江苏LNG接收站SCV燃烧性能分析

天　然　气　工　业Natural Gas Industry 第41卷第6期2021年6月· 134 ·LNG浸没燃烧式气化器的传热特性及运行优化王玉娟1,2　李淑一2　陈文杰2　唐建峰1　李学涛1,3　王冬旭1　于笑11.中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院2.中国石化青岛液化天然气有限责任公司3.青岛海信日立空调系统有限公司摘要：目前国内LNG接收站的大部分浸没燃烧式气化器（SCV）都依赖于进口，其核心技术尚未完全自主掌握，并且SCV传热机理复杂、受操作环境影响大，难以通过现场经验实现深层次的运行优化。

为了满足近年来各LNG接收站扩容增产对气化系统设备运行降本增效所提出的需求，对国内某大型LNG接收站气化系统中SCV的传热特性及优化运行进行了研究，采用ANSYS软件建立了贴合实际的SCV模型，研究了不同LNG入口压力、LNG入口速度及水浴温度对SCV传热特性的影响，通过现场试验反馈提出了可行性较高的指导建议。

研究结果表明：①LNG及超临界NG的热物性变化对气化传热具有重要的影响；②LNG入口压力越接近临界压力，SCV传热能力越强，建议SCV入口压力控制在7.2～8.0 MPa；③LNG入口速度增大会削弱流体的传热边界层，从而强化传热，建议根据实时外输量要求限制开启最少的SCV台数，增加单台SCV的LNG入口流量，同时限定单台SCV处理流量介于50～180 t/h；④水浴温度过高，对SCV的整体传热是不利的，建议限定单台SCV水浴温度控制在15～25 ℃。

关键词：LNG接收站；浸没燃烧式气化器；传热特性；入口压力；入口速度；水浴温度；运行优化DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2021.06.016Heat transfer behaviors and operation optimization ofLNG submerged combustion vaporizersWANG Yujuan1,2, LI Shuyi2, CHEN Wenjie2, TANG Jianfeng1, LI Xuetao1,3, WANG Dongxu1, YU Xiao1(1. College of Pipeline and Civil Engineering, China University of Petroleum - East China, Qingdao, Shandong 266000, China;2. Sinopec Qingdao Liquefied Natural Gas Co., Ltd., Qingdao, Shandong 266000, China;3. Qingdao Hisense Hitachi Air-Conditioning Systems Co., Ltd., Qingdao, Shandong 266000, China)Natural Gas Industry, Vol.41, No.6, p.134-143, 6/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: At present, most submerged combustion vaporizers (SCVs) of domestic LNG terminals depend on imports. Its core technolo-gy is not fully mastered, and its heat transfer mechanism is complicated and greatly affected by the operating environment. Therefore, it is difficult to achieve deep operation optimization based on field experience. In recent years, the expansion and production increase of various LNG receiving terminal arouses strong demand for the operation cost reduction and efficiency increase of gasification system. To this end, this paper studies the heat transfer behaviors and operation optimization of the SCV in the gasification unit of one large LNG terminal in China. Then, a practical SCV model was established by using the ANSYS software to research the effects of different LNG inlet pressures, LNG inlet speeds and water bath temperatures on the heat transfer behaviors of SCVs. Finally, guidance and suggestions of high feasibility were proposed based on field test feedback. And the following research results were obtained. First, the change of the thermophysical properties of LNG and supercritical NG has an important effect on gasification heat transfer. Second, the closer the LNG inlet pressure is to the critical pressure, the stronger the SCV's heat transfer capacity is. It is recommended to control the SCV inlet pres-sure between 7.2 MPa and 8.0 MPa. Third, increasing the LNG inlet speed will weaken the fluid's heat transfer boundary layer and thus enhance heat transfer. It is recommended to limit the minimum number of SCVs to be turned on according to the real-time export demand and increase the LNG inlet flow rate of single SCV while controlling the treatment rate of single SCV in the range of 50-180 t/h. Fourth, excessive water bath temperature is detrimental to the overall heat transfer of SCVs. It is recommended to control the water bath tempera-ture of single SCV between 15 ℃ and 25 ℃.Keywords: LNG terminal; Submerged combustion vaporizer (SCV); Heat transfer behavior; Inlet pressure; Inlet speed; Water bath tem-perature; Operational optimization作者简介：王玉娟，女，1995年生，硕士研究生；主要从事天然气预处理、LNG强化换热方面的研究工作。

LNG气化站火灾爆炸危险性分析及安全对策液化天然气(简称LNG)气化站主要为非管输天然气（简称NG）的城市城镇居民提供生活用气，也可作为补充气源或调峰气源，一般包括气站一座、相应的输配管网及配套的公用工程，运行的介质为LNG。

由于LNG具有易燃易爆、有毒有害危险性，而且罐区中的冷却、输送等设备的使用、维护具有一定的火灾、爆炸危险。

以下从工程技术措施和安全管理措施两个方面，对液化天然气气站火灾爆炸危险性和安全对策进行探讨。

一、概述LNG气化站的工艺流程如图1所示（略）：LNG由低温槽车运来，在卸车台用槽车自带的增压器增压，在压差的作用下，通过卸车台的管道进入低温储罐储存，储存压力为0.3MPa（g），温度为－145℃。

低温储罐内的LNG用自增压器增压到0.5MPa（g），自流进入空温式气化器，在气化器中，LNG与空气换热，发生相变转化为气态并升高温度，夏季可达15℃以上（冬季还必须使用水浴式气化器），直接经过调压器调压至0.2MPa（g）。

由于天然气是无味的，为了加强安全性，还必须进行加臭，加臭剂选用四氢噻吩，加臭后进入中压管网，送给各用户。

低温真空绝热储罐的日蒸发率一般为0.3％，这部分气化了的气体（简称BOG）如不排出，会使储罐上部气相空间的压力升高。

为保证储罐安全，设降压调节阀，可根据压力自动排出罐顶气体。

另外，为回收槽车储罐中的天然气，设置了BOG加热器，用以回收BOG，并入输气管网。

LNG储罐装有高、低液位报警设施，内罐高压力报警，超压自动排放BOG的调节阀以及安全阀，以保证储罐的安全。

在储罐入、出口的LNG管线上设自动切断阀，当有紧急情况发生时会自动关闭阀门，以保证系统的安全。

天然气出站至输气管网的管线上设有自动切断阀，当管网有紧急情况发生时，会自动关闭阀门，以保证系统的安全。

当LNG供应出现情况时，采用备用气源。

压缩天然气（简称CNG）用槽车运至气化站，即利用该槽车作为容器，经卸车台经管线输送至CNG调压站，经二级调压至0.2MPa（g），计量加臭后并入输气管网。

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。

LNG接收站蒸气云扩散和火灾热辐射分析曹莹;龚明;钱永刚;肖松【摘要】对LNG接收站可能产生的泄漏点进行辨识及分析,对LNG泄漏量、集液池设置、LNG蒸发质量流量、蒸气云扩散隔离区范围、火灾热辐射影响范围进行分析.结合工程实例,针对不同泄漏点产生的泄漏量进行集液池设计,采用PHAST软件对集液池蒸气云扩散隔离区范围及火灾热辐射范围进行模拟计算.根据模拟结果,提出接收站平面布置优化方案.【期刊名称】《煤气与热力》【年(卷),期】2018(038)004【总页数】5页(P61-65)【关键词】LNG接收站;泄漏;蒸气云扩散;火灾热辐射;风险分析【作者】曹莹;龚明;钱永刚;肖松【作者单位】北京市煤气热力工程设计院有限公司,北京100032;北京市煤气热力工程设计院有限公司,北京100032;北京市煤气热力工程设计院有限公司,北京100032;北京市煤气热力工程设计院有限公司,北京100032【正文语种】中文【中图分类】TE8211 LNG接收站泄漏风险分析的必要性近年来我国越来越重视LNG的引进，LNG的生产和贸易日趋活跃，大、中型LNG接收站相继建成投产。

厂站周边一般为村庄，人口分布较为密集，一旦发生LNG泄漏或火灾、爆炸事故，可能给周边环境及人民群众的人身财产安全带来威胁。

为了控制LNG泄漏后可能带来的风险，同时作为厂站区域及总平面布置的依据之一，需要对接收站的泄漏进行风险分析研究。

主要分析内容包括：辨识接收站不同区域内可能存在的泄漏点；对可能发生的泄漏点进行泄漏量的模拟计算并确定相应集液池规格；对集液池蒸气云扩散情况进行模拟计算；对集液池火灾工况进行热辐射强度影响范围模拟计算；根据模拟计算结果优化总平面布置方案，以获得最适合该项目的总平面布置方案，并根据分析的结果提出合理可行的建议和降低风险的措施，确保泄漏事故发生后LNG接收站及周边地区的安全。

2 LNG泄漏情况分析及集液池的设计2.1 泄漏关键假设为了进行泄漏情况分析计算，首先必须定义各种泄漏尺寸、泄漏时间、泄漏高度等。

液化天然气接收站项目液化天然气气化器选型陈海平;黄宇【摘要】随着国内液化天然气(LNG)产业十余年的发展,LNG接收站项目的工艺系统、海水系统已得到改进与优化.介绍了常用的开架式气化器、中间介质式气化器和浸没燃烧式气化器的特点.以江苏某新建LNG接收站项目为例,考虑海水水质等因素的影响,对LNG气化器的选型进行分析.从技术与全生命周期经济性两方面考虑,确定采用开架式气化器作为主气化器,浸没燃烧式气化器作为备用气化器,使现场实际运行更加简单、可靠,可为后续新建项目的LNG气化器选型提供参考.%With over 10 years development of domestic liquefied natural gas (LNG) industry, process system and sea water system of LNG terminal project have been improved and optimized. The features of open rack type vaporizer(ORV),intermediate fluid type vaporizer (IFV) and sub-merged combustion type vaporizer (SCV) are introduced.T he equipment selection is analyzed in consideration of seawater quality and other factors by taking a new LNG terminal project that will be built in Jiangsu province as an example.A design of ORV as the main vaporizer and SCV as backup vaporizer is adopted for comprehensively analyses from technology and economy,w hich can make the operation more simple and reliable and provide a reference of equipment selection of LNG vaporizer in new projects.【期刊名称】《石油化工设备》【年(卷),期】2018(047)003【总页数】4页(P18-21)【关键词】气化器;液化天然气接收站;海水系统;选型【作者】陈海平;黄宇【作者单位】中海石油气电集团有限责任公司,北京 100028;中海石油气电集团有限责任公司,北京 100028【正文语种】中文【中图分类】TQ051.6国内早期建设的液化天然气(LNG)项目主要由德国TGE、美国CBI、日本IHI等国外工程公司设计，在工艺设计、设备选型等方面未体现过多的创新性设计，主要保证了设计的合理性、完整性与安全性。

浸没燃烧式气化器SCV的RAM分析及可用度优化
周文安;王海清;陈桂海;韩思杰
【期刊名称】《高校化学工程学报》
【年(卷),期】2024(38)2
【摘要】浸没燃烧式气化器(SCV)是液化天然气LNG应急调峰站的关键核心系统,系统中出现设备故障会导致天然气供应中断,将造成显著社会影响与生产损失。

为了评估SCV系统的生产性能及提高运行稳定性,提出并建立SCV-RAM分析模型,应用蒙特卡洛模拟仿真定量辨识SCV的瓶颈单元设备并针对性设计改进方案。

结果表明,SCV系统易发生故障的单元按贡献度依次分别是:助燃空气单元、循环冷却水单元,其中导致系统不可用度增大的具体关键设备为水泵、电机以及鼓风机。

据此对关键设备的预防性维修间隔进行优化,SCV系统的全寿命周期统计可用度从90.17%提高到94.93%,总停机时间减少了3478h。

分析结果有助于优化SCV系统的维修资源分配,为实现SCV系统长周期稳定运行提供技术支持。

【总页数】8页(P302-309)
【作者】周文安;王海清;陈桂海;韩思杰
【作者单位】中国石油大学(华东)安全科学与工程系;安全与运营管理部深圳市燃气集团股份有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】X937
【相关文献】
1.浸没燃烧式气化器原理分析及方案优化
2.国内首台浸没燃烧式气化器SCV燃烧器结构分析
3.国内首台浸没燃烧式气化器SCV研发关键技术
4.浸没燃烧式气化器(SCV)烟气脱硝工程技术方案研究
5.浸没燃烧式气化器SCV优化研究
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第６０卷　第２期２０２４年３月石　油　化　工　自　动　化ＡＵＴＯＭＡＴＩＯＮＩＮＰＥＴＲＯ ＣＨＥＭＩＣＡＬＩＮＤＵＳＴＲＹＶｏｌ．６０，Ｎｏ．２Ｍａｒ，２０２４稿件收到日期：２０２３０９２８，修改稿收到日期：２０２３１２２０。

作者简介：顿张静（１９９３—），男，河北沧州人，２０１５毕业于中国石油大学（北京）自动化专业，现就职于海洋石油工程股份有限公司，从事石油化工仪表控制、火气探测及安全仪表系统的设计工作，任仪表工程师。

ＣＥＭＳ在液化天然气接收站中的设计探讨顿张静，王乃民，周家和，陈晓旭，左娇（海洋石油工程股份有限公司，天津３００４６１）摘要：针对液化天然气接收站中浸没燃烧式汽化器（ＳＣＶ）燃烧烟气中ＮＯ狓的特点，设计了烟气排放连续监测系统（ＣＥＭＳ），详细介绍了ＣＥＭＳ的组成，采样方式、分析仪的选取，烟气参数监测单元和数据采集与处理单元的设置等，对ＣＥＭＳ的安装和后期维护提出了相应的建议方案。

该系统设计方案不但可以监控烟气排放是否达标，还可以监测烟气中的ＣＯ浓度来反映ＳＣＶ低氮燃烧器的燃尽效率，有效降低生产维护费用。

关键词：液化天然气；接收站；浸没燃烧式汽化器；烟气排放连续监测系统中图分类号：ＴＰ２７４ 文献标志码：Ｂ 文章编号：１００７７３２４（２０２４）０２００４３０５犇犲狊犻犵狀犇犻狊犮狌狊狊犻狅狀狅狀犆犈犕犛犻狀犔犻狇狌犲犳犻犲犱犖犪狋狌狉犪犾犌犪狊犚犲犮犲犻狏犻狀犵犛狋犪狋犻狅狀ＤｕｎＺｈａｎｇｊｉｎｇ，ＷａｎｇＮａｉｍｉｎ，ＺｈｏｕＪｉａｈｅ，ＣｈｅｎＸｉａｏｘｕ，ＺｕｏＪｉａｏ（ＯｆｆｓｈｏｒｅＯｉｌＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＣｏ．Ｌｔｄ．，Ｔｉａｎｊｉｎ，３００４６１，Ｃｈｉｎａ）犃犫狊狋狉犪犮狋狊：ＡｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｔｈｅＮＯ狓ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｓｕｂｍｅｒｇｅｄｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎｖａｐｏｒｉｚｅｒ（ＳＣＶ）ｆｌｕｅｇａｓｉｎｌｉｑｕｅｆｉｅｄｎａｔｕｒａｌｇａｓｒｅｃｅｉｖｉｎｇｓｔａｔｉｏｎ，ａｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓｆｌｕｅｇａｓｅｍｉｓｓｉｏｎｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇｓｙｓｔｅｍ（ＣＥＭＳ）ｉｓｄｅｓｉｇｎｅｄ．ＴｈｅｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎｏｆＣＥＭＳ，ｔｈｅｓｅｌｅｃｔｉｏｎｏｆｓａｍｐｌｉｎｇｍｅｔｈｏｄａｎｄａｎａｌｙｚｅｒ，ｔｈｅｓｅｔｔｉｎｇｏｆｆｌｕｅｇａｓｐａｒａｍｅｔｅｒｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇｕｎｉｔａｎｄｄａｔａａｃｑｕｉｓｉｔｉｏｎａｎｄｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｕｎｉｔａｒｅｄｅｓｃｒｉｂｅｄｉｎｄｅｔａｉｌ．ＴｈｅｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｓｃｈｅｍｅｆｏｒＣＥＭＳｉｎｓｔａｌｌａｔｉｏｎａｎｄｌａｔｅｒｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅａｒｅｐｒｏｐｏｓｅｄ．Ｔｈｅｓｙｓｔｅｍｃａｎｎｏｔｏｎｌｙｍｏｎｉｔｏｒｗｈｅｔｈｅｒｔｈｅｅｍｉｓｓｉｏｎｃａｎｒｅａｃｈｔｈｅｓｔａｎｄａｒｄｏｒｎｏｔ，ｂｕｔａｌｓｏｃａｎｍｏｎｉｔｏｒｔｈｅＣＯｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｉｎｔｈｅｆｌｕｅｇａｓｔｏｒｅｆｌｅｃｔｔｈｅｂｕｒｎｏｕｔｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙｏｆｔｈｅＳＣＶｌｏｗ ｎｉｔｒｏｇｅｎｂｕｒｎｅｒ．Ｔｈｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎａｎｄｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅｃｏｓｔｓａｒｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｒｅｄｕｃｅｄ．犓犲狔狑狅狉犱狊：ｌｉｑｕｅｆｉｅｄｎａｔｕｒａｌｇａｓ；ｒｅｃｅｉｖｉｎｇｓｔａｔｉｏｎ；ｓｕｂｍｅｒｇｅｄｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎｖａｐｏｒｉｚｅｒ；ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓｆｌｕｅｇａｓｅｍｉｓｓｉｏｎｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇｓｙｓｔｅｍ 液化天然气（ＬＮＧ）接收站是对ＬＮＧ进行接收、储存、气化和外输等作业的站场，主要工艺系统包括卸料系统、储存系统、蒸发气（ＢＯＧ）压缩机系统、高压气化外输系统、槽车低压外输系统、火炬系统、计量系统等，另外还有配套的公用系统，如消防水系统、仪表风系统、制氮系统、取排海水系统等。

LNG接收站运行工艺及设备综述摘要：液化天然气(LNG)接收站将LNG船舶运来的LNG卸料、储存后，通过增压设备将LNG输送到气化装置,气化后的天然气再经过管道输送至下游城市燃气和电厂等终端用户。

本文主要阐述了LNG接收站工艺运行主要设备和其工艺单元的工艺介绍。

关键词：LNG；接收站；BOG；气化器1LNG接收站工艺流程船舶运载的LNG通过卸料臂及卸料管线输送至储罐存储，低压泵将液从储罐内抽出汇入低压外输总管，再由高压泵输送至各气化装置，气化后的天然气经过管道输送到城市燃气和电厂等终端用户。

如东LNG接收站的气化设备主要为开架式气化器（ORV）、浸没燃烧式气化器（SCV），其中ORV是利用海水泵抽出温况合适的海水流淌换热管束内的LNG 进行自然换热；SCV的工作原理是将来自燃料气系统的天然气和来自鼓风机的助燃空气按照控制比例注入燃烧器，燃烧后产生的高温气体进入水浴池加热水浴，LNG由浸没在水浴中的换热管束被水浴加热，气化后输出到外输总管。

BOG压缩机处理站内的蒸发气（BOG），维持储罐压力的平衡，加压后的BOG 在再冷凝器内被冷凝为液体回收。

（图1为如东LNG接收站工艺流程简图）图1. 如东LNG接收站工艺流程简图2 LNG接收站主要设备简介2.1卸料臂如东LNG接收站码头配置4台卸料臂用于连接船岸的工艺系统，3台液相臂用于LNG的装卸,设备能力4000~6000m3/h；1台气相臂用于向船方返气补压或给船泄压,设备能力12000m3/h。

2.2储罐如东接收站配置6座全容式混凝土穹顶储罐（FCCR）储罐，储罐主体结构均采用 9％Ni 钢内罐、带钢衬层的预应力混凝土外罐和外顶盖，内、外罐罐底与罐壁间填充珍珠岩等保冷材料。

内罐顶采用吊顶结构，吊顶设有通气孔，允许内罐里的 LNG 气体与外罐空间连通。

内、外罐各自有独立承受储存介质的能力。

全包容罐的外罐可以承受内罐泄漏的 LNG 及其气体，不会向外泄漏。

LNG接收站消防设计分析【摘要】针对目前国内LNG接收站消防设计反映无据可依的情况，研究国内正在建设的LNG接收站消防系统设计情况，简要介绍LNG接收站消防工程的设计指导思想及基本设计情况；对LNG消防工程各系统和主要消防设施设计方案进行了简要说明。

【关键词】LNG接收站消防设计自主设计0.引言液化天然气（LNG）是将天然气净化压缩、深冷液化而成的高热值液体，是以甲烷为主要成分的低温液态混合物，其体积一般为气态时的1/600,是一种清洁、优质燃料。

随着各国均将LNG作为一种高效的清洁燃料加以推广，LNG工业已成为当今世界能源供应增长速度最快的领域。

在当前我国经济高速发展状况下，LNG接收站建设有利于缓解我国能源紧张问题，使能源供应多元化，有效解决能源供应安全和生态环境保护的双重问题。

但由于LNG属于甲类危险性物质，具有很强的挥发性和易燃特性，遇到火源极易发生燃烧爆炸事故，造成人员伤亡和巨大的经济损失；且LNG 接收站规模较大，邻海而建，常毗邻泊位吨级较大的卸油码头，因此消防安全倍受关注.本文结合某城市LNG一期项目新建LNG接收站消防工程实例，探讨此类场所的消防设计。

1. LNG 接收站组成LNG 接收站主要功能是接收、存储和气化LNG，并通过管网或槽罐车向用户供气。

LNG接收站的规模一般很大,如某城市LNG一期项目新建LNG接收站年接受和卸载能力为347万吨。

本工程LNG接收站主要由LNG储罐区（罐型一般采用混凝土顶的全容罐)、工艺区、公用工程区和辅助工程区等组成.2. LNG接收站的火灾爆炸危险性分析LNG是以甲烷为主要组分的烃类混合物，其中含有通常存在于天然气中少量的乙烷、丙烷、氮等其他组分，甲烷的含量高于75％。

LNG的低温、易挥发及天然气的易燃易爆特性，以及生产过程中的高压,使LNG 接收站及相关设施、管线中存在比较大的火灾爆炸危险。

LNG 储存、输送及使用的火灾危险性为甲A类。

LNG一旦发生泄漏就会立即沸腾而气化，在气化过程中从周围环境（地面、水泥构件、管道系统，甚至空气）中吸收热量。

大型接收站LNG冷能发电技术分析大型接收站LNG冷能发电技术分析王德鹏，向润清摘要：介绍LNG冷能发电技术现状，在此基础上结合我国某大型接收站现有条件，给出大型LNG接收站冷能发电的建议方案。

关键词：大型LNG接收站；LNG冷能利用；冷能发电引言液化天然气（LNG）作为一种清洁的能源，是国内外最广泛使用的能源之一。

随着天然气在我国能源结构中的占比逐步提高,LNG进口量逐年攀升，2018年达5378万吨。

目前，我国沿海已投运21座接收站，在建和规划中的LNG接收站约40余座。

LNG在最终被利用之前必须先汽化，在汽化过程中会释放出大量的冷能。

常规接收站采用开架式汽化器（ORV）、浸没燃烧式汽化器（SCV）或中间介质汽化器（IFV）将LNG汽化，不仅浪费了宝贵的冷能，也对附近海域造成了冷污染。

因此将我国大型LNG接收站的冷能进行回收利用，具有可观的经济效益和社会效益。

LNG冷能利用的方式分直接应用和间接利用，直接利用包括冷能空分、冷能发电、冷能冷库、轻姪回收、冷能制液体二氧化碳及干冰等，间接利用包括低温粉碎、海水淡化等。

国外LNG冷能利用率最高的为日本，拥有15套冷能发电装置、7套冷能空分设备、3套液体二氧化碳及干冰设备、1座冷库，约20%的LNG冷能被利用。

我国目前冷能利用率整体偏低，仅有6座大型LNG接收站进行了LNG冷能利用，冷能利用以冷能空分设备为主。

中海油和四川空分设备（集团）有限责任公司共同对LNG冷能利用进行了全面研发，LNG冷能空分技术获得多项自主专利，并且成功实现工业化应用，采用自主专利技术的中海油宁波LNG冷能空分项目、中海油珠海LNG冷能空分项目、唐山LNG冷能空分项目均一次性开车成功；同时，开发了LNG冷能发电技术、用于冰雪世界的大型LNG冷能换冷站技术等，获得了相关专利，具备工业化应用条件。

1冷能发电技术LNG冷能发电技术将LNG冷能直接转换为电能，其产业链短，不受上下游外部环境、地理位置等因素的影响，是最具潜力的冷能回收方式。

LNG接收站SCV能耗计算方法及节能技术研究在LNG接收站项目中浸没式燃烧气化器（SCV）是燃烧加热型气化器中使用最多的一种;浸没式燃烧法实现了高温烟气与水浴之间能量的直接传递，燃烧器产生的高温烟气在水中形成大量气泡，气液之间混合搅动强烈，因此大大加强了气液的接触传热面积，使传热过程增强。

本篇结合中石化天津LNG接收站SCV 运行现状，给出了SCV的燃料消耗、风机送送风量和风机能耗计算方法。

通过与工程运行实际参数对比，文中给出的计算方法对于特定条件下的生产耗能分析和工艺参数估算是有用的，也可以用于工程规划阶段的能耗核算，但对于详细的工程设计过程不推荐使用本篇的计算方法。

通过多组计算结果对比分析降低SCV 出口天然气温度可有效降低燃料气的消耗，同时也降低了压缩空气的消耗量，降低风机能耗;同时降低SCV出口天然气的温度可以大量减少燃料天然气的消耗，最终减少了燃烧过程CO2的排放量，降低生产过程对大气造成的污染。

现归纳总结如下，供同行参考。

标签：液化天然气;接收站;浸没式燃烧气化器;空压机;节能;排放在LNG接收站项目中浸没式燃烧气化器（SCV）是燃烧加热型气化器中使用最多的一种。

它使用一个直接向水中排出烟气的燃烧器，由于烟气与水直接接触，烟气激烈地搅动水，热效率非常高。

浸没燃烧式气化器的特点是：结构紧凑、节省空间;初始成本低;传热效率非常高;适合于负荷突然增加的要求，可快速啟动;适合于紧急情况或调峰使用。

浸没式燃烧法实现了高温烟气与水浴之间能量的直接传递，燃烧器产生的高温烟气在水中形成大量气泡，气液之间混合搅动强烈，因此大大加强了气液的接触传热面积，使传热过程增强[1]。

烟气的排烟温度接近水温（20℃左右），烟气中的水汽冷凝热得到全部回收，燃烧热效率高达95%以上。

与此同时SCV采用低NOx燃烧器，烟气中NOx含量很低，减少了对大气的污染。

因为SCV要消耗燃料，操作费用高，SCV主要用于调峰或紧急状态。

210LNG接收站常用气化器有ORV、SCV和IFV。

ORV与SCV相比有两大优势：一是工艺简单、易操作，运行稳定可靠；二是节能环保，但ORV的运行受海水的温度限制。

ORV额定处理能力是海水温度在7℃以上时的最大处理量，每年青岛LNG海域海水温度低于7℃有3个月时间。

对ORV冬季运行情况分析研究，有助于节能降耗和更好的安排生产计划。

1 ORV和SCV的耗能比较青岛LNG接收站ORV和SCV设计气化能力数据值都是207t/h。

ORV运行只有海水泵及其相关配套设备耗电。

而SCV除了风机和循环水泵等用电外，还需要消耗燃料气。

ORV的运行耗能主要是海水泵和电解氯的耗电，海水泵的额定功率800kW，一台海水泵对应的电解氯功率约100kW。

工业电费按1.2元/kW·h计算，运行1台ORV 的费用：1080元/h。

SCV在满负荷运行时天然气用量约3200Nm 3/h，天然气的价格按3元/ Nm 3。

SCV耗电如表1所示。

表1 SCV相关设备功率功率/kW风机460循环水泵5SCV满负荷运行的费用：10158元/h。

因此，理论上一台SCV的运行费用相当于9.4台ORV的运行费用，即ORV气化量低于22.02t/h时其运行费用高于SCV。

2 冬季运行ORV实践分析ORV出口NG的温度要求≥1℃，换热管束结冰≤3m，LNG入口温度-140℃。

每台ORV要对应一台海水泵，每台ORV的海水流量7000 t/h。

2.1 实践工况12014~2015年冬季O R V 海水温度约5℃（最低4.5℃），表2为ORV在某时间运行情况：表2 某日ORV运行情况LNG流量/（t·h -1 ）175.6172.4167.7150.5150.0NG温度/℃ 3.32-1.09-2.87 1.01 1.47海水温度/℃ 4.76 4.77 4.78 4.80 4.86海水流量/t·h -171807072707970316911结冰高度/m2.52.53.02.02.0表2数据可知，海水温度约4.8℃，当LNG流量在167~175 t/h时，ORV出口NG温度持续降低至-2.87℃，换热翅片结冰高度也不断升高，ORV已经无法承受该处理量。

LNG 接收站燃料气控制系统的优化与应用摘要：进入冬季，浸没燃烧式气化器（下文简称SCV）将成为LNG接收站主力气化器进行气化外输，SCV的稳定运行，其中燃料气压力的控制至关重要，燃料气压力高高和压力低低均将联锁SCV设备停车，造成外输中断，而SCV燃料气的用量又跟LNG的负荷密切关联，所以SCV燃料气的流量是一个动态变量并随SCV的负荷自动进行调节。

本文对燃料气控制系统的优化提出了典型做法，并应用到实际生产中，具有一定的推广应用价值。

关键词：LNG接收站；SCV；控制系统；优化1概况进入冬季，浸没燃烧式气化器（下文简称SCV）将成为LNG接收站主力气化器进行气化外输。

当外输量进行调节或者下游管网压力变化引起外输量变化时，SCV的负荷就会变化，导致燃料气系统管网的压力动态波动，控制好燃料气管网压力稳定是冬季生产安全稳定的一个重要保障。

以某LNG接收站为例，其燃料气系统包括燃料气管网、2台燃料气电加热器、调压阀、切断阀组等组成，燃料气的来源主要分为三路：一路是由压缩机出口经过一道调压阀调压后进入燃料气管网；另外两路均从站内DN800高压天然气管网，经过两道调压阀调压后进入燃料气管网。

燃料气供气点主要有两套地面火炬18具长明灯、锅炉房两套锅炉、6台SCV、食堂使用。

其工艺流程简图如下：图1 燃料气系统工艺流程简图该LNG接收站燃料气系统压力控制设计一个PIC控制模块，实现燃料气不同来源的分程调节控制，使燃料气出口管网压力稳定在0.55MPa，以满足站内SCV、锅炉、火炬长明灯、食堂等使用。

1、在非冬季生产期间，由于锅炉、SCV均停用，站内只有火炬长明灯使用燃料气，单套火炬运行燃料气用量约为25Nm³/h，两套火炬运行时燃料气用量约为50Nm³/h，由于燃料气用量较小，且燃料气流量非常稳定，所欲燃料气系统现有的压力分程控制设为自动模式运行较好，从运行情况看，分程调节仅有压缩机出口来燃料气调压阀03330PV0017A调节就可以保证正常燃料气使用，工艺非常稳定。

LNG接收站火灾危害分析
孙新征;康正凌;姜华军;梁永图
【期刊名称】《天然气工业》
【年(卷),期】2007(027)001
【摘要】介绍了LNG接收站的火灾危害情况;结合珠海LNG接收站项目,分析比较了我国和美国的LNG防火标准的相关条款;进而讨论了确定接收站场与油气站场及交通线路安全间距的方法;最后,根据挪威船级社的火灾危害计算分析结果,提出了减小LNG接收站火灾危害风险的措施.
【总页数】3页(P128-130)
【作者】孙新征;康正凌;姜华军;梁永图
【作者单位】广东珠海燃气工程建设办公室;海军后勤技术装备研究所;广东珠海燃气工程建设办公室;中国石油大学·北京
【正文语种】中文
【中图分类】TE6
【相关文献】
1.LNG接收站蒸气云扩散和火灾热辐射分析 [J], 曹莹;龚明;钱永刚;肖松
2.LNG接收站泄漏事故及火灾爆炸后果分析 [J], 翁浩铭;李自力;边江;张成斌
3.LNG接收站的火灾应急处理分析 [J], 张圆
4.LNG 接收站工艺流程分析——以上海LNG 接收站项目为例 [J], 李昌徽
5.LNG接收站供氮方案分析——以广东大鹏LNG接收站为例 [J], 王沛金; 吴其林; 陈妙兰; 陈长雄; 王幼林; 张玉强
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浸没燃烧式汽化器常见故障分析及处理摘要：浸没燃烧式汽化器设备（SCV）是冬季保供至关重要的设备，其设备完好率直接关系着公司冬季保供的外输能力。

结合去年冬季唐山接收站设备运行实际，将SCV在生产运行过程中常见故障及处理维护过程，进行了分析总结。

关键词：汽化器；故障；分析；处理一、故障分析及处理1、鼓风机出口压力低（1）故障现象：在SCV运行过程中时常出现鼓风机出口压力低故障报警，报警次数较高。

鼓风机组要是为SCV燃烧器提供助燃空气，因此助燃气的压力高低直接影响了SCV燃烧的充分性及稳定性。

（2）原因分析及解决方案：鼓风机运行过程中，将空气中的自然风经过滤棉过滤达标后，经叶轮送至助燃气管道中。

鼓风机在入口风量一定，功率一定的情况下，输出压力是一定的。

此时，输出压力低报警且鼓风机运转正常的情况下，则可能是入口风量减少造成的。

经检查是由于入口过滤棉堵塞造成的，通过吹扫、冲洗过滤棉可解决此故障问题。

2、注水管线冻堵，无法加水（1）故障现象：SCV在启机前，首先需检查水池液位，水池液位低则需加注生产水，使得水池液位达到正常液位值。

SCV在冬季运行中，全部SCV全部出现注水管线冻堵，无法加水的情况。

造成SCV阀门冻堵故障，也造成SCV无法启机（液位低低时）或者启机难度大风险高（液位低时），同时也影响了冬季保供时的外数量。

（2）原因分析及解决方案：SCV注水管线是由原厂电伴热包裹的，SCV管线冻堵侧可能原因为电伴热未投用或者电伴热带故障失效。

经检查发现，原因为伴热带老化失效且全部SCV电伴热全部失效。

导致注水阀门及过滤器由于冻堵造成垫片失效漏水，需及时更换点伴热带、过滤器垫片及阀门垫片解决此类故障。

3、火检失败，启机故障（1）故障现象：SCV在所有启机条件满足后，燃烧器开始工作，点火燃料截止阀打开且给点火器提供10S的交流电压，点燃燃烧室的火花棒打火。

如果点火后火焰持续燃烧20S时，燃烧器工作继续向下进行；如果燃烧器启动1min后仍没有火焰，则汽化器关闭；在冬季运行中，多次出现了火检失败报警，造成了SCV的启机失败。

基于新环保标准的国产低氮SCV在LNG接收站的工程应用黄华;于海英;赵颖;刘海燕;李德泉;刘涛
【期刊名称】《化工设计通讯》
【年(卷),期】2022(48)9
【摘要】浸没燃烧式气化器(SCV)主要利用天然气燃烧加热水浴间接气化低温的液化天然气(LNG),是LNG接收站冬季应急调峰的关键设备之一。

氮氧化物(NO_(X))是SCV燃烧烟气的主要污染物,随着国内环保标准日益严格,天津市已建项目和新建项目的SCV污染物排放NO_(X)浓度从2022年11月1日起均要执行
50mg/Nm^(3)限值。

根据国产低氮SCV在中石化某LNG接收站的调试和工程应用情况,监测其烟气排放污染物的含量,并考察国产低氮SCV在LNG接收站长期运行的设备性能。

通过与进口SCV的排放和能耗对比,得出国产低氮SCV较进口SCV节能、烟气排放达标,可满足LNG接收站生产外输和最新环保标准要求。

【总页数】3页(P148-150)
【作者】黄华;于海英;赵颖;刘海燕;李德泉;刘涛
【作者单位】中石化天津液化天然气有限责任公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE974
【相关文献】
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3.“三新三化”在LNG接收站概算定额标准中应用的探讨
4.LNG接收
站供氮方案分析——以广东大鹏LNG接收站为例5.国内首台LNG接收站用大型LNG高压外输泵的国产化工程应用
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