汇能煤化工LNG液化装置工艺及运行总结

摘要：介绍内蒙古汇能煤化工有限公司一期4亿m3/a煤制天然气液化装置的生产工艺流程、主要设备及设计特点，对装置原始开车情况和生产运行情况进行了分析和总结，通过统计和对比消耗情况，总结认为该套装置吨LNG产品生产消耗低，能源利用率高、工艺先进、稳定节能。

关键词：煤制天然气液化；工艺流程；绕管式换热器；原始开车；单耗；总结；

内蒙古汇能煤化工有限公司的煤制天然气项目于2009年12月经国家发改委以《关于内蒙古汇能煤化工有限公司年产16亿m3煤制天然气项目核准的批复》（发改能源〔2009〕3066号）核准，是国家首批核准的煤制天然气示范项目之一。配套建设的液化天然气项目于2010年2月经内蒙古自治区发改委以《关于建设煤制甲烷气深加工和废气废渣综合利用项目备案的通知》（内发改工字〔2010〕242号）备案。项目建设地位于内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗纳林陶亥镇汇能煤化工工业园，该园区是内蒙古自治区人民政府命名的第二批工业循环经济试点示范园区。

该项目分两期建设，一期4亿m3/a项目于2010年4月开工建设，2014年10月17日气化炉一次投料成功；10月26日产出合格SNG； 10月29日液化产出合格LNG，首次原始开车用时13 d打通全流程，创造了国内同类企业原始开车时间最短的记录，目前整个装置在高负荷连续运行。产品SNG中甲烷纯度达到97.0%以上，产品LNG中甲烷纯度达到99.7％以上，20℃时气化率为1 495 m3/t、低位热值49.91MJ/kg，LNG产品质量达到GB/T13610—2003和GB/T 11062—1998的相关标准要求。

汇能煤化工LNG液化工艺技术采用德国林德公司提供的专利技术和关键设备，与之配套的是德国TGE公司设计的30000 m3单包容LNG储罐和由8个灌装臂组成的装车站台。经过一年多的生产运行，各项工艺指标和产量、消耗均达到或优于工艺设计要求，装置运行稳定，吨产品消耗低。现将工艺流程和开车运行情况总结如下。

1、 生产工艺流程介绍

1.1 整体工艺流程

汇能煤化工煤制天然气项目是以煤为原料，采用清洁高效转化技术，生产煤制天然气（SNG：4亿m3/a）及其液化LNG产品。与之配套的有空分、气化、变换、低温甲醇洗、甲烷化、天然气液化等装置，项目流程示意见图1。

1.2 天然气液化工艺流程

来自甲烷化合成装置的原料气SNG压力约4.49 MPa、温度40℃,进入口过滤分离器，分离原料气中的粉尘杂质后进入汞吸附器，使进气中汞的质量浓度不大于10 mg/m3，保护铝制绕管式换热器（CWHE）不受损坏并避免设备受到汞污染。接着进入汞吸附器出口过滤器脱除可影响下游工艺设备性能的潜在吸附灰尘。然后从底部进入胺洗塔自下而上依次与逆向流动的贫胺溶液接触脱除酸性气体CO2，与冲洗水接触洗涤，除去所携带的MEA溶液及原料气中所含的NH3，从胺洗塔顶部出来的净化天然气中CO2体积分数小于45 PPm、温度46.8℃并含有少量的水的原料气。进入脱硫气体冷却器换热降至常温后，进入进料气水分离罐中进行气液分离。后进入进料气干燥器，游离水在干燥器中被分子筛吸附，浓度降低至0.7 PPm以下，从而避免下游的液化装置出现冻结。 干燥后的原料气通过干燥气体过滤器以去除掉可能影响下游低温液化装置性能的分子筛灰尘。经过净化干燥后的原料气在Linde独特的绕管式换热器中与混合冷剂进行换热，该换热器包括天然气预冷段、液化段和深冷段：原料气首先在预冷管程冷却至约-45℃，在液化管程中冷却到-122℃，其大部分被冷凝为液体，最后在低温深冷管程中冷却至约-163℃，进入LNG产品储罐。

深冷温度由大罐的压力决定，正常压力控制在16～18 kPa，温度-163～-165℃。LNG大罐底部装有2台LNG液下泵，通过这2台泵将产品LNG送往8个装车站台，充装LNG槽车后对外销售。混合冷剂由氮气、甲烷、乙烯、丁烷按一定的比例组成，冷量由封闭的混合制冷循环系统提供，动力来自蒸汽驱动的MRC离心压缩机。LNG大罐闪蒸出来的BOG气体经过BOG压缩机加压至0.7 MPa，送往变压吸附装置回收其中的甲烷和氢气，甲烷气体返回至液化装置进口，氢气则返回至甲烷化合成装置循环利用。其液化工艺流程示意见图2。

1-入口过滤分离器；2-汞吸收器；3-汞吸收器出口过滤器；4-胺洗塔 5-脱硫气体冷却器；6-进料气分离罐；7-进料气干燥器；8-干燥器过滤器； 9-绕管式换热器；10-LNG储罐；11-MRC冷剂压缩机；12-.LNG液下泵；13-BOG压缩机；14- BOG压缩机后冷器；15-变压吸附

图2 天然气液化工艺流程示意

1.3 天然气液化的净化工艺流程

净化工艺流程：来自甲烷化合成的原料气SNG依次经过过滤分离及脱汞、MEA脱碳和脱水干燥流程，这里着重介绍原料气脱碳和脱水流程。

1.3.1 MEA脱碳流程

（1）气体流程。经过滤分离及脱汞后的原料气从胺洗塔下部进入，自下而上经过浮阀塔盘，与逆向流动的贫胺溶液接触，吸收原料气中的酸性气体CO2。在胺洗塔上段，原料气净化后通过塔板与向下流动的冲洗水接触，洗涤除去净化气所携带的MEA溶液及原料气中所含的NH3。从胺洗塔顶部出来的CO2体积分数不大于45PPm、温度46.8℃并含有少量水的净化气进入脱水干燥的净化流程。

（2）胺洗塔的冲洗水流程。送入胺洗塔上段塔盘上的冲洗水，是由循环水泵输送脱盐水循环完成的，同时由补充水泵向水循环系统补充少量脱盐水，以保持MEA脱碳系统的水平衡。

（3）MEA溶液流程。富胺溶液从胺洗塔底部自压流经贫/富胺热交换器换热后，从塔上部进入胺汽提塔。在胺汽提塔中，富胺溶液由顶部向下流经两段填料层进入集液箱，再进入由0.5MPa低压蒸汽加热的胺汽提塔再沸器，气相进入塔汽提段除去CO2，液相返回塔底部。由塔底流出的贫液经贫/富胺热交换器换热降温后，由贫胺液泵输送去胺洗塔，贫液进入胺洗塔之前，先进贫液冷却器冷却到40℃。与此同时，分出约15%的贫液，先后经过筒式胺预过滤器、胺重烃吸附器和筒式胺后过滤器，依次除去贫液中的固体、重烃物质和机械杂质，避免这类物质在循环溶液中的积累，防止溶液起泡沫影响贫液脱碳效果。过滤后的这部分贫液与未经过滤的贫液汇合，一起去胺洗塔脱除CO2。

CO2酸性气体在胺汽提塔洗涤洗段回收MEA后，从塔顶部出来经胺汽提塔回流冷凝器冷却后，进入胺汽提塔回流罐进行气液分离，分离出的液体由胺气提回流泵输送返回胺汽提塔顶部，酸性气体去火炬燃烧后排放。

为了保持MEA有一定的贮量，装置内设有MEA溶液配制贮罐，安装有氮气保压管线。根据溶剂的发泡程度可间歇地从消泡单元向溶液系统加入一定量的消泡剂。

1.3.2 脱水干燥流程

（1）净化气脱水干燥流程,。经脱碳后的净化气先经过脱硫气体冷却器，冷却至35℃后进入进料气水分离罐中进行气液分离，分离后的液体被输送回胺汽提塔以便尽量降低设备的补充水要求；分离后的气体向下流经其中一个进气干燥器（A、B两个系列），净化气中的游离水浓度在进气干燥器中被降低至0.7PPm以下，从而避免下游的液化装置出现冻结。干燥后的净化气通过干燥气体过滤器，以便除去可能影响下游低温液化装置性能的分子筛，灰尘后被输送至液化装置。

（2）进料气干燥器再生流程。进料气干燥器设有A、B两个系列，为立式容器，内装填有分子筛。一个系列运行，一个系列再生，再生时间24 h。再生气源是从干燥气体过滤器下游的干燥原料气中抽取热源为3.9MPa的过热蒸汽，将再生干燥气体加热至215℃来实现的。经过加热、再生的气体经再生气压缩机加压后返回到胺洗塔出口，与其出口气体混合后进入脱硫气体冷却器，以节约再生气体的消耗和提高LNG产品的产量。进料气干燥器的再生顺序通常由 DCS 自动控制，但是在需要时可以通过 DCS 在手动模式下操作。

1.4 工艺流程特点

采用四种制冷剂组件构成的高效混合制冷剂密闭式循环（该循环已获得专利）。该循环由蒸汽涡轮驱动的离心压缩机提供动力，配合Linde独特的绕管式换热器中(CWHE)与混合冷剂进行冷热交换，具有能量利用率高、换热效果好、换热设备少和工艺流程简单的特点。

脱水干燥用的再生气和LNG储罐顶部的BOG闪蒸气全部回收并返回系统重新利用，减少了有效气体的浪费和火炬燃烧的气体，现场无废气和废液排放，达到了零排放，液化装置更加节能环保。

2 天然气液化装置主要设备简介

2.1 主要设备特点

2.1.1 LNG储罐

单包容低温常压全冷冻式LNG储罐，内层采用06Cr19Ni10超低温材料制成，外层采用16MnDR材料制成，中间层为隔热毡+珠光砂绝热层。内层承受液体的低温，外层承受罐内的压力，储罐规格：φ 39500 mm，H净26m，有效贮存容积30 000 m3，可贮存15 d的产量；LNG液体分上、下两种方式进入储罐。

2.1.2 绕管式换热器

该换热器为天然气液化装置的核心设备。换热管采用缠绕式铝合金换热管，其传热系数高、工艺气和混合冷剂在同一台设备内进行换热，能源利用率高，大大提高了换热面积，换热效果显著，既确保了安全运行，又降低了造价。

2.1.3 MRC压缩机

产生LNG所需的冷却任务由简单但高效的密闭混合制冷剂循环系统提供。由冷凝式蒸汽涡轮机驱动的离心式压缩机压缩制冷剂，混合制冷剂由氮气、甲烷、乙烯和丁烷按照一定的比例混合而成。

2.1.4 BOG压缩机

LNG储罐的闪蒸气再压缩机，采用了进口设备，进口温度-129℃，10 kPa，为变压吸附提甲烷和氢气装置提供所需压力的原料气。

2.1.5 LNG液下泵

2.1.6 LNG汽车槽车灌装臂

该装置与LNG槽车连接并为其充装LNG液化产品，工作温度-165℃，工作压力0.7MPa，流量80m3/h（最大100m3/h）。项目共建有8台套完全国产化的LNG汽车槽车灌装臂组成的装车站台，可同时充装8台汽车槽车，每台汽车槽车的充装完成时间为1 h，为汽车槽车灌装臂全部国产化提供了实际使用范例。

2.2 主要设备

表1列出了项目的主要设备设置参数。

表1 主要设备设置参数

3 原始开车情况

整套装置进口设备有绕管式换热器、MRC压缩机、LNG液下泵和BOG压缩机，其余含LNG储罐和8套装车灌装臂在内的设备全部为国产化，经设备、管道和内件的安装，于2014年5月底系统进行吹除、试压、气密等工序，完成分子筛和珠光砂装填。预试车工作结束后，整套装置进入原始开车阶段，现将原始开车阶段情况总结如下。

原始开车阶段我公司有德国林德公司提供的技术服务团队在现场提供全程的原始开车技术指导。

3.1 开车前准备工作

液化装置在接气开车前，车间组织林德人员、TGE公司制定了详细的试车、开车方案，保障液化装置的顺利开车，并大大缩短了开车时间。为实现装置提前完成开车，减少试车费用，投料前期完成的工作主要有以下几个方面。

（1）LNG储罐冷却时，分两步完成对储罐的冷却工作:先用液氮储罐预冷至-140℃，再用LNG将储罐冷却至-163℃。采用此种方案进行冷却时，在液化装置产出产品前一天将储罐温度冷却至-163℃，当产出LNG时可直接进入储罐，减少了对储罐再进行冷却降温的时间，同时减少了闪蒸气的放空量和放空时间，可降低开车成本，同时降低操作风险，减少上游装置对储罐冷却的制约。提前完成储罐预冷工作，使装置开车时间缩短了70 h；

（2）MEA单元在接气前，提前采用中压氮气建立原料气脱碳单元MEA循环，利用氮气完成了MEA溶液的再生工作。林德原定方案脱碳单元从接气至产出合格原料气时间为8 h，采用此种开车方案，使得原料气进入脱碳单元后不需要再次进行MEA溶液再生，可直接导入下一工段，使装置开车时间缩短了4 h；

（3）分子筛系统在接气前，采用中压氮气建立了分子筛系统循环，对分子筛进行了多次再生，提前完成了分子筛脱水系统的再生工作。林德原定方案脱水单元从接气至产出合格原料气时间为48 h，采用此种开车方案，使得原料气进入分子筛系统后不需要采用原料气再次进行再生，可直接导入下一工段进行开车，使装置开车时间缩短了24 h；

（4）考虑到车间大部分运行人员都为新学员，实践经验不足，开车过程中决定在装置开车及运行前期采用两班两倒的运行模式。首先保证在开车过程中人力资源的充足，保证白天、晚上开车工作都以最有效、最快速的状态进行，并降低因操作经验不足而导致的各种风险和隐患；其次，通过两班两倒的形式，让每个人参与开车过程中的每个环节，加强学习锻炼，进一步提高自身技能。

3.2 开车及运行过程：

液化装置于2014年10月27日10:28开始接气，进行首次开车，截止2014年10月29日03:00装置打通流程，顺利产出合格LNG产品，总共历时41小时32分钟，创造了国内同类型、同规模LNG装置首次开车最短用时的记录。

目前装置正常运行、工况稳定，装置运行负荷105%。截止2016年9月30日，装置已累计运行22个月，装置连续运行最长时间为260天。截止目前LNG累计总产量486 642 t，装置的各项性能、工艺指标和单位产品消耗均达到或超过设计值。

4 生产运行情况

内蒙古汇能煤化工有限公司2014年10月底投产的煤制天然气项目，设计SNG产能4亿m3/a，与之配套的LNG产能27.5万t/a，LNG产品全部通过槽车对外销售，整个装置于2015年3月达到满负荷生产，产品质量符合国家相关标准的要求，整套装置生产运行的工艺指标均达到或优于设计的工艺指标。现将装置的生产运行情况总结如下。

4.1 天然气液化装置生产状况

4.1.1 系统运行工艺参数

原料气流量：50 000～53 000 m3/h；原料气压力：4.39～4.49 MPa；

LNG储罐压力：10～20kPa ；LNG储罐温度：-163～-165℃；

净化后汞质量浓度≤10 mg/m3 ；净化后CO2体积分数≤45PPm ；干燥后H2O质量浓度≤0.7PPm；

预冷段温度：-45℃；液化段温度：-122℃；过冷段温度：-163℃

4.1.2 原料气SNG气体成分

原料气SNG气体成分见表2。

表2 原料气SNG气体成分

4.3 产量情况

表4列出了LNG产量较好6个月的数据。

表4 LNG产量（产量较好的6个月）

LNG月产量/t平均天产量/t

27662.12892.32

26215.44873.85

26845.83865.99

27520.32887.75

26919.31868.36

26508.22883.61

注：装置最大生产能力911.14 t/d（负荷达110%），平均生产能力878.65 t/d，平均月产量为26945.21t。

4.4 生产运行消耗（吨LNG）

原料气消耗：1 450～1 462 m3；电耗：63～65kW·h ；

循环水消耗：65～75 t；3.9MPa蒸汽：2.58～2.70 t；

乙烯（制冷剂）消耗：0.12～0.15 kg；

丁烷（制冷剂）消耗：0.15～0.18 kg。

另：SNG的单位产品能耗≤1.5 kg/m3，达到国家GB 30179—2013《煤制天然气单位产品能源消耗限额》的要求。

5 工程建设经验体会

汇能煤化工液化装置的工程特点是：绕管式换热器为全厂最为精密的静止设备，且分三段到货，安装标高较高，吊装难度大；LNG储罐为整个项目中最重要的静止设备，低温且安装焊接质量要求非常严格；吹除、试漏、气密、装填分子筛和珠光砂、置换和系统干燥等预试车工作程序繁琐、严格、难度大、任务重。现将工程过程中的经验总结如下。

（1）绕管式换热器为液化装置的核心设备，为保障液化装置的安全稳定运行，保证系统的换热效率和能源利用率，建议选择进口设备，待国内厂家具备该设备的工程设计和制造能力后可选择国产化设备。

（2） LNG储罐为整个项目中的关键设备，是现场制作，低温且为全厂的重大危险源，对施工和焊接过程及检测的要求相当严格，对内层和外层之间的珠光砂的装填要求十分专业，因此在选择设备制作厂家时要谨慎，注重设备制作厂家的综合实力和丰富的工程业绩。

（3）工程中低温设备和管道、阀门较多，应选择工程经验丰富、安装业绩多且专业的安装施工单位。

6 装置总结

整套装置从工程设计到安装，建设周期短，一次性开车成功。正常生产22个月以来，生产工艺指标均达到或优于设计工艺指标，装置现场无任何废气和废液排放，达到了环保的零排放，工艺装置的先进性和节能性非常突出。具体优势如下。

（1）产生LNG 所需的冷却任务由简单但高效的密闭混合制冷剂循环系统提供，该混合制冷剂包含氮气、甲烷、乙烯、丁烷，使用冷凝蒸汽涡轮机驱动的离心式压缩机压缩制冷剂，该工艺流程更简洁、更节能。同时一台绕管式换热器解决了天然气的预冷、液化、过冷等工艺过程，节省了工程的投资费用。

（2） LNG的闪蒸气BOG原设计为供动力锅炉燃烧或放火炬燃烧，这将导致产品产量低，气体资源浪费大。考虑到以上原因对闪蒸气进行回收，采用变压吸附提甲烷和氢气的工艺，回收的甲烷和氢气分别返回液化装置和甲烷化装置的进口，每天回收40 t LNG产品，一年即可回收工程投资成本，企业经济效益显著，抵御市场风险能力进一步增强。

（3）在北方采用蒸汽涡轮机驱动的离心式制冷剂压缩机，在现场条件许可的情况下，建议选择空冷器替代水冷器，以节约当地的水资源和降低企业的单位产品能耗。

（4） BOG压缩机因其工作温度较低（-129℃），我公司选择了进口设备，在近几年国内制造能力和水平不断提升的环境下，也可选择国产化设备，以实现整套装置的全部国产化。

（5） Linda的天然气液化工艺先进可靠，操作简单，劳动强度低，热量和冷量利用合理，工作压力低，吨产品消耗低，更节能。