燃气锅炉及LNG点供站基础知识.docx
《燃气锅炉及LNG点供站基础知识.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《燃气锅炉及LNG点供站基础知识.docx（33页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
燃气锅炉及LNG点供站基础知识
天然气知识讲座
第二部分天然气特性
一、概述：
天然气组分是以甲烷为主，含少量乙烷、丙烷、丁烷、氮气等多种组分气体的混合物。
是在地下埋藏的可燃气体，是优质的燃料气。
热值是8500—9000KCal/m3（千卡/米3），或33.12[低热值]-36.78[高热值]mj/Nm3（兆焦/标方），密度是0.7174Kg/Nm3（千克/标方）。
平均分子量17.07，比热2.16kj/kg.k（千焦/千克.开尔文）;相对密度0.5903kg/m3,且无色、无味、无毒。
天然气的特点⑴天然气中所含杂质少，分子结构小，燃烧较充分，排放废气较干净，对居室卫生影响最小，是洁净气体燃料。
⑵天然气与人工煤气、液化石油气等同属可燃气体，如与空气混合达到一定比例，进入爆炸范围，遇火源则会发生爆炸。
⑶天然气比空气轻，泄漏后易于扩散、稀释，密闭空间内应采用上部出风方式通风，危险性较液化石油气要小。
⑷天然气资源丰富，供应较稳定，价格相对稳定。
⑸天然气能源效率高、用途广泛，可应用于发电、城市燃气、工业燃气、化工原料、汽车燃料（天然气汽车）等。
二、天然气知识图示：
1分类
1.1按气源分：
⑴气田气（纯天然气）——从天然气气井开采出来的可燃气体
⑵石油伴生气——是石油开采过程中析出的气体，在分离器中由于压力降低而进一步析出。
⑶凝析气田气——含石油轻质馏分的气体。
⑷矿井气——从煤矿矿井中抽出的可燃气体
⑸煤层气----是成煤过程中所产生并聚集在合适地质构造中的可燃气体，主要成分是甲烷。
1.2按存在状态分：
⑴气态天然气（NG）——城市日常用气
⑵液化天然气（LNG）——体积为气态时1/600（min）
⑶压缩天然气（CNG）——体积为气态时1/250（max）
⑷吸附天然气（ANG）----吸附剂ANGV测试已达到153v/v储气量。
2天然气性质
2.1物理性质
天然气组分是以甲烷为主，含少量乙烷、丙烷、丁烷、氮气等多种组分气体的混合物。
⑴性状：
无色无味气味
⑵熔点（℃）：
-182℃
⑶沸点（℃）：
-161.5℃
⑷相对密度（水=1）：
0.59（0℃）
⑸相对蒸气密度（空气=1）：
0.98
⑹临界温度（℃）：
-82.3℃
（7）临界压力（MPa）：
4.49
（8）液化点-162℃
（9）闪点（℃）：
＜-190℃
（10）引燃温度（℃）：
650℃
（11）爆炸上限（%）：
15
（12）爆炸下限（%）：
5
（13）溶解性：
易溶于水。
（14）毒性：
无毒，但在高浓度环境中易使人严重缺氧窒息死亡。
2.2化学性质
2.2.1甲烷燃烧化学式
完全燃烧：
CH4+2O2===CO2+2H2O（反应条件为点燃）
不完全燃烧：
2CH4+3O2=2CO+4H2O
2.2.2爆炸极限
可燃气体或可燃液体的蒸汽或固体粉尘和空气（或氧气）的混合物发生着火以致引起爆炸的浓度范围称为爆炸极限。
其最低浓度称为下限，最高浓度称为上限。
2.2.3城镇燃气几种物质的爆炸极限
液化石油气1.5～9.5%
天然气5～15%
人工煤气4.5～35.8%
形成爆炸的条件：
与空气（或氧气）混合达爆炸浓度（体积比浓度）；密闭空间；明火或静电。
着火四面体：
可燃物，助燃物（氧化剂），引火源，链式反应自由基 。
3.使用（用途）
3.1.1锅炉的分类：
1、炉体结构（立式和卧式）两种
2、燃料（燃煤锅炉；燃油/气锅炉；电锅炉）三种
3、压力（常压锅炉；蒸汽锅炉）两种
4、用途（生活热水锅炉；工业热水锅炉）两种
3.1.2锅炉的运行
燃烧系统：
水循环系统：
电子程序自动化控制系统：
3.1.3天然气能源效率高、用途广泛，可应用于发电、城市燃气、工业燃气、化工原料、汽车燃料（天然气汽车）等。
3.1.4天然气锅炉介绍
常压燃油（气）热水锅炉以柴油或天然气为燃料，通过燃烧器对水加热，实现供暖和提供生活、洗浴用热水，锅炉智能化程度高、加热快、低噪音、无灰尘，是一种非常适合我国国情的经济型锅炉品种。
该锅炉既可以单独满足供暖又可以单独满足供应热水，如果管道系统中增加上换热器，那么锅炉就可以同时满足供暖和洗浴两种要求。
3.1.5控制系统
配置热水锅炉专用微电脑控制器，大屏幕全中文液晶屏，带有超亮背光灯，无论白天黑夜，锅炉运行状态清晰可见。
显示齐全:
循环泵工作情况、燃烧器工作情况、炉水温度、水位高低、当前时间、报警记录等，锅炉运行状态一应俱全;设置方便:
锅炉开机后，操作人员可通过6个按键随意进入待命状态（设置）、进入运行状态（开机）、退出运行状态（停机），随意在处于待命状态时进行运行参数的设定;功能齐全:
可任意设定当前时间、报警温度、水温上限温度、水温下限温度、循环泵开启温度、循环泵关闭温度、锅炉开关机时间（可分4个时间段）等运行参数。
通常操作人员只要按"启动"键开机，按"停止"键停机即可，十分简单。
3.1.6燃烧系统
采用原装进口燃烧器，全自动程序化控制，风机自动吹扫，电子自动点火，油气自动燃烧，风油（气）自动比例调节，雾化效果好，燃烧充分，节能环保，拥有熄火保护装置确保燃烧安全。
在正常情况下，燃烧器出力随锅炉温度而自动调整燃烧火苗长度，锅炉出口温度达到设定值时，燃烧器自动停止燃烧，当温度低于设定值时，燃烧器自动开始工作。
当发生燃料、进风异常等现象时，故障灯亮，程控装置会立刻停止输出燃料，燃烧机自动停机。
3.1.7炉体设计
锅炉结构按常压设计，顶部设有通大气孔，锅炉在常压下工作，远离爆炸危险;锅炉炉体采用电脑优化模拟设计，完全优化了锅炉的尺寸，使形态协调美观。
CLHS立式锅炉采用燃烧器下置式燃烧方式，燃料在炉胆内微正压燃烧，高温烟气在炉胆内进行辐射换热，再进入烟火管对流换热，最后经上烟箱排出。
烟管内插有阻流片，减缓烟气排出速度，加强换热，保证燃料燃烧产生的热量最大程度地加热炉水，大大的提高了锅炉的热效率;CWNS卧式锅炉采用全湿背式三回程结构，烟气流程长，降低排烟温度，全波纹炉胆设置，使火焰产生强烈扰动，强力提高传热系数，并有效防止了因金属热胀冷缩而导致设备寿命的降低;大口径烟管和大孔桥间隙，使锅炉在相等的时间内水垢覆层薄且便于清理。
3.1.8多重保护
锅炉具有多重安全保护:
漏电保护即漏电自动切断电源;过热保护即锅炉水温超高达到报警温度时，自动停止燃烧器并发出报警;二次过热保护即锅炉外壳温度超过105℃时，自动切断二次回路，锅炉停止工作;防干烧保护即精良水位电极棒实时监控水位情况，因其它原因锅炉水位达到、低于极低水位时，锅炉停止工作，防止干烧发生危险。
3.1.9全自动燃气锅炉运行操作时的注意事项：
（1）为防止燃气爆炸事故，燃气锅炉不仅在启动前需对锅炉炉膛及烟气通道进行吹扫，而且还需对燃气供气管道进行吹扫。
对燃气供气管道吹扫介质一般采用惰性气体（如氮气、二氧化碳等），而对锅炉炉膛及烟道的吹扫则用一定流量、流速的空气作为吹扫介质。
（2）对于燃气锅炉来说，一次未点着火，则就必须对炉膛烟道再进行吹扫后，方可进行第二次点火。
（3）在燃气锅炉燃烧调整过程中，为确保燃烧质量，必须对排烟成分进行检测，以确定过剩空气系数和不完全燃烧情况。
一般来说，燃气锅炉在运行过程中，一氧化碳含量应低于100ppm，且在高负荷运行时，过剩空气系数不应超过1.1～1.2；在低负荷条件下，过剩空气系数不应超过1.3。
（4）在锅炉尾部没有采取防腐或凝结水收集等措施的情况下，燃气锅炉应尽量避免在低负荷或低参数情况下长期运行。
（5）对于燃用液态气的燃气锅炉，应特别注意锅炉房的通风条件。
因为液态气的重度比空气大，万一发生泄漏极易引起液态气在地面上凝结和扩散，造成恶性爆炸事故。
（6）司炉人员应时刻注意气体阀门的开关情况。
气体管路不可漏气，若有异常情况，如锅炉房内有异常气味，不可开启燃烧器，应及时检查通风情况，排除气味，检查阀门，正常后才可投入运行。
（7）气体压力不可过高和过低，应在设定的范围内运行，具体参数由锅炉生产厂家提供。
当锅炉运行一段时间，发现气体压力低于设定值时，应及时与燃气公司联系，供气压力是否有变化。
燃烧器运行一段时间，应及时检查管路中过滤器是否清洁，如气压下降很多，有可能是气体杂质过多，过滤器被堵塞，应拆下清洗，必要时更换滤芯。
（8）在停运一段时间或检查管路后，在重新投入运行时，应打开放空阀，放气一段时间，放气时间应根据管路长短及气体种类来确定。
若锅炉停用时间较长，则应切断燃气供应总阀，关闭放空阀。
（9）应遵守国家有关燃气的规定。
锅炉房内不可随意用火，严禁在气体管路旁进行电焊、气焊等作业。
（10）事故停炉：
①当发现锅炉本体产生异常现象，安全控制装置失灵应按动紧急断开钮，停止锅炉运行；
②锅炉给水泵损坏，调解装置失灵，应按动紧急断开钮，停止锅炉运行；
③当电力燃料方面出现问题时应采取按动急断开钮；
④当有危害锅炉或人身安全现象时均应采取紧急停炉；
3.2锅炉耗气量的计算：
L=Q吸热÷锅炉热效率÷天然气热值
例：
1吨锅炉（热效率85%）需消耗天然气多少方。
（水温20℃升温至80℃）
Q吸=CM∆t【C表示比热容，水的比热容为4.2×103焦/千克.℃；M为质量∆t为温度变化量;水温20℃升温至80℃则∆t=80-20=60℃】
L=4.2×103焦/千克.℃×1000kg×60℃÷0.85÷8500×4.2=83M3
日用气量=83M3×12小时=996M3（外界保温性及天气寒热性相关）
4.燃气的输送
前面已介绍了天然气输送的4中方式，管道输送，槽车CNG及LNG运输，ANG输送等，今天重点介绍LNG输送和使用注意事项。
4.1LNG的性质
（一）密度
LNG的密度取决于其组分和温度，通常在430kg／m3～470kg／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1．35kg／（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。
【氮的沸点是77°K常压（-196℃）临界温度（℃）:
-147】
（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0.4kg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。
4.2LNG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。
（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.
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。
备注：
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。
（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B0ilOffGas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EscapeAirGas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。
4.3LNG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（Nm3）
m—质量（㎏）
ρ—标准条件下的密度（㎏/Nm3）；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 Nm3/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）。
4.4 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。
4.5LNG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
升级会员 