雙混合制冷劑天然氣液化過程實驗分析

李玉星，常學煜，朱建魯，韓輝，孫崇正，董龍飛，陳杰，曾偉平

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雙混合制冷劑天然氣液化過程實驗分析

李玉星1，常學煜1，朱建魯1，韓輝1，孫崇正1，董龍飛1，陳杰2，曾偉平2

（1中國石油大學（華東）儲運與建筑工程學院，山東省油氣儲運安全省級重點實驗室，青島市環海油氣儲運技術重點實驗室，山東青島 266580；2中海石油氣電集團有限責任公司技術研發中心，北京 100028）

浮式天然氣液化裝置（LNG-FPSO）具有便于遷移、設備可靠、安全性高等特點，適應于海上油氣田的開發。而混合制冷劑流程效率高、處理量大，在海況較平穩、氣田產量大的條件下具有明顯優勢。利用與中海石油氣電集團技術研發中心合作研制的浮式雙混合制冷劑液化實驗裝置來驗證雙混合制冷劑流程的準確性，并對目標氣田的原料氣產量、原料氣入口溫度及壓縮機頻率等進行敏感性分析，以及海上適應性進行研究評價。通過實驗發現雙混合冷劑液化工藝可滿足平穩海況下大規模天然氣液化處理，原料氣溫度、壓力在一定范圍內變化對流程影響較小，采用變頻式壓縮機可有效降低低負荷下系統能耗。

LNG-FPSO；天然氣；DMR；模擬；實驗驗證；敏感性分析；海上適應性；節能降耗

引 言

海洋中油氣資源十分豐富，我國的東海以及南海海域中蘊藏著豐富的油氣資源。考慮到海上生產條件的復雜性以及運輸設備的經濟性，新型油氣田生產裝置浮式液化天然氣船（LNG floating production storage and offloading unit，FLNG-FPSO）成為適用于海上油氣開采的一種方式[1]。天然氣液化工藝的選擇對FLNG的穩定性和安全性影響巨大[2-3]。由于海洋環境的復雜性，對浮式液化天然氣船中的裝置和流程提出了較高的要求[4]。目前適用于海上天然氣液化的工藝流程主要有混合冷劑液化流程、氮膨脹液化流程及級聯式液化流程[5-6]。根據前期的研究成果[7-8]可知，氮膨脹液化工藝的處理能力較弱，混合制冷劑流程效率較高[9-10]，處理量大，采用撬裝化布置后可減小設備占地面積，應對海上復雜環境條件。在海況平穩且處理量較大的情況下，應使用混合制冷劑液化工藝[11]。目前國內外對混合制冷劑工藝的研究主要集中在流程模擬和優化等方面。袁樹明等[12]對丙烷預冷混合制冷劑流程進行工藝計算，對冷劑和原料氣壓縮機出口壓力進行優化；張足斌等[13]對混合制冷劑組成配比進行研究，通過逐步回歸的方法優化配比；顧妍等[14]從技術角度對浮式天然氣液化工藝和設備進行了適應性分析；朱建魯等[15]組合模擬了6種適用于海上天然氣液化的工藝流程，并進行了比較，對其海上適應性進行分析；杜宏鵬等[16]模擬了3種海上液化工藝流程，并對其進行了分析對比；石美玉等[17]對混合制冷劑液化天然氣流程中涉及的主要設備進行了熱力學狀態計算；曹文勝等[18]模擬了新型CO2預冷空氣膨脹液化流程作為浮式LNG天然氣液化工藝的方法，對其比功耗以及安全性進行分析。而對于混合冷劑流程的實驗研究也較少，主要集中在單體設備上，幾 乎沒有對整體液化工藝進行系統實驗以及適應性 分析。

基于此，本文進行適用于海上的雙混合制冷劑液化工藝實驗。通過實驗的方法，對混合制冷劑天然氣液化過程進行實驗分析。通過對裝置的開車過程進行研究和優化，并對液化過程中可能出現的參數變化進行適應性分析，為海上LNG-FPSO的運行提供借鑒以及開車經驗。

1 實驗裝置介紹

1.1 實驗流程設計

實驗流程如圖1所示。裝置主要分為3個循環系統：預冷循環、深冷循環和原料氣循環。兩級壓縮后的預冷制冷劑經過水冷卻器冷卻后形成氣液兩相，分別進入預冷換熱器被冷卻，氣相冷劑作為熱流經過兩次換熱后進入節流閥降壓降溫，返流冷卻天然氣和高溫冷劑，液相冷劑節流后和氣相冷劑在板翅換熱器內匯集，返流冷卻熱流后進入壓縮機，實現預冷冷劑的循環利用；兩級壓縮后的深冷制冷劑進入預冷換熱器被冷卻后形成氣液兩相，氣相冷劑經過深冷換熱器后進入節流閥降壓降溫后，返流冷卻天然氣和高溫冷劑，深冷液相冷劑被冷卻后經節流閥降溫降壓，和氣相冷劑在繞管換熱器內匯集，經深冷壓縮機入口緩沖罐進入壓縮機，實現深冷冷劑的循環利用；4 MPa、25℃的天然氣先后進入預冷換熱器和深冷換熱器內降溫后過冷形成液態天然氣，經節流閥降壓后形成常壓、低溫的LNG產品。之后進入空溫式汽化器汽化為天然氣，進入天然氣壓縮機實現天然氣的循環利用。

圖1 實驗流程

1.2 流程主要設備選型及布置

流程中的換熱器、壓縮機以及汽化器的性能對于整個流程的性能起到決定性的作用，同時，設備的選型需要滿足海上平臺復雜工況的要求[19]，同時采用撬裝化布置[20-21]，便于安裝，減小了占地空間，實驗裝置的平面布置如圖2所示；撬塊上整體密集布置，工藝設備沿撬塊的中軸線對稱布置，使撬塊的重心在質心附近，增加裝置的穩定性，減小設備的晃蕩幅度；撬塊之間通過軟管進行連接，壓縮機、分離器等分布在撬塊的中軸線上，減少了晃動對液化流程的影響，克服了傳統混合制冷劑流程系統的安全性低、船體的晃動影響制冷劑的相平衡分離過程等缺點[22-23]。

圖2 實驗平面布置

A—skid of feed gas; B—skid of pre-cooling compression; C—skid of pre-cooling heat transfer; D—skid of cryogenic heat transfer; E—skid of cryogenic compression; C-1601—compressor of pre-cooling; C-1602—compressor of cryogenic; C-1603—compressor of feed gas; CB-1501—heat exchanger of pre-cooling; CB-1502—heat exchanger of cryogenic; D-1501—first separating tank of pre-cooling; D-1502—second separating tank of pre-cooling; D-1503—separating tank of cryogenic; D-1601—buffer tank of pre-cooling inlet; D-1602—separating tank of pre-cooling; D-1603—buffer tank of cryogenic inlet; D-1604—buffer tank of cryogenic outlet; D-1605—buffer tank of feed gas inlet; D-1606—buffer tank of feed gas outlet; D-1701—storage tank of LNG; E-1701—carburetor

液化裝置分為預冷換熱、深冷換熱、預冷壓縮、深冷壓縮和原料氣壓縮5個模塊，置于兩個撬塊上。每個撬內采用不銹鋼管連接，實驗時，各撬如圖3布置，設備在布置設計時考慮空間約束與海洋中船舶晃動因素，按照質量平衡的原則合理布置。預冷冷劑壓縮機、深冷冷劑壓縮機分布于中軸線兩側，壓縮機緩沖罐在壓縮機就近安裝，冷箱安裝位置調整整裝重心，整套裝置重心在平臺幾何中心上方 1 m左右范圍處，穩定性較好，設備放置較緊湊，內部操作空間較小，需要操作的設備、閥門安置在外圍方便操作。

圖3 實驗裝置

壓縮機是實驗裝置中的關鍵設備之一，實驗裝置共使用3臺隔膜式壓縮機。隔膜式壓縮機與傳統壓縮機相比，其具有壓縮比大、密封性好的優點[24-25]，并且在壓縮過程中不會對氣體產生二次污染，其結構簡單，能夠在復雜環境條件下提供穩定的輸出壓力，滿足海上小型液化裝置的要求，適用于小流量下氣體壓縮，而其他傳統的壓縮機額定流量達不到實驗的設計要求。預冷壓縮機為立式、單缸式壓縮機，采用一級壓縮的方式，雙O形圈密封。使用冷卻水的溫度要求低于10℃，壓力在0.3～0.5 MPa之間。深冷壓縮機為V型、雙缸式，采用二級壓縮的方式，雙O形圈密封。冷卻水的溫度、壓力要求與預冷壓縮機相同。原料氣壓縮機為立式、單缸式壓縮機，采用一級壓縮，冷卻水的溫度壓力要求與預冷壓縮機相同。

換熱器在預冷和深冷循環中分別采用板翅式換熱器和繞管式換熱器。其中板翅式換熱器傳熱效率高，結構緊湊[26]，適用范圍廣，設計工作壓力為4 MPa，最低溫度為-60℃[27]。目前大型LNG-FPSO的首選主低溫換熱器為繞管式換熱器[28]，繞管式換熱器具有適用溫度范圍廣、可同時進行多種介質換熱、緊湊度高、不存在流動死區以及處理量大等優點，能有效解決大型液化裝置中多臺板翅式換熱器并聯帶來的換熱效率降低、冷箱外管路復雜的缺點，并充分利用海上平臺有限空間。此外，APCI和Linde等繞管制造廠家對換熱器的均布結構等進行改進，使其適應于海上晃動工況。實驗中繞管高度為1.23 m，滿足海上晃動工況要求，設計工作壓力為4 MPa，最低溫度為-170℃。

分液罐主要用于混合冷劑的氣液分離。其中預冷分液罐的工作壓力為1.5 MPa，工作溫度為25℃，容積為20 L；深冷分液罐的工作壓力為3.8 MPa，工作溫度為-50℃，容積為20 L。

壓縮機后冷卻器采用小型板翅式換熱器，工作溫度為130℃/25℃。采用常溫水循環將壓縮機出口冷劑進行降溫。工作壓力與壓縮機出口壓力匹配，制冷量最大為3.2 kW。

1.3 數據計算和誤差分析

用到的主要設備有質量流量計、渦輪流量計、溫度傳感器、壓力傳感器等儀表，來分析液化裝置的比功耗等指標參數。誤差由系統誤差和偶然誤差構成，偶然誤差可以通過增加測量次數取平均值消除，系統誤差主要是測量儀表的精度造成的，因此主要分析儀器精度造成的誤差對實驗數據分析的影響[29]。儀表的測量誤差可由廠家提供數據測得，比功耗誤差由計算得到。

比功耗計算公式如下

誤差分析公式如下

計算可得，比功耗誤差為0.75%。實驗中相關物理量誤差統計如表1所示。

表1 物理參數誤差統計

1.4 實驗方案

實驗過程中主要針對流程中關鍵節點的溫度、壓力、流量等參數進行觀測及記錄，驗證液化裝置的運行效果，并與設計計算結果進行對比。

在海上氣田的開發過程中，采出氣的流量、溫度和組分處于波動狀態[30]。因此需要進行不同原料氣參數下的FLNG液化裝置實驗研究，分析裝置運行性能隨原料氣參數的變化規律，研究DMR液化工藝對原料氣參數的適應性，通過FLNG液化裝置實驗完成液化工藝系統開車方案驗證，為海上FLNG-FPSO的開車和運行提供借鑒。實驗方案如表2所示。

表2 實驗方案

2 實驗結果

通過實驗裝置的靜態實驗，對原料氣負荷、入口溫度、壓縮機頻率等參數進行敏感性分析，并確定雙混合制冷劑流程最佳開車流程。實驗中預冷混合冷劑的組分為乙烷、丙烷、異丁烷和正戊烷；深冷混合冷劑的組分為甲烷、乙烷、丙烷和氮氣。

2.1 原料氣處理量變化

處理量是生產裝置的一個主要性能指標，在目標氣田的生產中，由于氣田產量會隨著開采的逐漸深入而增加，而后隨著開采周期增加目標氣田的產量會迅速遞減[31-32]，因此對裝置處理量進行分析。生產裝置的處理量很大程度上取決于制冷系統的制冷量，與生產裝置類似，研制的小型撬裝實驗裝置在不同的處理量下，性能也會發生變化。實驗的目的是分析實驗裝置在處理量適當的變化范圍內是否能夠保持設定的性能。此處選擇實驗參數如下：原料氣入口壓力3.3 MPa；原料氣入口溫度33℃。原料氣組成：甲烷（90.2%）、氮氣（1.58%）、乙烷（3.58%）、丙烷（2.53%）、丁烷（2.14%）。實驗過程中原料氣負荷實驗關鍵參數如表3所示。

表3 原料氣負荷實驗混合制冷劑流程關鍵參數

實驗過程中不同處理量下系統比功耗和液化率的變化分別如圖4、圖5所示。

圖4 比功耗隨原料氣處理量的變化

由圖中可以看出，實驗裝置的液化率隨著原料氣負荷增加而降低，實驗過程中液化率最大值為94.23%，最大負荷下液化率為89.54%。由于實驗過程中會存在冷量泄漏，液化率始終低于設計值100%，誤差在12%以內。同時比功耗隨著原料氣流量的增加而降低，實驗過程中比功耗最大值為 2.06 kW·h·m-3，最小值為0.94 kW·h·m-3。由于實驗裝置設計值為10 m3·h-1，在設計值以內原料氣流量增加時，壓縮機功耗基本不變，比功耗 降低。

圖5 液化率隨原料氣處理量的變化

2.2 原料氣壓縮機變頻

在液化生產過程中，壓縮機頻率會很大程度地影響比功耗，而比功耗是一個重要的生產參數。與生產裝置類似，研制的小型撬裝實驗裝置壓縮機在不同的頻率下，性能也會發生變化。實驗的目的是分析實驗裝置在壓縮機頻率適當的變化范圍內是否能夠保持設定的性能。此處選擇實驗參數如下：原料氣入口壓力3.3 MPa；原料氣入口溫度33℃；原料氣組成：甲烷（90.2%）、氮氣（1.58%）、乙烷（3.58%）、丙烷（2.53%）、丁烷（2.14%）。

不同原料氣負荷下，改變壓縮機頻率，實驗過程關鍵參數如表4所示。

表4 混合制冷劑流程關鍵參數

100%負荷下，實驗過程中液化率和比功耗的變化分別如圖6、圖7所示。

75%負荷下，實驗過程中液化率和比功耗的變化分別如圖8、圖9所示。

50%負荷下，實驗過程中液化率和比功耗的變化分別如圖10、圖11所示。

圖6 100%負荷下液化率隨原料氣壓縮機變頻的變化

圖7 100%負荷下比功耗隨原料氣壓縮機頻率的變化

圖8 75%負荷下液化率隨原料氣壓縮機變頻的變化

圖9 75%負荷下比功耗隨原料氣壓縮機頻率的變化

圖10 50%負荷下液化率隨原料氣壓縮機變頻的變化

圖11 50%負荷下比功耗隨原料氣壓縮機頻率的變化

由圖可以看出，在同一原料氣負荷下，壓縮機頻率變化對液化率影響較小，基本無變化。在100%負荷下，系統比功耗隨著壓縮機頻率增大而降低，50 Hz時系統比功耗最低；75%負荷下，系統的比功耗先降低再升高，在頻率為40.4 Hz時比功耗最低；50%負荷下隨著壓縮機頻率升高，比功耗呈現出增加的趨勢，30.5 Hz時比功耗最低。負荷較高時，高頻率能夠滿足液化需求，而負荷較低時，壓縮機頻率降低，可以有效節能降耗，降低經濟成本。

2.3 原料氣冷卻器后溫度變化

在流程中，原料氣的入口溫度越低，在液化過程中需要的冷量就越少，更容易液化；同時，入口溫度降低，對于進液化模塊的物流的溫度要降低，會增加前部冷卻的成本。在實際生產中，由于各種原因原料氣的入口溫度會發生波動，因此要保證正常的生產，需要對原料氣入口溫度進行敏感性分析。

實驗關鍵參數如下：原料氣處理量6.4 m3·h-1；原料氣入口壓力3.7 MPa；原料氣組成甲烷90.16%、乙烷3.581、丙烷2.53%、丁烷2.14%、氮氣1.58%。

實驗過程中原料氣冷卻器后溫度變化實驗關鍵參數如表5所示。實驗過程中液化率和比功耗的變化分別如圖12、圖13所示。

表5 原料氣入口溫度變化實驗關鍵參數

圖12 液化率隨原料氣入口溫度的變化

圖13 比功耗隨原料氣入口溫度的變化

從圖中可以看出，入口溫度升高，系統的液化率降低；而比功耗隨著入口溫度的升高而逐漸升高。而在其他條件不變的情況下，原料氣溫度升高，制冷系統需要的冷量增加，會造成比功耗的增加；同時原料氣溫度升高會降低系統的液化率。從比功耗的角度來看，原料氣的溫度越低越好，但是原料氣的入口溫度降低，意味著前部原料氣處理需要增加成本，因此需要綜合制冷系統的比功耗以及前部原料氣降溫成本進行經濟性分析，從而得出整個系統的最佳原料氣入口溫度。

3 結 論

通過雙混合制冷劑流程的靜態實驗，對原料氣的流量、環境溫度以及壓縮機頻率進行敏感性分析，得到以下結論。

（1）原料氣流量增大，液化需要的冷量增加，液化率降低，但仍維持在90%以上；流量在系統的設計值范圍內時，流量增加，壓縮機功耗基本不變，系統的比功耗降低至0.54 kW·h·m-3。說明雙混合制冷劑流程對原料氣流量變化具有較強適應性。

（2）負荷較高為100%時，壓縮機高頻率運轉可滿足液化需求，液化率90%以上，比功耗為1.03 kW·h·m-3；當負荷較低時，在滿足液化需求的條件下降低壓縮機頻率，比功耗分別為0.97和1.02 kW·h·m-3，略有降低，可以實現有效的節能降耗。在系統中使用變頻壓縮機可以有效實現節能，降低經濟成本。

（3）原料氣入口溫度對系統影響較大。入口溫度升高時，需要更多冷量進入系統進行液化，液化率由94.27%降低為91.16%；為提供更多冷量，系統比功耗由0.814 kW·h·m-3升高為0.93 kW·h·m-3。原料氣入口溫度較低對系統液化有利。考慮到原料氣入口溫度低于海水溫度時其前部預處理成本會升高，因此需要綜合考慮來確定原料氣入口溫度。

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Experimental analysis of natural gas liquefaction process with double mixed refrigerant

LI Yuxing1, CHANG Xueyu1, ZHU Jianlu1, HAN Hui1, SUN Chongzheng1, DONG Longfei1, CHEN Jie2, ZENG Weiping2

(1Key Laboratory ofthe Sea Oil and Gas Storage and Transportation Technology in Qingdao, Key Laboratory of Oil and Gas Storage and Transportation in Shandong, College of Pipeline and Civil Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, Shandong, China;2CNOOC Gas Electric R & D Center, Beijing 100028, China)

With the advantage of easy to migration, reliable of equipment and high security features, LNG-FPSO has great significance for the development of offshore gas field. The DMR liquefaction process has high efficiency and large capacity, which has obvious advantages under the conditions of stable sea and large amount of gas. The research verified the accuracy of the double mixed refrigerant flow, using the floating DMR experimental device which belongs to CNOOC Gas Electric R & D Center. The article analyzed the sensitivity of the NG’s temperature, flow rate, and compressor frequency, and gave an assessment to the maritime adaptation. The experiment showed that the DMR process would be suitable in stable sea condition and mid to large-scale LNG production, and was not sensitive to the changes of gas temperature and pressure, it can effectively reduce the system energy consumption under low load by using inverter compress.

LNG-FPSO; natural gas; DMR; simulation; experimental validation; sensitivity analysis; offshore adaptability; energy saving

10.11949/j.issn.0438-1157.20161313

TB 657.8

A

0438—1157（2017）05—2122—10

朱建魯。

李玉星（1970—），男，教授。

國家高技術研究發展計劃項目（2013AA09A216）；國家自然科學基金項目(51504278)；山東省優秀中青年科學家科研獎勵基金項目(BS2014ZZ009)；中央高校基本科研業務費專項資金（16CX02003A）。

2016-09-20收到初稿，2016-12-02收到修改稿。

2016-09-20.

ZHU Jianlu,1554684999@qq.com

supported by the National High Technology Research and Development Program of China (2013AA09A216), the National Natural Science Foundation of China (51504278), the Research Award Fund for Outstanding Young Scientists in Shandong Province (BS2014ZZ009) and the Fundamental Research Funds for the Central Universities (16CX02003A).