天然气液化技术.ppt

第一章、绪论,李兆慈中国石油大学（北京）,天然气为三大能源支柱之一，据国际能源机构研究报告，2010年天然气将超过煤炭，成为继石油之后的第二大能源。,1、天然气 natural gas，简称NG 地表下孔隙性地层中天生的烃类和非烃类混合气，常与原油伴生在一起。主要成分：甲烷（CH4）其他成分：乙烷、丙烷、水分、氢气等 特点：燃烧值高（3236MJ/m3），洁净燃烧 无色、无味、无毒、无腐蚀、可燃,根据中国第二轮油气资源评价结果，中国天然气资源量为381012m3，占世界天然气资源量（世界天然气协会资料，世界天然气资源量3981012m3）约10%。其中陆上天然气资源量301012m3，占全国天然气资源量的79%。中国天然气资源主要分布在鄂尔多斯、塔里木、四川、柴达木、东海及莺-琼盆地等六大气区。,（亿方）,海上81400,塔里木83896,柴达木19200,川渝71851,鄂尔多斯107025,资源总量：47万亿探明储量：3.8万亿（截至2003年底）,中国天然气资源分布,截止到2003年底，中国共探明天然气储量3.81012m3探明天然气可采储量2.46601012m3（不包括油田溶解气）。全国天然气探明可采储量中，中国石油天然气集团公司（简称中国石油）探明天然气储量为1.96001012m3，占全国总量的79%，中国石化、海洋石油两大公司分别占11%、10%。,天然气资源潜力分析 根据2000年最新资源评价结果，预测中国拥有天然气地质资源量471012m3，可采资源量141012m3。可采资源探明率为20%，未来储量增长潜力较大。六大气区仍是储量增长的主体，储量增长最多的三个气区是鄂尔多斯、塔里木、四川。,中国天然气未来产量预测 单位 亿方,我国天然气资源虽然丰富，但分布很不合理。主要集中在中部（四川、陕西，约占31.5%）、西部地区（约占28.43%）和海域（约占21%）。经济发达的东部，特别是沿海，如江、浙、沪、粤、闽等地，天然气资源极其贫乏。因此，建设长距离输气管道，如从新疆到上海的“西气东输”大通道就是天然气开发的范例。,2、液化天然气 liquefied natural gas 简称 LNG液化温度：-162，约110K密度：约426kg/m3液化体积比：约625（NG）:1（LNG）清洁能源,LNG技术已成为新兴的工业正在迅猛发展。解决储存、运输 调峰：目前世界上100多座调峰型液化 天然气装置 汽车、飞机、船舶等交通工具,液化天然气贮运，有许多独特的优点：节约风险性管线建设费用，有效回收远海、荒漠地区的天然气资源；LNG的清洁度高，已除去许多酸性气体、重烃、水、汞等组分；非常适合于用气负荷调节、安全可靠；可使远洋LNG贸易成为可能；LNG的冷量可以用于冷藏、冷冻、低温破碎等领域，效益明显。,天然气液化：20世纪初第一座工业规模的天然气液化装置：20世纪 40年代第一座LNG工厂：1964年，阿尔及利亚LNG贸易：1964年，1.2万t LNG船，英国2000年，全球LNG贸易量：105.5MtLNG占全球天然气市场的5.6%，天然气出口量的25.7%,3、LNG工业发展情况,世界LNG贸易迅速扩展世界LNG贸易量：1970 200104t 1980 300104t 1990 5300104t 2001 1.03108t 2002 1.11108t 2003 约为1.26108tLNG占整个天然气贸易量的比例 1970年6%1980年16%1990年24%2000年26%,2003年，全球天然气贸易量为6237.1108m3，其中LNG为1688.4108m3，占总贸易量27%。亚洲占世界LNG贸易量67%。日本自1969年起进口LNG，是目前世界上最大的LNG进口国，其进口量占世界贸易量的一半。,2003年各主要LNG进口国进口量分布图,2003年各主要LNG生产国出口量分布图,全球现有3个主要的LNG市场：亚太地区、欧洲和北美亚太地区最大的2个LNG进口国日本和韩国的LNG需求增长将变缓，中国作为新兴的LNG市场，其LNG的需求量很大，欧洲的LNG需求增长也不大。由于北美地区的现有天然气田的产量增长缓慢，并有下降的趋势，导致LNG的需求量急剧增加，尤以美国的LNG需求增长最为明显。,亚太地区主要进口国：日本、韩国 出口国：印尼、马来西亚目前竞争焦点：中国、印度LNG价格呈上扬趋势,LNG资源分布截止到2003年，全球共有12个国家（68条LNG生产线）生产LNG，它们主要分布在亚太地区、中东和大西洋盆地，现有能力可达13779104t/a目前正在建设中的LNG生产厂的能力约4640104t/a,4、LNG工业链,天然气预处理、液化、储存、运输、接收站、汽化,LNG工业链,LNG工业链投资比例：气田建设：占总投资的1020%天然气液化：2535%运输：1525%LNG接收终端建设：515%天然气管网建设与发电应用：2535%,4.1 液化装置 基本负荷型 单线液化能力：2.63.4Mt/a 全球19座，67条生产线 以APCI流程为主,调峰型 液化能力约0.1Mt/a 主要位于欧洲、北美美国：62座；英国：5座；加拿大：3座德国：2座澳大利亚，阿尔及利亚，中国，比利时，荷兰：1座,4.2 LNG船 2001年底共有128艘LNG船运营中，总运输能力 约为14Mm3 日本、美国等7国拥有全球LNG船运能力的70%以上,目前运输能力超过3Mt/a的主要航线：,印尼马来西亚澳大利亚文莱阿布扎比,日本,印尼马来西亚,韩国,阿尔及利亚,法国比利时西班牙,3.3 LNG接收站 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液化天然气，将其储存和再汽化后分配给用户。目前共有38个LNG接收站分布在日、韩等11个国家。2000年新增接收站7座。,5 中国的天然气工业,5.1 中国天然气利用现状 2003年中国天然气产量为341108m3，与2002年相比，增加了15108m3，其中：中国石油产量为248108m3，海洋石油42108m3，中国石化48108m3，其它3108m3，主要来自6个产区；全国天然气消费量为305108m3，占一次能源消费总量的2.8%；全国天然气消费结构为：化工35.4%、工业燃料27.5%，城市燃气24%、发电13.1%。其中以天然气为城市燃气的气化率为15%，天然气发电装机能力仅占电力总装机能力的1%。我国天然气正由过去以化工为主的单一消费结构逐步向多元化转变。,5.2 中国天然气市场需求分析 根据全国天然气利用规划成果，预计2010年全国天然气需求量为1068108m3，2015年需求量为1535108m3，2020年需求量2107108m3。消费地区主要集中在京津冀鲁晋、东南沿海、东北地区和长江三角洲。预计今后发电和城市燃气用气量所占用气比例将逐步上升，到2010年发电用气比例将达到32.3%，城市燃气用气比例达到29.7%。,合计=,260(不含香港),1068,2107,亿方,预计发电和城市燃气是增长最快的两个行业,全国天然气消费结构,5.3 中国天然气供需平衡分析 根据全国天然气产量规划和未来市场需求预测，未来国产天然气将不能满足我国对天然气的实际需求。预计2010年我国天然气需求缺口为222108m3，2015年达到484108m3，2020年增加到830108m3左右。,5.4 中国的LNG工业5.4.1 LNG工厂90年代初：四川、吉林石化 2座液化天然气装置，生产能力分别为0.3m3/h、0.5m3/h（中科院）90年代中期：长庆石油勘探局，示范性液化天然气工厂，日处理量3万m3，开发陕北气田边远单井；90年代末：东海天然气开发，上海调峰站，10万m3日处理量2001年：中原石油勘探局，国内第一座生产型液化天然气装置，日处理量15万m32002年：新疆广汇集团，日处理量150万m3,5.4.2 LNG接收终端深圳大鹏湾：澳大利亚每年进口300万t LNG，70%以上用于工业与发电，其余作为民用.中国海洋石油总公司（CNOOC）在广东引进LNG项目，一期工程每年引进300万吨LNG，二期达到每年700万吨LNG的规模。福建湄州湾：已计划兴建进口LNG接收站，该项目LNG总处理能力为600万吨，分两期进行，一期规模为每年260万吨。到2020年，中国累计建成LNG接收站总接收规模将达到3000万吨/年。主要分布在中国的福建、广东、上海、江苏、浙江、山东和辽宁等。,数据来源：规划总院,在建LNG接收站,地下储气库,已建管线,立项LNG接收站,待批LNG接收站,规划LNG接收站,中国LNG接收终端规划分布图,5.4.3 LNG运输运输槽车、铁路和海运集装箱LNG船，计划中，沪东造船厂,LNG船型,球形储罐船,薄膜型舱船,20英尺LNG罐箱,LNG槽车,5.4.4 LNG应用居民或工业燃气汽车：北京、上海等进入示范性阶段冷量利用，尚未开展,第二章、天然气的热物理特性,李兆慈中国石油大学（北京）,热物性,热力学性质,迁移性质,密度/比体积压缩因子比热容焓熵反应热,热导率粘度扩散系数,1、压缩因子当天然气被压缩，压力上升时，它们的分子体系和分子间将会与理想气体的性质产生很大的偏差，这种偏差定义为压缩因子，有的文献称之为偏离因子或偏差系数，用符号“Z”表示。,压缩因子计算 实验测定 利用状态方程计算 利用经验关联式计算,2、天然气的密度天然气的密度定义为单位体积的天然气质量,Mg天然气的视分子量/平均分子量,天然气的相对密度在标准状态下，天然气的密度与干燥空气密度之比称为相对密度,3、天然气的比热容天然气的比热容可由各组分的比热容经加合法求得 CN=yiCi CN天然气的比热容，kJ(kg)；Ci组分的比热容，kJ(kg)；yii组分的摩尔分率,4、天然气的热值,单位体积或单位质量天然气完全燃烧时所产生的热量称为天然气的燃烧热值，简称热值 在理想燃烧反应中，生成的水全部以液态出现，且所有的产物冷却到15，这时的热值称为总热值或全热值或高热值。在上述理想燃烧过程中，燃烧生成的水是以气态形式存在时称为低热值或净热值。总热值与净热值的区别在于燃烧过程小产生的水的冷凝潜热。在燃烧过程中，如果在标准状况下天然气不含水蒸气，此热值称为干基热值；当天然气完全被水饱和时，则此热值称为湿基热值。,5、天然气的迁移特性天然气的迁移特性是天然气传热和流动阻力计算的关键数据 试验测量采用拟合的经验、半经验公式计算经验选定,第三章、天然气液化技术（一）天然气的预处理,李兆慈中国石油大学（北京）,天然气的预处理是指脱除天然气中的硫化氢、CO2、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堵塞设备和管道。脱水 脱酸性气体 其它杂质,基本负荷LNG工厂预处理指标,A累积允许值；B溶解度限制；C产品规格*标准状态下的体积,1.脱水 水的影响：冻结、形成水合物 为了避免天然气中由于水的存在造成堵塞现象，通常须在高于水合物形成温度时就将原料气中的游离水脱除，使其露点达到-100C以下。目前常用的脱水方法：冷却法、吸收法、吸附法等,冷却脱水：降温，脱除部分重烃，适用于大量水分粗分离吸收法：吸湿性液体或活性固体，甘醇胺溶液、二甘醇溶液、三甘醇溶液，适用于大型天然气液化装置中脱除大部分水分；吸附法：活性氧化铝、硅胶、分子筛,1.1 冷却法 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。适用于大量水份的粗分离。,压力很高的气体：直接节流压力较低的气体：压缩、水冷却、节流 如达不到液化原料气要求，应采用其它方法进一步脱水 会脱除部分重烃。,1.2 吸收脱水 利用吸湿性液体（或活性固体）吸收的方法脱除气流中的水蒸气。吸收剂的要求：对天然气有很强的脱水能力，热稳定性好，脱水时不发生化学反应，容易再生，粘度小，对设备无腐蚀性，价格低廉，容易得到。,吸收剂早期吸收剂：甘油、氯化钙溶液常用的吸收剂：甘醇胺溶液、二甘醇水溶液、三甘醇水溶液,甘醇胺溶液 优点：可同时脱除水、CO2、H2S，甘醇能降低醇 胺容易起泡倾向 缺点：携带损失量较大，再生温度高，易产生腐 蚀，露点降较小，限用于酸性天然气脱水,二甘醇水溶液 优点：浓溶液不会凝固，天然气中有硫、氧和CO2存在时性能较稳定，吸湿性高，容易再生 缺点：携带损失量较大，一般方法溶剂再生的体积分数较小，露点降较三甘醇水溶液小，投资高,三甘醇水溶液 优点：浓溶液不会凝固，天然气中有硫、氧和CO2存在时性能较稳定，吸湿性高，容易再生，携带损失量小，露点降较大 缺点：投资高，有起泡倾向，需加入小泡剂我国主要使用二甘醇或三甘醇。,防止甘醇分解：再生温度超过204C及系统中有氧气、液态烃存在时，会降低甘醇的PH值，促使甘醇分解。将甘醇用氮气保护。适用于大型天然气液化装置中脱除大部分水分。,1.3 吸附脱水吸附定义：一个或多个组分在界面上的富集（正吸附或简单吸附）或损耗（负吸附）。吸附机理：两相界面上，由于异相分子间作用力不同于主体分子间作用力，使相界面上的流体的分子密度异于主体密度而发生吸附。按吸附作用力性质：物理吸附、化学吸附,吸附脱水的特点优点：提供非常低的露点，对气温、流速、压力 变化不敏感，没有腐蚀、形成泡沫问题。缺点：基本建设投资大，压力降较高，吸附剂易 中毒或碎裂，再生热量较大 适用于小流量气体的脱水。,吸附脱水应用场合小流量气体露点降高于44C：甘醇吸收脱水+吸附法脱水气体流量、气温、压力变化频繁,常用吸附剂活性氧化铝：对多数气体及蒸汽都稳定，结构稳定，脱水后气体露点达-73C。不宜处理酸性天然气硅胶：坚硬无定形链状和网状硅酸聚合物颗粒，脱水后气体露点达-60C；容易被水饱和，接触液态水易炸裂分子筛：天然或人工合成的沸石型硅铝酸盐，天然分子筛称沸石。优良的水吸附剂，并可以吸附CO2、H2S等杂质,分子筛吸附剂A型、X型、Y型等吸附选择性强高效吸附，适用深度干燥不易受液态水的损害可以吸附CO2、H2S等杂质目前在天然气液化装置中得到广泛应用。,2.脱酸性气体 酸性气体对人体有害，对设备管道有腐蚀作用，沸点较高的降温过程中易呈固体析出，必须脱除。酸性气体：H2S、CO2、COS等气相杂质。含有酸性气体的天然气通常称为酸性气或含硫气。,H2S 具有致命毒性，对金属具有腐蚀性CO2 易固相析出，堵塞管道。不燃烧、无热值脱除酸性气体常称为脱硫脱碳，习惯上称为脱硫。,2.1 脱硫方法,湿法,化学吸收法物理吸收法联合吸收法直接转化法,采用溶液或溶剂作脱硫剂,干法,海绵铁法（氧化铁）分子筛法,固体床,非再生性法、膜分离法、低温分离法等,2.2 常用的净化方法 天然气液化装置中，常用的净化方法有三种：醇胺法、热钾碱法、砜胺法,醇胺法 利用以胺为溶剂的水溶液，与原料气中的酸性气体发生化学反应来同时脱除H2S、CO2。,溶剂,一乙醇胺：CO2二乙醇胺：H2S或H2S 与CO2兼有,热钾碱法（Benfied）溶剂为碳酸钾、催化剂、防腐剂、水组成的混合物。净化程度较好，可同时脱除H2S、CO2。对含有大量CO2的原料气尤为适合。600多座天然气预处理装置采用。,砜胺法 近年来发展最快的联合吸收法。吸收溶液由物理溶剂环丁砜、化学吸收剂二异丙醇胺加少量的水组成。砜胺法对中、高酸气分压的天然气有广泛的适应性，而且有良好的脱有机硫能力，能耗较低。,2.3 脱除其它杂质 汞：严重腐蚀铝制设备，污染环境，危害人员重烃：冻结堵塞管道COS：易与水形成H2S和CO2氦气:液化温度较低，贵重气体氮气：液化温度较低,第三章 天然气液化技术（二）气体液化原理与系统,1.基本概念,(3.1),系统的性能参数,单位质量气体的压缩功单位质量气体液化功 液化率,三者之间的关系是:,循环效率FOM(热力完善度):通常以理想循环所需的最小功与实际循环液化功比值作为评定的标准。,压缩机和膨胀机的绝热效率压缩机和膨胀机的机械效率换热器的效率换热器和管道的压降系统与环境的热交换,实际性能参数,节流效应 焦耳汤姆逊效应（焦汤效应 J-T效应）,工质流过阀门时流动截面突然收缩，压力下降，这种流动称为节流。,(1)节流过程的热力学特征,因阀中存在摩擦阻力损耗，所以它是个不可逆过程，节流后熵必定增加,设流动绝热，前后两截面间的动能差和位能差忽略，因过程无对外做功，故节流前后的焓相等,理想气体的焓值仅是温度的函数，气体节流时温度保持不变，而实际气体的焓值是温度和压力的函数，节流后温度一般会发生变化。,焦耳汤姆逊系数,进一步推导得,对理想气体,(2)节流过程的物理特征,(3)转化温度与转化曲线,在TP图上为一连续曲线，称为转化曲线,表1 列出了一部分气体的最高转化温度。,节流阀、毛细管、热力膨胀阀和电子膨胀阀等多种形式。,节流元件,膨胀机,绝热膨胀,气体等熵膨胀时，压力的微小变化所引起的温度变化,称为微分等熵效应,对理想气体(为绝热指数),等熵膨胀过程的温差，随着膨胀压力比P1/P2的增大而增大，还随初温T1的提高而增大。,压缩过程,工质流经压缩机时，机器对工质做功wc,使工质升压，工质对外放热q,每kg工质需作功,2.热力学理想系统,热力学理想液化系统.(a)T-S图，(b)系统图。,稳定物流的热力学第一定律:,通常动能和势能的变化相对于焓变而言小得多:,理想系统时:,等熵过程:,液化气体的理论最小功:,气体的液化率依赖于：大气条件下(点1)的压力 和温度,从而决定了 和；等温压缩后的压力，由 决定。,我们无法改变环境状态,因此系统的性能取决于压力 要使液化率 最大，则必须使 最小：,热力学第一定律应用于除压缩机外的所有设备，得到:,林德汉普逊系统的耗功:,单位质量耗功:,单位质量的液化功:,4.带预冷林德汉普逊系统,预冷林德汉普逊系统:对简单林德汉普逊系统，当热交换器入口温度低于环境温度时，可以改善简单林德汉普逊系统的性能指标。,液化率随热交换器入口温度变化关系.,预冷林德汉普逊系统,应用热力学第一定律,定义制冷剂的质量流率比:,液化率:,带预冷系统的最大液化率:,林德双压系统TS图,取热交换器，两个气液分离器，二个节流阀，作为热力分析系统，针对稳定流动，根据能量守恒原则，可得液化率为:,中间压力蒸汽流率比：,热力学第一定律应用于两个压缩机，单位质量气体的压缩耗功为:,林德双压系统液化功,6.克劳特系统,克劳特系统,取热交换器、节流阀、气液分离器作为能量分析系统，该系统没有外部热功交换，对该系统应用热力学第一定律:,膨胀机的流量比率:进膨胀机质量流量占总流量比例:,液化率:,净耗功:,克劳特循环单位质量液化功,7.卡皮查系统,卡皮查循环：带有高效率透平膨胀机的低压液化循环。它采用低压力，等温节流效应及膨胀机焓降均较小。,第三章、天然气液化技术（三）典型液化流程,李兆慈中国石油大学（北京）,典型天然气液化流程制冷方式分：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,按功能分：基本负荷型：尽量选用能耗较低的液化循环 调峰型：需要考虑流程紧凑、运行灵活、适应性强,1.级联式液化流程 亦称阶式、复叠式、逐级循环或串联蒸发冷凝液化流程，此法采用最早。利用某一制冷剂的蒸发来冷凝另一种较低沸点的物质而组成逐级液化循环。各级所用的制冷剂一般为丙烷（大气压下沸点为-42.3）、乙烯（-104）和甲烷（-162）。,级联式液化流程,优点：能耗低制冷剂为纯物质，无配比问题各液化循环与天然气液化系统各自独立技术成熟，操作稳定,缺点：机组多，流程复杂附属设备多，要有专门生产和储存多种制冷剂 的设备管道与控制系统复杂，维护不便 级联式液化循环在初期（1965年）曾是很重要的循环，但在70年代之后实际上已基本不采用。,2.混合制冷剂液化流程 Mixed-Refrigerant Cycle 简称 MRC MRC循环是以C1至C5的碳氢化合物及N2等多组分的混合制冷剂为工质，进行逐级的冷凝、蒸发、节流膨胀，从而得到不同温区的制冷量，而使天然气逐步冷却，直至液化。,制冷剂 常由N2、CH4、C2H6、C3H8、C4H10、C5H12组成组分均可以从天然气中提取。,混合制冷剂液化流程分类：闭式混合制冷剂液化流程 开式混合制冷剂液化流程 丙烷预冷混合制冷剂液化流程 CII液化流程,闭式混合制冷剂液化流程 制冷剂循环和天然气液化过程分开，自成一个独立的制冷循环。,开式混合制冷剂液化流程 天然气既是制冷剂又是需要液化的对象。,丙烷预冷混合制冷剂液化流程 Propane-Mixed Refrigerant Cycle 简称C3/NRC,结合了级联式液化流程预混合制冷剂流程的优点，流程既高效又简单。目前世界上80%以上的基本负荷天然气液化装置中，采用了丙烷预冷混合制冷剂液化流程。,流程组成：丙烷预冷循环：预冷混合制冷剂预冷天然气混合制冷循环：深冷和液化天然气天然气液化回路,CII液化流程 新型的双级混合制冷剂液化流程，即整体结合式级联型液化流程（Integral Incorporated Gascade 简称CII流程）。,CII液化流程吸收了国外LNG技术最新发展成果，代表了天然气液化技术的发展方向。上海浦东LNG调峰站采用的液化装置为CII流程，法国燃气公司研发。,流程组成：混合制冷循环 天然气液化系统主要设备：混合制冷压缩机 混合制冷剂分馏设备 整体式冷箱,CII流程特点 流程精简，设备少；冷箱采用高效钎焊铝板翅式换热器，体积小，便于安装；压缩机和驱动机的型式简单、可靠、降低了 投资与维护费用,MRC液化流程优点：流程简单，机组设备少，造价低，投资费用比经典级联式液化流程约低15%20%；操作方便；混合制冷剂的组分可以部分或全部从天然气中提取与补充。,MRC液化流程的缺点：能耗高，比级联式流程高1020%混合制冷剂的合理配比较为困难；流程计算复杂，必须提供各组分可靠的平衡数据与物性参数。,MRC液化流程既达到了类似级联式循环的目的，又克服了其系统复杂的缺点。自70年代以来，基本负荷型的天然气液化流程，大多采用混合制冷剂循环。在调峰负荷型的流程中，也有80%是MRC流程的变种。,3.带膨胀机的液化流程 Expander-Cycle 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。,带膨胀机的液化流程分类：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 其它膨胀液化流程：带丙烷预冷等,天然气膨胀液化流程 直接利用高压天然气在膨胀机中绝热膨胀到输出管道的压力而使天然气液化的流程。功耗小 循环气量大、液化率低 原料组分影响较大,氮气膨胀液化流程 流程简单、紧凑、造价低 启动快、运行灵活、安全性好 功耗大，比混合制冷剂液化流程高40%左右,氮-甲烷膨胀液化流程 采用氮气-甲烷混合气代替氮气 流程简单、紧凑、造价低 启动快、运行灵活、安全性好 功耗小，比纯氮制冷剂液化流程节省1020%,带丙烷预冷的天然气膨胀液化流程 采用丙烷预冷 功耗小 减少火用损失,4、不同液化循环流程的比较,丙烷预冷混合制冷剂流程设备复杂、能耗低，适用于大型基本负荷型LNG装置；N2CH4膨胀机流程紧凑、运行灵活、适应性强，但是能耗高，适用于回收边际气田天然气资源的中小型机动LNG装置；新型混合制冷剂液化流程简便灵活、能耗低、液化率高，适用于中小型调峰LNG装置。,李兆慈中国石油大学（北京）,第三章、天然气液化技术（四）LNG液化装置,天然气液化装置类型：1、基本负荷型2、调峰型3、浮式LNG生产、储卸装置,天然气液化装置组成部分：预处理流程液化流程储存系统控制系统消防系统,1、基本负荷型天然气液化装置1.1 基本液化装置,基本负荷型液化装置 指生产供当地或外运的大型液化装置,基本负荷型天然气液化装置组成天然气预处理流程液化流程储存系统控制系统装卸设施消防系统 是一个复杂庞大的工程，投资高达数十亿美元。,1.1 基本液化装置,液化流程常采用级联式液化流程和混合制冷剂液化流程,采用级联式液化流程的天然气液化装置,世界第一座大型基本负荷型液化装置（CAMEL），1964年，阿尔及利亚 每套液化能力1.42Mm3/d 采用丙烷、乙烯、甲烷制冷剂 能耗少、操作稳定 流程复杂、机组设备多,采用闭式混合制冷剂液化流程的液化装置,1970年，利比亚伊索 热钾碱脱酸+分子筛脱水+吸附脱除高碳氢化物 机组设备少、流程简单、投资少 混合制冷剂的组分可由天然气提取 能耗高，比级联式高15%20%混合制冷剂组分配比严格,采用丙烷预冷混合制冷剂液化流程的液化装置,70年代，APCI（美国空气液化公司）级联式与混合制冷剂循环的结合 大型LNG工厂得到了广泛应用 1973，文莱，首套 环丁砜脱酸+冷却脱水+分子筛深度脱水,2001年，我国第一座小型的基本负荷型天然气液化装置在中原油田试运行成功，标志着我国在生产液化天然气方面迈开了关键一步。生产量较小，但主要供应外地使用，因此归入基本负荷型液化装置范畴。产品主要通过槽车运输方式供应给燃气供应商。,1.2 我国基本负荷型天然气液化装置,基本参数 日处理量：15.0万m3/d 原料气：压力12MPa，温度30C 甲烷的摩尔分数：93.35%95.83%储罐容量：600m3(2台，可存4.5天的产品)采用流程：丙烷乙烯复叠式液化流程,中原油田天然液化装置示意图,1-分液罐 2-过滤器 3-脱CO2塔 4-干燥器 5-中压丙烷换热器 6-低压丙烷换热器 7、11、14-节流阀 8-高压天然气分离器 9-乙烯换热器 10-中压LNG换热器 12-中压天然气分离器 13-低压LNG换热器 15-低压天然气分离器 16-LNG储罐,特点 装置中充分利用了原料天然气的高压力，在合理的温度下节流，并对节流产生的气相或液相流体的冷量进行回收利用，减少了装置的能耗。装置中的换热器采用了高效板翅式换热器，增强了换热效果。,1.3 LNG工厂设计,典型LNG工业链投资比例 上游气田开发 10%LNG工厂 40%LNG运输 30%接收终端 20%,基本设计规则 所有的设计必须确保LNG整个工厂和其中 关键设备及其控制系统都要能运行；所有的设计都需采用同一标准。,基本设计原则 生产规模的经济性 减少设计余量 竞争机制和EPC承包商,LNG工厂设计的关键问题1).工厂的选址与布局 地质条件稳定，地势较为平坦 接近气源且水源供应充足 交通便利,2).生产线的数量与产量 上游供应能力 下游运送能力 LNG工厂的经济性,3).工艺流程技术 原料气预处理流程 液化流程，流程设备占总投资30%以上 选择标准设备 适应性强 流程简单 环境友好,2 调峰型天然气液化装置调峰型液化天然气装置指为调峰负荷、补充冬季燃料供应或事故调峰用的天然气液化装置。通常将低峰时过剩的天然气液化储存，在高峰时或紧急情况下再汽化使用。,此类装置的液化能力较小，储存能力较大，生产的LNG一般不作为产品外售。调峰型LNG装置通常远离天然气的产地，处在大城市附近。,2.1 常用液化流程 级联式液化流程：曾广泛使用，现基本不用混合制冷剂液化流程：膨胀机液化流程：充分利用原料气与管网气之间 的压力差，达到节能的目的,2.2 我国第一座调峰型液化天然气装置 上海浦东的LNG调峰站为我国第一座调峰型天然气液化装置。主要用于东海天然气早期开采中上游工程因不可抗拒因素（如台风等）造成的停产、输气管线事故，或冬季调峰，确保供气安全。由法国燃气公司设计制造，1999年开始运行。采用的CII液化流程。,基本参数 液化能力：165m3/d LNG 汽化能力：120m3/d LNG 储槽容积：2万m3 储槽日蒸发率：0.08%原料气：城市管网气 原料气压力：1.5MPa加压至5MPa 脱硫：MEA(化学吸收法)脱水：分子筛,2.3 调峰型液化装置情况 多建于20世纪7080年代，主要建于欧洲和北美。美国：62座 英国：5座 加拿大：3座 德国：2座 澳大利亚、阿根廷、中国、比利时、荷兰：各1座,2.4 调峰型LNG液化装置的经济性评价原则 流程选择原则投资成本 运行费用装置的简便性运行的灵活性自动化程度,原料气参数尾气的利用和限制LNG的质量要求压缩机与驱动系统液化能力,经济性分析的评价指标,3 浮式液化天然气生产储卸装置,Floating production,storage and Offloading system,简称FPSO常规海上天然气开发 海上平台、海底管道、岸上液化工厂、公路建造、LNG外输港口等 投资大、周期长,FPSO装置低投资、投产快、高效益，集LNG的生产、储存与卸载于一体 适用于海上边际气田 可重复使用,3.1 液化流程流程简单、设备紧凑、占地少、满足海上 安装要求液化流程有制冷剂制取能力对不同产地的天然气适应性强，热效率高安全可靠，船体的运动不会显著影响其性能,美孚石油公司浮式LNG装置的流程,3.2 储存系统 日本国家石油公司研究,3.3 卸货操作 海上LNG的装卸不同于陆上作业，由于船体间的相互运动，难度很大。并排卸货：LNG运输船与浮式LNG装置并排泊在 一起，适用于平静的海域串联卸货：采用动态定位装置控制LNG运输船首 部管汇，与浮式LNG装置尾部的距离 在允许工作范围内，可适应较为恶劣的 海况条件,3.4 总体布局 总体布局既要保证液化流程的紧凑、高效，又要考虑火炬辐射对设备的影响、LNG储槽的安全性及系泊系统、卸货系统的可靠性等诸多问题。,第四章、LNG相关设备,李兆慈中国石油大学（北京）,1、压缩机,往复式：处理量较小装置离心式：大液化装置，广泛采用轴流式：混合制冷剂冷循环小体积螺杆式：撬装式小型液化装置,压缩机型式,电力驱动汽轮机燃气轮机,驱动型式,良好密封性防爆装置材料的低温特性润滑方式无油润滑（低温）,技术要求,1.1 往复压缩机,运转速度较慢，中、低速运转 新型可改变活塞行程，适应不同负荷情况 适应范围广，海洋、内陆 效率高，超过95%可靠性高，容易维护 立式：无油润滑 卧式：排量大，运转平稳,1.2 离心压缩机,转速高、排量大、体积小 新型流线型叶轮确保气体流道平滑、运转平稳 效率80%90%壳体型式：整体型、分开型 单级、多级 轴封型式：机械接触密封、气体密封、浮动碳环密封,1.3 压缩机正确选用,进口流量 排出压力 根据压力流量曲线，确定结构形式 确定名义工作速度,2 换热器,绕管式 大多数基本型液化装置使用，效率高，维修方便 板翅式 主要用于调峰型的LNG装置，成本低、结构紧凑 汽化器 专门用于液态天然气转变为气态的换热器。加热方式：空气加热、海水加热、燃烧加热等。,2.1 绕管式换热器,又称螺旋管式 广泛应用于空分设备，LNG初期已广泛使用 混合制冷剂液化流程 铝管绕成螺旋型 效率高，维修方便,总液化效率,L换热系统效率C压缩机与冷却系统效率WLNG液化所消耗功WR制冷剂消耗的功WC压缩机的压缩功,2.2 板翅式换热器,铜、铝结构 结构紧凑、重量轻 翅片厚度0.150.41mm，板厚1.02.0mm，普通翅片高度 6.319mm，翅片间距约1.6mm，传热面积率达1300m/m3,流动形式 交叉流 相向流 多股流,翅片形式 平板型 打孔型 间断型 渔叉型,2.3 LNG汽化器,专门用于液化天然气汽化的换热器,空气加热型水加热型燃烧加热型蒸汽加热型中间传热流体型,加热型式,空气加热型汽化器,又称空温式汽化器 多为翅片管型 用于汽化量较小场合 受环境条件影响大 结构简单、运行费用低 单位容量投入费用高,水加热型汽化器,应用广泛，特别是海水作为热源 投资较大，运行费用低 操作、维护容易 受气候等因素影响较大 管外易结冰，降低汽化能力 对海水有要求：防腐蚀,开架式汽化器Open rack vaporizer 简称ORV 又称为：液膜下落式汽化器 falling film,中间传热流体型汽化器,采用丙烷、丁烷或氟利昂等介质作中间 传热流体 改善结冰带来的影响 对海水质量要求不高 可利用废热产生的热水 广泛应用于基本负荷型LNG汽化系统,燃烧加热型汽化器,浸没式燃烧加热型使用最多 结构紧凑、节省空间 初始成本低 传热效率非常高 适合于负荷突然增加的要求，可快速启动 适合于紧急情况或调峰使用,蒸汽加热型汽化器,主要在LNG船上使用 急状态天然气供应 紧急卸货 效率高、结构紧凑、可靠性好、运行范围宽 温度控制容易 注意大温差换热材料的热应力,2.4 换热器传热过程存在的问题,1.流动不均匀性2.流道受阻3.纵向导热4.环境漏热,3 LNG泵,压力LNG泵：量大、阻力大,LNG输送方法,船用泵汽车燃料泵高压泵大型储罐的罐内泵,潜液式电动泵,非潜液式低温泵,汽车燃料泵,LNG高压泵,非潜液低温泵,4 膨胀机,膨胀机是天然气液化装置中获取冷量的关键设备，一般采用透平膨胀机。透平膨胀机是一种高速旋转的热力机械，气体在透平膨胀机中进行绝热膨胀，对外做功，能量降低，产生焓降，温度下降,体积小、重量轻、结构简单、气体处理量大、运行效率高、维护方便、使用寿命长透平膨胀机提供冷量的同时可以用于驱动压缩机或发电设备,第五章、LNG储存技术,李兆慈中国石油大学（北京）,目前的LNG贮存设备大多使用双壁贮槽，其结构材料大多采用金属制作。,1、储罐（槽）的分类,按容量分类 小型储罐：550m3，常用于民用燃气汽化站、LNG加注站 中型储罐：50100m3，卫星式液化站、工业燃气站 大型储罐：1001000m3，小型LNG生产装置 大型储槽：1000040000m3，基本或调峰型液化装置 特大型储槽：40000200000m3，LNG接收站,按绝热结构分类 真空粉末绝热：小型LNG储罐 正压堆积绝热：大中型LNG储罐与储槽 高真空多层绝热：小型LNG储罐,按储罐（槽）的形状分类 球形罐：中小容量，少量 大型储槽，如林德 公司 40000m3和 日本NKK公司5000m3 圆柱形罐（槽）：各种容量,按放置形式分类 地上型：地下型：半地下型、地下型、地下坑型,按罐（槽）的材料分类 双金属：内罐、外壳均用金属材料。内罐采用耐 低温的不锈钢或铝合金，外壳采用碳钢 预应力混凝土型：大型储槽，内筒采用低温的金 属材料，外壳采用预应力混凝土 薄膜型：内筒采用厚度为0.81.2mm的36Ni钢（又称殷钢）,按罐（槽）的围护结构分类 单围护系统 双围护系统 全封闭围护系统 薄膜型围护系统,单围护系统 储槽只有一个流体力学承载层，必须在储槽周围预留出一块安全空间。,双围护系统 内外罐体都是低温材料，储槽有两个流体力学承载层，无需另外预留安全空间。,全封闭围护系统 内外罐体都是低温材料，储槽有两个流体力学承载层，外罐附加内压和外压安全承载，无需另外预留安全空间。,薄膜型围护系统 内外罐体都是低温材料，储槽没有流体力学承载的全封闭围护系统层，外罐附加内压和外压安全承载，无需另外预留安全空间。对外筒要求高,2、LNG储罐（槽）的结构,2.1 立式LNG储罐 实例:容量：100m3 绝热方式：真空粉末绝热 LNG理论日蒸发率：0.27%内筒、管道：0Cr18Ni9 外筒：16MnR,100m3LNG储罐实物图,100m3LNG储罐流程图,100m3LNG储罐技术特性,2.2 立式LNG子母型储罐 子母罐是指拥有多个（3个以上）子罐并联组成的内罐，以满足低温液体储存站大容量储液量的要求。多只子罐并列组装在一个大型外罐（母罐）之中。子罐通常为立式圆筒型，外罐为平底拱盖圆筒型。绝热方式一般为粉末（珠光砂）堆积隔热，由于外罐尺寸过大，不耐外压而无法抽真空，为常压罐。,单只子罐的几何容积：通常在100150m3之间。单只子罐的容积不宜过大，运输、吊装困难。子罐数量：通常37只。工作压力：MPa，最高1.8MPa,子母罐优点：依靠容器本身的压力排液，不需排液泵，操作 简便、可靠性高；容器具备乘压条件后，可采用常压储存，减少 排放损失；制造、安装比球罐容易，成本低。,子母罐的缺点：由于外罐尺寸原因，夹层无法抽真空。夹层厚度 通常在800mm以上，保温性能比真空粉末差；设备外形尺寸庞大；适用容积300-1000m3，MPa。,2.3 球形LNG储罐内外罐均为球状。工作状态下，内罐为内压容器，外罐为真