第34卷第3期石油與天然氣化工小型液化天然氣生產(chǎn)裝置徐文淵(四川石油管理局)摘要介紹了目前國內(nèi)外小型液化天然氣(ING)的生產(chǎn)裝置及其液化工藝現(xiàn)狀。重點介紹了俄羅斯近年來在天然氣加氣站和配氣站,利用天然氣壓差能量膨脹制冷生產(chǎn)LNG的技術(shù)。建議建設(shè)此類工藝的小型LNG生產(chǎn)裝置。關(guān)鍵詞LNG小型生產(chǎn)裝置壓差能量渦流管制冷天然氣勘探、開發(fā)、凈化后生產(chǎn)的商品氣,一般由罐,用汽車運輸供給用戶?；旌侠鋭┦窃诿荛]系統(tǒng)中輸氣管道供給用戶,目前全世界天然氣貿(mào)易主要依靠循環(huán)運行,混合冷劑組成為N2、甲烷、乙烷、其它烴類管道輸送,但有許多國家天然氣產(chǎn)量較大,要銷售給其(一般到C),是氣體和液體的混合物,液體冷劑用泵它國家和地區(qū),遠隔海洋,鋪設(shè)長距離海洋管道非常困和高壓氣相冷劑分別進入主換熱器,將冷量供給天然難需依靠液化天然氣(LNG)進行輸送。氣進行液化,低壓冷劑經(jīng)壓縮、冷卻等工序,循環(huán)使用LNG的生產(chǎn)是將原料天然氣經(jīng)預(yù)處理后,在深冷BVP公司的年產(chǎn)10×104t小型ING生產(chǎn)裝置典型設(shè)條件下液化獲得天然氣液態(tài)產(chǎn)品,其體積僅為氣態(tài)的計供其它公司建設(shè)使用1/625。LNG生產(chǎn)廠一般建在海岸邊,適合于用遠洋挪威ABB天然氣技術(shù)公司也采用MRC工藝,建船運輸和供給用戶,我國廣東福建二省正在建設(shè)從澳設(shè)了年產(chǎn)2×10tLNG生產(chǎn)裝置(2]。大利亞、印度尼西亞引進LNG工程。為了降低生產(chǎn)成本,目前世界大型LNG生產(chǎn)廠的規(guī)模不斷擴大,每條低壓冷劑處理過的原料氣生產(chǎn)線的年產(chǎn)量已達420×104t,采用丙烷預(yù)冷的混合冷劑(MRC)循環(huán)進行液化凝器高壓冷劑小型LNG生產(chǎn)裝置在內(nèi)陸建設(shè),液化產(chǎn)品主要用〓汽車運輸,供給遠離天然氣管網(wǎng)的小工業(yè)、小城鎮(zhèn)和汽↓分離器冷劑壓縮機□主換熱器車燃料使用,此類裝置還可用于調(diào)峰,裝置年產(chǎn)LNG中間冷卻器從幾千噸到十多萬噸。LNG生產(chǎn)裝置的預(yù)處理是將冷劑泵天然氣中硫化物、二氧化碳、水分等進行凈化,使原料禁操天然氣達到生產(chǎn)ING的規(guī)格要求,大廠和小裝置的凈重?zé)N化工藝基本是相同的,但小型LNG生產(chǎn)裝置的液化工中間泵LNG去儲罐藝與大型廠不同,且有不同的液化工藝,本文主要介紹世界小型LNG生產(chǎn)裝置的各種液化工藝。圖1混合冷劑(MRc)循環(huán)夭然氣液化工藝流程1歐美國家美國 Blach& Veath Pritchard(BVP)公司設(shè)小型2中國LNG生產(chǎn)裝置,采用了與大廠類似的冷劑循環(huán)工藝,但為了簡化工藝和設(shè)備,降低建設(shè)投資,只使用混合冷中國煤化工小型1NC生產(chǎn)裝置劑(MRC)循環(huán)進行天然氣液化,其工藝流程見圖1。其CNMHG經(jīng)凈化后的原料天然氣進入主換熱器冷卻到-2.1中原油我r45℃--72℃,去重?zé)N分離器,分出重?zé)N外排,氣體回該裝置采用丙烷預(yù)冷和乙烯制冷,由于天然氣有到主換熱器,在該器中經(jīng)換熱冷卻到-150℃~壓力,再進行節(jié)流膨脹制冷,獲得LNG產(chǎn)品,其液化工13,將委搭氣液化成LNG在常壓下輸?shù)絃NG儲藝流程見圖2小型液化天然氣生產(chǎn)裝置2005在凈化過程中采用了第一氨蒸發(fā)器和預(yù)冷器,使凈化天然氣原料天然氣由30℃冷卻到-35℃、4.1MPa的凈化氣中壓兩烷蒸發(fā)器乙烯蒸發(fā)器閥進入液化部分的第二氨蒸發(fā)器和預(yù)冷器,溫度降到中壓閃蒸罐55℃,原料氣分成二股,一股經(jīng)節(jié)流閥膨脹后進入第三低壓丙烷蔡發(fā)器預(yù)冷器和深冷換熱器,溫度降到-90℃,再經(jīng)節(jié)流閥壓力降至0.75MPa,溫度降至-132℃,其中約50%的氣天然氣換熱器體液化,汽液混合物被送至分離器,底部液體為LNG產(chǎn)品,流人INC儲罐后外輸。另一股原料氣進入氣波中低壓尾氣低壓閃蒸罐天然氣機膨脹制冷,壓力由402MPa降至2.2MPa,溫度由LNG產(chǎn)品55℃降至-80℃,然后再進人透平膨脹機繼續(xù)制冷壓力降至0.48MPa,溫度降至-130.6℃,與出深冷換圖2中原油田天然氣液化裝置工藝流程熱器頂部低壓氣匯合,經(jīng)第三、二預(yù)冷器冷卻原料氣再經(jīng)第四預(yù)冷器去透平膨脹機增壓端,氣體增壓后,再壓力為2MPa的原料天然氣經(jīng)凈化后,首先被丙去壓縮機繼續(xù)增壓,與進入的凈化原料氣匯合。本裝烷二次預(yù)冷到-30℃,后被乙烯冷卻到-85℃進入天置28×10m3/d,LNG產(chǎn)量16vd,約0.5×104ta然氣換熱器,在該器中與中、低壓尾氣換熱后,去節(jié)流以氨蒸發(fā)器三次預(yù)冷(包括天然氣凈化時一次),閥進行第一次節(jié)流膨脹產(chǎn)生1MPa氣液混合物,進入使用大連理工大學(xué)氣波技術(shù)研究所開發(fā)的新型氣波制中壓閃蒸罐,頂部中壓尾氣經(jīng)天然氣換熱器后排出,底冷機和我國油氣田較廣泛應(yīng)用的小型透平膨脹機制部產(chǎn)物去另一節(jié)流閥進行第二次節(jié)流膨脹成03MPa冷,技術(shù)上是較先進的。但與上述中原油田裝置相比氣液混合物,進入低壓閃蒸罐頂部低壓尾氣經(jīng)天然氣工藝流程和設(shè)備較復(fù)雜一些,LNG產(chǎn)量也小。換熱后排出,底部為LNG產(chǎn)品。3俄羅原料氣處理量30×104m3d,液化收率50%,年操作時間8000h,年產(chǎn)LNG約3.5×104t俄羅斯是世界天然氣第一生產(chǎn)大國,2004年天然利用中原油田12MPa天然氣生產(chǎn)LNG后排出氣產(chǎn)量6335×103m3,約30%出口,其余70%國內(nèi)消50%中、低壓未液化的天然氣由油田處理,若循環(huán)回費已建成的統(tǒng)一供氣系統(tǒng)(ECr),主干線管道遍及俄收原料需建壓縮機裝置流程簡單投資較小;中原油羅斯歐洲部分但仍有較多管網(wǎng)不能到達之處,用不田建有天然氣凝液(NCL)回收和乙烯生產(chǎn)裝置能供天然氣,上世紀(jì)80年代開發(fā)了流動式壓縮天然氣給丙烷和乙烯作冷劑,主要能耗在于丙烷預(yù)冷、乙烯循(CNG)站,即將CNG儲罐裝在汽車上,流動供應(yīng)天然環(huán)系統(tǒng)。氣(二種型號:IAT3-5000-25和AT3-280025),但CNG儲罐耗用鋼材量比ING高8倍,CNG減22陜北氣田裝置小天然氣體積比LNC約低2.5倍。上世紀(jì)90年代俄該裝置采用氨預(yù)冷,由于天然氣有壓力再進行氣羅斯在列寧格勒州和圣彼得堡市進行小型LNG生產(chǎn)波機和透平膨脹機制冷,獲得LNG產(chǎn)品,其液化工藝裝置建設(shè)的試點,由列寧格勒輸氣公司流程見圖3(刀 HTPACTA3)和CMMA天然氣公司協(xié)作建設(shè)裝置, KPMOHOP公司負責(zé)設(shè)計,多年來開發(fā)了如下液第二預(yù)冷器第三預(yù)冷器深冷換熱器化工藝技術(shù)。節(jié)流閥3.1建在CNG加氣站上的裝置5,6在圣彼得堡市內(nèi)8號CNG加氣站建了小型LNG第四預(yù)冷器水冷器生產(chǎn)裝置,該站規(guī)模較大,每天可為500輛汽車加氣實際上達中國煤化工間只需8h。利「壓縮機用壓縮機CNMHG縮后經(jīng)預(yù)冷,再進入裝有第三水冷器第二水冷器百( PeBag Tpyoa)制冷器的液化工品外序,膨脹制冷后將天然氣液化成LNG產(chǎn)品,液化工藝圖3陜北氣田天然氣液化裝置工藝流程流程見圖4。先將CNG加氣站原有固體吸附脫水器改造成可第34卷第3期石油與天然氣化工163脫除CO2、水分及其它雜質(zhì)凈化原料天然氣進入CNG從進入配氣站高壓天然氣取出部分用作小型壓縮機,加壓到18~19MPa,后用丙烷冷劑系統(tǒng)將天LNG生產(chǎn)裝置的原料氣,先由型號為AIOn的凈化器然氣預(yù)冷到-40℃,進入液化工序,主要裝有渦流管制進行凈化(圖上未畫出),然后分二股,一股輸?shù)綋Q熱冷器等設(shè)備,天然氣降壓膨脹制冷,制成LNG進入儲器I,另一股到渦流管制冷器,在換熱器I中與渦流管罐,未液化天然氣返回原料氣制冷器冷端流出的氣體(-60℃)換熱后到換熱器Ⅱ在此器中與節(jié)流閥邛-2膨脹制冷與氣體換熱后溫CNG加氣站度為-90℃,最后經(jīng)節(jié)流閥P-1膨脹冷卻到液化溫劑制冷系統(tǒng)度流入LNG分離器,在此器下部輸出LNG產(chǎn)品。經(jīng)壓縮機換熱器熱交換后和渦流管制冷器熱端流出的低壓天然天然氣氣與配氣站工作后出來的低壓氣匯合后輸給用戶。換熱器液化工序裝置LNC產(chǎn)量1.6th(約40U/d,1,2×104t/a),天然氣液化率6%-14%。裝置工藝和設(shè)備獲得專利凈化原料(專利號P21278552135913、2151970)。天然氣LKG儲罐采用的渦流管制冷器外殼為錐體形,氣體從噴咀圖4在cNG加氣站建設(shè)小型LNG裝置的液化工藝流程中流入,體內(nèi)裝有孔板、擴散管,產(chǎn)生氣體動力學(xué)和熱力學(xué)作用,在該器一端(稱為冷端)進行天然氣制冷后流出,另一端(稱為熱端)裝有熱流分配結(jié)構(gòu)。在原料裝置LNG產(chǎn)量04h(約10vd,30va),天氣壓力波動情況下,渦流管制冷器仍能平穩(wěn)正常操作然氣液化率>40%只是天然氣液化率要受到影響渦流管是一種新型專利設(shè)備(專利號P以上兩種類型的小型LNG生產(chǎn)裝置已建成多年,2180420),目前廣泛用于天然氣工業(yè)共有五種型號,且不斷得到了改進,目前正在進行新裝置建設(shè),計劃幾包括制冷器噴射器等年內(nèi)在列寧格勒州和圣彼得堡市再建設(shè)10~15個新由于使用了CNG加氣站的壓縮機等設(shè)備又加上裝置,其中在CNC加氣站建5~6個在配氣站建8流程較簡單投資較小但丙烷冷劑系統(tǒng)和壓縮機能耗10個裝置,NG總產(chǎn)量將達到10×10a以上。較大。33在CNG加氣站和配氣站聯(lián)合建試驗裝置32建在配氣站上的裝置在CNG加氣站上建設(shè)小型LNG生產(chǎn)裝置,雖能主干線天然氣壓力為55或75MPa,經(jīng)配氣站保證液化率達到40%-50%,但要使用丙烷冷劑系統(tǒng)將天然氣減壓到0.3、0.6、1.2MPa供用戶,原來在配預(yù)冷和壓縮機,能耗較大;在配氣站上建設(shè)裝置,不需氣站上壓力差能量是浪費掉的?，F(xiàn)在列寧格勒輸氣公能耗,但液化率較低。為了克服上述缺點在圣彼得堡司二個配氣站上同時建設(shè)了小型LNG生產(chǎn)裝置液化一個CNG加氣站和一個配氣站建成聯(lián)合試驗裝置兩工藝流程見圖5站的距離為400m,裝置建在CNG加氣站上,并由該站人員進行操作和管理,液化工藝流程見圖6。高壓凈化原料天然氣配氣站低壓天然氣由干線進入配氣站高壓天然氣中分出部分氣體,經(jīng)聯(lián)結(jié)兩個站管線輸?shù)紺NG加氣站,先由凈化設(shè)施(在圖上未畫出)進行凈化,再從點9分二股,一股去換熱器1x,換熱器I,另一股去渦流管制冷器Ⅱ,其冷端氣流在換熱器Ⅱ中冷卻原料氣,從中流出的氣體在8再分二股,一股去換熱器1,另一股去渦流管制冷器I,其冷端換熱器Ⅱ1氣流在換熱器I中對原料氣進一步冷卻,高壓原料氣P-1P-2渦流管制冷器節(jié)流閥y節(jié)流閥輸V凵中國煤化工玉原料氣經(jīng)換熱器Ⅲ后由CNMHG力提高到15-20MPa,高壓尿料氣經(jīng)Ⅲ、Ⅳ怏熱番,取后再經(jīng)節(jié)流閥I膨脹制冷,達到生產(chǎn)LNG的溫度,由點4入LNG分離器,底圖5在配氣站建設(shè)小型LNG裝置的液化工藝流程部流出LNG產(chǎn)品。渦流管制冷器熱端流出低壓尾氣使用噴射器冷卻,本裝置所有低壓尾氣流向配氣站,與小型液化天然氣生產(chǎn)裝夏2005該站降壓后天然氣匯合供作商品氣。4牛剛等.2×104m3/d天然氣液化裝置的設(shè)計及分析天然氣工cNG加氣站Ta3oBaA poMbIlmeHHOCTb, 2000(8): 66-676 H. JL. XoRopKoB MHHM saBoR no npoM3BoAcrBy CIIr Ha ArHKCPoMbUeHHOCTb, 2001(9):537H.幾. XonopκoBH即,HapeBbDx Tpy6 B npouecca換熱器nepepaboTM ra3oBbx CMecen TasoBag npoMhUIeHHoCTb, 2003(9):8 C r. CepIoKoB H AP. THmOBoA MHHM-saBoA no pow3BoAcTBy CIrTa3oBag mpoMbllneHHOCTb, 2002(2): 54-55節(jié)流閥I9 C. r. CepnoKoB H Ap. AemocrPaIHoHHaR 3oHa TexHonorH噴射器MnoryeHHR M sCIr TasoBag npoMbilIeHHOCTb,分離器2002(10):67~610 H. I. XoRoPKoB MHHH-3aBomATHKC TPC Ta3oBaR mpoMbinueHHOCTb, 2003(8): 93-94圖6在NG加氣站和配氣站聯(lián)合建設(shè)小型LNG試驗裝置的液化工藝流程作者簡介徐文淵:1928年生,畢業(yè)于莫斯科石油天然氣大學(xué)研究生院,博裝置尚處于試驗階段預(yù)計天然氣液化率一定比士,教授級高級工程師,曾任四川石油管理局副局長、化工總工程師,獲單獨使用配氣站壓差能量生產(chǎn)ING要高,與單獨利用國務(wù)院特殊津貼。曾主編《天然氣利用手冊)專著。CNG加氣站生產(chǎn)LNG比較,可省去丙烷冷劑系統(tǒng)這道工序,節(jié)約了能耗。此液化工藝流程還是比較簡單的,收稿日期:2005-01-28主要能耗只是壓縮機動力所需的輯:康莉4結(jié)論和建議4.1結(jié)論目前世界各國正在發(fā)展小型ING生產(chǎn)裝置其液670億美化工藝可分為三個方面:①利用冷劑進行制冷液化;670億美元將投向ING設(shè)施建設(shè)②利用有壓力天然氣膨脹制冷與冷劑預(yù)冷相結(jié)合的據(jù)英國坎特伯雷 douglas- Westwood公司發(fā)布的液化工藝;③利用天然氣壓差能量膨脹制冷生產(chǎn)《2005-200年全球LNG(液化天然氣)研究報告》顯LNG,不需要別的能耗,操作成本低,可制成價格便宜示,未來4年LNG基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)將呈現(xiàn)強勁增長勢的LNG頭,預(yù)計2005~2009年,全球用于ING基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)4.2建議的基本建設(shè)費用將超過670億美元。2004年LNG設(shè)我國天然氣生產(chǎn)和運輸單位都具有較高壓力的天施投資費用為72億美元,到2008年將達到150億美然氣,供給用戶所需較低壓力天然氣,或者低產(chǎn)高壓孤元,2009年則將躍升至175億美元。該報告還指出,立天然氣氣田,不宜建天然氣管線,均可利用壓差能量未來4年的LNG基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)費用中有310億美元建設(shè)小型LNG生產(chǎn)裝置,建議引進俄羅斯渦流管制冷將用于27條新LNG生產(chǎn)線的建設(shè)。新的液化加工技器技術(shù)和設(shè)備先建試驗裝置并與我國開發(fā)的氣波制末將使單條LNG生產(chǎn)線規(guī)模在不遠的將來達到近800冷機、透平膨脹機等進行對比,獲得合理的液化工藝,104t/a。同時,最大的LNG運輸船規(guī)模也將從14.5并逐步推廣和建設(shè)小型LNG生產(chǎn)裝置。萬立方米擴大至21.6×104m3。2009年全球LNG運輸船只數(shù)量將超過300艘以上,未來4年新建LNG運參考文獻輸船的花中國煤化工和西歐許多國家I Price B C. Small Scale LNG Plant Facility Development Hydro. Proc.的天然氣January 2003: 37-39CNMHG施建設(shè)提供了市2 Economical LNG Production on A Small Scale Chem. Eng. June, 2001場機遇。未釆4年全球?qū)⑿陆?7個進口終端和6個終端擴能項目,將花費145億美元3王香增天然氣液化工藝技術(shù)研究及應(yīng)用石油與天然氣化工,2004錢伯章摘譯(2):91-92