LNG气化站技术安全分析.docx

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