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液化天然气 (LNG)已成为目前无法使用管道天然气城市的主要气源之一，也是许多使用管道天然气城市的补充气源或调峰气源。本文主要介绍与液化天然气有关的基础知识，从接收LNG到气化的工艺流程、LNG气化站常见主要设备、运行维护和抢修等。 第一节 液化天然气基础知识
天然气在常压下，当冷却至约-162℃时，则由气态变成液态，称为液化天然气（英文 Liquefied Natural Gas, 简称LNG）。LNG 的主要成份为甲烷，还有少量的乙烷、丙烷以及氮等。 天然气在液化过程中进一步得到净化，甲烷纯度更高，几乎不含二氧化碳和硫化物，且无色、无味、无毒。 一、LNG的性质
（一）密度 LNG的密度取决于其组分和温度，通常在430 kg／m3～470 kg／m3之间，但是在某些情况下可高达520kg／m3。密度随温度的变化梯度约为1．35 kg／（m3·℃）。LNG的体积约为同量气态天然气体积的1/600。 （二）沸点 沸腾是在一定温度和压力下液体内部和表面同时发生汽化的现象。液体沸腾时候的温度被称为沸点。LNG的沸点取决于其组分和压力，在常压下通常在－166℃到～－157℃之间。 （三）LNG的蒸发 LNG是在沸腾状态下储存于绝热储罐中的。任何传导至储罐中的热量都会导致部分LNG蒸发为气体，这种气体称为蒸发气，其组分与LNG的组分有关。当LNG蒸发时，由于氮和甲烷的沸点较低，因此氮和甲烷首先从液体中气化。一般情况下，蒸发气中包括约20％的氮、80％的甲烷和微量的乙烷，蒸发气含氮量是LNG中含氮量的20倍。 （四）闪蒸 在一密闭容器中把液体加热，由于液相的蒸发，气相的压力不断升高，当液体和气体达到平衡状态时，若突然把容器的气相与一低压的外界连通，气相压力立刻降低，液体迅速沸腾，大量液体蒸发到气相中去的现象称为闪蒸。 当容器或管道中的LNG压力突然降至其饱和蒸汽压以下时，也会发生闪蒸现象。由于LNG为多组分的混合物，闪蒸气体的组分与剩余液体的组分不一样。作为指导性数据，在压力为100kPa～200kPa时，压力每下降lkPa，1m3的液体产生大约0．4 kg的气体。 （五）LNG的溢出、膨胀和扩散 当LNG倾倒至地面上时(例如事故溢出)，最初会猛烈沸腾，然后蒸发速率将迅速衰减至一个固定值，该值取决于地面的热性质和周围空气供热情况。当溢出发生在水上时，水中的对流非常强烈，足以使所涉及范围内的蒸发速率保持不变，LNG的溢出范围将不断扩展，直到气体的蒸发总量等于泄漏的LNG总量。 最初，蒸发气体的温度几乎与LNG的温度一样，其密度比周围空气的密度大。这种气体首先沿地面上的一个层面流动，直到气体从大气中吸热升温后为止。当LNG的温度在－107℃时，其密度接近空气的密度，当温度继续升高时，其密度将比周围空气的密度小。 随着溢出，由于大气中的水蒸气的冷凝作用将产生“雾”云。当这种“雾”云可见时(在白天且没有自然界的雾)，此种可见“雾”云可用来显示蒸发气体的运动，并且给出气体与空气混合物可燃性范围的保守指示。在压力容器或管道发生溢出时，LNG将以喷射流的方式进入大气中，且同时发生膨胀和蒸发。这一过程与空气强烈混合同时发生。大部分LNG最初作为空气溶胶（由固体或液体小质点分散并悬浮在气体介质中形成的胶体分散体系）的形式被包容在气云之中。这种溶胶最终将与空气进一步混合而蒸发。 （六）LNG池火 直径大于10m的着火LNG池，火焰的表面辐射功率非常高（即温度非常高）。表面辐射功率取决于火池的尺寸、烟的发散情况以及测量方法。表面辐射功率随着烟尘炭黑的增加而降低。 （七）翻滚 翻滚是指大量气体在短时间内从LNG容器中释放的过程，除非采取预防措施或对容器进行特殊设计，否则翻滚将使容器超压或破坏。 由于热量输入到容器中而产生单元间的传热、传质及液体表面的蒸发，单元之间的密度将达到均衡并且最终混为一体,这种自发的混合称之为翻滚。 （八）相变 当温度不同的两种液体在一定条件下接触时，有时会发生相变，可产生爆炸力。当LNG与水接触时，这种称为快速相变的现象就会发生。尽管不发生燃烧，但是这种现象具有爆炸的所有其他特征。 （九）沸腾液体膨胀蒸气爆炸 任何液体处于或接近其沸腾温度，并且承受高于某一确定值的压力时，如果由于压力系统失效而突然获得释放，将以极高的速率蒸发，这种现象叫做沸腾液体膨胀蒸气爆炸。 二、 天然气的液化
（一）天然气预处理 作为液化装置的原料气，首先必须对天然气进行预处理。天然气的预处理是指脱除天然气中的硫化氢、二氧化碳、 水分、重烃和汞等杂质，以免这些杂质腐蚀设备或在低温下冻结而堵塞设备和管道。 （二）天然气液化流程 天然气的液化流程有不同的形式，按制冷方式分，可分为以下三种方式： 1. 级联式液化流程 2. 混合制冷剂液化流程 3. 带膨胀机的液化流程 这样的划分并不是严格的，通常采用的是包括了上述各种液化流程中某些部分的不同组合的复合流程。 三、天然气制冷工艺简介
常见天然气液化制冷工艺有阶式制冷工艺、混合制冷工艺和膨胀制冷工艺。 （一）阶式制冷工艺 阶式制冷工艺是一种常规制冷工艺。对于天然气液化过程，一般是由丙烷、乙烯和甲烷为制冷剂的3个制冷循环阶组成，逐级提供天然气液化所需的冷量，制冷温度梯度分别为－30 ℃、－90 ℃及－150 ℃左右。净化后的原料天然气在3个制冷循环的冷却器中逐级冷却、冷凝、液化并过冷，经节流降压后获得低温常压液态天然气产品，送至储罐储存。 阶式制冷工艺制冷系统与天然气液化系统相互独立，制冷剂为单一组分，各系统相互影响少，操作稳定，较适合于高压气源（利用气源压力能）。但由于该工艺制冷机组多，流程长，对制冷剂纯度要求严格，且不适用于含氮量较多的天然气。因此这种液化工艺在天然气液化装置上已较少应用。 （二） 混合制冷工艺 混合制冷工艺是六十年代末期由阶式制冷工艺演变而来的，多采用烃类混合物（N2、C1、C2、C3、C4、C5）作为制冷剂，代替阶式制冷工艺中的多个纯组分。其制冷剂组成根据原料气的组成和压力而定，利用多组分混合物中重组分先冷凝、轻组分后冷凝的特性，将其依次冷凝、分离、节流、蒸发得到不同温度级的冷量。又据混合制冷剂是否与原料天然气相混合，分为闭式和开式两种混合制冷工艺。 闭式循环：制冷剂循环系统自成一个独立系统。混合制冷剂被制冷压缩机压缩后，经水（空气）冷却后在不同温度下逐级冷凝分离，节流后进入冷箱（换热器）的不同温度段，给原料天然气提供冷量。原料天然气经“三脱”处理后，进入冷箱（换热器）逐级冷却冷凝、节流、降压后获得液态天然气产品。 开式循环：原料天然气经“三脱”处理后与混合制冷剂混合，依次流经各级换热器及气液分离器，在逐渐冷凝的同时，也把所需的制冷剂组分逐一冷凝分离出来，按制冷剂沸点的高低将分离出的制冷剂组分逐级蒸发，并汇集构成一股低温物流，与原料天然气逆流换热的制冷循环。开式循环系统启动时间较长，且操作较困难，技术尚不完善。 第二节 LNG场站工艺流程
LNG场站常见有LNG气化站和LNG瓶组气化站两种类型。LNG气化站是指具有将槽车或槽船运输的LNG进行卸气、储存、气化、调压、计量和加臭，并送入城镇燃气输配管道功能的场站，常用于无法使用管道气供气的城市。LNG瓶组汽化站是指采用气瓶组作为储存及供气设施，其供气规模小，主要用于小区或单个工业用户的供气。本节重点对气化站工艺流程进行详细分析，并简单介绍瓶组站的工艺流程。 一、 LNG气化站工艺流程
图6.2.1LNG气化站工艺流程 LNG气化站是下游LNG应用时采用的主要模式，主要作用是储存、气化LNG。它包括卸车台、低温储罐、增压系统、气化系统及调压、计量和加臭系统。本段重点介绍LNG气化站的卸车工艺、储罐自增压工艺和气化加热工艺以及附属的BOG和EAG工艺。常见LNG气化站的工艺流程见图6.2.1。 （一） 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、海运接收终端运抵用气城市LNG气化站，经过汽车衡称重计量。用金属软管将槽车与卸车台相应管线连接，利用站内卸车增压气化器给槽车进行增压，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（BOG）管道回收槽车中的气相天然气，见图6.2.2。 卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，采用不同的卸车方式。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，因此采用下进液方式。 图6.2.2 增压卸车工艺流程 （二）储罐自动增压工艺 随着储罐内LNG不断流出到气化器，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，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。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。 （三）LNG的气化和加热工艺 LNG从储罐流向空温式气化器气化为气态时，受环境温度的影响很大。在夏季空温式气化器天然气出口温度可达15℃以上，可直接进管网使用。在冬季或雨季，气化器气化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，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,气化后的天然气还需再经水浴式加热器将其温度升到10℃以上，然后再送入城市输配管网。 通常设置两组空温式气化器组，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。 （四）自然蒸发工艺 BOG是英文B0il Off Gas的缩写，即自然蒸发天然气。LNG在储罐中储存和在管道流动的过程中，由于热量的传入，总有一部分LNG要气化成气态的天然气，这将使储罐和管道的压力上升，为了保证运行的安全和对天然气的充分利用，将槽车、储罐和管道产生的BOG经降压调节阀和安全阀汇入BOG总管，然后通过BOG加热器加热后送至输配管网。 （五）紧急放散工艺 EAG是英文Escape Air Gas的缩写，即紧急放散天然气。低温系统安全阀放空的全部是低温气体，在大约-113℃以下时，天然气的重度大于常温下的空气，排放不易扩散，会向下积聚。因此需设置一台空温式放散气体加热器，放散气体先通过该加热器，经过与空气换热后的天然气比重会小于空气，高点放散后将容易扩散，从而不易在靠近地面处形成爆炸性混合物。 二、LNG瓶组站气化工艺流程
图6.2.3 LNG瓶组气化站工艺流程 LNG瓶组气化站工艺流程与气化站工艺流程相似。盛装液化天然气的钢瓶运到站内，连接好气、液相软管，用钢瓶自带的升压器给钢瓶增压，利用压差将钢瓶中的LNG送入外接空温式气化器；在气化器中液态天然气气化并加热：然后通过调压器调压至所需压力，经计量后送往用户。LNG瓶组供气工艺设置使用和备用两组钢瓶，且数量相同，当使用侧的LNG钢瓶的液位下降到规定液面时，应及时切换到备用瓶组一侧，切换下来的空钢瓶也应及时罐装备用。天然气本身无色无味的，作为城市燃气，应按规定进行加臭。如LNG瓶组供气工艺应用在北方寒冷地区时，在天然气进管网之前还有加热升温装置，见图6.2.3。 第三节 LNG场站主要设备
LNG气化站和瓶组气化站主要设备包括LNG低温储罐、LNG钢瓶、空温式气化器、调压计量设备、加臭设备、低温阀门以及一些辅助设备（如锅炉等）等。本章主要介绍LNG场站特有的低温储罐、钢瓶、空温式气化器、水浴加热器等。 一、低温储罐
（一） LNG储罐的分类 LNG储罐可按容量、隔热、形状及罐的材料分类；这里只以隔热和材料进行分类。 1. 按围护结构的隔热分类 （1）真空粉末绝热：常见于中型LNG储罐，是供气站最常见的形式。 （2）正压堆积绝热：应用于大型LNG储罐和储槽。 （3）高真空多层隔热：较少采用，只用于小型LNG储罐。 2. 按罐的材料分类 （1）双层金属型：指内罐和外罐均用金属材料，一般内罐采用耐低温的不锈钢 或铝合金。 （2）预应力混凝土型：一般大型储槽采用预应力混凝土外壳，而内筒采用低温的金属材料。 （3）薄膜型：指内筒采用厚度为0.8～1.2㎜的36Ni钢。 （二）真空粉末绝热双层金属罐的结构原理 真空粉末绝热双层金属罐其结构分为两层，夹层抽真空，填充珠光砂粉末，为双圆筒真空粉末绝热。内筒用奥氏体不锈钢板材（0Gr18Ni9）制成,外筒用16MnR低合金钢板制成。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。它们通过夹层和外壳与外部连接，内罐上的接管材质均为OCrl8Ni9。 在外罐下封头上有抽真空口(抽完真空后该管口被封闭)和测真空口。为防止真空失效和内罐介质漏入外罐，在外罐上封头设置有防爆装置，如图6.3.1。 图6.3.1 真空粉末绝热低温储罐结构简图 二、LNG气化器
LNG气化器按热源的不同，可分为加热气化器、环境气化器和工艺气化器三种类型。由于环境气化器运行经济，所以环境气化器最常采用。但由于北方冬季寒冷，为满足工艺的要求还需使用加热气化器进行加热气化。下面主要介绍LNG场站最常见的空温式气化器和水浴式加热器。 （一）水浴式加热器 水浴式加热器用于在冬季当气化器出口温度无法满足工艺要求时对气化后的天然气进行加热。常采用管壳式换热器结构，如图 6.3.3。 图 6.3.3 水浴式加热器工作原理图 水浴式加热器主要由壳体、传热管束（蛇形管）、管板等部件组成。水浴式加热器罐壳与热水锅炉和其他管件构成一个封闭的水循环系统，热水从加热器的下部流入，上部流出，热水充满整个罐壳。低温的天然气通过浸在热水中的蛇形管得到热量，使天然气气体温度升高。 （二） 空温式气化器 空温式气化器也叫空浴式气化器。它主要由星型翅片导热片、液气导流管、支架、底座、进出口接头等部件组成。星型翅片导热管有八翅对称,材料选用LF21防锈铝合金。 空温式气化器工作时利用周围大气作为热源，通过导热性能良好的LF21星型管吸收空气的热量进行热交换,从而使低温液体气化成一定温度的气体。但由于空气中含有水蒸气，工作时间过长，气化器会结霜，导致气化效率降低，因此空温式气化器使用时设置两组，一用一备切换运行。图6.3.2是空温式气化器工作示意图。 图6.3.2 低温液体气化器工作示意图 三、 LNG钢瓶
LNG低温液体钢瓶由不锈钢内容器、不锈钢外容器和其他各部件构成，在内外容器之间具有绝热真空夹层，结构见图6.3.4。 图 6.3.4LNG钢瓶结构原理图 LNG钢瓶各部件及其作用如下： 1. 内置气化器--该交换器为气体蒸发器盘管，与外筒壁脱接，使液体产品连续地转变成气体，用于直接供气及提升罐内压力。 2. 增压回路-- 增压回路用于保证在用液量较大时有足够的驱动压力。 3. 节气器-- 节气器回路优先从容器内的液体上方的封头空间提取气体。 4. 使用阀--此阀控制气体出口。 5. 液体阀--通过此阀，可以控制灌充液体或从容器中排放液体，它有连接液体管路所需的管接头，用适当的管接头把金属软管连接到液体管路的接头上，打开阀门就可以向瓶外供应液体。 6. 增压阀--此阀把容器底部的液体增压/节气调节器分隔开来。用于容器内部的增压。 7. 排放阀--此阀控制一个进入容器封头空间的管路，在灌充过程中用来排出封头空间的气体。 8. 压力表--压力表显示内容器压力。 9. 全视液位计--容器的液位计是浮子式的液面传感器，它通过磁性元件联接一黄色指示带指示容器液体容量。 10. 安全阀-- 安全阀用于在钢瓶内胆压力超高时排放压力。 四、 LNG场站常见低温阀门
LNG场站常用的低温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，其主要结构与普通阀门大致相同。阀门材料均选用低温性能良好的材料，阀体、阀盖、阀座、阀瓣材料均为奥氏体不锈钢0Crl8Ni9。 由于LNG介质的低温特性，阀体能充分承受温度变化而引起的膨胀、收缩。而且阀座部位的结构不会因温度变化而产生永久变形。比如低温截止阀阀盖采用长颈阀盖结构，如图6.3.5所示。其目的在于能起保护填料函的功能，填料函的密封性是低温阀的关键之一。这是因为在低温状态下随着温度的降低，填料弹性逐渐消失，防漏性能随之下降，由于介质渗漏造成填料与阀门处结冰，影响阀杆正常操作，同时也会因阀杆上下移动而将填料划伤，引起严重泄漏。所以低温阀门都采用长颈阀盖结构型式。 图6.3.5 低温截止阀结构简图 第四节 LNG气化站的运行维护和抢修
由于LNG介质和设备的特殊性，对其生产运行和维护有更高的要求，下面只对LNG气化站运行、维护和抢修的特殊内容及要求进行介绍，其他相关内容和要求参见第四章。 一、LNG气化站的运行
（一） LNG气化站运行的基本要求 1. 防止LNG和气态天然气泄漏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，按制度要求对LNG工艺系统与设备进行管理。 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。 5. 保证连续平稳供气。 （二） LNG气化站计量 LNG气化站接收上游气源采用质量计量的方法进行结算。而燃气公司与用户之间采用体积计量的方法。因此，需将质量换算为标准立方。质量换算为标方的公式为： V=m/ρ 其中：V—标方体积（Nm⊃3;） m—质量（㎏） ρ—标准条件下的密度（㎏/ Nm⊃3;）；我国天然气计量的标准条件：压力101325Pa, 温度293.15K(20℃) 但由于不同厂家的LNG组分不同，在标准条件下的密度也不同，所以在换算时要根据具体厂家的LNG密度进行计算。为方便管理目前公司统一以1380 Nm⊃3;/t进行换算。 （三） LNG气化站日常巡回检查的内容和要求 1. 场站的巡回检查应严格按《巡回检查制度》执行。 2. 检查空温式气化器结霜情况、储罐外壁不应有结霜、结露情况。 3. 检查工艺管线上的低温阀门（特别是填料压盖处）、各连接部位（焊口、法兰、接头）应无泄漏现象。 4. 观察、分析和记录储罐压力和液位，管道各监测点压力、差压、温度、流量及水浴式气化器水量、水温等各种运行参数，均应在正常范围内。 5. 检查气化器各组切换（自动）应正常。 6. 检查储罐、气化器、低温管线应无异常声响及异常振动。 （四） LNG气化站的操作及安全注意事项 1. 槽车进站前司机必须将手机、火种等易燃易爆物品交由门房保管，要严格按《进站管理制度》执行。 2. 槽车进站后进行称重计量并做好记录，并由专人到大门接车。 3. 槽车进站后车速每小时不得超过5公里。 4. 雷雨天气、附近有明火或发生火灾的情况下不得进行卸车作业。 5. 站内发生泄漏、LNG储罐及槽车压力异常的情况下不得进行卸车作业。 6. 作业前必须在安全区域释放人体静电。 7. 槽车到达卸车台后，按指定位置停好、熄火，拉起手闸，垫好车墩，并设立警示线。 8. 卸车前要将槽车通过接地夹接地，且接地必须可靠。 9. 卸车前应对槽车上的管道等相关设备、仪表、安全装置和联锁报警进行检查，确认无误后方可进行卸车作业。 10. 槽车的停放应稳固，装卸过程中严禁移动车辆。 11. 卸车前应观察槽车压力和液位，并做好记录。 12. 操作人员必须穿戴好低温防护用品，以防冻伤。 13. 人体未受保护部分不得接触未经隔离装有液化天然气的管道和容器。 14. 连接软管法兰上的螺母必须使用铜或不锈钢材质的，严禁用普通螺母代替。 15. 卸车工具必须采用防爆工具。 16. 软管连接后应对连接部位进行检漏，并用干惰性气体或天然气气体对卸车软管进行吹扫。 17. 当操作前管线和设备处于常温状态时，必须对其进行预冷或严格控制液体流量，待设备和管线过渡到低温后，再进行相应的操作。 18. 给槽车增压时要控制好槽车压力不能超过规定值（如0.65MPa）。 19. 对不同气源的LNG宜分开储存，避免因密度差引起LNG分层，并应密切监测气化速率。 20. 为防止先后注入储罐中的LNG产生密度差，应采取以下充注方法： （1）槽车中的LNG密度小于或接近储罐中的LNG密度时应从储罐的下进液口充注。 （2）槽车中的LNG密度大于储罐中的LNG密度时应从储罐的上进液口充注。 21. 卸车作业时，操作人员和押运人员不得离开现场。 22. 储罐的充装量应符合其充装系数的要求。储存液位不宜超过90％。 23. 在卸车与气化作业同时进行时，不宜使用同一个储罐。 24. 所有阀门操作应缓慢启、闭，严禁快速开、关操作，防止LNG的流速突然改变而产生液击损坏管道。 25. 拆卸软管前要通过放散阀泄放软管中的气体，严禁带压拆卸。 26. 卸车结束之后，应使拆卸下的低温软管处于自然伸缩状态；严禁强力弯曲，恢复常温后，应对其接口进行封堵。 27. 槽车降压完成后要做好卸车记录。 28. 严格按操作规程操作，严禁液化天然气液体滞留在封闭管段内。 29. 储罐增压操作时，应密切观察储罐压力变化，确保其在规定值范围内。 30. 储罐出液和倒罐操作时，应有人值守，并应观察液位和压力的变化情况。 31. 储罐出液时，储罐剩余液位不宜低于20%。 32. 气化器在切换操作时，应先对将要投入运行的气化器管线进行预冷。 33. 对长期储存的LNG，必须采取定期倒罐的方式防止其因静置而分层（密度差）。 二、 LNG场站的维护
（一） 设备及管道维修完恢复使用前应首先进行预冷，预冷时储罐及管道不应含水分及杂质。 （二） 储罐检修前后应采用惰性气体进行置换，严禁采用充水置换方法。 （三） 及时检查和排放集液池中积水，并应关闭集液池排放阀。 （四） 定期检查储罐外壁漆膜，应无脱落，外壁无凹陷，安全附件应完好。对立式储罐应定期检查其垂直度。 （五） 每年应检测储罐基础沉降情况，储罐基础应稳固，不得有异常沉降或由于沉降造成管线受损的现象。 （六） 每半年检查紧急切断联锁装置（ESD系统）应正常有效。 （七） 定期检查和调整低温管道保冷层及管托，应保持完好。 （八） 应每2年对储罐真空夹层检测1次真空度，装有低温介质的情况下，真空粉末绝热夹层真空度应低于10Pa。 （九） 应每年对真空绝热储罐蒸发率进行检查。 （十） 法兰连接处应采用金属缠绕垫片。 （十一） 每月检查和试运储罐喷淋设施和泡沫发生器。 （十二） 每半年对卸车接地夹接地电阻检测一次。 （十三） 装卸车软管应定期进行检查和维护保养，并应定期进行更换。 三、LNG气化站抢修的安全注意事项
（一） 液化天然气储罐进、出液管道（焊缝、法兰间）发生少量泄漏时，应分别关闭上下游的相关阀门，将管道内液化天然气放散掉，待管道恢复至常温后，按相关规定进行维修，完毕后可利用干氮气进行试漏，合格后投入运行。 （二） 当大量液化天然气泄漏时，对泄漏出的液化天然气可使用泡沫发生设备，对其表面覆盖，使其与空气隔离。 （三） 液化天然气泄漏着火后，严禁用水灭火。在灭火的同时还应对未着火的储罐、设备和设施进行降温处理。 （四） 其他注意事项参见第四章。 第五节 LNG运输
LNG的运输方式有汽车槽车运输、LNG槽船运输、铁路槽车运输、管道运输的方式。后 两种运输方式目前采用较少。LNG槽船主要用于LNG接收码头的运输，国内最常见的是采用LNG汽车槽车的运输方式。下面重点对LNG汽车槽车运输进行介绍。 一、 LNG汽车槽车简介
汽车槽车主要由储槽、运输半挂拖车底盘和牵引车三部分组成。本节主要介绍储槽和安全装置。 （一） 储槽 储槽一般为金属双圆筒真空粉末绝热结构，与LNG低温储罐的结构类似（参见图6.3.1）。尾部设置操作箱，主要的操作阀门均安装在操作箱内集中控制，在装卸液管、气相管和增压管线上设有气动紧急切断阀。操作箱内设有压力表和液位计，前面设有车前压力表。见图6.5.1。 图5.5.1 带蒸发器的槽车工艺流程图 （二）LNG槽车的安全装置 1. 紧急切断控制装置：由气动紧急切断阀、压缩空气、控制系统组成，可在操作箱内或汽车底盘前部实施紧急控制。 2. 阻火器：阻火器内装有高温陶瓷环，阻火器安装在安全阀和放空阀的出口总管路上。当放空处出现着火时防止火焰回窜，起到阻隔火焰作用，保护设备安全。 3. 导静电接地装置：用于消除槽车运输中产生的静电。 4. 吹扫置换系统：可对内筒和管路整个系统进行吹扫置换。 5. 灭火装置：槽车上一般在前后左右两侧均配有灭火器，以备有火灾险情时应急使用。 二、 LNG槽车押运要求
（一） 装车后，押运员应随身携带押运相关证件，穿带标志服装，携带必备的用品和专用工具。在规定时间，地点监护车辆。并再次复检各安全附件，押运间及车辆走行装置的技术状态。 （二） 在执行押运任务时，须坚守岗位，不得中途离岗，缺乘，漏乘，必须进行全程押运。如中途停车时间较长必须进行监护，巡查。 （三） 押运员执行押运过程中、通讯工具必须保持畅通，保证随时和公司能够联系上。 （四） 槽车停站时，押运员应对槽车及安全附件进行检查，并认真记录温度，压力变化情况，及时填写《LNG槽车运行记录》。 （五） 槽车停站时，押运员同时应对槽车的押运间、人孔盖、走行网、走行板等部位的技术状态及卫生状况进行检查清理，排除一切安全隐患。 （六） LNG槽车在运输途中，发生泄漏时，应积极主动予以处理。如处理不了，应立即向本单位负责人报告，并会同车站向各级锅炉压力容器监察机构和地方政府有关部门报告，并请槽车的检验、修理、储运单位前来处理和抢救。 （七） 运输途中，严格遵守《押运管理规定》，并自觉接受铁路有关部门的监督检查，在中途技术作业站必须与货检互相办理签认。 （八） LNG槽车运到专用线卸车时，押运员必须协同卸车工作人员卸车，并进行卸车前后的交接检查，卸完后认真封车。 （九） 回空LNG槽车到站由公司派专人对LNG槽车技术状态和卫生状况进行逐一检查，并与交车押运员办理交接手续。 （十） 返空到站后将《LNG槽车运行记录》、《槽车运输交接单》交由本单位签收存档。 文章来源：分布式能源
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