《LNG接收站基于風險的檢驗細則》

團體標準

T/00CPASEPT×××—2020

LNG接收站基于風險的檢驗細則

GuidelineforRiskBasedInspectionofLNGTerminal

（征求意見稿）

20××-××-××發(fā)布20××-××-××實施

中國特種設(shè)備安全與節(jié)能促進會發(fā)布發(fā)布

CPASEPT×××—2020

LNG接收站基于風險的檢驗細則

1范圍

1.1本標準給出了LNG接收站基于風險的檢驗（RBI）實施細則。

1.2本標準適用于LNG接收站中實施了RBI項目的壓力容器和壓力管道。

1.3本標準不適用于安全閥，安全閥校驗策略見GB/T26610.2。

2規(guī)范性引用文件

下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于

本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。

GB/T26610.1承壓設(shè)備系統(tǒng)基于風險的檢驗實施導則第1部分：基本要求和實施程序

GB/T26610.2承壓設(shè)備系統(tǒng)基于風險的檢驗實施導則第2部分：基于風險的檢驗策略

GB/T26610.4承壓設(shè)備系統(tǒng)基于風險的檢驗實施導則第4部分：失效可能性定量分析方法

GB/T26610.5承壓設(shè)備系統(tǒng)基于風險的檢驗實施導則第5部分：失效后果定量分析方法

GB/T30579承壓設(shè)備損傷模式識別

3術(shù)語、定義和符號

GB/T26610.1、GB/T26610.2、GB/T26610.4、GB/T26610.5和GB/T30579所規(guī)定的術(shù)語、

定義和符號適用于本標準。

4縮略語

下列縮略語適用于本標準

LNG液化天然氣（LiquefiedNaturalGas）

NG天然氣（NaturalGas）

BOG蒸發(fā)氣（BoilOffGas）

ORV開架式氣化器（OpenRackVaporizers）

SCV浸沒燃燒式氣化器（SubmergedCombusionVaporizer）

IFV中間介質(zhì)氣化器（IntermediateFluidVaporizer）

E-1中間丙烷氣化器（IntermediatePropaneVaporizer）

E-2液化天然氣氣化器（LNGVaporizer）

E-3天然氣調(diào)溫加熱器（NGTrimHeater）

5總則

5.1本標準是在GB/T26610和GB/T30579的基礎(chǔ)上，針對LNG接收站的工藝、設(shè)備特點制定的檢

驗細則。本標準并不能替代風險評估工作,而是GB/T26610.2針對具體裝置的應用。

5.2本標準在按LNG接收站工藝流程確定壓力容器和壓力管道潛在損傷模式的基礎(chǔ)上，給出了關(guān)鍵

設(shè)備及其特殊部位針對性的檢驗方法，其余設(shè)備基于損傷模式的檢驗方法按GB/T26610.2確定。

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5.3本標準所述LNG接收站壓力容器和壓力管道的損傷模式，根據(jù)其常用材料、典型工藝條件確定，

是可能發(fā)生的潛在損傷，具體的損傷模式應根據(jù)實際情況進行調(diào)整。為了讓使用者能夠區(qū)分主次，

本標準基于損傷模式分析和實際使用經(jīng)驗，按照損傷模式發(fā)生的嚴重程度和頻次，將損傷模式進一

步分為主要損傷模式和次要損傷模式。

5.4本標準中壓力容器和壓力管道潛在的損傷模式是在正常工況下給出的，非正常工況或其他特殊

工況下（如超負荷、低負荷、原料成分變化、超設(shè)計）的損傷模式及基于風險的檢驗細則按實際情

況確定。

5.5檢驗過程中發(fā)現(xiàn)的損傷模式，檢驗人員應根據(jù)檢驗范圍和損傷程度決定是否需要擴檢，是否需

要拆除覆蓋層進行復檢、確認。檢驗過程中發(fā)現(xiàn)的缺陷，按相關(guān)標準規(guī)范進行處理。

5.6使用本標準時，可以直接由第8章找出對應的設(shè)備，對于第8章沒有提到的設(shè)備，可以根據(jù)設(shè)

備所處流程位置，在第7章中找出其損傷模式及部位，然后按照GB/T26610.2或GB/T30579選擇

基于損傷模式的檢驗方法。

5.7本標準并不等同于檢驗方案，實際檢驗方案要根據(jù)具體情況制定，LNG接收站基于損傷模式的

檢驗內(nèi)容按照本標準制定，以本標準規(guī)定的主要損傷模式為重點，兼顧次要損傷模式。對于本標準

沒有覆蓋的檢驗內(nèi)容，如基礎(chǔ)、支撐結(jié)構(gòu)、接地、接管及補強、表面狀況、法蘭接頭、閥門等，參

照《固定式壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程》和《壓力管道定期檢驗規(guī)則-工業(yè)管道》規(guī)定進行。

5.8LNG接收站RBI項目除應符合本標準的要求外，還應遵守我國相關(guān)特種設(shè)備安全技術(shù)規(guī)范的規(guī)

定。

6通用流程

6.1損傷模式確定

按本標準及GB/T30579確定損傷模式。

6.2風險分析計算

根據(jù)6.1確定的損傷模式，分別按照GB/T26610.4和GB/T26610.5的規(guī)定對LNG接收站壓力

容器和壓力管道進行失效可能性和失效后果等級的定量分析計算，按照GB/T26610.1的規(guī)定確定

壓力容器和壓力管道的風險。

6.3制定檢驗細則

根據(jù)6.2風險分析計算結(jié)果，按照GB/T26610.2確定LNG接收站壓力容器和壓力管道的檢驗

時間（或基于檢驗時間確定的檢驗范圍）、檢驗類型，結(jié)合GB/T26610.2和本標準的要求確定檢驗

方法和檢驗部位,依據(jù)具體風險評估報告確定檢驗比例。

LNG接收站中壓力容器、壓力管道的定期檢驗可以在系統(tǒng)不停機的條件下進行。檢驗項目應包

括資料審查、宏觀檢驗、壁厚測定和安全附件檢驗。必要時還應進行表面無損檢測、埋藏缺陷檢測、

材料分析、強度校核、耐壓試驗等檢驗項目。

7損傷模式分布

7.1LNG接卸工段

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a)LNG卸船管線：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）；

b)BOG返回管線：大氣腐蝕（有隔熱層）；

c)碼頭保冷循環(huán)管線：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）；

d)碼頭排液罐：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）。

7.2LNG存儲工段

a)與低壓泵相連管線：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）、振動疲勞；

b)BOG管線、放空管線、排放/溢流管線：大氣腐蝕（有隔熱層）。

7.3BOG處理工段

7.3.1再冷凝器單元

a)再冷凝器：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）；

b)低壓LNG管線：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）；

c)BOG管線：大氣腐蝕（有隔熱層）；

d)外輸總管BOG返回線：大氣腐蝕（無隔熱層）。

7.3.2BOG低壓壓縮機單元

a)低壓排放罐：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）；

b)BOG壓縮機入口分液罐：大氣腐蝕（有隔熱層）；

c)BOG壓縮機緩沖罐：大氣腐蝕（有隔熱層）；

d)低壓LNG管線：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）；

e)BOG管線：大氣腐蝕（有隔熱層）；

f)與壓縮機相連管線:大氣腐蝕（有隔熱層）、振動疲勞。

7.4LNG加壓氣化工段

7.4.1高壓輸送泵單元

a)LNG管線：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）、振動疲勞；

b)BOG去再冷凝器管線：大氣腐蝕（有隔熱層）、振動疲勞；

c)BOG去放空、火炬管線：大氣腐蝕（有隔熱層）；

d)高壓輸送泵泵筒：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）、振動疲勞。

7.4.2IFV單元

a)與E-3殼程相連管線：大氣腐蝕（無隔熱層）、振動疲勞；

b)高壓天然氣外輸管線：大氣腐蝕（無隔熱層）；

c)高壓LNG進料管線：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）；

d)E-2至E-3管線：熱沖擊、大氣腐蝕（有隔熱層）、沖刷、振動疲勞、汽蝕；

e)氣態(tài)丙烷線：大氣腐蝕（無隔熱層）；

f)液態(tài)丙烷線：沖刷、大氣腐蝕（無隔熱層）

g)IFV氣化器：汽蝕、大氣腐蝕（有隔熱層）、大氣腐蝕（無隔熱層）、沖刷、振動疲勞、冷卻

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水腐蝕、微生物腐蝕；

h)BOG去放空、火炬管線：大氣腐蝕（有隔熱層）。

7.4.3ORV單元

a)高壓LNG進料管線：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）；

b)高壓天然氣外輸管線：大氣腐蝕（無隔熱層）；

c)BOG去放空、火炬管線：大氣腐蝕（有隔熱層）；

d)ORV氣化器：沖刷、汽蝕、涂層失效、微生物腐蝕、冷卻水腐蝕。

7.4.4SCV單元

a)高壓LNG進料管線：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）；

b)高壓天然氣外輸管線、燃料氣管線：大氣腐蝕（無隔熱層）；

c)BOG去放空、火炬管線：大氣腐蝕（有隔熱層）；

d)電加熱器：大氣腐蝕（無隔熱層）；

e)SCV氣化器：沖刷、汽蝕、冷卻水腐蝕。

7.5高壓天然氣輸送工段

a)BOG去壓縮機管線：大氣腐蝕（有隔熱層）、振動疲勞；

b)高壓天然氣外輸管線、燃料氣管線：大氣腐蝕（無隔熱層）、振動疲勞；

c)緩沖罐：大氣腐蝕（無隔熱層）；

7.6NG計量及外輸工段

NG管線：大氣腐蝕（無隔熱層）；

7.7LNG裝車/船工段

a)BOG去放空、火炬管線：大氣腐蝕（有隔熱層）；

b)低壓LNG管線、LNG排放、溢流管線：沖刷、大氣腐蝕（有隔熱層）；

7.8火炬工段

a)BOG管線：大氣腐蝕（有隔熱層）；

b)燃料氣管線：大氣腐蝕（無隔熱層）；

c)火炬分液罐：大氣腐蝕（有隔熱層）；

7.9LNG接收站工藝流程及損傷模式流程分布

LNG接收站工藝流程參見附錄A，LNG接收站損傷模式流程分布圖參見附錄B。

8基于風險的檢驗細則

LNG接收站壓力容器和壓力管道推薦的檢驗時間（或基于檢驗時間確定的檢驗范圍）、檢驗類

型及選擇原則和檢驗方法等依據(jù)第9章確定，LNG接收站典型設(shè)備基于損傷模式的推薦檢驗方法和

檢驗部位見表1~表8。

表1卸料總管推薦的檢驗方法

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主要次要檢驗方法

序常用材失效

損傷損傷備注

號料部位停機外部檢驗在線檢驗

模式模式

主要損次要損次要損

主要損傷模式在線紅外熱

內(nèi)表傷模式傷模式傷模式

1S30403-沖刷成像檢測溫

面脈沖渦流或瞬

---度異常部位

變電磁檢測

表2BOG總管推薦的檢驗方法

序常用材主要損次要損失效檢驗方法

備注

號料傷模式傷模式部位停機外部檢驗在線檢驗

主要損次要損主要損傷次要損傷

大氣腐在線紅外

傷模式傷模式模式模式

S31603蝕（有外表熱成像檢

1-脈沖渦流X射線數(shù)

S30403隔熱面測溫度異

--或瞬變電字成像檢

層）常部位

磁檢測測

表3高壓天然氣外輸管線推薦的檢驗方法

序常用材主要損次要損失效檢驗方法

備注

號料傷模式傷模式部位停機外部檢驗在線檢驗

主要損次要損主要損傷次要損傷

大氣腐傷模式傷模式模式模式

20重點關(guān)注

蝕（無振動疲外表目視檢電磁超聲橫波超聲

1S31603氣化器出

隔熱勞面測和縱表面無或脈沖渦檢測或表

A333Gr6口部位

層）波超聲損檢測流檢測或面無損檢

檢測超聲導波測

表4BOG壓縮機出入口管線推薦的檢驗方法

序常用材主要損次要損失效檢驗方法

備注

號料傷模式傷模式部位停機外部檢驗在線檢驗

主要損次要損主要損傷次要損傷

大氣腐傷模式傷模式模式模式在線紅外

S31603蝕（有振動疲外表目視檢熱成像檢

1脈沖渦流X射線數(shù)

S30403隔熱勞面測和縱表面無測溫度異

或瞬變電字成像檢

層）波超聲損檢測常部位

磁檢測測

檢測

表5高壓輸送泵出入口管線推薦的檢驗方法

序常用材主要損次要損失效檢驗方法

備注

號料傷模式傷模式部位停機外部檢驗在線檢驗

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主要損次要損主要損傷次要損傷

大氣腐

傷模式傷模式模式模式在線紅外

蝕（有

振動疲外表目視檢熱成像檢

1S30403隔熱脈沖渦流X射線數(shù)

勞面測和縱表面無測溫度異

層）、沖或瞬變電字成像檢

波超聲損檢測常部位

刷磁檢測測

檢測

表6再冷凝器推薦的檢驗方法

檢驗方法

序常用材主要損次要損傷失效部

停機內(nèi)部停機外部備注

號料傷模式模式位在線檢驗

檢驗檢驗

在線紅外

大氣腐蝕目視檢測縱波超聲脈沖渦流

熱成像檢

1S30403沖刷（有隔熱內(nèi)表面或縱波超檢測或超或瞬變電

測溫度異

層）聲檢測聲導波磁檢測

常部位

表7IFV氣化器推薦的檢驗方法

檢驗方法

序主要損次要損傷失效

名稱常用材料停機內(nèi)停機外在線檢備注

號傷模式模式部位

部檢驗部檢驗驗

目視檢脈沖渦重點是

Q245R大氣腐蝕頂部

E-1測或縱縱波超流或瞬殼程頂

S30408汽蝕（有隔熱內(nèi)外

殼程波超聲聲檢測變電磁部內(nèi)外

16MnDR層）表面

檢測檢測表面

目視檢

沖刷、冷

1E-1Q245R微生物腐測或縱縱波超縱波超

卻水腐筒體-

管程16MnDR蝕波超聲聲檢測聲檢測

蝕

檢測

必要時

通過工

E-1內(nèi)外腐目視檢

TA2-管束-藝監(jiān)控-

管束蝕測和渦

控制

流檢測

目視檢縱波超脈沖渦重點是

Q245R大氣腐蝕頂部

E-2測或縱聲檢測流或瞬殼程頂

S30408汽蝕（有隔熱內(nèi)外

2殼程波超聲或超聲變電磁部內(nèi)外

16MnDR層）表面

檢測導波檢測表面

E-2S30408沖刷大氣腐蝕內(nèi)表目視檢縱波超脈沖渦-

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管程（有隔熱面測或縱聲檢測流或瞬

層）波超聲或超聲變電磁

檢測導波檢測

必要時

管束通過工

E-2內(nèi)外腐目視檢

S30408管束振動內(nèi)外-藝監(jiān)控-

管束蝕測和渦

表面控制

流檢測

目視檢目視檢目視檢

大氣腐

E-3外表測或縱測或縱測或電

S30408蝕(無隔--

殼程面波超聲波超聲磁超聲

熱層)

檢測檢測檢測

縱波超

微生物腐目視檢目視檢

沖刷、冷聲檢測

E-3Q245R蝕、大氣測或縱測或縱

3卻水腐筒體或電磁-

管程Q345R腐蝕（無波超聲波超聲

蝕超聲檢

隔熱層）檢測檢測

測

必要時

通過工

E-3內(nèi)外腐目視檢

TA2-管束-藝監(jiān)控-

管束蝕測和渦

控制

流檢測

表8ORV氣化器推薦的檢驗方法

檢驗方法

序常用材主要損傷次要損傷

失效部位停機內(nèi)停機外部備注

號料模式模式

部檢驗檢驗

重點是外部涂

LNG集管及距

微生物腐目視檢測層的檢查，必要

汽蝕、涂LNG集管一定

15083蝕、冷卻水-和縱波超時用渦流式膜

層失效范圍內(nèi)的翅片

腐蝕聲檢測厚計對涂層進

管

行檢測

9檢驗類型、檢驗范圍及選擇原則

9.1檢驗類型

9.1.1容器的檢驗類型

a)停機內(nèi)部檢驗；

b)停機外部檢驗；

c)在線檢驗；

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9.1.2管道的檢驗類型

a)停機外部檢驗；

b)在線檢驗；

9.2檢驗類型的選擇原則

9.2.1容器檢驗類型的選擇原則

a)首次檢驗：具備條件時應進行停機內(nèi)部檢驗，否則進行停機外部檢驗或在線檢驗。

b)非首次檢驗：具備條件時優(yōu)先選擇停機內(nèi)部檢驗，否則進行停機外部檢驗或在線檢驗。

9.2.2管道檢驗類型的選擇原則

可以進行在線檢驗，必要時選擇停機外部檢驗。

9.3檢驗范圍

9.3.1容器的檢驗范圍表9容器的檢驗范圍

本次停機檢修時間點的風檢驗范圍

險等級一般保守程度較高保守程度

高風險100%100%

中高風險≥60%≥75%

中風險≥40%≥50%

低風險≥20%≥25%

9.3.2管道的檢驗范圍

表10管道的檢驗范圍

本次停機檢修時間點的風檢驗范圍

險等級一般保守程度較高保守程度

高風險100%100%

中高風險≥50%≥60%

中風險≥30%≥40%

低風險≥10%≥20%

9.3.3首次檢驗時，檢驗按較高保守程度確定檢驗范圍。

9.3.4確定檢驗范圍時，應確保覆蓋所有腐蝕回路；對于壓力管道的檢驗，可以將LNG接收站內(nèi)所

有壓力管道按腐蝕回路歸類，然后確定每條腐蝕回路范圍內(nèi)應抽檢管道數(shù)量，并優(yōu)先抽檢失效可能

性大于或等于3的管道單元或使用單位、檢驗人員認為有必要的檢驗的管道單元。

9.3.5檢驗過程中發(fā)現(xiàn)有影響安全運行的或需要進行停機復檢的設(shè)備單元，應進行停機檢驗。

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附錄A

(資料性附錄）

LNG接收站工藝流程簡介

A.1概述

LNG接收站是指對船運LNG進行接收、儲存然后進行外輸?shù)难b置。其主要功能是LNG接收和儲

存、蒸發(fā)氣處理、LNG增壓、LNG氣化、天然氣輸出以及LNG的槽車或槽船輸出。LNG接收站既是遠

洋運輸液化天然氣的終端，又是陸上天然氣供應的氣源，處于液化天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中的關(guān)鍵部位。

A.2基本原理

A.2.1再冷凝原理

再冷凝工藝是將蒸發(fā)氣壓縮到某一中間壓力，然后與低壓輸送泵從儲罐送出的LNG在再冷凝器

中混合。由于LNG加壓后處于過冷狀態(tài)，可以使BOG冷凝下來，冷凝后的LNG經(jīng)高壓輸出泵加壓氣

化后外輸。再冷凝工藝不需要將BOG壓縮到外輸壓力，而是壓縮到一個較低的壓力，然后利用LNG

的冷量將BOG冷凝，從而減少了BOG壓縮功的消耗，節(jié)省能量。在接收站的生產(chǎn)運行過程中，再冷

凝器具有BOG冷凝回收和高壓泵入口緩沖罐的雙重功能。

A.2.2ORV氣化原理

ORV主要用于高壓泵輸出的LNG氣化。在ORV氣化器中，LNG從下部總管進入（下分配器），

然后沿著呈幕狀結(jié)構(gòu)的LNG翅片管上升，與海水換熱后成常溫氣體輸出，海水從上部進入，經(jīng)上分

配器分配后成薄膜狀均勻沿幕狀LNG翅片管下降，使管內(nèi)LNG受熱氣化。ORV為逆流式熱交換，即

LNG由底部沿翅片管向上流動，海水在翅片管的外部從上向下流動。

A.2.3IFV氣化原理

IFV由三個管殼式換熱器組成：E-1段為固定管板式中間丙烷氣化器，E-2段為U型管殼式液化

天然氣氣化器，E-3段為固定管板式天然氣調(diào)溫加熱器。IFV工作時主要是利用海水加熱丙烷，使

丙烷氣化；氣化后的丙烷與低溫LNG進行換熱，丙烷被冷凝的同時LNG吸收熱量氣化為NG；NG再

與海水進行換熱并進一步被加熱到0℃以上外輸。

A.3工藝流程

A.3.1典型工藝流程概述

按照工藝流程，LNG接收站主要由LNG接卸工段、LNG存儲工段、BOG處理工段、LNG加壓氣化

工段、NG計量及外輸工段和LNG裝車/船工段組成，以典型的再冷凝工藝LNG接收站為例進行闡述。

A.3.2LNG接卸工段

LNG運輸船到達卸船碼頭后，LNG通過運輸船上的輸送泵，經(jīng)LNG卸料臂，通過LNG總管輸送

到LNG儲罐中。

在非卸船期間，用來自低壓輸出總管的LNG通過碼頭循環(huán)管線對碼頭卸料管線和儲罐進料管線

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進行保冷。冷循環(huán)的LNG大部分返回到去再冷凝器的LNG低壓輸出總管，其余返回到各LNG儲罐。

A.3.2LNG存儲工段

每座LNG儲罐設(shè)有2根進料管，既可以從頂部進料，也可以從底部進料。當運輸船內(nèi)LNG密度

大于儲罐內(nèi)LNG密度時，采用從頂部進料；當運輸船內(nèi)LNG密度小于儲罐內(nèi)LNG密度時，采用從底

部進料。

LNG儲罐內(nèi)的低壓泵將LNG升壓后輸送到低壓LNG總管，通過與低壓LNG總管相連的管道分別

輸送到再冷凝器和高壓泵入口低壓LNG總管，經(jīng)高壓泵加壓后輸送到氣化器加熱、氣化并外輸；通

過與低壓LNG總管相連的管道輸送到槽車裝車撬，再充裝到LNG槽車并外輸。

接收站在無高壓氣化外輸時，低壓LNG流經(jīng)再冷凝器并進入高壓泵入口低壓LNG總管，通過跨

線連接到高壓LNG總管，再經(jīng)過零輸出循環(huán)管線連接到高壓LNG排放總管，并返回儲罐，從而保持

高壓泵入口LNG低壓總管、高壓泵出口LNG高壓總管、高壓LNG排放總管處于冷態(tài)。

接收站在無槽車裝車外輸時，低壓LNG從LNG槽車總管流向撬外跨接管和撬內(nèi)LNG排放管，并

通過LNG排放管返回儲罐，以保持槽車總管和槽車裝車撬處于冷態(tài)。

A.3.3BOG回收處理工段

LNG卸船時產(chǎn)生的大量BOG，一部分通過氣體返回臂返送回運輸船的船艙，以維持船艙系統(tǒng)的

壓力平衡，另一部分通過BOG壓縮機壓縮到一定壓力后送再冷凝器進行冷凝。

BOG與LNG在再冷凝器上部的填料層中以對流方式進行直接接觸并充分換熱，過冷的LNG液體

將BOG完全冷凝，從再冷凝器底部流出并進入低壓LNG總管。

A.3.4LNG加壓氣化工段

A.3.4.1IFV氣化

來自高壓泵輸出的LNG被引入到E-2的管程側(cè)，LNG在E-1殼程中被丙烷氣化。在E-2換熱管

的外表面，丙烷蒸氣被冷凝；隨后，經(jīng)過冷凝的（液態(tài)）丙烷滴落到E-1殼程的底部。經(jīng)過氣化的

LNG（即NG）通過位于E-2和E-3之間互相連接的管道系統(tǒng)，NG進入到E-3殼程中，再次進行加熱，

然后通過天然氣總管外輸。

A.3.4.2ORV氣化

來自高壓泵輸出的LNG從下部總管進入（下分配器），然后沿著呈幕狀結(jié)構(gòu)的LNG翅片管上升，

與海水換熱后成為常溫NG，然后通過天然氣總管外輸，海水從上部進入，經(jīng)上分配器分配后成薄膜

狀均勻沿幕狀LNG翅片管下降，使管內(nèi)LNG受熱氣化。

A.3.4.3SCV氣化

來自燃料氣電加熱器的燃料氣與鼓風機抽送的空氣按一定比例在燃燒室內(nèi)燃燒，燃燒產(chǎn)生的煙

道氣通過下氣管，與SCV中的水浴充分攪動增強換熱；同時，來自高壓泵輸出的LNG進入SCV后被

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加熱氣化為天然氣，然后通過天然氣總管外輸。

A.3.5NG計量及外輸工段

來自氣化器的NG通過檢測、計量后通過天然氣輸送干線輸往下游天然氣用戶。

A.3.6LNG裝車/船工段

來自低壓輸出泵的LNG進入槽車輸送總管，然后通過槽車裝車臂進行裝車，裝車過程中產(chǎn)生的

蒸發(fā)氣經(jīng)氣相返回臂進入放空總管返回至LNG儲罐。

CPASEPT×××—2020

附錄B

(資料性附錄）

LNG接收站損傷模式流程分布

LNG接收站損傷模式流程分布如圖B.1~圖B.12

表B.1給出了損傷模式的索引，同時一并給出了與GB/T26610.1-2011附錄A內(nèi)容的對應關(guān)

系，以及本標準附錄B中的對應編號。

表B.1損傷模式索引

序號損傷GB/T26610.1-2011附錄A的對應內(nèi)容本標準附錄B的對應編號

1大氣腐蝕（有隔熱層）表A.1保溫層下腐蝕（CUI）○46

2冷卻水腐蝕表A.1冷卻水腐蝕○49

3微生物腐蝕表A.1微生物引起的腐蝕○51

4沖刷無此項無此項○66

5振動疲勞表A.4振動引起的疲勞○A

6大氣腐蝕（無隔熱層）表A.1大氣腐蝕○B(yǎng)

7汽蝕表A.4汽蝕○C

8涂層失效無此項無此項○D

CPASEPT×××—2020

氮氣

卸料臂氮氣

46664666

氮氣

卸料臂氮氣

4666

4666

回氣臂氮氣LNG去存儲工段

返回氣

46氮氣

4666

卸料臂氮氣

碼頭保冷循環(huán)

4666

蒸發(fā)氣

4666

碼頭排液罐

4666

編號索引

46大氣腐蝕（有隔熱層）

66沖刷

圖B.1LNG接收站（LNG接卸工段）

CPASEPT×××—2020

LNG排放/溢流

46

4666

蒸發(fā)氣放空

LNG來自儲罐冷卻

4666

LNG來自接卸工段46

蒸發(fā)氣去BOG總管

LNG來自接卸工段

氮氣

LNG返回儲罐