天熱氣液化裝置工藝設計

『壹』 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。

『貳』 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。

『叄』 化工生產液化天然氣LNG的車間對人體都有什麼危害，請知道的朋友告訴一下，簡單易懂就可以。

（1）LNG的儲存
危險與LNG處於沸騰（或接近於沸騰）狀態有關。在LNG貯槽中，LNG處於沸騰狀態，在LNG工廠的一些管道及液化工段末端，它接近於沸騰狀態，外來的熱量傳入會導致氣化使壓力超高，致使安全閥打開或造成更大的破壞。
翻滾：由於貯槽中LNG不同的組成和密度引起分層，兩層之間進行傳質和傳熱，最終完成混合，同時在液層表面進行蒸發。此蒸發過程吸收上層液體的熱量而使下層液體處於過熱狀態。當兩液體的密度接近相等時就會突然迅速混合而在短時間內產生大量氣體，使儲罐內壓力急劇上升，甚至頂開安全閥。
為避免這種危險，應採取特殊處理的方法：①輕LNG從槽底進料，或重LNG槽頂進料，或兩者結合使用；②在槽內安裝一自動密度儀檢測不同密度的層；③用槽內泵使液體從底至頂循環；④保持LNG的含氮量低於1%，並且密切監測氣化速率。
（2）低溫凍傷
由於LNG是-162℃的深冷液體，皮膚直接與低溫物體表面接觸會產生嚴重的傷害。直接接觸時，皮膚表面的潮氣會凝結，並粘在低溫物體表面上。皮膚及皮膚以下組織凍結，很容易撕裂，並留下傷口。粘接後，可用加熱的方法使皮肉解凍，然後再揭開。這時候如硬將皮膚從低溫表面撕開，就會將這部分皮膚撕裂，所以當戴濕手套工作時應特別注意。低溫液體黏度較低，它們會比其他液體（如水）更快地滲進紡織物或其他多孔的衣料里去。在處理與低溫液體或蒸汽相接觸或接觸過的任何東西時，都應戴上無吸收性的手套（PVC或皮革製成），手套應寬松，這樣如發生液體濺到手套上或滲入手套裡面時，就可容易地交手套脫下。如有可能發生激烈的噴射或飛濺，應使用面罩或護目鏡保護眼睛。
（3）LNG的泄露
由於低溫操作，金屬部件會出現明顯的收縮，在管道系統的任何部位尤其是焊縫，閥門、法蘭、管件、密封及裂縫處，都可能出現泄漏和沸騰蒸發，如果不及時封閉這些蒸氣，它就會逐漸上浮，且擴散較遠，容易遇到潛在的火源，十分危險。可以採用圍堰和天然屏障對比空氣重的低溫蒸氣進行攔截。
（4）低溫麻醉
沒有充分保護措施，在低於10℃下待久後，就會有低溫麻醉的危險產生，隨著體溫下降生理功能和智力活動下降，心臟功能衰竭，進一步下降會致人死亡。對明顯受到體溫過低影響的人，應迅速從寒冷地帶轉移並用熱水洗浴使體溫恢復，不應該用乾熱的方法提升體溫。
（5）窒息
呼吸LNG低溫蒸氣有損健康，短時間內，導致呼吸困難，時間一長，就會產生嚴重的後果。雖然LNG蒸氣沒有毒，但其中的氧含量低，容易使人窒息。如果吸入純凈LNG蒸氣而不迅速脫離，很快就會失去知覺，幾分鍾後便死亡。當空氣中的氧含量逐漸降低，操作人員沒有一點感覺，也沒有任何警示。等意識到，則為時已晚。
窒息共分為以下4種情況:
1）第1種情況：含氧量14％～21%（體積含量，下同），呼吸、脈搏加快，並伴有肌肉抽搐。
2）第2種情況：含氧量10％～14%，出現幻覺、易疲勞，對疼痛反應遲鈍。
3）第3種情況：含氧量6％～10%，出現惡心、嘔吐、昏倒，永久性腦損傷。
4）第4種情況：含氧量低於6%，出現痙攣、呼吸停止，死亡。
通常，含氧量10%是人體不出現永久性損傷的最低限。相對應，正常空氣中含52.4%的甲烷，其氧含量是10%。因此，敬告大家不要進入LNG蒸氣中。
（6）冷爆炸
在LNG泄漏遇到水情況下，（例如集液池中的雨水），水與LNG之間非常高的熱傳遞速率，LNG將激烈地沸騰並伴隨大的響聲、噴出水霧，導致LNG蒸氣爆炸。這個現象類似水落在一塊燒紅的鋼板上發生的情況，可使水立即蒸發，為避免這種危險，應定期排放集液池中的雨水。
（7）火災
LNG蒸氣遇到火源著火後，火焰會擴散到氧氣所及的地方。游離雲團中的天然氣處於低速燃燒狀態，雲團內形成的壓力低於5kPa，一般不會造成很大的爆炸危害。燃燒的蒸氣就會阻止蒸氣雲團的進一步形成，然後形成穩定燃燒。
安全防護
（1）工藝裝置安全設計
LNG裝置的本身的可靠性是保證LNG設施安全運行的重要前提,因此遵循標准和規范進行設計是十分必要的。NFPA59A和EN1160是2項權威性的標准,可以參照使用。
（2）可燃氣體探測設施
在白天，可通過目測的方法來探測可見的蒸氣雲團，但是在晚上，就不再適用了。通常，工廠都裝有大型的可燃氣體探測器，感測器都置於易發生泄漏的地方。當感測器探出蒸氣－空氣的濃度達到下限的20%時，就通過報警傳到控制室，操作工就能採取相應的控制措施進行處理。當蒸氣－空氣的探測濃度達到下限的60%時，就會自動全廠停車。因此，連續的自動探測系統在這方面比人工探測具有更大的優勢，因為它們比人工探測更准確可靠。
（3）事故切斷系統
LNG設施應包括事故切斷系統（ESD），當該系統運行時，就會切斷或關閉LNG、易燃液體、易燃致冷劑或可燃氣體來源，並關閉繼續運行將加劇或延長事故的設備。ESD系統應具有失效保護設計，當正常控制系統故障或事故時，失效的可能性應該最小。
（4）消防水系統
使用帶水位控制器的水幕或手握軟管噴水使LNG蒸氣雲團改道，避免風將蒸氣團移向會點燃該蒸氣團的運行設備，同時，水也給蒸氣帶來額外的熱量，造成雲霧更快地浮動並向上擴散。
在有火災的情況下，為了避免熱輻射，一些設備需要大水作保護。在處理LNG失火時，推薦使用乾粉（最好是碳酸鉀）滅火器，注意任何情況下不要在LNG儲槽的大火中使用水,水會增大氣化速率因而會將火焰高度增大6倍,輻射熱增大3倍。
（5）使用泡沫控制蒸氣擴散及輻射
泡沫迅速膨脹，可阻止LNG可燃蒸氣的迅速擴散。並且在蒸氣遇到火源著火後，可減少輻射量，泡沫的膨脹率約為500∶1。將泡沫覆蓋在LNG池表面，由於熱量增加，會使LNG的氣化率增大，氣化後的LNG蒸氣穿過泡沫，溫度升高，向上飄浮。這樣，LNG蒸氣就像縷縷煙霧一樣向上浮而不會沿著地面擴散，從而大大地減少擴散區。如果是將泡沫覆蓋在燃燒的LNG池上，就會降低氣化率，從而減小火勢。熱輻射量也就會隨火勢的減小而減少。
（6）人身安全保護
如果要接觸低溫氣體、低溫液體，則必須戴上防護面罩，戴上皮革手套，穿無袋的長褲及高筒靴（把褲腳放在靴的外面）、長袖的衣服。在缺氧條件下，需戴呼吸設備。面罩要求在低溫下不會碎裂，衣物都要求由專門的合成纖維或纖維棉製成，且要求尺寸寬大，以防止低溫液體濺落在衣物上，凍傷皮膚。
決不允許人員進入LNG池或LNG噴射物中，因為這些防護用具不能確保安全。只有不存在著火源且需緊急操作時才能進入LNG蒸氣中。
工廠人員在滅火時，如穿的是易燃材料做成的工作服，則工作過程非常危險。由於熱輻射，工作人員應穿由特殊保護材料製作的工作服，如消防人員防火服。
（7）低溫凍傷急救
發生凍傷時應該用大量溫水（41~46 ℃）沖洗皮膚凍傷處，不可使用乾燥加熱的方法，應將傷員移至溫暖的地方（約22 ℃）。如果不能得到立即診治，就應刻不容緩地將傷者送至醫院。

『肆』 液化天然氣的發展概況

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 。各國投產的 LNG 裝置已達 160 多套， LNG 出口總量已超過 46.18 × 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]。 中國天然氣貿易的發展，不但反映了世界天然氣市場格局的變化，而且正在為世界天然氣市場注入新的活力。
2011年中國天然氣產量首次突破1000億立方米，達到1011.8億立方米，同比增長6.4%。2012年前8個月產量累計達到697.7萬噸，同比增長5.4%。天然氣管道建設也如火如荼。2011年全國新增天然氣長輸管道里程超過5000公里，全國干、支線天然氣管道總長度超過5萬公里。2013年10月16日，西氣東輸三線工程在北京、新疆和福建三地同時開工，沿線經10個省區，總長度7378公里，設計年輸氣量300億立方米。
液化天然氣則隨著海上液化天然氣進口量的不斷增加以及陸上液化天然氣液化工廠的建設，國內資源供應得到了保障。2011年我國進口液化天然氣1221.5萬噸(約合171億立方米)，約為上年進口量的1.3倍。我國海上液化天然氣進口量今後將會逐年增加，2015年有望達到4000萬噸，年均復合增長率超過30%。 2013年11月22日俄羅斯國家杜馬通過一項法律允許俄液化天然氣出口自由化，這項法律將打破多年來液化天然氣出口由俄羅斯天然氣工業股份公司壟斷的局面。
上述法律自2013年12月1日起生效。按照規定，俄羅斯將有兩類能源公司獲得液化天然氣出口權。持有2013年1月1日前頒發的聯邦礦產資源開采許可證，並被允許建立液化天然氣工廠，或將開采出的天然氣用於生產天然氣的公司。此外，擁有包括黑海和亞速海在內的內海、領海及大陸架礦產資源開采權，並將開采出的天然氣或按產品分成協議獲得的天然氣進行液化，國有資本超過50%的公司。
根據該法，俄工業貿易部將頒發液化天然氣許可證的權力轉交給能源部。天然氣出口商將向俄能源部提供按俄政府規定的程序出口天然氣的信息，此舉是為了協調液化天然氣出口，避免在俄出口商之間形成競爭。
俄政府希望，液化天然氣出口自由化將有助於提高俄在世界天然氣市場的份額，保持天然氣價格穩定。
2013年前10個月，俄天然氣出口量為1633．53億立方米，其中遠距離出口量同比增長17．7%，為1098．71億立方米；近距離出口量同比下降16%，為416．63億立方米。此外，前10個月出口至亞太地區的液化天然氣同比略降1．6%，為118．15億立方米。 中國三大國有石油公司之一的中國海洋石油總公司(China National Offshore Oil Corp., 簡稱∶中海油集團)正發行10年期美元計價債券，初步指導息率為同期美國國債加約210點子。今次是該集團首次在國際市場上發債集資，以作為其投資澳大利亞昆士蘭Curtis液化天然氣(liquefied natural gas 簡稱∶LNG)項目之用。
銷售文件沒有顯示具體發債金額，僅稱為基準規模。在美元債市場，基準規模一般指5億美元或以上。
中海油集團是中央特大型國有企業，也是中國最大的海上油氣生產商，總部設在北京。主要業務包括油氣勘探開發、專業技術服務、煉化銷售及化肥、天然氣及發電、金融服務、新能源等六大業務板塊。
該集團是在香港上市的中國海洋石油有限公司(CNOOC Ltd.,0883.HKCEO 簡稱∶中海油)的母公司，上市的中海油曾在國際債券市場多次發債，在今年5月初剛發行了40億美元、四檔不同年期的美元債，但中海油集團則是首次在海外發債。
銷售文件顯示，今次發債由中海油集團旗下全資附屬公司CNOOC Curtis Funding No. 1 Pty Ltd擔任發債體，由中海油集團提供擔保。有關債券獲穆迪(Moody's)初步Aa3及標准普爾(Standard & Poor's)初步AA-評級，並計劃於香港聯合交易所上市。
文件顯示，中海油集團計劃把今次發債集資所得，用於旗下CNOOC (AUS) Investment或子公司的一般企業用途，當中部分將用作收購Curtis液化天然氣項目之用。
中海油集團在5月時與英國石油公司(BP PLC, BP.LN)簽訂一項19.3億美元的約束性協議，以取得Curtis液化天然氣項目的40%權益，令其總權益由10%增至50%，協議還包括一個20年的供應合約。
銷售文件顯示，中國銀行(Bank of China)、高盛(Goldman Sachs)、摩根大通(JP Morgan)及瑞銀(UBS)擔任今次發債的聯席全球協調人，該4間投行，連同工銀國際(ICBC International)、建銀國際(CCB International)、農銀國際(ABC Internaitonal)、交銀國際(BOCOM International)，擔任今次發債的聯席賬簿管理人及聯席牽頭經辦人，預計最快於今天內定價。 2.1 國外研究現狀
現在世界能源生產總量中，天然氣已佔到1/3，並有可能在不遠的將來逐步將現時廣受歡迎的石油和煤炭擠到次要地位。2020年前，天然氣在世界能源需求中的比例將會達到45%-50%。目前，世界天然氣年需求量超過2.5×10m，進入國際貿易的為(6250-6500)×l0m，而其中以LNG方式出售的約佔33%。據第20屆世界天然氣大會和相關資料預測，2030年前，世界天然氣的潛在需求將增加到4×10m，液化天然氣歷來是一種細分市場產品。它的消耗量正以每年10%的速度增長，全球液化天然氣需求將從2010年的2.18億噸增至2015年的3.1億噸，到2020年可達到4.1億噸。2011年上半年，液化天然氣需求同比增長8.5%，全年增長12%，主要是受來自於日本、英國和印度新增需求，以及韓國傳統買家需求增長的刺激。預計到2015年，我國天然氣供應結構為國產氣1700億立方米，凈進口900億立方米，天然氣消費量將達到2600億立方米，佔一次能源消費中的比重則將從目前的4%上升至7%至8%。2011年中國天然氣的消費量為1313億立方米，屆時天然氣佔一次性能源的消費比例可能將提升至10%至15%。
近年來，隨著世界天然氣產業的迅猛發展，LNG已成為國際天然氣貿易的重要部分。與十年前相比，世界LNG貿易量增長了一倍，出現強勁的增長勢頭。據預測，2012年國際市場上LNG的貿易量將佔到天然氣總貿易量的36%，到2020年將達到天然氣貿易量的40%，占天然氣消費量的15%。
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20世紀 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。
2011年，我國液化天然氣行業市場銷售CRN值約為80%，其中中石油、中石化、中海油三大國企的比重達到近六成，銷售地區主要集中在天津、山東、廣東、新疆、陝西等地。在LNG進口方面，截至2011年底，中國共投運LNG接收站5座，接收能力合計達1580萬噸/年；到2014年全部建成後，中國LNG接收能力將達3380萬噸/年。我國天然氣地質資源量估計超過38萬億立方米，可采儲量前景看好，按國際通用口徑，預計可采儲量7-10萬億立方米，可采95年，在世界上屬資源比較豐富的國家。陸上資源主要集中在四川盆地、陝甘寧地區、塔里木盆地和青海，海上資源集中在南海和東海。此外，在渤海、華北等地區還有部分資源可利用。由於資源勘探後，未能有效利用，以及政策不配套，造成用氣結構不合理，都在一定程度上制約了我國天然氣工業的健康發展。但是，隨著我國的社會進步和經濟發展，天然氣成為主要能源將是一個必然的趨勢。
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 西南石油大學液化新工藝
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。

『伍』 是否應該理解液體天然氣裝置不用《石油化工企業設計防火規范》

我覺得應該包括，液體石油氣包含液體天然氣；括弧前面的極其類似液體應該是范圍較廣的，雖然沒有全部列舉出來應該包括液體甲烷。
你說的這兩種物質組分較輕很少以液體狀態存在所以沒有列舉吧。

『陸』 液化氣儲罐的製造過程，生產工藝

http://www.chem17.com/Tech_news/Detail/1761.html

http://www.jingmao.org/books14648/

『柒』 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。

『捌』 油氣的儲存及天然氣的液化應用是什麼

一、儲油庫

用於接收、儲存、中轉和發放原油或石油產品的企業和生產管理單位就是儲油庫。它是維系原油及其產品生產、加工、銷售的紐帶，是調節油品供求平衡的杠桿，又是國家石油及其產品供應和儲備的基地，對於保障國家能源安全、保障人民生活、促進國民經濟發展起著非常重要的作用。

（一）儲油庫的分類及作用

1．儲油庫的分類

（1）按管理體制和業務性質不同，可將儲油庫分為如圖7-23所示的獨立油庫和企業附屬油庫兩類。獨立油庫是專門從事接收、儲存和發放油品作業的獨立自主經營核算的企業和生產管理單位。企業附屬油庫是各企業為了滿足本部門生產、經營需要而設置的油庫，如油田的原油庫（首站）等。

圖7-34膨脹法製冷工藝流程

1，2—換熱器；3—節流閥；4—儲罐；5—壓縮機；6—渦輪膨脹機

『玖』 「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

液化天然氣（Liquefied Natural Gas，簡稱LNG）的主要成分是甲烷，被公認是地球上最干凈的化石能源回。無色、無味、無毒且無答腐蝕性，天然氣在常壓和-162℃左右可液化，液化天然氣的體積約為氣態體積的1/625。液化天然氣的儲存是天然氣儲存方式之一。

LNG氣化器的工作原理：

LNG氣化器分為：空溫式LNG氣化器、電加熱水浴式LNG氣化器、蒸氣式LNG氣化器

一、空溫式LNG氣化器：

電加熱水浴式LNG氣化器

是採用特製高效率電加熱器熱源，以水熱傳媒，或直接採用循環水，加熱緊湊式換熱管內低溫介質LNG，採用先進溫度自動按制系統，其主要特點：可持續長時間工作，氣化量及其穩定，出口溫度為常溫或可按客戶要求設定。

三、蒸氣式LNG氣化器：是通過蒸氣加熱水浴式汽化器中的水，再通過熱水加熱盤管中通過液態氣體，使之能轉化為氣態的氣體。這種水浴式氣化器適用於有鍋爐余熱，或其它余熱的用氣單位。

『拾』 天然氣的技術參數

民用天然氣的含硫標准上限為：一類氣小於等於100mg/立方米，二類氣小於等於200mg/立方米，三類氣小於等於460mg/立方米。所以1立方米天然氣燃燒後釋放二氧化硫最多為(460mg/32)*64=920mg。
GB/T 21446-2008 用標准孔板流量計測量天然氣流量GB/T 18975.2-2008 工業自動化系統與集成流程工廠(包括石油和天然氣生產設施)生命周期數據集成第2部分：數據模型GB/T 11060.2-2008 天然氣含硫化合物的測定第2部分：用亞甲藍法測定硫化氫含量
GB/T 22634-2008 天然氣水含量與水露點之間的換算
GB/T 16781.1-2008 天然氣汞含量的測定第1部分：碘化學吸附取樣法
GB/T 22724-2008 液化天然氣設備與安裝陸上裝置設計
GB/T 19205-2008 天然氣標准參比條件
GB/T 22723-2008 天然氣能量的測定
GB/T 18437.1-2009 燃氣汽車改裝技術要求第1部分：壓縮天然氣汽車
GB/T 23335-2009 天然氣汽車定型試驗規程
GB 24162-2009 汽車用壓縮天然氣金屬內膽纖維環纏繞氣瓶定期檢驗與評定GB 17926-2009 車用壓縮天然氣瓶閥
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GB/T 24964-2010 冷凍輕烴流體液化天然氣船上貿易交接程序GB/T 24963-2010 液化天然氣設備與安裝船岸界面
GB/T 11060.4-2010 天然氣含硫化合物的測定第4部分：用氧化微庫侖法測定總硫含量
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GB/T 11060.3-2010 天然氣含硫化合物的測定第3部分：用乙酸鉛反應速率雙光路檢測法測定硫化氫含量
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GB/T 26978.2-2011 現場組裝立式圓筒平底鋼質液化天然氣儲罐的設計與建造第2部分：金屬構件 表1 天然氣計量常用流量儀表 序號 用途 差壓式 容積式 渦輪
流量計 超聲
流量計 旋渦
流量計 利里奧利質量流量計 靶式
流量計 孔板
流量計 臨界流文丘里噴嘴流量計 其它 膜式
流量計 腰輪
流量計 1 管網輸道干線和支線 √ √ √ √ √ 2 城市輸送和分配 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √