LNG接收站资料全
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中国LNG接收站统计资料
7
上海ＬＮＧ一期项 申能集团占股55%， 目总投资45．9亿 300万吨/年， 上海洋山 上海液化天然气有 中海石油天然气及 元 42亿立方米/ 港 限责任公司 发电有限责任公司 （计划2008年投 年 占股45% 产） 澳门黄茅 中国石油化工集团 岛 公司天然气分公司 广东广业投资集团 有限责任公司 46.43%，东莞市九 丰能源有限公司 42.58%，广东盈安 实业投资有限公司 中海石油气电集团 有限责任公司控股 46%，天津港（集 团）有限公司40%， 天津市燃气集团有 限公司9%及天津恒 融达投资有限公司 中海石油气电集团 有限责任公司控股 35%，广东省粤电集 团有限公司25%，广 州发展燃气投资有 中国海洋石油总公 司、海南省发展控 股有限公司 550万吨/年， 70亿立方米/ 年 150万吨/年， 21亿立方米/ 年
LNG转运 站
1000万吨/ 浮式LNG LNG浮式 年，140亿立 接收终端 接收站 方米/年 LNG接收 2个30万吨级泊位，2个10万吨级、 站 2个5万吨级泊位码头
岸上
岸上 300万吨/年， 42亿立方米/ 年 900万吨/年， 126亿立方米/ 年
LNG接收 站 LNG接收 站 LNG接收 站
27
福建福清 昆仑能源有限公司 总投资约73亿元
28
江苏启东
新疆广汇
29
浙江舟山
新奥集团
一期投资58亿元， 预计2017年建成投 产。计划总投资 100亿元
300万吨/年， 42亿立方米/ 年
合计
7870万吨
中国LNG接收站统计资料
设计年接收能力 二期 600万吨/年， 84亿立方米/ 年；三期计划 1000万吨/ 年，140立方 米/年 650万吨/年， 87亿立方米/ 年；三期计划 1000万吨/ 年，140立方 米/年 650万吨/年， 87亿立方米/ 年 接收站形 报批形式 式 码头建设情况 主要包括LNG码头、卸料臂、LNG储 罐、LNG增压泵、气化器、BOG压缩 机、天然气外输、LNG装车、LNG装 LNG接收 船以及相应的辅助配套设施，占地 站 面积24公顷。LNG码头可以停靠827万立方米的大型LNG运输船。建 有16万立方米 LNG储罐3座，总有 效存储容量为48万立方米 一期工程建设4座16万立方米LNG储 罐和1座可靠泊船容量8万~27万立 LNG接收 方米LNG船的专用卸船码头及站外 站 配套工程。远期预留4座16万立方 米储罐用地和1个泊位 建设LNG专用码头1座，可接卸826.7万立方米大型LNG运输船。主 LNG接收 要接收来自卡塔尔的LNG资源，通 站 过输气干线与冀宁联络线和西气东 输一线联网，为下游用户供气
LNG(接收站)
设备维护与保养
预防性维护
制定详细的设备维护计划，定期对设 备进行检查、保养和维修，确保设备 处于良好状态，减少故障发生的可能 性。
应急维修
改造与更新
根据设备使用情况和技术发展，对老 旧设备进行改造和更新，提高设备的 性能和效率，降低运营成本。
在设备出现故障时，迅速启动应急维 修程序，组织专业人员进行抢修，尽 快恢复设备的正常运行。
04
安全与环保要求
安全防护措施
围墙与门禁系统
LNG接收站应设置围墙， 配备门禁系统，严格控制 人员进出，确保站内安全 。
安全警示标识
在站内关键部位和危险区 域设置明显的安全警示标 识，提醒人员注意安全。
监控系统
安装全覆盖的视频监控系 统，实时监测站内情况， 及时发现并处理安全隐患 。
消防应急措施
计量与调压
在外输管道中设置计量和调压装置， 确保天然气的准确计量和稳定供应。
辅助系统
01
02
03
消防与安全系统
接收站配备完善的消防和 安全系统，包括火灾探测 器、灭火装置和安全阀等 ，以确保站区的安全。
控制系统与自动化
采用先进的控制系统和自 动化技术，实现接收站的 远程监控和自动化操作， 提高运行效率和安全性。
LNG接收站的主要功能是接收由 LNG运输船运来的液化天然气， 经过储存、气化等处理，然后通 过管道将天然气输送到用户。
发展历程及现状
发展历程
随着全球能源结构的转变和环保要求的提高，LNG作为一种 清洁、高效的能源，其需求不断增长。LNG接收站作为连接 LNG生产和消费的重要环节，其建设和发展也经历了由起步 到快速发展的过程。
现状
目前，全球已有数百座LNG接收站投入运营，主要分布在欧 洲、亚洲和北美等地区。这些接收站的规模不断扩大，技术 不断升级，为全球天然气市场的繁荣做出了重要贡献。
LNG资料汇编(全套)
LNG资料汇编第一章基础篇（一）LNG的定义及基本性质（二）LNG的主要用途（三）LNG产业资源介绍（四）LNG相关知识概念第二章技术篇（一）LNG加气站技术资料1、LNG加气站主要设备及工艺流程2、车用LNG气瓶技术参数、规格及配车选型3、撬装式LNG加气站建站基本规范（二） LNG调峰方式和调峰站技术资料1、LNG调峰方式2、LNG调峰工艺3、设备选型4、结论第三章经济篇第一章基础篇（一）LNG的定义及基本性质(1) LNG的名词解释所谓LNG是英文 Liquefied Natural Gas 的缩写，中文译为液化天然气。
简称LNG是英文的说法。
(2)LNG的基本特性①LNG的主要成份为甲烷，化学名称为 CH4，还有少量的乙烷C2H6、丙烷C3H8以及氮N2等其它成分组成。
②临界温度为－82.3℃，临界压力为45.8kg/cm2。
③沸点为-161.5℃，熔点为-182℃，着火点为650℃。
④液态密度为0.425T/m3，气态密度为0.718kg/Nm3。
⑤气态热值9100Kcal/m3，液态热值12000Kcal/kg。
⑥爆炸范围：上限为15%，下限为5%。
⑦华白指数(W)44.94MJ/Nm3。
⑧燃烧势(CP)45.18。
(3)LNG的获得液化天然气是天然气经过净化之后，通过压缩升温，在混合致冷剂N2、C1、C2、C3、C4的作用下，冷却移走热量，再节流膨胀而得到-162℃的以液态形式存在的LNG，体积缩小了600倍。
（二）LNG的主要用途(1)用作城市管网供气的高峰负荷和事故调峰。
(2)用作大中城市管道供气的主要气源。
(3)用作LNG小区气化的气源。
(4)用作汽车加气的燃料，LNG用于拖带集装箱的重型柴油车、公交车等，每1kg LNG，可以代替1.2-1.3公斤柴油。
(5)用作飞机燃料俄罗斯图波列夫飞机设计局应用LNG作为飞机燃料，第一架试验飞机图－155,发动机型号为HK－88。
后用图－156正式使用LNG为燃料的图－156客货运输机，已成功安全飞行12年。
LNG技术 第六章 LNG的接收站
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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。
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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。
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。
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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。
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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 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。
液化天然气接收站概述
编号：AQ-Lw-07614( 安全论文)单位：_____________________审批：_____________________日期：_____________________WORD文档/ A4打印/ 可编辑液化天然气接收站概述Overview of LNG terminal液化天然气接收站概述备注：加强安全教育培训，是确保企业生产安全的重要举措，也是培育安全生产文化之路。
安全事故的发生，除了员工安全意识淡薄是其根源外，还有一个重要的原因是员工的自觉安全行为规范缺失、自我防范能力不强。
液化天然气接收站是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。
一、接收站功能[1]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。
(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重要组成。
欧洲成熟的天然气市场至少有三种气源，其中任何一种气源供应量最多不超过50%，且所有的气源可通过公用运输设施相连接。
城市(区域)天然气主干管网规划，要建立多气源的供应体系和相互贯通的天然气网络。
进13LNG作为一种气源，不仅可解决日益增长的天然气需求，必要时也可作为本地区事故情况下的应急气源。
对城市供气而言，在管道供气的同时，引进LNG，具备了天然气另一种运输方式的气源，为安全可靠供气提供了一份保障。
我国19座已建LNG接收站概况
我国19座已建LNG接收站概况2017年，我国进口液化天然气3813万吨（折约526亿立方米），占我国天然气进口量的55.6%，占我国天然气消费量的22%。
沿海LNG接收站是LNG进口的重要基础设施。
截至2018年底，我国已建成19座LNG接收站。
让我们沿着祖国的海岸线，从北到南，搜寻这19座如明珠般散落的接收站吧。
【概况】站址位于大连市大孤山新港，占地面积24公顷，有3座16万立方米储罐，1座8~26万立方米的LNG运输船专用码头，1座工作船码头。
大连LNG接收站有14台槽车装车撬。
【项目公司】中石油大连液化天然气有限公司【股东股比】昆仑能源有限公司，75%；大连港股份有限公司，20%；大连市建设投资集团有限公司5%。
【开工、投产】一期工程2008年4月开工，2011年11月投产。
二期工程在一期原址扩建，包括新增1台中压泵、2台高压泵、2台开架式海水气化器、2台浸没燃烧式气化器、3台海水泵、1台BOG压缩机及相应配套设施，可新增接收和气化能力300万吨/年。
二期工程已于2016年投产。
【年接收能力】600万吨/年【历年接收】2011年12万吨，2012年150万吨，2013年186万吨，2014年144万吨，2015年118万吨，2016年139万吨，2017年202万吨。
【概况】站址位于河北省唐山市曹妃甸新港工业区，有4座16万立方米储罐，1座8~27万立方米的LNG运输船专用码头，1座工作船码头及相关配套设施和公共工程。
唐山LNG接收站一、二期工程已经完工。
三期工程正在施工，由卫星图可见三期增建的4座16万立方米储罐在施工中。
【项目公司】中石油京唐液化天然气有限公司【股东股比】中石油昆仑燃气有限公司，51%；北京北燃京唐燃气科技有限责任公司，29%；河北省天然气有限责任公司，20%。
【开工、投产】唐山LNG接收站项目于2010年10月获得国家发改委核准，2011年3月开工建设。
2013年11月第一艘LNG运输船成功靠岸卸载，标志着项目一期投产。
LNG接收站知识
市场竞争与合作的机会
市场竞争加剧
随着全球LNG市场的竞争加剧，LNG接收站需要提高自身的竞争 力，包括降低成本、提高服务质量等方面。
合作机会增多
各国在能源领域的合作不断加强，为LNG接收站的建设和运营提供 了更多的合作机会和商业模式。
产业链整合
通过整合上下游产业链，形成完整的天然气产业链，提高LNG接收 站的市场地位和盈利能力。
LNG接收站知识
• LNG接收站概述 • LNG接收站工艺流程 • LNG接收站关键设备 • LNG接收站安全与环保 • LNG接收站运营与管理 • LNG接收站发展趋势与挑战
01
LNG接收站概述
定义与功能
定义
LNG接收站是液化天然气（LNG）的 接收、储存和再气化设施，用于将 LNG从液化状态转换为气态，以便通 过管道或槽车输送到用户。
卸船结束
液化天然气船解除与接收站储罐的 连接，按照离泊计划离泊。
LNG储存与调峰
01
02
03
04
LNG储罐
接收站通常配备多个大型 LNG储罐，用于储存液化天
然气。
储罐压力控制
通过储罐压力调节系统，保持 储罐压力在安全范围内。
LNG温度调节
根据需要，通过加热或冷却方 式调节LNG温度，以满足外
输和再气化要求。
调峰操作
根据市场需求和气源供应情况 ，合理调配储罐内的液化天然
气，实现调峰功能。
LNG再气化与外
LNG再气化
通过再气化装置将液化天然气 转化为气态天然气。
天然气外输
经过处理的天然气通过管道或 船舶输送到下游用户。
计量与质量检测
在再气化与外输过程中，进行 气体计量和质量检测，确保天 然气符合相关标准和规定。
LNG接收站知识
蒸发气，仅在卸船时，才同时开2台压缩机。一般情况下
BOG压缩机是一用一备的。
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再冷凝器
再冷凝器主要有2个功能，一是在再冷凝器中，经加
压后的蒸发气与送出的LNG混合后被冷凝为液体。二是再
冷凝器可作为LNG高压输送泵的入口缓冲容器。LNG接收站
只设1台再冷凝器（V-0305）。
在再冷凝器检修期间，蒸发气不能再进入再冷凝器而
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码头主要设施
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码头主要设施
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码头主要设施
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接收站操作
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1、卸货操作
1）卸货前操作
2）卸货操作
3）卸货后操作
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60
1）卸货前操作
➢
登船梯布设
➢
通讯连接装置连接
➢
安全检查
➢
卸货前会议
➢
卸料臂连接和气密试验
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9
自燃温度、点火温度及能量
在常压下，纯甲烷的平均自燃温度为650℃。
点火温度是自燃温度和所有更高的温度。
LNG蒸气中较重烃浓度增加时，自燃温度会下降。
因为衣物上产生的静电可能产生足够的能量而
点燃天然气，所以建议工人不要穿易产生静电材料
做的衣物。
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10
LNG的优势
清洁
并通过管道向电厂和城市用户供气。
接收站采用先进、节能的再冷凝工艺技术。再
冷凝工艺是将BOG压缩机压缩的气体与低压输送泵送
出的LNG在再冷凝器中混合，可以使蒸发气再冷凝，
冷凝后的LNG经高压输送泵加压并由ORV气化后外输
BOG压缩机是一用一备的。
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再冷凝器
再冷凝器主要有2个功能，一是在再冷凝器中，经加
压后的蒸发气与送出的LNG混合后被冷凝为液体。二是再
冷凝器可作为LNG高压输送泵的入口缓冲容器。LNG接收站
只设1台再冷凝器（V-0305）。
在再冷凝器检修期间，蒸发气不能再进入再冷凝器而
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码头主要设施
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码头主要设施
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码头主要设施
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接收站操作
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1、卸货操作
1）卸货前操作
2）卸货操作
3）卸货后操作
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1）卸货前操作
➢
登船梯布设
➢
通讯连接装置连接
➢
安全检查
➢
卸货前会议
➢
卸料臂连接和气密试验
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自燃温度、点火温度及能量
在常压下，纯甲烷的平均自燃温度为650℃。
点火温度是自燃温度和所有更高的温度。
LNG蒸气中较重烃浓度增加时，自燃温度会下降。
因为衣物上产生的静电可能产生足够的能量而
点燃天然气，所以建议工人不要穿易产生静电材料
做的衣物。
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LNG的优势
清洁
并通过管道向电厂和城市用户供气。
接收站采用先进、节能的再冷凝工艺技术。再
冷凝工艺是将BOG压缩机压缩的气体与低压输送泵送
出的LNG在再冷凝器中混合，可以使蒸发气再冷凝，
冷凝后的LNG经高压输送泵加压并由ORV气化后外输
LNG接收站简介
中国进口 LNG 天然气接收基地
一、LNG 及 LNG 接收站
LNG（液化天然气）主要成分是甲烷，是将气田生产的天然气经过净化处 理后，再通过深冷工艺，冷到零下 162℃，气体就变成液体，体积缩小 600 倍，其 重量是同体积水的 45%左右，运用液化天然气运输船可以实现跨洋运输，是除管 道运送天然气以外的另一条贸易渠道。
3.法规与管制
目前中国大陆的 LNG 接收站由国家发改委主管。中国大陆由于 LNG 产业 发展历史不长，因此，相关法律法规不多，其规范大多等同使用翻译的国外标准。 如 GB／T20368－2006《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》（等效美国
NFPA59A）、JTJ304－2003《液化天然气码头设计规程（试行）》、SY／T6711－ 2008《液化天然气接收站安全技术规程》。
7.广东珠海
珠海 LNG 接收站位于珠海市高栏港经济区，隶属于中海油。主要由 LNG 接 收站、专用码头和输气干线等 3 部分组成。项目一期建设规模为 3500 万吨/年。
接收站气源主要来自卡塔尔、澳大利亚。一期供气范围以珠江西岸为主，包括 广州、佛山、中山、珠海、江门 5 个城市，主要用户为城市居民用气、工业、商业 用气及燃气电厂，另外亦有部分 LNG 通过槽车外销。
随着贸易量的增加，为确保稳定供气，接收站增建了相关气化装置及其他配套 设施。目前，站线项目年周转能力可提高至 680 万吨/年。广东 LNG 站线项目由 广东大鹏液化天然气有限公司负责建设与经营，建设主体包括占地面积约 40 公顷 的接收站和总长 400 多公里，穿越了珠江三角州 5 个城市的输气管线。
8.唐山曹妃甸
唐山 LNG 接收站项目于 2010 年 10 月通过国家发改委的核准，并于 2011 年 3 月正式开工建设，历时 31.5 个月。项目由中国石油天然气股份有限公司、北京控 股集团有限公司、河北省天然气有限责任公司三方共同投资建设。
一、LNG 及 LNG 接收站
LNG（液化天然气）主要成分是甲烷，是将气田生产的天然气经过净化处 理后，再通过深冷工艺，冷到零下 162℃，气体就变成液体，体积缩小 600 倍，其 重量是同体积水的 45%左右，运用液化天然气运输船可以实现跨洋运输，是除管 道运送天然气以外的另一条贸易渠道。
3.法规与管制
目前中国大陆的 LNG 接收站由国家发改委主管。中国大陆由于 LNG 产业 发展历史不长，因此，相关法律法规不多，其规范大多等同使用翻译的国外标准。 如 GB／T20368－2006《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》（等效美国
NFPA59A）、JTJ304－2003《液化天然气码头设计规程（试行）》、SY／T6711－ 2008《液化天然气接收站安全技术规程》。
7.广东珠海
珠海 LNG 接收站位于珠海市高栏港经济区，隶属于中海油。主要由 LNG 接 收站、专用码头和输气干线等 3 部分组成。项目一期建设规模为 3500 万吨/年。
接收站气源主要来自卡塔尔、澳大利亚。一期供气范围以珠江西岸为主，包括 广州、佛山、中山、珠海、江门 5 个城市，主要用户为城市居民用气、工业、商业 用气及燃气电厂，另外亦有部分 LNG 通过槽车外销。
随着贸易量的增加，为确保稳定供气，接收站增建了相关气化装置及其他配套 设施。目前，站线项目年周转能力可提高至 680 万吨/年。广东 LNG 站线项目由 广东大鹏液化天然气有限公司负责建设与经营，建设主体包括占地面积约 40 公顷 的接收站和总长 400 多公里，穿越了珠江三角州 5 个城市的输气管线。
8.唐山曹妃甸
唐山 LNG 接收站项目于 2010 年 10 月通过国家发改委的核准，并于 2011 年 3 月正式开工建设，历时 31.5 个月。项目由中国石油天然气股份有限公司、北京控 股集团有限公司、河北省天然气有限责任公司三方共同投资建设。
LNG接收站简介
∙LNG接收站（接收终端）简介 - [LNG]液化天然气(LNG)工业是在中国一个朝阳产业，正在蓬勃发展。
从南到北，中海油、中石油、中石化在沿海布局接收站及输送管线。
一、工艺流程LNG专用船抵达接收终端专用码头后，通过四根400MM的卸料臂（其中3根液相，1根气相）和卸料管线，借助船上卸料泵将LNG送进接收终端的储罐内。
在卸料期间，由于热量的传入和物理位移，储罐内将会产生闪蒸气。
这些闪蒸气一部分增压后经回流管线返回LNG船的料舱，以平衡料舱内压力；另一部分通过压缩机升压进入再冷凝器冷凝后，和外输的LNG一起经高压外输泵泵入气化器。
利用海水喷淋（开架式气化器）或者热水（浸燃式气化器）使LNG气化成气态天然气，最后进行加味，调压，计量后送进输气管网。
残余的蒸发气则经火炬系统在大气中燃烧掉。
接收终端的工艺设施可归纳为四类：∙卸料设施。
卸料系统可由卸料臂，卸料管线，气体回流臂，回流气管线和循环管线等组成。
∙储存设施。
主要是LNG储罐。
∙再气化设施。
主要为用于终端内液体循环，气化和外输功能的低压泵，高压泵，气化器，海水泵站和液流循环管线等。
∙闪蒸气处理设施。
包括再冷凝器，增压器，压缩机和火炬系统。
二、主要设备1·卸料臂码头平台将配有4条0.4M的LNG海上卸料臂，每一条臂的最大流量为5000M2/H，在通常情况下，其中3条臂用于装卸LNG液体，另一条臂用于将蒸发气回收之船上。
所有卸料臂将设计为能处理液体和气体，以便与船上的接口尺寸和复杂的装卸条件相适应。
卸料臂必须具备快速切断系统的功能，用于装卸过程意外事故发生时能快速停止作业，将船与卸料臂分离。
2·储罐储罐容量取决于LNG运输船的大小和所需缓冲储存量。
目前世界上常用的储罐类型有地上双层罐壁和地下隔膜两种构造。
福建LNG和广东LNG前一种储罐，珠海BP LPG是地下隔膜构造。
单罐容量最大已达20万m3。
储罐有一个自由（无约束）直立的顶部开口的及由特种耐低温材料9%镍钢制成的内罐。
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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。
(二) 储存系统1. 储罐储存系统是接收站重要的生产系统，而储罐是该系统的主要设备。
进出储罐的所有管线接口都在罐顶。
为了使不同密度的LNG以不同方式进入储罐，流程上安排卸船时LNG可以从储罐的上部管口直接进入储罐，也可通过内部插入管由底部进入储罐。
通常在操作中，较重的LNG从上部进入，较轻的LNG从下部进入。
同时，也可通过LNG低压输送泵将罐内LNG循环到上部或底部，从而有效防止分层、翻滚现象的产生。
(1) 储罐的液位控制为了确保储罐的安全操作，储罐的液位、温度、密度监测十分重要。
每个储罐都应设置足够的液位、温度、密度连续测量设施，以有效监控储罐的液位。
连续测量设施由数字逻辑单元和电机驱动单元组成，可以在LNG储罐内垂直移动、连续测量。
当温差超过0.2℃或密度差超过0.5kg/m3时，应用LNG低压输送泵对罐内LNG进行循环操作，以肪止出现分层翻滚现象。
储罐设有高低液位自动保护装置，在液位不正常时，报警并联锁停止进料或停止罐内低压泵运行。
(2) 储罐的压力控制LNG储罐是常压储存，全容罐的设计压力一般为29kPa，因而外界大气压的变化对储罐的操作影响很大，罐的压力控制采用绝对压力为基准。
在正常操作条件下，储罐的绝对压力是通过BOG压缩机压缩回收储罐的蒸发气体来控制的。
在两次操作间隔时间段，储罐的操作压力应维持在低压状态[通常为0.1073MPa(绝压)]，以防压力控制系统发生故障时，储罐操作有一个缓冲空间。
在卸船操作期间，储罐的压力将升高，储罐处于较高压力操作状态。
储罐的压力保护采用分级制：第一级超压保护将排火炬，当储罐压力达到一定值(如储罐设计压力为0.029MPa，则储罐压力达到0.026MPa)时，控制阀打开，超压部分气体排入火炬系统。
第二级超压保护排大气，当储罐压力达到设计压力时，储罐上压力安全阀打开，超压部分气体直接排入大气。
第一级负压保护靠补压气体，当储罐在操作中压力降低到设计负压时，将通过高压外输天然气总管上来的经两级减压后的气体来维持储罐内压力稳定。
第一级负压保护通过安装在储罐上的真空阀来实现。
(3) 储罐的温度监测LNG储罐的内罐底部和罐体上设有若干测温点，可监测预冷操作和正常操作时罐内的温度。
在罐外也设有多个测温点，可监测LNG的泄漏。
为防止储罐基础结冰而危及混凝土基础，在储罐基础上设有两套电加热系统，并在基础的不同位置设有温度检测设施以控制电加热系统。
2. 罐内泵罐内泵的用途是将LNG储罐内的液体抽出并送到下游装置。
在每台泵的出口管线上装有流量控制阀，用以调节各运行泵的出口在相同流量下工作和紧急情况时切断输出。
为保护泵，在每台泵的出口管线上同时装有最小流量控制阀，该最小流量管线也可用于罐内LNG的混合以防止出现分层。
当接收站处于“零输出”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。
(三) 蒸发气处理系统1. 蒸发气增压由于外界能量的输入，如泵运转、周围环境热量的泄入、大气压变化、环境影响等都会使处于极低温的液化天然气受热蒸发，产生蒸发气(BOG)。
当卸船作业LNG送入储罐时造成罐内LNG体积的变化也会加快蒸发。
LNG接收站在卸船操作时产生的蒸发气的量是无卸船操作时的数倍。
储罐内的蒸发气压力很低，需要增压才能进入系统。
采用蒸发气压缩机将储罐内的蒸发气抽出增压后送入处理系统。
蒸发气压缩机的控制可以是自动的，也可以是手动的。
在自动操作模式下，LNG储罐压力通过一个总的绝压控制器来控制，该绝压控制器可自动选择蒸发气压缩机的运行负荷等级(50%或100%)。
在手动操作模式下，操作人员将根据储罐的压力检测情况来选择蒸发气压缩机的运行负荷等级。
如果蒸发气的流量比压缩机(或再冷凝器)的处理能力高，储罐和蒸发气总管的压力将升高，在这种情况下，多出的部分蒸发气将通过与蒸发气总管相接的压力控制阀排到火炬。
一般选用1台压缩机的能力足够处理不卸船操作条件下产生的蒸发气体，仅在卸船时，才同时开2台压缩机。
2. 再冷凝采用再冷凝工艺的接收站，蒸发气增压后送入再冷凝器。
再冷凝器主要有两个功能，一是在再冷凝器中，经加压后的蒸发气与低压输送泵送出的LNG混合，由于LNG加压后处于过冷状态，使蒸发气再冷凝为液体，经LNG高压输送泵加压后外输，因此再冷凝器的另一个功能是可用作LNG高压输送泵的入口缓冲容器。
再冷凝器的内筒为不锈钢鲍尔环填充床。
蒸发气和LNG都从再冷凝器的顶部进入，并在填充床中混合。
此处的压力和液位控制保持恒定，以确保LNG高压输送泵的入口压力恒定。
再冷凝器设有比例控制系统，根据蒸发气的流量控制进入再冷凝器的LNG流量，以确保进入高压输送泵的LNG处予过冷状态。
在再冷凝器的两端设有旁路，未进入再冷凝器的LNG通过旁路与来自再冷凝器的LNG混合后进入高压输送泵，同时旁路也可以保证再冷凝器检修时，LNG的输出可继续进行。
如果再冷凝器气体入口压力在高值范围不规则波动，再冷凝器的操作压力控制器将通过释放部分气体到蒸发气总管来维持。
在外输量较低时，再冷凝器可能不能将压缩后的蒸发气体完全冷凝下来。
这种情况可通过再冷凝器液体出口温度增加来检测。
通过该温度信号调节控制蒸发气压缩机的能力。
(四) 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气化两部分。
1. 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压力变化来控制，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。
2. 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：一种用于正常供气气化，长期稳定运行；另一种通常仅作为调峰或维修时使用，要求启动快。
气化器通常用海水作热源，海水流量通过海水管线上的流量调节阀来控制，控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℃。
(五) 外输及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。
(六) 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。
1. 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。
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储罐的顶部或下部进料。
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。
2. 零输出操作零输出操作是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。
3. 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状态。
蒸发气将用作燃料气，多余的蒸发气则排放到火炬。
二、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。
第三章叙述天然气液化工艺和设备时，对有关设备性能已做了描述，本节着重对接收站如何配套选用这些设备方面作介绍。
(一) 储罐1. 罐容接收站储罐的容量决定了接收站的储存能力，而确定LNG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。
接收站储存LNG的能力，所需要的最小罐容可以按下式计算式中K——LNG罐最小需求容积，K——LNG船的最大容积，n——LNG船的延误时间(n1码头不可作业天数、n2航程延误天数、n3码头调度延误天数)，d；Qa——高峰月平均日供气量，m3；t——LNG卸料时间(12h)；g——最小送出气量，m3；r——LNG船航行期间市场变化系数；t2——LNG船航行时间，d；Qc——高峰月平均城市燃气日供气量，m3。