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1、LNG 气源站培训资料目录第一章LNG 基础知识1.1 液化天然气概括1.1.1 LNG 定义1.1.2 LNG 基本组成及基本性质1.1.3 LNG 基本特性1.1.4 LNG 用途1.1.5 LNG 工业链1.1.6 LNG 安全环保性第二章 天然气的液化2.1 液化天然气预处理2.1.1 脱水2.1.2 脱硫2.1.3 脱烃2.1.4 脱汞2.1.5 脱出其它杂质2.2 天然气液化流程 2.2.1 级联式液化流程2.2.2 混合制冷剂液化流程2.2.3 带膨胀机的液化流程2.3 天然气液化装置2.3.1 基本负荷液化装置2.3.2 调峰型液化装置第三章液化天然气装置的主要设备3.1 压缩
2、机3.1.1 往复式压缩机3.1.2 透平式压缩机3.2 透平膨胀机3.2 换热器3.2.1 绕管式3.2.2 板翅式3.2.3 汽化器汽化器第四章液化天然气的储存及运输4.1 液化天然气的储存4.1.1LNG 储罐形式4.1.2LNG 储存的比较及选择4.1.3 LNG 储罐4.2 液化天然气运输第五章液化天然气接收终端5.1 液化天然气接收终端概括5.1.1 卸料系统5.1.2 储存系统5.1.3 蒸发气体处理5.1.4 LNG 输送系统5.2 液化天然气接收终端设备和材料5.2.1LNG 输送泵5.2.2 蒸发气压缩机5.2.3 储罐防真空补气系统% b% i3 M) R2 q! C*5
3、.2.4 火炬/放空系统c5.2.5 保冷工程5.3 性能试验5.3.1 装置性能试验5.3.2 单机试运行第六章 LNG 冷能利用6.1 冷能回收用于空气分离6.2 气化与制冷的综合利用气化与制冷的综合利用第七章液化天然气安全技术7.1 天然气的安全特性7.1.1 LNG供气站操作技术7.2 天然气站的运营安全管理7.3 消防安全第一章 LNG 基础知识1.1 液化天然气概括1.1.1 LNG 定义液化天然气(Liquefied Natural Gas 简称 LNG)是指天然气原料经过预处理，脱除其中的杂质后，在经过低温冷冻工艺在-162下所形成的低温液体混合物。液化天然气在-162、 （一
4、个大气压）冷却液化的产物。液化后的天然气其体积大大减少，约为 0、1 个大气压时天然气体积的 1/600，也就是说 1 立方米 LNG 气化后可得 600 立方米天然气。主要成份是甲烷，很少有其它杂质，是一种非常清洁的能源。其液体密度约 430kg/m3 , 约为 0气体密度约 0.717 kg/m3.爆炸极限为 5%15%（体积%） ，燃点约 650。目前，世界上 80%以上的天然气液化装置采用混合制冷剂液化循环，该循环以 C1C5的碳氢化合物及氮气等组成的多组分混合制冷剂为工质，进行逐级冷凝 蒸发 节流 膨胀 ，得到不同温度水平的制冷量，以达到逐步冷却和液化天然气的目的。1.1.2 LNG
5、 基本组成及基本性质不同 LNG 工厂生产的产品组成不同，这主要取决于生产工艺和气源气组成。按照欧洲标准 EN1160 的规定。LNG 的甲烷含量应高于 75%，氮含量应低于 5%。商业 LNG 的基本组成组成组成甲烷 9298丁烷04乙烷16其他烃类化合物01丙烷14惰性成分03在-162与 0.1MPa 下，LNG 为无色无味，无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的 1/600，其体积约为同量气态天然气体积的 1/600，液体密度是 430Kg/m3。其主要成分是甲烷(75%以上)。相对密度(气体)为 0.600.70，热值 37.62MJ/m3，燃点 650，爆炸极限为 5%15
6、%，燃烧范围为 6%13% ，压缩系数为 0.7400.820 。1.1.3 LNG 基本特性LNG 不同于一般的低温液体，具有以下特性：(1) LNG 的蒸发 LNG 储存在绝热储罐中，任何热量渗漏到罐中，都会导致一定量的 LNG 汽化为气体，这种气体被称为蒸发气。LNG蒸发气的组成主要取决于液体的组成，它一般含氮气 20（约为LNG 中 N2含量的 20 倍） ，甲烷 80及微量乙烷。对于纯甲烷而言，-113以下的蒸发气比空气重；对于含有氮气 20 的甲烷而言，低于-80的蒸发气比空气重。（2）LNG 的溢出与扩散 LNG 倾倒至地面上时，最初会猛烈沸腾蒸发，其蒸发率将迅速衰减至一个固定值
7、。蒸发气沿地面形成一个层流，从环境中吸收热量逐渐上升和扩散，同时将周围的环境空气冷却至露点以下，形成一个可见的云团，这可作为蒸发气移动方向的指南，也可作为蒸发气-空气混合物可燃性的指示。(3) LNG 的燃烧与爆炸 LNG 具有天然气的易爆易燃特性，在-162的低温条件下，其燃烧范围为 613（体积百分比） ；LNG着火温度即燃点随组分的变化而变化，其燃点随重烃含量的增加而降低，纯甲烷着火温度为 650 1.1.4 LNG 用途(1)解决边远地区的能源供应。LNG 可以通过地面或水上运输工具运输到远离天然气田的边远能源消费地，从而取代地下远距离管道输送，节省大量管线及站场建设的投资。(2)解决
8、边远气田的开发或天然气回收。利用 LNG 方式，可以有效解决远海、荒漠地区等边远气田的开发及其天然气回收。(3)天然气调峰。由于民用用户季节或日用气量波动、工业用户或LNG 厂本身检修或改造以及输气管网发生故障等因素都将造成定期或不定期的供气不平衡，建设 LNG 储罐可有效地削峰填谷。对于高峰负荷型 LNG 工厂，一般建在用户附近，调节工业与民用天然气的不均衡负荷，确保供气的安全与平稳。(4) LNG 冷量回收利用。LNG 在常温下携带有大约 836Jkg 的冷量，不仅可以利用这些冷量来液化和分离空气，生产液氧、液氮或干冰，而且还可以用来发电、冷藏冷冻物品、低温破碎处理工业废弃物、淡化海水等。
9、北京燃气公司(5)生产 LNG 副产品。在 LNG 生产过程中的不同阶段，可分离出C2、C3、C4、C5、C5+烃类以及 H2S、H2 等化工原料及燃料，由于氦(He)的液化温度为-269，当温度降到-162时天然气将全部液化成 LNG，因此 LNG 与氦(He)可以联产，这不仅节省投资、降低操作费用，而且提高了装置的操作灵活性。(6)LNG 用作燃料。天然气在液化之前除去了酸性气体、重烃、水、汞等有害成分，它除了用作发电厂、工厂、家庭用户的燃料外，其中甲烷还可用来制造肥料、甲醇溶剂及合成醋酸等化工产品，而乙烷和丙烷可以通过裂解来生产乙烯及丙烯等塑料原料。所以，LNG 是一种优质的化工原料和民
10、用燃料。1.1.5 LNG 工业链中国 LNG 工业链图1.1.6 LNG 安全环保性气态天然气密度比空气轻，泄漏后容易扩散，而液化石油气反之；天然气的爆炸极限为515%，其下限较液化石油气的1%要高，也就是说，引起爆炸的气体泄漏量要大，危险性要小一些；另外，LNG在低温下储存，更安全。至今全世界未见有因LNG燃烧爆炸事故的报道。气化站内，LNG储罐采用自力降压、压力报警手动放空、安全阀起跳三层保护措施，同时，储罐液相进出口及出站总管设有紧急切断装置，保证了站内安全。第二章 天然气的液化2.1 液化天然气预处理2.1.1 脱水脱水按照现行标准，进入液化天然气工厂的管输天然气的水露点，在交接点的
11、压力和温度条件下，应比最低环境温度低 5oC，此时不满足深冷液化的要求，为防止低温液化过程中产生水合物，堵塞设备和管道，在液化前，必须将原料气中的水份含量降低到小于0.1X10-6（体积分数） 。常用的天然气脱水方法有冷却法、吸附法、和吸收法等。 1）冷却法天然气中的饱和含水量取决于天然气的温度，压力。一般来说，天然气中的饱和含水量随压力升高，温度降低而减少。冷却脱水就是利用一定的压力下，天然气含水量随温度降低而减少的原理来实现天然气脱水。2）吸收法吸收法脱水是采用一种亲水液体（脱水吸收剂）与天然气逆流接触，吸收天然气中的水蒸气，从而脱除水分。常用的脱水吸收剂有甘醇和 CaCL2 水溶液。由于
12、三甘醇的露点降可达-40以上，热稳定性好，成本低，运行可靠，在甘醇类脱水吸收剂中应用效果最好。 3)吸附法吸附法脱水是利用吸附原理，选择某些多孔性固体吸附剂吸附天然气中的水蒸气。由于吸附脱水可以达到很低的水露点，因此适用于深冷分离工艺要求气体含水量很低的场合。天然气脱水常用的固体吸附剂有活性氧化铝、硅胶和分子筛等天然气脱水的方法有多种，按其原理可归纳为溶剂吸收法、固体吸附法和低温冷凝法。在生产实际中，可根据对天然气脱水深度的要求选择适当的脱水方法。目前最常用的是三甘醇吸收和分子筛吸附两种。 天然气脱水方法比较方法 优点缺点吸收法 能耗小，操作费用低，可制成橇装式，三甘醇使用寿命长，损失量小，脱
13、水后能满足浅冷回收轻烃凝液要求 。脱水程度不能满足深冷回收轻烃要求，中携带轻质油时，易起泡，破坏吸收，吸收塔的结构要求严格 吸附法脱水后气体中水的含量会很低对进气的温度、压力、流量变化不敏感，操作弹性大，操作简单，对于大装置，设备投资大，操作费用高，吸附剂使用寿命短，一般二、三年就需更换，增加了成本，能耗高 占地面积小。 冷凝法可充分利用气体本身压能工艺设备简单，操作简便 。脱水深度有限 2）脱水剂的选择原则三甘醇脱水流程：三甘醇脱水装置由高压吸收系统及低压再生系统两部分组成。由于进入吸收塔的气体不允许含有游离液体（水与液烃） 、化学剂、压缩机润滑油及泥沙等物，所以湿天然气进入装置后，先经进口
14、气涤器（洗涤器或分离器）除去游离液体和固体杂质。如果天然气中杂质过多，还要采用过滤分离器。进口气涤器顶部设有捕雾器（除沫器） ，用来脱除出口气体中携带的液滴。 对于含 H2S 的酸性天然气，当其采用三甘醇脱水时，由于 H2S 会溶解到甘醇溶液中，不仅导致溶液PH 值降低，而且也会与三甘醇反应变质。因此，从甘醇脱水装置吸收塔流出的富甘醇进再生系统前应先进入一个富液气体提塔，用不含硫的净气或其他惰性气气提。脱除的 H2S 和吸收塔顶脱水后的酸性天然气汇合后去脱硫装置。2.1.2 脱硫与 LNG 原料气的脱水方法一样，LNG 原料气的脱硫方法一般都采用天然气常用脱硫方法。净化气含硫量低。（5）干式床
15、式层法 分子筛法，脱硫剂为 4A 5A 型分子筛可同时H2S 及有机硫，以及同时干燥气体，净化气中 H2S 含量能降至 6mg比较适合 H2S 含量低的天然气。选择天然气脱硫工艺的原则通常情况下规模比较大的装置应优先考虑应用胺法的可能性，在原料气碳硫比较高（6）时，应采用 MDEA 选吸工艺；在脱除 H2S的同时也需脱除相当量的 CO2 时，可采用 MDEA 与其它醇胺（如DEA）组合的混合胺法；天然气压力较低，净化气 H2S 指标要求严格，且需同时脱除 CO2 时，可采用 MEA 法、DEA 法或混合胺法；原料天然气需脱除有机硫时通常应采用砜胺法，需同时脱除有机硫、H2S、CO2 时，应选用
16、砜胺（SulfinolD） ；需选择脱除有机硫、H2S、适当保留 CO2 的工况，应选用砜胺（SulfinolM） ；H2S 分压比较高的天然气以砜胺法处理时，其能耗显著低于胺法；当砜胺法仍无法达到所要求的净化气有机硫含量指标时，可续以分子筛法脱硫。在原料气 H2S 含量低、潜硫量不大、碳硫比高且无需脱除 CO2 时可考虑如下工艺，潜硫量在 0.55t/d 间，可考虑选用直接转化法，如络合铁法、ADA-NaVO3 法或 PDS 法等；潜硫量0.1t/d（最多不超过 0.5t/d）时可选用非再生类方法，如固体氧化铁、氧化铁浆液等。高压、高酸气浓度的天然气可能需要在胺法和砜胺法之外选用其它工艺或者采用组合工艺主要脱除大量 CO2 的工况，可考虑选用膜分离法，物理溶剂法或活化 MDEA 法；需同时大量脱除 H2S 和 CO2 的工况，可分两步处理，第一步以选择性胺法获富 H2S 酸气供克劳斯装置，第二步以混合胺法或常规胺法处理达净化指标；对于大量 CO2 需脱除的同时也有
