lng加气站预评价报告

lng加气站预评价报告（精选10篇）

lng加气站预评价报告 篇1

LNG加气站储气罐安全评价方法研究

1、选题意义

国家“十五”规划期间，天然气汽车推广进展顺利，相应的配套产业LNG（Liquefied Natural Gas，液化天然气）、L-CNG加气合建站（Liquefied Natural Gas-Compressed Natural Gas，液化天然气-压缩天然气，既能对LNG汽车加气，又能对CNG汽车加气）的推广及发展也在逐渐成熟。

LNG的主要成分是甲烷（CH4）和乙烷（C2H6），均为易燃易爆物质，属甲类火灾危险品，爆炸极限为5%~15%，对空气的相对密度为0.675，扩散系数为0.196。（朱世敏：《LNG汽车加气站消防安全设计》）LNG属于低温深冷储存，所以加气站中的LNG一旦从储罐或加气管道中泄漏，小部分立即急剧汽化成天然气蒸汽，剩下的泄漏到地面，沸腾汽化后与周围的空气混合成冷蒸气雾，在空气中冷凝形成白烟，再稀释受热后与空气形成爆炸性混合物。LNG泄漏冷气体在初期比周围空气浓度大，易形成云层或层流。汽化量取决于土壤、大气的热量供给，刚泄漏时汽化率很高，一段时间后趋近于一个常数，这时的LNG泄漏到地面上会形成一种液态流体。就物理特性而言，由于天然气的易燃性，LNG一旦泄漏很容易产生爆炸和火灾，超低的温度更增加了LNG的危险性。（《浅析液化天然气的消防安全》）如2008年，浙江省一座LNG接收站的天然气的外输管线在试压运行后不久发生了泄漏爆炸，最终造成2人死亡、8人不同程度受伤；2009年中国石油江苏分公司的一座液化天然气接收站内的一座LNG储罐发生特大安全事故，最终造成9人死亡，14人受到不同程度的伤害；2004年1月19日，阿尔及利亚的斯基克达一个LNG生产厂的蒸气锅炉发生爆炸,引发了一系列大规模蒸气云爆炸和火灾，持续了8小时。爆炸和火灾摧毁了部分工厂，并造成了工厂周边区域的死伤及财产损失。（黄睿：《LNG_L_CNG加气合建站重大危险源辨识与评价》）

LNG加气站是专为LNG燃气汽车加气的专用加气站，可分成标准式加气站、撬装式加气站。标准式LNG加气站把站内设备平铺安装在地面，LNG储罐容积大（一般在50m3以上），可配置多台加气机，能满足较多LNG汽车加气。北京、乌鲁木齐、长沙、贵阳等地建成了标准式LNG加气站并投入营运。标准式LNG加气站设备加土地等成本约在800-1000万。

撬装式LNG加气站可分为地面式和移动式撬装LNG加气站，储罐总容积一般不大于50m3，较标准式建设更灵活。移动式撬装LNG加气站将以上各系统集中安装在撬体内，可整站移动。相较标准式加气站，撬装式加气站具有工艺流程简单、建设周期短、投资少的优点。撬装式加气站单就设备成本来看，约200万元。

根据相关统计和预测，2013年、2015年、2020年中国LNG加气站分别为达到2000座、5000座、10000座，LNG加气站的增长速度可见一斑。随着LNG的普及和运用，其事故风险率也随之增加，LNG加气站都建于市县规划建成区边缘，一旦泄漏将造成严重的后果，所以对LNG加气站建设进行全面的安全评价，并对LNG加气站的事故进行定量分析预测是非常重要的。

2、该领域国内外研究动态

着近年来国内LNG加气站的长足发展，科研人员也进行了更加深入的技术研究。在清华大学学术信息发现平台上，搜索关键字“LNG加气站”，共有54篇文献，无学位申请论文，2010年以后的文献有31篇（如表1）；搜索关键字“LNG filling station”，没有相关文献。在中国知网上搜索主题词“LNG加气站”，共有4,451条结果，在结果中搜索“安全评价”，仅有10条记录（含LNG船的相关文献）。

黄睿（《LNG、L-CNG加气合建站重大危险源辨识与评价》）在硕士学位论文中对典型LNG、L-CNG加气合建站的特性、设备和关键技术进行了简要介绍，然后对站内的危险、有害因素进行了初步的辨识。通过文中所用到的危险源辨识和评价方法的介绍，提出了适合加气站重大危险源辨识和评价的辨识评价模式图。并以邛名LNG、L-CNG加气合建站为例，利用所建立的重大危险源辨识与评价模式对加气站进行辨识和评价。

史文文（《LNG气化站的风险评价及预警系统的构建》）在硕士论文中从LNG自身危害、LNG储罐和管道设施有害因素、人力和安全管理危险因素和环境因素四个方面分析得出了 LNG 气化站可能存在的风险因素。利用故障树分析法，建立了 LNG 气化站内各关键设备的故障树系统，并进行了故障树分析，求得了各自的最小割集，提出了一些避免事故产生的措施；最后是 LNG 气化站安全预警模型的建立，包括建立预警指标管理系统、构建综合安全风险预警模型、设计警情演示系统和制定应急救援体系。

针对加气站的安全评价方法，杨晓欣（在硕士学位论文《CNG加气站储气罐安全评价方法研究》一中）通过对目前CNG加气站安全评价方法的比较，从CNG加气站的实际运行情况出发，建立了基于故障树/安全检查表分析的安全评价模型。最后开发了CNG加气站储气罐安全评价软件，实现了CNG加气站储气罐安全评价的自动化。

尽管目前国内对天然气汽车和加气站的研究成果比较多，但是其中的大部分都是针对天然气汽车或CNG加气站的研究，对于LNG加气站中整个流程（包括卸车过程、储罐的增压过程以及加气过程等）的详细的分析和研究较少，并且大部分对设备仅有所涉及，没有进行详细的描述。同时，LNG加气站型式是多样的，对于加气站型式的选择和加气站规模的设计更多的是根据经验来确定，缺乏理论依据。

在LNG加气站的安全性方面，国内的研究比较少。欧美和日本对LNG的研究较为深入，法律、法规、标准、规范自成体系、相对完善先进。美国消防协会（NFPA）制定的国家标准NFPA59A《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》已经等同转化成为我国标准GB/T20368；欧洲标准委员会（CEN）制定的欧洲标准EN1473已等同转化为我国标准GB/T22724《液化天然气设备与安装陆上装置设计》。两个标准对LNG工厂的设计、选址、建造、安装、维护、防火、安全等方面做了详细的规定。国外对这方面的研究大多是出于安全性角度考虑的法律法规，专门针对LNG加气站的研究也比较少。这些都是急需要解决的问题，从而为天然气汽车产业化发展和LNG加气站技术的提高打下良好的基础。（LNG加气站工艺技术、安全及经济性分析宋振兴）

3、本课题研究的目的

LNG加气站凭借其各方面的优势必将成为今后清洁能源的一个发展趋势，具有非常良好的发展前景。作为一类新兴的加气站，其站内设备种类增多，工艺流程较为复杂，在站内布置安全措施、进行设备安装及生产过程控制时，应对站内重大危险源进行辨识和评价，同时应该进行事故预测。对LNG加气站重大危险源辨识和评价并对事故进行预测，是LNG加气站安全设计、施工、管理的一项重要的基本工作，是依靠现有的科技技术来预防LNG加气站重大事故的具体表现。大量实践证明，将重大危险源辨识和评价技术应用到各大易燃易爆场所，可以实现对安全生产情况的掌握，提高设施及设备本身运行安全水平，最终实现安全与生产的协调发展。因此，研究LNG加气站安全评价方法对于今后LNG加气站的建设、管理和发展都具有非常重要的意义，同时也为制定相关技术规范提供相关的理论支撑。

4、预期成果

寻找一种适合LNG加气站安全评价的科学办法并编制成简便易操作的VB软件程序，为LNG加气站的选址设计、工程建设、日常管理提供理论依据，减少日常工作量，将安全评价工作常态化。用贝叶斯网络预测泄漏事故的结果表明，“执行”失误是 LNG 泄漏最主要的事故原因，而个人层的CPC会对执行失误产生较大的影响。

通过对LNG加气站的物—人—环境及操作流程进行深入研究，建立基于FTA（故障树分析）和SCA（安全检查表分析）的安全评价模型，从而对LNG加气站进行重大危险源的辨识和评价；利用层次分析法（AHP）、贝叶斯网络为工具，对LNG加气站进行危险性评价，用于LNG加气站的安全评价。再将上述过程进行VB编程，使界面简单、使用方便。最后将计算结果与ALOHA软件计算结果进行对比。

5、研究方案、研究方法及其论证

（1）研究方案：

简述国内LNG加气站标准式加气站和撬装式加气站的基本工作流程，将两个系统中物—人—环境各要素作为研究对象，明确相互关系，进行重大危险源的辨识和评价，分别对两类加气站进行安全等级划分归类，将相关数据简化处理，用VB语言编出简易程序，将结果与ALOHA软件计算结果进行对比，验证程序效果。

建立基于故障树/安全检查表的安全评价模型，运用该方法分别对标准式和撬装式LNG加气站进行安全评价。针对储罐爆炸危险性：首先建立LNG加气站爆炸故障树，找出影响LNG加气站储气罐安全的主要隐患，然后尽量充分地考虑设备、人员、规章制度、环境四方面的因素，从而确定安全评价指标。再运用改进的层次分析法确定各个指标的权重，同时运用聚类分析法对权重系数进行修正，从而使安全评价指标的权重分配更加客观。再对安全评价指标科学赋值，依照相关的标准规范和事故案例建立安全检查表。依照同样的方法对加气站内的其他关键设备和工作流程建立故障树。针对储罐泄漏：先将认知可靠性与失误分析方法（CREAM）的共同绩效条件（CPC）分成3层，即组织层、技术系统层和个人层。以贝叶斯网络（BN）为工具，利用其因果推理和诊断推理的功能，进行人因失误预测和追溯的双向分析。将考虑组织因素的人员操作失误概率引入加气站装卸过程LNG泄漏的BN中，进行LNG泄漏的安全评价以及泄露事故原因的重要度分析。

在上述基础上，建立起LNG加气站的模糊综合评价体系，针对各个评价单元进行模糊评价，得出模糊综合评价结果，最后得出整个LNG气化站的安全等级；归纳总结出LNG气化站各类事故的危害模型：LNG 和气态天然气的泄漏量、天然气扩散模型、火灾热辐射模型以及爆炸冲击波模型，针对每种危险事故归纳出了其后果模型，并以某气化站为研究对象，采用实际调研数据，着重分析了蒸气云爆炸、沸腾液体扩展蒸气爆炸和池火火灾的事故后果。

（2）研究方法：

FTA（故障树分析）和SCA（安全检查表分析）、层次分析法（AHP）、贝叶斯网络预测法、VB语言。

（3）论证：

通过对某市标准式加气站、衡水市华润燃气公司LNG加气站工程对研究成果（VB语言）进行检验，并对比ALOHA软件检测成果。

6、关键难点拟采取的解决措施

（1）LNG加气站现阶段更多采用的是撬装设备，对标准站基础数据的取得有一定的困难；拟针对已建成的LNG加气站进行分析，通过系统内部联系取得相关数据；

（2）对事故预测理论和方法需熟练掌握。本文运用了大量的事故预测的理论和方法，要求作者有足够的数学功底和相关专业知识，在下一个阶段需要进一步加强相关内容的学习；

（3）计算机专业知识仍有待提高。拟在当地学校学习计算机及相关知识，争取编制出界面更友好、使用更方便、操作性更强的实用程序。

7、本论文的特色与创新

（1）针对LNG加气站进行全面的安全评价。以往国内外对LNG的研究大多是针对储罐区和气化站进行的，针对两类LNG加气站的安全评价并不多；

（2）ALOHA软件已经较为成熟，但因其系统较为完善，并无LNG专项安全评价软件，本文将根据实际算例将自主研发的VB软件同ALOHA软件计算结果进行比较；

8、论文工作总体日程安排、预计答辩时间 论文开题：2013年4月

LNG重大危险源辨识：2013年5月-2013年12月 安全评价方法的各类计算：2014年1月-3月 算例验证：2014年4月-2014年6月 论文初稿：2014年7月至2014年10月 论文修改：2014年11月 论文答辩：2014年12月

参考文献和进一步阅读文献

[1] 杨玉峰, 安 琪, 韩文科.2010年全球LNG市场形势及2011年展望[J].国际石油经济, 2010(12):27-30.[2] 杨晓欣.CNG加气站储气罐安全评价方法研究[D].新疆大学, 2012.5.26.[3] 黄睿.LNG、L—CNG加气合建站重大危险源辨识与评价[D].西南石油大学, 2012.5.[4] 史文文.LNG气化站的风险评价及预警系统的构建[D].哈尔滨工业大学, 2010.5.[5] 马维林, 余建星.考虑组织因素的液化天然气泄漏安全评价方法[J].中国安全科学学报, 2011.10, 21(10):89-94.[6] 狄建华, 陈方兼.FDS 软件对 LNG 储罐泄漏火灾后果的模拟[J].油气储运, 2013, 32(1):70-77.[7] 陈叔平, 谢高峰, 李秋英, 等.LNG、L-CNG、CNG加气站的比较[J].煤气与热力, 2007.7, 27(7):27-30.[8] 于庭安, 戴兴国.LNG储罐火灾和爆炸事故树分析[J].中国安全科学学报, 2007, 17(8):110-114.[9] 李龙.LNG气化站安全生产风险管理分析[J].煤气与热力, 2009, 29(1):B16-B19.[10] [11] [12] [13] 宋振兴.LNG 加气站工艺技术、安全及经济性分析[D].哈尔滨工业大学, 王凤琴.LNG接收站安全评价软件的开发[D].大连理工大学, 2009.6.张铁军.LNG 气化站安全管理系统技术应用探讨[J].上海节能, 李志达.LNG气化站的安全技术措施与事故应急预案[J].煤气与热力, 2010.6.2012(3):10-14.2007, 27(3):49-53.[14] 张红威, 王启昆.LNG气化站工程的安全预评价[J].煤气与热力, 2009, 29(5):B6-B10.[15] [16] [17] [18] 庄学强.大型液化天然气储罐泄漏扩散数值模拟[D].武汉理工大学, 王健敏, 皇甫丽霞, 郭开华.美国LNG项目安全法规标准及其启示[J].顾安忠.迎向“十二五”中国LNG的新发展[J].天然气工业, 2011.6, 赵普俊, 熊茂涛, 杨修杰, 等.我国液化天然气加气机的发展现状与展2012.6.安全环保, 2011.6, 31(6):111-114.31(6):1-11.望[J].现代化工, 2012.2, 32(2):9-12.[19] [20] [21] 邓强.液化天然气供气站风险评价研究.重庆大学硕士论文.2008:3-9 Phani K.Raj.LNG Pool Fire Spectral Data and Calculation of Ohba, R Kouchi.Validation of Heavy and Light Gas Dispersion Models Emissive Power Journal of Hazardous Materials, 2006,(7):300~304 for theSafety Analysis of LNG Tank.Journal of Loss Prevention in the Process Industries,2004,(4):298-302 [22] Mc Devltt，Robin Pitblado.Potential for BLEVE Associated with Marine LNGVessel Fires.Journal of Hazardous Materials, 2006,2.

lng加气站预评价报告 篇2

1 项目概况

该LNG加注站为二级站, LNG用低温运输槽车运至该加气站, 通过卸车接口、真空管道、低温泵等将LNG压到2台60m3低温贮罐中, 通过低温潜液泵和LNG加液枪输送到汽车上的LNG瓶内。

2 重大危险源识别与评价等级

依据《环境风险评价导则》对本项目进行重大危险源识别, 项目涉及的主要危险物质是天然气, 由表1的重大危险源辨识看出, LNG罐区为重大危险源, 环境风险评价等级为一级。

单位:t

3 风险识别

本项目LNG组成成分主要为CH4 (82.3%) 、C2H6 (11.2%) 、C3H8 (4.6%) 、N2 (0.8%) 和其他 (1.1%) 。LNG的密度为460 kg/m3, 其沸点大气压力下约为-162℃。LNG一旦从储罐或管道中泄漏, 一小部分立即急剧气化成蒸气, 剩下的泄漏到地面, 沸腾气化后与周围的空气混合成冷蒸汽雾, 在空气中冷凝形成白烟, 再稀释受热后与空气形成爆炸性混合物。

4 事故源项分析

4.1 最大可信事故及概率

最大可信事故指事故所造成的危害在所有预测的事故中最严重, 并且发生该事故的概率不为零的事故。

根据《环境风险评价实用技术和方法》[2]中统计数据, 目前国内化工装置典型事故风险概率在1×10-5左右。评价综合考虑工程技术水平、管理规范、安全防范措施等, 给出项目的事故发生概率取1×10-5/a。

4.2 源项分析

根据事故统计, 典型的损坏类型是储罐与其输送管道的连接处 (接头) 泄漏, 裂口尺寸取管径的20%或100%计算[3], 本次设定破损程度为接管口径 (储罐输送管径为DN50) 的100%。

(1) LNG储罐泄漏后扩散

泄漏速率采用《建设项目环境风险评价导则》 (HJ/T169-2004) 附录A中推荐的液体泄漏速率计算公式进行估算。

假定LNG储罐接头处发生泄漏, 按大型泄漏考虑, 经计算得出LNG泄漏速率为Q0=25.60 kg/s。

(2) LNG储罐泄漏后点火

在泄漏事故发生后, 遇火源燃烧将伴生CO、NOx和极少量烟尘等污染物, 本次评价仅对伴生的CO进行预测评价。

火灾伴生/次生中一氧化碳产生量的计算见下公式[4]:

式中:GCO———一氧化碳的产生量, g/kg;

C———物质中碳的质量百分比含量, %。取85%;

q———化学不完全燃烧值, %。取5%~20%。

按照发生大型泄漏, 经计算产生伴生污染物CO速率为10.14kg/s。

5 事故后果分析

采用环境风险评价导则推荐的多烟团模式预测计算事故状况下的污染物地面浓度。

甲烷对人基本无毒, 但浓度过高会使人体产生窒息, 选取总烃以色列标准 (一次值5mg/m3) 作为评价标准。CO是无色、无臭、无味的气体, 会与血红蛋白结合而造成组织缺氧, CO的评价标准见表2。

假定泄露时间为10min, 由预测结果可知:在相同稳定度条件下, 风速越大, 影响范围越大, 危害程度随距离减弱;在相同风速条件下, 稳定度越高, 影响范围越大, 危害程度越小。事故发生后10min时刻, 甲烷最大落地浓度为5572109mg/m3, 造成下风向838m范围内环境空气中的甲烷不同程度超标。CO事故地面最大浓度及影响程度范围见表4。

从以上分析可见, 在设定的事故状态下, LNG储罐发生大型泄漏后, 综合考虑天然气 (甲烷) 和CO的影响, 控制抢救时间在10分钟内, 紧急疏散半径建议为700米, 短时间接触容许浓度区域 (786米) 内应进行应急监测。

6 风险管理

6.1 风险防范措施

参照《石油化工企业防火设计规范》和《石油天然气工程设计防火规范》 (GB 50183-2004) 和《液化天然气 (LNG) 汽车加气站技术规范》 (NB/T1001-2010) 》等设计规范的要求, 从选址、总图布置和建筑安全、危险化学品贮运、工艺技术设计、自动控制设计、电气电讯、消防及火灾报警等方面提出风险防范措施。

企业应设立三级应急防控体系:一级防控措施:在罐区设置围堰, 将污染物控制在围堰内;二级防控措施:设立事故水池, 防止事故泄漏物料和消防废水造成的环境污染.;三级防控措施:在雨排口处加挡板、阀门, 确保事故状态下不发生水污染事件。

6.2 风险应急预案

通过对事故的风险评价, 生产运营企业在投产前, 应制定详细的防止重大环境污染事故发生应急预案、消除事故隐患的措施及应急处理办法。2010年国家环境保护部发布了《石油化工企业环境应急预案编制指南》和《突发环境事件应急预案管理暂行办法》, 建设单位应据此制定厂区的应急预案, 并经过专家评审, 审查合格后实施运行。

7 评价结论

根据拟建项目工程特点, 通过重大危险源辨识确定该项目罐区LNG为重大危险源, 通过源项分析及事故后果计算预测分析事故对环境的影响, 一旦发生突发性环境污染事故, 建设单位应按有关规定采取应急措施, 将环境风险降到最低限度。

参考文献

[1]环境保护部.建设项目环境风险评价技术导则[S].HJ/T169-2004, 2004.

[2]胡二邦.环境风险评价实用技术和方法[M].北京:中国环境科学出版社, 2000:187-201.

[3]李爱贞.环境影响评价使用技术指南[M].北京:机械工业出版社, 2008:690-691.

LNG加气站安全 篇3

lng小强 2017-11-28 08:30:35 2017年11月24日晚，杨凌LNG加气站发生泄漏爆炸事故，初步确定起火是由于发生管道轻微液体泄露，并起火引燃管道外保温材料。事故造成一人死亡，两人受伤。

晚上8点56接110指挥中心转警，说杨凌南庄地区发生剧烈震荡，具体情况不明。9点08分，辖区消防中队出动消防车5车20人第一时间赶到现场，发现陕西天然气LNG加注站装载区下方有明火，经现场消防员目测过火面积约20平方米。

事发加气站 为何作为天然气公司大力推广的LNG加气站在最近几年，事故频频发生，而CNG加气站却相对比较平静呢？ 笔者从以下几点进行了分析:

1、从2011年开始LNG加气站呈现出井喷态势，至2017年，全国保守估计应该已经3千多座了，作为LNG车辆最多的陕西省，加气站规模更是处在前列，国有、民营、私人加气站片地开花，地方政府为了投资及税收对手续办理更是睁一只眼闭一只眼，记得2015年9月8日，央视焦点访谈对陕西的违法加气站进行的曝光。

榆林违法加气站被曝光

在无土地使用手续的情况下，许多加气站至少已存在了3年，在无具体经营地址的情况下，工商局就为其发营业执照，可想而知问题的严重性，当然这种现象在全国其他地方肯定也有的，只是暂时没有被曝光出来。当然手续难办这是LNG几加气站面临的共同问题，但是这不是生产经营单位逃避安全生产责任的借口。

2、当一个行业开始高速发展的时候，避免不了出现各种问题，LNG加气站行业也一样，适用的国家标准一直到2012年才实施，确实相对滞后了行业发展速度，另外许多企业片面最求利益，忽视了对从业人员的培训管理，也是事故出现原因。

LNG加气站申报流程 篇4

业主需做工作：

凭监检报告－－到特检院（技监局）办理注册压力容器使用证－－凭加气站质量管理手册、操作规程、程序文件－－到省技监局办理加气站充装许可证。

建加气站要求：站长须持工程师证、压力容器管理证，安全员须到安检局办理安全员证，操作员 要有压力容器操作证或者充装员证（在技监局或者特检院办理，看各个地方情况）；

业主需做工作：

LNG加气站隐患整改制度 篇5

1、隐患险于明火。要取得确保安全的效果，必须致力于治理隐患，公司各部门主管都要认真对待隐患整改工作的实施。对事故隐患的整改首先要做到三“明确”，即：整改项目的明确，整改责任人的明确，整改完成时间的明确。

2、隐患整改工作项目包括：检查或举报中反映出来的，可能影响职工安全、健康和公司财产损失等的问题，要进行分类、整理、汇总，上报公司总经理，并报送公司安全技术部门存档。在落实整改项目时必须做到计划、安排、时间、要求的落实，将隐患彻底消除在萌芽状态。

3、各级检查组织和人员对查出或举报的隐患，都要逐项分析研究，并提出整改措施。按“三落实”（措施落实、期限落实、人员落实）的原则按期完成整改任务。部门自身不能解决的，要及时用书面形式报告安委会，以便安委会对情况全面了解，并会同有关职能部门协调解决。

4、对严重威胁安全生产的隐患项目，应下达《隐患整改通知书》，其内容有：隐患内容、整改意见和整改期限，由安委会副主任签署后发出，隐患所在部门负责人签收后按期实施整改。

5、接到隐患整改通知书的部门应按要求及时有效地整改，如实记录好整改情况，并向安委会反馈整改结果，由安委会负责查验。

6、对严重危及职工生命及公司财产安全的生产设备隐患，应立即整改，必要时停产停业整改。

7、对一时不能整改的安全隐患，应采取有效的防范措施，加以安全监控，并且明确整改计划，限定整改期限并按期整改，确保安全生产。还必须书面向当地安全生产监督管理部门报告。

8、对安监部门责令限期改正的安全隐患，应在规定的期限内改正，由安全主任负责跟踪，并写出安全隐患整改复函，报送安监部门。

LNG加气站的工艺流程 篇6

设计LNG加气站的工艺流程分四个步骤：卸车流程、调压流程、加气流程、卸压流程

1）卸车流程：把集装箱或汽车槽车内的LNG转移至LNG加气站储罐内。此过程可以通过三种方式

实现。

（1）通过卸车增压器卸车

（2）通过浸没式加气泵卸车

（3）通过增压器和泵联合卸车。本加气示范站采用第三种方式。选用设备规格为：卸车增压 200Nm3/h，浸没式泵流量40～200l/min，压力0.2～1.2Mpa.实际工作时卸一台标准集装箱的时约为1.8小时。该方式优点 是缩短 了卸车时间，缺点是耗能、在卸液快完时如不注意泵容易遭害、工艺流程相对复杂。笔者认为：

三种卸车方式 中应首选第一种，采用储罐上、下进液同时进行的方式。该方式优点是：简单、不耗能。缺点是卸车时间长，卸 一台标准集装箱时间约为2.5～3.0小时。建议在加气站场地许可的情况下，加大卸车增压器。如选用300NmVh 的卸车增压器，则卸一台标准集装箱的时间约为2.0小时。第二种卸车方式不建议采用。

2）调压流程：由于目前汽车上的车载瓶本身不带增压器，因此车载瓶中的液体必须是饱和液体。为此在给汽车加液 之前首先对储罐中的LNG进行调压，使之成为饱和液体方可给汽车加气。调压方式也有三种。

（1）通过储罐压力调节器调压

（2）通过泵低速循环进行调压

（3）通过储罐压力调节器与泵低速循环联合使用进行调压。第一种方式优点是工艺、设备简单、不耗能。缺点是调 压时间长。LNG加气站储罐调压与LNG气化站储罐调压原理不同，LNG气化站储罐调压采用气相调压，目的是只要得到所需压力的LNG即可。而LNG加气站储罐调压是要得到一定压力的饱和液体，只能进行液相调压。故采用同规格的压力调节器对同样的储罐调节同样的压力需要的时间却大不一样。实际工作时测得：采用200Nm讥的压力调节器对50m3的储罐调节饱和液体压力，达到0.5Mpa时所需时间为8～10小时，依外界气候的温度不同而异。这对汽车加气带来很大不便。储罐调压应采用第三种方式较为合理，并且压力调节器应有备用，可能的话还应增大其规格。这样，虽然增加了投资、能耗，但大大缩短了调压时间，理论上计算可在3.0～4.0小时实现，从而确保加气时间。如单采用第二种方式其调压时间仍为偏长。

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，加气压力为1.6Mpa.在给车载瓶加气前首 先应给车载瓶卸压，通过回气口回收车载瓶中余气。目前，该部分气进行放空处理。建议在以后的加气站中，增 设车载瓶到储罐气相的回流管，同时设计量装置，便于对车载瓶中余气进行回收和计量。4）卸压流程：在给储罐调压过程中，储罐中的液体同时在不断的蒸发和气化，这部分气化了的气体如不及时排出，储罐压力会越来越大，当储罐压力大于设定值时，相关阀门打开，释放储罐中的气体，降低压力，保证储罐安全。目前，该部分气体进行放空处理。建议在以后的加气站中，该部分气体通过调压后送人附近市政管网系统。

二、LNG加气站设计

依据规范目前，国内还未出台LNG的相关设计、施工和验收规范，在LNG气化站设计中，行业

普遍认可的是参照 LPG相关规范。其理论依据是基于LNG和LPG的特性参数。LNG的主要成分为 CH4，LPG的主要成分为C3H6C4Hs。同时LNG处于-162℃的深冷、常压储存状态，规范中参照执 行的LPG是处于常温、压力储存状态，因此 LNG与LPG比较，在理论上是较为安全的。

而在LNG汽车加气站设计中，如与LNG气化站一样，参照LPG的相关规范，这在寸土寸金的市区 建设LNG加气站没有占地上的优势，而且，本站作为示范站，其意义就是将来为制定LNG加气站设计规范提供理论和实践上的依据，如仍套用LPG的相关规范，则失去了其示范的意义。

由LNG的性质，可以看出它作为车用燃料还有如下的特点和优势：

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。

三、价格分析

1）LNG价格根据用户与资源供应地的实际地理位置，LNG的陆上运输距离大体可分为近距离

（200km以内），中远距离（200-1000km）、远距离（1000～3000km），与此相对应的LNG 运输价格相应约为0.3元/Nm3，0.7元/Nm3、0.9元/Nm3.这是对公路运输而言，如采用铁路 运输，则远距离运输价格可大大降低。

2）LNG汽车经济性根据天然气燃烧特性和运行试验结果，1Nm3的天然气的行驶里程等效于1.2

升燃油，目前汽柴油价格在3.45-4.0元／升之间，如天然气零售价按3.0元/Nm3计算时，使 用LNG作燃料比燃油便宜27.5%～34.2%.每车按年运行60000～80000km计算时，中型车 耗油约13200～17600升，大型车耗油20400～27200升，以当前油价计算，使用LNG时分 别可节约燃料费为14761～19682元和22813～30418元，汽车行驶路程越长，则越节约燃料 费用。LNG汽车改装件投资略高于CNG汽车，若采用国产储罐改装件，中型车投资约为2.5 万元，重型车约为3.5万元，则改车投资回收期约为1.4～2.0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%，一般在投用1.5年之内即可收回投资。

3）LNG加气站效益初步分析LNG汽车加气站规模可大可小，投资额差异大，以一座日售气

2.2×104Nm3LNG（年售气800×104Nm3）加气站为例，如以采用国产设备为主，总投资约 420万元（不含征地费、常规地质情况），年耗动力约3万kW，人员为8人（与加油站合建 时人可不增加）。则年总经营成本约为2081万元，当LNG进价与零售价价差保持0.40元/Nm3 时，年利润约为154（税后）万元，约2.7年可收回投资（税后）。

综上所述，LNG汽车具有经济、安全、环保、适用、方便、机动等优势，是天然气汽车的发

展方向，同时也是城市规模化发展天然气汽车的理想途径。

四、问题和结论

1）由于国内规范的滞后性，目前，LNG汽车加气站执行《液化天然气（LNG）生产、储存和装

卸标准》NFPA59A-2001和《汽车用液化天然气（LNG）供气系统标准》NFPA57-1999的标 准有很大难度，需做不少协调工作。

2）由于二个LNG加气站调试运行的时间还不长，故本文中的一些试验数据随着进一步的调试运 行可能会有变化。

3）根据二个加气示范站的试验效果，国产LNG加气机的质量有待提高，同时需做进一步的研发

工作。

4）根据二个加气示范站的试验效果，LNG汽车最适用于600Km范围内的城市区间车运行，其

lng加气站预评价报告 篇7

[中国石化贵州石油分公司安全处，贵州贵阳 550002] 摘 要：结合贵阳LNG汽车加气站的安全运行管理情况，分析LNG汽车加气站的安全运行管理要求。

目前国内无国家标准、设计技术规范、安全规章制度的情况下，参考探讨了LNG汽车加气站安全运行管理，进行有效地分析，提出了加气站安全运行管理中存在的问题及建议。关键词：LNG加气站 运行安全

LNG作为一种清洁、高效优质的能源，成为能源供应增长速度最快的领域，在城市公交巴士、重卡等代用燃料，具有广阔前景。贵阳LNG加气站，是中石化第一座LNG加气站，因为其更洁净，运输方便，投资占地少（相比CNG），一次充装行驶里程更长（与汽油相近）。分析了LNG在运输和储存中的各种潜在的危害及预防措施，更好地做好LNG安全运行管理。1 LNG加气站安全运行问题 1.1运输储存的安全防护

LNG的存储是天然气开发利用的关键技术之一，存储的安全性是很重要的。由于

天然气是多组分的混合物，随产地的不同它的组分也是有差异的，LNG低温充注和储存在槽罐内，因密度差会形成分层。从储槽护壁渗入的热量可能会引起液体层之间的混合，并进而发生流体的涡旋，促使LNG存储失去稳定，大量蒸发，既造成了经济上的损失又会对LNG储槽的安全使用产生威胁。

在考虑LNG储运安全性时，应充分考虑到贮存和装卸时，若LNG意外泄漏或溢出,LNG急速气化、扩散，并与空气混合形成易燃、易爆的混合气体，泄露扩散后的可燃气，达到可燃浓度界限时，在一定温度下，或遇到明火会形成轰燃，继而形成难以控制的火灾。1.2贮罐压力的安全防护

LNG贮罐的内部压力需控制在允许的范围之内，罐内压力过高或出现负压对贮罐都是潜在的危险。影响贮罐压力的因素很多，诸如热量进入引起液体的蒸发、充注期间液体的闪蒸、大气压下降或错误操作，都可能引起罐内压力上升。另外，在非常快的速度进行排液或抽气、充注的液体温度较低时，有可能使罐内形成负压。贮罐还必须有压力安全阀和真空安全阀，真空安全阀能感受当地的大气压，以判断罐内是否出现真空。前者防止贮罐超压，后者预防贮罐出现负压。LNG贮罐的压力安全阀和真空安全阀与罐体之间还需设置有一个手动开关的截止阀，以便安全阀的检修，安全排气装置还应充分考虑在火灾情况下如何进行安全排放。1.3低温冻伤的安全防护

低温包括LNG液体表面、LNG低温管线及设备等，如果与这些低温表面接触的皮肤区域没有得到充分的保护，就会导致低温冻伤。如果皮肤的表面潮湿，与低温物体接触后，皮肤就会粘在低温物体的表面，就会将这部分皮肤撕裂，因此，可通过加热的方式将粘结的皮肤从低温表面挪开。对于接触低温的操作人员，一定要穿上特殊的劳保服，防止皮肤与低温液体直接接触。LNG加气操作工人特殊的劳保包括：配带防护面罩、安全帽保护暴露在外的眼睛及脸部；必须戴上低温手套，穿长裤、长袖的工装及高筒靴，这些衣物都要求由专门的合成纤维或纤维棉制成，且要尺寸宽大，便于有低温液体溅落到上面时，快速脱下。

对于低温设备，包括低温管线及阀门，设计上都考虑到了操作工的安全，对它们都要求进行保冷、防护，这样就可避免操作工直接与低温金属表面相接触。对于其它表面及结构，例如支撑物或其它组件，由于LNG或低温气体的排放，它们就可能变成低温。这时操作工除了可能与低温表面接触造成伤害外，还会面临由于材料自身特点发生变化而造成意外伤害。因此，操作人员应熟悉与低温接触的这部分构件的性质，避免产生意外伤害。

1.4 窒息危害的安全防护

呼吸低温蒸气有损健康，在短时间内，将导致呼吸困难，时间一长，就会导致严重的疾病。所有的LNG蒸气并没有毒，但它们会降低氧气的含量，导致窒息。如果吸纯LNG蒸气，很快就会失去知觉，几分钟后便死亡。当空气中氧含量逐渐降低，操作工人可能并不会意识到。等最后意识到时，已经太迟。要预

防低温气体对人体产生窒息危害，则需配备可燃气体探测器，在封闭房间内，应安装固定的可燃气体探测器，在室外，应配备便携式可燃气体探测器，随时探测低温气体浓度，一旦低温气体浓度达到报警值，探测器就会发出报警，避免低温气体对人员造成伤害。泄漏检测仪表选用催化燃烧式可燃气体报警装置，设置高、低限报警，并能自动启动ESD 系统。1.5放空气体的安全保护

停止工作流程，安全阀起跳、维修放散等操作产生的EAG（放空气体），可能会因为来不及汽化而直接以液态的形式排放至大气中，如果有人员在附件，就易发生人身伤害事故。为确保EAG放散安全，EAG放散进入大气前增加管道阻火器，防止放空气燃烧回流，避免产生危险；在EAG放散管道上配置EAG加热器，确保将LNG液体汽化后才能排放，防止冷液伤人。1.6紧急停车系统(ESD)保护

当操作人员在操作、巡检、值班时发现系统偏离设定的运行条件，如系统超压、液位超限、温度过高以及出现LNG泄漏，火灾报警事故时，能自动或手动在设备现场或控制室远距离快速停车，快速切断。2 危险区域及安全防护措施

2.1 防爆区划分：加气站生产区：罐区、卸车区、加气区属气体Ⅱ区爆炸危险场所。站区内其余环境为正常环境。爆炸危险环境场所用电设备及照明灯具均采用隔爆型电器设备，规格为dⅡBT4。做好防火防爆措施，配置灭火器，设置有地上LNG储罐，三级LNG加气站可不设消防给水系统。消防给水应利用城市或企业已建的消防给水系统。当无消防给水系统可依托时，应自建消防给水系统。LNG设施的消防给水管道可与站内的生产、生活给水管道合并设置，消防水量应按固定式冷却水量和移动水量之和计算了，设置有地上LNG储罐的各类LNG加气站及油气合建站的消防给水设计应符合用水量的要求，连续给水时间不应小于3h。

2.2 防雷区域划分：加气站罐区、加气罩棚属第二类防雷建筑物。（1）防直击雷：根据《建筑物防雷设计规范》及《石油化工企业设计防火规范》。储罐等设备壁厚大于4 mm，可利用设备本体兼作接闪器，不专设避雷针，但应保证设备本体有良好的电气性能与工艺装置区接地网连接即可。

（2）防雷电感应：站内所有设备、管道、构架、平台、电缆金属外皮等金属物均接到接地装置上。

（3）防雷电波侵入：低压电缆埋地敷设，电缆金属外皮均接到接地装置上，所有管道在进出建筑物时与接地装置相连，管道每隔25m接地一次。3）防雷击电磁脉冲：低压电磁脉冲主要侵害对象为计算机信息系统，站房的控制室等建筑物屋面装设避雷针网格，网格不大于10×10m。供配电系统，配电线路首末端均装设电涌保护器。

2.3防静电措施：在生产过程中，因液体、气体在设备、管道中高速流动而产生静电，静电电荷有可能高达数千伏，有可能产生静电放电火花，引燃泄漏的可燃气体，防止静电火花最根本的方法是设备管道作良好的接地，设备每台两处接地，管道每隔25m接地一次，法兰、阀门之间作电气跨接。槽车装卸作业，应采用接地夹与装卸设备实行等电位连接。2.4接地系统：

(1)配电系统采用TN-S接地形式，引入低压电源进线在 控制室重复接地，接地电阻不大于4欧姆。

(2)电气设备的金属外壳均作保护接地，防止人身触电，接地电阻不大于10欧姆。

(3)防雷接地：接地电阻不大于10欧姆。(4)防静电接地：接地电阻不大于100欧姆。(5)自控仪表等系信息统接地：接地电阻不大于1欧姆

所有接地系统如防雷接地、电气系统接地、防静电接地、信息系统共用接地装置，接地电阻不大于1欧姆。3 作业现场的安全要求

LNG加气站应建立健全特种设备安全管理制度和岗位操作规程，严格落实安全生产责任制，操作人员严格按照操作规程作业，应对站内设备进行巡回检查，做到沟见底、轴见光、设备见本色，并做好设备的巡回检查记录；充装人员在加气时机动车辆必须熄火，驾乘人员必须离车并在安全区域等候；在加气作业时站内严禁从事检修车辆、敲击铁器等易产生火花的作业，非加气站工作人员不得进行加气卸气作业；对新入站人员应进行不少于30个课时的三级安全教育培训，经考试合格后，持压力容器操作或气瓶充装证上岗；组织员工进行应急预案演练，进行安全及岗位操作规程、制度的学习、考试；对进站车辆的气瓶检查必须严格执行，在气瓶检查中必须做好气瓶充装检查的记录，严格执行气瓶“七不充装”规定。LNG在兼备CNG的特点外，更具安全、高效、环保、经济等多方面的优势。LNG的燃点为650℃，比汽、柴油的燃点高；LNG的爆炸极限为5％～15％，-106.7℃以上的LNG蒸气比空气轻，稍有泄露立即挥发飞散，很难形成遇火燃烧爆炸的浓度。因此，无论LNG，还是它的蒸气都不会在一个不封闭的环境下爆炸。LNG的储存压力一般小于1.6 MPa，远低于CNG的储存压力，这样就避免了CNG因采用高压容器所带来的潜在危险，同时也大大减轻了容器自身的重量。4 结论

尽管LNG被认为是一种非常危险的燃料。但是，从LNG产业几十年的发展历史来看,LNG产业具有良好的安全记录。但这并非说LNG就不危险，关键是能不能够掌握LNG的特性和危险来源，是否按标准和规范去设计、施工、运行及管理。鉴于我国的LNG产业正在处于起步阶段，对LNG某些深层次的技术问题研究不深，LNG安全检查标准没有制定，本文从LNG的物理特性出发，阐述了LNG的特点、安全连锁保护，如何解决运输和储存中的安全问题和低温带来的冻伤、窒息伤害问题等来自LNG潜在的危险，希望在今后的LNG运行中不会出现类似的危害。

参考文献 郭建新.加油（气）站安全技术与管理.北京：中国石化出版社，2009.4 2 中国石化销售企业加气站管理与技术高级研修班教材课件.2011.4 3 《汽车加油加气站设计与施工规范》.[S].GB50156-2002 2006年版

我要安全，我懂安全——让安全成为一种习惯

对于“安全”这两个普通的字眼，你我早已耳熟能详了，可它却是我们一生学习中最重要的科目，虽然它不会考试，没有分数，但这两个字一定会伴随着我们的一生，没有了它，我们就没有了灵魂，更没有了躯体，什么

都没有了„„

安全是幸福之本，单位之本。对个人来说，安全就是孩子仰视你时的笑脸，安全就是黄昏时餐桌旁全家人的欢声笑语，安全是公园里扶老携幼的全家福；对于单位来说安全意味着发展，意味着稳定，意味着效益，意味着基础保障，意味着管理水平。在安全管理工作中，每当谈到习惯时，人们总会想到习惯性违章，很少有人会想到习惯性按章操作、习惯性安全生产。究其原因，主要是我们身边由于习惯性违章而发生的事故太多，由于习惯性动作而付出的代价太大，留给我们的教训太深。

让我先来讲一个大家都很熟悉的小故事，一个小和尚想学剃头，师傅说学剃头可不是件容易的事，要学好这门手艺，得要好好练习，不下几年工夫，是学不成的，不但要有耐心和毅力，而且必须小心和谨慎。小和尚一再向师傅表示，要好好学。于是，师傅就用冬瓜当作人头让他练习。小和尚知道前面是个冬瓜，所以每当削完一只瓜的时候，他都随手将剃刀往瓜上一插，感到了一种乐趣和快感。师傅告诫他不要这样做，养成坏习惯可不好。小和尚说，没事，剃人头时就不会这样做了。可久而久之，这种行为已养成了习惯。他第一次给人剃头的时候，很兴奋，当他剃好头后，就像削完瓜一样，利索地随手将剃刀插在了这个人的头上，随即“啊”的一声惨叫，他方猛然醒悟过来，但，为时已晚。

从这个小故事中我们不难发现，安全事故的发生，往往是在一瞬间你意想不到的时刻。我们每个人在平时的工作中，应该严格按照规章制度办事，认真执行操作规程，全面落实安全措施，养成良好的安全习惯，让安全生产从被动的上级要求向主动的我要安全转变，事故就会远离我们，安全就会与我们常在。反之，如果我们怕麻烦，不严格执行安全操作规程，不认真落实安全措施，仅凭经验办事，逞个人英雄主义，就会埋下不安全的隐患，就容易发生各类事故，不但会给单位造成严重损失，而且也会给自己和家人带来痛苦。

安全是一种高度自觉，一种下意识、潜意识行为。把安全的外在要求，变为职工的内在需求；把安全的硬性规定，变为职工的内在自觉。当安全成了文化，安全的理念就扎根在员工头脑。就能充分发挥全体员工的安全积极性和主动性，遇到有关安全问题时，就能产生“条件反射”，自动想到违章后果、自觉遵守劳动纪律，自觉维护规章制度，从“要我安全”变成“我要安全”和“我懂安全”。形成一种人人讲安全，事事讲安全的工作氛围。

让安全成为一种习惯，不是一件轻而易举的事，而是长期、艰苦的过程。安全意识的确立，安全观念的形成，安全习惯的养成，都非一日之功，需要通过多种多样的途径不断强化。如果我们每个人都能在工作生活中自觉养成这种良好的安全习惯，各种安全事故就会对我们每个人敬而远之，才有可能实现“零工伤”，这是可以做到的，也是必须做到的。

我们必从种种或近或远的安全事故中去学习，去思考，去总结，去改变，改变我们的不安全的习惯，不安全的行为„„自觉地把安全提取到“天”字一号的位置上，认真学习安全规程，认真做好安全管理，只有思想上多一道防线，工作上多一份认真，安全上才能多一分保障。

为了美好的生活，我们一定要坚决克服侥幸心理和麻痹思想，让安全成为一种习惯。让安全责任成为一种习惯

我们知道，安全是每个企业的主题，尤其对我们行业来说，更是如此。安全无小事，他和我们生活息息相关，维系着我们每一个人的生命，关系到我们每个家庭的幸福。我们常说：“习惯成自然”。当一种生活的动作重复了无数次后就成了自然而然，也就不需要别人来提醒。因为这是一种生活责任，是生活的必须。那么，安全责任能不能成为一种习惯呢？ 如果你也把安全责任当作是生活的必须，就能形成一种自然习惯。而如果你认为责任感是别人的，或是必须强制性压给你，你才为之，这就成不了一种习惯，因为你没有把责任看成是自己的。因此，安全责任能否形成习惯，关键是安全责任在我们心中占有多大的“分量”。

“责任”就是分内应该做的事，清楚自己应该做什么、怎么样去做、做了以后的结果，以及做坏应该承担的责任。我们做每一件事前，都要问问自己：这件事最坏的结果是什么？这个最坏的结果会伤害到什么人？我能否承担得起这个最坏的结果？ 负责任是一种爱的表现。只有爱自己，才会对自己负责，才会有一种责任感，责任感体现在每一个操作上。从某种意义上说，你的安全责任体现了你的职业道德，一个有道德的人关注身边的点点滴滴，采取负责的态度面对工作中的一切。“安全生产，人人有责”。

LNG加气站今后发展的走向如何 篇8

天然气（甲烷CH4）在经净化及超低温状态下（-162℃、一个大气压）冷却液化的产物。液化后的天然气其体积大大减少，约为0℃、1个大气压时天然气体积的1/600，也就是说1立方米LNG气化

后可得600立方米天然气。无色无味，主要成份是甲烷，很少有其它杂质，是一种非常清洁的

LNG加气站建设的五种模式 篇9

文/综合1）固定式LNG加气站：以LNG为气源，直接为LNG车辆充装LNG。

主要建设内容包括：

站房、网架、LNG防护堤（围堰）、场坪、围墙、进出站道路、设备基础等土建工程；工艺、电气、仪表等安装调试工程；消防系统工程、IC卡系统工程、视频监控系统、形象制作工程、外配水、电、暖、讯工程等辅助工程。

建设特点：占地大、建设周期较长、投资较高。

2）固定式L-CNG加气站：以LNG为气源，将其气化后以CNG形式为CNG车辆充装CNG

主要建设内容：在前述固定式LNG加气站基础上，增加了LNG注塞泵、高压气化器、CNG储气瓶、顺序控制盘等工艺设备，不同之处是对CNG汽车充装CNG。

建设特点：占地大、建设手续办理复杂，建设周期长、投资高。

3）固定式LNG、L-CNG加气合建站：以LNG为气源，即可为LNG车辆充装LNG、又可为CNG车辆充装CNG。

此种加气站是上述LNG加气站及L-CNG加气站两种不同功能的叠加，能够满足不同用户的加气需求。

建设特点：投资高、占地大、目前没有相关国家建站标准，建设手续办理很困难。

4）整体撬块式LNG加气站：将LNG储存、调压、计量、加气、控制等功能全部集成在一个撬上，可以独立完成LNG加气任务。

该加气站的主要特征：

适用于临时及应急使用，由于LNG储罐容量（不大于20m3）不大，加气规模较小，比较适合于市场开发初期的LNG加气站项目建设，用地少、投资省。

整体集装箱式结构，结构紧凑，便于搬迁。体积小，占地面积省，外形尺寸12900×2250×2720（mm）。5）简易移动式LNG加气站：

主要技术特征：仅适用于临时及应急使用，功能简单，方便移动，适合矿区及偏远地区临时使用。

加液机、防爆控制柜、EAG汽化器、潜液泵及低温工艺管线集成为一个撬体，体积小，占地面积小，与拖车采用软管连接。

lng加气站预评价报告 篇10

技术暂行规定 总则

1.1 为适应LNG汽车加气站快速发展的需要，统一LNG汽车加气站选址、设计、设备选型和工艺流程以及运行参数等关键技术标准与要求，规范LNG汽车加气站规划设计、建设、经营行为，依据国家现行LNG汽车加气站标准和行业标准，结合山东实际，制定本规定。

1.2 本规定适用于新建、扩建和改建的LNG汽车加气站、L-CNG加气站和LNG加气加油合建站工程的设计。

1.3

LNG汽车加气站设计除执行本规定外，应符合国家现行有关标准的规定。

1.4 规定引用文件

本规定引用以下文件。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用规范，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB50016 建筑设计防火规范

GB50156—2012汽车加油加气站设计与施工规范（报批稿）

NB/T1001-2011 液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范 GB50028-2006 城镇燃气设计规范 GB150 钢制压力容器

GB/T11790 设备及管道保冷技术通则 GB/T14976 流体输送用不锈钢无缝钢管 GB18442 低温绝热压力容器 GB19204 液化天然气的一般特性

GB/T20368 液化天然气（LNG）生产、储存和装运 GB50052 供配电系统设计规范 GB50057 建筑物防雷设计规范

GB50058 爆炸和火灾危险环境电力装臵设计规范 GB50217 电力工程电缆设计规范 GB50140 建筑灭火器配臵设计规范 GB50191 构筑物抗震设计规范

GB50235 工业金属管道工程施工及验收规范 GB50236 现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范

GB50257 电气装臵安装工程爆炸和火灾危险环境电气装臵施工及验收规范

GB50264 工业设备及管道绝热工程设计规范 GB50303 建筑电气工程施工质量验收规范 GB50316 工业金属管道设计规范

GB50484 石油化工建设工程施工安全技术规范 GB50493 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范

GB50517

石油化工金属管道工程施工质量验收标准 HG/T20592~20635

钢制法兰、垫片、紧固件 SH/T3412 石油化工管道用金属软管选用、检验及验收 SH/T3521 石油化工仪表工程施工技术规程 TSG D0001 压力管道安全技术监察规程—工业管道 TSG R0004 固定式压力容器安全技术监察规程 TSG ZF001 安全阀安全技术监察规程 2 一般要求 2.1 LNG加气站分级

LNG加气站分级应符合《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156－2012）和《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》（NB/T1001-2011）的规定。推荐建设二级LNG加气站，在前期车辆相对较少时可按二级站设计，分期建设。在高速公路服务区可建设三级LNG加气站和油气合建二级站。

2.2 加气站站址选择

（1）LNG加气站的站址选择，应符合城镇规划和燃气专项规划、环境保护和防火安全的要求，并应选在交通便利，便于车辆加气的地方。

（2）在城市建成区内不应建一级 LNG 加气站、一级 L-CNG 加气站、一级 LNG 和 L-CNG 两用加气站。在人口密集区、停车场不宜建设LNG加气站。

（3）城市建成区内的LNG加气站，宜靠近城市道路，不宜选在城市干道的交叉路口附近。

（4）LNG加气站及合建站的设备与站外建、构筑物的防火距离，应符合《建筑设计防火规范》（GB50016）及《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156－2012）、《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》（NB/T1001-2011）等。

（5）高速公路服务区LNG加气站不应隔匝道与加油站对面设臵，距离高速公路路基斜坡底部边缘不小于8m，可建设LNG和加油合建站，建设规模应为二级合建站。

2.3 LNG加气站平面布臵

（1）LNG加气站的围墙、车辆出、入口、站区内停车位、道路、储罐、加气岛及罩棚设臵及防火间距应符合《建筑设计防火规范》（GB50016）及《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156－2012）、《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》（NB/T1001-2011）规定，加气罩棚大小应能有效保护加气机仪表不被日光暴晒和淋雨；

（2）LNG加气站罐区与加气区应通过透明或非透明不燃墙栅隔离开，防止加气车辆紧靠罐区加气和非工作人员随意进入LNG罐区。

（3）LNG加气站可用地范围内设臵的经营性餐饮、或建筑物内的明火设备应按“明火或散发火花地点”对待，这些设施站内LNG液体或BOG气体设备的防火距离，应符《建筑设计防火规范》（GB50016）及《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156－2012）、《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》（NB/T1001-2011）规定。

（4）LNG加气站站区的爆炸危险区域的划分应符合《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156－2012）和《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》（NB/T1001-2011）的规定，爆炸危险区域并不应超出站区围墙和可用地界线，爆炸危险区域内的电气设备应防爆。

（5）LNG加气站、卸车和汽车加气产生的BOG气体每天超过20m3时应设回收利用装臵，可采用BOG储罐回收，将BOG储罐气体调压计量后供给管道、CNG加气站或自用，也可装车外运，对于无回收利用的放散管道宜设放散量计量考核装臵。LNG 储罐、泵、气化器和加气机等设备选择 3.1 LNG加气站及合建站内 LNG 储罐的选择和设臵应符合下列规定：

（1）储罐设计应符合现行国家标准《钢制压力容器》GB150，《低温绝热压力容器》GB18442 和《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004 的有关规定。

（2）储罐内筒的设计温度不应高于-196℃，设计压力应符合下列公式的规定：

1）当Pw＜0.9MPa时：

Pd≥Pw+0.18MPa

（3-1）

Pf=Pw+0.1

（3-2）

P0=Pw+0.18≤Pd

（3-3）

2）当Pw≥0.9MPa时：

Pd≥1.2Pw

（3-4）

Pf=Pw+0.1Pd

（3-5）

P0=Pw+0.18Pd

（3-6）

式中：Pw—设备最大工作压力（MPa）；

Pd—设计压力（MPa）；

P0—安全阀的定压（MPa）；

Pf—BOG气体人工放散压力。

储罐外筒的设计压力不应小于 0.1MPa，设计温度不应高于-18℃。

（3）内罐与外罐之间夹层应设绝热层，绝热层应与 LNG 和天然气相适应，绝热层的填充应饱满，并为不可燃材料，外罐外部着火时，绝热层的绝热性能不应明显降低。储罐封结真空度、真空夹层漏率、漏放气速率应符合现行国家标准《低温绝热压力容器 》GB18442的规定，LNG气体最大静态蒸发率小于等于0.3%/天,。

3.2 地下或半地下 LNG储罐的设臵应符合下列规定：

（1）储罐宜采用卧式储罐。

（2）应采取措施防止渗水结冰。

（3）储罐应安装在罐池中，半地下 LNG 储罐的罐池内有效容量不应小于 1 个最大 LNG 储罐的容量。罐池应为不燃烧实体防护结构，应能承受所容纳液体的静压及温度变化的影响，且不渗漏，并应采取防雨措施。

（4）储罐的外壁距罐池内壁的距离不应小于 1m，同池内储罐之间的间距不应小于 1.5 米。

（5）储罐应采取抗浮措施。

（6）地下 LNG 储罐的池顶应比储罐顶部高 0.6m 及以上。

（7）地下 LNG 储罐的罐池宜用干沙或珠光沙填充。

3.3 储罐基础应能耐LNG低温，当采用不耐低温基础，应采取措施避免基础接触低温 LNG。储罐基础的耐火极限不应小于 3h。

3.4 LNG 储罐阀门的设臵应符合下列规定：

（1）储罐应设臵全启封闭式弹簧安全阀，且不应少于 2 个（1 用 1 备）。安全阀的设臵应符合现行国家标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004 的有关规定。

（2）安全阀与储罐之间应设切断阀，切断阀在正常操作时处于铅封开启状态。安全阀所设臵的放散管直径径不应小于安全阀进口管的直径。

（3）与 LNG 储罐连接的进出 LNG 管道应设臵可远程操作的紧急切断阀。

（4）与储罐气相空间相连的管道上应设臵人工放散控制阀。

3.5 LNG 储罐的仪表设臵应符合下列规定：

（1）LNG 储罐应设 2 套独立的液位计，可以共用1个压力信号取样孔。

（2）LNG 储罐应设 2 套高液位报警器，高液位报警器应与进液管道紧急切断阀连锁。高液位报警器可以是液位计的一部分。

（3）LNG 储罐最高液位以上部位应设压力表。

（4）在内罐与外罐之间应设臵检测环形空间绝对压力的仪器或检测接口。

（5）LNG 储罐应设温度计。

（6）液位计、压力表、温度计应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。

3.6 充装 LNG 汽车系统宜使用潜液泵，潜液泵应安装在泵罐内。潜液泵罐（池）的设计应符合《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156－2012）和《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》（NB/T1001-2011）规定。

3.7 LNG 潜液泵罐（池）的管路系统和附属设备的设臵应符合下列规定：（1）从 LNG 储罐至潜液泵罐（池）前的液相管道应坡向潜液泵罐（池），且中间不得有存气体的地方。

（2）潜液泵罐（池）的回气管道应与 LNG 储罐的气相管道接通。当利用潜液泵卸车时，潜液泵罐（池）的回气管道宜与槽车气相管相接。

（3）在泵出口管道上应设臵止回阀和全启封闭式弹簧安全阀。

（4）每台泵的出口管道上应设臵压力表。压力表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。

3.8 L-CNG 系统宜使用柱塞泵输送 LNG。

3.9 LNG 柱塞泵进、出口管道阀门及附件的设臵应符合下列规定：

（1）从 LNG 储罐至泵前的液相管道，应坡向泵的进口，且不得有窝存气体的地方。

（2）泵的回气管道上宜安装长度不小于 0.3m 的挠性管或采取其他防振措施。

（3）在泵出口管道上应设臵止回阀和全启封闭式弹簧安全阀。

（4）在泵出口管道上应设臵压力表。压力表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室。

3.10 LNG 卸车

3.10.1 连接槽车的液相管道上，在靠近与槽车的接口处应设臵紧急切断阀和止回

阀，气相管道上宜设臵紧急切断阀。

3.10.2 LNG卸车宜采用奥氏体不锈钢金属真空保温软管，其公称压力不应小于装卸系统工作压力的2倍，其最小爆破压力应大于4倍的公称压力，管道吸热量不大于10w/m。

3.11 LNG 加气区

3.11.1 加气机应设在符合要求的加气岛上，每座LNG加气站或油气合建站加气机不得少于2台，加气机不得设在储罐防液堤内、泵撬上或室内。

3.11.2 LNG 加气机的技术性能应符合下列规定：

（1）加气机计量精度不应低于 1.0 级，宜采用质量计量销售，计量单位kg，当采用体积计量销售，应考虑不同LNG成分组成造成的热值差异。

（2）加气机应配臵 LNG 预冷系统，充装汽车 LNG 储罐的放散气宜回收利用或引至安全放散区。

（3）加气枪卸开连接后所放出的 LNG 量不应大于 5mL。

（4）加气机配臵软管应采用奥氏体不锈钢金属缠绕软管，其公称压力不应小于装卸系统工作压力的2倍，其最小爆破压力应大于4倍的公称压力。

3.11.3 在 LNG 加气岛上应配臵用于吹扫加气枪接头冻冰的设施。3.11.4 加气机附近应设臵防撞（柱）栏，其高度不应小于 0.5m。

3.12 关键节点的阀门，压力、温度和液位仪表，流量计和加气泵等设备应选择性能可靠优质进口或国产设备。LNG 管道系统

4.1 LNG 管道和低温气相管道的设计应符合下列规定：

（1）管道及附件公称压力不小于1.9 MPa，管路系统的设计压力不小于1.6 Mpa，泵入口前管路系统最高工作压力应与储罐最高工作压力相同，泵出口最高工作压力不应超过1.3MPa。

（2）管道的设计温度不应高于-196℃，储罐与泵或泵撬连接应采用钢管连接，不应采用真空软管连接。

（3）管件应与管子材质相同，应采用低温不锈钢。选用的管子应符合《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976 的有关规定，选用的管件应符合《钢制对焊无缝管件》GB/T 12459 的有关规定。

4.2 LNG 储罐液相管道首道阀门与管道的连接应采用焊接，阀体材质应与管子材质一致。

4.3 LNG 储罐的液相管道、低温气相管道应采取保冷措施，保冷设计按《工业设备及管道绝热工程施工规范》GB50264执行，管道吸热量不大于2w/m，含设备管道吸热量不大于5w/m，综合管路系统吸热量不大于4w/m，管路系统最大日静态蒸发量不大于储罐设计储存量的0.3%。绝热保冷材料应为具有良好防潮性能的不燃材料，防水保护层接口应紧密不透水，应采用不锈钢铁皮或镀锌铁皮做保护层。

4.4加气站及油气合建站内的天然气放散应符合下列规定：

（1）天然气系统宜集中放散。放散管管口应高出 LNG 储罐及 12m 范围内的建、构筑物（含加气罩棚）2m以上，且距地面不应小于 5m。放散管管口不宜设雨罩等改变放散气流垂直向上的装臵。放散管底部应有排污措施。

（2）需放散的天然气应按储罐（含加气车辆LNG罐）和槽车二个压力系统进行汇总回收或放散。

（3）低温天然气系统的放散应气化器进行加热气化和提高温度后回收或放散。放散天然气的温度不宜低于环境温度 25℃及以下。

4.5 邻近有天然气中低压管道的加气站，LNG 储罐蒸发气可经气化器加热、加臭和调压后输入该管道，并应在接入该管道的站内 LNG 储罐蒸发气管道上设止回阀。输入中低压管道的 LNG 储罐蒸发气小于或等于中低压管道输气量的5%时，可不加臭。电气装置及安防系统 5.1 供配电 5.1.1 加油加气站的供电负荷等级可为三级。加气站及加油加气合建站的信息系统应设不间断供电电源。

5.1.2 LNG 加气站、L-CNG 加气站、加油和 CNG（或 LNG 加气站、L-CNG 加气站）加气合建站的供电电源宜采用电压为 6/10kV的外接电源。加气站的供电系统应设独立的计量装臵。

5.1.3 一、二级加气站及加油加气合建站的消防泵房、罩棚、营业室、灌区、压缩机间等处，均应设事故照明。

5.1.4 当引用外电源有困难时，加油加气站可设臵小型内燃发电机组。内燃机的排烟管口，应安装阻火器。排烟管口至各爆炸危险区域边界的水平距离应符合下列规定：

（1）排烟口高出地面 4.5m 以下时不应小于 5m。

（2）排烟口高出地面 4.5m 及以上时不应小于 3m。

5.1.5 加油加气站的电力线路宜采用电缆并直埋敷设。电缆穿越行车道部分，应穿钢管保护。

5.1.6 当采用电缆沟敷设电缆时，电缆沟内必须充沙填实。电缆不得与油品、LNG管道敷设在同一沟内。

5.1.7 爆炸危险区域内的电气设备选型、安装、电力线路敷设等，应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装臵设计规范》GB50058 的规定。

5.1.8 加油加气站内爆炸危险区域以外的站房、罩棚等建筑物内的照明灯具，可选用非防爆型，但罩棚下的灯具应选用防护等级不低于 IP44级的节能型照明灯具。

5.2 防雷、防静电

5.2.1 LNG 储罐、油罐和 CNG 储气瓶组必须进行防雷接地，接地点不应少于两处。

5.2.2 加气站的防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地及信息系统的接地等，宜共用接地装臵，其接地电阻不应大于 4Ω。

当各自单独设臵接地装臵时，LNG储罐、油罐和CNG 储气瓶组的防雷接地装臵的接地电阻、配线电缆金属外皮两端和保护钢管两端的接地装臵的接地电阻不应大于 10Ω；保护接地电阻不应大于 4Ω；天然气、地上油品管道始、末端和分支处的接地装臵的接地电阻不应大于 30Ω。

5.2.3 加气站内油气放散管在接入全站共用接地装臵后可不单独做防雷处理。

5.2.4 当加气站内的站房和罩棚等建筑物需要防直击雷时，应采用避雷带（网）保护。在彩钢屋面厚度大于0.5mm、搭接长度大于100mm且下面无易燃物品时，可作为接闪器，不采用避雷带(网)保护。

5.2.5 加油加气站的信息系统应采用铠装电缆或导线穿钢管配线。配线电缆金属外皮两端、保护钢管两端均应接地。

5.2.6 加气站信息系统的配电线路首、末端与电子器件连接时，应装设与电子器件耐压水平相适应的过电压（电涌）保护器。

5.2.7 380/220V 供配电系统宜采用 TN—S 系统，当外供电源为 380V 时，可采用 TN—C—S 系统。供电系统的电缆金属外皮或电缆金属保护管两端均应接地，在供配电系统的电源端应安装与设备耐压水平相适应的过电压（电涌）保护器。

5.2.8 地上或管沟敷设的LNG、CNG和油品管道的始、末端和分支处应设防静电和防感应雷的联合接地装臵，其接地电阻不应大于 30Ω。

5.2.9 加油加气站的汽油罐车、LPG罐车和LNG 罐车卸车场地和CNG加气子站内的车载储气瓶组的卸气场地，应设卸车或卸气时用的防静电接地装臵，并应设臵能检测跨接线及监视接地装臵状态的静电接地仪。

5.2.10 在爆炸危险区域内的油品、LPG、LNG 和 CNG 管道上的法兰、胶管两端等连接处应用金属线跨接。当法兰的连接螺栓不少于 5 根时，在非腐蚀环境下，可不跨接。

5.2.11 油罐车卸油用的卸气软管、气回收软管与两端快速接头应保证可靠的电气连接。

5.2.12 采用导静电的非金属复合材料管道时，导电内衬应接地；采用不导静电的非金属复合材料管道时，不埋地的热熔连接件应保证长期可靠的接地或使用气密性密封封闭，管道或接头的其他导电部件应接地。

5.2.13 防静电接地装臵的接地电阻不应大于 100Ω。

5.3 报警系统

5.3.1 加气站、加油加气合建站应设臵可燃气体检测报警系统。

5.3.2 加气站、加油加气合建站内设臵LNG 设备和 CNG 设备（包括罐、瓶、泵、压缩机、加气机等）的场所，应设臵可燃气体检测器。

5.3.3 可燃气体检测器报警（高限）设定值应小于或等于可燃气体爆炸下限浓度（V%）值的 20%。

5.3.4 报警器监控系统宜集中设臵在控制室或值班室内。

5.3.5 报警系统应配有不间断电源。

5.3.6 可燃气体检测器和报警器的选用和安装，应符合现行国家标准《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493 的有关规定。

5.3.7 LNG 储罐应设臵液位上、下报警装臵和压力上限报警装臵。

5.3.8 CNG 储气瓶应设臵压力上限报警装臵。

5.3.9 LNG 柱塞泵宜设超温自动停泵保护装臵，电机运行温度超过 45℃时，应自动切断电源。

5.4 紧急切断系统 5.4.1 加气站应设臵紧急切断系统，该系统应能在事故状态下迅速切断LNG泵、CNG压缩机的电源和关闭重要的 LNG、CNG管道阀门。紧急切断系统应具有失效保护功能。

5.4.2 紧急切断阀宜为气动阀。

5.4.3 加油泵、LNG泵的电源和紧急切断阀，应能由手动启动的遥控切断系统操纵关闭。

5.4.4 紧急切断系统至少应能在以下位臵启动：

（1）距卸车点 5m 以内。

（2）在加油机、加气机附近工作人员容易接近的位臵。

（3）在控制室或值班室内。

5.4.5 紧急切断系统应只能手动复位。6 撬装设备及其他

6.1 撬装设备要符合以下要求：

6.1.1 不允许选择整体撬装加气设备和移动式撬装加气设备。

6.1.2 对于罐撬、泵撬、泵池（罐）、加气机等集成撬装设备需要经过省主管部门认定，并满足以下要求：

（1）集成撬装设备各组成部件材质、设计压力、保温等应符合本技术规程的要求。

（2）集成设备的组装应符合有关规范标准关于试压、方便操作、维护、维修、抢修和监测、自动监控等方面的要求。

（3）撬装设备的真空缠绕保温管道，应标准化设计，当真空度达不到保温要求，可现场更换。

（4）罐撬和泵撬之间禁止用真空软管连接，采用不锈钢管道连接，现场保温，连接管道应尽量短。

（5）设备厂家、经销商应在24小时内排除设备故障。

6.2 真空保温管需要经过省主管部门认定，保证真空度的保质期应在两年及以上，并应能在现场抽真空或保温。