液化天然氣技術（第2版）

第2版前言
第1版前言
本書常用符號、名稱及單位
緒論
0.1向天然氣轉型是世界潮流
0.2我國LNG產(chǎn)業(yè)構架
0.2.1小型LNG工廠
0.2.2LNG進口接收站
0.2.3LNG物流模式
0.2.4LNG應用市場
第1章天然氣熱物理特性
1.1引言
1.1.1天然氣的熱力學性質
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相平衡計算的難點
1.2.2相平衡計算所用的狀態(tài)方程和逸度方程
1.2.3(p，T)閃蒸計算
1.2.4泡點和露點的計算
1.3天然氣的焓和熵
1.3.1計算焓和熵的表達式
1.3.2計算焓和熵的方法
1.3.3計算結果與國外試驗結果的比較
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的天然氣黏度計算模型
1.4.3天然氣的統(tǒng)一黏度計算模型
1.5天然氣的熱導率
1.5.1常用的熱導率計算方法綜述
1.5.2不同壓力范圍及相態(tài)的天然氣熱導率計算模型
1.5.3天然氣熱導率對應態(tài)預測模型
1.5.4計算結果與實驗數(shù)據(jù)的對比分析
1.6天然氣的表面張力
參考文獻
第2章天然氣的預處理
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其他雜質的脫除
參考文獻
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混合制冷劑級聯(lián)流程
3.2.5PMR并聯(lián)混合制冷劑流程
3.2.6經(jīng)典級聯(lián)流程
3.2.7康菲優(yōu)化級聯(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膨脹技術與流程
3.3.3我國LNG裝置
3.4浮式液化裝置
參考文獻
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儲槽防真空補氣系統(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LNG接收終端
4.2.4美國LNG接收終端
4.2.5我國LNG接收終端
參考文獻
第5章液化天然氣裝置的相關設備
5.1壓縮機
5.1.1往復壓縮機
5.1.2離心壓縮機
5.1.3螺桿壓縮機
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傳熱過程中存在的問題
5.3LNG泵
5.3.1潛液式電動泵
5.3.2潛液式電動泵的應用
5.3.3LNG泵的平衡要求
5.3.4LNG泵的試驗
5.3.5非潛液式低溫泵在LNG系統(tǒng)中的應用
5.3.6LNG泵的運行
5.4LNG輸送管路
5.4.1冷收縮問題
5.4.2LNG管路的隔熱
5.4.3管道的預冷和保冷
5.4.4LNG管路的試驗
5.4.5管內流阻
5.5膨脹機
5.5.1透平膨脹機工作原理與結構
5.5.2透平膨脹機在天然氣工業(yè)中的應用
5.5.3透平膨脹機的工作特點與類型
5.5.4透平膨脹機的主要參數(shù)
5.6低溫閥門
5.6.1低溫閥門的類型
5.6.2低溫閥門的基本性能
5.6.3低溫閥門的類型、標準規(guī)范、結構特點
5.6.4低溫閥門產(chǎn)品主要性能參數(shù)及國外生產(chǎn)廠家
5.6.5低溫閥門的試驗
參考文獻
第6章液化天然氣的儲運
6.1引言
6.2LNG儲罐（槽）
6.2.1型式分類
6.2.2LNG儲罐（槽）結構
6.2.3LNG儲槽內部觀察裝置
6.3LNG船
6.3.1LNG船運在LNG工業(yè)鏈中的作用
6.3.2LNG貨艙的圍護系統(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船的技術新構思
6.3.7我國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槽車的安全設計
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槽車運行高速化
6.4.6LNG槽車實例
6.5LNG存儲中的分層和渦旋
6.5.1渦旋現(xiàn)象
6.5.2分層與渦旋現(xiàn)象的機理
6.5.3分層與渦旋的理論模型
6.5.4渦旋預防的技術措施
參考文獻
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氣化工藝設備
7.1.4測量儀表
7.1.5氣化站的消防與安全
7.1.6氣化站建設實例
7.1.7氣化站BOG回收案例
7.2LNG儲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計算
7.3LNG為燃料的運輸工具
7.3.1LNG作為運輸工具燃料的優(yōu)勢
7.3.2LNG汽車燃料系統(tǒng)
7.3.3LNG加氣站
7.3.4LNG燃料動力船舶
7.3.5以LNG為燃料的其他運輸工具
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的蒸汽動力循環(huán)
7.5.3利用LNG的氣體動力循環(huán)
7.5.4利用LNG的燃氣-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
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
第8章液化天然氣安全技術
8.1引言
8.2LNG的有關安全特性
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對生理上的影響
8.3有關安全檢測設備
8.3.1可燃氣體檢測器(CGD)
8.3.2火焰檢測器
8.3.3高溫檢測器
8.3.4低溫檢測器
8.3.5煙火檢測器
8.3.6缺氧檢測設備
8.4LNG溢出或泄漏
8.4.1LNG儲罐處于火災情況下的傳熱計算
8.4.2LNG泄漏或溢出后的蒸氣擴散
8.4.3LNG泄漏或溢出的預防
8.5LNG溢出與防火技術
8.5.1概述
8.5.2緊急狀態(tài)的應對措施
8.5.3LNG溢出的控制方法
8.5.4有關消防保護
8.5.5滅火劑
8.6基礎設施的安全要求
8.6.1LNG儲罐的距離
8.6.2氣化器等工藝設備的安裝距離
8.6.3LNG儲罐的防震
8.7LNG存儲中的安全問題
8.7.1LNG儲罐的充注條件
8.7.2LNG儲罐的最大充裝容量
8.7.3LNG儲罐的壓力控制
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
8.11緊急泄放和關閉
8.12人員安全與救護
參考文獻
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
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(氮氣)飽和液體、蒸氣熱物性數(shù)據(jù)之一
表A.10R728(氮氣)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(氮氣)p.h圖