海上天然气液化工艺流程优选Word格式.docx

海上天然气液化工艺流程优选Word格式.docx

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２０１１年，Ｓｈｅｌｌ公司确定投资建造世界上首个ＬＮＧ—ＦＰ－ＳＯ———Ｐｒｅｌｕｄｅ　ＦＬＮＧ，并将在澳大利亚的Ｐｒｅｌｕｄｅ气田投入使用。

作为ＬＮＧ—ＦＰＳＯ的核心技术，天然气液化工艺对装置的建造运营费用、运行稳定性和整个系统的安全性影响巨大，在满足生产需求、市场需求以及控制成本的前提下，应用于ＬＮＧ—ＦＰＳＯ的天然气液化技术及相关设备的选择对于减小投资风险、增强方案的可行性至关重要。

目前陆上的天然气液化技术已经比较成熟，而海上作业的特殊性（台风、波浪、作业空间等的影响）使得海上天然气液化工艺的设计标准不同于陆上，海上天然气液化工艺系统的安全性、简洁性、紧凑性、占地面积、模块化设计、对不同气田的适应性和对海上环境的适应性等显得更为重要。

根据表１，国际上ＦＬＮＧ采用的主要是３种基本类型的天然气液化工艺：

氮膨胀、混合冷剂和级联式制冷工艺。

但其中任何一种天然气液化工艺都不能完全符合上述海上天然气液化工艺的设计标准。

氮膨胀制冷工艺中氮气始终处于气相，几乎不受船体运动的影响，其流程与使用易燃制冷剂技术的流程相比更加安全，但氮膨胀制冷工艺流程的制冷剂循环量大、制冷效率低，限制了其在大型ＬＮＧ工厂中的使用；

混合冷剂制冷工艺具有较高的制冷效率，但其烃类制冷剂的储存降低了系统的安全性，且船体的晃动会显著

影响制冷剂的相平衡分离过程；

级联式制冷工艺的制冷效率最高、处理量最大，但与混合冷剂工艺类似，其安全性和海上适应性较差，对于作业空间比较紧缺的ＦＬＮＧ船，级联式制冷工艺的应用比较困难，同时由于其流程复杂、开车困难，并不适用于需要频繁停产和启动的海上环境。

因此，３种基本类型的天然气液化工艺均不适用于海上天然气液化作业，需要结合各天然气液化工艺的特点对流程进行调整、组合，在此基础上进行模拟、优化，最后根据模拟结果进行流程的优选。

２海上天然气液化流程模拟

基于以上讨论，笔者选取了代表混合冷剂和氮膨胀制冷工艺的６种天然气液化流程进行模拟：

双氮膨胀液化流程、丙烷预冷双氮膨胀液化流程、混合冷剂—氮气膨胀（并联）液化流程、混合冷剂—氮气膨胀（串联）液化流程、单混合制冷剂液化流程、丙烷预冷混合冷剂液化流程。

模拟基础条件为：

１）预处理后天然气的组成（以摩尔分数计）为：

含甲烷９１．２％、含乙烷５．８％、含丙烷１．６％、含丁烷１．３％、含氮气０．１％。

天然气的压力为５０００ｋＰａ，温度为３５．０℃，流量为３３０ｔ／ｈ，双列液化流程设计。

２）水冷却器压降为１０ｋＰａ，出口温度为３５．０℃。

３）ＬＮＧ的储存压力为１２０ｋＰａ，ＢＯＧ比率为４％～８％。

４）状态方程为Ｐｅｎｇ—Ｒｏｂｉｎｓｏｎ方程。

５）压缩机的等熵效率为０．７，增压透平膨胀机的等熵效率为０．８。

６）忽略系统热损失。

２．１　双氮膨胀液化流程

为了提高传统氮膨胀制冷工艺的效率，在单级氮膨胀流程的基础上，增加１台膨胀机（图１），经压缩、冷却后的高压氮气分为两股：

一股直接进入高温膨胀机膨胀至－１２０℃；

另一股进一步冷却至－８５℃后进入低温膨胀机膨胀至－１５６℃。

膨胀后的两股低压氮气返流分别冷却高压氮气制冷剂和天然气，复热后依次经过膨胀机增压器和氮气压缩机压缩至８ＭＰａ，其中，天然气利用液化过程中的冷量实现重烃分离，预处理后的天然气在冷箱中冷却至－３０℃后进行一级分离，分离出的液相作为精馏塔中部进料，气相进入换热器冷却至－６５℃后进行二级分离，分离出的液相作为精馏塔顶部进料，气相与精馏塔顶产品混合后进入冷箱被冷凝液化，精馏塔底部产品含有较多的Ｃ５＋组分，为节省甲板空间，将其输送到陆上进行深加工处理才能得到合格的产品。

２．２　丙烷预冷双氮膨胀液化流程

为了进一步提高双氮膨胀液化工艺的效率，在其基础上增加丙烷预冷循环（图２），丙烷由

０．１ＭＰａ经丙烷压缩机两级压缩至１．６ＭＰａ，然后经水冷器带走一部分热量使丙烷全部液化，再经过节流阀降压至

０．１２ＭＰａ，温度降至－３５℃，此时丙烷为气液两相，进入换热器预冷天然气和高压氮气制冷剂。

该流程其他参数与双氮膨胀液化流程类似。

２．３　混合冷剂—氮气膨胀（并联）液化流程

考虑到丙烷预冷双氮膨胀液化流程中丙烷预冷深度有限（－３５℃左右），以混合制冷剂代替丙烷预冷高压氮气及天然气（图３），减轻了氮气制冷循环的负荷。

如图３所示，混合冷剂由０．４ＭＰａ经混合制冷剂压缩机压缩至４ＭＰａ，进入换热器冷却至－６５℃，再经节流阀节流至０．５ＭＰａ，温度降至－７５℃，进入换热器冷却高压氮气和天然气至－７０℃。

在氮膨胀制冷循环中，被冷却后的高压氮气进入膨胀机降压至０．１ＭＰａ，温度降至－１５５℃，然后返流冷却天然气，并使天然气液化、过冷，复温后的低压氮气经膨胀机增压器和氮气压缩机增压至８ＭＰａ。

２．４　混合冷剂—氮气膨胀（串联）液化流程

该流程分为两段（图４）：

前一段为混合制冷剂制冷循环，该部分将天然气预冷至－８５℃左右，并将天然气全部液化；

第二段为氮气膨胀制冷循环，吸收使液态天然气过冷的显热，并将液态天然气冷却至－１５０℃左右。

重烃分离单元中，预处理后的天然气进入换热器被冷却到－４０℃，进入接触塔，接触塔顶气相返回冷箱被液化、过冷，塔底的液相经节流、换热后进入脱乙烷塔，脱乙烷塔顶气相作为燃料使用，塔底液体进入脱丁烷塔，脱丁烷塔顶物流为ＬＰＧ产品，塔底物流为凝析油产品。

其中，混合冷剂由脱丁烷塔中间产品、脱乙烷塔顶回流产品以及脱丁烷塔顶蒸气３股物流按比例调配而成。

２．５　单混合冷剂液化流程

该流程是Ｂｌａｃｋ＆Ｖｅａｔｃｈ公司的ＰＲＩＣＯ流程（图５），被认为是现今使用中最简单、最基本的天然气液化流程，该工艺设计采用了一个简单闭式制冷循环，混合制冷剂经压缩、部分冷凝、冷却、节流后，与天然气换热并提供冷量。

混合冷剂（ＭＲ）由０．３ＭＰａ经一级压缩机压缩至０．９ＭＰａ后，依次进入冷却器、级间分离器，从级间分离器中出来的气相冷剂经二级压缩机压缩至３ＭＰａ，液相冷剂经泵压缩至相同的压力后与气相冷剂混合，返回换热器冷却至－５０℃左右，再经

节流阀降压至０．３ＭＰａ，温度降至－１５０℃左右，气液两相低压冷剂由冷箱底部进入冷箱，向上流动，吸收天然气和高压冷剂的热量。

２．６　丙烷预冷混合冷剂液化流程

该流程结合了级联式液化流程与混合冷剂液化流程的优点，分为４个阶段对天然气进行冷却、降温（图６）：

第１阶段为丙烷预冷，温度区间为３５～－３０℃；

第２阶段为混合冷剂一级节流，温度区间为－３０～－６５℃；

第３阶段为混合冷剂二级节流，温度区间为－６５～－１００℃；

第４阶段为混合冷剂三级节流，温度区间为－１００～－１５０℃。

液化后的高压天然气进入节流阀节流至１２０ｋＰａ，温度降至－１６０℃，进入储罐储存，其中约７％的液体气化。

３　模拟结果分析

６种天然气液化流程关键参数的比较见表２，流程比功耗对天然气组成敏感性的比较见图７。

流程的复杂性主要体现在关键设备的数量多少；

流程的处理能力主要体现在制冷剂的流量大小，制冷剂流量大，增加了设备选型的难度，限制了其天然气处理量；

海上

适应性主要体现在流程抗晃荡的能力，分离设备越少、冷箱中两相流换热区越小，抗晃动能力越强。

可见，从无预冷的双氮膨胀流程、丙烷预冷的双氮膨胀流程、混合冷剂—氮膨胀（并联）流程、混合冷剂—氮膨胀（串联）流程到无预冷的混合冷剂流程，再到丙烷预冷的混合冷剂流程，氮膨胀循环的预冷深度逐渐增加，负荷逐渐减小并逐步转变为以混合冷剂制冷为主的液化流程，制冷剂的流量逐渐减小，功耗逐渐降低。

双氮膨胀液化流程具有传统氮膨胀液化工艺设备紧凑、安全、抗晃荡能力强、易于启停等特点，对进气组分和进气流量的变化不敏感，虽然增加了１台膨胀机，但功耗仍较大，氮气循环流量过大，增加了设备选型的困难。

丙烷预冷双氮膨胀液化流程中，由于丙烷为纯组分，海上晃荡对其制冷过程影响不大，因此也具有比较高的海上适应性，且由于引进了丙烷预冷，降低了氮循环的制冷量，提高了整体流程的效率，但是正是丙烷的引入，存在丙烷储存的问题，因此其安全性相对于双氮膨胀有所下降。

混合制冷剂—氮气膨胀（并联）液化流程中，混合冷剂预冷深度可达－６５℃，进一步减少了氮气的循环量和功耗，有利于设备选型，但与丙烷预冷类似，混合冷剂的储存降低了流程的安全性，且海上晃动的环境对混合制冷剂工艺影响较大，降低了其海上适应性。

混合制冷剂—氮气膨胀（串联）液化流程是以混合冷剂液化工艺为基础，天然气在混合冷剂冷却下全部液化，由于制冷剂冷却温度有限，增加了氮循环深冷部分，该工艺对混合制冷剂组成的要求不高，且混合制冷剂可在生产过程中自制，减小了船上制冷剂的存储空间，因此在海上适应性方面相对于传统的混合制冷剂有所提高。

该流程在海上应用的不足与混合制冷剂—氮气膨胀（并联）液化流程类似。

单混合制冷剂液化流程与丙烷预冷混合冷剂液化流程较上述４种液化流程功耗小、制冷剂流量低、处理量大，没有膨胀机，减少了设备投资及运行费用，但由于制冷剂需要精确的配比，比其他液化流程需要较长的时间启动和稳定，易燃制冷剂储存量较大，液化工艺对混合冷剂组分变化敏感性强，晃动对冷箱中两相流换热影响较大，使得混合制冷剂液化在海上的适应性大大降低（尤其在海况比较恶劣的海域）。

根据模拟计算的结果及对各液化流程的定性分析，在上述６种工艺中带预冷的氮膨胀液化工艺各方面性能较优，即丙烷预冷双氮膨胀流程、混合制冷剂—氮气膨胀（并联）流程和混合制冷剂—氮气膨胀（串联）流程，为ＬＮＧ—ＦＰＳＯ装置的首选天然气液化工艺，且随着预冷深度的增加，其海上适应性减弱，功耗降低，处理能力增强，因此还需要根据具体气田及海域做详细的方案设计来确定具体液化流程。

４　结束语

经研究，现有的３种陆上基本类型天然气液化工艺均不能完全满足海上天然气液化工艺的设计标准，根据调研结果和天然气液化流程的调整、组合，选取了６种天然气液化流程进行模拟优化和比选，最终推荐带预冷的氮膨胀液化流程为ＬＮＧ—ＦＰＳＯ装置的首选天然气液化流程，即丙烷预冷双氮膨胀液化流程、混合制冷剂—氮气膨胀（并联）液化流程和混合制冷剂—氮气膨胀（串联）液化流程，且发现随着预冷深度的增加，上述天然气液化流程的海上适应性减弱，功耗降低，处理能力增强。

由于带预冷的氮膨胀液化流程处理能力有限，在处理量大且海况平稳的海域（如西非海域）可以考虑使用混合冷剂液化流程甚至级联式液化流程，在处理量小且海况恶劣的海域（如中国南海海域）可以考虑使用氮膨胀液化流程，而且这３种带预冷的天然气液化流程的海上适应性、功耗及处理能力都有所差异，因此，还需要根据具体气田及海域情况作出详细的方案设计来确定具体的天然气液化流程，且液化设备的购置费与运行费只是总体项目费用的一部分，还需要从全局出发，根据总体项目的布置进行技术经济分析和方案的比选。