天然气液化项目技术比较
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提纲
一、液化天然气综述 二、天然气液化技术现状及发展趋势 三、天然气液化技术关键设备 四、天然气液化项目建设及发展新思路 五、国内天然气液化项目建设模式 六、寰球公司液化天然气业务
二、天然气液化技术现状及发展趋势
1、天然气液化装置典型工艺流程方块图
废水
酸气
排放气
燃 料 气
热油系统 热油 废热回收
OSMR
（BV公司） （LNGL）
C3MR （AP）
DMR
DMR
（Shell） （HQC）
液化能耗kWh/吨LNG
352.8
311.3
300~400 300~400 310~400
注释：此处给出的数据仅包含天然气液化单元的能耗，鉴于天然气液化项目原料
和建设条件的差别对天然气液化能耗影响较大，基于完全相同基准的综合能耗比较 几乎不可能，因此没有相关的公开数据。
267000m3)
一、液化天然气综述
中国到港的
第一艘LNG运输船 2019年5月26日
中石油到港的
第一艘LNG运输船 2019年5月24日
一、液化天然气综述
6、LNG的安全问题
天然气和和LLNNGG是本质安全的烃类物质：N：GN比G空气轻、在空 气中自然扩散、爆炸范围窄，，LNLNGG既不可燃、又不爆炸。
5、国外天然气液化技术现状及分析
市场份额 不同工艺商
二、天然气液化技术现状及发展趋势
5、国外天然气液化技术现状及分析
第一阶段
第二阶段
第三阶段
二、天然气液化技术现状及发展趋势
4、天然气液化技术（续） – 适应性
天然气液化技术的选择对液化装置的投资和操作成本有较大影响； 每一种技术均在某一单线生产能力范围内具有竞争力；不同的液化技术， 均将在LNG工业中发挥作用，不存在某一种标准或者唯一可行的技术； 三种混合冷剂工艺的最经济的单线生产能力适应范围如下表：
LNG基本知识及液化技术介绍
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一. LNG的基本性质
泄露特性：LNG泄漏到地面，起初迅速蒸发，当热量平衡后便降到某一 固定的蒸发速度。当LNG泄漏到水中会产生强烈的对流传热，在一定的 面积内蒸发速度保持不变，随着LNG流动泄漏面积逐渐增大，直到气体 蒸发量等于漏出液体所能产生的气体量为止。泄漏的LNG以喷射形式进 入大气，同时进行膨胀和蒸发，与空气进行剧烈的混合。
）。 4）化学-物理吸收法（联合吸收法） 使用的溶剂是醇胺、物理溶剂和水的混合液； 砜胺法:烷醇胺和环丁砜； 净化程度高，能耗低，腐蚀小，可脱除有机硫化合物。
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三. 天然气液化技术介绍
5）净化方法的选择 常用的方法：醇胺法，砜胺法，热钾法 对于酸性气体含量低，酸气分压小于350KPa的原料气，适宜采
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，压力和组成。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。
24Βιβλιοθήκη 24三. 天然气液化技术介绍
LNG基本知识及液化 技术介绍
北帕斯天然气液化项目组 设计管理部
目录
一、LNG的基本性质 二、LNG产业链 三、天然气液化技术介绍 四、北帕斯天然气液化工艺简介
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一. LNG的基本性质
1. LNG的物理性质
主要成分：甲烷 临界温度：190.58K 在常温下，不能通过加压将其液化，而是经过预处理，脱除重烃、 硫化物、二氧化碳和水等杂质后，深冷到-162OC，实现液化。 主要物理性质如表1-1所示：
膜分离法。其中以醇胺法为主的化学吸收法和以砜胺法为代表的化学 -物理吸收法是采用最多的方法。
各种民用能源理化特性及使用对比——天然气比液化气和柴油到底省多少钱？!
民用燃料、电能理化特性及使用对比一、液化石油气：液化石油气沸点-42度，主要由丙烷丁烷组成。
气相密度是空气的 1.55倍，在低洼处积聚，不易挥发，体积不变时温度每升高1度，压力升高0.02—0.03Mpa；液相比重是水的0.5倍，体积不变时温度每升高1度，压力升高2—3Mpa。
液化石油气爆炸极限1.7%—9.7%，膨胀系数比水大16倍，夏天充装量75%冬天充装85%，瓶装液化石油气充装压力为0.4-0.6Mpa。
液化石油气热值为25600千卡/米³。
二、天然气：天然气的沸点为-193摄氏度，成份为甲烷。
密度是空气的55%，极易挥发。
管道内天然气的压力稳定为0.0025 Mpa，不受温度影响。
天然气的爆炸极限为5%—15%，热值为9500千卡/米³。
三、煤：国标规定是一公斤的标煤的发热量是7000大卡，这也就是能源审计中的折算系数。
烟煤热值为6500~6900千卡/公斤。
焦炭热值为6000~7500千卡/公斤。
四、柴油：目前国内应用的轻柴油按凝固点分为6个标号：5＃柴油、0＃柴油、－10＃柴油、－20＃柴油、－35＃柴油和－50＃柴油。
柴油的主要成分为链烷烃（67％）和环烷烃（15％）。
0＃轻柴油在摄氏20度时与水的比重为0.84-0.86。
国标0＃柴油的热值约为10100千卡/公斤。
1公升柴油＝0.86公斤，则1公升柴油热值约为8686千卡/公斤≈0.91米³天然气产生的热量。
五、电能：1度电＝1Kw/h，功率换算成热量＝3600000焦耳，六、使用对比：天然气的热值为9500千卡/米³，液化气的热值为25600千卡/米³，1米³液化气的重量为2.36公斤（液化石油气的密度为2.36公斤/米³），则1公斤液化气燃烧放出的热量是25600÷2.36≈10847千卡。
1米³天然气重0.847公斤(天然气的密度为0.847公斤/米³),则1公斤天然气的热量为1÷0.847×9500≈11216千卡。
新旧液化天然气安全技术标准的比较分析
的标 准 制定 方 面相 对 滞后 ，颁 布 的 Ｇ ／ ３ ６ Ｂ Ｔ２０ ８—
２０ ０ ６仅 等 同于 Ｎ Ｐ ９ Ｆ Ａ ５ Ａ一２ ０ ０ １版 本 （ 以下 简 称 ２０ 版 ） ０１ 。本 文 比较 ２ ０ ０ ９版本 与 ２ ０ ０ １版 本 的修 订 内容 ，这 对 完 善 我 国 Ｌ Ｇ 标 准 体 系 ，推 动 我 国 Ｎ Ｌ Ｇ产 业 的健 康 发 展 ，并 与 国 际 接 轨 有 着 重 要 的 Ｎ
（ ）对于 内罐的火灾事故 ，或邻近储罐的主、 ２ 副罐的火灾事 故 ，副罐应 保持 足够 的完整性 ，防
止 倒塌 而使 主罐发 生 泄漏事 故 。
（ ）对于双约束储罐 和全 约束储罐 ，在 液位 ３ 以下不允 许设 置排 料 管道 。
任
珂 ：助理工程师。２０ 年毕业 于中国石油大学 （ ０９ 华东 ）油气储运专业 。现从事工程设 计工作 。联系电话 ：（ ５ １ ３９ ３ ７ ｏ ３ ）８ １５ ８ 。
２ Ｎ Ｐ ９ ２ ０ Ｆ Ａ５ Ａ一 ０ ９修 订 的 主 要 内容
相对 于 ２０ 版 标 准 ，２０ ０１ ０９版标 准做 出 了重 大 修 订 ，主要 为 以下 几点 。
２ １ 一 般性 要求 ．
２０ ０ ９版标 准 增 加 了对 双 约 束 储 罐 和 全 约束 储
罐 的定义 ，并 在厂 址 的选 取 和平 面 布置 的标 准 中 ，
安全性 和 可靠性 产生 影 响 。
２ １ ２ 控制 中心 ．．
新标 准规 定 ，每 个 Ｌ Ｇ 站 场都 需 配 备 控 制 中 Ｎ 心 ，并对 控 制 中心 的位 置 、所 应 具 备 功 能 、人 员
天然气液化工艺
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。
图3-6[3]为阶式制冷液化流程。
为了提高冷剂与天然气的换热效率，将每种冷剂分成2～3个压力等级，即有2～3个冷剂蒸发温度，这样3种冷剂共有8～9个递降的蒸发温度，冷剂蒸发曲线的温度台阶数多，和天然气温降曲线较接近，即传热温差小，提高了冷剂与天然气的换热效率，也即提高了制冷系统的效率，见图3～7[6]。
LNG液化
LNG
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第三章
天然气液化技术
LNG
3
LNG
28
3.1
天然气液化工艺
既然难以通过调整混合冷剂的组分来使整个液化过程都
能按冷却曲线提供所需的冷量，自然便考虑采取分段供 冷以实现制冷的方法。在MRC工艺基础上，经过改进， 开发出了第三代新型的液化工艺—带预冷的混合剂制冷 循环，预冷方式有丙烷预冷、混合工质预冷、利用氨吸 收制冷来预冷等。
胀制冷工艺流程，又称闭式膨胀机循环。
LNG
29
3.1
天然气液化工艺
带膨胀机液化流程：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。流程的关键设备是透平膨胀机。 种类： 天然气膨胀液化流程 氮气膨胀液化流程
氮-甲烷膨胀液化流程
应用： 调峰型天然气液化装置。
⑶使用一台集成换热器（即MRC主换热器），在设备费 用和易于制造方面也具有显著的优势。
⑷利用节流阀降压可以减少LNG产品的蒸发损失；采用
制冷压缩机的级间分离器，可减少压缩机的操作功率。
LNG
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3.1
天然气液化工艺
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。 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。 3） 能耗较高，比阶式液化流程高10%~20%左右；
10万方液化天然气通用技术方案
10万立方米/天液化天然气项目技术方案(通用)目录1.项目建设基本方案 (3)1.1方案概况 (3)1.1.1方案提出背景 (3)1.1.2技术方案和规模的匹配选择 (3)1.1.2.2设计依据及执行标准 (4)1.2项目建设内容及工作构成 (5)1.2.1工作范围 (5)1.3假设原料天然气条件 (6)1.4生产规模 (7)1.5产品方案 (7)2.装置的技术性能及保证值 (8)2.1基本条件 (8)2.2测量方法 (8)2.3产品及工艺消耗的化学品规格 (8)2.4性能保证值 (11)2.5三废排放与治理 (12)2.6节能 (14)3.1液化工厂工艺技术方案 (16)3.2各类物料消耗量 (18)3.3工艺设备 (21)3.4主要设备一览表 (23)4.辅助及公用工程 (24)4.1空压站 (24)4.2氮气站 (24)1.项目建设基本方案1.1方案概况1.1.1 方案提出背景由于不同气源条件条，详细方案会有所调整，本方案主要明确主体方案，供业主参考决策。
方案的大前提之一，是基于撬装式、规模在10万方/天之下的装置，不同规模主装置消耗基本相同。
1.1.2 技术方案和规模的匹配选择根据目前国内实际情况，在不同时期、不同地点，甚至一年内的不同季节，气体供给量波动较大。
因此，睿凌公司开发出适用于各种工况条件的小型液化装置，并能达到部分或整体撬装供货。
本方案是基于10万方/天的能力设计的，本方案的工程实例已经投入运行，基本工序有原料气增压、净化、液化、BOG处理、贮运、公用系统等。
1.1.2.1 关键工序工艺流程方案的选择项目关键工序包括原料气增压、原料气净化和液化三个工序，三个工序基本工艺选择如下：1.原料气压缩工序不同的气源，其压力、温度和组份等条件会有所不同，每个项目都需要根据业主提供的原料气参数进行适用性设计，最终需要把原料气压力提高到5.0MPa，温度约40℃。
一般选择无油润滑往复式压缩机，方案可以采用三开不备、二开一备或一开一备等，如果原料气压力能够达到5.0MPa，则本工序不需要。
天然气液化工艺技术比较
出现 强劲的增 长势 头。据预测 ，２ ０ １ ２年 国际市场上 Ｌ ＮＧ的贸易量将 占到天然气总 贸易量的 ３ ６ ％，到 ２ ０ ２ ０年将达到天然气贸易量的 ４ ０ ％，占天然 气消费 量的 １ ５ ％。在热带地 区建造大型 Ｌ ＮＧ装置采 用丙烷 ／混合制冷工艺最好； 氮气膨胀制冷循环 流程 因其 工艺简单， 设备数量少， 制冷 剂易获得 和补充， 较适
一
冷剂单一 ， 易获得 ， 更适 合于边 远地 区或海 上平 台。
三 、 主 要 工 艺 设 施
驱 动制 冷压 缩机 的燃 气轮 机常 用 的 有 Ｇ Ｅ ？ ？ ５ Ｃ （ 双 轴 、可 变速 ） 和 Ｇ Ｅ ？ ？ ７ Ｅ Ａ （ 单 轴 、不 可 变 速 ） 两种机型， 都是由 Ｇ Ｅ （ Ｇ ｅ ｎ ｅ ｒ ａ ｌ Ｅ ｌ ｅ ｃ ｔ ｒ ｉ ｃ ） 公 司制造 的 。这些燃 气透 平机组 在 Ｌ ＮＧ领 域 的应 用较 为成 功， 并且 自 身能 耗相 对较 低 。作 为预 冷及 复迭 式制 冷 中的 多级压 缩机 通常 采 用 离 心式 压缩 机， 它们 的流 量最 大， 高效 率的 轴流式 压 缩机 可 用于 第一 级 的
装置 。
一
、
比较 基 础
热 交换器 低温 热 交换 器 形 式 为绕 管式 （Ｓ ｐ ｏ ｏ ｌ Ｗｏ ｕ ｎ ｄ ）、板 翅 式 或 者釜 式 （ Ｃ ｏ ｒ ｅ ｉ ｎ ｋ ｅ ｔ ｔ ｌ ｅ ） 。选 择哪 一种 可根 据 经 验 、介质 的 冷却 特 性及 用 户而 决 定（ 包括 尺寸 及费用 ） 。通常 条件 下低温换 热器设 备如 表 ２ 。
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天然气液化技术研究现状及进展
第3期
杨 文等：天然气液化技术研究现状及进展
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乙烷、丙烷等）混合制冷剂单级循环，循环中采用了 绕 线 式 换 热 器 作 为 主 要 的 低 温 换 热 器 ，Black & Veatch Pritchard 所设计的 PRICO 流程[9]也属于单级 混合制冷剂液化流程。 后由于 SMR 热力学效率较 低 ，APCI 设 计 开 发 了 丙 烷 预 冷 混 合 制 冷 剂 液 化 流 程 [10]（C3MR），C3MR 结合了级联式液化流程和混合 制冷剂液化流程的优点， 用丙烷将天然气预冷至鄄 40℃ 左 右 ， 混 合 制 冷 剂 循 环 再 把 天 然 气 从鄄40℃ 过 冷 到鄄160℃，流程既简单又高效。 所以自 20 世纪 70 年 代以来，这类液化流程在基本负荷型天然气液化装 置中得到了广泛的应用，C3MR 流程图如图 2 所示。
图 5 RFS 车用燃料加注站
图 6 GTI 液化流程
由以上分析可知，目前小型天然气液化装置液 化流程主要是由大型装置演化而来，并未出现本质 的变化。 但高效、经济的小型天然气液化装置的开 发，有利于边远气田、海上气田气源的开发利用，应 用前景较为广阔。 1.2 国内研究现状及发展动态分析
国内天然气液化技术的研究起步较晚，上海交 通大学、中科院低温中心、哈尔滨工业大学低温与 超导技术研究所、北京工业大学等均开展了相应的 研究工作。 上海交通大学顾安忠等 对 [21鄄24] 天然气液 化流程热力学模拟、参数分析和优化分析等方面开 展 了 较 多 研 究 ； 中 科 院 低 温 中 心 [25] 一 直 关 注 于 混 合 制冷剂节流制冷机的研究工作；哈尔滨工业大学低 温 与 超 导 技 术 研 究 所 [26鄄28]则 在 现 有 液 化 流 程 对 比 基 础上，开发出了适用于小型天然气液化装置的单级 混合制冷剂液化流程和适用于中型及大型的双级 制 冷 剂 液 化 流 程 ；北 京 工 业 大 学[29鄄31]在 小 型 天 然 气 液化流程参数优化、低温换热装置研制等方面开展 了一定的研究。
燃气质量技术要求
一、天然气的技术要求
质量指标 项目 高位发热量(MJ/m3) 总硫(以硫计)(mg/m3) 硫化氢(mg/m3) 二氧化碳y(%) >31.4 ≤120 ≤6.0 ≤3.0 121~200 6.1~20.0 201~480 — — 一级 二级 三级 试验方法 GB/T 11062 GB/T 11061 GB/T 11060.1 GB/T 13610
残留物 蒸发残留物/(mL/100mL)(不大于，油渍观察) 0.05通过 铜片腐蚀(级)(不大于) 总硫含量/(mg/m3)(不大于) 游离水 1 343 无
三、油气田液化石油气技术指标
项目 37.8℃时蒸气压力（表压力）kPa（不大于） 组分ψ（%） 丁烷及以上组分（不大于） 戊烷及以上组分（不大于） 残留物 100mL蒸发残留物/mL（不大于） 油渍观察 密度（20℃或15℃）/（kg/m3） 铜片腐蚀（级）（不大于） 总硫含量ω（10－6）（不大于） 游离水 质量指标 商品丙烷 1430 2.5 —— 0.05 通过 实测 1 185 —— 商品丁烷 485 —— 2.0 0.05 通过 实测 1 140 无 商品丙、丁烷混合物 1430 —— 3.0 0.05 通过 实测 1 140 无 试验方法 GB/T 6602 SH/T 0230
SY/T 7509
SH/T 0221 SH/T 0232 SY/T 7508 目测
四、人工煤气的技术要求
项目 低热值/(MJ/m3)（应大于） 杂质含量 焦油和灰尘/（mg/m3）（应小于） 10 硫化氢/（mg/m3）（应小于） 20 氨/（mg/m3）（应小于） 30 质量指标 14.7 项目 萘/（mg/m3）（应小于） 质量指标 50×102/P（冬天） 100×102/P（夏天） 1 10
LPG区域供气与LNG瓶组供气方案的技术经济比较
LPG区域供气与LNG瓶组供气方案的技术经济比较为了知足经济进展需要、提高人民生活水平和环境质量，我国正在实施“西气东输”、“海气引进”及“俄气南供”等大型燃气工程项目，将为许多城市能够利用上天然气制造条件，随着天然气的普遍应用，其清洁高效愈来愈受到用户的认可。
为了能令人们更快地用上天然气，一样采纳液化石油气瓶组、液化石油气混空气、紧缩天然气、液化天然气和液化天然气瓶组等非管输供气作为过渡气源，为管输天然气的到来打下良好的基础。
那个地址仅就LNG瓶组供气和LPG区域供气加以探讨。
LPG区域供气技术在国内应用比较早，技术比较成熟，尤其在南方应用极为普遍。
LNG供气技术随着大型LNG接收站及LNG液化站的建设，其应用条件已慢慢成熟。
新奥燃气目前已建成多个LNG 储配站，并预备建设天然气液化工厂，如此新奥燃气大体形成了从LNG液化生产、非管输储运、下游城市项目储配气化、卫星城镇瓶组气化、天然气配气管网输配及终端用户的供气的LNG供气链，本文结合LNG 的瓶组气化技术，探讨LNG瓶组供气与LPG区域供气的技术经济比较。
1 不同用户规模的LPG供气方式1．1 LPG的供气方式目前城镇燃气采纳管道供给LPG较为普遍。
管道供给LPG方式要紧分为LPG气相供气和LPG混空气(LPG—AIR)两种。
本文将依照不同LPG供气方式，着重论述各自的供气规模，为后面对照LNG瓶组供气方案提供比较的对象。
(1)LPG气相供气方式常见的LPG气相供气方式有自然气化式瓶组供气、强制气化式瓶组供气、储罐贮存型气相供气三种方式。
当供气规模较小、供气半径小、居民用户供气户数少时采纳瓶组自然气化式供给方式，供气户数一样不宜大于200P。
当规模较大或供气牛径较大时能够采纳瓶组强制气化式瓶组供气方式或储罐贮存型LPG气相供气方式。
一样当供气规模小于1000户时，采纳强制气化式LPG瓶组供气方式；当供气规模大于1000户时，可采纳储罐贮存型LPG气相供气方式。
液化石油气、天然气、甲醇、乙醇、二甲醚五种车用燃料的对比分析
液化石油气、天然气、甲醇、乙醇、二甲醚五种车用燃料的对比分析前言我国是一个富煤、贫油、有气的国家,随着经济的飞速发展，国内石油供需矛盾日显突出，对进口的依存度逐年增加,2000年净进口7000万吨，2001年达到8000万吨，2003年净进口石油达到创记录的9779万吨，占我国能源需求总量的40%以上。
但是，我国天然气总储量为38万亿立方米、煤炭总储量为1145亿吨。
因此推广使用清洁替代燃料，作为石油资源的补充，对我国已具有非常重要的战略意义。
就针对车用燃料而言，目前国际国内车用清洁燃料主要有以下五种：液化石油气、天然气、甲醇汽油、乙醇汽油、二甲醚。
它们各有自己的特性和优劣式，但归根结底谁是现阶段发展的主题、谁是今后发展的趋势以及使用情况怎样、现有哪些企业在运作此类项目等等，这都是我们应该也是很有必要了解的。
下面就从燃料的基本介绍、优缺点、使用效果、发展情况、运作企业、经济分析六个方面加以阐述和分析：一、液化石油气液化石油气（Liquefied Petroleum Gas ，简称LPG）是以三个或四个碳原子的烃类（如丙烷、丙烯、丁烷、丁烯）为主的混合物，常温常压下是无毒、无色、无味的气体，具有辛烷值高、抗爆性能好、热值高、储运压力低等优点，是一种性能优良的汽车代用燃料。
1、基本介绍液化石油气是一种干净高效的汽车燃料，它具有如下优点：①比汽油便宜；②国际国内丰富的储量；③丁烷和丙烷混合可以形成一定量的辛烷，使液化气有较好的抗爆性。
液化气还有许多操作优点：①几乎可以完全充分地燃烧；②和汽油车的尾气排放量相比，对环境污染小；③可满足各国的排放标准；④引擎部件的碳沉淀极小，因此液化气引擎运转更自如、寿命更长，比汽油机和柴油机需要更少的日常维修保养；⑤由于燃料是气态，寒冷天气更易启动；⑥专用天然气引擎或两用燃料汽油机等各种火花塞引擎都能以液化气为燃料；⑦液化气在注入引擎气缸前是气态并和空气混合，所以寒冷天气启动时，气缸壁的润滑薄膜不会被洗掉，发动机油不会出现稀释现象；液化气的缺点：①相对较高的更换费用；②若用一些低质的液化气，系统需要定期调试以维持恰当的混合状态，并易发生气阻现象；③极度寒冷天气下启动受到液化气混合中所需丁烷含量的限制（因为燃料中丁烷含量增加，原有压力下降，在摄氏零度时，丁烷就不能转变成气态，而液化气在气态状态下才能燃烧）；2、液化气汽车（LPGV）的优缺点液化气汽车的优点：①可以替代十分短缺的汽、柴油随着我国国民经济的飞速发展，汽车保有量急剧增长；同时，我国的石油产储量不足，因此大力发展液化石油气汽车是一条石油资源补充的可行之路。
天然气 液化气色谱+并联
天然气液化气色谱+并联
天然气和液化气都是常见的燃料，它们在化学性质、用途和储
存方式上有所不同。
首先，让我们从天然气和液化气的基本性质开
始谈起。
天然气主要由甲烷组成，而液化气通常是丙烷、丁烷和异
丁烷的混合物。
天然气是一种气态燃料，在常温常压下呈气体状态，而液化气则是通过压缩和冷却将气体转化为液体状态。
接下来，让我们谈谈色谱分析。
色谱是一种用于分离混合物中
成分的化学分析方法。
气相色谱和液相色谱是常见的色谱技术，它
们可以用于分析天然气和液化气中的化合物。
色谱分析可以帮助确
定气体或液体中各种成分的含量，从而确保其质量和安全性。
并联是一个常见的术语，指的是将两个或多个设备或系统连接
在一起，以便它们可以同时工作或提供冗余。
在天然气和液化气的
情况下，并联可能指的是将两个或多个储罐或管道连接在一起，以
增加储存容量或提供备用储存设施。
因此，天然气和液化气的色谱分析并联可能涉及将两种气体样
品同时输入到色谱仪中进行分析，以便快速比较它们的成分。
这种
方法可以帮助监测天然气和液化气的质量，并及时发现任何异常情
况。
同时，通过并联储罐或管道，可以确保在需要时有足够的气体供应，从而保障工业生产或日常生活的需要。
总的来说，天然气和液化气的色谱分析并联涉及到化学成分分析和设备连接，这些技术和方法对于确保天然气和液化气的质量和安全性至关重要。
希望这个回答能够满足你的要求。
【FLNG专题】详解FLNG技术
【FLNG专题】详解FLNG技术FLNG设计模型LNG运输船与FLNG对接技术海上天然气液化工艺简介LNG—FPSO（LNG Floating Production Storage and of Floating Unit，又称FLNG）是集海上液化天然气的生产、储存、装卸和外运为一体的新型浮式生产储卸装置，应用于海上气田的开采具有投资成本低、建造周期短、开发风险小、便于迁移和安全性高等特点。
然而由于技术和经济的限制，LNG—FPSO还没有像Oil－FPSO （Oil Floating Production Storage and Off－Loading Unit）那样得到广泛应用。
2009年Songhurst在亚洲商业化FLNG会议上总结了全球15个FLNG项目，其中多数尚处于概念设计阶段。
2011年，Shell公司确定投资建造世界上首个LNG—FPSO—Prelude FLNG，并将在澳大利亚的Prelude气田投入使用。
作为LNG—FPSO的核心技术，天然气液化工艺对装置的建造运营费用、运行稳定性和整个系统的安全性影响巨大，在满足生产需求、市场需求以及控制成本的前提下，应用于LNG—FPSO的天然气液化技术及相关设备的选择对于减小投资风险、增强方案的可行性至关重要。
目前陆上的天然气液化技术已经比较成熟，而海上作业的特殊性（台风、波浪、作业空间等的影响）使得海上天然气液化工艺的设计标准不同于陆上，海上天然气液化工艺系统的安全性、简洁性、紧凑性、占地面积、模块化设计、对不同气田的适应性和对海上环境的适应性等显得更为重要。
FLNG作为一种概念，已经历长达40多年的讨论，而近几年来FLNG市场出现了快速发展，目前已有2艘FLNG项目投入运营，更多项目正在开展和论证中。
据了解，Technip公司正在进行两个FLNG项目的设计、工程化、采购、建造安装项目。
一个是壳牌公司的西澳大利亚Prelude开发项目，其合作伙伴是三星重工。
天然气液化流程技术方案的选择与比较
流程模拟软件优 化模拟 ，以及借鉴 Ｌ Ｎ Ｇ工厂的实 际经验 ，主要 对 ＭＲ Ｃ工 艺 和氮 膨胀 循 环 制 冷 工 艺
进行 分 析 比较 ，说 明这 两种 工艺 的各 自优劣 性 ，为 以后 Ｌ Ｎ Ｇ工 厂设 计 流程方 案 的选择 提供 参考 。
然气 的液化 和存 储是 其 开发 利用 的关 键技 术 。进入 ２ １世纪 以来 ，随着 人 们 的 能 源 需 求 日益 强 劲 地 增 长 ，天 然气 液 化技 术 已经形 成 一 门高科 技技 术 ，并 普遍 应 用 在 现 代 液 化 天 然 气 （ Ｌ Ｎ Ｇ） 工 业 化 生 产
ａ ｎａ ｌ ｙ ｚ ｅ ｄ，ａ ｎ ｄ ｏ ｎ ｂ ａ ｓ ｉ ｓ ｏ ｆ ｔ ｈｅ ａ ｃ ｔ ｕ ａ ｌ ｅ ｘ ｐｅ ｉｅ ｒ ｎ ｃ ｅ ｓ ｏ ｆ ＬＮＧ ｐ ｌ ａ ｎ ｔ ｔ ｈｅ ｍｅ ｉｔ ｒ ｓ ａ ｎ ｄ ｄ ｅ ｍｅ ｉｔ ｒ ｓ ｏ ｆ ｔ ｈｅ ｄ ｉ ｆ ｆ ｅ ｒ ｅ ｎ ｔ ｌ ｉ ｑ ｕ ｅ ｆ ａ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｐ ｒ ｏ ｃ ｅ ｓ ｓ ｅ ｄ ａ ｒ ｅ ｓ ｕ ｍｍａ ｒ ｉ ｚ ｅ ｄ ．
当，按 照
１ ＭＲ Ｃ制冷 工艺和氮 膨胀循环 制冷工艺 的 制冷原理
ＭＲ Ｃ工 艺是 以 Ｃ １ 一Ｃ ５的碳 氢 化 合 物及 氮 等 ５ 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
米设 计 制 造 术
天然 气液 化流程技术 方案 的选择与 比较
李 宽彪 ，郑 蕴 涵 ，张淑 文 ，赖 秀 文 ，潘 慈
３ １ ０ ０ １ ４ ） （ 杭 州杭 氧股份有限公 司石化工程公 司 ，浙江省杭州市 中山北路 ５ ９ ２号 弘元大 厦
浮式液化天然气生产储卸装置(FLNG)与陆地液化天然气工厂的比较
浮式液化天然气生产储卸装置（FLNG）与陆地液化天然气工厂的比较随着全球能源需求的增加和对环境保护的关注逐渐提高，液化天然气（LNG）生产成为了当前全球能源行业的重要发展方向之一。
而在LNG生产领域中，浮式液化天然气生产储卸装置（FLNG）和陆地液化天然气工厂是两种主要的生产方式。
本文将对FLNG和陆地LNG工厂进行比较，从多个方面分析其各自的优势和适用场景。
首先，就生产方式而言，FLNG是在海上进行的，而陆地LNG工厂则建在陆地上。
FLNG利用海上天然气资源，可以直接在采气阶段进行液化处理，减少了海上天然气开采与LNG生产之间的中间环节。
相比之下，陆地LNG工厂需要从海上输送原料天然气至陆地，增加了运输和处理的复杂性。
因此，在海上天然气资源充足的地区，FLNG具有明显的优势。
其次，就工程投资而言，FLNG的建设成本相对较高。
由于FLNG需要具备耐受海上恶劣环境的能力，装置的设计和建设要求更加严苛。
与此相比，陆地LNG工厂在施工和设备购置方面相对容易一些，建设成本较低。
对于资本投资有限的项目，陆地LNG工厂可能是更为适合的选择。
再者，从环境影响方面考虑，FLNG相较于陆地LNG工厂具备更好的环境可持续性。
FLNG将天然气资源的开采与LNG生产两个主要环节结合在一起，减少了天然气开采阶段的温室气体排放。
另外，由于FLNG是移动的设备，可以根据需要灵活部署，避免对某一特定地区造成过大的环境影响。
而陆地LNG工厂则需要占地较大，且对周围环境有一定的影响。
此外，安全性也是比较FLNG和陆地LNG工厂的重要因素之一。
FLNG由于处于海上环境，相较于陆地LNG工厂，具备更好的安全性。
FLNG可以避免地震、火灾等自然灾害的直接影响，并且能够更好地应对海上突发事件。
而陆地LNG工厂则可能受到地震、火灾等地质和气象因素的影响，安全隐患相对较大。
因此，从安全角度来看，FLNG更为可靠。
最后，从运营角度考虑，FLNG和陆地LNG工厂的运营模式也存在一定的差异。
天然气液化项目初步技术方案措施
50×104Nm3/d天然气液化项目初步技术方案重庆耐德工业股份有限公司2012．6目录一、总论 (1)1概述 (1)2装置组成 (1)二、技术说明 (3)1项目概况 (3)2通用信息 (3)3标准规范 (4)4原料规格 (18)5工艺及控制 (21)6物料平衡 (56)7化学品首次充装（以下为初步计算，最终以详细计算为准） (56)8电气负荷表（以下为初步计算，最终以详细计算为准） (58)9技术性能及保证值 (58)三、预算报价 (60)四、付款方式 (63)五、工期及业绩 (64)1、工程周期 (64)2业绩 (65)一、总论1概述本建设项目为建立50×104Nm3/d天然气液化的工艺和配套公用工程和辅助设施。
建成的天然气液化工厂，具有先进的工艺，消耗及能耗达国内先进水平，在确保工艺性能的基础上最大化实现的设备国产化，操作维护简易，符合国家环保及节能要求。
2装置组成本装置按照设计分工划分为：工艺生产装置区（ISBL）、非工艺生产装置区（OSBL）。
装置组成区域功能描述备注ISBL工艺生产装置区010 原料气分离、计量及再生气增压020 脱酸性气体030 脱水040 脱苯预留接口050 天然气液化060 蒸发气070 冷剂储配080 放空系统OSBL非工艺生产装置区110 LNG储存120 LNG装车210 空压站220 氮压站230 给排水系统240 脱盐水系统250 消防系统260 热媒炉系统310 中心控制室320 变电所区域功能描述备注330 管廊二、技术说明1项目概况项目名称：50×104Nm3/d天然气液化处理建设地点：投资方：建设规模：天然气处理总能力50×104Nm3/d的天然气液化装置，按年开工时间330天考虑。
在计划停工间隔内连续操作3年生产操作弹性：生产能力的50%～110%LNG储存天数约10天（LNG储罐有效工作容积5000m3）设计寿命不小于25年2通用信息（1）缩写词本项目的主要缩写词如下：OSBL 生产装置区域外ISBL 生产装置区域内MCC 电机控制中心Motor Central ControlBOD 设计基础Basis of DesignBEP 基础设计Basic Engineering PackageDDP 详细设计Detail Design PackageEIA 环境影响评价Environmental Impact AssessmentLNG 液化天然气OP 操作压力OT 操作温度DP 设计压力DT 设计温度MW 分子量（2）单位温度：℃压力：MPa.G（说明：MPa.G表示表压，Mpa.A表示绝压）流量：Nm3/h（0℃，0.101325Mpa.A）功率：KW天然气组分组成：mol%一般情况下，本项目将全部采用国际单位制（SI制），除另有说明之外。
液化LNG和管道CNG对比
液化天然气/管网天然气优势比较---建议使用液化天然气---安全优质：建设LNG天然气站主要考虑安全问题，我们将以专业的技术，根据用户用气和所需用气压力、单位时间内用气量进行计算设计。
采用液化天然气的优点，可以避免用气高峰以及冬天因受温度影响所造成的供气不足压力过低等现象。
液化天然气目前是世界上最环保、最安全、性价比最高的能源燃料产品。
所以，采用液化天然气的优点，就是可以避免用气高峰以及冬季因受温度影响所造成的供气不足、压力过低等问题出现。
液化天然气（LNG）与管道天然气（CNG）的性质对比：液化天然气(LNG) 与管道天然气(CNG)相比：LNG具有燃烧稳定、热值高、连续性强等优点和特点，并可以提升产品品质，而且由于不受管网限制，可以保证供应的连续性、压力的稳定。
这对生产十分有利。
使用天然气生产，要求火焰温度高，而且稳定，压力恒定。
此时，管道天然气(CNG)由于自身的特性限制，很难保障达到要求：（1）产品纯度不稳定：由于管道天然气(CNG)是从油田没有经过纯化提炼粗产品，各个油田的进入管道的天然气的含量和杂质都不同，存在管道输送过程中的二次污染，所以从纯度角度来说不利于提高产品的质量。
（2）供应连续性不稳定：由于受管道自身的限制，尤其在冬天，民用天然气量相对增加、管道天然气(CNG)压力不足，很难保证生产用气的供应，对连续生产非常不利。
（3）压力、流量和备用储存不受控制：由于管道自身的特点，企业生产所需的气体工艺条件均受限制，无法根据企业本身生产情况进行调整，很难达到企业生产要求。
液化天然气(LNG)则可以完全解决以上问题：（1）产品纯度稳定：液化天然气(LNG)是天然气经过脱除杂质，在常压下深冷到-162℃液化制成。
具有较纯的组份，一般在98%左右，纯度稳定，质量恒定。
（2）供应连续稳定：由于采用独立供应方式，针对性强，每套设备只针对一个企业，不受管网或其他单位用气的影响，有目标的保证连续供气，对企业连续生产非常有利。
LNG液化工艺
行业发展趋势预测
环保要求提高：随着环 保意识的增强，LNG 液化工艺将更加注重环 保和节能，采用更加环 保的工艺和设备。
市场拓展计划
推广新技术：加强技术研发， 推广先进的LNG液化工艺技 术，提高市场竞争力
拓展目标市场：扩大LNG液 化工艺的应用领域，拓展新 的市场领域
建立合作关系：与相关企业 建立合作关系，共同推动 LNG液化工艺市场的发展
提高服务质量：加强售后服 务，提高客户满意度，增强
市场口碑和品牌影响力
政策法规影响
液化工艺选择
工艺流程：介绍LNG液化工艺流程，包括原料气处理、制冷、液化、储存 等环节 工艺特点：分析不同液化工艺的特点，如低温液化、压力液化等
工艺比较：比较不同液化工艺的优缺点，为选择合适的工艺提供依据
工艺应用：介绍LNG液化工艺在工业、能源等领域的应用情况
液化后的储存与运输
液化后的储存方式：储罐、储罐群等 运输方式：船舶、管道、罐车等 储存与运输的安全措施：防火、防爆、防泄漏等 储存与运输的经济性：投资成本、运营成本等
添加副标题
LNG液化工艺
汇报人：
目录
PART One
添加目录标题
PART wo
LNG液化工艺概述
PART Three
LNG液化工艺流程
PART Five
LNG液化工艺的优 缺点分析
PART Four
LNG液化工艺中的 关键设备
PART Six
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天然气液化项目技术比较
天然气液化工厂的工艺过程基本包括预处理（净化）、液化、储存、装车及辅助系统等，主要工艺流程包括天然气净化、液化和分离工艺。
1.1天然气净化工艺选择
作为原料气的天然气，在进行液化前必须对其进行彻底净化。
即除去原料气中的酸性气体、水分和杂质，如H2S、CO2、H2O、Hg和芳香烃等，以免它们在低温下冻结而堵塞、腐蚀设备和管道。
表1.1-1列出了LNG工厂原料气预处理标准和杂质的最大含量。
表1.1-1 LNG原料气最大允许杂质含量
从原料气数据来看，原料气中水、CO2、Hg和芳香烃的含量均超标，必须进行净化。
A）脱CO2工艺选择
天然气中含有的H2S和CO2统称为酸性气体，它们的存在会造成金属腐蚀并污染环境。
此外，CO2含量过高，会降低天然气的热值。
因此，必须严格控制天然气中酸性组分的
含量，以达到工艺和产品质量的要求。
用于天然气脱除酸气的方法有溶剂吸收法、物理吸收法、氧化还原法和分子筛吸附法。
目前普遍公认和广泛应用的溶剂吸收法。
它是以可逆的化学反应为基础，以碱性溶剂为吸收剂的脱硫方法，溶剂与原料气中的酸组分（主要是CO2）反应而生成化合物；吸收了酸气的富液在升高温度、降低压力的条件下又能分解而放出酸气，从而实现溶剂的再生利用。
溶剂吸收法所用溶剂一般为烷醇胺类，主要有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。
本方案从适用性和经济性的角度考虑，选择甲基二乙醇胺（MDEA）作为脱除酸性气体的溶剂。
MDEA（N-Methyldiethanolamine）即N-甲基二乙醇胺，分子式为CH3-N(CH2CH2OH)2，分子量119.2，沸点246~248℃，闪点260℃，凝固点-21℃，汽化潜热519.16kJ/kg，能与水和醇混溶，微溶于醚。
在一定条件下，对二氧化碳等酸性气体有很强的吸收能力，而且反应热小，解吸温度低，
化学性质稳定，无毒而不降解。
纯MDEA溶液与CO2不发生反应，但其水溶液与CO2可按下式反应：
CO2 + H2O == H+ + HCO3-(1)
H+ + R2NCH3 == R2NCH3H+(2) 式（1）受液膜控制，反应速率极慢，式（2）则为瞬间可逆反应，因此式（1）为MDEA吸收CO2的控制步骤，为加快吸收速率，在MDEA溶液中加入活化剂(R2/NH)后，反应按下式进行：
R2/NH + CO2 == R2/NCOOH (3)
R2/NCOOH + R2NCH3+ H2O ==R2/NH + R2CH3NH+HCO3-(4)
(3)+(4)：
R2NCH3+ CO2 + H2O == R2CH3NH+HCO3-(5) 由式（3）～（5）可知，活化剂吸收了CO2，向液相传递CO2，大大加快了反应速度。
MDEA分子含有一个叔胺基团，吸收CO2后生成碳酸氢盐，加热再生时远比伯仲胺生成
的氨基甲酸盐所需的热量低得多。
从能耗、处理规模和投资运行成本等角度，MDEA胺液法是最合适的工艺，因此本方案选择MDEA胺液法脱酸气。
B）脱水工艺选择
天然气中水分的存在往往会造成严重的后果：水分与天然气在一定条件下形成水合物阻塞管路，影响冷却液化过程；另外由于水分的存在也会造成不必要的动力消耗；由于天然气液化温度低，水的存在还会导致设备冻堵，故必须脱水。
天然气脱水工艺方法一般包括：低温脱水、固体干燥剂吸附和溶剂吸收三大类。
冷冻分离主要用于避免天然气在温度低时出现水化物，然而它所允许达到的低温是有限的，不能满足天然气液化的要求；溶剂吸收通常包括浓酸（一般是浓磷酸等有机酸）、甘醇（常用的是三甘醇）等，但这些方法脱水深度较低，不能用于深冷装置；固体干燥剂脱水法常见的是硅胶法、分子筛法或这两种方法的混合使用。
天然气液化脱水必须采取固体吸附法，由于分子筛具有。