天然氣液化工藝發展的新趨勢——關鍵技術問題與案例分析

陳飛，威爾·施密特，楊紹軍

（1空氣化工產品公司，美國 賓西法尼亞州 阿倫頓18195；2空氣化工產品 （中國）投資有限公司，上海201203）

引 言

液化天然氣 （LNG）工業從20世紀60年代發展至21世紀初，一直專注于傳統的大型基荷型LNG項目［1］。這些項目一般建于近海陸地，投資大，單線產能高 （一般＞200萬噸／年），通常位于熱帶地區 （如印度尼西亞、馬來西亞、中東等地）。在過去的十幾年里，液化天然氣行業得到了顯著的發展，世界各地籌建和興建了各種類型的液化天然氣項目。如溫帶地區或極寒地區的基荷LNG、中小型液化天然氣 （＜100萬噸／年）、浮式液化天然氣項目 （FLNG）等［2］。

在設計LNG液化項目時，許多技術問題必須盡早得到論證和優化。不恰當的技術選擇和未得到優化的工藝方案會直接影響到項目的收益。LNG行業新趨勢要求人們不可照搬照抄以往傳統LNG項目的結論，而應當對所有的關鍵技術點進行重新考量。這是保障一個項目成功與否的關鍵。

本文著重于從液化過程的角度，對設計LNG工廠時需要考慮的關鍵技術問題進行簡要綜述，探討如何針對新型LNG項目進行技術選擇與工藝優化。本文并不嘗試提出適合所有項目的 “終極”解決方案，而是通過一些具體的案例分析闡明不同的技術選擇對項目投資和運行的經濟性的影響以幫助決策過程。

1 天然氣液化過程

圖1所示為一個簡化的天然氣液化流程。原料氣通過管線從氣源進入工廠，天然氣中的雜質首先在預處理單元得到脫除：酸性氣體 （硫化氫、二氧化碳等）在酸氣脫除單元 （AGRU）脫除；原料氣中的水則通過分子篩干燥吸附脫除；汞在脫汞吸附床脫除。凈化后的天然氣進入天然氣凝析液（NGL）回收裝置，其所含乙烷以上的烷烴得到分離回收以達到調整最終LNG產品規格 （如熱值）的目的。接下來，除一小部分被用作燃料之外，絕大部分原料氣在預冷單元用預冷制冷劑循環冷卻，然后在液化單元使用主制冷劑循環液化并過冷。最后，LNG產品進入產品閃蒸罐，壓力降低并分相。其中的氣相部分被壓縮并與前述小部分原料氣一同用作燃料，而降壓后的LNG液體則進入儲罐，成為最終LNG產品。整個過程的循環工作介質，也就是制冷劑，通過冷劑壓縮機循環使用，為預冷與液化過程提供所需的冷量。

單位能耗 （specific power，Ws）是衡量液化過程熱力學效率的一個關鍵指標。其定義為

單位能耗低 （高）表明液化過程的熱力學效率高 （低）。原料氣組分、液化設備的類型和設計、制冷劑和制冷循環的選擇、冷卻介質的溫度、換熱器中冷熱介質的接近溫度、壓縮機效率等都會影響單位能耗。

自損耗 （auto－consumption，A）是另外一個衡量液化過程效率的指標。其定義為燃料消耗和其他損耗的原料氣占總原料氣的百分比

圖1 簡化LNG生產流程Fig.1 LNG train

壓縮機驅動 （如燃氣輪機）消耗的燃料、液化過程的單位能耗、廠區共用工程消耗等都會影響到液化過程的自損耗。

2 天然氣液化的關鍵技術問題

一個LNG項目的各個單元有各自的工藝目的和設計要求。通常來講，關鍵的技術點包括：①制冷劑和制冷循環的選擇；②驅動方式的選擇；③重烴脫除方案；④冷媒的選擇；⑤產能瓶頸與技術經濟分析。

本文對上述這些關鍵技術點逐條進行論述。由于篇幅有限，一些具體問題的詳細論述可參考作者的其他相關文章［3－5］。

2.1 主制冷劑循環的選擇

主制冷劑循環為原料氣提供最主要的冷量，將原料氣從預冷溫度 （如－35℃）降低至－145～－165℃之間。主制冷劑及其循環過程的選擇直接影響到過程的單位能耗，并一定程度上決定了使用的設備類型和尺寸。

2.1.1 混合制冷劑 （MR） 用于主制冷循環的混合制冷劑通常由氮氣、甲烷、乙烷 （或乙烯）和丙烷構成。根據流程不同，也可包含丁烷和異戊烷。每種組分的具體含量由單位能耗優化的結果決定。世界上絕大多數的LNG產能都是用MR作為主制冷劑。其主要特點如下。

①傳熱過程主要由制冷劑的蒸發潛熱提供，傳熱系數高。單位制冷量所需要的MR流量比相同條件下通過顯熱提供制冷 （如氣體膨脹循環）所需的制冷劑流量要少很多。因此對換熱器設備與附屬管線尺寸和數量的要求更小［6］。

②過程單位能耗更低，因而在相同產量下所需的制冷劑壓縮機和驅動設備更小。

③在工廠運行過程中，原料氣的組分、冷媒的溫度、產量要求等時常會變化。通過改變MR的組成和用量可以達到較好的操作靈活性。

④MR中的各組分除氮氣外均可以從原料氣中分離得到，或從外部購買。氮氣一般從附屬的高純氮氣發生器得到［7］。

⑤由于MR中所有的組分以混合物的形式一同被壓縮并參與制冷循環，因而只需要一臺主制冷劑壓縮機 （如需要另外的預冷制冷循環，則需要另外一臺預冷冷劑壓縮機）。

由于MR是以兩相流的形式進入主換熱器，因此要保證氣液兩相均勻分布以確保較好的換熱效率和較平穩的換熱過程。大量基荷型LNG工廠的實踐證明，這一點可以通過選擇合適的換熱設備類型和優化的設計來達到。在FLNG應用中，洋流及船體的運動對制冷劑的兩相流行為的影響也應當在設計中充分考慮［8］。

2.1.2 純組分階式制冷劑循環 （PCC） 原料氣通過3個不同的純組分冷劑循環冷卻液化，分別為丙烷 （預冷段）、乙烯或乙烷 （液化段）、己烷 （過冷段）。在每個純組分冷劑循環中，低壓制冷劑經過壓縮，冷卻，冷凝，然后恒溫恒壓 （通常為2～3個遞減的壓力級別）下蒸發為原料氣提供制冷［9］。每一個制冷循環都比前一個更冷，而同一循環內每一級壓力也比前一級提供更冷的冷量，如同一個溫度 “臺階”接著另一個溫度 “臺階”。

PCC的特點包括：

① 換熱也是通過液體蒸發提供的，傳熱系數高；

②單位能耗通常較MR稍高，但是比氣體膨脹制冷循環 （見下述）低許多［6］；

③增加壓力級數可以降低單位能耗，但會增加設備數目和過程復雜度；

④由于每種制冷劑分別被壓縮，各自參與制冷循環，因而需要3臺壓縮機；

⑤ 單一組分制冷劑物化性質固定 （與MR相比），使過程效率受冷媒溫度或原料氣變化的影響較大

2.1.3 氣體膨脹制冷劑循環 （GE） 制冷劑 （如甲烷或氮氣）經過壓縮，冷卻，膨脹后提供制冷。制冷劑在該過程中不發生冷凝，始終保持氣相。氣體膨脹制冷循環的特點包括：

①過程較簡單，不涉及兩相流；

②單位制冷量所需氣體制冷劑的體積流量非常大，因而要求更大的設備和管道尺寸，單位能耗較高；

③氣相的傳熱系數比液相蒸發的傳熱系數要低許多，因而在相同條件下需要更大的換熱器面積；

④氣相制冷劑需要通過膨脹機來制冷，與前述兩種制冷劑循環相比，需要額外的轉動機械設備。

一些優化的氮氣膨脹制冷循環工藝可以達到較低的單位能耗［10］，而且由于不涉及兩相流和制冷劑的不可燃性，在某些FLNG項目中得到了應用。

2.2 預冷制冷劑循環的選擇

液化裝置的單位能耗常常可以通過添加預冷循環來提高。預冷制冷劑循環將原料氣從常溫降至－25～－45℃。添加預冷循環可以有效減小主制冷劑循環的流量和設備尺寸，增加單線產能，進而減小總單位能耗和運營成本 （OPEX）。

2.2.1 丙烷預冷循環 （C3） C3預冷循環是現今使用最廣泛的預冷制冷劑循環。丙烷很容易從原料氣中獲取，或以液體的形式從外部購得。丙烷的物性更適合為原料氣在預冷溫度段提供制冷。在吸入口壓力不低于大氣壓的條件下，C3預冷系統可以達到的最冷溫度約－35℃左右 （考慮到換熱器的設計溫差）。C3預冷循環的特點包括：

①工藝成熟，操作簡便；

②運營經驗豐富，世界上超過90%的LNG產能都具有C3預冷循環；

③預冷段溫度范圍隨冷媒溫度的減小而減小。預冷段溫度范圍越小，C3預冷的成本效益就越小；對于極寒地區，季節性的空氣溫度變化非常巨大［11］，應當對使用C3預冷的經濟性進行詳細評估；

④一些FLNG項目出于安全的考慮避免丙烷的使用，從一定程度上限制了其在FLNG的應用［12］。

如需要將預冷溫度降至更低 （如－40℃左右），也可以考慮使用丙烯作為預冷制冷劑［13］。丙烯與丙烷性質類似，但是不可以從原料氣中分離得到，必須外購。

2.2.2 混合制冷劑預冷循環 用于預冷的MR通常是甲烷、丙烷、丁烷和戊烷的混合物。與主混合制冷劑一樣，預冷的MR的組成也是通過優化單位能耗的結果來決定的。其特點 （除去與主混合制冷劑相同的特點之外）包括：

① 通過調整制冷劑的組成達到更好的操作靈活性。這對于冷媒季節性溫度變化較大的項目具有意義，如極寒地區LNG項目［14］；

②通過調整組分也可調整預冷段末端溫度，從而優化預冷循環和主制冷循環之間的換熱器與壓縮機負荷，方便設備選型；

③預冷MR組分可通過優化避免使用丙烷，因而在一些FLNG項目上得到了考慮；

④操作上要比丙烷預冷相對復雜。可供業界參考的經驗有限；

⑤制冷劑以兩相流的形式進入預冷換熱器，在設計時需注意換熱器內制冷劑的分布情況 （尤其是對于FLNG應用）。

2.2.3 氫氟碳化合物預冷循環 （HFC） R－410A

是一種較優的氫氟碳化合物 （HFC）預冷制冷劑。HFC預冷循環的特點包括［15］：

①HFC預冷循環與C3預冷循環流程十分類似，操作簡便；

② 安全等級高，R－410A不易燃易爆，在400×10－6以下不顯示毒性，且對臭氧層無破壞作用；

③ 獲取方便，其作為傳統R－22氟里昂的替代品在制冷與空調行業廣泛使用；

④在FLNG應用中，如以HFC作預冷、以氮氣膨脹循環作主制冷循環的流程，可以提高效率并避免使用可燃烷烴類制冷劑；

⑤HFC可以提供比C3預冷更冷的預冷溫度，使得其在冷媒溫度較低或變化范圍較大的情況下比C3預冷循環的制冷效率更高。

迄今為止HFC作為預冷制冷劑在LNG生產中還處于前期研究與設計階段，因而應對其潛在的技術風險進行合理評估。其次，HFC是一種合成化合物，不可從原料氣中獲取，需要從外部購買。

表1列出了不同的主制冷劑循環和預冷制冷劑循環組合下的液化單位能耗。

表1 液化過程單位能耗［5］①Table 1 Liquefaction specific power［5］

2.3 壓縮機驅動方式的選擇

制冷劑壓縮機的驅動方式主要包括工業用燃氣輪機 （IGT）、航空衍生型燃氣輪機 （ADGT）、電機驅動 （EM）以及蒸汽輪機 （ST）［16］。

2.3.1 工業用燃氣輪機 （IGT） IGT是迄今為止在基荷型LNG工廠中應用最廣泛的。IGT在30～130MW之間有有限的幾個輸出功率可供選擇，這使得LNG液化生產工藝需配合燃氣輪機的輸出功率來優化設計。IGT的熱效率較好，通常介于29%～34%之間，且隨外界溫度的增加略有降低（每攝氏度降低約0.7%）。IGT可以設計為單軸或雙軸。使用單軸燃氣輪機時通常需要加配一臺輔助電機以幫助燃氣輪機的啟動。

2.3.2 航空衍生型燃氣輪機 （ADGT） 與傳統的工業燃氣輪機相比，ADGT質量輕，維護維修方便，熱效率高 （常可達到41%～43%），在越來越多的LNG新項目得到應用［17］。ADGT通常為雙軸或三軸設計，因而不需要輔助電機。ADGT的可操作轉速范圍更大 （設計速度的40%～105%之間）。其缺點是需要定期進行維護和內部檢查。ADGT的熱效率受外界溫度的影響 （通常為每攝氏度降低約1.2%）比IGT大。ADGT單機輸出功率比傳統的工業燃氣輪機低許多，在大型基荷LNG上應用時往往需要采用兩套并行。

2.3.3 電機 （EM） EM驅動方式需要工廠直接從電網中獲取電力或建造附屬的發電設施，在中小型LNG項目中得到較廣泛應用。對于基荷型LNG工廠來說，所需EM尺寸和輸出功率很大，且需要較為昂貴和復雜的變頻傳動系統 （VFD）以方便啟動運行。由于EM制造商可根據項目要求設計出幾乎任何輸出功率 （已成功運行于LNG工廠的最大EM輸出功率約為65MW），因而在工藝優化時不需要考慮功率的固定限制。此外，EM的效率不受外界溫度的影響，且所需的維修維護也較小，使得LNG工廠的可生產時間大大增加 （比燃氣輪機驅動高2%）［18］。

2.3.4 蒸汽輪機 （ST） ST在早期的一些基荷型LNG工廠獲得廣泛應用。但是由于燃氣輪機和電機驅動方式漸漸被業界接受，ST在過去的20年里在LNG工廠中的應用越來越少。ST的熱效率與其他驅動方式相比最低 （僅約24%）。ST的可操作速度范圍較廣，可定制輸出功率，但是附屬的循環冷卻水系統的設計更復雜，要求較大的占地面積和較高的建設運營成本。

從液化工藝的角度來講，評價驅動方式最重要的指標包括熱效率、設備尺寸和可用性以及受外界溫度的影響。表2簡要總結了以上各種類型的驅動方式的優缺點。

2.4 重烴脫除

表2 不同驅動方式的比較［5］Table 2 Comparison of refrigeration compressor drivers［5］

通常情況下，原料氣中除含有甲烷 （C1），少量NGL（C2～C5）之外，也含有一定含量的重烴組分。這些重烴組分包括長鏈烷烴的己烷 （C6）、庚烷 （C7）、辛烷 （C8）、壬烷 （C9）和其支鏈的同分異構體，以及芳香烴中的苯 （BZ）、甲苯（TL）、二甲苯 （Xylenes）和乙苯 （ETBZ）等。重烴在進入低溫液化單元之前必須除至可允許的濃度之下。如不進行脫除，高于其相應固相溶解度的部分會在液化溫度 （－162℃）下結冰，造成 “冰堵”，影響到工廠正常運行。常規的脫重烴工藝包括前置的NGL提取裝置、集成的重烴洗滌塔、預冷后部分冷凝以及變溫分子吸附工藝［3］。

2.4.1 前置的NGL提取裝置 前置的NGL提取裝置獨立于液化單元，使用透平膨脹機制冷，在提取NGL副產物的同時非常有效地脫除重烴組分。處理后的原料氣進一步壓縮進入液化單元。前置的NGL提取裝置被應用于一些基荷型LNG廠。其設備投資較高，過程較復雜，但運行操作較為靈活，可適應氣源組分的變化。

2.4.2 集成重烴洗滌塔 重烴洗滌塔利用預冷循環的制冷脫除重烴，并回收NGL并提取制冷劑組分。該工藝的優點是只需要一個精餾塔和一個分凝罐，減少了前置NGL脫除裝置中所需的設備數目和投資，因而在許多基荷型LNG項目得到了廣泛的應用。但是，洗滌塔的操作壓力必須維持在臨界壓力之下并保證足夠的設計余量，在一定程度上增加了液化過程的單位能耗。此外，重烴洗滌塔的穩定運行要求保持塔內合適的汽液比，因此原料氣中NGL的最低含量有一定要求。當原料氣中成分發生變化時，尤其是NGL組分的含量降低時，洗滌塔的操作穩定性與重烴脫除的效率都會大大降低。

2.4.3 部分冷凝工藝 部分冷凝工藝過程更為簡單，只需要在預冷末端加入一個分凝罐。原料氣首先經過預冷使一部分重烴組分凝結為液相，所產生的汽液混合物通過分凝罐進行分離，罐頂得到較為干凈的原料氣，而重烴和NGL組分則富集于罐底的液相中。部分冷凝工藝十分簡單有效，而且對原料氣中的NGL組分沒有類似于洗滌塔的要求，因而在調峰型LNG工廠中得到了廣泛應用。但是，與洗滌塔工藝相似，分凝罐的操作壓力也必須維持在臨界點之下并保證足夠的設計余量，因而對液化過程的效率和甲烷的回收率有較大的影響。

2.4.4 變溫吸附工藝 （TSA） 用于重烴脫除的變溫吸附工藝 （TSA）與傳統LNG工藝中的脫水吸附非常相似，不同之處在于所使用的吸附劑。與前述的傳統重烴脫除工藝不同，TSA的最大優點在于其可在不降低原料氣操作壓力的情況下進行（從而將液化的單位能耗維持在較低水平），且原料氣中的NGL成分含量對TSA的脫重烴效果幾乎沒有影響。TSA工藝也廣泛應用于許多調峰型LNG廠。對于僅含有微量重烴 （＜500×106）的貧氣而言，TSA是脫除重烴行之有效的方法。但是隨著重烴尤其是C6和C7含量的增加，所需的TSA設備尺寸和吸附劑用量大大增加，因此其對總重烴含量有一定要求。

2.4.5 其他創新工藝 除上述的一些工藝之外，近年來也出現了一些新工藝。如將TSA與部分冷凝工藝的優點結合起來，首先通過TSA將原料氣中的低固相溶解度的組分 （C8、C9、BZ等）全部脫除，然后經過部分冷凝過程將原料氣中剩余重烴組分 （C6、C7等）降至容許濃度之下［19］。這種新工藝的優勢在于其所需的TSA設備尺寸和吸附劑的用量大大減小，且分凝罐的操作壓力可維持較高的水平，因而提高了重烴脫除的效率，降低了液化單元的單位能耗。

從技術的角度來講，重烴脫除的工藝選擇取決于原料氣中重烴的濃度及其他組分，尤其是NGL組分的影響。對于常規天然氣氣源來說，有多種傳統的脫重烴工藝可供選擇，每種工藝都有其優缺點。而對于使用貧氣 （如管道氣）作為氣源的LNG項目來說，重烴含量、較低的NGL含量以及多變的組分都會影響到重烴脫除工藝的選擇和優化設計。

2.5 選擇適當的冷媒

LNG制冷循環過程中產生的熱量一般在壓縮機的后冷卻器中通過冷媒排放到外界。在LNG工藝中使用的冷媒通常包括空氣、海水以及循環冷卻水。使用海水作為冷媒比使用空氣作為冷媒可使過程溫度降得更低 （相差5～10℃）。此外海水的季節性和晝夜間溫差更小，因而對液化過程操作的影響也更小。使用空氣作為冷媒在操作上更簡單，且不需要很多日常維護，缺點是占地面積較大，冷卻效果較差。而循環冷卻水在一些內陸地區的中小型LNG工廠得到廣泛應用，與空冷相比，其優點是占地面積小，冷卻效果更好 （與海水類似）；缺點是用水量較大，不適合缺水地區應用。

冷媒的選擇應當根據具體項目的要求來確定。從工藝的角度來講，冷媒的選擇決定了制冷劑 （如混合制冷劑或丙烷）的冷凝溫度，因而很大程度上影響制冷循環的單位能耗和制冷劑的選擇。

2.6 產能瓶頸與技術經濟分析

在設計LNG工藝時需要考慮的一個非常重要的問題是，圖1中各個單元是如何影響和制約LNG產量的。根據設計方案的不同，任何一個單元都有可能成為限制LNG產能的瓶頸。消除產能的瓶頸通常意味著在 “瓶頸”單元增加設計余量與設備投資。從技術經濟的角度來說，則需要考慮這么做所帶來的項目預期的效益增加是否超過所增加的投資。

某些項目受所選驅動方式限制 （如IGT或ADGT），可用的制冷劑壓縮機輸出功率有限，在進行優化時可以優先考慮降低過程的單位能耗，提高單線的產能。某些項目受原料氣系統的限制（如原料氣壓縮機，預處理單元設計流量限制），可使用的原料氣流量有限。在這種情況下，片面降低液化的單位能耗并不能有效地增加產能，因此應當優先考慮消除原料氣系統的瓶頸，如增加原料氣壓縮機的選型尺寸及增加預處理系統的處理能力。

在決定整個液化工藝的設計方案時，需要仔細分析每個單元對液化產能和經濟性的影響。當需要解決設計瓶頸時，應當把投資優先使用在那些最能夠改善整個項目經濟性的單元上。

3 案例分析

LNG產業在過去20年里在很多方面取得了令人矚目的進步。單線產能的大幅提高［20］，海上浮式液化天然氣 （FLNG）技術的進步［21］，LNG作為車船燃料以及中小型LNG項目的普及等一些新的發展要求人們重新審視LNG項目中應當注意到的關鍵技術問題，因為回答這些問題的答案與傳統的LNG項目可能完全不同。本文嘗試用兩個簡單的例子來闡述如何正確地選擇液化工藝來應對這些新的發展趨勢。

3.1 案例分析1

某公司希望建造一個FLNG項目，由于船體上空間有限，決定采用重量輕、維護維修方便的驅動系統，因而決定采用兩臺通用電氣的LM6000航空衍生型燃氣輪機 （單臺輸出功率是43MW）提供動力。

方案A中選取了不帶預冷循環系統的氮氣膨脹制冷工藝，其液化過程單位能耗為370kW·h·t－1。按照所選的燃氣輪機的總輸出功率計算，方案A可以實現約154萬噸／年的單線產能。

方案B中的制冷工藝為雙混合制冷循環工藝。該工藝的單位能耗較低，約為280kW·h·t－1。按照所選的燃氣輪機的總輸出功率計算，方案B可以實現約203萬噸／年的單線產能。

表3 案例分析1中方案A和方案B比較Table 3 Comparison of Option A and Option B in Case study 1

在對兩種方案做比較之前，一個最基本的假設是該FLNG項目最大的投資在于海底管線和FLNG船體的建造上，因此對液化單元的設備成本無太大要求。從表3可以看出，這兩種方案最顯著的區別在于單位能耗。由于總可用功率對兩種方案是一樣的，因此單位能耗較低的方案B可實現更多的單線產能。由于自損耗更小，方案B中的總原料氣用量相對更少，預處理單元所需的設備尺寸也比方案A的要求小。此外，方案B中MR的傳熱效率更高，因而對換熱器的換熱面積和體積要求都更小，能為船體表面節省更多的空間［4］。從技術經濟的角度來講，假設LNG的單位銷售利潤為200USD·t－1，方案B每年可以比方案A多實現9900萬美元的利潤。

當然，以上分析并不能說明方案B一定優于方案A。如方案A的產能完全可以通過使用更大的驅動系統和壓縮機來得到提高。對于FLNG應用來說，除能耗和產能之外還需要對其他一些方面進行比較。一些FLNG項目出于安全的考慮盡可能地避免使用碳氫化合物作為制冷劑。如前面所述，氮氣除易獲取和不可燃的特點之外，其制冷過程始終處于氣相，因而完全不受船體運動的影響。這個案例分析說明，液化工藝的單位能耗對項目的經濟性影響很大，低能耗常常意味著更高的產能和更低的建設成本；但是同時也要注意到項目對安全設計和可操作性等方面的具體要求也可能會影響到技術的選擇。

3.2 案例分析2

AP公司為某客戶的一套年產50萬噸 （0.5 Mt·a－1，以8000h年生產時間計）的中型陸上LNG項目提供工藝設計。該項目的原料氣是從鄰近的天然氣管線獲取，氣源組分較貧 （NGL含量較低但含有一定的重烴組分）且多變。壓縮機使用電機驅動，用電從附近工業電網取得。由于不需要燃料氣，液化后的LNG深度過冷，以減少閃蒸氣和BOG。此外，由于設計產能較小，業主非常希望在投資成本和單位能耗之間進行合理的優化。

基于以上設計要求，AP公司在預處理單元提出了前端重烴吸附與部分冷凝相結合的新工藝以確保重烴在進入液化單元之前完全脫除。在液化單元則詳細比較了兩種工藝方案：A方案使用單一混合制冷劑循環 （SMR），成本較低，但單位能耗較高；方案B使用丙烷預冷的混合制冷劑循環 （C3－MR），成本較高，而單位能耗較低。通過對兩個方案進行技術分析找出能為項目帶來最優經濟效益的方案。

表4對兩種方案進行了比較。可以看出方案A需要一臺較大的混合制冷劑壓縮機，而方案B需要兩臺較小的冷劑壓縮機。方案B的總能耗比方案A低3.2MW，每年用電成本可節省120萬美元 （假設電價為0.05USD·kW－1·h－1，然而由于方案B中的丙烷預冷循環的設備成本可達700萬～800萬美元，使得所節省的電費 （按4～5年投資回收期計算）并不足以支持方案B中預冷部分的額外投資。因而客戶最終選擇了SMR工藝。從這個案例也可以看出，電價是決定運營成本的一項關鍵指標，而不同地區的電價也會有所不同。如電價為0.07USD·kW－1·h－1時，則方案B會比方案A帶來更好的經濟效益。

表4 案例分析2中方案A和方案B比較Table 4 Comparison of Option A and Option B in Case study 2

4 結 論

本文綜述了在選擇合適的LNG液化工藝時需要注意的一些關鍵技術問題。對于每一個關鍵技術問題列出了可供考慮的選項并探討了各選項的優缺點及對項目經濟性的影響。主要結論如下。

（1）需要根據LNG項目的具體要求綜合考慮各個關鍵技術點，分析比較各選項，以求得到最優化的解決方案。

（2）應當仔細分析各單元對液化過程的影響，并將投資優先用在最能提高項目經濟型的 “瓶頸”單元上。

（3）單位能耗是影響整個項目經濟性的最重要的指標，較低的單位能耗常常意味著更高的產出，更少的燃料消耗，以及更小的設備投資，尤其是當制冷循環系統成為制約產能的瓶頸時。

符 號 說 明

A——自損耗，%

HF——預處理之后的原料氣總熱值，MW

HL——生產的LNG （進入儲罐）總熱值，MW

HN——副產品 （NGL等）的總熱值，MW

P——凈LNG產量 （進入儲罐），t·h－1

Ws——液化單元的單位能耗，kW·h·t－1

Wtot——制冷劑壓縮機的總氣體功率 （gas horse power），kW

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