LNG瓶组站工艺流程介绍解析
lng站工艺操作流程
lng站工艺操作流程
LNG站是液化天然气站的简称，是将天然气通过压缩、冷却等
工艺转化为液态状态的设施。
液化天然气是一种清洁、高效的能源，被广泛应用于工业、交通等领域。
下面将介绍一下LNG站的工艺操
作流程。
首先，天然气从输气管道进入LNG站，经过除尘、除水等预处
理工艺，去除杂质和水分，保证天然气的纯度。
然后，天然气进入
压缩机，通过压缩将其压缩成高压气体。
接着，高压气体进入冷却器，通过冷却器的冷却作用，将气体冷却至低温，使其逐渐液化。
液化天然气经过分离器分离出液态天然气和气态天然气，液态天然
气被储存在储罐中，待用。
在LNG站的运行过程中，需要进行定期的检修和维护工作，确
保设备的正常运行。
此外，还需要对液化天然气进行监测和控制，
保证其质量和安全性。
在操作过程中，需要严格遵守操作规程，确
保操作人员的安全。
除了上述的工艺操作流程，LNG站还需要考虑安全措施和环保
措施。
在液化天然气的储存和运输过程中，需要防止泄漏和爆炸等
事故的发生，采取相应的安全措施，如安装泄漏报警器、防爆设备等。
同时，还需要考虑液化天然气的环保问题，减少对环境的影响，采取减排措施，如减少废气排放、垃圾处理等。
总的来说，LNG站的工艺操作流程包括天然气预处理、压缩、冷却、液化、储存等环节，需要严格遵守操作规程，确保设备的正常运行和操作人员的安全。
同时，还需要考虑安全和环保等方面的问题，采取相应的措施，保障LNG站的安全运行和环保。
LNG加气站的工艺流程
LNG 加气站的工艺流程LNG 加气站的工艺流程一、LNG 加气站工艺流程设计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。
本加气示范站承受第三种方式。
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、在卸液快完时如不留意泵简洁遭害、工艺流程相对简单。
笔者认为：三种卸车方式中应首选第一种，承受储罐上、下进液同时进展的方式。
该方式优点是：简洁、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状况下，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。
其次种卸车方式不建议承受。
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需是饱和液体。
为此在给汽车加液之前首先对储罐中的LNG 进展调压，使之成为饱和液体方可给汽车加气。
调压方式也有三种。
〔1〕通过储罐压力调整器调压〔2〕通过泵低速循环进展调压〔3〕通过储罐压力调整器与泵低速循环联合使用进展调压。
第一种方式优点是工艺、设备简洁、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 气化站储罐调压承受气相调压，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肯定压力的饱和液体，只能进展液相调压。
故承受同规格的压力调整器对同样的储罐调整同样的压力需要的时间却大不一样。
实际工作时测得：承受200Nm 讥的压力调整器对50m3 的储罐调整饱和液体压力，到达0.5Mpa 时所需时间为8～10 小时，依外界气候的温度不同而异。
LNG瓶组点供模式详解（设备选型、工艺流程等）
LNG瓶组点供模式详解（设备选型、工艺流程等）关于LNG瓶组点供模式的介绍LNG瓶组点式供气作为新兴的供气模式，具有投资少、占地小、投产快、安全性高等特点，近年来，受到越来越多燃气用户和企业的认可，其设备及技术也在逐步发展与创新，下面对LNG点供进行简要介绍：主要类型：类型参数配置瓶组式气化站罐式气化站小时供气量50～500 Nm³/h100～500 Nm³/h单瓶/罐存储量约110 Nm³（210L）约1100～11000 Nm³储存设备容积175～450L 2m³～20m³充装方式到充装站充装移动加液车或高压槽车出口压力1～3 Bar或其他1～3 Bar或其他应用领域农村家庭、小型别墅取暖做饭；小型酒店、商场小型工厂、中型别墅取暖做饭；中型酒店、商场设备优点供气灵活快捷，可进入密集型区域供气；设备集成度高，占地面积小；低压运行，安全可靠。
一体化设计，集成度高，占地面积小；搬运、安装方便；质量可靠设备配置：类型参数配置瓶组式气化站迷你罐式气化站储存系统175L、195L、210L、450L 1m³、2m³、3m³、5m³、10m³、15m³、20m³气化调压系统50、100、200、300、500Nm³/h100、200、300、500 Nm³/h 主气化器1台主气化器1台一路/两路一路/两路一级 3bar/两级50kpa 一级 3bar/两级 50kpa控制系统一套一套选配计量系统加臭系统远传监控系统计量系统加臭系统远传监控系统一、基本情况按用气量为100Nm³/h流量配置。
二、设备选型LNG瓶组站内设备大致分为四部分：气瓶、汽化器、调压器、流量计，另有加臭器和复热器等设备可以根据用户需要选择安装。
在LNG项目初期的设备选型中，既要满足用户用气需求，又要考虑降低设备成本及日后运行维护成本。
lng气化站工艺流程
lng气化站工艺流程
《lng气化站工艺流程》
lng气化站是将液化天然气（lng）转化为天然气的装置。
它是
将液态天然气通过气化装置转化为天然气，为供应天然气输送管网提供合适的气源。
下面是lng气化站的工艺流程。
1. 接收和储存
液态天然气（lng）从液化天然气运输船舶或储罐中抵达气化
站后，首先进行接收和储存。
液态天然气通过泵送或压缩机输送到lng储罐中。
储罐需要具备一定的温度控制和防爆设计，
以确保lng的安全储存。
2. 升温
液态天然气储存后，需要进行升温以将其转化为天然气。
升温通常采用水浴加热或热交换器升温的方式。
升温后的液态天然气开始转化为天然气。
3. 分离
升温后的液态天然气开始分离成液态和气态两部分。
液态天然气通过分离器进行分离，将液态天然气转化为气态天然气，同时液态部分被重新循环利用或者进行其他处理。
4. 调节
气态天然气需要通过调节阀进行压力和温度的调节，以满足供应管网的需求。
同时，需要进行气态天然气的纯度检测和处理，以确保其符合规定的天然气质量标准。
5. 输送
调节后的气态天然气通过输气管道输送至供应管网，提供给各个用气单位。
同时，天然气的储备也需要进行控制和管理。
综上所述，lng气化站的工艺流程主要包括接收和储存、升温、分离、调节和输送等环节。
通过精密的设备和严格的操作管理，lng气化站能够将液态天然气高效地转化为适用于天然气管网
输送的气态天然气，为天然气的供应和使用提供了可靠的支持。
LNG瓶工艺流程介绍
LNG气瓶工艺流程第一部分钢板放置第二部分筒体的下料第三部分同体的卷制第四部分筒体的制造（纵缝、环缝）第五部分内部管路、外部管路阀门的装配第六部分不锈钢清洗钝化第七部分瓶体缠绕与套装第八部分抛光工艺第九部分压力试验及气密性试验第十部分氦检漏第十一部分抽真空第十二部分液态蒸汽率测试第十三部分瓶撬焊接通用工艺第十四部分焊缝返修通用工艺第一部分：钢板的放置1.检查材料表面不能有裂缝、夹层、锈蚀、麻点等缺陷2.同型号、规格、材质、炉批号的放在一起，并作好标记，注明厂编号，检查标记是否齐全。
3.对于内胆用奥氏体不锈钢按规定进行复验。
4.钢板摆放整齐，清洁钢板表面，不得践踏钢板。
5.钢板下部应垫木架，钢板表面应用塑料膜覆盖。
第二部分：筒体的下料1.筒体长度应按封头实际尺寸配定（如每批封头尺寸的偏差能控制在0-1.5mm之内，筒体可根据标准尺寸按批下料）。
2.筒体用材料复验合格后方可划线，划线时根据施工图样及工艺要求放样划线，线条要求清晰，轧制方向与筒体环向要一致，必须确保尺寸的准确性，并记录下料资料、签名和著名日期。
3.下料划线的公差要求：3.1筒节的长度、宽度公差为±0.5mm。
3.2两对角线之差∆L(|L1-L2|)≤1.5mm。
4.待检合格后用剪板机按照划线剪切，并按图样要求打磨出焊缝口坡。
所有下料件上的毛刺应清除干净。
5.要求带试板的产品，应在筒体下料同时划出试板，并做好标记。
第三部分：筒体的卷制1.滑道及卷板机须保持清洁、干净、无油。
2.滚板机操作应符合《滚板机安全操作规程》。
3.预弯部分的弧长不小于450mm，板端的直边长度应不大于板厚。
4.将板材卷制成型，并用样板测量，尽量减少成型次数，以免钢板延伸，周长变长。
5.滚圆时，纵缝处端面应保持齐平，避免出现棱角。
6.卷制时，棱角度须符合标准要求，尽量不要用硬件敲击。
第四部分：筒体的制作（纵缝、环缝）1.纵缝组对将筒体纵缝组对，筒体直线度∆L≤0.001H（H为筒节长度）；错边量、棱角度、最大最小直径差符合b（mm）≤0.1Sn，E（mm）≤0.1Sn+2，e（mm）≤0.01Di的要求。
加油加气合建站加气部分工艺流程
一、LNG 工艺流程 1、工艺流程该项目LNG 汽车加气站工艺流程主要分为卸车流程、升压流程、加气流程及泄压流程等四个部分。
LNG 工艺流程框图如下：LNG 工艺流程框图2、工艺流程简述 （1）卸车流程液化天然气槽车到站后，利用卸车增压器对槽车进行升压，使槽车与LNG 储罐之间形成一定的压差，利用此压差将槽车中的LNG 卸入LNG 储罐内进行缓冲、存储，完成进站LNG 接收。
（2）升压流程LNG 的汽车发动机需要车载气瓶内饱和液体压力较高，而运输和储存需要LNG 饱和液体压力越低越好，所以在给汽车加气之前须对储罐中的LNG 进行升压升温。
LNG 加气站储罐升压的目的是得到一定压力的饱和液体，在升压的同时饱和温度相应升高。
LNG 加气站的升压采用下进气方式，该项目升压方式采用增压器与泵联合使用进行升压，该方式升压时间短，减少放空损失，缺点是需要电耗。
（3）加气流程LNGLNGLNGLNG 槽车 LNG 储罐低温潜液泵LNG 加气机LNG 汽车增压器卸车增压器 EAG 加热器LNGLNG集中放散管LNGLNG加气站储罐中的饱和液体LNG经低温潜液泵加压后通过LNG 管道进入加气机，再经加气机计量后向LNG汽车加气。
车载储气瓶为上进液喷淋式，加进去的LNG直接吸收车载气瓶内气体的热量，使瓶内压力降低，减少放空气体，并提高了加气速度。
（4）卸压流程储罐及管路系统漏热以及外界带进的热量致使LNG气化，产生的气体会使LNG系统压力升高。
当系统压力大于安全阀起跳设定值时，系统中的安全阀打开，释放系统中的低温气体，降低系统运行压力，保证系统安全；其中释放的低温气体经EAG加热器加热后进行放空。
二、L-CNG工艺流程L-CNG加气工艺流程分为增压流程、汽化流程、储存流程、加气流程。
①增压流程由于LNG储罐中的压力为1.0MPa左右，CNG工艺中用低温柱塞泵，将LNG增压至25MPa。
②汽化流程由低温柱塞泵增压后的LNG，经过高压空温式汽化器，将LNG汽化。
液化天然气(LNG)瓶组站运行操作手册
液化天然气（LNG）瓶组站运行操作手册张家港韩中深冷科技有限公司二零一一年十一月第一章天然气与液化天然气（LNG）知识1.1 天然气知识近20多年来，世界天然气需求持续稳定增长，平均增长率保持在2%，预计2020在世界能源组成中的比重将会增加到29%左右。
中国是开发利用天然气资源最早的国家。
新中国成立后，天然气产业有了很大发展。
特别是“八五”以来，中国储量快速增长，天然气进入高速发展时期。
但从全世界看，中国天然气产业整体水平还很低，资源探明程度仅7%左右，储量动用程度约50%，特别是天然气在能源结构中所占的比例极低，不到世界平均水平的十分之一。
随着中国国民经济的持续发展，工业化程度的不断提高，对清洁能源的需求不断增大，预示着天然气具有很大的发展空间，中国天然气产业具有良好的发展前景。
中国天然气产业正面临着前所未有的发展机遇和挑战。
随着科技进步，世界能源消费结构不断地向低碳化演变，天然气作为低碳化的清洁能源在世界各国都得到了高度的重视和发展，而目前中国天然气产业的发展与国民经济及社会发展很不适应。
为此，国家从能源结构调整、加强环保和可持续发展等基本国策出发，“十五”将大力发展天然气的开发利用，这将为天然气产业的发展创造良好环境。
1.1.1 天然气组成天然气是由烃类和非烃类组成的复杂混合物。
大多数天然气的主要成份是气体烃类，此外还含有少量非烃类气体。
天然气中的烃类基本上是烷烃，通常以甲烷为主，还有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、以及少量的已烷以上烃类。
在C中有时还含有极少量的环烷烃（如甲基不6戊烷）及芳香烃（如苯、甲苯）。
天然气中的非烃类气体，一般为少量的氮气、氧气、氢气、二氧化碳、水蒸气、硫化氢，以及微量的惰性气体如氦、氩、氙等。
天然气中的水蒸气一般呈饱和状态。
天然气的组成并非固定不变，不仅不同地区油、气藏中采出的天然气组成判别很大，甚至同一油、气藏的不同生产井采出的天然气组成也会有很大的区别。
1、根据化学组成的不同分类（1）干性天然气：含甲烷90%以上的天然气。
lng瓶组气化站操作程序
LNG瓶组气化站操作程序1.目的:及时发现并处理站内设备、管线及工艺流程的异常情况, 保证LNG气化站的安全运行。
2.实用范围本程序实用于即将投入运行的LNG瓶组气化站和已投入运行的LNG瓶组气化站的运行及管理。
3.职责3.1.运营部经理和LNG瓶组站站长负责检查和监督本程序的执行。
3.2.LNG瓶组站站长负责本程序的执行和异常情况的处理与协调。
3.3.站内运行工负责本程序的操作执行、数据记录和异常情况处理。
3.4.调度中心负责收集、整理运行数据, 协助站内异常情况的处理。
4.操作步骤:4.1.置换4.1.1.站内设备及连接管道投入运行前先使用氮气置换空气；当含氧量≤1%时, 改用天然气直接置换。
4.1.2.LNG钢瓶出厂前已用氮气置换, 投入运行前可直接使用天然气置换。
4.1.3.用皮囊取适量置换放散气体，远离放散点进行点火试验（选择上风口），燃烧火焰以黄焰为合格。
4.2.预冷4.2.1.气化器、气化器前工艺连接管道投入运行前要进行预冷, 预冷时控制温度下降速度约30m/s。
4.2.2.LNG钢瓶首次充装前和停止工作两周以上的LNG钢瓶充装前要进行预冷。
4.2.2.1.首先向瓶内充装入大约20L的LNG静置, 瓶内LNG气化升压的过程中, 瓶内胆得到冷却。
4.2.2.2.当瓶内压力达到正常工作压力 MPa后, 对钢瓶进行系统的检漏。
4.2.2.2.检漏合格后, 通过放空降低压力到 Mpa。
4.3.LNG钢瓶充液4.3.1.将接地线与LNG槽车连接。
4.3.2.将LNG槽车上充装软管与钢瓶的充装接头连接, 回气软管与钢瓶的气相口连接。
4.3.3.启动LNG槽车增压器, 将LNG槽车压力升至0.6-0.7Mpa。
4.3.4.打开LNG槽车上进液, 打通LNG钢瓶上进液流程, 用LNG槽车的BOG预冷LNG瓶进液管道。
4.3.5.关闭LNG槽车上进液阀门, 打开下进液阀门, 然后开启充液阀门与放气阀门开始充液。
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送至空温式气化器进行气化；
? 排放阀 与气瓶气相空间相连，开启此阀可释放瓶内气体降低压力 ，该阀还具有溢流功能。
? 增压器 该阀门控制内置增压器回路，开启阀门即可向瓶内增压。
四、天然气瓶组主要设备
调压装置
? 调压装置的作用
? 调节天然气出口压力，将管网输 出压力调整至0.2-0.3MPa之间。
四、天然气瓶组主要设备 天然气瓶组设备参数
? 设计温度：+80--196℃ ? 强度试验压力：2.6MPa ? 工作压力：1.4MPa ? 气化撬安全阀保护压力：0.65MPa ? 绝热气瓶安全阀起跳压力：1.59MPa
四、天然气瓶组主要设备
绝热气瓶主要部件及功能
? 气体使用阀
连接该阀门，供气介质为天然气气体；
三、天然气基本特性
? 时代山湖海瓶组站运行介质为LNG，LNG（液化天然气） 是天然气在常压下冷却至-162℃，凝结而成的液体。LNG 的主要成份为甲烷，化学名称为CH4。LNG无色、无味、 无毒且无腐蚀。LNG比水轻，重量约为同体积水的45%。 LNG液态密度为425kg/m3，气态密度0.714kg/Nm3， 比空 气轻，发生泄漏时会向上挥发，不易达到爆炸浓度。
2、LNG钢瓶压力在正常情况下，缓慢打开液相阀，使液体 进入空温气化器，打开调压器前球阀进行调压，调整至 0.2-0.3MPa后输送至供气管网。
3、气化器工作时，气化器部分结露、结霜、结冰均属正常 现象。不得用硬物敲击去除结冰，以免损坏换热列管。如 果气化器较大，结冰高度持续上升，应关小进液阀，同时 增加通风或采取其他措施除冰。
? 时代山湖海瓶组站安全阀属正常排放，属设备自我保护功 能。且安全阀放散属微量排放，不会达到爆炸浓度，更不 会发生安全事故。
四、天然气瓶组主要设备
空温式气化器
工作原理是通过气化器 翅片吸收空气中的热量气 化液化天然气。空温式气 化器必须安全装在室外， 保证空气的流通。
四、天然气瓶组主要设备
天然气绝热气瓶
? 时代山湖海瓶组站调压器型号为 ：费希尔627，一用一备，有效确 保供气安全。
四、天然气瓶组主要设备
自流式加臭装置
? 加臭量：16-25mg/Nm3。 ? 加臭介质：四氢噻吩（THT） ? 及时发现燃气泄漏，防止发生
中毒及安全事故的发生。
五、设备运行安全
1、LNG钢瓶压力高于0.8MPa时，首先打开气相使用阀，把 压力降至0.5~0.7MPa。
液化天然气瓶组 工艺介绍
一、天然气瓶组工艺流程图
hm gas
二、工艺流程综述
液化天然气瓶组站主要设备有： LNG绝热气瓶、空温式气化器、调 压装置及加臭装置。LNG杜瓦瓶通 过金属管与气化撬连接；开启阀门 ，液化天然气输送至空温式气化器 ；气化器翅片吸收空气中的热量气 化液化天然气；气化后的天然气经 调压、加臭后
? 安全阀 安全阀的作用是：超压时起到保护设 备及管道的作用。容器压力超过安全阀的标定 压力时，安全阀自动开启，放散由绝热层和支 撑正常的漏热损失导致的压力上升，保护设备 和管道安全工作。
时代山湖海瓶组站为天然气绝热气瓶的强度试验压力为：2.6MPa ；工作压力为：1.4MPa；安全阀起跳压力为：1.59MPa；我司为确保 瓶组站运行安全，将天然气气化撬安全阀起跳压力标定为0.65MPa 。近期气温升高，天然气绝热气瓶内低温液化天然气吸热导致压力 上升，安全阀起跳微量排放，确保设备及管道安全运行。
五、设备运行安全
4、气化器安装应参照行业或国家有关规定进行设计和施工， 应放置在防雷区域内并作接地引线，接地电阻小于4Ω。
5、气化器与构筑物、建筑物的防火间距按《城镇燃气设计 规范》的要求实施。放置气化器场所为防火重地，严禁烟 火，消防设施应按有关设计配置。
天然气绝热气瓶主要有瓶体(内外 胆)、气液相阀门、增压系统及安全 装置组成。
天然气绝热气瓶是一种低温绝热 压力容器，设计有双层结构，内胆 用来储存低温液化天然气，在其外 壁缠有多层绝热材料，具有超强的 绝热性能。同时，夹套（内胆与外 胆之间）被抽成高真空，共同形成 良好的绝热系统。
四、天然气瓶组主要设备