LNG技术-第六章-LNG的接收站课件

第六章LNG的接收站第六章LNG的接收站2023/7/272

LNG船接收码头——LNG接收终端2023/7/272LNG船接收码头——LNG接收终端2023/7/273

LNG船接收码头——LNG接收终端2023/7/273LNG船接收码头——LNG接收终端2023/7/274珠海LNG接收站示意图2023/7/274珠海LNG接收站示意图2023/7/275

LNG接收站是LNG产业链中的重要环节。随着LNG跨国贸易的发展，LNG远洋运输成为液化天然气运送的主要方式之一。接收站作为LNG远洋贸易的终端设施，接收从基本负荷型天然气液化工厂船运来的液化天然气，并储存，再气化后供给用户。LNG接收站2023/7/275LNG接收站2023/7/276

LNG接收站既是远洋运输液化天然气的终端，又是陆上天然气供应的气源，处于液化天然气产业链中的关键部位。LNG接收站实际上是天然气的液态运输与气态管道输送的交接点。（1）LNG接收站是接收海运液化天然气的终端设施液化天然气通过海上运输，从产地运送到用户，在接收站接收、储存，因而接收站是LNG海上运输的陆上接收终端。LNG接收站必须具有大型LNG船舶停靠的港湾设施；具有完备的LNG接收系统和储存设施。1、LNG接收站的功能2023/7/2761、LNG接收站的功能2023/7/277（2）接收站应具有满足区域供气要求的气化能力为确保供气的安全可靠，必须建立完善的天然气供应体系。而多气源供气是该体系的主要组成。为此，LNG接收站在接收、储存LNG的同时，应具有适应区域供气系统要求的液化天然气气化供气能力。接收站建设规模必须满足区域供气系统的总体要求。1、LNG接收站的功能2023/7/277（2）接收站应具有满足区域供气要求的气化2023/7/278

（3）接收站应为区域稳定供气提供一定的调峰能力一般说来，管道输送的上游气源解决下游用户的季节调峰和直接用户调峰比较现实。对于城市或地区供气的日、时调峰，LNG气源可以发挥其调节灵活的特点，起到应有的作用。为此，LNG接收站在气化能力的配置上要考虑为区域供气调峰需求留有余地。1、LNG接收站的功能2023/7/2781、LNG接收站的功能2023/7/279

（4）接收站可为实现天然气战略储备提供条件。建设天然气战略储备是安全供气的重要措施。发达国家为保证能源供应安全都建设了完善的石油、天然气战略储备系统。国外天然气储备为17～110天不等。我国大规模应用天然气刚刚开始，从长远考虑、规划战略储备工作十分必要。随着用气规模的不断增长，储备量也要相应增加，即战略储备以动态发展。按照国外天然气安全储备的情况，我国的天然气储备可采用政府与企业共同承担，以政府为主，储备规模可远、近期结合，近期15天，远期30天。储备方式可以LNG或地下储气库储备。LNG储备可以充分利用国际资源，缓解石油进口压力，实现能源供应来源多样化。1、LNG接收站的功能2023/7/279（4）接收站可为实现天然气战略储2023/7/2710

综上所述，LNG接收站的功能概括起来是液化天然气的接收、储存和气化供气。接收站一般包括专用码头、卸船系统、储存系统、气化系统、生产控制和安全保护系统以及公用工程等设施。

1、LNG接收站的功能2023/7/2710综上所述，LNG接收站的功能概2023/7/2711

随着LNG国际贸易的开展，液化天然气接收站的建设数量越来越多，规模越来越大。20世纪60年代，英国、法国、日本都开始引进LNG，建设LNG接收站。按有关资料，2001年建成运行的接收站39座，其中日本最多23座，表4-1列出了世界LNG接收终端的数量和储存能力。2、LNG接收站建设现状2023/7/27112、LNG接收站建设现状2023/7/2712

表5-1世界LNG接收站数量和储存能力国别LNG接收站数量气化能力/(m3/d)储罐容量/(×104m3/d)日本2362900012940韩国31540005080中国台湾129000690法国253000510西班牙338600560意大利111000100比利时118000260土耳其116000255希腊112000130美国232600440波多黎各123001602023/7/2712表5-1世界LNG接收站数量2023/7/2713LNG汽化站的总体规划

站址的选择

站址选择一方面要从城市的总体规划和合理布局出发，另一方面也应从有利生产、方便运输、保护环境着眼。因此，在站址选择过程中，要考虑到既能完成当前的生产任务，又要想到将来的发展。围堰区和排放系统设计液化天然气储罐周围必须设置围堰区，以保证储罐发生的事故对周围设施造成的危害降低到最小程度。LNG汽化站的总体规划2023/7/2713LNG汽化站的总体规划LNG汽化站的2023/7/2714

汽化站的工艺区，汽化区，液化天然气、可燃制冷剂、可燃液体的输运区，以及邻近可燃制冷剂或可燃液体储罐周围的区域，应该具有一定的坡度，或具有排泄设施，或设置围堰。可燃液体与可燃制冷剂的储罐不能位于LNG储罐的围堰区内。液化天然气储罐的围堰区应当有一个最小允许容积V，它包括排泄区的任何有用容积和为置换积雪、其它储罐和设备留出的余量。LNG汽化站的总体规划2023/7/2714汽化站的工艺区，汽化区2023/7/2715计算方法：1)单个储罐的围堰区最小允许容积

V＝储罐中液体的总容积(假定储罐充满)2)在多于1个储罐，并且有相应的措施来防止由于单个储罐泄漏造成的低温或火灾引发其它储罐的泄漏时，围堰最小允许容积

V＝被围储罐中最大储罐中的液体体积(假定储罐充满)3)在多于1个储罐，并且没有相应的措施来防止由于单个储罐泄漏造成的低温或火灾引发其它储罐的泄漏时，围堰最小允许容积为

V＝被围储罐中全部储罐中液体的总容积(假定储罐充满)LNG汽化站的总体规划2023/7/2715计算方法：LNG汽化站的总体规划2023/7/2716

围堰区如果仅用于汽化工艺或LNG输运设施时，其最小容积为任何单一事故源在10min内漏入围堰区的液化天然气、可燃制冷剂或可燃液体的最大容积。除了用来引导LNG快速流出危险区的储罐的排泄管外，禁止采用密闭的液化天然气排泄管道。当储罐的工作压力为0.1mPa或更小时，防护围栏或围堰墙的高度和距离由图5-1确定LNG汽化站的总体规划2023/7/2716围堰区如果仅用于汽化工2023/7/2717

围堰区应当有排除雨水或其它水的措施。可以采用自动排水泵排水，但泵应配有自动切断装置以防在LNG温度下工作。如果利用重力来排水，应预防LNG通过排水系统溢流。围堰表面的隔热系统应不易燃烧并可长久使用，且应能承受在事故状态下的热力与机械应力和载荷。围堰区的界定

为了使围堰区内在发生LNG溢流时发生火灾的可能性尽可能减小，对汽化站其它设施的危害降到最低，应根据热辐射防护距离确定用地线。LNG汽化站的总体规划2023/7/2717围堰区应当有排除雨水或2023/7/2718规定如下：来自火焰的热辐射通量的规定在风速为0m/s，温度为21℃和相对湿度为50%的大气条件下，来自火焰的热辐射通量不能超过规定的限定值；热辐射防护距离应根据LNG火灾热辐射模型计算确定；LNG设计溢流量应根据设计的具体情况确定。汽化器的间隔

除非导热流体介质是不可燃的，各汽化器及其主要热源应当布置在离任何其它火源至少15m的地方。LNG汽化站的总体规划2023/7/2718规定如下：LNG汽化站的总体规划2023/7/2719

整体加热汽化器应布置在距用地线至少30m，并距下述地点至少15m：

1)任何围堰内的液化天然气、可燃制冷剂或可燃液体、或在任何其它泄漏的事故源和围堰区之间的这几种液体的输运管道。

2)液化天然气、可燃制冷剂或可燃气体的储罐，含有这几种液体的不用火的工艺设备，或用在输送这些液体的装卸接口。

3)控制大楼、办公室、车间和其它有人的或重要的建筑物。LNG汽化站的总体规划2023/7/2719整体加热汽化器应布置在2023/7/2720

远程加热汽化器、环境汽化器和工艺汽化器应布置在距离用地线至少30m远处。远程加热汽化器和环境汽化器应当允许布置在围堰区内。在多个加热汽化器的场合，各汽化器之间的间距应当至少保持1.5m。工艺设备的间隔

含有液化天然气、制冷剂、可燃液体或可燃气体的工艺设备，应当布置在离火源、用地线、控制室、办公室、车间和其它类型的建筑物至少15m远处。燃烧设备和其它火源应当布置在离任何围堰区或储罐排泄系统至少15m。LNG汽化站的总体规划2023/7/2720远程加热汽化器、环境汽2023/7/2721

近几十年来，随着工程建设的推进，先进、可靠的接收站技术已日趋成熟，可以为我们所用。

LNG接收站按照对LNG储罐蒸发气（BOG）的处理方式不同，接收站工艺方法可以分为直接输出和再冷凝式两种。直接输出法是将蒸发气压缩到外输压力后直接送至输气管网；再冷凝法是将蒸发气压缩到较低的压力（通常为0.9mPa）与由LNG低压输送泵从LNG储罐送出的LNG在再冷凝器中混合。由于LNG加压后处于过冷状态，可以使蒸发气再冷凝，冷凝后的LNG经LNG高压输送泵加压后外输。因此再冷凝法可以利用LNG的冷量，并减少了蒸发气压缩功的消耗，节省了能量。对于大型LNG接收站大多采用再冷凝工艺。3、LNG接收站工艺2023/7/27213、LNG接收站工艺2023/7/27223、LNG接收站工艺BOG直接压缩工艺流程框图BOG再冷凝工艺流程框图2023/7/27223、LNG接收站工艺BOG直接压缩工艺2023/7/2723LNG接收终端再冷凝工艺流程图2023/7/2723LNG接收终端再冷凝工艺流程图2023/7/2724

接收站的生产系统包括：卸船系统储存系统蒸发气处理系统输送系统防真空补气工艺系统外输及计量系统火炬/放空系统等3、LNG接收站工艺2023/7/2724接收站的生产系统包括：卸船系统2023/7/2725

（1）卸船系统：接收站的卸船系统包括：专用码头、卸料臂、蒸发气返回臂和管路等。

LNG专用码头的特点是接受品种单一、数量多、船型大。

LNG码头的专用设备是卸料臂。卸船操作在操作员的监控下进行，重点是控制系统压力。卸料臂通过液压系统操作。LNG运输船到达卸船码头后，通过运输船上的输送泵，经过多台卸料臂分别通过支管汇集到总管，并通过总管输送到LNG储罐中。LNG进入储罐后置换出的蒸发气，通过一根返回气管道，经气相返回臂，送到运输船的LNG储舱中，以保持系统的压力平衡。3、LNG接收站工艺2023/7/2725（1）卸船系统：3、LNG接收站工艺2023/7/2726

全平衡卸料臂2023/7/2726全平衡卸料臂2023/7/2727

旋转平衡卸料臂2023/7/2727旋转平衡卸料臂2023/7/2728

（1）卸船系统：

在卸船操作初期，采用较小的卸船流量来冷却卸料臂及辅助设施，以避免产生较多的蒸发气，导致蒸发气处理系统超负荷而排放到火炬。当冷却完成后，再逐渐增加流量到设计值。卸船作业完成后，使用氮气将残留在卸料臂中的LNG吹扫干净，并准备进行循环操作。从各卸料支管中排除的LNG进入码头上设置的收集罐，并通过收集罐加热器将排除的LNG气化后经气体返回管线送到蒸发气总管。

在无卸船期间，通过一根从低压输出总管来的循环管线以小流量LNG经卸料总管循环返回再冷凝器。以保持LNG卸料总管处于冷备用状态。3、LNG接收站工艺2023/7/2728（1）卸船系统：3、LNG接收站工艺2023/7/2729

（2）储存系统：

LNG储存工艺系统由低温储罐、进出口管线及控制仪表等设备组成。通常情况下，由于接收终端可能装卸不同供应商的LNG，每个储罐均配备2根进料管线。考虑到两种LNG的密度差，可将卸船管线进液口分别引至罐顶与罐底。若待卸LNG密度大于储罐内已有LNG的密度，采用罐顶进液口，反之采用罐底进液口。LNG潜液泵安装于储罐底部附近，LNG通过潜液泵经输出管线从罐顶排出。LNG储罐上的所有进出口管线和开口全部设置在储罐顶部，避免LNG由接口处泄漏。3、LNG接收站工艺2023/7/2729（2）储存系统：3、LNG接收站工艺2023/7/2730卸船时，由于船上储罐内输送泵运行时散热、船上储罐与终端储罐的压差、卸料臂漏热及LNG与蒸发气体的置换等，蒸发气量大幅增加。为了最大程度减少卸船时的蒸发气量，此时应尽量提高储罐内的压力。LNG接收终端一般应至少有2个等容积的储罐。。当接收站处于“零输出”状态时，站内所有的低、高压输送泵停止运行，仅开启一台罐内泵以确保少量的LNG在卸料总管中及LNG输送管线中进行循环，保持系统处于冷状态。2023/7/2730卸船时，由于船上储罐内输送泵运行时散热2023/7/2731

（3）蒸发气处理系统：

蒸发气（BOG－BoilOffGas）处理工艺系统包括冷却器、分液罐、BOG压缩机、再冷凝器、火炬放空系统等。当储罐处于不同工作状态，如储罐正接收LNG、外输LNG或既不接收也不外输LNG时，BOG产生量均有较大差别，且BOG产生量的不同引起储罐压力的高低。在储罐中设置各级压力开关，当储罐压力超过或低于各级设定值时，系统进行响应动作，保证储罐在一定压力范围内正常工作。当排出BOG时，为保证低温下BOG压缩机运行的入口温度不超限，在入口前设置冷却器利用LNG的冷量保证入口温度低于上限。。3、LNG接收站工艺2023/7/2731（3）蒸发气处理系统：3、LNG接收站2023/7/2732

（4）输送系统：

LNG接收站输送系统的主要功能是实现LNG再气化，外输供气。该系统主要包括高压输送和LNG气化部分。LNG高压输送泵从再冷凝器出来的LNG直接进入LNG高压输送泵，加压后通过总管输送到气化器。根据外输气量的要求控制LNG高压输送泵启停台数。在气化器的入口LNG管线上设有流量调节来控制LNG高压输送泵的外输流量。该流量调节可以由操作员手动控制，也可根据外输天然气总管上的饮料变化来控制。通过LNG高压输送泵的外输流量来保证外输天然气总管上的压力稳定。在高压输送泵出口管上设有最小流量回流管线，以保护泵的安全运行。3、LNG接收站工艺2023/7/2732（4）输送系统：3、LNG接收站工艺2023/7/2733

气化器

LNG在气化器中再气化为天然气，计量后经输气管线送往各用户。气化后的天然气最低温度一般为0℃。

LNG接收站一般设有两种气化器：一种用于供气气化，长期稳定运行；另一种通常作为调峰或维修时使用，要求启动快。气化器通常用海水做热源。海水流量通过海水管线上的流量调节阀来控制，控制海水流量满足气化热负荷要求，同时限制海水温降不超过5℃。3、LNG接收站工艺2023/7/27333、LNG接收站工艺2023/7/2734（5）防真空补气工艺系统

该系统的作用是防止LNG储罐在运行中产生真空。当罐内压力超过开关设定值时，可通过调节压缩机的排量或控制压缩机启停来维持储罐的操作压力；当罐内压力形成负压时，必须由气化器出口管汇处引出天然气来补充。有些储罐也采取安全阀直接连通大气，当储罐产生真空时直接由阀导入大气进罐内补气。2023/7/2734（5）防真空补气工艺系统2023/7/2735

（6）外输计量系统：

接收站天然气外输若有多条输气管线，可在外输总管管汇上接出。天然气总管上设有一套完善的压力保护系统，以防输气管线超压。外输总管上设有压力控制阀，将气化器出口压力控制在要求的外输压力，以防止输气管线因压力过低而造成高压输送泵背压过低。计量成套设备要满足贸易计量要求，并设有1套备用回路。

3、LNG接收站工艺2023/7/2735（6）外输计量系统：3、LNG接收站工2023/7/2736（7）火炬放空工艺系统该系统的设置是为了泄放正常操作时BOG压缩机不能处理的低压BOG，以及因事故停产时气化器产生的高压BOG。低压BOG由于量较少且正常操作时出现的频率较高，故设置低压火炬系统将其烧掉；高压BOG在事故泄放时量比较大但出现的频率较低，如翻滚现象等事故，根据接收终端所处的地理环境位置和安全环保的要求，可设置高压火炬或大气放空来处理BOG。2023/7/2736（7）火炬放空工艺系统2023/7/2737

接收站的操作：按原料输入和产品输出的状况，LNG接收站的操作可分为正常输出操作、零输出操作和备用操作三种情况。正常输出操作正常输出操作时按照有无卸船又可以分为两种模式。一种是在正常输出操作时无卸船作业，这种操作模式是LNG接收站运行中最常用的操作模式。此时，按照供气需求调节泵的排量，控制气化器的气化量，满足外输需求。同时为了保持卸船总管的冷状态，需要循环少量的LNG。当外输气量很大时，将从天然气输出总管上返回少量气体到LNG储罐来保持压力平衡。3、LNG接收站工艺2023/7/2737接收站的操作：3、LNG接收站工艺2023/7/2738

另一种是在正常输出操作时有卸船作业，此时，卸船总管的LNG循环将停止，并根据LNG的密度决定从LNG储罐的顶部或底部进料。主要操作有：LNG运输船靠岸、卸料臂与运输船联结、LNG卸料臂冷却、LNG卸料、卸料完成放净卸料臂、将卸料臂与运输船脱离。零输出操作

零输出操作是在接收站停止向外供气时的状态。在此期间，不安排卸船。如果在卸船期间，接收站的输出停止，卸船应同时停止，以防止大量蒸发气不能冷凝而排放到火炬。备用操作

备用操作是LNG接收站处于无卸船和零输出时的操作。在备用操作时，通过少量的LNG循环来保持系统的冷状态。蒸发气将用作燃料气，多余的蒸发气则排放到火炬。3、LNG接收站工艺2023/7/2738另一种是在正常输出操作时有卸船2023/7/2739

接收站的主要设备是储罐、蒸发气压缩机、高低压输送泵、再冷凝器、气化器等。

储罐1、罐容接收站储罐的容量决定了接收站的储存能力，而确定LNG接收站储存能力的因素是多方面的，如LNG运输船的船容、码头最大连续不可作业天数，LNG接收站的外输要求及其他计划的或不可预料事件，如LNG运输船的延期或维修，气候变化等。4、LNG接收站主要设备2023/7/2739接收站的主要设备是储罐、蒸发气2023/7/2740

接收站储存LNG的能力，所需要的最小罐容可以按下式计算：

VL=(Vl+n×Qa-t1×q+r×Qc×t2)

VL——LNG罐最小需求容积，m3；

Vl——LNG船的最大容积，m3；

n——LNG船的延误时间（n1码头不可作业天数、n2航程延误天数，n3码头调度延误天数），d；

Qa——高峰月平均供气量，m3/d；

t1——LNG卸料时间（12h）；

t2——LNG船航行时间，d；

Qc——高峰月平均城市燃气日供气量，m3/d；

q——最小送出气量，m3/d；

r——LNG船航行期间市场变化系数。4、LNG接收站主要设备2023/7/2740接收站储存LNG的能力，所需要的2023/7/2741

计算得到的LNG罐最小需求容积，按此确定单罐容积和罐的台数。对于大型LNG接收站来说，单罐容积大，台数少，可以节省占地、减少投资。但是罐的数量也是要考虑卸船作业等操作管理的需要，不宜太少。

2、罐型一般做法是，对于罐容小于14×104m3，可以考虑单容、双容或全容三种形式；对于罐容在（14～16）×104m3之间的，一般选用双容或全容罐；而罐容大于16×104m3，建议选用全容罐。大型LNG接收站从安全考虑，如果可能，一般选用全容式混凝土顶储罐（FCCR）。全容式混凝土顶储罐的最大操作压力比金属顶储罐的高。在卸船操作时，可利用罐内蒸发气自身压力直接返回到LNG运输船上，无需设置返回气风机加压。

4、LNG接收站主要设备2023/7/2741计算得到的LNG罐最小需求容积2023/7/2742

全容式混凝土顶储罐的设计压力一般为29kPa，设计温度为-175～+65℃。日蒸发率的要求按罐的容积大小而不同，储罐小，表/体比大，日蒸发率高。目前国际上对10×104m3以上的储罐，要求日蒸发率小于0.05%。10×104m3以下的储罐，日蒸发率小于0.08%。LNG储罐内罐材料为9%镍钢。

4、LNG接收站主要设备2023/7/2742全容式混凝土顶储罐的设计压力一2023/7/2743

2、气化器

LNG气化器按照结构和热源的不同，可分为板翅式、管壳式、中流式、开架式及浸没燃烧式等。目前，LNG接收终端广泛采用开架式气化器（ORV）、浸没燃烧式气化器（SCV）和中间媒体式气化器（IFV），LNG卫星型接收终端和气化站普遍使用空浴式气化器和水浴式气化器。4、LNG接收站主要设备2023/7/27432、气化器4、LNG接收站主要设备2023/7/2744

4、LNG接收站主要设备类型特点空气加热型结构简单，运行费用低，受环境影响大，一般用于气化量比较小的场合水加热型开架式：液膜下落换热器，投资高，运行费用低，安全可靠直接交换式：尺寸紧凑，初投资低，部分传热管冻结，经济性较差中间流体型采用丙烷、丁烷或氟利昂作为中间传热流体，改善结冰带来的影响；形式紧凑，运行费用低，反应迅速，易于突然开闭燃烧加热型结构紧凑，初投资低，传热效率非常高，可快速启动，适于紧急调峰蒸气加热型效率高，结构紧凑，温控操作好，运行范围宽，维护方便，性能计算复杂气化设备的主要型式与特点2023/7/27444、LNG接收站主要设备类型特点空气加2023/7/2745

开架式气化器（ORV）以海水为加热介质，LNG在带翅片的管束板内由下向上垂直流动，海水则在管束板外自上而下喷淋，为避免影响周围海区生态平衡，海水进、出口温差不得超过7℃，实际常控制在4～5℃。由于提供热源的海水进出口温差较小，气化过程需要的海水量较大，因此ORV设备体积庞大，占地面积大，投资较高，但运行成本低，且安全可靠，适用于基本负荷供气要求，可采用多台并联运行。4、LNG接收站主要设备2023/7/2745开架式气化器（ORV）以海水为2023/7/27464、LNG接收站主要设备开架式气化器2023/7/27464、LNG接收站主要设备开架式气化器2023/7/2747

浸没燃烧式气化器（SCV）包括换热管、水浴、浸没式燃烧器、燃烧室和鼓风机等。燃烧器在水浴水面上燃烧，热烟气通过排气管由喷雾器排入水浴的水中，使水产生高度湍动。换热管内LNG与管外高度湍动的水充分换热，加热蒸发LNG。示意结构见图所示。SCV与ORV相比省掉了大型取水和排水设备，投资低，启动快，能迅速调节LNG蒸发量，但运行费用高，主要作为备用设备，在开架式气化器维修时运行或在需要增加气量调峰时并联运行。4、LNG接收站主要设备2023/7/27474、LNG接收站主要设备2023/7/2748浸没燃烧式气化器

4、LNG接收站主要设备2023/7/2748浸没燃烧式气化器4、LNG接收站主要2023/7/27493）中间介质式气化器采用中间传热流体的方法可以改善结冰带来的影响，通常采用丙烷、丁烷或氟利昂等介质作中间传热流体。这样加热介质不存在结冰的问题。由于水在管内流动，因此可以利用废热产生的热水。换热管采用钛合金管，不会产生腐蚀，对海水的质量要求也没有过多的限制。中间介质式气化器也有不同的形式，但皆有一个共同之处，就是用中间介质作为热媒，其中间介质可以是丙烷或醇（甲醇或乙二醇）水溶液，加热介质可以为海水、热水、空气等，采用特殊形式的换热器或管壳式换热器来气化LNG。

4、LNG接收站主要设备2023/7/27493）中间介质式气化器4、LNG接收站主2023/7/27504）空气加热型气化器空气加热型气化器大多数是翅片管型或其他伸展体表面的换热器。因为空气加热的能量比较小，一般用于气化量比较小的场合，在LNG工业中的应用受到一定的限制。空气加热型气化器的另一缺点是受环境条件的影响太大，如温度和湿度的影响。另外，它们的气化能力还受当地的最低气温和最高湿度的影响。因为结冰过多会减少有效的传热面积和妨碍空气的流动。由于没有燃料的消耗，所以结构简单，运行费用低。

4、LNG接收站主要设备2023/7/27504）空气加热型气化器4、LNG接收站主2023/7/2751

气化器的配置接收站气化器的选用要根据工艺要求和各种形式气化器的特点合理配置。按照区域稳定供气的要求，接收站气化设备既要保证常年正常供气，又要满足调峰供气的要求。开架式气化器由于流程简单，运行费用低，通常用作常年运行的气化设备。浸没燃烧式气化器由于启动快，但运行费用高，一般作为调峰或开架式气化器维修时使用。4、LNG接收站主要设备2023/7/27514、LNG接收站主要设备2023/7/2752汽化器传热面积的确定汽化器传热面积可按下式计算：

A—汽化器的换热面积（时）；

w—汽化器的汽化能力(kg/s)；

q—汽化单位质量液化天然气所需的热量（kJ/kg）

K—汽化器的传热系数[kW/（m2.K）]；

△t—加热介质与液化天然气的平均温差（K）。4、LNG接收站主要设备2023/7/2752汽化器传热面积的确定4、LNG接收站主2023/7/2753汽化器基本要求汽化器换热器的设计工作压力，至少等于液化天然气泵或供给液化天然气的压力容器系统的最大出口压力中较大的压力值。汽化器组的各个汽化器均应设置进口和排放切断阀。应提供恰当的自动化设备，以避免LNG或汽化气体以高于或低于外送系统的温度进入输配系统。这类自动化设备应独立于所有其它流动控制系统，并应与仅用于紧急用途的管路阀门相配合。4、LNG接收站主要设备2023/7/2753汽化器基本要求4、LNG接收站主要设备2023/7/2754

用于防止LNG进入空置汽化器组的隔断设施，应包括两个进口阀，并且提供排除两个阀门之间可能聚集的LNG或气体的安全的措施。每一加热汽化器应提供一种在距汽化器至少15m处切断热源的方式。此设备应在其安装位置可操作。

如果汽化器与向其供液的储罐的距离不小于15m，则在LNG管路距加热汽化器至少15m处应设置切断阀。此切断阀应在其安装位置和以远程方式均可操作，且应防止因外部结冰使其不可操作。4、LNG接收站主要设备2023/7/2754用于防止LNG进入空置汽化器组2023/7/2755安装在距LNG储罐15m之内的任何环境或加热汽化器，均应在液体管路上设置自动切断阀。此阀应设在距汽化器至少3m处，应在管路失压时（过流），或汽化器紧邻区域温度异常时（火灾），或汽化器出口管路出现低温时，能自动关闭。在有人值班的地方，应允许在距汽化器至少15m处对此阀实现远程操作。如果在远程加热汽化器中采用了可燃中间流体，应在中间流体系统管路的热端和冷端均设置切断阀。这些阀门的控制设施应设在距汽化器至少15m处。

4、LNG接收站主要设备2023/7/2755安装在距LNG储罐15m之内的任何环境2023/7/2756每台汽化器应当安装减压阀.4、LNG接收站主要设备2023/7/2756每台汽化器应当安装减压阀.4、LNG接2023/7/2757泵和压缩机

液化天然气汽化站中使用的泵和压缩机，应满足下列要求：泵和压缩机应当使用在可能遇到的温度和压力条件下都能正常工作的材料来制造。阀门的安装应使每一台泵或压缩机都能单独维修。在泵或离心式压缩机因操作需要并列安装的场合，每一个出口管线上应配一个止回阀。泵和压缩机应当在出口管线上装备一个减压装置来限制压力，使之低于机壳和下游管道、设备的设计最大安全工作压力。4、LNG接收站主要设备2023/7/2757泵和压缩机4、LNG接收站主要设2023/7/2758泵和压缩机

每台泵应当装备有足够能力的释放阀，用以防止泵壳在冷却时产生最大流量期间超压。低温泵的地基和油池的设计和施工中，应防止冷冻膨胀。对于输送温度低于-29℃的液体泵，应配备预冷装置，确保泵不被损坏或造成临时或永久失效。处理可燃气体的压缩设备，应在各个气体可能漏泄的点设排气道，使气体能排出到建筑物外部可供安全排放的地方。4、LNG接收站主要设备2023/7/2758泵和压缩机4、LNG接收站主要设2023/7/27595.1.4

测量仪表

液位测量（独立的两套，高液位报警器）压力表（储罐最高预期液位上方的位置）真空表（真空夹套设备检测夹层中的绝对压力）温度检测（储罐、汽化器、低温设备和容器的地基）检测仪表的紧急切断4、LNG接收站主要设备2023/7/27595.1.4测量仪表4、LNG接2023/7/2760山东淄博LNG气化站储罐：圆柱形，106m3/台，共12台；内罐材质为0Cr18Ni9,外罐材质为16MnR,夹层充填珠光砂250mm厚，抽真空2023/7/2760山东淄博LNG气化站储罐：圆柱形，102023/7/27612023/7/27612023/7/2762汽化站建设实例

淄博LNG汽化站工程概况LNG汽化站的工艺设计1)工艺流程山东淄博LNG气化站2023/7/2762汽化站建设实例山东淄博LNG气化2023/7/27632)设备及材料的选择LNG储罐：立式，几何水容积106m3，12台，内胆材料为OCr18Ni9，外层为16MnR,夹层充填珠光砂抽真空绝热保冷。储存压力0.3mPa，温度-145℃空浴汽化器：汽化能力1500kg/h，8台。水浴汽化器：汽化能力4000kg/h，1台。材料：工艺中所要求的低温管道均采用OCr18Ni9,与之相关的低温阀门均由日本赛山公司提供，相关管道进行保冷处理。山东淄博LNG气化站2023/7/27632)设备及材料的选择山东淄博LNG气2023/7/27643)LNG站的消防及安全设计消防水罐(1500m3,两个)；环状供水管网、消火栓、水炮和罐顶水幕喷淋装置；罐区设干粉灭火装置；排液沟和集液池（200m3）可燃气体报警紧急切断阀和高压保护、安全放空系统山东淄博LNG气化站2023/7/2764山东淄博LNG气化站2023/7/27654)站址选择及总平面布置在考察多个站址基础上，确定在杨寨的供气站占地37.6亩，四周较空旷，地下没被采空，且自然地势为西高东低，厂区自然就分为高（生活区）低（生产区）两部分，由于主风向为西南风，储罐就设在下厂区的东北侧，故站址及厂区平面布置较为安全、合理。山东淄博LNG气化站2023/7/27654)站址选择及总平面布置山东淄博LN2023/7/2766江苏苏州LNG气化站

两台体积均为100m3的低温储罐，储罐夹层填充珠光砂并抽真空进行绝热；将LNG气化、调压后与水煤气、焦炉气掺混作城市煤气气源。2023/7/2766江苏苏州LNG气化站两台体积均为1002023/7/2767

4.2.4LNG储槽的安全运行液化天然气储存安全技术主要有以下几方面：储罐材料：材料的物理特性应适应在低温条件下工作，如材料在低温工作状态下的抗拉和抗压等机械强度、低温冲击韧性和热膨胀系数等。LNG充注：储罐的充注管路设计应考虑在顶部和底部均能充灌，这样能防止LNG产生分层，或消除已经产生的分层现象。储罐的地基：应能经受得起与LNG直接接触的低温，在意外情况下万一LNG产生泄漏或溢出，LNG与地基直接接触，地基应不会损坏。储罐绝热：绝热材料必须是不可燃的，并有足够的强度，能承受消防水的冲击力。当火蔓延到容器外壳时，绝热层不应出现熔化或沉降，绝热效果不应迅速下降。

安全保护系统：储罐的安全防护系统必须可靠，能实现对储罐液位、压力的控制和报警，必要时应该有多级保护。

2023/7/27674.2.4LNG储槽的安全运行液化2023/7/2768

（１）LNG储罐的充注条件惰化处理

惰化的目的是要用惰性气体将储罐内和管路系统内的空气或天然气置换出来，然后才能充注可燃介质。2023/7/2768（１）LNG储罐的充注条件惰化处理惰2023/7/2769

（１）LNG储罐的充注条件惰性气体，可以是氮气、二氧化碳等

用于惰化的惰性气体，可以是氮气、二氧化碳等。通常可以用液态氮或液态二氧化碳气化来产生惰性气体。LNG船上则设置惰性气体发生装置。通常采用变压吸附、氨气裂解和燃油燃烧分离等方法制取惰性气体。2023/7/2769（１）LNG储罐的充注条件惰性气体，可2023/7/2770

（１）LNG储罐的充注条件纯化

充注LNG之前，还有必要用LNG蒸气将储罐中的惰性气体置换出来，这个过程称为纯化。具体方法是用气化器将LNG气化并加热至常温状态，然后送入储罐，将储罐中的惰性气体置换出来，使储罐中不存在其它气体。纯化工作完成之后，方可进入冷却降温和LNG的加注过程。为了使纯化效果更好，纯化时需要考虑惰性气体密度与储罐内空气或可燃气体的密度，以确定正确的送气部位。2023/7/2770（１）LNG储罐的充注条件纯化2023/7/2771

（2）LNG储罐的最大充装容量

低温液化气体储罐必须留有一定的空间，作为介质受热膨胀之用。充灌低温液体的数量与介质特性、与设计工作压力有关，LNG储罐的最大充注量对安全储存有着非常密切的关系。考虑到液体受热后的体积将会膨胀，可能引起液位超高导致LNG溢出，因此，必须留有一定的空间，需要根据储罐的安全排放阀的设定压力和充注时LNG的具体情况来确定。2023/7/2771

（2）LNG储罐的最大充装容量2023/7/2772

（2）LNG储罐的最大充装容量除了液位测量装置以外，储罐还应装备高液位报警器，使操作人员有充足的时间停止充注。报警器应安装在操作人员能够听到的地方。NFPA-59A规定：对于容量比较小的储罐，允许装备一个液位测试阀门来代替高液位报警器，通过人工手动的方法来控制，当液位达到液位测试阀门时，手动切断进料。2023/7/2772

（2）LNG储罐的最大充装容量除了液2023/7/2773

（3）LNG储罐的压力控制

LNG储罐的内部压力控制是最重要的防护措施之一，必须控制在允许的压力范围之内。罐内压力过高或过低（出现负压），对储罐都是潜在的危险。影响储罐压力的因素很多，诸如热量进入引起液体的蒸发、充注期间液体的快速闪蒸、大气压下降或错误操作，都可能引起罐内压力上升。另外，如果以非常快的速度从储罐向外排液或抽气，有可能使罐内形成