3.2.7.1 LNG输送
1.LNG站内输送
接收站内LNG输送系统采用两级泵输送系统，即LNG储罐内低压输送泵把LNG从储罐输送到再冷凝器后，再进入LNG高压输送泵，加压到9MPa后，通过总管输送到汽化器。
LNG低压输送泵是潜液泵，安装在LNG储罐的24”的泵井中。共设有6台LNG低压输送泵，分别安装在两个LNG储罐中。LNG低压输送泵的能力为180t/h。高压输送泵的能力为180t/h，通常5台运行，1台备用。在每台低压、高压输送泵出口管线上，均设有小流量回流管线，保证泵可以在最小流量约130m3/h运行。
从LNG低压输送泵来的LNG将直接输送到再冷凝器，但在无卸船的正常操作时，部分LNG将循环到卸船总管，以保持卸船总管的冷状态。当LNG接收站处于“零输出”状态时，除1台低压输送泵外，其他所有的低压、高压输送泵停止运行。该泵运行以确保少量的LNG在卸船总管中及LNG输送管线中进行循环，保持接收站系统处于冷状态。
来自高压输出总管的LNG在汽化器中被汽化，以大约9MPa的操作压力供应给接收站气体输送系统上游的天然气输出总管。
通过与一条直径DN650mm的天然气输出总管相连，将汽化器产生的天然气供应给所有的天然气用户。接收站天然气输出总管压力，依赖于天然气用户的提取量和接收站输出流量之间的平衡。为了监测和管理接收站输出压力，这条总管上安装有压力变送器，对于压力的减少和增加可通过调节汽化器中LNG的流量。为了满足输气干线管道系统储气调峰需求，对进入首站的天然气小时流量比例加以控制。在汽化器的入口LNG管线上设有流量调节，正常操作时用来控制LNG高压输送泵的外输流量（该流量调节可以由操作员手动控制）。当外输天然气总管上的压力变化过大时，该流量也可根据外输天然气总管上的压力变化来控制，通过调节LNG高压输送泵的外输流量，来保证外输天然气总管上的压力稳定，从而满足外输流量变化要求。
天然气输出总管配备有一个在线分析仪用来不间断分析天然气的组分。
2.LNG槽车输送
接收站设有LNG槽车装车系统，采用冷态带压装车方案。低温液态LNG由LNG储罐内低压输送泵抽出后进入LNG总管，大部分LNG去再冷凝器、高压输送泵、汽化器等下游气体外输系统，一部分LNG经低温管线输送至槽车灌装站，通过液相装车臂装入槽车，同时槽车内气体经气相臂返回，汇总后接入蒸发气总管。每条装车线设计灌装能力为80m3/h，配备氮气吹扫系统；为保持装车管线的低温状态，每条装车线设置了LNG冷循环管线。
（1）工艺管道系统 通常采用冷态带压装车，上游泵送液化天然气经低温管线输送到槽车灌装站，通过装车臂装入槽车，同时槽车内的气体经气相臂返回，汇总后接入蒸发气总管，进入接收站蒸发气回收处理系统。每个车位除装车臂、气相返回臂以外，还配备氮气吹扫系统。为了保持装车管线的低温状态，每条装车线设置冷循环管线。
各支管末端和系统分界处应安装切断阀。对于自动切断阀，应通过分析来确定关闭时间，以防出现使管道及设备失效的水击。经分析如果超过允许的应力，应采取延长阀门关闭时间或其他措施把应力降到安全水平。
总管上液体和气体管道应设紧急切断阀，距装车区至少7.6m，但不大于30m处。这些阀在紧急情况使用时应易接近。
管道系统中应根据需要安装止回阀以防止回流，而且应尽可能靠近可能发生回流的接口。系统应以安全的方式置换出空气或其他气体，应设置放空短管和扫线头，以利于置换所有工艺和可燃气体管道。
一个装车岛上通常布置一或两条装车线，一条装车线一般包括液相装车臂和气相返回臂。液相装车线包括切断阀、止回阀、安全阀、流量计、流量控制阀、保冷管路、温度表、压力表；气相返回线包括切断阀、止回阀、温度表、压力表、接地设施、氮气管线，排空线、排净线，以及布置在附近的安全设施（包括ESD按钮、火气探头和喷淋管等）。
（2）压力和流量控制 进装车站液化天然气总管可设压力控制阀，阀后压力控制应符合槽车要求；蒸发气返回总管宜设置压力控制阀，以满足灌装站蒸发气返回总管系统压力，不超过接收站蒸发气系统最大操作压力。各装车线设置流量计或地衡和流量控制阀，可采用集中控制系统或就地预设控制器控制装车流量。
（3）槽车装车区 进入装车区的槽车应是符合国家有关的法令和规定生产并批准使用的专用槽车。以装车臂与槽车连接的法兰处为中心1.5m半径范围内和集液池内一般划分为1区，其他区域为2区。
装车区内框架结构，应采用不燃材料制成，如钢材或混凝土。槽车装车区应有足够的面积，使车辆尽可能少地移动或转向，与接收站相对独立，有门禁系统。在装车区应有照明。
槽车的进出调度与灌装作业控制宜集成在统一的管理系统中，以确保槽车安全装车。
（4）装卸臂和软管 装卸臂的低温旋转接头应通过低温测试。装车臂的型式要考虑满足槽车尾部和侧部连接的需要。应对装卸臂提供适当的支撑，平衡力应考虑装卸臂上结冰增加的重量。装卸臂与槽车的连接采用法兰或快速连接头，可以加装紧急脱离设施。
软管一般用于非标准的槽车或暂时性的装卸车。软管的使用应与危险评估相符，软管的设计应与相应的标准相一致。软管至少应每年检测一次，且每次使用前应检查外观是否有损坏或缺陷。
（5）接地、通信 槽车灌装液化天然气时，应提供防静电接地保护设施。接地可测试并保持与控制系统的硬线连接，如接地失效，灌装过程自动停止。
装卸地点应配备通信设施，以便作业者能与远处协助装卸工作的人员联络。通信方式可采用防爆电话、广播系统、无线电或信号灯。
（6）收集罐 收集罐用于接受装车臂的吹扫残液和被置换气体，也收集可能的槽车超装卸货和灌装站工艺管线吹扫置换时需排净的残液。罐内气体和液体分别与接收站相应系统连接，一般设置氮气增压线，以将过多的液体送回系统。宜在周围设置防泄漏扩散堤。
（7）集液池 装车区可能泄漏的LNG应被排入配有泡沫发生器的集液池。泡沫发生器位置应考虑主导风向。
（8）计量 为确定装车量，满足贸易交接的要求，宜使用地衡称重计量；与气相色谱仪的组分和热值数据一同送入气体管理财务系统，以提供贸易交接使用。(www.xing528.com)
（9）装卸作业
1）装卸作业时，至少有一名有资格的操作人员始终在现场值守。
2）有效的书面操作程序，应包括所有装车作业和在紧急与正常情况下的操作程序，一般指槽车进出、称重、停泊、灌装程序，以及槽车惰化、冷却、紧急卸货程序。程序应及时更新，且所有操作人员可使用。
3）预防烃类物质的泄漏和被点燃是两个主要原则。任何潜在点火源，如手机、火柴及非防爆电气设备，不允许在装卸现场出现。
4）在装卸区应设置“禁止吸烟”的警示牌。
5）通过地衡、流量控制、检查槽车液位、检查气相返回线温度等措施，来确保槽车不超装。
6）在使用前，应先检查装车系统，以确认阀处于正确的位置。灌装过程应遵循灌装阶梯曲线进行；如果压力或温度出现任何异常变化，装车应立即停止，直到查明原因并予以纠正。
7）槽车司机应经过安全培训，取得相关证书。
8）对于LNG槽车，如果储罐中没有正压，则应测试氧含量。如果槽车罐中的氧体积分数超过2%，就不能装车，而应置换，使氧体积分数低于2%。
9）装车前车辆应停妥，以便装车后不需倒车就能驶出该区。
10）在槽车进行装卸的过程中，距装车岛边缘7.6m内，严禁其他类型车辆行驶。
11）在连接槽车之前，车辆发动机熄火，槽车停于水平、合适的位置，钥匙已置于车外，节气门已松开、手闸启用、挂挡于正确的位置，车轮下设置制动块。根据要求设置警示灯或信号。
12）装卸开始前，接地设施已连接至槽车并经过测试确认。装卸后，在装卸连接管置换合格后，才能脱开连接，车辆的发动机才能起动。
3.2.7.2 天然气输送
LNG在接收站进行汽化，并通过建在接收站的首站输入输气干线；然后通过输气干线，由分输站和管道沿线的末站供给电厂和城市门站。管线全线安装截断阀室和分输阀室。
由于LNG终端站输入干线管道的最大压力为9.0MPa，考虑到整个管线系统储气、调峰的因素，全线设计压力（在去城市/电厂用户出站SDV前）为9.2MPa。
1.分输站流程
气体由长输管线到达各分输站后，主要流程为先经过滤分离器，然后进行气体计量，对提供给城市用户的天然气进行加热，再经过压力调节后输送给用户。
站场加热炉、应急发电机等的用气计量，通过位于燃料气调压计量装置内的涡轮流量计实现。为保证减压后提供给城市用户的天然气温度，所有给城市用户供气的分输站设置气体加热器，以在减压前提高天然气温度。在天然气调压计量装置下游设置温度传感器，根据减压后的天然气温度调节气体加热器负荷大小，温度低时增加负荷，温度高时减少负荷。
压力调节撬用来调节来自主干线的天然气压力，以满足城市用户需求。同时，通过引入流量监控信号，保证对下游用户的供气流量不超过合同规定的最大值。站场设置两个压力调节计量装置，一用一备。每个压力调节计量装置由1个安全截断阀加1个监控气动调节阀和1个气动一般调节阀串联组成。气动调节阀的控制信号来自通过压力调节后3取2压力变送器。当调节后压力低时，报警通告操作人员，自动启用备用回路；当调节后压力持续升高达到4.10MPa，报警同时，主压力调节装置内监控气动压力控制阀投入使用，保证对下游用户的供气压力。若此时调节计量装置后压力仍然升高超过4.2MPa，说明主调节回路这两个气动阀调节失效，关闭主用气动调节回路进口HV阀，切换到备用调节回路。只有当调节后气体压力超过4.3MPa时，安全截断阀才关闭，确保对下游供气的安全。安全截断阀关闭后，需要在现场人工复位。当下游供气压力在正常范围内，提供给下游用户的天然气流量可能超过合同限定的最大值，将无法保证对其他用户的正常供气。此时，由流量控制器而不是压力控制器控制调节阀开度，限制对下游用户的供气量。
工艺设备区进、出站管线和各管段上都设有手动放空。手动放空采用双阀设置，前端为常开的球阀，后端为放空阀。正常操作时，只有放空阀受到气流冲刷，需要维护更换。在设备进行维护和检修时，站内的放空系统可将管段内天然气放空；在干线出现事故时，进、出站口的放空系统可将干线的天然气放空。站内还设有手动遥控放空系统，采用双阀设置，前端为常开的手动球阀，后端为气动放空阀，与进、出站的SDV阀联动，当SDV阀关闭后，可由人工决定是否打开气动放空阀，将站内天然气放空。当SDV开启时，将不允许远程遥控打开气动放空阀门，放空站内的天然气。在分输去城市的出站管道上，设有超压安全泄放阀，当分输管道出口的压力高于设定值时，将自动安全泄压。高、低压放空天然气分别经放空管线送到放空立管。在站内发生紧急情况或重大事故的情况下，进站紧急截断阀（SDV）将立即关断，使干线与站场分隔开，由SCADA系统控制，人工干预决定是否将站内的天然气放空，以保证站场、干线和支线用户的安全。
2.站场设置越站流程
只有当进站紧急截断阀（SDV）关断时，可以人工远程开启越站旁通阀，不致因1座站场出现事故而影响下游其他用户的正常供气。
LNG接收站的气量输出必须满足各天然气用户用气量的不同要求，如电厂每天用气时间为7-23时段（16h），从而使系统的供气量在全天24h内不均匀，其中23-0-7时段（8h）因仅向城市门站供气使平均小时供气量很小，而7-23时段（16h）因电厂发电使平均小时供气量很大。由此，接收站在23-0-7时段和7-23时段输入输气干线首站的天然气小时流量比例对输气干线管道系统方案影响极大，同时其两个时段的小时流量比例对LNG接收站的投资影响也很大。为了使输气干线管道系统和LNG接收站的整体投资最低，输气干线管道系统水力计算和调峰分析确定接收站在每天的23-0-7时段和7-23时段输入管道首站的天然气小时流量的比例为1∶4时系统配置为最优。
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