1lng气化站工艺流程汇总

1、 储 罐 自动 增 压 与LNG 气 化1 LNG 气化站工艺流程 1. 1 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

2、分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 L

3、NG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 的流速突然改变而产生液击损坏管道。LNG 气 化 站 流1LNGLNG 气化站的工艺流程见图 1。图 1 城市 LNG 气化站工艺流程Fig . 1 Process flow of urban LNG vaporizing station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

4、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0 4MPa 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 15C，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

5、度（比环境温度低约 10C远低于 0C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 10C, 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

6、约高10%寸自动增压阀关闭，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。2LNG气化站工艺设计2 1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 48%50%，设备费中主要是 LNG 储罐的费用。22气化站设计标准至

7、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：GB50028 93城镇燃气设计规范（2002 年版、GBJ 16 87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NFP/ 59A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 NFPA-59A 标准起草的，许多内容和数据来自NFPA-59A 标准。由于 NFPA-59A 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GB50028 93城镇燃气设计规范（2002 年

8、版设计，实践证明安全可行。2.3LNG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。2.3.1LNG 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10

9、0m3,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罐体加支座总咼度为17100mm储罐几何容积为105.28m3=2 .3.2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 0. 8MPa 按照 GB 1501998钢制 压力容器的规定，当储罐的最高工作压力为0. 8MPa 时，可取设计压力为0. 84MPa 储罐的充装系数为 0. 95,内罐充装 LNG 后的液柱净压力为0. 062MPa 内外罐之间绝对压力为5Pa , 则 内 罐 的 计 算 压 力 为 1. 01MPa 。外罐的主要作用

10、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-0 .1MPa2.3.3100m3LNG 储 罐 的 选 材正常操作时 LNG 储罐的工作温度为-162 . 3C,第一次投用前要用-196C的液氮对储罐进 行预冷，则储罐的设计温度为 -196C。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

11、和所选材料，内罐的计算厚度和设计厚度分别为11 . 1mm 和12. 0mm 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 10. 0mm2.3.4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 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。2.3.5 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。（抽

12、完真空后该管口被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%。2.3.6绝热八、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。2正压堆积绝热层

13、。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。3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 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0. 3%。2.3.7LNG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

14、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。2.4BOG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 OffGas,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。2. 5 气化器、加热器选型设计2.5.1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 0.4MPa 升压至工作状态的 0. 6MPa 进行计算。据计算结果，每台储罐选用1

15、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-162 . 3C,气态天然气出增压气化器的温度为-1 45C。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。2.5.2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 0. 6MPa LNG 进气化器温度为-162 . 3C,气态天然气出气化器温度为 145C。BOG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B

16、OG 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 0. 6MPa 降至 0. 3MPa 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。2.5.4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1.

17、31 . 5 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。2.5.5 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5C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1. 31. 5 倍确定。2.5.6 安 全 放 散 气 体(EAG力口热 器LNG 是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度为-161 . 5C,常压下储存温度为-162 . 3C,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-107C。

18、当气态天然气温度高于-107C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-107C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 -145C, 出 加热器气体温度取 -15C。对于

19、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。根据 LNG 气化站的规模选择调压装置。通常设置 压切断的自力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2.6 调 压2 路调压装置， 调压器选用带指挥器、 超 式调压器入燃气管道中。2. 7 阀门与管材管件选型设计2.7.1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-196C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

20、截止阀、安全阀、止回阀 等。阀门材料为 0Cr18Ni9。2.7.2 管 材、 管 件、 法 兰 选 型 设 计1介质温度W-20C的管道采用输送流体用不锈钢无缝钢管（GB/T 14976 2002，材质为0Cr18Ni9。管件均采用材质为0crl8Ni9 的无缝冲压管件（GB/T 12459 90。法兰采用凹凸面长颈对焊钢制管法兰（HG 20592 97,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 。2介质温度-20C的工艺管道，当公称直径W200 mm时，采用输送流体用无缝钢管（GB/T81

21、63 1999，材质为 20 号钢；当公称径200mm 时采用焊接钢管（GB/T 3041 2001，材 质为 Q235B 管件均采用材质为 20 号钢的无缝冲压管件（GB/T 12459 90。法兰采用凸面带颈 对焊钢制管法兰（HG 20592 97,材质为 20 号钢。法兰密封垫片采用柔性石墨复合垫片（HG2062997。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。2.7.3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

22、0. 003。站区 LNG 管道在常温下安装，在低温下运行，前后温差高达180C,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。2.8 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加热八、器压力;调压器后压力；出站流量;加臭机(自带仪表控制。2.9消防设计LNG 气化站的消防设计根据CB 50028 93城镇燃气设计规范

23、(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0. 15 L/(s m2 喷淋用水量按着火储罐的全表面积计算，距着火储罐直径1. 5 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 16 87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LNG 和气态天然气泄漏从而与空气形成爆炸性混合LNG 工艺系统与设备进行消防保护。 LNG 的低温特性和巨大的温差对工艺系统的危害及对操 的冷灼伤-艺在 LNG 气

24、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 1C/min。管道或设备温度每降低20C，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3.3.1LNG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 0. 30. 7MPa 罐内压力低于设定值时，可利用自增压气化器和自增压阀

25、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0. 6MPa 自增压阀的关闭压力约为0. 69 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 0. 05MPa 以上的压力差。考虑两阀的制造精度，合适的压

26、力差应在设备调试中确LNG 气化站运行的基本要求是：防止物。 消除引发燃烧、 爆炸的基本条件， 按规范要求对 防止 LNG 设备超压和超压排放。防止作人员3.3.2 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0. 3%，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

27、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 0. 80MPa 的 LNG 储罐，设计压力为 0. 84MPa 减压调节阀的设定开启压 力为 0.76MPa 储罐报警压力为 0. 78MPa 安全阀开启压力为 0. 80MPa 安全阀排放压力为 0.88MPa。3.3.3LNG 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：1储罐中先后充注的 LN

28、G 产地不同、组分不同而导致密度不同。2先后充注的 LNG 温度不同而导致密度不同。3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。1将不同气源的 LNG 分开储存，避免因密度差引起 LNG 分层。2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；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

29、。3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4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。3.3.4 运 行 监 控 与 安 全 保 护1LNG 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。2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

30、器的气体出口温度比环境温度低10C。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。3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。4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。5天然气出站管路均设电动阀，可在控制室迅速切断。6出站阀后压力高出设定报警压力时声光报警。7紧急情况时，可远程关闭出站电动阀。4结语1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

31、阀关闭。2LNG 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。3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。4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。5为促进 LNG 的安全利用，应尽快颁布先进适用、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

32、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Qa高峰月平均日送气量，m3/d;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0.10.8MPaLNG 项目通常由 LNG 码头、LNG 接收站

33、、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!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!过压缩机加压 1MPa 左右，与罐内低压泵输送相同 压力的部分过冷 LNG 液体，两者按

34、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 BO 啟凝，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。_ U_*- )BOGamBOG工业、T 气比超*-?Ttfrff1.2 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0.6I.OMPa

35、；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。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

36、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+nxQa-txq+rxQcXT式中 Vs LNG 罐最小需求容积，m3Vt 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

37、出的 Vs 罐容只是初步的。2.1.2 LNG 储罐选型VW盘4TWs*T.豪9a*ftw*fllff i屡AMBESDnAK%呻AMj 1 *-1 lont中*tt n航 7 上HF审A* tt9* 0】首方昊兄丨孙/I尋卑1全I：弹袪竇费用CC* PB X）LNG U會80*85%951-1 00W100 %土地碍2 OOH 250*100 %100 *150*20 QW100 %100 %道越”1 Idlest 2 011100 %100 100*180W100 %100 %BOC !*及回吒耳喷25011300*2 50*300*100 grt110%I 2owi100 丐脅用（OP” 1C ）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气化器有以下三种形式：开