LNG的气化

LNG的气化（门站操作工问答续二）
（仅供参考）
LNG(液化天然气)已成为目前无法使用管输天然气供气城市的主要气源或过渡气源，也是许多使用管输天然气供气城市的补充气源或调峰气源。

LNG气化工艺流程
液化天然气(LNG)是将天然气经过脱水、脱重烃、脱酸性气体等净化处理后，采用节流、膨胀或外加冷源制冷工艺，在常压和-162℃条件下液化而成。

液化天然气无味、无色、无毒、无腐蚀性，体积约是常压下气态天然气体积的1/600。

LNG因具有运输效率高、用途广、供气设施造价低、见效快、方式灵活等特点，目前已经成为无法使用管输天然气供气城市的主要气源或过渡气源，同时也成为许多使用管输天然气供气城市的补充气源或调峰、应急气源。

作为城市利用LNG的主要设施，LNG气化站凭借其建设周期短、能方便及时的满足市场用气需求的特点，已成为我国众多经济较发达及能源紧缺地区的永久供气设施或管输天然气到达前的过渡供气设施。

LNG气化站的工艺设备及装置主要有LNG储罐、LNG汽化器及增压器、调压、计量与加臭装置、阀门与管材管件等。

液化天然气由低温槽车运至气化站，利用增压器（或槽车自带的增压器）给槽车储罐增压，利用压差将LNG送入LNG储罐进行卸车。

通过储罐增压器将LNG增压，进入空温式气化器，LNG吸热气化发生相变，成为天然气。

当天然气在空温式气化器出口温度较低时，需要经水浴式加热器气化，并调压、计量、加臭后送入城市管网。

1、LNG卸车工艺
LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用气城市LNG气化站，利用槽车上的空温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或通过站内设置的卸车增压气
化器对罐式集装箱车进行升压)，使槽车与LNG储罐之间形成一定的压差，利用此压差将槽车中的LNG卸入气化站储罐内。

卸车结束时，通过卸车台气相管道回收槽车中的气相天然气。

卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。

槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。

若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采用下进液方式，高温LNG
由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。

实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。

所以除首次充装LNG时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。

为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前都应当用储罐中的LNG对卸车管道进行预冷。

同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG 的流速突然改变而产生液击损坏管道。

2、LNG气化流程
LNG气化的工艺流程见图（附后）
目前，门站的气化系统已基本改造完成，因此绘出了相应的流程图，现针对该流程图对阀门、仪表进行了编制。

需说明的是：加温管路及阀门目前继续保留。

位号编制说明：
1、LNG进气化器的阀位首号L指LNG，HV为调节阀；
2、气化后的NG出气化器阀位号为NGV；
3、加热气进气化器阀位号为RV，R为热的拼音首字母；
4、其它阀门阀位号为DV。

LNG气化流程图阀位表
（表一）
阀位号作 用 备 注
LHV001 LNG槽车进气化器薄膜调节总阀 ZHBP－40DK
LHV002 LNG储罐进气化器薄膜调节总阀 ZHBP－40DK
LHV012 LNG进1、2＃气化器薄膜调节阀 ZHBP－40DK
LHV034 LNG进3、4＃气化器薄膜调节阀 ZHBP－40DK
LHV056 LNG进5、6＃气化器薄膜调节阀 ZHBP－40DK
LHV078 LNG进7、8＃气化器薄膜调节阀 ZHBP－40DK
LHV910 LNG进9、10＃气化器薄膜调节阀 ZHBP－40DK
LHV112 LNG进11、12＃气化器薄膜调节阀 ZHBP－40DK
NGV01 NG出1＃气化器截止阀 DN100、PN25
NGV02 NG出2＃气化器截止阀 DN100、PN25
NGV03 NG出3＃气化器截止阀 DN100、PN25
NGV04 NG出4＃气化器截止阀 DN100、PN25
NGV05 NG出5＃气化器截止阀 DN100、PN25
NGV06 NG出6＃气化器截止阀 DN100、PN25
NGV07 NG出7＃气化器截止阀 DN100、PN25
NGV08 NG出8＃气化器截止阀 DN100、PN25
NGV09 NG出9＃气化器截止阀 DN100、PN25
NGV10 NG出10＃气化器截止阀 DN100、PN25
NGV11 NG出11＃气化器截止阀 DN100、PN25
NGV12 NG出12＃气化器截止阀 DN100、PN25
RV012 加热天然气进1、2＃气化器加温 DN50、PN40
RV034 加热天然气进3、4＃气化器加温 DN50、PN40
RV056 加热天然气进5、6＃气化器加温 DN50、PN40
RV078 加热天然气进7、8＃气化器加温 DN50、PN40
RV910 加热天然气进9、10＃气化器加温 DN50、PN40
RV112 加热天然气进11、12＃气化器加温 DN50、PN40
LNG气化流程阀位表
（表二）
阀位号作 用 备 注
DV01 卸液口余液、余气进BOG加热器截止阀DN50、PN40
DV02 BOG出加热器进气化后总管截止阀 DN50、PN16
DV03 BOG出口与加热气连通截止阀 DN50、PN16
DV11 1＃卸液口槽车液相进液截止阀 DN50、PN40
DV12 1＃卸液口槽车气相进气截止阀 DN50、PN40
DV13 1＃卸液口槽车自增压进液截止阀 DN50、PN40
DV14 1＃卸液口槽车排液截止阀 DN25、PN40
DV15 1＃卸液口增压器出口截止阀 DN50、PN40
DV21 2＃卸液口槽车液相进液截止阀 DN50、PN40
DV22 2＃卸液口槽车气相进气截止阀 DN50、PN40
DV23 2＃卸液口槽车自增压进液截止阀 DN50、PN40
DV24 2＃卸液口槽车排液截止阀 DN25、PN40
DV25 2＃卸液口增压器出口截止阀 DN50、PN40
DV26 LNG气化后总管进装置中压尾气截止阀DN250、PN25
LNG气化流程安全阀
阀位号作 用 备 注
PSV01 1＃气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV02 2＃气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV03 3＃气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV04 4＃气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV05 5＃气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV06 6＃气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV07 7＃气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV08 8＃气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV09 9＃气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV10 10＃气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV11 11＃气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV12 12＃气化器出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV21 1＃自增压后出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV22 2＃气增压后出口安全阀 整定值 PS 1.05MPa PSV23 BOG加热器后出口安全阀 整定值 PS0.55MPa
LNG气化流程温度、压力及泄漏报警仪表
仪表位号作 用 备 注 TI01 1＃气化器NG出口温度指示、变送 一体化温度变送器﹣50～100℃ TI02 2＃气化器NG出口温度指示、变送 一体化温度变送器﹣50～100℃ TI03 3＃气化器NG出口温度指示、变送 一体化温度变送器﹣50～100℃ TI04 4＃气化器NG出口温度指示、变送 一体化温度变送器﹣50～100℃ TI05 5＃气化器NG出口温度指示、变送 一体化温度变送器﹣50～100℃ TI06 6＃气化器NG出口温度指示、变送 一体化温度变送器﹣50～100℃ TI07 7＃气化器NG出口温度指示、变送 一体化温度变送器﹣50～100℃ TI08 8＃气化器NG出口温度指示、变送 一体化温度变送器﹣50～100℃ TI09 9＃气化器NG出口温度指示、变送 一体化温度变送器﹣50～100℃ TI10 10＃气化器NG出口温度指示、变送一体化温度变送器﹣50～100℃ TI11 11＃气化器NG出口温度指示、变送一体化温度变送器﹣50～100℃ TI12 12＃气化器NG出口温度指示、变送一体化温度变送器﹣50～100℃ TI21 槽车进气化器LNG温度指示、变送一体化温度变送器﹣200～50℃ TI22 储罐进气化器LNG温度指示、变送一体化温度变送器﹣200～50℃ TI23 气化后NG总管温度指示、变送 一体化温度变送器﹣50～100℃ TI24 加温气温度指示双金属温度计﹣20～100℃
PI01 槽车LNG进气化器压力指示、变送TK﹣3051CG7A0～1600kPa PI02 储罐LNG进气化器压力指示、变送TK﹣3051CG7A0～1600kPa PG02 储罐LNG进气化器就地压力指示0～1.6 MPa
PI03 气化后NG总管压力指示、变送 TK﹣3051CG7A0～1600kPa PG04 卸液自增压气相就地压力指示0～1.6 MPa
PG05 加温气就地压力指示0～1.6 MPa
AT012 1、2＃气化器泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪
AT034 3、4＃气化器泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪
AT056 5、6＃气化器泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪
AT078 7、8＃气化器泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪
AT910 9、10＃气化器泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪
AT112 11、12＃气化器泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪
AT201 1＃卸液口泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪
AT202 2＃卸液口泄漏报警仪 点型可燃气体探测仪
3、储罐自动增压与LNG气化
靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。

随着储罐内LNG的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。

因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程持续下去。

储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。

当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内LNG 靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最
低液位)，在自增压空温式气化器中LNG经过与空气换热气化成气态天然气，然后气
态天然气流入储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。

利用该压力将储罐内LNG 送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调至0.4MPa)、计量、加臭后，送入城市中压输配管网为用户供气。

在夏季空温式气化器天然气出口温度可达15℃，直接进管网使用。

在冬季或雨季，气化器气化效率大大降低，冬季时气化器出口天然气的温度(比环境温度低约10℃)远低于0℃而成为低温天然气。

为防止低温天然气直接进入城市中压管网导致管道阀门等设施产生低温脆裂，也为防止低温天然气密度大而产生过大的供销差，气化后的天然气需再经水浴式天然气加热器将其温度升到10℃，然后再送入城市输配管网。

通常设置两组以上空温式气化器组，相互切换使用。

当一组使用时间过长，气化器结霜严重，导致气化器气化效率降低，出口温度达不到要求时，人工(或自动或定时)切换到另一组使用，本组进行自然化霜备用。

在自增压过程中随着气态天然气的不断流入，储罐的压力不断升高，当压力升高到自动增压调节阀的关闭压力(比设定的开启压力约高10%)时自动增压阀关闭，增压过程结束。

随着气化过程的持续进行，当储罐内压力又低于增压阀设定的开启压力时，自动增压阀打开，开始新一轮增压。

LNG储罐
目前，国内外常用的LNG低温储槽有常压储存、子母罐带压储存及单罐带压储存3种方式。

常压罐投资最省，占地面积小，维护方便，运行费用低，但保温性能较差，排液需要低温泵，运行费用稍高，施工周期稍长。

子母罐运行费用低，操作简单，而保温性能较单罐差，绝热材料使用量多，占地面积较大，投资最大。

单罐施工周期较短，投资居中，运行费用低，操作简单，保温效果好，可靠，技术成熟，但运输较麻烦，占地面积大，管路和阀门多。

LNG供气站采用何种储罐方式，主要取决于其储存量。

1、LNG储罐结构
LNG储罐按结构形式可分为地下储罐、地上金属储罐和金属/预应力混凝土储罐3类。

地上LNG储罐又分为金属子母储罐和金属单罐2种。

金属子母储罐是由3只以上子罐并列组装在一个大型母罐(即外罐)之中，子罐通常为立式圆筒形，母罐为立式平底拱盖圆筒形。

子母罐多用于天然气液化工厂。

城市LNG气化站的储罐通常采用立式双层金属单罐，其内部结构类似于直立的暖瓶，内罐支撑于外罐上，内外罐之间是真空粉末绝热层。

储罐容积有
50m³和100m³，多采用100m³储罐。

对于100m³立式储罐，其内罐内径为3000mm，外罐内径为3200mm，罐体加支座总高度为17100mm，储罐几何容积为105.28m³。

目前，绝大部分100m³立式LNG储罐的最高工作压力为0.8MPa。

按照GB 150—1998《钢制压力容器》的规定，当储罐的最高工作压力为0.8MPa时，可取设计压力为0.84MPa。

储罐的充装系数为0.95，内罐充装LNG后的液柱净压力为0.062MPa，内外罐之间绝对压力为5Pa，则内罐的计算压力为1.01MPa。

外罐的主要作用是以吊挂式或支撑式固定内罐与绝热材料，同时与内罐形成高真空绝热层。

作用在外罐上的荷载主要为内罐和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压。

所以外罐为外压容器，设计压力为-0.1MPa。

2、100m³LNG储罐的选材
正常操作时LNG储罐的工作温度为-162.3℃，第一次投用前要用-196℃的液氮对储罐进行预冷，取储罐的设计温度为-196℃。

内罐既要承受介质的工作压力，又要承受LNG的低温，要求内罐材料必须具有良好的低温综合机械性能，尤其要具有良好的低温韧性，因此内罐材料采用0Crl8Ni9（相当于ASME标准的304）。

根据内罐的计算压力和所选材料，内罐的计算厚度和设计厚度分别为11.1mm和12.0mm。

作为常温外压容器，外罐材料选用低合金容器钢16MnR，其设计厚度为10.0mm。

3、储罐的接管
开设在储罐内罐上的接管口有：上进液口、下进液口、出液口、气相口、测满口、上液位计口、下液位计口、工艺人孔8个接管口。

内罐上的接管材质都为0Cr18Ni9。

为便于定期测量真空度和抽真空，在外罐下封头上开设有抽真空口(抽完真空后该管口被封闭)。

为防止真空失效和内罐介质漏入外罐，在外罐上封头设置防爆装置。

4、液位测量装置
为防止储罐内LNG充装过量或运行中罐内LNG太少危及储罐和工艺系统安全，在储罐上分别设置测满口与差压式液位计两套独立液位测量装置，其灵敏度与可靠性对LNG储罐的安全至关重要。

在向储罐充装LNG时，通过差压式液位计所显示的静压力读数，可从静压力与充装质量对照表上直观方便地读出罐内LNG的液面高度、体积和质量。

当达到充装上限时，LNG液体会从测满口溢出，提醒操作人员手动切断进料。

储罐自控系统还设有高限报警(充装量为罐容的85％)、紧急切断(充装量为罐容的95％)、低限报警(剩余LNG量为罐容的10％)。

5、储罐的绝热层
LNG储罐的绝热层有以下3种形式：
①高真空多层缠绕式绝热层。

多用于LNG槽车和罐式集装箱车。

②正压堆积绝热层。

这种绝热方式是将绝热材料堆积在内外罐之间的夹层中，夹层通氮气，通常绝热层较厚。

广泛应用于大中型LNG储罐和储槽，例如立式金属LNG 子母储罐。

③真空粉末绝热层。

常用的单罐公称容积为100m3和50m3的圆筒形双金属LNG储罐通常采用这种绝热方式。

在LNG储罐内外罐之间的夹层中填充粉末(珠光砂)，然后将该夹层抽成高真空。

通常用蒸发率来衡量储罐的绝热性能。

目前国产LNG储罐的日静态蒸发率体积分数≤0.3％。

BOG缓冲罐
对于调峰型LNG气化站，为了回收非调峰期接卸槽车的余气和储罐中的
BOG(Boil Off Gas，蒸发气体)，或对于天然气混气站为了均匀混气，常在BOG加热器的出口增设BOG缓冲罐，其容量按回收槽车余气量设置。

气化器、加热器
1、储罐增压气化器
按100m3的LNG储罐装满90m3的LNG后，在30min内将10m3气相空间的压力由卸车状态的0．4MPa升压至工作状态的0．6MPa进行计算。

据计算结果，每台储罐选用1台气化量为200m3/h的空温式气化器为储罐增压，LNG进增压气化器的温度为-162.3℃，气态天然气出增压气化器的温度为-145℃。

采用1台LNG储罐带1台增压气化器。

也可多台储罐共用1台或1组气化器增压，通过阀门切换，可简化流程，减少设备，降低造价。

2、卸车增压气化器
由于LNG集装箱罐车上不配备增压装置，因此站内设置气化量为300m3/h的卸车增压气化器，将罐车压力增至0.6MPa。

LNG进气化器温度为-162.3℃，气态天然气出气化器温度为-145℃。

3、BOG加热器
由于站内BOG发生量最大的是回收槽车卸车后的气相天然气，故BOG空温式加热器的设计能力按此进行计算，回收槽车卸车后的气相天然气的时间按30min计。

以1台40m3的槽车压力从0.6MPa降至0.3MPa为例，计算出所需BOG空温式气化器的能力为240m3/h。

一般根据气化站可同时接卸槽车的数量选用BOG空温式加热器。

通常BOG 加热器的加热能力为500～1000m3/h。

在冬季使用水浴式天然气加热器时，将BOG用作热水锅炉的燃料，其余季节送入城市输配管网。

4、空温式气化器
空温式气化器是LNG气化站向城市供气的主要气化设施。

气化器的气化能力按高峰小时用气量确定，并留有一定的余量，通常按高峰小时用气量的1.3～1.5倍确定。

单台气化器的气化能力按2000m3/h计算，2～4台为一组，设计上配置2～3组，相互切换使用。

5、水浴式天然气加热器
当环境温度较低，空温式气化器出口气态天然气温度低于5℃时，在空温式气化器后串联水浴式天然气加热器，对气化后的天然气进行加热5～6℃。

加热器的加热能力按高峰小时用气量的1.3～1.5倍确定。

6、安全放散气体(EAG)加热器
LNG是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度为-161.5℃，常压下储存温度为-162.3℃，密度约430 kg/m3。

当LNG气化为气态天然气时，其临界浮力温度为-107℃。

当气态天然气温度高于-107℃时，气态天然气比空气轻，将从泄漏处上升飘走。

当气态天然气温度低于-107℃时，气态天然气比空气重，低温气态天然气会向下积聚，与空气形成可燃性爆炸物。

为了防止安全阀放空的低温气态天然气向下积聚形成爆炸
性混合物，设置1台空温式安全放散气体加热器，放散气体先通过该加热器加热，使其密度小于空气，然后再引入高空放散。

EAG空温式加热器设备能力按100m3储罐的最大安全放散量进行计算。

经计算，100m3储罐的安全放散量为500m3/h，设计中选择气化量为500m3/h的空温式加热器1台。

进加热器气体温度取-145℃，出加热器气体温度取-15℃。

对于南方不设EAG加热装置的LNG气化站，为了防止安全阀起跳后放出的低温LNG气液混合物冷灼伤操作人员，应将单个安全阀放散管和储罐放散管接入集中放散总管放散。

调压、计量与加臭装置
根据LNG气化站的规模选择调压装置。

通常设置2路调压装置，调压器选用带指挥器、超压切断的自力式调压器。

计量采用涡轮流量计。

加臭剂采用四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将加臭剂注入燃气管道中。

阀门与管材管件
1、阀门选型
工艺系统阀门应满足输送LNG的压力和流量要求，同时必须具备耐-196℃的低温性能。

常用的LNG阀门主要有增压调节阀、减压调节阀、紧急切断阀、低温截止阀、安全阀、止回阀等。

阀门材料为0Cr18Ni9。

2、管材、管件、法兰选型
①介质温度≤-20℃的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管(GB/T 14976—2002)，材质为0Cr18Ni9。

管件均采用材质为0crl8Ni9的无缝冲压管件(GB/T 12459—90)。

法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG 20592—97)，其材质为0Cr18Ni9。

法兰密封垫片采用金属缠绕式垫片，材质为0crl8Ni9。

紧固件采用专用双头螺柱、螺母，材质为0Crl8Ni9。

②介质温度>-20℃的工艺管道，当公称直径≤200 mm时，采用输送流体用无缝钢管(GB/T8163—1999)，材质为20号钢；当公称径>200mm时采用焊接钢管(GB/T 3041—2001)，材质为Q235B。

管件均采用材质为20号钢的无缝冲压管件(GB/T 12459—90)。

法兰采用凸面带颈对焊钢制管法兰(HG 20592—97)，材质为20号钢。

法兰密封垫片采用柔性石墨复合垫片(HG 20629—97)。

LNG工艺管道安装除必要的法兰连接外，均采用焊接连接。

低温工艺管道用聚氨酯绝热管托和复合聚乙烯绝热管壳进行绝热。

碳素钢工艺管道作防腐处理。

3、防止冷收缩
LNG管道通常采用奥氏体不锈钢管，材质为0crl8Ni9，虽然其具有优异的低温机械性能，但冷收缩率高达0.003。

站区LNG管道在常温下安装，在低温下运行，前后温差高达180℃，存在着较大的冷收缩量和温差应力，通常采用“门形”补偿装置补偿工艺管道的冷收缩。

工艺控制点
LNG气化站的工艺控制系统包括站内工艺装置的运行参数采集和自动控制、远程控制、联锁控制和越限报警。

控制点的设置包括以下内容：
①卸车进液总管压力；
②空温式气化器出气管压力与温度；
③水浴式天然气加热器出气管压力与温度；
④LNG储罐的液位、压力与报警联锁；
⑤BOG加热器压力；
⑥调压器后压力；
⑦出站流量；
⑧加臭机(自带仪表控制)。

消防
LNG气化站的消防设计根据CB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)LPG 部分进行。

在LNG储罐周围设置围堰区，以保证将储罐发生事故时对周围设施造成的危害降低到最小程度。

在LNG储罐上设置喷淋系统，喷淋强度为0.15L/(s•m2)，喷淋用水量按着火储罐的全表面积计算，距着火储罐直径1.5倍范围内的相邻储罐按其表面积的50％计算。

水枪用水量按GBJ 16—87《建筑设计防火规范》(2001年版)和GB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)选取。

运行管理
1、运行基本要求
LNG气化站运行的基本要求是：
①防止LNG和气态天然气泄漏从而与空气形成爆炸性混合物。

②消除引发燃烧、爆炸的基本条件，按规范要求对LNG工艺系统与设备进行消防保护。

③防止LNG设备超压和超压排放。

④防止LNG的低温特性和巨大的温差对工艺系统的危害及对操作人员的冷灼伤。

2、工艺系统预冷
在LNG气化站竣工后正式投运前，应使用液氮对低温系统中的设备和工艺管道进行干燥、预冷、惰化和钝化。

预冷时利用液氮槽车阀门的开启度来控制管道或设备的冷却速率≤1℃/min。

管道或设备温度每降低20℃，停止预冷，检查系统气密性和管道与设备的位移。

预冷结束后用LNG储罐内残留的液氮气化后吹扫、置换常温设备及管道，最后用LNG将储罐中的液氮置换出来，就可正式充装LNG进行供气。

3、运行管理与安全保护
3.1、LNG储罐的压力控制
正常运行中，必须将LNG储罐的操作压力控制在允许的范围内。

LNG储罐的正常工作压力范围为0.3～0.7MPa，罐内压力低于设定值时，可利用自增压气化器和自
增压阀对储罐进行增压。

增压下限由自增压阀开启压力确定，增压上限由自增压阀的自动关闭压力确定，其值通常比设定的自增压阀开启压力约高15％。

例如：当LNG 用作城市燃气主气源时，若自增压阀的开启压力设定为0.6MPa，自增压阀的关闭压力约为0.69 MPa，储罐的增压值为0.09MPa。

储罐的最高工作压力由设置在储罐低温气相管道上的自动减压调节阀的定压值(前压)限定。

当储罐最高工作压力达到减压调节阀设定开启值时，减压阀自动开启卸压，以保护储罐安全。

为保证增压阀和减压阀工作时互不干扰，增压阀的关闭压力与减压阀的开启压力不能重叠，应保证0.05MPa以上的压力差。

考虑两阀的制造精度，合适的压力差应在设备调试中确定。

3.2、LNG储罐的超压保护
LNG在储存过程中会由于储罐的“环境漏热”而缓慢蒸发(日静态蒸发率体积分数≤0.3％)，导致储罐的压力逐步升高，最终危及储罐安全。

为保证储罐安全运行，设计上采用储罐减压调节阀、压力报警手动放散、安全阀起跳三级安全保护措施来进行储罐的超压保护。

其保护顺序为：当储罐压力上升到减压调节阀设定开启值时，减压调节阀自动打开泄放气态天然气；当减压调节阀失灵，罐内压力继续上升，达到压力报警值时，压力报警，手动放散卸压；当减压调节阀失灵且手动放散未开启时，安全阀起跳卸压，保证LNG储罐的运行安全。

对于最大工作压力为0.80MPa的LNG储罐，设计压力为0.84MPa，减压调节阀的设定开启压力为0.76MPa，储罐报警压力为0.78MPa，安全阀开启压力为0.80MPa，安全阀排放压力为0.88MPa。

LNG的翻滚与预防
LNG在储存过程中可能出现分层而引起翻滚，致使LNG大量蒸发导致储罐压力迅速升高而超过设计压力[7]，如果不能及时放散卸压，将严重危及储罐的安全。

大量研究证明，由于以下原因引起LNG出现分层而导致翻滚：
①储罐中先后充注的LNG产地不同、组分不同而导致密度不同。

②先后充注的LNG温度不同而导致密度不同。

③先充注的LNG由于轻组分甲烷的蒸发与后充注的LNG密度不同。

要防止LNG产生翻滚引发事故，必须防止储罐内的LNG出现分层，常采用如下措施。

①将不同气源的LNG分开储存，避免因密度差引起LNG分层。

②为防止先后注入储罐中的LNG产生密度差，采取以下充注方法：
a．槽车中的LNG与储罐中的LNG密度相近时从储罐的下进液口充注；
b．槽车中的轻质LNG充注到重质LNG储罐中时从储罐的下进液口充注；
c．槽车中的重质LNG充注到轻质LNG储罐中时，从储罐的上进液口充注。

③储罐中的进液管使用混合喷嘴和多孔管，可使新充注的LNG与原有LNG充分混合，从而避免分层。

④对长期储存的LNG，采取定期倒罐的方式防止其因静止而分层。

运行监控与安全保护
①LNG储罐高、低液位紧急切断。

在每台LNG储罐的进液管和出液管上均装设气动紧急切断阀，在紧急情况下，可在卸车台、储罐区、控制室紧急切断进出液管路。