国内小型天然气液化装置及流程

张刘樯(西南石油大学)

周迎(中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司)

师凌冰(中国石油西南油气田分公司川中油气矿广安作业区)

摘要:介绍国内天然气液化的研究现状,总结国内现有的小型天然气液化装置,详细阐述了每一套液化装置的工艺流程,并从深冷技术方面侧重对每套装置的特点进行了分析。按制冷方式不同,国内小型天然气液化装置的液化流程分为三类:级联式液化流程;混合制冷剂液化流程,包括开式、闭式和丙烷预冷;带膨胀机液化流程,包括天然气膨胀、氮气膨胀等。选择LNG 液化流程类型,必须根据具体的设计要求和外围条件进行综合考虑,即对不同液化流程的投资成本、比功耗、运行要求以及灵活性进行全面对比,因地制宜,才能最终决定采用何种液化流程。

关键词:天然气液化;小型装置;制冷;流程

1 引言

随着我国天然气工业的发展,国内对天然气液化装置及流程的研究也越来越多。由于我国天然气资源分布的特点以及我国能源的使用情况,目前我国对LNG 液化装置的研究主要以小型LNG 液化装置为目标。

2 装置及流程简介

(1)四川天然气液化装置[1]。由中国科学院北京科阳气体液化技术联合公司与四川省绵阳市科阳低温设备公司合作研制的300L/h 天然气液化装置,是用LNG 作为工业和民用气调峰和以气代油的示范工程。该装置于1992年建成,流程如图1所示。高压

气体经

图1 四川天然气液化装置流程

换热器E01预冷,并分离掉重烃。然后,一部分气体进入膨胀机膨胀降温,进入E02换热器,冷却需液化的天然气。未进入膨胀机的天然气经过换热器E02冷却,节流降温后进入LNG 储罐储存。对自蒸发的LN G 进行冷量回收后进入管网。

该装置以天然气为制冷工质,以气体轴承透平膨胀机为主要制冷部件,利用输配气管线进出口(从进口到调压站出口)两端的压差能来实现制冷。其主要特点有: 充分利用天然气本身的压力能,在运行过程中除极少的仪表用电外,几乎不消耗电能; 不用压缩机及辅助系统,节省了设备投资; 采用体积小、重量轻、效率高、能长期可靠运行的气体轴承透平膨胀机。

(2)吉林油田天然气液化装置[2]。吉林油田500型LNG 撬装式工业试验装置于1996年12月整体试车成功,各项技术指标均达到或接近设计值,基本达到工业化生产条件,装置流程如图2所示。井口高压天然气(11MPa)经加热,节流后变成低压天然气(1 0M Pa ),进行油、气、水分离,用国产分子筛对天然气进行深度脱水和脱二氧化碳处理。用气体轴承膨胀机制冷,将高纯度的氮气制冷到-157 ,并在冷箱中与天然气进行换热,使天然气温度降到-130 ,然后节流降压至0 35M Pa (-145 ),使之变成液体,即LNG 产品,将LNG 输送到6m 3的绝热槽车中储存运输。

该装置所采用的分子筛深度脱水和深度脱二氧化碳技术、气体轴承膨胀机制冷技术、再生循环压缩机产品开发技术和天然气发动机与氮压机的传动匹配技术在本装置中具有独创性。其中,作为闭式

回路的氮气膨胀机循环制冷工艺核心设备的气体轴承膨胀机在当时是一种先进的制冷设备,它同油轴承透平膨胀机相比,具有造价低、结构简单、操作方便、寿命长等优点。

(3)陕北气田天然气液化装置[3]

。1999年1月建成投运的陕北气田LN G 示范工程设在长

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图2 吉林油田天然气液化装置流程

1 采油树;

2 水套炉;

3 油嘴;

4 分离器;

5 过滤器;

6 天然气干燥器;

7 分子筛过滤器;

8 冷箱(气体轴承膨胀机和板翅式换热器);

9 LNG 槽车;10 滑片压缩机;11 再生分离器;12 再生冷却器;13 气体加热炉;14 氮气缓冲罐;15 氮压机;16 后冷却器;17 氮气干燥器

庆油田靖边基地内,以偏远单井所产小量天然气为原料,日处理天然气2 104m 3。原料气压力25MPa,液化装置中天然气的入口压力为4 1M Pa 。图3为其液化流程示意图。高压气体经氨蒸发器、第二预冷器冷却,一部分进入气波制冷机和透平膨胀机膨胀降温,与返流气混合为第三、第二、第一预冷器提供冷量;另一部分经第三预冷器、深冷换热器冷却并节流后进入分离器,产生的气体返流冷

量回收,产生的液体进入LNG 储罐。

该装置特点: 采用天然气膨胀制冷循环; 通过低温甲醇洗和分子筛干燥联合进行原料气净化; 采用气波制冷机和透平膨胀机联合进行低温制冷; 以燃气发动机作为循环压缩机的动力源; 利用燃气发动机的尾气作为加热分子筛再生气的热源。

(4)中原油田天然气液化装置[4]。2001年,

中原油田河南中原绿能高科有限责任公司兴建的我

图3 陕北气田天然气液化装置流程

1 氨蒸发器;

2 第二预冷器;

3 第三预冷器;

4 深冷换热器;

5 分离器;

6 气波制冷机;7、8 透平膨胀机;9、11、13 水冷却器;10 第一预冷器;12、14 循环压缩机;15 LNG 储罐

国首家液化天然气工厂竣工,并一次投料试车成功。装置日处理原料天然气30 104m 3,生产液化天然气108t,液化率达到50%。

装置采用丙烷和乙烯为制冷剂的级联式循环,图4为液化流程示意图。原料天然气进入装置后,首先进入分液罐除去原料气中的液体,然后进入过滤器过滤掉粒径大的液体和固体。过滤后的天然气进入脱CO 2塔,用一乙醇胺(MEA )法脱除CO 2;脱CO 2后的天然气用分子筛干燥器进行脱水处理。预处理流程中有两台干燥器切换使用,其中一台干燥,另一台再生。净化后的天然气,首先利用丙烷制冷循环经过中压和低压丙烷换热器冷却,然后节流降温进入高压天然气分离器进行气液分离,液相返流、冷量回收,产生的气相经乙烯换

热器和中压LNG 换热器冷却,再节流降温进入中压天然气分离器,产生的液相进一步经低压LNG 换热器冷却及节流后进入低压天然气分离器,气相返流冷量回收,液相流入LNG 储罐储存。

从流程可以看出,该装置的特点是充分利用天然气气井自身高压的特点(12MPa),以气体压力为能量,采取分离、脱水、脱CO 2、脱重烃等预处理后,经过分级制冷、部分液化工艺,使天然气在0 3M Pa 、-145 的条件下液化。该工艺与国外通常采用的氮气+甲烷混合循环制冷工艺相比,具有收率高、投资少、能耗低、运行费用低、运行可靠等特点。

(5)哈尔滨燃气工程设计研究院与哈尔滨工业大学设计的天然气液化装置[5]。装置流程如

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图4 中原油田天然气液化装置流程

1 分液罐;

2 过滤器;

3 脱CO 2塔;

4 干燥器;

5 中压丙烷换热器;

6 低压丙烷换热器;7、11、14 节流阀;8 高压天然气分离器;9 乙烯换热器;10 中压L NG 换热器;12 中压天然气分离器;13 低压LNG 换热器;15 低压天然气分离器;16 LNG 储槽

图5所示。经过脱水和脱CO 2处理的天然气通过一个多级单混冷凝过程被液化,制冷压缩机由天然气发动机驱动。在天然气从LNG 系统输出的过程中,LNG 首先通过LNG 储罐内的潜液泵被输入浸没式燃烧器加热,气化后经过加臭进入天然气输配系统。在运行过程中,由于周围空气总要通过储罐的隔热层将一部分热量传递到罐内,致使天然气温度上升,压力增高,因此需要定期抽取LNG 储罐上部空间的气相,经处理后送到天然气输配系统,以保持LN G

低温的状态。

图5 哈工大天然气液化装置流程

该装置有如下特点: 为保证天然气中甲烷的纯度,重质气态烃在热交换器的冷凝、液化过程中被分离出来,送至燃气系统,作为天然气气化的加热燃料,从而节省了运行费用,加快了投资回收; 压缩机采用非润滑式特殊设计,可避免天然气被润滑油污染; 采用装有电子速度控制系统的透平,并且新型透平的最后几级叶片用钛合金制造,改善了机械运转; 安装于透平压缩机上的新型离合器是挠性的,间隙可调,且提高了压缩机的可靠性。

3 结语

LNG 技术比较复杂,涉及的专业面很广,它

是天然气预处理、气体分离、深冷技术以及大型低温容器设计与工艺等方面的综合,而其中又以深冷技术为核心。目前可用于小型天然气液化装置的流程很多,以制冷方式可分为3种模式: 级联式液化流程; 混合制冷剂液化流程,包括开式、闭式和丙烷预冷; 带膨胀机液化流程,包括天然气膨胀、氮气膨胀等。

选择何种类型的LNG 液化流程,必须根据具体的设计要求和外围条件进行综合考虑,即对不同液化流程的投资成本、比功耗、运行要求以及灵活性进行全面对比,因地制宜,才能最终决定采用何种液化流程。总之,高效、经济的小型天然气液化装置有利于提高天然气开发效率、推动天然气应用和改善能源结构,其应用前景十分广阔。参考文献

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热力,2004,24(3):170-17.

[第一作者简介]张刘樯:在读硕士研究生,2006年毕业于西南石油大学油气储运专业,现在西南石油大学攻读油气储运专业硕士学位,研究方向为石油与天然气储运。

(028)83032008、zhang _lq@yeah net

(栏目主持杨军)

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LNG气化站工艺流程

LNG气化站工艺流程 LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45－0.60 MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。

进入城市管网储罐增压器整个工艺流程可分为：槽车卸液流程、气化加热流程（含热水循环流程）、调压、计量加臭流程。卸液流程：LNG由LNG槽车运来，槽车上有3个接口，分别为液相出液管、气相管、增压液相管，增压液相管接卸车增压器，由卸车增压器使槽车增压，利用压差将LNG送入低温储罐储存。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。气化流程：靠压力推动，LNG 从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG 的流出，罐内压力不断降低，LNG 出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG 气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内LNG 靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG 经过与空气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流入储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。利用该压力将储罐内LNG 送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调至0．4MPa)、计量、加臭后，送入城市中压输配管网为用户供气。在夏季空温式气化加压蒸发器卸车方式二槽车自增压/压缩机辅助方式 BOG加热器 LNG气化器加压蒸发器卸车方式三气化站增压方式 LNG贮罐 LNG贮罐 BOG压缩机加压蒸发器卸车方式五低温烃泵卸车方式 V-3 PC LNG贮罐 LNG贮低温烃泵

天然气液化装置制冷方法研究

天然气液化装置制冷方法研究摘要：混合制冷剂循环、复叠式制冷循环、膨胀制冷循环等方法在国内外的天然气液化装置中是比较成熟的几种制冷方法。近些年来，有关于天然气液化装置制冷方法的研究也不断取得新的进步与革新。文章在深入调查研究该领域的相关成果并结合以上成熟的几种方法的基础之上，探讨了这三种天然气液化装置制冷方法的特点，以期为天然气液化装置的改进提供参考。关键词：天然气液化；制冷方法；复叠式制冷；混合制冷剂；膨胀制冷中图分类号：TE646 文献标识码：A 文章编号： 1009-2374（2014）15-0037-02 1 复叠式制冷循环若干个制冷循环在不同温度下被操控并且进行重叠就构成了复叠式制冷循环。不同温度的制冷剂（高、中、低温）应用于复叠式制冷循环的不同温度的部分。低温部分的制冷剂的冷凝要通过高温部分制冷剂的蒸发来达到，最后冷量由低温部分的制冷剂进行蒸发来输出。多个蒸发冷凝器联系复叠式制冷循环的不同温度的部分，即它们既作为低温部分的冷凝级，同时又是高温部分的蒸发器，同时满足了蒸发温度

的需求和冷凝压力的要求，保证较低温度下的蒸发和环境温度下的冷凝。对于天然气液化，现多采用由丙烷、乙烯和甲烷为制冷剂的三级复叠式制冷循环，提供天然气液化所需的冷量，它们的制冷温度分别为该循环远离流程图如图1所示。现今三级复叠式制冷循环多被应用于天然气的液化，即制冷剂采用甲烷、丙烷和乙烯。因这三者的制冷温度分别为-160e、-45e和-100e，所以根据这一特点来为天然气液化的冷量进行给予。图1为三级复叠式制冷循环远离流程图。三个制冷循环冷却器依次对经过净化处理的原料天然气进行冷却、冷凝液化和冷处理，之后通过低温泵送进储槽。复叠式制冷液化循环有其独有的优势，例如其换热面积小，冷热介质的平均温差大，又因为其制冷循环系统各自独立，所以互相之间的干扰少，便于操作，耐受性和适应性更加强大，系统设计不繁杂但是技术成熟。同时，复叠式制冷液化循环也有一定的局限性，具体表现在其机组多导致流程相对复杂，各种制冷设备的需求，各个制冷循环系统要求不得彼此渗漏，系统复杂导致维修困难，以及苛刻的制冷剂纯度的限定。 2 混合制冷剂循环采用单一工质时，节流制冷机由于液体只形成于节流过程中而阻碍了其潜力的发挥。相反，运用混合工质时，液相

LNG气化站工艺流程

LNG气化站工艺流程 LNG卸车工艺系统：EAG系统安全放散气体 BOG系统蒸发气体 LNG系统液态气态 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(或通过站内设臵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。 1．2 LNG气化站流程与储罐自动增压 ①LNG气化站流程 LNG气化站的工艺流程见图1。

图1 城市LNG气化站工艺流程 ②储罐自动增压与LNG气化靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储

大型天然气液化技术与装置发展趋势

大型天然气液化技术与装置发展趋势【点击上面蓝字能源情报关注我们。推荐和投稿：eipress@https://www.360docs.net/doc/b81519547.html,】【交易】是能源情报新推出的固定栏目，持续征集项目信息、投融资需求、人力资源服务和需求以及其他供需服务信息，请有意者联系我们。能源情报圈QQ群（377701955），有兴趣者欢迎加入。加入请提交：名字+公司+职务+详细联系方式，否则不予通过。《能源数据服务手册2014》继续征订，有兴趣者速速报来！新增微信服务专门号：Energyinsider，大事小情又多了一个联系途径。文/林畅白改玲王红李玉龙，中国寰球工程公司国家能源液化天然气技术研发中心天然气是优质清洁的一次能源，以气态和液态两种形式进行贸易与应用。天然气液化后，体积约为标态下气体的1/600，便于远洋运输和应用。天然气液化工艺技术的研究早在20 世纪初就已开始，但其工业应用最早出现在20 世纪40 年代。 1941 年，在美国克利夫兰建成了首套调峰型天然气液化装置，采用级联式工艺流程，处理能力约为0.23Mt/a 液化天

然气（LNG）。随后1964 年，在阿尔及利亚Camel Arzew 建成了首套基荷型天然气液化装置，采用经典级联流程[1]，装置包括3 条生产线，每条生产能力为0.36Mt/a，装置总产能1.1Mt/a。此后天然气液化工业进入快速发展时期，大批大型液化装置（> 1.0Mt/a）在中东、北非、大洋洲、北美等地相继建成。据统计，目前国外已建成大型基荷型天然气液化装置58 套，生产线近百条。本文就大型天然气液化装置的生产规模和工艺流程等方面进行统计和分析，研究天然气液化技术现状和发展趋势。 1 天然气液化装置 1.1 已建工程装置规模半个多世纪以来，天然气液化装置规模不断扩大，单线生产能力不断提高。据统计，20 世纪60年代和70 年代初，单线产能在0.36～1.7Mt/a。随着工艺技术和设备加工制造技术的进步，规模逐渐扩大。到80 年代末，单线产能已经可以达到2.6Mt/a；90 年代产能进一步提高，在2.5～ 3.3Mt/a，而且这一阶段内新建装置的单线产能规模相差相对

液化天然气名词解释

八、基本知识 1、什么是液化天然气：当天然气在大气压下，冷却至约—162摄氏度时，天然气气态转变成液态，称液化天然气。液化天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，液化天然气的重量仅为同体积水的45%左右。 2、什么是压缩天然气：压缩天然气是天然气加压并以气态储存在容器中。它与管道天然气的成分相同。可作为车辆燃料利用。天然气的用途：主要可用于发电，以天然气燃料的燃气轮机电厂的废物排放量大大低于燃煤与燃油电厂，而且发电效率高，建设成本低，建设速度快；另外，燃气轮机启停速度快，调峰能力强，耗水量少，占地省。天然气也可用作化工原料。以天然气为原料的化工生产装置投资省、能耗低、占地少、人员少、环保性好、运营成本低。天然气广泛用于民用及商业燃气灶具、热水器、采暖及制冷，也可用于造纸、冶金、采石、陶瓷、玻璃等行业，还可用于废料焚烧及干燥脱水处理。天然气汽车的废气排放量大大低于汽油、柴油发动机汽车，不积碳，不磨损，运营费用低，是一种环保型汽车。 3、什么是天然气：天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，主要成分以甲烷为主。天然气一般可分为四种：从气井采出来的气田气或称纯天然气；伴随石油一起开采出来的石油气，也称石油伴生气；含石油轻质馏分的凝析气田气；从井下煤层抽出的煤矿矿井气。 4、发现有人中毒怎么办：发现有人煤气中毒应迅速关闭煤气表前总开关，把中毒人

员移离现场，并安置在空旷通风场所，使之呼吸新鲜空气；中毒较重的应迅速送往医院抢救，并向医生说明是煤气中毒。5、液化天然气基本知识（1）天然气的用途：化工燃料，居民生活燃料，汽车燃料，联合发电，热泵、燃料电池等。（2 ）液化天然气：: 天然气的主要成分为甲烷，其临界温度为190.58K，LNG储存温度为112K（-161℃）、压力为0.1MPa左右的低温储罐内，其密度为标准状态下甲烷的600多倍。（3 ）LNG工厂主要可分为基本负荷型、调峰型两类。（4）我国天然气仅占能源总耗的2.6%，到2010年，这一比值预期达到7%—8%。（5 ）中国的LNG工厂：20世纪90年代末，东海天然气早期开发利用，在上海建设了一座日处理为10万立方米的天然气事故调峰站。2001年，中原石油勘探局建造第一座生产型的液化天然气装置，日处理量为15万立方米。2002年新疆广汇集团开始建设一座处理量为150万立方米的LNG工厂，储罐设计容量为3万立方米。. （6 ）LNG接收终端：深圳大鹏湾，福建湄州湾，浙江、上海等地。] （7）天然气的预处理：脱除天然气中的硫化氢、二氧化碳、水分、重烃和汞等杂质，以免这些杂质腐蚀设备及在低温下冻结而阻塞设备和管道。（8）脱水：若天然气中含有水分，则在液化装置中，水在低于零度

天然气液化工艺

天然气液化工艺工业上，常使用机械制冷使天然气获得液化所必须的低温。典型的液化制冷工艺大致可以分为三种：阶式(Cascade)制冷、混合冷剂制冷、带预冷的混合冷剂制冷。一、阶式制冷液化工艺阶式制冷液化工艺也称级联式液化工艺。这是利用常压沸点不同的冷剂逐级降低制冷温度实现天然气液化的。阶式制冷常用的冷剂是丙烷、乙烯和甲烷。图3-5[1]表示了阶式制冷工艺原理。第一级丙烷制冷循环为天然气、乙烯和甲烷提供冷量;第二级乙烯制冷循环为天然气和甲烷提供冷量;第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量。制冷剂丙烷经压缩机增压，在冷凝器内经水冷变成饱和液体，节流后部分冷剂在蒸发器内蒸发(温度约-40℃)，把冷量传给经脱酸、脱水后的天然气，部分冷剂在乙烯冷凝器内蒸发，使增压后的乙烯过热蒸气冷凝为液体或过冷液体，两股丙烷释放冷量后汇合进丙烷压缩机，完成丙烷的一次制冷循环。冷剂乙烯以与丙烷相同的方式工作，压缩机出口的乙烯过热蒸气由丙烷蒸发获取冷量而变为饱和或过冷液体，节流膨胀后在乙烯蒸发器内蒸发(温度约-100℃)，使天然气进一步降温。最后一级的冷剂甲烷也以相同方式工作，使天然气温度降至接近-160℃;经节流进一步降温后进入分离器，分离出凝液和残余气。在如此低的温度下，凝液的主要成分为甲烷，成为液化天然气(LNG)。阶式制冷是20世纪六七十年代用于生产液化天然气的主要工艺方法。若仅用丙烷和乙烯(乙烷)为冷剂构成阶式制冷系统，天然气温度可低达近-100℃，也足以使大量乙烷及重于乙烷的组分凝析成为天然气凝液。阶式制冷循环的特点是蒸发温度较高的冷剂除将冷量传给工艺气外，还使冷量传给蒸发温度较低的冷剂，使其液化并过冷。分级制冷可减小压缩功耗和冷凝器负荷，在不同的温度等级下为天然气提供冷量，因而阶式制冷的能耗低、气体液化率高(可达90%)，但所需设备多、投资多、制冷剂用量多、流程复杂。

天然气液化设备

编号：SY-AQ-01719 ( 安全管理) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑天然气液化设备 Natural gas liquefaction equipment

天然气液化设备导语：进行安全管理的目的是预防、消灭事故，防止或消除事故伤害，保护劳动者的安全与健康。在安全管理的四项主要内容中，虽然都是为了达到安全管理的目的，但是对生产因素状态的控制，与安全管理目的关系更直接，显得更为突出。一、压缩机压缩机在天然气液化装置中，主要用于增压和气体输送。对于逐级式液化装置，还有不同温区的制冷压缩机，是天然气液化流程中的关键设备之一。天然气液化采用的压缩机，主要有往复式。离心式和轴流式压缩机。往复式压缩机通常用于天然气处理量比较小(100m3 /min以下)的液化装置。轴流式压缩机组从20世纪80年代开始用于天然气液化装置，主要用于混合冷剂制冷循环装置。离心式压缩机早已在液化装置中广为采用，主要用于大型液化装置。大型离心式压缩机的功率可高达41000kW。大型离心式压缩机的驱动方式除了电力驱动外，还有汽轮机和燃气轮机两种驱动方式。各种压缩机的适用范匿见图3-17所示。一般来说，往复式压缩机适用于低排量、高压比的情况，离心式压缩机适用于大排量、低压比的情况。

目前正在发展中的橇装式小型天然气液化装置，则采用小体积的螺杆式压缩机：并可用燃气发动机驱动。用于天然气液化装置的压缩机，应充分考虑到所压缩的气体是易燃、易爆的危险介质，要求压缩机的轴封具有良好的气密性，电气设施和驱动电动机具有防爆装置。对于深低温的制冷压缩机，还应充分考虑低温对压缩机构件材料的影响，因为很多材料在低温下会失去韧性，发生冷脆损坏。另外，如果压缩机进气温度很低，润滑油也会冻结而无法正常工作，此时应选择无油润滑的压缩机。 (一)往复式压缩机往复式压缩机的压比通常是3:1或4:1。压缩机每级增压一般不超过7MPa。小型压缩机最高出口压力一般不超过40MPa，流量范围为0.3～85m3 /min。往复式压缩机的结构形式分为立式和卧式两种。卧式压缩机的排量一般比立式压缩机大。大排量的往复式压缩机设计成卧式结构，可以使运转平稳，安装方便。立式结构的往复式压缩机，活塞环的单边磨损小。往复式压缩机的转速比较低，一般为125～

LNG液化工艺的三种流程

LNG液化工艺的三种流程 LNG是通过将常压下气态的天然气冷却至-162℃，使之凝结成液体。天然气液化后可以大大节约储运空间，而且具有热值大、性能高、有利于城市负荷的平衡调节、有利于环境保护，减少城市污染等优点。由于进口LNG有助于能源消费国实现能源供应多元化、保障能源安全，而出口LNG有助于天然气生产国有效开发天然气资源、增加外汇收入、促进国民经济发展，因而LNG贸易正成为全球能源市场的新热点。为保证能源供应多元化和改善能源消费结构，一些能源消费大国越来越重视LNG的引进，日本、韩国、美国、欧洲都在大规模兴建LNG接收站。我国对LNG产业的发展也越来越重视，LNG项目在我国天然气供应和使用中的作用尤为突出，其地位日益提升。 1 天然气液化流程液化是LNG生产的核心，目前成熟的天然气液化流程主要有:级联式液化流程、混合制冷剂液化流程、带膨胀机的液化流程。 1.1 级联式液化流程级联式(又称复迭式、阶式或串级制冷)天然气液化流程，利用冷剂常压下沸点不同，逐级降低制冷温度达到天然气液化的目的。常用的冷剂为水、丙烷、乙烯、甲烷。该液化流程由三级独立的制冷循环组成，制冷剂分别为丙烷、乙烯、甲烷。每个制冷循环中均含有三个换热器。第一级丙烷制冷循环为天然气、乙烯和甲烷提供冷量;第二级乙烯制冷循环为天然气和甲烷提供冷量;第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量;通过9个换热器的冷却，天然气的温度逐步降低，直至液化如下图所示。 1.2 混合制冷剂液化流程混合制冷剂液化流程(Mixed-Refrigerant Cycle，MRC)是以C1~C5的碳氢物及N2等五种以上的多组分混合制冷剂为工质，进行逐级的冷凝、蒸发、膨胀，得到不同温度水平的制冷量，逐步冷却和液化天然气。混合制冷剂液化流程分为许多不同型式的制冷循环。

液化天然气的流程和工艺

液化天然气的流程与工艺研究随着“西气东输”管线的建成,沿线许多城镇将要实现天然气化,为了解决天然气的储气、调峰及偏远小城镇的供气问题, 液化天然气(英文缩写为LNG) 技术将有十分广阔的应用前景[1 ,2 ] 。天然气液化技术涉及传热、传质、相变及超低温冷冻等复杂的工艺及设备。在发达国家LNG 装置的设计与制造已经是一项成熟的技术。一、天然气在进入长输管线之前,已经进行了分离、脱凝析油、脱硫、脱水等净化处理。但长输管线中的天然气仍含有二氧化碳、水及重质气态烃和汞,这些化合物在天然气液化之前都要被分离出来,以免在冷却过程中冷凝及产生腐蚀。因此我们需要进行预处理。天然气的预处理包括脱酸和脱水。一般的脱除酸气和脱水方法有吸收法、吸附法、转化法等。 1. 1 吸收法该种方法又分为化学溶剂吸收和物理溶剂吸收两类。化学溶剂吸收是溶剂在水中同酸性气体作用,生成“络合物”,待温度升高,压力降低,络合物分解,释放出酸性气体组分,溶剂循环回用。常用的溶剂有一乙醇胺(MEA) 和二乙醇胺(DEA) ,以上方法又叫胺法.物理吸收法的实质是溶剂对酸性气体的选择性吸收而不是起反应。一般来说有机溶剂的吸收能力与被吸收气体的分压成正比,较新的方法是由醇胺和环丁砜加水组成的环丁砜法或苏菲诺法。 1. 2 吸附法吸附法实质上是固体干燥剂脱水。一般采用两个干燥塔切换吸附与再生,处理量

大的可用3 个或4 个塔。固体干燥剂种类很多,例如氯化钙、硅胶、活性炭、分子筛等。其中分子筛法是高效脱水方法,特别是抗酸性分子筛问世后,即使高酸性天然气也可以在不脱酸性气体情况下脱水。所以分子筛是优良的脱水剂。从长输管道来的天然气进行脱除CO2 和水后,进入液化工序。二、天然气液化系统主要包括天然气的预处理、液化、储存、运输、利用这5 个子系统。一般生产工艺过程是,将含甲烷90 %以上的天然气,经过“三脱”(即脱水、脱烃、脱酸性气体等) 净化处理后,采取先进的膨胀制冷工艺或外部冷源,使甲烷变为- 162 ℃的低温液体。目前天然气液化装置工艺路线主要有3 种类型:阶式制冷工艺、混合制冷工艺和膨胀制冷工艺。 1. 阶式制冷工艺阶式制冷工艺是一种常规制冷工艺(图1) 。对于天然气液化过程,一般是由丙烷、乙烯和甲烷为制冷剂的3 个制冷循环阶组成,逐级提供天然气液化所需的冷量,制冷温度梯度分别为- 30 ℃、- 90℃及- 150 ℃左右。净化后的原料天然气在3 个制冷循环的冷却器中逐级冷却、冷凝、液化并过冷,经节流降压后获得低温常压液态天然气产品,送至储罐储存。阶式制冷工艺制冷系统与天然气液化系统相互独立,制冷剂为单一组分,各系统相互影响少,操作稳定,较适合于高压气源(利用气源压力能) 。但由于该工艺制冷机组多,流程长,对制冷剂纯度要求严格,且不适用于含氮量较多的天然气。因此这种液化工艺在天然气液化装置上已较少应用。 2. 混合制冷工艺混合制冷工艺是六十年代末期由阶式制冷工艺演变而来的,多采用烃类混合物(N2 、C1 、C2 、C3 、C4 、C5) 作为制冷剂,代替阶式制冷工艺中的多个纯组分。其制冷剂组成根据原料气的组成和压力而定,利用多组分混合物中重组分先冷凝、轻组分后冷凝的特性,将其依次冷凝、分离、节流、蒸发得到不同温度级的冷量。又据混合制冷剂是否与原料天然气相

小型天然气液化装置

小型天然气液化装置液化天然气（Liquefied natural gas简称LNG）是天然气经过净化处理、低温液化后的液体天然气，体积仅为原来的1/625，比天然气更清洁、热值更高，在储存、运输、贸易和应用等方面更有优势，在天然气产业的发展过程中，液化天然气将是重要的组成部分。随着我国“西气东输”、“北气南调”、“海气上岸”、“进口LNG”等工程的实施，将有力地促进天然气的开发和利用。但上游可采资源的制约和有效利用、下游管输气源的安全和应用局限，以及对资源、市场和投资的规模化需求，导致天然气的开发和利用产业任重道远。针对我国的具体国情、资源条件、市场需求空间和现有技术水平，我们在多年从事天然气开发、生产的经验基础上，联合国内外有关单位利用国内现有技术和设备制造能力，优化推出以甲烷为主要成分的烃类可燃气体，经膨胀制冷、冷却液化为液体天然气（LNG）和部分副产品液化石油气（LPG）的核心部件——小型天然气液化模块。作为对天然气工业开采和管道输送的一种补充，小型天然气液化模块具有工艺简单、流程短、适应性强、设备成本低等优点。采用撬装式模块化结构，统一规格制造，现场对接安装，迁建灵活，时间短。液化模块可与原料气预处理设备、产品液体贮罐、燃气发电机组相联配套组成现场/井场独立液化站/厂，系统并联不同的液化模块数量可以组合成不同规模的液化装置。小型天然气液化模块的有关参数：模块液化能力: 2000(5000)Nm3/日进气贮液压力: 1.5Mpa/0.4(0.8)Mpa 液化运行费用: 20 年投资回收年限: 2-6 年整套小型天然气液化装置的组成标准装置：由前置模块、液化模块、液体贮罐、燃气发电机组四部分组成。其流程为：原料气—→净化调压预处理—→深冷液化—→低温贮存—→LNG。其中：前置模块：根据原料气的组分、压力，按液化模块的流程要求进行净化和调压预处理，液化模块：压缩氮气、膨胀制冷，将净化和调压过的烃类气体进行冷却液化为烃类液体。液体贮罐：用于贮存液化模块分离出的烃类液体（液体天然气和液体石油气）。燃气发电机组：用原料气或液化分离的尾气作燃料，给装置提供压缩、循环、控制电力。成套装置所需模块、零部件全部在国内定制加工和配套，质量可靠，经济实用。小型天然气液化装置适用原料气资源有：常规天然气：如气田天然气，油田伴生气，油气田放空气，等。非常规天然气：如煤层气，煤矿瓦斯，水溶气，垃圾填埋气，沼气等。适用于日供气量2000 Nm3以上的井场、矿区、气源地现场建立净化液化站。小型天然气液化装置液化天然气产品的主要市场及用途：主要供给天然气管网外的终端用户、气化站、加气站、管网下游门站。用途有： 1、工业燃料，用于自备发电、陶瓷、玻壳、工艺玻璃等替换燃煤燃油； 2、清洁燃料，气化站汽化后使用，供楼宇、小区、中小城镇管道燃气服务； 3、汽车燃料，配送给加气站，可提供LNG和CNG两种气源加气服务；

天然气液化原理

生产原理一、天然气 1、性质天然气是一种易燃易爆气体，和空气混合后，温度只要达到550℃就燃烧。在空气中，天然气的浓度只要达到5-15%就会爆炸。天然气无色，比空气轻，不溶于水。一立方米气田天然气的重量只有同体积空气的55%左右。天然气的热值较高，35.6-41.9兆焦/立方米（约合8500-10000千卡/立方米）。天然气的主要成分是甲烷，甲烷本身是无毒的，但空气中的甲烷含量达到10%以上时，人就会因氧气不足而呼吸困难，眩晕虚弱而失去知觉、昏迷甚至死亡。天然气中如含有一定量的硫化氢时，也具有毒性。硫化氢是一种具有强烈臭鸡蛋味的无色气味，当空气中的硫化氢浓度达到0.31毫克/升时，人的眼、口、鼻就会受到强烈的刺激而造成流泪、怕光、头痛、呕吐；当空气中的硫化氢含量达到1.54毫克/升时，人就会死亡。因此，国家规定：对供应城市民用的天然气，每立方米中硫化氢含量要控制在20毫克以下天然气的主要成分是甲烷（CH4），气标准沸点为111K（-162℃），临界温度为190K（-83℃）。标准沸点时液态密度426Kg/m3,标准状态时气态甲烷密度0.717 Kg/m3，两者相差约600倍。 2、生产目的 1.1合成生产出的甲烷气，采用林德工艺进行深冷液化制成液态天然气（LNG）。 1.2 LNG能量密度大，便于储存和运输。 1.3 LNG密度小、储存压力低，更加安全。 1.4 LNG组分纯净、燃烧完全、排放清洁。 1.5 LNG机动灵活，不受燃气管网制约。 3、生产任务液化天然气50000 Nm3/h，400000000 Nm3/年。二、生产原理液化天然气是指天然气原料经过预处理，脱除其中的杂质后，再通过低温冷

天然气液化装置.docx

天然气液化装置天然气液化装置可以分为基本负荷型和调峰型两大类。另外，随着海上油气田的开发，近年又出现了浮式液化天然气生产储卸装置。天然气液化装置一般由天然气预处理、液化、储存、控制及消防等系统组成。基本负荷型液化装置是用本地区丰富的天然气生产LNG供出口的大型液化装置。20世纪60年代最早建设的这种天然气液化装置，采用当时技术成熟的阶式制冷液化流程。到20世纪70年代又转而采用流程大为简化的混合制冷剂液化流程。20世纪80年代后新建与扩建的基本负荷型天然气液化装置，则几乎无例外地采用丙烷预冷混合冷剂液化流程。这类装置的特点是：处理量大，为了降低成本，近年更向大型化发展，建设费用很高；工厂生产能力与气源、运输能力等LNG 产业链配套严格；为便于LNG装船外运，工厂往往设置在海岸边。调峰型液化装置主要建设在远离天然气源的地区，广泛用于天然气输气管网中，为调峰负荷或补充冬季燃料供应。通常将低峰负荷时过剩的天然气液化储存，在高峰时或紧急情况下再气化使用。调峰型液化装置在匹配峰荷和增加供气的可靠性方面发挥着重要作用，可以极大地提高管网的经济性。与基本负荷型LNG装置相比，调峰型LNG装置是小流量的天然气液化装置，非常年连续运行，生产规模较小，其液化能力一般为高峰负荷量的1/10左右。对于调峰型液化天然气装置，其液化部分常采用带膨胀机的液化流程和混合制冷剂液化流程。浮式液化天然气生产储卸装置是一种新型的海上气田天然气的液化装

置，以其投资较低、建设周期短、便于迁移等优点倍受青睐。一、基本负荷型天然气液化装置基本负荷型天然气液化装置主要用于天然气生产地液化后远洋运输，进行国际间LNG的贸易。它除了液化装置和公用工程以外，还配有港口设备、栈桥及其他装运设备。在相应的输入国，要建设LNG港口接收站，配备卸货装置、储槽、再气化装置和送气设备等。基本负荷型天然气液化装置的液化和储存连续进行，装置的液化能力一般在106m3/d以上。全部设施由天然气预处理流程、液化流程、储存系统、控制系统、装卸设施和消防系统等组成，是一个复杂庞大的系统工程，投资高达数十亿美元。如年产600×104t的LNG项目，从天然气生产、液化到LNG运输，不包括LNG接收和下游用户，投资约需60～80亿美元。项目建设一般需以20～25年的长期供货合同为前提。由于项目投资巨大，LNG项目大多由大型跨国石油公司与资源拥有国政府合资建设。 (一) 阶式制冷的基本负荷型天然气液化装置 1961年，在阿尔及利亚建造的世界上第一座大型基本负荷型天然气液化装置(CAMEL)，采用丙烷、乙烯和甲烷组成的阶式制冷液化流程，见图3-13[7]。于1964年在阿尔及利亚Arzew交付使用。该液化工厂共有三套相同的液化装置。每套装置液化能力为1.42×106m3/d。进厂的天然气压力为3.24MPa；温度37.8℃；组分的摩尔分数是：83%甲烷、10%C2+以上的烷烃、7%氮。原料气先经离心压缩机压缩到4.1MPa，用海水进行冷却；此后用单乙醇胺溶液脱除二氧化碳，用乙

小型天然气液化装置投资与成本

小型天然气液化装置投资与成本小型天然气液化装置采用撬装式模块化结构，优化参数设计，具有工艺简单、流程短、适应性强、设备成本低等优点。
（一）基本装置(单个液化模块)投资和运营成本液化模块型号模块液化能力液化模块驱动功率单次循环液化率液化运行能耗成套装置组成年液化能力系统总动力动力燃气消耗人员配备装置总投资原料成本液化成本储运成本 (万元) (万元/年) (万元/年) (万元/年) （万 Nm ） (kw) (Nm /日)
3 3
SLP2000 (Nm /日) （kw)
3
SLP5000 5000 150 80% <1
备
注
2000 70 80%
不含净化、调压尾气可再循环或作燃料不含净化、调压
(kw.h/Nm )
3
<1
前置模块、液化模块、液体贮罐、燃气发电机组 60-72 100-150 500-800 4 260-300 18-30 18-24 18-24 150-180 200-300 1200-2000 4 450-500 45-75 45-60 45-60 生产天数 300-360 天/年含净化、调压与原料气组分/压力有关一人值班(四人三班倒) 与原料气组分/压力有关 (0.3-0.5 元/ Nm ) (0.3-0.4 元/ Nm ) (0.3-0.4 元/ Nm ) 门站-气站售价 2.0-2.4 元/ 120-144 300-360 Nm 42-90 3-6 105-225 2-5
3 3 3 3
销售收入
(万元/年)
利税投资回收期
(万元/年) (年)
0.7-1.5 元/ Nm
3
表中计算依据：液化成本中人员工资按人均年工资 1.5-2.0 万元计算；

液化天然气贮罐气化站工艺流程和使用说明

浙江长荣能源有限公司液化天然气（LNG）贮罐气化站供气系统流程说明一、工艺流程图：二、槽罐车卸液操作： 1、罐车停稳与连接：液化天然气的专用槽罐车开到装卸区停稳、熄火、拉手刹，用斜木垫固定车轮，防止滑移；先把装卸台上的静电接地线与LN G槽罐车可靠夹接，再用三根软管分别把卸液箱卸液口与槽罐车装卸口可靠连接；并打开卸液箱接口处排气阀，打开槽车顶部充装阀、回气阀，使气体进入软管，再从排气阀放气置换软管内空气，关闭排气阀，检查软管接头处是否密封至不漏气。 2、槽罐与贮罐压力平衡：查看槽罐车内压力和贮罐内的压力，如贮罐内的压力大于槽罐车内压力时，这时打开贮罐顶部充装管道至槽罐车增压器进液管之间的阀门和增压器进液口阀门，使贮罐内的气相与槽罐车内的液相相通，以降低贮罐内的气相压力。当贮罐内与槽罐内的压力相同时，关闭贮罐顶部充装管至槽罐车增压器进液管之间的阀门。 3、槽罐的增压：打开槽罐车与槽罐车增压器进液管之间的阀门，以及槽罐车增压器回气至槽罐车气相管之间的阀门，通过槽罐车增压器增压以提高槽罐车内的气相压力。 4、槽罐卸液：当槽罐罐内压力大于贮罐中压力0.2Mpa左右，可逐渐打开槽罐车出液阀至全开状态。这样槽罐车内的液化天然气通过卸液箱的软管与贮罐上的装卸口连接卸入液化天然气（LNG）贮罐。

三、贮罐的使用操作： 1、贮罐的压力调整至恒压：利用贮罐自带的增压阀、节气回路、增压器把贮罐的压力调整在一定的范围内（一般控制在0.2～0.35MPa），若贮罐内的压力不够，可通过调整增压阀升高设定压力，从而获得足够的供液压力确保正常供气。正常工作时，贮罐增压器的进液阀和出气阀需要打开，以保证贮罐增压器正常工作，确保贮罐的工作压力。 2、供气系统的供气：、管道和相关设备在首次使用液化天然气时，应使用氮气置换管道和相关设备内的空气，然后用天然气置换管道和相关设备内的氮气，以确保系统中天然气的含量后才能使用液化天然气。正常用气时可根据车间用气量大小确定是开二台空温式气化器还是开一台空温式气化器。打开空温式气化器前后相关阀门以及至车间用气点的阀门，缓慢打开贮罐出液使用阀，液化天然气（LNG）通过空温式气化器吸收空气中的热量，使液态介质气化成气体，同时对气体进行加热升温，使气体接近常温。气化后的天然气再经一级调压阀组调压，把气相压力调至一较低值（一般调至0.09Mpa），然后通过工艺管道进入用气设备前的二级调压阀组，经过二级调压后进入用气设备。 ②、贮罐操作主要是开关出液口阀门及气相使用阀门，一般出液口、气相使用阀门均为双阀，靠近贮罐的一只阀门是常开阀门，另一只是工艺操作阀，这样，一旦工艺操作阀因经常开关而损坏，把近罐的根部阀关闭就可以修理。 ③、贮罐节气操作：在正常用气时，如发现贮罐的压力达到0.6Mpa时，这时可打开贮罐气相使用阀、同时关闭贮罐出液使用阀，让气相代替液相进入空温气化器供气使用；当贮罐压力值下降至正常值0.2Mpa时，再开贮罐出液使用阀，同时关闭气相使用阀；如反复出现贮罐压力达到0.6Mpa时，应报设备产权单位修理或调整设定压力。在使用贮罐气相使用阀时，必须确保贮罐压力不得低于0.15 MPa。以保证生产的正常用气供应。 ④、当生产停产后恢复生产时，应首先确定供气系统和管道内的介质是天然气还是空气。如果介质是空气，则先要用氮气置换供气系统和管道内的空气，再用天然气置换供气系统和管道内的氮气，以确保系统中天然气的含量后才能恢复生产。如果介质是天然气，则可先开贮罐出液口阀旁的贮罐气相使用阀，让贮罐内的气相代替液相进入空温气化器和相关的工艺管道至车间用气设备。等相关设备和管道预冷后再开贮罐出液阀，同时关闭气相使用阀。四、空温气化器和调压系统的操作： 1、关闭空温气化器出口阀，缓慢打开空温气化器的进液阀，待空温气化器内压力与贮罐内压力相等时，缓慢打开空温气化器出口阀。

LNG气化站工艺流程图

如图所示，LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45－0.60 MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。 LNG液化天然气化站安全运行管理 LNG就是液化天然气（Liquefied Natural Gas）的简称，主要成分是甲烷。先将气田生产的天然气净化处理，再经超低温（-162℃）加压液化就形成液化天然气。LNG无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，LNG的重量仅为同体积水的45%左右。一、LNG气化站主要设备的特性 ①LNG场站的工艺特点为“低温储存、常温使用”。储罐设计温度达到负196（摄氏度LNG常温下沸点在负162摄氏度），而出站天然气温度要求不低于环境温度10摄氏度。

②场站低温储罐、低温液体泵绝热性能要好，阀门和管件的保冷性能要好。 ③LNG站内低温区域内的设备、管道、仪表、阀门及其配件在低温工况条件下操作性能要好，并且具有良好的机械强度、密封性和抗腐蚀性。 ④因低温液体泵启动过程是靠变频器不断提高转速从而达到提高功率增大流量和提供高输出压力，所以低温液体泵要求提高频率和扩大功率要快，通常在几秒至十几秒内就能满足要求，而且保冷绝热性能要好。 ⑤气化设备在普通气候条件下要求能抗地震，耐台风和满足设计要求，达到最大的气化流量。 ⑥低温储罐和过滤器的制造及日常运行管理已纳入国家有关压力容器的制造、验收和监查的规范；气化器和低温烃泵在国内均无相关法规加以规范，在其制造过程中执行美国相关行业标准，在压力容器本体上焊接、改造、维修或移动压力容器的位置，都必须向压力容器的监查单位申报。二、LNG气化站主要设备结构、常见故障及其维护维修方法 1．LNG低温储罐 LNG低温储罐由碳钢外壳、不锈钢内胆和工艺管道组成，内外壳之间充填珠光沙隔离。内外壳严格按照国家有关规范设计、制造和焊接。经过几十道工序制造、安装，并经检验合格后，其夹层在滚动中充填珠光沙并抽真空制成。150W低温储罐外形尺寸为中3720×22451米，空重50871Kg，满载重量123771№。（1）储罐的结构 ①低温储罐管道的连接共有7条，上部的连接为内胆顶部，分别有气相管，上部进液管，储罐上部取压管，溢流管共4条，下部的连接为内胆下部共3条，分别是下进液管、出液管和储罐液体压力管。7条管道分别独立从储罐的下部引出。 ②储罐设有夹层抽真空管1个，测真空管1个（两者均位于储罐底部）；在储罐顶部设置有爆破片（以上3个接口不得随意撬开）。 ③内胆固定于外壳内侧，顶部采用十字架角铁，底部采用槽钢支架固定。内胆于外壳间距为300毫米。储罐用地脚螺栓固定在地面上。 ④储罐外壁设有消防喷淋管、防雷避雷针、防静电接地线。 ⑤储罐设有压力表和压差液位计，他们分别配有二次表作为自控数据的采集传送

天然气液化原理

创作编号：BG7531400019813488897SX 创作者：别如克* 生产原理一、天然气 1、性质天然气是一种易燃易爆气体，和空气混合后，温度只要达到550℃就燃烧。在空气中，天然气的浓度只要达到5-15%就会爆炸。天然气无色，比空气轻，不溶于水。一立方米气田天然气的重量只有同体积空气的55%左右。天然气的热值较高，35.6-41.9兆焦/立方米（约合8500-10000千卡/立方米）。天然气的主要成分是甲烷，甲烷本身是无毒的，但空气中的甲烷含量达到10%以上时，人就会因氧气不足而呼吸困难，眩晕虚弱而失去知觉、昏迷甚至死亡。天然气中如含有一定量的硫化氢时，也具有毒性。硫化氢是一种具有强烈臭鸡蛋味的无色气味，当空气中的硫化氢浓度达到0.31毫克/升时，人的眼、口、鼻就会受到强烈的刺激而造成流泪、怕光、头痛、呕吐；当空气中的硫化氢含量达到1.54毫克/升时，人就会死亡。因此，国家规定：对供应城市民用的天然气，每立方米中硫化氢含量要控制在20毫克以下天然气的主要成分是甲烷（CH4），气标准沸点为111K（-162℃），临界温度为190K（-83℃）。标准沸点时液态密度426Kg/m3,标准状态时气态甲烷密度0.717 Kg/m3，两者相差约600倍。 2、生产目的 1.1合成生产出的甲烷气，采用林德工艺进行深冷液化制成液态天然气（LNG）。 1.2 LNG能量密度大，便于储存和运输。 1.3 LNG密度小、储存压力低，更加安全。

1.4 LNG组分纯净、燃烧完全、排放清洁。 1.5 LNG机动灵活，不受燃气管网制约。 3、生产任务液化天然气50000 Nm3/h，400000000 Nm3/年。二、生产原理液化天然气是指天然气原料经过预处理，脱除其中的杂质后，再通过低温冷冻工艺在-162℃下所形成的低温液体混合物，常见的LNG是Liquefied Natural Gas的缩写。目前，世界上80％以上的天然气液化装置采用混合制冷剂液化循环，该循环以C1-C5的碳氢化合物及氮气等组成的多组分混合制冷剂为工质，进行逐级冷凝、蒸发、节流、膨胀，得到不同温度水平的制冷量，以达到冷却和液化天然气的目的。 1、原料预处理天然气作为液化装置的原料气，首先必须对其进行预处理。天然气预处理主要是脱除其中的有害杂质及深冷过程中可能结晶的物质，也就是天然气中的H2S、C02、水分、重烃和汞等杂质。天然气预处理主要目的有：①避免低温下水与烃类组分冻结而堵塞设备和管道；②提高天然气的热值，满足气体质量标准；③保证天然气在深冷条件下液化装置能正常运行；④避免腐蚀性杂质腐蚀管道及设备。汞的存在会严重腐蚀铝制设备，当汞（包括单质汞、汞离子及有机汞化合物）存在时，铝会与水反应生成白色粉末状的腐蚀产物，严熏破坏铝的性质。极微量的汞含量足以给铝制设备带来严重的破坏，所以汞的含量应受到严格的控制。 1.1酸性气体脱除天然气除通常含有水蒸气外，往往还含有一些酸性气体。这些酸性气体一般是H2S、C02、COS与RSH等气相杂质。H2S、C02和COS，通常称为酸性气。气体低温液化要求H2S的含量低于4ppm，CO2的含量低于50ppm。本项目正常情况下，粗原料气中硫和CO2已在低温甲醇洗单元脱除，仅在合成天然气副反应生成0.6188% (mol)的C02。此部分C02如不提前清除，进入天然气液化装置低温区，易成为固相析出，堵塞管道及换热器。

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