液化天然气手册(txt+pdf+epub+mobi电子书下载)

作者：（加）莫克哈塔布（Mokhatab,S.）等

出版社：石油工业出版社

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液化天然气手册试读：

内容提要

本书论述了LNG生产、加工、运输、销售等在内的LNG全产业链的各个环节，系统介绍了LNG生产过程、产业基础、工程设计以及全球化贸易等各个方面。本书对LNG产业进行了简要的综述，并根据不同主题详细展开，覆盖了LNG行业各种技术问题。

本书可供液化厂设计师、工程师、运营商和贸易商参考使用。

图书在版编目（CIP）数据

液化天然气手册/（加）莫克哈塔布（Mokhatab，S.）等著；中海石油气电集团有限责任公司技术研发中心译.—北京：石油工业出版社，2016.1（国外油气勘探开发新进展丛书；13）

书名原文：Handbook of Liquefied Natural Gas

ISBN 978-7-5183-1046-3

Ⅰ.液…

Ⅱ.①莫…②中…

Ⅲ.液化天然气-技术手册

Ⅳ.TE64-62

中国版本图书馆CIP数据核字（2015）第311374号

Handbook of Liquefied Natural Gas

Saeid Mokhatab，John Y. Mak，Jaleel V. Valappil，David A. Wood

ISBN：978-0-12-404585-9

Copyrightⓒ2014 by Elsevier. All rights reserved.

Authorized Simplified Chinese translation edition published by the Proprietor.

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出版发行：石油工业出版社

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经　　销：全国新华书店

印　　刷：北京中石油彩色印刷有限责任公司

2016年1月第1版　2016年1月第1次印刷

787×1092毫米　开本：1/16　印张：28.5

字数：720千字

定价：158.00元（如出现印装质量问题，我社图书营销中心负责调换）

版权所有，翻印必究

《国外油气勘探开发新进展丛书（十三）》编委会

主　　任：赵政璋

副 主 任：赵文智　张卫国

编　　委：（按姓氏笔画排序）

　　　　　刘德来　杨　帆　单彤文　周家尧

　　　　　赵章明　侯玉芳　贾　旭　曹砚锋

　　　　　章卫兵

《液化天然气手册》编译组

组　长：单彤文

副组长：毕晓星　屈长龙　陈　杰

审　核：陈文煜　林春宇　赵　烨

成　员：（按姓氏笔画）

　　　　王亚群　王　沛　王　洁　王　超　王寰宇　尹全森

　　　　刘　冰　刘　洋　刘家桢　汤　竑　安东雨　许佳伟

　　　　花亦怀　李欣欣　李秋英　李恩道　杨文刚　杨宏伟

　　　　杨春艳　杨　亮　吴健宏　何　涛　邹默寒　宋　涛

　　　　张　丹　张　晨　张博超　陈　峰　邰晓亮　明红芳

　　　　罗婷婷　周　婵　赵思思　胡苏阳　胡献文　高　放

　　　　浦　晖　常心洁　崔艳菲　鹿来运　盖小刚　密晓光

　　　　隋朝霞　曾伟平　窦　星　翟　博序

为了及时学习国外油气勘探开发新理论、新技术和新工艺，推动中国石油上游业务技术进步，本着先进、实用、有效的原则，中国石油勘探与生产分公司和石油工业出版社组织多方力量，对国外著名出版社和知名学者最新出版的、代表最先进理论和技术水平的著作进行了引进，并翻译和出版。

从2001年起，在跟踪国外油气勘探、开发最新理论新技术发展和最新出版动态基础上，从生产需求出发，通过优中选优已经翻译出版了11辑60多本专著。在这套系列丛书中，有些代表了某一专业的最先进理论和技术水平，有些非常具有实用性，也是生产中所亟需。这些译著发行后，得到了企业和科研院校广大科研管理人员和师生的欢迎，并在实用中发挥了重要作用，达到了促进生产、更新知识、提高业务水平的目的。部分石油单位统一购买并配发到了相关技术人员的手中。同时中国石油天然气集团公司也筛选了部分适合基层员工学习参考的图书，列入“千万图书下基层，百万员工品书香”书目，配发到中国石油所属的4万余个基层队站。该套系列丛书也获得了我国出版界的认可，三次获得了中国出版工作者协会的“引进版科技类优秀图书奖”，形成了规模品牌，获得了很好的社会效益。

2016年在前12辑出版的基础上，经过多次调研、筛选，又推选出了国外最新出版的6本专著，即《油气藏勘探与评价》《石油工程手册——可持续生产》《完井设计》《海洋结构物设计、建造与维护》《液化天然气手册》《天然气脱硫与处理手册》，以飨读者。

在本套丛书的引进、翻译和出版过程中，中国石油勘探与生产分公司和石油工业出版社组织了一批著名专家、教授和有丰富实践经验的工程技术人员担任翻译和审校工作，使得该套丛书能以较高的质量和效率翻译出版，并和广大读者见面。

希望该套丛书在相关企业、科研单位、院校的生产和科研中发挥应有的作用。中国石油天然气集团公司副总经理

译者前言

天然气是一种洁净环保的优质能源，在工业、发电、交通等领域有极其广阔的发展空间。近年来，随着世界天然气产业的迅猛发展，液化天然气（LNG）已成为国际天然气贸易的重要部分。LNG产业是一个新兴产业，贯穿天然气产业上游、中游、下游整个过程，包含勘探、开发、净化、分离、液化、储存、装载、运输、供应等众多环节。中国LNG行业虽然起步较晚，但经过十余年的发展，已经取得了较大进步。中国海油作为中国LNG行业的领军企业，在资源获取、市场开拓、项目建设、生产经营等方面取得了不菲的成绩，为推动中国LNG行业的发展做出了不懈的努力。

作为中国海油唯一的LNG产业链核心技术专业研发机构，中海石油气电集团技术研发中心，自成立以来，创造出数项中国LNG技术领域的第一，专业设置基本覆盖LNG产业链各个关键环节，已累计完成核心知识产权成果近百项，编制完成LNG方面的技术标准三十余项，获多项国家及行业技术进步及管理类奖项，省部级奖项十余项，其他奖项数十项，以雄厚的技术力量为中国海油在LNG清洁能源产业的领军地位奠定了坚实基础。

面对国内LNG行业专著不多的情况，中海石油气电集团技术研发中心在海外众多LNG论著中选择此书进行编译，希望能够为国内LNG行业的发展提供一些技术理论支持。在本书的编译过程中，中海石油气电集团技术研发中心成立了专门的编译小组，多位技术带头人、首席工程师、专业技术人员参与此书的编译。编译小组结合工程和技术经验，历时一年，数易其稿，精益求精，终于完成此书的编译工作。

由于译者水平有限，书中难免存在不足之处，敬请专家、读者批评指正。

原书致谢

我们非常有幸能够汇集到全球众多专家参与这本手册的编写工作。他们秉持“学以致用”的精神，这正是理论界和商业界所必需的。感谢来自众多公司、机构、大学对我们工作的支持，书中正文和每章节后的参考文献都附有他们的名字。我们要特别感谢福陆公司、贝克特尔公司、DWA能源有限公司、贝克工程及风险顾问公司、伊利诺伊大学香槟分校、马里兰大学、墨西哥石油学院、保加利亚科学院。同时，我们也要感谢我们的家庭、朋友和身边人的支持，他们的耐心、激励和鼓舞让这项工作变得十分愉快。最后，我们还要感谢来自各个领域的技术顾问多年来对技术研发和创新的鼓励。谢谢你们！

与伟大的思想同处一个时代是最好的教育。John Buchanan

原书前言

在开创可再生能源的新世纪之前，天然气无疑是帮助我们渡过能源缺口期的可靠选择。作为一种公认的安全环保的燃料，天然气能够使世界很多地区实现减排。液化天然气（LNG）呈液态，密度更大，可通过LNG船或者槽车进行长线运输，运输和存储较天然气更为经济。LNG在全球天然气贸易中的占比持续呈现逐年上涨的趋势，是能源行业增长最快的板块之一。

LNG供应链从上游生产开始，经过液化厂、船舶运输、存储和再气化，一直延伸到管道气销售和电厂用户供气。LNG生产属资本密集型投资，而近期高昂的生产成本让众多投资者打消了念头，未来LNG厂的业主必须重新评估现有的技术，使其更加适用于以降低整个生命周期成本为目标的设计。

本书详细描述了从液化到再气化的完整LNG供应链，可作为液化厂设计师、工程师和操作人员以及LNG项目开发商和管理者的参考书。本书对LNG产业基础和工程设计原则进行了概述，可作为石油化工课程的教科书，也可作为工程公司和运营公司的参考指南。本书第一章开宗明义地说明了LNG从液化到再气化的基本知识和LNG贸易，之后的章节逐步深入，涵盖液化循环优化、控制和自动化、安全防护和LNG创新等主题。我们认为本书是一套独一无二的资料集，阐述了覆盖整个LNG供应链的各种技术问题。

本书援引的资料源于不同的出处，包括今年以来的优秀论文和出版物，一些研究机构发布的标准和推荐性做法，以及参与编写的作者们本身的研究论文。参考文献列于各章节文后，供读者了解学习更多相关内容。感谢各章节作者为本书所做的贡献，也感谢Elsevier科学与技术出版社编辑部全体人员的耐心和协助。最后，对我们的家人和朋友表示衷心的感谢，感谢他们在本书筹备期间所给予的全力支持和耐心陪伴。

我们明白，LNG技术日新月异，LNG贸易也不断壮大。也许本书的内容不尽完美，但在天然气已成为最热门话题的今天，我们相信本书的出版恰逢其会。我们希望随着LNG行业进入到一个新的黄金时代，将会有更新更好的技术革新来刷新本书的内容。Saeid MokhatabJohn Y. MakJaleel V. ValappilDavid A. Wood

作者简介

Saeid Mokhatab是天然气行业最知名的专家之一，专于中游技术领域。为全球多个石油和能源咨询公司国际咨询委员会成员，并一直积极参与多个大型气田开发项目，尤其专注于液化处理厂的设计、调试和开车等方面。发表有200多部技术著作与论文，包括《天然气输送与处理手册》，该手册由荷兰知名的国际化多媒体出版集团Elsevier出版社出版，受到全球天然气行业专家和学界的一致好评。创立了Elsevier同行评审期刊《天然气科学与工程》，在烃加工、LNG行业的多个著名期刊、图书出版公司任编辑一职，是多个世界级的专业协会和著名的天然气大会的技术委员会成员。鉴于其在天然气行业的出色表现，荣获了多项国际大奖，包括爱因斯坦荣誉金奖、Chilingar无国界科学家金奖、卡皮查荣誉金奖，以及Golomb-Chilingar“科学与工程巨人”荣誉金奖，并被收入多本世界名人名录。John Y. Mak

John Y. Mak是美国福陆（Fluor）公司的高级研究员兼技术总监，是引领能源化工领域技术和设计发展的领军人物。在天然气处理、排放控制、天然气凝液回收、碳捕捉、天然气液化和再气化、发电和煤气化等方面做出了卓越贡献，发表了50余篇相关文章，作为主要发明者拥有80余项授权和正在审批的专利。在其整个职业生涯中，参与了不同地区的100余个油气能源项目的开发，并通过创新设计为许多客户实现了降本增效和减排。率先在LNG接收站利用LNG冷能发电技术，实现了整体地增效和减排。同时，任中国煤炭论坛和一些中国技术公司咨询委员会的委员。Jaleel V. Valappil

Jaleel V. Valappil是位于美国得克萨斯州休斯顿的柏克德（Bechtel）公司油气和化工高级仿真团队的资深工程专家。多年来从事LNG及其他多种工艺的流程模拟、先进控制及流程优化，经验丰富。在加入柏克德公司之前，曾任ASPEN技术公司先进控制服务团队资深咨询工程师，负责为各种工艺开发和调配先进控制和流程优化解决方案。过去多年间，在开发和利用工艺仿真模型方面做了大量深入研究，并将其用于柏克德公司和康菲公司合作建设的LNG工厂的设计、工程和运营中。其认识到了LNG工厂全生命周期模型的优点，适用于液化厂的设计、可行性及可控性研究、开车模拟、操作工培训模拟器、多线程的LNG工厂瓶颈问题的解决和运行排查。Valappil博士还开发和调配了专门用于工程设计和生产运营阶段液化厂的LNG工艺先进控制技术。曾在行业会议和期刊上发表过多篇关于LNG工厂仿真和控制的论文，拥有多项关于LNG工厂控制和透平机械操作的专利。David A. Wood

David A. Wood已从事国际油气开发工作三十余年，涉足勘探生产的技术和商业运作、中下游项目、合同评估和高级企业管理等领域。早期曾供职于菲利普斯、阿莫科、伦丁等石油公司，也在全球范围内独立承揽过一些工作，现职为独立国际咨询师、培训讲师和专家鉴定师。发表的大量论文涉猎领域甚广，包括国际能源市场、油气财政政策规划、液化天然气、天然气合成油（GTL）、天然气存储和供应等。定期在《世界石油杂志》发表有关全球液化天然气行业形势和发展状况的文章。通过其所在的咨询公司DWA能源有限公司，为政府和企业提供LNG行业技术和商业方面的咨询服务。Wood博士活跃于研究、出版和培训领域，并兼任《天然气科学与工程》杂志的总编助理。他是油气专业网上MBA项目的开发者与主要参与者，主要针对液化天然气和全球天然气供应链进行研究。

参与编著者简介

美国伊利诺伊大学香槟分校

编纂本书第四章“天然气液化循环的能效和分析”Yunho Hwang，Abdullah Al-AbulKarem，Amir Mortazavi和Reinhard Radermacher

美国马里兰大学（University of Maryland），

共同编撰本书第五章“天然气液化循环优化”John L. Woodward

美国贝克工程和风险顾问公司

编撰本书第九章“LNG安全和保障方面”Blanca E. García-Flores，Jacinto Águila-Hernández，Fernando García-Sánchez（墨西哥石油学院）和Roumiana P. Stateva（保加利亚科学院化工工程学院）

共同编撰附录2“液化天然气体系相行为的模型化”

荐言

20多年以来，由于具有温室气体排放低和发电能源转换效率高的优势，天然气在世界大部分地区一直都是增长速度最快的能源。近一个世纪以来，天然气经由管线被安全、可靠、经济地输送。在20世纪，发现的常规大气田基本都处在适合开发的位置，因此管线输送被证明是适合当时供气和市场条件的理想方式。输气管线一直以来保障着大气田稳定和安全地供气，并且位置便利的大气田将继续保持这种输送方式。然而，过去几十年发现，许多重要新气田的位置并不便于开发。人们的注意力逐渐转移到以前认为距离遥远、技术难度大、开发费用高的更偏远的大型气田。目前正在探索一系列开发搁置气田的方法，并计划将其商业化。另外，在过去的30年里，只有液化天然气（LNG）产业成功地将很多大型偏远气田的天然气输送至管线无法到达的市场（如日本、韩国）。如今，LNG供应链呈多样化，并与管输气在天然气市场形成了竞争。LNG提高了天然气进口国能源供应的安全性，在全球天然气供应方面减弱了地域和政治因素的限制。

本章简要总结了LNG供应链的组成，包括用于生产、储存、运输LNG至商业和居民用户的步骤和过程。对于新接触或不熟悉LNG工业的读者，可以参见附录1，其中介绍了什么是LNG、如何利用以及LNG的安全和环境记录。1.2　搁置气商业化

尽管天然气是地球上最丰富的能源之一，仍有超过1/3的全球常规天然气储量搁置未被开发（Thackeray和Leckie，2002）。全球对需求的日益增长、油田资源的日益减少、高油价、禁止放空燃烧条例以及天然气燃烧带来的温室气体排放减少，使得长距离经济输送搁置气技术的研究迫在眉睫（Mokhatab和Wood，2007a；Wood等，2008a）。

在过去的20年里，针对偏远气藏的商业化开发，迄今已研制和提出了多项技术（图1.1）。然而，其中多数还不完全成熟，未达到商业化的程度，若要与现有技术进行竞争，仍有待提高。另外，现有技术的选择取决于与用气市场的距离和气田产量（图1.2）。目前，将搁置气运输到市场的方法主要采用两种成熟技术：70%国际贸易天然气通过管线输送，其余30%天然气通过LNG的方式输送。

图1.3表明在长距离运输下，LNG费用与管线输送相比更具有竞争力。从图1.3可以看出，对于短距离运输，管线输送更为经济。当输送距离较长，特别是跨洋运输时，LNG运输优势更为明显，因为建设海底管线花费过高（Mokhatab等，2006）。对于海上搁置气，当海底管线长度大于700mile时，LNG输送具有竞争力。对于陆上管线，输气管线长度为2200mile时，与LNG输送经济性持平（Mokhatab和Purewal，2006）。图1.1　几种天然气长距离输送技术（据Wood和Mokhatab，2008a）（本书图表依据原版书排版，下同）图1.2　不同产气量和输送距离可选用气田开发方式（据Wood和Mokhatab，2008a；Wood等，2008a）图1.3　LNG输送成本（含再气化成本）与管线输送天然气对比（据Mokhatab等，2006；Economides和Mokhatab，2007）

天然气在常压下被冷却到-162℃或-259℉左右时就成为LNG。LNG的体积约为原天然气体积的1/600，LNG可以使用槽车或船舶运输。远程输送时，管线输送方式通常选用较大直径的输气管线及气体再增压设施以克服输送压降。

与天然气管线及其他输送技术相比，LNG运输更具有经济性、灵活性和供应安全优势。基于这些原因，欧洲和亚洲的许多国家正在引进LNG，通过现有和规划的管线，来自俄罗斯、北非和中东的大量天然气可满足其能源需求。而如今，随着非常规天然气供应的增加，天然气也将从北美出口到亚洲国家，LNG在国际天然气贸易的份额预计在未来的几十年内将不断增加。1.3　LNG特性1.3.1　基本特性

掌握LNG的物理化学特性是准确评估LNG潜在安全隐患和风险的先决条件。

LNG的性质随其组成不同而变化，这主要取决于气源及其处理方式或分馏方式。LNG主要成分是甲烷（约87～99mol%），其成分还包括其他高碳烃，通常包括有C—C及C、氮气、微量的硫（少于244+4ppmv）和二氧化碳（50ppmv），见表1.1。表1.1　不同液化厂典型LNG组分资料来源：LEX Energy Consulting，2003。

常压下LNG是一种无味、无色、无腐蚀性的低温液体。将LNG气化成天然气作为燃料时，与其他碳氢化合物燃料相比，其颗粒排放浓度非常低，且能够大大减少碳排放。LNG燃烧产物几乎不含硫氧化物且氮氧化物很少，这使得LNG成为清洁的能源。

LNG无毒，然而像其他气体一样，在通风不充分的密闭空间里，LNG气化后的天然气会引起缺氧窒息，且在与空气适当混合比例条件下能够燃烧。

LNG的沸点随其组成不同而变化，通常为-162℃（-259℉）。3LNG的密度通常为430～470kg/m［3.5～4lb/gal（US）］，其密度不及水的1/2。LNG如果倾注到水面上，由于其比水轻很多，将会浮于水面且发生急剧气化。最初LNG蒸气比空气重，会保持接近地面，然而随着LNG蒸气被周围环境逐渐加热，达到约-166℉时，LNG蒸气的密度将会比空气轻，然后开始上升。冷态LNG蒸气（低于-166℉）更容易集聚在较低的地区，直到蒸气被不断加热。在密闭空间或低处LNG释放将置换空气，使该区域存在窒息的危险。

如果不收集，LNG释放后的蒸气与周围空气混合，在下风向可能会形成易燃易爆蒸气云。LNG在空气中的燃烧极限为5%～15%体积浓度，在这个浓度范围之外，甲烷与空气的混合物不易燃烧。

当燃料浓度超过其燃烧上限值，会由于氧气含量过少而不能燃烧。例如在一个封闭的、安全的储罐内，甲烷蒸气浓度约为100%。燃料浓度低于燃烧下限时，会由于甲烷含量太少而无法燃烧，例如通风良好的区域发生少量LNG泄漏，这时，LNG蒸气将迅速与空气混合并消散至小于5%的体积浓度（Foss等，2003）。

气化后的LNG与天然气具有相同的热力学特性。在通风良好的区域，相对于其他碳氢化合物燃料，天然气具有低层流燃烧速度和高点火能量。LNG蒸气在开阔地带不会产生非受限蒸气云爆炸（UVCE），这种现象更为普遍地存在于高碳燃料中。易燃蒸气云是仅仅溯源燃烧还是发生爆炸取决于许多因素：蒸气分子的化学结构、蒸气云的大小和浓度、点火源的强度、蒸气云的空间密闭程度。在LNG设施中产生非受限蒸气云爆炸所需的条件通常是不存在的，因此这种爆炸不应被认为是潜在的危险。1.3.2　热力学性质

掌握LNG相态特性和热力学性质的知识是成功设计和操作LNG工厂及其处理设施所必须的。因此，采用基于热力学建模架构的适当模型来预测描述和验证LNG混合物的复合相态特性十分重要。在这种情况下，通常选择状态方程，既可以定性，也可以定量预测实际系统中复合的相态特性。系统相态特性的预测和LNG状态方程建模如附录2中所述。1.3.3　LNG安全性

受益于以下的几个因素，LNG行业具有良好的安全记录。首先，LNG行业发展过程中一直确保运营安全，包括工程设计到技术人员本身的资质；其次，LNG的物理和化学性质都已被很好地理解和掌握，工厂的设计和运行安全性已经过多年实践验证；最后，保障LNG产业安全发展的标准、规范和规章制度在不断修订和完善。

本书第9章讨论了与LNG相关的危害和针对LNG独特性质的安全设计。1.3.4　单位和换算因子

LNG的量通常用公吨（metric ton，国内简称吨）来表示。LNG产量通常以百万吨每年为单位表示。经常使用的单位包括MMTPA，MTPA，tpy，以及更符合SI单位制的Mt/a，即mega，但也可读作百万吨/年。

LNG业务常见的各种单位换算系数见表1.2。这些是LNG单位换算的经验法则，实际换算系数会随LNG组成变化而不同。表1.2　常用LNG换算系数69363换算关系：1×10t/a=1. 316×10m/a（气）=127.3×10ft/d（气）。93663　　　　　1×10m/a（气）=0.760×10t/a（LNG或气）=96.8×10ft/d（气）。6363　　　　　1×10ft/d（气）=10.34×10m/a（气）=7855t/a（LNG或气）。资料来源：USDOE/FE-0489，2005。1.4　传统LNG供应链

为使LNG在一个国家得以应用，能源公司必须投资于许多高度相关并且彼此依存的不同设施。传统LNG供应链（含管网之间连接管道）的主要组成部分如图1.4所示。图1.4　传统LNG供应链的关键组成部分1.4.1　LNG工厂

图1.5为LNG工厂利用含硫原料气生产LNG的典型方案。工艺流程以及公用工程需求设计取决于现场情况、原料气情况、组分以及产品规格。图1.5　LNG生产工厂典型示意图：工序和要求1.4.1.1　原料气处理

在典型方案中，当原料气到达天然气处理厂后，首先在段塞流捕集器中进行分离，脱掉其中的液体并且将气体输送到高压（HP）分离器中。液体闪蒸到中压分离器中，在这里，液态烃类被进一步分离并且输送到凝析油稳定塔中。液体在稳定塔中分馏，产生包括C以及5重烃在内的凝析油沉于塔底部。利用蒸汽脱除凝析油中的HS成分，2并达到运输和贮存所要求的12psi的RVP（瑞德蒸气压）规格。

中压分离器和稳定塔上部的蒸气被压缩并回流到高压分离器中。然后蒸气流至气体脱硫装置GSU（也称为脱酸气装置，简称AGRU），在此脱除HS和CO。HS由胺溶剂脱除，以满足产品中总222硫含量的规格（一般为4 ppmv）。CO被脱除到50 ppmv以避免CO在22液化装置的主换热器冻结。羰基硫（COS）和硫醇（R-SH）为硫污染物，也必须脱除。从再生部分产生的酸性气体被输送到硫回收装置（SRU），通常由一个克劳斯装置和一个尾气处理装置（TGTU）组成，TGTU出口的废气要进行焚烧。

从GSU中产生的脱硫气体需要在脱水装置中利用分子筛技术干燥至含水体积比低于0.1 ppmv，以避免水合物在天然气凝析液（NGL）回收装置中形成。脱硫气体里面含饱和水，高温环境下，其含水率更高。在通过分子筛装置之前，先冷却脱硫气体可以去除大部分的水，这种方法更节能且经济。分子筛也可以用来去除干燥气体中的硫醇，以满足硫含量规格的要求。

通常，在原料气中存在痕量汞，必须通过除汞床使其含量降低至3小于10ng/m，以避免在下游的低温换热器中发生汞腐蚀。1.4.1.2　NGL回收

干燥气体输送到天然气凝析液回收装置中，其目的是去除并回收C或C烃类，以及得到用于液化的贫气。脱除天然气凝析液成分后，2+3+液化装置中将不再需要安装洗涤塔。洗涤塔通常用来除去芳香烃和重质烃，以避免在主换热器中发生结蜡现象。NGL回收装置可用来进行乙烷回收以得到乙烷，乙烷产品可供给石油化工厂中的乙烯裂解装置。

天然气凝析液组分中，C至C液体是富有价值的畅销产品。天35+然气凝析液组分被分馏成不同的产品进行销售。丙烷和丁烷可单独销售或作为丙烷—丁烷的混合产品输出销售。C和重质组分可作汽油5+调和输出。如果原料气中存在硫醇，它们将会出现在C液体中，必5+须经过处理以满足液体硫含量规格的要求。1.4.1.3　液化

从NGL回收装置出来的贫气进入液化单元进行气体冷却和液化。液化技术基于冷剂循环原理，连续膨胀和压缩的冷剂通过向大气或冷却水中释放热量，从而带走天然气中的热量。冷剂可以是天然气的一部分（开式流程），或在液化装置中作为一个单独的流体不断循环（闭式流程）。天然气液化之后，如果含氮量高于LNG商业规格（通常为1mol%），那么需要通过脱氮装置进行处理。LNG产品中的低氮含量对于避免液化温度过低、降低蒸发气的氮气含量以便天然气作为燃料气、降低LNG运送到用户终端储罐时的翻滚风险是必要的。翻滚发生于LNG储罐中，在LNG储罐中不同层次的液化天然气快速混合会引起在短时间内突然释放非常大量的蒸发气。

通常情况下，液化装置生产的LNG在闪蒸罐中压力降低，以接近LNG的存储压力。同时，氮作为较轻的组分被闪蒸脱除了。富氮蒸气被压缩并回收为燃料气。闪蒸液体被注入储罐以供外输。这个末级闪蒸过程非常适合含氮量最高为2mol%的原料气（Vovard等，2011）。然而对于高氮原料气，仅采用简单的末级闪蒸方法是不够的，还需要采取一个额外的分离步骤。如果氮不脱除，高氮含量会降低液化温度，并将增大制冷装置的能耗。此外，闪蒸气体和蒸发气的含氮量会更高，这可能不能满足燃气的热值规范。因此，在液化之前或液化过程中应当脱除氮。

深冷低温分离脱氮工艺是成熟的LNG脱氮工艺。其他方法（例如压力吸附或膜分离技术）并不具备满足极低含氮量规格的竞争力（Finn，2007；Garcel，2008）。

原料气条件、NGL回收、液化和脱氮技术将在后续章节中详细论述。1.4.2　液化工厂类型

根据规模大小和功能不同，天然气液化工厂可以分为大型基荷型、调峰型和中小型。

大部分基荷型液化工厂位于亚洲、澳大利亚、中东和西非的大型气藏所在区域，且均为大型项目。这些基荷型液化工厂从天然气生产商获得天然气，以LNG的形式供应消费国。基荷型液化工厂通常由一条或多条生产线组成。在过去的40年里，液化生产线能力已经稳步6增长至现今常见的超过4×10t/a。卡塔尔液化工厂现在运行的液化装6置单线能力为7.8×10t/a。

调峰工厂通常用来平衡夏季和冬季天然气供应和需求的波动，其6规模较小，通常小于0.1×10t/a。它们被用于液化和存储过剩的天然气以及在需求高峰时期提供额外的容量。

随着大型气田逐渐减少，在偏远地区的小型气田正在被开发。这些机会已经促使一些市场参与者开始评估中型LNG技术的应用。规模6（0.3～1.5）×10t/a的中型LNG工厂，适用于中型陆上和海上油气田的开发（Finn等，2000）。6

能力低至0.01×10t/a的小型LNG工厂，当天然气管线的产能过剩时在经济上是可行的。LNG可以通过LNG槽车分别输送到位于偏远地区无法通过管道输送的客户或作为紧急备用燃料。LNG也可以用来取代卡车、公共运输、钻井平台所用的柴油燃料。LNG代替柴油的使用将大大降低排放和降低燃料成本。小型LNG装置最近也被安装在大型LNG运输船上以重新液化蒸发气体从而减少在船舶航行过程中LNG的损失。1.4.3　LNG生产线规模

基荷型液化天然气工厂是根据生产线概念进行设计的。在一条生产线因为维护或意外关闭停产的情况下，生产线概念可以维持工厂继续生产。生产线概念为满足市场需求、交付的灵活性以及航运物流已逐步发展。生产线规模取决并受限于关键设备，主要由成熟的燃气透平驱动机的大小和液化换热器的能力决定（Smaal，2003）。然而，在大多数情况下，设备的发展能够跟上生产线能力的提高。

提高单条生产线LNG产能的极限已经成为液化天然气行业的趋势。事实上，自2004年以来许多建成的基荷型液化工厂一直饱受投资成本上涨的困扰。尽管存在这些成本障碍，这个行业的大型国际石油公司（IOCs）、国家石油公司（NOCs）和技术提供商仍然在继续提高单条生产线的规模。更大的单线规模会降低单位生产成本，有助于提高市场竞争力（Wood和Mokhatab，2007）。

液化工厂中的一个主要成本要素是制冷压缩机透平驱动机。随着更大、更高效的燃气透平驱动机技术的进展，LNG单线产能的提升可以说明增加的投资成本是值得的。配套设施的成本，如公用工程和厂区外设施，受更大单线规模的影响不大。更大的单线装置需要更频繁的产品装运，但总的来说，这种方法将提高整个项目的经济性（Durr等，2005）。然而，要完全实现更大单线能力的成本优势，必须保持工厂的高可靠性和可用性；设计必须可靠，必须提供足够的备用设备以防设备停车。

相对于LNG 50年的历史，在过去10年中LNG技术经历了重大的进步（图1.6）。LNG产业用时30年将单线产能从阿尔及利亚的阿尔泽6地区的小于0.5×10t/a，发展到20世纪90年代末尼日利亚邦尼地区的366×10t/a。在过去的10年里，一些能力在4×10t/a以上的生产线已经投6运，如2004年投运的埃及Damietta液化天然气工厂约4.8×10t/a的生6产线，以及2009年投运的Qatargas II工厂7.8×10t/a的生产线。这种单线产能的稳步增长，使得该行业可实现规模效益的经济性，至少可以抵消本行业过去10年经历的逐渐上升的投资成本。图1.6　单条液化生产线产能增长历史（更新于2012年）（据Wood和Mokhatab，2007a；Wood，2012）

在近几年，以下国家的液化工厂相继投产（括号中数字为单线产6能）：澳大利亚NWS 第5生产线（4.4×10t/a—2008）；俄罗斯66Sakhalin（4.8×10t/a—2009）；印尼Tangguh（3.8×10t/a—2009）；66也门（3.4×10t/a—2009）；秘鲁（4.4×10t/a—2010）；澳大利亚66Pluto（4.3×10t/a—2012）；安哥拉（5.2×10t/a—2013）。澳大利亚（和新几内亚的巴布亚岛）的几家大型液化工厂目前正在建设中，将于2015年至2017年期间投产。在北美洲（美国和加拿大），除了几个液化工厂目前处于前期规划阶段外，由于压裂增产技术的最新进展，这些地区计划大量出口页岩气资源。最近，在东非海上发现的丰富天然气资源也吸引了潜在新项目的液化天然气供应商和买家的兴趣。天然气行业因此似乎注定要在未来几十年中继续高速发展。

在开发液化天然气业务的过程中，一直存在着关于液化天然气最佳单线规模的争论（Liu等，1992；Hunter等，2004）。对于一个液化天然气项目，选择最佳的单线规模时需要考虑许多因素（Avidan等，2001），例如：（1）天然气气田的产能；（2）市场需求和液化天然气交付累积分布；（3）整体生产、存储和运输物流；（4）成熟的设备能力；（5）投资和运营成本；（6）操作的灵活性和可靠性。

考虑所有这些因素，主要目标是使整个项目的回报率最大化。对于LNG供应链，不考虑上游和下游的设施而只是优化液化设施是不够的。必须要考虑从生产到交货全部参数的最优化。例如，生产可能受限于一个或几个因素，如外输和接收终端的LNG储存能力、LNG船舶的可获得性和容量、LNG船航行速度、天气状况、客户指标、现货市场需求或长期合同所必须解决的LNG定价以及政治状况。这些变量中许多是自然统计的，因此最合适的工具是“蒙特卡洛”模型模拟（Coyle等，1995），这是一个在同一时间处理多个变量的事件—驱动模拟方法。1.4.4　LNG装载

根据客户的要求，LNG可以在槽车装车台装载到LNG槽车和（或）在码头上装载到LNG船舶。在LNG槽车装车过程中，使用槽车装车泵将LNG装载到槽车。LNG流经装车管线和装车软管装进槽车里。对于LNG装船，存储在储罐中的LNG被泵送至码头。LNG在码头装载到LNG船来外输。

对于船舶装载，由于船舶滞留费用高昂，其装载速率是以保证装船时间尽可能短的原则而确定的（Coyle等，2003）。根据装卸臂的装载速率和能力，需要两台或三台液体装卸臂。在不装船时，通过在码头和储罐之间持续不断地用一小股LNG进行循环，可以保证在操作状态下装料管线的保冷效果。这样做是为了对装船系统进行保冷并且保持其始终不含气体，以避免热应力，并可以允许在LNG船舶到达后立即启动装船工作。另一台臂是用来专门处理船舶上储罐中的置换气体、由于船和储罐之间的压差产生的闪蒸气以及在船舶装载过程中由于吸热产生的蒸发气（BOG）。在码头管线较短的情况下，船上产生的BOG相对较少，可将其返回到陆上的设施进行回收。然而，在一些浅水港口或海岸线的站址，码头需要延伸几千米才能到达船舶的泊位（Kotzot，2003）。这种情况给BOG的处理带来了一些挑战。长码头具有较长的LNG装料管线，由于更高的泵送能量以及管道和船产生的漏热，可导致更高的BOG产生率。在长码头运移大量的低压BOG是相当昂贵的。因此，从长码头回收BOG通常是不经济的。在过去，一些BOG在LNG船装船过程中通过火炬燃烧放空。然而，随着环保法规越来越严格，已不允许在船舶装载期间将BOG通过火炬燃烧。目前已有适合长码头的各种的BOG回收方法。包括将BOG压缩返回LNG工厂进行重新液化、就地液化以及就地发电。对于每一个LNG项目，应从环境影响、操作安全性和效率以及船舶操作限制等方面考虑备选方案的可行性（Huang等，2007）。

需要注意的是，正确选择从储罐到船舶之间管道的保冷方式可最大限度地减少吸热量和蒸发气体的产生。近年来，用于低温LNG管道的许多保冷产品已上市。最常用的材料和技术是机械保冷（如泡沫玻璃和聚异氰尿酸酯等）以及“粉末”保冷（如气凝胶、珍珠岩、聚酯薄膜和高真空等）。然而，为每条LNG管道确定最高效保冷方式的应用和安装都需要考虑许多因素，以提供最佳的解决方案（Kitzel，2008）。1.4.5　LNG运输

液化天然气供应链的下一步是将液化天然气运输到再气化设施。主要的运输方式是船运和槽车运输。1.4.5.1　船运

LNG由专门的船舶运输，运输船具有带保冷的双层金属储罐，设计储存压力略高于标准大气压，设计温度为-259℉（-169℃）的低温。通常，液舱储罐操作压力为0.3bar，设计压力为0.7bar。

储罐的设计确保船体系统的完整性并为LNG的存储提供保冷。因为保冷不能完全防止外部热量传到LNG，因此在航行中一些液体会蒸发。LNG组分蒸发不是同质的，低沸点的组分（氮气和甲烷）比重组分更容易蒸发。这种现象称为老化或风化，其结果是导致LNG组分变得更重、LNG的热值和沃泊指数随时间增加。

每天蒸发的气体通常约为船舱容积的0.10%～0.15%，必须将其清除以使液舱维持在恒定的压力。根据船舶设计不同，蒸发气可以作为船上双燃料发动机的燃料或在锅炉燃烧以产生蒸汽，或再液化之后返回到船的液舱中。BOG再液化可以消除在长途航行中LNG的减少并保持液货的组分。（1）LNG运输船的液货系统。

LNG船和其他油轮的根本区别是液货系统。共有4种LNG液货系统：两种独立型结构和两种非独立（薄膜）型的设计。

①独立型储罐。独立型储罐是整装在船上的，通常为球形（由挪威的Moss Maritime开发）或棱形（贝壳国际甲烷股份有限公司开发），由铝合金或9%镍钢制成，外表面进行保冷处理（图1.7和图1.8）。独立型液舱完全自支撑，不作为船体结构的组成部分。此外，它们不会影响船的船体强度（McGuire和White，2000）。液舱焊接在圆柱基座上或固定在已焊接在船体上的支撑结构上。图1.7　自支撑式球形LNG液舱资料来源：Moss Maritime图1.8　自支撑式棱形B型LNG液舱的典型图例（据McGuire和White，2000）

国际散装运输液化气体船舶构造和设备规则（IGC规则）规定，根据设计压力不同，天然气运输船有3种不同类型的独立液舱储罐：一种是根据标准油罐设计建造的（A型）；另一种依据压力容器进行设计（C型）；还有一种与上述两种都不同（B型）。从海岸警卫队的角度来看，所有LNG液舱储罐都为B型，因为B型液舱储罐的设计没有根据任何一种液舱储罐的设计原理来进行。自支撑式棱形B型（SPB）液舱储罐独立于船舶结构，比自支撑式球形B型液舱储罐具有最大限度利用可用货舱空间的优势。然而，由于其包括重型板和大量加强结构来防止静水荷载作用下引起的钢板变形，大大增加了重量和成本。

②薄膜型货舱系统。薄膜型货舱属于非自支撑的液货舱，它由完整的双壳体结构包围。薄膜型液货舱包括一层薄薄的金属（主屏蔽）、保温层、次屏蔽以及夹层构造中的第二层保温（图1.9）。薄膜的设计考虑了使热量和其他膨胀或收缩得到补偿，避免薄膜受过大应力。图1.9　一般薄膜型液舱（据DNV，2011）

由于薄膜的设计，船舶的船体成为了实质上的外罐。保冷层安装在外层，薄膜安装在里面来保存液体。这种“双壳体”的内表面是Gaz-Transport的高镍（36%）钢（殷瓦钢），或是Technigaz的18%铬/8%镍不锈钢（图1.10和图1.11）。图1.10　GTT No.96资料来源：GTT图1.11　GTT Mark III资料来源：GTT

Gaz-Transport薄膜型货舱系统（GT No. 96）包含由夹板做成的格栅结构，其间充满了珍珠岩来保持紧密性和保冷性能。另外，Technigaz薄膜型货舱系统（TG MARK III）由两层增强聚氨酯泡沫以及将其分离的称为夹层玻璃纤维的材料来组成一个绝热保温系统。Gaz Transport和Technigaz现在成为一家公司，其最新的货舱系统（1号复合系统，简称CS1）吸收了现有GT No. 96和TG Mark III两种系统的特点。CS1使用增强聚氨酯泡沫绝热保温和两层金属薄膜，第一层采用0. 7mm厚的Invar钢，第二层由复合铝—玻璃纤维的夹层制成。该系统合理简化装配和预制件，实现快速组装上船。然而，这个设计在一些LNG运输船上出现次隔膜渗漏问题，造船厂已经决定维持GT No. 96＆TG Mark III的生产。

③货舱系统的选择。表1.3给出了不同的LNG液货舱系统特点的比较。由于全部液舱系统设计已被证实运行安全可靠，液舱系统设计的选择主要是基于经济性（价格、交货时间和船厂的可用性）而不是技术或性能指标。在过去的几年有一个明显的倾向于薄膜型船的趋势，因为薄膜型船可更有效地利用船体形状，从而减少了液舱储罐和压载舱之间的空间。由于薄膜型液货舱的载货能力和投资成本优势，建于2001年到2011年的LNG运输船超过3/4选择薄膜型液货舱设计。然而，自支撑型储罐更稳固且抗液荡能力更强，对于海上存储是一个重要的设计考虑。表1.3　LNG货舱系统特点比较续表资料来源：OTA，1977。（2）LNG船货运能力和船舶尺寸。33

LNG船舱容从不足30000 m到约265000 m各不相同，但大多数3现代船舶舱容为125000～140000 m（58000～65000t）。几十年前行3业标准规定了125000 m的LNG船，其通常有5个储罐，每个容量约为325000 m（图1.12）。图1.12　LNG液货船纵剖面图（据OTA，1977）

在2009年到2011年期间，新的更大的LNG船Q-Flex（LNG舱容约33为216000 m）和Q-Max（LNG舱容高达约265000 m）被建造用来服务于卡塔尔大型液化工厂长途供应链。这些LNG船由低速柴油发动机驱动，更有效率、更容易维护和操作，比传统的汽轮机驱动更环保。这些船只也在船上配备了再液化系统来防止蒸发气体的损失。Q-Flex和Q-Max LNG船超出了一些港口的接卸能力，世界上现有的LNG接收站中，约一半能够或经过改造后能够适应这些船只。

Lee等（2008）援引的LNG船典型尺寸：3

①舱容138000～173000 m：总长277～290m，深26.0～26.5m，宽43.3～45.8m，4个储罐；单或双推进系统。3

②舱容210000 m（Q-flex）：总长315m，深27m，宽50m，5个储罐；双推进系统。3

③舱容263000 m（Q-max）：总长345m，深27m，宽55m，4个储罐；双推进系统。（3）小型LNG船。

最近的LNG供应链研究表明，一个新的细分市场需要使用较小的LNG船和小型LNG接收终端。发展中国家清洁燃料的短缺推动了小型3和中型LNG的应用（Mak等，2013）。两艘舱容为2500 m的小型LNG船自2004年以来就一直服务于日本的沿海LNG运输。目前，日本造3船厂正在建造一艘容量为19000 m的LNG运输船。在挪威，由舱容31000 m的小型LNG船组成的LNG沿海运输被用来向缺少天然气管道的地区供应燃料。

与大型船舶不同，小型LNG船的货舱系统采用根据压力容器规范设计的自支撑C型储罐。船舶最初开发用来运输乙烯，并且可以改造升级以满足近海环境中LNG终端的要求。对于大型船舶来说，由于C型储罐壁厚导致的高成本，其通常是不经济的。另外，C型储罐很容易制造并且由于按照压力容器的设计，不需要次屏蔽。储罐可以在船厂以外进行建造，这样可使其更具成本竞争力。3

图1.13展示了TGE提供的一艘使用IMO C型储罐的30000 mLNG船概念设计方案。Bilobe储罐布置如图1.14所示。3图1.13　IMO C型储罐30000 mLNG船资料来源：TGE图1.14　LNG船的Bilobe储罐布置资料来源：TGE

液舱的设计压力可高达4～8 bar，较高设计压力可抑制BOG的产生。事实上，一些小型LNG船没有配备BOG处理系统，在航行途中通过增加压力来处理BOG是最简单的方法。但是为避免卸货期间的BOG损失，接收站的储罐也必须采用较高设计压力以兼容船舶设计压力。

LNG行业正在出现越来越多地进行LNG现货买卖交易。小型LNG船的引入将为接收和交付小量LNG液货提供灵活性和效率。（4）LNG船舶推进系统。

传统的LNG船使用锅炉和汽轮机推进系统，该系统可以消耗在运输过程中产生的蒸发气。另外，大多数的远洋货运船舶配备高效的二冲程低速柴油（SSD）发动机。在过去10年里建造的许多新LNG船已经放弃了传统的效率低下的蒸汽推进系统。目前的高燃料成本可能会使替代推进系统更具有吸引力（Lee等，2008）。

双燃料柴油发电力（DFDE）推进系统，具有高燃油效率并可以自由选择燃油和LNG液舱产生的BOG作为燃料。DFDE系统通常采用电力推进系统，配置大容量电气开关装置、变频器和电动机，需要专业人员维护。与蒸汽发动机相比，典型四冲程发动机包含的多个汽缸的维护成本更高。

为卡塔尔Nakilat项目建造的大型LNG运输船舱容超过3210000m，船上使用了二冲程低速柴油机和船载BOG再液化系统。柴油发动机与大多数商业船是一样的，性能和可靠性都经过验证。对于长期航行避免蒸发气体损失来说，船上再液化系统是理想的。然而，当液体燃料价格高于LNG价格时，这种推进系统的运营成本将会更高，因为它们无法使用蒸发气体。用来克服这个缺点的一个选项是使用高压气体喷射二冲程SSD引擎。然而，这样的推进系统尚未应用于LNG船。

以下是几种其他潜在的推进系统，它们在LNG船上应用的可行性有待验证：

①使用船载BOG的燃气轮机推进系统。对于制冷系统和推进系统而言是可靠的驱动装置。特别是在联合循环电厂，与汽轮机结合起来时更加节能高效。燃气轮机可以使用双燃料，易于维护和操作。燃气轮机亦可以用于发电以推进系统，或在FLNG船上用于制冷压缩机的直接机械驱动。

②高压蒸汽轮机。相比传统的汽轮机可提高燃料效率。然而，操作高压蒸汽系统需要制备高质量的水来减少锅炉排污。除盐系统的成本和锅炉系统的重量增加了船舶系统的成本。除非采用超临界压力设计，否则高压蒸汽系统的燃油效率一般不高于柴油机或燃气轮机的效率。LNG船舶推进系统不太可能采用高压蒸汽系统。

所有推进系统都包含一个气体燃烧单元（GCU）来处理过剩的BOG，以避免在液舱中压力升高。当船舶装卸操作过程中燃料需求较低时，或在船舶冷却操作过程中产生过剩蒸发气体时，通常需要使用GCU。（5）用于北极的LNG船舶。

在北极、俄罗斯的亚北极地区和其他北部地区气田开发的预期增加将加速北极LNG运输的发展。由于冰阻力的影响，船舶航行在冰冻地区的操作与在其他开放海域完全不同。因此，对于船舶设计方来说，找到一个既可以优化在开放式海域中的推进性能又能为船舶在冰区行进提供良好性能设计方案是一个挑战（Lee，2008）。

过去5年在开发未来可用于北极的LNG船—冰区航行船舶设计方面取得了重大技术进步（Tustin，2005）。第一艘冰区航行LNG船即将为位于俄罗斯东部的Sakhalin-II项目进行服务。5艘新的LNG船将为位于Aniva湾Prigorodnoye地区的液化终端服务：3艘船建造于日本，为Moss型自支撑储罐，船体设计为芬兰—瑞典冰区等级1B标准；2艘船建造于韩国，每艘都采用不同的薄膜型储罐设计。所有的5艘船螺旋桨和传动轴系符合俄罗斯海上船舶登记局（RMRS）冰区等级LU2标准，薄膜型货舱船舶根据该标准采用了冰区加强船体设计（Tustin，2006）。这些船舶的性能将满足北极地区超过100天海冰季节条件下LNG运输船的要求。

几年前在加拿大沿圣劳伦斯河建造再气化终端的计划表明，一些LNG船可能在航线的两端不得不最终在冰区操作。北极航线船舶的动力和冰区等级更具挑战性，如俄罗斯的西部北极海岸线，需要更高的等级，除非安排专门的破冰船来协助他们。防冻处理包括船舶本身的甲板设备和装卸设施的耐低温材料。船舶将不得不承受严重的波浪条件和持续的寒冷环境。采用薄膜货舱设计的船舶需要加强储罐的支撑以避免液货晃荡造成的伤害。事实上薄膜型设计在北极恶劣条件下运行的可靠性确实有待验证。专门为挪威北部（全年无冰）Snohvit LNG工厂建造的LNG船舶全部采用Moss型设计。

一年冰层的航海状况和有多年积冰的航海状况，其面对的挑战是非常不同的。在喀拉海多年积冰非常普遍，在该海域全年航行需要采

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