LNG接收站回收乙烷的工藝流程分析

摘" " 要：從LNG接收站中分離出乙烷及其他輕烴不但可以避免與下游燃?xì)猱a(chǎn)生互換性問題，還能為下游石油化工提供乙烷原料，可獲得額外的經(jīng)濟(jì)效益。依托LNG接收站的實(shí)際運(yùn)行維護(hù)情況，開展從LNG接收站中分離乙烷的方案研究，并從原料穩(wěn)定性、能耗、電氣化率、安全泄放、冷能利用等方面對比氣體分離和液體分離2種工藝流程。研究表明：液相分離工藝具有原料操作溫度和壓力波動性小、無需天然氣增壓、自用自身冷量、負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍廣、就地取材利用環(huán)境熱源、乙烷回收率高等特點(diǎn)，同時(shí)對LNG接收站外輸波動規(guī)律的匹配性強(qiáng)；此外，LNG接收站開展乙烷回收對天然氣管網(wǎng)安全運(yùn)行、提升LNG接收站經(jīng)濟(jì)效益、冷熱能量綜合利用，以及上下游一體化發(fā)展，具有十分重要的意義。

關(guān)鍵詞：LNG接收站；分離；乙烷；自身冷量；回收率；膨脹機(jī)

Technical process analysis of recovery of ethane in LNG terminal station

JIA Baoyin1， LIU Feng2， LIU Yirong1， QI Jiaming2， HU Benyuan2， ZHUANG Fang2

1. China Huanqiu Contracting amp; Engineering Co.， Ltd.， Beijing 100012， China

2. Kunlun Energy Company Limited， Beijing 100101， China

Abstract：The extraction of ethane and light hydrocarbons from the LNG receiving terminal cannot only avoid interchangeability problems with downstream gas but also provide ethane feedstock for downstream petrochemical plants for additional economic value. Relying on the actual operation and maintenance procedure of an LNG receiving terminal， the research on the scheme of separating ethane from the LNG receiving station is carried out and two diverse ethane extraction processes are assessed from the view of raw material stability， energy consumption， electrification rate， emission safety， cold energy utilization and so on. The study indicates that the LNG ethane extraction process is characterized by low volatility of feedstock operating temperature and pressure， unnecessity of natural gas pressurization， self-cooling capacity， wide range of load adjustment， local use of environmental heat source， high ethane yield and also strong matching to the send-out fluctuation of LNG receiving station. In addition， ethane recovery in LNG terminal stations is of great significance for the safe operation of natural gas pipeline networks， the improvement of economic benefits of LNG terminal stations， the comprehensive utilization of cold and hot energy， and the integration of upstream and downstream development.

Keywords：LNG terminal station; separate; ethane; self-cooling capacity; recovery rate; expander

天然氣作為一種清潔的常規(guī)能源在我國迎來井噴式發(fā)展。2022年，進(jìn)口天然氣1 503 × 108 m3，來自土庫曼斯坦、澳大利亞、俄羅斯、卡塔爾、馬來西亞5個(gè)國家的進(jìn)口天然氣合計(jì)1 215 × 108 m3，占比81%。管道氣進(jìn)口量627 × 108 m3，同比增長7.8%，俄羅斯管道氣增長54%，中亞管道氣近年履約量波動加大。在全球天然氣供應(yīng)緊張及LNG現(xiàn)貨價(jià)格高企的背景下，我國靈活調(diào)節(jié)LNG進(jìn)口。LNG 進(jìn)口量876×108 m3，同比下降19.5%，主要來自澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、俄羅斯、印度尼西亞、巴布亞新幾內(nèi)亞、美國。受國際高氣價(jià)影響，我國作為進(jìn)口國付出更高成本，LNG 進(jìn)口貨值同比增長25%。2022年，我國企業(yè)新簽LNG長期購銷協(xié)議合同總量近1 700 × 104 t/a，離岸交貨（FOB）合同占近60%[1]。液化天然氣（LNG）是氣態(tài)天然氣通過低溫工藝液化并凈化而得到的低溫液體混合物，天然氣液化廠每液化 1 t LNG 需消耗約850 kW·h電力，在LNG接收站再氣化過程中將釋放出大量的冷量。LNG冷能利用方式主要有輕烴分離、冷能發(fā)電、冷能空分、制取液態(tài)CO2或干冰、冷藏倉庫或制冰、空調(diào)、海水淡化、低溫粉碎等。

根據(jù)C2+含量的高低，LNG可以分為富液和貧液，如澳大利亞西北大陸架的LNG為富液，其輕烴摩爾分?jǐn)?shù)高達(dá)11％，印尼東固的LNG為貧氣，其輕烴含量很低。天然氣工業(yè)的發(fā)展要求建立統(tǒng)一的熱值標(biāo)準(zhǔn)，將富液中C2+輕烴分離出來是一種非常經(jīng)濟(jì)、有效的熱值調(diào)整方法，從而使進(jìn)口的LNG同陸上管道天然氣的熱值相當(dāng)，此外副產(chǎn)品乙烷是一種優(yōu)質(zhì)的化工原料，用其生產(chǎn)乙烯遠(yuǎn)比石腦油成本低，回收率高，具有很高附加值[2-3]。因此提取富液中乙烷及其他輕烴產(chǎn)品作為石油化工企業(yè)的原料成為一種重要的資源選擇方式。

對于LNG接收站，提取乙烷主要有2種工藝流程，一種為氣相輕烴回收工藝，從氣化外輸天然氣中提取乙烷（以下稱“方案一”），另一種為液相輕烴分離工藝，從LNG液體中提取乙烷（以下稱“方案二”），其中在天然氣處理廠，從高壓氣相天然氣中分離的工藝技術(shù)已十分成熟，且應(yīng)用廣泛，乙烷回收率一般約85%～95%，脫除輕烴后的天然氣熱值可滿足管輸天然氣的熱值要求；從LNG中提取乙烷，可充分利用LNG中的冷能來實(shí)現(xiàn)LNG自身的乙烷分離，液相輕烴分離工藝也成為了研究院及工程公司研究的重點(diǎn)和熱點(diǎn)[4-18]。李承航[4]對LNG輕烴分離流程分別進(jìn)行了理論優(yōu)化和流程優(yōu)化，根據(jù)冷能梯級利用原理及熱集成技術(shù)提出一種優(yōu)化的LNG輕烴分離流程。吳學(xué)謙[6]設(shè)計(jì)了新型LNG輕烴回收流程，并通過參數(shù)優(yōu)化確定了最優(yōu)的物料溫度、壓力、精餾塔塔板數(shù)。

本文依托國內(nèi)LNG接收站的實(shí)際運(yùn)維情況，分別建立并計(jì)算適用于LNG接收站運(yùn)維情況的氣相輕烴和液相輕烴回收工藝，從進(jìn)料穩(wěn)定性、裝置投資及消耗、熱源與碳排放、裝置輕烴回收率、裝置負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍、節(jié)能降耗等方面分析2種分離工藝的優(yōu)缺點(diǎn)，推薦給出適用于LNG接收站運(yùn)維特點(diǎn)的乙烷分離技術(shù)路線。

1" " LNG接收站基本運(yùn)維情況

1.1" " 接收站原料分析

LNG接收站近年主要接收來自卡塔爾、澳大利亞、俄羅斯的LNG，也有來自于尼日利亞、美國等少量現(xiàn)貨。統(tǒng)計(jì)2016—2022年接卸的LNG典型組分如表1所示。

從表1可看出：由于資源產(chǎn)地的不同，LNG組分差別顯著；現(xiàn)貨的乙烷組分含量普遍高于長貿(mào)；在實(shí)際接卸的LNG中，來自卡塔爾的LNG組分較富，乙烷摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)6.4%。將資源占比歸一化后，LNG富液中各組分摩爾分?jǐn)?shù)見表2，平均分子量為17.1。其中，乙烷摩爾分?jǐn)?shù)的加權(quán)平均值為5.15%。

1.2" " 接收站外輸流量波動性分析

由于受季節(jié)用氣波動的影響，LNG接收站普遍具有外輸量不均勻的特點(diǎn)。表3列出了江蘇某LNG接收站近五年的月氣化外輸量統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，呈現(xiàn)出明顯的不均勻性。每年的4-7月氣化外輸量較低，8-10月迎峰度夏期間氣化外輸量較為穩(wěn)定，11月至次年3月度冬保供期間氣化外輸量較高。年度最大氣化外輸量為98.37 × 108 m3（2022年），年度最小外輸量為66.51 × 108 m3（2019年）；月度最大氣化外輸量為11.25 × 108 m3（2022年12月），月度最小外輸量為2.71 × 108 m3（2020年6月），月外輸量不均勻系數(shù)達(dá)4.2倍。

由LNG接收站日氣化外輸量統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)（見圖1、圖2）可以看出，LNG接收站單日外輸量呈現(xiàn)更為明顯的不均勻性，除2022-04-01非正常停輸外，單日最高外輸量3 936.6 × 104 m3，單日最低外輸量489.6 × 104 m3（2022-10-31），日外輸量不均勻系數(shù)高達(dá)8.0倍。

1.3" " 接收站外輸能力

LNG接收站共設(shè)置有7臺高壓泵（6用1備）、5臺海水開架式氣化器和4臺浸沒燃燒式氣化器，單臺高壓泵的處理能力為200 t/h，揚(yáng)程2 275 m，單臺海水開架式氣化器和浸沒燃燒式氣化器的處理能力為200 t/h，最大可實(shí)現(xiàn)峰值外輸量1 200 t/h。LNG接收站外輸量的不均勻性，極大地影響了乙烷分離裝置的操作工況范圍和運(yùn)行穩(wěn)定性，對乙烷分離裝置的操作彈性提出了很高的要求，因此新建3套乙烷分離裝置，實(shí)現(xiàn)負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍40%～330%，可滿足2027年以內(nèi)8倍的日外輸量不均勻系數(shù)。新建的單套輕烴裝置約生產(chǎn)400 t/h的LNG貧液返回接收站，與接收站已有氣化設(shè)施匹配度良好（現(xiàn)有LNG氣化器單臺能力200 t/h），即一套乙烷分離裝置對應(yīng)2臺接收站LNG氣化器，便于裝置運(yùn)行操作的統(tǒng)一調(diào)配。

2" " 輕烴回收工藝

LNG接收站工藝流程如圖3所示。

2.1" " 氣相輕烴回收工藝（方案一）

自上游接收站氣化器氣化外輸?shù)奶烊粴獠捎谩癓NG 冷能利用+膨脹機(jī)制冷”工藝進(jìn)行乙烷分離，如圖4所示。該工藝通過減小過冷器和預(yù)冷器的換熱溫差，提高換熱效率，同時(shí)通過采用干氣過冷回流，提高裝置的C2+回收率。計(jì)算結(jié)果表明，在相同膨脹比條件下，裝置的C2+回收率可達(dá)92%以上。

來自LNG接收站氣化外輸總管的天然氣（9.2 MPa、20 ℃）進(jìn)入冷箱預(yù)冷至-63 ℃后，進(jìn)入低溫分離器進(jìn)行氣液分離，液相節(jié)流至3 MPa進(jìn)入到脫甲烷塔。氣相分為兩股，一股再次進(jìn)入冷箱中冷凝為液相后再通過節(jié)流至3.0 MPa，操作溫度約為 -100 ℃，進(jìn)入脫甲烷塔頂部作為脫甲烷塔塔頂?shù)囊还苫亓?。另一股天然氣則經(jīng)膨脹機(jī)膨脹至3.0 MPa，操作溫度約為-85 ℃，該部分氣體進(jìn)入脫甲烷塔上部。自天然氣壓縮機(jī)空冷器后抽出一股干氣，依次經(jīng)過天然氣/乙烷換熱器冷卻、冷箱冷凝為液相后，再通過J-T閥節(jié)流至3.0 MPa、操作溫度-99 ℃后進(jìn)入脫甲烷塔頂部作為脫甲烷塔塔頂?shù)牧硪还苫亓鳌拿摷淄樗胁總?cè)線抽出2股低溫物流至冷箱換熱，加熱后返回脫甲烷塔，作為脫甲烷塔加熱熱源，一方面回收了冷量，另一方面減少了塔底重沸器的加熱負(fù)荷。

從脫甲烷塔頂部出來的天然氣通過冷箱復(fù)熱至25 ℃，通過膨脹機(jī)的同軸壓縮機(jī)進(jìn)行增壓，輸送至天然氣增壓裝置壓縮，最后輸送至天然氣管網(wǎng)（9.2 MPa）。

從脫甲烷塔底部出來的富乙烷液輸送至脫乙烷塔中部。塔頂?shù)玫降囊彝闅庀喈a(chǎn)品，一部分乙烷經(jīng)丙烷蒸發(fā)器冷凝為液態(tài)作為脫乙烷塔頂回液，其余部分乙烷產(chǎn)品經(jīng)過與回流天然氣換熱復(fù)溫后送至界區(qū)。從脫乙烷塔底部出來的脫乙烷塔底油經(jīng)過冷卻后增壓至9.5 MPa后與外輸天然氣混合送至下游管網(wǎng)。

丙烷制冷系統(tǒng)為冷箱，為脫乙烷塔頂氣冷卻提供冷量，包含-15 ℃和-35 ℃兩個(gè)溫位。丙烷經(jīng)過丙烷壓縮機(jī)增壓后，經(jīng)空冷器冷凝為液體后進(jìn)入接收罐，然后節(jié)流進(jìn)入經(jīng)濟(jì)器。丙烷液體繼續(xù)通過節(jié)流降至0.2 MPa，溫度為-15 ℃左右，為脫乙烷塔頂氣部分冷凝提供冷量。液相繼續(xù)節(jié)流后，溫度降至-35 ℃左右，為冷箱提供冷量。將一部分增壓后的丙烷作為脫甲烷塔底重沸器熱源，冷卻的丙烷進(jìn)入經(jīng)濟(jì)器。經(jīng)乙烷分離裝置生產(chǎn)的乙烷產(chǎn)品經(jīng)加熱后輸送至乙烷外輸管道，當(dāng)乙烷外輸管道處于檢修或事故狀態(tài)時(shí)，乙烷液體產(chǎn)品將進(jìn)入乙烷儲罐中存儲。

2.2" " 液相輕烴回收工藝（方案二）

LNG原料自接收站儲罐內(nèi)泵出（0.8 MPa）后，經(jīng)原料增壓泵增壓（1.1 MPa），通過流量控制閥進(jìn)行流量分配進(jìn)入乙烷分離裝置入口（見圖5）。乙烷分離裝置中，LNG富液原料依次經(jīng)一級冷凝器和二級冷凝器換熱，進(jìn)入閃蒸吸收塔（1.0 MPa）分離成氣、液兩相，塔底液相產(chǎn)物經(jīng)泵增壓后進(jìn)入脫甲烷塔（1.8 MPa）。閃蒸吸收塔塔頂氣相中抽出一股為火炬長明燈提供燃料氣，另一股在一級冷凝器中被LNG進(jìn)料冷凝后進(jìn)入一級凝液罐，再經(jīng)凝液泵增壓后進(jìn)入二級凝液罐。其余塔頂氣進(jìn)入增壓機(jī)入口緩沖罐，被增壓機(jī)增壓（1.8 MPa）后與脫甲烷塔塔頂氣相混合，在二級冷凝器中被LNG進(jìn)料冷凝為液相，進(jìn)入二級凝液罐。二級凝液罐中一部分凝液作為閃蒸吸收塔的塔頂回流，其余經(jīng)LNG產(chǎn)品泵增壓至9.5 MPa后送出界區(qū)，部分減壓回流至脫甲烷塔頂，其余為脫乙烷塔頂冷凝器和乙烷產(chǎn)品冷卻器提供冷源，然后出界區(qū)返回接收站的高壓輸送總管。

脫甲烷塔底為C2+輕烴，作為脫乙烷塔進(jìn)料。脫乙烷塔頂分離出乙烷，經(jīng)塔頂冷凝器冷凝至乙烷凝液罐，一部分乙烷作為塔頂回流，其余經(jīng)乙烷產(chǎn)品泵增壓至乙烷外輸壓力，在乙烷氣化器中氣化，然后經(jīng)計(jì)量和組分分析，出界區(qū)送往乙烷長輸管道首站。塔頂乙烷產(chǎn)品也可經(jīng)乙烷冷卻器進(jìn)一步過冷，送至乙烷低溫儲罐中儲存。需要時(shí)，罐內(nèi)乙烷產(chǎn)品可經(jīng)罐內(nèi)的乙烷輸送泵增壓后，經(jīng)乙烷氣化器氣化為氣態(tài)乙烷外輸至下游用戶。脫乙烷塔底的LPG增壓后混入LNG貧液作為LNG產(chǎn)品的一部分送回接收站氣化外輸。

脫甲烷塔和脫乙烷塔的塔底重沸器，以及乙烷氣化器都采用海水作為熱源。脫乙烷塔頂冷凝器和乙烷冷卻器所需的冷量則由增壓后的LNG貧液產(chǎn)品提供。

正常操作時(shí)無火炬氣排放。建設(shè)兩座地面火炬用于處理乙烷儲罐低壓排放及乙烷分離裝置的事故排放，排放氣進(jìn)入火炬總管經(jīng)火炬分液罐排向火炬。

3" " 兩種方案的對比分析

方案一和方案二的主要技術(shù)、經(jīng)濟(jì)性、能耗對比如表4、表5、表6所示。

從表4可以看出，相對于方案二，方案一從以下幾個(gè)方面存在一定的局限性，在工程設(shè)計(jì)及應(yīng)用時(shí)應(yīng)重點(diǎn)關(guān)注，并尋求合適的解決方案。

原料波動性：方案一的原料來自于LNG接收站氣化外輸?shù)奶烊粴?，受環(huán)境（海水）溫度的影響，天然氣的操作溫度隨著季節(jié)和海水洋流情況呈現(xiàn)規(guī)律性的變化，通常為0～25 ℃，造成方案一原料溫度波動性較大；另外，受天然氣管網(wǎng)下游用戶用氣高峰、均值及低谷的影響，天然氣管網(wǎng)的操作壓力波動范圍較大，通常為6.5～9.5 MPa，造成方案一原料壓力波動較大，原料溫度和壓力的波動對方案一裝置的設(shè)備設(shè)計(jì)、操作彈性提出了更高的要求。

天然氣增壓：受脫甲烷塔分離效率及天然氣相包線的影響，為實(shí)現(xiàn)甲烷與C2+的有效分離，脫甲烷塔的操作壓力應(yīng)小于其臨界壓力（4.5 MPa），同時(shí)兼顧塔盤分離效率，通常脫甲烷塔的操作壓力為3.0～3.9 MPa，造成脫甲烷塔氣相操作壓力較低，為了滿足天然氣管網(wǎng)操作壓力9.5 MPa的要求，需要額外設(shè)置大流量大壓差的天然氣增壓機(jī)，因此該方案能耗高，設(shè)備數(shù)量多。

冷量來源：脫甲烷塔和脫乙烷塔正常運(yùn)行需要冷源，方案一只能依托自身壓力膨脹或節(jié)流來獲取局部冷量，并不能滿足裝置所需的全部冷能，需要額外增設(shè)丙烷膨脹機(jī)制冷設(shè)施，除了增加相應(yīng)的設(shè)備之外，還大大增加了裝置的能耗。

熱量來源：脫甲烷塔和脫乙烷塔正常運(yùn)行需要熱源，方案一只能依托LNG接收站的燃料氣系統(tǒng)生產(chǎn)蒸汽和導(dǎo)熱油，為脫甲烷塔和脫乙烷塔塔釜提供熱源和動力，除了增加能耗外，還大大降低了裝置的電氣化率，無降低碳排放的潛力。

裝置負(fù)荷調(diào)節(jié)：方案一中主要的設(shè)備包含冷箱、脫甲烷塔、脫乙烷塔、天然氣膨脹機(jī)、增壓機(jī)、丙烷膨脹機(jī)、泵等，膨脹機(jī)的負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍比較窄，導(dǎo)致整個(gè)裝置負(fù)荷調(diào)節(jié)受限，與LNG接收站天然氣外輸?shù)牟僮髫?fù)荷變化規(guī)律的兼容性和匹配性差。

裝置投資：方案一系統(tǒng)操作壓力高，相應(yīng)的設(shè)計(jì)壓力也高，設(shè)備的投資相對較高，同時(shí)操作危險(xiǎn)源也較多，整體裝置風(fēng)險(xiǎn)相對較大。

從表5和表6可看出，方案一和方案二的乙烷回收率相當(dāng)，均大于95%；方案一裝置負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍可適應(yīng)5倍日外輸量不均勻系數(shù)，方案二裝置負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍可適應(yīng)8倍日外輸量不均勻系數(shù)；方案一噸產(chǎn)品能耗約為方案二的9倍；同時(shí)方案二的電氣化率（97%）遠(yuǎn)大于方案一電氣化率（81%）；此外，方案一受天然氣增壓機(jī)的影響，出口安全閥排放量需考慮“出口堵塞”工況，泄放量約為450 t/h，需要額外設(shè)置450 t/h的地面火炬，并按照SH 3009—2013中關(guān)于地面火炬的技術(shù)要求，需要設(shè)置5套地面火炬，占地面積較大。

4" " 結(jié)論

本文依托LNG接收站的實(shí)際運(yùn)維情況，開展從LNG接收站中分離乙烷的方案研究，研究結(jié)論如下。

1）國內(nèi)LNG接收站的功能定位基本上為基荷、調(diào)峰和應(yīng)急儲備，受季節(jié)用氣波動影響普遍具有外輸量不均勻性的特點(diǎn)，案例項(xiàng)目中月外輸量不均勻系數(shù)達(dá)4.2倍，日外輸量不均勻系數(shù)達(dá)8倍。實(shí)現(xiàn)外輸量不均勻同分離乙烷工藝流程的匹配是制訂工藝方案的研究重點(diǎn)。

2）LNG接收站進(jìn)口LNG中乙烷含量是影響裝置穩(wěn)定運(yùn)行、節(jié)能降耗的關(guān)鍵因素之一，建議從資源保障、組分保障、裝置彈性等角度出發(fā)，制訂合理的措施來保障裝置的穩(wěn)定運(yùn)行。

3）液相分離工藝具有原料操作溫度和壓力波動性小、無需天然氣增壓、自用自身冷量、負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍廣、就地取材利用環(huán)境熱源、乙烷收率高等特點(diǎn)，同時(shí)對LNG接收站外輸波動規(guī)律的匹配性強(qiáng)，較氣相工藝更能適應(yīng)LNG接收站的生產(chǎn)規(guī)律和特點(diǎn)。

4）LNG接收站開展乙烷回收對天然氣管網(wǎng)安全運(yùn)行、提升LNG接收站經(jīng)濟(jì)效益、冷熱能量綜合利用，以及上下游一體化發(fā)展，具有十分重要的指導(dǎo)意義。

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作者簡介：

賈保?。?983—），男，山東聊城人，高級工程師， 2009年畢業(yè)于天津大學(xué)化學(xué)工藝專業(yè)，碩士，現(xiàn)主要從事天然氣液化和液化天然氣接收站的工程設(shè)計(jì)和研發(fā)工作。

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收稿日期：2024-03-13；修回日期：2024-04-22