小型橇装LNG 装置液化工艺对比分析

李贺松 董宪莹 高 杨 朱 琳

天津市振津石油天然气工程有限公司， 天津 300384

0 前言

小型天然气液化装置经过集约橇装后具有工艺流程简单、安装搬迁方便、原料气适应性强等特点，特别适用于偏远地区油气回收、海上油气回收、散井气回收以及沼气回收等领域。将这些零散分布的放空气液化成液化天然气(Liquefied Natural Gas，简称LNG)具有重要的经济意义和社会意义［1－3］。

目前运行的小型LNG 装置制冷工艺主要有混合冷剂循环制冷(Mixed Refrigerant Cycle，简称MRC)工艺、N2膨胀制冷工艺、丙烷预冷混合冷剂制冷工艺和高压引射制冷工艺等［4－7］。

本文以新疆5 ×104m3/d 放空气回收液化装置为例。井口天然气从井口出来经过调压计量后，经过脱CO2、脱水、脱汞等天然气净化处理后进入天然气液化系统，先经过浅冷分离出重烃，防止重烃深冷后冻堵冷箱，再经过深冷把天然气冷却成LNG。因此，制冷工艺的选择对天然气回收液化装置有着至关重要的作用。本文以装置集约成橇为前提，从能耗、核心设备选型、可操作性、可成橇性等方面对多种制冷工艺进行对比分析，以选择最适合该条件的小型橇装天然气液化工艺。

1 气源基础工艺条件

装置的天然气来自井口气，技术规格参数见表1。

表1 原料天然气技术规格表

2 MRC 工艺

2.1 流程描述

MRC 工艺流程简图见图1，净化后的天然气进入中冷冷箱内，冷却到－55 ℃后进入重烃分离器，分离出重烃防止冷箱低温段冻堵。分离后的天然气进入深冷冷箱深冷到－147 ℃后再节流降温至－ 160 ℃，然后进入LNG 储罐。

混合冷剂是由CH4、C2H4、C3H8、iC5H12和N2等组分以一定配比组成的混合物。混合冷剂经冷剂压缩机增压、降温、分离后气液两相分别进入中冷冷箱和深冷冷箱的不同流道，节流制冷为冷箱提供冷量。

图1 MRC 工艺流程

2.2 核心工艺设备选型

液化系统的核心工艺设备为冷剂压缩机和冷箱。本工艺中冷箱选用翅片式换热器，冷剂压缩机选用2 台往复式压缩机，冷剂压缩机的技术规格参数见表2。

表2 冷剂压缩机技术规格表

2.3 操作性分析

MRC 工艺成熟、能耗低、流程简单、工艺设备少。但由于冷剂组分多，混配和组分调整过程比较复杂，且需要设置丙烷、乙烯、异戊烷及冷剂储存设施，配套容器较多。

选用2 台往复式压缩机并联操作的方式，一方面可减小单台压缩机的外形尺寸，使冷剂压缩机更易成橇;另一方面2 台可互为备用，1 台停机时可以将处理负荷减半，既增加了装置的可靠性又大大增加了装置的操作弹性。

另外，此种小型橇装LNG 工厂多位于地点偏远地区，市供电所不及，往往采用燃气发电机发电。单台冷剂压缩机的电机功率为355 kW，目前国内电机厂家能提供功率为355 kW 的低压电机，因此冷剂压缩机电机可选用380 V 低压电机，可避免使用燃气发电机发1 000 V 的高压电，降低了操作风险。

2.4 可成橇性分析

液化系统由2 个冷剂压缩机橇、1 个制冷辅助设备橇、1 个冷剂罐组橇和1 个冷箱橇等5 个橇块组成。冷箱橇块由于高度较高需要水平运输，现场立装。MRC 工艺各橇块尺寸见表3。

液化系统整体橇装性较好，设备布置及配管协调性高;橇块尺寸能够满足多数公路运输条件，搬迁灵活性高。

表3 MRC 工艺各橇块尺寸

3 N2 膨胀制冷工艺

3.1 流程描述

N2膨胀制冷工艺流程简图见图2。N2经过N2压缩机多级压缩、冷却后进入冷箱，经第一次冷却后，进入一级N2膨胀机膨胀降温，然后进入冷箱进行第二次冷却，冷却后的低温N2进入二级N2膨胀机继续膨胀降温，之后进入冷箱提供冷量，复热后返回N2压缩机入口，再由N2压缩机压缩循环制冷。

图2 N2 膨胀制冷工艺流程

3.2 核心工艺设备选型

液化系统的核心工艺设备为N2压缩机、N2膨胀压缩机和冷箱。冷箱选用翅片式换热器。N2压缩机选用往复式压缩机。N2压缩机的技术规格见表4。

表4 N2 压缩机技术规格表

3.3 可操作性分析

N2膨胀制冷工艺冷剂单一、流程简单、设备少、调节灵活、工作可靠。但能耗相对较高，比较适用于小型天然气液化装置。

由于N2循环量较大，压差较大，一般需要三级压缩，同时膨胀机的操作弹性较小，且一般不设置成2 台并联的方式。如果采用2 台压缩机并联的方式，1 台检修时，流量无法满足膨胀机的工作要求。因此N2压缩机一般选用往复式压缩机，且需要1 用1 备。

同时还需要设置2 台膨胀机及其附属设备，因此该工艺动设备较多，设备运行维护复杂。

同时，N2压缩机的电机功率为1 000 kW，需要选择1 000 V 的高压电机。对于采用燃气发电机发电的橇装LNG 工厂来说，需要分别设置1 000 V 高压电和380 V的低压电系统，增加了操作风险和先期投资。

3.4 可成橇性分析

液化系统整体由2 个N2压缩机橇、1 个膨胀机及附属橇和1 个冷箱橇等4 个橇块组成。N2膨胀制冷工艺各橇块尺寸见表5。

N2压缩机选用往复式压缩机尺寸较大，不易成橇，且橇块宽度超宽，在运输时需要压缩机和压缩机电机拆开运输。其余2 橇尺寸较小，运输容易。

表5 N2 膨胀制冷工艺橇块尺寸

4 丙烷预冷混合冷剂制冷工艺

4.1 流程描述

丙烷预冷混合冷剂制冷工艺［8－9］流程简图见图3。本制冷循环由混合冷剂制冷循环和丙烷预冷循环两部分组成。在丙烷预冷循环系统中，丙烷蒸汽经丙烷压缩机压缩后冷却至液态，通过浅冷冷箱分别对混合冷剂和原料气进行预冷，蒸发后的丙烷返回到丙烷压缩机进行再循环。在混合冷剂循环系统中，混合冷剂经冷剂压缩机压缩、冷却后，再由丙烷预冷系统冷却到－35 ℃，混合冷剂冷凝成气液两相，进入冷剂分液罐分离后气相、液相分别进入天然气冷箱冷却，冷却后复热返回到混合冷剂压缩机压缩再循环。

图3 丙烷预冷混合冷剂制冷工艺流程简图

4.2 核心工艺设备选型

该工艺核心设备为丙烷压缩机、混合冷剂压缩机和冷箱。冷箱选用翅片式换热器。螺杆式压缩机的螺杆油与混合冷剂中的重组分混合后不易分开，从而影响了冷剂的配比，并使螺杆油变质，影响螺杆压缩机的正常运行。通过增设丙烷预冷系统，混合冷剂中可以不使用重组分iC5H12，因此丙烷压缩机和混合冷剂压缩机可以选用螺杆式压缩机。丙烷压缩机、混合冷剂压缩机的技术规格分别见表6、7。

表6 丙烷压缩机技术规格

表7 混合冷剂压缩机技术规格

4.3 可操作性分析

丙烷预冷混合冷剂制冷工艺具有流程简单、制冷效率高、原料气适应性强的特点。

丙烷压缩机和混合冷剂压缩机可选用螺杆式压缩机。螺杆压缩机与往复式压缩机相比具有运行平稳、震动小、技术成熟、可利用滑阀实现负荷的连续调节等优点。但螺杆压缩机比往复式压缩机效率低:螺杆压缩机在厂家选择上有一定困难;为了避免把螺杆机中油带入冷箱造成冷箱冻堵，螺杆压缩机对压缩机出口过滤系统精度的要求较高;螺杆压缩机排气压力一般在2 500 kPa 以内，但为了提高制冷效率，本文中将混合冷剂压缩机排气压力设为3 600 kPa。

同时，丙烷压缩机和冷剂压缩机的电机功率分别为280 kW 和355 kW，可以选择380 V 低压电机。对于采用燃气发电机发电的橇装LNG 工厂来说，则可避免必须采用1 000 V 高压电，降低了操作要求和操作风险。

4.4 可成橇性分析

液化系统由制冷系统橇、冷剂罐组橇和冷箱橇等3 个橇块组成。丙烷预冷混合冷剂制冷工艺橇块尺寸见表8。

表8 丙烷预冷混合冷剂制冷工艺橇块尺寸

由于核心设备压缩机选用螺杆式压缩机，体积较小，故可将压缩机及其部分附属设备集成在制冷系统橇上。冷剂罐组及其配套管线阀门另集成橇。由于液化系统除冷箱外两橇尺寸接近，在布局和配管时协调性更好。其中制冷系统橇尺寸略宽，需要考虑超限设备运输问题。冷箱橇块高度较高，需要水平运输，现场立装。

5 高压引射制冷工艺

5.1 流程描述

高压引射制冷工艺［10］流程简图见图4。净化后的天然气由原料气压缩机压缩到20 MPa，并与循环气压缩机压缩后的循环气混合后进入冷箱。在冷箱内，高压天然气经过预冷换热器，预冷到约－30 ℃，再进入主换热器，利用循环气的冷量继续冷却后，一部分天然气进入高压引射器J-401 降压后进入分离器V-401，另一部分通过高压引射器J-402 降压后进入分离器V-402。分离器V-401的气相大部分作为循环气复热后由循环气压缩机压缩再循环;另一小部分进入分离器V-402 的冷凝器，经过冷却后进入分离器V-403。分离器V-401 的液相和引射器J-402 后的物流混合进入分离器V-402，分离器V-402 的气体由J-401 引射进入V-401，液相进入LNG 储存系统。LNG 储存系统的闪蒸气由高压引射器J-402 引射进入V-402。

图4 高压引射制冷工艺流程简图

5.2 核心工艺设备选型

该工艺核心设备包括原料气压缩机、循环气压缩机、丙烷预冷压缩机和液化冷箱。高压引射制冷工艺为俄罗斯深冷机械制造股份公司的专利技术，其核心设备冷箱需选用该公司的专利冷箱设备，因此供货周期较长。原料气压缩机和循环气压缩机选用往复式压缩机，预冷系统采用丙烷预冷系统，丙烷压缩机选用螺杆式压缩机。原料气压缩机、循环气压缩机以及丙烷压缩机的技术规格参数分别见表9、10、11。

表9 原料气压缩机技术规格

表10 循环气压缩机技术规格

表11 丙烷压缩机技术规格

5.3 可操作性分析

高压引射制冷工艺具有流程简单、操作弹性大、原料气适应性强等优点。冷箱采用俄罗斯深冷机械制造股份公司的专利冷箱设备，主要换热器采用管壳式结构，较板翅式换热器抗冻堵能力强，对原料气的适应能力强。

由于原料气压缩机和循环气压缩机压差较大，循环气压缩机的流量也比较大，且引射器的操作弹性较小，不宜采用2 台压缩机并联的方式，因此原料气压缩机和循环气压缩机宜选用往复式压缩机，且需要设置备机。因此动设备较多，操作维护较复杂。

另外，循环气压缩机的电机功率较大，为700 kW，若采用燃气发电机发电则需要输出1 000 V 的高压电，同时还有低压用电设备，因此需要配置1 000 V 高压电和380 V 的低压电系统，增加了操作风险和先期投资。

5.4 可成橇性分析

液化系统整体可分为4 部分共6 个橇，各个橇的尺寸见表12。由于采用了俄罗斯深冷机械制造股份公司的专利冷箱，冷箱设备的尺寸较小，高度也满足运输尺寸要求，冷箱的橇装性较好。天然气压缩机和循环压缩机设备尺寸较大，需要各自独立成橇。由于压缩机采用1用1 备设置，故需要4 台压缩机橇。由于循环压缩机橇宽度过大，在运输时需要把压缩机和电机拆开运输。

表12 高压引射制冷工艺橇块尺寸

6 性能对比

5 ×104m3/d 天然气液化装置性能对比见表13。通过对比分析可知:

1)MRC 工艺的能耗较低，操作费用较省。

2)MRC 系统中，动设备只需要2 台冷剂压缩机，既可并联使用又可互为备用，1 台压缩机维修时，装置可以50负荷运行，操作稳定性高，弹性大。

3)采用2 台冷剂压缩机并联运行的方式，可使单台冷剂压缩机的尺寸减小，易于成橇及搬迁。

4)采用2 台冷剂压缩机并联运行的方式，使单台压缩机的功率降低，从而可以使用低压电机。对于无外电接入，采用发电机发电作为工厂电源的装置，全厂只需配置一种低压电源，装置运行比较安全，投资较省。

表13 5 ×104 m3/d 天然气液化装置性能对比

7 结论

1)MRC 工艺的能耗较低，液化系统的动设备也相对较少，冷剂压缩机选用2 台往复式并联时操作性和成橇性都较好，比较适合于自发电、单套规模在5 ×104m3/d及以下的橇装天然气液化项目。

2)N2膨胀制冷工艺的能耗较高，液化系统的动设备较多，N2压缩机成橇性较差，工艺操作灵活性较差。但是冷剂单一，附属设备少，冷剂调整操作简单。比较适合于冷剂获取困难、有外电供应、单套规模在2 ×104m3/d及以下的橇装天然气液化项目。

3)丙烷预冷混合冷剂制冷工艺的能耗最低，液化系统的动设备也相对较少，可操作性强，丙烷压缩机和混合冷剂压缩机可选用螺杆式压缩机，可成橇性较好，更适合于有外电供应、气源组分稳定、单套规模在15 ×104m3/d及以下的橇装天然气液化项目。

4)高压引射制冷工艺的能耗最高，但该工艺可以避免冷箱尺寸太大而无法橇装的问题，对原料气组分的适应性强。该工艺中循环气压缩机尺寸较大，橇装相对困难，动设备较多，可操作性较差。比较适合于有外电供应、气源组分波动较大、单套规模在3 ×104m3/d 及以下的橇装天然气液化项目。由于冷箱需要俄罗斯进口，供货周期较长。

［1］顾安忠，鲁雪生，金国强，等.液化天然气技术手册［M］.北京:机械工业出版社，2010.Gu Anzhong，Lu Xuesheng，Jin Guoqiang，et al.LNG Technical Manuals［M］.Beijing:China Machine Press，2010.

［2］顾安忠，鲁雪生，汪荣顺，等. 液化天然气技术［M］. 北京:机械工业出版社，2003.Gu Anzhong，Lu Xuesheng，Wang Rongshun，et al.LNG Technology［M］.Beijing:China Machine Press，2003.

［3］Gas Processors Suppliers Association Engineering Data Book［M］.12th ed. Oklahoma:Gas Processors Suppliers Association，1981.

［4.］谭建宇，李红艳，王 莉，等.小型天然气液化装置工艺流程数值模拟和优化［J］.天然气工业，2005，25(5):112－114 Tan Jianyu，Li Hongyan，Wang Li，et al. Numerical Simulation and Optimization of Process Flows for Small Gas Liquefaction Plants［J］. Natural Gas Industry，2005，25(5):112－114.

［5］王保庆.天然气液化工艺技术比较分析［J］，天然气工业，2009，29(1):111－113.Wang Baoqing.LNG Processing Technologies and Comparison Analysis［J］.Natural Gas Industry，2009，29(1):111－113.

［6］阎光灿，王晓霞. 天然气液化技术［J］. 天然气与石油，2005，23(2):10－16 Yan Guangcan，Wang Xiaoxia.Natural Gas Liquefaction Technology［J］.Natural Gas and Oil，2005，23(2):10－16.

［7］Saeid M，Mak J Y，Valappil J V，et al.Handbook of Liquefied Natural Gas［M］.1st ed.Amsterdam:Elsevier Press，2014.

［8］Hudson H M，Wilkinson J D，Cuellar K T，et al. Integrated Liquids Recovery Technology Improves LNG Production Efficiency［C］//Paper Presented at the 82nd Annual Convention of the Gas Processors Association，11 Mar 2003，San Antonio，Texas，USA.Midland:Ortloff Engineers，Ltd.，2003.

［9］Chiu C H，LPG-Recovery Processes For Baseload LNG Plants Examined［J］.Oil ＆ Gas Journal，1997，59－63.

［10］商丽娟，郭方飞，曲顺利，等.国内外两种高含氮天然气液化工艺的对比分析［J］.天然气工业，2011，31(1):93－95.Shang Lijuan，Guo Fangfei，Qu Shunli，et al. Comparative Analysis of Two Typical Liquefaction Processes of High-N2 Natural Gas at Home and Abroad［J］.Natural Gas Industry，2011，31(1):93－95.