海上天然氣液化工藝流程優(yōu)選

朱建魯 李玉星 王武昌 劉永浩 謝彬 喻西崇

1.中國石油大學(xué)（華東） 2.中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司 3.中海石油研究總院

海上天然氣液化工藝流程優(yōu)選

朱建魯1李玉星1王武昌1劉永浩2謝彬3喻西崇3

1.中國石油大學(xué)（華東） 2.中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司 3.中海石油研究總院

LNG—FPSO（LNG Floating Production Storage and Offloading Unit，又稱FLNG）是集海上液化天然氣的生產(chǎn)、儲存、裝卸和外運為一體的新型浮式生產(chǎn)儲卸裝置。作為LNG—FPSO的核心技術(shù)，海上天然氣液化工藝將對該裝置的建造運營費用、運行穩(wěn)定性和整個系統(tǒng)的安全性產(chǎn)生很大的影響，而現(xiàn)有的3種基本類型的天然氣液化工藝（氮膨脹、混合冷劑和級聯(lián)式制冷液化工藝）都不能完全符合海上天然氣液化工藝的設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)。為此，根據(jù)海上作業(yè)的特殊工況，組合模擬了6種適用于海上天然氣液化的工藝流程，并從制冷劑流量、功耗、關(guān)鍵設(shè)備數(shù)量、天然氣流量敏感性、天然氣組成敏感性、易燃制冷劑儲存和海上適應(yīng)性等方面對各流程進(jìn)行了比較，根據(jù)計算結(jié)果及對各流程的定性分析，優(yōu)選出帶預(yù)冷的氮膨脹液化工藝［即丙烷預(yù)冷雙氮膨脹流程、混合制冷劑—氮氣膨脹（并聯(lián)）流程和混合制冷劑—氮氣膨脹（串聯(lián)）流程］為LNG—FPSO裝置的首選工藝，且發(fā)現(xiàn)隨著預(yù)冷深度的增加，該工藝的海上適應(yīng)性減弱，功耗降低，處理能力增強(qiáng)。

海上天然氣液化 LNG—FPSO 液化工藝 預(yù)冷 流程模擬 海上適應(yīng)性 評價 優(yōu)選

1 海上天然氣液化工藝簡介

LNG—FPSO（LNG Floating Production Storage and Offloading Unit，又稱FLNG）是集海上液化天然氣的生產(chǎn)、儲存、裝卸和外運為一體的新型浮式生產(chǎn)儲卸裝置，應(yīng)用于海上氣田的開采具有投資成本低、建造周期短、開發(fā)風(fēng)險小、便于遷移和安全性高等特點［1－2］。然而由于技術(shù)和經(jīng)濟(jì)的限制，LNG—FPSO還沒有像Oil－FPSO（Oil Floating Production Storage and Offloading Unit）那樣得到廣泛應(yīng)用。2009年Songhurst在亞洲商業(yè)化FLNG會議上總結(jié)了全球15個FLNG項目（表1）［3］，其中多數(shù)尚處于概念設(shè)計階段。2011年，Shell公司確定投資建造世界上首個LNG—FPSO——Prelude FLNG，并將在澳大利亞的Prelude氣田投入使用。

作為LNG—FPSO的核心技術(shù)，天然氣液化工藝對裝置的建造運營費用、運行穩(wěn)定性和整個系統(tǒng)的安全性影響巨大，在滿足生產(chǎn)需求、市場需求以及控制成本的前提下，應(yīng)用于LNG—FPSO的天然氣液化技術(shù)及相關(guān)設(shè)備的選擇對于減小投資風(fēng)險、增強(qiáng)方案的可行性至關(guān)重要［4］。目前陸上的天然氣液化技術(shù)已經(jīng)比較成熟，而海上作業(yè)的特殊性（臺風(fēng)、波浪、作業(yè)空間等的影響）使得海上天然氣液化工藝的設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)不同于陸上［5］，海上天然氣液化工藝系統(tǒng)的安全性、簡潔性、緊湊性、占地面積、模塊化設(shè)計、對不同氣田的適應(yīng)性和對海上環(huán)境的適應(yīng)性等顯得更為重要［6］。

根據(jù)表1，國際上FLNG采用的主要是3種基本類型的天然氣液化工藝：氮膨脹、混合冷劑和級聯(lián)式制冷工藝［7－8］。但其中任何一種天然氣液化工藝都不能完全符合上述海上天然氣液化工藝的設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)。氮膨脹制冷工藝中氮氣始終處于氣相，幾乎不受船體運動的影響，其流程與使用易燃制冷劑技術(shù)的流程相比更加安全，但氮膨脹制冷工藝流程的制冷劑循環(huán)量大、制冷效率低，限制了其在大型LNG工廠中的使用［9］；混合冷劑制冷工藝具有較高的制冷效率，但其烴類制冷劑的儲存降低了系統(tǒng)的安全性，且船體的晃動會顯著影響制冷劑的相平衡分離過程；級聯(lián)式制冷工藝的制冷效率最高、處理量最大，但與混合冷劑工藝類似，其安全性和海上適應(yīng)性較差，對于作業(yè)空間比較緊缺的FLNG船，級聯(lián)式制冷工藝的應(yīng)用比較困難，同時由于其流程復(fù)雜、開車?yán)щy，并不適用于需要頻繁停產(chǎn)和啟動的海上環(huán)境［10］。

表1 2009年國外FLNG項目統(tǒng)計表

因此，3種基本類型的天然氣液化工藝均不適用于海上天然氣液化作業(yè)，需要結(jié)合各天然氣液化工藝的特點對流程進(jìn)行調(diào)整、組合，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行模擬、優(yōu)化，最后根據(jù)模擬結(jié)果進(jìn)行流程的優(yōu)選。

2 海上天然氣液化流程模擬

基于以上討論，筆者選取了代表混合冷劑和氮膨脹制冷工藝的6種天然氣液化流程進(jìn)行模擬［11］：雙氮膨脹液化流程、丙烷預(yù)冷雙氮膨脹液化流程、混合冷劑—氮氣膨脹（并聯(lián)）液化流程、混合冷劑—氮氣膨脹（串聯(lián)）液化流程、單混合制冷劑液化流程、丙烷預(yù)冷混合冷劑液化流程。模擬基礎(chǔ)條件為：

1）預(yù)處理后天然氣的組成（以摩爾分?jǐn)?shù)計）為：含甲烷91.2%、含乙烷5.8%、含丙烷1.6%、含丁烷1.3%、含氮氣0.1%。天然氣的壓力為5 000 k Pa，溫度為35.0℃，流量為330 t／h，雙列液化流程設(shè)計。

2）水冷卻器壓降為10 kPa，出口溫度為35.0℃。

3）LNG的儲存壓力為120 k Pa，BOG比率為4%～8%。

4）狀態(tài)方程為Peng—Robinson方程。

5）壓縮機(jī)的等熵效率為0.7，增壓透平膨脹機(jī)的等熵效率為0.8。

6）忽略系統(tǒng)熱損失。

2.1 雙氮膨脹液化流程

為了提高傳統(tǒng)氮膨脹制冷工藝的效率，在單級氮膨脹流程的基礎(chǔ)上，增加1臺膨脹機(jī)（圖1），經(jīng)壓縮、冷卻后的高壓氮氣分為兩股：一股直接進(jìn)入高溫膨脹機(jī)膨脹至－120℃；另一股進(jìn)一步冷卻至－85℃后進(jìn)入低溫膨脹機(jī)膨脹至－156℃。膨脹后的兩股低壓氮氣返流分別冷卻高壓氮氣制冷劑和天然氣，復(fù)熱后依次經(jīng)過膨脹機(jī)增壓器和氮氣壓縮機(jī)壓縮至8 MPa，其中，天然氣利用液化過程中的冷量實現(xiàn)重?zé)N分離，預(yù)處理后的天然氣在冷箱中冷卻至－30℃后進(jìn)行一級分離，分離出的液相作為精餾塔中部進(jìn)料，氣相進(jìn)入換熱器冷卻至－65℃后進(jìn)行二級分離，分離出的液相作為精餾塔頂部進(jìn)料，氣相與精餾塔頂產(chǎn)品混合后進(jìn)入冷箱被冷凝液化，精餾塔底部產(chǎn)品含有較多的C5＋組分，為節(jié)省甲板空間，將其輸送到陸上進(jìn)行深加工處理才能得到合格的產(chǎn)品。

2.2 丙烷預(yù)冷雙氮膨脹液化流程

為了進(jìn)一步提高雙氮膨脹液化工藝的效率，在其基礎(chǔ)上增加丙烷預(yù)冷循環(huán)（圖2），丙烷由0.1 MPa經(jīng)丙烷壓縮機(jī)兩級壓縮至1.6 MPa，然后經(jīng)水冷器帶走一部分熱量使丙烷全部液化，再經(jīng)過節(jié)流閥降壓至0.12 MPa，溫度降至－35℃，此時丙烷為氣液兩相，進(jìn)入換熱器預(yù)冷天然氣和高壓氮氣制冷劑。該流程其他參數(shù)與雙氮膨脹液化流程類似。

圖1 雙氮膨脹液化流程圖

圖2 丙烷預(yù)冷雙氮膨脹液化流程圖

2.3 混合冷劑—氮氣膨脹（并聯(lián)）液化流程

考慮到丙烷預(yù)冷雙氮膨脹液化流程中丙烷預(yù)冷深度有限（－35℃左右），以混合制冷劑代替丙烷預(yù)冷高壓氮氣及天然氣（圖3），減輕了氮氣制冷循環(huán)的負(fù)荷。如圖3所示，混合冷劑由0.4 MPa經(jīng)混合制冷劑壓縮機(jī)壓縮至4 MPa，進(jìn)入換熱器冷卻至－65℃，再經(jīng)節(jié)流閥節(jié)流至0.5 MPa，溫度降至－75℃，進(jìn)入換熱器冷卻高壓氮氣和天然氣至－70℃。在氮膨脹制冷循環(huán)中，被冷卻后的高壓氮氣進(jìn)入膨脹機(jī)降壓至0.1 MPa，溫度降至－155℃，然后返流冷卻天然氣，并使天然氣液化、過冷，復(fù)溫后的低壓氮氣經(jīng)膨脹機(jī)增壓器和氮氣壓縮機(jī)增壓至8 MPa。

圖3 混合冷劑—氮氣膨脹（并聯(lián)）液化流程圖

2.4 混合冷劑—氮氣膨脹（串聯(lián)）液化流程

該流程分為兩段（圖4）：前一段為混合制冷劑制冷循環(huán)，該部分將天然氣預(yù)冷至－85℃左右，并將天然氣全部液化；第二段為氮氣膨脹制冷循環(huán)，吸收使液態(tài)天然氣過冷的顯熱，并將液態(tài)天然氣冷卻至－150℃左右。重?zé)N分離單元中，預(yù)處理后的天然氣進(jìn)入換熱器被冷卻到－40℃，進(jìn)入接觸塔，接觸塔頂氣相返回冷箱被液化、過冷，塔底的液相經(jīng)節(jié)流、換熱后進(jìn)入脫乙烷塔，脫乙烷塔頂氣相作為燃料使用，塔底液體進(jìn)入脫丁烷塔，脫丁烷塔頂物流為LPG產(chǎn)品，塔底物流為凝析油產(chǎn)品。其中，混合冷劑由脫丁烷塔中間產(chǎn)品、脫乙烷塔頂回流產(chǎn)品以及脫丁烷塔頂蒸氣3股物流按比例調(diào)配而成。

圖4 混合冷劑—氮氣膨脹（串聯(lián)）液化流程圖

2.5 單混合冷劑液化流程

該流程是Black＆Veatch公司的PRICO［12］流程（圖5），被認(rèn)為是現(xiàn)今使用中最簡單、最基本的天然氣液化流程，該工藝設(shè)計采用了一個簡單閉式制冷循環(huán)，混合制冷劑經(jīng)壓縮、部分冷凝、冷卻、節(jié)流后，與天然氣換熱并提供冷量?；旌侠鋭∕R）由0.3 MPa經(jīng)一級壓縮機(jī)壓縮至0.9 MPa后，依次進(jìn)入冷卻器、級間分離器，從級間分離器中出來的氣相冷劑經(jīng)二級壓縮機(jī)壓縮至3 MPa，液相冷劑經(jīng)泵壓縮至相同的壓力后與氣相冷劑混合，返回?fù)Q熱器冷卻至－50℃左右，再經(jīng)節(jié)流閥降壓至0.3 MPa，溫度降至－150℃左右，氣液兩相低壓冷劑由冷箱底部進(jìn)入冷箱，向上流動，吸收天然氣和高壓冷劑的熱量。

圖5 單混合制冷劑液化流程圖

2.6 丙烷預(yù)冷混合冷劑液化流程

該流程結(jié)合了級聯(lián)式液化流程與混合冷劑液化流程的優(yōu)點，分為4個階段對天然氣進(jìn)行冷卻、降溫（圖6）：第1階段為丙烷預(yù)冷，溫度區(qū)間為35～－30℃；第2階段為混合冷劑一級節(jié)流，溫度區(qū)間為－30～－65℃；第3階段為混合冷劑二級節(jié)流，溫度區(qū)間為－65～－100℃；第4階段為混合冷劑三級節(jié)流，溫度區(qū)間為－100～－150℃。液化后的高壓天然氣進(jìn)入節(jié)流閥節(jié)流至120 k Pa，溫度降至－160℃，進(jìn)入儲罐儲存，其中約7%的液體氣化。

圖6 丙烷預(yù)冷混合冷劑液化流程圖

3 模擬結(jié)果分析

6種天然氣液化流程關(guān)鍵參數(shù)的比較見表2，流程比功耗對天然氣組成敏感性的比較見圖7。流程的復(fù)雜性主要體現(xiàn)在關(guān)鍵設(shè)備的數(shù)量多少；流程的處理能力主要體現(xiàn)在制冷劑的流量大小，制冷劑流量大，增加了設(shè)備選型的難度，限制了其天然氣處理量［13－14］；海上適應(yīng)性主要體現(xiàn)在流程抗晃蕩的能力，分離設(shè)備越少、冷箱中兩相流換熱區(qū)越小，抗晃動能力越強(qiáng)?？梢?，從無預(yù)冷的雙氮膨脹流程、丙烷預(yù)冷的雙氮膨脹流程、混合冷劑—氮膨脹（并聯(lián)）流程、混合冷劑—氮膨脹（串聯(lián)）流程到無預(yù)冷的混合冷劑流程，再到丙烷預(yù)冷的混合冷劑流程，氮膨脹循環(huán)的預(yù)冷深度逐漸增加，負(fù)荷逐漸減小并逐步轉(zhuǎn)變?yōu)橐曰旌侠鋭┲评錇橹鞯囊夯鞒蹋评鋭┑牧髁恐饾u減小，功耗逐漸降低。

表2 6種天然氣液化流程參數(shù)比較表

圖7 6種液化流程比功耗對天然氣組成敏感性的比較圖

雙氮膨脹液化流程具有傳統(tǒng)氮膨脹液化工藝設(shè)備緊湊、安全、抗晃蕩能力強(qiáng)、易于啟停等特點，對進(jìn)氣組分和進(jìn)氣流量的變化不敏感，雖然增加了1臺膨脹機(jī)，但功耗仍較大，氮氣循環(huán)流量過大，增加了設(shè)備選型的困難。

丙烷預(yù)冷雙氮膨脹液化流程中，由于丙烷為純組分，海上晃蕩對其制冷過程影響不大，因此也具有比較高的海上適應(yīng)性，且由于引進(jìn)了丙烷預(yù)冷，降低了氮循環(huán)的制冷量，提高了整體流程的效率，但是正是丙烷的引入，存在丙烷儲存的問題，因此其安全性相對于雙氮膨脹有所下降。

混合制冷劑—氮氣膨脹（并聯(lián)）液化流程中，混合冷劑預(yù)冷深度可達(dá)－65℃，進(jìn)一步減少了氮氣的循環(huán)量和功耗，有利于設(shè)備選型，但與丙烷預(yù)冷類似，混合冷劑的儲存降低了流程的安全性，且海上晃動的環(huán)境對混合制冷劑工藝影響較大，降低了其海上適應(yīng)性。

混合制冷劑—氮氣膨脹（串聯(lián)）液化流程是以混合冷劑液化工藝為基礎(chǔ)，天然氣在混合冷劑冷卻下全部液化，由于制冷劑冷卻溫度有限，增加了氮循環(huán)深冷部分，該工藝對混合制冷劑組成的要求不高，且混合制冷劑可在生產(chǎn)過程中自制，減小了船上制冷劑的存儲空間，因此在海上適應(yīng)性方面相對于傳統(tǒng)的混合制冷劑有所提高。該流程在海上應(yīng)用的不足與混合制冷劑—氮氣膨脹（并聯(lián)）液化流程類似。

單混合制冷劑液化流程與丙烷預(yù)冷混合冷劑液化流程較上述4種液化流程功耗小、制冷劑流量低、處理量大，沒有膨脹機(jī)，減少了設(shè)備投資及運行費用，但由于制冷劑需要精確的配比，比其他液化流程需要較長的時間啟動和穩(wěn)定，易燃制冷劑儲存量較大，液化工藝對混合冷劑組分變化敏感性強(qiáng)，晃動對冷箱中兩相流換熱影響較大，使得混合制冷劑液化在海上的適應(yīng)性大大降低（尤其在海況比較惡劣的海域）。

根據(jù)模擬計算的結(jié)果及對各液化流程的定性分析，在上述6種工藝中帶預(yù)冷的氮膨脹液化工藝各方面性能較優(yōu)，即丙烷預(yù)冷雙氮膨脹流程、混合制冷劑—氮氣膨脹（并聯(lián)）流程和混合制冷劑—氮氣膨脹（串聯(lián)）流程，為LNG—FPSO裝置的首選天然氣液化工藝，且隨著預(yù)冷深度的增加，其海上適應(yīng)性減弱，功耗降低，處理能力增強(qiáng)，因此還需要根據(jù)具體氣田及海域做詳細(xì)的方案設(shè)計來確定具體液化流程。

4 結(jié)束語

經(jīng)研究，現(xiàn)有的3種陸上基本類型天然氣液化工藝均不能完全滿足海上天然氣液化工藝的設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)，根據(jù)調(diào)研結(jié)果和天然氣液化流程的調(diào)整、組合，選取了6種天然氣液化流程進(jìn)行模擬優(yōu)化和比選，最終推薦帶預(yù)冷的氮膨脹液化流程為LNG—FPSO裝置的首選天然氣液化流程，即丙烷預(yù)冷雙氮膨脹液化流程、混合制冷劑—氮氣膨脹（并聯(lián)）液化流程和混合制冷劑—氮氣膨脹（串聯(lián)）液化流程，且發(fā)現(xiàn)隨著預(yù)冷深度的增加，上述天然氣液化流程的海上適應(yīng)性減弱，功耗降低，處理能力增強(qiáng)。

由于帶預(yù)冷的氮膨脹液化流程處理能力有限，在處理量大且海況平穩(wěn)的海域（如西非海域）可以考慮使用混合冷劑液化流程甚至級聯(lián)式液化流程，在處理量小且海況惡劣的海域（如中國南海海域）可以考慮使用氮膨脹液化流程，而且這3種帶預(yù)冷的天然氣液化流程的海上適應(yīng)性、功耗及處理能力都有所差異，因此，還需要根據(jù)具體氣田及海域情況作出詳細(xì)的方案設(shè)計來確定具體的天然氣液化流程，且液化設(shè)備的購置費與運行費只是總體項目費用的一部分，還需要從全局出發(fā)，根據(jù)總體項目的布置進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析和方案的比選。

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Optimal selection of natural gas liquefaction process for an LNG－FPSO unit

Zhu Jianlu1，Li Yuxing1，Wang Wuchang1，Liu Yonghao2，Xie Bin3，Yu Xichong3
（1.China University of Petroleum－East China，Qingdao，Shandong 2665552，China；2.CNOOC Gas ＆Power Group，Beijing 100027，China；3.CNOOC Research Center，Beijing 100027，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 3，pp.98－104，3／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

An LNG－FPSO（LNG Floating Production Storage and Offloading）facility is based on a ship－like vessel that will be able to produce，store and offload LNG in a marine environment.The selection of the liquefaction technology and corresponding equipment to be employed in an LNG FPSO unit is critical to reducing risks and increasing project viability，meanwhile meeting production and market targets and controlling costs.However，the presently used liquefaction technologies include nitrogen expander loop，mixed refrigerant，or multistage refrigeration can not completely meet the design criteria for offshore LNG process.In view of this，a simulation study is conducted of 6 kinds of differently combined processes and a comparison study was made in terms of flow rate of refrigerant，power consumption，number of key equipment，gas flow sensitivity，gas component sensitivity，storage of flammable refrigerant，offshore adaptability，etc.Thus，based on the calculation results and qualitative analysis，the liquefaction process with pre－cooling nitrogen expander loop is an optimal option for an LNG FPSO facility，that is，two－stage nitrogen expander plus propane pre－cooling or paralleled／series connection of mixed refrigerant and nitrogen expander，in which the deeper the degree of pre－cooling is，the poorer its offshore adaptability becomes，but the lower the power consumption and the higher its dealing ability will be.

offshore natural gas liquefaction，LNG－FPSO，liquefaction process，pre－cooling，process simulation，offshore adaptability，evaluation，optimal selection

國家科技重大專項“大型FLNG／FLPG、FDPSO關(guān)鍵技術(shù)”（編號：2011ZX05026－006－07）。

朱建魯，1985年生，博士研究生；主要從事天然氣液化工藝的研究工作。地址：（266555）山東省青島市經(jīng)濟(jì)技術(shù)開發(fā)區(qū)長江西路66號中國石油大學(xué)（華東）儲運工程系。電話：13468280804。E－mail：aaabccc＠163.com

朱建魯?shù)?海上天然氣液化工藝流程優(yōu)選.天然氣工業(yè)，2012，32（3）：98－104.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.03.022

（修改回稿日期 2012－01－20 編輯 何 明）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.03.022

Zhu Jianlu，born in 1985，is studying for a Ph.D degree and is mainly engaged in research of natural gas liquefaction technologies.

Add：No.66，West Changjiang Rd.，Eco－Tech Development Zone，Qingdao，Shandong 266555，P.R.China

Mobile：＋86－13468280804 E－mail：aaabccc＠163.com