唐 嘉,幸 濤,黃康勝

（1. 四川化工職業(yè)技術學院，四川 瀘州 646000；2. 凱添能源裝備有限公司，重慶 江津 402276）

近年來，隨著國家煤改氣環(huán)保政策的不斷推進和資源高效利用共識的深入人心， 處理量在10萬Nm3/d以內的撬裝型天然氣液化裝置被越來越多地用于油田伴生氣、頁巖井口氣等非常規(guī)天然氣的就地回收。 天然氣液化撬裝裝置是將天然氣液化工藝中的設備、管道管件、儀表元件、控制線纜等各種組件按流程先后順序和功能集成在幾個集裝箱式的撬體上，撬體之間通過管道、線纜連接，即可進行天然氣的就地液化，是微縮和集成化的液化工廠。 這類撬裝液化裝置具有流程簡單、體積小、適應性強和便于安裝及運輸等特點。

傳統(tǒng)帶預冷的撬裝液化流程，來自大型液化工廠，能耗低，但流程復雜。本文探討了一條新的路線：即去掉傳統(tǒng)流程中的預冷環(huán)節(jié)， 只保留混合冷劑壓縮，在犧牲部分能耗的基礎上使流程變得更簡單，設備體積更小。為此，采用石油化工領域常用的Aspen HYSYS流程模擬軟件，從能耗、循環(huán)水用量等方面對帶預冷和不帶預冷的兩種液化流程進行研究。

1 原料氣組分及模擬環(huán)境介紹

1.1 原料氣組成

天然氣處理包括凈化工藝和液化工藝兩部分。凈化工藝主要是對天然氣進行脫水、 脫酸性氣體、脫除汞等雜質的工藝，目的是防止這些雜質腐蝕設備及在低溫狀態(tài)下產生凍結而堵塞閥門和管道[1]。本文僅研究天然氣液化工藝。

研究所用原料氣為重慶永川地區(qū)的頁巖氣，經過前段的凈化處理后，進入冷箱的天然氣組成如表1所示。 其特點是重烴含量少， 甲烷含量高，CO2和H2S等酸性雜質的含量低， 適合撬裝類液化設備進行就地液化[2]。

表1 重慶永川頁巖氣組成

根據GB/T19204-2003，液化天然氣產品中甲烷的含量應高于75%，氮氣含量應低于5%，在大氣壓力下的沸點約為-166℃～-157℃。

1.2 模擬環(huán)境

采用HYSYS流程模擬軟件。 物性參數的計算選擇常用的P-R方程，較適合天然氣液化流程[3]。 冷箱內換熱器選用LNG換熱器模塊， 根據實際情況，各通道的壓降均取10kPa。 壓縮機排氣冷卻/冷凝器選用冷卻器模塊。 壓縮機選用壓縮機模塊，其余采用默認設置。 天然氣處理量為3萬Nm3/d。

2 不同的流程

2.1 流程簡介

目前小型撬裝采用的一般是帶丙烷預冷的混合冷劑液化流程，簡稱C3/MRC流程。 流程示意如圖1。

圖1 帶預冷的液化流程

預冷劑C3經預冷壓縮機K-100壓縮后，排氣經冷凝器E-101冷凝至40℃，經節(jié)流閥VLV-104節(jié)流降溫至-10℃，進入預冷換熱器LNG-100提供冷量后返回預冷壓縮機入口。

混合冷劑MR經混合冷劑壓縮機K-101壓縮、排氣后經冷卻進預冷換熱器LNG-100降溫至-5℃后，進入冷劑分離罐V-104， 分離出液相后進中冷換熱器LNG-101，冷卻至-65℃后，經節(jié)流閥VLV-103節(jié)流降溫后與來自深冷換熱器LNG-102的混合冷劑混合，返回中冷換熱器提供冷量，最后返回混合冷劑壓縮機。 氣相依次經過中冷、 深冷換熱器降溫至-154℃后經節(jié)流閥VLV-101節(jié)流降溫至-160℃，返回深冷換熱器為其提供冷量。

原料氣NG依次經預冷換熱器LNG-100、 中冷換熱器LNG-101降溫至-65℃后進重烴分離罐V-100，罐底分離出重烴產品NGL，罐頂氣相進深冷換熱器LNG-102降溫至-154℃，再經天然氣節(jié)流閥VLV-100降壓至0.2MPa后進入BOG分離罐V-101， 罐頂分離出BOG氣體，罐底得到LNG產品。流程中各節(jié)點的溫度、壓力和流量見表2。

表2 帶預冷的液化流程各節(jié)點參數值

此流程采用了單獨的預冷壓縮機為預冷段提供冷量，具有流程長、設備多、體積大等不利于裝置整體移動及運輸的弊端，不適合作為井口氣液化工藝。 為此，考慮減少一臺壓縮機，使流程簡化，減少設備體積。 采取如圖2所示的流程。

圖2 不帶預冷的液化流程

混合冷劑MR經混合冷劑壓縮機K-101壓縮，排氣冷凝后在冷劑分離罐V-102分離出液相和氣相，液相在預冷換熱器LNG-100中降溫至-5℃， 再經節(jié)流閥VLV-102節(jié)流降溫后，與來自中冷換熱器LNG-101的混合冷劑混合返回預冷換熱器為其提供冷量；氣相出預冷換熱器進入冷劑分離罐V104分離出液相和氣相， 液相在中冷換熱器LNG-101中降溫至-65℃，再經節(jié)流閥VLV-103節(jié)流降溫后，與來自深冷換熱器LNG-102的混合冷劑混合返回中冷換熱器為其提供冷量，氣相則依次經過中冷、深冷換熱器后降溫至-154℃后經節(jié)流閥VLV-101節(jié)流降溫至-160℃，返回深冷換熱器為其提供冷量。

原料氣NG的流程與帶預冷的液化流程相同。流程中各節(jié)點的溫度、壓力和流量見表3。

表3 不帶預冷的液化流程各節(jié)點參數

從表2和表3可以看出，不帶預冷的液化流程取消了預冷壓縮機， 系統(tǒng)的冷量全部由混合冷劑提供，使得壓縮機的排氣量增大，壓縮機功耗增加，但流程中減少了一臺壓縮機及冷凝器等系列設備，增加了一個冷劑分離罐，使裝置的體積減小，設備成本也降低。

2.2 流程優(yōu)化方法

不帶預冷的流程之所以能實現，核心在于混合冷劑的組分配比。 優(yōu)化思路是通過不斷調整冷劑的配比、冷劑循環(huán)量、壓縮機排氣壓力，找出最佳組合，使流程在壓縮機能耗、合理壓比，以及天然氣液化品質三者之間取得最佳平衡。

好的工藝參數組合應滿足壓縮機能耗要盡量低，排氣溫度要低，壓比容易實現；LNG換熱器的換熱最小溫差（Min Approach） 和對數換熱平均溫差（LMTD）盡量小，但不能小于3℃，否則設備難以實現。 在滿足上述要求的前提下，觀察預冷壓縮機、混冷壓縮機的功耗以及總功耗的變化趨勢。

3 流程對比分析

以下通過具體的參數分析比較兩種流程的異同。 為使過程具有可比性，兩種流程的天然氣通路的參數均相同，其具體節(jié)點值設置如下表4。

表4 兩種流程天然氣通路各節(jié)點參數

按“2.2”所述的優(yōu)化原則，最終得到兩種流程的一種合理組分配比見表5。

表5 不同流程的混合冷劑組成

從表5可以看出，流程一的預冷劑為丙烷，混合冷劑中輕組分甲烷和氮氣含量較高，壓縮機排氣冷卻后不會產生液化，無需設置氣液分離器。

流程二的混合冷劑配比中，重組分異丁烷含量較高。 這是因為由于沒有單獨的預冷壓縮機，流程的預冷段冷量需要靠自身的重組分提供，異丁烷在此主要起預冷的作用。 在壓縮機排氣冷卻后，產生的液相冷劑中，大部分組分為異丁烷，需設置氣液分離器。 因此，采用流程二在實際生產時應特別注意壓縮機排氣壓力控制，避免排氣壓力過高導致排氣帶液。 若使用多級壓縮的往復壓縮機，需注意級間冷卻分離，避免進氣帶液。

3.1 能耗分析

用HYSYS軟件模擬計算時，兩種流程天然氣通路各節(jié)點參數見表4，壓縮機均選擇螺桿壓縮機，設定等熵效率為75%，機械效率為98%，對比壓縮機的能耗（即軸功率），如表6。

表6 兩種流程壓縮機的能耗

兩種流程在原料氣處理量、產品產量、品質一樣的前提下，從操作費用來看，處理單位體積天然氣流程二比流程一多耗電0.04kWh，1t LNG 折合1400m3天然氣，流程二比流程一多耗電56kWh。通常情況下，氣井所處地偏僻，沒有城市供電，而是采用天然氣就地發(fā)電， 按天然氣價格1元/Nm3、 發(fā)電3kWh/Nm3，則電費是0.33元/kWh計算，生產1t LNG電費增加18.48元。 3萬Nm3/d的裝置，每天生產LNG 21.4t， 年開工時間按333天計算， 則每年電費多出13.17萬元。 作為對比，流程一的預冷系統(tǒng)設備投入約70萬元，此外，還有安裝、運輸、檢修等方面的投入。 因此從能耗角度出發(fā)，流程二以稍高的能耗換取的是設備體積減小，投入減少，使得設備在井口間移動變得更方便，更容易去到交通不便的偏遠井口，使非常規(guī)天然氣的回收變成現實。

3.2 循環(huán)水用量分析

在表6的兩種流程最低液化能耗下， 研究壓縮機排氣冷凝/冷卻器的換熱負荷以及循環(huán)水的用量，見表7。

表7 兩種流程的循環(huán)水用量

流程一系統(tǒng)的冷量源頭來自預冷壓縮機，預冷劑丙烷經過壓縮、冷凝、節(jié)流后，在預冷換熱器中為混合冷劑提供冷量， 使混合冷劑的溫度不斷降低，因此預冷的負荷要高于混合冷劑的負荷。

流程二系統(tǒng)的冷量全部來自混合冷劑壓縮機，通過節(jié)流將混合冷劑自身的溫度不斷降低。 混合冷劑與環(huán)境的溫差比流程一預冷劑與環(huán)境的溫差大，所以，流程二的負荷比流程一的換熱負荷大，同時，壓縮機的功耗也比流程一的大。

換熱過程溫差會決定換熱過程有效能的損失，換熱溫差越大，有效能損失越大[4]，換熱負荷越大，能耗越高。因此，換熱過程的最接近溫差設定為8℃，得出兩種流程的循環(huán)水用量見表7。

3.3 預冷系統(tǒng)的配置

預冷系統(tǒng)包括壓縮機、一級油分離器、二級油分離器、排氣冷凝器、氣液分離罐、排油冷卻器，回油管線等。 預冷換熱器來的丙烷在預冷壓縮機里壓縮，潤滑油經過排油冷卻器、潤滑油過濾器后噴入壓縮機，起到降溫和潤滑的作用。 壓縮后的丙烷氣體和潤滑油進入一級油分離器，分離的潤滑油回到壓縮機入口，丙烷在排氣冷凝器中冷凝成液相后進入預冷換熱器。

一套3萬Nm3/d的裝置配備的預冷壓縮體積大小為長7m×寬3m×高3m。 整體供貨工期為2個月。 可以看出預冷壓縮系統(tǒng)具有一定的復雜性，涉及的設備較多，需要一套獨立的控制系統(tǒng)。

3.4 不帶預冷流程處理規(guī)模的影響

不帶預冷的液化流程的不同天然氣處理量對設備運輸體積、液化能耗和運行費用的影響見表8。

表8 不帶預冷的液化流程不同規(guī)模的對比

從表8可以看出：

（1）撬裝裝置是安裝在集裝箱式的撬體上，為了滿足高速公路運輸， 撬體的體積限制在14m×3.2m×3.2m（長×寬×高）。 裝置規(guī)模越大，設備體積越大，其撬體數量越多，裝車量越多。

（2）運行費用包括液化能耗、循環(huán)水量和人工費用。 由于人工費用受裝置規(guī)模的影響較小，主要影響液化能耗和循環(huán)水耗。 總的來說，規(guī)模越大，每方氣處理費用越低。

4 結論

（1）不帶預冷的液化流程能耗稍高（比帶預冷液化流程高0.05～0.1kWh/Nm3）， 以3萬Nm3/d的撬裝裝置計，電費多出13.17萬元/年。

（2）不帶預冷的液化流程減少了一臺壓縮機及冷凝器等系列設備， 以3萬Nm3/d的撬裝裝置計，可節(jié)省約70萬元的設備投資。 此外，撬裝裝置在井口間移動，預冷系統(tǒng)的減少，會降低其設備的拆除、安裝和運輸費用。

（3）不帶預冷的液化流程在相同投資下，處理量越大，運行費用越低。

（4）撬裝液化裝置具有體積小，便于成撬，可移動性強，能適應偏遠的非常規(guī)天然氣和氣量不穩(wěn)定井口氣的就地液化。