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        改進(jìn)的管道天然氣液化裝置及優(yōu)化研究

        2013-09-18 01:40:38萬(wàn)宇飛劉人瑋
        當(dāng)代化工 2013年7期
        關(guān)鍵詞:分流器節(jié)流閥分離器

        萬(wàn)宇飛, 劉人瑋, 程 濤

        (中國(guó)石油大學(xué)(北京),城市油氣輸配技術(shù)北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,油氣管道輸送安全國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室, 北京 102249)

        國(guó)內(nèi)天然氣管道建設(shè)正處于一個(gè)高峰期,管道建設(shè)正向大管徑、長(zhǎng)距離、高壓力方向發(fā)展。當(dāng)前建設(shè)的長(zhǎng)距離管道設(shè)計(jì)壓力基本為10 MPa及以上。高壓輸氣管道沿線分輸站將高壓天然氣降壓分輸至城市配氣管網(wǎng)門站,由于配氣管網(wǎng)壓力較低,常規(guī)的節(jié)流閥節(jié)流降壓造成大量的能量浪費(fèi),甚至為解決凍脹問(wèn)題而額外增加燃料費(fèi)用。一些城市正在陸續(xù)考慮利用壓差膨脹液化天然氣建立調(diào)峰型 LNG站,部分城市已經(jīng)完成利用壓差膨脹制冷建立調(diào)峰型LNG站,如蘇州液化天然氣調(diào)峰站[1]、南京膨脹調(diào)峰型液化站[2]等。在用氣低谷時(shí)將多余的氣體液化儲(chǔ)存或通過(guò)罐車運(yùn)至汽車加氣站供汽車加氣,用氣高峰時(shí)汽化供用戶使用。國(guó)外此類裝置較多但均為專利保護(hù),如美國(guó)專利US6209350B1、US6023942、US6378330B1、US6449982B1等[3],國(guó)內(nèi)自主設(shè)計(jì)膨脹液化裝置較少。其中,中科院低溫中心北京陽(yáng)科公司自主設(shè)計(jì)制造了兩座天然氣液化裝置,一臺(tái)為300 L/h液化能力,采用了天然氣自身壓力膨脹制冷液化循環(huán)[4],另一臺(tái)為500 L/h液化能力,采用了氮?dú)馀蛎浿评湟夯h(huán)[5]。熊永強(qiáng),華賁等人提出了一種“管道天然氣液化流程”[3],但該流程不能適應(yīng)于壓力高于臨界壓力的情形且膨脹機(jī)輸出功不能得到充分利用,造成能量浪費(fèi)。

        針對(duì)管道天然氣液化流程存在的不足進(jìn)行分析改進(jìn),并對(duì)改進(jìn)后裝置各關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行研究,研究結(jié)果為流程的優(yōu)化提供理論依據(jù),最后得出優(yōu)化模擬結(jié)果。

        1 天然氣臨界特性

        利用ASPEN HYSYS軟件對(duì)西氣東輸氣體相特性進(jìn)行模擬,天然氣組分見表 1,模擬結(jié)果表明該天然氣臨界壓力為 5.214 MPa,臨界溫度為-76.36℃,如下圖1所示。當(dāng)壓力高于臨界壓力時(shí)降低溫度雖然可以實(shí)現(xiàn)液化但液化量非常少。利用ASPEN HYSYS軟件對(duì)壓力為5.50 MPa時(shí)降低溫度進(jìn)行液化模擬表明最大液化率不超過(guò)0.2%,模擬結(jié)果如下表2所示。

        圖1 西氣東輸天然氣相包絡(luò)線Fig.1 West-east pipeline gas phase envelope

        表1 天然氣組成Table 1 Natrual gas composition

        表2 壓力為5.50 MPa下液化情況表Table 2 Pressure is at 5.50 MPa liquefaction table

        2 管道天然氣液化流程及缺陷

        2.1 管道天然氣液化流程

        熊永強(qiáng),華賁等提出適合于城市接收門站或調(diào)壓站使用的天然氣液化流程,如圖2所示。

        圖2 管道天然氣液化流程Fig.2 Pipe natural gas liquefaction process

        從高壓管道出來(lái)的常溫高壓天然氣首先進(jìn)行預(yù)處理深度脫除二氧化碳、水、重?zé)N、汞等雜質(zhì),然后在換熱器1(Exchang 1)中預(yù)冷降溫少許氣體液化,進(jìn)入分離器1(Sep 1)分別獲得高壓氣相和高壓液相。其中液相經(jīng)過(guò)節(jié)流閥2(Th Valve 2)節(jié)流降壓至稍高于LNG儲(chǔ)存壓力,節(jié)流降壓過(guò)程中部分液體汽化形成氣液混合物進(jìn)入分離器2(Sep 2);另外從分離器 1(Sep1)出來(lái)的高壓氣相在分流器(TEE)作用下按一定比例分流成兩股,一股(70%~80%)直接進(jìn)入膨脹機(jī)膨脹制冷液化形成氣液兩相進(jìn)入分離器 2(Sep 2),另一股(20%~30%)在與分離器2(Sep 2)分出的深冷天然氣換熱降溫液化后進(jìn)入節(jié)流閥1(Th Valve 1),在節(jié)流閥1中節(jié)流降壓形氣液混合物進(jìn)入分離器2(Sep 2)。氣液兩相混合物在分離器中分離,液體部分為L(zhǎng)NG進(jìn)入儲(chǔ)罐儲(chǔ)存,氣相從分離器上部出來(lái)與低溫和常溫天然氣換熱使溫度升高,最后進(jìn)入城市配氣管網(wǎng)或者中壓天然氣管道。

        2.2 管道天然氣液化流程缺陷

        (1)) 當(dāng)高壓天然氣壓力大于臨界壓力時(shí),降低溫度雖然可以實(shí)現(xiàn)天然氣液化形成氣液兩相混合物進(jìn)入分離器1(Sep 1)中分離,但是此時(shí)液化率極低(一般不超過(guò)0.2%),進(jìn)入分離器1的液相非常少,使分離器1和節(jié)流閥2不能正常而有效工作,導(dǎo)致總體液化率不高。

        (2) 膨脹機(jī)膨脹輸出功沒(méi)有得到充分利用,可以使用膨脹機(jī)同軸壓縮機(jī)給余氣加壓后進(jìn)入中壓天然氣管道或城市配氣管網(wǎng)。

        3 改進(jìn)的管道天然氣液化流程及優(yōu)勢(shì)

        3.1 改進(jìn)的管道天然氣液化流程

        改進(jìn)的管道天然氣液化流程如下圖3所示。從高壓干線分輸?shù)某馗邏禾烊粴馐紫冉?jīng)過(guò)預(yù)處理(常用分子篩法或化學(xué)溶劑法和分子篩法組合法[6])深度脫除二氧化碳、水、重?zé)N等雜質(zhì),然后進(jìn)入分流器1(TEE-1)按一定比例分流成兩股高壓天然氣,一股高壓天然氣(30%~40%)進(jìn)入直接膨脹機(jī)1(Exp 1)膨脹降壓制冷為另一股天然氣提供冷量;另外一股高壓天然氣(60%~70%)依次進(jìn)入換熱器 1(Exchan-1)和換熱器 2(Exchan-2)冷卻降溫后通過(guò)膨脹機(jī)2(Exp 2)膨脹降壓形成氣液兩相混合物進(jìn)入分離器1(Sep 1)分離為氣液兩部分,液相部分在節(jié)流閥1(VLV 1)作用下部分汽化進(jìn)入分離器2(Sep 2),氣相部分由分流器2(TEE-2)按一定比例分流成兩部分,一部分(20%~30%)與從分離器2(Sep 2)出來(lái)的深冷天然氣換熱冷卻液化后進(jìn)入節(jié)流閥2(VLV 2)降壓形成氣液兩相進(jìn)入分離器2(Sep 2),從分流器2(TEE-2)出來(lái)的另一部分(70%~80%)直接進(jìn)入膨脹機(jī)3(Exp 3)膨脹制冷、液化形成氣液兩相在分離器2(Sep 2)中分離為L(zhǎng)NG和深冷天然氣,其中LNG進(jìn)入儲(chǔ)罐儲(chǔ)存,深冷天然氣回流給低溫和常溫天然氣提供冷量同時(shí)自身溫度升高至常溫左右。最后通過(guò)膨脹機(jī)同軸壓縮機(jī)壓縮增壓至城市配氣管網(wǎng)或中壓管道相匹配壓力,同時(shí)天然氣溫度升高,進(jìn)入固定流化床中再生吸附劑。

        圖3 改進(jìn)管道天然氣液化流程Fig.3 Improved pipe natural gas liquefaction process

        3.2 改進(jìn)管道天然氣液化流程優(yōu)勢(shì)

        (1) 克服了天然氣高壓(大于臨界壓力)時(shí)降低溫度僅微量液化的缺陷,使分離器1(Sep 1)和節(jié)流閥1(VLV 1)能夠有效而正常工作。

        (2) 一股高壓天然氣分流膨脹降溫為另一股天然氣液化提供冷量,使后續(xù)膨脹機(jī)和節(jié)流閥降壓液化效率增大。

        (3) 膨脹機(jī)輸出功通過(guò)同軸壓縮機(jī)將余氣增壓至城市配氣管網(wǎng),使膨脹機(jī)輸出功得到充分利用,整個(gè)裝置不需外界能量輸入而完全利用壓差膨脹液化天然氣。

        4 改進(jìn)的管道天然氣液化流程研究分析

        對(duì)改進(jìn)的液化流程研究分析時(shí),重點(diǎn)分析膨脹機(jī)1膨脹壓力(物流5壓力)、分流器1分流比、分流器2分流比、冷卻的天然氣溫度(物流4溫度)和與回流深冷天然氣換熱后低溫天然氣的溫度(物流 12溫度)。研究分析方法[7]為:在保證整個(gè)液化流程持續(xù)收斂條件下僅變動(dòng)待分析參數(shù)值,其他值保持不變,研究各變量與LNG產(chǎn)量之間的關(guān)系。

        在進(jìn)行研究分析之前需要確定一些初值:選擇西氣東輸所輸氣體為研究對(duì)象(如表1所示),高壓原料氣壓力和溫度分別為7.0 MPa,30 ℃,進(jìn)入裝置高壓天然氣流量為2230 kmol/h,LNG儲(chǔ)存壓力為0.4 MPa。

        4.1 物料5壓力的影響

        通過(guò)僅改變物流5的壓力,可以得到天然氣液化率的變化情況。當(dāng)膨脹壓力增大時(shí),液化量減少,分離器1中液體量減少。所以分離器1中液體量隨著膨脹壓力的增大而減??;當(dāng)物料5壓力低于某一值(如圖4所示,此處約為2 800 kPa)膨脹機(jī)3和節(jié)流閥2前后壓力不充足以液化天然氣,總體液化率不高,當(dāng)壓力高于該值隨著壓力增大膨脹機(jī)3和節(jié)流閥2壓降增大,總體液化率逐漸增大。

        圖4 物料5壓力與天然氣液化量關(guān)系Fig.4 Material 5 pressure vs liquefaction quantity

        4.2 分流器1分流比的影響

        一方面隨著物流1比例增大,用來(lái)液化的天然氣量增大,液化率增大;另一方面物流2流量減小,用來(lái)膨脹液化制冷量減小,使冷卻后高壓天然氣溫度升高液化量減小,兩個(gè)方面共同作用下總體液化率隨著分流比增大而(物流1:物流2)近似線性增大。如圖5所示。

        圖5 分流器1分流比與LNG產(chǎn)量關(guān)系Fig.5 Shunt 1 split ratio vs LNG production

        4.3 分流器2分流比的影響

        從分離器1出來(lái)的高壓低溫天然氣經(jīng)分流器分為兩股:一股被回流深冷天然氣進(jìn)一步冷卻進(jìn)入節(jié)流閥 2,當(dāng)該股流量增大時(shí),被冷卻的深度減小,經(jīng)節(jié)流閥2降壓后液化率減?。涣硪还商烊粴庠谂蛎洐C(jī)作用下直接膨脹液化,當(dāng)流量減小時(shí)液化量減小。這樣,總體液化率隨著分流比(物流11:物流9)增大而減小。如圖6所示。

        圖6 分流器2分流比與LNG產(chǎn)量關(guān)系Fig.6 Shunt 2 split ratio vs LNG production

        圖7 物流4溫度與LNG產(chǎn)量關(guān)系Fig.7 Material 4 temperature vs LNG production

        4.4 物流4溫度的影響

        物流 4的溫度為整個(gè)液化率起到非常重要的作用,當(dāng)物流4溫度低于某一值(如圖7所示,此處約為-64 ℃)時(shí)隨著溫度繼續(xù)降低,經(jīng)膨脹機(jī)2膨脹后液體量急劇增大,氣相部分急劇減小使膨脹機(jī)3和節(jié)流閥2不能有效工作,總體液化率降低;當(dāng)物流4溫度高于該值時(shí)隨著溫度升高,氣相部分增大經(jīng)膨脹機(jī)3和節(jié)流閥2后液化量增大,但液相部分減小使得液化量減小,氣液相共同作用下總體液化率減小。當(dāng)物流4保持在該值附近時(shí)總體液化率達(dá)到最大。

        4.5 物流12溫度的影響

        當(dāng)物流12溫度升高時(shí)經(jīng)節(jié)流閥2降壓后液化量減小,使得總體液化率降低。如圖8所示。

        5 改進(jìn)管道液化流程優(yōu)化模擬

        5.1 約束條件

        1)各組分摩爾分?jǐn)?shù)之和為 1;2)進(jìn)入分離器前天然氣為氣液兩相混合物;3)在壓縮機(jī)入口和出口天然氣為氣相;4)板式換熱器熱端面最小溫差為3 ℃且不能出現(xiàn)負(fù)溫差;5)壓縮機(jī)輸入功由膨脹機(jī)輸出功提供;6)流出液化裝置的余氣壓力略大于0.4 MPa。

        圖8 物流12溫度與LNG產(chǎn)量關(guān)系Fig.8 Material 12 temperature vs LNG production

        5.2 優(yōu)化結(jié)果

        利用ASPEN HYSYS軟件模擬[8-10]改進(jìn)的管道天然氣液化流程中對(duì)各物料物性的計(jì)算選用PR方程[11],同時(shí)運(yùn)用各邏輯模塊單元對(duì)整個(gè)液化流程模擬進(jìn)行限制和設(shè)置,優(yōu)化結(jié)果如下表3所示。

        表3 改進(jìn)的管道天然氣液化裝置優(yōu)化模擬結(jié)果Table 3 Improved pipe natural gas liquefaction process optimization results

        經(jīng)優(yōu)化后液化率達(dá)(443.31/2231×100%)=19.86%。

        6 結(jié) 論

        通過(guò)對(duì)天然氣相性和管道天然氣液化裝置的分析發(fā)現(xiàn)該裝置存在的不合理性,提出了一種改進(jìn)的管道天然氣液化裝置,該裝置能適應(yīng)各種壓差(>3.0~3.5 MPa)特別是克服了當(dāng)壓力大于臨界壓力時(shí)不能正常而有效工作的情形;通過(guò)使用與膨脹機(jī)同軸壓縮機(jī)不用外界能量輸入而完全利用壓差液化天然氣;對(duì)改進(jìn)的管道天然氣液化裝置研究分析得出膨脹機(jī)1膨脹壓力(如圖4)、分流器1(如圖5)分流比、分流器2(如圖6)分流比、冷卻天然氣溫度(如圖7)、和與回流深冷天然氣換熱后低溫天然氣的溫度(如圖8)對(duì)LNG產(chǎn)量的影響;最后對(duì)改進(jìn)得管道天然氣液化裝置優(yōu)化分析得出各物流參數(shù)并且液化率達(dá)到19.86%。由此可見改進(jìn)的管道液化天然氣裝置具有充分利用壓能、液化率高、適應(yīng)范圍廣等優(yōu)點(diǎn)。

        [1]李克錦,顧金明.調(diào)峰型液化天然氣裝置—利用管道壓差液化天然氣:第二屆中國(guó)LNG論壇論文集[C].2009.

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