天然气加工工程-中国石油大学（华东）\天然气加工工艺技术进展-中石油讲座班

天然气加工技术进展主讲王云芳本讲座的主要内容本讲座主要涉及天然气的物理加工技术进展，化学加工可以归属到催化反应工程中，不具备特殊性，所以不在本讲座范围之内。本讲座的主要内容包括：概述天然气的净化轻烃回收天然气液化压缩天然气一、概述天然气资源天然气利用天然气在能源消费中的地位1.天然气资源世界天气资源全球已探明的天然气储量为152万亿立方米，可供开采65年，而探明的石油可供开采期为43年。天然气水合物（俗称“可燃冰”），主要储藏于海洋底部，储量是常规能源储量的两倍，可使用近1000年。我国的天然气远景资源量达56万亿立方米，探明的可开采天然气资源量达22万亿立方米。我国境内也有丰富的水合物储藏。据专家 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 ,青藏高原盆地和东海、南海、黄海的大陆坡及其深海,都可能存在体积巨大的水合物。发现我国的南海海域蕴藏着丰富的水合物；2009年在青海省祁连山南缘永久冻土带发现天然气水合物，可维持中国能源消费近90年。我国的天然气资源2.天然气的利用天然气发电（环保、灵活，2020年达到6.7%）清洁民用燃料（国外：30%～50%；国内：13%）作为化工原料（世界约90%合成氨和甲醇是以甲烷为原料；我国仅分别为23%和35%；甲烷直接转化制乙烯已经取得突破）作为发动机燃料3.天然气在能源消费中的地位在当今世界能源(煤、石油、天然气）消费结构中，天然气达到24%（我国只有3%），成为三大主力之一。2020年以后世界天然气的产量将要超过煤和石油，成为世界最主要的能源，21世纪将是天然气的世纪。天然气吸收法脱水天然气吸附法脱水天然气吸收法脱酸性气体二、天然气净化二甘醇（DEG）、三甘醇（TEG）均为乙二醇的缩合物，反应式为：二甘醇三甘醇二甘醇：沸点：245.0℃；分解温度：164.4℃三甘醇：沸点：287.4℃；分解温度：206.7℃因为三甘醇沸点高，蒸汽压低，吸收脱水过程蒸发损失少，且分解温度高，所以脱水过程广泛应用的是三甘醇◆甘醇的一般性质1.甘醇吸收法脱水工艺◆采用湿气作再生气。特点：操作中的干气水露点仅能达到约为-39℃。2.吸附法脱水工艺◆采用干气作再生气特点：由于用干气再生，出口干气的水露点可降低至-100℃以下。乙醇胺吸收H2S和CO2的反应醇胺法工艺 流程 快递问题件怎么处理流程河南自建厂房流程下载关于规范招聘需求审批流程制作流程表下载邮件下载流程设计 图H2S、CO2在醇胺溶液中的溶解度醇胺溶液循环量的确定醇胺法脱硫装置操作注意事项3.乙醇胺吸收法脱酸性气工艺单乙醇胺（MEA）HO-CH2-CH2-NH2HOC2H4NH2二乙醇胺（DEA）HO-CH2-CH2-NH-CH2-CH2-OH(HOC2H4)2NHN-甲基二乙醇胺（MDEA）HO-CH2-CH2-N（CH3)-CH2-CH2-OHCH3N(C2H4OH)2单乙醇胺与H2S反应2HOC2H4NH2＋H2S＝（HOC2H4NH3)2S类似于NH3＋H2S＝(NH4)2S（HOC2H4NH3)2S＋H2S＝2(HOC2H4NH3)HS(NH4)2S＋H2S＝2(NH4)HS单乙醇胺与CO2反应2HOC2H4NH2＋CO2+H2O＝HOC2H4NH3)2CO3HOC2H4NH3)2CO3＋CO2+H2O＝HOC2H4NH3)HCO3◆乙醇胺吸收H2S和CO2的反应●反应均为可逆反应，适当改变反应条件，可使反应逆向进行。●反应均为分子数减少的反应，高压有利于吸收反应进行；低压有利于解吸反应进行。●反应均为放热反应，低温有利于吸收，高温有利于解吸。一般单乙醇胺吸收H2S的反应在49℃以上逆向进行。吸收CO2的反应在71℃以上逆向进行。故单乙醇胺脱酸性气吸收塔的反应温度应控制在49℃以下。◆醇胺法工艺流程图●工艺流程醇胺法脱硫的典型工艺流程见图7—2。主要设备是吸收塔、汽提塔、换热和分离设备等。反应特点▲吸收系统主要由进口分离器、吸收塔(接触器)和出口分离器组成。吸收塔：理论板数为4～5块；实际板数为20～25块；全塔效率0.25～0.4。吸收塔气、液进塔温度确定原则为防止重烃冷凝，贫液入口温度高于气体进塔温度1～5℃，气体入塔温度应控制使釜液排出温度不超过49℃。▲汽提（再生）系统汽提系统由富液闪蒸罐、贫／富液换热器、汽提塔、重沸器、塔顶冷凝器、溶液冷却器、复活器及泵等组成。汽提塔理论板数：3～4块；进料板以上3～4块实际板；进料板以下20～25块实际板；再生蒸汽消耗量为0.12～0.18吨水蒸汽／吨醇胺溶液，最多不超过0.24吨水蒸汽／吨醇胺溶液。●主要设备重沸器的热负荷包括：将酸性醇胺溶液加热至沸点的热量；将醇胺与酸性气体生成的化合物分解的热量；将回流液(冷凝水)汽化的热量；加热补充水的热量；重沸器及汽提塔的热损失。通常，还要考虑15％—20％的安全裕量。汽提塔的回流比：汽提塔顶排出的气体中水蒸气摩尔数与酸气摩尔数之比称为该塔的回流比。水蒸气经塔顶冷凝器冷凝冷却为水后送回塔顶作回流。对于伯醇胺和低CO2／H2S比的酸性气体，回流比为3；对于叔醇胺和高CO2／H2S比的酸性气体，回流比为1.2。复活器复活器是使降解的醇胺尽可能复活，使热稳定的盐类释放出游离醇胺，并除去不能复活的降解产物。MEA等伯醇胺由于沸点低，可采用半连续蒸馏的方法，将汽提塔重沸器出口的一部分贫液送至复活器内加热复活。通常是向复活器中加入2／3的贫液和1／3的强碱(10％的氢氧化钠或碳酸钠溶液)，加热后使醇胺和水由复活器中蒸出。为防止热降解发生，复活器温度升至149℃时加热停止。降温后、再将复活器中剩余的残渣(固体颗粒、溶解的盐和降解产物等)除去。胺的循环量应大于化学计量数，为0.33～0.4mol酸性气／mol胺。（化学计量值：0.5mol酸性气／mol胺）在通过相平衡计算确定醇胺法脱硫溶液循环量时，就必须用到H2S、CO2等在醇胺溶液的热力学平衡溶解度数据。而H2S和CO2与醇胺之间的反应会相互影响，即其中的—种酸性组分即使微量存在，也会使另一种酸性组分的平衡分压产生很大差别。只有一种酸性组分(H2S或CO2)存在时在醇胺溶液的平衡溶解度远大于H2S和CO2同时存在时的数值。◆H2S、CO2在醇胺溶液中的溶解度通过下面一个例题来说明醇胺溶液循环量的确定方法用2.5N（15.3％wt）MEA吸收天然气中的H2S和CO2。吸收塔压力P＝1.38MPa；气体入口温度t0＝25℃;胺液入塔温度tN+1=38℃;入口气体组成CO2:10%(mol);H2S:6.0%(mol)入口贫液组成CO2:0.150molCO2/molMEAH2S:0.03150molH2S/molMEA出口气体要求YCO2＜0.05%(mol),YH2S＜0.02%(mol)确定吸附剂循环量◆醇胺溶液循环量的确定以上四张图为25℃、100℃时H2S和CO2对MEA（15.3％wt)的四张平衡数据图。P*=f(t,XCO2,XH2S);当t≠25℃或100℃时,用内插法,并假定lnP*与1/T呈线性关系MEA溶液的物性数据:热容3.98KJ/kg.K-溶液吸收热CO2:1.92MJ/kg-CO2;H2S:1.91MJ/kg-H2S先求最小醇胺液循环量Lmin假定吸收过程放出的热量全部用于加热吸收剂,即吸收剂进、出塔总焓差等于吸收过程放出的热量。可列下列热平衡方程式：△Ha=Cp(t1-tN+1).Lmin其中△Ha-吸收热;Cp-吸收液比热Lmin计算框图①计算气体吸收放出的热△Ha＝1×10％×44×10-3×1.92×103+1×6%×34×10-3×1.91×103＝12.3KJ/molfeed②换算液体比热单位Cp＝3.98（kJ/kg-溶液）÷0.153×61×10-3＝1.59KJ/molMEA.K③用热平衡求Lmin已知tN+1=38℃,设t1=60℃,则12.3=1.59(60-38)×Lmin求的Lmin=0.352molMEA选1mol气体为基准④计算富液酸气负荷CO2:0.1÷0.352+0.15=0.434molCO2/molMEAH2S:0.06÷0.352+0.03=0.20molH2S/molMEA⑤计算60℃时与富液平衡的酸气分压P＊I由溶解平衡图可查到P0mmHg25℃100℃P*CO21404000P*H2S1471700◆醇胺法脱硫装置操作注意事项醇胺法脱硫装置运行比较平稳，经常遇到的问题有溶剂降解、设备腐蚀和溶液起泡等。因此，应在设计与操作中采取措施防止与减缓这些问题的发生。●溶剂降解溶剂降解的含义是：胺液的活性降低和胺的分解。降解的主要原因是：▲氧化：当胺液暴露于空气或氧气中时，将会缓慢氧化。通常认为这些氧化产物会引起腐蚀，所以胺液储罐及缓冲罐均需用惰性气体封闭。▲MEA与COS反应生成不溶性盐，常通过活化釜将其除掉；DEA与COS反应也生成不溶性盐，但在碱存在下可加热反向再生。▲胺液与CO2反应能生成比乙醇胺碱性更强的乙二胺衍生物，但其硫化物和碳酸盐难再生，使溶剂失去部分脱硫能力。●设备腐蚀MEA和DEA水溶液吸收酸性气体后，造成PH值大为下降，成为酸性溶液，引起腐蚀，腐蚀主要发生在酸性负荷大且温度高的部位：预热器、汽提塔、再沸器内。可采用加缓蚀剂的办法来防止腐蚀。●溶液起泡以下物质可能会引起溶液发泡：①悬浮的固体；②烃类溶液；③胺的降解产物；④任何外来物质（缓蚀剂、法门润滑剂、补充水中的渣质等）胺液发泡会引起以下问题：①允许的塔内线速度下降；②脱硫效果可能达不到要求；胺损失增加。防止发泡的办法：①使胺液过滤，滤掉悬浮的固体及降解产物；②溶液经复活釜复活，清除胺的降解产物；③加消泡剂。天然气中除了主要组分甲烷外，还有其它烃类和非烃类的组分，各组份的大致含量如下：CH4C2H6C3H8C4H10C5+N2CO2H20H2SHeArXer(70-95%)C2+(5-30%)少量微量天然气凝液回收就是回收天然气中乙烷以上的组分，所以天然气凝液（NGL）中含有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及更重烃类；。1.天然气凝液回收的概念三、天然气凝液回收1964年美国首先将透平膨胀机制冷技术用于天然气液回收过程中。由于此法具有流程简单、操作方便、对原料气组成的变化适应性大、投资低及效率高等优点，因此近二三十年来发展很快，美国新建或改建的天然气油回收装置有90％以上采用了透平膨胀机制冷法。天然气采用膨胀机制冷回收液烃时的原理流程图见图6—4所示。2.天然气凝液回收方法◆膨胀机制冷◆联合制冷法冷剂制冷与接膨胀联合制冷法。当原料气组成较富，或其压力低于适宜的冷凝分离压力，为了充分、经济地回收天然气液而设置原料气压缩机时，应采用有冷剂预冷的联合制冷法。透平膨胀机是一种使高压气体膨胀对外做功，因而使气体压力和能量减少的原动机。从广义讲，透平膨胀机应包括：①蒸汽轮机：只输出功率且压缩气体为水蒸汽。②燃气轮机：只输出功率但压缩气体为燃气。　③涡轮膨胀机：高压空气或天然气膨胀对外作功，而使气体温度降低，以实现制冷为目。◆膨胀机制冷的原理●透平膨胀机结构透平膨胀机由三个主要部分组成：通流部分、制动器部分和机体部分。这里主要介绍与制冷过程有关的通流部分，其它部分原理可参照有关专著。▲流通部分主要包括：蜗壳、喷嘴环(导流器)、工作轮(叶轮)和扩压器。①蜗壳作用是把透平膨胀机进气管道中的气体引导并均匀地分配到喷嘴环上。从结构上分，蜗壳又可分为单蜗室蜗壳、半蜗室蜗壳、双蜗室蜗壳。见下页结构图。◆透平膨胀机简介单蜗室蜗壳特点：具有良好的气体流动和气体分配性能，我国大部分透平膨胀机采用了这种形式的蜗壳。半蜗室蜗壳：流动损失大，但它可以减小蜗壳尺寸。双蜗室蜗壳：具有良好的气体流动性，但由于有两个进口管，使低温管道复杂化。②喷嘴环喷嘴环的作用：(a)将气体的压力能和焓降转换为动能，为在工作轮中将气体的能量转化为机械功输出创造条件。气体膨胀比的一部分（反作用式）或全部（冲动式）在喷嘴环中完成。(b)喷嘴环的喷嘴流道中的喉部截面起着控制透平膨胀机气体流量的作用。喷嘴环的分类：作用：把气体的部分动能有效地转换为机械功输出。它是透平膨胀机流通部分中能使气体能量减少的唯一转动部件。分类：③工作轮反作用度（ρ）气体在工作轮中绝热等熵膨胀焓降h2s与喷嘴环中绝热等熵焓降h1s之和的比值。通常：ρ≤0.1的透平膨胀机叫冲动式透平膨胀机；ρ＞0.1的透平膨胀机叫反作用式透平膨胀机。反作用式透平膨胀机等熵效率高，可达80～90％，多用于大型膨胀机。气体在膨胀过程中各参数的变化规律见图6－18●透平膨胀机通流部分中气流参数变化c—气体的速度；p—气体的压力；h—焓降。蜗壳喷嘴环工作轮扩压器蜗壳喷嘴环工作轮扩压器①等熵效率当气体在膨胀机内膨胀时，由于没有热交换（绝热过程）,若膨胀过程可逆，则这一过程一定是等熵过程（绝热可逆过程即为等熵过程）。绝热可逆过程对外作最大功且其值就等于焓降。即：而实际过程为不可逆，其不可逆损失均转化为热能加入体系使含升高，产生的实际焓变△ha小于等熵焓变△hs。则膨胀机的等熵效率（ηs)为：●透平膨胀机的等熵效率气体等熵膨胀时，压力的微小改变所引起的温度变化称为微分等熵效应，以μs表示，即所以，气体等熵膨胀时，温度总是降低的。②等熵膨胀效应用热力学函数之间的关系可推导已知条件：膨胀机进口压力(P1)、温度(T1)、气体进口的摩尔流量和组成，以及膨胀机出口压力(P2)。计算目的：实际出口温度（T2），具体计算步骤如下：①由P1、T1及组成计算膨胀机入口物流的焓（h1）和熵(S1)。②假设一个等熵膨胀时的理论出口温度T2。③根据P2及假设的T2对出口物流进行平衡气化(平衡闪蒸)计算,以确定此处有无凝液析出。④计算膨胀机出口物流的焓(h2)和熵(S2),如果出口物流为两相流,则h2和S2为气液混合物的焓和熵。●透平膨胀机出口状态计算⑥当S1＝S2时为等熵膨脂胀过程．此时理论焓降为(h2-h1)=△hs。⑦巳知膨胀机的等熵效率ηs，计算实际焓降△hact=ηs△hs=h’2-h1,计算出h’2。⑧由P2、h’2利用T-S图或h-S图查出膨胀机的实际出口温度T’2或通过试算确定膨胀机的实际出口温度T’2。进行试差运算时可用下式估算初值T2⑤如果由步骤④算出的S1＝S2，则假设的T2是正确的，否则，就要重复步骤②～④，直至S1＝S2。◆节流膨胀制冷当气体有可供利用的压力差，而且不需要很低的冷冻温度时，采用节流阀(也称焦耳－姆逊阀)膨胀制冷是一种比较简单的制冷方法。当进入节流阀的气流温度很低时节流效应尤为显著。●节流膨胀制冷原理（1）节流膨胀的主要特征:①压缩流体通过孔口或阀门时，由于局部阻力使流体压力显著下降；②节流过程为一绝热过程；③节流前后流体焓不变。④节流过程不对外作功，是高度不可逆过程；⑤天然气流经节流阀膨胀过程可近似按等焓节流处理。（2）节流效应由此可以看出，气体节流膨胀后温度并不总是降低的，其温度决定于气体的性质和所处的状态。要实现节流制冷目的，要选择合适的节流前温度●节流膨胀（等焓膨胀）与等熵膨胀的比较即气体的等熵膨胀效应总是大于节流膨胀效应。因此，对于同样的初始状态和膨胀比，等熵膨胀的温降比节流膨胀要大，但它们的差值与温度和压力有关。当压力较低而温度较高时，差值就大。随压力增加，温度降低，差逐渐减小，直至临界点时为零。节流与等熵膨胀的特点如下：①节流过程用节流阀，结构简单，操作方便；等墒膨胀过程用膨胀机，结构复杂。②膨胀机中实际上为多变过程，因而所得到的温度效应及制冷量比等熵过程的理论值小。③节流阀可以气液两相区内工作，即节流阀出口可以允许有很大的带液量，而膨胀机出口允许的带液量有一定限度。①计算流体在进口压力P1和温度T1时的焓h1，如为两相流，此焓即应为气液混合物的焓。③假定一个流体出口温度T2。③按P2和T2条件进行闪蒸计算，求出气、液各相组成及相对量。④根据上述闪蒸计算及假定的T2,求出口流体的焓h2。如为两相流．此焓亦应为气液混合物的焓。⑤如果h1=h2,则假定的温度是对的。否则，重复部骤②—⑤，直到h1=h2为止。目前，上述计算过程也多采用有关软件由计算机完成。●气体节流膨胀出口温度的确定3.天然气凝液回收工艺工艺方法以回收C3＋烃类为目的天然气凝液回收工艺流程以回收C2＋烃类为目的天然气凝液回收工艺流程●工艺方法一般，天然气凝液回收主要由原料气预处理、压缩、净化、冷凝分离、凝液分馏、干气再压缩以及制冷等部分组成。◇原料气的预处理原料气预处理的目的是脱除原料气中携带的油、游离水和泥砂等杂质。一般用分离、过滤 单元 初级会计实务单元训练题天津单元检测卷六年级下册数学单元教学设计框架单元教学设计的基本步骤主题单元教学设计 设备实现，以保证冷凝正常进行。◇原料气的压缩原料气压缩的目的：①为使更多的轻烃冷凝下来；②保证膨胀机的入口压力，以产生足够的冷量；③伴生气压力仅为分离器压力（3.5atm)，要使回收轻烃后的尾气压力达到管输压力也需增压。因此，对于伴生气轻烃回收装置都需增压，气井气则可利用井口压力，不一定增压。◇原料气的净化①脱掉原料气中的水份，以防止在低温下生成固体水合物物；②脱酸性气体，以防腐蚀设备。当采用浅冷分离工艺时，只要原料气中二氧化碳含量不影响商品天然气的质量要求，可不必脱除二氧化碳.。◇制冷系统①用蒸汽压缩制冷系统对原料气预冷，提供补充冷量；②用膨胀机制冷使原料气冷却到规定温度，回收轻烃。◇冷凝分离系统●多级冷凝与分离当原料气采用压缩机增压，或者采用透平膨胀机制冷时，这种冷凝分离过程通常是在不同压力与温度等级下分几次进行的。　●适宜的冷凝温度与压力当原料气组成及进装置压力已知时，应在冷凝计算的基础上，根据工艺流程、干气外输压力、凝液或产品收率和要求，以及装置的投资和运行费用等因素确定适宜的冷凝分离压力与温度。▲适宜冷凝压力的确定根据气液平衡原理，压力升高，轻烃回收率增大，但压力又不能过高。下图为在生产LPG时，压力对丙烷及乙烷收率的影响关系图。①压力超过4MPa后，丙烷收率增长较慢，而乙烷收率迅速增长，增加了脱乙烷塔塔顶气量，因而丙烷收率下降。②压力提高，乙、丙烷相对挥发度减少，不利于分离。同样，对于生产NGL过程，在适宜的温度范围内，甲烷与乙烷之间也有类似的关系，压力增加到某个值后，乙烷收率增加较小，而甲烷冷凝率增加较快。一般而言，对于生产LPG，P＝4MPa对于生产NGL，P=5Mpa由右图可知：▲适宜冷凝温度的确定由右图可知，随着冷凝温度降低(＜－60℃），乙烷的冷凝率增加较快，而丙烷冷凝率的增加迅速变慢，这样，不仅增加了冷量而且增加了脱乙烷稳定塔的负荷，反而使关键组份收率下降。因此，应根据关键组份的回收率确定适宜的冷凝分离温度。①需要增加膨胀机的级数(即增加膨胀比）以获得更低的温度等级，因而就要相应提高原料气的压力,增加原料气压缩机。会使投资及操作费用增加。②原料气压力提高后，使装置设备、管线等压力等级也提高，投资也随之增加。③由于制冷温度降低，用于低温部位的钢材等用量及投资也相应增加。因此，对于回收LPG，有预冷：C30－77～80％；无预冷：C30－50％对于回收NGL，有预冷：C20－86%丙烷或乙烷的经济回收率将随着轻烃价格的提高和轻烃回收技术的提高而提高。●回收率的确定回收率的确定原则应是使轻烃回收装置具有更好的经济效益，在原料组成一定的情况下，其经济回收率与回收技术密切相关。过高的回收率会由于以下几部分能耗的增加而使装置变的不经济甚至亏损：◆以回收C3＋烃类为目的天然气凝液回收工艺流程●采用冷剂制冷法的浅冷分离工艺流程①冷冻温度：一般在-15℃～－35℃；冷凝压力：1.6～2.4MPa②目的：回收丙烷及以上组分（C3+)，丙烷回收率20％～40％；③适应范围：（a）当原料气中出烃类含量较多，对丙烷的收率要求不高时；（b)只是为了控制天然气的烃露点(生产管输气)，而对烃类收率没有特殊要求的“露点控制”装置；④进装置的原料气为低压伴生气，压力一般为0.1～0.3MPa。对于丙烷收率要求较高、原料气较富或其压力低于适宜冷凝分离压力而需设置压缩机的天然气液回收装置，大多采用冷剂预冷与膨胀机联合制冷法，冷剂为丙烷或氨。图6－31为胜利油田某装置采用的冷剂预冷与透平膨胀机制冷相结合的工艺流程，该流程的设计条件为：处理量为50×104m3/d,最低冷冻温度为-85～-89℃,丙烷收率为80%～85%,液烃产量为110～130t/d。原料气中C3+含量约为250g/m3,其中丙、丁烷含量为6.86％。经过计算，仅用膨胀机制冷所得冷量尚不能满足要求，故还须采用外加冷源的联合制冷工艺。●采用预冷与透平膨胀机联合制冷的工艺流程◆以回收C2＋烃类为目的天然气凝液回收工艺流程●采用两级透平膨胀机制冷法的工艺流程我国大庆油田在80年代中期从Linde公司引进的两套60xl04m3/d的天然气凝液回收装置均采用两级透平膨胀机制冷法，原料气为伴生气，进装置压力为0.127～0.147MPa，制冷温度一般为-90～-100℃，乙烷收率为85％，每套装置混合液烃产量为5xl04t/a。我国辽河油田在80年代后期从日本日挥株式会社（JGCCORP）引进了一套有丙烷预冷的膨胀机制冷法从天然气中回收乙烷的装置。装置处理量：120×104m3/d;乙烷收率：85％；膨胀比：4.6●采用丙烷冷剂与透平膨胀机联合制冷法的工艺流程流程特点：①低压脱甲烷，膨胀比大（4.6）膨胀机出口温度低（-117℃），稳定塔顶温（-112℃）；②需要严格限制二氧化碳的含量，不能超过0.42％（mol)，否则结冰；③脱甲烷塔在低压下进行，可回收冷量多，可用于冷却原料气。冷量回收程度高。④脱乙烷塔需要增压（脱乙烷塔一般在20kg/cm2以上操作）。故需要一台液态泵。（这类泵的特点是：液态物料沸点低，扬程大，一般为离心式低压特殊泵。1914年天然气液化技术开发成功；1942年在美国的克利夫兰建成了世界上第一座工业规模的LNG生产装置；1959年第一艘LNG运输船“甲烷先锋”号跨海运输，这是世界第一次实现液化天然气跨海运输。1975世界天然气液化装置达150多套（来往于中东、西欧、日本和美国之间）。天然气长距离输送的缺点是阻力损失大，投资高，适合平原地区；对于地形复杂，大海阻隔地区，适用于液态运输，因为625m3/1m3液体。因此，天然气液化技术也是天然气加工的主要内容之一。◆天然气液化技术发展简史1.天然气液化的发展概述四、液化天然气（LiquefiedNaturalGas）在LNG长距离运输方面发展十分迅速。目前，世界天然气贸易量的1/3是以LNG的方式成交。我国为解决我国沿海一带的能源短缺问题，从外国进口LNG数量在不断增加（进口：07年291万吨，08年334万吨，08年553万吨）。因此，今后我国的LNG工业将会有较大的发展。我国从90年代开始陆续建成了几套生产LNG的调峰型工业试验装置。河南濮阳投资６５００万美元的中美合资液化天然气（ＬＮＧ）生产项目；中石化将投资100多亿元在青岛胶南董家口码头建立的LNG接收站。该项目一期工程年转接LNG300万吨，二期工程年转接LNG500万吨， 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 气源来自伊朗和俄罗斯；中石油集团首个液化天然气项目于2008年6月在大连开工，目前已进度完成82%，主要接收来自澳大利亚、卡塔尔等国LNG资源，一期工程设计规模为300万吨/年)；中石油青海油田计划投资3亿元在西藏拉萨建LNG接收站项目，计划2011年10月向拉萨提供天然气。●基本负荷型：液化能力大，贮存能力也较大。以生产大量LNG供应用户或出口为目的。●调峰型：将平时管输来的相对富裕的天然气液化、贮存、以供用气高峰用。液化能力小，贮存和再汽化能力大(我国合肥、西安等城市都相继建设有调峰型LNG装置）。●终站装置：用于大量接受由船从基本负荷型工厂运来的LNG，将其储存和再汽化后分配给用户，其特点是液化能力小(主要是将储罐蒸发出天然气再液化)。而再气化能力及储罐容量很大。◆LNG生产装置分类◆原料气的预处理原料预处理主要是为深度脱除以下组分：H2O：易生成水合物，用吸附法深度脱除；CO2：与水生成水合物或固体干冰，用胺法脱除；H2S：对设备有腐蚀作用，用胺法脱除；COS：防止与水反应生成H2S、CO2，也是用胺法脱除之；Hg：对铝制换热器有腐蚀作用，用可再生的HgSIV吸附剂脱除；N2：会增加LNG的蒸发损失，用闪蒸分离法脱除。2.天然气液化工艺◆天然气液化原理及工艺●节流制冷循环依据焦耳一场姆逊效应，使压力气体通过节流阀膨胀而得以冷却并液化。这种循环的典型代表是以Linde循环。节流制冷循环的优点是设备简单、投资少，缺点是能耗高、效率低，一般液化比率仅为1％～2％，要用于LNG需要量少，同时气体有压差可供利用的小型LNG装置中。●膨胀机制冷循环即将高压天然气通过膨胀机膨胀，对外输出功，同时使气体自身冷却和液化。膨胀机制冷循环由于操作比较简单，投资适中，特别适合于液化能力较小的调峰LNG装置这种循环是使天然气在多个温度等级的制冷介质中分别与相应的冷剂换热．从而使其冷却和液化。流程图见图6－12●阶式制冷循环缺点：机组多、流程复杂、冷剂用量大、需要专门生产和储存各种冷剂的设备、管道和控制系统复杂、维修不便。因此．这种循环在70年代曾广泛使用，现在新建的LNG装置已基本不采用。●混合冷剂制冷（MRC）这种循环采用N2、C1～C5混合物作冷剂，利用混合物部分冷凝(或部分气化)的特点与原料气换热，使其冷却和液化。在换热过程中混合冷剂的制冷温度与原料气的冷却曲线接近一致。图10－3是一典型的混合冷剂制冷的天然气液化工艺流程。优点：能耗低、液化率高(达90％)、技术成熟、制冷循环与天然气液化系统各自独立、操作稳定；优点：只需一台混合制冷剂压缩机，流程简单，投资比阶式制冷少15％～20％，管理方便。缺点：能耗比阶式制冷高约20％，混合冷剂组份的合理配比困难。先用预冷冷剂将天然气冷却到一定温度，再用混合冷剂冷却液化，如右图所示：用丙烷按3个温度等级先将原料冷至-40℃；然后两级混合制冷将天然气冷却到-160℃。液化过程换热温差大大降低，埇效率较高，目前应用广泛。图10－5为这一工艺的流程图●有冷剂预冷的混合冷剂制冷循环这种有丙烷预冷的混合冷剂制冷循环是目前广泛采用的—种方法，其效率几乎接近阶式制冷循环，且流程简单，因而是今后的发展力方向。80年代后期新建和扩建的装置几乎无例外地采用此方法(现占有LNG装置的一半），此为Linde公司专利流程。有预冷的混合冷剂循环的关键设备是混合冷剂压缩机、预冷系统和换热器等压缩天然气(CNG)的主要用途是作汽车燃料，故也将其称为汽车用压缩天然气。随着社会的不断发展，在车用燃料方面，以下两个方面的问题将日渐突出：①随着原油资源的不断减少，车用燃料价格将越来越贵；②空气中60％的污染来自于汽车尾气，随着汽车数量的增加，其尾气排放物对城市大气的污染越来越严重。因此一直不断探寻符合环保要求的汽车替代燃料，主要包括：LPG、CNG、LNG、甲醇、电力、太阳能、氢气等。其中CNG技术成熟、安全可靠、经济可行，因而发展最快。近年来，我国汽车用压缩天气的发展也很迅速。1.概述五、压缩天然气与汽油相比．CNG用作车用燃料有以下优点：研究法辛烷值高达100以上，抗爆性能强，发动机噪音降低40％；CNG是气态，它与空气混合均匀，燃烧完全，气缸不积炭，发动机磨损少，大修时间可延长1.5倍，提高效率10％以上；发动机排出的废气中，CO2减少24％，CO减少97％，烃类化合物减少72％，NOX减少39％，SO2减少90％，苯、铅含量减少100％，颗粒杂质减少41.67％；进入发动机气缸内的气态天然气，对润滑油无冲刷稀释作用，故可节省润滑油；汽车发动机的压缩比从7增加到l0～12。发动机的效率可提高25％～30％；燃料费仅为汽油汽车的2／3，维修费可降低30％。2.CNG用作汽车燃料的特点3.CNG的生产及加气站的构成生产CNG一般需要的工序是：①脱水，CNG的水露点应符合我国汽车用压缩天然气的质量要求或水露点为-65℃～-76℃；②用压缩机将天然气压力增加到20MPa以上。天然气中的CO2一般不需脱除，如H2S含量不符合要求，尚需脱硫以防腐蚀。一个 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 的CNG加气站的构成有：①气库，由多个储气瓶组成；②天然气压缩机组，入口压力为1.5～3MPa，出口压力为21～25MPa；③脱硫及脱水装置，脱除天然气个的H2S、水，—般用分子筛脱水，用固定床活性氧化铁脱H2S；④综合自动化装置，如自动计量收费、安全设施等。