LNG 气化站的技术安全要素
一、LNG 的特性和潜在危险性 1、LNG的特性 LNG主要成分为甲烷，常压下沸点在-162．℃左右，密度约为424kg／m³，低于-llO℃时，LNG蒸发气密度比空气重；气液比为625：l，爆炸极限为5-l5％，燃点约450℃。
2、LNG潜在的危险性 LNG 潜在的危险性主要有：
1）深冷液体低温会导致工艺设备管道发生脆性断裂和冷收缩造成损坏，易冻伤操作者；泄漏或溢出后急剧气化，形成“蒸气云团” 2）蒸发气体(BOG)
LNG受热，少量液体就能转化为大量气体，可引发设备管道压力急剧上升发生排放和超压事故。
3）爆燃
爆炸极限范围窄，遇明火极易发生爆炸(燃)，燃烧产生的热辐射会对人身及装置造成极大危害 二、 LNG气化站工艺流程概述 LNG气化工艺包括卸载、储存、气化及压力调节等，典型的气化站工艺流程是：LNG由低温槽车运至气化站，在卸车台利用槽车自带的增压器对槽车储罐加压，利用压差将LNG送入储罐中储存。气化时通过储罐增压器将LNG增压后，储罐内的LNG自流进入空温式气化器；在气化器中，液态的天然气经过与空气换热发生相变，成为气体，并升高温度，经过调压器调压、计量及加臭后送入输配管网。同时，与空温式气化器串联～套水浴式气化器，在冬季空温式气化器不能正常工作时启用，以保证供气不间断。另外，为了回收储罐、槽车和管路中的蒸发气体(BOG)，特增加BOG气化器和管路，可送入调压器调压后进入管网；
三、技术安全要素的分析 LNG气化站安全管理，核心内容是要围绕如何防止天然气泄漏、消除引发燃烧的基本条件以及满足LNG设备的防火消防要求，防止低温设备超压而引起排放或爆炸，管道设备材质符合低温要求，操作人员的安全防护等。以下从工艺原理的角度对LNG气化站的技术安全要素进行阐述。
1、LNG的储存 1）储罐的特征 中小规模LNG站采用的是压力式低温储存方式，一般采用圆筒形低温真空粉末绝热储罐，双层结构，由于内胆固定和使用中增压工艺方面的原因，通常做成立式。储罐工作压力一般选在0.3-0.6MPa之间，工作温度在-l40℃左右；设计压力约在lMPa左右，设计温度为-195℃低温储罐绝热性能的一个重要技术参数，叫做自蒸发率，它表示每天由于绝热层泄漏使得外部热量传入储罐内胆导致气化的液体体积与储罐容积的百分比，对LNG罐一般为≤O．3％。储罐日蒸发率及储罐夹层真空度应定期进行检测，其中日蒸发率可通过BOG 的排放量来测定，发现突然增大或减小等异常时应立即解决。
2）储罐的压力控制 储罐的内部压力控制是重要的防护措施之一，必须将其控制在允许的压力范围之内，过高或过低都是潜在的危险。外界传热或充注LNG导致液体的蒸发(BOG)引起压力升高，如果从储罐向外排液或抽气，则可能使压力下降甚至形成负压。为了防止热泄漏引起的罐内压力升高，储罐采用释放罐内气体(BOG)的方法控制压力上限。在储罐的气相管道上设置自动减压阀，当储罐内压力升高到设定值时，自动减压阀便缓慢打开，将罐内气体放出，当压力降回到设定值以下时自动关闭。其次，储罐出液工艺是以自压为动力的，液体送出后，液位下降，气相空间增大，将导致罐内压力下降。咽此，必须不断向罐内补充气体，维持罐内压力不变。在储罐的下面设有一个增压气化器和一个自动增压阀，增压气化器是一个空温式气化器，它的安装高度要低于储罐的最低液位。当罐内压力低于增压阀的设定值时，
增压阀打开，罐内液体靠液位差缓缓流入增压气化器，液体气化产生的气体流经增压阀和气相管补充到储罐内。气体的不断补充使得罐内压力回升，当压力回升到设定值以上时，自动增压阀关闭。这时增压气化器内的压力会阻止液体的继续流入，增压过程结束。运行管理中，可以根据储罐的设计和工作压力，通过自动减压阀、自动增压阀和安全阀的设定 来控制储罐的压力。
3）预防翻滚现象的发生 通常储罐内的LNG 长期静止或在充注新的LNG液体后，将形成两个液相层，下层密度大于上层密度。当外界热量传入罐内时，液层表面也开始蒸发，各层密度发生变化，下层由于吸收了上层的热量，而处于“过热”状态。当两液相层密度接近时，两个液层就会发生强烈混合，在短时间内产生大量气体，使罐内压力急剧上升，这就是翻滚现象。预防翻滚现象发生的关键在于防止分层，实践中有以下几种方法：
l、不同成分的LNG应分开储存； 2、采用正确的充注方法：
3、使用混合喷嘴和多孔管充注。
2、卸车及其管路预冷 1）
卸车作业 LNG与环境有很大温差，冷能显著，所以卸车可以利用温差进行作业，不需要额外消耗动力。LNG槽车一般有液相、气相两个接口。卸车过程中，液相口经管道连接到站上LNG储罐的进液口，用来输送液体；而气相口则用来回收卸车后槽车内的气体。卸车中有两个问题需要解决，一是随着液体进入，液位升高，储罐气相空间产生压缩效应，导致储罐压力升高，升高到接近槽车的压力时，液体流量大大下降，直至停止；二是液体在管道中流动和进入储罐后可能产生气化，生成的气体也会进入储罐内，导致储罐压力升高，阻碍卸车。解决这两个问题，是LNG卸车工艺的关键。． (1)在储罐自动减压阀上并联一个截止阀，卸车过程中打开，提高BOG流量，卸车结束后关闭。
(2)需要合理使用储罐的上进液口和下进液口，上进液口 连着储罐顶部的一个喷淋装置，进液时LNG以喷淋方式进入罐内；下进液口则为常规结构。槽车液温低的情况下，可选择上部进液。此时，液体以喷淋方式穿过储罐气相空间，液滴会吸收储罐内的气体，使得储罐压力下降，有助于卸车速度加快。上进液口之所以采用喷淋方式，是为了加大气液相的换热面积，加快减压过程。反之，槽车液温高时应选择下部进液，温度较高的LNG进入储罐后先接触液体，使其尽快降温，减弱气化倾向，避免对卸车的影响。当然，如果没有温差，可任意选择进液方式，也可以上下一起进液。
3、管路预冷 每次卸车前都要对液相管预冷 ，以便减少卸车时间，这主要是卸车台与储罐相距较远，卸车台的液相管较长的缘故。为了达到提前预冷的目的，通常在卸车液相管道的卸车台一端接一个很小的跨管阀到BOG管道，打开这个阀门，再打开液相管道与低温储罐下进液口的连通阀，让低温液体缓慢进入液相管道，这时降温产生的气体就会通过跨管阀排入BOG罐，达到预冷的目的。一般提前l~2h进行预冷，槽车到达后马上可以卸车，结束后再把跨管阀打开，让残余的气化气体也进入BOG罐，待液相管道升到正常温度后(观察局部裸露处的霜冻现象来判断)，即可关闭跨管阀。
三、LNG的气化 LNG气化器的材质必须是耐低温(-162℃)的，如铝合金(F21)。对于中小型气化站而言，空温式气化器是应用最多的一种，由于需要定期除霜，一般选用两组气化器定期切换使用。每个气化器的进口端都单独设有切断阀和安全阀，以便在非运行时不会因BOG气体的产生而发生超压事故。还有，天气寒冷时会使得气化后的气体温度很低(一般比环境温度还要低10℃)，后续的管道、设备等可能承受不了，因此气化后要经过增热装置将气体升温到允许的温度，
增热装置一般用水浴式加热方式。
四、调压、BOG气体处理及安全放散BOG气体的处理要与调压结合起来考虑，使得BOG气体自动回收利用。它的工艺原理是这样：储罐和其他部位产生的BOG气体经气化器充分气化后，经过一个辅助调压器连接到出站总管道上，与主调压器的出口相连，辅助调压器的设定压力略高于主调压器，这样BOG罐的气体就优先于主气化器输出的气体进入出站管道。由于BOG的流量一般很小，气化站输出的流量只要正常，BOG罐的压力与主调压器出口的压力基本上是一样的。
五、 LNG工艺管路 在进行LNG管路设计时，除了要做好隔热保冷外，还应解决因低温引起的冷收缩问题。管材通常选用具有优异低温性能的奥氏体不锈钢管，但其线性膨胀系数较大，需要采用金属波纹管补偿或管环式补偿，也可采用膨胀率非常低的殷钢。LNG管路的液封问题应当引起重视。LNG管道内只要存有部分液体，便可产生很大危害。由于保冷绝热不是绝对的，管道内残留的液体会因吸热不断气化，压力持续上升，直到管道或阀门破坏为止。所以要合理设置安全阀与切断阀，并确保在运行中操作得当。
六、控制LNG溢出或泄漏 由于设备的损坏或操作失误等原因，LNG一旦从储罐或管道中溢出或泄漏，一部分立即急剧气化成气体(密度大于空气)，来不及气化的液体将溢出到地面(泄漏到水面则产生“冷爆炸”)，沸腾气化后使空气中的水蒸气冷凝并混合形成蒸气云雾，再稀释受热后与空气形成爆炸性混合物，构成极大危险为了有效地控制溢出或泄漏的LNG流淌导致的火灾，常见方法是在储罐区、卸车台等重要场所修建防液堤、壕沟、坡槽、集液池来控制LNG 的排放，防止四处流淌：同时借鉴国外先进经验，设置高倍数泡沫保护系统，用来覆盖溢出的LNG，使其安全气化，避免产生危险。焊缝、阀门、法兰和与储罐壁连接的管路是LNG容易产生泄漏的地方，运行管理中可通过可见的蒸气云团来观测和判断。
七、结束语 LNG所具有的“高效、环保、清洁、价廉”优点决定了其在城镇燃气中的应用前景是广阔的，而建设LNG气化站既可为那些远离天然气输气管道的城镇解决气源问题，又可作为有效的燃气调峰和应急气源。因此，无论是设计与施工，还是生产与管理，都应以熟悉LNG特性为基础，抓住技术安全管理的要素，实现LNG气化站的安全运营。
相关热词搜索： 运营管理