天然气液化工艺流程综述
杨雪婷，阮家林
（杭州福斯达实业集团有限公司）
摘 要：阐述了天然气液化的主要工艺流程以及各种工艺流程的特点和使用范围，同时介绍了国内引进的几套典型的混合制冷的天然气液化装置，浅谈了LNG技术的发展趋势。
关键词：LNG流程组织；特点；使用范围； LNG发展
液化天然气由于其环保性而成为取代其他燃料的最佳物质，其应用领域将扩大到发电、汽车用气、工业用气、城市居民用气、化工用气、以及冷能的综合利用等方面。
全球液化天然气贸易的迅猛发展促使LNG工业规模不断扩大，LNG工厂成倍增加。目前已经有16个国家，建了30余座天然气液化厂，共有82条生产线已经或即将建成，单条生产线的最大生产能力达到780×104 t/a。预计到2012年，全世界的天然气液化能力将达到（4～5）×108 t/a。
1 国内外天然气液化主要工艺流程介绍
液化是LNG生产的核心。目前，天然气液化工业成熟的工艺路线主要有3种类型：阶式制冷工艺、膨胀制冷工艺和混合冷剂制冷工艺。
1.1 阶式制冷流程
阶式液化流程是最早应用于液化天然气的工艺流程，从20世纪60年代开始广泛应用于基本负荷型天然气液化装置。
典型的阶式制冷循环一般是由丙烷、乙烯和甲烷为制冷剂的3个单独的制冷系统串联组成，每个系统均有一套压缩机组。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。阶式制冷工艺技术成熟，制冷系统与天然气液化系统相互独立，各系统相互影响少，制冷剂均为纯物质，不存在配比问题，系统操作稳定好，同时，设计合理的级联式循环通常是在液化循环中耗
能最小的。但在该工艺中，各级制冷循环都需要单独的压缩机和制冷剂储存设备，设备投资成本高、流程复杂，管道与控制系统复杂，维护不便。
图1 典型阶式制冷工艺流程简图
国内中原油田引进法国索菲公司技术于2001年建造的15×104m3/d的LNG装置采用了阶式制冷流程，但由于原料天然气压力高达12 MPa，利用高压节流制冷效应而省去了CH4制冷循环级。
1.2 膨胀流程
以膨胀制冷循环为基础的天然气液化工艺流程是采用透平膨胀机进行等熵膨胀而达到降温目的的过程。在操作频繁且要求快速启停的调峰型装置中，膨胀流程得到了很好的利用。根据制冷剂的不同，膨胀制冷循环分为天然气膨胀制冷工艺、氮气膨胀制冷工艺和氮-甲烷膨胀制冷工艺。
图2 典型膨胀制冷工艺流程简图
天然气膨胀制冷循环是利用原料天然气自身的压力膨胀做功从而提供天然气液化所需要的冷量，该工艺特别适用于天然气输送压力较高、而实际使用压力较低，中间需要降压的气源场合，最适宜于调峰型装置。该工艺流程简单，也省去专门生产、运输、贮存制冷剂的设备，投资费用少，操作灵活。采用该工艺的系统液化率主要取决于膨胀比和膨胀效率，因此该工艺方法不能获得较低的温度、足够的循环气量和液化率，同时膨胀机的工作性能受原料气压力和组成变化的影响较大，对系统的安全性要求较高。陕北气田液化天然气示范工程即是采用天然气膨胀制冷循环的装置。
氮气膨胀流程简单、紧凑。装置启动快，运行灵活，适应性强，易于操作和控制。但能耗相对较高。相比N2膨胀流程，氮-甲烷膨胀流程除了具备流程简单、设备投资少等优点，其能耗也要比氮膨胀流程低3%～5%，装置的操作弹性高，对气源的变化有良好的适应性，对国内用户所面临的气源供气量变化范围很大提供了一个好的解决方案，特别有利于装置长期运行的实际单位能耗的控制。
1.3 混合冷剂流程
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C1至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。
①PRICO工艺
在该工艺中，混合冷剂先进行压缩，分成气液两相，但只有一个压力级别。气液两相高压冷剂在冷箱入口混合，由上至下通过热交换器，基本上在和LNG相同的温度下流出，经过控制阀减压后返回热交换器，向上流动气化，提供冷量，然后回到压缩段完成闭路循环。PRICO工艺和其他所有在用的液化工艺相比，只有1台压缩机、1个冷箱，流程简单，投资费用较低，控制方便，操作可靠，对不同组成原料气也有很强的适应性。国内鄂尔多斯100×104 m3和珠海60×104 m3的LNG装置均是采用该液化工艺。
②CII（Integral Incorporated Cascade）流程
在上海浦东建造的国内第一座调峰型天然气液化装置所采用的流程为法国索菲公司开发的CII流程，这是该流程的第一次工业化应用，也是国内引进的第一套混合冷剂工艺流程装置。
CII工艺流程简单，在一定程度上降低了设备投资，装置比能耗相比单级混合冷剂流程
有所降低。该工艺采用了整体式冷箱结构，经过优化设计的高效板翅式换热器并行排列于冷箱中，设备布局更加紧凑，同时，冷箱的模块儿化设计也为装置建设费用节约了成本。
图3 单级混合冷剂制冷工艺流程简图
1、6、7、13.气液分离器 2.低压压缩机3、5.冷却器
4.高压压缩机
5.分馏塔9、10、11.节流阀 12.冷箱
图4 CII液化流程
③多级单混合冷剂流程（LIMUM）
由林德公司进口的新疆广汇150×104 m3的LNG装置采用的是LINDE 公司的LIMUM 液化工艺，混合冷剂压缩机为燃气透平驱动的离心式压缩机，换热器为绕管式换热器。该工艺流程中，换热器中冷流股和热流股的温度曲线更为匹配，装置的能耗有所减少。
这是国内引进的最大的混合冷剂工艺的LNG装置，它的建设、投运、特别是运行经验，有助于我们对混合冷剂工艺技术的了解和消化吸收。
图5 多级混合冷剂制冷工艺流程简图
④ C3/MR
C3/MR是基本负荷装置中最常采用的液化循环，是目前LNG工业的主导工艺。该工艺的高温段采用丙烷作为冷剂按几个不同的温度级别对原料气和混合冷剂预冷，低温段先后用不同压力级别的混合冷剂把原料气顺序液化。这种工艺结合了阶式制冷与一般的混合制冷的优点，工艺流程相对简单，效率更高，运行费用较低。
⑤ Shell-DMR
与C3MR工艺相比，Shell-DMR工艺的预冷段采用混合制冷剂循环，采用乙烷、丙烷与少量甲烷、丁烷混合物为预冷段制冷剂，天然气预冷温度达到-40 ℃，该工艺设备减少，灵活性更大，可在宽范围操作条件下运行。目前，该工艺已在俄罗斯萨哈林LNG项目中得到首次应用。
⑥ Liquefin工艺
在2003年于日本举行的世界气体大会上，由法国Axens公司与法国石油研究所合作开
发的Liquefin液化天然气工艺首次亮相。与普通液化工艺相比，Liquefin工艺具有下列特点：
图6 C3/MR工艺流程简图
图7 双混合冷剂工艺流程简图
图8 Liquefin工艺流程简图
a.预冷冻段用混合制冷剂替代丙烷，使预冷段加热-冷却焓曲线较接近.
b.预冷冻段与液化段之间转折点从-30 ℃降至-60～-80 ℃，在这样低温度条件下，混合制冷剂完全冷凝，不需要相分离。使换热管线十分简单与紧凑。两个循环之间动力平衡易控制，可使用两台相同的燃气轮机为两段提供同样动力。同时，制冷剂用量可明显降低，在某些情况下制冷剂与LNG的摩尔比可低于1。预冷冻段混合制冷剂完全液化导降较低的功率需求。
c.冷箱内采用PFHE布局。设备布置非常紧凑。PFHE两侧压力降较低，使Liquefin工艺效率较高。用PFHE结合Liquefin独特工艺使整个液化段的加温与冷却焓曲线非常贴近，改善了热力学效率。据该公司称，该工艺生产LNG的费用每吨可降低25%，带有2台标准燃气透平的Liquefin工艺的系列装置，每年能生产600×104 t的液化天然气。该技术目前已趋于成熟，具备实施工业化条件，在2010年伊朗南帕斯一LNG项目中投入使用。
⑦MFC工艺
由林德公司开发出的混合冷剂阶式流程（MFC）综合了混合冷剂流程和阶式流程的优点，系统有三个制冷循环，各制冷循环均采用混合冷剂，从而使热流和冷流股的温度曲线匹配更为理想，装置效率和单条生产线规模都有了进一步的提高。系统中预冷段采用板翅式换热器，后续的液化段和过冷段采用绕管式换热器。该流程首次在挪威北部的430×104 t/a 的LNG项目上取得应用。
图9 混合冷剂阶式制冷工艺流程简图
⑧AP-X工艺
该工艺是APCI公司对C3/MRC工艺的改进，以扩大单线生产能力，它包括三个制冷循环：丙烷制冷用于预冷混合冷剂循环提供天然气液化的冷量，氮膨胀制冷循环提供过冷用冷量。相比丙烷预冷工艺，减少了丙烷和混合冷剂的用量。该工艺已在卡塔尔计划2008年投建的QatargasⅡ项目的4号和5号生产线上被采用，单生产线能力780×104 t/a。
图10 AP-X工艺流程简图
2 工艺流程选择及发展趋势
天然气液化工艺的选择对其项目建设来说是个至关重要的环节，液化工艺和相关设备配置对装置的效率和造价具有决定性的影响。
对以LNG销售为目的的国内LNG工厂，流程上需要追求高效率、低能耗与低投资，以此降低产品生产费用，增强市场竞争力，这需要对工艺流程进行合理的分析和评价。液化工艺及设备的选择要综合考虑工艺系统和设备经验、可靠性、工艺效率、资金投入，能源成本消耗等指标。
天然气消费量的增长必然促进液化天然气工业的发展，随着天然气液化工艺的不断发展更加推动了全球LNG装置向大型化发展。由于中国天然气资源及技术条件的限制，目前国内的LNG装置均属于中小型装置，LNG技术也多局限在膨胀流程上，能耗高、规模小、效益不能很好体现。
纵观LNG工业的发展，我们已认识到LNG装置大型化的发展趋势，体会到发展天然气液化工艺技术的必要性，自2008年3月采用了我公司并联双温区膨胀制冷技术及等压干燥脱水技术的山东泰安天然气液化项目顺利投产后，我公司继续在天然气液化工艺等方向加大人力和物力投资，不断吸收国外先进的液化天然气技术，对原有的各种膨胀制冷循环
做了很好的改进，并相继投入使用，同时也开发出了新的MRC工艺流程，并得到了工业化应用。
总之，为适应液化天然气工业的快速发展，提高国内液化天然气工业的竞争力，我们应该积极发展国内的天然气液化工艺技术，同时在LNG相关系统的完善、大型设备国产化以及LNG冷能利用等方面做更加深入的研究。
作者简介：阮家林，现任杭州福斯达实业集团有限公司副总经理兼技术总监。
电话：（0571）89283987
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
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
毕业设计（论文）文献综述城市燃气输配系统一、概述城市燃气的输配系统一般是指从生产厂输出开始，一直到把燃气按用户需要的压力、数量输送给用户为止，其间所需的各种设施组成的整个系统。对天然气长距离输气系统，或采用管道输送液化石油气，则指燃气进入城市接收站或包括液化石油气储存站开始到用户的整个部分。1、城市燃气输配系统的压力级制城市燃气输配系统根据输气压力来分级，因为燃气管道的气密性与其他管道相比，有特别严格的要求，漏气可能导致火灾、爆炸、中毒或其他事故；同时管网采用不同的压力级制是比较经济的，而且各类用户所需要的燃气压力也不同。一般居民用户和小型公共建筑用户直接由低压管道供气。中压和高压管道输配系统必须通过区域调压器或用户专用调压器后由低压输配系统供气。城市燃气输配系统的压力级制，应根据城市大小、气源压力、燃气组分、灶具设计等因素决定。通常，城市越大，压力级制就越复杂。我国城市燃气压力级制划分标准：高压A 0.8＜p≤1.6MPa 高压B 0.4＜p≤0.8MPa 中压A 0.2＜p≤0.4MPa 中压B 0.005＜p≤0.2MPa 低压p≤0.005MPa2、城市燃气管网系统城市燃气管网由各种压力的燃气管道组成。按其组合形式的不同，一般可分单级系统、两级系统、三级系统和多级系统。单级系统只有一个压力等级，仅用于低压管网分配和供应的系统，其系统简单，维护方便，但供应能力较小。两级系统一般由低压和中压或次高压和低压两级管网组成，其在成本增加不大的情况下，供气能力和压力状况有较大改善，但运行费用较高，运行管理也较复杂。三级系统和多级系统通常是在燃气输送量很大、输送距离很远而中压管道又不能有效地保证长距离输送大量燃气，或难以敷设高压燃气管道而中压管道投资过大，或以天然气为气源时采用。 3、城市燃气输配系统的主要设备城市燃气输配系统主要设备包括：压送设备、储存设备、调压计量设备及输配管网。1 压送设备压送设备是用来提高燃气压力或输送煤气的机器。目前中、低压两级制城市燃气输配系统中使用的压送设备主要有：罗茨式鼓风机、往复式压缩机等。2 储存设备城市燃气用量是不断变化的，有月不均匀性、日不均匀性和时不均匀性，
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。
` 气体传感器的发展概况 和发展方向 玛日耶姆·图尔贡 107551600545 Word文档
气体传感器的发展概况和发展方向 【摘要】本文对气体传感器进行分类，介绍了半导体型气体传感器、电阻型气体传感器、非电阻型气体传感器等几种常见气体传感器的特性、总结了这些气体传感器的工作原理，并阐述这几种气体传感器在日常生活及特殊场合中的应用及其选用时的原则。探讨了气体检测仪器在检测对象、检测围和检测方式上向小型化、智能化、多功能化和通用化等方面不断向前发展的方向。 【关键词】气体传感器；特性；应用；发展方向 一、前言 目前，随着人们环保意识的提高，环境问题日益受到政府和社会关注。环境问题变成了重要的民生问题，影响到人民生活幸福感，甚至环境问题严重威胁群众健康。 近年来生态环境污染状况日趋严重，各种工业废水，废气直接排入水体及空气，造成极为严重的环境污染。影响着人们的正常生活和生存发展，并导致环境污染的气体进行处理是十分急迫的问题。随着科学技术的发展,人们生活水平的提高,对气体传感器的需求已有所不同;同时,随着近年酸雨、温室效应、臭氧层破坏、环境污染等,严重影响了人类的健康和生存,这就给气体传感器提出了新的研究课题和增加了新的研究容和难度。检测气体的种类由原来的还原性气体(H2、 C4、 H10、 CH4等)扩展到毒性气体(CO、NO2、 H2S、NO、NH3、 PH3等)以及食品有关的气体(鱼、肉鲜度(CH3)3、醋酸乙脂等)[1]。气体传感器作为气体检测最基础的部分，为了满足这些需求,气体传感器必须具有较高的灵敏度和选择性,重复性和稳定性要好,而且能批量生产,性能价格要高等。 随着人们环保意识的增强以及各国对有毒气体排放和污染物排放方面的严格立法，各种气体传感器正在得到越来越广泛的应用。目前，随着生命科学、人工智能、材料科学等学科的发展，气体传感器的应用领域越来越广泛，在大气监测、食品工业、汽车尾气快速实时测定、有毒气体检测安全检查和航空航天等方面，越来越多地显示出气体传感器的重要作用[2]。 二、气体传感器的发展概况 2.1气体检测仪 气体检测仪是一种气体泄露浓度检测的仪器仪表工具，主要是指便携式/手持式气体检测仪。主要利用气体传感器来检测环境中存在的气体种类。气体检测的目的是分析各种气体混合物中各组分的含量或其中某一组分的含量。气体检测仪表一般由传感器、信号放大、处理单元、显示单元以及控制单元组成，其中传感器是最关键的部分。 2.2传感器 传感器是一种检测装置，能感受到被测量的信息，并能将检测感受到的信息，按一定规律变换成为电信号或其他所需形式的信息输出，以满足信息的传输、处理、存储、显示、记录和控制等要求。传感器按其基本效应可分为：物理传感器，化学传感器，生物传感器。按检测对象，化学传感器分为气体传感器、湿度传感器、离子传感器。 物理传感器 传感器生物传感器气体传感器 化学传感器离子传感器 湿度传感器
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
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。
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2 X 104~5 X 104m3/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-Refrigerant Cycle，MRC），这种流程一般用于液化能力为7 X 104~30 X I04m3/d的装置。 与级联式液化流程相比，MRC的优点是： 1、机组设备少、流程简单、投资省，比经典级联式液化流程的投资费用低15%~20%左右； 2、管理方便； 3、对制冷剂的纯度要求不高；; 4、混合制冷剂组分可以部分或全部从天然气本身提取与补充。 其缺点是：
气体传感器-----文献综述 气体传感器文献综述 指导老师:胡赤鹰 ndang/'word文档 控制科学与工程学系自动化0701班林增辉 3061101271 一、背景介绍 目前,随着人们环保意识的提高,环境问题日益受到政府和社会的关注。环境问题已经成了重大的民生问题,成为影响人民生活幸福感的重要因素。在一些地方,环境问题已经严重威胁到群众健康。 环境监测是解决环境问题的基础性工作,其目的是准确、及时、全面地反映环境质量现状及发展趋势,为环境管理、污染源控制、环境规划等提供科学依据。 气体检测是环境检测的重要部分,国内各大城市都相继建立了空气质量检测机构,通过电视、互联网等媒体及时向社会发布当地空气质量状况。而一些特殊的工作场所,如化工厂、煤矿、垃圾处理场,对气体的检测有着更高的要求。由于气体的不可见性(大部分气体为无色)和扩散性,气体传感器是气体检测最基础的部分。气体传感器的研究成果,直接影响到气体检测技术的发展。 国内外研究现状 2.1 气体检测仪表气体检测的目的是分析各种气体混合物中各组分的含量或其中某一组分的含量。气体检测仪表一般由传感器、信号放大、处理单元、
显示单元以及控制单元组成,其中传感器是最关键最基础的部分。气体检测仪表的工作原理是根据混合气体中待测气体组分的某一化学或物理性质比其他组分的有较大差别;或待测组分在特定环境中表现出来的物理、化学性质的不同来检测待测组分的含量。因此,气体成分的分析方法基本上都是基于物理式、化学式和物理化学式等原理。 2.2 气体传感器气体传感器是传感技术中的重要组成部分,能将气体特定成分检测出来,并将其转成适当信号,若与微机结合进行在线监控,会大大提高分析速度和准确度。 自1962年日本研制出第一种可燃性气体传感器之后,气体传感器从理论到应用均得到迅速发展,已广泛应用在各个领域。历次国际性传感器会议中与气体有关的传感器均为重要内容之一。我国有关传感器技术方面的会议召开过多次气体传感器方面报告均占30%以上,多着达40%,气敏元件和气体传感器已成为传感技术中的独立分支。 2.3 气体传感器分类 目前常用的气体传感器可分为:半导体气体传感器、电化学气体传感器、催化燃烧式气体传感器、热导式气体传感器、光学气体传感器等。 2.3.1 半导体气体传感器 半导体气体传感器的检测原理是,当传感器的表面氧化物吸附某些气体时,电导率将发生改变,利用改变的电导率来检测气体及其浓度。 从材料的应用范围、普及程度以及实用性来看,半导体气体传感器应用最为广泛,成本低廉,在气体传感器中约占60%。它的缺点是稳定性较差,受环境影响较大;尤其,每一种传感器的选择性都不是唯一的,输出参数也不能确定。因此,
天然气及液化天然气L N G基础知识
1 天然气的用途：I 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，体积能量密度为汽油的72%。 3 LNG工厂主要可分为基本负荷型、调峰型两类。液化流程以APCI（美国空气液化公司）流程为主。（丙烷预冷混合制冷剂液化流程） 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，水在低于零度时将以冰或霜 的形式冻结在换热器的表面和节流阀的工作部分，另外，天然气和水会形成天 然气水合物，它是半稳定的固态化合物，可以在零度以上形成，它不仅可能导 致管线阻塞，也可以造成喷嘴合分离设备的堵塞。
9 目前常用的脱水方法有：冷却法、吸收法、吸附法等。 10 冷却脱水是利用当压力不变时，天然气的含水量随温度降低而减少的原理实现天然气脱水，此法只适用于大量水分的粗分离。 11 吸附脱水：利用吸湿液体（或活性固体）吸收的方法。三甘醇脱水，适用于大型天然气液化装置中脱出原料气所含的大部分水分。 12 吸附脱水：主要适用的吸附剂有：活性氧化铝、硅胶、分子筛等。现代LNG 工厂采用的吸附脱水方法大都是采用分子筛吸附。在实际使用中，可分子筛同硅胶或活性氧化铝、串联使用。 13 脱硫：酸性气体不但对人体有害，对设备管道有腐蚀作用，而且因其沸点较高，在降温过程中易呈固体析出，必须脱除。 14 在天然气液体装置中，常用的净化方法有：醇胺法，热钾碱法，砜胺法。 15 天然气液化流程：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。 16 天然气液化装置有基本负荷型和调峰型，基本负荷型天然气液化装置是指生产供当地使用或外运的大型液化装置，其液化单元常采用级联式液化流程和混合制冷剂液化流程。调峰型液化装置指为调峰负荷或补充冬季燃料供应的天然气液化装置，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在汽化使用。其液化单元常采用带膨胀机的液化流程和混合制冷剂液化流程。 17 目前世界上80%以上的基本负荷型天然气液化装置中，采用了丙烷预冷混合制冷剂液化流程。流程由三部分组成：混合制冷剂循环，丙烷预冷循环，天然
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：
气体传感器的发展概况 和发展方向 玛日耶姆·图尔贡 107551600545
气体传感器的发展概况和发展方向 【摘要】本文对气体传感器进行分类，介绍了半导体型气体传感器、电阻型气体传感器、非电阻型气体传感器等几种常见气体传感器的特性、总结了这些气体传感器的工作原理，并阐述这几种气体传感器在日常生活及特殊场合中的应用及其选用时的原则。探讨了气体检测仪器在检测对象、检测范围和检测方式上向小型化、智能化、多功能化和通用化等方面不断向前发展的方向。 【关键词】气体传感器；特性；应用；发展方向 一、前言 目前，随着人们环保意识的提高，环境问题日益受到政府和社会关注。环境问题变成了重要的民生问题，影响到人民生活幸福感，甚至环境问题严重威胁群众健康。 近年来生态环境污染状况日趋严重，各种工业废水，废气直接排入水体及空气，造成极为严重的环境污染。影响着人们的正常生活和生存发展，并导致环境污染的气体进行处理是十分急迫的问题。随着科学技术的发展,人们生活水平的提高,对气体传感器的需求已有所不同;同时,随着近年酸雨、温室效应、臭氧层破坏、环境污染等,严重影响了人类的健康和生存,这就给气体传感器提出了新的研究课题和增加了新的研究内容和难度。检测气体的种类由原来的还原性气体(H2、 C4、 H10、 CH4等)扩展到毒性气体(CO、NO2、 H2S、NO、NH3、 PH3等)以及食品有关的气体(鱼、肉鲜度(CH3)3、醋酸乙脂等)[1]。气体传感器作为气体检测最基础的部分，为了满足这些需求,气体传感器必须具有较高的灵敏度和选择性,重复性和稳定性要好,而且能批量生产,性能价格要高等。 随着人们环保意识的增强以及各国对有毒气体排放和污染物排放方面的严格立法，各种气体传感器正在得到越来越广泛的应用。目前，随着生命科学、人工智能、材料科学等学科的发展，气体传感器的应用领域越来越广泛，在大气监测、食品工业、汽车尾气快速实时测定、有毒气体检测安全检查和航空航天等方面，越来越多地显示出气体传感器的重要作用[2]。 二、气体传感器的发展概况 2.1气体检测仪 气体检测仪是一种气体泄露浓度检测的仪器仪表工具，主要是指便携式/手持式气体检测仪。主要利用气体传感器来检测环境中存在的气体种类。气体检测的目的是分析各种气体混合物中各组分的含量或其中某一组分的含量。气体检测仪表一般由传感器、信号放大、处理单元、显示单元以及控制单元组成，其中传感器是最关键的部分。 2.2传感器 传感器是一种检测装置，能感受到被测量的信息，并能将检测感受到的信息，按一定规律变换成为电信号或其他所需形式的信息输出，以满足信息的传输、处理、存储、显示、记录和控制等要求。传感器按其基本效应可分为：物理传感器，化学传感器，生物传感器。按检测对象，化学传感器分为气体传感器、湿度传感器、离子传感器。 物理传感器 传感器生物传感器气体传感器 化学传感器离子传感器 湿度传感器
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
60立方石油液化气储罐设计 ——文献综述储罐概述 储运设备主要是指用于储存与运输气体、液体、液化气体等介质的设备，在石油、化工、能源、环保、轻工、制药及食品等行业应用广泛。大多数储运设备的主体是压力容器。在固定位置使用、以介质储存为目的容器称为储罐，储存油品和各种液体化学品，是石油化工装置和储运系统设施的重要组成部分，如加氢站用高压氢气储罐、液化石油气储罐、战略石油储罐、天然气接收站用液化天然气储罐等； 没有固定使用位置、以介质运输为目的的压力容器称为移动式压力容器，如汽车罐车、铁路罐车及罐式集装箱上的罐体。 储罐分类 储罐又有多种分类方法，按压力划分可分为接近常压储罐（-490～2000Pa）和低压储罐（2000Pa～0.1MPa）；按几何形状分为卧式圆柱形储罐、立式平底筒形储罐、球形储罐；按温度划分为低温储罐（或称为低温储槽）、常温储罐（<90℃）和高温储罐（90~250℃）；按材料可划分为非金属储罐、金属储罐和复合材料储罐；按所处的位置又可分为地面储罐、地下储罐、半地下储罐和海上储罐等。单罐容积大于1000m3的可称为大型储罐.金属制焊接式储罐是应用最多的一种储存设备,目前国际上最大的金属储罐的容量已达到2×105m3. 储存介质 储存介质的性质，是选择储罐结构形式与储存系统的一个重要因素。液化石油气是一种易燃、易爆的危险介质，在生产运输、储存和使用过程中极易发生事故。 液化石油气是一种低碳数的烃类混合物，在常温常压下呈气体状态，只有在增加压力或降低温度的条件下，才变成液体，故称为液化石油气。构成液化石油气的主要
成分是丙烷正丁烷、异丁烷、丙烯、1-丁烯、顺-2-丁烯、反-2-丁烯和异丁烯等8种重碳氢化合物，俗称碳三和碳四以及少量的甲烷乙烷戊烷乙烯和戊烯，俗称碳一、碳二和碳五。此外，还有微量的硫化物、水蒸气等非烃化合物。储存介质的性质，是选择储罐结构形式与储存系统的一个重要因素。介质特性包括闪点、沸点、饱和蒸汽压、密度、腐蚀性、毒性程度、化学反应活性（聚合趋势）等。 储存介质的闪点、沸点以及饱和蒸汽压与介质的的可燃性密切相关，是选择储罐结构形式的主要依据。饱和蒸汽压与各组分的混合比例有关，如民用液化石油气就是一种以丙烷和异丁烷为主的混合液化气体，其饱和蒸汽压由丙烷和异丁烷的百分比决定。 储存介质的密度，将直接影响罐体载荷分布及其应力大小。介质的腐蚀性是选择罐体材料的首要依据，将直接影响制造工艺和设备造价。而介质的毒性程度则直接影响储罐制造与管理的等级和安全附件的配置。 介质的黏度或冰点也直接关系到储存设备的运行成本。这是因为当介质为具有高粘度或高冰点的液体时，为保持其流动性，就需要对储存设备进行加热或保温，使其保持便于输送的状态。 石油液化气发展概况 液化石油气的问世和发展是同石油化学工业的发展分不开的。1892年，荷兰首先利用天然气进行试验，获得了液化甲烷，从而为石油气的液化奠定了理论基础。 20世纪初叶，沃尔特斯特（Dr. Walter Snelling）博士对汽油进行稳定性试验，发现汽油挥发出的气体在一定温度和压力条件下可凝结为液体，并成功的从天然气中提取了丙烷和丁烷。随后，德国、美国、日本、法国、意大利和东欧一些国家也相继成产和使用了液化石油气。近半个世纪以来，随着对石油资源的开发和炼油化工工业的发展，不仅石油资源丰富的国家的液化石油气有了迅速发展，而且一些资源贫缺的国家也大量的发展液化石油气。目前，已有120多个国家和地区自行生产或进口液化石油气用作燃料和化工原料。美国液化石油气的年用量约66kt，日本约为200kt。 我国从1965年开始，在北京、天津、哈尔滨、沈阳、上海和南京等石油化学工业发达的城市，以及一些石油炼油厂所在地区，先后使用液化石油气作为民用燃料。 此后各大城市相继建设了液化石油气民用供应系统。目前，我国东部地区的乡镇和中部地区的大多数县、乡，城镇居民使用了液化石油气，并逐渐向农村发展。以山
刘于英，原丰贞，赵霄鹏. 甲醇制汽油工艺概述[J].山西化工，2009,29（4）：2-3 随着世界石油资源的日益匮乏和甲醇生产成本的降低,甲醇作为新的石化原料来源已经成为一种趋势,因此甲醇制汽油(MTG)项目备受关注。 与其他甲醇下游技术相比,甲醇制汽油技术相对简单,并在反应器技术、油品后处理技术及油品品质等方面都有一定优势。特别是甲醇转化生产的汽油经简单加工后既可以直接使用,也可以作为优质油组分进行高清洁汽油(国家Ⅲ类标准)的调和。甲醇制汽油(MTG)工艺是由Mobil公司开发的甲醇于ZSM 25 分子筛催化剂上转化成芳烃的基础上发展而来的。Mobil法甲醇制汽油技术首次发表于1976 年,它首先以煤或天然气作原料生产合成气,再以合成气制甲醇,最后将粗甲醇转化为高辛烷值汽油。 甲醇制汽油工艺在中国能否立足,取决于煤制甲醇是否过剩。一旦煤制甲醇过剩,MTG 就有可能成为甲醇的后继产业链。甲醇加入汽油不如甲醇制汽油,后者对环境、发动机都没有影响,因此此技术具有非常广阔的应用前景 埃克森美孚公司在1990年代所作的改进包括减少了投资和操作费用。采用MTG技术的第一套煤制汽油工艺设计和建设已在中国山西晋城无烟煤矿公司进行之中。该装置初期阶段设计能力为10万t／a，但预计该项目第二阶段将扩增至100万t／a。埃克森美孚公司于2008年12月也将采用MTG技术建设美国第一套MTG型CTL项目。DKRW先进燃料公司通过其旗下的Medicine Bow燃料和电力公司接受MTG技术转让，在怀俄明州Medicine Bow建设1.5万桶／d CTL装置。晋城无烟煤矿公司和DKRW先进燃料公司的装置都将比新西兰原有装置有很大改进，并积累了10a多来的操作经验。 从事气化技术的美国合成能源系统公司(SES)与埃克森美孚公司合作，加快推广通过甲醇途径的煤制汽油技术，截至2008年9月底，在全球推行其u·GAS煤炭气化装置，已转让甲醇制汽油(MTG)技术达15套。SES公司已计划利用MTG技术与美国西弗吉尼亚州、密西西比州和北达科塔州的合作伙伴在其煤气化项目中应用。如果这些项目建成，将可生产约1亿加仑／a汽油。将埃克森美孚公司的MTG技术与SES公司专有的U—GAS气化技术相结合，可利用低成本、丰富的煤炭，包括褐煤和废煤转化生产高价值的运输燃料。 据埃克森美孚公司计算，460万t煤炭进料可生产约140万t／a(约3．6万桶／d)汽油。产率和投资成本取决于煤质(灰分、湿度、硫含量和热值)。据UC Davis公司于2007年公布的加州低碳燃料标准所作技术分析，由MTG工艺生产的全部能源产品总的生命循环周期温室气体排放(无碳捕集和封存，CCS)，最多可与平均的煤制油工艺的排放(48．7g/MJ炼制产品)相当。然而，每MJ汽油的排放较高(64．69 g／MJ汽油)。相对比较，从常规石油生产的汽油总的排放为25．7g／MJ，从焦油砂或超重质石油生产的燃料为29．4～35．9g／MJ。油砂燃料为33～70g／MJ。以Pittsburgh和Houston为基地从事合成能源系统开发、美国最的沥青煤生产商Consol能源公司与合成能源系统公司(SES)于2008年9月组建合资企业，推动通过甲醇使煤制汽油技术，合资企业在美国西弗吉尼亚州Benwood附近Marshall郡工业园区建设煤制汽油工厂，该工厂邻近Consol能源公司Shoemaker煤炭生产联合企业。计划于201 1年投产，这将是美国采用SES公司U—Gas气化技术的第一套装置。该公司从美国气体技术研究院取得该技术转让。Shoemaker煤炭生产联合企业将为转化生产合成气供应3 000 t／a煤炭。合成气将用于生产约72万t／a甲醇，甲醇再转化成l亿加仑／a辛烷值为87的汽油。该合资企业与埃克森美孚研究与工程公司签约以取得甲醇制汽油技术。在U—Gas气化过程中，粒状煤炭在单段、流化床气化器中于约1。8500F和200磅／平方英寸下被气化。U—Gas技术也包括以下过程，将使来自煤炭的二氧化碳副产品封存地下，以有助于减小对影响的影响。SES公司在中国的第一套商业化煤制甲醇装置于2008年1月投产，在中国的第二套煤制甲醇装置将于2010年投运。煤炭制取甲醇，由甲醇再制汽油(MTG)路线正在我国山西省跃跃欲试。山西晋城无烟煤矿公司与德国伍德公司于2006年12月签署了
可燃气体浓度检测文献综述 本课题的研究意义 燃气(人工煤气、天然气、液化石油气)的普及，提高了生产效率、市民的生活质量，但在使用燃气的过程中，因燃气泄漏、废气等原因造成的燃气爆炸、中毒等意外事故时有发生，给人们的生命和财产安全带来了严重的威胁，因此安全使用燃气一直是燃气主管部门工作的重中之重。燃气泄漏报警器能有效监测环境中可燃气体或毒性气体(如CO)的浓度，一旦其浓度超出报警限定值，就能发出声光报警信号，并且能自动开启排风扇把燃气排出室外，甚至能通过联动装置自动切断燃气供应防止燃气继续泄漏，起到安全防范的作用。但报警器选用得是否合理，直接关系到其功能的充分发挥。该设计所研究的可燃性气体报警器正是应这种要求而开发的。 从可燃性气体发展的整体角度来说，在石油化工生产过程中、实验室实验、教学设施、住宅等不可避免地存在着各种易燃易爆气体和有毒气体，这些气体一旦泄漏并积聚在周围环境中,将可能酿成火灾、爆炸或人身中毒等恶性事故。为了防患于未然,应采用性能可靠的气体检测器，连续监控工艺装置或储运设施环境中可燃气体和有毒气体的泄漏情况，及时发出报警以保证生产和人身安全。 当前在石化行业HSE质量体系越来越受到重视，石油化工行业标准《石油化工可燃和有毒气体检测报警设计规范》即将上升为国家标准。在设计检测器时应充分考虑其安装位置的合理性，为以后的使用、维护、检定提供方便。根据检测现场的空气可能环流现象及空气流动的上升趋势，以及厂房的空气自然流动情况、通风通道等来综合推测，当发生大量泄漏时，根据可燃气体或有毒气体在平面上自然扩散的趋势方向，确定平面位置;再根据泄漏气体的密度并结合空气流动的方向，确定空间位置。 报警器是否灵敏可靠关系到人身财产安全,因此报警器属于强制检定的计量器具。目前大多数报警器用户都使用汽油或液化气等超过以上高浓度的易挥发可燃气体对报警器进行检测, 若报警即判断报警器正常。这样做虽然省缺了购买可燃气体标准物质的麻烦和费用, 但实际上达不到保证安全的目的, 从而形成重大安全隐患, 有时还会造成报警器检测元件中毒。如果使用标准气体检测报警器, 就能保证人身安全, 同时杜绝报警器检测探头中毒现象。一、可燃气体检测报警器的构成和应用，可燃气体检测报警器由探测器与报警仪表构成, 主要用于监测可燃气体产生、使用、储存的室内外危险场所的泄漏情况。当被测场所空气中存在可燃气体时, 探测器将感知信号并传输到报警仪表, 仪表即显示出可燃气体爆炸下限的百分比浓度值。当可燃气体浓度超过报警设定值时发出声光报警信号提示,值班人员采取安全措施, 避免燃爆事故的发生。二、固定安装式检测报警器的特点固定安装式检测报警器一经安装就位, 它的监测范围就已确定。当需要监测一个三维空间且规模较大的工业生产装置时, 仅有的少数几个监测点很难确保监测效果。因此，对于布点的疏密程度、上下高度以及与可能泄漏点的距离等都要考虑。报警器的布点安装不仅涉及到投资的合理性和可接受程度, 还涉及到投资的切实效果和安全生产。三、可燃气体检测报警器安装经验根据多年来积累的工作经验,笔者认为具体安装应用时应考虑以下几点： 1.首先弄清所要监测的车间装置有哪些可能的泄漏点, 并推算它们的泄漏压力, 单位时间的可能泄漏量、泄漏方向等, 并画出棋格形分布图, 根据推测的严重程度分成A、B、C三个等级。 2.根据所在场所的主导方向、空气可能的环流现象以及车间空气自然流动的趋势, 推测当发生大量泄漏时, 可燃气体在平面上的自然扩散趋势方向图。 3.再根据泄漏气体的密度(大于或小于空气), 并结合空气流动的上升趋势综合成泄漏流的立