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液化天然气接收站工艺及设备
液化天然气接收站工艺及设备
2008-8-6
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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[4]。
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
Vs=（Vt+n×Qa-t1×q+r×Qc×t2） （6-1）
式中K——LNG罐最小需求容积，m3；
K——LNG船的最大容积，m3；
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/d；
t1——LNG卸料时间（12h）；
g——最小送出气量，m3/d；
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/d。
计算得到的LNG罐最小需求容积，按此确定单罐容积和罐的台数。
对于大型LNG接收站来说，单罐容积大、台数少，可以节省占地、减少投资。
但是罐的数量也要考虑卸船作业等操作管理的需要，不宜太少。
2. 罐型
各种形式的LNG储罐的优缺点已在第四章做过叙述，一般做法是，对于罐容小于14×104m3，可以考虑单容、双容或全容三种形式；对于罐容在（14～16）×104m3之间的，一般选用双容或全容罐；而罐容大于16×104m3的，建议选用全容罐。
大型LNG接收站从安全考虑，如果可能，一般选用全容式混凝土顶储罐（FCCR）。
全容式混凝土顶储罐的最大操作压力比金属顶储罐的高。
在卸船操作时，可利用罐内蒸发气自身压力直接返回到LNG运输船上，无需设置返回气风机加压。
全容式混凝土顶储罐的设计压力一般为29kPa，设计温度为-175～+65℃。
日蒸发率的要求按罐的容积大小而不同，罐容小，表/体比大，日蒸发率高。
目前国际上对10×104m3以上的储罐，要求日蒸发率小于0.05%。
10×104m3以下的储罐，日蒸发率小于0.08%。
LNG储罐内罐材料为9%镍钢。
为安全起见，所有的连接管口均设计在罐的顶部；在罐的底部设有隔离支撑平台，并设有加热系统，以防基础冻结现象发生。
在LNG储罐上设有足够的报警和紧急停车设施以保证LNG储罐最大的安全。
同时，在LNG储罐上设有液位、温度、密度连续检测仪表，以确保正常安全生产。
（二） 气化器
LNG气化器是一种专门用于液化天然气气化的换热器，但由于液化天然气的使用特殊性，使LNG气化器也不同于其他换热器。
低温的液态天然气要转变成常温的气体，必须要提供相应的热量使其气化。
热量的来源可以从环境空气和水中获得，也可以通过燃料燃烧或蒸气来获得。
对于基本负荷型系统使用的气化器，使用率高（通常在80%以上），气化量大。
首先考虑的应该是设备的运行成本，最好是利用廉价的低品位热源，如从环境空气或水中获取热量，以降低运行费用。
以空气或水作热源的气化器，结构最简单，几乎没有运转部件，运行和维护的费用很低，比较适合于基本负荷型的系统。
对于调峰型系统使用的气化器，是为了补充用气高峰时供气量不足的装置，其工作特点是使用率低，工作时间是随机牲的。
应用于调峰系统的气化器，要求启动速度快，气化速率高，维护简单，可靠性高，具有紧急启动的功能。
由于使用率相对较低，因此要求设备投资尽可能低，而对运行费用则不大苛求。
现在使用的LNG气化器有下列几种形式：
开架式气化器（ORV）、浸没燃烧式气化器（SCV）、中间介质式气化器（IFV*丙烷）、中间介质管壳式气化器（IFV-强制循环）。
在上述形式的气化器中，大量采用的是开架式气化器和浸没燃烧式气化器，值当海水质量不能满足开架式气化器要求或接收站附近有电厂废热可利用、其他工艺设施需要冷能时，通常也会采用中间介质式气化器。
1. 开架式气化器（OpenRackVaporizer）
开架式气化器是一种水加热型气化器。
由于很多LNG生产和接受装置都是靠海建设，所以可以用海水作为热源。
海水温度比较稳定，热容量大，是取之不尽的热源。
开架式气化器常用于基本负荷型的大型气化装置，最大气化量可达180t/h。
气化器可以在0～100%的负荷范围内运行。
可以根据需求的变化遥控调整气化量。
开架式气化器由一组内部具有星形断面，外部有翅片的铝合金管组成，管内有螺旋杆，以增加LNG流体的传热。
管内为LNG，管外为喷淋的海水。
为防止海水的腐蚀，外层喷涂防腐涂层。
整个气化器用铝合金支架固定安装。
气化器的基本单元是传热管，由若干传热管组成板状排列，两端与集气管或集液管焊接形成一个管板，再由若干个管板组成气化器。
气化器顶部有海水的喷淋装置，海水喷淋在管板外表面上，依靠重力的作用自上而下流动。
液化天然气在管内向上流动，在海水沿管板向下流动的过程中，LNG被加热气化。
气化器外形见图6-2，其工作原理见图6—3。
这种气化器也称之为液膜下落式气化器。
虽然水流动是不停止的，但这种类型的气化器工作时，有些部位可能结冰，使传热系数有所降低。
开架式气化器的投资较大，但运行费用较低，操作和维护容易，比较适用于基本负荷型的LNG接收站的供气系统。
但这种气化器的气化能力，受气候等因素的影响比较大，随着水温的降低，气化能力下降。
通常气化器的进口水温的下限大约为5℃，设计时需要详细了解当地的水文资料。
表6-2列出一些开架式海水加热型LNG气化器的技术参数[5]。
表6-2 海水加热型LNG气化器的技术参数
气化量/（t/h）
100
180
压力/MPa
设计
运行
10.0
4.5
设计
运行
2.50
0.85
温度/℃
液体
气体
-162
＞0
液体
气体
-162
＞0
海水流量/（m3/h）
海水温度/℃
管板数量
尺寸/（长×宽）
2500
8
18
14m×7m
7200
8
30
23m×7m
大型的气化器装置可由数个管板组组成，使气化能力达到预期的没计值，而且可以通过管板组对气化能力进行调整。
水膜在沿管板下落的过程中具有很高的传热系数，可达到5800W/（m2·K）。
在传热管内侧，LNG蒸发时的传热系数相对较低，新型的气化器对传热管进行了强化设计。
传热管分成气化区和加热区，采用管内肋片来增加换热面积和改变流道的形状，增加流体在流动过程的扰动，达到增强换热的目的。
管外如果产生结冰，也会影响传热性能。
为了改善管外结冰的问题，采用具有双层结构的传热管，LNG从底部的分配器先进入内管，然后进入内外管之间的夹套。
夹套内的LNG直接被海水加热并立即气化，然而在内管内流动的LNG是通过夹套中已经气化的LNG蒸气来加热，气化是逐渐进行。
夹套虽然厚度较薄，但能提高传热管外表面的温度，所以能抑制传热管外表结冰，保持所有的传热面积都是有效的，因此提高了海水与LNG之间的传热效率。
新型的LNG气化器具有以下一些特点：
设计紧凑，节省空间；提高换热效率，减少海水量，节约能源；所有与天然气接触的组件都用铝合金制造，可承受很低的温度，所有与海水接触的平板表面镀以铝锌合金，防止腐蚀；LNG管道连接处安装了过渡接头，减少泄漏，提高运行的安全性；启动速度快，并可以根据需求的变化遥控调整天然气的流量，改善了运行操作性能；开放式管道输送水，易于维护和清洁。
开架式气化器使用天然热源（海水），因此操作费用比较低。
但由于LNG气化需要大量海水，对海水的品质有一定要求：
（1） 重金属离子Hg“检测不出；Cu++≤10×10-9；
（2） 固体悬浮物≤80×10-6；
（3）pH值7.5～8.5；
（4） 要求过滤器在海水取水处能够去除10mm以上的固体颗粒。
为了防止海水对基体金属的腐蚀，可以在金属表面喷涂保护层，以增加腐蚀的阻力。
涂层材料可采用质量分数为85%Al+15%Zn的锌铝合金。
开架式气化器需要较高的投资，安装费用也很高。
与浸没燃烧式气化器相比，开架式气化器是利用海水，操作消耗主要是海水泵的电耗，所以它的优点在于操作费用很低，两者之间的运行费用比为1:
10。
2. 浸没燃烧式气化器
在燃烧加热型气化器中，浸没式燃烧加热型气化器是使用最多的一种。
其结构紧凑，节省空间，装置的初始成本低。
它使用了一个直接向水中排出燃气的燃烧器，由于燃气与水直接接触，燃气激烈地搅动水，使传热效率非常高。
水沿着气化器的管路向上流动，LNG在管路中气化，气化装置的热效率在98%左右。
每个燃烧器每小时105GJ的加热能力，适合于负荷突然增加的要求，可快速启动，并且能对负荷的突然变化作出反应。
可以在10%～100%的负荷范围内运行，适合于紧急情况或调峰时使用。
运用气体提升的原理，可以在传热管外部获得激烈的循环水流，管外的传热系数可以达到5800～8000W/（m2·K）。
表6-3列出了浸没式燃烧加热型气化器的技术参数[5]。
表6-3 浸没式燃烧加热型LNG气化器的技术参数
气化量/（t/h）
100
180
压力/MPa
设计
运行
1O.0
4.5
设计
运行
2.50
O.85
温度/℃
液体
气体
-162
＞O
液体
气体
-162
＞O
燃烧器供热能力/×103kW
槽内温度/℃
空气量①/（m3/h）
尺寸（长×宽）
2.3
25
26000
8m×7m
2.1 2台
25
47000
11m×10m
①标准状态下的空气体积流量。
浸没式燃烧加热型气化器的工作原理如图6-4所示，燃料气和压缩空气在气化器的燃烧室内燃烧，燃烧后的气体通过喷嘴进入水中，将水加热。
LNG经过浸没在水中的盘管，由热水加热而蒸发。
浸没燃烧式气化器优越性在于整体投资和安装费用很低，与海水气化器相比，外形较小，操作灵活。
但是浸没式燃烧气化器的缺点是操作费用很高。
3. 中间介质式气化器
采用中间传热流体的方法可以改善结冰带来的影响，通常采用丙烷、丁烷或氟利昂等介质作中间传热流体。
这样加热介质不存在结冰的问题。
由于水在管内流动，因此可以利用废热产生的热水。
换热管采用钛合金管，不会产生腐蚀，，对海水的质量要求也没有过多的限制。
中间介质式气化器也有压同的形式，但皆有一个共同之处，就是用中间介质作为热媒，其中间介质可以是丙烷或醇（甲醇或乙二醇）水溶液，加热介质可为海水、热水、空气等，采用特殊形式的换热器或管壳式换热器来气化LNG。
（1） 丙烷热媒中间介质气化器（IFV）
该技术由日本神户制钢（Kobelco）提供。
图6-5所示是这种气化器的工作原理，该类气化器以海水或邻近工厂的热水作为热源，并用此热源去加热中间介质（丙烷）并使其气化，再用丙烷蒸气去气化LNG。
该气化器由两部分组成，一部分为利用丙烷气化冷凝的LNG气化器，第二部分为LNG气化后NG的加热器。
在LNG气化部分，丙烷在管壳式气化器的壳程以气液两相形式循环。
当使用海水为加热介质时采用钛管，海水在管程流动，所以抗海水中固体悬浮物的磨蚀较好。
（2） 中间介质管壳式气化器（STV）
该技术是采用一般管壳式换热器作气化器，水或甲醇（乙二醇）水溶液作为中间热媒气化LNG，初始热源可以用热水、海水或空气。
先用初始热源将中间热媒加热，再用已被加热的中间热媒通过管壳式气化器去气化LNG。
中间热媒需用循环泵强制循环，因此能耗棼IFV高。
到目前为止，仅有两家供应商对此技术有经验。
目前在LNG接收站共建设有5套，其中4套已投入使用，1套未开车。
上述气化器的比较见表6-4。
表6-4LNG气化器比较
项目
内容
气化器形式
ORV
SCV
IFV
STV
中间介质
—
水
丙烷
丙烷或醇类溶液
加热介质
海水
燃料气
海水
空气/海水/燃料气
工艺流程
简单
简单
较复杂
复杂
设备结构
简单
简单
较复杂
组合、复杂
运行控制
简单
简单
简单
较复杂
占地
较少
最少
较少
较大
使用情况
广泛使用
多用于调缝
日本用于能量回收20套
用于能量回收仅5套
4. 气化器配置
接收站气化器的选用要根据工艺要求和各种形式气化器的特点合理配置。
按照区域稳定供气的要求，接收站气化设备既要保证常年正常供气，又要满足调峰供气的要求。
开架式气化器由于流程简单、运行费用低，通常用作常年运行的气化设备。
浸没燃烧式气化器由于启动快、但运行费用高，一般作为调峰或开架式气化器维修时使用。
参考文献
4 郭揆常.LNG接收站建设.上海电力，2004，6，第17卷第6期（总第98期）
5 顾安忠等.液化天然气技术.机械工业出版社，2004
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