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陈赓良 的个人博客

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对LNG产业技术发展的认识

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 LNG产业技术发展的认识

 

                             陈赓良      

 

   

 

一.发展概况

 

    1. 生产装置大型化

    装置大型化是LNG生产工艺技术发展水平最明显标志。从表数据可以看出,1963年投产的世界第一套LNG生产装置,其单列产量仅36×104t/a2008年投产的QATARGAS工厂的单列生产能力则达到了770×104t/a。虽然我国目前建设规模达到(200~300)×104t/a(单列)LNG装置的条件尚不太成熟,但为适应我国“能源供应多元化”战略和国际合作的需要,必须充分重视此发展趋势。

    

                1    大型(基荷型)LNG工厂示例

编号

工厂位置

投产

年份

流程名称

单列生产能力

 104t/a

技术开发

  公司

1

阿尔及利亚

Arzew工厂

1963

原始级联式

36

1083列)

 

2

特立尼达-多巴哥

Point Fortin工厂

2005

优化级联式

OCP工艺)

520

18805列)

Phillips

石油公司

3

利比亚

Marsa le Brega 工厂

1970

单级混合溶剂(MRC

69

APCI公司

4

马来西亚

MLNG Tiga 工厂

2002

丙烷预冷混合溶

剂(C3/MRC

375

APCI公司

5

卡塔尔

QATARGAS 工厂

2008

C3/MRC+

氮膨胀循环

770

APCI公司

6

挪威

Ekofisk工厂

2007

混合溶剂级联式

MFCP

410

Linde公司

7

俄罗斯萨哈林岛

2号工厂

2009

两级混合冷剂(DMR

480

Shell公司

 

    2. 中小型装置迅速发展

10余年来,在生产装置大型化的同时,国内外中小型LNG装置技术开发与建设也取得了令人瞩目的成就。为适应我国“充分发挥国内资源的基础性保障作用”战略的需要[2],中小型LNG装置在我国的发展极为迅速,目前已建和在建的装置总数超过30套,其规模则在(3~150)×104t/a(单列)之间(参见表2);从而对我国边远分散气田与海上气田开发、城镇供气、城市调峰、LNG作为车用燃料及非常规天然气的利用等方面均发挥了关键性的作用,成为我国天然气工业发展的一个重要分支。

 

 

2    国内建设的中小型(基荷型)LNG工厂示例

编号

装置

名称

工艺

流程

生产能力

104m3/d

投产

时间

提供技术

公司

1

陕北示范

气波机+膨胀机

3

1999

国内技术

2

中原绿能

级联式

15

2001

法国索菲公司

3

新疆广汇

(单级)混合冷剂

150

2004

德国林德公司

4

四川气田

(天然气)膨胀机

4(部分液化)

2005

国内技术

5

海南福山

两级N2膨胀机

25(全液化)

2008

加拿大Propak

6

浦东调峰

整体结合级联式(CII

10

1999

法国索菲公司

7

鄂尔多斯

(单级)混合冷剂

100

2008

美国B&V公司

8

宁夏银川

N2+CH4)膨胀机

30

2009

国产技术

 

    3. 工艺流程开发取得长足进步

目前国内外常用的各种流程都是由3种基本的制冷循环演变而来:即单一冷剂级联式、混合冷剂(MRC)和透平膨胀机;它们的技术特点如表3所示。

近半个世纪以来,上述3种基本的制冷循环均取得了长足的技术进步,且在发展过程中各种循环相互渗透,取长补短而开发出一系列新型工艺流程。诸如,菲利普公司的优化级联式流程(OCP),空气液化与化工产品公司的APCI(丙烷预冷+单级混合冷剂)的C3/MR流程,林德(Linde)公司的由三级不同组成混合冷剂(MR)构成的混合冷剂级联式流程(MFCP),壳牌(Shell)公司在C3/MR基础上开发的在预冷阶段也使用混合冷剂的双混合冷剂流程(DMR)。1980年代后期开始,膨胀机工艺发展尤为突出,不仅广泛应用于中小型装置建设,并与其它工艺流程相结合,成功地应用于大型装置的扩容(参见表4[3]

 

              3   3种基本制冷循环的技术特点

制冷循环名称

         优点

           缺点

级联式

Cascade

1)能耗低;(2)以纯组分作为工质制冷,不存在配比问题;(3)技术成熟,操作稳定。

1)压缩机组多,流程复杂;(3)附属设备多,需配置专门生产与储存多种冷剂的设备;(3)控制系统复杂。

混合冷剂

MRC

1)机组和设备少,流程简单,故投资比典型的级联式流程低15%~20%;(2)冷剂组分大多可由原料天然气中获取。

1)能耗较高,比典型级式流程高10%~20%;(2)控制MR的配比较困难;(3)流程模拟需掌握各组分可靠的平衡数据及物性参数,计算较困难。

透平膨胀机

Expender

1)流程简单,调节灵活,容易启动和操作,维修方便;(2)利用天然作为工质时,可省去专门生产、运输及储存冷剂的费用。

1)进入膨胀机的气体必须深度脱水;(2)回流压力低,换热面积大;(3)装置处理量受低压气用户限制;(4)液化率低,能耗很大。

 

 

 

                 4   LNG装置工艺流程示例[4]

编号

技术开发

公司

工艺流程

名称

工艺技术特点

1

菲利普

石油公司

优化级联

OCP

运用前端设计技术(FEED)对常规级联流程的工程标准、设备配置和环境相容性等方面进行全面评估的基础上提出了“两列合一”、原料气脱N2BOG回收和采用航改型燃气轮机等优化措施。在适当增加能耗的前提下大幅提高制冷效率。单列生产能力可达500×104t/a

2

空气液化与化工

产品公司

APIC丙烷预冷/混合冷剂

C3/MR

由两个主要的冷剂循环构成;预冷用由3~4个压力等级组成的丙烷循环,液化和过冷用混合冷剂(MR)。预冷阶段用PFHE,液化和过冷阶段用SWHE。用燃气轮机替代蒸气轮机驱动制冷压缩机。单列生产能力可达400×104t/a,广泛应用于各种不同规模的LNG生产装置。

3

林德公司

Linde

多级

混合冷剂

MFCP

在预冷、液化和过冷3个制冷循环中,采用3种不同组成的MR以提高装置效率,并降低能耗10%~15%。预冷阶段用板翅换热器(PFHE),液化及过冷阶段用绕管换热器(SWHE),并以燃气轮机替代蒸气轮机驱动制冷压缩机。单列生产能力可达400×104t/a以上。

4

壳牌公司

Shell

双混合

冷剂

DMR

工艺流程的结构类似于C3/MR,区别在于预冷阶段用主要由C2H6/C3H8组成的混合冷剂取代单一组分冷剂(丙烷),并在预冷、液化及过冷3个阶段都采用林德公司专利的SWHE。采用GE F7燃气轮机驱动制冷压缩机。单列生产能力可达480×104t/a

5

空气液化与化工

产品公司

AP-X

在卡塔尔QATARGAS公司原建的APICC3/MR)流程上增加一个透平膨胀机制冷循环,从而使装置的生产能力从600×104t/a增加到770×104t/a

 

二.制冷循环的效率与能耗

 

    1. 五种制冷循环的比较

综上所述可以看出,当前国内外已经开发出不下数十种工艺流程以适应在不同现场条件下、建设不同规模LNG生产装置的需要。但从制冷原理分析,实质上只涉及两种制冷方式:即冷剂(机械)制冷和膨胀制冷;后者又可以细分为节流阀膨胀、涡流管(包括脉冲管和气波机等)膨胀和透平膨胀机膨胀等3种主要膨胀制冷循环,它们在从等焓膨胀逐步向等熵膨胀靠拢的过程中,制冷效率或制冷系数(COP,即实际制冷量与其输入功的比值)逐步提高,而装置的能耗也相应地增加。另一方面,从工程热力学的角度分析,当前工业应用的、名目繁多的工艺流程均以表5所示的5种类型的液化制冷循环为基础开发出来的[5]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                      5     5种基本制冷循环

编号

制冷循环

基本原理

       特点与应用

1

林德循环

Linde

由制冷压缩机、冷凝器、节流阀和蒸发器4个部件组成的闭合式制冷循环;通过压缩→冷却→膨胀→气化(吸热)等4个步骤制冷

最基本的制冷循环,其制冷效率最差,能耗也最低;在新流程开发过程中,通常作为效率与能耗的评价基准。全球第一套级联式LNG工业装置即基于此循环。

2

涡流管循环

Votrex

高压天然气从拉法尔喷嘴高速喷出后,在涡流管中旋转而将压力能转化为冷能。制冷效率介于节流阀膨胀与透平膨胀机循环之间。

制冷流程和设备很简单,无转动设备,适合用于有压力能可供利用的场合。在相同条件下,以林德循环为基准,制冷效率可提高约50%

3

克劳德循环

Claude

将透平膨胀机应用于气体液化的新型制冷循环;此循环中大部分高压工质气体经膨胀机作绝热膨胀,使气体内能以功的形式输出而提高效率。

是目前中小型装置广泛应用的一种制冷循环。理论制冷效率比林德循环提高约90%;但单级膨胀机循环比林德循环的能耗高约1倍,两级膨胀能耗高约70%

4

混合冷剂

循环

MRC

C1~C5烃类及N25种或更多组分构成的MR作为制冷工质,进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀而得到不同温度水平的冷量。

适用于各种生产规模及不同现场条件的LNG装置,是当前应用最广泛的一种制冷循环。理论制冷效率比林德循环提高约170%,但能耗仅增加约25%

5

布雷顿循环

Brayton

以气体为工质的制冷循环,工作过程包括等熵压缩→等压冷却→等熵膨胀→等压吸热4个过程;与蒸汽压缩式制冷的工作过程类似,主要区别在于工质气体不发生相态变化。

目前广泛应用于中小型装置的

N2膨胀液化流程即基于此制冷循环。与MRC制冷循环相比,N2膨胀流程更为简化、紧凑,投资。制冷效率比MRC高约20%,但能耗要比MRC高约40%

 

2. 制冷循环的损失功和卡诺因子

根据热力学原理,以可逆过程获得一定量LNG所需的功是最少的(即卡诺功,Wm),故可逆过程所需能耗最低。但LNG生产装置上必须有推动力才能进行不可逆的制冷过程,必然有一定量的功(或能)损失,故装置的实际功等于卡诺功加上损失功。图1所示为典型的(9温阶)级联式流程中被液化天然气的冷却/加热曲线,图中实线与虚线之间所示的面积即表示损失功,后者将随着制冷温度下降而变大。低温工程中常用卡诺因子(Carnot factorC)来衡量装置的制冷效率,其表示如下式所示[6]

           C =  Wm / Q = [1  Ts / T ]         1   

式中    C——卡诺因子;

        Wm——卡诺功;

        Q——达到要求制冷温度(T)需要从系统移出的热量;

        Ts——环境温度。

2所示数据表明,假定以环境温度300K为基准,在100K~200K的低温范围内C值急剧下降,从约2.5降至0.5左右。因而在100K下生产1MJ冷量所需的卡诺功约比在200K下高4倍左右。由此可见,与热能工程相反,在低温工程中制冷效率随着卡诺因子的增大而下降,且制冷温度愈低则效率下降愈多。

 

三.有效能(exergyEx)分析及其应用

 

    1. 制冷循环流程和设备的有效能(exergyEx)分析

    以上分析可见天然气液化是一种能耗极高的工艺过程,其设备投资在总投资中所占比例甚大。但是,制冷循环的效率可以通过使过程在尽量靠近热力学平衡的条件下进行而得到改善,从而尽可能地减少损失功。因此,在LNG工程前端设计(FEED)中,运用有效能(Ex)分析以改进各种制冷流程的热力学效率是降低设备能耗、尺寸和投资的重要技术措施。近年来开发成功的、以透平膨胀机取代简单的节流阀膨胀即为一个典型的实例。

           1   典型(9温阶)级联式流程的组分加热/冷却曲线

 

 

  2    卡诺因子与制冷温度的关系(环境温度Ts=300K

LNG工业最常用的MRC制冷流程中,压缩机是Ex损失最多的设备,其次为换热器;可以通过对两者Ex损失进行分析而找出改进措施。若忽略工质的动能和位能,稳流工质的在工况条件下的焓(H)和Ex之间的关系可以下式表示:

             E H0)— T0 S0     2

式中    H0——环境条件下的焓;

        H ——工况条件下的焓;

        S——环境条件下的熵;

        S ——工况条件下的熵;

        T——环境温度。

以制冷循环中的压缩机为例,其有效能Ex平衡方程可以下式表示:

               Ex1 + Wc = Ex + ΔEx                          3

式中    Ex1Ex2——单位工质压缩前、后的Ex值;

        Wc——压缩机的能耗;

        ΔEx——压缩机制有效能损失。

    根据式(2)所示,压缩机的有效能损失(ΔEx)可以表示为下式:

       ΔEx = H2 H1)(1/ηc   1+ T0S2 S1    4

式中    H1H——单位工质压缩前、后的焓值;

        η——压缩机的效率。

    流程中其它设备(如换热器、节流阀、水冷器和混合器)也同样可以按其工作原理建立相应的有效能损失(ΔEx)计算式,然后进行全流程的有效能分析。

 

1-冷却器;2-储集罐;3-预处理单元;4-气体干燥单元;5-分馏塔;6-分离器;7-冷箱

P1-高压丙烷蒸发器;P2-中压丙烷蒸发器;P3-低压丙烷蒸发器

3    典型的APCI丙烷预冷/MRC流程

 

    根据图3所示流程,按表6与表7所示的操作参数及组分摩尔分数,对典型APCI丙烷预冷/MRC流程中主要设备进行有效能分析的计算结果示于表8。表6和表7中混合冷剂各组分的摩尔分数、天然气温度、高低压制冷剂温度均为第一个换热器热端面处的值。各换热器热端面和的温差为3K。天然气入口温度为298K。压缩机效率为0.75。丙烷预冷循环的压缩机出口压力为1.3MPa[7]               

                      6    温度与压力参数

 

天然气

高压制冷剂

低压制冷剂

LNG储存

压力,MPa

5

2.5

0.26

0.15

温度,K

238

238

225

117.2

 

                       7    组分的摩尔分数

 

氮气

甲烷

乙烷

丙烷

异丁烷

正丁烷

天然气

0.7

82.0

11.2

4.0

1.2

0.9

混合冷剂

5.0

41.0

34.0

20.0

0.0

0.0

 

 

2. 制冷循环级数对效率的影响

制冷循环的结构选择是优化工艺流程的基础。以MRC工艺为例,目前有单级、二级、三级和多级混合冷剂制冷循环等多种应用于工业的工艺流程。虽然增加制冷循环级数时工艺过程的效率肯定增加,但制冷能耗、设备投资和流程复杂程度也同时增加。因此,必须结合装置规模、原料气组成及现场条件等因素,通过有效能分析才能确定合理的级数。

                      8    有效能分析计算结果

          项  目

有效能损失/kW

所占比例(%)

总有效能损失/kW

 

 

MRC循环

压缩机

6.873

60.88

 

 

11.291

水冷却器

0.977

8.65

多股流换热器

0.933

8.26

节流阀

2.064

18.28

混合器

0.443

3.92

 

 

丙烷预冷循环

压缩机

6.561

45.14

 

 

14.535

水冷却器

2.046

14.08

多股流换热器

2.656

18.27

节流阀

0.680

4.68

混合器

2.593

17.84

总的压缩机有效能损失

13.434

52.02

 

25.826

总的换热器有效能损失

6.612

25.60

总的节流阀有效能损失

2.744

10.62

总的混合器有效能损失

3.036

11.76

 

 

 

       PMR—预冷MRC循环;LMR—液化MRC循环;SMR—过冷MRC循环

        4    典型的三级MRC制冷循环流程

 

                 9    原料天然气组成(摩尔分数)

甲烷

乙烷

丙烷

正丁烷

异丁烷

氮气

0.820

0.112

0.040

0.012

0.009

0.007

 

 

 

             10    循环级数对MRC制冷循环效率的影响

 

一级MRC

二级MRC

三级MRC

天然气液化冷量,kW

814.2

814.2

814.2

天然气液化卡诺功,kW

361.4

361.4

361.4

MR循环量,m3/h

12096

11200

10573

压缩机轴出功,kW

1134

1041

981

有效能损失(ΔEx),kW

772.6

679.0

619.0

有效能(Ex)利用系数

0.319

0.348

0.369

有效能(Ex)利用系数比

1.000

1.091

1,157

 

按图4所示的原理流程,将表9所示组分的原料天然气液化。原料天然气的压力为4.5MPa,进入冷箱的温度为270C,天然气处理量为10×104m3/d环境温度为270C。在过冷过程中,将LNG过冷至-1500C后节流至0.2MPa时的温度为

-148.30C。采用由甲烷、乙烷、丙烷、异戊烷和氮气组成的MR,假定压缩机等熵效率为0.75、忽略换热器的压力降及压缩机出入口之间的压力差别;并采用PR方程计算天然气和MR的物性。上述条件下Ex分析计算结果如表10所示[8]

10数据表明,增加制冷循环级数可以有效地提高Ex效率。二级和三级MRC制冷循环比单级制冷循环的Ex效率分别提高了8.1%15.7%;制冷压缩机的轴出功率则分别降低了7.4%12.6%。因此,目前大型LNG生产装置一般均采用多级MR制冷循环以降低操作成本;而小型装置则采用单级制冷循环。

3. 不同制冷循环的能耗比较[6]

由于LNG生产装置的能耗不仅取决于其液化流程,也要受装置规模、环境温度、原料气组成、设备选择及工艺标准要求等一系列因素的影响,因而不太可能进行精确的比较。鉴此,表11所示数据仅反映了一个宏观的变化趋势。作为比较基准的是典型的(大型)级联式装置,其单耗约为0.33kW·h/kgLNG)。

11    液化流程的能耗比较

液化流程名称

           能耗比较

经典级联式

1.00

单级MRC

1.25

丙烷预冷+单级MRC

1.15

多级MRC

1.05

单级膨胀机

2.00

丙烷预冷+单级膨胀机

1.70

两级膨胀机

1.70

 

四.LNG生产装置的主要设备选择

 

    1. 换热器

LNG生产工厂中,制冷工段是全厂能耗最高的部分,其操作的灵活性与有效性直接影响全厂的效率及能耗[9]。因主(低温)换热器(MCHE)是全厂的核心设备,其选择、设计、制造与运行对全厂的设备投资及操作成本有重要影响。

目前世界上生产规模在300×104t/a以上的大型工厂的MCHE几乎都采用多股流绕管式换热器(SWHE),其结构如图5所示;而中小型装置则主要采用板翅式换热器(PFHE),但大型装置(在丙烷)预冷阶段也有采用PFHE(如挪威Ekofisk装置),其结构如图6所示。这两类换热器的技术特点所示表12

               12    SWHEPFHE的技术特点

 

结构

优点

缺点

 

绕管式换热器

SWHE

从芯轴或内管开始,将铝管绕制成螺旋形;每层的绕制方向与前一层相反。高压气体在管内流动,制冷剂则在壳体内流动。

承压高,结构紧凑,操作灵活,维修方便。单个设备的换热面积可达28000m2

发球专利技术,价格昂贵,供货周期较长。

 

板翅式换热器

PFHE

将波纹状翅片和板焊接在一起,制成矩形的多通道核心部件;在液体的进出口处采用流量分配器确保各通道的流量均匀。

非专利技术,价格较便宜。结构紧凑,压差和温差均较小。大型设备的换热面积率可达1300m2/m3

承压较低;换热器内存在多股流体,且每股液体可能存在气液两相,故计算和设计均较困难。

 

                                                                    

                       5   绕管式换热器的核心结构

 

                           6    板翅式换热器的结构

 

应用于大型LNG生产工厂的SWHE是一项专利产品,当前世界上只有美国空气液化与化工产品公司(APIC)和德国林德公司能生产。在中小型装置上广泛应用的铝制钎焊PFHE则因其结构、材料、设计与制造等方面均比较复杂,国内尚未解决其国产化的问题[9]

 

2. 压缩机及其驱动器

LNG生产装置上,压缩机主要应用于原料天然气增压及输送,以及不同温度下的冷剂制冷循环过程,是生产LNG的另一项关键设备。同时,压缩机通常是生产装置上能耗最大、也是有效能损失最大的设备,因而其类型与结构、绝热效率、吸入温度和压缩系数等的选择,对设备投资及操作成本有很大影响。

目前应用于LNG生产的压缩机形式主要有往复式、离心式和轴流式3大类。往复式压缩机一般应用于处理量不超过15×104m3/d的小型液化装置。离心式压缩机广泛应用于大、中型LNG生产装置,大型压缩机的功率可达40000kW以上。1980年代轴流式压缩机开始应用于LNG生产,在操作压力较低的工况下其处理量比离心式压缩机更大(参见图7),主要用于混合冷剂制冷循环。近年来在我国迅速发展的撬装式小型天然气液化装置经常采用螺杆式压缩机,其核心结构如图8所示。螺杆式压缩机可以用燃气发动机为原动机,使用非常方便。LNG生产装置上常用的各类压缩机的工作原理及其应用情况参见表13

    对大型装置而言,同样应根据生产规模、制冷循环特点和现场条件,选择与压缩机相匹配的驱动器。工业经验表明,虽然驱动器功率愈大,压缩机效率就愈高;但某些大功率驱动器往往受设计及制造条件的限制而可靠性存在问题。在此情况下,采用可靠性甚高的较小型设备的平行双系列装置是合理的解决途径。英国Foster Wheeler公司的一项研究表明,大型装置的驱动器也不一定局限于蒸汽轮机与  燃气轮机,在某些场合选择电动机作为原动机也是可行的(参见表14)。

 

                  7   种类压缩机操作压力与其处理的关系

 

                     

                    8   螺杆式压缩机的核心结构示意图

 

                13    LNG生产装置常用的各类压缩机

 

原理与应用

优点

缺点

往复式

压缩机

属容积式压缩机。利用曲柄连杆机构将原动机的回转运动转变为活塞在汽缸中的往复运动;从而周期性地改变工作腔容积,将吸入的低压气体压缩至高压后排出。

效率超过95%,可靠性很高,且容易安装及维修。新型往复式压缩机可改变活塞行程,既可满足满负荷要求,也可满足部分负荷要求。

转速较慢,一般在中、低转速下运行;不适合应用于处理量超过15×104m3/d的大、中型天然气液化装置。

离心式

压缩机

属速度式压缩机,依靠叶片对被压缩气体做功而使之速度大大提高,然后将此动能转化为压力能。在压缩机中,气体是沿垂直于压缩机轴方向运动。适用于大、中型装置的原料天然输送与压缩。

转速高,排量大,结构简单,摩擦部件少,操作平稳且灵活,易实现自动控制,维修工作量大大低于往复式压缩机。

效率较低,一般只能达到80%左右,且偏离设计工况愈远则效率愈低;但目前开发的采用高精度流线型叶轮的压缩机,效率可达90%左右。

轴流式

压缩机

属速度式压缩机,工作原理与离心式压缩相同,区别仅在于气体是沿平行于压缩机轴的方向运动。应用于MR制冷循环效率甚高,但仅适用于高流量的工况。

(与离心式压缩机类似)

不适宜应用于高压。

螺杆式

压缩机

属回转式压缩机。其核心部分由一对啮合的阴阳螺杆组成(参见图8)。在中、小型LNG装置上应用较多。

可靠性高,另部件少,使用寿命长。操作与维修方便;机器运转平稳,体积流量几乎不受排气压力的影响。

造价高,操作压力一般不超过3MPa,且体积流量不宜太小。

 

                   14    压缩机驱动器的选择

 

原理与应用

优点

缺点

电动机

驱动器

以电力为能源的原动机,是中、小型LNG生产装置最常用的驱动器,用以驱动往复式或离心式压缩机。

结构紧凑,体积小,投资低,运转平稳,易于实现自动控制。在电力供应充分且电价便宜的地区是首选的驱动器。

调速困难,同步电机本身不能调速,需由变速装置来实现,实现无级变速非常困难。在远离供电系统或电力供应不足的情况下,需建专用电站。

燃气发动机

驱动器

以天然或其它燃气为燃料的、火花点燃的活塞式内燃机,工作原理与汽油机相同。适合用于有天然气供应的现场。

热效率高,一般可达35%以上;若进行余热回收则可达40%。与往复式压缩机可直接连接,不需变速装置,调节比较方便。。

机器笨重,结构复杂,易损件多,安装与维修费用高。单机效率比燃气轮机低,不易与压缩机相匹配;只宜用于压比要求高的中小型装置上驱动往复式压缩机。

蒸汽轮机

驱动器

是在蒸汽机基础上发展的、以高温高压水蒸汽为工质以驱动叶轮的一种原动机;在大型LNG生产装置上应用较多。

与燃气轮机相比,其菱温度与压力要低得多,材料选择及设备制作比较容易,故造价较低。

设备笨重,占地面积大,能量密度低,且需要配套的蒸汽发生装置。属往复式机械,惯性和工作过程不连续限制了转速及效率的提高。

燃气轮机

驱动器

以连续流动气体为工质带动叶轮高速旋转,从而将燃料的能量转化为内燃式动力机械的有用功;其实质是一种旋转叶轮式热力发电机。

结构简单而紧凑,体积及重量小于其它原动机。安装与维修方便,启动快,转速高,可直接与离心压缩机连接,运行可靠,便于实现自动控制。

热效率较低,无余热回收的小型机效率低于26%;有余热回收的大型设备效率也仅30%左右。虽然增设余热回收设备后有可能将其效率提高至50%左右,但机组造价急剧上升。

 

3. 透平膨胀机

透平膨胀机也是LNG生产工厂中获取冷量的关键设备之一。此设备是一种高速旋转的热力机械,当天然气(工质)在其中作绝热膨胀时,对外作功而使系统能量下降,从而产生一定的焓降并导致工质气体的温度降低。

由于回收功和制备冷量是应用透平膨胀机的主要目的,故转速的设置应使膨胀机的效率达到最优化,但同时又会使压缩机效率降低。径向式单元膨胀机的效率要求通常为75%85%,压缩机则一般为65%80%

透平膨胀机按气体在工作轮中的流向分为轴流式、向心径流式(径流式)和向心径-轴流式(径-轴流式)三类,如图9所示。另一方面,按工质气体在工作轮中是否继续膨胀可分为反作用式(反击式)和冲动式(冲击式)两类。

 

                   9   透平膨胀机通流部分的基本形式

10所示为目前广泛应用的带有半开式工作轮的单级向心径-轴流、反作用式透平膨胀机结构的局部剖视图。透平膨胀机主体部分有通流部分、制动器及机体。通流部分是获得低温的主要部件,由蜗壳、喷嘴环(导流器)、工作轮(叶轮)及扩压器组成;气流进入蜗壳后均匀分配给喷嘴环,在喷嘴中的第一次膨胀使一部分焓降转化为气体的动能推动工作轮,气流进一步膨胀将另一部分焓降转换成外功输出。膨胀后的低温气体通过扩压器排出。

1930年德国工程师首次应用透平膨胀机制冷获得成功后,美、德和前苏联等国相继开发成功了小型高速、高膨胀比及高压大功率等应用于多种用途的新型透平膨胀机。1970年代的两次石油危机,更进一步促进了透平膨胀机制造技术的迅速发展。1980年代后,透平膨胀机已经广泛应用于天然气的冷凝分离过程,逐渐形成了除级联式、混合冷剂外的第三种工业常用的天然气液化制冷工艺流程——带膨胀机的液化流程。近年来,我国的透平膨胀机制造技术也取得了长足进步,但总体而言尚与国外有相当差距,尤其在叶片应力及频率分析、CFD计算与流体力学分析,以及相应的软件开发方面还有待提高,从而全面解决设备稳定性、可靠性和大型化问题。

 

              10   向心径-轴流反作用式透平膨胀机典型结构

    美国Rotoflow公司是制造轻烃回收和天然气液化用(带液)透平膨胀机的国际著名公司,其生产的径流式透平膨胀机最高进气压力可达20MPa,最大流量为5×104kg/h,最高转速为12×104 r/min;制动器包括压缩机、发电机等。

 

五.级联式与混合冷剂制冷循环的应用

 

综上所述可以看出,由级联式、混合冷剂(MRC)和膨胀机等3种制冷循环发展而来多种工艺流程,以及与之配套的关键设备目前在LNG生产工厂中均有广泛应用,其合理的选择一般取决于装置规模、现场条件、原料气组成和设备配套等诸多因素的综合比较。总体而言,以上讨论过的优化级联式、经改进的

C3/MRCDMRMFCP等各种新型流程,基本上均适用于大规模的LNG工厂,而适用于我国正在大力发展的中、小型工厂主要是各种类型的膨胀机流程,以及单级混合冷剂流程(如B&V公司的Prico工艺。),但后者的设计及关键设备制造(如PFHE),目前国内尚缺乏经验,必须依靠进口技术。

    1. 中原绿能装置(级联式流程)

该装置建于河南濮阳,200111月投产,是我国第一套投入商业运行的(基荷型)小型LNG生产装置,天然气处理量为15×104m3/d采用法国索菲公司设计的、以丙烷和乙烯为冷剂的级联式致冷液化流程(参见图11,生产的LNG通过槽车运输的方式供应给山东、江苏等省的一些城市。该装置的主要工艺参数如表15所示。

           

                    11    中原绿能天然气液化装置工艺流程

                

 

               15    中原绿能装置的主要工艺参数

原料气压力

12MPa

原料气温度

30

甲烷摩尔分数

93.35%~95.83%

液化能力

15.0×104m3/d

LNG储罐总容量

1200 m3(共2个储罐,单罐容量600 m3

 

如图11所示,经净化处理后的高压原料气由丙烷预冷至-30左右,再节流至5.3MPa/-60左右;中压天然气分离重烃并脱除微量苯后,经乙烯换热器冷却,再节流至1.0MPa/-123℃,分离出中压尾气和中压LNG。中压LNG再经节流到0.3MPa/-145左右,得到低压LNG贮存于产品储罐。低压尾气同中压尾气一起经回收冷量后,分别进入低压和中压管网。

    级联式制冷流程在国外一般应用于大型LNG生产装置。但因中原绿能是国内首座基荷型装置,故选择了技术成熟、能耗较低的级联式流程;它也是国内迄今唯一的一套级联式流程LNG生产装置。在流程设计方面,该装置利用原料气较高的压力,在流程上采用三级J-T节流降温,并回收闪蒸气冷量等措施以降低能耗,为级联式流程应用于中小型装置取得了成功的经验。

    2. 新疆广汇装置(单级混合冷剂流程)

新疆广汇天然气液化装置建于新疆鄯善吐哈油田,于2004年9月投产。该装置引进德国林德公司技术,采用单级混合冷剂制冷流程,天然气液化能力达到150×104m3/d,产年LNG43×10t,是目前我国最大的LNG生产装置。

如图12所示,天然气经预处理后导入冷箱,冷箱中集成了三个绕管式换热器(参见图13),即预冷段(E1)、液化段(E2)和过冷段(E3)。天然气经过预冷段分离掉重烃,然后在液化段冷凝,在过冷段过冷,最后节流并送入LNG储罐。储罐为容量30000m3单容罐,在连续生产时注入量为111m3/h。

新疆广汇装置采用的混合冷剂(MR)由氮-甲烷-乙烯-丙烷-戊烷等5个组分组成。在闭式MR制冷循环中通过JT膨胀,以三个不同的温度级为冷箱提供冷量,从冷箱返流的MR蒸气经三级压缩机压缩、风冷器冷却和气液分离器分离后,气液相分别进入预冷段。液体在预冷段过冷,再经过节流阀节流降温,与后续流程的返流气混合后共同为预冷段提供冷量。气态MR经预冷段冷却后进入气液分离器,气相和液相分别流入液化段,液体经过冷和节流降压降温后,与返流气混合,为液化段提供冷量,天然气进一步降温,气相流体将部分冷凝。过冷段中的换热过程与预冷段和液化段相同。MR在液化段中被冷却后,在过冷段中进行过冷,然后节流降压、降温后返回该段以冷却天然气和MR。

制冷循环压缩机(C1)以燃气透平(CT1)为驱动机。来自储罐的闪蒸气(BOG)和置换气经压缩后先作为原料气脱碳装置的再生(气提)气,然后作为燃气透平的燃料。全厂采用导热油系统供应两个不同温度等级的热量,高温等级的温度约2600C,作为脱碳装置重沸器的热源。

在新疆广汇装置取得成功的基础上,国内又于200810月和12月投产了广东珠海装置与鄂尔多斯装置,处理规模分别为60×104m3/d100×104m3/d。这两套装置均单级混合冷剂制冷流程,由美国B&V提供技术。

 

                   

 

六.膨胀机制冷循环及其应用

 

    1. 工艺原理

膨胀机制冷循环液化工艺是利用高压工质(致冷剂)通过透平膨胀机绝热膨胀循环制冷而实现天然气液化的工艺。工质气体在膨胀机中膨胀降温的同时向外界输出功,后者可用于驱动流程中的压缩机。当进入装置的原料气与离开装置的商品气之间有一定的压差时,液化过程有可能不需从外界输入能量,而靠原料天然气的压差通过膨胀机制冷,并使进入装置的天然气液化。

天然气液化应用的膨胀机制冷循环分为闭式和开式两种(参见图14)。闭式循环中的工质气体不是被液化的介质,如氮气膨胀制冷液化流程以氮气为工质气体,它仅为天然气提供液化所需的冷量,在制冷过程不涉及工质的相态变化,属制冷效率比Claude循环更高的Brayton循环。

在开式循环中,高压天然气的一部分进入膨胀机膨胀,然后在换热器内为高压天然气提供冷量,低温高压天然气经节流膨胀后进一步降低温度而被液化,故在开式循环中原料天然气仅是部分被液化。开式循环制冷流程的最大优点是能耗小,预处理的气量大大减少;但不能达到闭式循环那样低的温度,故原料气液化率甚低,通常仅为原料气总量的10%~30%(由原料气可能提供的压力能而定)。

                 

                   13   E1E2·和E3集成的冷箱    

 

2. 四川犍为装置(开式循环部分液化)

2005年11月投产的四川犍为装置是国内第一套利用输气管网压力差而建设的开式循环天然气(部分)液化装置,该装置的功能为基荷型。在其取得成功的基础上,目前在四川泸州、江苏苏州、青海西宁和河南安阳等地又成了多套类似的装置,但其功能大多为调峰型。从发展的角度看,此类装置可以完全立足于国内技术,故发展速度颇快,今后将成为城市供气的主要调峰手段。

             

                   14    闭式循环与开式循环示意图

                  

原料气井口压力高达20MPa,但考虑到气田的压力递减及国产设备的加工制造水平,确定原料气进装置的压力为5.8MPa;而配气站向管网供气的压力仅

1.8MPa,利用液化装置与输气管网之间约4.0MPa的压差,犍为装置采用透平膨胀机开式循环制冷工艺。通过对占总气量约90%天然气进行透平膨胀机制冷获得的冷量来液化占总气量约10%的天然气。被液化的天然气量为4×104m3/dLNG产量为29t/d,单位能耗小于0.08kW·h/m3(天然气)。该装置工艺流程如图15所示;主要设计参数如表16所示。

如图15所示,经预处理的膨胀气流和被液化气流分别进入冷箱内的预冷换热器(PFHE),在此将膨胀气流和被液化气流从30℃冷却到约-43℃。膨胀气流进入透平膨胀机从5.8MPa膨胀到1.5MPa(温度约-107℃)后,依次通过液化换热器(PTHE)、预冷换热器换热,复热到常温后进入膨胀机的增压端增压至1.9MPa,并经后冷器冷却至40℃,进入中压天然气管网返回配气站。

从预冷换热器出来的LNG气流(-43℃)依次通过液化换热器(出口温度

-103)、过冷器(板翅式换热器)过冷,逐步冷却到-110℃后,通过节流阀由5.5MPa节流至0.35MPa(-140℃)进入冷箱内的低温分离器分离成气液两相,气相与LNG贮槽返回来的低压天然气汇合后依次通过过冷器、液化换热器、预冷换热器换热,复热到常温后作为冷吹和再生气源。出低温分离器中的液相进入LNG贮罐(4台100 m3压力储罐),储存压力为0.35MPa(-140℃)。

   

               15    四川犍为天然气液化流程示意图

 

                16    四川犍为装置的主要设计参数

原料天然气组分

甲烷含量94%、CO20.14%、汞含量 790ng/m3N2含量 5%,不含H2S

处理气量

40×104m3/d

液化气量

4×104m3/d

LNG 产品

66.7 m3/d

商品气

35.8×104m3/d

气井井口压力设计

20MPa

进气压力

5.8MPa

进气温度

30℃左右

 

    3. 海南福山装置(氮气循环两级膨胀)

    20053月投产的海南福山装置天然气处理量为25×104m3/d,液化率为100%。该装置采用氮气两级膨胀流程,由加拿大Propak公司提供技术,其工艺流程如图16所示。原料气温度为350C,压力为1.3MPa,组成如表17所示。

                  16    海南福山装置工艺流程示意图

 

 

    N2膨胀制冷循环中,N2首先通过N2压缩机(1)一级压缩并冷却,再通过压缩机(2)二级压缩并冷却,又通过两个膨胀/压缩机进一步压缩并冷却,然后N2流经冷箱的C股物流通道被冷却,进入一级膨胀机膨胀后,流经冷箱的D股物流通道被冷却,再进入二级膨胀机进一步膨胀而得到低温N2,后者作为冷源进入箱为天然气液化提供冷量。出冷箱的N2返回N2压缩机进行循环[10]

                 17    原料气组成(水饱和),%v

组分

含量

组分

含量

甲烷

73.880

正丁烷

0.002

乙烷

18.670

异戊烷

0.001

丙烷

0.430

二氧化碳

5.860

异丁烷

0.040

氮气

1.150

 

    该装置在被液化天然气量为25×104m3/d时(液化率100%),制冷工质N2循环量为2018kmol/h,压缩机功率(两台)3567kW,水冷换热器带走热量为18290MJ/h,多股流换热器得到的冷量分别为1860MJ/h 4606MJ/h

    4. N2+CH4)膨胀机流程

    此流程与N2循环制冷膨胀机流程基本相同,只是为了降低膨胀机的能耗,以(N2+CH4)混合气体取代纯N2作为工质气体。由于缩小了冷端温差,此流程比使用纯N2工质的流程节省10%~20%的能耗。

 

七.NGE/MRC制冷流程的有效能分析

 

近期文献中提出一种新型的NGE/MRC制冷流程,其特点是将部分城市输气管网中的高压天然气作为透平膨胀机的膨胀气,将高压天然气的压力能转化为冷能与机械功,两者分别应用于原料气的预冷和驱动混合冷剂压缩机[12]NGE/MRC制冷流程包括3个部分:膨胀机预冷系统、MRC制冷系统和天然气液化系统。在膨胀预冷系统中,一部分来自高压管网的原料天然气作为膨胀气进入透平膨胀机(EPX)膨胀端膨胀降温后,进入预冷换热器(E1)提供天然气预冷及混合冷剂(MR)所需的冷量。MRC制冷系统及天然气液化系统的流程则与常规的MRC流程类似(参见图5)。

 

                 E1~E3—换热器;S1~S4—气液分离器;V1~V3—节流阀;

                      EXP—带增压端的透平膨胀机;WC—冷却器;C—压缩机

                   5    NGE/MRC制冷流程示意图

 

    设定原料天然气压力为3.5MPa,温度为293.15K;膨胀气终端压力为1.0MPaLNG产量为30000m3/d,储存压力为120kPa。低压压缩机入口处MR的压力为0.33MPa,高压压缩品牌压力为2.0MPa。多股流换热器换热端面的温差约为30C。压缩机与膨胀机的效率取软件默认值;换热器及冷却水的压降取10kPa,不考虑其它功损失。

    使用Aspen Plus软件进行流程模拟时,原料原料天然气和MR的组成如表15所示;模拟得到的各节点热力学参数与设备的操作参数如表16所示。根据流程模拟得到的数据进行NGE/MRC制冷流程的有效能分析计算结果如表17所示。

             15    原料天然气与MR的组成(mol%

序号

1

2

3

4

5

6

组分

N2

CH4

C2H6

C3H8

n-C4H10

i-C4H10

原料天然气

1.974

97.359

0.565

0.082

0.010

0.010

MR

6.60

43.9

34.5

15.0

 

 

 

            16    各节点的热力学参数和设备的操作参数

参数

数值

参数

数值

MR流量,mol·s-1

32.097

MR提供的冷量,kW

 

膨胀气流量,mol·s-1

111.616

    E1

83.90

压缩机功率,kW

205.1

    E2

304.7

膨胀机输出功,kW

195.1

    E3

195.1

膨胀气温度,K

231.5

节流阀的温度降,K

 

天然气预冷能耗,kW

36

    V1

4.4

MR制冷循环能耗,kW

168

    V2

3.0

膨胀机提供总冷量,kW

235.4

    V3

5.5

LNG流量,mol·s-1

14.468

天然气液化率,%

95

             17    NGE/MRC制冷流程的有效能分析计算结果

项目

有效能损失(ΔEx),kW

占总损失量的比例,%

压缩机

110.28

34.64

膨胀机

156.46

49.14

多股换热器

39.1

12.28

节流阀

10.7

3.36

混合器

0.80

0.25

冷却器

1.06

0.33

合计

318.8

100.00

 

八.结论与建议

 

    1装置大型化是LNG生产工艺技术发展水平最明显标志1963年投产的阿尔及利亚Arzew工厂的单列生产能力仅36×104t/a;而2008年投产的卡塔尔QATARGAS工厂的单列生产能力则达到了770×104t/a。虽然我国目前建设规模达到(200~300)×104t/a(单列)LNG装置的条件尚不太成熟,但为适应我国“能源供应多元化”战略和国际合作的需要,必须充分重视此发展趋势。

2)近10余年来,在生产装置大型化的同时,国内外中小型LNG装置技术开发与建设也取得了令人瞩目的成就。为适应我国“充分发挥国内资源的基础性保障作用”战略的需要,中小型LNG装置在我国的发展极为迅速,目前已建和在建的装置总数超过30套,其规模则在(2~150)×104t/a(单列)之间。中型装置大多为基荷型;小型装置则既有基荷型,也有调峰型。

3)根据我国的具体国情,中小型LNG生产装置的建设对边远分散气田与海上气田开发、城镇供气及调峰、LNG作为车用燃料及非常规天然气的利用等方面均发挥了关键性的作用,必将成为我国天然气工业发展的一个重要分支。鉴此,建议有关部门充分重视此发展动向。

4)目前大型LNG生产装置常用的各种流程都是由单一冷剂级联式、混合冷剂和透平膨胀机等3种基本的制冷循环演变而来。近年来,这3种基本制冷循环在发展过程中相互渗透,取长补短而开发出一系列新型工艺流程。诸如,菲利普公司的优化级联式流程(OCP),APCI公司的C3/MR流程,林德公司的由三级不同组成混合冷剂构成的MFCP流程和壳牌(Shell)公司开发的在预冷阶段也使用混合冷剂的双混合冷剂流程(DMR)。

5)使用单级MR的新疆广汇装置和广东珠海装置的成功投产,为我国在中型LNG生产装置上使用单级混合冷剂制冷流程奠定了基础。但此类流程的工程设计我国目前尚缺乏经验;且该流程中的关键设备——多股流绕管式换热器(SWHE)也需依靠进口

61980年代后期开始,透平膨胀机流程的发展尤为突出,目前广泛应用于我国中小型LNG生产装置的建设。四川犍为装置是国内第一套利用输气管网压力差而建设的开式循环天然气(部分)液化装置,在其取得成功的基础上,目前在四川泸州、江苏苏州、青海西宁和河南安阳等地又成了多套类似的装置。从发展的角度看,此类装置可以完全立足于国内技术,故发展速度颇快,今后将成为城市供气的主要调峰手段。

(7)天然气液化是一种能耗极高的工艺过程,其设备投资在总投资中所占比例甚大,且有效能在总能耗中所占比例不超过40%。因此,在LNG工程可行性研究和/或前端设计(FEED)中,运用有效能(Ex)分析以改进各种制冷流程的热力学效率是降低设备能耗、尺寸和投资的重要技术措施。同时,此技术也是我国开发具有自主知识产权新工艺的必由之路,应引起有关部门充分重视。

 

 

 

                           参考文献

 

[1]       磊,国际LNG贸易的发展趋势分析,商业时代,

20114):41

[2] 李长波    杰等,全球油气资源形势,天然气工业,2010301):1   

[4] T. Shukri, LNG technology selection, Hydrocarbon Engineering, 2004(2)10

[5] 黄志光  汪荣顺等,小型天然气液化装置的研制现状与前景,低温工程,

20026):59

[6] A. J. Finn, G. L. Johnson et al., Developmend in natural gas liquefaction, Hydrocarbon Processing, 1999(4)28

[7] 顾安忠  鲁雪生等著,液化天然气技术,北京:机械工业出版社(2004

[8] 尹全森  李红艳等,混合制冷剂循环的级数对制冷性能的影响,化工学报,

    20096011):2689

[9] 陈永东  陈学东,LNG成套装置换热器关键技术分析,天然气工业,2010

    301):96

[10] 唐玉杰    莹,海南小型LNG工厂液化工艺方案特点,天然气工业,

    2010301):105

[11] 徐文渊,利用输气压差能量开发小型LNG生产装置,天然气技术,

    200711):72

[12] 李翠超  吴江涛等,利用城市天然气管网压能的LNG液化流程模拟分析,

第三届中国LNG论坛(论文编号1270501),北京(20116月)

 LNG产业技术发展的认识

 

                             陈赓良      

 

   

 

一.发展概况

 

    1. 生产装置大型化

    装置大型化是LNG生产工艺技术发展水平最明显标志。从表数据可以看出,1963年投产的世界第一套LNG生产装置,其单列产量仅36×104t/a2008年投产的QATARGAS工厂的单列生产能力则达到了770×104t/a。虽然我国目前建设规模达到(200~300)×104t/a(单列)LNG装置的条件尚不太成熟,但为适应我国“能源供应多元化”战略和国际合作的需要,必须充分重视此发展趋势。

    

                1    大型(基荷型)LNG工厂示例

编号

工厂位置

投产

年份

流程名称

单列生产能力

 104t/a

技术开发

  公司

1

阿尔及利亚

Arzew工厂

1963

原始级联式

36

1083列)

 

2

特立尼达-多巴哥

Point Fortin工厂

2005

优化级联式

OCP工艺)

520

18805列)

Phillips

石油公司

3

利比亚

Marsa le Brega 工厂

1970

单级混合溶剂(MRC

69

APCI公司

4

马来西亚

MLNG Tiga 工厂

2002

丙烷预冷混合溶

剂(C3/MRC

375

APCI公司

5

卡塔尔

QATARGAS 工厂

2008

C3/MRC+

氮膨胀循环

770

APCI公司

6

挪威

Ekofisk工厂

2007

混合溶剂级联式

MFCP

410

Linde公司

7

俄罗斯萨哈林岛

2号工厂

2009

两级混合冷剂(DMR

480

Shell公司

 

    2. 中小型装置迅速发展

10余年来,在生产装置大型化的同时,国内外中小型LNG装置技术开发与建设也取得了令人瞩目的成就。为适应我国“充分发挥国内资源的基础性保障作用”战略的需要[2],中小型LNG装置在我国的发展极为迅速,目前已建和在建的装置总数超过30套,其规模则在(3~150)×104t/a(单列)之间(参见表2);从而对我国边远分散气田与海上气田开发、城镇供气、城市调峰、LNG作为车用燃料及非常规天然气的利用等方面均发挥了关键性的作用,成为我国天然气工业发展的一个重要分支。

 

 

2    国内建设的中小型(基荷型)LNG工厂示例

编号

装置

名称

工艺

流程

生产能力

104m3/d

投产

时间

提供技术

公司

1

陕北示范

气波机+膨胀机

3

1999

国内技术

2

中原绿能

级联式

15

2001

法国索菲公司

3

新疆广汇

(单级)混合冷剂

150

2004

德国林德公司

4

四川气田

(天然气)膨胀机

4(部分液化)

2005

国内技术

5

海南福山

两级N2膨胀机

25(全液化)

2008

加拿大Propak

6

浦东调峰

整体结合级联式(CII

10

1999

法国索菲公司

7

鄂尔多斯

(单级)混合冷剂

100

2008

美国B&V公司

8

宁夏银川

N2+CH4)膨胀机

30

2009

国产技术

 

    3. 工艺流程开发取得长足进步

目前国内外常用的各种流程都是由3种基本的制冷循环演变而来:即单一冷剂级联式、混合冷剂(MRC)和透平膨胀机;它们的技术特点如表3所示。

近半个世纪以来,上述3种基本的制冷循环均取得了长足的技术进步,且在发展过程中各种循环相互渗透,取长补短而开发出一系列新型工艺流程。诸如,菲利普公司的优化级联式流程(OCP),空气液化与化工产品公司的APCI(丙烷预冷+单级混合冷剂)的C3/MR流程,林德(Linde)公司的由三级不同组成混合冷剂(MR)构成的混合冷剂级联式流程(MFCP),壳牌(Shell)公司在C3/MR基础上开发的在预冷阶段也使用混合冷剂的双混合冷剂流程(DMR)。1980年代后期开始,膨胀机工艺发展尤为突出,不仅广泛应用于中小型装置建设,并与其它工艺流程相结合,成功地应用于大型装置的扩容(参见表4[3]

 

              3   3种基本制冷循环的技术特点

制冷循环名称

         优点

           缺点

级联式

Cascade

1)能耗低;(2)以纯组分作为工质制冷,不存在配比问题;(3)技术成熟,操作稳定。

1)压缩机组多,流程复杂;(3)附属设备多,需配置专门生产与储存多种冷剂的设备;(3)控制系统复杂。

混合冷剂

MRC

1)机组和设备少,流程简单,故投资比典型的级联式流程低15%~20%;(2)冷剂组分大多可由原料天然气中获取。

1)能耗较高,比典型级式流程高10%~20%;(2)控制MR的配比较困难;(3)流程模拟需掌握各组分可靠的平衡数据及物性参数,计算较困难。

透平膨胀机

Expender

1)流程简单,调节灵活,容易启动和操作,维修方便;(2)利用天然作为工质时,可省去专门生产、运输及储存冷剂的费用。

1)进入膨胀机的气体必须深度脱水;(2)回流压力低,换热面积大;(3)装置处理量受低压气用户限制;(4)液化率低,能耗很大。

 

 

 

                 4   LNG装置工艺流程示例[4]

编号

技术开发

公司

工艺流程

名称

工艺技术特点

1

菲利普

石油公司

优化级联

OCP

运用前端设计技术(FEED)对常规级联流程的工程标准、设备配置和环境相容性等方面进行全面评估的基础上提出了“两列合一”、原料气脱N2BOG回收和采用航改型燃气轮机等优化措施。在适当增加能耗的前提下大幅提高制冷效率。单列生产能力可达500×104t/a

2

空气液化与化工

产品公司

APIC丙烷预冷/混合冷剂

C3/MR

由两个主要的冷剂循环构成;预冷用由3~4个压力等级组成的丙烷循环,液化和过冷用混合冷剂(MR)。预冷阶段用PFHE,液化和过冷阶段用SWHE。用燃气轮机替代蒸气轮机驱动制冷压缩机。单列生产能力可达400×104t/a,广泛应用于各种不同规模的LNG生产装置。

3

林德公司

Linde

多级

混合冷剂

MFCP

在预冷、液化和过冷3个制冷循环中,采用3种不同组成的MR以提高装置效率,并降低能耗10%~15%。预冷阶段用板翅换热器(PFHE),液化及过冷阶段用绕管换热器(SWHE),并以燃气轮机替代蒸气轮机驱动制冷压缩机。单列生产能力可达400×104t/a以上。

4

壳牌公司

Shell

双混合

冷剂

DMR

工艺流程的结构类似于C3/MR,区别在于预冷阶段用主要由C2H6/C3H8组成的混合冷剂取代单一组分冷剂(丙烷),并在预冷、液化及过冷3个阶段都采用林德公司专利的SWHE。采用GE F7燃气轮机驱动制冷压缩机。单列生产能力可达480×104t/a

5

空气液化与化工

产品公司

AP-X

在卡塔尔QATARGAS公司原建的APICC3/MR)流程上增加一个透平膨胀机制冷循环,从而使装置的生产能力从600×104t/a增加到770×104t/a

 

二.制冷循环的效率与能耗

 

    1. 五种制冷循环的比较

综上所述可以看出,当前国内外已经开发出不下数十种工艺流程以适应在不同现场条件下、建设不同规模LNG生产装置的需要。但从制冷原理分析,实质上只涉及两种制冷方式:即冷剂(机械)制冷和膨胀制冷;后者又可以细分为节流阀膨胀、涡流管(包括脉冲管和气波机等)膨胀和透平膨胀机膨胀等3种主要膨胀制冷循环,它们在从等焓膨胀逐步向等熵膨胀靠拢的过程中,制冷效率或制冷系数(COP,即实际制冷量与其输入功的比值)逐步提高,而装置的能耗也相应地增加。另一方面,从工程热力学的角度分析,当前工业应用的、名目繁多的工艺流程均以表5所示的5种类型的液化制冷循环为基础开发出来的[5]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                      5     5种基本制冷循环

编号

制冷循环

基本原理

       特点与应用

1

林德循环

Linde

由制冷压缩机、冷凝器、节流阀和蒸发器4个部件组成的闭合式制冷循环;通过压缩→冷却→膨胀→气化(吸热)等4个步骤制冷

最基本的制冷循环,其制冷效率最差,能耗也最低;在新流程开发过程中,通常作为效率与能耗的评价基准。全球第一套级联式LNG工业装置即基于此循环。

2

涡流管循环

Votrex

高压天然气从拉法尔喷嘴高速喷出后,在涡流管中旋转而将压力能转化为冷能。制冷效率介于节流阀膨胀与透平膨胀机循环之间。

制冷流程和设备很简单,无转动设备,适合用于有压力能可供利用的场合。在相同条件下,以林德循环为基准,制冷效率可提高约50%

3

克劳德循环

Claude

将透平膨胀机应用于气体液化的新型制冷循环;此循环中大部分高压工质气体经膨胀机作绝热膨胀,使气体内能以功的形式输出而提高效率。

是目前中小型装置广泛应用的一种制冷循环。理论制冷效率比林德循环提高约90%;但单级膨胀机循环比林德循环的能耗高约1倍,两级膨胀能耗高约70%

4

混合冷剂

循环

MRC

C1~C5烃类及N25种或更多组分构成的MR作为制冷工质,进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀而得到不同温度水平的冷量。

适用于各种生产规模及不同现场条件的LNG装置,是当前应用最广泛的一种制冷循环。理论制冷效率比林德循环提高约170%,但能耗仅增加约25%

5

布雷顿循环

Brayton

以气体为工质的制冷循环,工作过程包括等熵压缩→等压冷却→等熵膨胀→等压吸热4个过程;与蒸汽压缩式制冷的工作过程类似,主要区别在于工质气体不发生相态变化。

目前广泛应用于中小型装置的

N2膨胀液化流程即基于此制冷循环。与MRC制冷循环相比,N2膨胀流程更为简化、紧凑,投资。制冷效率比MRC高约20%,但能耗要比MRC高约40%

 

2. 制冷循环的损失功和卡诺因子

根据热力学原理,以可逆过程获得一定量LNG所需的功是最少的(即卡诺功,Wm),故可逆过程所需能耗最低。但LNG生产装置上必须有推动力才能进行不可逆的制冷过程,必然有一定量的功(或能)损失,故装置的实际功等于卡诺功加上损失功。图1所示为典型的(9温阶)级联式流程中被液化天然气的冷却/加热曲线,图中实线与虚线之间所示的面积即表示损失功,后者将随着制冷温度下降而变大。低温工程中常用卡诺因子(Carnot factorC)来衡量装置的制冷效率,其表示如下式所示[6]

           C =  Wm / Q = [1  Ts / T ]         1   

式中    C——卡诺因子;

        Wm——卡诺功;

        Q——达到要求制冷温度(T)需要从系统移出的热量;

        Ts——环境温度。

2所示数据表明,假定以环境温度300K为基准,在100K~200K的低温范围内C值急剧下降,从约2.5降至0.5左右。因而在100K下生产1MJ冷量所需的卡诺功约比在200K下高4倍左右。由此可见,与热能工程相反,在低温工程中制冷效率随着卡诺因子的增大而下降,且制冷温度愈低则效率下降愈多。

 

三.有效能(exergyEx)分析及其应用

 

    1. 制冷循环流程和设备的有效能(exergyEx)分析

    以上分析可见天然气液化是一种能耗极高的工艺过程,其设备投资在总投资中所占比例甚大。但是,制冷循环的效率可以通过使过程在尽量靠近热力学平衡的条件下进行而得到改善,从而尽可能地减少损失功。因此,在LNG工程前端设计(FEED)中,运用有效能(Ex)分析以改进各种制冷流程的热力学效率是降低设备能耗、尺寸和投资的重要技术措施。近年来开发成功的、以透平膨胀机取代简单的节流阀膨胀即为一个典型的实例。

           1   典型(9温阶)级联式流程的组分加热/冷却曲线

 

 

  2    卡诺因子与制冷温度的关系(环境温度Ts=300K

LNG工业最常用的MRC制冷流程中,压缩机是Ex损失最多的设备,其次为换热器;可以通过对两者Ex损失进行分析而找出改进措施。若忽略工质的动能和位能,稳流工质的在工况条件下的焓(H)和Ex之间的关系可以下式表示:

             E H0)— T0 S0     2

式中    H0——环境条件下的焓;

        H ——工况条件下的焓;

        S——环境条件下的熵;

        S ——工况条件下的熵;

        T——环境温度。

以制冷循环中的压缩机为例,其有效能Ex平衡方程可以下式表示:

               Ex1 + Wc = Ex + ΔEx                          3

式中    Ex1Ex2——单位工质压缩前、后的Ex值;

        Wc——压缩机的能耗;

        ΔEx——压缩机制有效能损失。

    根据式(2)所示,压缩机的有效能损失(ΔEx)可以表示为下式:

       ΔEx = H2 H1)(1/ηc   1+ T0S2 S1    4

式中    H1H——单位工质压缩前、后的焓值;

        η——压缩机的效率。

    流程中其它设备(如换热器、节流阀、水冷器和混合器)也同样可以按其工作原理建立相应的有效能损失(ΔEx)计算式,然后进行全流程的有效能分析。

 

1-冷却器;2-储集罐;3-预处理单元;4-气体干燥单元;5-分馏塔;6-分离器;7-冷箱

P1-高压丙烷蒸发器;P2-中压丙烷蒸发器;P3-低压丙烷蒸发器

3    典型的APCI丙烷预冷/MRC流程

 

    根据图3所示流程,按表6与表7所示的操作参数及组分摩尔分数,对典型APCI丙烷预冷/MRC流程中主要设备进行有效能分析的计算结果示于表8。表6和表7中混合冷剂各组分的摩尔分数、天然气温度、高低压制冷剂温度均为第一个换热器热端面处的值。各换热器热端面和的温差为3K。天然气入口温度为298K。压缩机效率为0.75。丙烷预冷循环的压缩机出口压力为1.3MPa[7]               

                      6    温度与压力参数

 

天然气

高压制冷剂

低压制冷剂

LNG储存

压力,MPa

5

2.5

0.26

0.15

温度,K

238

238

225

117.2

 

                       7    组分的摩尔分数

 

氮气

甲烷

乙烷

丙烷

异丁烷

正丁烷

天然气

0.7

82.0

11.2

4.0

1.2

0.9

混合冷剂

5.0

41.0

34.0

20.0

0.0

0.0

 

 

2. 制冷循环级数对效率的影响

制冷循环的结构选择是优化工艺流程的基础。以MRC工艺为例,目前有单级、二级、三级和多级混合冷剂制冷循环等多种应用于工业的工艺流程。虽然增加制冷循环级数时工艺过程的效率肯定增加,但制冷能耗、设备投资和流程复杂程度也同时增加。因此,必须结合装置规模、原料气组成及现场条件等因素,通过有效能分析才能确定合理的级数。

                      8    有效能分析计算结果

          项  目

有效能损失/kW

所占比例(%)

总有效能损失/kW

 

 

MRC循环

压缩机

6.873

60.88

 

 

11.291

水冷却器

0.977

8.65

多股流换热器

0.933

8.26

节流阀

2.064

18.28

混合器

0.443

3.92

 

 

丙烷预冷循环

压缩机

6.561

45.14

 

 

14.535

水冷却器

2.046

14.08

多股流换热器

2.656

18.27

节流阀

0.680

4.68

混合器

2.593

17.84

总的压缩机有效能损失

13.434

52.02

 

25.826

总的换热器有效能损失

6.612

25.60

总的节流阀有效能损失

2.744

10.62

总的混合器有效能损失

3.036

11.76

 

 

 

       PMR—预冷MRC循环;LMR—液化MRC循环;SMR—过冷MRC循环

        4    典型的三级MRC制冷循环流程

 

                 9    原料天然气组成(摩尔分数)

甲烷

乙烷

丙烷

正丁烷

异丁烷

氮气

0.820

0.112

0.040

0.012

0.009

0.007

 

 

 

             10    循环级数对MRC制冷循环效率的影响

 

一级MRC

二级MRC

三级MRC

天然气液化冷量,kW

814.2

814.2

814.2

天然气液化卡诺功,kW

361.4

361.4

361.4

MR循环量,m3/h

12096

11200

10573

压缩机轴出功,kW

1134

1041

981

有效能损失(ΔEx),kW

772.6

679.0

619.0

有效能(Ex)利用系数

0.319

0.348

0.369

有效能(Ex)利用系数比

1.000

1.091

1,157

 

按图4所示的原理流程,将表9所示组分的原料天然气液化。原料天然气的压力为4.5MPa,进入冷箱的温度为270C,天然气处理量为10×104m3/d环境温度为270C。在过冷过程中,将LNG过冷至-1500C后节流至0.2MPa时的温度为

-148.30C。采用由甲烷、乙烷、丙烷、异戊烷和氮气组成的MR,假定压缩机等熵效率为0.75、忽略换热器的压力降及压缩机出入口之间的压力差别;并采用PR方程计算天然气和MR的物性。上述条件下Ex分析计算结果如表10所示[8]

10数据表明,增加制冷循环级数可以有效地提高Ex效率。二级和三级MRC制冷循环比单级制冷循环的Ex效率分别提高了8.1%15.7%;制冷压缩机的轴出功率则分别降低了7.4%12.6%。因此,目前大型LNG生产装置一般均采用多级MR制冷循环以降低操作成本;而小型装置则采用单级制冷循环。

3. 不同制冷循环的能耗比较[6]

由于LNG生产装置的能耗不仅取决于其液化流程,也要受装置规模、环境温度、原料气组成、设备选择及工艺标准要求等一系列因素的影响,因而不太可能进行精确的比较。鉴此,表11所示数据仅反映了一个宏观的变化趋势。作为比较基准的是典型的(大型)级联式装置,其单耗约为0.33kW·h/kgLNG)。

11    液化流程的能耗比较

液化流程名称

           能耗比较

经典级联式

1.00

单级MRC

1.25

丙烷预冷+单级MRC

1.15

多级MRC

1.05

单级膨胀机

2.00

丙烷预冷+单级膨胀机

1.70

两级膨胀机

1.70

 

四.LNG生产装置的主要设备选择

 

    1. 换热器

LNG生产工厂中,制冷工段是全厂能耗最高的部分,其操作的灵活性与有效性直接影响全厂的效率及能耗[9]。因主(低温)换热器(MCHE)是全厂的核心设备,其选择、设计、制造与运行对全厂的设备投资及操作成本有重要影响。

目前世界上生产规模在300×104t/a以上的大型工厂的MCHE几乎都采用多股流绕管式换热器(SWHE),其结构如图5所示;而中小型装置则主要采用板翅式换热器(PFHE),但大型装置(在丙烷)预冷阶段也有采用PFHE(如挪威Ekofisk装置),其结构如图6所示。这两类换热器的技术特点所示表12

               12    SWHEPFHE的技术特点

 

结构

优点

缺点

 

绕管式换热器

SWHE

从芯轴或内管开始,将铝管绕制成螺旋形;每层的绕制方向与前一层相反。高压气体在管内流动,制冷剂则在壳体内流动。

承压高,结构紧凑,操作灵活,维修方便。单个设备的换热面积可达28000m2

发球专利技术,价格昂贵,供货周期较长。

 

板翅式换热器

PFHE

将波纹状翅片和板焊接在一起,制成矩形的多通道核心部件;在液体的进出口处采用流量分配器确保各通道的流量均匀。

非专利技术,价格较便宜。结构紧凑,压差和温差均较小。大型设备的换热面积率可达1300m2/m3

承压较低;换热器内存在多股流体,且每股液体可能存在气液两相,故计算和设计均较困难。

 

                                                                    

                       5   绕管式换热器的核心结构

 

                           6    板翅式换热器的结构

 

应用于大型LNG生产工厂的SWHE是一项专利产品,当前世界上只有美国空气液化与化工产品公司(APIC)和德国林德公司能生产。在中小型装置上广泛应用的铝制钎焊PFHE则因其结构、材料、设计与制造等方面均比较复杂,国内尚未解决其国产化的问题[9]

 

2. 压缩机及其驱动器

LNG生产装置上,压缩机主要应用于原料天然气增压及输送,以及不同温度下的冷剂制冷循环过程,是生产LNG的另一项关键设备。同时,压缩机通常是生产装置上能耗最大、也是有效能损失最大的设备,因而其类型与结构、绝热效率、吸入温度和压缩系数等的选择,对设备投资及操作成本有很大影响。

目前应用于LNG生产的压缩机形式主要有往复式、离心式和轴流式3大类。往复式压缩机一般应用于处理量不超过15×104m3/d的小型液化装置。离心式压缩机广泛应用于大、中型LNG生产装置,大型压缩机的功率可达40000kW以上。1980年代轴流式压缩机开始应用于LNG生产,在操作压力较低的工况下其处理量比离心式压缩机更大(参见图7),主要用于混合冷剂制冷循环。近年来在我国迅速发展的撬装式小型天然气液化装置经常采用螺杆式压缩机,其核心结构如图8所示。螺杆式压缩机可以用燃气发动机为原动机,使用非常方便。LNG生产装置上常用的各类压缩机的工作原理及其应用情况参见表13

    对大型装置而言,同样应根据生产规模、制冷循环特点和现场条件,选择与压缩机相匹配的驱动器。工业经验表明,虽然驱动器功率愈大,压缩机效率就愈高;但某些大功率驱动器往往受设计及制造条件的限制而可靠性存在问题。在此情况下,采用可靠性甚高的较小型设备的平行双系列装置是合理的解决途径。英国Foster Wheeler公司的一项研究表明,大型装置的驱动器也不一定局限于蒸汽轮机与  燃气轮机,在某些场合选择电动机作为原动机也是可行的(参见表14)。

 

                  7   种类压缩机操作压力与其处理的关系

 

                     

                    8   螺杆式压缩机的核心结构示意图

 

                13    LNG生产装置常用的各类压缩机

 

原理与应用

优点

缺点

往复式

压缩机

属容积式压缩机。利用曲柄连杆机构将原动机的回转运动转变为活塞在汽缸中的往复运动;从而周期性地改变工作腔容积,将吸入的低压气体压缩至高压后排出。

效率超过95%,可靠性很高,且容易安装及维修。新型往复式压缩机可改变活塞行程,既可满足满负荷要求,也可满足部分负荷要求。

转速较慢,一般在中、低转速下运行;不适合应用于处理量超过15×104m3/d的大、中型天然气液化装置。

离心式

压缩机

属速度式压缩机,依靠叶片对被压缩气体做功而使之速度大大提高,然后将此动能转化为压力能。在压缩机中,气体是沿垂直于压缩机轴方向运动。适用于大、中型装置的原料天然输送与压缩。

转速高,排量大,结构简单,摩擦部件少,操作平稳且灵活,易实现自动控制,维修工作量大大低于往复式压缩机。

效率较低,一般只能达到80%左右,且偏离设计工况愈远则效率愈低;但目前开发的采用高精度流线型叶轮的压缩机,效率可达90%左右。

轴流式

压缩机

属速度式压缩机,工作原理与离心式压缩相同,区别仅在于气体是沿平行于压缩机轴的方向运动。应用于MR制冷循环效率甚高,但仅适用于高流量的工况。

(与离心式压缩机类似)

不适宜应用于高压。

螺杆式

压缩机

属回转式压缩机。其核心部分由一对啮合的阴阳螺杆组成(参见图8)。在中、小型LNG装置上应用较多。

可靠性高,另部件少,使用寿命长。操作与维修方便;机器运转平稳,体积流量几乎不受排气压力的影响。

造价高,操作压力一般不超过3MPa,且体积流量不宜太小。

 

                   14    压缩机驱动器的选择

 

原理与应用

优点

缺点

电动机

驱动器

以电力为能源的原动机,是中、小型LNG生产装置最常用的驱动器,用以驱动往复式或离心式压缩机。

结构紧凑,体积小,投资低,运转平稳,易于实现自动控制。在电力供应充分且电价便宜的地区是首选的驱动器。

调速困难,同步电机本身不能调速,需由变速装置来实现,实现无级变速非常困难。在远离供电系统或电力供应不足的情况下,需建专用电站。

燃气发动机

驱动器

以天然或其它燃气为燃料的、火花点燃的活塞式内燃机,工作原理与汽油机相同。适合用于有天然气供应的现场。

热效率高,一般可达35%以上;若进行余热回收则可达40%。与往复式压缩机可直接连接,不需变速装置,调节比较方便。。

机器笨重,结构复杂,易损件多,安装与维修费用高。单机效率比燃气轮机低,不易与压缩机相匹配;只宜用于压比要求高的中小型装置上驱动往复式压缩机。

蒸汽轮机

驱动器

是在蒸汽机基础上发展的、以高温高压水蒸汽为工质以驱动叶轮的一种原动机;在大型LNG生产装置上应用较多。

与燃气轮机相比,其菱温度与压力要低得多,材料选择及设备制作比较容易,故造价较低。

设备笨重,占地面积大,能量密度低,且需要配套的蒸汽发生装置。属往复式机械,惯性和工作过程不连续限制了转速及效率的提高。

燃气轮机

驱动器

以连续流动气体为工质带动叶轮高速旋转,从而将燃料的能量转化为内燃式动力机械的有用功;其实质是一种旋转叶轮式热力发电机。

结构简单而紧凑,体积及重量小于其它原动机。安装与维修方便,启动快,转速高,可直接与离心压缩机连接,运行可靠,便于实现自动控制。

热效率较低,无余热回收的小型机效率低于26%;有余热回收的大型设备效率也仅30%左右。虽然增设余热回收设备后有可能将其效率提高至50%左右,但机组造价急剧上升。

 

3. 透平膨胀机

透平膨胀机也是LNG生产工厂中获取冷量的关键设备之一。此设备是一种高速旋转的热力机械,当天然气(工质)在其中作绝热膨胀时,对外作功而使系统能量下降,从而产生一定的焓降并导致工质气体的温度降低。

由于回收功和制备冷量是应用透平膨胀机的主要目的,故转速的设置应使膨胀机的效率达到最优化,但同时又会使压缩机效率降低。径向式单元膨胀机的效率要求通常为75%85%,压缩机则一般为65%80%

透平膨胀机按气体在工作轮中的流向分为轴流式、向心径流式(径流式)和向心径-轴流式(径-轴流式)三类,如图9所示。另一方面,按工质气体在工作轮中是否继续膨胀可分为反作用式(反击式)和冲动式(冲击式)两类。

 

                   9   透平膨胀机通流部分的基本形式

10所示为目前广泛应用的带有半开式工作轮的单级向心径-轴流、反作用式透平膨胀机结构的局部剖视图。透平膨胀机主体部分有通流部分、制动器及机体。通流部分是获得低温的主要部件,由蜗壳、喷嘴环(导流器)、工作轮(叶轮)及扩压器组成;气流进入蜗壳后均匀分配给喷嘴环,在喷嘴中的第一次膨胀使一部分焓降转化为气体的动能推动工作轮,气流进一步膨胀将另一部分焓降转换成外功输出。膨胀后的低温气体通过扩压器排出。

1930年德国工程师首次应用透平膨胀机制冷获得成功后,美、德和前苏联等国相继开发成功了小型高速、高膨胀比及高压大功率等应用于多种用途的新型透平膨胀机。1970年代的两次石油危机,更进一步促进了透平膨胀机制造技术的迅速发展。1980年代后,透平膨胀机已经广泛应用于天然气的冷凝分离过程,逐渐形成了除级联式、混合冷剂外的第三种工业常用的天然气液化制冷工艺流程——带膨胀机的液化流程。近年来,我国的透平膨胀机制造技术也取得了长足进步,但总体而言尚与国外有相当差距,尤其在叶片应力及频率分析、CFD计算与流体力学分析,以及相应的软件开发方面还有待提高,从而全面解决设备稳定性、可靠性和大型化问题。

 

              10   向心径-轴流反作用式透平膨胀机典型结构

    美国Rotoflow公司是制造轻烃回收和天然气液化用(带液)透平膨胀机的国际著名公司,其生产的径流式透平膨胀机最高进气压力可达20MPa,最大流量为5×104kg/h,最高转速为12×104 r/min;制动器包括压缩机、发电机等。

 

五.级联式与混合冷剂制冷循环的应用

 

综上所述可以看出,由级联式、混合冷剂(MRC)和膨胀机等3种制冷循环发展而来多种工艺流程,以及与之配套的关键设备目前在LNG生产工厂中均有广泛应用,其合理的选择一般取决于装置规模、现场条件、原料气组成和设备配套等诸多因素的综合比较。总体而言,以上讨论过的优化级联式、经改进的

C3/MRCDMRMFCP等各种新型流程,基本上均适用于大规模的LNG工厂,而适用于我国正在大力发展的中、小型工厂主要是各种类型的膨胀机流程,以及单级混合冷剂流程(如B&V公司的Prico工艺。),但后者的设计及关键设备制造(如PFHE),目前国内尚缺乏经验,必须依靠进口技术。

    1. 中原绿能装置(级联式流程)

该装置建于河南濮阳,200111月投产,是我国第一套投入商业运行的(基荷型)小型LNG生产装置,天然气处理量为15×104m3/d采用法国索菲公司设计的、以丙烷和乙烯为冷剂的级联式致冷液化流程(参见图11,生产的LNG通过槽车运输的方式供应给山东、江苏等省的一些城市。该装置的主要工艺参数如表15所示。

           

                    11    中原绿能天然气液化装置工艺流程

                

 

               15    中原绿能装置的主要工艺参数

原料气压力

12MPa

原料气温度

30

甲烷摩尔分数

93.35%~95.83%

液化能力

15.0×104m3/d

LNG储罐总容量

1200 m3(共2个储罐,单罐容量600 m3

 

如图11所示,经净化处理后的高压原料气由丙烷预冷至-30左右,再节流至5.3MPa/-60左右;中压天然气分离重烃并脱除微量苯后,经乙烯换热器冷却,再节流至1.0MPa/-123℃,分离出中压尾气和中压LNG。中压LNG再经节流到0.3MPa/-145左右,得到低压LNG贮存于产品储罐。低压尾气同中压尾气一起经回收冷量后,分别进入低压和中压管网。

    级联式制冷流程在国外一般应用于大型LNG生产装置。但因中原绿能是国内首座基荷型装置,故选择了技术成熟、能耗较低的级联式流程;它也是国内迄今唯一的一套级联式流程LNG生产装置。在流程设计方面,该装置利用原料气较高的压力,在流程上采用三级J-T节流降温,并回收闪蒸气冷量等措施以降低能耗,为级联式流程应用于中小型装置取得了成功的经验。

    2. 新疆广汇装置(单级混合冷剂流程)

新疆广汇天然气液化装置建于新疆鄯善吐哈油田,于2004年9月投产。该装置引进德国林德公司技术,采用单级混合冷剂制冷流程,天然气液化能力达到150×104m3/d,产年LNG43×10t,是目前我国最大的LNG生产装置。

如图12所示,天然气经预处理后导入冷箱,冷箱中集成了三个绕管式换热器(参见图13),即预冷段(E1)、液化段(E2)和过冷段(E3)。天然气经过预冷段分离掉重烃,然后在液化段冷凝,在过冷段过冷,最后节流并送入LNG储罐。储罐为容量30000m3单容罐,在连续生产时注入量为111m3/h。

新疆广汇装置采用的混合冷剂(MR)由氮-甲烷-乙烯-丙烷-戊烷等5个组分组成。在闭式MR制冷循环中通过JT膨胀,以三个不同的温度级为冷箱提供冷量,从冷箱返流的MR蒸气经三级压缩机压缩、风冷器冷却和气液分离器分离后,气液相分别进入预冷段。液体在预冷段过冷,再经过节流阀节流降温,与后续流程的返流气混合后共同为预冷段提供冷量。气态MR经预冷段冷却后进入气液分离器,气相和液相分别流入液化段,液体经过冷和节流降压降温后,与返流气混合,为液化段提供冷量,天然气进一步降温,气相流体将部分冷凝。过冷段中的换热过程与预冷段和液化段相同。MR在液化段中被冷却后,在过冷段中进行过冷,然后节流降压、降温后返回该段以冷却天然气和MR。

制冷循环压缩机(C1)以燃气透平(CT1)为驱动机。来自储罐的闪蒸气(BOG)和置换气经压缩后先作为原料气脱碳装置的再生(气提)气,然后作为燃气透平的燃料。全厂采用导热油系统供应两个不同温度等级的热量,高温等级的温度约2600C,作为脱碳装置重沸器的热源。

在新疆广汇装置取得成功的基础上,国内又于200810月和12月投产了广东珠海装置与鄂尔多斯装置,处理规模分别为60×104m3/d100×104m3/d。这两套装置均单级混合冷剂制冷流程,由美国B&V提供技术。

 

                   

 

六.膨胀机制冷循环及其应用

 

    1. 工艺原理

膨胀机制冷循环液化工艺是利用高压工质(致冷剂)通过透平膨胀机绝热膨胀循环制冷而实现天然气液化的工艺。工质气体在膨胀机中膨胀降温的同时向外界输出功,后者可用于驱动流程中的压缩机。当进入装置的原料气与离开装置的商品气之间有一定的压差时,液化过程有可能不需从外界输入能量,而靠原料天然气的压差通过膨胀机制冷,并使进入装置的天然气液化。

天然气液化应用的膨胀机制冷循环分为闭式和开式两种(参见图14)。闭式循环中的工质气体不是被液化的介质,如氮气膨胀制冷液化流程以氮气为工质气体,它仅为天然气提供液化所需的冷量,在制冷过程不涉及工质的相态变化,属制冷效率比Claude循环更高的Brayton循环。

在开式循环中,高压天然气的一部分进入膨胀机膨胀,然后在换热器内为高压天然气提供冷量,低温高压天然气经节流膨胀后进一步降低温度而被液化,故在开式循环中原料天然气仅是部分被液化。开式循环制冷流程的最大优点是能耗小,预处理的气量大大减少;但不能达到闭式循环那样低的温度,故原料气液化率甚低,通常仅为原料气总量的10%~30%(由原料气可能提供的压力能而定)。

                 

                   13   E1E2·和E3集成的冷箱    

 

2. 四川犍为装置(开式循环部分液化)

2005年11月投产的四川犍为装置是国内第一套利用输气管网压力差而建设的开式循环天然气(部分)液化装置,该装置的功能为基荷型。在其取得成功的基础上,目前在四川泸州、江苏苏州、青海西宁和河南安阳等地又成了多套类似的装置,但其功能大多为调峰型。从发展的角度看,此类装置可以完全立足于国内技术,故发展速度颇快,今后将成为城市供气的主要调峰手段。

             

                   14    闭式循环与开式循环示意图

                  

原料气井口压力高达20MPa,但考虑到气田的压力递减及国产设备的加工制造水平,确定原料气进装置的压力为5.8MPa;而配气站向管网供气的压力仅

1.8MPa,利用液化装置与输气管网之间约4.0MPa的压差,犍为装置采用透平膨胀机开式循环制冷工艺。通过对占总气量约90%天然气进行透平膨胀机制冷获得的冷量来液化占总气量约10%的天然气。被液化的天然气量为4×104m3/dLNG产量为29t/d,单位能耗小于0.08kW·h/m3(天然气)。该装置工艺流程如图15所示;主要设计参数如表16所示。

如图15所示,经预处理的膨胀气流和被液化气流分别进入冷箱内的预冷换热器(PFHE),在此将膨胀气流和被液化气流从30℃冷却到约-43℃。膨胀气流进入透平膨胀机从5.8MPa膨胀到1.5MPa(温度约-107℃)后,依次通过液化换热器(PTHE)、预冷换热器换热,复热到常温后进入膨胀机的增压端增压至1.9MPa,并经后冷器冷却至40℃,进入中压天然气管网返回配气站。

从预冷换热器出来的LNG气流(-43℃)依次通过液化换热器(出口温度

-103)、过冷器(板翅式换热器)过冷,逐步冷却到-110℃后,通过节流阀由5.5MPa节流至0.35MPa(-140℃)进入冷箱内的低温分离器分离成气液两相,气相与LNG贮槽返回来的低压天然气汇合后依次通过过冷器、液化换热器、预冷换热器换热,复热到常温后作为冷吹和再生气源。出低温分离器中的液相进入LNG贮罐(4台100 m3压力储罐),储存压力为0.35MPa(-140℃)。

   

               15    四川犍为天然气液化流程示意图

 

                16    四川犍为装置的主要设计参数

原料天然气组分

甲烷含量94%、CO20.14%、汞含量 790ng/m3N2含量 5%,不含H2S

处理气量

40×104m3/d

液化气量

4×104m3/d

LNG 产品

66.7 m3/d

商品气

35.8×104m3/d

气井井口压力设计

20MPa

进气压力

5.8MPa

进气温度

30℃左右

 

    3. 海南福山装置(氮气循环两级膨胀)

    20053月投产的海南福山装置天然气处理量为25×104m3/d,液化率为100%。该装置采用氮气两级膨胀流程,由加拿大Propak公司提供技术,其工艺流程如图16所示。原料气温度为350C,压力为1.3MPa,组成如表17所示。

                  16    海南福山装置工艺流程示意图

 

 

    N2膨胀制冷循环中,N2首先通过N2压缩机(1)一级压缩并冷却,再通过压缩机(2)二级压缩并冷却,又通过两个膨胀/压缩机进一步压缩并冷却,然后N2流经冷箱的C股物流通道被冷却,进入一级膨胀机膨胀后,流经冷箱的D股物流通道被冷却,再进入二级膨胀机进一步膨胀而得到低温N2,后者作为冷源进入箱为天然气液化提供冷量。出冷箱的N2返回N2压缩机进行循环[10]

                 17    原料气组成(水饱和),%v

组分

含量

组分

含量

甲烷

73.880

正丁烷

0.002

乙烷

18.670

异戊烷

0.001

丙烷

0.430

二氧化碳

5.860

异丁烷

0.040

氮气

1.150

 

    该装置在被液化天然气量为25×104m3/d时(液化率100%),制冷工质N2循环量为2018kmol/h,压缩机功率(两台)3567kW,水冷换热器带走热量为18290MJ/h,多股流换热器得到的冷量分别为1860MJ/h 4606MJ/h

    4. N2+CH4)膨胀机流程

    此流程与N2循环制冷膨胀机流程基本相同,只是为了降低膨胀机的能耗,以(N2+CH4)混合气体取代纯N2作为工质气体。由于缩小了冷端温差,此流程比使用纯N2工质的流程节省10%~20%的能耗。

 

七.NGE/MRC制冷流程的有效能分析

 

近期文献中提出一种新型的NGE/MRC制冷流程,其特点是将部分城市输气管网中的高压天然气作为透平膨胀机的膨胀气,将高压天然气的压力能转化为冷能与机械功,两者分别应用于原料气的预冷和驱动混合冷剂压缩机[12]NGE/MRC制冷流程包括3个部分:膨胀机预冷系统、MRC制冷系统和天然气液化系统。在膨胀预冷系统中,一部分来自高压管网的原料天然气作为膨胀气进入透平膨胀机(EPX)膨胀端膨胀降温后,进入预冷换热器(E1)提供天然气预冷及混合冷剂(MR)所需的冷量。MRC制冷系统及天然气液化系统的流程则与常规的MRC流程类似(参见图5)。

 

                 E1~E3—换热器;S1~S4—气液分离器;V1~V3—节流阀;

                      EXP—带增压端的透平膨胀机;WC—冷却器;C—压缩机

                   5    NGE/MRC制冷流程示意图

 

    设定原料天然气压力为3.5MPa,温度为293.15K;膨胀气终端压力为1.0MPaLNG产量为30000m3/d,储存压力为120kPa。低压压缩机入口处MR的压力为0.33MPa,高压压缩品牌压力为2.0MPa。多股流换热器换热端面的温差约为30C。压缩机与膨胀机的效率取软件默认值;换热器及冷却水的压降取10kPa,不考虑其它功损失。

    使用Aspen Plus软件进行流程模拟时,原料原料天然气和MR的组成如表15所示;模拟得到的各节点热力学参数与设备的操作参数如表16所示。根据流程模拟得到的数据进行NGE/MRC制冷流程的有效能分析计算结果如表17所示。

             15    原料天然气与MR的组成(mol%

序号

1

2

3

4

5

6

组分

N2

CH4

C2H6

C3H8

n-C4H10

i-C4H10

原料天然气

1.974

97.359

0.565

0.082

0.010

0.010

MR

6.60

43.9

34.5

15.0

 

 

 

            16    各节点的热力学参数和设备的操作参数

参数

数值

参数

数值

MR流量,mol·s-1

32.097

MR提供的冷量,kW

 

膨胀气流量,mol·s-1

111.616

    E1

83.90

压缩机功率,kW

205.1

    E2

304.7

膨胀机输出功,kW

195.1

    E3

195.1

膨胀气温度,K

231.5

节流阀的温度降,K

 

天然气预冷能耗,kW

36

    V1

4.4

MR制冷循环能耗,kW

168

    V2

3.0

膨胀机提供总冷量,kW

235.4

    V3

5.5

LNG流量,mol·s-1

14.468

天然气液化率,%

95

             17    NGE/MRC制冷流程的有效能分析计算结果

项目

有效能损失(ΔEx),kW

占总损失量的比例,%

压缩机

110.28

34.64

膨胀机

156.46

49.14

多股换热器

39.1

12.28

节流阀

10.7

3.36

混合器

0.80

0.25

冷却器

1.06

0.33

合计

318.8

100.00

 

八.结论与建议

 

    1装置大型化是LNG生产工艺技术发展水平最明显标志1963年投产的阿尔及利亚Arzew工厂的单列生产能力仅36×104t/a;而2008年投产的卡塔尔QATARGAS工厂的单列生产能力则达到了770×104t/a。虽然我国目前建设规模达到(200~300)×104t/a(单列)LNG装置的条件尚不太成熟,但为适应我国“能源供应多元化”战略和国际合作的需要,必须充分重视此发展趋势。

2)近10余年来,在生产装置大型化的同时,国内外中小型LNG装置技术开发与建设也取得了令人瞩目的成就。为适应我国“充分发挥国内资源的基础性保障作用”战略的需要,中小型LNG装置在我国的发展极为迅速,目前已建和在建的装置总数超过30套,其规模则在(2~150)×104t/a(单列)之间。中型装置大多为基荷型;小型装置则既有基荷型,也有调峰型。

3)根据我国的具体国情,中小型LNG生产装置的建设对边远分散气田与海上气田开发、城镇供气及调峰、LNG作为车用燃料及非常规天然气的利用等方面均发挥了关键性的作用,必将成为我国天然气工业发展的一个重要分支。鉴此,建议有关部门充分重视此发展动向。

4)目前大型LNG生产装置常用的各种流程都是由单一冷剂级联式、混合冷剂和透平膨胀机等3种基本的制冷循环演变而来。近年来,这3种基本制冷循环在发展过程中相互渗透,取长补短而开发出一系列新型工艺流程。诸如,菲利普公司的优化级联式流程(OCP),APCI公司的C3/MR流程,林德公司的由三级不同组成混合冷剂构成的MFCP流程和壳牌(Shell)公司开发的在预冷阶段也使用混合冷剂的双混合冷剂流程(DMR)。

5)使用单级MR的新疆广汇装置和广东珠海装置的成功投产,为我国在中型LNG生产装置上使用单级混合冷剂制冷流程奠定了基础。但此类流程的工程设计我国目前尚缺乏经验;且该流程中的关键设备——多股流绕管式换热器(SWHE)也需依靠进口

61980年代后期开始,透平膨胀机流程的发展尤为突出,目前广泛应用于我国中小型LNG生产装置的建设。四川犍为装置是国内第一套利用输气管网压力差而建设的开式循环天然气(部分)液化装置,在其取得成功的基础上,目前在四川泸州、江苏苏州、青海西宁和河南安阳等地又成了多套类似的装置。从发展的角度看,此类装置可以完全立足于国内技术,故发展速度颇快,今后将成为城市供气的主要调峰手段。

(7)天然气液化是一种能耗极高的工艺过程,其设备投资在总投资中所占比例甚大,且有效能在总能耗中所占比例不超过40%。因此,在LNG工程可行性研究和/或前端设计(FEED)中,运用有效能(Ex)分析以改进各种制冷流程的热力学效率是降低设备能耗、尺寸和投资的重要技术措施。同时,此技术也是我国开发具有自主知识产权新工艺的必由之路,应引起有关部门充分重视。

 

 

 

                           参考文献

 

[1]       磊,国际LNG贸易的发展趋势分析,商业时代,

20114):41

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[4] T. Shukri, LNG technology selection, Hydrocarbon Engineering, 2004(2)10

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[7] 顾安忠  鲁雪生等著,液化天然气技术,北京:机械工业出版社(2004

[8] 尹全森  李红艳等,混合制冷剂循环的级数对制冷性能的影响,化工学报,

    20096011):2689

[9] 陈永东  陈学东,LNG成套装置换热器关键技术分析,天然气工业,2010

    301):96

[10] 唐玉杰    莹,海南小型LNG工厂液化工艺方案特点,天然气工业,

    2010301):105

[11] 徐文渊,利用输气压差能量开发小型LNG生产装置,天然气技术,

    200711):72

[12] 李翠超  吴江涛等,利用城市天然气管网压能的LNG液化流程模拟分析,

第三届中国LNG论坛(论文编号1270501),北京(20116月)

 

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