液化天然气接收站LNG的泄漏与预防

LNG泄漏是接收站最可能发生的应急事件。通过对LNG泄漏特点的分析,认为接收站LNG可能存在的泄漏点为阀门填料、阀门排污点、法兰和阀门阀盖、临时连接管线、LNG喷射入气相管线的法兰处以及不合格材料处,提出了防止和处理接收站管道系统中LNG泄漏的措施。     

LNG高压泵实际运行问题分析及建议

为解决高压泵液位大幅波动、泵井顶部引压管结冰严重及液位计测量严重不准等问题,结合某LNG接收站高压泵的实际运行数据对泵井内LNG物性、差压式液位计工作原理及安装形式等问题进行了详细分析。分析研究得出:LNG物性变化大是造成高压泵液位大幅波动的原因之一;差压式液位计上部引压点高于变送器的负压侧是造成泵井顶部引压管结冰严重的原因;正压侧引压管底部存在液柱是造成高压泵液位测量不准的主要原因。针对运行中的三种问题及主要原因,提出了严格控制再冷凝器运行参数、更改液位计安装方式、在高压泵正压侧引压管增加伴热带等改进和防范的具体措施,有效解决了高压泵实际运行过程中出现的相关问题,为LNG接收站高压泵的日常运行维护提供了新的解决思路。     

石化企业几种典型装置LDAR技术及VOCs排放量分析

基于泄漏检测与修复(LDAR)技术的实施,分析4家不同石化企业的3种典型装置(常(减)压蒸馏装置、催化裂化装置及连续重整装置)的LDAR台账及核算挥发性有机物(VOCs)排放量。结果表明,各企业及装置的设备动静密封点以连接件、法兰和阀门3类为主(占密封点总数97%以上),其中以阀门和法兰泄漏最为严重。采用相关方程法核算VOCs排放量可知,以阀门、开口管线和法兰为主的泄漏密封点对VOCs排放量贡献最大(约占80%);泄漏密封点的修复率平均能达到70%,VOCs减排率最高能达到73%。对于不同的石化企业,连续重整装置是设备动静密封点最多、泄漏率最高、VOCs排放量最大的装置。此研究对控制石化企业设备动静密封点的VOCs排放具有一定借鉴意义。     

大型LNG地上全容储罐的冷却技术研究

大型常压LNG储罐是LNG接收站中极其重要的单元设备,占有很高的投资比例,其正式启用时对调试工作的技术要求较高,而LNG储罐调试工作最关键和最危险的环节就是冷却。为此,详细介绍了国内LNG接收站常用16×104 m3 常压LNG储罐的冷却过程,分析了LNG储罐冷却前应具备的条件及注意事项,讨论了LNG储罐冷却过程中的压力控制、冷却介质（LNG）供应及流量控制、冷却过程的监控及冷却速率控制等调试技术,指出了冷却过程容易出现管线位移过大、法兰泄漏等问题,并给出了相应解决方法。研究成果对国内其他LNG项目具有借鉴意义。     

LNG泵出口管道设计探讨

液化天然气(LNG)储罐是LNG接收站中的核心设备。介绍了LNG接收站中存储系统的工艺流程。从低温管道柔性设计、防止LNG气化超压措施、LNG泵吊装检修和低温保冷系统方面说明了LNG罐内泵出口管道设计特点。结合工程案例给出1种LNG泵出口管道的布置方案。分别利用Peq当量压力法和NC3568.3中计算公式对泵井出口法兰进行泄漏校核。总结LNG储罐泵井开口方位设计要点。对今后类似LNG泵出口管道布置设计和LNG储罐泵井开口方位设计提供参考。     

大型LNG接收站泄漏事故灾害效应分析与预测

LNG接收站的储运介质主要是液化天然气,由于其具有易泄漏、易挥发扩散等特性,泄漏形成的可燃蒸气云团有可能引发火灾爆炸等严重后果,分析并预测接收站LNG泄漏事故产生的灾害效应,可以为LNG接收站选址、布局设计和事故灾害预防提供参考。为此,利用FLACS软件,根据国内某大型LNG接收站的现场布局建立LNG泄漏扩散三维预测模型,采用相对偏差率对不同风速、风向和围堰高度条件下的LNG泄漏扩散行为进行分析与评价,预测了接收站LNG泄漏事故产生的灾害效应。研究结果表明:①在300 s的扩散时间内,LNG泄漏扩散呈现重力沉降特点;②定量分析了泄漏点位置对国内某拥有5个储罐的大型接收站LNG泄漏与扩散效应的影响,确定3号储罐泄漏造成的灾害效应影响最大;③围堰高度对LNG气云爆炸灾害效应的影响最大,其次为风速和风向,而风向对LNG气云窒息灾害效应的影响最大,其次为围堰高度和风速;④发生泄漏事故意外点火爆炸,热辐射死亡最大半径为170.1 m,三度烧伤最大半径为213.7 m,二度烧伤最大半径为261.7 m,一度烧伤最大半径为370.1 m,其气云团覆盖的范围基本是死亡区,人员重伤死亡。     

LNG接收站库存盘点计算方法

LNG接收站在LNG供应链中起到承上启下的作用。LNG接收站库存盘点工作主要包括接收站购入量、外输量、消耗量,并通过这些数据统计来测算接收站的盈亏情况,反应了接收站的物料平衡状况。LNG接收站的库存管理对生产运行有着重要的意义。     

大型LNG接收站冷能利用策略分析

针对我国大型LNG接收站冷能利用情况进行了深入的探究和分析,提出了在我国大型LNG接收站,冷能利用效率不高这一情况,并且介绍了导致我国大型LNG接收站冷能利用效率不高的原因,同时,以深圳大鹏半岛为具体的案例,具体地阐述了提升冷能利用效率的相关对策,为日后研究大型LNG接收站冷能利用工作的开展,提供了一定的理论基础和科学依据。     

火灾爆炸CFD数值模拟在LNG接收站中的应用

由于LNG泄漏扩散的复杂性,采用通用的二维定量风险分析软件对其模拟的结果具有一定局限性。以国内某接收站为例,介绍三维火灾爆炸CFD数值模拟在LNG接收站中的应用,更为真实、直观地模拟接收站各区域存在的主要火灾爆炸事故类型及事故影响,并通过模拟分析结果指导工程设计。     

计算LNG接收站周转及储备能力的数学模型

科学确定LNG接收站的周转及储备能力、明确LNG储备天数,有助于合理进行LNG接收站战略规划、科学调配LNG船运资源及LNG接收站的储存资源。为此,分析了LNG接收站储备能力的影响因素,针对LNG接收站系统的离散混合特性,将离散事件建模方法中的库存系统模型作为理论依据,结合LNG接收站的供需特点,对经典的库存系统模型进行扩展及调整,建立了LNG接收站周转能力数学模型、库存水平数学模型和储备能力数学模型。上述模型可模拟不同LNG船型、资源地、储罐数量、外输量条件下LNG接收站的储备能力,为优选LNG供需调配方案及船期策略,合理选择船型、安排船期、确定LNG储罐数量提供了参考,对LNG接收站远期规划及功能定位的调整具有指导意义。     

管道泄漏及带压堵漏夹具

密封夹具是注剂式带压密封技术的重要组成部分 ,密封夹具的设计依据泄漏的条件和环境、介质的温度和压力合理地选材并确定其结构。简要分析了管道泄漏的原因 ,介绍了法兰、直管、弯头及三通等不同泄漏部位的带压堵漏夹具 ,对生产有一定的实用价值。     

LNG接收站最大/最小外输量的确定方法——以浙江LNG接收站为例

〗LNG接收站的最大/最小外输量是其最重要的生产运行参数,最大外输量的确定应保证白天满足天然气管网最高峰时的用气需求,而最小外输量的确定则仅保证满足LNG接收站最低运行条件即可。为此,分析了罐内低压泵、再冷凝器、高压泵及气化器这4类设备的运行能力对确定LNG接收站最大/最小外输量的影响,明确了LNG接收站最小外输量的确定分允许火炬燃烧及不允许火炬燃烧2种计算工况：①在允许火炬燃烧并保证全厂各有1台主工艺设备运转的前提下,决定LNG接收站最小外输量的关键设备为高压泵的最小流量;②在不允许火炬燃烧并保证全厂各有1台主工艺设备运转的前提下,决定LNG接收站最小外输量的关键设备为冷凝BOG需要的LNG量。据此,得出浙江LNG接收站最大外输量为950 000 m³/h;在允许火炬燃烧的情况下,其最小外输量为75 331 m³/h;在不允许火炬燃烧的情况下,其最小外输量为302 601 m³/h。     

LNG接收站FG&C系统的研究与设计

火灾、气体、低温检测系统(FGC)是在发生泄漏或火灾的初期阶段,通过报警使人员及时发现事故,并有效降低事故对人员及装置危害的手段。泄漏及火灾的自动检测可以实现自动报警,以及通知控制室操作人员和现场人员在紧急情况下,现场启动事故应急措施。介绍了LNG接收站FGC系统的构成和设计,以提高LNG接收站的安全设计水平。     

中压蒸汽系统管道法兰泄漏原因分析

阐述了螺栓法兰接头的工作原理及法兰泄漏的影响因素,结合中压蒸原因汽系统法兰泄漏情况,分析了导致法兰泄漏的原因,并实施了合理的处理方案,解决了法兰的泄漏问题。     

高含硫场站泄漏封堵工具研究及效果评价

酸气泄漏是元坝高含硫气田开采过程中把控的重点,酸气泄漏之后需要立即隔离,对泄漏部位进行泄压处置,为保障法兰堵漏作业过程中的人身安全及维护场站生产运行,减少因法兰密封件失效发生渗漏以及泄漏时需关停井处理的频次,或者金属管道四孔法兰需要进行等电位线跨接时避免易燃、易爆、剧毒性的高含硫天然气泄漏带来安全风险,本堵漏技术研究提出一种适用于高含硫气田金属管道法兰泄漏的堵漏工具,该工具能够有效使泄漏部位或者是可能出现泄漏的部位阻止含硫天然气泄漏,减少因此类问题引起的关停井,保障气井正常生产,减少产量损失。     

国内外LNG罐区燃爆事故分析及防控措施建议

由于中国LNG工业起步较晚,需多方面借鉴国外先进经验,其中安全生产是重中之重。为此,通过对国内外1944年以来LNG罐区燃爆事故的统计分析,得出导致事故发生的人的原因占33%,物的原因占53%,环境原因占14%;结合事故发展机理及事故后果分析,得出LNG罐区主要燃爆事故模式有：闪火、喷射火、池火灾、蒸气云爆炸、沸腾液体扩展蒸气爆炸。根据这些模式以及过往事故原因,建立了LNG罐区燃爆事故树,对火源、LNG泄漏、储罐超压物理爆炸3条关键路径进行了详细分析。结果表明,导致顶事件发生的重要原因和关键节点为：明火、电火花、材料腐蚀老化、附件连接处泄漏、日常误操作、未及时检修等。最后基于事故树分析结果,从罐区周边布置、电气设备安装、生产作业操作、日常维护等方面提出了控制措施及建议,以达到预防减少LNG罐区燃爆事故发生的目的。     

日本LNG接收站的建设

及时了解、吸收国内外先进的LNG接收站建设经验,有助于推进我国正大力进行的LNG接收站建设工作。为此,详细介绍了世界最大LNG进口国及建有最多LNG接收站的国家--日本的LNG接收站建设经验,阐明其LNG接收站具有以下特点：建设较早,多采用地下罐,配有大量LNG卫星站和管网,实行 LPG和LNG兼营,建有个别的内航船LNG接收站,LNG法规完备,LNG接收站项目由保险公司和银行等投资,燃气公司负责LNG接收站运营,重工制造公司负责LNG接收站的设计建造,商社负责LNG资源采购。研究成果对我国有如下启示：做好规划建设,适当建设内航船LNG接收站、地下罐; LNG与其他能源合理配置,尽量不用来发电;引入银行和保险公司的风险投资机制;同时加强对日本和中国台湾省LNG接收站的调查研究和学习。     

预冷式-二级压缩BOG再冷凝工艺研究

针对国内某一LNG接收站再冷凝工艺存在能耗大、回收率低、稳定性差等问题,提出了预冷式-二级压缩BOG再冷凝工艺:利用高压泵出口LNG预冷一级压缩机出口BOG,降低工艺物料比;通过二级压缩减小压缩机进出口BOG比焓差,降低压缩机能耗;新增再冷凝器和稳压泵,利于减小高压泵运行波动。使用ASPEN-HYSYS模拟接收站再冷凝工艺流程,以该接收站典型工况BOG产量7 640 kg/h,LNG外输量180 t/h为例,新工艺节能8. 26%,并且随着BOG产量增加,节能效果上升,最大节能14. 04%。新工艺提高了接收站经济性和安全性,为再冷凝工艺选择提供参考。     

LNG接收站装船返输技术研究与应用

通常情况下LNG由上游液化厂转运至下游LNG接收站,由于液化厂与接收站工艺不同,导致在开展装船作业过程中存在较大难度。为保证LNG接收站装船返输作业质量,文章选用HYSYS软件建立模型分析LNG接收站装船返输工况,并研究确定最佳装船流量、船舱及储罐压力,通过对比不同流量条件下取样结果优化装船取样工况,结合实际条件改造装船工艺实现,LNG接收站装船返输作业,解决了装船过程中BOG闪蒸量大、计量偏差、装船压力不匹配等难题。为后续LNG接收站装船返输作业和返输设计提供技术支持。     

LNG接收站安全生产可视化管理系统研发

目前LNG运输船舶在驶入、停靠、装卸和离开作业区的过程中,人员车辆船舶络绎不绝,同时作业区周界环境较为复杂,陆、海、空等多方都会造成突发性事件,危化品安全事故隐患多种多样。构建LNG接收站视频孪生场景,通过视频监控和三维场景拼接融合的方式,实现对LNG接收站作业区运行状况的全面掌控,利用视频孪生技术结合视频气体探测设备,实现气体泄漏、爆炸气云的实时预警定位及处置;同时对作业区的人员及车辆进行基于实景三维视频实时定位跟踪的安全管理,实现全要素管理,通过构建周界安全预警,AI识别等方式,支持工艺和设备安全数据接入,针对各种安全隐患及突发事件,优化决策,及时处置闭环,使接收站安全水平提升。该文以烟台LNG接收站作为研究的对象,分析其自身的人员车辆安全特征以及如何做好该LNG接收站的安全生产工作。