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(LNG)的生產(chǎn)裝置及其液化工藝現(xiàn)狀。重點(diǎn)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)ING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(yùn)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(yùn)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C5),是氣體和液體的混合物,液體冷劑用泵它國家和地區(qū),遠(yuǎn)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(jìn)入主換熱器,將冷量供給天然難,需依靠液化天然氣(LNG)進(jìn)行輸送氣進(jìn)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)10×10t小型LNG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(jì),供其它公司建設(shè)使用山1/625。ING生產(chǎn)廠一般建在海岸邊,適合于用遠(yuǎn)洋挪威ABB天然氣技術(shù)公司也采用MRC工藝,建船運(yùn)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(jìn)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(kuò)大,每條低壓冷處理過的原料氣生產(chǎn)線的年產(chǎn)量已達(dá)420×10t,采用丙烷預(yù)冷的混合冷劑(MRC)循環(huán)進(jìn)行液化。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(yùn)輸,供給遠(yuǎn)離天然氣管網(wǎng)的小工業(yè)、小城鎮(zhèn)和汽冷劑壓縮機(jī)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從幾千噸到十多萬噸。LNG生產(chǎn)裝置的預(yù)處理是將中間冷卻器)冷劑泵天然氣中硫化物、二氧化碳、水分等進(jìn)行凈化,使原料分離分離器天然氣達(dá)到生產(chǎn)LNG的規(guī)格要求,大廠和小裝置的凈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藝與大型廠不同,且有不同的液化工藝,本文主要介紹兵°去儲罐世界小型ING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,只使用混合冷近年來中國各地建設(shè)了多套小型LNG生產(chǎn)裝置,劑(MRC)循環(huán)進(jìn)行天然氣液化,其工藝流程見圖1其中二套裝置取得了較好的結(jié)果。經(jīng)凈化后的原料天然氣進(jìn)入主換熱器冷卻到-2.1中原油田裝置45℃~-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(jìn)行節(jié)流膨脹制冷,獲得LNG產(chǎn)品,其液化工162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的凈化氣中壓丙烷蒸發(fā)器↓乙烯蒸發(fā)器流閥進(jìn)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(jìn)入第三低壓丙烷蒸發(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LNC產(chǎn)品,流人LNG儲罐后外輸。另一股原料氣進(jìn)入氣波中、低壓尾氣低壓閃蒸罐|天然機(jī)膨脹制冷,壓力由4.02MPa降至2.2MPa,溫度由LNG產(chǎn)品-55℃C降至-80℃,然后再進(jìn)入透平膨脹機(jī)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(jī)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(jī)繼續(xù)增壓,與進(jìn)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(jìn)入天置28×10m3/d,LNG產(chǎn)量16td,約05×10ta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(jìn)行第一次節(jié)流膨脹產(chǎn)生1MPa氣液混合物,進(jìn)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(jī)和我國油氣田較廣泛應(yīng)用的小型透平膨脹機(jī)制部產(chǎn)物去另一節(jié)流閥進(jìn)行第二次節(jié)流膨脹成03MPa冷,技術(shù)上是較先進(jìn)的。但與上述中原油田裝置相比,氣液混合物,進(jìn)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俄羅斯原料氣處理量30×10′m3/d,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)ING后,排出氣產(chǎn)量635×10°m3,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(fèi),已建成的統(tǒng)一供氣系統(tǒng)(ECT),主干線管道遍及俄收原料需建壓縮機(jī),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(dá)之處,用不上田建有天然氣凝液(NGL)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(CNC)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IAr3-280025),但CNG儲罐耗用鋼材量比ING高8倍,CNG減22陜北氣田裝置該裝置采用氨預(yù)冷,由于天然氣有壓力,再進(jìn)行氣羅斯在列寧格勒州和圣彼得堡市進(jìn)行小型LNG生產(chǎn)波機(jī)和透平膨脹機(jī)制冷獲得LNG產(chǎn)品其液化工藝裝置建設(shè)的試點(diǎn),由列寧格勒輸氣公司流程見圖3。(刀 EHTPACTA3)和CHMA天然氣公司協(xié)作建設(shè)裝置, KPhOHOPA公司負(fù)責(zé)設(shè)計(jì),多年來開發(fā)了如下液第二預(yù)冷器第三預(yù)冷器深冷接熱器化工藝技術(shù)。分離器節(jié)流閥節(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,D實(shí)際上達(dá)不到定額要求壓縮機(jī)操作時間只需8h。利用壓縮機(jī)的空隙時間,將原料天然氣壓縮后經(jīng)預(yù)冷,再第三水冷器第二水冷器進(jìn)入裝有渦流管( ByxpeBag Tpy6a)制冷器的液化工序,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。第34卷第3期石油與天然氣化工脫除CO2、水分及其它雜質(zhì),凈化原料天然氣進(jìn)入CNG從進(jìn)入配氣站高壓天然氣取出部分用作小型壓縮機(jī),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(jìn)入液化工序,主要裝有渦流管制進(jìn)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ING進(jìn)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P-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膨脹冷卻到液化溫制冷系統(tǒng)度流入ING分離器,在此器下部輸出ING產(chǎn)品。經(jīng)壓縮機(jī)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LNG產(chǎn)量1.6th(約40U/d,1,2x104t/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(kuò)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(jìn)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0.4h(約10vd,300a),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(jìn),目前正在進(jìn)行新裝置建設(shè),計(jì)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CNC加氣站的壓縮機(jī)等設(shè)備又加上裝置,其中在CNG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(jī)能耗10個裝置,NG總產(chǎn)量將達(dá)到10×10a以上。較大。33在CNG加氣站和配氣站聯(lián)合建試驗(yàn)裝置32建在配氣站上的裝置9在CNG加氣站上建設(shè)小型ING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(dá)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、12MPa供用戶原來在配預(yù)冷和壓縮機(jī),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(fèi)掉的。現(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(diǎn)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(yàn)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(jìn)行操作和管理,液化工藝流程見圖6。高壓凈化配氣站原料天然氣低壓天然氣由干線進(jìn)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(jìn)行凈化,再從點(diǎn)9分二股,一股去換熱器I山換熱器Ⅱ,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再分二換熱器n股,一股去換熱器1,另一股去渦流管制冷器I,其冷端氣流在換熱器I中對原料氣進(jìn)一步冷卻,高壓原料氣丑P-2渦流管制冷器輸人節(jié)流閥Ⅱ膨脹再制冷,低壓原料氣經(jīng)換熱器Ⅲ后由點(diǎn)0進(jìn)人壓縮機(jī),將氣體壓力提高到15~20MPa高壓原料氣經(jīng)Ⅲ、Ⅳ換熱器,最后再經(jīng)節(jié)流閥I膨脹制冷,達(dá)到生產(chǎn)LNG的溫度,由點(diǎn)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164型液化天然氣生產(chǎn)裝置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(jì)及分析.天然氣工業(yè),2002(35 C r. CepAIoKoB JeHrpaHcras: Ipou3BoACTBO H npHMeHeHHe CIIrNG加氣站TaBoBaA poMbIILeHHOCTb, 2000(8): 66-66 H. /. XoRopKoB MMHW 3aBoA no mpoMsBoAcTBy CIIr Ha ArHKCTasBag mpoMbUeHHOCTb, 2001(9): 53-557 H JL. XonopKoB H Ap. Hcnomb30BaHHe BHpeBbx TPy6 B mpoueccax換熱器nepepaboT rasoBbx CMecen rasoBan poMNIIeHHoCTb, 2003(9)8 C.r. CepIoKoB H Ap. THmoBOA MHHH-3aBoA no poH3BoACTBy ChrTasoBag npoMbllneHHOCTb, 2002(2): 54-559 C. r. CepAoKoB H ap. IeMocrpaIHoHHaR soHa TexHonorHHnonyyeHHA M HCno/bsoBaHHA CIT Ta3oBag npoMhueHHOCTb分離器噴射器2002(10):67-6910 H. II. XoRoPKoB MHHH-3aBoz no poH3BonCTBy CITT Ha 6aseArHKC rPC TasoBag mpoMbIlWeHHOCTb, 2003(8): 93-94圖6在cNG加氣站和配氣站聯(lián)合建設(shè)小型LNG試驗(yàn)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(yàn)階段預(yù)計(jì)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(dú)使用配氣站壓差能量生產(chǎn)LNG要高,與單獨(dú)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(jī)動力所需的。編輯: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,其液化工藝可分為三個方面:①利用冷劑進(jìn)行制冷液化670億美元將投向LNG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ING基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)將呈現(xiàn)強(qiáng)勁增長勢的LNG頭,預(yù)計(jì)2005~2009年,全球用于LNG基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)4.2建議的基本建設(shè)費(fèi)用將超過670億美元。2004年LNG設(shè)我國天然氣生產(chǎn)和運(yùn)輸單位都具有較高壓力的天施投資費(fèi)用為72億美元,到2008年將達(dá)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ING基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)費(fèi)用中有310億美元建設(shè)小型LNG生產(chǎn)裝置,建議引進(jìn)俄羅斯渦流管制冷將用于27條新ING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(yàn)裝置,并與我國開發(fā)的氣波制術(shù)將使單條LNG生產(chǎn)線規(guī)模在不遠(yuǎn)的將來達(dá)到近800冷機(jī)、透平膨脹機(jī)等進(jìn)行對比,獲得合理的液化工藝10t/a。同時,最大的LNG運(yùn)輸船規(guī)模也將從14.5萬立方米擴(kuò)大至21.6×10m3。200年全球LNG運(yùn)并逐步推廣和建設(shè)小型LNG生產(chǎn)裝置。輸船只數(shù)量將超過300艘以上,未來4年新建LNG運(yùn)參考文獻(xiàn)輸船的花費(fèi)將超過210億美元。北美和西歐許多國家Price B C. Small Scale LNG Plant Facility Development Hydro. Proc,的天然氣產(chǎn)量下降,為天然氣進(jìn)口設(shè)施建設(shè)提供了市場機(jī)遇。未來4年全球?qū)⑿陆?7個進(jìn)口終端和6個2 Economical INGn on A Small Scale Chem. Eng. June, 200終端擴(kuò)能項(xiàng)目,將花費(fèi)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