天然气液化技术

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天然气液化技术范文第1篇

关键词：天然气 工艺 对比 分析

基本负荷型LNG 大多采用丙烷/ 混合制冷（ C3/MR） 工艺（ C3 是工艺代号） ， 该工艺是由空气产品及化学公司APCI （ Air Product s and Chemicals Inc. ）于20 世纪70 年明的， 全世界大约95% 的LN G 工艺是在该工艺的基础上演变而来的， 该工艺通常采用蒸汽轮机或燃气轮机驱动压缩机， 冷却方式可采用水冷和空冷等。近年来， 随着低温热交换器制造技术的发展， 丙烷/ 混合制冷工艺得到更加广泛的运用， 装置的生产规模达到了每年400X104 t。

近期LNG 工业快速增长再次刺激了LN G工艺的技术发展， 也使一些传统的LNG 生产工艺得到了关注， 尤其是混凝土结构的、驳船型、浮式LNG 装置等小规模LNG 项目的应用。例如： Phillips 在大西洋LNG 项目（ the At lant ic LNG project ） 中， 采用复迭式工艺， 使该工艺再次受到关注。Pritchard 在PRICO 工艺的基础上对单混合制冷工艺的功耗效率进行了很大改进， 使该工艺能用于陆上或海上LN G 生产装置。

一、比较基础

由于技术内容无法公开获得， 所以在实践中对不同工艺的逐项比较是很困难的。因此， 笔者仅使用相同的条件（ 冷却介质、原料气、标准、费用） 对优化的丙烷/ 混合制冷工艺与其他较好的4 类工艺进行了比较， 它们是： 丙烷/ 混合制冷工艺（ C3/ MR） 、复迭式制冷工艺（ CCS ） 、改进的双混合式制冷工艺（ DMR） 、改进的单混合式制冷工艺（ SMR） 和带预冷的氮膨胀制冷工艺（ 工艺代号为N2） 。为方便比较，假定LNG 装置采用相同的预处理单元。研究的限定条件为： 原料气温度为25 ℃ 、压力为60 MPa； 原料气组分体积含量为甲烷85. 1% 、乙烷6. 5%、丙烷3%、丁烷1. 2% 、戊烷及重组分0. 5%、氮气1. 5%、二氧化碳2. 2%； 环境平均温度27 ℃； 回收的LPG 组分重新注入LNG； 所有的工艺都采用空气冷却系统； LNG 的贮存及装载设施， 通用设施不在研究的范围内。

二、工艺流程简述

笔者选用最新型的丙烷/ 混合制冷工艺作为比较研究的参考。丙烷/ 混合制冷工艺以丙烷作为预冷介质， 混合制冷剂（ 氮气、甲烷、乙烷、丙烷） 作为液化介质， 选用一台燃气透平驱动压缩机， 对丙烷进行压缩并经空冷后冷凝。气相和液相制冷剂依次冷却及膨胀， 达到预定的最佳制冷曲线。天然气在热交换器中被液化， 丙烷循环为混合制冷剂及天然气提供预冷冷量。复迭工艺流程是一个复合制冷系统。该工艺采用高沸点制冷剂， 为下一级的制冷剂提供冷量， 使用纯净的单组分。丙烷和乙烯制冷循环通常采用封闭式的制冷循环， 甲烷采用开式的循环， 用釜式热交换器和板式热交换器冷却天然气。使用这种换热器，可以使其传热温差非常大， 当甲烷压缩机的压缩比限定后， 在高于环境温度条件下， LNG 和闪蒸气进入LN G 罐， 尾气经压缩机增压后返回液化单元原料气入口， 构成甲烷循环的一部分。双重混合制冷工艺（ DMR） 采用甲烷、乙烯、丙烷和丁烷混合物作为预冷介质， 制冷剂压缩后经过空气冷却系统冷却、膨胀以提供冷量。单重混合制冷工艺（ SMR） 中只有一个制冷循环将天然气在环境温度和同一压力下变为LNG。制冷剂为氮气、甲烷、乙烷和丙烷的混合物， 制冷剂在压缩机组级间经空冷器部分冷凝， 气相被压缩冷却并与液相混合后进入板翅式换热器冷却和膨胀。天然气在同一热交换器中预冷和液化。氮气膨胀制冷工艺使用丙烷作为预冷介质， 氮气为液化制冷剂。氮气由丙烷预冷， 冷却后的氮气在三台膨胀机中膨胀。从工艺流程可以看出， 单混合制冷工艺流程、氮气膨胀制冷循环流程工艺简单， 设备数量少， 装置占地面积小； 丙烷/ 混合制冷工艺流程、双复迭式制冷工艺流程、双重混合制冷工艺流程工艺较复杂， 设备数量多， 装置占地面积较大； 氮气膨胀制冷循环流程因其制冷剂单一， 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GE？？5C（ 双轴、可变速） 和GE？？7EA（ 单轴、不可变速） 两种机型， 都是由GE（ General Electric） 公司制造的。这些燃气透平机组在LNG 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混合制冷剂和氮气的压缩。压缩机的选用是以设计工程公司经验及用户对机器的使用反馈信息决定的， 电动机常用作启动/ 辅助及尾气压缩动力。笔者所研究的5 种工艺采用的运转设备见表1。

热交换器

低温热交换器形式为绕管式（ SpoolWo und） 、板翅式或者釜式（ Co reinket t le） 。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。

四、工艺比较

1.LNG 产量

工艺流程的计算， 其目的是计算在给定条件下如可用燃气轮机、空冷器空冷温度、最大热交换面积下的最大LNG 产量。从表3 可以看出， 除了氮气膨胀工艺之外， 各流程LNG 产量都较高。氮气膨胀工艺中的LN G 产量低的原因是由于氮气膨胀提供的潜在冷量较少， 主要以显热而非潜热的形式提供冷量。

2.功耗

对费用及效率进行的粗略比较基准是工艺系统的单位比功耗， 即产量以t/ d 为单位时LNG 压缩机的轴功率， 计算包括所有制冷压缩机及尾气压缩机功耗， 不包括液体、气体的膨胀功。其结果如表4。

从表4 可以看出， C3/ MR 及DMR 流程的比功耗相对较低； N2 膨胀制冷循环比功耗相对较高。当环境温度较高时， 复迭式制冷工艺存在一定的缺陷， 丙烷压缩机驱动必须装备大功率的辅助电机， 燃机必须高负荷运行。

3.生产线液化装置效率

每套LNG 生产线自身以及部分公用工程所需的燃料主要来自尾气。 装置的液化率可以定义为有效产品（ LNG 及凝结物） 量除以进气量。液化装置的效率见表5。

从表5 中可以看出DMR、C3/ MR 及SMR 工艺的效率较高， N2 工艺效率较低。

五、结论

上述的比较研究表明， 对于在热带地区建造的大型LNG 装置， 采用C3/ MR 工艺是最好的选择。其他可以用的工艺是双混合式制冷工艺和单混合式制冷工艺。带预冷的氮膨胀工艺对大型陆上工厂来说不是最经济的选择， 但因其工艺简单， 设备数量少， 制冷剂易获得和补充， 较适合用于边远地区和海上小型天然气处理工厂。

参考文献

[1] 石玉美， 顾安忠， 汪荣顺， 等. 混合制冷剂循环液化天然气流程的优化分析[J] . 工程热物理学报， 2000， 21（4） .

[2] 杨志毅， 王保庆， 李晶， 等. 液化天然气（ LNG） 贸易面临的机遇和挑战[J] . 河南石油， 2003（5） .

天然气液化技术范文第2篇

关键词：天然气；储存；应用

中图分类号：TU2 文献标识码A

随着世界范围内环境保护意识的提高，作为一种清洁优质的能源，天然气的使用被日益重视，因此世界范围内天然气的开采量以及消费量不断的增长。随着我国经济的腾飞，能源结构调整迫在眉睫。在这个大背景之下，加快对天然气的开发利用，有利于促进国民经济发展、保护生态环境以及改善人们的生活水平。世界范围内的天然气开采和使用可以追溯到很久以前，同时天然气贸易也是国际能源贸易的重要组成部分。但是我国的天然气开发以及贸易还处于起步阶段。近年随着国民经济的发展对能源的要求越来越迫切，国家开始重视对天然气的开发使用，国内相继建立一批天然气接收站以及液化厂。这预示我国的天然气应用进入一个崭新的时期。

1液化天然气的制取与输送

液化天然气英文缩写LNG，在标准大气压下降温到-162℃可以转化为液体。开采出来的天然气首先要脱水除去其他杂质，然后再经过节流、膨胀以及制冷，使甲烷液化而成的，液化天然气具有体积小、方便储藏的优点，它的体积仅为气态的六百分之一。

液化天然气行业是一个需要与上下游产业进行紧密配套的行业，有着十分长的产业链。包括天然气开采、天然气液化、运输、接收与气化、天然气外输管线、天然气最终用户等各个部分。其中，天然气的液化工艺又包括天然气的预处理、天然气的液化及贮存、液化天然气的气化及其冷量的回收以及安全技术等内容。由于液化天然气具有体积小、便于运输的特点，往往采用液化天然气船来进行长距离的运输，极大的降低了运输的成本以及运输过程中的风险。液化天然气船适合运输距离超过3500公里的液化天然气，而对于3000公里左右的，使用长管道运输最为经济。

液化天然气对于整个世界的天然气资源的优化配置起了十分重要的作用。为天然气资源在世界范围内的自由流通提供了可靠的保障。可以使没有天然气或者天然气产量很少的国家能够获得天然气，而对于有充足天然气源的国家则可以获得丰厚的收入。

液化天然气与传统的地下储气库相比，在城市燃气调峰中更加具有优势。例如，液化天然气站的建设受地质条件影响很小，占地面积小。而地下储气库在地质条件复杂以及没有气田的城市难以建立。国外的调峰技术已经非常成熟，国内近几年也在积极引进这项技术。

液化天然气由于特殊的液化条件，使其自身蕴含着丰富的低温能量。在一个标准大气压下，液化天然气气化都可以放出大量能量，这种能量可用于制造干冰、速冻食品等。

液化天然气在液化之前就去除了所含的杂质，因此燃烧过程中产生的烟尘很低，二氧化硫以及氮氧化物的排量比较低。因此被称为清洁能源, 被广泛用于发电、城市民用燃气及工业燃气,减少了大气污染,有利于经济与环境的协调发展。

2 液化天然气接收站的工艺传统

液化天然气通常由专用运输船从生产地输出终端运到目的地接收站, 经再气化后外输至用户。目前,已形成了包括生产、储存、运输、接收、再气化及冷量利用等完整的产、运、销工业体系。

液化天然气接收站一般具有两种工艺，根据终端用户压力要求不同,直接输出式和再冷凝式。接收站本身包括：接收港和站场两个部分。在流程中是否设有再冷凝器等设备接收站一般由卸船、储存、再气化外输、蒸发气处理、防真空补气和火炬放空部分工艺系统有的终端还有冷量利用系统组成。为了能够平稳、安全的运转, 必须要有高度可靠的控制系统。

2.1 液化天然气卸船系统

码头上的卸料臂把靠泊码头的液化天然气运输船上的输出管线和码头上的卸船管线连接起来，船上储罐内的输送泵潜液泵将输送到终端的储罐内。随着船上液化天然气的不断减少，储罐内压力随之下降。将码头上储罐内由于温度上升而气化的天然气重新导入船内，以维持罐内压力的稳定。液化天然气卸船时一般采用双母管式设计的管线。在船上的天然气往岸上传输时，两个管线同时工作，当其中的一根发生故障的时候，另一根管线仍可以保障工作继续进行，保证工作的连续性。

2.2 液化天然气储存系统

液化天然气储存低温储罐采用绝热保冷设计。但是有的时候仍然有可能有外界的热量进入。尤其是在储罐绝热层、附属管件等的漏热等情况下，都会导致罐内温度的上升，会引起储罐内少量蒸发。卸船时,由于船上储罐内输送泵运行时散热、船上储罐与终端储罐的压差、卸料臂漏热及液体与蒸发气的置换等, 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, 应尽量提高此时储罐内的压力。

2.3 液化天然气再气化/外输系统

储罐内液化天然气经罐内输送泵加压至1兆帕后进人再冷凝器,使来自储罐顶部的蒸发气液化从再冷凝器中流出的液化天然气可根据不同用户要求,分别加压至不同压力。一般情况是一部分液化天然气经低压外输泵加压至4兆帕后,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设备, 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。另一部分经高压外输泵加压至7兆帕后,进人高压水淋蒸发器蒸发,以供远距离用户使用。

3 液化天然气冷能的利用

液化天然气在工业生产以及居民生活中都具有非常广泛的用途。而若想对液化天然气进行充分的利用就必须将其进行深度冷冻，只有通过深度冷冻技术的运用，将其控制在一个超低温度的大型冰箱内，才能使天然气得以液化保存并被广泛的应用。在对天然气进行液化的过程中需要消耗巨大的能量，这些能量作用于气化状态的天然气，可以使其变成液态形式，当液化的天然气在进行释放使用时便会将其进行液化过程中所吸收的巨大能量通过能量守恒定律加以转化释放，进而是天然气投入正常的使用当中，并且收到降低使用成本的良好效果。

液化天然气冷能的利用原理主要是根据液化天然气周围环境与天然气二者之间压强的不同，来实现液化冷能回收利用的。当液化天然气本身与周围环境的压强处于平衡状态时，其内部存储的能量便会得以释放，并可以通过合理的手段对这部分释放能量加以运用。

4 汽车对液化天然气的运用

天然气作为一种有甲烷所组成的气态化石燃料，在能量转化的过程中不会产生废渣、废水，引起被誉为21世纪的清洁燃料。目前随着汽车数量的不断增多，汽车尾气对自然环境的污染越发严重，针对这一问题，若想有效控制汽车尾气对自然环境所造成的污染就需要采用新型能源来替代汽油作为汽车的唯一动力能源。为此天然气作为汽车的新型燃料而备受重视。根据天然气汽车所采用的天然气存储方式的不同，可以将天然气汽车划分为以下三类：压缩天然气汽车、液化天然气汽车、和吸附天然气汽车。

总结

液化天然气作为一种新型的环保型燃料，用于液化天然气存储的设备具有投资成本高，存储技术复杂等主要特点，液化天然气的使用符合我国构建人员自然和协发展的发展理念，液化天然气的存储以及应用技术为这一发展理念的实现奠定了坚实的基础，我国在发展的道路上要积极的研发液化天然气的储存以及应用技术，为液化天然气在我国经济发展以及人们生产生活中得到更为广泛的运用开拓更为广阔的空间。

参考文献

[1]占小跳.液化天然气储存中的安全问题及应对措施[J].水运科学研究,2006,(01).

天然气液化技术范文第3篇

二十一世纪，我国能源结构将有较大调整， 目标是加快国内石油天然气资源的勘探和开发，积极引进邻国(俄罗斯等独联体国家)的天然气，适量进口LNG(在东南沿海建设进口LNG接收基地)。

预计，2010年我国天然气产量将达到500亿立方米，LNG进口量达到500万吨。稳定、安全、可靠、清洁的天然气将逐步成为城市燃气的主气源，天然气化将成为城市燃气的发展趋势， 目前采用液化气气化或液化气掺混空气的集中管道供应方式的城市，将逐步转换为使用天然气。本文对天然气与管道液化气两种气源的转换技术作一介绍，提供决策参考。

1．液化气集中管道供应方式

液化气集中管道供应方式，主要有液化气气化与液化气掺混空气的集中管道供应两种方式。

1．1用途与规模

液化气气化集中管道供应方式，主要用于区域性与城镇的小区供气。气化站供气服务半径一般为2公里，约l万居民用户。在人口密度较高地区，供气户数有较大增加，如香港中央气化站、深圳罗湖气化站供气户数均超过2万户，佛山环湖气化站供气户数超过4万户。

液化气掺混空气集中管道供应方式，主要用于城市中、小规模燃气气源，人工煤气的代用、调峰机动气源，天然气的代用、过渡、调峰或事故应急气源，以及寒冷与液化气气质不宜直接气化的地区的燃气气源。混气站供气规模大小不一，国内大型混气厂， 日产气可达50万立方米。

1．2混合气中液化气与空气的比例

根据混合气用途，液化气与空气的混合比例各不相同，但应达到GB50028—93《城镇燃气设计规范》中6.4．12条文“液化石油气与空气的混合气体中，液化气体积百分含量必须高于其爆炸上限的1．5倍”的规定。目前，混合气中液化气与空气两者比例如下：(见表一)。

表1 混合气中L．P．G与Air 比例

用途 混合气中 混合气低热值(MJ／M3) L．P.G％ Air％ 代用人工煤气(相当5R基准气) 15 85 168 25 75 29．5 代用大然气(相当10T、12T基准气) 40 60 452 46 54 517 55 45 562 1．3输配方式与压力级制

根据供气方式、气质、规模大小与区域不同，液化气集中气化管道供应的输配方式和压力级制，一般采用二级或三级系统；液化气掺混空气集中管道供应方式，一般采用二级系统。

燃气输送压力分别为：高压(B)O．4＜P≤0．8Mpa，中压(A)0．2＜P≤O．4Mpa， 中压(B)0．005＜P≤0．2MPa，低压P≤0．005Mpa。

1．3．1二级系统有以下几种。

2．1．1地下储存

常见的是储存在多孔结构地下构造层中，也可储存在含盐岩层的岩缝、废弃的矿井(矿山坑道)或其它人工开凿的坑道中，天然气储存方法为加压或降温。

2．1．2低温储存

天然气冷冻为液态储存，并建LNG气化装置作储气调峰。

2．1．3储气柜、球罐储存

常用高压天然气球罐，或利用人工煤气的储气柜低压储存。

2．1．4高压管道储存

利用大规模埋地高压管束、长输与高压输气干管。

2．1．5生产代用天然气用于调峰与事故的应急

主要有液化气掺混空气、石脑油制气、LNG气化等生产方式。

2．2天然气输配系统

天然气长输管道采用超高压。城市天然气输配系统一般选挥高压(A)0．8＜P≤1．6Mpa，高压(B)0．4＜P≤0．8Mpa，中压(A)0．2＜P≤O．4Mpa，中压(B)0．O05＜P≤0．2Mpa，低压P＜0．005Mpa三级压力级制。

对用户供气可选择中压进户或地区调压后低压进户。燃具额定压力为2000Pa。3．天然气与管道液化气的转换

综上所述，天然气与管道液化气的转换是一个系统工程，需综合考虑输配、储存、用气等各个方面，选择具有超前性、可操作性、先进性的优化方案。转换中应研究下列几点。

3．1燃气可否互换

在选择方案中，应首先研究与分析，己使用的燃气与天然气可否互换。通常，判断燃气的互换性，采用燃烧特性中华白数(热负荷指数)W表示。两种燃气互换时，W的变化应不大于±5—10％。当两者燃烧特性相差较大时，并应考虑火焰特性，如离焰、回火、黄焰和不完全燃烧等，计算燃气的燃烧势Cp。以确定不同W和Cp的燃气，在燃具上的互换范围和可否互换，各类燃气的燃烧特性指数(W和Cp)均有一定控制的波动范围。同时，可决策原有供气系统能否保留或改造。

对于使用液化气气化管道集中供应方式的，因液化气与天然气的W、CF值相差很大(见表2)，两者不能互换，原有的气源必须废除，燃具需更换。而使用液化气掺混空气管道集中供应方式的，如供气技术参数与天然气特性相近或作适当调整配比，W、Cp在规定购控制波动范围内的(见表2)，两种燃气可以接轨，燃具可以适应。

表2 举例的燃气特性

液化气气化 液化气掺混主气混合气 天然气 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(空气＝1) 1．88 1.48 1．44 1．39 0．63 热值(MJ／m3) 高 120．61 66．33 60．30 54.27 40，28 低 111．83 61．50 55．90 50．32 36.29 华白数(MJ／m3) 87．96 54．50 50．25 45．93 50．86 燃烧势(Cp) 42—49(标) 33—41(际) 31—34(标) 爆炸极限(L上/L下%) 8．87／1．76 16．29／3．46 17．23／4.81

对于不适应的燃具，在天然气转换前，需逐户核对燃具品牌、型号，制订更换方案的具体方法。

3．2输配系统的改造

在编制、实施天然气供气规划时，必须分析原有的输配系统，是否适用或需改造。对液化气气化站、中、小型混气站，不宜保留，原有输配管网可作为天然气庭院、街坊管道，对口径偏小的需作改造。对大型混气站，包括联网的输配管网，应充分利用，旧管道(特别是铸铁机械、承插式接口管道)可采用内穿PE管、U型PE管与钢管清通等改造工艺，以提高输气管网的运行压力，减少投资。

原有调压、阀门与输配附届设施，应根据天然气的设计与运行要求，进行更换与改造。

原有用气管道或者丝扣镀锌钢管，应检查丝扣的密封材料。对于不适用天然气干气的，需采取防止泄露的技术措施。

天然气的用户置换与原有输配系统的改造，需要切、调、同步、有机的结合，对于有多个气化或混气站的城市，并非简单的小区联网，即可实施天然气化。因此，实施天然气转换前，应将供气范围划成若干个改造区域，分块、分步的转换，确保供气的安全与不间断，并制订相应的应急措施。

民用天大然气计量一般采用G2.5膜式燃气表，对原使用中表容量偏大或羊皮膜的燃气表，应列入计划更换。对营事团、工业用户也应如此。

3．3储存与调峰

采用液化气管道集令供气方式，其燃气储存与调峰，主要是调节LPG气化器开启台数与输气压力，不设储存设施。当转换为天然气时，除需上游配套的天然气季节调峰设施外，月、周、日、时的调峰，需由燃气销售系统考虑。根据供气规模，一般可采用高压管道、管束、球罐储气或保留混气站生产代用天然气，选择各个方案需要进行综合经济分析与比较，并符合设计与运行要求。

3．4制订合理的天然气销售价格

各地液化气气化或混气的成本和销售价格相差较大，在实施天然气转换中，应根据能源互补性、可替代性与品位的差异，制订各类能源之间的价格导向与合理比价。并利用经济杠杆，考虑企业效益、用户的承受能力和投资利润、利税率等，确定天然气的销售价格。如原有燃气销售价格较低、调整幅度较大，难以一次到位对，至少应达到微利保本。

天然气液化技术范文第4篇

【关键词】天然气；液化天然气；技术

一、引言

天然气热值高、污染小，多用做火力发电和城市燃烧的燃料。为了方便天然气的运输和大量的存储，开采出来的天然气通常要去除杂质，利用低温进行液化，变成液化天然气（LNG）来提高运输和存储的效率。液化天然气是将气田的天然气采用管道集中之后进行脱水和脱重质烃，然后经过化学反应去掉硫化氢及二氧化碳等杂质，脱汞、最后采用冷媒循环式热交换器将纯天然气进行液化，方便运输和储藏。需要使用LNG的时候，要先将其转化成为常温的气体，转化过程中会产生大量的冷能，如果将这些冷能加以回收利用，可以有效地利用能源，减少机械制冷大量的电能消耗，经济效益和社会效益也会大大的增加。假如将LNG冷能以100%的效率转化成为电力，1吨的LNG冷能相当于240Kw·h。近些年，LNG工业迅速的发展，为LNG冷能的回收和利用创造了丰厚基础条件。

二、LNG工艺流程

LNG工艺流程路线的确定必须有工序、辅助设备及工厂的设备包含的专有、常规技术等确定，还要符合供气部分的技术装备要求。

此图为典型的LNG工艺流程示意图。通常工序和技术设备条件均取决于现场条件、气源的质量和生产技术是否规范。进入气体处理厂和LNG厂的气体要先分离出重烃，经过仪表的计量，运行压力要控制在工厂设计运行的压力范围之内，去除会影响液化工艺及设备的杂质，经过冷剂冷却分离出重烃后，剩下的主要成分就是甲烷、小于0.1%/mol的戊烷和重烃气体，最后经过深冷换热器冷却，经闪蒸过冷至—160℃左右液化。冷却、分馏得到的乙烷重新注入LNG中，丙烷和丁烷既可以重新注入气源，也可以作为LPG产品直接输出，戊烷等其他剩余产品就作为汽油产品输出。

三、LNG产品的提取

液化天燃气（LNG）作为清洁能源已经在我国加速应用和推广，作为可持续发展的清洁能源，具有环境效益和社会效益。使用LNG高效且经济，发电业中，天然气的热能利用率达55%，已经高于燃油、煤的使用率。伴随着人们环境保护意识的提高，LNG作为清洁能源备受关注。

1、煤制合成氨的化肥企业，其生产过程中会产生一些甲烷，通过膜分离提氢装置送到锅炉燃掉，利用率非常低。尾气中的甲烷是可以通过低温分离技术提取出LNG产品，通过绝热低温罐、LNG罐车向市场提供，增加经济效益，减少环境污染。

甲烷至少要在—82.57℃以下，压力到达4.604MPa的时候才能够进行液化，因此，甲烷的液化想要实现，只有在低温的环境下。提氢尾气中温度最高的氩气相比较甲烷的液化温度存在20℃的温差，所以，甲烷是提氢尾气在低温下最先液化的，通过精馏的方法，可以将其分离，进而提取出LNG产品。

2、多联产煤气作为生产多种化工产品的原料气源，是一种高品位的二次能源。它是以煤热解作为基础，主要可用的气体成分有：H2、CO、CH4、二氧化碳及少量的烃烯类气体。大型的多联产煤气用于民用燃气，可进行甲烷化处理，变换成为替代天然气（SNG），再经液化得到LNG。

3、褐煤水分高，挥发份大，煤化程度低，适宜用低温进行褐煤热解。在低温解热的过程中产生的可用气体成分有：一氧化碳、甲烷和氢气等。热解过程中产生的热解气CO及CO2会伴随着温度升高而增多，甲烷和氢气是在350℃时析出，当解热温度持续上升的时候，CH4的生成量将会逐渐增加，甲烷的最大生成量峰温是600℃左右。温度进一步升高，甲烷的含量就会下降。热解煤气中的甲烷可以进行液化处理，生成LNG。

4、煤制天然气可以通过两步（气化及后续的甲烷化）来制得合成天然气。天然气相比较合成气具有安全性高、单位体积的热值更高的优点。Shell煤气化具有以下特点：对煤质要求较低、环境污染小、合成气中的有效成分（CO+H2>89%）含量高、原煤以及氧气的消耗较低及运行费用相对较低等。

2009年国内有了首套的用于将煤气化过程中的净化的甲烷深冷分离工业化装置。这套装置能够将煤气化及焦化过程中产生的甲烷进行有效的分离，进而生产出合格的液化天然气产品。甲烷深冷分离装置采用低温气体分离技术，将原料气冷却到—180℃～—165℃，省去了传统合成气生产过程中较为复杂的甲烷转化工段，将合成气中的惰性气体除去，净化、精制的同时，将甲烷组分分离成为液态甲烷。这样可以不需要增压就能进入下游作为合成气，降低了合成回路惰性气体的影响，还提高了合成反应率，将后续合成气压缩机约为10%的分离功耗大大降低，还减少了废气的排放量，具有显著的经济效益和社会效益。

四、LNG技术

1、LNG的生产。对天然气进行冷冻，当温度降到—162℃至—140℃时，天然气可由气态转化成为液态。液化的天然气体积缩小约600倍，属于超低温，饱和压力在0—0.5mPa。

2、LNG的运输。目前世界上常用的运输手段是船舶水运和火车、汽车运输，他们均采用的是槽罐保温工艺方式进行长距离的输送。运用LNG低温集装箱，在汽车和铁路运输方面十分方便。

3、LNG的存储。其存储采用独特的保温储罐存储，一个容量为10000m3的储罐，大约可以存储4000～5000t的LNG。储存期间如果不使用的情况下，LNG存储可长达27天。

4、LNG的气化。气化是指通过换热器将LNG变成气态，它是一个吸热换热的过程。气化的方式有：海水气化、热水强制气化及空气气化。国内的小规模气化器分为空浴式及水浴式两种。

5、调压、缓冲。经过气化的LNG需要进过调压至城市管网所需要的压力范围才行，如果有条件的需要设置缓冲罐，保证供气的稳定。

天然气液化技术范文第5篇

关键词:天然气液化厂投资成本要素分析

中图分类号:TE8文献标识码:A文章编号:1672-3791(2011)09(c)-0165-02

天然气是最清洁的化石能源,是“低碳经济”的代表。利用天然气产生的CO2排放量比煤少43%,比石油少28%。同时,天然气储量丰富,产量持续增长,在全球一次能源消费结构中的比例不断增加。各国油气公司都高度重视天然气业务的发展,并将控制天然气资源作为实现其战略目标的核心。

天然气有两种贸易模式,即管道天然气贸易和液化天然气(Liquefied Natural Gas,LNG)贸易。目前全球LNG贸易量约占天然气贸易总量的30%左右。LNG贸易有利于突破产气区和用气区之间的地理位置局限。

近几年来,全球已经兴建了多个天然气液化项目,据著名能源咨询公司伍德-麦肯兹公司(Wood Mackenzie)预测,未来十年,全球总共还需要新增大约1.5亿吨LNG生产能力,以满足日益增长的天然气需求。新的天然气液化项目可能采用传统或非传统天然气资源,甚至可能采用还在勘探阶段的天然气来源,这种不确定性增加了产业未来发展的挑战。建设一座天然气液化厂往往要投资数十亿美元,要想成功运作,需要通过控制成本来实现竞争优势,从而在未来的LNG供应中发挥良好的作用。而控制成本则首先要深入了解天然气液化厂的投资构成要素,本文主要就此进行了分析。

1天然气液化厂工程范围

天然气液化厂在设计阶段会考虑整个项目生命周期的成本,但投资成本更为关键,它是项目生命周期成本中最大的一项单独的成本。因此要了解哪些因素是影响投资的关键因素,它们增加了不可避免的投资成本。在此之前,要首先了解投资范围。

天然气液化项目一般需投资建设以下几个部分:(1)天然气预处理设备——天然气中含有硫化氢、二氧化碳、水、重烃和和重金属等杂质,会腐蚀生产和储运设备,在低温下冻结而堵塞设备和管道,因此作为液化装置的原料气,必须首先进行预处理;(2)液化设备—— 也称作液化天然气生产线,将天然气冷却至-162℃左右成为液态,其体积在常压下减至气态时的1/600,大型天然气液化厂一般包括几条生产线;(3)液化天然气储罐;(4)液化天然气的装运码头;(5)辅助设施、公用工程。

虽然天然气液化厂并没有一个固定的标准,但以上设施是构成液化厂的主要部分。

2影响天然气液化厂投资成本的因素

影响整个液化厂投资的要素并不是按照以上工程范围划分的,而是从以下几个方面进行考虑:厂址、原料气气质和产品标准、生产规模、液化工艺的选择、材料成本、劳动力成本、发起人/承包商成本、融资成本和模块化建设等。

2.1 厂址

厂址选择是工业基本建设的一个重要环节,在天然气液化项目中,厂址对投资的影响尤其重要,特殊的厂址和不同的市场目标使得每个液化厂都是独一无二的。在最初的设计阶段,现场特定条件对投资的影响即应被考虑在内。

首先,虽然场地平整费用所占总投资的比例不大,但该项费用却会由于厂址的地理位置、场地面积和土壤条件的不同而千差万别,场地平整的难易程度对工期成本和劳动力成本有较大的影响,有些场地平整费用还包含土地动迁费用。

第二,厂址条件影响LNG储罐设计。LNG储罐的设计与液化厂的规模有关,但更取决于运输船的尺寸和装卸频率,而运输船尺寸与装卸频率受到现场条件的限制。另外,LNG储罐的建设成本受土壤条件和地震条件的影响较大。

第三,海运设施的投资也主要取决于厂址条件,部分取决液化厂的规模和配置。液化厂一般建设在远离人口中心的依托条件较差的地方。为了保证至少13.5m的水深条件,码头需要离岸足够远。有些地点还需要建设防波堤,以达到运输船装卸条件。海运设施的成本很高,海运码头主要由两部分组成,即码头前沿和栈桥。不同码头前沿的建设成本相差不大,而栈桥的成本主要取决于长度和海底土壤条件。如果码头前沿需要离岸更远,则要增加栈桥长度,海运设施的成本便相应增加。有时栈桥长度会绵延数公里。

第四,厂址条件影响公用工程和辅助设施的规划建设,比如供水、供电设施是否需要新建或完善。此外,现场交通运输条件将影响施工建设期间和投产之后的运输费用。

第五,项目地点对劳动力的成本影响十分显著,因项目地点不同而导致的劳动力成本差异可达到50美元/吨。

2.2 原料气气质与产品标准

不同气源的原料气气质差别很大,对天然气预处理的工艺流程及液化厂的配置具有一定影响,比如一些原料气中的二氧化碳、二氧化硫和重金属等杂质含量较高,需要特殊处理,除增加净化设备外,还要增加后续处理设施。另外,原料气气质还关系到是否回收一些有价值的组分,比如对凝析油的回收利用。

产品方案和产品标准根据市场目标而设计,产品标准的差别将影响工艺流程的设计,进而影响工艺装置投资。比如不同的市场目标使得LNG产品的热值标准不同,LNG产品标准关系到凝析油的回收和脱氮等问题。

2.3 生产规模

生产规模决定设备数量和场地面积,从而影响设备材料成本和场地平整费用。生产规模还决定海运设施的规模和数量,从而影响海运设施的建设成本。另外,生产规模也决定劳动力成本。总体来看,有不到50%的液化厂投资与生产规模有关。

单从项目来看,根据“规模效益”的概念,如果单线生产能力增加,投资成本便相应降低。2003年以前,天然气液化厂项目的投资普遍反映出一个趋势,即工艺技术水平的进步和单线规模增加可以降低单位投资成本。但是2004年之后,新建LNG项目的投资不再呈现这种趋势。2004年至2008年,虽然LNG单线生产能力逐渐扩大,液化厂项目的单位投资从400美元/吨上升到了1000美元/吨。以下几个原因对这一情况具有一定影响。

(1)石化项目建设高峰导致EPC承包商资源短缺。

(2)原材料供不应求导致原材料价格上涨。

(3)LNG工业领域缺乏有技术和经验的工人。

(4)美元汇率的变动。

生产规模本身受到气田开况和市场情况的限制。

2.4 液化工艺

液化工艺的选择常常被认为是影响投资成本的重要因素，但实际上，工艺技术选择对于整个项目成本来说并没有那么大的影响，虽然它确实会影响到日后的生产运营和生产效率。不同工艺技术的投资有所不同，但工艺条件也有所差异，比如热效率、操作灵活性、技术成熟度等，要根据项目的具体情况选择。专利技术和工艺包的购置费用也取决于谈判情况。

2.5 材料成本

材料成本是指所有设备和辅助材料的成本,包括散材(比如配管、电气、钢结构和混凝土)。在项目采购阶段,材料成本根据项目的技术规范和要求以及材料市场供需情况的不同会有很大差别。材料成本占液化厂总成本的比例对于各液化厂项目之间的投资比较具有一定的影响,这是由于近几年来,材料市场的发展已经超越了天然气液化厂项目的规模经济效益。

2.6 现场劳动力成本

劳动力成本是一项重要的成本指标,劳动力成本占到项目建设成本的50%左右。现场劳动力成本主要指分包合同费用,以人工时费用为主,还包括粉刷、绝缘等与材料有关的费用。每个国家的经济发展水平不同,造成人工时费用差别很大。比如在美国、加拿大等发达国家,对现场劳动力的工资、住宿条件、保险费用等有较高的要求并有严格的监管。不同地区、不同时期,技术工人的供需情况也有所不同,进而影响人工时费用。

2.7 发起人/承包商成本

发起人成本是指业主人员在项目执行期间的费用,大约会占整个液化厂投资的10%,但是也会由于许可证和法律费用等项目的不同而有所差异。每个液化厂的具体工程范围不同,发起人的费用会由于项目复杂性的增加而增加。

承包商的费用所占总投资比例较大,该项成本与工程范围和项目地点有关,与设备数量成比例变化。承包商的费用包括设计、总部支持、施工管理、装置建设和临时设施建设等费用。承包商之间的竞争通常被认为是影响投资成本的重要因素,但承包商在各自条件相近的情况下,其竞争对成本的影响十分有限。

2.8 融资成本

融资成本包括股票、债券利息和项目初始阶段的运营费用(LNG产品收入尚不能涵盖操作费用时)。这是一项很少被列入成本指标的费用,但它实际和劳动力成本、发起人/承包商成本及材料成本处于同样重要的位置。该项成本会由于项目风险和筹资难易程度的不同而不同。

2.9 现场建设与模块化建设

大多数液化厂都是现场建设,除非劳动力短缺、现场气候条件差等原因造成传统建设模式成本高,或者项目执行计划不适于现场建设时,模块化建设模式更为适宜。

模块化设计使得液化厂的部分结构可以在专门的制造厂制造。离岸设施的甲板上的结构经常采用模块化形式建造。模块化的作用是可以重新部署劳动力并降低现场建设成本。模块化建设可以实现项目的并行建设,缩短工期,但是如果海运只能在特定的气候条件下进行时,则会有增加工期的风险。

总的来说,模块化设计在节约成本上并不占优优势,模块化建设比现场建设需要更多的结构钢和设计工作,但是模块化建设可以降低厂址偏僻遥远造成的费用增加。

3一个投资估算的误区

“多少美元一吨”是一个比较项目成本的时尚方法,即用生产规模除以总投资得到单位投资,从而比较不同项目的投资情况。有时候,投资者为了快速获得费用估算,会采用这种方法借鉴以往项目的投资。但是这种比较只关注了项目规模上的差异,而忽视了项目地点、项目范围、气源和市场等方面的差异,以下案例可以说明这一问题。

假设有六个天然气液化厂都具备以下固定条件:(1)LNG生产能力为400万吨/年;(2)液化厂开工率为95%;(3)平均环境温度22℃;(4)采用燃气透平驱动和空气冷却技术。

假设第一个液化厂的进料气气质符合一定的标准,不需要预处理,则该液化厂仅包括液化装置、最少的公用工程和辅助设施,水、电、污水处理都可以依托液化厂界区外的设施;第二个液化厂由于现场可依托条件较少,需要在第一个液化厂的基础上增加公用工程系统;第三个液化厂由于气质原因,需要在第二个液化厂的基础上增加进料气预处理装置,包括酸气处理和脱汞装置;第四个液化厂在第三个液化厂的技术上增加分馏装置,并相应增加LNG存储装置和装卸系统;第五个液化厂在第四个液化厂的基础上进一步增加凝析油装置、二氧化碳脱除及后续处理装置;第六个液化厂在第五个液化厂的基础上增加硫磺回收装置,且副产品液化石油气(LPG)采收率最高。

比较这六个液化厂可以看出现场特定条件对项目投资具有很大影响。首先,六个液化厂的配置逐步增加,设备成本便相应增加,但是带动的相关费用的增加比例不会很大,这是由于制冷压缩机、驱动设备和低温换热器等主要LNG生产设备已经被包含在基本液化厂中。

第二,设备数量逐步增加,场地面积便相应增加,场地平整费用随之增加。

第三,LNG储罐成本可能有所差异。LNG储罐根据结构不同,可分为单包容罐、双包容罐、全包容罐和薄膜型罐,对储罐的选型要从投资、运行费用、环境保护等方面综合考虑。使用全包容罐可以减少存储LNG产品占用的场地面积,但是会增加很多投资成本。另外,全包容罐需要更长的建设周期,对工期成本造成一定影响,LNG储罐成本还受到土壤条件和地震条件的影响。因此,这六个液化厂的LNG储罐成本可能会有很大差异。

第四,深度回收凝析油可能是考虑到项目整体的生产效益—— 比如液化石油气(LPG)产品的价值超过了增加LNG产品的价值。虽然第六个液化厂深度回收凝析油可以增加项目的整体收入并降低项目的生命周期成本,但是当单独评估LNG的生产成本时,却导致评估值增加。

此外,六个液化厂的材料成本、海运设施成本、劳动力成本、发起人/承包商成本、融资成本等也可能由于各自特定条件的不同而有所差异。

可以看出,六个液化厂在LNG生产能力相同的条件下,单位投资却不一样。因此,单纯通过规模的角度来比较项目的单位投资是不合理的。

与上述比较方法不同的是,一些石油公司建立了成本分析模型,可以通过改变具体条件来评估项目的投资成本,比如增减设备数量、修改人工时数量和价格、调整项目风险系数等,从而根据液化厂的不同配置计算出不同的成本,得到“多少美元一吨”的结果,这种方法的计算结果会相对准确一些,因为它是将一个已知条件的设计同另一个假设条件或已知条件的设计进行比较。

4结语