LNG接收站简介

LNG接收站按照工艺流程一般分为卸船系统、储存系统、蒸发气（BOG）处理系统、LNG输送及气化系统、天然气计量及外输系统、LNG汽车装车系统、火炬及泄放系统等7个部分。

卸船系统

卸船系统主要由卸料臂和气体返回臂、LNG卸料总管、气相返回线及码头保冷循环线组成。LNG运输船到达卸船码头就位后，LNG利用船上的输送泵，经过卸料臂、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，通过气相返回线、气相返回臂，返回到运输船的LNG储舱中，以保持系统的压力平衡。

在无卸船的正常操作期间，通过从低压输出总管来的LNG以小流量经码头保冷循环线、卸料总管返回至LNG储罐，以保持LNG卸料总管处于冷备用状态。

储存系统

LNG储存系统由LNG储罐及罐内低压输送泵组成。

LNG储罐一般采用全包容式，储罐基础采用高承台桩基，外罐由钢筋混凝土基础底板、预应力混凝土罐壁板及钢筋混凝土罐顶板等组成；内罐由9%Ni钢罐壁、9%Ni钢罐底和铝合金吊顶等组成；保冷系统由罐底保冷层、罐壁保冷层、吊顶保冷层等组成，罐底保冷材料采用泡沫玻璃砖，罐壁保冷材料采用膨胀珍珠岩和弹性毡，吊顶保冷材料采用玻璃纤维毡；热角保护由9%Ni钢及刚性泡沫玻璃块体共同构成绝热保护系统。混凝土外罐内表面设有碳钢衬里板，以包容罐内介质蒸发气体，并为保冷材料提供保护。

每台储罐内安装有低压输送泵，罐内泵采用可移出式低温潜液泵，泵和电机同轴，一般设有诱导轮，两级泵送，整体安装在储罐内的泵井中，直接潜浸在泵送液体中。该泵不需要密封和冲洗系统，轴承润滑采用泵送液体来润滑。主体材料选用耐低温铝合金，叶轮采用表面硬化处理。LNG由罐内低压输送泵增压后送下游高、低压外输增压泵（含冷能利用空分泵）及LNG装车设施，同时一部分LNG进入站内低温循环管道，以保证管道的冷态。

蒸发气（BOG）处理系统

蒸发气（BOG）处理系统由BOG压缩机和BOG再冷凝设施组成。

BOG压缩机一般为卧式低温往复式压缩机，压缩机的能力通过逐级调节来实现流量控制，其压缩能力通过储罐的压力来调节。但压缩机的最大流量受再冷凝设施的能力限制。BOG压缩机可以实现自动控制，也可以手动控制。

再冷凝设施主要有2个功能，一是将加压后的BOG与外输LNG混合后进行气液分离；二是作为LNG外输增压泵的入口缓冲罐。

压缩后的BOG与来自经罐内低压输送泵加压后的LNG一同进入静态混合器混合后使其冷凝后，进入气液分离罐，液相自气液分离罐进入外输增压泵。分液罐的功能是分液和作为外输增压泵入口缓冲罐，需维持气相压力稳定。分液罐气相压力控制在0.77MPa左右，气相压力超过控制点时气相线调节阀打开，气体返回至BOG总管，分液罐气相压力过低时，由汽化器出口的天然气减压后补压。分液罐液位信号控制混合器出口管线上的调节阀，使分液罐液位保持稳定。

LNG输送及气化系统

LNG输送及气化系统由高、低压外输增压泵和汽化器组成。

自再冷凝设施出来的LNG进入高、低压两路LNG外输增压泵，加压后通过各自的总管输送至汽化器。LNG在汽化器中气化为天然气，计量后经输气管道送往各用户，气化后的天然气温度不应低于0℃。为保证LNG的气化，同时考虑节省运行成本，一般采用中间介质海水汽化器（IFV）、浸没燃烧式汽化器（SCV）两种方式，即春夏秋季使用IFV，当冬季海水温度低于7℃时，则使用SCV。汽化器也有开架式海水汽化器（ORV），但其对海水水质要求较高，通常在固体悬浮物的浓度小于80PPm的条件下使用，以减少海水对海水开架式汽化器（ORV）板面防腐层的冲刷。中间介质的海水汽化器（IFV）对海水水质要求较低，中间介质为丙烷。

天然气计量及外输系统

计量外输系统可根据需要配置高压外输计量系统和低压外输计量系统。在计量设施下游设有发球设施，用于干线管道的扫线和清管。发球设施满足发送智能清管器的要求。此外，天然气总管在出站前一般还安装有自动采样器和作为备用的手工取样设施，可以检测输出气体的组成、热值、Wobbe指数和密度。

LNG汽车装车系统

各项目可汽车外运量配置一定数量的装车位和地衡。每个装车位设有液体装料臂和气体返回臂。在汽车装车站设有就地控制盘以监控装车作业，汽车装车作业完全实行现场管理。装车时，LNG槽车采用定量装车系统进行计量，装车后，再经地衡称重计量后外运。

火炬及泄放系统

接收站设泄放系统及火炬设施，站内超压气体根据工艺要求就地排空或排放到泄放系统进入火炬设施燃烧排放。

LNG接收站工艺流程简图