原料天然氣組分變化對LNG裝置的影響及對策①

李均方 張瑞春 夏功科 劉盛鵬 干卓凡 謝仲海

(1.中國石油西南油氣田公司成都天然氣化工總廠)

(2.中國石油昆侖能源華油天然氣廣安有限公司)

1 裝置概況

廣安天然氣處理量為100×104m3/d 的LNG裝置，采用BLACK VEATCH的PRICO混合制冷液化工藝(見圖1)，用離心壓縮機制冷，鋁板翅式換熱器兩臺并聯(lián)換熱，具有設(shè)備少、流程簡單、投資少、維護方便及開啟便捷等諸多優(yōu)勢[1]。

該裝置于2012年4月建成投產(chǎn)，建設(shè)初期并未考慮脫重?zé)N問題，項目建設(shè)后期增加了重?zé)N分離器及后續(xù)儲存設(shè)備，但運行中仍出現(xiàn)冷箱低溫堵塞和高乙烷含量的適應(yīng)性問題[2]?，F(xiàn)場分析問題原因后，采取了調(diào)整工藝參數(shù)，增加活性炭吸附脫除重?zé)N等措施，目前裝置運行正?！，F(xiàn)將裝置問題及解決措施介紹如下。

2 裝置運行問題及對策

2.1 原料天然氣組分變化情況

LNG裝置原料天然氣組分變化對制冷液化單元的影響十分重要。一般LNG裝置在原料天然氣凈化部分已包括天然氣脫CO2和深度脫水、脫汞等措施，但對液化單元而言，其功能除制冷液化外，還應(yīng)根據(jù)原料天然氣組分含量的不同來考慮重?zé)N的分離、乙烷的回收以及氮等輕組分的脫除等。

裝置在運行過程中原料天然氣組分與設(shè)計時相比有較大的偏離(見表1)，主要表現(xiàn)如下：

表1 廣安LNG裝置氣源組分

(1) 原料天然氣中重?zé)N含量明顯增加，特別是苯、環(huán)己烷等易堵塞組分增加，常規(guī)天然氣分析一般不包括這些組分，但對LNG裝置運行十分重要。根據(jù)GPA的方法，針對廣安LNG裝置原料天然氣組成預(yù)測了不同苯含量的結(jié)晶溫度(見圖2)。由圖2可以看出，很少量的苯就會引起苯在LNG中的結(jié)晶，同時苯含量的微量升高會引起結(jié)晶溫度的明顯變化。為避免低溫堵塞，一般應(yīng)將天然氣中的苯體積分?jǐn)?shù)控制在1×10-6～10×10-6以下[3]。

(2) 原料天然氣組分含量變化頻次高，有時1天內(nèi)會出現(xiàn)幾次劇烈變化(見圖3)。根據(jù)裝置原料天然氣在線色譜檢測分析其各組分摩爾分?jǐn)?shù)的變化范圍是：C1：87%～97%；C2：1%～8%；C3：0.1%～0.8%；C4：0.01%～0.3%；C5：0.002%～0.1%；C6：0.000 1%～0.02%。值得說明的是，其重?zé)N組分變化的絕對值不大，但相對值高。

2.2 重?zé)N低溫堵塞

2.2.1問題描述

廣安LNG裝置運行中多次出現(xiàn)冷箱低溫堵塞，引起裝置被迫停產(chǎn)，對冷箱加熱吹掃后才能繼續(xù)生產(chǎn)，造成很大的物料和能量損失。一般解堵過程中天然氣凈化部分繼續(xù)運行，制冷壓縮機全流量回流。加熱吹掃需要12～24 h，再冷卻至正常運行需要約24 h。按每小時耗電15 000 kW計算，浪費電耗約54×104～72×104kW·h。同時，還伴隨冷劑和天然氣加熱的放空消耗。

典型的堵塞發(fā)生在冷箱的天然氣通道下部b處(見圖1)。堵塞現(xiàn)象表現(xiàn)為： b處壓力降明顯增加，從常規(guī)20～40 kPa迅速上升到滿量程的105 kPa；同時，由于天然氣產(chǎn)品閥開度一定，天然氣通道的流量明顯下降；因制冷量大于天然氣的需冷量，制冷劑側(cè)底部溫度明顯下降；由于換熱惡化，冷劑低溫通道與產(chǎn)品線之間的傳熱溫度差由2～3 ℃增加到3～6 ℃以上。

實際運行表明，裝置由富氣變貧氣時極易出現(xiàn)低溫堵塞，出現(xiàn)該問題后需減少制冷量，將冷箱底部產(chǎn)品溫度上調(diào)到-90～-130 ℃，希望通過升高溫度來增加重?zé)N在LNG中的溶解度，以此解決堵塞問題。堵塞嚴(yán)重時，必須將冷箱底部溫度加熱到5～10 ℃后解凍，b處壓差才能降到正常值，從而再進行生產(chǎn)。

2.2.2解決措施

針對廣安LNG裝置堵塞的實際問題，采取的解決措施如下：

(1) 調(diào)整工藝參數(shù)，適當(dāng)降低冷箱中點溫度，從設(shè)計的-51 ℃降低到-71 ℃，通過冷凝增加苯在重?zé)N分離器底的排放量，減少冷箱下部苯的分壓。裝置開工時，中點溫度降到合格后再進入下部制冷。在沒有產(chǎn)生重?zé)N時，也將該分離器液位控制閥開啟至一定開度，使易堵塞組分通過低溫分離出裝置。同時，穩(wěn)定冷箱中點溫度，避免溫度波動將易堵塞的重?zé)N帶入冷箱下部。

(2) 增加苯和環(huán)己烷等易堵塞組分的吸附脫除。利用該裝置脫水單元吸附塔頂約900 mm的剩余空間，裝填一定量的活性炭，利用其吸附能力來脫除易堵塞組分。按吸附時間8 h計，實際裝填活性炭單塔約1.5 t，可有效脫除原料天然氣中體積分?jǐn)?shù)約為300×10-6的苯、環(huán)己烷等易堵塞組分。

2.2.3應(yīng)用效果

采取上述增加冷凝和吸附的技術(shù)措施后，進冷箱前重?zé)N含量明顯降低(見表2)，裝置低溫堵塞現(xiàn)象明顯消除，裝置能安全平穩(wěn)地生產(chǎn)。

表2 分子篩前后天然氣C6～C9單體烴檢測結(jié)果

值得說明的是，該方法在原料天然氣重?zé)N含量少而易堵塞組分含量較高時效果良好。當(dāng)重?zé)N含量高時，可采用冷凝分離或前置輕烴凝析油回收的方法解決。吸附再生的重?zé)N不能循環(huán)進裝置，只能用作燃料或送界區(qū)外處理。分子篩上部的活性炭具有燃燒的風(fēng)險，需要嚴(yán)格控制好置換和進分子篩天然氣中的氧含量。

2.3 高乙烷含量

2.3.1問題描述

該裝置運行中甲烷摩爾分?jǐn)?shù)最低為87%～89%，最高為97%～98%；乙烷摩爾分?jǐn)?shù)最高為9%～10%，最低為1%～3%，一般每天乙烷摩爾分?jǐn)?shù)在5%～7%較多見。高乙烷含量帶來的問題是：

(1) 相應(yīng)溫度壓力下重?zé)N分離器液體產(chǎn)量增加，有時全開重?zé)N分離器底部排液閥，其液位還會繼續(xù)上升，只能現(xiàn)場放空到火炬，影響裝置運行的經(jīng)濟性和安全性。

(2) 出重?zé)N分離器的液體復(fù)熱到常溫后與同樣是常溫的分子篩再生氣混合(見圖4)，在d點產(chǎn)生了低溫物流(分析認(rèn)為是乙烷等烴類蒸發(fā)、相變制冷所致)。例如，混合前兩物流的溫度均為20 ℃，混合后的溫度可達到-10 ℃，下降了30 ℃，從而造成混合處低溫堵塞，再生氣壓縮機進口帶液，影響下游管線的安全運行。

2.3.2解決對策

(1) 調(diào)整操作參數(shù)，適當(dāng)提高冷箱中點壓力和溫度。根據(jù)乙烷含量增高、易堵塞組分溶解度增大的特點，適當(dāng)增加冷箱中點溫度，從-71 ℃提高到-61～-65 ℃，在保證冷箱不堵塞的情況下，讓更多的乙烷去產(chǎn)品LNG，適當(dāng)減少重?zé)N分離器產(chǎn)生的液體流量；同時將重?zé)N分離器的壓力從3.3 MPa提高到3.6～3.8 MPa，增加分離器底閥門流速，以解決液體到火炬的排放問題；在下游混合處加強電伴熱，以減少下游設(shè)備低溫運行的不利影響。

采取上述措施后，裝置在高乙烷含量下能正常生產(chǎn)，問題得到有效解決。

(2) 關(guān)于回收乙烷作冷劑補充的可行性問題。乙烷含量偏高是四川須二氣藏的特性決定的，其他裝置可能不會遇到類似問題。乙烷代替乙烯作冷劑可節(jié)約裝置原料消耗，實現(xiàn)自我補充。按原料天然氣100 ×104m3/d、乙烷摩爾分?jǐn)?shù)4%、收率50%計算，每天能回收2×104m3的乙烷(相對分子質(zhì)量30.07)，合計為24.96 t(即34.6 kmol/h)，而廣安LNG裝置的乙烯消耗為20 t/月。這樣可實現(xiàn)裝置物料的自平衡，減少外購乙烯量，多余的乙烷還可銷售給乙烯廠作原料。由于采用該方法裝置改動較大，目前僅作可行性分析，但對新建類似裝置采取乙烷回收是值得重視和考慮的。

3 結(jié) 語

原料氣組分對LNG裝置的運行具有很大的影響，由于原料來源的多樣性，造成LNG裝置天然氣組分的變化普遍存在。該裝置原料天然氣組分變化的復(fù)雜性給裝置運行帶來的問題，具有一定的典型意義。

廣安LNG裝置在設(shè)計時并沒有對原料天然氣C6及以上組分進行分析，也未考慮脫重?zé)N問題。即使項目建設(shè)后期增加了重?zé)N分離器，也未能很好地應(yīng)對低溫堵塞和高乙烷含量適應(yīng)性問題。為避免類似問題再次出現(xiàn)，建議新建LNG裝置，并作好原料天然氣組分檢測以及組分變化的分析預(yù)測。

參考文獻

[1] 花亦懷.MRC液化工藝?yán)鋭㎎-T閥失效原因及解決方案分析[J] .上海煤氣，2010(4)：6-8.

[2] 劉盛鵬.廣安LNG裝置冷箱積液處理[J].石油與天然氣化工，2013,42(2)：154-155.

[3] 顧安忠.液化天然氣技術(shù)[M].北京：機械工業(yè)出版社，2003.