LNG储罐-LNG储罐厂家

泓阳牌LNG储罐卸车工艺，泓阳LNG储罐销售，LNG槽车到站后，首先过磅计量，双方确认签字后方可进行卸车作业，卸完后再对空车进行过磅，以确认所卸LNG净重。LNG槽车在卸车台用槽车自带的增压器给槽车增压，利用与储罐间的压差将LNG经进液管道装入低温LNG储罐内。储罐内的LNG在储罐自身压力的作用下，自流进入空温气化器，在空温气化器中，LNG与空气换热由液态变为气态。夏季气温较高，调压、计量、加臭后可以直接进入城市管网，冬季由于气温较低，空温气化器的出口温度在设计上考虑比环境温度低5℃左右，新乡在冬季空温气化器的出口温度低可达到-15℃左右，因此，需经水浴NG加热器加热后再进入调压计量系统。

为控制泓阳LNG储罐的压力，分别设有储罐升压气化器和BOG加热器，它们的气化分别由储罐升压调节阀和储罐泄压调节阀控制。

3 泓阳LNG储罐工艺改进

3．1对电磁阀的工艺改进

　　(1)电磁阀的作用：

　　LNG储罐进出液管道上都安装有紧急切断阀，切断阀本身为气动阀，工作时通过电磁阀打开或关闭氮气管路，由氮气压力来开启或关闭紧急切断阀。当出现紧急情况时，操作人员可以在控制室远距离控制电磁阀的开关来控制紧急切断阀。

　　(2)电磁阀加旁通工艺及作用

　LNG储罐进、出液管道的电磁阀置于室外，露天存放，会造成电磁阀故障。比如长时间工作发热造成损坏，活动轴卡住；或由于停电等原因造成紧急切断阀关闭，使供气中断。鉴于上述原因，我们在LNG工程投产前及时提出工艺改进，对氮气管道进行工艺改造，从电磁阀进口到出口增加旁通，从而可以使氮气不经电磁阀而开启(或关闭)紧急切断阀，这样就避免了因电磁阀故障而影响供气，经过实际运行，效果很好，值得推广。

3．2对卸车工艺的改进

　　由于我站LNG储罐设计压力为0．68MPa，压力较低，正常使用压力为0．5MPa，这样就会造成LNG卸车时间较长且压力难以控制，易出现超压，引起安全阀启跳。在运行过程中，我们采用了如下改进措施：

　　(1)操作工艺改进，卸车与供气均衡协调尽量将LNG卸车放在供气高峰。首先采用LNG槽车的气相预冷LNG储罐进液管道，预冷完毕后，打开下进液阀门卸车，然后将储罐气相与BOG相连，用BOG供气同时降低储罐压力，使储罐压力均衡稳定。采用保证BOG满负荷工作状态，即500m3／h的情况下进行卸车。若出站流量超过500m3／h，开启空温气化器进液阀门来补充流量。如果空温气化器进液阀门开启过大，会引起储罐压力上升。若空温气化进液阀门开启过小，会造成调压器前压不足。

　　因此，必须时刻控制好空温气化器进液阀门开启度，确保卸车与供气均衡。关键是在于控制好系统压力、BOG流量、空温气化器进液量，终将储罐进液管道压力控制在0．5MPa，储罐压力在0．42MPa。操作工艺改进前卸车时间为3小时，改进后卸车时间为2小时，既缩短卸车时间，又保证了进液管道及储罐压力稳定。

　　(2)采取措施，既安全又省时

　　卸完车内液体时由于槽车自增压开启而造成车内有0．4～0．5 MPa气相压力。这样会造成槽车在返回途中出现压力升高，不安全，并且再装车时因车内压力过高不利于装车。

　　为了解决这一问题，我们采取了将气相管路软管端用盲板封堵，改进工艺。改进前卸车内气相压力通过HV104Dg15截止阀卸车内气相压力及回收气相，这样回收气相缓慢并且压力几乎降不下来。槽车内压力在0．42MPa时与储罐压力持平，无法再卸压。

　　改进后采用关闭液相截止阀，打开气液连通HV103Dg50截止阀，将车内气相、液相管道与BOG连通。用BOG直接卸压供气，同时关闭储罐根部气相操作阀门，使车内气相直接经BOG进入市区管网，车内压力可以卸到0．06～0．2MPa范围内，这样，既降低车内压力又节约卸车时间，另外在设计上没有考虑到卸车软管在不使用时的放置问题，卸完车后将软管放在地上，这样就很容易有外力对软管造成损坏。于是我们就专门制作了一个卸车软管放置箱，在不使用时将其放在箱内。这样就可以有效的防止外力对软管造成损坏。在此我们还建议在LNG站设计时考虑修建卸车台，这样可以防止槽车在移动时意外碰撞到卸车处液相及气相管。

4 LNG站建设及运行时出现的问题

4．1设备置换时液位计导压管冰冻堵塞

　　LNG站施工完毕验收结束后，用氮气对系统进行预冷、干燥、置换，然后进行液氮充装置换。在进行此项工作时，我们邀请了储罐厂家到现场对此项工作进行指导并对相关设备进行调试。由于储罐氮气吹扫没有完全干燥就对储罐进行了液氮充装而导致储罐液位计导压管被冰冻堵塞，造成液位计失灵。事件发生后，储罐生产厂家从他们公司运来了氮气加热器，对充人储罐的氮气加热至200℃，热氮气使冰冻融化，这项工作共用了3天2夜才完成。

4．2水浴NG加热器供气能力低

　　在冬季供气时气温较低，需用水浴NG加热器对经过空温气化器气化后的低温气体进行加热，才能向市区管网供气。由于氮气置换时没有用大流量调试，置换运行时，发现供气能力过低，设计流量为6000m3／h的NG加热器实际运行的大流量只有2000m3／h，满足不了高峰负荷的要求。拆下进口法兰检查发现是水浴NG加热器气相管道管径偏小，属设计问题。经与储罐生产厂家联系，对该设备更换后才进入了正常运行阶段。

　　通过此事的发生，在LNG气化站建设时要吸取经验教训，在设备到货时要进行仔细的检查，确认其是否符合设计要求，以免安装完毕后产生不必要的麻烦。运行调试时，好以设计流量进行调试，以便及时发现问题。

4．3自增压旁通阀门关闭不严

　　LNG设备投入运行后不久，我们发现LNG储罐的压力总是升高过快。在对自增压减压阀做了调整后还是不行，经过技术人员的检查发现，是自增压旁通阀由于施工时吹扫不致使阀口损伤关闭不严造成的。经厂家技术人员确认无法修复，只能更换。由于我们这里的用气量大，几乎每天都有卸车工作，在卸车时储罐压力会随着卸车过程而升高，同时还需要通过BOG对储罐进行降压操作。另外通过我们近四个月的使用情况来看，在使用空温气化器正常供气时，储罐的压力基本稳定，因此这个问题没有影响到正常生产，所以自增压系统没有启用。

4．4进出液紧急切断阀前后放散管没有连入放散总管

　　在设计中的进出液紧急切断阀前后的放散管为直接对空放散。由于储罐的设计工作压力低，安全阀设定起跳压力为0．55MPa，在正常卸车时进液管路的压力有0．5MPa～0．51MPa左右，因此进液紧急切断阀前后的安全阀非常容易起跳。起跳后放出的LNG气液混合物的温度非常低，如果操作人员在附近的话，就会造成人员冷灼伤。我们在卸车操作时，保证穿好防护衣，还尽量避免在储罐附近进行操作。建议在LNG站建设时对此处的设计加以改进，将进出液管道上的安全放散管连接在放散总管上。

4．5水浴NG加热器出气温度过高

　　新乡LNG站刚运行时处在早春，空温气化器的出口温度低达到-10℃，需通过水浴NG加热器对气体加热后才能向管网供气。LNG站NG加热器热水供应是利用原有热水锅炉，流量为50t／h。运行后发现水浴NG加热器的出气温度达到了60℃，出气温度过高。

　　我们及时采取以下措施：

　　(1)重新设置锅炉出口温度：

　　(2)根据空温气化器的出口温度，对加热器的进水阀门进行节流控制水温，使出气温度维持在30℃左右。建议在设计时考虑在水浴加热器处加装温控阀，使水浴加热器的出气温度自动控制在恒温状态。