关于“中石化 LNG 液化天然气”的新闻
日万里物流园LNG加气站被郑州城管查封11月11日万里物流园LNG加气站在非法营业城管封条已被撕毁人民网郑州11月19日电（记者慎志远）今年5月份以来，本网连续刊发《郑州消防查处万里物流园LNG加气站违法经营》、《郑州排查LNG加气站呼吁多部门联合监管》、《郑州万里物流园无证LNG加气站被城管责令停业》3篇新闻，报道了位于郑州市南四环万里物流园内LNG加气站无证非法经营行为，在网上引起强烈反响。
[ 中国对美国的“能源革命”非常关注，不是因为中国想从美国购买能源，而是关注美国今后在世界所扮演的角色。现在，像维护地区稳定、保障海上航线安全等公共物品都是由美国提供的，中国担心美国实现一定程度的能。
　　央广网财经北京11月20日消息 据经济之声《天下财经》报道，中国石化集团国际石油勘探开发有限公司北美分公司董事长冯志强日前向媒体表示，打算出售旗下加拿大西部蒙特尼和迪韦奈页岩气田50%股权，以分摊成本并加速公司发展。
北京商报讯（记者马骏昊）昨日，北京商报记者从中石化集团获悉，其收购阿帕奇公司埃及资产1/3权益已正式交易交割，收购价格31亿美元。中石化方面介绍称，该公司与阿帕奇公司已于今年8月30日宣布正式建立全球战略合作伙伴关系，而这一次收购交易是两者战略合作的第一步，也标志着中石化首次进入埃及油气资源市场。
中国石化（600028）上周六公告称，公司控股股东中国石油化工集团公司因考虑到公司价值以及当前公司的股价，11月5日至11月15日，在二级市场增持了公司A股股份共1.27亿股，占总股本的0.11%。公告显示，自11月5日起，中国石化集团拟在未来12个月内以自身名义或通过一致行动人在二级市场增持公司股份，累计增持比例不超过公司已发行总股份的2%。
人民网崇左11月18日电 11月11日上午9时，超级台风“海燕”从崇左市宁明县横扫而过，受其影响，宁明县普降特大暴雨，一时间，整个县城汪洋一片。中石化广西崇左石油分公司宁明县公司那堪站正处在宁明县地势最低洼的地带， 随着暴雨倾泻而下，那堪站水位迅猛上涨。
中国石化上周五公告称，公司控股股东中国石油化工集团公司因考虑到公司价值以及当前公司的股价，于11月5日至15日期间在二级市场增持了公司A股股份共1.27亿股，占总股本的0.11%。公告显示，自11月5日起，中国石化集团拟在未来12个月内以自身名义或通过一致行动人在二级市场增持公司股份，累计增持比例不超过公司已发行总股份的2%。
原标题：中海油子公司获得加拿大液化天然气开发项目专营权引发不同声音国际在线报道（记者 闫明）：中国海洋石油有限公司（以下简称中海油）13日在加拿大的全资子公司——尼克森能源公司耗资1200万美元同加拿大不列颠哥伦比亚省政府签署了一份专属协议，将对在不列颠哥伦比亚省格拉西角建造液化天然气处理厂和出口终端进行可行性评估。
人民网南宁11月18日电 2013年，中国石化广西南宁石油分公司把党的群众路线教育活动与“比学赶帮超”活动紧密结合起来，党员干部与职工群众发扬“见红旗就扛，有第一就争”的精神，对标追标，跨越目标，各项工作取得了良好的成绩。
人民网崇左11月18日电 党的群众路线教育实践活动开展以来，中国石化广西崇左石油分公司层层抓落实，共解决企业员工和顾客所提意见建议67条。“内外”兼顾，广泛征集群众意见在教育实践活动征集意见过程中，广西崇左石油分公司坚持“内外兼顾”，多形式、多角度、多渠道，广泛征求企业内部员工和外部群众的意见。公司领导班子分工协作，分别到自己的挂钩联系点进行一一走访，通过对辖区内所有加油站和油库进行访谈，了解员工诉求。
人民网钦州11月18日电 近期，钦州石油分公司领导班子结合经营管理日常工作，真抓实干，创新形式，扎实开展“回头看”活动，深入查找和解决前期调研中存在的问题和困难，得到基层员工的认可和欢迎。宣传到位、。
要破除群众对领导干部的感恩戴德观念，破除领导干部的“官本位”意识和“官老爷”作风，就必须正本清源，从源头上解决对权力来源的认识问题，摆正党群、干群关系，践行正确的群众观和权力观感恩是传统美德，是健康心态。感恩文化和感恩教育值得发扬光大。但是，应当看到，受长期封建意识和社会发展阶段的影响，现实生活中，一些错误的感恩观念渗透于党群、干群关系以及不同群体之间的关系，需要辩证地加以分析。
网易财经11月15日讯 中国石油化工集团全资子公司国际石油勘探开发有限公司（SIPC）与美国阿帕奇石油公司（ApacheCorporation）今日联合宣布，中国石化收购阿帕奇公司埃及资产1/3权益正式交易交割。
本报讯 中国石化今日公告称，自11月5日至11月15日，公司控股股东中国石化集团累计在二级市场增持了1.27亿股公司A股股份。此前，中国石化集团于11月5日告知公司，11月5日起中国石化集团拟在未来12个月内以自身名义或通过一致行动人在二级市场增持公司股份，累计增持比例不超过公司已发行总股份的2%；截至11月15日，中国石化集团在增持实施期间增持的公司股份约占公司已发行总股份的0.109%。
网易财经11月15日讯 据外电报道，皇家荷兰壳牌石油集团(RDSa.L)联手中石化(0386.HK)(600028.SS)，在中国中部地区钻井探测页岩潜在储量，该地区目前为止页岩气勘探活动还非常少。中国被认为拥有世界最大的页岩气储量，已吸引壳牌、埃克森美孚(XOM.N)、雪佛龙(CVX.N)、埃尼集团(Eni)(ENI.MI)和道达尔(TOTF.PA)等多家国际公司来勘探，其中壳牌首个达成共同生产合约。
俄罗斯政府１３日宣布，批准中国石油天然气集团公司和吉林昊融有色金属集团在俄罗斯的大型投资项目。俄罗斯政府当天召开外资监督委员会会议，讨论批准一系列外国在俄投资项目。俄罗斯联邦反垄断局局长伊戈尔·阿尔捷米耶夫会后说，中国石油天然气集团公司与诺瓦泰克股份公司的股权合作获得批准，中石油将收购诺瓦泰克持有的亚马尔液化天然气股份公司２０％股份。
新华网北京１１月１３日电（记者安蓓、朱诸）中国海洋石油有限公司１３日宣布，其全资子公司尼克森能源公司与加拿大英属哥伦比亚省签署了专营协议，对在哥伦比亚省鲁珀特王子港附近的格拉西角建造液化天然气处理厂及出口终端进行可行性评估。
据中国之声《央广新闻》报道，由于今年电力生产商比往常更早开始为冬天储备，亚洲液化天然气价格急剧上涨。刚刚进入供暖季，中石油就开始针对工业用户限制用气。由于日本在2011年3月福岛核电站的地震与海啸的破坏使核电反应堆受损，导致该国停产了大多数的核电能力，从而转身依赖液化天然气进口。因此今年电力生产商比往常更早开始为冬天储备，也导致亚洲液化天然气价格急剧上涨。
新华网北京１１月１２日电（记者安蓓、朱诸）记者１２日从中国海洋石油总公司了解到，中海油与英国天然气集团（ＢＧ集团）完成了增持澳大利亚昆士兰柯蒂斯液化天然气项目的权益交割。同时中海油将向ＢＧ集团新增采购５００万吨／年、为期２０年的液化天然气资源。
记者12日从中国海洋石油总公司了解到，中海油与英国天然气集团(BG集团)完成了增持澳大利亚昆士兰柯蒂斯液化天然气项目的权益交割。同时中海油将向BG集团新增采购500万吨/年、为期20年的液化天然气资源。
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[化工]中石油江苏建LNG接收站获批
太平洋油气有限公司21日表示，中国政府已批准在江苏省建造一座液化天然气接收站的计划，项目投资规模达9.52亿美元。该项目承建方为中国石油天然气股份有限公司(0857.HK)牵头的财团，太平洋油气是合作方之一。　　公告称，各方对江苏如东接收站的控股比例依次为：中国石油55%，太平洋油气35%，江苏省政府下属投资公司江苏国信集团10%。　　太平洋油气有限公司隶属新加坡金鹰国际集团，注册于香港。该公司在官方网站上表示，太平洋油气将致力于中国的下游市场开发，并将印尼的天然气供应给中国。　　太平洋油气称，江苏如东项目的一期工程于2011年投产后，每年可处理350万吨液化天然气。二期工程每年可处理250万吨液化天然气。　　公告称，项目一期将包括两个液化天然气储存罐以及一个码头。每个储存罐的容量为16万立方米。　　该项目将成为中国第二个拥有外资股权的液化天然气接收站。第一个是广东大鹏的液化天然气接收站，其外方合伙人是英国石油公司(BP PLC)。
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地区省份名称6月备注东北辽宁辽宁大连3050元/吨气化率1420方/吨&【隆众资讯】
[责任编辑：王皓浩]
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供国标优级 山东 5500 元/吨
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日 供 山东省 电议查看: 938|回复: 2
液化天然气接收站工艺及设备
LNG接收站的主要功能是接收、储存、再气化液化天然气，为区域管网用户稳定供气。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。一、接收站工艺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0.9MPaG)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。图6-1所示是典型的接收站再冷凝工艺流程[4]。
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、外输及计量系统等。(一) 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。CNG专用码头的特点是接收品种单一、数量多、船型大。码头上除设有大型运输船靠泊、停泊设施外，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。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。(二) 储存系统1. 储罐储存系统是接收站重要的生产系统，而储罐是该系统的主要设备。进出储罐的所有管线接口都在罐顶。为了使不同密度的LNG以不同方式进入储罐，流程上安排卸船时LNG可以从储罐的上部管口直接进入储罐，也可通过内部插入管由底部进入储罐。通常在操作中，较重的LNG从上部进入，较轻的LNG从下部进入。同时，也可通过LNG低压输送泵将罐内LNG循环到上部或底部，从而有效防止分层、翻滚现象的产生。(1) 储罐的液位控制为了确保储罐的安全操作，储罐的液位、温度、密度监测十分重要。每个储罐都应设置足够的液位、温度、密度连续测量设施，以有效监控储罐的液位。连续测量设施由数字逻辑单元和电机驱动单元组成，可以在LNG储罐内垂直移动、连续测量。当温差超过0.2℃或密度差超过0.5kg/m3时，应用LNG低压输送泵对罐内LNG进行循环操作，以肪止出现分层翻滚现象。储罐设有高低液位自动保护装置，在液位不正常时，报警并联锁停止进料或停止罐内低压泵运行。(2) 储罐的压力控制LNG储罐是常压储存，全容罐的设计压力一般为29kPa，因而外界大气压的变化对储罐的操作影响很大，罐的压力控制采用绝对压力为基准。在正常操作条件下，储罐的绝对压力是通过BOG压缩机压缩回收储罐的蒸发气体来控制的。在两次操作间隔时间段，储罐的操作压力应维持在低压状态[通常为0.1073MPa(绝压)]，以防压力控制系统发生故障时，储罐操作有一个缓冲空间。在卸船操作期间，储罐的压力将升高，储罐处于较高压力操作状态。储罐的压力保护采用分级制：第一级超压保护将排火炬，当储罐压力达到一定值(如储罐设计压力为0.029MPa，则储罐压力达到0.026MPa)时，控制阀打开，超压部分气体排入火炬系统。第二级超压保护排大气，当储罐压力达到设计压力时，储罐上压力安全阀打开，超压部分气体直接排入大气。第一级负压保护靠补压气体，当储罐在操作中压力降低到设计负压时，将通过高压外输天然气总管上来的经两级减压后的气体来维持储罐内压力稳定。第一级负压保护通过安装在储罐上的真空阀来实现。(3) 储罐的温度监测LNG储罐的内罐底部和罐体上设有若干测温点，可监测预冷操作和正常操作时罐内的温度。在罐外也设有多个测温点，可监测LNG的泄漏。为防止储罐基础结冰而危及混凝土基础，在储罐基础上设有两套电加热系统，并在基础的不同位置设有温度检测设施以控制电加热系统。2. 罐内泵罐内泵的用途是将LNG储罐内的液体抽出并送到下游装置。在每台泵的出口管线上装有流量控制阀，用以调节各运行泵的出口在相同流量下工作和紧急情况时切断输出。为保护泵，在每台泵的出口管线上同时装有最小流量控制阀，该最小流量管线也可用于罐内LNG的混合以防止出现分层。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。(三) 蒸发气处理系统1. 蒸发气增压由于外界能量的输入，如泵运转、周围环境热量的泄入、大气压变化、环境影响等都会使处于极低温的液化天然气受热蒸发，产生蒸发气(BOG)。当卸船作业LNG送入储罐时造成罐内LNG体积的变化也会加快蒸发。LNG接收站在卸船操作时产生的蒸发气的量是无卸船操作时的数倍。储罐内的蒸发气压力很低，需要增压才能进入系统。采用蒸发气压缩机将储罐内的蒸发气抽出增压后送入处理系统。蒸发气压缩机的控制可以是自动的，也可以是手动的。在自动操作模式下，LNG储罐压力通过一个总的绝压控制器来控制，该绝压控制器可自动选择蒸发气压缩机的运行负荷等级(50%或100%)。在手动操作模式下，操作人员将根据储罐的压力检测情况来选择蒸发气压缩机的运行负荷等级。如果蒸发气的流量比压缩机(或再冷凝器)的处理能力高，储罐和蒸发气总管的压力将升高，在这种情况下，多出的部分蒸发气将通过与蒸发气总管相接的压力控制阀排到火炬。一般选用1台压缩机的能力足够处理不卸船操作条件下产生的蒸发气体，仅在卸船时，才同时开2台压缩机。2. 再冷凝采用再冷凝工艺的接收站，蒸发气增压后送入再冷凝器。再冷凝器主要有两个功能，一是在再冷凝器中，经加压后的蒸发气与低压输送泵送出的LNG混合，由于LNG加压后处于过冷状态，使蒸发气再冷凝为液体，经LNG高压输送泵加压后外输，因此再冷凝器的另一个功能是可用作LNG高压输送泵的入口缓冲容器。再冷凝器的内筒为不锈钢鲍尔环填充床。蒸发气和LNG都从再冷凝器的顶部进入，并在填充床中混合。此处的压力和液位控制保持恒定，以确保LNG高压输送泵的入口压力恒定。再冷凝器设有比例控制系统，根据蒸发气的流量控制进入再冷凝器的LNG流量，以确保进入高压输送泵的LNG处予过冷状态。在再冷凝器的两端设有旁路，未进入再冷凝器的LNG通过旁路与来自再冷凝器的LNG混合后进入高压输送泵，同时旁路也可以保证再冷凝器检修时，LNG的输出可继续进行。如果再冷凝器气体入口压力在高值范围不规则波动，再冷凝器的操作压力控制器将通过释放部分气体到蒸发气总管来维持。在外输量较低时，再冷凝器可能不能将压缩后的蒸发气体完全冷凝下来。这种情况可通过再冷凝器液体出口温度增加来检测。通过该温度信号调节控制蒸发气压缩机的能力。(四) 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气化两部分。1. 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压力变化来控制，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。2. 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：一种用于正常供气气化，长期稳定运行；另一种通常仅作为调峰或维修时使用，要求启动快。气化器通常用海水作热源，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℃。LNG接收站的主要功能是接收、储存、再气化液化天然气，为区域管网用户稳定供气。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。一、接收站工艺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0.9MPaG)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。图6-1所示是典型的接收站再冷凝工艺流程[4]。
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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、外输及计量系统等。(一) 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。CNG专用码头的特点是接收品种单一、数量多、船型大。码头上除设有大型运输船靠泊、停泊设施外，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。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。(二) 储存系统1. 储罐储存系统是接收站重要的生产系统，而储罐是该系统的主要设备。进出储罐的所有管线接口都在罐顶。为了使不同密度的LNG以不同方式进入储罐，流程上安排卸船时LNG可以从储罐的上部管口直接进入储罐，也可通过内部插入管由底部进入储罐。通常在操作中，较重的LNG从上部进入，较轻的LNG从下部进入。同时，也可通过LNG低压输送泵将罐内LNG循环到上部或底部，从而有效防止分层、翻滚现象的产生。(1) 储罐的液位控制为了确保储罐的安全操作，储罐的液位、温度、密度监测十分重要。每个储罐都应设置足够的液位、温度、密度连续测量设施，以有效监控储罐的液位。连续测量设施由数字逻辑单元和电机驱动单元组成，可以在LNG储罐内垂直移动、连续测量。当温差超过0.2℃或密度差超过0.5kg/m3时，应用LNG低压输送泵对罐内LNG进行循环操作，以肪止出现分层翻滚现象。储罐设有高低液位自动保护装置，在液位不正常时，报警并联锁停止进料或停止罐内低压泵运行。(2) 储罐的压力控制LNG储罐是常压储存，全容罐的设计压力一般为29kPa，因而外界大气压的变化对储罐的操作影响很大，罐的压力控制采用绝对压力为基准。在正常操作条件下，储罐的绝对压力是通过BOG压缩机压缩回收储罐的蒸发气体来控制的。在两次操作间隔时间段，储罐的操作压力应维持在低压状态[通常为0.1073MPa(绝压)]，以防压力控制系统发生故障时，储罐操作有一个缓冲空间。在卸船操作期间，储罐的压力将升高，储罐处于较高压力操作状态。储罐的压力保护采用分级制：第一级超压保护将排火炬，当储罐压力达到一定值(如储罐设计压力为0.029MPa，则储罐压力达到0.026MPa)时，控制阀打开，超压部分气体排入火炬系统。第二级超压保护排大气，当储罐压力达到设计压力时，储罐上压力安全阀打开，超压部分气体直接排入大气。第一级负压保护靠补压气体，当储罐在操作中压力降低到设计负压时，将通过高压外输天然气总管上来的经两级减压后的气体来维持储罐内压力稳定。第一级负压保护通过安装在储罐上的真空阀来实现。(3) 储罐的温度监测LNG储罐的内罐底部和罐体上设有若干测温点，可监测预冷操作和正常操作时罐内的温度。在罐外也设有多个测温点，可监测LNG的泄漏。为防止储罐基础结冰而危及混凝土基础，在储罐基础上设有两套电加热系统，并在基础的不同位置设有温度检测设施以控制电加热系统。2. 罐内泵罐内泵的用途是将LNG储罐内的液体抽出并送到下游装置。在每台泵的出口管线上装有流量控制阀，用以调节各运行泵的出口在相同流量下工作和紧急情况时切断输出。为保护泵，在每台泵的出口管线上同时装有最小流量控制阀，该最小流量管线也可用于罐内LNG的混合以防止出现分层。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。(三) 蒸发气处理系统1. 蒸发气增压由于外界能量的输入，如泵运转、周围环境热量的泄入、大气压变化、环境影响等都会使处于极低温的液化天然气受热蒸发，产生蒸发气(BOG)。当卸船作业LNG送入储罐时造成罐内LNG体积的变化也会加快蒸发。LNG接收站在卸船操作时产生的蒸发气的量是无卸船操作时的数倍。储罐内的蒸发气压力很低，需要增压才能进入系统。采用蒸发气压缩机将储罐内的蒸发气抽出增压后送入处理系统。蒸发气压缩机的控制可以是自动的，也可以是手动的。在自动操作模式下，LNG储罐压力通过一个总的绝压控制器来控制，该绝压控制器可自动选择蒸发气压缩机的运行负荷等级(50%或100%)。在手动操作模式下，操作人员将根据储罐的压力检测情况来选择蒸发气压缩机的运行负荷等级。如果蒸发气的流量比压缩机(或再冷凝器)的处理能力高，储罐和蒸发气总管的压力将升高，在这种情况下，多出的部分蒸发气将通过与蒸发气总管相接的压力控制阀排到火炬。一般选用1台压缩机的能力足够处理不卸船操作条件下产生的蒸发气体，仅在卸船时，才同时开2台压缩机。2. 再冷凝采用再冷凝工艺的接收站，蒸发气增压后送入再冷凝器。再冷凝器主要有两个功能，一是在再冷凝器中，经加压后的蒸发气与低压输送泵送出的LNG混合，由于LNG加压后处于过冷状态，使蒸发气再冷凝为液体，经LNG高压输送泵加压后外输，因此再冷凝器的另一个功能是可用作LNG高压输送泵的入口缓冲容器。再冷凝器的内筒为不锈钢鲍尔环填充床。蒸发气和LNG都从再冷凝器的顶部进入，并在填充床中混合。此处的压力和液位控制保持恒定，以确保LNG高压输送泵的入口压力恒定。再冷凝器设有比例控制系统，根据蒸发气的流量控制进入再冷凝器的LNG流量，以确保进入高压输送泵的LNG处予过冷状态。在再冷凝器的两端设有旁路，未进入再冷凝器的LNG通过旁路与来自再冷凝器的LNG混合后进入高压输送泵，同时旁路也可以保证再冷凝器检修时，LNG的输出可继续进行。如果再冷凝器气体入口压力在高值范围不规则波动，再冷凝器的操作压力控制器将通过释放部分气体到蒸发气总管来维持。在外输量较低时，再冷凝器可能不能将压缩后的蒸发气体完全冷凝下来。这种情况可通过再冷凝器液体出口温度增加来检测。通过该温度信号调节控制蒸发气压缩机的能力。(四) 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气化两部分。1. 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压力变化来控制，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。2. 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：一种用于正常供气气化，长期稳定运行；另一种通常仅作为调峰或维修时使用，要求启动快。气化器通常用海水作热源，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℃。(五) 外输及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。(六) 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。1. 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。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储罐的顶部或下部进料。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。2. 零输出操作零输出操作是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。3. 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。二、接收站主要设备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。第三章叙述天然气液化工艺和设备时，对有关设备性能已做了描述，本节着重对接收站如何配套选用这些设备方面作介绍。(一) 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。接收站储存LNG的能力，所需要的最小罐容可以按下式计算 Vs=(Vt+n×Qa-t1×q+r×Qc×t2)(6-1)式中K——LNG罐最小需求容积，m3；K——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——高峰月平均日供气量，m3/d；t1——LNG卸料时间(12h)；g——最小送出气量，m3/d；r——LNG船航行期间市场变化系数；t2——LNG船航行时间，d；Qc——高峰月平均城市燃气日供气量，m3/d。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。但是罐的数量也要考虑卸船作业等操作管理的需要，不宜太少。2. 罐型各种形式的LNG储罐的优缺点已在第四章做过叙述，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的，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。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，罐容小，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。为安全起见，所有的连接管口均设计在罐的顶部；在罐的底部设有隔离支撑平台，并设有加热系统，以防基础冻结现象发生。在LNG储罐上设有足够的报警和紧急停车设施以保证LNG储罐最大的安全。同时，在LNG储罐上设有液位、温度、密度连续检测仪表，以确保正常安全生产。(二) 气化器LNG气化器是一种专门用于液化天然气气化的换热器，但由于液化天然气的使用特殊性，使LNG气化器也不同于其他换热器。低温的液态天然气要转变成常温的气体，必须要提供相应的热量使其气化。热量的来源可以从环境空气和水中获得，也可以通过燃料燃烧或蒸气来获得。对于基本负荷型系统使用的气化器，使用率高(通常在80%以上)，气化量大。首先考虑的应该是设备的运行成本，最好是利用廉价的低品位热源，如从环境空气或水中获取热量，以降低运行费用。以空气或水作热源的气化器，结构最简单，几乎没有运转部件，运行和维护的费用很低，比较适合于基本负荷型的系统。对于调峰型系统使用的气化器，是为了补充用气高峰时供气量不足的装置，其工作特点是使用率低，工作时间是随机牲的。应用于调峰系统的气化器，要求启动速度快，气化速率高，维护简单，可靠性高，具有紧急启动的功能。由于使用率相对较低，因此要求设备投资尽可能低，而对运行费用则不大苛求。现在使用的LNG气化器有下列几种形式：开架式气化器(ORV)、浸没燃烧式气化器(SCV)、中间介质式气化器(IFV*丙烷)、中间介质管壳式气化器(IFV-强制循环)。在上述形式的气化器中，大量采用的是开架式气化器和浸没燃烧式气化器，值当海水质量不能满足开架式气化器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。1. 开架式气化器(Open Rack Vaporizer)开架式气化器是一种水加热型气化器。由于很多LNG生产和接受装置都是靠海建设，所以可以用海水作为热源。海水温度比较稳定，热容量大，是取之不尽的热源。开架式气化器常用于基本负荷型的大型气化装置，最大气化量可达180t/h。气化器可以在0～100%的负荷范围内运行。可以根据需求的变化遥控调整气化量。开架式气化器由一组内部具有星形断面，外部有翅片的铝合金管组成，管内有螺旋杆，以增加LNG流体的传热。管内为LNG，管外为喷淋的海水。为防止海水的腐蚀，外层喷涂防腐涂层。整个气化器用铝合金支架固定安装。气化器的基本单元是传热管，由若干传热管组成板状排列，两端与集气管或集液管焊接形成一个管板，再由若干个管板组成气化器。气化器顶部有海水的喷淋装置，海水喷淋在管板外表面上，依靠重力的作用自上而下流动。液化天然气在管内向上流动，在海水沿管板向下流动的过程中，LNG被加热气化。气化器外形见图6-2，其工作原理见图6—3。这种气化器也称之为液膜下落式气化器。虽然水流动是不停止的，但这种类型的气化器工作时，有些部位可能结冰，使传热系数有所降低。
开架式气化器的投资较大，但运行费用较低，操作和维护容易，比较适用于基本负荷型的LNG接收站的供气系统。但这种气化器的气化能力，受气候等因素的影响比较大，随着水温的降低，气化能力下降。通常气化器的进口水温的下限大约为5℃，设计时需要详细了解当地的水文资料。表6-2列出一些开架式海水加热型LNG气化器的技术参数[5]。表6-2 海水加热型LNG气化器的技术参数气化量/(t/h)100180压力/MPa设计
0.85温度/℃液体
＞0海水流量 /(m3/h)
海水温度/℃
尺寸/(长×宽)2500
14m×7m7200
23m×7m大型的气化器装置可由数个管板组组成，使气化能力达到预期的没计值，而且可以通过管板组对气化能力进行调整。水膜在沿管板下落的过程中具有很高的传热系数，可达到5800W/(m2&#8226;K)。在传热管内侧，LNG蒸发时的传热系数相对较低，新型的气化器对传热管进行了强化设计。传热管分成气化区和加热区，采用管内肋片来增加换热面积和改变流道的形状，增加流体在流动过程的扰动，达到增强换热的目的。管外如果产生结冰，也会影响传热性能。为了改善管外结冰的问题，采用具有双层结构的传热管，LNG从底部的分配器先进入内管，然后进入内外管之间的夹套。夹套内的LNG直接被海水加热并立即气化，然而在内管内流动的LNG是通过夹套中已经气化的LNG蒸气来加热，气化是逐渐进行。夹套虽然厚度较薄，但能提高传热管外表面的温度，所以能抑制传热管外表结冰，保持所有的传热面积都是有效的，因此提高了海水与LNG之间的传热效率。新型的LNG气化器具有以下一些特点：设计紧凑，节省空间；提高换热效率，减少海水量，节约能源；所有与天然气接触的组件都用铝合金制造，可承受很低的温度，所有与海水接触的平板表面镀以铝锌合金，防止腐蚀；LNG管道连接处安装了过渡接头，减少泄漏，提高运行的安全性；启动速度快，并可以根据需求的变化遥控调整天然气的流量，改善了运行操作性能；开放式管道输送水，易于维护和清洁。开架式气化器使用天然热源(海水)，因此操作费用比较低。但由于LNG气化需要大量海水，对海水的品质有一定要求：(1) 重金属离子Hg“检测不出；Cu++≤10×10-9；(2) 固体悬浮物≤80×10-6；(3) pH值7.5～8.5；(4) 要求过滤器在海水取水处能够去除10mm以上的固体颗粒。为了防止海水对基体金属的腐蚀，可以在金属表面喷涂保护层，以增加腐蚀的阻力。涂层材料可采用质量分数为85%Al+15%Zn的锌铝合金。开架式气化器需要较高的投资，安装费用也很高。与浸没燃烧式气化器相比，开架式气化器是利用海水，操作消耗主要是海水泵的电耗，所以它的优点在于操作费用很低，两者之间的运行费用比为1:10。2. 浸没燃烧式气化器在燃烧加热型气化器中，浸没式燃烧加热型气化器是使用最多的一种。其结构紧凑，节省空间，装置的初始成本低。它使用了一个直接向水中排出燃气的燃烧器，由于燃气与水直接接触，燃气激烈地搅动水，使传热效率非常高。水沿着气化器的管路向上流动，LNG在管路中气化，气化装置的热效率在98%左右。每个燃烧器每小时105GJ的加热能力，适合于负荷突然增加的要求，可快速启动，并且能对负荷的突然变化作出反应。可以在10%～100%的负荷范围内运行，适合于紧急情况或调峰时使用。运用气体提升的原理，可以在传热管外部获得激烈的循环水流，管外的传热系数可以达到W/(m2&#8226;K)。表6-3列出了浸没式燃烧加热型气化器的技术参数[5]。表6-3 浸没式燃烧加热型LNG气化器的技术参数气化量/(t/h)100180压力/MPa设计
O.85温度/℃液体
＞O燃烧器供热能力/× 103kW
槽内温度/℃
空气量① /(m3/h)
尺寸(长×宽)2.3
8m×7m2.12台
11m×10m① 标准状态下的空气体积流量。浸没式燃烧加热型气化器的工作原理如图6-4所示，燃料气和压缩空气在气化器的燃烧室内燃烧，燃烧后的气体通过喷嘴进入水中，将水加热。LNG经过浸没在水中的盘管，由热水加热而蒸发。
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浸没燃烧式气化器优越性在于整体投资和安装费用很低，与海水气化器相比，外形较小，操作灵活。但是浸没式燃烧气化器的缺点是操作费用很高。3. 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压同的形式，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。(1) 丙烷热媒中间介质气化器(IFV)该技术由日本神户制钢(Kobelco)提供。图6-5所示是这种气化器的工作原理，该类气化器以海水或邻近工厂的热水作为热源，并用此热源去加热中间介质(丙烷)并使其气化，再用丙烷蒸气去气化LNG。该气化器由两部分组成，一部分为利用丙烷气化冷凝的LNG气化器，第二部分为LNG气化后NG的加热器。在LNG气化部分，丙烷在管壳式气化器的壳程以气液两相形式循环。当使用海水为加热介质时采用钛管，海水在管程流动，所以抗海水中固体悬浮物的磨蚀较好。&&
(2) 中间介质管壳式气化器(STV)该技术是采用一般管壳式换热器作气化器，水或甲醇(乙二醇)水溶液作为中间热媒气化LNG，初始热源可以用热水、海水或空气。先用初始热源将中间热媒加热，再用已被加热的中间热媒通过管壳式气化器去气化LNG。中间热媒需用循环泵强制循环，因此能耗棼IFV高。到目前为止，仅有两家供应商对此技术有经验。目前在LNG接收站共建设有5套，其中4套已投入使用，1套未开车。上述气化器的比较见表6-4。表6-4 LNG气化器比较项目内容气化器形式ORVSCVIFVSTV中间介质—水丙烷丙烷或醇类溶液加热介质海水燃料气海水空气/海水/燃料气工艺流程简单简单较复杂复杂设备结构简单简单较复杂组合、复杂运行控制简单简单简单较复杂占地较少最少较少较大使用情况广泛使用多用于调缝日本用于能量回收20套用于能量回收仅5套4. 气化器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。LNG接收站工艺流程及LNG应用
1、引言天然气是一种清洁优质能源，近年来，世界天然气产量和消费量呈持续增长趋势。从今后我国经济和社会发展看，加快天然气的开发利用，对改善能源结构，保护生态环境，提高人民生活质量，具有十分重要的战略意义。国际上液化天然气(LNG)的生产和应用已有久远的历史。LNG贸易是天然气国际贸易的一个重要方面。近10年来LNG产量以年20％速度增长。LNG工业将是未来天然气工业重要组成部分。我国尚处于起步阶段，国家已批准在广东、福建建设进口LNG接收站。LNG在我国的应用必将开始一个新的阶段。2、液化天然气的制取与输送LNG是液化天然气的简称，常压下将天然气冷冻到-1620C左右，可使其变为液体即液化天然气(LNG)。它是天然气经过净化(脱水、脱烃、脱酸性气体)后，采用节流，膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的。LNG的体积约为其气态体积的l／600。天然气的液化技术包括天然气的预处理，天然气的液化及贮存，液化天然气的气化及其冷量的回收以及安全技术等内容。LNG利用是一项投资巨大、上下游各环节联系十分紧密的链状系统工程，由天然气开采、天然气液化、LNG运输、LNG接收与气化、天然气外输管线、天然气最终用户等6个环节组成。由于天然气液化后，体积缩小600倍，因此便于经济可靠的运输。用LNG船代替深海和地下长距离管道，可节省大量风险性管道投资，降低运输成本。从输气经济性推算，陆上管道气在3000km左右运距最为经济，超过3500km后，船运液化天然气就占了优势，具有比管道气更好的经济性。LNG对调剂世界天然气供应起着巨大的作用，可以解决一个国家能源的短缺，使没有气源的国家和气源衰竭的国家供气得到保证，对有气源的国家则可以起到调峰及补充的作用，不仅使天然气来源多元化，而且有很大的经济价值。LNG作为城市气化调峰之用比用地下储气库有许多优点。例如：它选址不受地理位置、地质结构、距离远近、容量大小等限制，而且占地少、造价低、工期短、维修方便。液化天然气蕴藏着大量的低温能量，在1个大气压下，到常温气态大约可放出879KJ／kg的能量，利用其冷能可以进行冷能发电、空气分离、超低温冷库、制造干冰、冷冻食品等。由于LNG工厂在预处理时已脱除了气体的杂质，因此LNG作为燃料燃烧时所排放的烟气中 S02及NOx含量很少。因此被称为清洁能源，广泛用于发电、城市民用燃气及工业燃气，减少了大气污染，有利于经济与环境的协调发展。3、LNG接收站的工艺系统LNG通常由专用运输船从生产地输出终端运到目的地接收站，经再气化后外输至用户。目前，已形成了包括LNG生产、储存、运输、接收、再气化及冷量利用等完整的产、运、销LNG工业体。3．1 LNG接收站工艺流程LNG接收站一般由接收港和站场两部分组成，其工艺方案可分为直接输出式和再冷凝式两种，主要区别在于根据终端用户压力要求不同，在流程中是否设有再冷凝器等设备。LNG接收站一般由LNG卸船、储存、再气化／外输、蒸发气处理、防真空补气和火炬／放空六部分工艺系统(有的终端还有冷量利用系统)组成。为了能够平稳、安全的运转，必须要有高度可靠的控制系统。3.1.1 LNG卸船系统LNG运输船靠泊码头后，经码头上卸料臂将船上LNG输出管线与岸上卸船管线连接起来，由船上储罐内的输送泵(潜液泵)将LNG输送到终端的储罐内。随着LNG不断输出，船上储罐内气相压力逐渐下降，为维持其值一定，将岸上储罐内一部分因冷损气化产生的蒸发气加压后经回流管线及回流臂送至船上储罐内。LNG卸船管线一般采用双母管式设计。卸船时两根母管同时工作，各承担50％的输送量。当一根终管出现故障时，另一根母管仍可工作，不致使卸船中断。在非卸船期问，双母管可使卸船管线构成一个循环，便于对母管进行循环保冷，使其保持低温，减少因管线漏热使LNG蒸发量增加。通常，由岸上储罐输送泵出口分出一部分LNG来冷却需保冷的管线，再经循环保冷管线返回罐内。每次卸船前还需用船上LNG对卸料臂等预冷，预冷完毕后再将卸船量逐步增加至正常输量。卸船管线上配有取样器，在每次卸船前取样并分析LNG的组成、密度及热值。3.1.2 LNG储存系统LNG低温储罐采用绝热保冷设计。由于有外界热量或其它能量导入，例如储罐绝热层、附属管件等的漏热、储罐内压力变化及输送泵的散热等，故会引起储罐内少量LNG蒸发。正常运行时。罐内LNG的日蒸发率约为0.06％--0.08％。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液体与蒸发气的置换等，蒸发气量可数倍增加。为了最大程度减少卸船时的蒸发气量，应尽量提高此时储罐内的压力。接收站的储存能力可按下式计算，即：Vs=Vt+nQ-tq式中：Vs——储存能力,m3；Vt——LNG运输船船容,m3；n——连续不可作业的日数,d；Q——平均日输送量,m3／d；t——卸船时间，h；q——卸船时的输送量，m3／d。3.1.3 LNG再气化/外输系统储罐内LNG经罐内输送泵加压至 1MPa后进入再冷凝器，使来自储罐顶部的蒸发气液化。从再冷凝器中流出的LNG可根据不同用户要求，分别加压至不同压力。一般情况是一部分LNG经低压外输泵加压至4.0MPa后。进入低压水淋蒸发器中蒸发。水淋蒸发器在基本负荷下运行时，浸没燃烧式蒸发器作为备用设备，在水淋蒸发器维修时运行或在需要增加气量调峰时并联运行；另一部分LNG经高压外输泵加压至7MPa后，进入高压水淋蒸发器蒸发，以供远距离用户使用。高压水淋蒸发器也配有浸没燃烧式蒸发器备用。再气化后的高、低压天然气(外输气)经计量设施分别计量后输往用户。为保证罐内输送泵、罐外低压和高压外输泵正常运行，泵出口均设有回流管线。当LNG输送量变化时，可利用回流管线调节流量。在停止输出时，可利用回流管线打循环，以保证泵处于低温状态。3.1.4蒸发气处理系统储罐顶部的蒸发气先通过压缩机加压到1MPa左右，然后与LNG低压泵送来的压力为1MPa的过冷液体换热，冷凝成LNG。此系统应保证LNG储罐在一定压力范围内正常工作。储罐的压力取决于罐内气相(蒸发气)的压力。储罐中设置压力开关，并分别设定几个等级的超压值及欠压值，当压力超过或低于各级设定值时，蒸发气处理系统按照压力开关进行相应动作。以控制储罐气相压力。在低温下运行的蒸发气压缩机，对入口温度通常有一定限制。往复式压缩机一般要求为-800C～-1600C，离心式压缩机为-800C～-1600C。为保证入口温度不超限(主要是防止超过上限)。故要求在压缩机人口设蒸发气冷却器，利用LNG的冷量保证入口温度低于上限。3.1.5 储罐防真空补气系统为防止LNG储罐在运行中产生真空，在流程中配有防真空补气系统。补气的气源通常为蒸发器出口管汇引出的天然气。有些储罐也采取安全阀直接连接通大气的做法，当储罐产生真空时，大气可直接由阀进入罐内补气。3.1.6 火炬／放空系统当LNG储罐内气相空间超压，蒸发气压缩机不能控制且压力超过泄放阀设定值时，罐内多余蒸发气将通过泄放阀进入火炬中烧掉。当发生诸如翻滚现象等事故时，大量气体不能及时烧掉，则必须采取放空措施捧泄。4 LNG接收站的主要设备4.1卸料臂通常根据规模配置卸料臂及一根蒸发气回流臂，二者尺寸可同可异，但结构性能相同。如若尺寸相同则可互用。卸料臂的选型应考虑LNG卸船量和卸船时间，同时根据栈桥长度、管线距离、高程、船上储罐内输送泵的扬程等，确定其压力等级、管径及数量。蒸发气回流臂则应根据蒸发气回流量确定其管径等。为了保证卸料臂的旋转接头在低温下有良好的密封性能而采用双重密封结构，同时可在工作状态时平移和转动；为了安全。每台LNG卸料臂必须配备紧急脱离装置。臂内LNG设计流速一般为l0m／s。蒸发器回流臂的流速设计值为50m／s。LNG卸料臂的材质主要为不锈钢和铝合金。制造直径一般在40.64cm以下。4.2 LNG储罐LNG储罐属常压、低温大型储罐，分为地上式与地下式两类，通常为平底双壁圆柱形。储罐内壁与LNG直接接触，一般采用含镍9％的合金钢。也可为全铝、不锈钢薄膜或预应力混凝土，外壁为碳钢或预应力混凝土。壁顶的悬挂式绝热支撑平台为铝制，罐顶则由碳钢或混凝土制成。簟内绝热材料主要为膨胀珍珠岩、弹性玻璃纤维毡及泡沫玻璃砖等。LNG储罐又有单容(单封闭)罐、双容(双封闭)罐及全容(全封闭)罐3种型式。单容罐在金属罐外有一比罐高低得多的混凝土围堰，用于防止在主容器发生事故时LNG外溢扩散。该型储罐造价最低，但安全性稍差、占地较大。与单容罐相比，双容罐的辅助容器则是在主容器外围设置的一层高度与罐壁相近，并与主容器分开的圆柱形混凝土防护墙，全容储罐是在金属罐外有一带顶的全封闭混凝土外罐，即使LNG一旦泄露也只能在混凝土外罐内而不致于外泄，还可防止子弹击穿、热辐射等。这3种型式的储罐各有优缺点。选择罐型时应综合考虑技术、经济、安全性能、占地面积、场址条件、建设周期及环境等因素。地下储罐全部建在地面以下，金属罐外是深达百米左右的混凝土连续地中壁。地下储罐主要集中在日本。抗地震性好，适宜建在海滩回填区上，占地少。多个储罐可紧密布置，对站周围环境要求较好。安全性最高。气相空间设计压力是常压、低温大型储罐的重要参数，尤其对接收站储簟更为重要。随着科学技术的进步，这类储簟的气相空间设计压力正逐年提高。尤其是薄膜罐，由于其固有结构特点，可采用较高的设计压力。储罐所有开口均应选择在罐顶，避免LNG由接口处泄漏。此外，还应采用措施防止在某些情况下由于液体分层及储罐漏热而引起的翻滚现象。例如，考虑到运输船待卸的LNG与终端储罐内已有 LNG的密度差，可将卸船管线进液口分别引至罐顶与罐底。如待卸LNG,密度大于储罐内已有LNG密度，月采用簟顶进液口。反之．刚采用罐底进液口。4.3 LNG输送泵终端储罐内均设有输送LNG的潜液泵。LNG泵是站内输送LNG的关键设备，由于LNG温度低,易汽化,易燃易爆，因此LNG泵有许多独特结构。要求低温下轴封可靠，以便将泄漏的可能性减少到最低程度；为防止处于气液平衡状态进料的LNG在泵内气化，保持泵内LNG,与储罐内LNG,具有相同的温度，LNG泵被设计成浸设式结构，连同马达一起浸没于装有LNG液体的泵内容器中。LNG泵一般为多级泵，扬程可根据用户要求而定。选择范围为50m～2000m，以适应不同输气管网对压力的要求。在LNG泵中，泵内容器和轴采用奥氏体不锈钢，泵体和叶轮采用铝合金。如需在高压下管输天然气，还应在蒸发器前配置外输泵进行增压。在泵初次运行和检修后投运之前，以及泵处于备用状态时，均需预冷或保冷。泵停运后如保冷不善，随着漏热量增加，泵内的LNG逐渐蒸发，溶解在LNG中的CO2浓度相对增加，当其浓度过大时就可能“结冰”，堵塞泵的流道，甚至使泵不能正常运行。4．4 LNG气化器按结构或热源不同，可分为板翅式、管壳式、中流式、开架式、浸没燃烧式及中间媒体式等多种。LNG接收站多采用开架式水淋气化器和浸没燃烧气化器。前者以海水为加热介质，体积庞大，且需配置海水系统，故投资较高，占地面积较大，但运行成本低，且安全可靠。对于基本负荷型供气要求，可采用多台并联运行。后者以终端蒸发气为燃料，采用燃烧加热。其优点是投资低，启动快。能迅速调节LNG蒸发量，但运行成本高，通常只用于调峰。开架式气化器是应用最广泛的基本负荷型 LNG气化器，它以水为热源，通常是海水或电厂的直捧海水，运行成本低廉，但于由提供热源的海水进口温差较小，以致开架式气化器设备比较大，投资较高。在开架式气化器中，LNG从下部总管进入，然后沿着成幕状结构的LNG换热管上升，与海水换热气化后成常温气体送出，每幕一般由70根-100根管组成，海水从上部进入，经分布器分配后成薄膜状均匀沿幕状LNG管下降，使管内 LNG受热气化。为避免影响周围海区生态平衡，海水进、出口温差不得超过70C，实际常控制在不超过40C～50C。管束板一般采用在低温下有良好机械性能、焊接性能、传热性能好且对海水有优良耐腐蚀性的铝合金材料。并在外层涂锌处理。浸没燃烧式蒸发器包括换热管、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，热烟气通过下捧气管由喷雾器捧入水浴的水中，使水产生高度湍动。换热管内的LNG与管外高度湍动的水充分换热，从而使LNG加热、蒸发。这种蒸发器的热效率可达95％以上，且安全可靠。此种气化器体积小，与开架式气化器相比省掉了大型取水和捧水设备，热效率高，开停车迅速方便；但因消耗天然气而使运行成本较高，一般不作为基本负荷型气化器，主要用于调峰和备用。它的关键部分是燃烧器和传热管束。
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