LNG气化站技术安全分析.docx

1、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 1 LNGLNG 的性质和危险性分析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

2、险性分析LNG 主要存在 3 个危险1、2。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。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。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 2 LNGLNG 气化站工艺流程气化站工艺流程LNG 气化站主要工艺包括卸车、储存、气化、调压等24，典型的气化站工艺流程见图 1。LNG 由低温槽车

3、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 3 LNGLNG 气化站技术安全要素的分析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

4、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 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35。储罐工作压力一般为 0.30.6MPa，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

5、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。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

6、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。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