典型中小型液化装置优化方案

1.河南中原油田天然气液化装置

2001年，我国第一座小型的基本负荷型天然气液化装置，在河南中原油田试运行成功，这标志着我国在生产液化天然气方面迈开了关键的一步。尽管其生产容量很小，但其生产的液化天然气可供外地使用，所以把此装置归入基本负荷型天然气液化装置范畴。其生产的液化天然气是通过槽车运输的方式供应给燃气供应商。

中原油田有丰富的天然气储量，天然气远景储量为2800亿m³，现已探明地质储量为947.57亿m³。这些天然气能为液化装置提供长期稳定的气源。

该液化装置生产LNG的能力为15.0万m³/d，原料气压力为12MPa、温度为30℃、甲烷的摩尔分数在93.35%～95.83%。

图2-55为中原油田天然气液化装置示意图。

图2-55 中原油田天然气液化装置示意图

1—分液罐 2—过滤器 3—脱二氧化碳塔 4—干燥器 5—中压丙烷换热器 6—低压丙烷换热器 7、11、14—节流阀 8—高压天然气分离器 9—乙烯换热器 10—中压LNG换热器 12—中压天然气分离器 13—低压LNG换热器 15—低压天然气分离器 16—储罐

在装置的预处理流程中，由于中原油田的天然气中基本不含硫，所以只需脱水、二氧化碳和重烃。原料天然气进入装置后，首先进入原料分液罐1、除去原料气中的液体；然后进入过滤器2，过滤掉粒径大的液体和固体。过滤后的天然气进入脱二氧化碳塔3，用乙醇胺（MEA）法脱除二氧化碳。脱二氧化碳后的天然气用分子筛进行脱水处理。预处理流程中有两台干燥器切换使用，其中一台干燥，另一台再生。再生时，用再生气加热炉将燃料气加热到一定温度后，燃料气从底部进入，将分子筛吸附的水分脱除掉，再生气从干燥器顶部逸出。

净化后的天然气，首先利用丙烷制冷循环提供的冷量冷却天然气。丙烷制冷循环中有二个换热器，分别为中压丙烷换热器5和低压丙烷换热器6。天然气首先经两个丙烷换热器冷却降温，然后经节流阀7进行节流，再进入高压天然气分离器8，生成的液体流经低压丙烷换热器6和中压丙烷换热器5，对其冷量进行回收。从高压天然气分离器分离出的高压天然气，经乙烯换热器9和中压LNG换热器10冷却，然后进节流阀11节流后，进中压天然气分离器12。对分离出的气体进行冷量回收，进入中压LNG换热器10，为天然气提供冷量。分离得到的液体进低压LNG换热器13进一步冷却，然后经节流阀14进行节流，并在低压天然气分离器15中进行气液分离，得到的气体作为低压和中压LNG换热器的冷流体为天然气提供冷量，液体作为液化装置的产品进入储罐16储存。对于储罐内自蒸发的天然气进行冷量回收。

在装置中，充分利用了原料天然气的高压力，在合理的温度下进行节流，并对节流产生的气相或液相流体的冷量进行回收利用，减少了装置的能耗。装置中的换热器采用了高效板翅式换热器，增强了换热效果。

液化装置生成的LNG进入储罐储存。液化天然气储罐共有2只，单罐容量600m³，总储存容量为1200m³，此容量可满足正常生产时4.5天的产品储存量。每只储罐包括1只外罐和7只内罐，每只内罐容积87m³，7只内罐连成1组。每组内罐的气液相均在外罐内连通，之间无阀门，其功能与整体罐相同。在内罐和外罐之间，填充隔热材料，并充注微量氮气，保持其压力处于微正压状态，从而可有效地防止空气及水分渗入隔热层。对于每个内罐，设置了测量LNG温度、压力、液位，以及测量罐壁温度的传感器，并将测试信号传至中心控制室。当罐内压力超高或超低、液位超高或超低时，中心控制室将有报警信号，并采取相应的措施。

2.广西北海天然气液化装置

该液化装置采用带膨胀机的液化流程。装置处理规模15×10⁴m³/d。其具体工艺流程为：4×10⁵Pa的低压天然气进入装置，经过过滤、计量后，进原料天然气增压系统增压至33×10⁵Pa；增压后的原料天然气进入以MDEA为吸收剂的脱CO₂和H₂S净化系统；净化后的原料气经分子筛干燥脱水，露点达到-70℃以下，CO₂的体积分数达到50×10^-6以下；然后进入液化单元，天然气进入冷箱进行初冷（-34℃）后脱除重烃，然后进入冷箱进行深冷（-126℃），最后经过节流（3.4×10⁵Pa），得到低温液化天然气产品。液化后的天然气进入15×10³m³LNG子母罐中储存。制冷循环回路的制冷剂来自LNG储罐的闪蒸气，从换热器出来的制冷循环气体（2.9×10⁵Pa）经过压缩机压缩冷却（35×10⁵Pa）后，经过压缩机/透平膨胀机的压缩端压缩后，经过空冷器冷却至常温，再进入冷箱中进行初冷，然后通过透平膨胀机进行绝热膨胀，为原料气冷却和制冷剂初冷提供冷量。

（1）装置的简述及特点

1）入口分离、计量。图2-56为天然气液化装置入口的示意图。供应给装置的燃气首先进入入口分离器V—100，分离气体中及经过长输管线所带的杂质；经过紧急切断阀XV—100后，经计量、调压，然后分为原料气至压缩机和燃料气供应两部分。图中燃料气供应包含压缩机起动气和压缩机燃料气，这两部分燃料气仅在装置起动时需要供应；只有供应给导热油系统的燃料气是连续不断的。大多数情况下，制冷气体压缩循环都可以为发动机和胺系统提供足够的燃料气。另外，脱水系统多余的再生气、制冷循环多余的气以及脱水、脱酸不合格的天然气，返回入口计量后面，与原料气一同进入相应的系统。

2）原料气的压缩。装置共有两台压缩机/发动机，采用并联结构。每台压缩机有6个气缸，有2个气缸用于原料气压缩，其余4个气缸用于制冷循环气体压缩。

图2-56 天然气液化装置入口示意图

图2-57是原料气的压缩示意图。从入口分离、计量出来的低压原料气（4×10⁵），经过两级压缩后，压力增加至33×10⁵Pa。在每一级压缩之前，通过分离器分离气体中的油污、杂质；每一级压缩之后进行空气冷却。

3）胺工段。图2-58为胺工段流程图。图中分别表示原料气、贫胺液和富胺液管路的走向。

图2-57 原料气的压缩示意图

图2-58 胺工段流程图

甲基二乙醇胺（MDEA）是一种胺液。由于它在CO₂存在下，对H₂S具有选择性吸收的能力要缓慢得多，它可以选择性地去除H₂S，是净化低含硫、高碳硫天然气的最优方法。

4）分子筛脱水。图2-59为分子筛脱水的三塔示意图。如图所示，1号塔处于脱水状态，吸附原料天然气中的水，原料气经过胺吸收塔脱除酸性气体后被水饱和，此时天然气温度约46℃。2号塔处于冷却状态，冷却到常温后，准备切换至脱水状态。3号塔处于再生状态，被加热后，分子筛中吸附的水分被脱除。

图2-59 分子筛脱水的三塔示意图

当这一吸附循环完成后，1号塔将被切换至再生状态，通过加热脱除分子筛中的水份；3号塔将开始冷却，进入冷却状态；2号塔将被切换至吸附状态。

用于再生分子筛的再生气体来自制冷循环一级压缩风冷器出口。

从再生塔出来的热再生气通过空气冷却器冷却，在分离器中脱除水份后作为基本的燃料气供应。

5）液化、存储部分。图2-60为液化、存储部分流程简图。净化、脱水后的干气首先进入冷箱的A循环进行初冷；在脱甲烷塔中脱出重烃；重烃经过空气冷却器冷却进入LPG储罐。脱除重烃的干气进入冷箱的C循环进行深冷，经过PCV—502节流后，进入LNG储罐存储。

制冷循环气从冷箱出来后（2.9×10⁵Pa），进入制冷循环压缩系统进行压缩（35×10⁵Pa），然后依次进入透平膨胀机/压缩机的低压压缩端和高压压缩端进行压缩（83×10⁵Pa），经过空气冷却器和冷箱B循环冷却后，依次进入透平膨胀机/压缩机的高压膨胀端和低压膨胀端进行绝热膨胀，降压、降温（3.4×10⁵Pa，-139℃），与LNG储罐的闪蒸气混合后，给冷箱A、B、C循环提供冷量。

6）制冷循环气体压缩。图2-61为制冷循环气体压缩的简图。制冷循环气体装置共有两台压缩机/发动机，采用并联结构。每台压缩机有6个气缸，有2个气缸用于原料气压缩，其余4个气缸用于制冷循环气体压缩。

该LNG装置流程的工艺特点如下：

①主体设备为撬装式，结构紧凑、占地面积小。

②制冷循环的制冷剂为天然气，节省制冷剂生产、运输、储存费用。

③分子筛采用4A—DG1/8和HGSIV—1，可将原料气中的HG含量降至0.01μg/m³以下，降低对冷箱的腐蚀。

④压缩机的驱动设备采用天然气发动机，对无外电的项目减少了一次能量转换的问题。

⑤LNG带压储存，与常压储存相比较有助于降低能耗。

（2）胺系统的发泡和腐蚀问题

1）MDEA发泡。MDEA（N-甲基二乙醇胺）溶液用于脱除天然气中的CO₂、H₂S等酸性气体杂质，具有较高的处理能力，较低的反应热和腐蚀性；但MDEA存在着易发泡的缺点，这将导致溶液净化效率降低，雾沫夹带严重，系统处理能力严重下降等一系列问题。

①引起MDEA溶液发泡的因素。气泡是一定体积气体被液体包围所形成的多相不均匀系统。它有两个主要指标：气泡结构和稳定性。干净的MDEA溶液虽然具有发泡的倾向，但其气泡极不稳定，不会影响装置正常运行。只当有外来物质增强了气泡的稳定性，溶液才会发泡。

下列因素是引起MDEA溶液发泡的主要原因：

a）固体颗粒。溶液中固体颗粒主要有以下几种：管线上的钢渣和碳钢设备的腐蚀产物FeS、Fe（OH）3等，在高速气体和液体的长期冲刷下，会逐渐剥落于溶液中；用于过滤的活性炭在使用中逐渐粉化变细，夹带入溶液中；原料气中夹带的催化剂粉末和管道粉尘；泵填料粉末；加入的化工物料（如软水）中的不溶杂质。这些固体颗粒聚集在气泡的液膜中，增加了表面粘度和液膜中液体流动的阻力，减缓液膜的排液，从而增加了气泡的稳定性，其中FeS颗粒和活性炭颗粒都有很强的泡沫稳定作用。

图2-60 液化、存储部分流程简图

图2-61 制冷循环气体压缩的简图

b）表面活性剂。主要是泵和阀门的润滑油，以及原料气中夹带的润滑油和可能含有C₄以上的烃类。这些表面活性剂进入系统后，会明显降低溶液的表面张力而引起发泡。

c）胺降解。MDEA与系统中的氧或酸性杂质，如甲醇等反应能生成一系列很难再生的酸性盐（HSAS），包括甲酸盐，乙酸盐，草酸盐，硫酸盐等；MDEA与CO₂在一定温度下发生降解反应，生成噁唑烷酮类和羟乙基哌嗪类化合物；此外，氧还会与CO₂或H₂S反应，生成甲酸盐或硫代硫酸盐等，这些物质在溶液中积累到一定程度后，就会改变溶液的pH值、粘度、表面张力等性质，从而引起发泡（正常的MDEApH值在9.5左右）。

d）操作波动大。当系统加减量过快，系统操作压力波动较大，或再生塔再沸器外供热量过大时，会造成气液接触速度太快，胺液搅动过分剧烈，引起溶液发泡。

e）吸收塔温度变化。吸收塔内MDEA溶液温度的变化（由原料气进塔温度，贫液入塔温度的变化造成），对其发泡性能也有一定的影响。溶液温度逐渐降低，其发泡高度及消泡时间逐渐增大。

f）酸气负荷变化。酸气负荷增加，MDEA溶液的发泡性能快速增大。MDEA溶液吸收酸气本身就有很大发泡趋势，一旦原料气处理量增大，或原料气中酸气含量增大，导致溶液中的酸气负荷变大，会增加发泡几率。

②LNG工厂MDEA发泡分析

a）从系统中取出部分胺液，经过滤，发现过滤网上有少量黑色固体颗粒，疑似为活性炭颗粒和设备的腐蚀产物。更换活性炭床，发现底部活性炭较脏似为铁锈。

b）从系统取出的部分胺液表层有少量油污。

c）调试期间，系统操作波动较大。在调试过程中，吸收塔进气压力一天内发生多次变动。

d）吸收塔进气温度和贫液进塔温度低，可能在吸收塔形成了碳氢化合物。进气温度最低时为21℃而设计值为46℃。在雾沫夹带严重的几天，涠洲岛室外温度较平常气温降幅很大，平均气温10℃左右，最低气温7℃。

e）原料气酸气负荷存在波动，表2-42列出酸气含量。图2-62示出LNG工厂2006年11～12月原料气中酸气含量波动图。

以上几点均可能对MDEA发泡性能产生影响。

表2-42 酸气含量（体积分数）

③涠洲岛LNG工厂发泡问题的处理

a）定时检查MDEA溶液浓度，从系统中排出部分溶液进行过滤，除渣、除油。

b）加入少量消泡剂，降低溶液发泡趋势。

c）适当提高吸收塔进气温度。

d）适当提高贫液进吸收塔温度。在胺再生系统稍作改动，使部分贫胺液不经过空冷器，通过手动阀门控制经过空冷和未经空冷的流量，使贫胺液进吸收塔温度达到最佳。

e）用去离子水清洗过滤设备，更换机械过滤用滤芯，更换活性炭。

f）保证吸收塔塔压平稳，减少天然气处理量。

g）密切关注净化气的气液分离器液位。防止胺液进入干燥系统

h）密切关注吸收塔压差。吸收塔设计最大压差为1517.2Pa，压差过大可能塔内发泡问题严重。

图2-62 LNG工厂2006年11—12月原料气中酸气含量波动图

a）二氧化碳含量 b）硫化氢含量

④预防MDEA溶液发泡的建议

a）加强对MDEA溶液的监控，关注其清洁度并定期检查溶液浓度。

b）密切关注胺工厂过滤系统，及时清洗，更换滤芯和活性炭。(www.xing528.com)

c）密切关注原料气输送管道及胺系统装置的腐蚀状况，进行防腐处理。

d）补充去离子水中的氧含量控制在0.4mg/L以下，防止胺降解。

e）定期检查V-161是否有油污或其他液体。

f）定期检查V-221中是否有碳氢化合物和油污。

2）胺工段设备腐蚀与防护。影响胺系统装置腐蚀的因素很多，有工业试验表明，醇胺法装置的腐蚀严重程度，总是随原料气中酸性气体（H₂S和CO₂）浓度的增加而增加的。因此，可以认为装置上主要的腐蚀剂就是酸性气体本身。

①H₂S，CO₂腐蚀机理

a）H₂S腐蚀机理。干燥的H₂S对金属材料无腐蚀作用，但溶解于水后则具有极强的腐蚀性。H₂S溶解于水后立即电离而呈酸性：

H₂S→H⁺+HS^- HS^-→H⁺+S^2-

上述反应释放出的氢离子是强去极化剂，易在阴极夺取电子，从而促进阳极溶解反应，导致钢材腐蚀。阳极反应的产物硫化铁（FeS），与钢材表面的粘结力甚差，易脱落且易氧化，于是作为阳极与钢材基体构成一个活性微电池，继续对基体进行腐蚀。

b）CO₂的腐蚀机理。干燥的CO₂同样对金属材料无腐蚀作用，但是溶解于水后会促进化学腐蚀。

②腐蚀的影响因素

a）溶液的酸性气体负荷及胺液的浓度。一般情况下，装置腐蚀程度均随酸气负荷上升而增加。MDEA装置酸气负荷约为其平衡溶解度的50%。胺液浓度的增大同样加重装置腐蚀，胺的质量分数为50%～55%。

b）溶液中的污染物。污染物的来源有两个途径：原料气带入和溶剂降解而产生。

c）操作条件（温度与压力）。通常在操作温度与酸气分压较高，且又可能有液相水存在的部位，如再沸器返回线、气提塔出口、富液控制阀入口与出口等部位易发生腐蚀。

d）溶液流速。溶液流速过高会加剧设备腐蚀。根据经验确定的准则为：溶液在碳钢设备中的流速不应超过1m/s；在不锈钢设备中的流速应在1.5～2.4m/s范围。

③腐蚀防护措施。醇胺法脱酸、脱碳装置中存在多种腐蚀介质，必须采取综合性的保护措施。涠洲岛LNG工厂胺系统采用进口设备，为减缓设备的腐蚀应采取必要的工艺保护。

a）MDEA溶液的腐蚀性不强，但其降解产物，尤其是氧化降解产物往往腐蚀性很强。所以胺液储罐须用惰性物隔绝，避免空气即氧进入胺系统，定期分析溶液中溶解氧的含量。另外，溶液夹带的腐蚀产物（FES）具有强烈的腐蚀作用，要定期检查机械过滤器滤芯。

b）胺系统泵部件采用耐磨损、耐腐蚀的材料。

c）去离子水的必要性。氯化物可使溶液的电导率增大，对腐蚀起到了加速作用，大量Cl-的存在，对系统中使用的不锈钢设备极为不利。

d）开车前，胺系统设备须严格清洗。

3.中小型天然气液化流程的优化

小型天然气液化流程的种类较多，具体液化流程的确定，必须对液化装置的外围条件和天然气的组分、压力、温度、液化率等设计条件有全面的了解，并综合考虑液化流程技术性、经济性等因素的影响。这也是目前国内外迄今为止建立的小型LNG装置，其所采用的液化流程很少完全相同的原因。

在研究中，对丙烷预冷混合制冷剂液化流程、N₂-CH₄膨胀液化流程、以及改进的新型双级混合制冷剂液化流程进行了模拟计算，分析了压力、温度及制冷剂组成等参数对液化率、比功耗等重要的液化流程性能参数的影响，进而以比功耗为目标函数，对上述液化流程参数进行了优化，并对这三种液化流程的优化计算结果进行了比较。

（1）天然气液化过程的热力分析 由于天然气是多组分混合物，储存状态下的液态天然气与闪蒸天然气处于气液相平衡状态。LNG储存的温度和压力是相互独立的，气液两相的摩尔分数亦各不相同。图2-63示出不同储存压力下天然气液化率与温度的关系。由图2-63可以得出以下结论：

图2-63 不同储存压力下天然气 液化率与温度的关系

1）相同储存压力下，随着储存温度的降低，天然气的液化率逐渐增加，而且温度越接近泡点温度，天然气液化率增加越快。

2）相同储存温度下，随着储存压力的增加，天然气的液化率也逐渐增加，即相同组成的天然气随着压力增加，泡点温度也上升。

可见，降低储存温度和增加储存压力，可以提高天然气的液化率；而且储存温度越低，天然气的液化率越大。

图2-64绘出了压力120kPa时，储存状态下气、液相甲烷摩尔分数与LNG温度的关系。天然气的组分：φ（N₂）为0.7%；，φ（CH₄）为82%；φ（C₂H₆）为11.2%；φ（C₃H₈）为4%；φ（i-C₄H₁₀）为1.2%；φ（n-C₄H₁₀）为0.9%。从中可以发现，随着温度的降低，天然气逐渐液化，进入气液两相区。开始主要是天然气中乙烷以上的重组分凝结下来，液相中以C₂+组分为主，CH₄的摩尔分数增加较为缓慢，而气相中CH₄的摩尔分数相对增加。随着温度的逐渐接近泡点温度，天然气液化率迅速增加，天然气中的CH₄等轻组分凝结下来，液相LNG中CH₄的摩尔分数增加较快，而气相CH₄的摩尔分数则开始下降。因此液化温度越低，LNG中CH₄的摩尔分数越大。

图2-64 120kPa时气、液相中甲烷摩尔分数与LNG储存温度的关系

图2-66 LNG比功耗与节流前温度的关系

由此可得如下结论：降低LNG的储存温度可提高天然气的液化率，增加LNG中CH₄的摩尔分数。为此可通过降低节流前温度和增加节流前后的压差达到。随着压差的增加，节流后的气相流量会随着增加，液化率会下降。因此，降低节流前温度是可以提高天然气液化率。

由图2-65和图2-66可知，随着天然气节流前温度（过冷温度）的降低，天然气节流后的温度下降趋势加快，液化率也上升得很快。随着天然气过冷温度的降低，天然气的冷却负荷和功耗都随之升高，由冷却负荷和功耗曲线的斜率可知，功耗升高得更快。由于这两者综合作用的结果，是天然气的比功耗随节流前温度的下降而呈下降趋势。

图2-65 LNG冷却负荷和功耗与节流前温度的关系

原料天然气的压力对液化率的影响也较为明显。由于加压与降温是气体液化的主要手段，因此天然气的压力越高，天然气越容易液化。由图2-67和图2-68可知，随着天然气压力的升高，天然气的冷却负荷和LNG的比功耗都呈下降趋势。但应注意：在节流后压力（LNG储存压力）一定的条件下，随着天然气压力的升高，节流前后的压差增大，天然气的液化率会随之降低。

图2-67 冷却负荷随天然气压力的关系

图2-68 LNG比功耗与天然气压力的关系

对于具体的天然气液化流程，天然气的压力、组成及LNG储存压力都为已知的设计条件。因此，合理选择液化流程参数，降低天然气的过冷温度，是提高液化率、降低LNG比功耗的有效途径。

（2）丙烷预冷混合制冷剂液化流程的参数分析 丙烷预冷混合制冷剂液化流程的主要的参数，包括混合制冷剂的组成及混合制冷剂高、低压压力、换热器温差。由于天然气和混合制冷剂均为混合物，流程设计计算中涉及到较为复杂的相平衡问题，例如：混合制冷剂的组成和压力会影响到气液分离器的分离效果；而气液分离器任何一级分离出来的液相成分及流量的改变，都将影响到其他级的相平衡，进一步影响到级间温度和换热器温差。因此，上述参数存在着较为复杂的相互作用，进而对整个液化流程的性能产生影响。

1）混合制冷剂高、低压压力对液化流程性能的影响。随着混合制冷剂高压压力的升高，混合制冷剂节流前后的压差增加，所提供的冷量也增加，因此混合制冷剂的流量和总功耗呈下降趋势；而且由于压力升高，混合制冷剂的露点温度升高，混合制冷剂中的重组分容易凝结下来，故气液分离器中的混合制冷剂汽化率降低，为过冷换热器提高冷量的制冷剂流量也随之减少。因此，天然气的过冷温度升高，液化率降低。但总的来讲，由于液化率的降低更为明显，故LNG的比功耗是上升的。天然气液化率与功耗都随着高压混合制冷剂压力的升高而降低。

低压混合制冷剂压力升高，对液化流程性能的影响与高压混合制冷剂压力的影响相似。随着低压压力升高，混合制冷剂节流前后的压差降低，制冷剂节流获得的温度降减少，为换热器提高的冷量也随之降低，天然气过冷温度升高，液化率也降低；另外，高低压混合制冷剂的压比也随着降低，功耗都随着低压混合制冷剂压力的升高而降低。但从整体来讲，由于功耗的降低更为明显，LNG的比功耗呈下降趋势。

2）混合制冷剂组成对液化流程性能的影响。混合制冷剂由氮、甲烷、乙烷和丙烷及重组分组成。其比例根据天然气的组成，由液化装置的热量和物料平衡计算确定。其中，混合制冷剂的氮含量由天然气所需要的过冷度确定，也应随着天然气中氮含量的增加而增加。一般而言，当待液化天然气的平均相对分子质量较高时，混合制冷剂的相对分子质量也应随之升高，即当天然气中重组分（乙烷、丙烷、丁烷等）增加时，混合制冷剂中重组分乙烷和丙烷以上的含量也要随之增加。

混合制冷剂的应用出于以下目的：降低压比，获得更低的制冷温度，增大制冷负荷，实现非等温制冷（冷凝过程制冷剂温度变低，蒸发过程制冷剂温度升高），提高制冷效率。一般随着混合制冷剂中高沸点组分的增加，制冷系数上升，能耗降低，但制冷机的制冷量会有所减少；而混合制冷剂中低沸点组分的增加，制冷系数会下降，能耗有所会上升，制冷量会相应增加。

通过流程模拟工具中的参数分析可以发现，混合制冷剂高、低压压力、混合制冷剂的组成，对制冷负荷、功耗、液化率等重要的流程性能指标的影响很大，而且相互之间还存在着较为复杂的相互作用。如何合理地选择上述流程参数，使液化流程的性能指标达到最优，是流程设计的关键问题。因此在流程设计中，存在着流程参数优化的问题。为此，以单位LNG产品的比功耗为目标函数，对LNG的MRC工艺流程参数进行优化。

4.中小型天然气液化流程的经济性评价

中小型LNG装置可供选用的液化流程种类较多。考察20世纪70～80年代建立的小型（主要用于调峰）LNG装置，基本上采用四种液化流程：阶式液化流程、混合制冷剂液化流程、膨胀机制冷液化流程及天然气膨胀机液化流程。20世纪80年代以来，采用大型绕管式换热器丙烷预冷混合制冷剂液化流程，开始在天然气液化装置中占有举足轻重的地位，目前已有超过50余座基本负荷型天然气液化流程采用该种流程。随着技术的不断进步以及高性能的板翅式换热器成功应用，新型的天然气液化流程不断涌现，包括菲利浦石油公司为Atlantic LNG项目设计的新型级联式液化流程，Pritchard公司提出的PRICO液化流程等。小型天然气液化装置面临着改进原有液化流程，提高装置效率的问题。APCI、Pritchard、Linde、L’Air Liquide、Gaz de France、CBI、BOC等公司，竞相提供相关的天然气液化技术，争夺小型天然气液化装置这一市场。

随着装置可供选用的液化流程数目的增加，针对具体设计要求，如何合理的评价、选择液化流程成为一个重要的问题。天然气液化流程对液化装置的设备投资、运行费用影响很大。目前评价液化流程的指标有比功耗和比投资成本，此外还要考虑流程的简易性、驱动机的形式等问题。综合考虑了运行成本、投资成本的影响，提出了评价液化流程的综合性经济性准则。

（1）天然气液化流程的选择原则 与基本负荷型的大型LNG工厂不同，中小型LNG装置是小流量天然气液化装置常年连续（或非连续）运行。因此，要求具有高效、灵活、简便、低成本的特点。其中，尤以低成本（低固定设备投资和低运行成本）最为重要。因而装置液化流程的选择需考虑以下因素：①投资成本；②运行费用；③装置的简便性；④运行的灵活性；⑤自动化程度；⑥原料气参数；⑦尾气的利用与限制；⑧LNG质量的要求；⑨压缩机与驱动机系统；⑩液化能力。这些因素常有互相矛盾的趋势，因而通常会采用折衷方案。

就设备投资成本而言，以丙烷预冷混合制冷剂液化流程的设备投资情况为例，压缩机/驱动机、换热器与分馏塔的投资所占的份额分别为58%、36%和6%，其他液化流程的投资分布情况与其类似。由此可见，压缩机与驱动机是投资的重点，是衡量液化装置经济性的主要因素。另外，压缩机及驱动机是液化流程选定的关键可变因素，应予以特别重视。大型LNG液化装置的规模往往以适应现有的压缩机/驱动机能力而选定，即要求发挥选定的压缩机、驱动机的最大工作能力，并尽量减少每套机组内机器的数量。压缩机、驱动机不仅投资较高，而且对整个工厂的运行可靠性和运行成本影响极大。

液化装置的运行要求考虑的具体内容较多，包括液化流程的启动与停机时间、人员配置、操作难度、运行功耗与运行可靠性。为适应原料气量限制、气候的变化和维修的需要，小型装置应易于启动和停机。液化流程的启动时间主要受两个因素的制约，即液化装置热应力的消除和流程设备的数量。无论采用何种液化流程，当启动液化流程设备时，必须保证设备的冷却速率在20～30℃/h之间，以防止产生较大热应力。由于各种液化流程的复杂程度与流程设备的数量不同，造成了启动时间的差异。一般混合制冷剂液化流程启动时间较长，膨胀机液化流程较短。从操作难度来看，由于混合制冷剂流程对制冷剂组成的要求比较严格，所以比膨胀机液化流程需要更多的关心。不同液化流程的运行可靠性，则依赖于液化流程与机械设备的稳定性，还与控制回路的复杂程度有关。

选择小型LNG液化流程，必须根据具体的设计要求和外围条件，对上述因素进行综合考虑，即对不同液化流程的投资成本、比功耗、运行要求，以及灵活性进行全面对比，才能最终决定采用何种液化流程。

（2）液化流程技术经济分析的评价指标 不同的液化流程主要体现在不同的流通回路和流程设备上，而这将对液化流程的液化率、系统的可靠性以及固定投资费用产生影响。一般随着液化流程复杂程度的增加，LNG的比能耗会下降，运行成本会下降；而流程设备数量的增加以及流程回路的增加，都会造成固定设备投资费用增加，流程设备可靠性的降低以及有效工作时间的减少，增加了单位产品的成本。因此，液化流程的选择要综合考虑设备投资和运行的重要因素，例如，比能耗、流程复杂性以及可靠性的影响，客观地比较各种液化流程方案的经济性。

根据国外的设计经验，丙烷预冷混合制冷剂流程等大型的天然气液化流程，对LNG装置整体经济性指标有利。但投资能力的大小，往往在经济合理性方面限定了选择液化流程的范围。LNG项目总的投资能力确定以后，则液化流程的选择就处于十分重要的地位，因为它在许多方面决定了限额投资下项目的经济性。

液化流程的技术经济分析，就是以经济效益的观点来分析、比较不同的液化流程技术方案，从中选择技术先进、经济上合理的方案。天然气的液化流程种类较多，各有其特点，设计者往往面临着合理评价与选取液化流程的问题。因此，为了合理地选择液化流程，在达到技术目的的条件下，应对不同液化流程进行技术经济分析。

由于不同液化流程技术方案所消耗的劳动费用及实施时间有所不同，所以必须在满足消耗费用可比、价格指标的可比、时间可比的条件下，对液化流程进行比较。考虑资金的时间价值，各种技术方案在不同时期所投入的费用与产出的收益，它们的价值是不同的。因此，对技术方案进行经济效果评价时，应对各种方案的收益和费用进行等值的折合计算。资金随时间的增值比率由利率i表示。若考虑资金随时间的增值部分仍随时间继续增值，这种情况下计算的利率称为复利，它反应了资金在循环周转中的实际状态，是一种动态的经济计算。在此基础上，采用年净收益的概念，可以较为合理地比较不同液化流程的经济性。

LNG装置的年净收益的表达式如下：

式中，Y是LNG装置的年净收益；M是LNG产品的单价；G是LNG装置的年产量；N是生产单位LNG产品的运行成本；τ是技术方案的实施年限；P是LNG装置的初始投资；i是资金的年复利率；R是实施年限后设备残值；是资金回收系数；是资金存储系数。

将式（2-21）转变成单位LNG产品的利润，即

式中，y是单位LNG产品利润；H是单位LNG产品的生产成本。

LNG装置的最大年净收益和最大的单位产品利润的取得，必然对应着最小的LNG单位生产成本。与大型LNG装置不同，小型装置的产量较小，生产的目的大多是为了匹配峰荷和增加供气的可靠性，因此以LNG单位生产成本作为评价小型液化流程经济性的准则较为合适。单位产品生产成本最小的液化流程，即为最优液化流程。单位LNG产品的生产成本H的计算式如下：

由式（2-23）可知，LNG单位产品的生产成本由运行成本和固定投资成本组成。通常产品的运行成本由下式表示：

N=C+E+A+P （2-24）

式中，C是生产单位质量LNG产品的能耗费用；E是生产单位质量LNG产品的原材料消耗费用；A是生产单位质量LNG产品的人工费用（包括管理费）；P是生产单位质量LNG产品对应的设备维修费用。

LNG装置的初始投资P包括控制室和厂房设计的建造投资，液化系统以及辅助设备（如仪器仪表、制冷剂的供应）的投资，可简单表示如下：

P=K₁+K₂+K₃+K₄ （2-25）

式中，K₁是流程设备投资；K₂是辅助项目投资；K₃是设计费用；K₄是建设安装费用。

单位质量LNG产品能耗是液化流程热力学效率的最重要指标，包含压缩机的功率消耗以及经营管理中的其他动力消耗，既与液化流程的设计和流程设备的选型等固有特征有关，也与经营管理的技术水平有关。但是，由于在单位质量LNG产品的生产成本中，液化设备的初始基建投资占的比例，比单位质量能耗大得多，单位质量能耗的指标往往不是决定性指标。对一些小型的天然气液化装置，单位质量能耗的考虑会摆在次要地位。

由于天然气液化装置的投资庞大，动辄数亿人民币，因此由式（2-23）可知，单位质量LNG产品的生产成本中，占主要部分的是固定投资成本，而不是运行成本，特别是对年液化量较低的小型装置更是如此。所以，小型液化流程设计的主要目标，是在满足LNG的产量和质量要求的前提下，尽可能地降低固定资产投资成本，即必须清楚掌握调峰装置每年运行的时间，权衡不同液化流程的固定资产投资成本和运行成本，相互对照比较后进行选择，这样才能得到特定设计条件下的最佳流程。