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来源：职称驿站所属分类：工业设计论文 发布时间：2012-12-06浏览：79次
摘要：简要介绍了目前国内外已用于工业生产的比较成熟的液化装置工艺方案以及国内外研究现状。液化天然气(LNG)运输灵活、储存效率高，用作城市输配气系统扩容、调峰等方面，与地下储气库、储气柜等其他方式相比更具优势，并且具有建设投资小、建设周期短、见效快、受外部影响因素小等优点。简述了国内外 LNG 产业的发展状况和 LNG 在可持续发展战略中发展的必要性以及发展和应用前景，介绍国内泰安已经建成的LNG液化场站的液化工艺流程。
关键词：LNG,液化工艺,透平膨胀机,氮气,压缩机
一、前言
能源是国民经济的主要支柱，能源的可持续发展也是国民经济可持续发展的必不可少的条件。目前，我国能源结构不理想，对环境污染较大的煤碳在一次能源结构中占75% ，石油和天然气只占20%和2%，尤其是做为清洁燃料的天然气，与在世界能源结构中占21.3%的比例相比，相差10倍还要多[1]。随着人类绿色意识的觉醒，环境保护意识不断加强，天然气作为清洁能源，重要化工原料，得到了更为广泛的利用，天然气在一次能源消费中的比重，作为优化能源结构，实现经济、社会和环境协调发展的重要途径，目前天然气消费在世界能源消费结构中的比重已达 35%，成为仅次于石油的第二大能源 [2]
二、液化天然气(LNG)产业国内外发展情况：
2.1国际LNG发展情况
LNG 是天然气资源应用的一种重要形式， 2002 年世界 LNG 贸易增长率为 10.1%，达到1369 亿 m3(1997年956亿m3)，占国际天然气总贸易量的 26%，占全球天然气消费总量的 5.7%[3]。LNG 主要产地分布在印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚、阿尔及利亚、文莱等地，消费国主要是日本、法国、西班牙、美国、韩国和我国台湾省等[4]。 LNG 自六十年代开始应用以来，年产量平均以 20% 的速度持续增加，世界天然气总产量，从1973年的1.226万亿立方米上升到2001年的3.586万亿立方米。其中，OECD所占比重，从1973年的71.5%下降到2001年的43.4%，前苏联所占比重却从19.7%增加到27.8%，中东从2.1%增加到9.1%，除中国外的亚洲从1%上升到8.3%，拉美从2.0%上升到4.2%，非洲从0.8%上升到5.3%中国天然气在世界天然气总产量中所占比重甚小，1973年为0.4%，2001年为1.3%[5]。
2.2 国内 LNG 的应用现状
在我国，液化天然气在天然气工业中的比重几乎为零，与世界 LNG 的应用相比，我国确实是刚刚起步。第一家应用于工业生产并商业化的 LNG 是中原油田的 LNG 工厂。该厂充分利用了油田气井天然气的压力能，故液化成本低。并且用汽车等燃料和居民燃气[6]。无法满足我国经济发展中对液化天然气的需求，也与世界上液化天然气的高速度、大规模发展的形势相悖，但值得称道的是，我国的科研人员和从事天然气的工程技术人员为我国液化天然气工业做了许多探索性的工作。
在内陆，中国建成的LNG卫星站已超过40个、调峰站1座、LNG工厂2座，正在建设中的LNG工厂有4座，规划中的LNG接收站全部建成后总储存中转能力可达1800万吨/年。中国的LNG产业正处在蓬勃发展的阶段[7]。
三、LNG液化工艺
3.1液化区现状
目前，LNG场站制冷方式有节流制冷、膨胀制冷、混合制冷、复叠制冷、带预冷的混合制冷、双混合制冷以及单元混合制冷，随着对天然气研究的深入，制冷方式也不断呈现，较常用的制冷方式如下：
3.1.1混合制冷
混合制冷工艺是目前世界上大型LNG工厂采用最多的技术路线，优点是工艺流程短，液化效率比较高，节省能耗。缺点是易波动难控制，尤其是开、停车难度大。混合制冷工艺采用氮气、甲烷、乙烯、丙烷、丁烷和戊烷的混合物作为制冷介质。第一、二级增压后的制冷介质经冷却后，进入板翅式换热器，通过一段冷却和一级分离，液相进入冷箱冷却、节流膨胀提供冷量;气相则进入第三级压缩机进一步增压。增压后的制冷介质经水冷后进入板翅式换热器进一步冷却，经二级分离出气相和液相，气、液相制冷介质返回冷箱进一步冷却后，分别进行节流膨胀，提供冷量，其换热过程全集中在一个大型的换热器中(冷箱)。
混合制冷采用多组分混合冷剂，利用不同组分的沸点不同、部分冷凝的特点，得到所需不同的温度级别，将原料气顺序冷却液化。混合制冷只需一套压缩机组，工艺流程大为简化，但由于仍需将冷剂分为不同的温度级别或压力级别，导致能耗较高，关键控制点技术较高，尤其是在制冷剂的配比要求极高。
3.1.2复叠制冷
典型的复迭式制冷循环这种工艺选用蒸发温度成梯度的多组制冷剂如丙烷、乙烷(或乙烯)、甲烷，通过多个制冷系统分别与天然气换热，使天然气温度逐渐降低达到液化的工艺，这种方法通常称为阶梯制冷工艺或复迭式制冷工艺。但由于工艺相对来说比较复杂，设备机组多，给管理维护带来困难，制冷剂均为易燃易爆的气体，对工艺要求极高，一旦泄露会产生严重的后果，因此对场站的管理和检维修工作要求甚高。有些采用复迭制冷的大型LNG生产装置为了提高开工率，每个冷剂系统都配备了双透平，虽然这样做可以使装置即使在某个透平出问题时仍然有可能保持生产，但操作更加复杂，单位造价也大大增加。
3.1.3带预冷的混合制冷
这种工艺采用最多的是基于丙烷预冷的混合冷剂制冷工艺。液化所需冷量分两段提供。高温段采用丙烷作为冷剂按几个不同的温度级别对原料气和混合冷剂预冷，低温段先后用不同压力级别的混合冷剂把原料气顺序液化。这种工艺结合了复叠制冷与一般的混合制冷的优点，工艺流程相对简单，效率更高，运行费用较低。
3.2国产化设备、国产液化工艺研究
根据已投产的泰安液化场站液化工艺进行研究，所建设的LNG场站均未采用以上的液化工艺，而是采用单一的氮气循环系统，采用氮气循环系统的优点：⑴、制冷剂为氮气，对工艺的要求比易燃易爆的气体要求相对底，泄露时不会产生爆炸的危险;⑵、开停车及检修方便，适用于小型的LNG场站。⑶、氮气价格低，易于购买;⑷、设备制造周期短，造价低，适合小型LNG场站建设;⑸、管线中氮气与空气置换方便，可靠，对氮气露点的检测较方便。⑹、制冷所用的氮气只需在开车时外购小部分液氮，其余由PSA设备自产。⑺采用往复压缩机效率高，容易控制、产量可调节范围比较大。⑻、天然气处理量调节范围比较大可以在35%-100%之间进行调节。⑼、备用膨胀机不需停产可以在线进行切换⑷运行稳定性比较强不会因氮气流量、压力波动而影响系统运行。⑽、在制冷膨胀过程中，膨胀机出口不会带液，提高了装置的安全可靠性。⑾、运行稳定性比较强不会因氮气流量、压力波动而影响系统运行存在着缺点：⑴、氮气循环量大，对于国内设备氮气压缩机密封性差，有一定的泄漏率，经常补充氮气量。⑵、对氮气压缩机要求较高，氮气循环量大，加上国内氮气压缩机在天然气液化场站经验不足，时常会出现压缩机进气阀的阀座损坏(阀座的材质要求高)，影响正常的运行，需材质好材料制作阀座确保稳定运行。⑶、采用往复活塞式压缩机的震动大，时间长影响管道的连接及连接附件设备，造成附件设备的损坏。⑷往复活塞式压缩机单台处理量少，设备多、加大了动设备的操作和维护。⑸、天然气处理量不宜过大。
根据泰安液化场站运行一段时间和在运行中不断的总结经验，改进工艺，目前该场站正稳定生产。国内小型的LNG场站建设来看，本场站采用氮气循环系统和国产设备，整个场站均采用自主知识产权工艺，是非常成功的，建设的周期短，同比同样的场站缩短一年到一年半的时间，投资少，同比减少近一亿元的投资。填补国内LNG场站建设投资、建设时间、国产化设备、具有自主知识产权的国产化工艺等多项空白，为国内LNG场站建设起着重要的推动作用，同时带动了国内LNG场站国产配套设备有效的开发与利用，更重要的是培养了一批LNG领域的科技人员。
液化工艺分为：天然气预冷系统，天然气液化系统，氮气循环系统。
3.2.1天然气预冷
天然气中成分比较复杂，通过净化工艺，将原料天然气中的H2O、酸性气(包含CO2、H2S、COS、有机硫化物)、汞、重烃等杂质除去。净化后天然气的压力保持3.0MPa，进入预冷系统，将天然气的温度预冷至0±2℃。优点：该预冷工艺本机组选用BHDL-系列半封闭螺杆天然气预冷机组⑴主机采用半封闭螺杆压缩机;控制采用新颖的PLC可编程控制器。⑵换热部分蒸发器和冷凝器全部采用最新研设的高效换热器定制加工而成换热效益高。⑶机组具有体积小，重量轻，运转平稳，噪音低，自动化程度高。⑷机组的控制具有防止不规范操作的纠错能力和防误操作程序，运行可靠性高等特点。缺点:⑴预冷机负荷调节范围较只有0-50%-75%-100%三个调节区，⑵天然气处理量波动较大时经常造预冷机自动停机。⑶如天然气的热负荷低于预冷机制冷量的50%时，会影响预冷机的正常连续平稳工作，造成预冷机负荷太低自动停机保护，需人工现场启动回复，从而使得天然气在液化区产生小范围的波动。
采用R407制冷剂预冷工艺流程优点：⑴R407C制冷剂是一款由HFC类物质组成混配制冷剂，不含任何破坏臭氧层的物质，R407制冷剂ODP值为零。⑵R407C化学稳定性强、无毒、无可燃性十分安全。⑶制冷剂价格便宜。⑷预冷流程能使冷热流体换热温差减小，使系统换热效益提高降能耗。缺点⑴预冷深度不够。
3.2.2天然气液化系统
净化后的天然气首先在天然气预冷器中冷却至0℃进入可切换式板翅式换热器A或B，流程图图一：
预冷后的天然气压力3.0Mpa、温度0℃，进入冷箱在板翅式换热器中与N2制冷剂逆向流动换冷被冷却至-48℃、压力降至为2.98Mpa，天然气进入重烃分离器中，天然气中C3+ 的烃类物质以液态分离出来(LPG)，送出冷箱，进入LPG储罐中，天然气进入到主换热器中。氮气由两股不同温度氮气流组成，一部分是从主冷箱中部，温度为-52℃左右，另一部分氮气来自高温透平膨胀机膨胀端，温度为-95℃左右。根据换热器的换热效果及天然气处理量调节两股不同温度氮气的流量，把板翅式换热器氮气进口温度调节至设计值-52℃、出口温度调节至-9℃。在换热器中天然气被冷却，温度降至-48℃左右。
天然气在辅冷箱中关键点：⑴、天然气与氮气流道的进出口压差：如天然气流道进出口压差增大即原料气净化效果不佳：二氧化碳、水含量超标或有固体杂质，需调整净化系统参数或更换过滤器。⑵、天然气出辅冷箱的温度控制：应根据原料气组份进行调节保证重烃的分离效果即重烃含量应小于70PPM，如果重烃分离不彻底会造成主冷箱天然气低温流道冻堵。⑶、重烃分离器液面应保持一定的高度，应从DCS控制中增加液位高报警与低报警等防护措施，液位低于一定数值时易引起窜压，高压天然气进入中压重烃系统中，使容器及管道产生超压危险。液位过高会使重烃带入到主冷箱中，造成主冷箱冰堵、憋压引起冷箱爆裂。
天然气进入主冷箱，与氮气进一步热交换，完成天然气液化转变，工艺流程如图二：
主冷箱采用4只铝制板翅式分体串联换热器：⑴多只换热器板束可以并、串联焊接在一起形成一只复合板束。在这种情况下，换热器的高度可以超过制造厂钎接炉所限制的尺寸。⑵每只板翅式换热器设计的长度远远长于标准的5.8-6.0米增强其换热能力减小换热温差提高换热效益，
进入冷箱液化工段，原料气经R501冷却至-48后进入主冷箱换热器EX2、EX3，温度进一步被冷即至-130℃。再经节流阀(VLV-100)减压节流后feed6后，温度在-142℃左右，压力0.45MPa进入气LNG闪蒸罐(S502)进行闪蒸气液分离，LNG由分离罐底部流出进入LNG储罐，闪蒸罐(S502)闪蒸出的BOG通过压力控制阀控制其闪蒸压力并依次返回主冷箱为EX3、EX2、EX1板块提供冷量，自身被复温至常温32℃至净化单元做再生气用。产生的BOG：⑴、部分洁净的气体用来作为干燥器再生加热和冷吹后再经BOG经增压机增压后进入城市管网中。⑵、一部分被复热后送至导热油路作为燃料。
3.2.3氮气循环系统
LNG所需要的冷量是由氮气循环系统提供。制冷系统主要由三台氮气压缩机、两组冷却器、两并联双温区式透平膨胀机组和主冷箱构成。
透平膨胀机组是利用高压氮气膨胀时产生高速氮气气流，冲击透平膨胀机的工作叶轮，使得该叶轮在高速氮气流的驱动下高速旋转，高速旋转的叶轮产生一定的动力，通过中心轴带动增压端叶轮，使得增压段氮气增压，对其做功。产生动力的氮气流由于对外做功，膨胀后气体温度和压力下降，从而产生低温冷量，同时对增压端产生动力。
循环运行中的氮从主冷箱EX1板块出来进入低压氮气平衡罐，稳压后去往氮气压缩机(四台氮气往复式压缩机为三用一备)压缩至1.8Mpa并由水冷却器冷却至常温，压缩后的氮气汇总并分配去高、低温段膨胀机压缩机压缩端进一步增压至2.3Mpa再汇总经水冷器冷即至常温进入主冷箱EX1板块进行换热，其中有一股被冷即至-36℃出EX1板块后进高温区膨胀压缩机膨胀端进行膨胀降温、降压至：-93℃、0.64Mpa后进入主冷箱EX2、EX1板块分别为天然气流道、氮气流道提供冷量自身被复温至常温继续返回循环制冷。另一股氮气出EX1后再进入EX2板块进一步冷却降温至-93℃，再进入低温膨胀压缩机膨胀端膨胀降压至0.64Mpa、制冷降温至-136℃后进入主冷箱EX3、EX2、EX1、辅冷箱分别为天然气流道、氮气流道提供冷量自身被复温至常温继续返回循环制冷。
氮气循环系统应注意的问题：⑴氮气压缩机启动前需对电机进行盘车，确定正常运转。⑵氮气循环系统的氮气压力不低于0.55MPa，同时确保氮气露点低于-63℃。⑶冷却器水流量不得低于90M3/m。⑷避免氮气压缩机带压启动，放空缸体氮气。⑸氮气压力超过0.64MPa时，缓慢开启透平膨胀机进气阀，缓慢提速，当转速趋于稳定时，快速打开氮气进气阀，防止透平膨胀机速度过快产生飞车事故。⑹确保透平膨胀机的油压和油温正常。⑺观察现场一次压力仪表氮气压力变化，通知中控室现场变化，更好的控制氮气的补充量。
随着我国经济快速发展，能源化结构不断调整，天然气已作为我国乃至世界主要能源，液化天然气是天然气资源应用的一种重要形式，我国将迅速成为 LNG 进口国，并将已极快的速度占领市场。加快对适合我国特点的天然气液化装置的工艺技术研究，加大对相关应用技术研究的力度和投入，已成为天然气应用开发领域的重要课题之一。因此，发展 LNG 是目前世界发展的潮流，而我国经济社会的可持续发展必须以 LNG 的可持续开发利用为前提，按照可持续发展的要求进行 LNG 的合理开发利用，具有广阔的市场前景
参考文献
[1] 杨志毅. 中原油田天然气液化工艺研究. 中国石油 : 2008,7.2
[2]Hongtan Liu,Lixin You. Characteristics and applications of the cold heat exergy of liquefied natural gas[M]. Energy conversion & management. 22 January 1999 .
[3]任继善 . 液化天然气 (LNG) 前景广阔 [J]. 中国石化 : 2003 年第 4 期 总第 211 期
[4]液化天然气 (LNG) 及贸易状况 .( 上海市天然气项目筹备组提供 )2003
[5]张迎新. 30年来世界能源结构的变化. 国土资源情报：2003年 第一期
[6]濮春干 . 浅谈液化天然气系统 [J]. 深冷技术 : 2001, 6
[7] 2008年中国液化天然气(LNG)行业分析及投资咨询报告(上下卷)：中国投资咨询网，2008，9
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