LNG城市供气站的工艺设计与运行管理.docx
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LNG城市供气站的工艺设计与运行管理
LNG城市供气站的工艺设计与运行管理
LNG城市供气站的工艺设计与运行管理
摘要:
液化天然气（LNG）主要成份为甲烷,另有少量乙烷、丙烷等烃类,几乎不含水、硫、二氧化碳等物质,以其密度高、运输方便、环保、经济等优点,已成为管输天然气供应范围以外城市的主气源和过渡气源。
本文论述了液化天然气气化站的工艺流程、工艺设计要点和运行管理措施。
关键词:
LNG气化站;工艺流程;工艺设计;运行管理
LNG（液化天然气）已成为当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气化站凭借其建设周期短以及能迅速满足用气市场需求的优势,中国广东已进口的LNG项目,LNG气化站建成后,已将LNG汽化后经过管道输至广州、深圳、佛山、番禺、东莞、惠州等城市,用于发电及作为工业和民用清洁燃料,成为中国第一个真正意义上的LNG应用工程。
在中国东南沿海众多经济发达城市,北京、上海、福建、青岛等也都在规划或建设LNG接收站,从国外进口LNG,用于发电、石油化工、工业、民用燃料。
同时,在东北地区以及四川、陕西、山西、江苏、云南、贵州等地相继发现新的天然气储量可供开发利用,因此要充分发挥国家与地方大型天然气开发和小型区域利用相结合。
共同开发各种天然气资源,实现天然气多元化,把中国城市天然气利用提高至较高水平。
LNG气化站相继在连云港、安徽蚌埠、六安、滁州、河南新乡、山东日照、潍坊,新疆、江苏等地能源紧缺的中小城市建成,成为永久供气设施或管输天然气到达前的过渡供气设施。
国内LNG供气技术正处于发展和完善阶段,本文以近年来已建成投产的部分LNG气化站及为例,对其工艺流程、设计与运行管理进行探讨。
1. LNG气化站工艺流程
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,当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,已成为中国东南沿海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、BOG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。
经过储罐增压器将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、加臭后送入城市高（中）压管网。
1．1. LNG卸车工艺
LNG经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（或经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,经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经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,由于当前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温度一般高于气化站储罐中LNG的温度,只能采用下进液方式。
因此除首次充装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。
1．2. LNG气化站流程与储罐自动增压
①LNG气化站流程
LNG气化站的工艺流程见图1。
图1室温式LNG气化站工艺流程
Fig．1ProcessflowofLNG vaporizingstation
②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（一般调至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,特别是在寒冷的北方,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。
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。
一般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。
2.LNG气化站工艺设计
2．1.设计决定项目的经济效益
当确定了项目的建设方案后,要采用先进适用的LNG供气流程、安全可靠地向用户供气、合理降低工程造价、提高项目的经济效益,关键在于工程设计。
据西方国家分析,不到建设工程全寿命费用1％的设计费对工程造价的影响度占75％以上,设计质量对整个建设工程的效益至关重要。
影响LNG气化站造价的主要因素有设备选型（根据供气规模、工艺流程等确定）、总图设计（总平面布置、占地面积、地形地貌、消防要求等）、自控方案（主要是仪表选型）。
一般,工程直接费约占项目总造价的70%,设备费又占工程直接费的48％～50％,设备费中主要是LNG储罐的费用。
2．2.气化站设计标准
至今中国尚无LNG的专用设计标准,在LNG气化站设计时,常采用的设计规范为:
GB50028—<城镇燃气设计规范>、GB50016-<建筑设计防火规范>、GB50183—<石油天然气工程设计防火规范>、GB50494—<城镇燃气技术规范>,当前国内LNG气化站设计按照GB50028—<城镇燃气设计规范>和GB50494—<城镇燃气技术规范>设计,实践证明安全可行。
2．3.LNG储罐的设计
储罐是LNG气化站的主要设备,占有较大的造价比例。
应按储存规模、设备投资、建造周期、占地面积等综合因素进行储罐设计。
2．3．1.LNG储罐形式的确定
当前,国内外常见的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。
2．3．2.LNG储罐结构设计
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,子罐一般为立式圆筒形,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气化站的储罐一般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。
2．3．3.设计压力与计算压力的确定
当前,绝大部分100m³立式LNG储罐的最高工作压力为0．8MPa。
按照GB150—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。
因另外罐为外压容器,设计压力为-0．1MPa。
2．3．4.100m³LNG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,特别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。
2．3．5.接管设计
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。
2．3．6.液位测量装置设计
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,经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％）。
2．3．7.绝热层设计
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,一般绝热层较厚。
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。
常见的单罐公称容积为100m3和50m3的圆筒形双金属LNG储罐一般采用这种绝热方式。
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。
一般见蒸发率来衡量储罐的绝热性能。
当前国产LNG储罐的日静态蒸发率体积分数≤0．3％。
2．3．8.LNG储罐总容量
储罐总容量一般按储存3d高峰月平均日用气量确定。
同时还应考虑气源点的个数、气源厂检修时间、气源运输周期、用户用气波动情况等因素。
对气源的要求是不少于2个供气点。
若只有1个供气点,则储罐总容量还要考虑气源厂检修时能保证正常供气。
2．4.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（BoilOffGas,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。
2．5.气化器、加热器选型设计
2．5．1.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℃。
设计多采用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,经过阀门切换,可简化流程,减少设备,降低造价。
2．5．2.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℃。
2．5．3.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。
一般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。
2．5．4.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,一般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m3/h计算,2～4台为一组,设计上配置2～3组,相互切换使用。
2．5．5.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。
2．5．6.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430kg/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,放散气体先经过该加热器加热,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。
2．6.调压、计量与加臭装置
根据LNG气化站的规模选择调压装置。
一般设置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。
2．7阀门与管材管件选型设计
2．7．1.阀门选型设计
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。
常见的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。
2．7．2.管材、管件、法兰选型设计
①介质温度≤-20℃的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管（GB/T14976—）,材质为0Cr18Ni9。
管件均采用材质为0crl8Ni9的无缝冲压管件（GB/T12459—90）。
法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰（HG20592—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≤200mm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/T3041—）,材质为Q235B。
管件均采用材质为20号钢的无缝冲压管件（GB/T12459—90）。
法兰采用凸面带颈对焊钢制管法兰（HG20592—97）,材质为20号钢。
法兰密封垫片采用柔性石墨复合垫片（HG20629—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。
2．7．3.防止冷收缩设计
LNG管道一般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,一般采用”门形”补偿装置补偿工艺管道的冷收缩。
2．8.工艺控制点的设置
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）。
2．9.消防设计
LNG气化站的消防设计根据CB50028—93<城镇燃气设计规范>（）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GBJ16—87<建筑设计防火规范>（）和GB50028—93<城镇燃气设计规范>（）选取。
3.运行管理
3．1.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。
3．2.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。
3．3.运行管理与安全保护
3．3．1.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。
华南地区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,其值一般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0．69MPa,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。
3．3．2.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。
3．3．3.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。
3．3．4.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。
在进液管紧急切断阀的进出口管路和出液管紧急切断阀的出口管路上分别安装管道安全阀,用于紧急切断阀关闭后管道泄压。
②气化
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