天然气及液化天然气(LNG)基础知识

1 天然气的用途：I化工燃料，居民生活燃料，汽车燃料，联合发电，热泵、燃料电池等。

2 液化天然气：:天然气的主要成分为甲烷，其临界温度为190.58K，LNG储存温度为112K（-161℃）、压力为0.1MPa左右的低温储罐内，其密度为标准状态下甲烷的600多倍，体积能量密度为汽油的72%。

3 LNG工厂主要可分为基本负荷型、调峰型两类。

液化流程以APCI（美国空气液化公司）流程为主。

（丙烷预冷混合制冷剂液化流程）4 我国天然气仅占能源总耗的2.6%，到2010年，这一比值预期达到7%—8%。

)5 中国的LNG工厂：20世纪90年代末，东海天然气早期开发利用，在上海建设了一座日处理为10万立方米的天然气事故调峰站。

2001年，中原石油勘探局建造第一座生产型的液化天然气装置，日处理量为15万立方米。

2002年新疆广汇集团开始建设一座处理量为150万立方米的LNG工厂，储罐设计容量为3万立方米。

.6 LNG接收终端：深圳大鹏湾，福建湄州湾，浙江、上海等地。

7 天然气的预处理：脱除天然气中的硫化氢、二氧化碳、水分、重烃和汞等杂质，以免这些杂质腐蚀设备及在低温下冻结而阻塞设备和管道。

8 脱水：若天然气中含有水分，则在液化装置中，水在低于零度时将以冰或霜的形式冻结在换热器的表面和节流阀的工作部分，另外，天然气和水会形成天然气水合物，它是半稳定的固态化合物，可以在零度以上形成，它不仅可能导致管线阻塞，也可以造成喷嘴合分离设备的堵塞。

9 目前常用的脱水方法有：冷却法、吸收法、吸附法等。

10 冷却脱水是利用当压力不变时，天然气的含水量随温度降低而减少的原理实现天然气脱水，此法只适用于大量水分的粗分离。

11 吸附脱水：利用吸湿液体（或活性固体）吸收的方法。

三甘醇脱水，适用于大型天然气液化装置中脱出原料气所含的大部分水分。

12 吸附脱水：主要适用的吸附剂有：活性氧化铝、硅胶、分子筛等。

现代LNG工厂采用的吸附脱水方法大都是采用分子筛吸附。

在实际使用中，可分子筛同硅胶或活性氧化铝、串联使用。

13 脱硫：酸性气体不但对人体有害，对设备管道有腐蚀作用，而且因其沸点较高，在降温过程中易呈固体析出，必须脱除。

14 在天然气液体装置中，常用的净化方法有：醇胺法，热钾碱法，砜胺法。

15 天然气液化流程：级联式液化流程、混合制冷剂液化流程、带膨胀机的液化流程。

16 天然气液化装置有基本负荷型和调峰型，基本负荷型天然气液化装置是指生产供当地使用或外运的大型液化装置，其液化单元常采用级联式液化流程和混合制冷剂液化流程。

调峰型液化装置指为调峰负荷或补充冬季燃料供应的天然气液化装置，通常将低峰负荷时过剩的天然气液化储存，在高峰时或紧急情况下在汽化使用。

其液化单元常采用带膨胀机的液化流程和混合制冷剂液化流程。

17 目前世界上80%以上的基本负荷型天然气液化装置中，采用了丙烷预冷混合制冷剂液化流程。

流程由三部分组成：混合制冷剂循环，丙烷预冷循环，天然气液化回路。

在此液化流程中，丙烷预冷循环用于预冷混合制冷剂和天然气，而混合制冷剂循环用于深冷和液化天然气。

18 法国燃气公司开发的整体结合式级联型液化流程（CII流程）代表天然气液化技术的发展趋势。

在上海建造的CII液化流程是我国第一座调峰型天然气液化装置中所采用的流程。

njJX3 19 带膨胀机的液化流程：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。

投资适中，适合用于液化能力较小的调峰型天然气液化装置。

20 典型级联式液化流程的比功耗为0.33KW•h/kg。

丙烷预冷单级混合制冷剂液化流程为其1.15倍。

47$Ao021 天然气液化装置由天然气预处理流程、液化流程、储存系统、控制系统及消防系统等组成。

22浮式液化天然气生产储卸装置是一种新型的边际气田、海上气田天然气的液化装置，以投资较低、建设周期短、便于迁移等优点。

J23 LNG项目大多由SHELL、道达尔等大型跨国石油公司与资源拥有国政府合资建设。

24 目前，LNG占全球燃气市场的5.6%及燃气出口总量的25.7%。

25 在典型的LNG工业链中，各主要环节的投资费用所占的比例如下：上游气田开发10%，LNG工厂40%，LNG运输30%，接收终端20%。

26 接收海运LNG的终端设施称为LNG接收终端。

它接收用船从基本负荷型天然气液化工厂运来的LNG，将其储存和再汽化后分配给用户。

接收终端的再汽化能力很大，储槽容量也很大。

它主要由专用码头、卸货装置（LNG卸料臂）、LNG输送管道、LNG储槽再汽化装置及送气设备、气体计量和压力控制站、蒸发气体回收装置、控制及安全保护系统、维护保养系统等组成。

K+27 LNG接收终端工艺流程有两种：一种是直接输出式；；另一种式再冷凝式。

直接输出式流程，蒸发气在压缩机增压后，送至稳定的低压用户，在卸船的工况下，低压用户应能接收大量蒸发气。

再冷凝式流程，蒸发气经过压缩后，进入再冷凝器与储槽中的由泵输出的LNG 进行换热，蒸发气被冷却液化，经外输泵增压后，进汽化器输送给用户。

)28 我国在建的第一座LNG接收终端：1 LNG卸船系统：卸船系统由卸料臂、卸船管线、蒸发气回流臂、LNG取样器、蒸发气回流管线，以及LNG循环保冷管线组成。

LNG运输船*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不断输送到终端的储槽内。

随着LNG不断输出，船上储罐内气相压力逐渐下降，为维持气气相压力值一定，将岸上储槽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，双管可使卸船管线构成一个循环，便于对母管进行循环保冷，是其保持低温，减少因管线漏热使LNG 蒸发量增加。

通常由岸上储槽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。

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。

2 LNG储存系统：LNG储存系统由低温储槽、附属管线及控制仪表组成。

低温容器内液体在储存过程中，尽管容器有良好的隔热，但是还是会有一些热量通过各种方式传入容器中。

由于热量的漏入，将会使一部分低温液体汽化，则容器中的压力会随之上升。

储槽的日蒸发率约为0.06%—0.08%。

卸船时，由于船上储罐内输送泵运行时散热、船上储罐与终端储槽的压差、卸料臂漏热及LNG液体蒸发气的置换等，蒸发气量可数倍增加。

为了最大程度减少卸船时的蒸发气量，应尽量提高此时储槽内的压力。

一般来说，接收终端至少应有2个等容积的储槽。

3 LNG再汽化/外输系统：LNG再汽化/外输系统包括LNG储槽内输送泵（潜液泵）、储槽外低/高压外输泵、开架式水淋蒸发器、浸没燃烧式蒸发器及计量设施等。

储槽内LNG经罐内输送泵加压后进入再冷凝器，使来自储槽顶部的蒸发气液化。

从再冷凝器中流出的LNG可根据不同用户要求，分别加压至不同压力。

一部分LNG经低压外输泵加压至4.0MPa后，进入低压水淋蒸发器中蒸发。

水淋蒸发器在基本负荷下运行时，浸没燃烧式蒸发器作为备用，在水淋蒸发器维修时运行或在需要增加气量调峰时并联运行；另一部分LNG经高压外输泵加压至7.0MPa后，进入高压水淋蒸发器中蒸发，以供远距离用户使用。

高压水淋蒸发器也配有浸没燃烧式蒸发器作为备用。

在汽化后的高、低压天然气（外输气）经计量设施分别计量后输往用户。

为保证罐内输送泵、罐外低压和高压外输泵正常运行，泵出口均设有回流管线。

当LNG输送量变化时，可利用回流管线调节流量。

在停止输出时，可利用回流管线打循环，以保证泵处于低温状态。

蒸发气处理系统：蒸发气处理系统包括蒸发气冷却器、分液罐、压缩机及再冷凝器等。

此系统应保证LNG储槽再一定压力范围内工作。

储槽的压力取决于罐内气相（蒸发气）的压力。

当储槽处于不同工作状态，例如储罐有LNG外输，正在接收LNG，或既不外输也不接收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，储槽中应设置压力开关，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，以控制储槽气相压力。

_5 储槽防真空补气系统：为防止LNG储槽在运行中产生真空，在流程中配有防真空补气系统。

补气的气源通常为蒸发器出口管引出的天然气。

有些储槽也采取安全阀直接连通大气，当储槽产生真空时，大气可直接由阀进入罐内补气。

6 火炬/放空系统：当LNG储槽内气相空间超压，蒸发气压缩机不能控制且压力超过泄放阀设定值时，罐内多余蒸发气将通过泄放阀进入火炬中烧掉。

当发生诸如涡旋现象等事故时，大量气体不能及时烧掉，则必须采取放空措施，及时把蒸发气排放掉。

29 开架式汽化器：以海水作热源的汽化器，用于基本负荷型的大型汽化装置，最大天然气流量可达180t/h。

汽化器可以在0%—100%的负荷范围内运行。

可以根据需求的变化遥控调整汽化量。

MZ$m$ 整个汽化器用铝合金支架固定安装。

汽化器的基本单元是传热管，由若干传热管组成板状排列，两端与集气管或集液管焊接形成一个管板，再由若干个管板组成汽化器。

汽化器顶部有海水的喷淋装置，海水喷淋在管板外表面上，依*重力的作用自上而下流动，LNG在管内向上流动，在海水沿管板向下流动的过程中，LNG被加热汽化。

虽然水的流动是不停止的，但这种类型的汽化器工作时，有些部位可能结冰。

使传热系数有所降低。

M水加热型汽化器的投资较大，但运行费用较低，操作和维护容易，比较适用于基本负荷型的LNG接收站的供气系统。

但这种汽化器的汽化能力，受气候等因素的影响比较大，随着水温的降低，汽化能力下降。

通常汽化器的进口水温的下限大约5℃。

2Sc大型的汽化器装置可由数个管板组组成，使汽化能力达到预期的设计值，而且可以通过管板组对汽化能力进行调整。

!G+水膜在沿管板下落的过程中具有很高的传热系数，可达到5800 W/ m2K 。

在传热管内侧，LNG蒸发时传热系数相对较低，新型的汽化器对传热管进行了强化设计。

传热管分成汽化区和加热区，采用管内肋片来增加换热面积和改变流道的形状，增加流体在流动过程中的扰动，达到增强换热的目的。

管外如果产生结冰，也会影响传热性能。

为了改善管外结冰的问题，采用具有双层结构的传热管，LNG从底部的分配器先进入内管，然后进入内外管之间的夹套。

夹套内的LNG直接被海水加热并立即汽化，然而在内管内流动的LNG是通过夹套中已经汽化的LNG蒸汽来加热，汽化是逐渐进行的。