lng储罐安全隐患

关键词： 蒸发 存储管理 液体 储罐

lng储罐安全隐患（精选7篇）

篇1：lng储罐安全隐患

一、LNG储罐安全操作规程

1)LNG储罐最高工作压力：1.68MPa，最低工作温度：-196℃储罐进液操作程序。操作人员的要求：操作人员应经过安全教育和操作技术培训合格后持证上岗，操作人员 在作业时应佩戴必要的劳保用品及工作服

2)设备投用前都应按设计要求进行压力试验。

 3)试压气体应为干燥氮气，其含氧量不大于3%，水分露点不大于-25℃，且不得有油污。

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4)吹除置换要求：吹除置换是保证设备正式充装液体安全的保证措施，应先用含氧量不大 于3%的氮气吹除，同时保证无油污，水分露点不大于-25℃。然后再用LNG置换至液体纯度为至，方可允许充装液体。

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5)预冷：试压合格后，需用液氮进行预冷，以确保设备的低温运行可靠性：储罐在首次使 用前必须用氮气进行吹扫及预冷。最大吹扫压力应相当于最大工作压力的50%，或者低于这个压力。

 1.1.2.3 储罐补充进液操作程序

 1)储罐在首次正式充装后，进行再充装时，储罐内的气相压力尽可能减低。

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2)上、下同时充装，当液位表显示约50%满时，应关闭下进液阀，当充装到储罐容积的85% 时，应关闭上进液阀，并停止充装5分钟，以使筒内液面镇静，然后打开上进液阀继续充装，直到有液体从溢流阀排出时，关闭溢流阀停止充装，同时关闭上进液阀。

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3)在充装过程中观察压力表、液位表。（如果压力上升至高于充装输送压力或接近安全 阀压力，必需打开气体排放阀将储罐内的气相进行适量排放）。

4)填写操作记录表

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2.储罐增压操作程序

 1)增压系统为储罐压力调节系统，当储罐压力低于设定值时，我们打开增压调节阀给储罐 增压。

 2)操作时，打开增压液相阀使LNG直接进入增压气化器，经过气化后并通过BOG进入储罐。此时，应密切观察压力，当储罐压力达到所需值时，关闭增压液相阀。

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3)注意事项：

a)LNG储罐运行时，必须保证其液位≥15%。b)增压系统操作时，人员严禁离开现场。

c)增压系统投入运行时，减压系统应处于关闭状态。3.储罐出液操作程序 准备工作：

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1)检查储罐的压力表、液位计、温度计、可燃气体检测器和安全阀是否处于正常工作状态。

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2)检查管路阀门、压力表、安全阀是否处于正常工作状态。

 3)准备所用防爆工具以及穿戴好劳保用品。

二、气化器安全操作规程

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1)操作时首先将系统中进液、出液阀门关闭，然后缓慢打开进液阀，当管外出现 结霜时，缓慢开启出气阀，直至气化量达到要求后，稳定阀门开度。

 2)若出气管发现结霜，造成出气温度过低，表明进液量太大，必须立即关小进液 阀，以防过液，并应及时清除管外结霜增加通风设备或采取其他相应措施

 3)气化器要禁油，操作时应戴好无油保温手套，当确定气化器被油污染了，应对 换热管进行清洗。可用60～80℃热水清洗，必须时用加热至80～100℃的氮气吹扫，确认无油吹干为止。

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4)严重时，应采用四氯化碳清洗，清洗时应加强警觉，气味剧烈时应戴上防毒面 具。药剂洗后用无油、无杂质的清水清洗，直至水中无药剂成分为止，最后再用加温至80～100℃的氮气吹除水分，确认吹干为止。

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5)每半年对汽化器及全站管线进行泄漏量检查，并做好记录

三、LNG罐车卸车安全操作规程 卸车前检查和准备工作

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1)罐车进站前检查车辆是非否配戴灭火罩，指挥车辆停放在规定位置，要求司机拉紧手刹 并关闭发动机，操作人员在车辆停稳后在车轮下前进方向一侧用三角木塞上以防滑行。

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2)检查LNG罐车的液位、压力是否正常，做好卸车记录。

3)将车辆与卸车台的静电接地报仪的出入线接牢。

4)接好卸车台与LNG罐车的气相管液相管和增压管。

5)准备充装的储罐的液位压力符合卸车要求。

6)观察天气变化，根据车的容量在一个小时内有雷雨发生，不能进行卸车作业。

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1.2.1 正常卸车程序

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1)卸车前用天然气对连接软管进行置换吹扫3至5次。

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2)打开LNG罐车的气相阀、液相阀和增压阀，打开储罐的进液阀和气相阀进行排压，然后 进行增压，罐车升压至0.4Mpa的时候，打开卸车台的液相阀一点对管道进行预冷，当罐车的压力升至0.6M pa的时候就把液相阀全打开，开始卸车。

3)卸车过程中，罐车司机、操作人员要一直在现场，检查连接部位的泄露情况，观察罐车 和储罐的压力和液位，确保安全。

 4)观察罐车液位，确认液相卸车完毕后，关闭罐车的出液阀和储罐的进液阀，检查罐车的 压力，然后进行排压，至0.3Mpa 左右，卸车结束。

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5)当软管无压时卸下并拆下静电连接，并恢复一切阀门，然后进行过磅。

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6)卸车完成时，检查进LNG的储罐压力、液位情况罐车过磅确认已经卸完。

篇2：lng储罐安全隐患

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①LNG场站的工艺特点为“低温储存、常温使用”。储罐设计温度达到负196(摄氏度LNG常温下沸点在负162摄氏度)，而出站天然气温度要求不低于环境温度10摄氏度。

②场站低温储罐、低温液体泵绝热性能要好，阀门和管件的保冷性能要好。

③LNG站内低温区域内的设备、管道、仪表、阀；门及其配件在低温工况条件下操作性能要好，并且具有良好的机械强度、密封性和抗腐蚀性。

④因低温液体泵启动过程是靠变频器不断提高转速从而达到提高功率增大流量和提供高输出压力，所以低温液体泵要求提高频率和扩大功率要快，通常在几秒至十几秒内就能满足要求，而且保冷绝热性能要好。

⑤气化设备在普通气候条件下要求能抗地震，耐台风和满足设计要求，达到最大的气化流量。

⑥低温储罐和过滤器的制造及日常运行管理已纳入国家有关压力容器的制造、验收和监查的规范；气化器和低温烃泵在国内均无相关法规加以规范，在其制造过程中执行美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、改造、维修或移动压力容器的位置，都必须向压力容器的监查单位申报。

二、LNG气化站主要设备结构、常见故障及其维护维修方法 1．低温储罐

LNG低温储罐由碳钢外壳、不锈钢内胆和工艺管道组成，内外壳之间充填珠光沙隔离。内外壳严格按照国家有关规范设计、制造和焊接。经过几十道工序制造、安装，并经检验合格后，其夹层在滚动中充填珠光沙并抽真空制成。150W低温储罐外形尺寸为中3720×22451米，空重50871Kg，满载重量123771№。

(1)储罐的结构

①低温储罐管道的连接共有7条，上部的连接为内胆顶部，分别有气相管，上部进液管，储罐上部取压管，溢流管共4条，下部的连接为内胆下部共3条，分别是下进液管、出液管和储罐液体压力管。7条管道分别独立从储罐的下部引出。

②储罐设有夹层抽真空管1个，测真空管1个(两者均位于储罐底部)；在储罐顶部设置有爆破片(以上3个接口不得随意撬开)。

（3）内胆固定于外壳内侧，顶部采用十字架角铁，底部采用槽钢支架固定。内胆于外壳间距为300毫米。储罐用地脚螺栓固定在地面上。

④储罐外壁设有消防喷淋管、防雷避雷针、防静电接地线。

⑤储罐设有压力表和压差液位计，他们分别配有二次表作为自控数据的采集传送终端。

(2)低温储罐的故障及维护

①内外夹层问真空度的测定(周期一年)②日常检查储罐设备的配套设施：

③储罐基础观察，防止周边开山爆破产生的飞石对储罐的影响。

④安全阀频繁打开，疑为BOG气体压力过高。

⑤储罐外侧冒汗，疑为储罐所用的绝热珠光沙下沉所致。

⑥正常储存液位上限为95％，下限为15％，不得低于3米(低温泵的要求)⑦低温阀门使用一段时间后，会出现漏液现象。若发现上压盖有微漏，应压紧填料压盖。若阀芯不能关闭，应更换阀芯，低温阀门严禁加油和水清洗。

若出现以上问题应及时协调有关部门处理。2．气化器

(1)气化器的结构

①可承受4级地震和160公里／小时的飓风。②最大允许工作压力为580Psig(40Kg／m。)③流量最大到8000Nm3／h ④一体式设计气化器高度14米，重量大约是7100Kg ⑤气化器由40余个部件组成，均采用美国进口铝合金材料制作，国内组装。连接处使用不锈钢螺栓、铝合金角铁焊接，并经及气体试压、焊缝检查合格后出厂。⑥气化器低温液体自下而上不断气化后，气态介质由顶部流出。管路的对称设计保证了液体在气化器内的均匀流动，各类气化器都有不同的翅片组合形式，翅片的有力组合是为了减少气化器结霜的情况，保证气化效率，常见的组合有：8+12组合，4+8组合的模式。液、气态的流向也不相同，这些设计都是为了提高设备的气化能力和效率。

(2)气化器故障及安全操作

①外观结霜不均匀

②焊口有开裂现象，特别注意低温液体导入管与翅片和低温液体汇流管焊接处的裂纹。

③注意低温液体或低温气体对人体的冻伤，以及对皮表面的粘结冻伤，故在操作过程中务必注意穿戴劳动保护用品。

④气化器在运行过程中如发现设备过渡结冰和周边环境温度下降等情况，请尝试以下几个解决办法：

I减少液体的输入量

II增加气化器的数量

III用热水或者其他手段给气化器化霜

V停止、切换气化器或使用备用气化器 3．低温离心泵

(1)低温离心泵的结构特点为保证LNG储罐内的LNG输出达到次高压16Kg／cm2的压力，在LNG储罐的出口设置了多级变频低温离心泵，低温泵具有以下几个特点：

①泵体和电机完全浸没在LNG低温介质中，从而杜绝了产品的损失，并保证了泵的快速启动

②真空绝热套使冷损降至极限

③密封剂浸润性设计时维护要求降至最低

④泵芯顶部悬挂于壳体的设计便于安装与拆卸

⑤可变频调速的电机扩大了泵的输出功率和转速的变化范围

(2)低温烃泵的故障及安全维护

①日常操作中不应有异常噪音，几个泵之间比较比较

②定期检查：按说明书要求每4000小时进行维修检查(与供应商联系)③低温储罐最低液位至泵进口管道液位应保持在3米以上的高度

④注意对泵外壳体的保护和对泵的外壳体的清洁工作。

⑤外壳、外壁结霜怀疑为漏真空(泵启动后顶部的结霜为正常)，可对外壁进行真空度检测，但真空度检测孔平常不要打开。4．过滤器

(1)过滤器的结构特点

场站所使用的过滤器是网状滤芯式过滤器，用于过滤出站天然气中的颗粒杂质及水。过滤器的滤芯式可以更换的，更换下的滤芯(指滤网材质为不锈钢)经清洗后可重复使用。过滤器配备压差计，指示过滤器进出口燃气的压力差，它表示滤芯的堵塞程度，过滤器滤芯的精度一般选用50um，集水腔的容积大于12％过滤器的容积。

(2)过滤器的日常维护内容和故障处理

①定期排水和检查压差计读数 ②过滤器本体、焊缝和接头处有无泄露、裂纹、变形

③过滤器表面有无油漆脱落

④有无异常噪音及震动

⑤支撑及紧固件是否发生损坏、开裂和松动

⑥若过滤器法兰盖出现泄露可能是由于密封面夹杂异物，可将密封面吹扫(吹扫可用氮气)后更换密封垫片。

⑦若接头处发生泄露在丝扣连接处加缠生胶带，情况严重的予以更换

⑧过滤器前后压差过大可对滤芯进行吹扫或更换

⑨过滤器吹扫或维修后须用氮气试压、置换合格后方可使用。

三、LNG气化站的安全管理工作 1．制定合理的操作规章制度

LNG装卸车操作规程：

·LNG储罐倒罐操作规程

·LNG气化器操作规程

·BOG复热气操作规程

·储罐自增压操作规程

·EAG复热器操作规程

·卸车增压器操作规程

·撬装式调压器操作规程

·BOG计量撬操作规程

·LNG离心泵操作规程

·天然气加臭机操作规程

·中心调度控制程序切换操作规程

·消防水泵操作规程

·LNG气化站管道设备维护保养技术和操作手册 2．建立台帐、设备有关技术资料和各类原始资料 ·维护记录

·巡查巡检记录

·进出人员管理资料

·各类操作记录

·应急演练记录

·安全活动记录

3．编制天然气管线、场站事故应急预案

预案依据国家、省、市、政府有关法律、法规及相关规定，并结合企业的制度及实际情况，预案应分别有事故不利因素的分析、危害、分级、事故处理响应的等级、处理的程序及后期处理，并经常开展不同等级的事故演练和对抢修装备的检查，对大型的演练要联合当地的公安消防、安全管理部门一道进行。4．严格执行上岗考试制度

各类操作人员独立操作前必须经过公司有关部门组织的考试，成绩合格方可独立上岗。

5．加强对消防设备和防雷防静电设备的检查和管理

加强对LNG气化站防雷、防静电设施的定期抽查和维护保养工作；重点对消防水池、消防泵、消防水炮、储罐喷淋等设施及干粉灭火器的检查。可燃气体报警设备需定期保修，确保其完好有效。

6．建立LNG场站设备等维护保养制度。加强对LNG工艺管线及其设备的日常维护工作 ①注意对工艺管线保冷层的保护和工艺管线的各类阀门等的检查，仪器仪表接线盒、接线柱的检查，管道支架、操作平台的日常维护工作(涡轮流量计的定期加油，管道绝缘法兰静电绝缘的检测)，工艺管道如液相管都向液体流动的方向具有一定坡度，坡度的大小依设计而定，而气相管一般没有坡度。注意工艺管道活动支架的正常滑动。

②日常检查常开阀门如安全阀根部阀、调压阀、紧急切断阀、单向阀和常闭阀门如排空阀、排液阀的运行状态。场站内有平焊法兰和对焊法兰，两者分别用于中压和高压管道，平焊法兰又称承插法兰，对焊法兰又称高颈法兰。

③保持工艺管道的畅通，防止憋液、憋气。注意储罐满罐的溢出和BOG排出鼙的变化。

④注意管道支架因地基下陷而对管道产生下拉力，使管道发生弯曲现象。日常巡检过程中应给予注意。

⑤对工艺管道腐蚀现象应给予注意，在日常维护中注意防腐和补漆。对易腐蚀的螺栓、螺帽及转动件的外漏部分可加黄油配二硫化钼调和使用。

⑥定期对安全附件、安全阀和仪表的效验并做好记录。对LNG气化站内的设备、阀门、管件、垫片及仪器仪表的检查维护保养相关事宜认真查看产品说明书、向供应商和产品维护单位咨询。按要求做好维修方案和现场记录工作。

⑦LNG场站应备有低温深冷的防护劳保用品，应有驱散大气中冷凝气体的设备，如大型风机。

篇3：lng储罐安全隐患

LNG是液化天然气的简称,LNG作为一种清洁能源,在节能减排政策下受到了广泛的关注,因此LNG在存储过程中的安全问题值得我们进行分析研究,对LNG储罐进行有效的分析理解能够帮助我们更好的对其安全影响因素进行准确把握。

1 LNG储罐不安全的原因分析

我们知道LNG储罐中的LNG是以液体形式存在的,当LNG储罐受热时就会发生静态蒸发,上层液体中的沸点较低的组分首先蒸发从而形成多层分布的LNG层,当不同层之间达到一定的温差时就会相互翻滚,从而使其快速蒸发,导致压力升高出现LNG泄漏,既造成了资源浪费同时也带来了严重的安全威胁。

2 影响LNG储罐安全的因素

通过静态蒸发我们了解到LNG储罐受热是其产生安全威胁的根本原因,但是这属于不可控因素,我们要从其它方面进行分析,找到一些可控因素,对这些因素的分析能够起到很好的效果。下面我们主要从LNG充满率、储罐容积、周围环境温度、罐壁导热系数、LNG含氮量进行分析,主要利用控制变量法。

(1)LNG储罐充满率不同充满率对于安全存储时间是不同的,当初始充满率低于70%时,安全存储时间和随着初始充满率增加而增大,但是当初始充满率大于80%时,安全存储时间随着初始充满率增加而急剧下降,也就是在70%-80%之间有一个转折点,这个转折点就是最优充满率,初始充满率对于LNG储罐的的安全存储有着很大的关系,尽可能的选择在最优充满率附近,这样可以最大程度提升其安全存储时间,保证安全存储,降低静态蒸发的速率。

(2)LNG储罐的容积LNG储罐的容积越大,储罐的直径也就越大,通过查阅资料以及相关实验我们得出储罐容积和承压能力、最优充满率以及安全存储时间成反比。但这并不意味着我们在储罐容积选择时就尽可能的选择小容积的储罐,因为储罐的承压能力、最优充满率以及安全存储时间这些参数的好坏是需要和实际工作需要相结合的,例如对于储罐的最优充满率,虽然和容积的变化成反比,但是其存储量却得到了大程度提升,同时其充装能力也得到了很大程度的提升,这对于储罐的性能以及工作要求都是有利的。

(3)LNG储罐的周围环境温度LNG储罐的环境是不同的,随着天然气行业的不断发展,在世界各地的液化石油气储罐都是很有必要的,环境的不同相应的外界温度会有很大的差异,同时同一地区不同季节温度的变化也很大,所以对于储罐周围环境温度研究对于储罐的安全是很有意义的。我们知道温度是对储罐内静态蒸发产生的直接因素,所以在实际情况下,我们罐内的压力增长速度和环境温度成正比的,即外界环境温度越高,其内部静态蒸发的速率也就越快,对于储罐的安全影响也就越大。其次外界环境的剧烈变化对于罐内的静态蒸发速率影响较小,所以对于储罐我们要采取良好的保冷措施,尽可能的控制其温度在合适的范围内。

(4)LNG储罐的罐壁导热系数储罐导热系数的高低是决定着储罐受外界温度影响程度高低的决定性因素,而储罐壁的导热系数主要是受保冷层的影响,也就是说在实际过程中保冷层性能是我们必须要考虑的问题,LNG储罐保冷层性能主要影响因素有两方面,一方面是储罐的预应力使得混凝土层出现破裂,从而导致空气中的水分深入混凝土层,导致其保冷层的性能下降,另一方面则是由于储罐内的液化天然气对于内壁的腐蚀,导致内壁出现穿孔现象,LNG储罐内的LNG渗入到保冷层,导致保冷层性能下降,保冷层性能的下降导致罐内的LNG易受外界环境温度的影响,从而导致静态蒸发严重,影响储罐的安全,造成LNG的浪费。

同时在保冷材料的选择上也要根据当地的环境温度,以及自然因素,通过实验的方法,对各种保冷材料进行选择确定,从而找到适合的低成本高性能的材料,满足安全性能的要求。

(5)LNG储罐中含氮量LNG中的主要成分是甲烷,其中还会掺杂着少量的氮气以及其它烷烃,根据静态蒸发的原理我们可以看出,主要是甲烷和氮气对其造成影响,所以研究LNG储罐中的含氮量也是研究储罐安全的重要因素。含氮量和安全存储时间成正比,因为含氮量越多,罐内的静态蒸发的速率就越快,导致压力增长过快,从而导致安全存储时间降低。

3 结语

LNG储罐的安全主要根据静态蒸发的原理进行研究分析,所以,我们着重对LNG充满率、储罐容积、周围环境温度、罐壁导热系数、LNG含氮量进行分析,这样才能找到影响其安全存储的根本因素,从而确定采取相应策略进行安全防护。

摘要：LNG的储藏是一个值得研究分析的问题,由于受到外部热源等环境问题的影响,会导致罐内压力的升高,从而威胁着储罐的安全,所以对影响LNG储罐安全因素进行分析对于LNG储罐的安全存储起到重要的作用,本文就对其影响因素进行探讨分析。

关键词：LNG储罐,安全存储,影响因素

参考文献

[1]王小尚,王萍,曹学文,王庆.大型LNG储罐安全存储影响因素分析[J].石油工程建设,2015,05:5-11.

[2]赵金杰,陈林.大型LNG储罐内压力及蒸发率的影响因素分析[J].化工管理,2014,02:118.

篇4：LNG储罐的防雷装置分析

关键词：LNG储罐；防雷；设置

1 储罐顶部设置避雷针

设置避雷针时，采用滚球法对避雷针进行了保护范围计算。以 hr为半径的一个球体，沿需要防直击雷的部位滚动，当球体只触及接闪器（包括被利用作为接闪器的金属物）或接闪器和地面（包括与大地接触能承受雷击的金属物）而不触及需要保护的部位时，该部分就是接闪器的保护范围。

LNG罐按第二类防雷构筑物设计。第二类防雷构筑物的滚球半径hr为45 m，放空阀高度1m，距放空阀 5m处设置一支 h为10m 高的避雷针。避雷针保护范围的具体确定方法如下（如图1所示）：

图1 避雷针保护范围

（1）距地面hr处作一平行于地面的平行线；

（2）以针尖为圆心，hr为半径，作弧线交于平行线的 A、B两点；

（3）以 A、B为圆心，hr为半径作弧线，该弧线与针尖相交并与地面相切，从该弧线起到地面止就是保护范围。保护范围是一个对称的锥体。从图1中可以看出，放空阀安装点距避雷针的距 离接近5m，而放空阀的高度只有1m，所以图1避雷针保护范围放空阀完全在避雷针的保护范围内。避雷针采用钢管制作，顶部是实心钢棒，并用3条钢绞线固定在储罐顶部。

2 储罐顶部设置避雷网

LNG罐按第二类防雷构筑物设计。GB50057—2010《建筑物防雷设计规范》 第4.3.1 条规定，第二类防雷构筑物外部防雷的措施，宜采用装设在构筑物上的避雷网、避雷带，在整个屋面组成不大于10m×10m或12m×8m 的网格，接闪器之间应互相连接。LNG 罐顶平面直径80.6 m，分为5个圆周，半径分别为R1= 5.75（m）、R2= 14（m）、R3= 23（m）、R4= 32（m）、R5= 40（m）。其中，R1圆周内区域已由避雷针覆盖，该区域不再设置避雷网，其他4个圆周内设置避雷网。储罐防雷接地结构如图2所示。

（a）俯视图 （b）侧视图

图2 储罐防雷接地结构

4 个圆周长分别为：L2= 2π×R2= 87.96（m）、L3= 144.51（m）、L4= 201.06（m）、L5=256.35（m）。每一圆周内相邻两个避雷带之间的距离设计为5 m，分别需要避雷带网格的个数是：N2= L2/5 =17.6≈18（个）、N3= 28.9≈29（个）、N4=40.2≈41（个）、N5= 51.3≈52（个）。

避雷带采用12×4镀锌扁钢制作。按照上述方法组成如图2所示的罐顶避雷网，每一个区域面积符合防雷要求。

3 防雷引下线设置

GB 50057—2010 第4.3.3条规定，建（构）筑物专设引下线不应少于2根，并应沿建筑物四周均匀对称布置，其间距沿周长计算不宜大于18m。

储罐圆周L5= 256.35（m），引下线数量 N =L5/18 = 14.24（根），取15根引下线采用12×4镀锌扁钢，在高度1m处设断接卡，如图2（b）所示。要测量每一个接地点的接地电阻，需拆开断接卡，分别测量 15个接地点的接地电阻。引下线在地面下700mm 处通过120mm2的绝缘铜芯导线连接成一个接地干线网，并与接地极连接。

4 接地极设置

GB 50057—2010 第4.3.10条规定，有爆炸危险的露天钢质封闭气罐，当其高度小于或等于60m、罐顶壁厚不小于4mm时，或其高度大于60m、罐顶壁厚和侧壁壁厚均不小于4mm时，可不装设接闪器，但应接地，且接地点不应少于2处，两接地点间距离不宜大于30m。

LNG储罐地面基础直径D为85m，储罐接地干线网与接地极连接点数量为N = D×π/30 = 8.89（个）。为保证储罐有更加良好的接地效果，取N为12。

LNG储罐位于填海区域，沙石电阻率较大，故选用电解离子接地极。

电解离子接地极由先进的陶瓷合金化合物组成，电极外表为紫铜合金，以确保最高导电性能及较长使用寿命，并配以内外两大种类填充剂。实验证明，土壤电阻率过高的直接原因是因为缺乏自由离子的辅助导电作用。接地导体外部的回填料以具有强吸水力、强吸附力和阳离子交换性能高的材料为主体，配以长效、降阻、防腐功能强、膨胀系数高、不受温度变化影响、耐高电压冲击的多种化学材料为辅料，具有保湿、离子缓释、潜深接地、长效降阻的功效和特点。电解离子接地极结构如图 3 所示。

图3 电解离子接地极

电解离子接地极长 3 m，不适合垂直安装。根据现场的实际情况，将接地极平放于沟槽中，具体施工过程如下（见图 4）。

图4 电解离子接地极安装图

（1）在储罐基础1.5 m处挖—深60cm、长330cm、宽20cm的沟槽。

（2）用干布将接地极擦拭干净，不能有油污；在接地极上部、中部、下部的离子释放孔处注入清水。

（3）将 GAF 粉末状接地改良剂加水搅拌，放置于沟底。

（4）将接地极保持一定倾斜度放置于沟底，上部用改良剂覆盖。

（5）用绝缘胶带将接地极引线包好，采用热熔焊方式与接地干线连接。

5 静电接地设置

当 LNG 注入储罐时，液体流发生电荷分离，当电荷积聚到一定程度时就会产生静电放电。由于静电放电是在纳秒级的时间内完成的，其峰值电流可达几十安，所以瞬间的功率十分巨大，静电放电具有严重的破坏力避免静电危害的方法：一是限制可燃液体流動的速度，大大减少静电的产生和积聚；二是做好静电接地。静电接地就是用接地的办法提供一条静电荷释放的通道。接地回路必须连接可靠，否则会在接触不良处产生火花放电。具体做法是：在储罐内壁焊接接地螺栓，通过 70 mm2绝缘铜芯导线连接至外壁金属体，以释放静电。静电接地连接如图 5所示。

图 5 静电接地连接

6 接地检测结果

GB50057—2010第 4.3.10条还规定，每处接地点的冲击接地电阻值不应 大 于30Ω。GB12158—2006《防止静电事故通用导则》第 6.1.2条规定，要使静电荷尽快地消散在静电危险场所，所有属于静电导体的物体必须接地，每组专设的静电接地体的接地电阻值一般不应大于100Ω，在山区等土壤电阻率较高的地区，其接地电阻值也不应大于 1000Ω。防雷接地工程结束后，实测接地电阻值为0.8Ω，各接地引下线与接地干线连接良好，满足防雷接地要求。

7 防雷装置的维护与运行

保证储罐的防雷装置在雷击事故中起到应有的作用，是一个十分重要的问题。要做到这一点，关键是对防雷装置进行安全检测，及时发现问题，及时整改。

储罐防雷装置安全检测应包括以下内容：

（1）接地电阻应符合要求，应该用专用接地冲击电阻测试仪进行接地电阻的测量；

（2）接闪器与引下线应采用焊接法连接；

（3）引下线的材料与尺寸应满足规定要求；

（4）断接卡应该无锈蚀；

（5）定期进行防雷设施的防腐处理。

在日常维护和运行中，还应注意以下问题。

（1）接地电阻的年度检测不能用政府部门的年度抽检代替。这是两个完全不同的测试方法，前者能够保证每个接地点的接地电阻和接地系统是完好的，而后者只能保证整个接地系统符合要求。当雷击发生时，必须将雷电流迅速传导到地下，前提就是每个接地点都是完好的。所以，接地电阻年度检测是必须进行的，不能用政府抽检代替。

（2）电解离子接地极与储罐基础钢结构的电池腐蚀问题。铁和铜在海水中的电偶序分别是-0.5V、-0.1V，两种金属之间存在电位差，当通过导体连接在一起时，就组成了原电池，作为阳极的铁被腐蚀，保护了阴极的铜。埋地电缆的钢铠被腐蚀也是这种现象，必须经常检查腐蚀的速度和程度。

篇5：LNG储罐操作规程

1.1场站调压工艺流程介绍

附上调压区域局部工艺流程图，工艺流程图中对需要操作的设备编号。

1.2 调压前的工作准备 1.2.1 工具的准备

防爆活动扳手、手套两套、防护用品两套。1.2.2 工作准备

（1）穿戴劳保用品，包括防静电服，静电鞋、安全帽等；（2）检查手机、电脑等易引发静电设备是否已放置在安全区域，检查作业周边的环境是否安全，是否满足作业条件；

（3）进站前双手在静电触摸释放设施上抚触，释放静电；（4）检查防爆扳手等调压工具是否携带齐全；

（5）检查储罐的压力表、液位计、温度计、可燃气体检测器和安全阀是否处于正常工作状态。

（6）检查管路阀门、压力表、安全阀是否处于正常工作状态。（7）准备所用防爆工具 1.2.3LNG储罐供气流程：

1.确认要供气的储罐全部阀门，除储罐根部阀及紧急切断阀外均呈关闭状态。2.开启储罐下部进液阀门及增压液相、气相阀门，检查增压气化器前后阀门均呈开启态。

3.开启要供气的气化器前低温截止阀，气化器后常温法兰球阀及调压系统所有需开启的阀门。

4.A.供气量＜1000-2000Nm3/h时使用1台储罐出液即可满足供气要求； 5.出液:.5.1 当储罐压力升至高于出站压力0.15MPa以上时，缓慢打开出液阀门，完成开始供气作业。

5.2 记录出液储罐编号，开始供气时间。

5.3 供气中要注意密切关注储罐的液位、压力变化及出站流量和压力的变化情况。

1.2.4 LNG储罐的自增压操作规程

1、手动操作时，打开阀门：增压液相阀、增压气相旁通阀、气化器进液阀门，使LNG直接进入自增压气化器，经过气化并进入LNG储罐。此时，应密切观察压力，当LNG储罐压力达到所需值时，关闭增压液相阀阀门。

2、注意事项：

(1)LNG储罐运行时，必须保证其液位高限为≤90%，低限液位为≥15%。(2)自增压系统手动操作时，现场严禁离人。

(3)自增压系统投入运行时，减压系统应处于关闭状态。

3、注意事项：

(1)LNG储罐运行时，必须保证其液位≥15%。(2)手动操作时，现场严禁离人。1.2.5 风险分析及对策

1)装卸LNG槽车时，运行人员应穿戴面罩、防静电工作服和防冻手套等。2)LNG槽车卸车时，严禁车辆移动，以免拉断装卸软管，造成大量LNG泄漏。3)管道内有LNG时，其两端阀门不能同时关闭。4)严禁触摸、踩踏低温管道及设施。

6)任何情况下，严禁水分、油份、机械杂质等进入管路，以免堵塞管路。7)严禁敲打、用火烘烤和用水喷淋冷冻部位。

8）为保证作业环境的安全性，操作工要穿戴好劳保用品，进站前要消除人体静电，场站作业区域内严禁明火，严禁使用非防爆工具和电子设备。

9）严格执行操作票制度，按照操作票的步骤执行，现场操作人员要求至少2人，一人操作，一人监护，确保操作安全。

10）操作前进行安全教育，落实好现场安全防范措施，一旦发生危险，知道如何逃生，如何控制险情。1.2.6LNG储罐维护保养规程

1.液化天然气站操作技术人员必须熟悉储罐的结构、原理，严格按操作规程进行液化天然气相关作业。

2.液化天然气操作技术人员必须熟悉储罐附件(压力表、液位计、温度表、真空度测试阀门)的性能、原理。

3.液化天然气储罐外筒为外压真空容器，严禁在负压下进行焊接作业。4.定期检查储罐外筒体，观察有无结冰结霜现象。发现有结冰结霜时，要及时报告当值班长及站长，由当值班长或站长立即与制造厂联系，查明原因立即处理，在处理过程密切注意结冰结霜的变化情况，如事故有扩大的趋势，应立即进行倒罐或停止充装作业，关闭相关进、出口紧急切断阀门。

5.定期检查储罐的连接管道、阀门等，观察有无结霜现象，发现问题及时报告当值班长，当值班长根据情况安排人员处理。

6.定期检查储罐的压力表、液位计、温度计，观察显示值是否正常。7.定期检查连接阀门的密封性能及开关动作，保证工作正常。

8.按规定定期对安全阀门、压力表、液位计、温度计、进行校验，保证工作正常并及时更新设备台帐内容。

9.定期对储罐外筒体进行防腐和对储罐的压力表、液位计、温度计进行外观清洁维护。

10.定期对储罐的压力、液位控制仪器的控制三通阀门等易锈蚀部位进行除锈防腐。

篇6：lng储罐安全隐患

一、LNG低温储罐结构图及减压增压原理图

1.低温储罐为双层结构，内胆储存低温液体，承受介质的压力和低温，内胆的材料采用耐低温合金钢(0Crl8Ni9)；外壳为内胆的保护层，与内胆之间保持一定间距，形成绝热空间，承受内胆和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压。外壳不接触低温，采用容器钢制作。绝热层大多填充珠光砂，抽高真空。低温储罐蒸发率一般低于0.2%。

2.LNG低温储罐的减压增压原理图

低温储罐的出液以储罐的自压为动力。液体送出后，液位下降，气相空间增大，导致罐内压力下降。因此，必须不断向罐内补充气体，维持罐内压力不变，才能满足工艺要求。如图2所示，在储罐的下面设有一个增压气化器和一个增压阀。增压气化器是空温式气化器，它的安装高度要低于储罐的最低液位。增压阀与减压阀的动作相反，当阀的出口压力低于设定值时打开，而压力回升到设定值以上时关闭。

增压过程如下：当罐内压力低于增压阀的设定值时，增压阀打开，罐内液体靠液位差缓流入增压气化器，液体气化产生的气体流经增压阀和气相管补充到储罐内。气体的不断补充使得罐内压力回升，当压力回升到增压阀设定值以上时，增压阀关闭。这时，增压气化器内的压力会阻止液体继续流入，增压过程结束。

二、故障现象：

LNG储罐压力迅速升高

三、可能出现的危险：

安全阀起跳喷液、阀门泄漏、人身伤害、财产损失等

四、关键控制点：

LNG储罐及附件

五、工具材料准备及安全防护设施配置：

防爆扳手、防护服、防冻手套、防护鞋、面罩或呼吸器、检漏仪一部、对讲机两部

六、主要人员：

现场操作人员2名、维修工1名、控制室监控员1名

七、作业气候、环境要求：

全天候

八、作业流程：

操作流程：

1、卸车时槽车增压过高：立即关闭自增压液相阀门并给储罐降压，待压力稳定后，缓慢打开自增压液相阀，卸车过程让压力稳定到（0.6-0.7）Mpa之间。

2、储罐内得LNG比重不统一或放置时间过长，造成罐内沸腾：如在卸车过程中，应立即停止卸车并给储罐降压，待稳定后采用正确的卸液方法（如有其他可卸液储罐应尽量让不同比重的LNG卸入不同的储罐），并且关闭正在出液的阀门，用沸腾储罐供液，降低其罐容。

3、储罐升压、降压调节阀问题（储罐压力过高或过低）：如正在增压，应关闭自增压液相阀。升压过高时，用降压调节阀旁通给储罐降压。然后，仔细排查，根据具体情况（外漏、不过气、一直过气等），检修升压或降压调节阀。

4、储罐真空度不合格或保温材料问题，保温性能下降：首先打开BOG旁通给储罐降压，然后采用问题储罐供液；如压力升高过快立即启动倒灌作业，甚至打开EAG系统降压（不是紧急情况不能打开此系统），储罐内的LNG出完后，关闭进、出液阀门。确认正常后，立即向有关领导汇报并与厂家联系，等待处理。

5、压力表问题：应更换压力表，将问题压力表维修后重新校 验或直接报废。

九、安全注意事项：

1、现场应有两人同时作业，并随时将现场情况报告控制室监控人员，让其做好远程控制准备，直至作业完毕。

2、发现储罐压力异常应立即排查，避免事态进一步扩大。

3、除站区发生更严重的事故外，发现储罐压力升高后应立即进行处理。

十、作业记录、总结

1、认真记录作业情况。

篇7：lng储罐安全隐患

关键词：大型LNG储罐,安全性,需要因素

随着能源危机与环境危机的加剧, 我国对新能源的研究越来越深入, 其中液化天然气以其无毒无害的特征逐渐被人们关注。近几年, 人们对LNG储罐的安全存储问题越来越重视, 明确LNG储罐的安全因素, 并制定相应的预防措施, 才能有效防止安全事故的发生。

1 大型L NG储罐安全存储的影响因素探究

首先要建立起一个物理模型, 对存储条件进行假设:首先是将储罐内部空间分为三部分, 一是液相, 二是分界面, 三是液相;其次是假设初始时刻储罐内部温度一致。然后使用模拟软件对罐内液体蒸发过程进行模拟, 观察相关参数的变化, 确认哪些因素会影响LNG储罐存储的安全性。

1.1 初始充满率

所谓的初始充满率, 就是最初LNG占据储罐体积的比例。将外界环境温度设置为25摄氏度, 对初始充满率进行调整, 观察储罐压力发生了怎样的变化, 安全储存时间延长或缩短的情况。模拟结束以后我们会发现, 当初始充满率不发生变化时, 随着时间的推移, 罐内的压力会逐渐加大。当初始充满率大于10%, 小于70%时, 初始充满率越大, 压力增长率就越小。也就是说在这一范围内, 初始存储率越高, 安全存储的时间就越长。当初始充满率超过80%时, 安全存储时间就会明显缩短。以上分析说明最优从存储率应该在70%到80%之间, 对相关关系曲线进行拟合, 得到初始率与安全存储时间的函数, 最终计算出78.35%是最优初始充满率[1]。

1.2 环境温度

环境温度也是一个非常重要的影响因素, 尤其是我国南北地区温度差异较大, LNG存储过程中一定要考虑到这一因素。将初始充满率设置为75%, 对不同温度下的罐内参数变化情况进行模拟。最终表明, 环境温度越高, 气体就越容易蒸发, 安全存储时间也会随之缩短。但是, 对数据进行研究以后我们会发现, 尽管二者之间表现出反比关系, 但是这种影响并不明显。

1.3 储罐容积

根据实际需要会生产出不同容积的储罐, 为了验证容积是否是存储安全影响因素, 笔者分别对五千立方米、五万立方米和十六万立方米的储罐进行模拟。对模拟结果数据进行分析以后发现, 在初始充满率相同的前提下, 储罐容积越大, 其承压能力就越弱, 安全存储时间也就越短。最优初始存储率会随着储罐容积的加大而降低, 但是幅度并不大[2]。

1.4 含氮量

LNG中主要的成分是甲烷, 另外还包括氮气以及烃类物质。在对储罐中的蒸发气体进行研究, 会发现这些气体中大多数都是甲烷和氮气, 为了研究含氮量对储罐内蒸发情况的影响, 笔者将环境温度设定为20摄氏度, 将含氮量设置为1.5%、2.2%、2.7%、3.2%, 然后对罐内液体蒸发情况进行模拟。对模拟数据进行分析, 发现含氮量越高, 压力的增长率就越大, 安全存储时间就会缩短。这种现象与氮的低沸点有很大关系, 一旦存储罐内部与环境之间出现热交换, 氮会比甲烷更容易蒸发。等到大部分氮气都蒸发出来以后, 压力增长率就开始趋于平稳。

1.5 罐体的导热系数

储罐在使用过程中会受到外力冲击, 罐体很有可能出现细微破裂, 导致水分深入到罐体中。同时罐的内壁可能会由于腐蚀问题产生孔洞, 保冷层中混入液体, 这些都会导致罐体的导热系数增大, 更容易与外界环境之间发生热交换, 降低LNG存储的安全性。为了进一步明确二者之间的关系, 笔者对不同导热系数下内部参数变化情况进行模拟, 对模拟数据进行分析以后发现, 导热系数越大, 安全存储时间就越短, 二者呈现出比较明显的反比例关系。

2 结论及建议

首先, 环境温度为25摄氏度时, 要将初始充满率设置为78.35%, 此时安全存储时间最长, 可以达到24天以上。用储罐存储LNG时, 要避免存储率过高或者过低。其次, 环境温度越高, 安全存储时间就越短, 但是二者的关系不明显。第三, 虽然说容积越小, 安全存储时间就越短, 但是并不代表要尽量减小容积, 在满足实际安全存储时间要求的前提下, 还是要尽量加大容积, 方便管理。第四, LNG中含氮量会对存储安全性造成影响, 含氮量越高, 罐内部压力增长率就越大, 安全存储时间就越短。同时, 含氮量过高还会使天然气气化后的热值明显下降, 降低了能源使用效率。因此液化天然气在存储过程中要尽量降低含氮量, 要求将其控制在5%之内。最后, 罐体导热系数越大, 内部压力增长率就越大, 安全存储时间就越短, 因此要对储罐的生产过程进行严格监督, 同时加强日常养护, 尽量降低其导热系数。

3 结语

目前LNG新型清洁能源已经被应用于很多领域中, 预计未来一段时间内对液化天然气的需求将进一步增长。为了提升LNG存储的安全性, 笔者对储罐安全性影响因素进行模拟分析, 得出结论并提出相关建议。

参考文献

[1]王武昌, 李玉星.大型LNG储罐内压力及蒸发率的影响因素分析[J].天然气工业, 2010, 12 (10) 07:87-92+137-138.