一、投运前的准备

二、LNG供气站操作技术

三、运营安全管理

一、投运前的准备

LNG供气站竣工验收合格正式投运前,对整个工艺系统必须进行干燥→预冷→模拟试运行→惰化→天然气置换氮气(即钝化)。

1、干燥和预冷

干燥就是利用氮气将供气站工艺系统设备、管道中的水分置换出去,避免系统内的水分在低温下冻结,堵塞和损坏设备、管道与阀门。干燥前,工艺系统应完成吹扫、试压、仪表联校、安全阀就位并校验铅封、设备与管道保冷完毕。

2、系统模拟试运行、惰化与置换

模拟试运行的目的是利用-196℃的液氮对LNG工艺系统进行工艺参数调试和运行性能检验。由于液氮温度低达-196℃,系统出现白雾处即为泄漏点,需处理。用液氮模拟试运行可大大提高在LNG工况参数下系统的运行可靠性。

二、LNG供气站操作技术

1、供气站的工艺流程

2、LNG卸车工艺

通过公路槽车或罐式集装箱车将LNG从气源地运抵用气城市LNG供气站后,利用槽车上的空温式升压气化器将槽车储罐升压到0.6MPa(或通过站内设置的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压),同时将储罐压力降至约0.4MPa,使槽车与LNG储罐间形成约0.2MPa的压差,利用此压差将槽车中的LNG卸入供气站储罐内。卸车结束时,通过卸车台气相管线回收槽车中的气相天然气。

3.LNG储罐的自动增压

靠压力推动,LNG从储罐中流向空温式气化器,气化后供应用户。随着罐内LNG的流出,罐内压力不断降低,LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。因此,正常运营操作中须不断向储罐补充气体,将罐内压力维持在一定范围内,才能使LNG气化过程持续下去。储罐的增压是由自力式增压调节阀和小型空温式气化器组成的自动增压系统来完成的。

运行中常出现因开启压力调试不当,致使新安装的增压阀形同虚设,操作人员不得不打开旁通管进行人工增压的情况。人工增压时,应缓慢打开增压气化器液相进口阀,防止阀门开大而导致事故。曾经发生手工增压时增压气化器液相进口阀开度过大,大量LNG涌入增压气化器后不能完全气化,以气液两相状态进入增压气化器出口管道并冲出安全阀喷射在LNG储罐外壁,将储罐外罐冻裂350mm的事故。因此,应尽可能采用自力式增压阀自动增压。

4、LNG储罐的压力控制

储罐的正常工作压力由自力式增压调节阀的定压值(后压)所限定和控制。储罐的允许最高工作压力由设置在储罐气相出口管道上的自力式减压调节阀定压值(前压)所限定和自动控制。

当储罐正常工作压力低于增压阀的开启压力时,增压阀开启自动增压;当储罐允许最高工作压力达到减压阀设定开启值时,减压阀自动开启卸压,以保护储罐安全。

为保证增压阀和减压阀工作时互不干扰,增压阀的关闭压力与减压阀的开启压力不能重叠,应保证0.05MPa以上的压力差。例如,若增压调节阀的关闭压力设定为0.693MPa,则减压调节阀的开启压力为0.76MPa。考虑两阀的实际制造精度,合适的压力差应在现场安装阀门时精心调试确定。

5、LNG储罐的超压保护

LNG在储存过程中会由于储罐的“环境漏热”而缓慢蒸发,导致储罐的压力逐步升高,最终危及储罐安全。因此,设计上采用在储罐上安装自力式减压调节阀、压力报警手动放空、安全阀起跳三级安全保护措施来进行储罐的超压保护。

国内普遍使用的最高工作压力为0.80MPa、单罐公称容积为100m3的真空压力式储罐,减压阀的最高开启压力设定为0.76MPa,报警压力设定为0.78MPa,储罐安全阀的开启压力和排放压力分别设定为0.8MPa和0.88MPa。其保护顺序为:当储罐压力升到减压阀设定值时,减压阀自动打开泄压;当减压阀失灵罐内压力升至压力报警值0.78MPa时,压力报警,手动放散卸压;当减压阀失灵且未能手动放散,罐内压力升至0.80MPa时,储罐安全阀开启,至排放压力0.88MPa时,安全阀排放卸压。这样既保证了储罐的安全,又充分发挥了储罐的强度储备(储罐设计压力为0.84MPa)。随着安全阀的排放,当罐内工作压力降低到安全阀排放压力的85%时,安全阀自动关闭将储罐密封。正常操作中不允许安全阀频繁起跳。

6、LNG储罐的过量充装与低液位保护

LNG的充装数量主要通过罐内的液位来控制。在储罐上装设有测满口和差压式液位计两套独立液位系统,用于指示和测量储罐液位。此外,还装备有高液位报警器(充装量85%)、紧急切断(充装量95%)、低限报警(剩余10%LNG)。储罐高液位(最大罐容)95%是按工作压力条件下饱和液体的密度设定的,实际操作中须针对不同气源进行核定(下调)。

中国7、LNG的翻滚与预防 
作为不同组分的混合物,LNG在储存过程中会出现分层而引起翻滚,致使LNG大量蒸发导致储罐超压,如不能及时放散卸压,将严重危及储罐的安全。 
大量研究证明由于以下原因引起LNG出现分层而导致翻滚: 

·        由于储罐中先后充注的LNG产地不同组分不同因而密度不同;

·        由于先后充注的LNG温度不同而密度不同;

·        先充注的LNG由于轻组分甲烷的蒸发与后充注的LNG密度不同。

防止罐内LNG出现分层常用的措施如下：

(1)将不同产地的LNG分开储存。

(2)为防止先后注入罐中的LNG产生密度差,采取以下充注方法:①槽车中的LNG与罐中LNG密度相近时从储罐的下进液口充注;②槽车中的轻质LNG充注到重质LNG储罐中时从储罐的下进液口充注;③槽车中的重质LNG充注到轻质LNG储罐中时,从储罐的上进液口充注。

(3)储罐中的进液管使用混合喷嘴和多孔管,可使新充注的LNG与原有LNG充分混合。

(4)对长期储存的LNG,采取定期倒罐的方式防止其因静止而分层。

三、运营安全管理

LNG供气站运营安全管理的基本要求是:

①防止LNG和NG泄漏与空气形成可燃的爆炸性混合物;

②在储罐区、气化区、卸车台等可能产生天然气泄漏的区域均设置可燃气体浓度监测报警装置;

③消除引发燃烧、爆炸的基本条件,按规范要求对LNG工艺系统与设备进行消防保护;

④防止LNG设备超压和超压排放;

⑤防止LNG的低温特性和巨大的温差对工艺系统的危害及对操作人员的冷灼伤。必须制定严格的安全措施,认真落实安全操作规程,消除潜在危险和火灾隐患。供气站站长应每日定时检查站内生产设备和消防设施。

1、LNG潜在的危险性

LNG虽是在低温状态下储存、气化，但和管输天然气一样，均为常温气态应用，这就决定了LNG潜在的危险性： 
(1)低温的危险性 
(2)BOG的危险性 
(3)着火的危险性

(4)翻滚的危险性

2、LNG站工艺设计的合理性和全面性

1）LNG站应有合理的工艺流程 
2）LNG站应有完善的运行功能（措施） 
3）LNG站应有可靠的安全措施 
4）LNG站的储存设备、气化设备、输送设备制造安装质量要精良

3、LNG站的安全技术管理

LNG固有的特性和潜在的危险性，要求我们必段对LNG站进行合理的工艺、安全设计及设备制造，这将为搞好LNG站的安全技术管理打下良好的基础。

1）LNG站的机构与人员配置

应有专门的机构负责LNG站的安全技术基础；同时应配备专业技术管理人员；要划清各生产岗位，并配齐岗位操作人员。不论是管理人员，还是岗位操作人员均应经专业技术培训，经考核合格后方可上岗。

2）技术管理

（1）建立健全LNG站的技术档案

包括前期的科研文件、初步设计文件、施工图、整套施工资料、相关部门的审批手续及文件等。

（2）制定各岗位的操作规程

包括LNG卸车操作规程、LNG储罐增压操作规程、LNG储罐倒罐操作规程、LNG空浴（水浴）气化（器）操作规程、BOG储罐操作规程、消防水泵操作规程、中心调度控制程序切换操作规程、LNG 进（出）站称重计量操作规程、天然气加臭操作规程等。

3）生产安全管理

（1）做好岗位人员的安全技术培训

包括LNG站工艺流程、设备的结构及工作原理、岗位操作规程、设备的日常维护及保养知识消防器材的使用与保养等，都应进行培训，做到应知应会。

（2）建立各岗位的安全生产责任制度，设备巡回检查制度这也是规范安全行为的前提。如对长期静放的LNG 应定期倒罐并形成制度，以防“翻滚”现象的发生。

（3）建立健全符合工艺要求的各类原始记录：包括卸车记录、LNG储罐储存记录、中心控制系统运行记录、巡检记录等，并切实执行。

（4）建立事故应急抢险救援预案

预案应对抢先救援的组织、分工、报警、各种事故（如LNG 少量泄漏、大量泄漏、直至着火等）的处置方法等，应详细明确。并定期进这行演练，形成制度。

（5）加强消防设施的管理

重点对消防水池（罐）、消防泵、LNG储罐喷淋设施、干粉灭火设施、可燃气体报警设施要定期检修（测），确保其完好有效。

（6）加强日常的安全检查与考核

通过检查与考核，规范操作行为，杜绝违章，克服麻痹思想。如LNG的卸车就值得规范，从槽车进站、计量称重、槽车就位、槽车增压、软管连接、静电接地线连接、LNG管线置换、卸车卸车完毕后余气的回收、槽车离位以及卸车过程中的巡检、卸车台（位）与进液储罐的衔接等等，都应有一套完整的规程要求。

4、设备管理

由于LNG站的生产设备（储罐、气化设备等）均为国产，加之规范的缺乏，应加强对站内生产设施的管理。

1）建立健全生产设备的台账、卡片、专人管理，做到帐、卡、物相符

LNG储罐等压力容器应取得《压力容器使用证》；设备的使用说明书、合格证、质量证明书、工艺结构图、维修记录等应保存完好并归档。

2）建立完善的设备管理制度、维修保养制度和完好标准

具体的生产设备应有专人负责，定期维护保养。

3）强化设备的日常维护与巡回检查

(1)LNG储罐：外观是否清洁；是否存在腐蚀现象；是否存在结霜、冒汗情况；安全附件是否完好；基础是否牢固等。

(2)LNG气化器：外观是否清洁；（气化）结霜是否无均匀；焊口是否有开裂泄漏现象；各组切换（自动）是否正常；安全附件是否正常完好。

(3)LNG工艺管线：（装）卸车管线、LNG 储罐出液管线保温层是否完好；（装）卸车及出液气化过程中工艺管线伸缩情况是否正常，是否有焊口泄漏现象；工艺管线上的阀门（特别是低温阀门）是否有泄漏现象；法兰连接下是否存在泄漏现象；安全附件是否完好。

(4)对设备日常检验过程中查出的问题都不能掉以轻心，应组织力量及时排除。

4）抓好设备的定期检查

(1)LNG储罐：

储罐的整体外观情况（周期：一年）；真空粉末绝热储罐夹层真空度的测定（周期：一年）；储罐的日蒸发率的测定（可通过BOG的排出量来测定）（周期可长可短，但发现日蒸发率突然增大或减小时应找出原因，立即解决）；储罐基础牢固、变损情况（周期：三个月）；必要时可对储罐焊缝进行复检。同时，应检查储罐的原始运行记录。

(2)LNG气化器：外观整体状况；翅片有无变形，焊口有无开裂；设备基础是否牢固；必要时可对焊口进行无损检测。检查周期：一年。

(3)LNG工艺管线：根据日常原始巡检记录，检查工艺管线的整体运行状况，必要时可检查焊口；也可剥离保冷层检查保冷情况；对不锈钢裸管进行渗碳情况检查。（检查周期：一年）

(4)安全附件：对各种设备、工艺管线上的安全阀、压力表、温度计、液位表、压力变送器、差压变送器、温度变送器及连锁装置等进行检验。检验周期：一年。值得说明的是，上述安全附件的检验应有相应检验资质的单位进行。

(5)其他：防雷、防静电设施的检验一年两次。其他设备、设施也应及时定期检查。