LNG气化站工艺流程图.docx

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LNG气化站工艺流程图

LNG气化站工艺流程图

如下图，LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置的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的LNG增压到0.6MPa。

增压后的低温LNG进入空温式气化器，与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0.45－0.60MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压（调压器出口压力为0.35MPa）、计量、加臭后进入都市输配管网，送入各类用户。

LNG液化天然气化站安全运行治理

LNG确实是液化天然气〔LiquefiedNaturalGas〕的简称，要紧成分是甲烷。

先将气田生产的天然气净化处理，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的1/600，LNG的重量仅为同体积水的45%左右。

一、LNG气化站要紧设备的特性

①LNG场站的工艺特点为〝低温储存、常温使用〞。

储罐设计温度达到负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，阀门和管件的保冷性能要好。

③LNG站内低温区域内的设备、管道、外表、阀门及其配件在低温工况条件下操作性能要好，同时具有良好的机械强度、密封性和抗腐蚀性。

④因低温液体泵启动过程是靠变频器不断提高转速从而达到提高功率增大流量和提供高输出压力，因此低温液体泵要求提高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，达到最大的气化流量。

⑥低温储罐和过滤器的制造及日常运行治理已纳入国家有关压力容器的制造、验收和监查的规范；气化器和低温烃泵在国内均无相关法规加以规范，在其制造过程中执行美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、改造、修理或移动压力容器的位置，都必须向压力容器的监查单位申报。

二、LNG气化站要紧设备结构、常见故障及其爱护修理方法

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。

内外壳严格按照国家有关规范设计、制造和焊接。

通过几十道工序制造、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〕储罐的结构

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，顶部采纳十字架角铁，底部采纳槽钢支架固定。

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〕低温储罐的故障及爱护

①内外夹层问真空度的测定〔周期一年〕

②日常检查储罐设备的配套设施：

③储罐基础观看，防止周边开山爆破产生的飞石对储罐的阻碍。

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刻后，会显现漏液现象。

假设发觉上压盖有微漏，应压紧填料压盖。

假设阀芯不能关闭，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

①可承担4级地震和160公里／小时的飓风。

②最大承诺工作压力为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，均采纳美国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。

⑥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平均流淌，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形，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，这些设计差不多上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

①外观结霜不平均

②焊口有开裂现象，专门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爱护用品。

④气化器在运行过程中如发觉设备过渡结冰和周边环境温度下降等情形，请尝试以下几个解决方法：

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输出达到次高压16Kg／cm2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，从而杜绝了产品的缺失，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爱护要求降至最低

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畴

〔2〕低温烃泵的故障及安全爱护

①日常操作中不应有专门噪音，几个泵之间比较比较

②定期检查：

按说明书要求每4000小时进行修理检查〔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注意对泵外壳体的爱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

〔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。

过滤器的滤芯式能够更换的，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样选用50um，集水腔的容积大于12％过滤器的容积。

〔2〕过滤器的日常爱护内容和故障处理

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有无专门噪音及震动

⑤支撑及紧固件是否发生损坏、开裂和松动

⑥假设过滤器法兰盖显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假设接头处发生泄露在丝扣连接处加缠生胶带，情形严峻的予以更换

⑧过滤器前后压差过大可对滤芯进行吹扫或更换

⑨过滤器吹扫或修理后须用氮气试压、置换合格后方可使用。

三、LNG气化站的安全治理工作

1．制定合理的操作规章制度

•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

•中心调度操纵程序切换操作规程

•消防水泵操作规程

•LNG气化站管道设备爱护保养技术和操作手册

2．建立台帐、设备有关技术资料和各类原始资料

•爱护记录

•巡查巡检记录

•进出人员治理资料

•各类操作记录

•应急演练记录

•安全活动记录

3．编制天然气管线、场站事故应急预案

预案依据国家、省、市、政府有关法律、法规及相关规定，并结合企业的制度及实际情形，预案应分别有事故不利因素的分析、危害、分级、事故处理响应的等级、处理的程序及后期处理，并经常开展不同等级的事故演练和对抢修装备的检查，对大型的演练要联合当地的公安消防、安全治理部门一道进行。

4．严格执行上岗考试制度

各类操作人员独立操作前必须通过公司有关部门组织的考试，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的检查和治理

加强对LNG气化站防雷、防静电设施的定期抽查和爱护保养工作；重点对消防水池、消防泵、消防水炮、储罐喷淋等设施及干粉灭火器的检查。

可燃气体报警设备需定期保修，确保其完好有效。

6．建立LNG场站设备等爱护保养制度。

加强对LNG工艺管线及其设备的日常爱护工作

①注意对工艺管线保冷层的爱护和工艺管线的各类阀门等的检查，仪器外表接线盒、接线柱的检查，管道支架、操作平台的日常爱护工作〔涡轮番量计的定期加油，管道绝缘法兰静电绝缘的检测〕，工艺管道如液相管都向液体流淌的方向具有一定坡度，坡度的大小依设计而定，而气相管一样没有坡度。

注意工艺管道活动支架的正常滑动。

②日常检查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、排液阀的运行状态。

场站内有平焊法兰和对焊法兰，两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保持工艺管道的畅通，防止憋液、憋气。

注意储罐满罐的溢出和BOG排出鼙的变化。

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予注意。

⑤对工艺管道腐蚀现象应给予注意，在日常爱护中注意防腐和补漆。

对易腐蚀的螺栓、螺帽及转动件的外漏部分可加黄油配二硫化钼调和使用。

⑥定期对安全附件、安全阀和外表的效验并做好记录。

对LNG气化站内的设备、阀门、管件、垫片及仪器外表的检查爱护保养相关事宜认真查看产品说明书、向供应商和产品爱护单位咨询。

按要求做好修理方案和现场记录工作。

⑦LNG场站应备有低温深冷的防护劳保用品，应有驱散大气中冷凝气体的设备，如大型风机。

⑧LNG场站作为重点危险源，同时已列入政府安全重点防范单位，作为气化站的治理单位应与政府相关部门及时沟通，处理一些问题。

LNG气化站工艺设计与运行治理

摘要：

液化天然气（LNG）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畴以外都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治理措施。

关键词：

LNG气化站；工艺流程；工艺设计；运行治理

　　LNG（液化天然气）已成为目前无法使用管输天然气供气都市的要紧气源或过渡气源，也是许多使用管输天然气供气都市的补充气源或调峰气源。

LNG气化站凭借其建设周期短以及能迅速满足用气市场需求的优势，已逐步在我国东南沿海众多经济发达、能源紧缺的中小都市建成，成为永久供气设施或管输天然气到达前的过渡供气设施。

国内LNG供气技术正处于进展和完善时期，本文拟以近年东南沿海建设的部分LNG气化站为例，对其工艺流程、设计与运行治理进行探讨。

1LNG气化站工艺流程

1．1LNG卸车工艺

　　LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用气都市LNG气化站，利用槽车内的空温式升压气化器对槽车储罐进行升压（或通过站内设置的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压），使槽车与LNG储罐之间形成一定的压差，利用此压差将槽车中的LNG卸入气化站储罐内。

卸车终止时，通过卸车台气相管道回收槽车中的气相天然气。

　　卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而阻碍卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采纳上进液方式。

槽车中的低温LNG通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。

假设槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采纳下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，幸免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。

实际操作中，由于目前LNG气源地距用气都市较远，长途运输到达用气都市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采纳下进液方式。

因此除首次充装LNG时采纳上进液方式外，正常卸槽车时差不多都采纳下进液方式。

　　为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或阻碍卸车速度，每次卸车前都应当用储罐中的LNG对卸车管道进行预冷。

同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG的流速突然改变而产生液击损坏管道。

1．2LNG气化站流程与储罐自动增压

　　①LNG气化站流程

　　LNG气化站的工艺流程见图1。

图1都市LNG气化站工艺流程

②储罐自动增压与LNG气化

　　靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。

随着储罐内LNG的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐步变慢直至停止。

因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力坚持在一定范畴内，才能使LNG气化过程连续下去。

储罐的增压是利用自动增压调剂阀和自增压空温式气化器实现的。

当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，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的安装高度应低于储罐的最低液位），在自增压空温式气化器中LNG通过与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的工作压力。

利用该压力将储罐内LNG送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压（通常调至0．4MPa）、计量、加臭后，送入都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℃，直截了当进管网使用。

在冬季或雨季，气化器气化效率大大降低，专门是在冰冷的北方，冬季时气化器出口

2LNG气化站工艺设计

2．1设计决定项目的经济效益

　　当确定了项目的建设方案后，要采纳先进适用的LNG供气流程、安全可靠地向用户供气、合理降低工程造价、提高项目的经济效益，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％的设计费对工程造价的阻碍度占75％以上，设计质量对整个建设工程的效益至关重要。

　　阻碍LNG气化站造价的要紧因素有设备选型（依照供气规模、工艺流程等确定）、总图设计（总平面布置、占地面积、地势地貌、消防要求等）、自控方案（要紧是外表选型）。

　　通常，工程直截了当费约占项目总造价的70%，设备费又占工程直截了当费的48％～50％，设备费中要紧是LNG储罐的费用。

2．2气化站设计标准

　　至今我国尚无LNG的专用设计标准，在LNG气化站设计时，常采纳的设计规范为：

GB50028—93«城镇燃气设计规范»（2002年版）、GBJ16—87«建筑设计防火规范»（2001年版）、GB50183—2004«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GB50183—2004«石油天然气工程设计防火规范»是由中石油参照和套用美国NFPA—59A标准起草的，许多内容和数据来自NFPA—59A标准。

由于NF-PA—59A标准消防要求高，导致工程造价高，目前难以在国内实施。

目前国内LNG气化站设计差不多参照GB50028—93«城镇燃气设计规范»（2002年版）设计，实践证明安全可行。

2．3LNG储罐的设计

　　储罐是LNG气化站的要紧设备，占有较大的造价比例，应高度重视储罐设计。

2．3．1LNG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。

都市LNG气化站的储罐通常采纳立式双层金属单罐，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和100m3，多采纳100m3储罐。

　　关于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设计压力与运算压力的确定

　　目前绝大部分100m3立式LNG储罐的最高工作压力为0．8MPa。

按照GB150—1998«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，那么内罐的运算压力为1．01MPa。

　　外罐的要紧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要紧为内罐和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压。

因此外罐为外压容器，设计压力为-0．1MPa。

2．3．3100m3LNG储罐的选材

　　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[2、3]，那么储罐的设计温度为-196℃。

内罐既要承担介质的工作压力，又要承担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，专门要具有良好的低温韧性，因此内罐材料采纳0Crl8Ni9，相当于ASME（美国机械工程师协会）标准的304。

　　依照内罐的运算压力和所选材料，内罐的运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。

2．3．4接管设计

　　开设在储罐内罐上的接管口有：

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。

内罐上的接管材质都为0Cr18Ni9。

　　为便于定期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）。

为防止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。

2．4BOG缓冲罐

　　关于调峰型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（BoilOffGas，蒸发气体），或关于天然气混气站为了平均混气，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。

2．5气化器、加热器选型设计

2．5．1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进行运算。

据运算结果，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℃。

　　设计多采纳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，通过阀门切换，可简化流程，减少设备，降低造价。

2．5．2卸车增压气化器

　　由于LNG集装箱罐车内不配备增压装置，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℃。

2．5．3BOG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运算，回收槽车卸车后的气相天然气的时刻按30min计。

以1台40m3的槽车压力从0．6MPa降至0．3MPa为例，运算出所需BOG空温式气化器的能力为240m3/h。

一样依照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，其余季节送入都市输配管网。

2．5．4空温式气化器

　　空温式气化器是LNG气化站向都市供气的要紧气化设施。

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运算，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，对气化后的天然气进行加热[5、6]。

加热器的加热能力按高峰小时用气量的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430kg/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。

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运算。

经运算，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℃。

　　关于南方不设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。

2．6调压、计量与加臭装置

　　依照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。

　　计量采纳涡轮番量计。

加臭剂采纳四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，依照流量信号将加臭剂注入燃气管道中。

2．7阀门与管材管件选型设计

2．7．1阀门选型设计

　　工艺系统阀门应满足输送LNG的压力和流量要求，同时必须具备耐-196℃的低温性能。

常用的LNG阀门要紧有增压调剂阀、减压调剂阀、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℃的管道采纳输送流体用不锈钢无缝钢管（GB/T14976—2002），材质为0Cr18Ni9。

管件均采纳材质为0crl8Ni9的无缝冲压管件（GB/T12459—90）。

法兰采纳凹凸面长颈对焊钢制管法兰（HG20592—97），其材质为0Cr18Ni9。

法兰密封垫片采纳金属缠绕式垫片，材质为0crl8Ni9。

紧固件采纳专用双头螺柱、螺母，材质为0Crl8Ni9。

　　②介质温度>-20℃的工艺管道，当公称直径≤200mm时，采纳输送流体用无缝钢管（GB/T8163—1999），材质为20号钢；当公称径>200mm时采纳焊接钢管（GB/T3041—2001），材质为Q235B。

管件均采纳材质为20号钢的无缝冲压管件（GB/T12459—90）。

法兰采纳凸面带颈对焊钢制管法兰（HG20592—97），材质为20号钢。

法兰密封垫片采纳柔性石墨复合垫片（HG20629—97）。

　　LNG工艺管道安装除必要的法兰连接外，均采纳焊接连接。

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管道通常采纳奥氏体不锈钢管，材质为0crl8Ni9，尽管其具有优异的低温机械性能，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℃，存在着较大的冷收缩量和温差应力，通常采纳〝门形〞补偿装置补偿工艺管道的冷收缩。

2．8工艺操纵点的设置

　　LNG气化站的工艺操纵系统包