大型LNG储罐（共7篇）
大型LNG储罐 篇1
1 前言
简单的说, LNG储罐发展经历几个阶段, 首先, 70年代到80年代, 单容罐非常广泛的应用, 罐容最大到12万方, 其发展存在易泄漏和需要较大安全防护距离的限制。至90年代, 全容罐出现, 提高了安全技术性能和减少罐之间的安全防护距离, 为建造大型LNG储罐和增大接收站的储存能力创造了条件。虽然在这期间也有双容罐和薄膜罐的实际应用, 但因场地环境限制和投资费用因素受到制约。
现有接收站场址上, 增加储罐数量和提高单罐罐容, 将增加整个接收站的储存能力, 并有效提高土地利用率和降低投资。本文基于16万方和20万方全容储罐, 从技术可行性、工期影响和投资影响进行方案分析和研究, 为今后20万方LNG储罐建设提供参考。
2 储罐比选方案的基础数据
16万方和20万方超大型LNG储罐方案分析基于用9%Ni钢做内罐, 上部为开式吊顶, 预应力混凝土做外罐。外罐能容纳在事故状态时从内罐溢出的液体, 外罐的预应力混凝土穹顶能容纳和排出在使用和事故条件下, 从内罐LNG释放出来的气体。外罐并具有支撑内罐保冷材料和防止罐内潮气冷凝、承受外物的撞击、防火和爆炸等功能。具体方案比选基础数据如表1所示:
3 20万方LNG储罐技术可行分析
3.1 罐径的选择, 罐径选择应考虑如下因素
(1) 避免使用内罐锚固带增加内罐的稳定性。内罐壁上安装锚固带会导致内罐壁板上出现较高的应力集中点, 同时因锚固带预埋在承台上, 在内罐和外罐承台之间会产生热桥效应, 导致LNG冷能量流失。
(2) 考虑LNG卸船需要, 适当降低储罐高度。内罐直径小, 会增加储罐的高度, 相应的提高LNG运输船卸料泵压力, 影响卸船的速度。
(3) 考虑增加内罐直径倾向, 以降低储罐边缘环板和壁板的厚度, 增加施工简便性。
(4) 考虑储罐内径, 一方面尽可能降低材料的增加, 对施工工期影响, 另一方面减少储罐间安全距离影响和场区布置, 最小安全距离不小于二分之一罐径。
(5) 考虑储罐内罐直径与储罐高度比 (D/H) , 储罐高度包括混凝土外罐上操作平台, 当D/H值接近2时, 储罐结构比较匀称协调而被广泛应用。对20万方LNG储罐:
(1) 内罐直径为80m, D/H≈1.9
(2) 内罐直径为84m, D/H≈2.1
(3) 内罐直径为88m, D/H≈2.4
综上所述, 20万方LNG储罐内罐直径为84m, D/H比值约为2.1, 不用防震隔离垫和锚固带, 比较适宜。
3.2 LNG储罐总图布置
对于16万方和20万方储罐, 根据不同内罐直径, 核算出相应的内罐高度, 如表2所示。
综合以上所述, 储罐容量从16万方增加到20万方, 内罐直径从80m增大到84m, 保持D/H≈2.1基本恒定, 则储罐内罐高度在39.1m。按照此罐结构尺寸, 对于珠海LNG场址LNG储罐布置, 此罐径增加在限定范围之内, 不仅有利于满足储罐的安全距离要求, 同时有利于和一期管廊的接口布置连接, 两罐之间的管廊排布顺畅。如图1所示
3.3 9%Ni钢板限制
LNG储罐的一个重要制约条件是9%Ni钢板厚度, 按照BS7777标准, 9%Ni钢板最大厚度可为40mm, 按照EN14620标准, 最大厚度可达到50mm。以16万方储罐为参考, 不同储罐容量下所需9%Ni钢板厚度和9%Ni钢板重量关系如图2所示:
直径为80m、内罐高度34.8m的16万方储罐钢板厚度最大厚度约24mm, 而直径为84m、内罐高度39.1m的20万方储罐钢板最大厚度约为26.31mm, 满足设计规范和技术要求。
3.4 外罐工作量变化
外罐设计时要考虑预应力钢丝束的布置, 钢筋分布, 外墙厚度和混凝土强度, 随内罐尺寸而不同。基于上面16万方和20万方储罐罐径, 从16万方到20万方储罐, 整个混凝土增加量 (不含桩基) , 大约增加16%, 见图3。
3.5 BOG蒸发率变化
增大储罐容量有利于得到低的BOG蒸发率, 假设在不同储罐容积下, 考虑相同保冷厚度 (罐底715mm, 内罐和外罐环层空间1000mm和铝吊顶上800mm) , BOG蒸发率模拟核算情况见图4, 储罐容量越大, BOG蒸发率越小。
4 储罐工期影响
储罐施工的关键路径为桩基基础、承台、混凝土外墙、内罐壁板安装和其他收尾施工工序。工作量最大变化是在于增加外罐混凝土浇筑层数和内罐壁板的焊接层数, 但工期影响是有限的, 因此20万方储罐交付工期可以和16万方储罐工期基本匹配, 保守建议增加1个月工期, 不会重大影响项目的工期计划。
5 单位成本
根据相应研究机构公布的投资成本与储罐容量的渐进曲线, 见图5。从16万方到20万方储罐, 储罐容量增加25%, 总投资增加约11%, 主要分布在设计、采办、施工和监督管理方面, 采办增加约15%, 施工和监督管理增加约10%, 设计影响可以忽略。折合至单位 (m3) 投资费用, 相应的单位储罐容积成本从16万方对应20万方储罐减少约11%。
6 结束语
根据以上所述, 建设20万方超大型LNG储罐在技术上、工程建设上是可行的。不仅满足大型LNG运输船运输需要, 降低单位运输成本, 有利于LNG资源的获取。同时, 提高了土地利用率, 降低单位投资费用, 对工期没有重大的影响, 整体投资费用增加比例相对储罐容量增加比例比较经济。另外BOG蒸发率的降低, 减少回收LNG的蒸发气设施投资和运营电力费用, 直接降低了运营成本, 有利于清洁能源市场占有份额推广和获取。
摘要：发展超大型LNG储罐, 可以增加单罐有效罐容, 提高土地利用效率和减少储罐建造的单位成本, 同时与大型LNG运输船运输能力相匹配, 是LNG工业技术发展的方向。本文以16万方和20万方全容式预应力LNG储罐为例, 对两种储罐方案进行分析和研究, 为大型储罐建设提供参考。
关键词：储罐容积,储罐直径,罐顶跨度
参考文献
[1]BS EN14620 (2006) Design and manufacture of site built, vertical, cylindrical, flat-bottomed steel tanks for the storage of refrigerated, liquefied gases with operating temperatures between 0℃and-165℃
[2]BS7777 (1993) Flat-bottomed, vertical, cylindrical storage tanks for low temperature service
[3]钱成文, 国外LNG接收终端简介及发展趋势, 石油工业技术监督, 2005.5 65-70
大型LNG储罐 篇2
山东LNG项目一期工程建设3台16×104m3全包容储罐, 罐体直径82 m, 建设规模为300万t/a, LNG经汽化后通过输气干线为山东省下游用户供气, 年供气能力40.5亿m3。一期工程计划于2014年9月建成投产。
1 LNG泄漏
1.1 LNG扩散
当LNG储罐发生泄漏时, LNG从容器中泄漏后会发展成弥散的气团向周围空间扩散, 当空气中甲烷气体浓度过高时, 人可因缺氧而头疼、呼吸困难, 甚至昏迷、窒息而死。当甲烷在空气中的体积浓度在5%~15%时, 遇到火源会发生燃烧或爆炸事故。气团扩散一般有液体泄漏后扩散、喷射扩散和绝热扩散三种形式, 其数学计算模型比较成熟[1]。
1.2 火灾及爆炸事故
LNG泄漏扩散后, 在燃烧爆炸极限内被点燃, 可能造成喷射火、闪火、池火等火灾事故及蒸气云爆炸 (VCE) 、沸腾液体扩展蒸气爆炸 (BLEVE) [2]事故, 如图1所示。LNG泄漏后的火灾爆炸事故会对周围人员、设备、储罐等造成严重伤害和破坏。
1.3 事故可能性分析
LNG在沸点附近存储于储罐中, 储罐有一定的压力, 基本满足发生BLEVE的必要条件, 但LNG储存在全包容、绝热低压储罐中, 其蒸发速率不会太高, 发生BLEVE的概率较小。储罐外罐为密闭的预应力混凝土储罐, 可以承受内罐LNG泄漏时的压力和低温, 一般不会形成池火, 只有在相关管线发生大的破裂时, LNG发生较大量泄漏才可能形成池火。LNG泄漏时形成射流, 如果在泄漏裂口处被点燃, 则形成喷射火。LNG泄漏形成较空气重的蒸气云团, 延迟点燃容易发生闪火和蒸气云爆炸。因此, 泄漏后造成的喷射火、闪火和蒸气云爆炸是本文的分析重点。
2 事故模型
2.1 事故假设
由于发生泄漏点不同, LNG落地距离不同, 也就是说经过空气加热的距离不同, 因此形成的液池半径也不同, 其影响范围也就不同。基于此, 假设两种泄漏, 分别从3号罐距离地面1 m (事故A) 和40 m (事故B) 处水平喷出, 采用1台低压泵在满负荷下通过一根管路泵入拦蓄区的最大流量作为溢出量, 溢出时间为10 min, 压力1 MPa, LNG温度-160℃。同时假设双包容罐发生池火事故 (事故C) 作为全包容储罐的参考。
2.2 外部条件
根据GB/T 20368—2006[3]、GB 50183—2004[4], 事故模型的外部条件采用如下数据。
3 事故模拟与分析
本文采用PHAST软件模拟LNG泄漏事故A、B、C后果。PHAST软件是挪威船级社 (DNV) 推出的石化项目危害后果分析工具, 是国内应用最为普遍的定量风险分析软件, 包括丰富的计算模型, 可用来分析物料泄漏速率及过程, 模拟液池的形成、扩展和蒸发, 计算火灾后果 (包括喷射火、池火、闪火、VCE和BLEVE) 等。
3.1 泄漏扩散
使用PHAST软件中UDM (Unified Dispersion Model) 模型[5]模拟LNG泄漏扩散的过程及造成的影响, LNG发生泄漏后在地面处形成的扩散影响范围如图2、图3所示。可见, 风会加剧LNG向下风向扩散, LNG低点泄漏后会在地面形成液池 (图中红色部分) , 高点泄漏在风力作用下, 没有在地面形成浓度分布 (图3-右) , 高点泄漏对地面影响相对较小。
3.2 闪火范围及1/2爆炸下限
闪火发生的范围即天然气的燃烧上下限, 事故A在不同风速下的闪火范围如图7所示, 其中绿色线圈表示燃烧 (爆炸) 下限浓度4.04×104mg/L包络圈, 蓝色线圈为1/2爆炸下限包络圈。
根据GB/T 20368—2006[3], 风速2.0 m/s时, 计算得到事故A、B的1/2爆炸下限影响范围分别为490.0 m (图4-右蓝线圈) 、94.0 m。事故A爆炸下限及爆炸极限浓度扩散范围如图5所示, 外侧蓝圈为事故A1/2爆炸下限浓度的影响范围 (490 m) , 蓝色椭圆为风向正南时一次事故的1/2爆炸下限浓度的扩散范围;中间黄色线圈为爆炸下限浓度的影响范围, 内侧红圈为爆炸上限浓度的影响范围。
3.3 延迟爆炸超压影响
采用TNT爆炸模型[6]计算事故A、B发生爆炸时, 其冲击波超压与距离的关系 (表2) 。图6表示事故A在无风条件下延迟爆炸冲击波超压影响范围。
3.4 喷射火辐射影响
LNG泄漏时形成射流, 在泄漏裂口处被点燃形成喷射火, 选用PHAST中API521喷射火焰模型计算其热辐射影响范围, 如图7、图8及表3所示, 可见外界条件会显著改变喷射火的热辐射影响范围。图7中, 蓝色横线段表示该范围已经被喷射火火焰吞没。由于发生水平喷射火落地点较远, 与泄漏发生的高度有直接关系, 落地点影响范围小, 在模拟条件下的影响直径不足5 m, 因此高点泄漏喷射火的热辐射影响范围明显小于低点泄漏。
3.5 双容罐池火
在LNG储罐周围的建筑物高度一般不超过10 m, 因此选择10 m高空双容罐发生池火的数据作为全容罐的参考, 如图9, 图中0~41 m范围为液池半径。其辐射热影响范围见表3, 全容罐池火的影响半径必然小于此数据。
根据GB/T 20368—2006[3]、GB 50183—2004[4], 在相应气象条件下, 选取发生喷射火、双容罐池火时五种辐射热等级的影响范围, 列于表3。
注:事故C池火热辐射数据作为参考。
通过比选数据, 可以得出储罐区与周围设施的安全间距如下:
1) 距离居住区、公共福利设施的距离不小于500 m[4];
2) 距离50人以上的户外集合点不宜小于126.6 m;
3) 距离建筑物不应小于115.1 m, 否则需要进行耐火保护;
4) 距离有耐火保护及耐辐射的建筑物不宜小于46.5 m。
4 结语
一旦发生LNG火灾或爆炸事故, 其热辐射影响范围较广, 破坏性比较强。合理处置LNG泄漏风险, 应从设计上优化布局和结构, 做好相关建筑物耐火防护, 整合社会消防资源。除此之外, 还需根据泄漏事故特点, 配备足够的消防应急设施, 提高自身消防应急能力, 因此建议配备如下消防设施:
1) HSE中心消防站, 负责LNG罐区及工艺区的机动消防, 配备干粉与低倍数泡沫联用车、干粉消防车、大型高倍泡沫消防车、抢险救援车 (带照明功能) 、高喷消防车、通讯指挥车各一辆, 并配备足够的消防人员。
2) 1.2 MPa稳高压消防水系统, 按规定设置消火栓、固定式消防水炮, 并在HSE中心设5只移动式消防水炮, 在发生火灾事故时灵活使用。
3) 固定式水喷雾系统, 设置于LNG罐顶泵平台钢结构、管道、仪表阀门、安全阀或其它阀门紧急疏散通道, 据NFPA15规定, 喷雾强度应达到10.2 L/ (min·m2) [7]。
4) 高倍数泡沫灭火系统, 设置在LNG事故收集池, 以控制泄漏到LNG收集池内的液化天然气的挥发, 尽可能降低二次火灾的可能性。
5) 固定式干粉灭火系统, 设置在LNG储罐罐顶的安全阀处, 用于扑救其出口处的火灾。
6) 按最大保护距离不超过9 m的标准, 配备足够数量的干粉灭火器, 用于扑灭初期火灾。
参考文献
[1]丁信伟, 王淑兰, 徐国庆.可燃及毒性气体泄漏扩散研究综述[J].化学工业与工程, 1999, 16 (2) :118-122.
[2]王三明, 蒋军成.沸腾液体扩展蒸气爆炸机理及相关计算理论模型研究[J].工业安全与环保, 2001, 27 (7) :30-34.
[3]GB/T 20368—2006液化天然气 (LNG) 生产、储存和装运[S].
[4]GB 50183—2004石油天然气工程设计防火规范[S].
[5]朱伯龄, 於孝春.LNG储罐孔洞泄漏扩散危险区域分析[J].安全与环境工程, 2009, 16 (3) :104-108.
[6]马小明, 吴晓曦.LNG储罐火灾后果分析[J].中山大学学报论丛, 2007, 27 (2) :105-108.
大型LNG储罐 篇3
一、9Ni钢的组织性能
9Ni刚低温力学性能通常有其化学成分决定, 特别是其中Ni与C元素具备的含量。除此之外, 9Ni钢的韧性决定着钢的纯净度与微观组织[1]。同时含碳量能够在回火过程中减少马氏体中对于碳化物的析出, 从而改进低温韧性, 另外碳元素的含量要是过高就造成焊接性能与冷脆性能逐渐恶化, 所以在合金化时一定要严格控制好碳元素的含量, 使其可以保持在低含量范围之内。而镍的固溶作用, 在一定程度上加强了基体原有的交叉滑移能力, 从而降低间隙原子和位错的交互作用, 进一步提升材料的韧性, 改进了铁素体原有的低温韧性, 还可以降低脆性的转变温度, 锰元素能够高效地减小脆性的转变温度, 由于锰和镍相同, 可以让钢的相变温度在一定程度上下降, 这样就比较容易获得具有韧性的铁素体晶粒。减小碳元素含量与提升Mn/C比例, 能够获得比较低的脆性转变温度。而见底Si元素的含量也对影响着9Ni钢的低温韧性, 这样就需要控制Si元素的含量在0.05%上下, 才能够减小低回火的脆性与提升奥氏体基体敏感度以及提升热影响区与母材的低温韧性。如果Si元素的含量比较少, 还能够降低小P对低温韧性造成的影响。Ni主要是提升钢的强度, 并不会降低钢的塑性, 同时可以改进钢的低温韧性, 还具备铁素体良好的强化作用效果, 可是和Si以及Mn相比较作用效果并不明显。而Ni与Cr结合运用能够提升材料具备的淬透性, 产生的效果明显要比单独使用的效果要好的多。Nb作为细化晶粒中比较重要的元素, 特别是对奥氏体晶粒与结晶组织中细化作用。Si通常会起到固溶强化的作用, 但是其含量超出规定范围就会使钢不具备塑性与韧性。在9Ni钢中通常镍元素的含量会非常高, 这样在高温条件下就比较容易获取单相奥氏体, 经过淬火之后可以获取拥有高位错密度与形状为板条状的马氏体。
二、9Ni钢的焊接性能
1.9Ni钢的焊接性能分析
甲烷是LNG中最重要的组成部分, 其沸点大约在零下162摄氏度上线, 这样就需要可以保证其在非常低的温度下顺利工作的储罐材料, 可以在零下162摄氏度之下正常运用的材料只有9Ni钢与铝合金以及奥氏体不锈钢等[2]。而低温储罐逐渐地大型化, 使制造储罐的材料提出了非常高的要求, 比如说高强度与加工性好以及焊接性能好等诸多要求, 在此种高要求之下, 只有9Ni钢是比较经济的材料, 并且9Ni钢的运用温度可以到达零下196摄氏度。9Ni钢在进行电弧焊时, 其材料的选择一定要综合考虑。第一, 9Ni钢通常是用于制造低温设备的材料, 焊缝就一定要在非常低的温度下进行工作, 因此在选择焊接材料的过程中务必要考虑到焊缝的低温韧性。第二, 9Ni钢具有非常大的线膨胀系数, 其在零上20摄氏度至零下192摄氏度之间的线膨胀系数是8.05X10-6/℃。为了能够降低接头处的焊接应力, 在选取材料的过程中, 一定要让焊缝金属和母材的线膨胀系数比较接近, 不可以形成比较大的差异, 利用9Ni钢材料制造的低温设施在服役时一般会出现热胀冷缩现象, 并且母材与焊接的接头都要承受温度变化带来的严峻考验, 一旦焊接缝金属具备的热膨胀系数与9Ni钢具备的热膨胀系数出现明显差距, 比较高的热应力就会集中, 从而导致储罐的热疲劳与实效风险加大, 所以焊缝金属具备的热膨胀系数要接近9Ni钢具备的热膨胀系数[3]。
2.9Ni钢焊接工艺要点
为了避免9Ni钢在进行焊接时出现磁偏吹现象从而影响到焊缝的质量, 一定要运用对应的措施进行控制, 保证9Ni钢中没有磁性或者是把磁性尽量减小到最低水平[4]。为了可以减少现场施工周期, 可以从钢厂直接订购预制造焊接破口相关的定尺钢板;如果利用热切割的钢板边缘, 就一定要运用砂轮进行切割边缘的打磨, 以清除氧化膜与过热层;在焊接之前应该把坡口面与两侧的母材利用丙酮进行清理, 清除所有的油污;如果环境温度超出零上15摄氏度时, 焊接之前一般不需要进行预热, 当时空气中湿度比较大的时候, 焊接区域应该利用火焰将其加热到40至50摄氏度, 以能够去除钢板表面上的冷凝水。
结束语
尽管我国在2007年期间已经完成了9Ni钢国产化, 可是并没有在LNG的低温储罐中普遍运用, 与此同时还缺少成熟的运用经验。因此相关部门一定要加大对大型LNG低温储罐用9Ni钢的焊接技术与组织性能的研究力度, 从而为我国相关行业提供帮助。
摘要：近几年来, 我国各个领域都在推进与实施清洁能源发展战略, 液化天然气工业的快速发展, 对制造大型LNG低温储罐材料运用9Ni钢的焊接技术与组织性能的提出了比较高的要求。在我国, 这一材料与焊接技术大部分要依靠进口, 严重的制约着LNG工业的快速发展。此种情况下, 促进LNG设施的国产化已经成为我国现代化能源项目发展中亟须解决的问题。本文主要对大型LNG低温储罐运用9Ni钢的焊接技术以及组织性能进行分析。
关键词：LNG,9Ni,焊接技术,组织性能,低温储罐
参考文献
[1]曹金荣, 李国林, 常加贵, 等.我国LNG发展现状及拟建20万方装置的设想[J].油气田地面工程, 2011, 24 (2) :53—54.
LNG储罐压力控制优化 篇4
LNG总称低温液化天然气, 是原料天然气经预处理、 脱碳、脱水, 与混合冷剂换热使其液化而成。 天然气液化厂延川站设计年产LNG 20 万吨, 装置主要由天然气净化单元、液化单元以及胺液闭式循环、冷剂存储单元、闪蒸气回收系统、公用工程单元、火炬放空系统、产品储存单元、装车等组成, 其中产品储存单元是该装置的重要组成部分, 从液化单元来的过冷高压LNG经节流降压后, 进入LNG储罐进行气液分离, 液相作为产品储存在LNG储罐中, 气相则作为BOG (LNG蒸发气, 以下简称BOG) 输送至液化单元进行复热、 压缩机升压回收。 因此如何控制储罐的压力就显得尤为重要。
2 LNG储罐压力控制要求
由于热传递、LNG蒸发导致储罐压力上升, 此外, LNG进储罐时置换出的气体也将导致储罐压力上升。 储罐的压力控制范围窄, 为6- 15k Pa, 为了维持罐内压力, LNG储罐设有压力测量和控制调节系统进行压力测量和控制。 压力测量:配置压力变送器, 实现压力平稳控制。 压力控制:通过PID调节器来调节储罐压力不偏离控制范围, 当出现压力过高或过低, 设置LNG储罐的正、负压两级压力保护。
2.1 调节BOG流量控制储罐压力
储罐顶部设置BOG回收管, 正常情况下BOG送至BOG压缩机, 但当储罐内气相压力上升达到18KPa G时, 低温调节阀PV01A打开, 气体排放至火炬线。
2.2 储罐补压调节
若储罐内气相压力下降到6KPa G时, BOG回收管线上调节阀PV01C关闭, 当压力继续下降至4KPa G时, 储罐补压管线上的低温调节阀PV01B打开, 天然气补充到储罐的气相空间, 使储罐压力保持在一个安全的压力范围。
3 原LNG储罐压力控制方案
LNG储罐压力控制通过一台压力变送器来测量储罐压力, 由一个PID分程控制三台调节阀实现储罐压力的控制。 三台调节阀为:一台BOG回收调节阀、一台储罐补压调节阀、一台放空调节阀 ( 图1) 。
3.1 原方案的压力控制
当PT01 压力大于给定值时, PID控制器先关闭储罐补压调节阀PV01B, 当PV01B全关压力还大于给定值时PID控制器继续打开BOG回收调节阀PV01C, 当PV01C全开压力还大于给定值时PID控制器才打开放空调节阀PV01A, 从而实现降低LNG储罐压力的控制。 反之当PT01 压力小于给定值时PID控制器先关闭放空调节阀PV01A, 当PV01A全关压力还小于给定值时PID控制器继续关闭BOG回收调节阀PV01C, 当PV01C全关压力还小于给定值时PID控制器才打开储罐补压调节阀PV01B, 从而实现升高LNG储罐压力的控制。
3.2 原控制方案的缺点
3.2.1 原控制方案采用分程控制三台调节阀, 当PID控制器输出1%时, 调节阀将动作3%, 调节阀动作过大不利于储罐压力的稳定控制。 3.2.2 正常时储罐压力控制在16KPa左右, 当压力仍低于16KPa时, 由于LNG储罐压力变化较慢将导致储罐内气相压力下降还不到6KPa时, BOG回收管线上调节阀PV01C就关闭, 还有当压力还未降至4KPa时, 储罐补压管线上的低温调节阀PV01B就打开;反之当压力仍高于16KPa时, 由于LNG储罐压力变化较慢将导致储罐内气相压力上升还未到18KPa时就打开放空阀PV01A;这样将不利于LNG储罐压力的平稳控制, PID控制将无法实现自动控制。
4 优化后的储罐压力控制方案
LNG储罐压力控制通过一台压力变送器来测量储罐压力由三个PID控制器分别对三台调节控制来实现对LNG储罐压力的平稳控制。 三台调节阀为:一台BOG回收调节阀、一台储罐补压调节阀、一台放空调节阀 ( 图2) 。
4.1 优化后方案的压力控制
分别采用三个控制器来控制三台调节阀来实现储罐压力自动控制。 用PIC01A来控制放空阀PV01A给定值SV=18KPa, 只有当PT01 大于18KPa时才打开放空阀PV01A, 只要PT01 小于18KPa放空阀PV01A处于关闭状态; 用PIC01B来控制储罐补压调节阀PV01B给定值SV=4KPa, 只有当PT01 小于4KPa时才打开储罐补压调节阀PV01B, 只要PT01 大于4KPa储罐补压调节阀PV01B就处于关闭状态; PIC01C调节器的给定值SV=6 KPa来控制BOG回收阀PV01C, 只有当PT01 不小于6KPa时BOG回收阀PV01C就处于全开状态。
4.2 控制的优点
4.2.1 采用三个PID控制器根据不同的给定值SV值分别控制三台调节阀, 互不影响, 易实现自动平衡控制。 4.2.2 BOG回收阀PV01C处于全开状态, 放空阀PV01A、储罐补压调节阀PV01B均处于关闭状态, 不会造成LNG储罐压力的波动。 4.2.3 三个PID控制可实现自动控制, 确保了LNG储罐压力的稳定和人为因素造成的储罐压力波动。
5 结论
5.1 从自控方面来看, 优化后的方案三台调节阀都是单回路控制, 单回路控制能够更准确的控制储罐压力。
5.2 从工艺操作方面来看, 优化后的控制方案, 便于操作, 使储罐压力能够实现自动、平稳控制。
摘要：本文对LNG储罐压力控制方案进行详细阐述, 并针对储罐压力控制要求高、储罐储存LNG压力低、压力变化慢等特点, 选择合适的控制方案。
关键词：LNG,储罐,压力控制
参考文献
[1]顾忠安.液化天然气技术手册[M].北京:机械工业出版社, 2010, 1.
[2]液化天然气接收站安全技术规程[S].
LNG低温储罐施工技术探讨 篇5
关键词：LNG,低温,储罐,施工技术
中泰深冷技术股份公司主要从事LEG工程总包, 每个LNG项目都会有几个大型低温LLNNGG储罐, 公司将逐步实现自行生产该大型设备。在LLNNGG低温储罐结构中, 可分为全容罐、双容罐、单容罐三中类型, 全容罐是我国目使用最多的一种结构, 将做重点探讨全容式LNG低温储罐施工技术。
1 LNG低温储罐施工技术的特点
LNG低温储罐分双层结构进行施工, 其程序如:材料验收、预制装备、组装程序、焊接、测试检验、保存冷藏, 施工程序繁琐, 施工时, 一环接一环, 工序繁多, 任务艰巨, 在施工上也带来了诸多困难。施工时, 容易造成焊接变形, 所以必须要采取相应的措施, 防止变形, 在保证罐体的同时, 更重要的是保存罐体的完好无损。
2 施工前为LNG做准备工作
2.1 质量体系的保证及质量措施的保证
工程质量最大的负责人是项目经理, 项目经理需对工程质量做终生负责, 而质保工程师的职责是对工程质量负责。项目在制定工程管理的制度上, 应严格规定工作目标或实现标准要求的方法, 进行严格的执行贯彻。认真的做好自我检查、互相检查、专业检查, 质量检查等级的评判。应及时做信息的反馈, 及时做改进工程质量和做出确保决策。更应该对内罐焊接做到一次性合格率, 应做到每天一检查, 每天一次报告, 检查是否有掉落的情况, 及时反映焊接状态与焊接质量。
2.2 材料的验收与定期的管理
对与刚到材料, 对照标准的力学性能和化学成分来判断是否标准, 按照ASME的要求来进行材料检查, 是否能达到所需的标准和厚度, 然后再进行低温测试, 施工前必须先检查材料的质量, 是否是相应的材料号牌, 再对材料的表面检查, 是否有裂纹、折叠、气泡、夹渣、缩孔等缺陷, 应及时清理材料上的各种缺陷。
3 储罐施工技术的过程
3.1 地势的情况处理及储罐的架设
储罐施工需根据地质的情况来判断, 低温储罐可分为水泥桩、碎石桩、钢桩, 对地质来需要进行计算形式的设立。
罐体架设与罐体安装同行, 罐体架设是整个施工环节最重要的施工, 内外需各挂三脚架, 还需搭跳板做辅助, 两层罐板之间要采用钢斜通道, 内外壁留两个通道, 外罐顶端应采用楼梯式来架设通道, 用水平的方式来固定通道的外罐与内罐, 应用从上到下的方式。
3.2 储罐安装与储罐的平衡安装
储罐安装的步骤, 如:
3.2.1完成外罐衬板与焊接的螺母, 外罐建工间安装这些零件, 形成预埋件。
3.2.2在施工上用倒装的方法, 可以先完成预埋件, 固定焊接的螺柱, 再进行外罐顶罐的焊接与组装, 后气吹送到罐体二层高度上的围板, 把罐底操作空间留出来。
3.2.3 按照实际情况将罐顶蒙板与罐顶骨架进行预装。
3.2.4 按照已经焊接好的骨架与蒙板吊入储罐内, 在内部进行焊接与组装。
3.2.5 撤出支撑罐内的中心支柱与罐顶边上的临时支柱。
3.2.6 安装吊顶板上的吊杆及斜拉钢筋、安装铝合金材质的吊顶。
3.3 焊接储罐内的罐壁
这里为罐壁选用9%Ni钢材。这种材料是石化工程目前认为最难的一种焊接的材料, 这也给内罐焊接造成了施工过程难的原因。施工过程中, 选材方面也是不可忽视的过程, 必须严格的遵守焊接的纪律, 要选择适合的焊机与焊接工艺, 确保焊接高效的完成, 达到能控制的技术, 控制好焊接的缝合元素, 达到最好的低温冲击性。
3.4 低温储罐底部的施工
罐底施工是由两层保冷层和三层钢板组成。罐体施工刚开始是从预留大门罐底圈壁开工的, 罐底是倒退分层交叉施工的, 这一点与其他施工不一样。在罐顶时, 我们用到的是气吹高低来设计高度, 对与罐底是从铺设防潮板开始的, 中层以及焊接, 上层罐底与混土层及保冷层的交叉施工。
3.5 最后进行检验与检测
对LNG低温灌溉的检验主要采取的有真空式漏、水压测试、X射线无损检测三种方式。待工序全完成, 应立刻进行检测。罐体水压后, 放掉一些压水, 再进行储罐充气混合测试。测试合格后, 将罐内水放尽封闭外罐大门。再进行充氮保护, 完成施工。
4 结语
系统的介绍了低温储罐施工技术, 通过施工过程制作、管理、安装, 提升企业低温储罐制作及安装施工管理的能力, 为提高企业在市场上的低温储罐施工的竞争力, 促进我国LNG低温储罐施工技术的进步。
参考文献
[1]曲艺夫.储存LNG的低温夹套 (双层) 5万立储罐施工方法[J].化学工程与装备, 2013 (02) :75-77.
LNG船储罐种类及关键技术研究 篇6
LNG的远洋运输始于1959年,第一艘LNG船“甲烷先锋号”装载5000立方米LNG成功地从美国路易斯安那州查尔斯湖出发,横渡大西洋运抵英国泰晤士河口的坎维岛。50多年来,LNG船的规模和数量有了很大的发展。2011-2015年期间,全球完工LNG船102艘,主要由韩国三星重工、大宇造船、现代重工和STX造船集团建造,我国造船企业完工5艘LNG船。
我国是天然气生产大国,也是消耗大国,因此攻克LNG船关键技术已迫在眉睫。LNG船的关键设备之一是用于储藏LNG的储罐,本文主要就储罐的类型、材料和关键技术进行介绍。
LNG运输船舶储罐类型
LNG船储罐系统是指载运LNG的专用安全壳液货舱。储罐内的低温靠液化天然气本身蒸发带走热量来维持。蒸发出来的天然气通常只能作为船上锅炉的补充燃料。储罐和船体构件之间有着优良的绝热层,既可防止船体构件过冷,又可使LNG的蒸发量维持在最低值。储罐和船体外壳保持一定的距离,以防在船舶碰撞、搁浅等情况下受到破坏。目前世界LNG船的储罐形式有自撑式和薄膜式两种。
自撑式储罐由自身支持,与船体互相独立,有A、B和C共3种不同类型。其中A型为IHI SPB,专利属于日本IHI株式会社;B型为球形,设置部分二级防漏隔层,专利属于挪威MOSS Maritime公司;C型独立储罐由圆筒形筒体和半球形封头组成,承压性能好,无需次屏壁,属于通用型技术,无专利限制,在经济性上具有优势,主要用于中小型LNG船。
薄膜式储罐可分为Technigaz和Gaz-Transport两种,前者储罐内壁为波纹型,其特点是可加工许多预制件,缩短造船时间,由于保温层较薄,相应液货装载空间较大,但保温材料较贵,并且保温采用粘结方式。后者储罐内壁为平板型,其特点是只能预先加工少量部件,但制造相对简单,制造时间较长;由于保温层较厚,相应液货装载空间较小;保温材料采用可渗透气体的珍珠岩,以添加更多的惰性气体,减少保温材料费用。以上两者均设置完整的二级防漏隔层,专利属于法国燃气公司的子公司——燃气海上运输及技术公司(GTT)。
2011-2015年期间完工的LNG船队中,50%采用了Technigaz薄膜式储罐,30%采用了Gaz-Transport薄膜式储罐,8%采用了MOSS自撑式储罐。由此可见,薄膜式储罐在近五年内更受到行业内认可,市场占有率达到80%,GTT公司的LNG船储罐技术优势明显。
LNG运输船舶储罐关键技术
低温绝热技术
LNG船储罐的绝热技术对LNG运输船至关重要,绝热材料应满足以下几个方面的要求:较小的导热系数、较小的低温热膨胀系数、良好的抗吸水吸湿性、良好的抗水蒸气渗透性、良好的阻燃性。在低温系统中广泛应用的绝热方法有堆积绝热、高真空绝热、真空粉末绝热、高真空多层绝热等。其中,堆积绝热是大型低温储罐绝热的主要方式,在LNG船上有非常广泛的应用。
堆积绝热可分为泡沫型绝热和粉末/纤维绝热。泡沫型绝热材料为非均质材料,常见的有聚氨酯泡沫、聚苯乙烯泡沫等,其导热率主要取决于其密度和发泡气体。粉末/纤维型绝热主要利用材料的多孔性限制气体的对流传热,常见的有膨胀珍珠岩、玻璃纤维、矿棉等。
耐低温深冷性能材料
LNG储罐既要有较高强度,又要有较高的韧性,并做好对易挥发、易燃物的处理;另外,储罐应至少满足耐低温的要求,设计应达到-196℃。因此,用作LNG船储罐材料需具备以下基本要求:(1)对冲击载荷和周变载荷要有较好的适应能力,能经受冲击和疲劳等;(2)在低温时,应有较高的强度和良好的延伸塑性;(3)在温度范围内(常温至液态气体温度),舱用材料的膨胀系数小;(4)具有一定的低温冲击韧性值。目前LNG船储罐常用材料包括Ni36因瓦合金、9%Ni钢和5xxx系铝合金三种。
Ni36因瓦合金性能优良,其膨胀系数远低于当时已知的任何一种金属,仅为纯铁的1/10,且经过适当回火、压延处理后,在一定温度范围内的膨胀系数几乎趋近于零,但因其造价昂贵而不适合大规模使用。9%Ni钢在LNG储罐中的应用最广,其优点包括,强度高、热膨胀率小、能够制造成大尺寸钢板。5xxx系铝合金具有抗蚀性强、密度小、比强度大、成形性能高、易于表面处理与无燃烧性等优点。与9%Ni钢相比,5xxx系铝合金钢板较厚但质量较轻,并且有着良好的弯曲加工性及焊接性,所以同样用作LNG低温储罐的主要材料,是9%Ni钢最有潜力的替代品。
液舱晃荡分析技术
带有自由表面的液体在外界激励下会发生晃荡运动,当外界激励频率接近液体的固有频率时,液体运动加剧并强烈冲击舱壁,严重时会导致围护系统的失效与破坏。LNG船航行状态下运动复杂,变速、摇摆等运动形式都会引起储罐内LNG晃荡,容易对结构强度计算产生较大影响。为了控制LNG的晃荡压力,LNG船的设计充装高度通常小于10%的舱长或者大于70%的舱高。未来LNG船向大型化发展,舱内液面高度将逐渐降低,这使得深入研究LNG运输船在各种充装高度时的液舱晃荡特性和试验分析显得更加重要。
装卸货管路应力和压力损失分析
LNG船的装卸货管路系统由超低温管路和高温管路系统构成,分别应用于储罐区域的LNG装卸载通道和机舱区域的船舶动力通道。LNG船在装载、卸载和航行过程中会承受巨大的温差载荷,同时船体变形和运动状态的变化也会对管路系统造成影响。由于管路变形导致的LNG泄漏会威胁船舶附近的人和设备安全,扩散到空气中更有爆炸的危险。装卸管路的应力和压力损失分析是LNG储罐的重要技术,分析中涉及多种装卸作业模式下的压力损失、管内流速以及作业时间等因素,这对确定合理的装卸LNG模式有重要的参考意义。
LNG运输船舶储罐专利企业
Moss Maritime
Moss Maritime是跨国集团ENI-Saipem的子公司,总部位于挪威奥斯陆。Moss Maritime可提供各类海洋工程装备的设计、工程解决方案,包括LNG技术、浮式生产装备、钻井装备、海工支持船舶和极地环境装备等。
Moss Maritime于1973年首次推出其LNG船储罐设计,已经应用到超过100艘LNG船上。MOSS型储罐采用铝制钢板建造,双层双壳结构,每个球型储罐相对独立,并与船体分离,极大地降低了由于搁浅和船舶撞击带来的风险;另外,球形储罐极好的分散局部压载,降低船舶航行中液舱晃荡而带来的危害。目前能够建造MOSS型储罐LNG船的企业包括韩国现代重工、日本三菱重工、三井造船、川崎重工及芬兰克瓦纳马萨船厂等。
IHI株式会社
IHI株式会社总部位于东京,是一家综合性重工业公司,也是日本重要的军事防务装备供应商。IHI株式会社业务板块包括能源与环境,社会基础设施与海洋装备,工业系统与标准机械,航空航天以及国防。在LNG领域,IHI开发了陆地LNG终端、储罐及海上LNG生产、运输装备等。IHI研发的SPB LNG储罐可广泛应用于FLNG、LNG船、LNG-FPSO等海工装备。SPB型储罐LNG船甲板相对平整,减少了航行阻力和功率消耗,并通过在舱内增加隔壁减弱晃动效应,同时通过合理设计大大简化了维修和维护过程。目前能够建造IHI SPB型储罐LNG船的企业包括日本IHI和韩国三星重工。
GTT公司
法国GTT公司是一家集工程、咨询、培训、维修支持和设计服务为一体的薄膜型LNG船储罐技术研发公司,1994年由Gas Transport和Technigaz两家公司合并而成。公司技术实力雄厚,2010-2015年期间,其LNG储罐产品市场份额占据全球的83%。公司主打4种薄膜技术,分别为Mark III、Mark V、N096和N096 Max。Mark系列技术主要应用于Technigaz型储罐,主要材料为304L不锈钢;N096系列技术主要应用于Gaz-Transport型储罐,主要材料为Ni36因瓦合金。目前能够建造GTT公司储罐产品的造船企业最多,包括韩国现代重工、大宇造船、日本三菱重工、西班牙Lzar、法国大西洋、中国沪东中华等船厂。
大型LNG储罐 篇7
液化天然气接收站的主要功能是接收、存储和再汽化LNG, 并通过天然气管网向电厂和城市用户供气。由于液化天然气的物理特性, 接收站在无卸料的正常运行操作期间, 储罐漏热、管道循环保冷以及槽车排放和设备做功发热等因素均会引起LNG蒸发汽化产生BOG。随着BOG产生量的增加, 储罐压力随之升高。如果BOG气体不能及时处理, 可能造成储罐超压, 对储罐安全运行产生严重的威胁, 因此压力控制十分关键。
2 LNG接收站BOG产生原因及其量的计算
2.1 储罐吸热产生的BOG
全容型LNG储罐结构复杂, 有内外两层结构, 加之罐顶特殊结构使得储罐吸热计算困难;罐内介质存在两相流体的热交换也因介质量得变化变得十分复杂。在实际操作中对于储罐实际蒸发量的计算通常采用经验值进行估算, 其公式如下:
式中:
M1:储罐吸热产生的B O G量, k g/h;A:储罐的蒸发系数, 通常为 (0.05%—0.08%) /d;
ρ1:储罐中L N G密度, k g/m3;Ve:储罐中LNG实际体积, m3。
L N G全容罐蒸发系数一般取0.0 5%, LNG密度按436 kg/m3计算, 4个16万方储罐每天最大可产生的BOG量高达140t;随着储罐液位下降, BOG的产量有所减少, 但即使按照目前操作的最低液位4m计算, 每天产生的BOG量仍会达到约38t
2.2 管线系统产生的BOG
为保证生产的正常进行, 码头卸料循环、零输出循环、槽车循环保冷管线必须运行, 此过程不可避免产生BOG气体。管线系统的热量引入采取热传递公式计算:
式中:
Q L:L N G管线吸热量, W;λ:保温层的热传导率, W/m·℃;
ho:保温层外表面温度下的传热系数, W/m2·℃;
To:保温层的外表面温度, ℃;
Ta:大气温度, ℃;
Ti:管道内LNG流体温度, ℃;
L:管道长度, m;
Do:保温层的外径, m;
Di:保温层的内径, m;
Tk:保温层厚度, m。
经计算码头循环、零输出循环、槽车循环每天产生的BOG量分别为21t、15t、7t。
2.3 罐内泵产生的BOG
罐内泵在运行时由于做功产热, 这部分热量会使储罐的LNG气化产生BOG。在间断外输期间, 要保证循环管线的冷却, 则至少有一台低压泵运行, 由此一天可以产生约17t BOG。
综上计算可以看出, 非卸料期间接收站一天的BOG产生量至少为38t (循环管线不投用) , 多则可达到200t (储罐满仓, 保冷循环投用) 。如此庞大的BOG量必须得到及时有效处理, 否则将对储罐安全运行造成隐患。
3 储罐压力控制方式
3.1 BOG压缩低压外输
B O G低压外输是指B O G气体经低压压缩机压缩后直接外输到输气干线。在接收站试车投产初期, 下游用户少、用量不大、对用气压力要求较低情况下, 可以选择由BOG压缩机压缩之后直接进行外输, 借助于下游管网的储气能力控制储罐压力减少BOG的排放。流程见图1:
低压外输时, BOG经压缩机压缩后进入再冷凝器, 然后经过低压输出管线和高压泵出口汇管的跨接管线进入ORV与海水换热后向下游用户输送, 分离出的液体则进入排放罐, 通过循环管线排回储罐。
3.2 BOG高压外输
储罐中BOG气体经过进口加热器加热后进入高压压缩机加压后, 再经过出口冷却器换热后直接进入外输管网。流程见图2:
3.3 BOG再冷凝高压外输
再冷凝高压外输是指储罐的BOG气体通过压缩机加压, 与低压泵输出的LNG按照一定比例在再冷凝器中逆流换热。过冷的LNG利用自身冷能BOG气体冷凝, 之后输入高压泵加压, 经气化器气化后送入输气干线, 流程见图3:
实际操作中, 根据储罐及外输管网压力和下游用气量, 合理控制压缩机的负荷和高压输出泵的负荷, 降低储罐压力, 防止BOG通过火炬或储罐安全阀放空。
3.4 BOG再冷凝低压外输
B O G再冷凝低压外输是指B O G气体经低压压缩机压缩后冷凝输送至公路槽车装车系统输出, 针对目前工况, 在没有高压外输的情况下, 槽车外输依旧进行, 且槽车每天外输量可达到1500t左右。在槽车外输同时, 可考虑将BOG经过压缩机压缩后, 输送至在冷凝器, 利用LNG的冷能将压缩后的BOG液化。鉴于目前槽车装车要求至少开通7个撬位, 考虑到槽车拆装臂的交叉间隙, 装车流量可达260-300m3/h。启动一台压缩机 (处理能力约7t/h) , 按进入再冷凝器的气液比为9.2:1计算, 从再冷凝器顶部的冷凝L N G量达到64t/h (约145m3/h) , 其余的LNG则通过再冷凝器底部旁路03LV0004B输送。具体流程见图4:
3.4 火炬、安全阀放空
当储罐中的BOG无法运用正常外输工艺处理时, 为了防止储罐超压, 此时要通过火炬进行放空或者通过储罐的安全阀进行就地放空。
4 压力控制方式比较
4.1 低压外输和火炬、安全阀放空
上述压力控制方式中, BOG低压外输只适合于项目投产初期, 在项目正常运营之后受外输管网压力及供下游用户合同压力的限制, 不能使用BOG低压外输的方法降低罐压。在用其他方法都不能控制储罐压力时才能采用火炬或安全阀放空, 放空气体会产生温室效应, 污染环境, 通常情况下不会使用。
4.2 BOG再冷凝高压外输
再冷凝高压外输工艺中, 两台BOG压缩机 (每台有0%、50%、100%三级负荷调节, 处理能力为7t/h) , 参考储罐压力步进调节负荷, 控制储罐压力。
再冷凝工艺控制罐压时需建立LNG高压外输流程, 需要配套低压泵、BOG低压压缩机、高压泵、海水泵等设备运行, 功率消耗增大, 运行设备多, 操作中监控负担加大;运行中能耗加大, 运维成本增加。需要特别指出的是再冷凝工艺需考虑储罐中BOG总量及下游管网容量, 有相当的局限性。某L N G接收站输气干线总长350多公里, 设计压力位7.5 Mpa, 日常操作最高压力控制在7.0M p a。选择再冷凝工艺控制储罐压力, 当输气干线压力处于6.5 Mpa高压时, 干线压力从6.5Mpa达到最高操作压力7.0Mpa的管网容量只有346吨;冷凝回收BOG气液质量比为1:9.2, 即要回收1吨B O G则需外输10.2吨天然气。从表4得知, 4个储罐在10m液位时, 要将储罐压力从20kpag降到16kpag压缩机至少需压缩40吨BOG (未考虑在降压期间产生的B O G) , 此过程中需外输天然气达408吨, 超过此时管容量346吨, 会对管道安全运行埋下隐患。
4.3 BOG高压外输
BOG高压外输是通过高压压缩机压缩, 使BOG压缩压力达到外输管网压力, 直接输送到下游天然气管网。运行高压压缩机时无需开动其他设备, 操作相对简单, 能耗小;并且可根据罐压对压缩机负荷进行调节。BOG高压外输无需LNG冷凝, 可以使管网有限管容输出更多的BOG气体, 使储罐压力降低至更安全的范围。此种方法控制罐压受下游管网容量限制较小, 操作上更有灵活性和实用性。
4.4 BOG再冷凝低压外输
采用BOG再冷凝低压外输时, 无需启动高压泵等设备, 只借助槽车装车的LNG冷凝回收BOG, 此方法节能效果更明显 (BOG压缩机575kw) 。唯一不足的是, 在用这种方法回收BOG时, 再冷凝器液位受装车流量影响较大, 增加了操作员的监控难道。
4.5 BOG处理工况选择
LNG接收站在外输期间, 处理BOG的方法众多, 在操作中需要争对不同工况优化组合, 以达到最好的效果。BOG工况及对应处理方式见表1:
5 结论
(1) 工况1和工况2处理方法中, 优先考虑BOG再冷凝高压外输, 但是当输气干线压力处于高位 (6.0Mpa以上) 时则优先使用BOG高压外输工艺。
(2) 工况3是接收站间断外输期间最为常见工况, 在此种工况下, 主要考虑采用BOG再冷凝低压外输工艺控制储罐压力。
(3) 对于工况4和工况5只能选择BOG高压外输工艺, BOG低压外输工艺不适用正常投产的LNG接收站。
摘要：介绍LNG接收站BOG产生原因并运用不同方法计算出各种原因下的BOG产量, 以此为基础探讨LNG接收站储罐压力控制的各种方式。通过对比BOG压缩外输、BOG再冷凝外输和BOG通过火炬、安全阀放空几种控制方式的能耗, 结合现阶段接收站运行的实际工况, 分析出使用BOG再冷凝低压外输工艺为目前工况下的最佳控制方式。
关键词：LNG接收站,储罐,压力控制
参考文献
[1]顾忠安.液化天然气技术手册.北京:机械工业出版社, 2010.01
[2]SY/T6711-2008, 液化天然气接收站安全技术规程[S]