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LNG點(diǎn)供（氣化站）工藝設計與運行管理
發(fā)布時(shí)間：
2024-01-17 09:11
LNG(液化天然氣)已成為目前無(wú)法使用管輸天然氣供氣城市的主要氣源或過(guò)渡氣源，也是許多使用管輸天然氣供氣城市的補充氣源或調峰氣源。LNG氣化站憑借其建設周期短以及能迅速滿(mǎn)足用氣市場(chǎng)需求的優(yōu)勢，已逐漸在我國東南沿海眾多經(jīng)濟發(fā)達、能源緊缺的中小城市建成，成為永久供氣設施或管輸天然氣到達前的過(guò)渡供氣設施。國內LNG供氣技術(shù)正處于發(fā)展和完善階段，本文擬以近年?yáng)|南沿海建設的部分LNG氣化站為例，對其工藝流程、設計與運行管理進(jìn)行探討。
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1 LNG氣化站工藝流程
1．1 LNG卸車(chē)工藝
LNG通過(guò)公路槽車(chē)或罐式集裝箱車(chē)從LNG液化工廠(chǎng)運抵用氣城市LNG氣化站，利用槽車(chē)上的空溫式升壓氣化器對槽車(chē)儲罐進(jìn)行升壓(或通過(guò)站內設置的卸車(chē)增壓氣化器對罐式集裝箱車(chē)進(jìn)行升壓)，使槽車(chē)與LNG儲罐之間形成一定的壓差，利用此壓差將槽車(chē)中的LNG卸入氣化站儲罐內。卸車(chē)結束時(shí)，通過(guò)卸車(chē)臺氣相管道回收槽車(chē)中的氣相天然氣。
卸車(chē)時(shí)，為防止LNG儲罐內壓力升高而影響卸車(chē)速度，當槽車(chē)中的LNG溫度低于儲罐中LNG的溫度時(shí)，采用上進(jìn)液方式。槽車(chē)中的低溫LNG通過(guò)儲罐上進(jìn)液管?chē)娮煲試娏軤顟B(tài)進(jìn)入儲罐，將部分氣體冷卻為液體而降低罐內壓力，使卸車(chē)得以順利進(jìn)行。若槽車(chē)中的LNG溫度高于儲罐中LNG的溫度時(shí)，采用下進(jìn)液方式，高溫LNG由下進(jìn)液口進(jìn)入儲罐，與罐內低溫LNG混合而降溫，避免高溫LNG由上進(jìn)液口進(jìn)入罐內蒸發(fā)而升高罐內壓力導致卸車(chē)困難。實(shí)際操作中，由于目前LNG氣源地距用氣城市較遠，長(cháng)途運輸到達用氣城市時(shí)，槽車(chē)內的LNG溫度通常高于氣化站儲罐中LNG的溫度，只能采用下進(jìn)液方式。所以除首次充裝LNG時(shí)采用上進(jìn)液方式外，正常卸槽車(chē)時(shí)基本都采用下進(jìn)液方式。
為防止卸車(chē)時(shí)急冷產(chǎn)生較大的溫差應力損壞管道或影響卸車(chē)速度，每次卸車(chē)前都應當用儲罐中的LNG對卸車(chē)管道進(jìn)行預冷。同時(shí)應防止快速開(kāi)啟或關(guān)閉閥門(mén)使LNG的流速突然改變而產(chǎn)生液擊損壞管道。
1．2 LNG氣化站流程與儲罐自動(dòng)增壓
?、貺NG氣化站流程
LNG氣化站的工藝流程見(jiàn)圖1。
圖1 城市LNG氣化站工藝流程
②儲罐自動(dòng)增壓與LNG氣化
靠壓力推動(dòng)，LNG從儲罐流向空溫式氣化器，氣化為氣態(tài)天然氣后供應用戶(hù)。隨著(zhù)儲罐內LNG的流出，罐內壓力不斷降低，LNG出罐速度逐漸變慢直至停止。因此，正常供氣操作中必須不斷向儲罐補充氣體，將罐內壓力維持在一定范圍內，才能使LNG氣化過(guò)程持續下去。儲罐的增壓是利用自動(dòng)增壓調節閥和自增壓空溫式氣化器實(shí)現的。當儲罐內壓力低于自動(dòng)增壓閥的設定開(kāi)啟值時(shí)，自動(dòng)增壓閥打開(kāi)，儲罐內LNG靠液位差流入自增壓空溫式氣化器(自增壓空溫式氣化器的安裝高度應低于儲罐的最低液位)，在自增壓空溫式氣化器中LNG經(jīng)過(guò)與空氣換熱氣化成氣態(tài)天然氣，然后氣態(tài)天然氣流入儲罐內，將儲罐內壓力升至所需的工作壓力。利用該壓力將儲罐內LNG送至空溫式氣化器氣化，然后對氣化后的天然氣進(jìn)行調壓(通常調至0．4MPa)、計量、加臭后，送入城市中壓輸配管網(wǎng)為用戶(hù)供氣。在夏季空溫式氣化器天然氣出口溫度可達15℃，直接進(jìn)管網(wǎng)使用。在冬季或雨季，氣化器氣化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季時(shí)氣化器出口天然氣的溫度(比環(huán)境溫度低約10℃)遠低于0℃而成為低溫天然氣。為防止低溫天然氣直接進(jìn)入城市中壓管網(wǎng)導致管道閥門(mén)等設施產(chǎn)生低溫脆裂，也為防止低溫天然氣密度大而產(chǎn)生過(guò)大的供銷(xiāo)差，氣化后的天然氣需再經(jīng)水浴式天然氣加熱器將其溫度升到10℃，然后再送入城市輸配管網(wǎng)。
通常設置兩組以上空溫式氣化器組，相互切換使用。當一組使用時(shí)間過(guò)長(cháng)，氣化器結霜嚴重，導致氣化器氣化效率降低，出口溫度達不到要求時(shí)，人工(或自動(dòng)或定時(shí))切換到另一組使用，本組進(jìn)行自然化霜備用。
在自增壓過(guò)程中隨著(zhù)氣態(tài)天然氣的不斷流入，儲罐的壓力不斷升高，當壓力升高到自動(dòng)增壓調節閥的關(guān)閉壓力(比設定的開(kāi)啟壓力約高10%)時(shí)自動(dòng)增壓閥關(guān)閉，增壓過(guò)程結束。隨著(zhù)氣化過(guò)程的持續進(jìn)行，當儲罐內壓力又低于增壓閥設定的開(kāi)啟壓力時(shí)，自動(dòng)增壓閥打開(kāi)，開(kāi)始新一輪增壓。
2 LNG氣化站工藝設計
2．1 設計決定項目的經(jīng)濟效益
當確定了項目的建設方案后，要采用先進(jìn)適用的LNG供氣流程、安全可靠地向用戶(hù)供氣、合理降低工程造價(jià)、提高項目的經(jīng)濟效益，關(guān)鍵在于工程設計[1]。據西方國家分析，不到建設工程全壽命費用1％的設計費對工程造價(jià)的影響度占75％以上，設計質(zhì)量對整個(gè)建設工程的效益至關(guān)重要。
影響LNG氣化站造價(jià)的主要因素有設備選型(根據供氣規模、工藝流程等確定)、總圖設計(總平面布置、占地面積、地形地貌、消防要求等)、自控方案(主要是儀表選型)。
通常，工程直接費約占項目總造價(jià)的70%，設備費又占工程直接費的48％～50％，設備費中主要是LNG儲罐的費用。
．2 氣化站設計標準
至今我國尚無(wú)LNG的專(zhuān)用設計標準，在LNG氣化站設計時(shí)，常采用的設計規范為：GB 50028—93《城鎮燃氣設計規范》(2002年版)、GBJ 16—87《建筑設計防火規范》(2001年版)、GB 50183—2004《石油天然氣工程設計防火規范》、美國NFPA—59A《液化天然氣生產(chǎn)、儲存和裝卸標準》。其中GB 50183—2004《石油天然氣工程設計防火規范》是由中石油參照和套用美國NFPA—59A標準起草的，許多內容和數據來(lái)自NFPA—59A標準。由于NF-PA—59A標準消防要求高，導致工程造價(jià)高，目前難以在國內實(shí)施。目前國內LNG氣化站設計基本參照GB 50028—93《城鎮燃氣設計規范》(2002年版)設計，實(shí)踐證明安全可行。
2．3 LNG儲罐的設計
儲罐是LNG氣化站的主要設備，占有較大的造價(jià)比例，應高度重視儲罐設計。
2．3．1 LNG儲罐結構設計
LNG儲罐按結構形式可分為地下儲罐、地上金屬儲罐和金屬/預應力混凝土儲罐3類(lèi)。地上LNG儲罐又分為金屬子母儲罐和金屬單罐2種。金屬子母儲罐是由3只以上子罐并列組裝在一個(gè)大型母罐(即外罐)之中，子罐通常為立式圓筒形，母罐為立式平底拱蓋圓筒形。子母罐多用于天然氣液化工廠(chǎng)。城市LNG氣化站的儲罐通常采用立式雙層金屬單罐，其內部結構類(lèi)似于直立的暖瓶，內罐支撐于外罐上，內外罐之間是真空粉末絕熱層。儲罐容積有50m3和100m3，多采用100m3儲罐。
對于100m3立式儲罐，其內罐內徑為3000mm，外罐內徑為3200mm，罐體加支座總高度為17100mm，儲罐幾何容積為105．28m3。
2．3．2 設計壓力與計算壓力的確定
目前絕大部分100m3立式LNG儲罐的最高工作壓力為0．8MPa。按照GB 150—1998《鋼制壓力容器》的規定，當儲罐的最高工作壓力為0．8MPa時(shí)，可取設計壓力為0．84MPa。儲罐的充裝系數為0．95，內罐充裝LNG后的液柱凈壓力為0．062MPa，內外罐之間絕對壓力為5Pa，則內罐的計算壓力為1．01MPa。
外罐的主要作用是以吊掛式或支撐式固定內罐與絕熱材料，同時(shí)與內罐形成高真空絕熱層。作用在外罐上的荷載主要為內罐和介質(zhì)的重力荷載以及絕熱層的真空負壓。所以外罐為外壓容器，設計壓力為-0．1MPa。
2．3．3 100m3LNG儲罐的選材
正常操作時(shí)LNG儲罐的工作溫度為-162．3℃，第一次投用前要用-196℃的液氮對儲罐進(jìn)行預冷[2、3]，則儲罐的設計溫度為-196℃。內罐既要承受介質(zhì)的工作壓力，又要承受LNG的低溫，要求內罐材料必須具有良好的低溫綜合機械性能，尤其要具有良好的低溫韌性，因此內罐材料采用0Crl8Ni9，相當于A(yíng)SME(美國機械工程師協(xié)會(huì ))標準的304。
根據內罐的計算壓力和所選材料，內罐的計算厚度和設計厚度分別為11．1mm和12．0mm。作為常溫外壓容器，外罐材料選用低合金容器鋼16MnR，其設計厚度為10．0mm。
2．3．4 接管設計
開(kāi)設在儲罐內罐上的接管口有：上進(jìn)液口、下進(jìn)液口、出液口、氣相口、測滿(mǎn)口、上液位計口、下液位計口、工藝人孔8個(gè)接管口。內罐上的接管材質(zhì)都為0Cr18Ni9。
為便于定期測量真空度和抽真空，在外罐下封頭上開(kāi)設有抽真空口(抽完真空后該管口被封閉)。為防止真空失效和內罐介質(zhì)漏入外罐，在外罐上封頭設置防爆裝置。
2．3．5 液位測量裝置設計
為防止儲罐內LNG充裝過(guò)量或運行中罐內LNG太少危及儲罐和工藝系統安全，在儲罐上分別設置測滿(mǎn)口與差壓式液位計兩套獨立液位測量裝置[4]，其靈敏度與可靠性對LNG儲罐的安全至關(guān)重要。在向儲罐充裝LNG時(shí)，通過(guò)差壓式液位計所顯示的靜壓力讀數，可從靜壓力與充裝質(zhì)量對照表上直觀(guān)方便地讀出罐內LNG的液面高度、體積和質(zhì)量。當達到充裝上限時(shí)，LNG液體會(huì )從測滿(mǎn)口溢出，提醒操作人員手動(dòng)切斷進(jìn)料。儲罐自控系統還設有高限報警(充裝量為罐容的85％)、緊急切斷(充裝量為罐容的95％)、低限報警(剩余LNG量為罐容的10％)。
2．3．6 絕熱層設計
LNG儲罐的絕熱層有以下3種形式：
?、俑哒婵斩鄬永p繞式絕熱層。多用于LNG槽車(chē)和罐式集裝箱車(chē)。
?、谡龎憾逊e絕熱層。這種絕熱方式是將絕熱材料堆積在內外罐之間的夾層中，夾層通氮氣，通常絕熱層較厚。廣泛應用于大中型LNG儲罐和儲槽，例如立式金屬LNG子母儲罐。
?、壅婵辗勰┙^熱層。常用的單罐公稱(chēng)容積為100m3和50m3的圓筒形雙金屬LNG儲罐通常采用這種絕熱方式。在LNG儲罐內外罐之間的夾層中填充粉末(珠光砂)，然后將該夾層抽成高真空。通常用蒸發(fā)率來(lái)衡量?jì)薜慕^熱性能。目前國產(chǎn)LNG儲罐的日靜態(tài)蒸發(fā)率體積分數≤0．3％。
2．3．7 LNG儲罐總容量
儲罐總容量通常按儲存3d高峰月平均日用氣量確定。同時(shí)還應考慮氣源點(diǎn)的個(gè)數、氣源廠(chǎng)檢修時(shí)間、氣源運輸周期、用戶(hù)用氣波動(dòng)情況等因素。對氣源的要求是不少于2個(gè)供氣點(diǎn)。若只有1個(gè)供氣點(diǎn)，則儲罐總容量還要考慮氣源廠(chǎng)檢修時(shí)能保證正常供氣。
2．4 BOG緩沖罐
對于調峰型LNG氣化站，為了回收非調峰期接卸槽車(chē)的余氣和儲罐中的BOG(Boil Off Gas，蒸發(fā)氣體)，或對于天然氣混氣站為了均勻混氣，常在BOG加熱器的出口增設BOG緩沖罐，其容量按回收槽車(chē)余氣量設置。
2．5 氣化器、加熱器選型設計
2．5．1 儲罐增壓氣化器
按100m3的LNG儲罐裝滿(mǎn)90m3的LNG后，在30min內將10m3氣相空間的壓力由卸車(chē)狀態(tài)的0．4MPa升壓至工作狀態(tài)的0．6MPa進(jìn)行計算。據計算結果，每臺儲罐選用1臺氣化量為200m3/h的空溫式氣化器為儲罐增壓，LNG進(jìn)增壓氣化器的溫度為-162．3℃，氣態(tài)天然氣出增壓氣化器的溫度為-145℃。
設計多采用1臺LNG儲罐帶1臺增壓氣化器。也可多臺儲罐共用1臺或1組氣化器增壓，通過(guò)閥門(mén)切換，可簡(jiǎn)化流程，減少設備，降低造價(jià)。
2．5．2 卸車(chē)增壓氣化器
由于LNG集裝箱罐車(chē)上不配備增壓裝置，因此站內設置氣化量為300m3/h的卸車(chē)增壓氣化器，將罐車(chē)壓力增至0．6MPa。LNG進(jìn)氣化器溫度為-162．3℃，氣態(tài)天然氣出氣化器溫度為-145℃。
2．5．3 BOG加熱器
由于站內BOG發(fā)生量最大的是回收槽車(chē)卸車(chē)后的氣相天然氣，故BOG空溫式加熱器的設計能力按此進(jìn)行計算，回收槽車(chē)卸車(chē)后的氣相天然氣的時(shí)間按30min計。以1臺40m3的槽車(chē)壓力從0．6MPa降至0．3MPa為例，計算出所需BOG空溫式氣化器的能力為240m3/h。一般根據氣化站可同時(shí)接卸槽車(chē)的數量選用BOG空溫式加熱器。通常BOG加熱器的加熱能力為500～1000m3/h。在冬季使用水浴式天然氣加熱器時(shí)，將BOG用作熱水鍋爐的燃料，其余季節送入城市輸配管網(wǎng)。
2．5．4 空溫式氣化器
空溫式氣化器是LNG氣化站向城市供氣的主要氣化設施。氣化器的氣化能力按高峰小時(shí)用氣量確定，并留有一定的余量，通常按高峰小時(shí)用氣量的1．3～1．5倍確定。單臺氣化器的氣化能力按2000m3/h計算，2～4臺為一組，設計上配置2～3組，相互切換使用。
2．5．5 水浴式天然氣加熱器
當環(huán)境溫度較低，空溫式氣化器出口氣態(tài)天然氣溫度低于5℃時(shí)，在空溫式氣化器后串聯(lián)水浴式天然氣加熱器，對氣化后的天然氣進(jìn)行加熱[5、6]。加熱器的加熱能力按高峰小時(shí)用氣量的1．3～1．5倍確定。
2．5．6 安全放散氣體(EAG)加熱器
LNG是以甲烷為主的液態(tài)混合物，常壓下的沸點(diǎn)溫度為-161．5℃，常壓下儲存溫度為-162．3℃，密度約430 kg/m3。當LNG氣化為氣態(tài)天然氣時(shí)，其臨界浮力溫度為-107℃。當氣態(tài)天然氣溫度高于-107℃時(shí)，氣態(tài)天然氣比空氣輕，將從泄漏處上升飄走。當氣態(tài)天然氣溫度低于-107℃時(shí)，氣態(tài)天然氣比空氣重，低溫氣態(tài)天然氣會(huì )向下積聚，與空氣形成可燃性爆炸物。為了防止安全閥放空的低溫氣態(tài)天然氣向下積聚形成爆炸性混合物，設置1臺空溫式安全放散氣體加熱器，放散氣體先通過(guò)該加熱器加熱，使其密度小于空氣，然后再引入高空放散。
EAG空溫式加熱器設備能力按100m3儲罐的最大安全放散量進(jìn)行計算。經(jīng)計算，100m3儲罐的安全放散量為500m3/h，設計中選擇氣化量為500m3/h的空溫式加熱器1臺。進(jìn)加熱器氣體溫度取-145℃，出加熱器氣體溫度取-15℃。
對于南方不設EAG加熱裝置的LNG氣化站，為了防止安全閥起跳后放出的低溫LNG氣液混合物冷灼傷操作人員，應將單個(gè)安全閥放散管和儲罐放散管接入集中放散總管放散。
2．6 調壓、計量與加臭裝置
根據LNG氣化站的規模選擇調壓裝置。通常設置2路調壓裝置，調壓器選用帶指揮器、超壓切斷的自力式調壓器。
計量采用渦輪流量計。加臭劑采用四氫噻吩，加臭以隔膜式計量泵為動(dòng)力，根據流量信號將加臭劑注入燃氣管道中。
2．7 閥門(mén)與管材管件選型設計
2．7．1 閥門(mén)選型設計
工藝系統閥門(mén)應滿(mǎn)足輸送LNG的壓力和流量要求，同時(shí)必須具備耐-196℃的低溫性能。常用的LNG閥門(mén)主要有增壓調節閥、減壓調節閥、緊急切斷閥、低溫截止閥、安全閥、止回閥等。閥門(mén)材料為0Cr18Ni9。
2．7．2 管材、管件、法蘭選型設計
?、俳橘|(zhì)溫度≤-20℃的管道采用輸送流體用不銹鋼無(wú)縫鋼管(GB/T 14976—2002)，材質(zhì)為0Cr18Ni9。管件均采用材質(zhì)為0crl8Ni9的無(wú)縫沖壓管件(GB/T 12459—90)。法蘭采用凹凸面長(cháng)頸對焊鋼制管法蘭(HG 20592—97)，其材質(zhì)為0Cr18Ni9。法蘭密封墊片采用金屬纏繞式墊片，材質(zhì)為0crl8Ni9。緊固件采用專(zhuān)用雙頭螺柱、螺母，材質(zhì)為0Crl8Ni9。
?、诮橘|(zhì)溫度>-20℃的工藝管道，當公稱(chēng)直徑≤200 mm時(shí)，采用輸送流體用無(wú)縫鋼管(GB/T8163—1999)，材質(zhì)為20號鋼；當公稱(chēng)徑>200mm時(shí)采用焊接鋼管(GB/T 3041—2001)，材質(zhì)為Q235B。管件均采用材質(zhì)為20號鋼的無(wú)縫沖壓管件(GB/T 12459—90)。法蘭采用凸面帶頸對焊鋼制管法蘭(HG 20592—97)，材質(zhì)為20號鋼。法蘭密封墊片采用柔性石墨復合墊片(HG 20629—97)。
LNG工藝管道安裝除必要的法蘭連接外，均采用焊接連接。低溫工藝管道用聚氨酯絕熱管托和復合聚乙烯絕熱管殼進(jìn)行絕熱。碳素鋼工藝管道作防腐處理。
2．7．3 冷收縮問(wèn)題
LNG管道通常采用奧氏體不銹鋼管，材質(zhì)為0crl8Ni9，雖然其具有優(yōu)異的低溫機械性能，但冷收縮率高達0．003。站區LNG管道在常溫下安裝，在低溫下運行，前后溫差高達180℃，存在著(zhù)較大的冷收縮量和溫差應力，通常采用“門(mén)形”補償裝置補償工藝管道的冷收縮。
2．8 工藝控制點(diǎn)的設置
LNG氣化站的工藝控制系統包括站內工藝裝置的運行參數采集和自動(dòng)控制、遠程控制、聯(lián)鎖控制和越限報警?？刂泣c(diǎn)的設置包括以下內容：
?、傩盾?chē)進(jìn)液總管壓力；
?、诳諟厥綒饣鞒鰵夤軌毫εc溫度；
?、鬯∈教烊粴饧訜崞鞒鰵夤軌毫εc溫度；
?、躄NG儲罐的液位、壓力與報警聯(lián)鎖；
?、軧OG加熱器壓力；
?、拚{壓器后壓力；
?、叱稣玖髁?；
?、嗉映魴C(自帶儀表控制)。
2．9 消防設計
LNG氣化站的消防設計根據CB 50028—93《城鎮燃氣設計規范》(2002年版)LPG部分進(jìn)行。在LNG儲罐周?chē)O置圍堰區，以保證將儲罐發(fā)生事故時(shí)對周?chē)O施造成的危害降低到最小程度。在LNG儲罐上設置噴淋系統，噴淋強度為0．15 L/(s·m2)，噴淋用水量按著(zhù)火儲罐的全表面積計算，距著(zhù)火儲罐直徑1．5倍范圍內的相鄰儲罐按其表面積的50％計算。水槍用水量按GBJ 16—87《建筑設計防火規范》(2001年版)和GB 50028—93《城鎮燃氣設計規范》(2002年版)選取。
3 運行管理
3．1 運行基本要求
LNG氣化站運行的基本要求是：①防止LNG和氣態(tài)天然氣泄漏從而與空氣形成爆炸性混合物。②消除引發(fā)燃燒、爆炸的基本條件，按規范要求對LNG工藝系統與設備進(jìn)行消防保護。③防止LNG設備超壓和超壓排放。④防止LNG的低溫特性和巨大的溫差對工藝系統的危害及對操作人員的冷灼傷。
3．2 工藝系統預冷
在LNG氣化站竣工后正式投運前，應使用液氮對低溫系統中的設備和工藝管道進(jìn)行干燥、預冷、惰化和鈍化。預冷時(shí)利用液氮槽車(chē)閥門(mén)的開(kāi)啟度來(lái)控制管道或設備的冷卻速率≤1℃/min。管道或設備溫度每降低20℃，停止預冷，檢查系統氣密性和管道與設備的位移。預冷結束后用LNG儲罐內殘留的液氮氣化后吹掃、置換常溫設備及管道，最后用LNG將儲罐中的液氮置換出來(lái)，就可正式充裝LNG進(jìn)行供氣。
3．3 運行管理與安全保護
3．3．1 LNG儲罐的壓力控制
正常運行中，必須將LNG儲罐的操作壓力控制在允許的范圍內。華南地區LNG儲罐的正常工作壓力范圍為0．3～0．7MPa，罐內壓力低于設定值時(shí)，可利用自增壓氣化器和自增壓閥對儲罐進(jìn)行增壓。增壓下限由自增壓閥開(kāi)啟壓力確定，增壓上限由自增壓閥的自動(dòng)關(guān)閉壓力確定，其值通常比設定的自增壓閥開(kāi)啟壓力約高15％。例如：當LNG用作城市燃氣主氣源時(shí)，若自增壓閥的開(kāi)啟壓力設定為0．6MPa，自增壓閥的關(guān)閉壓力約為0．69 MPa，儲罐的增壓值為0．09MPa。
儲罐的最高工作壓力由設置在儲罐低溫氣相管道上的自動(dòng)減壓調節閥的定壓值(前壓)限定。當儲罐最高工作壓力達到減壓調節閥設定開(kāi)啟值時(shí)，減壓閥自動(dòng)開(kāi)啟卸壓，以保護儲罐安全。為保證增壓閥和減壓閥工作時(shí)互不干擾，增壓閥的關(guān)閉壓力與減壓閥的開(kāi)啟壓力不能重疊，應保證0．05MPa以上的壓力差?？紤]兩閥的制造精度，合適的壓力差應在設備調試中確定。
3．3．2 LNG儲罐的超壓保護
LNG在儲存過(guò)程中會(huì )由于儲罐的“環(huán)境漏熱”而緩慢蒸發(fā)(日靜態(tài)蒸發(fā)率體積分數≤0．3％)，導致儲罐的壓力逐步升高，最終危及儲罐安全。為保證儲罐安全運行，設計上采用儲罐減壓調節閥、壓力報警手動(dòng)放散、安全閥起跳三級安全保護措施來(lái)進(jìn)行儲罐的超壓保護。
其保護順序為：當儲罐壓力上升到減壓調節閥設定開(kāi)啟值時(shí)，減壓調節閥自動(dòng)打開(kāi)泄放氣態(tài)天然氣；當減壓調節閥失靈，罐內壓力繼續上升，達到壓力報警值時(shí)，壓力報警，手動(dòng)放散卸壓；當減壓調節閥失靈且手動(dòng)放散未開(kāi)啟時(shí)，安全閥起跳卸壓，保證LNG儲罐的運行安全。對于最大工作壓力為0．80MPa的LNG儲罐，設計壓力為0．84MPa，減壓調節閥的設定開(kāi)啟壓力為0．76MPa，儲罐報警壓力為0．78MPa，安全閥開(kāi)啟壓力為0．80MPa，安全閥排放壓力為0．88MPa。
3．3．3 LNG的翻滾與預防
LNG在儲存過(guò)程中可能出現分層而引起翻滾，致使LNG大量蒸發(fā)導致儲罐壓力迅速升高而超過(guò)設計壓力[7]，如果不能及時(shí)放散卸壓，將嚴重危及儲罐的安全。
大量研究證明，由于以下原因引起LNG出現分層而導致翻滾：
?、賰拗邢群蟪渥⒌腖NG產(chǎn)地不同、組分不同而導致密度不同。
?、谙群蟪渥⒌腖NG溫度不同而導致密度不同。
?、巯瘸渥⒌腖NG由于輕組分甲烷的蒸發(fā)與后充注的LNG密度不同。
要防止LNG產(chǎn)生翻滾引發(fā)事故，必須防止儲罐內的LNG出現分層，常采用如下措施。
?、賹⒉煌瑲庠吹腖NG分開(kāi)儲存，避免因密度差引起LNG分層。
?、跒榉乐瓜群笞⑷雰拗械腖NG產(chǎn)生密度差，采取以下充注方法：
a．槽車(chē)中的LNG與儲罐中的LNG密度相近時(shí)從儲罐的下進(jìn)液口充注；
b．槽車(chē)中的輕質(zhì)LNG充注到重質(zhì)LNG儲罐中時(shí)從儲罐的下進(jìn)液口充注；
c．槽車(chē)中的重質(zhì)LNG充注到輕質(zhì)LNG儲罐中時(shí)，從儲罐的上進(jìn)液口充注。
?、蹆拗械倪M(jìn)液管使用混合噴嘴和多孔管，可使新充注的LNG與原有LNG充分混合，從而避免分層。
?、軐﹂L(cháng)期儲存的LNG，采取定期倒罐的方式防止其因靜止而分層。
3．3．4 運行監控與安全保護
?、貺NG儲罐高、低液位緊急切斷。在每臺LNG儲罐的進(jìn)液管和出液管上均裝設氣動(dòng)緊急切斷閥，在緊急情況下，可在卸車(chē)臺、儲罐區、控制室緊急切斷進(jìn)出液管路。在進(jìn)液管緊急切斷閥的進(jìn)出口管路和出液管緊急切斷閥的出口管路上分別安裝管道安全閥，用于緊急切斷閥關(guān)閉后管道泄壓。
?、跉饣骱鬁囟瘸迗缶?，聯(lián)鎖關(guān)斷氣化器進(jìn)液管。重點(diǎn)是對氣化器出口氣體溫度進(jìn)行檢測、報警和聯(lián)鎖。正常操作時(shí)，當達到額定負荷時(shí)氣化器的氣體出口溫度比環(huán)境溫度低10℃。當氣化器結霜過(guò)多或發(fā)生故障時(shí)，通過(guò)溫度檢測超限報警、聯(lián)鎖關(guān)斷氣化器進(jìn)液管實(shí)現對氣化器的控制。
?、墼贚NG工藝裝置區設天然氣泄漏濃度探測器。當其濃度超越報警限值時(shí)發(fā)出聲、光報警信號，并可在控制室迅速關(guān)閉進(jìn)、出口電動(dòng)閥。
?、苓x擇超壓切斷式調壓器。調壓器出口壓力超壓時(shí)，自動(dòng)切換。調壓器后設安全放散閥，超壓后安全放散。
?、萏烊粴獬稣竟苈肪O電動(dòng)閥，可在控制室迅速切斷。
?、蕹稣鹃y后壓力高出設定報警壓力時(shí)聲光報警。
?、呔o急情況時(shí)，可遠程關(guān)閉出站電動(dòng)閥。
4 結語(yǔ)
?、俨僮髦袘獌?yōu)先采用增壓調節閥的自動(dòng)開(kāi)關(guān)功能實(shí)現儲罐的自動(dòng)增壓。若自增壓閥關(guān)閉不嚴，增壓結束時(shí)必須將增壓氣化器進(jìn)液管根閥關(guān)閉。
?、贚NG儲罐的工作壓力、設計壓力、計算壓力分別有不同的定義和特定用途，不能將計算壓力誤作為設計壓力，以免錯設儲罐安全閥開(kāi)啟壓力。
?、鄄捎脙逌p壓調節閥、壓力報警手動(dòng)放散、安全閥起跳三級安全措施保護儲罐時(shí)，其壓力設定由低到高依次為：減壓調節閥定壓值、壓力報警定壓值、安全閥定壓值。
?、茉跐M(mǎn)足LNG儲罐整體運輸與吊裝要求的前提下，提高單罐公稱(chēng)容積、減少儲罐數量、簡(jiǎn)化工藝管路和減少低溫儀表與閥門(mén)數量，是合理降低LNG氣化站造價(jià)的有效措施。
⑤為促進(jìn)LNG的安全利用，應盡快頒布先進(jìn)適用、符合國情的LNG設計規范
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