基于混合冷劑外冷的分輸站壓差液化天然氣研究

馬國光　高 俊　魏向東　李 晉

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.中石油東部管道有限公司南昌管理處

基于混合冷劑外冷的分輸站壓差液化天然氣研究

馬國光1高 俊1魏向東2李 晉2

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.中石油東部管道有限公司南昌管理處

摘要為了提高利用分輸站壓差制冷液化天然氣工藝的液化率，該工藝增加了混合冷劑外冷，其液化流程可分為膨脹前預(yù)冷液化天然氣流程和膨脹后外冷液化天然氣流程。對(duì)兩種工藝流程建立最大年均利潤總額目標(biāo)函數(shù)，并對(duì)其自由度敏感性進(jìn)行分析。通過實(shí)例分析計(jì)算得出，分輸站利用壓差液化天然氣工藝采用膨脹前預(yù)冷比膨脹后外冷經(jīng)濟(jì)效益更高。

關(guān)鍵詞分輸站混合冷劑LNG膨脹經(jīng)濟(jì)效益

天然氣分輸站單純利用天然氣自身壓差液化天然氣工藝，僅利用膨脹機(jī)回收高壓天然氣壓力能用于制冷生產(chǎn)LNG，流程簡單，投資少。但流程液化能力較小，液化率最大為18%左右，經(jīng)濟(jì)效益低。為此，可通過采用增加外制冷量提高天然氣液化率，來提高分輸站壓力能回收的經(jīng)濟(jì)效益。鑒于混合冷劑循環(huán)的低能耗特點(diǎn)，分輸站壓差液化天然氣工藝選擇混合冷劑作為外冷循環(huán)?；旌侠鋭┩饫涞姆州斦緣翰钜夯烊粴饪煞譃榕蛎浨邦A(yù)冷和膨脹后外冷兩種工藝流程。本文主要對(duì)膨脹前預(yù)冷和膨脹后外冷工藝進(jìn)行分析，研究工藝的經(jīng)濟(jì)效益，為天然氣分輸站回收壓力能液化工藝提供技術(shù)支持。

1利用混合冷劑外冷的壓差液化天然氣流程

1.1膨脹前預(yù)冷液化天然氣流程

膨脹前預(yù)冷液化天然氣流程是在分輸站單純利用壓差液化工藝(見圖1)上增加了混合冷劑預(yù)冷循環(huán)，工藝流程如圖2所示。

該流程主要由混合冷劑循環(huán)、膨脹制冷回路以及天然氣液化回路3部分組成。

混合冷劑循環(huán)：混合冷劑經(jīng)壓縮機(jī)壓縮至高壓進(jìn)入水冷器冷卻，高壓混合冷劑經(jīng)換熱器I進(jìn)一步冷卻，然后節(jié)流降溫返回?fù)Q熱器I，為液化流股和膨脹流股天然氣預(yù)冷提供冷量后返回混合冷劑壓縮機(jī)，完成混合冷劑預(yù)冷循環(huán)。

天然氣膨脹制冷回路：分輸站的一部分高壓天然氣經(jīng)凈化后作為膨脹流股天然氣，經(jīng)混合冷劑預(yù)冷后，進(jìn)入膨脹機(jī)的膨脹端膨脹，降壓降溫，流入換熱器II和換熱器I，為天然氣液化提供冷量，升溫后的膨脹流股天然氣經(jīng)膨脹機(jī)的壓縮端增壓至外輸壓力后外輸。

天然氣液化回路：分輸站另一部分凈化后的高壓天然氣作為液化流股天然氣，進(jìn)入換熱器I預(yù)冷，進(jìn)入換熱器II液化并過冷，然后經(jīng)節(jié)流閥節(jié)流降壓至儲(chǔ)存壓力，最后進(jìn)入分離器進(jìn)行氣液分離，液相為LNG產(chǎn)品進(jìn)低溫儲(chǔ)罐，氣相回流為天然氣提供冷量。

1.2膨脹后外冷液化天然氣流程

膨脹后外冷液化流程是將分輸站單純利用壓差液化工藝(見圖1)中膨脹流股天然氣膨脹制冷作為預(yù)冷天然氣，在液化流股天然氣的液化段增加混合冷劑外冷循環(huán)[1]，其工藝流程如圖3所示。

該流程由膨脹制冷回路、混合冷劑循環(huán)以及天然氣液化回路3部分組成。天然氣膨脹制冷回路：分輸站的一部分高壓天然氣經(jīng)凈化后作為膨脹流股天然氣，直接進(jìn)入膨脹機(jī)的膨脹端膨脹，降壓降溫，進(jìn)入換熱器I為液化流股天然氣和混合冷劑的預(yù)冷提供冷量，升溫后的膨脹流股天然氣經(jīng)膨脹機(jī)的壓縮端增壓至外輸壓力后外輸。

混合冷劑循環(huán)：混合冷劑經(jīng)壓縮機(jī)壓縮至高壓進(jìn)入水冷器冷卻，高壓混合冷劑經(jīng)換熱器I和換熱器II進(jìn)一步冷卻、冷凝后，節(jié)流降溫返回?fù)Q熱器II、換熱器I，為天然氣液化提供冷量后返回混合冷劑壓縮機(jī)，完成混合冷劑循環(huán)。

天然氣液化回路：分輸站中另一部分凈化的高壓天然氣作為液化流股天然氣，進(jìn)入換熱器I預(yù)冷，進(jìn)入換熱器II液化并過冷，然后經(jīng)節(jié)流閥節(jié)流降壓至儲(chǔ)存壓力，最后進(jìn)入分離器進(jìn)行氣液分離，液相為LNG產(chǎn)品進(jìn)入低溫儲(chǔ)罐。

2利用混合冷劑外冷的壓差液化天然氣流程分析

天然氣分輸站壓差液化流程是通過增加混合冷劑外冷來提高天然氣液化率。天然氣液化率越高，混合冷劑循環(huán)量越大，流程操作費(fèi)用越大。因此，研究液化天然氣流程的利潤總額與LNG產(chǎn)量的關(guān)系是確定流程的關(guān)鍵。

2.1目標(biāo)函數(shù)

根據(jù)天然氣分輸站回收壓力能液化的經(jīng)濟(jì)目標(biāo)，建立利用混合冷劑外冷的壓差液化天然氣流程的最大年均利潤總額為目標(biāo)函數(shù)[2]：

Jmax=Cpro-Ccos-Ctax

(1)

式中,J為年均利潤總額，萬元/年；Cpro為年均產(chǎn)品收入，萬元/年；Ccos為年均總成本，萬元/年；Ctax為年均銷售稅金(增值稅×10%)，萬元/年。

其中，

Cpro=nqLNG(CLNG-CNG)

(2)

(3)

(4)

Q=qMRcpΔT

(5)

式中，qLNG為液化天然氣流量，kg/h；CLNG為LNG產(chǎn)品售價(jià)，元/t；CNG為天然氣售價(jià)，元/m3；Cequ設(shè)備投資費(fèi)，萬元；a為殘值率，取5%；N為折舊年限(LNG固定資產(chǎn)折舊年限為15年)；n為流程年操作時(shí)間，取8 000 h；b為維修保養(yǎng)費(fèi)率，取2%[3]；Cpow為電價(jià)，元/kW·h；Wc為混合冷劑壓縮機(jī)功耗，kW；Q為水冷卻器負(fù)荷，kW；qMR為混合冷劑流量，kg/h；K為氣體比熱容比；Z為氣體平均壓縮因子；Tin為混合冷劑壓縮機(jī)進(jìn)口溫度，K；ε為壓比；η為壓縮機(jī)效率；cp為混合冷劑的比定壓熱容，J/(kg·K)；ΔT為水冷器混合冷劑進(jìn)出口溫差，K。

2.2約束條件

2.2.1膨脹前預(yù)冷液化天然氣流程

換熱器II的能量平衡方程：

qNG(h2-h3)=(qNG-qLNG)(h6-h7)+qNGE(h11-h12)

(6)

換熱器I、換熱器II總能量平衡方程：

qNG(h1-h3)=(qNG-qLNG)(h6-h8)+

qNGE(h9-h13)+qMR(h17-h15)

(7)

物流平衡方程：

qBOG+qLNG=qNG

(8)

qNG+qNGE=qin

(9)

式中，qBOG為閃蒸氣流量，qLNG為LNG流量，qNG為液化流股天然氣流量，qNGE為膨脹流股天然氣流量，qin為分輸天然總流量；h1~3為天然氣液化回路節(jié)點(diǎn)1、2、3處物流的比焓，h6~8為閃蒸氣流路節(jié)點(diǎn)6、7、8處物流的比焓，h9、h11~13為天然氣膨脹制冷回路節(jié)點(diǎn)9、11、12、13處物流的比焓，h15、h17為混合冷劑循環(huán)節(jié)點(diǎn)15、17處物流的比焓(流量單位：kg/h；比焓單位：kJ/kg；節(jié)點(diǎn)見圖2)。

2.2.2膨脹后外冷液化天然氣流程

換熱器II的能量平衡方程：

qNG(h2-h3)=qMR(h14-h17)

(10)

換熱器I、換熱器II總能量平衡方程：

qNG(h1-h3)=qMR(h13-h11)+qNGE(h8-h9)

(11)

物流平衡方程同公式(8)~(9)。

式中，h1~3為天然氣液化回路節(jié)點(diǎn)1、2、3處物流的比，h8~9為天然氣膨脹制冷回路節(jié)點(diǎn)8和9處物流的比焓，h11、h13、h14、h17為混合冷劑循環(huán)節(jié)點(diǎn)11、13、14、17處物流的比焓(比焓單位：kJ/kg，節(jié)點(diǎn)見圖3)。其余符號(hào)表示同上。

2.3流程分析

根據(jù)以上建立的目標(biāo)函數(shù)和約束條件可得，影響膨脹前預(yù)冷液化流程和膨脹后外冷液化流程最大年均利潤總額的自由度有：分輸站壓差、分輸量、LNG售價(jià)、天然氣售價(jià)以及電價(jià)。通過對(duì)以上自由度的敏感性分析，得出各參數(shù)對(duì)目標(biāo)函數(shù)的影響趨勢(shì)(見圖4)。

由圖4可以看出，分輸站利用混合冷劑外冷的壓差液化天然氣工藝，最大年均利潤總額隨著分輸站壓差、分輸量以及LNG售價(jià)的增大而提高；隨著天然氣售價(jià)、電價(jià)的升高而降低。同時(shí)，由圖4還可看出，以上各參數(shù)發(fā)生變化時(shí)，膨脹前預(yù)冷工藝的最大年均利潤總額曲線總是在膨脹后外冷工藝的最大年均利潤總額曲線的上方。由此可得，在相同條件下，分輸站利用膨脹前預(yù)冷的壓差液化流程獲得的經(jīng)濟(jì)效益要高于膨脹后外冷的壓差液化流程。

2.4混合冷劑組成選擇

在膨脹前預(yù)冷液化天然氣流程中，為保證膨脹機(jī)入口物流不攜液，膨脹流股天然氣預(yù)冷溫度不宜過低。通過計(jì)算，膨脹前預(yù)冷液化流程中預(yù)冷溫度對(duì)流程比功耗影響如圖5所示。

由圖5可看出，流程比功耗隨著預(yù)冷溫度的降低而呈下降趨勢(shì)。然而，當(dāng)預(yù)冷溫度低于-50 ℃時(shí)，比功耗下降趨勢(shì)平緩。因此，膨脹前預(yù)冷液化流程中混合冷劑預(yù)冷溫度不應(yīng)低于-50 ℃。

由于膨脹前預(yù)冷液化流程中混合冷劑最低制冷溫度為-50 ℃，混合冷劑組成不需要壓縮功耗較大的N2和C1即可滿足制冷要求。因此，膨脹前預(yù)冷液化流程中混合冷劑應(yīng)由C2~C5組成。

在膨脹后外冷液化天然氣流程中混合冷劑循環(huán)為天然氣液化及過冷段提供冷量，最低制冷溫度為-160 ℃左右[4]。為了滿足其最低制冷溫度，混合冷劑需配有適量的N2和C1。因此，膨脹后外冷液化流程中混合冷劑應(yīng)由N2、C1~C5組成。

綜上所述，混合冷劑制冷的溫度不同，相應(yīng)的組成也應(yīng)不同。至于混合冷劑最佳配比則應(yīng)以制冷劑與天然氣循環(huán)摩爾比最小為標(biāo)準(zhǔn)來確定[5]。

3實(shí)例計(jì)算

某天然氣分輸站，總的分輸量為100×104m3/d，壓力為7.0 MPa，溫度為20 ℃，分輸壓力為2.0 MPa。對(duì)該分輸量的天然氣進(jìn)行部分液化，其天然氣組成見表1。

表1 原料天然氣組成Table1 Naturalgascomposition組成CH4C2H6C3H8i-C4H10n-C4H10i-C5H12n-C5H12CO2y/%97.561.440.200.020.070.010.020.64

天然氣分輸站的液化天然氣預(yù)處理系統(tǒng)、液化系統(tǒng)、混合冷劑循環(huán)系統(tǒng)總投資約12 000萬元。當(dāng)?shù)豅NG價(jià)格為5 100元/t，天然氣價(jià)格為2.2元/m3，電價(jià)為1.5元/kWh。

根據(jù)該分輸站天然氣組成及運(yùn)行工況，對(duì)混合冷劑配比進(jìn)行具體計(jì)算，得出混合冷劑配比，見表2。

表2 混合冷劑組成及配比Table2 Compositionandproportionofmixedrefrigerant項(xiàng)目膨脹前預(yù)冷膨脹后外冷組成C2H6∶C3H8∶n-C4H10∶i-C5H12N2∶CH4∶C2H6∶C3H8∶n-C4H10∶i-C5H12摩爾流量比29∶51∶17∶36∶34∶29∶16∶12∶3

通過計(jì)算，兩種工藝流程年均利潤總額最大時(shí)，流程各節(jié)點(diǎn)物性參數(shù)見表3和表4。

兩種工藝流程年均利潤總額最大時(shí)，流程性能比較見表5。

表3 膨脹前預(yù)冷液化天然氣流程各節(jié)點(diǎn)參數(shù)Table3 NodeparametersoftheliquefactionprocesswithMRCbeforetheexpander節(jié)點(diǎn)氣相分?jǐn)?shù)溫度/K壓力/kPa流量/(kg·h-1)質(zhì)量焓/(kJ·kg-1)11.00293.15700012645.98-4477.3621.00223.15700012645.98-4702.7530.00164.15700012645.98-5072.6740.40113.3712112645.98-5072.6750.00113.371217583.82-5413.8861.00113.371215062.15-4561.4871.00220.151215062.15-4349.1481.00301.151215062.15-4182.3491.00293.15700018506.16-4552.86101.00223.15700018506.16-4777.12110.88160.81144618506.16-4841.67121.00221.82144618506.16-4647.00131.00301.15144618506.16-4471.91141.00331.81200018506.16-4407.35151.00301.0616738235.26-2395.34161.00384.68100038235.26-2250.43170.84304.1593038235.26-2471.60180.00223.1593038235.26-2943.52190.02220.1516738235.26-2943.52

表4 膨脹后外冷液化天然氣流程各節(jié)點(diǎn)參數(shù)Table4 NodeparametersoftheliquefactionprocesswithMRCaftertheexpander節(jié)點(diǎn)氣相分?jǐn)?shù)溫度/K壓力/kPa流量/(kg·h-1)質(zhì)量焓/(kJ·kg-1)11.00293.1570007094.06-4477.3721.00203.1570007094.06-4848.4230.00119.4970007094.06-5232.9840.08111.151217094.06-5232.9851.00111.15121640.32-3529.1360.00111.151216453.74-5402.0371.00293.15700024152.06-4552.8781.00197.07101924152.06-4693.8291.00301.15101924152.06-4467.31101.00366.09200024152.06-4326.36111.00291.1426731883.25-2736.07121.00392.84140031883.25-2550.89131.00304.15133031883.25-2732.61140.32203.15133031883.25-3229.10150.00119.45133031883.25-3467.00160.05116.4526731883.25-3467.00170.57200.1326731883.25-3143.53

表5 兩種利用混合冷劑外冷的壓差液化天然氣流程性能對(duì)比Table5 ContrastbetweentwokindsofliquefactionprocessutilizinggaspressureenergybasedonthecoldenergyofMRC項(xiàng)目膨脹前預(yù)冷膨脹后外冷混合冷劑用量/kg3823531883LNG產(chǎn)量/(t·a-1)6067051630w(液化率)/%24.1820.58比功耗/(kJ·kg-1)18462148利潤總額/(萬元·a-1)69105781

從表5的對(duì)比可以看出，膨脹前預(yù)冷液化流程LNG產(chǎn)量大、比功耗小。同時(shí)，膨脹前預(yù)冷液化流程的最大年均利潤總額比膨脹后外冷液化流程高19.5%。

由此可知，實(shí)例計(jì)算結(jié)果與以上流程分析一致：在相同條件下，膨脹前預(yù)冷的壓差液化流程獲得的經(jīng)濟(jì)效益要高于膨脹后外冷的壓差液化流程。

4結(jié) 論

天然氣分輸站壓差液化流程可以通過增加混合冷劑外冷達(dá)到提高液化率的目的。膨脹前預(yù)冷液化天然氣流程比膨脹后外冷液化天然氣流程的最大年均利潤總額要高。因此，分輸站為了實(shí)現(xiàn)回收壓力能液化天然氣的最大經(jīng)濟(jì)效益，應(yīng)采用膨脹前預(yù)冷的壓差液化天然氣工藝。同時(shí)，混合冷劑預(yù)冷溫度不低于-50 ℃，組成應(yīng)為C2~C5。

參 考 文 獻(xiàn)

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Research of utilizing gas pressure energy of gas-distributing station to liquefy natural gas based on the cold energy of MRC

Ma Guoguang1, Gao Jun1, Wei Xiangdong2，Li Jin2

(1.StateKeyLaboratoryofOil&GasReservoirGeologyandExploitation，SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500,China; 2.NanchangDepartment,PetroChinaEastPipelineCompany,Nanchang330000,China)

Abstract:In order to improve the liquefied rate of utilizing gas pressure energy of gas-distributing station to liquefy natural gas, the mixed refrigerant cycle(MRC) was increased in the process. The natural gas liquefaction processes include pre-cooling of LNG before expander and external cooling after expander. The objective function of the max annual average total profit is established to analyze the effect of degrees sensitivity on the max annual average total profit of two liquefaction processes. The results of analysis and calculation indicate that MRC before the expander process can realize higher economic benefit than MRC after the expander.

Key words:gas-distributing station, mixed refrigerant, LNG, expansion, economic benefit

收稿日期：2014-07-23；編輯：康莉

中圖分類號(hào)：TE646

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.02.012

作者簡介：馬國光(1964-)，男，四川巴中人，博士，副教授，現(xiàn)任職于西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，主要從事石油天然氣儲(chǔ)運(yùn)教學(xué)、設(shè)計(jì)和科研工作，發(fā)表論文20余篇，合作出版專著6部。E-mail：swpimgg@126.com