天然氣液化裝置工藝設計

⑴ 車用LNG汽化器設計方案

我這里有實物外觀圖！根據作用及安裝的管路，我猜想是一個水罐，中版間通天燃權氣管道，管道外水罐內部區域引入發動機冷卻後的熱水給加熱。簡單點就是一個密閉的容器里通入熱水保持溫度，讓低溫的LNG管路從容器內流過。

⑵ 關於液化天然氣供氣項目方案的問題

1、佔地面積方面：考慮的周邊狀況，需要建設LNG儲蓄罐及相關消防設施，考慮到安全間距，保守估計佔地面積在至少20畝以上；
2、平面設置，找個設計公司即可完成，可參照相關國標，只要保持安全間距即可；
3、工藝：液化天然氣是天然氣經過凈化之後，通過壓縮升溫，在混合致冷劑作用下，冷卻移走熱量，再節流膨脹而得到-162℃的以液態形式存在的LNG，體積縮小約600倍。
LNG站工藝設備設施
(1)LNG 真空儲罐
(2)空浴式氣化器
(3)水浴式氣化器
(4)增壓器
為了使儲罐中的LNG能夠自流進入氣化器，必須保證儲罐的壓力高於氣化器。為此設置了儲罐自增壓氣化器，當儲罐壓力低於設定值時，自力式升壓調節閥開啟，LNG進入自增壓氣化器，氣化後的天然氣回到儲罐頂部，達到為儲罐增壓的目的。
(5)BOG處理裝置
BOG(Boil Off Gas)是儲罐及槽車的蒸發氣體。低溫真空粉末絕熱儲罐和低溫槽車的日蒸發率一般為0.3%，這部分氣化了的氣體如不及時排出，會使儲罐上部氣相空間的壓力升高。為保證儲罐的安全，裝有降壓調節閥，可根據壓力自動排出BOG。因此在設計中設置了BOG加熱器及BOG緩沖罐，用以回收BOG。回收的BOG冬季用於燃氣鍋爐做燃料，夏季不使用鍋爐時，通過緩沖灌的壓力控制，並入輸氣管網。
(6)閥門、輸送管及管件
4、經濟估算：首先你要計算你的氣源采購價、運輸成本（含損耗）、管道設施、運營成本等，這需要實際情況進行核算，差別也較大。按照年用氣量一億方計算，銷售額可能達到3-4億。

⑶ LNG氣化站的設計

1、LNG氣化站設計標准
至今我國尚無LNG的專用設計標准，在LNG氣化站設計時，常採用的設計規范為：GB 50028—2006《城鎮燃氣設計規范》、GB50016-2006《建築設計防火規范》、GB 50183—2004《石油天然氣工程設計防火規范》、美國NFPA—59A《液化天然氣生產、儲存和裝卸標准》。其中GB 50183—2004《石油天然氣工程設計防火規范》是由中石油參照和套用美國NFPA—59A標准起草的，許多內容和數據來自NFPA—59A標准。由於NF-PA—59A標准消防要求高，導致工程造價高，目前難以在國內實施。目前國內LNG氣化站設計基本參照GB 50028—93《城鎮燃氣設計規范》(2002年版)設計，實踐證明安全可行。
2、LNG氣化站的選址及總圖布置
① LNG氣化站選址
氣化站的位置與其安全性有著密切的關系，因此氣化站應布置在交通方便且遠離人員密集的地方，與周圍的建構築物防火間距必須符合《城鎮燃氣設計規范》GB 50028—2006的規定，而且要考慮容易接入城鎮的天然氣管網，為遠期發展預留足夠的空間。
② LNG氣化站總圖布置
合理布置氣化站內的建構築物、工藝設施，可使整個氣化站安全、經濟、美觀。站區總平面應分區布置，即分為生產區(包括卸車、儲存、氣化、調壓等工藝區)和輔助區，生產區布置在站區全年最小頻率風向的上風側或上側風側，站內建構築物的防火間距必須符合《城鎮燃氣設計規范》GB 50028—2006的規定。
3、LNG氣化站卸車工藝
LNG通過公路槽車或罐式集裝箱車從LNG液化工廠運抵用氣城市LNG氣化站，利用槽車上的空溫式升壓氣化器對槽車儲罐進行升壓(或通過站內設置的卸車增壓氣化器對罐式集裝箱車進行升壓)，使槽車與LNG儲罐之間形成一定的壓差，利用此壓差將槽車中的LNG卸入氣化站儲罐內。卸車結束時，通過卸車台氣相管道回收槽車中的氣相天然氣。
卸車時，為防止LNG儲罐內壓力升高而影響卸車速度，當槽車中的LNG溫度低於儲罐中LNG的溫度時，採用上進液方式。槽車中的低溫LNG通過儲罐上進液管噴嘴以噴淋狀態進入儲罐，將部分氣體冷卻為液體而降低罐內壓力，使卸車得以順利進行。若槽車中的LNG溫度高於儲罐中LNG的溫度時，採用下進液方式，高溫LNG由下進液口進入儲罐，與罐內低溫LNG混合而降溫，避免高溫LNG由上進液口進入罐內蒸發而升高罐內壓力導致卸車困難。實際操作中，由於目前LNG氣源地距用氣城市較遠，長途運輸到達用氣城市時，槽車內的LNG溫度通常高於氣化站儲罐中LNG的溫度，只能採用下進液方式。所以除首次充裝LNG時採用上進液方式外，正常卸槽車時基本都採用下進液方式。
為防止卸車時急冷產生較大的溫差應力損壞管道或影響卸車速度，每次卸車前都應當用儲罐中的LNG對卸車管道進行預冷。同時應防止快速開啟或關閉閥門使LNG的流速突然改變而產生液擊損壞管道。
4、LNG存儲
儲罐是LNG氣化站的主要設備，直接影響氣化站的正常生產，也佔有較大的造價比例。按結構形式可分為地下儲罐、地上金屬儲罐和金屬預應力混凝土儲罐。對於LNG儲罐，現有真空粉末絕熱型儲罐、正壓堆積絕熱型儲罐和高真空層絕熱型儲罐，中、小型氣化站一般選用真空粉末絕熱型低溫儲罐。儲罐分內、外兩層，夾層填充珠光砂並抽真空，減小外界熱量傳入，保證罐內LNG日氣化率低於0.3%
5、LNG的氣化
氣化裝置是氣化站向外界供氣的主要裝置，設計中我們通常採用空溫式氣化器，其氣化能力宜為用氣城鎮高峰小時計算流量的I.3～1.5倍，不少於2台，並且應有1台備用。當環境溫度較低時，空溫式氣化器出口天然氣溫度低於5℃時，應將出口天然氣進行二次加熱，以保證整個供氣的正常運行。一般天然氣加熱器採用水浴式加熱器
6、BOG與EAG（安全放散氣體）的處理
BOG主要來源於LNG槽車回氣和儲罐每天0.3%的自然氣化。現在常用的槽車容積為40m3，回收BOG的時間按照30min計算，卸完LNG的槽車內氣相壓力約為0.55MPa，根據末端天然氣壓力的不同，回收BOG後槽車內的壓力也不同，一般可以按照0.2MPa計算。回收槽車回氣需要BOG加熱器流量為280m3/h，加LNG儲罐的自然蒸發量，則可計算出BOG加熱器流量。LNG的儲存溫度為-163℃，即BOG的溫度約為-163℃，為保證設備的安全，要將BOG加熱到15℃。根據流量和溫度可以確定BOG加熱器的規格。回收的BOG經過調壓、計量、加臭後可以直接進入管網，如果用戶用氣非連續則需要設置BOG儲罐進行儲存。
EAG主要是在設備或管道超壓時排放。當LNG氣化為氣體天然氣時，天然氣比常溫空氣輕時的臨界溫度為-110℃。為防止EAG在放散時聚集，則需將EAG加熱至高於-110℃後放散。容積為100m3的LNG儲罐選擇500m3/h的EAG加熱器，最大量放散時出口溫度不會低於-15℃。

⑷ 誰有LNG生產的詳細工藝流程

工藝流程

1、LNG由槽車運至氣化站，利用LNG卸車增壓器使槽車內壓力增高，將槽車內LNG送至LNG低溫儲罐內儲存。

2、當從LNG儲罐外排時，先通過儲罐的自增壓系統，使儲罐壓力升高，然後打開儲罐液相出口閥，通過壓力差將儲罐內的LNG送至氣化器後，經調壓、計量、加臭等工序送入市政燃氣管網。

3、當室外環境溫度較低，空溫式氣化器出口的天然氣溫度低於5℃時，需在空溫式氣化器出口串聯水浴式加熱器，對氣化後的天然氣進行加熱。

(4)天然氣液化裝置工藝設計擴展閱讀：

設備要求

①LNG場站的工藝特點為「低溫儲存、常溫使用」。儲罐設計溫度達到負196攝氏度（LNG常溫下沸點在負162攝氏度），而出站天然氣溫度要求不低於環境溫度10攝氏度。

②場站低溫儲罐、低溫液體泵絕熱性能要好，閥門和管件的保冷性能要好。

③LNG站內低溫區域內的設備、管道、儀表、閥門及其配件在低溫工況條件下操作性能要好，並且具有良好的機械強度、密封性和抗腐蝕性。

④因低溫液體泵啟動過程是靠變頻器不斷提高轉速從而達到提高功率增大流量和提供高輸出壓力，所以低溫液體泵要求提高頻率和擴大功率要快，通常在幾秒至十幾秒內就能滿足要求，而且保冷絕熱性能要好。

⑤氣化設備在普通氣候條件下要求能抗地震，耐台風和滿足設計要求，達到最大的氣化流量。

⑥低溫儲罐和過濾器的製造及日常運行管理已納入國家有關壓力容器的製造、驗收和監查的規范；氣化器和低溫烴泵在國內均無相關法規加以規范，在其製造過程中執行美國相關行業標准，在壓力容器本體上焊接、改造、維修或移動壓力容器的位置，都必須向壓力容器的監查單位申報。

⑸ 300萬方/天 天然氣液化裝置工藝設計論文

這個比較難找！！

⑹ 天然氣液化裝置中，三級製冷過程跟二級製冷過程的區別在哪裡請詳細描述！

一、液化天然氣(LiquifiedNaturalGas，簡稱LNG)
主要成分是甲烷,被公認是地球上最干凈的能源。無色、無味、無毒且無腐蝕性，其體積約為同量氣態天然氣體積的1/600，液化天然氣的重量僅為同體積水的45%左右。其製造過程是先將氣田生產的天然氣凈化處理，經一連串超低溫液化後，利用液化天然氣船運送。燃燒後對空氣污染非常小，而且放出熱量大，所以液化天然氣好。
它是天然氣經壓縮、冷卻，在-160度下液化而成。其主要成分為甲烷，用專用船或油罐車運輸，使用時重新氣化。20世紀70年代以來，世界液化天然氣產量和貿易量迅速增加，2005年LNG國際貿易量達1888.1億立方米，最大出口國是印度尼西亞，出口314.6億立方米；最大進口國是日本763.2億立方米。
二、國內外概況及發展趨勢
1941 年在美國克利夫蘭建成了世界第一套工業規模的 LNG 裝置，液化能力為 8500 m3 /d 。從 60 年代開始， LNG 工業得到了迅猛發展，規模越來越大，基本負荷型液化能力在 2. 5 × 104 m3 /d 。據資料[3]介紹，目前各國投產的 LNG 裝置已達 160 多套， LNG 出口總量已超過 46.1 8 × 106 t/a 。
天然氣的主要成分是甲烷，甲烷的常壓沸點是 -16 1 ℃ ，臨界溫度為 -84 ℃ ，臨界壓力為 4.1MPa 。 LNG 是液化天然氣的簡稱，它是天然氣經過凈化（脫水、脫烴、脫酸性氣體）後[4]，採用節流、膨脹和外加冷源製冷的工藝使甲烷變成液體而形成的[5]。
2.1 國外研究現狀
國外的液化裝置規模大、工藝復雜、設備多、投資高，基本都採用階式製冷和混合冷劑製冷工藝，目前兩種類型的裝置都在運行，新投產設計的主要是混合冷劑製冷工藝，研究的主要目的在於降低液化能耗。製冷工藝從階式製冷改進到混合冷劑製冷循環，目前有報道又有 C Ⅱ -2 新工藝[6]，該工藝既具有純組分循環的優點，如簡單、無相分離和易於控制，又有混合冷劑製冷循環的優點，如天然氣和製冷劑製冷溫位配合較好、功效高、設備少等優點。
法國 Axens 公司與法國石油研究所 (IFP) 合作，共同開發的一種先進的天然氣液化新工藝—— Liquefin 首次工業化，該工藝為 LNG 市場奠定了基礎。其生產能力較通用的方法高 15%-20% ，生產成本低 25% 。使用 Liquefin 法之後，每單元液化裝置產量可達 600 × 104 t/y 以上。採用 Liquefin 工藝生產 LNG 的費用每噸可降低 25% [7] 。該工藝的主要優點是使用了翅片式換熱器和熱力學優化後的工藝，可建設超大容量的液化裝置。 Axens 已經給美國、歐洲、亞洲等幾個主要地區提出使用該工藝的建議，並正在進行前期設計和可行性研究。 IFP 和 Axens 開發的 Liquefin 工藝的安全、環保、實用及創新特點最近已被世界認可，該工藝獲得了化學工程師學會授予的「工程優秀獎」 [8] 。
美國德克薩斯大學工程實驗站，開發了一種新型天然氣液化的技術—— GTL 技術已申請專利。該技術比目前開發的 GTL 技術更適用於小規模裝置，可加工 30.5 × 104 m3 /d 的天然氣。該實驗站的 GTL 已許可給合成燃料 (Synfuels) 公司。該公司在 A ＆ M 大學校園附近建立了一套 GTL 中試裝置，目前正在進行經濟性模擬分析。新工藝比現有技術簡單的多，不需要合成氣，除了發電之外，也不需要使用氧氣。其經濟性、規模和生產方面都不同於普通的費托 GTL 工藝。第一套工業裝置可能在 2004 年上半年建成[9]。
2.2 國內研究現狀
早在 60 年代，國家科委就制訂了 LNG 發展規劃， 60 年代中期完成了工業性試驗，四川石油管理局威遠化工廠擁有國內最早的天然氣深冷分離及液化的工業生產裝置，除生產 He 外，還生產 LNG 。 1991 年該廠為航天部提供 30tLNG 作為火箭試驗燃料。與國外情況不同的是，國內天然氣液化的研究都是以小型液化工藝為目標，有關這方面的文獻發表較多[10]，以下就國內現有的天然氣液化裝置工藝作簡單介紹。
2.2.1 四川液化天然氣裝置
由中國科學院北京科陽氣體液化技術聯合公司與四川簡陽市科陽低溫設備公司合作研製的 300l/h 天然氣液化裝置，是用 LNG 作為工業和民用氣調峰和以氣代油的示範工程。該裝置於 1992 年建成，為 LNG 汽車研究提供 LNG 。
該裝置充分利用天然氣自身的壓力，採用氣體透平膨脹機製冷使天然氣液化，用於民用天然氣調峰或生產 LNG ，工藝流程合理，採用氣體透平膨脹機，技術較先進。該裝置基本不消耗水、電，屬節能工程，但液化率很低，約 10% 左右，這是與它的設計原則一致的。
2.2.2 吉林油田液化天然氣裝置
由吉林油田、中國石油天然氣總公司和中科院低溫中心聯合開發研製的 500l/h 撬裝式工業試驗裝置於 1996 年 12 月整體試車成功，該裝置採用以氮氣為冷劑的膨脹機循環工藝，整個裝置由 10 個撬塊組成，全部設備國產化 [11]。
該裝置採用氣體軸承透平膨脹機；國產分子篩深度脫除天然氣中的水和 CO2 ，工藝流程簡單，採用撬裝結構，符合小型裝置的特點。採用純氮作為製冷工質，功耗比採用冷劑的膨脹機循環要高。沒有充分利用天然氣自身壓力，將天然氣在中壓下（ 5.0MPa 左右）液化（較高壓力下液化既可提高氮氣的製冷溫度，又可減少製冷負荷），因此該裝置功耗大。
2.2.3 陝北氣田液化天然氣
1999 年 1 月建成投運的 2 × 104 m3 /d 「陝北氣田 LNG 示範工程」是發展我國 LNG 工業的先導工程，也是我國第一座小型 LNG 工業化裝置。該裝置採用天然氣膨脹製冷循環，低溫甲醇洗和分子篩乾燥聯合進行原料氣凈化，氣波製冷機和透平膨脹機聯合進行低溫製冷，燃氣機作為循環壓縮機的動力源，利用燃氣發動機的尾氣作為加熱分子篩再生氣的熱源。該裝置設備全部國產化。裝置的成功投運為我國在邊遠油氣田上利用天然氣生產 LNG 提供了經驗[12]。
2.2.4 中原油田液化天然氣裝置
中原油田曾經建設了我國最大的 LNG 裝置，原料氣規模為 26.6 5 × 104 m3 /d 、液化能力為 1 0 × 104 m3 /d 、儲存能力為 1200 m3 、液化率為 37.5%[13]。目前，在充分吸取國外先進工藝技術的基礎上，結合國內、國外有關設備的情況，主要針對自身氣源特點，又研究出 LNG 工藝技術方案 [14] 。該工藝流程採用常用的分子篩吸附法脫水，液化工藝選用丙烷預冷 + 乙烯預冷 + 節流。
裝置在原料氣量 30× 104 m3 /d 時，收率高達 51.4% ，能耗為 0.13 Kwh/Nm3 。其優點在於各製冷系統相對獨立，可靠性、靈活性好。但是工藝相對較復雜，須兩種製冷介質和循環，設備投資高。由於該廠充分利用了油田氣井天然氣的壓力能，所以液化成本低。
2.2.5 天津大學的小型液化天然氣（ LNG ）裝置
小型 LNG 裝置與大型裝置相比，不僅具有原料優勢、市場優勢而且投資低、可搬遷、靈活性大[15]。 LNG 裝置主要是用胺基溶劑系統對天然氣進行預處理，脫除 CO2 等雜質；分子篩脫水；液化幾個步驟。裝置採用單級混合製冷系統；閉合環路製冷循環用壓縮機壓縮製冷劑。單級混合製冷劑工藝操作簡便、效率高，適用於小型 LNG 裝置。
壓縮機的驅動機可用燃氣輪機或電動馬達。電價低的地區可優先考慮電動馬達（成本低、維修簡單）。在燃料氣價格低的地區，燃氣透平將是更好的選擇方案。經濟評估結果表明，採用燃氣輪機驅動機的液化裝置，投資費要比選用電動馬達高出 200 萬~ 400 萬美元。據對一套 15 × 106ft 3 /d 液化裝置進行的成本估算，調峰用的 LNG 項目儲罐容積為 10 萬 m3 ，而用於車用燃料的 LNG 項目僅需 700m3 儲罐，導致最終調峰用的 LNG 成本為 2.03 ~ 2.11 美元 /1000ft3 ，而車用 LNG 成本僅 0.98 ~ 0.99 美元 /1000 ft3 。
2.2.6 西南石油學院液化新工藝
該工藝日處理 3.0 × 104 m3 天然氣，主要由原料氣 （ CH4 : 95.28% ， CO2 :2.9% ） 脫 CO2 、脫水、丙烷預冷、氣波製冷機製冷和循環壓縮等系統組成。 以 SRK 狀態方程作為基礎模型，開發了天然氣液化工藝軟體。 天然氣壓縮機的動力採用天然氣發動機，小負荷電設備用天然氣發電機組供電，解決了邊遠地區無電或電力緊張的難題。由於邊遠地區無集輸管線可利用，將未能液化的天然氣循環壓縮，以提高整套裝置的天然氣液化率。
裝置採用一乙醇胺法（ MK-4 ）脫除 CO2 。由於處理量小，脫二氧化碳的吸收塔和再生塔應採用高效填料塔 [16] 。由於混合製冷劑，國內沒有成熟的技術和設計、運行管理經驗，儀表控制系統較復雜。同時考慮到原料氣中甲烷含量高，有壓力能可以利用。故採用天然氣直接膨脹製冷作為天然氣液化循環工藝[17]。氣波製冷屬於等熵膨脹過程，氣波製冷機是在熱分離機的基礎上，運用氣體波運動的理論研製的。在結構上吸收了熱分離機的一些優點，同時增加了微波吸收腔這一關鍵裝置，在原理上與熱分離機存在明顯不同，更加有效地利用氣體的壓力，提高了製冷效率。
2.2.7 哈爾濱燃氣工程設計研究院與哈爾濱工業大學
LNG 系統主要包括天然氣預處理、天然氣的低溫液化、天然氣的低溫儲存及天然氣的氣化和輸出等[18]。經過處理的天然氣通過一個多級單混冷凝過程被液化，製冷壓縮機是由天然氣發動機驅動。 LNG 儲罐為一個雙金屬壁的絕熱罐，內罐和外罐分別是由鎳鋼和碳鋼製成 [19] 。
循環氣體壓縮機一般採用天然氣驅動，可節省運行費用而使投資快速收回。壓縮機一般採用非潤滑式特殊設計，以避免天然氣被潤滑油污染[20]。採用裝有電子速度控制系統的透平，而且新型透平的最後幾級葉片用鑽合金製造，改善了機械運轉。安裝於透平壓縮機上的新型離合器是撓性的，它們的可靠性比較高，還可以調整間隙。

⑺ 求液化天然氣儲運調峰站項目施工組織設計

為進一步加快推進青海省液化天然氣儲運調峰（政府儲氣）項目建設，繼民和1000立方米液化天然氣儲運調峰站於6月28日開工後，在省能源局、海西州人民政府、格爾木市人民政府的大力支持下，青海省公建投公司克服時間短，任務重，要求高等困難，格爾木市5000立方米儲運調峰站亦於7月30日順利開工。

⑻ 求天然氣液化工藝流程圖

本人液化天然氣基礎知識，液化天然氣氣化站操作規程，相關工藝流程圖等資料，若真有需要可聯系[email protected]

⑼ 您好！我是石油大學的大四生，現在正准備畢業設計，選題是關於邊緣分散液化天然氣工藝的，望老師指教！！

天然氣液化循環
迄今為止,在天然氣液化技術領域中成熟的液
化工藝有[5 ] : (1) 階式製冷循環; (2) 混合製冷劑制
冷循環,包括閉式、開式、丙烷預冷、CII ; (3) 膨脹機
製冷循環,包括天然氣膨脹、氮氣膨脹、氮- 甲烷膨
脹等。
311 階式製冷循環
階式製冷循環又稱級聯式製冷循環,是用丙烷
(或丙烯) 、乙烷(或乙烯) 、甲烷等純烴製冷劑的3
個製冷循環階組成,通過製冷劑液體的蒸發,逐級
提供天然氣液化所需的冷量,製冷溫度梯度分別為
- 30 ℃、- 90 ℃及- 150 ℃左右。凈化後的原料天然
氣在3 個製冷循環的冷卻器中逐級冷卻、冷凝、液
化並過冷,經節流降壓後獲得低溫常壓液態天然氣
產品,送到儲罐儲存。典型的階梯式製冷循環流程
圖如下圖所示:

圖3 典型的階梯式製冷循環
階式液化循環能耗最小,在目前天然氣液化循
環中效率最高,所需換熱面積小(相對於混合製冷
劑循環) ,且製冷循環與天然氣液化系統各自獨立,
相互影響少、操作穩定、適應性強、技術成熟。其缺
點是流程復雜、機組多,至少要有3 台壓縮機,要有
生產和儲存各種製冷劑的設備,各製冷循環系統不
允許相互滲漏,管線及控制系統復雜,管理維修不
方便,對製冷劑的純度要求嚴格。階式循環最適用
於大型裝置。通過優化機器的選擇,階式循環可以
與在基本負荷混合製冷劑廠中佔主導地位的帶預
冷的混合製冷劑循環相競爭。
Phillips 公司對傳統的階式循環進行了優化。
Phillips 優化的階式循環具有穩定的可靠性,因為在
設計中考慮下列四個因素:
(1) 單一組分的製冷濟;
(2) 用銅焊接的鋁換熱器;
(3) 「two - trains - in - one」流程;
(4) 適當的服務設施
該工藝顯著的一點是採用「two - trains - in -
one」流程,流程中採用了兩組並聯的壓縮機組,每
一個壓縮機組有獨立的驅動設備。這種結構使得
流程的操作具有很大的靈活性,可以方便的進行壓
縮機組或驅動裝置的維修,當原料氣的進氣量波動
很大時仍能保持很高的效率,還可以減少了備用的
驅動設備[6 ] 。
312 混合製冷劑製冷循環
混合製冷劑(又稱多組分製冷劑) 製冷循環是
採用N2 和C1 - C5 烴類混合物作為循環製冷劑。
與純組分製冷劑不同的是,混合製冷劑產生的冷量
是在一個連續的溫度范圍之內,純組分冷劑產生的
冷量是在一個固定的溫度上。混合製冷劑的加熱
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新疆石油天然氣2006 年
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曲線可與被冷卻介質的冷卻曲線很好地匹配,有效
地增加了兩者的一致性。
同階式製冷循環相比,混合製冷液化循環具有
流程簡單、機組少、投資費用低、對製冷劑的純度要
求不高等優點。但單級混合製冷劑循環的能耗要
比階式製冷循環高。因此,為了降低能耗,採用多
級混合製冷劑循環。國外技術人員對多級循環特
性的評價結果表明,隨著級數的增加能耗將有所降
低,通過技術經濟優化,採用三級混合製冷劑循環
較為合理,如圖4 所示。
圖4 典型的三級混合製冷劑循環
改進的多級混合製冷劑循環(MRC) 使用了小
型鋁質板翅式換熱器以減少功率消耗。多股流板
翅式換熱器的溫度驅動力小而且能量高度結合,所
以其熱力學效率很高,這使熱股流和冷股流的曲線
匹配得很好。在MRC 工藝的基礎上又開發出來很
多帶預冷的混合製冷劑製冷循環工藝,預冷方式有
丙烷預冷、混合工質預冷、利用氨吸收製冷來預冷
等。丙烷預冷是其中應用比較廣泛的一種。APCI
公司的丙烷預冷混合製冷劑液化流程(C3PMRC) 廣
泛應用預國外的大型的LNG工廠中。
313 膨脹機製冷循環
膨脹製冷循環是通過透平膨脹機進行等熵膨
脹而達到降溫目的。
目前膨脹製冷採用的主要循環有以下三種:
(1) 天然氣直接膨脹製冷。主要用於原料氣有
壓力能可利用、甲烷含量高的場合。其液化率主要
取決於膨脹比,膨脹比越大,液化率也越大。該循
環具有流程簡單、設備緊湊、投資小、調節靈活、工
作可靠等優點。
(2) 氮膨脹製冷。它是直接膨脹製冷的一種變
型。其優點是對原料氣組分變化有較大的適應性,
液化能力強、整個系統簡單、操作方便;其缺點是能
耗比較高,比混合製冷劑循環高40 %左右。
(3) 氮氣- 甲烷混合膨脹製冷。它是氮膨脹制
冷循環的一種改進,與混合製冷劑循環相比較,具
有流程簡單、控制容易、啟動時間短,比純氮氣膨脹
製冷節省10 % - 20 %的動力能耗。但是其設計復
雜,目前國內還沒有成熟的經驗。
膨脹機循環與階式循環和混合製冷劑循環相
比其優點是,它能夠較迅速和簡單的啟動和停工。
當預計生產中有較頻繁的停工時,使用此循環是非
常重要的,例如在調峰廠。與階式循環和混合製冷
劑循環相比,膨脹機循環的主要缺點是它的功率消
耗大。但是,循環的簡易性可以彌補高的功率消
耗,尤其是在功率消耗不很重要的小型工廠。
我國第一座小型的液化天然氣生產裝置———
長慶陝北氣田液化天然氣示範工程中採用了天然
氣膨脹製冷循環,取得了較好的效果。
4 天然氣液化流程的選擇
本文以新疆呼圖壁、彩南、莫北、石西三個油氣
田所產的天然氣為例提出相應的天然氣液化方案。
四個油氣田天然氣的參數如表2 所示:
表2 四個油氣田中天然氣的參數
油氣田名稱呼圖壁彩南莫北
壓力(MPa) 3 310～410 4
流量(104m3Pd) 150 24 80
氣體體
積分數
( %)
C1 94147 88131 68197
C2 3128 4142 18124
C3 0157 2128 6165
C4～ C11 0147 2124 4147
N2 112 2137 0103
CO2 0 0137 1164
4. 1 原料氣的凈化
從表1 可以看出,原料氣中的酸性氣體組分很
少,且只含有CO2 。國外很多調峰型天然氣液化工
廠中,原料氣的處理是單獨採用分子篩吸附的方
法,因為分子篩是根據物質分子的大小進行選擇型
吸附的,可以同時脫除酸性氣體和水分,也使得原
料氣的凈化流程簡化。呼圖壁、彩南、莫北三個油
氣田天然氣的產量不大,利用分子篩吸附能夠滿足
工藝要求。
412 液化工藝的選擇
三種基本的天然氣液化流程中,帶膨脹機的液
化流程適用於處理量小,有壓能可以利用的情況
下。陝北油田液化天然氣示範工程採用天然氣膨
脹製冷循環,取得較好的效果。建議對新疆這三處
油氣田的天然氣採用天然氣膨脹製冷循環,在膨脹
製冷循環的基礎上,可以採用氮氣或丙烷預冷,減
少液化循環過程中的功率消耗。
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⑽ LNG 液化天然氣是什麼 LNG 氣化器是什麼工作原理 有什麼作用

什麼是LNG
「什麼是LNG，LNG就是液化天然氣（Liquefied Natural Gas）的簡稱。」 「先將氣田生產的天然氣凈化處理，再經超低溫（-162℃）常壓液化就形成液化天然氣。 LNG氣液之間的臨界溫度是-82.5℃，液固之間的臨界溫度是-186℃」 LNG製造中最常用的標準是美國石油學會（API）的620。 中國LNG利用 LNG（Liquefied Natural Gas），即液化天然氣的英文縮寫。天然氣是在氣田中自然開采出來的可燃氣體，主要成分由甲烷組成。LNG是通過在常壓下氣態的天然氣冷卻至-162℃，使之凝結成液體。天然氣液化後可以大大節約儲運空間和成本，而且具有熱值大、性能高等特點。 LNG是一種清潔、高效的能源。由於進口LNG有助於能源消費國實現能源供應多元化、保障能源安全，而出口LNG有助於天然氣生產國有效開發天然氣資源、增加外匯收入、促進國民經濟發展，因而LNG貿易正成為全球能源市場的新熱點。 天然氣作為清潔能源越來越受到青睞，很多國家都將LNG列為首選燃料，天然氣在能源供應中的比例迅速增加。液化天然氣正以每年約12%的高速增長，成為全球增長最迅猛的能源行業之一。近年來全球LNG的生產和貿易日趨活躍，LNG已成為稀缺清潔資源，正在成為世界油氣工業新的熱點。為保證能源供應多元化和改善能源消費結構，一些能源消費大國越來越重視LNG的引進，日本、韓國、美國、歐洲都在大規模興建LNG接收站。國際大石油公司也紛紛將其新的利潤增長點轉向LNG業務，LNG將成為石油之後下一個全球爭奪的熱門能源商品。 中國天然氣利用極為不平衡，天然氣在中國能源中的比重很小。從中國的天然氣發展形勢來看，天然氣資源有限，天然氣產量遠遠小於需求，供需缺口越來越大。盡管還沒有形成規模，但是LNG的特點決定LNG發展非常迅速。可以預見，在未來10-20年的時間內，LNG將成為中國天然氣市場的主力軍。2007年中國進口291萬噸LNG，2007年進口量是2006年進口量的3倍多。2008年1-11月中國液化天然氣進口總量為3,141,475噸，比2007年同期增長18.14%。 在中國經濟持續快速發展的同時，為保障經濟的能源動力卻極度緊缺。中國的能源結構以煤炭為主，石油、天然氣只佔到很小的比例，遠遠低於世界平均水平。隨著國家對能源需求的不斷增長，引進LNG將對優化中國的能源結構，有效解決能源供應安全、生態環境保護的雙重問題，實現經濟和社會的可持續發展發揮重要作用。 中國對LNG產業的發展越來越重視，中國正在規劃和實施的沿海LNG項目有：廣東、福建、浙江、上海、江蘇、山東、遼寧、寧夏、河北唐山等，這些項目將最終構成一個沿海LNG接收站與輸送管網。 按照中國的LNG使用計劃，2010年國內生產能力將達到900億立方米，而2020年為2400億立方米。而在進口天然氣方面，發改委預計到2020年，中國要進口350億立方米，相當於2500萬噸/年，是廣東省接收站的總量的7倍。
編輯本段LNG燃氣電廠
液化天然氣LNG作為一種清潔、高效、方便、安全的能源，以其熱值高、污染少、儲運方便等特點成為了現代社會人們可選擇的優質能源之一。天然氣是一種氣體，經過深度冷凍後變成液體，這種氣體是最干凈的，因為在液化過程中雜質變成固體被排除了，最後剩下可燃氣體。近年來，隨著燃氣蒸汽聯合循環技術逐步發展成熟，以天然氣為燃料的燃氣-蒸汽聯合循環發電以其高效率、高性能的特性已經成為世界各國開發建設電源項目的首選。由於天然氣的主要成分是甲烷，用天然氣發電，與用煤發電相比可大幅度地消減二氧化碳、二氧化硫、煙塵和煤渣等污染物的排放量，有利於環境質量的改善，這正是LNG電廠的一大優勢。
編輯本段國內已建、在建和在規劃中的LNG項目
已建：江蘇洋口港LNG項目（如東縣）廣東大鵬LNG項目（深圳大鵬鎮）、福建LNG項目、上海LNG項目、新疆LNG項目、重慶LNG項目 在建和在規劃：珠海LNG項目、浙江寧波LNG項目、深圳LNG項目、海南LNG項目、粵東LNG項目、粵西LNG項目、江蘇南通LNG項目、大連LNG項目、唐山LNG項目、山東LNG項目、甘肅敦煌LNG項目 內蒙古達拉特旗LNG項目 內蒙古磴口LNG項目 內蒙古鄂托克前旗LNG項目 內蒙古烏審旗LNG項目、陝西安塞LNG項目、河北霸州LNG項目、四川廣元LNG項目、四川廣安LNG項目 福建福州LNG項目
編輯本段LNG領跑者
隨著液化天然氣行業的發展，LNG項目的數量也就不斷的攀爬上來，雖如此，但這也算是一門新技術，很多人對LNG行業以及技術還是了解甚少，所以LNG領跑者承載著艱難的使命，公共打造最權威、最專業的液化天然氣行業論壇
編輯本段北京燃氣LNG項目組
LNG項目組是由北京燃氣集團的子公司——北京燃氣用戶服務有限責任公司組建的。負責北京燃氣集團次渠LNG中轉站、LNG加氣站項目的實施、運營以及LNG的推廣工作。負責LNG項目中長期規劃、拓展車用LNG市場、開拓郊區縣LNG市場、開展LNG安全應急氣源儲備工程調研與規劃。