LNG接收站安全设计

LNG接收站安全设计（精选7篇）

LNG接收站安全设计 篇1

前言

伴随我国能源结构的调整, 天然气作为清洁优质的能源在一次能源结构中的比例逐年上升, 而LNG作为我国弥补天然气调峰缺口的有效途径在近些年来凸显出重要的地位, 2014年LNG接收站增至12个, 总接转能力将达到3730万吨/年[1,2,3]。

LNG主要成分为甲烷, 其中还含有天然气中少量的乙烷、丙烷、氮等其它组分;相对于其它天然气化学工业装置而言, LNG接收站所处理的物料相对单一, 主要物料为LNG和BOG。LNG接收站在运输、装卸、存储、气化管输等生产过程中潜存的危险主要涉及到低温、易挥发、高压、易燃、易爆等特性, 在运营过程中会发生设备、管线、阀门等泄漏及超压引起的人员冻伤、火灾、爆炸等事故;单个16×104m3储罐在发生破裂后, 其产生的爆炸影响会超过15km[4]。因此在LNG接收站设计过程中对各工艺操作单元、设备、物料进行危险性分析, 辨别其危险源, 确定各个系统的安全等级和保护措施, 提高装置安全运行水平有至关重要的作用。

一、LNG接收站安全设计策略

1. LNG接收站本质安全设计

LNG接收站的本质安全性主要体现在工艺系统核心安全性上[5,6], 工艺系统的安全性是建立在以工艺生产物料为基础的事故预防技术上的;相对于其它的石油天然气化工装置, LNG接收站处理的物料主要为LNG和BOG。因此, 接收站的安全设计主要围绕LNG接卸、存储、装车、气化外输以及BOG的回收处理等主要的工艺单元来展开。在设计过程中以各系统安全专项分析和风险评估为基础对危险源进行辨识, 针对危险源的等级选择消除、缓解、替代、简化、控制等技术手段, 通过工艺安全、设备安全和仪表系统安全的逐层设防, 确保事故的预防和控制, 从而在根源上消除LNG接收站在运维过程中潜在的危险因素导致的安全事故, 实现以工艺控制为核心的本质安全设计。

国内现有在建的接收站一般参考EN1473《Installation and equipment for liquified natural gas Design of onshore installations》进行LNG接收站的危险性专项评价和设备的规范布置[7]。在工艺管道、阀门、设备的选材选型方面充分考虑LNG低温特性、海洋环境腐蚀、表面冷凝和脆裂的预防等问题;储罐的进料方式充分考虑不同LNG物料特性导致罐内分层翻滚产生的潜在危害, 采用顶部和底部进料的方式, 同时设置密度测试仪及罐内回流系统防止分层导致的“翻滚”现象;而在仪表安全系统的设计上侧重于考虑LNG泄漏和工艺设备超压时的保护层设置[5,6]。

2. LNG接收站安全设计的安全生命周期管理

国际电工委员会 (IEC) 所发布的IEC61508和IEC61511将安全生命周期规定为装置安全功能从项目立项起始到装置安全功能不可再用停止运作的整个周期, 包含了装置安全系统在实现过程中所进行的有关活动[8,9]。从项目管理的生命周期来讲, LNG接收站的安全生命周期起始于项目的立项阶段, 直至装置退役和处置为止的整体安全生命周期, 其中功能化的安全管理活动和安全评估、验证、分析等专项工作是接收站安全什么周期的重要组成部分。

LNG接收站本质安全的实现首先要在源头上进行控制, 在设计的各个阶段用系统化的方法处理相关的设计活动, 以满足装置安全运行的要求。LNG接收站设计阶段一般分为以下几个阶段:可行性研究阶段、FEED设计、初步设计、EPC承包商的基础设计和详细设计。在LNG接收站的安全生命周期的各个阶段均有各自不同范围和深度的安全设计要求;在整个设计过程中, 安全设计贯穿于其中, 周期管理过程中所执行的内容和范围也是按各阶段的要求分步进行, 以提高LNG装置的本质安全水平。接收站的安全设计不是单向实施的, 在设计的每一个阶段都会对前一阶段的工作进行评估, 并及时校正, 直至设计方案符合装置本质安全要求。

二、LNG接收站项目建设生命周期不同阶段的安全设计

在LNG接收站设计生命周期管理过程中各阶段的安全设计输入和输出的类容各有侧重, 如表1所示。

1. 可行性研究阶段

在可行性研究阶段主要通过对国内外LNG市场的研究, 确定LNG接收站的产品方案、装置基本功能、建设规模、基本工艺、处理能力、配套工程等, 激活其它本质生命周期活动。在此阶段通过对国内外相应的工程资料、水文、气象、地质资料确定项目选址。通过对项目生产过程中危害因素、火灾爆炸、环境危险因素等进行初步分析, 确定适用于项目的相应安全法律、法规和技术标准。在此阶段安全设计的输出结果是环境友好型LNG接收站的布置、安全和消防设施的配置、职业卫生防护设施以及适用的标准规范, 最终确定接收站本质安全的目标。

2. FEED设计阶段

FEED阶段通常由具有专业技术和知识产权的国际工程公司来完成。在FEED设计阶段需要进行工艺模拟计算, 确定工艺流程图PFD图和PID图, 完成HZAID、QRA、FHA、HAZOP等专项分析。

FEED设计阶段的HAZID (Hazard Identification, 过程危险源辨识) 主要要对LNG接收站潜在的危险源和风险进行早期识别和描述, 为后继的专项评估明确分析的目标及重点。HAZID分析的准备资料至少应包含以下信息: (1) 外部和环境危险源 (共性危险源) :自然灾害、极端气候、地震、雷电、沉陷、台风、海啸, 以及人为制造的危害、周边设施影响、公共基础设施影响。 (2) LNG火灾和爆炸危害, 工艺过程危险源 (超压、超温、开停车等) 。 (3) 设备/设施危险源, 控制方式及原则, 典型布置危害。 (4) 公用工程危险源, 施工及维修危险源。 (5) 健康危险源。

HAZID重在分析辨识与LNG接收站运营过程中的潜在的安全风险和危险源。通过HAZID分析, 将这些危险源产生的原因和可能导致的影响、后果以及缓解危险影响的方案、建议和替代、消减风险的措施列入危险源分析清单中, 以便为后续的专项分析和风险控制提供参考依据, 并在后续的设计中跟踪落实。

在完成HAZID分析评估, 取得分析数据的基础上利用PHAST软件开展QRA分析 (Quantitative Risk Analysis, 量化风险评估) 和FHA (Fire Hzard Analysis, 火灾危险评估) , 评估LNG接收站运行过程中由于LNG泄漏所产生的喷射火、池火、蒸汽云扩散 (BLEVE) 和爆炸所产生的后果, 对LNG接收站总平布置、防火、防爆系统进行确定。QRA和FHA分析的范围: (1) 识别所有LNG接收站在运行过程中各单元设备可能产生的泄露, 按“最大危险原则”考虑设备最大管口破裂的最不利安全事故和持续时间。对火灾和爆炸事故进行全面分析、计算辐射值, 在此基础上提出防治事故发生的设计措施, 确定各单元设备的安装距离。 (2) 通过各单元、设备潜在的LNG泄露、扩散、蒸发等引起的池火、喷射火、闪火、蒸汽云团爆炸等危险事故的评估, 进一步确定各单元设备之间采用的水幕、喷淋、泡沫集液池等防火减灾措施。

HAZOP分析在总图布置和PFD、PID完成之后进行。通过HAZOP分析, 直接对PID图纸进行节点划分, 对整个LNG接收站潜在危险和安全措施的分析评价, 对LNG接收站设计中存在的安全和操作问题进行结构化、系统化的危险辨识、分析和评估, 并提出改进设计的建议。HAZOP分析按以下步骤进行: (1) 划分节点, 按照LNG接收站的工艺系统, 依据PID图进行节点划分。 (2) 选择工艺参数, 应用引导词确定偏差。 (3) 确定偏差产生的原因, 确定风险矩阵, 分析与偏差有关的后果及风险等级。 (4) 分析现有设计中防止偏差的安全措施。 (5) 评价安全措施是否足够并提出改进的建议。在HAZOP分析的基础上, 引入保护层分析, 提高LNG接收站工艺系统的安全预防和控制水平, 确定仪表紧急切断和连锁系统, 建立安全保护层, 确保保护措施和接收站运维的安全可靠性。

SIL (安全完整性等级分析, Safety Integrity Level) 评估一般在HAZID、QRA、FHA、HAZOP等专项分析完成之后进行, 根据EC61511分析步骤对LNG接收站安全仪表系统 (SIS, Safety Instrumented Systems) 的等级进行确定。在HAZOP分析提出安全保护层的基础上, SIL分析提出切实可行的安全仪表系统 (SIS) , 确定安全仪表系统 (SIS) 所需要实现被控设备的安全功能 (SIF, Safety Instrumengted Function) , 确定被控设备要实现安全功能的SIL等级。

3. 初步设计阶段

与国内传统的石油天然气化工工程管理模式不同的是, 在国内大多数的LNG接收站工程建设一般采用EPC模式或E+P+C的模式进行工程建设管理。LNG接收站EPC合同的签订是以FEED设计确定的工艺包为基础的, LNG接收站的初步设计是对FEED阶段工艺包进行汉化, 初步设计阶段的设计文件主要满足业主 (建设单位) 编制预算, 以及完成“安全设施设计专篇”、“消防设计专篇”、“环境保护专篇”、“职业卫生专篇”、“节能专篇”和“抗震设防专篇”等供政府审查的专项设计。

4. 基础设计阶段

在EPC合同签订之后, EPC承包商即可按照合同约定的设计工作内容开展基础设计和详细设计。

在基础设计阶段, EPC承包商依照业主提供的FEED阶段的工艺包进行优化和深化设计, 在此阶段设计思路已经明确, EPC承包商按照业主提供的水文、地质、气象和接收站物料MSDS (Material Safety Date Sheet) 数据等基础资料进行工艺模拟计算、物料能量衡算, 确定总平布置和工艺流程。根据前一阶段专项评估的结论, 从接收站功能性考虑, 按照相应的法规和技术标准明确接收站总平布局, 并划分接收站防爆危险区域。各区域的划分和设备布置除了要保证消防车辆通道和应急逃生通道外, 还要从工艺设备、设施和人员防护的安全角度考虑足够安全防护和检修空间。

在基础设计阶段, 物料能量平衡计算和PID图设计完成后要采用HAZOP和SIL评估来进行专项分析, 通过专项分析评估检查设计方案在操作性和安全性上存在的技术缺陷, 对工艺流程和设计方案提出改进建议。通过对基础设计的PID进行HAZOP分析, 依次排出接收站影响较大的偏差事件, 依据HAZOP评价结果确定防范措施及安全保护层, 并通过对安全仪表系统的分析 (SIL评估) , 确定LNG接收站所必需的仪表安全等级。

5. 详细设计阶段

在基础设计设计结束后, PFD和PID图、设备基础数据和选型、接收站总平布置等基础条件已经确定。在详细设计阶段各专业在基础设计的基础上进行深化和完善, 依据基础设计提供的数据和技术条件, 按照相应的法规和标准展开施工图的设计。

在详细设计阶段, 安全设计主要体现在总平布置、建构筑设计对安全法规的落实。利用专用软件完成3D完成建设, 在3D模型设计上充分考虑操作的安全作业空间, 消除潜在危险因素, 保证工艺设备在生产操作和检修时不会存在任何危险。在3D模型审查合格后, 方可进行工艺管线和配套设施的施工图设计。在消防设施布置、水消防管道、化学消防系统以及消防仪表控制流程图的设计主要落实基础设计所计算的数据和采用的安全标准和技术法规。

结束语

目前国际LNG市场蓬勃兴起, 我国LNG接收站也在逐年增加。要保证LNG接收站的安全稳定运营, 首先在要从源头上做起, 在LNG接收站各个设计阶段有效地采用相关的安全规范和设计标准, 在项目设计生命周期的各个阶段采用专项分析评估, 明确LNG接收站在运行维保过程中存在的危险源, 确保工艺操作系统的核心安全。

参考文献

[1]郑炯李英阁.2020年前全球LNG供需、价格趋势及中国应对策略[J].国际石油经济, 2013, 6:32-38.

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[3]汪珺.多个LNG项目计划年内投产[N].中国证券报.2014-01-30 (A07) .

[4]张国辉.大型LNG储罐灾难性破裂后LNG扩散范围分析[J].安全、健康和环境.2005, 5 (7) :19-20.

[5]AQT 3033-2010, 化工建设项目安全设计管理导则[S].

[6]AQT 3034-2010, 化工企业工艺安全管理实施导则[S].

[7]EN1473-2007, Installation and equipment for liquified natural gas Design of onshore installations[S].Brussels:Eropean Committee for Standardization, 2007.

[8]IEC 61508-Functional safety of elec-tronic/electrical/programmable electronic safety-related systems.

[9]IEC 61511-Functional safety-Safetyinstrumented systems for the process sector.

LNG接收站计量撬设计探讨 篇2

计量系统即通常说的计量撬装系统(见图1),是把用于计量的各种设备、仪表、管线在工厂里预先安装在一个基座上,出厂前对各个部分进行单项性能测试(如压力、电气连接测试等)和整个系统的联合测试,形成一套撬装设备,运抵现场后只需进行基座安装、上下游管道连接并把信号连接到控制室和仪表柜后,接通电源就可投入使用。计量系统是一个集成的“工程”,以其高精度、高稳定性广泛应用于石油天然气工业,目前全球近80%的贸易交接均采用的是计量撬装系统的形式。我国近几年来在石油天然气的许多大型工业项目上也都采用计量撬装系统,如兰成渝成品油管道、西气东输、广东LNG等。

1用于贸易交接的天然气计量系统组成

贸易计量是为了交接买卖双方之间贸易结算来做依据的,所有买卖双方都需要将工况流量换算成标准状况下的流量,然后再进行体积交接或者能量交接。我国天然气的贸易交接一直以体积流量为结算依据,国家石油行业标准明确规定以温度20℃,压力101 325Pa时状态为天然气计量标准状态[1]。目前国际上天然气贸易采用的是热值交易的方式,随着中国天然气需求的增大,对国外天然气进口的增长,天然气的交接方式有可能与国际接轨,实现从体积计量转变为能量计量。

用于贸易交接系统的天然气计量系统主要组成包括:

(1)计量仪表:质量流量计、超声波流量计、涡轮、标准孔板表等;

(2)变送器:温度、压力变送器及温度表、压力表;

(3)分析仪表:自动取样器、气相色谱分析仪等;

(4)带有加热装置/防爆空调及可燃气体报警器的分析小屋;

(5)在线比对回路和在线标定接口;

(6)管路和阀门:包括下游关断阀、比对阀门、排污阀、泄放阀;

(7)仪表和电路系统,比如:电源分配箱、信号接线箱、挠性连接管、防爆穿线管、穿线盒等;

(8)控制机柜,流量计算机,PLC(控制阀门和回路切换);

(9)各种钢架支撑结构、扶梯、过道、底座等。

2天然气计量标准

天然气计量实际上是对天然气流量的测量,是在天然气流动过程中间接测量的,测量的准确度取决于整套测量系统的合理设计、建设、操作和维护等全过程的质量[2]。在天然气计量的相关标准中,流量计量标准是主要的,另外包括天然气密度、组成、发热量、压缩因子等相关参数的测量和计算标准,还有仪器仪表、设计及安全等标准。

目前,北美及欧共体均制定了天然气计量的相关标准,国际化标准组织(ISO)也有一套天然气计量的标准体系,我国天然气计量标准是根据国内天然气计量的实践经验和上述国外的相关标准资料进行编制的,流量计标准已基本构成完整的体系,正逐步由单一标准向多重标准发展。上述相关天然气计量标准体系见表1。

天然气流量计的选择

对于一个用于贸易交接的天然气计量场站,最核心的部分就是流量计的选择。计量的精确与否涉及到贸易的公平公正和贸易双方的利益,而流量计的精度往往是影响整个计量系统的关键。

流量计的使用中首先遇到的是仪表的选型问题。在进行具体选型时,一般需要综合考虑以下几方面的因素[3]:

(1)仪表性能:精确度、重复性、线性度、测量范围、压力损失、上下限流量等;

(2)流体特性:流体压力、温度、密度、粘度润滑性、化学性质、腐蚀、脏污、气体压缩系数、等熵指数、比热容、混相流、脉动流等;

(3)安装要求:管道布置方向、流动方向、上下游直管段长度、管径、维护空间、管道振动、过滤、排污辅助设备等;

(4)环境条件:环境温度、湿度、安全性、电磁干扰、防爆等;

(5)经济条件:价格、维修费、校验费、运行费、使用期限等。

目前,在天然气流量计量交接计量的实际应用中,主要有孔板差压式流量计、气体腰轮流量计、涡轮流量计和超声波流量计等。其主要流量计的性能对比见表2[4]。

由表2可得出,气体超声波流量总体性能优于其它类型的流量计,具有如下特点:

(1)适用于DN150以上大口径、高流量的计量;

(2)测量范围宽,量程比大,测量精度优于±0.5%重复性优于±0.2%,符合贸易交接计量要求;

(3)无可动部件,可直接进行清管作业;

(4)安装使用方便和维修费用低等优点,能实现双向测量;

(5)各种不同声道的流量计适合多种流态计量。

浙江LNG计量撬装系统

1浙江LNG项目简介

浙江LNG(液化天然气)接收站项目一期工程设计规模为300×104t/a,二期工程设计规模将达600×104t/a。接收站的功能是接卸由LNG远洋输送船运来的LNG,在LNG储罐内储存并进行气化,气化后的天然气通过输气干线分别送到沿线地区城市和工业用户。

2计量撬装系统选择及组成

(1)计量撬装系统选择

浙江LNG接收站项目不同于广东和福建LNG接收站项目,因为广东和福建LNG接收站项目均包括外输干线,即站线一家,其贸易交接计量是由城市门站完成。由于西气东输和东海气的原因,浙江省管网是由另外的公司经营,接收站只需与管网公司进行贸易交接计量。

根据接收站与管网公司的协议,计量采用能量计量,用于贸易交接的计量精度要求优于±1%。为满足提高贸易计量的精度,降低操作、维修成本,缩短施工工期的要求,通过比选分析,浙江LNG接收站项目将采用装有气体超声波流量计的计量撬装系统。

(2)计量撬装系统组成

浙江LNG计量撬装系统主要包括计量管路、超声波流量计、温度与压力变送器、自动取样装置、在线气相色谱分析仪、流量计算机、监控计算机、网络服务器、外输管线及相应阀门仪表等。

3计量撬的设计

(1)设计参数

浙江LNG接收站设计中选用的LNG外输参数见表3。

(2)计量管路尺寸设计

对于采用超声波气体流量计进行计量,北美天然气计量标准AGA NO9明确规定,需定期进行实流标定。目前,国内已具备标定DN≤300mm管径流量计的能力,配备了移动式流量标定装置,但对于DN>300mm管径的流量计则需送至国外标定。从实际应用的角度出发,对DN>300mm的流量计定期标定需将流量计从现场拆卸下来送至国外标定中心标定,这将增加用户的成本,也不利于接收站运营。基于以上考虑,浙江LNG项目计量撬装系统中计量管路采用12″(DN300)的管径,以便满足国内目前的标定要求。

根据GB/T 18603-2001规定,天然气体积计量的标准参比条件为293.15K和101.325kPa,发热量计量的标准参比条件为293.15K,计量站管道内径应依据最大流速20m/s进行初算[5]。因此,计量管路最大设计流速取20m/s。整个撬装系统所需计量管路数目应采用n+1的原则,以保证在某一计量管路检修或标定期间保证整个接收站的外输量。计量管路数可采用公式(1)、(2)进行计算:

式中:P*—标况下压力,101.235kPa;

Q*—标况下的体积流量,m3/s;

T*—标况下温度,273.15K;

Z*—标况下压缩因子;

P1—天然气外输压力,kPa;

Q1—贸易交接下体积流量,m3/s;

T1—贸易交接温度,K;

Z1—贸易交接条件下的压缩因子;

D—管内径,m;

V0—计量管路流速,m/s;

n—管路计量数。

经计算,n=3.45,取整n=4,即浙江LNG接收站计量撬装系统在满足一期最高外输流量的情况下需4条管路同时计量,根据上述n+1原则,计量撬装系统需配备5条计量管路。二期经计算n=4.73,取整后n=5,因此二期只需在原来计量系统的基础上再增加一条计量管路就能满足外输计量要求。

4计量撬装工艺流程

如图2所示,经接收站气化后的天然气进入36″天然气总管后,分成5路12″支管分别进入计量管路A~E(计量管路E作为备用,正常工况时计量站E的管线出口阀关闭),经计量后的天然气再次汇成36″天然气外输总管进入输气管网。在进入计量站计量前的天然气总管上安装一套天然气取样系统,对天然气进行连续取样,样气送入气体色谱仪分析天然气组分,数据输入流量计算机。每路支管上设有超声波流量计、压力和温度变送器及流量计算机,用于测量、记录经过计量站气体的总流量、瞬时流量、压力、温度和热量,计算出用于贸易交接工况下的能量流量,数据同时传送至LNG接收站中央控制室。

为增加测量精度,在各个支管间设置有比对管线。同时,为保证计量安全,在计量管路增设一套超声波流量计作为核查表,目的是通过对比计量用流量计的流量数值,包括对比声速和阀门开关时对流量的影响,保证贸易交接的精度。核查表要求采用与计量撬内用超声波流量计不同品牌的产品,因为用一种品牌的流量计,技术一样,工艺一样,在同一现场出现的问题可能也会一样,失去了安装核查表的意义。

计量系统同时设有一台监控计算机,用于收集从各个支管流量计算机来的数据,分析统计整个外输天然气总的体积流量、质量流量、体积流量累计、质量流量累计、瞬时流量、日流量、热值指示、成分分析、WOBB指数以及一般报警,数据输出至LNG接收站中央控制室。

小结

浙江LNG接收站项目贸易计量交接采用能量计量,充分体现天然气的使用价值。选用由先进的超声波流量计组成的计量撬装系统,能有效的保证计量的整体精度;根据现行国内标准要求,考虑国内现有的标定能力,选用300mm管径以满足流量计标定的要求;通过在线比对、核查表等措施,保证了计量系统的高可靠性和高实用性。

摘要：系统介绍了计量撬装系统概念、组成及国内外计量相关的天然气计量标准,通过对天然气计量中流量计的简要分析对比,针对目前浙江LNG接收站贸易交接要求,选用气体超声波流量计计量撬装系统,并分析了浙江LNG贸易计量系统的工艺流程及计量管路尺寸设计的依据。

关键词：LNG接收站,计量系统,天然气计量,流量计

参考文献

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LNG接收站安全设计 篇3

LNG接收站对外道路入口主要分为以下几类:厂前区对外道路入口、装置区对外道路入口以及装车区对外道路入口。

厂前区对外道路入口是接收站全体工作人员及常规车辆的入口, 同时也是进入装置区人员车辆的初检入口, 车流量人流量最大, 设计中应着重考虑以下几点:

1.精细化管理中, 大门设计首先应考虑人车分流。人车均应打卡进出, 人流通行建议于靠近守卫室一侧设置电动三辊闸门, 车流通行建议设置电动伸缩大门。电动三辊闸门通道数量根据厂区每日工作人数确定, 至少每50人设置1个, 总数不少于2个, 互为备用以防损坏。电动三辊闸门所在人行通道地面应整体抬高, 以防雨水侵蚀损坏壳体。电动伸缩大门应与车辆打卡器联动, 减少持卡常规车辆等候时间。

2.应于厂区围墙外预留停车位。由于行业安全要求的特殊性, LNG接收站来访车辆及人员不仅需要严格做登记, 而且人员进厂必须经过安全培训, 车辆需检查车况, 在入口外滞留的时间一般不少于10分钟, 为了避免堵塞, 在厂区围墙外预留停车位非常必要。为了节约用地, 一般于顺向一侧设置停车带, 综合考虑小型车、大型客车以及大型货车的尺寸及同时性, 预留3m*24m为宜。

3.大门轴线应从市政道路边线适度向内退让。厂内常规车辆可通过打卡进入, 如大门及守卫室轴线距离市政道路较近, 则停车打卡等待开门的时间段内, 大型客车或大型货车尾部仍将留在市政道路上, 容易造成危险。大型客车一般长度为12m, 大门轴线与市政道路外边线距离不宜小于本尺寸。

4.守卫室应合理布置。厂前区守卫室面积不宜过小, 除常规设置的观察室、值班室以外, 如果所在位置比较宽裕, 将安全培训室整合在本处, 以达到登记、检查、培训一次性完成的最佳管理效果。守卫室如距离办公楼等较近, 可不设洗手间, 但应设置拖布池, 方便做卫生。观察室靠近大门一侧玻璃窗上应设置雨棚, 方便来人来车登记。

装置区对外道路入口一般非常用入口, 平时无人通过, 仅供事故发生时消防车进出, 或检修时大型、重型起重设备厂前区入口通行不便时供其进出, 作为应急入口, 设计中应着重考虑以下几点:

1.大门轴线应根据大车回转半径从市政道路边线适度向内退让。转弯半径一般按照15m考虑。

2.守卫室可根据实际情况酌情设置, 如通过中控系统联动控制大门, 可不设置。

3.大门应考虑事故状态下快速开启可能性。大门类型中, 电动平开大门占用空间较大, 开启速度较慢;电动推拉大门开启速度较快, 但是要求门垛两侧有足够长直的空间;电动伸缩大门开启速度也较快, 但应注意完全收缩后不得占用路面净宽。

装车区对外道路入口不同于以上两种, 具有对外营业的性质, 无行人通过, 车流量根据销售情况在特定时间段内非常大, 设计中应着重考虑以下几点:

1.应于装车区围墙外预留候车位。由于行业安全要求的特殊性, LNG槽车装车前需要进行安全检查, 设置候车位后, 检查就可以在厂外进行, 不合格车辆不准进厂, 便于管理。一般于顺向一侧设置候车位, 槽车尺寸一般为2.5m*13m, 至少预留3m*30m为宜。

2.大门轴线应根据大车回转半径从市政道路边线适度向内退让。转弯半径一般按照15m考虑。LNG槽车属于新型罐车, 目前正在快速升级更新中, 建议占地不受限处将回转半径放宽到18m, 满足发展需要。

3.守卫室应合理布置。观察室靠近大门一侧玻璃窗上应设置雨棚, 方便来车登记。根据销售经营情况, 如果日夜不间断装车, 应设值班室及卫生间。

4.门内地衡应合理布置, 尽量使大车平滑上秤, 避免直角转弯。

二、对内道路入口设计管理

LNG接收站对内道路入口主要分为以下几类:厂前区对装置区道路入口、装置区对码头区道路入口以及装置区对装车区道路入口。

厂前区对装置区为二级入口, 肩负着对进入装置区人员车辆的复检任务, 设计中应着重考虑以下几点:

1.主入口守卫室应合理布置。一般厂前区对装置区入口都是直接在通往装置区的干道上设置, 路边空间较小, 可采用不锈钢活动板房。塑钢活动板房易燃, 不可用。

2.次入口守卫室可根据实际情况酌情设置, 如通过中控系统联动控制大门, 可不设置。

3.大门应考虑人车分流, 并考虑事故状态下快速开启可能性。由于开启频繁, 且厂内道路不存在强制隔离阻挡, 推荐采用升降杆或升降栅栏大门。

装置区对码头区为三级入口, 权限最高, 肩负着海事、国检、边防及海关的复检任务, 是直接面对外轮的最后一道关口, 设计中应着重考虑以下几点:

1.守卫室应综合布置, 一关三检办公室应能够直接观察到入口情况, 便于控制管理。

2.入口附近应设置隔离病房。国检对患传染病的外籍船员有强制隔离要求, 需在本区域设置病房, 为隔离、救治及转运提供基本的配套设施。

3.大门应尽量考虑人车分流, 并考虑事故状态下快速开启可能性, 存在一定程度的强制隔离阻挡, 推荐采用升降栏杆大门。

装置区对装车区道路入口一般仅作为工作通道使用, 仅留人行小门的情况比较多见, 装置区与装车区存在对内和对外的差别, 由于存在一定程度的强制隔离阻挡, 不宜采用电动三辊闸门, 推荐采用普通铁栅栏或钢丝网平开门, 设锁, 操作和维保人员持钥匙开锁通行。

三、结论

LNG接收站行业特殊, 对安全生产的要求极高, 道路入口设计课题虽小, 但却为精细化管理提供最基本的支持和便利, 应给予足够的重视。

参考文献

[1]《城市道路交通规划设计规范》GB50220-95.北京.中国建筑工业出版社.1995.

[2]《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048-2009.北京.石油工业出版社.2009.

[3]《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004.北京.中国计划出版社.2004.

LNG接收站安全设计 篇4

关键词：液化天然气,FG&,C系统,防火分区,安全,检测,报警

1 LNG接收站工艺介绍

接收站接卸LNG(液化天然气)远洋运输船运来的LNG后,经船带泵增压送至LNG储罐。输出时LNG经罐内泵送至BOG再冷凝器,与经压缩机压缩后的BOG混合后通过高压泵送至气化器气化。气化后的天然气经计量通过输气管道送至各地用户。图1为LNG接收站的工艺流程简图。

2 LNG主要危险及有害性分析

LNG的危险特性主要包括:

1)低温特性

LNG的常压沸点约为-160℃,温度极低。装置中低温设备(管线)如果保冷失效,可能造成人员低温冻伤,严重则可至死亡。

2)蒸发特性

LNG以液体形式储存在绝热的储罐中。任何传入储罐的热量都将导致一定量液体蒸发而生成气体,形成BOG(蒸发气)。BOG组成主要是CH4。在常温常压下,1体积的LNG能转化成约600体积的气体。

3)火灾爆炸危险性

在正常生产过程中,LNG在密闭容器和管线内,不与空气接触,可避免火灾、爆炸事故。但在LNG储运过程中若发生泄漏,则可能引起的火灾爆炸事故主要有池火、喷射火、闪火、蒸气云爆炸等。

当LNG大量泄漏时,短时间内未能完全气化的LNG在低洼处形成液池后可能发生池火。池火的主要危害是热辐射。如果压力管道或容器发生泄漏,喷出的物料遇明火后可引起喷射火。在阀门、法兰等处发生LNG的少量泄漏时,在泄漏处点火可形成闪火。泄漏的LNG气化后在泄漏源附近或设备拥挤空间内形成蒸气云团,蒸气云如果处在爆炸极限内,遇明火即可发生蒸气云爆炸(VCE)。

3 FG&C检测系统的必要性及优势

某厂常减压装置高温燃料油泵因泵密封处损坏,发生泄漏,冒出大量浓烟。巡检人员发现后立即通知控制室,随后使用灭火器进行控制。班长到达现场后同时要求迅速关闭该泵进口阀门,并切断电源。若巡检人员没有及时发现,后果不堪设想。该事故反映出该厂自动控制水平较低,没有健全的检测、监控、报警系统,造成高温泵不在监控范围内,操作人员不能实时掌握其运行状况。

又如某厂罐区操作工发现一裂解碳四球罐在出口管路弯头处发生泄漏,立即报告班长,要求实施消防队现场监护。2分钟后,球罐所在罐区产生白雾并迅速扩大。当班长再次向调度室报告时,现场发生爆炸,爆炸导致该罐区四个区域引发大火。事故暴露出该罐区的自动化水平低,没有完善的检测系统,泄漏发生后人员无法了解现场情况,且应急管理系统薄弱,没有可靠的应急措施。

以上案例表明:依靠人员巡检不能将风险控制在可接受水平。如果能实现检测、报警、喷淋保护的自动化,就可以实现对风险的控制。

火灾、气体、低温检测系统(FG&C)在火灾和泄漏发生时,能准确探测火灾、可燃气体、低温LNG泄漏的程度和事故地点,触发相应的报警设备,并且根据事故发生的严重性确定报警和关断输出等级,从而控制和避免灾难的发生,降低对设备及人员的伤害。表1比较了传统报警系统与FG&C系统的差异[1]。

安全控制系统的可靠度通常是用需求失败概率值PFD表示。表2给出了安全度等级SIL与其可靠度的关系。

由表2可以看出:FG&C系统相较于传统的报警系统,拥有更高的可靠性,能够更有效地降低潜在风险。

图2是一个典型的过程工业安全防护层[2],其中FG&C系统与SIS(安全仪表系统)系统平行位于安全控制层,且相对独立。但FG&C的可靠度较高,所以当SIS系统失效时,FG&C系统仍能够对泄漏和火情进行检测,并启动消防设施进行救护,指导人员逃生。

虽然FG&C系统具备诸多优势,但没有国家标准支持,该系统还未得到广泛应用。目前石油化工装置是将气体检测报警与火灾报警系统分开设置,仍采用普遍的民用型火灾报警器结合DCS(分散控制)系统进行气体检测和报警。

由于LNG接收站的工艺较简单,物料较单一,因此可将FG-&C系统应用于LNG接收站,通过在设计与运行过程中逐步总结经验,为FG&C系统的普及奠定基础。

4 FG&C系统的组成和设计

FG&C系统的设计原则是利用检测器检测到现场泄漏或火灾后,按照FG&C系统原因/影响逻辑图,通过现场声光报警及控制室内报警提醒潜在危险环境,比如低温、气体泄漏、火灾等,自动实现消防联动及电视监视等功能。

FG&C系统主要结构:

1)不同类型的火焰、气体、感温、感烟、低温检测器;

2)手动火灾报警按钮;

3)手动控制灭火设施;

4)自动控制灭火设施;

5)电视监视;

6)现场声光报警及室内报警;

7)由硬线连至FG&C系统的控制盘。

FG&C系统具备以下功能:

1)在控制室、装置区及相关设施内有声光报警,及时提醒潜在危险;

2)可自动或手动启动消防设施,如消防水泵、水喷淋等;

3)需要时可输出信号至ESD系统。

FG&C系统的硬件与其它控制和安全系统隔离,不需要借助其它系统的操作来实现自己的功能。FG&C系统和SIS系统的功能应独立,停车应由SIS系统触发。FG&C系统不得用于装置的停车。

FG&C系统设计初期,接收站需分割成多个防火分区。每个防火分区都有实体边界,例如防火堤、装置界区和道路。检测/报警/保护措施主要根据不同防火分区设置,防火分区的设置原则如下:

1)从功能性上进行划分:工艺处理区、储罐区、气体外输区、建筑物等;

2)通过一些边界条件进行划分:如火焰速率、墙壁、道路、管廊、被动防火保护区域

3)可燃、易燃物品的存储情况

4)防止火灾进一步蔓延和加剧的隔离区域

5)被动消防设施设置情况

6)防火分区的区域面积应考虑该区域消防用水是否满足需求。

4.1 可燃气体检测器

可燃气体检测器的目的是检测气体泄漏的情况,并发生响应,使现场人员及时得知潜在危险。可燃气体检测器的选型和布置应尽量缩短响应时间,且不能因外界因素的影响而产生误动作。

常用气体检测器有催化燃烧型检测器(点式)、红外气体检测器(开路式)、电化学型检测器、热传导型检测器及半导体型检测器等。烃类可燃气体通常选用催化燃烧型检测器,若在缺氧及高腐蚀性场所宜选用红外气体检测器。

在一般情况下,可燃气体检测器的设置需考虑冗余,以避免检测器故障引起误报。有时也可考虑点式与开路式检测器结合的设置,提高冗余。开路式红外气体检测器可设置在开放区域及其周边,在无遮挡和尽量空旷的位置,检测效果更好。开路式红外检测器的距离也不宜过远,以免发生误报。可燃气体检测器应安装在无冲击、无振动、无强电磁场干扰、易于检修的场所。可燃气体检测有两个独立的报警设定值,如在室外装置区,一级报警设定值为25%LEL,二级报警设定值为50%LEL(爆炸下限);

1)一级报警应考虑:

a.尽早检测出可燃气体泄漏;

b.控制室内报警响应;

c.现场声光报警响应。

2)二级报警应考虑:

a.控制室内报警响应;

b.现场声光报警响应;

c.警告人员即将发生的危险;

d.关闭空调及通风系统(如适用);

e.如需要启动ESID信号响应。

4.2 火焰探测器

对于火灾发展迅速,产生大量热、烟和火焰的场所,可选用火焰探测器进行检测。其对明火的响应比感温和感烟探测器快得多。适合设置在开阔空间或明火易蔓延的场所。其安装需避免有太阳直射或有阻挡的区域内,避免误报。

火焰探测器主要是通过区分不同波长来进行探测,一般可分为红外、紫外、红外/紫外结合探测器。

火焰探测器的报警应考虑:

1)控制室内报警响应;

2)现场声光报警响应;

3)警告人员即将发生的危险;

4)启动相应消防系统;

5)如需要启动ESD信号响应。

4.3 低温探测器

由于LNG的低温特性,需设置低温探测器进行检测。

低温探测器包括温度感测探头、光纤系统、传感器。该探测器最适宜用于测量低温的LNG。该探测器的机械性能只需要简单的安装和维护。

在LNG接收站中考虑在大量聚集泄漏出LNG的区域进行设置,如集液池、LNG储罐罐间等。

低温探测器的报警应考虑:

1)控制室内报警响应;

2)现场声光报警响应;

3)启动泡沫灭火系统;

4)如需要启动ESD (紧急停车系统)信号响应。

4.4 手动火灾报警按钮

每个防火分区应设置手动火灾报警按钮。从一个防火分区内的任何位置到最邻近的报警按钮距离不宜过远。按钮宜设置在疏散通道及装置出入口处,以保证人员能方便启动按钮。

室外报警按钮应放置在红色可击碎的玻璃盒内,其安装位置需尽量显眼,如需要可做标志指示。

手动火灾报警按钮的报警应考虑:

1)控制室内报警响应;

2)现场声光报警响应;

3)警告人员即将发生的危险;

4)经确认后响应消防设施;

5)经确认后根据需要启动ESD信号响应。

4.5 电视监视系统

为满足生产操作、消防监视、安全保卫及企业管理的需要,需设置电视监视系统。电视监视系统由前端摄像机、视频编码器、客户端工作站、视频管理服务器、存储磁盘阵列、存储服务器、网络交换机等设备组成。

4.6 现场声光报警

现场声光报警的目的是根据检测结果及手动报警按钮的启动,及时警告现场及控制室人员,避免人员靠近危险区域,尽快采取相应措施以降低事故影响。

各防火分区内,不同类型的探测器至少配备一个声光报警器,应选用不同的闪光及警铃实现报警。

5 结语

介绍了LNG接收站的FG&C的构成和设计,对今后的工作具有一定的指导意义。通过本文的研究得到以下结论:

1) FG&C检测系统能够及时发现装置中的危险隐患,减少事故的扩大,对于不涉及低温物质的装置,可以考虑采用与FG&C结构及原理类似的安全控制系统,如火气系统;

2)FG&C系统的设备应像SIS系统一样,具备安全验证;

3)虽FG&C系统的硬件及软件可靠性要求较高,逻辑程序较复杂,但其与普通控制系统相比较安全性更高、可靠性更好、误动作更少,使检测、报警、控制、消防保护一体化;

4)在设计过程中,还需不断总结经验,使现场检测报警设备布置及逻辑控制更完善、更合理。

参考文献

[1]刘景辉,李俊丽.火气系统论述[J].石油化工自动化,2008(5):21-24.

浅谈LNG接收站工艺系统 篇5

1 LNG接收站工艺系统

首先LN G运输船在到达LNG站的码头以后, 使用LNG的卸料臂将液化天然气输送到相应的LNG储存罐进行储存。然后, 将储存罐里的LNG通过LNG泵进行升压后再送进到L N G汽化器, 经过进一步的汽化以后, 最终输送到下游的用户管网中。储存罐中LNG在储存的过程中因为受冷汽化时容易产生BOG气体, 如果对BOG气体采用再冷凝的工艺, B O G就要使用压缩机将其加压到1 M P a后, 再使用低压泵对压力1 MPa的液体换热、冷凝成为LNG。如果采用BOG的直接压缩工艺, 则需要将气体进行升压, 在达到管网的LN G在储罐储存过程因冷损汽化产生的BOG气体, 若采用BOG再冷凝工艺, BOG先通过压缩机加压到1 MPa左右, 然后与LN G低压泵送来的压力为1 MPa的LN G过冷液体换热、冷凝成LN G;若采用BOG直接压缩工艺则由压缩机加压到管网的压力, 并且需要消耗不少的压缩功。而LNG再冷凝工艺则是通过将液体用泵升压, 在体积上相比较而言要小很多, 大约可以减少50%左右的消耗。体积要小得多, 据资料介绍可节省约50%的BOG升压能耗。同时, 为了预防LNG在卸船的过程中造成船舱形成负压, 相当量的BOG要返回船舱用来平衡压力。

从工艺流程上我们不难看出, LNG的工艺流程比较简单, 但是其技术含量较高。因为L N G在平常的情况下沸点是负的162度, 所以LNG接收站的所有设备都是在负的162度的情况下运行, 这样对各种设备的性能要求非常的高, 特别是在材质、防泄漏、耐低温方面。同时, LNG站的储罐数量至少2个, 直径达70多米, 容积一般都在10×104m3以上, 储罐内的LNG特别容易汽化、易燃, 所以对安全稳定的要求特别的高, 如果出现意外则对人身安全、财产安全具有很大的威胁, 如果无法做好安全工作, 一旦出现停产就需要对上游和用户做出很大的赔偿。由于国内没有具体的LN G站的设计规范, 所以目前我国LN G站前期设计工作一般参考使用美国LNG储存、输送规范 (NFPA59A) 、加工。在NFPA59A中第九章对诸如消防水系统、事故紧急停车系统、安全间距、火源控制、围堰设道、泄漏及火灾控制、事故报警等作了详细规定。

2 LN G站主要设备

LN G站的生产设备相关数量较少, 但是往往结构上十分的复杂, 都是一些大型的设备主要设备有LN G卸料臂、汽化器、LN G储罐、LN G泵等。

2.1 LN G储罐

LN G储罐均为双层金属罐, 与LN G接触的内层为含9%Ni低温钢, 外层为碳钢, 中间绝热层为膨胀珍珠岩, 罐底绝热层为泡沫玻璃。LN G储罐根据防漏措施不同而有下列4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。该型式储罐造价最低, 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筒体等高的无顶混凝土外罐, 即使金属罐内LN G泄漏也不致于扩大泄漏面积, 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LN G只能在混凝土外罐内而不致于外泄。在以上三种地上式储罐中安全性最高, 造价也最高, 流行于欧美。

2.2 LN G汽化器

L N G汽化器的常用热源有水和燃料两种, 水一般指海水、河水和工厂热排水;燃料主要是天然气。根据加热方式不同LN G汽化器有以下三种形式:开架式汽化器 (ORV) 、浸没燃烧式汽化器 (SMV) 和中间媒体式汽化器 (IFV) 。常用的主要是ORV, 在日本运行的165台LN G汽化器中ORV占118台、SMV和IFV分别占25台、22台, 生产能力为20~200 t/h。

2.3 LN G泵

LN G泵是站内输送LN G的关键设备, 由于LN G温度低、易汽化、易燃易爆, 因此LN G泵有许多独特结构。要求低温下轴封可靠, 以便将泄漏的可能性减少到最低程度;为防止处于气—液平衡状态进料的LN G在泵内汽化、保持泵内LN G与储罐内LN G具有相同的温度, LN G泵被设计成浸没式结构, 连同马达一起浸没于装有LN G液体的泵内容器中。

4 LN G卸料臂

LN G卸料臂与一般油品卸料臂在结构形式上没有什么本质上的区别, 只是在某些方面要求更高罢了。比如旋转接头, 为了保证在低温下有良好的密封性能而采用了双重密封结构;为了安全, 每台LN G卸料臂必须配备紧急脱离装置。

从实际应用情况看来, LNG接收站工艺系统相对比较简单, 但是必须要做好安全工作, 这是保证接收站安全稳定运行的关键。只有做好LNG接收站的安全运行工作, 做好工艺系统的顺利运行, 才能够更好的为投资者带来较好的收益, 也能够进一步的改善周围的环境, 保证能源的稳定供给, 进一步提高居民的生活水平。

参考文献

[1]李佩铭, 焦文玲.LNG汽化站的工艺设计[J].管道技术与设备, 2007 (5) :26-27[1]李佩铭, 焦文玲.LNG汽化站的工艺设计[J].管道技术与设备, 2007 (5) :26-27

[2]杜光能.LNG终端接收站工艺及设备[J].天然气工业, 1999, 19 (5) :82-86[2]杜光能.LNG终端接收站工艺及设备[J].天然气工业, 1999, 19 (5) :82-86

LNG接收站卸料系统的优化 篇6

LNG运输船到达卸船码头后, LNG由运输船上的卸料泵, 经过LNG卸船臂及卸船总管输送到LNG储罐中。为平衡船舱压力, LNG储罐内的部分蒸发气通过气相返回管线、气相返回臂返回LNG船舱中。在卸船完成后, LNG运输船脱离前, 用氮气从卸船臂顶部进行吹扫, 将卸船臂内的残留LNG压送回储罐。

2 优化点

2.1 卸料臂尺寸及数量配置优化

唐山LNG项目接卸LNG承运主力船型为14.7万方, 兼顾12.5万方和26.7万方的船型。船型资料见表1。

OCIMF1999推荐卸船臂中LNG的流速不超过12m/s。在此流速下, 16”卸船臂的最大能力为5000m3/h, 20”卸船臂的最大能力为8000m3/h。不同尺寸卸船臂在不同流量下的阻力降参见图1。

根据表1, 唐山LNG项目接收站工程所接卸的LNG船卸料汇管接口尺寸为16”或20”, 考虑与LNG船的匹配性, 卸料臂的尺寸至少应选择16”。

参照图1, 针对12000m3/h和14000m3/h卸船速率, 不同尺寸和数量的卸船臂阻力降计算选取值如表2所示。

由表2可知, 在相同卸船速率下, 由于3台卸船臂的单台能力大于4台卸船臂的单台能力, 因此其阻力降也较大, 约为1.7~1.8倍, 尤其是16”卸船臂最为明显。另外, 考虑到1台卸船臂或气相返回臂故障或维修期间, 4台卸船臂方案中剩余3台所维持的卸船速率大于3台卸船臂方案中剩余2台臂的卸船速率, 可更好的确保接卸大型LNG船的卸船时间。因此选用4台卸船臂和1台气相返回臂。

2.2 卸料返气系统的优化

卸料系统另一个关键设计是返回气设计, 项目实际情况不同, 蒸发气返船方式略有不同, 方案一是靠LNG储罐与LNG船舱的压力差, 自发地将蒸发气返回到运输船中, 方案二是设置鼓风机, 是否设置鼓风机是各个接收站关注的问题。

为了确保方案经济、合理、可靠, 分别从以下方面进行了详细的比较见表3。

3 结论

(1) 通过对卸料臂的数量和尺寸的优化, 结合唐山项目运行经验, 目前已接10艘LNG船, 最高卸料速度达到15500m3/h, 若选用三台20寸卸料臂, 最高卸料速度约14000m3/h。经优化, 卸料速度增加1500m3/h, 对于26.7万方的LNG船, 接卸时间能减少约1.84小时。

(2) 在其他条件相同的情况下, 自发返船管径扩大, 管道材料增加费用约1100万元, 而采购回流鼓风机设备费用约为1200万元/台, 再加之回流鼓风机占地费用及操作费用 (仅耗电一年约170万元) , 回流鼓风机设计方案费用大大增加。因此, 在优化返气管线直径至30寸后, 从项目投资上节约100万元, 对于后期运营, 每年能耗上节约170万元。

摘要：本文针对LNG接收站卸料系统的关键点进行了优化分析, 主要包括LNG卸料臂的选型及返气系统方案的选择。

LNG接收站安全设计 篇7

LNG接收站临海而建, 是接卸、储存和气化LNG的终端, 配套有码头工程、槽车充装站和下游输气管线, 输气管线往往独立运行, 不在此分析范围内。LNG接收站一般远离主城区, 独立建设或者规划在工业区内。运行期间, 一旦发生事故, 极有可能造成重大人员伤亡和财产损失, 这对接收站的应急保障体系建设提出了更高的要求。

1事故类型

1.1 LNG/NG泄漏及火灾爆炸

LNG泄漏后, 会迅速吸热发展成弥散的气团向周围空间扩散, 当空气中甲烷气体浓度过高时, 人可因缺氧而头疼、呼吸困难, 甚至昏迷、窒息而死。当甲烷在空气中的体积浓度在5%-15%时, 遇到火源可能造成喷射火、闪火、池火等火灾事故及蒸气云爆炸 (VCE) 、沸腾液体扩展蒸气爆炸 (BLEVE) 事故[1]。LNG火灾的传播速度快, 火焰温度高, 辐射热强, 易形成大面积火灾, 具有复燃、复爆性, 难以扑灭。经测算, 爆炸的最大影响距离超过1 000 m[2]。

LNG泄漏及火灾爆炸事件是接收站所有事故类型中影响范围最广、持续时间最长、人财损失最大的事故类型, 也是构建应急保障体系的重点关注对象。

1.2涉海事故

在LNG船舶靠泊、接卸作业过程中, 可能发生人员落水、LNG船舶泄漏、海洋污染、沉船 (主要为拖轮) 等涉海突发事件, 由于LNG船舶多为外国船只, 需重点做好船岸兼容、信息共享与沟通等方面工作。

1.3其他事故

除以上事故类型外, 还可能发生低温冻伤、酸碱灼伤、高处坠落、触电、机械伤害、环境污染和恐怖袭击等突发事件。

2应急保障系统

2.1组织机构系统

2.1.1内部机构

企业内部建立起以公司一把手为总指挥、分管生产和安全的副经理为现场指挥、各职能部门参与的应急指挥体系, 充分调动公司现有的力量, 融入到应急处置队伍中。为维持应急指挥体系的正常运行, 设置以生产运行和HSE管理部门为核心的应急办公室, 负责日常应急管理、24小时值班及维护应急保障体系。根据LNG接收站应急处置需求, 可设置抢险救援、技术保障、应急监测、警戒保卫、医疗救护、物资保障等应急专业组和志愿消防队。人员可以由各职能部门依据岗位职责兼任。在事故情况下, 由应急办公室召集, 听从总指挥和现场指挥的调遣。

2.1.2外部机构

当企业依靠自身力量无法控制事故发展时, 需要外部资源投入。这主要包括地方政府有关部门、母公司、协议联防单位 (相邻企业) 、协议救援机构和应急保障组织等。其中, 协议救援机构包括消防、医疗、海上清污和海上搜救等专业力量。应急保障组织主要为应急技术服务和咨询组织和专家组。LNG接收站的应急管理框架图如图1所示。

2.1.3职责

组织机构和人员职责应明确、全面和可操作。具体说明不同机构及其人员在日常和事故事件发生时的应急管理和应急处置中应该做什么、怎么做和做到什么程度。应尽量避免职责重叠和交叉, 以保障应急组织机构的有效运行。

2.2应急通讯系统

2.2.1调度平台

调度平台是应急通讯体系的基础, 是日常和在事故事件发生时及时和有用的通讯系统, 可以及时将有关信息传达到各生产班组和下游单位。此外, 调度平台应能与母公司的调度系统有效兼容, 确保信息畅通。

2.2.2扩音对讲系统

LNG接收站内应设置扩音对讲系统, 包括合并分离器 (安装在中心控制室、应急办公室) 、主控话站、分话站、现场话站及电缆, 以确保操作人员在高噪声及紧急情况下的正常通信和大范围广播。主控话站分别设置在主操作室和消防监控室, 分控话站设置在主操作室工艺操作台上, 现场话站设置在工艺装置区、储运泵区等高噪声、高危场所。主控话站根据需要可以实现对所有话站的组呼、全呼以及应急广播的功能。该系统配备报警信号发生器, 可以与火灾报警系统自动或人工联动。

扩音对讲系统在应急处置过程中发挥着信息发布、人员疏散、站内报警、报告、预警等重要作用, 应加强测试、维护和检修, 保证事故事件发生时可用。

2.2.3对讲机

由于LNG/NG的易燃易爆性, 进入接收站生产区域后, 主要使用对讲机 (一般为特高频-UHF) 保持工作通讯。对讲机应备用两条应急通道, 在应急状态下, 对讲机是企业内部应急人员在应急处置过程中信息沟通的主要渠道。涉及到海上搜救, LNG接收站应配备甚高频无线电话 (VHF-RT) , 与带缆艇、拖轮及海上搜救、清污船只载用的VHF-RT保持通讯。此外, 防爆手机也是接收站的通讯工具之一。

2.2.4外线电话

外线电话是应急状态下向地方政府有关部门、母公司、协议联防单位、协议救援单位及技术服务单位等报告事故信息、请求事故救援的主要途径。此外, 由于LNG大量泄漏及火灾爆炸事故的控制难度大、影响范围广, 无论LNG接收站内是否设置了专用消防站和气防站, 在调度室及应急办公室内, 均应设置消防专线电话, 保证与外部消防机构点对点信息沟通渠道的畅通。

2.2.5通讯指挥车

在接收站内其他通讯系统均无效的极端情况下, 通讯指挥车可替代调度平台和扩音对讲系统进行通讯联络。通讯指挥车可实现现场通信、办公、紧急照明、强声广播、视频音频采集与综合管理等功能, 可以兼做事故现场指挥部。其通讯系统应包含车载电台、防爆对讲机、卫星电话和无线3 G视频系统等, 能够与相关机构保持通讯联系, 并提供有关影像资料。

应急通讯体系应充分调研地方应急平台, 并融入其中, 在共享有关信息的同时, 及时向地方政府发布和报告有关预警与事故信息。

2.3应急预案

应急预案规定了应急组织机构及职责、报告程序和要求、事故和响应分级、应急措施和方案等内容, 是应急过程的指导性和保障性文件。应急预案分为三个层次:综合预案、专项预案和应急处置方案[3]。根据LNG接收站的实际风险和有关要求, 专项预案中应至少包括LNG/NG泄漏及火灾爆炸、突发环境事件、人员落水、船舶溢油 (海洋污染) 、港口保安和恐怖袭击等事故类型;处置方案应明确各区域、重点设备、重点岗位及停水、停电、停风和停气情况下的应急处置措施。

LNG接收站应急预案应与地方政府、母公司、下游单位和附近企业有效衔接, 尤其是做好附近企业危险源调研和风险评估, 联合制定预防预警和应急措施, 确定联防和联动机制, 共同应对重大突发事件。

2.4技术保障体系

2.4.1技术方案

技术方案是对应急处置方案的进一步完善和补充, 是针对LNG接收站的不同风险点而制定的有针对性的技术修补和防护方案, 如带压堵漏方案、氮气置换与焊接方案和应急监测方案等。技术方案需要根据工艺调整、设备改进和技术方法创新等不断修订完善, 最终做到“一点一案”, 实现对风险点技术措施的全覆盖。

2.4.2技术咨询及服务

接收站运行初期面临大量调试任务, 是各种险情险兆的高发期, 需要有经验的技术人员及时处置各类突发事件。在接收站运行单位自身经验和技术不足的情况下, 可以委托开车、维保和堵漏等技术咨询和服务单位驻场开展工作, 通过现场实际操作与交流研讨等方式以老带新, 逐步培养运行单位自身的技术队伍, 提高技术储备。

2.5监控预警系统

LNG接收站的自控程度比较高, 其监控系统由分布型过程控制系统 (DCS) 、安全仪表系统 (SIS) 、火灾及可燃气体监控系统 (FGS) 和闭路电视监控系统 (CCTV) 等系统构成, 可以实时、全方位监控接收站内的危险源。接收站设置一套紧急事故停车系统 (ESD) , 用于事故时紧急切断一些关键的阀门及设备, 实现某台设备、某个单元或全厂的紧急停车。紧急停车信号通过串行通信接口连接到DCS, 所有过程的报警、旁路和复位等信号能在DCS操作站上显示。以上各系统之间通过冗余的光缆进行通信, DCS操作站作为单一的操作界面对LNG接收站进行监视和控制。DCS系统留有与工厂管理网的通讯接口, 在LNG接收站建立全厂过程实时数据库, 为进一步数据处理和工厂生产信息平台建立基础。

当通过接收站监视控制系统发现接收站内出现险情险兆可能造成事故时, 要根据事态可能影响的范围在接收站内外进行预警。预警应根据轻重缓急明确级别。预警信息通过应急通讯体系发布。预警内容包括预警级别、范围、时间、预警事件的基本情况和风险等。

2.6应急装备、物资

2.6.1现场布放物资

现场布放装备和物资除根据设计要求安装在接收站内的消防[4]和通讯等系统外, 还包括一些海上救援和不宜搬运的大件物资, 如救生衣、救生圈、救生艇 (带缆艇) 等海上搜救设施, 围油栏、吸油毡、收油机等海上清污物资。室外布放的物资要做好维护措施, 定期检查其完好性和可用性, 集中放置在室外的大件物资 (如围油栏) 应加设覆盖措施, 避免物资老化, 提高使用寿命。

2.6.2物资库物资

大部分应急装备和物资存放于物资库中, 根据不同需求, 可分别建立HSE应急物资库、消防气防库和备品备件库等集中管理库房, 同时在生产运行和操作部门设置分库, 储备急救药品、消防气防设施和防冻服等急救和个体防护物资。物资库管理人员要熟悉具体物资的存放位置及使用方法, 及时更换过期无效的物资。此外, 充分调研应急联动单位、协议救援单位的应急物资, 掌握物资到位途径和所需时间, 进一步充实应急资源。

3应急培训与演练

应急培训和演练的目的是将应急组织机构系统、应急通讯系统、监控预警系统、技术保障体系和应急设备与物资有机的融合在一起, 形成以组织机构为基础和核心, 以应急预案为指导, 配套其他应急保障系统的运转高效、处置有效和持续改进的应急保障体系。应急培训以接收站应急预案、自救和他救知识和应急抢险技能等为主, 可以配合应急演练开展, 为应急工作奠定理论基础。应急演练是建设应急保障体系的实践环节, 能够检验并提高接收站应急保障体系运转情况。

应急演练按照组织形式可以分为桌面演练和实战演练, LNG接收站大型综合性演练应以实战演练为主。在应急演练方案制定阶段, 生产运行和HSE管理部门牵头, 设定事故场景, 以应急预案为基础, 制定应急演练的基本程序和内容, 包括事故的发现与报告、预警发布、应急准备、预案启动、处置程序、人员急救和应急联动等内容, 通过不断桌面推演, 发现不足并不断改进, 形成应急演练方案。演练前, 可组织有关人员现场预演。根据预演发现的问题, 进一步改进应急预案和演练方案。正式演练时, 涉及到的应急指挥和抢险救援人员应全部到位, 各司其职, 协调配合, 通过实战演练, 将各个应急保障系统有机的结合起来, 形成有效的应急保障体系。

4结语

应急保障体系是保障应急处置有效进行的组织机构、职责、资源、制度和程序等构成的整体, 除本文所述内容外, 还包含经费保障、后勤保障、人员防护等内容。当监控预警系统发现事故险情后, 通过应急通讯系统发布事故信息、调集应急队伍, 以应急预案和技术方案为指导, 使用技术手段和有关装备物资完成应急抢险。在这个过程中, 组织机构是基础和核心, 发挥着衔接作用。在LNG接收站的实际管理过程中, 按照PDCA原则[5,6], 通过不断的探索、培训和演练, 发现问题并持续改进, 使各个系统有机地融为一体, 保证应急保障体系在事故事件发生时有效运行。

参考文献

[1]王三明, 蒋军成.沸腾液体扩展蒸气爆炸机理及相关计算理论模型研究[J].工业安全与环保, 2001, 27 (7) :30-34.

[2]史少帅, 刘晓龙.大型LNG储罐泄漏事故后果评估[J].安全、健康和环境, 2014, 14 (12) :48-50.

[3]GB/T 29639—2013生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则[S].

[4]孙吉业, 张永信, 胡超, 等.某液化天然气接收站及码头消防安全系统分析[J].安全、健康和环境, 2014, 14 (6) :17-20.

[5]葛素洁, 杨洁.现代企业管理[M].北京:经济管理出版社, 2001.