天然气液化技术篇1
[关键词]液化天然气；加气机；计量检测；技术分析
中图分类号：te863.1文献标识码：a文章编号：1009-914X（2017）04-0383-01
液化的天然气作为一种新型的能源，在现阶段石油资源枯竭的背景下开始有了更加广泛的应用，成为社会关注的能源焦点，在国民生产和生活中起到了重要的影响和作用。液化的天然气与油品有着非常直接的联系，其开采的方式是在进行油田的开采中通过技术压缩与膨化，然后经过液化、冷却形成的一种较低温度的液体。液态的天然气因其清洁、廉价、运输方便成为现阶段全球范围内增速最快的一次性能源，广泛的应用于各行各业的生产中。因此，做好天然气加气机的计量检测工作成为重中之重。
一、液化天然气加气机的概述
液化天然气（LiquefiednaturalGas，LnG）是在油田的开采中通过技术压缩与膨化，然后经过液化、冷却形成的一种较低温度的液体[1]。LnG加气机是将LnG燃料注入汽车中的专用计量设备，因其兼具计价和计量的两方面功能，有贸易的结算功能，因此被国家管理部门列入到强制检定的计量器具目录内，对天然气的计量与检测工作的设施有着非常重要的意义。因为LnG本身具有的易爆易燃特性，加气机的检测有了更高的要求。
1、LnG加气机的构成
LnG的加气机作为一种综合性、复杂性的现代计量设备，它的设备准提有机箱构成，机箱中的加气枪、流量计、加气软管、回气枪和电子的控制仪器构成了机箱整体[2]。
2、LnG加气机的工作原理
LnG加气机是把燃料及时的加入到汽车中，同时进行流量的实施测量，从而在保证燃料的充装完成之后实现天然气的计量目的。现阶段的加气系统普遍性的使用了监控技术，在保证计量设备的全方位控制前提下，也保障了加气机的自我显示与调节功能实现。
二、LnG加气机的计量监测技术现状
随着国内外建设节能与环保理念的不断发展和渗透，LnG的广泛普及正好适应了这一潮流，这对LnG整体事业的发展有着积极的作用。LnG的加气机作为LnG贸易与计算的基础性部分，对其进行相关计量的检定能够有效的保障LnG消费者的权益。虽然近年来我国LnG加气机的相关产业发展较为迅速，但是国家对LnG机器及的检测与计量以及相关法规还未完善，这种情况大大的制约了产业的发展，也阻碍了LnG相关技术的进步，在目前的LnG加气机的计量检测工作环节中，仍然存在着诸多不合理处，具体表现在以下几个方面。
1、技术问题
当前我国主要使用的LnG加气机是低温式的加气机，这种设备在低于-160℃的环境中就会产生极大的管道温差，在夏天天气较炎热的时候温差会达到200℃以上，造成加气机使用中严重的气化问题。
2、LnG质量流量计
随着现阶段科里奥利流量计的大范围应用，使得以往过低温度下产生的计量不准确问题得到改善。但是在现阶段的实际应用中，因为加气机在管道温差极大环境下容易产生严重的气化，导致管道内掺杂了一些气体，造成流量计的计量精准性受到严重影响。
3、LnG加气机的回气问题
在现阶段我国的LnG加气机主要是使用双管的计量设备进行流量的相关检测与计量的，通过使用两个流量的计量仪器来实现回气与加气的分别检测，最后将两个仪器中县区市的差值作为计量最后的结果[3]。这种计量形式，需要使用LnG汽车的储气瓶来定量。我国现阶段因为储气瓶还没办法直接将气态的LnG蒸发后形成一种可用的液体状态，因此，在进行流量的检测与计量时需要使用两个设备头的计量器具，大大的增加了计量和检测流程的支出成本。
三、LnG加气机的计量检测方法
1、用质量法对加气机进行检测
①检定设备
在使用压缩天然气的加气设备的检定工作中，需要使用的器具多是以天平为主要的标准，对天平的选择需要确保工作标准达标，保证天平准确精度在2级之上[4]。
②检定步骤
将电子的设备平放在地面上，必须保证天平接地。把电子天平的数值调制完成，保证通电和预热。使用标准的砝码进行天平的准确度校正，通过检验和调整来保证天平的精准度，将误差控制在最小的范围内。然后，平稳的把储气瓶放到天平汇总，将天平上的数值设置为0。最后，把加气枪的枪口与循口连接起来，使加气机开始循环运作，在保证和确定设备的预冷之后，则停止循环的运作。
2、加气机的检定装置展望
截止到现阶段，我国的LnG加气机检定和分析还没有形成一套较为完善的系统，相应的监测技术与标准还为形成一套科学的理论，在检定的工作中通常会使用标准法的原理来进行运作，但是因为具体的规程制度国家还没有完善，在一定程度上制约了LnG加气计量检测的技术发展。因此，在未来的LnG相关工作中，必须要高度的重视加气机检测等相关技术的研究，从而在根本上推动我国LnG事业的长足发展。
结束语
虽然近年来我国LnG加气机的相关产业发展较为迅速，但是国家对LnG机器及的检测与计量以及相关法规还未完善，这种情况大大的制约了产业的发展，也阻碍了LnG相关技术的进步。在未来的LnG研究中，国家必将通过制度建立和技术研究来规范和推动LnG加气机的整体运作与检定工作，推动整个LnG产业的健康、快速发展。
参考文献
[1]李婷婷.液化天然气加气机计量检测技术探究[J].科技创新与应用，2016，（17）：297-298.
[2]戚毅敏.液化天然气加气机计量检测技术现状探讨[J].技术与市场，2016，（06）：251-252.
天然气液化技术篇2
关键词：液化天然气技术利用天然气应用
天然气有高氢碳比、高热值的特性，与石油和煤炭并称为世界一次能源三大支柱。在作为燃料方面，天然气比较其它的化石燃料，有着环境污染较低以及效率较高的特点。随着经济的高速发展，环境问题的倍受关注以及石油资源的日益紧缺，使得全球性天然气的需求量急剧的增长，21世纪将会是天然气的世纪。天然气作为清洁能源，其在一次能源中的比重日渐增加，减少了大气环境污染的压力。天然气由于其液化后体积大大减小，运输和储存效率高，目前已经成为增长速度最快的能源供应领域。因此，合理利用宝贵的液化天然气资源以及提高其能源利用率具有深远的意义。
1天然气液化技术现状
常温下的天然气为气体，贮存或者远距离的运输比较困难，开采出来的天然气通常需要经过“三脱”进行净化处理，然后将天然气进行液化工艺处理，由于其组分中主要为甲烷，液化后的天然气为低温液体。由于天然气液化后的体积仅为气态时的1/625，故其运输以及储存效率得到大幅度提高。至今，天然气的液化技术中比较成熟的工艺主要有膨胀机制冷、节流制冷、阶式制冷、混合冷剂制冷以及带预冷的混合冷剂制冷等[1]。目前，液化天然气厂多采用后三种液化工艺。美国于1941年建成了第一套工业级的液化天然气装置，自60年代以来，液化天然气工业迅速发展，其规模也越来越大，国内外在天然气液化技术方面也有着一定的开发研究。
1.1国外技术现状
规模大、设备多、工艺复杂、投资高是国外天然气液化工艺的特点，大都采用阶式以及混合冷剂的制冷液化工艺，这两种类型的液化装置目前仍在运行中，其中混合冷剂的制冷液化工艺是新装置投产设计考虑的主要工艺，工艺研究的主要目的是降低天然气液化的能耗。
法国的axens公司研究开发了先进的Liquefin天然气液化工艺，与通用的液化工艺相比，Liquefin工艺的生产能力可提高15～20%，其生产成本也降低了25%，该工艺的工业化为天然气液化奠定了基础。Liquefin工艺的优点主要是使用翅片式的换热器以及进行了热力学优化的工艺，该工艺在环保、安全、实用以及创新等方面特点已经在世界范围内被广泛认可。
天然气液化的CⅡ-2工艺，有着简洁、无相分离以及易于控制等的纯组分循环具有的优点，同时又有着制冷剂与天然气制冷温位的较好配合、装置少、功效高等混合冷剂的制冷循环工艺具有的优点。
美国研究开发的一种新型的GtL天然气液化的技术比目前的GtL液化技术更能适用于较小规模的天然气液化装置。该新型工艺相比现有的技术要简单的多，同时不需要使用合成气，并且除发电外，氧气也不需使用。其规模、生产以及经济性等方面均与普通的GtL工艺不同。
1.2国内技术现状
国内的天然气液化研究大都是小型的液化工艺，吉林的LnG装置是采用气体轴承的透平膨胀机，以氮气作为冷剂进行的闭式循环液化工艺，该工艺流程简单，但该工艺没有能够充分利用天然气的自身压力，并且以氮气作为制冷剂相比其他冷剂的功耗大，故而该装置的功耗较高；四川的LnG装置充分利用了天然气的自身压力，通过透平膨胀机来制冷液化天然气，工艺流程技术较为先进合理。该LnG装置基本上不消耗电、水等，但液化率相对很低；陕北的LnG装置是利用天然气的膨胀进行制冷循环工艺，分子筛干燥与低温甲醇洗联合净化原料气，低温制冷通过透平膨胀机与气波制冷机联合进行，分子筛的再生是通过燃气发动机尾气加热，该装置设备能耗低，已全部国产化；中原油田的LnG装置结合国内气源的特点，在国外先进的液化工艺技术基础上，研究开发了液化工艺技术新方案。该液化工艺采用乙烯和丙烷进行复叠式预冷后经过节流式制冷，制冷系统之间相对独立、灵活性、可靠性较好。但该液化工艺相对复杂，设备投资较高；西南石油学院以SRK方程为基础模型，研究开发了LnG工艺软件，提出了新的液化工艺。工艺流程中天然气进行循环压缩，天然气的液化率得到了大幅度提高，另外采用天然气的发动机以及小负荷天然气的发电机组为天然气的压缩机供电，以解决较边远地区电力紧张或无电的问题。另外装置中还增加以微波吸收腔，能够有效地利用天然气自身压力，制冷效率得到了大幅度提高。
2LnG的优点及应用
天然气液化后体积大大减少，便于运输，经济可靠。利用专门的液化天然气槽车以及轮船[2]进行长距离运输相比地下管道运输，天然气的放空损失少，投资少，风险小，适应性较强，方便可靠；液化天然气的储存效率较高、占地面积少；由于天然气民用季节性需求不平衡，夏用量多，冬用量少，用气厂检修或者液化天然气厂本身的技术改造，又或是管网出现故障等其他原因，均会造成天然气的供气不平衡，液化天然气的储存就起到了灵活方便、不受条件限制的负荷调节作用；回收利用LnG汽化过程中的冷量，可用于冷冻、冷藏、温差发电、低温破碎等，目前的工艺水平可回收所耗能量的50%以上；天然气低温液化可分离出C2～C5的烃类以及H2，H2S等燃料及化工原料，还可以与提He进行联产；液化天然气还可以作为车用燃料，相比汽油，天然气有着辛烷值高、燃烧完全、抗爆性好、排气污染少、低运输成本、发动机寿命较长等优点；液化天然气的燃点、爆破极限均比汽油高，密度比空气更轻，一旦泄漏迅速飞散，不会发生自然爆炸的情况；我国的城市污染主要源自煤的燃烧以及车辆的尾气，若改烧天然气，排放的Co、So2、noX等均大幅度降低。
液化天然气的主要产地大致分布在澳大利亚、印度尼西亚、阿尔及利亚、马来西亚、文莱等地，其消费国主要有美国、日本、西班牙、法国、韩国以及我国的台湾省等。我国与世界液化天然气的应用相比，起步较晚，天然气工业技术相对落后，同时也说明我国大力发展液化天然气工业是有潜力和资源保证的。
液化天然气可用于民用以及车用的燃料，液化天然气可以进行远程输送，一定程度上解决了偏远地区使用民用燃料费用高的问题。天然气的热值相对较高，全球天然气的储量丰富，其开采运输较为方便，相比柴油、汽油的价格便宜，国内外各汽车制造厂商正开发研究着新型燃气汽车。液化天然气用于燃料的发展空间还是很大的。
由于中、上游天然气工程的不可抗拒因素造成的停产或者是输气管线的故障，以及冬季天然气的需求量较大，液化天然气调峰站可以提供天然气的可靠供应，从而确保能够安全供气。液化天然气作为清洁能源，可用于燃烧发电，相比其它化石燃料，液化天然气在燃烧发电后不产生灰份以及炉渣，对环境不会产生灰渣的污染，可以有效的保护环境。随着发电技术的日益成熟，联合循环发电相比蒸气轮机发电的热能利用效率提高了接近50%，大幅度地节约了燃料资源。
3结语
发展液化天然气工程是当前世界能源利用的潮流，随着经济的高速发展，我国也迅速的成为了液化天然气的进口国，将会迅速的占领能源市场。在进行液化天然气的开发利用方面，要能够充分结合大、小型区域天然气的开发利用，开发各种可用天然气资源，从而实现天然气的多元化发展，将我国利用天然气的能力提高至较高的水平。
参考文献
天然气液化技术篇3
【关键词】天然气；液化天然气；技术
一、引言
天然气热值高、污染小，多用做火力发电和城市燃烧的燃料。为了方便天然气的运输和大量的存储，开采出来的天然气通常要去除杂质，利用低温进行液化，变成液化天然气（LnG）来提高运输和存储的效率。液化天然气是将气田的天然气采用管道集中之后进行脱水和脱重质烃，然后经过化学反应去掉硫化氢及二氧化碳等杂质，脱汞、最后采用冷媒循环式热交换器将纯天然气进行液化，方便运输和储藏。需要使用LnG的时候，要先将其转化成为常温的气体，转化过程中会产生大量的冷能，如果将这些冷能加以回收利用，可以有效地利用能源，减少机械制冷大量的电能消耗，经济效益和社会效益也会大大的增加。假如将LnG冷能以100%的效率转化成为电力，1吨的LnG冷能相当于240Kw·h。近些年，LnG工业迅速的发展，为LnG冷能的回收和利用创造了丰厚基础条件。
二、LnG工艺流程
LnG工艺流程路线的确定必须有工序、辅助设备及工厂的设备包含的专有、常规技术等确定，还要符合供气部分的技术装备要求。
此图为典型的LnG工艺流程示意图。通常工序和技术设备条件均取决于现场条件、气源的质量和生产技术是否规范。进入气体处理厂和LnG厂的气体要先分离出重烃，经过仪表的计量，运行压力要控制在工厂设计运行的压力范围之内，去除会影响液化工艺及设备的杂质，经过冷剂冷却分离出重烃后，剩下的主要成分就是甲烷、小于0.1%/mol的戊烷和重烃气体，最后经过深冷换热器冷却，经闪蒸过冷至—160℃左右液化。冷却、分馏得到的乙烷重新注入LnG中，丙烷和丁烷既可以重新注入气源，也可以作为LpG产品直接输出，戊烷等其他剩余产品就作为汽油产品输出。
三、LnG产品的提取
液化天燃气（LnG）作为清洁能源已经在我国加速应用和推广，作为可持续发展的清洁能源，具有环境效益和社会效益。使用LnG高效且经济，发电业中，天然气的热能利用率达55%，已经高于燃油、煤的使用率。伴随着人们环境保护意识的提高，LnG作为清洁能源备受关注。
1、煤制合成氨的化肥企业，其生产过程中会产生一些甲烷，通过膜分离提氢装置送到锅炉燃掉，利用率非常低。尾气中的甲烷是可以通过低温分离技术提取出LnG产品，通过绝热低温罐、LnG罐车向市场提供，增加经济效益，减少环境污染。
甲烷至少要在—82.57℃以下，压力到达4.604mpa的时候才能够进行液化，因此，甲烷的液化想要实现，只有在低温的环境下。提氢尾气中温度最高的氩气相比较甲烷的液化温度存在20℃的温差，所以，甲烷是提氢尾气在低温下最先液化的，通过精馏的方法，可以将其分离，进而提取出LnG产品。
2、多联产煤气作为生产多种化工产品的原料气源，是一种高品位的二次能源。它是以煤热解作为基础，主要可用的气体成分有：H2、Co、CH4、二氧化碳及少量的烃烯类气体。大型的多联产煤气用于民用燃气，可进行甲烷化处理，变换成为替代天然气（SnG），再经液化得到LnG。
3、褐煤水分高，挥发份大，煤化程度低，适宜用低温进行褐煤热解。在低温解热的过程中产生的可用气体成分有：一氧化碳、甲烷和氢气等。热解过程中产生的热解气Co及Co2会伴随着温度升高而增多，甲烷和氢气是在350℃时析出，当解热温度持续上升的时候，CH4的生成量将会逐渐增加，甲烷的最大生成量峰温是600℃左右。温度进一步升高，甲烷的含量就会下降。热解煤气中的甲烷可以进行液化处理，生成LnG。
4、煤制天然气可以通过两步（气化及后续的甲烷化）来制得合成天然气。天然气相比较合成气具有安全性高、单位体积的热值更高的优点。Shell煤气化具有以下特点：对煤质要求较低、环境污染小、合成气中的有效成分（Co+H2>89%）含量高、原煤以及氧气的消耗较低及运行费用相对较低等。
2009年国内有了首套的用于将煤气化过程中的净化的甲烷深冷分离工业化装置。这套装置能够将煤气化及焦化过程中产生的甲烷进行有效的分离，进而生产出合格的液化天然气产品。甲烷深冷分离装置采用低温气体分离技术，将原料气冷却到—180℃～—165℃，省去了传统合成气生产过程中较为复杂的甲烷转化工段，将合成气中的惰性气体除去，净化、精制的同时，将甲烷组分分离成为液态甲烷。这样可以不需要增压就能进入下游作为合成气，降低了合成回路惰性气体的影响，还提高了合成反应率，将后续合成气压缩机约为10%的分离功耗大大降低，还减少了废气的排放量，具有显著的经济效益和社会效益。
四、LnG技术
1、LnG的生产。对天然气进行冷冻，当温度降到—162℃至—140℃时，天然气可由气态转化成为液态。液化的天然气体积缩小约600倍，属于超低温，饱和压力在0—0.5mpa。
2、LnG的运输。目前世界上常用的运输手段是船舶水运和火车、汽车运输，他们均采用的是槽罐保温工艺方式进行长距离的输送。运用LnG低温集装箱，在汽车和铁路运输方面十分方便。
3、LnG的存储。其存储采用独特的保温储罐存储，一个容量为10000m3的储罐，大约可以存储4000～5000t的LnG。储存期间如果不使用的情况下，LnG存储可长达27天。
4、LnG的气化。气化是指通过换热器将LnG变成气态，它是一个吸热换热的过程。气化的方式有：海水气化、热水强制气化及空气气化。国内的小规模气化器分为空浴式及水浴式两种。
5、调压、缓冲。经过气化的LnG需要进过调压至城市管网所需要的压力范围才行，如果有条件的需要设置缓冲罐，保证供气的稳定。
天然气液化技术篇4
关键词：天然气液化冷箱，配管，设备布置，应力分析
中图分类号：p744.4文献标识码：a文章编号：
现阶段的天然气液化系统主要包括天然气的预处理，液化，储存，运输，利用这5个子系统。而冷箱配管则属于其中的液化系统即核心部分。天然气经过“三脱”处理后，进入液化冷箱内逐级冷却，冷凝，节流，降压然后获得液化天然气。
冷箱内的管道不同于一般的管道，管道中的介质多为低温工况液体或气体，压力一般都在6.3mpa左右，属于低温高压管道，且液化天然气产品属于易燃易爆介质。从而使得冷箱内管道有以下特点:冷箱空间较小，其中设备较多，介质工况复杂，管道受力也较为复杂；管道材质多采用为铝合金，少数重要管道经双金属接头转换为不锈钢材质;整个冷箱的保冷材料为充满之中的珠光砂，无法及时观察冷箱内的泄露情况；冷箱内的泄露点较多，每一次液体介质泄露的后果可能都是扒砂，带来巨大的人力物力损耗；管道受力情况较为负责，重要受力复杂管道需进行专门受力分析以保证安全；
现阶段的冷箱内配管设计，配管工程师在进行工作前需进行的梳理工作包括：首先
得完全解析合同要求，充分满足工艺组提出的piD（工艺管道仪表流程图）要求。
针对以上特点，下面以某地30X104nm3/d液化天然气项目中的液化冷箱配管为例，简单介绍天然气液化冷箱的配管工作：
一﹑液化冷箱内设备布置
1.满足合同中的相关要求。
通常在签订的天然气液化冷箱合同中客户都会提出相应的要求,那么就要求设计人员认真的解析整个合同,找出其中与自己工作有关条款.在考虑整个设计安全的情况下充分满足客户的需求.
2.满足工艺的要求。
整个液化天然气项目的设计是从工艺设计开始的,冷箱配管设计必须满足工艺设计,在整个设计中工艺是上游,决定冷箱配管设计的各种要求.
3.需满足安全及操作检修要求.
天然气液化冷箱内都是高压,易燃易爆介质.在设计工作中就该充分考虑安全问题,例如介质进出冷箱口要钢铝过度的部分需设计可靠性连接;介质的排放口需集中放置在冷箱下部某个面,
液化冷箱内部设备的布置也要充分考虑操作,检修要求,设备之间的间距除了满足配管设计外,还要设置适当的空间方便安装,检修.
4.冷箱内设备的布置原则及方法
4.1首先确定了液化冷箱内各设备的上下定位,根据工艺流程图对各个设备进行初步的定位,液化冷箱的设备一般为板翅式换热器,分离罐,为节省空间,多个分离罐一般设置为一个竖直方向上的上下布置.
4.2各个设备的间距要满足保冷要求,要保证进出设备的管口距离冷箱的各个面的垂直距离至少300mm以上.
4.3各个设备的间距要满足保冷要求,要保证进出设备的管口距离冷箱的各个面的垂直距离至少300mm以上.
4.4如设备上某个口所接的管道所受应力较大的情况下,那么设备定位就要做相应的调整以满足管道为满足自补偿带来的空间增大.
4.5设备定位还需考虑设备的支撑,设备支撑尾端都需要焊接在冷箱的型钢上.所以设备的支撑形式和冷箱的结构需进行合理的配合.
4.6设备定位要尽量使得之后的配管方便,使得配管有足够的空间.
4.7设备的定位还要充分考虑介质的压力降问题,否则会弄出介质无法通过的设计失误.如换热器和分离罐的相对高度定位.
上述都是设备在定位时需要考虑的因素，实际设计中需要设计人员长期的积累经验，在满足上述条件外，还需保证整套设备布置的美观大方。
二﹑液化冷箱内管道设计
1.满足相关要求
在开始配管前，所有设备已经初步定位，我们还需做以下的准备工作：认真梳理工艺流程图及管道阀门表，了解所有管道的数据（压力，温度，通径，介质及和各种工艺要譬如液封等）
2.冷箱内配管原则及方法
2.1配管工作应符合相关设计法规，标准，规范，譬如GB50235，GB20801等等，配管工程师需将这些法规牢牢熟记于心，这是配管工作的基石。
2.2管道的布置应遵循先低温液体管路后气体管路，先大管路后小管路，先压力等级高管路后压力等级低管路，先满足复杂管路空间再满足简单的管路。管路宜集中布置，方便做管架。
2.3为满足保冷要求，管道距离冷箱面板的处置距离至少大于300mm；温度相差较大的两管路不允许交叉通过，净距离至少大于300mm；温差较小的两管路净距离不小于50mm。
2.4与设备相连管道一般沿着设备敷设，这样设备有以下好处：沿设备敷设可减小冷箱尺寸，使得跑冷量减少；管道沿着设备布置后，可以利用设备上的备用垫板直接支撑到设备上，管道可随设备一起收缩，满足管道的补偿。
2.5从设备出来的气体介质宜采取往上一段距离再往下的设计，防止液体倒灌进气体管。
2.6管道布置应尽量做到“步步高”或“步步低”，减少气袋或液袋。不可避免时应根据操作、检修要求设置放气管、排液管和切断阀。管道布置应尽量减少管道“盲肠”
2.7低温管道的阀门不能直接安装在竖直管路上，阀门应尽量设计在较低点位置（某些特定的阀门譬如节流阀除外），阀门还需尽量集中布置，方便设置平台统一检修。
2.8冷箱的运输面不允许布置管路，所有进出冷箱的管理进行集中布置，方便接下来的工程设计。
2.9冷箱内配管不允许出现法兰连接结构，出冷箱管路引出点应尽量采取就近原则，以免出现设置很多无谓的补偿，浪费材料，增加管道阻力。
三﹑液化冷箱内管道应力分析计算
1.管道应力（柔性）计算目的
管道的柔性表现为管道通过自身变形吸收其热胀热缩及其他位移的能力，在进行管道布置时，在满足管道有足够柔性来吸收位移带来的应变的前提下，要使得管道的长度尽可能的短，分析管道的柔性可以优化配管设计，设置合理的管道支撑，
2.冷箱内应力分析计算的范围
2.1管道的设计温度小于或者等于-50°或大于等于100°均为柔性计算范围。
2.2管道端点位移附加量大，不能用经验判断其柔性的管道
2.3小支管与大管连接，且大管有位移并影响柔性判断时，小管与大管同时计算。
3.冷箱内应力分析计算方法
3.1管道的应力分析计算非常复杂，但是我们现在可借助电脑软件来解决。我公司现使用的管道应力分析软件CaeSaRⅡ。其通过输入管道参数（直径，温度，材料，约束，保温厚度，载荷）及建立管道模型来对管道的一次应力，二次应力，峰值应力进行分析，从而得到一个可靠的分析报告。从报告中可以得知管系的应力集中点及失效点，通过这个报告我们可以通过加弯头，管架等来使管道满足补偿。
3.2当然在平时工作中我们也可简单的使用经验公式来进行判断一条管系是否满足自补偿。
DoΔ(L-U）2≤208
其中Do-管道的公称直径（mm）；
Δ-管系的热膨胀量（mm）
L-管系的展开总厂（mm）；
U-管系两点间直线距离（mm）
这个经验公式一般只试用于气体介质。
图1为30X104nm3/d液化天然气项目中的液化冷箱配管效果图
四﹑总结
液化天然气的冷箱设备布置，配管设计及应力分析是配管工程师必须掌握的技能，设计人员在工作中需长期的积累经验，不断的吸取新的知识技术，并结合实际去改进工作，使整个设计更加合理，整套液化冷箱装置能耗降低，安全平稳的工作。
图130X104nm3/d液化天然气项目配管
参考文献
唐永进。《压力管道应力分析》(第二版)
天然气液化技术篇5
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0.03mpa。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30～35mm，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。
天然气液化技术篇6
[关键词]恒压自动添加装置
[中图分类号]G642[文献标识码]a[文章编号]2095-3437（2015）08-0166-02
天然气是目前最好的燃烧原料，天然气的沸点较低（-157℃），90%成分是CH4，含有部分C2H6、C3H8、C4H10等烷类和少量Co2、H2S、n2、H2等非烷类组分，无气化问题，环境温度对其影响较小，无色无味，毒性极小，价格低廉。天然气在空气中燃烧温度为1900℃，在o2中燃烧温度可达约2500℃，燃烧值不高，限制了其应用领域。天然气主要应用于民用燃料，以及工业上工厂采暖，生产用锅炉和热电厂燃气轮机锅炉等方面。
近年来，天然气替代乙炔气应用于工业金属切割气和高燃点燃烧气成为研究热点。将添加剂按一定比例将其加入天然气中，会与天然气自然溶合，能够改变天然气在燃烧状态下的火焰频率，大大提高天然气的燃烧温度，同时能够微化天然气释放出更多的热能，可使天然气在o2中的燃烧温度提高到3300℃，节约能耗30%以上，符合金属切割、打孔、烘烤等加工要求。[1][2][3][4]利用管道天然气应用于工业金属切割气和高燃点燃烧气替代乙炔已成为事实，它较丙烯、丙烷、液化气等配制的新型工业燃气更安全、环保、经济，对国家节能是一种较大的贡献。它可以广泛应用于铸造企业的切割焊接，煤矿机械设备生产，钢结构生产企业和船舶修造行业等多种领域。[5][6][7][8][9][10]
但目前使用的天然气气液混合装置简单，不能保证焊接天然气的气压稳定，不但影响焊接效果，造成添加剂添加量波动，火焰温度波动，影响作业质量，同时也浪费了大量的添加液。[11][12][13][14][15][16][17][18]以重庆某玻璃器皿加工厂为例，将添加剂混合天然气作为玻璃燃烧气体，可以节约气体成本约40%，经济价值非常可观，然而在使用过程中发现，虽然火焰温度达到要求，但由于气液混合添加装置内部压力不稳定，导致火焰大小不稳定，最后制备出的玻璃器皿质量不能保证。以重庆某钢结构生产企业为例，将添加剂混合天然气作为工业金属切割气，同样火焰温度达到要求，但由于气液混合添加装置内部压力不稳定，最后导致切割师傅有时“一刀切割”，有时需要“两刀切割”，导致工件的规整性不整齐。
针对以上问题，本装置克服了现有技术的不足，设计出一种简易的恒压自动加液装置，不仅节约焊接添加液，而且保持焊接天然气气压稳定，结构简单，使用非常方便。
一、装置概述
本装置是一种恒压自动加液装置，主要由控制阀门、稳压管、加液管、液体测量仪表、储液罐、气液混合罐和支架组成。混合罐顶部设置有出气控制阀和过滤液体装置，上部一侧设置有进气控制阀，中部有两个接口与储液罐上下两侧的直通接口连接，下部设置一进气管道。储液罐上侧设置有加液管，旁侧设置有液体测量仪表。
二、装置结构及使用
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图1装置结构示意图
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图2混合罐过滤部分剖面图
如图1、图2所示，恒压自动加液装置可用于工业焊接、切割等生产作业中液体添加剂的添加。在图1中，1为出气控制阀，2为法兰端盖，3为进气控制阀，4为进气控制阀，5为混合罐，6为稳压管，7为加液管，8为储液罐，9为加液口，10为端盖，11为液体计量表，12为支架，13为支架，14为直通接口，15为直通接口，16为直通接口，17为直通接口；在图2中，1为法兰端盖，2为混合罐，3为滤液网。
混合罐5的顶部由法兰端盖2密封，混合罐5和法兰端盖12之间有密封圈，可以保证混合罐5的气密性良好。混合罐上部一侧设置有进气控制阀3，可调节混合罐5中的气压以及气液混合程度，混合罐5下部一侧设置有导管连接进气控制阀4，天然气主要通过进气控制阀4进入混合罐5，与其内部的焊接添加液充分混合，并由出气控制阀1连接导管至液焊接枪。
储液罐8一侧设置有液体计量表11，用以计量和观察储液罐8内的焊接添加液的体积。储液罐8上下两侧分别设置有直通接口15和直通接口16。下侧直通接口16通过加液管7与混合罐5中部一侧直通接口17连接，便于储液罐8自动向混合罐5加焊接添加液。此外，由于储液罐8直径较大，可以实现维持混合罐5中的气压稳定。储液罐8上侧的直通接口15通过稳压管6与混合罐5中部一侧的直通接口14连接，用以维持混合罐5和储液罐8内气压一致。储液罐8上侧设置有加液管9，焊接添加液由加液管9加入储液罐8。
法兰端盖1与混合罐2密封连接，法兰端盖上装有滤液网3。滤液网3可过滤掉天然气中过多的焊接添加剂，回收利用，可节约焊接添加剂，避免浪费，大大降低了生产成本。
三、结论
过去天然气焊接切割行业受到天然气火焰温度的消极影响，导致该工艺发展受到抑制，随着天然气液体添加剂的加入，该工艺发展情况得到一定改善。但由于添加剂添加装置效果不佳，造成了添加剂的大量浪费以及天然气火焰温度的波动，从而使工艺成本增加，产品质量下降，大大阻碍了天然气切割工艺的发展。
本装置的成功设计对天然气在工业燃气和焊接切割行业的应用具有积极的促进意义，对作业过程中的安全性有了进一步提升，大幅度地降低了焊接成本和安全成本，大大提高了工件的质量。与现有技术相比，本装置的优点是通过添加天然气添加液，节约焊接添加液使用量，同时天然气的气压稳定，价格低廉，投资小，结构合理、简单，易于生产，操作方法简单，方便使用。
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天然气液化技术篇7
关键词：污水处理厂臭气除臭工艺天然植物液除臭
中图分类号：X703文献标识码：a文章编号：
城市污水处理过程中产生的恶臭气体主要集中在泵房、沉砂池、曝气池、沉淀池和污泥处理区,主要污染物有硫化氢、氨等无机物和低分子脂肪酸、胺类、醛类、酮类、醚类、卤代烃等有机物。除臭技术在国外已经有几十年的运营经验，随着国内经济水平的提高和环保意识的加强，在国内也正开始兴起并呈走向蓬勃的趋势。目前，国内外主要的除臭技术有活性炭吸附法、热氧化法、氧离子基团除臭法、化学洗涤法、生物过滤法、植物液除臭法和高能离子除臭技术等。其中最常用的方法有化学洗涤法、生物滤池法、植物液除臭法、高能离子除臭技术。本文着重探讨植物提取液除臭法在现代污水处理厂中的应用。植物提取液除臭法具有无二次污染、处理费用低、操作维护方便、除臭效率高等优点,在臭气产生量大的城市污水厂的提升泵房、污泥脱水间的恶臭气体处理中越来越受到关注。
上个世纪七十年代初，国外就开始了从纯天然植物液中提取汁液消除恶臭的研究工作，并成功的从多种可食用的天然植物中得到可以消除不同异味的、多种型号的植物提取液。从3500多种天然植物提取液配制成工作液来消除空气中的异味，在全球已经有超过四十个国家和地区在使用天然植物提取液异味控制技术消除各类环境异味，尤其是由有机物散发的恶臭。其重要特点是能够迅速消除臭味而不是暂时的掩盖臭臭味。
天然植物液产品由纯天然植物提炼，对人体无毒无害，不会引起皮肤或呼吸系统过敏等各种不良反应，是可靠的、符合国际健康标准的环保产品。天然植物提取液可以根据各种不同的工作场合和公共场所，不同的异味源，有针对性的设计工艺，清除异味，保持空气环境清洁。
一、天然植物提取液的组成
在天然植物提取液异味控制技术中，所使用的工作液是一系列植物提取液复配而成的，这些植物提取液它们是从树、草和花等植物中提取的含有气味的有机物。
这些有味的有机化合物含有大量的复杂的化合物，它们都是绝大多数植物油的主要成份，可以分成四大类：
①萜烯类：这类天然存在的化合物是植物油中的最重要的成份。它们都有相同的经验式C10H16。例如，蒎烷、薄荷烷。
②直链化合物：组成这一部分的化合物有醛、醇和酮。它们是存在一系列由水果中提取的可挥发的植物油中。如葵醇、月桂醇。
③苯的衍生物：这些化合物与从苯，特别是从丙苯衍生出来的化合物有相同的分子式。如乙酸酯。
④其它化合物：第四类的例子有香草醛、肉桂酸和甲酸香叶酯工作液
二、植物提取液的除臭机理
经过天然植物提取液除臭设备雾化，天然植物提取液形成雾状，在空间扩散液滴的半径≤0.04mm。液滴具有很大的比表面积，具有很大的表面能。平均每摩尔约为几十千卡。这个数量级的能量已是许多元素中键能的1/3-1/2。溶液的表面不仅能有效地吸咐在空气中的异味分子，同时也能使被吸附的异味分子的立体构型发生改变，削弱了异味分子中的化合键，使得异味分子的不稳定性增加，容易与其他分子进行化学反应，植物液中的酸性缓冲液发生反应，最后生成无味、无毒的有机盐。如硫化氢在植物液的作用下反应生成硫酸根离子和水；氨在植物液的作用下，生成氮气和水。
天然植物提取液中所含的有效分子是来自于植物的提取液，它们大多含有多个共轭双键体系，具有较强的提供电子对的能力，这样又增加了异味分子的反应活性。吸附在天然植物提取液溶液的表面的异味分子与空气中的氧气接触，此时的异味分子因上述两种原因使得它的反应活性增大，改变了与氧气反应的机理，从而可以在常温下与氧气发生反应。植物提取液除臭剂分解臭气分子的机理如下:
酸碱反应：植物提取液中含有生物碱，它可以与硫化氢等酸性臭气分子反应。与一般酸碱反应不同的是，一般的碱是有毒的，不可食用的，不能生物降解的。而天然植物提取液能进行生物降解，无毒。
a、碱性气体：
B、酸性气体：酸性气体在水中会形成离子，与植物液有效成分发生加成反应。如H2S的去除原理：
催化氧化反应。如硫化氢,在一般情况下不能与空气中的氧进行反应,但在除臭剂的催化作用下,可以与空气中的氧发生反应。
以硫化氢的反应为例：
R-nH2+H2SR-nH3++SH-
R-nH2+SH-＋o2＋H2oR-nH3+So42-+oH-
R-nH3++oH-R-nH2+H2o
又如，硫醇在空气的氧化反应：
R-SH（空气）+o2R-SS-R（慢）
R-SH（天然植物提取液）+o2R-SS-R（快）
路易斯酸碱反应。在有机化学中,能吸收电子云的分子或原子团称为路易斯酸,在有机硫的化合物中,硫原子的外层有空轨道,可以接受外来的电子云,因此可称这类有机硫的化合物为路易斯酸。相反,能提供电子云的分子或原子团称为路易斯碱。一般带负电荷的原子团、含氮的有机物属于路易斯碱。两者可以发生酸碱中和反应。
从热力学的角度来讨论。经过雾化的液滴,其直径在0.04mm。在这种情况下,液滴的表面能已达到一些有机化合物键能的1/3和1/2。在这种情况下,足以破坏臭气分子中的键,使它们不稳定、易分解。
氧化还原反应。例如,甲醛具有氧化性,在植物提取液中有的有效分子具有还原性,它们可以直接进行反应。
表1：部分异味分子在天然植物提取液作用下的反应
理论上植物液可以消除任何异味气体，它是利用以下几种力来发挥作用的：1.范德华力；2.偶合力；3.化学反应力；4吸引力。植物液除臭有以下阶段：植物液靠范德华力与臭气分子结合，臭气分子因为和植物液发生化学反应而被消除。
另外，天然植物除臭液还可以消除氯气和二氧化碳，它是通过在微粒的周围产生电晕作用，电晕产生后，气体分子和植物液结合从而被除去。
三、植物提取液除臭系统工艺流程
由于臭源的各不相同，对植物液的选型、用量和处理方式要求也各不相同。影响处理效果的主要因素有：1.臭气浓度(ppm)；2.空气流动的速度；3.臭气的溶解性；4.臭气的分子量；5.臭气分子密度；6.臭气结构组成。只有根据各种不同情况采用具有针对性的系统工艺才能达到各种不同的除臭要求。
1、空间雾化法：
植物提取液经过专用雾化控制系统以微米级粒径雾化在空气当中，雾化后的分子均匀地分散在空气中，吸附空气中的异味分子，与异味分子发生分解、聚合、取代、置换和加成等等的化学反应，促使异味分子发生改变了原有的分子结构，使之失去臭味。该系统工艺不能有效控制恶臭气体从恶臭源外溢造成的周边环境污染，适用与中等规模和浓度的臭气源；建设投资较少，运营成本较高。
2、收集蒸发法：
植物提取液经过专用蒸发器蒸发成气态弥散在容器当中，引风机通过收集管道将恶臭气体抽引至容器中，与弥散在容器中气态的植物提取液混合反应后经排气口排出，从而将臭味消除。该系统工艺可以有效控制恶臭气体从恶臭源外溢造成的周边环境污染，适用于较低臭气浓度和较小臭气量的臭气源；建设投资中等，运营成本较低。
3、洗涤过滤法：
储液槽内稀释的植物提取液经过循环泵扬送至洗涤容器内的喷淋器喷淋，喷淋液沥经填料层回至储液槽再经循环泵循环。引风机通过收集管道将恶臭气体抽引至洗涤容器中，恶臭气体经布气板均匀布气后与喷淋液逆向行进进入填料层，气流经多向切割、分流并充分与填料表面的稀释的植物提取液接触、反应，此时的恶臭气体流速缓，在容器内的停留时间长，成半液相，表面有植物提取液的填料对其形成过滤作用，流出填料层的恶臭气体被喷淋液洗涤后经排气口排出，从而将臭味消除。该系统工艺可以有效控制恶臭气体从恶臭源外溢造成的周边环境污染，处理效果显著，适用于较高臭气浓度和较大臭气量的臭气源；建设投资略高，运营成本较低。
四、植物提取液除臭工艺特点
需增加土建工程、收集系统和高空排放管道,没有二次污染。
该系统容易安装及使用,不需花费太多时间和费用;处理空气不需要安装任何其他的配件。
该系统容易移动,设备可以根据异味源的情况移动和改动。
天然植物提取液除臭的设备简单易用,基本不需要维护,为全自动操作。
应用实例
五、天然植物液除臭技术的安全性和优越性
植物提取液与空气中的各种异味分子迅速分解，且分解后的产物都是无害的物质，如水、氧、氮等等。植物提取液工作液的特点在于是迅速分解空气中的异味分子，而不是掩盖臭味。植物提取液都是无毒无害的液体，经过全球四十个国家和地区的严格检测认可。一致认同：植物提取液安全、无毒、无刺激、不燃烧、不爆炸。天然植物液恶臭控制技术不仅投资低、操作方便，而且适用性广、占地少、不用改变、添加构筑物和附加更多的设施。采用专用异味控制系统不需要耗用大量的电能、安全使用简单、方便工人操作、仅需要定期补充工作液，整个系统维护和营运费用低廉。异味控制系统不仅适用于封闭的室内空间，更适合于大型、超大型的室外空间。
天然植物除臭剂是一种效果很好的除臭剂，和其接触反应后，臭气如硫化氢和氨的含量会减少95%，二氧化硫、乙醇硫、甲醇硫的含量减少97%，所以广泛地适用于各类污水处理厂（站）、垃圾处理转运站、垃圾填埋场、堆肥厂、污泥堆置区等场所的除臭以及石油、化工、合成橡胶、制药、食品加工、造纸等生产车间的废气净化。
随着我国经济的发展,国外产品的打入和技术交流的活跃,极大地转变了人们的观念。随着居民对环境质量的要求日趋提高和环保法规的日益强化,植物提取液除臭方法在污水厂恶臭气体控制中的应用将迅速增加,并将带动我国植物提取液除臭产业在国际化的道路上快速发展。
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天然气液化技术篇8
【关键词】天然气天然气凝液回收凝液回收技术
天然气凝液也被称为轻烃，有时被叫做液烃。轻烃的回收是天然气回收中的主要组成部分，轻烃回收最后得到的是液态的气体，是天然气中除甲烷或者乙烷之外的气体，这些气体一般比两者的重量要重。对天然气中的轻烃回收有两个原因，首先是为了保证天然气的质量，天然气用做商品时必须要把烃露点控制在一定的指标内，管路中不能出现气体和液体同时存在的情况。再就是为了回收天然气中的烃类气体，烃类气体可以用作化工原料，节约资源，提高天然气的利用效率。传统上要求回收C2以上的烃，C3收率需要超过百分之九十，这种工艺被称作深冷工艺，达到的最低温度应该是零下一百摄氏度。
1天然气凝液回收技术现状
现阶段，天然气凝液的回收技术主要有三种，一种是吸附法，一种是油吸收法，还有一种是冷凝分离法。在现实生活中，吸附法应用的较少，因为这种工艺要求的条件严格，应用不方便，最重要的是缺陷较多。二十世纪五六十年代回收天然气凝液比较常用的是油吸收法，油吸收法分为三个类型，分别是常温、中温、低温。低温油吸收法中C3的回收率最高，温度控制在零下四十摄氏度时，回收率最高可以达到85%（w）。这种方法有自己独特的优势，比如系统压降比较小，在利用这种方法时不需要再对原料气体做大量的特殊处理，单套设备的利用率是比较大的。但是也有很明显的缺点，就是需要大量投资，并且能耗非常大，操作需要很大成本。
冷凝分离法出现以后，就取代了油吸附法，在天然气凝液回收时主要应用此种方法。冷凝分离法简单来说就是利用天然气中的各类气体的沸点不同来工作，设置温度对气体进行冷凝，沸点高的烃类就会慢慢分离出来，不同的烃类再经过精馏制作其他产品。这种方法最大的要求就是提供足够的低温环境，不仅工艺简单有利于操作，而且成本低，最重要的是轻烃的回收率很高，因而得到广泛的应用。
冷量的提供可分为不同的方法，所以冷凝分离法可以分为三种，冷剂制冷法、联合制冷发和直接膨胀制冷法。使用最广泛的是透平膨胀制冷法，美国在这方面的技术处于领先地位，发展的较为迅速。之所以应用的比较广泛，是因为操作相对简单，并且投入和产出的性价比高，所以国内外普遍采用此法。烃类的回收技术随着加工深度的发展不断的向深冷发展，加工温度保持在零下一百摄氏度以下。
九十年代中期中国就已经开始研究深冷加工领域，新疆邱冬油气处理厂就是比较有代表性的例子，他们设计的制冷温度可以达到零下七十摄氏度，大大提高了C3的回收率，最高可以达到90%。二十一世纪开始后，国内利用自己研制的深冷工艺建成天然气深冷设备，C3回收率已经可以达到98%。
2天然气凝液回收技术流程举例分析
我们以膨胀制冷法的工艺流程为例进行介绍，由于我们国家要求的轻烃回收率比较高，所以原则上制冷设备中需要辅助制冷，如图1所示。
在这种流程下，Co2如果含量较多会给操作带来困难，Co2会使图中数字7的部分产生固体，增加处理成本，因此可以省去脱Co2的部分以节约成本。
3天然气凝液回收技术的模拟
3.1天然气凝液回收技术模拟的意义
天然气中烃类气体的回收在实际的生产中不好控制，因此我们利用计算机技术对整个的过程进行分析模拟，力求达到更准确的资料，更好的指导生产。天然气中轻烃回收装置流程模拟至关重要，流程模拟是进行研究最重要的根据，因此流程模拟如果不能达到要求，那么轻烃的回收技术就会受到影响。要想在成产过程中让设备发挥最大的效应，就必须对工艺流程进行模拟实验。这种模拟实验可以为轻烃回收设备操作提供数据，还能用来改进轻烃回收装置。
在天然气凝液的回收技术中应用计算机模拟技术的优势还有很多，比如这种模拟可以让工艺流程的结构更加完善，让工艺参数更加准确，对于液化气和轻油产品的质量提供保障。再者说，设备在实际的操作过程中生产的数据可能和计算有误差，利用计算机模拟技术就可以得到准确的数据，在以后的生产中就可以利用数据确定生产工艺参数，不断改进操作方法，不断的提高轻烃的回收率，最终经济效益也会显著提升。
3.2计算机模拟技术的分类
在利用计算机对轻烃回收工艺流程进行模拟的时候，考虑到模拟对象的不同，要求模拟的特点和时间不同，可以把模拟过程分为稳态模拟和动态模拟。稳态模拟的利用已经比较普遍，这种技术开发的时间比较早，所以研究比较充分一些，物料和能量衡算都在它的范畴内，还利用稳态模拟进行设备尺寸的设计和生产费用的计算。如果从数学角度来看会简单一点，这种模拟技术的实质就是解非线性方程组。在这个技术上，美国是领先世界的，最有代表性的就是美国麻省理工学院开发的商品软件。
动态模拟，顾名思义，是为了研究各种过程的动态特征。放在生产中具体考察就是研究工艺参数的变化，工艺参数随时间的变化规律是研究重点之一，通过对这种规律的探究，我们可以摸索出一些轻烃回收装置的设计思路和操作步骤。动态模拟的起步要比稳态模拟晚，分为设计型动态模拟系统和操作培训型动作模拟系统。八十年代以来美国推出了多种动态模拟软件，使动态模拟技术有了更大的发展。
4结束语
我国的天然气分布不均匀，大部分县市都处于缺乏的状态，西部地区的天然气储备量远远大于东部发达地区，所以天然气的管道建设在我国变得很重要。天然气的凝液回收等技术也日益受到关注，具有很好的发展前景。
参考文献
[1]刘刚.天然气凝液回收技术发展现状[J].油气田地面工程，2010（05）
[2]王品刚.天然气凝液回收工艺[J].油气田地面工程，2009（08）
[3]廖涛，王乙福，罗薇.天然气凝液回收工况点的合理确定[J].新疆石油科技，2010（04）.
天然气液化技术篇9
关键词：节能降耗天然气净化中水离子交换
一、节能降耗现状分析
重庆天然气净化总厂垫江分厂从1973年投产后，历经3次技术改造，装置的处理能力由250万立方米/日增加至420万立方米/日。在生产能力提高、工艺技术水平提高的同时，装置总体用能消耗得到了有效的控制，并维持在一个相对较低的水平上。该厂使用的能源有天然气、电力与新鲜水，同时配备了相应的能源计量器具，定期对能源数据进行统计、分析，制定节能措施。
1.节能技术采用
1.1脱硫装置采用mDea脱硫工艺，由于mDea水溶液与同时含有Co2与H2S的气体接触时，mDea和H2S的反应是受气膜控制的瞬时化学反应，而mDea和Co2无直接反应，只能与其水溶液进行反应，这个反应与Co2在水溶液中的溶解度有很大的关系，这种反应机理构成了选择性吸收的基础，我们合理的利用了该反应的不同速率，在Co2与H2S共存的情况下达到选择性吸收H2S的目的。mDea溶剂在脱除H2S的同时仅部分脱除Co2，单位体积mDea溶剂的酸气负荷量较高，需要的溶液循环量很少（仅为单乙醇胺法的1/4），因而贫胺液增压的电力消耗、冷却贫胺液耗用的循环冷却水量及再生胺液的蒸汽消耗量均较低，有效的节约了能源。
1.2锅炉系统改造使原燃烧热效率由原有的70%上升到80～90%。该厂凝结水回收采用凝结水回收器方式，疏水阀的使用让蒸汽潜热得以进一步的发挥，减少凝结水二次蒸发损失，提高了回收率。同时，提高锅炉给水温度，减少了锅炉的燃料气消耗，增加了硫磺回收装置的蒸汽产量。
1.3对动设备电机选用变频技术，对溶液泵采用节电器技术，提高供电网络的功率因素，降低电网和电气设备自身的能耗。以该厂脱硫单元溶液循环泵为例：
1.4脱水装置套管换热器改为换热效率更高的板式换热器，节能效果更加明显。将脱硫装置和脱水装置的闪蒸气回收用作燃料气，降低了工厂燃料气耗量。
1.5将6KV和35KV站各两台主变压器和35KV站用变压器由原来淘汰的高能耗设备改为了新型低能耗设备，降低了变压器能耗。
1.6将火炬助燃气由原来的现场手动控制改为自动控制，增加计量和调节机构，对尾气灼烧炉、锅炉燃料气等5个燃气回路和2个蒸汽回路增加了累计计量，为准确地分析气耗和控制气单耗提供了保障。
1.7硫磺回收装置采用德国Linde公司等温亚露点技术（ClinsulfSDp），酸气和空气入主燃烧炉前采用余热锅炉产生的4.0mpa的中压蒸汽预热，以保证燃烧炉内火焰燃烧的稳定性。在新的节能压力下，该厂于2011年装置检修时将酸气、空气预热器加热蒸汽改为低压蒸汽（0.4mpa）预热。通过实际运行来看，余热温度能够保证主燃烧炉火焰燃烧稳定。从节能降耗方面来看，改造后，回收装置余热锅炉产生的中压蒸汽可以作为锅炉单元产生的低压蒸汽的补充，降低了锅炉负荷，节约了燃料气。
2.节能管理
该厂对净化装置的节能主要从降低能耗、物耗，优化操作，减少污染物、废物产生，提高员工的节能意识等方面来控制。
2.1能耗方面：合理控制水、电、气、汽的消耗。在日常的生产管理中合理的控制循环量、空冷器的运行时间以及照明用电等消耗；做好原料气和净化气的计量，降低输差，控制好自用气量，加强闪蒸操作，提高酸气质量等；控制好蒸汽的用量，加强保温管线和再生温度的控制，节约蒸汽耗量。
2.2物耗方面：包括溶液的损失，设备的损坏等。防止净化气夹带损失，防止溶液跑、冒、滴、漏损失，检修中回收溶液不彻底的损失，生产中不乱排乱放；加强巡回检查，严格按照操作规程操作，提高设备使用周期和使用寿命，确保设备处于最加的工作状态，不违章操作，损坏设备和阀门。操作中要操作平稳，优化操作参数，确保各控制点的参数在最合理的范围内。
从以上两方面可以看到，该厂在节能降耗方面确实取得了很多值得推广的技术和节能降耗管理经验。
二、节能降耗潜力分析及建议
近年来、随着四川油气田川东地区天然气开采进入中、后期，作为天然气生产过程中关键环节的天然气净化厂原料气处理量逐年下降，装置负荷率逐减。因此，给节能降耗工作提出了新的挑战。
目前，天然气净化厂普遍采用富液能量回收透平回收脱硫吸收塔至闪蒸罐段压力能，以达到工厂节能的目的。通过分析发现，能量回收透平的回收率和溶液循环量成正相关关系，以国内某天然气净化装置为例：循环量136方每小时，吸收压力5.9兆帕，闪蒸压力0.4兆帕，按度电0.55元计算每年约节约电费92万元[1]，若垫江分厂采用该技术，笔者认为有两点不妥：1、循环量低（以目前280万方/天看，循环量25吨/小时），对应的透平能量回收率低，2、富液压力低，富液压力4.0mpa闪蒸压力0.7mpa，综合计算每年约节约电费不到5万元。从经济方面考虑，加上设备投资、设备维护保养、设备折旧等，基本上没有投资价值。因此，笔者认为该厂节能降耗可以从工厂水处理方面突破，原因如下：
1.垫江分厂锅炉上水为新鲜水经过脱盐除氧后的高纯水。采用阴阳床离子交换和混合离子交换装置组合方式进行。离子交换除盐是利用离子交换树脂上可交换的氢离子和氢氧根离子，与水中溶解盐发生离子交换，达到去除水中盐的目的。离子交换过程可以看作是固相的离子交换树脂与液相中电解质之间的化学置换反应，由于离子交换树脂交换容量有限和离子交换反应的可逆性，离子交换树脂可以通过交换吸附和再生反复利用。离子交换反应速度很快，当离子交换树脂达到吸附饱和时，采用强酸或强碱与被吸附的离子进行交换，实现离子交换树脂的再生。离子交换树脂技术用于除盐水制备虽然具有水质好、技术成熟等突出优点，但再生树脂产生大量废酸废碱液造成环境污染。从该厂生产实际来看，每月这两套装置树脂再生所消耗的酸碱分别为：盐酸5吨：氢氧化钠6吨，酸碱消耗量较大。同时再生后排放到废水池内的废酸废碱还必须中和后才能通过泵打入污水处理单元进行处理。采用该技术存在酸碱消耗，增加了污水处理单元负荷。
2.垫江分厂污水处理采用技术成熟可靠的好氧、厌氧相结合工艺技术，经处理后达标的污水直接外排，以2009年数据为例，全年达标排放废水18936吨。造成了水资源的浪费。
基于此，笔者认为可以从革新锅炉水处理技术和合理利用处理合格后的污水两方面进一步挖掘该厂节能降耗的潜能。即采用膜分离技术、eDi技术、eSt技术和组合工艺以实现无浓水的“液体零排放（ZLD）”；引入中水回用技术将处理后达标的废水作为工厂绿化，场地冲洗等用水，以达到降低成本和资源回用的目的。
参考文献
天然气液化技术篇10
关键词：天然气；钻井；井控；技术
随着经济的快速发展，国家对于新能源的需求不断增大，天然气勘探领域获得了巨大进步，勘探规模不断扩大，对天然气藏钻井技术提出了更高要求。近年来，高压、高产气田陆续被发现，传统的井控技术已经不能满足钻井新工艺的要求，逐渐向信息化、自动化、智能化的方向发展。现代井控技术的目标不仅仅是防止井喷，还包括减少资源浪费、防止环境污染、快速高效的完成钻井开采，需要相关单位在原有技术的基础上加强完善和创新。
一、天然气井钻井特点
（一）天然气的密度低，与钻井液有强烈的置换性。与地层水、钻井液、原油相比，天然气密度很低，大约是是清水密度的千分之一。在天然气钻井过程中，当发生溢流关井，整个井筒形成密闭空间，由于天然气密度较低，与钻井液发生强烈置换，混在钻井液中的天然气气泡不断向井口运移，导致井口压力过高，与井内溢流压力共同作用，容易造成地下井喷以及井口刺漏、管线、井口套管憋爆等问题。因此，需要对井涌、井喷后关井压力进行监测和控制，最大关井压力不得超过井控装备规定工作压力、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力所允许压力三者中的最小值。一旦井口压力超过了以上压力值，在关井时就要适当泄压，但要补充所放出的钻井液量，在压井时要降低排量，控制井口施工压力。
（二）天然气的易燃易爆性。天然气最为直观、最易理解的特点就是易燃易爆性，容易造成天然气井钻井过程中井喷失控时的失火问题。但是天然气与空气的混合物在一定的浓度范围内遇到火源才能发生爆炸，这个火源才引发爆炸的浓度范围（体积比）称为爆炸浓度极限。天然气在空气中的混合浓度、爆炸范围在5%-15%之间，低于5%既不爆炸也不燃烧，高于15%，不会爆炸，但会燃烧。根据已有资料分析，天然气井井喷失控时失火现象发生几率较高，不是人为或地面设施所能控制的。而当井喷失控瞬间未着火，其后着火可能性较小。因此，钻井队伍应严密作好井场及周围消防工作，防止着火。
（三）天然气的压缩与膨胀性。地层天然气在地层孔隙中，其体积受地层孔隙压力控制，呈密集压缩状态。在钻进过程中，一旦地层天然气进入井筒，将随钻井液到达井口，在到达井口过程中，其体积会随上部液柱压力减少而增大，如果未对进入井筒的天然气进行控制，地层天然气将连续进入井筒，表现出井口溢流现象，发生井涌，随即井喷。在起钻过程中，由于抽吸作用会使钻井液柱作用于地层天然气的压力减少，再加上未按要求及时将井筒灌满，地层天然气也会进入井筒，其体积也会随上部液柱压力减少而迅速膨胀，造成起钻过程中井口的溢流。而下钻过程中出现的井口溢流的原因则是起钻或起下钻时间太长。从实际发生井喷过程的观察，溢流到井涌之间时间较长，而井涌到井喷时间较短，一旦发现溢流，需要迅速按“四、七”动作控制井口。
二、天然气井钻井井控技术的优化措施
（一）完善井控理论，开发配套软件。随着井下传感器的开发和计算机技术的发展，人们对井筒内动态环境有了更深刻的认识和理解，给井控理论基础的更新创造了条件，以便准确计算井筒压力，提高钻井压力控制水平。新的井控理论应该考虑不同井底压力下油气层的流人和流出，结合井筒瞬态的压力和温度场，采用气液多相流理论计算井筒剖面压力，并利用井筒压力实测值修正计算压力。利用新的井控理论编制井筒压力计算软件，便于计算不同压井方法在井筒各关键点的井筒压力，并优选出合理的压井方法和压井施工参数，以指导压井施工作业。当然，这种软件不仅应用负压钻井的设计，而且为压力控制钻井提供压力计算的依据。此外还应研究水平井、多底井等特殊情况下天然气的侵入和气液两相流动规律，确定合理的钻井液附加密度和安全作业时间。
（二）增强井控装备配套水平。为适应高压、高产气田开发的需要，井控装备需要开展以下技术攻关研究工作：对105mpa压力等级井控设备进行配套，并研制适合于酸性气田的井控装备；对分离器进行优化和完善，提高脱气能力，例如选用“U”形管分离器；研制和开发智能井控系统，通过自动实时调节液动节流阀的开度来控制井口回压，使井内压力按照预定压力变化，完成井控施工作业。除此之外，还要提高节流阀和压井管汇的节流和抗冲蚀能力，其方法包括：一是改善节流阀的结构和材质，提高精确控制能力、抗冲蚀能力；二是研制多级节流系统，合理分配节流压降，改善节流阀件的工作条件，防止单一路径失效影响压井施工；三是完善压井管汇结构，降低高速流体对管汇的冲蚀作用，提高其完整性；四是实行智能控制，提高控制精度，防止误操作。钻井单位还需要研制和引进先进的探伤检测仪，对井控的防喷器等厚壁设备进行无损伤探测和评价，以保证井控设备的完整性。
（三）加强井控技术队伍建设。各天然气钻井公司应建立一支全面掌握现场钻井技术和井控操作技术，实践经验丰富、责任心强、组织能力高的人才队伍。首先，聘请具有井控工程师或井控高级工程师职称的专家，主要负责处理现场井控技术问题，并实时对井控作业进行监督，做好排除溢流压井的现场指挥工作；其次，提高钻井井控操作人员的基本素质，特别是加强钻井队骨干对因天然气特性所带来的井控技术特点的认识、理解，并通过认真反复实践，使其确实掌握天然气井钻井井控操作技术。此外，钻井队、钻井公司还应加强对操作人员现场技能培训，按井控技术规定、标准、操作规程进行日常职业化训练，从根本上解决低水平重复作业和反复犯低级错误的问题。
三、结束语
总而言之，天然气是一种重要的环保能源，但是其密度较低、易燃易爆、压缩性和膨胀性等特点，使得天然藏钻井工作面临多种困难。随着科技的发展，井控技术逐步向自动化方向迈进，通过完善井控理论、增强配套设备等措施，对井控技术进行研究与创新，同时钻井单位还要加强技术队伍的建设，从而提高开采的安全性、可靠性，为石油天然气勘探做出新的贡献。
参考文献：
[1]马宗金.总结经验教训提高天然气井钻井井控能力[J].钻采工艺，2004，04：7-11+1.