一、前言
目前，西氣東輸管道、陜京輸氣管道的沿線的大中城市均使用天然氣作為工業(yè)或民用燃料。這些城市的冬季與夏季的用氣量存在十分明顯的差異．冬季的燃?xì)庹{(diào)峰已成為此類城市的瓶頸。瓶頸問題的解決無非是增加管道供氣量，或采用LNG汽化．或采用LPG混空等方法。由于受主管線供氣量的限制．采用增加管道供氣量已無可能；而LPG價(jià)格昂貴．采用LPG混
空也存在一些問題；很多城市建立了LNG貯配站．但LNG貨源非常緊俏．供不應(yīng)求。
無論是西氣東輸管線，還是陜京輸氣管線．其輸氣壓力均在6MPa～8MPa，而城市的燃?xì)鈮毫σ话阍贠．4MPa～0．8MPa，此壓力差的能量往往在調(diào)壓器中自白浪費(fèi)了，并且在冬季經(jīng)常產(chǎn)生調(diào)壓器的水合物凍堵．影響城市供氣安全。
西南油氣分公司成都天然氣化工總廠本著工藝穩(wěn)定、技術(shù)*、安全可靠和節(jié)省投資等原則．經(jīng)過充分討論和多次論證，2004年4月19日與成都深冷空分設(shè)備工程有限公司簽訂了一套利用天然氣輸氣干線與終端用戶支線之間的壓力差，采用增壓透平膨脹機(jī)制冷和焦一湯節(jié)流相結(jié)合的液化工藝流程．生產(chǎn)低成本的液化天然氣的天然氣液化裝置的設(shè)計(jì)總包合同和主
體設(shè)備的供貨合同，裝置位于四川省犍為縣清溪鎮(zhèn)。
犍為天然氣液化裝置于2005年11月13日1時(shí)開始投料試運(yùn)。約1小時(shí)后向LNG貯槽送液．累計(jì)至17日12時(shí)已生產(chǎn)285maLNG．標(biāo)志*套*國產(chǎn)的工業(yè)化LNG裝置投料試運(yùn)一次成功。
二、 LNG裝置的技術(shù)參數(shù)和流程
犍為天然氣液化裝置的原料天然氣、外輸尾氣與產(chǎn)品LNG的設(shè)計(jì)參數(shù)和公用工程消耗量見表1。
表1 裝置原料氣與產(chǎn)品LNG的設(shè)計(jì)參數(shù)和公用工程消耗量
’ 進(jìn)裝置原料氣量 | 40×104m3／d | LNG日產(chǎn)量(氣態(tài)) | 39.600m3／d |
進(jìn)裝置原料氣壓力 | 5.8MPa | LNG體積(液態(tài)) | 66m3／d |
進(jìn)裝置原料氣溫度 | 30℃ | 電耗 | 1476kW·h／d |
外輸尾氣壓力 | 1.8MPa | 新鮮水 | 60m3／d |
LNG儲(chǔ)存壓力 | O．25MPa | 燃料氣 | 2400m3／d |
LNG儲(chǔ)存溫度 | -145.6℃ | 氮?dú)?/FONT> | -120m3／d |
裝置的流程如圖1所示。原料天然氣經(jīng)過濾分離后進(jìn)入吸附塔脫除二氧化碳、水分和汞后．分成膨脹氣流和液化氣流分別進(jìn)入液化冷箱。膨脹氣流降到一定的溫度后通過膨脹機(jī)膨脹制冷．為天然氣液化提供冷量．復(fù)熱出冷箱再進(jìn)入增壓機(jī)增壓并冷卻返回低壓管網(wǎng)。液化氣流在液化冷箱內(nèi)液化并過冷．節(jié)流降壓進(jìn)入LNG分離器，分離的氣體作為過冷器的冷源．復(fù)
熱出冷箱再壓縮機(jī)增壓并冷卻返回低壓管網(wǎng)：分離出的液體即為裝置的產(chǎn)品LNG．送入LNG貯槽。
三、主要設(shè)備配置
1、原料氣預(yù)處理系統(tǒng)
用分子篩吸附脫除天然氣中的二氧化碳、微量水分和汞等有害雜質(zhì)。采用三塔吸附流程，一塔吸附、一塔加熱再生、一塔冷卻待用。吸附工作壓力5．8MPa．工作溫度30"C。再生氣壓力0．18MPa。再生氣溫度175～230"C。
2、低溫液化系統(tǒng)
圖1 犍為天然氣液化裝置流程示意圖
液化冷箱將凈化好的天然氣液化．得到產(chǎn)品LNG。由液化換熱器、過冷換熱器和LNG分離器組成。工作壓力5．7MPa．工作溫度-146~C。
3、增壓透平膨脹機(jī)
它將大部分天然氣膨脹制冷，為天然氣液化提供冷量。膨脹機(jī)進(jìn)氣壓力5．65MPA，排氣壓力1．41MPa；增壓機(jī)進(jìn)氣壓力1．38MPa．排氣壓力1．82MPa。透平膨脹機(jī)只配置1臺．流量調(diào)節(jié)范圍為±20％。透平膨脹機(jī)的調(diào)節(jié)通過增壓端的旁通回流閥來控制。
4、LNG儲(chǔ)運(yùn)系統(tǒng)
它將貯存裝置生產(chǎn)的產(chǎn)品LNG．并將LNG灌裝到槽車內(nèi)。配置了4臺lOOm3臥式真空絕熱液體貯罐和1套LNG裝車系統(tǒng)。
5、低壓天然氣壓縮系統(tǒng)
它將冷箱內(nèi)分離器分離的低壓氣體、貯槽的汽化的天然氣以及裝車時(shí)的汽化的天然氣進(jìn)行壓縮，返回到下游管網(wǎng)。由1臺電動(dòng)壓縮機(jī)和1臺燃?xì)鈮嚎s機(jī)組成．互為備用。
6、DCS系統(tǒng)
控制系統(tǒng)采用北京和利時(shí)的MACS系統(tǒng)。DCS系統(tǒng)的工作包括上述所有配套設(shè)備的壓力、溫度、流量、液位的測量、控制和調(diào)節(jié)，有效地監(jiān)控成套液化天然氣裝置的生產(chǎn)過程．確保運(yùn)行可靠。
7、配套公用工程 ．
配套的公用工程包括循環(huán)冷卻水系統(tǒng)、儀表空氣系統(tǒng)、消防系統(tǒng)等。為裝置正常、安全運(yùn)行提供基礎(chǔ)保障。
四、工藝特點(diǎn)
(1)采用分子篩吸附脫除天然氣中的二氧化碳、微量水分和汞等有害雜質(zhì)．不至于出現(xiàn)在小型LNG裝置中使用胺法脫碳流程的難以消化的凈化成本。
(2)采用膨脹機(jī)制冷循環(huán)和焦一湯循環(huán)流程簡單，投資少，起動(dòng)快并操作簡單。
(3)充分利用輸氣主管網(wǎng)與用戶支線管網(wǎng)間的壓力差．實(shí)現(xiàn)LNG生產(chǎn)的*經(jīng)濟(jì)性。
(4)采用臥式LNG貯槽．降低了裝置的總占地面積。雖然臥式LNG貯槽的實(shí)際占地面積比立式貯槽大，但其液位高度?。沟霉迏^(qū)圍堰面積大大縮小。
(5)采用燃?xì)鈮嚎s機(jī)壓縮尾氣，充分利用裝置現(xiàn)成的、享受優(yōu)惠條件的天然氣做動(dòng)力燃料。同時(shí)也省略了大動(dòng)力配電系統(tǒng)，降低了操作費(fèi)用。
(6)低壓尾氣重復(fù)利用，先做冷卻吸附塔的冷吹氣．再做吸附塔的再生氣，減少了加熱爐的負(fù)荷，又控制并減少了同時(shí)再生和冷卻的總氣量，降低了尾氣壓縮機(jī)的功耗。
五、經(jīng)濟(jì)分析
犍為天然氣液化裝置于2005年11月13日1時(shí)開始投料試運(yùn)．約l小時(shí)后向LNG貯槽送液，裝置的運(yùn)行參數(shù)見表2，裝置的總消耗見表3。
表2 裝置的運(yùn)行參數(shù)
裝置電耗 | 60KW | 燃料氣 | 100m3/h |
新鮮水 | 2m3/h | 氮?dú)?/FONT> | 5m3/h |
表3 裝置運(yùn)行的總消耗
進(jìn)裝置原料氣壓力 | 5.22MPa | LNG產(chǎn)量(氣態(tài)) | 38668m3／d |
進(jìn)裝置原料氣溫度 | 13℃ | LNG產(chǎn)量(液態(tài)) | 64.5m3／d |
進(jìn)裝置原料氣流量 | 36000m3／d | LNG貯槽壓力 | 0.25MPa |
注：①氣體體積的標(biāo)準(zhǔn)參比條件是O．101325MPa(A)、20℃，；
②在0．25MPa壓力下貯存時(shí)，每m3的LNG轉(zhuǎn)化為氣態(tài)時(shí)的體積為599．5m3。
如按電價(jià)0．60元／kw．h、水價(jià)2．00元／m。、原料氣價(jià)1．10元／m。、氮?dú)鈨r(jià)2．00元／m3，則每天消耗總價(jià)值為：60×24×O．60+2×24×2．00+100×24×1．10+5×24×2．00=3840元。
液化每方天然氣的直接消耗成本為：3840／38668=0．0993元。
可以看出，裝置的運(yùn)行成本非常低。西氣東輸管道和陜京輸氣管道沿線的用氣城市*可以采用這樣的工藝流程來部分液化天然氣．貯存在LNG儲(chǔ)罐中解決冬季燃?xì)庹{(diào)峰問題．也可運(yùn)輸?shù)狡渌鼪]有輸氣管網(wǎng)的地區(qū)使用。
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