小型液化天然气生产装置

第34卷第3期石油与天然气化工小型液化天然气生产装置徐文渊(四川石油管理局)摘要介绍了目前国内外小型液化天然气(LNG)的生产装置及其液化工艺现状。重点介绍了俄罗斯近年来在天然气加气站和配气站,利用天然气压差能量膨胀制冷生产ING的技术。建议建设此类工艺的小型LNG生产装置。关键词LNG小型生产装置压差能量涡流管制冷天然气勘探、开发、净化后生产的商品气,一般由罐,用汽车运输供给用户。混合冷剂是在密闭系统中输气管道供给用户,目前全世界天然气贸易主要依靠循环运行,混合冷剂组成为N2、甲烷、乙烷、其它烃类管道输送但有许多国家天然气产量较大,要销售给其(一般到C5),是气体和液体的混合物,液体冷剂用泵它国家和地区,远隔海洋,铺设长距离海洋管道非常困和高压气相冷剂分别进入主换热器,将冷量供给天然难,需依靠液化天然气(LNG)进行输送气进行液化,低压冷剂经压缩、冷却等工序,循环使用LNG的生产是将原料天然气经预处理后,在深冷BVP公司的年产10×10t小型LNG生产装置典型设条件下液化,获得天然气液态产品,其体积仅为气态的计,供其它公司建设使用山1/625。ING生产厂一般建在海岸边,适合于用远洋挪威ABB天然气技术公司也采用MRC工艺,建船运输和供给用户,我国广东、福建二省正在建设从澳设了年产2×10tLNG生产装置2。大利亚、印度尼西亚引进LNG工程。为了降低生产成本,目前世界大型LNG生产厂的规模不断扩大,每条低压冷处理过的原料气生产线的年产量已达420×10t,采用丙烷预冷的混合冷剂(MRC)循环进行液化。高压冷剂小型LNG生产装置在内陆建设液化产品主要用汽车运输,供给远离天然气管网的小工业、小城镇和汽冷剂压缩机主换热器车燃料使用,此类装置还可用于调峰,装置年产LNG从几千吨到十多万吨。LNG生产装置的预处理是将中间冷却器)冷剂泵天然气中硫化物、二氧化碳、水分等进行净化,使原料分离分离器天然气达到生产LNG的规格要求,大厂和小装置的净化工艺基本是相同的,但小型LNG生产装置的液化工中间泵艺与大型厂不同,且有不同的液化工艺,本文主要介绍兵°去储罐世界小型ING生产装置的各种液化工艺。图1混合冷剂(MRc)循环夭然气液化工艺流程1欧美国家美国 Blach& Veath Pritchard(BVP)公司设小型2中国LNG生产装置,采用了与大厂类似的冷剂循环工艺但为了简化工艺和设备,降低建设投资,只使用混合冷近年来中国各地建设了多套小型LNG生产装置,剂(MRC)循环进行天然气液化,其工艺流程见图1其中二套装置取得了较好的结果。经净化后的原料天然气进入主换热器冷却到-2.1中原油田装置45℃~-72℃,去重烃分离器,分出重烃外排,气体回该装置采用丙烷预冷和乙烯制冷,由于天然气有到主换热器,在该器中经换热冷却到-150℃压力,再进行节流膨胀制冷,获得LNG产品,其液化工162小型液化天然气生产装置2005在净化过程中采用了第一氨蒸发器和预冷器,使净化天然气原料天然气由30冷却到-35℃、4.1MPa的净化气中压丙烷蒸发器↓乙烯蒸发器流阀进入液化部分的第二氨蒸发器和预冷器,温度降到中压闪蒸罐55℃,原料气分成二股,一股经节流阀膨胀后进入第三低压丙烷蒸发器预冷器和深冷换热器,温度降到-90℃,再经节流阀压力降至0.75MPa,温度降至-132℃,其中约50%的气天然气换热器体液化,汽液混合物被送至分离器,底部液体为LNC产品,流人LNG储罐后外输。另一股原料气进入气波中、低压尾气低压闪蒸罐|天然机膨胀制冷,压力由4.02MPa降至2.2MPa,温度由LNG产品-55℃C降至-80℃,然后再进入透平膨胀机继续制冷,压力降至0.48MPa,温度降至-130.6℃,与出深冷换图2中原油田天然气液化装置工艺流程热器顶部低压气汇合,经第三、二预冷器冷却原料气再经第四预冷器去透平膨胀机增压端,气体增压后,再压力为2MPa的原料天然气经净化后,首先被丙去压缩机继续增压,与进入的净化原料气汇合。本装烷二次预冷到-30℃,后被乙烯冷却到-85℃进入天置28×10m3/d,LNG产量16td,约05×10ta然气换热器,在该器中与中、低压尾气换热后,去节流以氨蒸发器三次预冷(包括天然气净化时一次),阀进行第一次节流膨胀产生1MPa气液混合物,进入使用大连理工大学气波技术研究所开发的新型气波制中压闪蒸罐,顶部中压尾气经天然气换热器后排出,底冷机和我国油气田较广泛应用的小型透平膨胀机制部产物去另一节流阀进行第二次节流膨胀成03MPa冷,技术上是较先进的。但与上述中原油田装置相比,气液混合物,进入低压闪蒸罐顶部低压尾气经天然气工艺流程和设备较复杂一些,LNG产量也小。换热后排出,底部为LNG产品。3俄罗斯原料气处理量30×10′m3/d,液化收率50%,年操作时间8000h,年产LNG约3.5×104t。俄罗斯是世界天然气第一生产大国,2004年天然利用中原油田12MPa天然气生产ING后,排出气产量635×10°m3,约30%出口,其余70%国内消50%中低压未液化的天然气,由油田处理,若循环回费,已建成的统一供气系统(ECT),主干线管道遍及俄收原料需建压缩机,装置流程简单,投资较小;中原油罗斯欧洲部分,但仍有较多管网不能到达之处,用不上田建有天然气凝液(NGL)回收和乙烯生产装置,能供天然气,上世纪80年代开发了流动式压缩天然气给丙烷和乙烯作冷剂,主要能耗在于丙烷预冷、乙烯循(CNC)站,即将CNG储罐装在汽车上,流动供应天然环系统。气(二种型号:IAT3-5000-25和IAr3-280025),但CNG储罐耗用钢材量比ING高8倍,CNG减22陕北气田装置该装置采用氨预冷,由于天然气有压力,再进行气罗斯在列宁格勒州和圣彼得堡市进行小型LNG生产波机和透平膨胀机制冷获得LNG产品其液化工艺装置建设的试点,由列宁格勒输气公司流程见图3。(刀 EHTPACTA3)和CHMA天然气公司协作建设装置, KPhOHOPA公司负责设计,多年来开发了如下液第二预冷器第三预冷器深冷接热器化工艺技术。分离器节流阀节流阀3.1建在CNG加气站上的装置5,6在圣彼得堡市内8号CNG加气站建了小型LNG第四预冷器水冷器生产装置,该站规模较大,每天可为500辆汽车加气,D实际上达不到定额要求压缩机操作时间只需8h。利用压缩机的空隙时间,将原料天然气压缩后经预冷,再第三水冷器第二水冷器进入装有涡流管( ByxpeBag Tpy6a)制冷器的液化工序,膨胀制冷后将天然气液化成LNG产品,液化工艺图3陕北气田天然气液化装置工艺流程流程见图4。第34卷第3期石油与天然气化工脱除CO2、水分及其它杂质,净化原料天然气进入CNG从进入配气站高压天然气取出部分用作小型压缩机,加压到18~19MPa,后用丙烷冷剂系统将天LNG生产装置的原料气,先由型号为AIOn的净化器然气预冷到-40℃,进入液化工序,主要装有涡流管制进行净化(图上未画出),然后分二股,一股输到换热冷器等设备,天然气降压膨胀制冷,制成ING进入储器I另一股到涡流管制冷器,在换热器I中与涡流管罐,未液化天然气返回原料气。制冷器冷端流出的气体(-60℃)换热后到换热器Ⅱ,在此器中与节流阀邛P-2膨胀制冷与气体换热后温CNG加气站度为-90℃,最后经节流阀P-1膨胀冷却到液化温制冷系统度流入ING分离器,在此器下部输出ING产品。经压缩机换热器热交换后和涡流管制冷器热端流出的低压天然天然气气与配气站工作后出来的低压气汇合后输给用户。换热器液化工序装置LNG产量1.6th(约40U/d,1,2x104t/a),天然气液化率6%-14%。装置工艺和设备获得专利净化原料(专利号P21278552135913、2151970)。天然气LKG储罐采用的涡流管制冷器外壳为锥体形,气体从喷咀图4在cNG加气站建设小型LNG装置的液化工艺流程中流入,体内装有孔板、扩散管,产生气体动力学和热力学作用,在该器一端(称为冷端)进行天然气制冷后流出,另一端(称为热端)装有热流分配结构。在原料装置LNG产量0.4h(约10vd,300a),天气压力波动情况下,涡流管制冷器仍能平稳正常操作,然气液化率>40%。只是天然气液化率要受到影响。涡流管是一种新型专利设备(专利号P以上两种类型的小型LNG生产装置已建成多年2180420),目前广泛用于天然气工业,共有五种型号,且不断得到了改进,目前正在进行新装置建设,计划几包括制冷器喷射器等。年内在列宁格勒州和圣彼得堡市再建设10~15个新由于使用了CNC加气站的压缩机等设备又加上装置,其中在CNG加气站建5-6个,在配气站建8流程较简单,投资较小,但丙烷冷剂系统和压缩机能耗10个装置,NG总产量将达到10×10a以上。较大。33在CNG加气站和配气站联合建试验装置32建在配气站上的装置9在CNG加气站上建设小型ING生产装置,虽能主干线天然气压力为55或75MPa,经配气站保证液化率达到40%-50%,但要使用丙烷冷剂系统将天然气减压到0.3、0.6、12MPa供用户原来在配预冷和压缩机,能耗较大;在配气站上建设装置,不需气站上压力差能量是浪费掉的。现在列宁格勒输气公能耗但液化率较低。为了克服上述缺点在圣彼得堡司二个配气站上同时建设了小型LNG生产装置液化一个CNG加气站和一个配气站建成联合试验装置,两工艺流程见图5。站的距离为400m,装置建在CNG加气站上,并由该站人员进行操作和管理,液化工艺流程见图6。高压净化配气站原料天然气低压天然气由干线进入配气站高压天然气中分出部分气体经联结两个站管线输到CNG加气站,先由净化设施(在图上未画出)进行净化,再从点9分二股,一股去换热器I山换热器Ⅱ,另一股去涡流管制冷器Ⅱ,其冷端气流在换热器Ⅱ中冷却原料气,从中流出的气体在8再分二换热器n股,一股去换热器1,另一股去涡流管制冷器I,其冷端气流在换热器I中对原料气进一步冷却,高压原料气丑P-2涡流管制冷器输人节流阀Ⅱ膨胀再制冷,低压原料气经换热器Ⅲ后由点0进人压缩机,将气体压力提高到15~20MPa高压原料气经Ⅲ、Ⅳ换热器,最后再经节流阀I膨胀制冷,达到生产LNG的温度,由点4入LNG分离器,底图5在配气站建设小型LNG装置的液化工艺流程部流出LNG产品。涡流管制冷器热端流出低压尾气164型液化天然气生产装置该站降压后天然气汇合供作商品气4牛刚等.2×104m3/d天然气液化装置的设计及分析.天然气工业,2002(35 C r. CepAIoKoB JeHrpaHcras: Ipou3BoACTBO H npHMeHeHHe CIIrNG加气站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换热器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分离器喷射器2002(10):67-6910 H. II. XoRoPKoB MHHH-3aBoz no poH3BonCTBy CITT Ha 6aseArHKC rPC TasoBag mpoMbIlWeHHOCTb, 2003(8): 93-94图6在cNG加气站和配气站联合建设小型LNG试验装置的液化工艺流程作者简介徐文渊:1928年生,毕业于莫斯科石油天然气大学研究生院博装置尚处于试验阶段预计天然气液化率一定比士教授级高级工程师,曾任四川石油管理局副局长、化工总工程师,获单独使用配气站压差能量生产LNG要高,与单独利用国务院特殊津贴。曾主编《天然气利用手册》专著CNG加气站生产LNG比较,可省去丙烷冷剂系统这道工序,节约了能耗。此液化工艺流程还是比较简单的,收稿日期:2005-01-28主要能耗只是压缩机动力所需的。编辑:康莉4结论和建议4.1结论目前世界各国正在发展小型ING生产装置,其液化工艺可分为三个方面:①利用冷剂进行制冷液化670亿美元将投向LNG设施建设②利用有压力天然气膨胀制冷与冷剂预冷相结合的据英国坎特伯雷 douglas- Westwood公司发布的液化工艺;③利用天然气压差能量膨胀制冷生产《2005-200年全球LNG(液化天然气)研究报告》显LNG,不需要别的能耗操作成本低,可制成价格便宜示,未来4年ING基础设施建设将呈现强劲增长势的LNG头,预计2005~2009年,全球用于LNG基础设施建设4.2建议的基本建设费用将超过670亿美元。2004年LNG设我国天然气生产和运输单位都具有较高压力的天施投资费用为72亿美元,到2008年将达到150亿美然气,供给用户所需较低压力天然气,或者低产高压孤元,2009年则将跃升至175亿美元。该报告还指出,立天然气气田,不宜建天然气管线,均可利用压差能量未来4年的ING基础设施建设费用中有310亿美元建设小型LNG生产装置,建议引进俄罗斯涡流管制冷将用于27条新ING生产线的建设。新的液化加工技器技术和设备,先建试验装置,并与我国开发的气波制术将使单条LNG生产线规模在不远的将来达到近800冷机、透平膨胀机等进行对比,获得合理的液化工艺10t/a。同时,最大的LNG运输船规模也将从14.5万立方米扩大至21.6×10m3。200年全球LNG运并逐步推广和建设小型LNG生产装置。输船只数量将超过300艘以上,未来4年新建LNG运参考文献输船的花费将超过210亿美元。北美和西欧许多国家Price B C. Small Scale LNG Plant Facility Development Hydro. Proc,的天然气产量下降,为天然气进口设施建设提供了市场机遇。未来4年全球将新建37个进口终端和6个2 Economical INGn on A Small Scale Chem. Eng. June, 200终端扩能项目,将花费145亿美元。3王香增天然气液化工艺技术研究及应用石油与天然气化工,2004