液化天然氣課程學習

1目錄一、LNG的基本性質二、LNG產業(yè)鏈三、天然氣液化技術介紹四、北帕斯天然氣液化工藝簡介第1頁/共49頁第一頁，共50頁。2一.LNG的基本性質1.LNG的物理性質主要成分：甲烷臨界溫度：190.58K在常溫下，不能通過加壓將其液化，而是經過預處理，脫除重烴、硫化物、二氧化碳和水等雜質后，深冷到-162OC，實現液化。主要物理性質如表1-1所示：氣體相對密度沸點/°C（常壓）液體密度（g/l）（沸點下）高熱值（MJ/m3）顏色0.60~0.70約-162°C430~46041.5~45.3無色透明表1-1第2頁/共49頁第二頁，共50頁。3一.LNG的基本性質2.典型的LNG組成常壓泡點下的性質組成1組成2組成3組成（摩爾分數）/%N2CH4C2H6C3H8I-C4H10N-C4H10C5H12摩爾質量/（kg/mol）泡點溫度/oC密度/（kg/m3）0.597.51.80.216.41-162.6431.61.7993.93.260.690.120.150.0917.07-165.3448.80.3687.208.612.740.420.650.0218.52-161.3468.7表1-2第3頁/共49頁第三頁，共50頁。4一.LNG的基本性質3.LNG的性質特點溫度低在1大氣壓力下，LNG沸點都在-162°C左右。液態(tài)與氣態(tài)密度比大1體積液化天然氣的密度大約是1體積氣態(tài)天然氣的600倍，即1體積LNG大致轉化為600體積的氣體?？扇夹砸话悱h(huán)境條件下，天然氣和空氣混合的云團中，天然氣含量在5%~15%（體積）范圍內可以引起著火，其最低可燃下限（LEL）為4%。

第4頁/共49頁第四頁，共50頁。5一.LNG的基本性質4.LNG的安全特性1）燃燒特性燃燒范圍：5%~15%，即體積分數低于5%和高于15%都不會燃燒；自燃溫度：可燃氣體與空氣混合物，在沒有火源的情況下，達到某一溫度后，能夠自動點燃著火的最低溫度稱為自燃溫度。甲烷性質比較穩(wěn)定，在大氣壓力條件下，純甲烷的平均自燃溫度為650°C。以甲烷為主要成分的天然氣自燃溫度較高，LNG的自燃溫度隨著組份的變化而變化。燃燒速度：是火焰在空氣-燃氣的混合物中的傳遞速度。天然氣的燃燒速度較低，其最高燃燒速度只有0.38m/s。第5頁/共49頁第五頁，共50頁。6一.LNG的基本性質2）低溫特性隔熱保冷：LNG系統的保冷隔熱材料應滿足導熱系數低，密度低，吸濕率和吸水率小，抗凍性強，并在低溫下不開裂，耐火性好，無氣味，不易霉爛，對人體無害，機械強度高，經久耐用，價格低廉，方便施工等。蒸發(fā)特性：LNG作為沸騰液體儲存在絕熱儲罐中，外界任何傳入的熱量都會引起一定量液體蒸發(fā)成氣體，這就是蒸發(fā)氣（BOG）。標準狀況下蒸發(fā)氣密度是空氣60%。當LNG壓力降到沸點壓力以下時，將有一定量的液體蒸發(fā)成為氣體，同時液體溫度也隨之降低到其在該壓力下的沸點，這就是LNG閃蒸。由于壓力/溫度變化引起的LNG蒸發(fā)產生的蒸發(fā)氣處理是液化天然氣儲存運輸中經常遇到的問題。第6頁/共49頁第六頁，共50頁。7一.LNG的基本性質

泄露特性：LNG泄漏到地面，起初迅速蒸發(fā)，當熱量平衡后便降到某一固定的蒸發(fā)速度。當LNG泄漏到水中會產生強烈的對流傳熱，在一定的面積內蒸發(fā)速度保持不變，隨著LNG流動泄漏面積逐漸增大，直到氣體蒸發(fā)量等于漏出液體所能產生的氣體量為止。泄漏的LNG以噴射形式進入大氣，同時進行膨脹和蒸發(fā)，與空氣進行劇烈的混合。儲存特性：分層：LNG是多組分混合物，因溫度和組分的變化引起密度變化，液體密度的差異使儲罐內的LNG發(fā)生分層。第7頁/共49頁第七頁，共50頁。8一.LNG的基本性質翻滾：若LNG已經分層，上層液體吸收的熱量一部分消耗于液體表面蒸發(fā)所需的潛能，其余熱量使上層液體溫度升高。隨著蒸發(fā)的持續(xù)，上層液體密度增大，下層液體密度減小，當上下兩層液體密度接近相等時，分界面消失，液層迅速混合并伴有大量液體蒸發(fā)，此時蒸發(fā)率遠高于正常蒸發(fā)率，出現翻滾。快速相態(tài)轉變（RPT）：兩種溫差極大的液體接觸，若熱液體溫度比冷液體溫度沸點溫度高1.1倍，則冷液體溫度上升極快，表層溫度超過自發(fā)成核溫度（當液體中出現氣泡），此過程冷液體能在極短時間內通過復雜的鏈式反應機理以爆炸速度產生大量蒸氣，這就是LNG或液氮與水接觸時出現的RPT現象的原因。第8頁/共49頁第八頁，共50頁。9一.LNG的基本性質3）生理影響LNG蒸氣是無毒的，但如果吸進純LNG蒸氣，會迅速失去知覺，幾分鐘后死亡；人員暴露在體積分數為9%的甲烷含量的環(huán)境中沒有什么不良反應，如果吸入過量天然氣會引起缺氧窒息，當天然氣的體積分數達到50%以上，會對人體產生永久性傷害。

第9頁/共49頁第九頁，共50頁。10二.LNG產業(yè)鏈

LNG產業(yè)鏈是一條貫穿天然氣產業(yè)全過程的資金龐大，技術密集的完整鏈系。由陸地或海上油田開采的天然氣在液化工廠經過預處理后進行液化，生產的LNG按照貿易合同，通過船運到LNG接收站儲存，再氣化，經由管網送到用戶。圖2-1是LNG產業(yè)鏈的示意圖。第10頁/共49頁第十頁，共50頁。11二.LNG產業(yè)鏈第11頁/共49頁第十一頁，共50頁。12二.LNG產業(yè)鏈圖2-1產業(yè)鏈示意圖陸地/海上開采預處理/液化儲存裝船運輸卸裝接收站儲存氣化天然氣液化天然氣天然氣液化天然氣液化天然氣液化天然氣液化天然氣液化天然氣第12頁/共49頁第十二頁，共50頁。13二.LNG產業(yè)鏈1）天然氣的開發(fā)天然氣生產環(huán)節(jié)包括對天然氣的開采和一定程度的處理，按其性質和要求將天然氣管輸到液化廠并達到LNG廠原料氣規(guī)格。2）液化

主要作用是持續(xù)不斷地把原料氣液化成為LNG產品，其主要步驟有：預處理：從原料氣中脫除氣田生產環(huán)節(jié)沒有去掉的雜質，如水、二氧化碳、硫、硫醇等。去除NGL：脫除天然氣中的NGL以達到液化需要處理的LNG規(guī)格和技術要求。液化：用深冷制冷劑將原料氣冷卻并冷凝到-162℃，使其成為液態(tài)產品。第13頁/共49頁第十三頁，共50頁。14二.LNG產業(yè)鏈3）儲存和裝載液化天然氣（LNG）液體產品被儲存在達到或接近大氣壓的保溫儲罐中，最常見的儲罐類型有單容儲罐、雙容儲罐、全容儲罐。4）運輸海上LNG運輸需專門的運輸船，將液態(tài)產品在常壓或接近大氣壓條件下儲存在LNG船保溫艙內。在運輸途中有一部分LNG蒸發(fā)，這些蒸發(fā)氣可作為運輸船的燃料。5）接收站LNG產品通過碼頭從運輸船上卸下、儲存，而后再氣化后變成普通管道氣輸送給發(fā)電廠或通過當地分銷網絡作為燃料氣輸送到最終用戶。6）輸配氣管網和用戶第14頁/共49頁第十四頁，共50頁。15LNG的供應系統：管網母站槽車子站第15頁/共49頁第十五頁，共50頁。16LNG站的工作流程：

液化天然氣→卸氣臺（增壓）→儲罐→空溫氣化器（循環(huán)水浴氣化器）→調壓（穩(wěn)壓）→計量→摻混空氣→加臭→中壓管網第16頁/共49頁第十六頁，共50頁。17LNG站內主要設施第17頁/共49頁第十七頁，共50頁。18LNG站內主要設施第18頁/共49頁第十八頁，共50頁。19三.天然氣液化技術介紹1.概述天然氣液化，一般包括天然氣凈化和天然氣液化兩個過程。常壓下，甲烷液化需要降低溫度到-162oC，為此必須脫除天然氣中的硫化氫、二氧化碳、重烴、水和汞等腐蝕介質和在低溫過程中會使設備和管道凍堵的雜質，然后進入循環(huán)制冷系統，逐級冷凝分離丁烷、丙烷和乙烷，得到液化天然氣產品。第19頁/共49頁第十九頁，共50頁。20三.天然氣液化技術介紹2.天然氣的凈化液化天然氣工程的原料氣來自油氣田生產的天然氣，凝析氣或油田伴生氣，其不同程度的含有硫化氫、二氧化碳、重烴、水和汞等雜質，在液化前必須進行預處理，以避免在液化過程中由于二氧化碳、重烴、水等的存在而產生凍結堵塞設備及管道。表3-1列出了LNG生產要求原料氣中最大允許雜質的含量。雜質組分允許含量雜質組分允許含量H2OCO2H2SCOS<0.1x10-6(50~100)x10-63.5mg/m3<0.1x10-6總硫汞芳烴類C5+10~50mg/m3<0.01mg/m3(1~10)x10-6<70mmg/m3表3-1第20頁/共49頁第二十頁，共50頁。211）酸性氣體脫除天然氣中常見的酸性氣體：H2S、CO2、COS危害：H2S微量會對人的眼睛鼻喉有刺激性，若體積百分數達到0.6%的空氣中停留2分鐘，危及生命；酸性氣體對管道設備腐蝕；酸性氣體的臨界溫度較高，在降溫下容易析出固體，堵塞設備管道；CO2不會燃燒，無熱值，若參與氣體處理和運輸不經濟.方法：化學吸收法，物理吸收法，化學-物理吸收法，直接轉化法，膜分離法。其中以醇胺法為主的化學吸收法和以砜胺法為代表的化學-物理吸收法是采用最多的方法。

三.天然氣液化技術介紹第21頁/共49頁第二十一頁，共50頁。22三.天然氣液化技術介紹2）化學吸收法化學吸收法是以堿性溶液為吸收溶劑，與天然氣中的酸性氣體（主要H2S、CO2）反應生成化合物。當吸收了酸性氣體的溶液溫度升高，壓力降低時，該化合物又分解釋放出酸性氣體?；瘜W吸收法具有代表性的是醇胺（烷醇胺）法和堿性鹽溶液法。

醇胺法胺類溶劑：一乙醇胺（MEA），二乙醇胺（DEA），二異丙醇胺（DIPA），二甘醇胺（DGA），甲基二乙醇胺（MDEA）醇胺類化合物分子結構特點是其中至少有一個羥基和一個胺基。羥基可降低化合物的蒸氣壓，并能增加化合物在水中的溶解度，可以配成水溶液；而胺基則使化合物水溶液呈堿性，以促進其對酸性組分的吸收。醇胺與H2S、CO2的反應均為可逆反應。醇胺法特別適用于酸性組分分壓低、重烴含量高的天然氣脫硫第22頁/共49頁第二十二頁，共50頁。23三.天然氣液化技術介紹醇胺的腐蝕性較高，對設備會造成腐蝕；需要能耗高，溶劑損耗大。MEA常用于酸性組分分壓低的場合，屬于伯醇胺，其反應能力，揮發(fā)度和腐蝕性最強，可很容易將H2S含量降低到5mg/m3以下，但MEA既可脫除H2S，也可脫除CO2，一般無選擇性。DEA與MEA相比，與H2S和CO2的反應熱較小，堿性和腐蝕性較弱，蒸發(fā)損失較小，投資和操作費用相對較低，但DEA對H2S也沒有選擇性。MDEA是叔醇胺，再生能耗低，腐蝕性小，可選擇性吸收H2S?；钚詿徕浄o機溶劑：加有活化劑的碳酸鉀溶液具有代表性的是BENFIELD法和CATACARD法適合脫除CO2的場合第23頁/共49頁第二十三頁，共50頁。24三.天然氣液化技術介紹3）物理吸收法利用H2S和CO2等酸性組分與甲烷等烴類在溶劑中的溶解度不同而完成脫硫任務。工業(yè)應用的物理溶劑有：甲醇，多乙二醇二甲醚，碳酸丙烯醋等。物理吸收法一般在高壓，低溫下進行，溶劑不易變質，腐蝕性小，能脫除有機硫；適合酸性氣體分壓高的天然氣。常用的方法有SELEXOL法（聚乙二醇二甲醚）和RECTISO法（冷甲醇）。4）化學-物理吸收法（聯合吸收法）使用的溶劑是醇胺、物理溶劑和水的混合液；砜胺法:烷醇胺和環(huán)丁砜；凈化程度高，能耗低，腐蝕小，可脫除有機硫化合物。第24頁/共49頁第二十四頁，共50頁。25三.天然氣液化技術介紹5）凈化方法的選擇常用的方法：醇胺法，砜胺法，熱鉀法對于酸性氣體含量低，酸氣分壓小于350KPa的原料氣，適宜采用醇胺法；砜胺法對中高酸性氣體分壓的天然氣有廣泛的應用，而且有良好的脫除有機硫的能力；熱鉀堿法的BENFIELD溶劑，可同時脫除H2S和CO2，該法吸收溫度高，凈化程度好，特別適合含有大量CO2的原料氣的處理。第25頁/共49頁第二十五頁，共50頁。26三.天然氣液化技術介紹3.脫水按照現行標準，進入液化天然氣工廠的管輸天然氣的水露點，在交接點的壓力和溫度條件下，應比最低環(huán)境溫度低5oC，此時不滿足深冷液化的要求，為防止低溫液化過程中產生水合物，堵塞設備和管道，在液化前，必須將原料氣中的水份含量降低到小于0.1X10-6（體積分數）。常用的天然氣脫水方法有冷卻法、吸附法、和吸收法等。1）冷卻法天然氣中的飽和含水量取決于天然氣的溫度，壓力和組成。一般來說，天然氣中的飽和含水量隨壓力升高，溫度降低而減少。冷卻脫水就是利用一定的壓力下，天然氣含水量隨溫度降低而減少的原理來實現天然氣脫水。第26頁/共49頁第二十六頁，共50頁。27三.天然氣液化技術介紹2）吸收法吸收法脫水是采用一種親水液體（脫水吸收劑）與天然氣逆流接觸，吸收天然氣中的水蒸氣，從而脫除水分。常用的脫水吸收劑有甘醇和CaCL2水溶液。由于三甘醇的露點降可達-40oC以上，熱穩(wěn)定性好，成本低，運行可靠，在甘醇類脫水吸收劑中應用效果最好。3)吸附法吸附法脫水是利用吸附原理，選擇某些多孔性固體吸附劑吸附天然氣中的水蒸氣。由于吸附脫水可以達到很低的水露點，因此適用于深冷分離工藝要求氣體含水量很低的場合。天然氣脫水常用的固體吸附劑有活性氧化鋁、硅膠和分子篩等。第27頁/共49頁第二十七頁，共50頁。28三.天然氣液化技術介紹4)脫水方法的選擇冷卻脫水受溫度壓力限制，脫水深度受限，常作為初級脫水，由于天然氣液化原料氣處理要求露點在-100oC以下，很少使用。甘醇法適用于大型天然氣液化裝置中脫除原料氣所含的大部分水分。甘醇法投資較低，連續(xù)操作，壓降較小。再生能耗小。采用汽提再生時，干氣露點可降到約-60oC。但氣體含有重烴時，易起泡，影響操作，增加能耗。分子篩法適用于要求干氣露點低的場合，可以使氣體中的體積分數降低到1x10-6以下。該法對溫度流速壓力等變化不敏感，腐蝕起泡問題不存在，對于處理量小，脫水深度大的裝置特別適合。實際使用中，對于露點要求大的裝置，可以采用分段脫水，先用甘醇法除去大部分水，再用分子篩法深度脫水到所要求的低露點。

第28頁/共49頁第二十八頁，共50頁。29三.天然氣液化技術介紹4.天然氣的液化工藝工業(yè)中，常使用機械制冷使天然氣獲得液化所必須的低溫。典型的液化制冷工藝可以分為三種：階式（CASCADE）制冷、混合冷劑制冷、膨脹機液化。1）階式（CASCADE）制冷工藝也稱級聯式液化工藝。利用常壓沸點不同的冷劑逐級降低制冷溫度，實現天然氣的液化。是20世紀六七十年代用于生產液化天然氣的主要工藝方法。常用的冷劑是丙烷、乙烯、甲烷。圖3-1是階式制冷原理圖。第一級丙烷制冷循環(huán)為天然氣/乙烯/甲烷提供冷量；第二級乙烯制冷循環(huán)為天然氣/甲烷提供冷量；第三級甲烷制冷循環(huán)為天然氣提供冷量；階式（CASCADE）制冷的特點是蒸發(fā)溫度較高的冷劑除將冷量傳給工藝氣外，還使冷量傳給蒸發(fā)溫度較低的冷劑，使其液化并過冷；分級制冷可減小壓縮功耗和冷凝負荷，在不同的溫度下為天然氣提供冷量，能耗低，氣體液化率高（可達90%以上），但所需設備多，投資大，制冷劑用量多，流程復雜。第29頁/共49頁第二十九頁，共50頁。30三.天然氣液化技術介紹圖3-1階式制冷原理圖123987654冷卻水LNG殘余氣天然氣1、2、3—丙烷、乙烯甲烷壓縮機；4、5、6—丙烷、乙烯、甲烷蒸發(fā)器；7、8、9—丙烷、乙烯、甲烷冷凝器第30頁/共49頁第三十頁，共50頁。31三.天然氣液化技術介紹2）混合冷劑制冷工藝混合冷劑制冷循環(huán)（MRC）是美國空氣產品和化學品公司于20世紀60年代末開發(fā)的一項專利技術?；旌侠鋭┯傻?、甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和戊烷組成。利用混合物不同沸點，部分冷凝的特點，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，以達到逐級冷卻天然氣的目的。主要由兩部分構成：密閉的制冷系統和主冷箱。優(yōu)點:1）機組設備少，流程簡單，投資省，投資費用比經典階式（CASCADE）液化流程約低15%~20%；2）管理方便；3）混合制冷劑可以部分或全部從天然氣本身提取與補充。缺點:1）混合冷劑的合理配備困難；2）流程計算必須提供各組分可靠的平衡數據與物性參數，計算困難。

第31頁/共49頁第三十一頁，共50頁。32三.天然氣液化技術介紹圖3-2混合冷劑制冷液化流程1-冷劑壓縮機；2-冷卻器或冷凝器；3-分離器；4-冷劑泵；5-冷箱；6-J-T閥；7-閃蒸分離器；8-LNG泵第32頁/共49頁第三十二頁，共50頁。33三.天然氣液化技術介紹3）膨脹機液化工藝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。能耗高，液化率低。

1-脫水器；

2-脫CO2塔；

3-水冷卻器；

4-返回器壓縮機；

5、6、7-換熱器；

8-過冷器；

9-儲槽；

10-膨脹機；

11-壓縮機圖3-3天然氣膨脹液化流程圖第33頁/共49頁第三十三頁，共50頁。34三.天然氣液化技術介紹三大主流液化工藝流程階式制冷循環(huán)膨脹機制冷循環(huán)混合冷劑制冷循環(huán)單一混合冷劑丙烷預冷混合冷劑雙混合冷劑混合流逐級制冷流程復雜、設備多、能耗低、不再單獨采用液化率低、能耗高、適用中小型LNG裝置系統簡單、投資低、適用大型LNG裝置在200萬噸/年以上的液化規(guī)模中，C3/MRC工藝占據主要地位，主要由APCI開發(fā)目前應用在卡塔爾的4個項目中的由APCI開發(fā)的AP-X工藝，每條線可年產780萬噸，能擴充至1000萬噸/年。第34頁/共49頁第三十四頁，共50頁。35三.天然氣液化技術介紹5.天然氣的液化裝置天然氣液化裝置可以分為基本負荷型和調峰型兩種，隨著海上油氣田的開發(fā)，近年又出現了浮式液化天然氣生產儲卸裝置。天然氣液化裝置一般由預處理、液化、儲存、控制及消防等系統組成。

1)基本負荷型天然氣液化裝置基本負荷型天然氣液化裝置主要用于天然氣生產地液化后遠洋運輸，進行國際間的LNG貿易。其液化和儲存連續(xù)運行，裝置的能力一般在106m3/d以上。全部設施由天然氣預處理流程、液化流程、儲存系統、控制系統、裝卸系統和消防系統等組成，是一個龐大復雜的系統工程。第35頁/共49頁第三十五頁，共50頁。36三.天然氣液化技術介紹階式制冷的基本負荷天然氣液化裝置優(yōu)點是能耗低，各制冷循環(huán)及天然氣液化系統獨立分開，相互牽制少，操作穩(wěn)定。缺點是流程復雜，機組多，要有生產和儲存各種制冷劑的設備，維修不方便。

混合冷劑制冷的基本負荷天然氣液化裝置與級聯式液化流程相比，該流程具有機組設備少，流程簡單，投資少，操作管理方便等優(yōu)點，缺點是混合冷劑各組分配比要求嚴格，流程計算困難。丙烷預冷混合冷劑制冷的基本負荷天然氣液化裝置丙烷預冷混合制冷液化流程（C3/MRC）,結合了階式液化流程和混合制冷液化流程的優(yōu)點，流程高效簡單。自20世紀70年代來，這類流程在基本負荷型天然氣液化裝置中得到了廣泛的應用。目前世紀上80%以上的基本負荷型天然氣液化裝置采用了丙烷預冷混合制冷液化流程。第36頁/共49頁第三十六頁，共50頁。37三.天然氣液化技術介紹液化流程主要經濟技術指標比較（僅供參考）比較項目階式液化流程閉式混合冷劑制冷液化流程丙烷預冷混合冷劑制冷液化流程處理氣量/104m3燃料氣量/104m3進廠總氣量/104m3制冷壓縮機功率/KW丙烷壓縮機乙烯壓縮機甲烷壓縮機混合制冷壓縮機總功率換熱器總面積/m2翅片式換熱器繞管式換熱器鋼材及合金量/t總投資/104美元1087168125558971726074281017528817506364141150229980108719112872003422003423023323234014502100701087176126345921149886195870144257521531485610050第37頁/共49頁第三十七頁，共50頁。38三.天然氣液化技術介紹項目名稱投產時間/年液化流程產量104t/a壓縮機功率/KW阿爾及利亞Arzew,CAMEL阿拉斯加Kenai利比亞MarsaelBrega文萊LNG阿爾及利亞Skikda1,2,3卡塔爾Gas馬來西亞MLNGDua馬來西亞MLNGTiga19631969197019731974199619952002階式階式MRCC3/MRCMRCC3/MRCC3/MRCC3/MRC36115691081032302503752280063100453006150078300107500102500140000基本負荷型液化裝置性能指標第38頁/共49頁第三十八頁，共50頁。39三.天然氣液化技術介紹2）調峰型天然氣液化裝置調峰型天然氣液化裝置中主要采用以下三種類型的液化流程：1）階式液化流程；2）混合制冷劑液化流程；3）膨脹機液化流程6.天然氣的液化設備壓縮機往復式壓縮機：處理量比較?。?00m3/min以下）軸流式壓縮機：主要用于混合冷劑制冷循環(huán)離心式壓縮機：大型液化裝置換熱器:繞管式換熱器、板翅式換熱器LNG泵儲罐地下儲罐地上儲罐：單容罐，雙容罐，全容罐第39頁/共49頁第三十九頁，共50頁。40四.北帕斯天然氣液化工藝簡介1.概述中海石油北帕斯天然氣液化項目是由中海油氣電集團投資的大型LNG液化項目，項目設計產能為2000萬噸/年，分I/II/III/IV四期建設，每期產能500萬噸/年，并預留1000萬噸/年的產能擴充建設用地。工期：I期計劃2014年投產，II/III/IV期依次延后6個月投產；建設地點：伊朗布什爾省；整個項目由四部分組成：液化廠工程、電廠工程、港口及碼頭工程、生活基地工程。第40頁/共49頁第四十頁，共50頁。41四.北帕斯天然氣液化工藝簡介液化廠工程預處理單元：原料氣計量裝置、脫酸性氣體裝置、脫水及脫硫醇裝置、脫汞裝置、硫回收裝置；液化單元：液化裝置、制冷裝置、分餾裝置、脫氮裝置、制冷劑儲藏；公用工程單元：蒸汽及凝液系統、燃料氣系統、淡水系統、壓縮空氣系統、氮氣系統、海水系統、液化天然氣儲罐和裝載裝置、火炬系統、消防系統、其它副產品儲運和裝載裝置、污水處理系統、廠區(qū)內外道路、防洪堤、圍墻等。電廠工程：包括燃料供應系統、燃氣輪機系統、余熱鍋爐系統、汽輪機系統、化學處理系統、熱工自動化系統、電氣系統、水工設施、輔助及附屬設施等。第41頁/共49頁第四十一頁，共50頁。42四.北帕斯天然氣液化工藝簡介港口及碼頭工程：包括水工工程（2個27萬m3LNG船泊位，預留一個泊位、1個3萬噸施工工作船及重件接卸泊位、拖船泊位、防波堤、護岸和引橋），疏浚工程，裝卸工藝設備及管道，其他附屬設施。生活基地工程滿足1,500人長期生活的基地，包括居住區(qū)、文教區(qū)、醫(yī)療區(qū)和商業(yè)區(qū)；對外交通、內部交通；供電、通信、供水、排水、防洪、燃氣、供熱、消防和環(huán)境衛(wèi)生等系統；抗震、防洪以及人防工程等。施工期間約10,000人臨時生活設施。

第42頁/共49頁第四十二頁，共50頁。43四.北帕斯天然氣液化工藝簡介過濾計量LNG罐脫碳/硫脫水/脫汞制冷液化2.LNG液化廠主工藝介紹上游終端經過預處理的天然氣進入液化廠，經過計量、脫硫脫酸性氣體、脫水、脫汞、制冷液化、分餾脫N2一系列工藝單元，生產出合格LNG產品送至LNG儲罐儲存，LNG經罐內泵送到LNG碼頭經裝載臂裝船外運。脫硫單元脫出的H2S、SO2經硫磺回收裝置生產出硫磺產品，裝車或裝船外運。制冷液化過程中分出的凝析油進入凝析油儲罐儲存，通過凝析油專用碼頭裝船外運。

第43頁/共49頁第四十三頁，共50頁。44四.北帕斯天然氣液化工藝簡介1）天然氣計量為避免高壓天然氣調壓后產生天然氣水化物，若需要調壓，在調壓前，天然