小型LNG气化站安全性的分析

潘前江(贵州燃气集团股份有限公司，贵州 贵阳 550001)

0 引言

新时代背景下，为了进一步加快煤改气工程进程，相关部门先后发布了多项文件，以针对性且强有力的补贴政策，为LNG气化站的建设提供了有利条件。2001年，淄博LNG气化站建成，这也是我国LNG供气的开端。相关调查数据显示，2019年我国LNG气化站数量已经达到3900座。现在，小型LNG气化站以建设周期短、消耗成本低等优势，在全国各地的建设量呈现出明显上升趋势。但相对来说，行业内的竞争越来越激烈，这种情况下“安全第一”成为首要考虑的核心问题，要想从根本上提升小型LNG气化站安全水平，则必须从多个角度出发，展开深入性的专业研究。

1 LNG特性

LNG是液态天然气，核心成分为甲烷，将气态下的天然气冷却到-162℃，相比较而言具有节省空间、运输方便、性能高的优势。LNG有着明显的易蒸发性，当周边环境中的温度不断上升，就会逐渐转换为NG。若是转化后NG温度超过了-107℃，此时其密度小于空气，就会出现向上扩散的现象。如果发生LNG大量泄漏事故，且在较短的时间内难以控制，此时温度未超过-107℃，会直接顺着地面蔓延，快速扩散，极易造成严重的火灾，直接危害到人们的生命安全。因LNG储存在低温的环境中，故其具有低温性的特点，当外界有的材料与其接触，就有可能发生反应，造成设备受损等隐患，严重情况下设备损坏、LNG泄漏。

随着社会经济的飞速发展，LNG亦应用至多个领域，涉及到海水淡化、汽车、液化气运输船等。与天然气相比，LNG在投资、体积等方面占据优势；与汽油相比，LNG在费用、生态环保、性能等方面占据优势。LNG成分纯，燃烧后生成二氧化碳与水，不会造成环境污染问题，属于典型的“绿色”能源。新形势下，我国尤为重视LNG产业发展，将大量资金、资源投入到项目建设当中，强调节能环保、低碳经济，同时设定了“安全第一，综合防治”的方针，对小型LNG气化站提出了更高的要求。

2 小型LNG气化站工艺系统安全性分析

2.1 工艺流程

工艺流程对确保气化站安全运行极为重要，为此，必须优化工艺流程，适当地增添相应流程，以此来全面提升气化站的安全性能以及LNG的整体质量。

(1)增压流程。为了保证储罐内压力稳定，应选择最为适宜的增压方式。最为常见的方式为低温泵增压，即将低温泵装设在相应位置，以泵来实现增压，将液态天然气传输。但由于这一方式对硬件条件要求极高，因此小型LNG气化站并不能使用这一方式[1]。另一增压方式为自增压，在保证储罐稳定安全的前提下，若是其内部气压小于0.2MPa，则可自动调节，进入自增压模式。

(2)泄压流程。当LNG运输到相应的气化站后，主要运用气化站内设有的增压气化器实现升压，形成一定压差，再以这一压差来装卸LNG。装卸完成后，将槽车中的气相天然气进行回收。在气化站检修的过程中，运用装卸系统可再次实现装车、外运。在储罐以及管路系统，设置了相应的安全放散阀。若是压力超过其预设范围，则开始自动工作，完成泄压，将压力降下来，控制在一定的范围之内。除此以外，必须要确保集中排放管的畅通，适当地增设排污装置。

(3)供气流程。气化站内储罐中的LNG进入到气化器，将四周所存在的热量充分吸收，逐渐地转化成自然状态天然气。这一气化器为空温式气化器，属于最为主要的气化设施，核心部分为换热装置，气动阀自动工作，交替使用。在出口部分有相应的测温点，若是温度低于5℃，复热器开始工作，以满足后续使用的各项实际需求。

(4)氮气吹扫流程。在装卸的过程中，为了防止杂质进入到管道当中，影响到整个系统的安全稳定运行，需要在卸车部分增设管路吹扫，通常情况下使用氮气瓶，展开有效的吹扫。

(5) BOG回收流程。BOG系统由加热器、安全阀、截止阀等组成，气化站内 BOG蒸发气的来源颇多，要想提高整个系统的安全性能，可增设相对较为独立的BOG回收流程，以此从根本上

降低BOG的排放，充分回收，避免发生环境污染问题，同时将储罐内的压力降低，有利于LNG装卸。

2.2 主要设备

(1) LNG储罐。LNG储罐主要由外罐与内罐两大部分组成，该组成系统当中设有相应的保护器，主要目的是排放后降低压力，避免设备受到破坏。保护器的选型应当结合相关标准文件来确定。在外罐上设有防爆口，若是出现异常情况，泄放压力足够时，则会开始动作。在内罐上设有安全阀以及排放阀，能够有效满足实际需求。

(2)气化类设备。必须结合地方实际情况，严格分析最低气温，以此为基准进行气化类设备设计，使得换热面积可满足需求，同时材质性能须良好，包括强度、韧性等。另外，设计过程中还应考虑到换热以及化霜，设备最低连续运转时长为八小时，同时需要提前预设可靠性强的防雷、防静电措施。

(3)复热器。复热器应当结合实际使用情况，对地方最为恶劣的工况进行调查与分析，使得使用端的温度在5℃之上。同时，需要考虑排污与安全放散，提高其安全性能，实现稳定运行[2]。

(4)调压器。检查调压器安装竣工的验收资料是否齐全，所有阀门的阀位是否在合适的位置；阀门的方向是否正确，各个部件是否完好，记录所有压力表的原始示值。

(5)流量计。流量计最少要存储一年内的所有数据，不仅要有现场显示功能，而且要实现数据远传。防护等级在IP66之上，精读为1.0级。这一装置须配备修正仪，具有自行修正补偿的功能，也可直接转换为标准流量。

(6)加臭机。加臭剂的滴入由有驱动隔膜式柱塞计量泵来控制，对流量计传来的数据信息进行分析，控制加臭量，具有自动控制的特点，同时也可以自行设定加臭量。

3 小型 LNG气化站控制系统安全性分析

(1)紧急停车系统(ESD)。紧急停车系统处在一个静止的状态。若是发生了突发事故，则及时发出相应的信号，传送到控制系统，当PLC接收到信号之后立即动作，完成紧急切断，将突发事故的威胁与负面影响降到最低。

(2)自动控制系统。通常情况下，这一系统主要有PLC、上位机、仪器仪表等多个设备组成。程控逻辑设计要符合工艺系统的控制要求。全站要设置一台工业计算机作为上位机操作员站，完成对整个工艺系统集中监视、管理和自动程序控制。

(3)防雷接地。直接引入电源的配电箱必须具有Ⅰ级保护器，这样才能满足安全性能。控制柜电源处设有Ⅱ级保护器，其主要目的是保护整个控制系统不会受到浪涌冲击。此外，静电接地必须要根据标准规范来完成。

(4)安全联锁。气化站内的各个仪器仪表必须设有多层报警，若是测量的数据过高或者过低，及时发出信号，相关技术人员立即检查。若是出现高高报警或者低低报警时，直接进入安全联锁，自动动作，采取预防措施，避免出现严重的安全事故。

(5)可燃气体报警系统。气化站内必须设有严格的报警系统。为了有效提高整体安全性能，可结合实际场地布置来安装可燃气体探测器，安装的区域包括卸车区、调压区等高风险区。一般情况下，与之对应的控制器可安装在室内，若是发生泄漏，达到上限，报警系统工作，关联设备动作，实现紧急切断，并发出报警信号。

(6)无线远传系统。主要技术为GPRS 技术，通过接口与PLC相连，当接收到信号之后，直接上传至云端服务器[3]。相关技术人员可在智能手机上下载相应的APP，或者直接进入到网站，全面掌握气化站内的数据信息，若是出现异常情况，则会报警，向手机发送提示短信。

4 小型LNG气化站过程安全性分析

4.1 设计中的损伤与预防

(1)材料冲击试验韧性指标较低。当被焊接材料或者焊缝有一定缺陷时，出现缺陷的地方应力较大，受到尺寸、形状等影响，造成应力集中、材料冲击试验韧性指标较低。要想解决这一问题，必须要从多个角度出发，对可能发生的情况加以分析，选择最佳的材料，同时根据标准规范要求完成试验。

(2)连接处结构有缺陷，出现开裂、泄漏等问题。连接处结构有缺陷，造成应力集中，出现开裂、泄漏等问题。应当及时采取预防措施，展开科学且细致的计算，确保连接处结构的合理性，有效控制局部应力。

4.2 制造时的损伤与预防

(1)设备出现开裂。在组装的过程中强行组对，造成应力较大，出现开裂问题。焊接过程中接头处有缺陷，导致外观质量极差。因此，在制造时应当完善图纸，根据图纸来准确界定各个部件的尺寸，严禁强行组队行为，结合图纸要求展开焊接工作，有效确保接头以及外观的整体质量。

(2)保冷管道外层出现结霜现象。LNG是低温液体，流经管道和阀门的连接处时候由于阀门保温措施不当，故低温在此处形成结霜。判断是否漏液应该使用甲烷探测器检查或泄漏量大时可见液滴滴落，通常解决的办法是增加保温层。

4.3 现场运行时的损伤与预防

(1)储罐过充。应当及时检查罐内液位，严格控制卸液量，避免出现过充问题，以确保储罐安全。

(2)端口未能密封，没有进行氮气吹扫。必须要将氮气瓶软管连接，实现氮气吹扫，并使用盲板将软管密封，进行固定，稳定运行。

(3)应急设备失效。现场运行过程中，相关人员必须要定期检查维修气化站内的应急设备，解决其存在的故障，应对突发事故，保障运行安全。

(4)储罐真空失效。相关人员必须将检查储罐压力波动视为日常工作，同时认真检查其外壁是否出现结霜等现象，若是不能确定具体原因，应进行真空检测。

5 结语

综上所述，新形势下小型LNG 气化站在全国各地的建设数量越来越多，其工艺流程简单，自动化性能相对较低，要想提高整体安全性，应把握LNG的特性，并从多个方面展开分析与研究，实现优化与完善，从而进一步全面确保气化站的稳定运营。