lng工藝裝置區設計規范

① 如何做好lng加氣站設備定期檢查

第九章 安全危險事項的的識別
1、由於工程設計考慮不周到、施工時埋下事故隱患或設備、管道、閥門等質量原因，造成氣體泄漏形成爆炸性混合氣體，遇火源發生爆炸和燃燒。
2、帶有天然氣的設備、管道、閥門等因為種種原因發生泄漏，其泄漏速度很快，若處置不及時、不得力，容易造成氣體大量泄漏，大面積擴散，有發生重大火災爆炸事故的危險。
3、由於操作、控制失誤，使設備、管線內氣壓超過安全放散閥的額定工作壓力，便會自動放散、排氣，也具有爆炸燃燒危險。
4、站內有產生著火源的危險。站內氣體處理系統的工藝管道，設備靜電接地和防雷接地裝置失效而產生的靜電火花、雷電火花。電氣設備和儀表因喪失防爆性能而產生電氣火花。安全管理不嚴出現漏洞等都會產生著火源，從而引發火災爆炸事故。
5、氣體壓縮系統的危險性
氣體壓縮系統是天然氣汽車加氣站的核心部分，該系統主要是通過柱塞泵進行壓縮，將天然氣的壓力提高至20MPa，然後通過管線送至儲氣設施。氣體在壓縮時，處於受壓、受熱狀態，工藝管網易造成泄漏，遇火源就會發生火災和爆炸。
6、氣體儲存系統的危險性
氣體儲存系統無論是哪種形式的儲氣系統都屬於高壓容器，因此，儲氣設備的質量問題就非常重要，儲氣設施基本都是鋼質耐壓，由於受腐蝕或存在先天性缺陷，如製造工藝不能滿足規定的技術要求，加上維修保養不善，安全管理措施不落實等因素，極易造成儲氣設施或零部件損壞，發生泄漏引起火災和爆炸事故。其危害主要有：
1）泄漏
2）管道爆裂
管道往往會因腐蝕、「氫脆」而發生爆裂。若管道質量良好，爆裂後僅產生L-CNG氣體的泄漏現象，否則將會導致整個儲氣組發生騰空而起十分危險。

7、設備控制系統的危險性
設備控制系統主要是對氣加站內各種設備實施手動或自動控制。因此，加氣站內存在著潛在的點火源，各生產環節防靜電接地不良或者各種電器設備、電氣線路不防爆、接頭封堵不良，在天然氣稍有泄漏時就易發生火災爆炸事故。
8、售氣系統的危險性
售氣系統工作時，易產生靜電，此外違章操作也容易造成安全事故，例如工作人員違章穿釘子鞋、化纖服，也易造成事故。在加氣時汽車不按照規定熄火加氣，還有尤為常見的搭載乘客在車輛加氣時吸煙的現象，都為CNG生產安全埋下了重大隱患。
8．1售氣系統的管線進入含有微量油污和雜質的氣體，造成電磁閥泄漏，由於某高、中或低壓閥關閉不嚴，閥門損壞漏氣，遇明火都會引起火災爆炸事故。
8．2售氣機接地線連接不牢或松動斷開，電阻大地10Ω，甚至無窮大，產生放電，遇泄漏的氣體易發生火災爆炸事故。
8．3加氣員不按規定對加氣車輛的儲氣瓶儀表、閥門管道進行安全檢查，查看其是否在使用期限內，特別是對改裝車輛，加氣前加氣員沒有要求駕駛員打開車輛後蓋，沒有檢查容器是否在使用期內以及貼有規定的標簽。
8．4加氣員不按規定，為未經技術監督部門檢驗合格證的汽車儲氣瓶加氣。為加氣汽車儲氣瓶以外的燃氣裝置、氣瓶加氣。
8．5加氣員在加氣時沒有觀察流量，在加氣過程中發生氣體嚴重泄漏時，沒有及時關閉車輛氣瓶閥和現場緊急關閉按鈕，沒有把氣體泄漏控制在最小范圍內。
9、柱塞泵危險性
9．1壓縮機活塞環（脹圈）吸入活門，壓出活門，填料（盤要）由於氣密不好，造成泄漏導致事故發生。
9．3在壓縮機的運行中，由於填料和活塞桿之間的摩擦或安裝不嚴密，造成漏氣，出現產生事故隱患。
9．4吸入氣體的溫度，壓縮機氣缸的容積是恆定不變的，如要吸入的氣體溫度過高，則吸入氣缸內的氣體密度減少，即重量減輕，在炎熱的夏天，此種情況更為突出，加之如果冷卻系統溫度及高壓警報系統失靈，則易造成燃燒爆炸事故。
10、.管道、閥門、電器設備危險、有害性
10．1壓縮系統管道、閥門、儀表、安全閥平時缺少維護保養，壓力超過管道設備能夠承受的強度。設備管道及配件等在運行中由於腐蝕、疲勞損傷等因素，強度降低，承受能力降低，而發生炸裂和接頭松脫。產生泄漏，遇明火高溫易發生火災、爆炸事故。
10．2壓縮系統電氣設備在運行中出現故障，電線接頭氧化松動，電氣設備封閉不嚴，金屬碰撞產生火花，均能夠導致火災、爆炸事故的發生。
11、輸氣管道的腐蝕危害
11．1腐蝕的危害
輸氣管道多以金屬材料製成，當鋼管的管壁與作為電解質的土壤和水接觸時，產生電化學反應，使陽極區的金屬離子不斷電離而受到腐蝕，即為電化學腐蝕。管道的腐蝕是人們普遍關心的課題，由於腐蝕大大縮短了管道的壽命，降低了管道的輸氣能力，引起意外事故的發生，給生產管理帶來很多麻煩和造成巨大的經濟損失。
11．2天然氣輸氣管道腐蝕的類型主要是：
按腐蝕部位可分為內壁腐蝕和外壁腐蝕。其腐蝕機理可分為化學腐蝕和電化學腐蝕。
天然氣輸氣管道中所含的H2S或CO2等雜質與金屬管壁作用所引起的為化學腐蝕。在管道低窪積水處，氣液交界面的部位，電化學腐蝕最為強烈，是管線易於起爆和穿孔的部位。
外壁腐蝕的情況比較復雜，視管道所處的環境具體分析。架空管道易受大氣腐蝕，埋地管道易受土壤、細菌的雜散電流腐蝕。
12、變配電系統及雷電、靜電危害
加氣站變配電系統危險、危害因素分為兩類：一類是自然災害如雷擊。另一類是電氣設備本身和運行過程中不安全因素導致的危險、危害，主要有觸電、火災、爆炸等，分析如下：
12．1觸電危險
加氣站配電設備、設施在生產運行中由於產品質量不佳，絕緣性能不好。現場環境惡劣（高溫、潮濕、腐蝕、振動）、運行不當、機械損傷、維修不善導致絕緣老化破損。設計不合理、安裝工藝不規范、各種電氣安全凈距離不夠。安全措施和安全技術措施不完備、違章操作、保護失靈等原因，若人體不慎觸及帶電體或過份靠近帶電部分，都有可能發生電擊、電灼傷的觸電危險。特別是高壓設備和線路，因其電壓值高，電場強度大，觸電的潛在危險更大。
12．2火災、爆炸危險
各種配電裝置、電氣設備、電器、照明設施、電纜、電氣線路等，如果安裝不當、外部火源移近、運行中正常的閉合與分斷、不正常運行的過負荷、短路、過電壓、接地故障、接觸不良等，均可產生電氣火花、電弧或者過熱，若防護不當，可能發生電氣火災或引燃周圍的可燃物質，造成火災事故。在有過載電流流過時，還可能使導線（含母線、開關）過熱，金屬迅速氣化而引起爆炸。充油電氣設備（油浸電力變壓器、電壓互感器等）火災危險性更大，還有可能引起爆炸。
12．3雷擊危險
室外變配電裝置、配線（纜）、構架、箱式配電站及電氣室都有遭受雷擊的可能。若防雷設計不合理、施工不規范、接地電阻值不符合規范要求，則雷電過電壓在雷電波及范圍內會嚴重破壞建築物及設備設施，並可能危及人身安全乃至有致命的危險，巨大的雷電流流入地下，會在雷擊點及其連接的金屬部分產生極高的對地電壓，可能導致接觸電壓或跨步電壓的觸電事故。雷電流的熱效應還能引起電氣火災及爆炸。
1）加氣站的雷電危害分布在爆炸火災危險環境、變配電電氣設備、加氣站附屬建築物等。
2）產生的原因：從雷電防護的角度分析，雷電危險因素的產生主要有：防雷裝置設計不合理：防雷裝置安裝存在缺陷。防雷裝置失效，防雷接地體接地電阻不符合要求。缺乏必要的人身防雷安全知識等。
3）靜電危害
氣體靜電的危害是任何含有顆粒物質的壓縮氣體的逸出和排放都具有潛在危險，例如，從進出氣口、閥門和法蘭漏縫處噴出帶有水殊銹末的壓縮氣體時，均可產生危險的靜電。
13．加氣站天然氣泄漏危害
加氣站內工藝過程由於大部分工藝設備處於高壓狀態，工藝設備容易造成泄漏，氣體外泄可能發生地點很多，管道焊縫、閥門、法蘭盤等都有可能發生泄漏。當壓縮天然氣管道被拉脫或加氣車輛意外失控而撞毀加氣柱時會造成天然氣大量泄漏。泄漏氣體一旦遇引火源，就會發生火災和爆炸。
13．1加氣站泄漏的主要設備
根據加氣站使用設備的實際情況分析認為，加氣站易發生泄漏的設備主要有以下幾類：輸氣管道、撓性連接器、閥門、壓力容器、泵、壓縮機、加氣機或放散管等。
1）管道：它包括管道、法蘭和接頭。
2）撓性連接器：它包括軟管、波紋管等，其典型泄漏情況為：連接器本體破裂泄漏。接頭處泄漏。連接裝置損壞泄漏。
3）閥門：它包括閥殼體泄漏、閥殼泄漏、閥桿損壞泄漏等。
4）壓力容器：主要有貯罐、潛夜泵、柱塞泵、貯氣瓶組等容器破裂而泄漏、容器本體泄漏、儀表管路破裂泄漏、容器內部爆炸等。
5）柱塞泵：它包括柱塞泵殼損壞而泄漏、壓縮機密封套泄漏。
6）放散管：放散管泄漏主要發生在筒體部位。
13．2 造成泄漏的原因主要有兩類：
1）管理原因
①對安全漠不關心，已發現的問題不及時解決。
②指揮錯誤，甚至違章指揮。
③讓未經培訓的工人上崗，知識不足，不能判斷錯誤。
④檢修應付了事或沒有及時檢修已出現故障的設備，使設備帶病運轉。
2）人為失誤
①誤操作，違反操作規程。
②判斷錯誤，如記錯閥門位置而開錯閥門。
③擅自脫崗。
④思想不集中。
⑤發現異常現象不知如何處理。
14、車輛傷害危險：
主要指站內加氣車輛和其它機動車輛在行駛中引起的碰撞、擠壓等車輛傷害事故。
15、雜訊危害
壓縮天然氣加氣站的雜訊主要來於設備運行及柱塞泵打壓完畢後的高壓瞬間卸放。雜訊對人體的危害主要是引起雜訊性耳聾，長期接觸強烈的雜訊，還能引起各種病患，使人產生頭痛、腦脹、昏暈、耳鳴、多夢、失眠、心慌意亂以及全身疲乏無力等症，雜訊干擾影響信息交流，聽不清談話或信號，促使誤操作發生率上升容易造成工傷事故，影響安全生產。
16、高溫、低溫危害
高溫作業人員受環境熱負荷的影響，作業能力隨溫度升高而明顯下降。高溫時，人的反應速度、運算能力、感覺敏感性及感覺動作協調功能都明顯下降，從而使勞動效率降低，操作失誤率增高。高溫環境還會引起中暑。
低溫作業人員受環境影響，操作功能隨溫度的下降而明顯下降。冷暴露，即使未致體溫過低，對腦功能也有一定影響，使注意力不集中，反應時間延長，作業失誤率增多，對心血管系統、呼吸系統也有一定影響。低溫環境還會引起凍傷、體溫降低易造成不安全事故的發生。
17、壓力容器爆炸的主要危害
17.1 碎片的破碎作用。高速噴出的氣體的反作用力把殼體向破裂的相反方向推出。有些殼體則可能裂成碎塊或碎片向四周飛散而造成危害。
17.2沖擊波危害。容器破裂時的能量除了部分消耗於將容器進一步撕裂將容光煥發器或碎片拋出外，大部分產生沖擊波，沖擊波可能建築物摧毀，使設備、管道遭到嚴重破壞，所處的門窗玻璃破碎。沖擊波與碎片的危害一樣可導致周圍人員傷亡。
17.3可燃介質的燃燒及二次空間爆炸危害。盛裝可燃氣體的容器破裂後，可燃氣體與空氣混合，遇到觸發能量（火種、靜電等）在器外發生燃燒、爆炸、釀成火災事故。其中可燃氣體在器外的空間爆炸，其危害更為嚴重。
18．其他危險、有害因素
18.1行為性危險、有害因素
加氣站的行為性危險、有害因素主要是人的不安全行為，如：攜帶煙火，使用手機、穿戴極易產生靜電的衣物，領導指揮錯誤，操作人員操作失誤和監護失誤以及其他人員的不安全行為，均可能導致事故，造成人員傷害和財產損失。
18.2環境的危險、有害因素
加氣站的周邊環境與加氣站的安全運營有著密切的關系，周圍環境較復雜，受外部點火源的威脅較大，如站區圍牆外閑雜人員焚燒物品的飛火，孩童放炮玩火的飛濺火花，頻繁出入的車輛，外來人員攜帶火種，在站區內吸煙，汽車不熄火加氣以及使用手機等均可能危及加氣站的安全。

② 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。

③ 天然氣液化裝置中，三級製冷過程跟二級製冷過程的區別在哪裡請詳細描述！

一、液化天然氣(LiquifiedNaturalGas，簡稱LNG)
主要成分是甲烷,被公認是地球上最干凈的能源。無色、無味、無毒且無腐蝕性，其體積約為同量氣態天然氣體積的1/600，液化天然氣的重量僅為同體積水的45%左右。其製造過程是先將氣田生產的天然氣凈化處理，經一連串超低溫液化後，利用液化天然氣船運送。燃燒後對空氣污染非常小，而且放出熱量大，所以液化天然氣好。
它是天然氣經壓縮、冷卻，在-160度下液化而成。其主要成分為甲烷，用專用船或油罐車運輸，使用時重新氣化。20世紀70年代以來，世界液化天然氣產量和貿易量迅速增加，2005年LNG國際貿易量達1888.1億立方米，最大出口國是印度尼西亞，出口314.6億立方米；最大進口國是日本763.2億立方米。
二、國內外概況及發展趨勢
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 。據資料[3]介紹，目前各國投產的 LNG 裝置已達 160 多套， LNG 出口總量已超過 46.1 8 × 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]。
2.1 國外研究現狀
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，目前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 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。
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（ LNG ）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 西南石油學院液化新工藝
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。

④ 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℃。

⑤ LNG 液化天然氣是什麼 LNG 氣化器是什麼工作原理 有什麼作用

什麼是LNG
「什麼是LNG，LNG就是液化天然氣（Liquefied Natural Gas）的簡稱。」 「先將氣田生產的天然氣凈化處理，再經超低溫（-162℃）常壓液化就形成液化天然氣。 LNG氣液之間的臨界溫度是-82.5℃，液固之間的臨界溫度是-186℃」 LNG製造中最常用的標準是美國石油學會（API）的620。 中國LNG利用 LNG（Liquefied Natural Gas），即液化天然氣的英文縮寫。天然氣是在氣田中自然開采出來的可燃氣體，主要成分由甲烷組成。LNG是通過在常壓下氣態的天然氣冷卻至-162℃，使之凝結成液體。天然氣液化後可以大大節約儲運空間和成本，而且具有熱值大、性能高等特點。 LNG是一種清潔、高效的能源。由於進口LNG有助於能源消費國實現能源供應多元化、保障能源安全，而出口LNG有助於天然氣生產國有效開發天然氣資源、增加外匯收入、促進國民經濟發展，因而LNG貿易正成為全球能源市場的新熱點。 天然氣作為清潔能源越來越受到青睞，很多國家都將LNG列為首選燃料，天然氣在能源供應中的比例迅速增加。液化天然氣正以每年約12%的高速增長，成為全球增長最迅猛的能源行業之一。近年來全球LNG的生產和貿易日趨活躍，LNG已成為稀缺清潔資源，正在成為世界油氣工業新的熱點。為保證能源供應多元化和改善能源消費結構，一些能源消費大國越來越重視LNG的引進，日本、韓國、美國、歐洲都在大規模興建LNG接收站。國際大石油公司也紛紛將其新的利潤增長點轉向LNG業務，LNG將成為石油之後下一個全球爭奪的熱門能源商品。 中國天然氣利用極為不平衡，天然氣在中國能源中的比重很小。從中國的天然氣發展形勢來看，天然氣資源有限，天然氣產量遠遠小於需求，供需缺口越來越大。盡管還沒有形成規模，但是LNG的特點決定LNG發展非常迅速。可以預見，在未來10-20年的時間內，LNG將成為中國天然氣市場的主力軍。2007年中國進口291萬噸LNG，2007年進口量是2006年進口量的3倍多。2008年1-11月中國液化天然氣進口總量為3,141,475噸，比2007年同期增長18.14%。 在中國經濟持續快速發展的同時，為保障經濟的能源動力卻極度緊缺。中國的能源結構以煤炭為主，石油、天然氣只佔到很小的比例，遠遠低於世界平均水平。隨著國家對能源需求的不斷增長，引進LNG將對優化中國的能源結構，有效解決能源供應安全、生態環境保護的雙重問題，實現經濟和社會的可持續發展發揮重要作用。 中國對LNG產業的發展越來越重視，中國正在規劃和實施的沿海LNG項目有：廣東、福建、浙江、上海、江蘇、山東、遼寧、寧夏、河北唐山等，這些項目將最終構成一個沿海LNG接收站與輸送管網。 按照中國的LNG使用計劃，2010年國內生產能力將達到900億立方米，而2020年為2400億立方米。而在進口天然氣方面，發改委預計到2020年，中國要進口350億立方米，相當於2500萬噸/年，是廣東省接收站的總量的7倍。
編輯本段LNG燃氣電廠
液化天然氣LNG作為一種清潔、高效、方便、安全的能源，以其熱值高、污染少、儲運方便等特點成為了現代社會人們可選擇的優質能源之一。天然氣是一種氣體，經過深度冷凍後變成液體，這種氣體是最干凈的，因為在液化過程中雜質變成固體被排除了，最後剩下可燃氣體。近年來，隨著燃氣蒸汽聯合循環技術逐步發展成熟，以天然氣為燃料的燃氣-蒸汽聯合循環發電以其高效率、高性能的特性已經成為世界各國開發建設電源項目的首選。由於天然氣的主要成分是甲烷，用天然氣發電，與用煤發電相比可大幅度地消減二氧化碳、二氧化硫、煙塵和煤渣等污染物的排放量，有利於環境質量的改善，這正是LNG電廠的一大優勢。
編輯本段國內已建、在建和在規劃中的LNG項目
已建：江蘇洋口港LNG項目（如東縣）廣東大鵬LNG項目（深圳大鵬鎮）、福建LNG項目、上海LNG項目、新疆LNG項目、重慶LNG項目 在建和在規劃：珠海LNG項目、浙江寧波LNG項目、深圳LNG項目、海南LNG項目、粵東LNG項目、粵西LNG項目、江蘇南通LNG項目、大連LNG項目、唐山LNG項目、山東LNG項目、甘肅敦煌LNG項目 內蒙古達拉特旗LNG項目 內蒙古磴口LNG項目 內蒙古鄂托克前旗LNG項目 內蒙古烏審旗LNG項目、陝西安塞LNG項目、河北霸州LNG項目、四川廣元LNG項目、四川廣安LNG項目 福建福州LNG項目
編輯本段LNG領跑者
隨著液化天然氣行業的發展，LNG項目的數量也就不斷的攀爬上來，雖如此，但這也算是一門新技術，很多人對LNG行業以及技術還是了解甚少，所以LNG領跑者承載著艱難的使命，公共打造最權威、最專業的液化天然氣行業論壇
編輯本段北京燃氣LNG項目組
LNG項目組是由北京燃氣集團的子公司——北京燃氣用戶服務有限責任公司組建的。負責北京燃氣集團次渠LNG中轉站、LNG加氣站項目的實施、運營以及LNG的推廣工作。負責LNG項目中長期規劃、拓展車用LNG市場、開拓郊區縣LNG市場、開展LNG安全應急氣源儲備工程調研與規劃。

⑥ lng儲罐要注意的問題有哪些

1.LNG儲罐內LNG分層和「翻滾」的預防和控制
當船運LNG注入LNG儲罐時，LNG在充裝時可以從上部管口直接進入LNG儲罐，也可以通過頂部插入管由底部進入LNG儲罐。這樣的設計可使不同比重的LNG以不同的方式進入LNG儲罐。通常，為防止LNG儲罐內的LNG發生分層和「翻滾」，較重的LNG從上部進入，較輕的LNG從下部進入。同時，也可通過LNG低壓輸送泵使罐內LNG循環到上部或底部，從而有效防止分層、翻滾現象的產生。在LNG儲罐頂設置環狀噴嘴，可以在LNG儲罐充裝LNG之前，用少量LNG對LNG儲罐進行預冷，以避免LNG儲罐在充裝時溫度急劇變化導致過高的應力和LNG的大量蒸發氣化，這種設計對LNG儲罐的安全很重要。如果該調峰LNG儲罐儲有LNG並持續一段時間未再注入或使用LNG，則由於外界熱量的導入，使LNG蒸發，從而使罐內的LNG密度提高，這時再注入LNG就有可能形成LNG的分層。在實際操作過程中，可以採取一些方法防止LNG分層和「翻滾」：
1)根據LNG的密度等因素，設計合理的LNG充裝工藝；
2)設置循環系統；
3)監控LNG的蒸發速率；
4)針對罐內LNG的整個高度進行溫度、密度檢測；
5)避免在同一個LNG儲罐內儲存品質相差較大的LNG；
6)LNG的氮含量應低於1mo1%。
一旦LNG儲罐內發生LNG「翻滾」，氣化後的大量天然氣將難以及時通過泄放裝置排放。為防止發生事故，還需設置安全排放口、排放火炬、回收壓縮系統等。
液化天然氣作為一種清潔、高效優質的能源，成為我國乃至世界能源供應增長速度最快的領域，這是因為LNG除了可用在工業燃料和化工原料外，還可用作民用燃料，尤其在城市配氣系統中作為調峰的手段，能充分保證城市安全、平穩的供氣。這就使我國迅速成為跨入LNG進口大國的行列。為此，本文對LNG特有的物理現象加以分析，介紹了LNG在儲存和運輸中的各種潛在的危害及預防措施，對加強LNG的安全利用可以起到一定的指導作用。
2.LNG儲罐壓力控制
LNG儲罐的內部壓力需要控制在允許的范圍之內，LNG儲罐內壓力過高或出現負壓對貯罐都是潛在的危險。影響貯罐壓力的因素很多，諸如熱量進入引起液體的蒸發、充注期間液體的閃蒸、大氣壓下降或錯誤操作，都可能引起LNG儲罐內壓力上升。另外，在非常快的速度進行排液或抽氣、充注的液體溫度較低時，有可能使LNG儲罐內形成負壓。LNG儲罐應具有罐內壓力的控制裝置，使LNG儲罐內的壓力在允許范圍之內。除此之外，貯罐還必須有足夠的壓力安全閥和真空安全閥。真空安全閥能感受當地的大氣壓，以判斷LNG儲罐內是否出現真空。前者防止LNG儲罐超壓，後者預防LNG儲罐出現負壓。LNG儲罐的壓力安全閥和真空安全閥與LNG儲罐體之間還需設置有一個手動開關的截止閥，以便安全閥的檢修。安全排氣裝置還應充分考慮在火災情況下如何進行安全排放。
3如何控制LNG儲罐低溫帶來的燒傷問題
低溫表麵包括LNG液體表面、LNG低溫管線及設備等。如果與這些低溫表面接觸的皮膚區域沒有得到充分的保護，就會導致低溫凍傷。凍傷的程度由接觸時間的長短以及皮膚與冷源之間的熱傳導率決定。皮膚與液體及低溫金屬物之間的熱傳導率較高。如果皮膚的表面潮濕，與低溫物體接觸後，皮膚就會粘在低溫物體的表面。這時候如硬將皮膚從低溫表面挪開，就會將這部分皮膚撕裂。因此，可通過加熱的方式將粘結的皮膚從低溫表面挪開。對於接觸低溫的操作人員，一定要穿上特殊的勞保服，防止皮膚與低溫液體直接接觸。LNG工廠操作工人特殊的勞保包括：配帶防護鏡或護目鏡、安全帽、隔音耳塞或耳機，以保護暴露在外的眼睛及臉部；必須戴上皮手套，穿長褲、長袖的工裝及高筒靴，這些衣物都要求由專門的合成纖維或纖維棉製成，且要尺寸寬大，便於有低溫液體濺落到上面時，快速脫下。
對於低溫設備，包括低溫管線及閥門，設計上都考慮到了操作工的安全，對它們都要求進行保冷、防護，這樣就可避免操作工直接與低溫金屬表面相接觸。對於其它表面及結構，例如支撐物或其它組件，由於LNG或低溫氣體的排放，它們就可能變成低溫。這時操作工除了可能與低溫表面接觸造成傷害外，還會面臨由於材料自身特點發生變化而造成意外傷害。 因此，工廠操作人員應熟悉與低溫接觸的這部分構件的性質，避免產生意外傷害。
人員與低溫氣體接觸後，其接觸面比與低溫液體的接觸面大。低溫氣體大量釋放，其導熱率相應較高，會大面積地凍傷人體。呼吸低溫蒸氣有損健康，在短時間內，將導致呼吸困難，時間一長，就會導致嚴重的疾病。所有的LNG蒸氣並沒有毒，但它們會降低氧氣的含量，導致窒息。如果吸純LNG蒸氣，很快就會失去知覺，幾分鍾後便死亡。當空氣中氧含量逐漸降低，操作工人可能並不會意識到。等最後意識到時，已經太遲。要預防低溫氣體對人體產生窒息危害，則需配備可燃氣體探測器。在封閉房間內，應安裝固定的可燃氣體探測器，在室外，應配備攜帶型可燃氣體探測器，隨時探測低溫氣體濃度。一旦低溫氣體濃度達到報警值，探測器就會發出報警，避免低溫氣體對人員造成傷害。