LNG接收站中热力安全阀的探讨

仇德朋 张华伟 鹿晓斌 曲顺利 中海油山东化学工程有限责任公司 济南 250101

设计技术

LNG接收站中热力安全阀的探讨

*仇德朋 张华伟 鹿晓斌 曲顺利 中海油山东化学工程有限责任公司 济南 250101

LNG接收站中会有大量的热力安全阀(thermal safety valve简称TSV)使用，由于大多此类安全阀所需尺寸较小，规范也建议最小口径的安全阀即可满足要求。而TSV实际的泄放过程比较复杂。本文对热力安全阀的分析，将有助于对TSV作用的理解及设计。

LNG接收站 热力安全阀 阻塞 泄放

1 LNG简介

液化天然气(简称：LNG)是1960年前后发展起来的一种新能源，气态天然气在脱硫、脱水处理后，利用低温工艺冷冻液化而成的低温液体混合物，通常其常压下沸点约为-160oC。与气态天然气相比，LNG体积减少到原来的约六百分之一。

LNG接收站的功能是接卸由LNG船舶运来的LNG并储存在LNG储罐内，再经高压泵加压气化后将天然气通过输气管线外输，或直接利用低压泵将LNG通过槽车外运，提供下游用户使用。

由于LNG低温、体积膨胀大的特性，如果接收站中出现紧急关断的工况，则关断阀门之间管道内的LNG会由于吸热发生膨胀，导致管道超压。而热力安全阀就安装于潜在阻塞的LNG管道上，以防超压，达到保护管道的目的。

2 LNG接收站中热力安全阀计算工况分析

根据TSV受热条件及LNG所处的条件，可对其计算工况进行分类。

2.1 从环境中吸热液体膨胀

如果LNG接收站出现紧急情况，发生ESDV阀门关断，此时被阻塞的LNG就会从环境中吸热。计算公式如下：

(1) 泄放量计算

(1)

式中，Q 为液体泄放速率，m3/h; H 为总吸热速率，kW; G 为LNG的相对密度;C为定压比热，kJ/(kg·K)；αv为LNG的体积膨胀系数， K-1。

(2) 喉径计算

(2)

式中，A 为需要的喉径面积，mm2;Q 为液体泄放速率，L/min;G 为LNG的相对密度;Kd 为安全阀的排放系数；Kv为粘度修正系数；Kw为背压修正系数；Kp为超压修正系数；Kc为爆破片修正系数；Ps为安全阀设定压力，kPa(G)，TSV一般允许超压10%；P2为安全阀背压，kPa(G)，背压不超过整定压力10%。各个系数取值原则见API 520 (2000版) 第54页。

(3)热力安全阀保护的范围

H=π(D+2e)ΦL×10-6

(3)

式中，H 为总吸热速率，kW;D 为管道外径，mm; e 为保温厚度，mm; L为管道长度，m; Φ为热流，W/m2。

结合以上方程(1)～(3)，则可得：

(4)

根据API 526选择最小喉径面积的安全阀1D2(喉径尺寸进出口分别为1”和2”)，其喉径面积约为71mm2。结合某项目的数据：Φ =30W/m2; D =1067mm;C=3.43kJ/(kg·K); G =0.43；αv=0.003K-1; Kd =0.62; Kv =1; Kw =1; Kp =1;

1.25Ps-P2=1.25×1.89-15%×1.89

=2.08 MPa(G)。

利用以上数据计算可得，L约为8800 m。由此可见，如果仅考虑液体膨胀来选用TSV的尺寸，那么即使最小的安全阀1D2也可以满足要求，并且余量较大(目前国内最长的LNG栈桥约2100 m)。

2.2 火灾中吸热气化(低压系统)

如果LNG接收站发生火灾，比如：LNG集液池等，都有可能产生池火，一旦火焰影响到了TSV，就会造成TSV在短时间内吸收较多热量，引起TSV起跳。低压系统下(设计压力约1.89MPa(G))，此过程计算如下：

(5)

式中，Φ 为热流，W/m2; TE 为火焰外表面温度, 约1200oC; TLNG为气化温度, 约 -103oC; e 为总保温厚度，mm； e1为第一层保温厚度，mm； e2为第二层保温厚度，mm； e3为第三层保温厚度，mm; D 为管道外径，mm; λ1为0.02，第一层保温传热系数，W/(m·K)；λ2为0.025，第二层保温传热系数，W/(m·K)；λ3 为0.04，第三层保温传热系数W/(m·K); L为管道长度，m。

通过计算可得，从火灾中吸收的热流Φ约为1300W/m2。

(6)

式中，qm为气体泄放速率，kg/h; Φ为热流，W/m2; D 为管道外径，mm; e为保温厚度，mm; L为暴露于火灾的管道长度，m; Hv 为LNG的潜热，kJ/kg。

利用公式(6)计算出在火灾情况下的泄放量，就可以根据API 520计算得到安全阀尺寸。

2.3 从火灾中吸热膨胀(高压系统)

LNG接收站高压系统操作压力通常为7.5～9.0MPa(G)，高压系统设计压力为12～15MPa(G)。在高压系统下，需要按照“单相”火灾工况的计算方法：

(7)

式中，A 为暴露在火中的管道面积，m2; F 为环境因子;P1为泄放压力，psia;Kb为背压系数;T1为泄放温度，oR;Tw为管壁温度，oR;Z 为压缩因子;M 为分子量，kg/kmol; qm为气体泄放速率，lb/h。

泄放温度T1的计算公式：

(8)

式中，T1为泄放温度，°R;P1为泄放压力，psia;Pn为操作压力，psia; T2为操作温度，°R。

计算出高压系统在火灾情况下的泄放量后，就可以根据API 520计算得到安全阀尺寸。

3 热力安全阀起跳过程及内部关键结构

TSV安装在管道上后，在TSV入口管道有一段是不保温的，直接裸露在空气中。在TSV不起跳时，此部分管道为常温，内部为气相空间。当LNG阻塞之后，随着LNG温度升高，液体逐渐膨胀，而后压缩气相，直至达到设定压力安全阀起跳。而随着LNG进一步的升温，也会逐渐达到泡点，产生气化，导致安全阀起跳。下面举例说明TSV的起跳过程。

3.1 TSV起跳分析

假设工况：TSV入口管道为2″，长度1m；阻塞的LNG管道10″，长度40m；正常LNG的压力0.3MPa(G)，TSV起跳压力1.86MPa(G)；LNG比热为3.8kJ/(kg·℃)，膨胀系数0.0039 1/℃。

根据公式(1)，计算可得体积膨胀率约为0.0168m3/h，而实际TSV入口的气相缓冲空间仅为0.00196m3，也就是说在LNG被阻塞后很短的时间内(约6min)就会达到起跳压力。此时，会在TSV入口未保温管道上结冰，如果操作人员没有发现，那么被阻塞的LNG会继续升温不断起跳，直至达到LNG的泡点温度后气化。

液体膨胀计算只是短期保护管道不超压，如果被阻塞LNG蒸气压有可能超过设计压力，则必须要计算饱和压力下的气相泄放工况。同时，这种设计也取决于LNG接收站的运行情况，如果在达到LNG泡点之前能够及时发现并解除堵塞，则可以考虑不计算饱和状态下的气相泄放工况。

通常，如果按照数据：38″LNG管道长度50m，太阳辐射热流为45W/m2，LNG比热为3.4kJ/(kg·℃)，LNG温度-160℃，TSV设定压力1.86MPa(G)(对应饱和温度-105.3℃)。

经过粗略计算可知，LNG如果要从-160℃达到饱和温度-105.3℃，大约需要110h。如果一旦出现紧急情况(ESDV阀门紧急关断等)，接收站应该有足够的时间发现并改正。

3.2 TSV内部关键结构

由上述计算可知，在TSV的起跳过程中会先有液相后有气相的泄放，也就是说TSV必须同时适用于两种状态流体的泄放。而TSV中最关键的部件就是阀芯的结构型式。根据API 520可知用于气相或液相泄放的安全阀阀芯结构型式还是差别比较大的，见图1。

图1 安全阀阀芯结构

由图1可见，适用于气相泄放的阀芯结构是依靠气相压缩达到力平衡后，顶起泄放；适用于液相泄放的阀芯结构则是依靠液相与阀门其他部件的反作用力开启阀门。因此，如果选用气相的阀芯结构用于泄放液相，因为液相的压缩性非常小，那么可能就会导致安全阀无法正常起跳，此时会有LNG不断缓慢流出，进而影响安全阀的正常使用。

所以，在购买TSV安全阀的时候需要明确告知厂家，TSV的阀芯结构必须要适用于气相泄放也要适用于液相泄放，厂家在设计的时候必须予以充分考虑。

4 API 521及API 520中有关TSV部分的探讨

API是计算安全阀的重要标准，在TSV部分讲述不多，现在对其中几条特别重要的段落进行分析 。

4.1 TSV设置原则

TSV一般是设置在有可能两个阀门同时关闭而阻塞LNG的管道，而根据API 521(2007版) P34，明确指出了有些管道可以不设置TSV。也就是说在计算TSV时是可以不考虑火灾工况的，而实际计算如上节所示。实际上，考虑火灾与否并不影响TSV尺寸的选型。

在API 521(2007版) P34中还指出：如果封闭区域内的气相空间能够足够容纳液体的膨胀，在此工况下也可以考虑不设置TSV，此段说明同样适用于LNG接收站的设计。

4.2 管道设计压力

实际工程中，TSV与管道是法兰连接的，在接收站中LNG低压系统的TSV法兰通常为150#。根据API 521(2007版) P32描述，TSV要保证整个管路系统中的压力，永远低于最弱点的允许最高压力。相比管道法兰是最弱的点(温度影响其许用应力较大)，通常LNG在较高温度下(>-100℃)其饱和压力大于150#等级法兰的承受能力。LNG接收站为了最大程度提高低压LNG管道的设计压力，同时也要保证法兰的安全使用，因此就取设计温度下150#法兰的许用应力作为LNG低压系统的设计压力。

目前，国内LNG接收站低压LNG系统的设计压力均在1.79～1.89MPa(G)，此值即为150#法兰在设计温度35～65℃之间的许用应力。

4.3 TSV其他的计算方法

API 521(2007版) P33指出，有些TSV的计算可以不考虑泄放气相(达到泡点气化)的工况，也就是说可以按照液相(过冷状态)泄放工况计算TSV的尺寸。但是，LNG虽然过冷但是在经过TSV喉径的时候可能会有闪蒸(根据公式判别LNG状态是高过冷/低过冷)。所以如果要较为精确计算，可根据API 520 appendix D 2.2，主要计算过程：

(1) 计算饱和参数ωs。

(2) 根据ωs确定泄放LNG的过冷状态。

(3) 确定流体泄放是临界还是亚临界状态。

(4) 计算质量流率lb/(s·ft2)。

(5) 结合公式(1)的体积膨胀量，最终计算所得所需泄放面积A。

在上述计算过程中，LNG的泄放温度较难确定，作者认为可以根据公式(1)计算各个温度下LNG的液态膨胀量，取最大膨胀量下对应的温度即可。或者按照不同的设计理念及运行经验，根据发现并改正问题所允许的最长时间，取在该段时间内由环境吸热后的LNG温度。

以上计算几乎不会影响TSV尺寸的选择，但是可以有助于对于TSV泄放的理解。而且，对于两相泄放的安全阀，ASME是无法认证的，API 520 P55中也对此有叙述，也就是说对于两相的安全阀，实际上没有额定流量，因此，在计算此类安全阀背压的时候用需求泄放量应该是可以的。

对于两相泄放的安全阀，其背压也要予以充分考虑。API 520 P55中对此也有提示，由于两相流的压降可能会较大，因此在计算背压时需要特别注意，并且据此对安全进行选型。

5 结语

在LNG接收站中，1D2型的安全阀可以满足绝大多数TSV的需求(部分高磅级的TSV除外)。因此目前对于TSV的计算相对简略，实际上TSV的内部泄放过程以及流体状态较为复杂。而且，国内计算安全阀的标准对此部分介绍较少，相比而言，API标准对此有较深入的探讨。在API标准中，有些地方给出了严格判别或计算的方程，而有些地方只是提醒，并没有给人完全强制性的观点。这除了API规范的性质(协会)以外，实际上API也给设计预留了相对宽泛的思路。笔者认为对于TSV的深入分析，可以有效帮助我们对于低温管道以及LNG接收站的深入理解。同时，对于我们的设计理念也有帮助。

1 API 521(2007版), Pressure-relieving and Depressuring Systems. 第五版[S].

2 API 520(2000版), Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries, Part I—Sizing and Selection. 第七版[S].

3 常 征. 油品管道设置热膨胀安全阀探讨[J]. 炼油技术与工程, 2009, 39(8): 58-61.

2014-02-03)

*仇德朋：工程师。2004年毕业于山东大学物理化学专业获博士学位。主要从事化工设计。电话：(0531)55697406，E-mail：atuanna@163.com。