LNG天然气液化项目技术方案.doc
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1、LNG天然气液化项目技术方案1.1 技术比较天然气液化工厂的工艺过程基本包括预处理（净化）、液化、储存、装车及辅助系统等，主要工艺流程包括天然气净化、液化和分离工艺。1.1.1天然气净化工艺选择作为原料气的天然气，在进行液化前必须对其进行彻底净化。即除去原料气中的酸性气体、水分和杂质，如H2S、CO2、H2O、Hg和芳香烃等，以免它们在低温下冻结而堵塞、腐蚀设备和管道。表1.1-1列出了LNG工厂原料气预处理标准和杂质的最大含量。表1.1-1LNG原料气最大允许杂质含量杂质含量极限依据H2O1ppmVA（在不限制产量条件下，允许超过溶解极限）CO250100ppmVB（极限溶解度）H2S3.5
2、mg/Nm3(4ppmV)C（产品技术要求）总含硫量1050mg/Nm3CHg0.01g/Nm3A芳香烃类10ppmVA或B环烷烃总量10ppmVA或B从原料气数据来看，原料气中水、CO2、Hg和芳香烃的含量均超标，必须进行净化。A）脱CO2工艺选择天然气中含有的H2S和CO2统称为酸性气体，它们的存在会造成金属腐蚀并污染环境。此外，CO2含量过高，会降低天然气的热值。因此，必须严格控制天然气中酸性组分的含量，以达到工艺和产品质量的要求。用于天然气脱除酸气的方法有溶剂吸收法、物理吸收法、氧化还原法和分子筛吸附法。目前普遍公认和广泛应用的溶剂吸收法。它是以可逆的化学反应为基础，以碱性溶剂为吸收剂
3、的脱硫方法，溶剂与原料气中的酸组分（主要是CO2）反应而生成化合物；吸收了酸气的富液在升高温度、降低压力的条件下又能分解而放出酸气，从而实现溶剂的再生利用。溶剂吸收法所用溶剂一般为烷醇胺类，主要有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。本方案从适用性和经济性的角度考虑，选择甲基二乙醇胺（MDEA）作为脱除酸性气体的溶剂。MDEA（N-Methyldiethanolamine）即N-甲基二乙醇胺，分子式为CH3-N(CH2CH2OH)2，分子量119.2，沸点246248，闪点260，凝固点-21，汽化潜热519.16kJ/kg，能与水和醇混溶
4、，微溶于醚。在一定条件下，对二氧化碳等酸性气体有很强的吸收能力，而且反应热小，解吸温度低，化学性质稳定，无毒而不降解。纯MDEA溶液与CO2不发生反应，但其水溶液与CO2可按下式反应：CO2 + H2O = H+ + HCO3-(1)H+ + R2NCH3 = R2NCH3H+(2)式（1）受液膜控制，反应速率极慢，式（2）则为瞬间可逆反应，因此式（1）为MDEA吸收CO2的控制步骤，为加快吸收速率，在MDEA溶液中加入活化剂(R2/NH)后，反应按下式进行：R2/NH + CO2 = R2/NCOOH(3)R2/NCOOH + R2NCH3 + H2O =R2/NH + R2CH3NH+HC
5、O3-(4)(3)+(4)：R2NCH3+ CO2 + H2O = R2CH3NH+HCO3-(5)由式（3）（5）可知，活化剂吸收了CO2，向液相传递CO2，大大加快了反应速度。MDEA分子含有一个叔胺基团，吸收CO2后生成碳酸氢盐，加热再生时远比伯仲胺生成的氨基甲酸盐所需的热量低得多。从能耗、处理规模和投资运行成本等角度，MDEA胺液法是最合适的工艺，因此本方案选择MDEA胺液法脱酸气。B）脱水工艺选择天然气中水分的存在往往会造成严重的后果：水分与天然气在一定条件下形成水合物阻塞管路，影响冷却液化过程；另外由于水分的存在也会造成不必要的动力消耗；由于天然气液化温度低，水的存在还会导致设备冻
6、堵，故必须脱水。天然气脱水工艺方法一般包括：低温脱水、固体干燥剂吸附和溶剂吸收三大类。冷冻分离主要用于避免天然气在温度低时出现水化物，然而它所允许达到的低温是有限的，不能满足天然气液化的要求；溶剂吸收通常包括浓酸（一般是浓磷酸等有机酸）、甘醇（常用的是三甘醇）等，但这些方法脱水深度较低，不能用于深冷装置；固体干燥剂脱水法常见的是硅胶法、分子筛法或这两种方法的混合使用。天然气液化脱水必须采取固体吸附法，由于分子筛具有吸附选择能力强、低水汽分压下的高吸附特性，以及同时可以进一步脱除残余酸性气体等优点，因此本方案采用4A分子筛作为脱水吸附剂。C）脱汞工艺选择目前，脱汞工艺主要有两种：即美国UOP公司
7、的HgSIV分子筛吸附法和采用浸硫活性炭使汞与硫产生化学反应生成硫化汞并吸附在活性炭上。前者成本高，适用于汞含量高的场合；后者运行成本低，适用于汞含量低的场合。一方面，HgSIV分子筛运行成本很高；另一方面，本装置的原料气中汞含量比较低。因此， 采用浸硫活性炭脱汞，此种工艺本公司已有有成功的使用经验。1.1.2天然气液化工艺选择迄今为止，在天然气液化领域中成熟的液化工艺主要有以下三种：阶式制冷循环工艺、混合制冷循环工艺和膨胀机制冷循环工艺。A）阶式制冷循环工艺阶式制冷循环是用丙烷（或丙烯）、乙烷（或乙烯）、甲烷（或氮气）等制冷剂（蒸发温度分别为-38、-85、-160）进行的三级冷冻，使天然气
8、在多个温度等级的制冷剂中与相应的制冷剂换热，从而使其冷却和液化。经典的阶式制冷循环的优点是采用了3种制冷剂、9个制冷温度梯度（丙烷、乙烷、甲烷各3个温度等级），使各级制冷温度与原料气的冷却曲线接近，减少了熵值，比能量消耗接近于理论的热力学效率的上限。而且该工艺操作灵活，开停车快捷，易于初期开车投产。但是阶式制冷也存在一些缺点，需要三个大型循环压缩机，以及相当数量的冷换设备；流程长、设备多、控制复杂等。B）混合制冷循环工艺混合制冷剂制冷循环是采用N2和C1C5烃类混合物作为循环制冷剂的工艺。该工艺的特点是在制冷循环中采用混合制冷剂，只需要一台压缩机，简化了流程，降低了造价。但是从理论上讲，混合冷
9、剂的组成比例应按照天然气原料的组成、压力、工艺流程而异，因此对冷剂的配比和原料气的气质要求更为严格，一旦确定是不容易改变的。即使能做到这一点，要使整个液化过程（从常温到-162）所需的冷量与冷剂所提供的冷量完全匹配是比较困难的，充其量只能局部或一部分做到贴近冷却曲线。因此混合制冷剂循环流程的效率要比九个温度梯度水平的阶式循环流程低。既然调节混合冷剂的组成比例使整个液化过程按冷却曲线提供所需的冷量是困难的，那么合乎逻辑的推论是采用折中的办法，分段来实现供给所需的冷量，以期液化过程的熵增降至最小。因而，在混合冷剂循环的基础上，发展成有丙烷预冷的MRC工艺，简称C3/MRC工艺，它的效率接近阶式循环
10、。此法的原理是分两段供给冷量：高温段用丙烷压缩制冷，按3个温度水平预冷原料天然气到-40；低温段的换热采用两种方式高压的混合冷剂与较高温度的原料气换热，低压的混合冷剂与较低温度的原料气换热。充分体现了热力学上的特性，从而使效率得以最大限度的提高。C）膨胀制冷循环工艺膨胀机制冷循环是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳德循环制冷来实现天然气的液化。气体在膨胀机中膨胀降温的同时，能输出功，可用于驱动流程中的压缩机。根据制冷剂的不同，膨胀机制冷循环可分为：氮膨胀机制冷循环、氮-甲烷膨胀机制冷循环、天然气膨胀制冷循环。与阶式制冷循环和混合冷剂制冷循环工艺相比，氮气膨胀循环流程非常简单、紧凑，造
11、价略低。起动快，热态起动24小时即可获得满负荷产品，运行灵活，适应性强，易于操作和控制，安全性好，放空不会引起火灾或爆炸危险。制冷剂采用单组分气体，因而消除了像混合冷剂制冷循环工艺那样的分离和存储制冷剂的麻烦，也避免了由此带来的安全问题，使液化冷箱的更简化和紧凑。但能耗要比混合冷剂液化流程高40%左右。在天然气液化系统中，经过预处理装置脱酸气、脱水后的天然气，经预冷器冷却后，在气液分离器中分离重烃，气相部分进入液化器进行液化，在过冷器中进行过冷，节流降压后进入LNG贮槽。在N2制冷系统中，制冷剂N2经循环压缩机和增压机（制动压缩机）压缩到工作压力，经水冷却器冷却后，进入预冷器被冷却到膨胀机的入
12、口温度。一部分制冷剂进入膨胀机膨胀到循环压缩机的入口压力，与返流制冷剂混合后，作为液化器的冷源，回收的膨胀功用于驱动增压机；另外一部分制冷剂经液化器和过冷器冷凝和过冷后，经节流阀节流降温后返流，为过冷器提供冷量。D）三种工艺的技术经济比较将阶式制冷循环的能耗设定为1，各种制冷循环比较见表1.1-2所列，各种制冷循环的特性比较见表1.1-3。表1.1-2各种制冷循环效率比较制冷工艺与阶式制冷的相对能耗阶式制冷循环1.00混合冷剂制冷循环1.05R22预冷N2-CH4膨胀制冷循环1.35表1.1-3各种制冷循环特性比较指标阶式制冷混合冷剂膨胀制冷效率高中低复杂程度高中低换热器类型板翅式板翅式或绕管
13、式板翅式换热器面积小大小适应性高中综合权衡投资、能耗以及运行维护等因素，本装置的液化工艺选用混合冷剂制冷工艺。1.2 工艺技术方案天然气首先做预处理（包括脱酸、脱水、脱苯和脱汞），然后采用MRC工艺去液化。下图为装置的总体系统框图点画线内为主工艺单元，LNG生产主要在工艺单元内完成。点画线之外为公用工程系统，为工艺单元提供电力、热源和冷却。所有单元设备通过仪表控制系统（过程控制和安全控制）连接为有机整体，完成对装置各测控点的测量、控制。1.2.1天然气制液态天然气（LNG）u 原料天然气过滤与调压单元原料天然气从界区来，首先进入过滤分离器，过滤掉可能存在的机械杂质、灰尘，并分离出其中的液体（主
14、要为游离水和液态烃），为后续系统提供洁净的天然气。洁净的原料天然气进入调压器，将压力调整并稳定至1.0MPa.G，然后经计量后进入后续单元。原料气进装置设置有事故联锁切断阀，在事故发生后将切断进入装置的原料气源，同时通过旁路放空原料气，保证装置、人员及上游设施的安全。u 原料天然气脱酸性气单元从原料天然气过滤与压缩单元来的天然气从吸收塔下部进入，自下而上通过吸收塔；再生后的MDEA溶液（贫液）从吸收塔上部进入，自上而下通过吸收塔，逆向流动的MDEA溶液和天然气在吸收塔内充分接触，气体中的H2S和CO2被吸收而进入液相，未被吸收的组份从吸收塔顶部引出，进入脱碳气冷却器和分离器。出脱碳气分离器的气
15、体进入原料气干燥单元，冷凝液去MDEA地下槽。处理后的天然中CO2含量小于50ppmV，H2S含量小于4ppmV。吸收了H2S和CO2的MDEA溶液称富液，至闪蒸塔，降压闪蒸出的天然体送往界外燃料系统。闪蒸后的富液与再生塔底部流出的溶液（贫液）换热后，升温到98去再生塔上部，在再生塔进行汽提再生，直至贫液的贫液度达到指标。出再生塔的贫液经过溶液换热器、贫液泵进入贫液冷却器，贫液被冷却到40，从吸收塔上部进入。再生塔顶部出口气体经酸气冷却器，进入酸气分离器，出酸气分离器的气体送往安全泄压系统，冷凝液去MDEA地下槽。再生塔再沸器的热源由来自供热系统的导热油提供，导热油在供热系统内部循环使用。u
16、原料气脱水脱苯单元该单元设三台脱水分子筛吸附器，实行切换操作，其中一台吸附、一台冷却、一台加温再生。从原料气压缩单元来的原料气进入吸附器顶部，通过分子筛吸附脱除水分后，从吸附器底部出来，脱水后天然气中含水量小于1ppmV。脱水吸附剂用冷箱返流和贮槽的BOG气体（主要是甲烷和氮气）复热后作为冷吹和再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分离后排至燃料气单元，为导热油炉等提供燃料再生气首先从下而上通过冷却状态的吸附器，之后再生气通过电加热器加热至再生温度260280，然后从吸附器底部进入，将吸附剂吸附的水和重烃解吸。再生气从干燥器顶部出来，经再生冷却器冷却后进入再生气分离器，分离其中的液体后排至燃料气
17、单元。原料气脱重烃单元设两台吸附器切换操作，其中一台吸附、一台再生。从原料气压缩单元来的原料气进入吸附器顶部，通过吸附剂吸附脱除重烃后，从吸附器底部出来，重烃含量小于20ppmV，之后进入净化气提纯液化单元。原料气脱重烃单元用冷箱出来的返流气【主要为甲烷和氮气】作为再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分离后作为燃料气。低压原料气首先从下而上通过冷却状态的吸附器，之后再生气通过电加热器加热至再生温度260280，然后从吸附器底部进入，将吸附剂吸附的重烃解吸。再生气从干燥器顶部出来，经再生冷却器冷却后进入再生气分离器，分离其中的液体后进入燃料气单元。u 原料气脱汞与脱粉尘单元从原料气干燥与脱重烃单
18、元来的天然气进入浸硫活性炭吸附器，汞与浸硫活性炭上的硫产生化学反应生成硫化汞，吸附在活性炭上，从而达到脱除汞之目的。从脱汞器出来的天然气的汞含量小于0.01g/Nm3。脱汞器设置两台，用一备一，浸硫活性炭每年更换。过滤单元设两台过滤器，根据阻力数据切换使用，达到过滤分子筛与活性炭粉尘之目的。u 液化单元在进入液化单元之前，气体必须进行分析，以保证H2S与CO2含量、水含量以及汞含量达到进入提纯液化单元的要求。净化后的管道天然气进入液化冷箱，在液化换热器中被MR混合冷剂冷却到一定温度后，经节流阀降压；净化并回收轻烃后的井口天然气，同样进入液化冷箱的换热器，被MR混合冷剂冷却到一定温度后，经节流阀
19、节流后，与冷却节流后的管道天然气汇合，进入氮气过冷器，被继续冷却到-162，进入LNG分离器分离可能存在的气相后作为LNG产品送入LNG贮槽储存。u MRC制冷单元本天然气液化工程采用混合制冷剂循环制冷+氮气膨胀，混合制冷剂由氮气、甲烷、乙烯等组成。混合冷剂由循环压缩机组压缩，通过水冷却，分离其中的液相和气相，分别进入液化冷箱，在液化换热器中冷却、冷凝并过冷到一定温度后节流降压到一定压力后合并，返流进入液化换热器复热。出冷箱后的混合制冷剂返回到循环压缩机的入口，循环压缩制冷。冷剂贮存和补充主要由于气体密封造成循环气的损失，需设置冷剂补充系统。冷剂各组分的补充量按各组分的读数、冷区的各温度情况进
20、行调整，并通过流量计连续补充注入。丙烷从汽车槽车或集装箱罐在冷剂接收罐区卸料，贮存于丙烷贮罐，用泵送至液态丙烷干燥器，除去水分，为保证环境低温时仍有足够的压力，该容器需伴热。戊烷从汽车槽车或集装箱罐在冷剂接收罐区卸料，贮存于戊烷贮罐，用N2气压送至液态戊烷干燥器，除去水分，为保证环境低温时仍有足够的压力，该容器需用氮气进行加压。u 贮存单元和装车单元液化单元生产的LNG（液化天然气）经管线送入LNG贮罐。进料可以注入贮罐上部，也可以注入贮罐下部，上或下进料由操作员根据贮罐内的液体密度、温度条件而定。贮罐设置了液位、压力和温度测量仪表。贮罐的保护系统经安全控制系统与DCS相接。贮罐发生高液位或高
21、压力时，贮罐的进料阀会自动关闭。LNG贮罐的不同液位高度，都布置了温度计，并配置了密度计来监测，防止液体在贮罐内可能发生的“翻滚”（Rollover）危害。贮罐配有泄放去火炬的压力控制阀和排放去大气的安全阀。为防止贮罐负压，还设置了真空阀。液化单元生产时，每小时约41m3的LNG连续进入贮罐。贮罐外安装了LNG装车泵，每台贮槽一台泵，用于泵送灌装装车。u BOG回收单元由于LNG贮存温度为-162，不可避免外界热量通过贮槽的绝热层传入，因此贮槽存在一定量的液体将会被气化，成为BOG。在LNG装车过程中，由于车辆的温度较高，加之管路损失，也会产生一定量的BOG。这些低温BOG经空温式加热器加热到
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