第一篇輸氣工藝基礎(chǔ)知識

1、第一篇 輸氣工藝基礎(chǔ)知識天然氣是一種易燃易爆的混合氣體，其主要成分為甲烷。在進入長輸管道輸送之前，必須對天然氣進行脫水、脫硫等凈化處理，以達到管輸和下游用戶的需求。在管道運行期間，需要進行清管、天然氣加壓、儲存等工作，并應(yīng)做好工藝設(shè)備、儀表、自控、計量、電氣、通訊、線路、防腐等各專業(yè)的設(shè)備和設(shè)施的檢查、維護工作，以確保輸氣管道安全、平穩(wěn)運行。本篇主要介紹天然氣的物性與凈化、清管工藝、壓縮機、地下儲氣庫以及液化天然氣（LNG）。第一章 天然氣輸送簡介1. 天然氣輸送方式正常狀態(tài)下的天然氣以氣體狀態(tài)存在于自然界中，對于氣態(tài)物質(zhì)而言，管道輸送是最有效的輸送方式。自從天然氣被開采利用以來，一直是利用管

2、道從開采地輸送到用戶。由于天然氣的廣泛使用以及開采地與用戶距離越來越遠，有的甚至要越洋過海才能將天然氣送到用戶，這樣就給管道建造帶來了極大的困難。20世紀70年代以后，由于深冷技術(shù)的發(fā)展，天然氣的液化輸送得以實現(xiàn)，這就是把天然氣在低溫和一定壓力下變成液體，然后用特殊的船舶或槽車進行運輸。因此，到目前為止，大量的天然氣的主要運輸方式有兩種，即管道運輸和液化氣船（車）運輸。從運輸?shù)牡乩憝h(huán)境分，天然氣運輸又可分為陸上運輸和水路運輸。陸上運輸主要采用管道運輸，這是最大量、最普遍的運輸方式；此外，也采用壓縮天然氣槽罐車運輸，這是少量的、短距離的運輸。壓縮天然氣并無嚴格的定義，通常指高壓的天然氣（最高壓力

3、達25MPa）。陸上運輸還可以采用液化運輸方式。天然氣水路運輸主要指海路運輸，有兩種運輸方式：液化氣船運，這是長距離海路運輸?shù)闹饕绞?，如從中東、東南亞運送到歐洲、亞洲各地均用此方式；海底管道，這是海上氣田和近海大陸架氣田輸送到陸上的最主要方式，如我國從崖-13氣田到香港、從東海春曉氣田到上海等。天然氣管道可分為礦場集輸管道、長輸管道和城市輸配管網(wǎng)。本書主要介紹天然氣長輸管道和城市輸配管網(wǎng)的各種技術(shù)。2. 天然氣長距離管道輸送2.1 天然氣長輸管道的概念和特點天然氣從地層開采出來，經(jīng)過礦場集輸管道集中輸送到凈化廠處理后，由長輸管道輸送至城市管網(wǎng)，供給工業(yè)用戶或民用。由氣井至用戶，天然氣都在密閉

4、狀態(tài)下輸送，形成一個輸送系統(tǒng)。天然氣長輸管道是連接氣田凈化處理廠與城市門站之間的干線輸氣管道。它在我國壓力管道分類中屬GA類，它的設(shè)計應(yīng)遵循國標輸氣管道工程設(shè)計規(guī)范（GB50251）。天然氣長輸管道具有口徑大、壓力高、輸氣量大、運距長等特點。以西氣東輸管道為例，從新疆輪南至上海市，全長4000多公里，管徑1016mm，最高設(shè)計輸送壓力10MPa，年設(shè)計輸量120億立方米，相當于我國目前天然氣總輸量的40%左右。2.2 天然氣長輸管道的組成和功能輸氣管道工程由輸氣管道、輸氣站場、管道穿（跨）越及輔助生產(chǎn)設(shè)施組成。根據(jù)用戶情況和管線距離，輸氣管道設(shè)有壓氣站、分輸站、計量站及清管站等，通過分輸站（計

5、量站）將天然氣調(diào)壓后輸往城鎮(zhèn)配氣管網(wǎng)或直接輸往用戶。輸氣首站是輸氣管道的起點站，一般具有分離、調(diào)壓、計量、清管等功能。它接受氣田凈化廠來氣，經(jīng)過升壓、計量后輸往下一站。在氣田開發(fā)初期，由于地層壓力較高而輸氣量較小，地層壓力足以輸送至下一站，因此，首站一般不設(shè)壓縮機組。 輸氣過程中沿程壓力會不斷下降，為了提高輸氣量，必須在一定距離后設(shè)置中間壓氣站增壓。輸氣末站為輸氣管道的終點站，一般具有分離、調(diào)壓、計量、清管、配氣等功能。輸氣末站將天然氣計量、調(diào)壓后供給城市配氣管網(wǎng)及大工業(yè)用戶。為滿足沿線地區(qū)用氣，常在中間壓氣站或分輸站引出支線分輸，也可以接受其它氣田（或管道）的進氣。 天然氣的消耗在一天、一個

6、月或一年之內(nèi)有很大的不均衡性，特別是城市居民用氣量更是如此，如北京市日高峰用氣量是低谷用氣量的幾倍至十幾倍。而干線的輸量應(yīng)維持在其設(shè)計輸量范圍附近才能安全、經(jīng)濟地運營。為了季節(jié)性調(diào)峰的需要，常在大城市附近設(shè)有儲氣庫，夏季天然氣供應(yīng)過剩時，管道向儲氣庫注氣，冬季用氣高峰時，再采出用以調(diào)峰。長距離輸氣干線和一個或多個地下儲氣庫及一系列輸入、輸出支線，形成一個統(tǒng)一的供氣系統(tǒng)。2.3 天然氣長輸管道的發(fā)展國外天然氣管道有近120年的發(fā)展歷史。二十世紀七、八十年代是全球輸氣管道建設(shè)高峰期，世界上幾條最著名的輸氣管道幾乎都是這一時期建成的。北美、俄羅斯、歐洲天然氣管道已形成地區(qū)性、全國性乃至跨國性大型供氣

7、系統(tǒng)。目前，全球輸氣管道總長度超過140萬公里，其中直徑1米以上的管道超過12萬公里。 1963年，我國建成第一條現(xiàn)代輸氣管線巴渝線。到20世紀80年代中期，我國輸氣管道主要分布在川渝地區(qū)。從上世紀末開始，我國輸氣管道建設(shè)進入快速發(fā)展階段，近年已建成陜京輸氣管道（見圖1-1.1）、澀北西寧蘭州輸氣管道、西氣東輸管道、忠縣武漢輸氣管道、陜京二線輸氣管道等重要管道。 榆林壓氣站府谷壓氣站應(yīng)縣壓氣站靈丘壓氣站二站村閥室琉璃河站永清站通州站小卞莊站大港站儲氣庫儲氣庫北京市天津市滄化、滄淄線天津市河北省燕山石化大同市進氣進氣靖邊站朔州分輸站朔州市石景山站圖1-1.1 陜京一線輸氣管道結(jié)構(gòu)圖第二章 天然氣

8、的物性 1天然氣的特點與組成 石油工業(yè)中稱采自氣田或凝析氣田的可燃氣體為天然氣，又稱氣田氣；在油田中與石油一起開采出來的可燃氣體稱為石油伴生氣。含硫化氫的天然氣略帶臭雞蛋味，石油伴生氣帶汽油味。天然氣一般無色，比空氣輕，其相對密度一般為0.580.62,石油伴生氣為0.70.85。天然氣是一種易燃易爆混合性氣體，與空氣混合后，在空氣中濃度達到515時，遇到火源會發(fā)生燃燒或爆炸。天然氣的主要成分為烷烴氣體，烷烴氣體本身無毒，若含有硫化氫，則對人體有毒害性；如天然氣未完全燃燒，會產(chǎn)生一氧化碳等有毒氣體。我國管道天然氣經(jīng)過凈化處理后，含硫量已大大降低，符合國家衛(wèi)生環(huán)保標準，因此，我國管道天然氣的毒害

9、性極小。天然氣是一種多組分的混合氣體，主要成份包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等，其中甲烷含量占絕對比例。例如我國四川氣田天然氣甲烷含量一般不低于90%，而陜甘寧氣田則達95%左右。此外，天然氣中還含有少量二氧化碳、硫化氫、氮氣、水蒸氣以及微量的氦、氖、氬等氣體。在標準狀況下，甲烷至丁烷以氣體狀態(tài)存在，戊烷以上為液態(tài)。 2天然氣的熱值 天然氣作為燃料使用，熱值是一項重要的經(jīng)濟指標。天然氣的熱值是指單位數(shù)量的天然氣完全燃燒所放出的熱量。天然氣主要組分烴類由炭和氫構(gòu)成，氫在燃燒時生成水并被汽化，由液態(tài)變?yōu)闅鈶B(tài)，于是一部分燃料熱能消耗于水的汽化。消耗于水的汽化的熱叫汽化熱（或蒸汽潛熱）。將汽化熱計算在內(nèi)的

10、熱值叫高熱值（全熱值），不計汽化的熱值叫低熱值（凈熱值）。由于天然氣燃燒的汽化熱無法利用，工程上通常使用低熱值即凈熱值。3天然氣的可燃性限和爆炸極限 可燃氣體與空氣混合（空氣中的氧為助燃物質(zhì)），遇到火源，可以發(fā)生燃燒或爆炸。 可燃氣體與空氣的混合物，對于敞開系統(tǒng)，遇明火進行穩(wěn)定燃燒?？扇細怏w與空氣的混合物進行穩(wěn)定燃燒時，其可燃氣體在混合氣體中的最低濃度稱為可燃下限，最高濃度稱為可燃上限，可燃上限與可燃下限之間的濃度范圍，稱之可燃性界限，即可燃性限。 可燃氣體與空氣的混合物，在封閉系統(tǒng)中遇明火可以發(fā)生劇烈燃燒，即發(fā)生爆炸。 可燃氣體與空氣的混合物，在封閉系統(tǒng)中遇明火發(fā)生爆炸時，其可燃氣在混合氣體

11、中的最低濃度稱為爆炸下限，最高濃度稱為爆炸上限，爆炸下限與爆炸上限之間的可燃燒氣體濃度范圍，稱為爆炸極限。 有的可燃氣體的可燃性限與爆炸極限是一致的，有的可燃氣體的爆炸限只是可燃性限內(nèi)的更小濃度范圍。一般情況下，可將爆炸極限與可燃性限混用，即用可燃燒性限代替爆炸極限，這對于實際工作是適宜的，有利于安全生產(chǎn)。 壓力對于可燃燒氣體的爆炸極限有很大影響，例如當壓力低于 6665 帕時，天然氣與空氣的混合物，遇明火不會發(fā)生爆炸；而在常溫常壓下，天然氣的爆炸限為 515。隨著壓力的升高，爆炸極限急劇上升，壓力為 1.5107帕時,天然氣的爆炸上限為 58%。 4天然氣輸送過程中的節(jié)流效應(yīng)假如降低氣體的壓

12、力而不釋放氣體的能量，而且氣體是理想的，狀態(tài)是絕熱的，那么系統(tǒng)的總能量保持不變。也就是說，狀態(tài)變化屬于等焓變化，氣體的溫度也保持不變。然而假如上述變化的氣體是真實氣體，那么其容積變化將不同于理想氣體的情況，其內(nèi)能和溫度將發(fā)生變化。如圖 1-2.1 所示，氣體在流道中經(jīng)過突然縮小的斷面（如管道上的針形閥、孔板等），產(chǎn)生強烈的渦流，使壓力下降，這種現(xiàn)象稱為節(jié)流。如果在節(jié)流過程中氣體與外界沒有熱交換，就稱為絕熱節(jié)流。圖1-2.1 絕熱節(jié)流效應(yīng)示意圖節(jié)流過程是不可逆過程，在過程中流體處于非平衡狀態(tài)，沒有確定的狀態(tài)參數(shù)。但可以研究節(jié)流前流體處于平衡狀態(tài)的情況。例如離節(jié)流足夠遠的兩個截面1、2處，那里的氣

13、體已為平衡狀態(tài)：壓力 P1P2；比容v1v2；流速w1w2節(jié)流以后，流速增大，但總的來說，動能變化不大，可近似認為節(jié)流前后氣體的焓不變，即h1= h2真實氣體的焓不但與溫度有關(guān)，也與壓力有關(guān)。所以對于真實氣體，節(jié)流以后壓力下降，通常也造成溫度下降，這稱為節(jié)流的正效應(yīng)。當氣體節(jié)流前的溫度超過最大轉(zhuǎn)變溫度（約為臨界溫度的 4.856.2）時，節(jié)流后壓力下降，會造成溫度上升，這稱為節(jié)流負效應(yīng)。節(jié)流效應(yīng)又稱為焦耳-湯姆遜效應(yīng)。溫度下降的數(shù)值與壓力下降數(shù)值的比值稱為節(jié)流效應(yīng)系數(shù)，又稱焦耳-湯姆遜效應(yīng)系數(shù)。第三章 天然氣的輸送要求及天然氣的凈化1天然氣的輸送要求 從地層中開采出來的天然氣往往含有砂和混入的

14、鐵銹等固體雜質(zhì)，以及水、水蒸氣、 硫化物和二氧化碳等有害物質(zhì)。 砂、鐵等塵粒隨氣流運動，磨損壓縮機、管道和儀表的部件，甚至造成破壞。有時還會積聚在某些部位，影響輸氣的正常進行。水積聚在管道低洼處，減少管道輸氣截面，增加輸氣阻力。水還能在管內(nèi)壁上形成一層水膜，遇酸性氣體（H2S、CO2）等形成酸性水溶液，對管內(nèi)壁形成腐蝕，是造成輸氣管道破壞的重要原因之一。水在一定溫度和壓力條件下還能和天然氣中的某些組分生成冰雪狀水合物（如CH46H2O等），造成管道冰堵。天然氣中的硫化物分為無機的和有機的兩種。無機的主要為硫化氫，有機的主要是二硫化碳（CS2）、硫氧化碳（COS）等。硫化氫及其燃燒產(chǎn)物二氧化硫（

15、SO2）都具有強烈的刺鼻氣味，對眼粘膜和呼吸道有破壞作用。空氣中硫化氫含量大于910mg/m3(約0.06%體積比)時，人呼吸1小時就會嚴重中毒。當空氣中含有0.05%體積比二氧化硫時，呼吸短時間就會有生命危險。硫化氫和二氧化硫還是一種腐蝕劑，尤其有水存在時更是如此。含有硫化物的天然氣作為化工原料，很容易造成催化劑中毒，使生產(chǎn)無法進行，生產(chǎn)的產(chǎn)品質(zhì)量也無法保證。另一方面，天然氣中的硫化氫又是制造硫、硫酸、化肥的重要原料，不應(yīng)讓它混在天然氣中白白浪費掉。因此，天然氣進入輸氣干線之前必須凈化，除去塵粒、凝析液、水及其它有害組分。 目前，凈化的指標和要求各國有所不同。北美地區(qū)輸氣管網(wǎng)大致要求為：每標

16、準立方米氣體，含水量不超過 95125mg；硫化氫含量不超過 2.35.8mg；有機硫含量不超過250mg；二氧化碳含量，視熱值不同而要求允許含量為 25（體積比）。西歐地區(qū)，如德國和法國要求較嚴，硫化氫含量不得超過 1.5 2mg/m3 ；含水量，德國要求低于 80mg/ m3，法國要求低于58 mg/ m3。我國要求有機硫總含量不超過200mg/ m3；硫化氫含量不得超過20 mg/ m3；二氧化碳含量不得超過3；水露點在最高操作壓力下應(yīng)比最低輸送環(huán)境溫度低5。上述要求都是對管道輸氣而言，從中可以看出：（1）對硫化氫的限制遠比生活用氣的衛(wèi)生標準高得多，硫化氫含量大都在1530 mg/ m3

17、之間，我國生活用氣衛(wèi)生標準規(guī)定為20mg/m3以下。管道輸氣標準這樣高，是為了保證管道、設(shè)備、和儀表不被腐蝕。 （2）供長輸管道的天然氣，其脫水深度以確保在輸送過程中水蒸氣不致凝析和形成水合物為原則，所以天然氣的露點應(yīng)比管道輸氣的最低溫度低510。2天然氣的凈化 2.1 分離與除塵 天然氣輸送系統(tǒng)中的液體和固體雜質(zhì)主要來自三方面：（1）采氣時井下帶來的凝析油、凝析水、巖屑粉塵；（2）管道施工時留下的臟物和焊渣；（3）管內(nèi)的銹屑和腐蝕產(chǎn)物。輸氣管道中氣體的含塵量一般為123 mg/ m3，除塵不好的可高達7103 mg/ m3。粉塵中以氧化鐵最多，占90以上。天然氣的含塵量，前蘇聯(lián)國家標準規(guī)定：

18、生活用氣含塵量為 1 mg/ m3，工業(yè)用氣為 46 mg/ m3。但是，天然氣壓縮機的要求遠比這些規(guī)定嚴格得多，一般是：含塵量小于0.20.5 mg/ m3；含塵粒徑小于1030m，有的要求含塵量小于0.05 mg/ m3，最大粒徑不超過5m。 為了減少粉塵和防止儀表、調(diào)壓閥的指揮機構(gòu)等因為堵塞失靈，常采用如下措施： （1）脫出天然氣中的水蒸氣、氧、硫化物、二氧化碳等組分，減少管內(nèi)腐蝕； （2）采用管內(nèi)壁防腐涂層保護管材； （3）定期清管掃線；（4）在允許的情況下，采用所能達到的最低流速輸氣，減少氣流沖擊腐蝕和攜塵能力；（5）在集氣站、壓氣站、配氣站、調(diào)壓計量站等處安設(shè)分離器、除塵器和過濾器

19、。脫出各類固（液）體雜質(zhì)。常用分離器與除塵器有重力式分離器、旋風式分離器、多管旋風分離器等。2.2 天然氣脫水含水量較多的天然氣在長距離的輸送過程中，常常發(fā)生下列問題：（1）水氣與天然氣的某些組分生成冰雪狀的水合物，堵塞管道和儀表；（2）凝結(jié)水積聚在管道的低洼部位，降低管道的輸氣能力，增加動力消耗；（3）酸性氣體，如H2S、CO2溶于水，造成內(nèi)壁腐蝕。因此，天然氣長距離輸送前必須有效地脫除其中的水分。所謂有效地脫除，就是在輸送的最高壓力和最低溫度下，天然氣中的水分尚處于不飽和狀態(tài)。相對濕度為60%70%，或者是在輸送壓力下天然氣的露點比最低輸送溫度低510。天然氣中常用的脫水方式有三類：低溫分

20、離、固體干燥劑吸附和液體吸收。（1）低溫分離 高壓的天然氣經(jīng)節(jié)流膨脹造成低溫，讓水分離出來。它一般適于高壓氣田，天然氣降壓后仍高于輸氣壓力，同時又使溫度降低而不至產(chǎn)生水合物。例如加拿大恩克力克氣田，先在井口節(jié)流使天然氣壓力從235105Pa（約240大氣壓）降至151105Pa（約154大氣壓），經(jīng)空氣冷卻器冷卻至40（水合物形成溫度為32），此時約一半以上的水被冷凝分離出來，然后通過脫水塔用分子篩脫水達到管輸要求。低溫分離的另一類是將壓力較低的天然氣加壓后，冷卻脫水。我國的一些油田還在冬季利用大氣來冷卻石油伴生氣達到脫水的目的。低溫分離一般都作為輔助的脫水措施。因為它是依靠低溫冷凝分離脫水，

21、此時天然氣仍處于飽和狀態(tài)。為防止冰堵，有的裝置在低溫分離的同時，還加入某種反應(yīng)劑（如甲醇、乙二醇、二甘醇等）吸收水分，進一步降低露點。（2）固體干燥劑吸附脫水 一種氣相（或液相）組分被固體表面吸住而在固體上濃聚的現(xiàn)象稱為吸附。固體干燥劑吸附脫水就是利用多孔性的干燥劑吸附天然氣中的水蒸氣。固體干燥劑很多，天然氣工業(yè)上常用的有硅膠、活性氧化鋁、鋁礬土和分子篩等。硅膠主要成分為SiO2，顆粒狀硅膠有堅硬的玻璃狀的外表，分子式為SiO2nH2O。硅膠對極性物質(zhì)的選擇性很強，對天然氣脫水很有利。在適當?shù)臈l件下，可使氣體露點達-60-70。但硅膠的吸附量和氣體的相對濕度的關(guān)系很大，相對濕度大時，吸附容量（

22、占干基的百分比）也高，但遇液態(tài)水極易損壞，故近年來很少單獨使用硅膠大量脫水，而多和其它干燥劑組成復式干燥劑，如由硅酸鋁催化劑(保護劑)、硅酸（主要干燥劑）和分子篩（再干燥劑）組成復式干燥劑吸附脫水。氣流先通過硅層脫去飽和水，再通過分子篩脫去微量水以達到要求的低露點。 活性氧化鋁和鋁礬土的主要成分都是三水氧化鋁（Al2O33H2O），但后者是由鋁礬土礦直接活化而成，價格便宜，主要缺點是水容量較小。 近年來，分子篩用于天然氣脫水有了很大的發(fā)展，尤其對天然氣液化前的深度脫水，該法更有獨到之處，可使露點降到-98。分子篩是一種多孔的鋁酸鹽結(jié)晶，有天然的（如泡沸石），也有人工合成的。分子篩的晶體結(jié)構(gòu)中有

23、大量空腔，這些空腔由規(guī)則而均勻的孔徑為分子大小的通道相互聯(lián)系著。這樣，分子篩就具有很大的內(nèi)部比表面積（一般在6001000m2/g），因而具有很大的吸附能力。一定型號的分子篩的孔徑（或窗口）都是一樣的，只有那些比分子篩孔徑小的分子才能進入分子篩的孔腔而被吸附，大分子被排斥在空腔之外，從而達到大小分子分離的目的，故有分子篩之稱。分子篩之所以成為一種十分有效的脫水干燥劑，一是水的分子直徑(3.2A, 2.76A)比通常所用的分子篩的直徑??；二是分子篩對強極性分子的水具有比一般吸附的物理引力。分子篩的型號很多，用于天然氣脫水以 4A 型分子篩（孔徑為 4.0 4.7A）較為適合，因為4A分子篩吸水容

24、量較 3A 高一些，價格又較 3A、5A 便宜，且具有一定的選擇性，可排斥C4H、C2H5 以外的烴類（兩個碳原子以上的烴類和芳烴常導致吸附劑污染和結(jié)焦），延長使用壽命。 各種固體干燥劑的吸附和再生過程基本上是一樣的，都是基于隨溫度增加而吸水能力下降的原理，其設(shè)備和工藝流程也基本相同。處理量小的可用兩個吸附塔切換吸附和再生，處理量大的可用三個或四個吸附塔。 各種固體干燥劑具有不同的特點和使用條件。硅膠吸附能力很好，但遇液態(tài)水極易破碎，處理量大時又會很快失效，所以硅膠適于處理量小而含水量不大的情況。活性氧化鋁是較好的干燥劑，但活性喪失較快，特別是在酸性氣體較多時容易變質(zhì)，需要經(jīng)常更換吸附劑，成本

25、也就增高。分子篩是高效脫水劑，特別是抗酸性分子篩，能適應(yīng)含酸性氣體較多的天然氣的脫水。分子篩特別適合處理量大，而且要求露點降低幅度大的情況，如天然氣液化前的深度脫水。在處理量小，露點降低要求不多的情況下就失去了它的優(yōu)勢。 （3）液體吸收法脫水 最早采用的液體脫水劑是甘油，隨后是氯化鈣水溶液，這兩種脫水劑目前均已淘汰。 從 1936 年二甘醇用于天然氣干燥，甘醇法就得到廣泛應(yīng)用。由于三甘醇特別有效，從 1949 年應(yīng)用于脫水后，逐步占據(jù)主導地位，至 1966 年已成為天然氣脫水的工業(yè)標準。 目前，用于脫水的有二甘醇，三甘醇和四甘醇。甘醇法脫水最初多使用二甘醇，由于再生溫度受到限制，其貧液濃度為9

26、5左右，能使天然氣露點溫度降低約2530。50年代發(fā)展的三甘醇法，其貧液濃度可達9899%，露點降低幅度通?？蛇_3347。若再生部分利用閃蒸罐的閃蒸氣作為再生的汽提氣，可使三甘醇貧液濃度高達99.599.8，而露點降低幅度可達55，甚至更高。三甘醇被普遍采用的原因是：三甘醇沸點為288，比二甘醇高32.2，可以在較高溫度下再生，故貧液濃度高，露點降低比二甘醇高1330，所以效果好；蒸氣壓力低，在 27時，僅為二甘醇的 20 ，因而在吸收塔采用捕霧器后，損失甚微；熱穩(wěn)定性好，三甘醇的理論分解溫度為 206.7，比二甘醇高得多；操作費用比二甘醇低。 四甘醇應(yīng)用較少，但特別適用于溫度很高的原料氣。

27、用三甘醇對含硫天然氣脫水時，三甘醇會吸收一些H2S，其富液將在重沸器引起腐蝕， H2S與鐵生成硫化鐵，使溶液呈黑色但對三甘醇的吸濕性能并無明顯影響。天然氣的酸氣組分過高，必然會使三甘醇PH 值（應(yīng)在 7.58）下降。生成有機酸，對脫水不利。液體吸收脫水和固體吸附法相比，主要優(yōu)點是投資和操作費用都比較少，而且能連續(xù)操作。主要缺點是溶液易受鹽和腐蝕產(chǎn)物的污染而變質(zhì)。（4）脫水方法的選擇原則各種脫水方法都有特定的適用范圍。選用哪種脫水工藝，首先要明確脫水目的和要求，過高的要求本身就是一種浪費，最后要通過綜合分析比較來確定。從降低露點來看，不少方法都能滿足管道輸氣的要求。對天然氣液化的深度脫水，則以分

28、子篩法為最優(yōu)。從投資、操作費用和對操作技術(shù)要求來看，液體吸收法三甘醇法有突出優(yōu)點。不但投資省，操作費用低，操作技術(shù)也不復雜，而且檢修容易，能連續(xù)運轉(zhuǎn)，易于實現(xiàn)自動化。選擇脫水方法還要同集輸流程的規(guī)劃統(tǒng)一考慮。如果凈化廠就在集氣站附近，集氣管道短，先脫硫后脫水，對脫水要求就可以低些，符合管輸要求即可，此時以三甘醇法為最優(yōu)。如果大型凈化廠距氣源較遠，需要長距離輸送含水、含硫天然氣，尤其輸送高含硫天然氣時，為了避免含水含硫天然氣對管道和設(shè)備的腐蝕，須先深度脫水，則以抗酸分子篩法為最優(yōu)。2.3 脫硫和脫二氧化碳天然氣按含H2S多少可分為四類：無硫或微含硫天然氣 H2S和CO2含量符合管輸要求，不需凈化

29、；低含硫天然氣 H2S含量約為0.0010.5（體積）；中含硫天然氣 H2S含量約為11.5（體積）；CO2含量約為68（體積）；高含硫天然氣 H2S含量一般為48（體積）。隨著天然氣工業(yè)、化學工業(yè)的發(fā)展和環(huán)境污染問題提出新的更高要求，脫硫技術(shù)也不斷取得新進展。針對不同原料氣提出的脫硫方法不下數(shù)十種，大致可分為四類：（1）化學溶劑法 采用某種溶于水的溶劑和酸性氣體（H2S，CO2）反應(yīng)生成復合物，溶劑以化學結(jié)合的方式吸住酸性組分凈化；當吸住了酸性組分的富液因溫度上升和壓力下降，復合物分解出酸性組分溶液再生。這類方法中，一乙醇胺獲得了最廣泛的應(yīng)用，60年代針對其缺點又發(fā)展了二乙醇胺法和二甘醇胺法

30、。（2）物理溶劑法 它以有機溶劑為吸收劑，依靠物理吸附作用除去酸性組分。酸性組分分壓越高，越易被溶劑吸收。溶劑再生可采用減壓閃蒸、惰性氣體汽提或者適當升溫方法。物理溶劑法的共同優(yōu)點是吸收劑酸性負荷（單位體積的溶劑能吸收的酸性量）高，處理量大，循環(huán)量小，有良好的經(jīng)濟效果，而且溶劑本身的穩(wěn)定性好，損耗少，對碳鋼腐蝕性小。主要缺點是對以上的烴類，尤其是芳烴的親和力大，不僅影響凈化氣的熱值，也影響硫磺回收裝置的產(chǎn)品質(zhì)量，因而一般要附設(shè)處理裝置。另一方面，大部分物理溶劑法使用的有機溶劑價格昂貴。60年代中，物理溶劑法有了很大的發(fā)展，特別是環(huán)丁砜法獲得廣泛應(yīng)用。（3）直接轉(zhuǎn)化法 這類方法是使H2S直接轉(zhuǎn)化

31、為元素硫。它主要用于低含硫氣體的凈化，其中最為成功的是蒽醌法和萘醌法（我國有蒽醌法脫硫廠）。直接轉(zhuǎn)化法的優(yōu)點是溶液無毒，工藝過程簡單，容易操作，凈化度高，蒸汽耗量低，對設(shè)備的腐蝕性小，基建投資和生產(chǎn)費用低，可選擇性脫出H2S。但這類方法的硫負荷低，一般在1g/L以下，需要較大的再生設(shè)備，不宜用于處理量大及含酸性氣體高的天然氣。同時，生產(chǎn)的硫磺質(zhì)量也比直接氧化法（克勞斯法）的差。（4）干式床層法 用固體物質(zhì)固體床吸附或者和酸性組分反應(yīng)而脫硫或脫二氧化碳。固體物質(zhì)包括天然泡沸石、分子篩、活性碳和海綿狀氧化鐵等。第四章 天然氣的水合物1水合物及形成條件水合物又稱水化物，是天然氣中某些組分與水分在一定

32、溫度、壓力條件下形成的白色晶體，外觀類似密致的冰雪，密度為0.880.90。研究表明，水合物是一種籠形晶體包絡(luò)物，水分子借氫鍵結(jié)合形成籠形結(jié)晶，氣體分子被包圍在晶格中。水合物有兩種結(jié)構(gòu)，低分子的氣體（如 ）的水合物為體心立方晶格，較大的氣體分子（如 ）則是類似于金剛石的晶體結(jié)構(gòu)。在水合物中，一個氣體分子結(jié)合的水分子數(shù)是不恒定的，與氣體分子的大小、性質(zhì)以及晶格孔室中被氣體分子充滿的程度等因素有關(guān)。當氣體分子全部充滿晶格的孔室時，天然氣各組分的水合物分子式可寫為， 。戊烷以上的烴類一般不形成水合物。形成水合物有三個條件： 天然氣中含有足夠的水分；一定的溫度與壓力；氣體處于脈動，紊流等強烈擾動之中，

33、并有結(jié)晶中心存在。這三個條件，前兩者是內(nèi)在的、主要的，后者是外部的，次要的。2輸氣管道中氣體含水量的變化根據(jù)第一章有關(guān)氣體濕度的介紹，氣體飽和時的含水量只是氣體壓力和溫度的函數(shù)。輸氣管道的壓力、溫度分布一定時，相應(yīng)的飽和含水量也就完全確定。圖1-4-1中曲線abcd為輸氣管道對應(yīng)壓力、溫度下的飽和含水量曲線。輸氣管道的前半部，壓力下降不大，而溫度急劇下降，飽和含水量也隨之下降，如ac段。在輸氣管道的后半部，溫度下降平穩(wěn)，接近周圍介質(zhì)溫度，而壓力則急劇下降，對應(yīng)的飽和含水量逐步上升，如cd段。以c點的飽和含水量最小，即Wmin。如果進入輸氣管道的氣體沒有被水飽和，含水量相當于h點，氣體向前流動，

34、含水量并不改變，由于溫度下降，至b點而飽和，從b點至c點，含水量逐漸減小，沿途有水析出，但bc段一直是飽和的，氣體的水蒸氣分壓等于該溫度下水的飽和蒸氣壓，bc段的氣體露點也就是該段輸氣管道天然氣的溫度。由于水的析出，c點以后含水量不可能再增大，直至e點始終保持最小的含水量Wmin從飽和變至不飽和，水蒸氣分壓逐步降低，氣體的露點則愈低于天然氣溫度。形成水合物的第一個條件是混合氣體中有足夠的水分。也就是說，氣體中的水蒸氣分壓要大于氣體-水合物中的水蒸氣分壓。實驗數(shù)據(jù)表明：氣體-水合物中的水蒸氣分壓小于氣體-水中的水蒸氣分壓，即水合物的蒸氣壓小于同樣條件下的水的飽和蒸氣壓，如圖1-4.2中，在溫t1

35、時，。如果氣體已被水飽和，即天然氣的溫度等于它的露點，則氣體中水蒸氣的分壓已超過水合物的蒸氣壓，形成水合物要求的水分條件已遠遠滿足。如果氣體中的水蒸氣分壓低于水合物的蒸氣壓，水合物不可能形成，即使早已形成的水合物也會瓦解消失。從上面分析可知，在圖1-4.1中的bc段，氣體含有足夠的水分，具備形成水合物的條件。在bc段兩端的很短范圍內(nèi)雖不飽和，但水蒸氣分壓仍可能大于水合物的蒸氣壓，也具備水分足夠的條件。欲使輸氣管不具備水分條件，則進入管道的氣體的含水要遠小于c點的含水量Wmin，如圖1-4.1中fg所示。這也就是干線輸送的氣體的露點要低于周圍介質(zhì)最低溫度5以上的原因之一。圖1-4.1 含水量變化

36、原理圖 圖1-4.2 混合物中水的蒸氣壓 (1氣體-水；2氣體-水合物)3形成水合物的溫度、壓力條件圖1-4.3 不同相密度氣體形成水合物的條件 圖1-4.4 水合物形成區(qū)圖1-4.3是甲烷及不同相對密度的天然氣形成水合物的平衡曲線。曲線的左上方為水合物的存在區(qū)，右下方為不存在區(qū)。由該平衡曲線可知，低溫、高壓易于形成水合物。當溫度、壓力處于曲線的右下方時，也就破壞了水合物形成的溫度、壓力條件，水合物不可能形成，已形成的水合物在這樣的條件下也會分解消失。形成水合物的最高溫度稱為形成水合物的臨界溫度。高于此溫度，在任何壓力下也不可能形成水合物。4輸氣管道內(nèi)水合物可能形成的區(qū)域根據(jù)天然氣形成水合物的

37、溫度、壓力條件，可以得到對應(yīng)于輸氣管壓力分布曲線AB的水合物形成的溫度曲線MN（圖1-4.4）。圖上CD為輸氣管溫度曲線。在MN曲線上Mm和nN兩段，水合物的形成溫度低于輸氣管溫度，該兩段根本不可能形成水合物。mn段水合物的形成溫度高于輸氣管溫度，溫度、壓力條件完全滿足，但水分條件是否滿足尚待具體分析。如前所述，進入氣管的氣體若是不飽和的，氣體的露點為J，它低于輸氣管溫度。隨著壓力降低，露點也下降，至K點飽和。Km段滿足水分條件，不滿足溫度、壓力條件，不能形成水合物。m點以后，氣體的露點就是輸氣管的溫度，水分、壓力、溫度三個條件均已具備，水合物可能形成。例如，1998年冬天，陜京輸氣管道在云彩

38、嶺發(fā)生了兩次冰堵，在搶峰嶺發(fā)生了1次冰堵。f點之后（相當于圖1-4.1中的c點），氣體由于水的析出而不飽和，始終保持最小含水量直至終點，露點從f點開始也逐步下降，愈來愈低于輸氣管溫度（至H點）。以上分析可得出結(jié)論，mf段是具備水分、溫度、壓力的全部條件的，水合物可能形成。但該段中有某處形成水合物之后，該處（例如點）的水蒸氣分壓將下降（見圖1-4.2），露點也下降至m1點，由圖1-4-2知道，水蒸氣分壓和露點降低都不會很大。隨著氣體溫度的降低在點又重新飽和，此處又形成第二個冰堵段，露點又降至r1。同理，又可能形成第三以及多個冰堵段，直至f點或者露點降至低于輸氣管溫度之后就不再可能形成水合物冰堵。

39、以上的討論可得出結(jié)論，水合物只能在mf段內(nèi)的某些地段形成。需要注意的是，在我國北部地區(qū)的冬季，即使管輸天然氣含水量很低，有時也會形成冰堵。主要原因是管道施工后清掃和干燥不夠，造成管道內(nèi)遺留大量的水，在一定的壓力和溫度條件下形成冰堵。例如，陜西省某縣城市管網(wǎng)支線2006年11月投產(chǎn)，由于管道內(nèi)存在大量遺留水，2007年1月即發(fā)生了冰堵。5防止水合物形成的方法防止水合物的形成不外乎破壞水合物形成的溫度、壓力和水分條件，使水合物失去存在的可能。這類方法很多，主要有：（1）加熱 給氣體或輸氣管上可能形成水合物的地段加熱，使氣體溫度高于水合物形成的溫度。該法在干線輸氣管上是不宜采用的，因為它會降低管道的

40、輸氣能力。在礦場集氣站或城市配氣站中，壓降主要消耗在節(jié)流上，節(jié)流前后，溫度下降很多，加熱就成了這些地方防止水合物形成的主要方法。（2）降壓 壓力降低而溫度不降，也可使水合物不致形成。很明顯，這個方法主要用于暫時解除某些管線上形成的冰堵。此時，將氣體放空，壓力急劇下降，已形成的水合物將會分解。干線輸氣管的最低溫度可能接近0，而相應(yīng)的水合物形成壓力范圍在1.01.5 MPa，但輸氣管上最優(yōu)輸送壓力在5.07.0 MPa，使用降壓的方法是無效的。（3）添加抑制劑 在被水飽和的天然氣中加入抑制劑，吸收部分水蒸氣，并將其轉(zhuǎn)移至抑制劑的水溶液中。天然氣中水蒸氣分壓低于水合物的蒸氣壓后，就不會形成水合物。經(jīng)

41、常采用的水合物抑制劑（又稱防凍劑）有甲醇、乙二醇、二甘醇、和三甘醇等，也有用氯化鈣（）的。（4）干燥脫水 氣體在長距離輸送前脫水是防止水合物形成最徹底、最有效的方法，應(yīng)用也最多。脫水后氣體的露點應(yīng)低于輸氣溫度510，使氣體在輸送的壓力、溫度條件下，相對濕度保持在6070即可。第五章 清管工藝輸氣管道的輸送效率和使用壽命很大程度上取決于管道內(nèi)壁和內(nèi)部的清潔狀況。對氣質(zhì)和管道有害的物質(zhì)：如凝析油、水、硫分、機械雜質(zhì)等，進入輸氣管道后引起管道內(nèi)壁腐蝕，增大管壁粗糙度，大量水和腐蝕產(chǎn)物的聚積還會局部堵塞和縮小管道的流通截面。在施工過程中，大氣環(huán)境也會使無涂層的管道生銹，并難免有一些焊渣、泥土、石塊等有

42、害物品遺落在管道內(nèi)。管線水試壓后，單純利用管線高差開口排水很難排盡。為解決以上問題，進行管道內(nèi)部和內(nèi)壁的清掃是十分必要的。因此，清管工藝一直是管道施工和生產(chǎn)管理的重要工藝措施。清管的目的概括起來有以下四方面：清除管內(nèi)積液和雜物（粉塵），減少摩阻損失，提高管道的輸送效率；避免低洼處積水（因水的來回波動不僅因存在電解液加快電化學腐蝕，而且產(chǎn)生機械沖刷，使管壁減薄，造成腐蝕破裂）；清除管壁上的沉積物、腐蝕產(chǎn)物，使其不存在附加的腐蝕電極，減少垢下腐蝕；進行管道內(nèi)檢測和隔離液體作業(yè)。1清管器的分類及特性清管器從結(jié)構(gòu)特征上可分為：清管球、皮碗清管器和泡沫清管器。（1）清管球清管球由氯丁橡膠制成，中空，壁厚

43、3050毫米，球上有一個可以密封的注水排氣孔。為了保證清管球的牢固可靠，用整體成形的方法制造。注水口的金屬部分與橡膠的結(jié)合必須緊密，確保在橡膠受力變形時不致脫離。注水孔有加壓用的單向閥，用以控制注入球內(nèi)的水量，調(diào)節(jié)清管球直徑對管道內(nèi)徑的過盈量。清管球的制造過盈量為310。清管球的變形能力要好，能越過塊狀物體等障礙，能通過管道變形處，而且可以在管道內(nèi)做任意方向的轉(zhuǎn)動。由于清管球和管道的密封接觸面較窄，在越過直徑大于密封接觸帶寬度的物體或支管三通時，容易失密停滯。清管球的密封主要靠球體的過盈量，這就要求清管球注水時一定要把其中的空氣排凈，保證注水口的嚴密性。否則，清管球進入壓力管道后的過盈量就不能

44、得到保證。管道溫度低于0時，球內(nèi)應(yīng)灌注防止凝固的液體（如干醇），以防凍結(jié)。清管球的主要用途是清除管道積液和分隔介質(zhì)，清除塊狀物體的效果較差。（2）皮碗清管器皮碗清管器由一個鋼性骨架和前后兩節(jié)或多節(jié)皮碗構(gòu)成。它在管內(nèi)運行時，保持固定的方向，所以能夠攜帶各種檢測儀器和裝置。清管器的皮碗形狀是決定清管器性能的一個重要因素，皮碗的形狀必須與各類清管器的用途相適應(yīng)。皮碗清管器由橡膠皮碗、壓板法蘭、導向器及發(fā)訊器護罩組成。它是利用皮碗邊裙對管道的14左右過盈量與管壁緊貼而達到密封，清管器由其前、后天然氣的壓差推動前進。皮碗清管器密封性能良好，它不僅能推出管道內(nèi)積液，而且推出固體雜質(zhì)效果遠比清管球好。還有一

45、種直板清管器，即用直板代替皮碗，其它均與皮碗清管器相同。皮碗和直板亦可組合使用，清管效果非常好。如圖1-5.1所示。圖1-5.1 組合式清管器（3）泡沫清管器泡沫清管器是表面有聚氨酯外殼的圓柱形塑料制品，它是一種經(jīng)濟的清管工具。與鋼性清管器比較，它有很好的變形能力和彈性。在壓力作用下，它可以與管壁形成良好的密封，能夠順利通過各種彎頭、閥門和管道變形處。它不會對管道造成損傷，尤其適用于清掃帶有內(nèi)壁涂層的長輸大口徑輸氣管道，但它的清管效果較差。泡沫清管器的過盈量一般為25毫米。2清管的幾項工藝參數(shù)（1）清管器的運行距離密封良好，沒有泄流孔的清管器的運行距離為： 式中： L清管器的運行距離，m ；Q

46、0發(fā)球后的累計進氣量（標準條件下），m3 ； D輸氣管內(nèi)徑，m ； P0 、T0標準條件下的壓力、溫度（K）； P 、T 、Z清管球后管段內(nèi)天然氣平均壓力、溫度和壓縮因子。預(yù)測清管器到達各觀測監(jiān)停點的時間：（2）清管器的運行速度若輸氣流量可計算：式中：F管道內(nèi)徑橫截面積，m2； 清管器運行速度，km/h 。若輸氣流量不可計算：式中：運行距離的實際時間，s； 清管器平均運行速度，m/s 。清管球的運行速度一般宜控制在3.55m/s 。在實際清管作業(yè)時，為了更好地測算和控制清管器地運行速度，除了應(yīng)用公式進行計算外，還可以采用在一定距離處（比如截斷閥室）監(jiān)聽清管器通過的時間來計算其運行速度，然后再根

47、據(jù)要求進行氣量和壓差地調(diào)整。（3）清管器前后壓差正常輸氣條件下通球，必須正確估計最大推球壓差，在不影響天然氣輸送的前提下，可調(diào)整輸氣壓力和平衡氣量。影響最大推球壓差的因素很多，如：在清管器爬坡時推舉水柱的力；球與管壁的摩擦阻力；氣流、水流與管壁的摩擦力；由于爬坡或臟物卡球；球停止運行時再次啟動克服的慣性力等。在這些因素中，起主要作用的就是球前水柱的靜壓力及污水與管壁的摩擦阻力。在輸氣量大時還應(yīng)計入正常輸氣壓力損失。因此，通球前應(yīng)根據(jù)地形高差、污水情況和目前輸氣壓力差，以及過去的清管實踐資料進行綜合分析，估計通球所需要的最大推球壓差。清管最大推球壓差的估算公式：式中：最大壓差，MPa；清管器的啟

48、動壓差，MPa；最大壓差當前收、發(fā)站之間輸氣壓差，MPa；估算管內(nèi)最大的積液高程壓力（絕壓），MPa。（4）清管時放空氣量當高速大氣量排放天然氣時，管端壓力大于84千帕，則天然氣經(jīng)過放噴管線開口呈臨界流動狀態(tài)，此時可根據(jù)下式計算放空氣量：式中：P距放空口4倍內(nèi)徑測得的壓力，MPa； D放空管出口端內(nèi)徑，mm； G天然氣相對密度。3清管流程 下面以陜京輸氣管道神池清管站為例，介紹一下清管流程。3.1 正常流程：大黑莊閥室來氣40#閥門北曹村閥室3.2 發(fā)球流程：檢查收球筒閥門及壓力表，確認現(xiàn)場具備發(fā)球條件。關(guān)閉TEG，用柴油發(fā)電機給現(xiàn)場設(shè)備供電；依次全開12#、31#、32#、33#、34#、2

49、2#閥，檢查確認無漏；關(guān)閉40#；全開27#放空總閥和24#放空閥，確認發(fā)球筒壓力為零；全開25#平衡閥；打開發(fā)球筒快開盲板上的安全銷，確認筒內(nèi)無壓后打開快開盲板，將清管球送入發(fā)球筒大小頭處壓緊；關(guān)閉快開盲板，安裝好安全銷；關(guān)閉24#放空閥；全開23#閥，平衡筒內(nèi)壓力；全開21#閥；全關(guān)25#平衡閥；關(guān)閉22#閥；確認清管器發(fā)出后，全開22#閥，全關(guān)21#、23#閥；打開24#閥放空至壓力為零，檢查21#閥確認已關(guān)閉不漏氣，打開快開盲板，確認清管器已發(fā)出；記錄清管器啟動壓力、管線壓力及發(fā)出時間；通知收球組人員清管器已發(fā)出，并向調(diào)度匯報。3.3 收球流程：檢查收球筒閥門及壓力表，確認現(xiàn)場具備收球

50、條件。上游發(fā)球后，倒旁通流程，打開12#、31#、33#、34#、22#閥，關(guān)閉40#閥，全開放空27#總閥，關(guān)閉收球筒16#放空閥。清管器經(jīng)過最后一個閥室檢測點，進入收球流程。緩慢打開15#，筒內(nèi)壓力平衡后，全開13#、11#，關(guān)閉12#閥，根據(jù)排污量隨時開18#、19#排污閥，清管球進入收球筒后，開12#閥，關(guān)11#、15#、13#閥，開16#閥放空，關(guān)閉18#、19#排污閥，開17#閥注水，開18#、19#排污閥，排污，打開快開盲板，取出清管器，收球筒清污、保養(yǎng)，關(guān)閉快開盲板，關(guān)閉16#、17#、18#、19#閥，完畢后向調(diào)度匯報。圖1-5.2 神池清管站工藝流程圖4清管球運行故障及處理

51、4.1 球與管壁密封不嚴漏氣而引起球停止運行沒有進行內(nèi)壓充水的橡膠清管球，因質(zhì)較軟，在管內(nèi)推頂石塊等物時可能碾過石塊，在管線低凹部或彎頭處容易把球墊起，使球與管壁間出現(xiàn)縫隙而漏氣，不能形成壓差而停止運行。當用容積法計算球的運行距離和速度與實際情況不符合，且輸氣壓差不增大時，可判斷是球漏氣。處理辦法：（1）發(fā)放第二個球頂走第一個球，兩球同時運行，使漏氣減少而解卡。第二個球的質(zhì)量要好，球徑過盈量較大。（2）增大球上游進氣量，提高球的推力。（3）排放球下游管線天然氣，以增大壓差，使球啟動運行。（4）第二、第三兩種方法同時使用，以增大推球壓差 。4.2 球破裂因球的制作質(zhì)量差，清管段焊口內(nèi)側(cè)太粗糙，或

52、因輸氣管線球閥未全開，球被刮破或削去一部分。處理方法：檢查和判斷破裂的原因，排除故障后發(fā)放第二個球推破球一道運行。4.3 卡球清管球在行進中遇到較大物體或因管道變形而卡在管內(nèi)，卡球的現(xiàn)象是球后壓力持續(xù)上升，球前壓力下降。處理方法：（1）首先采用增大進氣量，提高壓力，以增大壓差，使之運行。（2）降低清管球下游的壓力，以建立一定壓差，使之繼續(xù)運行。（3）排放清管球上游天然氣，反推清管球解卡。（4）以上方法均不能解卡，采取斷管取清管球解卡。第六章 液化天然氣(LNG)液化天然氣（Liquefied Natural Gas，縮寫為LNG）是一種在液態(tài)狀況下以甲烷為主要組分的烴類混合物，其中可能含有少量

53、的乙烷、丙烷、氮或通常存在于天然氣中的其它組分。1. 液化天然氣(LNG)運輸1.1 LNG的一般特性在常壓下，當溫度降至-163時，天然氣由氣體轉(zhuǎn)化為液體，即LNG。LNG是一種無毒、無色、無氣味、無口感的液體，其密度取決于其組分，通常在430470 kg/m3之間，但在某些情況下可高達520 kg/m3。LNG的最主要優(yōu)點是其體積縮小到標準狀態(tài)下氣態(tài)體積的1/600左右，所以在某些特定條件下，以LNG形式進行天然氣遠距離儲運可能比氣態(tài)天然氣管道輸送更經(jīng)濟。1.2 LNG供應(yīng)鏈LNG供應(yīng)鏈包括天然氣液化、LNG儲存、LNG運輸和裝卸、LNG再氣化等。見圖1-6.1。圖1-6.1 LNG供應(yīng)鏈

54、示意圖 1.3 天然氣液化1.3.1天然氣預(yù)處理作為液化裝置的原料氣，首先必須對天然氣進行預(yù)處理。天然氣的預(yù)處理是指脫除天然氣中的硫化氫、二氧化碳、水分、重烴和汞等雜質(zhì)，以免這些雜質(zhì)腐蝕設(shè)備及在低溫下凍結(jié)而堵塞設(shè)備和管道。1.3.2天然氣液化流程 天然氣的液化流程有不同的形式，以制冷方式分，可分為三種方式：級聯(lián)式液化流程；混合制冷劑液化流程；帶膨脹機的液化流程。需要指出的是，這樣的劃分并不是嚴格的，通常采用的是包括了上述各種液化流程中某些部分的不同組合的復合流程。天然氣液化裝置有兩種類型：基本負荷型和調(diào)峰型?；矩摵尚偷哪康氖菍⑻烊粴庖砸簯B(tài)形式運輸?shù)较M地，突出特點是全年連續(xù)運行且產(chǎn)量較均衡。

55、調(diào)峰型是為天然氣供氣系統(tǒng)提供一種儲氣調(diào)峰方式。（1）級聯(lián)式液化流程 級聯(lián)式液化流程也稱為階式液化流程、復疊式液化流程或串聯(lián)蒸發(fā)冷凝液化流程，主要應(yīng)用于基本負荷型天然氣液化裝置。級聯(lián)式液化流程中較低溫度級的循環(huán)，將熱量轉(zhuǎn)移給相鄰的較高溫度級的循環(huán)。第一級丙烷制冷循環(huán)為天然氣、乙烯和甲烷提供冷量；第二級乙烯制冷循環(huán)為天然氣和甲烷提供冷量；第三級甲烷制冷循環(huán)為天然氣提供冷量。級聯(lián)式液化流程的優(yōu)點是：能耗低；制冷劑為純物質(zhì)，無配比問題；技術(shù)成熟，操作穩(wěn)定。缺點是：機組多，流程復雜；附屬設(shè)備多，要有專門生產(chǎn)和儲存多種制冷劑的設(shè)備；管道與控制系統(tǒng)復雜，維護不便；初始投資較大等。（2）混合制冷劑液化流程混合

56、制冷劑液化流程是以C1C5的碳氫化合物及N2等5種以上的多組分混合制冷劑為工質(zhì)，進行逐級的冷凝、蒸發(fā)、節(jié)流膨脹得到不同溫度水平的制冷量，以達到逐步冷卻和液化天然氣的目的。該流程既達到類似級聯(lián)式液化流程的目的，又克服了其系統(tǒng)復雜的缺點。自20世紀70年代以來，對于基本負荷型天然氣液化裝置，廣泛應(yīng)用了各種不同類型的混合制冷劑液化流程。與級聯(lián)式液化流程相比，其優(yōu)點是：機組設(shè)備少，流程簡單，投資省15%20%；管理方便；混合制冷劑組分可以部分或全部從天然氣本身提取與補充。缺點是：能耗高10%20%；混合制冷劑的合理配比較為困難；流程計算需提供各組分可靠的平衡數(shù)據(jù)和物性參數(shù)，計算困難。（3）帶膨脹機的液

57、化流程帶膨脹機的液化流程是指利用高壓制冷劑，通過透平膨脹機絕熱膨脹的克勞德循環(huán)制冷實現(xiàn)天然氣液化的流程。氣體在膨脹機中膨脹降溫的同時，能輸出功，可用于驅(qū)動流程中的壓縮機。當管路輸來的進入裝置的原料氣與離開液化裝置的商品氣有“自由”壓差時，液化過程就可能不要“從外界”加入能量，而是靠“自由”壓差通過膨脹機制冷，使進入裝置的天然氣液化。流程的關(guān)鍵設(shè)備是透平機。根據(jù)制冷劑的不同，可分為氮氣膨脹液化流程和天然氣膨脹液化流程。這類流程的優(yōu)點是：流程簡單、調(diào)節(jié)靈活、工作可靠、易啟動、易操作、維護方便；用天然氣本身作為工質(zhì)時，省去專門生產(chǎn)、運輸、儲存冷凍劑的費用。缺點是：進入裝置的氣體需全部深度干燥；回流壓

58、力低，換熱面積大，設(shè)備金屬投入量大；受低壓用戶多少的限制；液化率低，如再循環(huán)，則在增加循環(huán)壓縮機后，功耗大大增加。由于帶膨脹機的液化流程操作比較簡單，投資適中，特別適用于液化能力較小的調(diào)峰型天然氣液化裝置。1.4 液化天然氣儲運在液化天然氣（LNG）工業(yè)鏈中，LNG的儲存和運輸是兩個主要環(huán)節(jié)。無論基本負荷型天然氣液化裝置還是調(diào)峰型天然氣液化裝置，液化后的天然氣都要儲存在液化站內(nèi)儲罐或儲槽內(nèi)。在衛(wèi)星型液化站和LNG接收站，都有一定數(shù)量和不同規(guī)模的儲罐或儲槽。世界LNG貿(mào)易主要是通過海運，因此LNG槽船是主要的運輸工具。天然氣是易燃易爆的燃料，LNG的儲存溫度很低，對其儲存設(shè)備和運輸工具就提出了安

59、全可靠、高效的嚴格要求。1.4.1 LNG儲存LNG采用低溫、常壓儲存方式，儲存溫度在-161以下，壓力一般不超過0.03MPa。LNG儲罐包括地上金屬儲罐、地上金屬/混凝土儲罐、地下儲罐三類。大型LNG儲罐的日蒸發(fā)率一般在0.04%0.1%之間。1.4.2 LNG運輸LNG運輸方式包括海運和陸上運輸。當海底管道和陸上管道運距分別超過1400km和3800km時，其輸送天然氣的成本將高于采用LNG船運方式的綜合運輸成本（包括天然氣液化、儲存、裝卸及再氣化的費用）。目前，LNG海運已經(jīng)在國際天然氣貿(mào)易中占有重要地位，而且運距超過7000km的天然氣運輸幾乎都采用這種方式。2005年全球LNG貿(mào)易

60、總量約為14430萬噸，約占天然氣總貿(mào)易量的28%。預(yù)計2010年全球LNG貿(mào)易總量約為18000萬噸。海運是LNG供應(yīng)鏈中的重要環(huán)節(jié)。據(jù)統(tǒng)計，海運費用約占LNG供應(yīng)鏈總費用的20%55%。 LNG接收站主要承擔LNG接收、儲存和再氣化。某些接收站還具有LNG轉(zhuǎn)運功能，即通過專用小型船舶或槽車將LNG轉(zhuǎn)運到LNG衛(wèi)星站。目前LNG接收站最小經(jīng)濟規(guī)模為300萬噸LNG/年。 LNG內(nèi)陸運輸包括槽車運輸和內(nèi)河航運，主要承擔由LNG接收站向LNG衛(wèi)星站（包括加氣站）轉(zhuǎn)運的任務(wù)。河南綠能高科有限責任公司根據(jù)我國國情實施了一種新的LNG供氣方式。該公司在中原油田建設(shè)了一個日液化能力為15104Nm3天然