昆仑能源黄冈LNG工厂工艺及运行分析①

程松民 聂绪芬 尹 彬 金明皇 彭斌望 罗 斐

昆仑能源湖北黄冈液化天然气有限公司



昆仑能源黄冈LNG工厂工艺及运行分析①

昆仑能源湖北黄冈500×104m3/d LNG国产化示范工厂自投运以来受到行业内的广泛关注。该工厂技术自主化率100%，装备国产化率99%，同时也是国内目前天然气处理能力最大的工厂。该厂突破国外技术垄断，奠定了国内LNG产业国产化基础。详细分析了黄冈LNG工厂在脱碳、脱水脱汞、液化、BOG增压装置及储运等工艺流程方面的技术特点，总结了黄冈LNG工厂工艺技术的创新经验，并分析了工厂的运行情况。该研究对建设大型LNG工厂及运行具有借鉴作用。

液化天然气 工艺 多级单组分制冷 运行 分析

黄冈LNG工厂为中石油昆仑能源投资建设的大型LNG工厂，天然气处理能力为500×104m3/d ，是目前国内最大的LNG工厂，处理工艺及关键设备均采用国产化。黄冈LNG工厂于2014年5月24日开始进气调试生产，5月31日生产出合格的LNG产品，工厂运行正常，一次性试运投产成功，创国内LNG工厂系统调试周期最短纪录。填补了我国液化天然气工业的空白。在此之前我国液化天然气工业主要依靠引进国外成套技术和设备。

黄冈LNG工厂为基本负荷型液化天然气生产工厂，每年运行时间8 000 h，液化能力142 t/h，操作弹性50%～110%。工厂设有2座30 000 m3的单包容罐，能满足7.5天产量的储存需要。

1 黄冈LNG工厂技术方案分析

黄冈LNG工厂主要包括天然气脱碳、脱水脱汞、液化、LNG储存与装车及BOG增压等系统。工厂原料气来自西气东输二线黄冈分输站，压力约为6.9 MPa，天然气经计量后首先进入脱碳装置，脱除天然气中的CO2、H2S等杂质，再进入脱水脱汞装置脱除天然气中的水与汞，然后进入液化装置进行逐级冷却降温，直至液化，最后进入LNG储罐进行常压低温储存，销售时通过LNG潜液泵将LNG输送至装车区进行装车外运。工厂技术自主化率达100%。

1.1 工艺系统

1.1.1 天然气脱碳

目前国内其他LNG工厂大多采用醇胺法中的MEA脱除CO2[1]，该技术容易发泡，脱碳效果较差，影响工厂正常生产。黄冈LNG工厂脱碳工艺首次采用自主知识产权专利技术“一种脱除天然气中CO2的复配型脱碳溶剂”，装置采用一定浓度的活化MDEA水溶液吸收脱除天然气中的CO2，该溶剂具有脱碳效率高、再生能耗低、不降解及抗发泡、抗腐蚀性好等良好特性。工厂从2014年运行至现在没有出现任何发泡现象，装置运行情况良好，脱碳后的天然气CO2体积分数不超过2×10-6。

1.1.2 天然气脱水脱汞

黄冈LNG工厂脱水脱汞装置为自主知识产权专利技术，为保证脱水脱汞深度要求，脱水采用分子筛脱水工艺，利用分子筛的吸附特性，选择性地脱除天然气中的饱和水，装置采用两塔方案，12 h吸附、6 h加热再生、6 h冷却；脱汞采用化学反应吸附法脱除天然气中的汞。工厂脱水脱汞装置与其他LNG工厂相比，结合了天然气液化过程中产生的湿净化气体的脱水、脱汞、再生、冷却、分离和压缩于一体，具有工艺简单、控制方便和运行稳定的优点。天然气出脱水脱汞装置后，水的体积分数不到0.1×10-6，低于目前大多数LNG工厂脱水指标1×10-6(φ)[2]，可最大限度地避免对液化装置管线与设备造成冰堵。

1.1.3 天然气液化

1.1.3.1 黄冈LNG工厂液化工艺

黄冈LNG工厂制冷工艺为多级单组分制冷天然气液化工艺，在黄冈LNG工厂属首次运用。该工艺结合传统阶式制冷工艺的优点，从关键设备国产化对传统阶式制冷工艺的技术进行了改进及创新，除具有传统阶式制冷工艺特点外，还具有冷剂压缩机、换热器国产化的特点，方便采购，投资更省。

多级单组分制冷工艺由三级独立的制冷循环组成，制冷剂分别为丙烯、乙烯和甲烷。天然气液化丙烯、乙烯及甲烷制冷系统采用自主知识产权专利技术，其基本原理是，通过较低温度级的循环，将热量传给相邻的较高温度级的循环，从而实现逐级冷却、冷凝。第一级丙烯制冷循环为天然气、制冷剂乙烯和制冷剂甲烷提供冷量；第二级乙烯制冷循环为天然气和制冷剂甲烷提供冷量；第三级甲烷制冷循环为天然气及自身提供冷量。通过6个换热器和1个板翅式换热器冷却，天然气的温度逐渐降低，直至液化。

净化后的天然气首先用丙烯作为第一冷却级冷却至-36 ℃左右，后进入第二冷却级。丙烯蒸发器中蒸发出来的丙烯气体经压缩机增压，冷却后重新变为液体回到丙烯蒸发器。

第二冷却级用乙烯作为制冷剂，天然气冷却到-55 ℃左右，分离C5以上的重烃后，再被乙烯冷却至-96 ℃，并被液化后进入第三冷却级。乙烯蒸发器蒸发出来的乙烯气体经增压，通过丙烯蒸发器换热液化后，最后进入乙烯蒸发器中。

甲烷作为过冷段的制冷剂，将液化段已液化的天然气过冷至-155 ℃，过冷后的天然气节流后温度降至-162 ℃，进入LNG储罐储存。同时，制冷剂甲烷在这一级中冷却到-155 ℃左右，然后通过节流阀降温降压，压力降至140 kPa，温度降至-158.9 ℃，进入板翅式换热器，为天然气和自身过冷提供冷量。节流后的甲烷出换热器的温度为-100 ℃，该气体直接进入甲烷压缩机增压，增压完成后进入丙烯蒸发器、乙烯蒸发器及冷箱中冷却循环。

1.1.3.2 多级单组分制冷工艺比较

目前世界上运行的LNG工厂所采用的制冷工艺大多数为级联式制冷工艺、膨胀制冷工艺和混合制冷工艺[3]。相比于多级单组分制冷工艺，4种制冷循环工艺的优缺点对比见表1。液化循环特性比较见表2。

从表1和表2可知，级联式制冷工艺能耗小，各制冷循环系统与天然气液化系统相互独立，但流程复杂，附属设备多，管理维修不方便[5]。混合制冷循环工艺流程复杂程度相对简单，机组设备少，投资省，效率较高。在规模较小的天然气液化厂中，该工艺运用较多[6]。带膨胀机的液化流程虽然复杂程度最低，但是比功耗最高，运行成本高[7]，在规模较大的天然气液化中，经济性不好，和其他流程相比不具有优势。而多级单组分制冷工艺能耗较小，效率较高，各制冷循环系统与天然气液化系统相互独立，操作稳定，适应性强，流程复杂程度适中。因此，在天然气处理规模较大的液化厂中，该工艺具有优势。

表1 4种液化工艺的比较Table1 Comparisonoffourliquefactionprocesses比较项目多级单组分制冷工艺级联式制冷循环工艺混合冷剂循环工艺膨胀制冷循环工艺主要设备及数量3台压缩机，7台管壳式换热器和1台板翅式换热器3～9台压缩机，9个换热器1台压缩机，1台板翅式换热器或绕管式换热器1台压缩机，1台透平膨胀机，1台板翅式换热器冷剂种类CH4、C2H4、C3H6CH4、C2H4、C3H8N2和C1～C5烃类N2或天然气或N2⁃CH4优点①能耗较小；②换热面积较小；③各制冷循环系统与天然气液化系统相互独立，相互影响少，操作稳定，适应性强；④技术成熟①能耗小；②换热面积较小；③制冷剂为纯物质，无配比问题；④各制冷循环系统与天然气液化系统相互独立，相互影响少，操作稳定，适应性强；⑤技术成熟①机组设备少、流程简单、投资省；②管理方便；③制冷剂的纯度要求不高；④混合制冷剂组分可以部分或全部从天然气本身提取与补充①机组设备少，占地面积小；②管理方便，维修费用低缺点①流程复杂，所需压缩机组或设备多，初期投资大①流程复杂，所需压缩机组或设备多，初期投资大；②附属设备多，必须有生产和储存各种制冷剂的设备，各制冷循环系统不允许相互渗透，管线及控制系统复杂，管理维修不方便①单级制冷剂的循环能耗比级联式液化流程高，一般高10%～20%；②混合制冷剂的合理配比难确定①能耗高；②运行成本高

表2 液化循环特性比较[4]Table2 Comparisonofcharacteristicsofliquefactioncycle指标多级单组分制冷工艺级联式制冷工艺混合制冷循环工艺膨胀制冷循环工艺效率高高中低复杂程度中高中低换热器类型板翅式板式板翅式或绕管式板翅式换热器面积小小大小对原料气适应性高高中高

1.1.3.3 天然气脱重烃

经丙烯冷却后的-36 ℃天然气节流降压后进入重烃洗涤塔，脱除天然气中的重烃组分。现有LNG工厂重烃洗涤塔多是进行一次处理完成，这种方法存在脱重烃不完全，并且处理时不稳定，导致冷箱时常冻堵[8]。黄冈LNG工厂重烃洗涤塔为自主知识产权专利技术，采用多组筒体组合的结构，方便了重烃洗涤塔的安装和维护，另一方面设置了多层处理单元进行脱除重烃的处理，使其运行安全和稳定，避免冷箱发生冻堵。黄冈LNG工厂运行至今，从未发生因重烃导致冷箱冻堵的事故。

1.1.4 LNG储存及装车

LNG自液化装置进入LNG储罐，为降低LNG在储罐内出现分层的风险，LNG分两种方式进入LNG储罐，一种上部进料，另一种是通过内部插入管从下部进料。储罐在没有LNG进出或LTD出现预警时，启动LNG潜液泵对罐内LNG进行循环，防止罐内LNG分层和发生翻滚。储罐的所有开口均设置在罐顶部，内罐底部不设置任何开口，在出现管线应力拉断事故时可以保证储存LNG不会大量泄漏。储罐设置有压力、液位变送器以及温度热电偶检测。任何不正常的运行状态均能被检测和报警，并依靠SIS联锁控制以防止储罐过满、超压以及其他危害安全的情况发生。

LNG装车区设置26台装车撬，LNG通过潜液泵输送至装车系统，充装一辆槽车的时间约为40 min。LNG产品装车采用定量装车系统控制，装车过程中系统检测温度和压力，当数据异常时，控制系统报警。溢流等情况产生的LNG进入BOG凝液罐，经电加热器加热至气相后输送到BOG增压装置。

1.1.5 BOG增压装置

BOG增压装置主要用于对来自LNG罐区的LNG闪蒸气(BOG)及装车过程中产生的气体进行增压。-150 ℃的BOG输送到本装置后首先利用来自脱水脱汞装置的净化气加热至-30 ℃，然后进入BOG压缩机，先增压(表压)至0.5 MPa，抽出一部分作为燃料气，剩余部分继续增压至西二线管网压力，经出站阀组外输至黄冈分输站，经计量后最终进入西气东输二线。本装置共设置3台BOG压缩机，当低于60%生产负荷时，机组1用2备；当超过60%生产负荷时，机组2用1备。

1.2 主要国产设备

黄冈LNG工厂定位于国产化示范工厂，设备国产化率达99%。在目前国内大部分LNG工厂中，其关键设备如冷剂压缩机、变频器及冷箱全为国外进口，而黄冈LNG工厂主要关键国产设备冷剂压缩机、电机、变频器、BOG压缩机、冷箱等均实现了国产化。工厂运行至今，各设备均能正常运行，证明了LNG工厂设备国产化的可行性。

1.2.1 冷剂压缩机、电机与变频器

工厂液化装置共有3台冷剂压缩机，均为多级离心式压缩机，分别为丙烯压缩机、乙烯压缩机及甲烷压缩机。丙烯压缩机由四段七级组成，轴端密封为干气密封，机壳为水平剖分式，设计出口流量417 065 m3/h，出口压力(绝压)1.78 MPa，轴功率25 570 kW，转速2 967 r/min。乙烯压缩机由低压缸与高压缸组成，低压缸与高压缸共三段九级，轴端为干气密封，机壳为水平剖分式，设计出口流量249 959 m3/h，出口压力(绝压)1.78 MPa，轴功率14 192 kW，转速3 886 r/min。甲烷压缩机由低压缸与高压缸组成，低压缸与高压缸共十三级，轴端为干气密封，机壳为垂直剖分式，设计出口流量103 958 m3/h，出口压力(绝压)4.5 MPa，轴功率11 367 kW，转速6 222 r/min。3台压缩机功率均为目前国内同类型最大的压缩机。机组目前运行良好，振动、位移及温度等各项指标均在设计可控范围内，改变了国产设备不能连续稳定生产LNG的状况，达到国内先进水平。

与冷剂压缩机配套的防爆电机和变频器也为国内生产制造，其中丙烯压缩机电机功率达30 MW，较以往国内制造最大20 MW防爆电机功率高50%，创国内制造防爆电机功率最大记录；丙烯压缩机变频器容量也达到30 MW，同样创国内制造变频器容量最大新纪录。电机与变频器运行至今，各项参数均正常。

1.2.2 BOG压缩机

工厂BOG压缩机为往复式压缩机，其额定功率为2.3 MW，创国内制造低温BOG压缩机功率最大纪录，机组运行至现在，各项参数一切正常。

1.2.3 冷箱

工厂冷箱为铝制板翅式换热器，冷剂与天然气能充分进行换热，高压液态甲烷冷剂进入预冷换热器中，过冷后节流进入混冷分离器进行两相分离，分离后的气相和液相在主换热器中汇合后复热出主换热器。LNG出冷箱温度可达-155 ℃，达到设计指标要求。

2 黄冈LNG工厂运行分析

黄冈LNG工厂为国内最大的国产化LNG工厂，很多设备均为国内最大，工厂开车运行并无成功经验可借鉴。在工厂开车初期，邀请国内相关行业专家及设备厂家专业技术人员进行指导，解决多项开车技术难题，使工厂能正常平稳运行，积累了大型LNG工厂顺利开车运行经验。

2.1 冷剂压缩机运行

冷剂压缩机是整个生产装置的核心设备，压缩机的运转直接影响工厂的正常生产。黄冈LNG工厂的3台冷剂压缩机均为国内同类型最大的压缩机，正常启动程序复杂，需严格控制工艺参数及机械运行参数，启机时间较长。压缩机启动升速时需按照升速曲线进行升速，尽快跨过临界区，在升速过程中，密切关注压缩机轴振动、轴位移、温度及电流值的变化，通过调节防喘振阀及急冷液控制阀控制系统温度及电流，尽量减小电流值，保证各参数值在报警值范围内波动。丙烯压缩机因功率最大，启动时电流也最大，因此在升速时，通过关小防喘振阀，减小电流值；乙烯压缩机在启动时需尽量降低低压缸温度，因压缩机正常运行时低压缸温度较低，其轴承材质较为特殊，在低温条件下轴承韧性及刚性增强，轴振动值较小，因此在启动时，通过控制急冷液控制阀，降低压缩机低压缸温度，降低轴振动值；另外，3台冷剂压缩机是相互关联的，运行过程中，调整天然气处理量或其他工艺参数时，注意收放压缩机的防喘振阀，避免压缩机发生喘振而导致工厂联锁停车。

2.2 冷剂压缩机变频器运行

冷剂压缩机变频器功率较大，运行时电流较大，温度升高较快。在工厂试运行期间，变频器模块时常烧坏，导致压缩机停车；经过现场检查与分析，变频器模块连接方式存在缺陷，原连接方式为插件连接方式，此种连接方式易导致模块接触不均匀，在高电流作用下易导致模块局部温度较高，从而导致模块损坏；后改变模块连接方式，使模块充分接触，变频器运行至今，再未发生变频器模块损坏情况。

2.3 冷箱运行

冷箱在初次运行时，需对冷箱内设备管路进行干燥，使内部管路、设备内的水露点低于-60 ℃，避免冷箱发生冻堵。当冷剂进入冷箱时，注意控制降温速度，缓慢开启节流阀，使冷箱慢慢预冷，冷却速率通过人工调节节流阀来控制，冷却速率不超过2 ℃/min，冷箱正常运行时需随时注意冷、热流体在换热器中的任一截面温差应不高于30 ℃，同一流体的温度变化率应小于50 ℃/h。

3 结 语

黄冈LNG工厂技术自主化率100%，设备国产化率99%，自2014年5月24日运行以来情况良好，已达到国内先进技术水平，多级单组分制冷天然气液化工艺在黄冈LNG工厂的成功运用，填补了我国液化天然气工业的空白，为海外市场的拓展奠定了基础。该制冷工艺能耗较小，效率高，各制冷循环系统与天然气液化系统相互独立，操作稳定，适应性强，针对大型的LNG装置，采用多级单组分制冷工艺将是最好的选择。黄冈LNG工厂的成功建设及连续平稳运行，对国内LNG产业的发展也起到积极的推动作用，对未来建设大型LNG工厂具有一定的借鉴作用。

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Analysis of process and operation in Kunlun Energy Huanggang LNG Plant

Cheng Songmin， Nie Xufen， Yin Bin， Jin Minghuang， Peng Binwang， Luo Fei

(KunlunEnergyHubeiHuanggangLNGCo.,Ltd,Huanggang438000,China)

Kunlun Energy Hubei Huanggang LNG Plant with natural gas processing capacity of 5 000×103m3/d has received widespread attention in the domestic industry since it was put into operation. This plant’s technological self research rate reaches 100% and equipment localization rate reaches 99%. What is more, the processing capacity is currently the largest in China. This plant breaks through the monopoly of foreign technology, laying the foundation of LNG industry in China. The LNG plant’s characteristics of decarbonization, dehydration, demercuration, liquefaction, BOG supercharging device, the LNG transporting and storing technology by process flow, and the technology innovation are summarized, and the operations are analyzed. It could be a reference for the construction and operation of large LNG plant.

LNG, process, multi-stage single component refrigerant, operation, analysis

程松民(1988-)，男，湖北大悟人，2011年6月毕业于长江大学化学工程与工艺专业，大学本科，工程师，现任职于昆仑能源湖北黄冈液化天然气有限公司，参与湖北500×104m3/d LNG工厂国产化示范工程的建设与管理，目前主要从事天然气生产运行与管理工作。E-mail:chsomi@qq.com

程松民 聂绪芬 尹 彬 金明皇 彭斌望 罗 斐

昆仑能源湖北黄冈液化天然气有限公司

TE642

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2016.06.009

2016-07-03；编辑：康 莉