液化天然气汽车安装工艺_液化天然气汽车安装工艺流程

液化天然气汽车安装工艺_液化天然气汽车安装工艺流程

       下面将有我来为大家聊一聊液化天然气汽车安装工艺的问题，希望这个问题可以为您解答您的疑问，关于液化天然气汽车安装工艺的问题我们就开始来说说。

1.汽车加气站加的是什么气？

2.求加油加气站基本基本情况、操作工艺、重点部位、安全设施情况,

3.怎样审批汽车气罐安装手续

4.液化气储罐的制造过程，生产工艺

汽车加气站加的是什么气？

汽车加气是加的是压缩天然气、液化天然气等。

       汽车加的是压缩天然气、液化天然气等。在电加热器和代步工具中作为燃料，并且已经愈来愈多地取代氯氟碳化学物质作为气溶胶喷涌剂和冷媒，以降低对臭氧层的毁坏。

       温馨提示：

       1.日常维护保养安全巡检时，观查管路有没有漏气、液漏，佩戴防护装备，检修时，连通管道内的空气或液态，开展检修。

       2.卸液实际操作时，留意器皿工作压力和槽罐车工作压力，连接静电感应接地系统，用木材垫在车轱辘下边，避免车子滑跑扯断卸液管路，造成液漏

求加油加气站基本基本情况、操作工艺、重点部位、安全设施情况,

       7万一套?国际玩笑开大了吧?

       大哥,听我道来:

       CNG:compress natural gas 指的是压缩天然气,一般车用的气瓶压力是20Mpa

       家用的已经不能叫CNG了,最多也就是NG,也就是天然气,压力一般就是0.2Mpa左右.用0.2Mpa充20Mpa,这相当于让水从低处往高处走.

       给车加气一般是,先通过压缩机将天然气的压力提高到20Mpa以上(这样才能把车上的气瓶充到20Mpa),然后再通过售气机加到车上.

       我给你简单的说下各设备的价格:加气软管 6m(国产):7000rmb左右,卡套、卡套弯头、卡套弯头终端：每样都是1000rmb左右，售气机（国产、高压）：10万rmb左右，压缩机（500万rmb以上）……

怎样审批汽车气罐安装手续

       1 总 则

        1．0．1 为了在汽车加油加气站设计和施工中贯彻国家有关方针政策，统一技术要求．做到安全可靠、技术先进、经济合理，制定本规范。

        1．0．2 本规范适用于新建、扩建和改建的汽车加油站、液化石油气加气站、压缩天然气加气站和汽车加油加气合建站工程的设计和施工。

        1．0．3 汽车加油加气站设计和施工除应执行本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标淮的规定。

        2 术 语

        2．0．1 加油加气站 automobile gasoline/gas filling station

        加油站、液化石油气加气站、压缩天然气加气站、加油加气合建站的统称。

        2．0．2 加油站 automobile gasoline filling station

        为汽车油箱充装汽油、柴油的专门场所。

        2．0．3 液化石油气加气站 automobile LPG filling station

        为燃气汽车储气瓶充装车用液化石油气的专门场所。

        2．0．4 压缩天然气加气站 automobile CNG filling station

        为燃气汽车储气瓶充装车用压缩天然气的专门场所。

        2．0．5 加油加气合建站 automobile gasoline and gas filling station

        既可为汽车油箱充装汽油、柴油，又可为燃气汽车储气瓶充装车用液化石油气或车用压缩天然气的专门场所。

        2．0.6 加气站 automobile LPG or CNG filling station

        液化石油气加气站或压缩天然气加气站的简称。

        2．0．7 站房 station house

        用于加油加气站管理和经营的建筑物。

        2．0．8 加油岛 gasoline filling island

        用于安装加油机的平台。

        2．0．9 加气岛 gas filling island

        用于安装加气机的平台。

        2．0．10 埋地油罐 underground storage gasoline tank

        采用直接覆土或罐池充沙(细土)方式埋设在地下，且罐内最高液面低于罐外4m范围内地面的最低标高0．2m的卧式油品储罐。

        2．0．11 埋地液化石油气罐 underground storage LPG tank

        采用直接覆土或罐池充沙(细土)方式埋设在地下，且罐内最高液面低于罐外4m范围内地面的最低标高0．2m的卧式液化石油气储罐。

        2．0．12 密闭卸油点 closed unloading gasoline point

        埋地油罐以密闭方式接卸汽车油罐车所载油品的固定接头处。

        2．0．13 卸油油气回收系统 vapor recovery system for unloading gasoline

        将汽油油罐车卸油时产生的油气回收至油罐车里的密闭油气回收系统。

        2．0．14 加油油气回收系统 vapor recovery system for filling gasoline

        将给汽油车辆加油时产生的油气回收至埋地汽油罐的密闭油气回收系统。

        2．0、15 加气机 LPG(CNG) dispenser

        给汽车储气瓶充装液化石油气或压缩天然气，并带有计量、计价装置的专用设备。

        2．0．16 拉断阀 break away coupling

        在一定外力作用下可被拉断成两节，拉断后具有自密封功能的阀门。

        2．0．17 压缩天然气加气母站 gas primary filling station

        可为车载储气瓶充装压缩天然气的压缩天然气加气站。

        2．0、18 压缩天然气加气子站 gas secondary filling station

        用车载储气瓶运进压缩天然气。为汽车进行加气作业的压缩天然气加气站。

        2．0、19 储气井 gas storage well

        压缩天然气加气站内用于储存压缩天然气的立井。

        3 一般规定

        3．0．1 向加油加气站供油供气，可采取罐车运输或管道输送的方式。当压缩天然气加气站采用管道供气方式时，不应影响管网其它用户正常使用。

        3．0．2 加油站与液化石油气加气站或加油站与压缩天然气加气站可联合建站。

        3．0．3 加油站的等级划分，应符合表3．0．3的规定。

       3．0．4 液化石油气加气站的等级划分应符合表3．0．4的规定。

       3．0．5 压缩天然气加气站储气设施的总容积应根据加气汽车数量、每辆汽车加气时间等因素综合确定，在城市建成区内不应超过16m3。

        3．0．6 加油和液化石油气加气合建站的等级划分，应符合表3．0．6的规定。

        表3．0．6 加油和液化石油气加气合建站的等级划分

       3．0．7 加油和压缩天然气加气合建站的等级划分，应符合表3．0．7的规定。

        表3．0．7 加油和压缩天然气加气合建站的等级划分

       4 站址选择

        4．0．1 加油加气站的站址选择，应符合城镇规划、环境保护和防火安全的要求，并应选在交通便利的地方。

        4．0．2 在城市建成区内不应建一级加油站、一级液化石油气加气站和一级加油加气合建站。

        4．0．3 城市建成区内的加油加气站，宜靠近城市道路，不宜选在城市干道的交叉路口附近。

        4．0．4 加油站、加油加气合建站的油罐、加油机和通气管管口与站外建、构筑物的防火距离，不应小于表4．0．4的规定。

        表4．0．4

       4．0．5 液化石油气加气站、加油加气合建站的液化石油气罐与站外建、构筑物的防火距离，不应小于表4．0．5的规定。

        表4．0．5

       4．0．6 液化石油气加气站以及加油加气合建站的液化石油气卸车点、加气机、放散管管口与站外建、构筑物的防火距离，不应小于表4．0．6的规定。

        表4．0．6

       4．0．7 压缩天然气加气站和加油加气合建站的压缩天然气工艺设施与站外建、构筑物的防火距离，不应小于表4．0．7的规定。

        表4．0．7

       5 总平面布置

        5．0．1 加油加气站的围墙设置应符合下列规定：

       1 加油加气站的工艺设施与站外建、构筑物之间的距离小于或等于25m以及小于或等于表4．0．4至表4．0．7中的防火距离的1．5倍时，相邻一侧应设置高度不低于2．2m的非燃烧实体围墙。

        2 加油加气站的工艺设施与站外建、构筑物之间的距离大于表4．0．4至表4．0．7中的防火距离的1．5倍，且大于25m时，相邻一侧应设置隔离墙，隔离墙可为非实体围墙。

        3 面向进、出口道路的一例宜设置非实体围墙，或开敞。

        5．0．2 车辆入口和出口应分开设置。

        5．0．3 站区内停车场和道路应符合下列规定：

        1 单车道宽度不应小于3．5m，双车道宽度不应小于6m。

        2 站内的道路转弯半径按行驶车型确定，且不宜小于9m；道路坡度不应大于6％，且宜坡向站外；在汽车槽车(含子站车)卸车停车位处，宜按平坡设计。

        3 站内停车场和道路路面不应采用沥青路面。

        5．0．4 加油岛、加气岛及汽车加油、加气场地宜设罩棚，罩棚应采用非燃烧构料制作，其有效高度不应小于4.5m。罩棚边缘与加油机或加气机的平面距离不宜小于2m。

        5．0．5 加油岛、加气岛的设计应符合下列规定：

        1 加油岛、加气岛应高出停车场的地坪0．15～0．2m。

        2 加油岛、加气岛的宽度不应小于1．2m。

        3 加油岛、加气岛上的罩棚支柱距岛端部，不应小于0．6m。

        5．0 ．6 液化石油气罐的布置应符合下列规定：

        1 地上罐应集中单排布置，罐与罐之间的净距离不应小于相邻较大罐的直径。

        2 地上罐组四周应设置高度为1m的防火堤，防火堤内堤脚线至罐壁净距离不应小于2m。

        3 埋地罐之间距离不应小于2m，罐与罐之间应采用防渗混凝土墙隔开。如需设罐池，其池内壁与罐壁之间的净距离不应小于1m。

        5．0．7 在加油加气合建站内，宜将柴油罐布置在液化石油气罐或压缩天然气储气瓶组与汽油罐之间。

        5．0．8 加油加气站内设施之间的防火距离，不应小于表5．0．8的规定。

        6 加油工艺及设施

        6．1 油 罐

        6．1．1 汽车加油站的储油罐应采用卧式钢制油罐。油罐所采用钢板标准规格的厚度不应小于5mm。钢制油罐的设计和建造，应满足油罐在所承受外压作用下的强度要求。

        6．1．2 加油站的汽油罐和柴油罐应埋地设置，严禁设在室内或地下室内。

        6．1．3 油罐的外表面防腐设计应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY 0007的有关规定，并应采用不低于加强级的防腐绝缘保护层。

        6．1．4 当油罐受地下水或雨水作用有上浮的可能时，应采取防止油罐上浮的措施。

        6．1．5 油罐的人孔，应设操作井。当油罐设在行车道下面时，人孔操作井宜设在行车道以外。

        6．1．6 油罐的顶部覆土厚度不应小于0．5m。油罐的周围，应回填干净的沙子或细土．其厚度不应小于0．3m。

        6．1．7 对建在水源保护区内以及埋在地下建筑物上方的埋地油罐，应采取防渗漏扩散的保护措施，并应设置渗漏检测设施。

        6．1．8 油罐的各接合管，应设在油罐的顶部，其中出油接合管宜设在人孔盖上。

        6．1．9 油罐的进油管，应向下伸至罐内距罐底0．2m处。

        6．1．10 当采取自吸式加油机时，油罐内出油管的底端应设底阀。底阀人油口距离罐底宜为0．15~0．2m。

        6．1．11 油罐的量油孔应设带锁的量油帽，量油帽下部的接合管宜向下伸至罐内距罐底0．2m处。

        6．1．12 一、二级加油站的油罐宜设带有高液位报警功能的液位计。

        6．2 工艺系统

        6．2．1 油罐车卸油必须采用密闭卸油方式。

        6．2．2 汽油罐车卸油宜采用卸油油气回收系统。

        6．2．3 采用卸油油气回收系统时，应符合下列规定：

        1. 油罐车上的油气回收管道接口，应装设手动阀门。

        2. 密闭卸油管道的各操作接口处，应设快速接头及闷盖。宜在站内油气回收管道接口前设手动阀门。

        3. 加油站内的卸油管道接口、油气回收管道接口宜设在地面以上。

        4. 油罐应设带有高液位报警功能的液位计。

        6．2．4 加油机不得设在室内。

        6．2．5 加油站宜采用油罐装设潜油泵的一泵供多机(枪)的配套加油工艺。

        6．2．6 当采用自吸式加油机时、每台加油机应按加油品种单独设置进油管。

        6．2．7 加油枪宜采用自封式加油枪，流量不应大于60L／min。

        6．2．8 加油站的固定工艺管道宜采用无缝钢管。埋地钢管的连接应采用焊接。在对钢管有严重腐蚀作用的土壤地段直埋管道时，可选用耐油、耐土壤腐蚀、导静电的复合管材。

        6．2．9 油罐车卸油时用的卸油连通软管、油气回收连通软管，应采用导静电耐油软管。连通软管的公称直径不应小于50mm。

        6．2．10 加油站内的工艺管道应埋地敷设，且不得穿过站房等建、构筑物。当油品管道与管沟、电线沟和排水沟相交叉时，应采取相应的防渗漏措施。

        6．2．11 与油罐相连通的进油管、通气管横管，以及油气回收管，均应坡向油罐，其坡度不应小于2‰。

        6．2．12 油品管道系统的设计压力不应小于0．6MPa。

        6．2．13 埋地工艺管道外表面的防腐设计应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY 0007的有关规定，并应采用不低于加强级的防腐绝缘保护层。

        6．2．14 油罐通气管的设置，除应符合5．0．8条的规定外，尚应符合下列规定：

        1. 汽油罐与柴油罐的通气管，应分开设置。

        2. 管口应高出地面4m及以上。

        3. 沿建筑物的墙(柱)向上敷设的通气管管口，应高出建筑物的顶面1．5m及以上。

        4. 当采用卸油油气回收系统时，通气管管口与围墙的距离可适当减少，但不得小于2m。

        5. 通气管的公称直径不应小于50mm。

        6. 通气管管口应安装阻火器，

        7. 当采用卸油油气回收系统和加油油气回收系统时，汽油通气管管口尚应安装机械呼吸阀。呼吸阀的工作压力宜按表6．2．14确定。

        表6．2．14

       7 液化石油气加气工艺及设施

        7．1 液化石油气质量和储罐

        7．1．1 汽车用液化石油气质量应符合国家现行标准《汽车用液化石油气》SY 7548的有关规定。

        7．1．2 加气站内液化石油气储罐的设置应符合下列规定：

        1. 储罐设计应符合现行国家标准《钢制压力容器》GB150、《钢制卧式容器》JB4731和《压力容器安全技术监察规程》的有关规定。

        2. 储罐的设计压力不应小于1．77MPa。

        3. 储罐的出液管道端口接管位置，应按选择的充装泵要求确定。进液管道和液相回流管道宜接入储罐内的气相空间。

        7．1．3 储罐首级关闭阀门的设置应符合下列规定：

        1 储罐的进液管、液相回流管和气相回流管上应设止回阀。

        2 出液管和卸车用的气相平衡管上宜设过流阀。

        3 止回阀和过流阀宜设在储罐内。

        7．1．4 储罐的管路系统和附属设备的设置应符合下列规定：

        1. 管路系统的设计压力不应小于2．5MPa。

        2. 储罐必须设置全启封闭式弹簧安全阀。安全阀与储罐之间的管道上应装设切断阀。地上储罐放散管管口应高出储罐操作平台2m及以上，且应高出地面5m及以上。地下储罐的放散管管口应高出地面2．5m及以上。放散管管口应设有防雨罩。

        3. 在储罐外的排污管上应设两道切断阀，阀间宜设排污箱。在寒冷和严寒地区，从储罐底部引出的排污管的根部管道应加装伴热或保温装置。

        4. 对储罐内未设置控制阀门的出液管道和排污管道，应在罐的第一道法兰处配备堵漏装置。

        5. 储罐应设置检修用的放散管，其公称直径不应小于40mm，并宜与安全阀接管共用一个开孔。

        6. 过流阀的关闭流量宜为最大工作流量的1．6~1．8倍。

        7．1．5 液化石油气罐测量仪表的设置应符台下列规定：

        1. 储罐必须设置就地指示的液位计、压力表和温度计以及液位上、下限报警装置。

        2. 储罐宜设置液位上限限位控制和压力上限报警装置。

        3. 在一、二级站内，储罐液位和压力的测量宜设远传二次仪表。

        7．1．6 液化石油气罐严禁设在室内或地下室内。在加油加气合建站和城市建成区内的加气站，液化石油气罐应埋地设置，且不宜布置在车行道下。

        7．1．7 埋地液化石油气罐采用的罐池应符合下列规定；

        1. 罐池应采取防渗措施，池内应用中性细沙或沙包填实。顶的覆盖厚度(含盖板)不应小于0．5m，周边填充厚度不应小于0．9m。

        2. 池底一侧应没排水沟，池底面坡度宜为3‰。抽水井内的电气设备应符合防爆要求。

        7．1．8 直接覆土埋设在地下的液化石油气储罐罐顶的覆土厚度不应小于0．5m 罐周围应回填中性细沙，其厚度不应小于0．5m。

        7．1．9 液化石油气储罐应采用钢筋混凝土基础，并应限制基础沉降。储罐应坡向排污端．坡度应为3‰~5‰。当储罐受地下水或雨水作用有上浮的可能时．应采取防止储罐上浮的措施。

        7．1．10 埋地液化石油气罐外表面的防腐设计应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY 0007的有关规定，并应采用最高级别防腐绝缘保护层。此外，还应采取阴极保护措施。在液化石油气罐引出管的阀门后，应安装绝缘法兰。

        7．2 泵和压缩机

        7．2．1 液化石油气卸车宜选用卸车泵；液化石油气罐总容积大于30m3时、卸车可选用液化石油气压缩机：液化石油气罐总容积小于或等于45m3 时，可由液化石油气槽车上的卸车泵卸车，槽车上的卸车泵宜由站内供电。

        7．2．2 向燃气汽车加气应选用充装泵。充装泵的计算流量应依据其所供应的加****数量确定。

        7．2．3 加气站内所设的卸车泵流量不宜小于300L/min。

        7．2．4 设置在地面上的泵和压缩机，应设置防晒罩棚或泵房(压缩机间)。

        7．2 ．5 储罐的出液管设置在罐体底部时、充装泵的管路系统设计应符合下列规定：

        1. 泵的进、出口宜安装长度不小于0．3m挠性管或采取其它防震措施。

        2. 从储罐引至泵进口的液相管道，应坡向泵的进口。且不得有窝存气体的地方。

        3. 在泵的出口管路上应安装回流阀、止回阀和压力表。

        7．2．6 储罐的出液管设在罐体顶部时，抽吸泵的管路系统设计应符合本规范第7．2．5条第1款、第3款的规定。

        7．2．7 潜液泵的管路系统设计除应符合本规范第7．2．5条第3款规定外、并宜在安装潜液泵的筒体下部设置切断阀和过流阀。切断阀应能在罐顶操作。

        7．2．8 潜液泵宜设超温自动停泵保护装置。电机运行温度至45℃时，应自功切断电源。

        7．2．9 液化石油气压缩机进、出口管道阀门及附件的设置应符合下列规定：

        1. 进口管道应设过滤器。

        2. 出口管道应设止回阀和安全阀。

        3. 进口管道和储罐的气相之间应设旁通阀。

        7．3 液化石油气加气机

        7．3．1 加气机不得设在室内。

        7．3．2 加气机数量应根据加气汽车数量确定。每辆汽车加气时间可按3-5min计算。

        7．3．3 加气机应具有充装和计量功能，其技术要求应符合下列规定：

        1. 加气系统的设计压力不应小于2．5MPa。

        2. 加****的流量不应大于60L／min。

        3. 加气软管上应设拉断阎，其分离拉力宜为400一600N。

        4. 加气机的计量精度不应低于1．0级。

        5. 加****上的加气嘴应与汽车受气口配套。加气嘴应配置自密封阀，其卸开连接后的液体泄漏量不应大于5mL。

        7．3．4 加气机的液相管道上宜设事故切断阀或过流阀。事故切断阀和过流阀应符合下列规定：

        1. 当加气机被撞时，设置的事故切断阀应能自行关闭。

        2. 过流阀关闭流量宜为最大流量的1．6~1．8倍。

        3. 事故切断阀或过流阀与充装泵连接的管道必须牢固，当加气机被撞时，该管道系统不得受损坏。

        7．3．5 加气机附近应设防撞柱(栏)。

        7．4 液化石油气管道及其组成件

        7．4．1 液化石油气管道应选用10号、20号钢或具有同等性能材料的无缝钢管，其技术性能应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB 8163的规定。管件应与管道材质相同。

        7．4．2 管道上的阀门及其他金属配件的材质应为碳素钢。

        7．4．3 液化石油气管道、管件以及液化石油气管道上的阀门和其它配件的设计压力不应小于2．5MPa。

        7．4．4 管道与管道的连接应采用焊接。

        7．4．5 管道与储罐、容器、设备及阀门的连接宜采用法兰连接。

        7．4．6 管道系统上的胶管应采用耐液化石油气腐蚀的钢丝缠绕高压胶管，压力等级不应小于6．4MPa。

        7．4．7 液化石油气管道且埋地敷设。当需要管沟敷设时，管沟应采用中性沙子填实。

        7．4．8 埋地管道应埋设在土壤冰冻线以下．旦覆土厚度(管顶至路面)不得小于0．8m。穿越车行道处，宜加设套管。

        7．4．9 埋地管道防腐设计应符台国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007的有关规定，并应采用最高级别防腐绝缘保护层。

        7．4．10 液态液化石油气在管道中的流速，泵前不宜大于1．2m/s。泵后不应大于3m/s；气态液化石油气在管道中的流速不宜大于12m/s。

        7．5 紧急切断系统

        7．5．1 加气站和加油加气合建站应设置紧急切断系统。该系统应能在事故状态下迅速关闭重要的液化石油气管道阀门和切断液化石油气泵、压缩机的电源。液化石油气泵和压缩机应采用人工复位供电。

        7．5．2 液化石油气罐的出液管道和连接槽车的液相管道上应设紧急切断阀。

        7．5．3 紧急切断阀宜为气动阀。

        7．5．4 紧急切断阀以及液化石油气泵和压缩机电源，应能由手动启动的遥控切断系统操纵关闭。

        7．5．5 紧急切断系统至少应能在以下位置启动：

        1 距卸车点5m以内。

        2 在加气机附近工作人员容易接近的位置。

        3 在控制室或值班室内。

        7．5．6 紧急切断系统应只能手动复位。

        7．6 槽车卸车点

        7．6．1 连接槽车的液相管道和气相管道上应设拉断阀。

        7．6．2 拉断阀的分离拉力宜为400~600N。全关阀与接头的距离不应大于0．2m。

        7．6．3 在液化石油气罐或卸车泵的进口管道上应设过滤器。过滤器滤网的流通面积不应小于管道截面积的5倍，且能阻止粒度大于0．2mm的固体杂质通过。

液化气储罐的制造过程，生产工艺

       1、《车用气瓶使用登记证》；

       2、安装企业的安装合格证；

       3、行驶证；

       4、车主身份证，并到车辆属地区县车管所、旧车交易市场交通管理服务站均可办理油改气备案。

扩展资料：

       液化天然气将气田生产的天然气经净化处理，去除了一些有价值的成分如氦，和一些高分子碳氢化合物，以及一些对下游产业不利的成分如硫、氮、水等，并经一连串超低温液化后获得的常压下是液体的天然气。一般液化天然气处在普通大气压下，但通过降温到约零下163摄氏度来液化。

       液化天然气主要将天然气转化为液态在海上运输，服务于技术和经济上不允许架设管道的情况，与压缩天然气（CNG）相比，LNG的体积减少更多，因此等体积LNG的能量密度是CNG（250 bar）的2.4倍或60%柴油燃料。

       百度百科-车用液化天然气储罐

       一、液化天然气(LiquifiedNaturalGas，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 Liquefin 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 (Synfuels) 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。

        2.2.2 吉林油田液化天然气装置

        由吉林油田、中国石油天然气总公司和中科院低温中心联合开发研制的 500l/h 撬装式工业试验装置于 1996 年 12 月整体试车成功，该装置采用以氮气为冷剂的膨胀机循环工艺，整个装置由 10 个撬块组成，全部设备国产化 [11]。

        该装置采用气体轴承透平膨胀机；国产分子筛深度脱除天然气中的水和 CO2 ，工艺流程简单，采用撬装结构，符合小型装置的特点。采用纯氮作为制冷工质，功耗比采用冷剂的膨胀机循环要高。没有充分利用天然气自身压力，将天然气在中压下（ 5.0MPa 左右）液化（较高压力下液化既可提高氮气的制冷温度，又可减少制冷负荷），因此该装置功耗大。

        2.2.3 陕北气田液化天然气

        1999 年 1 月建成投运的 2 × 104 m3 /d “陕北气田 LNG 示范工程”是发展我国 LNG 工业的先导工程，也是我国第一座小型 LNG 工业化装置。该装置采用天然气膨胀制冷循环，低温甲醇洗和分子筛干燥联合进行原料气净化，气波制冷机和透平膨胀机联合进行低温制冷，燃气机作为循环压缩机的动力源，利用燃气发动机的尾气作为加热分子筛再生气的热源。该装置设备全部国产化。装置的成功投运为我国在边远油气田上利用天然气生产 LNG 提供了经验[12]。

        2.2.4 中原油田液化天然气装置

        中原油田曾经建设了我国最大的 LNG 装置，原料气规模为 26.6 5 × 104 m3 /d 、液化能力为 1 0 × 104 m3 /d 、储存能力为 1200 m3 、液化率为 37.5%[13]。目前，在充分吸取国外先进工艺技术的基础上，结合国内、国外有关设备的情况，主要针对自身气源特点，又研究出 LNG 工艺技术方案 [14] 。该工艺流程采用常用的分子筛吸附法脱水，液化工艺选用丙烷预冷 + 乙烯预冷 + 节流。

        装置在原料气量 30× 104 m3 /d 时，收率高达 51.4% ，能耗为 0.13 Kwh/Nm3 。其优点在于各制冷系统相对独立，可靠性、灵活性好。但是工艺相对较复杂，须两种制冷介质和循环，设备投资高。由于该厂充分利用了油田气井天然气的压力能，所以液化成本低。

        2.2.5 天津大学的小型液化天然气（ LNG ）装置

        小型 LNG 装置与大型装置相比，不仅具有原料优势、市场优势而且投资低、可搬迁、灵活性大[15]。 LNG 装置主要是用胺基溶剂系统对天然气进行预处理，脱除 CO2 等杂质；分子筛脱水；液化几个步骤。装置采用单级混合制冷系统；闭合环路制冷循环用压缩机压缩制冷剂。单级混合制冷剂工艺操作简便、效率高，适用于小型 LNG 装置。

        压缩机的驱动机可用燃气轮机或电动马达。电价低的地区可优先考虑电动马达（成本低、维修简单）。在燃料气价格低的地区，燃气透平将是更好的选择方案。经济评估结果表明，采用燃气轮机驱动机的液化装置，投资费要比选用电动马达高出 200 万~ 400 万美元。据对一套 15 × 106ft 3 /d 液化装置进行的成本估算，调峰用的 LNG 项目储罐容积为 10 万 m3 ，而用于车用燃料的 LNG 项目仅需 700m3 储罐，导致最终调峰用的 LNG 成本为 2.03 ~ 2.11 美元 /1000ft3 ，而车用 LNG 成本仅 0.98 ~ 0.99 美元 /1000 ft3 。

        2.2.6 西南石油学院液化新工艺

        该工艺日处理 3.0 × 104 m3 天然气，主要由原料气 （ CH4 : 95.28% ， CO2 :2.9% ） 脱 CO2 、脱水、丙烷预冷、气波制冷机制冷和循环压缩等系统组成。 以 SRK 状态方程作为基础模型，开发了天然气液化工艺软件。 天然气压缩机的动力采用天然气发动机，小负荷电设备用天然气发电机组供电，解决了边远地区无电或电力紧张的难题。由于边远地区无集输管线可利用，将未能液化的天然气循环压缩，以提高整套装置的天然气液化率。

        装置采用一乙醇胺法（ MK-4 ）脱除 CO2 。由于处理量小，脱二氧化碳的吸收塔和再生塔应采用高效填料塔 [16] 。由于混合制冷剂，国内没有成熟的技术和设计、运行管理经验，仪表控制系统较复杂。同时考虑到原料气中甲烷含量高，有压力能可以利用。故采用天然气直接膨胀制冷作为天然气液化循环工艺[17]。气波制冷属于等熵膨胀过程，气波制冷机是在热分离机的基础上，运用气体波运动的理论研制的。在结构上吸收了热分离机的一些优点，同时增加了微波吸收腔这一关键装置，在原理上与热分离机存在明显不同，更加有效地利用气体的压力，提高了制冷效率。

        2.2.7 哈尔滨燃气工程设计研究院与哈尔滨工业大学

        LNG 系统主要包括天然气预处理、天然气的低温液化、天然气的低温储存及天然气的气化和输出等[18]。经过处理的天然气通过一个多级单混冷凝过程被液化，制冷压缩机是由天然气发动机驱动。 LNG 储罐为一个双金属壁的绝热罐，内罐和外罐分别是由镍钢和碳钢制成 [19] 。

        循环气体压缩机一般采用天然气驱动，可节省运行费用而使投资快速收回。压缩机一般采用非润滑式特殊设计，以避免天然气被润滑油污染[20]。采用装有电子速度控制系统的透平，而且新型透平的最后几级叶片用钻合金制造，改善了机械运转。安装于透平压缩机上的新型离合器是挠性的，它们的可靠性比较高，还可以调整间隙。

       非常高兴能与大家分享这些有关“液化天然气汽车安装工艺”的信息。在今天的讨论中，我希望能帮助大家更全面地了解这个主题。感谢大家的参与和聆听，希望这些信息能对大家有所帮助。