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LNG气化站工艺步骤图
图所表示，LNG经过低温汽车槽车运至LNG卫星站，经过卸车台设置卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内LNG增压到0.6MPa。增压后低温LNG进入空温式气化器，和空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45－0.60 MPa，当空温式气化器出口天然气温度达不到5℃以上时，经过水浴式加热器升温，最终经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。

LNG液化天然气化站安全运行管理
LNG就是液化天然气（Liquefied Natural Gas）简称，关键成份是甲烷。先将气田生产天然气净化处理，再经超低温（-162℃）加压液化就形成液化天然气。 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1/600，LNG重量仅为同体积水45%左右。
一、LNG气化站关键设备特征
①LNG场站工艺特点为“低温储存、常温使用”。储罐设计温度达成负196（摄氏度LNG常温下沸点在负162摄氏度），而出站天然气温度要求不低于环境温度10摄氏度。
②场站低温储罐、低温液体泵绝热性能要好，阀门和管件保冷性能要好。
③LNG站内低温区域内设备、管道、仪表、阀门及其配件在低温工况条件下操作性能要好，而且含有良好机械强度、密封性和抗腐蚀性。
④因低温液体泵开启过程是靠变频器不停提升转速从而达成提升功率增大流量和提供高输出压力，所以低温液体泵要求提升频率和扩大功率要快，通常在几秒至十几秒内就能满足要求，而且保冷绝热性能要好。
⑤气化设备在一般气候条件下要求能抗地震，耐台风和满足设计要求，达成最大气化流量。
⑥低温储罐和过滤器制造及日常运行管理已纳入国家相关压力容器制造、验收和监查规范；气化器和低温烃泵在中国均无相关法规加以规范，在其制造过程中实施美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、改造、维修或移动压力容器位置，全部必需向压力容器监查单位申报。
二、LNG气化站关键设备结构、常见故障及其维护维修方法
1．LNG低温储罐
LNG低温储罐由碳钢外壳、不锈钢内胆和工艺管道组成，内外壳之间充填珠光沙隔离。内外壳严格根据国家相关规范设计、制造和焊接。经过几十道工序制造、安装，并经检验合格后，其夹层在滚动中充填珠光沙并抽真空制成。150W低温储罐外形尺寸为中3720×22451米，空重50871Kg，满载重量123771№。
（1）储罐结构
①低温储罐管道连接共有7条，上部连接为内胆顶部，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下部引出。
②储罐设有夹层抽真空管1个，测真空管1个（二者均在储罐底部）；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，顶部采取十字架角铁，底部采取槽钢支架固定。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，她们分别配有二次表作为自控数据采集传送终端。
（2）低温储罐故障及维护
①内外夹层问真空度测定（周期十二个月）
②日常检验储罐设备配套设施：
③储罐基础观察，预防周围开山爆破产生飞石对储罐影响。
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（低温泵要求）
⑦低温阀门使用一段时间后，会出现漏液现象。若发觉上压盖有微漏，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）气化器结构
①可承受4级地震和160公里／小时飓风。
②最大许可工作压力为580Psig（40Kg／m。）
③流量最大到8000Nm3／h
④一体式设计气化器高度14米，重量大约是7100Kg
⑤气化器由40余个部件组成，均采取美国进口铝合金材料制作，中国组装。连接处使用不锈钢螺栓、铝合金角铁焊接，并经及气体试压、焊缝检验合格后出厂。
⑥气化器低温液体自下而上不停气化后，气态介质由顶部流出。管路对称设计确保了液体在气化器内均匀流动，各类气化器全部有不一样翅片组合形式，翅片有力组合是为了降低气化器结霜情况，确保气化效率，常见组合有：8+12组合，4+8组合模式。液、气态流向也不相同，这些设计全部是为了提升设备气化能力和效率。
（2）气化器故障及安全操作
①外观结霜不均匀
②焊口有开裂现象，尤其注意低温液体导入管和翅片和低温液体汇流管焊接处裂纹。
③注意低温液体或低温气体对人体冻伤，和对皮表面粘结冻伤，故在操作过程中务必注意穿戴劳动保护用具。
④气化器在运行过程中如发觉设备过渡结冰和周围环境温度下降等情况，请尝试以下多个处理措施：
I 降低液体输入量
II 增加气化器数量
III 用热水或其它手段给气化器化霜
V 停止、切换气化器或使用备用气化器
3．低温离心泵
（1）低温离心泵结构特点为确保LNG储罐内LNG输出达成次高压16Kg／cm2压力，在LNG储罐出口设置了多级变频低温离心泵，低温泵含有以下多个特点：
①泵体和电机完全浸没在LNG低温介质中，从而杜绝了产品损失，并确保了泵快速开启
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设计便于安装和拆卸
⑤可变频调速电机扩大了泵输出功率和转速改变范围
（2）低温烃泵故障及安全维护
①日常操作中不应有异常噪音，多个泵之间比较比较
②定时检验：按说明书要求每4000小时进行维修检验（和供给商联络）
③低温储罐最低液位至泵进口管道液位应保持在3米以上高度
④注意对泵外壳体保护和对泵外壳体清洁工作。
⑤外壳、外壁结霜怀疑为漏真空（泵开启后顶部结霜为正常），可对外壁进行真空度检测，但真空度检测孔日常不要打开。
4．过滤器
（1）过滤器结构特点
场站所使用过滤器是网状滤芯式过滤器，用于过滤出站天然气中颗粒杂质及水。过滤器滤芯式能够更换，更换下滤芯（指滤网材质为不锈钢）经清洗后可反复使用。过滤器配置压差计，指示过滤器进出口燃气压力差，它表示滤芯堵塞程度，过滤器滤芯精度通常选择50um，集水腔容积大于12％过滤器容积。
（2）过滤器日常维护内容和故障处理
①定时排水和检验压差计读数
②过滤器本体、焊缝和接头处有没有泄露、裂纹、变形
③过滤器表面有没有油漆脱落
④有没有异常噪音及震动
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因为密封面夹杂异物，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，情况严重给予更换
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。
三、LNG气化站安全管理工作
1．制订合理操作规章制度
•LNG装卸车操作规程：
•LNG储罐倒罐操作规程
•LNG气化器操作规程
•BOG复热气操作规程
•储罐自增压操作规程
•EAG复热器操作规程
•卸车增压器操作规程
•撬装式调压器操作规程
•BOG计量撬操作规程
•LNG离心泵操作规程
•天然气加臭机操作规程
•中心调度控制程序切换操作规程
•消防水泵操作规程
•LNG气化站管道设备维护保养技术和操作手册
2．建立台帐、设备相关技术资料和各类原始资料
•维护统计
•巡查巡检统计
•进出人员管理资料
•各类操作统计
•应急演练统计
•安全活动统计
3．编制天然气管线、场站事故应急预案
预案依据国家、省、市、政府相关法律、法规及相关要求，并结合企业制度及实际情况，预案应分别有事故不利原因分析、危害、分级、事故处理响应等级、处理程序及后期处理，并常常开展不相同级事故演练和对抢修装备检验，对大型演练要联合当地公安消防、安全管理部门一道进行。
4．严格实施上岗考试制度
各类操作人员独立操作前必需经过企业相关部门组织考试，成绩合格方可独立上岗。
5．加强对消防设备和防雷防静电设备检验和管理
加强对LNG气化站防雷、防静电设施定时抽查和维护保养工作；关键对消防水池、消防泵、消防水炮、储罐喷淋等设施及干粉灭火器检验。可燃气体报警设备需定时保修，确保其完好有效。
6．建立LNG场站设备等维护保养制度。加强对LNG工艺管线及其设备日常维护工作
①注意对工艺管线保冷层保护和工艺管线各类阀门等检验，仪器仪表接线盒、接线柱检验，管道支架、操作平台日常维护工作（涡轮番量计定时加油，管道绝缘法兰静电绝缘检测），工艺管道如液相管全部向液体流动方向含有一定坡度，坡度大小依设计而定，而气相管通常没有坡度。注意工艺管道活动支架正常滑动。
②日常检验常开阀门如安全阀根部阀、调压阀、紧急切断阀、单向阀和常闭阀门如排空阀、排液阀运行状态。场站内有平焊法兰和对焊法兰，二者分别用于中压和高压管道，平焊法兰又称承插法兰，对焊法兰又称高颈法兰。
③保持工艺管道通畅，预防憋液、憋气。注意储罐满罐溢出和BOG排出鼙改变。
④注意管道支架因地基下陷而对管道产生下拉力，使管道发生弯曲现象。日常巡检过程中应给注意。
⑤对工艺管道腐蚀现象应给注意，在日常维护中注意防腐和补漆。对易腐蚀螺栓、螺帽及转动件外漏部分可加黄油配二硫化钼调和使用。
⑥定时对安全附件、安全阀和仪表效验并做好统计。对LNG气化站内设备、阀门、管件、垫片及仪器仪表检验维护保养相关事宜认真查看产品说明书、向供给商和产品维护单位咨询。按要求做好维修方案和现场统计工作。
⑦LNG场站应备有低温深冷防护劳保用具，应有驱散大气中冷凝气体设备，如大型风机。
⑧LNG场站作为关键危险源，而且已列入政府安全关键防范单位，作为气化站管理单位应和政府相关部门立即沟通，处理部分问题。

LNG气化站工艺设计和运行管理
摘要：液化天然气(LNG)以其能量密度高、运输方便、环境保护、经济等优点，已成为管输天然气供给范围以外城市主气源和过渡气源。叙述了液化天然气气化站工艺步骤、工艺设计关键点和运行管理方法。

关键词：LNG气化站；工艺步骤；工艺设计；运行管理

　　LNG(液化天然气)已成为现在无法使用管输天然气供气城市关键气源或过渡气源，也是很多使用管输天然气供气城市补充气源或调峰气源。LNG气化站凭借其建设周期短和能快速满足用气市场需求优势，已逐步在中国东南沿海众多经济发达、能源紧缺中小城市建成，成为永久供气设施或管输天然气抵达前过渡供气设施。中国LNG供气技术正处于发展和完善阶段，本文拟以多年东南沿海建设部分LNG气化站为例，对其工艺步骤、设计和运行管理进行探讨。
1 LNG气化站工艺步骤
1．1 LNG卸车工艺
　　LNG经过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用气城市LNG气化站，利用槽车上空温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或经过站内设置卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压)，使槽车和LNG储罐之间形成一定压差，利用此压差将槽车中LNG卸入气化站储罐内。卸车结束时，经过卸车台气相管道回收槽车中气相天然气。
　　卸车时，为预防LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中LNG温度低于储罐中LNG温度时，采取上进液方法。槽车中低温LNG经过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中LNG温度高于储罐中LNG温度时，采取下进液方法，高温LNG由下进液口进入储罐，和罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力造成卸车困难。实际操作中，因为现在LNG气源地距用气城市较远，长途运输抵达用气城市时，槽车内LNG温度通常高于气化站储罐中LNG温度，只能采取下进液方法。所以除首次充装LNG时采取上进液方法外，正常卸槽车时基础全部采取下进液方法。
　　为预防卸车时急冷产生较大温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前全部应该用储罐中LNG对卸车管道进行预冷。同时应预防快速开启或关闭阀门使LNG流速忽然改变而产生液击损坏管道。
1．2 LNG气化站步骤和储罐自动增压
　　①LNG气化站步骤
　　LNG气化站工艺步骤见图1。

图1 城市LNG气化站工艺步骤

②储罐自动增压和LNG气化
　　靠压力推进，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供给用户。伴随储罐内LNG流出，罐内压力不停降低，LNG出罐速度逐步变慢直至停止。所以，正常供气操作中必需不停向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程连续下去。储罐增压是利用自动增压调整阀和自增压空温式气化器实现。当储罐内压力低于自动增压阀设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内LNG靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器安装高度应低于储罐最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG经过和空气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流入储罐内，将储罐内压力升至所需工作压力。利用该压力将储罐内LNG送至空温式气化器气化，然后对气化后天然气进行调压(通常调至0．4MPa)、计量、加臭后，送入城市中压输配管网为用户供气。在夏季空温式气化器天然气出口温度可达15℃，直接进管网使用。在冬季或雨季，气化器气化效率大大降低，尤其是在严寒北方，冬季时气化器出口
2 LNG气化站工艺设计
2．1 设计决定项目标经济效益
　　当确定了项目标建设方案后，要采取优异适用LNG供气步骤、安全可靠地向用户供气、合理降低工程造价、提升项目标经济效益，关键在于工程设计[1]。据西方国家分析，不到建设工程全寿命费用1％设计费对工程造价影响度占75％以上，设计质量对整个建设工程效益至关关键。
　　影响LNG气化站造价关键原因有设备选型(依据供气规模、工艺步骤等确定)、总图设计(总平面部署、占地面积、地形地貌、消防要求等)、自控方案(关键是仪表选型)。
　　通常，工程直接费约占项目总造价70%，设备费又占工程直接费48％～50％，设备费中关键是LNG储罐费用。
2．2 气化站设计标准
　　至今中国尚无LNG专用设计标准，在LNG气化站设计时，常采取设计规范为：GB 50028—93《城镇燃气设计规范》()、GBJ 16—87《建筑设计防火规范》()、GB 50183—《石油天然气工程设计防火规范》、美国NFPA—59A《液化天然气生产、储存和装卸标准》。其中GB 50183—《石油天然气工程设计防火规范》是由中石油参考和套用美国NFPA—59A标准起草，很多内容和数据来自NFPA—59A标准。因为NF-PA—59A标准消防要求高，造成工程造价高，现在难以在中国实施。现在中国LNG气化站设计基础参考GB 50028—93《城镇燃气设计规范》()设计，实践证实安全可行。
2．3 LNG储罐设计
　　储罐是LNG气化站关键设备，占有较大造价百分比，应高度重视储罐设计。
2．3．1 LNG储罐结构设计
　　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气化站储罐通常采取立式双层金属单罐，其内部结构类似于直立暖瓶，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和100m3，多采取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。
2．3．2 设计压力和计算压力确实定
　　现在绝大部分100m3立式LNG储罐最高工作压力为0．8MPa。根据GB 150—1998《钢制压力容器》要求，当储罐最高工作压力为0．8MPa时，可取设计压力为0．84MPa。储罐充装系数为0．95，内罐充装LNG后液柱净压力为0．062MPa，内外罐之间绝对压力为5Pa，则内罐计算压力为1．01MPa。
　　外罐关键作用是以吊挂式或支撑式固定内罐和绝热材料，同时和内罐形成高真空绝热层。作用在外罐上荷载关键为内罐和介质重力荷载和绝热层真空负压。因另外罐为外压容器，设计压力为-0．1MPa。
2．3．3 100m3LNG储罐选材
　　正常操作时LNG储罐工作温度为-162．3℃，第一次投用前要用-196℃液氮对储罐进行预冷[2、3]，则储罐设计温度为-196℃。内罐既要承受介质工作压力，又要承受LNG低温，要求内罐材料必需含有良好低温综合机械性能，尤其要含有良好低温韧性，所以内罐材料采取0Crl8Ni9，相当于ASME(美国机械工程师协会)标准304。
　　依据内罐计算压力和所选材料，内罐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，外罐材料选择低合金容器钢16MnR，其设计厚度为10．0mm。
2．3．4 接管设计
　　开设在储罐内罐上接管口有：上进液口、下进液口、出液口、气相口、测满口、上液位计口、下液位计口、工艺人孔8个接管口。内罐上接管材质全部为0Cr18Ni9。
　　为便于定时测量真空度和抽真空，在外罐下封头上开设有抽真空口(抽完真空后该管口被封闭)。为预防真空失效和内罐介质漏入外罐，在外罐上封头设置防爆装置。
2．4 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余气和储罐中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加热器出口增设BOG缓冲罐，其容量按回收槽车余气量设置。
2．5 气化器、加热器选型设计
2．5．1 储罐增压气化器
　　按100m3LNG储罐装满90m3LNG后，在30min内将10m3气相空间压力由卸车状态0．4MPa升压至工作状态0．6MPa进行计算。据计算结果，每台储罐选择1台气化量为200m3/h空温式气化器为储罐增压，LNG进增压气化器温度为-162．3℃，气态天然气出增压气化器温度为-145℃。
　　设计多采取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组气化器增压，经过阀门切换，可简化步骤，降低设备，降低造价。
2．5．2 卸车增压气化器
　　因为LNG集装箱罐车上不配置增压装置，所以站内设置气化量为300m3/h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℃。
2．5．3 BOG加热器
　　因为站内BOG发生量最大是回收槽车卸车后气相天然气，故BOG空温式加热器设计能力按此进行计算，回收槽车卸车后气相天然气时间按30min计。以1台40m3槽车压力从0．6MPa降至0．3MPa为例，计算出所需BOG空温式气化器能力为240m3/h。通常依据气化站可同时接卸槽车数量选择BOG空温式加热器。通常BOG加热器加热能力为500～1000m3/h。在冬季使用水浴式天然气加热器时，将BOG用作热水锅炉燃料，其它季节送入城市输配管网。
2．5．4 空温式气化器
　　空温式气化器是LNG气化站向城市供气关键气化设施。气化器气化能力按高峰小时用气量确定，并留有一定余量，通常按高峰小时用气量1．3～1．5倍确定。单台气化器气化能力按m3/h计算，2～4台为一组，设计上配置2～3组，相互切换使用。
2．5．5 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，对气化后天然气进行加热[5、6]。加热器加热能力按高峰小时用气量1．3～1．5倍确定。
2．5．6 安全放散气体(EAG)加热器
　　LNG是以甲烷为主液态混合物，常压下沸点温度为-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，和空气形成可燃性爆炸物。为了预防安全阀放空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，放散气体先经过该加热器加热，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储罐最大安全放散量进行计算。经计算，100m3储罐安全放散量为500m3/h，设计中选择气化量为500m3/h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℃。
　　对于南方不设EAG加热装置LNG气化站，为了预防安全阀起跳后放出低温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。
2．6 调压、计量和加臭装置
　　依据LNG气化站规模选择调压装置。通常设置2路调压装置，调压器选择带指挥器、超压切断自力式调压器。
　　计量采取涡轮番量计。加臭剂采取四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，依据流量信号将加臭剂注入燃气管道中。
2．7 阀门和管材管件选型设计
2．7．1 阀门选型设计
　　工艺系统阀门应满足输送LNG压力和流量要求，同时必需含有耐-196℃低温性能。常见LNG阀门关键有增压调整阀、减压调整阀、紧急切断阀、低温截止阀、安全阀、止回阀等。阀门材料为0Cr18Ni9。
2．7．2 管材、管件、法兰选型设计
　　①介质温度≤-20℃管道采取输送流体用不锈钢无缝钢管(GB/T 14976—)，材质为0Cr18Ni9。管件均采取材质为0crl8Ni9无缝冲压管件(GB/T 12459—90)。法兰采取凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG 20592—97)，其材质为0Cr18Ni9。法兰密封垫片采取金属缠绕式垫片，材质为0crl8Ni9。紧固件采取专用双头螺柱、螺母，材质为0Crl8Ni9。
　　②介质温度>-20℃工艺管道，当公称直径≤200 mm时，采取输送流体用无缝钢管(GB/T8163—1999)，材质为20号钢；当公称径>200mm时采取焊接钢管(GB/T 3041—)，材质为Q235B。管件均采取材质为20号钢无缝冲压管件(GB/T 12459—90)。法兰采取凸面带颈对焊钢制管法兰(HG 20592—97)，材质为20号钢。法兰密封垫片采取柔性石墨复合垫片(HG 20629—97)。
　　 LNG工艺管道安装除必需法兰连接外，均采取焊接连接。低温工艺管道用聚氨酯绝热管托和复合聚乙烯绝热管壳进行绝热。碳素钢工艺管道作防腐处理。
2．7．3 冷收缩问题
　　LNG管道通常采取奥氏体不锈钢管，材质为0crl8Ni9，即使其含有优异低温机械性能，但冷收缩率高达0．003。站区LNG管道在常温下安装，在低温下运行，前后温差高达180℃，存在着较大冷收缩量和温差应力，通常采取“门形”赔偿装置赔偿工艺管道冷收缩。
2．8 工艺控制点设置
　　LNG气化站工艺控制系统包含站内工艺装置运行参数采集和自动控制、远程控制、联锁控制和越限报警。控制点设置包含以下内容：
　　①卸车进液总管压力；
　　②空温式气化器出气管压力和温度；
　　③水浴式天然气加热器出气管压力和温度；
　　④LNG储罐液位、压力和报警联锁；
　　⑤BOG加热器压力；
　　⑥调压器后压力；
　　⑦出站流量；
　　⑧加臭机(自带仪表控制)。
2．9 消防设计
　　LNG气化站消防设计依据CB 50028—93《城镇燃气设计规范》()LPG部分进行。在LNG储罐周围设置围堰区，以确保将储罐发生事故时对周围设施造成危害降低到最小程度。在LNG储罐上设置喷淋系统，喷淋强度为0．15 L/(s·m2)，喷淋用水量按着火储罐全表面积计算，距着火储罐直径1．5倍范围内相邻储罐按其表面积50％计算。水枪用水量按GBJ 16—87《建筑设计防火规范》()和GB 50028—93《城镇燃气设计规范》()选择。
3 运行管理
3．1 运行基础要求
　　LNG气化站运行基础要求是：①预防LNG和气态天然气泄漏从而和空气形成爆炸性混合物。②消除引发燃烧、爆炸基础条件，按规范要求对LNG工艺系统和设备进行消防保护。③预防LNG设备超压和超压排放。④预防LNG低温特征和巨大温差对工艺系统危害及对操作人员冷灼伤。
3．2 工艺系统预冷
　　在LNG气化站完工后正式投运前，应使用液氮对低温系统中设备和工艺管道进行干燥、预冷、惰化和钝化。预冷时利用液氮槽车阀门开启度来控制管道或设备冷却速率≤1℃/min。管道或设备温度每降低20℃，停止预冷，检验系统气密性和管道和设备位移。预冷结束后用LNG储罐内残留液氮气化后吹
3．3 运行管理和安全保护
3．3．1 LNG储罐压力控制
　　正常运行中，必需将LNG储罐操作压力控制在许可范围内。华南地域LNG储罐正常工作压力范围为0．3～0．7MPa，罐内压力低于设定值时，可利用自增压气化器和自增压阀对储罐进行增压。增压下限由自增压阀开启压力确定，增压上限由自增压阀自动关闭压力确定，其值通常比设定自增压阀开启压力约高15％。比如：当LNG用作城市燃气主气源时，若自增压阀开启压力设定为0．6MPa，自增压阀关闭压力约为0．69 MPa，储罐增压值为0．09MPa。
　　储罐最高工作压力由设置在储罐低温气相管道上自动减压调整阀定压值(前压)限定。当储罐最高工作压力达成减压调整阀设定开启值时，减压阀自动开启卸压，以保护储罐安全。为确保增压阀和减压阀工作时互不干扰，增压阀关闭压力和减压阀开启压力不能重合，应确保0．05MPa以上压力差。考虑两阀制造精度，适宜压力差应在设备调试中确定。
3．3．2 LNG储罐超压保护
　　LNG在储存过程中会因为储罐“环境漏热”而缓慢蒸发(日静态蒸发率体积分数≤0．3％)，造成储罐压力逐步升高，最终危及储罐安全。为确保储罐安全运行，设计上采取储罐减压调整阀、压力报警手动放散、安全阀起跳三级安全保护方法来进行储罐超压保护。
　　其保护次序为：当储罐压力上升到减压调整阀设定开启值时，减压调整阀自动打开泄放气态天然气；当减压调整阀失灵，罐内压力继续上升，达成压力报警值时，压力报警，手动放散卸压；当减压调整阀失灵且手动放散未开启时，安全阀起跳卸压，确保LNG储罐运行安全。对于最大工作压力为0．80MPaLNG储罐，设计压力为0．84MPa，减压调整阀设定开启压力为0．76MPa，储罐报警压力为0．78MPa，安全阀开启压力为0．80MPa，安全阀排放压力为0．88MPa。
3．3．3 LNG翻滚和预防
　　LNG在储存过程中可能出现分层而引发翻滚，致使LNG大量蒸发造成储罐压力快速升高而超出设计压力[7]，假如不能立即放散卸压，将严重危及储罐安全。
　　大量研究证实，因为以下原因引发LNG出现分层而造成翻滚：
　　①储罐中前后充注LNG产地不一样、组分不一样而造成密度不一样。
　　②前后充注LNG温度不一样而造成密度不一样。
　　③先充注LNG因为轻组分甲烷蒸发和后充注LNG密度不一样。
　　要预防LNG产生翻滚引发事故，必需预防储罐内LNG出现分层，常采取以下方法。
　　①将不一样气源LNG分开储存，避免因密度差引发LNG分层。
　　②为预防前后注入储罐中LNG产生密度差，采取以下充注方法：
　　a．槽车中LNG和储罐中LNG密度相近时从储罐下进液口充注；
　　b．槽车中轻质LNG充注到重质LNG储罐中时从储罐下进液口充注；
　　c．槽车中重质LNG充注到轻质LNG储罐中时，从储罐上进液口充注。
　　③储罐中进液管使用混合喷嘴和多孔管，可使新充注LNG和原有LNG充足混合，从而避免分层。
　　④对长久储存LNG，采取定时倒罐方法预防其因静止而分层。
3．3．4 运行监控和安全保护
　　①LNG储罐高、低液位紧急切断。在每台LNG储罐进液管和出液管上均装设气动紧急切断阀，在紧急情况下，可在卸车台、储罐区、控制室紧急切断进出液管路。在进液管紧急切断阀进出口管路和出液管紧急切断阀出口管路上分别安装管道安全阀，用于紧急切断阀关闭后管道泄压。
　　②气化器后温度超限报警，联锁关断气化器进液管。关键是对气化器出口气体温度进行检测、报警和联锁。正常操作时，当达成额定负荷时气化器气体出口温度比环境温度低10℃。当气化器结霜过多或发生故障时，经过温度检测超限报警、联锁关断气化器进液管实现对气化器控制。
　　③在LNG工艺装置区设天然气泄漏浓度探测器。当其浓度超越报警限值时发出声、光报警信号，并可在控制室快速关闭进、出口电动阀。
　　④选择超压切断式调压器。调压器出口压力超压时，自动切换。调压器后设安全放散阀，超压后安全放散。
　　⑤天然气出站管路均设电动阀，可在控制室快速切断。
　　⑥出站阀后压力高出设定报警压力