Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention.
（安全管理）
单位：___________________
姓名：___________________
日期：___________________
2021新版天然气加气站危险因素
分析
2021新版天然气加气站危险因素分析导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。
2.1周边环境危险、有害因素分析
2.2物质的危险、有害因素性分析
本项目涉及的危险物质主要是天然气，依据《建筑设计防火规范》的规定：天然气的火灾危险性类别为甲类，下面对天然气的特性及危险有害因素进行辨识。
2.2.1天然气的组成
本项目输送的介质天然气是通过气井从地下开采出来的烃类和少量非烃类气体混合物的总称。天然气的主要成分是甲烷，且含有乙烷、丙烷、丁烷及戊烷以上的烃类，还含有少量的二氧化碳、氮、硫化氢等非烃组分。其物性参数为：密度0.7708kg/m3；相对密度0.5964（对空气10℃）；爆炸极限：5～15％；热值：8100kcal/m3。
天然气中甲烷的体积百分比较高，因此，天然气的主要危险有害因素来自甲烷，而乙烷、二氧化碳和氮气等的体积百分比不会高到对人体产生危害的程度，故在不予辨识分析。甲烷的物化性质及危险危
害特性见表2-2。
甲烷的物化性质及危险危害特性表2-2
甲烷的物化性质及危险危害特性表2-2
标识
中文名：甲烷
英文名:methane；Marshgas
分子式：CH4
相对分子质量：16.04
CAS号：74-82-8
危险货物编号：21007；UN编号：1971
理化性质
危险性类别：第2.1类易燃气体
危险性棕述：本品易燃，具窒息性。
外观与性状：无色无臭气味
溶解性：微溶于水，溶于醇、乙醚。
熔点（℃）：-182.5
沸点（℃）：-161.5
相对密度(水=1)：0.42（-164℃）
临界温度（℃）：-82.6
临界压力（MPa）：4.59
相对密度(空气=1)：0.55
燃烧热（KJ/mol）：889.5
最小点火能（mJ）：0.28
饱和蒸气压（KPa）：53.32（-168.8
℃）
燃烧爆炸
危险性
燃烧性：易燃
燃烧(分解)产物：一氧化碳、二氧化碳
闪点(℃)：-188
聚合危害：不聚合
爆炸极限[%(V/V)]：5.3～15
稳定性：稳定
引燃温度(℃)：538
禁忌物：强氧化剂、氟、氯。
危险特性：易燃,与空气混合能形成爆炸性混合物,遇热源和明火
有燃烧爆炸的危险。与五氧化溴、氯气、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其它强氧化剂接触剧烈反应。
灭火方法：切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭泄漏处的火焰。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：雾状水、泡沫、二氧化碳、干粉。
毒性
急性毒性：LD50
：无资料LC50
：无资料
对人体
危害
甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷达25%-30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、共济失调。若不及时脱离，可致窒息死亡。皮肤接触液化本品，可致冻伤。
急救
皮肤接触：若有冻伤，就医治疗。
吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困
中海油LNG接收站拟(在)建项目简介 出处：广东油气商会LNG 资讯 地址：https://www.doczj.com/doc/478896650.html,/blog/bo-blog//read.php?5 2006-4-22 13:27 内容： 1. 广东LNG站线项目(在建) 投资：中外合资，中方控股。合作方为：中海石油天然气及发电有限责任公司、BP全球投资有限公司、深 圳市燃气集团有限公司等。 规模：一期工程设计规模为375万吨/年，设两座16万立方米储罐；二期工程设计规模700万吨/年，增加一 座储罐。接收站港址内建可停靠14.5万立方米LNG运输船的主用泊位一个。 总体投资：约72亿元人民币（折合约9亿美元） 项目进展：2003年12月28日开工，项目计划于2006年6月投产 资源供应方：澳大利亚ALNG集团 2. 福建LNG站线项目(在建) 投资：中海石油天然气及发电有限责任公司和福建投资开发总公司共同投资 地点：福建湄洲湾北岸莆田秀屿港区 规模：一期规模为260万吨/年的LNG接收站和输气干线、LNG 运输、燃气电厂、五城市燃气用户供气。二 期规模将达500万吨/年。 总投资额：总投资约240亿元，一期55亿元人民币 项目进展：2005年4月15日开工，一期项目计划于2007年10月1日试投产，12月31日正式运营。 资源供应方：印尼东固项目 3. 上海LNG项目（已立项） 投资：中海石油天然气及发电有限责任公司与上海申能（集团）有限公司共同投资 地点：上海国际航运中心洋山深水港区的中西门堂岛 规模：按年接收600万吨设计，分两期建设，一期为300万吨。工程内容包括LNG接收站，LNG专用码头和海 底输气干线。 总投资额：约45.9亿元人民币 项目规划：项目一期计划于2008年6月建成投产 4. 浙江宁波LNG项目（已立项）
全国L N G加气站分布 1．内蒙华气锡盟阿巴嘎旗玛尼图lng加气站 2．内蒙华气锡林浩特lng加气站 3．内蒙华气锡林浩特万亩基地lng加气站 4．内蒙华气锡林浩特大唐矿业lng加气站 5．辽宁本溪lng加气站 6．辽宁鞍山lng加气站 7．辽宁大连泰德易高lng加气站 8．内蒙华气鄂尔多斯多伦县联邦物流lng加气站 9．河北唐山遵化lng加气站 10．河北唐山lng加气站丰润区东马庄工业园区冀东水泥远输公司院内 11．河北瑞鑫三河lng加气站 12．北京北京中石油lng加气站公交白庙加气站科荟路57号 13．河北保定lng加气站 14．河北保定lng加气站东二环客运中心 15．河北霸州lng加气站 16．河北华港霸州lng加气站已建在建4座 17．天津天津lng加气站天津共3座lng加气站，位置待定18．天津中海油天津lng加气站 19．河北唐山lng加气站唐曹璐（通港路）20．河北新奥唐山曹妃甸lng加气站唐曹高速曹妃甸北（湿地）出口处下左行100米 21．内蒙华气乌兰察布市lng加气站 22．内蒙呼和浩特lng加气站 23．内蒙华气清水河县乌兰不浪lng加气站加气站副站长刘忠24．内蒙华气清水河县喇嘛湾lng加气站 25．内蒙华气准格尔旗乌兰不浪lng加气站 26．内蒙包头lng加气站包头共四座，位置到待定27．内蒙华气达旗电厂lng加气站 28．内蒙华气鄂尔多斯白泥井镇风水梁lng加气站 29．内蒙华气包头市萨拉齐镇lng加气站 30．内蒙华气土右旗lng加气站 31．陕西榆林神木lng加气站 32．陕西榆林神木lng加气站 33．陕西榆林府谷lng加气站 34．陕西恒福绿洲榆林靖边lng加气站 35．陕西新奥绥德lng加气站 36．山西国运燃气太原lng加气站需晚上加注 37．山西太原lng加气站 38．山西阳泉lng加气站 39．山西晋州lng加气站
1. 广东LNG站线项目 投资：中外合资，中方控股，合作方为：中海石油天燃气及发电有限责任公司，BP 全球投资有限公司，深圳市燃气集团有限公司等。 地点：深圳大鹏湾东岸秤关角 规模：一期工程设计规模370万吨/年，设两座16万立方米储罐：二期工程设计规模700万吨/年，增加一座储罐，接收站港址内建可停靠14.5万立方米LNG运输船的专用洎位一个 总投资额：约72亿元人民币 项目开展：2003年12月开工，项目计划于2006年6月投产。 资源供应方：澳大利亚ALNG集团 2. 福建LNG站线项目 投资：中海石油天希气及发电有限责任公司和福建投资开发总公司共同投资。 地点：福建湄州北岸蒲田秀屿港区 规模：一期规模为260万吨/年的LNG接收站和输气干线，LNG运输燃气电厂，五城市燃气用户供气。二期规模将至600万吨/年。 总投资额：总投资约为240亿元，一期55亿元人民币 项目进展：2005年4月15日开工，一期项目计划于2007年10月1日试投产，12月31日正式运营。 资源供应力：印尼东固项目。 3. 上海LNG项目 投资：是海石油天然气及发电有限责任公司与上海申能（集团）有限公司共同投资。 地点：上海国际航运中心洋山深水港区的中西门堂鸟。 规模：按年接收600万吨设计，分两期建设，一期为300万吨工挰内容包括LNG接收站，LNG专用码头和海底输气干线。
总投资额：约45.9亿元人民币 项目规划：项目一期计划于2008年6月建成投产。 4. 浙江LNG项目 投资：中海石油天燃气及发电有限责任公司51%，浙江省能源集团有限公司29%及宁波市电力开发公司20%共同投资。 地点：浙江省宁波市北仑区 规模：接收站项目一期建设规模300万吨/年，二期建到600万/年，一期工程还包括建设一座停靠8--16.5万立方米LNG运输船单泊位接卸码头，三座16万立方米混凝土全容罐，并通过输气管道与规划建设中的浙江省天然气管网输气干线相连，配套建设装机规模为8台35万千瓦的电厂。 总投资额：约142亿元人民币 项目规划：项目一期建设预计2008年完成。 5. 秦皇岛LNG接收站线项目及燃气电厂项目 项目待批 中海石油天燃气及发电有限责任公司，中国电力投资集团公司与秦皇岛市人民政府2005年4月签定有关协议。 地点：山海关港或秦皇岛港 规模：项目包括LNG码头，接收站和输气管线，接收站一期规模为200万吨/年，二期为300万吨/年。 总投资额：136亿元人民币 项目规划：一期争取2010年左右投产供气。 6. 海南LNG项目 项目待批 中国海洋石油总公司与海南省政府2005年4月签定有关协议 地点：海南洋浦（首选），八所（备选） 规模：项目内容主要包括LNG码头，接收站和环岛天然气管网。项目建设规模初步设定为一期为LNG200万吨/年，二期为300万吨/年，一期项目燃气电厂装机规模为700MW，二期项目完成后新增环岛天燃气管网将达到443公里。 总投资额：83.78亿元人民币 项目规划：一期工程计划于2009年6月初建成投产，二期项目计划2015年完成。 7. 温州LNG项目 项目待批 中海石油天燃气及发电有限责任公司，温州市政府2005处4月签定有关协议。 地点：浙江省温州市 总投资额：40--50亿元人民币 8. 辽宁LNG项目 项目待批 中国海洋石油总公司与辽宁省政府2004年10月签署有关协议。
LNG气化站工艺流程 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0.45－0.60 MPa，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0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。
进入城市管网 储罐增压器 整个工艺流程可分为：槽车卸液流程、气化加热流程（含热水循环流程）、调压、计量加臭流程。 卸液流程：LNG由LNG槽车运来，槽车上有3个接口，分别为液相出液管、气相管、增压液相管，增压液相管接卸车增压器，由卸车增压器使槽车增压，利用压差将LNG送入低温储罐储存。卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。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。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温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气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装
LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。 为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，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。 气化流程： 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 出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG 气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节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 经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，送入城市中压输配管网为用户供气。在夏季空温式气化 加压蒸发器卸车方式二 槽车自增压/压缩机辅助方式 BOG加热器 LNG气化器 加压蒸发器 卸车方式三 气化站增压方式 LNG贮罐 LNG贮罐 BOG压缩机 加压蒸发器 卸车方式五低温烃泵卸车方式 V-3 PC LNG贮罐 LNG贮 低温烃泵
全国L N G加气站站点 分布图文版 Standardization of sany group #QS8QHH-HHGX8Q8-GNHHJ8-HHMHGN#
全国LNG加气站分布 1．内蒙华气锡盟阿巴嘎旗玛尼图lng加气站 2．内蒙华气锡林浩特lng加气站 3．内蒙华气锡林浩特万亩基地lng加气站 4．内蒙华气锡林浩特大唐矿业lng加气站 5．辽宁本溪lng加气站 6．辽宁鞍山lng加气站 7．辽宁大连泰德易高lng加气站 8．内蒙华气鄂尔多斯多伦县联邦物流lng加气站 9．河北唐山遵化lng加气站 10．河北唐山lng加气站丰润区东马庄工业园区冀东水泥远输公司院内11．河北瑞鑫三河lng加气站 12．北京北京中石油lng加气站公交白庙加气站科荟路57号 13．河北保定lng加气站 14．河北保定lng加气站东二环客运中心 15．河北霸州lng加气站 16．河北华港霸州lng加气站已建在建4座
17．天津天津lng加气站天津共3座lng加气站，位置待定 18．天津中海油天津lng加气站 19．河北唐山lng加气站唐曹璐（通港路） 20．河北新奥唐山曹妃甸lng加气站唐曹高速曹妃甸北（湿地）出口处下左行100米 21．内蒙华气乌兰察布市lng加气站 22．内蒙呼和浩特lng加气站 23．内蒙华气清水河县乌兰不浪lng加气站加气站副站长刘忠 24．内蒙华气清水河县喇嘛湾lng加气站 25．内蒙华气准格尔旗乌兰不浪lng加气站 26．内蒙包头lng加气站包头共四座，位置到待定 27．内蒙华气达旗电厂lng加气站 28．内蒙华气鄂尔多斯白泥井镇风水梁lng加气站 29．内蒙华气包头市萨拉齐镇lng加气站 30．内蒙华气土右旗lng加气站 31．陕西榆林神木lng加气站 32．陕西榆林神木lng加气站 33．陕西榆林府谷lng加气站 34．陕西恒福绿洲榆林靖边lng加气站 35．陕西新奥绥德lng加气站 36．山西国运燃气太原lng加气站需晚上加注 37．山西太原lng加气站 38．山西阳泉lng加气站 39．山西晋州lng加气站 40．山西祁县lng加气站 41．山西吕梁lng加气站 42．陕西延安lng加气站 43．山西灵石lng加气站河南山西易高灵石沟峪滩l-cng加气站 44．山西灵石lng加气站山西灵石县永吉大道108国道 45．山西灵石lng加气站山西灵石县军营坊lng加气站 46．山西河津市lng加气站 47．山西长治lng加气站 48．河北邯郸陟县lng加气站 G309旁李经理 49．河北邯郸lng加气站西环路 50．山东聊城冠县lng加气站 51．山东绿能聊城冠县lng加气站 52．山东聊城金捷lng加气站 53．山东聊城茌平易高lng加气站茌（chi 二声）平易高一运天然气有限公司与当地运营商合作 54．山东济南交运lng加气站 55．河北华气清洁邢台清河县lng加气站 G308 56．山东西能临邑lng加气站 57．山东泰安深燃lng加气站东岳大街深燃液化厂内 58．山东昆仑莱芜长运lng加气站莱芜市莱城区汶河大道206号 59．山东新奥莱芜lng加气站芜钢公司
国内LNG接收站布局 蔡国勇
尊敬的女士们和先生们 大家好！
?2013年全球LNG贸易量约2.33亿吨。亚洲占了7成，其中中国 LNG进口量接近1700万吨。
?4年前，在第五届亚洲天然气峰会我曾经讲过类似题目，介绍范围较广，演讲的题目为：“世界LNG接收站的整体布局”。当时在国内仅三个接收站投运，而且全部是由国外公司总承包。 ?今年全国已有七个接收站投运，其中三个LNG接收站全部由国内工程公司采用自主技术以交钥匙总承包模式完成。因此在今年5月在大连召开的第八届LNG国际会议，我的专题发言重点谈“国内自主技术建造LNG项目工程实践“。 ?很高兴有幸就”中国LNG接收站布局“的话题，以所了解的信息与大家分享。
发言提要 Contents ?一、世界液化天然气生产能力简介 Overview of World LNG Trade Market ?二、世界天然气液化工厂和接收终端简介 Overview of World LNG Plant and Terminals ?三、国内中小型天然气液化工厂和接收终端简介Overview of Domestic LNG Plant and Terminals ?四、国内拟建LNG接收终端设计浅析 Analysis on Domestic Planned LNG Terminals 第五届亚洲天然气峰会
（LNG Re-gasification Terminal） 世界前10位开始使用LNG的国家及时间World Top 10 Countries Using LNG snd Start Year
液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍 1. 前言 与CNG相比，LNG是最佳的启动、培育和抢占市场的先期资源。LNG 槽车运输方便，成本低廉；不受上游设施建设进度的制约；LNG供应系统安装方便、施工：期短，并能随着供气规模的逐步扩大而扩大，先期投资也较低。最后，当管道天然气到来时，LNG站可作为调峰和备用气源继续使用。 2．气化站工艺介绍 由LNG槽车或集装箱车运送来的液化天然气，在卸车台通过槽车自带的自增压系统(对于槽车运输方式)或通过卸车台的增压器(对于集装箱年运输方式)增压后送入LNG储罐储存，储罐内的LNG通过储罐区的自增压器增压到0．5～0．6Mpa后，进入空温式气化器。在空温式气化器中，LNG经过与空气换热发生相变，出口天然气温度高于环境温度10℃以上，再通过缓冲罐缓冲之后进入掺混装置，与压缩空气进行等压掺混，掺混后的天然气压力在0．4MPa左右，分为两路，一路调压、计量后送入市区老管网，以中一低压两级管网供气，出站压力为0．1MPa：另一路计量后直接以0．4MPa压力送入新建城市外环，以中压单级供气。进入管网前的天然气进行加臭，加臭剂采用四氢噻吩。冬季空浴式气化器出口气体温度达不到5℃时，使用水浴式NG加热器加热，使其出口天然气温度达到5℃～1O℃。 3. 主要设备选型 3. 1 LNG储罐 3．1．1储罐选型 LNG储罐按围护结构的隔热方式分类，大致有以下3种：
a)真中粉末隔热 隔热方式为夹层抽真空，填充粉末(珠光砂)，常见于小型LNG储罐。真空粉末绝热储罐由于其生产技术与液氧、液氮等储罐基本一样，因而目前国内生产厂家的制造技术也很成熟，由于其运行维护相对方便、灵活，目前使用较多。国内LNG气化站常用的大多为50m3和100m3圆筒型双金属真空粉末LNG储罐。目前最大可做到200m3，但由于体积较大，运输比较困难，一般较少采用。真空粉末隔热储罐也有制成球形的，但球型罐使用范围通常为为200～1500m3，且球形储罐现场安装难度大。 b)正压堆积隔热 采用绝热材料，夹层通氮气，绝热层通常较厚，广泛应用于大中型LNG储罐和储槽。通常为立式LNG子母式储罐。 c)高真空多层隔热。 采用高真空多层缠绕绝热，多用于槽车。 国内LNG气化站常用的圆筒形双金属真空粉末LNG储罐。考虑到立式罐节省占地，且立式罐LNG静压头大，对自增压器工作有利，因此采用立式双金属真空粉末LNG储罐。 3．1．2储罐台数 储罐台数的选择应综合考虑气源点的个数、气源检修时间、运输周期、用户用气波动情况等困素，本工程LNG来源有可能采用河南中原油田或新疆广汇两个气源，运输周期最远的可达5天，本工程储存天数定为计算月平均日的5天。经计算，一期选用100m3立式储罐4台，二期增加4台。其主要工艺参数如下： 工作压力：0．6MPa， 设计压力：0．77MPa， 工作温度：-162℃，
全国LNG加气站分布 1．内蒙华气锡盟阿巴嘎旗玛尼图lng加气站 2．内蒙华气锡林浩特lng加气站 3．内蒙华气锡林浩特万亩基地lng加气站 4．内蒙华气锡林浩特大唐矿业lng加气站 5．辽宁本溪lng加气站 6．辽宁鞍山lng加气站 7．辽宁大连泰德易高lng加气站 8．内蒙华气鄂尔多斯多伦县联邦物流lng加气站 9．河北唐山遵化lng加气站 10．河北唐山lng加气站丰润区东马庄工业园区冀东水泥远输公司院内 11．河北瑞鑫三河lng加气站 12．北京北京中石油lng加气站公交白庙加气站科荟路57号 13．河北保定lng加气站 14．河北保定lng加气站东二环客运中心 15．河北霸州lng加气站 16．河北华港霸州lng加气站已建在建4座 17．天津天津lng加气站天津共3座lng加气站，位置待定 18．天津中海油天津lng加气站 19．河北唐山lng加气站唐曹璐（通港路） 20．河北新奥唐山曹妃甸lng加气站唐曹高速曹妃甸北（湿地）出口处下左行100米 21．内蒙华气乌兰察布市lng加气站 22．内蒙呼和浩特lng加气站 23．内蒙华气清水河县乌兰不浪lng加气站加气站副站长刘忠 24．内蒙华气清水河县喇嘛湾lng加气站 25．内蒙华气准格尔旗乌兰不浪lng加气站 26．内蒙包头lng加气站包头共四座，位置到待定 27．内蒙华气达旗电厂lng加气站 28．内蒙华气鄂尔多斯白泥井镇风水梁lng加气站 29．内蒙华气包头市萨拉齐镇lng加气站 30．内蒙华气土右旗lng加气站 31．陕西榆林神木lng加气站 32．陕西榆林神木lng加气站 33．陕西榆林府谷lng加气站 34．陕西恒福绿洲榆林靖边lng加气站 35．陕西新奥绥德lng加气站 36．山西国运燃气太原lng加气站需晚上加注 37．山西太原lng加气站 38．山西阳泉lng加气站 39．山西晋州lng加气站
中国最全的LNG接收站进度表 截止2017年12月29日，中国已建成LNG接收站17座，分布在沿海11个省市；开工建设和工程竣工共9座，分布在5个省市。 序号操作单位项目名称一期进度 1 中石油大连LNG 验收投产 2 中海油天津LNG(原浮式) 验收投产 3 中石油唐山LNG 验收投产 4 中石化山东青岛LNG 验收投产 5 中石油江苏如东验收投产 6 广汇启东LNG分销转运站验收投产 7 申能（中海油）上海洋山验收投产 8 申能上海五号沟验收投产 9 中海油浙江宁波验收投产 10 中海油莆田LNG 验收投产 11 九丰东莞九丰验收投产 12 中海油粤东LNG项目验收投产 13 中海油广东大鹏验收投产 14 中海油珠海LNG 验收投产 15 中石化广西北海LNG 验收投产 16 中海油海南洋浦验收投产 17 中石油中油海南LNG储备库验收投产 18 中海油营口LNG 项目暂停 19 新奥莆田项目暂停 20 中海油福建漳州LNG 项目暂停 21 中石化珠海LNG接收站项目暂停 22 中石油深圳迭福LNG应急调峰站项目暂停 23 中海油粤西项目暂停 24 中石油广西钦州项目暂停 25 因泰大连LNG 开工建设 26 中海油烟台浮式开工建设 27 中石化温州开工建设 28 新奥舟山LNG接收及加注站项目开工建设 29 潮州华丰潮州闽粤经济合作区LNG储配站项目开工建设 30 中海油广西防城港开工建设 31 南山集团龙口南山核准申请 32 宝塔石化山东蓬莱核准申请 33 太平洋油气日照岚山LNG 核准申请 34 华电集团赣榆LNG接收站核准申请 35 中海油江苏盐城核准申请 36 中石油福清LNG接收站核准申请
LNG气化站工艺设计与运行管理 LNG(液化天然气)已成为目前无法使用管输天然气供气城市的主要气源或过渡气源，也是许多使用管输天然气供气城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，已逐渐在我国东南沿海众多经济发达、能源紧缺的中小城市建成，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供气技术正处于发展和完善阶段，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、设计与运行管理进行探讨。 1 LNG气化站工艺流程 1．1 LNG卸车工艺 LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用气城市LNG气化站，利用槽车上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。卸车结束时，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储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。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。若槽车中的
LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采用下进液方式，高温LNG 由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温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气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装LNG时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。 为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，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。 1．2 LNG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 城市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
全国LNＧ加气站分布 １．内蒙华气锡盟阿巴嘎旗玛尼图lng加气站 ２．内蒙华气锡林浩特lｎg加气站 ３．内蒙华气锡林浩特万亩基地ｌng加气站 ４。内蒙华气锡林浩特大唐矿业lng加气站 5。辽宁本溪lng加气站 6．辽宁鞍山lng加气站 7。辽宁大连泰德易高lng加气站 8．内蒙华气鄂尔多斯多伦县联邦物流ｌng加气站 ９．河北唐山遵化ｌng加气站 １0．河北唐山lｎg加气站丰润区东马庄工业园区冀东水泥远输公司院内11。河北瑞鑫三河lｎg加气站 １２．北京北京中石油lng加气站公交白庙加气站科荟路57号 1３．河北保定lｎg加气站 14．河北保定ｌｎg加气站东二环客运中心 1５．河北霸州ｌng加气站 1６．河北华港霸州lng加气站已建在建4座
1７．天津天津ｌng加气站天津共３座lｎｇ加气站，位置待定 1８．天津中海油天津lng加气站 19。河北唐山lng加气站唐曹璐（通港路) ２0。河北新奥唐山曹妃甸lｎg加气站唐曹高速曹妃甸北(湿地）出口处下左行10０米 ２1．内蒙华气乌兰察布市lng加气站 22．内蒙呼和浩特lｎg加气站 ２3．内蒙华气清水河县乌兰不浪lng加气站加气站副站长刘忠 24．内蒙华气清水河县喇嘛湾lng加气站 25．内蒙华气准格尔旗乌兰不浪lng加气站 26．内蒙包头ｌng加气站包头共四座,位置到待定2７．内蒙华气达旗电厂lng加气站 2８．内蒙华气鄂尔多斯白泥井镇风水梁lnｇ加气站 29．内蒙华气包头市萨拉齐镇lｎg加气站 30．内蒙华气土右旗lng加气站 ３1。陕西榆林神木lnｇ加气站 32。陕西榆林神木lng加气站 33.陕西榆林府谷lｎg加气站 3４．陕西恒福绿洲榆林靖边lｎg加气站 35。陕西新奥绥德lng加气站 36．山西国运燃气太原ｌng加气站需晚上加注 ３7。山西太原lｎg加气站 ３８．山西阳泉ｌng加气站 ３9．山西晋州ｌnｇ加气站 ４0。山西祁县lｎg加气站 ４1.山西吕梁lnｇ加气站 42.陕西延安lng加气站 43．山西灵石lng加气站河南山西易高灵石沟峪滩l-cnｇ加气站44．山西灵石ｌnｇ加气站山西灵石县永吉大道108国道 ４5．山西灵石lng加气站山西灵石县军营坊ｌｎｇ加气站 46．山西河津市ｌｎg加气站 47．山西长治lng加气站 48．河北邯郸陟县ｌnｇ加气站Ｇ３09旁李经理 49．河北邯郸lng加气站西环路 50．山东聊城冠县lng加气站 51.山东绿能聊城冠县lng加气站 52．山东聊城金捷ｌnｇ加气站 53。山东聊城茌平易高lng加气站茌（cｈi 二声）平易高一运天然气有限公司与当地运营商合作 5４．山东济南交运ｌng加气站 ５5。河北华气清洁邢台清河县lnｇ加气站Ｇ308 56。山东西能临邑lnｇ加气站 ５7．山东泰安深燃lnｇ加气站东岳大街深燃液化厂内 58.山东昆仑莱芜长运lｎg加气站莱芜市莱城区汶河大道206号 59．山东新奥莱芜lng加气站芜钢公司
LNG气化站 一、LNG气化站简介 LNG气化站也常被称为LNG卫星站，用以接收、储存、分配并气化上游采购的LNG来向当地供气，是城镇或燃气企业把LNG从生产厂家转往用户的中间调节场所。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，已逐渐在我国东南沿海众多经济发达、能源紧缺的中小城市建成，成为永久供气设施或管输天然气到达前的过渡供气设施。 LNG气化站 二、LNG气化站工艺流程描述 LNG由槽车运至气化站，利用LNG卸车增压器使槽车内压力增高，将槽车内LNG送至LNG低温储罐内储存。当从LNG储罐外排时，先通过储罐的自增压系统，使储罐压力升高，然后打开储罐液相出口阀，通过压力差将储罐内的LNG送至气化器后，经调压、计量、加臭
等工序送入市政燃气管网。当室外环境温度较低，空温式气化器出口的天然气温度低于5℃时，需在空温式气化器出口串联水浴式加热器，对气化后的天然气进行加热。 由于低温贮罐与低温槽车内的LNG的日蒸发率约为0.3%，这部分蒸发气体（闪蒸汽简称BOG），使贮罐气相空间的压力升高。为保证贮罐的安全及装卸车的需要，在设计中设置了贮罐安全减压阀用以自动排除BOG，产生的BOG气体通过放空阀至BOG加热器加热后，再输入BOG储罐储存，回收的BOG也可经过调压、计量、加臭后直接进入管网。 LNG气化站工艺流程图 三、LNG气化站设备配置 1.LNG储罐 储罐是LNG气化站的主要设备，直接影响气化站的正常生产。现有真空粉末绝热型储罐、正压堆积绝热型储罐和高真空层绝热型储罐，中、小型气化站一般选用真空粉末绝热型低温储罐。储罐分内、外两层，夹层填充珠光砂并抽真空，减小外界热量传入，保证罐内LNG日气化率低于0.3%。 2.自增压气化器 分为卸车增压气化器和储罐增压气化器，分别用于卸车时对槽车储罐进行加压与外排时对LNG储罐进行加压。对于储罐增压气化器设计多采用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。 3.空温式气化器 空温式气化器是LNG气化站向城市供气的主要气化设施。气化器低温液体自下而上不断
LNG接收站工艺设计介绍 第一节 工艺方案的确定 一、工艺技术路线选择 LNG接收站的主要功能是液化天然气（LNG）接收和储存、蒸发气（BOG）处理、LNG增压、LNG气化、天然气（NG）输出以及LNG的槽车或槽船输出。 LNG接收站的工艺技术路线分为两种：即直接输出工艺和再冷凝工艺。两种工艺并无本质上的区别，只是在BOG的处理工艺上有所不同。 直接输出工艺是将BOG压缩到外输压力后直接送至输气管网，这需要消耗大量压缩功；而再冷凝工艺则是将蒸发气压缩到某一中间压力，然后与低压输送泵从储罐送出的LNG在再冷凝器中混合。由于LNG加压后处于过冷状态，可以使BOG冷凝下来，冷凝后的LNG 经高压输出泵加压气化后外输。 直接输出工艺需要消耗大量压缩功，运行费用较高，一般用于外输气压力较低，最小外输量低于冷凝蒸发气需要LNG量的场合；再冷凝工艺不需要将BOG压缩到外输压力，而是压缩到一个较低的压力，然后利用LNG的冷量将BOG冷凝，从而减少了BOG压缩功的消耗，节省能量。 具体采取哪种工艺线路，还需要根据外输气的具体情况来进行综
合分析确定。目前国内已建和在建的大型LNG接收站均采用再冷凝工艺。 二、工艺系统配置 LNG接收站工艺过程包含：LNG接卸、LNG储存、BOG回收处理、LNG低压输送、LNG加压气化、NG计量及外输、LNG装车/船等。按工艺过程进行工艺系统划分如下： 1）卸船系统 2）LNG储存系统 3）BOG处理系统 4）LNG增压系统 5）LNG气化外输系统 6）LNG装车系统 三、辅助设施及公用工程系统配置 根据LNG接收站主要工艺流程的需要，一般LNG接收站主要配置以下辅助设施及公用工程系统： 1）火炬系统 2）燃料气系统 3）氮气系统
When the lives of employees or national property are endangered, production activities are stopped to rectify and eliminate dangerous factors. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 液化天然气加气站及其气化技术 (新版)
液化天然气加气站及其气化技术(新版)导语：生产有了安全保障，才能持续、稳定发展。生产活动中事故层出不穷，生产势必陷于混乱、甚至瘫痪状态。当生产与安全发生矛盾、危及职工生命或国家财产时，生产活动停下来整治、消除危险因素以后，生产形势会变得更好。"安全第一" 的提法，决非把安全摆到生产之上;忽视安全自然是一种错误。 液化天然气(LNG)加气站直接为液化天然气汽车(LNG汽车)加注LNG或将LNG气化后为压缩天然气汽车(CNG汽车)充加CNG。 下面以美国海德里拉公司(HYDRARIGINC.)在休斯敦市建的两个LNG加气站为例，说明LNG加气站的工作情况。 一、休斯敦城市运输局西部加气站 该站是海德里拉公司设计建造的。站内建有容积为42m3 的深冷储气罐两座，由槽车从化工厂运来LNG储存在罐内，储存温度为-176.4℃，两罐可单独操作。使用低温离心泵将储罐内LNG经充气机送到车辆上。输送系统从储罐到充气枪，从充气枪嘴又回到储罐呈液态循环。泵的工作压力是0.28～0.62MPa，排量为114L/min。两罐单独操作，每罐一个通道，可日供60辆汽车加气，全站可共120辆车加气。目前实际加气30辆。加气机使用一部38.1mm()质量流量计，用于计量由储罐至充气车辆的气量，另一部12.7mm(1/2″)质量流量计则是计量汽车储存气瓶返回大储罐的蒸气量。这两种流量计均带有传
国内LNG接收站市场简析 一、LNG接收站概述 1.LNG接收站工艺系统简介 LNG接收终端的主要功能是接收、储存和再气化LNG，并通过天然气管网向电厂和城市用户供气。目前，LNG接收站主要有两种形式，陆岸接收站和海上接收站。 陆岸LNG接收站工艺流程通常包括卸料系统（卸料码头）、储存系统、蒸发气（BOG）处理、LNG输送系统、LNG气化、公用工程和支持系统。对于采用再冷凝工艺的接收站，LNG输送系统通常采用两级泵输送系统，即LNG低压输送泵把LNG从LNG储罐输送到再冷凝器后，再经过高压输送泵把LNG输送到气化器。 海上LNG接收站又可分为FSRU和GBS两个类别。 FSRU（Floating Storage and Regasification Unit）,即浮式储存和再气化装置； GBS（Gravity Based Structure）,即重力式平台。 二、国内已建成投产项目简析 2006年，国内首个LNG接收站广东大鹏湾LNG接收站建成投产，时至今日，全国已建成LNG接收站约20座。 全国已建成LNG接收站概况
目前国内已建LNG接收站主要有以下几个特点： 1.所有项目都分布在东部及东南沿海地区； 2.以中小型站为主，产能集中在300万吨/年；全球最大接收站产能可达3000万吨/年； 3.业主主要为三大油及当地能源企业； 4.项目建设主要集中在2010-2015年，处于国内LNG产业井喷期； 5.建站形式：除天津接收站为浮式接收站，其余均为陆上接收站。 三、国内拟建、在建项目简析 目前，国内已知在（拟）建LNG接收站项目有二十多个，除极个别已经立项，正在施工建设，大多数项目都处于前期规划阶段。
LNG气化站工艺流程 LNG卸车工艺 系统：EAG系统安全放散气体 BOG 系统蒸发气体 LNG 系统液态气态 LNG通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。卸车结束时，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储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。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。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐 内低温LNG混合而降温，避免高温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气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽
车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装LNG时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。 为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影 响卸车速度，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。 1．2 LNG 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城市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出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节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经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15C，直接进管网使用。在冬季或雨季，气化器气化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季时气化器出口天然气的温度（比环境温度低约10C）远低于0C而成为低温天然气。为防止低温天然气直接进入城市中压管网导致管道阀门等设施产生低温脆裂，也为防止低温天然气密度大而产生过大的供销差，气化后的天然气需再经水浴式天然气加热器将其温度升到10C，然后再送入城市输配管网。 通常设置两组以上空温式气化器组，相互切换使用。当一组使用时间过长，气化器结霜严重，导致气化器气化效率降低，出口温
LNG接收站的主要功能是接收、储存、再气化液化天然气，为区域管网用户稳定供气。近几十年来，随着工程建设的推进，先进、可靠的接收站技术已日趋成熟，可以为我们所用。 一、接收站工艺 LNG接收站按照对LNG储罐蒸发气(BOG)的处理方式不同，接收站工艺方法可以分为直接输出和再冷凝两种。直接输出法是将蒸发气压缩到外输压力后直接送至输气管网；再冷凝法是将蒸发气压缩到较低的压力(通常为0.9MPaG)与由LNG低压输送泵从LNG储罐送出的LNG 在再冷凝器中混合。由于LNG加压后处于过冷状态，可以使蒸发气再冷凝，冷凝后的LNG 经LNG高压输送泵加压后外输。因此，再冷凝法可以利用LNG的冷量，并减少了蒸发气压缩功的消耗，节省了能量。对于大型LNG接收站大多采用再冷凝工艺。图6-1所示是典型的接收站再冷凝工艺流程
接收站的生产系统包括：卸船系统、储存系统、蒸发气处理系统、输送系统、外输及计量系统等。 (一) 卸船系统 接收站的卸船系统包括专用码头、卸料臂、蒸发气返回臂和管路等. CNG专用码头的特点是接收品种单一、数量多、船型大。码头上除设有大型运输船靠泊、停泊设施外，LNG码头的专用设备是卸料臂。卸船操作在操作员的监控下进行，重点是控制系统压力。卸料臂通过液压系统操作。LNG运输船到达卸船码头后，通过运输船上的输送泵，经过多台卸料臂分别通过支管汇集到总管，并通过总管输送到LNG储罐中。LNG进入储罐后置换出的蒸发气，通过一根返回气管道，经气相返回臂，送到运输船的LNG储舱中，以保持系统的压力平衡。 在卸船操作初期，采用较小的卸船流量来冷却卸料臂及辅助设施，以避免产生较多的蒸发气，导致蒸发气处理系统超负荷而排放到火炬。当冷却完成后，再逐渐增加流量到设计值。 卸船作业完成后，使用氮气将残留在卸料臂中的LNG吹扫干净，并准备进行循环操作。，从各卸料支管中排除的LNG进入码头上设置的收集罐，并通过收集罐加热器将排除的LNG气化后经气体返回管线送到蒸发气总管。 在无卸船期间，通过一根从低压输出总管来的循环管线以小流量LNG经卸料总管循环返回再冷凝器，以保持LNG卸料总管处于冷备用状态。
1天水市LNG气化站工程20x104M3/d 2汉中市汉台区气化站工程30x104M3/d 3汉中市洋县气化站工程10x104M3/d 4汉中市城固县气化站工程15x104M3/d 5汉中市勉县气化站工程15x104M3/d 6汉中市南郑县气化站工程10x104M3/d 7庆阳市气化站气化工程20x104M3/d 8庆阳市宁县气化站气化工程10x104M3/d 9中油青海西宁LNG液化厂1期5x104M3/d；2期 20x104M3/d；3期25x104M3/d 10河南安阳安彩集团液化工厂10x104M3/d 11内蒙鄂尔多斯新圣液化工厂15x104M3/d 12宁夏银川液化工厂30x104M3/d 13天津舜天达LNG工厂15x104M3/d 14山西晋煤爱思开煤层气液化项目1期5x104M3/d；2期 25x104M3/d 15陕西韩城煤层气液化项目可行性研究30万Nm3/d 16内蒙古时泰鄂托克前旗LNG工厂15万Nm3/d 30万Nm3/ d 17霍金斯延安科林姚店新区天然气综合利用工程天然 气储存调峰液化项目 18北京市安定垃圾卫生填埋气制液化天然气工程2万Nm3/ d 19鄂尔多斯市润禾能源有限公司液化天然气工程60万Nm3/ d 5万Nm3/ d 20郑州市燃气股份有限公司郑州调峰液化工厂可行性 研究 90×104Nm3/d 21内蒙古鄂托克前旗庆源天然气经营有限责任公司天 然气液化工厂可行性研究报告 10×104Nm3/d 22包头市世益新能源有限责任公司天然气液化工厂工 程 30×104Nm3/d 23内蒙古磴口福斯达新能源发展有限公司天然气液化 工厂 项目名称：三龙lg气化站项目2、建设规模：日供气量40000m3/d,小时供气量2000m3/d，采用2台150m3lg储罐存储lg。3、建设单位：景德镇华润燃气有限公司4、建设地点：浮梁县三龙陶瓷工业基地
中国天然气汽车LNG加气站建站规范 1、问题的提出 1.1 安全设计的重要性 液化天然气（LNG）汽车加气站由于工作介质的易燃易爆特性和低温深冷特性、工作环境的特殊性以及周边环境的复杂性，它的安全问题尤为重要。 装置的安全设计是系统安全的根本基础，安全设计需要以系统科学的分析作为基础，以“问题发现式”的预测方法，评价系统中存在的危险因素及可能造成的后果，在充分辨识潜在危险和不安全部位、不安全环境的基础上采取适用的安全技术措施，将系统的安全置于装置的设计阶段，实现设计安全。 国家有关标准、规范是装置安全设计的法律依据，但是由于我国LNG汽车技术起步较晚，相应的标准、规范空缺，而相关部门及建设单位对国外标准不熟悉且对标准的采用原则不了解，从而使LNG汽车加气站在项目建设中遇到了一系列的困难。致使LNG加气站的发展受到制约，本文主要针对此种情况，在设计规范的选用及安全设计方面作以下探讨。 1.2 LNG加气站危险性分析 1.2.1 介质危险性 （1）介质的危险性 ① 火灾、爆炸特性 液化天然气是以甲烷为主的液态混合物，储存温度约为－162℃。泄漏后由于地面和空气的加热，会生成白色蒸气云。当气体温度继续被空气加热直到高于－107 ℃时，天然气比空气轻，会在空气中快速扩散。气态天然气的容积约为液态的600倍，天然气与空气混合后，体积分数在一定的范围内就会产生爆炸，其爆炸下限为5％，上限为15％。天然气的燃烧速度相对于其它可燃气体较慢（大约是0.3m/s）。 ②低温特性 由于LNG储存温度为－162 ℃，泄漏后的初始阶段会吸收地面和周围空气中的热量迅速气化。但到一定的时间后，地面被冻结，周围的空气温度在无对流的情况下也会迅速下降，此时气化速度减慢，甚至会发生部分液体来不及气化而被防护堤拦蓄。气化的天然气在空气中形成冷蒸气云。冷蒸气云或者来不及气化的液体都会对人体产生低温灼烧、冻伤等危害。 LNG泄漏后的冷蒸气云、来不及气化的液体或喷溅的液体，会使所接触的一些材料变脆、易碎，或者产生冷收缩，致使管材、焊缝、管件受损产生泄漏。特别是对LNG储罐可能引起外筒脆裂或变形，导致真空失效，绝热性能降低，从而引起内筒液体膨胀压力升高，造成更大事故，设备的混凝土基础可能由于冷冻而强度受损。 （2）火灾危险类别 天然气火灾危险性类别按照我国现行防火设计规范如《建筑设计防火规范》划为甲类，《石油天然气工程设计防火规范》及《石油化工企业设计防火规范》划分为甲A类，即它的火灾危险性类别是最高的。（3）爆炸危险环境分区 根据我国现行规范《爆炸和危险火灾环境电力装置设计规范》规定，天然气的物态属工厂爆炸性气体，分类、分组、分级为：Ⅱ类，B级，T1组，即ⅡB T1。