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LNG应急储配站设计问题分析

发表时间：2020/8/5 来源：《基层建设》2020年第10期作者：卫龙强

[导读] 摘要：应急储运站是社会发展进程中必不可少的公共服务设施，但是由于LNG应急储运站的特殊性和危险性，因此在应急储运站建设中要充分考虑其风险，并制定有效的规避风险的对策。

        新疆庆华能源集团有限公司新疆伊犁 835000
        摘要：应急储运站是社会发展进程中必不可少的公共服务设施，但是由于LNG应急储运站的特殊性和危险性，因此在应急储运站建设中要充分考虑其风险，并制定有效的规避风险的对策。这样才能保证应急储运站为人民生活带来便利的同时最大程度地降低LNG应急储运站潜在的风险。本文主要分析LNG应急储运站存在的建设风险，以及针对风险制定合理有效的措施进行规避。
        关键词：LNG储配站；工艺流程；锅炉系统；消防设计
        1、引言
        LNG（液化天然气）由于其本身的清洁环保性在社会上被广泛使用，另外，顺应国家节能减排的政策号召，LNG应急储运站的建设也在不断规划和发展中。但是作为天然气存储和中转站点的加气站由于其特殊性还是存在一定的安全风险，因此必须充分了解LNG加气站在其运行中可能存在的安全风险问题，并在建设过程中对于应急储运站进行合理的设计和规划，最大限度地规避存在的潜在风险。以下主要针对LNG加气站发展过程中遇到的问题进行分析，并且提出一些规避风险的措施。某LNG应急储配站设计场站主要建设内容包括场站工艺系统、全站集中控制及管理系统、全站配套公用工程。通过对某LNG应急调峰储配站的工艺流程、事故工况的应对措施、站控系统的保护、消防系统与热水系统设计等问题进行了讨论和分析，探讨了LNG储配站设计过程中的问题，提出了LNG储配站设计过程中的一些建议。
        2、工艺流程及事故工况的应对措施
        2.1工艺流程
        （1）LNG应急储配站基本功能有LNG装卸、储存、加压、气化、计量加臭外输、LNG瓶组罐装、BOG回收及放散系统等，同时为后期接中压管道预留中压接口。卸车时，采用站内设卸车增压撬的方式。卸车前须对装液储罐减压，打开专门设置的手动BOG阀进行卸压至0.3MPa左右。槽车中的LNG在常压、-162℃条件下，利用站内卸车增压器给槽车增压至0.6MPa，利用压差将LNG通过液相管线送入储配站需储液低温储罐。确定储存增压工艺时，LNG储罐内储存压力较低，运行时需要对LNG储罐进行增压，以维持其0.50-0.60MPa的压力，保证正常流量。
        （2）为防止EAG在放散时聚集，需将EAG加热至高于-107℃后，经阻火器通过10m高的放散塔高点排放。高压计量加臭撬主路调压采用3+0结构，工作压力3.5MPa；中压调压计量撬BOG路调压采用2+0结构，进口压力0.4~0.6MPa，出口压力0.36MPa；自用气调压系统采用2+0结构，进口压力0.2~0.36MPa，出口压力10kPa。加臭采用橇装式自动加臭设备，加臭设备为三路三泵设计，其中高压天然气管道加臭为双路双泵设计，中压天然气管道加臭为单路单泵设计，加臭计量20mg/m3。
        （3）LNG储罐正常运行时，压力维持在0.5~0.6MPa，LNG需要通过LNG低温泵增压至3.5MPa后进入气化器，气化后外输。气化加热常规方式有高压空温式气化器和强制水浴式气化器两种形式，本设计采用高压空温式气化器与强制水浴式气化器相互备用的方式，夏季使用自然能源，冬季利用强制水浴式气化器进行增热，即可满足生产需要，又可充分利用环境热量，降低能耗。
        （4）BOG主要来源于LNG储罐、卸车过程以及LNG灌装过程，BOG的处理采用直接加热调压输出的方式。LNG灌装工艺主要灌装的钢瓶规格为410L液化天然气钢瓶。灌装钢瓶时，液化天然气通过液相天然气管道进入液化天然气钢瓶中，钢瓶中天然气气相（BOG）通过气相回收管道进入BOG加热器加热并调压加臭后进入城镇天然气管道。这样使灌装时的压差始终保持在0.3MPa左右，以提高灌装速度。为了保证系统的安全，LNG储罐及LNG液相管道上两个切断阀之间必须设置安全阀，EAG气体主要在设备及管道超压时排放。
        2.2事故应急处理措施
        （1）LNG低温泵：本设计采用两台低温泵互为备用的形式，任意一台泵均可满足生产的需求。
        （2）阀门：在设备及管道上设置的紧急切断阀均设置有阀位指示装置。
        （3）工艺管道：在设备进出口均设置了阀门，当连接各设备的管道泄漏时，可将管道两端的阀门关闭，通过放空阀将管道内的液体或者气体放空进行检修。

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        （4）储罐应急泄压：由于火灾或者其他原因造成储罐内液体分层或者翻滚时，储罐气相出口的减压阀打开，将产生的BOG排至BOG总管，通过BOG气化器升温后，进入城镇中压管网。
        （5）误操作：本项目中阀门较多，由于人为误操作可导致系统压力升高。为防止误操作造成事故，在设备、阀门及阀门间的管道上均设置紧急放散系统，并采用手动与自动双保险的设置，减压与升压系统均采用机械式的设置，减少人员的操作，在主要阀门上设置阀位显示和监测。
        （6）LNG泄漏：在存在LNG大量泄漏可能性的储罐区、卸车区设置积液池，一旦发生泄漏，泄漏的LNG将经倒流沟流入积液池。储罐区、卸车区均设有低温探头，可燃气体报警探测器和高倍数泡沫系统，当LNG泄漏后，采用高倍数泡沫覆盖，控制LNG蒸发速度，逐步清除泄漏的LNG。
        2.3站控系统
        站控系统采用PLC、上位机和输入输出设备组成一套完整独立的集中控制系统。相关运行参数采用就地显示控制及控制室显示，并通过站控系统对生产过程进行监视和控制。各部位的压力表、液位计、紧急切断阀、各类报警监测（低温、泄漏）器等均根据需要采用就地显示、控制及控制室监视和控制。站控系统预留通信接口，与燃气公司的SCADA调度中心通信。为了便于人员操作，在储罐区防护堤外、卸车去区、气化区设置相应的ESD按钮。
        3、消防设计
        3.1消防灭火设施
        主要消防灭火设置有水喷雾系统、高倍数泡沫发生器、消火栓、干粉灭火器等。
        3.2消防水量的计算
        根据《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974—消防水量应按需水量最大的储罐区计算。根据《城镇燃气设计规范》GB50028—2006[5]的规定计算消防水量，消防水量主要包括冷却喷淋水量和消防水枪水量，喷淋装置的供水强度取0.15L/s•m2，消防水枪用水量取30L/s，火灾连续时间6h计算，则消防总用水量为1720.44m3。本项目设置蓄水量为900m3的消防水池2座。
        4、加热系统
        LNG气化成常温天然气需要吸收大量的热量，考虑到LNG气化冷雾和冬季低温气化的稳定性，该项目气化系统由强制气化系统和自然气化系统组成，故该系统需要为自然气化水浴式复热器和LNG强制气化器提供热源，热源采用天然气热水锅炉。根据工艺系统、节能及工作效率的需要，自然气化复热供热水系统和强制气化供热水系统设置为相互独立系统。水浴式复热器进口最低温度为-15℃，出口温度为5℃，自然气化复热量为20000m3（标）/h（NG）；LNG强制气化器进口最低温度为-138℃，出口温度为5℃，LNG强制气化量为20000m3/h（NG）。计算得自然气化后复热器换热量为0.35MW，故选用2台0.35MW热水炉（一开一备）；强制气化换热量为4.20MW，故根据要求选用2台2.10MW热水锅炉（同时启用）。两系统互为备用，通常情况开启自然复热供热水系统，待自然气化复热效果达不到预期气化规模时，开启强制气化供热水系统。
        结束语
        随着社会的不断发展，天然气的应用在人类的生产生活中扮演着越来越重要的作用，城市天然气应急调峰设施作为城市供气的保障措施，成为了燃气企业亟待解决的问题。应急调峰站采用高压气化系统形式适用于气化规模较大，场站周边仅有高压管网，站址距离集中用气点较远等情况；强制气化与自然气化相结合的气化系统可充分利用环境能量，降低能耗，也可保障冬季极端天气的燃气保供稳定性，减少冷雾对周边环境的影响。
        参考文献：
        [1]浅谈LNG储配站工程实践及技术改进[J].张明明，陈进，孙能.城市燃气.2011（08）
        [2]浅谈模块预制在LNG储配站建设中的应用[J].刘金超，刘丽，胡钇彤.科技传播.2011（01）
        [3]成都市LNG应急调峰储配站设计探讨[J].卢恩苍，龙小华.煤气与热力.2014（11）
        [4]LNG储配站的预冷[J].付明宇，李恒星.煤气与热力.2009（06）
        [5]LNG储配站调峰与安全应急管理探讨[J].逯兵，李超.城市燃气.2011（03）