南京市某LNG應急儲配站設計問題分析

饒映明，陳國輝

（1.中建八局第三建設有限公司設計研究院，江蘇南京 210000；2.南京江寧華潤燃氣有限公司，江蘇南京 210000）

1 項目概況

南京市某LNG應急儲配站容量為800m3LNG立式儲罐（儲罐幾何容積4×200m3），場站設計氣化規模為20 000m3/h，LNG經過升壓氣化后直接進入原有高壓燃氣管道（設計壓力4.0MPa），作為應急調峰氣源使用。場站主要建設內容包括場站工藝系統、全站集中控制及管理系統、全站配套公用工程。

2 工藝流程及事故工況的應對措施

2.1 工藝流程

南京市某LNG應急儲配站基本功能有LNG裝卸、儲存、加壓、氣化、計量加臭外輸、LNG瓶組罐裝、BOG回收及放散系統等，同時為后期接中壓管道預留中壓接口。該站的工藝流框程見圖1。

圖1 LNG儲配站工藝流程框圖

（1）卸車工藝

卸車時，采用站內設卸車增壓撬的方式。卸車前須對裝液儲罐減壓，打開專門設置的手動BOG閥進行卸壓至0.3MPa左右。槽車中的LNG在常壓、-162℃條件下，利用站內卸車增壓器給槽車增壓至0.6MPa，利用壓差將LNG通過液相管線送入儲配站需儲液低溫儲罐。

（2）儲存增壓工藝

LNG儲罐內儲存壓力較低，運行時需要對LNG儲罐進行增壓，以維持其0.50-0.60MPa的壓力，保證正常流量。

（3）LNG低溫泵增壓工藝

LNG儲罐正常運行時，壓力維持在0.5～0.6MPa，LNG需要通過LNG低溫泵增壓至3.5MPa后進入氣化器，氣化后外輸。

（4）氣化加熱工藝

氣化加熱常規方式有高壓空溫式氣化器和強制水浴式氣化器兩種形式，本設計采用高壓空溫式氣化器與強制水浴式氣化器相互備用的方式，夏季使用自然能源，冬季利用強制水浴式氣化器進行增熱，即可滿足生產需要，又可充分利用環境熱量，降低能耗。

（5）BOG工藝

BOG主要來源于LNG儲罐、卸車過程以及LNG灌裝過程，BOG的處理采用直接加熱調壓輸出的方式。

（6）灌裝工藝

LNG灌裝工藝主要灌裝的鋼瓶規格為410L液化天然氣鋼瓶。灌裝鋼瓶時，液化天然氣通過液相天然氣管道進入液化天然氣鋼瓶中，鋼瓶中天然氣氣相（BOG）通過氣相回收管道進入BOG加熱器加熱并調壓加臭后進入城鎮天然氣管道。這樣使灌裝時的壓差始終保持在0.3MPa左右，以提高灌裝速度。

（7）EAG工藝

為了保證系統的安全，LNG儲罐及LNG液相管道上兩個切斷閥之間必須設置安全閥，EAG氣體主要在設備及管道超壓時排放。為防止EAG在放散時聚集，需將EAG加熱至高于-107℃后，經阻火器通過10m高的放散塔高點排放。

（8）高壓計量加臭及中壓調壓計量撬工藝

高壓計量加臭撬主路調壓采用3+0結構，工作壓力3.5MPa；中壓調壓計量撬BOG路調壓采用2+0結構，進口壓力0.4～0.6MPa，出口壓力0.36MPa；自用氣調壓系統采用2+0結構，進口壓力0.2～0.36MPa，出口壓力10kPa。

加臭采用橇裝式自動加臭設備，加臭設備為三路三泵設計，其中高壓天然氣管道加臭為雙路雙泵設計，中壓天然氣管道加臭為單路單泵設計，加臭計量20mg/m3。

2.2 事故工況的應對措施[3]

（1）故障

① LNG低溫泵

本設計采用兩臺低溫泵互為備用的形式，任意一臺泵均可滿足生產的需求。

② 閥門

在設備及管道上設置的緊急切斷閥均設置有閥位指示裝置。

③工藝管道

在設備進出口均設置了閥門，當連接各設備的管道泄漏時，可將管道兩端的閥門關閉，通過放空閥將管道內的液體或者氣體放空進行檢修。

（2）儲罐應急泄壓

由于火災或者其他原因造成儲罐內液體分層或者翻滾時，儲罐氣相出口的減壓閥打開，將產生的BOG排至BOG總管，通過BOG氣化器升溫后，進入城鎮中壓管網。

（3）火災

在儲罐區、氣化區、卸車區等重點區域設置了防爆急停按鈕、火焰探測系統、滅火系統和消防水系統。儲罐區為重點監控區，當發生局部火災時，未著火儲罐迅速啟動噴淋冷卻裝置，著火儲罐的LNG也可實現倒罐功能，同時儲罐的氣相管道也可將產生的氣體迅速排放至放空系統，啟動消防系統，迅速撲滅火災。

（4）誤操作

本項目中閥門較多，由于人為誤操作可導致系統壓力升高。為防止誤操作造成事故，在設備、閥門及閥門間的管道上均設置緊急放散系統，并采用手動與自動雙保險的設置，減壓與升壓系統均采用機械式的設置，減少人員的操作，在主要閥門上設置閥位顯示和監測。

（5）LNG泄漏

在存在LNG大量泄漏可能性的儲罐區、卸車區設置積液池，一旦發生泄漏，泄漏的LNG將經倒流溝流入積液池。儲罐區、卸車區均設有低溫探頭，可燃氣體報警探測器和高倍數泡沫系統，當LNG泄漏后，采用高倍數泡沫覆蓋，控制LNG蒸發速度，逐步清除泄漏的LNG。

2.3 站控系統

站控系統采用PLC、上位機和輸入輸出設備組成一套完整獨立的集中控制系統。相關運行參數采用就地顯示控制及控制室顯示，并通過站控系統對生產過程進行監視和控制。各部位的壓力表、液位計、緊急切斷閥、各類報警監測（低溫、泄漏）器等均根據需要采用就地顯示、控制及控制室監視和控制。

站控系統預留通信接口，與燃氣公司的SCADA調度中心通信。

為了便于人員操作，在儲罐區防護堤外、卸車去區、氣化區設置相應的ESD按鈕。

3 消防設計

3.1 消防滅火設施

主要消防滅火設置有水噴霧系統、高倍數泡沫發生器、消火栓、干粉滅火器等。

3.2 消防水量的計算

根據《消防給水及消火栓系統技術規范》GB50974—2014[4]規定要求，本項目同一時間內的火災次數應按一次考慮，消防水量應按需水量最大的儲罐區計算。根據《城鎮燃氣設計規范》GB50028—2006[5]的規定計算消防水量，消防水量主要包括冷卻噴淋水量和消防水槍水量，噴淋裝置的供水強度取0.15L/s·m2，消防水槍用水量取30L/s，火災連續時間6h計算，則消防總用水量為 1 720.44m3。本項目設置蓄水量為900m3的消防水池2座。

4 加熱系統

LNG氣化成常溫天然氣需要吸收大量的熱量，考慮到LNG氣化冷霧和冬季低溫氣化的穩定性，該項目氣化系統由強制氣化系統和自然氣化系統組成，故該系統需要為自然氣化水浴式復熱器和LNG強制氣化器提供熱源，熱源采用天然氣熱水鍋爐。

根據工藝系統、節能及工作效率的需要，自然氣化復熱供熱水系統和強制氣化供熱水系統設置為相互獨立系統。水浴式復熱器進口最低溫度為-15℃，出口溫度為5℃，自然氣化復熱量為20 000m3(標)/h（NG）；LNG強制氣化器進口最低溫度為-138℃，出口溫度為5℃，LNG強制氣化量為20 000m3/h（NG）。計算得自然氣化后復熱器換熱量為0.35MW，故選用2臺0.35MW熱水爐（一開一備）；強制氣化換熱量為4.20MW[2]，故根據要求選用2臺2.10MW熱水鍋爐（同時啟用）。兩系統互為備用，通常情況開啟自然復熱供熱水系統，待自然氣化復熱效果達不到預期氣化規模時，開啟強制氣化供熱水系統。

5 結論及建議

隨著社會的不斷發展，天然氣的應用在人類的生產生活中扮演著越來越重要的作用，城市天然氣應急調峰設施作為城市供氣的保障措施，成為了燃氣企業亟待解決的問題。

1）應急調峰站采用高壓氣化系統形式適用于氣化規模較大，場站周邊僅有高壓管網，站址距離集中用氣點較遠等情況；

2）強制氣化與自然氣化相結合的氣化系統可充分利用環境能量，降低能耗，也可保障冬季極端天氣的燃氣保供穩定性，減少冷霧對周邊環境的影響；

3）自然氣化復熱器和強制氣化器所需燃氣鍋爐熱水供應系統按兩套系統設計，可合理選擇不同系統運行，節約能源，避免“大馬拉小車”的現象。