简阳进口lng阀门品牌 液化天然气的发展概况

低温升压调节阀，减压阀怎么区别

进口低温压力调节阀是一种在低温，深冷场合使用的调节阀，是一种常见的进口低温阀门。比如，美国威盾VTON的进口低温压力调节阀广泛用于冶金、空分、制氧、石油、化工等低温、深冷场合。特别用于精确控低温气体、流体（如液氧、液氩等）的工艺参数保持在给定定值。

压力调节阀分为升压和降压两种，具体有什么区别呢，我们参考进口低温阀门品牌美国威盾VTON的分析，希望对用户选型有帮助：

一、低温升压调节阀（低温升压阀）的原理

低温升压调节阀（进口低温升压阀）用于自增压，当罐内每用一点LNG，罐内压力就会降低，为维持罐内的一定压力，当罐内压力降低到一个值时，升压调节阀就会开启（之前为关闭的），LNG就会通过升压调节阀进入增压器，LNG汽化回后通过回气管进入储罐气相空间，使压力升高。

二、低温降压调节阀（低温减压阀）的原理

低温降压调节阀（进口低温减压阀）用于自降压，当罐内压力升高，低温减压阀能将压力降至和稳定在设定好的压力值。

适用用于低温贮槽,槽车和罐车的降压系统,用于低温液体的压力保持在某一规定范围内,也可用于低温下气体的压力控制.比较有代表性的美国威盾VTON低温降压调节阀广泛用于LNG,液态乙烯及其它低温介质,具有密封可靠,调压灵敏和防静电的特点

低温降压调节阀（进口低温减压阀）主要在低温贮槽上内部压力改变而起保护作用，它也可以在低温下气体的压力降低控制。 该阀结构紧凑、体积小、重量轻。调节灵敏，稳定性好。

二、二者的区别和相同点以及应用

低温升压调节阀用于自增压，当罐内每用一点LNG，罐内压力就会降低，为维持罐内的一定压力，当罐内压力降低到一个值时，升压调节阀就会开启（之前为关闭的），LNG就会通过升压调节阀进入增压器，LNG汽化回后通过回气管进入储罐气相空间，使压力升高。 进口网

是一种在低温，深冷场合使用的调节阀。适用于-60～-250℃低温壮态下的介质(如液氧、液氮等)的调节。

升压调节阀是考虑升压时候用的，降压调节阀是考虑储罐不运行的时候用的，储罐都是一开一备的情况！调节阀前后设置截止阀是为了检修！在使用了美国威盾VTON的调压阀后，可以不装安全阀，因为压力一大，降压发自动回打开降压！

二者最大的特点是所有零部件都是适用于低温环境（-60～-250℃），超低温温度环境材料要不锈钢经过生冷处理，填料结构加长，否则影响填料密封。

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液化天然气的发展概况

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 。各国投产的 LNG 装置已达 160 多套， LNG 出口总量已超过 46.18 × 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]。 中国天然气贸易的发展，不但反映了世界天然气市场格局的变化，而且正在为世界天然气市场注入新的活力。
2011年中国天然气产量首次突破1000亿立方米，达到1011.8亿立方米，同比增长6.4%。2012年前8个月产量累计达到697.7万吨，同比增长5.4%。天然气管道建设也如火如荼。2011年全国新增天然气长输管道里程超过5000公里，全国干、支线天然气管道总长度超过5万公里。2013年10月16日，西气东输三线工程在北京、新疆和福建三地同时开工，沿线经10个省区，总长度7378公里，设计年输气量300亿立方米。
液化天然气则随着海上液化天然气进口量的不断增加以及陆上液化天然气液化工厂的建设，国内资源供应得到了保障。2011年我国进口液化天然气1221.5万吨(约合171亿立方米)，约为上年进口量的1.3倍。我国海上液化天然气进口量今后将会逐年增加，2015年有望达到4000万吨，年均复合增长率超过30%。 2013年11月22日俄罗斯国家杜马通过一项法律允许俄液化天然气出口自由化，这项法律将打破多年来液化天然气出口由俄罗斯天然气工业股份公司垄断的局面。
上述法律自2013年12月1日起生效。按照规定，俄罗斯将有两类能源公司获得液化天然气出口权。持有2013年1月1日前颁发的联邦矿产资源开采许可证，并被允许建立液化天然气工厂，或将开采出的天然气用于生产天然气的公司。此外，拥有包括黑海和亚速海在内的内海、领海及大陆架矿产资源开采权，并将开采出的天然气或按产品分成协议获得的天然气进行液化，国有资本超过50%的公司。
根据该法，俄工业贸易部将颁发液化天然气许可证的权力转交给能源部。天然气出口商将向俄能源部提供按俄政府规定的程序出口天然气的信息，此举是为了协调液化天然气出口，避免在俄出口商之间形成竞争。
俄政府希望，液化天然气出口自由化将有助于提高俄在世界天然气市场的份额，保持天然气价格稳定。
2013年前10个月，俄天然气出口量为1633．53亿立方米，其中远距离出口量同比增长17．7%，为1098．71亿立方米；近距离出口量同比下降16%，为416．63亿立方米。此外，前10个月出口至亚太地区的液化天然气同比略降1．6%，为118．15亿立方米。 中国三大国有石油公司之一的中国海洋石油总公司(China National Offshore Oil Corp., 简称∶中海油集团)正发行10年期美元计价债券，初步指导息率为同期美国国债加约210点子。今次是该集团首次在国际市场上发债集资，以作为其投资澳大利亚昆士兰Curtis液化天然气(liquefied natural gas 简称∶LNG)项目之用。
销售文件没有显示具体发债金额，仅称为基准规模。在美元债市场，基准规模一般指5亿美元或以上。
中海油集团是中央特大型国有企业，也是中国最大的海上油气生产商，总部设在北京。主要业务包括油气勘探开发、专业技术服务、炼化销售及化肥、天然气及发电、金融服务、新能源等六大业务板块。
该集团是在香港上市的中国海洋石油有限公司(CNOOC Ltd.,0883.HKCEO 简称∶中海油)的母公司，上市的中海油曾在国际债券市场多次发债，在今年5月初刚发行了40亿美元、四档不同年期的美元债，但中海油集团则是首次在海外发债。
销售文件显示，今次发债由中海油集团旗下全资附属公司CNOOC Curtis Funding No. 1 Pty Ltd担任发债体，由中海油集团提供担保。有关债券获穆迪(Moody's)初步Aa3及标准普尔(Standard & Poor's)初步AA-评级，并计划于香港联合交易所上市。
文件显示，中海油集团计划把今次发债集资所得，用于旗下CNOOC (AUS) Investment或子公司的一般企业用途，当中部分将用作收购Curtis液化天然气项目之用。
中海油集团在5月时与英国石油公司(BP PLC, BP.LN)签订一项19.3亿美元的约束性协议，以取得Curtis液化天然气项目的40%权益，令其总权益由10%增至50%，协议还包括一个20年的供应合约。
销售文件显示，中国银行(Bank of China)、高盛(Goldman Sachs)、摩根大通(JP Morgan)及瑞银(UBS)担任今次发债的联席全球协调人，该4间投行，连同工银国际(ICBC International)、建银国际(CCB International)、农银国际(ABC Internaitonal)、交银国际(BOCOM International)，担任今次发债的联席账簿管理人及联席牵头经办人，预计最快于今天内定价。 2.1 国外研究现状
现在世界能源生产总量中，天然气已占到1/3，并有可能在不远的将来逐步将现时广受欢迎的石油和煤炭挤到次要地位。2020年前，天然气在世界能源需求中的比例将会达到45%-50%。目前，世界天然气年需求量超过2.5×10m，进入国际贸易的为(6250-6500)×l0m，而其中以LNG方式出售的约占33%。据第20届世界天然气大会和相关资料预测，2030年前，世界天然气的潜在需求将增加到4×10m，液化天然气历来是一种细分市场产品。它的消耗量正以每年10%的速度增长，全球液化天然气需求将从2010年的2.18亿吨增至2015年的3.1亿吨，到2020年可达到4.1亿吨。2011年上半年，液化天然气需求同比增长8.5%，全年增长12%，主要是受来自于日本、英国和印度新增需求，以及韩国传统买家需求增长的刺激。预计到2015年，我国天然气供应结构为国产气1700亿立方米，净进口900亿立方米，天然气消费量将达到2600亿立方米，占一次能源消费中的比重则将从目前的4%上升至7%至8%。2011年中国天然气的消费量为1313亿立方米，届时天然气占一次性能源的消费比例可能将提升至10%至15%。
近年来，随着世界天然气产业的迅猛发展，LNG已成为国际天然气贸易的重要部分。与十年前相比，世界LNG贸易量增长了一倍，出现强劲的增长势头。据预测，2012年国际市场上LNG的贸易量将占到天然气总贸易量的36%，到2020年将达到天然气贸易量的40%，占天然气消费量的15%。
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20世纪 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。
2011年，我国液化天然气行业市场销售CRN值约为80%，其中中石油、中石化、中海油三大国企的比重达到近六成，销售地区主要集中在天津、山东、广东、新疆、陕西等地。在LNG进口方面，截至2011年底，中国共投运LNG接收站5座，接收能力合计达1580万吨/年；到2014年全部建成后，中国LNG接收能力将达3380万吨/年。我国天然气地质资源量估计超过38万亿立方米，可采储量前景看好，按国际通用口径，预计可采储量7-10万亿立方米，可采95年，在世界上属资源比较丰富的国家。陆上资源主要集中在四川盆地、陕甘宁地区、塔里木盆地和青海，海上资源集中在南海和东海。此外，在渤海、华北等地区还有部分资源可利用。由于资源勘探后，未能有效利用，以及政策不配套，造成用气结构不合理，都在一定程度上制约了我国天然气工业的健康发展。但是，随着我国的社会进步和经济发展，天然气成为主要能源将是一个必然的趋势。
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 西南石油大学液化新工艺
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。