沿海LNG接收站場儲運設(shè)施檢驗策略初探

張 華馬曉斌呂黎軍崔 闖何仁洋

（1.中國特種設(shè)備檢測研究院 北京 100029）

（2.北京工業(yè)大學(xué) 北京 100124）

（3.青海油田管道輸油處 格爾木 816000）

沿海LNG接收站場儲運設(shè)施檢驗策略初探

張 華1，2馬曉斌3呂黎軍3崔 闖1何仁洋1

（1.中國特種設(shè)備檢測研究院 北京 100029）

（2.北京工業(yè)大學(xué) 北京 100124）

（3.青海油田管道輸油處 格爾木 816000）

液化天然氣（LNG）潔凈高效的特點使得其在當(dāng)代能源體系中受到的關(guān)注越來越多。由于其低溫、易燃和易爆等特點，一旦發(fā)生事故將造成不可估量的人員傷亡和財產(chǎn)損失。本文在對沿海LNG接收站主要工藝流程和系統(tǒng)組成分析的基礎(chǔ)上，對LNG接收站場設(shè)施在線檢驗的可行性和所需技術(shù)進行了討論。首次提出了針對LNG接收站場設(shè)施的檢測范圍、檢測方法和檢測流程，重點介紹了脈沖渦流檢測和紅外熱成像檢測技術(shù)，為未來進一步系統(tǒng)實施LNG接收站場完整性管理進行了探索。

LNG接收站場 檢驗策略 脈沖渦流檢測 紅外熱成像檢測

自2003年以來，能源市場的焦點逐漸轉(zhuǎn)移到液化天然氣（LNG）。隨著我國經(jīng)濟的不斷發(fā)展，對能源的需求也在不斷增加，選用LNG不僅能夠優(yōu)化國內(nèi)能源結(jié)構(gòu)，還能有效解決能源安全供給和生態(tài)環(huán)境保護的雙重難題。據(jù)統(tǒng)計，自2009年開始，中國LNG進口總量每年以超過20%的速度增長，截止到2014年底，中國LNG年進口量已經(jīng)達(dá)到1989.07萬t［1］。

與天然氣泄漏相比，沿海大型LNG接收站場的LNG泄漏事件的危害性更加嚴(yán)重。LNG一旦外漏，少量LNG將當(dāng)即急劇汽化成蒸汽，與周圍的空氣合成冷蒸汽霧，冷蒸汽霧冷凝后成為白煙，再稀釋受熱后與空氣形成爆炸性混合物，若該混合物接觸點火源，將可能引發(fā)火災(zāi)和爆炸［2］；目前國內(nèi)已經(jīng)建立了系統(tǒng)的管道完整性技術(shù)體系，并成功應(yīng)用于天然氣管道的建設(shè)、運營和管理；但行業(yè)內(nèi)仍缺乏對LNG接收站場儲運設(shè)施檢驗檢測、完整性管理方法的系統(tǒng)研究［3］。因此，在對國內(nèi)外LNG接收站場設(shè)施調(diào)研分析的基礎(chǔ)上，提出LNG接收站場設(shè)施的檢測范圍、檢測方法和檢測流程，并對沿海大型LNG接收站場設(shè)施的在線檢驗的可行性和所需要的相關(guān)技術(shù)進行探索，為沿海大型LNG接收站場設(shè)施的管理、檢測、維修和更換等提供周全、可行的依據(jù)和措施，對保障現(xiàn)役沿海大型LNG接收站場設(shè)施運行的安全性和經(jīng)濟性，具有非常重要的意義。

1 LNG接收站場工藝流程及系統(tǒng)構(gòu)成

1.1 工藝流程

LNG專用船到達(dá)接收站專用碼頭后，經(jīng)液相卸船臂和卸船管線，通過船上卸料泵將LNG輸送進接收站儲罐內(nèi)。在卸船時，由于不可避免出現(xiàn)熱量傳入，蒸發(fā)氣將在儲罐內(nèi)形成。一些蒸發(fā)氣將經(jīng)過氣相返回臂與返回管線回到LNG船的料艙，來平衡料船內(nèi)部的壓力；另外一些蒸發(fā)氣經(jīng)過儲罐蒸發(fā)氣（BOG）壓縮機加壓后輸送至再冷凝器冷凝，再和外輸?shù)腖NG一同經(jīng)高壓輸出泵輸送至汽化器。利用汽化器使LNG汽化形成氣態(tài)天然氣，通過調(diào)壓、計量后輸送至輸氣管網(wǎng)［4］。其工藝流程簡圖如圖1所示。

圖1 沿海大型LNG接收站工藝流程簡圖

1.2 系統(tǒng)主要組成

●1.2.1 卸料系統(tǒng)

LNG卸料工藝系統(tǒng)的主要構(gòu)成有液相卸料臂、氣相返回臂、LNG取樣器、LNG卸船管道、LNG循環(huán)保冷管道和蒸發(fā)氣流管道等。

●1.2.2 儲存系統(tǒng)

LNG儲存工藝系統(tǒng)包含控制儀表設(shè)備、進出口管線閥門及低溫儲罐。為了保持儲罐內(nèi)部的隔熱、保溫及防泄漏等安全性能，LNG儲罐內(nèi)部的潛液泵安裝在專有的泵井內(nèi)，所有的連接處的閥門、管道、泵均采用密封連接防止BOG氣體的泄漏。LNG儲存工藝系統(tǒng)中的關(guān)鍵設(shè)備即為LNG儲罐。

目前LNG儲罐多采用全容式拱頂罐，包含一個頂部開放式的、9Ni鋼內(nèi)罐和一個混凝土外墻。外墻與內(nèi)罐間距1～2m，裝有可以減少熱量傳入的絕熱材料。內(nèi)罐有絕熱吊頂，可讓LNG在低溫下存儲?；炷凉绊斢脕砻荛]蒸發(fā)氣體。儲罐內(nèi)有泵井，用來安裝低壓輸送泵［5］。

●1.2.3 BOG蒸發(fā)汽處理系統(tǒng)

根據(jù)處理工藝的不同，將BOG蒸發(fā)汽處理系統(tǒng)分為直接輸出法和再冷凝法兩種。將壓縮到外輸壓力后的蒸發(fā)氣直接輸送到輸氣管網(wǎng)的方法為直接法；將壓縮至低壓力（通常為0.7MPa）的壓縮氣和從儲罐中通過LNG低壓輸送泵輸出的LNG在再冷凝器中混合的方法為再冷凝法，其工藝流程詳如圖2所示。

圖2 BOG再冷凝式工藝流程

●1.2.4 輸送系統(tǒng)

從罐內(nèi)泵出的LNG和BOG冷凝形成的LNG混合后，通過高壓泵加壓后輸入汽化系統(tǒng)，再經(jīng)計量站計量后進入外輸管網(wǎng)分配給用戶［6］。LNG輸送系統(tǒng)通常擁有二級泵輸送系統(tǒng)，LNG低壓輸送泵將LNG從LNG儲罐輸入至再冷凝器后，再通過高壓輸送泵把LNG輸送至汽化器，在經(jīng)計量站計量后進入外輸管網(wǎng)分配給用戶。LNG輸送泵為潛液泵，LNG低壓輸送泵一般在LNG儲罐的泵井中安裝。

●1.2.5 汽化系統(tǒng)

接收站要將接收的LNG汽化之后輸送至天然氣管網(wǎng)。LNG接收站場經(jīng)常使用的汽化器有：管殼式汽化器、浸沒燃燒式汽化器、海水開架式汽化器（ORV）等。接收站通常建在海邊，水源充足，再加上海水開架式汽化器運行費用低、可靠性高，因此在正常運行時接收站通常使用了海水開架式汽化器（ORV），其結(jié)構(gòu)簡圖見圖3。

圖3 ORV結(jié)構(gòu)圖

2 LNG接收站場儲運設(shè)施檢測方法適用性分析

針對在用階段儲運設(shè)施的檢測，常溫或低溫型壓力容器及管道一般采用厚度檢測、目視檢測、超聲檢測與表面檢測為主［7］，而像LNG接收站場中深冷型設(shè)備，常規(guī)的射線檢測、超聲檢測、滲透檢測及厚度檢測都要求拆除保溫層，但保溫層的拆除往往會使設(shè)備吸收外界熱量而導(dǎo)致內(nèi)部LNG汽化，繼而在設(shè)備內(nèi)產(chǎn)生高壓，嚴(yán)重時導(dǎo)致設(shè)備因高壓而產(chǎn)生破裂或變形，因而拆除保溫后采用常規(guī)無損檢測并不可取。由于與LNG直接接觸的金屬材料一般采用奧氏體不銹鋼，而磁粉檢測及漏磁檢測對奧氏體不銹鋼不起作用，因而磁粉檢測及漏磁檢測也不可取。

2.1 停車階段檢測技術(shù)研究

對于LNG接收站場來說，LNG管道、BOG緩沖罐、液氨罐等壓力容器及壓力管道停車期間的檢驗可參照TGS R004—2012 《壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程》、TSG D0001—2009 《壓力管道安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程-工業(yè)管道》、TSG R7001—2013 《壓力容器定期檢驗規(guī)則》、《在用工業(yè)管道定期檢驗規(guī)程》國質(zhì)檢鍋［2003］108號（試行）和TSG D7004—2010 《壓力管道定期檢驗規(guī)則—公用管道》（地埋管道部分）等標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定進行，

這里不做重點討論。

2.2 非停車階段檢測技術(shù)研究

由于所處工作溫度極低，LNG接收站場容器及管道結(jié)構(gòu)多為單層殼體外加保溫層，一般在線檢測采用目視檢測為主，需要時可采用壁厚檢測、真空度檢測和腐蝕介質(zhì)含量測定等，但因為常規(guī)手段進行檢測時會破壞保溫層結(jié)構(gòu)，因而很難實施，尤其對于LNG容器及管道而言，保溫層的拆除會存在很大的隱患。對低溫型設(shè)施內(nèi)部和外部全面檢驗的核心包含以下幾方面：1）運行階段時法蘭、管體、殼體和管件接受溫度、環(huán)境、介質(zhì)及載荷等因素的影響而產(chǎn)生的腐蝕；2）應(yīng)力腐蝕開裂和疲勞開裂缺陷；3）變形缺陷。對于低溫設(shè)備進行在線檢測，目前常用以下幾種方法：

●2.2.1 目視檢測

目視檢測通常進行結(jié)構(gòu)檢查、外觀檢查、尺寸檢查、保溫層等是否達(dá)到容器及管道安全運行的要求。一般包含以下幾部分內(nèi)容：1）容器和管道本體、接管角焊縫、對接焊縫等部位的裂紋、變形、過熱、泄漏等，焊縫表面（包括近焊縫區(qū)），肉眼或者5～10倍放大鏡檢查裂紋；2）內(nèi)外表面的腐蝕和機械損傷；3）排放（疏水、排污）裝置；4） 快開門式壓力容器的安全聯(lián)鎖裝置等。

●2.2.2 脈沖渦流檢測

目前國際上的脈沖渦流測厚技術(shù)已能夠?qū)崿F(xiàn)150mm以下保溫層鋼板的腐蝕檢測。它能夠在不接觸被測物體的情況下，對外帶瀝青涂層、絕緣層、防火層、混凝土石棉層、或其它防腐層的低合金鋼管道或鋼板的腐蝕狀況進行檢測，但僅適用于較大腐蝕面積的檢測，對單個且小的腐蝕坑卻無能為力［8］。因而此種技術(shù)可在不停車的情況下進行檢驗，也適用于接收站低溫靜設(shè)備的檢測。

●2.2.3 真空度測量

低溫液體壓力容器及管道的夾層上若安裝真空測試裝置，可對其真空度進行檢測，對于夾層上沒有安裝真空測試裝置的低溫液體壓力容器及管道，應(yīng)檢查日蒸發(fā)率的改變，并進行日蒸發(fā)率測量。

●2.2.4 紅外熱成像檢測

紅外熱成像檢測時在接收物體表面發(fā)出的紅外線基礎(chǔ)上，并測量其表面溫度的改變及分布，獲得該溫差的梯度改變及溫差位置。通過紅外熱像儀對管線或壓力容器進行初步掃描，重點掃描閥門、法蘭、焊縫、接管等易泄漏的地方，目的是找出溫差存在異常的地方。若某處存在溫差異常，則大致估計溫差部位的位置和面積，并對溫差形成的原因進行初步分析，然后通過紅外熱成像圖分析其溫度數(shù)據(jù)。采用紅外熱成像技術(shù)檢測可探測設(shè)備的保溫性能和氣體泄漏情況。

3 LNG接收站場儲運設(shè)施檢驗策略的確定

LNG接收站場各類設(shè)備較多，主要分為靜設(shè)備和動設(shè)備兩大類，靜設(shè)備主要包括LNG儲罐、汽化器、蒸發(fā)氣再冷凝器、液氨罐、壓縮機分液罐、火炬分離罐、閥門、法蘭與輸送管道等；動設(shè)備主要包含卸料臂、回氣臂、高壓泵、低壓泵和BOG壓縮機等。靜設(shè)備中LNG儲罐、汽化器、蒸發(fā)氣再冷凝器、液氨罐、壓縮機分液罐屬于低溫容器，火炬分離罐屬于常壓容器；輸送管道中主要有輸送LNG低溫管道和輸送LNG常溫壓力管道兩種；在動設(shè)備中，低壓泵、高壓泵和BOG壓縮機為高速轉(zhuǎn)動設(shè)備，其中低壓泵為潛入式，只有在檢修時才會從LNG儲罐中取出；高壓泵和BOG壓縮機與普通泵與壓縮機在類型上差別較??；卸料臂和回氣臂為間歇式低速旋轉(zhuǎn)設(shè)備。

根據(jù)不同LNG接收站場各類設(shè)備的不同特點，分別制定了相關(guān)的檢測策略，詳見圖4。

圖4 LNG接收站場各類設(shè)備檢驗策略圖

4 結(jié)論與建議

1）根據(jù)國內(nèi)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)技術(shù)規(guī)范的要求，結(jié)合各類檢測技術(shù)的特點，對LNG接收站儲運設(shè)施停車階段和在線階段檢測技術(shù)進行了研究，得出LNG接收站場中深冷型設(shè)備在進行在線檢測時，比較適合進行目視檢測、脈沖渦流檢測、紅外熱成像檢測和真空度測試。紅外熱成像檢測對比目前的其他檢測方法而言，具有不可比擬的優(yōu)點，檢測時可首先通過紅外熱成像檢測找出是否存在溫差較大的泄漏地方，若發(fā)現(xiàn)則可采用進一步的檢測技術(shù)；

2）通過對國內(nèi)外LNG接收站場相關(guān)在用設(shè)備檢驗檢測等方面法規(guī)與標(biāo)準(zhǔn)調(diào)研，發(fā)現(xiàn)國內(nèi)外尚無相關(guān)在用LNG接收站場設(shè)備檢驗檢測的要求，建議國家相關(guān)部門在完成調(diào)研的基礎(chǔ)上，盡快出臺標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范以確定檢驗檢測的要求。

3）沿海大型LNG接收站完整性管理雖與管道完整性理念一致，但方法卻不盡相同［9］。因為接收站管理涉及設(shè)施多且繁雜，應(yīng)該盡快對接收站開展包括HAZOP（危險與可靠性分析）、RBI（基于風(fēng)險評價）、RAM（基于評價的維護）、SIL（安全完整性等級分析）和RCM（可靠性維護）等在內(nèi)的完整性管理技術(shù)研究工作，并在此基礎(chǔ)上，盡快出臺沿海大型LNG接收站完整性管理的相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。

［1］ 2015-2020年中國LNG行業(yè)市場前瞻與投資戰(zhàn)略規(guī)劃分析報告［R］.前瞻網(wǎng)，2014.

［2］ 張帆.LNG消防安全系統(tǒng)設(shè)計［J］.技術(shù)與市場，2011，18（5）：68-70.

［3］ Gupta J P.Application of DOW’s fire and explosion index hazard classification guide to process plants in the developing countries ［J］.Journal of Loss Prevention in the Process Industries，1997，10（l）：7-15.

［4］ 張奕，吳斌，艾紹平，等.液化天然氣接收站的工藝流程［J］.重慶科技學(xué)院學(xué)報（自然科學(xué)版），2012，14（1）：104-105+114.

［5］ 李海潤，徐嘉爽，李兆慈.全容式LNG儲罐罐體溫度場計算及分析［J］.天然氣與石油，2012，30（4）：15-19+97-98.

［6］ 仇德朋，孟鐵柱，管西龍，等.LNG接收站低壓系統(tǒng)的水擊模擬及分析［J］.煤氣與熱力，2014，34（7）：48-51.

［7］ 沈功田，張萬嶺，王勇，等.壓力容器無損檢測——低溫壓力容器的無損檢測技術(shù)［J］.無損檢測，2005，27（11）：592-595.

［8］ 沈功田，張萬嶺.特種設(shè)備無損檢測技術(shù)綜述［J］.無損檢測，2006，28（1）：34-39.

［9］ 陳功焱，宋玉伏，繆燦亮，等.低溫儲罐完整性管理與評估技術(shù)探析［J］.重慶科技學(xué)院學(xué)報（自然科學(xué)版），2012，14（6）：105-108.

［國家質(zhì)檢總局科技計劃項目資助：2013QK020］

Study on Inspection Plan of Storage and Transportation Facilities of Coastal LNG Terminal

Zhang Hua1，2Ma Xiaobin3Lv Lijun3Cui Chuang1He Renyang1
（1.China Special Equipment Inspection and Research Institute Beijing 100029）
（2.Beijing University of Technology Beijing 100124）
（3.Pipeline Oil-transmitting Department of Qinghai Oilfield Geermu 816000）

As a kind of clean and efficient energy， liquefied natural gas （LNG） has

an increasing attention in the world energy system.However， due to its characteristics of low temperature， flammable and explosive，once an accident occurs， the casualty and property losses will be incalculable.Basing on analysis of the coastal LNG terminal facilities technological process and system composition， the feasibility of online inspection and technology needed were discussed.In order to further implement the LNG terminal facilities integrity management in the future，the range， method and process of inspection for LNG terminal facilities， especially the technologies of pulsed eddy current testing， infrared thermographic testing were put forward in the paper.

LNG terminal Inspection plan Pulsed eddy current testing Infrared thermographic testing

X933.4

B

1673-257X（2016）09-0029-04

10.3969/j.issn.1673-257X.2016.09.007

張華（1981～），男，碩士，工程師，從事油氣管道檢驗和完整性評價方面的工作。

（2016-03-06）