作者：高黎敏
第一作者单位：陕西省燃气设计院
摘自《煤气与热力》2016年2月刊
在LNG加气站设计中，部分设备及管道应设置安全阀，集中引至放散总管，防止设备及管道压力超过设计压力而发生事故。放散管及安全阀的合理设置是保证LNG加气站正常运行的必要措施。
1 安全阀和放散管设置要求及超压原因
1.1 要求设置安全阀的部位
①根据GB 50156—2012《汽车加油加气站设计与施工规范》（2014年版，以下简称GB 50156—2012）第9.1.6条第1款，储罐应设置全启封闭式安全阀，且不应少于2个，其中1个应为备用。安全阀的设置应符合现行行业标准TSG R0004—2009《固定式压力容器安全技术监察规程》。
②根据GB 50156—2012第9.1.8条第4款，在泵出口管道上应设置全启封闭式安全阀。
③根据GB 50156—2012第9.4.5条，LNG管道的两个切断阀之间应设置安全阀或其他泄压装置，泄压排放的气体应接入放散管。
1.2 放散管设置要求
根据GB 50156—2012第9.4.6条，LNG设备和管道的天然气放散应符合下列规定：
①加气站内应设集中放散管。LNG储罐的放散管应接入集中放散管，其他设备和管道的放散管宜接入集中放散管。
②放散管管口应高出LNG储罐及以管口为中心半径12 m范围内的建（构）筑物2 m及以上，且距地面不应小于5 m。放散管管口不宜设雨罩等影响放散气流垂直向上的装置。放散管底部应有排污措施。
③低温天然气系统的放散应经加热器加热后放散，放散天然气的温度不宜低于-107 ℃。
由GB 50156—2012表5.0.13-2“站内设施的防火间距”可知，LNG放散管口与LNG工艺设备之间无防火间距要求。因此，在满足防火间距要求的前提下，LNG放散管可以设置在防护堤内，沿着LNG储罐上去，高出储罐2 m。LNG放散管也可以设置在绿化带内。
根据GB 50156—2012条文说明第9.4.6条第1款和第2款，在加气站运行中，常发生LNG液相系统安全阀弹簧失效或发生冰卡而不能复位关闭，造成大量LNG喷泄。因此，LNG加气站的各类安全阀放散需集中引至安全区，避免放散天然气影响附近建（构）筑物安全。而有的加气站，放散塔高达15 m以上，若设置在防护堤内，放散管三个方向的地脚拉绳不但影响设备区检修通道，而且不够美观［1］。因此，如果站区用地足够，建议将放散塔设置在防护堤外、站区围墙内，可以设置在绿化带内；如果站区用地较小，则考虑沿着储罐设置。
1.3 超压原因分析
LNG储罐的最大危险性之一在于绝热层真空被破坏，绝热性能下降，从而使低温深冷储存的LNG因受热而气化，储罐内压力剧增。此时安全阀自动开启，通过集中放散管释放压力。
LNG、BOG管道为低温深冷管道，采用真空管或绝热材料绝热，但当真空度破坏或绝热性能下降时，液相或气相管道压力剧增，此时安全阀自动开启，可以降低管道内的压力。
2 LNG放散管管径选型分析
2.1 储罐及管道安全泄放量的计算
根据TSG D0001—2009《压力管道安全技术监察规程工业管道》中E1.3.1第2条，液化气体容器和管道系统有完善的绝热层时，安全泄放量按照式（1）进行计算。
LNG主要组分为甲烷，其体积分数可达99%以上。因此，LNG物性参数近似按甲烷考虑。查GB 150.1—2011《压力容器第1部分：通用要求》（以下简称GB 150.1—2011）附录B表B.6，甲烷的摩尔质量M=16.04 kg/kmol，在0.013 MPa、15 ℃时的等熵指数κ=1.31，临界压力（绝压）pc=4.641 MPa，临界温度Tc=190.65 K。
根据HG/T 20570.2—1995《安全阀的设置和选用》（以下简称HG/T 20570.2—1995）第2.0.17条，安全阀的开启压力（即整定压力），其值与设定压力相同。根据HG/T 20570.2—1995第2.0.20条，安全阀的泄放压力等于设定压力加超过压力。那么，泄放压力等于整定压力加超过压力。根据GB/T 12241—2005《安全阀一般要求》（以下简称GB/T 12241—2005）第3.2.5条，排放压力为整定压力加超过压力。因此，泄放压力等同于排放压力。
根据GB/T 12241—2005第3.2.2条，超过压力通常用整定压力的百分数表示。对具体安全阀，其产品标准有相应的规定。GB/T 12243—2005《弹簧直接载荷式安全阀》5.2节表6规定，排放压力应小于或等于1.1倍整定压力。本文讨论的安全阀为弹簧直接载荷式安全阀，排放压力取1.1倍整定压力。大气压取0.1 MPa。
潜液泵前管道的安全阀的泄放压力的确定：根据GB 50156—2012第8.3.5条，当设备的最大工作压力pw≤1.8 MPa时，安全阀的定压pz(单位为MPa)应符合pz=pw+0.18 MPa。LNG储罐最大工作压力pw为1.2 MPa，LNG潜液泵前管道系统的工作压力与LNG储罐工作压力一致，均为1.2 MPa。因此，LNG潜液泵前管道系统安全阀的定压可以取1.38 MPa。考虑到LNG潜液泵前管道与LNG储罐连通，应与LNG储罐安全阀的定压保持一致。因此，LNG潜液泵前管道系统安全阀的整定压力定为1.26 MPa，泄放绝对压力为1.486 MPa。
潜液泵后管道的安全阀的泄放压力的确定：根据GB 50156—2012第8.3.5条，当设备的最大工作压力pw≤1.8 MPa时，安全阀的定压pz（单位为MPa）应符合pz=pw+0.18 MPa。LNG潜液泵进口压力为1.2 MPa，出口压力为1.6 MPa，LNG潜液泵后管道系统的工作压力为1.6 MPa。因此，LNG潜液泵后管道系统安全阀的整定压力定为1.78 MPa，泄放绝对压力为2.058 MPa。
以1台公称容积为60 m3的立式LNG储罐为例，根据设备厂家提供的参数可知：D1=2.65 m，h=10.5 m，λ=0.157 W/（m·K），δ=0.25 m。泄放绝对压力为1.486 MPa，由文献［2］查得：T=158.2 K，r=383.3 kJ/kg。将相关参数代入式（2），得储罐受热面积A1=98.4 m2。
将A1=98.4 m2代入式（1），得储罐安全泄放量为：qm1=326.1 kg/h。
以LNG储罐出液口到LNG潜液泵进液口的液相管道为例，管道参数如下：D2=0.050 m，l=3 m，保冷层材料用Armaflex LT材料，λ=0.028 W/（m·K），保冷层厚度δ=0.10 m。泄放绝对压力为1.486 MPa，由文献［2］查得：T=158.2 K，r=383.3 kJ/kg。将相关参数代入式（3），得LNG储罐出液口到LNG潜液泵进液口的液相管道受热面积A2=0.47 m2。
2.2 安全阀选型计算
根据GB/T 18442.6—2011《固定式真空绝热深冷压力容器第6部分：安全防护》附录A.5“安全阀排放能力计算”，当满足公式（4）时，属于临界流动状态，安全阀排放能力按公式（5）计算；当满足公式（7）时，属于亚临界流动状态，安全阀排放能力按公式（8）计算。安全阀排放绝对压力就是储罐或管道的泄放绝对压力。
经计算，安全阀出口绝对压力p0为0.30 MPa。
对于LNG储罐上的安全阀和LNG储罐出液口到LNG潜液泵进液口的液相管道上的安全阀，p0=0.30 MPa，pd=1.486 MPa。由于缺乏资料，本文中甲烷等熵指数κ近似取压力为0.013 MPa、温度为15 ℃时的等熵指数进行计算，即取κ=1.31。代入式（4），得：
可见，式（4）成立，属于临界流动状态，安全阀排放能力按公式（5）计算。
对于全启式安全阀，K=0.60~0.70，本文K取0.65；已知pd=1.486 MPa，M=16.04 kg/kmol；由GB 150.1—2011附表B.4查得：C=348；由文献［2］查得天然气的饱和温度为158.2 K；安全阀进口侧的气体温度近似等于饱和温度，即T0=158.2 K；已知pc=4.641 MPa，Tc=190.65 K，经计算，对比压力pr=0.320，对比温度Tr=0.83，由GB 150.1—2011图B1查得：Z=0.77；安全阀喉部直径分别选取不同值，计算出安全阀最小排气截面积，代入式（5），得出安全阀的排放能力见表1。
同理，对于LNG潜液泵出液口到LNG加气机进液口的液相管道上的安全阀，当p0=0.30 MPa， pd=2.058 MPa时，T0=166.3，pr=0.443，Tr=0.87，Z=0.73，
可以计算出安全阀的排放能力，其结果见表1。
表1 安全阀喉部直径对应的排放能力
按公式（1）计算出储罐安全泄放量为326.1 kg/h。根据部分设备厂家提供的储罐安全泄放量数据，同等规格公称容积的储罐，绝热材料热导率存在差异。因此，LNG储罐安全泄放量也存在差异，较小的约90 kg/h，较大的约540 kg/h，均小于727.6 kg/h。因此，根据表1，储罐上安全阀喉部直径选用10 mm，可以满足要求。按公式（1）计算出LNG潜液泵前管道安全泄放量为1.8 kg/h，LNG潜液泵后管道安全泄放量为7.8 kg/h,根据表1，LNG潜液泵前后的管道上安全阀喉部直径选用6 mm，可以满足要求。
加气站一般采用全启式安全阀，安全阀进口直径略大于安全阀喉部直径，一般选择公称直径规格比喉部直径大一个级别的型号［3］。从安全角度出发以及参照已运行的加气站经验，储罐上安全阀大部分选择DN 15 mm或DN 20 mm，管道上安全阀选择DN 15 mm居多。
一般情况下，泵橇、加气机等设备的安全泄放量较小，远小于储罐极限情况下的安全泄放量。因此，本文对泵橇、加气机等设备上设置的安全阀不做分析，一般根据经验值，选取DN 15 mm的安全阀。
2.3 放散总管管径
放散总管管径可按下式进行计算：
当n=10，dn=15 mm时，代入式（10），得D0≈47 mm。当n=15，dn=15 mm时，代入式（10），得D0≈58 mm。当n=20，dn=15 mm时，代入式（10），得D0≈67 mm。
因此，当n≤10时，放散总管规格可以选取DN 50 mm；当10＜n≤15时，放散总管规格可以选取DN 65 mm；当15＜n≤20时，放散总管规格可以选取DN 80 mm。
3 放散管设计注意事项
①低温天然气应经加热器加热后放散
根据GB 50156—2012条文说明第9.4.6条第3款，为保证放散的低温天然气能迅速上浮至高空，故要求经空温式加热器加热。放散的天然气温度为-112 ℃时，天然气的密度小于空气，适当提高放散温度，以保证放散的天然气向上飘散。
天然气放散临界温度为-112 ℃，建议适当提高5 ℃，使放散温度不低于-107 ℃，以保证放散的天然气向上飘散。因此，低温天然气系统的放散应经加热器加热后放散。
②放散管的设备条件
如果LNG放散管沿着储罐壁上去，设计人员应事先给设备厂家提设计条件，要求储罐预留焊板，以便于固定放散管。
③防护堤外放散管定位
如果放散管设置在防护堤外且高于15 m，那么应考虑地脚拉绳。一般为三个方向120°分布拉结，根据现场实际情况确定方位。拉绳锚固点必须位于站区围墙内。
需要注意的是：拉绳不能跨越加气区行车路线，如果拉绳跨越站区人行通道、消防通道，那么通道上方拉绳应满足最低高度为4.5 m，满足消防车进出无障碍，且应设置警示牌。
④放散管壁厚
根据GB 50057—2010《建筑物防雷设计规范》、GB 50650—2011《石油化工装置防雷设计规范》及GB 50156—2012，LNG储罐壁厚大于4 mm，可以利用储罐本体做防直击雷接闪器，且保证两处与接地网可靠连接。放散总管壁厚大于4 mm时，可以利用放散管本体做防直击雷接闪器，与全站共用接地网可靠连接，可以不单独做防雷接地。因此，放散总管的壁厚必须大于4 mm。例如，放散管按照工艺计算，规格为DN 50 mm的管道壁厚为3.5 mm即可满足要求，当需要考虑防雷接地要求时，则应采用D 57×4.5的管道。
参考文献：
［1］ 齐月华，于京春，李大雨，等. LNG/L-CNG汽车加气站工艺设计探讨［J］. 煤气与热力，2015，35（7）：B06-B08,B26.
［2］王汉松. 石油化工设计手册第1卷石油化工基础数据［M］. 北京：化学工业出版社，2001：483-484.
［3］向素平，孙明烨，周义超，等. 城镇燃气调压器后安全阀的选型计算［J］. 煤气与热力，2015，35（2）：B08-B12.
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