LNG气化站工艺流程

1、LNG气化站工艺流程LNG卸车工艺系统：EAG系统 安全放散气体 BOG系统 蒸发气体 LNG系统 液态气态 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

2、气体冷却为液体而降低罐内压力，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LNG的

3、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

4、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

5、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

6、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、

7、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

8、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10528m3。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

9、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 100m3LNG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

10、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。不锈钢牌号“304(S30400)是美国不锈钢标准(如ASTM标准)中的牌号名称，它是188型Cr-Ni奥式体不锈钢的典型牌号，由于其具有优良的综合性能，用途十分广泛，其产销量占到奥式体不锈钢的80%左右,在我国新制定的不锈钢牌号标准GBT208782007中，与之对应的牌号是06Crl9Nil0(旧牌号为OCrl8Ni9)。 304(06Crl9Nil0)钢的主要特性是： 具有优良的不锈耐腐蚀性能和较好的抗晶间腐蚀性能。对氧化性酸，如在浓度65

11、%的沸腾温度以下的硝酸中，具有很强的抗腐蚀性。对碱溶液及大部分有机酸和无机酸亦具有良好的耐腐蚀能力。 具有优良的冷热加工和成型性能。可以加工生产板、管、丝、带、型各种产品，适用于制造冷镦、深冲、深拉伸成型的零件。 低温性能较好。在-180条件下，强度、伸长率、断面收缩率都很好。由于没有脆性转变温度，常在低温下使用。 具有良好的焊接性能。可采用通常的焊接方法焊接，焊前焊后均不需热处理。 304钢也有性能上的不足之处：大截面尺寸钢件焊接后对晶间腐蚀敏感；在含c1水中(包括湿态大气)对应力腐蚀非常敏感；力学强度偏低，切削性能较差等。 由于304钢有性能上的不足，人们在生产和使用中想办法扬长避短，尽量

12、发挥发展它的优良性能，克服它的不足之处。于是，通过研究开发，根据不同使用环境或条件的特定要求，对其化学成分进行调整，发展出了满足某些特性使用要求的304衍生牌号。 表1列出了美国材料和试验协会不锈钢牌号标准ASTMA95904中的牌号304及其衍生牌号与日本JIS、我国GB、国际ISO、欧洲EN等不锈钢标准中相应牌号的对照。表2一表6分别列出了相应标准中各牌号的化学成分。 从表1看出，ASTMA95904中，304及其衍生牌号共有10个。日本JIS标准中亦为10个，但能与ASTM牌号对应的则是6个，其他4个牌号(SUS304J1、SUS304J2、SUS304J3、SUS304Cu)应该是JI

13、S自己开发的304衍生牌号。 综观304及衍生牌号的化学成分，可以认为，所谓衍生牌号就是对304的化学成分进行了某些调整，而产生了变异的304牌号。例如： 碳含量：降低或提高碳含量。304L为超低碳的304钢。降低碳含量可以改善耐蚀性能，特别是304钢对焊后的晶间腐蚀敏感性，在满足力学强度要求的条件下，可用于制造大截面尺寸的焊接件。304H，将碳含量提高到0.10%，增加304钢的强度，并使奥氏体更加稳定，比304钢更适于在低温环境和无磁部件方面使用。 氮含量：加入氮元素。304N(SUS304N1)、XM-21(SUS304N2)、304LN等都是。由于氮的固溶强化作用，提高了304和304

14、L钢的强度，且不显著降低钢的塑性和韧性，同时钢的耐晶间腐蚀性、耐点蚀和缝隙腐蚀性都有进一步改善。 铜含量：加入一定含量的铜。铜使奥氏体更加稳定。一方面可以提高钢的不锈性和耐蚀性，特别是对还原性介质(如硫酸)的耐蚀性更好；另方面则降低钢的强度和冷加工硬化倾向，改善钢的塑性。如S30430(06Crl8Nil9Cu3、SUSXM7)、SUS304J3(06Crl8Nil9Cu2)等，这些钢与304比，在较小变形力的作用下，可获得更大的冷变形，更适于冷镦、冷挤压作紧固件用或深冲、拉伸等用途。 这里要特别提出的是，日本JIS标准中，304钢的衍生牌号有5个含铜，其中有3个牌号即SUS304Cu、SUS

15、304J1、SUS304J2仅用于生产板带产品，而SUS304J1和SUS304J2两个牌号的化学成分，则在304的基础上作了较大调整(见表3)，铬、镍含量都有所降低，Cr为15.00%18.00%，Ni为6.00%一9.00%，还将Mn提高到3.00%或5.00%，Cu含量为1.00%一3.00%。这两个牌号有用锰或铜代镍的意思。这两种钢的板带可能是适用于作一般耐蚀条件下用的通过冷加工(如深冲、深拉伸变形)成型的部件或制品。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，其设计厚度为100mm。234

16、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

17、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L

18、NG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，

19、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

20、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。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5001000m3/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

21、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

22、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，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，100m3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

23、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

24、。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(HG 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

25、 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

26、，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，

27、喷淋强度为015 L/(sm2)，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

28、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

29、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

30、”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、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080M

31、Pa，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

32、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；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

33、全阀，用于紧急切断阀关闭后管道泄压。气化器后温度超限报警，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

34、程关闭出站电动阀。4 结语操作中应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

35、快颁布先进适用、符合国情的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0.10

36、.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，与罐内低压泵输送相

37、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；二是根据广义泊努利方程，输送单位质量流体时泵比压缩机的功耗低。

38、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2.1 LNG储罐 LNG储罐均为双层金属罐,与LNG接触

39、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。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