LNG接收站BOG管线进液成因及控制策略研究
郑星伟1 ，赫文博1*，李雅娴1，毛新浩1，徐义阳1
（1浙江浙能温州液化天然气有限公司，浙江 温州325013）
摘 要：国内LNG接收站在投产和运行阶段曾频繁发生BOG管线进液问题，导致储罐压力急剧升高、船方返气失败、BOG异常放空燃烧等情况，对接收站的安全、经济运行造成了不利影响。为此，本文基于温州LNG接收站工艺管道和仪表流程图（PID），系统分析了BOG管线进液风险点、总结了BOG管线进液危害，探讨了应对策略，并提出控制优化方案。研究结果可为接收站工程设计、安装施工和运行管理提供一定指导和借鉴。
关键词：LNG接收站；BOG管线进液；应对策略；运行管理
Research on the Causes and Control Strategies of Liquid Inlet into LNG Receiving Station BOG Pipeline
Zheng Xingwei1 He Wenbo1 Li Yaxian1
(1 Zhejiang Zheneng Wenzhou Liquefied Natural Gas Co., Ltd., Wenzhou, Zhejiang）
Abstract: During the production and operation stages of domestic LNG receiving stations, there have been frequent incidents of BOG pipeline inflow problems, resulting in a sharp increase in tank pressure, failure of ship return gas, and abnormal BOG venting and combustion, which have had adverse effects on the safety and economic operation of the receiving stations. Therefore, based on the process pipeline and instrumentation diagram (PID) of Wenzhou LNG receiving station, this article systematically analyzes the risk points of BOG pipeline inflow, summarizes the hazards of BOG pipeline inflow, explores response strategies, and proposes control optimization solutions. The research results can provide certain guidance and reference for the design, installation, construction, and operation management of receiving station engineering.
Keywords: LNG receiving station; BOG pipeline inlet; Coping strategies; Operation anagement
0 引言
随着我国天然气产供储销体系建设的加快推进和“双碳”发展政策文件的相继出台，液化天然气（Liquefied natural gas，以下简称“LNG”）接收站作为构建清洁低碳能源体系的“助推器”和保障能源安全的“压舱石”，其建设开始集中发力，截止2021年，国内接收站已投产运行22座[1]。LNG接收站工艺系统主要分为卸（装）船系统、储存系统、增压输出系统、气化外输系统和汽车装车系统[2]。由于环境换热、动设备运转、卸船操作、装车操作等原因，各系统必定产生大量BOG（Boil Of Gas，蒸发气），BOG通过各系统支路汇集在BOG总管[3]。因此，站内BOG管线（BOG总管和支管的统称）纵横交织，数量庞大，一旦发生进液，现场排查难度极大。为确保BOG管线的安全稳定运行，及时精准定位进液位置，笔者以温州LNG接收站为参考，系统梳理了BOG管线进液疑似风险点，并从工程设计、施工安装和运行管理三方面提出了应对措施，以期为国内投运（在建）LNG接收站提供参考。
作者简介：郑星伟，男， 本科，工程师，从事LNG接收站工程建设、工艺运行研究工作。
通信作者：赫文博，男，硕士研究生，工程师，从事油气储运、天然气运行研究工作。
图1 LNG接收站简图
Figure 1 Schematic diagram of LNG receiving station
１ LNG接收站工艺流程简述
如图1所示，LNG运输船抵达码头后，LNG 依靠运输船内的卸货泵，通过卸料臂汇集到LNG卸料总管，并通过总管输送至LNG储罐。各系统产生的BOG经压缩机增压后与罐内泵输出的LNG在再冷凝器中混合。通过利用罐内泵输出的过冷LNG，使BOG冷凝为LNG。冷凝后的 LNG再通过高压外输泵加压，经气化器气化后输送至计量外输系统。卸船工况下，根据船方需求，BOG可通过码头气相返回线，借助气相臂返回至LNG运输船，以保持船舱压力平衡。另外，如果各系统产生的BOG大于压缩机的处理能力，那么LNG储罐压力将不断升高，当压力超过设定值后，BOG将被排放至火炬系统进行燃烧、泄压[4]。
2 BOG管线进液风险点分析
LNG接收站除设备设施外，主要以BOG管线和LNG管线为主。两种管线通过热膨胀安全阀、放空阀组以及放空管线等形式相互连接，以高压泵为例如图2~图4所示。热膨胀安全阀存在于可能封闭的LNG管路中，用于防止其管线超压[5]。放空阀组多存在于LNG管线切断阀处，用于管线的预冷、阀门均压以及阀门两端LNG管线的倒空置换等。放空管线多存在于压力容器，如凝液罐、压缩机入口缓冲罐、火炬分液罐、再冷凝器、高压泵筒等，用于将其内的BOG排放至BOG总管，以防容器超压。
图2 高压泵出口管线
Figure 2 High pressure pump outlet pipeline
图3 高压管线放空阀组详图 图4 低压管线放空阀组详图
Figure 3 Detailed drawing of high-pressure pipeline vent valve group
Figure 4 Detailed drawing of low-pressure pipeline vent valve group
2.1 重烃凝结导致积液。
LNG是混合物，其组成中除甲烷外，还含有一定量的乙烷和丙烷等重烃成分。由GB/T38753《液化天然气》可知常规类LNG的甲烷含量约86.0~97.5%，即重烃含量可高达14%。由于站内BOG管线的压力通常为10~25KPa，温度为-130~-145℃，而重烃（C2H6常压下露点为-89℃，C3H8常压下露点为-42℃）的露点远高于该压力下BOG管线的温度，因此若BOG管线中含有重烃组分则极易冷凝为液态，致使BOG管线积液。BOG管线中重烃的来源主要存在以下几种情景[6][7][8]：
（1）利用LNG对管线及设备预冷或设备检修倒空置换时，LNG受热气化后重烃组分进入BOG管线。例如卸船时依靠LNG对卸料臂预冷，如若船方LNG中重烃组分较多，那么在预冷中必将有大量重烃通过卸料臂高点放空线进入BOG管线，增加管线积液风险。
（2）利用站内外输天然气对储罐进行补压时，重烃进入BOG管线。站内外输天然气是储存在储罐中的LNG经增压气化后的产物，如若储罐中LNG中含有较多的重烃成分，那么当采用外输天然气通过BOG管线对储罐进行补压时，重烃也必将进入BOG管线。
（3）卸料方式采用上进液卸料时，LNG从顶部空间喷射入储罐，部分重烃发生闪蒸后存在进入BOG管线的可能。
（4）长时间启用减温器对压缩机入口BOG进行减温时，部分重烃发生闪蒸后存在进入BOG管线的可能。
2.2 罐内泵启动逻辑不合理导致进液。
国内多个接收站罐内泵启动条件规定：放空阀XV01开启、出口阀HV01关闭，回流阀FV01关闭，放空阀XV01在启泵3min后自动关闭，如图5所示。但实际泵井填充时间与泵排量、泵井尺寸、储罐液位相关。如若储罐液位较高，则泵井仅需几秒时间便可充满LNG，显然3min的延迟关阀时间在储罐液位较高工况下很容易造成BOG管线进液[9]。
图5 罐内泵出口管线
Figure 5: Pump outlet pipeline inside the tank
2.3 操作不规范导致进液。
操作员没有按照操作规程要求的步骤和顺序对气液连接区的阀门进行开关操作，忘关阀门、阀门关闭不及时将导致一定量的LNG进入BOG管线。如图2所示，在对高压泵预冷时，需将泵筒放空线安全阀的旁路PA01/02打开，以便将预冷期间产生的BOG放空至BOG总管，但如若泵筒已填充满LNG，而操作人员未关闭PA01/02阀门或关闭不及时，将导致一定量的LNG进入BOG管网。2012年国内某接收站在接船预冷中，由于卸料臂预冷放空阀未及时关闭，导致BOG总管出现积液，造成BOG压缩机入口分液罐液位高高出现联锁跳车。
2.4 表计测量失真导致进液。
表计是操作人员的眼睛，表计数据失真将误导操作人员操作。如图2所示，凝液罐的放空线阀门PA03在非排凝工况是开启状态，当凝液罐液体持续增多而液位计显示结果失真，未提示液位高报警，甚至未触发液位高高联锁切断LNG来源时，将导致LNG通过放空线进入BOG管网。
2.5 安全阀动作导致进液。
安全阀是LNG接收站最为重要的安全元件，当LNG管线压力超过安全阀的整定压力值时，安全阀开启，管线中的LNG以及部分LNG气化的BOG便会进入BOG管线[10]。通常安全阀开启时间越久，回座时间越长，LNG进入BOG管线的风险越大。一般情况下，安全阀动作有以下原因：（a）管线压力超过安全阀整定压力。（b）安全阀校验误差大或长时间未校验，整定压力偏低。
2.6 阀门内漏导致进液。
热膨胀安全阀组、工艺放空阀组以及放空管线阀门的内漏必然导致一定量的LNG进入BOG管线。阀门内漏主要和以下因素有关[11][12][13]：（a）制造阶段质量把控不到位。例如阀门密封件存在缺陷、阀体表面研磨精度不达标、出厂前严密性试验不严格等，造成阀门密封不严而内漏。（b）运输、安装阶段密封面保护不到位。例如运输、安装中固体杂质、焊接飞溅物进入，焊渣清理不彻底、干燥不合规等造成密封损伤而内漏。（c）运行阶段维护保养不到位。例如执行机构气缸卡塞或限位位置不精确，导致阀门关不到位而内漏。
2.7 施工不规范导致积液。
管线氮气干燥置换期间，旁通管、支管、交接口、预留口、盲端等隐蔽部位存有水气，露点超标；亦或管线露点检验合格后未采取严格的保护措施，导致空气不断渗入。若在该情况下对BOG管线进行预冷，管线中的水气将凝结为液体或雪花。
3 进液危害
3.1 降低气体的有效流通能力，影响船方返气，甚至出现“火雨”。
当BOG管线存有一定量的液体时，随着积液和气体流速的不断增大，气液流动形式会逐步由“层流”向“波状流”过渡，并最后形成“段塞流”如图6所示。流动形态演变中不仅会降低气体的流通性能，而且会导致管线管线振动较大。当出现BOG放火炬应急燃烧时，甚至出现“火雨”。国内某接收站在卸船期间曾发生罐前平台安全阀误动作，大量LNG流入BOG管线形成了段塞流，导致船方不能得到返回气的补充，影响了正常卸船。
图6 流形演变状态
Figure 6 Evolution state of manifold
3.2 造成过滤器堵塞，设备停车，储罐压力升高。
BOG压缩机入口设置有目数极小的过滤器，当BOG中伴有较多的重烃时，BOG经过过滤器时，会在其表面形成液相膜，致使过滤器前后压差过大，严重时将导致压缩机和再冷凝器停车。压缩机停车后会加剧储罐压力的升高，导致大量BOG放火炬燃烧，造成巨大能源浪费和经济损失。
4 应对策略
4.1设计阶段
（1）优化BOG管线走向布置。BOG管线布置尽量避免出现“U形”，U形管会致使重烃在底部集聚凝结，严重时将阻断气体流动如图7所示。为避免积液，减少船舱返气阻力，储罐至码头的BOG管线宜设计为“步步低”布置，并在其低点或其他不可避免的低点处设置排凝线。压缩机至储罐的BOG管线宜设计为“步步高”布置，依靠重力将BOG管线中可能出现的液体流向至压缩机入口缓冲罐。另外BOG管线的应力补偿宜设计为“水平补偿”，放火炬线设计时应从BOG总管的高点和顶部引出，减少放火炬线通道被堵或带液情况的发生。
图7 U形管线底部积液
Figure 7: Liquid accumulation at the bottom of U-shaped pipeline
（2）优化储罐进料管线和BOG管线的布置。当运输船来料LNG密度大于储罐内LNG密度时，LNG将采用上进料管线喷入储罐，在该过程中不可避免飞溅出一些LNG小液滴。如若BOG管线距离上进料管线较近，这些小液滴将会被BOG气流携带至BOG管线如图8所示。建议设计时将“储罐上进液管线贴近BOG管线”优化为“储罐下进液管线贴近BOG管线”如图9所示。
图8 优化前 图9 优化后
Figure 8: Before Optimization Figure 9 :Optimized
（3）优化罐内泵启动逻辑或气相放空线设置。取消罐内泵放空线启泵3min后关闭的联锁设置，将原来的“放空阀开启、出口阀关闭，回流阀关闭”的启泵条件优化为“放空阀关闭、出口阀关闭，回流阀打开”，通过回流线排空泵井气体。亦或将罐内泵的放空线接入至储罐上进液管线，从根源杜绝启泵过程中LNG液体进入BOG管线的可能性。
（4）建立BOG管线温度监控系统。利用BOG管线温度监控系统，在DCS中增设BOG管线监控画面，并根据日常BOG管线运行温度为每个温度点设置温度低报警值，当BOG管线出现进液情况，DCS会立即发出报警，中控内操员根据报警位置及变化趋势判断BOG管网进液位置，精准高效确定进液所在区域，减小现场排查时间。
（5）优化压缩机入口过滤器设置。由于设备检修前需对LNG介质倒空置换，检修后需设备、管线预冷等，因此LNG中的重烃将不可避免进入至BOG管线。国内LNG接收站都频繁发生重烃凝结致使压缩机过滤器堵塞情况，为此接收站都设有过滤器反吹扫流程如图10所示，但该流程不能实现在线吹扫，需停运压缩机。建议优化设置过滤器反吹扫备用流程，避免压缩机停车而造成BOG放空燃烧，另外将反吹扫排气口优化为加阻火器高空排放或增设至火炬放空线，避免可燃气体在地面附近聚集如图11所示。
LNG接收站BOG管线进液成因及控制策略研究
郑星伟1 ，赫文博1*，李雅娴1，毛新浩1，徐义阳1
（1浙江浙能温州液化天然气有限公司，浙江 温州325013）
摘 要：国内LNG接收站在投产和运行阶段曾频繁发生BOG管线进液问题，导致储罐压力急剧升高、船方返气失败、BOG异常放空燃烧等情况，对接收站的安全、经济运行造成了不利影响。为此，本文基于温州LNG接收站工艺管道和仪表流程图（PID），系统分析了BOG管线进液风险点、总结了BOG管线进液危害，探讨了应对策略，并提出控制优化方案。研究结果可为接收站工程设计、安装施工和运行管理提供一定指导和借鉴。
关键词：LNG接收站；BOG管线进液；应对策略；运行管理
Research on the Causes and Control Strategies of Liquid Inlet into LNG Receiving Station BOG Pipeline
Zheng Xingwei1 He Wenbo1 Li Yaxian1
(1 Zhejiang Zheneng Wenzhou Liquefied Natural Gas Co., Ltd., Wenzhou, Zhejiang）
Abstract: During the production and operation stages of domestic LNG receiving stations, there have been frequent incidents of BOG pipeline inflow problems, resulting in a sharp increase in tank pressure, failure of ship return gas, and abnormal BOG venting and combustion, which have had adverse effects on the safety and economic operation of the receiving stations. Therefore, based on the process pipeline and instrumentation diagram (PID) of Wenzhou LNG receiving station, this article systematically analyzes the risk points of BOG pipeline inflow, summarizes the hazards of BOG pipeline inflow, explores response strategies, and proposes control optimization solutions. The research results can provide certain guidance and reference for the design, installation, construction, and operation management of receiving station engineering.
Keywords: LNG receiving station; BOG pipeline inlet; Coping strategies; Operation anagement
0 引言
随着我国天然气产供储销体系建设的加快推进和“双碳”发展政策文件的相继出台，液化天然气（Liquefied natural gas，以下简称“LNG”）接收站作为构建清洁低碳能源体系的“助推器”和保障能源安全的“压舱石”，其建设开始集中发力，截止2021年，国内接收站已投产运行22座[1]。LNG接收站工艺系统主要分为卸（装）船系统、储存系统、增压输出系统、气化外输系统和汽车装车系统[2]。由于环境换热、动设备运转、卸船操作、装车操作等原因，各系统必定产生大量BOG（Boil Of Gas，蒸发气），BOG通过各系统支路汇集在BOG总管[3]。因此，站内BOG管线（BOG总管和支管的统称）纵横交织，数量庞大，一旦发生进液，现场排查难度极大。为确保BOG管线的安全稳定运行，及时精准定位进液位置，笔者以温州LNG接收站为参考，系统梳理了BOG管线进液疑似风险点，并从工程设计、施工安装和运行管理三方面提出了应对措施，以期为国内投运（在建）LNG接收站提供参考。
作者简介：郑星伟，男， 本科，工程师，从事LNG接收站工程建设、工艺运行研究工作。
通信作者：赫文博，男，硕士研究生，工程师，从事油气储运、天然气运行研究工作。
图1 LNG接收站简图
Figure 1 Schematic diagram of LNG receiving station
１ LNG接收站工艺流程简述
如图1所示，LNG运输船抵达码头后，LNG 依靠运输船内的卸货泵，通过卸料臂汇集到LNG卸料总管，并通过总管输送至LNG储罐。各系统产生的BOG经压缩机增压后与罐内泵输出的LNG在再冷凝器中混合。通过利用罐内泵输出的过冷LNG，使BOG冷凝为LNG。冷凝后的 LNG再通过高压外输泵加压，经气化器气化后输送至计量外输系统。卸船工况下，根据船方需求，BOG可通过码头气相返回线，借助气相臂返回至LNG运输船，以保持船舱压力平衡。另外，如果各系统产生的BOG大于压缩机的处理能力，那么LNG储罐压力将不断升高，当压力超过设定值后，BOG将被排放至火炬系统进行燃烧、泄压[4]。
2 BOG管线进液风险点分析
LNG接收站除设备设施外，主要以BOG管线和LNG管线为主。两种管线通过热膨胀安全阀、放空阀组以及放空管线等形式相互连接，以高压泵为例如图2~图4所示。热膨胀安全阀存在于可能封闭的LNG管路中，用于防止其管线超压[5]。放空阀组多存在于LNG管线切断阀处，用于管线的预冷、阀门均压以及阀门两端LNG管线的倒空置换等。放空管线多存在于压力容器，如凝液罐、压缩机入口缓冲罐、火炬分液罐、再冷凝器、高压泵筒等，用于将其内的BOG排放至BOG总管，以防容器超压。
图2 高压泵出口管线
Figure 2 High pressure pump outlet pipeline
图3 高压管线放空阀组详图 图4 低压管线放空阀组详图
Figure 3 Detailed drawing of high-pressure pipeline vent valve group
Figure 4 Detailed drawing of low-pressure pipeline vent valve group
2.1 重烃凝结导致积液。
LNG是混合物，其组成中除甲烷外，还含有一定量的乙烷和丙烷等重烃成分。由GB/T38753《液化天然气》可知常规类LNG的甲烷含量约86.0~97.5%，即重烃含量可高达14%。由于站内BOG管线的压力通常为10~25KPa，温度为-130~-145℃，而重烃（C2H6常压下露点为-89℃，C3H8常压下露点为-42℃）的露点远高于该压力下BOG管线的温度，因此若BOG管线中含有重烃组分则极易冷凝为液态，致使BOG管线积液。BOG管线中重烃的来源主要存在以下几种情景[6][7][8]：
（1）利用LNG对管线及设备预冷或设备检修倒空置换时，LNG受热气化后重烃组分进入BOG管线。例如卸船时依靠LNG对卸料臂预冷，如若船方LNG中重烃组分较多，那么在预冷中必将有大量重烃通过卸料臂高点放空线进入BOG管线，增加管线积液风险。
（2）利用站内外输天然气对储罐进行补压时，重烃进入BOG管线。站内外输天然气是储存在储罐中的LNG经增压气化后的产物，如若储罐中LNG中含有较多的重烃成分，那么当采用外输天然气通过BOG管线对储罐进行补压时，重烃也必将进入BOG管线。
（3）卸料方式采用上进液卸料时，LNG从顶部空间喷射入储罐，部分重烃发生闪蒸后存在进入BOG管线的可能。
（4）长时间启用减温器对压缩机入口BOG进行减温时，部分重烃发生闪蒸后存在进入BOG管线的可能。
2.2 罐内泵启动逻辑不合理导致进液。
国内多个接收站罐内泵启动条件规定：放空阀XV01开启、出口阀HV01关闭，回流阀FV01关闭，放空阀XV01在启泵3min后自动关闭，如图5所示。但实际泵井填充时间与泵排量、泵井尺寸、储罐液位相关。如若储罐液位较高，则泵井仅需几秒时间便可充满LNG，显然3min的延迟关阀时间在储罐液位较高工况下很容易造成BOG管线进液[9]。
图5 罐内泵出口管线
Figure 5: Pump outlet pipeline inside the tank
2.3 操作不规范导致进液。
操作员没有按照操作规程要求的步骤和顺序对气液连接区的阀门进行开关操作，忘关阀门、阀门关闭不及时将导致一定量的LNG进入BOG管线。如图2所示，在对高压泵预冷时，需将泵筒放空线安全阀的旁路PA01/02打开，以便将预冷期间产生的BOG放空至BOG总管，但如若泵筒已填充满LNG，而操作人员未关闭PA01/02阀门或关闭不及时，将导致一定量的LNG进入BOG管网。2012年国内某接收站在接船预冷中，由于卸料臂预冷放空阀未及时关闭，导致BOG总管出现积液，造成BOG压缩机入口分液罐液位高高出现联锁跳车。
2.4 表计测量失真导致进液。
表计是操作人员的眼睛，表计数据失真将误导操作人员操作。如图2所示，凝液罐的放空线阀门PA03在非排凝工况是开启状态，当凝液罐液体持续增多而液位计显示结果失真，未提示液位高报警，甚至未触发液位高高联锁切断LNG来源时，将导致LNG通过放空线进入BOG管网。
2.5 安全阀动作导致进液。
安全阀是LNG接收站最为重要的安全元件，当LNG管线压力超过安全阀的整定压力值时，安全阀开启，管线中的LNG以及部分LNG气化的BOG便会进入BOG管线[10]。通常安全阀开启时间越久，回座时间越长，LNG进入BOG管线的风险越大。一般情况下，安全阀动作有以下原因：（a）管线压力超过安全阀整定压力。（b）安全阀校验误差大或长时间未校验，整定压力偏低。
2.6 阀门内漏导致进液。
热膨胀安全阀组、工艺放空阀组以及放空管线阀门的内漏必然导致一定量的LNG进入BOG管线。阀门内漏主要和以下因素有关[11][12][13]：（a）制造阶段质量把控不到位。例如阀门密封件存在缺陷、阀体表面研磨精度不达标、出厂前严密性试验不严格等，造成阀门密封不严而内漏。（b）运输、安装阶段密封面保护不到位。例如运输、安装中固体杂质、焊接飞溅物进入，焊渣清理不彻底、干燥不合规等造成密封损伤而内漏。（c）运行阶段维护保养不到位。例如执行机构气缸卡塞或限位位置不精确，导致阀门关不到位而内漏。
2.7 施工不规范导致积液。
管线氮气干燥置换期间，旁通管、支管、交接口、预留口、盲端等隐蔽部位存有水气，露点超标；亦或管线露点检验合格后未采取严格的保护措施，导致空气不断渗入。若在该情况下对BOG管线进行预冷，管线中的水气将凝结为液体或雪花。
3 进液危害
3.1 降低气体的有效流通能力，影响船方返气，甚至出现“火雨”。
当BOG管线存有一定量的液体时，随着积液和气体流速的不断增大，气液流动形式会逐步由“层流”向“波状流”过渡，并最后形成“段塞流”如图6所示。流动形态演变中不仅会降低气体的流通性能，而且会导致管线管线振动较大。当出现BOG放火炬应急燃烧时，甚至出现“火雨”。国内某接收站在卸船期间曾发生罐前平台安全阀误动作，大量LNG流入BOG管线形成了段塞流，导致船方不能得到返回气的补充，影响了正常卸船。
图6 流形演变状态
Figure 6 Evolution state of manifold
3.2 造成过滤器堵塞，设备停车，储罐压力升高。
BOG压缩机入口设置有目数极小的过滤器，当BOG中伴有较多的重烃时，BOG经过过滤器时，会在其表面形成液相膜，致使过滤器前后压差过大，严重时将导致压缩机和再冷凝器停车。压缩机停车后会加剧储罐压力的升高，导致大量BOG放火炬燃烧，造成巨大能源浪费和经济损失。
4 应对策略
4.1设计阶段
（1）优化BOG管线走向布置。BOG管线布置尽量避免出现“U形”，U形管会致使重烃在底部集聚凝结，严重时将阻断气体流动如图7所示。为避免积液，减少船舱返气阻力，储罐至码头的BOG管线宜设计为“步步低”布置，并在其低点或其他不可避免的低点处设置排凝线。压缩机至储罐的BOG管线宜设计为“步步高”布置，依靠重力将BOG管线中可能出现的液体流向至压缩机入口缓冲罐。另外BOG管线的应力补偿宜设计为“水平补偿”，放火炬线设计时应从BOG总管的高点和顶部引出，减少放火炬线通道被堵或带液情况的发生。
图7 U形管线底部积液
Figure 7: Liquid accumulation at the bottom of U-shaped pipeline
（2）优化储罐进料管线和BOG管线的布置。当运输船来料LNG密度大于储罐内LNG密度时，LNG将采用上进料管线喷入储罐，在该过程中不可避免飞溅出一些LNG小液滴。如若BOG管线距离上进料管线较近，这些小液滴将会被BOG气流携带至BOG管线如图8所示。建议设计时将“储罐上进液管线贴近BOG管线”优化为“储罐下进液管线贴近BOG管线”如图9所示。
图8 优化前 图9 优化后
Figure 8: Before Optimization Figure 9 :Optimized
（3）优化罐内泵启动逻辑或气相放空线设置。取消罐内泵放空线启泵3min后关闭的联锁设置，将原来的“放空阀开启、出口阀关闭，回流阀关闭”的启泵条件优化为“放空阀关闭、出口阀关闭，回流阀打开”，通过回流线排空泵井气体。亦或将罐内泵的放空线接入至储罐上进液管线，从根源杜绝启泵过程中LNG液体进入BOG管线的可能性。
（4）建立BOG管线温度监控系统。利用BOG管线温度监控系统，在DCS中增设BOG管线监控画面，并根据日常BOG管线运行温度为每个温度点设置温度低报警值，当BOG管线出现进液情况，DCS会立即发出报警，中控内操员根据报警位置及变化趋势判断BOG管网进液位置，精准高效确定进液所在区域，减小现场排查时间。
（5）优化压缩机入口过滤器设置。由于设备检修前需对LNG介质倒空置换，检修后需设备、管线预冷等，因此LNG中的重烃将不可避免进入至BOG管线。国内LNG接收站都频繁发生重烃凝结致使压缩机过滤器堵塞情况，为此接收站都设有过滤器反吹扫流程如图10所示，但该流程不能实现在线吹扫，需停运压缩机。建议优化设置过滤器反吹扫备用流程，避免压缩机停车而造成BOG放空燃烧，另外将反吹扫排气口优化为加阻火器高空排放或增设至火炬放空线，避免可燃气体在地面附近聚集如图11所示。
图10 优化前 图11 优化后
Figure 10 Before Optimization and Figure 11 After Optimization
（6）重点容器上设置液位检测仪表。在凝液罐、压缩机入口分液罐、再冷凝器等容器上设置可靠的液位检测仪表，防止容器满罐，必要时设置液位报警或连锁切断LNG来源。火炬分液罐另需增设电加热器，确保随时自动启停，以防容器积液出现“火雨”。
（7）高压液气连接处采用“双阀”设置。管线压力越高，内漏的可能性越大。因此，高压泵出口至气化器间的高压管路放空阀组宜设计为“双阀”。
（8）合理设置热膨胀安全阀的整定压力。根据API521，热膨胀安全阀用来保护管路或容器压力不超过最薄弱点（法兰）的最高允许压力，因此安全阀的整定压力宜为最薄弱点的最高允许压力，即管道的设计压力。
4.2生产制造及安装阶段
（1）严把管线、阀门质量关和安装关。阀门质量问题是导致阀门内漏的关键因素之一，工厂须从材料选择，机械加工，检验检定、包装运输等方面严格落实相关标准、规范，确保产品合格。另外在选择供货商时，尽可能选择成熟且应用业绩反馈优良的供货商。安装时严格按图施工，确保阀位布置正确。尤其注意阀门泄压方向和阀体介质流向与PID图一致，杜绝错安、漏安。对于焊接阀门，焊接前禁止拆卸阀门两侧保护罩；焊接中严格控制层间温度避免损坏密封面，引起阀门内漏。
（2）严把管线清洁关和吹扫干燥置换关。据统计，由硬颗粒杂质造成阀门密封损坏而引发阀门内漏占比高达80%。因此，管道焊接前、后须进行严格的清洁度检查，尽量避免在已安装好的管线上开孔，垂直管段封好顶部开口，未吹扫时减小阀门开关操作频次，吹扫中保持阀门全开等防止泥沙、焊渣等造成阀门密封损坏。加强旁通管、支管、交接口、预留口、盲端等隐蔽部位干燥置换和检查力度。
4.3运行阶段
（1）严格执行巡检制度、巡检记录、巡盘记录，加强BOG管线和凝液罐温度点、压力点的巡盘频次并将其视为重点巡盘点，当发现温度、压力异常立即开展现场排查，重点排查异常区的安全阀有无动作、放空阀组和放空管线有无内漏、阀位设置是否合理以及现场正进行或刚结束的工艺操作（如预冷、排凝、启停机、卸船等）是否正确。
（2）尽量减少启用减温器对压缩机入口BOG进行降温，外操日常巡检加强现场热膨胀安全阀组，放开阀组、放空管线阀门、储罐高压补气阀的检查，如：阀门有无动作、结冰、结霜、异响等。
（4）避免凝液罐长时间积存LNG液体，当存有一定液位时及时排凝。
（5）根据厂家指导意见对阀门进行定期维护保养，及时清理阀杆密封面杂质。投产期间前整理全厂阀门状态表，逐一细致确认阀位状态是否正确、到位。
5 结论
本文基于温州LNG接收站工艺流程，系统分析了BOG管线进液风险点、危害并从设计、施工和运行管理三方面提出应对优化措施，得到以下结论：
（1）重组分在BOG管线凝结、安全阀动作和阀门内漏是致使LNG接收站BOG管线积液的主要因素。
（2）BOG管线积液极易造成BOG压缩机入口过滤器堵塞，为避免LNG储罐超压BOG放空燃烧，有必要优化过滤器反吹备用流程，实现压缩机非停车吹扫功能。
（3）新建LNG接收站有必要建立BOG管线温度监控系统，以便为运行人员快速精准定位BOG进液位置提供支撑。
（4）BOG管线布置尽可能避免出现“U形”，LNG储罐上进液管线布置需远离BOG管线。
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