LNG 安全阀排放与结冰风险

LNG 安全阀排放口周围究竟为何结冰或结霜？

该词 结冰 一词在低温工况中容易被泛用。多种物理现象都可能形成白色或看似冻结的附着物，
不能将它们视为同一种问题。工程上首先要问的不是“霜层有多明显”，而是“冻结的是什么物质，
冻结发生在哪里，该位置会不会影响必要的泄压功能？”

一份通用的
劳伦斯伯克利国家实验室低温安全指南
说明了一种重要机理：极低温表面会使周围空气中的水分凝结并冻结。
在低温系统中，若积冰进入放空通道或妨碍阀门动作，就可能造成实际功能问题。
该资料有助于理解一般低温机理，但其自身适用范围不包括 LNG，因此本文不把它作为 LNG 专项应用证据。

LNG 专项证据另有来源。在美国，
PHMSA 2026 年 LNG 检查问题清单
会检查 LNG 储罐安全泄放阀是否按设计安装，并采取措施防止水、冰、雪或其他异物积聚。
这是美国陆上 LNG 储罐的适用范围，不能当作所有 LNG 泄压装置的通用规则。

船舶液化气规则从另一个监管体系涉及相同的工程风险。
法国船级社气体燃料船舶规则
要求布置低温燃料储罐的泄压阀，使结冰不会导致阀门失去功能。
可得出的结论有明确边界：在规定的 LNG／液化气应用中，结冰可能影响泄压装置的动作能力；
但适用规则和验收标准仍取决于具体项目。

另一个同样重要的问题是： 看得见的结霜，并不必然意味着 LNG 本身已经冻结。
纯甲烷有明确的相态包络线，但实际 LNG 是多组分混合物。NIST 使用多组分状态方程研究 LNG 的热力学行为，
而不是假定纯甲烷可以代表所有 LNG 组成。
NIST 的纯甲烷相态数据
有助于解释相关术语，却不能据此确定某一项目 LNG 混合物的相态条件。

在把附着物称为“LNG 结冰”之前，应先问：

• 是否是周围空气中的水分在外部低温表面冻结？
• 水、雪或其他可凝结物是否可能在出口或终端处积聚？
• 冻结物是否进入关键功能通道，或妨碍阀门运动？
• 是否有工艺证据表明该 LNG 混合物本身正接近固化条件？

不同答案会改变审查方向。外部结霜可能只是需要持续观察的现象；内部或出口堵塞则是流路问题；
工艺流体的相态问题则需要项目专属的热力学分析。这些诊断不同，所需证据也不同。

LNG 泄放路径中哪些位置的结冰会造成影响？

结冰位置决定后果。外部管段结霜，与可用泄放流通面积可能没有直接关系。
运动部件周围、出口通道内部、低点或放空终端的结冰可能更严重，因为
这些位置可能影响泄放事件中必须保持可用的功能。

PHMSA 的 LNG 检查计划在此有参考价值，因为它把一般结冰风险转化为美国 LNG 储罐可观察的设计与安装检查：
检查泄放阀安装是否采取防止水、冰、雪或其他异物积聚的措施。
法国船级社提供了相应的船舶案例，将泄压阀结冰视为可能影响动作能力的风险。
两份资料都不能超出各自的监管辖区及设备范围使用。

先导式阀门还需要单独确定适用边界。即使主阀适合低温工况，导阀、取压路径、连接管、密封件或排气布置
仍需独立审查。ISO 4126-4 是先导式安全阀的现行产品标准，但与 ISO 4126-1 一样，不能仅凭该标准就批准具体 LNG 应用。
参见

LNG 工况先导式安全阀指南

进一步了解这一判断。

实用原则是： 先确定必须保持的功能，再判断结冰是否会干扰该功能。

可见结霜何时会成为实际功能限制？

只有当证据表明结霜正在影响，或有可信理由认为其可能影响泄压所需功能时，才构成泄压问题。
这不同于只凭外观评判系统。

在其关于固定式真空绝热低温容器的指南中，
EIGA DOC 224
指出，正常低温运行时，管道、阀门、控制装置和汽化器周围可能结霜或结冰；新的或异常的结霜则需另行关注。
这是有用的检查区分：某一位置的结霜可能是预期低温现象，而另一位置的结霜可能是异常信号。

放空通道或阀门机构处的结冰仍可能十分关键。因此，下列两种简单判断都缺乏依据：

“有霜，所以阀门堵塞了。”

“结霜很正常，所以肯定没有问题。”

更有用的初步排查应从 观察现象转向功能影响.

1. 确定现象的位置

结霜仅限于外表面，还是集中在阀门机构、出口通道、低点、放空终端或其他关键功能区域？
应对照竣工后的实际布置核查，而不是拿通用阀门照片作比较。

2. 判断可能失去什么功能

该现象是否可能妨碍阀门运动、缩小可用排放通道、堵塞终端、影响导阀或取压路径，
或增加阻力，从而改变泄放期间的下游压力？

该
法国船级社液化气规则
在其适用的船舶范围内，将防止泄压阀因结冰失去功能明确列为设计问题。

3. 与运行条件对照

结霜分布是否符合已知的低温运行状态，还是新出现、持续存在、分布不对称或无法解释？
即使低温工况预期会有部分表面结霜，分布形态发生变化仍可能需要进一步审查。

4. 寻找外观以外的证据

相关证据可能包括检查结果、泄放压力和温度、下游压力、已知的放空行为、
实际排放通道几何形状、阀门配置，以及附着物是在流路内还是仅在外表面。

5. 对关键功能尚未查明的情况保留待核状态

若现有证据不足以证明阀门所需运动和排放路径仍可用，就不应仅因
外部结霜“看起来正常”而宣布安装合格。反过来，没有功能受损的证据，也不应把可见结霜当作阀门失效的证明。

在本文中， 暂缓 表示在取得充分证据前，工程初筛仍处于待核状态，并非监管分类。

泄放相态、温度和闪蒸条件如何改变风险？

标称 LNG 并不能确定泄放相态。受保护系统在某一压力和温度下正常运行时，可能含低温液体、蒸气或其混合物，
而控制性泄放事件可能产生不同的压力、温度、相态和流量。

PHMSA 曾说明，在相应压力和温度条件下，LNG 释放时可能发生闪蒸.
这支持“闪蒸是 LNG 释放的一种可能机理”，但不能假定每次 LNG 泄放都会闪蒸或形成两相流。
实际泄放相态须由规定的泄放工况确定。

这一点很重要，因为泄压工程对气体／蒸气、液体及两相流采用不同的计算方法。
ISO 21013-1
说明了适用范围的边界：它涵盖一类公称尺寸不大于 DN 150、设计用于泄放
单相蒸气或气体的可重新关闭低温泄压阀。不能未经论证，就将该产品标准的范围延伸为液体或两相 LNG 泄放工况的适用性证明。

不应混淆的压力术语

在排放审查中，以下四个压力术语尤其容易混淆。
Emerson 泄压阀工程手册
将它们区分如下： 整定压力 是入口压力升高时，装置表现出规定开启特性的压力；
超压 是泄放事件中高于整定压力的压力增量； 压力积聚 是泄放期间受保护设备压力高于其最大允许工作压力（MAWP）的增量
；而 启闭压差 是整定压力与关闭压力之差。
允许值由适用规范、装置及工况决定；本文不指定通用百分比。

这些术语对结冰和排放审查很重要，因为相关温度、流量及下游压力必须对应实际 泄放 工况，
而不能只看正常运行条件或铭牌上的整定压力。整定压力正确，并不能证明阀门具备足够的泄放能力，
也不能证明出口系统在所需流量下的表现可接受。

NIST 的 EOS-LNG 研究
专门建立了多组分 LNG 模型，再次说明在相态行为重要时，不能用纯甲烷物性数据代替项目实际 LNG 组成。

API 520 第 I 部分是 API 泄压系列中的定径与选型参考文件；
API 对第 I 部分的摘要
称其提供用于确定泄压装置规格的定径程序。
有关完整排量计算及认证排量核查流程，请参阅

安全阀定径与认证排量指南
.

结冰堵塞、背压与其他出口阻力是不同的问题

冻结造成的阻塞可能影响出口水力条件，但 结冰堵塞与背压不是同义词。
结冰堵塞是一种物理状态：冻结物缩小通道、堵塞终端，或妨碍运动部件。
背压则是作用于泄压装置的出口侧压力条件。

贝克休斯安全泄放阀工程手册
区分叠加背压与积聚背压，而
艾默生工程手册
说明泄放流动期间，下游管道阻力如何促成积聚背压。

• 叠加背压： 安全阀开启前就已存在的出口压力。
• 积聚背压： 阀门开启后，泄放流体流经下游管道或设备时形成的出口压力。

阻塞可能增大流动阻力，从而加重积聚背压。两者可以相互影响，但不能视为同一种诊断。
背压对阀门性能的影响因结构而异；不能在缺乏适用的制造商资料及项目依据时，把某一结构可接受的数值照搬到另一结构。

直接弹簧式和先导式阀门的响应结构也不同。先导式安全阀包括主阀及导阀／取压系统；
因此，其导阀通路也需要单独进行低温审查。现行的
ISO 4126-4
是先导式安全阀的产品标准，不能据此证明某一导阀设计适用于某一具体 LNG 工况。
参见

背压平衡式安全阀指南

进一步了解阀门结构的选型判断。

批准 LNG 排放布置前必须检查什么？

整定压力正确、定径正确的阀门，也不能自动证明安装后的排放布置可接受。
API 有意将这些工作分开：
API 520 第 I 部分
涉及定径和选型，
API 520 第 II 部分
涉及安装，而
API 标准 521
涉及泄压与降压系统，包括 LNG 接收终端。
这种区分提醒我们：排量、阀门配置及排放系统的表现相互关联，却须分别核查。

1. 明确受保护设备的泄放任务

确定受保护设备、可信超压工况、适用的最大允许工作压力（MAWP）或设计依据、整定压力依据及所需泄放负荷。
整定压力决定装置何时开始表现出规定的开启特性，但单凭它不能确定所需排量。
超压与压力积聚须遵循控制性泄放工况及适用规范，不能照搬其他工况中的通用 LNG 百分比。

2. 确定实际泄放条件

确认工艺介质或混合物、泄放压力、泄放温度及预期流体相态。
不能以正常储存条件代替泄放事件的条件。如果闪蒸或两相流行为与该工况相关，
依据应来自项目计算，或针对该工况可接受的方法。

3. 确认具体阀门配置

审查实际阀门设计及暴露于低温条件的部件。
阀体材料或整个产品系列标称的温度范围，不能说明完整配置的适用性。
喷嘴、阀瓣、阀杆、导向面、弹簧、适用时的波纹管、阀座、密封件及导阀部件，可能各有不同的材料或温度限制。
材料相容性不只涉及腐蚀；在低温下还涉及韧性、尺寸变化、密封及运动自由度。

ISO 21013-1
在其规定范围内提出低温泄压阀的产品要求，但拟供配置能否适用于具体 LNG 工况，仍须单独证明。

4. 追踪完整排放路径

沿安全阀出口追踪至实际排放终点。审查竣工后的实际管路，而不仅是阀门数据表。
检查物理性限流部位、低点、适用情况下的水分或液体积聚、易受结冰影响的排放终端，
下游设备、共用总管，以及可能产生叠加背压或积聚背压的任何来源。

本文侧重排放侧，但也不能完全忽略入口：入口系统压降过大或压力源不稳定，同样可能影响泄压阀动作。
安装审查应参照 API 520 Part II 的相关要求，而不是在此杜撰一个适用于所有情况的入口压降或出口背压限值。

如需更全面地审查安装事项，包括出口支撑、排液、管道应力、安装方向及投用调试，请参阅

安全阀安装指南
.

5. 确认易受结冰影响的功能仍可用

识别出结霜，并不意味着审查已经完成。还须判断在规定工况下，阀门所需的动作、排放通道、
适用时的导阀／取压功能，以及最终排放终端是否仍可正常工作。
对于美国 LNG 储罐，PHMSA 现行检查问题明确包括：安全泄压装置处是否采取了防止水、冰、雪或其他异物积聚的措施。

6. 核实拟供配置的低温适用依据

核查供应商针对拟供具体结构提供的资料：阀体／阀盖布置、内件、阀座／密封材料、
适用时的弹簧或波纹管配置、若采用导阀时的导阀部件，以及所声明的温度适用依据。
笼统标称“低温型”，不能替代针对具体配置的证明资料。

7. 单独核实出口压力条件

应将积聚背压和叠加背压与物理结冰问题分别分析。
若排放系统在最初选定阀门后经过改动，应重新计算相关出口条件，不能假定原选型仍然适用。

8. 不要靠假设结清关键未决事项

如果某个尚未确定的变量可能改变所需排量、阀门可操作性、低温适用性或排放路径的可用性，
就应将其保留为待工程审查事项。 通过, 暂缓 和 拒绝，如在本次审查中使用，
只是工程工作流程中的筛查用语，并非法规定类。

检查与维护应遵循适用的设施管理制度、司法管辖要求、服役记录及制造商说明，而不是套用本文臆定的统一周期。
有用的记录包括整定压力／试验历史、异常结霜观察记录、出口改动、背压假设、泄漏或腐蚀证据，
以及可能改变所需泄放负荷的受保护工艺变更。

工程审查或询价文件应包含哪些信息？

仅写“需要 LNG 安全阀”，不足以支持有依据的技术审查。
项目方应明确泄放任务及安装条件；供应商应提供针对具体配置的证明资料，并指出所有假设或偏离项。

有一种采购错误需要明确指出： 连接口径不能证明泄放能力。
两台法兰口径相同的阀门，其有效排放面积、系数、适用压力／温度范围及认证／额定排量可能不同。
API 520 Part I 专门为定径和选型提供依据；在其美国监管范围内，PHMSA 的 LNG 检查程序还会单独核查 LNG 储罐的泄放能力计算。

采购判断的区别很清楚：
“低温工况”描述的是一种使用类别，并不能证明某个具体阀门配置适用于规定的 LNG 泄放工况。

引用标准也应遵循同样严谨的原则。
ISO 4126-1
是安全阀产品标准，且明确不是应用标准。
ISO 4126-4
对先导式安全阀亦作相同区分。
API 520 Part I 涉及定径／选型，API 520 Part II 涉及安装，而 API 521 涉及更广泛的泄压／降压系统。
引用其中某一文件，本身不能证明某台阀门已获准用于某项具体 LNG 安装。

阀座密封性、维修授权及重新认证是不同的验收议题，应按适用规范、工厂管理制度和服役条件处理，不能从结冰审查中推断。
如考虑采用先导式阀门，应分别审查导阀、取压路径和密封件。如背压会影响选型，应通过专门的背压审查解决这一设计问题。
如已安装出口布置尚不明确，应先厘清安装情况，再认定阀门选型已经完成。

针对具体项目进行审查时，应备妥明确的泄放任务、泄放温度与相态、出口布置、背压依据及所需文件，然后
咨询安全阀工程师.