lng接收站工艺流程图
LNG加气站的工艺主要包括3部分流程：卸车流程、储罐调压流程、加气流程。1 卸车流程
LNG的卸车工艺是将集装箱或槽车内的LNG转移至LNG储罐内的操作，LNG的卸车流程主要有潜液泵卸车方式
该方式是通过系统中的潜液泵将LNG从槽车转移到LNG储罐中LNG卸车的工艺流程见图1。潜液泵卸车方式是LNG液体经LNG槽车卸液口进入潜液泵，潜液泵将LNG增压后充入LNG储罐。LNG槽车气相口与储罐的气相管连通，LNG储罐中的BOG气体通过气相管充入LNG槽车，一方面解决LNG槽车因液体减少造成的气相压力降低，另一方面解决LNG储罐因液体增多造成的气相压力升高，整个卸车过程不需要对储罐泄压，可以直接进行卸车操作。
2储罐调压流程
储罐调压流程是给LNG汽车加气前需要调整储罐内LNG的饱和蒸气压的操作，该操作流程有潜液泵调压流程。
LNG液体经LNG储罐的出液口进入潜液泵，由潜液泵增压以后进入增压气化器气化，气化后的天然气经LNG储罐的气相管返回到LNG储罐的气相空间，为LNG储罐调压。所以使用潜液泵调压速度快、调压时间短、压力高。
3加气流程
LNG接收站接收, LNG流程主要由两个循环和两部分外输组成, 一个循环是LNG卸船时, 船体与储罐之间构成的回路循环以保障卸料过程中会产生蒸发气在压力控制下返回船舱, 以填补卸下的LNG的空间。其余的蒸发气由岸上的BOG (蒸发气) 处理系统回收。另外一个循环是由于热量传输和做功等原因在储罐顶部会不断产生BOG, 此时利用BOG压缩机和再冷凝器对其进行回收循环, 重新注入储罐中以保证储罐的液位和压力需求。
两个外输流程是指槽车灌装外输流程和天然气管线外输流程, 其中以天然气管线外输流程为接收站主流程。LNG通过低压输送泵排出储罐, 低压输送泵完全浸没在L N G中, 由匀速异步电机驱动, 电缆从泵井顶部进入。LNG从泵井底部吸入, 从连接在泵井顶部的出口管线排出。电源和仪表电缆在穿线管中进行氮气保护。来自低压输送总管的LNG一部分进入再冷凝器, 另一部分直接流到高压泵入口。经高压输出总管进入气化器的高压输出泵出口LNG压力约为10.19MPag。来自高压外输总管的LNG在气化器内的气化操作压力约为10MPag, 然后进入天然气外输总管。
LNG外输气化过程主要通过开架式气化器或浸没式气化器两种气化方式进行。开架式气化器 (ORV) 操作参数如下:LNG流:200t/h;N G出口温度:≥1ºC;操作压力:7.7M P a;气化能力:180t/h;海水流量:8300m3/h;海水出口温度:≥5ºC。开架式气化器原理图如图2:
浸没式燃烧汽化器 (SCV) 则主要以系统内部天然气燃烧为气化热能来源, 通过产生的热能实现LNG气化, 此方法在海水温度低于5ºC时代替开架式气化器使用。浸没式燃烧汽化器 (SCV) 操作压力:7.7MPa, 额定能力:90 ton/h, 效率:约90%。
LNG接收站不仅是接收LNG进入主干输气管网的重要终端, 且具有一定的调峰能力, 其瞬时最大输出量可以达到百万方/小时以上。但是这样的调峰能力不能维持很长时间, 主要制约因素如下:
(1) 实际库容和船期, 剩余安全库容的计算;
(2) 天气影响, ORV和SCV的匹配, 实际气化能力的计算;
(3) 码头不可作业天数计算;
(4) 设备备用情况;
随着近年来国内天然气需求的迅猛增长, 国内天然气产量已经远远不能满足市场需求, 随着国际长输天然气管线的不断扩张和建设, 海外LNG进口已经成为补充国内外输入天然气量不足和调节管网用气峰值的最重要且有效的手段之一。
摘要：LNG是天然气的液态形式, 具有无色、无味、不易燃, 无毒, 易于储存或运输的优良性质。LNG占天然气体积的1/600。在大气压下约-162℃, -259℃时, 变成液态。自从1917年世界第一个液化天然气工厂在美国西佛吉尼亚建成之后, LNG作为天然气的一种储存运输模式, 以其独特的优势在近年来迅猛发展。世界生产的天然气中有26.5%被用来做贸易交易, 而液化天然气LNG只占贸易交易中的27.8%。
主操流程
一.打开电控柜主电源和设备及加气机电源。
二.选择监控界面启动设备，在自动运行状态下进行工作。三.预冷设备。
四.观察车辆气瓶压力如压力过高需用回气枪进行泻压工作
五.将加气枪从加气机取下与车辆气瓶加气口连接（注：闭合加气枪时要慢）
六.充装完毕后缓慢打开枪把手，现将枪把手开至一半时让气缓慢的散出，之后再将枪完全打开。（注：全部过程必须缓慢进行）
七.将加气枪放置加气机的回气口上，如需停止加气需将枪口闭合。
副操流程
一． 指挥车辆停放至合适的位置提醒车辆司机关闭电源，拉好手刹。二． 车辆停稳后连接好车辆静电接地线。
三． 使用设备吹扫枪对车辆气瓶的充装口进行去尘，去水吹扫工作。四． 如果是转帐车辆记录清楚车辆的车号，待充装结束记录好充装时间及充装量，最后请司机签字确认
前期准备阶段、设计阶段、施工阶段、试生产、竣工验收、投产阶段）的相关报建、审批和验收的工作 内容
（1）前期准备阶段 办理及到如下政府部门的审批：
投资服务中心（资金到位证明）、先注册项目公司，到投资服务中心拿到资金到位证明
国土局（国土使用证）、土地需要招牌挂。发改委（项目备案证）、拿到设计院的可研报告去市级的发改委备案
规划建设局（建设用地规划许可证）、市级的建设局办理规划用地许可证。前期手续到此告一段落，接下来要确定EPC厂家了。
环保局（提供环境影响报告（设计院提供环评专篇），土地证、规划许可证，获得环境影响批复意见）、市级环保局办理即可
公安消防局（消防选址意见书）、（设计院出具消防专篇），市级消防局办理 安全生产监督管理局（提供项目批复文件、建设用地规划许可证、环评报告的审批意见，得到生产储存批准书）、市级质量监督局办理
卫生局（提供职业病危害预评价报告（设计院提供此报告），可研报告，得到职业病危害预评价批复意见）市级卫生局办理相关手续（2.）设计阶段：（以下手续可同时进行，EPC公司配合，业主去办理）
该阶段办理相关部门审批时，涉及到建设规划局（乙方提供总平面设计、建筑设计方案配合甲方参与审查、配合办理建设工程规划许可证）
环保局（乙方提供初步设计环保专篇，配合甲方得到环保设施审查意见书）
公安消防局（乙方提供初步设计消防专篇，配合甲方得到消防设施设计审查意见书）
安全生产监督管理局（乙方提供初步设计安全篇，配合办理甲方消防设施审批意见，得到安全设施设计审查意见书）
卫生局（乙方提供初步设计职业病防护专篇，配合甲方办理职业病防护设施设计审批意见书）
气象局（乙方提供防雷设计资料，甲方提供建设工程规划许可证，乙方配合甲方办理防雷设施设计审批意见书。
（3）.施工阶段：（以下手续可同时进行，EPC公司配合，业主去办理）
该阶段审批时，涉及到建设规划局：
（3.1）提供石油化工建设工程报监用表、监理工程师资质及总监任命文件，办理（规划局、质监站）的质量受监证明）
（3.2）提供工程概况表、重大危险源清单(乙方提供)，办理安全受监证明（3.3）提供建设单位营业执照副本、项目批复文件、用地批准文件、工程规划许可证、承包单位中标通知书、项目审图合格书、质量受监安全受监证明，施工合同，施工噪音污水许可证明，办理施工许可证
环保局：提供企业申请报告，建设用地规划许可证、用地红蓝线图，环评报告书、环评批复，并办理施工期噪音、排污许可证
公安消防局：提供消防设施设计图纸及光盘、消防单位资质证书（乙方提供），提供建设工程规划许可证，办理消防施工设计审查意见）
气象局：提供防雷施工设计图（乙方提供），办理防雷设施设计审查
（4）试生产、竣工验收阶段（以下手续可同时进行，EPC公司配合，业主去办理）
规划建设局：提供完工报告、特种设备监测报告（乙方提供），办理质监站的施工质量监督合格意见）
环保局：提供环境影响批复意见，临时排污申请表，环保预评价报告办理试生产临时排污许可证及办理环保设施验收意见
公安消防局：提供建设工程消防验收申请表，隐蔽工程验收登记表，消防产品供货证明，办理消防竣工验收意见
安全生产监督管理局：甲方提供建设项目安全设施设计审查意见书、建设项目质量监督手续、消防竣工验收合格意见书、压力容器、压力管道等特种设备设施验收合格，管理人员资质证书，办理项目安全试生产备案意见书、项目安全设施竣工验收意见、安全生产许可证
卫生局：办理职业病危害控制设施验收意见）
流程：
一、组织委员（或党支部书记)报告到会情况
二、组织委员（或党支部书记）报告召开会议前的准备工作（例：拟发展对象材料的审核情况、支委的讨论意见等等）。未设支委会的支部可略去支委讨论意见。
三、进行逐个讨论、审议发展对象的入党问题 1．XXX同志宣读《入党志愿书》；
2．介绍人介绍发展对象的有关情况，提出自己对其入党问题的意见
3．到会同志对发展对象进行充分讨论、审议（谈优点及不足，是否赞成其入党的意见）4．XXX同志表态（可选）5．……（下一个同志程序同上）
四、党员再次讨论、审议（可选）
五、逐个对发展对象进行票决
六、党支部书记逐个宣读支部决议
七、新党员表态
八、党支部提出希望和要求，议题结束
记录范本：
主题：讨论接收XXX、XXX、……等XX位同志为中共预备党员的问题
一、组织委员（或党支部书记)报告到会情况
二、组织委员（或党支部书记）报告召开会议前的准备工作
三、进行逐个讨论、审议接收中共预备党员的问题 1．讨论接收XXX同志为中共预备党员(1)XXX同志宣读入党志愿书(2)介绍人介绍发展对象的有关情况，提出自己对其入党问题的意见
(3)与会同志进行讨论、审议
XXX：……………（谈优点及不足，是否赞成其入党的意见）
XXX：……………（谈优点及不足，是否赞成其入党的意见）
(4)有表决权的正式党员票决：
有表决权的正式党员X名，X名赞同、X名反对、X名弃权。一致（超过有表决权党员总数的一半）通过接收（不接收）XXX同志为中共预备党员。(5)党支部书记宣读支部决议(6)XXX同志表态：…………（可选）
2． 讨论接收XXX同志为中共预备党员（同上）
四、党支部书记：……………………
1 LNG接收站简介
LNG接收站是LNG产业链中的重要环节,接收从基本负荷型天然气液化工厂传运来的液化天然气,并储存、再汽化后供给用户。某市LNG接收站由码头区、罐区、工艺装置区、槽车区以及办公区组成。
2 LNG接收站火灾危险性
LNG一旦发生泄漏就会立即沸腾而汽化,在汽化过程中从周围环境(地面、水泥构件、管道系统,甚至空气)中吸收热量。LNG泄漏后形成的冷气体在初期比周围空气浓度大,易形成云层及层流。若无围护设施,则泄漏的LNG就会沿地面扩散,遇到点火源可引发火灾。随着时间的推移,LNG逐渐吸收热量,当与周围环境温度接近时,液化天然气就变得比空气轻了。在这个“比空气轻”的状态下,蒸发气体随气流或风力漂移到其他地方,如果对泄漏不采取正确的保护措施,蒸发气体与空气混合形成可燃性云雾,当这种云雾的浓度处于爆炸范围内时,遇到火源将发生爆炸,产生冲击波,对周围的人员和设施造成一定的损伤或破坏。液化天然气在卸船、储存、输送及汽化过程中产生的火灾爆炸事故主要包括:
(1)LNG大量泄漏到地面或水面后形成液池,被点燃发生池火灾;
(2)LNG储罐、输送设施、管线内LNG泄漏及天然气管道泄漏时被点燃发生喷射火灾;
(3)LNG/天然气泄漏后形成的LNG蒸气云被点燃产生闪火;
(4)障碍/密闭空间内(如外输装置区)LNG蒸气云被点燃而产生的蒸气云爆炸事故。
3 消防系统设计目标
结合某市LNG接收站项目实际情况,笔者提出以下消防安全目标:
(1)早期并准确发现 LNG泄漏及火灾致灾因素。设置LNG泄漏报警系统、电气火灾报警系统和初起火灾报警系统,探测LNG泄漏、典型电气故障及初起火灾等LNG接收站的致灾因素。所有的报警信息传输至LNG接收站的火灾自动报警系统和DCS(集散控制系统),并利用CCTV视频切换协同确认现场情况,为事故的处理提供准确的现场信息。同时,充分结合生产工艺特点,确定各种现场探测器的设置部位,确保无探测盲区。
(2)及时控制火灾,减少财产损失。将报警信息及时传给DCS,由DCS根据现场情况,联合火灾自动报警系统发出相应的指令,控制系统停车并启动相应的设施,早期控制LNG的泄漏、挥发;在确认火灾后,火灾自动报警系统及时、有效地联动现场设置相应消防设施,及时控制发生的初起火灾,对火灾的相邻区域和设备实施隔离和冷却,控制火灾的发展和蔓延,减少设备财产损失。
4 消防系统设计方案
根据设定的消防安全目标,某市LNG接收站消防系统总体构成,如图1所示。
4.1 探测单元
探测单元是对码头区、罐区、工艺区及槽车区LNG的泄漏、电气火灾隐患和初期火灾特征参数的探测。
(1)LNG泄漏探测。
采用点型红外可燃气体探测器、线型可燃气体探测器及低温探测器实现保护区域内LNG泄漏的早期探测。可燃气体探测器直接接入可燃气体报警控制器,用于监测现场LNG泄漏产生的可燃气体的浓度变化情况,并将探测到的气体浓度信号传给可燃气体报警控制器;低温探测器接入火灾报警控制器,用于监测保护区域LNG泄漏产生的温度变化情况,可燃气体报警控制器、火灾报警控制器和DCS根据现场探测器传输的信号综合判断现场LNG的泄漏情况,并实现安全联锁保护功能。
(2)初期火灾探测。
火焰探测器接入火灾报警控制器,探测器实时监视保护区域火灾参数信息,并对初起火灾进行分析判断,将报警信息传送给火灾报警控制器。
(3)电气火灾隐患探测。
系统采用线型感温火灾探测器及电气火灾监控探测器对可能引发LNG火灾及爆炸事故的电气火灾隐患进行探测。线型感温火灾探测器和电气火灾监控探测器直接接入电气火灾监控设备,探测器实时监控可能引起电气火灾的电气故障参数变化,并对产生的电气故障进行分析判断,将报警信息传送给电气火灾监控设备。
(4)人工辅助报警。
系统采用防爆手动火灾报警按钮实现码头区、罐区工艺装置区及槽车区的人工辅助报警。防爆手动火灾报警按钮直接接入火灾报警控制器的报警总线,当现场人员发现LNG泄漏或火灾事故发生时,按动防爆手动火灾报警按钮,将报警信息发送给火灾报警控制器。
4.2 控制单元
控制单元是整个消防系统进行信息接收、分析判断并对灭火与警报系统发出指令的部分。
(1)火灾报警控制器。
火灾报警控制器用于实时监控现场探测设备的运行状态,接收显示并处理探测单元发来的火灾报警、故障报警信号,同时接收显示可燃气体报警控制器和电气火灾监控设备传送的报警信息。火灾报警控制器对现场的报警信息处理确认后,将信息传送至消防联动控制器,同时将报警确认信息输出至DCS。
(2)消防联动控制器。
消防联动控制器用于实时监控联动回路配接的控制模块及消防电动控制装置的运行状态,接收火灾控制器发来的火灾报警信息,根据预设的逻辑关系通过自动或手动的方式对保护区域设置的干粉灭火系统、消防炮、水幕系统等自动消防设施实施联动控制,并接收、显示各设备的联动反馈信号。同时将整个消防系统的运行状态信息(即火灾报警、联动控制等相关信息)传输至消防控制室图形显示装置集中显示。
(3)消防控制室图形显示装置。
消防控制室图形显示装置用于接收并集中显示LNG接收站的平面布置图和整个消防系统设备的布置情况及运行状态信息,以便消防管理人员对整个LNG接收站消防系统的运行状态有直观、系统的了解。
4.3 灭火与警报单元
灭火与警报单元主要由号筒扬声器、用以扑灭LNG火灾的干粉灭火系统、抑制LNG火灾的泡沫灭火系统、消防水炮、实现防火分隔的水幕系统、实现设备保护和冷却的水喷雾系统等组成。
(1)抑制LNG挥发。
在罐区、工艺装置区、码头及槽车区的事故收集池设置高倍数泡沫灭火系统,用以控制泄漏到收集池内的LNG的挥发,高倍数泡沫灭火系统的设计应满足GB 50196《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》的相关要求,可采用自动控制、远程手动控制和现场应急操作的控制方式。泡沫灭火装置启动的联动反馈信号传至消防联动控制器。
(2)扑灭LNG火灾。
储罐罐顶释放阀设置干粉灭火系统,扑灭释放阀因天然气释放而导致的火灾,设置的干粉灭火系统应满足GB 50347《干粉灭火系统设计规范》的相关要求。固定式手动消防水炮合理布置于工艺区的气化区,以保护这些气化区内的工艺设备等设施。固定式手动消防炮的设计应满足GB 50338《固定消防炮灭火系统设计规范》的相关要求。干粉灭火装置与消防水炮的启动的联动反馈信号应传至消防联动控制器。
(3)防火分隔。
在码头卸料臂前沿设置一套水幕系统,火灾时用以分隔LNG船与卸料管道。在槽车区的每一个装车站均设置一套水幕系统,火灾时用以分隔槽车与卸料臂。水幕系统的设计应满足GB 50084《自动喷水灭火系统设计规范》的相关要求。水幕系统的水流指示器、压力开关、信号阀、水泵、消防水池及水箱水位等信号应能反馈至消防联动控制器。
(4)设备保护和冷却。
在高压输出泵、BOG压缩机及冷凝器、LNG罐顶的泵平台和码头的逃生通道等设备或区域设置固定式水喷雾系统。作用是为了冷却受到热辐射的设备和稀释逃生通道上有害气体的浓度。固定式水喷雾系统设计应满足GB 50219《水喷雾灭火系统设计规范》的相关要求。消防水泵启停状态及雨淋阀启闭状态的联动反馈信号应传至消防联动控制器。
4.4 其 他
为实现消防系统与LNG接收站生产工艺及管理系统的合理结合, LNG接收站消防系统与其他相关系统之间应做到合理配接,以实现资源共享。
(1)与DCS的关系。
火灾报警控制器和消防联动控制器将火灾报警信号、消防联动控制信号及消防联动反馈信号输出至DCS,DCS在第一时间掌握现场情况及设备的运行状态,针对性地做出相应的事故处理决策。
(2)与CCTV系统的关系。
消防联动控制器应根据LNG泄漏或火灾报警确认信号,通过联动逻辑编程控制切换CCTV系统,通过视频确认现场的实际情况,从而在第一时间直观了解现场情况,而且可以避免由于现场探测设备误报警引起的消防设施误动作。
(3)与消防站的关系。
在消防站设置报警显示终端,实时接收消防控制室图形显示装置的所有信息,便于消防队在出警前及时了解火场信息,准确做出救援预案。
(4)与城市消防远程监控中心的关系。
在消防控制图形显示装置预留与城市消防远程监控中心的接口,与城市消防队联动,提高消防部队快速反应能力和扑灭初起火灾的成功率。
5 结束语
笔者介绍的LNG接收站的消防系统设计结合了某市LNG接收站的现场实际、其他石化场所防火设计经验及国外LNG接收站消防系统的设计。除笔者提到的消防系统设计以外,还应从总体布置确保防火间距、加强危险物料的安全控制、严格控制泄漏源、规范防爆设计、采取有效的防雷防静电措施以及完善的管理机制等方面综合考虑。
参考文献
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饲料企业要搞好质量管理工作，首先要搞好原料的质量控制。若原料质量得不到有效的控制，饲料企业的质量管理工作也无从谈起。所以在工作上要形成较为完善的标准体系，并做好饲料原料质量控制方案。
制标，形成较为完善的标准体系没有规矩无以成方圆，饲料企业要想搞好原料控制，也要有这样的规矩，重点是采样标准、原料标准、检验化验标准、贮存标准。标准在本质上而言，是企业的技术性法规，所以一旦确定，不能随意更改。另外，制标人员要熟悉标准制定的工作流程，操作人员要掌握相关的企业标准。
采样标准一是要明确规定是品管部工作人员。二是要因材取样，固体饲料原料采用对角线法采样，液体饲料原料经搅拌混匀后在上中下三层综合采样，采样量一般为1kg左右。三是不同供应商、不同批号饲料原料不可以混合采样。四是所采样要四分法分为两份（一份检验化验，一份备存），贮存于干燥、避光条件下的贮存室内，贮存期限为产品保质期后两个月。五是所有样品都要有标签标示，主要内容包括：原料品名、供应商、产地、进货日期、数量等。
原料标准原料标准制定的两个原则：尊重科学性，尊重企业实际情况。两个原则要并重，不能一手硬，一手软。过于强调科学性，会增加饲料企业的质量成本；过于强调企业实情，又会失去品控的意义，不能很好地控制原料质量。
原料标准制定必须遵守行业的强制标准，如卫生标准。
企业配方、行业原料标准、饲料原料营养价值成分表或行业标准，是制定原料营养指标参数的主要依据。
根据企业的具体情况，比照行业标准，企业标准一定要严于行业标准。
验收指标参数要明确。哪些验收指标不能有弹性？哪些验收指标能有弹性，可以让步接收？让步接收的标准是什么？谁有权力决定让步接收？要明确。
饲料原料质量控制方案建立合格供应商制度采购渠道不宜多变，饲料企业应建立合格供应商制度。通过对供应商的既往供货质量记录、价格、供货的及时性、实力等因素进行评审，由采购部和品管部共同提出合格供应商名单，然后提请产品部经理批准。
合格供应商名单每年都要重新进行评审：一次不合格，对供应商提出口头警告；二次不合格，对供应商进行扣除部分货款处理；三次不合格，取消合格供应商资格。同时实行末位淘汰法，每年补充新的合格供应商。通过这些措施激励合格供应商，从而有效保证质量的稳定性。
原料的接收程序采购部提前通知仓库管理和品管部将有原料到厂，做好接收准备。
由仓管对原料进行过秤，核实与采购合同中数量的一致性，检查有无标签、产品质量合格单等原始
品管部接到仓管通知，要到现场进行采样，通过感官初步对原料的质量进行判断，合格的允许入库（待检区）。
品管部若检验合格，出具入库单，通知仓管可以入库（合格检区）；不合格的，对产品质量影响又明显的，出具退货通知单通知采购部退货。同时向生产部经理提交质量报告。
紧急放行。对合格供应商供应的原料，如因生产急需来不及对原料进行检验，可以紧急放行。紧急放行需由生产部提出申请，品管部同意并经主管经理审批，做出明确标识和记录后再放行，以便一旦发现不符合规定质量要求能及时退回和更换。
让步接收。原料不合格，但对产品质量影响不明显，且生产又急需，这种情况下，品管部需要填写“让步接收申请单”，在品管经理签字后，提请主管经理批准。此外，原料价格要相应下浮。
原料的检验化验控制方案1.具备合同、原料供应商提供的质量证明文件、进货单。同时，三者的内容还要相符，这种情况下接收原料的检验化验。2.可以自检的项目：采样，制样，进行检验化验，分析检验化验结果，出具化验报告，检验人员、审核人分别签字。3.需送检的项目，由化验室填写送样单，送具有资质的相关部门委托检验。4.复检工作流程。5.异议人（供应商或采购部）提出复检申请，品管部经理批准，接受申请。6.自检的项目，重新采样，制样，进行检验化验，分析检验化验结果，出具化验报告，检验人员、审核人员分别签字。7.可以自检，但复检申请要求送检的项目，由化验室填写送样单，重新采样，送具有资质的相关部门委托检验，检验费用由供应商承担。8.对委托检验结果有异议的，需要再次进行委托检验，由化验室填写送样单，重新采样，送具有资质的相关部门委托检验，检验费用由供应商承担。
检验结果的处理1.验出的结果以检验报告形式反馈给有关部门，以便对不同结果进行有针对性的分析处理，并做出合格与否的判定。
2.三种可能的处理结果：合格，允许入库；不合格，退货；不合格，让步接收。
质量记录的管理1.品管部按规定要求填写各项质量记录，连同质量原始证明文件一起保管，归存档。包括：原料标签、供应商提供的产品质量合格单、进货单、入库单、化验单等。2.质量记录要求正确、齐全、清晰、有效。3.检验记录必须有质量判定结果并有检验人员和审核人签字。
持证上岗检验人员应熟悉和掌握原料质量标准和检验方法，按规定对原料质量进行检验。检验人员需经过培训后持证上岗———饲料检验化验员上岗证。取得这个证表明检验人员已具备胜任检验化验工作的基本素质。同时，饲料企业还要鼓励检验化验人员在工作中学习，学习中工作。比如饲料检验化验员职业资格，初级过了，要鼓励考中级，中级过了，要鼓励考高级。
原料贮存控制方案1.装卸工序的控制(1)装卸工装卸原料时接受仓库管理员的管理。(2)装卸工在装卸时不能用手钩去搬运，在搬运过程中要轻拿轻放，注意包装的封口是否结实，包装有无破损，发现上述情况即时就地解决。（3）装卸工不得损坏标识。（4）装卸完成后按原料保管要求清理现场。
2.贮存工序的控制贮存场所的环境要求：（1）简易仓库：临时存放稳定性强原料的场所，如石粉等，要求地面不积水，防雨。（2）大宗原料库：存放玉米、豆粕、棉粕、次粉等大宗原料的场所，要求能通风，防雨，防潮，防虫，防鼠及防腐等。（3）添加剂原料库：存放微量元素、维生素、药品添加剂等原料的场所，除能通风，防雨，防潮，防虫，防鼠及防腐外，还要求防高温，避光。（4）每日工作完毕后要对各个仓库进行清扫，整理和检查，发现问题及时处理。定期对原料贮存场所进行消毒。
3.贮存场所的原料验收（1）原料入库前要进行下列检查：包装是否完整，有无破损，实物和包装标识内容和合同是否相符，有无检验合格单等。（2）不符合质量或待检的原料，由原料保管做出明显标记，隔离并妥善保管。（3）入库原料的堆放要求。（4）原料入库要放至不同库房，分类垛放，下有垫板，各垛间应留有间隙，并做好原料标签，包括品名、时间、进货数量、来源，并按顺序垛放。
4.原料出入库的管理和检查(1)对入库原料建立完整的账、卡、物管理制度，原料保管对所有的出入库原料按照规定手续进行登记，清点和变更，每月盘点一次，做到账物相符，报表上报财务等相关部门。（2)严格执行先进先出的原则。生产领料时，要对领料凭证进行确认无误时方可发放，领发人员双方签字。(3)原料保管员每星期检查一次库房，检查时要做好各项记录。若发现原料受潮、发霉或被虫、鼠损坏等而至影响原料品质时，要立即采取有效措施，不能处理的上报品管部。
5.过期入库原料的管理(1)原料保管员在定期检查贮存的原料有过期情况时，要及时填写《过期原料检查记录》，并上报品管部。品管部对过期原料进行检验化验。
工作流程及注意事项
1、确定发展对象。经过党组织一年以上培养、教育、考察后，对基本具备党员条件的，由所在党小组讨论研究，支委会（不设支委的支部大会）讨论决定，报上级组织备案。
2、对发展对象进行政审。主要内容：一是发展对象的政治历史情况；二是发展对象的政治态度；三是审查发展对象亲身经历了哪几次重点的政治斗争，在重大政治斗争中的表现，特别是在“文革”和1989年政治**中的表现以及近期同法轮功邪教斗争中的表现；四是发展对象的直系亲属、与本人关系密切的主要社会关系的政治情况。
3、短期集中培训。由区委组织部和区委党校在每年5月份前后进行。未被列为发展对象的入党积极分子不宜参加短期培训。
4、听取党内外群众意见，进行一周公示；
5、党委进行预审；
6、确定入党介绍人（两名正式党员）；
7、填写入党志愿书；
8、支委会审查；
9、支部党员大会讨论票决。讨论两个以上的，必须逐个表决。根据《关于在党员发展工作中试行测评制和票决制的通知》（龙组发[2006]14号）要求，在党员发展工作中实行测评制和票决制。请你们按照该文件执行。
10、报上级党组织审批。审批前，要指派专人与发展对象谈话。谈话后，谈话人还要认真负责地向党委汇报谈话情况，并在《入党志愿书》有关栏目中填写意见，包括谈话的主要内容，对发展对象的主要看法及是否同意接收入党的意见。入党上报材料主要包括 ：一有入党申请书（手写）；二有个人思想汇报（每季度一次）；三有《入党积极分子培养考察登记表》（支部每半年一次考察）；四有入党前短期集中培训证明材料（结业证书）；五有政审材料；六有党内外群众谈话原始记录；七有支部吸收意见（报告）。
11、入党宣誓。一般在每年“七·一”前夕组织一次。
12、预备党员转正。预备党员应经常向党支部汇报思想情况，每季度汇报一次。经过一年预备期的教育考察，也需经支部大会通过和上级组织批准。预备党员预备期满时，由本人向党支部提出书面转正申请报告，一般应在预备期满之前一两周主动交给所在党支部。
备注：
1、关于预备党员预备起算时间的确定 分以下几种情况：
①支部大会通过后，一般应在3个月内审批，其预备期从支部大会通过为预备党员之日起算。
②支部大会通过后，超过3个月未审批的，其预备起算日应视具体情况而定：如系本人原因所致，其预备期应从支部大会复议之日（或由党委确定之日）起算；若是组织上的原因，且表现一直好，其预备期仍应从支部大会通过为预备党员之日算起。
③支部大会通过后，超过6个月未予审批的，原报批党支部要为发展对象重新履行入党手续（包括重新填写《入党志愿书》），其预备期应从重新办理入党手续的支部大会通过他为预备党员之日起算。
2、关于预备党员转正的有关问题
（1）预报党员预报期满后，未提出转正申请怎么处理？ 预备党员预备期满时，应主动向所在党支部提出转正为正式党员的书面申请。对预备期满未向党支部提出转正申请的预备党员，党支部一方面要及时提醒他，说明道理，提出要求；另一方面，要弄清原因，根据不同情况，进行教育处理。对于信念动摇，不愿继续当党员的，或经党支部提醒仍不提出转正申请的，应取消其预备党员资格。不能采取不讨论的办法让其自然取消。
（2）因某些原因延期讨论转正的预备党员，能否作为按期转正的问题
分为以下几种情况：
①预备期满时，具备党员条件，在支部大会延期讨论期间也一直具备党员条件的，应算按期转正为正式党员；
②预备期满时具备党员条件，而支部大会讨论时表现退步或发现新问题，不具备或不完全具备党员条件，应视问题的情节和本人的认识态度，决定延长预备期或取消预备党员资格；
LNG泄漏蒸发扩散形成的可燃气云燃爆破坏性大, 容易引发重大连锁事故, 受到国内外学者的广泛关注。相对而言, 国外学者在该领域的研究比较深入。Filippo Gavelli应用Fluent模拟LNG重气扩散, 结果表明CFD软件可以准确模拟分析LNG泄漏扩散过程, 采用Fluent评估储罐卸载中LNG泄漏形成可燃爆炸气云危害范围;庄学强对罐区LNG泄漏扩散规律进行研究, 结合现场实验数据对模型进行验证。
笔者针对LNG接收站罐区LNG泄漏风险, 分析预测泄漏LNG蒸发扩散规律及可燃气云聚集分布, 可为应急救援作业提供科学指导。
1 LNG蒸发扩散模型
1.1 理论模型
泄漏的LNG短时间内呈现为液态, 后相变生成气态的天然气, 该过程发生质量和能量的交换, 采用FLU-ENT中的Mixture两相流模型对LNG相变过程进行求解。两相间的质量传递方程, 见式 (1) 。
式中:Pv为液体饱和蒸汽压;α为表面张力;, k为湍流动能;Cevap、Ccond为常数, 分别取0.02、0.01;下标l、v、m分别表示液相、气相、混合相。
LNG泄漏气化后天然气扩散遵循质量、动量、能量和物质组分守恒方程, 在此基础上建立天然气扩散流场数值模拟基本方程组, 见式 (2) 。
式 (2) 中四项分别为时间项、对流项、扩散项和项源。式中, ρ为密度;φ为通用变量;u为速度;Г为扩散系数。同时, 天然气以较高速度从井口喷出, 其扩散过程为复杂非稳态湍流流动, 需要采用κ-ε湍流模型对其进行描述。湍流输送方程见式 (3) ~式 (5) 。
式中:κ为湍流动能;ε为湍流动能耗散率;σκ、σε分别为κ和ε的湍流Prandtl数;Gκ和Gb分别为平均速度梯度和浮力作用产生的湍流动能;YM为可压湍流的波动扩张对整体耗散率的贡献;C2和C1ε为常数, 可分别取1.9和1.44;C3ε为浮力对湍流耗散率的影响程度;v为运动黏度;Sij为平均应变率张量;μ为动力黏度;Sκ、Sε为用户自定义项源。
1.2 LNG接收站仿真模型
以某LNG接收站为对象进行分析, 如图1所示。该站拥有4座16万m3LNG储罐, 位于站区南部, 高低压泵、再冷凝泵、空气压缩机均处于罐区。以罐区设备的基本外形尺寸为基础, 采用CAD软件进行三维几何模型的建立, 如图2所示, 每座储罐高38.5m, 外径82m, 罐间距50m。在建模过程中, 将对气体运动影响较小的结构和设备进行简化和省略。
为消除计算域对计算效果的影响, 采用较大模拟计算空间, 同时考虑计算时间和计算精度的问题, 计算域选定为1 350m×600m×300m, 采用Gambit划分网格, 通过设置尺寸函数对泄漏孔区域进行网格加密, 泄漏孔网格的尺寸为0.01m, 网格的渐变系数为0.1, 最大网格尺寸为10m, 计算域非结构体网格划分, 如图3所示。
1.3 边界条件
来风面采用速度入口边界条件;泄漏孔采用质量入口边界条件;计算域顶部和两侧采用对称边界条件;底部与储罐表面采用无滑移边界条件, 由于储罐隔热性能较好, 24h内储罐的蒸发量仅为0.05%, 将储罐的壁面设置为绝热面;出流面采用自由发展出流边界条件;采用压力-速度耦合算法。
根据LNG的物性参数在FLUENT中自行定义材料LNG, LNG物性参数如表1、表2所示。
计算过程分为两步:首先编写指数风廓线方程引入风速计算稳定风场, 分析LNG接收站内风场分布情况;然后引入泄漏源, 计算LNG泄漏后蒸发及气化天然气的扩散过程。
2 风场计算结果分析
以当地平均风速5m/s对LNG接收站内风场分布进行分析, 分析储罐分布对来风的影响。
图4为Y=0平面风速等值面, 可显示纵向上不同位置的风速。储罐的阻挡作用使得储罐间的风速大大减弱, 部分位置出现空气滞留, 储罐上方风速出现分层现象。图5为Z=20m平面风速分布, 来风以较大的速度略过储罐两侧, 达到5m/s左右。储罐对风速扰动作用明显, 部分位置出现空气回流、绕流、滞留现象, 风场的复杂性将对泄漏LNG的蒸发扩散过程产生一定的影响。计算域出流边界处风场稳定, 空气流动得到充分发展, 说明计算域设置及边界选择合理。
3 LNG泄漏蒸发扩散过程分析
以2#储罐右侧罐壁泄漏为例分析LNG泄漏形成液池、蒸发及扩散聚集过程。泄漏孔距离地面2.3m, 泄漏孔径0.5m, 采用伯努利方程泄漏源强计算LNG泄漏速率, LNG储罐最高液位34.76m, 最低液位2.3m。假设LNG液位变化较小, 忽略储罐的压差变化, 泄漏速率Q的计算如式 (6) 所示。
式中:P为LNG液面上方压力;P0为大气压力;h为LNG液面距泄漏孔中心的距离。
通过计算, LNG泄漏速率为7 053.1kg/s。
采用UDF定义LNG相变参数, 包括蒸发温度、蒸发热、液相质量源相、气相质量源相、混合模型能力源相等, 通过Fluent编译分析LNG相变过程, 进一步分析气态天然气的扩散过程。图6为LNG泄漏后不同时刻天然气分布云图。
LNG泄漏后短时间内在储罐附近形成一定范围的液池, 随后吸收外部环境热量气化形成气态天然气, 天然气以泄漏孔为中心在来风作用下沿下风向扩散。泄漏初期, 由于天然气云的温度较低、密度较大, 扩散过程中重力为主要动力, 气体在泄漏孔附近聚集, 呈扁平状。来风受储罐的影响, 扰动作用明显, 储罐间空气出现滞留现象, 天然气不断聚集, t=100s时天然气云到达3#储罐, 并沿着3#储罐的罐壁不断攀升, t=300s时气云攀升至3#储罐罐壁中间位置。随着天然气扩散高度的增加, 来风作用加强, 天然气被稀释, 中心处云图浓度颜色较深, 甲烷气体浓度大, 向两边浓度逐渐减小。t=580s时天然气气云分布趋于稳定, 主要分布在2#储罐与3#储罐之间以及3#储罐周围。
天然气爆炸极限范围为5%~15%, 其与空气混合后形成一定范围的可燃爆炸气云, 此范围内气云遇点火源即可能发生爆炸并引发持续燃烧, 造成事故规模的扩大。图7为稳定状态下爆炸浓度范围内天然气气云的分布, 可燃气云主要分布在2#和3#储罐之间, 聚集在地面附近, 其中9.5%体积分数天然气气云体积达到3 429.28m3。分析可为可燃气体探测器的布置及消防灭火设备的选型、布置及灭火能力评估提供数据上的参考和指导。
4 泄漏孔高度对LNG泄漏扩散影响分析
泄漏孔位置的不同导致LNG泄漏后质量流量不同, 泄漏的LNG喷射角度有差异, 对LNG液池的流动、相变及气化天然气扩散过程均产生影响。考虑泄漏孔距地面高度分别为2.3、5.0m情形下LNG泄漏后的气化及扩散过程, 计算两种工况下LNG泄漏速率分别为7 053.1、6 749.9kg/s。图8、图9分别为两种工况下LNG泄漏后蒸发扩散聚集形成的稳态天然气气云分布。
泄漏孔位置越低, LNG泄漏后出流速度越大, 喷射LNG距离越远, 越不易在储罐附近形成气云。图9中泄漏LNG气化后的天然气呈喷射状, 天然气与空气形成的可燃气云主要聚集于3#储罐附近, 而离2#储罐较远, 此时3#储罐被可燃气云覆盖。泄漏孔位置升高时, 泄漏出流速度减小, LNG在短时间内气化, 气态天然气主要在2#和3#储罐之间聚集, 相同浓度天然气分布范围较泄漏孔2.3 m工况下减小。随着泄漏孔位置的降低, LNG泄漏形成的可燃气云危害范围扩大。因此, 需要重点加强对储罐下部位置的检测和检查, 避免LNG储罐泄漏形成可燃气云, 造成大的火灾、爆炸等危险事件。
5结论
(1) 受储罐阻挡作用, 风场变得复杂, 储罐间风速减弱, 部分区域出现空气回流、绕流、滞留现象, 风场的复杂性将对LNG泄漏蒸发扩散产生一定的影响。
(2) LNG泄漏后发生与空气及地面热交换、相变、扩散等过程。泄漏初期, 蒸气云温度低、密度大, 重力为主要作用力, 储罐间聚集形成气云, 可燃爆炸气云 (爆炸范围5%~15%) 分布在储罐间下部区域, 稳定9.5%体积分数气云体积为3 429.28m3。
(3) 泄漏孔高度的不同导致LNG喷射角度的差异, 泄漏孔高度越低, LNG泄漏出流速度越大, 喷射LNG距离越远, 可燃气的危害范围越大。
摘要：以某LNG接收站为例建立LNG储罐仿真模型, 模拟LNG泄漏后蒸发扩散行为, 分析LNG相变及扩散规律和可燃气云分布范围。结果表明, 储罐的阻挡作用使得来风风场变得紊乱, 储罐间出现空气滞留;泄漏初期重力为主要作用力, 储罐间聚集可燃气云, 稳定9.5%浓度气云体积为3 429.28m3;泄漏孔高度越低, LNG泄漏出流速度越大, 喷射LNG距离越远。
关键词：LNG接收站,泄漏蒸发扩散,可燃气云,泄漏孔位置,危害范围
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关键词：LNG,最小外输量,BOG,保冷循环
1 前言
京唐LNG接收站作为京津冀地区的调峰工程, 在夏季用气量较小时最小外输量的确定显得更加重要, 计算最小外输量对避免造成能源浪费和下游气量的调整有重要的指导意义。
2 最小外输的计算来源
2.1 总工艺流程
LNG运输船抵达接收站专用码头后, 通过液相卸船臂和卸船管线, 由船上卸料泵将LNG送入接收站的储罐内。LNG由低压输送泵从储罐内抽出, 一部分送往蒸发气处理系统, 在再冷凝器中将压缩后的蒸发气冷凝, 再与另外一部分直接来自低压输送泵的LNG汇合, 经高压输出泵加压达到外输压力要求后送入气化器, 由开架式气化器或浸没燃烧式气化器将LNG气化成气态天然气, 经计量后作为NG产品进入外输气管线。
2.2 最小外输量的确定
LNG接收站BOG的产生主要有以下两个原因:1、储罐内LNG的自身蒸发。京唐LNG接收站一期包含2座有效容积为160000m3的全包容式混凝土顶LNG储罐, 总储存能力为320000m3, 日蒸发率约为0.05%;2、接收站保冷循环的LNG直接回到储罐, 造成闪蒸。京唐LNG码头保冷循环码头保冷循环量为120t/h, 接收站内管线保冷循环总量约为80t/h。
目前LNG接收站的BOG处理工艺多为再冷凝工艺。储罐中产生的BOG气体通过BOG压缩机进行压缩, 将BOG压缩到一定的压力与LNG低压输送泵 (来自LNG储罐) 送出的过冷LNG在再冷凝器中混合并冷凝, 冷凝后的LNG与低压输出总管的LNG进行混合, 混合后的LNG通过高压泵加压后进入气化器气化后外输, 需要注意的是:此混合后的LNG的饱和蒸汽压需满足高压泵不被汽蚀, 所以在同时满足高压泵的入口压力条件下, 对此混合LNG的温度有最高要求, 即在再冷凝器出口流量温度一定的条件下, 低压输出总管的过冷LNG流量有一个最小值, 此最小值即为理论上的最小外输量。另外, 由于目前设计的高压泵电机在高压泵井内部, 而且京唐LNG所使用的高压泵功率为2000KW/h, 会产生大量的热量, 使高压泵中的LNG温度有一定的升高, 所以这也是使高压泵井中的LNG温度过高容易汽蚀的另外一个原因, 在这里不做深入讨论。
3 江苏LNG接收站的最小外输量介绍
由于江苏LNG接收站己有最小外输运行实际经验, 为能得到一个实际的最小外输量, 我们与江苏LNG的最小外输量进行对比分析。江苏LNG接收站与京唐LNG接收站的工艺流程基本相同, 唯一不同之处为码头保冷循环的LNG不进入储罐, 这样可以减少很多BOG产生, 所以江苏LNG理论上的最小外输量会比京唐LNG接收站的最小外输量小。现己知江苏LNG的最小外输量为330万方/天 (100t/h) , 此时BOG压缩机一台100%负荷运行可以基本保证储罐压力不变, BOG处理量为6.8t/h。
在京唐LNG接收站最小外输时, 为能够计算出更加真实的BOG产生量, 我们首先对京唐LNG接收站码头保冷循环所产生的BOG量进行计算。
3.1 计算方法
选择停止码头保冷循环时和停止码头保冷循环前的两种工况计算BOG的产生量, 由于两种工况的时间相邻较近, 可以认为影响BOG产生总量的原因只有码头保冷循环, 所以两者之差即为码头保冷循环产生的BOG量。
3.2 工况一:停止码头保冷循环
3.2.1 参数介绍
2014年1月21日09点21分---11点51分时码头保冷循环停止, BOG压缩机一台100%运行, 平均处理量为8.09t/h;平均外输量326t/h;此时储罐压力从15.4kpa下降到14.2kpa;两个储罐总液位从23861mm下降到23297mm;
P1:码头保冷停止前储罐气相空间压力
P2:码头保冷恢复前储罐气相空间压力
L1:码头保冷循环停止前1号储罐液位
L2:码头保冷循环恢复前1号储罐液位
L3:码头保冷循环停止前2号储罐液位
L4:码头保冷循环恢复前2号储罐液位
V1:码头保冷循环停止前两个储罐内罐气相空间总体积
V2:码头保冷循环恢复前两个储罐内罐气相空间总体积
V3:两个储罐穹顶气相空间总体积
T1:码头保冷循环停止前储罐内罐气相空间温度
T2:码头保冷循环恢复前储罐内罐气相空间温度
T3:码头保冷循环停止前储罐穹顶气相空间温度
T4:码头保冷循环恢复前储罐穹顶气相空间温度
m1:码头保冷循环停止/恢复前两个储罐内罐气相空间BOG总质量
m2:码头保冷循环前两个储罐内罐气相空间BOG总质量
m3:码头保冷循环停止前两个储罐穹顶气相空间BOG总质量
m4:码头保冷循环恢复前两个储罐穹顶气相空间BOG总质量
R:气体常量8.314 k Pa·m3·kmol-1·K-1
储罐液位T-1201 L1:10555mmL2:10257mm
T-1202 L3:13306mm L4:13040mm
两罐内罐气相空间V1:235742.495m3V2:238568.699m3
两罐内罐气相温度T1:-1 4 9.2℃T2:-141.4℃ (2号罐)
两罐穹顶气相空间V3:63637.24m3
两罐穹顶气相温度T3:-1 3 1.6℃T4:-127.7℃ (1号罐)
由于环隙空间充满了密实的珍珠岩, 另外环隙空间温度变化小, 所以此空间内的气体体积变化可以忽略不计。
气相空间压力P1:15.4k Pa P2:14.2k Pa
3.2.2 BOG质量计算
(1) BOG摩尔质量计算
由分析化验可得出BOG的组分如下表所示
C1 96.953%C2 0.063%N2 2.984% (由于其他组分含量比较少, 可以忽略不计)
则BOG的摩尔质量
(2) BOG质量计算
由气体状态方程PV=n RT计算可得:
P1V1= (m1/M) RT1;
P2V2= (m2/M) RT2;
m1=m2-m1= (P2V2/T2-P1V1/T1) M/R
P1V3= (m3/M) RT3;
P2V3= (m4/M) RT4;
平均每小时产生的B O G的量为11.785/2.5=4.71t
结论:在没有码头保冷循环时, 两储罐平均产生BOG量为4.71t/h。
3.3 工况二:不停止码头保冷循环
3.3.1 参数介绍
选择时间为21日0:00---6:00 (与停止码头保冷循环时相比:外输量相同, 时间间隔短, 其它影响因素小) ;BOG压缩机一台100%运行, 平均处理量为8.09t/h;此时储罐压力维持16k Pa不变;两个储罐总液位从26011mm下降到24629mm。
P:储罐气相空间压力
L1:0:00时1号储罐液位L2:6:00时1号储罐液位L3:0:00时2号储罐液位L4:6:00时2号储罐液位
L2:6:00时1号储罐液位
L3:0:00时2号储罐液位
L4:6:00时2号储罐液位
V1:0:00时两个储罐内罐气相空间总体积
V2:6:00时两个储罐内罐气相空间总体积
V3:两个储罐穹顶气相空间总体积
T1:储罐内罐气相空间温度
T2:储罐穹顶气相空间温度
m1:0:00时两个储罐内罐气相空间BOG总质量
m2:6:00时两个储罐内罐气相空间BOG总质量
R:气体常量8.314 k Pa·m3·kmol-1·K-1
M:BOG摩尔质量16.3669Kg/Kmol
P:气相空间压力16k Pa
储罐液位T-1201 L1:11739mm L2:10983mm
T-1202 L3:14272mm L4:13646mm
两罐内罐气相空间V1:224968.845m3V2:231894.047m3
两罐内罐气相温度T1:-150.1 (平均) 两罐穹顶气相空间V3:63637.24m3
两罐穹顶气相空间V3:63637.24m3
由于环隙空间充满了密实的珍珠岩, 另外环隙空间温度变化小, 所以此空间内的气体体积变化可以忽略不计。
3.3.2 BOG质量计算
由气体状态方程PV=n RT计算可得:
PV1= (m1/M) RT1;
PV2= (m2/M) RT1;
由于温度、压力都没有变化, 所以穹顶上的BOG气体质量没有变化。
此段时间BOG压缩机处理的BOG总量为mBOG处理=8.09ㄨ6=48.54t
平均每小时产生的BOG的量为50.26/6=8.38t/h
结论: (1) 在运行码头保冷循环时, 两储罐产生BOG量为8.38t/h;由于在外输时储罐的气相空间体积在变大, 所以产生的BOG量稍大于BOG压缩机的处理量。由此可初步判断出京唐LNG接收站在最小外输时的BOG处理量为平均8.09t/h为合理数据。
(2) 码头保冷循环进入储罐后产生的BOG量8.38-4.71=3.67t/h。
4 京唐LNG最小外输量的计算
4.1 再冷凝器入口流量计算
R值计算
R值是进入再冷凝器的LNG与BOG的质量流量比值, 在接收站的实际运行中, R值的设置分为手动模式和自动模式;
手动模式:一般设置为9.5
自动模式:通过DCS中R值计算逻辑算出, 如下图1所示:
在此逻辑中, R=CPV2+补偿数, CPV2通过BOG的温度计算得出, 在实际运行中, 进入再冷凝器的BOG平均温度为-10℃, 经上图中公式可计算出CPV2≈8.57;补偿数在实际运行中一般设置为1.5左右, 从而可得R=8.58+1.5=10.08;由上图可知, CPV1=CPV2×FX, 其中CPV1为再冷凝器入口LNG质量流量, FX为BOG的质量流量8.09t/h, 从而可得再冷凝器入口LNG的质量流量CPV1=10.08×8.09=81.55t/h, 进而得出再冷凝器出口流量为Q=81.55+8.09≈89t, 实际运行中基本在85t/h左右波动。
4.2 再冷凝器旁路流量计算
由于再冷凝器出口LNG与低压输出总管的LNG混合时流态较为复杂, 并且现场管线布置也比较复杂, 用普通公试计算无法准确计算出再冷凝器旁路的最小流量, 只能用实际运行经验来估算得出。现对江苏LNG接收站的最小外输时再冷凝器入口以及旁路的流量进行分析:江苏LNG最小外输量为平均100t/h, 高压段及冷能利用保冷量为10t左右, 那么高压泵入口流量为110t/h, BOG压缩机处理量为6.8t/h, R值为8.5, 此时可算出再冷凝器入口LNG流量为6.8×8.5=57.8t/h, 从而可得出再冷凝器出口LNG流量为57.8+6.8=64.6t/h, 此时再冷凝器旁路流量为110-64.6=35.4t/h。现己知唐山LNG接收站再冷凝器出口流量为89t/h, 按照比例估算法可得, 唐山LNG再冷凝器旁路流量应至少在50t/h左右, 去除10t/h的保冷量, 外输量大约为130t/h, 450万方/天 (密度按卡塔尔气源平均密度440kg/m3, 液气体积比按625倍) 。
5 结论
综合上述的分析讨论与计算, 可以得到以下一些结论:
(1) 京唐LNG接收站最小外输量为450万方/天, 此结果是在京唐LNG没有进行最小外输经验的前提下计算得出, 此计算值虽然会有一定误差存在, 但是对接收站的安全运行、下游管网气量的提前调整以及调峰工程夏季用气量较少时船期的安排都有一定的指导意义。
(2) BOG在LNG接收站中占有举足轻重的作用, 从本文可得看出BOG的产生量是最小外输量的决定性因素。
(3) 接收站工艺的优化、管线的布置不同、管线的保冷效果等都能够影响BOG的产生量, 从而改变最小外输量, 所以在今后的LNG接收站建设中, 在考虑到场区布局合理美观的同时全厂保冷管线应尽可能短, 并且尽可能使工艺达到最优, 保证产生最少量的BOG。
LNG接收站的主要功能是接收、存储和再气化, 并向干线管道供气;同时对蒸发气进行冷凝回收。山东LNG接收站主要有LNG码头卸料区、LNG储罐区、工艺处理区、计量外输区以及火炬等配套的公共工程设施。项目的一期工程, LNG专用码头可以停靠80000~270000m3的大型LNG远洋运输船, 并设有3台单罐容积为160000m3的LNG储罐。码头卸料区域包括4台16”的LNG卸料臂、1台16”NG返回臂、LNG排凝罐、LNG卸料总管、气相返回线、LNG循环保冷管线以及辅助靠泊系统、船岸连接系统、环境及气象监测系统等自动控制系统, 是接收站的关键区域, 该区域是否正常运行, 直接影响接收站的上游及下游利益, 因此该区域的自动控制方案是否安全可靠尤为重要。
2 码头卸料区域工艺流程
码头卸料区域的主要工艺流程是:卸料期间, LNG经船舱泵加压后通过卸料臂、卸料总管进入LNG储罐;NG通过气相返回管线、气相臂返回至船上;卸料结束后, 卸料臂内残存的LNG通过氮气吹扫送至LNG排凝罐;非卸料期间, 自储罐低压泵出口总管引出一路回流管线返回至卸料总管, 对LNG卸料总管进行循环保冷。
码头卸料工艺流程简图如图1所示。
3 码头卸料区域自动控制系统
码头卸料区域的自动控制系统主要包括分散控制系统 (DCS) , 安全仪表系统 (SIS) , 辅助靠泊系统 (BMS) , 船岸连接系统 (SSL) 。
3.1 分散控制系统 (DCS)
山东LNG接收站的DCS是由中心控制室、码头控制室、装车控制室、机柜间1、2、3组成。中心控制室负责全接收站的数据监控, 码头控制室仅在卸船期间负责码头卸料区域的数据监控, 装车控制室负责装车区域的数据监控, 机柜间1、2、3仅负责数据的采集及控制, 通过光纤实现全厂联网。
码头控制室, 卸料区域的DCS主要包括卸料臂及卸料管线的温度及压力的检测, 还包括:气相返回臂的单回路压力控制 (PIC102) , 压力控制在20k Pa左右, 是为了在卸船期间, 使储罐和船舱之间形成压差平衡, 确保船舱压力不超高;保冷循环的流量单回路控制 (FIC102) , 流量控制在80000kg/h, 此流量可以将卸料总管的温度维持在-150±2℃, 是为了在两次卸船期间, 使LNG卸料管线处于冷态备用状态;表面温度检测, 在卸料总管及保冷循环线上每间隔100米安装一对表面热电阻, 以实现对管线的初始预冷、卸料过程及保冷循环的监控。其中卸料臂的全部控制集成在设备的成套包PLC中, 通讯至DCS, 实现对卸料臂的监控。
3.2 安全仪表系统 (SIS)
山东LNG的SIS系统共分为三级:ESD1全接收站紧急停车, ESD2区域紧急停车, PSD3单体设备紧急停车。SIS系统为故障安全型, 及信号为“0”时发生联锁。码头区域逻辑关系简图详见图2。
如图2所示, 根据触发联锁的原因, 船方和岸方, 岸方又分为卸料臂和码头区域三种情况来讨论码头区域的联锁。
(1) 当卸料臂发生联锁ESD1 (卸料臂双球阀关闭) , 通过信号UA102, 触发码头区域的紧急停车 (关闭阀门XV101/201/301/401/102/202/302/402/001/002、ESDV001/002/003) 并在码头控制室及中控室发出声光报警信号, 再经由XS105通过SSL系统至LNG船舶, 触发船方的联锁。
当卸料臂发生联锁ESD2 (卸料臂双球阀关闭并脱离) , 通过信号UA103, 触发码头区域的紧急停车, 通过SSL系统至LNG船舶, 触发船方的联锁。
(2) 当码头区域发生联锁, 触发的原因有HS101A/B、HS102A/B (、HS122-FG/HS120-FG、LSHH-2oo3、PSHH-2oo3、全接收站发生ESD1, 以上任意原因发生, 产生的联锁结果为发生卸料臂ESD1、码头区域的紧急停车、触发船方的联锁。当HS103A/B触发, 产生的联锁结果为发生卸料臂ESD2、码头区域的紧急停车、触发船方的联锁。
(3) 当LNG船舶发生联锁, 经由UA101触发码头区域紧急停车、卸料臂ESD1。
其中出于卸料臂系统更为安全的运行考虑, 既卸料臂PLC系统、码头SIS系统发生断电或线路断开等故障时, 将UA103和XS107信号设置为“1”时, 触发联锁发生。
(4) 其他联锁:当气相返回臂压力发生高高报时 (PSHH003大于25k Pa) , 将联锁关闭XV001/002, 以保证LNG船舱及排凝罐的安全;当排凝罐液位发生高高报时 (LSHH002大于76%) , 将联锁关闭XV001/102/202/302/402, 以保证不会有LNG进入气相管线。
3.3 辅助靠泊系统 (BMS) 及船岸连接系统 (SSL)
辅助靠泊系统 (BMS) :为了保证LNG船舶的靠泊及装卸作业安全, 码头设置靠泊辅助系统和相应的监控系统, 其控制中心设置在码头控制室, 包括激光靠泊系统、缆绳张力监测系统、环境监测系统, 并将数据通过MODBUS 485通讯至DCS。
缆绳张力监测系统分为缆绳张力监测及快速脱缆钩控制二个部分。缆绳张力监测系统主要对LNG码头船舶系泊时的所有缆绳的受力状况进行实时监测, 并具有缆绳张力超限报警的功能。快速脱缆钩控制系统可现场手动脱钩, 也可在码头控制室远程操作。激光靠泊系统用于检测靠船速度、角度及距离, 将数据显示于设置在码头的一套大屏幕上并设有报警喇叭。环境监测系统:主要包括风速、风向、温湿度、大气压、能见度、浪高、海流方向等数据的监测。
船岸连接系统 (SSL) :山东LNG的船岸连接系统包括光纤连接和电动连接, 两者之间互为备用。SSL系统实现了LNG船舶与LNG接收站之间的通讯, 其主要功能是保证船岸两侧安全仪表系统同时触发紧急切断阀门, 避免损坏卸料臂和降低LNG泄露的风险。另还具备语音通讯及数据通讯功能, 船岸之间可以进行电话联系及将船舶缆绳信息通讯至船方, 以便船方及时了解缆绳信息, 及时调整船舶。
4 结语
在实际的生产运行中, DCS控制系统可靠安全运行。而SIS系统存在一个问题, 就是由卸料臂或是码头区域触发联锁发生时, 整套紧急SIS系统无法复位。原因是岸方发生联锁后经XS105通过SSL系统送至LNG船舶, 触发LNG船舶联锁之后再经UA101通过SSL系统返回至岸方, 形成循环, 致使联锁无法复位。但是当由LNG船舶触发联锁时, 整套紧急SIS系统运行良好。目前解决联锁无法复位的办法有两种:一是取消UA101触发岸方的相应联锁, 只做为报警使用, 这也是目前大多数接收站所采取的办法;二是当联锁发生时首先将UA101信号在SIS系统内强制为“真”, 待整套SIS系统复位完成之后取消信号强制。出于对接收站更为安全的情况考虑, 山东LNG接收站采用的是第二种解决办法。
摘要：LNG接收站的主要功能是将液化天然气接收、存储以及再气化, 并向输气干线管道供气;同时对蒸发气进行冷凝回收。本文以山东LNG接收站为例, 简单介绍码头卸料区域的工艺流程, 并详细地介绍了码头区域自动控制系统的组成及功能, 分析了控制系统在实际过程中应用情况, 并将其中存在的问题进行了解析并提出了解决方案。
关键词：LNG,接收站,码头卸料,控制系统
参考文献
