐区接地装置。平行敷设净距小于100mm以及交叉净距小于100mm的管道、电缆金属外皮等长金属物采用金属线进行跨接, 少于5根螺栓的法兰盘通过金属线进行跨接。

2.3 防雷击电磁脉冲

2.3.1 卸车加注橇体闪电电磁感应防护

橇装式LNG汽车加气站将LNG低温储罐、储罐增压器、加注机、管道、控制阀门等系列设备集中固定安装在橇块上, 内部有监视和站控系统, 采用了大量的电气、电子器件, 抗击雷击电磁脉冲的能力薄弱。当雷电活动使磁通密度达到0.07GS时, 电子设备就会误动作, 磁通密度达到2.4GS时, 电子设备将永久性损坏。因此, 应采取防雷击空间电磁场感应措施。在《电子信息系统机房设计规范》中对电子设备耐受磁感应强度做了不大于800A/m的规定。

当橇装式LNG汽车加气站遭受直接雷击时, 依据《建筑物防雷设计规范》可按如下方法计算磁场强度。首次雷击时的雷电流强度远大于后续雷击时的雷电流强度, 以下通过计算讨论首次雷击的情形。

在LPZ1区内由首次雷击产生的磁场强度H1为:

式中:H1─首次雷击安全空间内某点的磁场强度, A/m;

io—雷电流安, A;这里取电流i0=150k A;

W─LPZ1区格栅形屏蔽的网格宽, m;

dw─被考虑的点距LPZ1区屏蔽壁的最短距离, m;

dr─被考虑的点距LPZ1区屏蔽顶的最短距离, m。

从表1可以看出, 随着网格宽度W的减小H1也逐渐减小, 但即使网格宽度小至10cm时, 其值为1200 A/m, 也不能满足规范的要求。因此, 应将卸车加注橇体包裹在钢护栏内, 以利用钢护栏作为设备的屏蔽网格, 使设备处于LPZ2区。

LPZ2区中入射磁场强度H2可按下列公式估算:

式中:H2—LPZ2区磁场强度, A/m;

SF—屏蔽系数, d B;

H1—LPZ1区磁场强度, 此处取最强磁感应强度24000, A/m。

若卸车加注橇体包裹在钢护栏内, 屏蔽材料为钢, 则SF为

表2列出了钢护栏网格宽度不同时, 卸车加注橇体LPZ2区磁场强度H2 (其中钢护栏网格导体的半径r取10mm) 。

从表2可以看出, LPZ2区磁场强度H2明显小于LPZ1区磁场强度, 且当网格宽为0.2m时, 其磁场强度小于800A/m。因此, 卸车加注橇体四周及其顶部应设置网格宽不大于0.2m钢护栏, 并将钢护栏等电位连接并可靠接地, 以达到屏蔽效果。

2.3.2 电气系统防闪电电涌侵入

橇装式LNG汽车加气站的配电线路应采用TN-S系统。室外供电电缆应全部采用直埋方式敷设, 直埋埋地深度不应小于0.7m。在穿越道路、围墙和房间或引上、引下时均应穿钢管保护。电缆金属外皮、钢管应在首尾及入户处等电位连接到防闪电感应的接地装置上, 综合值班区的总配电箱应装设Ι级试验的电涌保护器。电涌保护器的电压保护水平值不大于2.5k V, 冲击电流不小于12.5k A。

2.3.3 电子系统防闪电电涌侵入

橇装式LNG汽车加气站集合了通信及监控系统, 采用了大量的电子设备, 而电子设备的抗闪电电涌能力比较脆弱, 这就需要采取防闪电电涌侵入的保护措施。应将室外线路穿钢管直接埋地引入, 引入长度应大于15m, 钢管首尾及入户处等电位连接到防闪电感应的接地装置上。在室外线路引入的终端箱处安装D1类高能量试验类型的电涌保护器, 每台电涌保护器的短路电流应大于2k A。

3 结论

随着人们环保意识增强和国家大力推进清洁能源的使用, 橇装式LNG汽车加气站的使用日益广泛。本文通过对橇装式LNG汽车加气站防雷安全研究, 得出以下结论:

(1) 橇装式LNG汽车加气站由于所处位置及其特性, 一般运行在雷电高风险环境下, 需要采取有效的雷电防护措施。

(2) 该区域的雷电防护要结合其自身结构特点, 重点防直击雷和防雷击电磁脉冲, 采取分流、屏蔽、等电位连接、SPD保护和综合接地系统等措施进行系统性防护。

(3) 卸车加注橇体四周及其顶部应设置网格形钢护栏, 并将钢护栏等电位连接并可靠接地, 用以防闪电电磁感应。

摘要：橇装式LNG汽车加气站作为新型加气站的一种, 其一旦发生雷击并引发火灾或爆炸将造成不可估量的损失, 因此橇装式LNG汽车加气站的防雷安全十分重要。在结合橇装式LNG汽车加气站所处环境及其系统特点, 雷电对其破坏机理和途径, 分析了造成雷电灾害因子。通过计算分析, 运用ADBSGP现代综合防雷技术从防直击雷、防闪电感应、防雷击电磁脉冲等方面入手, 提出了安装外部防雷装置、采用防雷等电位连接技术作为防闪电感应措施, 采取屏蔽和安装SPD作为防雷击空间电磁场和闪电电涌侵入措施。

关键词：LNG橇装加气站,安全,雷电防护,直击雷,闪电感应,雷击电磁脉冲,屏蔽

参考文献

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[6]陈叔平, 任永平, 邬品芳, 等.橇装式LNG汽车加气站结构设计[J].低温与超导, 2010, 38 (1) :20-24CHEN Shu-ping, REN Yong-ping, WU Pin-fang, et al.Structure design for LNG skid-mounted vehicle filling station[J].Cryogenics and Superconductivity, 2010, 38 (1) :20-24

[7]藏雪飞, 杨志伟.LNG汽车加气站防雷接地设计探讨[J].科技信息2012, 29 (35) :388-389ZHANG Xue-fei, YANG Zhi-wei.Analysis of earthing design of lightning protection for LNG skid-mounted vehicle filling station[J]Science Technology Information2012, 29 (35) :388-389

10.LNG加气站可行性分析报告 篇十

前言：

为改善城市空气质量，促进城市经济和建设的可持续性发展，国家科技部推广应用清洁燃料汽车。LNG的主要成分是甲烷，燃烧后的排放物与汽油和柴油相比，C0、CO2和NOX的浓度均有明显下降。

LNG(液化天然气)汽车是以LNG工厂生产的低温液态天然气为燃料的新一代天然气汽车，其突出优点是LNG能量密度大(约为CNG的3倍)，气液体积比为625／1，汽车续驶里程长，（可达400km以上)，建站投资少，占地少，无大型动力设备，运行成本低，加气站无噪音，LNG可用专用槽车运输，建站不受天然气管网制约，因此便于规模化推广。

一、LNG汽车及LNG加气站的发展现状

1、我国天然气汽车的现状

目前，我国天然气汽车已在濮阳、济南、北京、郑州、开封、成都、重庆等城市得到了迅猛发展，全国天然气汽车也在快速发展。但是天然气和汽油、柴油相比更易燃易爆，对天然气气源和管网的依赖性较强，必须建设天然气管道和加气站等相应的基础设施。由于城市建设用地紧张，建站成本高，对于远离气源的城市敷设天然气管网比较困难等，影响了天然气汽车的快速发展。为此，河南中原绿能高科率先开发出了建站不依赖天然气管网，而且占地少、投资小、科技含量高、建站周期短、易操作、易于搬迁的橇装式LNG／CNG汽车加气站。

2、国内LNG汽车发展情况

LNG汽车是随着LNG工业的发展而发展起来的，早在60年代就有人将汽车改为LNG--燃油两用燃料汽车，由于当时LNG工业尚在起步阶段，LNG供应不是十分普遍，因此LNG汽车并不受人们的重视。

进入80年代，随着世界范围内LNG工业的规模化发展和燃气汽车推广速度的加快，美国、加拿大、德国和法国等国家开始重视LNG汽车技术的研究。到90年代初开始小规模推广，效果十分理想，其显著的特点是不仅能满足严格的车辆排放法规的要求，更重要的是克服了CNG汽车的主要缺陷，兼有CNG、LPG汽车的优点，能满足长途运输的需要，更具实用性。因而LNG汽车被认为是燃气汽车的发展方向，倍受车队经营者的关注。目前全世界约有3000辆LNG汽车在运行，数十个加气站投入了使用。其中美国有40多个LNG汽车加气站，1000余辆LNG汽车，年增长率约60％，表现出强劲的发展势头。墨西哥市也在1999年初建成一座可供数百辆城市中巴加气的LNG汽车加气站，这表明LNG汽车技术已实用化。

国内在90年代初注意到LNG汽车的出现并开始LNG汽车研究。1990年，开封深冷仪器厂、国家科委、北京市科委和北京焦化厂在北京建成一套小型LNG试验装置的同时，研制了一台LNG--汽油两用燃料汽车，进行了近4000km的运行试验；1993年，四川省绵阳市燃气集团公司、吉林油田分别与中科院低温中心联合研制了一台LNG--汽油两用燃料汽车，并进行了一系列的运行试验，均取得了较为理想的运行效果。但由于当时国内LNG工业没有发展起来，本身技术不很完善以及缺乏资金等原因，使得LNG汽车技术无法完善和推广。

3、燃气汽车和加气站的特点

3.1 CNG和LPG汽车和加气站的特点

首先，CNG车用钢瓶重量大，气态储存天然气，几乎每天都要加气。其次，CNG加气站占地面积大，建设成本高。一座每天满足100辆车加气的CNG加气站，一般占地约2000～3000m2，造价约(300～500)×104元。一般加气站的设备有一定噪声，不适合在市区建站。另外，CNG加气站不能远离天然气管网，也制约了其发展。虽然可以通过建设子母站来解决市内车辆加气问题，但需要增加二次压缩和运输成本，在经济上并不理想。

LPG汽车由于排放效果不理想，其运行费用比天然气汽车要高，所以发展空间不大。

3.2 LNG汽车和加气站的优点

①能量密度大。同样容积的LNG车用储罐装载的天然气是CNG储气瓶的2.5倍。目前国外大型LNG货车一次加气可连续行驶1000～1300 km，非常适合长途运输的需要。

②运输方便。在陆上，通常用20～50m3(可储存1.2×104～3.O×104m3天然气)的汽车槽车，将LNG运到LNG汽车加气站，也可根据需要用火车槽车。在海上，通常用12×104～13×104m3的LNG轮船运输。

③排放物污染小。LNG汽车的排放效果要优于CNG汽车。与燃油汽车相比，LNC汽车污染物的排放量大大降低，被称为真正的环保汽车。

④安全性能好。LNG的燃点为650℃，比汽油、柴油和LPG的燃点高；点火能也高于汽油、柴油和LPG，所以比汽油、柴油和LPG更难点燃。LNG的爆炸极限为5％～15％，气化后的密度小于空气；而LPG的爆炸极限为2.4％～9.5％，气化后密度大于空气；汽油爆炸极限为1.0％～7.6％；柴油爆炸极限为0.5％～4.1％。可见，LNG汽车比LPG、汽油、柴油汽车更安全。

⑤经济效益显著。由于LNG的价格比汽油和柴油低，又由于LNG燃烧完全，不产生积碳，不稀释润滑油，能有效减轻零件磨损，延长汽车发动机的寿命，所以LNG的经济效益显著。

4、加气站工艺流程与车载LNG供给流程

①卸车流程。由加气站LNG泵将LNG槽车内LNG卸至加气站LNG储罐。

②加气流程。储罐内LNG由LNG泵抽出，通过LNG加气机向汽车加气。

③储罐调压流程。卸车完毕后，用LNG泵从储罐内抽出部分LNG通过LNG气化器气化且调压后进入储罐，当储罐内压力达到设定值时停止气化。

④储罐卸压流程。当储罐压力大于设定值时，安全阀打开，释放储罐中的气体，降低压力，以保证安全。

⑤车载LNG供给流程。LNG通过充气口进入并储存于车载LNG气瓶中。工作时LNG从单向阀导出，再经气化器气化变成气相，进入缓冲气罐，经过电控阀，再由减压调节阀减压，在混合器与空气进行混合，到LNG发动机进行燃烧。

二、我国发展LNG汽车的可行性分析

1、LNG汽车技术可行性分析

以LNG为燃料的汽车称为LNG汽车，一般分三种形式：一种是完全以LNG为燃料的纯LNG汽车，一种为LNG与柴油混合使用的双燃料LNG汽车，一种为LNG与汽油替换使用的两用燃料汽车。这几种LNG汽车的燃气系统基本相同，都是将LNG储存在车用LNG储罐内，通过汽化装置汽化为0．5MPa左右的气体供给发动机，其主要构成有LNG储罐、汽化器、减压调压阀、混合器和控制系统等，如图1所示。车用LNG储罐一般采用双层金属真空加多层缠绕绝热技术，国内外都能生产，国外技术可保证LNG日蒸发率在2％以内(7天之内不产生蒸发损失)。汽化器一般采用发动机冷却水作热源，由控制系统根据发动机工况调节其汽化量。减压调压阀和混合器与CNG汽车基本相同，无技术难点。总体来讲，国外LNG汽车技术完全成熟，已达到实用技术水平。但是，国外LNG汽车系统价格十分昂贵，无法在国内推广使用。国内改装的几台样车均采用与国外类似的工艺，并取得了比较理想的运行效果，其存在的主要问题是LNG储罐采用的是真空粉末绝热技术，绝热效果差(日蒸发率达到4％)，一些低温阀件，如电磁阀、截止阀可靠性不高，液位显示装置不过关。但是，如果通过引进国外成熟的LNG汽车技术和设备，依靠国内低温行业的技术力量完全能够解决上述问题，使国内LNG汽车技术达到实用水平。

2、LNG汽车加气站技术可行性分析

LNG汽车加气站有两种形式，一种是专利LNG汽车加气的单一站，一种是可对LNG汽车，也可对CNG汽车加气的混合站(L-CNG站)。

LNG汽车加气站的主要设备有LNG专用储罐、LNG低温泵、LNG计量装置和控制系统，流程类似于普通的加油站，如图2实线部分所示。LNG储罐是一种双层真空绝热容器，国内外均能生产，而且技术成熟、安全可靠，在加气站中储罐一般在地下，低温泵在储罐内，用于将罐内LNG向车 用储罐输送，计量装置建在储罐上方的地面，因此整个加气站占地很少，数百平方米即可，在目前的加油站增设这套系统十分容易。

L-CNG汽车加气站是在上述LNG汽车加气站基础上增设一套汽化系统而成(如图2虚线部分所示)，主要包括高压低温泵、高压汽化器、CNG储气瓶组和CNG售气机。高压低温泵将储罐内的LNG增压后注入液化器，LNG吸收外界热量而汽化，汽化后的高压气体存于CNG气瓶组内，通过售气机对CNG汽车加气。汽化过程由控制系统自动控制。L-CNG汽车加气站技术在国外尤其是美国、加拿大、法国等是十分成熟的，其工艺原理比较简单，所采用的设备中低温储罐、汽化器、CNG售气机、CNG储气瓶等在国内是定型产品，技术成熟。高压低温泵和计量装置在国内不太成熟，可以从国外进口，通过消化吸收也可实现国产化。

3、安全保障技术

LNG汽车技术的安全问题，主要是LNG的泄漏问题。为了能够及时检测到LNG的泄漏，LNG汽车及加气站设有泄漏检测、冷量检测、气体检测及火焰检测等安全检测系统。LNG一旦发生泄漏，系统会采取自动保护措施。国外LNG汽车技术，在其主要设备上采取了以下安全措施：

①LNG储罐设有防过量注入系统、防超压(超高和超低)系统。

②汽化器的进口管线上设有紧急切断阀，一旦汽化器发生泄漏或其它事故，立即自动动作，关闭汽化器。

③LNG泵设有紧急切断阀，可以自动动作。

④为使LNG的泄漏量达到最小，在管线的每个独立段都装的紧急切断阀。另外，主要的LNG管道上还装有防超压的安全阀和防泄漏的过流阀。

总之，LNG站用系统和车用系统自身安全性设计要求非常高，发生事故的可能性很小，其安全性是有保障的。

4、LNG燃料车的优势分析

1）能量密度大汽车续驶里程长，同样容积的LNG车用储罐装载的天然气是CNG储气瓶的2.5倍。目前国外大型LNG货车一次加气可连续行驶1000～1300km，非常适合长途运输的需要。国内410升钢瓶加气一次在市 区可连续行驶约400km，在高速公路加气一次可连续行驶约700Km以上。

2）运输方便由于是液态，LNG便于经济可靠地远距离运输，建设CNG汽车加气站不受天然气管网的制约。在陆上，通常用20～50m3（相当于12000～30000Nm3天然气）的汽车槽车象运输汽油，柴油那样将LNG远送到LNG汽车加气站，也可根据需要用火车槽车。在海上，通常用大至12～13万m3的 LNG轮船，进行长途运输。3）组分纯，排放性能好，有利于减少污染，保护环境LNG由于脱除了硫和水分，其组成比CNG更纯净，因而LNG汽车的排放性能要优于CNG汽车。与燃油车相比，LNG汽车的有害排放降低约85%左右，被称为真正的环保汽车。

4）安全性能好LNG的燃点为650℃，比汽柴油、LPG的燃点高，点火能也高于汽柴油、LPG，所以比汽柴油、LPG更难点燃，LNG的爆炸极限为5～15%，且气化后密度很低，只有空气的一半左右，因而稍有泄漏即挥发扩散，而LPG的爆炸极限为2.4～9.5%，燃点为466℃，且气化后密度大于空气，泄漏后不易挥发，汽油爆炸极限为1.0～7.6%，燃点为427℃，柴油爆炸极限为0.5～4.1，燃点为260℃，由此可见，LNG汽车比LPG、汽油、柴油汽车更安全。

5、LNG汽车经济可行性

5.1LNG汽车设备及改装费用

①天然气火花塞点火式发动机

由于天然气着火温度较高，发动机压缩过程中，气缸内气体温度达不到其自燃点，必须靠电火花点火，或者喷入少量柴油自燃再引燃天然气。天然气发动机按点火方式分为火花塞点火式发动机和柴油引燃式发动机2种。由于柴油引燃式发动机目前不能从根本上解决发动机的排放污染问题，所以天然气汽车发动机多为火花塞点火式发动机，即在原有汽油机或柴油机基础上，针对天然气特点改进设计的火花塞点火式发动机。

②车载燃料供给电控系统

车载燃料供给电控系统应用电脑闭环控制点火提前角、高能点火以及随机调控不同工况下的最佳空燃比，可以将压缩比提高到8.8，并采用了电喷技术，使LNG汽车动力性能最大功率达到94kw，最大转矩达到350N·m，使汽车使用LNG相对于使用汽油和柴油而言，动力降低不到2％。

③LNG车载气瓶

LNG车载气瓶一般采用双层金属加真空缠绕绝热技术。采用这种技术日蒸发率能控制在0.2％以内，因此可以保证7～14d基本不发生蒸发损失。目前，LNG车载气瓶已实现国产化。

④LNG汽车改装成本

若采用国产件改装，中型车成本约1.5×104元，重型车约2.2×104元，成本回收期约1.0～1.4a。使用LNG作燃料与使用汽油和柴油相比，燃料费用可降低22％～32％，发动机的维修费可降低50％以上。随着国家实行燃油费改税的政策，LNG汽车的成本回收期将缩短。5.2 LNG价格分析

LNG是一种清洁燃料，同时也是一种经济燃料。参照日本、韩国的进口LNG到岸价，我国东南沿海进口的LNG到岸价为3.5$／MMbut，相当于1.3元／Nm3(不含税)，终端外销价格(不含运输费)约1.5元／Nm3；而国内LNG工厂的生产成本根据生产工艺和规模的不同约为0.4～0.6元／Nm3，原料气价按0.9元／Nm3计算时，其出厂价格为1.3～1.5元／Nm3，价格略低于进口LNG。

根据用户与资源供应地的实际地理位置，LNG的运输距离大体可分为近距离(200km以内)、中远距离（200～500km)、远距离(500～800km)，与此相对应的LNG运到价格相应为1.6元／Nm3、1.8元／Nm3、2.0元／Nm3。

5.3 LNG汽车经济性分析

根据天然气燃烧特性和运行试验结果，1Nm3天然气的行驶里程等效于1.2升汽油。汽油(93#)按2.32元/升计算，天然气零售价分别按1.8、2.0、2.2、2.4元／Nm3计算时，使用LNG作燃料比汽油分别便宜35％、28％、21％ 和15％。

每车按年运行50000km计算时，小型车年耗油约4500升，中型车耗油约11000升，大型车耗油约17000升，则使用LNG时分别可节约燃料费为1600～3600元、3800～9000元、6000～13800元。

LNG汽车改装件投资略高于CNG汽车，完全国产化后小车为1.2万元，中型车1.5万元，重型车2.2万元。则小型车的投资回收期为3～7.5年，中型车为1.6～4年，大型车为1.7～3.6年。根据天然气汽车的特点，使用天然气时还可延长发动机寿命，降低发动机的维修费用50％以上，因此，LNG汽车的实际投资回收期比上述投资回收期短30～40％。

此外，根据(中华人民共和国公路法)中费改税的规定，燃油车辆使用汽油、柴油将在现有价格基础上平均增加1.05元／升，届时，油气差价将在50％以上，LNG汽车的经济性将更加显著。5.4 LNG汽车加气站经济性

LNG汽车加气站规模可大可小，投资额差异大，以一座日售气1万Nm3的综合式L-CNG加气站为例，如全采用国产设备，总投资约250万元(单一LNG站约180万元)，动力不超过10kW，人员不超过10人(与加油站合建时人员可不增加)。以年售气300×104Nm3计，年总经营成本约为60万元，当LNG进价与零售价价差保持0.4元／Nm3时，年利润约为60万元，4年可收回投资。

6、可行性分析总结

(1)用LNG作为车用燃料从技术上是可行的，通过引进、消化、吸收国外已经成熟的LNG汽车技术，能够实现国产化。

(2)国内LNG工业已经起步，LNG工厂正在筹建之中，未来数年内中原、东北、西北、西南等油气田及其周边地市可得到LNG的供应，而东南沿海地区可从国家正在规划发展的进口LNG接收终端获得LNG的供给。因此，在我国大部分地区发展LNG汽车是有资源保障的。

(3)LNG汽车加气站投资少，汽车改装费用适中，LNG价格与汽、柴油相比具有优势，经营者和车主均有较好的经济效益，具备推广的利益推动性。

(4)与现有的CNG、LPG汽车相比，LNG汽车具有更为突出的优点，易于规模化发展。因此应加快其研究开发速度，实现其技术和装备的全面国产化，推动我国燃气汽车事业的快速发展。

三、中兴恒和投资LNG加气站的合作模式

1、中兴恒和在LNG领域的优势

中兴恒和投资管理有限公司长期致力于中国天然气产业的发展与研究，公司确立了构建一体化的液化天然气产业链发展思路。并通过自身优势的发挥，对LNG领域进行资本化市场运作，积极参与天然气气源开发与投资，并建设稳定、及时、安全的下游供应网络，为大中型工业客户投资LNG站的建设，为天然气应用企业进行能效评估。通过LNG产业链条的建设，中兴恒和正快速成长为中国最大的LNG综合运营商之一。

a、公司现拥有50台LNG运输车辆，可以保障运输的安全、稳定与及时。b、与内蒙星星能源建立战略伙伴关系，与其他LNG生产厂家达成长期购

气协议，充分保障气源供应。

c、与中海油形成稳定海上气源合作伙伴关系，每天可以保障150万立方

米天然气供应。

d、与东北、华北、华东、华中重点燃气公司和天然气应用企业形成稳定的购销关系。

e、公司通过广泛的融资渠道与灵活的合作模式，正积极开展LNG业务。

2、加气站的合作模式和利益分析

在相应国家发展新能源燃料气车的政策下，为有效解决汽车燃料的稳定供应，中兴恒和本着考虑长远利益出发，以达到企业双赢为原则的基础上，积极与公共交通运营公司进行交流，开展天然气加气站投资和燃料供应的深度合作。从而来构建与用气企业的紧密合作，形成自主的商业模式。在市场公平原则下，综合考虑合作企业利益，在合作共赢的基础上，促进双各方利益的最大化。

具体来说，中兴恒和以承担LNG气化站投资建设成本和承担企业可能担心的能源市场风险为合作前提，通过承接用能企业液化天然气整体供给的经营，解决企业可能涉及的成本与风险问题，实现企业综合效益最大化。同时，中兴恒和也成为利益双赢的一方。２.１加气站合作模式

与企业形成LNG气化站整体经营合同模式的系列法律文件。约定投资合作方式、运营公司形式、合作周期、价格或利益结算模式、合作期满后合作思路等要项内容，具体合作模式如下：

a、中兴恒和本着投资卖气的原则，为用气客户投资建设天然气加气站，从而来降低客户的投资风险，减少客户的投资成本，并在双方协商规定的年限内以设备折旧的方式我公司收回投资成本，具体折旧费用在气价中体现，期满后可将设备的所有权转交与用气单位。

b、中兴恒和本着合作共赢的基础，与用气客户共同投资建设天然气加气站，即可以为使用方分担投资成本，也可以将双方的利益捆绑在一起，确保双方利益的稳定性，并在双方协商规定的供气期限到期后，可将我公司投资的设备赠送与用气单位。c、中兴恒和本着长远利益的出发，为客户提供建站的技术支持和后期的技术服务，并可与用气方签订长期的用气保障协议，保证客户24小时的不间断用气，从而确保用气方的及时性和稳定性。２.２投资可行性分析

将高效、优质、洁净的液化天然气新型燃料车引入到城市，一方面可提高城市居民的生活质量，提升城市品位；另一方面，有利于保持良好的生态环境。因此使用天然气，可带来可观的经济效益和显著的社会效益。

国家对天然气利用项目十分重视，尤其是发展新型节能环保汽车，投资天然气项目享受招商引资的各项优惠政策，这对天然气利用项目建设和市场开发非常有利。