液化天然氣技術(shù)（第2版）

第2版前言
第1版前言
本書(shū)常用符號(hào)、名稱及單位
緒論
0.1向天然氣轉(zhuǎn)型是世界潮流
0.2我國(guó)LNG產(chǎn)業(yè)構(gòu)架
0.2.1小型LNG工廠
0.2.2LNG進(jìn)口接收站
0.2.3LNG物流模式
0.2.4LNG應(yīng)用市場(chǎng)
第1章天然氣熱物理特性
1.1引言
1.1.1天然氣的熱力學(xué)性質(zhì)
1.1.2天然氣的遷移特性
1.2天然氣的氣液相平衡
1.2.1相平衡計(jì)算的難點(diǎn)
1.2.2相平衡計(jì)算所用的狀態(tài)方程和逸度方程
1.2.3(p，T)閃蒸計(jì)算
1.2.4泡點(diǎn)和露點(diǎn)的計(jì)算
1.3天然氣的焓和熵
1.3.1計(jì)算焓和熵的表達(dá)式
1.3.2計(jì)算焓和熵的方法
1.3.3計(jì)算結(jié)果與國(guó)外試驗(yàn)結(jié)果的比較
1.4天然氣的黏度
1.4.1常用的黏度算法綜述
1.4.2不同壓力范圍及相應(yīng)的天然氣黏度計(jì)算模型
1.4.3天然氣的統(tǒng)一黏度計(jì)算模型
1.5天然氣的熱導(dǎo)率
1.5.1常用的熱導(dǎo)率計(jì)算方法綜述
1.5.2不同壓力范圍及相態(tài)的天然氣熱導(dǎo)率計(jì)算模型
1.5.3天然氣熱導(dǎo)率對(duì)應(yīng)態(tài)預(yù)測(cè)模型
1.5.4計(jì)算結(jié)果與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的對(duì)比分析
1.6天然氣的表面張力
參考文獻(xiàn)
第2章天然氣的預(yù)處理
2.1脫酸性氣體
2.1.1脫硫方法分類
2.1.2常用的凈化方法
2.1.3脫硫方法選擇原則
2.2脫水
2.2.1吸收法脫水
2.2.2吸附法脫水
2.2.3低溫冷凝法脫水
2.2.4膜分離法脫水
2.3其他雜質(zhì)的脫除
參考文獻(xiàn)
第3章液化天然氣流程和裝置
3.1概述
3.2中、大型LNG流程
3.2.1C3MR丙烷預(yù)冷混合制冷劑流程
3.2.2DMR雙混合制冷劑流程
3.2.3AP.XTM混合制冷循環(huán)流程
3.2.4MFC混合制冷劑級(jí)聯(lián)流程
3.2.5PMR并聯(lián)混合制冷劑流程
3.2.6經(jīng)典級(jí)聯(lián)流程
3.2.7康菲優(yōu)化級(jí)聯(lián)流程
3.2.8流程比較
3.2.9中、大型LNG裝置
3.3小型LNG流程
3.3.1SMR單混合制冷劑流程
3.3.2膨脹技術(shù)與流程
3.3.3我國(guó)LNG裝置
3.4浮式液化裝置
參考文獻(xiàn)
第4章液化天然氣接收終端
4.1LNG接收終端工藝流程
4.1.1LNG卸船系統(tǒng)
4.1.2LNG存儲(chǔ)系統(tǒng)
4.1.3LNG再氣化
4.1.4蒸發(fā)氣處理系統(tǒng)
4.1.5儲(chǔ)槽防真空補(bǔ)氣系統(tǒng)
4.1.6火炬/放空系統(tǒng)
4.2全球LNG接收終端
4.2.1概述
4.2.2日本LNG接收終端
4.2.3韓國(guó)LNG接收終端
4.2.4美國(guó)LNG接收終端
4.2.5我國(guó)LNG接收終端
參考文獻(xiàn)
第5章液化天然氣裝置的相關(guān)設(shè)備
5.1壓縮機(jī)
5.1.1往復(fù)壓縮機(jī)
5.1.2離心壓縮機(jī)
5.1.3螺桿壓縮機(jī)
5.2換熱器
5.2.1繞管式換熱器
5.2.2板翅式換熱器
5.2.3LNG氣化器
5.2.4換熱器的換熱能力
5.2.5傳熱過(guò)程中存在的問(wèn)題
5.3LNG泵
5.3.1潛液式電動(dòng)泵
5.3.2潛液式電動(dòng)泵的應(yīng)用
5.3.3LNG泵的平衡要求
5.3.4LNG泵的試驗(yàn)
5.3.5非潛液式低溫泵在LNG系統(tǒng)中的應(yīng)用
5.3.6LNG泵的運(yùn)行
5.4LNG輸送管路
5.4.1冷收縮問(wèn)題
5.4.2LNG管路的隔熱
5.4.3管道的預(yù)冷和保冷
5.4.4LNG管路的試驗(yàn)
5.4.5管內(nèi)流阻
5.5膨脹機(jī)
5.5.1透平膨脹機(jī)工作原理與結(jié)構(gòu)
5.5.2透平膨脹機(jī)在天然氣工業(yè)中的應(yīng)用
5.5.3透平膨脹機(jī)的工作特點(diǎn)與類型
5.5.4透平膨脹機(jī)的主要參數(shù)
5.6低溫閥門(mén)
5.6.1低溫閥門(mén)的類型
5.6.2低溫閥門(mén)的基本性能
5.6.3低溫閥門(mén)的類型、標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范、結(jié)構(gòu)特點(diǎn)
5.6.4低溫閥門(mén)產(chǎn)品主要性能參數(shù)及國(guó)外生產(chǎn)廠家
5.6.5低溫閥門(mén)的試驗(yàn)
參考文獻(xiàn)
第6章液化天然氣的儲(chǔ)運(yùn)
6.1引言
6.2LNG儲(chǔ)罐（槽）
6.2.1型式分類
6.2.2LNG儲(chǔ)罐（槽）結(jié)構(gòu)
6.2.3LNG儲(chǔ)槽內(nèi)部觀察裝置
6.3LNG船
6.3.1LNG船運(yùn)在LNG工業(yè)鏈中的作用
6.3.2LNG貨艙的圍護(hù)系統(tǒng)
6.3.3世界LNG船一覽(1983—2013)
6.3.4現(xiàn)代LNG船的船型
6.3.5典型LNG船的貨艙分布
6.3.6LNG船的技術(shù)新構(gòu)思
6.3.7我國(guó)LNG船制造業(yè)的發(fā)展
6.4LNG槽車
6.4.1LNG槽車的隔熱方式
6.4.2LNG槽車的安全設(shè)計(jì)
6.4.3LNG槽車的輸液方式
6.4.4LNG槽車容量的大型化、列車化和輕量化
6.4.5LNG槽車運(yùn)行高速化
6.4.6LNG槽車實(shí)例
6.5LNG存儲(chǔ)中的分層和渦旋
6.5.1渦旋現(xiàn)象
6.5.2分層與渦旋現(xiàn)象的機(jī)理
6.5.3分層與渦旋的理論模型
6.5.4渦旋預(yù)防的技術(shù)措施
參考文獻(xiàn)
第7章液化天然氣的氣化與利用
7.1LNG的氣化
7.1.1LNG氣化站的總體考慮
7.1.2LNG氣化工藝
7.1.3LNG氣化工藝設(shè)備
7.1.4測(cè)量?jī)x表
7.1.5氣化站的消防與安全
7.1.6氣化站建設(shè)實(shí)例
7.1.7氣化站BOG回收案例
7.2LNG儲(chǔ)罐的自增壓供氣系統(tǒng)
7.2.1增壓供氣系統(tǒng)概述
7.2.2自增壓系統(tǒng)穩(wěn)壓供氣原理
7.2.3增壓管路傳熱及流動(dòng)計(jì)算
7.3LNG為燃料的運(yùn)輸工具
7.3.1LNG作為運(yùn)輸工具燃料的優(yōu)勢(shì)
7.3.2LNG汽車燃料系統(tǒng)
7.3.3LNG加氣站
7.3.4LNG燃料動(dòng)力船舶
7.3.5以LNG為燃料的其他運(yùn)輸工具
7.4LNG及其冷量利用的分析
7.4.1LNG冷量火用分析數(shù)學(xué)模型
7.4.2LNG冷量火用特性分析
7.5LNG冷量發(fā)電
7.5.1天然氣直接膨脹發(fā)電
7.5.2利用LNG的蒸汽動(dòng)力循環(huán)
7.5.3利用LNG的氣體動(dòng)力循環(huán)
7.5.4利用LNG的燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)
7.5.5日本利用LNG冷量發(fā)電概況
7.6LNG冷量用于空氣分離
7.6.1概述
7.6.2利用LNG冷量提高空分裝置液化率
7.6.3利用LNG冷量降低空分裝置壓力
7.6.4利用LNG冷量空分裝置案例
7.7LNG冷量的其他利用途徑
7.7.1輕烴分離
7.7.2制取液化二氧化碳和干冰
7.7.3冷庫(kù)
7.7.4低溫破碎和粉碎
7.7.5海水淡化
7.7.6蓄冷裝置
參考文獻(xiàn)
第8章液化天然氣安全技術(shù)
8.1引言
8.2LNG的有關(guān)安全特性
8.2.1燃燒范圍
8.2.2著火溫度與燃燒速度
8.2.3LNG的低溫特性
8.2.4對(duì)生理上的影響
8.3有關(guān)安全檢測(cè)設(shè)備
8.3.1可燃?xì)怏w檢測(cè)器(CGD)
8.3.2火焰檢測(cè)器
8.3.3高溫檢測(cè)器
8.3.4低溫檢測(cè)器
8.3.5煙火檢測(cè)器
8.3.6缺氧檢測(cè)設(shè)備
8.4LNG溢出或泄漏
8.4.1LNG儲(chǔ)罐處于火災(zāi)情況下的傳熱計(jì)算
8.4.2LNG泄漏或溢出后的蒸氣擴(kuò)散
8.4.3LNG泄漏或溢出的預(yù)防
8.5LNG溢出與防火技術(shù)
8.5.1概述
8.5.2緊急狀態(tài)的應(yīng)對(duì)措施
8.5.3LNG溢出的控制方法
8.5.4有關(guān)消防保護(hù)
8.5.5滅火劑
8.6基礎(chǔ)設(shè)施的安全要求
8.6.1LNG儲(chǔ)罐的距離
8.6.2氣化器等工藝設(shè)備的安裝距離
8.6.3LNG儲(chǔ)罐的防震
8.7LNG存儲(chǔ)中的安全問(wèn)題
8.7.1LNG儲(chǔ)罐的充注條件
8.7.2LNG儲(chǔ)罐的最大充裝容量
8.7.3LNG儲(chǔ)罐的壓力控制
8.7.4間歇泉和水錘現(xiàn)象
8.8管路和閥件的安全要求
8.9裝卸作業(yè)
8.10消防和防護(hù)
8.11緊急泄放和關(guān)閉
8.12人員安全與救護(hù)
參考文獻(xiàn)
第9章非常規(guī)天然氣液化
9.1非常規(guī)天然氣概述
9.2煤層氣液化
9.2.1氧的脫除
9.2.2氮/甲烷的吸附分離
9.2.3吸附.液化流程
9.2.4液化.精餾流程
9.3合成天然氣液化
9.3.1含氫甲烷的物性與相平衡特性
9.3.2采用常規(guī)流程的合成天然氣液化方案
9.3.3氫氣的分離
9.3.4液化與氫氣分離整合流程
參考文獻(xiàn)
附錄
附錄A附表
表A.1R50(甲烷)飽和液體、蒸氣熱物性數(shù)據(jù)之一
表A.2R50(甲烷)飽和液體、蒸氣熱物性數(shù)據(jù)之二
表A.3R170(乙烷)飽和液體、蒸氣熱物性數(shù)據(jù)
表A.4R290(丙烷)飽和液體、蒸氣熱物性數(shù)據(jù)之一
表A.5R290(丙烷)飽和液體、蒸氣熱物性數(shù)據(jù)之二
表A.6R600(正丁烷)飽和液體、蒸氣熱物性數(shù)據(jù)
表A.7R600a(異丁烷)飽和液體、蒸氣熱物性數(shù)據(jù)
表A.8R1150(乙烯)飽和液體、蒸氣熱物性數(shù)據(jù)
表A.9R728(氮?dú)?飽和液體、蒸氣熱物性數(shù)據(jù)之一
表A.10R728(氮?dú)?飽和液體、蒸氣熱物性數(shù)據(jù)之二
附錄B附圖
圖B.1R50(甲烷)p.h圖
圖B.2R170(乙烷)p.h圖
圖B.3R290(丙烷)p.h圖
圖B.4R600(正丁烷)p.h圖
圖B.5R600a(異丁烷)p.h圖
圖B.6R1150(乙烯)p.h圖
圖B.7R728(氮?dú)?p.h圖