LNG技术第六章LNG的接收站课件.ppt

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1、第六章,LNG,的接收站,LNG,船接收码头,LNG,接收终端,2019/1/19,2,LNG,船接收码头,LNG,接收终端,2019/1/19,3,珠海,LNG,接收站示意图,2019/1/19,4,LNG,接收站,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。,2019/1/19,5,1,、,LNG,接收站的功能,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

2、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。,2019/1/19,6,1,、,LNG,接收站的功能,（,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,L

3、NG,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。,2019/1/19,7,1,、,LNG,接收站的功能,（,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。,2019/1/19,8,1,、,LNG,接收站的功能,（,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

4、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。,2019/1/19,9,1,、,LNG,接收站的功能,综上所述，,LN

5、G,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。,2019/1/19,10,2,、,LNG,接收站建设现状,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。,2019/1/19,11,表,5-1,世界,LNG,接收站数量

6、和储存能力,国,别,LNG,接收站数量,气化能力,/(m,3,/d),储罐容量,/(,10,4,m,3,/d),日本,韩国,中国台湾,法国,西班牙,意大利,比利时,土耳其,希腊,23,3,1,2,3,1,1,1,1,629000,154000,29000,53000,38600,11000,18000,16000,12000,12940,5080,690,510,560,100,260,255,130,美国,波多黎各,2019/1/19,2,1,32600,2300,440,160,12,LNG,汽化站的总体规划,LNG,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

7、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臵围堰区，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。,2019/1/19,13,LNG,汽化站的总体规划,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，或设臵,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

8、括排泄区的任何有用容积和为臵换积雪、其它储罐和设,备留出的余量。,2019/1/19,14,LNG,汽化站的总体规划,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,),201

9、9/1/19,15,LNG,汽化站的总体规划,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,2019/1/19,16,LNG,汽化站的总体规划,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臵以防在,LNG,温度下工作。如果利用重力来排水，应预防,LNG,通过排,

10、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。,2019/1/19,17,LNG,汽化站的总体规划,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

11、,除非导热流体介质是不可燃的，各汽化器及其主要,热源应当布臵在离任何其它火源至少,15m,的地方。,2019/1/19,18,LNG,汽化站的总体规划,整体加热汽化器应布臵在距用地线至少,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。,2019/1/19,19,LNG,汽化站的总体规划,远程加热汽化器、环境汽化

12、器和工艺汽化器应布臵,在距离用地线至少,30m,远处。远程加热汽化器和环境汽,化器应当允许布臵在围堰区内。,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，应当布臵在离火源、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,和其它火源应当布臵在离任何围堰区或储罐排泄系统至,少,15m,。,2019/1/19,20,3,、,LNG,接收站工艺,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（

13、,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。,21,2019/1/19,3,、,LNG,接收站工艺,BOG,直接压缩工艺

14、流程框图,BOG,再冷凝工艺流程框图,2019/1/19,22,LNG,接收终端再冷凝工艺流程图,2019/1/19,23,3,、,LNG,接收站工艺,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,2019/1/19,24,3,、,LNG,接收站工艺,（,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

15、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,进入储罐后臵换出的蒸发气，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。,2019/1/19,25,全平衡卸料臂,2019/1/19,26,旋转平衡卸料臂,2019/1/19,27,3,、,LNG,接收站工艺,（,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

16、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,进入码头上设臵的收集罐，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。,2019/1/19,28,3,、,LNG,接收站工艺,（,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

17、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臵在储,罐顶部，避免,LNG,由接口处泄漏。,2019/1/19,29,?,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,与蒸发气体的臵换等，,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

18、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。,2019/1/19,30,3,、,LNG,接收站工艺,（,3,）蒸发气处理系统：,蒸发气（,BOG,Boil Off Gas,）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，

19、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。,2019/1/19,31,3,、,LNG,接收站工艺,（,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,

20、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。,2019/1/19,32,3,、,LNG,接收站工艺,?,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

21、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,。,2019/1/19,33,（,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。,2019/1/19,34,3,、,LNG,接收站工艺,（,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

22、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。,2019/1/19,35,（,7,）火炬放空工艺系统,该系统的设臵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,臵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,所处的地理环境位臵和安全环保的要求，可设臵高压火炬,或大气放空来处理

23、,BOG,。,2019/1/19,36,3,、,LNG,接收站工艺,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。,2019/1/19,37,3,、

24、,LNG,接收站工艺,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

25、状态。蒸发,气将用作燃料气，多余的蒸发气则排放到火炬。,2019/1/19,38,4,、,LNG,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。,?,储,罐,接收站储罐的容量决定了接收站的储存能力，而确定,LNG,1,、罐容,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。,2019/1/19,39,4,、,LNG,接收站主要设备,接收站储存,LNG,的能力，所需要的最小罐容可以按下式计,算：,V,L,=,(,V,

26、l,+,n,Q,a,-,t,1,q,+,r,Q,c,t,2,),V,L,LNG,罐最小需求容积，,m,3,；,V,n,l,LNG,船的最大容积，,m,3,；,LNG,船的延误时间（,n,1,码头不可作业天数、,延误天数，,n,高峰月平均供气量，,3,码头调度延误天数），,d,；,Q,a,m,3,/d,；,t,t,1,LNG,卸料时间（,12h,）；,2,LNG,船航行时间，,d,；,Q,c,高峰月平均城市燃气日供气量，,m,3,/d,；,q,最小送出气量，,m,3,/d,；,r,LNG,船航行期间市场变化系数。,2019/1/19,n,2,航程,40,4,、,LNG,接收站主要设备,计算得到的

27、,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,14,10,4,m,3,，可以考虑单容、双,容或全容三种形式；对于罐容在（,14,16,）,10,4,m,3,之间的，一,般选用双容或全容罐；而罐容大于,16,10,4,m,3,，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

28、自身压力直,接返回到,LNG,运输船上，无需设臵返回气风机加压。,2019/1/19,41,4,、,LNG,接收站主要设备,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,10,10,4,m,3,以上的,储罐，要求日蒸发率小于,0.05%,。,10,10,4,m,3,以下的储罐，日蒸,发率小于,0.08%,。,LNG,储罐内罐材料为,9%,镍钢。,2019/1/19,42,4,、,LNG,接收站主要设备,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,

29、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。,2019/1/19,43,4,、,LNG,接收站主要设备,气化设备的主要型式与特点,类型,特点,空气加热型,水加热型,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,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,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

30、式紧凑，运行费用低，反应迅速，易,于突然开闭,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,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,44,中间流体型,燃烧加热型,蒸气加热型,2019/1/19,4,、,LNG,接收站主要设备,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

31、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。,2019/1/19,45,4,、,LNG,接收站主要设备,开架式气化器,2019/1/19,46,4,、,LNG,接收站主要设备,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

32、修时运行,或在需要增加气量调峰时并联运行。,2019/1/19,47,4,、,LNG,接收站主要设备,浸没燃烧式气化器,2019/1/19,48,4,、,LNG,接收站主要设备,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

33、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,。,2019/1/19,49,4,、,LNG,接收站主要设备,4,）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。,2019/1/19,50,4,、,LNG,接收站主要设备,

34、?,气化器的配臵,接收站气化器的选用要根据工艺要求和各种形式气化器,的特点合理配臵。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。,2019/1/19,51,4,、,LNG,接收站主要设备,?,汽化器传热面积的确定,汽化器传热面积可按下式计算：,wq,A,?,K,?,t,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

35、的传热系数,kW/,（,m,2,.K,）,；,t,加热介质与液化天然气的平均温差（,K,）。,2019/1/19,52,4,、,LNG,接收站主要设备,?,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臵,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。,2019/1/19,53,4,、,LNG,接收站主要设备,?,

36、用于防止,LNG,进入空臵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臵可操作。,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,处应设臵切断阀。,此切断阀应在其安装位臵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。,?,?,2019/1/19,54,4,、,LNG,接收站主要设备,?,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臵,自动切断阀,。此阀

37、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臵切断阀。,这些阀门的控制设施应设在距汽化器至少,15m,处。,?,2019/1/19,55,4,、,LNG,接收站主要设备,?,每台汽化器应当安装,减压阀,.,2019/1/19,56,4,、,LNG,接收站主要设备,?,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

38、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臵来限制,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。,?,2019/1/19,57,4,、,LNG,接收站主要设备,?,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，应配备预冷装臵，确,保泵不被损

39、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。,2019/1/19,58,4,、,LNG,接收站主要设备,?,5.1.4,?,?,?,?,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臵）,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,2019/1/19,59,山东淄博,LNG,气化站,储罐：圆柱形，,106m,3,/,台，共,12,台；,内罐材质为,0Cr18Ni9,外罐材质为,16MnR,夹层充填珠光

40、砂,250mm,厚，抽真空,2019/1/19,60,2019/1/19,61,山东淄博,LNG,气化站,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,2019/1/19,62,山东淄博,LNG,气化站,2),设备及材料的选择,LNG,储罐,：立式，几何水容积,106m,3,，,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

41、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。,2019/1/19,63,山东淄博,LNG,气化站,3),LNG,站的消防及安全设计,?,?,消防水罐,(1500m,3,两个,),；,环状供水管网、消火栓、水炮和罐顶水幕喷淋装臵；,?,?,?,罐区设干粉灭火装臵；,排液沟和集液池（,200m,3,）,可燃气体报警,紧急切断阀和高压保护、安全放空系统,2019/1/19,64,山东淄博,LNG,气化站,?,4),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

42、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,。,2019/1/19,65,江苏苏州,LNG,气化站,?,两台体积均为,100m,3,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。,2019/1/19,66,4.2.4 LNG,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

43、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。,2019/1/19,67,（）,LNG,储罐的充注条件,?,惰化处

44、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。,2019/1/19,68,（）,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。,2019/1/19,69,（）,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

45、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。,2019/1/19,70,（,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

46、排放阀的设定压力和充注时,LNG,的具体情况来确定。,2019/1/19,71,（,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。,2019/1/19,72,（,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

47、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，,有可能使罐内形成负压。,2019/1/19,73,（,3,）,LNG,储罐的压力控制,LNG,储罐内压力的形成主要是液体天然气受热引起蒸发,所致，过多的蒸发气体会使储罐内的压力上升。必须有可,靠的,压力控制装置,和,保护装置,来保障储罐的安全。,LNG,储罐的安全保护装置必须具备足够的排放能力。,2019/1/19,74,（,3,）,LNG,储罐的压力控制,此外，有些储罐还应安装有真空安全装置。真空安全装,置能感

48、受储罐内的压力和当地的大气压，能够判断罐内是否,出现真空。如果出现真空，安全装置应能及时地向储罐内部,补充,LNG,蒸气。,安全保护装置（安全阀）不仅用于,LNG,储罐的防护，在,LNG,系统中，,LNG,管路、,LNG,泵、气化器等所有可能产生超压,的地方，都应该安装足够的安全阀。,2019/1/19,75,（,3,）,LNG,储罐的压力控制,为了维修或其它目的，在安全阀和储罐之间安装有截,止阀，将,LNG,储罐和压力安全阀、真空安全阀等隔开。但截,止阀必须处于全开位置，并有锁定装置和铅封。只有在安,全阀需要检修时，截止阀才能关闭，而且必须由有资质的,专管人员操作。,2019/1/19,77

49、,LNG,的的增压系统概述,LNG,的的增压系统概述,当储罐内的低温液体向外排出的时候，储罐内的,压力会逐渐下降。为保持储罐内的压力稳定，必须对储,罐进行增压。另外如果加注到储罐内的低温液体的初始,压力没有达到工作压力的要求，也必须对储罐进行增压。,低温容器的增压供气系统主要有三类：低温泵增压系统、,外部气源增压系统和自增压系统。,2019/1/19,78,LNG,的的增压系统概述,（,1,）低温泵增压系统,这种方法是在排液口设臵低温泵，利用泵的机械功使低温液体,增压，以及向汽化器输液。,低温泵不适于液化天然气汽车燃料罐这一类小型的供气系统。当,然，对于大型低温供气系统来说，采用低温泵增压是比

50、较合适的。,2019/1/19,79,LNG,的的增压系统概述,（,2,）外部气源增压系统,利用外来的气源实现增压和排液过程。例如可以在汽车,上额外安装一个压缩天然气（,CNG,）储罐，在汽车运行时，,将,CNG,储罐中的高压天然气注人到,LNG,储罐中，以实现挤压,排液。此种方式对于控制,LNG,储罐内的压力非常方便准确，,但需要额外的,CNG,储罐及高压压缩天然气，在车上空余空间,比较充足的情况下，可以进行研究并投入使用。,2019/1/19,80,LNG,的的增压系统概述,（,3,）自增压系统,相对来说，对于不便设臵低温泵或外部气源，或者设臵,这些设备不经济的场合，则自增压系统是比较合理