新版天然气储配站安全管理.docx
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新版天然气储配站安全管理
2020新版天然气储配站安全管理
Safetymanagementisanimportantpartofproductionmanagement.Safetyandproductionareintheimplementationprocess
（安全管理）
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2020新版天然气储配站安全管理
备注说明：
安全管理是生产管理的重要组成部分，安全与生产在实施过程，两者存在着密切的联系，存在着进行共同管理的基础。
一、压缩天然气储配（供应）站
城镇燃气输配系统中，随燃气性质（如天然气、矿井气、人工煤气等）、供气压力不同，需建成具有不同功能的站、场，如靠近气源的首站及分布于城区的罐站。
可以划分为接受气源来气、储存燃气、调节控制供气压力三种基本功能，凡具备储存燃气功能的站场，皆可称为储配站。
城市天然气是逐月、逐日、逐时都在变化，但天然气供应量不可能按用户的用气量而随时改变，因此为了保证用户需求，不间断供气，必须解决气源和用气的平衡问题。
建造储气设施是解决城市用气波动的基本措施。
在建造储配站时，首先在工程可行性研究阶段，就要抓住设计方案的技术经济比较，确定供气和储气的方案与储罐的容积和数量，使有限的资金得到合理利用以取得最大投资效益。
城镇居民、商业和工业企业燃气用户是依靠中、低压管网系统供气的，以CNG作气源的燃气供应系统，必须在该管网系统的起点建立相当于城镇燃气储配站（或门站）的设施，对由母站来的气瓶转运车的CNG进行卸车、降压和储存，并按燃气用户的要求输气，可以把城镇中、低压管网系统起点处的CNG卸车、降压、储存工艺设施统称为城镇CNG供应站。
CNG供应站包括以下几个系统：
①卸车系统；②调压换热系统；③流量计量系统；④加臭系统；⑤控制系统；⑥加热系统；⑦调峰储气系统（根据需要设置）。
其作业流程框图如图5-1所示。
1.设计原则
储气站站址的选择要科学合理，其与周围建筑物、构筑物的防火间距必须满足现行的国家标准《建筑设计防火规范》（GBJ16）的有关规定，并远离居民稠密区、大型公共建筑、重要物资仓库以及通信和交通枢纽等重要设施。
储气站站址应具有适宜的地形、工程地质、供电和给排水等条件。
储气站建设应尽量少占农田，节约用地并应注意与城市总体景观的协调。
站内的消防设施、防火间距和消防车道应按现行的国家标准执行。
储气站宜设置测定天然气组成、密度、热值、湿度和各项有害杂质的仪器仪表，周围宜设置围栅和罐区排水设施。
天然气储存的储罐设计应根据输配系统所需储气总容量和气体混配要求确定。
储气站的储气方式及储罐的形式应根据天然气进站压力、供气规模、输配管网压力和各种储罐及其相关设备等因素，经技术经济比较后确定。
确定储罐单体或单组容积时，应考虑储罐检修期间供气系统的调度平衡。
低压储气罐宜分别设有天然气进、出气管，各管应设水封阀和闸阀。
天然气进出管的设计应能适应气罐地基沉降引起的变形。
水封阀的有效高度应取设计工作压力（mmH2
O）加500mm。
低压储气罐应设有指示器，显示气体储量及可调节的高低限位声、光报警装置。
湿式储气罐的水封高度应通过计算得到，内侧应设有溢水口，水封应设有上水管和防冻设施。
干式储气罐密封系统必须能够可靠连续地运行。
高压储气罐宜分别设置天然气进、出管（不需起混气作用的高压罐进出口管可合为一条），应设置安全阀、压力表。
在罐顶和罐底各设一个人孔，在底部应设排水管，在顶部应设放散管。
储气罐应设有防雷接地设施，其接地电阻应小于10Q。
储气罐高度超过当地有关规定时，应设高度障碍标志。
2.设计规模
储气站的主要作用是储存一定量的天然气，在发生意外，如检修管道系统或用气高峰时进行调配用。
因此要根据城镇天然气最大输供气量和全城区最大日用气量来确定储气规模，从设计的技术经济方案比较上作出最佳选择。
现举南方某中等城市为例。
据该市用气分析，城市用气日调峰量为全城区最大日用气量的50%。
其量在2002年为24×104
m3
/d，到2006年为33.6×104
m3
/d，2010年以后逐步扩大到69.6×104
m3
/d。
因此决定储气方式采用公称容积10000m3
、储气压力1.6MPa的高压球罐，分别于2002年、2006年、2011年建成2个、1个和2个，共计5个高压球罐储存天然气。
由于季节调峰量和事故调峰量甚大，估计以上储气设施仍不能满足要求，为安全可靠起见，在设计中可考虑建设一定规模的液化石油气空混调峰站，以满足高峰用气要求。
3.储存方式和功能
储存城市天然气的形式有低压储存、高压储存、输气管线储存、地下储存、液化储存等。
目前国内常用低压储存和高压储存两种形式。
低压储存是用湿式储存罐和干式储存罐进行储存，工作压力一般为数千帕。
工作压力波动不大，通常只用于气源压力比较低的供气系统。
低压储气罐中湿式与干式比较见表5-5。
由表5-5可知，低压储气采用干式储气罐是比较合适的。
表5—6列出了天然气储气罐中高压、低压储气罐的比较。
从表5-6两者比较可知，一般采用高压储气罐较为经济合理。
在国外，利用高压球罐储存天然气已较为普遍，很多国家已经建成各种规格的大型高压球罐。
随着我国石油、天然气工业的发展，天然气作为城市燃气气源已日渐增多，天然气在城市燃气中所占比例也逐渐增大，因此，高压球罐也必将成为我国各城市天然气储存的主要设施。
由于球罐的制造、安装的水平不断提高，目前球罐的容积也在逐渐增大。
如北京在1986年建成4台5000m3
的高压天然气球罐，20世纪90年代以来，重庆、成都、北京、天津等城市又相继建成3300m3
、5000m3
、10000m3
高压储气球罐。
表5-5低压储气罐中湿式与干式比较
项目
低压湿式螺旋罐
曼型干式罐
罐内压力
随储气罐塔节的增减而改变，燃气压力是波动的
储气压力稳定
罐内湿度
罐内湿度大，出口燃气含水分高
储气气体干燥
保温蒸汽用量
寒冷地区冬季保温，除水槽加保护墙外，所有水封部位加引射器喷射蒸汽保温，蒸汽用量大
无
使用寿命
一般为30年，由于水槽底部细菌繁殖，使水中硫酸盐生化还原成H2
S，易使罐体内壁腐蚀
一般为50年，由于内壁表面经常保持一层厚0.5mm的油膜，保护钢板不受到腐蚀
抗震性能
由于水槽各部塔节为浮动结构，在发生强地震和强风时易造成塔体倾斜，产生导轮错动、脱丝、卡阻等现象
活塞不受强风和冰雪影响
基础
水槽内水量大，在软土地基上建罐应进行基础处理，但罐体允许有较大的沉降量
自重轻，地基处理简单
罐体耗钢量
低
高（为湿式罐的1.35～1.5倍）
罐体造价
低
高（为湿式罐的1.5～2.0倍）
安装精度要求
低
高
表5-6天然气储气罐中高压、低压储气罐的比较
项目
低压储气罐
高压储气罐
项目
低压储气罐
高压储气罐
储气压力
低
高
运行费用
高（消耗电及油）
低
供气压力
需加压耗电
无需加压耗电
单位占地面积
大
小
储气质量
另有油污夹带
无油污夹带
单位耗钢量
大
小
储罐构造
复杂
简单
单位投资
高
低
施工要求
较严格
严格
施工周期
7～8个月
8～9个月
维修费用
高（密封油）
低
二、液化天然气储配（供应）站
液化天然气（LNG）比其他燃料清洁，燃烧时温室气体排放量低，是公认的未来世界普遍采用的燃料。
以前，如果说将天然气液化，远距离运输作为燃料使用，是很困难的。
但今天，液化天然气已成为世界工业的重要组成部分，是令人瞩目的新兴工业之一。
液化天然气是将天然气低温冷却液化，液化后体积约为常态下体积的1/600，便于运输。
多年来，LNG在世界上已经大量地应用，如发电、民用燃气、汽车或火车的燃料等。
在城市里布有天然气的输配管线，数以千计的LNG罐车在美国的高速公路上运输，没有发生过重大的事故。
以LNG或CNG作燃料的汽车，虽然发生一些碰撞事故，但LNG燃料系统没有发生重大的损坏，没有引起LNG的泄漏和火灾。
当然，LNG的温度很低，极易气化，会引发一些低温液化石油气体带来的安全问题。
无论是设计还是操作，都应该像对待所有的易燃介质那样小心。
了解和掌握天然气不同相态的物理特性及其燃烧特性，可有助于天然气的安全使用。
（一）液化天然气的有关安全特性
1.基本物理状态
液化天然气是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度约为-162℃，密度大约为424kg/m3
。
LNG是非常冷的液体，在泄漏或溢出的地方，会产生明显的白色蒸气云。
白色蒸气云的形成，是空气中的水蒸气被溢出的LNG冷却所致。
当LNG转变为气体时，其密度为1.5kg/m3
，气体温度上升到-107℃时，气体密度与空气的密度相当。
意味着LNG气化后，温度高于-107℃时，气体的密度比空气小，容易在空气中扩散。
液态天然气的容积大约是气体的1/625。
天然气无毒、无味、无色，漏泄到空气中不易发觉，因此，通常在天然气管网系统中，有意地加入一种难闻的气味，即加臭处理，以便气体泄漏时易于察觉。
2.燃烧特性
燃烧范围是指可燃气体与空气形成混合物，能够产生燃烧或爆炸的浓度范围。
通常用燃烧下限和燃烧上限来界定其燃烧范围，只有当燃料在空气中的比例在燃烧范围之内，混合气体才可能产生燃烧。
对于天然气，在空气中达到燃烧的比例范围比较窄，其燃烧范围大约在体积分数的5%～15%之间，即体积分数低于5%和高于15%都不会燃烧。
由于不同产地的天然气组分会有所差别，燃烧范围的值也会略有差别。
LNG的燃烧下限明显高于其他燃料，柴油在空气中的含量只需要达到体积分数0.6%，点火就会燃烧。
在-162℃的低温条件下，其燃烧范围为体积分数的6%～13%。
燃烧速度是火焰在空气-燃料的混合物中的传递速度。
燃烧速度也称为点燃速度或火焰速度。
天然气的燃烧速度相对比较慢，其最高燃烧速度只有0.3m/s。
随着天然气在空气中的比例增加，燃烧速度亦增加。
所以在敞开的环境条件下，LNG和蒸气一般不会因燃烧引起爆炸。
天然气燃烧产生的黑烟很少，导致热辐射也少。
碳氢化合物的燃烧极限比甲烷的低。
如果LNG中碳氢化合物的含量增加，将使LNG的燃烧范围的下限降低。
自动着火温度是可燃气体混合物，在达到某一温度后，能够自动点燃着火的最低温度。
自动着火温度并不是一个固定值，它和空气与燃料的混合浓度和混合气体的压力有关。
在大气压条件下，纯甲烷的平均自动着火温度为650℃。
如果混合气体的温度高于自动着火点，则在很短的时间后，气体将会自动点燃。
如果温度比着火点高得多，气体将立即点燃。
LNG的自动着火温度随着组分的变化而变化，例如，若LNG中碳氢化合物的重组分比例增加，则自动着火温度降低。
除了受热点火外，天然气也能被火花点燃。
如衣服上的静电，也能产生足够的能量点燃天然气。
因此，工作人员不能穿化纤布（尼龙、腈纶等）类的衣服操作天然气，化纤布比天然纤维更容易产生静电。
3.低温特性
LNG既有可燃的特性，又有低温的特性。
低温液体的处理和操作并不是一门新的技术。
在许多标准中，低温设备的操作有比较明确的要求。
对于安全的考虑，主要是在低温条件下，一些材料会变脆、易碎。
使设备产生损坏，引起LNG的泄漏。
如今低温液氮和液氧的应用更为普遍。
LNG的温度还没有液氮和液氧的温度低。
从低温介质安全操作的角度，与液氮和液氧的安全考虑基本是一致的，主要是防止低温条件下材料的脆性断裂和冷收缩对设备引起的危害。
操作时主要是防止低温流体对人体的低温灼伤。
天然气的低温特性对人体生理上的影响很大。
曾经有过报道，人员暴露在甲烷的体积分数为9%的气氛中没有什么不良反应。
如果吸入含量更高的气体，会引起前额和眼部有压迫感，但只要恢复呼吸新鲜空气，就可消除这种不适的感觉。
如果持续地暴露在这样的气氛环境下，会引起意识模糊和窒息。
甲烷是一种普通的窒息物质。
LNG与外露的皮肤持续接触，会引起严重的低温灼伤和组织损坏。
天然气在空气中的体积分数大于40%时，如果吸入过量的天然气会引起缺氧窒息。
如果吸入的是冷气体，对健康是有害的。
若是短时间内吸进冷气体，会使呼吸不舒畅，而长时间的呼吸冷气体，将会造成严重的疾病。
虽然LNG蒸气是无毒的，如果吸进纯的LNG蒸气，会迅速失去知觉，几分钟后死亡。
当大气中的氧含量逐渐减少时，工作人员有可能警觉不到，慢慢地窒息，待到发觉时已经很晚了。
缓慢窒息的过程分成4个阶段阶段，见表5-7。
表5-7缓慢窒息的过程
阶段
氧气的体积分数/%
第一阶段
14～21
脉搏增加，肌肉跳动影响呼吸
第二阶段
10～14
判断失误，迅速疲劳，对疼痛失去知觉恶心，
第三阶段
6～10
呕吐，虚脱，造成永久性脑部伤害
第四阶段
＜6
呼吸停止，死亡
当空气中氧气的体积分数低于10%，天然气的体积分数高于50%，对人体会产生永久性伤害。
在这种情况下，工作人员不能进入LNG蒸气区域。
天然气的主要组分是甲烷，其临界温度为190.58K（-82.57℃），故在常温下，无法仅靠加压将其液化，需要采用液化工艺，将天然气最终在温度为112K、压力为0.1MPa左右的条件下将其液化。
其密度为标准状态下甲烷的600多倍，体积能量密度为汽油的72%，十分有利于输送和储存。
但是，由于LNG本身具有易燃、易爆的危险性，又具有低温储存的特点，因此，LNG站在建设布局、设备安装、操作管理等安全方面提出了很高的要求。
（二）LNG供气站的工艺流程
LNG供气站的工艺大致分为两种：
一种是蒸发气体（BOG）再液化工艺；另一种是BOG直接压缩工艺。
两种工艺并无本质上的区别，仅在蒸发气体的处理上有所不同。
图5-2是采用BOG再液化工艺的LNG供气站的工艺流程。
在LNG供气站，LNG运输船（或槽车）抵达码头后，经卸料臂将LNG输送到储罐储存。
来自储罐的LNG由泵升压后送入气化器，LNG受热气化后输送到下游用户管网。
LNG在储存中，由于储罐不可避免的漏热，部分LNG会从液相蒸发出来，这部分蒸发气体即BOG。
采用再液化工艺时，BOG先通过压缩机加压到1MPa左右，然后与LNG低压泵送来的压力为1MPa的LNG过冷液体换热并重新液化为LNG。
若采用BOG直接压缩工艺，则由压缩机压缩到用户所需压力后直接进入外输管网。
BOG直接压缩工艺需要将气体直接升压至管网压力，需要消耗大量压缩功；而LNG再液化工艺是将液体用泵升压，由于液体体积要小得多，且液体的压缩性很小，因此液体升压过程的能耗比BOG直接升压过程可节约50%左右。
为了防止LNG在卸船（车）过程中造成LNG船舱（车厢）形成负—压，一部分BOG需要返回LNG船（车）以平衡压力。
（三）LNG供气站的主要设备
LNG供气站的设备主要有储罐、汽化器、泵和压缩机等。
1.LNG储罐
液化天然气储罐主要有金属储罐和钢筋混凝土储罐两大类。
根据防漏设施不同又可分为以下四种形式。
（1）单容积式储罐此类储罐在金属罐外有一比罐高低得多的混凝土围堰，围堰内容积与储罐容积相等。
该形式储罐造价最低，但安全性稍差，占地较大。
（2）双容积式储罐此类储罐在金属罐外有一与储罐简体等高的无顶混凝土外罐，即使金属罐内LNG泄漏也不至于扩大泄漏面积，只能少量向上空蒸发，安全性比前者好。
（3）全容积式储罐此类储罐在金属罐外有一带顶的全封闭混凝土外罐，金属罐泄漏的LNG只能在混凝土外罐内而不至于外泄，在上述两种地J三式储罐中安全性最高，造价也最高，在欧美国家应用较多。
（4）地下式储罐与以上三种类型不同的是此类储罐完全建在地面以下，金属罐外是深达百米左右的混凝土连续地中壁。
地下储罐主要集中在日本，抗地震性好，适宜建在海滩回填区上，占地少，多个储罐可紧密布置，对站周围环境要求较低，安全性最高。
但这种储罐投资大（约比单容积储罐高出一倍），且建设周期长。
2.液化天然气汽化器
LNG气化器按其热源的不同，可分为以下三种类型：
（1）加热汽化器汽化装置的热量来源于燃料燃烧、电力、锅炉或内燃机废热。
加热汽化器有整体加热汽化器和远程加热汽化器两种类型。
整体加热汽化器采用热源整体加热法使低温液体汽化，最典型的即是浸没式燃烧汽化器。
远程加热气化器中的主要热源与实际汽化交换器分开，并采用某种流体（如水、水蒸气、异戊烷、甘油）作为中间传热介质；由中间介质与LNG换热，使LNG汽化。
（2）环境汽化器汽化的热量来自自然环境的热源，如大气、海水、地热水。
当然，自然环境的热量如果不是直接使LNG汽化，而是通过加热一种中间介质，再由中间介质使LNG汽化的话，则这就是一种远程加热汽化器，而不是环境汽化器。
如果自然热源与实际的汽化器是分开的并使用了可控制的传热介质，则应认为这种汽化器是远程加热汽化器，应符合加热汽化器的规定。
（3）工艺汽化器汽化的热量来源于另外的热动力过程或化学过程，或有效利用液化天然气的制冷过程。
实际上，在各种LNG冷能利用的综合流程中，如发电、化工、空分等流程，将需要排出热量的过程与LNG的吸热汽化过程结合起来，可以节约用于LNG汽化的能量，同时使各工艺过程的能量利用效率得到提高。
3.泵和压缩机
液化天然气汽化站中使用的泵和压缩机，应满足下列要求：
①泵和压缩机应当使用在可能遇到的度和压力条件下都能正常工作的材料来制造；
②阀门的安装应使每一台泵或压缩机都能单独维修。
在泵或离心式压缩机因操作需要并列安装的场合，每一个出口管线上应配一个止回阀；
③泵和压缩机应当在出口管线上装备一个减压装置来限制压力，使之低于机壳和下游管道、设备的设计最大安全工作压力；
④每一台泵应当装备有足够能力的安全放散，用以防止泵壳在冷却时产生最大流量期间超压；
⑤低温泵的地基和油池的设计和施工中，应防止冷冻膨胀；
⑥用于输送温度低于-29℃的液体泵，应配备预冷装置，确保泵不被损坏或造成临时或永久失效；
⑦处理可燃气体的压缩设备，应在各个气体可能泄漏的点设排气道，使气体能排出到建筑物外部可供安全排放的地方。
（四）测量仪表
1.液位测量
LNG储罐应当设置两套独立的液位测量装置。
在选择测量装置时应考虑密度的变化。
这些液位计应在不影响储罐正常运行时可以更换。
另外，储罐还应当设置一个高液位报警器。
报警器应使操作人员有充足的时间停止进料，使液位不致超过最大允许装料高度，并应安装在控制装料人员能够听到报警声的地方。
即使使用高液位进料切断装置，也不能用它来代替报警器。
2.压力测量
每个LNG储罐都应当安装一个压力表。
此压力表应连接到储罐的最高预期液位上方的位置。
3.真空表
真空夹套设备应当装备仪表或接头，用以检测夹层空间内的绝对压力。
4.温度检测
当LNG储罐投入使用时，应在储罐内配置温度检测装置，用来帮助控制温度，或作为检查和校正液位计的手段。
汽化器应当安装温度指示器来检测液化天然气、蒸发气体以及加热介质流体的进口和出口温度，保证传热效率。
在低温设备和容器的支座基础可能会受到冻结、大地冻胀等不利影响的场合，应当安装温度检测系统。
5.检测仪表的紧急切断
在可能范围内，液化、储存和汽化设备的仪表在出现电力或仪表气动故障时，应使系统处于失效保护状态，直到操作人员采取适当措施来重新启动或维护该系统。
（五）有关安全检测设备
在有可燃气体、火焰、烟、高温、低温等潜在危险存在的地方，安装一些必要的探测器，对危险状况进行预报，可以使工作人员能及时采取紧急处理措施。
LNG工厂中通常用以下几种检测器：
甲烷气体检测器，火焰检测器，高、低温检测器，烟火检测器。
除了低温检测器外，其他几种检测器都是必备的设备。
每一个检测器都要与自动停机系统相连，在发现危险时能自动起作用。
1.可燃气体检测器（CGD）
防火控制系统必须对LNG的泄漏进行监测。
可以通过观察、检测仪器或两者综合使用。
白天LNG发生溢出，可以通过产生的蒸气云团看见。
然而，在晚上及照明不好的情况下就不容易看清楚。
如果仅仅依靠人工观察来检测泄漏，显然是不够的。
对于比较大的LNG装置，应当安装可燃气体检测装置，对系统进行连续的监测。
在最有可能发生泄漏的位置安装传感器。
当检测系统探测到空气中可燃气体的含量达到最低可燃范围下限（HL
）的10%～20%时，将向控制室发出警报。
控制室的人员确定应对措施并发出控制命令。
在一些关键的地方，当含量达到燃烧下限（UL
）的20%时，会自动切断整个系统。
考虑到LNG装置有限的人员配备和可燃气体的存在，有必要设置实时的监测系统，连续地进行监控，消除人为的疏忽和大意的可能性。
对于比较小的装置，由于系统相对简单，产生泄漏的可能性较小，因此没有必要安装过多的自动报警系统。
经验证明，工作人员的误操作，经常引起这些系统误报警，发出一些不必要的警报。
应正确分析警报器及传感器的安装位置和可燃气体源的位置，并对报警系统进行有效的定期保养。
每一个可燃气体检测系统发出的警报，控制室或操作台的工作人员都要能听得到和看得见，除此之外，气体泄漏的区域也应能听到警报声。
气体检测系统安装后要进行测试，并符合有关的要求。
有LNG设备或管道等设施的建筑都应安装可燃气体检测系统，当可燃气体在空气中的含量达到一定的程度就能发出警报。
可燃气体传感器的灵敏度要有合适的等级。
安装区域和相关的检测器灵敏度等级分类，如下所述。
（1）没有可燃气体设备的区域主要是办公区，这些区域的检测器应当非常灵敏，当检测到气体后发出警报。
（2）可能含有被检测气体的区域这里的传感器在较低含量下（最低可燃极限的10%～20%）发出警报。
这种区域主要是在一般操作时，可能含有天然气。
（3）很有可能含有被检测气体的区域在这些区域中，当气体达到危险程度（最低可燃极限的20%）时发出警报。
该工作区可能有自动切断系统，因此在检测到可燃性气体后有两种选择：
每隔30s发出一声报警，并切断整个设备运行；或者只是发出警报，警告工作人员。
这些区域主要是安装压缩机和气体涡轮机的厂区、LNG车补给燃料处和汽车发动机等部位。
2.火焰检测器
火焰检测器有紫外线（UV）火焰检测器和红外线（IR）火焰检测器，检测热辐射产生的热量。
火焰产生的辐射能通过紫外线和红外线探测器的波长信号来检测。
当辐射达到一定的程度后，会发出警报。
应该注意的是某些光源可能导致误报警，如焊接产生的电弧光和太阳光的反射等，也能产生紫外线或红外线。
3.高温检测器
高温检测器对固定温度和温度上升的速率都很灵敏。
检测器对温度上升速度的检测，可以避免由于温度波动产生的误警报。
高温检测器中有一个可熔化的钢丝，在高温下熔化（如82℃）。
熔化后可以触发警报、使设备关闭、或者启动消防系统。
这些检测器直接安装在有着火危险的区域或设备上。
危险性高的设备不仅安装
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