LNG接收站工艺分析
【摘要】LNG是天然气的液态形式，具有无色、无味、不易燃，无毒，易于储存或运输的优良性质。LNG占天然气体积的1/600。在大气压下约-162℃，-259℃时，变成液态。自从1917年世界第一个液化天然气工厂在美国西佛吉尼亚建成之后，LNG作为天然气的一种储存运输模式，以其独特的优势在近年来迅猛发展。世界生产的天然气中有26.5%被用来做贸易交易，而液化天然气LNG只占贸易交易中的27.8%。
【关键词】天然气 液化天然气 LNG外输气化过程
LNG以船运为主，通过接收站卸料进气至主干管网。LNG接收站要求具备高可靠性，高安全性，设备备用的基本条件。LNG接收站简要流程如下图1：
LNG接收站接收，LNG流程主要由两个循环和两部分外输组成，一个循环是LNG卸船时，船体与储罐之间构成的回路循环以保障卸料过程中会产生蒸发气在压力控制下返回船舱，以填补卸下的LNG的空间。其余的蒸发气由岸上的BOG（蒸发气）处理系统回收。另外一个循环是由于热量传输和做功等原因在储罐顶部会不断产生BOG，此时利用BOG压缩机和再冷凝器对其进行回收循环，重新注入储罐中以保证储罐的液位和压力需求。
两个外输流程是指槽车灌装外输流程和天然气管线外输流程，其中以天然气管线外输流程为接收站主流程。LNG通过低压输送泵排出储罐，低压输送泵完全浸没在LNG中，由匀速异步电机驱动，电缆从泵井顶部进入。LNG从泵井底部吸入，从连接在泵井顶部的出口管线排出。电源和仪表电缆在穿线管中进行氮气保护。来自低压输送总管的LNG一部分进入再冷凝器，另一部分直接流到高压泵入口。经高压输出总管进入气化器的高压输出泵出口LNG压力约为10.19MPag。来自高压外输总管的LNG在气化器内的气化操作压力约为10MPag，然后进入天然气外输总管。
LNG外输气化过程主要通过开架式气化器或浸没式气化器两种气化方式进行。开架式气化器（ORV）操作参数如下：LNG流：200t/h；NG出口温度：≥1oC；操作压力：7.7MPa；气化能力：180t/h；海水流量：8300m3/h；海水出口温度：≥5oC。开架式气化器原理图如图2：
浸没式燃烧汽化器（SCV）则主要以系统内部天然气燃烧为气化热能来源，通过产生的热能实现LNG气化，此方法在海水温度低于5oC时代替开架式气化器使用。浸没式燃烧汽化器（SCV）操作压力：7.7MPa，额定能力：90 ton/h，效率：约90%。
LNG接收站不仅是接收LNG进入主干输气管网的重要终端，且具有一定的调峰能力，其瞬时最大输出量可以达到百万方/小时以上。但是这样的调峰能力不能维持很长时间，主要制约因素如下：
（1）实际库容和船期，剩余安全库容的计算；
（2）天气影响，ORV和SCV的匹配，实际气化能力的计算；
（3）码头不可作业天数计算；
（4）设备备用情况；
随着近年来国内天然气需求的迅猛增长，国内天然气产量已经远远不能满足市场需求，随着国际长输天然气管线的不断扩张和建设，海外LNG进口已经成为补充国内外输入天然气量不足和调节管网用气峰值的最重要且有效的手段之一。