林文勝2021-10-22制冷空調學科前沿-14目錄1WhyLNG?液化天然氣(LiquefiedNaturalGas)：氣田開采出來的天然氣，經過脫水、脫酸性氣體和重烴類，然后壓縮、膨脹、液化而成的低溫液體。根本特點：當LNG在大氣壓下，液化溫度為 -162℃(111K)；LNG無色、無味、無毒且無腐蝕性；其體積約為同量氣態天然氣體積的1/600；LNG的重量僅為同體積水的45%左右；熱值為52MMBtu/t(1MMBtu=2.52×108cal)。LNG優點

LNG有特有的運輸方式。對于遠洋運輸,LNG是唯一的運輸方式。利用LNG方式是解決遠海,荒漠地區氣田開發,回收遙遠氣田天然氣的有效方法。LNG作為用氣負荷調峰平安可靠。LNG用途廣泛：LNG不僅自身可以作為能源利用，低溫冷量可回收。LNG與氦聯產,可得到LNG和氦兩種產品。低的儲存本錢。LNG比管輸天然氣更潔凈。加快天然氣應用是全球性趨勢天然氣資源的潛力較大2006年世界石油剩余探明儲量為1645億噸，儲采比40.52006年世界天然氣剩余探明儲量181.46萬億立方米，相當于1638億噸油當量，儲采比63.3預計2021年天然氣產量將超過原油，成為世界第一大能源天然氣應用有利于環境保護天然氣燃燒遠較煤、油等燃燒清潔世界和中國的天然氣產量2006年世界天然氣產量28653億立方米，中國天然氣產量586億立方米〔占世界總量2.0%〕LNG貿易增長迅速2006年世界LNG貿易量已占世界天然氣總貿易量28.2％〔在70年代只占5％〕。1996年世界LNG貿易量92×109m3，2006年達211.08×109m3，近10年平均年增長率12.9%。2006年LNG國別貿易量2.1LNG生產2.2LNG儲運2.3LNG氣化與冷能利用液化天然氣工業鏈

天然氣海外LNG

調峰型液化廠基本負荷型液化廠LNG船LNG儲存LNG儲存LNG接收站LNG氣化LNG運輸車LNG儲存管網

氣化/冷能利用用戶LNG氣化站LNG加注站管網

管網LNG汽車用戶

用戶

2.1LNG生產

2.1.1天然氣凈化LNG工廠原料氣預處理標準和雜質的最大允許含量雜質含量極限依據H2O0.1ppmVA（在不限制產量條件下，允許超過溶解極限）CO250~100ppmVB（極限溶解度）H2S<3.5mg/Nm3(4ppmV)C（產品技術要求）COS<0.1ppmVC總S含量10~50mg/Nm3CHg<0.01mg/Nm3A芳香烴類1~10ppmVA或B脫水

常壓甘醇脫水裝置流程圖吸附脫水脫酸性氣體

吸附別離2.1.2天然氣液化天然氣液化流程分類按照制冷方式級聯式液化流程〔Cascade〕混合制冷劑液化流程〔MRC〕膨脹機液化流程按照液化裝置的生產模式根本負荷型〔baseload〕調峰型〔peak-shaving〕〔1〕級聯式液化流程級聯式液化流程由三級獨立的蒸氣壓縮制冷組成，逐級提供冷量冷卻天然氣。各級所用的制冷劑一般分別選擇為丙烷、乙烯〔乙烷〕、甲烷特點：效率高；流程設備多。級聯式液化流程最大能力可達3.3Mt/a世界上第一座大型根本負荷型天然氣液化裝置(CAMEL)〔2〕混合制冷劑循環液化流程混合制冷劑循環〔MRC〕是采用N2和C1-C5烴類混合物作為循環制冷劑的工藝。特點：流程設備簡單，傳熱溫差較小；能耗較高，制冷劑配比較困難制冷劑與液化過程中的天然氣的溫度變化曲線利比亞伊索工廠天然氣液化裝置流程PRICO流程除了上述APCI的MRC流程之外，由Black&Veatch開發的PRICO流程也是無預冷的單級混合制冷劑流程的典型代表。但制冷劑在多個壓力級別下工作，提供不同溫度范圍的冷量。丙烷預冷的混合制冷劑制冷循環工藝

APCI的C3/MRC流程成為經典-增加丙烷預冷提高效率帶丙烷預冷的混合冷劑循環天然氣冷卻曲線文萊丙烷預冷混合制冷劑液化流程雙級混合冷劑循環工藝流程混合流體級聯式流程

Linde/StatoilLinde的螺旋繞管式換熱器(3)帶膨脹機的液化循環以膨脹機制冷循環為根底的天然氣液化工藝流程是通過采用透平膨脹機進行等熵膨脹而到達降溫目的的過程。天然氣膨脹機循環工藝氮氣膨脹機循環工藝氮-甲烷膨脹機循環工藝特點：流程設備簡單，調節和開停方便；能耗高天然氣膨脹機液化流程帶丙烷預冷的天然氣膨脹機液化流程氮氣膨脹機液化流程氮-甲烷膨脹液化流程用膨脹機改進混合制冷劑循環AP-X流程與C3/MRC流程的主要區別，即最低溫度段〔過冷段〕的負荷改由氮氣膨脹制冷機循環承擔C3/MRC流程與AP-X流程的比照C3-MRCAP-X〔4〕天然氣液化工藝的開展趨勢

a)大型根本負荷型天然氣液化裝置b)調峰型天然氣液化裝置

(1)調峰型液化裝置的規模根據需要確定，一般較小，但與液化能力相比儲存能力和氣化能力相對較大。典型的調峰型LNG工廠的液化能力為100000~200000Nm3/d，制冷動力大約為1500~7000kW，貯存容量為25000~100000m3。(2)調峰型液化裝置對設備開停靈活性要求很高，一般并不追求單位能耗到達最低。(3)調峰型液化裝置可供選擇的流程較多，沒有明顯占據優勢的流程，比較確定的是級聯式流程已根本上不再采用。c)中小型根本負荷型天然氣液化裝置(1)中小型與大型根本負荷型天然氣液化裝置之間并無嚴格界定，在現今大型裝置生產能力一般在3~5Mt/a的背景下，可將1Mt/a以下的裝置列為中小型。(2)與大型裝置一樣，中小型根本負荷型天然氣液化裝置一般連續穩定運行；但與調峰型液化裝置類似，對設備簡單性、靈活性要求較高，雖注重單位能耗指標，但不一定將其列為最重要指標。(3)中小型根本負荷型天然氣液化裝置可供選擇的流程較多，但級聯式流程已采用得較少。相對來說，PRICO流程在這一類裝置中采用得較為廣泛。LNG-FPSO天然氣液化裝置大體上應屬于此類中小型根本負荷型天然氣液化裝置。2.2LNG儲運日本LNG接收終端-全景圖世界最大的LNG接收終端

種類

容量/m3

用途

絕熱型式

形狀

小型

5~40

民用燃氣氣化站，LNG汽車加注站等場合

真空粉末絕熱或高真空多層絕熱

球形圓柱形

中型

40~100

衛星式液化裝置，工業燃氣氣化站

正壓堆積絕熱

大型

100~1000

小型LNG生產裝置

圓柱形

超大型

10000~40000

基本負荷型和調峰型液化裝置

特大型

40000~250000

LNG接收站圓柱形(根本負荷型、調峰型液化裝置、LNG接收站)圓柱形(根本負荷型、調峰型液化裝置、LNG接收站)(b)LNG運輸槽車〔陸地運輸〕LNG運輸槽車〔陸地運輸〕LNG槽車的隔熱方式

有三種型式：真空粉末隔熱；真空纖維隔熱；高真空多層隔熱，絕熱層所占空間小；絕熱材料輕；隔熱材料一般不發生沉降。但施工難度大。

LNG槽車的輸液方式(c)LNG遠洋運輸(LNG船)

LNG運輸船：為大氣壓下沸點為-162℃的大宗LNG貨物的專用船舶。這類船目前的標準貨量在12~13萬立方米之間。一般它們在25~30年船齡期內，從事專用的航行方案。類型：〔1〕獨立球型〔MOSS〕；〔2〕SPB型船，石川島播磨重工業IHI；〔3〕薄膜型〔Membrane〕，法國GTT公司。液化天然氣運輸船液化天然氣運輸船-SPB型液化天然氣運輸船-GTT型薄膜型LNG船的開發者GazTransport和Technigaz已合并為一家，故對該型船稱為GTT型。GTT型的圍護結構包括GTNO96和TGZMarkIII兩種。

液化天然氣運輸船-GTT型GTTNO.96型LNG船液化天然氣運輸船-MOSS型MOSS型(球型)LNG船液化天然氣運輸船-MOSS型液化天然氣運輸船-MOSS型液化天然氣運輸船-三種船型比較

比較對象

SPB型

MOSS型

GTT型

尺寸

緊湊

大

緊湊

船重量

輕

最重

輕(當船小時相對重)

儲罐數量

最少

多

多

汽化率

最低0.05%/d

低0.08%/d

GT高：≧0.1%/dTGZ：低

上甲板空間

完全不受限制

非常受限制

不受限制

任意裝載量水平

可能

可能

不可能

航行

容易

不容易

容易

壓力控制

簡單

復雜

最復雜

溫度控制

簡單

復雜

復雜

不可泵送的液體量

最少(3m3/儲罐)

少(6m3/儲罐)

多(200~400m3/儲罐)

維護

外部

容易

不容易

容易

內殼/絕熱

最容易

容易

非常困難LNG船接收碼頭-LNG終端LNG船接收碼頭-LNG終端2.3LNG氣化與冷能利用

2.3.1氣化器空氣加熱型氣化器空氣加熱型氣化器大多數是翅片管型或其它伸展體外表的換熱器。因為空氣加熱的能量比較小，一般用于氣化量比較小的場合，在LNG工業中的應用受到一定的限制。空氣加熱型氣化器的另一缺點是受環境條件的影響太大，如溫度和濕度的影響。另外，它們的氣化能力還受當地的最低溫度和最高濕度的影響。因為結冰過多會減少有效的傳熱面積和堵塞空氣的流動。空氣加熱型氣化器的上限一般在標準狀況下是1400m3/h。由于沒有燃料的消耗，所以結構簡單，運行費用低。但單位容量的投入費用勢必較高的，而最大氣化能力是比較低的。水加熱型氣化器用水作熱源的LNG氣化器應用很廣，特別是用海水作為熱源，因為很多LNG生產裝置和接受裝置都是靠海建設，海水溫度比較穩定，熱容量大，是取之不盡的熱源。開架式氣化器(OpenRackVaporizer,ORV)就是以海水作熱源的氣化器。用于根本負荷型的大型氣化裝置，最大天然氣流量可達180t/h。氣化器可以在0%～100%的負荷范圍內運行。可以根據需求的變化遙控調整氣化量。通常氣化器的進口水溫的下限大約為5℃。圖5-6ORV氣化器外形1—平板型換熱管2—水泥基礎3—擋風屏4—單側流水槽5—雙側流水槽6—平板換熱器懸掛結構7—多通道出口8—海水分配器9—海水進口管10—絕熱材料11—多通道進口12—海水分配器ORV氣化器工作原理整個氣化器用鋁合金支架固定安裝。氣化器的根本單元是傳熱管，由假設干傳熱管組成板狀排列，兩端與集氣管或集液管焊接形成一個管板，再由假設干個管板組成氣化器。氣化器頂部有海水的噴淋裝置，海水噴淋在管板外外表上，依靠重力的作用自上而下流動。液化天然氣在管內向上流動，在海水沿管板向下流動的過程中，LNG被加熱氣化。這種氣化器也稱之為“液膜下落式氣化器〔fallingfilm〕〞。雖然水的流動是不停止的，但這種類型的氣化器工作時，有些部位可能結冰，使傳熱系數有所降低。具有中間傳熱流體的氣化器采用中間傳熱流體的方法可以改善結冰帶來的影響，通常采用丙烷、丁烷或氟利昂等介質作中間傳熱流體。實際使用的氣化器的傳熱過程是由兩級換熱組成：第一級是由LNG和丙烷進行熱交換，第二級是丙烷和海水進行熱交換。這樣加熱介質不存在結冰的問題。由于水在管內流動，因此可以利用廢熱產生的熱水。換熱管采用鈦合金管，不會產生腐蝕，對海水的質量要求也沒有過多的限制。這種氣化器已經廣泛應用在根本負荷型的LNG氣化系統，最大天然氣流量達150t/h。燃燒加熱型氣化器在燃燒加熱型氣化器中，浸沒式燃燒加熱型氣化器是使用最多的一種。結構緊湊，節省空間，裝置的初始本錢低。它使用了一個直接向水中排出燃氣的燃燒器，由于燃氣與水直接接觸，燃氣劇烈地攪動水，使傳熱效率非常高。水沿著氣化器的管路向上流動，LNG在管路中氣化，氣化裝置的熱效率在98%左右。適合于負荷突然增加的要求，可快速啟動，并且能對負荷的突然變化作出反響。可以在10%100%的負荷范圍內運行，適合于緊急情況或調峰時使用。2.3.2LNG冷能利用

LNG：超低溫液態天然氣，沸點為-162℃LNG蘊含巨大的冷能，約830MJ/t一座6Mt/a的LNG接收站，LNG連續均勻氣化釋放的冷量約160MW如果其中1/5的冷能能轉化為電力發電功率為32MW發電量〔即節能〕2.8億kWh考慮常規電廠效率50%，可減排CO20.7億噸/年LNG的冷能利用對于大規模節能減排意義重大低溫發電壓力有效能的利用可采用天然氣直接膨脹方式，低溫有效能的利用那么采用低沸點工質的朗肯動力循環。液化天然氣冷凍儲存系統低溫粉碎裝置低溫空氣別離3非常規天然氣液化舉例:

LNG-FPSO海上天然氣—SolutionsotherthanfiringPipelineCNG(CompressedNaturalGas)ANG(AdsorbedNaturalGas)NGH(NaturalGasHydrate)GTL(Gas-To-Liquid)ElectricityLNGConventionalLNGPLNG/HLGLUWSLNG-FPSO特點消耗大量能量〔對于1Mt/a的裝置大約為50MW〕。與典型的陸上設施相比，需要在更擁擠的空間布置低溫流程的設備及管路系統。晃動對吸收塔等設備有影響。LNG儲存需要特殊的儲存系統，因為在海上生產時，半充滿儲槽中液體晃蕩構成特殊的問題。LNG從FPSO向運輸船的輸送需要特殊的設備，而這類設備一般還未經實際使用。較早進行的研究歐盟資助的Azure工程證實了薄膜儲存系統在局部充滿模式下的完整性，在此條件下，液體充裝物的晃蕩是薄膜結構承受的主要外力；驗證了LNG輸送系統控制特性；開發了創新性的混凝土船體設計；開發了LNG-FPSO剛制船體設計；開發了干舷布置方式來滿足平安和操作性要求。Shell的概念設計-FLNGCondensateExtractionLiquefactionTurretMooringWellsGasTreatmentLNGStorageLNGStorageLNGOffloadingShell的概念設計-FONG同時生產原油和LNG的方案。設計原油產量85,000桶/天，天然氣處理量85×106立方英尺/天。兩者分別可擴容至170,000桶/天和170×106立方英尺/天。天然氣液化采用氮膨脹流程。駁船空間尺度為384×70×36m。LNG儲存容積160,000m3LNG，油儲量1,400,000桶。油的卸載采用浮動軟管，LNG采用并排布置方式的加料臂。AkerKvaerner設計Statoil聯合Linde和AkerKvaerner公司提出了基于混合流體級聯式(MFC)流程的概念設計，該流程被選擇為方案于2006年試車的Sn?hvit工程的流程。Sn?hvit工程設計思路是：LNG設施建在一艘位于西班牙的駁船上，目的是向北挪威Melk?ya輸送LNG。盡管該工程還不能算一個海上工程，但采用了大量“海洋化〞的思路。Statoil認為MFC流程可成功地用于海上LNG裝置。ABBLummusNicheLNGLNG生產能力為1.5Mt/a。LNG和LPG的儲存量分別為170,000m3和35,000m3，分別儲存在4個和1個SPB型艙室中。卸載方式可根據需要設定為串聯方式或并排方式。ABBLummusNicheLNG的天然氣液化采用了氮透平膨脹機和甲烷透平膨脹機兩個系統為循環提供冷量，采用一臺GELM2500燃氣輪機同時驅動氮和甲烷壓縮機。冷箱中采用一臺板翅式換熱器。ABBLummusNicheLNG4LNG在中國4.1液化工廠4.2LNG接收站4.3小型儲運氣化設施4.1液化工廠

(1)上海天然氣液化調峰裝置

該裝置采用了由法國燃氣公司(GazdeFrance)開發的CII流程。(2)中原綠能天然氣液化裝置

4.2LNG接收站

(1)廣東大鵬LNG接收站(2)福建LNG進口接收站(3)上海LNG進口接收站4.3小型儲運氣化設施

〔1〕氣化站山東淄博LNG汽化站姜堰LNG氣化站

建設時間：2002.2投產時間：2002.7設計規模：6900Nm3/d現期使用氣源：中原油田LNG

余姚LNG氣化站

建設時間：2002.4