LGN-LPG储存方案LNG加气站 - 图文

项 目 名 称： 中国燃气华北一期项目 建设单位(盖章): 某燃气公司

编制日期：2014年9月

1、建设内容及规模

项目占地面积162440m2，建设内容及规模如下：

液化石油气（LPG）：8个5000m3常温压力球形储罐，总储量40000m3，周转量60万t/a，其中丙烷20万t/a，丁烷和LPG 40万t/a。

液化天然气（LNG）：2个20000m3低温常压储罐，总储量40000m3，供应量7.2万t/a，其中采用LNG槽车周转量6.48万t/a，气化供应量0.72万t/a，折合标准状态的天然气为：993.6万 Nm3/a ，年平均日供气量：27600 Nm3/d。

轻质燃油：2个20000m3拱顶立式储罐，总储量40000m3，周转量12万t/a。 同时，储备库区内设置LPG汽车槽车装卸台、LNG汽车槽车装卸台、LPG压缩机房、LNG工艺区、发油台、油泵房、消防水池、消防泵房、雨淋阀室、变配电室、柴油发电机房、仪表控制室、综合楼及冷能利用设施等。

另外，站内预留二期工程建设的LNG储罐、轻质油罐及其他辅助设施的位置。

本储备库运行期为25年。 3、劳动定员与工作制度

项目劳动定员共计180人，实行三班工作制，每班工作8小时，每年工作350天。

三、储配物料理化性质

本项目主要进行液化石油气、液化天然气、轻质燃油的的储存和配送，其中液化石油气周转量为60万t/a，液化天然气供应量为7.2万t/a，轻质燃油周转量为12万t/a。项目储配物料理化性质如下。

(1)液化石油气

液化石油气是一种低碳数的烃类混合物，其主要成分为丙烷、正丁烷、异丁烷、丙烯等碳三和碳四烃，各组分含量为丙烷13%，丁烷44%，丁烯43%。在常温常压下为气体，无色透明，具有烃类的特殊气味，密度为 580kg/m3，闪点为-108℃~-60℃，自燃点为405℃~493℃，爆炸极限为1.5%~10%，爆炸威力是等量TNT炸药的4~10倍。具有易燃易爆性、气化性、膨胀性、滞留性、带电性、腐蚀性及窒息性等特点，详细情况如下：

①易燃、易爆性：液化石油气的爆炸下限低，当液化石油气在空气中的浓度达到1.5%时，就能形成爆炸性气体；液化石油气的点火能量小（小于0.4MJ），只要有极微小的火星就可引燃引爆；

②气化性：液化石油气极易汽化，气体又比空气重，因而一旦泄漏，就会迅速在地面、空间与空气混合形成大面积的爆炸性气体，一旦遇到极微小的火花，就可以形成爆炸；

③膨胀性：液化石油气在常温常压下为气体状态，它是在低温或高压的条件下被压缩液化为液态，储存在压力容器中，具有热胀冷缩的性质，所以易膨胀，其受热膨胀系数极大，约相当于水的10～16倍。储存在钢瓶中的液化石油气，温度每升高1℃，液态体积就会膨胀增大约0.3～0.4%。由于液化石油气受热易膨胀，因而钢瓶如接触热源或超量充装，就极易发生钢瓶爆炸事故。

④滞留性：液化石油气气态比空气重，能飘浮在地面或在低洼处沉积，不易扩散；

⑤带电性：液化石油气是由重碳氢化合物组成的混合物，并含有少量的硫化物等杂质，电阻率很高，所以当液化石油气从容器中高速喷出时，会与容器管口、喷嘴、破裂处与空气发生强烈摩擦，产生数千伏以上的静电电压。据测定，当静电电压大于350V时，其放电火花就可引起液化石油气燃烧和爆炸；

⑥窒息性：当空气中的液化石油气浓度超过1%时，就会使人呕吐，感到头痛；达到10%时，二分钟就能使人麻醉，人体吸入高浓度的液化石油气时，会发生窒息死亡；

⑦腐蚀性：液化石油气对容器有腐蚀性。由于液化石油气中含有一定数量的硫化物，硫化物能同容器内壁表面的铁原子发生化学作用，生成硫化亚铁，附着于容器内表面，因此对容器有腐蚀作用。其腐蚀作用可以不断地使容器器壁变薄，降低容器的耐压强度，导致容器形成贯穿性缺陷而引起爆炸；同时生成的硫化亚铁粉末，会沉积在容器底部。这种粉末如随残液倒出，或使空气大量进入排空液体容器内，能与空气中的氧发生氧化反应，放热而发生自燃。

(2)液化天然气

液化天然气是天然气经压缩、冷却至其沸点（-161.5℃）温度后变成液体，通常液化天然气储存在-161.5℃、0.1MPa左右的低温储存罐内。用专用船或槽车运输，使用时重新气化。其主要成分为甲烷，其含量一般>98%，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，一般<1%。其密度为 420~460kg/m3，无色、无味、无毒且无腐蚀性，但具有易燃易爆性、低温性、气化性、膨胀性、窒息性等特点，详细情况如下：

①易燃易爆性、气化性、膨胀性：液化天然气发生泄漏后会立即蒸发，最初液化天然气比空气重，在地面形成一个流动层，随着时间的推移，逐渐地吸收热量，当温度上升到-110℃时，蒸汽与空气的混合物在温度上升过程中形成一个比空气轻的云团。同时由于LNG温度很低，其周围大气中的水蒸气冷凝成雾团，然后LNG再进一步跟空气混合。这个混合气的蒸汽云一旦遇到火源就很容易起火爆炸，并且迅速向蒸发的液池回火燃烧，其爆炸极限为5%~15%。LNG从液态变化到气态其体积要膨胀大约600倍，并且LNG燃烧时会立即产生大量的热

辐射，储罐及其周围其它设施都容易遭到热辐射的严重破坏。

②低温性：由于LNG是-161.5℃的深冻液体，一旦发生泄露，低温会对材料造成破裂和遇冷收缩，从而损坏设备也可能导致更严重的泄露。LNG还会对人体造成低温灼伤。

此外，在LNG泄露遇到水的情况下，水与LNG之间有非常高的热传递速率，LNG将激烈地沸腾并伴随大的响声、喷出水雾，导致LNG蒸汽爆炸，即冷爆炸。

③窒息性：虽然LNG蒸汽本身没有毒，但其中的氧含量低，如果大量LNG蒸汽泄露在空气中，容易使人缺氧窒息。

④其它危害特性：LNG中的主要成分甲烷是大气中一种温室效应气体，对大气层中的臭氧有破坏作用。

(3)轻质燃油

轻质燃油一般泛指沸点范围约50～350℃的烃类混合物，但含意并不十分严格。在石油炼制工业中，它可以指轻质馏分油，也可以指轻质油产品。前者包括汽油(或石脑油)、煤油(或喷气燃料)、轻柴油(或常压瓦斯油)等馏分以及拔头油、抽余油等，它们主要来自原油蒸馏、催化裂化、热裂化、石油焦化、加氢裂化以及催化重整等装置;后者是轻质馏分油经过精制过程后(有时还需加入添加剂)得到的油品。

本项目储存、配送的轻质燃油主要为轻柴油，理化性质如下：

轻柴油：密度相对较轻的一类柴油，通常指200~350℃馏分，密度为0.84～0.86 g/mL，不溶于水，易溶于醇和其他有机溶剂。易燃易挥发，闪点45~55℃，爆炸极限1.5%~4.5%。

四、主要设备

本项目主要设备情况见表1。

燃气锅炉、燃烧设备销售、烧嘴改造 电话：13520800979

表1 主要设备一览表

序号 一 1 2 3 4 5 设备名称 LPG部分 LPG常温压力球形储罐 LPG压缩机 LPG装卸台 LPG装车泵 加臭剂罐 V=5000m3，P=1.7MPa，T=-20℃~50℃ Q=96 m3/h Q=200 m3/h，H=100m Q=200 m3/h，H=60m 1250×3000mm 8 3 8 3 3 1 2开1备 2开1备 2开1备 型号 数量（台/套） 备注 6 二 1 2 加臭注射泵 LNG部分 LNG低温常压储罐 LNG装卸台 V=20000m3，P=25kPa，T=-196℃ 续表1 主要设备一览表

2 2 8 序号 二 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 三 1 2 3 四 1 2 3 4 5 6 五 设备名称 LNG部分 LNG空温式增压器 LNG空温式卸车增压器 LNG空温式气化器 LNG水浴式复热器 BOG空温式加热器 BOG水浴式复热器 LNG气化泵 LNG低温离心泵 EAG空温式加热器 BOG储罐 BOG压缩机 撬装天然气压缩机 调压计量、加臭装置 液氮储罐 空温式液氮气化器 氮气储罐 轻质燃油部分 拱顶立式储罐 缷油台 离心油泵 LNG汽车加气站（自用） LNG低温常压储罐 LNG装卸台 LNG空温式增压器 LNG低温离心泵 LNG加气机（单枪） EAG气化器 型号 Q=2000Nm3/h，P=1.6kPa Q=500Nm3/h，P=1.6MPa Q=4000Nm3/h，P=2.5kPa Q=20000Nm3/h，P=2.5kPa Q=4000Nm3/h，P=1.6kPa Q=4000Nm3/h，P=2.5MPa Q=160 m3/h，h=120m Q=60 m3/h，h=120m Q=4000Nm3/h，P=1.6kPa 100m3，P=0.2MPa 40m3/min Q=30m3/min，P1=8kPa，P2=0.3MPa Q1=20000Nm3/h，P1=0.6Mpa，P2=0.4MPa V=20m3，P=0.88MPa Q=500Nm3/h，P=1.6MPa V=2 m3，P=1.0MPa V=20000m3，P=25kPa V=60m3，P=25kPa，T=-196℃ Q=200Nm3/h Q=200L/min Q=200Nm3/h 数量（台/套） 2 8 8 1 2 1 6 8 2 2 3 3 1 1 1 1 备注 1开1备 4开4备 4开2备 2开1备 2 8 8 1 5 1 2 5 1 其它燃气锅炉、燃烧设备销售、烧嘴改造 电话：13520800979

1 2 3 4 5 6 空气压缩机 无热再生空气干燥器 空气储罐 变压器 应急柴油发电机 燃气热水锅炉 ZW-0.9/7，Q=0.9m3/min Q=0.9m3/min，P=0.7MPa V=2 m3，P=0.7MPa 1250KVA/10KV 10/0.4KV 150KW 0.47MW 续表1 主要设备一览表

2 2 1 2 1 2 序号 7 8 9 10 11 设备名称 循环热水泵 屋顶防爆型轴流风机 防爆型轴流风机 灭火器 消防水泵 型号 水量L=25m3/h 风量L=2838m3/h 风量L=5763m3/h 数量（台/套） 3 2 6 若干 若干 备注 2开1备 五、公用工程 1、给排水 (1)给水

本项目主要用水工序为LPG储罐夏季喷淋用水、职工生活用水、场区绿化用水和道路清扫用水，各用水工序用水量情况如下：

LPG储罐夏季喷淋用水：在夏季温度大于35℃时，为防止因温度的升高出现LPG储罐爆炸等事故，对储罐进行喷淋降温，每小时用水100m3，根据定兴县高温情况，夏季出现高于35℃的季节主要集中在5~7月份，考虑下雨等因素，粗估需喷淋天数约90d/a，每天需喷淋时间约6小时（10点到16点时段），喷淋用水量约600 m3/d，循环使用，定期补充新鲜水，新鲜水补充量为140m3/d，循环水量为460 m3/d。

职工生活用水：项目建有宿舍、食堂等生活设施，根据《河北省用水定额 生活用水》（DB13/T1161.3-2009），职工生活用水按80L/（人·d）计，项目所需职工180人，则用水量为14.4 m3/d。

绿化用水：根据《河北省用水定额 生活用水》（DB13/T1161.3-2009），绿化用水按0.60m3/m2?a计，库区绿化面积87877m2，绿化天数按180d/a计，则绿化用水量为292.92m3/d。

道路清扫用水：根据资料调查，道路清扫用水一般按1L/m2?d算，项目库区道路总面积约为29310m2，则道路清扫用水量为29.31 m3/d。

综上所述，项目建成后总用水量为936.63 m3/d（32.78万m3/a）（该用水量为不利用循环水时的用水量，不含消防用水），其中新鲜水量为476.63 m3/d（16.68万m3/a），由场内自备水井提供，定兴县水利局同意项目采用自备水井，并出具

了意见，详见附件6。

(2)排水

项目产生的废水主要为LPG储罐夏季喷淋废水、职工生活污水，其中LPG储罐夏季喷淋废水可能带有一些灰尘，经站内循环水池沉淀后循环使用，定期排放，由于该废水中主要污染物为SS，排放浓度约30mg/L，属于清洁废水，故直接排入项目雨水管道，最终进入东侧鸡爪河，废水排放量为80m3/d；职工生活污水包括食堂废水和其他生活污水，按用水的85%计，则污水产生量为12.24m3/d，食堂的废水先经隔油池处理后与其他生活污水一并进入场内一体化污水处理设备，处理达到《城镇污水处理厂污染物排放标准》（GB 18918-2002）一级A标准后排入项目东侧鸡爪河。

(3)给排水平衡

项目给排水情况见表2和图1。

表2 项目用水情况一览表 单位：m3/d 新鲜水 废水 总用水量 回用水量 循环水量 损耗量 用量 产生量 600 14.4 292.92 29.31 936.63 140 14.4 292.92 29.31 476.63 0 0 0 0 0 60 LPG储罐夏季喷淋水 460 2.16 14.4 职工生活用水 12.24 场内一体化污水处理设备 12.24 鸡爪河

80 460 0 0 0 460 60 2.16 292.92 29.31 384.39 80 12.24 0 0 92.24 废水 排放量 80 12.24 0 0 92.24 序号 1 项目 LPG储罐夏季喷淋水 3 职工生活用水 4 5 场区绿化 道路清扫 合计 新鲜水476.63 140 场内雨水管道 80 鸡爪河

292.92 292.92 场区绿化 29.31 29.31 道路冲洗 图例： 新鲜水走向 水损耗 污水走向

图1 项目给排水平衡图 单位：m3/d

(4)雨水系统

站内雨水经收集后排至项目东侧鸡爪河，下述部位的雨水采用相应的防护措施后可与站区雨水合并排放。

①LNG储罐区的雨水由地面导流槽收集排至集液池内，经隔爆潜水排污泵提升后排至站内雨水管网；若集液池低温探测系统启动则联锁切断隔爆潜污泵的强、弱电源，防止LNG外泄。

②LPG储罐区及轻质油罐区的初期雨水（前15min）经泄水井及隔油池（均具备水封、隔油功能）后，排至站内雨水管网；后期雨水直接排放至站内雨水管网。

2、供电

本项目用电量由厂区2台10KV变压器提供，供电线路引自场外35KV固城站10KV铸造厂511线路；配电系统采用380V/220V树干式与放射式相结合的方式。项目总用电量为1864KVA/a。另外，场内设1台150KW柴油发电机，保证事故情况下站内应急系统正常工作。

3、供热

项目罐区LNG水浴式复热器、BOG水浴式复热器及办公区冬季采暖用热均由场内2台燃气热水锅炉提供。锅炉燃料为库区液化天然气，年用量约为10.44万m3。

六、场区平面布置及合理性分析

本项目以功能和类别的危害程度分为储运区、生产辅助区、办公生活区、服务区和自用车加气区，并由南至北依次布设。其中储运区主要包括LPG储罐、LNG储罐、轻质油储罐及配套的装卸台；生产辅助区主要包括气化工艺装置、消防水池、消防泵房、变配电室及预留的冷能利用区域；办公生活区主要包括办公楼和生活楼；服务区主要包括综合办公楼和维修台；自用车加气区主要包括LNG储罐、装卸台、加气装置等。项目场区平面布置图见附图3。库区内各生产装置及建（构）筑物间的距离严格遵照《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）、《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）和《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）中的有关规定。

项目设两处出入口，分别设于北侧和西侧。站内所有功能分区内均设有环形消防车道和足够开敞的回车场，可供消防车和货车通行。厂区内道路宽度分为4m和7m，消防车道转弯半径12m，槽车回转处的转弯半径为16m。

储罐区四周设置不燃烧体实体防护墙（防火堤），在罐区、泵棚等处均设置避雷针。在储罐区、汽车装卸区、办公用房、门卫配置手提式及推车式灭火器。

此外，项目场区四周设非燃烧实体围墙，储运区与生产辅助区、办公生活区、服务区之间设非燃烧实体围墙。库区的消防、防雷等安全措施严格遵照执行《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）、《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）、《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》、《建筑物防雷设计规范》的有关规定。

另外，利用空地种植草地和难燃树种，结合绿地的平面和空间造型，美化场站景观。

综上所述，项目分区清晰，既方便管理又减少安全隐患。同时布置紧凑集中，益于生产。项目场区平面布置严格执行国家相关规定，平面布置合理可行。

七、产业政策符合性分析

根据《产业结构调整指导目录 (2011年本)》（修正）及《部分工业行业淘汰落后生产工艺装备和产品指导目录（2010年本）》，该项目储配的物料及项目采用的设备、工艺均不属于限制类、淘汰类，视为允许类建设项目。保定市发展和改革委员会同意项目建设，并出具了备案意见，详见附件3。

综上所述，项目建设符合国家及地方产业政策。 八、安全防护

（1）各建构筑物之间距离严格按《石油天然气工程设计防火规范》、《建筑设计防火规范》等进行设计。

（2）所有防爆车间、场所均按规范规定设计。罐区、液化石油气压缩机、烃泵区地面均做不发火花地面。电气、仪表均按电气设计规定的防爆场所等级进行设计。

（3）罐区消防系统采用双回路环网临时高压供水系统，并设有自动喷水灭火系统。

（4）液化石油气、液化天然气贮罐的气、液相出口管上均设有紧急切断阀，以防止事故状态下液化石油气、液化天然气的大量外溢。

（5）在贮罐区、液化石油气压缩机房、烃泵区、换热装置区、汽车槽车装卸台等生产区设置可燃气体浓度检测装置、低温检测装置等，随时监测液化石油气、液化天然气及天然气泄漏及超限报警。

（6）站内设有通讯电话，以便与站外沟通，事故时能及时请求救援，站内还设防爆对讲机，使罐区、压缩机房、烃泵区与汽车装卸台等操作人员及时联络，使生产安全运行。

（7）液化石油气、液化天然气等有可能生产静电引起爆炸和着火，为了避免静电积聚造成危害，采取如下措施：

① 管道和金属设备要接地，接地电阻不大于100Ω。

② 液态液化石油气、液化天然气在管道内流速不应大于3m/s。

③ 不允许操作人员穿化纤工作服，规定入厂人员一律穿用防静电工作服。 （8）站内设专职安全员，并由站长专门主管职业安全、劳动保护工作。 （9）对振动较大的设备设减震基础，防止振动传播。对于空气压缩机、柴油发电机等噪声较大的设备，除在室内设吸音隔声设施外，再单独加消音器，以保证操作环境噪声不超标和阻止噪声扩散，将噪声控制在GB12348-90标准范围内。烃泵和压缩机选用外国优质产品，噪声低，且为间歇操作，不会造成噪声污染。

（10）贮罐上设有安全放散阀，以防止压力超限造成危险，站内的工艺设备均配备必要的仪表设备，罐上设压力、温度、液位显示、报警、联锁系统和微机管理以达到安全生产运行。

建设项目工程分析燃气锅炉、燃烧设备销售、烧嘴改造 电话：13520800979

工艺流程简述（图示）： 项目主要进行液化石油气（LPG）、液化天然气（LNG）、轻质燃油的储存、配送，另外还对项目自用车进行加气。工艺流程及简述如下： （1）LPG工艺流程 PG 图示： 工艺流程， 产污节点，G——废气，N——噪声，PL液相，PG气相 图2 LPG工艺流程及排污节点图 加臭 N1 PL G1、N2 卸车泵或压缩机卸车 PL N3 压缩机 PL PG PL G2、N4 装车泵 PL 配制 PL N5 LPG槽车

PL PG LPG槽车 LPG储罐 工艺流程简述：

原料丙烷、丁烷或LPG由汽车槽车运至本站，依靠LPG槽车上自身配备的卸车泵或站内设置的LPG压缩机将丙烷、丁烷或LPG卸入到常温压力储罐储存。 丙、丁烷在进入常温压力储罐前，可根据需要由设在站内的加臭装置进行加臭。 原料丙烷、丁烷在库区内球罐贮存，根据用途需要，经专用的配制设备加工后，成产品液化石油气，经由烃泵，通过8车位汽车槽车装卸台充装液化石油气槽车运出，在汽车装卸台处液化石油气液相管上设有涡街流量计，既可以进行定量灌装，又可以满足不同用户提出的配比要求。 为满足灌装所需的压力及保证泵的允许气蚀裕量，本流程尚可进行泵一压缩机联合操作，即根据罐区液化石油气的压力和灌装工作的运行情况间断启运液化石油气压缩机增压，以提高泵的入口压力，减少气蚀。 此外，通过库区内的液化石油气泵和压缩机尚可进行液化石油气球罐间的相互倒罐，增加库区运行的灵活性。 站内设有空气压缩机和氮气瓶组为气动阀门提供气源。 （2）LNG工艺流程 N5 LNG气化泵 PL PL N6 LNG槽车 图示PL ： N 2 增压器卸车 PL LNG储罐 PL BOG N3 BOG BOG N8 BOG空温式加热器 N9 BOG水浴式复热器 N1 LNG空温式气化器 N7 PG PG LNG水浴式复热器 PG 计量、加臭装置 PG 输配管网 LNG泵装车 PL N4 LNG槽车 BOG储罐 N10 BOG压缩机 图示： 工艺流程， 产污节点，N——噪声，PL液相，PG气相 BOG：液化天然气在储存、装卸过程中所蒸发的气体 图3 LNG工艺流程及排污节点图 工艺流程简述： 卸车过程——由液化天然气（LNG）槽车运送来的液化天然气经自增压系统或站区专用罐车增压系统升压，通过压差经卸车口将车内的液体送进LNG储罐储存备用。 气化过程——储罐内的LNG利用LNG泵升压，将罐内LNG压力升至所需的工作压力，将液态LNG送至气化器进行气化，然后通过天然气计量加臭装置、计量后至输配管道。 装车过程——储罐内的LNG利用LNG泵升压，将罐内LNG压力升至装车所需的工作压力，经汽车装卸台为LNG槽车装车，然后通过地中衡计量。 BOG系统——在装卸车过程中会有少量BOG产生，储罐平时也会有少量BOG蒸发出来以维持储罐的LNG温度，BOG系统将BOG气体排放至加热器加热，然后经BOG缓冲罐后由BOG压缩机压缩至0.5MPa，再经计量后通过管道输送至天然气中压管网。同时，考虑在冬季环境温度低，空温式加热器无法保证出站天然气的温度，增加一台BOG水浴式复热器后可将天然气温度升到10℃，保证天然气能够正常直接进入管网使用。 LNG储罐补气放空系统——LNG储罐设有空温式储罐增压器，可以保证LNG储罐内的压力在储罐出液时不降低，保障LNG储罐压力正常；LNG储罐还设有呼吸阀，在LNG储罐压力过低或过高时进行呼吸，保证LNG储罐的安全。 站内设有紧急放空系统（EAG），LNG储罐和管道上的安全排放和放散汇集到EAG总管，经EAG加热器加热后，至放空总管排放。 LNG储罐的进出液总管上设有连通管，既可用于LNG储罐间的倒罐和装车，又可对LNG液相管进行冷循环，保持管道处于低温状态。 BOG系统、补气系统、计量系统全部在计算机系统控制下全自动运行，生产过程实现自动化操作。 LNG水浴式复热器和BOG水浴式复热器需要的热源由场内的燃气热水锅炉提供。 （3）轻质燃油工艺流程 图4 轻质燃油工艺流程及排污节点图 N1 PL G1、N2 卸油台 PL 轻质燃油储罐 G2 PL PG G3、N3 油泵装车 PL N4 轻质燃油槽车 轻质燃油槽车 图示： 工艺流程， 产污节点，G——废气，N——噪声，PL液相，PG气相 轻质燃油采用汽车槽车运至本站，通过卸油台将油品卸入到油罐中储存。装车时经油泵和发油台，将油品装入到汽车油罐中，运至站外。 （4）自用车加气工艺流程 BOG BOG气化系统 N1 PL N2 LNG泵和增压器联合卸车 PL PL LNG泵 储罐压力调节器升压 PG N3 N4 LNG槽车 LNG储罐 加气机PL LPG槽车 加气 废气，N——噪声，PL液相，PG气相 图示： 工艺流程， 产污节点，G—— 图5 自用车加气工艺流程及排污节点图 工艺流程简述： LNG加气站的工艺主要包括四个部分，分别为卸车、加压、加气、卸压。 ① 卸车 把集装箱或汽车槽车内的LNG卸至加气站LNG储罐内，采用浸没式LNG泵和增压器联合卸车。 ② 加压 由于汽车上车载瓶中的液体必须是饱和液体，为此在给汽车加气之前须对储罐中的LNG进行升压、升温，使之成为饱和液体方可给汽车加气。升压方式也有3种：通过储罐压力调节器升压、通过泵低速循环进行升压、通过储罐压力调节器与泵低速循环联合使用进行升压。本工程暂采用储罐压力调节器方式升压。如果时间过长不能满足加气需要也可采用储罐压力调节器与泵低速循环联合使用的升压方式。 ③ 加气 储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后由加气枪给汽车加气，最高加气压力可达到1.6MPa。在给车载瓶加气应先给车载瓶卸压，通过回气口回收车载瓶中余气，经计量后回至储罐的气相空间。 ④ 卸压 在给储罐升压过程中，储罐中的液体同时在不断地蒸发，这部分气化了的气体如不及时排出，储罐压力会越来越大。当储罐压力大于设定值时，相关阀门打开，释放储罐中的气体，降低压力，保证储罐安全。该部分BOG气体通过管道汇至气化系统的BOG管道中。 主要污染工序： 本项目主要污染物的产生情况见表7。 表7 项目主要污染物产生情况一览表 工艺 类型 废气 LPG储存、配噪声 送 序号 G1 、G2 N1 、N5 N2 N3 N4 N1 、N4 N2 N3 LNG储存、配噪声 送 N5 N6 N7 N8 N9 N10 G1 轻质燃油储存、配送 废气 G2 G3 N1 、N4 噪声 N2 N3 N1 、N4 自用车噪声 加气 N2 N3 -- 废气 -- -- -- 其它 噪声 -- -- -- -- -- 排污节点 LPG装卸台 LPG槽车 LPG卸车泵 LPG压缩机 LPG装车泵 LNG槽车 LNG增压器 LNG低温离心泵 LNG气化泵 LNG空温式气化器 LNG水浴式复热器 BOG空温式加热器 BOG水浴式复热器 BOG压缩机 卸油台 轻质燃油储罐 离心油泵 轻质燃油槽车 卸油台 离心油泵 LNG槽车 LNG低温离心泵、LNG增压器 LNG加气机 燃气热水锅炉 食堂 污水处理站 消防水泵 循环热水泵 屋顶防爆型轴流风机 防爆型轴流风机 空气压缩机 无热再生空气干燥器 主要污染物 非甲烷总烃 噪声 噪声 噪声 噪声 噪声 噪声 噪声 噪声 噪声 噪声 噪声 噪声 噪声 非甲烷总烃 非甲烷总烃 非甲烷总烃 噪声 噪声 噪声 噪声 噪声 噪声 烟尘、SO2、NOx 油烟 恶臭 噪声 噪声 噪声 噪声 噪声 噪声 产生特征 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 间断 连续 间断 连续 间断 连续 连续 连续 连续 连续 续表7 项目主要污染物产生情况一览表 工艺 类型 废水 固废 序号 -- 其它 -- -- 排污节点 LPG罐区夏季喷淋 职工生活 职工生活 主要污染物 SS COD、BOD、SS、氨氮 生活垃圾 产生特征 间断 间断 间断 1、废气 由于项目LNG在装卸车及储存过程中产生的BOG直接进入BOG系统进行气化、压缩后返回生产工序；故LNG罐区及项目自用汽车加气站无废气外排，项目产生的废气主要为LPG罐区装卸台产生的非甲烷总烃，轻质燃油罐区装卸油台及储罐大小呼吸产生的非甲烷总烃，及燃气热水锅炉产生的烟尘、SO2、NOx，食堂产生的油烟和污水处理站产生的恶臭。具体情况如下： ①非甲烷总烃 液化石油气的装卸采用全密闭作业方式，汽车装卸均采用密闭式鹤管，泵机选用密封良好的设备，管线采用焊接接头，法兰接口处定期检修，液化石油气装卸过程中会有微量的非甲烷总烃逸散，为无组织排放源。根据资料调查，液化石油气在装卸车过程中工作损失量为1.03×10-5kg/m3，经计算得非甲烷总烃产生量为0.004kg/h（0.01t/a）。经预测可知非甲烷总烃扩散到项目场界的最大浓度约为0.003mg/m3，完全满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2无组织排放周界外浓度限值的要求（非甲烷总烃周界外浓度最高点≤4.0mg/m3）。 轻质燃油装卸也采取全密闭作业方式，但在装卸和储罐大小呼吸过程中仍会有微量非甲烷总烃逸散，以无组织形式排放。根据资料调查，装卸和储罐大小呼吸过程中非甲烷总烃产污系数为0.4‰，经计算得非甲烷总烃产生量为17.14kg/h（48t/a）。项目通过对储油罐和装卸系统安装油气回收装置后，由不低于4m高排气筒排放，油气回收装置去除效率高达95%，可大大减少装卸和储罐大小呼吸过程中非甲烷总烃的排放。经上述措施治理后，轻质燃油罐区非甲烷总烃排放量为0.86kg/h（2.4t/a），经预测可知非甲烷总烃扩散到项目场界的最大浓度约为0.02mg/m3，满足《储油库大气污染物排放标准》（GB20950-2007）中表1标准要求（油气排放浓度≤25mg/m3，油气处理效率≥95%）。 ②食堂油烟 本项目设置1个中型食堂，内设4个灶头，日耗油量为1.8kg/d，据相关资料显示，油的平均挥发量一般为总耗油量的2.83%，经核算，项目油烟产生量约为0.02kg/h，风机风量按6000m3/h计，油烟产生浓度为3.33mg/m3，产生量为0.007t/a，拟采用一套油烟净化设备对油烟进行净化处理，净化效率为75%，净化后油烟排放浓度为0.83mg/m3，排放量为0.005kg/h（0.002t/a），排放油烟的烟囱应高出屋顶，满

足《饮食业油烟排放标准（试行）》（GB18483-2001）中型规模标准（油烟最高允许排放浓度≤2.0mg/m3）。 ③燃气锅炉烟气 库区内安装燃气锅炉，燃料为天然气，属清洁能源，燃烧产物除CO2和H2O外，还有极少量SO2和NOx、烟尘，废气由8m高烟囱排放。根据《环境统计手册》：烟尘产生量按302.0 kg/百万m3计，SO2产生量按630kg/百万m3计，NOx（以NO2计）产生量按1843.24kg/百万m3计。项目天然气用量约为10.44万m3/a，项目采暖期按120d/a计，燃气锅炉每天工作16h，风机风量为3000m3/h，则SO2排放量为0.07t/a、排放速率为0.03kg/h、排放浓度为11.42mg/m3，NO2排放量为0.19t/a、排放速率为0.1kg/h、排放浓度为33.41mg/m3，烟尘排放量为0.03t/a、排放速率为0.02kg/h、排放浓度为5.47mg/m3，烟气黑度小于1级，完全满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中表2标准（烟尘≤20mg/m3， SO2≤50mg/m3， NOx≤200mg/m3，烟气黑度≤1级）。 2、废水 本项目产生的污水主要为LPG储罐夏季喷淋废水、职工生活污水。 ①LPG储罐夏季喷淋废水 项目LPG储罐夏季喷淋废水循环使用，定期排放，同时定期补充新鲜水。喷淋废水排放量为80 m3/d，主要污染物为SS，产生浓度约30mg/L，直接排入项目雨水管道，最终进入东侧鸡爪河。 ②职工生活污水 职工生活污水产生量为12.24 m3/d，包括食堂废水和其他生活污水，主要污染物为CODcr、BOD5、SS、氨氮，产生浓度为CODcr350mg/L、BOD5150mg/L、SS180mg/L、氨氮30mg/L。食堂废水先经隔油池处理后与其他生活污水一并进入场内污水处理站，经一体化污水处理设备处理后，废水排放浓度为CODcr49mg/L、BOD57.5mg/L、SS9mg/L、氨氮8mg/L，满足《城镇污水处理厂污染物排放标准》（GB 18918-2002）一级A标准，排入项目东侧鸡爪河。 防渗措施：一体化污水处理设备采用不锈钢材质；污水管道采用PVC管材，管道接头采用承插橡胶圈连接方式；消防水池采取混凝土浇筑；场内地面全部采用水泥面。 3、噪声 本项目噪声主要是槽车进出、压缩机、水泵、烃泵、风机、气化器等设备运转产生的噪声，噪声值约为70~85dB（A）。项目通过在场区出入口设置车辆进出慢行、禁鸣标识；压缩机置于室内，并采用基础减振；水泵底座安装减振垫；风机置于室内，采用减振垫，进出口采用软连接来减振降噪。另外场区内种植一定的植物，吸声降噪。 4、固体废物 本项目产生的固体废物主要为职工生活垃圾，按0.5kg/(人·d)计，库区共有工作人员180名，产生量为31.5t/a，经分类垃圾箱收集后送至环卫部门指定地点处理。 本项目是对液化天然气（LNG）、压缩天然气（CNG）的储存与销售。天然气加气站运营过程具体工艺流程如下：

1、 LNG加气站工艺流程

LNG加气站工艺流程主要分为卸车、调饱和、加液、卸压。卸车是由增压器将LNG槽车内的LNG卸至LNG储罐；调压饱和就是卸车完毕后，用LNG低温泵从储罐内抽出部分LNG，通过饱和汽化器调压后进入储罐，当储罐压力达到设定压力时停止调饱和；加液是将储罐内的LNG用潜液浸没式低温离心泵抽出通过加液机向汽车加液；卸压是为了保证系统在不运行时的安全所采取的方法。

⑴卸车：本项目采用增压器卸车，通过卸车增压器给LNG槽车增压，通过LNG低温泵撬、真空管道、阀门等将槽车内的LNG压入LNG储罐。此过程需要给LNG槽车增压，卸完车后需要给槽车降压，每卸一车LNG大约排出的BOG量为180m3，通过BOG回收系统，释放系统中的气体，降低压力，保证系统安全。

⑵调饱和：由于目前汽车上车载瓶本身不带增压器，因此车载瓶中的液体必须是饱和液体。为此在给汽车加液之前首先对储罐中的LNG进行调温调压，使之成为饱和液体方可给汽车加液。本项目采用的调饱和方式是通过空温式LNG储罐增压器调压。

⑶加气：储罐中的饱和液体LNG通过潜液浸没式低温离心泵加压后经过计量由加液机给汽车加液，最高加液压力可达1.6MPa。

⑷卸压：由于系统漏热以及外界带进的热量，致使LNG气化产生气体，会使系统压力升高。当系统压力大于设定值时，系统中的安全阀打开，释放系统中

的气体，降低压力，保证系统安全。

LNG加气站生产工艺流程及排污节点详见图1。 BOG气化器

图1 LNG加气站生产工艺流程及排污节点图BOG缓冲罐卸车增压器调压增压器废气噪声噪声LNG槽车LNGLNG储罐潜液浸没式低温离心泵LNG加液机汽车2、CNG加气站工艺流程

机械式CNG子站主要由CNG管束车、卸气柱、往复式CNG子站压缩机、顺序控制盘、储气装置和加气机构成。管束车进站后，通过卸气柱泄气，天然气进入压缩机组，由压缩机压缩到25Mpa，此时可直接通过加气装置，将压缩天然气加气给汽车，也可将压缩天然气储存在储气瓶组内，再向汽车加气。

具体工艺流程如下： （1） 压缩储存流程：

管束车进站后，通过卸气柱泄气，天然气进入天然气压缩机加压，利用顺序控制盘按高、中、低顺序给高压储气瓶组进气；

（2） 加气流程：

储气瓶组中的CNG通过CNG加气机向汽车加气，当汽车钢瓶内压力达到20Mpa时，加气机自动停止加气。

安全放散系统：安全放散系统所放天然气气体应包括，压缩机停机后滞留在系统中的气体；各气动阀门的回位气体；安全阀释放的气体；压缩机润滑系统所泄漏的气体；各级凝聚式过滤器所排出的气体；售汽机软管中的剩余气体等。为了保证这些气体除部分可回收利用以外，其余能安全放散到高空中去，就必须在系统的相关部位设置安全放散系统。根据GB50156-2012《汽车加油站设计与施

工规范》，本项目放散系统高于压缩机房2米，散放系统高点为6米，泄漏气体排放高度符合相关规定。

加气机的放散系统，除了管路中的安全阀，检修时用的放气阀（一般为针阀）外，主要是加气枪上的回气管。当给汽车加完气后，尽管汽车上的气瓶阀门和售气机的电磁阀已经关闭，但是管路中的20Mpa的高压气体作用在加气枪和气瓶受气嘴上，拔不下来，必须将这部分气体压力释放掉，所以设置了回气管。只有极少量扩散到大气中。为了保证售气机附近的安全，一般都将回气管沿高压输气管引回到压缩机站附近放散。

CNG加气站生产工艺流程及排污节点详见图2。

工艺过程中产生废气主要为储气瓶组，废气为非甲烷总烃，无组织排放。 该项目CNG加气工艺及设施、LNG加气工艺及设施严格按照GB50156-2012《汽车加油站设计与施工规范》执行。

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