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)。

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