LNG點供(氣化站)工藝設(shè)計與運行管理及設(shè)備解說

1、.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氣源或過渡氣源，也是許多使用管輸天然氣供氣城市的補充氣源或調(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)濟發(fā)達、 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)計與運行管理進行探討。1 LNG 氣化站工藝流程11 LNG 卸車工藝LNG 通過公路槽車或罐式集裝箱車從LNG 液化工廠運抵用氣城市LNG 氣化站，利用槽車上的空溫式升壓氣化器

2、對槽車儲罐進行升壓(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，通過卸車臺氣相管道回收槽車中的氣相天然氣。卸車時，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，采用上進液方式。槽車中的低溫LNG 通過儲罐上進液管噴嘴以噴淋狀態(tài)進入儲罐，將部分氣體冷卻為液體而降低罐內(nèi)壓力，使卸車得以順利進行。若槽車中的LNG 溫度高于儲罐中LNG 的溫度時，采用下進液方式，高溫LNG 由下進液口進入儲罐，與罐內(nèi)低溫LNG 混合而降溫，避免高溫 LNG 由

3、上進液口進入罐內(nèi)蒸發(fā)而升高罐內(nèi)壓力導(dǎo)致卸車?yán)щy。實際操作中，由于目前LNG 氣源地距用氣城市較遠，長途運輸?shù)竭_用氣城市時，槽車Word 專業(yè)資料.內(nèi)的 LNG 溫度通常高于氣化站儲罐中LNG 的溫度，只能采用下進液方式。所以除首次充裝 LNG 時采用上進液方式外，正常卸槽車時基本都采用下進液方式。為防止卸車時急冷產(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 對卸車管道進行預(yù)冷。同時應(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。12 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

4、工藝流程儲罐自動增壓與 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， 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

5、然氣流入儲罐內(nèi)， 將儲罐內(nèi)壓力升至所需的工作壓力。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行調(diào)壓 (通常調(diào)至 0 4MPa) 、計量、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15 ，直接進管網(wǎng)Word 專業(yè)資料.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，冬季時氣化器出口天然氣的溫度(比環(huán)境溫度低約10 )遠低于 0而成為低溫天然氣。為防止低溫天然氣直接進入城市中壓管網(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

6、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。當(dāng)一組使用時間過長，氣化器結(jié)霜嚴(yán)重，導(dǎo)致氣化器氣化效率降低，出口溫度達不到要求時，人工(或自動或定時 )切換到另一組使用，本組進行自然化霜備用。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)進行，當(dāng)儲罐內(nèi)壓力又低于增壓閥設(shè)定的開啟壓力時，自動增壓閥打開，開始新一輪增壓。2 LNG 氣化站工藝設(shè)計21 設(shè)計決定項目的經(jīng)濟效益當(dāng)確定了項目的建設(shè)方案后，要采用先進適用的LNG 供氣流程、安全可靠地向用戶

7、供氣、合理降低工程造價、提高項目的經(jīng)濟效益， 關(guān)鍵在于工程設(shè)計 1 。據(jù)西方國家分析， 不到建設(shè)工程全壽命費用1 的設(shè)計費對工程造價的影響度占75 以上，設(shè)計質(zhì)量對整個建設(shè)工程的效益至關(guān)重要。影響 LNG 氣化站造價的主要因素有設(shè)備選型(根據(jù)供氣規(guī)模、工藝流程等確定 )、總圖設(shè)計 (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 )。Word 專業(yè)資料.通常，工程直接費約占項目總造價的70% ，設(shè)備費又占工程直接費的48 50 ，設(shè)備費中主要是LNG 儲罐的費用。 2 氣化站設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)至今我國尚無 LNG 的專用設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)，在LNG 氣化站設(shè)計時，常采用的設(shè)計規(guī)范為：

8、GB 50028 93城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī)范 (2002 年版 )、GBJ 16 87建筑設(shè)計防火規(guī)范 (2001 年版 )、GB 50183 2004 石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范、美國 NFPA 59A 液化天然氣生產(chǎn)、儲存和裝卸標(biāo)準(zhǔn)。其中GB50183 2004 石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范是由中石油參照和套用美國NFPA 59A 標(biāo)準(zhǔn)起草的，許多內(nèi)容和數(shù)據(jù)來自NFPA 59A 標(biāo)準(zhǔn)。由于NF-PA 59A 標(biāo)準(zhǔn)消防要求高，導(dǎo)致工程造價高，目前難以在國內(nèi)實施。目前國內(nèi) LNG 氣化站設(shè)計基本參照GB 50028 93 城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī)范(2002 年版 )設(shè)計，實踐證明安全可行。23 LNG 儲罐的

9、設(shè)計儲罐是 LNG 氣化站的主要設(shè)備，占有較大的造價比例，應(yīng)高度重視儲罐設(shè)計。23 1 LNG 儲罐結(jié)構(gòu)設(shè)計LNG 儲罐按結(jié)構(gòu)形式可分為地下儲罐、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Word 專業(yè)資料.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

10、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 。23 2 設(shè)計壓力與計算壓力的確定目前絕大部分 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，可取設(shè)計壓力為084MPa 。儲罐的充裝系數(shù)為095 ，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，同時與內(nèi)罐形成高真空絕熱

11、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壓。所以外罐為外壓容器，設(shè)計壓力為-0 1MPa 。23 3 100m3LNG儲罐的選材正常操作時 LNG 儲罐的工作溫度為 -162 3 ，第一次投用前要用 -196 的液氮對儲罐進行預(yù)冷 2 、3 ，則儲罐的設(shè)計溫度為 -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( 美國機械工程師協(xié)會 )標(biāo)準(zhǔn)的 304 。根據(jù)內(nèi)罐的計算壓力和所選材料，內(nèi)罐的計算厚度和設(shè)計厚度分別為11 1mm 和 12

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)計厚度為 10 0mm 。Word 專業(yè)資料.234 接管設(shè)計開設(shè)在儲罐內(nèi)罐上的接管口有：上進液口、下進液口、出液口、氣相口、測滿口、上液位計口、下液位計口、工藝人孔8 個接管口。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。23 5 液位測量裝置設(shè)計為防止儲罐內(nèi) LNG 充裝過量或運行中罐內(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兩套獨立液位測量裝

13、置4 ，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，通過差壓式液位計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)達到充裝上限時，LNG 液體會從測滿口溢出，提醒操作人員手動切斷進料。儲罐自控系統(tǒng)還設(shè)有高限報警(充裝量為罐容的 85 )、緊急切斷 (充裝量為罐容的 95 )、低限報警 (剩余 LNG 量為罐容的 10)。236 絕熱層設(shè)計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，夾層通氮氣，通

14、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。Word 專業(yè)資料.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)率體積分數(shù) 0 3。237 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。同時還應(yīng)考慮氣源點的個數(shù)、氣源廠檢修時間、氣源運輸周期、用戶用氣波動情況等因素。對氣源的要求是不少于 2 個供氣點。若只有1 個供氣點，則

15、儲罐總?cè)萘窟€要考慮氣源廠檢修時能保證正常供氣。24 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猓Ｔ贐OG加熱器的出口增設(shè)BOG 緩沖罐，其容量按回收槽車余氣量設(shè)置。25 氣化器、加熱器選型設(shè)計25 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 06MPa 進行計算。據(jù)計算結(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，

16、LNG 進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。Word 專業(yè)資料.25 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 進氣化器溫度為 -162 3 ，氣態(tài)天然氣出氣化器溫度為-145 。253 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)計能力按此進行計算

17、，回收槽車卸車后的氣相天然氣的時間按30min計。以 1 臺 40m3 的槽車壓力從0 6MPa 降至 0 3MPa 為例，計算出所需 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500 1000m3/h。在冬季使用水浴式天然氣加熱器時，將 BOG 用作熱水鍋爐的燃料，其余季節(jié)送入城市輸配管網(wǎng)。254 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氣化設(shè)施。氣化器的氣化能力按高峰小時用氣量確定， 并留有一定的余量， 通常按高峰小時用氣量的1 315 倍確定。單臺氣化器的氣化能力按2000m3

18、/h計算， 24 臺為一組，設(shè)計上配置 2 3 組，相互切換使用。25 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，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行加熱5 、6 。加熱器的加熱能力按高峰小時用氣量的1315 倍確定。25 6 安全放散氣體 (EAG)加熱器Word 專業(yè)資料.LNG 是以甲烷為主的液態(tài)混合物，常壓下的沸點溫度為 -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，其臨界浮力溫度為 -107 。當(dāng)氣態(tài)天然氣溫度高于-107 時，氣態(tài)天然氣比空氣輕，將從泄漏處上升飄

19、走。當(dāng)氣態(tài)天然氣溫度低于-107 時，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行計算。 經(jīng)計算， 100m3儲罐的安全放散量為500m3/h，設(shè)計中選擇氣化量為500m3/h的空溫式加熱器1 臺。進加熱器氣體溫度取 -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

20、LNG 氣液混合物冷灼傷操作人員，應(yīng)將單個安全閥放散管和儲罐放散管接入集中放散總管放散。26 調(diào)壓、計量與加臭裝置根據(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。計量采用渦輪流量計。加臭劑采用四氫噻吩，加臭以隔膜式計量泵為動力，根據(jù)流量信號將加臭劑注入燃氣管道中。27 閥門與管材管件選型設(shè)計271 閥門選型設(shè)計Word 專業(yè)資料.工藝系統(tǒng)閥門應(yīng)滿足輸送LNG 的壓力和流量要求， 同時必須具備耐 -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 。

21、27 2 管材、管件、法蘭選型設(shè)計介質(zhì)溫度 -20 的管道采用輸送流體用不銹鋼無縫鋼管(GB/T14976 2002) ，材質(zhì)為 0Cr18Ni9 。管件均采用材質(zhì)為0crl8Ni9的無縫沖壓管件 (GB/T 12459 90) 。法蘭采用凹凸面長頸對焊鋼制管法蘭(HG 20592 97) ，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，材質(zhì)為0Crl8Ni9 。介質(zhì)溫度 >-20 的工藝管道，當(dāng)公稱直徑 200 mm時，采用輸送流體用無縫鋼管 (GB/T8163 1999) ，材質(zhì)為 20 號鋼；當(dāng)公稱徑 >

22、;200mm時采用焊接鋼管 (GB/T 3041 2001) ，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 12459 90) 。法蘭采用凸面帶頸對焊鋼制管法蘭(HG20592 97) ，材質(zhì)為 20 號鋼。法蘭密封墊片采用柔性石墨復(fù)合墊片(HG20629 97) 。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行絕熱。碳素鋼工藝管道作防腐處理。273 冷收縮問題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)異的低溫機械性能，但冷收縮率高達0 003 。站區(qū) LNG 管道在常

23、溫下安裝，在低Word 專業(yè)資料.溫下運行，前后溫差高達 180 ，存在著較大的冷收縮量和溫差應(yīng)力，通常采用“門形”補償裝置補償工藝管道的冷收縮。28 工藝控制點的設(shè)置LNG 氣化站的工藝控制系統(tǒng)包括站內(nèi)工藝裝置的運行參數(shù)采集和自動控制、遠程控制、聯(lián)鎖控制和越限報警?？刂泣c的設(shè)置包括以下內(nèi)容：卸車進液總管壓力；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、壓力與報警聯(lián)鎖；BOG 加熱器壓力；調(diào)壓器后壓力；出站流量；加臭機 (自帶儀表控制 )。29 消防設(shè)計LNG 氣化站的消防設(shè)計根據(jù)CB 50028 93 城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī)范 (2002年版 )LPG 部分

24、進行。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)，噴淋強度為 0 15 L/(s ·m2) ，噴淋用水量按著火儲罐的全表面積計算，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 計算。水槍用水量按GBJ 16 87 建筑設(shè)計防火規(guī)范 (2001 年版 )和 GB 50028 93 城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī)范 (2002年版 )選取。3 運行管理Word 專業(yè)資料.31 運行基本要求LNG 氣化站運行的基本要求是： 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

25、求對LNG 工藝系統(tǒng)與設(shè)備進行消防保護。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。32 工藝系統(tǒng)預(yù)冷在 LNG 氣化站竣工后正式投運前，應(yīng)使用液氮對低溫系統(tǒng)中的設(shè)備和工藝管道進行干燥、 預(yù)冷、惰化和鈍化。 預(yù)冷時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 1 /min 。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)殘留的液氮氣化后吹掃、置換常溫設(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 進行供氣。33 運行管理與安全保護33 1 LNG

26、 儲罐的壓力控制正常運行中，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03 0 7MPa ，罐內(nèi)壓力低于設(shè)定值時，可利用自增壓氣化器和自增壓閥對儲罐進行增壓。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 用作城市燃氣主氣源時， 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009MPa 。Word 專業(yè)資料.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)儲罐最高工作壓

27、力達到減壓調(diào)節(jié)閥設(shè)定開啟值時，減壓閥自動開啟卸壓， 以保護儲罐安全。 為保證增壓閥和減壓閥工作時互不干擾，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。33 2 LNG 儲罐的超壓保護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)率體積分數(shù)03 )，導(dǎo)致儲罐的壓力逐步升高，最終危及儲罐安全。為保證儲罐安全運行，設(shè)計上采用儲罐減壓調(diào)節(jié)閥、壓力報警手動放散、 安全閥起跳三級安全保護措施來進行儲罐的超壓保護。其保護順序為： 當(dāng)儲罐壓力上升到減壓調(diào)節(jié)閥設(shè)定開啟值時，減壓調(diào)節(jié)閥自動打開泄放氣態(tài)天然氣

28、； 當(dāng)減壓調(diào)節(jié)閥失靈， 罐內(nèi)壓力繼續(xù)上升， 達到壓力報警值時，壓力報警，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，安全閥起跳卸壓，保證LNG 儲罐的運行安全。對于最大工作壓力為0 80MPa 的LNG 儲罐，設(shè)計壓力為 0 84MPa ，減壓調(diào)節(jié)閥的設(shè)定開啟壓力為076MPa ，儲罐報警壓力為0 78MPa ，安全閥開啟壓力為080MPa ，安全閥排放壓力為 0 88MPa 。33 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)計壓力7 ，如果不能及時放散卸壓，將嚴(yán)重危及儲罐的安全。大量研究證明，由于以下原因引起L

29、NG 出現(xiàn)分層而導(dǎo)致翻滾：Word 專業(yè)資料.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 密度相近時從儲罐的下進液口充注；b 槽車中的輕質(zhì)LNG 充注到重質(zhì) LNG 儲罐中時從儲罐的下進液口充注；c槽車中的重質(zhì) LNG 充注到輕質(zhì)

30、 LNG 儲罐中時，從儲罐的上進液口充注。儲罐中的進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。33 4 運行監(jiān)控與安全保護LNG 儲罐高、低液位緊急切斷。 在每臺 LNG 儲罐的進液管和出液管上均裝設(shè)氣動緊急切斷閥，在緊急情況下，可在卸車臺、儲罐區(qū)、控制室緊急切斷進出液管路。在進液管緊急切斷閥的進出口管路和出液管緊急切斷閥的出口管路上分別安裝管道安全閥，用于緊急切斷閥關(guān)閉后管道泄壓。氣化器后溫度超限報警， 聯(lián)鎖關(guān)斷氣化器進液管。 重點是對氣化器出口氣體溫度進行檢測、 報警和聯(lián)鎖。 正常操作時， 當(dāng)達到額定負荷時氣化器的氣體出口溫度比