天然气调压站安全设计（精选5篇）
篇1：天然气调压站安全设计
天然气调压站安全评价与管理
调压站是天然气输配系统的重要组成部分，其安全运营是天然气稳定供应的重要保证。由于调压站内设备繁杂，且天然气运行压力较高，一旦燃气发生泄漏，易造成火灾、爆炸或中毒等事故[
1、2]。本文对天然气调压站存在的安全问题进行分析，提出有效的防范措施，消除安全隐患，从而确保城市燃气安全、平稳供应。主要危险因素分析
1.1 介质本身的危险性
天然气是易燃易爆的物质，属于甲类火灾危险性物质[3]。天然气泄漏后，极易扩散到空气中，形成蒸气云，遇火源或高温热源极易发生爆炸。此外，天然气为烃类混合物，虽然毒性较低，但长期接触也可出现神经衰弱综合症，危害人体健康。
1.2 工艺过程危险性
调压器是调压站的主要设备，其功能是根据燃气的需要情况将燃气调至不同压力，实现稳定输送[4]。由于设备及管道材质的问题、施工不当、运行管理不到位等原因，均会造成燃气泄漏，引起火灾、爆炸等安全事故[5～7]。
① 设备及管道材质问题
调压器的工作压力较高，要求设备和管道的材质满足强度要求。在设计及选型过程中，如果对设备和管道规格、材质要求不合理，必将对后继过程产生严重影响，造成安全隐患。
② 施工质量问题
施工质量不仅与系统的使用寿命、经济效益紧密相关，而且关系到系统的运行安全。施工质量的影响因素主要有施工现场管道焊接质量不合格、设备安装存在缺陷。
③ 运行管理问题
a.设备超压
为保证调压器稳定运行，必须时刻监测调压设备进出口燃气压力，一旦出现超压情况，不仅会损害调压器，甚至会危及站区和管网的运行安全。调压设备超压受以下几个方面影响：上游来气压力升高，进口压力表出现故障而未能及时显示;调压器运行过程中安全阀失效，致使超压燃气无法放散;运行过程中人员操作失误等。超压爆炸虽然属于物理爆炸，但爆炸后引起的燃气泄漏极易引发后继的火灾、爆炸。
b.天然气泄漏与爆炸
设备、管道被腐蚀，密封件失效，仪器、仪表故障，人为误操作，外界干扰等均是造成燃气泄漏的因素。泄漏燃气遇到站区内火源如施工动火、雷电、静电火花等，易被引燃，发生爆炸。天然气泄漏爆炸事故灾害后果分析
通过对危险有害源辨识可知，由天然气泄漏导致的火灾、爆炸事故是影响面最广、发展最迅速、后果最严重的燃气事故之一。
天然气爆炸事故大多是由天然气泄漏后遇到点火源而形成。事故引起损失的大小与天然气的泄漏量和泄漏点附近的人员、财物分布有关。
燃气泄漏后造成的最不利后果是形成蒸气云爆炸。本文遵循事故最大化原则，对天然气爆炸事故进行模拟并对后果进行评价。
2.1 蒸气云爆炸事故机理
蒸气云爆炸(Vapor Cloud Explosion，VCE)是由于气体或易于挥发的液体燃料的大量快速泄漏，与周围空气混合形成覆盖范围很大的“预混云”，在某一有限空间遇点火源而导致的爆炸。导致蒸气云爆炸必须具备可燃气体泄漏并与周围空气预混、延迟点火、有限空间等条件。
2.2 天然气泄漏量计算
造成天然气泄漏的原因有多种，如阀门、法兰密封件失效，管道、储罐腐蚀及疲劳失效，燃气超压外溢等。考虑燃气泄漏的最不利条件，进行天然气泄漏量计算，先作以下几点假设：泄漏面积为1.0mm2圆形孔洞;泄漏时管道内绝对压力为1.7MPa;大气绝对压力为101.325kPa;温度为25℃;从开始泄漏到发生爆炸的时间分别为5min、10min、30min、1h、6h、12h。
① 天然气泄漏时流动状态判断
满足式(1)时，流动属于音速流。
式中p0——大气绝对压力，Pa
p——管道内天然气绝对压力，Pa
κ——天然气等熵指数，取1.316
满足式(2)时，流动属于亚音速流。
经济算得：
根据式(1)，气体泄漏属于音速流。
② 天然气泄漏量计算
音速流的泄漏量可采用下式计算[8]：
式中qm——天然气泄漏质量流量，kg/s
Cdg——气体泄漏系数，圆形裂口取1
A——裂口面积，mm2
M——天然气摩尔质量，kg/mol，取0.016kg/mol
R——摩尔气体常数，J/(mol·K)，取8.314J/(mol·K)
T——天然气温度，K，取298K
m=qmt(4)
式中m——t时间内天然气泄漏量，kg
f——天然气泄漏持续时间，s
根据式(3)、(4)计算不同泄漏持续时间的天然气泄漏量，见表1。
表1 天然气泄漏量
泄漏持续时间/min51030
m/kg0.821.644.91
泄漏持续时间/h1612
m/kg9.8158.86117.71
2.3 天然气蒸气云爆炸伤害评估
根据荷兰应用科学研究院(Netherlands Organization for Applied Science Research)建议，蒸气云爆炸的冲击波损伤半径可按下式预测[9]：
式中R——损伤半径，m
Ca——经验常数，m·kJ-1/3，取值见表2
N——效率因子，一般取10%
E——爆炸能量，kJ
Qh——天然气的高热值，kJ/kg，取55683kJ/kg
表2 Cs取值
损伤等级Cs设备损坏情况人员伤亡情况
一级损伤0.03重创建筑物内的加工设备一级损伤区域内人员中1%死于肺部伤害，50%耳膜破坏，50%被碎片击伤
二级损伤0.06破坏建筑物外表，可修复性破坏二级损伤区域内人员中1%耳膜破坏，%被碎片击伤
三级损伤0.15玻璃破碎三级损伤区域内人员被碎玻璃击伤
四级损伤0.4010%玻璃破碎—
联合式(3)～(6)，计算出不同泄漏持续时间下的损伤半径，见表3。
表3 损伤半径
泄漏持续时间/min51030
损伤半径/m一级损伤0.490.620.91
二级损伤0.991.251.81
三级损伤2.493.134.52
四级损伤6.628.3512.05
泄漏持续时间/h1612
损伤半径/m一级损伤1.142.072.61
二级损伤2.284.145.21
三级损伤5.6910.3413.03
四级损伤15.1827.5834.75
由此可见，泄漏后遇明火点燃的天然气爆炸事故的危害程度及影响范围均与泄漏时间有关，泄漏时间越长，泄漏量越大，损伤半径越大。
防止燃气泄漏火灾、爆炸事故的措施
燃气泄漏导致爆炸的危害重大，为了避免燃气灾害事故的发生，在工程的每一个阶段均要制定一系列安全措施，并严格执行，确保安全运营。
① 设计方面
天然气调压站设计时需充分考虑运行的安全可靠性，严格遵循相关规范及规定，采用国内外成熟先进的技术和设备。
设置事故监测和应急装置，以避免事故的发生或将事故造成的危害及损失降到最低程度。
调压区内的电气设备必须选用防爆型，并要保证系统连接完成后，整体防爆性能满足要求。
② 施工方面
施工企业在进行施工组织设计时，应制定完善的安全技术措施。施工安全技术措施内容必须符合现行安全生产法律、法规和安全技术规范标准。要加强施工现场的安全管理，配备专职安全管理人员。
③ 安全管理方面
天然气调压站应按照《压力管道安全管理与监察规定》(劳动部[1996]140号)进行管理;建立特种设备技术档案，内容包括设备的设计文件、制造单位、产品质量合格证、使用维护说明等文件;应对设备和管道进行日常维护与保养，并有检测和维修记录。
结论
① 泄漏是引起火灾、爆炸的主要因素，设计不合理、施工和管理阶段的不合理操作均会引起燃气泄漏的发生。(风险管理世界-)
② 蒸气云模型分析结果表明，1mm2的泄漏面积，即使泄漏持续5min，四级损伤半径会达到6.62m。火灾、爆炸是调压区应重点防范的事故。
③ 为了防止天然气泄漏发生火灾、爆炸事故，在工程的设计、施工及运行管理阶段都要制定安全措施并严格执行。
篇2：天然气调压站安全设计
摘要：对液化石油气区域气化站与天然气高中压调压站合建的规划，设计，建设之间关系的探讨。
1前言
城市燃气化是城市现代化的重要标志，燃气工程是城市重要基础设施之一。随着经济的快速增长和城市规模的不断扩大，深圳市城市煤气无论从规模，还是从气源的性质都难于适应城市的发展要求，根据国务院批准的《深圳市城市总体规划》(―)，深圳市的管道燃气供应区域将不断扩大，气源从液化石油气逐步过渡到天然气，到广东液化天然气工程投产，以及到投产的珠海高兰港登陆的南海Y13―1气田的天然气，形成两个气源联网供气，最终实现城市燃气以天然气为主气源的`管道燃气供应新格局。
深圳市规划国土局根据《深圳市城市总体规划》(1996―2010)，于一九九八年十一月编制了《深圳市燃气专项总体规划》(下简称《规划》)、《规划》中规划了28个液化石油气区域气化站(下简称气化站)和26个天然气高中压调压站(下简称调压站)。为了适应气源的方便转换及节约占地，有24个气化站和调压站合建一处，考虑到天然气置换后，保留罗芳等8个气化站的气化能力，增设混气装置，生产代天然气、以作为事故工况气源站。各站的规模及占地情况见表1。
2设计实例
《规划》中论述了为了进一步加强国家环境保护模范城深圳市的环保建设，近期发展液化石油气，汽油双燃料汽车，天然气到来后，大力发展天然气、汽油双燃料汽车，减少汽车尾气排放污染;是否在气化站和调压站增设汽车加气装置，《规划》中没有明确论述。建设单位决定利用留仙洞气化站和调压站的便利 条件和设施，设置液化石油气汽车加气站和天然气汽 车加气站。《规划》中在南山区侨香路气化站设置混气 装置，生产代用天然气，作为天然气事故工况气源。建 设单位同样考虑到留仙洞气化站先于侨香路气化站建 设，与天然气应相配套，在留仙洞气化站设置混气装 置。深圳市城市燃气现为进口液化石油气，未来有海 南天然气、进口LNG、进口LPG，有关的计算，设备 选型、天然气以海南天然气为难，用气不均匀系数： K月=1.33、K日=1.17，K时=2.73。液态液化石油气 低热值为45.636兆焦/公斤，密度为550公斤/立方米，气态液化石油气低热值为108.86兆焦/标准立方 米，海南天然气低热值为32.023兆焦/标准立方米，深 圳市居民耗热定额：3135.0兆焦/人.年，每户按3.5 人考虑。根据《规划》和建设单位提出设计依据、条 件和任务书，留仙洞气化站和调压站建设规模及内容 如下：
液化石油气储气能力：8X50=400立方米地下储罐;
液化石油气小时供气规模：
Q=5513标准立方米/小时(《规划》中提出);
液化石油气年供气规模：
Q年=365x24Q/k月K年K时=11368206标准立方米/年
液化石油气所能供应户数：
n=Q年/每户年耗热量=11.1万户(折合民用户);
液化石油气灌瓶规模：400吨/月;
液化石油气汽车加气规模：450辆/日;
天然气小时高中压调压供气规模：
Q=3标准立方米/时(《规划》中提出);
天然气年高中压调压供气规模：
Q年=41495087标准立方米/年;
留仙洞气化站和调压站的主要设备选型储罐选用佛山化工设备厂产品。压缩机和烃泵选用美国COKEN产品，气化器选用美国SAM.DICK水浴式气化器、混气装置选用选用美国SAM.DICK的高压比例式液化石油气/空气混合器.汽车加气机选用液化石油气加气机和天然气加气机，天然气调压器和流量表选用上海飞奥RBVAL型调压器和FIOMTER型涡轮流量表。
留仙洞气化站和调压站位于深圳市西丽片区广深高速公路与平南铁路之间、站出入口与南山区南北交通主干线沙河西路相连、建设单位可控制征用地面积约36000平方米、可以满足液化石油气储存、气化、灌装、混气、汽车加气、天然气高中压调压计量及调峰，天然气汽车加气，办公宿台、维修等功能要求。气化站所需液化石油气用汽车槽车从深圳市主要油气储运点――蛇口赤湾码头运来。相距十多公里、站区内分为生产区、辅助生产区、生活区，区与区之间用实体围墙相隔、生产配套完善。交通运输条件极为方便。留仙洞气化站和调压站总平面布置区对站外设置入口，
并与消防道路成环。生产区建筑均为甲类生产车问， 站内建筑物均为一、二级耐火等级、并按地震强度七 度进行消防抗震，其总平面布置图详见图1。
3探讨与建议
深圳市留仙洞气化站与调压站台建的设计是《规 划》中24个台建站的第一个开始进行设计工作的。国 [勺城巾燃气工程中尚元气化站和调压站台建的先例、《规划》也只对合建站气化规模和调压规模、混气装 置、占地面积作了规划、建设单位根据实际发展情况; 增加灌装、汽车加气等功能。作为设计部门、首先在 满足《城镇燃气设计规范》(GB50028―93)和《汽车 用燃气加气站技术规程》(CJJ84―99)等设计规范要求 的提下、满足建设单位提出的设计要求。如地―卜储罐 容积《规划》中只考虑5个50立方米，建设单位考虑 设置8个50立方米储罐。在燃气设计规范中，容积为 210-500立方米属于问一组防火间距要求，从技术安全 方面是能够得到保证和控制的。笔者认为：建设单位 应积极与国土规划部门联系、争取规划部门的认可。 国土规划部门也应该认真考虑建设经营管理者的建议， 如在气化站和调压站增设汽车加气站设施等合理的建 议纳入《规划》中来。
深圳巾留仙洞气化站和调压站台建的设计质量高 低，功能足否考虑全面，对深圳市其他23个合建站有 着很好的借鉴作用、也对广东珠江三角洲地区条件相 问的燃气场站的建设，乃至国内其他地区燃气场站条 件相似的建设也有一定的借鉴作用。
参 考 文 献
1《深圳市燃气专项总体规划》(1996―2010)深圳市 规划国土局
2 《城镇燃气设计规范》(GB50028―93)
篇3：天然气调压站安全设计
一、调压系统的相关标准规范
1.国内标准规范
为了保证供气量、供气压力和安全性,对分输压力控制我国在《输气管道工程设计规范》(GB50251-2003) 中做了相应的规定。配气站,每户管线需配备调压装置, 调节和控制压力和流量。供气压力超限威胁到下游供气及安全时,需设置安全可靠的调压系统。调压系统的进出口压力大于1.6MPa时(以能允许的最高进口压力和最高出口压力为准),或进出口压力比大于1.6时,均需紧急切断阀来截断。
2.国外标准规范
欧洲标准化委员会在2000年颁布了《气体供应系统 - 用于输送和分配的气体调压站 - 功能要求》 (EN12186)标准中就明确规定了在天然气分输站,若调压系统故障,必须有相应的压力安全系统来防止下游气体压力超过允许值,同时需考虑系统压力测量和调节的偏差。
3.国内外标准规范的对比
国内的规范和国外规范在两级压力安全系统的设置上略有差别,国外规范对此是MOPu-MOPd > 1.6MPa, MOPu > STPd。国外规范更为严格,更加安全。
二、调压系统的组成和控制要求
调压系统有不同的配置,目前常用的有以下几种 :
1.SSV(安全切断阀)+PCV(监控调压阀)+PV(工作调压阀)
如图1所示,自上游至下游,安全切断阀、监控调压阀和工作调压阀顺序串联的监控式调压系统是目前常见的。西气东输、川气东送项目中常用。
工作调压阀是调压系统的主要部分,它控制下游压力——下游用户因用气将导致压力和流量变化。紧急切断阀和监控调压阀一般不工作,只有工作调压阀故障时, 监控调压阀才作用,以维持下游管道的压力,此时工作调压阀会关闭。当监控调压阀也不起作用时,紧急(安全) 切断阀切断气源。
当然,天然气调压并不易,需要系列计算,下游压力和流量是算式中的两个变量。当控制器接收到DCS系统的数据(主要包括压力和流量对应的设定值PS、 QS,当前压力和流量PC、QC,系统允许最低压力和流量Pmin、Qmin)时,这两个变量就会对压力阀产生影响, 在PC > PS,系统压力要进行控制,QC > QS,系统流量要进行控制,当Pmin < PC < PS,Qmin < QC < QS, 系统则会按照实际开度运行,当PC ≤ Pmin,系统会保持最低压力来运行,当QC=QS,系统会按照低于当时设定的最大流量值来运行。
2.SSV(安全切断阀)+SSV(安全切断阀)+PV(工作调压阀)
由于政治原因,安全性优先考虑的原则,该调压系统在陕京线等输气管道中应用较多,两个安全切断阀提高了系统安全性,一旦故障,就会切断管路。但是比较影响下游供气,因为即使是小故障,该系统都会先切断, 再抢修,期间耗时较长。
3.SSV(安全切断阀)+PV(监控调压阀)+PCV(工作调压阀)
此系统中工作调压阀是自力式调压阀、监控调压阀是电动调压阀。该系统应用较少,曾用于福建天然气长输管道项目。其优点是工作调压阀作为自力式阀门,调节速度快、可调节的流量范围宽。缺点是无法远控,压力值设定后不可远程修改,只能现场人工修改,同时流量超限,系统会控制监控调压阀来限制流量的调节,不适合压力、流量变化大的站场,并且,主皮膜故障的话, 监控调压阀将无法打开,系统故障。
4.SSV(安全切断阀)+PCV(监控调压阀)+PCV(工作调压阀)
与第一种配置亦类似,但该系统的工作调压阀和监控调压阀都是自力式调压阀,在现场供电不能保证的偏远地区比较适用,并且同时适用于分输管道压力比较稳定的站场。应用较少。
三、调压流程阀门的选择
1.安全切断阀
安全切断阀是调压系统中最不可缺少的安全装置, 必须采用和监控调压阀、工作调压阀分开操作的独立控制装置,一般来说,安全切断阀在其他阀门正常工作时, 是断开的,但是系统压力值过高或过低时,安全切断阀会自动工作,切断天然气管路。但切断后,安全切断阀不能自动打开,必须等待救援检修人员手动打开,这也是考虑安全性。一般采用自力式阀门。
2.监控调压阀
监控调压阀首选可靠性高的自力式调压阀,这样可以在工作调压阀失去作用时立刻投入运行,但不同于安全切断阀的是,监控调压阀应带有一个指挥器,这个指挥器的动力源自阀门的上游,在指挥器的入口处还应带有精细的过滤器。在其结构的选择上,流通能力大的轴流式阀门是现在常用的一种,阀芯套筒和阀座应该采用耐冲刷材料,其调节范围应在最大流通能力的5% ~ 100% 之间。当阀门出现故障时,应处于关闭位置。
3.工作调压阀
工作调压阀从刚刚的几种模式中可以看出,有自力式调压阀和电动(或气动)式调压阀两种,比较常用的、 功能齐全的还是电动式调压阀。自力式调压阀虽然反应较快,但精度不强,适用于对出口压力要求不高的分输站场;电动(或气动)式调压阀精度较高,可适应出口压力要求高的分输站场的要求,但动作反应时间较长, 气源波动若太频繁,将影响其工作。
四、调压节流过程温降的影响与消除
温度差异时天然气会变化,温度降低时,将有水凝结在管壁上,在密闭管道,水汽无法排出,将影响天然气的正常输送,严重时会堵塞管道,甚至冻结管道,安全风险极大。因此分输站调压系统设计时需考虑节流前后的压差以及周围环境,从而采取相应措施。
1. 使用水套炉。设置简单,但占地大,是将天然气易结冻的管道安放在水中,加热水,水温可在50到100℃之间变化,这样可以避免管道结冻。
2. 使用真空炉。天然气管道处于一种真空设备中, 真空作为一种介质,可以在被加热后传导热量给天然气管道。只是真空炉可调节的范围较小。
3. 使用热媒炉。先将热媒加热到200-350℃,再通过换热器实现天然气管道与热媒的换热,这种方式是间接加热,安全性高,可操纵性强,但设置复杂。
4.使用热媒油电加热器。最新型的一种加热方式,它可在低压时提供热能,具有高效、节能、安全的优势。 工作原理是把加热器浸入热媒油中,把热媒油加热,这样加热器会传导上热量,这种设置在使用时,比较容易控制温度。一般适用于负荷较小的工况。
五、调压系统安全设计的注意事项
1.仪表安装符合我国安装标准,并采取相应绝缘方式,防止电流的泄露和仪表的损坏。
2.安装时要考虑当地环境的温度变化,注意管道保温,避免管道冰冻。
3. 为避免安全阀在管道正常运行时切断天然气,可在安全阀前加装一流量控制器,便可更精确地控制调压系统。
4. 调压阀须可承受相应气压差,并尽量保证低噪音, 由于噪音或震动均危害调节阀或者是下游管道,所以噪音方面,还可以在下游管段安装消音器,以减轻危害。
六、小结
天然气是我国当前的常用能源,分输站场是为下游供气的重要设置,分输调压系统的安全性与可靠性直接影响民生生活、管道安全。调压系统中,各种阀门的选择、搭配和应用要根据实际进行设置,同时需要考虑环境、使用等因素,加强运行监控。气压和流量计算方面, 找到最合理的设定值,以确保调压系统的正常运行,从而保障天然气的使用安全。
摘要：天然气项目是关系到国计民生的重要项目,其长输管道上分输站场众多,分输站场中需要有调压系统为下游用户供气服务。本文主要对比分析了我国天然气和欧洲天然气调压系统的相关标准,分析了常用的天然气调压系统,讨论了调压流程及调压阀的选择,阐述了调压节流过程中降温的影响和应对,并总结了调压系统安全设计的注意事项。
关键词：天然气,分输站场,调压系统,安全
参考文献
[1]李宏欢.输气管道分输站调压系统安全设计浅析[J].化工管理.2014(09).
[2]孙金玲;雷凌.天然气分输站场调压系统设置探讨[J].仪器仪表用户.2015(02).
篇4：压缩天然气加气站的安全设计研究
天然气在石油供需矛盾激烈的时机，走入大众视野，并凭靠自身优越性受到人们的青睐。不仅运用于汽车运行，做饭、生产等也同样有天然气的参与。需求产生，供给必须跟上，压缩天然气站便开始出现。如何保证天然气站的安全及险情出现如何处理则是人们应面对的问题，这就要求在天然气站的设计上加入更多安全要素，将危险几率将至最低。
压缩天然气站的现行情况
压缩天然气的运用量增加使得天然气站随之增多，国家的调控对于天然气的发展与推行来说是一个重大机遇。将有新增气源加入输送行列，原本各省份供气不均问题会随之得到解决。行业报告出具的数据显示，到今年中旬，全国使用中的压缩天然气站将达285座，还有至少73座新的压缩天然气站将投入使用。这大大缓解了天然气的供给压力，被高价汽油所绑架的车主也可舒一口气，且天然气汽车市场也会成为新的投资热门。
压缩天然气潜在的危险因素
1. 属易燃易爆气体：拥有化学常识的人都知道，天然气的主要成分是甲烷，是一级可燃气体，燃烧蔓延的速度很快，且会产生约38KJ/M3的高热值。天然气空气密度小，因而在空气中极易扩散，强大的扩散能力使得火势极难控制，一旦着火很难扑救。天然气也属易爆炸气体，如果浓度达到5%-15%，就会有爆炸危险，爆炸所带来的后果是不堪设想的。
2. 有泄漏危险：天然气对于压缩工艺有很高要求，本身所处的高压状态就容易使设备发生泄漏，设备部件包括阀门、气瓶、压缩机、过滤罐等等，一旦其中一环出现问题，泄漏就不可避免。在加气站内，如果缺少必要的保护措施，使得天然气管道损毁或是加气机受到撞击破坏，都会发生泄漏。泄漏气体遇到火源，会引起火灾或爆炸，由此带来的财产损失和人员伤亡都是不可估量的。
3. 质量不纯有潜在危险：天然气要加以运用必须保证脱水完全，因其组成部分除了甲烷，还有硫化氢等。而硫化氢对储存天然气的钢瓶会有腐蚀作用，如果在高压状态下腐蚀速度会进一步加快。因而脱水工序必须严谨，从而保证天然气的质量。
4. 压缩技术缺少保障：压缩天然气对技术和设备都有很高要求，最基本的就是，压缩机必须对天然气施加25M Pa的压力才能将其充入钢瓶内，这种压力要求属国内最高，如若加压设备达不到要求或是钢瓶质量没有保障，就会有巨大的安全隐患，一旦疏忽也会引来火灾或爆炸的重大险情。
5. 引火源难把控：天然气极易被点燃，火花或是静电都可能成为点燃天然气的引火源，存在把控难度。加气站多建于交通主路旁侧，环境复杂，加气车主或是工作人员稍不留意就可能产生明火，遇天然气后也会产生上述可怕后果。
设计天然气站的注意事项
1. 安全储存
储存天然气的储气瓶必须符合国家标准，同一规格的储气瓶更适合加气站的要求，容积大、安全性高都是选择标准。如果要使用小型储气瓶，则要控制容积和数量，容积不超过4立方米，个数则在60个之内。小型储气瓶需要平卧并在支架上固定好，储气瓶之间应保持至少3厘米的距离，组与组之间则要保持至少1.5米的距离。储气库的建造也有很多要求，施工单位必须有天然气钻井资质，建造的储气库要保证通风，在放置储气瓶组时，要保证防火间距或用墙体进行隔离，以免一处失火殃及其他瓶组，势必将危险性降至最低。
2. 保证质量
压缩天然气的质量不仅影响天然气站的安全，同样对加气车主来说也是一大安全隐患。压缩天然气的质量必须符合GB 18047—2000所规定的标准，含硫量不能超过20MG/M3，如果不能保证，那么在天然气站内应设有脱硫装置。在天然气增压的前、中、后全过程都要保证有脱水处理，以使压缩天然气达到最高纯度。
3. 材质选用
参与天然气压缩、输送的设备所用的材质也有相应标准。增压前应使用无缝钢管，增压后要选用高压无缝钢管，前者要符合国家《输送流体用无缝钢管》GB8163的规定，后者要符合《高压锅炉用无缝钢管》GB5310的相关规定。这些钢材必须能应对严寒酷暑的考验，还要有耐腐蚀、抗老化的特性，只有具备这些特点的材质才能被应用到输送天然气管道的打造中。同样储气瓶和天然气泵也应具备这些素质，且要预留10%的空间，也就是超过安全值10个百分点来进行设备的加工和应用。
4. 报警系统
压缩天然气站应该设有检测系统，一旦问题出现，能及时提醒工作人员进行处理。在放有储气瓶的储气室内、压缩天然气的机房还有放置天然气泵的厂房等工作场地都要放入天然气检测器，出现非正常量泄漏，及时提醒。要经常查看检测器，保证其一直处于正常工作状态。在工作人员触手可及的地方要安置报警器，以便及时报警处理险情。
5. 预防明火
整个加气站要根据规定进行区域划分，划定出危险区域，进行相应防范。要设立防雷、防静电的接地系统，将可能产生的电量和火花导入大地，并有效避免靜电累积带来的雷击伤害。输送管道两端采用金属线连接，避免不良接触产生的静电。除了设备和区域方面的硬性防范，人为制造明火也不可忽视，要求工作人员在严格自律的同时做好加气车主的监督，加气站内及周围区域严禁吸烟、燃放鞭炮等产生明火的行为，为站内安全保驾护航。
结束语
天然气的运用势不可挡，压缩天然气站的建设也在调控中稳步进行。在此过程中，必须将安全问题作为重中之重，这是所有天然气站投建的保证。在天然气站的建设中，建设者必须按照国家相关规定，做好天然气的存放、运输、压缩工作，一步都不可有所疏漏。只有建立起安全的天然气供给站，才能使人们在使用天然气时减少顾虑，天然气的发展之路也会更加畅通。
篇5：炼厂天然气调压站设计方案的确定
目前,在世界范围内的能源供应中,天然气以约每年12% 的高速增长,在如此快速发展的情况下,炼化企业利用该能源具有更加明显的优势。天然气的热值能够满足炼厂作为燃料的要求。炼厂拥有独立的燃料气管网,只需将天然气降压到炼厂燃料管网压力引入即可使用。这就需要在天然气输送管道与炼厂燃料气管网之间设立调压站,其作用是将前一级较高的进口压力调节至下游所需的压力,并能抵御波动的进口压力及流量变化干扰,保持出口压力为某一恒定值[1]。天然气调压站设立的原则是:安全,可靠/ 有效,高效。其中高效是成本最低产出最大化,因此调压站设计方案的确定始终以此为主线。
2 调压站方案的确定
2.1 调压站压力控制系统的配置
设计规范对调压站压力控制系统的配置一般为:(1) 安全切断阀+ 监控调压阀+ 工作调压阀;(2)安全切断阀+ 安全调压阀+ 工作调压阀;(3) 安全切断阀+ 工作调压阀。
用户也可以根据实际要求选择其中一种或多种形式,因此调压站的压力控制系统要根据实际情况适当增加一些相应的设施,确保工艺运行灵活,系统安全。
2.2 影响系统运行的因素
2.2.1 介质物性
我国天然气用量缺口较大,今后一段时间里天然气的使用将会是多产地天然气混合使用的情况。不同产地的天然气物性不尽相同,尤其是重要的指标如水露点、烃露点、组分中C1~C4摩尔百分比等。炼厂作为终端用户有时无法控制和及时了解混合气的物性变化,可能出现游离水的产生、天然水合物(又称可燃冰)的生成等,结果将造成调压阀“冰堵”现象及对管线的腐蚀,影响生产装置燃料的供给,严重的会危及炼厂安全。
在降压过程中,如果压力降过大,由于焦耳-汤姆逊效应,介质温度可能低于天然气烃露点,产生天然气水合物[2]。天然气中杂质H2S、CO2、N2和O2等可促进水合物生成,因此输送以甲烷为主的CNG经调压站降压时,必须防止天然水合物的形成以确保调压设施运行平稳。
2.2.2 调压站的运行设备
调压站中的相关设备对其运行有较大影响。
(1) 过滤器。在进入调压器前设置过滤器是防止杂质堵塞调压器,避免整个调压站的失灵。调压站中的调压器一般采用自力式调压器,要求杂质颗粒直径小于20μm即可,因此调压站入口设置的过滤器过滤精度为20μm,可减少进气压力降同时避免因过高的过滤精度而带来的过滤器造价的提高。
(2) 阀门限流。天然气经节流后会出现降压膨胀产生降温的现象,被称之为节流效应[3]。为防止在阀门处出现节流情况,要求所有阀门阀体包括调压阀、切断阀、监控调压阀等,工称直径与进口法兰保持一致,不能使用缩径阀体,防止发生温降出现水合物现象。
(3) 加热器。天然气在输送调压过程中最有害的情况是水合物的形成。天然气冰堵的条件是:低温高压,有适量的水(不一定是游离水),存在水合物形成体。另外阀门节流、气体高速搅动、游离水、硫化物、CO2等会促进水合物形成“冰堵”。冰堵现象在调压站中最容易形成的部位是调压阀门。同时多种天然气混输时存在多组分体系,在调压站等温降压过程中会出现液体凝析现象即反凝析现象(也称逆变现象)[4]。
由此要保证调压站的安全平稳运行,将天然气进入调压站的温度提高到调压后也高于水、烃露点,就可以解决上述问题。因此需在天然气调压站入口安装加热器。但要注意加温后天然气达到的温度不能过高,满足调压器出口的温度在表1[5]的范围即可,避免过高的温度对调压器阀膜的损害。
2.2.3 调压站系统配置
调压站中调压器如果出现故障,将会引起供气管网的供气压力超高或管网“空运行”及供气压力的波动。在炼厂中轻者引起生产装置波动,大量不合格产品出现,影响生产系统平衡,重者会由于超压造成设备破坏,或供气不足引起终端装置熄火,天然气与空气混合气吸入管道引起爆炸等。因此调压站系统的配置必须在安全可靠的原则下确定。
(1) 系统流程。对于连续供气的管线调压基本采用双回路或多回路并联的压力调节系统。对于次高压以上的调压站采用压力控制系统配置的方案,两套并联使用。鉴于天然气在炼厂燃料系统使用压力较低,调压站的调压值较大,为确保调压阀运行可靠平稳,避免因工作压差过大造成阀门本体的损伤及供气管网波动,在每一回路上设置采用二级调压方式,使调压的目标值经过调压阀两次分级降压完成。同时在一、二级调压阀之间设置自动控制阀,实现两并联回路的互相备用或两回路每一级调压阀互为备用。对于炼油企业燃料气管网,为保证连续运行,除天然气供气外往往设有气化液化气等备用手段,为避免炼厂管网波动影响调压系统,应在放散阀后部设置单向阀。
(2) 工艺参数设置原则。确立了工艺流程后,需对各回路设备参数予以确定。
在一个并联两级调压回路中,主要有安全切断阀、监控调压阀、工作调压阀、放散阀等设备。其中安全切断阀的压力设定值与放散阀的压力设定值不能混淆,对于炼厂的燃料气管网,控制的主要指标是压力稳定不波动连续供气。对于炼厂来说放散阀起跳排除的天然气可排入火炬防空系统,不会加剧大气环境污染。因此在压力设定时宜采取放散压力设置低于切断阀压力的设置[6]。放散阀应采用小排量的安全放散阀[7]。
为保证调压站连续平稳运行,设备的压力设置为:Pqs> Pq> Pf> P2> P2s[8],其中:Pqs-备用支路切断压力;Pq-常用支路切断压力;Pf-放散压力;P2-常用支路调压器出口压力;P2s-备用支路调压器出口压力。
互为备用支路压力设有一定的差值,应保证在下游炼厂燃气管网的使用压力范围内,要求调压器的选用要切实可靠,精度准确(Sp=0.5%~1.5%)。
3 炼厂调压系统方案确定
炼油厂其燃料气管网压力要求较低(0.5MPa左右),因此可以有2 种以上手段保证管网压力平稳。根据炼厂的具体情况、目前天然气的现状,以及调压设备的具体能力,遵守国家现行规范,并参考国外相关规范及资料,确定炼厂天然气调压站的工艺设计方案应包括:
(1) 采用并联双回路两级调压流程。两回路设置为互相备用并达到两回路中任意一级调压可与另一回路同级调压互备,大大提高调压系统运行稳定及连续运行。
(2) 采取加热器升温的方法消除天然气水合物的形成、凝析现象、反凝析现象发生。
(3) 在进出调压站口处设置ESD系统,保证安全。
(4) 考虑到炼厂燃气管网可能出现的压力波动,增加单向阀,减少对调压器等调压设备的影响。
(5) 目前调压设施设计规范按照天然气管道相关规范执行,调压站不设固定式可燃气报警及有毒有害检测设施。炼厂内调压站应按照GB 50493-2009《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》执行。
摘要：天然气以CNG的形式由外部管输进入炼厂,要加以使用,需设置调压站进行调压至使用压力。以安全有效为原则,对调压站工艺流程认真研究,对影响安全、平稳运行的各种因素加以认真分析,确定可靠、有效的方案,保证调压站高效、安稳长运行。