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)計有限公司西南分公司,四川成都610017)摘要:天然氣液化是一個超低溫過程,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。關(guān)鍵詞:天然氣;LNG;工藝;設(shè)備;發(fā)展;趨勢文章編號:10065539(2005)020010-07文獻標(biāo)識碼:A天然氣液化是一個低溫過程。天然氣經(jīng)預(yù)處僅為氣態(tài)時的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換熱器轉(zhuǎn)運站天然氣計量CO2脫除液化LNG貯存和裝運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/原動機圖1典型的LNG生產(chǎn)工藝裝置圖進入輸氣管道之前雖然已按管輸標(biāo)準(zhǔn)進行了處理1原料氣的預(yù)處理[1,2]但在進行天然氣液化之前,還必須進行天然氣預(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在低溫下凍結(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進行大量酸性氣體的脫除,DEA進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對硫醇、重?zé)N、芳香烴具有很強的親1.1酸性氣體的脫除合力。這種工藝方法對處理硫醇含量高的原料氣具現(xiàn)有基地型LNG工廠對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)省費用;對于酸性氣體分壓高kPa的原料氣,適宜采用胺法進行酸性氣體脫除。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,費用低,性能好;要完全脫除所有等硫化物和實現(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法組合運用。13硫分的脫除當(dāng)代LNG工廠主要采用分子篩進行硫分脫1.4汞的去除除。汞(Hg)對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天然氣液化是一個低溫過程。原料天然氣經(jīng)預(yù)處理后,進入換熱器進行低溫冷凍循環(huán),冷卻至160℃左右就會液化。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個制冷段(即3個溫80FLC,Hs度級:丙烷段-38℃、乙烯段-85℃、甲烷段-16060℃)串接組成。為了使實際級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個溫度級改進為9個溫度級,即再將丙烷段40乙烯段、甲烷段各分為3個段。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:機組多(3臺壓縮機)投資費用高、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臺壓縮機,大大簡化了流程,年代末開發(fā)成功的一項專利技術(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、部分冷凝的特點,達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個溫度級低另外,原料氣、多種冷凝物、汽化餾分等需要獨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)進行多級制冷,低溫端進行兩級換熱制冷——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沸騰出氣體壓縮機去發(fā)電廠透平膨脹機壓縮機換熱器添味器儲罐去配氣系統(tǒng)LNG泵圖5美國圣地亞哥調(diào)峰型LNG工廠示意流程在C3MR工藝中有兩個獨立的循環(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、運行費用低適應(yīng)性統(tǒng)。在丙烷循環(huán)系統(tǒng)中,丙烷蒸氣經(jīng)丙烷壓縮機兩強等優(yōu)點,是目前最為合理的天然氣液化工藝和基級壓縮并用冷卻介質(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混合冷劑和原料氣進行預(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)返回丙烷壓縮機進行再循環(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)混合冷劑壓縮機兩級壓見表3。縮并用冷卻介質(zhì)先后進行中間冷卻和后冷卻后,再進入丙烷循環(huán)系統(tǒng)進行部分冷凝,分離成液體和氣2.2調(diào)峰型LNG工廠液化工藝-2體兩個餾分;它們再進入主換熱器,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儲存于儲氣物流進行換熱。兩個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實行再循環(huán)。型調(diào)峰裝置,本身無液化能力,靠特殊槽車運來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是由法國燃氣表3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)計公司LNG生產(chǎn)廠液化工藝設(shè)計公司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)備有制冷壓縮機組、換N熱器、LNG儲罐和容器等。在LNG工廠的投資費用中,工藝設(shè)備占40%以上,其中制冷壓縮機組占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;4.高壓壓縮機;5-8.氣液3.1制冷壓縮機組s分離器;9-11節(jié)流閥;12-13.冷卻器制冷壓縮機組包括壓縮機和驅(qū)動裝置(原動機),是LNG生產(chǎn)的關(guān)鍵設(shè)備之一。制冷壓縮機組2.3LNG終端接收站工藝一般不備用,這種設(shè)備任何1臺發(fā)生故障,都會造成至20世紀(jì)末世界上共有40多個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LNG生產(chǎn)至關(guān)重要。LNG終端站基本無液化能力,但LNG儲存能3.1.1壓縮機及選擇力和再氣化能力很強,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臺壓縮機;混合火炬冷劑制冷循環(huán)工藝,1種工藝流體,最少需1臺壓縮罐內(nèi)凝器機;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臺壓縮機。LNG運輸船臭味劑現(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;氣體液化循環(huán),一級壓縮多選用軸調(diào)壓閥1浸沒燃燒式流式壓縮機,二級壓縮選用帶中間冷卻器的離心式海水進入壓縮機;甲烷壓縮多選用離心式壓縮機。圖7LNG終端站工藝流程3.1.2原動機及選擇可供選擇的壓縮機原動機有:蒸氣透平、燃氣輪第23卷第2期閣光燦,等:天然氣液化技術(shù)15機和電動機。表4列出了它們的基本特性。投資比蒸氣透平低;但裝機費用比蒸氣透平高,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)。燃氣輪機分單軸和雙軸兩種類型。功率和速度范圍較大,用作制冷劑壓縮機原動機相雙軸燃氣輪機有驅(qū)動自身空氣壓縮機的渦輪轉(zhuǎn)子和對比較簡單能直接與制冷壓縮機匹配;但蒸氣透平驅(qū)動工藝壓縮機的動力渦輪軸,能產(chǎn)生足夠的啟動工藝必須采用冷卻水對蒸氣和丙烷等制冷劑進行冷扭矩。電動機的初期費用僅為燃氣輪機的13,維卻,投資成本較高對公用設(shè)施的依賴程度較大。燃護費用較低;但電動機的操作費用和操作可靠性受氣輪機熱效率高,易于啟動,不需蒸氣發(fā)生設(shè)施,總到電力供應(yīng)的嚴重制約表4壓縮機組原動機基本特性7蒸氣透平燃氣輪機電動機最大功率/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匹配與壓縮機匹配固定速度型1800(要求齒輪傳動)噪聲中等(壓縮機)高(進氣和排氣管)中等(齒輪傳動)環(huán)境振動影響輕微、中等中等、大無易啟動性中等、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)費用高低、中等維護費用中等低低幾種原動機各有優(yōu)缺點,對具體LNG工廠而LNG接收終端站。LNG儲罐是LNG生產(chǎn)廠最主言,選擇原動機時應(yīng)考慮工廠的總體設(shè)計方案、液化要的設(shè)施之一。LNG儲罐分地面儲罐和地下儲罐。工藝、原動機的使用經(jīng)驗、公用設(shè)施、環(huán)境影響、安全由于所儲存液體的可燃性和超低溫性,LNG儲罐的性、可靠性、可維護性、投資和操作費用等多種因素。建造材料有非常嚴格的要求。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)處理后便進入換熱器進行冷卻液化,這是換熱器的最主要功能。除此之外,換熱器還對原料34膨脹機氣進行預(yù)冷,對酸氣脫除、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,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,對裝置的有效工作時間有很大影響,如何將計劃4安全系統(tǒng)停機和非計劃停機控制到最低水平,一直是人們研究的課題之一。表5列出了幾個大型LNG裝置的LNG生產(chǎn)、儲存和裝運的操作安全,對保證生有效工作時間。產(chǎn)和人員安全具有特別重要的意義。LNG生產(chǎn)過表5幾個大型LNG裝置的有效工作時間程中,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)計上嚴格執(zhí)行NFA59A標(biāo)準(zhǔn)對LNG原動機燃氣輪機蒸氣透平燃氣輪機儲罐安全距離的規(guī)定;在LNG儲罐、蒸發(fā)器、LNG1987~1985~統(tǒng)計時間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;加強工計劃停機2.05%~2.6%業(yè)衛(wèi)生和防護管理提供防凍防蒸氣灼傷防護用品;非計劃停機1.37%~2.56%2.2%配置有效的消防設(shè)施。有效工作時間9656-926%95.2%5世界LNG工業(yè)發(fā)展趨勢5,7安全第一將繼續(xù)成為LNG設(shè)施設(shè)計施工和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)展趨勢延長裝置的使用壽命,能降低LNG費用。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LN和維修時間以及裝置的壽命有很大影響,是研究的價格在能源價格中的競爭能力。主要對象。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、較理想的隔熱材料和隔熱5.1設(shè)計措施等。設(shè)計人員不斷致力于改進設(shè)計手段,提高設(shè)計質(zhì)量,改進技術(shù)參數(shù)正確選擇液化工藝和設(shè)備,實55LNG生產(chǎn)線向大型化發(fā)展現(xiàn)費用節(jié)約。在工藝設(shè)計方面優(yōu)化工藝布置,采用人們認識到,發(fā)展規(guī)模經(jīng)濟,擴大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,可以進一步降低能耗指標(biāo);采用計算機技術(shù),對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,維護進行自動化管理和監(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年代便達到240×104~300×5.2實現(xiàn)LNG系統(tǒng)的優(yōu)化104t/aLNG工作者不但致力于實現(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)化還為實現(xiàn)整個LNG系統(tǒng)的優(yōu)化而進主要LNG工廠生產(chǎn)線規(guī)模見表7行著不斷的探索。如輸入輸出站的儲罐容量、海運表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LNG生產(chǎn)有影響,必須對所有變量或參設(shè)計年份108m3/a10t/a數(shù)進行優(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費用19920051-4026-3.0的重要途徑。裝置停機,包括計劃停機和非計劃停(下轉(zhuǎn)第24頁)4天然氣與石油2005年輸方法的經(jīng)濟性所做的對比6。圖中運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,縱軸為運輸成本,橫軸為運輸距離實際應(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,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輸?shù)某杀尽奶烊粴獾倪\積水合物儲氣量的確定;優(yōu)化水合物儲氣壓力溫度輸距離來看,短距離運輸(少于1000km),管線運條件,提高水合物儲氣的的經(jīng)濟性;水合物的有效分輸最好;中長距離運輸(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:原油;超長距離運輸(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,天然氣水合物儲運技術(shù)具有經(jīng)濟可[2]姚光鎮(zhèn)輸氣管道設(shè)計與管理[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150-170m3,氣體轉(zhuǎn)化成水合物狀態(tài)時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)天然氣水合物儲運技術(shù)具有技術(shù)可行性和經(jīng)liquefied natural gas[J]. Petroleum Review, 1996, 19(5):濟可行性。232235c)天然氣水合物儲運技術(shù)起步晚,遠沒有液化(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)廠能耗進行著不懈的努力,力求達到更低的能耗指標(biāo)。LNG生產(chǎn)廠單條生產(chǎn)線規(guī)模nx10°ra-1開工時間說明參考文獻BnF生產(chǎn)線(印尼)2619年副產(chǎn)品LG(四川石油設(shè)計院國外液化天然氣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)擴大的趨勢。美國【4】 Nagelvoort R K. 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