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LNG常识1、什么是LNG？答：LNG(Liquefied Natural Gas)是天然气通过脱水、二氧化然、汞等杂质后冷却到 111K（-162）时所得到的液体。 无色、无味、无腐蚀性、无毒的一种清洁能源。 重要组分为甲烷，还具有少量的乙烷、丙烷丁烷等。 通常LNG多储存在0.1MPa、112K左右的低温罐内，其密度为在标准状态下甲烷的600多倍。2、LNG工业链答：LNG工厂重要分为基本负荷型、调峰型两种。3、LNG在国内和世界能源中的比重项 目石油(%)天然气(%)煤炭(%)核电(%)水电(%)中 国17.41.9750.45.3世 界4023.127.27.22.5 4、为什么需要LNG？答：日益依赖进口石油（1/3）引起能源供应安全及能源工业和市场的改革； 沿海省份能源供应限制； 严重环境污染、能效低、防污染设施缺少； 加入WTO后也许对能源工业提出挑战。5、政府在能源安全面的努力答：“十五”计划中明确提出了扩大天然气使用的迫切需要； 最大限度的开发国内资源； 投资海外上游活动、海外供应元多样化； 改革国内能源工业、建立战略石油储备； 寻求外国技术和投资、促进与重要产油国的政治经济关系。LNG历史192023，戈弗雷.卡波特获得美国第一个液化天然气解决和运送的专利。 192023，世界第一个液化天然气工厂在美国西弗吉尼亚建立。1942年，伦敦一辆载重三吨的大货车和一批单层巴士改装成用液化甲烷。 1954年，法国煤气公司验证了用船或管道运送阿尔几内亚的天然气到法国的可行性。 1955年，壳牌发起了一个通过船运LNG的项目。 1954年Continental Oil公司与Union Stockyard and Transit公司合资成立了 Constock Liquid Methane公司，为了发展远洋液化气运送船。 1960年，壳牌获得了Constock公司的40%的利益。 1961年，英国和阿尔及利亚签订了一份协议，即1965年开始每年从阿尔及利亚进口100万吨LNG。 1964年，英国计划通过用低温油轮从撒哈拉引进LNG。 法国和英国分别每年从阿尔及利亚进口LNG4.2亿和10亿立方米。 1967年， 法国与阿尔及利亚达成2023供应协议。 1968年， 亚洲初次LNG商业运作（美国阿拉斯加到日本）。 文莱成为亚洲第一个液化天然气生产国，生产的LNG将出口日本。 1969年 ，Cargoes of LNG公司开始跨太平洋贸易，届时公司的现行设备将建设完毕。 阿拉斯加的Kenai工厂向东京燃气公司和东京电力公司供应LNG。 1970年，利比亚LNG工厂开始向西班牙、意大利供应。 1972年，美国批准委托波士顿从阿尔及利亚的Skikda 工厂天天进口5000万标准立方英尺（协议达2023）。 1977年，BP通过和东京电力公司的Abu Dhabi 工程，第一次涉足LNG行业。1979年，阿尔及利亚与英国的协议结束，第一个LNG协议终止。 卡塔尔天然气公司成为中东地区第二个LNG生产商。1984年，到目前为止，世界72%的LNG被日本购买，其中3/4用于发电。 日本和法国的LNG消费量接近世界总出口量的90%。 1986年，韩国从印尼进口的第一船（59250吨）LNG 到达。 1987年，比利时建造的600 cf/d 的LNG接受站开始从阿尔吉尼亚进口LNG。 1988年，阿尔及利亚尝试同美国重新开始LNG的交易。 1989年，8月份澳大利亚出口日本第一船LNG到达。1990年，台湾从印尼进口的LNG到达高雄。 1992年，尼日尼亚和西班牙签订2023的协议，此协议1997年开始生效。1994年，拥有每年300万吨生产能力的特立尼达工厂（BP拥有34%的股份）开始建设。1999年，5月拥有每年300万吨生产能力的Ras Laffan工厂开始生产LNG。10月拥有每年560万吨生产能力的尼日利亚工厂开工。2023年，4月阿曼着手建造有660万吨生产能力的LNG工厂，它的第一批货将供应韩国。 2023年，12个国家出口LNG，14个国家或地区进口LNG，年贸易量1.32亿吨。在亚洲，日本东京煤气公司1969年起，大阪煤气公司1972年起，东邦煤气公司1977年起，西部煤气公司1988年起各自分别从阿拉斯加、文莱、印尼、马来西亚、澳大利亚等地引入LNG，至1998年全国实现了天然气转换。目前日本已建LNG接受站22座，使用5600多万吨LNG。韩国于1986年开始进口LNG，我国的台湾也于1990年开始进口LNG，使亚洲LNG进口总量达成世界贸易量的73%，欧洲为22%，北美为5%。而LNG生产量的52%来自亚太地区，23%来自非洲，22%来自中东，3%来自美国。为什么天然气不易用小瓶销售1、技术难度 天然气重要成分甲烷，沸点极低，很难液化。假如液化成LNG，需要-162冷冻设施，基本不也许在小瓶设备上达成；假如压缩成CNG，需要20MPa压力的存储条件，而普通液化石油气钢瓶设计承压只有2.63MPa，要达成这用规定对气瓶钢材、阀门，以及充装设备条件等都需要极高规定，不宜于应用。（注：西气东输主干管道设计压力为10MPa）2、资源特点 国内液化气多为炼厂气，只要有石油加工就有液化气产生，因此气源众多且分散。由于充装技术难度低，运送容易，所以集散点（二三级站）广泛分布，二次运送路途段成本低，便于城乡覆盖。 天然气只有西北地区油气田产出，气源地集中且偏远，自身一次运送成本就已经相称高（无论管道或陆运）。受天然气充装技术门槛高以及资源接卸不也许分散分布的限制，集散点数量十分有限，因此假如资源不能连续输出（如管道）则二次运送路途远成本高。3、不方便性 即使钢瓶的制造解决了技术及成本问题，仍然存在使用上的不经济性。 按热值计算，一瓶14.5kg液化气相称于17.3m3天然气 14.5kg/2.175kgm-3 *104Mjm-3=693Mj 693Mj/40Mjm-3=17.3m3 如将17.3m3天然气装入与液化气瓶相同容积（35.5L）的气瓶中，需要装2.44瓶 按照标准状态气压0.1MPa，CNG压缩20MPa气压计算，相称于2.44瓶 17.3/（20/0.1）*1000/35.5=2.44瓶4、发展规划 天然气管道居民使用安全方便，是城市现代化的体现，瓶装液化气作为城市发展的过渡和补充。 热值： LPG 104MJ/M3 LNG 40MJ/M3 压力： LPG 0.83MPa 液化气钢瓶(14.5kg)： 容积： 35.5L 设计承压： 2.63MPa CNG存储容器压力： 20MPa LPG气态密度： 2.175kg/m3 LNG冷冻温度： -162 以上压力指在标准状态下LNG蓄冷及其冷能的应用0 前言近40年来，由于人们对环境保护的重视，天然气的开发与应用越来越受到重视，被广泛用于发电、汽车燃料、化工原料、民用燃料等方面，其消耗量以5%10%的速度逐年增长。由于LNG的温度为-162，将它气化成室温时将会放出很大的冷量，LNG冷量值大约是837kJ/kg，因此如何合理运用这些制冷量是一个影响经济效益的重要问题。1 中国液化天然气的发展为了改变能源结构、改善环境状态、发展西部经济，中国政府十分重视天然气的开发和运用。近十年来，中国的LNG开发已起步，在LNG链的每一环节上都有所发展，特别是近几年内，在某些环节上的进展还比较大。已建天然气液化工厂有上海的LN G事故调峰站和河南中原天然气液化工厂。新疆正在筹建一座规模更大的天然气液化工厂。中国为了引进国外LNG，正在广东深圳建造LNG接受终端；并准备在福建建造第二座LNG接受终端。在LNG运送方面，储罐制造商生产的LNG槽车已投入运营，正计划开发制造运送LNG的集装箱。中国政府已开始制定建造LNG船的计划。在LNG应用方面,山东、江苏、河南、浙江和广东等省的一些城乡建立了气化站，向居民或公司提供燃气。为了使LNG在中国得到迅速发展，相应的LNG标准制定工作也已经开展。在高等院校，展开了对天然气应用的基础研究。天然气是当今世界能源消耗中的重要组成部分,它与煤炭、石油并称为世界能源的三大支柱。天然气是一种洁净的能源。我国具有丰富的天然气资源。随着我国西部大开发中四大工程之一的“西气东输”工程的实行,将有力地促进天然气的开发和运用。2 LNG蓄冷2.1 LNG蓄冷原理LNG重要用于发电和城市燃气，LNG的气化负荷随时间和季节发生波动。对天然气的需求是白天和冬季多，所以LNG气化所提供的冷能也多。反之，在夜晚和夏季，可以运用的LNG冷能也随之减少。LNG冷能的波动，将会对冷能运用设备的运营产生不良影响，必须予以重视。蓄冷装置是运用相变物质的潜热存储LNG冷能。原理如下，白天LNG冷能富余时，相变物质吸取冷量而凝固；夜间LNG冷能供应局限性时，相变物质溶解，释放出冷量供应冷能运用设备。2.2 LNG蓄冷与冰蓄冷的比较冰蓄冷重要是运用夜间的谷价电运营制冷机组将冷能储存于蓄冷装置中供白天冷能运用设备。冰蓄冷将白天的电力峰负荷转移到晚上，而冷能供应重要集中在白天，冷能运用在中高温范围内。LNG蓄冷重要运用LNG气化时富裕的冷量贮存起来，根据需气化的LNG气体的量，供冷重要集中在晚上，白天将富余的冷量储存起来。由于LNG温度在-162左右，且单位冷量值极大，可运用到深冷领域。相变物质的选择是LNG蓄冷装置研究的关键，要充足考虑相变物质的熔点、沸点及安全性问题。2.3 LNG蓄冷装置的系统流程设计该系统重要由液化过程、蓄冷过程、LNG气化过程、释冷过程组成。流程图如下：充排管需从罐顶或是罐底引入储液槽，防止由于工作过程中由于温度变化和液体压力作用，会在管道的轴向和垂直方向产生位移，在节点处产生扒力和瞬时负荷。2.3.1 LNG液化循环该循环重要将闪发的LNG蒸汽再液化，提高储罐的安全性和LNG运用率。该流程运用膨胀机的绝热膨胀减少制冷剂温度，以此作为液化流程的冷源，同时可以有效回收膨胀功用于压缩原料天然气，减少部分压缩机功耗。具体流程如下：天然气经换热器A1,A3后再分离器A2中进行气液分离，气相部分进入主换热器A3冷却液化，通过冷换热器A4过冷节流到LNG储槽。2.3.2 蓄冷循环运用LNG气化时通过换热气传递给载冷剂的大量冷量储存在相变材料中。2.3.3 释冷过程通过相变物质的溶解释放冷量运用载冷剂将冷量传递给冷量运用装置。2.3.4 系统优化在白天需运用大量冷量的场合可以牺牲部分LNG。使之直接气化产生冷量提供应末端，蒸汽通过再液化装置回收。3 应用3.1 LNG蓄冷装置在LNG船上的应用液化天然气船是贮存和运送液化气的重要工具，几乎所有的LNG船是用蒸汽轮机推动，汽化气或重油均可作为主锅炉的燃料，也可以混烧，特别是单用汽化气时最干净。若以燃烧液化燃料作为主机动力，实现热电联供，在液体燃料气化时将产生大量冷量，而这些冷量往往被浪费。而将这部分冷量储存起来或直接运用，对于LNG船在航行中冷量需求量的巨大，意义重大。3.1.1 装货航行中冷却液货舱液化气船在载货航行期间，必须进行货品状态控制，即保持货品数量，控制不必要的货品排放；保持液货舱的蒸汽压力在压力释放阀的调定值压力之下；根据需要保持或改变货品温度。对于全冷式或半冷、半压式液化气船，其货品状态控制比全压式液化气船要复杂得多。在航行过程中，由于液货摇摆产生的热量和外界传给液货的热量会使液货温度不断升高，若不对其及时冷却，蒸汽压力不断升高，船舶的安全航行受到威胁。必须用相称于整船造价5的再液化装置液化货品蒸汽，将液货温度和蒸汽压力降到安全范围内或通过安全阀向外界大量排放蒸汽。对于大型液化气船，再液化装置的制冷量有限，往往需要数天才干把液货温度减少0.5左右，能耗巨大。即使船舶在海况恶劣的环境下航行，运用贮藏的LNG冷能，船舶的液货舱能得到实时监控释放冷量冷却，控制平稳，航行安全可靠，经济性突出。在海况安静船舶不摇摆时，可用LNG直接通到货舱底部，使货舱液货搅动。当货品冷却到规定限度，释冷冷量只需抵消从外界通过绝热层传给液货舱的热量。3.1.2 在船舶空调和伙食冷库的应用LNG在常压下的沸腾温度为-162，气化时冷量值大约是837kJ/kg，少量液体燃料在燃料燃烧前气化时吸取的气化潜热所产生的冷量，足以维持船舶冷库-20的库温和船舶空调夏天2628的环境控制温度，通过载冷剂将LNG蓄冷槽相变物质溶解释放的冷量传递给冷库和空气解决装置。3.1.3 对燃气轮机进气冷却的应用燃气轮机的热效率和功率随机组燃气温度的升高而减少。如图所示：从中我们得到温度与功率和效率的关系，见下表：机组燃气温度（）进气温度每增长10功率下降效率下降80090.8890080.84100070.8211006.50.81120060.80原理图如下：从冷槽释放的相变物质熔解的冷量通过载冷剂传递给气液换热器冷却进气，换热后返回蓄冷槽重新获得冷量循环。实验数据表白燃机在40F(4.4) 进气温度时的总出力要比102F(38.9)时高28%左右，总热效率提高约6%，排气温度减少约5%。 由于通过燃机的总的空气质量流量在被冷却后得到提高，余热锅炉的汽轮机出力可提高约8%。3.2 运用码头液货贮存的冷量对液货舱预冷作业当液货装入船舶液货舱和管系时，为了防止货舱和管系产生过度的热应力，在装货前必须把它们的温度逐渐冷却下来，直至接近装货温度，这一过程称为预冷。码头的大型LNG储槽贮存的LNG液货自身蕴涵着巨大冷量，将码头贮罐的液相货品通过货舱顶部的液货喷淋管以雾状喷入液货舱内，液货在液货舱内迅速汽化吸热，运用液货的汽化潜热来冷却液货舱。根据货舱内的压力和温度控制液相货品的输入速度，液相货品汽化产生的蒸汽可通过蒸汽回流管送回岸站。3.3 岸站周边建筑冷能的运用和周边冷冻食品的制造岸站周边的建筑空调可考虑采用运用LNG蓄冷装置贮存的冷能集中供冷，由于冷能供应时间上的不平衡，需考虑运营策略，以达成一定经济性。快速冷冻食品具有保存食品的原始成分，维持良好的食品质量的优点，特别许多深海鱼类需深度冷冻保鲜。运用码头岸站贮存的巨大冷量和LNG自身的低温性及时为它们的加工提供条件，开发速冻食品和深海鱼类加工是很有发展前程的工作。参考文献：1陈永武，中国21世纪初天然气工业发展展望，天然气工业，2023，20(1)2陈国邦，新型低温技术，上海交通大学出版社，2023.43李品友，液化气体海运技术，大连海事大学出版社，2023.14顾安忠等，中国液化天然气的发展，石油化工技术经济，2023(1)5李品友，液化天然气船液货装载系统，第二界全国海事技术研讨会文集，19966李品友，液化气船国际气体规则IGC规则，上海造船，19957徐烈等，我国液化天然气的陆地储存与运送，天然气工业，2023，22(3)8McGuire and White. Liquefied Gas Handing Principle On Ships and in Terminals. London Witherby & Co.Ltd. ,1986LNG气化站的预冷置换56案的探讨LNG(液化天然气)，气化站，储罐，预冷，置换，BOG(闪蒸气)1 概述LNG(Liquefied natural gas)即液化天然气，是天然气的一种运用形式。天然气在常压、一162C时为液态，气液体积膨胀系数为600。运用这些性质，将天然气液化，运用槽罐运送方式进行运送，再将其气化运用。该方式使那些天然气资源贫缺或管道天然气无法到达的地区运用天然气资源成为也许。这种“卫星气化站”的供气方式近两年在我国得到了快速的发展。LNG气化站重要涉及LNG储罐、气化器、BOG缓冲罐以及相应的调压、计量、加臭设备。对于一个新建的气化站，由于LNG的特殊性质(低温、易燃易爆)，在运营投产之前，必须对设备及管路进行预冷及置换，以检查设备的可靠限度、施工安装的质量，为安全投产做好准备。上海通达能源有限公司自2023年以来采用了LNG这一先进的供气方式，已经建设投产了龙川、姜堰、余姚、九江、沭阳、阳江6个城市LNG气化站，在气化站的开工投产方面积累了丰富的经验。本文以姜堰市天然气公司LNG气化站的预冷置换过程为例，结合其它城市做法，对气化站的预冷置换工作做一总结。预冷置换过程2.1 方法图1姜堰气化站工艺流程简图一方面采用低温液氮对站内各管道、设备进行预冷置换并对城区管网进行置换，排除空气，检查设备及管道在低温状态下的安全可靠性。并保冷观测，检查储罐的保冷效果，一切正常后，用LNG置换液氮，进行正常的生产供气。2.2前期的准备管道、设备的安装、试压、吹扫均已完毕，人员、物质均已到位。确认所有的安全阀和仪表都已投用。2.3 预冷(置换)环节1)液氮对1#储罐预冷；2)1样储罐对2槠罐的倒罐；3)增压器预冷；4)空温式气化器预冷；5)BOG加热器预冷；6)BOG缓冲罐置换；7)城市燃气输配管网的氮气置换；8)LNG进罐；9)气化器、加热器、缓冲罐及管道的天然气置换。24 设备检查内容及标准重要设备的检查标准如下：储罐：检查储罐外壁不出现“出汗”现象，真空度检测合格汽化器：检查结霜部位焊口无泄漏，翅片不出现变形低温阀门：阀体螺栓无松动，填料及阀体法兰无泄漏低温管道：焊缝没有泄漏，法兰螺栓预紧力合适，螺栓无松动，管道伸缩均匀，支架管托没有移位。3 注意事项31 熟悉物理过程置换过程中发生的重要物理过程即热量的互换以及随之产生的气化冷凝。因此，在过程中，一方面应对涉及的几种气体的重要物理性质有一了解。表1物理性质表物质 空气 氮气 天然气液态密度(ks/m3) 820 447气态密度(ks/m3) 1.293 1.248 0.733常压下的液化温度 -196% -162%注：天然气以中原油田的LNG为例3.2 对工艺管道、设备的安装有清楚的了解预冷前，应熟悉站内工艺流程及管路的工艺连接。在某些情况下，为达成同一目的，可以有不同的实行方案。气体的放散、储罐之间的倒罐等作业都可通过多种方法实现。如图2，排放气体可有如下途径：1)F23，F14至排气筒放散；2)F15测满阀放散；3)F13，F74卸液阀放散。3.3 随时注意压力、温度等的参数变化站内温度、压力等仪表是为了工作管理人员能清楚掌握站内运营状况以便安全有效地进行操作和控制而专门设计的。在开工投产中，应充足运用这些仪器仪表。根据压力表(P)、温度计(T)、液位表(h)的变化情况，分析管道、设备内的气体状态，从而达成更好的控制。如压力基本不变，温度均匀下降，液位均匀上升时，说明预冷已基本完毕，罐内进液。3.4 注意局部问题此外，在LNG气化站的开工投产中，还应注意如下局部问题：1)在关闭阀门时，要注意管道内残留的液体或气体应尽量避免形成封闭的管段，或者在形成封闭管段之前，保证对残留气体(或液体)进行解决。如图2，若在进气(或液)之后未作任何解决，将F16与F12同时关闭，在两阀门之间形成封闭的管段，发生液体或气体的膨胀，将对管道产生影响。故通图2：姜堰LN6气化站1#储罐及2#储罐的部分工艺管路F02一卸车台进液阀；Fl l一储罐根部上进液阀；F12一储罐根部下进液阀：F13一储罐根部出液阀；F14一储罐根部气相阀；F15一储罐测满阀；F16一储罐下部进液阀；F23一储罐气相放空阀；F74一储罐出口卸液阀常操作中仅关闭F16，由于与储罐连通，管段中气体或液体的膨胀对管路不会产生太大的影响。又如，储罐上部进液阀(F1 1)应待卸车处低温管道恢复常温后再关闭，可以运用管道内液氮的气化升压，将残留的液氮压人储罐。2)罐内存有液体后，注意放散途径的选择。F13，F74控制的卸液管，在预冷阶段，由于罐内为气体，可作为气体放散使用，当液氮进入后，在进行放散时，应避免使用。3)充足换热的措施操作中，为提高储罐换热效果，减少冷却时间，可采用的办法有：上下同时进气、边进边出、或者在进气后封闭一段时间，待充足混合后，再进行放散。4)储罐的压力控制由于发生的换热及相变的过程，储罐内的压力不断变化。下部进液使罐内的低温物质与空气或者罐壁发生热互换，导致温度升高而体积膨胀，可使储罐压力升高。储罐增压器也可实现储罐压力升高。低温液体顶部喷淋导致气体冷凝，可使储罐压力下降。此外还可以通过气体放散减少罐内的压力。压力的控制还可以通过控制气相阀门的开度来实现。在实际操作过程中，应控制储罐压力不超过设计压力(姜堰气化站的储罐设计压力为O.5MPa)。同时，在进罐和倒罐过程中，为使气体(或液体)顺利流动，应保E l-_下游有足够的压力差。根据实际经验，对50m3立式储罐，压力差至少应大于O.05Mpa才干保证倒罐的顺利完毕。5)注意阀门冻住现象预冷过程中，阀门遇冷液体收缩，也许导致螺丝松动，产生泄漏，若吸人外界空气及水蒸气，进人管道中，水遇冷冻结，会产生阀门冻住的现象。因此，在预冷过程中，应密切注意阀门情况，对松动泄漏及时解决，以免阀门冻住。6)所需预冷介质的量所需预冷介质的量根据储罐的容积及数量通过冷量计算而定。通常一个50立方米低温储罐预冷约需要消耗45m3的液氮。对于一个气化站来说，液氮冷能的充足运用可以减少站内预冷所需的液氮量。实际操作中，遵循“能源的梯级运用”原则，运用一次换热后LNG罐中的氮气与站内其余设备进行二次换热预冷，甚至进行三次换热，节约了液氮耗量及预冷时间，达成了很好的效果。7)预冷的几个技术参数通过总结，在预冷置换中，应控制如下参数：储罐压力：O.20.55MPa预冷时间：约3小时/罐(50m3罐)液氮耗量：约7m3(50m32储罐)约10m3(50m33储罐)4 结论各地情况不同，LNG气化站的置换预冷方案也有所不同，但方法基本一致，即一方面用液态氮气进行预冷置换，然后用LNG置换液氮。在预冷及进液过程中，对温度、压力、进液速度、置换时间及操作环节应科学安排和严格控制。防止出现局部急冷、超压、封闭管段内液体剧烈气化膨胀、进液不均匀致LNG分层翻滚等现象而导致设备及管道的损坏。可通过上下进气、升压降压、快慢流速等措施加快换热，缩短预冷时间；根据自增压、减压放散、控制进气速度及进气方式等措施达成对压力的控制。实际操作过程中，为达成同一目的，可以有不同的操作方法。关键是熟悉工艺流程，熟悉气体的物理性质，并通过各种仪表手段对不可见的物质的物理变化有一清楚的了解，以达成更好的控制与掌握。参考文献：1、江金华，金颖，冯春强液化天然气在城市燃气的应用J煤气与热力2023,(1)5354,572周伟国，阮应君，滕汜颖液化天然气储罐中的翻滚现象及防止措施煤气与热力，2023，(4)：294296LNG站的安全技术管理1 前 言自从 LNG （液化天然气）制成以来，由于 LNG 的特殊优势，在世界范围内获得了广泛的应用。上世纪末以来，我国的 LNG 技术研究及应用发展较快，随着中原油田、新疆广汇 LNG 生产工厂的建成投用，国内的 LNG 供气站已有几十个，现在广东、福建 LNG 接受基地项目正在紧锣密鼓的实行，为此后我国 LNG 的较大规模应用打下坚实的供应基础。 由于我国目前还没有相应的 LNG 技术设计、防火规范，对 LNG 某些深层次的技术问题研究不深， LNG 站建成后，如何实行有效地管理和控制，保证 LNG 站的安全运营，成为摆在我们燃气工作者面前的新课题。本文结合淄博 LNG 站的管理实例，谈谈对此问题的见解。2 实行 LNG 站安全技术管理的理论依据及基础2.1 LNG 的固有特性和潜在的危险性2.1.1 LNG 的固有特性 LNG 的重要成份为 CH 4 , 常压下沸点在 -162 左右，气液比约为 600:1 。其液体密度约 426kg/m 3 ，其时液体密度约 1.5 kg/m 3 。爆炸极限为 5%-15% （积积），燃点约 450 等等 。 LNG 项目具有投资少、见效快、供气方式灵活，冷能得用范围宽泛等优点。2.1.2 LNG 潜在的危险性 LNG 虽是在低温状态下储存、气化，但和管输天然气同样，均为常温气态应用，这就决定了 LNG 潜在的危险性： 1、 低温的危险性： 人们通常认为天然气的密度比空气小， LNG 泄漏后可气化身空气飘散，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。开始蒸发时气气体密度大于空气密度，在地面形成一个流动层，当温度上升约 -110 以上时，蒸气与空气的混合物在温度上升 过各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，其周边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完全气化。 LNG 的低温危险性还能使相关设备脆性断遇害冷收缩，从而损坏设备和低温灼伤操作者。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 （蒸发气体）。故规定 LNG 储罐有一个极低的日蒸发率，规定储罐自身设有全理的安全系统放空。否则， BOG 将大大增长，严重者使储罐内温度、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 % ），遇明炎炎可产生爆燃。因此，必须防止可烯物、点火源、氧化剂（空气）这三个因素同时存在。3、 翻滚的危险必： 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，两个液相层自发传质和传并相混合，液层表面也开即 时蒸发，下层由于吸取了上层的热量，而处在“过度”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。2.2 LNG 站工艺设计的全理性和全面性2.2.1LNG 站诮有合理的工艺源程序目前我国已建成的 LNG 站规模不一，供应用户有民用户，也有工业用户，但采用的几乎都是日本的工艺流程，见图 1 。从上述工艺流程图中可以看出，为保证 LNG 储罐中的 LNG 输出时保持一定的动力，设立了 LNG 增压器（也可以设立 LNG 低温泵）。南方地区假如冬季最低气温在 10 以上，可以不设水浴气化器，直接得用空浴气化即可输出土石方全规定的天然气（ NG ），建设费用也相应减少。实践证明，该 工艺流程完全土石方全我车 LNG 站的运营实际。 2.2.2LNG 站应有完善的运营功能（措施） 本人认为，不管是工业用 LNG 站还是民用 LNG 站，不管是平常供气还是调峰供气，不管规模、容量大小， LNG 站都应有以下流通渠道完善的使用功能（措施）：卸车功能、储存功能、 LNG 储压功能、气化功能、气化嚣组相切换功能、 BOG 释放接受功能、紧急情况安全放空功能、毁常情况紧急切断功能 LN 泄漏（溢出）后的解决功能等，还应具有 LNG 装车功能，以保证异常情况 LNG 的导出和生产经营需要。要据实陧情况考虑是否设计 BOG 再液化系统。目前国内有些 LNG 站运营功能就不完善，这将为此后 LNG 站的安全技术管理留下陷患。2.2.3LNG 站诮有可靠的安全措施 除 LNG 储罐自身具有的安全措施外，工艺管线中要设立安全阀、压力表、紧急切断阀、降压调节阀等安全措施消防水池、消防水泵、 LNG 储罐淋降温设施、 LNG 泄漏导出防护设施。应设立可靠的防、防静电设施；设团置必要的保冷措施和燃气加臭措施（民用户）。此外，还要设立异常情况下的安全连锁系统。 2.3 LNG 站的储存设备、气化设备、输送设备制造安装质量要精良朋 LNG 储罐作为 LNG 站中的关键设备，自身制造质量要达成设计文献、协议文献和国家有关压力容器制造标准、规定的规定，决不能偷工减料 ;LNG 气化器、（增热器）特别是空浴气化器，由于列管焊口较多，应注为时已晚焊口质量，按规程、设计广文献规定检查； LNG 的输送设备设施，如 LNG 气相、液相工艺管道，要选用符合规定的管材，按规定焊接、检查；低温阀门、阀件也应符合规定。 3 LNG 站的安全技术管理 LNG 因有的特性和潜在的危险性，规定我们必须对 LNG 站进行全理的工艺、安全设计及设备制造这将为搞好 LNG 站的安全技术管理打下良朋好的碁础。 3.1 LNG 站的机构与人员配量 应有专门的机构负责 LNG 站的安全技术管理；同进应配备专业技术管理人员；还是岗位操作人员均应经专业技术培训，经考核合格后方可上岗。 3.2 技术管理3.2.1 建立健全 LNG 站的技术档案 涉及前期的科研文献、初步设计广件、施工图、整套施工资料、相关部门的审批手续及文献等 3.2.2 制定各岗位的操作规程 涉及 LNG 车操作规程、 LNG 储罐增压操作规程、 LNG 储罐倒操作规程、 LNG 空浴（水浴）气化（器）操作规程、 BOG 储罐操作规程、消防水泵操作规程、中心调度控制程序切换操作规程、 LNG 进（出）站称重计量操作规程、天然气加臭操作规程等 。3.2.3 做好 LNG 站技术必造计划 3.3 （生产）安全管理3.3.1 做好岗们人员的安全技术培训 涉及 LNG 站工艺流程、设备的结构及工作原理、岗信操 作规程、设备的平常维护及保养知识、消防嚣材的使用与保养等 ，都应进行培训，做到应知应会。3.3.2 建立各岗位的安全生产责任制度，设备巡回检查制度 这也是规范安全行为的前提。如对长期静放的 LNG 应定期倒 罐 并形成制度，以防“翻滚”现象的发生。3.3.3 建立事故符合工艺规定的各类原始记录 涉及车记录、 LNG 储罐储存记录、中心控制系统运营记录、巡栓记录等 ，并切实执行。3.3.4 建立事故应急抢险救援预案 预案应对抢先救的组织、分工、报警、各种事故（如 LNG 少量泄漏、大量泄漏、直至着火等）的处置方法等 ，应具体明确。并定期进行演练，形成制度3.3.5 加强消防设施的管理 重点对消防水池（罐）、消防泵、 LNG 储罐喷淋设施、干粉灭火设施、可烯气体报警气体报警设施要定期检修（测），保证其完好有效。3.3.6 加强平常的安全栓查与考核 通过检查与考核 ，规范操作行为，杜绝违章，克服麻痹思想。如 LNG 的卸车就值得规范，从槽车进站、计量称重、槽车就位、槽车增压、软管连接、静电接地线连接、 LVG 管线置换、卸车、卸车完毕后余气的回收、槽车离位以及卸车过程中的巡检、卸车台（位）与进液储罐的等等 ，都应有一套完整的规程规定。 3.4 设备管理 由于 LNG 站的生产设备（储罐、气化设备等 ）均为国产，加之规范的缺少，应加强对站内生产设施的管理。 3.4.1 建立健全生产设备的台帐、卡片、专人管理，做到帐、卡、物相符 LNG 储罐等 压务容 器应取得压力容器使用证；设备的命名用说明书、合格证、质量明书、工艺结构图、维修记录等 应保存完好并归档。3.4.2 建立完善的设备管理制度、维修保养制度和完好标准 具体的生产设备应用专人负责，定期维护保养。3.4.3 强化设备的平常给护与巡回检查 LNG 储罐：外观是否清洁；是否存在腐蚀现象；是否存在结霜、冒汉情况；安全附件是否完好；基础是否牢固等。 LNG 气化器：外观是否清洁；（气化）结霜是否均匀；焊口是否有开裂泄漏现象；各组切换（自动）是否正常；安全附件是否正常完好。 LNG 工艺管线：（装）卸车管线、 LNG 储罐出液线保温层是否完好；（装）卸车及出液气化过程中工艺管线伸缩情况是否正常则否有焊口泄漏现象；工艺管线上的阀门（特别是低温阀门）是否有泄漏现象法兰连接处是否存在泄漏现象；安全附件是否完好。 3.4.4 抓好设备的定期检查 1 LNG储罐：储罐的整体外观情况（周期：一年）；真空粉末约热储罐夹层真空度的测定（周其：一年）；储罐的日蒸发率的测定（可通过 BOG 的排出量来测定）（周期可长可短，但发现日蒸发率）忽然增大或减小时应找出因素，立即解决；储罐基础牢固、变损情况（周期：三个月）；必要时可对储罐焊缝进行复检。同时，应检查储罐的原始运营记录。2、LNG气化器：外观整体状况；翅片有无变形，焊口有无开裂；设备基础是否牢固；必要时可对焊口进行无损检测。检查周期：一年。 3、LNG工艺管线：根据平常原始巡检记录，检查工艺管线的整体运营状况，必要时可检查焊口；也可剥离保冷情况；对不锈钢裸管进行渗碳情况检查。（检查期：一年） 4、安全附件： 对各种设备、工艺管线上的安全阀、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检查。检查周期：一年。值得说明的是，上述安全附件的检查应有相应检查资质的单位进行。5、其他：防雷、防静电设施的检查一年一次。其他设备、设施也应及时定期检查。3.5 应逐步应用现代化的管理手段和方法，加强 LNG 站的安全技术管理 4 取得的效果 淄博 LNG 站作为我国第一座卫星式 LNG 供气站，自 2023 年建成惟来，注重安全技术管理，完善管理制度，运营正常。当然，上述有些安全技术管理的方法，都是基于自己对 LNG 的一些粗浅的结识。 5 结束语 随着 LNG 在我国的不断推广应用，如何搞好 LNG 站的安全技术管理成为一个新课题。有人也许认为，日本应用 LNG 几十年了， LNG 站也没有出现大的问题。但本人认为，日本没有出现大的问题，就是由于他们真正了解了 LNG 的特性和潜在危险，不管从工艺、还是到设备制造到安全管理，都严格把关，保证了 LNG 站的安全运营。因此， LNG 站的安全技术管理问题应予关注和研究，通过不数年探索，逐步走出一条适合我国国情的 LNG 站安全技术管理的新路子。自从 LNG （液化天然气）制成以来，由于 LNG 的特殊优势，在世