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LNG气源站

培训资料

目录 第一章 LNG基础知识 1.1液化天然气概括 1.1.1 LNG定义

1.1.2 LNG基本组成及基本性质 1.1.3 LNG基本特性 1.1.4 LNG用途 1.1.5 LNG工业链 1.1.6 LNG安全环保性

第二章 天然气的液化 2.1液化天然气预处理

2.1.1脱水 2.1.2脱硫 2.1.3脱烃 2.1.4脱汞 2.1.5脱出其它杂质 2.2天然气液化流程 2.2.1级联式液化流程 2.2.2混合制冷剂液化流程 2.2.3带膨胀机的液化流程

2.3天然气液化装置 2.3.1基本负荷液化装置 2.3.2调峰型液化装置

第三章液化天然气装置的主要设备

3.1压缩机 3.1.1往复式压缩机 3.1.2透平式压缩机 3.2透平膨胀机 3.2换热器 3.2.1绕管式 3.2.2板翅式

3.2.3汽化器

第四章液化天然气的储存及运输 4.1液化天然气的储存 4.1.1LNG储罐形式

4.1.2LNG储存的比较及选择 4.1.3 LNG储罐 4.2液化天然气运输 第五章液化天然气接收终端

5.1液化天然气接收终端概括 5.1.1卸料系统 5.1.2储存系统 5.1.3蒸发气体处理 5.1.4 LNG输送系统

5.2液化天然气接收终端设备和材料

5.2.1LNG输送泵 5.2.2蒸发气压缩机

5.2.3储罐防真空补气系统% b% i3 M) R2 q! C* 5.2.4火炬/放空系统 c5.2.5保冷工程 5.3性能试验 5.3.1装置性能试验 5.3.2单机试运行

第六章LNG冷能利用

6.1冷能回收用于空气分离 6.2气化与制冷的综合利用 第七章液化天然气安全技术

7.1天然气的安全特性 7.1.1 LNG供气站操作技术 7.2天然气站的运营安全管理 7.3消防安全

第一章LNG基础知识 1.1液化天然气概括 1.1.1 LNG定义

液化天然气(Liquefied Natural Gas 简称LNG)是指天然气原料经过预处理，脱除其中的杂质后，在经过低温冷冻工艺在-162℃下所形成的低温液体混合物。液化天然气在-162℃、（一个大气压）冷却液化的产物。液化后的天然气其体积大大减少，约为0℃、1个大气压时天然气体积的1/600，也就是说1立方米LNG气化后可得600立方米天然气。主要成份是甲烷，很少有其它杂质，是一种非常清洁的能源。其液体密度约430kg/m3 , 约为0℃气体密度约0.717 kg/m3.爆炸极限为5%～15%（体积%），燃点约650℃。

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，以达到逐步冷却和液化天然气的目的。 1.1.2 LNG基本组成及基本性质

不同LNG工厂生产的产品组成不同，这主要取决于生产工艺和气源气组成。按照欧洲标准EN1160的规定。LNG的甲烷含量应高于75%，氮含量应低于5%。

商业LNG的基本组成 组成 甲烷 乙烷 92～98 1～6 组成 丁烷 0～4 其他烃类化合0～1 物 丙烷

1～4 惰性成分 0～3 在-162℃与0.1MPa下，LNG为无色无味，无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，液体密度是430Kg/m3。其主要成分是甲烷(75%以上)。相对密度(气体)为0.60～0.70，热值37.62MJ/m3，燃点650℃，爆炸极限为5%～15%，燃烧范围为6%～13% ，压缩系数为0.740～0.820 。

1.1.3 LNG基本特性

LNG不同于一般的低温液体，具有以下特性：

(1) LNG的蒸发 LNG储存在绝热储罐中，任何热量渗漏到罐中，都会导致一定量的LNG汽化为气体，这种气体被称为蒸发气。LNG蒸发气的组成主要取决于液体的组成，它一般含氮气20％（约为LNG中N2含量的20倍），甲烷80％及微量乙烷。对于纯甲烷而言，-113℃以下的蒸发气比空气重；对于含有氮气20％ 的甲烷而言，低于-80℃的蒸发气比空气重。

（2）LNG的溢出与扩散 LNG倾倒至地面上时，最初会猛烈沸腾蒸发，其蒸发率将迅速衰减至一个固定值。蒸发气沿地面形成一个层流，从环境中吸收热量逐渐上升和扩散，同时将周围的环境空气冷却至露点以下，形成一个可见的云团，这可作为蒸发气移动方向的指南，也可作为蒸发气-空气混合物可燃性的指示。

(3) LNG的燃烧与爆炸 LNG具有天然气的易爆易燃特性，在-162℃的低温条件下，其燃烧范围为6％～13％（体积百分比）；LNG着火温度即燃点随组分的变化而变化，其燃点随重烃含量的增加而降低，纯甲烷着火温度为650℃

1.1.4 LNG用途

(1) 解决边远地区的能源供应。LNG可以通过地面或水上运输工具运输到远离天然气田的边远能源消费地，从而取代地下远距离管道输送，节省大量管线及站场建设的投资。

(2) 解决边远气田的开发或天然气回收。利用LNG方式，可以有效解决远海、荒漠地区等边远气田的开发及其天然气回收。

(3)天然气调峰。由于民用用户季节或日用气量波动、工业用户或LNG厂本身检修或改造以及输气管网发生故障等因素都将造成定期或不定期的供气不平衡，建设LNG储罐可有效地削峰填谷。对于高峰负荷型LNG工厂，一般建在用户附近，调节工业与民用天然气的不均衡负荷，确保供气的安全与平稳。

(4) LNG冷量回收利用。LNG在常温下携带有大约836J／kg的冷量，不仅可以利用这些冷量来液化和分离空气，生产液氧、液氮或干冰，而且还可以用来发电、冷藏冷冻物品、低温破碎处理工业废弃物、淡化海水等。北京燃气公司

(5)生产LNG副产品。在LNG生产过程中的不同阶段，可分离出C2、C3、C4、C5、C5+烃类以及H2S、H2等化工原料及燃料，由于氦(He)的液化温度为-269℃，当温度降到-162℃时天然气将全部液化成LNG，因此LNG与氦(He)可以联产，这不仅节省投资、降低操作费用，而且提高了装置的操作灵活性。

(6)LNG用作燃料。天然气在液化之前除去了酸性气体、重烃、水、汞等有害成分，它除了用作发电厂、工厂、家庭用户的燃料外，其中甲烷还可用来制造肥料、甲醇溶剂及合成醋酸等化工产品，而乙烷和丙烷可以通过裂解来生产乙烯及丙烯等塑料原料。所以，LNG是一种优质的化工原料和民用燃料。 1.1.5 LNG工业链

中国LNG工业链图

1.1.6 LNG安全环保性

气态天然气密度比空气轻，泄漏后容易扩散，而液化石油气反之；天然气的爆炸极限为5~15%，其下限较液化石油气的1%要高，也就是说，引起爆炸的气体泄漏量要大，危险性要小一些；另外，LNG在低温下储存，更安全。至今全世界未见有因LNG燃烧爆炸事故的报道。 气化站内，LNG储罐采用自力降压、压力报警手动放空、安全阀起跳三层保护措施，同时，储罐液相进出口及出站总管设有紧急切断装置，保证了站内安全。 第二章 天然气的液化

2.1液化天然气预处理

2.1.1脱水 脱水

按照现行标准，进入液化天然气工厂的管输天然气的水露点，在交接点的压力和温度条件下，应比最低环境温度低5oC，此时不满足深冷液化的要求，为防止低温液化过程中产生水合物，堵塞设备和管道，在液化前，必须将原料气中的水份含量降低到小于0.1X10-6（体积分数）。

常用的天然气脱水方法有冷却法、吸附法、和吸收法等。 1）冷却法

天然气中的饱和含水量取决于天然气的温度，压力。一般来说，天然气中的饱和含水量随压力升高，温度降低而减少。冷却脱水就是利用一定的压力下，天然气含水量随温度降低而减少的原理来实现天然气脱水。 2）吸收法

吸收法脱水是采用一种亲水液体（脱水吸收剂）与天然气逆流接触，吸收天然气中的水蒸气，从而脱除水分。

常用的脱水吸收剂有甘醇和CaCL2水溶液。由于三甘醇的露点降可达-40℃以上，热稳定性好，成本低，运行可靠，在甘醇类脱水吸收剂中应用效果最好。 3)吸附法

吸附法脱水是利用吸附原理，选择某些多孔性固体吸附剂吸附天然气中的水蒸气。由于吸附脱水可以达到很低的水露点，因此适用于深冷分离工艺要求气体含水量很低的场合。天然气脱水常用的固体吸附剂有活性氧化铝、硅胶和分子筛等天然气脱水的方法有多种，

按其原理可归纳为溶剂吸收法、固体吸附法和低温冷凝法。在生产实际中，可根据对天然气脱水深度的要求选择适当的脱水方法。目前最常用的是三甘醇吸收和分子筛吸附两种。 天然气脱水方法比较

方法 优点 缺点 吸收法 能耗小，操作费用低， 脱水程度不能满足深冷回 可 制成橇装式，三甘醇 使用 寿命长，损失量小，脱水 后能满足浅冷回收轻烃 凝液要求 。 吸附法 脱水后气体中水的含 量 会很低对进气的温 度、压 力、流量变化不敏感， 操 作弹性大，操作简单，

收轻烃要求，中携带轻质 油时，易起泡，破坏吸收， 吸收塔的结构要求严格 对于大装置，设备投资大， 操作费用高，吸附剂使用 寿命短，一般二、三年就 需更换，增加了成本，能 耗高

占 地面积小。 冷凝法 可充分利用气体本身 脱水深度有限 压 能工艺设备简单，操作简 便 。

2）脱水剂的选择原则

三甘醇脱水流程：

三甘醇脱水装置由高压吸收系统及低压再生系统两部分组成。由于进入吸收塔的气体不允许含有游离液体（水与液烃）、化学剂、压缩机润滑油及泥沙等物，所以湿天然气进入装置后，先经进口气涤器（洗涤器或分离器）除去游离液体和固体杂质。如果天然气中杂质过多，还要采用过滤分离器。进口气涤器顶部设有捕雾器（除沫器），用来脱除出口气体中携带的液滴。 对于含H2S的酸性天然气，当其采用三甘醇脱水时，由于H2S会溶解到甘醇溶液中，不仅导致溶液PH值降低，而且也会与三甘醇反应变质。因此，从甘醇脱水装置吸收塔流出的富甘醇进再生系统前应先进入一个富液气体提塔，用不含硫的净气或其他惰性气气提。脱除的H2S和吸收塔顶脱水后的酸性天然气汇合后去脱硫装置。

2.1.2脱硫

与LNG原料气的脱水方法一样，LNG原料气的脱硫方法一般都采用天然气常用脱硫方法。

净化气含硫量低。

（5）干式床式层法 分子筛法，脱硫剂为4A 5A 型分子筛可同时 H2S及有机硫，以及同时干燥气体，净化气中H2S含量能降至6mg 比较适合H2S含量低的天然气。

选择天然气脱硫工艺的原则

⑴通常情况下规模比较大的装置应优先考虑应用胺法的可能性，在原料气碳硫比较高（＞6）时，应采用MDEA选吸工艺；在脱除H2S的同时也需脱除相当量的CO2时，可采用MDEA与其它醇胺（如DEA）组合的混合胺法；天然气压力较低，净化气H2S指标要求严格，且需

同时脱除CO2时，可采用MEA法、DEA法或混合胺法；

⑵原料天然气需脱除有机硫时通常应采用砜胺法，需同时脱除有机硫、H2S、CO2时，应选用砜胺Ⅱ（Sulfinol—D）；需选择脱除有机硫、H2S、适当保留CO2的工况，应选用砜胺Ⅲ（Sulfinol—M）；H2S分压比较高的天然气以砜胺法处理时，其能耗显著低于胺法；当砜胺法仍无法达到所要求的净化气有机硫含量指标时，可续以分子筛法脱硫。 ⑶在原料气H2S含量低、潜硫量不大、碳硫比高且无需脱除CO2时可考虑如下工艺，潜硫量在0.5～5t/d间，可考虑选用直接转化法，如络合铁法、ADA-NaVO3法或PDS法等；潜硫量＜0.1t/d（最多不超过0.5t/d）时可选用非再生类方法，如固体氧化铁、氧化铁浆液等。 ⑷高压、高酸气浓度的天然气可能需要在胺法和砜胺法之外选用其它工艺或者采用组合工艺

主要脱除大量CO2的工况，可考虑选用膜分离法，物理溶剂法或活化MDEA法；需同时大量脱除H2S和CO2的工况，可分两步处理，第一步以选择性胺法获富H2S酸气供克劳斯装置，第二步以混合胺法或常规胺法处理达净化指标；对于大量CO2需脱除的同时也有少量H2S需予以脱除的工况，可先以膜分离法处理继以胺法满足净化要求。

烷醇胺脱硫装置的工艺流程

2.1.3脱烃

重烃是指天然气中C5的的烃类。在天然气循环中，重烃总是先被冷凝下来，若不事先将其脱除，在天然气液化过程中可能冻结而堵塞设备或管道。

在天然分子筛，活性氧化铝，硅胶吸附脱水的同时，可部分脱除重烃，其脱除程度主要取决吸附剂的负荷和再生的形式，当吸附法不能使重烃含量降到所要求的最低浓度时，可采用深冷分离法进一步脱除。余下的重烃可在一个或多个低温分离器中脱除，此外，活性炭可用于天然气中的液态烃类。

深冷分离工艺流程图

干燥净化后的原料气经冷箱初步冷却后，进入低温分离器分离出气相和液相。低温分离器液相节流至-45℃左右，在冷箱与热介质换热至3.9℃，进入脱乙烷塔中部。在脱乙烷塔进行充分传热传质后，塔顶气相进入冷箱换冷后进入脱乙烷塔回流罐，脱乙烷塔回流罐液相作为塔顶回流进入脱乙烷塔顶部，脱乙烷塔回流罐气相进入冷箱换冷至-81℃左右，节流后温度降至-92.3℃进入吸收塔顶部作为吸收剂。低温分离器气相进入膨胀压缩机膨胀端膨胀温度降至-77.2℃，进入吸收塔底部，气液相在塔内充分接触并换热传质塔顶气相(-86.8℃)进入 冷箱与热介质换热至25.8℃，进入膨胀压缩机增压端增压至2.4MPa，再经冷却器冷却后作为产品天然气外输。吸收塔塔底液(-77.8℃，1.8MPa)经塔底泵增压至2.96MPa后，进入冷箱与热介质换热至-5.6℃后进入脱乙烷塔上部。脱乙烷塔底部液相 (101.6℃，2.77MPa)一部分进入分馏单元，一部分经脱乙烷塔再沸器加热后返回脱乙烷塔。 优化后的深冷分离工艺，不仅保证了C3产品的纯度，而且提高了C3收率。通过膨胀制冷及甲烷乙烷的蒸发使温度降低至-86.8℃，C3收率可高达98％。

与液体过冷工艺 (LSP工艺)相比，无需冷剂辅助制冷，可以节约能量930kW左右，并且减少了1台丙烷压缩机及辅助制冷、循环设施 2.1.4脱汞

汞 有些原料气中还含有极微量的元素汞，汞会引起铝质板翅式换热器腐蚀泄漏，故在采用铝质板翅式换热器的装置中必须预先脱除。某些固体吸附剂可将气体中汞脱除至0.001～0.01μg/m3 汞 有些原料气中还含有极微量的元素汞，汞会引起铝质板翅式换热器腐蚀泄漏，故在采用铝质板翅式换热器的装置中必须预先脱除。一般采用浸渍硫的Calgon HGR(4×10目)、HGRP(4mm直径)的活性炭和HgSIV吸附剂脱汞。无机汞和有机汞均可脱除。如果先将气体干燥则可提高其脱汞率。浸渍的硫与汞反应生成硫化汞而附着在活性炭微孔中。

脱除汞所依据的原理是汞与硫在催化反应器中反应。在高流速下，可脱除含量低于0.001μg/m3的汞，汞的脱除不受可疑混合物C5+烃及水的影响。 2.1.5脱出其它杂质

LNG原料气除必须脱除H2O,H2S 重烃，汞外，还必须脱除COS He N2 CO2等杂质。 1）COS虽然COS

无腐蚀性，但COS可以被极少量的水水分，

形成H2S和CO2，从而造成设备与管道腐蚀。一般在脱酸时一起脱除。

2）氦气 虽然对LNG液化没有太大的不良影响。但是国防和近代

技术不可缺少气体之一，所以应该分离 提取并加以利用

3）氮气 脱氮单元的目的是去除LNG中超过质量指标的氮组分，生产符合质量要求的LNG。过冷的LNG减压到常压后进入氮气脱除塔分馏，塔底合格的LNG泵入LNG储罐储存,塔顶馏出的氮气甲烷混合气体进入氮气净化单元冷箱，在冷箱内经过增压、换热、高压塔、低压塔分馏，分出的氮气放入大气，剩余的甲烷经压缩机压缩返回液化单元回收。

4）CO2也是酸性气体，对设备与管道有腐蚀性，沸点较高，在LNG液化的降温中易结晶析出，从而堵塞管道与设备.CO2不燃烧 无热值，其运输中和液化都增加LNG成本，必须脱除，一般采用醇胺法或分子筛吸附法可脱除CO2和H2S 2.2天然气液化流程

目前，天然气液化流程的分类大体有两种，一种以其功能分类：分为基本负荷型液化装置和调峰型液化装置，小型LNG装置可以划作调峰型液化装置。

另一种分类是以制冷方式分，可分为以下三种方式：①级联式液化流程；②混合制冷剂液化流程，包括闭式、开式、丙烷预冷、CII等；③带膨胀机的液化流程，包括天然气膨胀、氮气膨胀、氮-甲烷膨胀等。需要指出的是，这样的划分并不是严格的，通常采用的是包括了上述各种液化流程中某些部分的不同组合的复合流程。每一种方式又包含多种型式。下面主要针对第二种分类，分析不同型式液化流程

的特点和优缺点，在此基础上大致找出适合小型LNG装置的液化流程范围。

2.2.1级联式液化流程

也称级联式液化工艺。利用常压沸点不同的冷剂逐级降低制冷温度实现天然气的液化。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。常用的冷剂是丙烷、乙烯、甲烷。

三. 天然气液化技术介绍 天然气 4 阶式制冷原理图 5 残余气

6 LNG 1 2 3 7 8 9 冷却水 1、2、3—丙烷、乙烯甲烷压缩机 ；4、5、6—丙烷、乙烯、甲

烷蒸发器；7、8、9—丙烷、乙烯、甲烷冷凝器

第一级丙烷制冷循环为天然气/乙烯/甲烷提供冷量；第二级乙烯制冷循环为天然气/甲烷提供冷量；第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量；

阶式（CASCADE）制冷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负荷，在不同的温度下为天然气提

供冷量，能耗低，气体液化率高（可达90%以上），但所需设备多，投资大，制冷剂用量多，流程复杂。 2.2.2混合制冷剂液化流程 混合冷剂制冷工艺

混合冷剂制冷循环（MRC）是美国空气产品和化学品公司于20世纪60年代末开发的一项专利技术。混合冷剂由氮、甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和戊烷组成。利用混合物不同沸点，部分冷凝的特点，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，以达到逐级冷却天然气的目的。

主要由两部分构成：密闭的制冷系统和主冷箱。

优点:1）机组设备少，流程简单，投资省，投资费用比经典阶式（CASCADE）液化流程约低15%~20%；2）管理方便；3）混合制冷剂可以部分或全部从天然气本身提取与补充。

缺点:1）混合冷剂的合理配备困难；2）流程计算必须提供各组分可靠的平衡数据与物性参数，计算困难。

三. 天然气液化技术介绍 混合冷剂制冷液化流程

1-冷剂压缩机；2-冷却器或冷凝器；3-分离器；4-冷剂泵；5-冷箱；6-J-T阀；7-闪蒸分离器；8-LNG泵

2.2.3带膨胀机的液化流程

带膨胀机液化流程，是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳德循环制冷实现天然气液化的流程。气体在膨胀机中膨胀降温的同时，能输出功，可用于驱动流程中的压缩机。当管路输来的进入装置的原料气与离开液化装置的商品气有“自由”压差时，液化过程就可能不要“从外界”加入能量，而是靠“自由”压差通过膨胀机制冷，使进入装置的天然气液化。流程的关键设备是透平膨胀机。据制冷剂的不同，可分为氮气膨胀液化流程、氮-甲烷膨胀液化流程和天然气膨胀液化流程。这类流程的优点是：①流程简单、调节灵活、工作可靠、易起动、易操作、维护方便；②用天然气本身作工质时，省去专门生产、运输、储存制冷剂的费用。缺点是：①送入装置的气流须全部深度干燥；②回流压力低，换热面积大，设备金属投入量大；

③受低压用户多少的限制；④液化率低，如再循环，则在增加循环压缩机后，功耗大大增加。膨胀机具有较高的等熵效率及膨胀功可回收的优点，因此越来越受到液化能力较小的调峰型LNG装置的青睐。但由于天然气膨胀液化流程靠压差通过膨胀机来制冷，所以压缩机需要消耗较多的功来增压气体。天然气膨胀液化流程虽然省去了专门生产、运输、储存制冷剂的费用，但不能获得像氮气膨胀液化流程那样低的温度、循环气量大、液化率低，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。

三. 天然气液化技术介绍

天然气膨胀液化流程图

1-脱水器；

2-脱CO2塔； 3-水冷却器； 4-返回器压缩机；

5、6、7-换热器；

8-过冷器； 9-储槽； 10-膨胀机； 11-压缩机

2.3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种，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

置一般由预处理、液化、储存、控制及消防等系统组成 2.3.1基本负荷液化装置

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，进行国际间的LNG贸易。其液化和储存连续运行，装置的能力一般在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、装卸系统和消防系统等组成，是一个庞大复杂的系统工程。

阶式制冷的基本负荷天然气液化装置

优点是能耗低，各制冷循环及天然气液化系统独立分开，相互牵制少，操作稳定。缺点是流程复杂，机组多，要有生产和储存各种制冷剂的设备，维修不方便。

混合冷剂制冷的基本负荷天然气液化装置

与级联式液化流程相比，该流程具有机组设备少，流程简单，投资少，操作管理方便等优点，缺点是混合冷剂各组分配比要求严格，流程计算困难。

丙烷预冷混合冷剂制冷的基本负荷天然气液化装置

丙烷预冷混合制冷液化流程（C3/MRC）,结合了阶式液化流程和混合制冷液化流程的优点，流程高效简单。自20世纪70年代来，这类流程在基本负荷型天然气液化装置中得到了广泛的应用。目前世纪上80%以上的基本负荷型天然气液化装置采用了丙烷预冷混合制冷液化流程。 2.3.2调峰型液化装置

调峰型天然气液化装置中主要采用以下三种类型的液化流程：1）阶式液化流程；2）混合制冷剂液化流程；3）膨胀机液化流程 第三章液化天然气装置的主要设备 3.1压缩机

压缩机在大然气液化装置中，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。

在天然气液化流程中采用压缩机型式，主要有住复式压缩机、离心式压缩机和轴流式压缩机。往复式乐站机通常用于天然气处理量比较小(100m3／min以下)的液化装置。轴流式历缩机组，用于天然气液化装置．主要用于混合制冷剂冷循环装置。离心式压缩机早巳在液化装置呻广为采用，主要用于大型液化装置：大型离心式压缩机的功率可高达41Mw。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，如果压缩机进气温度很低，润滑油也会冻结，而无法正常丁作，此时应选择无油润滑的压缩机

1） 往复式压缩机：处理量比较小（100m3/min以下）运转速度较慢，中、低速运转， 新型可改变活塞行程，适应不同负荷情况效率高，超过95%，可靠性高，容易维护 ，立式：无油润滑， 卧式：排量大，运转平稳

2）轴流式压缩机：主要用于混合冷剂制冷循环

3）离心式压缩机：大型液化装置转速高、排量大、体积小，新型流线型叶轮确保气体流道平滑、运转平稳， 效率80%~90%， 壳体型式：整体型、分开型， 单级、多级， 轴封型式：机械接触密封、气体密封、浮动碳环密封。 压缩机正确选用 1）进口流量 2）排出压力

3） 根据压力—流量曲线，确定结构形式 4）确定名义工作速度 3.2透平膨胀机

膨胀机是天然气液化装置中获取冷量的关键设备，一般采用透平膨胀机。透平膨胀机是一种高速旋转的热力机械，气体在透平膨胀机中进行绝热膨胀，对外做功，能量降低，产生焓降，温度下降 。

膨胀机的形式

1、 活塞式膨胀机：通称容积型，其特点是适宜于小流量、高压力、大膨胀比工况；缺点是复杂、体积大、易损件多、操作维护复杂。

2、 透平膨胀机：通称速度型，其特点是转速高、体积小、重量轻、结构简单、易损件少、因而制造维修工作量小，适宜于大流量、中高压力而初温较低。 按工作原理分：

1） 冲动式：膨胀过程几乎完全在静止的喷嘴中进行；

2） 反作用式：膨胀过程不仅在静止的喷嘴中进行，还在叶轮中进一步膨胀。

按气流流流动方向分：

1） 径流式：气体在垂直于旋转轴的平面内沿半径方向流动； 2） 轴流式：气体沿着平行于工作轮旋转轴方向流动； 3） 径轴流式：气体由径向流入工作轮而由轴向流出。

3.2换热器 3.2.1绕管式

大多数基本型液化装置使用，效率高，维修方便 又称螺旋管式

广泛应用于空分设备，LNG初期已广泛使用 混合制冷剂液化流程 铝管绕成螺旋型

效率高，维修方便

3.2.2板翅式

主要用于调峰型的LNG装置，成本低、结构紧凑. 铜、铝结构 结构紧凑、重量轻

翅片厚度0.15~0.41mm，板厚1.0~2.0mm，普通翅片高度 6.3~19mm，翅片间距约1.6mm，传热面积率达1300m/m3 翅片形式可分为

1平直形 主要的作用是扩大传热面积，对于促进流体扰动的作用很小。因此，它的传热性能稍差一些，但流动阻力小，宜用于高温流体和低温流体传热温差较大的情况，也可用在流体有相变(冷凝或蒸发)时传热系数很大的情况2锯齿形是翅片间隔一定距离，有切口，并使之向流体突出。它对促进流体扰动和破坏层流边界层十分有效，所以传热性能很好。与光直型翅片相比，在压力降相同的情况下，传热系数可高出30%以上，所以常用于高、低温流体温差较小的切换式换热器中。它一方面可以强化气体之间的换热；二是便于水分和二氧化碳的析出和清除。3多孔形翅片上冲出许多孔洞而成的。由于翅片上这些孔洞，层流边界层不断发生破裂，以提高传热性能。这种翅片常作为导流片和用在流体有相变(冷凝或蒸发)的场合。例如冷凝蒸发器多采用多孔型翅片，以避免乙炔等碳氢化合物杂质结晶的局部集结，同时有利于汽化核心的生成；在冷凝侧，孔洞可破坏冷凝膜边界层，以增强放热。

常见于空气分离和LNG装置中。 3.2.3汽化器

专门用于液态天然气转变为气态的换热器。加热方式：空气加热、海水加热、燃烧加热等。

专门用于液化天然气汽化的换热器

空气加热型 水加热型 燃烧加热型

加热型式

蒸汽加热型 中间传热流体型

型式 投资 壳管式 板翅式 套管式 绕管式 4 3 5 3 维护 1 4 5 3 阻塞 1 4 5 3 承压 3 2 1 1 紧凑性 5 1 3 2 不同型式LNG换热器的比较 等 级 注：最好的等级为1，最差的等级为5。 第四章液化天然气的储存及运输 4.1液化天然气的储存

在LNG工业链中，LNG的储存和运输是两个主要环节。无论是基本负荷型LNG装置还是调峰型装置，液化后的天然气都要储存在液化站内储罐或储槽内。世界贸易主要通过海运，LNG槽船是主要运输工具。从LNG接收站将LNG 转运都需要LNG槽车。 4.1.1LNG储罐形式 LNG储罐的分类： 1、按容量分

小型储罐容量5～50 m3。民用燃气汽化站，LNG汽车加注站。 中型储罐容量50～100 m3。用于工业燃气汽化站。 大型储罐容量100～1000 m3。用于小型LNG生产装置。 大型储槽容量10000～40000 m3。用于LNG生产厂。 特大型储槽容量40000～200000 m3。用于LNG接收站。 2、按形状分类

球形罐 一般用于中小容量的储罐

圆柱形罐（槽）。广泛用于各种容量的储罐和储槽。 3、按罐（槽）的放置分类 地上型 地下型

4、按绝热结构分

真空粉末绝热 常用于小型LNG储罐 正压堆积绝热 广泛用于大中型储罐及储槽 高真空多层绝热 用于小型LNG储罐

4.1.2LNG储存的比较及选择

LNG储罐选型 液化天然气（LNG）储罐投资高、技术复杂，是接收站的主要设备。按照建设方式，储罐有地上罐、地下罐之分。地上罐中，根据其结构特点和对储液的\包容\性，又可分为单容、双容、全容罐和薄膜罐等。 地下罐由于罐体埋卧在地面以下，其最大优点是抗泄漏性能好，视觉障碍小、相应的安全性能高。另外，由于不需要设置围堰，占地面积相对要少一些。但它对地基等自然环境条件要求苛刻，施工复杂、周期长、费用昂贵，而且目前还没有公认的国际技术规范。地上罐建设周期短，价格相对要低一些，但安全性能不如地下罐优越。三种地上罐中，单容罐只有一层耐低温内壁，需要外加围堰防止LNG泄露；双容罐具有两层耐低温罐壁，液化天然气为两重储罐所包容。正常工作时，只有内罐接触LNG，内罐如果发生破损，LNG将由外罐包容，不会发生泄漏事故。全容罐除具有双容罐的双层耐低温罐壁之外，还具有双层罐顶，因此对于液化天然气及其蒸发气都具有双层包容能力，能完全防止LNG液体和蒸发气泄漏；薄膜罐内壁是低温不锈钢薄膜，外壁为预应力钢筋混凝土，内应力由绝热层传递到外壁来承受。薄膜罐能够完全防止LNG和BOG泄露。双容罐、全容罐、薄膜罐不需要围堰。与自支承式储罐和地下罐比较，薄膜罐占地面积较小，建设周期短，安全性能满足要求，价格较低，是理想的选择罐型。在LNG接收站的建设中，储罐的罐型选择要综合考虑罐型的技术合理性、安全性、占地面积要求、接收站场地条件、建设期以及社会人文环境等诸方面因素。

1 相关设备设施要具备可靠的耐低温深冷性能。特别是储存设备应至少满足耐低温-162℃以下，应达到-196C。

2 储存设备保冷性能要好。若LNG储存设备保冷性能不好，将引起设备内温度升高，压力上升，危险性增大。

3 LNG输送管道、截止阀门等的耐低温性应与LNG储存设施一致。 4 除满足工艺要求外，所有安全阀件(装置)应耐低温且完好、灵敏可靠。

4.1.2 LNG储罐

1）LNG贮罐（低温贮罐）是LNG的贮藏设备 LNG贮罐的特殊性：

大容量的LNG贮罐，由于是在超低温的状态下工作（-162℃），因此与其他石油化工贮罐相比具有其特殊性。同时在运行中由于贮藏的LNG处于沸腾状态，当外部热量侵入时，或由于充装时的冲击、大气压的变化，都将使贮存的LNG持续气化成为气体，为此运行中必须考虑贮罐内压力的控制、气化气体的抽出、处理及制冷保冷等。

此外，LNG贮罐的安全阀、液面计、温度计、进出口管的伸缩接头等附属件也必须要耐低温。贮罐的安全装置在低温、低压下，也必须能可靠的起动。

LNG储罐是气化站中的关键设备，其绝热性及密封性的好坏直接影响到LNG的蒸发和泄漏速度，即LNG的损耗速度和使用率。储罐的性能参数主要有真空度、漏率、静态蒸发率。作为低温容器，LNG储罐必须满足国家及行业标准中的相关技术要求。储罐的真空封结度反映储罐的真空性，但真空度随时间推移而降低；储罐的漏率影响储罐真空寿命，即储罐真空度的变化速度；静态蒸发率则能够较为直观的反映储罐在使用时的保冷性能。以一台50m3储罐为例说明：

（1）漏率1x10-9Pa.m3/s。

（2）静态蒸发率0.3%/d。一台50m3的LNG储罐装满LNG时，在不使用的情况下，完全蒸发需要近一年的时间。

静态蒸发率可以通过实验的方法测得，也可以通过实际运行中数据的分析计算得到。

2）LNG的气化

LNG气化为吸热过程，根据热媒的不同，有海水、空温、水浴等气化方式。目前国内LNG气化站都采用空温式和水浴式结合的二级气化方式。空温式换热器直接利用自然空气进行换热，不需要附加能源，其气化能力主要决定于换热面，因此，通常采用翅片的形式。

换热器的规格主要决定于应急气源小时燃气流量，单台气化能力最高可达3200立方米/小时（实际最大气化能力可达3840立方米/小时），气化站中的储罐增压器、BOG加热器、EAG加热器等设备也采用空温式换热器。 3）LNG的预冷与进液

LNG气化站设备、管道施工完成后，由于超低温及LNG特殊要求，在正式投产之前，必须采用中间介质进行低温预冷，经过预冷检验调试合格后方可接收LNG，其过程也是对设备及工程的检验。通常采用液氮作为预冷介质。气化站内的主要设备有LNG储罐、BOG（蒸发气）罐、气化器、增压器、BOG加热器、EAG（放散排空气体）加热器及相关工艺管道及管件，LNG储罐的预冷是气化站预冷中的主要内容。

预冷的几个技术参数： 进液温度：低于-80℃ 储罐压力：0.3～0.55MPa 进液速度：3分钟/m3

预冷时间：约4～5小时/罐（视储罐当时工况）

液氮耗量：约10m3（视储罐当时工况） 4.2液化天然气运输

我国目前现有LNG运输均采用汽车槽车。单辆槽车最大LNG水容积37m3，LNG运输能力22000 Nm3气态天然气，槽车设计压力0.8MPa，运行压力0.3MPa。正常平均行驶速度60km/h。整个运输过程安全、稳定。经跟车实测，运行中LNG槽车内的压力基本不变，短时停车上涨0.02MPa左右，途中安全阀无放散现象，LNG几乎无损失。 第五章液化天然气接收终端. 5.1液化天然气接收终端概括

天然气接收终端包括卸料系统 储存系统 蒸发气处理 LNG输送系统 LNG气化。公用工程和支持系统。 5.1.1卸料系统

由卸料臂、卸船管线、蒸发气回流臂、LNG取样器、蒸发气回流管线及 LNG循环保冷管线组成。9 j, h: [' X# O9 r# {

LNG运输船靠泊码头后，经码头上卸料臂将船上LNG输出管线与岸上卸船管线连接起来，由船上储罐内的输送泵（潜液泵）将LNG输送到终端的储罐内。随着LNG不断输出，船上储罐内气相压力逐渐下降，为维持其值一定，将岸上储罐内一部分蒸发气加压后经回流管线及回流臂送至船上储罐内。

LNG卸船管线一般采用双母管式设计。卸船时两根母管同时工作，各承担50%的输送量。当一根母管出现故障时，另一根母管仍可工作，不致使卸船中断。在非卸船期间，双母管可使卸船管线构成一个循环，便于对母管进行循环保冷，使其保持低温，减少因管线漏热使LNG蒸

发量增加。通常，由岸上储罐输送泵出口分出一部分LNG来冷却需保冷的管线，再经循环保冷管线返回罐内。每次卸船前还需用船上LNG对卸料臂等预冷，预冷完毕后再将卸船量逐步增加至正常输量。, q. q, 卸船管线上配有取样器，在每次卸船前取样并分析LNG的组成、密度及热值

5.1.2储存系统

LNG储罐属常压、低温大型储罐，分为地上式与地下式两类，通常为平底双壁圆柱形。储罐内壁与LNG直接接触，一般采用含镍9%的合金钢，也可为全铝、不锈钢薄膜或预应力混凝土，外壁为碳钢或预应力混凝土。壁顶的悬挂式绝热支撑平台为铝制，罐顶则由碳钢或混凝土制成。罐内绝热材料主要为膨胀珍珠岩、弹性玻璃纤维毡及泡沫玻璃砖等。LNG储罐又有单容（单封闭）罐、双容（双封闭）罐及全容（全封闭）罐三种型式，4 I9 @$ j: E S- h6 z1 [( o单容罐主容器内壁一般为含镍9%的合金钢，外壁为碳钢，而辅助容器只是由较低防护堤围成的收液槽，用于防止在主容器发生事故时LNG外溢扩散。与单容罐相比，双容罐的辅助容器则是在主容器外围设置的一层高度与罐壁相近，并与主容器分开的圆柱形混凝土防护墙。全容罐内壁为含镍9%的合金钢、不锈钢薄膜（全容薄膜罐）或预应力混凝土，外壁为预应力混凝土。因此，全容罐的外壁不仅可防止罐内LNG泄漏时外溢，还可防止**击穿、热辐射等，故也起到了辅助容器的作用。这三种型式的储罐各有优缺点，选择罐型时应综合考虑技术、经济、安全性能、占地面积、场址条件、建设周期及环境等因素。

气相空间设计压力是常压、低温大型储罐的重要参数，尤其对接受终端储罐更为重要。随着科学技术的进步，这类储罐的气相空间设计压力正逐年提高。尤其是薄膜罐，由于其固有结构特点，可采用较高的设计压力。例如，某地上低温全容式储罐内壁采用不锈钢薄膜，外壁采用预应力混凝土，其设计参数为：压力 23 kPa（表压），温度 -168℃，LNG密度 470 kg/m3，额定储量 13.5万m3，日蒸发率 0.08%。* `- U 储罐所有开口均应选择在罐顶，避免LNG由接口处泄漏。此外，还应采取措施防止在某些情况下由于液体分层及储罐漏热而引起的翻滚现象。例如，考虑到运输船待卸的LNG与终端储罐内已有LNG的密度差，可将卸船管线进液口分别引至罐顶与罐底。如待卸LNG密度大于储罐内已有LNG密度，则采用罐顶进液口，反之则采用罐底进液口。 5.1.3蒸发气体处理

包括蒸发气冷却器、分液罐、压缩机及再冷凝器等。此系统应保证LNG储罐在一定压力范围内正常工作。储罐的压力取决于罐内气相（蒸发气）的压力。当储罐处于不同工作状态，例如储罐有LNG外输、正在接受LNG或既不外输也不接受LNG时，其蒸发气量均有较大差别，如不适当处理，就无法控制气相压力。因此，储罐中应设置压力开关，并分别设定几个等级的超压值及欠压值，当压力超过或低于各级设定值时，蒸发气处理系统按照压力开关进行相应动作，以控制储罐气相压力。! L, D/ W4 N$ e6 b2 Z; K c B/ g

在低温下运行的蒸发气压缩机，对入口温度通常有一定限制。往复式压缩机一般要求为-80～-160℃，离心式压缩机为-120～-160℃。为保

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