荷泽天然气液化装置

天然气液化装置可以分为基本负荷型和调峰型两大类。另外，随着海上油气田的开发，近年又出现了浮式液化天然气生产储卸装置。天然气液化装置一般由天然气预处理、液化、储存、控制及消防等系统组成。

基本负荷型液化装置是用本地区丰富的天然气生产LNG供出口的大型液化装置。20世纪60年代最早建设的这种天然气液化装置，采用当时技术成熟的阶式制冷液化流程。到20世纪70年代又转而采用流程大为简化的混合制冷剂液化流程。20世纪80年代后新建与扩建的基本负荷型天然气液化装置，则几乎无例外地采用丙烷预冷混合冷剂液化流程。这类装置的特点是：处理量大，为了降低成本，近年更向大型化发展，建设费用很高；工厂生产能力与气源、运输能力等LNG产业链配套严格；为便于LNG装船外运，工厂往往设置在海岸边。

调峰型液化装置主要建设在远离天然气源的地区，广泛用于天然气输气管网中，为调峰负荷或补充冬季燃料供应。通常将低峰负荷时过剩的天然气液化储存，在高峰时或紧急情况下再气化使用。调峰型液化装置在匹配峰荷和增加供气的可靠性方面发挥着重要作用，可以极大地提高管网的经济性。与基本负荷型LNG装置相比，调峰型LNG装置是小流量的天然气液化装置，非常年连续运行，生产规模较小，其液化能力一般为高峰负荷量的1/10左右。对于调峰型液化天然气装置，其液化部分常采用带膨胀机的液化流程和混合制冷剂液化流程。

浮式液化天然气生产储卸装置是一种新型的海上气田天然气的液化装置，以其投资较低、建设周期短、便于迁移等优点倍受青睐。
一、基本负荷型天然气液化装置

基本负荷型天然气液化装置主要用于天然气生产地液化后远洋运输，进行国际间LNG的贸易。它除了液化装置和公用工程以外，还配有港口设备、栈桥及其他装运设备。在相应的输入国，要建设LNG港口接收站，配备卸货装置、储槽、再气化装置和送气设备等。

基本负荷型天然气液化装置的液化和储存连续进行，装置的液化能力一般在10⁶m³/d以上。全部设施由天然气预处理流程、液化流程、储存系统、控制系统、装卸设施和消防系统等组成，是一个复杂庞大的系统工程，投资高达数十亿美元。如年产600×10⁴t的LNG项目，从天然气生产、液化到LNG运输，不包括LNG接收和下游用户，投资约需60～80亿美元。项目建设一般需以20～25年的长期供货合同为前提。由于项目投资巨大，LNG项目大多由大型跨国石油公司与资源拥有国政府合资建设。

1961年，在阿尔及利亚建造的世界上第一座大型基本负荷型天然气液化装置(CAMEL)，采用丙烷、乙烯和甲烷组成的阶式制冷液化流程，见图3-13^[7]。于1964年在阿尔及利亚Arzew交付使用。该液化工厂共有三套相同的液化装置。每套装置液化能力为1.42×10⁶m³/d。

进厂的天然气压力为3.24MPa；温度37.8℃；组分的摩尔分数是：83%甲烷、10%C₂⁺以上的烷烃、7%氮。原料气先经离心压缩机压缩到4.1MPa，用海水进行冷却；此后用单乙醇胺溶液脱除二氧化碳，用乙二醇及铝胶清除水分，将露点降到-73℃以下。净化后的原料气进入液化装置。每套装置用三台离心式制冷压缩机，它们在各自的封闭循环系统中作为制冷剂压缩机。其中丙烷制冷循环在换热器15和19中，为天然气提供两个温度级的冷量，用于冷却天然气；乙烯制冷循环在乙烯冷却器22中，为天然气提供三个温度级的冷量，用于液化天然气；甲烷制冷循环在换热器23、24、25中，为天然气提供三个温度级的冷量，用于过冷液化天然气。过冷后的液化天然气闪蒸到大气压，用泵送至储罐。液化后的天然气组分的摩尔分数大致为：86.98%甲烷、0.71%氮、其余为C₂⁺以上的烷烃。制冷循环所用的甲烷和丙烷直接取自天然气；乙烯则由乙醇脱水制得，每天补充量约需5t。

采用阶式制冷液化流程的优点是能耗低，且各制冷循环及天然气液化系统各自独立，相互牵制少，操作稳定。它的缺点是流程复杂、机组多，要有生产和储存各种制冷剂的设备，各制冷循环系统间不能有任何渗漏，维修也不方便。

 

混合制冷剂液化流程有开式和闭式两种。闭式混合制冷剂液化流程是指制冷剂循环与天然气液化过程彼此分开的液化流程。图3-14^[7]为采用闭式混合制冷剂液化循环的天然气液化装置示意图。这套装置是1970年恢复运转的利比亚伊索工厂的液化装置。