1、1,LNG基本知识及安全技术培训,目 录,2,一、LNG基本性质,二、天然气液化技术,三、LNG运输,四、LNG产业链,五、LNG安全技术,一.LNG的基本性质,1.LNG的物理性质主要成分：甲烷临界温度：190.58K（：82.25）临界压力：4.59 Mpa在常温下，不能通过加压将其液化，而是经过预处理，脱除重烃、硫化物、二氧化碳和水等杂质后，深冷到-162OC，实现液化。主要物理性质如表1-1所示：,3,表1-1,一.LNG的基本性质,燃烧爆炸性能,5,建筑设计防火规范 GB500162006,低温、气液膨胀比大、能效高易于运输和储存，通过气化后，可为用户提供优质高效的清洁能源。,一.L2、NG的基本性质,一.LNG的基本性质,GB17820-2012天然气,常压和16的环境温度中：甲烷的密度为0.67kg/m3；甲烷蒸气在-107，和空气的密度相同。,甲烷蒸气在温度低于-107 时比空气重，所以不能说天然气比空气轻。,一.LNG的基本性质,天然气的密度,一般冷冻液体的相对沸点,一.LNG的基本性质,低温性能,一.LNG的基本性质,物理性能对照,一.LNG的基本性质,LNG组分范围 LNG组分对贸易、使用、操作影响,一.LNG的基本性质,组分及影响,一.LNG的基本性质,2.LNG的性质特点 温度低 在大气压力下，LNG沸点都在-162C左右。液态与气态密度比大 1体积液化天然气3、的密度大约是1体积气态天然气的625倍，即1体积LNG大致转化为625体积的气体。可燃性 一般环境条件下，天然气和空气混合的云团中，天然气含量在5%15%（体积）范围内可以引起着火。,13,一.LNG的基本性质,3.LNG的安全特性 1）燃烧特性燃烧范围：5%15%，即体积分数低于5%和高于15%都不会燃烧；自燃温度：可燃气体与空气混合物，在没有火源的情况下，达到某一温度后，能够自动点燃着火的最低温度称为自燃温度。甲烷性质比较稳定，在大气压力条件下，纯甲烷的平均自燃温度为650C。以甲烷为主要成分的天然气自燃温度较高，LNG的自燃温度随着组份的变化而变化。燃烧速度：是火焰在空气-燃气的混合物中4、的传递速度。天然气的燃烧速度较低，其最高燃烧速度只有0.3m/s。,14,一.LNG的基本性质,2）低温特性隔热保冷：LNG系统的保冷隔热材料应满足导热系数低，密度低，吸湿率和吸水率小，抗冻性强，并在低温下不开裂，耐火性好，无气味，不易霉烂，对人体无害，机械强度高，经久耐用，价格低廉，方便施工等。蒸发特性：LNG作为沸腾液体储存在绝热储罐中，外界任何传入的热量都会引起一定量液体蒸发成气体，这就是蒸发气（BOG）。标准状况下蒸发气密度是空气60%。当LNG压力降到沸点压力以下时，将有一定量的液体蒸发成为气体，同时液体温度也随之降低到其在该压力下的沸点，这就是LNG闪蒸。由于压力/温度变化引起的L5、NG蒸发产生的蒸发气处理是液化天然气储存运输中经常遇到的问题。,15,一.LNG的基本性质,泄漏特性：LNG泄漏到地面，起初迅速蒸发，当热量平衡后便降到某一固定的蒸发速度。当LNG泄漏到水中会产生强烈的对流传热，在一定的面积内蒸发速度保持不变，随着LNG流动泄漏面积逐渐增大，直到气体蒸发量等于漏出液体所能产生的气体量为止。泄漏的LNG以喷射形式进入大气，同时进行膨胀和蒸发，与空气进行剧烈的混合。储存特性：分层：LNG是多组分混合物，因温度和组分的变化引起密度变化，液体密度的差异使储罐内的LNG发生分层。,16,一.LNG的基本性质,翻滚：若LNG已经分层，上层液体吸收的热量一部分消耗于液体表面6、蒸发所需的潜能，其余热量使上层液体温度升高。随着蒸发的持续，上层液体密度增大，下层液体密度减小，当上下两层液体密度接近相等时，分界面消失，液层迅速混合并伴有大量液体蒸发，此时蒸发率远高于正常蒸发率，出现翻滚。快速相态转变（RPT）：两种温差极大的液体接触，若热液体温度比冷液体温度沸点温度高1.1倍，则冷液体温度上升极快，表层温度超过自发成核温度（当液体中出现气泡），此过程冷液体能在极短时间内通过复杂的链式反应机理以爆炸速度产生大量蒸气，这就是LNG或液氮与水接触时出现的RPT现象的原因。,17,一.LNG的基本性质,3）生理影响LNG蒸气是无毒的，但如果吸进纯LNG蒸气，会迅速失去知觉，几分钟7、后死亡；人员暴露在体积分数为9%的甲烷含量的环境中没有什么不良反应，如果吸入过量天然气会引起缺氧窒息，当天然气的体积分数达到50%以上，会对人体产生永久性伤害。,18,二.天然气液化技术,1.概述天然气液化，一般包括天然气净化和天然气液化两个过程。常压下，甲烷液化需要降低温度到-162oC，为此必须脱除天然气中的硫化氢、二氧化碳、重烃、水和汞等腐蚀介质和在低温过程中会使设备和管道冻堵的杂质，然后进入循环制冷系统，逐级冷凝分离丁烷、丙烷和乙烷，得到液化天然气产品。,19,二.天然气液化技术,2.天然气的净化液化天然气工程的原料气来自油气田生产的天然气，凝析气或油田伴生气，其不同程度的含有硫化氢、8、二氧化碳、重烃、水和汞等杂质，在液化前必须进行预处理，以避免在液化过程中由于二氧化碳、重烃、水等的存在而产生冻结堵塞设备及管道。表3-1列出了LNG生产要求原料气中最大允许杂质的含量。,20,表3-1,二.天然气液化技术,1）酸性气体脱除天然气中常见的酸性气体：H2S、CO2、COS危害：H2S微量会对人的眼睛鼻喉有刺激性，若体积百分数达到0.6%的空气中停留2分钟，危及生命；酸性气体对管道设备腐蚀；酸性气体的临界温度较高，在降温下容易析出固体，堵塞设备管道；CO2不会燃烧，无热值，若参与气体处理和运输不经济.方法：化学吸收法，物理吸收法，化学-物理吸收法，直接转化法，膜分离法。其中以醇胺法为9、主的化学吸收法和以砜胺法为代表的化学-物理吸收法是采用最多的方法。,21,二.天然气液化技术,2）化学吸收法化学吸收法是以碱性溶液为吸收溶剂，与天然气中的酸性气体（主要H2S、CO2）反应生成化合物。当吸收了酸性气体的溶液温度升高，压力降低时，该化合物又分解释放出酸性气体。化学吸收法具有代表性的是醇胺（烷醇胺）法和碱性盐溶液法。醇胺法胺类溶剂：一乙醇胺（MEA），二乙醇胺（DEA），二异丙醇胺（DIPA），二甘醇胺（DGA），甲基二乙醇胺（MDEA）醇胺类化合物分子结构特点是其中至少有一个羟基和一个胺基。羟基可降低化合物的蒸气压，并能增加化合物在水中的溶解度，可以配成水溶液；而胺基则使化合物水10、溶液呈碱性，以促进其对酸性组分的吸收。醇胺与H2S、CO2的反应均为可逆反应。醇胺法特别适用于酸性组分分压低、重烃含量高的天然气脱硫,22,二.天然气液化技术,醇胺的腐蚀性较高，对设备会造成腐蚀；需要能耗高，溶剂损耗大。MEA常用于酸性组分分压低的场合，属于伯醇胺，其反应能力，挥发度和腐蚀性最强，可很容易将H2S含量降低到5mg/m3以下，但MEA既可脱除H2S，也可脱除CO2，一般无选择性。DEA与MEA相比，与H2S和CO2的反应热较小，碱性和腐蚀性较弱，蒸发损失较小，投资和操作费用相对较低，但DEA对H2S也没有选择性。MDEA是叔醇胺，再生能耗低，腐蚀性小，可选择性吸收H2S。活性热钾11、法无机溶剂：加有活化剂的碳酸钾溶液具有代表性的是BENFIELD法和CATACARD法适合脱除CO2的场合,23,二.天然气液化技术,3）物理吸收法利用H2S和CO2等酸性组分与甲烷等烃类在溶剂中的溶解度不同而完成脱硫任务。工业应用的物理溶剂有：甲醇，多乙二醇二甲醚，碳酸丙烯醋等。物理吸收法一般在高压，低温下进行，溶剂不易变质，腐蚀性小，能脱除有机硫；适合酸性气体分压高的天然气。常用的方法有SELEXOL法（聚乙二醇二甲醚）和RECTISO法（冷甲醇）。4）化学-物理吸收法（联合吸收法）使用的溶剂是醇胺、物理溶剂和水的混合液；砜胺法:烷醇胺和环丁砜；净化程度高，能耗低，腐蚀小，可脱除有机硫化合12、物。,24,二.天然气液化技术,5）净化方法的选择常用的方法：醇胺法，砜胺法，热钾法对于酸性气体含量低，酸气分压小于350KPa的原料气，适宜采用醇胺法；砜胺法对中高酸性气体分压的天然气有广泛的应用，而且有良好的脱除有机硫的能力；热钾碱法的BENFIELD溶剂，可同时脱除H2S和CO2，该法吸收温度高，净化程度好，特别适合含有大量CO2的原料气的处理。,25,二.天然气液化技术,3.脱水按照现行标准，进入液化天然气工厂的管输天然气的水露点，在交接点的压力和温度条件下，应比最低环境温度低5oC，此时不满足深冷液化的要求，为防止低温液化过程中产生水合物，堵塞设备和管道，在液化前，必须将原料气中的水13、份含量降低到小于0.1X10-6（体积分数）。常用的天然气脱水方法有冷却法、吸附法、和吸收法等。1）冷却法天然气中的饱和含水量取决于天然气的温度，压力和组成。一般来说，天然气中的饱和含水量随压力升高，温度降低而减少。冷却脱水就是利用一定的压力下，天然气含水量随温度降低而减少的原理来实现天然气脱水。,26,二.天然气液化技术,2）吸收法吸收法脱水是采用一种亲水液体（脱水吸收剂）与天然气逆流接触，吸收天然气中的水蒸气，从而脱除水分。常用的脱水吸收剂有甘醇和CaCL2水溶液。由于三甘醇的露点降可达-40oC以上，热稳定性好，成本低，运行可靠，在甘醇类脱水吸收剂中应用效果最好。3)吸附法吸附法脱水是利14、用吸附原理，选择某些多孔性固体吸附剂吸附天然气中的水蒸气。由于吸附脱水可以达到很低的水露点，因此适用于深冷分离工艺要求气体含水量很低的场合。天然气脱水常用的固体吸附剂有活性氧化铝、硅胶和分子筛等。,27,二.天然气液化技术,4)脱水方法的选择冷却脱水受温度压力限制，脱水深度受限，常作为初级脱水，由于天然气液化原料气处理要求露点在-100oC以下，很少使用。甘醇法适用于大型天然气液化装置中脱除原料气所含的大部分水分。甘醇法投资较低，连续操作，压降较小。再生能耗小。采用汽提再生时，干气露点可降到约-60oC。但气体含有重烃时，易起泡，影响操作，增加能耗。分子筛法适用于要求干气露点低的场合，可以使气15、体中的体积分数降低到1x10-6以下。该法对温度流速压力等变化不敏感，腐蚀起泡问题不存在，对于处理量小，脱水深度大的装置特别适合。实际使用中，对于露点要求大的装置，可以采用分段脱水，先用甘醇法除去大部分水，再用分子筛法深度脱水到所要求的低露点。,28,二.天然气液化技术,4.天然气的液化工艺 工业中，常使用机械制冷使天然气获得液化所必须的低温。典型的液化制冷工艺可以分为三种：阶式（CASCADE）制冷、混合冷剂制冷、膨胀机液化。1）阶式（CASCADE）制冷工艺 也称级联式液化工艺。利用常压沸点不同的冷剂逐级降低制冷温度实现天然气的液化。是20世纪六七十年代用于生产液化天然气的主要工艺方法。常16、用的冷剂是丙烷、乙烯、甲烷。图3-1是阶式制冷原理图。第一级丙烷制冷循环为天然气/乙烯/甲烷提供冷量；第二级乙烯制冷循环为天然气/甲烷提供冷量；第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量；阶式（CASCADE）制冷的特点是蒸发温度较高的冷剂除将冷量传给工艺气外，还使冷量传给蒸发温度较低的冷剂，使其液化并过冷；分级制冷可减小压缩功耗和冷凝负荷，在不同的温度下为天然气提供冷量，能耗低，气体液化率高（可达90%以上），但所需设备多，投资大，制冷剂用量多，流程复杂。,29,二.天然气液化技术,图3-1 阶式制冷原理图,30,1,2,3,9,8,7,6,5,4,冷却水,LNG,残余气,天然气,1、2、3丙烷、乙17、烯、甲烷压缩机；4、5、6丙烷、乙烯、甲烷蒸发器；7、8、9丙烷、乙烯、甲烷冷凝器,二.天然气液化技术,2）混合冷剂制冷工艺 混合冷剂制冷循环（MRC）是美国空气产品和化学品公司于20世纪60年代末开发的一项专利技术。混合冷剂由氮、甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和戊烷组成。利用混合物不同沸点，部分冷凝的特点，进行逐级的冷凝，蒸发，节流膨胀得到不同温度水平的制冷量，以达到逐级冷却天然气的目的。主要由两部分构成：密闭的制冷系统和主冷箱。优点:1）机组设备少，流程简单，投资省，投资费用比经典阶式（CASCADE）液化流程约低15%20%；2）管理方便；3）混合制冷剂可以部分或全部从天然气本身提取与补充。缺点18、:1）混合冷剂的合理配备困难；2）流程计算必须提供各组分可靠的平衡数据与物性参数，计算困难。,31,二.天然气液化技术,图3-2 混合冷剂制冷液化流程,32,1-冷剂压缩机；2-冷却器或冷凝器；3-分离器；4-冷剂泵；5-冷箱；6-J-T阀；7-闪蒸分离器；8-LNG泵,二.天然气液化技术,3）膨胀机液化工艺 利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳德循环制冷。能耗高，液化率低。,33,1-脱水器2-脱CO2塔3-水冷却器4-返回器压缩机5、6、7-换热器8-过冷器9-储槽10-膨胀机11-压缩机,图3-3 天然气膨胀液化流程图,二.天然气液化技术,5.天然气的液化装置天然气液化装置可以分为19、基本负荷型和调峰型两种，随着海上油气田的开发，近年又出现了浮式液化天然气生产储卸装置。天然气液化装置一般由预处理、液化、储存、控制及消防等系统组成。1)基本负荷型天然气液化装置基本负荷型天然气液化装置主要用于天然气生产地液化后远洋运输，进行国际间的LNG贸易。其液化和储存连续运行，装置的能力一般在106m3/d以上。全部设施由天然气预处理流程、液化流程、储存系统、控制系统、装卸系统和消防系统等组成，是一个庞大复杂的系统工程。,34,二.天然气液化技术,阶式制冷的基本负荷天然气液化装置优点是能耗低，各制冷循环及天然气液化系统独立分开，相互牵制少，操作稳定。缺点是流程复杂，机组多，要有生产和储存各20、种制冷剂的设备，维修不方便。混合冷剂制冷的基本负荷天然气液化装置与级联式液化流程相比，该流程具有机组设备少，流程简单，投资少，操作管理方便等优点，缺点是混合冷剂各组分配比要求严格，流程计算困难。丙烷预冷混合冷剂制冷的基本负荷天然气液化装置丙烷预冷混合制冷液化流程（C3/MRC）,结合了阶式液化流程和混合制冷液化流程的优点，流程高效简单。自20世纪70年代来，这类流程在基本负荷型天然气液化装置中得到了广泛的应用。目前世纪上80%以上的基本负荷型天然气液化装置采用了丙烷预冷混合制冷液化流程。,35,二.天然气液化技术,2）调峰型天然气液化装置调峰型天然气液化装置中主要采用以下三种类型的液化流程：121、）阶式液化流程；2）混合制冷剂液化流程；3）膨胀机液化流程 6.天然气的液化设备压缩机 往复式压缩机：处理量比较小（100m3/min以下）轴流式压缩机：主要用于混合冷剂制冷循环 离心式压缩机：大型液化装置换热器:绕管式换热器、板翅式换热器LNG泵储罐 地下储罐 地上储罐：单容罐，双容罐，全容罐,36,中国的LNG产业，经过了一个从无到有，从小到大，走过了一个曲折的过程。上世纪80年代末，中科院在绵阳实验建了一套LNG装置，没有成功。进入90年代，开封空分与北京焦化厂合作，建成一套装置，生产出50升LNG。在吉林油田，中科院做了一套液化装置，但没有成功。在长庆油田，中科院建成了一套2吨的液化装22、置，也以失败告终。以上几套装置，前三种是采用小型膨胀制冷工艺，长庆油田采用的是气波制冷工艺。90年代末，上海为了城市燃气调峰，引进了法国索菲公司技术，建成了10万的LNG工厂。它的气源来自海上气田，产品也不外输，只作为城市调峰。投资为62亿元。,37,二.天然气液化技术,我国天然气液化产业发展历程,河南中原液化天然气工厂是国内首座商业化运行的LNG工厂，始建于2000年，2001年9月正式投产运行。该装置针对中原油田的实际情况和采气特点，利用文23块气田高压天然气，采用了比较先进的丙烷、乙烯复迭制冷工艺，设计日处理量30万方，液化15万方。2004年9月，新疆广汇LNG工厂投产，它利用西北丰富23、的天然气，日产量设计150万，采用混合制冷工艺，是目前国内投产的最大的LNG工厂。2005年4月，海南福山LNG工厂建成投产，它是由我们河南中原绿能高科承担海南LNG工厂的技术总承包，该工厂为单一制冷剂氮气膨胀制冷，利用福山气田的天然气，设计日产30万方。,38,二.天然气液化技术,我国天然气液化产业发展历程,2005年9月，北海涠洲岛LNG工厂建成投产，该工厂为单一制冷剂甲烷膨胀制冷，利用海上气田的天然气，设计日产15万方。2007年，江阴、苏州、成都等工厂相继投产，它们都是利用长输管道的高压能量，进行膨胀制冷。因为工艺的限制，它们的产量一般不是很大，一般在lO万方以下，再高经济效益就不再明24、显。2008年，泰安深燃和西宁LNG工厂投产，它们也是建在大管线附近，采用单一制冷剂氮气膨胀制冷，日产15万方。,39,二.天然气液化技术,我国天然气液化产业发展历程,目前在建的LNG项目主要有四川达州和内蒙鄂尔多斯项目，以及山西的几个煤层气液化项目，其中达州和鄂尔多斯都是日产100万方，采用的混合制冷技术。现在计划要建的主要有靖边液化天然气项目、宁夏液化天然气项目、晋城液化天然气项目、阳城煤层气液化工程项目等等。,40,二.天然气液化技术,我国天然气液化产业发展历程,LNG液化厂爆炸现场,二.天然气液化技术,LNG液化厂爆炸现场,二.天然气液化技术,LNG是一种在液态状况下的无色流体，主要由25、甲烷组成，组份可能含有少量的乙烷、丙烷、氮气或通常存在于天然气中的其他组份，它的密度在042045之间(因为其组分稍有差别)，其密度为标准状态下的甲烷的600多倍。在LNG中，甲烷的含量应高于75，氮的含量应低于5。在一个大气压下LNG温度为一162C。它的性质决定了它的运输方式，它解决了天然气无管线的运输问题，完全可以脱离开管道。由于国内的LNG厂，基本上都处于内陆地区，而且在建的LNG工厂集中在中部地区，东部很少，但是市场却又集中在东部，所以这就需要LNG从产地到市场的运输。,43,三.LNG运输,低温槽车运输还将是未来国内LNG运输的主要途径之一。为了降低运输成本，低温槽车在制造过程中的26、储存容积也在不断增加，由最初的35m3，到现在通用的45-50m3。此外，由于LNG罐式集装箱可以在铁路、公路、水路上进行联合运输，在我国也已进入批量生产阶段；它分12m和13m两种规格，有效容积为36m340m3台；国内铁路运输现仍未对LNG开放，如果能够开放将大大降低LNG的运输成本。,44,三.LNG运输,LNG的价格比例中有很大一部分都是运输成本，国外LNG的价格低，不光是国外低廉的原料气价格，还有很大一部分是船舶运输的低廉成本。中国LNG船舶制造还比较落后，主要是由于LNG船舶的储运方式一般是船体储存和球形罐储存，而国内这两项技术还非常落后。随着中国海上气田的开发和中国LNG进口量的27、加大，中国的LNG船舶储运技术必有一个大的提高。储运技术的发展为实现LNG供气的可靠性和多样性提供了可能。,45,三.LNG运输,三.LNG运输,薄膜运输船,大鹏昊,大鹏月,三.LNG运输,球罐运输船,48,三.LNG运输,LNG接收码头,三.LNG运输,LNG接收站,50,三.LNG运输,LNG运输槽车,四.LNG产业链,LNG产业链是一条贯穿天然气产业全过程的资金庞大，技术密集的完整链系。由陆地或海上油田开采的天然气在液化工厂经过预处理后进行液化，生产的LNG按照贸易合同，通过船运到LNG接收站储存，再气化，经由管网送到用户。下图是LNG产业链的示意图。,51,四.LNG产业链,52,四.28、LNG产业链,图2-1 产业链示意图,53,陆地/海上开采,预处理/液化,储存,装船,运输,卸装,接收站储存,气化,天然气,LNG,天然气,LNG,LNG,LNG,LNG,LNG,LNG加气,四.LNG产业链,1910年，美国开始了工业规模的天然气液化研究和开发工作。1917年，美国的西费吉利亚地区建起了世界上第一家液化甲烷工厂。1955年，美国康斯托克国际甲烷公司，跨海运输液化天然气的规划和设计。1957年，英国在坎威尔岛上建起世界上第一个液化天然气接收基地。1959年，康斯托克公司建造了世界第一艘液化天然气运输船“甲烷先锋”号。1960年，1月28日至2月20日运载了2200吨的液化天然气29、从美国路易斯安那州的查理斯湖出发，航行至英国的坎威尔岛接收基地，标志着世界液化天然气工业的诞生。1964年9月27日，世界上第一座LNG工厂在阿尔及利亚建成投产。日本东京煤气公司1969年起引入LNG，至1998年全国实现了天然气转换。目前日本已建LNG接收站22座，使用5600多万吨LNG。我国的台湾也于1990年开始进口LNG,广东LNG于2006年6月28日投产。,LNG产业发展历程,四.LNG产业链,1.天然气的开发天然气生产环节包括对天然气的开采和一定程度的处理，按其性质和要求将天然气管输到液化厂并达到LNG厂原料气规格。2.液化 主要作用是持续不断地把原料气液化成为LNG产品，其主30、要步骤有：预处理：从原料气中脱除气田生产环节没有去掉的杂质，如水、二氧化碳、硫、硫醇等。去除NGL：脱除天然气中的NGL以达到液化需要处理的LNG规格和技术要求。（去除天然气中的凝液）液化：用深冷制冷剂将原料气冷却并冷凝到-162，使其成为液态产品。,55,四.LNG产业链,3.储存和装载 液化天然气（LNG）液体产品被储存在达到或接近大气压的保温储罐中，最常见的储罐类型有单容储罐、双容储罐、全容储罐。4.运输 海上LNG运输需专门的运输船，将液态产品在常压或接近大气压条件下储存在LNG船保温舱内。在运输途中有一部分LNG蒸发，这些蒸发气可作为运输船的燃料。5.接收站 LNG产品通过码头从运输31、船上卸下、储存，而后再气化后变成普通管道气输送给发电厂或通过当地分销网络作为燃料气输送到最终用户。6.输配气管网和用户,56,57,四.LNG产业链,LNG加气城镇燃气等,1.LNG的蒸发（BOG)BOG中80%为甲烷及微量乙烷，20%为氮气BOG比周围空气重（温度低于85OC)BOG也可由闪蒸而产生LNG的溢出,LNG溢出,85OC,BOG,猛烈沸腾重于空气,85OC,风向,与水蒸气作用产生雾云,雾云给出蒸发可燃气体的运动轨迹,2.包容LNG的临界温度约为83OC，也即当LNG在密闭容器中，温度高于83OC时全部汽化，压力迅速上升产生爆炸。,五.LNG安全技术,2.4 翻滚大量气体短时间内迅32、速从LNG中释放出来的过程。容器超压！由于新注入的LNG密度不同，产生传热、传质产生翻滚。高含氮LNG注入储罐后易产生翻滚。控制LNG含氮1%。不同来源及组份的LNG分罐储存，或做到注入储罐时充分混合。翻滚是操作过程中应密切注视的危险之一：潜在翻滚事故发生前通常有一个时期其气化速率原低于正常值！2.5 快速相变（RPT)LNG与水接触产生快速相变而产生爆炸力。2.6 沸腾液体膨胀蒸汽爆炸（BLEVE)处于沸腾温度的液体，由于所承受的压力系统突然失效而获得释放，将以极高的速率蒸发而产生爆炸。,五.LNG安全技术,LNG在密闭的管道中由于温度的升高，极易产生超压：在每一段由隔断阀隔离的LNG或冷蒸33、汽管线上必须设置热膨胀释放阀同样闸阀及球阀阀腔由于在关闭时积存LNG必须采取热膨胀释放装置（特殊的LNG阀门结构）将阀腔与高压端连通。TSV安装规定：两个自动关断阀（包括单向阀）之间一个自动关断阀（包括单向阀）和一个手动关断阀之间两个手动阀之间视情况而定如果一个手动阀为琐开的则不需要安装TSV.,五.LNG安全技术,间歇性喷发是饱和液体突然喷出的现象,水平管中积存不流动的LNG；立管中LNG不断气化，同时水平管中气泡（断塞流）移动到立管上升吸出，而使水平管中的LNG因立管液注压力突然减小而迅速气化，从而导致大量气液冲向储罐；每几个小时循环一次，反复进行;一般不会对卸料管造成损害，但重复性的冲击34、将可能带来破坏！,五.LNG安全技术,Top Filling Line,Bottom Filling Line,LNG Unloading Line,储罐中产生分层的原因：较重LNG进入罐底；较轻LNG从罐顶引入。,五.LNG安全技术,翻滚产生的时间及量的关系：取决于上下两层LNG间的密度差，密度差大，产生翻滚的时间长，因而积蓄的能量也多，BOG产生的量大！在这种情况下，必须在翻滚产生前控制热量和物质在两层间的传递、消除分层；如果密度差很小，很短时间就会产生翻滚，但BOG产生量小，翻滚不会严重。,消除分层及翻滚的对策：尽可能采购相近组份的LNG；轻组份LNG从底部进入储罐，重组份LNG从顶部进35、入储罐；产生分层后，可采用罐内泵打循环，LNG从顶部进入。,五.LNG安全技术,五.LNG安全技术,LNG一般泄漏点为：法兰、丝堵、排污口或排放口、密封填料、仪表根部连接处。LNG也可能从焊口或设备管道本体处泄漏，主要是施工或制造质量以及材质问题。当发生LNG泄漏时，立即站到泄漏点的上风方向，叫停周围的热工作业或其他检修作业，及时将泄漏情况报告当班班长或主控人员。如果可能，在确保安全的情况下，现场隔离泄漏点，设置警戒区域。,五.LNG安全技术,LNG泄漏及防护处理措施,泄漏到地面或较温暖表面的气化描述：刚刚泄漏时，会迅速沸腾并且蒸发。如果泄漏持续进行，就会在地面上累积成一小池，而沸腾速度会下降36、，最后会保持一个相对稳定的沸腾速度。在最初的阶段，沸腾速度由地面与LNG液体之间的一层气体的热传递对流速度决定。当LNG温度和地面温度之间的差别逐渐减小时，这一层气体就消失了。这样影响沸腾速度的主要因素是地面向LNG的热传递速度，其它影响LNG沸腾的因素还有太阳辐射、LNG小池上方的通风对流情况。后来地面被冷冻，并持续保持低温，那么太阳辐射和通风就成了影响LNG蒸发的主要原因。,五.LNG安全技术,LNG气化,如果泄漏到开阔的水面，LNG会以高速度扩散开并快速蒸发，如果是受限的水面，那么水面会很快结冰，冰层越厚，沸腾速度就越低，受限水面和受限地面上LNG泄漏的原理一样，LNG沸腾的速度会随着时37、间的变化而降低。快速相变（具有爆炸的其他属性，没有燃烧）。,五.LNG安全技术,LNG气化,五.LNG安全技术,LNG低温伤害,LNG本身是无毒性的，但因高浓度的BOG或甲烷使空气中的氧含量不足而导致人体窒息。吸入纯的BOG，很快会失去知觉，如果不及时撤离，几分钟就会导致死亡。当大气中的氧含量逐渐减少而慢慢导致窒息，受害人没有感觉到危险警告和根本没有意识到存在危险，直到后来发现危险时为时已晚。因此，特别警告，没有佩带空气呼吸器的人员不得进入LNG蒸气区域。,五.LNG安全技术,LNG窒息伤害,一、冻伤症状 冻伤组织呈苍白、浅黄色，无痛感。解冻后，伤者会感觉疼痛，伤口肿胀、容易发炎。二、急救措施38、脱掉衣物，脱掉可能阻碍冻伤部位血液循环的衣物。用温水循环清洗受伤的部位，或浸入41-46的温水中。不可用干加热处理。送伤员至医院。解冻的时间应持续进行15到60分钟，直到颜色由苍白色、浅黄色、青紫色转变为粉红色或红色。如果在救助人员还没有到达之前伤处就已解冻，最好用干燥的无菌敷料包扎，并用大块的遮盖物保护。饮酒和吸烟会导致冻伤部位的血液循环降低，应避免饮酒和吸烟。,五.LNG安全技术,LNG冻伤症状及急救措施,五.LNG安全技术,灭火器材的正确使用,1、对水生物（生态）（无）；2、对水源（地下水体）（无）；3、对土地（资源）（无）4、对大气（环境）（减排）,五.LNG安全技术,LNG对生态及环境的影响,LNG项目建设期主要风险物体打击！高处坠落！火灾爆炸！淹弱！触电！辐射！试车及运营期主要风险冻伤！火灾！爆炸！高处坠落！窒息！淹弱！,五.LNG安全技术,风险分析,五.LNG安全技术,进入施工区和生产区注意事项,谢谢!,