天然气液化技术

第23卷第2期天然气与石油vo.23,No.22005年6月Natural Gas And oilJune. 2005天然气液化技术阎光灿,王晓霞(中国石油工程设计有限公司西南分公司,四川成都610017)摘要:天然气液化是一个超低温过程,工艺要求比较复杂。液化用原料天然气比管输气态商品天然气要求有更高的纯度。介绍了原料天然气的预处理技术;论述了天然气液化技术,包括基地型LNG工厂、调峰型LNG工厂和接收终端的生产工艺、主要工艺设备的比较与选择;讨论了天然气液化技术的发展趋势。关键词:天然气;LNG;工艺;设备;发展;趋势文章编号:10065539(2005)02001007文献标识码:A天然气液化是一个低温过程。天然气经预处仅为气态时的1/600。典型的LNG生产工艺装置理脱出重质烃、硫化物、CO2、水等杂质后在常压见图1。下深冷到-160℃便成液态天然气(LNG),其体积天然气入口站酸性气体脱除脱水主低温换热器天然气计量CO2脱除LNG贮存和装运燃料气蒸发气压缩机TTi液料收集凝析稳剩余LPc汽图1典型的LNG生产工艺装置图进入输气管道之前虽然已按管输标准进行了处理1原料气的预处理[12但在进行天然气液化之前,还必须进行天然气预处理,脱除原料气中的酸性气体和其他杂质,其目的LNG工厂的原料气为管输天然气。天然气在是避V凵中国煤化工腐蚀设备和管道收稿日期:2005-01-12CNMHG作者简介:阀光灿(1940-),男重庆人,副译审,1965年毕业于四川外语学院。长期从事翻译和科技情报工作。电话:(028)86014475第23卷第2期阎光灿,等:天然气液化技术11二是提高产品的纯度。表1列出了基地型LNG生的活化剂和保护工艺设备的缓蚀剂。 Benfield法中产厂原料气杂质的最大允许含量。有美国UOP公司开发的 Benfield Hipure流程、表1甚地型LNG生产厂原料气杂质的最大允许含量Benfield-100流程等。 Benfield Hipure流程由热碳杂质最大允许含量杂质最大允许含量酸钾(HPC系统和二乙醇胺(DEA)系统组成。HPCH2O<0.1×10-6(V)总S10~50g/m3进行大量酸性气体的脱除,DEA进行残余酸性气体的最终脱除。 Benfield-100流程包括K2CO3吸收<50×10-66(Hg<0.01g/m3装置(用于脱除原料气中大量酸性气体和COS)和分子筛吸收装置(用于脱水、脱出残余酸气和硫醇)。3.5 mg/m芳香1×10-6(4×10-6(V)族烃10×106(V)1.1.3 Sulfino法Sulfinol溶液由二异丙醇胺(DIPA)、 SulforaneOs<0.1×106(V)和水组成。适用于酸性气体含量高、分压大的原料气。 Sulforane对硫醇、重烃、芳香烃具有很强的亲1.1酸性气体的脱除合力。这种工艺方法对处理硫醇含量高的原料气具现有基地型LNG工厂对酸性气体的脱除通常有优越性采用以下工艺几种工艺方法的应用各有所侧重。对于酸性气1.1.1胺法体分压低的原料气,采用 Amine Guard Fs工艺和对酸性气体含量低、酸性气体分压小于350 Ucarsol溶剂,可以节省费用;对于酸性气体分压高kPa的原料气,适宜采用胺法进行酸性气体脱除。和域OOS含量高的原料气,采用 Benfield Hipure胺法中有 Amine Guard Fs工艺、Uars专利溶剂法和 Sulfinol法,费用低,性能好;要完全脱除所有等硫化物和实现100%轻烃回收,采用 Benfield-1001.1.2 Benfield法较为适宜。Benfield溶液是一种由以下成分组成的含水混表2列出了主要基地型LNG工厂所采用的酸合物:脱酸性气体的碳酸钾(K2OO3)加快传质速度气脱出工艺。表2甚地型LNG工厂酸气脱出工艺酸气脱出工艺原料气中原料气中原料气人口工厂H2S含量CO2含量/(%)压力/kPArzew(G4、12Z)(阿尔及利亚)MEA(单一醇胺)Skikda(GL1、2、3K)(阿尔及利亚)Marsa el brega(利比亚)K2OO3和碱液Kenai(阿拉斯加,美国)MEA0.05Das island(阿布扎比)Benfield Hipure4.7%5200Badak(印度尼西亚)MEA和 Ucarsol5.8Arun(印度尼西亚)Benfield Hipure80×10-6(V)7590Bintulu(马来西亚)Sulfinol<20×106(V)5.55220NW.Shl(澳大利亚)Sulfinol2×10-6(v)4。054201.2水分的脱除1.3.15A型分子筛为了防止液化过程中发生水合物堵塞,必须将能脱除用 Sulfinol法极难脱除的C1SH和原料气中的水分含量降低到01×10-6(V)以下。C2SH,可与 Sulfinol法组合运用。目前天然气脱水方法主要有冷却法、甘醇脱水法13.213X型分子筛和固体吸附法中国煤化工,CSH,CSH和CNMH合运用。13硫分的脱除当代LNG工厂主要釆用分子筛进行硫分脱1.4汞的去除除汞(Hg)对铝具有腐蚀性,特别是在有水分存在天然气与石油2005年的情况下,其腐蚀危害更为严重。为了防止汞给铝MRC制冷系统的核心。主换热器垂直安装,下部为质板式换热器造成腐蚀破坏,在天然气液化前,必须温端,上部为冷端。壳体内布置有许多换热盘管,体将原料气中汞的含量限制到001四gm3以下。内空间可提供一条很长的换热通道,液体在换热通道中与盘管内的流体换热以达到制冷的目的。1.5重烃的脱除焓H/kJ·(g·mol200060001000014000为了防止冷却过程中结冰而发生冰堵,液化前应将重质烃组分分离掉,使苯含量小于1×10-6(x),C含量小于0.1x%。在APCI(空气产品与化学制品公司)工艺中,重质烃组分在涤气塔内通过蒸馏予以分离。2天然气液化工艺-802.1基地型LNG工厂液化工艺-31天然气液化是一个低温过程。原料天然气经预处理后,进入换热器进行低温冷冻循环,冷却至160℃左右就会液化。迄今已成熟的天然气液化工艺有:节流制冷循环、膨胀机制冷循环、阶式制冷循环混合冷剂制冷循环和带预冷的混合冷剂制冷01000200030004000500060007焓H/Btu·(mol)-循环。世界基地型LNG生产厂主要采用后三种液图23段式循环冷却曲线化工艺。焓H/kJ·(g·mol)2.1.1阶式制冷循环20006001000014000经典的阶式制冷循环由3个制冷段(即3个温度级:丙烷段-38℃、乙烯段-85℃、甲烷段-160℃)串接组成。为了使实际级间操作温度尽可能贴近原料气的冷却曲线,减少熵增,提高效率,人们后H来将3个温度级改进为9个温度级,即再将丙烷段、乙烯段、甲烷段各分为3个段。3段式和9段式的冷却曲线见图2、3ChA阶式制冷循环能耗低,技术成熟,最早的基地型-120LNG生产厂一—阿尔及利亚的 Camel工厂和美国阿拉斯加的 Kenai工厂采用了这种液化工艺。随着LNG技术的发展,阶式制冷循环暴露出了它固有的220缺点:机组多(3台压缩机)投资费用高、流程十分复杂,因此后来建设的LNG生产厂已不再采用这01000200030004000500060007000种工艺。2.1.2混合冷剂制冷循环图39段式循环冷却曲线混合冷剂制冷循环又称MRC(MxedRefrigerant cycle)工艺,是美国APCI于20世纪MRC工艺只需1台压缩机,大大简化了流程,年代末开发成功的一项专利技术,采用多组分制冷降中国煤化工级间冷却温度能较剂(马2+-(g混合物)循环利用混合物各组分不好地CNMHG而可大大节省制冷同沸点、部分冷凝的特点,达到所需的不同温度水功率。世仳口忉叫属比例一旦确定之后很平。图4是MRC工艺装置流程图。主换热器是难调整,很难使流化过程都能按冷却曲线提供所需第23卷第2期阎光灿,等:天然气液化技术13LNG去贮罐的冷量,导致MRC工艺的效率比9个温度级低。另外,原料气、多种冷凝物、汽化馏分等需要独立的天然气换热管東,致使主换热器显得既庞大又复杂。因此,气液分离器采用这种工艺的LNG工厂也不多。2.1.3带预冷的混合冷剂制冷循环带预冷的混合冷剂制冷循环,简称C3MR工气液分离器艺,是在MRC工艺基础上开发出来的新一代液化工艺,采用丙烷、混合冷剂(N2+C~Q)、氨制冷等冷却预冷方式。CMR工艺的基本原理是分两段供冷气液分离器进行冷却,C3MR混合冷剂循环天然气冷却装置见图5。高温端釆用纯丙烷预冷工质进行多级制冷,混合制冷剂低温端进行两级换热制冷—高压混合冷剂与较高温度的原料气换热,低压混合冷剂与较低温度的原图4典型的天然气液化混合冷剂循环装置料气换热。气体净化部分压缩机制液化循环分离器换热器LNG沸腾出气体压缩机去发电厂「透平膨胀机压缩机换热器添味器去配气系统LNG泵图5美国圣地亚哥调峰型LNG工厂示意流程在C3MR工艺中有两个独立的循环系统,即MR工艺综合了阶式循环工艺和MRC工艺丙烷密闭循环系统和混合冷剂与原料气密闭循环系的特长,具有流程简单效率高、运行费用低适应性统。在丙烷循环系统中,丙烷蒸气经丙烷压缩机两强等优点,是目前最为合理的天然气液化工艺和基级压缩并用冷却介质冷却至全凝状态后,通过换热地型LNG工厂首选工艺。世界上采用这种工艺的器分别对混合冷剂和原料气进行预冷;蒸发后的丙基地型LNG工厂占所有基地型LNG工厂的2/3。烷工质返回丙烷压缩机进行再循环。在混合冷剂循世界主要基地型LNG工厂采用的天然气液化工艺环系统中,混合冷剂蒸气经混合冷剂压缩机两级压见表3缩并用冷却介质先后进行中间冷却和后冷却后,再进入丙烷循环系统进行部分冷凝,分离成液体和气22调T厂疝心τ±[1-2]体两个馏分;它们再进入主换热器,在各自的换热盘中国煤化工式:一种设在城市管内得到进一步冷却。然后,采用喷淋方式与原料门站CNMHG的LNG储存于储气物流进行换热。两个馏分以汽相形式在主换热器罐中,通过下游配气系统与用户连接;另一种为卫星底部重新混合后,返回混合冷剂压缩机实行再循环。型调峰装置,本身无液化能力,靠特殊槽车运来14天然气与石油2005年LNG,气化后供附近地区使用。图5是美国圣地亚公司为上海的LNG事故调峰站设计的液化流程。哥调峰型LNG工厂的示意流程,图6是由法国燃气表3世界主要基地型LNG工厂采用的天然气液化工艺LNG生产厂液化工艺设计公司NG生产厂液化工艺设计公司Aew,GL4z(阿尔及利亚)阶式制冷循环 Technip/ Pritchard Philips Das Island(阿布扎比) C3MR APCKenai(阿拉斯加(美国))阶式制冷循环 Technip/ ritchard PhilipsLumut(文莱MR APCIMarsa el brega(利比亚)APCIBadak(印尼加里曼丹)C3 MR APCISkikda(阿尔及利亚)MRCPritchardArun(印尼苏门答腊)C3MRArew,GHLZ(阿尔及利亚)C/MRAPCIBintulu(马来西亚)C3 R APCIATwG2阿尔及利亚) CA/MR APCI N..Sb澳大利亚)cMAP℃LNG终端站的主要设备有LNG储罐、LNG天然气泵、LNG卸料臂、气化器等。3工艺设备液化工艺中主要工艺设备有制冷压缩机组、换热器、LNG储罐和容器等。在LNG工厂的投资费LNG用中,工艺设备占40%以上,其中制冷压缩机组占50%,换热器占30%。图6上海LNG调峰站液化流程示意图1.分馏塔;2.冷箱;3.低压压缩机;4.高压压缩机;5~8.气液3.1制冷压缩机组s分离器;9-11节流阀;12-13.冷却器制冷压缩机组包括压缩机和驱动装置(原动机),是LNG生产的关键设备之一。制冷压缩机组2.3LNG终端接收站工艺一般不备用,这种设备任何1台发生故障都会造成至20世纪末世界上共有40多个LNG接收终停产。因此,这种设备的可靠性、易操作性和可维修端站,LNG接收终端站的技术已相当成熟。性,对LNG生产至关重要LNG终端站基本无液化能力,但LNG储存能3.1.1压缩机及选择力和再气化能力很强,因此终端站的工艺流程并不天然气液化所需压缩功率与LNG产量有关复杂,见图7约为12-14kW个d1;一条生产能力为25×10°t/a的LNG工厂,约需压缩功率100MW。压缩机的配置根据压缩工艺的不同而有所区别:阶式制冷臂循环工艺,3种工艺流体,最少需3台压缩机;混合冷剂制冷循环工艺,1种工艺流体,最少需1台压缩LNG罐内泵再冷凝器机;带预冷的混合冷剂制冷循环工艺,2种工艺流体,最少需2台压缩机。臭味剂现有大型LNG生产厂中,预冷压缩循环,多选调压:改经含x4水a用离上LM』lA中国煤化工级压缩多选用轴流式间冷却器的离心式海水进入压缩CNMH压缩机图7LNG终端站工艺流程3.1.2原动机及选择可供选择的压缩机原动机有:蒸气透平、燃气轮第23卷第2期阎光灿,等:天然气液化技术15机和电动机。表4列出了它们的基本特性。投资比蒸气透平低;但装机费用比蒸气透平高,功率蒸气透平已成功用于LNG生产。蒸气透平的不能连续调节。燃气轮机分单轴和双轴两种类型。功率和速度范围较大,用作制冷剂压缩机原动机相双轴燃气轮机有驱动自身空气压缩机的涡轮转子和对比较简单能直接与制冷压缩机匹配;但蒸气透平驱动工艺压缩机的动力涡轮轴,能产生足够的启动工艺必须采用冷却水对蒸气和丙烷等制冷剂进行冷扭矩。电动机的初期费用仅为燃气轮机的1/3,维却,投资成本较高,对公用设施的依赖程度较大。燃护费用较低;但电动机的操作费用和操作可靠性受气轮机热效率高,易于启动,不需蒸气发生设施,总到电力供应的严重制约。表4压缩机组原动机基本特性7蒸气透平燃气轮机最大功率/MW可变速度型10030(双轴)固定速度型80(单轴)转速/rmin可变速度型与压缩机匹配与压缩机匹配固定速度型1800(要求齿轮传动)噪声中等(压缩机)高(进气和排气管)中等(齿轮传动)环境振动影响轻微、中等中等、大易启动性中等、困难中等(单轴)容易、中等容易(双轴操作复杂程度机械中等中等(单轴)简单系统复杂容易(双轴)中等效率可变速度型好好(双轴)好固定速度型低(单轴)低投资费用美元(kW)-1可变速度型40~65固定速度型辅助系统费用高低、中等低维护费用几种原动机各有优缺点,对具体LNG工厂而LNG接收终端站。LNG储罐是LNG生产厂最言,选择原动机时应考虑工厂的总体设计方案、液化要的设施之一。LNG储罐分地面储罐和地下储罐。工艺、原动机的使用经验、公用设施、环境影响、安全由于所储存液体的可燃性和超低温性LNG储罐的性、可靠性、可维护性投资和操作费用等多种因素。建造材料有非常严格的要求。LNG生产厂有许多工艺容器,如分馏塔等。酸3.2换热器[2-31气脱除单元中的吸收塔是LNG生产厂的最大容器换热器是直接进行天然气液化的主要设备。原设备之一。料气经预处理后便进入换热器进行冷却液化,这是换热器的最主要功能。除此之外,换热器还对原料34膨胀机气进行预冷,对酸气脱除、分馏装置和公用设施提供在天然气液化循环中采用膨胀机,能大大提高所需的冷量。现有LNG生产厂选用的换热器有绕循环管式、板翅式和管壳式几种类型。功率。中国煤加冷量和或附加1液态混合制冷剂流路CNMH单位能耗,提高3.3LNG储罐和容器LNG的产量。不管是基地型LNG生产厂还是调峰型工厂和天然气与石油2005年机,对装置的有效工作时间有很大影响,如何将计划4安全系统停机和非计划停机控制到最低水平,一直是人们研究的课题之一。表5列出了几个大型LNG装置的LNG生产、储存和装运的操作安全,对保证生有效工作时间。产和人员安全具有特别重要的意义。LNG生产过表5几个大型LNG装置的有效工作时间程中,典型事故是LNG泄漏和溢出。为防止LNGN. w. Shelf事故发生,当代LNG工厂都采取了以下一些安全LNG生产厂印尼(印尼)(澳大利亚)措施:在设计上严格执行NFPA59A标准对LNG原动机燃气轮机蒸气透平燃气轮机储罐安全距离的规定;在LNG储罐、蒸发器、LNG1985~统计时间1991年1988年泵等重要部位安装紧急关闭阀(ESD);在工艺区建筑物内等相关地方设置低温和火警探测器;加强工计划停机2.05%~6.57%2.6%业卫生和防护管理提供防冻防蒸气灼伤防护用品;非计划停机1.37%~2.56%2.2%配置有效的消防设施。有效工作时间96.5%92.06%~95.2%97.6%95.39%5世界LNG工业发展趋势5,安全第一将继续成为LNG设施设计、施工和54延长装置的使用寿命操作的基本原则。世界LNG工业总的发展趋势延长装置的使用寿命,能降低ING费用。是:在保证安全性的前提下LNG生产线向大型化些易磨易损元件如轴承和密封件对装置维修次数发展降低能耗,提高效率,提高有效性,增强LNG和维修时间以及装置的寿命有很大影响是研究的价格在能源价格中的竞争能力。主要对象。其他研究技术有:工艺和环境造成设备腐蚀的探测和防护、较理想的隔热材料和隔热5.1设计措施等。设计人员不断致力于改进设计手段,提高设计质量改进技术参数,正确选择液化工艺和设备,实5.5LNG生产线向大型化发展现费用节约。在工艺设计方面,优化工艺布置,采用人们认识到,发展规模经济,扩大LNG生产线分析方法和预演技术,确定LNG设施最佳投资和生产能力,减少LNG生产线数量,可以进一步降低能耗指标;采用计算机技术,对LNG装置的操作和能耗,降低LNG生产成本。日本《配管技术2001,维护进行自动化管理和监控。43(11)介绍,20世纪60年代单套规模为50×10100×104t/a,到90年代便达到240×104~3005.2实现LNG系统的优化LNG工作者不但致力于实现液化工艺和设备LNG生产线生产规模的发展情况见表6,当代选择的优化,还为实现整个LNG系统的优化而进主要LNG工厂生产线规模见表7。行着不断的探索。如输入输出站的储罐容量、海运表6LNG生产线生产规模发展情况效率和速度、气候条件和LNG季节性需求、原料供一条生产线的额定生产能力应等都对LNG生产有影响,必须对所有变量或参设计年份108m3/a数进行优化,获得最佳效果。1960~19706.75~14.81.2~1.653提高装置的有效性和可靠性中国煤化工2.0~2.6提高装置的有效性和可靠性是降低LNG费用「HCNMHG2.6~3.0的重要途径。装置停机,包括计划停机和非计划停(下转第24页)24天气与石油2005年输方法的经济性所做的对比6。图中运输量大于天然气和管道输送技术研究得深入和成熟该技术11.33×106m3/a,纵轴为运输成本,横轴为运输距离实际应用还有较大距离其推广应用还需解决一离。当横轴为零时,表示液化天然气、合成原油及天系列技术问题:研究高效的水合物生产工艺;单位体然气水合物装置及管道运输的成本。从天然气的运积水合物储气量的确定;优化水合物储气压力温度输距离来看,短距离运输(少于1000km),管线运条件,提高水合物储气的的经济性;水合物的有效分输最好;中长距离运输(1000-12000km),天然气离手段;水合物的高效分解方法等。水合物最好;6000km以下,液化天然气优于合成原油;超长距离运输(大于1200km)合成原油最 [1 SloanE D,. Clathrate hydrate of natural gases[M]好New York: Marcel Dekker Inc, 1997. 457-512综上所述,天然气水合物储运技术具有经济可[2]姚光镇输气管道设计与管理M北京:石油大学出行性。版社,19918285[3]贝克CⅢ,马科冈I0面福米纳BH气体水化物4结论和建议[M].北京:石油工业出版社,1987281-283[4]孙志高樊栓狮郭开华,等气体水合物储存天然气技a)在标准状态下1m3的水合物所携带的天然术[J]天然气工业,2002,22(5):8790气量常达150~170m3,气体转化成水合物状态时[5] Gudmundsson J S. Storing natural gas as frozen hydrate体积明显减小的特性是这种气体储存方法的基础。[]. SPE Production Facilities, 1994, 55(2): 69-73[6 Gudmundsson S Natural gas hydrate-an altermative tob)天然气水合物储运技术具有技术可行性和经liquefied natural gas[J]. Petroleum Review, 1996, 19(5):济可行性。232235c)天然气水合物储运技术起步晚,远没有液化(上接第16页)环所需能耗比这要高得多。目前世界上对降低表7当代主要LNG工厂生产线规模LNG生产厂能耗进行着不懈的努力,力求达到更低的能耗指标。LNG生产厂x151开工时间说明参考文献:bontang,F生产线(印尼)1993年副产品LPG[]四川石油设计院国外液化天然气(LNG)工业技术dgas,第3生产线1994年副产品LPG[R]成都:四川石油设计院,1996.12.MLNG2(马来西亚)1995年1996年[2]徐文渊蒋长安天然气利用手册[M]北京:中国石化Qatargas(卡塔尔)2.4Bonny LNG(尼日利亚1999年出版社,2002:297-2983.0Ras laffan(卡塔尔)3.01999[3] Collins C A, Durt F F. Liquefaction plant design in the1990s[J].Hydrocarbon Processing, 1995, 74(4): 67-76LNG生产线规模有继续扩大的趋势。美国4 NagelvoortR K. Liquefaction cycle development[A.Kellogg公司设计专家认为,今后LNG生产线规模Japan: LNG 10 Intemational Conference, 1992应向4×105t/a发展,这样能更有效地降低生产成5] Liu Yu- Nan, Design consideration of larger LNG plant[AJ. Japan: LNG 10 International Conference, 1992本[6]杜光能LNG终端接收站工艺及设备[J天然气工业,1999,19(5):82865.6降低LNG生产能耗中国煤化工 Technical efforts focusLNG生产厂的动力需求大约需要消耗10%的CNMHGas Journal, 1995原料气。液化1m3天然气的理论最小能耗为0.18021kWh,而前面所述几种液化天然气制冷循