LNG供气站操作技术

1.供气站的气化工艺流程
　　为降低气化LNG的操作费用，国内大部分地区的城市供气站都用空气作为热源气化LNG。
　　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   气。通常卸1槽车LNG约需2h。
　　卸车时，为防止储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用储罐上进液方式，低温LNG通过储罐上进液管以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中LNG温度高于储罐中的LNG，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。由于长途运输LNG缓慢升温和现场测温困难，所以除   充装LNG外，实际操作中多采用下进液方式。
　　为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前都应用储罐中的LNG对卸车管道进行预冷。同时应防止开启或关闭阀门使LNG的流速突然改变而产生水击损坏管路。
　　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   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。当罐内压力小于等于自力式增压阀的设定开启值时，增压阀自动打开，罐内LNG靠液位差流入小型空温式气化器气化成NG(   气)，经增压阀和气相管至储罐内，将罐内压力升至所需的工作压力。罐内压力随增压过程的持续而升至增压阀的关闭压力时(比设定的开启压力约高10%)，增压阀关闭，增压过程结束。随着气化过程的持续，当罐内压力又低于增压阀设定的开启压力时，增压阀自动打开，开始新一轮自动增压。
　　对   高工作压力为0.8MPa、容积为100m³的立式LNG储罐，通常设定增压阀的开启压力小于等于0.63MPa、关闭压力小于等于0.693MP、增压区间约为0.093MPa。
　　维持增压过程自动进行的推动力是增压气化器与储罐之间由安装高度差产生的LNG液体净压差，且随罐内LNG液位的升降而变化，故增压气化器的安装高度   低于储罐的   低液位。
　　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阀开度过大，大量LNG涌入增压气化器后不能   气化，以气液两相状态进入增压气化器出口管道并冲出   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。
　　夏季空温式气化器   气出口温度可达15℃，可直接进管网使用。在冬季或雨季，气化器气化效率降低，尤其在北方，气化器出口   气的温度(比环境温度约低10℃)远低于0℃而成为低温   气。为防止低温   气直接进入城市中压管网导致管道阀门等设施产生低温脆断和过大的供销差，对空温式气化器出口   气需再经水浴式加热器将其温度升到5~10℃，然后再进城市输配管网。通常设置两组以上的空温式气化器组切换使用。当一组使用时间过长，气化器结霜严重，导致气化器气化效率降低，出口温度达不到要求时，人工(或自动或定时)切换到另一组使用，本组进行自然化霜备用。
　　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   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   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   。为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，   终危及储罐   。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、   阀起跳   保护措施来进行储罐的超压保护。国内普遍使用的   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   高开启压力设定为0.76MPa，报警压力设定为0.78MP、储罐   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   阀开启，至排放压力0.88MPa时，   阀排放卸压。这样既了储罐的   ，又充分发挥了储罐的强度储备(储罐设计压力为0.84MPa)。随着   阀的排放，当罐内工作压力降低到   阀排放压力的85%时，   阀自动关闭将储罐密封。正常操作中不允许   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)、低限报警(剩余10%LNG)。储罐高液位(   大罐容)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)。
　　7.液位计接头泄漏的处理措施
　　由焊接在储罐外罐上的上、下液位计接管(材质0Cr18Ni9)、三合一程序阀、液位计显示表三大部件通过黄铜螺母接头连接在一起组成储罐的差压式液位讯可方便直观地显示出罐内LNG的液面高度、容积和重量。由于不锈钢与黄铜的线膨胀系数相差2.5%，在低温下不锈钢螺柱(接管)与黄铜螺母冷收缩量不同而导致螺纹连接副松动引起LNG泄漏，罐内LNG压力高时泄漏尤甚，近年来该隐患一直威胁着LNG供气站的   运行。应高度重视不同材料在低温下的变形协调性，为液位计接头的密封，液位计螺纹连接副   采用同种材料(0Cr18Ni9)。
　　8.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   。大量证明由于以下原因引起LNG出现分层而导致翻滚：①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；②由于先后充注的LNG温度不同而密度不同；③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。