LNG供氣站操作技術

1.供氣站的氣化工藝流程
　　為降低氣化LNG的操作費用，國內大部分地區的城市供氣站都用空氣作為熱源氣化LNG。
　　2.LNG卸車工藝
　　通過公路槽車或罐式集裝箱車將LNG從氣源地運抵用氣城市LNG供氣站后，利用槽車上的空溫式升壓氣化器將槽車儲罐升壓到0.6MPa(或通過站內設置的卸車增壓氣化器對罐式集裝箱車進行升壓)，同時將儲罐壓力降至約0.4MPa，使槽車與LNG儲罐間形成約0.2MPa的壓差，利用此壓差將槽車中的LNG卸入供氣站儲罐內。卸車結束時，通過卸車臺氣相管線回收槽車中的氣相   氣。通常卸1槽車LNG約需2h。
　　卸車時，為防止儲罐內壓力升高而影響卸車速度，當槽車中LNG溫度低于儲罐中LNG的溫度時，采用儲罐上進液方式，低溫LNG通過儲罐上進液管以噴淋狀態進入儲罐，將部分氣體冷卻為液體而降低罐內壓力，使卸車得以順利進行。若槽車中LNG溫度高于儲罐中的LNG，采用下進液方式，高溫LNG由下進液口進入儲罐，與罐內低溫LNG混合而降溫，避免高溫LNG由上進液口進入罐內蒸發而升高罐內壓力導致卸車困難。由于長途運輸LNG緩慢升溫和現場測溫困難，所以除   充裝LNG外，實際操作中多采用下進液方式。
　　為防止卸車時急冷產生較大的溫差應力損壞管道或影響卸車速度，每次卸車前都應用儲罐中的LNG對卸車管道進行預冷。同時應防止開啟或關閉閥門使LNG的流速突然改變而產生水擊損壞管路。
　　3.LNG儲罐的自動增壓
　　靠壓力推動，LNG從儲罐中流向空溫式氣化器，氣化后供應用戶。隨著罐內LNG的流出，罐內壓力不斷降低，LNG出罐速度逐漸變慢直至停止。因此，正常運營操作中須不斷向儲罐補充氣體，將罐內壓力維持在   范圍內，才能使LNG氣化過程持續下去。儲罐的增壓是由自力式增壓調節閥和小型空溫式氣化器組成的自動增壓系統來完成的。當罐內壓力小于等于自力式增壓閥的設定開啟值時，增壓閥自動打開，罐內LNG靠液位差流入小型空溫式氣化器氣化成NG(   氣)，經增壓閥和氣相管至儲罐內，將罐內壓力升至所需的工作壓力。罐內壓力隨增壓過程的持續而升至增壓閥的關閉壓力時(比設定的開啟壓力約高10%)，增壓閥關閉，增壓過程結束。隨著氣化過程的持續，當罐內壓力又低于增壓閥設定的開啟壓力時，增壓閥自動打開，開始新一輪自動增壓。
　　對   高工作壓力為0.8MPa、容積為100m³的立式LNG儲罐，通常設定增壓閥的開啟壓力小于等于0.63MPa、關閉壓力小于等于0.693MP、增壓區間約為0.093MPa。
　　維持增壓過程自動進行的推動力是增壓氣化器與儲罐之間由安裝高度差產生的LNG液體凈壓差，且隨罐內LNG液位的升降而變化，故增壓氣化器的安裝高度   低于儲罐的   低液位。
　　運行中常出現因開啟壓力調試不當，致使新安裝的增壓閥形同虛設，操作人員不得不打開旁通管進行人工增壓的情況。人工增壓時，應緩慢打開增壓氣化器液相閥，防止閥門開大而導致事故。曾經發生手工增壓時增壓氣化器液相閥開度過大，大量LNG涌入增壓氣化器后不能   氣化，以氣液兩相狀態進入增壓氣化器出口管道并沖出   閥噴射在LNG儲罐外壁，將儲罐外罐凍裂350mm的事故。因此，應盡可能采用自力式增壓閥自動增壓。
　　夏季空溫式氣化器   氣出口溫度可達15℃，可直接進管網使用。在冬季或雨季，氣化器氣化效率降低，尤其在北方，氣化器出口   氣的溫度(比環境溫度約低10℃)遠低于0℃而成為低溫   氣。為防止低溫   氣直接進入城市中壓管網導致管道閥門等設施產生低溫脆斷和過大的供銷差，對空溫式氣化器出口   氣需再經水浴式加熱器將其溫度升到5~10℃，然后再進城市輸配管網。通常設置兩組以上的空溫式氣化器組切換使用。當一組使用時間過長，氣化器結霜嚴重，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。
　　4.LNG儲罐的壓力控制
　　儲罐的正常工作壓力由自力式增壓調節閥的定壓值(后壓)所限定和控制。儲罐的允許   高工作壓力由設置在儲罐氣相出口管道上的自力式減壓調節閥定壓值(前壓)所限定和自動控制。當儲罐正常工作壓力低于增壓閥的開啟壓力時，增壓閥開啟自動增壓；當儲罐允許   高工作壓力達到減壓閥設定開啟值時，減壓閥自動開啟卸壓，以保護儲罐   。為增壓閥和減壓閥工作時互不干擾，增壓閥的關閉壓力與減壓閥的開啟壓力不能重疊，應0.05MPa以上的壓力差。例如，若增壓調節閥的關閉壓力設定為0.693MPa，則減壓調節閥的開啟壓力為0.76MPa。考慮兩閥的實際制造精度，合適的壓力差應在現場安裝閥門時調試確定。
　　5.LNG儲罐的超壓保護
　　LNG在儲存過程中會由于儲罐的“環境漏熱”而緩慢蒸發，導致儲罐的壓力逐步升高，   終危及儲罐   。因此，設計上采用在儲罐上安裝自力式減壓調節閥、壓力報警手動放空、   閥起跳   保護措施來進行儲罐的超壓保護。國內普遍使用的   高工作壓力為0.80MPa、單罐公稱容積為100m³的真空壓力式儲罐，減壓閥的   高開啟壓力設定為0.76MPa，報警壓力設定為0.78MP、儲罐   閥的開啟壓力和排放壓力分別設定為0.8MPa和0.88MPa。其保護順序為：當儲罐壓力升到減壓閥設定值時，減壓閥自動打開泄壓；當減壓閥失靈罐內壓力升至壓力報警值0.78MPa時，壓力報警，手動放散卸壓；當減壓閥失靈且未能手動放散，罐內壓力升至0.80MPa時，儲罐   閥開啟，至排放壓力0.88MPa時，   閥排放卸壓。這樣既了儲罐的   ，又充分發揮了儲罐的強度儲備(儲罐設計壓力為0.84MPa)。隨著   閥的排放，當罐內工作壓力降低到   閥排放壓力的85%時，   閥自動關閉將儲罐密封。正常操作中不允許   閥頻繁起跳。
　　6.LNG儲罐的過量充裝與低液位保護
　　LNG的充裝數量主要通過罐內的液位來控制。在儲罐上裝設有測滿口和差壓式液位計兩套獨立液位系統，用于指示和測量儲罐液位。此外，還裝備有高液位報警器(充裝量85%)、緊急切斷(充裝量)、低限報警(剩余10%LNG)。儲罐高液位(   大罐容)是按工作壓力條件下飽和液體的密度設定的，實際操作中須針對不同氣源進行核定(下調)。
　　7.液位計接頭泄漏的處理措施
　　由焊接在儲罐外罐上的上、下液位計接管(材質0Cr18Ni9)、三合一程序閥、液位計顯示表三大部件通過黃銅螺母接頭連接在一起組成儲罐的差壓式液位訊可方便直觀地顯示出罐內LNG的液面高度、容積和重量。由于不銹鋼與黃銅的線膨脹系數相差2.5%，在低溫下不銹鋼螺柱(接管)與黃銅螺母冷收縮量不同而導致螺紋連接副松動引起LNG泄漏，罐內LNG壓力高時泄漏尤甚，近年來該隱患一直威脅著LNG供氣站的   運行。應高度重視不同材料在低溫下的變形協調性，為液位計接頭的密封，液位計螺紋連接副   采用同種材料(0Cr18Ni9)。
　　8.LNG的翻滾與預防
　　作為不同組分的混合物，LNG在儲存過程中會出現分層而引起翻滾，致使LNG大量蒸發導致儲罐超壓，如不能及時放散卸壓，將嚴重危及儲罐的   。大量證明由于以下原因引起LNG出現分層而導致翻滾：①由于儲罐中先后充注的LNG產地不同組分不同因而密度不同；②由于先后充注的LNG溫度不同而密度不同；③先充注的LNG由于輕組分甲烷的蒸發與后充注的LNG密度不同。
　　防止罐內LNG出現分層常用的措施如下。
　　(1)將不同產地的LNG分開儲存。
　　(2)為防止先后注入罐中的LNG產生密度差，采取以下充注方法：①槽車中的LNG與罐中LNG密度相近時從儲罐的下進液口充注；②槽車中的輕質LNG充注到重質LNG儲罐中時從儲罐的下進液口充注；③槽車中的重質LNG充注到輕質LNG儲罐中時，從儲罐的上進液口充注。
　　(3)儲罐中的進液管使用混合噴嘴和多孔管，可使新充注的LNG與原有LNG充分混合。
　　(4)對長期儲存的LNG，采取定期倒罐的方式防止其因靜止而分層。