液化天然气工厂
一、什么是液化天然气工厂
液化天然气工厂是将气态天然气经过压缩、净化处理、低温液化等工艺过程加工成液态天然气的加工工厂。生产原料为气态天然气，由天然气管道引入，成品为液化天然气（LNG）。液化天然气工厂主要分为基本负荷型、调峰型两大类。基本负荷型液化天然气工厂是指生产供当地使用或外运的液化天然气的加工工厂；调峰型液化天然气工厂是指为调峰负荷将低峰负荷时过剩的天然气液化储存，在高峰时或紧急情况下再气化使用的加工工厂。
液化天然气工厂是LNG产业链的一个非常重要的环节。LNG产业链是一条贯穿天然气产业全过程的资金庞大、技术密集的完整链系。LNG从生产到供给终端用户是一个完整的系统，形成LNG产业链（如下图所示），包括天然气预处理、液化、储存、运输、接收站、再汽化装置等。
液化天然气工厂的生产规模通常为每天5、15、30、50、100、
200万方。一般建设在气田附近或长输管道旁。其中，气田附近的LNG 工厂建设规模较大，产品通过专用车辆、船舶等进行长途运输；规模较小的LNG工厂也可建于长输高压输配管线的分输站附近，就近销售。
液化天然气工厂上游气源来自天然气气田或长输管道，下游客户主要为LNG/L-CNG加气站、城市燃气、工商业用户等，作为清洁能源被广泛应用于交通运输、居民生活、工商业等领域。
二、国内外液化天然气工厂状况
世界天然气液化工作始于20世纪初，但直到20世纪40年代才建成世界上第一座工业规模的天然气液化装置。1964年，世界上第一座基本负荷型LNG工厂在阿尔及利亚建成投产。目前，世界天然气液化技术和工艺已非常成熟。
20世纪90年代初,中国科学院等单位先后为四川和吉林石化企业建成了2座LNG中试装置,生产LNG的能力分别为0.3m3/h和0.5m3/h。20世纪90年代中期,长庆石油勘探局在陕北建立1座示范性LNG工厂,日处理量为3×104m3/d。20世纪90年代末,在上海浦东建造了1座日处理量为10×104m3/d的LNG工厂,主要作调峰备用气源。该装置是由德国燃气公司提供的工艺设计、设备供给及技术服务。
截至2011年底，我国已投产的LNG工厂约38座，主要有新疆广汇150万方/天LNG工厂、鄂尔多斯星星能源100万方/天LNG工厂以及四川达州汇鑫能源100万方/天LNG工厂等，总产能达1167万方/天；在建LNG工厂有30多座，预计未来新建产能约2845万方/天；未来计划扩能LNG 工厂14座；设计或待批准LNG 工厂项目约13座，未来规划产能约1720万方/天。
三、液化天然气工厂主要功能区
液化天然气工厂大致分为厂前区、辅助区、生产区、储罐区、装车区等基本功能区。
厂前区主要包括综合办公楼等基础设施，应远离生产区及储罐区，出入口紧挨道路，安全并对外联系方便。
辅助区有与工艺生产联系紧密的控制室、循环水站、维修及仓库、消防泵房、消防水池及公用工程厂房、导热油炉站等设施。
生产区包括冷剂储存区、压缩机厂房、液化装置区和净化装置区等。
储罐区主要是LNG储罐。
装车区主要包括灌装站、事故存液池以及计量间等等。
附图：济宁50万方/天液化天然气项目效果图。
四、生产工艺
液化天然气的生产工艺主要包括原料天然气的净化处理、天然气液化和天然气储存三个单元。工艺流程如下图：
1、天然气的净化单元
天然气的净化处理，目的是除去低温过程中会(因杂质)固化而产生堵塞或腐蚀设备和管道的成分。这些成分包括二氧化碳、硫化氢、水、汞、重烃等。
（1）天然气脱酸
酸性气体不但对人体有害，对设备管道有腐蚀作用，而且因其沸点较高，在降温过程中易呈固体析出，堵塞管道。此外，CO2含量过
高，会降低天然气的热值，故必须脱除。
天然气脱酸气的常用方法有三种：化学吸收法、固体干燥剂吸附法、膜分离法。其中，化学吸收法分为醇胺法、热钾碱法、砜胺法三种方法。
醇胺法利用胺为溶剂与原料气中的酸性气发生化学反应，可同时脱除CO2和H2S。目前主要采用一乙醇胺（MEA）和甲基二乙醇胺（MDEA）为溶剂。当原料气中只含有CO2，且CO2含量较低时（CO2含量一般在1%左右），一般选择一乙醇胺（MEA）；若原料气中CO2含量较高（CO2含量一般1-8%），或同时含有CO2、H2S时，则选用甲基二乙醇胺（MDEA）。一乙醇胺（MEA）水溶液浓度为15-18%，甲基二乙醇胺（MDEA）水溶液浓度为50%左右。
热钾碱法采用碳酸钾与甲基二乙醇胺为溶剂，并加少量催化剂配成吸收溶液，可同时除去CO2和H2S。热钾碱法的吸收温度较高，净化程度好，原料气中CO2含量高时用此法较为经济。
砜胺法的吸收溶液是物理溶剂环丁砜、化学吸收剂二异丙醇胺加少量的水组成，通过物理与化学作用选择性地同时吸收原料气中的CO2和H2S，然后在常压或稍高于常压下将溶液加热再生以供循环使用。对于低温装置，经环丁砜洗涤后的天然气还要经过吸附处理，以达到低温装置对CO2和H2S的要求，该法工艺复杂，投资大。当天然气中酸性气分压较高，且CO2比H2S浓度低时，此法较经济。
固体干燥剂吸附法是用分子筛吸附原料气中的CO2，该法需要两个吸附塔切换使用，适用于CO2含量很低的原料气，对于CO2含量很高的原料气，其设备投资和操作费用高、热量消耗大。
膜分离法适用于酸性气含量很高的原料气（>20%），其特点是原料气中酸性气含量越高，经济上越有利。
（2）天然气脱水
若天然气中含有水分，则在液化装置中，水在低于零度时将以冰或霜的形式冻结在换热器的表面和节流阀的工作部分。另外，天然气和水会形成天然气水合物，它是半稳定的固态混合物，可以在零度以上形成，它不仅可能导致管线堵塞，也可造成喷嘴和分离设备的堵塞。为了避免天然气中由于水的存在造成堵塞现象，通常须在高于水合物形成温度时就将原料气中的游离水脱除，使其露点达到-100℃以下。
常用的天然气脱水方法有冷却法、吸收法和吸附法等。
冷却脱水是利用当压力不变时，天然气的饱和含水量随温度降低而减少的原理实现天然气脱水。此法只适用于大量水分的粗分离。通常用冷却法脱除水分的过程中，还会脱除部分重烃。
吸收脱水是用吸湿性液体（或活性固体）吸收的方法脱除气流中的水蒸气。三甘醇脱水由于露点降大和运行可靠，在各类甘醇类化合物中其经济效益最好，因而国外广为采用。我国主要使用二甘醇或三甘醇作脱水吸收剂，在三甘醇脱水吸收剂和固体脱水吸附剂两者脱水都能满足露点降的要求时，采用三甘醇脱水经济效益更好。
冷却法和吸收法脱水深度较低，不能用于深冷装置，因此天然气液化脱水大多采取吸附法。吸附法常用的吸附剂是活性氧化铝、硅胶及分子筛三大类。分子筛是一种天然或人工合成的沸石型硅铝酸盐，天然分子筛也称沸石，人工合成的则多称分子筛。要用分子筛脱水，选择4A分子筛是比较合适的，可以吸附CO2和H2S等杂质，但不吸附重烃，是优良的水吸附剂。分子筛的主要缺点是当有油滴或醇类等化学品带入时，会使分子筛变质恶化；再生时耗热高。
（3）天然气脱汞
汞蒸气会导致铝热交换器和管道产生严重腐蚀。当汞存在时，铝会与水反应生成白色粉末状的腐蚀产物，严重破坏铝的性质。极微量的汞含量足以给铝制设备带来严重的破坏，而且汞还会造成环境污染，以及在检修过程中对人员的危害，所以汞含量如超标就必须脱除。
目前，脱汞工艺主要采用专用脱汞剂吸收汞，即用分子筛吸附法或采用浸硫活性炭使汞与硫产生化学反应生成硫化汞并吸附在活性炭上。汞的脱除可以在脱酸前，也可以在脱水后。
（4）天然气脱重烃
重烃的脱除目前有两种十分成熟的工艺，一种是低温分离脱重烃工艺，另一种是采用活性炭吸附脱重烃工艺。
杂质净化标准如图所示:
杂质控制指标
H2O≤1ppmV
CO2≤50ppmV
Hg≤0.01μg/Nm3
H2S≤3.5mg/Nm3(4ppmV)
总S含量10～50mg/Nm3
芳香烃类≤10ppmV
2、天然气的液化单元
天然气的液化流程有不同的形式，按制冷方式分，可分为以下三种方式：级联式液化流程、混合制冷剂液化流程以及带膨胀机的液化流程。需要指出的是，这样的划分并不是严格的，通常采用的是包括了上述各种液化流程中某些部分的不同组合的复合流程。
天然气液化装置可分为基本负荷型液化装置、调峰型液化装置及浮式液化天然气生产储卸装置。基本负荷型液化装置是指生产供当地使用或外运的大型液化装置。对于这种天然气液化装置，其液化单元常采用级联式液化流程和混合制冷剂液化流程。调峰型液化装置指为调峰负荷将低峰负荷时过剩的天然气液化储存，在高峰时或紧急情况下再气化使用。与基本负荷型LNG装置相比，调峰型LNG装置是小流量的天然气液化装置，非常年连续运行，生产规模较小，其液化能力一般为高峰负荷量的1/10左右。对于调峰型LNG装置，其液化部分常采用带膨胀机的液化流程和混合制冷剂液化流程。浮式液化天然气生产储卸装置是一种新型的边际气田、海上气田天然气的液化装置，以其投资较低、建设周期短、便于迁移等优点备受青睐。
级联式液化流程也被称为阶式液化流程、复叠式液化流程或串联蒸发冷凝液化流程，主要用于基本负荷型天然气液化装置。
混合制冷剂液化流程（MRC）是以C1至C5的碳氢化合物及N2等五种以上的多组分混合制冷剂为工质，进行逐级的冷凝、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。MRC即达到类似级联式液化流程的目的，又克服了其系统复杂的缺点。
带膨胀机液化流程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。流程的关键设备是透平膨胀机。由于
带膨胀机的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。
目前，天然气液化工艺逐步从阶式制冷、氮（甲烷）膨胀制冷向混合制冷工艺过渡。
3、天然气的储存单元
（1）LNG储罐
无论基本负荷型液化装置还是调峰型装置，液化后的天然气都要储存在储罐内。
LNG为低温深冷介质，储存设备及相关设备设施要具备可靠的耐低温深冷性能。特别是储存设备应至少满足耐低温-162℃以下，应达到-196℃。
LNG储罐通常分为常压、带压两种。
其中，常压罐适用于LNG的大量储存的装置。其储存特点为：
●储罐的容积一般较大，结构简单
●承压能力较低，蒸发率较高
●常压储罐的无损(憋压)储存时间较短
高压储存适用于LNG的少量储存，使用的是高压储罐。其储存特点为：
●储罐容积较小
●承压能力较高
●使用真空隔热结构，隔热性能较好，所以罐内LNG的蒸发率较低
产品液化天然气经节流后储存在LNG储罐中，储罐内的LNG经LNG 装车泵送至装车站装车外运。
（2）LNG储存中的安全问题
LNG在储存期间，无论隔热效果如何好，总要产生一定数量的蒸发气体。储罐容纳这些气体的数量是有限的，当储罐内的工作压力达到允许最大值时，蒸发的气体继续增加，会使储罐内的压力上升，超过设计压力。LNG储罐的压力控制对安全储存有非常重要的意义。涉及到LNG的安全充注数量，压力控制与保护烯烃和储存的稳定性等诸多因素。
LNG储存安全技术主要有以下几个方面：
1）储罐材料。材料的物理特性应适应在低温条件下工作，如材料在低温工作状态下的抗拉和抗压等机械强度、低温冲击韧性和热膨
胀系数等。
2）LNG充注。储罐的充注管路设计应考虑在顶部和底部均能冲灌，这样能防止LNG产生分层，或消除已经产生的分层现象。
3）储罐的地基。应能经受得起与LNG直接接触的低温，在意外情况下万一LNG产生漏泻或溢出，LNG与地基直接接触，地基应不会损坏。
4）储罐的隔热。隔热材料必须是不可燃的，并有足够的牢度，能承受消防水的冲击力。当火蔓延到容器外壳时，隔热层不应出现熔化或沉降，隔热效果不应迅速下降。
5）安全保护系统。储罐的安全防护系统必须可靠，能实现对储液位、压力的控制和报警，必要时应该有多级保护。
LNG气化站工艺流程 LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45－0.60 MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。
进入城市管网 储罐增压器 整个工艺流程可分为：槽车卸液流程、气化加热流程（含热水循环流程）、调压、计量加臭流程。 卸液流程：LNG由LNG槽车运来，槽车上有3个接口，分别为液相出液管、气相管、增压液相管，增压液相管接卸车增压器，由卸车增压器使槽车增压，利用压差将LNG送入低温储罐储存。卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装
LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。 为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每 次卸车前都应当用储罐中的LNG 对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG 的流速突然改变而产生液击损坏管 道。 气化流程： 靠压力推动，LNG 从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG 的流出，罐内压力不断降低，LNG 出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG 气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内LNG 靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG 经过与空气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流入储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。利用该压力将储罐内LNG 送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调至0．4MPa)、计量、加臭后，送入城市中压输配管网为用户供气。在夏季空温式气化 加压蒸发器卸车方式二 槽车自增压/压缩机辅助方式 BOG加热器 LNG气化器 加压蒸发器 卸车方式三 气化站增压方式 LNG贮罐 LNG贮罐 BOG压缩机 加压蒸发器 卸车方式五低温烃泵卸车方式 V-3 PC LNG贮罐 LNG贮 低温烃泵
国内LNG工厂生产规模 建成投产的LNG生产工厂规模： 1、河南中原油田濮阳LNG液化厂已建成投产，规模为15万立方米/天。 2、新疆广汇集团建设的吐哈油田LNG液化厂已建成投产，规模为150万立方米/天。 3、海南福山油田LNG液化厂已建成投产，规模为25万立方米/天。 4、广西北海涠洲岛LNG液化厂建成投产，规模为15万立方米/天。 5、中石油西南分公司LNG液化厂建成投产，规模为4万立方米/天。 6、江阴天力燃气LNG液化厂建成投产，规模为5万立方米/天。 筹建中的LNG生产工厂规模： 1、兰州燃气化工集团30万立方米/天液化工厂。 2、内蒙古鄂尔多斯100万立方米/天的液化工厂。 3、四川达州100万立方米/天液化工厂。 4、中海油珠海横琴岛50万立方米/天液化工厂。 5、新疆广汇库尔勒400万立方米/天液化工厂。 6、重庆民生股份15万立方米/天液化工厂。 7、苏州天然气管网公司7万立方米/天液化工厂。 （三）国内LNG接受站产业状况 中国LNG接收站的规模： 1、广东LNG项目接收站址在深圳大鹏湾秤头角，规模为370万吨/年。 2、福建LNG项目接收站址在莆田市秀屿港，规模为260万吨/年。 3、珠海LNG项目接收站址在高栏岛，规模为900万吨/年。 4、浙江LNG项目接收站址在宁波，规模为300万吨/年。
5、山东LNG项目接收站址在青岛灵山卫镇，规模为300万吨/年。 6、江苏LNG项目接收站址在江苏如东县，一期规模为350万吨/年，二期规模达到600万吨/年。 7、上海LNG项目接收站址在上海国际航运中心洋山深水港区的中西门堂岛，规模为300万吨/年。 8、唐山LNG项目接收站址在唐山市唐海县曹妃甸港，一期规模600万吨/年，二期规模400万吨/年。 9、秦皇岛LNG项目接收站址拟在山海关港或秦皇岛港，一期规模为200万吨/年，二期规划达到300万吨/年。 10、澳门黄茅岛一期200万吨工程预计3年完成，二期将达500万吨/年。 11、辽宁LNG项目接收站址在大连和天津的LNG项目接收站等。
（能源化工行业）中原油田天然气液化工艺研究
中原油田天然气液化工艺研究 杨志毅张孔明王志宇陈英烈王保庆叶勇刘江旭中原石油勘探局457001e-mail:b56z7h7@https://www.doczj.com/doc/8012917399.html,摘要：本篇参考了国内外有关液化天然气（LNG）方面大量的技术资料，结合中原石油勘探局天然气应用技术开发处LNG工厂建设过程中的实践经验，简要介绍了目前国内外LNG产业的发展状况和LNG在国内发展的必要性以及发展前景。其中LNG发展状况部分，引用大量较为详实的统计数据，说明了我国目前LNG发展水平同国外水平间的差距和不足，且介绍了我国天然气资源状况，包括已探明的储量。工艺介绍部分，简要介绍了目前国外已用于工业生产的比较成熟的工艺方案，同时以大量篇幅介绍了中原石油勘探局天然气应用技术开发处，针对自身气源特点，设计出的三套液化工艺的技术性能及经济比较，旨在为大家今后从事LNG产业开发、利用提供壹些有益的帮助。同时本篇仍介绍了中原石油勘探局天然气应用技术开发处正在建设中的LNG工厂的工艺路线及部分参数。引言能源是国民经济的主要支柱，能源的可持续发展也是国民经济可持续发展的必不可少的条件。目前，我国能源结构不理想，对环境污染较大的煤碳在壹次能源结构中占75%，石油和天然气只占20%和2%，尤其是做为清洁燃料的天然气，和在世界能源结构中占21.3%的比例相比，相差10倍仍要多。所以发展清洁燃料，加快我国天然气产业的发展，是充分利用现有资源，改善能源结构，减少环境污染的良好途径。从我国天然气资源的分布情况来见，多分布于中西部地区，而东南沿海发达地区是能源消耗最大的地区，所以要合理利用资源，解决利用同运输间的矛盾，发展LNG产业就成了非常行之有效的途径。液化天然气（LNG）的性质及用途：液化天然气（liquefiednaturalgas）简称LNG，是以甲烷为主要组分的低温、液态混合物，其体积仅为气态时的１／625，具有便于经济可靠运输，储存效率高，生产使用安全，有利于环境保护等特点。LNG用途广泛，不仅自身能够做为能源利用,同时可作为LNG汽车及LCNG汽车的燃料，而且它所携带的低温冷量，能够实施多项综合利用，如冷藏、冷冻、空调、低温研磨等。液化天然气（LNG）产业国内外发展情况：1．国外LNG发展情况：液化天然气是天然气资源应用的壹种重要形式，目前LNG占国际天然气贸易量的25%，1997年已达7580万吨，（折合956亿立方米天然气）。LNG主要产地分布在印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚、阿尔及利亚、文莱等地，消费国主要是日本、法国、西班牙、美国、韩国和我国台湾省等。LNG自六十年代开始应用以来，年产量平均以20%的速度持续增加，进入90年代后，由于供需基本平衡，海湾战争等因素影响，LNG每年以6～8%的速度递增，这个速度仍高于同期其它能源的增长速度。2．国内LNG概况在我国，液化天然气在天然气工业中的比重几乎为零，这无法满足我国经济发展中对液化天然气的需求，也和世界上液化天然气的高速度、大规模发展的形势相悖，但值得称道的是，我国的科研人员和从事天然气的工程技术人员为我国液化天然气工业做了许多探索性的工作。目前，有三套全部国产化的小型液化天然气生产装置分别在四川绵阳、吉林油田和长庆油田建成，三套装置采用不同的生产工艺，为我国LNG事业发展起到了很好的示范作用。3．我国天然气资源优势我国年产天然气201多亿Nm3,天然气资源量超过38万亿M3，探明储量只有4.3%，而世界平均为37%，这说明我国天然气工业较落后，同时说明了我们大力发展天然气工业是有资源保证的，是有潜力的。目前几种成熟的天然气液化工艺介绍天然气液化过程根据原理能够分这三种。第壹种是无制冷剂的液化工艺，天然气经过压缩，向外界释放热量，再经膨胀（或节流）使天然气压力和温度下降，使天然气部分液化；第二种是只有壹种制冷剂的液化工艺，这包括氮气致冷循环和混合制冷剂循环，这种方法是通过制冷剂的压缩、冷却、节流过程获得低温，通过换热使天然气液化的工艺；第三种是多种制冷剂的液化工艺，这种工艺选用蒸发温度成梯度的壹组制冷剂如丙烷、乙烷（或乙烯）、甲烷，通过多个制冷系统分别和天然气换热，使天然气温度逐渐降低达到液化的目的，这种方法通常称为阶式混和制冷
LNG销售开发规则
LNG销售开发规则 目录 一、总则 (1) 二、执行原则 (1) 三、适用范围 (1) 四、定义及目标 (1) 1、名词解释 (1) 2、操作主体 (2) 3、目标 (2) 五、LNG贸易业务开展准备工作 (2) 1、前期准备工作 (3) 2、合同签订流程及管理 (3) 3、赊销授信管理 (4) 六、贸易LNG贸易业务操作流程 (6) 1、采购介绍 (6) 2、销售报价及价格确认函管理 (7) 3、销售计划 (8) 4、销售订单提报 (10) 5、销售订单变更及取消 (10) 6、销售订单执行 (11) 7、商务对账 (11) 8、财务开票收票 (11) 9、款项催收 (13) 七、保供方案 (14) 1、保供目的及对象 (14) 2、保供要求 (14) 3、异常情况 (15) 4、追偿机制 (16) 八、项目公司开展LNG贸易操作模式 (16)
LNG销售开发规则 1、项目公司将业务介绍或转交给贸易 (16) 2、项目公司自行开展业务 (17) 3、提成奖励方案 (17) 九、人员培训 (17) 十、附则 (18)
一、总则 本规则旨在贯彻“跨区域、跨类别、跨方式”的整体发展战略，迅 速推进能源贸易有限公司（以下简称：贸易）、区域管理中心及项 目公司积极开展LNG贸易销售，明确LNG贸易销售开展程序，防范风险，提高效益，对LNG贸易销售行为提供工作指导，以确保LNG业务战略目标的实 现。 二、执行原则 LNG贸易销售必须符合LNG业务的战略发展规划，有利于 提高LNG业务的核心竞争力，有利于LNG资产的优化配置。 LNG贸易销售应选择合适的商业运作模式，所有业务实施前应评估贸易风险与收益，综合权衡业务可行性与经济可行性，注重业务的可持续发展。 三、适用范围 本规则适用于集团区域管理中心下属有条件开展LNG业务的项目公司。 四、定义及目标 LNG由于其特性，比气态天然气有着更广泛的用途，包括燃气发电、城市燃气、工业燃料、化工用气、汽车燃气以及冷能利用等。本规则所指的LNG贸易销售，主要分为对终端用户和贸易商的销售。 1、名词解释 （1）LNG：即液化天然气的英文缩写。天然气是在气田中自然开采的可燃气体，主要成分为甲烷。LNG是通过在常大气压下将天然气冷却至-162℃，使其由气态凝结为液态。天然气液化后可以大大节约储运空间，而且具有热值大、性能高等特点。 （2）终端客户：是指以LNG为燃料的工业、商业、居民等发生直接供应关系的客户，主要包括城市燃气、工业气化站、工业炉用户、LNG/L-CNG汽车加气站、发电厂、工业园区、分布式能源站等。
LNG工厂各部门岗位职责 一、总经办岗位职责 1、负责贯彻执行国家各项方针政策及法律法规。 2、制定和实施公司总体战略与年度经营计划。 3、建立健全公司的管理体系与组织结构。 4、主持公司的日常经营管理工作，实现公司经营管理目标和发展目标。 5、检查、督促和协调各部门的工作进展。 6、代表公司对外开展公关活动。 7、抓好企业文化建设。 8、完成集团交办的其他工作。 二、生产部岗位职责 1、生产部是公司生产运行管理部门，负责贯彻执行国家相关法律法规以及公司各项规章制度，完成公司下达的各项生产经营任务。 2、全面掌握生产运行动态，根据工况调节生产工艺指标、维护生产设备、及时上报备品配件采购计划、执行集团HSE安全综合管理，保障生产运行的正常运转。 3、负责厂区设备的维护保养工作，健全设备维修维护保养、巡线等台帐。编制年、月维修作业计划，报公司总经理助理批准后组织实施。 4、负责编制LNG工厂工艺操作规程、设备操作规程、维护
保养细则和相关标准及管理制度，并组织贯彻执行。 5、负责编制厂区内事故应急预案，并定期组织进行演练。 6、负责气量数据的采集和生产日报表的统计工作。负责与上游进行气量结算，与电力公司进行电量结算。 7、严格执行相关操作规程，杜绝“三违”现象，确保员工严格按照相关劳动保护规定进行相关作业，确保员工作业安全。 8、负责厂区消防器材的日常管理、维护和使用。 9、定期组织安全生产大检查，负责本部门的员工工艺和安全知识培训工作。 10、负责厂区各类设备安全附件、计量器具的日常管理、维修、校验、保养等工作，并建立相关台帐。 11、严格执行考勤和巡检制度，杜绝跑、冒、滴、漏，确保安全生产，同时对生产事故进行调查处理、统计上报工作，及时向公司安全部门报告，参加其他事故的调查处理。 12、与其它部门做好沟通协作，对公司的生产管理和人员管理提出意见和建议。 13、完成公司领导交办的其它工作。 三、市场部岗位职责 1、负责贯彻执行国家各项方针政策、法律法规及公司各项规章制度。 2、制定部门事故应急预案和救援措施，定期对员工开展安全教育和技能培训。 3、向用户宣贯国家及公司法律法规、安全知识并留存纸质材料，对相关客户每年不得少于两次的安全用气抽查工作。 4、实时掌握市场动态，搜集行业信息，并整理调研报告，
天然气液化工艺部分技术方案（MRC） 一、 天然气液化属流程工业，具有深冷、高压，易燃、易爆等特征，在生产中具有极高的危险性，既有比较高的温度（280℃）和压力（50Bar），也有低温（-170℃），这些单元之间紧密相连，中间缓冲地带比较小，对参数的变化要求严格，这对LNG液化装置连续生产自动化提出了很高的要求。 LNG装置的制冷剂配比与产量和收率直接相关，因此LNG生产过程中控制品质占有非常突出的位置。整个生产过程需要很多自动化硬件和配套的软件来实现。以保证生产装置的安全、稳定、高效运行，不仅是提高效益的关键，而且对生产人员、生产设备，以及整个厂区安全都十分重要。 二、工艺过程简述 LNG工艺流程图参见P&ID图 1、原料气压缩单元 来自界区外的天然气经过过滤器除去部分碳氢化合物、水和其它的液体及颗粒。35MPa(G)的原料气进入脱CO2单元。 3、脱水脱酸气单元 原料气进入2台切换的干燥器，在这里原料气所含有的所有水分和CO2被脱除，干燥器出口原料气中水的露点在操作压力下低于-100℃。经过分子筛干燥单元，在这里原料气再经过两个过滤器中的一个进行脱粉尘过滤。 4、液化单元 进入冷箱的天然气在中被冷却至-35℃，在这个温度点冷箱分离罐中，脱除大部分重烃；天然气继续冷却至-70℃，在这个温度点，天然气在冷箱分离器中，脱除全部重烃，出口的天然气中C5+重烃含量降至70ppm以下；甲烷气继续冷却至-155℃，节流后进入冷箱分离罐中分离，液体部分即为液化天然气被送至液化天然气储罐中储存，气相部分返回冷箱复温后用作分子筛干燥单元的再生气。 5、储运单元 来自液化单元的液化天然气进入液化天然气储罐中储存，产量为420m3，储罐容量为4500 m3,储存能力为10天。 6、制冷剂压缩单元 按一定比例配比的制冷剂，经过制冷压缩机增压至1.3MPa(G)后经中间冷
引言: 随着全球对环境保护的重视和对能源供给问题的分析,人们已经严重意识到使用清洁型讷能源的重要性,我们都知道,自然环境是人类无尽的宝藏,但是无节制的开采和大面积的污染, 已经超出地球负荷。地球污染已经成为了全球问题我们如今用清洁能源天然气来代替之前的煤炭等能源, 就是为了保护环境。液化天然气在国际被称为LNG ,是一种新型清洁燃料型能源, 它的大量 使用和贸易改变了原有的贸易状态。 、世界天然气资源状况纵观这几年世界天然气资源销量, 不难发现如今天然气形势一片大好。目前世界的液化天然气生产地区主要在亚太地区和中东地区。随着世界对能源供应问题的逐渐重视, 液化天然气行业也在迅速发展中, 目前世界的天然气资源还是十分富足的,并且据勘探得知, 天然气资源最多的是俄罗斯。目前天然气的增长形势大好, 有着持续的增长量, 这表明各个地区已经非常重视能源的供应问题和环境的保护问题。目前分布在亚太地区、中东等地的16 个国家都生产液化天然气, 其中生产量最多的亚太地区的生产国包括印度尼西亚、美国、澳大利亚等欧洲国家。据2011年的统计数据显示,现在液化天然气的生产线已经高达88 条,其中亚太地区生产能力最强,其次是中东地区。目前还在建设13 条生产线。 二、西北地区天然气储存情况介绍 1、俄罗斯 俄罗斯第一个按照产品分成协议条款开发的项目是萨哈林项目, 这个项目的市场是亚洲, 也是目前俄罗斯最大的外国投资项目。2009年俄罗斯的萨哈林项目已经投身在日本和韩国这些能源需求大的国家, 并且同年也开始了运行。2、伊朗 在世界的天然气储存资源两种, 仅此俄罗斯的就是伊朗。伊朗目前的天然气总储蓄量占世界储蓄量的14.9%, 但是目前伊朗生产的天然气仅供伊朗国内内部使用 3、马来西亚目前世界最大的液化天然气生产中心是位于马来西亚的一个液化天然气生产公司,这个生产公司存在有三个固定的生产场地,并且2003年生产厂就开始运作, 但是马来西亚生产厂已经没有多少关于天然气的能源了, 如今只够供应中国上海的液化天然气接收站。 4、印度尼西亚 印度尼西亚的液化天然气价格比较有竞争力, 因为印度尼西亚的气田储量比较大并且印度尼西亚的开发成本也不高, 这使得印度尼西亚在周边各个国家都有固定的液化天然气贸易场所。并且目前印度尼西亚已经将国家的重点项目定为开发东固气田。自2008年起, 中国福建每年液化天然气能源就是有印度尼西
LNG液化天然气项目项目建议书 二0一三年四月
第一章LNG液化天然气介绍 第一节项目背景 由于近年来石油价格居高不下，加之国家对环境保护力度的加大以及LNG的供应能力不足，不能满足发展要求。 第二节投资意义 随着中国经济快速发展，对于能源的依赖越来越严重，能源的供需矛盾越来越突出。2007年我国能源消费总量占世界能源消费总量的15%，位居世界第二。目前，天然气消费在世界能源消费结构的比重已达到45%，成为仅次于石油的第二大能源。 在能源消费大国中，我国能源消费总量中煤炭的比重最高，是全球平均水平的3倍，而天然气的比重最低，仅占总量的3%，只是全球平均水平的7%。随着国家对于环境治理的重视，煤炭作为高排放能源，其使用已经受到许多限制。天然气作为清洁能源开始逐步取代煤炭甚至燃料油。 根据全国能源发展总体纲要，我国的能源消耗结构中，天然气所占的比例要从2006年的3%上升到2010年的6%，相当于翻一番。2008年我国天然气消费量已达到778亿立方米，而 2010年天然气消费量为1100亿立方米，2020年需求量将达到2100亿立方米。2010年底天我国天然气消费缺口近400亿立方米，2020年缺口将达600亿立方米。近几年，国内经济发达地区对天然气需求更多,导致连续几年
“气荒”，影响了工业发展和居民生活。 中国未来天然气的供需预测表亿立方米 管输天然气由于受到气源、地理、经济等条件的限制，已无法满足社会日益增长的用气需求。如此巨大的天然气用量和天然气市场，仅靠管道输送是难以覆盖的。 经过液化处理的天然气LNG凭借其运输方式灵活、高效、经济等优势，市场规模不断扩大。液化天然气的体积只有同量气体体积的1/625，因而其液化后，可降低贮存和运输成本。以LNG的形式储存天然气几乎是唯一的经济有效的方法。 多年来天然气市场开发经验表明，天然气用户的特点是初期用户少、用户分散、用气量小，仅仅依赖天然气管网，很大程度上制约了天然气的规模化发展。特别是对于那些地方经济发展迅速，但比较分散且地形复杂难以铺设管道的县级城市，采用液化天然气技术可以满足其对能源的迫切需要。
LNG气化站工艺流程 LNG卸车工艺 系统：EAG系统安全放散气体 BOG系统蒸发气体 LNG系统液态气态 LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用气城市LNG气化站，利用槽车上的空温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或通过站内设臵的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压)，使槽车与LNG储罐之间形成一定的压差，利用此压差将槽车中的LNG卸入气化站储罐内。卸车结束时，通过卸车台气相管道回收槽车中的气相天然气。 卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG
的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。 为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前都应当用储罐中的LNG对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG的流速突然改变而产生液击损坏管道。 1．2 LNG气化站流程与储罐自动增压 ①LNG气化站流程 LNG气化站的工艺流程见图1。
图1 城市LNG气化站工艺流程 ②储罐自动增压与LNG气化 靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储
液化天然气工厂项目投资方案 目录 一、总论 1、项目概要 2、建设单位概况 3、编制依据及原则 4、项目背景 5、投资意义 6、主要技术经济指标 二、气源 三、市场现状和产品价格预测 1、市场现状 2、LNG主要客户分析 3、产品价格预测 四、生产规模及工艺技术方案 1、生产规模 2、工艺路线 3、工艺流程 4、自控水平 5、平面布置 6、装置“三废”排放
7、占地面积 五、总图、运输及储运 1、总图 2、运输 3、储存 六、建筑工程及公用工程 1、建筑工程 2、公用工程 七、辅助生产设置 1、消防设施 2、维修设施 3、生活福利设施 八、环境保护 1、设计采用的环境标准 2、主要污染源及污染物 3、环保治理措施 4、噪声控制设施 5、绿化 九、职业安全卫生 1、原料及产品性质 2、主要防范措施 十、企业组织及定员
1、生产制度 2、劳动定员 十一、项目实施规划 十二、投资估算 十三、成本估算及利润评价 1、成本估算 2、利润评价 3、清偿能力 1、总论 1、项目概要 2、建设单位概况 3、编制依据及原则 3.1编制依据 《液化天然气（LNG）生产、储运和装运》(GB/T20368-2006) 《城镇液气设计规范》（GB50028-2006） 《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004) 《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)等国家相关规范规程3.2编制原则 采用先进的天然气液化工艺技术，充分利用丰富的天然气资源，改善能源消费结构，大力推广洁净能源的消费，节约投资，提高经济效益。 采用国内外先进可靠地天然气液化工艺技术，主要设备
我国中国液化天然气（LNG）进口规模分析 （一）中国液化天然气进口分析 中投顾问发布的《2017-2021年中国液化天然气（LNG）行业投资分析及前景预测报告》数据显示：2015-2016年，我国液化天然气进口总量由19,651,151,170千克增长到26,060,199,426千克，增长了32.6%；2017年1-4月，我国液化天然气进口总量为9,963,812,125千克，比上年同期增长26.5%。 2015-2016年，我国液化天然气进口总额由8,854,373,198美元增长到8,934,935,664美元，增长了0.9%；2017年1-4月，我国液化天然气进口总额为3,641,312,458美元，比上年同期增长29.8%。 图表2015-2017年中国液化天然气进口分析 单位：千克，美元 数据来源：中国海关 （二）主要贸易国液化天然气进口市场分析 2015年，我国液化天然气进口量排名前五大市场为澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚、巴布亚新几内亚。其中，进口量最多的是澳大利亚，为5,537,937,747千克，比上年同期增长45.3%；其次是卡塔尔，为4,812,576,726千克，比上年同期下降28.5%；最少的是巴布亚新几内亚，为1,585,924,304千克，比上年同期增长454.4%。 2015年，我国液化天然气进口额排名前五大市场卡塔尔、澳大利亚、马来西亚、印度尼西亚、巴布亚新几内亚。其中，进口额最高的是卡塔尔，为2,816,631,769美元，比上年同期下降55.0%；其次是澳大利亚，为1,631,927,924美元，比上年同期增长125.2%；最低的是巴布亚新几内亚，为836,921,076美元，比上年同期增长289.3%。 图表2015年主要贸易国液化天然气进口量及进口额情况
项目概述 前言 一、中国空气污染现状分析 二、我国大气污染严重的原因 三、我国目前能源结构及其特点 四、关于LNG 五、企业简介 六、发展目标 七、合作及保荐企业介绍 八、项目介绍
前言 伴随着中国粗放式制造业扩张到极限，中国作为世界工厂的地位已经奠定。然而，在人均GDP达到5000美元这一水平的时候，中国也进入了环境压力的高峰。特别是中国2015年从北方开始的雾霾天气蔓延到了中部、东部和南部沿海省份，对中国的环境整治工作提出了更高要求和更复杂的课题。今天我们重点探讨的是国内目前空气污染的问题和带来的危害，以及从现有经济发展水平和政府治理层面对改善现状所能做出的有效调节。 一、中国空气污染现状分析 大气污染由天然污染物和人为污染物两类构成，但往往能够真正引起危害的是人为污染物，它的主要来源是大规模的工矿企业和燃料的燃烧。 我国是一个占世界总人口20％以上的发展中大国，在工业化持续快速推进过程中，能源消费量持续增长，以煤为主的能源消费排放出大量的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等大气污染物，大气环境形势十分严峻；同时伴随着居民收入水平的提高和城市化进程的加快，城市机动车流量迅猛增加，机动车尾气排放进一步加剧了大气污染。我国大气污染比较严重地集中在经济发达的城市地区，城市也是人口最密集的地方，我国城市严重的大气污染对居民健康造成了巨大的危害，已经成为广泛关注的热点问题之一。 随着城市工业的发展，大气污染日益严重，空气质量进一步恶化，不仅危害到人们的正常生活，而且威胁着人们的身心健康。我国11 个最大城市中，空气中的烟尘和细颗粒物每年使40 万人感染上慢性支气管炎。在一定程度上，城市生活正在背离人们所追求的健康目标。 近年来，虽然我国大气污染防治工作取得了很大的成效，但由于各种原因，我国大气环境面临的形势仍然非常严峻。大气污染物排放总量居高不下。全国大多数城市的大气环境质量超过国家规定的标准。 当前，我国大气污染状况十分严重，主要呈现为煤烟型污染特征。城市大气环境中总悬浮颗粒物浓度普遍超标；二氧化硫污染保持在较高水平；机动车尾气污染物排放总量迅速增加；氮氧化物污染呈加重趋势；全国形成华中、西南、华东、华南多个酸雨区。 我国大气污染的主要来源是生产和生活用燃煤，主要污染物是二氧化硫和烟尘。在某些城市除燃煤污染外，还有与当地工业污染和气象地理条件密切关联的地方特点。我国城市大气污染时空分布特征明显，大气污染冬季最严重，其次为春秋季节，夏季最好；污染总体上北方重于南方。城市大气污染由人类活动及当地特殊的地理位置综合影响形成，沙尘天气加重了北方大气污染。 二、我国大气污染严重的原因 1、对可持续发展战略的认识不足，环境意识薄弱 现今的政策制定者的关心重心往往在于局部的、近期的经济发展，制定经济政策、产业政策时缺乏对保护大气环境的认知。经常以牺牲环境为代价，换取经济利益，殊不知对大气环境资源的破坏时一种不可逆的过程，往往为恢复良好的大气环境质量要采取措施从根本上防止大气污染付出更多的经济代价。这就是
一、国内LNG工厂生产规模 建成投产的LNG生产工厂规模： 1、河南中原油田濮阳LNG液化厂已建成投产，规模为15万立方米/天。 2、新疆广汇集团建设的吐哈油田LNG液化厂已建成投产，规模为150万立方米/天。 3、海南福山油田LNG液化厂已建成投产，规模为25万立方米/天。 4、广西北海涠洲岛LNG液化厂建成投产，规模为15万立方米/天。 5、中石油西南分公司LNG液化厂建成投产，规模为4万立方米/天。 6、江阴天力燃气LNG液化厂建成投产，规模为5万立方米/天。 7、山西晋城港华燃气LNG厂建成投产，规模为100万立方米/天。 8、呼和浩特建成的10万立方米/天。 9、包头建成的5万立方米/天。 10、四川乐山中石油建成的5万立方米/天。 11、内蒙古鄂尔多斯星星能源100万立方米/天的液化工厂。 12、吉林松原建成的100万立方米/天的液化工厂。 13、四川成都建成的100万立方米/天的液化工厂。 14、四川广元华油建成的100万立方米/天的液化工厂。 二、筹建中的LNG生产工厂规模： 1、兰州燃气化工集团30万立方米/天液化工厂。 2、内蒙古鄂尔多斯100万立方米/天的液化工厂。 3、四川达州100万立方米/天液化工厂。 4、中海油珠海横琴岛50万立方米/天液化工厂。
5、新疆广汇库尔勒400万立方米/天液化工厂。 6、重庆民生股份15万立方米/天液化工厂。 7、苏州天然气管网公司7万立方米/天液化工厂。 8、内蒙古包头100万立方米/天的液化工厂。 三、国内LNG接受站产业状况 中国LNG接收站的规模： 1、广东LNG项目接收站址在深圳大鹏湾秤头角，规模为370万吨/年。 2、福建LNG项目接收站址在莆田市秀屿港，规模为260万吨/年。 3、珠海LNG项目接收站址在高栏岛，规模为900万吨/年。 4、浙江LNG项目接收站址在宁波，规模为300万吨/年。 5、山东LNG项目接收站址在青岛灵山卫镇，规模为300万吨/年。 6、江苏LNG项目接收站址在江苏如东县，一期规模为350万吨/年，二期规模达到600万吨/年（中石油） 7、上海LNG项目接收站址在上海国际航运中心洋山深水港区的中西门堂岛，规模为300万吨/年。 8、唐山LNG项目接收站址在唐山市唐海县曹妃甸港，一期规模600万吨/年，二期规模400万吨/年。 9、秦皇岛LNG项目接收站址拟在山海关港或秦皇岛港，一期规模为200万吨/年，二期规划达到300万吨/年。 10、澳门黄茅岛一期200万吨工程预计3年完成，二期将达500万吨/年。 11、大连LNG项目，一期工程建设规模为300万吨/年，最大接收能力可达780万吨/年。（中石油）
液化天然气(LNG)气化站工艺设计介绍 1. 前言 与CNG相比，LNG是最佳的启动、培育和抢占市场的先期资源。LNG 槽车运输方便，成本低廉；不受上游设施建设进度的制约；LNG供应系统安装方便、施工：期短，并能随着供气规模的逐步扩大而扩大，先期投资也较低。最后，当管道天然气到来时，LNG站可作为调峰和备用气源继续使用。 2．气化站工艺介绍 由LNG槽车或集装箱车运送来的液化天然气，在卸车台通过槽车自带的自增压系统(对于槽车运输方式)或通过卸车台的增压器(对于集装箱年运输方式)增压后送入LNG储罐储存，储罐内的LNG通过储罐区的自增压器增压到0．5～0．6Mpa后，进入空温式气化器。在空温式气化器中，LNG经过与空气换热发生相变，出口天然气温度高于环境温度10℃以上，再通过缓冲罐缓冲之后进入掺混装置，与压缩空气进行等压掺混，掺混后的天然气压力在0．4MPa左右，分为两路，一路调压、计量后送入市区老管网，以中一低压两级管网供气，出站压力为0．1MPa：另一路计量后直接以0．4MPa压力送入新建城市外环，以中压单级供气。进入管网前的天然气进行加臭，加臭剂采用四氢噻吩。冬季空浴式气化器出口气体温度达不到5℃时，使用水浴式NG加热器加热，使其出口天然气温度达到5℃～1O℃。 3. 主要设备选型 3. 1 LNG储罐 3．1．1储罐选型 LNG储罐按围护结构的隔热方式分类，大致有以下3种：
a)真中粉末隔热 隔热方式为夹层抽真空，填充粉末(珠光砂)，常见于小型LNG储罐。真空粉末绝热储罐由于其生产技术与液氧、液氮等储罐基本一样，因而目前国内生产厂家的制造技术也很成熟，由于其运行维护相对方便、灵活，目前使用较多。国内LNG气化站常用的大多为50m3和100m3圆筒型双金属真空粉末LNG储罐。目前最大可做到200m3，但由于体积较大，运输比较困难，一般较少采用。真空粉末隔热储罐也有制成球形的，但球型罐使用范围通常为为200～1500m3，且球形储罐现场安装难度大。 b)正压堆积隔热 采用绝热材料，夹层通氮气，绝热层通常较厚，广泛应用于大中型LNG储罐和储槽。通常为立式LNG子母式储罐。 c)高真空多层隔热。 采用高真空多层缠绕绝热，多用于槽车。 国内LNG气化站常用的圆筒形双金属真空粉末LNG储罐。考虑到立式罐节省占地，且立式罐LNG静压头大，对自增压器工作有利，因此采用立式双金属真空粉末LNG储罐。 3．1．2储罐台数 储罐台数的选择应综合考虑气源点的个数、气源检修时间、运输周期、用户用气波动情况等困素，本工程LNG来源有可能采用河南中原油田或新疆广汇两个气源，运输周期最远的可达5天，本工程储存天数定为计算月平均日的5天。经计算，一期选用100m3立式储罐4台，二期增加4台。其主要工艺参数如下： 工作压力：0．6MPa， 设计压力：0．77MPa， 工作温度：-162℃，
91557 国际贸易论文 液化天然气国际贸易现状及发展新格局 引言：随着全球对环境保护的重视和对能源供给问题的分析，人们已经严重意识到使用清洁型讷能源的重要性，我们都知道，自然环境是人类无尽的宝藏，但是无节制的开采和大面积的污染，已经超出地球负荷。地球污染已经成为了全球问题，我们如今用清洁能源天然气来代替之前的煤炭等能源，就是为了保护环境。液化天然气在国际被称为LNG ，是一种新型清洁燃料型能源，它的大量使用和贸易改变了原有的贸易状态。 一、世界天然气资源状况 纵观这几年世界天然气资源销量，不难发现如今天然气形势一片大好。目前世界的液化天然气生产地区主要在亚太地区和中东地区。随着世界对能源供应问题的逐渐重视，液化天然气行业也在迅速发展中，目前世界的天然气资源还是十分富足的，并且据勘探得知，天然气资源最多的是俄罗斯。目前天然气的增长形势大好，有着持续的增长量，这表明各个地区已经非常重视能源的供应问题和环
境的保护问题。目前分布在亚太地区、中东等地的16个国家都生产液化天然气，其中生产量最多的亚太地区的生产国包括印度尼西亚、美国、澳大利亚等欧洲国家。据20xx 年的统计数据显示，现在液化天然气的生产线已经高达88条，其中亚太地区生产能力最强，其次是中东地区。目前还在建设13条生产线。 二、西北地区天然气储存情况介绍 1、俄罗斯 俄罗斯第一个按照产品分成协议条款开发的项目是萨哈林项目，这个项目的市场是亚洲，也是目前俄罗斯最大的外国投资项目。2009年俄罗斯的萨哈林项目已经投身在日本和韩国这些能源需求大的国家，并且同年也开始了运行。 2、伊朗 在世界的天然气储存资源两种，仅此俄罗斯的就是伊朗。伊朗目前的天然气总储蓄量占世界储蓄量的14.9%，但是目前伊朗生产的天然气仅供伊朗国内内部使用。 3、马来西亚
LNG液化工艺的三种流程 LNG是通过将常压下气态的天然气冷却至-162℃，使之凝结成液体。天然气液化后可以大大节约储运空间，而且具有热值大、性能高、有利于城市负荷的平衡调节、有利于环境保护，减少城市污染等优点。 由于进口LNG有助于能源消费国实现能源供应多元化、保障能源安全，而出口LNG有助于天然气生产国有效开发天然气资源、增加外汇收入、促进国民经济发展，因而LNG贸易正成为全球能源市场的新热点。为保证能源供应多元化和改善能源消费结构，一些能源消费大国越来越重视LNG的引进，日本、韩国、美国、欧洲都在大规模兴建LNG接收站。我国对LNG产业的发展也越来越重视，LNG项目在我国天然气供应和使用中的作用尤为突出，其地位日益提升。 1 天然气液化流程 液化是LNG生产的核心，目前成熟的天然气液化流程主要有: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。 1.1 级联式液化流程 级联式(又称复迭式、阶式或串级制冷)天然气液化流程，利用冷剂常压下沸点不同，逐级降低制冷温度达到天然气液化的目的。常用的冷剂为水、丙烷、乙烯、甲烷。该液化流程由三级独立的制冷循环组成，制冷剂分别为丙烷、乙烯、甲烷。每个制冷循环中均含有三个换热器。第一级丙烷制冷循环为天然气、乙烯和甲烷提供冷量;第二级乙烯制冷循环为天然气和甲烷提供冷量;第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量;通过9个换热器的冷却，天然气的温度逐步降低，直至液化如下图所示。 1.2 混合制冷剂液化流程 混合制冷剂液化流程(Mixed-Refrigerant Cycle，MRC)是以C1~C5的碳氢物及N2等五种以上的多组分混合制冷剂为工质，进行逐级的冷凝、蒸发、膨胀，得到不同温度水平的制冷量，逐步冷却和液化天然气。混合制冷剂液化流程分为许多不同型式的制冷循环。
管理制度编号：YTO-FS-PD787 液化天然气(LNG)工厂的安全管理通 用版 In Order T o Standardize The Management Of Daily Behavior, The Activities And T asks Are Controlled By The Determined Terms, So As T o Achieve The Effect Of Safe Production And Reduce Hidden Dangers. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
液化天然气(LNG)工厂的安全管理通 用版 使用提示：本管理制度文件可用于工作中为规范日常行为与作业运行过程的管理，通过对确定的条款对活动和任务实施控制,使活动和任务在受控状态，从而达到安全生产和减少隐患的效果。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 一、LNG液化工厂的潜在危险性 1、LNG的定义及其特性 LNG的定义：天然气在常压下，当冷却至约-162℃时，则由气态变成液态，称为液化天然气（英文Liquefied Natural Gas, 简称LNG）。液化天然气的体积约为同量气态天然气体积的1/600，大大方便存储和运输。 基本特性有：主要成份为甲烷，还有少量的乙烷、丙烷以及氮等其他成份组成。沸点为-162.5℃，熔点为-182℃，着火点为650℃。爆炸范围：上限为15%，下限为5%。 2、LNG潜在的危险性 LNG虽是在低温状态下储存、气化，但和管输天然气一样，均为常温气态应用，这就决定了LNG潜在的危险性： (1)低温的危险性：由于LNG泄漏时的温度很低，其周围大气中的水蒸气被冷凝成“雾团”，LNG的低温危险性
天然气液化工艺 工业上，常使用机械制冷使天然气获得液化所必须的低温。典型的液化制冷工艺大致可以分为三种：阶式(Cascade)制冷、混合冷剂制冷、带预冷的混合冷剂制冷。 一、阶式制冷液化工艺 阶式制冷液化工艺也称级联式液化工艺。这是利用常压沸点不同的冷剂逐级降低制冷温度实现天然气液化的。阶式制冷常用的冷剂是丙烷、乙烯和甲烷。图3-5[1]表示了阶式制冷工艺原理。第一级丙烷制冷循环为天然气、乙烯和甲烷提供冷量;第二级乙烯制冷循环为天然气和甲烷提供冷量;第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量。制冷剂丙烷经压缩机增压，在冷凝器内经水冷变成饱和液体，节流后部分冷剂在蒸发器内蒸发(温度约-40℃)，把冷量传给经脱酸、脱水后的天然气，部分冷剂在乙烯冷凝器内蒸发，使增压后的乙烯过热蒸气冷凝为液体或过冷液体，两股丙烷释放冷量后汇合进丙烷压缩机，完成丙烷的一次制冷循环。冷剂乙烯以与丙烷相同的方式工作，压缩机出口的乙烯过热蒸气由丙烷蒸发获取冷量而变为饱和或过冷液体，节流膨胀后在乙烯蒸发器内蒸发(温度约-100℃)，使天然气进一步降温。最后一级的冷剂甲烷也以相同方式工作，使天然气温度降至接近-160℃;经节流进一步降温后进入分离器，分离出凝液和残余气。在如此低的温度下，凝液的主要成分为甲烷，成为液化天然气(LNG)。
阶式制冷是20世纪六七十年代用于生产液化天然气的主要工艺方法。若仅用丙烷和乙烯(乙烷)为冷剂构成阶式制冷系统，天然气温度可低达近-100℃，也足以使大量乙烷及重于乙烷的组分凝析成为天然气凝液。 阶式制冷循环的特点是蒸发温度较高的冷剂除将冷量传给工艺气外，还使冷量传给蒸发温度较低的冷剂，使其液化并过冷。分级制冷可减小压缩功耗和冷凝器负荷，在不同的温度等级下为天然气提供冷量，因而阶式制冷的能耗低、气体液化率高(可达90%)，但所需设备多、投资多、制冷剂用量多、流程复杂。
一、液化天然气（LNG） 液化天然气(Liquified Natural Gas，简称LNG)，主要成分是甲烷,被公认是地球上最干净的能源。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，液化天然气的重量仅为同体积水的45%左右。其制造过程是先将气田生产的天然气净化处理，经一连串超低温液化后，利用液化天然气船运送。燃烧后对空气污染非常小，而且放出热量大，所以液化天然气好。 它是天然气经压缩、冷却，在-160度下液化而成。其主要成分为甲烷，用专用船或油罐车运输，使用时重新气化。20世纪70年代以来，世界液化天然气产量和贸易量迅速增加，2005年LNG国际贸易量达1888.1亿立方米，最大出口国是印度尼西亚，出口314.6亿立方米；最大进口国是日本763.2亿立方米。 二、国内外概况及发展趋势 1941 年在美国克利夫兰建成了世界第一套工业规模的LNG 装置，液化能力为8500 m3 /d 。从60 年代开始，LNG 工业得到了迅猛发展，规模越来越大，基本负荷型液化能力在 2. 5 ×104 m3 /d 。据资料[3]介绍，目前各国投产的LNG 装置已达160 多套，LNG 出口总量已超过46.1 8 ×106 t/a 。 天然气的主要成分是甲烷，甲烷的常压沸点是-16 1 ℃，临界温度为-84 ℃，临界压力为 4.1MPa 。LNG 是液化天然气的简称，它是天然气经过净化（脱水、脱烃、脱酸性气体）后[4]，采用节流、膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的[5]。 2.1 国外研究现状 国外的液化装置规模大、工艺复杂、设备多、投资高，基本都采用阶式制冷和混合冷剂制冷工艺，目前两种类型的装置都在运行，新投产设计的主要是混合冷剂制冷工艺，研究的主要目的在于降低液化能耗。制冷工艺从阶式制冷改进到混合冷剂制冷循环，目前有报道又有 C Ⅱ-2 新工艺[6]，该工艺既具有纯组分循环的优点，如简单、无相分离和易于控制，又有混合冷剂制冷循环的优点，如天然气和制冷剂制冷温位配合较好、功效高、设备少等优点。 法国Axens 公司与法国石油研究所(IFP) 合作，共同开发的一种先进的天然气液化新工艺——Liquefin 首次工业化，该工艺为LNG 市场奠定了基础。其生产能力较通用的方法高15%-20% ，生产成本低25% 。使用Liquefin 法之后，每单元液化装置产量可达600 ×104 t/y 以上。采用Liquefin 工艺生产LNG 的费用每吨可降低25% [7] 。该工艺的主要优点是使用了翅片式换热器和热力学优化后的工艺，可建设超大容量的液化装置。Axens 已经给美国、欧洲、亚洲等几个主要地区提出使用该工艺的建议，并正在进行前期设计和可行性研究。IFP 和Axens 开发的Liqu efin 工艺的安全、环保、实用及创新特点最近已被世界认可，该工艺获得了化学工程师学会授予的“工程优秀奖” [8] 。 美国德克萨斯大学工程实验站，开发了一种新型天然气液化的技术——GTL 技术已申请专利。该技术比目前开发的GTL 技术更适用于小规模装置，可加工30.5 ×104 m3 /d 的天然气。该实验站的GTL 已许可给合成燃料(Syn fuels) 公司。该公司在 A ＆M 大学校园附近建立了一套GTL 中试装置，目前正在进行经济性模拟分析。新工艺比现有技术简单的多，不需要合成气，除了发电之外，也不需要使用氧气。其经济性、规模和生产方面都不同于普通的费托GTL 工艺。第一套工业装置可能在2004 年上半年建成[9]。 2.2 国内研究现状 早在60 年代，国家科委就制订了LNG 发展规划，60 年代中期完成了工业性试验，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。与国外情况不同的是，国内天然气液化的研究都是以小型液化工艺为目标，有关这方面的文献发表较多[10]，以下就国内现有的天然气液化装置工艺作简单介绍。 2.2.1 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 。 该装置充分利用天然气自身的压力，采用气体透平膨胀机制冷使天然气液化，用于民用天然气调峰或生产LNG ，工艺流程合理，采用气体透平膨胀机，技术较先进。该装置基本不消耗水、电，属节能工程，但液化率很低，约10% 左右，这是与它的设计原则一致的。