第一章LNG接收站基本功能液化天然气接收站是LNG产业链中的重要环节。随着LNG跨国贸易的发展,LNG远洋运输成为液化天然气运送的主要方式之一。接收站作为LNG远洋贸易的终端设施,接收从基本负荷型天然气液化工厂船运来的液化天然气,并储存、再气化后供给用户。LNG接收站既是远洋运输液化天然气的终端,又是陆上天然气供应的气源,处于液化天然气产业链中的关键部位。LNG接收站实际上是天然气的液态运输与气态管道输送的交接点,不仅具有满足区域供气要求的气化能力,还为区域稳定供气提供一定的调峰能力,为实现天然气战略储备提供条件。我国大规模应用天然气刚刚开始,从长远考虑,规划战略储备工作十分必要。随着用气规模的不断增长,储备量也要相应增加,即战略储备以动态发展。按照国外天然气安全储备的情况,我国的天然气储备可采用政府与企业共同承担,以政府为主：储备规模可远、近期结合,近期15天、远期30天。储备方式可以LNG或地下储气库储备。LNG储备可以充分利用国际资源,缓解石油进口压力,实现能源供应来源多样化。综上所述,LNG接收站的功能概括起来是液化天然气的接收、储存和气化供气。具体可分为LNG卸船系统、LNG储存系统、LNG再气化／外输系统、蒸发气处理系统、燃料气系统、火炬／放空系统等。第二章LNG储罐对比分析LNG储罐是接收站的最重要设备,而且其投资巨大。因此,LNG储罐的选型不仅要考虑LNG储罐技术先进、安全可靠、结构有高度完整性和便于建造,还要求投资合理、寿命长,同时要求能使整个系统的操作费用低。LNG储罐属低温大型液化气储罐。按结构型式可分为：球罐(小型罐)、单容罐、双容罐、全容罐及薄膜罐。按储罐的设置方式可分为地上与地下罐两种。2.1储罐种类2.1.1单容罐单容罐是LNG工业发展初期最常采用的一种型式。单容罐内罐采用9%Ni钢,外罐采用碳钢和碳钢拱顶。外罐用于储存蒸发气并对珍珠岩绝热层提供支撑,不能承受内罐LNG泄漏造成的低温影响。外罐周围设置圆形围堰。单容罐应设置在远离人口密集的地区。2.1.2双容罐双容罐与单容罐相似,不同之处在于双容罐设有混凝土外围罐,双容罐不需设置防火堤。由于双容罐裸露的钢制罐顶同单容罐一样易受外部侵害而造成损害,在布置时需要较大的安全防护距离,应相对远离人口密集区。2.1.3全容罐全容罐采用9%Ni钢内罐,9%Ni钢或预应力混凝土外罐及罐顶。由于混凝土外罐(包括罐顶)固有的安全能力,在布置时不需要设置防火堤,其安全距离要求比较小。当采用金属顶盖时,全容罐的最高设计压力与单容罐和双容罐相同；而当采用混凝土顶盖时,其设计压力可达到0.03MPa(G)。全容罐的投资相对较高,成本约比单容罐高20%-30%。但当采用混凝土罐顶时,操作压力的提高可使蒸发气量减少,从而可以降低蒸发气处理系统的投资。全容罐施工周期较长,约需30个月。2.1.4薄膜罐薄膜罐采用不锈钢薄膜内胆加预应力混凝土外罐,不锈钢薄膜为Technigas技术,呈波纹状,以消除温差的影响。由于采用了混凝土罐壁和罐顶,其安全性相对较高。它在防火和安全距离方面的要求与全容罐相同。但与双容罐和全容罐相比,它只有一个罐体,由于膜式结构本身的特点,它比全容罐易泄漏。薄膜罐投资与全容罐相当,但建设周期较长,施工难度较大。其设计压力也可达到0.029MPa(G)。2.1.5地下储罐地下储罐由混凝土罐壁和不锈钢薄膜密封的罐底组成。所有与储罐的连接都是通过罐顶实现的,一旦衬里失效将不会产生大量泄漏。地下储罐要求罐底必须位于海平面之上,且其投资较地上储罐要高许多,建设周期较长,约50个月。2.2LNG储罐选择依据LNG储罐类型是考虑安全距离时最重要的因素,同时也会对接收站周围的环境产生重大影响。罐型考虑三种：单、双和全容罐。储罐选择依据是：泄漏规模后果研究和可能出现泄漏的频率。2.3火灾影响如果在LNG储存地点发生火灾,在无风、温度35℃和86%相对湿度大气条件下,到最近的人群聚集地的热辐射水平不得超过5000W/m2。2.4蒸发气扩散影响对于蒸发气扩散影响,NFPA59A规定,应避免可燃蒸发气混合气到达建筑红线可能会造成明显的危险。据分析,根据NFPA59A产生明显危险的浓度是液化天然气蒸汽的可燃下限(LFL)。考虑到模拟统计误差和蒸发气云中浓度的可变性,该下限的二分之一被用作控制标准。2.5故障模式储罐故障的类型分为内部故障和外部故障两种。2.6LNG储罐选型对各种储罐类型进行比较,得出以下结论。2.6.1单容罐(1)在单容罐周围500m处,热流量的最大允许值超过5kW/m2。在油轮上,热流量超过25kW/m2,超过了允许上限。(2)对于烟雾散逸,单容罐的可燃下限(LFL)的距离需设定为500m以上。(3)对于内部故障的类型来说,因为各种罐配备同样的仪表,内罐的9%Ni罐体也以同样的方式制造,所以这种故障对三种类型罐的可能性是相同的。(4)外部爆炸可能发生于蒸发气产生系统。小型爆炸不会影响按标准间隔安装的罐体,因为小型爆炸不会产生足够的超压或冲击力而影响三种罐型的任何一种。大型爆炸,足够的爆炸压力或冲击力会引起单容罐故障。单容罐的壳体也容易受到其他事故产生的冲击力的破坏。(5)地面沉降也可能会产生故障,但这种情况不是灾难性的。因为,这是一个缓慢过程,会在产生安全危害之前就能够发现。目前,已计划对本工程的液化天然气储罐计划进行打桩加固,这样就限制了发生这种故障的可能性。2.6.2双容罐(1)在双容罐周边500m处,热流量的最大允许值超过5kW/m2。在油轮上,这种热流量是可以接受的,热流量低于25kW/m2的允许上限。(2)对于烟雾散逸,本工程双容罐的可燃下限(LFL)最大距离超过700m,高于500m隔离区。对于内部故障的类型来说,因为各种罐配备同样的仪表,内罐的9%Ni罐体也以同样的方式制造,所以三种类型罐的故障可能性相同。(3)对于外部爆炸来说,与单容罐的外层壳体相比,双容罐的外层混凝土层会抵御更大的爆炸或冲击力,因此更不易受爆炸事故的影响。(4)地面沉降在单容罐章节里进行了探讨,结论是不构成安全问题。2.6.3全容罐(1)对于全容罐,达到5kW/m2热流量的距离是41m。(2)对于全容罐,在200-300m距离内,热流量低于25kW/m2的允许上限。(3)对于烟雾散逸,本工程全容罐的可燃下限(LFL)最大距离约为320m,低于中国法定标准的500m隔离区。(4)消防方面,相对于其他2种LNG储罐来说,溢流物自燃起火的可能性很低。因为与其他两种罐相比,它产生的蒸发气云小得多,所以,更不太可能有火源,也更不容易失火。(5)对于全容罐,火焰只会于释放阀出口燃烧。这种情况下,罐顶就成了有效的隔热设施防止蔓延到罐内的介质。(6)对于内部故障来说,因为各种罐配备同样的仪表,内罐的9%Ni罐体也以同样的方式制造,所以三种类型罐的故障可能性相同。(7)对于外部爆炸来说,与单容罐的外层壳体相比,全容罐的外层混凝土层会抵御更大的爆炸或冲击力,因此更不易受爆炸事故的影响。(8)地面沉降在单容罐章节里进行了探讨,结论是不构成安全问题。2.7储罐类型的确定(1)相比单容罐来说,双／全容罐的混凝土外层可以对大部分外部事故提供坚固的防御。(2)从风险分析角度来说,全容罐具有极大优势。从对站外影响方面来说,全容罐的隔离距离比单容罐和双容罐小得多。从界区内的限制来说,全容罐也更好,因为故障发生的可能性和造成的潜在后果更小。(3)单容罐对消防水源的要求也比其它两种罐要高。(4)双容罐溢出要求距离建筑物地界线最小距离为700m。考虑到对于站外的影响,全容罐是最优方案,罐的消防设计对消防水泵的能力有很大影响,其中全容罐最佳。(5)建造混凝土罐顶,能降低罐体失火的严重性和可能性,与碳钢罐顶相比,失火时,消防水的需求量也更小。(6)上述关于LNG罐的建议与当前的世界趋势一致,与其他两类型罐相比,除非是在罐区远离人口稠密地区,否则,全容罐的选用占绝对优势。第三章LNG接收站工艺技术研究LNG在常压、-160℃的温度下储存,不可避免的环境漏热使得LNG接收站的储罐、设备、管线内产生大量蒸发气(BOG)。目前LNG接收站BOG的处理工艺大致可分为直接加压至高压输气管网和BOG再冷凝两种。直接输出工艺是将蒸发气压缩到天然气外输所需的压力后直接送至输气管网；而再冷凝工艺是将蒸发气压缩到较低的压力,通常为0.6MPa(G),然后与由LNG低压输送泵从LNG储罐送出的LNG在再冷凝器中混合并进行冷量交换,使蒸发气在再冷凝器中液化,冷凝后的LNG经增压输送泵加压后送到气化器气化后输给下游用户。由于再冷凝工艺可以充分利用LNG的冷量,并减少蒸发气压缩机的能耗,节省能量。大部分接收站采用的是BOG再冷凝工艺。3.1LNG接收站工艺法流程概述LNG船上的LNG经由卸料臂、卸料总管进入到储罐,储罐中的LNG经低压泵增压后,进入高压泵,经加压后进入气化器气化,然后输送至天然气管网。储罐及低温设备、管线保冷循环及卸料过程中所产生的蒸发气(BOG)经BOG压缩机加压后进入再冷凝器,与来自低压泵的过冷的LNG接触混合被液化成LNG,然后进入高压泵。在卸船期间,站内产生的BOG一部分要经过回流鼓风机加压经由气相返回臂进入船舱补充船舱压力。3.2LNG接收站再冷凝工艺技术研究再冷凝工艺是指LNG储罐内产生的BOG通过压缩机加压后进入再冷凝器,与从低压泵输出的过冷LNG直接接触换热后被冷凝,再由高压泵加压输送至气化器内气化后外输的LNG接收站运行工艺。其中,再冷凝器是连接气相流程与液相流程的核心设备,主要功能一是提供足够的BOG与LNG接触空间,并保证足够的接触时间,利用过冷的LNG将BOG再冷凝。二是作为LNG高压泵的入口缓冲罐,保证高压泵的入口压力。其运行状态直接关系到BOG的处理效果及高压泵运行的安全与稳定。是LNG接收站工艺过程控制的重点与难点。3.2.1再冷凝器设计(1)基本构造江苏LNG的再冷凝器采用的是单壳单罐设计,材料为不锈钢,固定床填充填料环。内部构件主要有破涡器、拉西环填料层、液体分布器、气体分布盘、液体折流板、气体折流板、填料支撑板、闪蒸盘。KOGAS公司再冷凝器采用的是双壳双罐设计。其内部构造主要为填料层、升气管、密封盘、液体分布器、环隙空间等。其内罐与外罐的顶部是隔离的,底部是相通的。(2)控制原理江苏LNG接收站BOG从再冷凝器的顶部与从再冷凝器上部进入的LNG同时进入再冷凝器的填料层进行直接接触冷凝液化,进入再冷凝器的LNG流量则根据BOG的流量、压力、温度和再冷凝器的出口压力根据计算公式进行调节控制。KOGAS公司从BOG压缩机来的BOG一部分进入内罐被冷凝,另一部分进入环隙空间来控制再冷凝器的压力。再冷凝器内罐的液位、压力、温度通过低选得到的值来控制去内罐被冷凝这路上的控制阀的开度来控制去冷凝的BOG的量。去环隙空间的BOG的量由该路上的一个控制阀控制,阀门的开关根据在环隙空间测得的压力来控制。(3)对比分析①基本结构两种再冷凝器在基本结构上的差别是,江苏LNG再冷凝器采用的是单壁罐,罐内有填料层,而KOGAS公司的再冷凝器采用的是双罐,且每个罐有两层罐壁,内壁与外壁间有环隙空间,环隙空间底部与内罐相连,顶部不相通,只有内罐中有填料层。江苏LNG采用的是两层拉西环填料,KOGAS公司的填料采用了鲍尔环、拉西环和规整填料的三层结构。主要作用都是为了增大BOG和LNG的接触面积和接触时间。②压力控制方式两种再冷凝器最大差别是再冷凝器压力控制方式的不同：A.江苏LNG从低压输出总管来的LNG一部分进入再冷凝器另一部分进入再冷凝器的旁路,LNG有两路流向,通过旁路来控制再冷凝器压力；而在KOGAS的设计中,利用环隙的BOG压力来控制再冷凝器压力,从低压输出总管来的LNG全部进入再冷凝器冷凝BOG,冷凝BOG生成的LNG与进入再冷凝器的LNG一起去下游高压泵。B.江苏LNG的再冷凝器中从压缩机来的所有BOG都参与再冷凝,参与再冷凝BOG的量直接影响再冷凝器的压力和液位。KOGAS公司的再冷凝器从BOG压缩机来的BOG一部分进入内罐被过冷的LNG冷凝,另一部分BOG进入环隙空间来控制再冷凝器的压力,再冷凝器的压力主要靠环隙空间的BOG压力来控制。C.江苏LNG进入再冷凝器的LNG量跟进入再冷凝器的BOG的流量、温度、压力以及液气比有关,而KOGAS公司进入再冷凝器的LNG量只与再冷凝器的液位有关。③优缺点KOGAS公司的再冷凝器设计相对复杂,建造费用相对较高,但是在控制方面比较有优势。究其本质,其设计中从低压输出总管的LNG全部进入再冷凝器,通过一个压力控制阀控制环隙空间的BOG的量来控制再冷凝器的压力,有效杜绝了上下游的波动而引起的再冷凝器的波动。江苏LNG的再冷凝器设计相对简单经济,建造费用比较低。但是在实际运行过程中,再冷凝器很容易受到低压输出总管、BOG总管、下游管网的波动的干扰。究其原因,江苏LNG的再冷凝器的压力主要由再冷凝器旁路控制再冷凝器压力,此压力不仅仅取决于再冷凝器,还受到上下游压力的影响。任何一个因素的波动都会对再冷凝器产生干扰。④干扰因素A.对于江苏LNG的再冷凝器的干扰目前江苏LNG的再冷凝器的压力由再冷凝器底部管线旁路上的一个6”的控制阀来自动调节,而底部管线上有一个14"的控制阀手动保持一定开度。由于自动调节阀较小,压力调节跟踪较慢,在低压输出总管的压力下降时,再冷凝器底部压力也随之下降。同理,当低压输出总管压力上升时,再冷凝器底部压力也随之上升。当下游外输量上升时,下游输量增加,再冷凝器底部管线旁路上的一个6”的控制阀自动调节有一定滞后性,此时再冷凝器底部压力会下降。反之,再冷凝器底部压力会上升。再冷凝器入口BOG流量增大时,进入再冷凝器的LNG量正比增大,再冷凝器的LNG入口阀逐渐开大,但是有一定的滞后性,因此在一段时间内实际进入再冷凝器的LNG量小于需要进入再冷凝器的LNG量,从而造成再冷凝器的压力及底部压力均上升。同理,再冷凝器入口BOG流量减小时,再冷凝器的压力及底部压力均下降。如果压缩机来气量频繁的波动,就会导致再冷凝器的不稳定。B.对于KOGAS的再冷凝器的干扰对于KOGAS的再冷凝器,由于从低压输出总管的LNG全部进入再冷凝器,进入内罐被冷凝的BOG并不起主要控制再冷凝器压力的作用,主要靠环隙空间的BOG的量来控制再冷凝器的压力,LNG管线的压力波动对再冷凝器压力影响不大,但是在低输量时,再冷凝器无法冷凝所有产生的BOG,也会出现再冷凝器操作困难。3.2.2平衡关系影响再冷凝器运行的因素很多,其都是通过影响物料平衡和能量平衡的形式来影响再冷凝器的操作,且再冷凝器的物料平衡和能量平衡之间通过相平衡联系在一起。3.2.3控制要求作为连接气相与液相流程的核心设备,再冷凝器的稳定对接收站的平稳有至关重要的作用,因此需要对再冷凝器进行以下几方面的控制。(1)物料平衡控制再冷凝器的平均进料量应等于平均出料量,而且进料量与出料量的变化应该比较缓和,以维持再冷凝器的平稳操作。(2)热量平衡控制再冷凝器底部温度直接影响高压泵入口LNG温度。在接收站低负荷外输的情况下,进入高压泵的LNG温度升高对高压泵稳定运行的影响尤为明显。因此,应使再冷凝器输入、输出的能量维持平衡,维持再冷凝器的底部温度稳定。(3)物料平衡与热量平衡对相平衡的影响再冷凝器内气、液两相并流流动换热,则气相温度向下逐渐降低,液相温度向下逐渐升高。在一定的压力下,当气相达到露点温度时即开始液化并最终在填料层内某一点与液相达到相平衡状态。3.2.4控制方案再冷凝器控制变量的选择,是指再冷凝器运行质量控制中被控变量的确定以及检测点位置的确定。再冷凝器运行质量指标可以分为两类,一类是直接质量指标,即再冷凝器的冷凝效果,表征为再冷凝器内气液两相的组成；一类是间接质量指标,表征为再冷凝器的液位、压力和出口温度等。因气、液组成在线分析的难度较大,因此控制变量应选择间接质量控制指标为宜。一般有以压力为变量的控制方案、以液位为变量的控制方案、以温度为变量的控制方案。3.2.5控制方案的优化为控制再冷凝器内的相平衡状态稳定,应尽可能使影响相平衡状态的变量维持稳定。因进入再冷凝器的BOG温度不受控制,故需要改变LNG进料量维持再冷凝器内的热量平衡,并控制再冷凝器压力稳定,使再冷凝器维持稳定的相平衡状态。由于维持热量平衡是通过改变过冷LNG的流量实现的,不可避免的破坏再冷凝器内的物料平衡。为能够兼顾再冷凝器的几个控制点,可采取如下控制方式。为消除以温度为控制变量造成滞后较大带来的影响,可引入前馈控制方式。由于再冷凝器内物料平衡与热量平衡均可通过控制过冷LNG流量实现,因此采用选择控制方式进行液气比的设定。控制方案有两种：一是设定再冷凝器的高液位与低液位；二是通过液气比值对过冷LNG流量进行控制。3.3LNG接收站气化工艺技术研究在LNG接收站内,气化器是气化系统的主要设备。下面对气化器的类型、比选、配置方案、运行维护等方面进行分析。3.3.1气化器的类型(1)开架式气化器(ORV)开架式气化器实质上是一种利用水作为加热源的热交换器。考虑低温的LNG流过管道时,换热管要有足够的机械强度,通常用翅片铝合金管制造,在翅片铝合金管外部接触水的一面要经过防腐处理。这类设备的机械制造非常简单。换热管被布置在箱体内,与LNG的入口和气化产品出口相连,悬挂在一个架子上。这种结构特点便于进出和维修。由于没有移动部件,且使用的仪表也非常少,此类设备的维护保养非常简单。设备的开关可以远距离控制,不用工作人员到现场操作。改变此类设备的运行负荷也很简单,只要改变流向喷淋系统的海水量和／或改变流经管道的液化天然气量即可。由于本设备可以单体设计,可以隔离部分管束来改变负荷。开架式气化器安全方面是可靠的。由于系统没有明火,含烃管道的少量泄漏可以挥发到大气中。(2)浸没燃烧式气化器(SCV)浸没燃烧式气化器的名称来自它的功能特点。液化天然气流经用不锈钢制成的盘管,该盘管浸没在水箱中。热气流来自浸没的气体燃烧器,水箱中的水由于直接与热气流接触而被加热。由于这种盘管排列方式,本装置的设计紧凑,安装时不需要占用大量用地。通过一个位于传热管下方的分配器,流出燃烧器的烟气被喷入水中。这导致水箱中的水迅速循环,从而产生很高的热效率(高于95%),并在导热管外形成很高的热转换系数。由于水箱中的水处于搅动状态,这就可以阻止沉积物或水垢在加热管外部表面的积累。由于水箱保持恒定的温度,系统可以很好地应对负载波动造成的水流突然变化,而且也能实现系统的快速启动。由于拥有大量的设备部件和移动部件,与开架式装置相比,浸没燃烧式气化器的控制和维护要困难得多。此类装置安全较可靠。由于水温保持在泄漏的气体的燃点之下,含烃管道泄漏的气体被水流带走,无爆炸危险。水箱中的水要一直保持一定的水位,因此,在冬天结冰的地区安装本系统比较合适。(3)液体介质气化器(IFV)液化天然气气化过程通常使用兰金循环系统或乙二醇-水液体介质进行热交换,使之气化。(4)环境空气气化器(AAV)环境空气气化器是一种垂直竖立的热交换器,通过换热管道从大气中获得热量而气化LNG。3.3.2气化器的比选气化器作为接收站的重要组成部分,其选择的正确与否将直接影响接收站运行的安全性、可靠性、经济性。通常选择LNG接收站气化器要考虑的主要因素有气化器的能力／运行参数、气化器的适应性和可靠性、接收站所处环境、可以获得的热源和公用工程条件、运行费用和投资等方面。通常,在配置气化器时,一般需要1-2种气化器的组合,目前选择气化器首先考虑开架式气化器+浸没燃烧式气化器的配置,因为开架式气化器适合大处理量的接收站,且其运行成本较低；浸没燃烧式气化器的运行成本虽相对较高,但其初期投资少、运行可靠。在环保要求较高的国家和地区,该气化器的使用将会受到限制。如果在海水含沙量较高或海水化学性质无法达到要求的地方,除了考虑处理措施之外,也可采用中间介质气化器。3.3.3气化器的配置方案为了保证装置的安全平稳高效运行,降本增效,选择最优的气化器配置方案也是至关重要的。(1)SCV和ORV的主要区别SCV的安装费用极低,但由于其为LNG气化提供热能时需要燃烧一小部分气化产品,故其运行成本比较高。ORV的安装费用要高得多,这主要是因为LNG气化需要的热能由大量的海水提供。(2)ORV运行的局限性ORV可以设计成在1℃海水温度下连续运行,同时气化后的天然气温度也相应降低。这是因为含有盐分的海水结冰温度是-1.9℃。目前,世界上LNG接收站中,韩国的仁川接收站ORV海水入口设计温度为5℃,但当入口海水温度为2℃时,ORV还能继续工作(当温度低于设计值时,ORV的气化能力也相应降低,能力降低的大小取决于通过ORV海水温度降低的多少,典型的设计是入口海水温度5℃、出口温度0℃),(3)SCV运行的灵活性SCV运行时可使水浴温度基本保持在16℃。该温度可以在2℃到54℃的范围内调整。气体从SCV输出时的典型温度是4℃。因此,很容易通过改变水浴温度来控制气体输出时的实际温度(即高达42℃)。也是因为SCV的温度可调节能力使它能够和ORV配合使用,作为在海水温度较低时通过把SCV和ORV输出的气体相混合而补偿气体温度的降低。ORV和SCV的配置运行需根据海水温度和外输天然气量确定。在海水温度高于或等于5℃时,优先运行ORV,当ORV全部运行仍不能满足外输天然气要求时,开启SCV。3.3.4气化器的运行与维护(1)ORV的运行与维护①ORV的运行特点根据江苏LNG接收站运行数据,在夏季,海水流量在7800t/h即可以满足200t/h的满负荷运行；在冬季,海水温度较低,海水流量必须满足9180t/h,温度低时管束会结冰,出口NG温度会降低。因此,冬季ORV的运行需要重点关注,尤其是海水温度低于5.5℃的情况下。②ORV的运行情况分析冬季当海水温度较低时,操作员应密切关注海水温度和海水总流量,海水分布是否均匀以及管束上是否存在异物质等方面。③ORV的维护经验总结A.加强巡检,尤其是在海水温度低于5.5℃时；B.海水温度降至7℃时可以考虑适当增大海水流量；C.海水温度在7℃左右时保证有一台SCV处于低流量冷却备用状态；D.检查每个水槽海水蝶阀的开度,尽量使开度能保证水流分布均匀；E.当发现有水槽水流明显平缓时停机维修清理管线内的玻璃钢碎片：F.发现有异物质应及时清理,尽量不影响结冰。(2)SCV的运行与维护①SCV的运行特点SCV在海水温度低于5℃、外输峰值、或者ORV故障时使用,利用天然气燃烧加热和气化低温LNG。②SCV运行的影响因素SCV在运行过程中,能够影响SCV正常运行的因素有很多,如风量和燃料气的配比、燃料气压力、水浴的温度和液位、燃料气的燃烧程度、燃料气入口和烟囱处的气体探测等。③SCV的维护经验总结A.定期测试SCV,保证SCV的备用率；B.管道和水浴池没有泄漏。C.助燃空气鼓风机入口畅通。D.结构或任何主要组件没有损坏的迹象。如果燃烧器顶板松脱或丢失,不要尝试启动SCV。当操作SCV时,要小心燃烧器背板温度,确保防护网已安装。E.检查就地控制盘上的运行指示正常,无系统故障报警,ESD按钮没有损坏。F.定期检查并记录SCV的相关参数。结论随着LNG产业化趋势的发展,LNG接收站在管网保安供气及应急调峰中的作用越来越重要,其平稳运行直接影响到上下游相关产业。本文研究了LNG接收站的基本功能及工艺技术,并提出了平稳运行及优化措施。(1)热量平衡控制方式对再冷凝器的液位影响较大,对大直径或采用变径设计的再冷凝器较为适用。(2)对比物料平衡控制和热量平衡控制,物料平衡控制不需要对再冷凝器换热机理进行深入了解,在压力维持稳定的情况下,根据液位即可进行再冷凝器的控制。但此种控制方式忽略了温度对再冷凝器的影响,难以保证再冷凝器内相平衡状态的稳定。若采用选择控制,将物料平衡控制与热量平衡控制方式结合在一起,将更有利于再冷凝器的稳定。(3)开架式气化器应定期检查每个水槽海水蝶阀的开度,尽量使开度能保证水流分布均匀,当发现有异物质或水槽水流明显平缓时,应及时清理,尽量不影响结冰,并且在海水温度低于5.5℃时,应适当增大海水流量,(4)浸没燃烧式气化器应定期测试,发现问题及时处理,保证其备用率。