珠海LNG装置技术分析与运行情况
Outline:
郭海燕
,
张炜森
收稿日期：2011-07-20；修回日期：2011-08-25
作者简介：
郭海燕:女，1984年生，毕业于中国石油大学热能与动力工程专业，助理工程师，现在中海石油广东液化天然气有限公司从事LNG装置生产技术相关工作。地址：(519030)广东省珠海市香洲区横琴岛环岛北路1680号。电话：13425070288。E-mail：
guohaiyan03-3@163.com.
摘要：珠海LNG装置是中国海洋石油总公司第一套建成投产的小型天然气液化装置，采用的工艺技术先进，相关技术及设备国产化程度较高。详细介绍了珠海液化天然气装置MDEA混合胺法脱碳、4A分子筛深度脱水、PRCIO混合制冷及LNG储存工艺技术流程，分析了液化装置各单元生产运行的情况，对生产实践中暴露出的问题进行了归纳总结，有针对性地提出了优化操作要点及解决方法，对国内其他在建或已投产的同类天然气液化装置具有一定的技术指导性及借鉴作用。
关键词：液化天然气 小型LNG装置 天然气预处理 分子筛脱水 混合制冷 MDEA PRCIO 技术分析
Technical analysis and operation status of LNG plant in Zhuhai
Outline:
Guo Haiyan
,
Zhang Weisen
CNOOC Guangdong LNG Co., Ltd, Zhuhai 519030, Guangdong, China
Abstract: As the first LNG plant in China National Ocean Oil Company (CNOOC), Zhuhai LNG plant has adopted advanced technology and equipments with high home-manufactured degree. The paper introduced the technical processes in the Zhuhai LNG plant of CNOOC, including MDEA decarbonization process, 4A molecular sieve deep dehydration process, PRICO mixture refrigerant process and LNG storage process, analyzed the plant operating status, summarized the problems exposed in practical operation and proposed the solutions. It could provide technical reference for domestic similar LNG devices.
Key words:
liquefied natural gas small scale LNG plant natural gas pretreatment molecular sieve dehydration mixed refrigeration MDEA PRICO technical analysis
为了充分开发和利用中国海洋石油丰富的小型天然气气田、油田伴生气资源，珠海LNG装置于2008年12月在珠海横琴岛建成投产。该装置主要利用南海惠州21-1、番禺30-1及番禺34-1周边油气田的天然气资源，设计年处理量为2×108 m3，日平均处理量为60×104 m3，LNG日平均产量约350 t。
1 天然气预处理
原料天然气以4.5 MPa~7.1 MPa、2 0 ℃~50 ℃的工艺条件进入装置区，经过调压计量后压力稳定在4.4 MPa。其中原料气CO2含量为3.62%(y)~8.08%(y)，汞含量小于1.0 μg/m3，H2S含量小于6 mg/m3。为避免天然气在液化时冻结和腐蚀设备，天然气预处理工艺要求达到以下指标：CO2含量小于50×10-6(φ)，H2O含量小于1×10-6(φ)，汞含量小于0.01 μg/m3[1]。原料天然气组分如表 1所示。
表 1
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表 1 珠海LNG装置原料气组分
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1.1 MDEA脱碳单元
根据原料气中CO2含量高，H2S含量低，净化度要求高的特点，珠海LNG装置脱碳单元采用了MDEA混合胺法，为一段吸收一段再生流程。MDEA混合溶液的组成(质量分数)为：MDEA 35% + DEA 10% + H2O 55%。MDEA脱碳流程如图 1所示。
原料气从吸收塔的下部进入，与自上而下的混合胺溶液逆流接触，脱除CO2后从吸收塔顶部排出，然后进入分子筛脱水单元。富胺液自吸收塔底部流出，经节流降压后与吸收塔顶分离器排出的液体一起进入闪蒸分离器，脱除烃和部分CO2。闪蒸后的富胺液依次经过机械分离器和活性炭过滤器除去杂质及降解物后，进入贫富胺液换热器换热后，从中上部进入再生塔，胺液在再生塔内下降过程中被气提脱除CO2，从而实现再生，气提的热源由塔底再沸器提供，再沸器温度稳定在122 ℃。从再生塔顶流出的气体经回流冷却器冷却后，进入再生塔顶回流罐进行气液分离，未冷凝的酸性气体排放至高空。冷凝液经回流泵增压后返回再生塔顶，贫液从再沸器流出后，至贫富胺液换热器回收热量，然后进入缓冲罐。自罐底流出的贫胺液经循环泵增压并通过空冷器冷却后进入吸收塔顶完成循环。
1.2 分子筛脱水单元
在天然气液化或深度冷冻之前，要求先将天然气的露点降低至很低值，现代液化天然气工厂的吸附脱水方法大都是采用分子筛吸附。珠海LNG装置中采用了两塔分子筛脱水流程，使用UOP公司4A分子筛。正常生产中，分子筛切换周期为12 h，吸附压力4.35 MPa，吸附温度34 ℃，再生压力2.1 MPa，再生气量2 450 m3/h，再生温度280 ℃，冷吹温度45 ℃，天然气处理量26 150 m3/h，脱水量为27.8 kg/h。分子筛脱水流程如图 2所示。
天然气经脱碳单元处理合格后，自上而下通过分子筛干燥器，脱水后的天然气水含量小于1×10-6(φ)，然后经粉尘过滤器和活性炭过滤器除去天然气中携带的分子筛颗粒和微量的汞进入液化单元。分子筛再生时，再生气经燃气轮机烟气加热炉加热后，自下而上通过分子筛，使分子筛中吸附的水充分脱附实现再生。再生气及冷吹气均来自经BOG压缩机压缩后的LNG储罐闪蒸气体，再生及冷吹完的气体经冷却器降温除水后作为燃气轮机燃料气使用。
1.3 天然气预处理运行情况
1.3.1 脱碳单元运行情况
珠海LNG装置吸收塔采用的“规整-散堆-规整”填料组合方式，使天然气和贫胺液在塔中的流率得到了均衡，增加了流体接触表面，提高了传质。使用的复合式结构再生塔，其精馏段采用了板式塔，减少了液相负荷，提馏段采用了填料塔，增加了液量和喷淋密度，使胺液得到了充分沸腾、蒸发，提高了CO2汽提效果，富胺液得以充分再生。
胺液循环系统设置的闪蒸分离罐能有效分离出被胺溶液吸收的烃类物质，机械过滤器和活性炭过滤器充分过滤了杂质及降解物，加之合理的MDEA溶液配比和特殊设计的塔器等特点，最终使胺液系统发泡几率显著降低。珠海LNG装置胺液系统从未出现过严重的发泡现象，轻微的发泡出现时只需加入少量消泡剂即可恢复正常。另外，经过近三年的运行及监测，并未发现高浓度的胺液对设备和管线造成任何腐蚀。
目前，入厂原料气CO2含量稳定在4.6%(y)左右，低于8.08%(y)的设计值。生产过程中，综合考虑脱碳效果、系统稳定性及降低系统能耗等因素，在保持胺液浓度和再生条件不变的前提下，贫胺液进入吸收塔的控制温度由设计值的48 ℃降低到38 ℃左右。一方面，从吸收塔顶部排出的天然气饱和水含量降低，减小了下游分子筛的吸附量，降低了装置能耗。另一方面，贫胺液进塔温度不宜控制过低，过低的温度不但使CO2与MDEA溶液反应速率变慢，而且会使胺液的粘度和发泡的趋势增大，最终可能导致脱碳效果不佳和系统不稳定现象出现。贫胺液温度对天然气脱碳效果的影响如图 3所示。
实践表明，珠海LNG装置采用的MDEA混合胺法能够满足CO2含量高的天然气深度净化要求，能够适应原料气组分变化工况。相比国内其他天然气液化装置所采用的MEA脱碳工艺，MDEA混合胺法能耗更低，其损耗和降解率以及对装置的腐蚀性更小，且溶剂可实现国产化。
1.3.2 脱水单元运行情况
在实际使用过程中，珠海LNG装置4A分子筛双塔脱水流程能够满足设计要求，尤其是4A分子筛具有的脱除CO2、H2S能力，能有效应对短时脱碳单元脱碳不合格事故，从而保证装置的稳定连续运行。另外，4A分子筛不吸附原料气中的重烃，能避免因吸附重烃导致分子筛失效，即使原料气中残留的液态水也不会对分子筛造成损坏。
分子筛再生及冷吹气采用的是经BOG压缩机压缩后的LNG储罐闪蒸气体，该部分气量受装置负荷、LNG温度及LNG外输罐装等因素影响，而分子筛再生及冷吹后的气体又是作为驱动冷剂压缩机的燃气轮机燃料使用，燃气轮机燃料气使用量又受环境温度及冷剂压缩机功率变化等因素影响。因此，分子筛再生及冷吹气与燃气轮机燃料气之间存在不匹配的问题。目前，多余的再生气及冷吹气只能从火炬放空。
在装置负荷低、BOG量大的情况下，再生及冷吹气量与燃料气之间的不匹配问题更加突出，装置能耗相对增加。在生产实践中，操作人员通过综合运用降低天然气入分子筛塔温度、延长分子筛吸附脱水时间及减小分子筛再生及冷吹气量等方法，使不匹配燃料气放空量降至很低，大大节约了运行成本。珠海LNG装置于2011年内新增了一台小型再生及冷吹气回收压缩机，该压缩机的设置将彻底解决上述不匹配放空问题，同时增加装置的液化率。
2 天然气液化
2.1 天然气液化流程
珠海LNG装置液化单元采用的是美国Black&Veatch公司PRICO液化工艺，为单循环混合制冷和单循环压缩流程，混合冷剂由氮气、甲烷、乙烯、丙烷及异戊烷组成。混合冷剂经过逐级压缩、冷凝、蒸发得到不同温度水平的制冷量，在板翅式冷箱中同天然气换热达到逐步冷却和液化天然气的目的。天然气PRICO液化工艺流程如图 4所示。
预处理合格后的天然气从冷箱顶部引入，并向下流动，冷却到大约-48 ℃时引出换热器进入重烃分离器，将天然气中的重烃分离，分离后的天然气返回冷箱，继续向下流动, 冷却到-152 ℃生成的LNG自冷箱底部流出，LNG经产品J-T阀节流后温度降至-161 ℃，进入LNG储罐。
来自冷箱顶部的低压气相冷剂，经冷剂压缩机两级压缩后并冷凝，高压气相冷剂和高压液相冷剂分别进入冷箱顶部，经内部分配器分配汇合，保持气相和液相冷剂进入换热器芯体时能够合理分布。高压混合冷剂向下流经冷箱的过程是不断冷却的过程，到达冷箱底部时大部分的冷剂已冷凝成液体。然后流出冷箱经冷剂J-T阀减压并部分蒸发，使冷剂的温度进一步降低。节流后的低压冷剂重新进入冷箱冷端，向上流动，吸收天然气和高压冷剂的热量，成为气态冷剂，进入冷剂压缩机一级入口完成冷剂系统循环。
2.2 PRICO工艺特点
该工艺是单循环制冷系统，流程简单，操作控制简单可靠，不仅减少了设备的数量和费用，同时也显著减少了控制系统中所需的仪表。单个冷箱换热器的布置，使得冷剂和原料气体的冷凝都是在向下流动的过程中完成的。低压冷剂侧布置为在向上流动时蒸发，这种布置有以下优点：首先，水力学关系简单，因为所有的流动都与重力方向一致，而非逆重力方向；其次，停车时，低温液体都停留在冷箱的底部或冷端，不需要采取特殊的措施来保护承受低温液体的工艺设备。
初始开车时冷箱完成降温约需6 h，短暂停车工况下，1 h即可恢复正常。正常生产过程中，冷剂的补充量很小，主要是以轻组分氮气、甲烷和乙烯为主，其中氮气和甲烷是工厂自产，不需外购。天然气组分和压力的波动对冷箱性能影响很小，另外，环境条件的变化对液化系统的影响也很低，具有较大的操作弹性。
2.3 液化单元运行情况
珠海LNG装置引进的PRICO工艺技术可靠，使用效果良好。但在生产实践过程中也暴露出了一些影响生产的问题，对这些问题的分析研究有助于对该工艺进行深入地理解和实施相应的技术改造。
装置在停车后的重启开车阶段，存在着大量的混合冷剂损失。装置停车后，冷剂压缩机防喘振阀全开，压缩机高压冷剂侧和低压冷剂侧实现均压，压缩机入口压力急剧增加。在重启开车前，受压缩机防喘振控制系统的要求，需将冷剂进行排放直至压缩机入口压力值降至允许的范围。冷剂排放将导致大量的外购乙烯损失，冷剂排放的多少主要受驱动压缩机设备对启动转矩及压缩机自身保护措施要求的限制。珠海LNG装置冷剂压缩机由燃气轮机驱动，其允许启动的条件是冷剂压缩机入口压力小于1 MPa。
由于过量重冷剂聚集在冷箱底部而出现的积液现象，将导致冷箱不能建立正常降温梯度，装置产能显著降低。冷箱积液主要是在重冷剂添加不当或装置紧急停车情况下发生，一旦冷箱出现积液现象，必须及时排除。积液现象发生时，将出现冷箱底部逐渐回温，顶部逐渐降温，整体温度趋于一致，冷剂流道压差增大，冷剂分离罐液位持续下降等现象。此时可保持冷剂J-T阀和产品J-T阀较小开度，通过减小或关闭来自冷剂泵的重冷剂泵入量，增大天然气流量或混合冷剂中气相组分比例的方法，使冷箱底部聚集的过量重冷剂逐渐汽化，直至冷箱底部出现降温趋势，顶部出现回温趋势，最后建立起合理的温度梯度后，方可进行冷箱的正常升负荷操作。
3 LNG储存与罐装
3.1 LNG储存与罐装概述
珠海LNG储存装置采用的是由四川空分集团首次成功研制的2台大型LNG常压储罐，单台容积为3 850 m3，最大储存容积为7 200 m3，满足装置7天生产储存量。储罐为立式圆筒形、双层壁、平底、固定顶拱盖结构，夹层采用珠光砂粉末堆积绝热，底部采用泡沫玻璃砖保温，均为国内大型低温液体储罐使用比较成熟的技术[2]。储罐技术参数如表 2所示。
表 2
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表 2 3850 m3LNG储罐技术参数
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由液化单元来的气液两相LNG介质，进入LNG储罐，利用储罐内较大的气相空间进行气液分离，液相作为产品贮存，蒸发气体作为BOG输出，用于分子筛再生和燃气轮机燃烧。充装系统设置3台外置低温离心泵和装车位，用于将储罐中的LNG产品输送至外来的LNG槽车进行充装。
3.2 LNG储存与罐装运行情况
LNG储存与罐装系统自投用以来应用良好，能够满足设计使用要求，但储罐区域部分阀门的布置及放空设计存在改善空间。
由于液化单元LNG产品J-T阀安装在远离储罐的地面，致使J-T阀后至LNG储罐顶部进液口背压增加，最终导致了进入储罐的LNG产品温度偏高，闪蒸量偏大。由于储罐良好的绝热性能，仍能保证LNG日蒸发率小于0.14%。
罐顶设置的BOG就地放空管道，用于BOG气体排放，虽然已在放空管道上设置了阻火器，但仍然存在一定安全隐患。2009年6月，珠海LNG装置LNG储罐B在进行必要的BOG排放时，放空管道被雷电击中起火，险酿成事故。因此，在多雷暴区域将LNG装置BOG放空系统设置成闭式排放是十分必要的。
储罐内部温度探头设置偏少，不能准确监测不同高度的LNG介质温度，对判断LNG分层和翻滚现象构成不利影响[3]。采用的差压式液位计也略显精度不足，若采用伺服式液位计和密度计将使储罐监测系统更加严密精确。采用的外置式LNG离心泵虽然投资成本低廉，但使用过程中存在预冷能耗高，低液位启动困难等现实问题。
4 结束语
珠海LNG装置作为中国海洋石油总公司第一套天然气液化装置，所采用工艺技术先进可靠，相关技术及设备国产化程度高，为小型油气田、边际油气田及油田伴生气资源的开发利用开创了新的方式，取得了显著的经济效益和社会效益。
两年多的生产实践表明，MDEA混合胺法深度脱碳、4A分子筛脱水及PRICO液化工艺在装置中的应用是十分成功的，国产化的大型LNG常压储罐能够满足设计使用要求。珠海LNG装置的工艺技术将得到越来越广泛的应用，其生产操作经验也将对国内其他同类液化装置起到技术指导及借鉴作用。
| [1] |
顾安忠, 鲁雪生, 汪荣顺, 等. 液化天然气技术[M]. 北京: 机械工业出版社, 2004: 38-39.
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| [2] |
顾安忠, 鲁雪生. 液化天然气技术手册[M]. 北京: 机械工业出版社, 2010: 503-510.
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| [3] |
敬加强, 梁光川, 蒋宏业. 液化天然气技术问答[M]. 北京: 化学工业出版社, 2006: 77-82.
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2012, Vol. 41