Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 06305.8—2016
油气储运工程工艺设计规范第8部分：液化天然气接收站
Code for process design of oil and gas storage and transportation project-
Part 8: Liquefied natural gas receiving terminal
2016－12－26 发布
2017—04—01实施
发布
中国石油天然气集团公司 Q/SY 06305.8—2016
目 次
前言· 范围
1
1
2 规范性引用文件 3 术语和定义基本要求
4.
工艺系统 5.1 设计工况 5.2 工艺流程模拟 5.3 瞬态流分析 5.4 设计压力 5.5 设计温度 5.6 安全泄放 5.7 流速 5.8 阻力降 5.9 其他要求工艺设备
5
6
6.1 液化天然气储罐 6.2 气化器 6.3 液化天然气泵 6.4 再冷凝器 6.5 蒸发气压缩机 6.6 装卸臂 6.7 火炬计量与分析
10 10
1
7
2
隔离原则及设施
8
12
附录A（资料性附录） 典型的液化天然气组成及液化天然气中各组分的特性附录B（资料性附录）液化天然气储罐罐型示意图
13
14 Q/SY 06305.8—2016
前創言
Q/SY 06305《油气储运工程工艺设计规范》是油气储运工程建设系列标准之一。该标准分为以下 8个部分：
第1部分：原油管道；第2部分：成品油管道；第3部分：天然气管道； -第4部分：地下水封岩洞储油库； -第5部分：地下储气库； -第6部分：管道应力分析；第7部分：天然气液化厂， -第8部分：液化天然气接收站。
一
本部分为Q/SY06305的第8部分。 本部分按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则
起草。
本部分由中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司、中国石油天然气集团公司工程建设分公司提出。
本部分由中国石油天然气集团公司标准化委员会石油石化工程建设专业标准化技术委员会归口。 本部分起草单位：中国寰球工程公司、中国石油天然气管道工程有限公司、中国石油天然气股份
有限公司天然气与管道分公司、京唐液化天然气公司。
本部分主要起草人：赵月峰、邢艳红、白改玲、杨娜、王红、李卓燕、安小霞、宋媛玲、李玉秋、孙金英、林畅、李文忠、佟跃胜、谢艳梅、牛占川、穆长春、许莉、潘盼、刘海春、张红兵、王莉、卢浩、张玲。
II Q/SY 06305.8—2016
油气储运工程工艺设计规范第8部分：液化天然气接收站
1范围
Q/SY06305的本部分规定了液化天然气接收站工艺设计的原则及要求。 本部分适用于中国石油天然气集团公司陆上新建、扩建和改建的液化天然气接收站工程中的工艺设计。
2　规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB 150.1　压力容器　第1部分：通用要求 GB/T 20368液化天然气（LNG）生产、储存和装运 GB 50183石油天然气工程设计防火规范 GB 51156—2015液化天然气接收站工程设计规范 SH3009石油化工可燃性气体排放系统设计规范
3　术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
液化天然气liquefied natural gas （LNG) 一种低温液态流体，主要组分是甲烷，含有少量的乙烷、丙烷、氮或天然气中常见的其他组分。
3.2
LNG 接收站LNG receiving terminal 对船运液化天然气进行接收、储存、气化和外输等作业的场站。
3.3
最高工作压力 Jmaximum working pressure 在正常生产、开车、低负荷、超负荷等各种操作工况中所出现的最高压力，该压力是确定设计压
力的基准压力。 3.4
设计压力　design pressure 容器设计压力是指设定的压力容器顶部的最高压力，与相应的设计温度一起作为设备设计载荷条
件。管道设计压力是指管系中工作压力和工作温度组合的最苛刻条件下的压力。 3.5
最高（或最低）工作温度maximum（or minimum）working temperature 最高（或最低）工作温度包括正常生产、开车、低负荷和超负荷等各种操作工况中所达到的最高 Q/SY 06305.8—2016
（或最低）温度。 3.6
设计温度design temperature 在正常工作过程中，与用来确定设备设计压力的最高压力相对应的设备材料达到的最高或最低温度。
3.7
翻滚roll over 由于处于不同液位液化天然气的密度或温度不同而形成的液化天然气不同层之间剧烈运动的不稳
定状态，并释放出大量的液化天然气蒸发气的现象。 3.8
日蒸发率daily boil off rate 液化天然气储罐在有效工作容积对应下的液位操作时，内部静置的液化天然气与外界达到热平衡
后，24h内自然蒸发损失的液化天然气体积与储罐有效工作容积的百分比。 3.9
蒸发气boil off gas(BOG) 由于外界的热量引人及在容器进料过程中的闪蒸等原因引起的液化天然气气化而产生的气体。
3.10
单容罐single containment tank 只有一个自支撑式结构的平底圆筒形储罐，用于容纳低温易燃液体，该储罐可由带绝热层的单壁
或双壁结构组成。 3.11
双容罐double containment tank 由一个单容罐及其外罐组成的储罐。该外罐与单容罐的径向距离不大于 6m且顶部向大气开口，
用于容纳单容罐破裂后溢出的低温易燃液体。 3.12
全容罐full containment tank 由内罐及外罐组成平底圆筒形储罐。内罐为钢制自支撑式结构，用于储存低温易燃液体；外罐为
独立的自支撑式带拱顶的闭式结构，用于承受气相压力及绝热材料，并可容纳内罐溢出的低温易燃液体，其材质一般为钢质或者混凝土。 3.13
薄膜罐membrane tank 金属薄膜内罐、绝热层和混凝土外罐共同形成的复合结构。金属薄膜内罐为非自支撑式结构，用
于储存液化天然气，其液相荷载及其他施加在金属薄膜上的荷载通过可承受荷载的绝热层全部传递到混凝土外罐上，其气相压力由储罐的顶部承受。 3.14
罐组 a group of tanks 布置在一个拦蓄堤内的一个或多个储罐。
3.15
再冷凝器recondenser 利用过冷的液化天然气将压缩后的液化天然气蒸发气冷凝为液化天然气的设备。
3.16
开架式气化器 open rack vaporizer (ORV) 以海水作为热源，海水自气化器顶部的溢流装置依靠重力自上而下均覆在气化器管束的外表面
上，而液化天然气沿管束内自下而上被海水加热气化的设备。 2 Q/SY 06305.82016
3.17
浸没燃烧式气化器submerged combustion vaporizer(SCV) 以天然气作为燃料，由燃烧器、水浴和换热盘管组成的设备。天然气通过燃烧器燃烧产生的高温
烟气直接进入水浴中将水加热，液化天然气流过浸没在水浴中的换热盘管后被热水加热气化 3.18
中间介质气化器intermediate fluid vaporizer（IFV) 利用一种中间介质蒸发冷凝的相变过程将热源的热量传递给液化天然气，使其气化的设备。
3.19
安全仪表系统safety instrumented system 实现一个或多个安全仪表功能的仪表系统。
3.20
安全阀　safety valve -种自动阀门，它不借助任何外力而利用介质本身的力来排出一额定数量的流体，以防止压力超
过额定的安全值。当压力恢复正常后，阀门再行关闭并阻止介质继续流出。 3.21
设定压力　set pressure 安全阀在运行条件下开始开启的预定压力，是在阀门进口处测量的表压力。在该压力下，在规定
的运行条件下由介质压力产生的使阀门开启的力同使阀瓣保持在阀座上的力相互平衡。 3.22
超压 overpressure 超过安全阀设定压力的压力增量，通常用设定压力的百分数表示。
3.23
高架火炬elevated flare 为减少热辐射强度和有助于扩散将火炬头安装在地面之上一定高度的火炬。
3.24
封闭式地面火炬　enclosedgroundflare 具有燃烧室和烟卤，燃烧室内设置一个或多个燃烧器的火炬。
4基本要求
4.1液化天然气接收站的工艺系统设计应符合安全及环保要求，并满足接收站的正常生产、开停车和检维修的要求。 4.2根据项目需求及功能定位，液化天然气接收站应包括液化天然气卸船、液化天然气储存、蒸发气处理和外输（气化外输或槽车／船外输）等功能，可包括热值调整、冷能利用等功能。 4.3工艺系统应根据设计范围、设计能力、原料来源及组成、产品规格、液化天然气运输主力船型及兼顾船型、卸船速率、公用工程规格、界区条件、建厂条件和气象条件设计。 4.4液化天然气接收站的最小储存能力应根据设计船型、码头最大连续不可作业天数、正常外输及调峰能力等要求确定，液化天然气储罐数量不宜少于2座。 4.5液化天然气接收站设备布置应根据生产规模、建设分期、工艺流程和组成、生产特点和生产单元间相互关系，结合自然条件合理布置，做到生产流程通顺短捷、设备紧凑。 4.6装卸船系统设计工艺管道的管径应满足正常装卸的最大流量要求，卸船宜采用船泵输送，装船宜采用罐内泵输送 4.7液化天然气接收站应设置蒸发气处理系统，用于收集液化天然气设备漏热、天然气管道漏热、
S Q/SY 06305.8—2016 保冷循环、装卸船和装车等正常操作时产生的蒸发气。蒸发气回收利用宜采用再冷凝后气化外输、直接加压外输、用作燃料气和再液化等方式。 4.8液化天然气接收站宜设置保冷循环系统，保冷循环的液化天然气量宜按其循环温升5℃～7℃确定。 4.9外输天然气计量系统的工艺设计应符合压力、温度、流量以及工况变化等输气工艺要求，计量宜选用体积或热值计量方式。 4.10工艺设备及管道应设置氮气吹扫设施，吹扫压力不应大于被吹扫工艺设备及管道的设计压力。 4.11液化天然气储罐应设置满足预冷、运行和停车操作要求的液位、压力、温度和密度检测仪表。 4.12可能出现真空的工艺设备及管道应采取防止真空造成损坏的措施。 4.13液化天然气接收站内应设置分散控制系统、安全仪表系统、火灾及可燃气体检测等系统，安全仪表系统应独立于所有其他的系统。紧急停车仪表宜独立配置。 4.14工艺管道及设备应采取防雷及防静电接地措施。 4.15液化天然气接收站应采用高效节能的工艺设备，采取有效的节能工艺措施降低能耗
５ 工艺系统
5.1 设计工况 5.1.1液化天然气接收站工艺系统设计应考虑卸船、不卸船、最大外输、最小外输和零外输等各种可能的运行工况组合。 5.1.2液化天然气接收站工艺系统设计应同时考虑开车、停车（包括紧急停车）等工况。 5.2工艺流程模拟 5.2.1工艺设计应依据工艺流程模拟进行，工艺流程模拟应采用先进成熟的商用软件。 5.2.2工艺流程模拟输入条件应包括：
a）液化天然气组成及物理化学性质，典型液化天然气组成参见表A.1，液化天然气中各组分的
特性参见表 A.2。 b）产品温度、压力和规格 c）接收站的气相外输、装车和装船能力。 d）主力船型及兼顾船型、蒸发率、卸船时船舱压力、船泵的扬程和效率。 e）最大装卸能力、装卸臂数量和装卸臂热量泄漏速率。 f）液化天然气储罐数量、有效工作容积、卸船时操作压力和不卸船时操作压力，储罐日蒸发率。 g）罐内泵及外输泵的扬程及效率。 h）蒸发气压缩机出口压力及效率。 i）主要工艺管道的管径、长度、保温厚度、热损失等。
5.2.3工艺流程模拟计算工况应根据接收站功能及操作特点，对各种可能的工况进行组合计算。 5.3瞬态流分析 5.3.1液化天然气管道系统应进行瞬态流分析。瞬态流分析软件应采用先进成熟的商用软件。 5.3.2瞬态流分析计算工况应根据系统设置及操作条件（如泵的开停及阀门的关闭）等因素确定。 5.3.3可采用以下方法降低瞬态流的影响：
a）降低管道中流体流速，如扩大管径。 b）改变泵、阀门或管道元件启闭所需的时间。
4