第23卷第2期天然氣與石油vo.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)02001007文獻(xiàn)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LNG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),其體積天然氣入口站酸性氣體脫除脫水主低溫?fù)Q熱器天然氣計(jì)量CO2脫除LNG貯存和裝運(yùn)燃料氣蒸發(fā)氣壓縮機(jī)TTi液料收集凝析穩(wěn)剩余LPc汽圖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[12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V凵中國煤化工腐蝕設(shè)備和管道收稿日期:2005-01-12CNMHG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)11二是提高產(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甚地型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。HPCH2O<0.1×10-6(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K2CO3吸收<50×10-66(Hg<0.01g/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)。3.5 mg/m芳香1×10-6(4×10-6(V)族烴10×106(V)1.1.3 Sulfino法Sulfinol溶液由二異丙醇胺(DIPA)、 SulforaneOs<0.1×106(V)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(qiáng)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(fèi)用;對于酸性氣體分壓高kPa的原料氣,適宜采用胺法進(jìn)行酸性氣體脫除。和域OOS含量高的原料氣,采用 Benfield Hipure胺法中有 Amine Guard Fs工藝、Uars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(K2OO3)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/kPArzew(G4、12Z)(阿爾及利亞)MEA(單一醇胺)Skikda(GL1、2、3K)(阿爾及利亞)Marsa el brega(利比亞)K2OO3和堿液Kenai(阿拉斯加,美國)MEA0.05Das island(阿布扎比)Benfield Hipure4.7%5200Badak(印度尼西亞)MEA和 Ucarsol5.8Arun(印度尼西亞)Benfield Hipure80×10-6(V)7590Bintulu(馬來西亞)Sulfinol<20×106(V)5.55220NW.Shl(澳大利亞)Sulfinol2×10-6(v)4。054201.2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C1SH和原料氣中的水分含量降低到01×10-6(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13.213X型分子篩和固體吸附法中國煤化工,CSH,CSH和CNMH合運(yùn)用。13硫分的脫除當(dāng)代LNG工廠主要釆用分子篩進(jìn)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(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001四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·mol200060001000014000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1×10-6(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。2天然氣液化工藝-802.1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(jìn)入換熱器進(jìn)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01000200030004000500060007焓H/Btu·(mol)-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)20006001000014000經(jīng)典的階式制冷循環(huán)由3個制冷段(即3個溫度級:丙烷段-38℃、乙烯段-85℃、甲烷段-160℃)串接組成。為了使實(shí)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H來將3個溫度級改進(jìn)為9個溫度級,即再將丙烷段、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、3ChA階式制冷循環(huán)能耗低,技術(shù)成熟,最早的基地型-120LNG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220缺點(diǎn):機(jī)組多(3臺壓縮機(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(MxedRefrigerant cycle)工藝,是美國APCI于20世紀(jì)MRC工藝只需1臺壓縮機(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),采用多組分制冷降中國煤化工級間冷卻溫度能較劑(馬2+-(g混合物)循環(huán)利用混合物各組分不好地CNMHG而可大大節(jié)省制冷同沸點(diǎn)、部分冷凝的特點(diǎn),達(dá)到所需的不同溫度水功率。世仳口忉叫屬比例一旦確定之后很平。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(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C3MR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)、氨制冷等冷卻預(yù)冷方式。CMR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)行多級制冷,混合制冷劑低溫端進(jìn)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(jī)制液化循環(huán)分離器換熱器LNG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(dú)立的循環(huán)系統(tǒng),即MR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(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2/3。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22調(diào)T廠疝心τ±[1-2]體兩個餾分;它們再進(jìn)入主換熱器,在各自的換熱盤中國煤化工式:一種設(shè)在城市管內(nèi)得到進(jìn)一步冷卻。然后,采用噴淋方式與原料門站CNMHG的LNG儲存于儲氣物流進(jìn)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(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NG生產(chǎn)廠液化工藝設(shè)計(jì)公司Aew,GL4z(阿爾及利亞)階式制冷循環(huán) Technip/ Pritchard Philips Das Island(阿布扎比) C3MR APCKenai(阿拉斯加(美國))階式制冷循環(huán) Technip/ ritchard PhilipsLumut(文萊MR APCIMarsa el brega(利比亞)APCIBadak(印尼加里曼丹)C3 MR APCISkikda(阿爾及利亞)MRCPritchardArun(印尼蘇門答臘)C3MRArew,GHLZ(阿爾及利亞)C/MRAPCIBintulu(馬來西亞)C3 R APCIATwG2阿爾及利亞) CA/MR APCI N..Sb澳大利亞)cMAP℃LNG終端站的主要設(shè)備有LNG儲罐、LNG天然氣泵、LNG卸料臂、氣化器等。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、換熱器、LNG儲罐和容器等。在LNG工廠的投資費(fèi)LNG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1.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)動裝置(原動機(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(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個d1;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:階式制冷臂循環(huán)工藝,3種工藝流體,最少需3臺壓縮機(jī);混合冷劑制冷循環(huán)工藝,1種工藝流體,最少需1臺壓縮LNG罐內(nèi)泵再冷凝器機(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臺壓縮機(jī)。臭味劑現(xiàn)有大型LNG生產(chǎn)廠中,預(yù)冷壓縮循環(huán),多選調(diào)壓:改經(jīng)含x4水a(chǎn)用離上LM』lA中國煤化工級壓縮多選用軸流式間冷卻器的離心式海水進(jìn)入壓縮CNMH壓縮機(jī)圖7LNG終端站工藝流程3.1.2原動機(jī)及選擇可供選擇的壓縮機(jī)原動機(jī)有:蒸氣透平、燃?xì)廨喌?3卷第2期閻光燦,等:天然氣液化技術(shù)15機(jī)和電動機(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)原動機(jī)相雙軸燃?xì)廨啓C(jī)有驅(qū)動自身空氣壓縮機(jī)的渦輪轉(zhuǎn)子和對比較簡單能直接與制冷壓縮機(jī)匹配;但蒸氣透平驅(qū)動工藝壓縮機(jī)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(jìn)行冷扭矩。電動機(jī)的初期費(fèi)用僅為燃?xì)廨啓C(jī)的1/3,維卻,投資成本較高,對公用設(shè)施的依賴程度較大。燃護(hù)費(fèi)用較低;但電動機(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,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)組原動機(jī)基本特性7蒸氣透平燃?xì)廨啓C(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/rmin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)噪聲中等(壓縮機(jī))高(進(jìn)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(jī)械中等中等(單軸)簡單系統(tǒng)復(fù)雜容易(雙軸)中等效率可變速度型好好(雙軸)好固定速度型低(單軸)低投資費(fèi)用美元(kW)-1可變速度型40~65固定速度型輔助系統(tǒng)費(fèi)用高低、中等低維護(hù)費(fèi)用幾種原動機(jī)各有優(yōu)缺點(diǎn),對具體LNG工廠而LNG接收終端站。LNG儲罐是LNG生產(chǎn)廠最言,選擇原動機(jī)時應(yīng)考慮工廠的總體設(shè)計(jì)方案、液化要的設(shè)施之一。LNG儲罐分地面儲罐和地下儲罐。工藝、原動機(jī)的使用經(jīng)驗(yàn)、公用設(shè)施、環(huán)境影響、安全由于所儲存液體的可燃性和超低溫性LNG儲罐的性、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3.2換熱器[2-31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)備之一。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,換熱器還對原料34膨脹機(jī)氣進(jìn)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(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)管式、板翅式和管殼式幾種類型。功率。中國煤加冷量和或附加1液態(tài)混合制冷劑流路CNMH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(jī),對裝置的有效工作時間有很大影響,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列出了幾個大型LNG裝置的LNG生產(chǎn)、儲存和裝運(yùn)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LNGN. w. Shelf事故發(fā)生,當(dāng)代LNG工廠都采取了以下一些安全LNG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NFPA59A標(biāo)準(zhǔn)對LNG原動機(jī)燃?xì)廨啓C(jī)蒸氣透平燃?xì)廨啓C(jī)儲罐安全距離的規(guī)定;在LNG儲罐、蒸發(fā)器、LNG1985~統(tǒng)計(jì)時間1991年1988年泵等重要部位安裝緊急關(guān)閉閥(ESD);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%~6.57%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。有效工作時間96.5%92.06%~95.2%97.6%95.39%5世界LNG工業(yè)發(fā)展趨勢5,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)展趨勢延長裝置的使用壽命,能降低ING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)LNG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(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)5.5LNG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)施最佳投資和生產(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50×10100×104t/a,到90年代便達(dá)到240×104~3005.2實(shí)現(xiàn)LNG系統(tǒng)的優(yōu)化LNG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LNG生產(chǎn)有影響,必須對所有變量或參設(shè)計(jì)年份108m3/a數(shù)進(jìn)行優(yōu)化,獲得最佳效果。1960~19706.75~14.81.2~1.653提高裝置的有效性和可靠性中國煤化工2.0~2.6提高裝置的有效性和可靠性是降低LNG費(fèi)用「HCNMHG2.6~3.0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)24天氣與石油2005年輸方法的經(jīng)濟(jì)性所做的對比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)11.33×106m3/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,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?。從天然氣的運(yùn)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(yùn)輸(少于1000km),管線運(yùn)條件,提高水合物儲氣的的經(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)于合成原油;超長距離運(yùn)輸(大于1200km)合成原油最 [1 SloanE D,. 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(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。版社,19918285[3]貝克CⅢ,馬科岡I0面福米納BH氣體水化物4結(jié)論和建議[M].北京:石油工業(yè)出版社,1987281-283[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):8790氣量常達(dá)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 S Natural gas hydrate-an altermative tob)天然氣水合物儲運(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x151開工時間說明參考文獻(xiàn):bontang,F生產(chǎn)線(印尼)1993年副產(chǎn)品LPG[]四川石油設(shè)計(jì)院國外液化天然氣(LNG)工業(yè)技術(shù)dgas,第3生產(chǎn)線1994年副產(chǎn)品LPG[R]成都:四川石油設(shè)計(jì)院,1996.12.MLNG2(馬來西亞)1995年1996年[2]徐文淵蔣長安天然氣利用手冊[M]北京:中國石化Qatargas(卡塔爾)2.4Bonny LNG(尼日利亞1999年出版社,2002:297-2983.0Ras laffan(卡塔爾)3.01999[3] Collins C A, Durt F F. 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。美國4 NagelvoortR K. Liquefaction cycle development[A.Kellogg公司設(shè)計(jì)專家認(rèn)為,今后LNG生產(chǎn)線規(guī)模Japan: LNG 10 Intemational Conference, 1992應(yīng)向4×105t/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)能耗中國煤化工 Technical efforts focusLNG生產(chǎn)廠的動力需求大約需要消耗10%的CNMHGas Journal, 1995原料氣。液化1m3天然氣的理論最小能耗為0.18021kWh,而前面所述幾種液化天然氣制冷循