1 lng气化站工艺流程.doc

1、1 LNG 气化站工艺流程11 LNG 卸车工艺LNG 通过公路槽车或罐式集装箱车从 LNG 液化工厂运抵用气城市 LNG气化站，利用槽车上的空温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或通过站内设置的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压)，使槽车与 LNG 储罐之间形成一定的压差，利用此压差将槽车中的 LNG 卸入气化站储罐内。卸车结束时，通过卸车台气相管道回收槽车中的气相天然气。卸车时，为防止 LNG 储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的 LNG 温度低于储罐中 LNG 的温度时，采用上进液方式。槽车中的低温 LNG 通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，

2、使卸车得以顺利进行。若槽车中的 LNG 温度高于储罐中 LNG 的温度时，采用下进液方式，高温 LNG 由下进液口进入储罐，与罐内低温 LNG 混合而降温，避免高温 LNG 由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。实际操作中，由于目前 LNG 气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG 温度通常高于气化站储罐中 LNG 的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装 LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前都应当用储罐中的 LNG 对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使

3、 LNG 的流速突然改变而产生液击损坏管道。12 LNG 气化站流程与储罐自动增压LNG 气化站流程LNG 气化站的工艺流程见图 1。图 1 城市 LNG 气化站工艺流程Fig1 Process flow of urban LNG vaporizing station储罐自动增压与 LNG 气化靠压力推动，LNG 从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内 LNG 的流出，罐内压力不断降低，LNG 出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使 LNG 气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气

4、化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内 LNG 靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最低液位)，在自增压空温式气化器中 LNG 经过与空气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流入储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。利用该压力将储罐内 LNG 送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调至 04MPa)、计量、加臭后，送入城市中压输配管网为用户供气。在夏季空温式气化器天然气出口温度可达 15，直接进管网使用。在冬季或雨季，气化器气化效率大大降低，尤其是在寒冷的北方，冬季时气化器出口天然气的温度(比环境温度

5、低约 10)远低于 0而成为低温天然气。为防止低温天然气直接进入城市中压管网导致管道阀门等设施产生低温脆裂，也为防止低温天然气密度大而产生过大的供销差，气化后的天然气需再经水浴式天然气加热器将其温度升到 10，然后再送入城市输配管网。通常设置两组以上空温式气化器组，相互切换使用。当一组使用时间过长，气化器结霜严重，导致气化器气化效率降低，出口温度达不到要求时，人工(或自动或定时)切换到另一组使用，本组进行自然化霜备用。在自增压过程中随着气态天然气的不断流入，储罐的压力不断升高，当压力升高到自动增压调节阀的关闭压力(比设定的开启压力约高 10%)时自动增压阀关闭，增压过程结束。随着气化过程的持续

6、进行，当储罐内压力又低于增压阀设定的开启压力时，自动增压阀打开，开始新一轮增压。2 LNG 气化站工艺设计21 设计决定项目的经济效益据西方国家分析，不到建设工程全寿命费用 1的设计费对工程造价的影响度占 75以上，设计质量对整个建设工程的效益至关重要。影响 LNG 气化站造价的主要因素有设备选型(根据供气规模、工艺流程等确定)、总图设计(总平面布置、占地面积、地形地貌、消防要求等)、自控方案(主要是仪表选型)。通常，工程直接费约占项目总造价的 70%，设备费又占工程直接费的4850，设备费中主要是 LNG 储罐的费用。22 气化站设计标准至今我国尚无 LNG 的专用设计标准，在 LNG 气化

7、站设计时，常采用的设计规范为：GB 5002893城镇燃气设计规范(2002 年版)、GBJ 1687建筑设计防火规范(2001 年版)、GB 501832004石油天然气工程设计防火规范、美国 NFPA59A液化天然气生产、储存和装卸标准。其中 GB 501832004石油天然气工程设计防火规范是由中石油参照和套用美国 NFPA59A标准起草的，许多内容和数据来自 NFPA59A 标准。由于 NFPA59A 标准消防要求高，导致工程造价高，目前难以在国内实施。目前国内 LNG 气化站设计基本参照 GB 5002893城镇燃气设计规范(2002 年版)设计，实践证明安全可行。23 LNG 储罐

8、的设计储罐是 LNG 气化站的主要设备，占有较大的造价比例，应高度重视储罐设计。231 LNG 储罐结构设计LNG 储罐按结构形式可分为地下储罐、地上金属储罐和金属/预应力混凝土储罐 3 类。地上 LNG 储罐又分为金属子母储罐和金属单罐 2 种。金属子母储罐是由 3 只以上子罐并列组装在一个大型母罐(即外罐)之中，子罐通常为立式圆筒形，母罐为立式平底拱盖圆筒形。子母罐多用于天然气液化工厂。城市 LNG气化站的储罐通常采用立式双层金属单罐，其内部结构类似于直立的暖瓶，内罐支撑于外罐上，内外罐之间是真空粉末绝热层。储罐容积有 50m3和 100m3，多采用 100m3储罐。对于 100m3立式储

9、罐，其内罐内径为 3000mm，外罐内径为 3200mm，罐体加支座总高度为 17100mm，储罐几何容积为 10528m 3。232 设计压力与计算压力的确定目前绝大部分 100m3立式 LNG 储罐的最高工作压力为 08MPa。按照 GB 1501998钢制压力容器的规定，当储罐的最高工作压力为 08MPa 时，可取设计压力为 084MPa。储罐的充装系数为 095，内罐充装 LNG 后的液柱净压力为 0062MPa，内外罐之间绝对压力为 5Pa，则内罐的计算压力为101MPa。外罐的主要作用是以吊挂式或支撑式固定内罐与绝热材料，同时与内罐形成高真空绝热层。作用在外罐上的荷载主要为内罐和介

10、质的重力荷载以及绝热层的真空负压。所以外罐为外压容器，设计压力为-01MPa。233 100m 3LNG 储罐的选材正常操作时 LNG 储罐的工作温度为-1623，第一次投用前要用-196的液氮对储罐进行预冷，则储罐的设计温度为-196。内罐既要承受介质的工作压力，又要承受 LNG 的低温，要求内罐材料必须具有良好的低温综合机械性能，尤其要具有良好的低温韧性，因此内罐材料采用 0Crl8Ni9，相当于 ASME(美国机械工程师协会)标准的 304。根据内罐的计算压力和所选材料，内罐的计算厚度和设计厚度分别为111mm 和 120mm。作为常温外压容器，外罐材料选用低合金容器钢 16MnR，其设

11、计厚度为 100mm。234 接管设计开设在储罐内罐上的接管口有：上进液口、下进液口、出液口、气相口、测满口、上液位计口、下液位计口、工艺人孔 8 个接管口。内罐上的接管材质都为 0Cr18Ni9。为便于定期测量真空度和抽真空，在外罐下封头上开设有抽真空口(抽完真空后该管口被封闭)。为防止真空失效和内罐介质漏入外罐，在外罐上封头设置防爆装置。235 液位测量装置设计为防止储罐内 LNG 充装过量或运行中罐内 LNG 太少危及储罐和工艺系统安全，在储罐上分别设置测满口与差压式液位计两套独立液位测量装置，其灵敏度与可靠性对 LNG 储罐的安全至关重要。在向储罐充装 LNG 时，通过差压式液位计所显

12、示的静压力读数，可从静压力与充装质量对照表上直观方便地读出罐内 LNG 的液面高度、体积和质量。当达到充装上限时，LNG 液体会从测满口溢出，提醒操作人员手动切断进料。储罐自控系统还设有高限报警(充装量为罐容的 85)、紧急切断(充装量为罐容的 95)、低限报警(剩余 LNG 量为罐容的10)。236 绝热层设计LNG 储罐的绝热层有以下 3 种形式：高真空多层缠绕式绝热层。多用于 LNG 槽车和罐式集装箱车。正压堆积绝热层。这种绝热方式是将绝热材料堆积在内外罐之间的夹层中，夹层通氮气，通常绝热层较厚。广泛应用于大中型 LNG 储罐和储槽，例如立式金属 LNG 子母储罐。真空粉末绝热层。常用的

13、单罐公称容积为 100m3和 50m3的圆筒形双金属LNG 储罐通常采用这种绝热方式。在 LNG 储罐内外罐之间的夹层中填充粉末(珠光砂)，然后将该夹层抽成高真空。通常用蒸发率来衡量储罐的绝热性能。目前国产 LNG 储罐的日静态蒸发率体积分数03。237 LNG 储罐总容量储罐总容量通常按储存 3d 高峰月平均日用气量确定。同时还应考虑气源点的个数、气源厂检修时间、气源运输周期、用户用气波动情况等因素。对气源的要求是不少于 2 个供气点。若只有 1 个供气点，则储罐总容量还要考虑气源厂检修时能保证正常供气。24 BOG 缓冲罐对于调峰型 LNG 气化站，为了回收非调峰期接卸槽车的余气和储罐中的

14、BOG(Boil Off Gas，蒸发气体)，或对于天然气混气站为了均匀混气，常在 BOG加热器的出口增设 BOG 缓冲罐，其容量按回收槽车余气量设置。25 气化器、加热器选型设计251 储罐增压气化器按 100m3的 LNG 储罐装满 90m3的 LNG 后，在 30min 内将 10m3气相空间的压力由卸车状态的 04MPa 升压至工作状态的 06MPa 进行计算。据计算结果，每台储罐选用 1 台气化量为 200m3/h 的空温式气化器为储罐增压，LNG 进增压气化器的温度为-1623，气态天然气出增压气化器的温度为-145。设计多采用 1 台 LNG 储罐带 1 台增压气化器。也可多台储

15、罐共用 1 台或 1组气化器增压，通过阀门切换，可简化流程，减少设备，降低造价。252 卸车增压气化器由于 LNG 集装箱罐车上不配备增压装置，因此站内设置气化量为 300m3/h的卸车增压气化器，将罐车压力增至 06MPa。LNG 进气化器温度为-1623，气态天然气出气化器温度为-145。253 BOG 加热器由于站内 BOG 发生量最大的是回收槽车卸车后的气相天然气，故 BOG 空温式加热器的设计能力按此进行计算，回收槽车卸车后的气相天然气的时间按30min 计。以 1 台 40m3的槽车压力从 06MPa 降至 03MPa 为例，计算出所需BOG 空温式气化器的能力为 240m3/h。

16、一般根据气化站可同时接卸槽车的数量选用 BOG 空温式加热器。通常 BOG 加热器的加热能力为 5001000m 3/h。在冬季使用水浴式天然气加热器时，将 BOG 用作热水锅炉的燃料，其余季节送入城市输配管网。254 空温式气化器空温式气化器是 LNG 气化站向城市供气的主要气化设施。气化器的气化能力按高峰小时用气量确定，并留有一定的余量，通常按高峰小时用气量的1315 倍确定。单台气化器的气化能力按 2000m3/h 计算，24 台为一组，设计上配置 23 组，相互切换使用。255 水浴式天然气加热器当环境温度较低，空温式气化器出口气态天然气温度低于 5时，在空温式气化器后串联水浴式天然气

17、加热器，对气化后的天然气进行加热。加热器的加热能力按高峰小时用气量的 1315 倍确定。256 安全放散气体(EAG)加热器LNG 是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度为-1615，常压下储存温度为-1623，密度约 430 kg/m3。当 LNG 气化为气态天然气时，其临界浮力温度为-107。当气态天然气温度高于-107时，气态天然气比空气轻，将从泄漏处上升飘走。当气态天然气温度低于-107时，气态天然气比空气重，低温气态天然气会向下积聚，与空气形成可燃性爆炸物。为了防止安全阀放空的低温气态天然气向下积聚形成爆炸性混合物，设置 1 台空温式安全放散气体加热器，放散气体先通过该加热器加热

18、，使其密度小于空气，然后再引入高空放散。EAG 空温式加热器设备能力按 100m3储罐的最大安全放散量进行计算。经计算，100m 3储罐的安全放散量为 500m3/h，设计中选择气化量为 500m3/h 的空温式加热器 1 台。进加热器气体温度取-145，出加热器气体温度取-15。对于南方不设 EAG 加热装置的 LNG 气化站，为了防止安全阀起跳后放出的低温 LNG 气液混合物冷灼伤操作人员，应将单个安全阀放散管和储罐放散管接入集中放散总管放散。26 调压、计量与加臭装置根据 LNG 气化站的规模选择调压装置。通常设置 2 路调压装置，调压器选用带指挥器、超压切断的自力式调压器。计量采用涡轮

19、流量计。加臭剂采用四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将加臭剂注入燃气管道中。27 阀门与管材管件选型设计271 阀门选型设计工艺系统阀门应满足输送 LNG 的压力和流量要求，同时必须具备耐-196的低温性能。常用的 LNG 阀门主要有增压调节阀、减压调节阀、紧急切断阀、低温截止阀、安全阀、止回阀等。阀门材料为 0Cr18Ni9。272 管材、管件、法兰选型设计介质温度-20的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管(GB/T 149762002)，材质为 0Cr18Ni9。管件均采用材质为 0crl8Ni9 的无缝冲压管件(GB/T 1245990)。法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰(H

20、G 2059297)，其材质为0Cr18Ni9。法兰密封垫片采用金属缠绕式垫片，材质为 0crl8Ni9。紧固件采用专用双头螺柱、螺母，材质为 0Crl8Ni9。介质温度-20的工艺管道，当公称直径200 mm 时，采用输送流体用无缝钢管(GB/T81631999)，材质为 20 号钢；当公称径200mm 时采用焊接钢管(GB/T 30412001)，材质为 Q235B。管件均采用材质为 20 号钢的无缝冲压管件(GB/T 1245990)。法兰采用凸面带颈对焊钢制管法兰(HG 2059297)，材质为 20 号钢。法兰密封垫片采用柔性石墨复合垫片(HG 2062997)。LNG 工艺管道安装

21、除必要的法兰连接外，均采用焊接连接。低温工艺管道用聚氨酯绝热管托和复合聚乙烯绝热管壳进行绝热。碳素钢工艺管道作防腐处理。273 冷收缩问题LNG 管道通常采用奥氏体不锈钢管，材质为 0crl8Ni9，虽然其具有优异的低温机械性能，但冷收缩率高达 0003。站区 LNG 管道在常温下安装，在低温下运行，前后温差高达 180，存在着较大的冷收缩量和温差应力，通常采用“门形”补偿装置补偿工艺管道的冷收缩。28 工艺控制点的设置LNG 气化站的工艺控制系统包括站内工艺装置的运行参数采集和自动控制、远程控制、联锁控制和越限报警。控制点的设置包括以下内容：卸车进液总管压力；空温式气化器出气管压力与温度；水

22、浴式天然气加热器出气管压力与温度；LNG 储罐的液位、压力与报警联锁；BOG 加热器压力；调压器后压力；出站流量；加臭机(自带仪表控制)。29 消防设计LNG 气化站的消防设计根据 CB 5002893城镇燃气设计规范(2002 年版)LPG 部分进行。在 LNG 储罐周围设置围堰区，以保证将储罐发生事故时对周围设施造成的危害降低到最小程度。在 LNG 储罐上设置喷淋系统，喷淋强度为015 L/(sm 2)，喷淋用水量按着火储罐的全表面积计算，距着火储罐直径15 倍范围内的相邻储罐按其表面积的 50计算。水枪用水量按 GBJ 1687建筑设计防火规范(2001 年版)和 GB 5002893城

23、镇燃气设计规范(2002 年版)选取。3 运行管理31 运行基本要求LNG 气化站运行的基本要求是：防止 LNG 和气态天然气泄漏从而与空气形成爆炸性混合物。消除引发燃烧、爆炸的基本条件，按规范要求对 LNG 工艺系统与设备进行消防保护。防止 LNG 设备超压和超压排放。防止 LNG 的低温特性和巨大的温差对工艺系统的危害及对操作人员的冷灼伤。32 工艺系统预冷在 LNG 气化站竣工后正式投运前，应使用液氮对低温系统中的设备和工艺管道进行干燥、预冷、惰化和钝化。预冷时利用液氮槽车阀门的开启度来控制管道或设备的冷却速率1/min。管道或设备温度每降低 20，停止预冷，检查系统气密性和管道与设备的

24、位移。预冷结束后用 LNG 储罐内残留的液氮气化后吹扫、置换常温设备及管道，最后用 LNG 将储罐中的液氮置换出来，就可正式充装 LNG 进行供气。33 运行管理与安全保护331 LNG 储罐的压力控制正常运行中，必须将 LNG 储罐的操作压力控制在允许的范围内。华南地区LNG 储罐的正常工作压力范围为 0307MPa，罐内压力低于设定值时，可利用自增压气化器和自增压阀对储罐进行增压。增压下限由自增压阀开启压力确定，增压上限由自增压阀的自动关闭压力确定，其值通常比设定的自增压阀开启压力约高 15。例如：当 LNG 用作城市燃气主气源时，若自增压阀的开启压力设定为 06MPa，自增压阀的关闭压力

25、约为 069 MPa，储罐的增压值为009MPa。储罐的最高工作压力由设置在储罐低温气相管道上的自动减压调节阀的定压值(前压)限定。当储罐最高工作压力达到减压调节阀设定开启值时，减压阀自动开启卸压，以保护储罐安全。为保证增压阀和减压阀工作时互不干扰，增压阀的关闭压力与减压阀的开启压力不能重叠，应保证 005MPa 以上的压力差。考虑两阀的制造精度，合适的压力差应在设备调试中确定。332 LNG 储罐的超压保护LNG 在储存过程中会由于储罐的“环境漏热”而缓慢蒸发(日静态蒸发率体积分数03)，导致储罐的压力逐步升高，最终危及储罐安全。为保证储罐安全运行，设计上采用储罐减压调节阀、压力报警手动放散

26、、安全阀起跳三级安全保护措施来进行储罐的超压保护。其保护顺序为：当储罐压力上升到减压调节阀设定开启值时，减压调节阀自动打开泄放气态天然气；当减压调节阀失灵，罐内压力继续上升，达到压力报警值时，压力报警，手动放散卸压；当减压调节阀失灵且手动放散未开启时，安全阀起跳卸压，保证 LNG 储罐的运行安全。对于最大工作压力为 080MPa的 LNG 储罐，设计压力为 084MPa，减压调节阀的设定开启压力为 076MPa，储罐报警压力为 078MPa，安全阀开启压力为 080MPa，安全阀排放压力为088MPa。333 LNG 的翻滚与预防LNG 在储存过程中可能出现分层而引起翻滚，致使 LNG 大量蒸

27、发导致储罐压力迅速升高而超过设计压力 7，如果不能及时放散卸压，将严重危及储罐的安全。大量研究证明，由于以下原因引起 LNG 出现分层而导致翻滚：储罐中先后充注的 LNG 产地不同、组分不同而导致密度不同。先后充注的 LNG 温度不同而导致密度不同。先充注的 LNG 由于轻组分甲烷的蒸发与后充注的 LNG 密度不同。要防止 LNG 产生翻滚引发事故，必须防止储罐内的 LNG 出现分层，常采用如下措施。将不同气源的 LNG 分开储存，避免因密度差引起 LNG 分层。为防止先后注入储罐中的 LNG 产生密度差，采取以下充注方法：a槽车中的 LNG 与储罐中的 LNG 密度相近时从储罐的下进液口充注

28、；b槽车中的轻质 LNG 充注到重质 LNG 储罐中时从储罐的下进液口充注；c槽车中的重质 LNG 充注到轻质 LNG 储罐中时，从储罐的上进液口充注。储罐中的进液管使用混合喷嘴和多孔管，可使新充注的 LNG 与原有 LNG充分混合，从而避免分层。对长期储存的 LNG，采取定期倒罐的方式防止其因静止而分层。334 运行监控与安全保护LNG 储罐高、低液位紧急切断。在每台 LNG 储罐的进液管和出液管上均装设气动紧急切断阀，在紧急情况下，可在卸车台、储罐区、控制室紧急切断进出液管路。在进液管紧急切断阀的进出口管路和出液管紧急切断阀的出口管路上分别安装管道安全阀，用于紧急切断阀关闭后管道泄压。气化

29、器后温度超限报警，联锁关断气化器进液管。重点是对气化器出口气体温度进行检测、报警和联锁。正常操作时，当达到额定负荷时气化器的气体出口温度比环境温度低 10。当气化器结霜过多或发生故障时，通过温度检测超限报警、联锁关断气化器进液管实现对气化器的控制。在 LNG 工艺装置区设天然气泄漏浓度探测器。当其浓度超越报警限值时发出声、光报警信号，并可在控制室迅速关闭进、出口电动阀。选择超压切断式调压器。调压器出口压力超压时，自动切换。调压器后设安全放散阀，超压后安全放散。天然气出站管路均设电动阀，可在控制室迅速切断。出站阀后压力高出设定报警压力时声光报警。紧急情况时，可远程关闭出站电动阀。4 结语操作中应

30、优先采用增压调节阀的自动开关功能实现储罐的自动增压。若自增压阀关闭不严，增压结束时必须将增压气化器进液管根阀关闭。LNG 储罐的工作压力、设计压力、计算压力分别有不同的定义和特定用途，不能将计算压力误作为设计压力，以免错设储罐安全阀开启压力。采用储罐减压调节阀、压力报警手动放散、安全阀起跳三级安全措施保护储罐时，其压力设定由低到高依次为：减压调节阀定压值、压力报警定压值、安全阀定压值。在满足 LNG 储罐整体运输与吊装要求的前提下，提高单罐公称容积、减少储罐数量、简化工艺管路和减少低温仪表与阀门数量，是合理降低 LNG 气化站造价的有效措施。为促进 LNG 的安全利用，应尽快颁布先进适用、符合

31、国情的 LNG 设计规范。液化天然气是气田开采出来的天然气,经过脱水、脱酸性气体和重烃类,然后压缩、膨胀、液化而成。LNG 接收站的主要功能是接收、储存和将 LNG 再气化,并通过管网向电厂和城市用户供气,也可通过槽车向用户直接供应 LNG。目前主要有 3 种类型 LNG 接收终端：一是气源型接收终端，由于远离用户需要长距离管道输送，外送输气管道压力一般为 5.09.0MPa；二是调峰型接收终端，为事故应急及调峰，LNG 储罐规模小且靠近用户，外送输气管道压力一般为 2.03.0MPa；三是卫星型接收终端，主要针对小范围区域用户供气，外送输气管道压力接近城市中压或次高压配气管网压力，一般为0.

32、10.8MPa。LNG 项目通常由 LNG 码头、LNG 接收站、输气管线、LNG 电厂和城市用户组成。1 再冷凝工艺和直接压缩工艺对比1.1. 流程对比根据对储罐冷损产生 BOG（蒸发气体）处理方式的不同，LNG 接收终端外输工艺分为直接压缩工艺和再冷凝工艺。两种工艺并无本质上的区别。直接压缩工艺，是指 LNG 储罐内 BOG 通过压缩机直接加压到管网所需压力后，进入外输管网输送，储罐内 LNG 通过罐内泵加压后送入气化器气化进入外输管网输送，不需要设置再冷凝器，第二级外输泵的设置视外输管网压力高低而定。直接压缩工艺设备少，流程简单。再冷凝工艺是指罐内 BOG 通过压缩机加压 1MPa 左右

33、，与罐内低压泵输送相同压力的部分过冷 LNG 液体，两者按照一定比例在再冷凝器中直接换热，利用加压后过冷的 LNG 自身“显冷”特性将大部分 BOG 冷凝，与另一部分罐内泵加压 LNG 会合后经第二级外输泵加压，进入气化器气化后送入高压外输管道。再冷凝工艺流程较复杂，且需要不断气化 LNG 对外输气。1.2 能耗分析再冷凝工艺节能的效果与 3 个因素有关：一是 BOG 压缩机和罐内泵出口流体压力，即再冷凝器的操作压力越低，LNG 第二级泵进口压力小，节能效果越明显。但降低操作压力受 LNG 过冷程度限制，过冷程度太小将会影响操作。一般工程上的再冷凝器操作压力取 0.6 1.0MPa；二是根据广

34、义泊努利方程，输送单位质量流体时泵比压缩机的功耗低。随着外送输气管道的气量增大，节能效果更为明显；三是外送输气管道的压力越高，即进出口压差越大，节能效果越明显。再冷凝工艺适合大型气源型接收终端。这是因为 BOG 和外送输气管道的气量大，输气管道压力高，罐内泵始终运行对外供气，确保了 BOG 再冷凝的冷源，因此节能效果明显。直接压缩工艺适合调峰型接收终端，原因在于调峰型终端无法确保为再冷凝器提供持续的冷源，外送输气管道的压力低，导致再冷凝节能效果不显著，由于省去了再冷凝器等设备，投资相对较低。而卫星型接收终端相对于调峰型接收终端规模更小、压力更低，因此采用直接压缩工艺更为适合。2 主要设备选型2

35、.1 LNG 储罐LNG 储罐均为双层金属罐,与 LNG 接触的内层为含 9%Ni 低温钢,外层为碳钢,中间绝热层为膨胀珍珠岩,罐底绝热层为泡沫玻璃。 2.1.1 罐容的确定接收站的储存 LNG 的能力，最小罐容的计算公式:Vs=(Vt+nQa-tq+rQcT)式中 Vs LNG 罐最小需求容积，m3；Vt LNG 船的最大容积，m3;n LNG 船的延误时间,d;Qa 高峰月平均日送气量,m3/d;t LNG 卸料时间,d;q 最小送出气量,m3/d;r LNG 航行期间市场变化系数;T LNG 船航行时间,d;Qc 高峰月平均城市燃气日送气量,m3/d。以上计算出的 Vs 罐容只是初步的。

36、2.1.2 LNG 储罐选型2.2 LNG 汽化器2.2.1 LNG 汽化器的类型 常用热源有水和燃料两种,水一般指海水、河水和工厂热排水;燃料主要是天然气。根据加热方式不同 LNG 汽化器有以下三种形式:开架式汽化器(ORV) 、浸没燃烧式汽化器(SMV) 和中间媒体式汽化器(IFV)。2.2.2 气化器选型在上述型式的气化器中，大量采用的是开架式气化器和浸没式燃烧气化器，但当海水质量不能满足开架式气化器（ORV）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。国内在建的广东 LNG 项目、福建 LNG 项目周围海水水质较好，选用开架式气化器作为基础负

37、荷，浸没燃烧式气化器作为备用负荷。而即将建设的上海LNG 项目、浙江 LNG 项目由于海水含砂量较高，只能选用耐磨蚀较好的中间介质式气化器。3 站址选择原则（1）LNG 站址选择应邻近用户市场和负荷中心，以减少输气管线的投资和操作费用；（2）LNG 站址选择应与港口总体布局相协调，使 LNG 运输船与其它船舶的相互干扰较小；（3）进港航道及港池自然水深或疏浚后应满足 LNG 运输船的通航、靠泊和调头要求；（4）站址气象、水文条件应适宜 LNG 运输船的靠泊作业要求，港口码头作业天数应在 290d 以上；（5）站址的外部协作配套条件应有利于项目的建设；（6）站址的陆域地质条件应满足 LNG 储罐

38、对场地的要求，以减少地基处理的费用；（7）选址应远离人口密集区域，以减少安全隐患。4 控制系统4.1 控制系统构成控制系统以 DCS（分散控制系统：Distributed Control System)为核心，实现对整个装置的集中监视、控制。安全连锁保护及紧急停车采用ESD（Emergency Shut Down System）系统实现。接收站控制系统和输气管线监控和数据采集系统（SCADA）有接口用以过程动态数据交换。4.2 控制系统功能LNG 接收站的控制系统具备以下基本功能：（1） 对生产工艺实行实时控制，如压力、液位和温度控制等。（2）动态显示生产流程、主要工艺参数及设备运行状态，对异

39、常工况进行声光报警并打印记录备案、存贮有关的重要参数。（3）在线设定、修改控制参数。（4）LNG 气化的天然气的外输计量和控制。（5）显示可燃气体及火灾探测状态，以声光形式对探测到的异常状态报警。（6）监视全厂的生产安全，重要安全信号去 DCS 报警。（7）接收站与码头控制系统的数据通信。（8）执行紧急切断逻辑，显示紧急切断报警信号。5 安全及消防5.1 标准规范对于 LNG 接收站总体的防火及消防设计，主要采用国际通用的标准，如NFPA59A、EN1473 中的规定；而对于某项具体的防火或消防设计，则根据标准的严格性执行，即若国内标准更严格即采用国内标准，国际标准更严格则采用国际标准。如工艺装置区、建筑物的防火、灭火器的配置、可燃及有毒气体探测系统、火灾自动报警系统等的设计主要采用国内标准；而对于水喷雾系统的喷雾强度、干粉灭火系统等的设计则主要采用 NFPA 标准。5.2 消防设施根据液化天然气的特性，LNG 接收站应设置包括消防站、消防水系统、高倍数泡沫灭火系统、干粉灭火系统、灭火器、火灾报警系统、可燃气体探测系统等消防设施。