LNG氣化站設(shè)計(jì)

1、LNG氣化站工藝設(shè)計(jì)與運(yùn)行管理LNG（液化天然氣）已成為目前無法使用管輸天然氣供氣城市的 主要?dú)庠椿蜻^渡氣源，也是許多使用管輸天然氣供氣城市的補(bǔ)充氣源 或調(diào)峰氣源。LNG氣化站憑借其建設(shè)周期短以及能迅速滿足用氣市 場需求的優(yōu)勢，已逐漸在我國東南沿海眾多經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)、能源緊缺的中 小城市建成，成為永久供氣設(shè)施或管輸天然氣到達(dá)前的過渡供氣設(shè) 施。國內(nèi)LNG供氣技術(shù)正處于發(fā)展和完善階段，本文擬以近年東南 沿海建設(shè)的部分LNG氣化站為例，對其工藝流程、設(shè)計(jì)與運(yùn)行管理 進(jìn)行探討。1 LNG氣化站工藝流程1. 1 LNG卸車工藝LNG通過公路槽車或罐式集裝箱車從LNG液化工廠運(yùn)抵用氣城 市LNG氣化站，利用槽

2、車上的空溫式升壓氣化器對槽車儲罐進(jìn)行升 壓（或通過站內(nèi)設(shè)置的卸車增壓氣化器對罐式集裝箱車進(jìn)行升壓），使 槽車與LNG儲罐之間形成一定的壓差，利用此壓差將槽車中的LNG 卸入氣化站儲罐內(nèi)。卸車結(jié)束時(shí)，通過卸車臺氣相管道回收槽車中的 氣相天然氣。卸車時(shí)，為防止LNG儲罐內(nèi)壓力升高而影響卸車速度，當(dāng)槽車 中的LNG溫度低于儲罐中LNG的溫度時(shí)，采用上進(jìn)液方式。槽車中 的低溫LNG通過儲罐上進(jìn)液管噴嘴以噴淋狀態(tài)進(jìn)入儲罐，將部分氣 體冷卻為液體而降低罐內(nèi)壓力，使卸車得以順利進(jìn)行。若槽車中的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(nèi)低溫LNG混合而降溫，避免

3、高溫LNG 由上進(jìn)液口進(jìn)入罐內(nèi)蒸發(fā)而升高罐內(nèi)壓力導(dǎo)致卸車?yán)щy。實(shí)際操作 中，由于目前LNG氣源地距用氣城市較遠(yuǎn)，長途運(yùn)輸?shù)竭_(dá)用氣城市 時(shí)，槽車內(nèi)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 槽車時(shí)基本都采用下進(jìn)液方式。為防止卸車時(shí)急冷產(chǎn)生較大的溫差應(yīng)力損壞管道或影響卸車速 度，每次卸車前都應(yīng)當(dāng)用儲罐中的LNG對卸車管道進(jìn)行預(yù)冷。同時(shí) 應(yīng)防止快速開啟或關(guān)閉閥門使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增壓LNG氣化站流程LNG氣化站的工藝流程見圖1。圖1城市LNG氣化站工藝流程儲罐自動增壓

4、與LNG氣化靠壓力推動，LNG從儲罐流向空溫式氣化器，氣化為氣態(tài)天然 氣后供應(yīng)用戶。隨著儲罐內(nèi)LNG的流出，罐內(nèi)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(bǔ)充氣體，將罐內(nèi)壓力維持在一定范圍內(nèi)，才能使LNG氣化過程持 續(xù)下去。儲罐的增壓是利用自動增壓調(diào)節(jié)閥和自增壓空溫式氣化器實(shí) 現(xiàn)的。當(dāng)儲罐內(nèi)壓力低于自動增壓閥的設(shè)定開啟值時(shí)，自動增壓閥打 開，儲罐內(nèi)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(yīng)低于儲罐的最低液位），在自增壓空溫式氣化器中 LNG經(jīng)過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(nèi)，將儲罐內(nèi)壓力升至所需的工作

5、壓力。利用該壓力將儲罐內(nèi)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(diào)壓（通常調(diào)至 0. 4MPa）、計(jì)量、加臭后，送入城市中壓輸配管網(wǎng)為用戶供氣。在 夏季空溫式氣化器天然氣出口溫度可達(dá)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(yuǎn)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(dǎo)致管道閥門 等設(shè)施產(chǎn)生低溫脆裂，也為防止低溫天然氣密度大而產(chǎn)生過大的供銷 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(shè)置兩組以上空溫式氣化器組，相互切換使用

6、。當(dāng)一組使用時(shí)間過長，氣化器結(jié)霜嚴(yán)重，導(dǎo)致氣化器氣化效率降低，出口溫度達(dá) 不到要求時(shí)，人工（或自動或定時(shí)）切換到另一組使用，本組進(jìn)行自然 化霜備用。在自增壓過程中隨著氣態(tài)天然氣的不斷流入，儲罐的壓力不斷升 高，當(dāng)壓力升高到自動增壓調(diào)節(jié)閥的關(guān)閉壓力（比設(shè)定的開啟壓力約 高10%）時(shí)自動增壓閥關(guān)閉，增壓過程結(jié)束。隨著氣化過程的持續(xù)進(jìn) 行，當(dāng)儲罐內(nèi)壓力又低于增壓閥設(shè)定的開啟壓力時(shí)，自動增壓閥打開， 開始新一輪增壓。2 LNG氣化站工藝設(shè)計(jì)2. 1設(shè)計(jì)決定項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益當(dāng)確定了項(xiàng)目的建設(shè)方案后，要采用先進(jìn)適用的LNG供氣流程、 安全可靠地向用戶供氣、合理降低工程造價(jià)、提高項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益， 關(guān)鍵在于工程

7、設(shè)計(jì)1。據(jù)西方國家分析，不到建設(shè)工程全壽命費(fèi)用1% 的設(shè)計(jì)費(fèi)對工程造價(jià)的影響度占75%以上，設(shè)計(jì)質(zhì)量對整個(gè)建設(shè)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(shè)備選型（根據(jù)供氣規(guī)模、工 藝流程等確定）、總圖設(shè)計(jì)（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(fèi)約占項(xiàng)目總造價(jià)的70%,設(shè)備費(fèi)又占工程直接 費(fèi)的48%50%,設(shè)備費(fèi)中主要是LNG儲罐的費(fèi)用。.2氣化站設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)至今我國尚無LNG的專用設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)，在LNG氣化站設(shè)計(jì)時(shí)，常采用的設(shè)計(jì)規(guī)范為：GB 5002893城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計(jì)規(guī)范（2002年版）、GBJ 1687建筑設(shè)計(jì)防火規(guī)范（2001年版）

8、、GB 501832004石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范、美國NFPA59A液化天然氣生產(chǎn)、 儲存和裝卸標(biāo)準(zhǔn)。其中GB 501832004石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范是由中石油參照和套用美國NFPA59A標(biāo)準(zhǔn)起草的，許多內(nèi) 容和數(shù)據(jù)來自NFPA59A標(biāo)準(zhǔn)。由于NF-PA59A標(biāo)準(zhǔn)消防要求高， 導(dǎo)致工程造價(jià)高，目前難以在國內(nèi)實(shí)施。目前國內(nèi)LNG氣化站設(shè)計(jì) 基本參照GB 5002893城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計(jì)規(guī)范（2002年版）設(shè)計(jì)，實(shí) 踐證明安全可行。2. 3 LNG儲罐的設(shè)計(jì)儲罐是LNG氣化站的主要設(shè)備，占有較大的造價(jià)比例，應(yīng)高度 重視儲罐設(shè)計(jì)。2. 3. 1 LNG儲罐結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)LNG儲罐按結(jié)構(gòu)形式可分為地下儲

9、罐、地上金屬儲罐和金屬/預(yù) 應(yīng)力混凝土儲罐3類。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。城市LNG氣化站的儲罐通常采用立 式雙層金屬單罐，其內(nèi)部結(jié)構(gòu)類似于直立的暖瓶，內(nèi)罐支撐于外罐上， 內(nèi)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(nèi)罐內(nèi)徑為3000mm，外罐內(nèi)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(shè)計(jì)壓力與計(jì)算壓力的

10、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(guī)定，當(dāng)儲罐的最高工作壓 力為0. 8MPa時(shí)，可取設(shè)計(jì)壓力為0. 84MPa。儲罐的充裝系數(shù)為0.95, 內(nèi)罐充裝LNG后的液柱凈壓力為0. 062MPa,內(nèi)外罐之間絕對壓力 為5Pa,則內(nèi)罐的計(jì)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(nèi)罐與絕熱材料，同時(shí) 與內(nèi)罐形成高真空絕熱層。作用在外罐上的荷載主要為內(nèi)罐和介質(zhì)的 重力荷載以及絕熱層的真空負(fù)壓。所以外罐為外壓容器，設(shè)計(jì)壓力為 -0. 1MPa。2. 3. 3 100m3LNG儲罐的選材正常操作時(shí)LNG儲罐

11、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(yù)冷2、3,則儲罐的設(shè)計(jì)溫度為-196。 內(nèi)罐既要承受介質(zhì)的工作壓力，又要承受LNG的低溫，要求內(nèi)罐材 料必須具有良好的低溫綜合機(jī)械性能，尤其要具有良好的低溫韌性， 因此內(nèi)罐材料采用0Crl8Ni9,相當(dāng)于ASME（美國機(jī)械工程師協(xié)會）標(biāo) 準(zhǔn)的304。根據(jù)內(nèi)罐的計(jì)算壓力和所選材料，內(nèi)罐的計(jì)算厚度和設(shè)計(jì)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(shè)計(jì)厚度為10. 0mm。2. 3. 4接管設(shè)計(jì)開設(shè)在儲罐內(nèi)罐上的接管口有：上進(jìn)液口、下進(jìn)液口、出液口、氣相口、測滿口、上液位

12、計(jì)口、下液位計(jì)口、工藝人孔8個(gè)接管口。內(nèi)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，在外罐下封頭上開設(shè)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(nèi)罐介質(zhì)漏入外 罐，在外罐上封頭設(shè)置防爆裝置。2. 3. 5液位測量裝置設(shè)計(jì)為防止儲罐內(nèi)LNG充裝過量或運(yùn)行中罐內(nèi)LNG太少危及儲罐和 工藝系統(tǒng)安全，在儲罐上分別設(shè)置測滿口與差壓式液位計(jì)兩套獨(dú)立液 位測量裝置，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)，通過差壓式液位計(jì)所顯示的靜壓力讀數(shù)，可從 靜壓力與充裝質(zhì)量對照表上直觀方便地讀出罐內(nèi)LNG的液面高度、 體積和質(zhì)量。當(dāng)達(dá)到充裝上限時(shí)，LNG液

13、體會從測滿口溢出，提醒 操作人員手動切斷進(jìn)料。儲罐自控系統(tǒng)還設(shè)有高限報(bào)警（充裝量為罐 容的85%）、緊急切斷（充裝量為罐容的95%）、低限報(bào)警（剩余LNG 量為罐容的10%）。2. 3. 6絕熱層設(shè)計(jì)LNG儲罐的絕熱層有以下3種形式：高真空多層纏繞式絕熱層。多用于LNG槽車和罐式集裝箱車。正壓堆積絕熱層。這種絕熱方式是將絕熱材料堆積在內(nèi)外罐之 間的夾層中，夾層通氮?dú)?，通常絕熱層較厚。廣泛應(yīng)用于大中型LNG 儲罐和儲槽，例如立式金屬LNG子母儲罐。真空粉末絕熱層。常用的單罐公稱容積為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(nèi)外罐之 間的夾層中填充粉末（珠光

14、砂），然后將該夾層抽成高真空。通常用蒸 發(fā)率來衡量儲罐的絕熱性能。目前國產(chǎn)LNG儲罐的日靜態(tài)蒸發(fā)率體 積分?jǐn)?shù)0 3%。2. 3. 7 LNG儲罐總?cè)萘績蘅側(cè)萘客ǔ０磧Υ?d高峰月平均日用氣量確定。同時(shí)還應(yīng) 考慮氣源點(diǎn)的個(gè)數(shù)、氣源廠檢修時(shí)間、氣源運(yùn)輸周期、用戶用氣波動 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?cè)萘窟€要考慮氣源廠檢修時(shí)能保證正常供氣。2. 4 BOG緩沖罐對于調(diào)峰型LNG氣化站，為了回收非調(diào)峰期接卸槽車的余氣和 儲罐中的BOG（Boil Off Gas,蒸發(fā)氣體），或?qū)τ谔烊粴饣鞖庹緸榱司鶆蚧鞖?，常在BOG加熱器的出口增設(shè)BOG緩沖罐，其容量按回

15、收槽車余氣量設(shè)置。2. 5氣化器、加熱器選型設(shè)計(jì) 2. 5. 1儲罐增壓氣化器按100m3的LNG儲罐裝滿90m3的LNG后，在30min內(nèi)將10m3 氣相空間的壓力由卸車狀態(tài)的0. 4MPa升壓至工作狀態(tài)的0. 6MPa進(jìn)行計(jì)算。據(jù)計(jì)算結(jié)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(shè)計(jì)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，通過閥門切換，可簡化流程，減少設(shè)備， 降低造價(jià)。2. 5. 2卸車增壓氣化器由于LNG集裝箱罐車上不配備增壓裝置，因此站內(nèi)設(shè)置

16、氣化量 為300m3/h的卸車增壓氣化器，將罐車壓力增至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(nèi)BOG發(fā)生量最大的是回收槽車卸車后的氣相天然氣， 故BOG空溫式加熱器的設(shè)計(jì)能力按此進(jìn)行計(jì)算，回收槽車卸車后的 氣相天然氣的時(shí)間按30min計(jì)。以1臺40m3的槽車壓力從0. 6MPa 降至0. 3MPa為例，計(jì)算出所需BOG空溫式氣化器的能力為240m3/h。 一般根據(jù)氣化站可同時(shí)接卸槽車的數(shù)量選用BOG空溫式加熱器。通 常BOG加熱器的加熱能力為5001000m3/h。在冬季使用水浴式天 然氣加熱器時(shí)，將BOG用

17、作熱水鍋爐的燃料，其余季節(jié)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?dú)饣O(shè)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. 31. 5倍確定。單臺氣化器的氣化能力按 2000m3/h計(jì)算，24臺為一組，設(shè)計(jì)上配置23組，相互切換使用。 2.5.5 水浴式天然氣加熱器當(dāng)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 加熱反S。加熱器的加熱能力按高峰小時(shí)用氣量的1. 31. 5倍確定。 2. 5. 6安全放散氣體(EAG)加熱器LNG是以甲

18、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(dāng)LNG 氣化為氣態(tài)天然氣時(shí)，其臨界浮力溫度為-107。當(dāng)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(dāng)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 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(shè)置1臺空溫式安全放散氣體 加熱器，放散氣體先通過該加熱器加熱，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(shè)備能力按100m3儲罐的最大安全放散量進(jìn) 行計(jì)算。經(jīng)計(jì)算，100

19、m3儲罐的安全放散量為500m3/h,設(shè)計(jì)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(shè)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(yīng)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(diào)壓、計(jì)量與加臭裝置根據(jù)LNG氣化站的規(guī)模選擇調(diào)壓裝置。通常設(shè)置2路調(diào)壓裝置，調(diào)壓器選用帶指揮器、超壓切斷的自力式調(diào)壓器。計(jì)量采用渦輪流量計(jì)。加臭劑采用四氫睡吩，加臭以隔膜式計(jì)量 泵為動力，根據(jù)流量信號將加臭劑注入燃?xì)夤艿乐小?. 7閥門與管材管件選型設(shè)計(jì)2. 7. 1閥門選型設(shè)計(jì)

20、工藝系統(tǒng)閥門應(yīng)滿足輸送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閥門主要有增壓調(diào)節(jié)閥、減壓 調(diào)節(jié)閥、緊急切斷閥、低溫截止閥、安全閥、止回閥等。閥門材料為 0Cr18Ni9。2. 7. 2管材、管件、法蘭選型設(shè)計(jì)介質(zhì)溫度a20的管道采用輸送流體用不銹鋼無縫鋼管(GB/T 149762002),材質(zhì)為0Cr18Ni9。管件均采用材質(zhì)為0crl8Ni9的無縫 沖壓管件(GB/T 1245990)。法蘭采用凹凸面長頸對焊鋼制管法蘭 (HG 2059297),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。緊固件采用專用雙頭螺柱、螺母，材

21、質(zhì)為 0Crl8Ni9。介質(zhì)溫度-20的工藝管道，當(dāng)公稱直徑3200 mm時(shí)，采用輸 送流體用無縫鋼管(GB/T81631999)，材質(zhì)為20號鋼；當(dāng)公稱 徑200mm時(shí)采用焊接鋼管(GB/T 30412001),材質(zhì)為Q235B。管 件均采用材質(zhì)為20號鋼的無縫沖壓管件(GB/T 1245990)。法蘭采 用凸面帶頸對焊鋼制管法蘭(HG 2059297),材質(zhì)為20號鋼。法蘭 密封墊片采用柔性石墨復(fù)合墊片(HG 2062997)。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(fù)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

22、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(jī)械性能，但冷收縮率高達(dá)0. 003。站區(qū)LNG管道在 常溫下安裝，在低溫下運(yùn)行，前后溫差高達(dá)180,存在著較大的冷 收縮量和溫差應(yīng)力，通常采用“門形”補(bǔ)償裝置補(bǔ)償工藝管道的冷收 縮。2. 8工藝控制點(diǎn)的設(shè)置LNG氣化站的工藝控制系統(tǒng)包括站內(nèi)工藝裝置的運(yùn)行參數(shù)采集 和自動控制、遠(yuǎn)程控制、聯(lián)鎖控制和越限報(bào)警。控制點(diǎn)的設(shè)置包括以 下內(nèi)容：卸車進(jìn)液總管壓力；空溫式氣化器出氣管壓力與溫度；水浴式天然氣加熱器出氣管壓力與溫度；LNG儲罐的液位、壓力與報(bào)警聯(lián)鎖；BOG加熱器壓力；調(diào)壓器后壓力；出站流量；加臭機(jī)（自帶儀表控制）

23、。2. 9消防設(shè)計(jì)LNG氣化站的消防設(shè)計(jì)根據(jù)CB 5002893城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計(jì)規(guī)范 （2002年版）LPG部分進(jìn)行。在LNG儲罐周圍設(shè)置圍堰區(qū)，以保證將 儲罐發(fā)生事故時(shí)對周圍設(shè)施造成的危害降低到最小程度。在LNG儲 罐上設(shè)置噴淋系統(tǒng)，噴淋強(qiáng)度為0. 15 L/（sm2）,噴淋用水量按著火 儲罐的全表面積計(jì)算，距著火儲罐直徑1. 5倍范圍內(nèi)的相鄰儲罐按 其表面積的50%計(jì)算。水槍用水量按GBJ 1687建筑設(shè)計(jì)防火規(guī) 范（2001年版）和GB 5002893城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計(jì)規(guī)范（2002年版） 選取。3運(yùn)行管理3. 1運(yùn)行基本要求LNG氣化站運(yùn)行的基本要求是：防止LNG和氣態(tài)天然氣泄漏 從而與空氣形成

24、爆炸性混合物。消除引發(fā)燃燒、爆炸的基本條件， 按規(guī)范要求對LNG工藝系統(tǒng)與設(shè)備進(jìn)行消防保護(hù)。防止LNG設(shè)備 超壓和超壓排放。防止LNG的低溫特性和巨大的溫差對工藝系統(tǒng) 的危害及對操作人員的冷灼傷。3. 2工藝系統(tǒng)預(yù)冷在LNG氣化站竣工后正式投運(yùn)前，應(yīng)使用液氮對低溫系統(tǒng)中的 設(shè)備和工藝管道進(jìn)行干燥、預(yù)冷、惰化和鈍化。預(yù)冷時(shí)利用液氮槽車 閥門的開啟度來控制管道或設(shè)備的冷卻速率口皿。管道或設(shè)備溫 度每降低20,停止預(yù)冷，檢查系統(tǒng)氣密性和管道與設(shè)備的位移。 預(yù)冷結(jié)束后用LNG儲罐內(nèi)殘留的液氮?dú)饣蟠祾摺⒅脫Q常溫設(shè)備及 管道，最后用LNG將儲罐中的液氮置換出來，就可正式充裝LNG進(jìn) 行供氣。3.3運(yùn)行管

25、理與安全保護(hù)3. 3. 1 LNG儲罐的壓力控制正常運(yùn)行中，必須將LNG儲罐的操作壓力控制在允許的范圍內(nèi)。 華南地區(qū)LNG儲罐的正常工作壓力范圍為0. 30. 7MPa,罐內(nèi)壓 力低于設(shè)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啟壓力確定，增壓上限由自增壓閥的自動關(guān)閉 壓力確定，其值通常比設(shè)定的自增壓閥開啟壓力約高15%。例如： 當(dāng)LNG用作城市燃?xì)庵鳉庠磿r(shí)，若自增壓閥的開啟壓力設(shè)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(shè)置在儲罐低溫氣相管道上的自動減壓 調(diào)節(jié)閥的定壓值（前壓）限定。當(dāng)

26、儲罐最高工作壓力達(dá)到減壓調(diào)節(jié)閥設(shè) 定開啟值時(shí)，減壓閥自動開啟卸壓，以保護(hù)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啟壓力不 能重疊，應(yīng)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(yīng)在設(shè)備調(diào)試中確定。3. 3. 2 LNG儲罐的超壓保護(hù)LNG在儲存過程中會由于儲罐的“環(huán)境漏熱”而緩慢蒸發(fā)（日靜態(tài) 蒸發(fā)率體積分?jǐn)?shù)或.3%）,導(dǎo)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(yùn)行，設(shè)計(jì)上采用儲罐減壓調(diào)節(jié)閥、壓力報(bào)警 手動放散、安全閥起跳三級安全保護(hù)措施來進(jìn)行儲罐的超壓保護(hù)。其保護(hù)順序?yàn)椋寒?dāng)儲罐壓力上升到減壓調(diào)節(jié)閥設(shè)定開啟值時(shí)，減 壓調(diào)

27、節(jié)閥自動打開泄放氣態(tài)天然氣；當(dāng)減壓調(diào)節(jié)閥失靈，罐內(nèi)壓力繼 續(xù)上升，達(dá)到壓力報(bào)警值時(shí)，壓力報(bào)警，手動放散卸壓；當(dāng)減壓調(diào)節(jié) 閥失靈且手動放散未開啟時(shí)，安全閥起跳卸壓，保證LNG儲罐的運(yùn) 行安全。對于最大工作壓力為0. 80MPa的LNG儲罐，設(shè)計(jì)壓力為 0. 84MPa,減壓調(diào)節(jié)閥的設(shè)定開啟壓力為0. 76MPa,儲罐報(bào)警壓力 為0. 78MPa，安全閥開啟壓力為0. 80MPa，安全閥排放壓力為 0. 88MPa。3. 3. 3 LNG的翻滾與預(yù)防LNG在儲存過程中可能出現(xiàn)分層而引起翻滾，致使LNG大量蒸 發(fā)導(dǎo)致儲罐壓力迅速升高而超過設(shè)計(jì)壓力，如果不能及時(shí)放散卸 壓，將嚴(yán)重危及儲罐的安全。大量研

28、究證明，由于以下原因引起LNG出現(xiàn)分層而導(dǎo)致翻滾：儲罐中先后充注的LNG產(chǎn)地不同、組分不同而導(dǎo)致密度不同。先后充注的LNG溫度不同而導(dǎo)致密度不同。先充注的LNG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(nèi)的LNG出現(xiàn)分 層，常采用如下措施。將不同氣源的LNG分開儲存，避免因密度差引起LNG分層。為防止先后注入儲罐中的LNG產(chǎn)生密度差，采取以下充注方 法：a.槽車中的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。儲罐中的進(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。對長期儲存的LNG,采取定期倒罐的方式防止其因靜止而分 層。4. 3. 4運(yùn)行監(jiān)控與安