LNG接收站BOG產生與處理過程風險評價及應用

汪 侃 岳修維

上海海事大學海洋科學與工程學院, 上海 201306

0 前言

LNG液化天然氣(Liquefied Natural Gas,LNG)接收站運行過程中,LNG與外界產生熱交換受熱而形成閃蒸氣(Boil Off Gas,BOG)[1-2]。LNG接收站BOG處理工藝包括直接壓縮和再冷凝兩種方式[3]。直接壓縮工藝適用于輸氣范圍較近的調峰型站點和氣源型站點，再冷凝工藝則是通過壓縮機把BOG加壓運輸到再冷凝器,采用低溫LNG使BOG冷凝,再經高壓泵加壓進入氣化器氣化后送入外輸管網。在LNG接收站BOG產生與處理過程中極易引起全流程系統出現超壓,以及設備和管網泄漏,現場作業人員處于高濃度BOG區域會引發窒息事故,同時可能誘發火災爆炸事故[4-6]。基于此,在LNG接收站設計和運行前期考慮BOG產生與處理過程事故風險因素與應急處置方案極有必要。2002年,Gerald E W I等人[7]基于再冷凝工藝將BOG加壓至一定壓力與LNG冷凝,再經過氣化器氣化,最終達到節能目的。Nanda R[8]將冷凝器隔板改造成相互垂直的平行結構,用以處理不同負荷的BOG,在LNG節能方面做出貢獻。2007年,何茂全[9]提出LNG儲運過程風險評價模型,并對余姚LNG小型氣化站接收和BOG產生與處理過程進行風險評價。陳雪等人[10]構建了LNG儲罐內流體計算模型,并對儲罐BOG處理過程開展動態模擬研究。黎志昌[11]基于通用流程模擬方法對LNG船舶BOG流程開展模擬研究,分析了BOG壓縮機出口壓力等工藝參數對全流程影響。付子航[12-13]提出的半經驗BOR動態模型有效地預測BOG產生量。2012年,彭明等人[14]提出全容式LNG儲罐總漏熱量和日蒸發率的計算方法,并對某LNG儲罐保冷設計的BOG率予以估算。近年來,針對LNG接收站BOG風險預測和措施,各學者采用不同的科學方法和實驗論證,從不同角度對LNG接收站BOG風險和事故開展研究[15-20],其結論對本研究具有推動作用和參考價值。

當前,中國LNG接收站BOG產生與處理過程的安全管理標準隨LNG產業安全標準從無到有的發展過程中逐步形成,BOG產生與處理過程的安全管理更亟待成型和完善。本研究以某港區LNG接收站為例,確定了LNG接收站BOG產生與處理過程各項設備與系統的危險因素,以及誘發災害的事故致因。通過對該港區LNG接收站作業流程實地調研,針對BOG產生與處理工藝流程中危險有害物質,最終確定火災、爆炸、窒息等主要危險因素。結合危險有害因素的辯識與分析,運用道化學火災爆炸危險指數法進行量化風險評價,提出LNG接收站BOG產生與處理過程安全對策和預防措施。本研究為LNG接收站安全運行提供更科學的參考依據,對BOG產生與處理過程安全管控具有現實意義。

1 LNG接收站BOG產生和處理過程風險分析

1.1 某港區LNG接收站BOG產生與處理過程概況

該港區接收站是某市天然氣供應、調峰和應急的主要來源,高峰期間供氣量占全市用氣量的65%。該LNG接收站包括接收站陸域、碼頭和海底輸氣干線,運營規模3.0×106t/a。生產系統包括卸船系統、儲存系統、BOG產生與處理系統、輸送系統、外輸系統和計量系統[21]。BOG產生與處理過程是LNG接收站作業的重要部分,LNG接收站對BOG處理直接影響LNG接收站的安全性。LNG運輸和儲存過程中,由于環境和設備的能量輸入、LNG壓力和外界壓力變化,導致LNG在生產運輸各工況中受熱產生BOG。在LNG船卸料作業時,儲罐內的LNG由于新LNG的注入產生體積變化,進一步導致BOG形成速度增快。該港區LNG接收站在運行過程中對儲罐內BOG的基本處理包括通過BOG壓縮機再冷凝回收、排入火炬系統燃燒排放、直接輸出，利用LNG卸船過程中產生的BOG反輸至LNG船上平衡船上儲罐壓力[22]等方式。其中,利用BOG壓縮機再冷凝器回收方式是對整個LNG接收站產生BOG進行回收和直接加壓輸出最常用的方法[23]。然而,日常運行中利用BOG對卸船時壓力差進行平衡的方式在非卸船狀態下無法處理,同時受到氣候和海況的影響。排空或燃燒法是一種終極安全措施,為保證系統的運行安全,任何工況下一旦系統受到快速產生BOG壓力的威脅,就會將超壓BOG全部排空或燃燒處理,以保證整個系統安全。該方式的不足之處在于會造成較大經濟損失和環境污染,同時處理過程存在一定安全隱患。

1.2 BOG產生與處理過程危險因素辨識

根據GB 18218-2018《危險化學品重大危險源辨識》和《危險化學品名錄(2019版)》對LNG接收站BOG產生和處理過程以及回收處理系統進行危險和有害因素識別[24]。LNG接收站涉及的危險物質涵蓋天然氣(液相和少量氣相)、蒸發氣體及在吹掃作業中使用的氮氣,見表1。LNG船停靠該港區碼頭后，將運輸的LNG輸送至罐區儲存,輸出時結合該市供氣要求,將罐區內一定量的LNG抽出后氣化,向周邊供氣。上述全流程各環節中,LNG均可能由于任何外界的熱量交換而產生BOG。LNG需要在-162 ℃環境中儲存,一旦保溫或制冷設備出現故障可能導致LNG受熱沸騰,將因極大溫差而快速吸熱產生大量BOG。此外,當LNG從產地運送到目標港區LNG碼頭儲罐時,由于LNG不同產地和運輸過程中的環境影響,會使LNG密度產生差異。在裝罐前對罐內和LNG船上的LNG進行密度對比,根據密度差進行不同高度的注入。由于這種LNG混合時密度差異,導致兩種不同密度的LNG混合時在短時間內產生大量BOG,引起LNG儲罐壓力快速上升至安全閥泄壓壓力。LNG儲罐罐體和整套管網系統及各種設備等使用的金屬、密封材料、管線的焊縫和法蘭,在極低工作溫度下,若材質選擇、安裝、焊接等技術細節出現誤差,可能導致LNG儲罐罐體和整套管網系統等設備構件損壞和泄漏。另外，事故風險也存在于BOG回收系統中。該港區LNG接收站BOG系統包括BOG往復式壓縮機、再冷凝器和管網。其中,BOG往復式壓縮機加壓后壓力增大和其強迫交變力運行,在長時間運轉中容易因應力作用而產生故障,如連桿螺栓長期承受應力產生金屬疲勞導致其運行過程中斷裂。盡管該港區LNG接收站內有多臺BOG往復式壓縮機并聯的冗余設計,但難以完全保障BOG往復式壓縮機發生故障時,在短時間內應對BOG泄漏應急處理。特別是當BOG往復式壓縮機在LNG船的卸料期間發生故障,將導致卸料系統產生超壓，大量BOG只能排入火炬系統燃燒排放,這將破壞管線造成LNG泄漏和更大事故的發生。再冷凝器中BOG和過冷LNG存在氣相和液相兩種不同狀態,通過在再冷凝器中混合過冷LNG吸收BOG熱量實現再液化。再冷凝器中LNG液位會隨LNG外輸量的變化而時刻波動,同時在LNG接收站不同工況下BOG產生量也存在較大差別,使再冷凝器壓力極不穩定,存在事故隱患。蒸發氣需通過再冷凝器中過冷LNG進行壓縮和液化,在LNG船卸料過程中,BOG產生速度急劇變化,大量突然產生的BOG無法回收,只能通過排入火炬燃燒而保護卸船管線。與此同時,再冷凝器的液位常不穩定,也將導致泵氣蝕和設備振動，給再冷凝器的運行帶來事故風險。

表1 LNG接收站BOG產生與處理過程危險因素辨識表

2 BOG產生與處理過程安全評價

2.1 F & EI事故危險等級分析

道化學火災爆炸危險指數(Fire and Explosion Index,F & EI)評價法基于事故統計資料、物質潛在能量和當前安全措施[25],量化潛在火災、爆炸和反應危險性事故的預期損失,以確定可能發生事故的設施和設備。該評價法的基本參數表達式如下:

(1)

F3=F1×F2

(2)

表2 火災爆炸危險指數單元劃分表

根據某港區LNG接收站安全管理部提供的年度檢測數據確定一般工藝危險性系數,見表3。涉及事故損害程度的基礎系數為1.0。由于卸料臂、儲罐、BOG壓縮機、再冷凝器和高壓輸出泵等工藝環節均無化學反應,故放熱化學反應系數為0，火炬系統能夠緊急處理多余的LNG接收站BOG,由于作為緊急處理方式應對突發情況,年度使用率較少,故該環節的放熱化學反應系數為0.3。由于卸料臂、儲罐、壓縮機、火炬和高壓輸出泵等環節均無吸熱反應,因此吸熱反應系數為0。BOG通過壓縮機加壓后進入再冷凝器,再冷凝器是連接氣相流程與液相流程的核心設備,該港區LNG接收站內的年使用率較高,故該環節的吸熱反應系數為0.5。由于所有Ⅱ類壓縮易燃氣體和液化易燃氣體的物料在連接或未連接的管線上裝卸,故物質處理和運輸系數為0.5。

表3 某港區LNG接收站BOG產生與處理過程一般工藝危險系數表

該港區LNG接收站內特殊工藝危險系數的基礎系數為1.0,其余內容涉及毒性物質等,見表4。毒性物質項系數為0.2NH,故對于火炬環節產生的混合毒性物質系數為0.2。壓力釋放系數用于操作壓力高于大氣壓時,由于高壓可能會引起高速率的泄漏場合,卸料臂、儲罐和高壓輸出泵存在較高操作壓力,故各環節的壓力釋放系數最大值為0.8。低溫系數取值主要考慮碳鋼或其他金屬在其展延或脆化轉變溫度以下時可能存在的脆性問題,除火炬環節外均存在該問題,其中儲罐工藝環節的低溫系數最高為0.5。本研究所涉及的儲罐、BOG壓縮機和再冷凝器均考慮外部腐蝕速率和內部腐蝕速率,腐蝕與磨蝕系數為0.1。LNG接收站中明火設備(火炬)的存在額外增加了引燃的可能性,涉及物質泄漏溫度高于閃點,故泄漏系數為0.1。根據該港區LNG接收站BOG壓縮機、再冷凝器型號和功率,轉動設備系數為0.5。

表4 某港區LNG接收站BOG產生與處理過程的特殊工藝危險系數表

根據式(1)～(2)可知,對該LNG接收站BOG產生與處理過程內三種物質的單元工藝危險系數及火災爆炸危險指數進行計算,計算結果見表5。對應F & EI危險等級分類可知,LNG接收站BOG產生與處理過程各環節所涉及的系統、裝置和設備現存的危險等級基本都處于“高”風險及以上,為此需要對其施加具有針對性的安全措施,進行安全補償以降低各流程的事故風險。安全補償首先確定安全措施補償系數C,即對所采取的管控措施在減少事故方面的評定,包括工藝控制、物質隔離、防火措施等取值項。

C=C1×C2×C3

(3)

(4)

(5)

(6)

LNG接收站BOG產生與處理過程各環節配備了應急電源,工藝控制安全補償系數為0.98。同時,港區設置緊急停車裝置,用以出現異常時能緊急停車并轉換到備用系統,工藝控制安全補償系數為0.97。消防控制采

表5 某港區各單元工藝危險系數與火災爆炸危險指數表

用PLC系統,設置在線計算機以輔助操作者,不直接控制關鍵設備,工藝控制安全系數為0.93。卸料臂環節設置了氮氣保護裝置,工藝控制安全補償系數為0.95。接收站制定有安全管理制度,包括防火防爆安全規定、生產區安全管理規定、氣化站安全管理規定、氣化站巡回檢查制度、交接班管理制度和安全保衛制度,同時制定了LNG接收站設備操作安全規程、接收站應急預案等操作指南和規程,滿足相關安全要求,工藝控制安全補償系數為0.95。卸料臂和儲罐等單元定期有化學活性物質專項檢查,工藝控制安全補償系數為0.92。綜上,利用式(4)可確定LNG接收站BOG產生與處理過程工藝控制安全補償系數,見表6。

表6 某港區LNG接收站BOG產生與處理過程工藝控制安全補償系數表

該港區LNG接收站BOG產生與處理過程中采用了遠程控制系統,對整個流程和各裝置進行操控,以保證安全,物質隔離安全補償系數取值范圍為0.96～0.98,見表7。LNG接收站內的備用卸料裝置通過儲罐等裝置的LNG在緊急情況下可排放至備用罐體中,物質隔離安全補償系數為0.98。火炬裝置設置了排空系統,可有效提高物質隔離安全補償系數至0.97。安裝聯鎖裝置以避免出現錯誤的LNG流向及由此引發的不必要反應,物質隔離安全系數為0.98。

表7 某港區LNG接收站BOG產生與處理過程物質隔離安全補償系數表

防火設施主要包括危險物質泄漏檢測裝置、鋼質結構、消防供水系統、灑水滅火系統、手提式滅火器材和電纜防護,見表8。其中,該接收站內安裝了可燃氣體泄漏檢測系統,同時現場安全管理人員配備手持式氣體檢測儀,確保報警和確定危險范圍,故其防火措施安全補償系數為0.98。裝置和設備的外表面材料采用防火涂層,承重鋼結構均涂覆且厚度達到5 m,其防火措施安全補償系數為0.98。現場消防供水表壓略低于0.7 MPa,其防火措施安全補償系數為0.97。LNG接收站現場區域均配備與火災相適應的手提式滅火器,其防火措施安全補償系數為0.98。儀表和電纜支架設置了防火金屬保護罩,預埋在地下電纜溝內,其防火措施安全補償系數為0.96。

表8 某港區LNG 接收站BOG產生與處理過程防火措施安全補償系數表

2.2 F & EI事故風險評價結果

單元損害系數方程式主要是針對9種不同的物質系數(1、4、10、14、16、21、24、29和40)所涉及不同的方程式。本研究中的LNG接收站BOG產生與處理過程所涉及危害物質為LNG,物質系數為21,故與不同的單元危害系數(1～8)對應的損害系數關系式見式(7)。

Y=0.340 314+0.076 531(F3)+

0.003 912(F3)2-0.000 073(F3)3

(7)

LNG接收站BOG產生與處理過程危險度評價和補償后危險度評價對比見表9。在進行安全措施補償前卸料臂單元處在“高”危險等級,卸料臂存在發生斷裂的可能性,易造成LNG泄漏形成局部可燃氣云聚集。在增加新的安全措施和預防管理方法后危險等級變為“較輕”,較好降低了該單元事故風險。BOG壓縮機處于超壓工況下,若熱輻射增大或裝卸作業過程中BOG產生量顯著增多,此時該工藝環節處于超壓的“高”危險等級,而通過施加合理的安全措施和制定安全管理制度可有效地將工藝環節危險等級控制在“較輕”。LNG接收站儲罐在補償前存在罐體老化破損引發的泄漏等事故,屬于“中等”危險等級,采取針對性安全防護、監控和日常維護管理后,危險等級轉為“較輕”。再冷凝器由于調節性能的原因產生瞬時運行不穩定,其波動將造成壓縮機帶液進氣,LNG液滴通過BOG總管進入壓縮機后將導致惡性事故。在采取安全補償措施前屬于危險性“非常大”的工藝環節,通過本研究提出的安全措施加以防控后,危害等級下降至“中等”。火炬放空管道在BOG主線上抽出來至火炬,LNG罐壓力繼續上升,火炬控制閥打開,直接對BOG壓縮機入口,易產生回火,故該工藝環節屬于“高”危險等級,而在采取相應安全措施后危險等級轉為“較輕”,對人員和設備威脅降到“安全”。高壓輸出泵出口壓力表存在損壞隱患,無法實時監控時將造成高壓泄漏,屬于“高”危險等級,而在施加改進安全措施后,其危害等級轉為“較輕”。

表9 LNG接收站BOG產生與處理過程的風險評價結果表

3 結論

本文以某港區LNG接收站為例,圍繞其BOG系統進行過程安全分析和事故風險評價,研究得到以下結論。

1)應對BOG產生量大幅波動的處置能力決定著LNG接收站運行的穩定性,影響LNG接收站BOG產生的原因包括熱量交換、壓力變化、LNG組分及初始充滿率,結合站內現場工況,針對性地改進能夠有效減少BOG產生量,增強LNG接受站全系統的安全性。

2)針對LNG接收站BOG產生與處理過程開展風險評價發現,卸料臂環節BOG壓縮機環節的F & EI分別為142.8和155.4,屬于“高”危險等級,再冷凝器環節的F & EI為175.98,屬于“非常大”危險等級。風險評價結果表明,LNG接收站BOG產生和回收過程中固有火災、爆炸危險性大,通過安全措施補償后各高危工藝環節的等級均有效控制在“中等”及以下,說明合理的安全措施選擇和日常監察到位保障,LNG接收站BOG產生與處理過程事故風險程度能被相應管控。

3)LNG船卸貨過程中,由于BOG產生量急劇波動,極易造成卸料管線震動,產生LNG管線的金屬疲勞、損傷等隱患。同時BOG產生與處理過程中再冷凝器液位不穩定,易誘發泵氣蝕和設備振動,致使BOG系統運行存在事故風險,當前針對此方面的安全監測方法尚存不足。