(五) 外输及计量系统
接收站天然气外输若有多条输气管线，可在外输总管管汇上接出。天然气总管上设有一套完善的压力保护系统，.以防输气管线超压。外输总管上设有压力控制阀，将气化器出口压力控制在要求的外输压力，以防止输气管线因压力过低而造成高压输送泵背压过低。计量成套设备要满足贸易计量要求，并设有1套备用回路。
(六) 接收站的操作
按原料输入和产品输出的状况，LNG接收站的操作可分为正常输出操作、零输出操作和备用操作三种情况。
1. 正常输出操作
正常输出操作时按照有无卸船又可以分为两种模式。
一种是在正常输出操作时无卸船作业，这种操作模式是LNG接收站运行中最常用的操作模式。此时，按照供气需求调节泵的排量，控制气化器的气化量，满足外输需求。同时为了保持卸船总管的冷状态，需要循环少量的LNG。当外输气量很大时，将从天然气输出总管上返回少量气体到LNG储罐来保持压力平衡。
另一种是在正常输出操作时有卸船作业，此时，卸船总管的LNG循环将停止，并根据LNG的密度决定从LNG储罐的顶部或下部进料。主要操作有：LNG运输船靠岸、卸料臂与运输船联结、LNG卸料臂冷却、LNG卸料、卸料完成放净卸料臂、将卸料臂与运输船脱离。
2. 零输出操作
零输出操作是接收站停止向外供气时的状态。在此期间，不安排卸船。如果在卸船期间，接收站的输出停止，卸船应同时停止，以防止大量蒸发气不能冷凝而排放到火炬。
3. 备用操作
备用操作是LNG接收站处于无卸船和零输出时的操作。在备用操作时，通过少量的LNG循环来保持系统的冷状态。蒸发气将用作燃料气，多余的蒸发气则排放到火炬。
二、接收站主要设备
接收站的主要设备是储罐、蒸发气压缩机、高低压输送泵、再冷凝器、气化器等。第三章叙述天然气液化工艺和设备时，对有关设备性能已做了描述，本节着重对接收站如何配套选用这些设备方面作介绍。
(一) 储罐
1. 罐容
接收站储罐的容量决定了接收站的储存能力，而确定LNG接收站储存能力的因素是多方面的，如LNG运输船的船容、码头最大连续不可作业天数、LNG接收站的外输要求及其他计划的或不可预料事件，如LNG运输船的延期或维修、气候变化等。
接收站储存LNG的能力，所需要的最小罐容可以按下式计算
Vs=(Vt+n×Qa-t1×q+r×Qc×t2) (6-1)
式中K——LNG罐最小需求容积，m3；
K——LNG船的最大容积，m3；
n——LNG船的延误时间(n1码头不可作业天数、n2航程延误天数、n3码头调度延误天数)，d；
Qa——高峰月平均日供气量，m3/d；
t1——LNG卸料时间(12h)；
g——最小送出气量，m3/d；
r——LNG船航行期间市场变化系数；
t2——LNG船航行时间，d；
Qc——高峰月平均城市燃气日供气量，m3/d。
计算得到的LNG罐最小需求容积，按此确定单罐容积和罐的台数。对于大型LNG接收站来说，单罐容积大、台数少，可以节省占地、减少投资。但是罐的数量也要考虑卸船作业等操作管理的需要，不宜太少。
2. 罐型
各种形式的LNG储罐的优缺点已在第四章做过叙述，一般做法是，对于罐容小于14×104m3，可以考虑单容、双容或全容三种形式；对于罐容在(14～16)×104m3之间的，一般选用双容或全容罐；而罐容大于16×104m3的，建议选用全容罐。大型LNG接收站从安全考虑，如果可能，一般选用全容式混凝土顶储罐(FCCR)。全容式混凝土顶储罐的最大操作压力比金属顶储罐的高。在卸船操作时，可利用罐内蒸发气自身压力直接返回到LNG运输船上，无需设置返回气风机加压。
全容式混凝土顶储罐的设计压力一般为29kPa，设计温度为-175～+65℃。日蒸发率的要求按罐的容积大小而不同，罐容小，表/体比大，日蒸发率高。目前国际上对10×104m3以上的储罐，要求日蒸发率小于0.05%。10×104m3以下的储罐，日蒸发率小于0.08%。LNG储罐内罐材料为9%镍钢。为安全起见，所有的连接管口均设计在罐的顶部；在罐的底部设有隔离支撑平台，并设有加热系统，以防基础冻结现象发生。在LNG储罐上设有足够的报警和紧急停车设施以保证LNG储罐最大的安全。同时，在LNG储罐上设有液位、温度、密度连续检测仪表，以确保正常安全生产。
(二) 气化器
LNG气化器是一种专门用于液化天然气气化的换热器，但由于液化天然气的使用特殊性，使LNG气化器也不同于其他换热器。低温的液态天然气要转变成常温的气体，必须要提供相应的热量使其气化。热量的来源可以从环境空气和水中获得，也可以通过燃料燃烧或蒸气来获得。
对于基本负荷型系统使用的气化器，使用率高(通常在80%以上)，气化量大。首先考虑的应该是设备的运行成本，最好是利用廉价的低品位热源，如从环境空气或水中获取热量，以降低运行费用。以空气或水作热源的气化器，结构最简单，几乎没有运转部件，运行和维护的费用很低，比较适合于基本负荷型的系统。
对于调峰型系统使用的气化器，是为了补充用气高峰时供气量不足的装置，其工作特点是使用率低，工作时间是随机牲的。应用于调峰系统的气化器，要求启动速度快，气化速率高，维护简单，可靠性高，具有紧急启动的功能。由于使用率相对较低，因此要求设备投资尽可能低，而对运行费用则不大苛求。
现在使用的LNG气化器有下列几种形式：开架式气化器(ORV)、浸没燃烧式气化器(SCV)、中间介质式气化器(IFV*丙烷)、中间介质管壳式气化器(IFV-强制循环)。在上述形式的气化器中，大量采用的是开架式气化器和浸没燃烧式气化器，值当海水质量不能满足开架式气化器要求或接收站附近有电厂废热可利用、其他工艺设施需要冷能时，通常也会采用中间介质式气化器。
1. 开架式气化器(Open Rack Vaporizer)
开架式气化器是一种水加热型气化器。由于很多LNG生产和接受装置都是靠海建设，所以可以用海水作为热源。海水温度比较稳定，热容量大，是取之不尽的热源。开架式气化器常用于基本负荷型的大型气化装置，最大气化量可达180t/h。气化器可以在0～100%的负荷范围内运行。可以根据需求的变化遥控调整气化量。
开架式气化器由一组内部具有星形断面，外部有翅片的铝合金管组成，管内有螺旋杆，以增加LNG流体的传热。管内为LNG，管外为喷淋的海水。为防止海水的腐蚀，外层喷涂防腐涂层。整个气化器用铝合金支架固定安装。气化器的基本单元是传热管，由若干传热管组成板状排列，两端与集气管或集液管焊接形成一个管板，再由若干个管板组成气化器。气化器顶部有海水的喷淋装置，海水喷淋在管板外表面上，依靠重力的作用自上而下流动。液化天然气在管内向上流动，在海水沿管板向下流动的过程中，LNG被加热气化。气化器外形见图6-2，其工作原理见图6—3。这种气化器也称之为液膜下落式气化器。虽然水流动是不停止的，但这种类型的气化器工作时，有些部位可能结冰，使传热系数有所降低。
开架式气化器的投资较大，但运行费用较低，操作和维护容易，比较适用于基本负荷型的LNG接收站的供气系统。但这种气化器的气化能力，受气候等因素的影响比较大，随着水温的降低，气化能力下降。通常气化器的进口水温的下限大约为5℃，设计时需要详细了解当地的水文资料。表6-2列出一些开架式海水加热型LNG气化器的技术参数[5]。
化工和危化品事故分析报告
危险化学品目录（2015版）
