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前 言
近年来，作为补充备用气源和汽车用燃料，压缩天然气和液化天然气已经逐渐得到广泛应用。因此，国内各燃气公司建设的各类天然气场站也逐年增多，为了进一步规范燃气公司各类天然气场站的运行管理，提高安全运行水平，燃气管理办公室组织相关专家特此编写了此《天然气场站讲义》，望各单位认真组织员工学习，促进本单位的安全生产，提高企业的经济效益。
由于时间短，难免有疏漏和错误，敬请批评指正！ 。
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第一章 天然气的基本知识
1）天然气的物理性质，如：分子量、密度和相对密度、饱和蒸汽压、粘度、临界参数、真实气体和理想气体状态方程及气体偏差系数、体积系数、含水量、溶解度和烃露点等；2）天然气的相态性质和相平衡计算；3）天然气的热力学性质如：比热容、绝热指数、导热系数、汽化潜热、焓、熵、热值和爆炸性等。限于篇幅，本章只涉及与日常工程中经常用的几个参数。
第一节 天然气的分类与组成
一、天然气的分类
依据不同的原则，有三种天然气的分类方式： 1、 按矿藏特点分类
按矿藏特点的不同可将天然气分为气井气、凝析井气和油田气。前两者合称非伴生气，后者也称为油田伴生气。
气井气：即纯气田天然气，气藏中的天然气以气相存在，通过气井开采出来，其中甲烷含量高。
凝析井气：即凝析气田天然气，气藏中以气体状态存在，是具有高含量可回收烃液的气田气，其凝析液主要为凝析油，其次可能还有部分被凝析的水，这类气田的井口流出物除含有甲烷、乙烷外，还含有一定量的丙烷、丁烷及C5+以上的烃类。
油田气：即油田伴生气，它是伴随原油共生，是在油藏中与原油呈相平衡接触的气体，包括游离气（气层气）和溶解在原油中的溶解气，从组成上亦认为属于湿气。在油井开采情况中，借助气层气来保持井压，而溶解气则伴随原油采出。油田气采出的特点是：组成和气油比（一般为20～500m3气/t原油）因产层和开采条件不同而异，不能人为地控制，一般富含丁烷以上组分。当油田气随原油一起被开采到地面后，由于油气分离条件（温度和压力）和分离方式（一级或二级）不同，以及受气液平衡规律的限制，气相中除含有甲烷、乙烷、丙烷、丁烷外，还含有戊烷、己烷，甚至C9、C10组分。
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液相中除含有重烃外，仍含有一定量的丁烷、丙烷，甚至甲烷。与此同时，为了降低原油的饱和蒸气压，防止原油在储运过程中的挥发耗损，油田上往往采用各种原油稳定工艺回收原油中C1～C5组分，回收回来的气体，称为原油稳定气，简称原稳气。 2、按天然气的烃类组成分类
按天然气的烃类组成（即按天然气中液烃含量）的多少来分类，可分为干气、湿气或贫气、富气。
（1）C5界定法：干、湿气的划分。
根据天然气中C5以上的烃液含量的多少，用C5界定法划分为干气和湿气。
干气：指在1Sm3(基准立方米)井口流出物中，C5以上烃液含量低于13.5cm3的天然气。
湿气：指1Sm3井口流出物中，C5以上烃液含量高于13.5cm3的天然气。 注：1Sm3是指101.325kPa、20℃下计量的气体体积，中国气体计量采用的标准，有时又称基方。
（2）C3界定法：贫、富气的划分。
根据天然气中C3以上烃类液体的含量多少，用C3界定法划分为贫气和富气。
贫气：指在1Sm3井口流出物中，C3以上烃类液含量低于94cm3的天然气。 富气：指在1Sm3井口流出物中，C3以上烃类液含量高于94cm3的天然气。 在北美地区的文献中定义两种气体为贫气：①在天然气加工装置回收天然气液体之后的剩余残气；②几乎不含或无可回收天然气液体的未加工气体。而富气指适合作天然气加工厂原料并能从中提取产品的气体，这与上述的定义无原则上区别。相反，干气和湿气包括两方面的内容：一则是针对天然气是否含有水分来划分为干、湿气；二则是与贫、富气的划分相类似。 3、按酸气含量分类
按酸气（指CO2和硫化物）含量多少，天然气可分为酸性天然气和洁气。 酸性天然气指含有显著量的硫化物和CO2等酸气，这类气体必须经处理后才能达到管输标准或商品气气质指标的天然气。
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洁气是指硫化物含量甚微或根本不含的气体，它不需净化就可外输和利用。
由此可见酸性天然气和洁气的划分采取模糊的判据，而具体的数值指标并无统一的标准。在我国，由于以CO2的净化处理要求不严格，而一般采用西南油田分公司的管输指标即硫含量不高于20mg/Nm3作为界定指标，把含硫量高于20mg/Nm3天然气称为酸性天然气，否则为洁气。把净化后达到管输要求的天然气称为净化气。
二、天然气的组成
天然气是指自然生成，在一定压力、温度下蕴藏于地下岩层孔隙或裂缝中的混合气体，其主要成分为甲烷及少量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及以上烃类气体，并可能含有氮、氢、二氧化碳、硫化氢及水蒸汽等非烃类气体及少量氦、氩等惰性气体。天然气中还可能含多硫化氢、以胶溶态粒子形式存在于气相中的沥青质，还可能微含水银。
表示天然气组成的方法有三种： 1、摩尔组成：
这是目前最常用的一种表示方法，常用符号yi表示气中组分i的摩尔组成，其表达式为
yi?nin （1-1）
i?ni?1式中 ni——气组分i的摩尔数；
2、体积组成： 也常用符号yi表示
?ni?1ni——气体总摩尔数，n为气体组分总数。
yi?Vi?Vi?1n （1-2）
i4
式中 Vi——气组分i的体积；
?Vi?1ni——气体总体积。
当考虑天然气满足阿佛加德罗定律（体积相同、压力温度条件相同的各种气体具相同数量分子，1g物质的分子数6.02×1023）时，天然气中任何组分的体积组成在数值上等于该组分的摩尔组成。1kg摩尔气体在psc=0.101325MPa、
Tsc=273k、zsc=1下的体积均22.4m3/kmol，克摩尔气体为22.4cm3/gmol。
3、质量组成：即为各组分的质量百分数，用符号wi表示 wi?min （1-3）
i?mi?1式中 mi——气组分i的质量；
?m——气体总质量。
i因为mi/Mi?ni，故将质量组成换算为摩尔组成，可利用下式 yi?mi/Mi?m/Mii?1n （1-4）
i式中：Mi——气组分i的分子量。
第二节 天然气的分子量、相对密度、密度和比容
对于已知化学分子式的纯物质，可根据分子式得知其分子量（又称摩尔质量）。但天然气是多组分组成的混合物气体，不可能写出一个分子式，也就不能象纯物质那样由分子式算出其恒定分子量。天然气的分子量在数值上等于在标准状态下1摩尔天然气的质量。显然，天然气的分子量是一种人们假想的分子量，故称为视分子量。同时，由于天然气的分子量随组成的不同而变化，没有一个恒定的数值，因此又称为“平均分子量”。通常，多将上述数值简称为天然气的分子量。
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一、天然气分子量
分子量计算常用的方法是当已知天然气中各组分i的摩尔组成yi和分子量
Mi后，天然气的分子量按加合法则可由下式求得
M??(yiMi) （1-5）
i?1n式中 M——天然气分子量，克摩尔或公斤摩尔（g/gmol，kg/kmol）； yi——天然气各组分的摩尔组成； Mi——组分i的分子量。 二、天然气密度
天然气的密度定义为单位体积天然气的质量。在理想条件下，可用下式表示
?g?mpM? （1-6） VRT式中 ?g——气体密度，kg/ m3； m——气体质量，kg； V——气体体积，m3； P——绝对压力，MPa； T——绝对温度，K；
M——气体分子量，kg/kmol； R——气体常数，0.008471MPa?m。
kmol?K3对于理想气体混合物，用混合气体的视相对分子质量MWa代替单组分气体的相对分子质量M，得到混合气体的密度方程
?g?
三、天然气相对密度
天然气相对密度定义为：在相同温度、压力下，天然气的密度与空气密度之比。相对密度是一无因次量，常用符号?g表示。则
?g??g/?a （1-8）
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pMWa （1-7） RT式中 ?g——天然气密度 ?a——空气密度。 因为空气的分子量为28.96故
?g?M/28.96 （1-9） 一般天然气的相对密度在0.5—0.7之间，个别含重烃多的油田气或其它非烃类组分多的天然气相对密度可能大于1。
四、天然气的比容
天然气的比容定义为天然气单位质量所占据的体积，在理想条件下，可写成： ??
式中 υ——比容，m3/kg。
VRT1?? （1-11） mp?MWa?g第三节 天然气的粘度
粘度是流体抵抗剪切作用能力的一种量度。牛顿流体的动力粘度?定义为下列比值
????xy/(?ux/?y) （1-12）
式中 ?xy——剪切应力；
ux——在施加剪应力的x方向上的流体速度； ?ux/?y——在与x垂直的y方向上的速度ux梯度。
对纯流体，粘度是温度、压力和分子类型的函数；对于混合物，除了温度、压力外，还与混合物的组成有关。对于非牛顿流体，粘度同时是局部速度梯度的函数。
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方程式（1-12）定义的粘度称为绝对粘度，也称动力粘度。动力粘度的单位，由方程式（1-12）可导出，是Pa·S（帕·秒）。最常使用的粘度单位是厘泊。它与帕·秒的关系为：
1帕·秒[g/（cm·秒）]=10泊=1000厘泊 1泊=1（dyne）（sec）/cm2
此外，流体的粘度还可以用运动粘度来表示。运动粘度定义为绝对粘度?与同温、同压下该流体密度ρ的比值：
v?? （1-13） ?式中 v——运动粘度，mm2/s（厘沱），1厘沱=10-2cm2/s（沱） ?——绝对（动力）粘度，mPa.s； ρ——真空密度，kg/m3。
第四节 天然气含水量
大多数气田属气—水两相系统。天然气在地下长期与水接触过程中，一部分天然气溶解在水中，同时一部分水蒸汽进入天然气中。因此，从井内采出的天然气中，或多或少都含有水蒸汽。
一、天然气的水露点和烃露点
天然气的水露点是指在一定压力下与天然气的饱和水蒸汽量对应的温度；天然气的绝对湿度是指在一立方米天然气中所含水蒸汽的克数；天然气的烃露点是指在一定压力下，气相中析出第一滴“微小”的烃类液体的平衡温度。天然气的水露点可以用实验测定，也可由天然气的水含量数据查表得到。天然气的烃露点可由仪器测量得到，也可由天然气烃组成的延伸分析数据计算得到。与一般气体不同的是天然气的烃露点还取决于压力与组成，组成中尤以天然气中较高碳数组分的含量对烃露点影响最大。
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二、天然气中的含水量 1、天然气含水量表示方法
描述天然气中含水量的多少，统一用绝对湿度和相对湿度（水蒸汽的饱和度）表示，即每1 m3的湿天然气所含水蒸汽的质量称为绝对湿度，其关系式如下
X?Wp?VW （1-14） VRWT式中 X——绝对湿度，kg/ m3； W——水蒸汽的质量，kg； V——湿天然气的体积，m3； pVW——水蒸汽的分压，kg/ m2； T——湿天然气的绝对温度，K；
Rw——水蒸汽的体积常数，Rw=47.1kg. m3/(kg.K)。
若湿天然气中水蒸汽的分压达到饱和蒸汽压，则饱和绝对湿度可写成 Xs?psw （1-15） RwT式中 Xs——饱和绝对湿度，kg/ m3； pSW——水蒸汽的饱和蒸汽压，kg/ m2。
饱和绝对湿度是指在某一温度下，天然气中含有最大的水蒸汽量。在同样温度下，绝对湿度与饱和绝对湿度之比，称为相对湿度φ，它们的关系可写成
??Xp?VW （1-16） XSpSW绝对干燥的天然气，pVW=0，则φ=0；当湿天然气达到饱和时，pVW=pSW，则φ=1，一般湿天然气，0<φ<1。
2、影响天然气中含水汽量的因素
气藏形成过程中始终伴随地层水共存，即使没有边、底水，至少也存在束缚水，因此，气藏的气态流体中也总是含有水蒸汽，而且由于有共存水存在，所以水蒸汽总是处于饱和状态。水蒸汽含量高低主要与储层温度、压力、气体组成、液态水的含盐量等有关，具体如下：
（1）含水蒸汽量随压力增加而降低；
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（2）含水蒸汽量随温度增加而增加；
（3）在气藏中，与天然气相平衡的自由水中盐溶解度有关，随含盐量的增加，天然气中含水量降低；
（4）高密度的天然气组分，含水量少。 （5）气中N2含量高，会使水蒸汽含量降低。 （6）气中含CO2和H2S高会使水蒸汽含量上升。
随着天然气从地层条件下采出并输送到集气站时温度、压力的变化，水蒸汽可能从天然气中析出，形成凝析水，并可能在气井井底、管线中形成积液，从而导致气井产能、管线输气能力降低；此外，析出的游离态水在一定的温度和压力条件下还可能与天然气生成固态水合物，引起阀门、管线的堵塞；水与H2S、CO2一起，还会使管线、设备和仪表加剧腐蚀，直接影响天然气计量的准确度，给天然气的安全生产、输送和加工造成很大的危害。因此，天然气中水含量的准确确定，对于天然气的开采、输送和加工都有着极其重要的意义。
三、天然气中含水量的确定方法
天然气中含水量的确定方法有三大类，即实验测定、查图版、公式计算法。
第五节 天然气的热值
天然气是洁净、优质燃料，热值是其重要的指标。
天然气热值为其完全燃烧（燃烧反应后生成最稳定的氧化物或单质）所发出的热量，用每千克或每立方米千焦表示，单位为kJ/m3，4.1868kJ=1kcal（千卡）。天然气热值有高热值（或总热值）和低热值（或净热值）之分。天然气自身完全燃烧后发出的热量加上燃烧生成的水蒸汽又凝析成水所放出的汽化潜热的热值为高热值，水的汽化潛热为2256.7kJ/kg。气体燃烧时，由于烟筒内烟道气温还很高，水蒸汽常不可能凝析成水，汽化潜热常不能利用，所以低热值就是从高热值中减去这部分汽化潜热所获得的净热值，工程上通常用的是这部分热值。
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第六节 天然气的爆炸性
天然气在空气中含量达到一定比例时，就与空气形成爆炸性的混合气体，这种气体达到火源就会发生燃烧和爆炸。
爆炸下限：天然气与空气在形成爆炸的混合气体中天然气的最低含量，低于比值就不会爆炸。
爆炸上限：最高天然气含量为爆炸上限，高于此值也不会爆炸。 上、下限之间称爆炸范围或爆炸极限，对天然气为5-15%。 压力对爆炸范围是有影响的。
随着压力增，爆炸上限急剧增加，如压力为15MPa时，上限可达58%。压力愈高爆炸范围愈大。天然气含量小于4%时不会发生爆炸。
第七节 天然气的相态
一、 NG就是天然气（ Natural Gas）的简称，
主要成分是甲烷。温度一般指常温，压力一般小于10MPa。气态。 二、 CNG就是压缩天然气（Compressed Natural Gas）的简称 主要成分是甲烷。温度一般指常温，压力一般20MPa。气态。 三、 LNG就是液化天然气（Liquefied Natural Gas）的简称
主要成分是甲烷。LNG是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度为-161．5℃，常压下储存温度为-162．3℃，密度约430 kg/m3。当LNG气化为气态天然气时，其临界浮力温度为-107℃。当气态天然气温度高于-107℃时，气态天然气比空气轻，将从泄漏处上升飘走。当气态天然气温度低于-107℃时，气态天然气比空气重，低温气态天然气会向下积聚，与空气形成可燃性爆炸物。LNG无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1 / 600，压力一般小于1 MPa。液态。
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第二章 天然气场站主要设备 第一节 LNG储配站主要设备
1．LNG低温储罐
LNG储罐按结构形式可分为地下储罐、地上金属储罐和金属/预应力混凝土储罐3类。地上LNG储罐又分为金属子母储罐和金属单罐2种。金属子母储罐是由3只以上子罐并列组装在一个大型母罐(即外罐)之中，子罐通常为立式圆筒形，母罐为立式平底拱盖圆筒形。子母罐多用于天然气液化工厂。城市LNG气化站的储罐通常采用立式双层金属单罐，其内部结构类似于直立的暖瓶，内罐支撑于外罐上，内外罐之间是真空粉末绝热层。储罐容积有50m3、100 m3和150m3，多采用100m3储罐。
对于100m3立式储罐，其内罐内径为3000mm，外罐内径为3200mm，罐体加支座总高度为17100mm，储罐几何容积为105.28m3。
正常操作时LNG储罐的工作温度为-162.3℃，第一次投用前要用-196℃的液氮对储罐进行预冷，则储罐的设计温度为-196℃。内罐既要承受介质的工作压力，又要承受LNG的低温，要求内罐材料必须具有良好的低温综合机械性能，尤其要具有良好的低温韧性，因此内罐材料采用0Crl8Ni9，相当于ASME(美国机械工程师协会)标准的304。
目前绝大部分100m3立式LNG储罐的最高工作压力为0.8MPa。按照GB 150—2011《钢制压力容器》的规定，当储罐的最高工作压力为0.8MPa时，可取设计压力为0.84MPa。储罐的充装系数为0.95，内罐充装LNG后的液柱净压力为0.062MPa，内外罐之间绝对压力为5Pa，则内罐的计算压力为1.01MPa。 外罐的主要作用是以吊挂式或支撑式固定内罐与绝热材料，同时与内罐形成高真空绝热层。作用在外罐上的荷载主要为内罐和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压。所以外罐为外压容器，设计压力为-0.1MPa。
根据内罐的计算压力和所选材料，内罐的计算厚度和设计厚度分别为11.1mm和12.0mm。作为常温外压容器，外罐材料选用低合金容器钢16MnR，其设计厚度为10.0mm。内外壳之间充填珠光沙隔离。 （1）储罐的结构
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①低温储罐管道的连接共有7条，上部的连接为内胆顶部，分别有气相管，上部进液管，储罐上部取压管，溢流管共4条，下部的连接为内胆下部共3条，分别是下进液管、出液管和储罐液体压力管。7条管道分别独立从储罐的下部引出。 ②储罐设有夹层抽真空管1个，测真空管1个（两者均位于储罐底部）；在储罐顶部设置有爆破片（以上3个接口不得随意撬开）。
③内胆固定于外壳内侧，顶部采用十字架角铁，底部采用槽钢支架固定。内胆于外壳间距为300毫米。储罐用地脚螺栓固定在地面上。 ④储罐外壁设有消防喷淋管、防雷避雷针、防静电接地线。
⑤储罐设有压力表和压差液位计，他们分别配有二次表作为自控数据的采集传送终端。
（2）低温储罐的故障及维护
①内外夹层间真空度的测定（周期一年） ②日常检查储罐设备的配套设施：
③储罐基础观察，防止周边开山爆破产生的飞石对储罐的影响。 ④安全阀频繁打开，疑为BOG气体压力过高。
⑤储罐外侧冒汗，疑为储罐所用的绝热珠光沙下沉所致。
⑥正常储存液位上限为95％，下限为15％，不得低于3米（低温泵的要求） ⑦低温阀门使用一段时间后，会出现漏液现象。若发现上压盖有微漏，应压紧填料压盖。若阀芯不能关闭，应更换阀芯，低温阀门严禁加油和水清洗。 2．气化器
（1）气化器的结构
一体式设计气化器高度一般10多米，重量大约是7吨多。气化器由40余个部件组成，均采用进口铝合金材料制作，国内组装。连接处使用不锈钢螺栓、铝合金角铁焊接，并经及气体试压、焊缝检查合格后出厂。气化器低温液体自下而上不断气化后，气态介质由顶部流出。管路的对称设计保证了液体在气化器内的均匀流动，各类气化器都有不同的翅片组合形式，翅片的有力组合是为了减少气化器结霜的情况，保证气化效率，常见的组合有：8+12组合，4+8组合的模式。液、气态的流向也不相同，这些设计都是为了提高设备的气化能力和效率。 （2）气化器故障及安全操作
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①外观结霜不均匀
②焊口有开裂现象，特别注意低温液体导入管与翅片和低温液体汇流管焊接处的裂纹。
③注意低温液体或低温气体对人体的冻伤，以及对皮表面的粘结冻伤，故在操作过程中务必注意穿戴劳动保护用品。
④气化器在运行过程中如发现设备过渡结冰和周边环境温度下降等情况，请尝试以下几个解决办法： I 减少液体的输入量 II 增加气化器的数量
III 用热水或者其他手段给气化器化霜 V 停止、切换气化器或使用备用气化器 3．低温离心泵
（1）低温离心泵的结构特点为保证LNG储罐内的LNG输出达到后续工艺所需要的压力，在LNG储罐的出口设置了多级变频低温离心泵，低温泵具有以下几个特点：
①泵体和电机完全浸没在LNG低温介质中，从而杜绝了产品的损失，并保证了泵的快速启动
②真空绝热套使冷损降至极限
③密封剂浸润性设计时维护要求降至最低 ④泵芯顶部悬挂于壳体的设计便于安装与拆卸
⑤可变频调速的电机扩大了泵的输出功率和转速的变化范围 （2）低温烃泵的故障及安全维护
①日常操作中不应有异常噪音，几个泵之间比较比较
②定期检查：按说明书要求每4000小时进行维修检查（与供应商联系） ③低温储罐最低液位至泵进口管道液位应保持在3米以上的高度 ④注意对泵外壳体的保护和对泵的外壳体的清洁工作。
⑤外壳、外壁结霜怀疑为漏真空（泵启动后顶部的结霜为正常），可对外壁进行真空度检测，但真空度检测孔平常不要打开。 4．过滤器
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（1）过滤器的结构特点
场站所使用的过滤器是网状滤芯式过滤器，用于过滤出站天然气中的颗粒杂质及水。过滤器的滤芯式可以更换的，更换下的滤芯（指滤网材质为不锈钢）经清洗后可重复使用。过滤器配备压差计，指示过滤器进出口燃气的压力差，它表示滤芯的堵塞程度，过滤器滤芯的精度一般选用50μm，集水腔的容积大于12％过滤器的容积。
（2）过滤器的日常维护内容和故障处理 ①定期排水和检查压差计读数
②过滤器本体、焊缝和接头处有无泄露、裂纹、变形 ③过滤器表面有无油漆脱落 ④有无异常噪音及震动
⑤支撑及紧固件是否发生损坏、开裂和松动
⑥若过滤器法兰盖出现泄露可能是由于密封面夹杂异物，可将密封面吹扫（吹扫可用氮气）后更换密封垫片。
⑦若接头处发生泄露在丝扣连接处加缠生胶带，情况严重的予以更换 ⑧过滤器前后压差过大可对滤芯进行吹扫或更换
⑨过滤器吹扫或维修后须用氮气试压、置换合格后方可使用。
5． BOG缓冲罐
对于调峰型LNG气化站，为了回收非调峰期接卸槽车的余气和储罐中的BOG(Boil Off Gas，蒸发气体)，或对于天然气混气站为了均匀混气，常在BOG加热器的出口增设BOG缓冲罐，其容量按回收槽车余气量设置。 6．气化器、加热器 6.1 储罐增压气化器
按100m3的LNG储罐装满90m3的LNG后，在30min内将10m3气相空间的压力由卸车状态的0.4MPa升压至工作状态的0.6MPa进行计算。据计算结果，每台储罐选用1台气化量为200m3/h的空温式气化器为储罐增压，LNG进增压气化器的温度为-162.3℃，气态天然气出增压气化器的温度为-145℃。
设计多采用1台LNG储罐带1台增压气化器。也可多台储罐共用1台或1
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组气化器增压，通过阀门切换，可简化流程，减少设备，降低造价。 6.2 卸车增压气化器
由于LNG集装箱罐车上不配备增压装置，因此站内设置气化量为300m3/h的卸车增压气化器，将罐车压力增至0.6MPa。LNG进气化器温度为-162.3℃，气态天然气出气化器温度为-145℃。 6.3 BOG加热器
由于站内BOG发生量最大的是回收槽车卸车后的气相天然气，故BOG空温式加热器的设计能力按此进行计算，回收槽车卸车后的气相天然气的时间按30min计。以1台40m3的槽车压力从0.6MPa降至0.3MPa为例，计算出所需BOG空温式气化器的能力为240m3/h。一般根据气化站可同时接卸槽车的数量选用BOG空温式加热器。通常BOG加热器的加热能力为500～1000m3/h。在冬季使用水浴式天然气加热器时，将BOG用作热水锅炉的燃料，其余季节送入城市输配管网。 6.4 空温式气化器
空温式气化器是LNG气化站向城市供气的主要气化设施。气化器的气化能力按高峰小时用气量确定，并留有一定的余量，通常按高峰小时用气量的1.3～1.5倍确定。单台气化器的气化能力按2000m3/h计算，2～4台为一组，设计上配置2～3组，相互切换使用。 6.5 水浴式天然气加热器
当环境温度较低，空温式气化器出口气态天然气温度低于5℃时，在空温式气化器后串联水浴式天然气加热器，对气化后的天然气进行加热。加热器的加热能力按高峰小时用气量的1.3～1.5倍确定。 6.6 安全放散气体(EAG)加热器
为了防止安全阀放空的低温气态天然气向下积聚形成爆炸性混合物，设置1台空温式安全放散气体加热器，放散气体先通过该加热器加热，使其密度小于空气，然后再引入高空放散。
EAG空温式加热器设备能力按100m3储罐的最大安全放散量进行计算。经计算，100m3储罐的安全放散量为500m3/h，设计中选择气化量为500m3/h的空温式加热器1台。进加热器气体温度取-145℃，出加热器气体温度取-15℃。
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对于南方不设EAG加热装置的LNG气化站，为了防止安全阀起跳后放出的低温LNG气液混合物冷灼伤操作人员，应将单个安全阀放散管和储罐放散管接入集中放散总管放散。 7. 调压、计量与加臭装置
根据LNG气化站的规模选择调压装置。通常设置2路调压装置，调压器选用带指挥器、超压切断的自力式调压器。
计量采用涡轮流量计。加臭剂采用四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将加臭剂注入燃气管道中。
第二节 CNG卸气站主要设备
大于2米撬车位撬车位撬装卸气柱部分撬装调压装置大于6米进管网CNG释放系统CNG卸气站主要设备包括卸气柱、调压计量撬。 卸气柱就是由阀组连接成的高压天然气管道。 调压计量撬包括：
1. 换热器：换热方式：一般采用二级换热，换热方式可选用电加热式或热水炉循环水。
2.备用方式：一般采用两路一开一备或三路两开一备。
3. 调压方式：一般两级调压或三级调压，一、二级调压器均选用自力式调压器，第一级调压出口压力1.6-2.5MPa，第二级出口压力0.1MPa～0.4MPa.
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4. 安全措施：入口带紧急切断，第一级调压出口、装置总出口带安全放散； 5. 计量方式：涡轮流量计或质量流量计；
第三节 CNG加气站主要设备
标准加气站设备供气系统主要由：干燥器、撬装压缩机、控制系统、站用气瓶组、售气机组成
加气母站设备供气系统主要由：干燥器、撬装压缩机、控制系统、加气柱组成。
加气子站设备供气系统主要由：槽车、子站撬装压缩机、控制系统、卸气柱、站用气瓶组、售气机组成。
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一、压缩机系统
天然气加气站压缩机是专为CNG行业设计和生产的机械往复式压缩机，压缩气缸采用无油润滑结构，曲轴、连杆、十字头等为强制润滑，安装在不带压的曲轴箱内。压缩机在开机时有预润滑功能。压缩机为撬装结构，整体安装在特制的一个基座上。撬装压缩机组安装在保护外壳中。压缩机的控制系统包含有：标准电控盘，优先顺序控制系统和遥控系统。安装在安全
区域的标准电控盘，盘内装有PLC控制系统。该系统对设备所有关键参数进行监控，控制功能包括有紧急停车和报警。遥控系统通过站上的电话线可以与供货商技术服务中心联系，在有技术问题时，专家可以通过该系统快速了解现场问题并进行远程干预。
在紧急情况下（例如漏气），或电源被切断或ESD按钮被按下，气动球阀旋转到关闭位置，切断气瓶组的气体。此外，所有到压缩机、控制面板和售气机的电源将被切断，显示报警信号。另外，撬体外设有手动的ESD按钮，当设备运行时，周围环境有紧急情况或其他需要人工停止设备运行情况时，可以人工停机，切断气路；
1. 压缩机性能特点：
? 平衡往复式设计，低转速、震动小、噪音低、寿命长；
? 系统工作时，仪表盘显示系统的状态、温度和压力（入口，级间和终
极）；
? 电气控制面板（PLC/MCC）带报警状态显示；
? 压缩机汽缸、活塞、活塞环和阀采用先进的无油或少油润滑方试。排
出气体油含量小于5ppm；这样可以得到不含油的纯净压缩天然气，减少了油污对售气机管路和汽车管路、发动力机的损害；同时避免了压缩机汽缸润滑油的消耗，大大降低了运行成本。
? 自润滑特氟隆（Teflon）复合材料活塞环和连杆填料，使用寿命更长；
保障6000～8000小时； ? 1级1类防爆电机；
? 高效的级间和终极风冷却；终级排气温度只高于环境10-15℃； ? 入口过滤器（10.0微米）、出口过滤器（0.3微粒）除尘率为99.95%；
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? 电气控制面板（PLC/MCC）带报警状态显示，并设灯光指示； ? 入口、出口处的单向阀和手动截止阀；
? 残余气体自动泄载到符合ASME标准的回收罐中； ? 曲轴箱加热器（一台300瓦防爆沉浸型）； ? 级间气体脉动的缓冲和冷凝排放； ? 入口，级间管路和回收罐上装有安全阀。 ? 最高输出压力: 25.0 MPa 2、压缩机驱动马达
电动机为异步笼式防爆电机： 电源电压：380V 频率 ： 50Hz 主电机功率： 200KW
启动方式：可选星三角启动或软启动
3、过滤分离系统 入口过滤器
压缩机入口处安装有一个过滤器。过滤器主要过滤气体中的固体杂质。该过滤器设手动排污。过滤器为筒式，滤芯可更换。 后分离器
压缩机配有一分离器, 可将气体中的液体分离出去并具有缓冲作用,使气体向售气机稳定输送。分离器配有手动阀用以排放分离出的液体。经分离后天然气中油含量不超过10ppm。
4、回收系统特点（撬装内）：
压缩机停机时，回收系统将残留在系统中的气体回收到回收罐中，这样压缩机下一次可以空载启动。当压缩机重新启动时，将气体调压后输送到压缩机入口的管路系统中，这样残余气体不会排放到大气中。
回收系统由一个具有压力容器许可证的压力容器和过压释放阀、调压器、仪器仪表组成，整个系统安装在撬体内。
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2.4.5、压力失去控制。
2.4.6储气设施容器与管道发生严重振动，危及安全运行。 2.5、储气设施内部有压力时，不得对容器进行任何修理和紧固工作。
2.6、储气设施的使用应严格按操作规程进行，应“平稳操作，防止超载”，当压力超过最高许用压力，应立即采取紧急措施，按规定程序切断上流气源，并打开外泄压装置，使压力下降至规定范围内。
2.7、 操作人员应“定时、定员、定线”进行巡回检查，及时发现问题及时处理并上报职能
部门。检查时应重点检查：
2.7.1、各连接部位有无泄漏、渗漏现象。 2.7.2、安全装置及附件是否完好。
2.7.3、检查操作条件。如压力、温度、液位等。
2.8、 储气设施应加强维护保养，保证安全，可靠运行，其内容包括：
2.8.1、保持安全附件、阀门等零部件的完整、清洁、灵敏、可靠有效工作。 2.8.2、对泄漏点应及时修复或采取相应的安全措施。 2.8.3、紧固件应保持齐全、完整。 2.8.4、保持绝热、保温层的完好。
2.8.5、表面应保持整洁，如发现裂纹、鼓泡或基础倾斜、下沉应立即采取有效措施。 2.8.6、发现有振动应及时分析原因并采取有效措施，使之消除或减轻。 2.8.7. 储气设施应按规定定期检验，检验时需由有资质的单位进行。 3、 储气设施技术资料的管理
储气设施的技术资料，应分类、归集后存档保管。储气设施的技术资料应包括： 3.1、储气设施的原始技术资料，包括设计资料和制造资料。设计资料应包括容器设计总图
和受压部件图（重要受压元件应有计算书），制造资料应有质量证明书、出厂合格证、重要受压元件的材料理化性数据、探伤报告、强度试验记录和报告、热处理工艺和报告以及压力容器监督检验证书等。
3.2、 储气设施的使用资料，应包括的实际操作条件（工作压力、工作温度、工作介质、
压力及温度的波动范围、工作介质的特性等），开始使用日期，每次开、停用日期，使用条件的变更记录，及每次检修或改造的文件、方案等。
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3.3、 储气设施的检验资料，包括：检验方案、检验日期、检验内容、检验结果、液压试
验情况、发现、存在的缺陷及修理情况。
3.4、 储气设施应按照规定，逐台建立技术档案，档案内容应包括：压力容器登记卡、容
器的设计技术资料、容器的制造资料和安装技术资料、检验、检测资料、检修、修理资料、安全件校验、修理、更换记录、有关事故的记录和处理记录等。
4、 储气设施安全附件的管理
储气设施的安全附件包括：安全阀、爆破片、压力表、测温仪表。 4.1、 安全阀：
4.1.1安全阀应垂直安装。
4.1.2储气设施正常运行时，储气设施与安全阀之间阀门必须保持全开。 4.1.3安全阀应定期校验但必须加装铅封，铅封不全者不得使用。 4.2、 压力表：
4.2.1压力表精度的选用应按容器的压力要求进行选择，中压容器不低于1.5级，高
压容器不低于1.0级(宜选耐震压力表)。
4.2.2压力表盘量程上限值应为容器最高工作压力的1.5—2倍，刻度盘上宜划有红
线，指示容器设计规定的最高工作压力，表盘直径不小于150mm。
4.2.3压力表应定期检定，每年一次，检定合格的压力表应有检验合格报告，不合格者不得使用。 4.3、 测温仪表：
容器上测试温度的仪器、仪表应定期检查、检定，并做好记录。检定周期应符合国家相关规程的规定。
5、储气瓶组的检查维护
5.1、检查气瓶组外观有无漆皮脱落，瓶组间连接处的卡套、手阀有无锈迹。
5.2、检查气瓶组手阀开启是否灵活，有无泄漏现象，定时查漏，若开启不灵活用时更换。 5.3、检查连接管道处有无泄漏、卡套是否松动，泄漏，泄压后方可重新紧固。 5.4、每月开启和关闭气瓶阀门一次。
5.5、正常工作时，应每周定期排污一次，排污时按如下操作步骤进行： 5.5.1关闭旋塞阀后，打开排污球阀。
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5.5.2再缓慢打开旋塞阀，进行排污，防止油污外濺。 5.5.3排污过程中要监护周围，保证安全，不得有火源。 5.5.4排污结束，先关闭排污球阀，再关闭旋塞阀，。 5.5.5排除的油污要集中回收，妥善保管，保证安全和环保。 6、储气瓶组放散操作指引
6.1.、需放散时，首先考虑周围环境有无隐患，是否适合放散，然后数疏散周围非工作人员，围好警戒线，放置警示标志。
6.2、操作人员必须穿防静电服装。
6.3、关闭储气瓶上游进气阀门，逐步加大放散阀门开度。
6.4、放散每隔3分钟停1～2分钟，再继续进行，反复直到放散完全才可进行后面的工作。阴天或雨天间隔可适当延长2～3分钟，大雾天气严禁对气瓶实施放散。
6.5、球阀或手阀放散时，操作人员应处于与放散气流方向大于90度夹角的位置，角阀应先打开一圈，到放散最后时，再完全打开，冬天放散时，严禁强行开启阀门。
6.6、放散时宜先进行排污,，放散完全后须等待十五分钟，再进行其它的操作。
7、储气井操作规程
7.1、 2—3月内排一次污水，具体操作是：将常闭球阀开，另把常闭针阀微微打开，排出气体3分钟后还未见水份出来，说明气井是干净的。若有水份，将水份排尽为止。
7.2、 若高压系统出现紧急问题，关闭常开球阀，若常开球阀有问题，就关闭常开检修球阀。
7.3、储气井区禁止接、打手机，禁止烟火。 7.4、储气井区禁止任何人敲打、震动。
7.5、若压力表需更换，要先关闭两个常开球阀，再把压力表卸下进行更换。 7.6、 储气井阀门的开或闭应派专人管理，悬挂阀门开关指示牌，不准任何闲人开或关才能确保安全。
8、储气井检测及维护保养
8.1、储气井检验周期按照SY/T6535-2002 《高压气地下储气井》的行业标准执行。 8.2、定期检测井口装置有无损坏、泄漏及严重锈蚀，平时保持清洁干燥。 8.3、严禁带压操作，储气井泄压时应注意因压差引起的冰堵，防止伤人。
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8.4、储气井区要有良好的通风条件，井区不能堆放杂物。
8.5、生产运行期间经常观察表阀及管接口处有无泄漏，压力表在未加气时有无压降、井管是否有上升、下降现象，如有异常，应予整改。
第六节 CNG槽车瓶组的维护规程
（一）CNG瓶组的定期检验：
1、瓶式压力容器应到符合国家标准《气瓶定期检验站技术条件》的具有省级以上质量技术
监督行政部门锅炉压力容器安全监察机构核准资格的检验站定期检验。
2、瓶式压力容器应每五年检验一次，到期未检验的容器不得再行使用。库存或停用时间超
过一个检验周期的容器，启用前应重新进行检验。 3、爆破片装置应定期更换，视情况应在2～3年检验或更换。 4、压力表一年校验二次。 5、温度计一年校验一次。
（二）瓶式压力容器的维护和维修：
为了确保运输车的使用安全，充装人员、驾驶员和押运员必须进行以下例行检查和维护： 1、 每天应检查：
1.1应观察瓶体和瓶体连接管有无异常和明显变形； 1.2球阀连接部位有无泄漏；
1.3压力表连接部位有无渗漏；指示器有无损坏； 1.4装卸软管有无裂口；密封处有无渗漏；接头自锁装置功 能是否正常。 2、 每月应检查：
2.1球阀接头有无磨损，手柄功能是否正常； 2.2安全阀铅封是否完好；密封面有无渗漏； 2.3灭火器外观有无损坏，性能是否完好。 2.4站内操作人员对槽车进行排污。
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第五章 紧急情况下的处理措施
在天然气储配站内，通常所说的紧急情况主要是指两种情况：一种情况是设备发生了大量的泄漏，随时都有着火和爆炸的危险，另一种情况是已经发生了着火和爆炸，并且尚未得到控制，还在延续下去。对这两种情况，都需要采取措施尽快加以有效地控制，以减少灾害和损失。但由于它们还存在着一定的差别，因此，采取的处理措施也不完全相同，下面分别加以讨论。
一、发生了严重的泄漏，但尚未发生着火和爆炸
在这种情况下，虽然未发生着火或爆炸，但天然气已经泄漏出来，与空气形成了爆炸性混合气体，此时若有着火源，就随时可能引起着火或爆炸。这样，会造成很大，很严重的事故和损失。因此，这时首先应控制着火源的产生，使天然气的严重泄漏不发展成为火灾和爆炸事故；然后应尽快消除泄漏现象，这是彻底消除事故隐患的措施。
（一）消除着火源
发生泄漏后，应立即将附近的着火源消除，包括熄灭明火，不准动用非防爆电器，不要，发生金属撞击及碰撞可能产生火花的物品等等；在事故现场周围设警戒线，在警戒范围以内不准有任何着火源存在，并严禁将任何着火源带到警戒范围以内。警戒范围的大小应根据泄漏情况决定，并应在下风方向布置较大范围的警戒地区，这样，就为消除泄漏创造了条件。
（二）消除泄漏
在发生泄漏后，仅消除着火源是不够的，也不是目的。最终必须将泄漏消除。这是由于泄漏若继续下去，随着泄漏时间的延长，天然气扩散到的地区越来越大，浓度越来越高，警戒范围也就越来越大，而消除泄漏也就越来越困难，以至控制着火源将会成为不现实。此时若再发生着火或爆炸事故损失将更大。既使不发生着火或爆炸，也要动用大量的人力物力建立警戒线，消除着火源。泄漏量增大，直至全部漏光，这是不可取的。因此，在消除着火源的同时，必须尽快消除泄漏。
由于泄漏发生的部位不同，消除的方法也不同。如关闭上游阀门，就是一种紧急消除泄漏的方法，这是切断气源的一种方法；但有些泄漏发生在无上游阀门（如贮罐本身或接管等处）或距离上游阀门很远处。这时，或无上游阀门可关闭，或关闭上游阀门后泄漏量仍很大。这就需要尽快采取其他措施控制天然气的泄漏的范围、浓度、温度。
除切断气源外，还可以采取临时堵漏的方法，，如用预制的卡箍将泄漏点堵住或用冷冻法等。但这些方法只适用于一定范围内，同时，在操作时还须十分小心，防止产生火花引起着火或爆炸。
当然，发生泄漏时若天然气存量极少，不会造成较大的危险，且消除泄漏又很困难，也可以单纯消除着火源，而不采取紧急消除泄漏的措施。
二、着火或爆炸事故的处理
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