大型液化天然气压缩机应用流程分析研究

2021-01-08周慧周彦焱沈阳鼓风机集团股份有限公司辽宁沈阳110142

化工管理 2021年6期

周慧，周彦焱(沈阳鼓风机集团股份有限公司，辽宁沈阳 110142)

1 LNG压缩机的发展背景

液化天然气(liquef ied natural gas，LNG)，其体积约为同量气态体积的1/625，而质量仅为同体积水的45%左右，具有便于储存和运输，特别是长距离运输的特点。在天然气液化的过程中，气体内部的水、惰性气体、硫化氢、汞以及C5等烃类基本被脱出，燃烧时产生的温室气体只有煤炭的1/2，石油的2/3，被公认为是未来世界普遍采用的燃料。近年来全球LNG的生产和贸易日趋活跃，但由于全球天然气分布不均匀，LNG已成为稀缺清洁能源，正逐渐成为世界油气工业的新热点。

2 国内外LNG压缩机发展现状

国外从20世纪初期开始有关LNG的研究。1910年，美国开始致力于工业规模的天然气研究和开发工作。1941年，国际上首套调峰型天然气液化装置在美国克利夫建成，装置处理能力约为0.23 Mt/a；1964年，阿尔及利亚建成了世界上第一套基本负荷型天然气液化装置，单线生产能力为0.36 Mt/a，装置总产能1.1 Mt/a。到目前为止国际上主要的天然气液化专利技术均掌握在Tecnip、Shell、AP、Linde、BV等国际公司手中，国际上已建和在建的陆地天然气液化项目中约95%采用国外的工艺。其关键设备离心压缩机的基本上被GE、ELLIOTT、西门子等国外公司所垄断。20世纪80年代末，国外压缩机的单线产能已经可以达到2.6 Mt/a；90年代产能在2.5～3.3 Mt/a；从2000年开始，LNG装置的单线生产能力又上了一个新台阶，多在3.3～5.2 Mt/a，其中最大的天然气液化装置位于中东的卡塔尔，单线产能达到7.8 t/a，采用的是美国AP公司的AP-X工艺，离心压缩机的供应商为美国GE。

中国液化天然气工业起步较晚，但发展较快。20世纪80年代末开始小型天然气液化装置的试验工作。上海于1999年在浦东地区建成国内第一个调峰型天然气液化装置，规模为10万方/天。2001年，河南中原绿能高科建成国内首座商业化运营的天然气液化装置，规模为15万m3/d。2005年至2015年是我国天然气液化飞速发展的几年，共建成液化装置100多套，但规模多在50万m3/d，最大为500万m3/d，在规模上同国外相差悬殊。

3 LNG压缩机工艺流程概述

3.1 基本工艺流程

液化天然气是天然气经压缩后，在-162 ℃下冷却而成，因此在液化的过程中需要大量的冷量。目前国际上按照制冷方式的不同，主要存在3种基本形式，在此基础上局部优化和叠加壳衍生出更多更高效的液化流程。

3.1.1 级联式制冷循环

根据某几种单一制冷剂沸点的不同，利用一种制冷剂的汽化潜热来冷凝另一种沸点较低的制冷剂，组成多个液化循环。这种制冷循环的制冷介质通常选用甲烷、乙烯和丙烷，优点是装置能耗低、内部制冷循环和天然气液化系统相对独立，互相间影响较小，操作稳定；缺点是流程相对复杂、设备多，每一种制冷剂都需要生产和储存的设备，并且每个制冷循环间不能有任何渗透，维修检修不便。这种流程主要应用于生产量较为稳定的基本复合型天然气液化装置.

3.1.2 混合冷剂制冷循环

以多种烃类混合作为制冷工质，根据烃类性质的不同，经冷却后在不同温度下冷凝分离、形成气液混合冷剂和液态冷剂后，经过分级节流进入不同温度梯度下的换热设备，给天然气提供冷量。这种制冷循环的优点在于设备少、流程相对简单、液化装置整体投资少、操作和维护方便等优点，同时制冷剂中的组分可部分或者全部从天然气提取和补充，解决了缺乏冷剂的难题，并且在液化过程中单一冷剂的纯度要求也没有级联式液化流程那样严格；其缺点是能耗比级联式液化流程高出15%～20%，对混合制冷剂各组分的配比要求严格，流程计算困难，多用于基本复合型然气液化装置。

3.1.3 带膨胀机制冷循环

将制冷剂压缩到高压状态，通过膨胀机膨胀吸热来冷却天然气，达到液化的目的。整个制冷循环按照循环冷剂的不同，分为天然气膨胀液化流程和氮气膨胀液化流程，后续为了降低功耗，发展了氮—甲烷膨胀液化流程。带膨胀机制冷循环比较适合用于液化能力较小的调峰型液化装置。

3.2 双循环混合冷剂制冷循环(DMR)

双循环混合冷剂制冷循环(double mixed refrigerant，DMR)，此种工艺采用两组制冷循环，预冷循环和深冷循环，并且两种制冷循环的制冷介质均为混合冷剂。预冷机组组分较重，将天然气预冷到-35 ℃左右；深冷机组组分较轻，在深冷天然气的同时为预冷机组提供以部分循环冷量。这种工艺具备级联式制冷循环和混合冷剂制冷循环双重优点，逐级冷却显著提高制冷效率，同时避免了级联制冷循环设备数量多、投资大的缺点，有效减少了装置的监测点和事故点，但是由于混合制冷剂组成复杂，制冷循环回路多，并且在开车过程中需要对冷剂进行配比，开车难点较大，工艺控制精确度和复杂性增高。

4 LNG压缩机技术难点及现场问题分析

4.1 LNG压缩机技术难点

本文主要针对双混合冷剂制冷工艺LNG压缩机进行难点分析。

4.1.1 介质组成

混合冷剂的介质组成主要有C1、C2、C3、C4以及少量的氮气，重烃含量较高，分子量较重，属于容易压缩的真实气体，因此在压缩过程中实际体积变化较大，对压缩机叶轮入口马赫数要求较高；并且混合冷剂的物性同空气的物性相差较大，需要在气动计算的过程中考虑理想气体与实际气体的区别，对计算结果加以修正。

4.1.2 运行条件

受介质物性的影响，压缩机单级压比多在1.3～1.5之间，叶轮口圈和平衡盘密封两侧差压大，泄漏量大，流场分布不均，泄漏气体造成的激振力大；压缩机入口质量流量大，造成压缩机的功率较大；并且压缩机内部气体密度较大等等，这些原因都是影响压缩机稳定运转的不利因素，造成转子本身抗干扰性能差，易产生气体激振，对压缩机现场运转带来不确定性和安全隐患。

4.1.3 运行范围

受装置调峰和冬夏季环境温度不同的影响，天然气液化装置的操作范围多为50%～110%，并且在实际运转过程中混合冷剂的配比同设计值会有一定的偏差，因此对压缩机的适应性要求较高，特别是压缩机调节方式的节能性要求。正是由于LNG压缩机在介质组成、运行条件和运行范围三方面存在区别于其他压缩机的技术难点，设计过程中设计能力和经验不足，致使国产LNG压缩机在实际运行过程中频频出现问题。

4.2 LNG压缩机运行现状分析

2009年，海南海燃高新能源有限公司在内蒙古磴口承建了规模为30万m3/d的天然气液化装置，采用混合冷剂作为制冷介质，并采购了首台国产混合冷剂压缩机组。2010年，陕西延长石油集团采购了国产第二台混合冷剂压缩机组，迄今为止国内厂家共成套了100多台混合冷剂压缩机组。随着这些压缩机组的陆续运转，用户现场出现了一系列的问题，暴露出国产LNG压缩机设计能力不足和设计经验欠缺的缺点，主要体现在以下3个方面。

(1)性能不准确。在气动计算过程中忽略真实气体和理想气体的差别，模化设计时对性能的修正考虑不全面，造成计算参数和实际运行参数间存在一定的偏差；另外，LNG压缩机出厂前没有对压缩机进行性能检测，提供的预期性能曲线不能真实的反应压缩机的实际性能，造成用户现场压缩机实际运行点严重偏离设计点。

(2)压缩机效率低于国外同类机组。以陕西延长石油集团的LNG装置为例，该装置整体规模为100万m3/d，采用两条线并联的方案，一条线采购ELLIOTT生产的压缩机，另一条线采购国内生产的压缩机，在天然气处理量均为50万m3/d的前提下对国内外LNG压缩机进行对比，其中ELLIOTT压缩机的电机驱动功率为7 300 kW，而国产压缩机的电机驱动功率为7 500 kW，国产机组功耗明显高于国外机组。

(3)极易发生气体激振。以内蒙古磴口国产第一台混合冷剂压缩机组为例，该机组在现场开车过程中，压缩机出口压力一旦超过某个特定压力值，压缩机转子两侧支撑轴承振动幅值开始逐渐增大，此时若下调压缩机出口压力振幅值逐渐降低，若继续保持振动幅值会持续增大至联锁停机，而振动频率为转子转动频率的一半，排除压缩机喘振、管路振动以及基础振动，最终确定压缩机转子发生气体激振。