級聯(lián)型天然氣液化HYSYS計算模型研究

王 勇 張玉璽 李娟花 李占生 齊園園

1.西安長慶科技工程有限責(zé)任公司，陜西 西安 710018；2.中國石油長慶油田公司監(jiān)理公司，陜西 西安 710018

0 前言

天然氣液化調(diào)峰裝置主要分布在歐洲和北美。其主要分布情況為：美國62座、英國5座、加拿大3座、德國2座，澳大利亞、阿根庭、中國、比利時和荷蘭各1座［1］。

國內(nèi)某LNG調(diào)峰站是我國第一座調(diào)峰型天然氣液化裝置。該裝置建成推動了我國液化天然氣工業(yè)的發(fā)展，是東海天然氣早期開采供應(yīng)上海城市燃氣工程下游部分中的一個重要組成部分。主要用于天然氣早期開采中上游工程因不可抗拒的因素（如臺風(fēng)等）停產(chǎn)，輸氣管線事故，或冬季調(diào)峰時向管網(wǎng)提供安全可靠的天然氣。該裝置由法國燃氣公司設(shè)計制造，1999年投入運行［2］。

法國燃氣公司在研究世界各種天然氣液化流程基礎(chǔ)上，從優(yōu)化流程、減少投資上開發(fā)了新型的混合冷劑液化流程，即整體結(jié)合式級聯(lián)型液化流程。該流程吸收了國外LNG技術(shù)最新發(fā)展成果，與當(dāng)今天然氣液化技術(shù)發(fā)展趨勢相吻合。國內(nèi)某LNG裝置作為調(diào)峰引進了該流程，實際運行證明該工藝具有實用價值。由于國外資料沒有提供具體的計算模型，因而生產(chǎn)操作中無法對裝置進行參數(shù)的最優(yōu)控制。本文通過運用國際上著名的HYSYS軟件對該LNG調(diào)峰站進行模擬計算，結(jié)果表明：模擬與實際運行吻合得較好［3］。

1 級聯(lián)型天然氣液化流程特點

級聯(lián)型天然氣液化流程具有流程精簡、降低設(shè)備投資和操作費用的特點，主要是簡化了預(yù)冷制冷機組的設(shè)計。在流程中增加了精餾塔，并將冷劑分餾為以丁烷和戊烷為主的重組分和以氮、甲烷、乙烷為主的輕組分。重組分在冷卻和節(jié)流降溫后返流，作為冷源進入冷箱上部預(yù)冷天然氣和混合冷劑；輕組分氣液分離后進入冷箱下部，用于冷凝和過冷原料氣。

本工藝中冷箱采用高效釬焊板翅式換熱器。該換熱器具有體積小，便于安裝的特點。整體冷箱分為上下兩部分，結(jié)構(gòu)緊湊，換熱器平行排列，換熱面積大，絕熱效果好。天然氣在冷箱內(nèi)被冷卻至-160℃左右的液體，漏熱損失降低并較好地解決了兩相流分布問題。模塊化型式制造使得冷箱便于安裝，預(yù)留管路在施工現(xiàn)場進行法蘭連接，降低建設(shè)費用。壓縮機和驅(qū)動機具有型式簡單、可靠、投資與維護費用低的特點［4］。

2 級聯(lián)型天然氣液化HYSYS模擬計算

2.1 天然氣組成

天然氣組成見表1。

表1 原料天燃氣組成表

2.2 原料氣冷卻流程

圖1為采用國際上著名軟件HYSYS模擬出的流程。該流程主要由壓縮機、分離器、冷卻器、混合器、換熱器、塔器以及節(jié)流閥組成。該數(shù)學(xué)模型主要以實際的原料氣組分在操作工況下的溫度和壓力進行模擬，其組分在各個設(shè)備中進行分離、閃蒸、節(jié)流等過程的傳質(zhì)、傳熱計算。

原料天然氣組成見表1所示。圖1中天然氣物流1（溫度40 ℃，壓力4.8 MPa，流量196.2 kmol/h）經(jīng)過換熱器1冷卻，冷卻后物流2（溫度-25 ℃，壓力4.79 MPa）再進入分離器1分離，分離器1底部分離出重?zé)N。物流3從分離器1頂部出來進入節(jié)流閥1節(jié)流制冷，制冷后物流4（溫度-27.73 ℃，壓力4.4 MPa），再進入換熱器2換熱，換熱后物流5（溫度-135 ℃，壓力4.39 MPa）進入節(jié)流閥2繼續(xù)節(jié)流制冷。制冷后物流6（溫度-160.5 ℃，壓力0.11 MPa）最后進入分離器5，頂部分離出閃蒸氣（溫度-160.5 ℃，壓力0.11 MPa），罐底部出來為LNG產(chǎn)品（溫度-160.5 ℃，壓力0.11 MPa）。

圖1 級聯(lián)型天然氣液化HYSYS 計算模型圖

2.3 冷劑循環(huán)流程Ⅰ

表2 制冷天然氣組成表

表2為制冷天然氣組成表。如圖1所示：制冷天然氣7（溫度21.9 ℃，壓力0.316 MPa，流量492.4 kmol/h）先進入低壓吸入筒進行氣液分離，頂部出來氣相8（溫度21.9 ℃，壓力0.316 MPa）進入壓縮機1壓縮，底部液烴排出罐外。壓縮后物流9（溫度65.43 ℃，壓力0.73 MPa）再進入冷卻器1冷卻，冷卻后物流10（溫度40 ℃，壓力0.72 MPa）進入分離器7進行分離。從分離器7頂部出來的物流11進入壓縮機2進行壓縮。壓縮后物流13（溫度88.98 ℃，壓力1.71 MPa）進入冷卻器2冷卻。冷卻后物流14（溫度40 ℃，壓力1.7 MPa）進入精餾塔底部進行精餾。從分離器7出來的物流12（溫度40 ℃，壓力0.72 MPa）經(jīng)過泵1增壓后，物流43（溫度40.68 ℃，壓力1.66 MPa）進入精餾塔中部塔盤［5］。

2.4 冷劑循環(huán)流程Ⅱ

從高壓吸入筒出來的氣相物流28（溫度20 ℃，壓力1.43 MPa）進入壓縮機3進行增壓，增壓后物流29（溫度99.73 ℃，壓力4.45 MPa）進入冷卻器3冷卻，冷卻后物流30（溫度35 ℃，壓力4.44 MPa）打循環(huán)進入換熱器1中。經(jīng)過換熱后物流32（溫度-20 ℃，壓力4.43 MPa）進入分離器2，底部出來的液相物流3（溫度-20 ℃，壓力4.43 MPa）進入換熱器2換熱，出來物流35（溫度-130℃，壓力4.42 MPa）進入節(jié)流閥3節(jié)流制冷后，物流36（溫度-130.1℃，壓力0.36 MPa）再進入分離器3。氣相物流33（溫度-20 ℃，壓力4.43 MPa）進入換熱器2換熱，換熱后物流37（溫度-130 ℃，壓力4.42 MPa）進入節(jié)流閥4節(jié)流制冷后與物流38（溫度-154 ℃，壓力0.36 MPa）同時進入分離器3。從分離器3出來的液相物流39與氣相物流40匯在一起后，物流41（-140.2 ℃，壓力0.36 MPa）給換熱器2提供冷量，換熱后物流42（溫度-35.8 ℃，壓力0.35 MPa）與物流19匯在一起進入分離器5（后面流程見精餾塔塔底液相流程所述）。

從精餾塔頂部出來的氣相物流15（溫度38.5 ℃，壓力1.6 MPa）經(jīng)過節(jié)流閥6節(jié)流制冷后，物流24（溫度36.97 ℃，壓力1.44 MPa）進入換熱器1換熱，換熱后物流25（溫度20 ℃，壓力1.43 MPa）進入高壓吸入筒進行氣液分離。底部出來的液相物流27（溫度20 ℃，壓力1.43 MPa）經(jīng)泵2 增壓后進行循環(huán)，物流46（溫度20.17 ℃，壓力1.65 MPa）進入精餾塔頂部。精餾塔設(shè)置10層塔盤，（塔頂壓力控制為1.6 MPa，塔底壓力控制為1.63 MPa）。塔頂出來氣相15（溫度38.49 ℃，壓力1.6 MPa）經(jīng)過節(jié)流閥6節(jié)流制冷后，物流24（溫度36.97 ℃，壓力1.44 MPa）進入換熱器1，然后打循環(huán)進入高壓吸入筒，如前所述。

從精餾塔底部出來的液相物流16（溫度39.09 ℃，壓力1.63 MPa），經(jīng)過泵3增壓，物流17（溫度39.10 ℃，壓力1.64 MPa）進入換熱器1換熱，換熱后，物流18（溫度-20 ℃，壓力1.63 MPa）進入節(jié)流閥5節(jié)流制冷，制冷后物流19（溫度-24.6 ℃，壓力0.33 MPa）再進入分離器5，分離器頂部出來的氣相物流20（溫度-30.38 ℃，壓力0.326 MPa）與分離器底部出來的液相21（溫度-30.38 ℃，壓力0.326 MPa）混合在一起，進入換熱器1。換熱后物流23（溫度21.87 ℃，壓力0.316 MPa）打循環(huán)后，物流7進入低壓吸入筒［6］。

3 裝置考核對比分析

通過考察國內(nèi)某調(diào)峰型LNG裝置的設(shè)定參數(shù)，現(xiàn)將其計算值與現(xiàn)場運行數(shù)據(jù)進行對比，結(jié)果見表3。

表3 HYSYS計算值與現(xiàn)場數(shù)據(jù)對比表

經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)：由于HYSYS模型計算得出在設(shè)定的溫度或壓力下，系統(tǒng)能耗較低和制冷循環(huán)效率較高，故表3所列關(guān)鍵參數(shù)的設(shè)定值和模擬計算值比較接近。實際值與計算值出現(xiàn)偏差，其原因是由于運行時間增加，設(shè)備出現(xiàn)老化，系統(tǒng)在低負荷下運行，參數(shù)達不到設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)?？傮w來看，計算參數(shù)和運行參數(shù)吻合較好［7～8］。

4 結(jié)論

本文通過考察新型級聯(lián)型天然氣液化裝置，通過對系統(tǒng)中各參數(shù)進行分析和研究，采用國際上著名的HYSYS軟件建立起了級聯(lián)型天然氣液化裝置計算模型。通過對該系統(tǒng)工藝參數(shù)模擬研究發(fā)現(xiàn)：流程中模擬參數(shù)與該運行裝置參數(shù)基本接近，這也證明了HYSYS用在該流程的準(zhǔn)確性。該模型的研究不僅對國內(nèi)開展天然氣液化設(shè)計提供參考、技術(shù)支撐和指導(dǎo)作用；還可對所建裝置進行實時參數(shù)調(diào)整、優(yōu)化、提高產(chǎn)率，降低能耗等也具有重要的價值和意義。

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