天然氣液化技術

前言：想要寫出一篇令人眼前一亮的文章嗎？我們特意為您整理了5篇天然氣液化技術范文，相信會為您的寫作帶來幫助，發現更多的寫作思路和靈感。

天然氣液化技術范文第1篇

關鍵詞：天然氣 工藝 對比 分析

基本負荷型LNG 大多采用丙烷/ 混合制冷（ C3/MR） 工藝（ C3 是工藝代號） ， 該工藝是由空氣產品及化學公司APCI （ Air Product s and Chemicals Inc. ）于20 世紀70 年明的， 全世界大約95% 的LN G 工藝是在該工藝的基礎上演變而來的， 該工藝通常采用蒸汽輪機或燃氣輪機驅動壓縮機， 冷卻方式可采用水冷和空冷等。近年來， 隨著低溫熱交換器制造技術的發展， 丙烷/ 混合制冷工藝得到更加廣泛的運用， 裝置的生產規模達到了每年400X104 t。

近期LNG 工業快速增長再次刺激了LN G工藝的技術發展， 也使一些傳統的LNG 生產工藝得到了關注， 尤其是混凝土結構的、駁船型、浮式LNG 裝置等小規模LNG 項目的應用。例如： Phillips 在大西洋LNG 項目（ the At lant ic LNG project ） 中， 采用復迭式工藝， 使該工藝再次受到關注。Pritchard 在PRICO 工藝的基礎上對單混合制冷工藝的功耗效率進行了很大改進， 使該工藝能用于陸上或海上LN G 生產裝置。

一、比較基礎

由于技術內容無法公開獲得， 所以在實踐中對不同工藝的逐項比較是很困難的。因此， 筆者僅使用相同的條件（ 冷卻介質、原料氣、標準、費用） 對優化的丙烷/ 混合制冷工藝與其他較好的4 類工藝進行了比較， 它們是： 丙烷/ 混合制冷工藝（ C3/ MR） 、復迭式制冷工藝（ CCS ） 、改進的雙混合式制冷工藝（ DMR） 、改進的單混合式制冷工藝（ SMR） 和帶預冷的氮膨脹制冷工藝（ 工藝代號為N2） 。為方便比較，假定LNG 裝置采用相同的預處理單元。研究的限定條件為： 原料氣溫度為25 ℃ 、壓力為60 MPa； 原料氣組分體積含量為甲烷85. 1% 、乙烷6. 5%、丙烷3%、丁烷1. 2% 、戊烷及重組分0. 5%、氮氣1. 5%、二氧化碳2. 2%； 環境平均溫度27 ℃； 回收的LPG 組分重新注入LNG； 所有的工藝都采用空氣冷卻系統； LNG 的貯存及裝載設施， 通用設施不在研究的范圍內。

二、工藝流程簡述

筆者選用最新型的丙烷/ 混合制冷工藝作為比較研究的參考。丙烷/ 混合制冷工藝以丙烷作為預冷介質， 混合制冷劑（ 氮氣、甲烷、乙烷、丙烷） 作為液化介質， 選用一臺燃氣透平驅動壓縮機， 對丙烷進行壓縮并經空冷后冷凝。氣相和液相制冷劑依次冷卻及膨脹， 達到預定的最佳制冷曲線。天然氣在熱交換器中被液化， 丙烷循環為混合制冷劑及天然氣提供預冷冷量。復迭工藝流程是一個復合制冷系統。該工藝采用高沸點制冷劑， 為下一級的制冷劑提供冷量， 使用純凈的單組分。丙烷和乙烯制冷循環通常采用封閉式的制冷循環， 甲烷采用開式的循環， 用釜式熱交換器和板式熱交換器冷卻天然氣。使用這種換熱器，可以使其傳熱溫差非常大， 當甲烷壓縮機的壓縮比限定后， 在高于環境溫度條件下， LNG 和閃蒸氣進入LN G 罐， 尾氣經壓縮機增壓后返回液化單元原料氣入口， 構成甲烷循環的一部分。雙重混合制冷工藝（ DMR） 采用甲烷、乙烯、丙烷和丁烷混合物作為預冷介質， 制冷劑壓縮后經過空氣冷卻系統冷卻、膨脹以提供冷量。單重混合制冷工藝（ SMR） 中只有一個制冷循環將天然氣在環境溫度和同一壓力下變為LNG。制冷劑為氮氣、甲烷、乙烷和丙烷的混合物， 制冷劑在壓縮機組級間經空冷器部分冷凝， 氣相被壓縮冷卻并與液相混合后進入板翅式換熱器冷卻和膨脹。天然氣在同一熱交換器中預冷和液化。氮氣膨脹制冷工藝使用丙烷作為預冷介質， 氮氣為液化制冷劑。氮氣由丙烷預冷， 冷卻后的氮氣在三臺膨脹機中膨脹。從工藝流程可以看出， 單混合制冷工藝流程、氮氣膨脹制冷循環流程工藝簡單， 設備數量少， 裝置占地面積小； 丙烷/ 混合制冷工藝流程、雙復迭式制冷工藝流程、雙重混合制冷工藝流程工藝較復雜， 設備數量多， 裝置占地面積較大； 氮氣膨脹制冷循環流程因其制冷劑單一， 易獲得， 更適合于邊遠地區或海上平臺。

三、主要工藝設施

驅動制冷壓縮機的燃氣輪機常用的有GE？？5C（ 雙軸、可變速） 和GE？？7EA（ 單軸、不可變速） 兩種機型， 都是由GE（ General Electric） 公司制造的。這些燃氣透平機組在LNG 領域的應用較為成功， 并且自身能耗相對較低。作為預冷及復迭式制冷中的多級壓縮機通常采用離心式壓縮機， 它們的流量最大， 高效率的軸流式壓縮機可用于第一級的混合制冷劑和氮氣的壓縮。壓縮機的選用是以設計工程公司經驗及用戶對機器的使用反饋信息決定的， 電動機常用作啟動/ 輔助及尾氣壓縮動力。筆者所研究的5 種工藝采用的運轉設備見表1。

熱交換器

低溫熱交換器形式為繞管式（ SpoolWo und） 、板翅式或者釜式（ Co reinket t le） 。選擇哪一種可根據經驗、介質的冷卻特性及用戶而決定（ 包括尺寸及費用） 。通常條件下低溫換熱器設備如表2。

四、工藝比較

1.LNG 產量

工藝流程的計算， 其目的是計算在給定條件下如可用燃氣輪機、空冷器空冷溫度、最大熱交換面積下的最大LNG 產量。從表3 可以看出， 除了氮氣膨脹工藝之外， 各流程LNG 產量都較高。氮氣膨脹工藝中的LN G 產量低的原因是由于氮氣膨脹提供的潛在冷量較少， 主要以顯熱而非潛熱的形式提供冷量。

2.功耗

對費用及效率進行的粗略比較基準是工藝系統的單位比功耗， 即產量以t/ d 為單位時LNG 壓縮機的軸功率， 計算包括所有制冷壓縮機及尾氣壓縮機功耗， 不包括液體、氣體的膨脹功。其結果如表4。

從表4 可以看出， C3/ MR 及DMR 流程的比功耗相對較低； N2 膨脹制冷循環比功耗相對較高。當環境溫度較高時， 復迭式制冷工藝存在一定的缺陷， 丙烷壓縮機驅動必須裝備大功率的輔助電機， 燃機必須高負荷運行。

3.生產線液化裝置效率

每套LNG 生產線自身以及部分公用工程所需的燃料主要來自尾氣。 裝置的液化率可以定義為有效產品（ LNG 及凝結物） 量除以進氣量。液化裝置的效率見表5。

從表5 中可以看出DMR、C3/ MR 及SMR 工藝的效率較高， N2 工藝效率較低。

五、結論

上述的比較研究表明， 對于在熱帶地區建造的大型LNG 裝置， 采用C3/ MR 工藝是最好的選擇。其他可以用的工藝是雙混合式制冷工藝和單混合式制冷工藝。帶預冷的氮膨脹工藝對大型陸上工廠來說不是最經濟的選擇， 但因其工藝簡單， 設備數量少， 制冷劑易獲得和補充， 較適合用于邊遠地區和海上小型天然氣處理工廠。

參考文獻

[1] 石玉美， 顧安忠， 汪榮順， 等. 混合制冷劑循環液化天然氣流程的優化分析[J] . 工程熱物理學報， 2000， 21（4） .

[2] 楊志毅， 王保慶， 李晶， 等. 液化天然氣（ LNG） 貿易面臨的機遇和挑戰[J] . 河南石油， 2003（5） .

天然氣液化技術范文第2篇

關鍵詞：天然氣；儲存；應用

中圖分類號：TU2 文獻標識碼A

隨著世界范圍內環境保護意識的提高，作為一種清潔優質的能源，天然氣的使用被日益重視，因此世界范圍內天然氣的開采量以及消費量不斷的增長。隨著我國經濟的騰飛，能源結構調整迫在眉睫。在這個大背景之下，加快對天然氣的開發利用，有利于促進國民經濟發展、保護生態環境以及改善人們的生活水平。世界范圍內的天然氣開采和使用可以追溯到很久以前，同時天然氣貿易也是國際能源貿易的重要組成部分。但是我國的天然氣開發以及貿易還處于起步階段。近年隨著國民經濟的發展對能源的要求越來越迫切，國家開始重視對天然氣的開發使用，國內相繼建立一批天然氣接收站以及液化廠。這預示我國的天然氣應用進入一個嶄新的時期。

1液化天然氣的制取與輸送

液化天然氣英文縮寫LNG，在標準大氣壓下降溫到-162℃可以轉化為液體。開采出來的天然氣首先要脫水除去其他雜質，然后再經過節流、膨脹以及制冷，使甲烷液化而成的，液化天然氣具有體積小、方便儲藏的優點，它的體積僅為氣態的六百分之一。

液化天然氣行業是一個需要與上下游產業進行緊密配套的行業，有著十分長的產業鏈。包括天然氣開采、天然氣液化、運輸、接收與氣化、天然氣外輸管線、天然氣最終用戶等各個部分。其中，天然氣的液化工藝又包括天然氣的預處理、天然氣的液化及貯存、液化天然氣的氣化及其冷量的回收以及安全技術等內容。由于液化天然氣具有體積小、便于運輸的特點，往往采用液化天然氣船來進行長距離的運輸，極大的降低了運輸的成本以及運輸過程中的風險。液化天然氣船適合運輸距離超過3500公里的液化天然氣，而對于3000公里左右的，使用長管道運輸最為經濟。

液化天然氣對于整個世界的天然氣資源的優化配置起了十分重要的作用。為天然氣資源在世界范圍內的自由流通提供了可靠的保障。可以使沒有天然氣或者天然氣產量很少的國家能夠獲得天然氣，而對于有充足天然氣源的國家則可以獲得豐厚的收入。

液化天然氣與傳統的地下儲氣庫相比，在城市燃氣調峰中更加具有優勢。例如，液化天然氣站的建設受地質條件影響很小，占地面積小。而地下儲氣庫在地質條件復雜以及沒有氣田的城市難以建立。國外的調峰技術已經非常成熟，國內近幾年也在積極引進這項技術。

液化天然氣由于特殊的液化條件，使其自身蘊含著豐富的低溫能量。在一個標準大氣壓下，液化天然氣氣化都可以放出大量能量，這種能量可用于制造干冰、速凍食品等。

液化天然氣在液化之前就去除了所含的雜質，因此燃燒過程中產生的煙塵很低，二氧化硫以及氮氧化物的排量比較低。因此被稱為清潔能源, 被廣泛用于發電、城市民用燃氣及工業燃氣,減少了大氣污染,有利于經濟與環境的協調發展。

2 液化天然氣接收站的工藝傳統

液化天然氣通常由專用運輸船從生產地輸出終端運到目的地接收站, 經再氣化后外輸至用戶。目前,已形成了包括生產、儲存、運輸、接收、再氣化及冷量利用等完整的產、運、銷工業體系。

液化天然氣接收站一般具有兩種工藝，根據終端用戶壓力要求不同,直接輸出式和再冷凝式。接收站本身包括：接收港和站場兩個部分。在流程中是否設有再冷凝器等設備接收站一般由卸船、儲存、再氣化外輸、蒸發氣處理、防真空補氣和火炬放空部分工藝系統有的終端還有冷量利用系統組成。為了能夠平穩、安全的運轉, 必須要有高度可靠的控制系統。

2.1 液化天然氣卸船系統

碼頭上的卸料臂把靠泊碼頭的液化天然氣運輸船上的輸出管線和碼頭上的卸船管線連接起來，船上儲罐內的輸送泵潛液泵將輸送到終端的儲罐內。隨著船上液化天然氣的不斷減少，儲罐內壓力隨之下降。將碼頭上儲罐內由于溫度上升而氣化的天然氣重新導入船內，以維持罐內壓力的穩定。液化天然氣卸船時一般采用雙母管式設計的管線。在船上的天然氣往岸上傳輸時，兩個管線同時工作，當其中的一根發生故障的時候，另一根管線仍可以保障工作繼續進行，保證工作的連續性。

2.2 液化天然氣儲存系統

液化天然氣儲存低溫儲罐采用絕熱保冷設計。但是有的時候仍然有可能有外界的熱量進入。尤其是在儲罐絕熱層、附屬管件等的漏熱等情況下，都會導致罐內溫度的上升，會引起儲罐內少量蒸發。卸船時,由于船上儲罐內輸送泵運行時散熱、船上儲罐與終端儲罐的壓差、卸料臂漏熱及液體與蒸發氣的置換等, 蒸發氣量可數倍增加。為了最大程度減少卸船時的蒸發氣量, 應盡量提高此時儲罐內的壓力。

2.3 液化天然氣再氣化/外輸系統

儲罐內液化天然氣經罐內輸送泵加壓至1兆帕后進人再冷凝器,使來自儲罐頂部的蒸發氣液化從再冷凝器中流出的液化天然氣可根據不同用戶要求,分別加壓至不同壓力。一般情況是一部分液化天然氣經低壓外輸泵加壓至4兆帕后,進入低壓水淋蒸發器中蒸發。水淋蒸發器在基本負荷下運行時, 浸沒燃燒式蒸發器作為備用設備, 在水淋蒸發器維修時運行或在需要增加氣量調峰時并聯運行。另一部分經高壓外輸泵加壓至7兆帕后,進人高壓水淋蒸發器蒸發,以供遠距離用戶使用。

3 液化天然氣冷能的利用

液化天然氣在工業生產以及居民生活中都具有非常廣泛的用途。而若想對液化天然氣進行充分的利用就必須將其進行深度冷凍，只有通過深度冷凍技術的運用，將其控制在一個超低溫度的大型冰箱內，才能使天然氣得以液化保存并被廣泛的應用。在對天然氣進行液化的過程中需要消耗巨大的能量，這些能量作用于氣化狀態的天然氣，可以使其變成液態形式，當液化的天然氣在進行釋放使用時便會將其進行液化過程中所吸收的巨大能量通過能量守恒定律加以轉化釋放，進而是天然氣投入正常的使用當中，并且收到降低使用成本的良好效果。

液化天然氣冷能的利用原理主要是根據液化天然氣周圍環境與天然氣二者之間壓強的不同，來實現液化冷能回收利用的。當液化天然氣本身與周圍環境的壓強處于平衡狀態時，其內部存儲的能量便會得以釋放，并可以通過合理的手段對這部分釋放能量加以運用。

4 汽車對液化天然氣的運用

天然氣作為一種有甲烷所組成的氣態化石燃料，在能量轉化的過程中不會產生廢渣、廢水，引起被譽為21世紀的清潔燃料。目前隨著汽車數量的不斷增多，汽車尾氣對自然環境的污染越發嚴重，針對這一問題，若想有效控制汽車尾氣對自然環境所造成的污染就需要采用新型能源來替代汽油作為汽車的唯一動力能源。為此天然氣作為汽車的新型燃料而備受重視。根據天然氣汽車所采用的天然氣存儲方式的不同，可以將天然氣汽車劃分為以下三類：壓縮天然氣汽車、液化天然氣汽車、和吸附天然氣汽車。

總結

液化天然氣作為一種新型的環保型燃料，用于液化天然氣存儲的設備具有投資成本高，存儲技術復雜等主要特點，液化天然氣的使用符合我國構建人員自然和協發展的發展理念，液化天然氣的存儲以及應用技術為這一發展理念的實現奠定了堅實的基礎，我國在發展的道路上要積極的研發液化天然氣的儲存以及應用技術，為液化天然氣在我國經濟發展以及人們生產生活中得到更為廣泛的運用開拓更為廣闊的空間。

參考文獻

[1]占小跳.液化天然氣儲存中的安全問題及應對措施[J].水運科學研究,2006,(01).

天然氣液化技術范文第3篇

二十一世紀，我國能源結構將有較大調整， 目標是加快國內石油天然氣資源的勘探和開發，積極引進鄰國(俄羅斯等獨聯體國家)的天然氣，適量進口LNG(在東南沿海建設進口LNG接收基地)。

預計，2010年我國天然氣產量將達到500億立方米，LNG進口量達到500萬噸。穩定、安全、可靠、清潔的天然氣將逐步成為城市燃氣的主氣源，天然氣化將成為城市燃氣的發展趨勢， 目前采用液化氣氣化或液化氣摻混空氣的集中管道供應方式的城市，將逐步轉換為使用天然氣。本文對天然氣與管道液化氣兩種氣源的轉換技術作一介紹，提供決策參考。

1．液化氣集中管道供應方式

液化氣集中管道供應方式，主要有液化氣氣化與液化氣摻混空氣的集中管道供應兩種方式。

1．1用途與規模

液化氣氣化集中管道供應方式，主要用于區域性與城鎮的小區供氣。氣化站供氣服務半徑一般為2公里，約l萬居民用戶。在人口密度較高地區，供氣戶數有較大增加，如香港中央氣化站、深圳羅湖氣化站供氣戶數均超過2萬戶，佛山環湖氣化站供氣戶數超過4萬戶。

液化氣摻混空氣集中管道供應方式，主要用于城市中、小規模燃氣氣源，人工煤氣的代用、調峰機動氣源，天然氣的代用、過渡、調峰或事故應急氣源，以及寒冷與液化氣氣質不宜直接氣化的地區的燃氣氣源。混氣站供氣規模大小不一，國內大型混氣廠， 日產氣可達50萬立方米。

1．2混合氣中液化氣與空氣的比例

根據混合氣用途，液化氣與空氣的混合比例各不相同，但應達到GB50028—93《城鎮燃氣設計規范》中6.4．12條文“液化石油氣與空氣的混合氣體中，液化氣體積百分含量必須高于其爆炸上限的1．5倍”的規定。目前，混合氣中液化氣與空氣兩者比例如下：(見表一)。

表1 混合氣中L．P．G與Air 比例

用途 混合氣中 混合氣低熱值(MJ／M3) L．P.G％ Air％ 代用人工煤氣(相當5R基準氣) 15 85 168 25 75 29．5 代用大然氣(相當10T、12T基準氣) 40 60 452 46 54 517 55 45 562 1．3輸配方式與壓力級制

根據供氣方式、氣質、規模大小與區域不同，液化氣集中氣化管道供應的輸配方式和壓力級制，一般采用二級或三級系統；液化氣摻混空氣集中管道供應方式，一般采用二級系統。

燃氣輸送壓力分別為：高壓(B)O．4＜P≤0．8Mpa，中壓(A)0．2＜P≤O．4Mpa， 中壓(B)0．005＜P≤0．2MPa，低壓P≤0．005Mpa。

1．3．1二級系統有以下幾種。

2．1．1地下儲存

常見的是儲存在多孔結構地下構造層中，也可儲存在含鹽巖層的巖縫、廢棄的礦井(礦山坑道)或其它人工開鑿的坑道中，天然氣儲存方法為加壓或降溫。

2．1．2低溫儲存

天然氣冷凍為液態儲存，并建LNG氣化裝置作儲氣調峰。

2．1．3儲氣柜、球罐儲存

常用高壓天然氣球罐，或利用人工煤氣的儲氣柜低壓儲存。

2．1．4高壓管道儲存

利用大規模埋地高壓管束、長輸與高壓輸氣干管。

2．1．5生產代用天然氣用于調峰與事故的應急

主要有液化氣摻混空氣、石腦油制氣、LNG氣化等生產方式。

2．2天然氣輸配系統

天然氣長輸管道采用超高壓。城市天然氣輸配系統一般選揮高壓(A)0．8＜P≤1．6Mpa，高壓(B)0．4＜P≤0．8Mpa，中壓(A)0．2＜P≤O．4Mpa，中壓(B)0．O05＜P≤0．2Mpa，低壓P＜0．005Mpa三級壓力級制。

對用戶供氣可選擇中壓進戶或地區調壓后低壓進戶。燃具額定壓力為2000Pa。3．天然氣與管道液化氣的轉換

綜上所述，天然氣與管道液化氣的轉換是一個系統工程，需綜合考慮輸配、儲存、用氣等各個方面，選擇具有超前性、可操作性、先進性的優化方案。轉換中應研究下列幾點。

3．1燃氣可否互換

在選擇方案中，應首先研究與分析，己使用的燃氣與天然氣可否互換。通常，判斷燃氣的互換性，采用燃燒特性中華白數(熱負荷指數)W表示。兩種燃氣互換時，W的變化應不大于±5—10％。當兩者燃燒特性相差較大時，并應考慮火焰特性，如離焰、回火、黃焰和不完全燃燒等，計算燃氣的燃燒勢Cp。以確定不同W和Cp的燃氣，在燃具上的互換范圍和可否互換，各類燃氣的燃燒特性指數(W和Cp)均有一定控制的波動范圍。同時，可決策原有供氣系統能否保留或改造。

對于使用液化氣氣化管道集中供應方式的，因液化氣與天然氣的W、CF值相差很大(見表2)，兩者不能互換，原有的氣源必須廢除，燃具需更換。而使用液化氣摻混空氣管道集中供應方式的，如供氣技術參數與天然氣特性相近或作適當調整配比，W、Cp在規定購控制波動范圍內的(見表2)，兩種燃氣可以接軌，燃具可以適應。

表2 舉例的燃氣特性

液化氣氣化 液化氣摻混主氣混合氣 天然氣 LPG：Air55％：45％ LPG：Air50％：50％ LPG：Air45％：55％ CH4 87．35 C2H6 7．56 C3H6 0.11 C3H8 25．00 13．75 12．50 11．25 n-C4H10 32．06 17．63 16.03 14．43 i—C4H10 35．00 19．25 17.50 16．75 C4H10 7.94 4．37 3．97 3．57 CO2 4．22 O2 9.45 10．50 11．55 N2 35．10 39．50 43．51 0.76 比重(空氣＝1) 1．88 1.48 1．44 1．39 0．63 熱值(MJ／m3) 高 120．61 66．33 60．30 54.27 40，28 低 111．83 61．50 55．90 50．32 36.29 華白數(MJ／m3) 87．96 54．50 50．25 45．93 50．86 燃燒勢(Cp) 42—49(標) 33—41(際) 31—34(標) 爆炸極限(L上/L下%) 8．87／1．76 16．29／3．46 17．23／4.81

對于不適應的燃具，在天然氣轉換前，需逐戶核對燃具品牌、型號，制訂更換方案的具體方法。

3．2輸配系統的改造

在編制、實施天然氣供氣規劃時，必須分析原有的輸配系統，是否適用或需改造。對液化氣氣化站、中、小型混氣站，不宜保留，原有輸配管網可作為天然氣庭院、街坊管道，對口徑偏小的需作改造。對大型混氣站，包括聯網的輸配管網，應充分利用，舊管道(特別是鑄鐵機械、承插式接口管道)可采用內穿PE管、U型PE管與鋼管清通等改造工藝，以提高輸氣管網的運行壓力，減少投資。

原有調壓、閥門與輸配附屆設施，應根據天然氣的設計與運行要求，進行更換與改造。

原有用氣管道或者絲扣鍍鋅鋼管，應檢查絲扣的密封材料。對于不適用天然氣干氣的，需采取防止泄露的技術措施。

天然氣的用戶置換與原有輸配系統的改造，需要切、調、同步、有機的結合，對于有多個氣化或混氣站的城市，并非簡單的小區聯網，即可實施天然氣化。因此，實施天然氣轉換前，應將供氣范圍劃成若干個改造區域，分塊、分步的轉換，確保供氣的安全與不間斷，并制訂相應的應急措施。

民用天大然氣計量一般采用G2.5膜式燃氣表，對原使用中表容量偏大或羊皮膜的燃氣表，應列入計劃更換。對營事團、工業用戶也應如此。

3．3儲存與調峰

采用液化氣管道集令供氣方式，其燃氣儲存與調峰，主要是調節LPG氣化器開啟臺數與輸氣壓力，不設儲存設施。當轉換為天然氣時，除需上游配套的天然氣季節調峰設施外，月、周、日、時的調峰，需由燃氣銷售系統考慮。根據供氣規模，一般可采用高壓管道、管束、球罐儲氣或保留混氣站生產代用天然氣，選擇各個方案需要進行綜合經濟分析與比較，并符合設計與運行要求。

3．4制訂合理的天然氣銷售價格

各地液化氣氣化或混氣的成本和銷售價格相差較大，在實施天然氣轉換中，應根據能源互補性、可替代性與品位的差異，制訂各類能源之間的價格導向與合理比價。并利用經濟杠桿，考慮企業效益、用戶的承受能力和投資利潤、利稅率等，確定天然氣的銷售價格。如原有燃氣銷售價格較低、調整幅度較大，難以一次到位對，至少應達到微利保本。

天然氣液化技術范文第4篇

【關鍵詞】天然氣；液化天然氣；技術

一、引言

天然氣熱值高、污染小，多用做火力發電和城市燃燒的燃料。為了方便天然氣的運輸和大量的存儲，開采出來的天然氣通常要去除雜質，利用低溫進行液化，變成液化天然氣（LNG）來提高運輸和存儲的效率。液化天然氣是將氣田的天然氣采用管道集中之后進行脫水和脫重質烴，然后經過化學反應去掉硫化氫及二氧化碳等雜質，脫汞、最后采用冷媒循環式熱交換器將純天然氣進行液化，方便運輸和儲藏。需要使用LNG的時候，要先將其轉化成為常溫的氣體，轉化過程中會產生大量的冷能，如果將這些冷能加以回收利用，可以有效地利用能源，減少機械制冷大量的電能消耗，經濟效益和社會效益也會大大的增加。假如將LNG冷能以100%的效率轉化成為電力，1噸的LNG冷能相當于240Kw·h。近些年，LNG工業迅速的發展，為LNG冷能的回收和利用創造了豐厚基礎條件。

二、LNG工藝流程

LNG工藝流程路線的確定必須有工序、輔助設備及工廠的設備包含的專有、常規技術等確定，還要符合供氣部分的技術裝備要求。

此圖為典型的LNG工藝流程示意圖。通常工序和技術設備條件均取決于現場條件、氣源的質量和生產技術是否規范。進入氣體處理廠和LNG廠的氣體要先分離出重烴，經過儀表的計量，運行壓力要控制在工廠設計運行的壓力范圍之內，去除會影響液化工藝及設備的雜質，經過冷劑冷卻分離出重烴后，剩下的主要成分就是甲烷、小于0.1%/mol的戊烷和重烴氣體，最后經過深冷換熱器冷卻，經閃蒸過冷至—160℃左右液化。冷卻、分餾得到的乙烷重新注入LNG中，丙烷和丁烷既可以重新注入氣源，也可以作為LPG產品直接輸出，戊烷等其他剩余產品就作為汽油產品輸出。

三、LNG產品的提取

液化天燃氣（LNG）作為清潔能源已經在我國加速應用和推廣，作為可持續發展的清潔能源，具有環境效益和社會效益。使用LNG高效且經濟，發電業中，天然氣的熱能利用率達55%，已經高于燃油、煤的使用率。伴隨著人們環境保護意識的提高，LNG作為清潔能源備受關注。

1、煤制合成氨的化肥企業，其生產過程中會產生一些甲烷，通過膜分離提氫裝置送到鍋爐燃掉，利用率非常低。尾氣中的甲烷是可以通過低溫分離技術提取出LNG產品，通過絕熱低溫罐、LNG罐車向市場提供，增加經濟效益，減少環境污染。

甲烷至少要在—82.57℃以下，壓力到達4.604MPa的時候才能夠進行液化，因此，甲烷的液化想要實現，只有在低溫的環境下。提氫尾氣中溫度最高的氬氣相比較甲烷的液化溫度存在20℃的溫差，所以，甲烷是提氫尾氣在低溫下最先液化的，通過精餾的方法，可以將其分離，進而提取出LNG產品。

2、多聯產煤氣作為生產多種化工產品的原料氣源，是一種高品位的二次能源。它是以煤熱解作為基礎，主要可用的氣體成分有：H2、CO、CH4、二氧化碳及少量的烴烯類氣體。大型的多聯產煤氣用于民用燃氣，可進行甲烷化處理，變換成為替代天然氣（SNG），再經液化得到LNG。

3、褐煤水分高，揮發份大，煤化程度低，適宜用低溫進行褐煤熱解。在低溫解熱的過程中產生的可用氣體成分有：一氧化碳、甲烷和氫氣等。熱解過程中產生的熱解氣CO及CO2會伴隨著溫度升高而增多，甲烷和氫氣是在350℃時析出，當解熱溫度持續上升的時候，CH4的生成量將會逐漸增加，甲烷的最大生成量峰溫是600℃左右。溫度進一步升高，甲烷的含量就會下降。熱解煤氣中的甲烷可以進行液化處理，生成LNG。

4、煤制天然氣可以通過兩步（氣化及后續的甲烷化）來制得合成天然氣。天然氣相比較合成氣具有安全性高、單位體積的熱值更高的優點。Shell煤氣化具有以下特點：對煤質要求較低、環境污染小、合成氣中的有效成分（CO+H2>89%）含量高、原煤以及氧氣的消耗較低及運行費用相對較低等。

2009年國內有了首套的用于將煤氣化過程中的凈化的甲烷深冷分離工業化裝置。這套裝置能夠將煤氣化及焦化過程中產生的甲烷進行有效的分離，進而生產出合格的液化天然氣產品。甲烷深冷分離裝置采用低溫氣體分離技術，將原料氣冷卻到—180℃～—165℃，省去了傳統合成氣生產過程中較為復雜的甲烷轉化工段，將合成氣中的惰性氣體除去，凈化、精制的同時，將甲烷組分分離成為液態甲烷。這樣可以不需要增壓就能進入下游作為合成氣，降低了合成回路惰性氣體的影響，還提高了合成反應率，將后續合成氣壓縮機約為10%的分離功耗大大降低，還減少了廢氣的排放量，具有顯著的經濟效益和社會效益。

四、LNG技術

1、LNG的生產。對天然氣進行冷凍，當溫度降到—162℃至—140℃時，天然氣可由氣態轉化成為液態。液化的天然氣體積縮小約600倍，屬于超低溫，飽和壓力在0—0.5mPa。

2、LNG的運輸。目前世界上常用的運輸手段是船舶水運和火車、汽車運輸，他們均采用的是槽罐保溫工藝方式進行長距離的輸送。運用LNG低溫集裝箱，在汽車和鐵路運輸方面十分方便。

3、LNG的存儲。其存儲采用獨特的保溫儲罐存儲，一個容量為10000m3的儲罐，大約可以存儲4000～5000t的LNG。儲存期間如果不使用的情況下，LNG存儲可長達27天。

4、LNG的氣化。氣化是指通過換熱器將LNG變成氣態，它是一個吸熱換熱的過程。氣化的方式有：海水氣化、熱水強制氣化及空氣氣化。國內的小規模氣化器分為空浴式及水浴式兩種。

5、調壓、緩沖。經過氣化的LNG需要進過調壓至城市管網所需要的壓力范圍才行，如果有條件的需要設置緩沖罐，保證供氣的穩定。

天然氣液化技術范文第5篇

關鍵詞:天然氣液化廠投資成本要素分析

中圖分類號:TE8文獻標識碼:A文章編號:1672-3791(2011)09(c)-0165-02

天然氣是最清潔的化石能源,是“低碳經濟”的代表。利用天然氣產生的CO2排放量比煤少43%,比石油少28%。同時,天然氣儲量豐富,產量持續增長,在全球一次能源消費結構中的比例不斷增加。各國油氣公司都高度重視天然氣業務的發展,并將控制天然氣資源作為實現其戰略目標的核心。

天然氣有兩種貿易模式,即管道天然氣貿易和液化天然氣(Liquefied Natural Gas,LNG)貿易。目前全球LNG貿易量約占天然氣貿易總量的30%左右。LNG貿易有利于突破產氣區和用氣區之間的地理位置局限。

近幾年來,全球已經興建了多個天然氣液化項目,據著名能源咨詢公司伍德-麥肯茲公司(Wood Mackenzie)預測,未來十年,全球總共還需要新增大約1.5億噸LNG生產能力,以滿足日益增長的天然氣需求。新的天然氣液化項目可能采用傳統或非傳統天然氣資源,甚至可能采用還在勘探階段的天然氣來源,這種不確定性增加了產業未來發展的挑戰。建設一座天然氣液化廠往往要投資數十億美元,要想成功運作,需要通過控制成本來實現競爭優勢,從而在未來的LNG供應中發揮良好的作用。而控制成本則首先要深入了解天然氣液化廠的投資構成要素,本文主要就此進行了分析。

1天然氣液化廠工程范圍

天然氣液化廠在設計階段會考慮整個項目生命周期的成本,但投資成本更為關鍵,它是項目生命周期成本中最大的一項單獨的成本。因此要了解哪些因素是影響投資的關鍵因素,它們增加了不可避免的投資成本。在此之前,要首先了解投資范圍。

天然氣液化項目一般需投資建設以下幾個部分:(1)天然氣預處理設備——天然氣中含有硫化氫、二氧化碳、水、重烴和和重金屬等雜質,會腐蝕生產和儲運設備,在低溫下凍結而堵塞設備和管道,因此作為液化裝置的原料氣,必須首先進行預處理;(2)液化設備—— 也稱作液化天然氣生產線,將天然氣冷卻至-162℃左右成為液態,其體積在常壓下減至氣態時的1/600,大型天然氣液化廠一般包括幾條生產線;(3)液化天然氣儲罐;(4)液化天然氣的裝運碼頭;(5)輔助設施、公用工程。

雖然天然氣液化廠并沒有一個固定的標準,但以上設施是構成液化廠的主要部分。

2影響天然氣液化廠投資成本的因素

影響整個液化廠投資的要素并不是按照以上工程范圍劃分的,而是從以下幾個方面進行考慮:廠址、原料氣氣質和產品標準、生產規模、液化工藝的選擇、材料成本、勞動力成本、發起人/承包商成本、融資成本和模塊化建設等。

2.1 廠址

廠址選擇是工業基本建設的一個重要環節,在天然氣液化項目中,廠址對投資的影響尤其重要,特殊的廠址和不同的市場目標使得每個液化廠都是獨一無二的。在最初的設計階段,現場特定條件對投資的影響即應被考慮在內。

首先,雖然場地平整費用所占總投資的比例不大,但該項費用卻會由于廠址的地理位置、場地面積和土壤條件的不同而千差萬別,場地平整的難易程度對工期成本和勞動力成本有較大的影響,有些場地平整費用還包含土地動遷費用。

第二,廠址條件影響LNG儲罐設計。LNG儲罐的設計與液化廠的規模有關,但更取決于運輸船的尺寸和裝卸頻率,而運輸船尺寸與裝卸頻率受到現場條件的限制。另外,LNG儲罐的建設成本受土壤條件和地震條件的影響較大。

第三,海運設施的投資也主要取決于廠址條件,部分取決液化廠的規模和配置。液化廠一般建設在遠離人口中心的依托條件較差的地方。為了保證至少13.5m的水深條件,碼頭需要離岸足夠遠。有些地點還需要建設防波堤,以達到運輸船裝卸條件。海運設施的成本很高,海運碼頭主要由兩部分組成,即碼頭前沿和棧橋。不同碼頭前沿的建設成本相差不大,而棧橋的成本主要取決于長度和海底土壤條件。如果碼頭前沿需要離岸更遠,則要增加棧橋長度,海運設施的成本便相應增加。有時棧橋長度會綿延數公里。

第四,廠址條件影響公用工程和輔助設施的規劃建設,比如供水、供電設施是否需要新建或完善。此外,現場交通運輸條件將影響施工建設期間和投產之后的運輸費用。

第五,項目地點對勞動力的成本影響十分顯著,因項目地點不同而導致的勞動力成本差異可達到50美元/噸。

2.2 原料氣氣質與產品標準

不同氣源的原料氣氣質差別很大,對天然氣預處理的工藝流程及液化廠的配置具有一定影響,比如一些原料氣中的二氧化碳、二氧化硫和重金屬等雜質含量較高,需要特殊處理,除增加凈化設備外,還要增加后續處理設施。另外,原料氣氣質還關系到是否回收一些有價值的組分,比如對凝析油的回收利用。

產品方案和產品標準根據市場目標而設計,產品標準的差別將影響工藝流程的設計,進而影響工藝裝置投資。比如不同的市場目標使得LNG產品的熱值標準不同,LNG產品標準關系到凝析油的回收和脫氮等問題。

2.3 生產規模

生產規模決定設備數量和場地面積,從而影響設備材料成本和場地平整費用。生產規模還決定海運設施的規模和數量,從而影響海運設施的建設成本。另外,生產規模也決定勞動力成本。總體來看,有不到50%的液化廠投資與生產規模有關。

單從項目來看,根據“規模效益”的概念,如果單線生產能力增加,投資成本便相應降低。2003年以前,天然氣液化廠項目的投資普遍反映出一個趨勢,即工藝技術水平的進步和單線規模增加可以降低單位投資成本。但是2004年之后,新建LNG項目的投資不再呈現這種趨勢。2004年至2008年,雖然LNG單線生產能力逐漸擴大,液化廠項目的單位投資從400美元/噸上升到了1000美元/噸。以下幾個原因對這一情況具有一定影響。

(1)石化項目建設高峰導致EPC承包商資源短缺。

(2)原材料供不應求導致原材料價格上漲。

(3)LNG工業領域缺乏有技術和經驗的工人。

(4)美元匯率的變動。

生產規模本身受到氣田開況和市場情況的限制。

2.4 液化工藝

液化工藝的選擇常常被認為是影響投資成本的重要因素，但實際上，工藝技術選擇對于整個項目成本來說并沒有那么大的影響，雖然它確實會影響到日后的生產運營和生產效率。不同工藝技術的投資有所不同，但工藝條件也有所差異，比如熱效率、操作靈活性、技術成熟度等，要根據項目的具體情況選擇。專利技術和工藝包的購置費用也取決于談判情況。

2.5 材料成本

材料成本是指所有設備和輔助材料的成本,包括散材(比如配管、電氣、鋼結構和混凝土)。在項目采購階段,材料成本根據項目的技術規范和要求以及材料市場供需情況的不同會有很大差別。材料成本占液化廠總成本的比例對于各液化廠項目之間的投資比較具有一定的影響,這是由于近幾年來,材料市場的發展已經超越了天然氣液化廠項目的規模經濟效益。

2.6 現場勞動力成本

勞動力成本是一項重要的成本指標,勞動力成本占到項目建設成本的50%左右。現場勞動力成本主要指分包合同費用,以人工時費用為主,還包括粉刷、絕緣等與材料有關的費用。每個國家的經濟發展水平不同,造成人工時費用差別很大。比如在美國、加拿大等發達國家,對現場勞動力的工資、住宿條件、保險費用等有較高的要求并有嚴格的監管。不同地區、不同時期,技術工人的供需情況也有所不同,進而影響人工時費用。

2.7 發起人/承包商成本

發起人成本是指業主人員在項目執行期間的費用,大約會占整個液化廠投資的10%,但是也會由于許可證和法律費用等項目的不同而有所差異。每個液化廠的具體工程范圍不同,發起人的費用會由于項目復雜性的增加而增加。

承包商的費用所占總投資比例較大,該項成本與工程范圍和項目地點有關,與設備數量成比例變化。承包商的費用包括設計、總部支持、施工管理、裝置建設和臨時設施建設等費用。承包商之間的競爭通常被認為是影響投資成本的重要因素,但承包商在各自條件相近的情況下,其競爭對成本的影響十分有限。

2.8 融資成本

融資成本包括股票、債券利息和項目初始階段的運營費用(LNG產品收入尚不能涵蓋操作費用時)。這是一項很少被列入成本指標的費用,但它實際和勞動力成本、發起人/承包商成本及材料成本處于同樣重要的位置。該項成本會由于項目風險和籌資難易程度的不同而不同。

2.9 現場建設與模塊化建設

大多數液化廠都是現場建設,除非勞動力短缺、現場氣候條件差等原因造成傳統建設模式成本高,或者項目執行計劃不適于現場建設時,模塊化建設模式更為適宜。

模塊化設計使得液化廠的部分結構可以在專門的制造廠制造。離岸設施的甲板上的結構經常采用模塊化形式建造。模塊化的作用是可以重新部署勞動力并降低現場建設成本。模塊化建設可以實現項目的并行建設,縮短工期,但是如果海運只能在特定的氣候條件下進行時,則會有增加工期的風險。

總的來說,模塊化設計在節約成本上并不占優優勢,模塊化建設比現場建設需要更多的結構鋼和設計工作,但是模塊化建設可以降低廠址偏僻遙遠造成的費用增加。

3一個投資估算的誤區

“多少美元一噸”是一個比較項目成本的時尚方法,即用生產規模除以總投資得到單位投資,從而比較不同項目的投資情況。有時候,投資者為了快速獲得費用估算,會采用這種方法借鑒以往項目的投資。但是這種比較只關注了項目規模上的差異,而忽視了項目地點、項目范圍、氣源和市場等方面的差異,以下案例可以說明這一問題。

假設有六個天然氣液化廠都具備以下固定條件:(1)LNG生產能力為400萬噸/年;(2)液化廠開工率為95%;(3)平均環境溫度22℃;(4)采用燃氣透平驅動和空氣冷卻技術。

假設第一個液化廠的進料氣氣質符合一定的標準,不需要預處理,則該液化廠僅包括液化裝置、最少的公用工程和輔助設施,水、電、污水處理都可以依托液化廠界區外的設施;第二個液化廠由于現場可依托條件較少,需要在第一個液化廠的基礎上增加公用工程系統;第三個液化廠由于氣質原因,需要在第二個液化廠的基礎上增加進料氣預處理裝置,包括酸氣處理和脫汞裝置;第四個液化廠在第三個液化廠的技術上增加分餾裝置,并相應增加LNG存儲裝置和裝卸系統;第五個液化廠在第四個液化廠的基礎上進一步增加凝析油裝置、二氧化碳脫除及后續處理裝置;第六個液化廠在第五個液化廠的基礎上增加硫磺回收裝置,且副產品液化石油氣(LPG)采收率最高。

比較這六個液化廠可以看出現場特定條件對項目投資具有很大影響。首先,六個液化廠的配置逐步增加,設備成本便相應增加,但是帶動的相關費用的增加比例不會很大,這是由于制冷壓縮機、驅動設備和低溫換熱器等主要LNG生產設備已經被包含在基本液化廠中。

第二,設備數量逐步增加,場地面積便相應增加,場地平整費用隨之增加。

第三,LNG儲罐成本可能有所差異。LNG儲罐根據結構不同,可分為單包容罐、雙包容罐、全包容罐和薄膜型罐,對儲罐的選型要從投資、運行費用、環境保護等方面綜合考慮。使用全包容罐可以減少存儲LNG產品占用的場地面積,但是會增加很多投資成本。另外,全包容罐需要更長的建設周期,對工期成本造成一定影響,LNG儲罐成本還受到土壤條件和地震條件的影響。因此,這六個液化廠的LNG儲罐成本可能會有很大差異。

第四,深度回收凝析油可能是考慮到項目整體的生產效益—— 比如液化石油氣(LPG)產品的價值超過了增加LNG產品的價值。雖然第六個液化廠深度回收凝析油可以增加項目的整體收入并降低項目的生命周期成本,但是當單獨評估LNG的生產成本時,卻導致評估值增加。

此外,六個液化廠的材料成本、海運設施成本、勞動力成本、發起人/承包商成本、融資成本等也可能由于各自特定條件的不同而有所差異。

可以看出,六個液化廠在LNG生產能力相同的條件下,單位投資卻不一樣。因此,單純通過規模的角度來比較項目的單位投資是不合理的。

與上述比較方法不同的是,一些石油公司建立了成本分析模型,可以通過改變具體條件來評估項目的投資成本,比如增減設備數量、修改人工時數量和價格、調整項目風險系數等,從而根據液化廠的不同配置計算出不同的成本,得到“多少美元一噸”的結果,這種方法的計算結果會相對準確一些,因為它是將一個已知條件的設計同另一個假設條件或已知條件的設計進行比較。

4結語