FPSO小型LNG裝置研究

林文勝2021-10-22制冷空調(diào)學(xué)科前沿-14目錄1WhyLNG?液化天然氣(LiquefiedNaturalGas)：氣田開(kāi)采出來(lái)的天然氣，經(jīng)過(guò)脫水、脫酸性氣體和重?zé)N類，然后壓縮、膨脹、液化而成的低溫液體。根本特點(diǎn)：當(dāng)LNG在大氣壓下，液化溫度為 -162℃(111K)；LNG無(wú)色、無(wú)味、無(wú)毒且無(wú)腐蝕性；其體積約為同量氣態(tài)天然氣體積的1/600；LNG的重量?jī)H為同體積水的45%左右；熱值為52MMBtu/t(1MMBtu=2.52×108cal)。LNG優(yōu)點(diǎn)

LNG有特有的運(yùn)輸方式。對(duì)于遠(yuǎn)洋運(yùn)輸,LNG是唯一的運(yùn)輸方式。利用LNG方式是解決遠(yuǎn)海,荒漠地區(qū)氣田開(kāi)發(fā),回收遙遠(yuǎn)氣田天然氣的有效方法。LNG作為用氣負(fù)荷調(diào)峰平安可靠。LNG用途廣泛：LNG不僅自身可以作為能源利用，低溫冷量可回收。LNG與氦聯(lián)產(chǎn),可得到LNG和氦兩種產(chǎn)品。低的儲(chǔ)存本錢(qián)。LNG比管輸天然氣更潔凈。加快天然氣應(yīng)用是全球性趨勢(shì)天然氣資源的潛力較大2006年世界石油剩余探明儲(chǔ)量為1645億噸，儲(chǔ)采比40.52006年世界天然氣剩余探明儲(chǔ)量181.46萬(wàn)億立方米，相當(dāng)于1638億噸油當(dāng)量，儲(chǔ)采比63.3預(yù)計(jì)2021年天然氣產(chǎn)量將超過(guò)原油，成為世界第一大能源天然氣應(yīng)用有利于環(huán)境保護(hù)天然氣燃燒遠(yuǎn)較煤、油等燃燒清潔世界和中國(guó)的天然氣產(chǎn)量2006年世界天然氣產(chǎn)量28653億立方米，中國(guó)天然氣產(chǎn)量586億立方米〔占世界總量2.0%〕LNG貿(mào)易增長(zhǎng)迅速2006年世界LNG貿(mào)易量已占世界天然氣總貿(mào)易量28.2％〔在70年代只占5％〕。1996年世界LNG貿(mào)易量92×109m3，2006年達(dá)211.08×109m3，近10年平均年增長(zhǎng)率12.9%。2006年LNG國(guó)別貿(mào)易量2.1LNG生產(chǎn)2.2LNG儲(chǔ)運(yùn)2.3LNG氣化與冷能利用液化天然氣工業(yè)鏈

天然氣海外LNG

調(diào)峰型液化廠基本負(fù)荷型液化廠LNG船LNG儲(chǔ)存LNG儲(chǔ)存LNG接收站LNG氣化LNG運(yùn)輸車(chē)LNG儲(chǔ)存管網(wǎng)

氣化/冷能利用用戶LNG氣化站LNG加注站管網(wǎng)

管網(wǎng)LNG汽車(chē)用戶

用戶

2.1LNG生產(chǎn)

2.1.1天然氣凈化LNG工廠原料氣預(yù)處理標(biāo)準(zhǔn)和雜質(zhì)的最大允許含量雜質(zhì)含量極限依據(jù)H2O0.1ppmVA（在不限制產(chǎn)量條件下，允許超過(guò)溶解極限）CO250~100ppmVB（極限溶解度）H2S<3.5mg/Nm3(4ppmV)C（產(chǎn)品技術(shù)要求）COS<0.1ppmVC總S含量10~50mg/Nm3CHg<0.01mg/Nm3A芳香烴類1~10ppmVA或B脫水

常壓甘醇脫水裝置流程圖吸附脫水脫酸性氣體

吸附別離2.1.2天然氣液化天然氣液化流程分類按照制冷方式級(jí)聯(lián)式液化流程〔Cascade〕混合制冷劑液化流程〔MRC〕膨脹機(jī)液化流程按照液化裝置的生產(chǎn)模式根本負(fù)荷型〔baseload〕調(diào)峰型〔peak-shaving〕〔1〕級(jí)聯(lián)式液化流程級(jí)聯(lián)式液化流程由三級(jí)獨(dú)立的蒸氣壓縮制冷組成，逐級(jí)提供冷量冷卻天然氣。各級(jí)所用的制冷劑一般分別選擇為丙烷、乙烯〔乙烷〕、甲烷特點(diǎn)：效率高；流程設(shè)備多。級(jí)聯(lián)式液化流程最大能力可達(dá)3.3Mt/a世界上第一座大型根本負(fù)荷型天然氣液化裝置(CAMEL)〔2〕混合制冷劑循環(huán)液化流程混合制冷劑循環(huán)〔MRC〕是采用N2和C1-C5烴類混合物作為循環(huán)制冷劑的工藝。特點(diǎn)：流程設(shè)備簡(jiǎn)單，傳熱溫差較小；能耗較高，制冷劑配比較困難制冷劑與液化過(guò)程中的天然氣的溫度變化曲線利比亞伊索工廠天然氣液化裝置流程PRICO流程除了上述APCI的MRC流程之外，由Black&Veatch開(kāi)發(fā)的PRICO流程也是無(wú)預(yù)冷的單級(jí)混合制冷劑流程的典型代表。但制冷劑在多個(gè)壓力級(jí)別下工作，提供不同溫度范圍的冷量。丙烷預(yù)冷的混合制冷劑制冷循環(huán)工藝

APCI的C3/MRC流程成為經(jīng)典-增加丙烷預(yù)冷提高效率帶丙烷預(yù)冷的混合冷劑循環(huán)天然氣冷卻曲線文萊丙烷預(yù)冷混合制冷劑液化流程雙級(jí)混合冷劑循環(huán)工藝流程混合流體級(jí)聯(lián)式流程

Linde/StatoilLinde的螺旋繞管式換熱器(3)帶膨脹機(jī)的液化循環(huán)以膨脹機(jī)制冷循環(huán)為根底的天然氣液化工藝流程是通過(guò)采用透平膨脹機(jī)進(jìn)行等熵膨脹而到達(dá)降溫目的的過(guò)程。天然氣膨脹機(jī)循環(huán)工藝氮?dú)馀蛎洐C(jī)循環(huán)工藝氮-甲烷膨脹機(jī)循環(huán)工藝特點(diǎn)：流程設(shè)備簡(jiǎn)單，調(diào)節(jié)和開(kāi)停方便；能耗高天然氣膨脹機(jī)液化流程帶丙烷預(yù)冷的天然氣膨脹機(jī)液化流程氮?dú)馀蛎洐C(jī)液化流程氮-甲烷膨脹液化流程用膨脹機(jī)改進(jìn)混合制冷劑循環(huán)AP-X流程與C3/MRC流程的主要區(qū)別，即最低溫度段〔過(guò)冷段〕的負(fù)荷改由氮?dú)馀蛎浿评錂C(jī)循環(huán)承擔(dān)C3/MRC流程與AP-X流程的比照C3-MRCAP-X〔4〕天然氣液化工藝的開(kāi)展趨勢(shì)

a)大型根本負(fù)荷型天然氣液化裝置b)調(diào)峰型天然氣液化裝置

(1)調(diào)峰型液化裝置的規(guī)模根據(jù)需要確定，一般較小，但與液化能力相比儲(chǔ)存能力和氣化能力相對(duì)較大。典型的調(diào)峰型LNG工廠的液化能力為100000~200000Nm3/d，制冷動(dòng)力大約為1500~7000kW，貯存容量為25000~100000m3。(2)調(diào)峰型液化裝置對(duì)設(shè)備開(kāi)停靈活性要求很高，一般并不追求單位能耗到達(dá)最低。(3)調(diào)峰型液化裝置可供選擇的流程較多，沒(méi)有明顯占據(jù)優(yōu)勢(shì)的流程，比較確定的是級(jí)聯(lián)式流程已根本上不再采用。c)中小型根本負(fù)荷型天然氣液化裝置(1)中小型與大型根本負(fù)荷型天然氣液化裝置之間并無(wú)嚴(yán)格界定，在現(xiàn)今大型裝置生產(chǎn)能力一般在3~5Mt/a的背景下，可將1Mt/a以下的裝置列為中小型。(2)與大型裝置一樣，中小型根本負(fù)荷型天然氣液化裝置一般連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行；但與調(diào)峰型液化裝置類似，對(duì)設(shè)備簡(jiǎn)單性、靈活性要求較高，雖注重單位能耗指標(biāo)，但不一定將其列為最重要指標(biāo)。(3)中小型根本負(fù)荷型天然氣液化裝置可供選擇的流程較多，但級(jí)聯(lián)式流程已采用得較少。相對(duì)來(lái)說(shuō)，PRICO流程在這一類裝置中采用得較為廣泛。LNG-FPSO天然氣液化裝置大體上應(yīng)屬于此類中小型根本負(fù)荷型天然氣液化裝置。2.2LNG儲(chǔ)運(yùn)日本LNG接收終端-全景圖世界最大的LNG接收終端

種類

容量/m3

用途

絕熱型式

形狀

小型

5~40

民用燃?xì)鈿饣?，LNG汽車(chē)加注站等場(chǎng)合

真空粉末絕熱或高真空多層絕熱

球形圓柱形

中型

40~100

衛(wèi)星式液化裝置，工業(yè)燃?xì)鈿饣?/p>

正壓堆積絕熱

大型

100~1000

小型LNG生產(chǎn)裝置

圓柱形

超大型

10000~40000

基本負(fù)荷型和調(diào)峰型液化裝置

特大型

40000~250000

LNG接收站圓柱形(根本負(fù)荷型、調(diào)峰型液化裝置、LNG接收站)圓柱形(根本負(fù)荷型、調(diào)峰型液化裝置、LNG接收站)(b)LNG運(yùn)輸槽車(chē)〔陸地運(yùn)輸〕LNG運(yùn)輸槽車(chē)〔陸地運(yùn)輸〕LNG槽車(chē)的隔熱方式

有三種型式：真空粉末隔熱；真空纖維隔熱；高真空多層隔熱，絕熱層所占空間小；絕熱材料輕；隔熱材料一般不發(fā)生沉降。但施工難度大。

LNG槽車(chē)的輸液方式(c)LNG遠(yuǎn)洋運(yùn)輸(LNG船)

LNG運(yùn)輸船：為大氣壓下沸點(diǎn)為-162℃的大宗LNG貨物的專用船舶。這類船目前的標(biāo)準(zhǔn)貨量在12~13萬(wàn)立方米之間。一般它們?cè)?5~30年船齡期內(nèi)，從事專用的航行方案。類型：〔1〕獨(dú)立球型〔MOSS〕；〔2〕SPB型船，石川島播磨重工業(yè)IHI；〔3〕薄膜型〔Membrane〕，法國(guó)GTT公司。液化天然氣運(yùn)輸船液化天然氣運(yùn)輸船-SPB型液化天然氣運(yùn)輸船-GTT型薄膜型LNG船的開(kāi)發(fā)者GazTransport和Technigaz已合并為一家，故對(duì)該型船稱為GTT型。GTT型的圍護(hù)結(jié)構(gòu)包括GTNO96和TGZMarkIII兩種。

液化天然氣運(yùn)輸船-GTT型GTTNO.96型LNG船液化天然氣運(yùn)輸船-MOSS型MOSS型(球型)LNG船液化天然氣運(yùn)輸船-MOSS型液化天然氣運(yùn)輸船-MOSS型液化天然氣運(yùn)輸船-三種船型比較

比較對(duì)象

SPB型

MOSS型

GTT型

尺寸

緊湊

大

緊湊

船重量

輕

最重

輕(當(dāng)船小時(shí)相對(duì)重)

儲(chǔ)罐數(shù)量

最少

多

多

汽化率

最低0.05%/d

低0.08%/d

GT高：≧0.1%/dTGZ：低

上甲板空間

完全不受限制

非常受限制

不受限制

任意裝載量水平

可能

可能

不可能

航行

容易

不容易

容易

壓力控制

簡(jiǎn)單

復(fù)雜

最復(fù)雜

溫度控制

簡(jiǎn)單

復(fù)雜

復(fù)雜

不可泵送的液體量

最少(3m3/儲(chǔ)罐)

少(6m3/儲(chǔ)罐)

多(200~400m3/儲(chǔ)罐)

維護(hù)

外部

容易

不容易

容易

內(nèi)殼/絕熱

最容易

容易

非常困難LNG船接收碼頭-LNG終端LNG船接收碼頭-LNG終端2.3LNG氣化與冷能利用

2.3.1氣化器空氣加熱型氣化器空氣加熱型氣化器大多數(shù)是翅片管型或其它伸展體外表的換熱器。因?yàn)榭諝饧訜岬哪芰勘容^小，一般用于氣化量比較小的場(chǎng)合，在LNG工業(yè)中的應(yīng)用受到一定的限制?？諝饧訜嵝蜌饣鞯牧硪蝗秉c(diǎn)是受環(huán)境條件的影響太大，如溫度和濕度的影響。另外，它們的氣化能力還受當(dāng)?shù)氐淖畹蜏囟群妥罡邼穸鹊挠绊?。因?yàn)榻Y(jié)冰過(guò)多會(huì)減少有效的傳熱面積和堵塞空氣的流動(dòng)?？諝饧訜嵝蜌饣鞯纳舷抟话阍跇?biāo)準(zhǔn)狀況下是1400m3/h。由于沒(méi)有燃料的消耗，所以結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，運(yùn)行費(fèi)用低。但單位容量的投入費(fèi)用勢(shì)必較高的，而最大氣化能力是比較低的。水加熱型氣化器用水作熱源的LNG氣化器應(yīng)用很廣，特別是用海水作為熱源，因?yàn)楹芏郘NG生產(chǎn)裝置和接受裝置都是靠海建設(shè)，海水溫度比較穩(wěn)定，熱容量大，是取之不盡的熱源。開(kāi)架式氣化器(OpenRackVaporizer,ORV)就是以海水作熱源的氣化器。用于根本負(fù)荷型的大型氣化裝置，最大天然氣流量可達(dá)180t/h。氣化器可以在0%～100%的負(fù)荷范圍內(nèi)運(yùn)行。可以根據(jù)需求的變化遙控調(diào)整氣化量。通常氣化器的進(jìn)口水溫的下限大約為5℃。圖5-6ORV氣化器外形1—平板型換熱管2—水泥基礎(chǔ)3—擋風(fēng)屏4—單側(cè)流水槽5—雙側(cè)流水槽6—平板換熱器懸掛結(jié)構(gòu)7—多通道出口8—海水分配器9—海水進(jìn)口管10—絕熱材料11—多通道進(jìn)口12—海水分配器ORV氣化器工作原理整個(gè)氣化器用鋁合金支架固定安裝。氣化器的根本單元是傳熱管，由假設(shè)干傳熱管組成板狀排列，兩端與集氣管或集液管焊接形成一個(gè)管板，再由假設(shè)干個(gè)管板組成氣化器。氣化器頂部有海水的噴淋裝置，海水噴淋在管板外外表上，依靠重力的作用自上而下流動(dòng)。液化天然氣在管內(nèi)向上流動(dòng)，在海水沿管板向下流動(dòng)的過(guò)程中，LNG被加熱氣化。這種氣化器也稱之為“液膜下落式氣化器〔fallingfilm〕〞。雖然水的流動(dòng)是不停止的，但這種類型的氣化器工作時(shí)，有些部位可能結(jié)冰，使傳熱系數(shù)有所降低。具有中間傳熱流體的氣化器采用中間傳熱流體的方法可以改善結(jié)冰帶來(lái)的影響，通常采用丙烷、丁烷或氟利昂等介質(zhì)作中間傳熱流體。實(shí)際使用的氣化器的傳熱過(guò)程是由兩級(jí)換熱組成：第一級(jí)是由LNG和丙烷進(jìn)行熱交換，第二級(jí)是丙烷和海水進(jìn)行熱交換。這樣加熱介質(zhì)不存在結(jié)冰的問(wèn)題。由于水在管內(nèi)流動(dòng)，因此可以利用廢熱產(chǎn)生的熱水。換熱管采用鈦合金管，不會(huì)產(chǎn)生腐蝕，對(duì)海水的質(zhì)量要求也沒(méi)有過(guò)多的限制。這種氣化器已經(jīng)廣泛應(yīng)用在根本負(fù)荷型的LNG氣化系統(tǒng)，最大天然氣流量達(dá)150t/h。燃燒加熱型氣化器在燃燒加熱型氣化器中，浸沒(méi)式燃燒加熱型氣化器是使用最多的一種。結(jié)構(gòu)緊湊，節(jié)省空間，裝置的初始本錢(qián)低。它使用了一個(gè)直接向水中排出燃?xì)獾娜紵?，由于燃?xì)馀c水直接接觸，燃?xì)鈩×业財(cái)噭?dòng)水，使傳熱效率非常高。水沿著氣化器的管路向上流動(dòng)，LNG在管路中氣化，氣化裝置的熱效率在98%左右。適合于負(fù)荷突然增加的要求，可快速啟動(dòng)，并且能對(duì)負(fù)荷的突然變化作出反響?？梢栽?0%100%的負(fù)荷范圍內(nèi)運(yùn)行，適合于緊急情況或調(diào)峰時(shí)使用。2.3.2LNG冷能利用

LNG：超低溫液態(tài)天然氣，沸點(diǎn)為-162℃LNG蘊(yùn)含巨大的冷能，約830MJ/t一座6Mt/a的LNG接收站，LNG連續(xù)均勻氣化釋放的冷量約160MW如果其中1/5的冷能能轉(zhuǎn)化為電力發(fā)電功率為32MW發(fā)電量〔即節(jié)能〕2.8億kWh考慮常規(guī)電廠效率50%，可減排CO20.7億噸/年LNG的冷能利用對(duì)于大規(guī)模節(jié)能減排意義重大低溫發(fā)電壓力有效能的利用可采用天然氣直接膨脹方式，低溫有效能的利用那么采用低沸點(diǎn)工質(zhì)的朗肯動(dòng)力循環(huán)。液化天然氣冷凍儲(chǔ)存系統(tǒng)低溫粉碎裝置低溫空氣別離3非常規(guī)天然氣液化舉例:

LNG-FPSO海上天然氣—SolutionsotherthanfiringPipelineCNG(CompressedNaturalGas)ANG(AdsorbedNaturalGas)NGH(NaturalGasHydrate)GTL(Gas-To-Liquid)ElectricityLNGConventionalLNGPLNG/HLGLUWSLNG-FPSO特點(diǎn)消耗大量能量〔對(duì)于1Mt/a的裝置大約為50MW〕。與典型的陸上設(shè)施相比，需要在更擁擠的空間布置低溫流程的設(shè)備及管路系統(tǒng)?；蝿?dòng)對(duì)吸收塔等設(shè)備有影響。LNG儲(chǔ)存需要特殊的儲(chǔ)存系統(tǒng)，因?yàn)樵诤Ｉ仙a(chǎn)時(shí)，半充滿儲(chǔ)槽中液體晃蕩構(gòu)成特殊的問(wèn)題。LNG從FPSO向運(yùn)輸船的輸送需要特殊的設(shè)備，而這類設(shè)備一般還未經(jīng)實(shí)際使用。較早進(jìn)行的研究歐盟資助的Azure工程證實(shí)了薄膜儲(chǔ)存系統(tǒng)在局部充滿模式下的完整性，在此條件下，液體充裝物的晃蕩是薄膜結(jié)構(gòu)承受的主要外力；驗(yàn)證了LNG輸送系統(tǒng)控制特性；開(kāi)發(fā)了創(chuàng)新性的混凝土船體設(shè)計(jì)；開(kāi)發(fā)了LNG-FPSO剛制船體設(shè)計(jì)；開(kāi)發(fā)了干舷布置方式來(lái)滿足平安和操作性要求。Shell的概念設(shè)計(jì)-FLNGCondensateExtractionLiquefactionTurretMooringWellsGasTreatmentLNGStorageLNGStorageLNGOffloadingShell的概念設(shè)計(jì)-FONG同時(shí)生產(chǎn)原油和LNG的方案。設(shè)計(jì)原油產(chǎn)量85,000桶/天，天然氣處理量85×106立方英尺/天。兩者分別可擴(kuò)容至170,000桶/天和170×106立方英尺/天。天然氣液化采用氮膨脹流程。駁船空間尺度為384×70×36m。LNG儲(chǔ)存容積160,000m3LNG，油儲(chǔ)量1,400,000桶。油的卸載采用浮動(dòng)軟管，LNG采用并排布置方式的加料臂。AkerKvaerner設(shè)計(jì)Statoil聯(lián)合Linde和AkerKvaerner公司提出了基于混合流體級(jí)聯(lián)式(MFC)流程的概念設(shè)計(jì)，該流程被選擇為方案于2006年試車(chē)的Sn?hvit工程的流程。Sn?hvit工程設(shè)計(jì)思路是：LNG設(shè)施建在一艘位于西班牙的駁船上，目的是向北挪威Melk?ya輸送LNG。盡管該工程還不能算一個(gè)海上工程，但采用了大量“海洋化〞的思路。Statoil認(rèn)為MFC流程可成功地用于海上LNG裝置。ABBLummusNicheLNGLNG生產(chǎn)能力為1.5Mt/a。LNG和LPG的儲(chǔ)存量分別為170,000m3和35,000m3，分別儲(chǔ)存在4個(gè)和1個(gè)SPB型艙室中。卸載方式可根據(jù)需要設(shè)定為串聯(lián)方式或并排方式。ABBLummusNicheLNG的天然氣液化采用了氮透平膨脹機(jī)和甲烷透平膨脹機(jī)兩個(gè)系統(tǒng)為循環(huán)提供冷量，采用一臺(tái)GELM2500燃?xì)廨啓C(jī)同時(shí)驅(qū)動(dòng)氮和甲烷壓縮機(jī)。冷箱中采用一臺(tái)板翅式換熱器。ABBLummusNicheLNG4LNG在中國(guó)4.1液化工廠4.2LNG接收站4.3小型儲(chǔ)運(yùn)氣化設(shè)施4.1液化工廠

(1)上海天然氣液化調(diào)峰裝置

該裝置采用了由法國(guó)燃?xì)夤?GazdeFrance)開(kāi)發(fā)的CII流程。(2)中原綠能天然氣液化裝置

4.2LNG接收站

(1)廣東大鵬LNG接收站(2)福建LNG進(jìn)口接收站(3)上海LNG進(jìn)口接收站4.3小型儲(chǔ)運(yùn)氣化設(shè)施

〔1〕氣化站山東淄博LNG汽化站姜堰LNG氣化站

建設(shè)時(shí)間：2002.2投產(chǎn)時(shí)間：2002.7設(shè)計(jì)規(guī)模：6900Nm3/d現(xiàn)期使用氣源：中原油田L(fēng)NG

余姚LNG氣化站

建設(shè)時(shí)間：2002.4