天然液化气

天然液化气（共12篇）

天然液化气 篇1

1 改造前的现状

某涂装生产部目前有烘干设备及空调供热装置燃烧机系统共32套, 其中包括烘干设备及调漆间空调供热装置燃烧机系统 (共19套) 和设备及厂房送风空调燃烧机系统 (共13套) , 另外还有1台RTO (即蓄热式集中废气处理系统) 焚烧炉, 因此共计33台燃烧设备。燃烧设备的主要消耗能源为液化气, 是公司的用能大户。大量使用的液化气需要靠危化品运输车定期输送到液化气站。液化气站由5个体积为100 m3的液体存储罐及泵房组成, 是公司重大的危险源。

2 改造原因

液化气罐存放区是公司重要的消防、保卫场所, 需要公司的消防和安全人员投入主要精力, 特别是要注意运输倒罐过程的安全性。另外, 液化气是原油在加工提炼汽、柴油过程中产生的蒸馏部分, 跟原油直接挂钩, 原油紧缺导致液化气市场价格不稳定, 甚至有断货危险, 这造成汽车生产单台成本较高。

3 改造可行性分析

3.1 安全性分析

如果停用并撤除现有的液化气站房及存储区, 将减少约500 m3的液化气存储, 从而使安全管理模式由重大危险源管理改变为常态管理, 安全防护等级下降。

3.2 能源成本分析

涂装燃烧设备由液化气改造为天然气的能源成本分析结果见表1。

3.3 设备分析

液化气改为天然气后, 单位热值从液化气的12300 kcal/kg下降到天然气8700 k cal/m3。根据功率=燃料热值×燃料流量计算, 需增加天然气流量。因此对现有燃烧设备进行了局部改造, 具体改造内容见表2。

3.4 其他

公司附近铺设有天然气管网, 天然气采用管路直供, 取消液化气站房和存储区, 同时对现有的四班三运转的相关人员进行转岗。每年为公司节省液化站运营及维护费用约80万元。

4 改造实施

4.1 改造前的准备

根据改造内容确定施工组织机构、施工方案、进度计划和应急预案, 按计划办理相关人员、设备实施和改造材料等进场施工手续。

4.2 改造中

4.2.1 配合动能人员对液化气完成燃烧和卸压工作

(1) 生产结束后, 关闭液化气进气主阀门 (图1) , 让烘房和空调等液化气管路燃烧器继续燃烧, 燃烧各管道内剩余的液化气, 直至无法燃烧、管路液化气压力为零。

(2) 打开涂装烘房和空调等处的放散阀, 对管路进行放散、卸压和监测。

(3) 动能人员负责对管路充氮气进行卸压、吹扫, 清洁管道, 再次去除残余的气体和液体, 确保管路焊接安全施工。

(4) 关闭所有液化气阀门, 粘贴“设备改造、严禁打开”的警示标识。

4.2.2 实施改造措施

(1) 拆除电泳、PVC、中涂、面漆、小修和调漆烘炉的燃烧器, 更换19套混合锥和烧嘴 (图2) ;拆卸、更换、安装调压阀的弹簧和阀芯, 并初调开关压力, 确保在安全极限范围内使用。

(2) 拆除、更换、组装13套空调整套阀组、RTO燃烧设备整套阀组和管路 (图3) , 并初调开关压力, 确保在安全极限范围内使用。

(3) 改造、调试气体泄漏报警装置。

(4) 对所有更换的阀组和管路进行24 h的氮气保压、测漏工作。

4.3 设备调试

4.3.1 冷调和点火测试

a.首先, 再次检查所有设备的接线情况和通电情况, 确保改造后的设备安全可靠, 进行连线调试。

b.施工方、业主确认设备安装完好后, 分区域逐个测试燃烧设备的点火情况及点火的稳定性。

c.逐步打开每个烘房和空调, 按原有的工艺温度进行设定, 检查火焰燃烧情况及稳定性。

4.3.2测试炉温曲线

a.分别利用废车身测试电泳、中涂和面漆烘房的温度曲线, 和改造前的空载温度曲线对比差异, 并进行微调, 确保各温度曲线符合产品工艺要求。

b.用提前准备的电泳板、中涂板和面漆板随车烘干, 测试涂膜的附着力, 要求进行多次测试。

c.用多台废车身分别满载情况下测试电泳、中涂和面漆烘房的温度曲线, 并和改造前进行对比、完善。

4.4 培训

组织相关工程师、维修人员和操作人员对改造后设备的原理、使用、维护和安全等相关方面的知识进行培训。

5 实施验证

5.1 车辆批量验证

(1) 开启前处理和电泳设备, 对多台白车身连续进电泳烘房进行试生产连续验证。

(2) 开启电泳打磨、涂胶线、中涂喷漆室和中涂烘房, 对多台电泳车身进行试生产连续验证。

(3) 开启中涂打磨、面漆喷漆室和面漆烘房, 对多台中涂车身进行试生产连续验证。

5.2 单车能耗成本验证

改造后第1周产生的能耗对比结果见图4。

5.3 其它

改造后, 由于天然气热值较高、燃烧充分、杂质含量少, 燃烧后产生的污染物极少, 进一步提高了车身表面涂膜质量, 涂装一次下线合格率提高了0.5%。

天然液化气 篇2

题

目

液化天然气运输安全与发展

学生姓名

学号

专业年级

院

系

指导教师

2014 年 10月 31日

液化天然气运输安全与发展

摘要：天然气是一种清洁优质能源，近年来，世界天然气产量和消费量呈持续增长趋势。从今后我国经济和社会发展看，加快天然气的开发利用，对改善能源结构，保护生态环境，提高人民生活质量，具有十分重要的战略意义。具有建设投资小、建设周期短、见效快、受外部影响因素小等优点。作为优质的车用燃料，LNG具有辛烷值高、抗爆性好、燃烧完全、排气污染少、发动机寿命长、运行成本低等优点;与压缩天然气(CNG)相比，LNG则具有储存效率高，续驶里程长，储瓶压力低、重量轻、数量小，建站不受供气管网的限制等等诸多优点。

关键词：液化天然气，液化，运输，安全，发展，应用

1液化天然气的制取与输送

LNG是液化天然气的简称，常压下将天然气冷冻到-162℃左右，可使其变为液体即液化天然气(LNG)。它是天然气经过净化(脱水、脱烃、脱酸性气体)后，采用节流，膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的。LNG的体积约为其气态体积的l／620。天然气的液化技术包括天然气的预处理，天然气的液化及贮存，液化天然气的气化及其冷量的回收以及安全技术等内容。LNG利用是一项投资巨大、上下游各环节联系十分紧密的链状系统工程，由天然气开采、天然气液化、LNG运输、LNG接收与气化、天然气外输管线、天然气最终用户等6个环节组成。由于天然气液化后，体积缩小620倍，因此便于经济可靠的运输。用LNG船代替深海和地下长距离管道，可节省大量风险性管道投资，降低运输成本。从输气经济性推算，陆上管道气在3000km左右运距最为经济，超过3500km后，船运液化天然气就占了优势，具有比管道气更好的经济性。LNG对调剂世界天然气供应起着巨大的作用，可以解决一个国家能源的短缺，使没有气源的国家和气源衰竭的国家供气得到保证，对有气源的国家则可以起到调峰及补充的作用，不仅使天然气来源多元化，而且有很大的经济价值。

LNG作为城市气化调峰之用比用地下储气库有许多优点。例如：它选址不受地理位置、地质结构、距离远近、容量大小等限制，而且占地少、造价低、工期短、维修方便。在没有气田、盐穴水层的城市，难以建地下储气库，而需要设置LNG调峰。这项技术在国外已比较成熟，如美国、英国和加拿大的部分地区采用LNG调峰。我国也正在引进这项技术。液化天然气蕴藏着大量的低温能量，在1个大气压下，到常温气态大约可放出879KJ／kg的能量，利用其冷能可以进行冷能发电、空气分离、超低温冷库、制造干冰、冷冻食品等。由于LNG工厂在预处理时已脱除了气体的杂质，因此LNG作为燃料燃烧时所排放的烟气中 S02及NOx含量很少。因此被称为清洁能源，广泛用于发电、城市民用燃气及工业燃气，减少了大气污染，有利于经济与环境的协调发展。

2液化天然气的应用

2.1液化天然气冷能的利用

LNG的用途很广。可用于民用负荷调峰、发电、工业用户和商业用户。LNG的关键技术在于深度冷冻液化，其储罐和专用运输巨轮就象超级低温冰箱，这些过程都要消耗巨大的能源，但按能量守恒规律，此冷能在释砹时侧利用，以l毕低成本。利用LNG冷能主要是依据LNG与周围环境之间存在的温度和压力差，通过LNG变化到与外界平衡时，回收储存在LNG中的能量。

利用LNG冷能的过程可分为两类：直接利用和间接利用。前者包括：发电、空气液化分离、冷冻仓库、制造液化二氧化碳、海水淡化、空调和低温养殖、栽培等。后者包括：低温破碎、水和污染物处理及冷冻食品等。目前对液化天然气冷能的利用工程取得了许多成果。2.2液化天然气应用于汽车

天然气作为能源，由于它对大气污染少而被称为清洁燃料，更是汽车的优质代用燃料。近年来，它已被世界许多国家重视和推广。按照天然气的储存方式不同，天然气汽车大致分为CNGV(压缩天然气汽车)、LNGV(液化天然气汽车)、和ANGV(吸附天然气汽车)。

目前我国对天然气汽车的发展也非常重视。到1999年。全国已改装各种CNG汽车l万多辆，建设加气站70多座。ANGV正处在研制阶段。我国 LNGV的应用仍是一项空白。用LNG作为汽车燃料特别值得推广。与传统的石油类燃料相比，LNG具有明显的优点，汽车续驶里程长，LNG相对于 CNG和LPG具有储存能量大、压力低、噪声低、更清洁等优势，利用LNG冷量取代汽车空调，不破坏生态，良好的使用性能(抗爆、稳定性强、燃烧热值高、燃点值宽)和相对便宜。俄罗斯在将 LNG用于汽车运输、铁路运输、水上运输和空中运输方面积累了许多经验。

发动机运行时，LNG储液罐内的天然气液态与气态并存，正常工作压力不低于0.2MPa。当罐内压力低于0.2MPa时，压力控制阀开启，自增压器工作。将一部分气态天然气充人储液罐，而使罐内压力升高到工作压力。可以通过调节压力控制阀来改变自增压器的工作点。发动机处于停机状态时，随热量的不断吸人。LNG会不断气化。当LNG储液罐中的压力高于0.6MPa时，安全阀打开，迅速放出部分气态天然气，保证LNC储液罐不被损坏。另外，在LNG储存系统设有液位计和压力指示装置。车用液化天然气的储存温度范围为-130℃～160℃，其储存压力低于0.6MPa。使用时，从罐内流出的液化天然气经过气化器吸收发动机冷却水或废气热量而气化，并使其温度升高，然后通过两级减压器减压，由管路送到混合器与空气混合进入发动机。LNG的气化需要吸收较多热量。要求气化器具有良好的换热性能，并能供给足够的热量。

3液化天然气的运输方式及安全

3.1.1LNG运输船

为了液化天然气海上运输安全，LNG运输船的安全措施必须十分严格。以使用很多的MOSS球罐LNG船为例，主要的安全措施如下：

(1)球罐特制。由于罐内储存超低温液体会引起内部收缩，在结构上考虑避免收缩时的压力，设置储罐的支撑固定装置；为防止储罐超压或负压，专门装设安全阀；储罐开口暴露设置在甲板上。

(2)加强隔热。隔热的目的一是防止船体结构过冷；二是防止向储罐内漏入热量。LNG储槽的隔热结构由内部核心隔热部分和外层覆壁组成。针对不同的储槽日蒸发率要求，内层核心隔热层的厚度和材料也不同，LNG储槽的隔热板采用多层结构，由数层泡沫板组合而成。所采用的有机材料泡沫板需要满足低可燃性、良好的绝热性和对LNG的不溶性。在MOSS型船的球形储罐中，沿舱裙结构的漏热通常要占储罐总漏热量的30%，采用一块不锈钢板插在铝和钢质裙之间形成热阻，可明显减少漏热，日蒸发率从通常的0.2%降到0.1%。

(3)BOG处理。LNG储槽的隔热结构并不能完全防止LNG的蒸发，每天仍会有0.15～0.3%的蒸发量。这些蒸发气体(BOG)可以用作LNG船发动机燃料和其他加热设备的燃料。为了船舶的安全经济运行，采用再液化装置可以控制低温液体的压力和温度。为保证储存安全，也可以减小储槽保温层厚度，降低船舶造价，增加运量。

(4)采用二次阻挡层。在球罐泄漏时，把已泄漏的LNG保留一定时间，使船体构件不要降低到它的允许温度以下。以避免船体发生损坏或着火爆炸的重大事故。

(5)采用双层壳体。在船舶的外壳体和储槽间形成保护空间，从而减小了槽船因碰撞导致储槽意外破裂的危险性。

(6)为了安全，设置各种计量、测量和报警设施。3.1.2

船舶装卸安全

LNG船舶运输安全，除了LNG船舶安全外，船舶装卸安全也是重要方面。为此，在卸载设施、储罐和其他相关部位上必须采用相应的安全措施。

(1)卸载设施。在卸料臂上安装紧急关闭(ESD)阀和卸料臂紧急脱离系统(ERS)；LNG装船泵安装紧急关闭装置。

(2)储罐。为防止装满系统，将装船泵和储罐灌注管路上的ESD阀隔开；断开装置可人工或自动操作；使用液位报警器；防止超压或负压，采用导向操纵安全阀和自压安全阀。

(3)其他措施。LNG码头和靠近卸料臂处、蒸发器、LNG泵等位置设置低温探测器；在LNG建筑物内、管线法兰、卸料臂及蒸发器旁设置气体探测器；在LNG建筑物内、储罐顶盖上、码头及工艺区设置火警探测器。3.2车运安全 3.2.1LNG汽车槽车 LNG槽车的安全主要是防止超压和消除燃烧的可能性(禁火、禁油、消除静电)。

防止超压：防止槽车超压的手段主要是设置安全阀和爆破片等超压泄放装置。根据低温领域的运行经验，在储罐上必须有两套安全阀在线安装的双路系统，并设一个转换，当其中一路安全阎需要更换或检修时，可以转换到另一路上，维持至少一套安全阀系统在线使用。在低温系统中，安全阀由于冻结而不能及时开启所造成的危险应该引起重视。安全阀冻结大多是由于阀门内漏，低温介质不断通过阀体而造成的。一般通过目视检查安全阀是否结冰或结霜来判断。发现问题必须及时更换。为了运输安全，槽车上除了设置安全阀和爆破片外，还可以设置公路运输泄放阀。在槽车的气相管路上设置一个降压调节阀，作为第一道安全保护，该阀的泄放压力远低于罐体的最高工作压力和安全阀起跳压力。它仅在槽车运行时与气相空间相通；而在罐车装载时，用截止阀隔离降压调节阀使其不起作用。

泵送LNG槽车上工作压力低，设置公路运输泄放阀的作用是：(1)罐内压力低，降低了由静压引起的内筒压力，有利于罐体的安全保护；

(2)如果罐内压力升高，降压调节阀先缓慢开启以降低压力，防止因安全阀起跳压力低而造成LNG的突然大流量泄放，既提高了安全性，又防止了LNG的外泄；

(3)罐体的液相管、气相管出口处应设置紧急切断阀，该阀一般为气动的球阀或截止阀，通气开启，放气截止，阀上的汽缸设置易熔塞，易熔塞为伍德合金，其熔融温度为(70±5)℃。当外界起火燃烧温度达到70℃时，易熔塞熔化，在内部气压(0.1MPa)作用下，将熔化了的伍德合金吹出并泄压。泄压后的紧急切断阀在弹簧作用下迅速关闭，达到截断装卸车作业的目的。

防止着火：为了防止着火，消除LNG槽车周围的燃烧条件也是十分重要的。

(1)置换充分

LNG储槽使用前必须用氮气对内筒和管路进行吹扫置换，直至含氧量小于2.0%为止，然后再用产品气进行置换至纯度符合要求。

(2)静电接地 LNG槽车必须配备导静电接地装置，以消除装置静电；另外，在车的前后左右两侧均配有4只灭火机，以备有火灾险情时应急使用。

(3)阻火器

安全阀和放空阀的出口汇集总管上应安装阻火器。阻火器内装耐高温陶瓷环，当放空口处出现着火时，防止火焰回火，起到阻隔火焰作用，保护设备安全。3.2.2汽车装卸安全

LNG公路运输安全，除了LNG槽车安全外，汽车装卸安全也是重要方面。为此，在装卸设施、储罐和其他相关部位上必须采用相应的安全措施。

(1)装卸设施。在装卸臂上安装紧急关闭(ESD)阀；LNG装车泵安装紧急关闭装置。

(2)储罐。为防止装满系统，将装车泵和储罐灌注管路上的ESD阀隔开；断开装置可人工或自动操作；使用液位报警器；防止超压或负压，采用导向操纵安全阀和自压安全阀。

(3)其他。LNG装卸车场、蒸发器、LNG泵等处设置低温探测器；在LNG建筑物内、管线法兰、装卸臂及蒸发器旁设置气体探测器；在LNG建筑物内、储罐顶盖上、装卸车场及工艺区设置火警探测器。

4结束语

为了满足国民经济的需要和环境保护的要求，开发和安全运输液化天然气，最大程度地有效利用天然气这一资源，天然气液化与储运技术及液化天然气的应用，给我国天然气工业的发展和天然气的应用打下坚实的基础和必要的前提。

参考文献

液化天然气的应用及设计的分析 篇3

关键词：液化天然气;应用;设计

随着我国社会主义市场经济的不断发展，人们的生活水平得到显著提高，对于能源的需求也在逐渐的增加，天然气是一种具有环保性的高效能源，尤其是液化天然气作为天然气的一种方式，在城市燃气、发电、气化站等方面都得到了普遍的应用。随着液化天然气在现代化工业和人们生活中应用范围的扩大，人们对于液化天然气的储存、运输和安全性的重视度也随之增加，因此，这就要求在应用液化天然气的同时，要对液化天然气的储存、运输和安全性具有一系列的设计，确保液化天然气应用的安全性。

一、液化天然气综述

（一）液化天然气的概述

液化天然气指的是将天然气从油气田开采出来之后，经过一系列的预处理、脱水等流程之后，把天然气中存在的一些二氧化碳、硫化物、水等杂质进行脱除，并且利用冷却降温的方法进行液化之后的一种透明无色的液体。由于液化天然气在进行与处理的时候已经将天然气中的杂质以及具有污染性的气体含量进行了脱除，其的组成成分主要是甲烷，并且经过液化之后的体积相对原有体积也缩小了至少600倍以上，方便对其进行储存和运输，因此液化天然气在应用的时候对环境保护具有一定的有效作用，能够促进环境与经济之间实现共同发展。

表1：液化天然气的主要成分（Wt%）

（二）液化天然气的应用优点

1.具有较高的环保性和安全性。由于将天然气进行液化的时候会将一些二氧化碳、重烃类等杂质进行去除，与普遍的天然气相比具有更加明显的纯净性，能够进行充分的燃烧，是最具纯净和清洁的能源。同时，由于液化天然气的燃点比起汽油燃点要高出230。C，密度比空气密度小很多，即使不小心泄露也比较容易得到扩散，不易引起爆炸，具有一定的安全性。

2.具有较高的存储效率和经济性。由于液化天然气的密度比和体积相对来说都比较小，因此在储存和运输中具有显著的优势，只需要通过运用槽罐低温车就可以把大量的液化天然气进行运输到所需的地方，这样一来使供气的时间得到有效的缩短。另外，再加上液化天然气具有较强的储存能力，不需要建设大型的储存设备，就能够满足液化天然气的供应，从而降低了投资成本，具有较高的经济性。

二、液化天然气的应用分析

（一）液化天然气冷能的应用

液化天然气由于是经过了液化冷却之后而储存的一种能源，当液化天然气从液态形成气态的时候，其所藏着的冷能就得到全部的释放，将这些冷能进行充分回收和利用具有重要的作用。一般来说，液化天然气冷能主要应用于液化天然气船、空气的冷藏、分离、仓库的冷冻等，除了能够对液化天然气船进行预冷之外，还能够对四周的食品进行冷加工，从而降低了对水的污染。由于应用液化天然气冷能，还能够使制冷设备所承受的负荷得到大幅度的降低，从而降低了电能的消耗量。

（二）液化天然气应用于城市燃气

液化天然气作为一种具有环保性的能源，在城市的基本负荷、汽车业、调峰等领域都得到了普遍的应用，如图1所示，为液化天然气应用于城市燃气的供应流程图。随着我国液化天然气产业的不断发展，液化天然气能够对城市中的燃气系统产生一定的调峰作用，从而确保了城市燃气供气的稳定性和安全性。尤其将液化天然气的调峰装置应用在城市的燃气输配系统中，对于工业、民用的燃气供应产生的波动性起到了有效的调峰作用。另外，由于液化天然气对环境保护具有一定的作用，因此相比其他燃料来说，更适合应用在汽车燃料中。现在，将天然气作为汽车燃料一般采取压缩天然气的方式进行储存，但是由于液化天然气的体积相对来说比较小，比压缩天然气更加适合作为汽车燃料。再加上液化天然气具有较强的冷能，因此应用到汽车的冷藏和空调系统中，具有环保和节能的双重作用。

图1：液化天然气应用于城市燃气

（三）液化天然气应用于发电

将液化天然气应用于燃烧发电，与利用其余的燃料发电进行比较，液化天然气经过燃烧之后不会因此而出现炉渣以及灰分等杂质，因此也不会出现对环境保护出现污染的灰渣等。由于应用液化天然气进行发电中采用的燃气轮机自身具有灵活的运行和启动停止速度快等优点，再加上燃气轮机不断成熟的发电技术，能够基本上承担着所需的负荷量，从而能够更加方便的为电网提供电源以及备用电源，使电源的调峰性得到了更加的灵活性。现阶段，运用液化天然气进行联合循环发电的热效率已经达到了55%，比起蒸汽轮机的热效率提高了17%，从而使发电燃料资源得到大幅度的节约。

三、液化天然气的应用设计分析

（一）液化天然气的装置设计

现阶段，在我国对液化天然气的装置设计主要包括了预处理、液化和储存三个流程。将从气田开采出来的天然气灌注到装置之后，将原料分液罐中的天然气原料中的液体进行去除之后再进入到过滤器中，将存在的具有粒径较大的液固体进行过滤。把经过过滤后的天然气进入二氧化碳脱除设备中，将天然气中的二氧化碳气体进行去除，之后将脱除二氧化碳的天然气采取相应的脱水措施进行脱水，然后经过丙烷压缩机进行冷却后再经过乙烯或乙烷压缩机进行冷却，在经过了节流降温之后再经过甲烷压缩机对其进行冷却节流之后灌入到储罐中进行储存，如图2所示，为液化天然气的装置流程设计。

目前，对于液化天然气的运输主要采用的是公路汽车运输、火车运输和船舶水运运输，而对于公路汽车运输来说，所采取的主要运输设备就是具有低温效能的液化天然气罐车。在公路汽车运输中采取的液化天然气储罐主要包括立式以及卧式两种，所采取的绝热模式主要分为真空粉末以及堆积两种，一般来说储罐的容积分为30m3，100m3，150m3等。从液化天然气的输送经济性来说，若是在陆地上的运输距离为3000km左右的时候，运用管道进行输气的方式是最具经济性的，而若是输气的距离超过了3500km之后，那么运用船舶进行运输具有明显的优势效果，使运输成本得到有效的降低。通常情况下，对液化天然气的运输所采取的方法是运用槽罐的保温工艺而进行的，对于在汽车和铁路的运输中，使用液化天然气的低温集装箱具有一定的便利性。

（三）液化天然气的储存设计

为了能够更好的对液化天然气进行储存，这就要求将液化天然气储存的时候要根据不同的运输方式对其进行储存，确保液化天然气的储存安全性。通常情况下，液化天然气会注入储罐中进行储存，以此来便于运输，但是当液化天然气刚注入到储罐中的时候，会因为密度的不同而出现暂时的分层情况，而液化天然气在层与层之间的混合过程中会因为蒸发、闪蒸等情况而出现翻滚的情况。这就要求在对液化天然气储存的实际过程中，因此将灌入至出储罐内的所有液化天然气进行充分的搅合，避免液化天然气出现分层的现象。另外，还需要对灌入到储罐中的液化天然气的成分以及密度可能发生的变化进行严格的控制，加设增压器、空预气化器、水浴气化器等一系列系统，以此来避免液化天然气因为蒸发、翻滚而出现储罐超压的现象，如图3所示，为液化天然气的储存设计。

图3：液化天然气的储存设计

总结：

综上所述，随着社会的发展，现代化工业的发展步伐也在不断的加快，由于液化天然气具有一定的环保性和发展性，因此在城市燃气、发电、气化站等领域都得到了普遍的应用，对人们的生活和生态环境的保护起到非常重要的作用。与此同时，在广泛应用液化天然气的时候，还需要对液化天然气的储存、运输和安全等进行一系列的安全设计，确保应用液化天然气的同时也拥有相应的安全性，从而更好的促进城市化进程的发展以及社会主义市场经济的可持续发展。

参考文献：

[1]何立胜.液化天然气储存及应用技术研究[J].中国石油和化工标准与质量，2014（05）.

[2]于晓丽.液化天然气架空管道的受力机理、分析方法和设计[J].科技创新与应用，2013（08）.

探讨天然气液化工厂绝热设计 篇4

一、绝热材料的选取

在天然气液化工厂绝热设计过程中, 需要充分的考虑到对导热油、胺液等管道进行保温, 这个保温工作至关重要。另外, 还需要对BOG管道、LNG管道以及制冷管道做好保冷工作。液化设计的对象工作主要是做好操作温度工作, 这个工作开展对技术要求比较高。众所周知, 再生管道、胺液管道以及导热油管道, 进行操作时, 这个操作的温度要求分别为300℃、150℃, 给出的这些设计温度范畴是为了更好的分析温度比例内根据这个比例进行配对。在后期更好的执行保温工作, 时常选用的保温材料有岩棉, 还有聚异氰脲酸酯, 还有PIR的管壳, 这样施工比较方便, 这两种绝热材料综合使用之后, 可以更好的发挥出实际作用, 当综合使用材料时对性能的要求比较高。材料性能符合需求之后, 才可以保障保温效率。

PIR泡沫塑料是一种最常见的深冷型保冷材料, 该材料具备的优势比较明显, 最突出的优势是耐寒性、耐热性以及阻燃性非常好。该材料和市场中一些保温材料相比, 性能优势更加明显。PU是一种聚氨酯材料的泡沫, 在合适的温度内, 它一般都不能满足天然气保冷需求。因此通过对比之后, 最终确定了PIR泡沫塑料。该材料的保温效果很明显, 非常适用于天然气液化工厂保温使用。加之, 泡沫玻璃的线膨胀系数变动比较大, 材料的敏感度也比较强, 通过对比之后终于可以确定出使用PIR泡沫塑料。

二、绝热设计包含内容

绝热技术设计一般包含以下几种重要组成部分:保冷设计、防烫设计、保温设计等, 相对于深度的保冷绝热而言。在进行设计时, 应该具备多层结构, 一般都不会由一种简单的结构组成。因为单层结构不能够起到良好的保温效果。而且单层结构容易出现局部因为受冷变形而使得整体性受到影响的问题。在每一层使用结构中, 最好是使用拼接形式。这样在处于低温环境下时, 依旧可以获得良好的保护, 也不会因为局部出现问题而导致整体无法发挥出实际效益。

1. 保温设计

保温对象:外表面正常操作温度>50℃, 需要减少热损失的管道及设备;外表面正常操作温度<50℃, 因工艺原因需要保温的管道及设备;操作温度>200℃的管道及设备。除特别要求外, 下列元件不保温:设备的裙座、支座、吊耳、管道的仪表管座、支架、吊架以及按工艺和维修要求需经常拆卸的法兰、法兰盖等。

2. 防烫设计

当设备或管道的表面温度超过60°C, 且需要经常操作维护, 又无其它措施防止人身烫伤的部位, (1) 净空高度小于等于2.1m, (2) 距离塔器等操作侧0.75m的半径范围内, 均应设置保温材料进行防烫保护

当表面温度已经超过了60℃且不要求进行保温时, 应在相应的范围内进行设备以及管道的防烫处理。距离地面或者操作平台上, 这个高度如果小于2.1米时, 通常和操作平台或者是整个通道距离理当小于0.75m。一般而言, 这个防烫层最好采用50mm岩棉毡加以防护。

3. 保冷设计

这个对保温设计要求都比较高, 在低温运行时, 这个管道保冷设计最终的目的, 是为了减少管道以及管子中出现的冷量损失问题。不断减少因为输送过程中导致中低保温材料升温速度过快, 从而不利于系统运行。

三、防潮层及保护层设计

防潮层设计应该对以下几个表面层进行设计, 有埋地保温层、管沟内敷管道保温层、板材外表保温层等, 这些部位需要进行防潮设置。防潮层理当包含一定的技术性能, 例如抗蒸汽渗透性一定要好, 这个防潮的能力要强, 而且保障吸水率不能大于百分之一。材料使用应该是具备阻燃性、自熄性等。这样当温度变动时, 才不会出现安全事故。在安全的范围内使用材料, 提升材料使用效率, 获得了良好保温效果。例如:涉及到液化工厂内设计时, 应该采用真空绝热结构, 并且由外罐以及内罐组成。需要注意的是这个内罐材质要得到保障, 最好使用不锈钢材料, 同时外罐材质要求也比较高, 最好保障压力容器是使用刚性材料。这两个罐之间必须做好绝热工作, 有绝热材料进行缝隙填充, 从而起到绝热层作用。当外部出现着火问题时, 这个材料不会熔融也不会出现坍塌。当前使用最多的是珠光砂绝热材料, 使用效果比较明显。

结束语

对于天然气液化工厂开展绝热设计工作而言, 除了相关的要求之外, 需要把握绝热材料质量, 需要控制好材料性能。因此, 在进行设计时, 一般都会充分考虑到施工方便、容易采购相关因素。

摘要：天然气液化生产工艺主要包含几种工艺:压缩、膨胀、液化、储运、脱水和重烃类、脱酸性气体等等。使用脱酸性气体过程中, 一般胺液会进行再生。同时还需要做好制冷循环工作, 对LNG储运环境进行把控, 因为这个环节对绝热要求比较高。由于天然气液化工艺在使用过程中, 温度变化比较大, 这个变化已经超过了数值范围, 在超低温或者常温情况下, 很容易对设备造成破坏。因此, 在进行液化工厂绝热设计时, 应该注重技术应用, 文章对天然气液化工厂绝热设计涉及相关问题进行探究。

关键词：天然气液化工厂,绝热设计,设计方法

参考文献

[1]黄志军.输送高凝固点油脂管线伴热保温的绝热设计, 传热计算及施工要点[J].中国油脂-2010年2期.

液化天然气购销合同(下游) 篇5

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：

天然液化气 篇6

【摘 要】 为更好地对液化天然气浮式储存再汽化装置（LNG-FSRU）进行有效的海事安全监管，确保LNG码头安全生产，提升该设备的生产作业效率，通过分析国外LNG-FSRU的安全监管特点，梳理LNG-FSRU海事监管的重点环节，并分析LNG-FSRU的储运生产事故类型，分别从靠泊期间的安全监管、装卸作业环节的安全监管、安全应急等方面提出LNG-FSRU海事安全监管对策，为我国未来LNG-FSRU的推广使用提供海事安全监管依据。

【关键词】 液化天然气；浮式储存再汽化装置（FSRU）；海事安全监管；靠泊；装卸

0 引 言

2013年12月，我国首个浮式液化天然气项目――中海油天津LNG项目建成并投入运营。该项目是我国首次采用液化天然气浮式储存再汽化装置（LNG-FSRU），引起业内广泛关注。LNG-FSRU既可作为LNG运输船舶，又有替代陆上LNG储罐的功能。LNG-FSRU装置相比陆上常规LNG接受终端的优点有：（1）可以直接利用国际上先进的LNG-FSRU技术以节约投资，提高供气的灵活性；（2）占用填海陆域面积小，节约填海用地时间，缩短工程建设周期，可尽快实现供气，满足当地用气需求；（3）尤其适合环境敏感地区或人口稠密地区；（4）设备大型化，舱容一般为25万～35万m3，能够接受更大容量的LNG运输船舶；（5）改善港口、航道的安全性，方便选址和搬迁，在施工和运营管理上较灵活，有助于确保陆域财产、生命安全，属于环境友好型工程。

LNG-FSRU作为我国LNG码头以前从未出现的生产运营设备，有关其海事安全监管的各级法规、规章、标准和规范，我国目前尚未作出明确的规定，诸多安全监管手段和措施尚处于探索阶段。因此，在海事安全监管实践中，有必要对LNG-FSRU安全监管的特殊性进行梳理和研究，提出LNG-FSRU海事安全监管对策，有助于海事部门在实际监管中有的放矢，提高监管效率，保障码头水域的生产安全。

1 国外LNG-FSRU的海事安全监管

1.1 安全监管的一般性要求

LNG-FSRU主要用于对LNG进口需求量较大、用气需求比较迫切、对陆地接收终端审批较严格的地区，同时由于其灵活性，也适合于短期供气的市场。目前，大多数LNG-FSRU的建造方式是通过对现有LNG运输船舶的改装来实现的，但LNG-FSRU应用的范围大多在LNG进口国，带有一定的地域性。因此，使用LNG-FSRU的国家尚未针对FSRU出台相关的安全管理规定，对其安全监管的一般性要求也与LNG运输船舶几乎相同。

从国际法律法规和行业标准来看，国际海事组织（IMO）对LNG-FSRU安全监管的前提是将其视为LNG运输船舶，必须按照现行LNG运输船舶的国际公约、法律法规进行监管。此外，由于LNG-FSRU又与一般的LNG运输船舶在技术上存在差异，LNG-FSRU在技术上必须符合国际上船级社入级检验标准的要求。

挪威船级社（DNV）和法国船级社（BV）较早介入LNG-FSRU相关的业务领域，其中挪威船级社2011年出版的Floating Liquefied Gas Terminals Offshore Technical Guidance OTG-02和法国船级社出版的Classification and Certification of Offshore LNG Terminals已经成为国际上有关LNG-FSRU技术安全和入级检验的规范性标准文件。

1.2 安全监管特点

挪威船级社Floating Liquefied Gas Terminals Offshore Technical Guidance OTG-02对LNG-FSRU的安全监管主要涉及以下几个方面：

（1）LNG-FSRU属于大型浅吃水船舶，受风面积大，因此，在港停泊和作业期间受气象水文等自然条件的限制，船舶靠泊的稳定性存在风险；

（2）如果发生危险情况，紧急疏散的难度大，因此，通常的做法是LNG-FSRU在港停泊和作业期间，必须安排拖船进行值守；

（3）船旗与营运许可存在矛盾，大多数LNG-FSRU是由船舶所有人租用给能源企业，但如果悬挂外籍船旗，可能会与LNG码头所在国的沿海运输权发生冲突，因此，需要转换船旗国。但是，根据目前世界上船级社的实际操作，此问题尚未达成共识。

2 LNG-FSRU储运生产事故分析

2.1 在码头装卸作业时发生事故的类型

2.1.1 LNG泄漏事故

LNG船上货罐、FSRU附属设施发生的泄漏；LNG卸船作业过程中卸船臂、卸船管线发生的泄漏；LNG管道上阀门、法兰及丝扣等发生的泄漏。

2.1.2 火灾/爆炸事故

LNG泄漏到地面或水面上形成液池后，被点燃产生的池火；LNG管道工艺设备等因介质泄漏而被点燃产生的喷射火；LNG泄漏后经蒸发、扩散，在开阔地带形成可燃性蒸气云，然后遇到点火源而引发的闪火；障碍/密闭空间内LNG蒸气云被点燃产生的蒸气云爆炸事故；LNG容器由于外部火灾烘烤或其他原因，猛然破裂时可能引发的火球事故等。

2.1.3 设备事故

LNG船损事故；泄漏的低温LNG对设备设施的损坏；高压及低温设备、管道因存在质量缺陷而导致的损坏、破裂事故等。

2.1.4 污染事故

船舶载运的LNG为冷冻液化状态，LNG泄漏到海面将会发生急剧汽化，最终将全部转化成天然气进入大气环境，而不会在水体造成污染物残留。但是，当载运船舶或工作船舶发生碰撞事故而造成船舶燃油泄漏，则会发生污染事故等。

2.1.5 其他事故

卸船臂上的大块冰块掉落砸伤作业人员的物体打击事故；低温LNG以及液氮对人体的冻伤；高浓度的天然气造成人员窒息事故等。

相对而言，LNG泄漏事故和火灾/爆炸事故是LNG-FSRU在LNG码头装卸过程中的主要风险。

2.2 在航行中发生事故的类型

2.2.1 碰 撞

若碰撞为主动方，则受损部位很可能为船首，破舱的可能性较小；反之，LNG运输船舶被他船撞击，货舱部位受损的可能性较大。

2.2.2 搁浅/触碰

在船舶进出港航行和靠离泊时，横向风对船舶操纵影响最大，会对船舶操纵造成困难，尤其是在船舶压载时，很容易导致船舶发生操纵性搁浅。

搁浅/撞击事件造成的严重性要小于碰撞事件，因为搁浅船舶有相对较小的机动速度，并且当船舶偏离正常航线或可能发生搁浅/撞击事故时，海事部门能及时警告船舶，避免事故的发生或减轻事故造成的严重性后果。

2.2.3 火灾/爆炸

根据LNG运输船舶机舱、生活区、货舱等不同场所，将火灾/爆炸事故分为3种情形：机舱和生活区起火或爆炸，火势蔓延到货舱的可能性小，因而不会造成LNG特有的风险后果；压缩机房是货物区域最有可能引发火灾的区域，火灾有可能会破坏货物围护系统，进而导致LNG泄漏，最终可能致使船舶无法获救。

3 海事安全监管对策

3.1 LNG-FSRU靠泊期间的安全监管

3.1.1 停泊状态的监管

（1）由于LNG-FSRU常年停泊于港内，除了与LNG运输船舶一样需要保持船首朝向出港航道方向之外，区别于普通LNG运输船舶的环节是对于船舶“备车”状态的要求。总体来说，LNG-FSRU无须在港内一直保持备车状态，但当LNG-FSRU从LNG船舶接卸货物时，需要提前使其保持备车状态，以便于遇到紧急情况时能够迅速离开码头泊位。同时，在LNG-FSRU进入备车状态之前，需要由船方或其代理人通知海事部门其船舶在港状态的变更。

（2）由于港口的潮差会影响LNG-FSRU系缆的安全，需要在码头规划建设中考虑港区防波堤的布局，以保障LNG-FSRU的系泊安全。

（3）由于LNG-FSRU长期系泊在码头，船体易附着海洋生物而影响航行性能。船方需要定期对船体附着的海洋生物情况进行检测，若其影响船舶航行，需进行清除。

（4）在LNG-FSRU停泊期间，梯口应安排人员不间断值班，机舱保持正常值守，梯口和甲板每班的值班人员至少由2名船员组成，且至少有1名船员为高级船员。值班人员应根据潮汐、装卸货、打排压载水情况及时调整缆绳，使船舶始终保持良好系泊状态。

（5）禁止无关人员上船。除海事部门、安全监管部门人员的日常登船检查之外，其他因公共事务上船人员应由代理陪同。

3.1.2 安全警戒区的监管

《液化天然气码头设计规范》有“液化天然气船舶在港系泊时，其他通行船舶与液化天然气船舶的净距不应小于200 m”的规定，建议对LNG-FSRU的安全警戒同样适用该规定。为了确保静止安全区的实现，LNG-FSRU装置和LNG运输船舶同时在泊时，应采用1艘海巡艇和1艘消拖两用船警戒的方式；仅LNG-FSRU在泊时，采用1艘消拖两用船警戒的方式。

3.1.3 船舶修理时的监管

针对LNG-FSRU停泊期间船舶设备的检修作业，分两种情形进行监管：

（1）LNG-FSRU在接卸LNG作业、再汽化生产作业以及向陆上输送LNG气体期间，根据IMO《国际海运危险品货物规则》，不得进行船舶动力和操纵的检修作业，不得进行热工作业（包括主副机吊缸作业、锅炉检修作业、焊接等明火作业及敲铲油漆）等影响货物安全的操作和维修；禁止供应船/车进行加油、加水作业。同时，码头应具备船岸的应急切断装置控制点，以便在发生泄漏时迅速切断货物装卸。

（2）在接卸、汽化、输送作业之外的LNG-FSRU闲置期间，可以进行船舶设备的检修作业，但必须向当地海事部门进行报备，海事部门必须派人登船进行现场监督；同时，安排1艘消拖两用警戒艇进行警戒。

3.1.4 污染物排放的监管

由于LNG-FSRU常年停靠码头内，因此，辖区海事部门必须对其污染物排放和接收进行监督管理，避免对港口水域造成污染。

LNG-FSRU在港停靠期间应遵守海事部门关于船舶污染物排放和接收的规定。当地海事部门需按照船舶的监管方式对船舶污染物接收单位、残油、含油污水的排放和接收，以及船舶油舱清洗、船舶垃圾的排放和接收等方面进行监督管理。与此同时，由于LNG-FSRU长期停靠港内，又有别于一般的LNG运输船舶，在污染物的排放和接收环节上，应按照海事部门的要求，定时、定点进行排放和接收。

此外，当LNG-FSRU进行装卸、生产作业时，严禁排放污染物。因船舶作业引起的污染物排放和接收的暂停，船方应通知海事部门，并由海事部门重新安排时间进行污染物的排放和接收。

3.1.5 船员管理

目前，我国在天津港首次引进的LNG-FSRU属外国籍，并且雇佣外籍船员，因此，涉及到外籍船员的管理问题。海事部门应遵循IMO的《海员培训、发证和值班标准国际公约》（《STCW公约》）的规定，对LNG-FSRU的船员适任证书进行定期监督和检查。应按照《STCW公约》配足所有相关的合格船员，船长、高级船员或普通船员的证书应有缔约国签发，证书上的文字应为英文。

同时，考虑到在LNG-FSRU常驻船员中的外籍船员有下船的需求，当地海事部门应负责海员出入境证件签发工作和非船员办理出入境证件的审批工作。

3.2 装卸作业环节的安全监管

3.2.1 LNG-FSRU作业现场的监管

针对LNG-FSRU的装卸作业现场监督，主要体现在对以下几个环节的监管。

（1）在装卸过程中，为防止周边其他船舶进入安全警戒区，需要配备消拖两用警戒船进行警戒，防止发生碰撞事故；

（2）海事部门协同港口管理部门和企业做好船岸衔接的检查，防止装卸作业环节LNG泄漏事故的发生；

（3）装卸作业期间，LNG-FSRU不得进行与船舶修理相关的作业。

3.2.2 极限性作业条件

在恶劣天气条件下，禁止LNG-FSRU进行装卸作业，具体是指：风速V风>15 m/s；横浪波高H4% >1.2 m，顺浪波高H4%>1.5 m；横流流速V横≥1.0 m/s，顺流流速V顺≥2.0 m/s。

3.3 安全应急

3.3.1 事故警戒区

当发生LNG-FSRU汽化设施事故时，应以LNG-FSRU为中心设置一个最小半径为100 m的警戒区，并紧急通知附近所有船舶和可移动设施迅速撤离，疏散警戒区内无关船舶及人员，对事故现场附近海域及陆地发布警告，由海事部门实行海上交通管制。

3.3.2 应急事故处置程序

（1）码头业主单位应在接到LNG-FSRU事故报警后，立刻核实险情，收集相关信息。

（2）一旦核实，拉响警报，关闭LNG-FSRU的全部生产设备，通知相邻泊位停靠的LNG运输船舶尽快离泊；进一步收集险情基本信息和救助要求，对险情进行初步评估，上报当地应急指挥中心办公室。

（3）应急指挥中心办公室在接报后，应立即根据险情通知相关单位到现场进行戒备和救援，指定现场指挥，按照险情报告制度的规定和要求向上级领导和有关部门报告和通报。

（4）应急指挥中心办公室秘书组通知当地急救中心派出急救队伍。

（5）码头负责人配合搜救力量，迅速转移工作区域内相关人员，避免或延缓险情的进一步恶化。

液化天然气贮存过程风险分析 篇7

1 LNG贮存系统

如图1所示, LNG贮存系统主要包括接收、贮存、再气化等功能, 最终实现用户管网稳定输配天然气。通过压差装卸公路槽车或罐式集装箱车等运来的LNG, 随后通过空浴气化器、水浴汽化器、BOG处理工段并计量加臭后送入高压用户管网输配系统。

2 LNG贮存系统危险性分析

2.1 LNG自身危险性分析

单位体积的LNG气化后体积扩大625倍, 同时其在空气中的可燃极限为5.3%-15.0%, 的燃点为538℃, 因此LNG在空气中泄漏后主要存在的危险性如下:气化后625倍的扩大率使其泄漏后迅速在空气中形成极易燃烧的气云, 一旦接触点火源, 便有火灾甚至爆炸的危险;低温气化属于蒸发吸热过程, 瞬间大范围气化过程导致的低温会使与其接触的低合金碳钢发生脆性破裂, 同时如果人员在无防护情况下接触LNG或者气化中的LNG均会造成人员冻伤、甚至死亡;气化后的LNG扩散到空气中, 当天然气在空气中的体积分数大于40%时, 会造成人员失去知觉甚至窒息死亡。

2.2 贮存过程危险性分析

在贮藏或运输LNG过程中的主要存在的潜在危险如下:同上述LNG自身危险性一致, LNG在生产、运输、贮藏、管网输送等过程中由于设备、阀门、管道、机泵等处存在的泄漏点所导致的LNG气化泄漏, 会由于不同类型的点火源, 电火花、明火、高温表明等, 产生火灾甚至爆炸;在LNG绝热贮罐中, 由于吸收外界能量所导致的常量蒸汽 (BOG) , 如果处理不当, BOG量将迅速增大、罐内压力快速升高, 严重时会造成贮藏罐破裂;由于进料组分与贮藏罐内LNG组分不一致、或者进料方式不恰当, 会导致短时间内贮藏罐内LNG的大量蒸发, 进而罐内压力快速升高, 严重时也会造成贮藏罐破裂;贮藏罐破裂所导致的人员伤亡、环境污染以及经济损失是非常严重的。

2.3 LNG事故及安全规范

自1944年首次出现的LNG贮罐爆炸事故造成128人死亡, 人们对于LNG的安全问题存在担忧, 下图是自1965年至2000年的LNG事故统计图, 这为我国日后安全使用LNG问题敲响警钟, 同时在LNG安全规范方面提出更高要求。目前LNG行业的安全规范主要有美国及欧洲标准, 例如涉及到LNG生产、运输等方面的NFPA 59A、涉及到设备安装方面的49CFR Part 193、涉及到水上及岸上设备安装设计方面的33CFR Part127及EN1473等。我国LNG行业起步晚、暂时没有LNG相关安全规范, 但目前我国液化气天然气标准技术工作组正加紧参考国际标准并结合我国国情制定相关规范标准, 目前已完成《液化天然气、储存和装运》、《液化天然气罐式集装箱》、《液化天然气的一般特征》、《液化天然气码头设计规程》四项国标。

2.4 LNG危险评估体系

危险源辨识过程是危险评估体系的基础, 主要包括分析系统属性、调查危险源、界定危险区域、分析存在条件及触发因素、分析潜在危险性、最后进行危险源等级划分。在危险源准确辨识后选择合适的评价方法及分级进行风险评价最终制定预防措施和应急预案是风险控制的最终目的。风险评价方法是危险评估体系的核心, 按照方法特征主要分为定性评价 (如故障树、检查表、矩阵分析法等) 、半定量评价、定量评价、综合评价等;按照数据信息来源可分为专家评分法、参照类别法、模糊数学定量分析、灰色风险评价法等。

LNG的危险性主要来自两部分:公路槽车运输过程、储存站储存过程。其中公路槽车运输过程危险因素主要包括紧急切断阀故障 (堵塞、泄露、破损) , 安全阀故障 (泄露、关闭不严、无法打开) , 液位计故障 (指示错误、连接部分渗漏) , 槽车底盘故障 (裂纹、断裂、失效、脱落、泄露) , 装卸管接头故障 (连接部分及密封处渗漏) , 连接胶管及压力表故障 (泄露或错误指示) , 消除静电装置及装卸阀门故障 (静电积累、指示错误、泄露) , 罐体故障 (泄露、螺丝松动) 等。储存站危险因素主要包括连接管故障 (断裂、粗糙、泄露) , 罐体故障 (气体摩擦、泄露) , 测量仪器故障 (仪器损坏、人为误差) , 消除静电及接地电阻装置故障 (静电积累、电阻不符合要求) , 人工操作故障 (作业操作不当、点火花、摩擦) , 避雷装置故障 (雷电直击) 等。

在LNG全寿命周期内根据不同阶段所具有的潜在危险因素, 选择适当的危险评价方法, 预测危险发生点, 将LNG运输、储存过程中存在的不安全因素控制到最低水平是LNG产业未来发展的必然要求。

摘要：液化天然气作为一种清洁、经济的能源, 在世界能源体系中占据重要地位, 但其贮存系统存在较大危险性。本文简单介绍了液化天然气贮存系统, 详细阐述了液化天然气的危害特性, 并对液化天然气贮存过程中易导致事故的危险因素及贮运过程风险性分析进行概述。

液化天然气冷能利用发电技术浅析 篇8

天然气作为一种清洁能源, 其燃烧效率相对较高, 并且热能值也较高, 对于环境的污染较少, 是世界上使用较多的一种能源。天然气运输的过程中, 要经过液化处理, 而使用时要再进行常温化, 在这一过程中会有大量的冷能释放, 对其收集和利用能够有效的提高其使用的效率, 也有效的降低能量消耗, 从而保证经济效益和社会效益的实现。将液化天然气所蕴含的冷能应用于发电, 能够有效的提高其整体的利用效率, 也能够在很大程度上保证电力供应的有效性。

对于液化天然气冷能的利用主要是对其和环境的温度差以及压力差等的应用, 将其从液化转向气化的冷能量予以收集和利用。通过对液化天然气所蕴藏的冷能的分析, 通过技术手段的应用来提高其回收率并且提高其利用的效率, 对于社会经济的发展有着重要的意义。天然液化气冷能利用发电技术, 是对其能量的一种数量上的计算和分析, 通过数字来揭示和展示其内部能量的量与质, 并且结合热力学等相关原理有效减少能量的损耗, 实现对冷能的合理利用。此外, 天然气液化的过程是一个高能耗的过程, 对于其装置以及冷能利用的装置等都提出了一定的要求, 这都会对能量的处理和利用产生直接的影响。在天然气运输设备分析的基础上, 能够通过多种技术的应用来实现其冷能发电技术的应用, 提高其利用的整体水平。

二、液化天然气冷能利用发电技术种类

液化天然气冷能利用发电技术的应用, 是在冷能回收的基础上实现的一种动力循环发电。实践中, 较为成熟的技术主要有直接膨胀法、二次媒介法等。直接膨胀法是在液化天然气冷能利用中较为常见的一种方式, 它贯穿于天然气液化以及常温化的过程中, 通过膨胀的方式实现对外做工。这一方式的应用的过程是比较简单的, 对于设备的需求也相对较少。但是其缺点在于未能充分利用液化天然气所释放出的冷能, 其发电的效率也相对较差, 单独应用的效果是比较差的。二次媒体法是冷能利用发电的另一重要方法, 它是把液化天然气作为一种冷凝液, 然后在利用冷凝器, 将冷能进行二次转化, 充分利用其与环境的温差, 提高其做工的效率。这种方法应用时, 所选择的工作媒体不同, 对于冷能利用的效率会产生不同的影响。为了更好的提高冷能利用发电的功率, 混合媒体的应用来提高冷能收集和利用的效率是一种最佳的选择。在冷能利用发电中, 联合法以及气体动力循环法是另外两种较为常见的方式, 前者是将直接膨胀法和二次媒体法予以综合应用, 从而将膨胀做工与动力循环相结合, 从而提高冷能的利用率;后者是通过透平发电系统综合应用压缩机、氮气透平等设备来提高冷能收集利用的效率, 同时增加热能的输出, 提高发电的功率。

随着技术的发展, 为了更好的实现液化天然气冷能的利用, 发电技术也有利较大的发展和进步。当前低温半导体发电技术是对天然气冷能利用的一种发展, 它是在半导体材料热点性的基础上, 对换热器等进行改进, 使其材质能够产生更好的发热和发电效果, 并且采取必要的密封措施, 在发电过程中, 通过喷淋等形式来实现温差的传递, 提高发电的整体效果。在发电技术应用中, 温差是冷能利用中较为常见的方式, 它是综合利用温差发电联合动力装置来提高液化天然气释放的冷能, 并且通过温度的变化来增加透平机的功率输出, 实现动力的循环利用, 从而提高发电的整体功率。将液化天然气冷能应用于光伏技术结合, 是当前发电技术的一个发展方向。为了满足发电的需求, 对太阳电池进行一定的处理, 使其能够与低温液化天然气之间实现一种热量和能量的转化, 综合利用温差的转化以及天阳电池的作用将能量转化为电能, 以提高发电的功率。联合系统发电是在液化天然气冷能利用的基础上, 将燃料电池和动力循环系统有机结合, 使冷能回收利用的效率相对提升, 并且有效的将其转化为电能, 实现一种能量上的梯级利用。这种系统的综合应用, 实现了天然气冷能的利用, 也能够有效的提高能量转化的整体效率, 实现发电系统综合性能的提升。此外, 集成优化也是天然气冷能发电的一种技术发展方向。该种技术是将直接膨胀、动力循环以及冰水系统三者有机结合, 通过冷水系统的应用来提高冷能回收率, 有效减少海水等媒介的使用, 使其能耗相对减少, 并且对于低温余热有效的回收, 从而提高发电的效率。此外, 还有一些对发电系统和发电设备进行改进的方法, 其最终的目的都是对冷能进行更好的收集利用, 以提高其发电的整体功率, 减少对环境的污染, 实现经济与环境效益的统一。对于设备的改进和完善, 是从系统整体的角度出发, 不断完善冷能回收装置的同时, 也对发电设备予以改进和完善, 在此基础上综合应用冷能利用技术的新发现, 能够有效的提高冷能利用效率, 也实现发电功率的提升。

结语

液化天然气中蕴含着丰富的能量, 在其运输和使用的过程中, 会有大量的冷能释放, 对于该种冷能的综合利用成为关注的重点。如何提高该种冷能的收集率, 实现能量的有效转化和利用, 将该种能量转化为热能以满足人们的生活需求。冷能发电技术的应用在一定程度上实现了对冷能的回收利用, 能够实现经济效益的最大化。但是液化天然气冷能利用发电技术的发展和进步对于冷能利用整体效率的提升有着重要的影响。在实践中, 随着技术的发展, 有了发电技术的新发展, 通过冷能回收利用系统的改进和完善, 减少能量的损耗, 并且综合利用新型材料等来提高冷能的回收效率, 通过内部的动力循环及其太阳能技术的应用将其更多的转化为电能, 从而整体上提高发电的功率, 实现冷能利用的综合效益。

摘要：天然气作为一种污染少而利用价值高的燃料, 在国际社会中受到了较大的关注, 对其使用方法的研究也从不同的角度深入。在天然气开发过程中, 需要进行一定的除杂质过程, 然后进行液化处理运输等。在使用中, 液化天然气的场文化过程会伴随有较大的能量释放, 对于其冷能利用及发电技术的发展, 在很大程度上提高了其利用的效率。

关键词：液化天然气,冷能利用,发电技术

参考文献

[1]王坤, 鲁雪生, 顾安忠.液化天然气冷能利用发电技术浅析[J].低温工程, 2005 (01) .

[2]贺红明, 林文.基于LNG冷能的发电技术[J].低温与超导, 2006 (06) .

[3]李杰, 任建国.LNG冷能发电技术的初步研究[J].科技信息, 2010 (09) .

[4]夏永强, 高为.张磊.基于液化天然气接收站的冷能发电简析[J].化学工业, 2013 (11) .

液化天然气站场消防给水设计 篇9

关键词：液化天然气,水量,消防给水

液化天然气站场消防设计遵循的主要规范包括:《城镇燃气设计规范》GB50028—2006、《建筑设计防火规范》GB50016—2006、《石油天然气工程设计防火规范》GB50183—2004及《液化天然气 (LNG) 生产、储存和装运》GB/T20368—2006等。各种规范对消防给水系统均做了详细规定, 但要求略有不同。

1 消防水量的计算

(1) 不同规范对于火灾延续时间、固定喷淋装置供水强度、水枪用水量等相关参数是基本一致的。不同的是储罐容积大小分类界限略有不同。因此, 在设计时, 不管采用哪种规范, 固定喷淋水量和水枪的用水量计算结果都基本一致。

(2) 《石油天然气工程设计防火规范》另外规定, 在上述消提到防水量计算的基础上, 需增加200m3/h的消防水余量, 这是套用了N F P A 5 9 A的相关规定。我们建议:作为城市L N G气化站, 当储罐总容积小于1000m3时, 将不考虑消防水余量, 而当储罐总容积大于1000m3时, 可考虑增加消防水余量。

(3) 注意的是:如因场地紧张, 低温储罐布置较紧凑时。采用立式罐和卧式罐有较大的差别。以150m3低温储罐为例, 立式罐外直径为3.73m, 高22.70m, 卧式罐外直径为3.70m。长23m。如罐间净间距为5.60m时 (1.5倍罐直径) , 立式罐不用考虑着火罐相邻罐的冷却水量, 但卧式罐必须罐间净间距大于13.40m时 (罐直径加长度的一半) , 才不用考虑着火罐相邻罐的冷却水量。

(4) 所有规范中, 对高倍泡沫发生器的用水量均无明确要求。根据发生器设备的实际情况, 建议按10升/秒·台考虑。

2 消防给水系统

消防给水系统由消防泵房、消防水池、消防给水管网及消火栓、消防水炮等组成。

2.1 有关消防泵房

根据消防泵房场站消防水量水压所需要求, 泵房内应设置两台以上消防水泵, 选用自灌式吸水。当有火灾时, 消防泵由压力联动装置在火警后2分钟内启动, 使管网中不利点的水压和流量达到灭火要求。另外, 稳压泵还应在消防泵房内设置好, 当管网压力低于一定值时, 稳压泵将自动启动补水功能。

回流设施在消防水泵中的设置。设置定期开启消防水泵, 试验消火栓在水泵出水管上, 确保运行状况的正常。另外, 泵房应设有值班人员与报警电话, 确保能直接开启、停止消防水泵的运行。

扬程计算在消防水泵中非常重要, 扬程过低则无法达到消防要求, 过高又会造成供电设备和水泵的浪费。《石油天然气工程设计防火规范》与《城镇燃气设计规范》中对液化天然气立式罐的消防水泵的最大扬程均无明确规定。在过去的设计中, 一般以水枪射出的水束能达到立罐顶部作为水泵的最大扬程标准。所以, 虽然立罐高度约25m左右, 但却要选择70m~80m高的水泵扬程才能达到。这种做法我们认为有点过于保守。

实际上可参考《城镇燃气设计规范》中关于LPG球罐的消防水泵要求, LPG球罐不管有多高, 只要能满足顶部喷淋装置的出口供水压力大于0.20MPa, 水枪出13的供水压力大于0.35MPa。能满足此条件时, 消防水泵的最大扬程选择在60m高左右就可以。

2.2 有关消防水池

消防水池的设置是根据计算的消防水量来定, 当消防水池体积大于500m3时应分为两座, 在消防水池中设液位显示, 建议水池之间的联络管设为两根。不定期更换消防水池中的水, 可以保持池内水质良好, 各站消防给水水源从邻近的市政管网中引入。

2.3 有关消防给水管网

消防水管网应采用闭合环状, 材质方面应选用钢制管道, 再配置地上式室外消火栓及固定式消防水炮。液化天然气储罐上设置水喷雾装置, 对储罐进行冷却。水带箱设在室外消防栓旁, 箱内配置2盘直径65mm、长度20m的带快速接1∶3的水带, 及2支VI径65mm×19mm水枪、一把消火栓钥匙, 水带箱距消火栓距离2m。关于液化天然气储罐上所设置水喷雾的装置, 目前国内市场上可为五花八门, 罐上喷淋环管从l根到8根, 其中有些工程甚至从顶到底几乎全部被环管缠绕。这也是对规范的理解差异造成的。

《城镇燃气设计规范》中要求“液化天然气立式储罐固定喷淋装置应在罐体上部和罐顶均匀分布”。所以, 在绝大部分设计中, 只在罐体上部和罐顶设置1~3根喷淋环管。《石油天然气工程设计防火规范》中要求“储罐采用水喷雾固定式消防冷却水系统时, 喷头应按储罐的全表面积布置, 储罐的支撑、阀门、液位计等均宜设喷头保护”。因此, 部分设计中就采用了多环喷淋甚至满环喷淋的布置。

3 消防给水问题的探讨

3.1 消防给水在液化天然气场站的功能

液化天然气场站工艺装置区属甲类火灾危险性区域, 但由于液化天然气处于低温及液体的状态, 因此消防给水在液化天然气场站有与其它消防系统中不同的作用。在其它消防系统中, 消防给水一般用于熄火, 但在液化天然气场站, 由于水会加速液化天然气的气化, 进而增加其燃烧速度, 因此水既不能控制也不能熄灭液化天然气液池火灾, 在液化天然气场站冷却受到火灾热辐射的储罐和设备。

3.2 有关喷淋阀组的配置

《水喷雾灭火系统设计规范》GB50219~95明确规定, 有喷淋冷却的系统中, 雨淋阀组应该具有远程控制能力以便其能够被远程开启与关闭。

可是由于消防给水在液化天然气场站有与其它消防系统中不同的作用, 其主要作用是冷却受到火灾热辐射的储罐和设备, 因此为安全起见, 应将具有远程控制能力的雨淋阀组改为手动喷淋阀组。

3.3 高倍泡沫发生器对低温罐区的消防安全的重要作用

高倍泡沫发生器所喷发的泡沫能阻断天然气与大气的接触, 这对于液化天然气场站消防具有非常重要的作用。在发生火灾时, 由于低温储罐发生泄漏, 液态天然气将在液池中流动, 这时这些流动的液化天然气处于低温, 并不具备燃烧的条件, 但是如果溢出的液化天然气没有被阻断, 液化天然气将气化, 从而飘逸到其他区域, 这增加了火灾加剧的危险。高倍泡沫发生器对于液化天然气场站消防具有非常重要的作用, 必须强化高倍泡沫发生器在低温罐区的消防安全作用, 除了设计中除按规范规定设置固定高倍泡沫发生器外, 在液池增设l~2个移动式高倍泡沫发生器并对角设置。

4 有关液化天然气储罐上的水喷雾装置

消防给水在液化天然气场站有与其它消防系统中不同的作用, 其主要作用是冷却受到火灾热辐射的储罐和设备, 我国200m3以下低温储罐大多采用真空粉末来绝热, 由于已经采取了这种绝热的方式, 就没有加强消防给水给储罐和设备降温作用的必要, 只需要在罐顶部设置1~2条喷淋环管即可, 而其它部位, 如液位计, 阀门主要通过周围的固定水炮及移动水枪来冷却保护。

参考文献

[1]郑兰芳.液化气储罐区的消防安全[J].油气储运, 2011 (1) .

液化天然气运输关键注意点分析 篇10

关键词：液化天然气,运输,安全,注意点

1 引言

在当前, 我国成为世界第二经济大国, 各产业、各行业都处于飞速发展的重要阶段, 对能源的需求越来越大。在我国, 液化天然气被使用到很多领域, 是不可或缺的能源, 液化天然气的运输在整个能源供应体系中占有十分重要的位置, 液化天然气的运输难度很高, 操作不当即可发生各类安全事故。笔者结合工作实际, 就液化天然气运输关键注意点分析展开研究。

2 液化天然气运输特性分析

天然气的运输 (车辆运输) 是一种危险化学品运输, 从事这种运输的, 是需要公安部门批准的危货运公司才能进行, 个人不可以运输。

液化天然气, 顾名思义, 就是将天然气加以压缩和降温, 使之成为液体状态, 而天然气的主要成分就是我们日常所说的甲烷, 这种气体是十分优质的燃料, 易燃易爆, 所以在运输的过程中, 我们要将天然气降温到零下一百六十二度到零下150度之间。由于

在液化天然气运输的过程中, 非常容易发生安全事故, 主要有低温冻上事故、火灾事故以及爆炸事故等。一旦天然气产生泄露, 就很容易到达爆炸极限, 后果十分严重。

在当前, 液化天然气运输的当时主要有罐式集装箱和液化天然气罐车两种, 从主体结构的原理来看, 两者原理相同, 但是罐式集装箱, 能够采用多式联运方式, 运输量较大。罐式集装箱的罐体是真空的、多层的、绝热的储罐, 而天然气罐车就是一个罐体。

3 液化天然气运输事故原因

液化天然气在运输过程中, 主要产生火灾、冻伤以及爆炸这三种运输事故, 给社会造成很大损害, 分析液化天然气运输事故的原因就显得十分重要, 也十分必要了, 笔者结合工作实际, 分析得出以下几种安全事故原因:

3.1 车辆交通事故

液化天然气运输使用车辆吨位较大, 车辆车体长、体积大, 在运输过程中 (特别是高速公路段) 对驾驶员的要求很高。很多安全事故都是由于路况不好、车况不好等因素导致运输车辆翻车 (侧翻) , 气罐的阀门由于摩擦和碰撞等原因产生松动, 导致天然气泄漏, 酿成安全事故。此外, 由于液化天然气罐体的机构原因, 在产生交通事故的时候, 会导致罐体产生形变, 也存在一定的安全隐患因素。

3.2 罐体阀门故障

罐体阀门是液化天然气进出罐体的关键所在, 很多安全事故时由于罐体阀门产生故障, 导致罐内天然气出现泄漏, 最终造成事故。另外, 罐体的安全阀门、排气阀门一旦出现松动, 也会导致气体泄漏, 尽管泄漏量很小, 但是也存在安全隐患。

3.3 气候因素

我国特殊的地理因素决定着我国夏季全国范围的高温, 在夏季运输液化天然气过程中, 罐壁很容易升温, 导致压力增大, 最终破坏气罐的安全阀, 导致气体泄漏。

3.4 罐体器件老化

近年来, 随着我国经济的飞速发展, 我国液化天然气的运输工具也在不断进步, 但是同时也存在着很多运输罐体期间不断老化的现象。在运输过程中, 罐体的情况是复杂多变的, 元器件的老化很容易埋下各类安全隐患。在液化天然气的运输过程中, 也有很多例由于器件老化而导致的气体泄漏事件。

3.5 操作不当

液化体燃气的运输时一个系统工程, 危险系数很高, 多操作人员的要求也很高。很多运输企业没有充分认识到这一点, 没有花大力气对相关人员进行培训, 而从业人员也没有将操作规范化放到必要的高度, 在运输过程中, 我行我素, 胡乱操作, 最终酿成事故。

4 液化天然气运输关键注意点

4.1 保持良好车况

要定期检查运输车辆的车况, 一旦发现问题, 及时检修。要建立起相应的车辆检查、维修、调度预案, 将车辆的车况维持在一个较高的水平。此外, 要对运输路线进行全面的分析, 对安全事故多发路段要建立预案, 提高驾驶安全系数。

4.2 加强对罐体阀门的检修

要加强对罐体阀门的检修, 要联系相应的罐体生产厂家、阀门生产厂家以及罐体配件生产厂家, 定期对罐体碱性检查。一旦发现罐体各项指标系数不满足运输要求, 就要对罐体进行维修, 必要时报废;要着重检查罐体的阀门, 出现问题, 及时维修、及时更换;要对其他配件进行定期和定量的检查、抽检, 保证整个罐体的安全系数。

4.3 制定相应的气候变化应急预案

针对我国特殊的地理因素和气候因素建立气候变化应急预案:从人员配置、车辆配置以及气罐配置等三个角度出发, 在炎热的夏季, 要避开每日最高温时间段, 要多安排晚间运输, 少安排白天运输, 在酷暑季节, 要尽量避免运输。

4.4 加强岗位培训

要加强对天然气运输工作人员的岗位培训, 主要从以下三点出发:首先, 要加强他们的思想政治认识;其次, 要提高他们的岗位业务能力;最后, 要培养他们的应急处理能力。

5 结语

液化天然气的运输在我国的能源供应体系中占有十分重要的位置, 而液化天然气运输工作的难点很多, 涉及到很多关键注意点。本文首先分析了液化天然气的运输特性, 进而剖析了液化天然气运输事故产生的原因, 最终提出了液化天然气运输的关键注意点, 笔者水平有限, 敬请指正。

参考文献

[1]王小伍, 华贲.液化天然气、管道天然气与煤制天然气的比较分析[j].化工学报.Journal of the Chemical Industry and Engineering Society of China.2009年S1期

[2]江金华, 弓燕舞.液化天然气罐式集装箱公路运输的分析[j].煤气与热力.Gas&Heat.2004年11期

天然液化气 篇11

【摘 要】 为确保我国船用液化天然气（LNG）市场健康、有序发展，提高船舶所有人使用LNG的积极性，分析国外不同类型的提升船用LNG经济性措施，借鉴发达国家设立减排基金、实施能源战略、提供多元服务等方面经验提出适合我国现状的策略：进行节能减排政策引导，间接确保经济性；提高国内LNG生产能力，保证资源供应；探索船用LNG服务新模式，实现多元化。

【关键词】 船用液化天然气（LNG）；经济性；LNG接收站；排放控制区；清洁能源

1 我国船用液化天然气发展概况

与传统船用燃料油相比，液化天然气（LNG）作为燃料可大幅降低船舶硫、氮、碳的排放，在环保性、安全性、经济性以及社会效益等方面均具有明显优势。我国的LNG主要来自国产气田和沿海接收站供给两个渠道，其中，沿海接收站进口LNG是主要渠道。2014年，我国进口LNG达到万t，同比增长10.2%，对外依存度递增至约33%。

我国船用LNG需求量巨大。根据当前的技术状况，船舶所有人可以选择改造或新建LNG动力船舶。交通运输部水运科学研究院预测，到2020年，我国将改造为LNG动力的内河船约3万艘，新建LNG动力船约1万艘。根据运营经验推测，改造船舶LNG综合替代率取65%、新建船舶取90%，由此可以得到2020年我国内河LNG动力船舶作燃料用的LNG总加注需求量约200万t。

然而，自2014年6月份以来，国际油价持续下跌，柴油与LNG的价差不断缩小，甚至出现价格倒挂现象。我国进口LNG大多签订的是长期供应协议，不与国际原油价格挂钩。以江苏2016年2月底价格为例，船用燃料油价格为元/t，LNG价格为元/t，这在很大程度上削弱船舶所有人使用LNG的积极性。加之使用LNG需要建造配套加注站等基础设施，投入巨大，其建设成本约是普通趸船式加油站的4倍（不含土地成本）[1]；且自天津港“8.12”特别重大火灾爆炸事故发生后，各级主管部门对LNG加注站的审批更为谨慎，加注站建造进入瓶颈期。因此，经济性下降问题成为我国船用LNG推广应用的阻碍之一。

2 提升LNG经济性的国际经验

2.1 挪威经验：设立NOx排放基金

作为全球最先将LNG用作船舶燃料的国家，挪威在船用LNG的发展和推广上起到了良好的示范作用。挪威政府积极推动当地船用LNG技术产业发展，设立氮氧化物（NOx）减排基金与NOx排放税相配合制度，促使船舶运输企业在购买昂贵的重燃料油与投资LNG船舶之间选择新建或改造为LNG动力船。

2007年起，挪威政府针对所有在挪威领海12 内“功率超过750 kW的推进系统”和“功率超过 kW的发动机、锅炉和汽轮机”征收NOx排放税，每排放1 kg NOx征收约2欧元（约15元人民币），每艘船每年需缴纳约14万欧元（约105万人民币）税金。2008年，挪威政府设立了NOx减排基金，对达到自主减排目标的企业和船舶，可免征NOx排放税，同时给予不同的减排补助金，主要方案有以下3种：

（1）对于采用与气体或LNG燃料相关的投资成本给予最多80%的补助，实际执行时每减排1 kg NOx给予44欧元的补助金；

（2）对于采用改造技术的低NOx排放发动机，达到国际海事组织关于氮氧化物排放标准（Tier Ⅱ）或更好减排效果的，给予相关设备投资成本最多80%的补助，实际执行时每减排1 kg NOx给予28欧元的补助金；

（3）对于采用选择性催化还原（SCR）后处理技术的减排措施，给予相关设备投资成本60%的补助，执行时每减排1 kg NOx给予13欧元的补助金。

NOx减排基金在2008―2010年（第一期计划期）取得了明显的减排效果，因此，挪威政府开放了2011―2017年第二期计划。补助金解决了新造LNG动力船舶与传统油船的差价困难，直接促使船舶所有人选择新建或改造为LNG动力船舶。

2.2 日本经验：资源确保战略

作为LNG进口大国，日本自1969年首个LNG接收站开始运营起，天然气占一次能源的比重节节攀升，到2013年占比达43.2%。可见，日本对天然气的需求量之巨大。

2012年4月，随着美国天然气生产能力的提升和页岩气技术的革命性突破，日本进口LNG的价格是美国LNG市场价格的2倍，并且与美国LNG市场价的价差在逐步扩大。LNG价格随着原油价格的攀升而逐渐升高，但一直低于原油价格，LNG仍具有一些经济性。

为了保证LNG具有经济性，日本提出了资源确保战略，具体做法如下：（1）保证资源供给的多样性，加快本国天然气液化技术的研究，同时加强与海外资源供给方的合作，最大限度地以低价获得海外资源权益并延长合作期；（2）保证资源需求的优化，资源需求方组成产业结构审议会、LNG产销会、日本国资源大臣会等组织，强化合作，形成价格优势，通过财政和金融政策鼓励有关产业进行调整，以市场机制的能源价格促进产业结构向节能型转变。

2.3 美国经验：提供多元化服务

随着天然气生产能力的大幅度提升和页岩气技术的革命性突破，美国天然气产量大幅增加。2005―2013年，美国天然气产量增长幅度达到35%。美国能源信息署（EIA）预测，2040年美国页岩气产量将达到亿m3，净出口量将达到850亿m3。美国天然气产量的大幅增加改变了天然气和LNG的业务格局，多个墨西哥湾原有LNG接收站开始利用已有的基础设施增建液化设施，并以LNG形式出口；东、西海岸也拟新建LNG出口项目。Wood Mackenzie咨询机构预测，2020年美国LNG出口能力将达到万t，2025年将达到万t。美国将成为新的极具吸引力的LNG出口市场。

由于北美页岩气的井喷式发展，美国天然气价格持续下行，使得美国LNG出口项目具有一定的成本优势。美国LNG出口与本国天然气价格挂钩，而竞争者的LNG出口一般与国际原油价格挂钩，自2014年6月份以来，原油价格一路大跌，导致美国LNG出口价格竞争力下降，其经济性优势有所削弱。

为了保持LNG项目的经济性，实现优化战略资源布局的长远目标，美国LNG出口项目充分利用其丰富的管网资源和充分自由的天然气市场机制，积极探索新的服务模式，其中一种为采用液化服务加工（Tolling）方式，整条产业链中的上游购气和下游运输交由委托方负责，自己仅收取液化服务费，在降低买家资源获取风险的基础上，保证了出口的经济性。

3我国船用LNG经济性下降的应对策略

3.1 进行节能减排政策引导，间接确保经济性

为贯彻落实国务院《大气污染防治行动计划》和自2016年1月1日起施行的《中华人民共和国大气污染防治法》，交通运输部于2015年12月印发《珠三角、长三角、环渤海（京津冀）水域船舶排放控制区实施方案》（以下简称《方案》），首次设立船舶大气污染物排放控制区，控制船舶硫氧化物（SOx）、NOx和颗粒物排放，该《方案》自2016年1月1日起实施。排放控制区覆盖广州、上海、天津等38个城市周边水域及内河通航水域，确定了深圳港、宁波港等11个港口区域作为核心港口区域。《方案》要求，到2019年进入排放控制区的所有船舶必须使用硫含量不高于0.5%的燃油，或船舶可使用清洁能源等替代措施。同时，《方案》提出，各级交通运输主管部门应积极协调国家有关部门和地方政府出台相关激励政策和配套措施，对船舶使用低硫燃油、岸电，船舶改造升级和应用清洁能源等实施资金补贴、便利运输等优惠措施。

船舶排放的大气污染物主要来源于燃料。在《方案》实施后，船舶所有人在选择使用普通燃油并且花费大笔费用安装后处理装置与使用清洁能源作为燃料上，会更多地偏向于后者。《方案》的实施为船用LNG创造了良好的契机，船舶所有人选择LNG作为燃料会比选择普通燃油更加具有经济性。因此，通过相关政策引导，影响船舶所有人对燃料的选择，间接确保船用LNG的经济性，这与挪威设立NOx减排基金有着异曲同工之妙。

要促进清洁能源产业快速、健康发展，保证船用LNG经济性，必须建立健全一系列政策保障措施，通过节能减排等政策进行引导，提升LNG在我国能源战略中的地位，直接或间接使得LNG作为船用燃料比普通燃油更具有经济性，从而扩大船用LNG应用的市场。

3.2 提高国内LNG生产能力，保证资源供应

根据中国石油集团经济技术研究院发布的《2015年国内外油气行业发展报告》分析，我国2015年天然气全年产量1 318亿m3（不含煤层气），天然气进口量624亿m3，管道气和LNG进口量分别占56.7%和43.3%，对外依存度升至32.7%。2015年1―11月，LNG进口量约为1 755万t （约合242亿m3），其中，合同量万t，现货进口量仅为147万t。由于我国进口LNG以长期合同为主，受国际油价大幅下跌影响，进口天然气价格也随之大幅下跌，但进口LNG气化后成本为2.6元/m3，远高于上海、广东的门站销售价格2.18元/m3，使得进口企业亏损严重。

在确保企业经济利益的基础上保证天然气的供应量，提高国内LNG生产能力成为一个不错的选择。提高国内LNG生产能力，支持企业自主创新，增强产业技术能力；支持气体清洁能源企业转型升级，通过液化技术改造等方式提高生产效率；扶持掌握核心液化技术的骨干企业，进一步提升液化技术能力并建立核心竞争力；加强对页岩气开采、可燃冰开采等领域关键技术的研究开发，并进行战略规划布局，在着眼于关键技术突破的同时，对相关领域的基础研究综合部署、长期支持；加强产学研结合，支持关键共性技术研发，推进气体清洁能源装备的自主化、国产化，全面提升本土化气体清洁能源设备技术水平。

3.3 探索船用LNG服务新模式，实现多元化

实现船用LNG经济性，不仅仅要关注LNG应用终端，更要着眼于从上游购气到下游用户的整条产业链。在天然气的开采端，可以采取就地液化成LNG转槽车运输的方式销售给船用LNG终端用户；在LNG运输供应链上，可以采取LNG罐箱运输来发展多式联运及其衍生服务；在船用LNG市场来源方面，可以研发新的流程工艺技术，例如夜间利用冷能技术将部分城市燃气转化成LNG等，增加LNG来源渠道。

要保证船用LNG具有经济性，需要加大对整条LNG产业链的开发投入和利用技术研究。寻找天然气相关技术的创新点，创造船用LNG新的服务模式，开发相关衍生市场，应着眼于关键技术的突破，进行生产、储运和应用技术科技攻关，支持企业进行相关研发，提升相关技术能力，充分探索整条LNG产业链的可开发利用项目，最终逐步形成适合我国特点的、具有较好经济性的船用LNG模式。

参考文献：

天然气液化工厂总图设计安全措施 篇12

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。