液化天然气接收站的工艺流程
LNG气化站工艺流程
LNG气化站工艺流程 LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45－0.60 MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。
进入城市管网 储罐增压器 整个工艺流程可分为：槽车卸液流程、气化加热流程（含热水循环流程）、调压、计量加臭流程。 卸液流程：LNG由LNG槽车运来，槽车上有3个接口，分别为液相出液管、气相管、增压液相管，增压液相管接卸车增压器，由卸车增压器使槽车增压，利用压差将LNG送入低温储罐储存。卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装
LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。 为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每 次卸车前都应当用储罐中的LNG 对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG 的流速突然改变而产生液击损坏管 道。 气化流程： 靠压力推动，LNG 从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG 的流出，罐内压力不断降低，LNG 出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG 气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内LNG 靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG 经过与空气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流入储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。利用该压力将储罐内LNG 送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调至0．4MPa)、计量、加臭后，送入城市中压输配管网为用户供气。在夏季空温式气化 加压蒸发器卸车方式二 槽车自增压/压缩机辅助方式 BOG加热器 LNG气化器 加压蒸发器 卸车方式三 气化站增压方式 LNG贮罐 LNG贮罐 BOG压缩机 加压蒸发器 卸车方式五低温烃泵卸车方式 V-3 PC LNG贮罐 LNG贮 低温烃泵
中海油LNG接收站拟(在)建项目简介
中海油LNG接收站拟(在)建项目简介 出处：广东油气商会LNG 资讯 地址：https://www.360docs.net/doc/8e13073899.html,/blog/bo-blog//read.php?5 2006-4-22 13:27 内容： 1. 广东LNG站线项目(在建) 投资：中外合资，中方控股。合作方为：中海石油天然气及发电有限责任公司、BP全球投资有限公司、深 圳市燃气集团有限公司等。 规模：一期工程设计规模为375万吨/年，设两座16万立方米储罐；二期工程设计规模700万吨/年，增加一 座储罐。接收站港址内建可停靠14.5万立方米LNG运输船的主用泊位一个。 总体投资：约72亿元人民币（折合约9亿美元） 项目进展：2003年12月28日开工，项目计划于2006年6月投产 资源供应方：澳大利亚ALNG集团 2. 福建LNG站线项目(在建) 投资：中海石油天然气及发电有限责任公司和福建投资开发总公司共同投资 地点：福建湄洲湾北岸莆田秀屿港区 规模：一期规模为260万吨/年的LNG接收站和输气干线、LNG 运输、燃气电厂、五城市燃气用户供气。二 期规模将达500万吨/年。 总投资额：总投资约240亿元，一期55亿元人民币 项目进展：2005年4月15日开工，一期项目计划于2007年10月1日试投产，12月31日正式运营。 资源供应方：印尼东固项目 3. 上海LNG项目（已立项） 投资：中海石油天然气及发电有限责任公司与上海申能（集团）有限公司共同投资 地点：上海国际航运中心洋山深水港区的中西门堂岛 规模：按年接收600万吨设计，分两期建设，一期为300万吨。工程内容包括LNG接收站，LNG专用码头和海 底输气干线。 总投资额：约45.9亿元人民币 项目规划：项目一期计划于2008年6月建成投产 4. 浙江宁波LNG项目（已立项）
全国LNG加气站站点分布图文版
全国L N G加气站分布 1．内蒙华气锡盟阿巴嘎旗玛尼图lng加气站 2．内蒙华气锡林浩特lng加气站 3．内蒙华气锡林浩特万亩基地lng加气站 4．内蒙华气锡林浩特大唐矿业lng加气站 5．辽宁本溪lng加气站 6．辽宁鞍山lng加气站 7．辽宁大连泰德易高lng加气站 8．内蒙华气鄂尔多斯多伦县联邦物流lng加气站 9．河北唐山遵化lng加气站 10．河北唐山lng加气站丰润区东马庄工业园区冀东水泥远输公司院内 11．河北瑞鑫三河lng加气站 12．北京北京中石油lng加气站公交白庙加气站科荟路57号 13．河北保定lng加气站 14．河北保定lng加气站东二环客运中心 15．河北霸州lng加气站 16．河北华港霸州lng加气站已建在建4座 17．天津天津lng加气站天津共3座lng加气站，位置待定18．天津中海油天津lng加气站 19．河北唐山lng加气站唐曹璐（通港路）20．河北新奥唐山曹妃甸lng加气站唐曹高速曹妃甸北（湿地）出口处下左行100米 21．内蒙华气乌兰察布市lng加气站 22．内蒙呼和浩特lng加气站 23．内蒙华气清水河县乌兰不浪lng加气站加气站副站长刘忠24．内蒙华气清水河县喇嘛湾lng加气站 25．内蒙华气准格尔旗乌兰不浪lng加气站 26．内蒙包头lng加气站包头共四座，位置到待定27．内蒙华气达旗电厂lng加气站 28．内蒙华气鄂尔多斯白泥井镇风水梁lng加气站 29．内蒙华气包头市萨拉齐镇lng加气站 30．内蒙华气土右旗lng加气站 31．陕西榆林神木lng加气站 32．陕西榆林神木lng加气站 33．陕西榆林府谷lng加气站 34．陕西恒福绿洲榆林靖边lng加气站 35．陕西新奥绥德lng加气站 36．山西国运燃气太原lng加气站需晚上加注 37．山西太原lng加气站 38．山西阳泉lng加气站 39．山西晋州lng加气站
中国LNG接收站分布图及项目简介
1. 广东LNG站线项目 投资：中外合资，中方控股，合作方为：中海石油天燃气及发电有限责任公司，BP 全球投资有限公司，深圳市燃气集团有限公司等。 地点：深圳大鹏湾东岸秤关角 规模：一期工程设计规模370万吨/年，设两座16万立方米储罐：二期工程设计规模700万吨/年，增加一座储罐，接收站港址内建可停靠14.5万立方米LNG运输船的专用洎位一个 总投资额：约72亿元人民币 项目开展：2003年12月开工，项目计划于2006年6月投产。 资源供应方：澳大利亚ALNG集团 2. 福建LNG站线项目 投资：中海石油天希气及发电有限责任公司和福建投资开发总公司共同投资。 地点：福建湄州北岸蒲田秀屿港区 规模：一期规模为260万吨/年的LNG接收站和输气干线，LNG运输燃气电厂，五城市燃气用户供气。二期规模将至600万吨/年。 总投资额：总投资约为240亿元，一期55亿元人民币 项目进展：2005年4月15日开工，一期项目计划于2007年10月1日试投产，12月31日正式运营。 资源供应力：印尼东固项目。 3. 上海LNG项目 投资：是海石油天然气及发电有限责任公司与上海申能（集团）有限公司共同投资。 地点：上海国际航运中心洋山深水港区的中西门堂鸟。 规模：按年接收600万吨设计，分两期建设，一期为300万吨工挰内容包括LNG接收站，LNG专用码头和海底输气干线。
总投资额：约45.9亿元人民币 项目规划：项目一期计划于2008年6月建成投产。 4. 浙江LNG项目 投资：中海石油天燃气及发电有限责任公司51%，浙江省能源集团有限公司29%及宁波市电力开发公司20%共同投资。 地点：浙江省宁波市北仑区 规模：接收站项目一期建设规模300万吨/年，二期建到600万/年，一期工程还包括建设一座停靠8--16.5万立方米LNG运输船单泊位接卸码头，三座16万立方米混凝土全容罐，并通过输气管道与规划建设中的浙江省天然气管网输气干线相连，配套建设装机规模为8台35万千瓦的电厂。 总投资额：约142亿元人民币 项目规划：项目一期建设预计2008年完成。 5. 秦皇岛LNG接收站线项目及燃气电厂项目 项目待批 中海石油天燃气及发电有限责任公司，中国电力投资集团公司与秦皇岛市人民政府2005年4月签定有关协议。 地点：山海关港或秦皇岛港 规模：项目包括LNG码头，接收站和输气管线，接收站一期规模为200万吨/年，二期为300万吨/年。 总投资额：136亿元人民币 项目规划：一期争取2010年左右投产供气。 6. 海南LNG项目 项目待批 中国海洋石油总公司与海南省政府2005年4月签定有关协议 地点：海南洋浦（首选），八所（备选） 规模：项目内容主要包括LNG码头，接收站和环岛天然气管网。项目建设规模初步设定为一期为LNG200万吨/年，二期为300万吨/年，一期项目燃气电厂装机规模为700MW，二期项目完成后新增环岛天燃气管网将达到443公里。 总投资额：83.78亿元人民币 项目规划：一期工程计划于2009年6月初建成投产，二期项目计划2015年完成。 7. 温州LNG项目 项目待批 中海石油天燃气及发电有限责任公司，温州市政府2005处4月签定有关协议。 地点：浙江省温州市 总投资额：40--50亿元人民币 8. 辽宁LNG项目 项目待批 中国海洋石油总公司与辽宁省政府2004年10月签署有关协议。
全国LNG加气站站点分布图文版
全国L N G加气站站点 分布图文版 Standardization of sany group #QS8QHH-HHGX8Q8-GNHHJ8-HHMHGN#
全国LNG加气站分布 1．内蒙华气锡盟阿巴嘎旗玛尼图lng加气站 2．内蒙华气锡林浩特lng加气站 3．内蒙华气锡林浩特万亩基地lng加气站 4．内蒙华气锡林浩特大唐矿业lng加气站 5．辽宁本溪lng加气站 6．辽宁鞍山lng加气站 7．辽宁大连泰德易高lng加气站 8．内蒙华气鄂尔多斯多伦县联邦物流lng加气站 9．河北唐山遵化lng加气站 10．河北唐山lng加气站丰润区东马庄工业园区冀东水泥远输公司院内11．河北瑞鑫三河lng加气站 12．北京北京中石油lng加气站公交白庙加气站科荟路57号 13．河北保定lng加气站 14．河北保定lng加气站东二环客运中心 15．河北霸州lng加气站 16．河北华港霸州lng加气站已建在建4座
17．天津天津lng加气站天津共3座lng加气站，位置待定 18．天津中海油天津lng加气站 19．河北唐山lng加气站唐曹璐（通港路） 20．河北新奥唐山曹妃甸lng加气站唐曹高速曹妃甸北（湿地）出口处下左行100米 21．内蒙华气乌兰察布市lng加气站 22．内蒙呼和浩特lng加气站 23．内蒙华气清水河县乌兰不浪lng加气站加气站副站长刘忠 24．内蒙华气清水河县喇嘛湾lng加气站 25．内蒙华气准格尔旗乌兰不浪lng加气站 26．内蒙包头lng加气站包头共四座，位置到待定 27．内蒙华气达旗电厂lng加气站 28．内蒙华气鄂尔多斯白泥井镇风水梁lng加气站 29．内蒙华气包头市萨拉齐镇lng加气站 30．内蒙华气土右旗lng加气站 31．陕西榆林神木lng加气站 32．陕西榆林神木lng加气站 33．陕西榆林府谷lng加气站 34．陕西恒福绿洲榆林靖边lng加气站 35．陕西新奥绥德lng加气站 36．山西国运燃气太原lng加气站需晚上加注 37．山西太原lng加气站 38．山西阳泉lng加气站 39．山西晋州lng加气站 40．山西祁县lng加气站 41．山西吕梁lng加气站 42．陕西延安lng加气站 43．山西灵石lng加气站河南山西易高灵石沟峪滩l-cng加气站 44．山西灵石lng加气站山西灵石县永吉大道108国道 45．山西灵石lng加气站山西灵石县军营坊lng加气站 46．山西河津市lng加气站 47．山西长治lng加气站 48．河北邯郸陟县lng加气站 G309旁李经理 49．河北邯郸lng加气站西环路 50．山东聊城冠县lng加气站 51．山东绿能聊城冠县lng加气站 52．山东聊城金捷lng加气站 53．山东聊城茌平易高lng加气站茌（chi 二声）平易高一运天然气有限公司与当地运营商合作 54．山东济南交运lng加气站 55．河北华气清洁邢台清河县lng加气站 G308 56．山东西能临邑lng加气站 57．山东泰安深燃lng加气站东岳大街深燃液化厂内 58．山东昆仑莱芜长运lng加气站莱芜市莱城区汶河大道206号 59．山东新奥莱芜lng加气站芜钢公司
中国LNG接收站布局(蔡国勇)
国内LNG接收站布局 蔡国勇
尊敬的女士们和先生们 大家好！
?2013年全球LNG贸易量约2.33亿吨。亚洲占了7成，其中中国 LNG进口量接近1700万吨。
?4年前，在第五届亚洲天然气峰会我曾经讲过类似题目，介绍范围较广，演讲的题目为：“世界LNG接收站的整体布局”。当时在国内仅三个接收站投运，而且全部是由国外公司总承包。 ?今年全国已有七个接收站投运，其中三个LNG接收站全部由国内工程公司采用自主技术以交钥匙总承包模式完成。因此在今年5月在大连召开的第八届LNG国际会议，我的专题发言重点谈“国内自主技术建造LNG项目工程实践“。 ?很高兴有幸就”中国LNG接收站布局“的话题，以所了解的信息与大家分享。
发言提要 Contents ?一、世界液化天然气生产能力简介 Overview of World LNG Trade Market ?二、世界天然气液化工厂和接收终端简介 Overview of World LNG Plant and Terminals ?三、国内中小型天然气液化工厂和接收终端简介Overview of Domestic LNG Plant and Terminals ?四、国内拟建LNG接收终端设计浅析 Analysis on Domestic Planned LNG Terminals 第五届亚洲天然气峰会
（LNG Re-gasification Terminal） 世界前10位开始使用LNG的国家及时间World Top 10 Countries Using LNG snd Start Year
LNG气化站工艺流程
LNG气化站工艺流程 LNG卸车工艺 系统：EAG系统安全放散气体 BOG系统蒸发气体 LNG系统液态气态 LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用气城市LNG气化站，利用槽车上的空温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或通过站内设臵的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压)，使槽车与LNG储罐之间形成一定的压差，利用此压差将槽车中的LNG卸入气化站储罐内。卸车结束时，通过卸车台气相管道回收槽车中的气相天然气。 卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG
的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。 为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前都应当用储罐中的LNG对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG的流速突然改变而产生液击损坏管道。 1．2 LNG气化站流程与储罐自动增压 ①LNG气化站流程 LNG气化站的工艺流程见图1。
图1 城市LNG气化站工艺流程 ②储罐自动增压与LNG气化 靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储
全国LNG加气站站点分布图文版
全国LNG加气站分布 1．内蒙华气锡盟阿巴嘎旗玛尼图lng加气站 2．内蒙华气锡林浩特lng加气站 3．内蒙华气锡林浩特万亩基地lng加气站 4．内蒙华气锡林浩特大唐矿业lng加气站 5．辽宁本溪lng加气站 6．辽宁鞍山lng加气站 7．辽宁大连泰德易高lng加气站 8．内蒙华气鄂尔多斯多伦县联邦物流lng加气站 9．河北唐山遵化lng加气站 10．河北唐山lng加气站丰润区东马庄工业园区冀东水泥远输公司院内 11．河北瑞鑫三河lng加气站 12．北京北京中石油lng加气站公交白庙加气站科荟路57号 13．河北保定lng加气站 14．河北保定lng加气站东二环客运中心 15．河北霸州lng加气站 16．河北华港霸州lng加气站已建在建4座 17．天津天津lng加气站天津共3座lng加气站，位置待定 18．天津中海油天津lng加气站 19．河北唐山lng加气站唐曹璐（通港路） 20．河北新奥唐山曹妃甸lng加气站唐曹高速曹妃甸北（湿地）出口处下左行100米 21．内蒙华气乌兰察布市lng加气站 22．内蒙呼和浩特lng加气站 23．内蒙华气清水河县乌兰不浪lng加气站加气站副站长刘忠 24．内蒙华气清水河县喇嘛湾lng加气站 25．内蒙华气准格尔旗乌兰不浪lng加气站 26．内蒙包头lng加气站包头共四座，位置到待定 27．内蒙华气达旗电厂lng加气站 28．内蒙华气鄂尔多斯白泥井镇风水梁lng加气站 29．内蒙华气包头市萨拉齐镇lng加气站 30．内蒙华气土右旗lng加气站 31．陕西榆林神木lng加气站 32．陕西榆林神木lng加气站 33．陕西榆林府谷lng加气站 34．陕西恒福绿洲榆林靖边lng加气站 35．陕西新奥绥德lng加气站 36．山西国运燃气太原lng加气站需晚上加注 37．山西太原lng加气站 38．山西阳泉lng加气站 39．山西晋州lng加气站
2018年中国最全的LNG接收站进度表
中国最全的LNG接收站进度表 截止2017年12月29日，中国已建成LNG接收站17座，分布在沿海11个省市；开工建设和工程竣工共9座，分布在5个省市。 序号操作单位项目名称一期进度 1 中石油大连LNG 验收投产 2 中海油天津LNG(原浮式) 验收投产 3 中石油唐山LNG 验收投产 4 中石化山东青岛LNG 验收投产 5 中石油江苏如东验收投产 6 广汇启东LNG分销转运站验收投产 7 申能（中海油）上海洋山验收投产 8 申能上海五号沟验收投产 9 中海油浙江宁波验收投产 10 中海油莆田LNG 验收投产 11 九丰东莞九丰验收投产 12 中海油粤东LNG项目验收投产 13 中海油广东大鹏验收投产 14 中海油珠海LNG 验收投产 15 中石化广西北海LNG 验收投产 16 中海油海南洋浦验收投产 17 中石油中油海南LNG储备库验收投产 18 中海油营口LNG 项目暂停 19 新奥莆田项目暂停 20 中海油福建漳州LNG 项目暂停 21 中石化珠海LNG接收站项目暂停 22 中石油深圳迭福LNG应急调峰站项目暂停 23 中海油粤西项目暂停 24 中石油广西钦州项目暂停 25 因泰大连LNG 开工建设 26 中海油烟台浮式开工建设 27 中石化温州开工建设 28 新奥舟山LNG接收及加注站项目开工建设 29 潮州华丰潮州闽粤经济合作区LNG储配站项目开工建设 30 中海油广西防城港开工建设 31 南山集团龙口南山核准申请 32 宝塔石化山东蓬莱核准申请 33 太平洋油气日照岚山LNG 核准申请 34 华电集团赣榆LNG接收站核准申请 35 中海油江苏盐城核准申请 36 中石油福清LNG接收站核准申请
全国LNG加气站站点分布图文版
全国LNＧ加气站分布 １．内蒙华气锡盟阿巴嘎旗玛尼图lng加气站 ２．内蒙华气锡林浩特lｎg加气站 ３．内蒙华气锡林浩特万亩基地ｌng加气站 ４。内蒙华气锡林浩特大唐矿业lng加气站 5。辽宁本溪lng加气站 6．辽宁鞍山lng加气站 7。辽宁大连泰德易高lng加气站 8．内蒙华气鄂尔多斯多伦县联邦物流ｌng加气站 ９．河北唐山遵化ｌng加气站 １0．河北唐山lｎg加气站丰润区东马庄工业园区冀东水泥远输公司院内11。河北瑞鑫三河lｎg加气站 １２．北京北京中石油lng加气站公交白庙加气站科荟路57号 1３．河北保定lｎg加气站 14．河北保定ｌｎg加气站东二环客运中心 1５．河北霸州ｌng加气站 1６．河北华港霸州lng加气站已建在建4座
1７．天津天津ｌng加气站天津共３座lｎｇ加气站，位置待定 1８．天津中海油天津lng加气站 19。河北唐山lng加气站唐曹璐（通港路) ２0。河北新奥唐山曹妃甸lｎg加气站唐曹高速曹妃甸北(湿地）出口处下左行10０米 ２1．内蒙华气乌兰察布市lng加气站 22．内蒙呼和浩特lｎg加气站 ２3．内蒙华气清水河县乌兰不浪lng加气站加气站副站长刘忠 24．内蒙华气清水河县喇嘛湾lng加气站 25．内蒙华气准格尔旗乌兰不浪lng加气站 26．内蒙包头ｌng加气站包头共四座,位置到待定2７．内蒙华气达旗电厂lng加气站 2８．内蒙华气鄂尔多斯白泥井镇风水梁lnｇ加气站 29．内蒙华气包头市萨拉齐镇lｎg加气站 30．内蒙华气土右旗lng加气站 ３1。陕西榆林神木lnｇ加气站 32。陕西榆林神木lng加气站 33.陕西榆林府谷lｎg加气站 3４．陕西恒福绿洲榆林靖边lｎg加气站 35。陕西新奥绥德lng加气站 36．山西国运燃气太原ｌng加气站需晚上加注 ３7。山西太原lｎg加气站 ３８．山西阳泉ｌng加气站 ３9．山西晋州ｌnｇ加气站 ４0。山西祁县lｎg加气站 ４1.山西吕梁lnｇ加气站 42.陕西延安lng加气站 43．山西灵石lng加气站河南山西易高灵石沟峪滩l-cnｇ加气站44．山西灵石ｌnｇ加气站山西灵石县永吉大道108国道 ４5．山西灵石lng加气站山西灵石县军营坊ｌｎｇ加气站 46．山西河津市ｌｎg加气站 47．山西长治lng加气站 48．河北邯郸陟县ｌnｇ加气站Ｇ３09旁李经理 49．河北邯郸lng加气站西环路 50．山东聊城冠县lng加气站 51.山东绿能聊城冠县lng加气站 52．山东聊城金捷ｌnｇ加气站 53。山东聊城茌平易高lng加气站茌（cｈi 二声）平易高一运天然气有限公司与当地运营商合作 5４．山东济南交运ｌng加气站 ５5。河北华气清洁邢台清河县lnｇ加气站Ｇ308 56。山东西能临邑lnｇ加气站 ５7．山东泰安深燃lnｇ加气站东岳大街深燃液化厂内 58.山东昆仑莱芜长运lｎg加气站莱芜市莱城区汶河大道206号 59．山东新奥莱芜lng加气站芜钢公司
LNG液化工艺的三种流程
LNG液化工艺的三种流程 LNG是通过将常压下气态的天然气冷却至-162℃，使之凝结成液体。天然气液化后可以大大节约储运空间，而且具有热值大、性能高、有利于城市负荷的平衡调节、有利于环境保护，减少城市污染等优点。 由于进口LNG有助于能源消费国实现能源供应多元化、保障能源安全，而出口LNG有助于天然气生产国有效开发天然气资源、增加外汇收入、促进国民经济发展，因而LNG贸易正成为全球能源市场的新热点。为保证能源供应多元化和改善能源消费结构，一些能源消费大国越来越重视LNG的引进，日本、韩国、美国、欧洲都在大规模兴建LNG接收站。我国对LNG产业的发展也越来越重视，LNG项目在我国天然气供应和使用中的作用尤为突出，其地位日益提升。 1 天然气液化流程 液化是LNG生产的核心，目前成熟的天然气液化流程主要有:级联式液化流程、混合制冷剂液化流程、带膨胀机的液化流程。 1.1 级联式液化流程 级联式(又称复迭式、阶式或串级制冷)天然气液化流程，利用冷剂常压下沸点不同，逐级降低制冷温度达到天然气液化的目的。常用的冷剂为水、丙烷、乙烯、甲烷。该液化流程由三级独立的制冷循环组成，制冷剂分别为丙烷、乙烯、甲烷。每个制冷循环中均含有三个换热器。第一级丙烷制冷循环为天然气、乙烯和甲烷提供冷量;第二级乙烯制冷循环为天然气和甲烷提供冷量;第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量;通过9个换热器的冷却，天然气的温度逐步降低，直至液化如下图所示。 1.2 混合制冷剂液化流程 混合制冷剂液化流程(Mixed-Refrigerant Cycle，MRC)是以C1~C5的碳氢物及N2等五种以上的多组分混合制冷剂为工质，进行逐级的冷凝、蒸发、膨胀，得到不同温度水平的制冷量，逐步冷却和液化天然气。混合制冷剂液化流程分为许多不同型式的制冷循环。
LNG接收站工艺设计介绍
LNG接收站工艺设计介绍 第一节 工艺方案的确定 一、工艺技术路线选择 LNG接收站的主要功能是液化天然气（LNG）接收和储存、蒸发气（BOG）处理、LNG增压、LNG气化、天然气（NG）输出以及LNG的槽车或槽船输出。 LNG接收站的工艺技术路线分为两种：即直接输出工艺和再冷凝工艺。两种工艺并无本质上的区别，只是在BOG的处理工艺上有所不同。 直接输出工艺是将BOG压缩到外输压力后直接送至输气管网，这需要消耗大量压缩功；而再冷凝工艺则是将蒸发气压缩到某一中间压力，然后与低压输送泵从储罐送出的LNG在再冷凝器中混合。由于LNG加压后处于过冷状态，可以使BOG冷凝下来，冷凝后的LNG 经高压输出泵加压气化后外输。 直接输出工艺需要消耗大量压缩功，运行费用较高，一般用于外输气压力较低，最小外输量低于冷凝蒸发气需要LNG量的场合；再冷凝工艺不需要将BOG压缩到外输压力，而是压缩到一个较低的压力，然后利用LNG的冷量将BOG冷凝，从而减少了BOG压缩功的消耗，节省能量。 具体采取哪种工艺线路，还需要根据外输气的具体情况来进行综
合分析确定。目前国内已建和在建的大型LNG接收站均采用再冷凝工艺。 二、工艺系统配置 LNG接收站工艺过程包含：LNG接卸、LNG储存、BOG回收处理、LNG低压输送、LNG加压气化、NG计量及外输、LNG装车/船等。按工艺过程进行工艺系统划分如下： 1）卸船系统 2）LNG储存系统 3）BOG处理系统 4）LNG增压系统 5）LNG气化外输系统 6）LNG装车系统 三、辅助设施及公用工程系统配置 根据LNG接收站主要工艺流程的需要，一般LNG接收站主要配置以下辅助设施及公用工程系统： 1）火炬系统 2）燃料气系统 3）氮气系统
液化天然气加气站及其气化技术(新版)
When the lives of employees or national property are endangered, production activities are stopped to rectify and eliminate dangerous factors. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 液化天然气加气站及其气化技术 (新版)
液化天然气加气站及其气化技术(新版)导语：生产有了安全保障，才能持续、稳定发展。生产活动中事故层出不穷，生产势必陷于混乱、甚至瘫痪状态。当生产与安全发生矛盾、危及职工生命或国家财产时，生产活动停下来整治、消除危险因素以后，生产形势会变得更好。"安全第一" 的提法，决非把安全摆到生产之上;忽视安全自然是一种错误。 液化天然气(LNG)加气站直接为液化天然气汽车(LNG汽车)加注LNG或将LNG气化后为压缩天然气汽车(CNG汽车)充加CNG。 下面以美国海德里拉公司(HYDRARIGINC.)在休斯敦市建的两个LNG加气站为例，说明LNG加气站的工作情况。 一、休斯敦城市运输局西部加气站 该站是海德里拉公司设计建造的。站内建有容积为42m3 的深冷储气罐两座，由槽车从化工厂运来LNG储存在罐内，储存温度为-176.4℃，两罐可单独操作。使用低温离心泵将储罐内LNG经充气机送到车辆上。输送系统从储罐到充气枪，从充气枪嘴又回到储罐呈液态循环。泵的工作压力是0.28～0.62MPa，排量为114L/min。两罐单独操作，每罐一个通道，可日供60辆汽车加气，全站可共120辆车加气。目前实际加气30辆。加气机使用一部38.1mm()质量流量计，用于计量由储罐至充气车辆的气量，另一部12.7mm(1/2″)质量流量计则是计量汽车储存气瓶返回大储罐的蒸气量。这两种流量计均带有传
LNG接收站
国内LNG接收站市场简析 一、LNG接收站概述 1.LNG接收站工艺系统简介 LNG接收终端的主要功能是接收、储存和再气化LNG，并通过天然气管网向电厂和城市用户供气。目前，LNG接收站主要有两种形式，陆岸接收站和海上接收站。 陆岸LNG接收站工艺流程通常包括卸料系统（卸料码头）、储存系统、蒸发气（BOG）处理、LNG输送系统、LNG气化、公用工程和支持系统。对于采用再冷凝工艺的接收站，LNG输送系统通常采用两级泵输送系统，即LNG低压输送泵把LNG从LNG储罐输送到再冷凝器后，再经过高压输送泵把LNG输送到气化器。 海上LNG接收站又可分为FSRU和GBS两个类别。 FSRU（Floating Storage and Regasification Unit）,即浮式储存和再气化装置； GBS（Gravity Based Structure）,即重力式平台。 二、国内已建成投产项目简析 2006年，国内首个LNG接收站广东大鹏湾LNG接收站建成投产，时至今日，全国已建成LNG接收站约20座。 全国已建成LNG接收站概况
目前国内已建LNG接收站主要有以下几个特点： 1.所有项目都分布在东部及东南沿海地区； 2.以中小型站为主，产能集中在300万吨/年；全球最大接收站产能可达3000万吨/年； 3.业主主要为三大油及当地能源企业； 4.项目建设主要集中在2010-2015年，处于国内LNG产业井喷期； 5.建站形式：除天津接收站为浮式接收站，其余均为陆上接收站。 三、国内拟建、在建项目简析 目前，国内已知在（拟）建LNG接收站项目有二十多个，除极个别已经立项，正在施工建设，大多数项目都处于前期规划阶段。
LNG加气站建站规范
中国天然气汽车LNG加气站建站规范 1、问题的提出 1.1 安全设计的重要性 液化天然气（LNG）汽车加气站由于工作介质的易燃易爆特性和低温深冷特性、工作环境的特殊性以及周边环境的复杂性，它的安全问题尤为重要。 装置的安全设计是系统安全的根本基础，安全设计需要以系统科学的分析作为基础，以“问题发现式”的预测方法，评价系统中存在的危险因素及可能造成的后果，在充分辨识潜在危险和不安全部位、不安全环境的基础上采取适用的安全技术措施，将系统的安全置于装置的设计阶段，实现设计安全。 国家有关标准、规范是装置安全设计的法律依据，但是由于我国LNG汽车技术起步较晚，相应的标准、规范空缺，而相关部门及建设单位对国外标准不熟悉且对标准的采用原则不了解，从而使LNG汽车加气站在项目建设中遇到了一系列的困难。致使LNG加气站的发展受到制约，本文主要针对此种情况，在设计规范的选用及安全设计方面作以下探讨。 1.2 LNG加气站危险性分析 1.2.1 介质危险性 （1）介质的危险性 ① 火灾、爆炸特性 液化天然气是以甲烷为主的液态混合物，储存温度约为－162℃。泄漏后由于地面和空气的加热，会生成白色蒸气云。当气体温度继续被空气加热直到高于－107 ℃时，天然气比空气轻，会在空气中快速扩散。气态天然气的容积约为液态的600倍，天然气与空气混合后，体积分数在一定的范围内就会产生爆炸，其爆炸下限为5％，上限为15％。天然气的燃烧速度相对于其它可燃气体较慢（大约是0.3m/s）。 ②低温特性 由于LNG储存温度为－162 ℃，泄漏后的初始阶段会吸收地面和周围空气中的热量迅速气化。但到一定的时间后，地面被冻结，周围的空气温度在无对流的情况下也会迅速下降，此时气化速度减慢，甚至会发生部分液体来不及气化而被防护堤拦蓄。气化的天然气在空气中形成冷蒸气云。冷蒸气云或者来不及气化的液体都会对人体产生低温灼烧、冻伤等危害。 LNG泄漏后的冷蒸气云、来不及气化的液体或喷溅的液体，会使所接触的一些材料变脆、易碎，或者产生冷收缩，致使管材、焊缝、管件受损产生泄漏。特别是对LNG储罐可能引起外筒脆裂或变形，导致真空失效，绝热性能降低，从而引起内筒液体膨胀压力升高，造成更大事故，设备的混凝土基础可能由于冷冻而强度受损。 （2）火灾危险类别 天然气火灾危险性类别按照我国现行防火设计规范如《建筑设计防火规范》划为甲类，《石油天然气工程设计防火规范》及《石油化工企业设计防火规范》划分为甲A类，即它的火灾危险性类别是最高的。（3）爆炸危险环境分区 根据我国现行规范《爆炸和危险火灾环境电力装置设计规范》规定，天然气的物态属工厂爆炸性气体，分类、分组、分级为：Ⅱ类，B级，T1组，即ⅡB T1。
LNG接收站资料全
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
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。
2.《液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范》介绍-吴洪松
《液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范》介绍 吴洪松杜建梅 作者介绍: 吴洪松，中国市政工程华北设计研究总院第四设计研究院副院长,总工程师,教授级高工。 杜建梅，中国市政工程华北设计研究总院第四设计研究院高级工程师。 根据国家能源局《2010年第一批能源领域行业标准制（修）订计划的通知》国能科技【2010】320号的要求，我们在2010年受国家能源局委托，由中国市政工程华北设计研究总院、新疆广汇实业股份有限公司、中海石油气电集团有限责任公司共同编制《液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范》，于2010年10月完成送审稿，2010年11月在北京召开了送审稿专家评审会，经修改完善后于2011年5月完成报批稿，在天津召开了本规范的报批稿专家评审会，并于5月底进行网上公示并征求意见，先后征求了全国各地相关部门近百十条意见或建议，在此基础上规范编制组针对收到的意见对本规范再次进行了修改与完善，于2011年6月25日完成最终版报批稿，国家能源局经会审后于2011年7月28日颁布本规范，于2011年11月1日起液化天然气汽车加气站的建设将执行本规范。 本标准共分为10章和3个附录，主要内容包括范围、规范性引用文件、术语、加气站分级和站址选择、站内平面
布置、工艺设施、消防设施及排水、电气、建筑物、采暖通风、绿化和施工与验收等方面的规定。 一本标准适用范围 本标准适用于LNG储存量不超过180m3，LNG工作压力不大于1.6MPa，L-CNG工作压力不大于25.0 MPa下列新建、扩建和改建的汽车加气站工程的设计、施工及验收：a）液化天然气（LNG）加气站（以下简称LNG加气站）； b）液化天然气经液态加压、气化的天然气加气站（以下简称L-CNG加气站）； c）LNG和L-CNG联建的加气站（以下简称LNG/L-CNG 加气站）； d）LNG、L-CNG、LNG/L-CNG加气与加油的合建站（以下简称加油加气站） 二本标准站址选址要求 规范规定在城市建成区不应建一级加气站、一级加油加气合建站。因为一级站的储罐较多，容积较大，加油、加气量大，对周围建、构筑物及人群的安全和环保方面的有害影响也较大，站前车流量大会造成交通堵塞等问题，所以本条规定在城市中心区内不应建一级加气站、一级加油加气合建站。对于城区的边缘地带、城际公路两侧等开阔地带可建一级站。同时，在这些地区提高加气站LNG储罐容积，符合今后LNG货车的加气需求。 在城市中心区内所建的加气站、加油加气合建站宜采用地下或半地下LNG储罐。LNG加气可与L-CNG加气联合建站，也可与加油站联合建站。地下或半地下LNG储
液化天然气贮罐气化站工艺流程和使用说明
浙江长荣能源有限公司 液化天然气（LNG）贮罐气化站供气系统流程说明 一、工艺流程图： 二、槽罐车卸液操作： 1、罐车停稳与连接：液化天然气的专用槽罐车开到装卸区停稳、熄火、拉手刹，用斜木垫固定车轮，防止滑移；先把装卸台上的静电接地线与LN G槽罐车可靠夹接，再用三根软管分别把卸液箱卸液口与槽罐车装卸口可靠连接；并打开卸液箱接口处排气阀，打开槽车顶部充装阀、回气阀，使气体进入软管，再从排气阀放气置换软管内空气，关闭排气阀，检查软管接头处是否密封至不漏气。 2、槽罐与贮罐压力平衡：查看槽罐车内压力和贮罐内的压力，如贮罐内的压力大于槽罐车内压力时，这时打开贮罐顶部充装管道至槽罐车增压器进液管之间的阀门和增压器进液口阀门，使贮罐内的气相与槽罐车内的液相相通，以降低贮罐内的气相压力。当贮罐内与槽罐内的压力相同时，关闭贮罐顶部充装管至槽罐车增压器进液管之间的阀门。 3、槽罐的增压：打开槽罐车与槽罐车增压器进液管之间的阀门，以及槽罐车增压器回气至槽罐车气相管之间的阀门，通过槽罐车增压器增压以提高槽罐车内的气相压力。 4、槽罐卸液：当槽罐罐内压力大于贮罐中压力0.2Mpa左右，可逐渐打开槽罐车出液阀至全开状态。这样槽罐车内的液化天然气通过卸液箱的软管与贮罐上的装卸口连接卸入液化天然气（LNG）贮罐。
三、贮罐的使用操作： 1、贮罐的压力调整至恒压：利用贮罐自带的增压阀、节气回路、增压器把贮罐的压力调整在一定的范围内（一般控制在0.2～0.35MPa），若贮罐内的压力不够，可通过调整增压阀升高设定压力，从而获得足够的供液压力确保正常供气。正常工作时，贮罐增压器的进液阀和出气阀需要打开，以保证贮罐增压器正常工作，确保贮罐的工作压力。 2、供气系统的供气： 、管道和相关设备在首次使用液化天然气时，应使用氮气置换管道和相关设备内的空气，然后用天然气置换管道和相关设备内的氮气，以确保系统中天然气的含量后才能使用液化天然气。正常用气时可根据车间用气量大小确定是开二台空温式气化器还是开一台空温式气化器。打开空温式气化器前后相关阀门以及至车间用气点的阀门，缓慢打开贮罐出液使用阀，液化天然气（LNG）通过空温式气化器吸收空气中的热量，使液态介质气化成气体，同时对气体进行加热升温，使气体接近常温。气化后的天然气再经一级调压阀组调压，把气相压力调至一较低值（一般调至0.09Mpa），然后通过工艺管道进入用气设备前的二级调压阀组，经过二级调压后进入用气设备。 ②、贮罐操作主要是开关出液口阀门及气相使用阀门，一般出液口、气相使用阀门均为双阀，靠近贮罐的一只阀门是常开阀门，另一只是工艺操作阀，这样，一旦工艺操作阀因经常开关而损坏，把近罐的根部阀关闭就可以修理。 ③、贮罐节气操作：在正常用气时，如发现贮罐的压力达到0.6Mpa时，这时可打开贮罐气相使用阀、同时关闭贮罐出液使用阀，让气相代替液相进入空温气化器供气使用；当贮罐压力值下降至正常值0.2Mpa时，再开贮罐出液使用阀，同时关闭气相使用阀；如反复出现贮罐压力达到0.6Mpa时，应报设备产权单位修理或调整设定压力。在使用贮罐气相使用阀时，必须确保贮罐压力不得低于0.15 MPa。以保证生产的正常用气供应。 ④、当生产停产后恢复生产时，应首先确定供气系统和管道内的介质是天然气还是空气。如果介质是空气，则先要用氮气置换供气系统和管道内的空气，再用天然气置换供气系统和管道内的氮气，以确保系统中天然气的含量后才能恢复生产。如果介质是天然气，则可先开贮罐出液口阀旁的贮罐气相使用阀，让贮罐内的气相代替液相进入空温气化器和相关的工艺管道至车间用气设备。等相关设备和管道预冷后再开贮罐出液阀，同时关闭气相使用阀。 四、空温气化器和调压系统的操作： 1、关闭空温气化器出口阀，缓慢打开空温气化器的进液阀，待空温气化器内压力与贮罐内压力相等时，缓慢打开空温气化器出口阀。
LNG气化站工艺流程图
如图所示，LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45－0.60 MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。 LNG液化天然气化站安全运行管理 LNG就是液化天然气（Liquefied Natural Gas）的简称，主要成分是甲烷。先将气田生产的天然气净化处理，再经超低温（-162℃）加压液化就形成液化天然气。LNG无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，LNG的重量仅为同体积水的45%左右。 一、LNG气化站主要设备的特性 ①LNG场站的工艺特点为“低温储存、常温使用”。储罐设计温度达到负196（摄氏度LNG常温下沸点在负162摄氏度），而出站天然气温度要求不低于环境温度10摄氏度。
②场站低温储罐、低温液体泵绝热性能要好，阀门和管件的保冷性能要好。 ③LNG站内低温区域内的设备、管道、仪表、阀门及其配件在低温工况条件下操作性能要好，并且具有良好的机械强度、密封性和抗腐蚀性。 ④因低温液体泵启动过程是靠变频器不断提高转速从而达到提高功率增大流量和提供高输出压力，所以低温液体泵要求提高频率和扩大功率要快，通常在几秒至十几秒内就能满足要求，而且保冷绝热性能要好。 ⑤气化设备在普通气候条件下要求能抗地震，耐台风和满足设计要求，达到最大的气化流量。 ⑥低温储罐和过滤器的制造及日常运行管理已纳入国家有关压力容器的制造、验收和监查的规范；气化器和低温烃泵在国内均无相关法规加以规范，在其制造过程中执行美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、改造、维修或移动压力容器的位置，都必须向压力容器的监查单位申报。 二、LNG气化站主要设备结构、常见故障及其维护维修方法 1．LNG低温储罐 LNG低温储罐由碳钢外壳、不锈钢内胆和工艺管道组成，内外壳之间充填珠光沙隔离。内外壳严格按照国家有关规范设计、制造和焊接。经过几十道工序制造、安装，并经检验合格后，其夹层在滚动中充填珠光沙并抽真空制成。150W低温储罐外形尺寸为中3720×22451米，空重50871Kg，满载重量123771№。 （1）储罐的结构 ①低温储罐管道的连接共有7条，上部的连接为内胆顶部，分别有气相管，上部进液管，储罐上部取压管，溢流管共4条，下部的连接为内胆下部共3条，分别是下进液管、出液管和储罐液体压力管。7条管道分别独立从储罐的下部引出。 ②储罐设有夹层抽真空管1个，测真空管1个（两者均位于储罐底部）；在储罐顶部设置有爆破片（以上3个接口不得随意撬开）。 ③内胆固定于外壳内侧，顶部采用十字架角铁，底部采用槽钢支架固定。内胆于外壳间距为300毫米。储罐用地脚螺栓固定在地面上。 ④储罐外壁设有消防喷淋管、防雷避雷针、防静电接地线。 ⑤储罐设有压力表和压差液位计，他们分别配有二次表作为自控数据的采集传送