3.0万方撬装LNG回收装置技术方案参考版
小型撬装式液化天然气工艺在页岩气井口气回收的应用
差别。
天然气作为商品，在输送至用户或深加工之前，需要经过脱水、脱酸性气体和重烃等，净化达到一定的质量指标要求。
天然气分离过滤、预处理、净化等工艺主要是脱除原料气中所含的固体杂质、酸性气体、水分和杂质等，如：水、H 2S 、CO 2、Hg 和重烃等，以免腐蚀设备和管道，在低温下冻结堵塞设备管道等[3-9]。
1.1 脱酸单元主要工艺技术天然气中含有少量的H 2S 、CO 2等酸性气体，在使用过程中会腐蚀设备和管道，因此在液化前要进行脱硫、脱碳净化处理。
化学吸收法是可逆化学反应，在吸收塔内吸收剂与H 2S 、CO 2等酸性气体进行反应，在再生塔内采用提高温度、降低压力的方法，发生逆反应，H 2S 、CO 2等酸性气体解吸释放。
各类胺溶液是应用最为广泛的脱酸性气体吸附剂。
物理吸收法基于吸收剂的选择性来分离酸性气体，在吸收过程中，可采用甲醇、丙酮等作为吸收剂，此方法中吸收剂的吸收效果与酸性气体分压成正比，因此多用于处理高含酸性组分的天然气。
复合法就是化学吸收法和物理吸收法同时使用。
复合法的典型代表就是Sulf i nol 法，使用环丁砜和某一化学吸收剂组合作为脱硫剂，通常采用环丁砜、二异丙醇胺和水组成。
醇胺法是天然气脱酸性气体中应用最多的方法，常用的醇胺类溶剂包括一乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、二异丙醇胺(DIPA)和甲基二乙醇胺(MDEA)等。
醇胺法脱除酸性气体主要为可逆反应化学过程控制，在操作压力较低的条件下，比物0 引言随着经济社会的不断发展，对清洁能源的需求量越来越大。
小型撬装式液化天然气(liquefied natural gas ，LNG)装置技术是近年来国际上一个研究热点。
小型撬装式LNG 装置可以应用在很多领域，发挥其便于运输、施工简单、灵活机动等特点。
既可用于开发页岩气探井、边远零散井、石油伴生气及煤层气等多种气源，也可用于LNG 加气站、小型城市管网调峰装置等[1-2]。
因此，小型撬装式LNG 装置开发和推广使用具有很高的价值。
橇装化小型轻烃回收装置技术研究
图ｌ
前增压＋膨胀机＋丙烷制冷轻烃回收ＨＹＳＹＳ工艺模拟模型
建成后，天然气、液化气和稳定轻烃的产品方案见表２。
表２产品方案
Ｔａｂ．２ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ
ｓｃｈｅｍｅ
天然气经新建１．４ ｋｍ海滩架空管线及０．６ ｋｍ埋地管线进站， 在０．３￣ｏ．６ ＭＰａ、１ ５～３０℃下进入进站预分离器进行气、液分离， 分出的天然气经除油器后，进入原料气压缩机、经增压至１．７ ＭＰａ
根据辽河油田某滩海油气田的油气开发方案，在原油开采过
程中将可产生ｌＯｘｌ０４ ｍ３／ｄ的伴生天然气。然而，该油田所处地域 较偏远，管网系统相对薄弱，且现有集输管网回压较高，将天然 气收集后输送至天然气集中处理厂不现实，而新建管网投资过大。
从天然气中回收轻烃的方法目前主要是冷冻分离法，也就是
把原料天然气冷却到一定的温度，使天然气中大部分轻烃冷却为 液体，然后在一定的压力下分馏该气液混合物，即可把轻烃从天 然气中分离出来。冷冻过程中所需要的冷源有几种方法提供，主 要有外冷源制冷、膨胀制冷及膨胀机制冷加外冷源制冷相结合。 外冷制冷有丙烷制冷、氨制冷、复叠制冷等，复叠制冷温度低， 产品收率高，而膨胀制冷主要有节流阀、膨胀机、气波机等，其 中膨胀机效率高。 本装置天然气进站压力为Ｏ．３￣０．６ ＭＰａ，处理后的天然气需增 压至２０ １ＶＩＰａ装车外运，因此，整个过程是一个增压的过程，而
１１．
【４】刘光启，马连湘，刘杰．化学工业物性数据手册有机卷［Ｍ】．北京：化
学工业出版社，２００２：５９５． 【５】中国石化集团上海工程有限公司．化工工艺设计手册（下册）．４版［Ｍ］．北 京：化学工业出版社，２００９：１２０—１２３． ［６】姚玉英，黄风廉．化工原理下册［Ｍ］．天津：天津大学出版社，１９８８（２００１ 重印），３—５． ［７］ＧＢ／Ｔ ３８６４．２００８．工业氮［Ｓ】，１．２．
燃气工程余料回收方案模板
燃气工程余料回收方案模板背景介绍燃气工程是指对天然气、煤气、液化石油气等燃气进行生产、储存、输配、利用的过程。
在燃气工程中，常常会产生一些余料，如管道、阀门、接头、压力机械、仪表等，这些余料多数情况下会被丢弃，造成资源的浪费和环境的污染。
因此，制定一个合理的燃气工程余料回收方案显得尤为重要。
目的和意义本方案的主要目的是为了实现燃气工程余料的回收和再利用，节约资源，减少环境污染。
同时，经过回收和再利用的余料还可以降低燃气工程的成本，提高经济效益。
方案内容1.余料回收的种类和范围2.回收方式和流程3. 回收后的再利用途径4. 人力和物力的配备5. 管理与监控1. 余料回收的种类和范围燃气工程中的余料种类繁多，主要包括管道、阀门、接头、压力机械、仪表等。
这些余料大多数情况下处于良好的使用状况，可以通过回收再利用来实现资源的节约。
回收范围包括全国各地的燃气工程施工现场。
2. 回收方式和流程（1）建立回收网络在全国各地建立燃气工程余料回收网络，与相关企业和单位建立合作关系，设立回收点和仓库。
（2）回收工作流程具体的回收工作流程包括以下几个步骤：首先，定期在各燃气工程施工现场进行余料回收，对回收的余料进行清点和分类，然后将其运输到相应的仓库进行再处理。
3. 回收后的再利用途径（1）再利用于同类燃气工程对于能够满足使用标准的余料，可以直接在同类燃气工程中进行再利用。
（2）再利用于其他工程项目对于可以修复和加工的余料，可以在其他工程项目中进行再利用。
（3）出售或捐赠对于一些较为陈旧的余料，可以进行出售或捐赠给需要的单位或个人。
4. 人力和物力的配备（1）人力配备在各地建立回收点和仓库，需要有专门的人员进行管理和维护，同时还需要专业的技术人员进行余料的检验和加工。
（2）物力配备需要有运输车辆、起重机械等物力设备对回收的余料进行运输和加工处理。
5. 管理与监控（1）建立管理体系建立燃气工程余料回收的管理体系，包括物料的清点、分类、加工、储存和再利用等环节。
小型撬装式LNG液化装置工艺设计
未来LNG船推进装置选择
1、环保性能：随着全球环保意识的提高，为了降低碳排放和减少空气污染， 环保性能将成为选择LNG船推进装置的重要因素。具有环保性能的推进装置将有 效降低LNG船的碳排放和噪音污染。
内容摘要
与大型LNG装置相比，小型LNG装置在液化流程方面具有一些特殊的特点。首 先，由于产能较小，小型装置通常采用更为紧凑的布局和高效的换热器，以降低 设备成本和占地面积。其次，由于缺乏大规模液化设施的集成优势，小型LNG装 置在操作和维护方面可能需要更多的和资源。此外，小型LNG装置的液化流程通 常需要更多的能量输入，因此能效相对较低。
背景介绍
背景介绍
天然气液化装置及工艺设计是指将天然气冷却至临界温度以下，使其变为液 态，以便于储存和运输。天然气液化工艺最初于20世纪初开始研究，随着科技的 不断进步，天然气液化装置及工艺设计得到了广泛应用。
研究现状
研究现状
目前，国际上对于天然气液化装置及工艺设计的研究已经相当成熟。在国外， 许多国家都拥有自己的天然气液化工艺专利和技术。例如，美国拥有丰富的天然 气资源，其天然气液化工艺技术处于国际领先地位。国内方面，随着对天然气需 求量的不断增加，我国也在积极推动天然气液化装置及工艺设计的研发和应用。
内容摘要
在小型LNG装置的液化流程中，主要包括以下几个环节：天然气压缩、制冷、 液化、储存与运输。首先，天然气经过压缩提高压力，以便在制冷环节中实现更 高效的冷却。随后，天然气进入液化环节，通过一系列的换热器和制冷剂将其冷 却至接近绝对零度，使其达到液化的条件。液化的LNG经过储存和运输，供给到 用户端。这个过程中涉及到复杂的热力学模型和计算，以确保液化流程的稳定和 高效。
3.0万方撬装LNG回收装置技术方案参考版
QSHE-JN-3.0/40型井口气回收撬装装置（3万方撬装LNG装置）技术方案华北能源油气技术开发有限公司2020年8月8日目录1、总则 .................................................................1.1 概述.............................................................1.2 项目概况.........................................................1.3 主要技术数据.....................................................1.4 工艺流程简介.....................................................1.5 LNG装置技术要求 .................................................1.6 遵循的主要标准及规范：..........................................2、回收装置技术方案及配置 ...............................................2.1 装置组成及主要设计参数...........................................2.2 分离、减压装置技术...............................................2.3 天然气聚结过滤器技术参数.........................................2.4 脱碳系统主要技术参数.............................................2.5 天然气干燥系统技术参数...........................................2.6 预冷装置主要技术特性.............................................2.7 主冷装置主要技术特性.............................................2.8 主冷箱主要技术参数...............................................2.9 LNG外销主要技术参数 .............................................2.10 报警及连锁相....................................................2.11 燃气发电机组....................................................1、总则1.1 概述油气井在正式开采前必须经过试气、试采来确定该气井的日均开采量，且伴随着天然气的试采会有大量油污水随着天然气一并产出，通常在试气、试采阶段天然气经气液分离装置分离后通过火炬系统进行燃烧，造成了天然气资源的流失，针对这一情况，我公司派出技术人员对油气井试气、试采阶段进行了调研，依据油气井试气、试采阶段的实际情况编制了小型LNG（液化天然气）撬装装置的技术方案。
L-CNG撬装加气站技术方案及说明
L-CNG橇装式加气站技术方案及说明1、设备总体说明LCNG加气站是LNG液体通过低温高压柱塞泵加压到25MPa，高压LNG液体在高压空温式汽化器中直接汽化成25MPa的高压压缩天然气（简称“CNG”），由于高压空温式汽化器的传热形式，高压空温式汽化器后的CNG的温度一般低于环境温度5～10℃，对于冬季环境温度低于0℃的地区，应考虑将CNG经过水浴式复热器二次加热，符合温度要求的CNG高压压缩天然气经顺序控制盘充入储气瓶组，储气瓶组中的CNG经过三线双枪加气机将CNG 充入天然气汽车。
LCNG加气站主要由LNG储罐、增压汽化器、低温高压柱塞泵、高压空温式气化器、顺序控制盘、储气瓶组、CNG加气机、低压EAG加热器、管路部分、电气系统、控制仪表系统组成。
LCNG加气站可根据用户的要求采用橇装站的建站方式。
橇装式LCNG汽车加气站中，低温高压柱塞泵、高压空温式气化器、管路部分采用整体成橇，LNG低温储罐、增压汽化器、低压EAG加热器整体成橇，水浴式高压复热器（选装）、顺序控制盘、储气瓶组、CNG加气机根据用户要求现场安装；控制柜、PLC、工控机等控制装置安装在安全区域。
设备安装时，将储气瓶组、顺序控制盘、加气机安装到基础上，将控制柜（含PLC）、安装到控制室内，通过管道将各设备连接完成， LNG储罐撬体与低温高压柱塞泵撬体的连接管路可采用外保温或真空保温管道的形式。
LCNG加气站的设计、制造、选用材料应遵循下述标准：GB50156《汽车加油加气站设计与施工规范（2006版）》GB/T 20368《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》GB50028《城镇燃气设计规范》NFPA52《车辆燃料系统规范》（参考）GB/T14976 《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB50058《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50054《低压配电设计规范》GB50034《工业企业照明设计标准》GB18047《车用压缩天然气》GB3836.1《爆炸性气体环境用电器设备第1部分通用要求》GB3836.2《爆炸性气体环境用电器设备第2部分隔爆型“d”》低温储罐的设计、制造应符合下述标准：GB150 《钢制压力容器》TSG R0004-2009 《固定式压力容器安全技术监察规程》GB18442 《低温绝热压力容器》GB/T18443.1～5 《低温绝热压力容器试验方法》JB/T4780 《液化天然气罐式集装箱》（参照）HG20584 《钢制化工容器制造技术要求》GB986-88 《埋弧自动焊焊缝坡口的基本形式及尺寸》GB8923-88 《涂装前钢板表面锈蚀等级和除锈等级》JB4708 《钢制压力容器焊接工艺评定》JB4709 《钢制压力容器焊接工艺规程》JB4728 《压力容器用不锈钢锻件》JB/T4730 《承压设备无损检测》GB713 《压力容器用钢板》GB/T14976 《流体输送用不锈钢无缝钢管》JB/T9072 《固定式真空粉末绝热低温液体储槽》储气瓶的设计、制造应符合下述标准要求：JB4732-95 《钢制压力容器－分析设计标准》Q/SHJ20-2007 《大容积钢质无缝气瓶》GB/T19158 《站用压缩天然气钢瓶》《气瓶安全技术监察规程》（2000年版）1.1设计规模：该加气站设计规模为平均日销售CNG15000～20000Nm3（约合LNG液体为25～33m3），可满足1200车次/天CNG出租车或满足250车次/天CNG公交车的加气需求，根据CNG的加气量以及加气站日常运行的要求选定储罐为50m3，根据设备集成的需要LNG储罐选择卧式储罐；根据加气车辆的要求选择4台CNG三线双枪加气机。
3000立方气化减压一体撬技术协议最终版2016324讲解
3000Nm3/h气化调压计量撬技术协议甲方：唐山国丰第二冷轧镀锌技术有限公司乙方：唐山华普燃气有限公司日期：2016年3月24日LNG气化减压一体撬技术指标一、总则本技术附件为唐山国丰第二冷轧镀锌技术有限公司（简称甲方）和唐山华普燃气有限公司（简称乙方）双方签订的《3000Nm3/h气化站调压计量撬合同》之技术附件，与甲、乙双方签订的合同共同构成，为该合同的组成部分。
三、设计标准四、设备技术参数1、汽化设备技术参数2、3000Nm3/h气化调压撬配置单3、电器部分配置单五、设计原则1、严格贯彻执行国家对重大危险源的安全管理规定确保各项设计指标达到国家规范要求，防爆等级尽可能的靠近本质安全，最低ExdIIBT4，防护等级不低于IP55，且安全监测、防护等做到运行稳定，故障率接近为零。
2采用功能成熟可靠、运行安全稳定、操作简单方便、占地面积少、整体设计美观且节能环保无污染的原则进行设计，配套消防、防雷、运行监测等设施完善，杜绝在安全现场评价中出现二次改造和发生费用。
3、按照二级计量的原则设置必要的计量仪表和监测仪表，且仪表和安全阀必须经过当地质监局的报检，各计量仪表精度要求不小于1.0级,品牌要求浙江富马，涡流流量计。
4、配备天然气取样。
5、所有信号、电源电缆采用铜芯软电缆，绝缘耐压等级为额定电压的2 倍且不小于500V，为阻燃型。
信号电缆的线芯截面积不小于1.5mm2，电源电缆的线芯截面积不小于2.5mm2。
传输模拟信号、脉冲信号、数字信号电缆/电线采用双绞屏蔽线。
6、设备安装调试完毕后，厂家需安排技术人员进行现场服务，时间不低于1个月。
站内为方便管理重点区域需加装防爆摄像头和监控设施一套，站房内需设置独立值班室、控制室、配电室和库房，结构为砖混结构，控制室安装空调，数量不少于4间，平米数单间20平左右。
7、外管网支架，为保证美观和现场协调性按原厂区支架标准制作包括支架与支架间距离、结构合颜色，高度涉及到过道的不小于6米，非过道的参照我厂其他管道支架标准，过道按照标准设置过道防撞梁。
LNG撬装加气站的优化设计后的加气站方案
LNG撬装加气站的优化设计后的加气站方案一储罐及撬体设计制造标准◇TSGR0004-2009《压力容器安全技术监察规程》 GB150《钢制压力容器》《 GB50058《爆炸和大灾危险环境电力装置设计规范》◇GB50235 《工业金属管道工程施工及验收规范》◇GB50236《现场设备工业管道焊接工程施工及验收规范》◇GBT20368 《液化天然气LNG以及其它国标行业标准和厂家企业标准0000Nm3d以上四设备描述设备原理本L-CNG加气站工艺设计范围包括LNG卸车贮存增压LNG柱塞泵加压高压气化CNG贮存BOG处理安全泄放调压计量等设计内容包括对以上各个子工艺进行综合的流程设计设备选型以及配管设计LNG通过公路运至加气站储存气化装置首先卸车利用压差或低温泵将槽车内LNG输入低温LNG储罐非工作条件下 LNG储罐内储存温度为-162℃压力为常压工作条件下LNG储罐内压力稳定为01015Mpa以下压力如未加说明均为表压LNG加注撬将LNG低温储罐内的液体经低温潜液泵加压后通过管线输送至LNG加液机经过计量后加注至以LNG为燃料的车辆内CNG加注撬将低温LNG自流进入低温柱塞泵经泵加压至250Mpa进入主气化器换热后转化为气态NG并升温至温度大于0℃压力为250Mpa然后经顺序控制盘控制自动送入高中低储气井并分配给加气机自动加气本设计采用撬装式即将增压汽化器管道控制阀门低温潜液泵泵池以及加注系统等集中安装在撬装上该站具有以下特点⑴高度集中一体化设计占地面积小现场安装量小投入使用快⑵撬装设计便于运输和转移具有良好的机动性⑶关键部件采用进口原装件电气仪表系统按防爆设计安全可靠⑷工艺管线短预冷时间短加注速度快⑸PLC全自动控制人机界面良好操作方便为了系统安全保证减少防爆电气件的使用降低成本控制柜独立于撬块外安装在安全区域的控制房中符合国家规范要求主要技术参数及指标项目名称LNG加气站技术指标日加气能力不低于0Nm3 系统最高允许工作压力设计为16 Mpa加气计量精度高于1 能耗低于005kwhNm3单车加气时间2～4分钟加气预冷启动予冷时间不超过30s卸车时间不大于15小时储罐内LNG液体利用率高于92％日蒸发率≤02 噪声≤55dB 无故障工作时间≥5000h 主要功能要求具有低温泄漏爆燃消防生产保护等安全监控报警系统和应急保护等功能LNG低温泵包括泵体和泵池两部分泵体为浸没式两级离心泵整体浸入泵池中无密封件所有运动部件由低温液体冷却和润滑LNG低温泵由一台变频器控制根据LNG燃料加注泵的性能曲线对LNG 低温泵进行选型为ACD公司生产的浸没式两级离心泵这是一种LNG加气站通用的低温液体泵利用低温液体实现自身润滑所以结构简单易于维护其突出特点一是变频设计适合于加气站这样的多工况条件使用二是其技术参数易于满足LNG加气站的设计设计参数因此在LNG汽车加气站的设计中被广泛采用名称单位技术参考工作介质LNG 设计流量Lmin 320 进口压力MPa 0105 扬程m 490 最高转速rpm 6000 所需进口净正压头m 08 入口口径inch 2出口口径inch 1 电机功率HP kw 15 电源3相380V50HZ ⑵．管路及阀门系统管道材质为奥氏体不锈钢钢号为0Crl8Ni9符合GBT14976-94《流体输送用不锈钢无缝钢管》配管用标准外径采用GB8163或SH3405壁厚系列为SCH10s输送LNG低温液体及BOG低温气体的管线需进行保冷法兰阀门均设法兰阀门保冷套发泡隔热爆冷材料采用成形聚异氰尿素脂具有导热系数低用做保温材料最低0020wmk隔热性能优良防火等级高防火等级达到GB8624之B1级标准温度范围广尺寸稳定性好使用温度范围可达-196～120℃阀门采用专用低温阀门满足输送LNG压力压力级别PN16MPa流量要求且LNG 具备耐低温性能 -196℃主要包括专用长轴截止阀短轴截止阀安全阀止回阀紧急切断阀等等管道阀门选用按照API标准制造的专用液化天然气用不锈钢阀门钢号为0Cr18Ni9保温管段采用长轴式不保温管段采用短轴阀门与管道间的连接采用焊接型式连接⑶．加气机选用进口质量流量计单套加气机选用1台流量计实现液体加注计量功能1台流量计实现气体回气计量功能实现精确计量的目的加气枪选用优质产品功能安全可靠加气机面板采用不锈钢包括所有必要的计量元件阀门安全装置具有显示计量结果和售气量功能即加气量金额单价等这些数据可以通过通讯接口传送给控制系统的上位机进而实现数据的远程采集和管理具有班累计功能提高交班效率保证累计数据真实可靠有掉电时数据保护数据延长显示及重复显示功能停电也可交班具有完善的数据传输软件可与计算机管理系统实现通讯及控制具备计量单位转换功能预冷智能判断功能可定量加气能够查询累计流量当次加气流量具有加气超装预判功能加气机内配置的气动阀门选用高可靠性的低温阀门加气机的有效精度达到±1预冷时间5分钟以内间断加气再次预冷时间间隔长4-8分钟的特点加气枪可以连续加气而不会出现枪头与加气口冻结密封失效等导致LNG外泄等故障现象加气时能自动识别车用钢瓶是否充满并能自动停机加气机的主要技术要求1所有阀门均可卸开维修配置安全联锁系统加气软管设有拉断保护装置拉断现象出现时系统转入保护状态当加气软管被拉断时可自动停机确保液体不泄漏泵加气机预冷判断条件满足方可开始加气作业采用独立的计量控制系统具有压力温度补偿功能计量精度通过相关部门认证具有非定量加气和预置定量加气功能具有体积加气和质量加气选择功能有掉电时数据保护数据延长显示及重复显示功能停电也可交班低温泵安全启停控制液体超装低液位控制完善的压力监控机制加气机预装ESD控制按钮具备远程监控接口功能加气压力温度和流量流速可远传至加气站控制系统实行统一的管理加气机的操作面板和显示安装在机柜上便于操作本安和防爆设计安全可靠选用高亮度显示屏字体清晰醒目10加气机上有给加气枪化冰的压缩空气吹扫装置11加气机采用半封闭结构门应为可拆结构不锈钢外壳设计美观大方12所有接管对外连接均采用法兰方式13配置静电接地栓提高安全性14配小票打印功能打印系统符合防爆要求并取得国家级防爆证15具有IC卡预留口及加气电脑管理功能加气机IC卡系统已达到国家防爆标准16具有通讯接口可与计算机连接加气机的主要技术指标适用介质液化天然气LNG 流量范围0～200Lmin 计量准确度±10 额定工作压力16Mpa 环境温度-30℃～55℃管路温度-196℃～55℃计量单位KgLNm3 读数最小分度值001 KgLNm3单次计量范围0～999999 KgLNm3 累计计量范围9999999999 KgL Nm3 加气软管1英寸不锈钢软管 4m 气相回收软管12英寸不锈钢软管 4 m 加气枪头进口1英寸LNG专用加气枪气相管接头12英寸快速接头工作电源220V AC 5A 外形尺寸重量防爆等级整机防爆 Exdibem Ⅱ AT4 ⑷．CNG加气机售气机1配备监控系统监测充气过程的温度压力流量和速度控制充气速度配备安全联锁系统当加气软管失压过压过流时可自动切断气源停止加气2质量流量计具有温度压力补偿断电保护断电复位功能具有自监测故障功能预留智能通讯接口等3三线压力自动切换保证对三瓶组的准确合理取气4加气机加气计价显示加气量单价元m3金额元并带有压力表显示压力5具有断电数据保护数据延时显示功能6加气控制系统对储气瓶组进行取气控制以保证最大的充气流量7可以随时查询总累计量8具有定气量定金额的预置加气功能9加气软管长度不小于6m10可调整加气压力及气体密度11配置拉断阀入口球阀12可复显最近的加气数据以备查检13具有自动检测故障功能能自动显示故障代码14加气软管有拉断保护功能15具有卸压及排污功能16具有手动紧急切断阀17具有在线清洗过滤器功能而不拆卸过滤器18具有计量信号线断线后自动关机防人为偷气保障业主利益19配售气机电脑管理系统系统达到国家防爆标准20配小票打印功能打印系统符合防爆要求并取得国家级防爆证21具有IC卡预留口及加气电脑管理功能加气机IC卡系统已达到国家防爆标准22具有通讯接口可与计算机连接主要指标流量范围 2～30Nm3min枪设计精度±05最大工作压力 250 MPa运行压力 200 MPa可调整耐压强度 375 MPa环境温度 -40℃～50℃防爆等级 ExdemibⅡAT4型式双枪三线工作电源 220V±15 50Hz±1HZ读数最小分度值 001Nm3001元单次计量范围 0-999999Nm3 元 kg累计计数范围 0-99999999Nm3 元 kg单价预置范围 001-9999元m3密度预置范围 00001-09999预置定量范围 1-999999Nm3元 kg拉断阀拉断力≤400N20Mpa时额定功率＜200 W质量流量计采用进口质量流量计并带有温度传感器进行补偿⑸．高压液体柱塞泵其工作目的是将贮槽中的液化天然气液体增压直接输入高压汽化器中简捷优化的设计和精心的制造保证了长时间安全可靠的运行LNG加注系统◆该泵结构新颖材质优良加工精湛性能稳定容易操作维护方便使用寿命长◆传动机构为连杆十字头结构寿命长◆泵头采用真空冷端夹套式冷损小汽化量少预冷时间短液体损失少◆内置试过滤器实用可靠◆活塞环导向环和密封圈由具有良好耐磨性的高分子复合材料制成寿命长◆操作方便开机时间短◆泵的工作不会引起贮槽压力的增加反而长时间连续工作可使贮槽压力降低◆动力采用防爆电机使安全系数范围更大使用灵活方便安全◆低能耗低噪音下运行◆国外进口轴承三角皮带使传动箱和皮带轮寿命更长◆外观汽车油漆经久耐用运行介质 LNG形式卧式双缸活塞泵工作温度-196℃流量1500Lh最大出口压力 250MPa最大进口压力 06MPaNPSH最低净正吸入压头002MPa输入电源380V3相50HZ电机功率22Kw⑹．高压空温汽化器参考规格型号为VALNG-1000-280单台汽化能力1000 Nm3h最高工作压力不小于32MPa加热方式为自然空温式无需外加热源经高压柱塞泵加压后的LNG通过高压空温气化器后汽化为CNG其出气温度接近环境温度压力降≤02Mpa受压管为0Cr18Ni9不锈钢无缝钢管换热管为6063-T5防锈铝翅片形式为抗氧化表面处理的大翅片受压管采用胀接方式紧密贴合在换热管内换热管之间为柔性补偿连接结构主要参数型式立式换热型式空温式设计气量1500 Nm3h设计压力32MPa进口温度-160～-137℃出口温度较环境温度低0～10℃主体材料铝翅片管衬不锈钢管⑺．增压调压汽化器撬装式LNG加注站配备一台卧式汽化器包括一个增压器一个EAG加热器增压器具备两种用途卸车及储罐自增压联体设计充分节省空间序号技术参数名称增压器参数EAG加热器参数 1 进口温度设计温度-196℃ -196℃运行温度 -162℃-162℃ 2 出口温度设计温度-196℃ -196℃运行温度-145℃常温 3 设计压力MPa 16 16 4 工作压力MPa10 10 5 单台汽化量Nm3h 00 100 6 安装形式卧式室外卧式室外7 材料3A21 3A21本工程采用LNG柱塞泵对LNG加压以满足压缩天然气供气压力不小于20MPa 的要求泵将自留入的低温LNG加压至250MPa后送入主气化器本工程选用额定流量1500lh低温烃泵2台1用1备大流量时可以同时打开泵进出口介质压力04045MPa出口介质压力250MPa设计运行温度-196℃5气化加温工艺考虑到环保节能主气化器选用空浴式高压气化器通过低温LNG与大气换热实现LNG的气化升温LNG温度不小于0℃6 BOG工艺一BOG来源由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体 Boil Off Gas 本工程中BOG气体包括1LNG储罐吸收外界热量产生的蒸发气体2LNG卸车时储罐由于压力气相容积变化产生的蒸发气体3注入储罐内的LNG与原储罐内温度较高的LNG接触产生的蒸发气体4卸车时注入储罐内气相容积相对减少产生的蒸发气体5注入储罐内压力较高时进行减压操作产生的气体6槽车内的残余气体二BOG工艺及参数确定BOG的处理采用减压排出方式BOG气体为低温状态经加热器加热至不小于气温－10℃后进入BOG调压装置减压后送入城市管网用气6放散系统天然气为易燃易爆物质在温度低于-120℃左右时天然气密度重于空气一旦泄漏将在地面聚集不易挥发而常温时天然气密度远小于空气密度易扩散根据其特性按照规范要求必须进行安全排放设计采用集中排放的方式安全泄放工艺系统由安全阀EAG加热器放散管组成低温放散NG经过EAG加热器进行集中加热后通过放散管高点排放EAG加热器采用100Nm3h空温式加热器常温放散NG直接排出在一些可能会形成密闭的管道上设置手动放空加安全阀的双重措施天六自控系统方案61上位机及软件配置上位机部分即操作员站采用研华工控机组态软件采用西门子的WinCC V60组态软件底层编程软件采用STEP7 V54操作系统采用微软的Windowes2000主要完成液化天然气加气站的集中操作监视系统功能组态控制参数在线修改和设置记录报表生成及打印故障报警及打印等功能通过彩色显示器可直观地显示全站各工艺流程段的实时工况使操作人员及时掌握全站运行情况监控计算机性能·P4 28GHz中央处理器·80GB硬盘7200rpm·144MB35"软驱·40速光驱·1G内存·128M显卡独立内存·512K高速CACHE·标准键盘及鼠标·22"液晶显示器符合TC099标准带宽200M以上点距≤025mm·与其他PLC或上位机通讯的网卡611组态软件简介6111介绍在PC基础上的操作员监控系统近年来发展迅速SIMATIC WinCC 在使用最新是潮流的领导者WinCC代表Windows Control Center视窗控制中心换句话说它在Windows NT或Windows 2000标准环境中提供所有功能并确保可靠地控制生产过程在用于监视和控制的SIMATIC HMI 产品中WinCC具有控制自动化过程的强大功能是基于个人计算机同时具有极高性价比的SCADA级的操作监视系统WinCC 的显著特性就是全面开放它很容易结合标准的和用户的程序建立人机界面精确地满足生产实际要求系统集成商可应用WinCC做为其系统扩展的基础通过开放接口开发自己的应软件WinCC是结合国际上久负盛名的西门子公司在过程自动化领域中的先进技术和世界市场先驱的MICROSOFT PC软件技术的强大功能的产品系列WinCC是现代化的系统它具有广泛的应用和极高的兼容性适用于办公室和制造系统WinCC提供成熟可靠的操作和高效的组态性能同时具有灵活的伸缩能力因此无论简单或复杂任务都能胜任WinCC很容易集成到全厂范围的应用系统中而且可集成于MESS和ERP由于西门子公司的综合服务和支持WinCC可在全球范围内使用并得到全球范围的支持6112性能特点卓越的系统强大的功能其要点如下1创新软件技术的使用WinCC基于最新发展的软件技术与Microsoft的密切合作保证用户能获得将来不断创新的技术2包括所有SCADA功能在内的客户机服务器系统即使最基本的WinCC系统仍能提供生成复杂可视化的任务的组件和函数生成画面脚本报警趋势和报告的编辑器由最基本的WinCC系统组件建立3可灵活剪裁由简单任务扩展到复杂任务WinCC是一个模块化的自动化组件可以灵活地进行扩展从简单的工程应用到复杂的多用户应用甚至可应用在工业和机械制造工艺的多服务器分布式系统中4可由专业工业和专用工艺选件和附件进行扩展已开发了范围十分广泛的不同WinCC选和附件均基于开放式编辑接口覆盖了不同工业分支的不同需求例如特定工艺如水处理5集成ODBCSQL数据库Sybase SQL Anywher标准数据库集成于WinCC所有面向列表组态数据和过程数据均存贮于此库中可以容易地使用标准查询语言SQL或使用ODBC驱动访问WinCC数据库例如这些访问选项允许WinCC对其他的Windows程序和数据库开放它的数据例如集成其自身于工厂级或公司级应用系统中6强大的标准接口如OLEActiveXOPCWinCC建立了象DDEOLE等在Windows程序间交换数据的标准接口因此能毫无困难的集成ActiveX控制和OPC服务器客户端功能7统一脚本语言WinCC脚本由ANSI-C标准编程语言生成8开放API编程接口访问WinCC函数和数据所有的WinCC模块有一个开放的C编程接口C-API这意味着可9通过向导的简易在线组态在一个WYSIVVYG环境中除了简单的对话和向导外组态工程师可利用综合库在调试阶段同样有可进行在线修改10可选择语言的组态软件WinCC软件是基于多语言设计的这意味着可以在德语英语和法语甚至众多的亚洲语言之间进行选择11世界范围的在线语言转换对于在线语言转换可以存储用户所喜爱的任何一种语言文本因为WinCC是为多语言操作而设计的12提供所有主要PLC系统的通讯通道作为标准WinCC支持所有连接SIMATIC S5S7505控制器的通讯通道还包括PROFIBUS DPDDEOPC等非特定控制器的通讯通道此外广范的通讯通道可以由选件和添加件提供13与基于PC的控制器SIMATIC WinAC的紧密接口软插槽PLC和操作监控系统在一台PC机上相结合无疑是一个面向未来的概念在此前提下WinCC和WinAC实现了西门子的基于PC的强大的自动化解决方案14全集成自动化TIA的部件TIA集成各种西门子的产品包括WinCCWinCC是过程控制的窗口是TIA的中心部件TIA意味着在组态编程数据存储和通讯等方面的一致性15在SIMATIC PCS7过程控制系统中的SCADA部件SIMATIC PCS7是TIA中的过程控制系统PCS7中结合了基于控制器的制造业自动化的优点和基于PC的过程工业自动化的优点的过程处理系统PCS基于控制器的PCS7对过程可视化使用标准的SIMATIC部件例如基于WinCC的操作员站16集成到MES和ERP中标准接口使SIMATIC WinCC成为在全公司范围IT环境下的一个完整部件这超越了自动控制过程将范围扩展到工厂监控级以及为公司管理MES制造执行系统ERP企业资源计划提供管理数据17为任何应用提供支持和咨询WinCC带有相互有关联的在线帮助此外对于难以解决的问题我们的全球客户支持部门提供从周一到周五每天24小时的咨询服务WinCC Comprehensive为您定期提供WinCC技术的定期更新以及WinCC知识库新增加的内容最后如果必须的话您至少还可以依靠专家的帮助和WinCCCompeten Center和WinCCProfessional的咨询服务6113功能一览在资本集中的生产领域简易性和透明性意味更少的工程和培训费用更多的灵活性和更为稳定的控制性能优越的SIMATIC WINCC就能够满足所有这些要求无与伦比的强大组态功能使WINCC的开发人员能显示著地减少其工程时间至于说致电使用任何熟悉WINCC WINDOWS的开发人员都能很快的了介如何使用WINCC开发器SIMATIC WINCC的核心如联接到其他的SIMATIC部件则系统还提供专门的功能如过程诊断和维护WINCC是一个焕然一新的人机界面毫无问WINCC将所有SIMATIC工程工具的组态功能集成在一起WINCC提供用于过程可视化和操作的全部基本功能此外WINCC提供宽范围的编辑功能和接口使用户能为其特定的应用单独地组态功能1 任务或可组态的运行时功能2 快速访问所有工程数据和全局设定的中心项目管理器3 通过全部图形对象能自由组态可视化和进行操作能够方便地使用所有属性的动态结构4 符合DIN19325在显示和操作设备上记录和报告消息系统可随意选择消息目录消息显示和报表5 采集记录和压缩测量值显示趋势和表格以及进一步处理6 自由选择布局格式的报告系统以按时间顺序或按事件记录的信息动作归档和当前数据的文件作为用户报告过程数据或项目文件组态数据的反馈文件7 用户及其访问权限的用户友好的管理工具8 通过嵌入式的ANSI-C编译器处理无限制的过程功能9 连接范围广泛的不同控制器SIMAYIC S5S7505通道跨平台通讯通道如供货范围内的PROFIBUS DPDDEOPC5 10 与其它Windows应用程序的开放集成ODBCSQLActiveXOLEDDEOPC等11 具有单独访问WinCC C-API 数据和功能的接口和集成到特定的用户程序中62 PLC系统依据IO清单本次系统配置采用S7-300的PLC来采集数据和控制现场设备为保证本站安全稳定的运行提高工作效率本站的相关运行参数采用就地及控制室显示并通过站控系统对生产过程进行监视和控制控制室设中央控制台控制系统采用PCPLC组成设置一台上位计算机配一台22彩色液晶显示器和一台打印机通过中央控制台可监视控制整个气化站运行的全过程并可计算所需的技术参数绘制所需的曲线图形也可以完成各种报表及事故报警记录的打印621 PLC模块部分S7-300 CPU模块SIMATIC S7-300可采用不同性能级别的多种CPU各种不同的应用采用不同级别的特性能力◆CPU 313C模块CPU 315 具有中到大容量程序存贮器和大规模IO配置模块型号CPU 313C 6ES7 313-6CF03-0AB0主要技术规格工作存储器48KB 装载存储器内置80KB逻辑RAM 可扩展的FEPROM 4MB 执行时间位操作03μs 字操作 1μs 定点加 2μs浮点加 50μs 数字量通道 10241024 模拟量通道 256128 实时时钟有诊断缓冲器有通讯接口1个 MIP 编程语言STEP 7 用户程序口令保护S7 300数字量输入输出模块数字IO模块包括用于SIMATIC S7-300的数字输入和输出通过这些模块可将数字传感器和执行元件与SIMATIC S7-300相连数字IO模块具有下列优点优化配合可利用可以任何方式组合的模块使输入输出点数与任务相配合灵活的过程连接可通过各种不同的数字执行元件和传感器使S7-300与过程相连接绿色的LED用来显示输入输出端的信号状态由前盖保护的前连接器前盖上的标签区组装简单模块安装在DIN标准导轨上通过总线连接器与相邻模块相连接没有插槽规则输入地址由插槽决定方便用户的接线模块通过插入式的前连接器进行接线第一次插入连接器时有一个编码元件与之合这样该连接器就只能插入同样类型的模块中更换模块时可保持前连接器的接线状态用于同样类型的新模块◆ SM321数字量输入模块模块型号6ES7 321-1BL01-0AA0主要技术规格输入点数32 额定负载电压LL1 额定值24伏直流允许范围204到288伏与背板总线的光电隔离光耦合器输入电压额定值24伏直流信号1时15到30伏信号0时-3到5伏输入延时额定电压时12到48毫秒◆SM322 数字输出模块模块型号6ES7 322-1BL01-0AA0主要技术规格输出点数32 额定负载电压LL1 24伏直流允许范围204到288伏与背板总线的光电隔离光耦合器输出电流信号1时05安信号0时05毫安触点开关频率。
液化天然气装置BOG回收技术方案研究与应用
1311 BOG 的产生原因闪蒸气（BOG）（Boil-Off Gas）是指天然气经过净化和深冷液化成为LNG 后，因存储过程与外界环境进行热交换，吸收热量，导致LNG气化产生的气体。
LNG的温度极低，其沸点在大气压力下约为－162℃，在常温下极易被气化。
LNG一般会储存在隔热性能很好的绝热储罐中，以减少外界热量传递，引发大量LNG被气化。
然而即便LNG储罐采用双层罐，即由内罐和外罐组成，在内外罐之间填充有良好的保冷材料，但外界热量依然能传递至罐体内部，使储罐中部分LNG受热蒸发，从而形成BOG气体，一般LNG储罐的静态蒸发量（质量比）在～0.03%。
如果不及时将这些BOG气体排出，将会导致LNG储罐压力增加，在压力增加至储罐所能承压的最限度时，储罐定会在压力作用下发生破裂，从而引发安全事故。
所以，一般LNG储罐将会设置压力调节阀，当储罐内压力超过设定值时，压力调节阀将会适度开启，确保储罐内BOG气体能够自动排空。
在LNG液化装置中，BOG的产生主要有以下原因：（1）LNG储罐与外界换热产生BOG气体外部环境向储罐传递热量，储罐内LNG吸收热量后气化闪蒸，产生BOG气体，且该部分热量随季节、昼夜、太阳防辐、周围环境不同而不同。
该部分BOG产生量最大。
（2）LNG产品节流闪蒸产生BOG气体LNG产品在节流降压过程，因压力急剧变化，部分高压下液化的组分在降压后闪蒸，此时会吸收热量，因此部分LNG吸收热量随之气化，产生BOG气体。
（3）LNG预冷装车过程产生BOG气体储罐中的LNG产品通过装车泵增压输送至LNG 槽车，然后向外运送。
在LNG装车过程，装车泵的预冷（潜液泵无需预冷）、装车管道的预冷以及LNG槽车的降温、装车泵运转过程产生的热量与LNG的热交换都会产生BOG气体。
（4）LNG储罐压降产生BOG气体当储罐压力高于设定压力控制值时，压力调节阀会根据储罐内压力进行自动开启，对超压气体进行排放。
在气体排放后，储罐内压力降低，此时储罐内气液界面为保持两相平衡，因此部分LNG将会继续气化，从而产生BOG气体。
内蒙LNG站气体回收详细技术方案书
内蒙天然气回收装置方案设计按处理500标方时采用氮气膨胀、天然气自膨胀方案以及利用LNG冷量低压工质出冷箱温度均为30℃。
压缩机情况表：氮气膨胀 天然气自膨胀利用冷量制冷剂 压缩机 天然气压缩机天然气压缩机天然气压缩机进出口压力，MPa 0.25 / 1.8 0.5 / 5.0 0.5 / 5.0 0.5 / 5.0进出口温度，℃ 30 / 40 30 / 40 30 / 40 30 / 40质量流量，kg/h 442.6 17.4 116+100.59 97.1+81.66绝热效率 0.65 0.65 0.65 0.65轴功率，kW 46.25 3.29 22.42+6.67 19.25+5.42节流阀前温度，℃ ‐140 ‐120 ‐118膨胀机进出口压力，MPa 1.77 / 0.25 4.99 / 0.4 4.99 / 0.2膨胀机进出温度，℃ ‐100 / ‐155 ‐50 / ‐136 ‐22 / ‐131膨胀机出口含液比 0 0.34 0.09LNG产量，Nm3/d 500 500 500采用天然气自膨胀方案系统耗功只是氮气膨胀耗功的59%。
采用LNG冷量后系统功耗只有氮膨胀的50%。
但是膨胀机膨胀后带液，其液体质量百分含量分别为3.4%和0.9%。
（据查相关文献资料显示，对于设计时不带液透平，在出口含液不超过10%，透平工作是安全的）建议：拟将LNG储罐的BOG或加LNG时的低温天然气在进入汽化器前引入冷箱，采用该方法的优点有：1.为天然气液化时提供一部分冷量，提高液化率。
2.冷箱不工作时，也可以让这部分BOG气体流过冷箱后再进入天然气低压储罐，维持冷箱的低温环境，有利于冷箱的快速启动。
LNG加气站天然气回收技术方案1.装置概况1.1工程名称：1.2装置名称：LNG加气站天然气回收设备。
1.3 安装地点：1.4设备数量： 1套。
2.基础条件2.1 安装地区自然条件最高温度： 40℃最低温度：-35℃地震裂度：7度2.2 公用工程条件2.2.1电源：380V/220V，50Hz，三相四线制，60kW2.2.2冷却水 无本项目无循环冷却水，采用风冷。
万方每天轻烃回收装置工艺设计
万方每天轻烃回收装置工艺设计随着石油化工行业的不断发展，对于轻烃的回收利用也越来越受到重视。
轻烃是石油加工过程中产生的一种有机化合物，主要包括乙烯、丙烷、丁烷等。
这些轻烃在生产过程中往往会被释放到大气中，造成资源的浪费和环境的污染。
因此，设计一套高效的轻烃回收装置工艺，对于节约资源、保护环境具有重要意义。
万方每天轻烃回收装置工艺设计的关键在于提高轻烃回收率、降低能耗、减少废气排放。
在设计工艺时，需要考虑原料的种类和含量、回收装置的结构和工作原理、操作参数的选择等因素。
下面将从这几个方面对万方每天轻烃回收装置工艺设计进行详细介绍。
首先，轻烃回收装置的设计需要根据原料的种类和含量来确定。
不同种类的轻烃在回收过程中可能需要采用不同的工艺方法，因此需要根据实际情况来选择合适的装置结构。
同时，不同原料的含量也会影响到回收装置的工艺参数，比如温度、压力等，因此在设计工艺时需要进行充分的实验和分析。
其次，回收装置的结构和工作原理也是设计的重点之一。
一般来说，轻烃回收装置包括进料系统、分离系统、冷却系统、脱附系统等部分。
其中，分离系统的设计是关键，需要根据原料的性质和要求来选择合适的分离方法，比如吸附分离、膜分离、蒸馏分离等。
此外，冷却系统的设计也十分重要，需要考虑到轻烃的沸点和凝固点，选择合适的冷却介质和工艺参数，以提高回收率和降低能耗。
最后，操作参数的选择也是万方每天轻烃回收装置工艺设计的关键。
操作参数包括温度、压力、流速、进料浓度等，这些参数的选择直接影响到回收装置的性能和效果。
因此，在设计工艺时需要进行充分的实验和分析，确定合适的操作参数，以实现最佳的回收效果。
总的来说，万方每天轻烃回收装置工艺设计需要综合考虑原料的种类和含量、装置的结构和工作原理、操作参数的选择等因素。
通过合理的设计，可以实现高效的轻烃回收，降低能耗，减少废气排放，从而实现资源的节约和环境的保护。
希望未来能有更多的工程技术人员投入到轻烃回收装置工艺设计中，为我国石油化工行业的可持续发展做出贡献。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
QSHE-JN-3.0/40型井口气回收撬装装置（3万方撬装LNG装置）技术方案华北能源油气技术开发有限公司2020年8月8日目录1、总则 .................................................................1.1 概述.............................................................1.2 项目概况.........................................................1.3 主要技术数据.....................................................1.4 工艺流程简介.....................................................1.5 LNG装置技术要求 .................................................1.6 遵循的主要标准及规范：..........................................2、回收装置技术方案及配置 ...............................................2.1 装置组成及主要设计参数...........................................2.2 分离、减压装置技术...............................................2.3 天然气聚结过滤器技术参数.........................................2.4 脱碳系统主要技术参数.............................................2.5 天然气干燥系统技术参数...........................................2.6 预冷装置主要技术特性.............................................2.7 主冷装置主要技术特性.............................................2.8 主冷箱主要技术参数...............................................2.9 LNG外销主要技术参数 .............................................2.10 报警及连锁相....................................................2.11 燃气发电机组....................................................1、总则1.1 概述油气井在正式开采前必须经过试气、试采来确定该气井的日均开采量，且伴随着天然气的试采会有大量油污水随着天然气一并产出，通常在试气、试采阶段天然气经气液分离装置分离后通过火炬系统进行燃烧，造成了天然气资源的流失，针对这一情况，我公司派出技术人员对油气井试气、试采阶段进行了调研，依据油气井试气、试采阶段的实际情况编制了小型LNG（液化天然气）撬装装置的技术方案。
本技术方案内容包含了对协议设备的设计、制造、运输、检验、安装、调试、验收、资料交付及服务等方面的技术要求。
1.2 项目概况该套设备主要用于油田井口试气试采阶段以及井口天然气回收，通过加热、减压、聚结过滤、脱碳、干燥、脱烃、深冷液化等工艺。
将试气、试采阶段的天然气加工为成品LNG进行销售，杜绝天然气资源的流失。
该套设备为撬装装置，具有撬装化、小型化、建设周期短、外观简洁、运行高效、安全环保、低能耗等优势。
对井口天然气的压力、组分等参数适应性较强。
1.3 主要技术数据1.4 工艺流程简介原料气流程：原料气由井口采气树首先进入水套炉进行升温，然后进入气液分离器进行油、气、水及机械杂质的分离，原料气经减压撬减压至4MPa后进入聚结过滤器（进行油、气、水精分），经进口分离器分离后进入脱碳塔，脱除气体中的二氧化碳、硫化氢等酸性气体，使天然气中二氧化碳含量低于50ppm，进入干燥系统进行深度脱水至1ppm 以下，干燥塔填装3A型分子筛，循环热再生，脱水后的天然气进入冷油吸收工艺，脱除天然气中的重烃组分后，进入主冷箱进行深度冷却，主冷箱使用混合冷剂（氮气、甲烷、丙烷、乙烯、异戊烷）作为冷源，使用一台330kw螺杆压缩机作为混合冷剂循环使用的动力设备，天然气经主冷箱换热后经阶梯阀进行节流降压后，将产品通过管道输送至LNG 储罐进行储存。
1.5 LNG装置技术要求1.5.1 天然气加热装置（水套炉）技术要求：●水套炉选择管、壳式加热炉。
●工作介质：油、水和天然气●工作压力：2-25MPa●操作温度/设计温度：-35～70℃/-35～100℃●处理液量：50 m3/d，处理气量：3.0×104Nm3/d●出口条件：气、液温度≥50℃●水套炉采用天然气燃烧加热壳程内净化水、再由壳程内净化水直接加热气井气的方式。
1.5.2 分离、减压装置技术要求●采用高压分离器对气井进行气液分离，并设置液位远传装置和自动排液功能。
●减压前压力：4～25MPa。
●一级减压压力：3.5-4MPa；●二级减压压力：0.1-0.5MPa；●控制方式：超压自动紧急切断/手动调节压力；●进气温度：≥50 ℃；1.5.3 天然气聚结过滤器技术要求：●油、气、水、沙分别过滤分离；●设计压力：6.3MPa；●设计温度：≥30℃；1.5.4 天然气脱碳系统技术要求：●设计温度：30℃；●工作压力：3.5～4MPa，●天然气出口二氧化碳含量：≤50ppm；●脱碳介质：MDEA（甲基二乙醇胺）；●MDEA设计流量：0.6-1.5m3/h ；●MDEA浓度：50%；●纯净水电导率要求：≤3 ；●再生方式：导热油加热再生；1.5.5天然气干燥系统技术要求：●设计压力：6.3MPa；●设计温度≤40℃；●干燥剂：3A分子筛；●纯气露点：-76℃；●纯气流量：1250Nm3/h；●再生气流量：80-120Nm3/h；●塔器数量：两台（吸附、再生、冷吹同时进行）；●吸附时间：12小时；●再生时间：8小时；●冷吹时间：3小时；●操作控制：PLC自动控制，干燥系统共设置12个气动薄膜调节阀，吸附、再生、冷吹、充压、泄压均由PLC编程逻辑控制器进行自动切换控制，并监控所有控制点的压力、温度、流量等参数，并将实时参数传输至中控室，整个干燥系统运行无需人工干预；●再生气、冷吹气流向：与减压撬二级减压汇合后，供应水套炉、导热油炉、发电机组等用户使用，再生气压力可根据下游用户需求进行压力调节；●再生分离器排水方式：气动阀自动排水；1.5.6预冷装置技术要求●主机制式：螺杆式压缩机组●冷剂介质：氨、氟利昂、丙烷三种，可根据用户要求进行调整；●吸气压力：0.02MPa；●吸气温度：-40℃；●排气压力：1.2MPa；●排气温度：≤60℃；●机油压力：高于排气压力0.15-0.3MPa；●功率：132kw；●防爆等级：不低于ExdIIBT4。
●启动方式：变频启动；●控制方式：PLC独立控制，采用触摸屏操作，并对装置的运行压力、温度、等数据进行监控；●机组形式：撬装装置●固定方式：无需固定，场地平整坚固即可。
●排污方式：无污油、污水1.5.7主冷装置技术要求●主机制式：螺杆式压缩机组●冷剂介质：混合冷剂（氮气、甲烷、乙烯、丙烷、异丁烷）；●吸气压力：0.2-0.4MPa；●吸气温度：30℃；●排气压力：2MPa；●排气温度：≤60℃；●功率：330kw；●防爆等级：不低于ExdIIBT4。
●启动方式：变频启动；●控制方式：PLC独立控制，采用触摸屏操作，并对装置的运行压力、温度、等数据进行监控；●机组形式：撬装装置●固定方式：无需固定，场地平整坚固即可。
●排污方式：无污油、污水1.5.8主冷箱技术要求：●换热器制式：板翅式换热器●换热器材质：铝制；●设计压力：6.3MPa；●设计温度：-196℃；●绝热材料：珍珠岩1.5.9 LNG储罐技术要求：●LNG储罐制式：双层容器●储罐材质：内S304不锈钢/外Q235B碳钢；●设计压力：壳程0.84MPa、管程-0.1MPa；●工作压力：壳程0.2MPa、管程真空；●设计温度：壳程-196℃、管程50℃；●绝热方式：抽真空绝热1.5.10 LNG外销技术要求：●LNG采用低温流体泵进行充装，流速：22.5m³/h；●低温流体泵设计进口压力：0.1MPa；●低温流体泵设计出口压力：0.5MPa；●低温流体泵设计进口温度：-196℃；●充装软管必须采用双层真空绝热软管；●LNG槽车压力不得大于0.3MPa；1.6 遵循的主要标准及规范：SY/T0076-2008 《天然气脱水设计规范》GB17820-2012 《天然气》GB18047-2000 <车用压缩天然气>GB50316-2000 《工业金属管道设计规范》GB/T8163-2008 《流体输送用无缝钢管》GB12459-2005 《钢制对焊无缝管件》）GB 50183-2004 《原油和天然气工程设计防火规范》GB 50264-2013 《工业设备及管道绝热工程设计规范》JB/T 4709—2007 《钢制压力容器焊接规程》GB/T 50892-2013 《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB 50093-2013 《自动化仪表工程施工及质量验收规范》SH/T 3521-2007 《石油化工仪表工程施工技术规程》GB 50058-2014 《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》Q/WQDK01-2012 《汽车加气站用天然气液压压缩机》GB50156-2002 《汽车加油加气站设计与施工规范》国家质量技术监督局《压力容器安全技术监察规程》GB3836.1-2000 《爆炸性气体环境用电器设备第1部分通用要求》GB3836.2-2000 《爆炸性气体环境用电器设备第2部分隔爆型“d”》GB150-2011 《压力容器》GB 5226.1-2008 《机械安全机械电气设备第1部分：通用技术条件》JB 8524-1997 《容积式空气压缩机安全要求》JB 8935-1999 《工艺流程用压缩机安全要求》JB/T 6908-2006 《容积式压缩机用锻件技术条件》JB/T 7663.1-2005 《容积式压缩机包装技术条件》JB/T 7663.2-2007 《容积式压缩机涂漆技术条件》JB/T 11422-2013 《汽车加气站用液压天然气压缩机》GB/T15386-94 《空冷式换热器》2、回收装置技术方案及配置2.1 装置组成及主要设计参数2.1.1 装置组成本回收装置共分七大部分：✧天然气加热部分✧天然气气液分离、减压部分✧脱碳部分✧干燥部分✧预冷脱烃部分✧深冷液化部分✧储存部分2.1.2 天然气加热装置主要技术参数（1）管程压力(MPag): 2～25（2）管程通径（mm） 65（3）壳程压力(MPag): 0～0.5（4）壳程直径（mm） 1200（5）环境温度(℃)： -30～38（6）加热温度(℃)： 0～100（7）气液加热量（Nm3/h）625-2100Nm3/h（8）水容积(L)： 8（9）出口天然气温度(℃)：气、液温度≥50℃（10）水套炉外形：(mm) 5175×1200(长×直径)（11）水套炉重量（kg） 36372.2 分离、减压装置技术参数（1）气液分离器设计压力(MPag): 27.5（2）气液分离器制式：立式（3）气液分离器外形(mm): 2500×1000×50（高×直径×厚度）（4）减压撬设计压力(MPag)： 25（5）一级减压工作压力(MPag)： 4（6）二级减压工作压力（MPag）： 0.2（7）一级减压通道数量： 3（8）二级减压通道数量： 2（9）一级紧急切断装置（套） 3（10）二级紧急切断装置（套） 2（11）减压撬外形：(mm) 6000×2500×3000(长×宽×高)2.3 天然气聚结过滤器技术参数：工作介质：天然气工作压力：4MPa设计压力：6.3MPa设计温度：-30～100℃结构：立式筒体规格：Φ600×22容器类别：Ⅱ2.4 天然气脱碳系统技术参数2.4.1脱碳系统流程简介醇胺储罐内的MDEA经高压往复泵增压后进入吸收塔与天然气充分接触后，吸附天然气中携带的酸性气体（二氧化碳、硫化氢等），经吸收塔液位调节阀控制进入贫富液换热器进行换热，换热后进入精细过滤器和活性炭过滤器进行过滤，然后进入再生塔进行MDEA再生，再生完毕后的MDEA经贫富液换热器、贫液冷却器降温至35℃后进入醇胺储罐进行储存，循环利用。