天然气液化技术精选(九篇)

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第1篇：天然气液化技术范文

关键词：液化天然气；运输；特点

中图分类号：F407.22 文献标识码：A 文章编号：

一、液化天然气运输方式及其贸易现状

随着各国的传统能源的日趋枯竭，天然气能源被广泛认可。天然气是清洁、高效、环保、方便的能源，逐渐被广泛应用在工业、农业、民用住宅燃烧用气等多个领域，对于提升经济发展和提高环境质量中起着日趋重要的作用。天然气经预处理，即脱除重质烃、硫化物、二氧化碳和水分等杂质后，在常压下被冷却到一 162℃ 即液化成 LNG，通常采用丙烷预冷的混合制冷剂液化技术。由于液化天然气液化的成本不断降低以及在运输、储存及调峰方面具有独特的优越性，液化天然气工业发展态势迅猛，就 2000 年 LNG 的海上贸易量为 9998 万吨，折合成天然气为 1369. 6 亿立方米 ，较 1990 年增长了近 100% 。液化天然气产业链是一个资金庞大、技术密集的完整链系，包括天然气的开采、液化、储存、运输和装卸、液化天然气再气化、销售等环节，产业链中任何一个环节的断裂都将导致其他主要环节的连锁反应。其中，液化天然气的安全运输是液化天然气产业链中重要环节，起到承上启下的纽带作用。目前，液化天然气的主要有管道、罐车和船舶三种方式，对液化天然气运输方式的特点及其存在的技术难点进行比较分析研究，将有利于推动液化气产业健康稳步的发展，推进优质环保能源的广泛应用，为经济发展作出应有的贡献。

二、液化天然气的管道运输特点分析

1、液化天然气长距离管道输送的可行性。管道低温输送的技术问题一直是液化天然气长距离管道输送的难题，但是，伴随低温材料和新工艺技术的发展，液化天然气长距离管道输送在理论和技术上是可行的。液化天然气是一种液体产品，在进行长距离管道输送过程中，其输送工艺比较类似于原油加热输送，管道沿线必须建有液化天然气加压泵站和冷却站等主要设施。当饱和液化天然气液体在管道中流动，由于管道沿线外界温度存在差异，一旦液化天然气受热，部分液态的天然气将被气化，在管道内形成两相流动，不仅增大了沿线输送阻力，而且很容易产生气体段堵塞流动的现象，严重影响管道的输送能力和安全运行，所以在液态天然气输送中必须实现液体的单向流动，防止温度差异导致的液体气化。目前，防止液化天然气气化的主要方法是采用密相输送工艺，即将管道的操作压力控制在临界冷凝压力之上，管道内流体温度控制在临界冷凝温度之下，使得管道运行工况位于液相密相区。同时，为降低因流动摩擦和过泵剪切引起的液化天然气温度升高，在管道运输途中建立天然气加压站和冷却站主要辅助设施，不断提升液化天然气运输效率。

2、液化天然气管道输送初期投资成本较高。由于液化天然气的管道输送要求在“密相区”运行，温度较低，必须采用性能良好的低温隔热材料，而目前好的隔热材料价格比较高，同时还需要建立天然气加压站和冷却站等使得液化天然气输送管道的初期投资成本较高。但是，与输气管道相比较，由于液化天然气的体积是其气态时体积的 1/600，输送相同体积的天然气，液化天然气输送管径要小得多，可以节省管材的费用。伴随液化天然气贸易总量的不断增加，液化天然气输送和管理的综合成本将会不断下降。

3、液化天然气管道输送技术趋于成熟。在管材的选择方面:管道材质的选择是实现安全高效运输液态天然气的关键。由于要实现管道在低温“密相区”工况下运行，管材必须选用性能良好的低温隔热材料，通常液化天然气管材都选用 9% 和 3. 5%的镍钢。同时，还要考虑到管道焊接中的惰性气体保护焊以及管道内涂层减损技术的运用等方面。

在低温输送工艺方面:低温输送工艺是实现高效运输液态天然气的重要环节。在正式批量管道输送液化天然气前，需要对管道实施预冷，将温度从环境温度冷却到工作温度，为使管道保冷层和周围土壤降温，需要蒸发掉一定量的液化天然气，且经过相当长的时间才能达到热稳定工况。在液化天然气管道停输期间，由于周围环境热量的作用，管内液化天然气温度升高而达到饱和状态，甚至进一步气化而使管内压力急剧升高，因此要在进出站处设置安全阀和放空罐，以便将管道压力控制在安全范围内。

三、液化天然气的公路运输特点分析

1、液化天然气公路运输供应链初步完善。液化天然气供应链是指从液化天然气液化到供应全过程，主要包括天然气液化、液化天然气储存和运输、液化天然气再气化等重要环节。

（1）天然气液化。根据液化的目的，将天然气液化站分为基本负荷型和调峰型两种。基本负荷型液化站的任务是将天然气以液态形式运输到消费地，完成对天然气预处理、液化、储存等重要工作，其特点是全年连续运行且产量比较均衡。调峰型液化站的任务是为天然气供气系统提供一种储气调峰方式，起到削峰填谷的作用。调峰型液化站的建立，有针对性的解决了民用天然气量冬多夏少、输气管网发生故障等情况导致的供气不平衡方面的问题。

(2)液化天然气储存。储存液化天然气通常采用低温常压方式，储存温度在一 161℃ 以下，压力一般不超过 0. 03 MPa。液化天然气储罐有单容(封闭)罐、双容(封闭)罐以及全容(封闭)罐 3 种类型，目前运用比较广泛的是单容(封闭) 罐和全容(封闭)罐，单容(封闭) 罐主要构造特点是有一个带一次液体密封的敞顶式内置储罐，一个带一次蒸气密封的碳钢外置储罐，和一个用于二次液体密封的陶制围堤组成。全容(封闭)罐主要构造特点是由一个带一次液体密封的敞顶式内储罐和混凝土外置储罐组成。，外置储罐提供一次蒸气密封和二次液体密封，即便万一发生泄漏，外置储罐能够保持液体不外泄，并可以控制蒸气的释放。

(3)液化天然气运输及供气。公路运输采用的主要设备是低温液化天然气罐车，目前，我国已成功研制了液化天然气低温运输设备。液化天然气储罐有立式和卧式两种结构，主要采用堆积绝热和真空粉末绝热两种绝热方式，储罐容积分别为 30 立方米、100 立方米、150 立方米等。液化天然气罐车运输费用一般包括天然气罐车成本折旧、驾驶员工资、燃料费用等，通常按照单位里程费用进行估计。液化天然气供气通常采用设置供气站，特别适用于用气量大，又缺乏天然气源的地区。

2、液化天然气储存技术特点。

(1)支撑技术。LNG 槽车贮罐的支撑主要有两种类型:支脚( 有不锈钢支脚和玻璃钢支脚两种)支撑和链条支撑两种，这两种支撑方式已在大型低温贮槽中广泛应用。但对于 LNG 槽车必须考虑到运输过程中的冲击、振动及冷补偿等因素，要设计更为先进的组合支撑结构。

(2)绝热技术。低温储罐绝热结构直接决定了容器的性能。低温贮槽多以真空粉末绝热为主，但在 LNG 槽车中已开始使用高真空多层绝热，其绝热空间仅30 ～35 m m，为真空粉末绝热1/10 左右，而且绝热效果好。绝热材料采用一种新型复合多层材料，价格低廉，工艺性好;并采用一种加热充气置换新工艺，一般只需10 天即可完成抽真空。

(3)安全技术。在液化天然气储运中，其安全性非常重要，应从储罐的布局、蒸气压的控制、储罐及管路的惰化与钝化、分层的消除、储罐与罐车的预冷等环节上进行控制，并在流程与结构的没计中完善。

(4)流程技术。因液化天然气是一种易燃易爆的低温液体，工艺流程中除了设置有充液、排液、压力液面检测等功能之外，还应当配备紧急截止阀、安全阀、放空阀、阻火器等设备。

四、结语

伴随液化天然气贸易的不断增大，无论通过那种方式进行运输，安全高效率的运输是非常重要，要不断革新技术上的系列问题，高度重视对各种类型储存容器研发，加强对 LNG 用配套仪表的研发、LNG 应用终端的开发研究，不断提高 LNG 的应用领域，更好为经济建设服务。

第2篇：天然气液化技术范文

关键词：液化天然气；绿色能源；可持续利用；液化工艺

中图分类号：TQ033 文献标识码：A

1 概述

绿色环保理念已经在众多行业得到了应用和推广，包括现在的能源供应，煤和石油由于对于环境的污染大并且数量在不断减少，所以天然气的市场渐渐开放起来，并得到了广泛的推崇，国际上都希望将天然气能够成为能源消费中的领军者，能够带动其他行业的发展，经济效益和社会效益都能优化实现。目前，天然气的发展情况在消费结构中的占有率变得越来越多，渐渐能够赶上石油的应用量。因为一些技术性问题需要探讨。从 2003年起，国际燃气联盟（IGU）成立了LNG问题的计划委员会（PGCD）,并将与其它国际组织（如世界LNG会议，美国燃气工艺研究院(IGT)和国际冷冻组织(IIR)等）合作进行工作。追踪并全面研究世界上发展LNG的经验。同时，我国能源消费总量占世界能源消费总量的11.1%，属世界第二位，在能源消费大国中，我国能源消费总量中煤炭比重最高，是全球平均水平的2.9倍，而天然气比重最低（仅占2.8%），只是全球平均水平的7.2%。从资源开发和保护工作角度来说，能够促进西部经济的发展，并且节约传统能源的利用，并且协调资源与资源之间的关系，资源与环境之间，环境与经济发展之间的矛盾，使得可持续发展真正能够提上日程。

2 国内研究现状

上世纪六十年代天然气的发展规划和实际工作都投入了实际运营阶段。四川石油管理局威远化工厂拥有国内最早的天然气深冷分离及液化的工业生产装置，除生产He外，还生产LNG。1991年该厂为航天部提供30tLNG作为火箭试验燃料。由于面临的情况和可利用的方法不同。因此与国外研究的重点也不同，大多是对于定点的液化天然气工程的研究，研发出了较为实用的装置，现在就将这些装置介绍如下：

2.1 四川液化天然气装置

由中国科学院北京科阳气体液化技术联合公司与四川简阳市科阳低温设备公司合作研制的300l/h天然气液化装置，是用LNG作为工业和民用气调峰和以气代油的示范工程。该装置于1992年建成，为LNG汽车研究提供LNG。

此装置是以天然气自然产生的压力为基础，使天然气的液化工作得以有效实施，使得天然气的生产和存放工艺得到改进，并且工艺较为科学，使用气体膨胀机，对于水电能源的消耗能力较低。节省成本和能源，但是效率也较低，只能得到1/10，这是有一定的原则性的。

2.2 吉林油田液化天然气装置

由吉林油田、中国石油天然气总公司和中科院低温中心联合开发研制的500l/h撬装式工业试验装置于1996年12月整体试车成功，该装置采用以氮气为冷剂的膨胀机循环工艺，整个装置由10个撬块组成，全部设备国产化。

能够应用此技术分离出内部的水分和二氧化碳。操作十分的简便轻巧。采用纯度极高的N2作为工作的基础点，因此比其他方式的循环功率要好得多，但是对于天然气自身拥有的压力利用不足，耗费的能源较大。所以装置的资源利用较多，但是受到的效果好比上一种装置要好一些。各部门可根据自己的需要来选择天然气的使用。

2.3 陕北气田液化天然气

1999年1月建成投运的2×104m3/d“陕北气田LNG示范工程”是发展我国LNG工业的先导工程，也是我国第一座小型LNG工业化装置。该装置采用天然气膨胀制冷循环，低温甲醇洗和分子筛干燥联合进行原料气净化，气波制冷机和透平膨胀机联合进行低温制冷，燃气机作为循环压缩机的动力源，利用燃气发动机的尾气作为加热分子筛再生气的热源。该装置设备全部国产化。装置的成功投运为我国在边远油气田上利用天然气生产LNG提供了经验。

2.4　哈尔滨燃气工程设计研究院与哈尔滨工业大学

LNG系统主要包括天然气预处理、天然气的低温液化、天然气的低温储存及天然气的气化和输出等。经过处理的天然气通过一个多级单混冷凝过程被液化，制冷压缩机是由天然气发动机驱动。LNG储罐为一个双金属壁的绝热罐，内罐和外罐分别是由镍钢和碳钢制成。

循环气压装置利用天然气能源作为使用能源，能够少投入多收回，快速收回投入的成本，在结构设计上要尽量避免使用药剂，这可以防止剂进入到天然气内部将其成分改变，采用装有电子速度控制系统的透平，而且新型透平的最后几级叶片用钻合金制造，改善了机械运转。安装于透平压缩机上的新型离合器是挠性的，它的运行稳定，空间的调整也较为灵活。

3　国内LNG的应用现状

和发达国家对于天然气的投资力度和发展规模来看，中国的差距还较大。我国的第一个商业天然气公司是中原油田。该厂能够充分发挥自身的优势，将天然气开采的价格降到了最低，将其用作投入到居民使用和汽车等方面。与此同时，上海石油天然气总公司在东海气田的天然气通过海底管线输送到上海供工业和民用后，也建设了LNG调峰站，把东海天然气经加工深冷成LNG储存起来，作为后备利用，当时机合适的时候变为城市天然气使用的后备军，作为临时断气时的储备工作，促使天然气工作平稳发展。

国家计划在2001年－2007年实施几项大的天然气开发项目，即西气东输、进口俄罗斯天然气工程。而比较大的项目是我国广东在2002年确定的进口300万吨/年LNG项目，该LNG接收站建成后，将能把LNG汽化后通过管道输至广州、深圳、佛山、番禺、东莞、惠州等城市，用于发电及作为工业和民用清洁燃料，成为我国第一个真正意义上的LNG应用工程。福建、青岛等也都在规划或建设LNG接收站，从国外进口LNG，用于发电、石油化工、工业、民用燃料。同时，在东北地区以及四川、陕西、山西、江苏、云南、贵州等地相继发现新的天然气储量可供开发利用，将各地的天然气工程联合起来，将大的部门与小的部门之间的工作相互配合，共同为天然气事业的发展和利用带来收获，并将天然气开采利用基础提高到一个相当的水平。

总体说来，我国的发展势头是比较好的。能够在未来的几年内实现天然气进口国家的愿望，并能够与国际市场融合良好。所以天然气市场实际上市目前较为有利和有前途的行业之一，我国的资源和环境问题都能够通过天然气来得到改善，因此必须将合理开发落到实处。

天然气的优势有耗能低，成本低，盈利高，污染损伤小，运量好等，能够代替石油等行业变成领先行业，在管理方式上也要发挥其优势，将一些阻碍发展的因素合理得调配到一起，促进其向着更好更快的方向发展，促进西部开发事业的全面发展。

参考文献

[1]李猷嘉.液化天然气(LNG)及其应用[J].城市燃气:2003，4(VOL.338).

第3篇：天然气液化技术范文

天然气不仅是当今社会人类所需要的重要能源，同时对推动国家经济发展也有着重要帮助和价值。近年来,随着市场经济的深入发展，市场竞争也愈演愈烈。面对这种局面，各天然气企业如何通过提高企业管理实现绩效建设，已成为企业可持续发展的关键。本文首先阐述了会计精细化管理的内涵，分析企业实现精细化管理的必要性，最后探讨了如何实现企业会计精细化管理的一些策略。

【关键词】

天然气企业；会计精细化；管理

一、会计精细化管理的内涵

精细化管理的实质是树立精细高效的管理理念。在常规管理的基础上，运用精细、严密、科学、系统、规范的管理技术，将管理责任制度落实，完善工作规范，建立有效的考核系统，明确职责分工，使规范性与创新性相结合，按照要求实施管理，找准企业存在的关键问题，狠抓管理的薄弱环节，采取有针对性的措施，使企业管理效能不断提高。精细化管理是市场经济发展的必然结果，是一种全新的管理理念。会计精细化管理是企业管理的核心工程，把会计工作细化分工，要求会计工作要尽职、到位，将责任具体化、明确化，建立一套完善会计考核体系，使财务工作更加规范、标准，严格按照规范落实执行，提高企业执行能力。同时，将财务精细化管理的实施延伸到企业的各个生产经营领域，使其持续不断的改善企业产品计划、生产、服务和企业筹资、投资、等各个环节以最大限度降低成本，提高产品、服务质量。通过行使财务监督职能，实现财务管理的全面性，深入挖掘企业财务活动的潜在价值。

二、天然气企业实行会计精细化管理的必要性

会计精细化管理在企业财务管理中占据首要位置。通过核算的精细化运作管理能为企业生产经营提供及时、有效、准确的财务信息和经营成果，有效的提高企业管理实现成本控制与质量控制，同时，会计核算精细化管理可以为企业带来更好的发展空间，实现企业的战略目标。当下市场竞争激烈，企业利润走向微利时代，我国天然气企业致力在市场上获得稳健的发展，适应当前市场经济环境，必须改变企业粗放的经营和管理方式，提升管理水平，将精细化管理凝聚在价值的创造上，为天然气企业建设提供支撑作用。

三、建立天然气企业会计核算精细化管理的策略

(一)建立健全会计制度

对于企业而言，科学、完善、健全的会计制度是企业开展会计核算工作的基础，是实施会计精细化管理的前提保障，同时，会计精细化管理又成为企业管理的基石，推进企业发展。天然气企业必须对会计管理的权限与职责进行重新划分，建立完善会计核算制度，确保会计核算工作的准确性，以制度来约束、规范行为，规避企业的运营风险，提升会计核算的质量和水平，保障会计核算的工作事项都有章可循。因此，为了更好建立完善的会计制度，首先，应该根据国家相关法律和企业发展情况制定合理的、符合规范的会计核算管理办法。其次，要根据核算管理办法将管理工作细化并落实到可执行的层面，要细化、量化、标准化基本工作方法，将精细化管理目标与岗位有效结合，并将各工作目标细分落实到每个岗位，建立岗位有效的考核标准；再者，要将核算管理办法与工作相连接，从而形成一套有效的会计核算体系，确保会计核算精细化管理有效进行。

(二)结合企业自身，深化全面财务预算

资金是企业的“血液”，能否正常流通，决定着企业的生存和发展，财务预算是企业对未来一定时期内财务活动的、经营成果等价值指标的各种预算，是企业财务活动的重要依据，进行全面预算可以合理规划资金的使用，有效的控制企业成本，是会计核算精细化管理的主要任务。首先，企业可以结合自身的发展状况，根据企业往年的经营能力及状况，建立预算管理体系，形成财务预算时要充分考虑企业经营活动中可能出现的问题。其次，在财务预算形成后，企业必须严格按照预算来开展经济活动，当预算实际执行过程中出现的偏差，要进行全面分析，找出差异形成的原因，确定超支是否合理，是否值得增加投入，进而减少财务风险。再次，企业应制定一套完整的考核办法及奖励办法，对预算编制效果、执行情况及、预算管理进行评价，加强绩效考核，促使全面预算管理水平不断提高，确保预算有效实施。

(三)加强会计信息化管理系统建设

随着信息技术的发展和工业程度的提高，企业规模的不断扩大，会计信息处理量也在日渐增大。而会计核算的实质就是信息的处理，从财务信息的收集、整理、分析、反馈是一个繁琐复杂的过程，需要整理的信息量是十分庞大的，在会计核算的精细化管理下，财务管理的质量尤为重要，而要想提高财务管理质量，就应该是通过科学、合理的管理流程和信息化手段，提高企业会计核算工作的质量，从而使企业会计核算信息更为准确，发挥更大的效用。一方面，企业要加大投入引入先进的设备软件，通过现代信息技术的应用，加强对企业会计信息化管理系统的建设，在企业实际的会计核算工作中可应用ERP等管理软件，推动信息化与财务管理深度融合，实现会计核算的标准化建设；另一方面，要加强对会计工作的全面监督，全面及时掌握企业信息，确保其真实性和准确性，从而提高会计工作效率和质量，帮助企业获得更好的经济效益，最终推动企业未来发展战略的实现。随着天然气企业在市场经济中的不断发展，将会计精细化管理落实到企业的各个方面，能更好的降低企业运营成本，有助于增强企业的核心竞争力，提高企业对市场变化的敏感度，建立更加有效的财务管理体系，使企业经营运行更加稳妥、财务管理得到持续的提高，为企业发展奉献力量。

作者：江彦华 单位：江西省天然气有限公司

参考文献

[1]赵连仁.石油企业会计精细化管理研究与分析[J].中国乡镇企业会计，2014，11.

第4篇：天然气液化技术范文

关键字:液化天然气;危险性;安全防护技术;实践应用

Abstract: Liquefied natural gas (LNG) is a kind of high quality clean fuel, in marine power energy in the prospect of the application of broad. Special risk for liquefied natural gas, not many people understand safety properties of low temperature liquid natural gas, liquid gas in practice will need to be especially careful to avoid danger. This article makes a liquefied natural gas (LNG) risk analysis, and discuss the safety protection measures and methods for liquefied natural gas for you.

Key words: liquefied natural gas; risk; safety technology; application

中图分类号：U473.2+4文献标识码：A文章编号：

随着21世纪世界经济速度的快增长，人们对能源的需求也不断增长，液化天然气（LNG）为改善空气质量和促进社会可持续发展提供有利条件。但是液化天然气也有其自身的危险性，液化天然气作为优质燃料，液化天然气在实践中的应用技术尤为重要。特别是液化天然气在船舶动力方向，由于我国的技术水平有限，严重制约了液化天然气（LNG）作为船用燃料的发展。本篇就分析液化天然气（LNG）存在的危险，并为您探讨对于我国液化天然气的安全防护方法和措施。

1概述液化天然气（LNG）

科学技术发展的加速，使得到2020年中国对液化天然气（简称LNG）的需求将要达到2100吨，今后15年内我国液化天然气（LNG）年需求增长12%。液化天然气（LNG）是一种清洁能源，其LNG的主要成分就是甲烷，它燃烧后的排放物中C0、CO2和NOX的浓度均比汽油等燃料明显降低，因此被广泛应用于我国的工业及民用领域。

液化天然气作为优质燃料已被运用在生活中，但是由于液化天然气（LNG）是一种易燃易爆液体，当液化天然气（LNG）作为船舶动力能源，我们不仅要考虑到其具有的经济和环境保护效益，还要注意防范在液化天然气（LNG）船舶加注的过程中存在的危险。为了改善我国的空气质量，促进城市经济建设的可持续发展，液化天然气作为清洁还有经济的能源，因此在船舶动力能源的应用上很有发展前景。要知道，液化了的天然气（LNG）更有利于远距离的运输和储存。但是，我国液化天然气（LNG）属于新兴产业，因此在液化天然气的生产、运输、加注方面的标准还不够规范，这就在很大程度上制约了液化天然气（LNG）作为船上使用燃料的发展。必需制定符合我国情的液化天然气船舶燃料有关的安全操作规范，促进液化天然气的使用效率，为我国经济的可持续发展做出贡献。

2液化天然气的危险性介绍

2.1低温冻伤的危险

液化天然气（LNG）作为一种深冷液体,人们对的低温安全性能却了解不多。液化天然气需要低温存储，因此在使用或是运输的过程中，易发生低温冻伤的危险。低温冻伤就是皮肤接触低温液体，皮肤表面的潮气凝结，并黏在低温物体上，皮肤冻裂受到伤害。并且低温的LNG对其装置设备（一般的结构连接件、焊接点和钢结构等）也是具有破坏性的影响,有可能导致事故的进一步扩大。通常液化天然气被认为是一种非常危险的燃料，但是液化天然气在我国的船舶燃料上的应用前景还是非常广泛的。

2.2易燃易爆的危害

液化天然气（LNG）具有天燃气的易燃易爆的危害。当液化天然气从液化蒸发为冷的气体的时候，它的密度和常温下的天然气不同，液化天然气（LNG）约比空气要重1.5倍，并且气体不会立即上升，而是沿着地面扩散开，吸收地面的热量以及大气与太阳的辐射热，形成白色云团。容易爆炸给人带来伤害。

2.3窒息的危害

液化天然气（LNG）就是将天燃气深冷液化而成的一种液体，是以甲烷为主要组分的烃类混合物,在大气压力下的沸点约为-160，液化天然气在空气中的体积大于百分之四十，吸入过量时就会导致人缺氧窒息。通常，含氧量是人不出现永久性损失的最低极限，虽然液化天然气（LNG）无毒，但是如果吸进液化天然气就会迅速失去知觉几分钟后死亡。

2.4冷爆炸的危害

液化天然气（LNG）在使用到船舶上的时候，如果泄漏到水中，水与液化天然气有着非常高的热传递效率，就会发生快速相变（RPT）的现象，也就是俗称的冷爆炸。冷爆炸就是在某些情况下，两种温差大得液体直接接触，过热的液体在复杂的链式反应机制中短时间内蒸发，速度快的像是爆炸一般。对于这类事故应引起高度重视，可历史让水蒸发，避免这种危害的发生，因此液化天然气的使用过程中也要防范冷爆炸的发生。

2.5低温麻醉

液化天然气（LNG）需要低温存储，因此液化天然气在使用时工作人员就要与低温接触，容易产生低温麻醉。低温麻醉就是说人在低于℃下待久后,如果没有充分保护措施,就会有低温麻醉的危险产生,随着体温下降生理功能和智力活动都还会下降,心脏功能也会衰竭,如果要是进一步下降就会导致死亡。对明显受到体温过低影响的人,应迅速从寒冷地带转移并用热水洗浴使体温恢复,不应该用干热的方法提升体温。

2.6液化天然气（LNG）泄露

液化天然气（LNG）泄露容易遇到附近潜在的火源,这是十分危险的。液化天然气（LNG）由于低温操作,因此很多金属部件就会出现明显的收缩（热胀冷缩）,在运输管道系统的任何部位（尤其是焊缝、阀门、法兰、管件、密封及裂缝处）都可能出现泄漏、沸腾蒸发,如果不及时封闭这些蒸气,它就会逐渐上浮,且扩散较远,最终发生事故危险。

第5篇：天然气液化技术范文

关键词：天然气，天然气液化，装置

 

天然气的主要成分是甲烷CH4，将普通天然气在常压下，通过一定方式深冷至-162℃就可得到液化天然气（LNG）；相对于压缩天然气（CNG），LNG具有如下优点：①能量密度大、储运成本低；②燃点较高，安全性好；③使用洁净，几乎无污染。目前的LNG主要依赖进口，已建和在建的LNG接收站主要分布在沿海大型港口码头；而由于缺乏成熟的技术，利用当地天然气自行建设LNG生产装置的工厂并不多。而本文作者曾从事天然气液化综合利用项目，通过分析归纳，对一种国外进口LNG制取技术进行了解析。

1、概述

以建设一套调峰型LNG生产装置，天然气利用为50万立方/天，LNG产量为10万吨/年为例。项目分三大部分：LNG工艺装置、LNG运输、LNG相关系统配套，其中，LNG工艺装置引进国外先进单循环混合制冷剂液化方式。不同于老式的级联式液化流程，丙烷/MCR和其他混合制冷剂系统等复杂的制冷工艺，单一制冷系统的使用不但减少了设备的数量（包括消耗），简化了操作，而且控制系统当中的仪表数量也减少了50%以上，从而使维护成本更加降低。

该工艺装置主要分三大阶段，一是预处理阶段，主要是通过脱除酸性CO2、H2O等杂质净化原料天然气，二是液化分离阶段，通过由N2及多分子烃类物质等组成的混合制冷剂对已得到净化的天然气进行液化分离，三是冷剂的补充和储存，LNG产品的储存和运输。

2、工艺流程及设备

2.1 脱碳流程：在液化之前，管道天然气（CNG）中所含的水分和二氧化碳必须除掉，否则这些组分在液化单元的低温环境中会冻结，并堵塞设备或影响热交换器的工作。因此整个工艺中必须包含两道预处理步骤，以保证装置的正常工作，即进料天然气将以4.0~4.5Mpa的压力，20℃的温度从管道进入预处理工艺界区：首先经过进料过滤分离器以祛除从管线带来的锈渣和碎片，接着进入胺液处理区，通过在胺接触塔内自下而上与胺液（甲基二乙醇MDEA溶液吸收剂）的充分接触，天然气中的CO2基本被胺液体所吸收掉，此时天然气温度已上升到40.7℃；再经过冷却器，则进料天然气中CO2的浓度减少到50ppmv以下，此时压力为3.9Mpa，温度上升至30.4℃。

另一方面，吸收了大量CO2的饱和富胺液（3.9Mpa，57.9℃）从胺接触塔底部流出进入闪蒸罐减压，并于罐内分离掉其在吸收CO2过程当中所夹杂吸收的部分原料天然气杂质；经过减压和净化的富胺液通过贫富胺换热器加热升温至96.0℃进入胺汽提塔，通过在胺汽提塔内的反应，富胺液体中的CO2被分离出来，此时，胺液（0.086Mpa,120.5℃）已得到初步再生；

得到初步再生的胺液于胺汽提塔底部被贫胺吸收罐吸收，再被5.5KW电动离心泵增压至0.42Mpa后分别进入贫富胺换热器、胺液冷却器、贫胺过滤器及活性碳过滤器等，经过以上的降温和净化再生，胺液体（0.28Mpa，40.3℃）得到了完全再生，最后，其通过15KW电动循环泵加压至4.2Mpa进入胺接触塔，开始准备进行下一轮CO2的吸收工作，至此， 胺再生流程全部完成，当然，整个过程是不断循环的，并且由分布系统DCS进行自动控制，保证脱碳装置的可靠运行。硕士论文，天然气。

 

第6篇：天然气液化技术范文

关键词：LNG；液化工艺

中图分类号：TQ547.9+6文献标识码： A 文章编号：

前言

我国有丰富的天然气资源，是世界天然气大国之一。目前，我国的“西气东输”工程正在建设中，南北方向跨国天然气干线也正在进行可行性研究。到“西气东输”管线建成时，上海将成为我国天然气的集中聚集地，这必然引起天然气的储存空间问题。而液化天然气正可解决这个问题。但目前我国在液化天然气生产、储存技术方面所作的研究工作还很少，与发达国家还存在很大的差距。本文笔者结合液化天然气的液化流程有不同的形式，按制冷方式分为：级联式液化流程；混合制冷剂液化流程；带膨胀机等液化流程进行分析。

一、级联式液化流程

级联式液化流程也被称为阶式(Cascade)液化流程、复叠式液化流程或串联蒸发冷凝液化流程，主要应用于基本负荷型液化装置。

图1级联式液化流程的示意图

图l为级联式液化流程的示意图。丙烷经过压缩达到1206kPa，经节流后压力降至4lkPa、温度为一35℃，然后丙烷流过三个换热器，依次冷却乙烯、甲烷和天然气。乙烷经压缩达到2MPa，经丙烷预冷和节流后压力降至41kPa、温度为一100℃，然后乙烯流过两个换热器，依次冷却甲烷和天然气。甲烷经压缩达到3．24KPa，经丙烷、乙烯预冷和节流后压力降至41KPa、温度为一155℃，然后进换热器冷却天然气。在该流程中需液化的天然气增压至3．8MPa后，经水、丙烷、乙烯和甲烷冷却后，压力为3．65MPa、温度为一150℃；最后节流后进一步降压降温为0．1034MPa、一162℃。

二、混合制冷剂液化流程

混合制冷剂液化流程(MRc)是20世纪60年代末期由阶式制冷工艺演变而来的。它以c，至C，的碳氢化合物及N：等5种以上的多组分混合制冷剂为介质，进行逐级的冷凝、蒸发、节流膨胀得到不同温度时的制冷量，以达到逐步冷却和液化天然气的目的。

丙烷预冷混合制冷剂液化流程由三个组成：混合制冷循环；丙烷预冷循环；天然气液化回路。在此液化流程中，丙烷预冷循环用于预冷混合制冷剂和天然气，而混合制冷剂循环用于深冷和液化天然气。

在混合制冷剂液化流程中，天然气首先经过丙烷预冷循环预冷，然后流经各个换热器逐步被冷却，最后经节流阀进行降压，从而使液化天然气在常压下储存。

图2混合制冷剂循环流程示意图

混合制冷剂循环如图2所示，混合制冷剂经两级压缩机压缩至高压，首先用水冷却，带走一部分热量，然后通过丙烷预冷循环预冷。预冷后进入气液分离器分离成液相和气相。液相经第一换热器冷却后，节流、降温、降压，与返流的混合制冷剂混合后，为第一个换热器提供冷量，冷却天然气和从分离器出来的气相和液相两股混合制冷剂。气相制冷剂经第一换热器冷却后，进入气液分离器分离成气相和液相，液相经第二个换热器冷却后节流、降温、降压，与返流的混合制冷剂混合后，为第二个换热器提供冷量，冷却天然气和从分离器出来的气相和液相两股混合制冷剂。从第二个换热器出来的气相制冷剂，经第三换热器冷却后，节流、降温、降压后进入第三换热器，冷却天然气和气相混合制冷剂。

丙烷预冷循环如图3所示，丙烷预冷循环中，丙烷通过三个温度级的换热器，为天然气和混合制冷剂提供冷量。丙烷经压缩机压缩至高温高压，经冷却水冷却后流经节流阀降温降压，再经分离器产生气液两相，气相返回压缩机，液相分成两部分，一部分用于冷却天然气和制冷剂，另一部分作为后续流程的制冷剂。又据混合制冷剂是否与原料天然气相混合，分为闭式和开式两种混合制冷工艺。

图3 丙烷循环流程示意图

闭式循环：制冷剂循环系统自成一个独立系统。混合制冷剂被制冷压缩机压缩后，经水(空气)冷却后在不同温度下逐级冷凝分离，节流后进入冷箱(换热器)的不同温度段，给原料天然气提供冷量。原料天然气经“三脱”处理后，进入冷箱(换热器)逐级冷却冷凝、节流、降压后获得液态天然气产品。

开式循环：原料天然气经“三脱”处理后与混合制冷剂混合，依次流经各级换热器及气液分离器，在逐渐冷凝的同时，也把所需的制冷剂组分逐一冷凝分离出来，按制冷剂沸点的高低将分离出的制冷剂组分逐级蒸发，并汇集构成一股低温物流，与原料天然气逆流换热的制冷循环。开式循环系统启动时间较长，且操作较困难，技术尚不完善。

三、带膨胀机的液化流程

带膨胀机液化流程(Expander—Cycle)，是指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。气体在膨胀机中膨胀降温的同时，能输出功，可用于驱动流程中的压缩机。当管路输来的进入装置的原料气与离开液化装置的商品气有“自由”压差时，液化过程就可能不要“从外界”加入能量，而是靠“自由”压差通过膨胀机制冷，使进入装置的天然气液化。流程的关键设备就是透平膨胀机。

带膨胀机液化流程如图4所示。用两级丙烷制冷循环对天然气进行预冷后，进入膨胀机进行膨胀。膨胀后的天然气进入气液分离器，产生气相天然气返流，为换热器提供冷量；产生的液相经节流后，与原料天然气混合进入气液分离器，产生的气相流体为换热器提供冷量，产生的液体经节流降压后进人气液分离器，产生的LNG进入储槽。

图4带膨胀机液化流程示意图

四、三种流程的特点及其应用

级联式液化流程的优点在于：能耗低；制冷剂为纯物质，无匹配问题；技术成熟，操作稳定。但是，由于其机组多，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；对制冷剂纯度要求严格，且不适用于含氮量较多的天然气，因此这种液化工艺在天然气液化装置上已较少应用。

与级联式液化流程相比，MRC既达到了类似级联式液化流程的目的，有克服了其系统复杂的特点。其优点主要有：机组设备少、流程简单、投资省，投资费用比经典级联式液化流程约低15％一20％；管理方便；混合制冷组分可以部分或全部从天然气本身提取和补充。其缺点主要在于：能耗较高，比级联式液化流程高10％一20％左右；混合制冷剂的合理配比比较困难；流程计算需提供各组分可靠的平衡数据与物性参数，计算困难。

由于带膨胀机液化流程操作比较简单，投资适中，特别适用于液化能力较小的调峰型天然气液化装置。但是，在该流程中，由于换热器的传热温差太大，从而使流程的火用损很大。为了降低流程的火用损，可采用以下措施：

（1）采用预冷方法，对制冷剂进行预冷；

（2）提高进入透平膨胀机气流的压力，并降低其温度；

（3）将带膨胀机液化流程与其他液化流程结合起来使用。

该工艺特别适用于天然气输送压力较高、而实际使用压力较低，中间需要降压的气源场合。优点是能耗低、流程短、投资省、操作灵活；缺点是液化率低。

第7篇：天然气液化技术范文

【关键词】自动化技术 油气储运应用

中图分类号：F470.1 文献标识码：A

一．引言

二．我国油气储运的概述。

近几年以来，我国油气储运工程事业已经大力发展起来。西气东输管道和西部管道等油气长输管道已经建成运用，这些管道技术都显示了我国对成品油、原油和天然气管道输送技术的更深层的应用以及更深的研究探讨。一些石油战略储备库的成功建设标志着大型地面原油储运工程技术提高到了一个更加先进，更加新颖的技术水平。同时，我国油气储运工程也对国际先进理论与国际高端技术(数字化管道技术、HSE管理技术和油气混输管道技术)进行了极好的发展与应用。这些都标志着我国的油气储运工程技术已经迈入了一个更加新颖，更加深层的改革创新发展阶段。

三．油气储运工程中应用的技术。

我国油气储运工程中应用的技术日益增多，其主要表现在以下三个方面：

天然气制冷技术在天然气储运中的应用。

目前，天然气液化主要有三种制冷工艺，即级联式制冷循环、混合冷剂制冷循环和带膨胀机制冷循环。级联式制冷循环，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，主要应用于基本复合型天然气液化装置。混合冷剂制冷循环是以多组份混合制冷剂为工质，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，达到对天然气逐步冷却和液化的目的。基本复合型天然气液化装置广泛采用了各种不同类型的混合制冷剂液化流程。带膨胀机制冷循环 利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀制冷实现天然气液化的流程。根据制冷剂的不同，分为天然气膨胀液化流程、氮气膨胀液化流程和氮-甲烷膨胀液化流程。带膨胀机制冷循环适用于液化能力较小的调峰型天然气液化装置。

天然气水合物储运技术在油气储运工程中的应用。

天然气水合物不仅具有再次汽化时释放速度相当慢并且极易控制的优点，还具有安全性能比较好的优点。天然气水合物储运技术是一种新颖的天然气储运技术，并且具有广泛的发展前景。同时，低成本释放与存储技术不仅是该项技术的难点，天然气水合物快速高效连续制成技术也是这项技术的难点。

高压水射流技术在油气储运工程中的应用。

高压水射流技术在油气储运工程中的应用主要表现在以下几点：高压水射流技术能够使质量与容量得到保证，在对油库储罐进行一段时间的使用后，储罐底部易于结垢，这些结垢会影响油品质量与容量，此时，就应该对储罐进行合理的清洗；高压水射流技术能够使传热效率得到提高，当对粘油罐进行加热的过程中，一些传热设备(热传器和锅炉等)有着严重的结垢，使这些传热设备的能耗极其加大，传热效率极其降低，此时，运用高压水射流技术不仅使结垢层得到有效的清除，还使能源的利用效率与传热效率得到提高，以下设备的清洗主要运用到高压水射流清洗技术：各种各样的换热器设备，管道小型储油设备，油桶和油罐车小型储油设备。

四．自动化技术在提高设备运行效率方面的应用。

1. 泵类设备的运行效率的高低直接决定了生产单位的电耗指标。

对大型外输泵的运行效率实施了自动化监控，它的主要监控原理是通过能耗计量仪表计量电机的实耗电量，再通过泵的进出口压力和流量确定泵的输出有用功，现场的一次仪表将参数采集到中央处理机，再经过运算程序计算出泵的实时泵效。技术人员通过对实时泵效变化情况进行分析，找出泵的效率变化原因，在实际应用的过程中，先后发现了：进口过虑器摩阻损失、出口阀组的节流、原油的温度（粘度），以及电机运行效率对泵的影响，值班人员通过现场操作，使首站的泵的运行效率始终保持在70％以上，相对没有实施监控系统以前提高了5个百分点，单台220kw的外输泵一年可节约近两万kw.h。

2. 完善加热炉自动监测，增加原油进、出口压力、温度,水套压力、温度，排烟温度、燃油流量、压力,炉膛压力、烟气含氧量分析等监测点。

3. 在控制系统中，设定出口介质加热温度，根据油温的变化来改变燃烧器的大小火切换，同时通过相应调整供风系统，提高燃烧器的燃烧效率，从而达到提高水套炉效率的目的。

4. 安全检测联锁保护系统的加强，增加水套炉压力保护、原油进出口压差（防止滞留）检测、水套炉水位低限报警、利用光电管监视燃烧情况，原油出口温度超高监测，并建立联锁保护。

5. 自动化技术在办公自动化方面的应用。

（1）. 生产报表自动化生成，主要是依据目前的focs系统对现场生产参数的自动采集生成数据库，对数据库的有关数据进行筛选，并进行自动累计和计算，生成当日生产报表。自动报表可以有效的避免手工填写报表因人的责任心的问题填写的错误。并可以作为工人当日生产业绩的考核依据。大大提高管理的量化考核力度。以下是首站自动报表生成界面。

（2）. 办公网络化管理主要是依托网络技术，在内部建立局域网络，将站内的生产数据，技术资料和其他管理资料实现共享，并且通过服务器与上级部门的网络联网将本站的生产数据上传到上一级管理部门。同时可以对生产进行指挥与分析，通过采集真实准确的生产信息，进行科学的分类整理，采用有效的分析方法，使管理者对现场的生产做出正确的指挥，对暴露出的问题进行分析和决策。使用一些先进的经济分析方法（如投入产出分析）可以充分全面地考虑问题，并做出科学的分析和判断。把管理人员从繁重的信息收集整理和统计中解放出来，使厂各级领导能利用计算机网络准确、及时、全面地掌握信息，统筹安排生产和经营工作，提高工作效率和经济效益。

6. 目前原油的输送多采用管线输送，原油在输送过程中存在着两方面的能量损失，即摩擦阻力损失和散热损失。因此，必须从这两个方面给流体提供能量——加热站提供热能和泵站提供压力能。在管输管理中，要正确处理这两种能量的供求平衡关系，因为这两种能量损失的多少是互相影响的。一般来说，散热损失是起决定作用的因素。摩阻损失的大小取决于油品的粘度，粘度的大小取决于输送温度。提高加热站的出站温度，使油品在较高的温度下输送，原油的粘度降低，摩阻损失减小，但散热损失增大。所以在原油管输过程中存在着能耗最小的优化输送选择。

五．结束语

我国可以采用自动化技术和计算机信息技术，不断的优化油气储运参数，并进一步提高油气储运的效率。运行计算机技术和自动化控制技术，对管线进行实时的监控，同时可以采集首端个末端压力、流量、温度以及粘度等各项参数，利用双向微波将其数据信息传送到首末站的控制室之中；并在此基础上编写和优化参数程序。自动化技术在原油储运过程中的应用不但提高了生产系统的运行效率而且提高生产的安全性。因此，我们应促进自动化技术在油气储运过程中的应用，提高经济效益。

参考文献：

[1] 孙灵念 董明 王胜利 自动化技术在油气储运过程中的应用 [期刊论文] 《油气储运》 -2005年z1期

[2] 齐凯 自动化技术在油气储运过程中的应用 [期刊论文] 《中国石油和化工标准与质量》 -2012年11期

[3] 齐凯 自动化技术在油气储运过程中的应用 [期刊论文] 《中国石油和化工标准与质量》 -2012年9期

[4] 付玉章FU Yuzhang 自动化技术在油气储运过程中的应用 [期刊论文] 《科技传播》 -2010年24期

[5] 魏孔林 王海成 许巧娟 张文浩 自动化技术在油气储运过程中的重要作用 [期刊论文] 《中国科技博览》 -2012年21期

第8篇：天然气液化技术范文

关键词：气体处理；LNG装置；生产分析；技术改造；冷剂调整；故障处理

新疆广汇液化天然气发展有限责任公司（以下简称广汇）在新疆吐哈油田建设的目前国内生产规模最大的基荷型LNG生产装置，从2002年6月动工建设，2004年9月建成投产，2005年5月经过竣工验收到目前已稳定运行2年。该装置天然气液化日处理能力为150万标方，由天然气的预处理、天然气的净化、天然气液化和天然气的储运四个部分组成。总体来讲，整套装置设计合理、结构紧凑、安全可靠、自动化程度高、适应性强、处理能力弹性大、收率高等特点。运行的稳定性及自动化程度等多项指标国内均名列前茅，为中小型油气田天然气开发和利用开创了新的方式，并取得了显著的经济效益和社会效益。

根据生产形势的发展和市场需求，广汇集团LNG二期工程计划于今年开工，通过与美国新桥集团合作，新增日处理400万立方米的液化天然气产能。预计到2008年，一、二期总处理能力达到550万立方米／天，形成年产18.2亿立方米产能规模，年销售额50亿元以上。

以下介绍该装置自2004年投产以来的生产运行情况与存在的问题，重点介绍对装置进行的部分国产化改造及其效果。

一、装置的生产情况

截至2006年12月31日，LNG装置共处理天然气7.7亿立方米，外输液化天然气46.5万吨（折合天然气6.2亿立方米）。该装置工艺先进，控制系统可靠稳定，操作参数在生产实践中经过多次优化，其LNG产率一直稳步提高；产品质量比设计指标要好，远远高于国内其它厂家的质量。

二、国产化技术改造效果

虽然项目基础设计提供方德国Linde公司在设计时考虑了中方意见和工厂选址的实际情况，但在投产后仍然发现某些设备和工艺设计存在缺陷，影响了装置的平稳运行和LNG的产率。对于存在的问题，在征求外方专家意见的基础上，分别进行了改造：

（一）对空气冷却器加装加湿器的改造

装置设计的温度为30℃，在夏季吐哈油田气温在30℃以上的天数有100天以上，装置负荷只能运行到40%―60%，为提高装置在夏季的生产能力，经过认真分析和论证，征得Linde公司同意后，广汇对装置空气冷却器进行加装加湿器的改造，具体方法为：增加一套软化水装置，添加软化水泵将软化水送至空冷器平台；在空冷器风扇与管束之间加装水雾喷头；添加雾化器，使软化水泵送来的水雾化后送至水雾喷头处。此方法可使雾化的水在空冷器送出的空气中气化，从而降低空气的温度，使空冷器中介质温度降低到空气温度以下，此方法不仅将夏季装置负荷由原来的最高60%提高到80%，还解决了由于环境温度变化导致介质温度变化使装置调整频繁的问题。至于空冷器少量的结垢，在停车检修中用洗涤液3日内可完成清洗，经实践验证对换热效率没有影响。

（二）对混合冷剂压缩机二段入口分离器的改造

设计混合冷剂组成及参数与实际操作中发生一定的偏差，由于Linde公司没有考虑到此偏差，混合冷剂压缩机二段入口分离器存在设计缺陷，使混合冷剂压缩机入口有带液现象，严重威胁压缩机的运行。广汇对此分离器进行了改造，在分离器入口添加折流板；在分离的液面以上添加塞板减少冷剂的气化；在分离器中添加折流环。从而提高了分离器的分离效果，从根本上解决了混合冷剂压缩机入口带液的问题。

（三）对原料气压缩机干气密封气供气管线的改造

在原料气压缩机启动过程中，密封气采用自身的压缩气体，由于在设计中对管线及阀门压降考虑不足，在使用二段出口压力做密封气启动机组时，密封气压差有30秒左右的为0KPa现象，密封气压差为0KPa会损坏密封设备。为保证压缩机的安全，广汇将原来二段密封气管线上引入压缩机三段出口气，从而提高密封气压力，解决了密封气压差为0KPa的问题。

（四）加装燃气透平点火燃气管线

广汇燃气透平使用的燃气为储罐的闪蒸气，由于闪蒸气中氮气含量在20%左右，对燃气透平的点火影响很大，点火成功率不到60%，为了解决此问题，经分析研究和得到西门子公司许可后，广汇添加一条点火燃气管线，把原料气引入做燃气透平的点火气源。改造后效果明显，将点火成功率由原来的不到60%提高到现在的100%。

（五）装置电伴热及保温的改造

由于设计院对装置的电伴热系统设计余量较小，加上施工单位对部分设备和管线死角处保温不到位，造成冬季部分管线出现结冻现象，对装置的稳定生产带来极大的影响，针对此结冻现象，广汇对电伴热及保温进行了部分改造。首先是将容易结冻得导淋、仪表、法兰面、阀门、管线等增加了电伴热，并提高了功率；其次是将保温重新进行了恢复，保证了保温效果；最后是将工艺介质的温度提高。通过整改广汇在今冬没有出现一起因结冻造成的事故。

（六）循环冷剂系统优化

由于吐哈油田冬季与夏季温差在70℃，根据Linde公司的设计温度，在冬季在装置的冷剂系统运行稳定性较差，多次造成装置停车，损失严重。广汇经过多次验正，做出了-20℃以下的操作工艺指标，将冷剂循环系统各点温度比设计值下调20℃，使环境温度与介质的温度保持在设计范围内。同时还对冷剂系统的配比进行调整，将轻冷剂整体比例调高15%，将重冷剂整体比例调低15%，使冷剂系统有较好的气化性，保证冷剂压缩机的稳定运行（冷剂系统优化前后的指标对比见表2）。

（七）压缩机防喘震控制系统的优化

由于设计中压缩天然气的密度与实际压缩天然气的密度发生了变化，压缩机厂商提供的防喘震曲线已不适合现有的控制，经常出现防喘震强开的现象，造成了很大的损失。经过广汇的分析和实际测试，在控制上对压缩机的防喘震曲线进行修改，对介质的换算比例进行修改，对控制余量进行提高。通过长时间的观察和验证调整后压缩机运行稳定，防喘震系统工作正常。

三、结束语

广汇LNG装置是国内同类型引进装置中规模最大、引进较早、稳定运行时间较长的装置之一。为中小型油气田天然气开发和利用开创的新的方式，并取得了显著的经济效益和社会效益。

通过两年多来的生产实践体会到，要吸收和消化国外的先进LNG工艺技术，就必须掌握其基本操作和运行的规律，并针对原装置存在的缺陷和不足，不失时机地进行国产化技术改造。

围绕进口LNG装置出现的问题而展开的空冷器加湿器、混合冷剂压缩机二段入口分离器、原料气压缩机干气密封气供气管线、燃气透平点火燃气管线等一系列的国产化技术改造，均收到了显著的效果。合理的参数优化提高了LNG的收率，同时起到了节能降耗的效果。

参考文献：

1、北京中寰工程项目管理有限公司，广汇液化天然气项目可行性研究报告（修改版）,2002.

2、爱金哈特・博格,金国强,阿尔泊特.麦佛特，阿岑格.中国新疆液化天然气基地式装置―环保未来时代的远方天然气资源的商业化[R].东京世界天然气大会,2003.

第9篇：天然气液化技术范文

三菱商事从1972年开始其石油天然气业务，与文莱政府及壳牌石油公司一起参与对液化和销售部门的投资。该项目向日本代表性公益事业“东京电力株式会社”、“东京燃气株式会社”和“大阪燃气株式会社”供应液化天然气（LNG），至1993年3月，当初的合同顺利执行完毕，由于供应情况高度稳定，得到了很高的评价，因此，进而又签订了直至2013年为止的为期20年的续展合同。

1989年成立的三菱商事，三井物产和新日本石油3家的合资企业（三菱商事出资比例为45.83％）。同年开始了与日本8家公司从澳大利亚的西部液化天然气项目（NWS项目）购买液化天然气的进口有关的各项业务，即交接货现场的监督，进口报关，决算，买卖方之间的联系和协调业务。

三菱商事与壳牌石油（Shell）、Petronas以及沙劳越（Sarawak）州政府携手创办的合资企业，是以作为天然气的有效利用方法备受青睐的GTL（天然气液化）技术为基础的世界第一个商业化项目。于1993年正式投产，年产量约为50万吨。此外，三菱商事还以出资和进口的方式参与马来西亚沙劳越州(Sarawak)的3个液化天然气(LNG)项目（第一：SATU；第二：DUA；第三：TIGA。以上项目，分别于1983年、1995年、2003年开始了液化天然气的生产），以及沙劳越州(Sarawak)近海的天然气开发生产业务。

三菱商事参与策划位于世界最大液化天然气(LNG)出口国印度尼西亚的大型投资项目“东固(Tangguh)LNG项目”，同时，还参与液化天然气（LNG）年进口量约100万吨的“阿伦(Arun) II LNG项目”。2005年3月决定投资的东固(Tangguh)LNG项目，作为印度尼西亚第三大LNG生产基地，以2008年年终开始投产为目标，正在建设之中。该气田位于西巴布亚(Papua)省的宾图尼(Bintuni)地区，预期年生产量为760万吨。

当中国大力推进天然气资源利用的时候，日本早已在这个领域经营了数十年。2006年5月26日，三井物产中国总代表副岛利宏在中国循环经济发展高层论坛上说：“三井物产在日本以外的国家投资天然气资源，在那里开采天然气卖到日本的发电厂。石油天然气开发主要集中在三个区域，一个是中东，阿联酋、卡塔尔和阿曼，一个是澳大利亚，还有亚洲，在泰国和柬埔寨进行开采，同时我们参与了俄罗斯的天然气开发。”

2006年11月21日的外电报道，与日本三井物产在铁矿石业务中配合密切的澳大利亚矿业巨头必和必拓(BHP Billiton Ltd.，BHP)，已向三井物产出售了其在纳米比亚油气田15%的利益。出售交易完成后，必和必拓（BHP）持有勘测区75%的利益，三井大西洋能源公司(Mitsui Atlantic Energy BV)持有15%的利益，南非国有石油天然气公司PetroSA持有10%的利益。三井物产表示，打算参与大西洋沿岸市场的新开发项目，预计该地区的能源需求将会增加。这一举动表明，日本商社正在积极向非洲大陆挺进。

三井物产和三菱商事都在全球拥有极为庞大的石油天然气勘探、开发、生产和销售体系，这甚至超过了专业的石油公司。三井物产的能源第一本部和能源第二本部在石油、天然气领域主要子公司及联营公司参考如下: