大型天然氣液化技術與裝置建設現狀與發展

林暢，白改玲，王紅，李玉龍

（中國寰球工程公司LNG與低溫工程事業部，國家能源液化天然氣技術研發中心，北京 100012）

天然氣是優質清潔的一次能源，以氣態和液態兩種形式進行貿易與應用。天然氣液化后，體積約為標態下氣體的1/600，便于遠洋運輸和應用。

天然氣液化工藝技術的研究早在20世紀初就已開始，但其工業應用最早出現在20世紀40年代。1941年，在美國克利夫蘭建成了首套調峰型天然氣液化裝置，采用級聯式工藝流程，處理能力約為0.23Mt/a液化天然氣（LNG）。隨后1964年，在阿爾及利亞Camel Arzew建成了首套基荷型天然氣液化裝置，采用經典級聯流程[1]，裝置包括3條生產線，每條生產能力為0.36Mt/a，裝置總產能1.1Mt/a。此后天然氣液化工業進入快速發展時期，大批大型液化裝置（> 1.0Mt/a）在中東、北非、大洋洲、北美等地相繼建成。據統計，目前國外已建成大型基荷型天然氣液化裝置58套，生產線近百條。本文就大型天然氣液化裝置的生產規模和工藝流程等方面進行統計和分析，研究天然氣液化技術現狀和發展趨勢。

1 天然氣液化裝置

1.1 已建工程裝置規模

半個多世紀以來，天然氣液化裝置規模不斷擴大，單線生產能力不斷提高。據統計，20世紀60年代和70年代初，單線產能在0.36～1.7Mt/a。隨著工藝技術和設備加工制造技術的進步，規模逐漸擴大。到80年代末，單線產能已經可以達到2.6Mt/a；90年代產能進一步提高，在2.5～3.3Mt/a，而且這一階段內新建裝置的單線產能規模相差相對較小，處于裝置規模發展的平穩期。從2000年至今的10余年，LNG裝置的單線生產能力又上了一個新臺階，多在3.3～5.2Mt/a，且已建最大單線產能達到7.8Mt/a（卡塔爾、6套）。LNG裝置建設在不斷追求著規?；洕б妗Ｑb置規模的發展歷程如圖1所示，大體可以劃分為4個發展階段。前3個階段產能不斷擴大，第四個階段出現兩極分化，出 現超大規模產能裝置，但更多為3.0～5.0Mt/a規模，項目全生產周期的技術經濟效益更加受到關注。

圖1 已建大型天然氣液化裝置規模

單線產能在1.0～2.0Mt/a的生產線條數最多，共32條，占總生產線條數的30.8%，但其產能僅占總產能的15.3%；其次是單線產能為2.1～3.0Mt/a、3.1～4.0Mt/a和4.1～4.9Mt/a的生產線，分別有21條、24條和11條，分別占總生產線條數的20.2%、23.1%和10.6%。這三段的產能之和超過總產能的60%，屬已建裝置的主流規模，單條生產線的平均產能達到3.37Mt/a。特大型生產線（單線能力≥ 5.0Mt/a）共有9條，占總生產線條數的8.6%，產能占總產能的20.6%，其中單線產能為7.8Mt/a的6條生產線的產能就已與32條1.0～2.0Mt/a的生產線的產能之和相當。目前已建的特大規模液化裝置分布在卡塔爾、特立尼達和多巴哥、阿爾及利亞。

1.2 已建工程裝置分布

目前全球已建成大型基荷型LNG裝置58套，主要分布于卡塔爾（12套）、印度尼西亞（10套）、澳大利亞（10套）、阿爾及利亞（4套）、特立尼達和多巴哥（4套）等國家和地區，總生產線97條，總產能290Mt/a[2]。其中卡塔爾是目前最大的生產國，總生產能力為77Mt/a，其次是印度尼西亞和澳大利亞，總生產能力分別為35.9Mt/a和24.6Mt/a，如圖2所示。

1.3 新建和擬建工程項目

據統計，2013—2019年正在新建和擬建LNG項目達42項之多，生產線超過78條，總生產能力將超過359.7Mt/a。單線能力在1.0～6.0Mt/a，其中1.0～2.0Mt/a的有9條生產線；2.1～4.0Mt/a的有12條生產線；其余57條生產線生產能力為4.0～6.0Mt/a[2]。

圖2 各國已建LNG裝置能力情況（1964—2012年）

圖3 各國新建和擬建LNG裝置能力情況

新建和擬建項目主要分布在美國（11項）、澳大利亞（8項）、加拿大（6項）、俄羅斯（4項）。到2019年，美國將成為最大LNG生產國和出口國（125.8Mt/a）、澳大利亞次之（84Mt/a）、卡塔爾則位居第三（77Mt/a）。各國具體總產能情況如圖3所示。

2 天然氣液化工藝

2.1 液化工藝的發展與類型劃分

天然氣液化技術研究從20世紀初開始，在20世紀20年代經典級聯流程最早被提出，此工藝也最早被工業化應用。如1941年在美國克利夫蘭建成的世界第一套調峰型天然氣液化裝置，以及1964年在阿爾及利亞Camel Arzew地區建成首套基本負荷型天然氣液化裝置，均采用經典級聯工藝[1]。

經典級聯流程較復雜、設備臺數多，后來逐漸被后續開發的膨脹機流程和混合冷劑流程等所取代。其中氮膨脹單循環與氮氣-甲烷雙循環主要應用于調峰站或小型的基荷型液化裝置中，在小型浮式液化裝置中也有應用，未應用于大中型天然氣液化裝置。但20世紀70年代開始得到工業應用的混合冷劑流程則可應用于中型（0.5～1.0Mt/a）、大型（1.0～5.0Mt/a）或特大型（>5.0Mt/a）的液化裝置。

混合冷劑流程按照循環數目及冷劑特點，又分單循環（SMR）、雙循環（DMR）、丙烷預冷（C3MR和AP-X）等多種流程。其中SMR液化工藝，APCI、BV、LNGL等國際公司掌握該種工藝，國內綠能公司、海然公司和寰球公司也均已擁有SMR工藝技術，但BV公司的Prico流程簡單、應用最廣、設備緊湊，備受小型基荷型液化裝置的青睞。

同期，APCI公司開發了C3MR流程，并應用于大型的基荷型液化裝置，占據了天然氣液化裝置建設大半個市場。2000年后，APCI公司又提出SplitMR技術，該技術可應用于C3MR流程和AP-XTM流程，在現有壓縮機和驅動機的基礎上能使單產能力提高15%。SplitMR技術的使用，使APCI公司的C3MR流程在已建的液化裝置中所占的比例進一步提高到60%以上。DMR液化工藝曾分別由TEALARC和SHELL公司開發，并應用于實際工程項目。

國外天然氣液化工藝技術研究起步早、工業實踐經驗豐富，長期主導著天然氣液化裝置的工藝技術市場，主要的工藝及專利商詳見表1。近年來，中國石油天然氣集團公司下轄的中國寰球工程公司通過多年技術攻關，也已經自主開發出了具有知識產權的可應用于大中型天然氣液化裝置的DMR流程，并且在陜西安塞0.5Mt/a天然氣液化裝置中得到成功應用，2012年8月一次開車成功，10月順利并通過性能考核。此工藝技術還被推廣應用于山東泰安0.6Mt/a LNG裝置國產化項目，并已于2014年8月順利開車成功。另外，寰球公司還基于此液化工藝開發了2.6Mt/a大型液化裝置工藝包，并已于2012年4月通過專家審查。

表1 國際主要天然氣液化工藝及其專利技術提供商情況

2.2 主要液化工藝的特點

2.2.1 康菲優化級聯流程

康菲優化級聯流程包含3個冷劑循環，即丙烷循環、乙烯循環和甲烷循環。其中甲烷循環又分為閉式和開式兩種，流程分別見圖4(a)和(b)[3-4]。與閉式相比，開式流程增加了對液化天然氣閃蒸氣（BOG）的利用與冷量回收。

康菲優化級聯流程還采用“two-train-in-one”的設計理念，每個冷劑循環均采用2×50%兩臺壓縮機并聯配置，見圖4(b)[4]，這使其可適用于不同規模的液化裝置，據稱在單線產能8.0Mt/a以下的裝置均可使用。目前采用該流程建成的液化裝置的單產能力在1.0～5.2Mt/a?？捣苾灮壜摿鞒套畲筇攸c是：若任意一個循環中的一臺壓縮機出現故障不能正常工作時，整條生產線無需停車，并且仍能保證生產能力在正常產能50%以上。因此，該流程一直被采用，基本貫穿了LNG裝置建設的整個發展時期，是一種具有一定競爭力的適用于大型LNG裝置的工藝流程。

2.2.2 帶丙烷預冷的混合冷劑制冷流程

C3MR流程和AP-XTM流程均為帶丙烷預冷的混合冷劑制冷流程，其流程示意圖分別見圖5和 圖6[5-6]。

C3MR流程中預冷循環使用純丙烷，通常分為三級或四級預冷；液化循環使用混合制冷劑，組成為氮氣、甲烷、乙烷和丙烷[7]，混合制冷循環中通常分為兩個分支節流回路。C3MR工藝主要特點為：①冷劑便于獲得，可從天然氣的重烴餾分中得到，操控簡單；②丙烷壓縮機分為多級和混合冷劑壓縮機可進行負荷匹配，進而可采用兩臺同等能力的驅動機；③除調整壓縮機負荷外，還可通過調節混合冷劑組成在一定程度上調節裝置的生產能力；④預冷循環采用純工質丙烷，沸點較高，丙烷預冷溫度一般約-33℃，難以進一步降低。在極端低溫環境下應用具有局限性：一是不能充分利用環境低溫來提高裝置產能；二是需采取措施防止由于環境低溫造成丙烷氣體冷凝而導致的丙烷循環回路中設備與管線的真空問題。

AP-X是在C3MR工藝流程的基礎上，增加了一個氮膨脹循環（圖6），這樣可解除目前液化裝置中關鍵設備制造能力的瓶頸問題。增加的氮膨脹循環使丙烷與混合冷劑用量減少，降低了冷劑壓縮機的負荷，進而對于現有的壓縮機產生最大能力。采用該工藝，其生產能力可以得到提高（50%）。

2.2.3 雙循環混合冷劑流程（DMR）

DMR流程由兩個循環構成，即預冷循環和液化循環，且兩循環均采用混合冷劑。冷劑組成為氮氣、甲烷、乙烷/乙烯和丙烷等，容易外購或廠內自產。流程示意圖如圖7所示[8]。

圖4 康菲優化級聯流程

圖5 APCI公司的C3MR流程

圖6 APCI公司的AP-XTM流程

圖7 SHELL公司的DMR流程

兩循環均采用混合冷劑，因此可通過調節混合 制冷劑組分，使天然氣冷卻過程所需釋放的熱負荷在兩個循環中合理匹配，從而均衡地使用壓縮機驅動機的功率，實現整體流程的低功耗；另外，當流程的運行條件，如環境溫度、天然氣的組分等發生變化時，也可以通過調節冷劑組成來優化操作，充分利用環境低溫提高產能。DMR工藝與C3MR工藝相比較，在占地面積、對低溫環境的適應性、提高產能、流程的簡潔性等方面均具有一定優勢，但是由于預冷循環采用繞管換熱器，并需使用不銹鋼管線，投資可能有一定程度提高。

2.3 各種液化工藝在工程實際中的應用

到目前為止，除Liquefin流程外，表1中的各種工藝流程均在已建和在建的大型基荷型天然氣液化裝置（產能>1.0Mt/a）中得到應用，包括經典級聯（Classic Cascade）、康菲優化級聯（Optimized Cascade）、SMR、DMR、C3MR、C3MR/SpitMR、MFC和AP-XTM等流程。

在大型基荷型天然氣液化裝置中經典級聯流程和SMR流程應用較少，所占市場份額也很低，這兩類流程裝置主要是建于1985年之前，該行業發展的初期。C3MR流程從20世紀70年代至今，不斷有新裝置建成，而且單線產能也不斷增加，涵蓋了1.0～4.0Mt/a，裝置產能占總產能的45.5%；C3MR流程改進驅動方案，采用SplitMR后，產能進一步提升至5.0Mt/a，在近十年新建LNG裝置中占主導地位，C3MR/SplitMR流程裝置產能已占總產能的14.4%。C3MR流程和C3MR/SplitMR流程的液化裝置產能約占總產能的60%，是裝置建設的主流流程，積累了近40年的工程和研究經驗，技術成熟，使LNG裝置建設發展平穩。在應用中，處于第二位的流程是康菲優化級聯流程，該流程的單線生產能力也比較寬泛，技術比較成熟，已建裝置產能占總產能比例也很高，達16.1%。2005年以后，又出現了新型流程的液化裝置，采用DMR、MFC和AP-XTM等流程。DMR和MFC流程已建裝置能力在4.0～5.0Mt/a，裝置數還很少，占市場份額分別為4.2%和1.4%。但是新型的AP-XTM流程發展相對較快，其單線產能也最高，被用于建設超大規模的天然氣液化裝置，在2008～2010年共建成6條生產線，生產能力到達總產能的15.7%。各液化工藝的應用情況[8-19]具體見圖8和圖9。

圖8 歷年大型天然氣液化裝置的單線產能與所用工藝

圖9 各種工藝流程裝置所占的總產能份額

圖10 各種工藝流程的適用范圍

依據現有液化裝置建設情況以及關鍵設備（主 冷換熱器、冷劑壓縮機及驅動機）的制造能力，可預測各工藝流程所適用的單條生產線能力見圖10所示范圍。其中康菲優化級聯專利商預測其工藝使用規?？蛇_到8.0Mt/a，但該工藝目前實際應用裝置最大規模為5.2Mt/a；DMR技術在現有的莎哈林項目中其實際產能遠超過其設計產能。冬季通過調整混合冷劑配方，原設計產能為4.8Mt/a的生產線已提高LNG產量至6.0Mt/a。另外，正在籌建中的一加拿大LNG項目（單線設計產能6.5Mt/a）選用此DMR工藝，研究表明基于現有的關鍵設備制造水平，其單條生產線能力可達6.4Mt/a，若考慮原料氣組成變化和氣溫條件變化等，產能有可能會進一步提高。

2.4 液化工藝在極寒地區的應用

迄今極寒地區已建天然氣液化工廠共3座，分別位于俄羅斯薩哈林、挪威哈默菲斯特島和美國阿拉斯加基耐，分別采用DMR、MFC、康菲級聯三種液化工藝。

俄羅斯薩哈林LNG項目，2009年建成投產，共兩條生產線，總裝置設計能力9.6Mt/a；自開車以來一直運行良好，并且在冬季產能遠超過設計產能。挪威哈默菲斯特島上的Sn?hvit LNG項目自2007年建成，運行過程中因海水冷卻系統問題，出現多次停產檢修與設備更換，但無液化工藝本身問題。美國阿拉斯加基耐LNG項目，是在極寒地區建設最早的一個項目，1969年建成，運行時間已超過 40年。

另外，目前在極寒地區還有一新建項目——俄羅斯Yamal LNG項目。該項目地處北極圈內，擬選用液化工藝為C3MR（因DMR技術難于獲得）。其預冷循環均為丙烷制冷，與康菲級聯流程第一級循環相同?？捣萍壜摿鞒淘跇O寒地區的長期運行為C3MR工藝可以通過采取必要措施而使其能夠在極寒地區應用提供了經驗與實踐佐證。因此從已建與在建的天然氣液化裝置來看，DMR、MFC、康菲級聯、C3MR均可應用于極寒地區。但需注意的是對于具有丙烷預冷循環的康菲級聯與C3MR液化工藝，在工程設計過程中需要充分考慮防止丙烷循環中丙烷在低溫環境下可能會發生冷凝而導致的真空問題及低溫環境條件下開停車的問題。

2.5 浮式天然氣液化裝置

深海探明油氣資源儲量巨大，主要分布于墨西哥灣、巴西、遠東、西非、尼日利亞、澳大利亞以及馬來西亞/文萊[21]。但海底輸氣管道鋪設造價昂貴，因此針對遠離海岸線的深海油氣資源的開采利用，發展浮式天然氣液化（FLNG）成為必然趨勢。建設FLNG裝置，可避免建設海底長輸管線，并對海底開采天然氣直接處理、液化，然后由LNG運輸船遠洋運輸直接送往下游銷售市場。

FLNG歷經最近十余年對海上作業特點識別、理解與應對策略的研究，包括天然氣預處理、液化工藝、LNG與凝析液的儲運、轉塔及系泊系統、模塊化設計與船體晃動影響實驗等，在全球范圍內FLNG已取得了突破性進展，全球范圍內至2018年將有十余項大中型FLNG項目規劃投產，項目主要集中在亞太地區；澳大利亞的PreludeFLNG項目（天然氣液化規模3.5Mt/a），馬來西亞的PFLNG1（Sarawak）項目（1.2Mt/a）和PFLNG2（Sabah）項目（1.5Mt/a），印度尼西亞的AbadiFLNG項目等。FLNG總產能預計至2020年將占全球新增LNG總產能的17%[22-23]。

大型浮式液化裝置的液化工藝，是基于已有的岸基天然氣液化裝置所采用的液化工藝進行創新與技術整合，主要技術供應商仍為APCI和SHELL等公司，Technip等具有很強工程技術實力的工程公司以及韓國大宇等LNG造船公司在FLNG裝置設計建設中也起到了至關重要的作用。

3 結 論

天然氣液化行業至今已歷經半個多世紀的發展，液化裝置的規模和所采用的工藝流程均發生了顯著變化。液化工藝技術日漸成熟，且工藝多樣、百家爭鳴，除Liquefin流程尚未得到應用外，C3MR、AP-XTM、DMR、MFC等混合冷劑流程及優化級聯流程均在大型液化裝置上得到成功應用。

裝置規模不斷擴大，單線生產能力不斷提高，從建設初期不足0.5Mt/a，發展到今天的單線產能最大7.8Mt/a。然而，裝置規模的發展并不是一味追求規模最大化，而是在朝著根據實際情況兼顧操作靈活性、負荷調節能力及設備檢維修停產等方面問題，追求項目全生產周期的技術經濟效益最大。目前在建和擬建的大型液化裝置規模在3.0～6.5Mt/a較寬泛的范圍內。

此外，現今海洋天然氣資源的開發和極地地區天然氣資源的開發是天然氣資源開發利用的新動向，隨之刺激了液化工藝技術和裝置建設的進一步發展，以用于海上浮式液化裝置和極端氣候環境下的液化裝置的設計建設。開發浮式液化技術、適應極寒氣候的工藝技術及建設施工技術是技術研究新方向。

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