关于LNG加气站增加应急气化功能的探讨

2020-05-25林梓荣汪双凤傅书训

工业安全与环保 2020年5期

林梓荣汪双凤傅书训

(1.佛山市公用事业控股有限公司广东佛山 528000； 2.华南理工大学广州 510641；3.佛山市燃气集团股份有限公司广东佛山 528000)

0 引言

随着城市建设的不断升级发展，各类地下管线的铺设或更新频率逐渐加大，地下天然气管网遇到临时停气的情况也不断增多，如第三方破坏、新旧管线连接、管线维修维护等。目前城镇燃气企业应对停气作业的临时保供措施一般是采用小型液化天然气(Liquefied Natural Gas，简称LNG)气化瓶或小型撬装LNG气化装置进行临时供气[1]。其不足之处在于，临时气化装置容积小、供气能力有限，且管线布置受限，紧凑设计所导致的应力集中容易存在安全运行隐患[2-3]，仅适用于少数用气量较小的客户，不适用于大范围的停气保供。因此探索一种供气规模更大的小型应急气化站应对大范围停气保供是城镇燃气安全运行的必要措施。然而临时应急保供需求概率越高的城市建成区，建设用地就越紧张，还需满足安全、环保、消防、规划、社会风险评价等要求[4]，常规的LNG气化站实施难度非常大。为解决该业界难题，创新提出利用城市内已建成的LNG加气站，通过工艺改造、设施设备增加，实现小型应急气化站功能。

1 关于LNG加气站改造的选择

要对城市内已建成的LNG加气站进行新增应急气化功能改造，首先需对如下条件进行评估：

(1)是否具有与市政天然气管网连通的条件。假如LNG加气站周边没有天然气管网，或LNG加气站与天然气管网之间难以连通，则该类LNG加气站不具备改造条件；而LNG加气站原来具有天然气管网回收BOG功能的，则应该优先考虑作为改造对象。

(2)LNG加气站内是否有足够的空间放置新设备。由于改造增加应急气化功能属于临时附属功能，不改变LNG加气站的原有工艺和属性，因此实施改造前需参照《汽车加油加气站设计与施工规范》(GB 50156—2012)对加气站内新增气化器和调压、计量及加臭装置的防火间距进行核对[5]，如表1所示。

表1 新增设施的站内防火间距要求 m

注：该表只列出常规以LNG作为气源的加气站站内设施，其中一、二、三级站包括LNG加气站和LNG与其他加油加气的合建站，站房的起算点应为门窗等洞口， “空白”表示无防火间距要求。

(3)考虑LNG加气站周边的环境情况[6-7]。应急气化供气时，如采用空温式气化器，由于与周边空气进行换热，所以容易形成大量的冷凝气雾，气雾的扩散会影响周边环境，因此实施改造的LNG加气站工艺区应远离重要的公共设施/场所，如道路、桥梁、居民居住区等。

(4)在不影响加气站运营下，是否有足够的LNG存量随时进行应急供气。因此改造需选择罐容量较大，或LNG槽车配送效率高的加气站。

2 LNG加气站增加应急气化功能的工艺分析

以LNG和L-CNG加气合建站作为典型LNG加气站的工艺流程进行分析，要实现增加应急气化功能，而最大程度下不影响原LNG加气站的工艺，关键问题是选择LNG气源的出液口，其中可选的位置主要包括潜液泵的进液管处、柱塞泵的进液管处以及潜液泵的出液管处。而出液口的选择应综合考虑以下因素：

(1)加气站正常运营情况下，LNG和CNG的供应量比例。若日常LNG的供应量大于CNG的供应量，则可以优先考虑在柱塞泵的进液管处设置出液口；若日常CNG的供应量大于LNG的供应量，则可以优先考虑在潜液泵的进液管处设置出液口。

(2)应急气化供气的能力需求。正常情况下，LNG储罐的出液管管径为DN50，按正常运行压力下，估算管道内LNG的流速约为1 m/s，气化能力约为4 000 Nm3/h。如应急供气能力要求大于4 000 Nm3/h，则可以考虑在潜液泵的出液管处设置出液口，以获得更大的LNG流量。

(3)LNG加气站内工艺管道的结构形式。为方便施工及减少对原工艺管道的影响，出液口的设置位置应优先考虑在非真空结构的保温钢管处。

为不同出液口位置设置的LNG和L-CNG加气合建站应急气化系统工艺流程设计如图1所示。为使得新增加的应急气化供应流程最大程度下不影响原LNG加气站的工艺，在气化、过滤、调压、计量的工艺前设置远程控制的分隔机构。当需要实施应急供气时，分隔机构阀门打开；当加气站储罐的液位过低或对外气化供气的温度过低时，分隔机构阀门关闭。而同时加气站的CNG和LNG加注工艺没有发生变化，可以按原控制流程实施汽车加注服务。

以供气能力为2 500 Nm3/h为例，按图1中的工艺流程设计，主要设备包括3 000 Nm3/h 空温式气化器 2台(1用1备)，调压计量撬1套(4 000 Nm3/h的过滤器和调压器，3 000 Nm3/h流量计)，技术参数如表2所示。在工艺管道配置方面，调压器前的燃气管道设计压力为1.6 MPa，工作压力为0.4～1.2 MPa；调压器后的燃气管道设计压力为0.46 MPa，工作压力为0.40 MPa；气化器前设计温度为-196 ℃，气化器后设计温度为-5～40 ℃。在安全放散系统设定方面，LNG低温管道安全阀的开启设定压力为1.38 MPa；LNG低温管道安全阀的回座压力为1.08 MPa；常温管道安全阀的开启设定压力为1.38 MPa(调压前)/0.44 MPa (调压后)；常温管道安全阀的回座压力为1.08 MPa(调压前)/0.36 MPa (调压后)。

3 风险分析及安全措施

常规的LNG气化站需参照《城镇燃气设计规范》(GB 50028—2006)的要求进行设计，其与《汽车加油加气站设计与施工规范》的要求差异主要在于LNG卸车点、放散管、储罐的站内防火间距及站外的安全间距有所不同。而探索原有LNG加气站通过工艺改造和设施设备新增来实现应急气化功能的技术方案实施可参照《汽车加油加气站设计与施工规范》执行，主要从以下几方面风险分析来考虑：

(1)原放散管可满足安全放散要求。因为LNG加气站的储罐容量没有发生变化，而储罐出液至新增的气化器的LNG工艺管道的长度有限，且管径与加气站内原液相管相同，即整个系统新增可能需要紧急放散的LNG容量与原系统相比没有发生较大变化。

(2)LNG的卸车频次增加不大。以供气能力为2 500 Nm3/h为例，1台50 m3的槽车的卸车量约20 t LNG，以1 t LNG=1 400 Nm3天然气计算，要满足1 d的应急供气，则需在原LNG加气站供气量的基础上增加2台槽车的卸车量，即加气站每天的卸车次数增加至3次。而由于加气站的卸车系统可采用潜液泵装载储罐，每次卸车周期只需2～3 h，所以新增应急气化工艺后，即使需要进行应急气化，LNG的卸车操作时间也不长。

(3)能对应急气化所产生的冷凝气雾进行影响范围控制。如不采取控制防治措施，冷凝气雾将不断对外扩散，影响加气站区域内操作视野，也对周边群众带来不良的情绪。目前常用的除雾方案包括以下几种：

(a)出液口设置在柱塞泵进液管处

(b)出液口设置在潜液泵的出液管和进液管处图1 LNG和L-CNG加气合建站应急气化系统工艺流程设计

表2 供气能力为2 500 Nm3/h应急气化系统主要设备

①方案一：采用水浴或电热式气化器替代空温式气化器。该措施除雾效果好，但能耗要求高。以供气能力为Q=2 500 Nm3/h的电热式加热器为例，功率约为70 kW。而对于常规LNG和L-CNG加气合建站，设计流量为8～340 L/min的LNG潜液泵和设计流量为1 500 L/h的LNG柱塞泵所需的功率不到35 kW。即能耗增加1倍，且可能涉及加气站供电系统的升级，投资和运行费用都大。

②方案二：采用气雾液化装置，即使用强力离心风机将水雾集中抽送至换热器内液化成水(该装置一般为厂家根据用户具体要求订制，属于组装)。该措施除雾效果较好，投资适中，但因为运行时需要启用强力风机，能耗大。

③方案三：采取风扇驱逐，即使用风扇或风机将气雾吹散至站外集中排放。该方法仅适用于加气站周边较为空旷、无明显的障碍物阻挡的条件。同时为防止站外气雾倒流至站内，风扇或风机后还需设置一条较长的风管将气雾引至远离气站的地方排放。该除雾措施效果一般，投资较小，运行时需要启用强力风机，能耗中等。

④方案四：采取站内隔离，即采用实体隔板等材料将气化区域四周围蔽，将气雾控制在围蔽区域内而不向外扩散，围蔽区域内的气雾不做处理，同时配合相应的操作、巡检制度、应急处置措施等，虽除雾效果一般，但气雾扩散受控。该措施投资小，基本无能耗。

综上方案对比如表3所示，在气化设计能力相对较小，且临时应急气化功能紧作为LNG加气站的附属功能的情况下，应优先采用站内隔离方案。图2所示为一个增加应急气化功能的试点加气站，LNG气化过程与周边空气进行热交换所产生的冷凝气雾，在重力作用下被局部隔离机构围蔽起来，并向引导的方向进行扩散，而卸车区、加气区等完全没有受到气雾影响，运行风险可控。