LNG加气站的安全管理
本节主要四部分内容：
1、LNG加气站类型；
2、LNG加气站的主要设备；
3、工艺流程：卸车流程、储罐调压流程、加气流程。
4、LNG加气站的安全管理
1.LNG加气站类型（也叫建站方式）
1、1 建站方式的选择
LNG汽车加气站(以下简称加气站)的设计首先应根据建站场地的实际情况,选择合适的建站方式。目前加气站的建站方式主要有2种： 站房式、橇装式。
1.1.1站房式加气站
这种建站方式占地面积大,土地费用高,设备与基础相连,施工周期长,加气站的土建施工、设备安装费用高。若城镇处于LNG应用的初期,LNG汽车的数量少,LNG消耗量小,则成本回收周期长,这种建站方式适合已经有一定量LNG汽车或政府资金支持的城镇。
1.1.2橇装式加气站
这种建站方式占地面积小,土地费用低,设备绝大多数集成在一个或多个橇块上,施工周期短,加气站的土建施工、设备安装费用少,建站整体造价低,易于成本回收。这种建站方式适合LNG加气站建设初期。
2.LNG加气站的主要设备 LNG储罐，LNG潜液泵，LNG加气机，控制和安全系统。 2.1、LNG低温储罐
LNG低温储罐由碳钢外壳、不锈钢内胆和工艺管道组成，内外壳之间充填珠光沙隔离。内外壳严格按照国家有关规范设计、制造和焊接。经过几十道工序制造、安装，并经检验合格后，其夹层在滚动中充填珠光沙并抽真空制成。 1）储罐的结构
①低温储罐管道的连接有以下几条：
上部的连接为内胆顶部。分别有上进液管、气相管、上部进液管、储罐上部取压管、溢流管等，
下部的连接为内胆下部。分别是下进液管、出液管和液相仪表口等。这些管道分别独立从储罐的下部引出。
②储罐设有夹层抽真空管1个，测真空管1个（两者均位于储罐底部）；在储罐顶部设置有爆破口0（以上3个接口不得随意撬开）。
③内胆固定于外壳内侧，
顶部采用十字架角铁，底部采用槽钢支架固定。内胆于外壳间距为250毫米。储罐用地脚螺栓固定在地面上。
④储罐外壁设有消防喷淋管、防雷避雷针、防静电接地线。
⑤储罐设有压力表和压差液位计，他们分别配有二次表作为自控数据的采集传送终端。 2）低温储罐的故障及维护 ①内外夹层间真空度的测定（周期一年）
②日常检查储罐设备的配套设施。
③储罐基础观察。
④安全阀频繁打开，疑为BOG气体压力过高。
⑤储罐外侧冒汗，疑为储罐所用的绝热珠光沙下沉所致。
⑥正常储存液位上限为95％，下限为15％，不得低于3米（低温泵的要求）
⑦低温阀门使用一段时间后，会出现漏液现象。若发现上压盖有微漏，应压紧填料压盖。若阀芯不能关闭，应更换阀芯，低温阀门严禁加油和水清洗。 3工艺流程
LNG加气站工艺流程的选择与LNG加气站的建站方式有关,目前LNG加气站的工艺主要包括3部分流程:卸车流程、储罐调压流程、加气流程。
3.1 卸车流程
LNG的卸车工艺是将集装箱或槽车内的LNG转移至LNG储罐内的操作,LNG的卸车流程主要有两种方式可供选择:潜液泵卸车方式、自增压卸车方式。
3.1.1潜液泵卸车方式
该方式是通过系统中的潜液泵将LNG从槽车转移到LNG储罐中,目前用于LNG加气站的潜液泵主要是美国的TC34型潜液泵, 该泵最大流量为340L/min,最大扬程为488m。潜液泵卸车方式是LNG液体经LNG槽车卸液口进入潜液泵,潜液泵将LNG增压后充入LNG储罐。LNG槽车气相口与储罐的气相管连通,LNG储罐中的BOG气体通过气相管充入LNG槽车,一方面解决LNG槽车因液体减少造成的气相压力降低,另一方面解决LNG储罐因液体增多造成的气相压力升高,整个卸车过程不需要对储罐泄压,可以直接进行卸车操作。该方式的优点是速度快,时间短,自动化程度高,无需对站内储罐泄压,不消耗LNG液体;缺点是工艺流程复杂,管道连接繁琐,需要消耗电能。 3.1.2自增压卸车方式
自增压卸车方式,LNG液体通过LNG槽车增压口进入增压气化器,气化后返回LNG槽车,提高LNG槽车的气相压力。将LNG储罐的压力降至0.4MPa后,LNG液体经过LNG槽车的卸液口充入到LNG储罐。自增压卸车的动力源是LNG槽车与LNG储罐之间的压力差,由于LNG槽车的设计压力为0.8MPa,储罐的气相操作压力不能低于0.4MPa,故最大压力差仅有0.4MPa。如果自增压卸车与潜液泵卸车采用相同内径的管道,自增压卸车方式的流速要低于潜液泵卸车方式,卸车时间长。随着LNG槽车内液体的减少,要不断对LNG槽车气相空间进行增压,如果卸车时储罐气相空间压力较高,还需要对储罐进行泄压,以增大LNG槽车与LNG储罐之间的压力差。给LNG槽车增压需要消耗一定量的LNG液体。
自增压卸车方式与潜液泵卸车方式相比,优点是流程简单,管道连接简单,无能耗;缺点是自动化程度低,放散气体多,随着LNG储罐内液体不断增多需要不断泄压,以保持足够的压力差。在站房式的LNG加气站中两种方式可以任选其一,也可以同时采用,一般由于空间足够建议同时选择两种方式。对于橇装式LNG加气站,由于空间的限制、电力系统的配置限制,建议选择自增压卸车方式,可以简化管道,降低成本,节省空间,便于设备整体成橇。
3.2 储罐调压流程
储罐调压流程是给LNG汽车加气前需要调整储罐内LNG的饱和蒸气压的操作,该操作流程有潜液泵调压流程和自增压调压流程两种。
3.2.1潜液泵调压流程
LNG液体气化后经LNG储罐的气相管返回到LNG储罐的气相空间,为LNG储罐调压。采用潜液泵为储罐调压时,增压气化器的入口压力为潜液泵的出口压力,一般将泵出口压力设置为1.2 MPa,增压气化器的出口压力为储罐气相压力,约为0.6MPa。增压气化器的入口压力远高于其出口压力,所以使用潜液泵调压速度快、调压时间短、压力高。
3.2.2自增压调压流程
LNG液体由LNG储罐的出液口直接进入增压气化器气化,气化后的气体经LNG储罐的气相管返回LNG储罐的气相空间,为LNG储罐调压。采用这种调压方式时,增压气化器的入口压力为LNG储罐未调压前的气相压力与罐内液体所产生的液柱静压力之和,出口压力为LNG储罐的气相压力,所以自增压调压流程调压速度慢、压力低。 3.3加气流程
LNG液体由LNG储罐的出液口进入低温潜液泵通过潜液泵出来的液体经过流量计和加气枪进入汽车车载瓶。潜液泵的加气速度快、压力高、充装时间短。
4、LNG加气站的安全管理
4.1、LNG的固有特性和潜在的危险性
4.1.1、LNG的固有特性
LNG的主要成份为CH4,常压下沸点在-162℃左右，气液比约为600:1其液体密度约426kg/m3，爆炸极限为5%-15%（体积），燃点约450℃。
4.1.2、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：
4.1.4.1、低温的危险性：
人们通常认为天然气的密度比空气小，LNG泄漏后可气化随空气飘散，较为安全。但事实远非如此，当LNG泄漏后迅速蒸发，然后降至某一固定的蒸发速度。开始蒸发时气气体密度大于空气密度，在地面形成一个流动层，当温度上升约-110℃以上时，蒸气与空气的混合物在温度上升过程中形成了密度小于空气的“云团”。同时，由于LNG泄漏时的温度很低，其周围大气中的水蒸气被冷凝成“雾团”，然后，LNG再进一步与空气混合过程完全气化。LNG的低温危险性还能使相关设备脆性断裂冷收缩，从而损坏设备和低温灼伤操作者。
4.1.2.2、BOG的危险性：
虽然LNG存在于绝热的储罐中，但外界传入的能量均能引起LNG的蒸发，这就是BOG（蒸发气体）。故要求LNG储罐有一个极低的日蒸发率，要求储罐本身设有安全系统放空。否则，BOG将大大增加，严重者使储罐内温度、压力上升过快，直至储罐破裂。
4.1.2.3、着火的危险性
天然气在空气中百分含量在5%-15%（体积%），遇明火可产生爆燃。因此，必须防止可燃物、点火源、氧化剂（空气）这三个因素同时存在。
4.1.
23、翻滚的危险性：
通常，储罐内的LNG长期静止将形成两个稳定的液相层，下层密度大于上层密度。当外界热量传入罐内时，两个液相层自发传质和传热并混合，液层表面也开始蒸发，下层由于吸收了上层的热量，而处于“过度”状态。当二液相层密度接近时，可在短时间内产生大量气体，使罐内压力急剧上升，这就是翻滚现象。
3.LNG加气站应有完善的运行功能（措施）
不论是LNG汽车加气站还是民用LNG站，不论是汽车加气还是民用管输气，不论规模、容量大小，LNG站都应有以下完善的使用功能（措施）：
卸车功能、LNG储存功能、气化功能、BOG释放及利用功能、紧急情况安全放空功能、通常情况紧急切断功能、LNG泄漏（溢出）后的处理功能等，还应具有LNG装车功能，以保证异常情况LNG的导出和生产经营需要。要据实际情况是否设计BOG再液化系统。目前国内有些LNG站运行功能就不完善，这将为今后LNG站的安全技术管理留下陷患。
4.3、LNG加气站尚有可靠的安全措施
除LNG储罐本身具有的安全措施外，工艺管线中要设置安全阀、压力表、紧急切断阀、降压调节阀等安全措施，消防水池、消防水泵、LNG储罐喷淋降温设施、LNG泄漏导出防护设施。应设置可靠的防雷、防静电设施；设置必要的保冷措施和燃气加臭措施（民用户）。此外，还要设置异常情况下的安全连锁系统。
4.4 LNG加气站的储存设备、气化设备、加气设备制造安装质量要精良。LNG储罐作为LNG加气站中的关键设备，本身制造质量要达到设计文件、合同文件和国家有关压力容器制造标准、规定的要求，决不能偷工减料。LNG气化器、特别是民用LNG站空浴气化器，由于列管焊口较多，应注意焊口质量，按规程、设计文件要求检验；LNG的输送设备设施，如LNG气相、液相工艺管道，要选用符合要求的管材，按要求焊接、检验；低温阀门、阀件也应符合要求。
4.5、LNG加气站的安全技术管理
LNG特有的特性和潜在的危险性，要求我们必须对LNG加气站进行合理的工艺、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碁础。
4.5.1、LNG加气站的机构与人员配量
应有专门的机构负责LNG加气站的安全技术管理；同时应配备专业技术管理人员；还有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。 4.5.2 技术管理
4.5.1、建立健全LNG加气站的技术档案
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
4.5.2、制定各岗位的操作规程
包括LNG卸车操作规程、LNG加气机操作规程、LNG储罐增压操作规程、BOG储罐操作规程、消防操作规程、LNG 进（出）站称重计量操作规程等。
4.5.3、做好LNG加气站技术改造计划
4.6（生产）安全管理
4.6.1、做好岗位人员的安全技术培训
包括LNG加气站工艺流程、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。
4.6.2、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。
4.6.3、建立运行各类原始记录
包括卸车记录、巡检记录、各设备运行维修记录等。 4.6.4 建立事故应急抢险救援预案
预案应对抢救的组织、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。并定期进行演练，形成制度
4.6.5、加强消防设施的管理
重点对消防水池（罐）、消防泵、干粉灭火设施、可燃气体报警器报警设施要定期检修（测），确保其完好有效。
4.6.6 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，杜绝违章操作，克服麻痹思想。如LNG的卸车规范，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、卸车、卸车完毕后BOG的回收、槽车离站以及卸车过程中的巡检、卸车台（位）与进液储罐的安全等等，都应有一套完整的规程要求。
4.7、设备管理
应加强对LNG加气站的生产设备（储罐、加气设备等）的管理。
4.7.1、建立健全生产设备的台帐、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、质量明书、监督检验证书、产品竣工图、工艺结构图、维修记录等 应保存完好并归档。
4.7.2、建立完善的设备管理制度、维修保养制度和完好标准。
具体的生产设备应用专人负责，定期维护保养。 4.7.3、强化设备的日常维护与巡回检查
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。
LNG加气机、气化器：外观是否清洁；（气化）结霜是否均匀；焊口是否有开裂泄漏现象；安全附件是否正常完好。
LNG工艺管线：（装）卸车管线、LNG储罐出液线保温层是否完好；（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；法兰连接处是否存在泄漏现象；安全附件是否完好。
4.7.4 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）突然增大时应找出原因，立即解决；储罐基础牢固、变形情况（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加气机、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。
4.8、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；也可剥离保冷情况；
4.9、安全附件：
对各种设备、工艺管线上的安全阀、压力表、等进行检验。检验周期：安全阀一年，压力表半年。 4.10、其他：
防雷、防静电设施的检验一年一次。其他设备、设施也应及时定期检查。
