大型液化天然气储罐

大型液化天然气储罐（精选3篇）

大型液化天然气储罐 篇1

一大型液化天然气储罐简介

1、液化天然气

液化天然气 (Liquefied Natural Gas, 缩写为LNG) 是当前非常重要的一种燃料, 它与煤、石油相比, 具有以下优点:1) NOx、COx含量低且几乎不含硫;2) 使用时方便可靠, 且运输节约成本;3) 储存效率高, 占地少, 投资省;4) 抗爆性好、燃烧完全、排气污染少;5) 生产使用比较安全, 不易致引起自然爆炸;6) 污染小, 是一种较好的环保染料。近几年来, 随着能源资源利用形式的多样化, 国内对L N G终端结构材料的需求量也越来越大。

2、LNG储罐

1) 结构与特殊要求

LNG储罐是储存和运输LNG的一种重要的设备, 它的设计温度为一1650C, 由于设计时必须考虑到用氮气冷凝时可能出现的温度, 故设计温度范围在一165与一196℃之间。LNG储罐属常压、低温大型储罐, 分为地上式与地下式两类, 通常为平底双壁圆柱形。储罐内壁与LNG直接接触, 一般采用含镍9%的合金钢, 也可为全铝、不锈钢薄膜或预应力混凝土, 外壁为碳钢或预应力混凝土。壁顶的悬挂式绝热支撑平台为铝制, 罐顶则由碳钢或混凝土制成。罐内绝热材料主要为膨胀珍珠岩、弹性玻璃纤维毡及泡沫玻璃砖等。LNG储罐又有单容 (单封闭) 罐、双容 (双封闭) 罐及全容 (全封闭) 罐、薄膜罐四种。由于LNG的特殊性也就决定了设计中的难度与特殊要求: (1) 耐低温。由于其设计是将天然气液化并采用常压或是稍高于常压的方式存储与高压常温储存方式相比, 可以大大降低罐壁厚度, 提高安全性能, 同时也就要求其必须耐低温。 (2) 安全要求高。由于罐内储存的是低温液体, 储存量大 (目前大部分是16万立方米的大型储罐) , 储罐一旦出现意外, 大量挥发的冷藏液体将会在大气中形成会自动引爆的气团。因此, API、ENl4620等规范都要求储罐采用双层壁结构, 运用封拦理念确保储存安全。 (3) 材料特殊。内罐壁要求耐低温, 一般选用9N i钢, 外罐壁为预应力钢筋混凝土, 一般设计抗拉强度≥20 k Pa。 (4) 保温措施严格。由于罐内外温差最高可达200摄氏度左右, 要使罐内温度保持在一162℃, 罐体就要具有良好的保冷性能, 在内罐和外罐之间填充高性能的保冷材料。罐底保冷材料还要有足够承压能力。 (5) 抗震性能好。为保证安全对LNG储罐要求在规定地震荷载下不倒也不裂。因此必须选择合适的地方避开地震带, 施工前必须对储罐做抗震试验。 (6) 施工要求严格。储罐焊缝必须进行100%磁粉检测 (M T) 及100%真空气密检测 (VBT) 。要严格选择保冷材料, 施工中应遵循规定的程序并保证储罐的垂直度。

2) 设计中的难点

LNG在设计过程中主要存在以下几个方面的难点: (1) 风载荷和地震载荷、储罐内压可能造成的罐体不稳定; (2) 罐底边缘板受力情况复杂且计算所得的应力值较高; (3) 由于计算腐蚀裕度时产生误差造成的底圈壁板局部严重腐蚀; (4) 罐壁承受着较大的边缘应力。

二国内外大型液化天然气储罐的发展现状

1、国外大型常压LNG储罐现状

LNG贮存与运输是LNG工业中非常重要的一个环节, 但对LNG接收站或调峰型液化工厂来说, 这些都占有很高的投资比例, 因此世界上许多国家都非常重视大型常压LING储罐设计和制造。阿尔及利亚、文莱和印度尼西亚等LNG输出国和英国、法国、日本等输入国都建有大量大型常压LNG储罐。目前LNG在亚洲的应用量是最大的, 约占全球的78%, 其中日本的应用量占全62%。LNG储罐储存容量通常按照液化装置的液化能力、长距离运输所需总容量或冬季燃气调峰贮备来考虑, 其工作压力可在3.4~30KPa之间选择。储罐形式取决于容量大小、投资费、安全因素以及当地的建造条件等。目前世界上不少国家都有能力和技术建造大中型常压储罐。容量为45000--200000m3数百台LNG储罐在许多国家和地区正发挥着基本负荷贮存、高峰负荷贮存及终端贮存的各种功能。

2、国内大型常压LNG储罐现状

我国是世界天然气大国之一, 有丰富的天然气资源, 但我国还没有大规模液化天然气系统工程实践, 天然气液化技术的发展使得西部地区的天然气低成本走向东、南部沿海地区成为可能, 进而缓解我国天然气资源分布不均的矛盾。目前我国对天然气液化技术方面所做的研究还很少, 尚未掌握液化天然气核心技术, 也没有大型LNG储罐国家标准, 与发达国家相比还存在很大的差距。国内目前尚无自行设计、建造的大型常压LNG储罐, 由国外引进技术自行承建的也屈指可数。随着液化天然气工业的发展, 我国对液化天然气储罐的研究也越来越重视。近10年来我国在积极引进液化天然气开拓能源供应渠道多元化, 继建成了上海LING事故调峰站、河南中原天然气液化工厂和新疆天然气液化工厂等。同时引进的广东、福建和上海LNG项目近年来均获重大进展。

三大型液化天然气储罐的发展趋势

纵观LNG储罐的发展历程可以看出, 储罐大型化是必然趋势, 其具有以下突出优点:1) 储罐越大, 越节省钢材、节省投资, 布局紧凑, 占地面积小;2) 在总容积相同的情况下, 几台大设备要比一群小设备占地面积节省得多;3) 便于操作管理, 几台大设备比一台小设备在检测、维修和管理等方面都比较方便。这些优点是储罐大型化的动力, 大型常压LNG储罐将会成为LNG储罐的发展趋势。LING储罐的大型化要适度, 即需要经济规模的大型化, 这有利于LNG的统一管理, 从而可以使LNG的利用更加安全、合理。LNG储罐的常压化可以使LNG储罐在建造过程中可以节省更多的人力、物力, 并且也降低了在LNG使用过程中的危险。

总结:综上所述, 进一步加强对液化天然气低温储罐的研究对推动液化天然气工业的发展, 解决日益恶化的环境问题和能源危机具有十分重要的现实意义, 因此, 大型常压储罐是大势所趋。

摘要：本文从大型液化天然气储罐的简介入手, 重点探讨了国内外大型液化天然气储罐的发展现状及其发展趋势。

关键词：大型,液化天然气,储气罐,发展

参考文献

[1]黄帆.我国液化天然气现状及发展前景分析[J].天然气技术, 2007 (1) :68-71.[1]黄帆.我国液化天然气现状及发展前景分析[J].天然气技术, 2007 (1) :68-71.

[2]郭揆常.LNG接收站建设[J].上海电力, 2009 (6) :492-494.[2]郭揆常.LNG接收站建设[J].上海电力, 2009 (6) :492-494.

大型液化天然气储罐 篇2

关键词：LNG储罐预冷革新

一、概述

随着经济的发展, 城镇发展也上升到了一个新的水平, 政府对环境的整治力度越来越大, 人们对能源要求也越来越高, 天然气作为优质的清洁能源越来越备受青睐, 天然气也因此逐步步入人们的生活。伴着西气东输一线、二线和中亚油气管道、中缅油气管道的建成与投产, 天然气的供应量得到大幅度的增加, 天然气的应用在能源结构中的比例也明显提高, 可以说中国已经逐渐走向天然气时代。

天然气管道, 尤其是长距离管道具有输送工程规模大、成本高, 建设周期长等特点, 这就很难对城市的天气需求给予满足, 全部城镇短时期内都普及使用管输天然气并不现实, 就出现了天然气供需的矛盾。液化天然气 (LNG) 能够很好的将资源地域分布与市场需求之间的矛盾解决, 为了使能源短缺的问题得到解决, 我国引进了液化天然气, 各类液化天然气储存气化站、储配站、简易撬装供应站便应运而生, 并等到了快速的发展。这些场站建设、投产与运营管理中的技术和安全问题也一直为人们所重视, 特别是LNG储罐的预冷和投产一直被列为天然气场站管理中的重中之重。

二、LNG储配站组成及预冷流程

目前, 我国大多数LNG储配站主要包括卸车台、增压系统、LNG储罐、气化系统及调压、计量、加臭系统以及低温管道。储配站的LNG是由低温槽车运过来的, 槽车储罐的增压采用的是增压器, 然后通过压力差距的作用, 将LNG通过卸车台的管道输送到气站的储罐中;同样是采用增压器, 来使LNG储罐的压力达到一定标准, 然后通过出液管道将LNG输送给气化系统进行升温气化, 接着由出站调压器进行降压, 压力降到要求值后, 通过计量和加臭系统输送至燃气管网系统内。

LNG储配站预冷的介质一般为液氮, 这是由于液氮为惰性、无色、无嗅、无腐蚀性、不可燃烧, 不支持燃烧, 温度极低, 是构成大气的大部分 (体积比78.03%, 重量比75.5%) , 来源广, 因此液氮成为LNG储配站的预冷的理想介质。

预冷大体指导思想, 设备及管道的初级预冷先使用气相氮气, 然后用液相氮再进行深度预冷。具体流程为:液氮槽车→卸车增压器→气相管道→进液管道→储罐→出液管道→汽化器→BOG汽化器→EAG汽化器→储罐增压器。见图1。

三、常见的预冷步骤

步骤一:低温气阀氮气对系统的预冷

首先把氮气槽车气相管与LNG气相管连接起来, 然后将阀门打开让低温氮气进入气相管道, 打开阀门的动作一定要慢;通过BOG汽化器、调压、计量设备后在放散塔放空。待BOG汽化器以及管道系统恢复正常后, 在进液管上连接低温气相氮气, 让气相氮气慢慢进入液相管和储罐, 当储罐的压力达到设定值 (一般为0.2MPa) 时, 将下进液管阀门关闭15分钟保冷, 然后将溢流管阀门打开, 对排出气体的露点进行检测, 如不合格, 重复以上程序, 以露点低于-40℃为标准。达到标准后, 通过储罐出液阀门将低温气相氮气缓慢引入汽化器、调压、计量设备后放空。汽化器预冷正常后再对EAG汽化器、储罐增压器、卸车增压器、剩余管道进行预冷。

检查该完毕后, 要关闭所有的阀门, 才能进行下一步骤。

步骤二:液氮的预冷

系统温度经过气相氮气的预冷大约在-40℃左右, 但要满足运行状态, 温度必须还必须降至-160℃, 这就需要液态氮气预冷。

把槽车液相管与进液管连接起来, 打开储罐上的进液阀门, 让低温氮气缓慢的进入储罐内。液相氮气进入储罐后会立刻气化, 然后把储罐气相管出口管道上的阀门打开, 让已经气化了的氮气经过BOG管道以及放散塔放散。此时要对储罐溢流口处的气体温度进行检测, 当温度下降到-100℃以下时, 储罐上进液阀就可以关闭。在这之后由于储罐和液氮间在不断的进行换热, 因此还会有大量的气体被排出, 这个时候就可以利用这些排放的气体进一步冷却管道。然后将下进液阀打开, 当液位计的液位指数达到约5m3时关闭, 进行储罐的冷却, 一般为30分钟后, 如果在氮气气化量极少的情况下储罐压力还处于稳定状态, 就能够确定预冷基本完成。此时就可以进行汽化器的预冷, 将汽化器后阀门、调压、计量设备入口的阀门、放空阀门打开。然后打开储罐出液阀门让液氮缓慢地进入汽化器。严密观察汽化器是否有泄漏等情况, 汽化器预冷完成后, 还要对其他设备以及管道进行预冷。

四、常见预冷步骤中的不足和革新

我们注意到常用预冷步骤二中, LNG储罐进液时, 是“缓慢打开储罐上进液阀门, 使槽车内的低温氮气进入储罐内”, 由于氮气的密度比空气的密度大, 氮气自然从储罐上部往下部沉, 而本来位于储罐下部的空气由于受密度小和氮气的挤压会慢慢往储罐上部飘, 两者相互融合、相互稀释, 再从储罐上部的气相管道放掉, 速度非常缓慢, 也十分浪费氮气。

针对这一情况, 我们如果利用氮气和空气密度的不同, 在预冷步骤二中, LNG储罐进液时, 是“缓慢打开储罐下进液阀门, 使槽车内的低温氮气进入储罐内”, 这样密度较大的氮气相对于空气一直处于储罐的下部, 密度较小的空气会自然而然的被氮气一层一层的往储罐上部挤压和转移, 它们之间只有界面的接触, 如果打开储罐上部的气相管道, 空气会顺理成章的被置换出储罐, 这样一来, 整个预冷中的这一关键环节就不仅大大提高了速度, 也大大的节省了氮气, 降低了成本, 提高了安全系数。见图2。

结语

总的来说, LNG储罐的预冷是整个液化天然气 (LNG) 储配站预冷投产中的最关键环节, 该项技术也在不断探索中渐趋成熟, 结合实际情况正确采用预冷方法不仅能提高速度, 而且能有效降低预冷的成本, 也能保证预冷的安全。

参考文献

[1]GB 50494-2009, 城镇燃气技术规范[S].住房和城乡建设部标准定额研究所, 中国市政工程华北设计研究院, 北京:中国建筑工业出版社, 2009 (08) .

[2]GB 50028-2006, 城镇燃气设计规范[S].北京:中国建筑工业出版社, 2008 (07) .

大型液化气储罐消防安全设计研究 篇3

1 液化气的理化特性

液化石油气(liquefied petroleum gas,简称LPG)的主要成分为丙烷、丁烷,密度比空气大,具有易燃、易爆、容易积聚也容易扩散的特点。一旦液化石油气泄漏,便会在低洼处积聚,很小的点燃能量便可燃烧。

天然气(Natural Gas)是埋藏在地下的古生物经过亿万年的高温和高压等作用而形成的可燃气,是一种无色无味无毒、热值高、燃烧稳定、洁净环保的优质能源,其主要成分为甲烷,主要存在于油田和天然气田中。天然气是较为安全的燃气之一,密度比空气小,一旦泄漏,立即会向上扩散,不易积聚形成爆炸性气体,安全性较高。

2 液化气的储存形式

液化石油气和天然气是重要的能源,其储存方式主要有:常温压力储存,储罐型式多为球罐,地上布置;另一种为常压低温储存,储存方式是选用常压低温的固定储罐。

低温常压储存相对于常温压力储存,储存压力低,安全性较好;低温储罐实现了大型化,占地少,降低了储存成本;结构简单,施工容易,建设成本低。因此,储存少量的液化气常采用常温压力球形罐,大量的液化气储存常采用低温常压储存。

3 大型液化气储存设备危险性分析

液化石油气(LPG)和液化天然气(LNG)的理化性质决定了其储存设备具有较高的火灾危险性。大型液化气储存设备常采用低温常压储罐。液化气在常压下经低温液化储存,在其运行中仅存在压力和气液状态的转化过程,但潜在着较大的危险性。其危险性主要表现在如下几方面:

(1)由于大型低温储罐储存量大,发生事故往往产生较严重的损失。

(2)低温储罐容量大,结构设施复杂,泄漏点多,发生泄露事故的几率增大。常发生泄露的部位主要有:码头的输油(LPG) 臂与船体连接处、罐本体的泄漏、低温罐的LPG机泵及管路、LPG蒸气压缩冷凝回收系统、液化气加热器、埋设的液化气长输管线等。

综上分析可见,无论是高温压力储罐还是低温常压储罐,在储存、转运过程中均潜在一定的火灾危险。为了有效降低液化气储罐发生火灾事故的几率,在储罐设计之初,必须严把技术关,减少设计性不足,提高储罐运行的安全性。

4 液化石油气储罐消防设计

液化石油气常温下为气体,以液态形式储存。为降低液化气储罐发生事故的几率,将火灾消灭在初期阶段,液化石油气储罐的消防设计主要体现在如下方面:

4.1 工艺设计

4.1.1 储罐形式的选择

液化石油气以液态形式储存,常用的储罐为常温高压储罐和低温常压储罐,从性价比及安全性等多方面考虑,低温常压储罐用于大体量液化气储存更经济、安全。低温储罐可分为单壁和双壁低温储罐。单壁储罐结构简单,造价低,保温效果不理想。双壁低温储罐又分为双拱顶双壁和吊顶双壁低温储罐,前者虽能取得良好的保温效果,但结构复杂,施工难度大,而后者往往具有较好的安全性。因此,对于大型低温储罐选用吊顶双壁储罐具有较好的安全性。

4.1.2 储罐材料的选择

低温储罐储存的介质温度比较低,如LPG(-42 ℃)、LNG(-162 ℃),许多钢材会在低温脆化温度下急剧失去韧性,因此选材时应首先考虑在储存温度范围内钢材有足够的强度和韧性。如,LPG储罐用钢材一般选用Al镇静钢,LNG储罐内罐可采用材质为含Ni 9%的低温钢,外罐材料为16MnDR等。

4.1.3 储罐基础设计

大型低温储罐的基础可分为地上式设置和高台式基础,采用地上式设置基础时,如果没有供热设施,周围土壤最终将达到零度以下,容器变成了吸热源,造成罐的周围土壤中的水分冻结,出现地面隆起现象。为了保证低温罐周围土壤温度在冻土温度以上,通常在储罐基础内安装加热电阻、加强电缆或采用热液循环盘管以提高土壤温度。

4.1.4 合理设计保温层

对于吊顶双壁储罐,内罐往往设计成钢质罐,除吊顶采用普通钢材外,罐体其它部分均采用低温钢制造。外罐为预应力混凝土罐或钢制储罐。为减少储罐的热量传递,吊顶、内罐外壁和罐底均进行保温。常用的保温措施是在内胆和外壳间的间隙内充填多孔膨胀珍珠岩,用以保冷和维持低温状态。罐顶悬吊一层平顶带玻璃棉保冷层。罐底保冷结构是低温储罐保冷设计的关键,底部保冷材料采用膨胀珍珠岩混凝土。

为了检测内罐的泄漏情况,在隔层间内竖向多个不同方位设置热电偶, 根据温度指示的变化测得泄漏点的部位,同时启动隔层间的氮气安全保障系统,将氮气通入夹层内进行置换,减少发生事故的可能性。

4.1.5 减少管路和附件发生事故的几率

为了最大程度地减少泄漏, 装置所有的管线开口均设置在低温罐顶部, 即“顶部进、顶部出”。每个储罐均配置两台浸没式罐内泵,向外界输送物料。

液化气的收受、储存和输送等生产全过程为密闭操作;设备、管线、阀门、法兰等充分考虑密封严密性。密封件(如垫片) 的选材,考虑低温下耐冷冲击的特殊性能,以防冷脆损坏, 同时采用非燃烧材料。

在爆炸危险场所选用相应等级的防爆型电器和仪表设备,按防爆等级要求配置防爆照明、防爆开关和插座、防爆对讲电话等设施,电缆接头按防爆要求进行施工安装和封堵。

4.1.6 选择性能优良的制冷系统

保持储罐压力稳定,是储罐安全的重要保证。储罐内储存的低温液化石油气在吸入热量后, 压力上升非常迅速。例如:在储罐压力为0.01 MPa时丙烷的饱和温度为-41.84 ℃,如果温度上升1.5 ℃,则储罐压力立即上升至0.017 MPa。为了将低温罐内液化石油气的温度和压力保持在规定的范围之内,必须及时将由环境进入低温罐的热量排除。将罐内的气相引至压缩机进行压缩,然后通过冷凝器将压缩后的高压气体冷凝为液相,经过节流制冷后返回储罐或者直接将凝液送出至常温高压储罐。每个储罐均配有两台压缩机,平时操作中一备一用。

4.1.7 设置防静电、防雷设施

静电是引起火灾和爆炸事故的重要原因。在液化气的储存和输送过程中要采取防静电措施。消除静电的主要途径有两条:一是加速静电泄露和中和;二是控制工艺过程,限制静电产生。常用的方法有:控制流速、保持良好的接地、增加空气湿度、掺杂降低电阻率、人体静电防护等技术措施。同时在罐区设置防雷设施。

4.1.8 设置罐区监测设施

低温储罐、压缩机房、LPG热交换区、装卸码头均设置了可燃气检测报警系统,多只探头工作状况均集中反映在控制室系统平面图上,可燃气检测在控制室仪表盘上有指示和报警信号,可进行24 h全天候在线监测。

工艺全过程采用微机控制,装置现场可设可调式摄像头,在控制室控制平台上可24 h监控现场工艺操作过程及现场巡视情况。

4.1.9 设置可靠的电路系统和安全排放设施

制冷系统是低压储罐安全运行的重要保证,而电力系统又是制冷系统正常运转的重要前提,所以在储罐区采用双回路电源供电,条件允许下,可同时配备UPS不间断电源。

液化石油气密度比空气大,易在低洼处积聚,遇到火花可能发生事故。所以低温罐区的安全阀和泄放管均通向火炬,低温罐本体放空管也接入火炬系统。

4.2 储罐布局

按照《建筑设计防火规范》的规定,液化石油气储罐之间的防火间距不应小于相邻较大储罐的直径;按照《石油化工企业设计防火规范》的规定,液化烃类全冷冻式储罐的防火间距为0.5D。据资料介绍,西方国家在20世纪50年代前,油罐的防火间距为1D(油品闪点小于60 ℃时)。后来各国作了不同程度的缩小,英国和法国为D/2,日本为D/3,美国为(D1+D2)/6,原苏联为3/4D。法国安全规范和劳动保护规范规定,油品闪点大于55 ℃时,罐间距不得小于2 m,英国商业石油库安全规范规定,油品闪点大于67 ℃时,油罐的间距不加限制。相比之下,我国规范规定的数值较大,火灾情况下较为安全。

为了验证规范规定的间距是否安全,Raj建立了辐射热传递模型验证NPFA58中规定的液化气储罐的防火间距,以直径为30.5 m池火为火源,计算了不同尺寸符合ASME(美国机械工程师协会)标准的液化气储罐湿罐壁处接受到的辐射热,通过计算发现,在满足规范规定条件下的储罐外壁接受到的辐射热没有超过罐壁的承受极限,也就是说,储罐间距满足规范规定数值时,能够保证火灾情况下相邻储罐的安全。

南京工业大学的李丽霞同样也研究了在池火状态下,储罐的防火间距,通过模拟研究认为,目前我国的相关规定,能够满足防火的需要。

4.3 消防设计

泄漏是引起液化气储罐发生火灾爆炸事故的主要原因,比较典型的案例如西安“3·5事故”和东方化工厂火灾事故。当储罐发生火灾时,就让它燃烧并尽力关闭气体泄漏源,不关闭气体泄漏源去灭火可能引起更大的危险。所以,对于液化石油气储罐的消防保护,关键不在于灭火,而是对储罐的冷却保护。通常采用水冷却罐壁或设置隔热涂层的方法和设置泄压阀来实现。

4.3.1 固定冷却系统

固定冷却系统有在储罐顶部集中配水沿罐壁漫流式、固定水喷淋、固定水炮和水喷雾四种基本形式。当火灾发生时,系统的控制阀可以自动打开,也可以设为手动方式。在前三种方法中,水经释放结构喷出后直接以水流的形式作用于保护面积,所以耗水量大,水利用率低,尤其是固定水炮系统。同时由于水释放后大部分汇集成水流,受火场环境影响较小。水喷雾系统喷出的水滴较小,虽然很大程度上提高了水的利用效率,但易受风和火焰热流的影响,水喷雾冷却系统往往设计成高压系统,以保证雾滴有较大的势能。各种因素综合考虑,认为对于大型低温储罐,采用沿罐壁下流的喷淋系统应较为有效。为避免储罐发生火灾爆炸,将固定冷却系统损坏,可采用固定水炮系统结合水喷淋系统共同对储罐进行保护。

一定的喷水强度是冷却系统有效发挥作用的可靠保证。Shirvill研究了3 t丙烷和丁烷储罐发生喷雾火时,雨淋系统对储罐进行保护的有效性。实验中雨淋系统的应用喷射强度根据NFPA15确定,采用10.2 dm3·min-1·m-2。研究发现,在喷雾火的状态下,雨淋系统并不能完全覆盖液化气储罐的表面,在水流断流干表面处温度达到120 ℃,虽然温度升高,但升温速率明显降低。为了进一步研究在上述状态下雨淋系统对液化气储罐保护的有效性,Roberts研究了增强雨淋系统的应用喷射强度,在实际喷射强度达到10 dm3·min-1·m-2时雨淋系统的有效程度。结果表明,当实际喷射强度达到10 dm3·min-1·m-2时,雨淋系统能够有效保护储罐,而此时喷射强度大约为应用喷射强度的4倍。在这种喷水状况下,即使一个喷头堵塞导致罐表面温度升高,也不会使储罐失效,如果相邻多个喷头堵塞,则可能导致储罐发生事故。所以,在进行系统设计时,必须严格执行相关规定,正确领会条文的具体含义,以确保储罐安全。

4.3.2 移动冷却设施

移动式水冷却系统指采用车载消防水炮或消防水枪,以人工操作进行喷水的一种冷却方式,是储罐火灾中经常采用的方法。该方法具有操作简单、可移动、根据不同火灾条件灵活应用等优点,尤其是当固定系统受到破坏时,移动设备便成为主要的冷却设施。所以,在大型液化气生产、储存单位需配备完善的移动设备。

4.3.3 设置消防给水系统

无论是固定冷却设备还是移动冷却设备,都需要大量的消防用水,在储罐区应有一个完整的消防水系统,主要包括消防水池、消防水泵和给水管网。一般系统设置成临时高压给水系统(或稳高压给水系统)。平时,靠稳压泵维持系统的压力,当发生火灾时启动消防水泵,达到灭火、冷却需要的压力。消防用水一般通过消防水池、水罐或利用附近的江河湖泊的水资源作为消防用水,保证火灾的情况下具有足够的冷却和灭火用水。低温常压储罐多建于沿海地区,消防用水水源有的为淡水,有的为海水,在使用过程中,优选淡水水源,如淡水水源不足时,方可考虑采用海水消防。

4.3.4 采用防辐射热涂料

防火隔热层是位于火焰和金属壳体之间的绝热层,它能延缓罐壁温度升高和介质压力上升,从而为采取其它灭火措施争取时间。设置防火隔热层的关键是要合理地选择并安装具有足够阻火率且适合使用环境的隔热材料。设置防火隔热层具有明显的优越性,能从火灾发生的瞬间就开始提供防护,不需要以任何方式开启系统,不需要用冷却水防护。锦州石化公司6台液化气储罐,设计压力为0.7 MPa,操作压力为0.16～0.6 MPa,操作温度为20～42 ℃。2000年涂刷隔热涂料防腐蚀降温,效果良好,因而取消喷淋水冷却装置,节水节电可观。

4.3.5 设置安全泄压装置

储罐发生爆炸,往往是超压造成的。所以及时将储罐蒸气压力排出,会大大降低储罐发生爆炸的危险。然而泄放的蒸气可能会发生燃烧和爆炸,使储罐处于危险之中。因此在设计过程中安全阀排放的液体,尽量排放到火炬系统中。安全阀泄压虽然可以降低储罐内的压力,但是不能防止储罐罐壁温度升高,如果单独使用安全阀,储罐仍然有破裂爆炸的危险。因此,防爆泄压一般总是与其它防护方式共同使用。

为了综合研究池火状态下液化石油气储罐保护方式的性能,Shebeko分别从理论和实验的角度,以50 L液化石油气储罐为研究对象,分别检测了安全泄压阀、膨胀型防火涂层和隔离辐射热的措施等保护方法在池火状态下对储罐的保护程度,通过实验发现,即使在没有其它保护措施下,泄压阀阻止了储罐发生爆炸,隔热设施明显降低了储罐压力上升的速度,延缓了泄压阀开启的时间。

总之,为加强液化气储罐的消防安全管理,不仅要严把设计关,而且要加强其它方面的建设与管理,可综合概括为六个方面,即设计、维护、装备、操作管理、现场和其它等环节,其详细描述见图1所示。大力加强每个环节的建设是有效控制液化气火灾的重要前提。

5 结 论

通过对大型液化气储罐消防设计分析,主要得出如下几点结论:

(1)大型低温储罐在储存、转运过程中存在较多的泄漏点,泄漏事故是大型储罐主要的安全隐患。

(2)从工艺设计、储罐布局和消防设计等方面探讨了大型低温储罐消防设计应注意的问题。

(3)从设计、维护、装备、操作管理等方面总结了确保液化气储罐安全运行的技术关键。

摘要：结合液化气的理化特性,分析了液化气的储存形式,总结了大型液化气储罐在储存、转运过程中潜在的火灾危险。在此基础上,从液化气储罐工艺设计、布局、防火和灭火措施等方面提出了消防设计应注意的问题,并以鱼排图的形式总结了引起石油储罐事故的因素和预防措施。

关键词：安全工程,液化气,大型储罐,消防设计

参考文献

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