小型撬装式LNG液化天然气气化站设计分析

天然气运输需要管线运输,然而部分地区未能实现管线安排.后期市场为其提供小型撬装式液化天然气,满足偏远地区的用气需求.本文针对当前小型撬装式气化站进行设计,综合利用建设优势,并对设计要点加以阐述.     

shang LNG液化工艺

LNG是当今世界上最安全、适合长距离运输并可直接利用的最清洁能源。在LNG的液化过程中,天然气中的水、惰性气体、C5等烃类基本被脱去,燃烧时温室气体排放量低,被公认为是未来世界普遍采用的燃料。迄今已成熟的天然气液化工艺有:节流制冷循环、膨胀机制冷循环、级联式制冷循环、混合冷剂制冷循环和带预冷的混合冷剂制冷循环。按制冷方式主要分为:级联式液化流程;混合制冷剂液化流程;带膨胀机的液化流程。本文简要介绍了液化天然气的这三种主要液化流程,对比了三种流程的优缺点及适用范围,展望了我国LNG液化工业的发展前景。     

shang LNG液化工艺

LNG是当今世界上最安全、适合长距离运输并可直接利用的最清洁能源。在LNG的液化过程中，天然气中的水、惰性气体、C5等烃类基本被脱去，燃烧时温室气体排放量低，被公认为是未来世界普遍采用的燃料。迄今已成熟的天然气液化工艺有：节流制冷循环、膨胀机制冷循环、级联式制冷循环、混合冷剂制冷循环和带预冷的混合冷剂制冷循环。按制冷方式主要分为：级联式液化流程；混合制冷剂液化流程；带膨胀机的液化流程。本文简要介绍了液化天然气的这三种主要液化流程，对比了三种流程的优缺点及适用范围，展望了我国LNG液化工业的发展前景。     

小型橇装式LNG液化装置工艺设计

我国的天然气资源非常丰富,分布分散,除大中型常规气田外,还包括一些边远地区存在的大量零散小气田气以及页若气、煤层气等非常规天然气.由于这些天然气产量较小,建设输气管道投资巨大,不具备大型气田常规开釆、处理的经济规模.因而使得这部分天然气,未得到开发利用.采用小型装置将这类边远零散小规模天然气液化后运输至用户,是一种有效...     

LNG液化工艺中压缩机驱动装置的选型

前言以前许多有关液化装置中压缩机驱动装置的文章极其详细地论述了各种可能的驱动装置组合。通常是通过液化装置能力的选择和对各种驱动装置配置的装置费用进行评估后才确定最佳方案的。然而，如预计的一样，最佳方案将受到初步设计基本条件和新选的LNG工艺的明显影响。在某些     

液化天然气气化站的工艺设计

LNG气化站工艺设计主要由工艺流程、设备选型、阀门及管道设计等部分组成。[第一段]     

浅析海南液化天然气工艺

通过分析比较确定了海南LNG工厂的净化、液化系统技术方案,设计了工艺流程,对净化系统DGA脱酸工艺和液化系统的氮气二级膨胀液化工艺进行计算,得到各物流节点的计算参数,计算出流程中压缩机能耗、制冷剂流量及各换热器的换热量.经过装置生产考核,该净化、液化工艺技术运用合理,工艺路线可行,工艺技术指标均达到了设计要求.     

小型撬装式LNG液化天然气气化站设计研究

LNG撬装式气化站作为新的气化站,是LNG气化站顺利发展的重要前提和保证。LNG撬装式供气站的安全设计是非常必要和关键的。一方面,我们可以在事故发生前有很好的了解;另一方面,事故发生后,我们的消防人员可以在短时间内掌握和控制它。重要的是消除撬装式加油站有关的安全风险,避免重大事故。正是在这一概念和背景下,本文件首先简要介绍了撬装式加气站的风险,并在此基础上介绍和分析了撬装式加气站安全设计的多个方面。     

LNG工厂投资影响因素分析

为研究LNG工厂投资的主要影响因素,在简单介绍LNG工厂工艺的基础上,通过实际工程建设投资统计研究分析,得出:项目生产规模、液化工艺、LNG储罐、原料气气质与产品标准、LNG工厂选址及布局等为LNG工厂投资的主要影响因素。在项目设计阶段,技术经济专业人员应积极配合工艺设计人员,根据上述主要影响因素对项目规模、项目地址、工艺路线、总平面布置以及主要关键技术设备等进行多方案比选以优化设计,有效控制和降低LNG工厂建设投资。     

小型LNG液化站的工程设计与实践

我国天然气上游可采资源的制约和有效利用、下游管输气源的安全和应用局限，以及对资源、市场和投资的规模化需求，导致天然气的供应出现了气量缺口大、季节调峰困难等矛盾。     

小型天然气液化装置高压引射液化工艺的优化

小型高压引射天然气液化装置在实际运行过程中,存在着明显的液化效率低、能耗大等问题。为了进一步提高系统性能,采用HYSYS软件对5×10~4 m~3/d处理量的高压引射液化工艺进行模拟与分析,探究主要工艺参数对系统性能的影响。研究结果表明:①引射器高压入口压力(引射压力)、出口压力以及净化气中不凝气体组分含量对系统功耗、出液率会产生显著的影响;②引射压力增高,预冷系统功耗、冷箱出液率将逐渐增大,系统总功耗呈现先增大后减小趋势,存在着最佳引射压力,在出口压力介于0.5～1.8MPa的范围内,所模拟引射压力系列中20MPa时系统总功耗最小;③引射器出口压力增高,循环气压缩机、系统总功耗呈现非线性降低趋势,降低速率逐渐减小,而预冷系统功耗、冷箱出液率将逐渐增大;④净化气中不凝气组分含量增加,系统出液产量、冷箱出液率将显著下降,单位产量能耗逐渐增大,因而该工艺并不适宜处理高含不凝气体组分的净化气。结论认为,该研究成果可以为小型高压引射天然气液化装置工艺设计与优化提供参考。     

液化天然气工厂重烃脱除工艺方案比选

分析了液化天然气工厂重烃脱除的现状及存在的问题,对比了多种重烃脱除方案的优劣性。以华油天然气股份有限公司处理规模为100×104 m3/d(20℃,101.325kPa)的广元LNG工厂现有装置为例,在脱水单元后新增1套脱重烃装置可取得良好的重烃脱除效果,减少重烃闪蒸气量,提高天然气液化率,降低LNG产品的比功耗,促进装置长周期满负荷稳定运行。     

LNG接收站BOG气体回收工艺改进与能耗分析

对LNG(液化天然气)接收站BOG(蒸发气)气体主要的两种不同回收方式,即再冷凝工艺和直接压缩工艺进行了能耗分析,指出再冷凝工艺更为节能;以进一步节省工艺能耗为目的,对现有BOG再冷凝工艺进行了优化。运用ASPEN流程模拟软件对BOG压缩机进出口压力、BOG温度及物料比等影响BOG再冷凝工艺能耗的运行参数的分析,提出了利用高压LNG对增压后的BOG进行预冷,降低物料比从而降低BOG压缩机能耗的工艺流程。优化后的BOG再冷凝工艺节能效果显著,较原工艺可节约BOG压缩机能量消耗31.4%。     

气体膨胀式天然气带压液化流程的设计与优化

天然气带压液化（PLNG）技术可在较高的压力和温度下储存液化天然气,为海上天然气的液化提供了可能,但对于PLNG流程的相关运行参数、性能优化方面的研究几乎还未见报道。为此,借鉴气体膨胀式天然气液化系统的优点,针对CO₂含量较低的海上天然气设计了一种气体膨胀天然气带压液化流程,并利用HYSYS软件进行了模拟和优化。结果表明：①分别采用N₂、50% N₂+50% CH₄、CH₄作为制冷剂,以产品LNG的单位能耗为衡量指标,对流程的4个关键参数（进口天然气压力、LNG储存压力、气体制冷剂膨胀前压力及气体制冷剂膨胀前预冷温度）进行了优化分析,并得到了它们的最优值;②比较了N₂、50% N₂+50% CH₄、CH₄分别作为制冷剂时,流程的能耗情况,发现CH₄是能耗最低的制冷剂;③将优化后的氮膨胀天然气带压液化流程与常规氮膨胀天然气液化流程进行比较,结果表明前者不仅占地面积小、流程简单、设备初始投资低,而且运行工况更优良、能耗更低（仅为0.218 9 kWh/m³,比常规流程的能耗降低了46%）。     

海上天然气液化工艺流程优选

LNG-FPSO（LNG Floating Production Storage and Offloading Unit,又称FLNG）是集海上液化天然气的生产、储存、装卸和外运为一体的新型浮式生产储卸装置。作为LNG-FPSO的核心技术,海上天然气液化工艺将对该装置的建造运营费用、运行稳定性和整个系统的安全性产生很大的影响,而现有的3种基本类型的天然气液化工艺（氮膨胀、混合冷剂和级联式制冷液化工艺）都不能完全符合海上天然气液化工艺的设计标准。为此,根据海上作业的特殊工况,组合模拟了6种适用于海上天然气液化的工艺流程,并从制冷剂流量、功耗、关键设备数量、天然气流量敏感性、天然气组成敏感性、易燃制冷剂储存和海上适应性等方面对各流程进行了比较,根据计算结果及对各流程的定性分析,优选出带预冷的氮膨胀液化工艺［即丙烷预冷双氮膨胀流程、混合制冷剂-氮气膨胀（并联）流程和混合制冷剂-氮气膨胀（串联）流程］为LNG-FPSO装置的首选工艺,且发现随着预冷深度的增加,该工艺的海上适应性减弱,功耗降低,处理能力增强。     

不带预冷流程的撬装天然气液化工艺研究

撬装天然气液化装置占地少、现场安装简单、容易移动,非常适合如边远、小、散气井气等小型气源的就地液化回收。本研究利用Aspen HYSYS流程模拟软件,以3万Nm³/d的撬装装置为例,对带预冷和不带预冷的液化流程从能耗、循环水量等方面进行模拟分析。结果表明:尽管不带预冷的液化流程能耗稍高(比带预冷的液化流程高0.05～0.1kWh/Nm³),但流程更简化,减小了设备体积,降低了设备投资,减少了装置安装和运输的时间和费用,突显了装置移动性强、适应性强的优点。     

泰安深燃LNG工厂工艺、设备国产化研究

泰安深燃LNG工厂首次采用多项国产工艺技术,设备全部实现了国产化。为此,详细介绍了泰安深燃LNG工厂根据原料天然气组成特点、供应情况和工厂处理量规模,综合考虑投资成本、能耗、设备操作的难易程度、设备制作周期等情况。泰安深燃LNG工厂选择了膨胀机制冷的天然气液化工艺,因而从工艺、流程和设备方面详细分析了泰安深燃LNG生产在净化、液化、储运及公用工程、仪表自控等方面的技术特点,总结了其在天然气净化单元采用醇胺法中的MDEA溶液脱除CO₂,采用等压吸附脱水,采用了活性炭脱汞、脱苯,在天然气液化单元采用双膨胀机并联制冷等技术创新。最后通过与其他LNG工厂天然气液化流程优缺点的对比,证明了泰安深燃LNG工厂工艺、设备国产化在技术和经济上的优越性。该研究对以后我国建设同类LNG工厂具有借鉴作用。     

中国天然气及LNG产业的发展现状及展望

在"双碳"目标下,天然气作为清洁能源在能源消费结构中扮演着重要的增长角色,有望获得大力发展和应用.目前,中国能源消费结构依然处于煤多气少的态势.通过对比中国和世界能源消费结构的差异,发现中国8.3％的天然气消费占比相较世界的25％有很大差距,提升空间巨大;分析了中国天然气消费的现状并对其未来消费趋势进行了预测,预计中国...     

LNG 产业链动态模拟仿真平台应用现状和展望

LNG产业链是一个复杂的系统工程,为了寻找产业链运行和管理中的短板环节和规避风险,需要通过动态模拟仿真对现有LNG生产物流系统进行优化和设计。通过对系统仿真概念的了解,和对模拟LNG产业链的动态仿真软件进行比较和选择可知,Witness软件可用于LNG产业链动态模拟的二次开发。在Witness软件基础上通过编程语言进行二次开发,编制了LNG产业链动态仿真系统的完整模型结构,介绍了二次开发的思路和算法,并对建立好的动态模拟仿真平台进行了软件测试,提出了二次开发和应用中的瓶颈问题和解决方法。最后总结了该仿真平台将来的应用前景和方向。     

LNG液化工艺在边远分散井中的应用分析

分析了天然气脱硫、脱水、脱碳、脱汞及凝液回收等预处理工艺对边远分散井的适应性,同时对阶式制冷循环、混合冷剂(MRC)制冷循环和膨胀机制冷循环3种天然气液化工艺应用于边远分散井的工作特性进行了对比。阶式制冷由于工艺复杂不适用于边远分散井。MRC制冷操作弹性大、能耗低、适应性较强,可在大多数边远分散井应用。膨胀机制冷操作简单、占地面积小且易橇装化,适合在工况较为稳定且有较高井口压力的场合应用。从当前的技术水平来看,不含硫、低含碳且重烃含量低的单井更适合进行LNG液化工艺的应用和推广。