LNG气化站技术安全分析

　　LNG的易燃易爆性决定了安全在其应用中是一个重要的因素。自2005年4月，海南海然高新能源有限公司福山液化天然气工厂(一期)投产以来，海南开始进行LNG气化站的建设，陆续建成了亚龙湾、海口盛之业等LNG气化站。

　　1 LNG的性质和危险性分析

　　1.1 海南福山LNG的性质

　　LNG的主要成分为甲烷，常压条件下，沸点约-162℃，密度(液体)约534kg/m3，气化潜热为510.25kJ/kg，气化后的密度为0.856kg/m3，与空气混合能形成爆炸性混合物，爆炸下限为3.6%～6.5%，燃点约650℃。

　　1.2 LNG的危险性分析

　　LNG主要存在3个危险[1、2]。

　　① 深冷液体

　　低温会导致工艺设施、管道发生脆性断裂或冷收缩造成管道损坏，易冻伤操作者，泄漏或溢出后LNG急剧气化，形成蒸气云团。

　　② 蒸发气体(BOG)

　　若绝热不好，少量LNG就会转化为大量气体，可能引发设施、管道压力急剧上升发生超压事故，造成设施、管道损坏甚至LNG泄漏。

　　③ 爆燃(炸)

　　空气、天然气混合物的爆炸下限很低，如果存在外部火源，极易发生着火燃烧甚至爆炸，并且燃烧产生的热辐射会对设施造成极大危害。

　　2 LNG气化站工艺流程

　　LNG气化站主要工艺包括卸车、储存、气化、调压等[2～4]，典型的气化站工艺流程见图1。

 

　　LNG由低温槽车运至气化站，利用卸车增压器给槽车增压进行卸车，依靠压差将LNG送入LNG储罐储存。气化时通过储罐增压器将LNG增压后，使罐内LNG自流进入室温式气化器(两组)，LNG吸热发生气化并升高温度。与空温式气化器串联1套水浴式气化器(南方地区不可用)，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。天然气经过调压、计量及加臭后送入城市管网。

　　3 LNG气化站技术安全要素的分析

　　对于LNG气化站来说，安全是至关重要的。LNG气化站安全管理的核心内容是如何防止天然气泄漏，消除引发燃烧的基本条件，以满足LNG设施的防火要求，防止低温设施超压排放甚至爆炸，设施、管道材质符合低温要求，做好操作人员的安全防护等。

　　3.1 LNG的储存

　　① LNG储罐

　　中小规模LNG气化站多采用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，内罐材质为0Cr18Ni9不锈钢，外罐材质为16MnR压力容器用钢，两者之间夹层填充珠光砂粉末并抽真空[3～5]。储罐工作压力一般为0.3～0.6MPa，工作温度约-140℃，设计压力为0.8MPa，设计温度为-196℃。

　　低温储罐绝热性能的一个重要技术参数为静态蒸发率，指低温绝热压力容器在装载大于有效容积0.5倍的低温液体时，静置达到热平衡后，24h内自然蒸发损失的低温液体质量和容器有效容积下低温液体质量的比值，对LNG储罐一般静态蒸发率≤0.3%。储罐静态蒸发率及储罐夹层真空度应定期进行检测，其中静态蒸发率可通过BOG的排放量来测定，发现突然增大或减小等异常情况时应立即处理。

　　② LNG储罐的压力控制

　　储罐内的压力控制是非常重要的，必须将其控制在允许的范围内，过高或过低都存在危险。存在热传导或充注新的LNG均可能导致液体蒸发，压力升高；如果从储罐向外排液或抽气不当，则可能导致压力下降甚至形成负压。为了防止热传导引起罐内压力升高，采用释放罐内BOG的方法控制压力上限，LNG储罐压力控制见图2。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，自动减压阀便缓慢开启，将罐内BOG放出；当压力下降到设定值以下时，自动减压阀关闭。

 

　　储罐出液是自压式，液体流出后，液位下降，气相空间增大，导致罐内压力下降。因此，必须不断向罐内补充气体，维持罐内压力不变。设有储罐增压器和自动增压阀，储罐增压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。当罐内压力低于自动增压阀的设定值时，自动增压阀打开，罐内液体靠液位差缓缓流入储罐增压器，液体气化产生的气体经自动增压阀和气相管道补充到储罐内，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，增压过程结束。运行中，可以根据储罐的设计压力和工作压力，通过自动减压阀、自动增压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长期静置或在充注新的LNG液体后，将形成上下两个密度不同的液相层。当外界热量传入罐内时，液层表面开始蒸发，各层密度发生变化，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[1、2、5]。翻滚可导致储罐超压、失稳。

　　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：a.不同产地、不同性质的LNG分开储存，可避免因密度差而引起的LNG分层。b.根据需储存的LNG与储罐内原有的LNG密度的差异，选择正确的充注方法。密度相近时一般底部充注；将轻质LNG充注到重质LNG储罐中时，宜底部充注；将重质LNG充注到轻质LNG储罐中时，宜顶部充注。c.使用混合喷嘴和多孔管充注，使充注的新LNG和原有LNG充分混合，从而避免分层。

　　3.2 管道吹扫、预冷及卸车

　　LNG卸车台工艺流程见图3。

 

　　① 吹扫

　　为防止卸车时卸车台始端与槽车相连管道内空气中的水分因低温而结冰发生冰堵事故，每次LNG卸车前都要对管道内空气进行吹扫。LNG槽车与卸车台有3个接口相对应，分别为辅液相口、气相口、主液相口。吹扫时先将卸车台气相口与槽车气相口连接并紧固，卸车台辅液相口、主液相口分别与槽车辅液相口、主液相口连接但稍留间隙。槽车主、辅液相管出口阀、卸车台阀B、阀C及跨接管C、D上的阀门关闭，开启槽车气相管出口阀、卸车台阀A及跨接管A、B上阀门，槽车内BOG经气相管，通过气液相管道间的跨接管A、B分别进入主、辅液相管向槽车方向吹扫(由接口间隙排放)，吹扫完毕再将接口紧固。

　　② 预冷

　　吹扫完毕后对主液相管预冷，以便减少卸车时间。槽车辅液相管及气相管出口阀、卸车台阀A、阀B及跨接管A、B、D上的阀门关闭，开启槽车主液相管出口阀、卸车台阀C及跨接管C上阀门，进行进液操作，让低温液体由槽车缓慢进入主液相管并送往储罐进液口，这时预冷产生的气体就会通过跨接管C经气相管道进入BOG加热器加热后进入管网，从而达到预冷的目的。待主液相管道温度稳定后(观察局部裸露处的霜冻情况来判断)，即可关闭跨接管C阀门，结束预冷。

　　③ 卸车

　　吹扫、预冷完毕，可开始卸车。卸车台阀B及跨接管A、C、D上的阀门关闭，开启槽车主液相管、辅液相管及气相管出口阀、卸车台阀A、阀C及跨接管B上的阀门，槽车内液体经辅液相管进入卸车增压器气化，气化后经跨接管B返回车内对槽车增压，从而保证以一定的速度将车内LNG液体从其主液相口经主液相管道卸入LNG储罐。当LNG槽车内LNG液体卸空时，关闭槽车主液相管及气相管出口阀、卸车台阀B及跨接管A、B上的阀门，开启槽车辅液相管出口阀、卸车台阀A、阀C及跨接管C、D上的阀门，使槽车内少量余液及低温气体由辅液相管经卸车增压器、跨接管D进入气相管，经BOG加热器升温后送入管网；最后进行排空主液相管存液的操作，关闭跨接管D，使主液相管及与其相连接的卸车软管中残存的LNG液体气化后经阀C、跨接管C进入气相管，经BOG加热器升温后送入管网。以上过程结束后可关闭所有阀门，结束卸车作业。

　　卸车中有3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，液体流速大大下降；二是液体在管道中流动和进入储罐后均可能产生气化，生成的气体也会进入储罐内，导致储罐压力升高，阻碍卸车；三是随着卸车的进行，槽车液位不断下降，如其与卸车增压器的液位差过小不足以克服流动阻力和槽车内压力，卸车增压器的气化能力将迅速下降，导致槽车与储罐压差减小，阻碍卸车。

　　解决这些问题是LNG卸车工艺的关键，可从以下3方面考虑：

　　a. 可在储罐自动减压阀上并联1个截止阀(见图2)，卸车过程中打开，提高BOG流量，卸车结束后关闭。

　　b. 需要合理使用储罐的上进液口和下进液口，上进液口连接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。槽车内液体温度低的情况下，可选择上部进液，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，有助于加快卸车速度。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。槽车内液体温度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。

　　c. 卸车增压器宜采用卧式，其底部首排换热管及翅片必须保证足够的换热面积，其液相进口应低于LNG槽车出口至少1m，以保证在槽车低液位时车内LNG有足够的液位差克服流动阻力进入卸车增压器气化。

　　3.3 LNG的气化

　　LNG气化器的材质必须耐低温，如铝合金。对于中小型气化站多采用空温式气化器，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设有切断阀和安全阀，以便在非运行时不会因产生BOG而发生超压事故。天气寒冷时，气化后的气体温度一般比环境温度低10℃左右，为保证后续设施、管道的正常工作，气化后要经过加热装置将气体升温到一定的温度，加热装置一般用温水加热方式。

　　3.4 调压、BOG的处理

　　BOG的处理要与调压结合起来考虑，并回收利用BOG。储罐和其他部位产生的BOG压力达到设定值后，储罐气相管道的自动减压阀开启，将其送入BOG加热器，加热后经过BOG加热器出口的辅助调压器连接到出站总管道上，与主调压器的出口相连，辅助调压器设定的出口压力略高于主调压器，这样BOG就优先进入出站管道。

　　3.5 LNG工艺管道

　　在进行LNG管道设计时，除了要做好绝热外，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，需要进行补偿[3、4]。

　　LNG管道的液封问题应当引起重视，管道内只要存有少量LNG液体，就可能产生很大危害。由于不可能保证绝对无热量交换，管道内残留的液体会因吸热不断气化，压力持续上升，直到管道或阀门被破坏，所以要合理设置安全阀与切断阀。

　　3.6 控制LNG溢出或泄漏

　　由于设施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，一部分立即气化(气化后的气体密度大于空气)，来不及气化的液体将溢出到地面(接触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团，再稀释受热后与空气形成爆炸性混合物，构成极大危险[1]。

　　为了有效地控制溢出或泄漏的LNG流淌导致火灾，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、集液池来收集泄漏的LNG，防止四处流淌。借鉴国外先进经验，可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，避免发生危险。焊缝、阀门、法兰和与储罐连接的管道是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判断。

　　4 结语

　　LNG所具有的“高效、环保、清洁、价廉”的优点决定了其在城镇燃气中的应用前景是广阔的，而LNG气化站凭借其建设周期短、能方便及时地满足市场用气需求的特点，成为海南众多旅游开发区的永久供气设施或城镇管输天然气到达前的过渡供气设施。因此，无论是设计施工，还是生产管理，都应以熟悉LNG性质为基础，抓住气化站工艺技术安全特点，实现LNG气化站的安全运营。