浮式lng装置设计

❶ “LNG”液化天然气是什么 “LNG”气化器是什么工作原理 有什么作用

液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG）的主要成分是甲烷，被公认是地球上最干净的化石能源回。无色、无味、无毒且无答腐蚀性，天然气在常压和-162℃左右可液化，液化天然气的体积约为气态体积的1/625。液化天然气的储存是天然气储存方式之一。

LNG气化器的工作原理：

LNG气化器分为：空温式LNG气化器、电加热水浴式LNG气化器、蒸气式LNG气化器

一、空温式LNG气化器：

电加热水浴式LNG气化器

是采用特制高效率电加热器热源，以水热传媒，或直接采用循环水，加热紧凑式换热管内低温介质LNG，采用先进温度自动按制系统，其主要特点：可持续长时间工作，气化量及其稳定，出口温度为常温或可按客户要求设定。

三、蒸气式LNG气化器：是通过蒸气加热水浴式汽化器中的水，再通过热水加热盘管中通过液态气体，使之能转化为气态的气体。这种水浴式气化器适用于有锅炉余热，或其它余热的用气单位。

❷ LNG气化站的设计

1、LNG气化站设计标准
至今我国尚无LNG的专用设计标准，在LNG气化站设计时，常采用的设计规范为：GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》、GB50016-2006《建筑设计防火规范》、GB 50183—2004《石油天然气工程设计防火规范》、美国NFPA—59A《液化天然气生产、储存和装卸标准》。其中GB 50183—2004《石油天然气工程设计防火规范》是由中石油参照和套用美国NFPA—59A标准起草的，许多内容和数据来自NFPA—59A标准。由于NF-PA—59A标准消防要求高，导致工程造价高，目前难以在国内实施。目前国内LNG气化站设计基本参照GB 50028—93《城镇燃气设计规范》(2002年版)设计，实践证明安全可行。
2、LNG气化站的选址及总图布置
① LNG气化站选址
气化站的位置与其安全性有着密切的关系，因此气化站应布置在交通方便且远离人员密集的地方，与周围的建构筑物防火间距必须符合《城镇燃气设计规范》GB 50028—2006的规定，而且要考虑容易接入城镇的天然气管网，为远期发展预留足够的空间。
② LNG气化站总图布置
合理布置气化站内的建构筑物、工艺设施，可使整个气化站安全、经济、美观。站区总平面应分区布置，即分为生产区(包括卸车、储存、气化、调压等工艺区)和辅助区，生产区布置在站区全年最小频率风向的上风侧或上侧风侧，站内建构筑物的防火间距必须符合《城镇燃气设计规范》GB 50028—2006的规定。
3、LNG气化站卸车工艺
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(或通过站内设置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。
4、LNG存储
储罐是LNG气化站的主要设备，直接影响气化站的正常生产，也占有较大的造价比例。按结构形式可分为地下储罐、地上金属储罐和金属预应力混凝土储罐。对于LNG储罐，现有真空粉末绝热型储罐、正压堆积绝热型储罐和高真空层绝热型储罐，中、小型气化站一般选用真空粉末绝热型低温储罐。储罐分内、外两层，夹层填充珠光砂并抽真空，减小外界热量传入，保证罐内LNG日气化率低于0.3%
5、LNG的气化
气化装置是气化站向外界供气的主要装置，设计中我们通常采用空温式气化器，其气化能力宜为用气城镇高峰小时计算流量的I.3～1.5倍，不少于2台，并且应有1台备用。当环境温度较低时，空温式气化器出口天然气温度低于5℃时，应将出口天然气进行二次加热，以保证整个供气的正常运行。一般天然气加热器采用水浴式加热器
6、BOG与EAG（安全放散气体）的处理
BOG主要来源于LNG槽车回气和储罐每天0.3%的自然气化。现在常用的槽车容积为40m3，回收BOG的时间按照30min计算，卸完LNG的槽车内气相压力约为0.55MPa，根据末端天然气压力的不同，回收BOG后槽车内的压力也不同，一般可以按照0.2MPa计算。回收槽车回气需要BOG加热器流量为280m3/h，加LNG储罐的自然蒸发量，则可计算出BOG加热器流量。LNG的储存温度为-163℃，即BOG的温度约为-163℃，为保证设备的安全，要将BOG加热到15℃。根据流量和温度可以确定BOG加热器的规格。回收的BOG经过调压、计量、加臭后可以直接进入管网，如果用户用气非连续则需要设置BOG储罐进行储存。
EAG主要是在设备或管道超压时排放。当LNG气化为气体天然气时，天然气比常温空气轻时的临界温度为-110℃。为防止EAG在放散时聚集，则需将EAG加热至高于-110℃后放散。容积为100m3的LNG储罐选择500m3/h的EAG加热器，最大量放散时出口温度不会低于-15℃。

❸ lng加气站主要设备

LNG加气站主要由LNG储罐、低温烃泵、高压空温气化器、高压水浴气化器、顺序控制盘、储气井或瓶组、加气机组成。

LNG是液化天然气英文Liquefied Natural Gas的缩写。一般分为四种类型：撬装式加气站，标准式加气站，L-CNG加气站，移动式撬装加气站。

lng加气站的优势

加气站建设比较灵活，与其他能源相比，液化天然气本身不受管道运输范围的限制，整体运输方便，使得加气站辐射能力增强;加气站建设时占地面积较小，LNG加气站安全距离仅为CNG加气站的三分之一，整体占地面积较小;建设成本低。

加气站经营相对方便，本身不需要大型动力设备，可以大幅度降低土地成本与设备成本;同时，加气站建设时安全系数较高，工作时压力不超过1.6Mpa，压缩天然气工作压力则高达25Mpa，两者相比较，可以发现LNG安全性较高，只需要较低压力便可以完成运行。

以上内容参考：网络-LNG加气站

❹ LNG液体储罐，罐体内的上进液管，接触到罐内的液体么 请说明这样设计的好处。。谢谢。。

一般来说不会接触到，因为罐体有一定的充满率，也就是罐子不是满的，专上进液管在顶部属的。
上进液管的管口处有个喷淋装置，类似我们洗澡用的水莲喷头，他的作用是罐子在首次使用或很久未用再用时让液体均匀的喷淋到罐体里，因为LNG是低温液体，LNG不对罐体喷淋预冷就直接充装对罐体材料可能会有损伤。一般来说，罐体做完预冷且罐体内部有一定的液体高度时，就也可以从下部的进出液管进液了。

❺ lng加气站设备工艺流程

LNG加气站运行原理：

LNG储罐内的液态天然气经过加注撬加压至1.4-1.5Mpa，送至加液机加注到车辆的LNG储气瓶内，完成整个加液工作。

1.储罐平压及卸液：

首先将储罐的气相口用金属软管连接至槽车的下进（出）液口（后面全部用下进液表示），缓慢开启储罐气相阀门与槽车下进液阀门，再通过站控操作系统开始平压，让储罐内的气体由气相出口通过槽车的下进液口进入到槽车，可以让气体充分冷却，将储罐内的气体完全回收，来实现将储罐内的压力平压至最低，一般情况下储罐与槽车内的压力可以平压至0.2-0.4Mpa。

储罐平压完成之后开始进行槽车自增压，首先将储罐气相口与槽车下进液口金属软管的槽车下进液端拆除，并连接至槽车的自增压气相口，再用金属软管由槽车的自增压液相口连接至气化器的进液口（储罐的自增压与槽车的自增压都是用同一个气化器来完成，管路也是相同的只是由相应的阀门进行切断控制的）。将槽车的液相口和气相口阀门缓慢开启，再通过站控系统开始增压，将槽车增压至高于储罐压力0.2Mpa以上就可以开始卸液了，最高压力要低于槽车安全阀起跳压力0.05Mpa。

2.预冷循环及加液：

当两次加液间隔时间超过半小时，管道内的液态天然气已经气化，在这种情况下就需要进行管道循环预冷，来保证高温气体不会进入到车载储罐内造成压力骤然升高，重分预冷后加注到车载储罐内的LNG温度可以达到最低。预冷结束后可以开始进行加液，加液过程中如果车载储罐压力过高需进行排气，加液机加注压力为1.4-1.5Mpa，车载储罐内压力越高加注速度越慢。

❻ flng什么意思

flng意思是浮式液化天然气生产储卸装置。

浮式液化天然气生产储卸装置（floating liquefied natural gas system，FLNG）是一种浮式液化天然气处理平台，使用，通常设计为船型结构，配有天然气液化装置及液化天然气储罐等装备。FLNG在深水海域的应用将有效地避免深水海域管道铺设所面临的技术难题，同时也为海上边际油气田的开发提供了经济有效的方案。

❼ 天然气液化装置的介绍

天然气液化装置（LNG facility）是由天然气预处理流程、液化流程、储存系统、控制系统及消防系统等组成。 液化流程是其最重要的组成部分。这里主要介绍基本负荷型液化装置、调峰型液化装置、浮式液化天然气生产储卸装置及液化天然气接收终端。