第23卷第2期天然氣與石油Vol 23, No. 22005年6月Natural Gas And OilJune 2005天然氣液化技術(shù)閻光燦,王曉霞(中國石油工程設(shè)計(jì)有限公司西南分公司,四川成都610017)摘要:天然氣液化是一個(gè)超低溫過程,工藝要求比較復(fù)雜。液化用原料天然氣比管輸氣態(tài)商品天然氣要求有更高的純度。介紹了原料天然氣的預(yù)處理技術(shù);論述了天然氣液化技術(shù),包括基地型LNG工廠、調(diào)峰型LNG工廠和接收終端的生產(chǎn)工藝、主要工藝設(shè)備的比較與選擇;討論了天然氣液化技術(shù)的發(fā)展趨勢(shì)。關(guān)鍵詞:天然氣;LNG;工藝;設(shè)備;發(fā)展;趨勢(shì)文章編號(hào):10065539(2005)020010-07文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼:A天然氣液化是一個(gè)低溫過程。天然氣經(jīng)預(yù)處僅為氣態(tài)時(shí)的1/600。典型的ING生產(chǎn)工藝裝置,理脫出重質(zhì)烴、硫化物、CO2、水等雜質(zhì)后,在常壓見圖1。下深冷到-160℃便成液態(tài)天然氣(LNG),其體積天然氣入口脫水主低溫?fù)Q熱器轉(zhuǎn)運(yùn)站天然氣計(jì)量CO2脫除液化LNG貯存和裝運(yùn)燃料氣水液料收集預(yù)冷凝析凝析穩(wěn)定然氣預(yù)冷預(yù)冷分餾致冷壓縮機(jī)/原動(dòng)機(jī)圖1典型的LNG生產(chǎn)工藝裝置圖進(jìn)入輸氣管道之前雖然已按管輸標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行了處理1原料氣的預(yù)處理[1,2]但在進(jìn)行天然氣液化之前,還必須進(jìn)行天然氣預(yù)處理,脫除原料氣中的酸性氣體和其他雜質(zhì),其目的LNG工廠的原料氣為管輸天然氣。天然氣在是避免它們?cè)诘蜏叵聝鼋Y(jié)而堵塞、腐蝕設(shè)備和管道;收稿日期:200501-12作者簡介:閥光燦(1940-),男,重慶人,副譯審,1965年畢業(yè)于四川外語學(xué)院。長期從事翻譯和科技情報(bào)工作。電話:(028)86014475。第23卷第2期閻光燦,等:天然氣液化技術(shù)二是提高產(chǎn)品的純度。表1列出了基地型LNG生的活化劑和保護(hù)工藝設(shè)備的緩蝕劑。 Benfield法中產(chǎn)廠原料氣雜質(zhì)的最大允許含量。有美國UOP公司開發(fā)的 Benfield Hipure流程表1基地型LNG生產(chǎn)廠原料氣雜質(zhì)的最大允許含量Benfield-100流程等。 Benfield Hipure流程由熱碳雜質(zhì)最大允許含量雜質(zhì)最大允許含量酸鉀(HPC)系統(tǒng)和二乙醇胺(DEA)系統(tǒng)組成。HPH2O<0.1×106(V)總S10-50g/m3進(jìn)行大量酸性氣體的脫除,DEA進(jìn)行殘余酸性氣體的最終脫除。 Benfield-100流程包括K2OO吸收<50×10-6100×10-6(V)Hg <0.01 ug/m3裝置(用于脫除原料氣中大量酸性氣體和COS)和分子篩吸收裝置(用于脫水、脫出殘余酸氣和硫醇)。芳香1×10(4×10-6(V))族烴10×101.1.3 Sulfinol法Sulfinol溶液由二異丙醇胺(DIPA)、 SulforaneCOS<0.1×10-6(和水組成。適用于酸性氣體含量高、分壓大的原料氣。 Sulforane對(duì)硫醇、重?zé)N、芳香烴具有很強(qiáng)的親1.1酸性氣體的脫除合力。這種工藝方法對(duì)處理硫醇含量高的原料氣具現(xiàn)有基地型LNG工廠對(duì)酸性氣體的脫除通常有優(yōu)越性。采用以下工藝:幾種工藝方法的應(yīng)用各有所側(cè)重。對(duì)于酸性氣1.1.1胺法體分壓低的原料氣,采用 Amine guard fs工藝和對(duì)酸性氣體含量低、酸性氣體分壓小于350 Ucarsol溶劑,可以節(jié)省費(fèi)用;對(duì)于酸性氣體分壓高kPa的原料氣,適宜采用胺法進(jìn)行酸性氣體脫除。和域或COS含量高的原料氣,采用 Benfield Hipure胺法中有 Amine Guard Fs工藝、 Ucarsol專利溶劑法和 Sulfinol法,費(fèi)用低,性能好;要完全脫除所有等硫化物和實(shí)現(xiàn)100%輕烴回收,采用 Benfield-1001.1.2 Benfield法較為適宜。Benfield溶液是一種由以下成分組成的含水混表2列出了主要基地型LNG工廠所采用的酸合物:脫酸性氣體的碳酸鉀(K2CO3)加快傳質(zhì)速度氣脫出工藝。表2甚地型LNG工廠酸氣脫出工藝酸氣脫出工藝原料氣中原料氣中原料氣人口工廠H2S含量CO2含量/(%)壓力/kFArzew(GL4、1、2Z)(阿爾及利亞)MEA(單一醇胺)3660Skikda(GL12、3K)(阿爾及利亞)MEA0.2Marsa el Brega(利比亞K2CO3和堿液4660Kenai(阿拉斯加,美國)4490Das Island(阿布扎比)Benfield Hipure5200Badak(印度尼西亞)Ann(印度尼西亞)Benfield Hipure80×106(V)7590Bintulu(馬來西亞)Sulfin<20×106(V5.55220N.W.Shel(澳大利亞)Sulfinol2×10-6(v)4.0542012水分的脫除1.3.15A型分子篩為了防止液化過程中發(fā)生水合物堵塞,必須將能脫除用 Sulfinol法極難脫除的CSH和原料氣中的水分含量降低到0.1×10-6(V)以下。C2SH,可與 Sulfinol法組合運(yùn)用目前天然氣脫水方法主要有冷卻法、甘醇脫水法1.3.213X型分子篩和固體吸附法。這種分子篩可脫除C1SH,C2SH,C3SH和CSH,可吸收重?zé)N,可與 Benfield法組合運(yùn)用。13硫分的脫除當(dāng)代LNG工廠主要采用分子篩進(jìn)行硫分脫1.4汞的去除除。汞(Hg)對(duì)鋁具有腐蝕性特別是在有水分存在天然氣與石油2005年的情況下,其腐蝕危害更為嚴(yán)重。為了防止汞給鋁MRC制冷系統(tǒng)的核心。主換熱器垂直安裝,下部為質(zhì)板式換熱器造成腐蝕破壞在天然氣液化前,必須溫端,上部為冷端。殼體內(nèi)布置有許多換熱盤管,體將原料氣中汞的含量限制到0.01四gm3以下。內(nèi)空間可提供一條很長的換熱通道,液體在換熱通道中與盤管內(nèi)的流體換熱以達(dá)到制冷的目的。1.5重?zé)N的脫除焓H/kJ·(g·mol-200060001000014000為了防止冷卻過程中結(jié)冰而發(fā)生冰堵液化前應(yīng)將重質(zhì)烴組分分離掉,使苯含量小于1×10-680(x),C含量小于0.1x%。在APCI(空氣產(chǎn)品與化學(xué)制品公司)工藝中,重質(zhì)烴組分在滌氣塔內(nèi)通過蒸餾予以分離。40C,2天然氣液化工藝1202.1基地型LNG工廠液化工藝-31天然氣液化是一個(gè)低溫過程。原料天然氣經(jīng)預(yù)處理后,進(jìn)入換熱器進(jìn)行低溫冷凍循環(huán),冷卻至160℃左右就會(huì)液化。迄今已成熟的天然氣液化220140工藝有:節(jié)流制冷循環(huán)、膨脹機(jī)制冷循環(huán)、階式制冷循環(huán)、混合冷劑制冷循環(huán)和帶預(yù)冷的混合冷劑制冷0100200030004000500060007000循環(huán)。世界基地型LNG生產(chǎn)廠主要采用后三種液圖23段式循環(huán)冷卻曲線化工藝。焓H/kJ·(g·mol)2.1.1階式制冷循環(huán)200060001000014000經(jīng)典的階式制冷循環(huán)由3個(gè)制冷段(即3個(gè)溫80FLC,Hs度級(jí):丙烷段-38℃、乙烯段-85℃、甲烷段-16060℃)串接組成。為了使實(shí)際級(jí)間操作溫度盡可能貼近原料氣的冷卻曲線減少熵增,提高效率,人們后20來將3個(gè)溫度級(jí)改進(jìn)為9個(gè)溫度級(jí),即再將丙烷段40乙烯段、甲烷段各分為3個(gè)段。3段式和9段式的冷卻曲線見圖2、3。階式制冷循環(huán)能耗低,技術(shù)成熟,最早的基地型0LNG生產(chǎn)廠一阿爾及利亞的 Camel工廠和美國阿拉斯加的 Kenai工廠采用了這種液化工藝。隨著LNG技術(shù)的發(fā)展,階式制冷循環(huán)暴露出了它固有的缺點(diǎn):機(jī)組多(3臺(tái)壓縮機(jī))投資費(fèi)用高、流程十分復(fù)雜,因此后來建設(shè)的LNG生產(chǎn)廠已不再采用這01000200030004000500060007000焙H/Btu·(mol)1種工藝。2.1.2混合冷劑制冷循環(huán)圖39段式循環(huán)冷卻曲線混合冷劑制冷循環(huán)又稱MRC( MixedRefrigerant Cycle)工藝,是美國APCl于20世紀(jì)60MRC工藝只需1臺(tái)壓縮機(jī),大大簡化了流程,年代末開發(fā)成功的一項(xiàng)專利技術(shù)采用多組分制冷降低了投資;理論上這種工藝的級(jí)間冷卻溫度能較劑(N+C-C混合物)循環(huán)利用混合物各組分不好地貼近原料氣的冷卻曲線因而可大大節(jié)省制冷點(diǎn)、部分冷凝的特點(diǎn),達(dá)到所需的不同溫度水功率。但制冷劑混合物的組成比例一旦確定之后很圖4是MRC工藝裝置流程圖。主換熱器是難調(diào)整,很難使流化過程都能按冷卻曲線提供所需第23卷第2期閻光燦,等:天然氣液化技術(shù)13LNG去貯罐的冷量,導(dǎo)致MRC工藝的效率比9個(gè)溫度級(jí)低另外,原料氣、多種冷凝物、汽化餾分等需要獨(dú)立的天然氣換熱管東,致使主換熱器顯得既龐大又復(fù)雜。因此,氣液分離器采用這種工藝的LNG工廠也不多。2.1.3帶預(yù)冷的混合冷劑制冷循環(huán)帶預(yù)冷的混合冷劑制冷循環(huán),簡稱G3MR工氣液分離器藝,是在MRC工藝基礎(chǔ)上開發(fā)出來的新一代液化工藝,采用丙烷混合冷劑(N2+C~Q)、氨制冷等海水冷卻預(yù)冷方式。C3MR工藝的基本原理是分兩段供冷氣液分離器進(jìn)行冷卻,C3MR混合冷劑循環(huán)天然氣冷卻裝置見圖5。高溫端釆用純丙烷預(yù)冷工質(zhì)進(jìn)行多級(jí)制冷,低溫端進(jìn)行兩級(jí)換熱制冷——高壓混合冷劑與較高溫度的原料氣換熱,低壓混合冷劑與較低溫度的原圖4典型的天然氣液化混合冷劑循環(huán)裝置料氣換熱。氣體凈化部分壓縮機(jī)制冷循環(huán)液化循環(huán)熱器分離器換熱器G沸騰出氣體壓縮機(jī)去發(fā)電廠透平膨脹機(jī)壓縮機(jī)換熱器添味器儲(chǔ)罐去配氣系統(tǒng)LNG泵圖5美國圣地亞哥調(diào)峰型LNG工廠示意流程在C3MR工藝中有兩個(gè)獨(dú)立的循環(huán)系統(tǒng),即C3^R工藝綜合了階式循環(huán)工藝和MRC工藝丙烷密閉循環(huán)系統(tǒng)和混合冷劑與原料氣密閉循環(huán)系的特長,具有流程簡單、效率高、運(yùn)行費(fèi)用低適應(yīng)性統(tǒng)。在丙烷循環(huán)系統(tǒng)中,丙烷蒸氣經(jīng)丙烷壓縮機(jī)兩強(qiáng)等優(yōu)點(diǎn),是目前最為合理的天然氣液化工藝和基級(jí)壓縮并用冷卻介質(zhì)冷卻至全凝狀態(tài)后,通過換熱地型LNG工廠首選工藝。世界上采用這種工藝的器分別對(duì)混合冷劑和原料氣進(jìn)行預(yù)冷;蒸發(fā)后的丙基地型LNG工廠占所有基地型LNG工廠的23。烷工質(zhì)返回丙烷壓縮機(jī)進(jìn)行再循環(huán)。在混合冷劑循世界主要基地型LNG工廠采用的天然氣液化工藝環(huán)系統(tǒng)中,混合冷劑蒸氣經(jīng)混合冷劑壓縮機(jī)兩級(jí)壓見表3。縮并用冷卻介質(zhì)先后進(jìn)行中間冷卻和后冷卻后,再進(jìn)入丙烷循環(huán)系統(tǒng)進(jìn)行部分冷凝,分離成液體和氣2.2調(diào)峰型LNG工廠液化工藝-2體兩個(gè)餾分;它們?cè)龠M(jìn)入主換熱器,在各自的換熱盤調(diào)峰型LNG工廠有兩種形式:一種設(shè)在城市管內(nèi)得到進(jìn)一步冷卻。然后,釆用噴淋方式與原料門站附近,本身有液化能力,生產(chǎn)的LNG儲(chǔ)存于儲(chǔ)氣物流進(jìn)行換熱。兩個(gè)餾分以汽相形式在主換熱器罐中,通過下游配氣系統(tǒng)與用戶連接;另一種為衛(wèi)星底部重新混合后,返回混合冷劑壓縮機(jī)實(shí)行再循環(huán)。型調(diào)峰裝置,本身無液化能力,靠特殊槽車運(yùn)來14天然氣與石油2005年LNG,氣化后供附近地區(qū)使用。圖5是美國圣地亞公司為上海的LNG事故調(diào)峰站設(shè)計(jì)的液化流程。哥調(diào)峰型LNG工廠的示意流程,圖6是由法國燃?xì)獗?世界主要基地型LNG工廠采用的天然氣液化工藝LNG生產(chǎn)廠液化工藝設(shè)計(jì)公司LNG生產(chǎn)廠液化工藝設(shè)計(jì)公司Azew,GL4z(阿爾及利亞)階式制冷循環(huán) Technip/ Pritchard Philips Das Island(阿布扎比) C3 MR APCIKenai(阿拉斯加(美國)階式制冷循環(huán) Technip/ Pritchard PhilipsLumut(文萊AR APCIMarsa el Brega(利比亞)MRCAPCIBadak(印尼加里曼丹)C3 MR APCISkikda(阿爾及利亞)MRCPritchardArun(印尼蘇門答臘) CMMR APCIrew,GL1Z(阿爾及利亞)C/MRAPCIBintulu(馬來西亞C3/MR APCIAzew,C2Z阿爾及利亞)cARAPCIWShe(澳大利亞)C3 MR APCILNG終端站的主要設(shè)備有LNG儲(chǔ)罐、LNG泵、LNG卸料臂、氣化器等。上二回3工藝設(shè)備液化工藝中主要工藝設(shè)備有制冷壓縮機(jī)組、換N熱器、LNG儲(chǔ)罐和容器等。在LNG工廠的投資費(fèi)用中,工藝設(shè)備占40%以上,其中制冷壓縮機(jī)組占50%,換熱器占30%。圖6上海LNG調(diào)峰站液化流程示意圖分餾塔;2冷箱:3,低壓壓縮機(jī);4.高壓壓縮機(jī);5-8.氣液3.1制冷壓縮機(jī)組s分離器;9-11節(jié)流閥;12-13.冷卻器制冷壓縮機(jī)組包括壓縮機(jī)和驅(qū)動(dòng)裝置(原動(dòng)機(jī)),是LNG生產(chǎn)的關(guān)鍵設(shè)備之一。制冷壓縮機(jī)組2.3LNG終端接收站工藝一般不備用,這種設(shè)備任何1臺(tái)發(fā)生故障,都會(huì)造成至20世紀(jì)末世界上共有40多個(gè)LNG接收終停產(chǎn)。因此,這種設(shè)備的可靠性、易操作性和可維修端站,LNG接收終端站的技術(shù)已相當(dāng)成熟性,對(duì)LNG生產(chǎn)至關(guān)重要。LNG終端站基本無液化能力,但LNG儲(chǔ)存能3.1.1壓縮機(jī)及選擇力和再氣化能力很強(qiáng),因此終端站的工藝流程并不天然氣液化所需壓縮功率與LNG產(chǎn)量有關(guān),復(fù)雜,見圖7。約為12-14kW/·d-1;一條生產(chǎn)能力為25×10°t/a的LNG工廠,約需壓縮功率100MW。壓縮機(jī)的配置根據(jù)壓縮工藝的不同而有所區(qū)別:階式制冷卸料臂循環(huán)工藝,3種工藝流體最少需3臺(tái)壓縮機(jī);混合火炬冷劑制冷循環(huán)工藝,1種工藝流體,最少需1臺(tái)壓縮罐內(nèi)凝器機(jī);帶預(yù)冷的混合冷劑制冷循環(huán)工藝,2種工藝流體,最少需2臺(tái)壓縮機(jī)。LNG運(yùn)輸船臭味劑現(xiàn)有大型LNG生產(chǎn)廠中,預(yù)冷壓縮循環(huán),多選海水排用離心式壓縮機(jī);氣體液化循環(huán),一級(jí)壓縮多選用軸調(diào)壓閥1浸沒燃燒式流式壓縮機(jī),二級(jí)壓縮選用帶中間冷卻器的離心式海水進(jìn)入壓縮機(jī);甲烷壓縮多選用離心式壓縮機(jī)。圖7LNG終端站工藝流程3.1.2原動(dòng)機(jī)及選擇可供選擇的壓縮機(jī)原動(dòng)機(jī)有:蒸氣透平、燃?xì)廨喌?3卷第2期閣光燦,等:天然氣液化技術(shù)15機(jī)和電動(dòng)機(jī)。表4列出了它們的基本特性。投資比蒸氣透平低;但裝機(jī)費(fèi)用比蒸氣透平高,功率蒸氣透平已成功用于LNG生產(chǎn)。蒸氣透平的不能連續(xù)調(diào)節(jié)。燃?xì)廨啓C(jī)分單軸和雙軸兩種類型。功率和速度范圍較大,用作制冷劑壓縮機(jī)原動(dòng)機(jī)相雙軸燃?xì)廨啓C(jī)有驅(qū)動(dòng)自身空氣壓縮機(jī)的渦輪轉(zhuǎn)子和對(duì)比較簡單能直接與制冷壓縮機(jī)匹配;但蒸氣透平驅(qū)動(dòng)工藝壓縮機(jī)的動(dòng)力渦輪軸,能產(chǎn)生足夠的啟動(dòng)工藝必須采用冷卻水對(duì)蒸氣和丙烷等制冷劑進(jìn)行冷扭矩。電動(dòng)機(jī)的初期費(fèi)用僅為燃?xì)廨啓C(jī)的13,維卻,投資成本較高對(duì)公用設(shè)施的依賴程度較大。燃護(hù)費(fèi)用較低;但電動(dòng)機(jī)的操作費(fèi)用和操作可靠性受氣輪機(jī)熱效率高,易于啟動(dòng),不需蒸氣發(fā)生設(shè)施,總到電力供應(yīng)的嚴(yán)重制約表4壓縮機(jī)組原動(dòng)機(jī)基本特性7蒸氣透平燃?xì)廨啓C(jī)電動(dòng)機(jī)最大功率/MW可變速度型10030(雙軸)固定速度型80(單軸)轉(zhuǎn)速r·min-1可變速度型與壓縮機(jī)匹配與壓縮機(jī)匹配固定速度型1800(要求齒輪傳動(dòng))噪聲中等(壓縮機(jī))高(進(jìn)氣和排氣管)中等(齒輪傳動(dòng))環(huán)境振動(dòng)影響輕微、中等中等、大無易啟動(dòng)性中等、困難中等(單軸)容易、中等容易(雙軸)操作復(fù)雜程度機(jī)械中等中等(單軸)簡單系統(tǒng)復(fù)雜容易(雙軸)中等效率可變速度好好(雙軸)固定速度型低(單軸)低投資費(fèi)用美元(kW)-1可變速度型30~5040~6575~100固定速度型輔助系統(tǒng)費(fèi)用高低、中等維護(hù)費(fèi)用中等低低幾種原動(dòng)機(jī)各有優(yōu)缺點(diǎn),對(duì)具體LNG工廠而LNG接收終端站。LNG儲(chǔ)罐是LNG生產(chǎn)廠最主言,選擇原動(dòng)機(jī)時(shí)應(yīng)考慮工廠的總體設(shè)計(jì)方案、液化要的設(shè)施之一。LNG儲(chǔ)罐分地面儲(chǔ)罐和地下儲(chǔ)罐。工藝、原動(dòng)機(jī)的使用經(jīng)驗(yàn)、公用設(shè)施、環(huán)境影響、安全由于所儲(chǔ)存液體的可燃性和超低溫性,LNG儲(chǔ)罐的性、可靠性、可維護(hù)性、投資和操作費(fèi)用等多種因素。建造材料有非常嚴(yán)格的要求。LNG生產(chǎn)廠有許多工藝容器,如分餾塔等。酸32換熱器2-3氣脫除單元中的吸收塔是LNG生產(chǎn)廠的最大容器換熱器是直接進(jìn)行天然氣液化的主要設(shè)備。原設(shè)備之料氣經(jīng)預(yù)處理后便進(jìn)入換熱器進(jìn)行冷卻液化,這是換熱器的最主要功能。除此之外,換熱器還對(duì)原料34膨脹機(jī)氣進(jìn)行預(yù)冷,對(duì)酸氣脫除、分餾裝置和公用設(shè)施提供在天然氣液化循環(huán)中采用膨脹機(jī),能大大提高所需的冷量?，F(xiàn)有LNG生產(chǎn)廠選用的換熱器有繞循環(huán)效率。氣體膨脹機(jī)能產(chǎn)生附加冷量和域或附加管式、板翅式和管殼式幾種類型。功率。用液體膨脹機(jī)代替LNG和液態(tài)混合制冷劑流路上的J-T閥,可降低工藝的單位能耗,提高3.3LNG儲(chǔ)罐和容器LNG的產(chǎn)量。不管是基地型LNG生產(chǎn)廠還是調(diào)峰型工廠和天然氣與石油2005年機(jī),對(duì)裝置的有效工作時(shí)間有很大影響,如何將計(jì)劃4安全系統(tǒng)停機(jī)和非計(jì)劃停機(jī)控制到最低水平,一直是人們研究的課題之一。表5列出了幾個(gè)大型LNG裝置的LNG生產(chǎn)、儲(chǔ)存和裝運(yùn)的操作安全,對(duì)保證生有效工作時(shí)間。產(chǎn)和人員安全具有特別重要的意義。LNG生產(chǎn)過表5幾個(gè)大型LNG裝置的有效工作時(shí)間程中,典型事故是LNG泄漏和溢出。為防止LNGW. Shel事故發(fā)生,當(dāng)代LNG工廠都采取了以下一些安全LG生產(chǎn)廠(印尼)(印尼)(澳大利亞措施:在設(shè)計(jì)上嚴(yán)格執(zhí)行NFA59A標(biāo)準(zhǔn)對(duì)LNG原動(dòng)機(jī)燃?xì)廨啓C(jī)蒸氣透平燃?xì)廨啓C(jī)儲(chǔ)罐安全距離的規(guī)定;在LNG儲(chǔ)罐、蒸發(fā)器、LNG1987~1985~統(tǒng)計(jì)時(shí)間1991年1988年泵等重要部位安裝緊急關(guān)閉閥(FSD);在工藝區(qū)、建筑物內(nèi)等相關(guān)地方設(shè)置低溫和火警探測器;加強(qiáng)工計(jì)劃停機(jī)2.05%~2.6%業(yè)衛(wèi)生和防護(hù)管理提供防凍防蒸氣灼傷防護(hù)用品;非計(jì)劃停機(jī)1.37%~2.56%2.2%配置有效的消防設(shè)施。有效工作時(shí)間9656-926%95.2%5世界LNG工業(yè)發(fā)展趨勢(shì)5,7安全第一將繼續(xù)成為LNG設(shè)施設(shè)計(jì)施工和54延長裝置的使用壽命操作的基本原則。世界LNG工業(yè)總的發(fā)展趨勢(shì)延長裝置的使用壽命,能降低LNG費(fèi)用。是:在保證安全性的前提下LNG生產(chǎn)線向大型化些易磨易損元件如軸承和密封件對(duì)裝置維修次數(shù)發(fā)展,降低能耗,提高效率,提高有效性,增強(qiáng)LN和維修時(shí)間以及裝置的壽命有很大影響,是研究的價(jià)格在能源價(jià)格中的競爭能力。主要對(duì)象。其他研究技術(shù)有:工藝和環(huán)境造成設(shè)備腐蝕的探測和防護(hù)、較理想的隔熱材料和隔熱5.1設(shè)計(jì)措施等。設(shè)計(jì)人員不斷致力于改進(jìn)設(shè)計(jì)手段,提高設(shè)計(jì)質(zhì)量,改進(jìn)技術(shù)參數(shù)正確選擇液化工藝和設(shè)備,實(shí)55LNG生產(chǎn)線向大型化發(fā)展現(xiàn)費(fèi)用節(jié)約。在工藝設(shè)計(jì)方面優(yōu)化工藝布置,采用人們認(rèn)識(shí)到,發(fā)展規(guī)模經(jīng)濟(jì),擴(kuò)大LNG生產(chǎn)線分析方法和預(yù)演技術(shù),確定LNG設(shè)施最佳投資和產(chǎn)能力,減少LNG生產(chǎn)線數(shù)量,可以進(jìn)一步降低能耗指標(biāo);采用計(jì)算機(jī)技術(shù),對(duì)LNG裝置的操作和能耗,降低LNG生產(chǎn)成本。日本《配管技術(shù)》2001,維護(hù)進(jìn)行自動(dòng)化管理和監(jiān)控。43(11)介紹,20世紀(jì)60年代單套規(guī)模為50×104100×104t/a,到90年代便達(dá)到240×104~300×5.2實(shí)現(xiàn)LNG系統(tǒng)的優(yōu)化104t/aLNG工作者不但致力于實(shí)現(xiàn)液化工藝和設(shè)備LNG生產(chǎn)線生產(chǎn)規(guī)模的發(fā)展情況見表6,當(dāng)代選擇的優(yōu)化還為實(shí)現(xiàn)整個(gè)LNG系統(tǒng)的優(yōu)化而進(jìn)主要LNG工廠生產(chǎn)線規(guī)模見表7行著不斷的探索。如輸入輸出站的儲(chǔ)罐容量、海運(yùn)表6LNG生產(chǎn)線生產(chǎn)規(guī)模發(fā)展情況效率和速度、氣候條件和LNG季節(jié)性需求、原料供一條生產(chǎn)線的額定生產(chǎn)能力應(yīng)等都對(duì)LNG生產(chǎn)有影響,必須對(duì)所有變量或參設(shè)計(jì)年份108m3/a10t/a數(shù)進(jìn)行優(yōu)化獲得最佳效果。0.5~1.11971~197816.2~21.61.2-1.653提高裝置的有效性和可靠性35.12.0~2.6提高裝置的有效性和可靠性是降低LNG費(fèi)用19920051-4026-3.0的重要途徑。裝置停機(jī),包括計(jì)劃停機(jī)和非計(jì)劃停(下轉(zhuǎn)第24頁)4天然氣與石油2005年輸方法的經(jīng)濟(jì)性所做的對(duì)比6。圖中運(yùn)輸量大于天然氣和管道輸送技術(shù)研究得深入和成熟該技術(shù)1133×106m3/a,縱軸為運(yùn)輸成本,橫軸為運(yùn)輸距離實(shí)際應(yīng)用還有較大距離其推廣應(yīng)用還需解決一離。當(dāng)橫軸為零時(shí),表示液化天然氣、合成原油及天系列技術(shù)問題:研究高效的水合物生產(chǎn)工藝;單位體然氣水合物裝置及管道運(yùn)輸?shù)某杀尽奶烊粴獾倪\(yùn)積水合物儲(chǔ)氣量的確定;優(yōu)化水合物儲(chǔ)氣壓力溫度輸距離來看,短距離運(yùn)輸(少于1000km),管線運(yùn)條件,提高水合物儲(chǔ)氣的的經(jīng)濟(jì)性;水合物的有效分輸最好;中長距離運(yùn)輸(1000-12000km),天然氣離手段;水合物的高效分解方法等。水合物最好:6000km以下液化天然氣優(yōu)于合成參考文獻(xiàn):原油;超長距離運(yùn)輸(大于12000km)合成原油最[1] Sloan E D, Jr Clathrate hydrate of natural gases[M]好New York: Marcel Dekker Inc, 1997. 457-512綜上所述,天然氣水合物儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)具有經(jīng)濟(jì)可[2]姚光鎮(zhèn)輸氣管道設(shè)計(jì)與管理[M]北京:石油大學(xué)出行性。版杜,19918285[3]貝克CⅢ,馬科岡I0西福米納BH氣體水化物4結(jié)論和建議[M].北京:石油工業(yè)出版社,1987.281-283[4]孫志高樊栓獅郭開華,等氣體水合物儲(chǔ)存天然氣技a)在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下1m3的水合物所攜帶的天然術(shù)[J]天然氣工業(yè),2002,22(5):87-90氣量常達(dá)150-170m3,氣體轉(zhuǎn)化成水合物狀態(tài)時(shí)5 Gudmundsson J S. Storing natural gas as frozen hydrate體積明顯減小的特性是這種氣體儲(chǔ)存方法的基礎(chǔ)。[]. SPE Production& Facilities, 1994, 55(2): 69-73[6] Gudmundsson J S Natural gas hydrate-an altermative tob)天然氣水合物儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)具有技術(shù)可行性和經(jīng)liquefied natural gas[J]. Petroleum Review, 1996, 19(5):濟(jì)可行性。232235c)天然氣水合物儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)起步晚,遠(yuǎn)沒有液化(上接第16頁)環(huán)所需能耗比這要高得多。目前世界上對(duì)降低表7當(dāng)代主要LNG工廠生產(chǎn)線規(guī)模LNG生產(chǎn)廠能耗進(jìn)行著不懈的努力,力求達(dá)到更低的能耗指標(biāo)。LNG生產(chǎn)廠單條生產(chǎn)線規(guī)模nx10°ra-1開工時(shí)間說明參考文獻(xiàn)BnF生產(chǎn)線(印尼)2619年副產(chǎn)品LG(四川石油設(shè)計(jì)院國外液化天然氣UN)工業(yè)技術(shù)Agas,第3生產(chǎn)線1994年副產(chǎn)品LFG[R]成都:四川石油設(shè)計(jì)院,1996.12.MLNG2(馬來西亞)2.6qatargas((卡塔爾)2.41996年[2]徐文淵蔣長安天然氣利用手冊(cè)M]北京:中國石化Bonny LNG(尼日利亞出版社,2002:297-2983.0Ras laffan(卡塔爾)1999年[3] Collins C A, Durr FF Liquefaction plant design in the1990s[J]. Hydrocarbon Processing, 1995, 74(4): 67-76LNG生產(chǎn)線規(guī)模有繼續(xù)擴(kuò)大的趨勢(shì)。美國【4】 Nagelvoort R K. Liquefaction cycle development[AKellogg公司設(shè)計(jì)專家認(rèn)為,今后LNG生產(chǎn)線規(guī)模Japan: LNG 10 International Conference, 1992.應(yīng)向4×10t/a發(fā)展,這樣能更有效地降低生產(chǎn)成[5] Liu Yu-Nan. design consideration of larger LNG plant[AJ.Japan: LNG 10 International Conference, 1992本[6]杜光能LNG終端接收站工藝及設(shè)備[J天然氣工業(yè),1999,19(5):82865.6降低LNG生產(chǎn)能耗[7] Ichino Aoki, Yoshitsugi kikkawa. Technical efforts focusLNG生產(chǎn)廠的動(dòng)力需求大約需要消耗10%的on cutting LNG plant costs[J]. Oil& Gas Journal, 1995原料氣。液化1m3天然氣的理論最小能耗為0180.21kWh,而前面所述幾種液化天然氣制冷循