可提高效率及海上适应性的浮式双混合制冷剂天然气液化工艺
常学煜1, 朱建鲁1, 李玉星1, 陈杰2, 曾伟平2
1.中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院
2.中海石油气电集团有限责任公司技术研发中心

作者简介:常学煜,1991年生,硕士;主要从事天然气预处理、天然气液化以及油气长输管道方面的研究工作。地址:(266580)山东省青岛市经济技术开发区长江西路66号。电话:15554200685。ORCID: 0000-0002-8778-2388。E-mail: 1554684999@qq.com

摘要

浮式天然气液化装置(LNG Floating Production Storage and Offloading Unit,缩写为LNG-FPSO)具有便于迁移、设备可靠、安全性高等优点,但其海上适应性较差。为此,中海石油气电集团有限责任公司技术研发中心研发了一种浮式双混合制冷剂的天然气液化工艺流程,进行了流程模拟并与中国石油大学(华东)合作建造了实验装置;通过利用不同配比的两种混合冷剂实现DMR模块化设计及流程运行参数的优化,提高了LNG-FPSO工艺的效率及海上适应性。同时选择适应于海上复杂工况的设备进行双混合制冷剂流程的实验,并针对压缩机出、入口压力、水冷器温度等关键参数进行误差分析以及控制方案的确定,通过实验确定了流程中实际操作参数,为LNG-FPSO实际生产中的设备选型和运行提供了经验。最后分析了该工艺对原料气温度、压力、流量以及组分含量的敏感性,并给出了该工艺在生产中适应的参数变化范围。结论认为:该工艺可适应于复杂的海况并进行大规模的天然气液化处理。

关键词: DMRLNG-FPSO; 双混合制冷剂; 模块化设计; 流程模拟; 实验验证; 误差分析; 系统控制; 敏感性分析
Floating DMR LNG-FPSO process with high efficiency and good offshore adaptability
Chang Xueyu1, Zhu Jianlu1, Li Yuxing1, Chen Jie2, Zeng Weiping2
1. College of Pipeline and Civil Engineering, China University of Petroleum, Qingdao, Shandong 266580, China
2. Research & Development Center of CNOOC Gas & Power Group, Beijing 100028, China
Abstract

The LNG Floating Production Storage and Offloading (LNG-FPSO) unit is movable, reliable and safe, but less adaptable to offshore conditions. In view of this, the Technology R&D Center of CNOOC Gas & Power Group developed a floating DMR (dual mixed refrigerant) LNG process and conducted a process simulation. They worked together with China University of Petroleum to develop an experimental device. With this device, DMR modular design and operation parameter optimization are realized by using two mixed refrigerants with different proportions, and the efficiency and offshore adaptability of LNG-FPSO technology are improved. Meanwhile, the equipment suitable for offshore complex conditions was selected for the experiment of DMR process. Error analysis was performed on the key parameters such as the outlet and inlet pressure, the temperature of the water cooler and the control scheme was determined; besides, the actual operation parameters of the process were confirmed through experiments, providing experience for equipment selection and operation in the actual production of LNG-FPSO. Finally, the sensitivity of this process to the temperature, pressure, flow rate and component content of natural gas was analyzed. The parameter variation range of this process suitable for the production is also presented. It is concluded that this process is adaptable to complex offshore conditions and large-scale natural gas liquefaction.

Keyword: DMR LNG-FPSO; Dual mixed refrigerant; Modular design; Process simulation; Experimental verification; Error analysis; System control; Sensitivity Analysis
0 引言

海上天然气液化系统对工艺及装置有着特殊的要求[1], 具有安全性能要求高、安装空间有限、随波浪晃动和设备布局复杂等特点[2]。目前应用较为广泛的天然气液化工艺有混合冷剂制冷工艺、氮膨胀制冷工艺和级联式制冷工艺。混合冷剂制冷流程效率较高, 处理量较大, 船体的晃动会影响制冷剂的相平衡分离过程; 氮膨胀制冷工艺中氮气始终处于气相, 基本不受船体晃动的影响, 但氮膨胀流程制冷剂循环量大、效率低; 级联式制冷流程效率最高, 但其安全性和海上适应性较差, 且占地空间较大、流程复杂、开车困难, 不适于需要频繁停产和启动的海上环境[3]

混合冷剂制冷循环是20世纪60年代末期由阶式制冷循环演变而来的一种新的逐级液化循环。1972年, 美国APCI公司开发出带有丙烷预冷的混合制冷剂液化流程, 从此开创了丙烷预冷混合制冷剂循环(C3/MRC)时代[4]; 20世纪80年代后基本上以丙烷预冷混合制冷剂液化流程为主[5], 混合冷剂制冷流程开始大规模应用; 进入21世纪, 发展出多种新型液化流程:Black & Veatch公司开发的PRICO技术, 属于单级混合工质液化流程, 主要应用于中小型液化装置[6]; Axens和Shell公司开发出了双级混合工质液化流程[7]; APCI公司在丙烷预冷混合工质液化流程的基础上开发出了APX流程; Linde公司开发出级联式混合工质液化流程MFC, 包括3套混合工质制冷系统[8], 具有较小的单位功耗[9]

混合冷剂制冷流程利用混合物各组分的沸点不同, 在流程中可以部分冷凝的特点来达到天然气液化所需的不同温度水平, 既保留了阶式制冷循环的优点, 又可只用1台或几台同样类型的压缩机, 使流程大为简化[10]。但是传统的混合冷剂制冷工艺占地面积较大, 制冷剂的相平衡分离过程受海况影响大, 不适于海上液化天然气的生产。为此, 在现有混合制冷剂制冷流程的基础上, 采用双混合冷剂流程设计并进行流程运行参数的分析与优化, 设计处理能力大、海上适应性强的双混合冷剂天然气海上液化工艺, 满足海上复杂工况条件的要求。

1 液化工艺模拟及实验

流程模拟基础条件为:

1)预处理后天然气的组成为:甲烷含量为97%、乙烷含量为2%、氮气含量为1%, 原料气压力为4 000 kPa, 温度为11.8 ℃, 设计流量为7.336 kg/h。

2)混合冷剂配比为:预冷冷剂中乙烷含量为43.24%, 丙烷含量为30.63%, 正丁烷含量为26.14%; 深冷冷剂中甲烷含量为48.6%, 乙烷含量为37.26%, 丙烷含量为9.72%, 氮气的含量为44.3%。

3)状态方程为Peng-Robinson方程。

4)流程中设定压缩机效率约为75%, 冷却水温度为25 ℃。

1.1 双混合冷剂液化流程简介

双混合冷剂液化流程主要应用于海上天然气的液化, 由于需要适应海上环境的变化, 整个装置采用橇装化布置[11], 如图1所示, 分为换热冷箱模块、预冷压缩模块和深冷压缩模块3个模块。

图1 双混合冷剂液化流程图

装置主要分为预冷循环、深冷循环和原料气循环。两级压缩后的预冷制冷剂冷却至25 ℃后形成气液两相, 进入预冷换热器, 分别被冷却至– 21 ℃和– 50 ℃, 经节流阀降压降温后, 返流冷却天然气和高温冷剂, 在板翅换热器内汇集, 经预冷压缩机入口缓冲罐进入压缩机, 实现预冷系统循环; 两级压缩后的深冷制冷剂进入预冷换热器被冷却至– 50 ℃后形成气液两相, 在深冷换热器中分别被冷却至– 153 ℃和– 110 ℃。经节流阀降压降温后, 返流冷却天然气和高温冷剂, 汇集后经预冷压缩机入口缓冲罐进入压缩机, 实现深冷系统循环; 4 MPa、25 ℃的天然气进入预冷换热器和深冷换热器被降温、液化和过冷形成LNG, 经节流阀降压, 进入空温式汽化器后汽化为天然气, 天然气经天然气压缩机压缩后进入冷箱换热, 实现天然气的循环利用。

1.2 实验关键设备

由中海油气电集团和中国石油大学(华东)合作, 搭建了双混合制冷剂流程的实验装置, 进行相关的实验。实验装置如图2所示, 实验的关键设备有:换热器、压缩机和LNG储罐。

图2 实验装置图

1.2.1 换热器

流程中采用绕管式换热器进行换热。绕管式换热器适用于大负荷物流传热[12], 不需要多台设备并联, 因此占地面积小, 紧凑度高。同时绕管式换热器相对于板翅式换热器更安全、可靠, 满足海上复杂工况以及LNG-FPSO的安全技术要求。其耐高压、运行平稳[13], 适用温度范围广、适应热冲击, 可以消除自身产生的热应力, 能够在一台设备内满足多股流体的同时换热, 且不存在流动死区, 与双混合制冷剂液化工艺配合, 可以降低主换热器的占地面积, 充分利用海上平台有限空间, 符合海上液化装置的要求。如图3所示, 从换热性能曲线中可以看出, 冷热流曲线十分接近, 流程中冷能充分利用, 换热器的换热效率很高。

图3 换热器性能曲线图

1.2.2 压缩机

预冷和深冷循环单元采用双缸式隔膜压缩机, 原料气循环采用单缸式隔膜压缩机。压缩机的级间冷却水水压变化范围为0.3~0.5 MPa, 每小时的用量低于0.5 t。压缩机采用双O形圈密封, 密封性好, 结构简单。隔膜式压缩机通过隔膜在气缸中作往复运动来压缩和输送气体, 具有压缩比大、密封性好的优点, 并且在压缩过程中不会对气体产生二次污染。由于其结构简单, 维护十分方便, 可靠性极高, 机械故障率低, 能够在复杂环境条件下提供稳定的输出压力, 可满足海上天然气小型液化装置的要求。

1.2.3 LNG储罐

流程中采用400 L的卧式LNG储罐, 结构紧凑, 集中控制, 便于橇装运输。LNG储罐内壁采用Ni9钢, 在常温至– 196 ℃范围内具有足够的韧性和塑性, 不会发生脆性破坏, 物理性能满足要求。LNG储罐采用真空粉末绝热方式, 绝热空间保持一定真空度, 可以消除气体的对流传热。LNG储罐内有液位计以及相应的密度、温度测量设施来监控储罐内的运行情况[14]。设计有最高液位报警装置和自动高、低液位保护装置控制罐内低压泵, 可以最大限度地保证LNG储罐安全, 避免出现翻滚等现象。连续测量设施由数字逻辑单元和电机驱动单元两部分组成, 可以在LNG储罐内垂直移动进行测量。

1.3 实验参数的测量及控制

对流程关键节点参数进行检测, 并保证参数误差在一定范围内, 系统中偶然误差可以通过增加测量次数取平均值来消除, 系统误差主要是测量仪表的精度造成的, 因此分析仪器精度造成的误差对实验数据分析有影响。部分误差由测量仪器精度等因素合成, 按照间接测量值与直接测量值之间的函数关系进行误差微分计算。

某间接测量值:

式中y表示间接测量值; 表示各个直接测量值。

对于多元函数, 其增量可用函数的全微分来表示, 则上式的函数增量dy为:

若已知各直接测量值的系统误差为: , 且这些误差值 皆较小, 可用来近似代替上式中的微分量dxn。因此可近似得到函数的系统误差为:

式(3)称为函数的系统误差传递公式, 式(3)中的 称为各直接测量值的误差传递系数。

对天然气液化装置比功耗、LNG温度、LNG压力、LNG组分以及换热器压降进行了误差分析, 结果如表1所示, 从表1中可以看出, 关键参数测量误差都在1%以内, 符合测量要求。

表1 节点系统误差分析结果表

实验中为了调整设备参数达到流程设计值, 需要对FLNG装置中的关键设备及参数进行控制调节, 主要控制对象有压缩机出入口压力、水冷器温度、复热器温度、冷剂节流、LNG节流以及BOG闪蒸罐等, 通过调节流程的关键参数, 实现冷剂循环的降温以及原料气的液化。关键参数的控制方式如表2所示。

表2 关键参数的控制方式表
1.4 实验结果

对上述实验流程进行实验验证。实验中, 原料气循环接近满负荷运行, 得出关键节点参数实验值和模拟值, 如表3、4所示。

表3 预冷循环实验参数表
表4 深冷循环实验参数表

预冷和深冷循环中各节点参数实验值与模拟值误差较小, 其中节流前后压力误差较大, 分析是由于分离器中气、液分离不充分所致。分离器采用单入口, 入口流体易在分离器入口处形成涡流; 液相出口在分离器侧下方, 出口处流体外流会导致分离器内流体流场不对称, 影响气、液分离。针对实验中出现的问题, 建议在现场实际应用中分离器采用双入口或者四入口结构, 液相出口放置在分离器正下方, 可以有效防止形成涡流并使分离器内流程对称, 利于气、液分离。原料气循环关键参数如表5所示。

表5 原料气循环实验参数表

通过实验数据和模拟数据的对比, 可以发现关键节点参数值相差不大, 其中液化率实验值与模拟值相同, 都为100%, 这是由于节流后压力较高, 温度变化对液化率影响不大; 比功耗实验值为0.405 3 kWh/m3, 与模拟值相比增大了8.78%, 这是由于实验装置与外界存在少量热交换, 达到同样的天然气液化效果需要更多的能量。

以上实验数据验证了上述双混合冷剂流程能够有效实现原料气的液化, 液化率达标, 其他关键节点参数误差在10%以内, 验证了模拟和设计的准确性; 实验中使用的测量仪表达到精度要求, 设计的参数控制方案可有效调节流程中关键参数, 达到设计目标, 并针对流程可能出现的问题提出建议。

2 流程敏感性分析

随着生产周期的增加, 深海中采出气的压力、温度、流量以及组分等都会发生变化。通过HYSYS软件模拟原料气物性参数的变化, 观察双混合冷剂液化流程能否依然满足系统设计要求。对流程中原料气的物性变化进行敏感性分析时, 只变动进行分析的参数值, 其他参数值不变[15]

2.1 原料气温度敏感性分析

液化流程中原料气的温度取决于预处理单元中的水冷系统, 在LNG-FPSO系统中采用海水冷却系统。海上水冷系统采用海水进行冷却, 可以节约成本, 同时要避免海洋温度升高对海洋环境造成影响, 冷却后海水温度不能高于海洋温度4 ℃[16]。通过模拟发现, 原料气温度变化对换热器最小换热温差的影响依次降低, 对第一个换热器的最小换热温差影响最大。通过改变预冷冷剂流量使换热器性能保持稳定。图4为原料气温度敏感性分析图。从图4中可发现, 当原料气入口温度为5 ℃时, 系统比功耗为0.373 kWh/m3, 温度在27 ℃以上时, 系统比功耗维持在0.382 kWh/m3左右, 当原料气的温度在一定范围时, 功耗基本不变, 此部分由深冷冷剂提供多余冷量进行液化, 流程具有较强适应性; 原料气的温度越低, 液化系统中需要的冷量越少, 比功耗越低。但是从深海中抽取温度较低的海水冷却原料气会产生大量的能耗。因此在LNG-FPSO实际生产中, 建议原料气入口温度控制在5~35 ℃(环境温度)之间, 满足生产需求的同时控制比功耗维持在较低水平。

图4 原料气温度敏感性分析图

2.2 原料气压力敏感性分析

海上不同气田的采出压力不同, 同一气田在不同开采时期的压力也不一样。原料气的压力升高, 临界液化温度升高, 使天然气更容易被液化, 整个天然气液化系统需要的冷量减少。图5为原料气压力敏感性分析图。从图5中可看出, 原料气的压力升高时, 冷剂的流量减少; 冷剂流量的减少与原料气压力的增加近似呈线性关系。原料气压力由3.0 MPa增大至5.5 MPa时, 比功耗由0.430 kWh/m3减至0.295 kWh/m3。但是压力过高, 会造成设备选型和安全问题, 给设备运行带来很大的压力。在复杂的海况条件下高压力的原料气不具有适应性, 会带来很大的安全隐患, 并且不利于设备的紧凑布置。针对LNG-FPSO的技术要求以及预处理单元中脱酸工艺要求, 建议原料气入口压力控制在4 MPa左右, 压力波动范围为3~5 MPa。

图5 原料气压力敏感性分析图

2.3 原料气流量变化敏感性分析

原料气的流量是动态变化的, 海况、生产条件、预处理能力的改变都有可能影响到原料气的流量。原料气的流量改变之后, 要求工艺依然能够满足液化的需求。双混合制冷剂组分均为常规天然气组分, 能够随时补充到深冷以及预冷循环管当中, 增大液化装置的处理能力, 具有非常强的适应性。图6为原料气流量敏感性分析图。从图6中可看出, 当原料气流量从10 m3/h增大到40 m3/h时, 冷剂的流量都在增加, 相应总功耗也在增加, 但是比功耗十分稳定, 始终维持在较低的水平, 大约为0.376 kWh/m3。选用双混合冷剂制冷流程, 能够满足处理规模的波动性变化, 始终以较低的功耗处理大规模的原料气, 适应复杂的海上工况并满足LNG-FPSO的技术要求。

图6 原料气流量敏感性分析图

2.4 原料气组成敏感性分析

经过海上预处理单元之后, 原料气中90%以上组分都是甲烷, 因此对原料气中的甲烷做敏感性分析。甲烷的临界温度远低于乙烷, 当原料气中甲烷的含量增加时, 系统中需要的冷量增多。甲烷含量为90%时, 比功耗最低为0.33 kWh/m3, 当甲烷含量为98%时, 比功耗为0.38 kWh/m3。图7为原料气组分敏感性分析图。从图7中可看出, 甲烷含量越高, 天然气低温位负荷增加, 系统中需要的冷量越多, 预冷冷剂及深冷冷剂的流量都增加, 比功耗也增加。在实际处理过程中, 原料气中甲烷的含量取决于气源以及预处理单元, 当甲烷含量低于98%时, 系统比功耗始终低于0.38 kWh/m3, 效率高, 满足实际生产需求。

图7 原料气组分敏感性分析图

3 结论

针对海上复杂工况, 模拟了双混合冷剂液化工艺流程并进行了敏感性分析, 流程中采用性能可靠的常规设备, 可以得出如下结论。

1)所设计的双混合冷剂制冷流程工艺效率高, 换热器最小换热温差为6 ℃, 满足实际生产条件, 在满足LNG-FPSO海上安全生产要求和保证液化率为100%的条件下, 比功耗可达0.37 kWh/m3; 装置的模块化设计有效节省甲板空间以及安装时间, 海水冷却器和绕管式换热器的使用提高了流程对复杂海况的适应性, 克服了传统混合制冷流程海上适应性差的缺陷, 能满足海上生产需要。

2)实验过程中测量仪表误差较小, 均在1%以内, 设备选型以及控制方案的设计合理, 可有效进行系统参数控制和调节; 验证了双混合制冷剂流程的准确性, 关键参数误差均在10%以内, 为海上LNG-FPSO的实际建设以及设备运行提供借鉴经验。

3)通过对原料气关键参数的敏感性分析, 给出了双混合冷剂保持高效低能耗运行时原料气的温度、压力、流量及组分的变化范围, 为浮式双混合冷剂液化流程在实际生产中的操作及规模化应用提供依据。

The authors have declared that no competing interests exist.

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