LNG氣化站工藝設(shè)計與運行管理

1、LNG氣化站工藝設(shè)計與運行管理摘要：液化天然氣(LNG)以其能量密度高、運輸方便、環(huán)保、經(jīng)濟等優(yōu)點，已成為管輸天然氣供應(yīng)范圍以外城市的主氣源和過渡氣源。論述了液化天然氣氣化站的工藝流程、工藝設(shè)計要點和運行管理措施。關(guān)鍵詞：LNG氣化站；工藝流程；工藝設(shè)計；運行管理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

2、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

3、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由上進液口進入罐內(nèi)蒸發(fā)而升高罐內(nèi)壓力導致卸車困難。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)當用儲罐中的LNG對卸車管道進行預(yù)冷。同時應(yīng)防止快速

4、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

5、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04MPa)、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)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

6、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。當一組使用時間過長，氣化器結(jié)霜嚴重，導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)濟效益當確定了項

7、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)。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4850，設(shè)備費中主要是LNG儲罐的費用。22 氣化站設(shè)計標準至今我國尚無LNG的專用設(shè)計標準，在LNG氣化站設(shè)計時，常采用的設(shè)計規(guī)范為

8、：GB 5002893城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī)范(2002年版)、GBJ 1687建筑設(shè)計防火規(guī)范(2001年版)、GB 501832004石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范、美國NFPA59A液化天然氣生產(chǎn)、儲存和裝卸標準。其中GB 501832004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NFPA59A標準起草的，許多內(nèi)容和數(shù)據(jù)來自NFPA59A標準。由于NF-PA59A標準消防要求高，導致工程造價高，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 5002893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

9、，應(yīng)高度重視儲罐設(shè)計。231 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，

10、儲罐幾何容積為10528m3。232 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08MPa。按照GB 1501998鋼制壓力容器的規(guī)定，當儲罐的最高工作壓力為08MPa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0062MPa，內(nèi)外罐之間絕對壓力為5Pa，則內(nèi)罐的計算壓力為101MPa。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-01MPa。233 100m3LNG儲罐的選材正常操作時L

11、NG儲罐的工作溫度為-1623，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，相當于ASME(美國機械工程師協(xié)會)標準的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111mm和120mm。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100mm。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

12、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。235 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

13、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)

14、LNG儲罐的日靜態(tài)蒸發(fā)率體積分數(shù)03。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?，常在BOG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251 儲罐增壓氣化器按100m3的LNG儲罐裝滿90m

15、3的LNG后，在30min內(nèi)將10m3氣相空間的壓力由卸車狀態(tài)的04MPa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，LNG進增壓氣化器的溫度為-1623，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。252 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06MPa。LNG進氣化器溫度為-1623，氣態(tài)天然氣出氣化器溫度為-145。253

16、 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，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06MPa降至03MPa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5001000m3/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

17、高峰小時用氣量的1315倍確定。單臺氣化器的氣化能力按2000m3/h計算，24臺為一組，設(shè)計上配置23組，相互切換使用。255 水浴式天然氣加熱器當環(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。256 安全放散氣體(EAG)加熱器LNG是以甲烷為主的液態(tài)混合物，常壓下的沸點溫度為-1615，常壓下儲存溫度為-1623，密度約430 kg/m3。當LNG氣化為氣態(tài)天然氣時，其臨界浮力溫度為-107。當氣態(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

18、走。當氣態(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LNG氣液混合物冷灼傷操作人員，應(yīng)將

19、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。272 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

20、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，材質(zhì)為0Crl8Ni9。介質(zhì)溫度>-20的工藝管道，當公稱直徑200 mm時，采用輸送流體用無縫鋼管(GB/T81631999)，材質(zhì)為20號鋼；當公稱徑>200mm時采用焊接鋼管(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

21、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0003。站區(qū)LNG管道在常溫下安裝，在低溫下運行，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

22、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 5002893城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī)范(2002年版)LPG部分進行。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015 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

23、直徑15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 1687建筑設(shè)計防火規(guī)范(2001年版)和GB 5002893城鎮(zhèn)燃氣設(shè)計規(guī)范(2002年版)選取。3 運行管理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

24、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331 LNG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0307MPa，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LNG用

25、作城市燃氣主氣源時，若自增壓閥的開啟壓力設(shè)定為06MPa，自增壓閥的關(guān)閉壓力約為069 MPa，儲罐的增壓值為009MPa。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。當儲罐最高工作壓力達到減壓調(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005MPa以上的壓力差。考慮兩閥的制造精度，合適的壓力差應(yīng)在設(shè)備調(diào)試中確定。332 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)，導致儲罐的壓力逐步升高，最終危及儲罐安

26、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；當減壓調(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080MPa的LNG儲罐，設(shè)計壓力為084MPa，減壓調(diào)節(jié)閥的設(shè)定開啟壓力為076MPa，儲罐報警壓力為078MPa，安全閥開啟壓力為080MPa，安全閥排放壓力為088MPa。333 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，將嚴重危及儲罐的安全。大量研究證明，由于以下原因引起LNG出現(xiàn)分層而導致翻滾：儲罐中先后充注的LNG產(chǎn)地不同、組分不同而導致密度不同。先后充注的LNG溫度不同而導致密度不同。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