LNG掺混液氮的危害辨识方法及管控措施的探讨.docx
《LNG掺混液氮的危害辨识方法及管控措施的探讨.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《LNG掺混液氮的危害辨识方法及管控措施的探讨.docx（11页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
LNG掺混液氮的危害辨识方法及管控措施的探讨
摘要：
向LNG槽车掺混液氮行为时有发生，其危害主要有：
违反合同约定，侵犯供气单位和用气单位的经济利益；易造成LNG储罐超压，引发LNG运输、存储环节的生产安全事故；易造成停气事故发生，甚至造成混合气体在工业设备炉膛等聚集，发生爆炸事故等。
本文系统总结了LNG掺混液氮辨识方法，提出了技术和管理方面的管控措施。
关键词：
槽车；掺混液氮；危害；辨别方法；管控措施
01
概述
向LNG掺混液氮行为时有发生，一方面改变LNG组分，降低LNG热值，影响燃气互换性，造成终端用户用气异常；另一方面对LNG槽车的安全运输、LNG气化站的安全运行带来重大安全隐患，极易导致事故发生。
冷绪林等对影响LNG槽车运输储罐压力的因素进行了分析，指出槽车满载长距离运输储罐压力上升较小，不易造成储罐超压泄放；苏梦婷研究了LNG槽车中掺液氮后温度和压力的变化规律，指出掺入液氮后槽车储罐中的LNG温度会迅速降低，同时建立了LNG槽车掺混液氮量计算模型。
本文重点对LNG槽车掺混液氮的危害进行深入分析，系统地总结实践经验，提出LNG运输、储存、用户环节的辨别方法及管控措施。
02
LNG槽车掺混液氮行为分析
2.1合同约定的LNG质量标准存在漏洞
因2020年4月28日发布的《液化天然气》GB/T38753》辨别方法暂未正式实施，当前燃气公司与LNG供应单位签订的合同大多约定LNG质量应符合《天然气》GB17820同大多约定二类气要求，该标准中仅涉及天然气的高热值,未明确甲烷、氮气、氧气含量。
第三方检测机构在实施检测时，同样依据该标准。
因LNG高热值远高于二类气（31.4MJ/m）要求，在掺混一定比例液氮后，质量仍符合该标准要求。
GB/T38753《天然气》。
GB17820—2018《液化天然气》关于气质的要求见表1。
2.2不易察觉
目前LNG气化站大多未配备热值分析仪，无法对组分、气化率及热值等进行现场直接检测。
此外掺混少量液氮后，燃烧特性只要在燃烧设备允许范围内，不会造成停气或严重的不良燃烧工况，供气单位和用气单位难以察觉。
液氮与LNG理化性质见表2。
2.3LNG与液氮存在较大价差，
掺混液氮后获取不当利益
2018年、2020年2月液氮与LNG价格对比见表3。
03
LNG槽车掺混液氮的危害
本文以某LNG槽车掺混液氮导致下游用户出现大面积停气事故为例进行分析。
事发槽车共装液21.68t，气源厂出具的《成品气分析报告单》显示高热值37.323（MJ/m3），生产工艺为焦炉煤气制LNG，组分见表4。
3.1降低LNG气化率
对LNG气化率的理论计算过程如下：
3.1.1将该车LNG各组分体积百分数转换为摩尔分数。
将《成品气分析报告单》中LNG各组份的体积百分含量，根据《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》GB/T11062中的方法，换算为摩尔分数。
计算公式为：
式中：
M为该车LNG的摩尔质量；Mj为组份j的摩尔质量；Xj为组分j的摩尔分数；j为组份的体积分数；Zj （t2 ，p2）为组份在计量参比条件（t2 ，p2）下的压缩因子。
得出：
M=16.19171g/mol；
各组分摩尔分数见表5。
3.1.2 计算LNG气化率
式中：
η为LNG气化率；Vm为气体摩尔体积，取22.4141L/mol；M为LNG摩尔质量；To =273.15K。
得出：
η出1485.65309Nm3/t
3.1.3 该车共装车21.68t，在保持装车重量不变的前提下，在分别掺混液氮0.5t、1t、1.5t、2t、2.5t、3t（液氮假设无杂质）时对应的气化率以及各组分体积百分比理论计算公式如下：
掺混后LNG气化率计算公式：
式中：
M车为槽车中LNG装车质量，取21.68t；M液氮为掺混的液氮质量；N2气化率为液氮气化率，取858.7023Nm3/t。
得出各组分含量及气化率见表6。
表6显示随着掺混液氮量的增加，甲烷体积分数降低，氮气体积分数增加，LNG气化率降低。
3.2降低LNG热值
根据《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》GB/T—11062计算公式为：
式中：
为真实气体体积发热量（高位）；
为理想气体体积发热量（高位）；
为组分j的理想气体体积发热量（高位）,用《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》表5
值计算；Xj为组分的摩尔分数；
为在计量参比条件下的压缩因子，用《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》表2中求和因子计算。
不同掺混比例下LNG真实体积发热量见表7。
表7显示随着掺混液氮量增加，LNG热值不断降低，在掺混4.5t液氮时该车LNG热值仍符合二类气热值要求。
3.3易造成LNG槽车超压、放散，
导致安全事故发生
液氮沸点约-196.56℃，注入LNG槽车后，因液氮较LNG沸点更低，更容易气化，易造成LNG槽车超压、放散，对LNG槽车带来重大安全隐患。
在实施掺混液氮行为时，往往现场安全措施欠缺，易导致安全事故发生。
3.4易造成LNG气化站装料储罐出现分层、
翻滚、超压现象
液氮密度约810kg/cm（-196℃），LNG密度430kg/mm～470kg/mm，在掺混液氮后LNG密度增大，与储罐内原来储存的LNG密度存在较大差异，易出现分层；同时氮气含量高的LNG，在储罐停止进料后，由于氮气更容易闪蒸，会导致翻滚现象发生。
3.5对终端用户影响
液氮掺混量小时难以察觉，若掺混量大时将无法满足燃气互换性，导致LNG场站下游用户大面积出现用气异常，严重时导致大面积停气。
04
辨别方法
使用热值分析仪可对LNG组分、热值、气化率等进行精确检测，但受成本因素，部分供气单位未配备该设备，可通过以下方法进行辨别。
4.1LNG运输环节
4.1.1 LNG槽车铅封缺失或不完整
针对LNG槽车运输途中可能存在的掺混液氮行为，目前部分LNG液厂已采取对槽车加装铅封措施，同时铅封上单独编号，常见的加装铅封部位为：
LNG槽车车厢门、LNG槽车储罐法兰接口、LNG槽车阀门阀柄处等，若铅封缺失或不完整，应提高警惕。
4.1.2 LNG槽车储罐“压力高、液位低”
因大部分LNG槽车储罐无温度测量装置，难以直接获取温度数据。
可建立LNG卸车台账，记录槽车压力、液位数据。
通过与过往LNG槽车压力、液位进行对比，若同一液源地且运输时间相差不大的槽车储罐，出现压力高、液位低现象，可高度怀疑存在掺混液氮现象。
某掺混液氮的LNG槽车储罐压力、液位与正常槽车参数对比见表8。
4.1.3 LNG槽车行驶路线及停靠点异常
LNG掺混液氮需要LNG储罐、液氮充装、地磅等设备设施，掺混位置往往较为隐蔽、偏僻，可调取LNG槽车行车轨迹数据记录，对当次及过往行驶路线、停靠点进行比对分析，对偏离正常行驶路线、特别是异常停靠点周边存在LNG点供站、经常性在同一固定地点异常停留的应重点关注。
4.2LNG存储环节
卸液过程装料储罐压力异常升高，BOG气化器及BOG管道结霜异常。
卸液后LNG场站储罐发生“翻滚”现象，主要表现为储罐液位突然降低，压力升高，BOG气体增大。
4.3使用手持式高浓度甲烷检测仪进行定性检测
目前大部分供气单位配备有手持式高浓度甲烷检测仪（主要用于天然气置换用），可使用该检测仪对燃气浓度进行定性检测。
取样位置可设置在槽车溢流口、卸车气化器、主气化器、储罐增压气化器出口等处，减少储罐BOG干扰。
结合实践经验，若可燃气体浓度低于80%，应高度怀疑可能掺混液氮，手持式高浓度甲烷检测仪对部分LNG、管道气实测结果见表9。
4.4使用环节
下游用户出现大面积用气异常，各类用户典型状况如下：
居民用户：
用户大面积报火小、无法点火。
工业用户：
主要表现为火小或燃气具无法正常工作，成本增大、残次品增多，玻璃、陶瓷等需要精细控温和持续稳定燃烧的工业燃料方面，存在突然熄火风险，导致产品报废。
容易发生点火困难，连续多次点火不成功，造成混合气体在炉膛等聚集，易发生爆炸事故。
天然气车辆。
打火困难、车辆续航里程明显降低、动力不足、LNG重卡途中骤停，或者出现不同程度的异常声响。
05
技术防范措施
5.1出厂环节
LNG槽车装车完毕后，由气源厂对槽车加装铅封，每个铅封对应单独编号。
5.2运输环节
建立LNG槽车动态监控管理信息系统，通过GPS监控系统对车辆进行实时监控，发现异常及时干预，动态监控数据应当至少保存6个月。
5.3储存环节
配备手持式高浓度甲烷检测仪对燃气浓度进行定性检测，LNG槽车储罐取样检测位置宜为溢流管处，装液LNG储罐取样检测位置宜为储罐增压气化器后压力表处。
若LNG进入下游管道应对出站管道及用气点燃气浓度进行检测。
用气量较大的LNG气化站宜配备热值分析仪。
06
管理措施
6.1出厂环节
气源厂认真做好LNG气质检测，随车附当日/当批次LNG气质检测报告或出厂气质化验单，供下游供气单位参考、对比。
当生产工艺发生变化可能影响LNG气质时应及时检测。
6.2运输环节
目前国内LNG槽车运输按运输主体可分为自有车队运输（液厂、LNG贸易公司、燃气公司内部车辆）以及LNG专业运输公司两种形式，具体管控措施如下：
（1）严格按照《道路运输车辆动态监督管理办法》要求，建立相关管理制度。
（2）进行道路风险评估，划定LNG槽车行车路线，明确休息点以及中途车辆故障维修管理要求。
（3）强化行车过程监控。
LNG槽车须严格按照划定的线路行驶，除指定的休息点外，其他地点停留超过30分钟为异常停车，出现异常停车及时报告。
（4） 委托LNG专业运输公司运输的，应重点落实以下几点：
①严把准入关。
加强资质审核，确保LNG专业运输公司建立GPS监控系统并运作正常。
②加强合同管理。
签订的《液化天然气运输合同》中应明确铅封保管、不得弄虚作假、掺混液氮、违规挂靠等条款及处罚要求，明确气质检测依据等。
③建立承运商管理制度，明确防挂靠、防掺混、防作假要求。
④加强对承运商车辆动态监管力度，及时获取车辆运输途中异常信息，定期对GPS监控系统、行车轨迹数据、行车视频记录等进行抽查，发现异常及时处理。
6.3 储存环节
供气单位可采取以下管理措施进行防范。
（1）强化准入管理，严把源头关
建立健全承运商准入及考评机制，加强甄别，严把准入关，优先选择管理规范的运输单位，有条件的尽量使用自有车辆运输。
定期对合同履行、气质质量情况进行统计分析，为后续合作提供依据。
（2）加强合同管理
LNG采购合同中明确双方在LNG气质管控上的职责划分、LNG质量标准、加装铅封、提供气质检测报告以及出现气质问题后的检测判定标准、检测程序、损失赔偿等，规避相关风险。
LNG质量要求应按照《液化天然气》GB/T38753—2020标准执行。
（3）建立健全LNG气质管控机制及相关规章制度
①建立保障采购LNG质量的相关制度、流程，缩短液厂提供的第三方气质检测报告周期要求。
②建立LNG质量抽查、取证及索赔机制。
明确LNG气质抽查方法、频次要求及异常判断标准（N2含量不得超过1%），明确取证及索赔要求，加大LNG气质抽查频次。
③定期对各气源厂LNG气质情况进行统计分析，掌握LNG组分、气化率及热值变动范围。
④建立LNG气质奖惩制度，对发现LNG气质异常的员工进行奖励，对责任单位进行处罚。
（4） 做好LNG槽车进站前检查
①铅封。
重点对铅封完好性、铅封编号一致性进行检查。
②LNG槽车压力及液位。
对LNG槽车压力及液位进行统计分析，明确槽车压力及液位区间，对参数异常的LNG槽车重点关注、重点检测。
（5） 做好LNG卸液过程管控
加强卸液过程场站运行参数及现场监控，严格执行卸车作业规程，发现装料储罐压力增速异常以及储罐BOG管道、BOG气化器异常结霜的立即停止卸液，及时处理。
（6）加强场站员工业务技能培训，提高员工对LNG掺混液氮的鉴别及应急处置能力。
07
结论
本文对LNG槽车掺混液氮行为及危害进行了分析，对LNG运输、储存、使用环节出现的异常进行系统总结，提出辨别方法及管控措施。
（1）LNG槽车掺混液氮后将降低LNG气化率、热值，同时因液氮较LNG沸点低，密度大，更容易气化，易造成LNG槽车、装料储罐超压以及下游用户大面积出现用气异常。
（2）针对供气单位在未配备热值分析仪的情况下，可通过对LNG运输环节、存储环节、使用环节中出现的异常结合手持式高浓度甲烷检测仪定性检测结果进行有效辨识。
（3）供气单位可采取技术及管理措施进行有效预防，其中技术措施包括：
LNG槽车加装铅封、建立LNG槽车动态监控管理信息系统、配备检测设备等技术手段等。
管理措施包括：
强化准入管理、完善合同条款、加强槽车运输过程动态管控、做好进站检查等进行防范。
升级会员 