LNGRLNG应急气源站.docx
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LNGRLNG应急气源站
LNG、RLNG应急气源站
广州南盛燃气科技发展有限公司
2007年7月
随着我国“西气东输”工程的蓬勃开展，全国性的天然气利用热已经掀起。
天然气作为目前世界上最佳能源，在我国城市气源的选择中已被高度重视，大力推广天然气已成为我国的能源政策。
但由于天然气长距离管道输送的工程规模大，投资高、建设周期长，短时间内长输管线难以到达大部分城市。
利用高压，将天然气体积缩小约250倍（CNG）进行运输，然后将其降压的方式解决了部分城市的天然气气源问题。
而应用超低温冷冻技术使天然气变为液态（体积缩小约600倍）、采用超低温保冷槽罐，通过汽车、火车、轮船等方式远距离输送天然气、然后经超低温保冷储罐储存、再气化的LNG供气方式与CNG方式相比，输送效率更高，安全可靠性能更强，能够更好的解决城市天然气气源问题。
第一章LNG基础知识
一、什么是LNG
二、LNG组成及性质
三、LNG的特点
四、LNG的广泛用途
五、LNG“链”
六、LNG项目
七、LNG安全环保性能
八、结论
一、什么是液化天然气LNG（LiquefiedNaturalGas）?
LNG是英文LiquefiedNaturalGas的简称，即液化天然气。
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它是天然气（甲烷CH4）在经净化及超低温状态下（-162℃、一个大气压）冷却液化的产物。
液化后的天然气其体积大大减少，约为0℃、1个大气压时天然气体积的1/600，也就是说1立方米LNG气化后可得600立方米天然气。
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无色无味，主要成份是甲烷，很少有其它杂质，是一种非常清洁的能源。
其液体密度约426kg/m3,此时气体密度约1.5kg/m3.爆炸极限为5%-15%（体积%），燃点约450℃。
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油/气田产生的天然气经过除液、除酸、干燥、分馏、低温冷凝形成，体积缩小为原来的1/600。
二、LNG组成及性质
以中原油田、新疆广汇、深圳大鹏湾进口LNG为例，其组成及性质见下表
三、液化天然气的特点
1、低温、气液膨胀比大、能效高易于运输和储存?
1标准立方米的天然气热质约为9300千卡?
1吨LNG可产生1350标准立方米的天然气，可发电8300度。
2、清洁能源—LNG被认为是地球上最干净的化石能源！
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LNG硫含量极低，若260万吨/年LNG全部用于发电与燃煤（褐煤）相比将减排SO2约45万吨（大体相当于福建全年的SO2排放量的2倍），将阻止酸雨趋势的扩大。
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天然气发电NOX和CO2排放量仅为燃煤电厂的20%和50%?
安全性能高—由LNG优良的理化性质决定的！
气化后比空气轻，无色、无嗅、无毒。
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燃点较高：
自燃温度约为450℃；燃烧范围较窄：
5%－15%；轻于空气、易于扩散！
LNG作为能源，其特点有：
1、LNG燃烧后基本上不产生污染。
2、LNG供应的可靠性，由整个链系的合同和运作得到保证。
3、LNG的安全性是通过在设计、建设及生产过程中，严格地执行
一系列国际标准的基础上得到充分保证。
LNG运行至今30年，未
发生过恶性事故。
4、LNG作为电厂能源发电，有利于电网的调峰，安全运行和优化
以及电源结构的改善。
5、LNG作为城市能源，可以大大提高供气的稳定性、安全性及经
济性。
四、LNG的广泛用途LNG作为一种清洁燃料，必将成为新世纪的主要能源之一。
概括其用途，主要包括：
（1）用作城市管网供气的高峰负荷和事故调峰
（2）用作大中城市管道供气的主要气源
（3）用作LNG小区气化的气源
（4）用作汽车加气的燃料
（5）用作飞机燃料
（6）LNG的冷能利用
（7）分布式能源系统
五、LNG“链”
LNG从气田采集到用户使用天然气，是一条相互联接，相互约束的生产供需链。
每个供需环节紧密衔接，互相制约，并以严格的合同予以保证。
六、LNG项目
LNG项目一般应包括下列的生产环节：
1、天然气生产
为上游气田的勘探，开采、集输以及气体的脱水，脱烃、并把天然气输送到液化工厂去
2、天然气液化
在天然气液化厂内将天然气进行净化，液化和储存。
液化冷冻工艺通常采用以乙烷，丙烷及混合冷冻剂作为循环介质的压缩循环冷冻法。
3、LNG运输
我国目前现有LNG运输均采用汽车槽车。
单辆槽车最大LNG水容积37m3，LNG运输能力22000Nm3气态天然气，槽车设计压力0.8MPa，运行压力0.3MPa。
正常平均行驶速度60km/h。
整个运输过程安全、稳定。
经跟车实测，运行中LNG槽车内的压力基本不变，短时停车上涨0.02MPa左右，途中安全阀无放散现象，LNG几乎无损失。
4、LNG场站
1）LNG储罐：
LNG贮罐（低温贮罐）是LNG的贮藏设备
LNG贮罐的特殊性：
大容量的LNG贮罐，由于是在超低温的状态下工作（-162℃），因此与其他石油化工贮罐相比具有其特殊性。
同时在运行中由于贮藏的LNG处于沸腾状态，当外部热量侵入时，或由于充装时的冲击、大气压的变化，都将使贮存的LNG持续气化成为气体，为此运行中必须考虑贮罐内压力的控制、气化气体的抽出、处理及制冷保冷等。
此外，LNG贮罐的安全阀、液面计、温度计、进出口管的伸缩接头等附属件也必须要耐低温。
贮罐的安全装置在低温、低压下，也必须能可靠的起动。
LNG储罐是气化站中的关键设备，其绝热性及密封性的好坏直接影响到LNG的蒸发和泄漏速度，即LNG的损耗速度和使用率。
储罐的性能参数主要有真空度、漏率、静态蒸发率。
作为低温容器，LNG储罐必须满足国家及行业标准中的相关技术要求。
储罐的真空封结度反映储罐的真空性，但真空度随时间推移而降低；储罐的漏率影响储罐真空寿命，即储罐真空度的变化速度；静态蒸发率则能够较为直观的反映储罐在使用时的保冷性能。
以一台50m3储罐为例说明：
（1）漏率1x10-9Pa.m3/s。
（2）静态蒸发率0.3%/d。
一台50m3的LNG储罐装满LNG时，在不使用的情况下，完全蒸发需要近一年的时间。
静态蒸发率可以通过实验的方法测得，也可以通过实际运行中数据的分析计算得到。
2）LNG的气化
LNG气化为吸热过程，根据热媒的不同，有海水、空温、水浴等气化方式。
目前国内LNG气化站都采用空温式和水浴式结合的二级气化方式。
空温式换热器直接利用自然空气进行换热，不需要附加能源，其气化能力主要决定于换热面，因此，通常采用翅片的形式。
换热器的规格主要决定于应急气源小时燃气流量，单台气化能力最高可达3200立方米/小时（实际最大气化能力可达3840立方米/小时），。
气化站中的储罐增压器、BOG加热器、EAG加热器等设备也采用空温式换热器。
3）LNG的预冷与进液
LNG气化站设备、管道施工完成后，由于超低温及LNG特殊要求，在正式投产之前，必须采用中间介质进行低温预冷，经过预冷检验调试合格后方可接收LNG，其过程也是对设备及工程的检验。
通常采用液氮作为预冷介质。
气化站内的主要设备有LNG储罐、BOG（蒸发气）罐、气化器、增压器、BOG加热器、EAG（放散排空气体）加热器及相关工艺管道及管件，LNG储罐的预冷是气化站预冷中的主要内容。
预冷的几个技术参数：
进液温度：
低于-80℃
储罐压力：
0.3～0.55MPa
进液速度：
3分钟/m3
预冷时间：
约4～5小时/罐（视储罐当时工况）
液氮耗量：
约10m3（视储罐当时工况）
七、LNG安全环保性能
气态天然气密度比空气轻，泄漏后容易扩散，而液化石油气反之；天然气的爆炸极限为5~15%，其下限较液化石油气的1%要高，也就是说，引起爆炸的气体泄漏量要大，危险性要小一些；另外，LNG在低温下储存，更安全。
至今全世界未见有因LNG燃烧爆炸事故的报道。
气化站内，LNG储罐采用自力降压、压力报警手动放空、安全阀起跳三层保护措施，同时，储罐液相进出口及出站总管设有紧急切断装置，保证了站内安全。
天然气在液化过程中脱除了H2O、重烃类、H2S等杂质，比一般天然气更加纯净，燃烧更完全，是最清洁的能源之一。
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八、结论
由于LNG很好的解决了管道天然气无法到达城市使用天然气的困难，虽然它在我国还属于比较新的技术，但其优势明显，发展迅速，前景广大。
LNG属于低温可燃物质，而且又经过了液化、运输、气化等环节，因此，其工艺相对较为复杂，因此管理人员和操作人员的理论和实际上岗培训刻不容缓！
第二章LNG供气站的操作技术和运营管理
一、投运前的准备
二、LNG供气站操作技术
三、运营安全管理
一、投运前的准备
LNG供气站竣工验收合格正式投运前,对整个工艺系统必须进行干燥→预冷→模拟试运行→惰化→天然气置换氮气（即钝化）。
1、干燥和预冷
干燥就是利用氮气将供气站工艺系统设备、管道中的水分置换出去,避免系统内的水分在低温下冻结,堵塞和损坏设备、管道与阀门。
干燥前,工艺系统应完成吹扫、试压、仪表联校、安全阀就位并校验铅封、设备与管道保冷完毕。
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2、系统模拟试运行、惰化与置换
模拟试运行的目的是利用-196℃的液氮对LNG工艺系统进行工艺参数调试和运行性能检验。
由于液氮温度低达-196℃,系统出现白雾处即为泄漏点,需处理。
用液氮模拟试运行可大大提高在LNG工况参数下系统的运行可靠性。
二、LNG供气站操作技术
1、供气站的气化工艺流程（城市LNG供气站工艺流程见图）
LNG汽化站工艺流程图
2、LNG卸车工艺
通过公路槽车或罐式集装箱车将LNG从气源地运抵用气城市LNG供气站后,利用槽车上的空温式升压气化器将槽车储罐升压到0.6MPa（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）,同时将储罐压力降至约0.4MPa,使槽车与LNG储罐间形成约0.2MPa的压差,利用此压差将槽车中的LNG卸入供气站储罐内。
卸车结束时,通过卸车台气相管线回收槽车中的气相天然气。
3.LNG储罐的自动增压
靠压力推动,LNG从储罐中流向空温式气化器,气化后供应用户。
随着罐内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,正常运营操作中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。
储罐的增压是由自力式增压调节阀和小型空温式气化器组成的自动增压系统来完成的。
运行中常出现因开启压力调试不当,致使新安装的增压阀形同虚设,操作人员不得不打开旁通管进行人工增压的情况。
人工增压时,应缓慢打开增压气化器液相进口阀,防止阀门开大而导致事故。
曾经发生手工增压时增压气化器液相进口阀开度过大,大量LNG涌入增压气化器后不能完全气化,以气液两相状态进入增压气化器出口管道并冲出安全阀喷射在LNG储罐外壁,将储罐外罐冻裂350mm的事故。
因此,应尽可能采用自力式增压阀自动增压。
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4、LNG储罐的压力控制
储罐的正常工作压力由自力式增压调节阀的定压值（后压）所限定和控制。
储罐的允许最高工作压力由设置在储罐气相出口管道上的自力式减压调节阀定压值（前压）所限定和自动控制。
当储罐正常工作压力低于增压阀的开启压力时,增压阀开启自动增压;当储罐允许最高工作压力达到减压阀设定开启值时,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。
例如,若增压调节阀的关闭压力设定为0.693MPa,则减压调节阀的开启压力为0.76MPa。
考虑两阀的实际制造精度,合适的压力差应在现场安装阀门时精心调试确定
5、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,导致储罐的压力逐步升高,最终危及储罐安全。
因此,设计上采用在储罐上安装自力式减压调节阀、压力报警手动放空、安全阀起跳三级安全保护措施来进行储罐的超压保护。
国内普遍使用的最高工作压力为0.80MPa、单罐公称容积为100m3的真空压力式储罐,减压阀的最高开启压力设定为0.76MPa,报警压力设定为0.78MPa,储罐安全阀的开启压力和排放压力分别设定为0.8MPa和0.88MPa。
其保护顺序为:
当储罐压力升到减压阀设定值时,减压阀自动打开泄压;当减压阀失灵罐内压力升至压力报警值0.78MPa时,压力报警,手动放散卸压;当减压阀失灵且未能手动放散,罐内压力升至0.80MPa时,储罐安全阀开启,至排放压力0.88MPa时,安全阀排放卸压。
这样既保证了储罐的安全,又充分发挥了储罐的强度储备（储罐设计压力为0.84MPa）。
随着安全阀的排放,当罐内工作压力降低到安全阀排放压力的85%时,安全阀自动关闭将储罐密封。
正常操作中不允许安全阀频繁起跳。
6、LNG储罐的过量充装与低液位保护
LNG的充装数量主要通过罐内的液位来控制。
在储罐上装设有测满口和差压式液位计两套独立液位系统,用于指示和测量储罐液位。
此外,还装备有高液位报警器（充装量85%）、紧急切断（充装量95%）、低限报警（剩余10%LNG）。
储罐高液位（最大罐容）95%是按工作压力条件下饱和液体的密度设定的,实际操作中须针对不同气源进行核定（下调）。
中国7、LNG的翻滚与预防
作为不同组分的混合物,LNG在储存过程中会出现分层而引起翻滚,致使LNG大量蒸发导致储罐超压,如不能及时放散卸压,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由于储罐中先后充注的LNG产地不同组分不同因而密度不同;
②由于先后充注的LNG温度不同而密度不同;
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。
防止罐内LNG出现分层常用的措施如下：
（1）将不同产地的LNG分开储存。
（2）为防止先后注入罐中的LNG产生密度差,采取以下充注方法:
①槽车中的LNG与罐中LNG密度相近时从储罐的下进液口充注;②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;③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。
（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。
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三、运营安全管理
LNG供气站运营安全管理的基本要求是:
①防止LNG和NG泄漏与空气形成可燃的爆炸性混合物;
②在储罐区、气化区、卸车台等可能产生天然气泄漏的区域均设置可燃气体浓度监测报警装置;
③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;
④防止LNG设备超压和超压排放;
⑤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。
必须制定严格的安全措施,认真落实安全操作规程,消除潜在危险和火灾隐患。
供气站站长应每日定时检查站内生产设备和消防设施。
1、LNG潜在的危险性
LNG虽是在低温状态下储存、气化，但和管输天然气一样，均为常温气态应用，这就决定了LNG潜在的危险性：
（1）低温的危险性
（2）BOG的危险性
（3）着火的危险性
（4）翻滚的危险性
2、LNG站工艺设计的合理性和全面性
1）LNG站应有全理的工艺流程
2）LNG站应有完善的运行功能（措施）
3）LNG站应有可靠的安全措施
4）LNG站的储存设备、气化设备、输送设备制造安装质量要精良
3、LNG站的安全技术管理
LNG固有的特性和潜在的危险性，要求我们必段对LNG站进行合理的工艺、安全设计及设备制造，这将为搞好LNG站的安全技术管理打下良好的基础。
1）LNG站的机构与人员配置
应有专门的机构负责LNG站的安全技术基础；同时应配备专业技术管理人员；要划清各生产岗位，并配齐岗位操作人员。
不论是管理人员，还是岗位操作人员均应经专业技术培训，经考核合格后方可上岗。
2）技术管理
（1）建立健全LNG站的技术档案
包括前期的科研文件、初步设计文件、施工图、整套施工资料、相关部门的审批手续及文件等。
（2）制定各岗位的操作规程
包括LNG卸车操作规程、LNG储罐增压操作规程、LNG储罐倒罐操作规程、LNG空浴（水浴）气化（器）操作规程、BOG储罐操作规程、消防水泵操作规程、中心调度控制程序切换操作规程、LNG进（出）站称重计量操作规程、天然气加臭操作规程等。
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3）生产安全管理
（1）做好岗位人员的安全技术培训
包括LNG站工艺流程、设备的结构及工作原理、岗位操作规程、设备的日常维护及保养知识消防器材的使用与保养等，都应进行培训，做到应知应会。
（2）建立各岗位的安全生产责任制度，设备巡回检查制度这也是规范安全行为的前提。
如对长期静放的LNG应定期倒罐并形成制度，以防“翻滚”现象的发生。
（3）建立健全符合工艺要求的各类原始记录：
包括卸车记录、LNG储罐储存记录、中心控制系统运行记录、巡检记录等，并切实执行。
（4）建立事故应急抢险救援预案
预案应对抢先救援的组织、分工、报警、各种事故（如LNG少量泄漏、大量泄漏、直至着火等）的处置方法等，应详细明确。
并定期进这行演练，形成制度。
（5）加强消防设施的管理
重点对消防水池（罐）、消防泵、LNG储罐喷淋设施、干粉灭火设施、可燃气体报警设施要定期检修（测），确保其完好有效。
（6）加强日常的安全检查与考核
通过检查与考核，规范操作行为，杜绝违章，克服麻痹思想。
如LNG的卸车就值得规范，从槽车进站、计量称重、槽车就位、槽车增压、软管连接、静电接地线连接、LNG管线置换、卸车卸车完毕后余气的回收、槽车离位以及卸车过程中的巡检、卸车台（位）与进液储罐的衔接等等，都应有一套完整的规程要求。
4、设备管理
由于LNG站的生产设备（储罐、气化设备等）均为国产，加之规范的缺乏，应加强对站内生产设施的管理。
1）建立健全生产设备的台账、卡片、专人管理，做到帐、卡、物相符
LNG储罐等压力容器应取得《压力容器使用证》；设备的使用说明书、合格证、质量证明书、工艺结构图、维修记录等应保存完好并归档。
2）建立完善的设备管理制度、维修保养制度和完好标准
具体的生产设备应有专人负责，定期维护保养。
3）强化设备的日常维护与巡回检查
（1）LNG储罐：
外观是否清洁；是否存在腐蚀现象；是否存在结霜、冒汗情况；安全附件是否完好；基础是否牢固等。
（2）LNG气化器：
外观是否清洁；（气化）结霜是否无均匀；焊口是否有开裂泄漏现象；各组切换（自动）是否正常；安全附件是否正常完好。
（3）LNG工艺管线：
（装）卸车管线、LNG储罐出液管线保温层是否完好；（装）卸车及出液气化过程中工艺管线伸缩情况是否正常，是否有焊口泄漏现象；工艺管线上的阀门（特别是低温阀门）是否有泄漏现象；法兰连接下是否存在泄漏现象；安全附件是否完好。
（4）对设备日常检验过程中查出的问题都不能掉以轻心，应组织力量及时排除。
4）抓好设备的定期检查
（1）LNG储罐：
储罐的整体外观情况（周期：
一年）；真空粉末绝热储罐夹层真空度的测定（周期：
一年）；储罐的日蒸发率的测定（可通过BOG的排出量来测定）（周期可长可短，但发现日蒸发率突然增大或减小时应找出原因，立即解决）；储罐基础牢固、变损情况（周期：
三个月）；必要时可对储罐焊缝进行复检。
同时，应检查储罐的原始运行记录。
（2）LNG气化器：
外观整体状况；翅片有无变形，焊口有无开裂；设备基础是否牢固；必要时可对焊口进行无损检测。
检查周期：
一年。
（3）LNG工艺管线：
根据日常原始巡检记录，检查工艺管线的整体运行状况，必要时可检查焊口；也可剥离保冷层检查保冷情况；对不锈钢裸管进行渗碳情况检查。
（检查周期：
一年）
（4）安全附件：
对各种设备、工艺管线上的安全阀、压力表、温度计、液位表、压力变送器、差压变送器、温度变送器及连锁装置等进行检验。
检验周期：
一年。
值得说明的是，上述安全附件的检验应有相应检验资质的单位进行。
（5）其他：
防雷、防静电设施的检验一年两次。
其他设备、设施也应及时定期检查。
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第三章浅析液化天然气（LNG）气化站预冷技术
一、LNG气化站工艺
二、预冷的必要性
三、预冷目的
四、预冷前的管道吹扫
五、预冷所需物资
六、预冷前准备工作
七、预冷原则
八、预冷主要步骤
九、预冷时安全注意事项
十、预冷时的检查内容
一、LNG气化站工艺
LNG气化站是下游天然气应用时采用的主要模式，主要作用是储存、气化和输送LNG。
主要包括卸车台、低温储罐、增压系统、气化系统及调压、计量和加臭系统。
LNG气化站工艺流程图
二、预冷的必要性
LNG气化站内低温管道和低温储罐在正式进入低温液体前，要首先进行充分的冷却，即预冷过程。
LNG储罐及管路通常采用奥氏体不锈钢材料。
奥氏体不锈钢具有优异的低温性能，但线膨胀系数较大。
在LNG温度条件下，不锈钢收缩率约为千分之三，对于304L材质管路，在工作温度为-162℃时，100m管路大约收缩300mm。
因此在设计时要采取措施防止出现冷收缩引起破坏。
LNG管路的收缩和补偿是一个需要细心考虑的重要问题。
两个固定点之间，由于冷收缩产生的应力，可能远远超过材料的屈服点。
特别是对于LNG储罐内的管道要求更加严格，一旦出现问题，将会产生严重后果。
因此在管路设计时，必须考虑有效的措施来补偿。
在LNG设备和管路上，为了补偿冷收缩，一般采用弯管和膨胀节。
虽然在设计时考虑了冷收缩的补偿，但是在温度变化速率较大时，还存在温度变化过快、热应力过大而使材料或连接部位产生损坏的问题。
这就要求在低温管道和设备进入低温液体前，首先进行预冷操作，确保投运安全。
三、预冷目的检验和测试低温设备和管道的低温性能，包括：
（1）检验低温材料质量是否合格
（2）检验焊接质量
（3）检验管道冷缩量和管托支撑变化
（4）检验低温阀门的密封性
（5）使储罐达到工作状态，测试储罐真空性能
四、预冷前的管道吹扫
1、预冷前管道吹扫的重要性
预冷前的管道吹扫一定要干净。
如果吹扫不干净，将会导致阀门冻结。
由于低温管道的阀门大多为焊接，法兰很少，不利于管道吹扫。
因此吹扫一定要采取措施，严格控制。
2、吹扫合格标准
气流以20m／s速度吹向管道口附近放置的附有半湿白色毛巾的垫板，毛巾上无灰尘和杂质为合格。
3、管道吹扫原则
（1）施工中实行分段吹扫，分段以焊接阀门为界，注意管道施工后要及时密封，防止杂物和雨水进入。
（2）为防止碳钢管道内的铁锈、焊渣进入低温管道，碳钢管道不能向低温管道吹扫。
（3）不能向储罐内吹扫，由罐内向外吹扫。
（4）不能吹扫任何仪表设备。
（5）由于要吹扫，在安装时应当使用临时垫片，在气密前更换正式垫片。
（6）在吹扫时要敲击管道表面和焊接部位。
（7）根据各站工艺流程制定具体吹扫方案。
五、预冷所需物资
（1）液氮
（2）便携式测温仪和便携式可燃气体报警仪
（3）铜制紧固工具及与液氮槽车卸车口连接的快装接头
（4）预冷人员所需工作服、工作鞋、防冻手套
（5）预冷需要的手表和记录表格，15分钟记录一次
六、预冷前准备工作
（1）检查阀门，确认所有阀门处于关闭状态。
（2）确认放空系统所有盲板拆除，放空系统畅通。
（3）打开所有安全阀根部阀，打开两个降压调节阀的前后阀。
打开储罐气相放空根部阀。
（4）自动保护系统测试完好，全部投用。
氮气系统投用，紧急切断阀全部打开。
（5）压力表根部阀全部打开。
储罐液位计根部阀、气液平衡阀打开。
（6）用干燥氮气置换管道内的空气，防止预冷时阀门处有凝结水而冻住阀门。
七、预冷原则
预冷时储罐和管道温度要逐步降低，避免急冷，防止温度骤降对设备和管件造成损伤。
根据有关的操作经验，冷却速率在50℃／h比较安全。
八、预冷主要步骤
1、先用低温氮气预冷
（1）检查卸车软管完好状况，管内无雨水、垃圾等杂物。
软管连接到槽车上
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