馬國光 高 俊 季夏夏 魏向東

(1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué))

(2.中國石油西氣東輸管道公司贛湘管理處)

1 分輸站壓力能回收的必要性

天然氣分輸站用以分配長輸管線天然氣，采用節(jié)流膨脹實(shí)現(xiàn)將高壓天然氣調(diào)壓至中低壓下游用戶標(biāo)準(zhǔn)外輸。因此，分輸站調(diào)壓期間存在較大壓降，如我國川氣東送管線分輸站最大壓差達(dá)5 MPa左右，平均壓差約為2.6 MPa，可利用的壓力能全年總和達(dá)2 600×108kJ，相當(dāng)于約9 MW的電站一年的發(fā)電量[1]。由此可見，天然氣長輸管線分輸站蘊(yùn)含的可利用的壓力能相當(dāng)大，應(yīng)采取相應(yīng)措施對(duì)其進(jìn)行回收利用，實(shí)現(xiàn)天然氣長輸管線的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

目前，國內(nèi)外回收利用天然氣壓力能的方式主要為發(fā)電和制冷兩大類。在制冷方面，主要是將膨脹后低溫天然氣的冷量，用于液化天然氣、冷庫、冷水空調(diào)、橡膠深冷粉碎以及輕烴回收等[2]。

針對(duì)液化天然氣在我國能源市場(chǎng)的重要地位，提出利用天然氣長輸管線分輸站壓差液化天然氣工藝，實(shí)現(xiàn)了分輸站能量的綜合利用。

2 利用分輸站壓差液化天然氣工藝

2.1 天然氣凈化工藝

利用分輸站壓差液化天然氣時(shí)，天然氣應(yīng)滿足液化天然氣凈化指標(biāo)，即ρ(H2S)<5.6 mg/m3、y(CO2)<0.005%、y(H2O)<0.000 01%。而長輸管線天然氣僅符合一類氣質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)，即ρ(H2S)≤6 mg/m3，y(CO2)≤2.0%，且無游離水存在[3]。由此可見，管輸天然氣氣質(zhì)并不滿足液化天然氣要求，液化前需進(jìn)行深度凈化處理。

2.1.1天然氣脫硫脫碳工藝

天然氣脫硫脫碳有多種工藝。其中，化學(xué)吸收法脫酸性能穩(wěn)定，操作工藝成熟，可以達(dá)到天然氣液化裝置中所要求的深度凈化標(biāo)準(zhǔn)，且經(jīng)濟(jì)性好[4]。常用的化學(xué)吸收法有3種，即醇胺法、熱鉀堿法及砜胺法。由于醇胺法成本低、反應(yīng)速率快、穩(wěn)定性好且易再生，已被廣泛應(yīng)用于天然氣液化裝置中。表1給出了醇胺法中常用的3種吸收劑的適用條件及優(yōu)缺點(diǎn)。

表1 3種常用吸收劑的比較

管輸天然氣碳硫比較高，如我國西氣東輸天然氣碳硫比達(dá)1.27×104；川氣東送氣碳硫比高達(dá)1.1×106。同時(shí)，管輸天然氣酸氣分壓低，液化前深度凈化時(shí)應(yīng)同時(shí)脫除CO2、H2S。若采用MDEA脫硫脫碳，由于MDEA與CO2反應(yīng)速率慢，脫除大量CO2時(shí)溶液濃度高、循環(huán)量大。因此，在MDEA中加入少量堿性強(qiáng)的DEA來提高反應(yīng)速率，降低胺液濃度和循環(huán)量。通過計(jì)算，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為MDEA(35%)+DEA(5%)的混合胺液滿足管輸天然氣深度脫硫脫碳的要求。

2.1.2天然氣脫水工藝

天然氣脫水方法主要為低溫冷凝法、溶液吸收法[6]、固體吸附法及膜分離法脫水。表2對(duì)幾種脫水方法進(jìn)行了比較。

表2 天然氣脫水方法比較

天然氣液化前須進(jìn)行深度脫水，采用固體吸附脫水比較合適。同時(shí)，固體吸附劑采用4A分子篩可完全脫水，滿足深冷要求[7]。

2.2 制冷方法選取

利用氣體壓力能制冷的方法可分為兩類：不對(duì)外做功的膨脹和作外功的膨脹。前者主要為節(jié)流閥和熱分離機(jī)，后者主要有透平膨脹機(jī)。

(1) 節(jié)流閥。利用實(shí)際氣體的J-T節(jié)流效應(yīng)制冷是發(fā)展最早的制冷方法。節(jié)流閥結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、造價(jià)低、操作維護(hù)方便，但制冷量小，制冷效率僅為30%～40%。

(2) 熱分離機(jī)。熱分離機(jī)通過“節(jié)流-壓縮-膨脹-分離”的循環(huán)過程實(shí)現(xiàn)制冷。熱分離機(jī)可用于不同的流量和壓力，與透平膨脹機(jī)相比，其結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，價(jià)格便宜、運(yùn)行維護(hù)容易。熱分離機(jī)制冷效率為60%～70%，略低于膨脹機(jī)[8]。

(3) 透平膨脹機(jī)。透平膨脹機(jī)制冷原理：高壓天然氣等熵膨脹時(shí)向外輸出機(jī)械功，消耗了大量的內(nèi)能，使得氣體溫度降低，實(shí)現(xiàn)制冷目的。透平膨脹機(jī)具有流量大、體積小、不污染制冷工質(zhì)等優(yōu)點(diǎn)，而且，制冷效率高達(dá)85%以上。同時(shí)，利用膨脹機(jī)制冷可回收膨脹功，實(shí)現(xiàn)能量的充分利用。

綜合可得，利用分輸站壓差液化天然氣工藝采用透平膨脹機(jī)回收天然氣壓力能實(shí)現(xiàn)制冷液化天然氣[9]。

2.3 利用分輸站壓差液化天然氣工藝

利用天然氣長輸管線分輸站壓差液化天然氣工藝見圖1。分輸站來氣經(jīng)分離器1分離除雜后分流為兩股，一股(物流1)為LNG原料氣，另一股(物流2)為制冷冷源。為降低凈化費(fèi)用，僅物流1進(jìn)行脫硫脫碳處理。物流1進(jìn)吸收塔與胺液逆流接觸脫碳脫硫后天然氣中y(CO2)<0.005%、ρ(H2S)<5.6 mg/m3。凈化天然氣經(jīng)分離器2分離后去分子篩1完全脫水，然后經(jīng)換熱器1、2冷卻并在分離器3進(jìn)行氣液分離，液相去重?zé)N處理裝置，氣相進(jìn)入換熱器3深冷后通過節(jié)流閥節(jié)流降壓至分輸壓力，最后進(jìn)入分離器4進(jìn)行氣液分離，液相為LNG，進(jìn)入LNG低溫儲(chǔ)罐；氣相回流為天然氣提供冷量后外輸。

分輸站來氣在低溫環(huán)境下易形成天然氣水合物產(chǎn)生冰堵現(xiàn)象，因此物流2膨脹之前需深度脫水。物流2進(jìn)入分子篩2完全脫水，然后經(jīng)換熱器1預(yù)冷直接進(jìn)入膨脹端膨脹制冷后為LNG原料氣提供冷量。最后在膨脹機(jī)壓縮端的作用下增壓外輸。

該液化流程僅利用天然氣分輸站自身壓差實(shí)現(xiàn)制冷液化天然氣，液化單元無外界能量供應(yīng)，實(shí)現(xiàn)了流程總能耗最小。

3 液化流程的分析研究

(1) 天然氣液化率

(1)

(2) 膨脹制冷單元

透平膨脹機(jī)膨脹功：

(2)

式中,Hin、Hout分別為膨脹機(jī)工質(zhì)進(jìn)口焓和出口焓值，kJ/kg；ρ為工質(zhì)體積流量，m3/h；ηT為透平效率。

透平膨脹機(jī)制冷量：

Q0=qR(Hin-Hout)ηt

(3)

膨脹機(jī)壓縮端采用離心式壓縮機(jī)，其軸功率計(jì)算如(4)式：

(4)

(5)

式中,qR為氣體質(zhì)量流量，kg/s；η為壓縮效率。

其中，

We=Wc

(6)

天然氣的實(shí)際焓值H為該狀態(tài)下的理想焓Hid與余焓Hres之和，即：H=Hid+Hres[10]。

混合物理想焓的計(jì)算方程：

(7)

用PR方程計(jì)算余焓的方程為：

(8)

(3) 換熱器單元

總物料平衡：

q1+q2=q重?zé)N+qLNG+q15+q23

(9)

式中, qi為節(jié)點(diǎn)物流的質(zhì)量流量，kg/s。

能量平衡：

q6H6+q17H17+(q12H12-q15H15)+

(q19H19-q22H22)-q重?zé)NH重?zé)N-q10H10-

q18H18=0

(10)

(4) 壓差對(duì)液化流程的影響

通過以上計(jì)算，天然氣分輸站內(nèi)壓差對(duì)天然氣液化率影響見圖2。隨著壓差的增大，液化率呈上升趨勢(shì)，但當(dāng)天然氣液化率增大到18.34%時(shí)，液化率基本不再受壓差影響。同時(shí)，單位壓差液化率隨著天然氣壓差的增大呈拋物線變化：先上升后下降，存在一個(gè)單位壓差液化率較大的值。該壓差下天然氣壓力能利用效率最高，即分輸站壓差為4MPa左右時(shí)，單位壓差制冷所得天然氣液化率最大。

(5) 分輸量對(duì)液化流程的影響

通過計(jì)算，天然氣分輸量對(duì)液化天然氣和LNG產(chǎn)量的影響見圖3。由圖3可得，天然氣分輸量越大，液化所得LNG產(chǎn)量越大，但并不影響天然氣液化率。

綜合上述可知，利用壓差液化天然氣流程應(yīng)用于天然氣長輸管線分輸站時(shí)，影響天然氣液化率的因素為天然氣壓差。同時(shí)，該工藝應(yīng)用于壓差約4 MPa的分輸站時(shí)，壓力能利用效率最高。而且，天然氣分輸量越大，液化天然氣產(chǎn)量越高。

4 實(shí)例計(jì)算

以川氣東送為例[1]，該長輸管道沿線設(shè)有上黨、梁平、恩施、宜昌、枝江、荊州、仙桃、武漢、黃石、黃梅、安慶、池州、宣城、十字鎮(zhèn)、湖州、嘉興等分輸站。各分輸站采用如圖1所示的壓差式液化工藝對(duì)壓力能回收利用，川氣東送管線主要分輸站的液化天然氣產(chǎn)量見表3。

表3 川氣東送利用分輸站壓差液化天然氣產(chǎn)量

從表3可得，川氣東送外輸商品氣量75×108m3/a，各分輸站可回收利用的壓力能達(dá)2 600×108kJ/a，利用圖1的壓差式液化流程對(duì)壓力能回收，可生產(chǎn)液化天然氣量約272×103t/a。其中，達(dá)化、九江、上黨、嘉興分輸站天然氣分輸量大，可利用的壓力能大，液化天然氣產(chǎn)量高，LNG總產(chǎn)量為241.6×103t/a，具有很高的回收利用價(jià)值。

5 結(jié) 論

利用分輸站壓差液化天然氣工藝中，根據(jù)管輸天然氣的氣質(zhì)特點(diǎn)，液化前深度凈化宜采用MDEA(35%)+DEA(5%)的混合胺液脫碳脫硫，4A分子篩脫水。該液化流程的天然氣液化率僅隨壓差的增大而升高。同時(shí)，分輸站分輸量越大，液化天然氣產(chǎn)量越高。因此，該工藝適用于長輸管線壓降大、分輸規(guī)模較大的分輸站。此壓差式液化工藝，天然氣液化率最大為18%左右，如進(jìn)一步提高液化率則建議在此基礎(chǔ)上增加外制冷方法來實(shí)現(xiàn)液化。

利用透平膨脹機(jī)回收天然氣分輸站壓力能生產(chǎn)高經(jīng)濟(jì)附加值的液化天然氣，不僅實(shí)現(xiàn)了能量的綜合利用，而且提高了天然氣長輸管線的經(jīng)濟(jì)效益，具有很好的應(yīng)用前景。

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