LNG气化站工艺流程模板.docx

LNG气化站工艺步骤LNG卸车工艺系统：EAG系统 安全放散气体 BOG系统蒸发气体# y; p+ D+ U+ U3 l1 H* u5 W LNG系统液态气态: 0 F0 q7 5 , M7 & F4 s1 N 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，利用槽车上空温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或经过站内设置卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压)，使槽车和LNG储罐之间形成一定压差，利用此压差将槽车中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气相天然气。/ b8 O6 e0 g1 Q4 r1 F7 F. 卸车时，为预防LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中LNG温度低于储罐中LNG温度时，采取上进液方法。槽车中低温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LNG温度高于储罐中LNG温度时，采取下进液方法，高温LNG由下进液口进入储罐，和罐内低温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造成卸车困难。实际操作中，因为现在LNG气源地距用气城市较远，长途运输抵达用气城市时，槽车内LNG温度通常高于气化站储罐中LNG温度，只能采取下进液方法。所以除首次充装LNG时采取上进液方法外，正常卸槽车时基础全部采取下进液方法。 p* s% j5 U. u e- g0 O$ A1 _为预防卸车时急冷产生较大温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前全部应该用储罐中LNG对卸车管道进行预冷。同时应预防快速开启或关闭阀门使LNG流速忽然改变而产生液击损坏管道。+ $ D) m 4 v% h t12 LNG气化站步骤和储罐自动增压LNG气化站步骤% + b9 u% ( E8 h. t; lLNG气化站工艺步骤见图1。, q% 2 k( T1 r7 H 图1 城市LNG气化站工艺步骤 储罐自动增压和LNG气化靠压力推进，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供给用户。伴随储罐内LNG流出，罐内压力不停降低，LNG出罐速度逐步变慢直至停止。所以，正常供气操作中必需不停向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程连续下去。储罐增压是利用自动增压调整阀和自增压空温式气化器实现。当储罐内压力低于自动增压阀设定开启值时，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安装高度应低于储罐最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG经过和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，然后对气化后天然气进行调压(通常调至04MPa)、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，尤其是在严寒北方，冬季时气化器出口天然气温度(比环境温度低约10)远低于0而成为低温天然气。为预防低温天然气直接进入城市中压管网造成管道阀门等设施产生低温脆裂，也为预防低温天然气密度大而产生过大供销差，气化后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，造成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。在自增压过程中伴随气态天然气不停流入，储罐压力不停升高，当压力升高到自动增压调整阀关闭压力(比设定开启压力约高10%)时自动增压阀关闭，增压过程结束。伴随气化过程连续进行，当储罐内压力又低于增压阀设定开启压力时，自动增压阀打开，开始新一轮增压。) & v6 9 u- a5 h2 LNG气化站工艺设计! 9 M# fw: C3 c7 x21 设计决定项目标经济效益. h+ f) v% r3 5 2 w据西方国家分析，不到建设工程全寿命费用1设计费对工程造价影响度占75以上，设计质量对整个建设工程效益至关关键。影响LNG气化站造价关键原因有设备选型(依据供气规模、工艺步骤等确定)、总图设计(总平面部署、占地面积、地形地貌、消防要求等)、自控方案(关键是仪表选型)。通常，工程直接费约占项目总造价70%，设备费又占工程直接费4850，设备费中关键是LNG储罐费用。B. o# 0 c/ K2 n22 气化站设计标准至今中国尚无LNG专用设计标准，在LNG气化站设计时，常采取设计规范为：GB 5002893城镇燃气设计规范()、GBJ 1687建筑设计防火规范()、GB 50183石油天然气工程设计防火规范、美国NFPA59A液化天然气生产、储存和装卸标准。其中GB 50183石油天然气工程设计防火规范是由中石油参考和套用美国NFPA59A标准起草，很多内容和数据来自NFPA59A标准。因为NFPA59A标准消防要求高，造成工程造价高，现在难以在中国实施。现在中国LNG气化站设计基础参考GB 5002893城镇燃气设计规范()设计，实践证实安全可行。23 LNG储罐设计# s3 c3 3 q/ X/ a2 c! w9 d储罐是LNG气化站关键设备，占有较大造价百分比，应高度重视储罐设计。9 ?7 v/ J: u* G- g E231 LNG储罐结构设计* E; r, x* 8 w3 S3 _$ zLNG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气化站储罐通常采取立式双层金属单罐，其内部结构类似于直立暖瓶，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，多采取100m3储罐。+ _7 gR- Tc. q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10528m3。232 设计压力和计算压力确实定现在绝大部分100m3立式LNG储罐最高工作压力为08MPa。根据GB 1501998钢制压力容器要求，当储罐最高工作压力为08MPa时，可取设计压力为084MPa。储罐充装系数为095，内罐充装LNG后液柱净压力为0062MPa，内外罐之间绝对压力为5Pa，则内罐计算压力为101MPa。外罐关键作用是以吊挂式或支撑式固定内罐和绝热材料，同时和内罐形成高真空绝热层。作用在外罐上荷载关键为内罐和介质重力荷载和绝热层真空负压。因另外罐为外压容器，设计压力为-01MPa。233 100m3LNG储罐选材- q2 J! z( u3 e) C正常操作时LNG储罐工作温度为-1623，第一次投用前要用-196液氮对储罐进行预冷，则储罐设计温度为-196。内罐既要承受介质工作压力，又要承受LNG低温，要求内罐材料必需含有良好低温综合机械性能，尤其要含有良好低温韧性，所以内罐材料采取0Crl8Ni9，相当于ASME(美国机械工程师协会)标准304。2 y. X0 m; y1 e不锈钢牌号“304(S30400)是美国不锈钢标准(如标准)中牌号名称，它是188型Cr-Ni奥式体不锈钢经典牌号，因为其含有优良综合性能，用途十分广泛，其产销量占到奥式体不锈钢80%左右,在中国新制订不锈钢牌号标准GBT20878中，和之对应牌号是06Crl9Nil0(旧牌号为OCrl8Ni9)。 304(06Crl9Nil0)钢关键特征是： 含有优良不锈耐腐蚀性能和很好抗晶间腐蚀性能。对氧化性酸，如在浓度65%沸腾温度以下硝酸中，含有很强抗腐蚀性。对碱溶液及大部分有机酸和无机酸亦含有良好耐腐蚀能力。 含有优良冷热加工和成型性能。能够加工生产板、管、丝、带、型多种产品，适适用于制造冷镦、深冲、深拉伸成型零件。 低温性能很好。在-180条件下，强度、伸长率、断面收缩率全部很好。因为没有脆性转变温度，常在低温下使用。 含有良好焊接性能。可采取通常焊接方法焊接，焊前焊后均不需热处理。 304钢也有性能上不足之处：大截面尺寸钢件焊接后对晶间腐蚀敏感；在含c1水中(包含湿态大气)对应力腐蚀很敏感；力学强度偏低，切削性能较差等。 因为304钢有性能上不足，大家在生产和使用中想措施扬长避短，尽可能发挥发展它优良性能，克服它不足之处。于是，经过研究开发，依据不一样使用环境或条件特定要求，对其化学成份进行调整，发展出了满足一些特征使用要求304衍生牌号。 表1列出了美国材料和试验协会不锈钢牌号标准A95904中牌号304及其衍生牌号和日本JIS、中国GB、国际ISO、欧洲EN等不锈钢标准中对应牌号对照。表2一表6分别列出了对应标准中各牌号化学成份。 从表1看出，A95904中，304及其衍生牌号共有10个。日本JIS标准中亦为10个，但能和牌号对应则是6个，其它4个牌号(SUS304J1、SUS304J2、SUS304J3、SUS304Cu)应该是JIS自己开发304衍生牌号。 综观304及衍生牌号化学成份，能够认为，所谓衍生牌号就是对304化学成份进行了一些调整，而产生了变异304牌号。比如： 碳含量：降低或提升碳含量。304L为超低碳304钢。降低碳含量能够改善耐蚀性能，尤其是304钢对焊后晶间腐蚀敏感性，在满足力学强度要求条件下，可用于制造大截面尺寸焊接件。304H，将碳含量提升到0.10%，增加304钢强度，并使奥氏体愈加稳定，比304钢更适于在低温环境和无磁部件方面使用。 氮含量：加入氮元素。304N(SUS304N1)、XM-21(SUS304N2)、304LN等全部是。因为氮固溶强化作用，提升了304和304L钢强度，且不显著降低钢塑性和韧性，同时钢耐晶间腐蚀性、耐点蚀和缝隙腐蚀性全部有深入改善。 铜含量：加入一定含量铜。铜使奥氏体愈加稳定。首先能够提升钢不锈性和耐蚀性，尤其是对还原性介质(如硫酸)耐蚀性愈加好；另方面则降低钢强度和冷加工硬化倾向，改善钢塑性。如S30430(06Crl8Nil9Cu3、SUSXM7)、SUS304J3(06Crl8Nil9Cu2)等，这些钢和304比，在较小变形力作用下，可取得更大冷变形，更适于冷镦、冷挤压作紧固件用或深冲、拉伸等用途。 这里要尤其提出是，日本JIS标准中，304钢衍生牌号有5个含铜，其中有3个牌号即SUS304Cu、SUS304J1、SUS304J2仅用于生产板带产品，而SUS304J1和SUS304J2两个牌号化学成份，则在304基础上作了较大调整(见表3)，铬、镍含量全部有所降低，Cr为15.00%18.00%，Ni为6.00%一9.00%，还将Mn提升到3.00%或5.00%，Cu含量为1.00%一3.00%。这两个牌号有用锰或铜代镍意思。这两种钢板带可能是适适用于作通常耐蚀条件下用经过冷加工(如深冲、深拉伸变形)成型部件或制品。依据内罐计算压力和所选材料，内罐计算厚度和设计厚度分别为111mm和120mm。作为常温外压容器，外罐材料选择低合金容器钢16MnR，其设计厚度为100mm。234 接管设计# w2 j$ o- r* i3 r* q% k# - # I8 w开设在储罐内罐上接管口有：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。内罐上接管材质全部为0Cr18Ni9。( n9 e6 u0 5 T为便于定时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)。为预防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。235 液位测量装置设计0 X( Q v% z$ E8 p P0 C! f为预防储罐内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和差压式液位计两套独立液位测量装置，其灵敏度和可靠性对LNG储罐安全至关关键。在向储罐充装LNG时，经过差压式液位计所显示静压力读数，可从静压力和充装质量对照表上直观方便地读出罐内LNG液面高度、体积和质量。当达成充装上限时，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85)、紧急切断(充装量为罐容95)、低限报警(剩下LNG量为罐容10)。236绝热层设计 O4 dt2 E: N3 2 7 c( m+ U) tLNG储罐绝热层有以下3种形式：( d! z2 A5 ?2 R4 q高真空多层缠绕式绝热层。多用于LNG槽车和罐式集装箱车。正压堆积绝热层。这种绝热方法是将绝热材料堆积在内外罐之间夹层中，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，比如立式金属LNG子母储罐。真空粉末绝热层。常见单罐公称容积为100m3和50m3圆筒形双金属LNG储罐通常采取这种绝热方法。在LNG储罐内外罐之间夹层中填充粉末(珠光砂)，然后将该夹层抽成高真空。通常见蒸发率来衡量储罐绝热性能。现在国产LNG储罐日静态蒸发率体积分数03。0 q8 u- a0 $ P: H3 G: _- 237 LNG储罐总容量储罐总容量通常按储存3d高峰月平均日用气量确定。同时还应考虑气源点个数、气源厂检修时间、气源运输周期、用户用气波动情况等原因。对气源要求是不少于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确保正常供气。1 G. S4 vy) * ( i2 z: U: a24 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余气和储罐中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加热器出口增设BOG缓冲罐，其容量按回收槽车余气量设置。; e) A& z: W3 1 m4 K25 气化器、加热器选型设计& I* / S+ m* i: z251 储罐增压气化器9 O% 5 a$ R8 f6 7 r3 U9 L& o C按100m3LNG储罐装满90m3LNG后，在30min内将10m3气相空间压力由卸车状态04MPa升压至工作状态06MPa进行计算。据计算结果，每台储罐选择1台气化量为200m3/h空温式气化器为储罐增压，LNG进增压气化器温度为-1623，气态天然气出增压气化器温度为-145。设计多采取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，可简化步骤，降低设备，降低造价。3 n* o! T* H( O& . 252 卸车增压气化器U) N0 F+ j7 d3 5 r6 R因为LNG集装箱罐车上不配置增压装置，所以站内设置气化量为300m3/h卸车增压气化器，将罐车压力增至06MPa。LNG进气化器温度为-1623，气态天然气出气化器温度为-145。253 BOG加热器0 o# b- / H( f; T( 因为站内BOG发生量最大是回收槽车卸车后气相天然气，故BOG空温式加热器设计能力按此进行计算，回收槽车卸车后气相天然气时间按30min计。以1台40m3槽车压力从06MPa降至03MPa为例，计算出所需BOG空温式气化器能力为240m3/h。通常依据气化站可同时接卸槽车数量选择BOG空温式加热器。通常BOG加热器加热能力为5001000m3/h。在冬季使用水浴式天然气加热器时，将BOG用作热水锅炉燃料，其它季节送入城市输配管网。254 空温式气化器1 x4 o. E) k t0 j/ a空温式气化器是LNG气化站向城市供气关键气化设施。气化器气化能力按高峰小时用气量确定，并留有一定余量，通常按高峰小时用气量1315倍确定。单台气化器气化能力按m3/h计算，24台为一组，设计上配置23组，相互切换使用。255 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，对气化后天然气进行加热。加热器加热能力按高峰小时用气量1315倍确定。256 安全放散气体(EAG)加热器LNG是以甲烷为主液态混合物，常压下沸点温度为-1615，常压下储存温度为-1623，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，和空气形成可燃性爆炸物。为了预防安全阀放空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储罐最大安全放散量进行计算。经计算，100m3储罐安全放散量为500m3/h，设计中选择气化量为500m3/h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LNG气化站，为了预防安全阀起跳后放出低温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。26 调压、计量和加臭装置! c0 S& V6 I. 8 d6 ?5 d, C0 O% d依据LNG气化站规模选择调压装置。通常设置2路调压装置，调压器选择带指挥器、超压切断自力式调压器。9 c+ m( Y6 |7 Q2 R计量采取涡轮番量计。加臭剂采取四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，依据流量信号将加臭剂注入燃气管道中。! s/ X: 1 a* 5 U27 阀门和管材管件选型设计* F, V: P9 d* t2 4 l5 k271 阀门选型设计4 o4 D) ! a, f& k8 V; M) ! f工艺系统阀门应满足输送LNG压力和流量要求，同时必需含有耐-196低温性能。常见LNG阀门关键有增压调整阀、减压调整阀、紧急切断阀、低温截止阀、安全阀、止回阀等。阀门材料为0Cr18Ni9。# w2 B7 H6 . B272 管材、管件、法兰选型设计) C! g$ l/ M7 j介质温度-20管道采取输送流体用不锈钢无缝钢管(GB/T 14976)，材质为0Cr18Ni9。管件均采取材质为0crl8Ni9无缝冲压管件(GB/T 1245990)。法兰采取凹凸面长颈对焊钢制管法兰(HG 2059297)，其材质为0Cr18Ni9。法兰密封垫片采取金属缠绕式垫片，材质为0crl8Ni9。紧固件采取专用双头螺柱、螺母，材质为0Crl8Ni9。 N2 _9 I2 p. h3 R: N介质温度-20工艺管道，当公称直径200 mm时，采取输送流体用无缝钢管(GB/T81631999)，材质为20号钢；当公称径200mm时采取焊接钢管(GB/T 3041)，材质为Q235B。管件均采取材质为20号钢无缝冲压管件(GB/T 1245990)。法兰采取凸面带颈对焊钢制管法兰(HG 2059297)，材质为20号钢。法兰密封垫片采取柔性石墨复合垫片(HG 2062997)。 LNG工艺管道安装除必需法兰连接外，均采取焊接连接。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。/ C: I8 W/ p I, x, Y C273 冷收缩问题LNG管道通常采取奥氏体不锈钢管，材质为0crl8Ni9，即使其含有优异低温机械性能，但冷收缩率高达0003。站区LNG管道在常温下安装，在低温下运行，前后温差高达180，存在着较大冷收缩量和温差应力，通常采取“门形”赔偿装置赔偿工艺管道冷收缩。4 i4 n# K+ R+ S: ?28 工艺控制点设置LNG气化站工艺控制系统包含站内工艺装置运行参数采集和自动控制、远程控制、联锁控制和越限报警。控制点设置包含以下内容： % t6 K- I1 W/ V, W卸车进液总管压力；( c$ h1 q, k3 r, D4 Q空温式气化器出气管压力和温度；9 K9 Z9 H! _1 W7 i& J8 t水浴式天然气加热器出气管压力和温度； % P+ g) i8 oLNG储罐液位、压力和报警联锁；BOG加热器压力；2 j$ H* o+ i, N调压器后压力；+ j/ 4 m& l* b% C3 Z出站流量；d5 b9 d. Q. S3 s/ S* o; 加臭机(自带仪表控制)。DV N, m4 n3 Z( |& 4 e6 D29 消防设计4 ?7 W: v6 LNG气化站消防设计依据CB 5002893城镇燃气设计规范()LPG部分进行。在LNG储罐周围设置围堰区，以确保将储罐发生事故时对周围设施造成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015 L/(sm2)，喷淋用水量按着火储罐全表面积计算，距着火储罐直径15倍范围内相邻储罐按其表面积50计算。水枪用水量按GBJ 1687建筑设计防火规范()和GB 5002893城镇燃气设计规范()选择。3运行管理- R7 R! 5 W+ b$ c* w31 运行基础要求$ q$ l; Y% c3 F8 b# g& D7 LNG气化站运行基础要求是：预防LNG和气态天然气泄漏从而和空气形成爆炸性混合物。消除引发燃烧、爆炸基础条件，按规范要求对LNG工艺系统和设备进行消防保护。预防LNG设备超压和超压排放。预防LNG低温特征和巨大温差对工艺系统危害及对操作人员冷灼伤。32 工艺系统预冷在LNG气化站完工后正式投运前，应使用液氮对低温系统中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开启度来控制管道或设备冷却速率1/min。管道或设备温度每降低20，停止预冷，检验系统气密性和管道和设备位移。预冷结束后用LNG储罐内残留液氮气化后吹扫、置换常温设备及管道，最终用LNG将储罐中液氮置换出来，就可正式充装LNG进行供气。9 t- d, z7 O$ p1 ?33 运行管理和安全保护6 a7 E- ?- g _331 LNG储罐压力控制正常运行中，必需将LNG储罐操作压力控制在许可范围内。华南地域LNG储罐正常工作压力范围为0307MPa，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自动关闭压力确定，其值通常比设定自增压阀开启压力约高15。比如：当LNG用作城市燃气主气源时，若自增压阀开启压力设定为06MPa，自增压阀关闭压力约为069 MPa，储罐增压值为009MPa。储罐最高工作压力由设置在储罐低温气相管道上自动减压调整阀定压值(前压)限定。当储罐最高工作压力达成减压调整阀设定开启值时，减压阀自动开启卸压，以保护储罐安全。为确保增压阀和减压阀工作时互不干扰，增压阀关闭压力和减压阀开启压力不能重合，应确保005MPa以上压力差。考虑两阀制造精度，适宜压力差应在设备调试中确定。7 q j7 2 y; S V& r332 LNG储罐超压保护LNG在储存过程中会因为储罐“环境漏热”而缓慢蒸发(日静态蒸发率体积分数03)，造成储罐压力逐步升高，最终危及储罐安全。为确保储罐安全运行，设计上采取储罐减压调整阀、压力报警手动放散、安全阀起跳三级安全保护方法来进行储罐超压保护。其保护次序为：当储罐压力上升到减压调整阀设定开启值时，减压调整阀自动打开泄放气态天然气；当减压调整阀失灵，罐内压力继续上升，达成压力报警值时，压力报警，手动放散卸压；当减压调整阀失灵且手动放散未开启时，安全阀起跳卸压，确保LNG储罐运行安全。对于最大工作压力为080MPaLNG储罐，设计压力为084MPa，减压调整阀设定开启压力为076MPa，储罐报警压力为078MPa，安全阀开启压力为080MPa，安全阀排放压力为088MPa。333 LNG翻滚和预防6 J/ R# D8 e+ Mq3 A3 U# gLNG在储存过程中可能出现分层而引发翻滚，致使LNG大量蒸发造成储罐压力快速升高而超出设计压力7，假如不能立即放散卸压，将严重危及储罐安全。大量研究证实，因为以下原因引发LNG出现分层而造成翻滚：8 g% 6 d5 r$ x, o+ V1 Q储罐中前后充注LNG产地不一样、组分不一样而造成密度不一样。前后充注LNG温度不一样而造成密度不一样。* r5 V2 8 . I: S3 D% r6 F先充注LNG因为轻组分甲烷蒸发和后充注LNG密度不一样。& n7 M$ H5 F, q要预防LNG产生翻滚引发事故，必需预防储罐内LNG出现分层，常采取以下方法。; _% u# v g4 P2 E$ 3 M2 |9 T; G3 n将不一样气源LNG分开储存，避免因密度差引发LNG分层。为预防前后注入储罐中LNG产生密度差，采取以下充注方法：) P/ v4 d1 U) L6 P6 Pa槽车中LNG和储罐中LNG密度相近时从储罐下进液口充注；+ 6 n+ r7 a9 p5 f$ H _; b槽车中轻质LNG充注到重质LNG储罐中时从储罐下进液口充注；c槽车中重质LNG充注到轻质LNG储罐中时，从储罐上进液口充注。储罐中进液管使用混合喷嘴和多孔管，可使新充注LNG和原有LNG充足混合，从而避免分层。* T, ! s6 h% v+ f2 o# X! 0 q: T6 M对长久储存LNG，采取定时倒罐方法预防其因静止而分层。334 运行监控和安全保护LNG储罐高、低液位紧急切断。在每台LNG储罐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进出口管路和出液管紧急切断阀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。气化器后温度超限报警，联锁关断气化器进液管。关键是对气化器出口气体温度进行检测、报警和联锁。正常操作时，当达成额定负荷时气化器气体出口温度比环境温度低10。当气化器结霜过多或发生故障时，经过温度检测超限报警、联锁关断气化器进液管实现对气化器控制。在LNG工艺装置区设天然气泄漏浓度探测器。当其浓度超越报警限值时发出声、光报警信号，并可在控制室快速关闭进、出口电动阀。选择超压切断式调压器。调压器出口压力超压时，自动切换。调压器后设安全放散阀，超压后安全放散。) T: y$ t1 Bv s/ w8 Q- B天然气出站管路均设电动阀，可在控制室快速切断。出站阀后压力高出设定报警压力时声光报警。- ; X3 k) d. A. t s d紧急情况时，可远程关闭出站电动阀。4结语操作中应优先采取增压调整阀自动开关功效实现储罐自动增压。若自增压阀关闭不严，增压结束时必需将增压气化器进液管根阀关闭。LNG储罐工作压力、设计压力、计算压力分别有不一样定义和特定用途，不能将计算压力误作为设计压力，以免错设储罐安全阀开启压力。采取储罐减压调整阀、压力报警手动放散、安全阀起跳三级安全方法保护储罐时，其压力设定由低到高依次为：减压调整阀定压值、压力报警定压值、安全阀定压值。. x9 M1 + bp: X% j9 在满足LNG储罐整体运输和吊装要求前提下，提升单罐公称容积、降低储罐数量、简化工艺管路和降低低温仪表和阀门数量，是合理降低LNG气化站造价有效方法。9 S( j. a$ W( w0 j J3 d p% 为促进LNG安全利用，应立即颁布优异适用、符合国情LNG设计规范。液化天然气是气田开采出来天然气,经过脱水、脱酸性气体和重烃类,然后压缩、膨胀、液化而成。LNG接收站关键功效是接收、储存和将LNG再气化,并经过管网向电厂和城市用户供气,也可经过槽车向用户直接供给LNG。 现在关键有3种类型LNG接收终端：一是气源型接收终端，因为远离用户需要长距离管道输送，外送输气管道压力通常为5.09.0MPa；二是调峰型接收终端，为事故应急及调峰，LNG储罐规模小且靠近用户，外送输气管道压力通常为2.03.0MPa；三是卫星型接收终端，关键针对小范围区域用户供气，外送输气管道压力靠近城市中压或次高压配气管网压力，通常为0.10.8MPa。 LNG项目通常由LNG 码头、LNG 接收站、输气管线、LNG 电厂和城市用户组成。* W& w# e! f% l2 I% A 1再冷凝工艺和直接压缩工艺对比1.1.步骤对比 依据对储罐冷损产生BOG（蒸发气体）处理方法不一样，LNG 接收终端外输工艺分为直接压缩工艺和再冷凝工艺。两种工艺并无本质上区分。 直接压缩工艺，是指LNG储罐内BOG经过压缩机直接加压到管网所需压力后，进入外输管网输送，储罐内LNG经过罐内泵加压后送入气化器气化进入外输管网输送，不需要设置再冷凝器，第二级外输泵设置视外输管网压力高低而定。直接压缩工艺设备少，步骤简单。c0 Q2 O& Z D) o& g6 a7 s/ b 再冷凝工艺是指罐内BOG经过压缩机加压1MPa左右，和罐内低压泵输送相同压力部分过冷LNG液体，二者根据一定百分比在再冷凝器中直接换热，利用加压后过冷LNG本身“显冷”特征将大部分BOG冷凝，和另一部分罐内泵加压LNG会合后经第二级外输泵加压，进入气化器气化后送入高压外输管道。再冷凝工艺步骤较复杂，且需要不停气化LNG对外输气。4 P q- U u5 i 1.2能耗分析 再冷凝工艺节能效果和3个原因相关：一是BOG压缩机和罐内泵出口流体压力，即再冷凝器操作压力越低，LNG第二级泵进口压力小，节能效果越显著。但降低操作压力受LNG过冷程度限制，过冷程度太小将会影响操作。通常工程上再冷凝器操作压力取0.6 1.0MPa；二是依据广义泊努利方程，输送单位质量流体时泵比压缩机功耗低。伴随外送输气管道气量增大，节能效果更为显著；三是外送输气管道压力越高，即进出口压差越大，节能效果越显著。 再冷凝工艺适合大型气源型接收终端。这是因为BOG和外送输气管道气量大，输气管道压力高，罐内泵一直运行对外供气，确保了BOG 再冷凝冷源，所以节能效果显著。直接压缩工艺适合调峰型接收终端，原因在于调峰型终端无法确保为再冷凝器提供连续冷源，外送输气管道压力低，造成再冷凝节能效果不显著，因为省去了再冷凝器等设备，投资相对较低。而卫星型接收终端相对于调峰型接收终端规模更小、压力更低，所以采取直接压缩工艺更为适合。2关键设备选型2.1 LNG储罐 LNG储罐均为双层金属罐,和LNG接触内层为含9%Ni低温钢,外层为碳钢,中间绝热层为膨胀珍珠岩,罐底绝热层为泡沫玻璃。 2.1.1罐容确实定 接收站储存LNG能力，最小罐容计算公式:Vs=(Vt+nQa-tq+rQcT)式中 Vs LNG罐最小需求容积，m3；Vt LNG 船最大容积，m3;n LNG 船延误时间,d;Qa高峰月平均日送气量,m3/d;t LNG 卸料时间,d;q最小送出气量,m3/d;r LNG 航行期间市场改变系数;T LNG 船航行时间,d;Qc高峰月平均城市燃气日送气量,m3/d。以上计算出Vs 罐容只是初步。2.1.2LNG储罐选型 2.2LNG汽化器2.2.1LNG汽化器类型常见热源有水和燃料两种,水通常指海水、河水和工厂热排水;燃料关键是天然气。依据加热方法不一样LNG汽化器有以下三种形式:开架式汽化器(ORV) 、浸没燃烧式汽化器(SMV) 和中间媒体式汽化器(IFV)。2.2.2气化器选型在上述型式气化器中，大量采取是开架式气化器和浸没式燃烧气化器，但当海水质量不能满足开架式气化器（ORV）要求或接收站周围有电厂废热可利用、其它工艺设施需要冷能时，通常也会采取中间介质式气化器。中国在建广东LNG 项目、福建LNG 项目周围海水水质很好，选择开架式气化器作为基础负荷，浸没燃烧式气化器作为备用负荷。而立即建设上海LNG项目、浙江LNG 项目因为海水含砂量较高，只能选择耐磨蚀很好中间介质式气化器。3站址选择标准（1）LNG站址选择应邻近用户市场和负荷中心，以降低输气管线投资和操作费用；（2）LNG站址选择应和港口总体布局相协调，使LNG 运输船和其它船舶相互干扰较小；（3）进港航道及港池自然水深或疏浚后应满足LNG运输船通航、靠泊和调头要求；（4）站址气象、水文条件应适宜LNG运输船靠泊作业要求，港口码头作业天数应在290d以上；（5）站址外部协作配套条件应有利于项目标建设；（6）站址陆域地质条件应满足LNG 储罐对场地要求，以降低地基处理费用；（7）选址应远离人口密集区域，以降低安全隐患。4控制系统4.1控制系统组成控制系统以DCS（分散控制系统：Distributed Control System)为关键，实现对整个装置集中监视、控制。安全连锁保护及紧急停车采取ESD（Emergency Shut Down System）系统实现。接收站控制系统和输气管线监控和数据采集系统（SCADA）有接口用以过程动态数据交换。4.2控制系统功效LNG接收站控制系统含有以下基础功效：（1）对生产工艺实施实时控制，如压力、液位和温度控制等。（2）动态显示生产步骤、关键工艺参数及设备运行状态，对异常工况进行声光报警并打印统计立案、存贮相关关键参数。（3）在线设定、修改控制参数。（4）LNG气化天然气外输计量和控制。（5）显示可燃