LNG液化裝置能力設計大了怎麼改

1. 液化天然氣的發展概況

1941 年在美國克利夫蘭建成了世界第一套工業規模的LNG裝置，液化能力為 8500 m3 /d 。從 60 年代開始， LNG 工業得到了迅猛發展，規模越來越大，基本負荷型液化能力在 2.5 × 104 m3 /d 。各國投產的 LNG 裝置已達 160 多套， LNG 出口總量已超過 46.18 × 106 t/a 。
天然氣的主要成分是甲烷，甲烷的常壓沸點是 -16 1 ℃ ，臨界溫度為 -84 ℃ ，臨界壓力為 4.1MPa 。 LNG 是液化天然氣的簡稱，它是天然氣經過凈化（脫水、脫烴、脫酸性氣體）後[4]，採用節流、膨脹和外加冷源製冷的工藝使甲烷變成液體而形成的[5]。 中國天然氣貿易的發展，不但反映了世界天然氣市場格局的變化，而且正在為世界天然氣市場注入新的活力。
2011年中國天然氣產量首次突破1000億立方米，達到1011.8億立方米，同比增長6.4%。2012年前8個月產量累計達到697.7萬噸，同比增長5.4%。天然氣管道建設也如火如荼。2011年全國新增天然氣長輸管道里程超過5000公里，全國干、支線天然氣管道總長度超過5萬公里。2013年10月16日，西氣東輸三線工程在北京、新疆和福建三地同時開工，沿線經10個省區，總長度7378公里，設計年輸氣量300億立方米。
液化天然氣則隨著海上液化天然氣進口量的不斷增加以及陸上液化天然氣液化工廠的建設，國內資源供應得到了保障。2011年我國進口液化天然氣1221.5萬噸(約合171億立方米)，約為上年進口量的1.3倍。我國海上液化天然氣進口量今後將會逐年增加，2015年有望達到4000萬噸，年均復合增長率超過30%。 2013年11月22日俄羅斯國家杜馬通過一項法律允許俄液化天然氣出口自由化，這項法律將打破多年來液化天然氣出口由俄羅斯天然氣工業股份公司壟斷的局面。
上述法律自2013年12月1日起生效。按照規定，俄羅斯將有兩類能源公司獲得液化天然氣出口權。持有2013年1月1日前頒發的聯邦礦產資源開采許可證，並被允許建立液化天然氣工廠，或將開采出的天然氣用於生產天然氣的公司。此外，擁有包括黑海和亞速海在內的內海、領海及大陸架礦產資源開采權，並將開采出的天然氣或按產品分成協議獲得的天然氣進行液化，國有資本超過50%的公司。
根據該法，俄工業貿易部將頒發液化天然氣許可證的權力轉交給能源部。天然氣出口商將向俄能源部提供按俄政府規定的程序出口天然氣的信息，此舉是為了協調液化天然氣出口，避免在俄出口商之間形成競爭。
俄政府希望，液化天然氣出口自由化將有助於提高俄在世界天然氣市場的份額，保持天然氣價格穩定。
2013年前10個月，俄天然氣出口量為1633．53億立方米，其中遠距離出口量同比增長17．7%，為1098．71億立方米；近距離出口量同比下降16%，為416．63億立方米。此外，前10個月出口至亞太地區的液化天然氣同比略降1．6%，為118．15億立方米。 中國三大國有石油公司之一的中國海洋石油總公司(China National Offshore Oil Corp., 簡稱∶中海油集團)正發行10年期美元計價債券，初步指導息率為同期美國國債加約210點子。今次是該集團首次在國際市場上發債集資，以作為其投資澳大利亞昆士蘭Curtis液化天然氣(liquefied natural gas 簡稱∶LNG)項目之用。
銷售文件沒有顯示具體發債金額，僅稱為基準規模。在美元債市場，基準規模一般指5億美元或以上。
中海油集團是中央特大型國有企業，也是中國最大的海上油氣生產商，總部設在北京。主要業務包括油氣勘探開發、專業技術服務、煉化銷售及化肥、天然氣及發電、金融服務、新能源等六大業務板塊。
該集團是在香港上市的中國海洋石油有限公司(CNOOC Ltd.,0883.HKCEO 簡稱∶中海油)的母公司，上市的中海油曾在國際債券市場多次發債，在今年5月初剛發行了40億美元、四檔不同年期的美元債，但中海油集團則是首次在海外發債。
銷售文件顯示，今次發債由中海油集團旗下全資附屬公司CNOOC Curtis Funding No. 1 Pty Ltd擔任發債體，由中海油集團提供擔保。有關債券獲穆迪(Moody's)初步Aa3及標准普爾(Standard & Poor's)初步AA-評級，並計劃於香港聯合交易所上市。
文件顯示，中海油集團計劃把今次發債集資所得，用於旗下CNOOC (AUS) Investment或子公司的一般企業用途，當中部分將用作收購Curtis液化天然氣項目之用。
中海油集團在5月時與英國石油公司(BP PLC, BP.LN)簽訂一項19.3億美元的約束性協議，以取得Curtis液化天然氣項目的40%權益，令其總權益由10%增至50%，協議還包括一個20年的供應合約。
銷售文件顯示，中國銀行(Bank of China)、高盛(Goldman Sachs)、摩根大通(JP Morgan)及瑞銀(UBS)擔任今次發債的聯席全球協調人，該4間投行，連同工銀國際(ICBC International)、建銀國際(CCB International)、農銀國際(ABC Internaitonal)、交銀國際(BOCOM International)，擔任今次發債的聯席賬簿管理人及聯席牽頭經辦人，預計最快於今天內定價。 2.1 國外研究現狀
現在世界能源生產總量中，天然氣已佔到1/3，並有可能在不遠的將來逐步將現時廣受歡迎的石油和煤炭擠到次要地位。2020年前，天然氣在世界能源需求中的比例將會達到45%-50%。目前，世界天然氣年需求量超過2.5×10m，進入國際貿易的為(6250-6500)×l0m，而其中以LNG方式出售的約佔33%。據第20屆世界天然氣大會和相關資料預測，2030年前，世界天然氣的潛在需求將增加到4×10m，液化天然氣歷來是一種細分市場產品。它的消耗量正以每年10%的速度增長，全球液化天然氣需求將從2010年的2.18億噸增至2015年的3.1億噸，到2020年可達到4.1億噸。2011年上半年，液化天然氣需求同比增長8.5%，全年增長12%，主要是受來自於日本、英國和印度新增需求，以及韓國傳統買家需求增長的刺激。預計到2015年，我國天然氣供應結構為國產氣1700億立方米，凈進口900億立方米，天然氣消費量將達到2600億立方米，佔一次能源消費中的比重則將從目前的4%上升至7%至8%。2011年中國天然氣的消費量為1313億立方米，屆時天然氣佔一次性能源的消費比例可能將提升至10%至15%。
近年來，隨著世界天然氣產業的迅猛發展，LNG已成為國際天然氣貿易的重要部分。與十年前相比，世界LNG貿易量增長了一倍，出現強勁的增長勢頭。據預測，2012年國際市場上LNG的貿易量將佔到天然氣總貿易量的36%，到2020年將達到天然氣貿易量的40%，占天然氣消費量的15%。
國外的液化裝置規模大、工藝復雜、設備多、投資高，基本都採用階式製冷和混合冷劑製冷工藝，目兩種類型的裝置都在運行，新投產設計的主要是混合冷劑製冷工藝，研究的主要目的在於降低液化能耗。製冷工藝從階式製冷改進到混合冷劑製冷循環，目前有報道又有 C Ⅱ -2 新工藝[6]，該工藝既具有純組分循環的優點，如簡單、無相分離和易於控制，又有混合冷劑製冷循環的優點，如天然氣和製冷劑製冷溫位配合較好、功效高、設備少等優點。
法國Axens 公司與法國石油研究所 (IFP) 合作，共同開發的一種先進的天然氣液化新工藝—— Liquefin 首次工業化，該工藝為 LNG 市場奠定了基礎。其生產能力較通用的方法高 15%-20% ，生產成本低 25% 。使用 Liquefin 法之後，每單元液化裝置產量可達 600 × 104 t/y 以上。採用 Liquefin 工藝生產 LNG 的費用每噸可降低 25% [7] 。該工藝的主要優點是使用了翅片式換熱器和熱力學優化後的工藝，可建設超大容量的液化裝置。 Axens 已經給美國、歐洲、亞洲等幾個主要地區提出使用該工藝的建議，並正在進行前期設計和可行性研究。 IFP 和 Axens 開發的 Liquefin 工藝的安全、環保、實用及創新特點最近已被世界認可，該工藝獲得了化學工程師學會授予的「工程優秀獎」 [8] 。
美國德克薩斯大學工程實驗站，開發了一種新型天然氣液化的技術—— GTL 技術已申請專利。該技術比目前開發的 GTL 技術更適用於小規模裝置，可加工 30.5 × 104 m3 /d 的天然氣。該實驗站的 GTL 已許可給合成燃料(Synfuels) 公司。該公司在 A & M 大學校園附近建立了一套 GTL 中試裝置，目前正在進行經濟性模擬分析。新工藝比現有技術簡單的多，不需要合成氣，除了發電之外，也不需要使用氧氣。其經濟性、規模和生產方面都不同於普通的費托 GTL 工藝。第一套工業裝置可能在 2004 年上半年建成[9]。
2.2 國內研究現狀
早在20世紀 60 年代，國家科委就制訂了 LNG 發展規劃， 60 年代中期完成了工業性試驗，四川石油管理局威遠化工廠擁有國內最早的天然氣深冷分離及液化的工業生產裝置，除生產 He 外，還生產 LNG 。 1991 年該廠為航天部提供 30tLNG 作為火箭試驗燃料。與國外情況不同的是，國內天然氣液化的研究都是以小型液化工藝為目標，有關這方面的文獻發表較多[10]，以下就國內現有的天然氣液化裝置工藝作簡單介紹。
2011年，我國液化天然氣行業市場銷售CRN值約為80%，其中中石油、中石化、中海油三大國企的比重達到近六成，銷售地區主要集中在天津、山東、廣東、新疆、陝西等地。在LNG進口方面，截至2011年底，中國共投運LNG接收站5座，接收能力合計達1580萬噸/年；到2014年全部建成後，中國LNG接收能力將達3380萬噸/年。我國天然氣地質資源量估計超過38萬億立方米，可采儲量前景看好，按國際通用口徑，預計可采儲量7-10萬億立方米，可采95年，在世界上屬資源比較豐富的國家。陸上資源主要集中在四川盆地、陝甘寧地區、塔里木盆地和青海，海上資源集中在南海和東海。此外，在渤海、華北等地區還有部分資源可利用。由於資源勘探後，未能有效利用，以及政策不配套，造成用氣結構不合理，都在一定程度上制約了我國天然氣工業的健康發展。但是，隨著我國的社會進步和經濟發展，天然氣成為主要能源將是一個必然的趨勢。
2.2.1 四川液化天然氣裝置
由中國科學院北京科陽氣體液化技術聯合公司與四川簡陽市科陽低溫設備公司合作研製的 300l/h 天然氣液化裝置，是用 LNG 作為工業和民用氣調峰和以氣代油的示範工程。該裝置於 1992 年建成，為 LNG汽車研究提供 LNG 。
該裝置充分利用天然氣自身的壓力，採用氣體透平膨脹機製冷使天然氣液化，用於民用天然氣調峰或生產 LNG ，工藝流程合理，採用氣體透平膨脹機，技術較先進。該裝置基本不消耗水、電，屬節能工程，但液化率很低，約 10% 左右，這是與它的設計原則一致的。
2.2.2 吉林油田液化天然氣裝置
由吉林油田、中國石油天然氣總公司和中科院低溫中心聯合開發研製的 500l/h 撬裝式工業試驗裝置於 1996 年 12 月整體試車成功，該裝置採用以氮氣為冷劑的膨脹機循環工藝，整個裝置由 10 個撬塊組成，全部設備國產化 [11]。
該裝置採用氣體軸承透平膨脹機；國產分子篩深度脫除天然氣中的水和 CO2 ，工藝流程簡單，採用撬裝結構，符合小型裝置的特點。採用純氮作為製冷工質，功耗比採用冷劑的膨脹機循環要高。沒有充分利用天然氣自身壓力，將天然氣在中壓下（ 5.0MPa 左右）液化（較高壓力下液化既可提高氮氣的製冷溫度，又可減少製冷負荷），因此該裝置功耗大。
2.2.3 陝北氣田液化天然氣
1999 年 1 月建成投運的 2 × 104 m3 /d 「陝北氣田 LNG 示範工程」是發展我國 LNG 工業的先導工程，也是我國第一座小型 LNG 工業化裝置。該裝置採用天然氣膨脹製冷循環，低溫甲醇洗和分子篩乾燥聯合進行原料氣凈化，氣波製冷機和透平膨脹機聯合進行低溫製冷，燃氣機作為循環壓縮機的動力源，利用燃氣發動機的尾氣作為加熱分子篩再生氣的熱源。該裝置設備全部國產化。裝置的成功投運為我國在邊遠油氣田上利用天然氣生產 LNG 提供了經驗[12]。
2.2.4 中原油田液化天然氣裝置
中原油田曾經建設了我國最大的 LNG 裝置，原料氣規模為 26.6 5 × 104 m3 /d 、液化能力為 1 0 × 104 m3 /d 、儲存能力為 1200 m3 、液化率為 37.5%[13]。目前，在充分吸取國外先進工藝技術的基礎上，結合國內、國外有關設備的情況，主要針對自身氣源特點，又研究出 LNG 工藝技術方案 [14] 。該工藝流程採用常用的分子篩吸附法脫水，液化工藝選用丙烷預冷 +乙烯預冷 + 節流。
裝置在原料氣量 30× 104 m3 /d 時，收率高達 51.4% ，能耗為 0.13 Kwh/Nm3 。其優點在於各製冷系統相對獨立，可靠性、靈活性好。但是工藝相對較復雜，須兩種製冷介質和循環，設備投資高。由於該廠充分利用了油田氣井天然氣的壓力能，所以液化成本低。
2.2.5 天津大學的小型液化天然氣裝置
小型 LNG 裝置與大型裝置相比，不僅具有原料優勢、市場優勢而且投資低、可搬遷、靈活性大[15]。 LNG 裝置主要是用胺基溶劑系統對天然氣進行預處理，脫除 CO2 等雜質；分子篩脫水；液化幾個步驟。裝置採用單級混合製冷系統；閉合環路製冷循環用壓縮機壓縮製冷劑。單級混合製冷劑工藝操作簡便、效率高，適用於小型 LNG 裝置。
壓縮機的驅動機可用燃氣輪機或電動馬達。電價低的地區可優先考慮電動馬達（成本低、維修簡單）。在燃料氣價格低的地區，燃氣透平將是更好的選擇方案。經濟評估結果表明，採用燃氣輪機驅動機的液化裝置，投資費要比選用電動馬達高出 200 萬~ 400 萬美元。據對一套 15 × 106ft 3 /d 液化裝置進行的成本估算，調峰用的 LNG 項目儲罐容積為 10 萬 m3 ，而用於車用燃料的 LNG 項目僅需 700m3 儲罐，導致最終調峰用的 LNG 成本為 2.03 ~ 2.11 美元 /1000ft3 ，而車用 LNG 成本僅 0.98 ~ 0.99 美元 /1000 ft3 。
2.2.6 西南石油大學液化新工藝
該工藝日處理 3.0 × 104 m3 天然氣，主要由原料氣 （ CH4 : 95.28% ， CO2 :2.9% ） 脫 CO2 、脫水、丙烷預冷、氣波製冷機製冷和循環壓縮等系統組成。 以 SRK 狀態方程作為基礎模型，開發了天然氣液化工藝軟體。 天然氣壓縮機的動力採用天然氣發動機，小負荷電設備用天然氣發電機組供電，解決了邊遠地區無電或電力緊張的難題。由於邊遠地區無集輸管線可利用，將未能液化的天然氣循環壓縮，以提高整套裝置的天然氣液化率。
裝置採用一乙醇胺法（ MK-4 ）脫除 CO2 。由於處理量小，脫二氧化碳的吸收塔和再生塔應採用高效填料塔 [16] 。由於混合製冷劑，國內沒有成熟的技術和設計、運行管理經驗，儀表控制系統較復雜。同時考慮到原料氣中甲烷含量高，有壓力能可以利用。故採用天然氣直接膨脹製冷作為天然氣液化循環工藝[17]。氣波製冷屬於等熵膨脹過程，氣波製冷機是在熱分離機的基礎上，運用氣體波運動的理論研製的。在結構上吸收了熱分離機的一些優點，同時增加了微波吸收腔這一關鍵裝置，在原理上與熱分離機存在明顯不同，更加有效地利用氣體的壓力，提高了製冷效率。
2.2.7 哈爾濱燃氣工程設計研究院與哈爾濱工業大學
LNG 系統主要包括天然氣預處理、天然氣的低溫液化、天然氣的低溫儲存及天然氣的氣化和輸出等[18]。經過處理的天然氣通過一個多級單混冷凝過程被液化，製冷壓縮機是由天然氣發動機驅動。 LNG 儲罐為一個雙金屬壁的絕熱罐，內罐和外罐分別是由鎳鋼和碳鋼製成 [19] 。
循環氣體壓縮機一般採用天然氣驅動，可節省運行費用而使投資快速收回。壓縮機一般採用非潤滑式特殊設計，以避免天然氣被潤滑油污染[20]。採用裝有電子速度控制系統的透平，而且新型透平的最後幾級葉片用鑽合金製造，改善了機械運轉。安裝於透平壓縮機上的新型離合器是撓性的，它們的可靠性比較高，還可以調整間隙。

2. LNG氣化站的設計

1、LNG氣化站設計標准
至今我國尚無LNG的專用設計標准，在LNG氣化站設計時，常採用的設計規范為：GB 50028—2006《城鎮燃氣設計規范》、GB50016-2006《建築設計防火規范》、GB 50183—2004《石油天然氣工程設計防火規范》、美國NFPA—59A《液化天然氣生產、儲存和裝卸標准》。其中GB 50183—2004《石油天然氣工程設計防火規范》是由中石油參照和套用美國NFPA—59A標准起草的，許多內容和數據來自NFPA—59A標准。由於NF-PA—59A標准消防要求高，導致工程造價高，目前難以在國內實施。目前國內LNG氣化站設計基本參照GB 50028—93《城鎮燃氣設計規范》(2002年版)設計，實踐證明安全可行。
2、LNG氣化站的選址及總圖布置
① LNG氣化站選址
氣化站的位置與其安全性有著密切的關系，因此氣化站應布置在交通方便且遠離人員密集的地方，與周圍的建構築物防火間距必須符合《城鎮燃氣設計規范》GB 50028—2006的規定，而且要考慮容易接入城鎮的天然氣管網，為遠期發展預留足夠的空間。
② LNG氣化站總圖布置
合理布置氣化站內的建構築物、工藝設施，可使整個氣化站安全、經濟、美觀。站區總平面應分區布置，即分為生產區(包括卸車、儲存、氣化、調壓等工藝區)和輔助區，生產區布置在站區全年最小頻率風向的上風側或上側風側，站內建構築物的防火間距必須符合《城鎮燃氣設計規范》GB 50028—2006的規定。
3、LNG氣化站卸車工藝
LNG通過公路槽車或罐式集裝箱車從LNG液化工廠運抵用氣城市LNG氣化站，利用槽車上的空溫式升壓氣化器對槽車儲罐進行升壓(或通過站內設置的卸車增壓氣化器對罐式集裝箱車進行升壓)，使槽車與LNG儲罐之間形成一定的壓差，利用此壓差將槽車中的LNG卸入氣化站儲罐內。卸車結束時，通過卸車台氣相管道回收槽車中的氣相天然氣。
卸車時，為防止LNG儲罐內壓力升高而影響卸車速度，當槽車中的LNG溫度低於儲罐中LNG的溫度時，採用上進液方式。槽車中的低溫LNG通過儲罐上進液管噴嘴以噴淋狀態進入儲罐，將部分氣體冷卻為液體而降低罐內壓力，使卸車得以順利進行。若槽車中的LNG溫度高於儲罐中LNG的溫度時，採用下進液方式，高溫LNG由下進液口進入儲罐，與罐內低溫LNG混合而降溫，避免高溫LNG由上進液口進入罐內蒸發而升高罐內壓力導致卸車困難。實際操作中，由於目前LNG氣源地距用氣城市較遠，長途運輸到達用氣城市時，槽車內的LNG溫度通常高於氣化站儲罐中LNG的溫度，只能採用下進液方式。所以除首次充裝LNG時採用上進液方式外，正常卸槽車時基本都採用下進液方式。
為防止卸車時急冷產生較大的溫差應力損壞管道或影響卸車速度，每次卸車前都應當用儲罐中的LNG對卸車管道進行預冷。同時應防止快速開啟或關閉閥門使LNG的流速突然改變而產生液擊損壞管道。
4、LNG存儲
儲罐是LNG氣化站的主要設備，直接影響氣化站的正常生產，也佔有較大的造價比例。按結構形式可分為地下儲罐、地上金屬儲罐和金屬預應力混凝土儲罐。對於LNG儲罐，現有真空粉末絕熱型儲罐、正壓堆積絕熱型儲罐和高真空層絕熱型儲罐，中、小型氣化站一般選用真空粉末絕熱型低溫儲罐。儲罐分內、外兩層，夾層填充珠光砂並抽真空，減小外界熱量傳入，保證罐內LNG日氣化率低於0.3%
5、LNG的氣化
氣化裝置是氣化站向外界供氣的主要裝置，設計中我們通常採用空溫式氣化器，其氣化能力宜為用氣城鎮高峰小時計算流量的I.3～1.5倍，不少於2台，並且應有1台備用。當環境溫度較低時，空溫式氣化器出口天然氣溫度低於5℃時，應將出口天然氣進行二次加熱，以保證整個供氣的正常運行。一般天然氣加熱器採用水浴式加熱器
6、BOG與EAG（安全放散氣體）的處理
BOG主要來源於LNG槽車回氣和儲罐每天0.3%的自然氣化。現在常用的槽車容積為40m3，回收BOG的時間按照30min計算，卸完LNG的槽車內氣相壓力約為0.55MPa，根據末端天然氣壓力的不同，回收BOG後槽車內的壓力也不同，一般可以按照0.2MPa計算。回收槽車回氣需要BOG加熱器流量為280m3/h，加LNG儲罐的自然蒸發量，則可計算出BOG加熱器流量。LNG的儲存溫度為-163℃，即BOG的溫度約為-163℃，為保證設備的安全，要將BOG加熱到15℃。根據流量和溫度可以確定BOG加熱器的規格。回收的BOG經過調壓、計量、加臭後可以直接進入管網，如果用戶用氣非連續則需要設置BOG儲罐進行儲存。
EAG主要是在設備或管道超壓時排放。當LNG氣化為氣體天然氣時，天然氣比常溫空氣輕時的臨界溫度為-110℃。為防止EAG在放散時聚集，則需將EAG加熱至高於-110℃後放散。容積為100m3的LNG儲罐選擇500m3/h的EAG加熱器，最大量放散時出口溫度不會低於-15℃。

3. 漫談LNG裝置中控室抗爆改造問題

近些年隨石化、化工裝置安全事故頻發引發了人們對安全問題的關注，其中石油化工裝置中控制室抗爆問題近年來格外引人注目。如《危險化學品安全專項整治三年行動實施方案》中提出「涉及甲乙類火災危險性的生產裝置控制室、交接班室原則上不得布置在裝置區內，確需布置的，應按照《石油化工控制室抗爆設計規范》（GB50779-2012），在2020年底前完成抗爆設計、建設和加固」。由於LNG裝置中的烴類等可燃物質具有爆炸風險，因而這一規定也適用於LNG裝置。本文結合作者服務過的LNG裝置控制室改造的實際案例就相關標准、規范對LNG控制室抗爆設計的要求及對已建成的LNG裝置如何進行抗爆改造等進行簡單匯總，希望可以幫助行業從業人員加深對控制室抗爆要求的理解，理清整改及新建中控室的抗爆設計的工作思路。

一、LNG中控室抗爆設計的必要性

縱觀國內LNG廠站設施，目前新建裝置的中控室一般布置在裝置區外（是否需要抗爆應根據爆炸風險評估結果確定）；而前些年建設的小型LNG工廠項目，有大量的工廠中控室是建在裝置區內的，作為全廠重要設施及人員集中場所，且其距離火災危險設備相對較近，按照《危險化學品安全專項整治三年行動實施方案》的條文要求，該類裝置的中控室抗爆設計建設整改將成為必然面對的課題。具體說來，實施方案對抗爆控制室的整改要求如下：

（1）涉及爆炸危險性化學品的生產裝置控制室、交接班室不得布置在裝置區內，已建成投用的必須於2020年底前完成整改。

（2）涉及甲乙類火災危險性的生產裝置控制室、交接班室原則上不得布置在裝置區內，確需布置的應按照《石油化工控制室抗爆設計規范》（GB50779-2012），在2020年底前完成抗爆設計、建設和加固。

（3）具有甲乙類火災危險性、粉塵爆炸危險性、中毒危險性的廠房（含裝置或車間）和倉庫內的辦公室、休息室、外操室、巡檢室，2020年8月前必須予以拆除。

對照上述條文（2），LNG工廠內的中控室應參照GB50779（注意該規范目前正在修訂升版，修訂後的標准GB/T 50779預計將在今年頒布，與2012版比較，GB修訂為GB/T，名稱由《石油化工控制室抗爆設計規范》修訂為《石油化工建築物抗爆設計標准》）。此外，除中控室之外，一些LNG工廠同時還有現場機櫃間，上述三條要求中並未提及現場機櫃間，尤其是無人值守的現場機櫃間問題，對此可以參照SH/T 3006-2012《石油化工控制室設計規范》及HG/T20508-2014《控制室設計規范》等相關標准。概括的說，建築物是否需要考慮抗爆性能主要取決於建築物是否位於爆炸風險的區域內和建築物內是否有人員長期停留。目前新建的中央控制室等重要建築一般布置在遠離裝置區的位置，其是否需要抗爆應根據爆炸風險評估確定。LNG工藝裝置區內的控制室、有人值守的機櫃間等建築物是重要設施，同時還是人員集中場所，距離火災危險設備相對較近，為防止裝置區發生火災、爆炸等事故時對其造成損害，故規定其宜進行抗爆設計。

二、新建LNG裝置中控室的抗爆設計

抗爆控制室的設計需要在布置、建築結構及暖通空調等三方面的加以注意。對此稍許展開說明如下。

應符合現行國標《石油化工企業設計防火規范》GB50160的有關規定，應布置在非爆炸危險區域內，並可根據安全分析（評估）報告的結果進行調整，同時應符合下列要求：

1）抗爆控制室宜布置在工藝裝置的一側，四周不應同時布置甲、乙類裝置，且布置控制室的場地不應低於相鄰裝置區的地坪。（基於防止可燃氣體在控制室周圍聚集的考慮）

2）抗爆控制室應獨立設置，不得與非抗爆建築物合並建造。（基於避免在裝置爆炸狀態下，非抗爆建築物可能產生的碎塊阻塞控制室內人員疏散通道的考慮）

3）抗爆控制室應至少在兩個方向設置人員的安全出口，且不得直接面向甲、乙類工藝裝置。（現行國家標准《建築設計防火規范》GB50016-2014（2018年版）的要求；基於提高人員疏散可能性的考慮，要求在建築物不同的方向設置疏散口）

（1）建築設計

1）抗爆控制室的建築層面不得採用裝配式架空隔熱構造，女兒牆高度應在滿足屋面防水構造要求的情況下取最小值，並宜採用鋼筋混凝土結構。

2）建築物外牆不應設置雨篷、挑檐等附屬結構。

3）建築物不得設置變形縫。

4）面向甲、乙類工藝裝置的外牆應採用抗爆實體牆。需在該牆體上開洞時，應經過抗爆驗算。

5）在人員通道外門的室內側，應設置隔離前室。（設置隔離前室主要是為了有效地保持室內的正壓（防爆措施）環境；同時，當外門在爆炸荷載的作用下損壞時，成為第二道防護體系。）

6）活動地板下底面以上的外牆上不得開設電纜進線洞口。基礎牆體洞口應採取封堵措施，並滿足抗爆要求。（主要是為了防止裝置爆炸產生的超壓通過電纜槽盒及建築外牆上的開洞進入室內。）

7）操作室內、外地面高差不應小於600mm，其中活動地板下地面與室外地面的高度差不應小於300mm。空氣調節設備機房室內、外高差不應小於300mm。

（2）建築門窗

控制室外門、隔離前室內門、計算荷載、開啟方向、自動閉門器、配置逃生門鎖及抗爆門鏡、密封要求、聯鎖要求、內外窗選型等均有明確要求。

（3）結構設計

混凝土的強度等級、鋼筋的抗拉強度、屈服強度、最大拉力下的總伸長率及抗爆結構件的鋼筋強度等級以及配筋面積等都作了明確規定。

抗爆控制室的重要房間、一般房間的空調系統、通風空調設備聯鎖、新風及回風過濾要求、備用空調機要求、抗爆控制室的排煙系統要求等均有明確規定，具體可以查閱上述的規范。

三、已有LNG裝置中控室改造思路

為了提升爆炸沖擊波危險區域內不滿足抗爆要求的工廠內部既有建築物的抗爆能力，防止重大人員傷害，宜對其進行抗爆治理，現根據以上所列的現行規范對相關治理原則要求整理如下：

1）當建築物受到的爆炸沖擊波超壓≥6.9kPa或沖量≥207kPa•ms，且未進行抗爆設計時，建築物宜進行抗爆治理。

2）建築物抗爆治理應優先考慮撤出建築物內人員的方案。無法實現無人值守時，應對建築物進行抗爆治理。抗爆加固的工程成本過高或抗爆加固改造後建築物難以滿足GB50016、GB50160及其他現行國家標准要求的，應考慮將建築物遷至爆炸沖擊危險等級為低級的區域。

3）對於其他抗爆能力不足的既有建築物，應根據建築物內的人員數量、建築物的重要性、建築物結構類型、爆炸沖擊波大小及建築物損壞程度等，分批進行抗爆治理。

4）當既有建築物的一部分需要抗爆加固時，應對建築物整體進行結構安全核算，核算時應考慮非抗爆部分在爆炸中破壞後對抗爆加固部分的作用和影響。

5）應根據建築物結構安全性核算結果、生產操作環節的制約、建築物的現狀及場地狀況，綜合權衡適用性、可實施性及經濟性等因素，制定全面完整的抗爆治理方案。可選擇新建抗爆建築物或對既有建築物進行抗爆加固。

6）對既有建築物進行抗爆加固時，可採用直接加固法（例如各類結構加固法、抗爆塗層法等）或間接加固法（例如增設支點加固法、抗爆庇護罩法等），加固方法的相關要求應滿足GB/T50779（最新）的規定。

7）當建築物鋼筋混凝土構件（鋼筋混凝土柱、梁、板）不滿足抗爆安全要求時，可採用各類結構加固法或間接加固法，例如增設支點加固法、加大截面加固法、外包型鋼加固法、粘貼符合材料加固法和增設剪力牆法等。

8）對既有建築物的牆體進行抗爆加固時，宜選擇抗爆塗層法。抗爆塗層法加固時，宜在建築物內側噴塗抗爆塗層，噴塗厚度應根據計算結果確定。

9）抗爆塗層動態性能應通過其他爆炸沖擊波測試的驗證（作用在抗爆塗層上的峰值反射壓力不得低於300kPa，正壓作用時間不得低於150ms），並提供爆炸沖擊波測試報告。未通過氣體爆炸沖擊測試驗證的抗爆塗層不得用於石油化工建築物的抗爆治理。

10）對於採用直接加固方法無法滿足抗爆要求的建築物，可採用抗爆庇護罩法。普通的磚混結構建築物宜採用抗爆庇護罩法進行抗爆加固。

11）對於面積較小、改造難度大的建築物，可選用模塊化的可移動式抗爆庇護設施。

12）謹慎使用在建築物與爆炸源之間增設抗爆牆的抗爆加固方法。如果確需使用該方法，應通過CFD方法詳細模擬爆炸沖擊波傳播過程，並進行專項論證。

四、已有LNG工廠中控室改造實例

華北某LNG工程於2008年建成投產，並於2010年進行技術改造，增加二期液化裝置的設計和施工，二期裝置於2012年建成投產。結合《全國安全專項整治三年行動計劃》（國務院安委【2020】3號）、二級標准化復查及安全生產經營許可證換證對控制室的相關要求，需將該LNG工廠原控制室改造為抗爆控制室。

結合安委辦3號文的要求，改造前該中控室存在的問題有（見上圖1所示平面圖）：

（1）原控制室與電容室、配電室為合並建築，未獨立設置；

（2）原控制室採用鋼結構，且朝向危險區域方向存在非防爆窗；

（3）原控制室在生產區內且牆體不是抗爆實體牆、未設置隔離前室、且門上部設有挑檐，為非防爆建築。

經過討論，改造的備選方案有：

（1）在原中控室與危險區域之間增設抗爆牆；

（2）選址重建抗爆控制室；

（3）在原址上改建抗爆控制室。

當地應急管理廳不認可增設抗爆牆的做法，故而方案1無法實施。因場內其他位置無法滿足新抗爆控制室的大小及位置要求，所以方案2也無法實施。最終僅有原址改建的方案可行。

1）將控制室與配電室分離成單獨的建築；

2）將控制室結構由鋼結構改為鋼筋混凝土結構；

3）將控制室牆體由岩棉板改為鋼筋混凝土實體牆；

4）在門口增加隔離前室；

5）將控制室門改為防爆門，未設置窗戶；

6）增加冗餘的空調、新風、消防排煙等系統。

    控制室改造工期較長，需考慮在工廠正常運行的情況下進行改造。因而提前建立了臨時中控室，改造前將系統搬遷至臨時中控室（年度停機檢修時進行）；且在改造前對控制櫃及相關控制電纜做硬性防護（臨時隔離間），並安裝臨時空調以保證控制櫃處於恆溫恆濕的狀態；對涉及到的控制櫃及相關控制迴路逐個進行工藝安全性分析，確定每一個控制迴路出問題時所造成的影響及應對措施，制訂《工藝防控方案》，並在改造正式開始前對所有人員進行培訓。又通過對各系統的控制邏輯及通訊中斷對現場的影響進行分析後，制定了不停機回遷方案，保證了整個改造期間LNG工廠的正常運行。

五、結語

當前國家高度重視石化等行業的安全生產問題。本文作者結合服務過的LNG裝置控制室改造的實際案例就相關規范對LNG控制室抗爆設計的要求及對已建成的現有LNG裝置如何進行抗爆改造等進行了匯總，文中引用的案例來自於團隊真實的整改案例，考慮到各地LNG裝置實際運行的差異性，這些匯總難以面面俱到，目的在於拋磚引玉，引起行業同仁們的探討交流及重視，不當之處還請指正。