FPSO小型LNG装置研究

林文胜2021-10-22制冷空调学科前沿-14目录1WhyLNG?液化天然气(LiquefiedNaturalGas)：气田开采出来的天然气，经过脱水、脱酸性气体和重烃类，然后压缩、膨胀、液化而成的低温液体。根本特点：当LNG在大气压下，液化温度为 -162℃(111K)；LNG无色、无味、无毒且无腐蚀性；其体积约为同量气态天然气体积的1/600；LNG的重量仅为同体积水的45%左右；热值为52MMBtu/t(1MMBtu=2.52×108cal)。LNG优点

LNG有特有的运输方式。对于远洋运输,LNG是唯一的运输方式。利用LNG方式是解决远海,荒漠地区气田开发,回收遥远气田天然气的有效方法。LNG作为用气负荷调峰平安可靠。LNG用途广泛：LNG不仅自身可以作为能源利用，低温冷量可回收。LNG与氦联产,可得到LNG和氦两种产品。低的储存本钱。LNG比管输天然气更洁净。加快天然气应用是全球性趋势天然气资源的潜力较大2006年世界石油剩余探明储量为1645亿吨，储采比40.52006年世界天然气剩余探明储量181.46万亿立方米，相当于1638亿吨油当量，储采比63.3预计2021年天然气产量将超过原油，成为世界第一大能源天然气应用有利于环境保护天然气燃烧远较煤、油等燃烧清洁世界和中国的天然气产量2006年世界天然气产量28653亿立方米，中国天然气产量586亿立方米〔占世界总量2.0%〕LNG贸易增长迅速2006年世界LNG贸易量已占世界天然气总贸易量28.2％〔在70年代只占5％〕。1996年世界LNG贸易量92×109m3，2006年达211.08×109m3，近10年平均年增长率12.9%。2006年LNG国别贸易量2.1LNG生产2.2LNG储运2.3LNG气化与冷能利用液化天然气工业链

天然气海外LNG

调峰型液化厂基本负荷型液化厂LNG船LNG储存LNG储存LNG接收站LNG气化LNG运输车LNG储存管网

气化/冷能利用用户LNG气化站LNG加注站管网

管网LNG汽车用户

用户

2.1LNG生产

2.1.1天然气净化LNG工厂原料气预处理标准和杂质的最大允许含量杂质含量极限依据H2O0.1ppmVA（在不限制产量条件下，允许超过溶解极限）CO250~100ppmVB（极限溶解度）H2S<3.5mg/Nm3(4ppmV)C（产品技术要求）COS<0.1ppmVC总S含量10~50mg/Nm3CHg<0.01mg/Nm3A芳香烃类1~10ppmVA或B脱水

常压甘醇脱水装置流程图吸附脱水脱酸性气体

吸附别离2.1.2天然气液化天然气液化流程分类按照制冷方式级联式液化流程〔Cascade〕混合制冷剂液化流程〔MRC〕膨胀机液化流程按照液化装置的生产模式根本负荷型〔baseload〕调峰型〔peak-shaving〕〔1〕级联式液化流程级联式液化流程由三级独立的蒸气压缩制冷组成，逐级提供冷量冷却天然气。各级所用的制冷剂一般分别选择为丙烷、乙烯〔乙烷〕、甲烷特点：效率高；流程设备多。级联式液化流程最大能力可达3.3Mt/a世界上第一座大型根本负荷型天然气液化装置(CAMEL)〔2〕混合制冷剂循环液化流程混合制冷剂循环〔MRC〕是采用N2和C1-C5烃类混合物作为循环制冷剂的工艺。特点：流程设备简单，传热温差较小；能耗较高，制冷剂配比较困难制冷剂与液化过程中的天然气的温度变化曲线利比亚伊索工厂天然气液化装置流程PRICO流程除了上述APCI的MRC流程之外，由Black&Veatch开发的PRICO流程也是无预冷的单级混合制冷剂流程的典型代表。但制冷剂在多个压力级别下工作，提供不同温度范围的冷量。丙烷预冷的混合制冷剂制冷循环工艺

APCI的C3/MRC流程成为经典-增加丙烷预冷提高效率带丙烷预冷的混合冷剂循环天然气冷却曲线文莱丙烷预冷混合制冷剂液化流程双级混合冷剂循环工艺流程混合流体级联式流程

Linde/StatoilLinde的螺旋绕管式换热器(3)带膨胀机的液化循环以膨胀机制冷循环为根底的天然气液化工艺流程是通过采用透平膨胀机进行等熵膨胀而到达降温目的的过程。天然气膨胀机循环工艺氮气膨胀机循环工艺氮-甲烷膨胀机循环工艺特点：流程设备简单，调节和开停方便；能耗高天然气膨胀机液化流程带丙烷预冷的天然气膨胀机液化流程氮气膨胀机液化流程氮-甲烷膨胀液化流程用膨胀机改进混合制冷剂循环AP-X流程与C3/MRC流程的主要区别，即最低温度段〔过冷段〕的负荷改由氮气膨胀制冷机循环承担C3/MRC流程与AP-X流程的比照C3-MRCAP-X〔4〕天然气液化工艺的开展趋势

a)大型根本负荷型天然气液化装置b)调峰型天然气液化装置

(1)调峰型液化装置的规模根据需要确定，一般较小，但与液化能力相比储存能力和气化能力相对较大。典型的调峰型LNG工厂的液化能力为100000~200000Nm3/d，制冷动力大约为1500~7000kW，贮存容量为25000~100000m3。(2)调峰型液化装置对设备开停灵活性要求很高，一般并不追求单位能耗到达最低。(3)调峰型液化装置可供选择的流程较多，没有明显占据优势的流程，比较确定的是级联式流程已根本上不再采用。c)中小型根本负荷型天然气液化装置(1)中小型与大型根本负荷型天然气液化装置之间并无严格界定，在现今大型装置生产能力一般在3~5Mt/a的背景下，可将1Mt/a以下的装置列为中小型。(2)与大型装置一样，中小型根本负荷型天然气液化装置一般连续稳定运行；但与调峰型液化装置类似，对设备简单性、灵活性要求较高，虽注重单位能耗指标，但不一定将其列为最重要指标。(3)中小型根本负荷型天然气液化装置可供选择的流程较多，但级联式流程已采用得较少。相对来说，PRICO流程在这一类装置中采用得较为广泛。LNG-FPSO天然气液化装置大体上应属于此类中小型根本负荷型天然气液化装置。2.2LNG储运日本LNG接收终端-全景图世界最大的LNG接收终端

种类

容量/m3

用途

绝热型式

形状

小型

5~40

民用燃气气化站，LNG汽车加注站等场合

真空粉末绝热或高真空多层绝热

球形圆柱形

中型

40~100

卫星式液化装置，工业燃气气化站

正压堆积绝热

大型

100~1000

小型LNG生产装置

圆柱形

超大型

10000~40000

基本负荷型和调峰型液化装置

特大型

40000~250000

LNG接收站圆柱形(根本负荷型、调峰型液化装置、LNG接收站)圆柱形(根本负荷型、调峰型液化装置、LNG接收站)(b)LNG运输槽车〔陆地运输〕LNG运输槽车〔陆地运输〕LNG槽车的隔热方式

有三种型式：真空粉末隔热；真空纤维隔热；高真空多层隔热，绝热层所占空间小；绝热材料轻；隔热材料一般不发生沉降。但施工难度大。

LNG槽车的输液方式(c)LNG远洋运输(LNG船)

LNG运输船：为大气压下沸点为-162℃的大宗LNG货物的专用船舶。这类船目前的标准货量在12~13万立方米之间。一般它们在25~30年船龄期内，从事专用的航行方案。类型：〔1〕独立球型〔MOSS〕；〔2〕SPB型船，石川岛播磨重工业IHI；〔3〕薄膜型〔Membrane〕，法国GTT公司。液化天然气运输船液化天然气运输船-SPB型液化天然气运输船-GTT型薄膜型LNG船的开发者GazTransport和Technigaz已合并为一家，故对该型船称为GTT型。GTT型的围护结构包括GTNO96和TGZMarkIII两种。

液化天然气运输船-GTT型GTTNO.96型LNG船液化天然气运输船-MOSS型MOSS型(球型)LNG船液化天然气运输船-MOSS型液化天然气运输船-MOSS型液化天然气运输船-三种船型比较

比较对象

SPB型

MOSS型

GTT型

尺寸

紧凑

大

紧凑

船重量

轻

最重

轻(当船小时相对重)

储罐数量

最少

多

多

汽化率

最低0.05%/d

低0.08%/d

GT高：≧0.1%/dTGZ：低

上甲板空间

完全不受限制

非常受限制

不受限制

任意装载量水平

可能

可能

不可能

航行

容易

不容易

容易

压力控制

简单

复杂

最复杂

温度控制

简单

复杂

复杂

不可泵送的液体量

最少(3m3/储罐)

少(6m3/储罐)

多(200~400m3/储罐)

维护

外部

容易

不容易

容易

内壳/绝热

最容易

容易

非常困难LNG船接收码头-LNG终端LNG船接收码头-LNG终端2.3LNG气化与冷能利用

2.3.1气化器空气加热型气化器空气加热型气化器大多数是翅片管型或其它伸展体外表的换热器。因为空气加热的能量比较小，一般用于气化量比较小的场合，在LNG工业中的应用受到一定的限制。空气加热型气化器的另一缺点是受环境条件的影响太大，如温度和湿度的影响。另外，它们的气化能力还受当地的最低温度和最高湿度的影响。因为结冰过多会减少有效的传热面积和堵塞空气的流动。空气加热型气化器的上限一般在标准状况下是1400m3/h。由于没有燃料的消耗，所以结构简单，运行费用低。但单位容量的投入费用势必较高的，而最大气化能力是比较低的。水加热型气化器用水作热源的LNG气化器应用很广，特别是用海水作为热源，因为很多LNG生产装置和接受装置都是靠海建设，海水温度比较稳定，热容量大，是取之不尽的热源。开架式气化器(OpenRackVaporizer,ORV)就是以海水作热源的气化器。用于根本负荷型的大型气化装置，最大天然气流量可达180t/h。气化器可以在0%～100%的负荷范围内运行。可以根据需求的变化遥控调整气化量。通常气化器的进口水温的下限大约为5℃。图5-6ORV气化器外形1—平板型换热管2—水泥基础3—挡风屏4—单侧流水槽5—双侧流水槽6—平板换热器悬挂结构7—多通道出口8—海水分配器9—海水进口管10—绝热材料11—多通道进口12—海水分配器ORV气化器工作原理整个气化器用铝合金支架固定安装。气化器的根本单元是传热管，由假设干传热管组成板状排列，两端与集气管或集液管焊接形成一个管板，再由假设干个管板组成气化器。气化器顶部有海水的喷淋装置，海水喷淋在管板外外表上，依靠重力的作用自上而下流动。液化天然气在管内向上流动，在海水沿管板向下流动的过程中，LNG被加热气化。这种气化器也称之为“液膜下落式气化器〔fallingfilm〕〞。虽然水的流动是不停止的，但这种类型的气化器工作时，有些部位可能结冰，使传热系数有所降低。具有中间传热流体的气化器采用中间传热流体的方法可以改善结冰带来的影响，通常采用丙烷、丁烷或氟利昂等介质作中间传热流体。实际使用的气化器的传热过程是由两级换热组成：第一级是由LNG和丙烷进行热交换，第二级是丙烷和海水进行热交换。这样加热介质不存在结冰的问题。由于水在管内流动，因此可以利用废热产生的热水。换热管采用钛合金管，不会产生腐蚀，对海水的质量要求也没有过多的限制。这种气化器已经广泛应用在根本负荷型的LNG气化系统，最大天然气流量达150t/h。燃烧加热型气化器在燃烧加热型气化器中，浸没式燃烧加热型气化器是使用最多的一种。结构紧凑，节省空间，装置的初始本钱低。它使用了一个直接向水中排出燃气的燃烧器，由于燃气与水直接接触，燃气剧烈地搅动水，使传热效率非常高。水沿着气化器的管路向上流动，LNG在管路中气化，气化装置的热效率在98%左右。适合于负荷突然增加的要求，可快速启动，并且能对负荷的突然变化作出反响。可以在10%100%的负荷范围内运行，适合于紧急情况或调峰时使用。2.3.2LNG冷能利用

LNG：超低温液态天然气，沸点为-162℃LNG蕴含巨大的冷能，约830MJ/t一座6Mt/a的LNG接收站，LNG连续均匀气化释放的冷量约160MW如果其中1/5的冷能能转化为电力发电功率为32MW发电量〔即节能〕2.8亿kWh考虑常规电厂效率50%，可减排CO20.7亿吨/年LNG的冷能利用对于大规模节能减排意义重大低温发电压力有效能的利用可采用天然气直接膨胀方式，低温有效能的利用那么采用低沸点工质的朗肯动力循环。液化天然气冷冻储存系统低温粉碎装置低温空气别离3非常规天然气液化举例:

LNG-FPSO海上天然气—SolutionsotherthanfiringPipelineCNG(CompressedNaturalGas)ANG(AdsorbedNaturalGas)NGH(NaturalGasHydrate)GTL(Gas-To-Liquid)ElectricityLNGConventionalLNGPLNG/HLGLUWSLNG-FPSO特点消耗大量能量〔对于1Mt/a的装置大约为50MW〕。与典型的陆上设施相比，需要在更拥挤的空间布置低温流程的设备及管路系统。晃动对吸收塔等设备有影响。LNG储存需要特殊的储存系统，因为在海上生产时，半充满储槽中液体晃荡构成特殊的问题。LNG从FPSO向运输船的输送需要特殊的设备，而这类设备一般还未经实际使用。较早进行的研究欧盟资助的Azure工程证实了薄膜储存系统在局部充满模式下的完整性，在此条件下，液体充装物的晃荡是薄膜结构承受的主要外力；验证了LNG输送系统控制特性；开发了创新性的混凝土船体设计；开发了LNG-FPSO刚制船体设计；开发了干舷布置方式来满足平安和操作性要求。Shell的概念设计-FLNGCondensateExtractionLiquefactionTurretMooringWellsGasTreatmentLNGStorageLNGStorageLNGOffloadingShell的概念设计-FONG同时生产原油和LNG的方案。设计原油产量85,000桶/天，天然气处理量85×106立方英尺/天。两者分别可扩容至170,000桶/天和170×106立方英尺/天。天然气液化采用氮膨胀流程。驳船空间尺度为384×70×36m。LNG储存容积160,000m3LNG，油储量1,400,000桶。油的卸载采用浮动软管，LNG采用并排布置方式的加料臂。AkerKvaerner设计Statoil联合Linde和AkerKvaerner公司提出了基于混合流体级联式(MFC)流程的概念设计，该流程被选择为方案于2006年试车的Snøhvit工程的流程。Snøhvit工程设计思路是：LNG设施建在一艘位于西班牙的驳船上，目的是向北挪威Melkøya输送LNG。尽管该工程还不能算一个海上工程，但采用了大量“海洋化〞的思路。Statoil认为MFC流程可成功地用于海上LNG装置。ABBLummusNicheLNGLNG生产能力为1.5Mt/a。LNG和LPG的储存量分别为170,000m3和35,000m3，分别储存在4个和1个SPB型舱室中。卸载方式可根据需要设定为串联方式或并排方式。ABBLummusNicheLNG的天然气液化采用了氮透平膨胀机和甲烷透平膨胀机两个系统为循环提供冷量，采用一台GELM2500燃气轮机同时驱动氮和甲烷压缩机。冷箱中采用一台板翅式换热器。ABBLummusNicheLNG4LNG在中国4.1液化工厂4.2LNG接收站4.3小型储运气化设施4.1液化工厂

(1)上海天然气液化调峰装置

该装置采用了由法国燃气公司(GazdeFrance)开发的CII流程。(2)中原绿能天然气液化装置

4.2LNG接收站

(1)广东大鹏LNG接收站(2)福建LNG进口接收站(3)上海LNG进口接收站4.3小型储运气化设施

〔1〕气化站山东淄博LNG汽化站姜堰LNG气化站

建设时间：2002.2投产时间：2002.7设计规模：6900Nm3/d现期使用气源：中原油田LNG

余姚LNG气化站

建设时间：2002.4