王雙生

(中海油大同煤制氣項目籌備組，山西 大同 037100)

2018年4月26日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)了《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調峰輔助服務市場機制的意見》[1](發(fā)改能源規(guī)〔2018〕637號)，要求加快補足儲氣能力短板，明確政府、供氣企業(yè)、管道企業(yè)、城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)和大用戶的儲氣調峰責任與義務，建立和完善輔助服務市場機制，形成責任明確、各方參與、成本共擔、機制順暢、靈活高效的儲氣調峰體系，為將天然氣發(fā)展成為我國現(xiàn)代能源體系中的主體能源之一提供重要支撐。煤制天然氣企業(yè)作為供氣企業(yè)，按照《意見》要求，承擔季節(jié)(月)調峰責任和應急責任，應當建立天然氣儲備裝置，到2020年擁有不低于其年合同銷售量10%的儲氣能力，滿足所供應市場季節(jié)(月)調峰以及發(fā)生天然氣供應中斷等應急狀況時的用氣要求。 按照《意見》要求，年產40億m3煤制天然氣項目應該具備10%產能的儲氣能力，即儲氣量(標準狀態(tài))達4億m3，折合液化石油氣(LNG)約28.57萬t，即66萬m3LNG。

根據北方天然氣市場消費特點及調峰要求，儲存的LNG集中在冬季(11月、12月、1月、2月)供應市場，經氣化復熱后進入長輸管道?？紤]到北方冬季天然氣市場月度不均勻性，12月及1月市場對天然氣需求量較大，4個月LNG氣化量按照總儲存量的20%、30%、30%、20%考慮，即12月、1月氣化量(標準狀態(tài))為400萬m3/d(約120 t/h LNG)，11月、2月氣化量為267萬m3/d(約80.1 t/h LNG)。

1 LNG冷能回收方案

LNG溫度一般在-162 ℃左右，將其氣化復熱到0 ℃需要耗費大量的能量。LNG蘊含大量的高品質的冷能，約830 kJ/kg[2-3]。在LNG接收站或小型LNG氣化站，通常采用海水開架式氣化器或空溫式氣化器進行氣化，LNG蘊含的冷量得不到利用[4]。對于LNG冷能利用方式的探究，國內外學者做了大量的研究[5-7]，但位于北方天然氣項目LNG冷能的利用卻尚未研究。本調峰裝置毗鄰煤制天然氣裝置，而后者具有穩(wěn)定的用冷需求，通過工藝流程優(yōu)化，可以實現(xiàn)冷能的綜合利用。

結合煤制天然氣工藝流程特點，本研究提出LNG氣化冷能在低溫甲醇洗裝置利用方案。利用LNG冷能冷卻甲醇，替代部分氨制冷能力。

1.1 低溫甲醇洗裝置

低溫甲醇洗裝置的功能是脫除粗合成氣中CO2和H2S及少量有機硫。該工藝為典型物理吸收法，利用甲醇在低溫下對酸性氣體溶解度極大的特性，以冷甲醇為吸收溶劑脫除原料氣中的酸性氣體。低溫甲醇洗工藝在低溫(-35～-55 ℃)下操作，低溫甲醇吸收CO2和H2S的同時，會放出大量熱，導致甲醇溶液升溫，從而影響到甲醇溶液的吸收效率，因此需要在系統(tǒng)中補充冷量以維持甲醇溶液的低溫狀態(tài)。冷量的補充是通過液氨與富甲醇溶液換熱進入低溫甲醇洗系統(tǒng)的。換熱后液氨變成氣氨溫度上升，再進入氨制冷系統(tǒng)進行壓縮降溫液化循環(huán)。

1.2 冷能在低溫甲醇洗裝置的回收利用方案

煤制天然氣裝置中的低溫甲醇洗裝置需要通過外部能源提供冷量，在LNG氣化時段考慮與低溫甲醇洗裝置結合，減少制冷消耗，從而達到冷能利用和降低調峰成本的目的。LNG冷能利用不但可以節(jié)約資源，還可以產生可觀的經濟效益，降低煤制天然氣項目調峰成本。根據LNG在冬季的氣化量，由-162 ℃復溫至0 ℃，可回收的冷量在11月和2月約為18 928 kW，12月和1月約為26 560 kW，氣化冷能合計6.59x107kW·h。

冷能利用方案為通過低溫甲醇洗洗滌塔上塔甲醇直接與LNG進行換熱，來降低甲醇的溫度，并使LNG復熱后送入首站，增壓后進入管網。

流程簡述：在冬季，來自儲罐的LNG(-162 ℃)通過換熱器與低溫甲醇洗洗滌塔上塔出來的吸收CO2的甲醇進行換熱；換熱后LNG成為氣態(tài)(0 ℃)，在低溫甲醇洗裝置制冷介質熱交換復熱，回收利用冷能后，通過壓縮機加壓匯入管網；甲醇被冷卻到-35℃后進入洗滌塔中段。流程如圖1所示。

圖1 LNG冷能在低溫甲醇洗回收利用流程

低溫甲醇洗利用LNG氣化釋放的冷能后，制冷系統(tǒng)的氨壓縮機可根據實際情況停掉1個或幾個系列的壓縮機或適當降低氨壓機負荷。

2 經濟評價

某年產40億m3煤制天然氣項目正常生產時低溫甲醇洗單系列需要的冷量分別是：碎煤氣化30 056 kW、粉煤氣化19 040 kW，其中由氨壓機提供的制冷量分別為18 720 kW和11 620 kW，剩余冷量通過SNG低位熱吸收制冷獲得。從冷量匹配來看，LNG可回收的冷量在12月和1月為26 560 kW，可替代2臺碎煤氣化氨壓機及1臺粉煤氣化氨壓機制冷要求，保留1臺粉煤氣化氨壓機正常運行即可；LNG可回收的冷量在11月和2月為18 928 kW，可替代碎煤氣化系列2臺氨壓機制冷要求，2臺粉煤氣化氨壓機正常運行。

通過對LNG冷能的回收利用，可降低低溫甲醇洗裝置中氨壓縮機的功率，使得整個工廠的經濟效益提升。見表1。

表1 LNG冷能回收利用經濟效益評價

*計算價格基礎：高壓蒸汽：100元/t，循環(huán)水0.2元/t[8]。

3 結 語

由于國家調峰要求，煤制天然氣項目配套建設LNG儲罐勢在必行。通過利用LNG氣化冷能，既可以找到氣化LNG的熱源，又可以降低煤制天然氣項目的操作費用，節(jié)約運行成本。

由于調峰LNG需要在冬季釋放后投入市場，導致冷能不能連續(xù)釋放，從而給冷能利用帶來較多困難。雖然LNG在低溫甲醇洗單元中氣化會給裝置平面布置以及操作人員的操作帶來一定困難。但通過LNG氣化冷能在低溫甲醇洗裝置的利用，可使得LNG釋放的高品質的冷能得到有效利用和回收。通過計算可見，LNG氣化冷能較強的經濟價值，LNG氣化冷能利用會給煤制天然氣項目帶來較大的經濟效益。