设 计 石油规划设计 ２００４年５月 １７
＊ 王育明，１９６３年生，高级工程师。１９８６年毕业于华东石油学院机械系石油储运专业，长期从事国内外石油与天然气项目的设计和管理工作，现任胜利工程设计咨询有限公司副总经理。通信地址：山东省东营市济南路２３６号，２５７０２６
ＬＮＧ的储存
特种船（１２５ ０００～１３５ ０００ ｍ３
）将ＬＮＧ运输到目的地，储存在专用的储罐中，气化后通过管道输至用户。其中，ＬＮＧ储存方式对公共健康、安全和财产保护至关重要。在ＬＮＧ项目建设的初期必须进行综合的危险性分析和研究。
１ 火焰辐射分析 着重分析ＬＮＧ液体燃烧和某一点的辐射强度。主要是确定最小的安全距离和用于冷却相邻设备的消防水量。
２ 气体扩散分析
确定各种气候条件下气化的ＬＮＧ的扩散。气化量用于确定离可能火源点的最小距离。
３ 爆炸分析
确定未受限制的气体的爆炸结果，确定爆炸保护要求和确定建（构）筑物的安全距离。
这些分析的结果用于确定站场以外的安全区域。对安全的要求，各国有差异，地方法规也必须遵守。以上安全分析的结果也可以用于确定工厂内
设备布置的间距。在最终确定储罐的位置和电厂内其他设施之前，必须进行危险性分析。从投资的角度，这些设施应尽
可能的靠近，但从安全方面考虑其之间强制性最小安全距离为２００～８００ ｍ；对于公共设施（如学校、医院和高速公路）需要考虑增大到１～２ ｋｍ。
ＬＮＧ气化设备及流程
用户利用ＬＮＧ，首先必须使其气化。气化是一个吸热过程。 １ ＬＮＧ气化设备 （１）浸没燃烧式气化器（ＳＣＶ）
在浸没燃烧式气化器中，ＬＮＧ通过热水浴而被气化；热水浴通过燃烧天然气而被间接加热，最大水浴温度大约４０℃。
因为浸没燃烧式气化器需要消耗天然气来提高水温，所以不是最佳选择。 （２）开架式气化器（ＯＲＶ）
开架式气化器适用海水作为热源来气化ＬＮＧ。一个开架式海水气化器有两个汇管，汇管上连接若干立管。ＬＮＧ从下部汇管进入，沿着立管上升，海水从上部经分布器分配后成薄膜状沿立管下降，使管内ＬＮＧ受热气化，气化的天然气由顶部汇管收集。 （３）管翘式换热器 适用于ＬＮＧ气化的压力和温度范围较宽。各种加热介质都可作为气化的热源，包括海水、低压蒸汽、闭路循环的乙二醇／水系统。电厂的低压蒸汽是ＬＮＧ气化较好的热源，但在投产阶段，需要辅助的锅炉作为备用的热源。
乙二醇和水的混合液作为热传质，适用的压力和温度范围较宽。５０％乙二醇和５０％水的混合液在－４０℃时也不会结冰。
２ ＬＮＧ气化流程
方法一：将ＬＮＧ用泵增压到一定的压力后气化，称作高压气化，适用于类似甲烷烃类的气化。
王育明＊
胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司
王育明． 液化天然气的储存和气化工艺及其冷能利用． 石油规划设计，２００４，１５（３）：１７～１８
摘 要 在液化天然气（ＬＮＧ）接收终端站的建设中，必须对火焰、气体扩散、爆炸三个影响因素进行分析，以确定各种设施之间的最小安全距离。介绍了浸没燃烧式气化器、开架式气化器、管翘式换热器等ＬＮＧ气化设备的特点及气化方法以及ＬＮＧ气化流程的技术指标，论述了在发电厂中合理利用ＬＮＧ气化过程中产生的冷能的问题。
关键词 液化天然气 储存 气化方法 冷能 综合 利用
１８ 石油规划设计 第１５卷第３期 设 计
方法二：ＬＮＧ先气化，然后压缩增压到一定的压力，称作低压气化，适用于分子量比甲烷大的烃类气化。
例如，用于先进燃气透平的天然气压力必须达到３５．７ ｋｇ／ｃｍ２或更高。在这种情况下，如果用方法一来气化ＬＮＧ，ＬＮＧ从储罐内的液下泵打出，经过另外的泵将压力提高到３５．７ ｋｇ／ｃｍ２，将ＬＮＧ气化并加热到大约４℃。
如果用方法二，ＬＮＧ从储罐内的液下泵打出，然后气化并加热到大约４ｏＣ，再将气体压缩到３５．７ ｋｇ／ｃｍ２。以上两种方法甲烷的压力—焓值图见图１。
从图１可以看出方法二的气化热比方法一的气化热略高，大约为６％；方法二的燃气透平进口燃料气温度为１１６℃，而方法一燃气透平进口燃料气温度为４℃。两种方法的动力要求有明显的不同，方法一的动力要求比方法二少３％。由于较好地利用ＬＮＧ冷能和有较高的透平进口温度，方法二的动力输出比方法一高。但从经济上分析，方法二增加的动力与方法一增加相应的辅助负荷要求相比，方法二并不比方法一好。因此，由于较好的综合性能和较低的投资，选方法一更适用ＬＮＧ的气化。
ＬＮＧ冷能利用
通过冷冻到－１６２℃，将天然气液化需要大量的能量。该能量通常被称作ＬＮＧ冷能。中国海洋石油总公司将在广东建设第一个３００万t／ａ的ＬＮＧ接收终端。广东省已经开始建造６座天然气发电厂，现有的燃油电厂将变为燃气电厂，有多种ＬＮＧ冷能利用的方案。现简要介绍ＬＮＧ冷能在电厂中的利用。
１ 冷凝器循环水冷却
用ＬＮＧ冷能冷却冷凝器进口循环水的温度，提高电厂净电力输出及热量。
２ 低温发电
利用燃气透平的余热和ＬＮＧ的冷能，通过兰金循环（Ｒａｎｋｉｎｅ Ｃｙｃｌｅ），即工作介质的吸热—冷凝—吸热的循环来发电，称作低温发电。循环中的典型工作介质为丙烷或丁烷，用ＬＮＧ冷能将丙烷液化；对液态丙烷加压后，利用燃气透平的余热将其气化，利用丙烷再膨胀来发电。
３ ＬＮＧ—辅助空气液化和分离
在低温空气分离厂中，利用ＬＮＧ冷能提供额外的冷却负荷来帮助Ｎ２冷凝，可以降低Ｎ２压缩机的动力要求。ＬＮＧ冷能也可以用于冷却空气压缩机级间冷却水。
４ 燃气透平燃烧空气冷却
利用ＬＮＧ冷能，通过冷却透平机进口空气来提高透平的动力输出。动力输出的改善程度取决于现场的环境温度，相对湿度和用于气化的ＬＮＧ量。对于多目的ＬＮＧ接收终端，ＬＮＧ的气化量远大于发电需要的燃料气量，多余的ＬＮＧ冷能可用于提高发电厂冷凝器的性能，低温发电等。利用工作流体（水或者乙二醇和水的混合物）将ＬＮＧ冷能从ＬＮＧ气化器传送到燃气透平机的冷却盘管。图２为利用海水作热源的ＯＲＶ的ＬＮＧ冷能利用系统。
随着清洁能源需求的增加，ＬＮＧ在发电、商业、民用和其他领域将起到更加重要的作用，尤其是在天然气资源不足的地区。由于较好的综合性能和较低的投资，高压气化方式更适用ＬＮＧ的气化。有效地利用ＬＮＧ冷能，可以显著的提高项目的经济效益。由于涉及到技术和经济上的诸多变量，必须进行专门的项目研究，最大限度地利用ＬＮＧ冷能。
参 考 文 献
［１］ Ｒａｍ Ｇ. Ｎａｒｕｌａ． Ｙｏｕｓｓｅｆ Ｍｏｈａｍｍａｄ－Ｚｅｄａｈ，１２ｔｈ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ ｆｏｒ ｔｈｅ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｓｕｐｐｌｙ Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，
Ｎｏｖｅｍｂｅｒ １，１９９８
收稿日期：２００４－０１－１２
编辑：马三佳
４８ Petroleum Planning & Engineering Vol.15 No.3 May. 2004
Summarization of Ground Engineering Techniques for
Some Main Gas Fields
Liu Shengzhi，et al.
Since the Ninth Five-Year Plan period
，the Datianchi faults belt，
Jingbian Gas Field and Yaha Gas Condensate Field in Shichuan
Province have been developed and con structed. During the construction
of the key gas fields
，many high-efficiency and available technologies
have been adopted. The techniques for gas field construction
engineering in China have been upgraded. In this paper，
the geological
features of above three gas fields and adopted technologies for
developing these gas fields are described. The special technologies and
some experiences of the ground engineering construction of gas fields
are summarized，in order to provide some basis and information for the
development of natural gas fields in the future.
Prospect for Asphalt Production in China
Cao jian
Based on the general plan for the main road network
and the domestic road construction standards in China，
it is predicted
that there will be a great potential for asphalt demand market from 2000
to 2010. In view of the situation that the domestic high wax-bearing
crude is not suitable for producing road asphalt，an unique process
technology for producing road asphalt was developed. The research
situation of m odified asphalt and emulsified asphalt production were
discussed. The gap between the domestic emulsified road asphalt and
foreign one in production level was analyzed. It is suggested that the
production，storage and transportation processes of road asphalt should
be enhanced，and the limited crude resources of China should be
reasonably utilized.
Slurry Bed Hydrocracking Technology for Processing
Unqualified Heavy Oil
Wang Jun，et al.
The new-developed slurry bed hydrocracking technology for
processing heavy oil with high contents of metal，nitrogen，gum and
residual carbon has been developed in China. The characteristics of the
slurry bed hydrocracking process were introduced. The technical
properties and the economic benefits of the slurry bed hydrocracking
process were compared with those of other main heavy oil upgrading
technologies such as fixed bed hydrocracking，delayed coking and
residue fluid catalytic cracking（RFCC）. The analysis shows that the
slurry bed hydrocracking process is available for upgrading the
unqualified heavy oil and has a wide application potential in the future.
Development of Digital Management System for Surface
Engineering of Oil Field
Liang Zheng，et al.
Aiming at the complex management for the surface system in oil
fields and the high requirement for the management ways，the planning
and management methods for oilfield surface system are gradually
changing at present. A new digitizing management system for realizing
the automatic management of operation information in the surface
system of oilfields was developed by using geographic information
system，global satellite positioning system, remote sensing technology，
network technique and computer simulation technique. This new
system includes the visibility management system for surface
engineering of oil field as well as the dynamic monitor and simulation
system. The software to realize digital management for the surface
system of oil field was developed. Application of the software can
provide the scientific basis for the decision，plan，management of the
surface engineering.
Distributed Collaboration Modeling System for Design of
Oilfield Water-Flooding Productive Process Simulation
Based on Internet
Chang Yulian，et al.
The modeling of oilfield water-flooding productive process
simulation is often completed in the manner of centralization. Aiming
at this problem, a new distributed collaboration modeling method was
proposed．The characteristics of client-server mode and the structures
of collaborative system were discussed．The basic principles for
designing the structures of distributed collaboration modeling system
were described. A design example was given. The future applied fields
of collaborative work techniques supported by computer were
suggested．
Discussion of storage and vaporization of liquid natural gas
and utilization of cold energy
Wang Yuming
Three affecting factors including flame radiation, gas diffusion
and explosion on the construction of terminal station for gathering
liquid natural gas should be analyzed，so as to de termine the minimum
safe clearance of the facilities in the terminal station. The characteristics
of gasification method and equipments such as submerged combustion
and open rack gasifier，tube and fin heat exchanger and gasifying
methods were described. The technical specifications for the
gasification program of liquid natural gas were analyzed. The economic
benefits of two gasification processes were evaluated. The reasonable
utilization of cold energy produced in the gasification process of liquid
natural gas in the power plants was discussed.
Ground Engineering Models for Development of Shengli
Beach Oilfield
Liu Zhen
In the ground engineering project for developing KD-401 and
KD-12 Blocks in Shengli Beach Oilfield，two models of artificial island
combined with sea road and offshore platform combined with
submarine pipeline were adopted，in consideration of the environment
of the region around oilfield. The difference of the two types of ground
engineering models for the beach area was analyzed. It is pointed out
that a series of affecting factors such as drilling，well workover，
construction of submarine pipeline and the construction periods of
ground engineering should be comprehensively considered，when
selecting the engineering project.
Characteristics of Soft Soil in Dongying Area and Treating
Techniques for Foundation of Buildings
Liu Shuchi，et al.
The physical and mechanical properties and the distribution of
soft soil in Dongying area were analyzed. The soft soil in Dongying
area can be divided into four geological zones, and each zone consists
of six formations. The second and fifth formations are soft soil layers
and easily cause the damage of structures and buildings. The principles
and process of common used treating techniques for shallowly
embedded foundation were briefly described. These techniques were
verified and compared by some application cases. The proper
construction technology and the foundation treatment techniques for
buildings in soft soil horizon of Dongying area have been found.
Optimization of Parameter s for Combined Oil and Gas
Pipelining Networks Based on Genetic Algorithm
Zhang Qiyang，et al.
The optimization of structure parameters is an important
problem in the optimization of oilfield ground multiphase gathering
networks. For this multi-object nonlinear programming problem, the
genetic algorithm was adopted to optimize the diameters of networks.
Some models for optimum calculation including object function,
hydraulic model and thermodynamic model and network analytic
model were built. The parallel selection method and weight coefficient
method were applied to solve the model s. This method has been used to
optimize the structure parameters of a gathering network. The result
shows that application of g enetic algorithm to calculation of structure
parameters can get cost save over 15 percent.
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
（能源化工行业）中原油田天然气液化工艺研究
中原油田天然气液化工艺研究 杨志毅张孔明王志宇陈英烈王保庆叶勇刘江旭中原石油勘探局457001e-mail:b56z7h7@https://www.doczj.com/doc/1d5229278.html,摘要：本篇参考了国内外有关液化天然气（LNG）方面大量的技术资料，结合中原石油勘探局天然气应用技术开发处LNG工厂建设过程中的实践经验，简要介绍了目前国内外LNG产业的发展状况和LNG在国内发展的必要性以及发展前景。其中LNG发展状况部分，引用大量较为详实的统计数据，说明了我国目前LNG发展水平同国外水平间的差距和不足，且介绍了我国天然气资源状况，包括已探明的储量。工艺介绍部分，简要介绍了目前国外已用于工业生产的比较成熟的工艺方案，同时以大量篇幅介绍了中原石油勘探局天然气应用技术开发处，针对自身气源特点，设计出的三套液化工艺的技术性能及经济比较，旨在为大家今后从事LNG产业开发、利用提供壹些有益的帮助。同时本篇仍介绍了中原石油勘探局天然气应用技术开发处正在建设中的LNG工厂的工艺路线及部分参数。引言能源是国民经济的主要支柱，能源的可持续发展也是国民经济可持续发展的必不可少的条件。目前，我国能源结构不理想，对环境污染较大的煤碳在壹次能源结构中占75%，石油和天然气只占20%和2%，尤其是做为清洁燃料的天然气，和在世界能源结构中占21.3%的比例相比，相差10倍仍要多。所以发展清洁燃料，加快我国天然气产业的发展，是充分利用现有资源，改善能源结构，减少环境污染的良好途径。从我国天然气资源的分布情况来见，多分布于中西部地区，而东南沿海发达地区是能源消耗最大的地区，所以要合理利用资源，解决利用同运输间的矛盾，发展LNG产业就成了非常行之有效的途径。液化天然气（LNG）的性质及用途：液化天然气（liquefiednaturalgas）简称LNG，是以甲烷为主要组分的低温、液态混合物，其体积仅为气态时的１／625，具有便于经济可靠运输，储存效率高，生产使用安全，有利于环境保护等特点。LNG用途广泛，不仅自身能够做为能源利用,同时可作为LNG汽车及LCNG汽车的燃料，而且它所携带的低温冷量，能够实施多项综合利用，如冷藏、冷冻、空调、低温研磨等。液化天然气（LNG）产业国内外发展情况：1．国外LNG发展情况：液化天然气是天然气资源应用的壹种重要形式，目前LNG占国际天然气贸易量的25%，1997年已达7580万吨，（折合956亿立方米天然气）。LNG主要产地分布在印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚、阿尔及利亚、文莱等地，消费国主要是日本、法国、西班牙、美国、韩国和我国台湾省等。LNG自六十年代开始应用以来，年产量平均以20%的速度持续增加，进入90年代后，由于供需基本平衡，海湾战争等因素影响，LNG每年以6～8%的速度递增，这个速度仍高于同期其它能源的增长速度。2．国内LNG概况在我国，液化天然气在天然气工业中的比重几乎为零，这无法满足我国经济发展中对液化天然气的需求，也和世界上液化天然气的高速度、大规模发展的形势相悖，但值得称道的是，我国的科研人员和从事天然气的工程技术人员为我国液化天然气工业做了许多探索性的工作。目前，有三套全部国产化的小型液化天然气生产装置分别在四川绵阳、吉林油田和长庆油田建成，三套装置采用不同的生产工艺，为我国LNG事业发展起到了很好的示范作用。3．我国天然气资源优势我国年产天然气201多亿Nm3,天然气资源量超过38万亿M3，探明储量只有4.3%，而世界平均为37%，这说明我国天然气工业较落后，同时说明了我们大力发展天然气工业是有资源保证的，是有潜力的。目前几种成熟的天然气液化工艺介绍天然气液化过程根据原理能够分这三种。第壹种是无制冷剂的液化工艺，天然气经过压缩，向外界释放热量，再经膨胀（或节流）使天然气压力和温度下降，使天然气部分液化；第二种是只有壹种制冷剂的液化工艺，这包括氮气致冷循环和混合制冷剂循环，这种方法是通过制冷剂的压缩、冷却、节流过程获得低温，通过换热使天然气液化的工艺；第三种是多种制冷剂的液化工艺，这种工艺选用蒸发温度成梯度的壹组制冷剂如丙烷、乙烷（或乙烯）、甲烷，通过多个制冷系统分别和天然气换热，使天然气温度逐渐降低达到液化的目的，这种方法通常称为阶式混和制冷
天然气液化工艺部分技术方案（MRC） 一、 天然气液化属流程工业，具有深冷、高压，易燃、易爆等特征，在生产中具有极高的危险性，既有比较高的温度（280℃）和压力（50Bar），也有低温（-170℃），这些单元之间紧密相连，中间缓冲地带比较小，对参数的变化要求严格，这对LNG液化装置连续生产自动化提出了很高的要求。 LNG装置的制冷剂配比与产量和收率直接相关，因此LNG生产过程中控制品质占有非常突出的位置。整个生产过程需要很多自动化硬件和配套的软件来实现。以保证生产装置的安全、稳定、高效运行，不仅是提高效益的关键，而且对生产人员、生产设备，以及整个厂区安全都十分重要。 二、工艺过程简述 LNG工艺流程图参见P&ID图 1、原料气压缩单元 来自界区外的天然气经过过滤器除去部分碳氢化合物、水和其它的液体及颗粒。35MPa(G)的原料气进入脱CO2单元。 3、脱水脱酸气单元 原料气进入2台切换的干燥器，在这里原料气所含有的所有水分和CO2被脱除，干燥器出口原料气中水的露点在操作压力下低于-100℃。经过分子筛干燥单元，在这里原料气再经过两个过滤器中的一个进行脱粉尘过滤。 4、液化单元 进入冷箱的天然气在中被冷却至-35℃，在这个温度点冷箱分离罐中，脱除大部分重烃；天然气继续冷却至-70℃，在这个温度点，天然气在冷箱分离器中，脱除全部重烃，出口的天然气中C5+重烃含量降至70ppm以下；甲烷气继续冷却至-155℃，节流后进入冷箱分离罐中分离，液体部分即为液化天然气被送至液化天然气储罐中储存，气相部分返回冷箱复温后用作分子筛干燥单元的再生气。 5、储运单元 来自液化单元的液化天然气进入液化天然气储罐中储存，产量为420m3，储罐容量为4500 m3,储存能力为10天。 6、制冷剂压缩单元 按一定比例配比的制冷剂，经过制冷压缩机增压至1.3MPa(G)后经中间冷
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
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(LNG)气化站工艺设计介绍 1. 前言 与CNG相比，LNG是最佳的启动、培育和抢占市场的先期资源。LNG 槽车运输方便，成本低廉；不受上游设施建设进度的制约；LNG供应系统安装方便、施工：期短，并能随着供气规模的逐步扩大而扩大，先期投资也较低。最后，当管道天然气到来时，LNG站可作为调峰和备用气源继续使用。 2．气化站工艺介绍 由LNG槽车或集装箱车运送来的液化天然气，在卸车台通过槽车自带的自增压系统(对于槽车运输方式)或通过卸车台的增压器(对于集装箱年运输方式)增压后送入LNG储罐储存，储罐内的LNG通过储罐区的自增压器增压到0．5～0．6Mpa后，进入空温式气化器。在空温式气化器中，LNG经过与空气换热发生相变，出口天然气温度高于环境温度10℃以上，再通过缓冲罐缓冲之后进入掺混装置，与压缩空气进行等压掺混，掺混后的天然气压力在0．4MPa左右，分为两路，一路调压、计量后送入市区老管网，以中一低压两级管网供气，出站压力为0．1MPa：另一路计量后直接以0．4MPa压力送入新建城市外环，以中压单级供气。进入管网前的天然气进行加臭，加臭剂采用四氢噻吩。冬季空浴式气化器出口气体温度达不到5℃时，使用水浴式NG加热器加热，使其出口天然气温度达到5℃～1O℃。 3. 主要设备选型 3. 1 LNG储罐 3．1．1储罐选型 LNG储罐按围护结构的隔热方式分类，大致有以下3种：
a)真中粉末隔热 隔热方式为夹层抽真空，填充粉末(珠光砂)，常见于小型LNG储罐。真空粉末绝热储罐由于其生产技术与液氧、液氮等储罐基本一样，因而目前国内生产厂家的制造技术也很成熟，由于其运行维护相对方便、灵活，目前使用较多。国内LNG气化站常用的大多为50m3和100m3圆筒型双金属真空粉末LNG储罐。目前最大可做到200m3，但由于体积较大，运输比较困难，一般较少采用。真空粉末隔热储罐也有制成球形的，但球型罐使用范围通常为为200～1500m3，且球形储罐现场安装难度大。 b)正压堆积隔热 采用绝热材料，夹层通氮气，绝热层通常较厚，广泛应用于大中型LNG储罐和储槽。通常为立式LNG子母式储罐。 c)高真空多层隔热。 采用高真空多层缠绕绝热，多用于槽车。 国内LNG气化站常用的圆筒形双金属真空粉末LNG储罐。考虑到立式罐节省占地，且立式罐LNG静压头大，对自增压器工作有利，因此采用立式双金属真空粉末LNG储罐。 3．1．2储罐台数 储罐台数的选择应综合考虑气源点的个数、气源检修时间、运输周期、用户用气波动情况等困素，本工程LNG来源有可能采用河南中原油田或新疆广汇两个气源，运输周期最远的可达5天，本工程储存天数定为计算月平均日的5天。经计算，一期选用100m3立式储罐4台，二期增加4台。其主要工艺参数如下： 工作压力：0．6MPa， 设计压力：0．77MPa， 工作温度：-162℃，
第二阶段在线作业 单选题 (共20道题) 收起 1.（ 2.5分）以下正确描述单容罐是： ? A、单容罐就是指单壁罐 ? B、单容罐就是指单容积罐 ? C、单壁罐一定是单容罐 ? D、单容罐的外部不需要围堰 我的答案：C 此题得分：2.5分 2.（2.5分）以下关于全容罐的描述不正确的一项是： ? A、内罐与外罐都能单独容纳所存储的低温液体产品 ? B、在正常工作条件下内罐储存低温液体产品，外罐支撑罐顶 ? C、外罐能够可控的排放因液体泄漏而产生的蒸发气 ? D、全容罐的外部必须设置围堰 我的答案：D 此题得分：2.5分 3.（2.5分）真空粉末绝热储罐内罐体的封头一般采用哪种形式？ ? A、椭圆形 ? B、碟形 ? C、球形
? D、以上都可以 我的答案：A 此题得分：2.5分 4.（2.5分）真空粉末绝热储罐的粉末材料通常指： ? A、泡沫玻璃砖 ? B、玻璃纤维丝 ? C、膨胀珍珠岩 ? D、气凝胶 我的答案：C 此题得分：2.5分 5.（2.5分）立式真空粉末绝热LNG储罐通常使用液位计形式是： ? A、差压式 ? B、电容式 ? C、雷达式 ? D、浮子式 我的答案：A 此题得分：2.5分 6.（2.5分）下面关于LNG储罐进液系统的设计哪一项正确？ ? A、一般采取上进液方式 ? B、需同时具备上进液和下进液功能 ? C、一般采取下进液方式 ? D、以上都不对
我的答案：B 此题得分：2.5分 7.（2.5分） LNG子母罐内外罐之间的夹层应充哪种气体维持正压？ ? A、天然气 ? B、甲烷气 ? C、氮气 ? D、二氧化碳 我的答案：C 此题得分：2.5分 8.（2.5分）当常压LNG储罐容积超过10000m3时，顶部应采用哪种结构？ ? A、双拱顶 ? B、吊顶 ? C、浮顶 ? D、以上都可以 我的答案：B 此题得分：2.5分 9.（2.5分）16×104m3全容型LNG储罐的内罐使用的材料为： ? A、Ni9钢 ? B、奥氏体不锈钢 ? C、36Ni钢 ? D、16MnR 我的答案：A 此题得分：2.5分
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。
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。
第一阶段在线作业 单选题(共20道题) 收起 1.（ 2.5分）LNG表示的意思是： A、liquid natural gas B、liquefied natural gas C、natural gas liquid D、gas to liquid 我的答案：B 此题得分：2.5分 2.（2.5分）液化天然气的主要组分是： A、乙烷 B、甲烷 C、丙烷 D、丁烷 我的答案：B 此题得分：2.5分 3.（2.5分）甲烷在0.1MPa压力下的沸点约为： A、-83℃ B、-162℃ C、-196℃ D、-100℃ 我的答案：B 此题得分：2.5分 4.（2.5分）LNG与标准状态的相同质量天然气的体积比约为： A、1:120 B、1:300 C、1:620 D、1:1 我的答案：C 此题得分：2.5分 5.（2.5分）关于液化天然气的描述正确的一项： A、一种液态状况下的无色流体 B、主要由丙烷组成 C、无色、无味、无毒但具有腐蚀性液体 D、需要较高储存压力 我的答案：A 此题得分：2.5分 6.（2.5分）天然气远洋贸易的主要方式是： A、管道天然气 B、液化天然气 C、压缩天然气 D、气体水合物 我的答案：B 此题得分：2.5分 7.（2.5分）LNG的主要特征是： A、高压 B、低温 C、可燃 D、气态
我的答案：B 此题得分：2.5分 8.（2.5分）天然气液化前预处理的目的不包括： A、脱除甲烷 B、脱除腐蚀介质 C、脱除低温冻堵组分 D、脱除重烃 我的答案：A 此题得分：2.5分 9.（2.5分）天然气液化前深度脱水普遍使用的方法是： A、冷却 B、吸收 C、分子筛吸附 D、加热 我的答案：C 此题得分：2.5分 10.（2.5分）甲烷的临界温度约为： A、-100℃ B、-83℃ C、-162℃ D、-196℃ 我的答案：B 此题得分：2.5分 11.（2.5分）蒸汽压缩式制冷中，制冷介质的沸点越低则所能达到的制冷温度越： A、低 B、高 C、不变 我的答案：A 此题得分：2.5分 12.（2.5分）以下关于节流过程的描述正确的是： A、等压过程 B、等温膨胀过程 C、等焓膨胀过程 D、等熵膨胀过程 我的答案：C 此题得分：2.5分 13.（2.5分）以下关于等熵膨胀过程的描述错误的是： A、膨胀后气体的温度总是降低的 B、气体的等熵膨胀效应总是大于节流膨胀效应 C、等熵膨胀的温降比节流膨胀要大 D、等熵膨胀过程总是产生冷效应 我的答案：C 此题得分：2.5分 14.（2.5分）以下关于阶式天然气液化工艺的描述不正确的是： A、制冷剂为纯物质，无配比问题 B、各级所用的制冷剂一般为丙烷、乙烯和甲烷 C、阶式液化工艺从根本上解决了大温差传热问题 D、阶式液化工艺亦称级联式、复叠式 我的答案：C 此题得分：2.5分 15.（2.5分）混合制冷剂在汽化过程中，温度变化范围为： A、从泡点逐渐上升到露点
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
常用的天然气液化流程 常用的天然气液化流程 不同液化工艺流程，其制冷方式各不相同。在天然气液化过程中，常用天然气液化流程主要包括级联式:液化流程、混合制冷剂液化流程与带膨胀机的液化流程，它们的制冷方式如下。 一、级联式液化流程 由若干个在不同温度下操作的制冷循环重叠组成，其中的高、中、低温部分分别使用高、中、低温制冷剂。高温部分中制冷剂的蒸发用来使低温部分中的制冷剂冷凝，低温部分制冷剂再蒸发输出冷量，用几个蒸发冷凝器将这几部分联系起来。蒸发冷凝器既是高温部分的蒸发器又是低温部分的冷凝器。对于天然气液化，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。 级联式液化流程的优点主要包括： 1、逐级制冷循环所需的能耗最小，也是目前天然气液化循环中效率最高的流程。 2、与混合制冷剂循环相比，换热面积较小； 3、制冷剂为纯物质，无配比问题； 4、各制冷循环系统与天然气液化系统彼此独立，相互影响少、操作稳定、适应性强、技术成熟。 级联式液化流程的缺点： 1、流程复杂、所需压缩机组或设备多，至少要有3台压缩机，初期投资大；
2、附属设备多，必须有生产和储存各种制冷剂的设备，各制冷循环系统不允许相互渗漏，管线及控制系统复杂，管理维修不方便； 3、对制冷剂的纯度要求严格。 根据级联式液化流程的以上特点，该流程无法满足小型撬装式LNG 装置对设备布局要求简单紧凑的要求，因此只适用于大型装置，常用于2X104~5X104m3/d的装置。通过优化设备的配置，级联式液化流程可以与在基本负荷混合制冷剂厂中占主导地位的带预冷的混合制冷 剂循环相媲美。 二、混合制冷剂液化流程 该工艺是20世纪60年代末期，由级联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，代替级联式制冷工艺中的多个纯组分，其组成根据原抖气的组成和压力确是，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混合，分为闭式和开式两种混合制冷工艺。 混合制冷剂液化流程的特点是什么? 以C1~C5的碳氢化合物及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、节流、膨胀得到不同温度水平的制冷量，以实现逐步冷却和LNG的工艺流程称之为混合制冷剂液化流程（Mixed-RefrigerantCycle，MRC），这种流程一般用于液化能力为7443X10~30XI0m/d的装置。 与级联式液化流程相比，MRC的优点是：
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
液化天然气（LNG）接收站的工艺方案分为直接输出式和再冷凝式两种，两种工艺方案的主要区别在于对储罐蒸发气的处理方式不同。直接输出式是利用压缩机将LNG储罐的蒸发气（BOG）压缩增压至低压用户所需压力后与低压气化器出来的气体混合外输，再冷凝式是将储罐内的蒸发气经压缩机增压后，进入再冷凝器，与由LNG储罐泵出的LNG进行冷量交换，使蒸发气在再冷凝器中液化，再经高压泵增压后进入高压气化器气化外输。设计时应根据用户压力需要选择合适的工艺方案。为防止卸载时船舱内因液位下降形成负压，储罐内的蒸发气通过回流臂返回到LNG船舱内，以维持船舱压力平衡。储罐内的LNG蒸发气经蒸发气压缩机压缩后进入再冷凝器再液化，经外输泵加压后气化外输。 2.工艺系统描述 液化天然气（LNG）接收站的工艺系统由六部分组成。这六部分分别是NG卸船、LNG储存、LNG再气化/外输、蒸发气（BOG）处理、防真空补气和火炬放空系统。 (1)LNG卸船工艺系统 LNG卸船工艺系统由卸料臂、蒸发气回流臂、LNG取样器、LNG卸船管线，蒸发气回流管线及LNG 循环保冷管线组成。 LNG运输船进港靠泊码头后，通过安装在码头上的卸料臂，将运输船上的LNG出口管线与岸上的LNG 卸船管线联接起来。由船上储罐内的LNG输送泵，将所载LNG输送到岸上储罐内。随着LNG的泵出,运输船上储罐内的气相空间的压力逐渐下降，为维持气相空间的压力，岸上储罐内的部分蒸发气通过蒸发气回流管线、蒸发气回流臂，返回至船上储罐内补压。为保证卸船作业的安全可靠，LNG卸船管线采用双母管式设计。在卸船作业时，两根卸船母管同时工作，各承担总输量的50%。在非卸船作业期间，必须对卸船管线进行循环保冷。双母管设计使卸船管线构成一个循环线，便于对卸船母管进行循环保冷。从储罐输送泵出口分流出一部分LNG，冷却需保冷的管线，经循环保冷管线返回储罐。 (2)LNG储存工艺系统 LNG储存工艺系统由低温储罐、进出口管线、阀门及控制仪表等设备组成。 LNG低温储罐采用绝热保冷设计，储罐中的LNG处于"平衡"状态。由于外界热量(或其它能量)的导入，如储罐绝热层的漏热量、储罐内LNG潜液泵的散热、压力变化、储罐接口管件及附属设施的漏热量等，会导致少量LNG蒸发气化。 LNG潜液泵安装在储罐底部附近，LNG通过泵井从罐顶排出。 LNG储罐上的所有进出口管线全部通过罐顶，罐壁上没有开口。 (3)LNG再气化/外输工艺系统 LNG再气化/外输工艺系统包括LNG潜液泵、LNG高压外输泵、开架式海水气化器、浸没燃烧式气化器及计量系统。 储罐内的LNG经潜液泵增压进入再冷凝器，使再冷凝器中的蒸发气液化，从再冷凝器中出来的LNG 经高压外输泵增压后进入气化系统气化，计量后输往用户。 (4)蒸发气（BOG）处理系统 蒸发气处理工艺系统包括蒸发气（BOG）压缩机、蒸发气冷却器、压缩机分液罐、再冷凝器以及火炬放空系统。 蒸发气处理系统的设计要保证LNG储罐在一定的操作压力范围内正常工作。LNG储罐的操作压力,取决于储罐内气相空间（即蒸发气）的压力。在不同工作状态下，如储罐在正常外输，或储罐正在接收LNG，或储罐既不外输也不接收LNG，蒸发气量有较大差异。因此，储罐设置压力开关来控制气相空间压力，压力开关的设定分为超压和欠压两组，通过压力开关来启停BOG压缩机，从而达到控制压力的目的。 (5)储罐欠压补气系统 为了防止LNG储罐在运行中发生欠压（真空）事故，工艺系统中配置了防真空补气系统。补气气源一般采用接收站再气化的天然气，由气化器出口管汇处引出。
1.（ 2.5分） LNG接收站直接输出工艺和再冷凝工艺的主要区别在于： A、BOG处理工艺的不同 B、LNG气化方式不同 C、卸船方式不同 D、LNG储罐类型不同 正确答案： 2.（2.5分）关于LNG卸料臂的描述不正确的是： A、LNG卸料臂是一种装卸装置 B、卸料臂的输送管道部分是由不锈钢制成 C、卸料臂必须绝热 D、卸料臂必须能对LNG船运动快速作出反应 正确答案： 3.（2.5分）关于罐容计算公式Vs=(Vt+n.Q-t.q)/k的描述不正确的是： A、仅适用于LNG接收站调峰的设计 B、Vt指从LNG船所卸的最大容量 C、计算得到罐容值为接收站所需最小罐容 D、k为罐容的安全系数 正确答案： 4.（2.5分）关于罐容计算公式V=V1+V2+V3+V4 的描述不正确的是： A、适用于调峰型LNG接收站的设计 B、V2为最大不可作业期间的备用量，一般按5d的最大输出量考虑 C、V3=年需求量×季调峰系数 D、V4为呆滞存储量 正确答案： 5.（2.5分）非卸船模式下影响蒸发气量的主要因素： A、储罐的漏热 B、大气压变化造成储罐压力变化 C、卸料臂与卸料管线的漏热 D、SCV用气量 正确答案： 6.（2.5分）关于LNG低压泵不正确的是： A、潜液式泵 B、离心式泵 C、安装在LNG储罐顶部 D、安装在LNG储罐内部 正确答案： 7.（2.5分）关于LNG高压泵不正确的是： A、潜液式泵 B、离心式泵 C、安装在LNG储罐外部 D、安装在LNG储罐内部 正确答案： 8.（2.5分）关于开架式气化器不正确的是： A、以海水作热源的气化器 B、用于基本负荷型的大型气化装置 C、传热管是内部具有星形断面，外部有翅片的铝合金管 D、适用于任何温度的海水 正确答案： 9.（2.5分）关于浸没燃烧型气化器不正确的是： A、一种燃烧加热型气化器 B、适合于紧急情况或调峰使用 C、传热效率非常高 D、操作费用比ORV略低
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 第二阶段在线作业 单选题 (共20道题) 展开 收起 1.（ 2.5分）以下正确描述单容罐是： A、单容罐就是指单壁罐 B、单容罐就是指单容积罐 C、单壁罐一定是单容罐 D、单容罐的外部不需要围堰 正确答案：此题得分：2.5分 2.（2.5分）以下关于全容罐的描述不正确的一项是： A、内罐与外罐都能单独容纳所存储的低温液体产品 B、在正常工作条件下内罐储存低温液体产品，外罐支撑罐顶 C、外罐能够可控的排放因液体泄漏而产生的蒸发气 D、全容罐的外部必须设置围堰 正确答案：此题得分：2.5分 3.（2.5分）真空粉末绝热储罐内罐体的封头一般采用哪种形式？ A、椭圆形 B、碟形 C、球形 D、以上都可以 正确答案：此题得分：2.5分 4.（2.5分）真空粉末绝热储罐的粉末材料通常指： A、泡沫玻璃砖 B、玻璃纤维丝 C、膨胀珍珠岩 D、气凝胶 正确答案：此题得分：2.5分 5.（2.5分）立式真空粉末绝热LNG储罐通常使用液位计形式是： A、差压式 B、电容式 C、雷达式 D、浮子式 正确答案：此题得分：2.5分 6.（2.5分）下面关于LNG储罐进液系统的设计哪一项正确？ A、一般采取上进液方式 B、需同时具备上进液和下进液功能 C、一般采取下进液方式 D、以上都不对 正确答案：此题得分：2.5分 7.（2.5分） LNG子母罐内外罐之间的夹层应充哪种气体维持正压？ A、天然气 B、甲烷气