LNG气化站工艺设计与运行管理

第26卷第4期煤气与热力Vol. 26 No. 42006年4月GAS & HEATApr. 2006燃气输配与储运LNG气化站工艺设计与运行管理吴创明(新奥集团股份有限公司，河北廊坊065001)摘要:液化天然气(LNC)以其能量密度高、 运输方便、环保、经济等优点,已成为管输天然气供应范围以外城市的主气源和过渡气源。论述了液化天然气气化站的工艺流程、工艺设计要点和运行管理措施。关键词: LNC 气化站;工艺流程; 工艺设计; 运行管理中图分类号: TU996 .文献标识码: B文章编号: 1000 - 4416(2006)04 - 0001 -07Technological Design and Operational Managementof LNG Vaporizing StationWU Chuang-ming(Xin’ao Group Share Co., Lid, Langfang 065001, China)Ahstract: With advantages, such as high energy density ，convenient transpotation, environmentprotection and economy, LNG has become an urban principal gas source and a transition gas source out-side the supply scope of piped natural gas. The process flow , main points of technological design and op-erational guidance measures of LNG vaporizing station are discussed.Key words: LNG vaporizing station; process flow;technological design; operational man-agcmetLNG(液化犬然气)已成为日前无法使用管输温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或通过站内天然气供气城市的主要气源或过渡气源,也是许多设置的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升使用管输天然气供气城市的补充气源或调峰气源。压) ,使槽车与LNC储罐之间形成-定的压差,利用LNG气化站凭借其建设周期短以及能迅速满足用此压差将槽车中的JING御人气化站储罐内。卸车气市场需求的优势,已逐渐在我国东南沿海众多经结束时,通过卸车台气相管道回收槽车中的气相天济发达、能源紧缺的中小城市建成,成为永久供气设然气。施或管输天然气到达前的过渡供气设施。国内卸车时,为防止LNC储罐内压力升高而影响卸LNG供气技术正处于发展和完善阶段,本文拟以近车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的年东南沿海建设的部分LNC气化站为例,对其L艺温度时,采用上进液方式。槽车中的低温I.NC通过流程、设计与运行管理进行探讨。储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气1 LNG气化站工艺流程休冷却为液体而降低罐内压力,使卸车得以顺利进1.1 LNG卸车工艺行。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液时,采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储化工厂运抵用气城市LNC气化站,利用槽车上的空罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由第4期煤气与热力第26卷上进液口进人罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困15 C,直接进管网使用。在冬季或雨李,气化器气难。实际操作中，出于月前LNG气源地距用气城市化效率大大降低,尤其是在寒冷的北方,冬季时气化较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温器出口大然气的温度(比环境温度低约10 C)远低度通常高于气化站储罐中LNG的温度,只能采用下于 0 C而成为低温天然气。为防止低温天然气直接进液方式。所以除首次充装LNC时采用上进液方进人城市中压管网导致管道阀门等设施产生低温脆式外,正常卸槽车时基本都采用下进液方式。裂,也为防止低温天然气密度大而产生过大的供销为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管差,气化后的天然气需再经水浴式犬然气加热器将道或影响卸车速度,每次卸车前都应当用储罐中的其温度升到10心,然后再送人城市输配管刚。LNG对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启通常设置两组以上空温式气化器组，相互切换或关闭阀门使LNG的流速突然改变而产生液击损使用。当一组使用时间过长,气化器结霜严重,导致坏管道。气化器气化效率降低,出口温度达不到要求时,人工1.2 LNG气化站流程与储罐自动增压.(或自动或定时)切换到另-组使用,个组进行自然①LNG 气化站流程化霜备用。LNG气化站的工艺流程见图1。在自增压过程中随着气态天然气的不断流人，BOG加热器储罐的压力不断升高,当压力升高到自动增压调节阀的关闭压力(比设定的开启压力约高10%)时自空温式”气化器动增压阀关闭,增压过程结束。随着气化过程的持LNG糟车. -LNG储罐}空湛式。水浴式天然 1续进行,当储罐内压力又低于增压阀设定的开启压气化器产气加热器力时，自动增压阀打开,开始新一轮增压。自增国自增压气化器2LNG气化站工艺设计城市中压管间一计最 、加吴装置一-调压装置2.1设计决定项目的经济效益当确定了项日的建设方案后,要采用先进适用图1城市LNG气化站工艺流程的LNG供气流程、安全可靠地向用户供气、合理降Fig.1 Proces flow of urban LNC vaporizing station低工程造价、提高项日的经济效益,关键在于工程设②储罐自动增压与LNC气化计”。据西方国家分析,不到建设工程全寿命费用靠压力推动, LNG从储罐流向空温式气化器,1%的设计费对工程造价的影响度占75%以上,设气化为气态天然t后供应用户。随着储罐内LNG计质量对整个建设工程的效益至关重要。的流出，罐内压力不断降低,L.NG出罐速度逐渐变影响LNC气化站造价的主要因素有设备选型慢直至停止。因此,正常供气操作中必须不断向储(根据供气规模、L艺流程等确定)、总图设计(总平罐补充气体,将罐内压力维持在- -定范围内,才能使面布置、占地面积、地形地貌、消防要求等)、自控方LNG气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动案(主要是仪农选型)。增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐通常,工程直接费约占项目总造价的70%,设内压力低于自动增压阀的设定开启值时,自动增压备费又占工程直接费的48% ~ 50% , 设备费中主要阀打开,储罐内LNG靠液位差流入自增乐空温式气是LNG储罐的费用。化器(自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐2.2气化站设计标准的最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG经过至今我国尚无LNG的专用设计标准，在LNG与空气换热气化成气态天然气,然后气态大然气流气化站设计时,常采用的设计规范为:GB 50028- 93人储罐内,将储罐内压力升至所需的工作压力。利《城镇燃气设计规范》(2002年版)、GBJ 16- -87《建用该压力将储罐内LNG送至空温式气化器气化,然筑设计防火规范》(2001年版)、CB 50183- -2004后对气化后的天然气进行调压(通常调至0.4《石油天然气工程设计防火规范》、美因NFPA- -59AMPa)、计量加臭后,送人城市中压输配管网为用户《液化天然 气生产、储存和装卸标准》。其中CB供气。在夏季空温式气化器大然气出口温度可达50183- 2004(石 油天然气工程设计防火规范》是由第4期吴创明:LNG气化站工艺设计与运行管理第26卷中石油参照和套用美国NFPA- -59A标准起草的,许要具有良好的低温韧性，因此内罐材料采用多内容和数据来自NFPA- -59A标准。由于NF-0Cr18Ni9 ,相当于ASME(美国机械工程师协会)标PA- -59A 标准消防要求高,导致工程造价高，目前准的304。难以在国内实施。H前因内LNG气化站设计基本根据内罐的计算压力和所选材料,内罐的计算参照GB 50028- -93《 城镇燃气设计规范》(2002年厚度和设计厚度分别为11.1 mm和12.0 mm。作版)设计,实践证明安全可行。为常温外压容器,外罐材料选用低合金容器钢2.3 LNG 储罐的设计16MnR ,其设计厚度为10. 0 mm。储罐是LNG气化站的主要设备,占有较大的造2.3.4接管设计价比例,应高度重视储罐设计。开设在储罐内罐上的接管口有:上进液口、下进2.3.1 LNG 储罐结构设计液口、出液口、气相口、测满口、上液位计口、下液位LNG储罐按结构形式可分为地下储罐、地上金计口、工艺人孔8个接管口。内罐上的接管材质都属储罐和金属/预应力混凝土储罐3类。地上LNG为0CrI8Ni9。储罐又分为金属子母储罐和金属单罐2种。金属子为便于定期测量真空度和抽真空,在外罐下封母储罐是由3只以上子罐并列组装在一个大型母罐头上开没有抽真空口(抽完真空后该管口被封闭)。(即外罐)之中，子罐通常为立式圆筒形,母罐为立为防止真空失效和内罐介质漏人外罐,在外罐上封式平底拱盖圆简形。子母罐多用于天然气液化工头设置防爆装置。厂。城市ING气化站的储罐通常采用立式双层金2.3.5液位测 量装置设计属单罐,其内部结构类似于直立的暖瓶，内罐支撑于为防止储罐内LNG充装过量或运行中罐内外罐上,内外罐之间是真空粉末绝热层。储罐容积LNG太少危及储罐和工艺系统安全,在储罐上分别有50m3和100 m' ,多采用100 m'储罐。设置测满口与差乐式液位计两套独立液位测量装对于100m’立式储罐,其内罐内径为3000置!4]，其灵敏度可靠性对LNG储罐的安全至关重mm,外罐内径为3200mn,罐体加支座总高度为要。在向储罐充装LNG时,通过差压式液位计所显17 100 mm ,储罐几何容积为105. 28 m'。示的静压力读数,可从静压力与充装质量对照表上2.3.2设计压力 与计算压力的确定直观方便地读出罐内LNC的液面高度、体积和质目前绝大部分100m'立式LNG储罐的最高工上量。当达到充装上限时，LNG液体会从测满口溢作压力为0.8 MPa。按照GB 150- -1998<《 钢制压力出,提醒操作人员手动切断进料。储罐自控系统还容器》的规定，当储罐的最高工作压力为0.8 MPa设有高限报警(充装量为罐容的85%)、紧急切断时,可取设计压力为0.84 MPa。储罐的充装系数为(充装量为罐容的95% )、低限报警(剩余LNG量为0.95 ,内罐充装1NG后的液柱净压力为0. 062 MPa,罐容的10% )。内外罐之间绝对压力为5 Pa,则内罐的计算压力为2.3.6绝热层设计1.01 MPa。LNG储罐的绝热层有以下3种形式:外罐的主要作用是以吊挂式或支撑式固定内罐①高真空多层缠绕式绝热层。多用于LNG与绝热材料，同时与内罐形成高真空绝热层。作用槽车和罐式集装箱车。在外罐上的荷载主要为内罐和介质的重力荷载以及②正压堆积绝热层。这种绝热方式是将绝热绝热层的真空负压。所以外罐为外压容器,设计压材料堆积在内外罐之间的夹层中,夹层通氮气,通常力为-0.1 MPa。绝热层较厚。广泛应用于大中型LNG储罐和储槽,2.3.3 100 m' LNG储罐的选材例如立式金属LNG子母储罐。正常操作时LNG储罐的工作温度为-162.3③真空粉末绝热层。 常用的单罐公称容积为C ,第一次投用前要用- 196 C的液氮对储罐进行100m'和50m3的圆筒形双金属LNG储罐通常采预冷[2.3] ,则储罐的设计温度为-196 C。内罐既要用这种绝热方式。在LNC储罐内外罐之间的夹层承受介质的工作压力,又要承受LNG的低温,要求中填充粉末(珠光砂),然后将该夹层抽成高真空。内罐材料必须具有良好的低温综合机械性能，尤其通常用燕发率来衡量储罐的绝热性能。目前国产第4期煤气与热力第26卷LNG储罐的H静态蒸发率体积分数≤0.3%。2.5.4空温式气化器2.3.7 LNG 储罐总容量空温式气化器是LNG气化站向城市供气的主储罐总容量通常按储存3 d高峰月平均口用气要 气化设施。气化器的气化能力按高峰小时用气量量确定。同时还应考虑气源点的个数、气源厂检修确定,并留有一定的余量,通常按高峰小时用气量的时间气源运输周期、用户用气波动情况等因素。对1.3~1.5倍确定。单台气化器的气化能力按2000气源的要求是不少于2个供气点。若只有1个供气m?/b计算,2~4台为-组,设计上配置2~3组,相点,则储罐总容量还要考虑气源厂检修时能保证正互切换使用。常供气。2.5.5水浴式天然气加热器2.4 BOG 缓冲罐当环境温度较低,空温式气化器出口气态天然对于调峰型LNG气化站,为了回收非调峰期接气温度低于 5 C时，在空温式气化器后串联水浴式卸槽车的余气和储罐中的BOG(BoilOffGas,蒸发天然气加热器,对气化后的天然气进行加热5.61。气体),或对于天然气混气站为了均匀混气,常在加热器的加热能力按高峰小时用气量的1.3~1.5BOG加热器的出口增设B0C缓冲罐，其容量按回倍确定。收槽车余气量设置。2.5.6安全放散气体( EAG)加热器2.5气化器 、加热器选型设计LNG是以甲烷为主的液态混合物,常压下的沸2.5.1储罐增压气化器点温度为-161.5 C,常压下储存温度为- 162.3按100m3的LNG储罐装满90 m'的LNG后，C ,密度约430 kg/m'。当LNG气化为气态天然气在30min内将10m3气相空间的压力由卸车状态时,其临界浮力温度为-107 C。当气态天然气温的0.4MPa升压至工作状态的0.6MPa进行计算。度高于-107 C时,气态天然气比空气轻,将从泄漏据计算结果,每台储罐选用1台气化量为200 m'/h处上:升飘走。当气态犬然气温度低于- 107 C时，的空温式气化器为储罐增压，LNG进增压气化器的气态天然气比空气重,低温气态天然气会向下积聚，温度为-162.3心,气态天然气出增压气化器的温与空气形成可燃性爆炸物。为了防止安全阀放空的度为-145 C。低温气态天然气向下积聚形成爆炸性混合物，设置设计多采用1台LNG储罐带1台增压气化器。1 台空温式安全放散气体加热器,放散气体先通过也多台储罐共用1台或1组气化器增压，通过阀该加热器加热,使其密度小于空气，然后再引人高空门切换，可简化流程,减少设备，降低造价。放散。2.5.2卸车增压气化器EAG空温式加热器设备能力按100 m'储罐的由于LNG集装箱罐车上不配备增压装置,因此最大安全放散量进行计算。经计算, 100 m3储罐的站内设置气化量为300 m/h的卸车增压气化器,将安全放散量为500 m/h,设计中选择气化量为500罐车压力增至0.6 MPa。LNG进气化器温度为m'/h的空温式加热器1台。进加热器气体温度取- 162.3 C ,气态天然气出气化器温度为-145 C。- 145 C ,出加热器气体温度取-15 C。2.5.3 BOG 加热器对于南方不设EAG加热装置的LNG气化站，由于站内BOG发生量最大的是回收槽车卸车为了防止安全阀起跳后放出的低温LNG气液混合后的气相天然气,故BOC空温式加热器的设计能力物冷灼伤操作人员，应将单个安全阀放散管和储罐按此进行计算,回收槽车卸车后的气相天然气的时放散管接人集中放散总管放散。间按30 min计。以1台40 m3的槽车压力从0.62.6 调压、计量与加臭装置MPa降至0.3MPa为例,计算出所需BOC空温式气根据LNG气化站的规模选择调压装置。通常化器的能力为240 m'/h。一般根据气化站可同时设置2路调压装置,调压器选用带指挥器、超压切断接卸槽车的数量选用BOG空温式加热器。通常的自力式调压器。BOG加热器的加热能力为500~1 000 m/h。在冬计量采用涡轮流量计。加臭剂采用四氢噻吩，季使用水浴武天然气加热器时，将BOG用作热水锅加臭以隔膜式计量泵为动力,根据流量信号将加臭炉的燃料，其余季节送人城市输配管网。剂注人燃气管道中。第4期吴创明:LNG气化站工艺设计与运行管理第26卷2.7阀门与管材管件选型设计④LNG 储罐的液位、压力与报警联锁;2.7.1阀门选型设计⑤BOG 加热器压力;工艺系统阀门应满足输送LNG的压力和流量⑥调压器后压力;要求,同时必须具备耐- 196 C的低温性能。常用⑦出站流量;的LNC阀门主要有增压调节阀、减压调节阀、紧急⑧加臭机(自带仪表控制)。切断阀、低温截止阀、安全阀、止回阀等。阀门材料2.9 消防设计为0Cr18Ni9。LNG气化站的消防设计根据GB 50028- 93《城2.7.2管材 、管件、法兰选型设计镇燃气设计规范》(2002年版)LPG部分进行。在①介质温度≤-20C的管道采用输送流体LNG储罐周围设置围堰区,以保证将储罐发生事故用不锈钢无缝钢管(GB/T 14976- 2002),材质为时对 周围设施造成的危害降低到最小程度。在0Cr18Ni9。管件均采用材质为0Cr18Ni9的无缝冲LNG储罐上设置喷淋系统,喷淋强度为0.15 L(s压管件(GB/T 12459- 90)。 法兰采用凹凸面长颈●m2),喷淋用水量按着火储罐的全表面积计算，距对焊钢制管法兰(HG 20592- 97), 其材质为着 火储罐直径1. 5倍范围内的相邻储罐按其表面积0Cr18Ni9。法兰密封垫片采用金属缠绕式垫片,材的 50%计算。水枪用水量按GB] 16--87<建筑设计质为0Crl8Ni9。紧固件采用专用双头螺柱、螺母，防火规范》(2001年版)和GB 50028- 93《城镇燃气材质为0Cr18Ni9。设计规范》(2002年版)选取。②介质温度> - 20 C的工艺管道,当公称直 3运行管理径≤200 mm时,采用输送流体用无缝钢管(CB/T 3.1 运行基本要求8163- 1999),材质为20号钢;当公称直径> 200LNG气化站运行的基本要求是:①防止LNG和mm时采用焊接钢管( GB/T 3041- 2001),材质为气态天然气泄漏从而与空 气形成爆炸性混合物。②Q235B。管件均采用材质为20号钢的无缝冲压管消除引发燃烧、爆炸的基本条件,按规范要求对件(GB/T 12459- 90)。 法兰采用凸面带颈对煤钢LNG工艺系统与设备进行消防保护。③防止LNG制管法兰(HG 20592- 97),材质为20号倒。法兰设备超压和超压排放。④防止LNG的低温特性和密封垫片采用柔性石墨复合垫片(HC 20629- 97)。巨大的温 差对工艺系统的危害及对操作人员的冷灼LNG工艺管道安装除必要的法兰连接外，均采伤。用焊接连接。低温T艺管道用聚氨酯绝热管托和复3.2工艺系统预冷合聚乙烯绝热管壳进行绝热。碳素钢工艺管道作防在LNG气化站竣工后正式投运前,应使用液氮腐处理。对低温系统中的设备和上艺管道进行十燥、预冷、惰2.7.3冷收缩问题化和钝化。预冷时利用液氮槽车阀门的开启度来控LNG管道通常采用奥氏体不锈钢管,材质为制管道或设备的冷却速率≤1 C/min。管道或设备0Cr18NI9 ,虽然其具有优异的低温机械性能,但冷收温度每降低20C,停止预冷,检查系统气密性和管缩率高达0.003。站区LNC管道在常温下安装,在道与设备的位移。预冷结束后用LNG储罐内残留低温下运行,前后温差高达180 C ,存在着较大的冷的液氮气化后吹扫、置换常温设备及管道,最后用收缩量和温差应力,通常采用“门形”补偿装置补偿LNG将储罐中的液氮骨换出来,就可正式充装LNG工艺管道的冷收缩。进行供气。2.8 工艺控制点的设置3.3运行管理 与安全保护LNG气化站的工艺控制系统包括站内工艺装3.3.1 LNG 储罐的压力控制置的运行参数采集和自动控制、远程控制、联锁控制正常运行中,必须将LNG储罐的操作压力控制和越限报警。控制点的设胃包括以下内容:在允许的范围内。华南地区LNG储罐的正常工作①卸车进液总管压力 ;压力范围为0.3 ~0.7 MPa,罐内压力低于设定值②空温式气化器 出气管压力与温度;时,可利用自增压气化器和自增压阀对储罐进行增③水浴式天然气加热 器出气管压力与温度;压。增压下限由自增压阀开启压力确定,增压上限第4期煤气与热力第26卷由白增压阀的自动关闭压力确定,其值通常比设定后充注的LNG密度不同。的自增压阀开启压力约高15%。例如:当LNG用作要防止LNG产生翻滚引发事故,必须防止储罐城市燃气主气源时,若自增压阀的开启压力设定为内的LNG出现分层,常采用如下F措施。0.6 MPa,自增压阀的关闭压力约为0. 69 MPa,储罐①将不同气源的LNC分开储存,避免因密度的增压值为0. 09 MPa.差引起I.NG分层。储罐的最高工作压力由设置在储罐低温气相管②为防止先后注人储罐中的LNG产生密度道上的自动减压调节阀的定压值(前压)限定。当差,采取以下充注方法:储罐最高工作压力达到减压调节阀设定开启值时，a.槽车中的LNG与储罐中的LNC密度相近时减压阀自动开启卸压，以保护储罐安全。为保证增从储罐的 下进液口充注;压阀和减压阀工作时互不干扰,增压阀的关闭压力b.槽车中的轻质LNG允注到重质LNG储罐中与减压阀的开启压力不能重叠,应保证0.05 MPa以时从储罐的下进液口充注;上的压力差。考虑两阀的制造精度,合适的压力差c.槽车中的重质LNG充注到轻质LNG储罐中应在设备调试中确定。时,从储罐的上进液口充注。3.3.2 LNG 储罐的超压保护③储罐中的进 液管使用混合喷嘴和多孔管,LNG在储存过程中会由于储罐的“环境漏热”可使新充注的LNG与原有LNG充分混合，从而避而缓慢蒸发(日静态蒸发率体积分数≤0.3%),导免分层。致储罐的压力逐步升高,最终危及储罐安全。为保④对长期储存的LNG,采取定期倒罐的方式证储罐安全运行,设计上采用储罐减压调节阀、压力防止其因静止而分层。报警手动放散、安全阀起跳三级安全保护措施来进3.3.4运行监控与安全保护行储罐的超压保护。①LNG储罐高、低液位紧急切断。在每台其保护顺序为:当储罐压力上升到碱压调节阀LNG储罐的进液管和出液管上均装设气动紧急切设定开启值时,减压调节阀自动打开泄放气态天然断阀,在紧急情况下,可在卸车台、储罐区、控制室紧气;当减压调节阀失灵,罐内压力继续上升,达到压急切断进出液管路。在进液管紧急切断阀的进出口力报警值时,压力报警,手动放散卸压;当减压调节管路和出液管紧急切断阀的出口管路上分别安装管阀失灵且手动放散未开启时,安全阀起跳卸压，保证道安全阀,用于紧急切晰阀关闭后管道泄压。LNG储罐的运行安全。对于最大工作压力为0. 80②气化器后温度超限报警 ,联锁关断气化器MPa的LNG储罐,设计压力为0.84 MPa,减压调节进液管。重点是对气化器出口气体温度进行检测、阀的设定开启压力为0. 76 MPa,储罐报警压力为0.报警和联锁。正常操作时,当达到额定负荷时气化78 MPa,安全阀开启压力为0. 80 MPa,安全阀排放器的气体出口温度比环境温度低10 C。当气化器.压力为0.88 MPa。结霜过多或发生故障时,通过温度检测超限报警、联3.3.3 LNG 的翻滚与预防锁关断气化器进液管实现对气化器的控制。LNG在储存过程中可能出现分层而州起翻滚，③在LNG工艺装置区设天然气泄漏浓度探致使LNG大量蒸发导致储罐压力迅速升高而超过测器。当其浓度超越报警限值时发出声、光报警信设计压力7,如果不能及时放散卸压,将严重危及号,并可在控制室迅速关闭进、出口电动阀。储罐的安全。④选择超压切断式调压器 。调压器出口压力大量研究证明，由于以下原因小起LNG出现分超压时，自动切换。调压器后设安全放散阀,超压后层而导致翻滚:安全放散。①储罐中先后充注的LNG产地不同、组分不⑤天然气出站管路均设电动阀,可在控制室同而导致密度不同。迅速切断。②先后充注的LNG温度不同而导致密度不⑥出站阀后 压力高出设定报警压力时声光报同。警。③先充注的LNG由于轻组分甲烷的蒸发与⑦紧急情况时 ,可远程关闭出站电动阀。第4期吴创明:LNG气化站工艺设计与运行管理第26卷4结语力,2004 ,24(5):279 -282.①操作中应优先采用增压调节阀的白动开关[2]汇金华 .金颖,冯春强液化犬然气在城市燃气的应用[J].煤气与热力,2003 ,23(1):53 -54.57.功能实现储罐的自动增压。若自增压阀关闭不严，[3] 沈惠康.液化天然气的工艺与设备[J].煤气与热力,增压结束时必须将增压气化器进液管根阀关闭。1996,16<6) :25 -28.②LNG 储罐的工作压力设计压力、计算压[4]顾安忠， 鲁雪生，汪荣顺,等液化天然气技术M]. .力分别有不同的定义和特定用途,不能将计算压力北京:机械工业出版社,2003.误作为设计压力,以免错设储罐安全阀开启压力。[5]刘新领. 液化天然气供气站的建设[J].煤气与热力,③采用储罐减压调节阀、压力报警手动放散、2002 .22(1):35 -36.安全阀起跳二级安全牿施保护储罐时,其压力设定[6]徐正康，吴洪松.液化天然气在燃气T业巾的应用由低到高依次为:减压调节阀定压值、压力报警定压[J].煤气与热力，1998 ,18(5):27 -29.值、安全阀定压值。[7]周伟国 ,阮应君,藤记颖.液化天然气储蝶中的翻滚现象及预防楷施[J].煤气与热力,2002,22(4) :294 -④在满足LNG储罐整体运输与吊装要求的296.前提下,提高单罐公称容积、减少储罐数量、简化工艺管路和减少低温仪表与阀门数量,是合理降低作者简介:关创明(1953- )， 男，陕西西安人，LNC气化站造价的有效措施。高级工程师，学士，长期从事石油化工和⑤为促进LNG的安全利用,应尽快颁布先进城市燃气工程设计、技术肾理与经营管理工适用符合国情的LNC设计规范。作。电话:(0316)>6079828参考文献:E - mail: wecming3996@ sina. com[1] 吴创明.城市天然气输配方案的选择[J].煤气与热收稿日期:2005 -05-31会讯●天津举行供热系统水质及防腐技术规程研讨会为了加强天津市供热系统水质的管理以及提高供热系统防腐技术的水平,天津市供热办公室和天津市建筑学会建筑热能动力专业委员会组织召开了供热系统水质及防腐技术规程研讨会。会上,来自北京的有关专家介绍了北京市率先在这方面取得的技术与经验。北京市地方标准DBJ 01- -619- -2004《 供热采暖系统水质及防腐技术规程》经北京市规划委员会和北京市市政管理委员会批准,于2004年12月15日发布实施。与会专家认为,该规程规范了供热水质、水处理、防腐设计和运行管理等问题，对于减轻水质污染造成的设备腐蚀,推动供热体制改革和供热计量收费,加快建筑节能,建设节约型社会有重要的意义。与会专家还结合天津市的具体情况，就北京市供热系统水质及防腐技术的经验进行了认真的讨论,提出要借鉴北京市的技术与经验,尽快研究出天津市供热系统水质问题的解决措施。天津市供热办公室规划技术处处长崔可荣同志出席了会议,并提出要组织天津市各供热单位有关人员学习北京市在供热水质处理与防腐技术方面的经验。(本刊通讯员供稿)