LNG接收站简介

 

LNG概念、特点及用途

LNG概念

LNG是英文Liquefied Natural Gas的简称，即液化天然气。 LNG是天然气（CH4）在经净化及超低温状态下（-162℃、一个大气压）冷却液化的产物。液化后的天然气其体积大大减少，约为0℃、1个大气压时天然气体积的1/600，也就是说1立方米LNG气化后可得600立方米的天然气。

LNG特点

LNG无色、无味、无毒且无腐蚀性，主要成分是甲烷，很少有其它杂质，是一种非常清洁的能源；

LNG的重量仅为同体积水的45%左右；

油/气田产生的天然气经过除液、除酸、干燥、分馏、低温冷凝形成，体积缩小为原来的1/600；

1吨LNG可生产1350标准立方米的天然气，可发电8300度。

LNG用途

LNG作为一种清洁燃料，概括其用途，主要包括：

（1）用作城市管网供气的高峰负荷和事故调峰

（2）用作大中城市管道供气的主要气源

（3）用作LNG小区气化的气源

（4）用作汽车加气的燃料

（5）用作飞机燃料

（6）LNG的冷能利用

LNG接收站全貌

LNG接收站的功能

LNG接收站是对船运LNG进行接收（含码头卸船）、储存、气化和外输等作业的场站。LNG接收站的主要功能是将海上船舶运送的低温液化天然气（约-160℃）储存到LNG储罐中，再根据下游用户的需求加压，经过特制的气化器将LNG气化到0℃以上，经输气首站进入输气干线输送至下游用户。

LNG接收站的工艺区域

LNG接收站主要包括：LNG接收码头、LNG储罐区、增压/冷凝区、气化区、计量区、槽车装车区、海水取水、火炬区、公用工程、办公区。

LNG接收站的主要设备

• LNG卸船臂、气相返回臂

LNG卸料臂是一种装卸装置，当LNG运输船抵达接收站码头后，通过液相卸料臂和卸料管线，借助船上卸料泵将LNG输送进LNG储罐内。卸料臂是安装在码头上的用于卸料的铰接管道系统，包括工艺管段及其支撑结构和所有附件。卸料臂通常包括三维旋转接头（TSA）、外臂、内臂、顶端旋转接头、基础立管以及连接内臂和基础立管之间的旋转接头。

如下图，一般情况下配备四个机械臂，其中有三个是卸船臂，一个是气相返回臂。气相返回臂结构和原理与卸船臂一致。

• LNG储罐

LNG储罐，是LNG接收站的关键设备，属常压、低温大型储罐。按储罐的设置方式可分为地上储罐、地下储罐与半地下储罐。按结构型式可分为球罐、单包容罐、双包容罐、全包容罐和膜式罐。其中单包容罐（双壁）、双包容罐及全包容罐均为双层，由内罐和外罐组成，在内外罐间充填有保冷材料，罐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。目前，我国已建和在建的LNG接收站项目均采用 16万方全容式混凝土顶储罐（简称全包容罐），全包容罐的结构采用9Ni 钢内筒、9Ni 钢或混凝土外筒 和顶盖、底板，外筒或混凝土墙到内筒大约 1～2m，可允许内筒里的LNG 和气体向外筒泄漏，它可以避免火灾的发生。其最大设计压力30 kPa(G)，其允许的最大操作压力 25 kPa(G)，最低设计温度为-170℃。

•低压输送泵

LNG 通过低压输送泵从储罐内抽出并送到下游装置。LNG 低压输送泵为潜液泵，安装在储罐的泵井中，每座LNG 储罐中均设有 3～４个泵井。低压输送泵以恒定的转速运行。泵的操作流量由下述因素决定：安装在再冷凝器进料管线的流量调节阀、安装在再冷凝器旁路的压力控制阀、LNG 装车／装船的需求。在每台泵的出口管线上装有自动切断阀，其作用是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。为保护低压泵，在每台泵的出口管线上同时安装有最小流量调节阀，该最小流量管线也可用于罐内 LNG 的混合以防止出现分层、翻滚现象。

• 再冷凝器

LNG由于特殊的存储条件，在LNG接收站运行过程中会不可避免的产生蒸发气。再冷凝器用于冷凝LNG接收站在运行过程中产生的蒸发气，是LNG接收站运行控制的核心，关系到整个接收站的平稳运行。

• BOG压缩机

BOG 压缩机的作用是处理由于外界能量的输入，及 LNG 进入储罐时罐内 LNG 体积变化而产生的过量的蒸发气，维持储罐内压力的恒定。BOG 压缩机将蒸发气压缩到一定的压力与 LNG 储罐内的 LNG 低压输送泵送出的过冷 LNG 在再冷凝器中混合并冷凝。BOG 压缩机的能力一般按卸船操作时蒸发气的最大量考虑，设置２－3 台相同能力的压缩机。压缩机采用低温往复式，可通过逐级调节来实现流量控制。压缩机的开/停车由操作员控制。其操作工况 （0-25%-50%-75%-100%）通过储罐的压力来调节，但压缩机的最大操作流量受再冷凝器的能力限制，压缩操作流量根据再冷凝器处理蒸发气的能力来确定。

分类： BOG压缩机主要有立式迷宫往复式压缩机和卧式对置平衡式无油润滑往复式压缩机两种。

• 高压输送泵

高压输出泵为 LNG 增压设备，用于将 LNG 升压达到外输管线的流量和压力后输送到气化器。高压输出泵采用立式离心泵，安装在专用的泵罐内。高压输出泵以恒定转速运行。其流量由安装在气化器进料 管线上的流量调节阀控制。在每台泵的出口管线上装有自动切断阀，其作用是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。高压输出泵的安装罐通过专用的管线（冷态备用/脱气系统），将产生的气体放空到再冷凝器。当再冷凝器因检修等不运行时，放空到 BOG 总管。在高压输出泵出口管上设有最小流量调节阀，以保护泵的安全运行。

• 管壳式气化器（IFV）

IFV用海水作为加热介质，丙烷作为中间加热介质。首先用海水加热液态丙烷，使丙烷气化，用丙烷蒸气加热LNG，使LNG在管程内气化为低温天然气，再经海水升温后（＞0℃）进入天然气总管。

LNG汽化器的管束被插入到丙烷汽化器E-1的筒状壳体的上半部分，在E-1壳体的下半部分之中，排列了超过三千（3000）根管子，海水从这些管子中进入，并被用作加热媒介。在E-1的壳侧中注入丙烷，直到E-1管束完全沉浸为止。通过互相连接的锥形管箱壳体，丙烷汽化器E-1和NG加热器E-3相连接。来自高压泵输出的LNG被引入到LNG汽化器E-2的管侧，LNG在E-1壳体中被丙烷汽化。在E-2管子的外表面上，丙烷蒸汽被冷凝；随后，经过冷凝的（液态）丙烷滴落到E-1壳体的底部。在E-2管子的出口处，经过汽化的LNG（即NG）的温度为最低的-32摄氏度（海水温度为7.6摄氏度）；随后，通过位于E-2和E-3之间的互相连接的管道系统，NG进入到NG加热器E-3中，以便进行过热。在E-3中，NG被海水过热，然后再温度为1摄氏度的情况下进入计量管线中。在IFV的入口和出口之间，海水的最大温度降为5摄氏度。在LNG流量正常时，应注意将天然气的出口温度保持在0℃以上，海水温度的降低要在一个可接受的范围内。IFV不工作但需要准备好进行快速启动时，应维持较低流量的LNG和海水流动，以便系统保冷。

丙烷IFV由以下三个管壳式热交换器组成。

（1）丙烷汽化器E-1：固定管板管壳式热交换器。

（2）LNG汽化器E-2：U型管管壳式热交换器。

（3）NG加热器E-3：固定管板管壳式热交换器。

• 开架式海水气化器（ORV）

用水作热源的液化天然气气化器应用普遍，特别是用海水作为热源。因为液化天然气接收站都是靠近海边，海水温度比较稳定，热容量大，是取之不尽的热源。最大天然气流量可达180 吨/小时。气化器可以在0%～100%负荷范围内运行，并可以根据需求的变化遥控调整气化量。

开架式气化器因以海水为加热介质，体积庞大，且需配置海水系统，故投资较高，占地面积也大，但是运行费用较低，操作和维护容易，比较适用于基本负荷型生产使液化天然气气化，这种气化器的气化能力受到气候等因素的影响比较大。随着水温降低，气化能力下降。通常气化器进口的水温下限约为50C。

开架式气化器可以分为U型和I型两种。整个气化器用铝合金支架固定安装。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，液化天然气被加热气化。为避免影响周围海区生态平衡，海水进、出口温差不得超过7℃，实际上通常控制在不超过4～5℃。

•浸没燃烧式气化器（SCV）

主要是以天然气做燃料，采用燃烧加热，其优点是结构紧凑，节省空间，投资少，启动快，能迅速调节液化天然气蒸发量，但运行成本高。

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。

使用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，液化天然气在管路中气化。

•计量撬块

计量撬块是把用于计量的各种设备、仪表、管线在工厂里预先安装在一个基座上，出厂前对各个部分进行单项性能测试和整个系统的联合测试，形成一套撬装设备，运抵现场后只需进行基座安装、上下游管道连接并把信号连接到控制室和仪表柜，接通电源就可以投入使用。计量系统是一个集成的“工程” ，以其高精度、高稳定性广泛应用于石油天然气行业，目前全球近80%的贸易交接均采用的是计量撬装系统的形式。

•火炬

在LNG接收站中，火炬系统是一项重要的安全环保设施，用于处理在开停车、正常操作、事故或紧急状态下排放的可燃性气体，以保护设备及人员的安全。

LNG接收站的工艺

LNG接收站一般由LNG卸船、储存、再气化/外输、蒸发气处理、火炬放空等5部分工艺子系统组成。

LNG卸船与存储。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，为维持其值恒定，将岸上储罐内一部分蒸发气经回流管线及回流臂送至船上储罐内。在非卸船期间，由岸上储罐输送泵出口分出一部分LNG保冷管线，通过保冷管线返回。

LNG再气化与外输。储罐内LNG经罐内输送泵加压后部分LNG进入再冷凝器液化一定量的蒸发气。从再冷凝器中流出的LNG与来自低压泵的另一部分LNG混合后由高压泵加压进入气化器中蒸发，气化后的天然气通过输气管线经计量设施分别计量后输给下游用户。为保证罐内输送泵、罐外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，以保证工艺系统处于低温状态。

LNG蒸发气处理与火炬/放空。蒸发气处理系统保证LNG储罐在一定压力范围内正常工作。储罐中设置压力变送器，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设定值进行相应动作，以控制储罐气相压力。为防止LNG储罐在运行中产生真空，在流程中配有真空补气系统。

主要工艺过程：液化天然气→LNG船→卸料臂→LNG储罐→低压泵→再冷凝器→高压泵→气化器→计量站→外输。

LNG接收站系统

•LNG控制系统

LNG项目工艺复杂，控制系统包括DCS、ESD、F&G和SCADA，既有就地操作控制又有远程监控系统。

由于对接收终端内的泵直接操作，联动调度控制系统被内置于接收终端的DCS系统内。目前，各个不同厂家的DCS系统与DCS控制器内部通信协议多为自己开发的通信协议，不具备开放性，而SCADA系统则采用公认标准的通信协议与控制器进行信息沟通，具有很强的开放性和兼容性。

•LNG接收终端控制系统

接收终端的自动化系统按控制区域可分为中心控制系统和码头控制系统，中控和码头各包括一套DCS系统、一套ESD系统和一套F&G系统。中控部分的控制对象是储罐、压缩机、再冷凝器、ORV、海水等除码头外的所有装置。集散控制系统DCS（Distributed Control System）是LNG接收终端的主要自动化系统，实现接收终端的工艺流程控制和检测，系统主要还包括一下2个独立的部分：

紧急停车系统（ESD）：接收终端紧急停车隔离的连锁系统；

火焰/气体监控系统（F&G）：探测火焰和LNG/NG泄漏系统；

DCS集散控制系统

功能：

1.对生产工艺进行实时监控，如压力、液位、温度和流量等；

2.动态显示接收站的生产流程、主要工艺参数及设备运行状态；

3.对异常工况进行报警并打印记录备案、存贮重要参数；

4.在线设定、修改工艺控制参数，对阀门、泵等设备进行远程操作；

5.监控LNG卸船、储存、气化及天然气的外输和计量；

6.DCS还与以下系统保持实时通讯以完成对整个接收站生产信息的统一管理：（LNG储罐数据采集系统、BOG压缩机、罐内泵及高压泵震动监测系统、外输管线SCADA控制系统、码头靠泊系统、船岸通讯系统、PMS系统、天然气分析仪、槽车装车控制系统、电解氯系统、海水系统、贸易计量系统、紧急停车系统（ESD）、火气系统（F&G））

ESD紧急停车系统

功能：

1.通过ESD按钮手动触发紧急关停以隔离各个单元工艺设备；

2.通过系统的自动检测仪表触发紧急关停，对于输入信号均经过系统表决以确保报警或关停信号的有效性；

3.紧急关停的复位，连锁触发条件必须经过人工确认并复位后，系统才能恢复正常状态以保证生产的安全；

4.连锁旁路，ESD系统还提供了维修旁路和操作超驰按钮，用于在不影响正常生产的情况下对设备进行在线测试和工艺系统初始启动时关停信号的旁路，在旁路允许开关处于允许位置时，在ESD界面进行旁路操作，以便及时采取相应措施，如隔离生产设备，启动消防泵、阀，开启泡沫或消防喷淋装置。

F&G火焰/气体监控系统

功能：

1.采集并显示可燃气体及火灾探测器的工作状态；

2.检测LNG泄漏，可燃气体泄漏及火警并以声光形式对探测到的异常状态报警；

3.采集并显示消防设备及辅助设施的工作状态；

4.执行紧急切断逻辑，显示紧急切断报警信号；

5.消防设备的联动；

6.向ESD输出紧急停车信号；

•输气管线控制系统

SCADA数据采集与监视控制系统

SCADA系统是输气管线的自动化系统，主要包括主、备调度控制中心，若干分输站的站控系统和远控阀室RTU系统。各分输站和阀室与控制中心通过主、备用通信线路进行数据交换，以确保SCADA系统数据通信的可靠性和安全性。SCADA系统支持MODBUS TCP/IP 、OPC等多种通信协议。

SCADA系统除对输气管线的分输站和远控阀室进行数据采集和控制外，还通过标准通信协议，如：OPC协议或是MODBUS TCP/IP，从DCS系统中采集接收终端运行的主要工艺参数以及LNG储罐液位、槽车外输量等数据，视其为SCADA系统的一个“分输站”，可实现对接收终端生产操作进行实时监控并通过WEB服务器共Intranet/Internet用户监视接收终端和输气管线的生产操作情况。同时，SCADA系统可从WEB服务中收集下游用户的每日、每周、每月以及年提气计划和上游LNG运输船的运输计划连同各分输站外输量等数据传给DCS系统。通过防火墙，被授权的用户可以通过Internet网络登录WEB服务器提交和修改其提气计划。DCS系统的联动调度功能将根据储罐液位，LNG运输计划及下游用户的提气计划来进行输气预测和分配，并根据接收终端外输给输气管线的入口压力和输气管线的管存量来调度控制接收终端的外输量。