2.1  LNG接收站工艺流程

  LNG接收站一般由接收港和站场两部分组成，其工艺方案可分为直接输出式和再冷凝式两种，主要区别在于根据终端用户压力要求不同，在流程中是否设有再冷凝器等设备。后者的工艺流程见图 l。

 由图l可知，LNG接收站一般由LNG卸船、储存、再气化／外输、蒸发气处理、防真空补气和火炬／放空6部分工艺系统(有的终端还有冷量利用系统)组成。为了能够平稳、安全的运转，必须要有高度可靠的控制系统。

2.1.1 LNG卸船系统

  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(潜液泵)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，为维持其值一定，将岸上储罐内一部分因冷损气化产生的蒸发气加压后经回流管线及回流臂送至船上储罐内。

LNG卸船管线一般采用双母管式设计。卸船时两根母管同时工作，各承担50％的输送量。当一根终管出现故障时，另一根母管仍可工作，不致使卸船中断。在非卸船期问，双母管可使卸船管线构成一个循环，便于对母管进行循环保冷，使其保持低温，减少因管线漏热使LNG蒸发量增加。通常，由岸上储罐输送泵出口分出一部分LNG来冷却需保冷的管线，再经循环保冷管线返回罐内。每次卸船前还需用船上LNG对卸料臂等预冷，预冷完毕后再将卸船量逐步增加至正常输量。

     卸船管线上配有取样器，在每次卸船前取样并分析LNG的组成、密度及热值。

2.1.2 LNG储存系统

  LNG低温储罐采用绝热保冷设计。由于有外界热量或其它能量导人，例如储罐绝热层、附属管件等的漏热、储罐内压力变化及输送泵的散热等，故会引起储罐内少量LNG蒸发。正常运行时。罐内LNG的日蒸发率约为0.06％一0.08％。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液体与蒸发气的置换等，蒸发气量可数倍增加。为了最大程度减少卸船时的蒸发气量，应尽量提高此时储罐内的压力。接收站的储存能力可按下式计算，即：

    Vs=Vt+nQ—tq式中：

    Vs-储存能力，m3；

    Vt-LNG运输船船容，m3；

    n-连续不可作业的日数，d；

    Q-平均日输送量，m3／d；

    t-卸船时间，h；

    q-卸船时的输送量，m3／d。

    一般说来，接收站至少应有2个等容积的储罐。一般都在10×舻m3以上，直径达70多米。

2.1.3 LNG再气化／外输系统

  储罐内LNG经罐内输送泵加压至1MPa后进入再冷凝器，使来自储罐顶部的蒸发气液化。从再冷凝器中流出的LNG可根据不同用户要求，分别加压至不同压力。一般情况是一部分LNG经低压外输泵加压至4.0 MPa后。进入低压水淋蒸发器中蒸发。水淋蒸发器在基本负荷下运行时，浸没燃烧式蒸发器作为备用设备，在水淋蒸发器维修时运行或在需要增加气量调峰时并联运行；另一部分LNG经高压外输泵加压至7MPa后，进入高压水淋蒸发器蒸发，以供远距离用户使用。高压水淋蒸发器也配有浸没燃烧式蒸发器备用。再气化后的高、低压天然气(外输气)经计量设施分别计量后输往用户。

    为保证罐内输送泵、罐外低压和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，以保证泵处于低温状态。

2.1.4蒸发气处理系统

  储罐顶部的蒸发气先通过压缩机加压到1MPa左右，然后与LNG低压泵送来的压力为1MPa的过冷液体换热，冷凝成LNG。此系统应保证LNG储罐在一定压力范围内正常工作。储罐的压力取决于罐内气相(蒸发气)的压力。储罐中设置压力开关，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开关进行相应动作。以控制储罐气相压力