李玉星，常學(xué)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(shí)驗(yàn)分析

李玉星1，常學(xué)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(xué)（華東）儲運(yùn)與建筑工程學(xué)院，山東省油氣儲運(yùn)安全省級重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，青島市環(huán)海油氣儲運(yùn)技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，山東青島 266580；2中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司技術(shù)研發(fā)中心，北京 100028）

浮式天然氣液化裝置（LNG-FPSO）具有便于遷移、設(shè)備可靠、安全性高等特點(diǎn)，適應(yīng)于海上油氣田的開發(fā)。而混合制冷劑流程效率高、處理量大，在海況較平穩(wěn)、氣田產(chǎn)量大的條件下具有明顯優(yōu)勢。利用與中海石油氣電集團(tuán)技術(shù)研發(fā)中心合作研制的浮式雙混合制冷劑液化實(shí)驗(yàn)裝置來驗(yàn)證雙混合制冷劑流程的準(zhǔn)確性，并對目標(biāo)氣田的原料氣產(chǎn)量、原料氣入口溫度及壓縮機(jī)頻率等進(jìn)行敏感性分析，以及海上適應(yīng)性進(jìn)行研究評價。通過實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)雙混合冷劑液化工藝可滿足平穩(wěn)海況下大規(guī)模天然氣液化處理，原料氣溫度、壓力在一定范圍內(nèi)變化對流程影響較小，采用變頻式壓縮機(jī)可有效降低低負(fù)荷下系統(tǒng)能耗。

LNG-FPSO；天然氣；DMR；模擬；實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證；敏感性分析；海上適應(yīng)性；節(jié)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(yùn)藏著豐富的油氣資源?？紤]到海上生產(chǎn)條件的復(fù)雜性以及運(yùn)輸設(shè)備的經(jīng)濟(jì)性，新型油氣田生產(chǎn)裝置浮式液化天然氣船（LNG floating production storage and offloading unit，F(xiàn)LNG-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(wěn)定性和安全性影響巨大[2-3]。由于海洋環(huán)境的復(fù)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(lián)式液化流程[5-6]。根據(jù)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(shè)備占地面積，應(yīng)對海上復(fù)雜環(huán)境條件。在海況平穩(wěn)且處理量較大的情況下，應(yīng)使用混合制冷劑液化工藝[11]。目前國內(nèi)外對混合制冷劑工藝的研究主要集中在流程模擬和優(yōu)化等方面。袁樹明等[12]對丙烷預(yù)冷混合制冷劑流程進(jìn)行工藝計算，對冷劑和原料氣壓縮機(jī)出口壓力進(jìn)行優(yōu)化；張足斌等[13]對混合制冷劑組成配比進(jìn)行研究，通過逐步回歸的方法優(yōu)化配比；顧妍等[14]從技術(shù)角度對浮式天然氣液化工藝和設(shè)備進(jìn)行了適應(yīng)性分析；朱建魯?shù)萚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(jìn)行了比較，對其海上適應(yīng)性進(jìn)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(jìn)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(shè)備進(jìn)行了熱力學(xué)狀態(tài)計算；曹文勝等[18]模擬了新型CO2預(yù)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(jìn)行分析。而對于混合冷劑流程的實(shí)驗(yàn)研究也較少，主要集中在單體設(shè)備上，幾 乎沒有對整體液化工藝進(jìn)行系統(tǒng)實(shí)驗(yàn)以及適應(yīng)性 分析。

基于此，本文進(jìn)行適用于海上的雙混合制冷劑液化工藝實(shí)驗(yàn)。通過實(shí)驗(yàn)的方法，對混合制冷劑天然氣液化過程進(jìn)行實(shí)驗(yàn)分析。通過對裝置的開車過程進(jìn)行研究和優(yōu)化，并對液化過程中可能出現(xiàn)的參數(shù)變化進(jìn)行適應(yīng)性分析，為海上LNG-FPSO的運(yùn)行提供借鑒以及開車經(jīng)驗(yàn)。

1 實(shí)驗(yàn)裝置介紹

1.1 實(shí)驗(yàn)流程設(shè)計

實(shí)驗(yàn)流程如圖1所示。裝置主要分為3個循環(huán)系統(tǒng)：預(yù)冷循環(huán)、深冷循環(huán)和原料氣循環(huán)。兩級壓縮后的預(yù)冷制冷劑經(jīng)過水冷卻器冷卻后形成氣液兩相，分別進(jìn)入預(yù)冷換熱器被冷卻，氣相冷劑作為熱流經(jīng)過兩次換熱后進(jìn)入節(jié)流閥降壓降溫，返流冷卻天然氣和高溫冷劑，液相冷劑節(jié)流后和氣相冷劑在板翅換熱器內(nèi)匯集，返流冷卻熱流后進(jìn)入壓縮機(jī)，實(shí)現(xiàn)預(yù)冷冷劑的循環(huán)利用；兩級壓縮后的深冷制冷劑進(jìn)入預(yù)冷換熱器被冷卻后形成氣液兩相，氣相冷劑經(jīng)過深冷換熱器后進(jìn)入節(jié)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(jīng)節(jié)流閥降溫降壓，和氣相冷劑在繞管換熱器內(nèi)匯集，經(jīng)深冷壓縮機(jī)入口緩沖罐進(jìn)入壓縮機(jī)，實(shí)現(xiàn)深冷冷劑的循環(huán)利用；4 MPa、25℃的天然氣先后進(jìn)入預(yù)冷換熱器和深冷換熱器內(nèi)降溫后過冷形成液態(tài)天然氣，經(jīng)節(jié)流閥降壓后形成常壓、低溫的LNG產(chǎn)品。之后進(jìn)入空溫式汽化器汽化為天然氣，進(jìn)入天然氣壓縮機(jī)實(shí)現(xiàn)天然氣的循環(huán)利用。

圖1 實(shí)驗(yàn)流程

1.2 流程主要設(shè)備選型及布置

流程中的換熱器、壓縮機(jī)以及汽化器的性能對于整個流程的性能起到?jīng)Q定性的作用，同時，設(shè)備的選型需要滿足海上平臺復(fù)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(shí)驗(yàn)裝置的平面布置如圖2所示；撬塊上整體密集布置，工藝設(shè)備沿撬塊的中軸線對稱布置，使撬塊的重心在質(zhì)心附近，增加裝置的穩(wěn)定性，減小設(shè)備的晃蕩幅度；撬塊之間通過軟管進(jìn)行連接，壓縮機(jī)、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(tǒng)混合制冷劑流程系統(tǒng)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(diǎn)[22-23]。

圖2 實(shí)驗(yàn)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(yù)冷換熱、深冷換熱、預(yù)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(nèi)采用不銹鋼管連接，實(shí)驗(yàn)時，各撬如圖3布置，設(shè)備在布置設(shè)計時考慮空間約束與海洋中船舶晃動因素，按照質(zhì)量平衡的原則合理布置。預(yù)冷冷劑壓縮機(jī)、深冷冷劑壓縮機(jī)分布于中軸線兩側(cè)，壓縮機(jī)緩沖罐在壓縮機(jī)就近安裝，冷箱安裝位置調(diào)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(wěn)定性較好，設(shè)備放置較緊湊，內(nèi)部操作空間較小，需要操作的設(shè)備、閥門安置在外圍方便操作。

圖3 實(shí)驗(yàn)裝置

壓縮機(jī)是實(shí)驗(yàn)裝置中的關(guān)鍵設(shè)備之一，實(shí)驗(yàn)裝置共使用3臺隔膜式壓縮機(jī)。隔膜式壓縮機(jī)與傳統(tǒng)壓縮機(jī)相比，其具有壓縮比大、密封性好的優(yōu)點(diǎn)[24-25]，并且在壓縮過程中不會對氣體產(chǎn)生二次污染，其結(jié)構(gòu)簡單，能夠在復(fù)雜環(huán)境條件下提供穩(wěn)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(tǒng)的壓縮機(jī)額定流量達(dá)不到實(shí)驗(yàn)的設(shè)計要求。預(yù)冷壓縮機(jī)為立式、單缸式壓縮機(jī)，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(jī)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(yù)冷壓縮機(jī)相同。原料氣壓縮機(jī)為立式、單缸式壓縮機(jī)，采用一級壓縮，冷卻水的溫度壓力要求與預(yù)冷壓縮機(jī)相同。

換熱器在預(yù)冷和深冷循環(huán)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(jié)構(gòu)緊湊[26]，適用范圍廣，設(shè)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?fù)Q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(jìn)行多種介質(zhì)換熱、緊湊度高、不存在流動死區(qū)以及處理量大等優(yōu)點(diǎn)，能有效解決大型液化裝置中多臺板翅式換熱器并聯(lián)帶來的換熱效率降低、冷箱外管路復(fù)雜的缺點(diǎn)，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(jié)構(gòu)等進(jìn)行改進(jìn)，使其適應(yīng)于海上晃動工況。實(shí)驗(yàn)中繞管高度為1.23 m，滿足海上晃動工況要求，設(shè)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(yù)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(jī)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(huán)將壓縮機(jī)出口冷劑進(jìn)行降溫。工作壓力與壓縮機(jī)出口壓力匹配，制冷量最大為3.2 kW。

1.3 數(shù)據(jù)計算和誤差分析

用到的主要設(shè)備有質(zhì)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(biāo)參數(shù)。誤差由系統(tǒng)誤差和偶然誤差構(gòu)成，偶然誤差可以通過增加測量次數(shù)取平均值消除，系統(tǒng)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(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析的影響[29]。儀表的測量誤差可由廠家提供數(shù)據(jù)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(shí)驗(yàn)中相關(guān)物理量誤差統(tǒng)計如表1所示。

表1 物理參數(shù)誤差統(tǒng)計

1.4 實(shí)驗(yàn)方案

實(shí)驗(yàn)過程中主要針對流程中關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)的溫度、壓力、流量等參數(shù)進(jìn)行觀測及記錄，驗(yàn)證液化裝置的運(yùn)行效果，并與設(shè)計計算結(jié)果進(jìn)行對比。

在海上氣田的開發(fā)過程中，采出氣的流量、溫度和組分處于波動狀態(tài)[30]。因此需要進(jìn)行不同原料氣參數(shù)下的FLNG液化裝置實(shí)驗(yàn)研究，分析裝置運(yùn)行性能隨原料氣參數(shù)的變化規(guī)律，研究DMR液化工藝對原料氣參數(shù)的適應(yīng)性，通過FLNG液化裝置實(shí)驗(yàn)完成液化工藝系統(tǒng)開車方案驗(yàn)證，為海上FLNG-FPSO的開車和運(yùn)行提供借鑒。實(shí)驗(yàn)方案如表2所示。

表2 實(shí)驗(yàn)方案

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

通過實(shí)驗(yàn)裝置的靜態(tài)實(shí)驗(yàn)，對原料氣負(fù)荷、入口溫度、壓縮機(jī)頻率等參數(shù)進(jìn)行敏感性分析，并確定雙混合制冷劑流程最佳開車流程。實(shí)驗(yàn)中預(yù)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?dú)狻?/p>

2.1 原料氣處理量變化

處理量是生產(chǎn)裝置的一個主要性能指標(biāo)，在目標(biāo)氣田的生產(chǎn)中，由于氣田產(chǎn)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(biāo)氣田的產(chǎn)量會迅速遞減[31-32]，因此對裝置處理量進(jìn)行分析。生產(chǎn)裝置的處理量很大程度上取決于制冷系統(tǒng)的制冷量，與生產(chǎn)裝置類似，研制的小型撬裝實(shí)驗(yàn)裝置在不同的處理量下，性能也會發(fā)生變化。實(shí)驗(yàn)的目的是分析實(shí)驗(yàn)裝置在處理量適當(dāng)?shù)淖兓秶鷥?nèi)是否能夠保持設(shè)定的性能。此處選擇實(shí)驗(yàn)參數(shù)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?dú)猓?.58%）、乙烷（3.58%）、丙烷（2.53%）、丁烷（2.14%）。實(shí)驗(yàn)過程中原料氣負(fù)荷實(shí)驗(yàn)關(guān)鍵參數(shù)如表3所示。

表3 原料氣負(fù)荷實(shí)驗(yàn)混合制冷劑流程關(guān)鍵參數(shù)

實(shí)驗(yàn)過程中不同處理量下系統(tǒng)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(shí)驗(yàn)裝置的液化率隨著原料氣負(fù)荷增加而降低，實(shí)驗(yàn)過程中液化率最大值為94.23%，最大負(fù)荷下液化率為89.54%。由于實(shí)驗(yàn)過程中會存在冷量泄漏，液化率始終低于設(shè)計值100%，誤差在12%以內(nèi)。同時比功耗隨著原料氣流量的增加而降低，實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)裝置設(shè)計值為10 m3·h-1，在設(shè)計值以內(nèi)原料氣流量增加時，壓縮機(jī)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(jī)變頻

在液化生產(chǎn)過程中，壓縮機(jī)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(chǎn)參數(shù)。與生產(chǎn)裝置類似，研制的小型撬裝實(shí)驗(yàn)裝置壓縮機(jī)在不同的頻率下，性能也會發(fā)生變化。實(shí)驗(yàn)的目的是分析實(shí)驗(yàn)裝置在壓縮機(jī)頻率適當(dāng)?shù)淖兓秶鷥?nèi)是否能夠保持設(shè)定的性能。此處選擇實(shí)驗(yàn)參數(shù)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?dú)猓?.58%）、乙烷（3.58%）、丙烷（2.53%）、丁烷（2.14%）。

不同原料氣負(fù)荷下，改變壓縮機(jī)頻率，實(shí)驗(yàn)過程關(guān)鍵參數(shù)如表4所示。

表4 混合制冷劑流程關(guān)鍵參數(shù)

100%負(fù)荷下，實(shí)驗(yàn)過程中液化率和比功耗的變化分別如圖6、圖7所示。

75%負(fù)荷下，實(shí)驗(yàn)過程中液化率和比功耗的變化分別如圖8、圖9所示。

50%負(fù)荷下，實(shí)驗(yàn)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(fù)荷下液化率隨原料氣壓縮機(jī)變頻的變化

圖7 100%負(fù)荷下比功耗隨原料氣壓縮機(jī)頻率的變化

圖8 75%負(fù)荷下液化率隨原料氣壓縮機(jī)變頻的變化

圖9 75%負(fù)荷下比功耗隨原料氣壓縮機(jī)頻率的變化

圖10 50%負(fù)荷下液化率隨原料氣壓縮機(jī)變頻的變化

圖11 50%負(fù)荷下比功耗隨原料氣壓縮機(jī)頻率的變化

由圖可以看出，在同一原料氣負(fù)荷下，壓縮機(jī)頻率變化對液化率影響較小，基本無變化。在100%負(fù)荷下，系統(tǒng)比功耗隨著壓縮機(jī)頻率增大而降低，50 Hz時系統(tǒng)比功耗最低；75%負(fù)荷下，系統(tǒng)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(fù)荷下隨著壓縮機(jī)頻率升高，比功耗呈現(xiàn)出增加的趨勢，30.5 Hz時比功耗最低。負(fù)荷較高時，高頻率能夠滿足液化需求，而負(fù)荷較低時，壓縮機(jī)頻率降低，可以有效節(jié)能降耗，降低經(jīng)濟(jì)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(jìn)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(shí)際生產(chǎn)中，由于各種原因原料氣的入口溫度會發(fā)生波動，因此要保證正常的生產(chǎn)，需要對原料氣入口溫度進(jìn)行敏感性分析。

實(shí)驗(yàn)關(guān)鍵參數(shù)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?dú)?.58%。

實(shí)驗(yàn)過程中原料氣冷卻器后溫度變化實(shí)驗(yàn)關(guān)鍵參數(shù)如表5所示。實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)關(guān)鍵參數(shù)

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(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)的比功耗以及前部原料氣降溫成本進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析，從而得出整個系統(tǒng)的最佳原料氣入口溫度。

3 結(jié) 論

通過雙混合制冷劑流程的靜態(tài)實(shí)驗(yàn)，對原料氣的流量、環(huán)境溫度以及壓縮機(jī)頻率進(jìn)行敏感性分析，得到以下結(jié)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(tǒng)的設(shè)計值范圍內(nèi)時，流量增加，壓縮機(jī)功耗基本不變，系統(tǒng)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(qiáng)適應(yīng)性。

（2）負(fù)荷較高為100%時，壓縮機(jī)高頻率運(yùn)轉(zhuǎn)可滿足液化需求，液化率90%以上，比功耗為1.03 kW·h·m-3；當(dāng)負(fù)荷較低時，在滿足液化需求的條件下降低壓縮機(jī)頻率，比功耗分別為0.97和1.02 kW·h·m-3，略有降低，可以實(shí)現(xiàn)有效的節(jié)能降耗。在系統(tǒng)中使用變頻壓縮機(jī)可以有效實(shí)現(xiàn)節(jié)能，降低經(jīng)濟(jì)成本。

（3）原料氣入口溫度對系統(tǒng)影響較大。入口溫度升高時，需要更多冷量進(jìn)入系統(tǒng)進(jìn)行液化，液化率由94.27%降低為91.16%；為提供更多冷量，系統(tǒng)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(tǒng)液化有利?？紤]到原料氣入口溫度低于海水溫度時其前部預(yù)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(shù)研究發(fā)展計劃項目（2013AA09A216）；國家自然科學(xué)基金項目(51504278)；山東省優(yōu)秀中青年科學(xué)家科研獎勵基金項目(BS2014ZZ009)；中央高校基本科研業(yè)務(wù)費(fèi)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).