部分液化型LNG生产装置的设计

LNG112234(1.2.)(3.4.),LNG、、、、、、,LNG。LNG2007年中石油集团工程设计责任有限公司西南分公司设计了一套调峰型LNG生产装置)))德阳天然气代油装置。该工程为四川宏润轻烃化工有限公司投资的部分液化型LNG生产装置。部分液化型LNG生产装置适用于原料气压力较高(6MPa),降压后的天然气有出路的工况,对城市燃气进行调峰有重要意义。本工程所采用的部分液化工艺方法充分利用了天然气的压力能制冷,部分液化天然气生产LNG。利用了压力能的天然气进入城市燃气管网,产品LNG可替代汽油作为燃料或对城市燃气进行调峰。由于利用了天然气的压力能制冷,因而没有全液化流程的复杂外制冷流程,故部分液化型LNG生产装置单位产量LNG的能耗低、装置投资少、可靠性高,整套装置的经济效益明显。1工艺方法及主要工艺特点1.1工艺方法采用高压吸附低压再生的分子筛脱水法对膨胀气流、液化气流进行深度脱水,以满足低温/制冷系统对气流水露点的要求。为控制气流中CO2含量,防止低温下形成CO2固体,液化气流采用MDEA及MEA混合胺溶液脱除CO2。膨胀气流除含碳原料天然气外,还掺合了部分经脱碳后的湿净化天然气以控制膨胀气流CO2含量。采用透平膨胀机制冷工艺,膨胀气流的压力能转化为液化气流的冷量,高压下将液化气流天然气液化,液化后的高压天然气再经J-T阀降压再制冷,部分液化气流成为LNG产品。液化为LNG产312石油与天然气化工CHEMICALENGINEERINGOFOIL&GAS2008品的天然气约占装置总进料量的10%。工艺方法见工艺原理流程图(图1、图2)。装置设计处理能力为100@104m3/d,装置操作弹性70%~120%,LNG产量为3262.4kg/h(合8.125m3/h,195m3/d),装置年运行时间为8000h。1.2LNG单元工艺流程简述(1)原料天然气预冷。从膨胀气流脱水单元(100单元)来的33e、压力为7.45MPa(g)、流量为77@104m3/d的膨胀气流及从液化气流脱水单元(300单元)来的40e、压力为7.45MPa(g)、流量为23@104m3/d的液化气流均进入液化板翅式换热器(E-401),与低温分离器、LNG储罐等处汇集来的低压返流气及经膨胀机膨胀制冷的膨胀气流换热,预冷膨胀气流及液化气流。(2)液化气流低温分离。预冷后的高压液化气流再经J-T阀节流膨胀,达到部分液化所需的低温。含部分凝液的液化气流经低温分离器分离出凝液后,凝液送入储罐,气体经调压后与储罐等处的低压气流汇合后成为低压返流气,低压返流气进入板翅式换热器与原料气换热。(3)膨胀气流增压外输。经膨胀机制冷后并与原料气流换热后的膨胀气流经膨胀机同轴压缩机压缩后至外输管线。(4)低压返流气复热后至增压站。低温分离器、储罐等处的低压气流汇合后成为低压返流气,低压返流气经板翅式换热器与原料气流换热后出本单元至低压返流气增压站,增压后与外输膨胀气流汇合后外输。本装置主要包括以下单元:100单元膨胀气流脱水单元200单元液化气流脱碳单元300单元液化气流脱水单元400单元LNG单元500单元低压返流气增压单元辅助生产设施及公用工程600单元罐区及装车设施700单元空氮站800单元火炬及放空系统900单元全厂工艺及热力系统管道1.3主要工艺特点(1)液化气流脱水及膨胀气流脱水采用两塔流程,优化分子筛吸附、再生过程的切换周期。设备投资少,能耗显著下降。吸附塔切换采用手动切换阀,流程简单,分子筛使用寿命长。分子筛脱水塔一个操作周期内吸附时间为12h,加热再生5h、冷却时间3.2h、切换时间0.5h。分子筛的吸附与再生过程有足够时间定期切换操作。工艺流程简单,设备数量少,工程量小,投资低。(2)膨胀气流不脱除CO2,仅掺和了部分经脱碳后的液化气流以控制膨胀气流CO2含量,操作灵活、可靠。脱碳装置处理量小,设备投资少,能耗显著下降。(3)采用由甲基二乙醇胺(MDEA)和单乙醇胺(MEA)配置的混合胺水溶液脱除天然气中几乎所有的CO2,达到液化天然气流对CO2含量的要求。溶液循环量低,约为10m3/h,装置腐蚀低,能耗低。313374部分液化型LNG生产装置的设计(4)利用了天然气的压力能,采用制冷效率较高的膨胀机制冷,采用J-T阀辅助制冷,并配以先进、高效的板翅式换热器,没有全液化流程的复杂且能耗高的外制冷流程,故部分液化型LNG生产装置单位产量LNG的能耗低,设备少,装置投资少,可靠性高,占地面积少,整套装置的经济效益明显。(5)整合工艺流程,优化工艺设计参数,合理调配膨胀气流和液化气流流量,既可获得最大的LNG产量,又可取得最佳的节能效果及最佳经济效益。2设备选择及主要设备特点2.1膨胀气流、液化气流脱水单元[1,2]为保证制冷系统对脱水深度的要求,针对本工程情况,为简化工艺流程,节省工程投资,吸附/再生系统采用两塔流程。主要特点有:(1)采用两塔流程,工艺流程简单,设备数量少,工程量小,投资低;(2)设置有原料气分离器、产品气粉尘过滤器,可有效地除去原料气中夹带的液滴和产品气中的分子筛粉尘,以保证装置平稳操作;(3)采用直接火焰加热的立式圆筒炉作为再生气加热设备,设备结构简单,操作简单,再生气切换迅速,热效率高,投资省,能耗低;(4)再生气冷却采用空冷,大幅度减少装置循环冷却水的耗量,降低了装置能耗及操作费用。2.2液化气流脱碳单元[3](1)设置了胺液机械过滤器、活性炭过滤器和胺液后过滤器,采用三级过滤方式,能有效脱除溶液中的固体杂质和降解产物,降低了溶液起泡及损失。(2)脱碳装置脱碳吸收塔选用单溢流F1型浮阀塔盘,浮阀与塔盘材质均为不锈钢。(3)胺液再生塔选用单溢流F1型浮阀塔盘,浮阀与塔盘材质均为不锈钢。(4)贫富胺液换热器、贫胺液后冷却器选用管壳式换热器,贫富胺液换热器的管束材质为不锈钢。重沸器为卧式热虹吸式,管束材质为不锈钢。(5)溶液过滤器选用滤袋式过滤器和固定床层活性炭过滤器。(6)溶液循环泵选用柱塞泵。2.3LNG单元[4](1)采用透平膨胀机及J-T阀制冷,充分利用原料气压力能。膨胀机制冷系统为开式制冷系统,具有制冷效率高,单元启动快,开工周期短,操作灵活、方便,制冷效率高,设备体积小,投资省等特点。(2)采用先进、高效的板翅式换热器。原料气预冷、液化气流冷却、低压返流气冷量回收在同一设备内即可完成。换热效率高,压降小,冷损低,投资省。(3)膨胀机膨胀端、板翅式换热器及低温分离器等设备均设置在冷箱内,冷箱用硃光砂填充保冷并用氮气密封。保冷效果好,最大限度地减少冷损。(4)装置内设有残液气化罐,当装置停车及检修时,设备及低温管线内残余LNG通过残液气化罐气化后放空至放空系统。2.4低压返流气增压单元(1)采用电驱往复式压缩机,具有效率高、压力范围宽、流量调节方便、结构紧凑,投资省(只相当于燃气轮机投资的1/2~1/3)等特点,可在较宽范围内选择电动机的负荷,操作简单,运转平稳寿命长达150000h,工作可靠性高,维修容易。采用变频电动机可方便调节低压返流气流量。压缩机采用质量较高的进口产品,取消了备用压缩机,节省了工程投资。(2)增压后的返流气采用空冷,大幅度减少装置循环冷却水的消耗,降低了装置能耗及操作费用。2.5罐区及装车设施[5](1)本工程选用带压式子母罐储存LNG,总有效容积为1750m3,单罐储量250m3,可储存8.9天的LNG生产量,7个子罐置于一个外罐内,各子罐间用硃光砂填充保冷并用氮气密封。保冷效果好,最大限度地减少冷损。子母储罐分两组,方便倒罐及装车。(2)子母储罐外设LNG缓冲罐,内有浸没式LNG装车泵,解决了外置式LNG装车泵需预冷及顶装浸没式LNG装车泵检修麻烦的缺点,装车速度快,检修方便。(3)装车增加流量控制,避免流速3m/s。(4)设置管道安全阀,防止超压造成管道附件314石油与天然气化工CHEMICALENGINEERINGOFOIL&GAS2008损坏。3材料选择主要特点(1)分子筛采用质量较好的合资厂家生产的4A分子筛,脱水效果好,再生温度高,不易粉化,寿命长。(2)低压、低温LNG及低压返流气管道采用保冷效果最好的真空管。(3)高压、低温管道保冷用聚氨酯硬质泡沫塑料(PUH、PUB)管壳,并经计算得出最佳保冷厚度,在保证保冷效果的同时,最大限度地节省投资。(4)子母罐及冷箱采用硃光砂填充保冷并用氮气密封。保冷效果好,最大限度地减少冷损。4辅助设施主要特点4.1消防设施依据安全评估单位对本工程罐区消防进行的评价,取消了储罐喷淋水,消防水池体积由5500m3缩减为500m3。在满足标准、规范要求的条件下,消防系统的工程投资大幅减少,全厂占地面积减少1700m2。4.2污水处理生产污水包括工艺装置排出的含油污水和场地冲洗废水,所有废水均不能直接外排,若就地处理则基建投资高,运行管理较繁锁。本工程将生产污水与设备检修水一起排入检修污水池,定期用罐车外运至专业污水处理公司集中处理,节省了较大的污水处理设备投资及厂区占地面积。5总图布置主要特点总平面布置符合规划和外部环境要求,功能分区明确,满足工艺流程要求,充分利用地形、地质条件,因地制宜地进行布置。注重风向,减少环境污染,紧凑布置,节约用地,线路短捷顺直,远近期统一考虑,合理布局。本工程装置处理规模100@104m3/d,液化石油气、轻油储存总容量1700m3,按5石油天然气工程设计防火规范6(GB50183-2004)的站场分级规定,该站为三级站。厂区布置有LNG装置、罐区、空氮站、增压站、锅炉房、消防及循环水用房、综合控制室、循环水场、消防水池、检修污水池、装车棚和地磅房。空氮站、增压站、消防及循环水用房、锅炉房和综合控制室布置在站区东侧,综合控制室靠近站区主要出入口,方便管理。循环水场、消防水池和检修污水池布置在站区西南侧。装车棚和地磅房布置在站区北侧,方便装车和运输。站内道路宽度不小于4m,天然气代油装置与罐区罐外壁间距60m,满足5石油天然气工程设计防火规范6(GB50183-2004)的规定[6,7]。6主要节能措施(1)充分利用原料气富余的压力能回收天然气凝液,不另外设置外部制冷系统,大大减少了装置能耗。(2)整合工艺流程,优化工艺设计参数,合理调整膨胀系统和液化系统的流量分配,以取得最佳的节能效果。(3)膨胀系统利用同轴透平膨胀机组增压系统增压,并采用先进、高效的板翅式换热器,充分回收原料气膨胀过程的能量。(4)选用MDEA+MEA混合溶剂作为脱碳装置的溶剂,由于MDEA解吸热小,大大降低了溶液再生能耗;此外,由于MDEA溶液蒸汽压低,溶剂蒸发损失小,且热稳定性好,其热降解和化学降解小,可长期稳定操作,从而降低了装置运行和投资费用;MDEA溶液腐蚀甚微,也有利于装置长期安全运行。(5)提高混合胺液换热终温,以增加换热量,减少重沸器的热负荷。(6)装置返流气采用燃气发动机驱动的往复式压缩机增压,大大减少了电耗量。(7)脱碳装置的闪蒸气进入燃料气系统,作为加热炉的燃料气使用。(8)采用高效的机泵和节能电机。(9)膨胀机组的膨胀端、板翅式换热器及低温分离器等设备均设置在冷箱内,并采用高效绝热材料,完善保温结构,减少设备、管道散热损失。(10)燃料气系统的进出管线均设置了流量计量,便于对装置能耗的考核。315374部分液化型LNG生产装置的设计7能耗LNG单元能耗及部分液化型LNG生产装置总能耗见表1及表2[8]。萈1LNG项目日耗量能量换算指标N单位数量单位数量NN能耗MJ/dN电力kW#h52.8MJ/(kW#h)12.6665N循环水t144MJ/t4.18602净化空气m3240MJ/m31.53367密封气m32400MJ/m337.6790408合计能耗:1634MJ/d*N单位能耗:0.021MJ/kg(LNG)或0.34MJ/kmol**注:*由于密封气最终作燃料气使用,故虽然单元能耗中存在密封气的消耗,但在实际合计能耗中不计入此部分能耗。**单位能耗以液化了的天然气流量计。N萈2LNG电耗