LNG储罐安全阀选型探讨

贾保印，纪明磊，刘禹岑

(中国寰球工程有限公司，北京 100012)

LNG储罐安全阀选型探讨

贾保印，纪明磊，刘禹岑

(中国寰球工程有限公司，北京 100012)

本文分析了LNG储罐安全阀选用先导式安全阀的原因，并从安全阀导阀引压方式、引压管的长度及布置、安全阀设定压力、安全阀出口管线的排放高度等角度定性剖析影响安全阀流通量的因素，提高了工程技术人员对影响安全阀流通量因素的认识，为优化LNG储罐安全阀选型，工艺系统设计和管道布置打下基础，指导工程设计。

LNG储罐；先导式安全阀；导阀；尾管；阻力降

液化天然气(Liquefied Nature Gas，以下称“LNG”)储罐是LNG接收站重要的核心设备，储罐的安全平稳运行是整个LNG接收站保持正常运转的关键[1]。国内已建成投产或在建的LNG接收站储罐大部分采用全容罐。由于LNG储罐投资成本非常高，LNG储罐的安全是工艺系统设计的核心，在工程设计中一般都会采用以下几种措施来避免LNG储罐超压：在正常操作条件下，LNG 储罐的压力均是通过BOG压缩机压缩、外输LNG储罐的蒸发气(Boil-Off Gas，以下称“BOG”)来控制，即通过调节BOG压缩机的运行负荷来维持 LNG 储罐的气相空间压力的稳定[2]；当BOG压缩机的负荷无法处理储罐内的BOG时，LNG储罐压力升高，达到某设定值会自动开启火炬系统的压力泄放阀，将超压的BOG排入火炬系统燃烧掉；当LNG储罐压力继续升高时，超压气体将通过LNG储罐的安全阀直接排放至大气中。

因此，安全阀作为储罐最后一道保护措施，其选型和计算是否合理直接关系到LNG储罐的本质安全。规范[3-7]和文献[8-11]已分别对LNG储罐安全阀的超压工况和泄放量进行了准确的规定，LNG储罐安全阀泄放量计算方法已趋于成熟。但是很少有文献和资料对LNG储罐安全阀的选型和计算过程进行研究。通过调研国内外已运行LNG接收站的安全阀设置现状发现，相同容积的LNG储罐超压工况下泄放量基本一致，但设置安全阀的数目不同，最大甚至相差2个安全阀，混淆了设计人员和管理人员的认识，同时在一定程度上影响工程投资。

本文从安全阀导阀引压方式、引压管的长度及布置、安全阀设定压力等角度深刻剖析影响安全阀数量和安全阀流量的原因，为优化LNG储罐安全阀选型，工艺系统设计和管道布置打下基础，指导工程设计。

1 安全阀的安装位置

国内已建成投产或在建的LNG接收站储罐大部分采用9%Ni钢内罐预应力混凝土外罐的全容罐(简称FCCR，如图1所示)，它是由9%Ni钢制内罐、9%Ni钢制热角保护、铝合金吊顶、16MnDR钢衬板(外罐内壁)和预应力混凝土外罐组成。内罐用来储存LNG，内罐和外罐之间盛装绝热材料，可减少热量传入[12-13]，外罐用来密闭蒸发气气体，可在内罐泄漏情况下承装LNG，还并可承受一定的热辐射及冲击荷载。罐顶内壁采用碳钢材质，无法耐受超低温工况，为了避免LNG储罐超压泄放时低温气体通过吊顶通气孔进入拱顶空间对罐顶内壁造成破坏，故安全阀的入口管线应接至LNG储罐吊顶下侧的气相空间，如图1所示。

图1 全容罐的基本结构

2 安全阀型式的确定

LNG储罐安全阀型式的确定主要考虑到以下因素，以下逐一进行说明：

(1)低温泄放状态。LNG储罐安全阀泄放状态为低温状态，温度可低至-159℃，平衡波纹管式安全阀易结冰无法应用至该低温场合。

(2)LNG储罐的操作压力。LNG储罐的操作压力可高于LNG储罐设计压力的90%。当储罐操作压力高于设计压力90%时，如采用弹簧式安全阀，安全阀的阀座将会发生泄漏，造成工艺物料的损失，可燃气体排放可能会产生火灾，影响装置的安全生产，因此无法采用普通弹簧式安全阀；如采用先导式安全阀，安全阀阀座可保持操作压力低于设计压力98%时处于密封状态，避免了物料的浪费以及火灾的发生，提高了LNG储罐的压力操作范围。

(3)安全阀出口管线背压较高。LNG储罐的安全阀直接排往大气，当安全阀出口可燃气体着火时会对LNG储罐的罐顶产生辐射，需不停调整安全阀尾管高度使辐射强度满足要求，通常安全阀尾管高度约为10～17 m。由于尾管高度的增加会增加安全阀出口的动背压，通常情况下安全阀出口背压超压设定压力的10%，无法采用普通弹簧式安全阀，只能使用先导式安全阀。

(4)安全阀入口管线的阻力降高于3%的设定压力的场合。LNG储罐的特殊结构决定了安全阀入口管线应低于吊顶以下位置(如图1所示)，造成入口管线较长，压损较大，结合入口隔离阀、弯头等管件的压损，入口总压损通常约为安全阀设定压力的18%～35%左右，远高于普通弹簧式安全阀入口压损小于3%的要求，只应采用先导式安全阀。

综上所述，LNG储罐的安全阀只应采用先导式安全阀。

3 安全阀泄放状态流体流型的确定

根据规范[5]要求，安全阀泄放过程流体的流动状态分为临界流和亚临界流类别，判别依据如公式(1)和(2)所示。

(1)

(2)

其中：

Pcf：临界流压力(kPaG)；

P1：泄放压力(kPaA)；

P2：安全阀出口背压(kPaA)；

k：天然气的绝热指数。

如符合公式(2)，则安全阀泄放过程中流体的流动过程为临界流，否则为亚临界流。

国内外LNG接收站安全阀的设定压力基本上同LNG储罐的设计压力相同，有18、20、23、29kPaG等。根据规范[14]可知天然气的绝热指数k为约1.31，带入公式(1)计算并根据公式(2)可判断出安全阀泄放流动过程为亚临界流。亚临界流流体安全阀的喉径面积计算公式如公式(3)和公式(4)所示。

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

其中：

A：所需的有效排出面积(mm2)；

W：要求通过泄放阀的流量(kg/h)；

F2：亚临界流动系数；

Kd：有效排出系数(供货商提供)；

Kc：压力泄放阀上游带爆破片装置的组合校正系数(供货商提供)；

Z：压缩系数；

T：泄放温度(K)；

M：气体相对分子质量；

Patm：环境大气压力(kPaA)；

P0：安全阀的设定压力(kPaG)；

Pr：安全阀的泄放压力(kPaG)；

P1：上游泄放压力(kPaA)；

P2：下游背压(kPaA)；

ΔP1：安全阀主阀入口阻力降(kPa)；

ΔP2：安全阀主阀出口阻力降(kPa)。

4 LNG储罐安全阀流通量影响因素探讨

国内外大型LNG储罐安全阀的型式基本相同，均采用主阀进出口尺寸为12″× 16″的先导式安全阀，通常由泰科(TYCO)、格鲁斯(GROTH)等制造厂提供。本文以进出口尺寸为12″× 16″的先导式安全阀为例，从以下4个方面分析影响安全阀流通量的因素。

4.1 先导式安全阀的导阀引压方式

LNG储罐先导式安全阀的导阀为普通弹簧式安全阀，如导阀采用本体取压，主阀泄放时入口总压损约为安全阀设定压力的18%～35%左右，远大于导阀入口管线压损小于3%设定压力的要求，否则会造成导阀发生颤振，进而影响主阀的流通能力，甚至损坏安全阀内部结构，为了保证LNG储罐的安全，只能通过降低单阀的泄放量，增加了安全阀的数量，提高了工程建设费用和运行维护成本。如采用远程取压，导阀引压点在LNG储罐上，则不受安全阀主阀泄放时入口压损的影响，即能保证导阀准确感知LNG储罐的压力，又不会影响主阀的流通能力。因此LNG储罐先导式安全阀的导阀引压方式推荐选用远程取压。

4.2 导阀引压管的长度及布置

根据安全阀开启泄放时导阀内流体是否持续流动，可将先导式安全阀的导阀可分为流动性导阀和非流动性导阀。对于非流动型导阀，在安全阀超压泄放状态下工艺介质不会连续流经导阀，故导阀引压管的阻力降基本为零，不影响弹簧式导阀的性能；对于流动型导阀，在安全阀超压泄放状态下工艺介质会连续流经导阀泄放至环境，由于导阀为弹簧式安全阀，故导阀引压管的阻力降不应大于3%的设定压力。根据安全阀制造商的做法，由于LNG储罐的压力较低，先导式安全阀通常采用流动性导阀。对于远程取压流动性导阀的先导式安全阀，安全阀制造商会提供不同直径引压管对应的最大允许布置长度来满足入口管线压损的要求。安全阀导阀同LNG储罐管口连接时，引压管的长度和布置应严格按照制造商的要求，尽可能降低阻力损失。如导压管的连接布置无法满足制造商的最大运行布置长度要求，会影响导阀和主阀的性能，严重时导阀会发生频跳，主阀的流通量会降低，就需要增加安全阀的数目。

4.3 安全阀的设定压力

安全阀的设定压力通常等于LNG储罐的设计压力，LNG储罐的设计压力越高，安全阀的设定压力和泄放压力越高，单阀的流通量越大。例如对于设定压力分别为20kPaG和29kPaG的安全阀，单阀流通量相差约40%。

4.4 安全阀出口管线的排放高度

在实际工程项目中，考虑到安全阀出口着火对LNG储罐罐顶辐射影响，安全阀出口管线在高点放空，通常安全阀尾管高度约为10～17m，主要受工程站址的总图布置、风向及气候条件影响。由于尾管高度的增加会增加安全阀出口的动背压，通常单阀主阀出口管线的约为12%～20%的设定压力，较高背压的存在也会将低主阀的流通能力。

5 结论

通过阐述LNG储罐选用先导式安全阀型式的原因以及分型影响安全阀流通量因素的探讨，形成以下结论：

(1)LNG储罐的超压安全阀选择用先导式安全阀。

(2)先导式安全阀应采用远程取压，且引压管长度应小于制造商提供的最大允许布置长度，保证导阀引压管的阻力降不应大于3%的设定压力。

(3)提高安全阀的设计压力，降低安全阀出口管线的排放高度可提高安全阀的流通能力。

[1] 王珊珊，高天喜，黄永刚. 20万立方米全容式LNG储罐可实施性研究[J].化工设计，2014，24(4):24-30.

[2] 贾保印，白改玲. 大气压变化对蒸发气压缩机处理能力的影响[J].油气储运，2016，35(2):154-157.

[3] BSI.BS EN 1473-2007 Installation and equipment for liquefied natural gas Design of onshore installations[S]. London:[s.n.],2007.

[4] API.API 2000-2014 Venting atmospheric and low-pressure storage tanks[S].Washington D.C:[s.n.],2014.

[5] API.API 521-2014 Pressure-relieving and depressurng systems[S].Washington D.C:[s.n.],2014.

[6] ANSI.NFPA 59A-2013.Standard for the production, storage, and handling of liquefied natural gas (LNG)[S].Washington D.C:[s.n.],2013.

[7] 住房和城乡建设部.GB 51156-2015 液化天然气接收站工程设计规范[S].北京:中国计划出版社,2015.

[8] 周琳琳，刘庆胜. LNG储罐压力控制系统设计[J].石油工程建设，2016，40(5):39-41.

[9] 刘 浩，周永春. LNG低温储罐压力安全系统设计[J].化工设计，2007，17(1): 7-10.

[10] 刘书华. 浅议LNG低温储罐安全阀泄放量的确定[J].化工设计，2011，21(6): 16-17.

[11] 任美凤，卞潮渊，杨 健. 火灾工况压力容器安全泄放量计算公式的探讨[J].化工设计，2006，16(1)：47-49.

[12] 王立敏. 国内外LNG行业的变化与趋势[J].国际石油经济，2008(12)：57-62.

[13] 顾安忠. 液化天然气技术手册[M].北京：机械工业出版社，2012:288-291.

[14] API.API 520-2014 Sizing, Selection, and installation of pressure-relieving devices[S].Washington D.C:[s.n.],2014.

(本文文献格式：贾保印，纪明磊，刘禹岑.LNG储罐安全阀选型探讨[J].山东化工,2017,46(5):117-119.)

《石油化工应用》2017年征订启事

《石油化工应用》是由国家科技部、国家新闻出版总署批准、宁夏科协主管、宁夏石油学会、宁夏化学学会主办的国内外公开发行的石油化工及相关行业综合性科技期刊，也是全国唯一一家石油天然气、化工产业上下游相连接的应用性科技期刊。1981年创刊，国际统一刊号ISSN1673-5285，国内刊号CN64-1058/TE。广告许可证号：6400004000014。本刊为月刊，大16开本，每期定价15元，全年180元(含邮费)。本刊主要报道：油气工程、油气地质、化学工程、石油化工设计、石油化工机械、石油化工自动化、石油化工产品的分析与测试、石油化工节能与减排、技术改造、工业水处理、国内外石油化工行业科技动态等。本刊是美国〈化学文摘〉(CA)千刊表收录期刊，《中国核心期刊(遴选)数据库》全文收录期刊，中国学术期刊统计源期刊。中国学术期刊文摘(英文版)收录期刊，全国石油和化工行业优秀期刊，DOI期刊。读者对象：石油化工及相关行业企事业单位的工程技术人员、科研院所科技人员、管理人员、高校师生及一切有志于石油化工行业发展的有识之士、市场营销人员等。

凡订阅者可直接向《石油化工应用》杂志社或全国各地邮局订阅。邮发代号：74-38。

开户行：宁夏银行凤凰支行 电话：(0951)5016467

户 名：宁夏石油化工应用杂志社有限公司

帐 号：09000 1409 0001 2559

邮 编：750001 Email：syhgyy@vip.163.com

网址：www.syhgyy.cn

地址：宁夏银川市凤凰北街172号

2017-02-07

贾保印(1983—)，男，山东聊城人，中级工程师，2009年7月毕业于天津大学化工学院，获得硕士学位，现在中国寰球工程公司从事天然气液化技术的设计工作。

TQ055.8

B

1008-021X(2017)05-0117-03