李光讓，冷 明，劉照辰

（中國石油大學(xué)(北京)，城市油氣輸配技術(shù)北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 北京 102200）

高壓管輸天然氣利用壓力能液化技術(shù)

李光讓，冷 明，劉照辰

（中國石油大學(xué)(北京)，城市油氣輸配技術(shù)北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 北京 102200）

通過火用分析得出，高壓管網(wǎng)輸送的天然氣在調(diào)壓過程中釋放巨大的壓力能，在調(diào)壓站利用膨脹機(jī)回收天然氣的壓力能，用于天然氣液化，以增加管網(wǎng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。并介紹了國內(nèi)外幾種天然氣液化流程,闡述和分析了其液化方法和特點(diǎn)。

高壓管網(wǎng)；壓力能；液化流程；膨脹制冷

天然氣長距離輸送一般采用高壓管道輸氣方式，其中蘊(yùn)含了巨大的壓力能，但是經(jīng)過調(diào)壓站調(diào)壓給城鎮(zhèn)管網(wǎng)供氣時,壓力能會大量損失。如果能充分利用好氣源與用戶端之間的壓差，在調(diào)壓過程中對天然氣進(jìn)行液化，不僅能回收天然氣壓力能，而且可降低液化費(fèi)用。鑒于近年來我國沿海地區(qū) LNG工業(yè)蓬勃發(fā)展，市場潛力巨大，利用管道壓差能膨脹液化技術(shù)研究正逐步受到關(guān)注。

表 1 我國部分天然氣管道參數(shù)Table 1 Part of domestic NG pipeline parameter

1 高壓管道與城鎮(zhèn)燃?xì)夤艿?/h2>

增大輸氣壓力不但可以提高管線輸氣能力，還可以減少壓氣站，降低經(jīng)營費(fèi)用。因此，天然氣管道長距離輸送采用高壓管輸?shù)姆绞剑缯诮ㄔO(shè)的西氣東輸三線工程，其干線設(shè)計(jì)壓力為 10~12 MPa。我國部分天然氣管道參數(shù)見表 1[1]。

高壓管輸天然氣必須經(jīng)過調(diào)壓站降壓后才能進(jìn)入城鎮(zhèn)燃?xì)夤芫W(wǎng)。高壓或次高壓天然氣經(jīng)過調(diào)壓裝置,逐步被降至中壓天然氣，再通過區(qū)域調(diào)壓站或用戶專用調(diào)壓站才能給城市燃?xì)夤芫W(wǎng)中的低壓管道供氣，或給工廠企業(yè)、大型商業(yè)用戶以及鍋爐房供氣。我國城鎮(zhèn)燃?xì)夤艿栏鶕?jù)輸氣壓力一般分7個級別，見表 2[2]。

表 2 城鎮(zhèn)燃?xì)夤艿垒敋鈮毫Φ姆诸怲able 2 Pressure categories of urban gas pipeline

2 天然氣管道壓力火用數(shù)學(xué)分析

火用（exergy）是系統(tǒng)由任意狀態(tài)可逆的轉(zhuǎn)變到與環(huán)境狀態(tài)相平衡時能最大限度地轉(zhuǎn)換為功的那部分能量?；鹩米鳛榫C合衡量能量的“質(zhì)”與“量”的統(tǒng)一尺度，它表示能量的可用性或作功能力[3]。

天然氣在高壓輸送過程中蘊(yùn)含巨大的壓力能，經(jīng)過膨脹機(jī)膨脹后，其溫度和壓力均會降低。為了能夠準(zhǔn)確分析此等熵膨脹過程天然氣壓力能變化情況，引入火用分析法對此系統(tǒng)進(jìn)行分析。天然氣管道可以看成開口系統(tǒng)[4,5]，其火用公式為：

式中： ex,T—天然氣的比溫度火用，J/kg;

ex,P—天然氣的比壓力火用，J/kg;

h—天然氣所在工況下的比焓，J/kg;

h0—環(huán)境狀態(tài)下天然氣的比焓，J/kg;

s—天然氣所在工況下的比熵，J/(kg·K);

s0—環(huán)境狀態(tài)下天然氣的比熵, J/(kg·K);

cp—天然氣的比定壓熱容, J/(kg·K;)

T—天然氣所在工況下的溫度，K;

T0—環(huán)境溫度，K;

Rg—?dú)怏w常數(shù)，J/(kg·K);

P—天然氣所在工況下的絕對壓力，MPa;

P0—環(huán)境絕對壓力，MPa。

天然氣焓火用 ex,h可分解為兩部分：在壓力 P下，因熱不平衡系統(tǒng)與環(huán)境之間具有的溫度火用 ex,T；在環(huán)境溫度為T0時，因力不平衡系統(tǒng)與環(huán)境之間具有的壓力火用 ex,P。

天然氣的主要成分是甲烷及少量的乙烷、丙烷、丁烷等，其膨脹過程產(chǎn)生的焓火用與天然氣的組分、壓力等密切相關(guān)。為了式（2）、（3）物性參數(shù)取值方便，假定天然氣組分為純甲烷（甲烷物性參數(shù)： cp=2.227 kJ/(kg?K)， Rg= 518.75 J/(kg?K)，ρ=0.7174 kg/m3，γ =1.30）。

取環(huán)境溫度 25 ℃、環(huán)境壓力 0.1 MPa，由式（3）可得出不同管輸壓力下甲烷的比壓力火用，見圖 1。

管輸壓力一定時, 比壓力火用隨用戶端壓力不同而不同。設(shè)環(huán)境溫度為 25 ℃, 由式（3）可得出當(dāng)甲烷以 6、8、10 MPa 的輸氣管道壓力進(jìn)入不同壓力用戶端時， 其所具有的比壓力火用變化趨勢如圖 2所示。

圖 1 甲烷比壓力火用隨管輸壓力變化Fig.1 Pipeline pressure vs. methane ratio pressure exergy

圖 2 不同管輸壓力下甲烷比壓力火用隨用戶端壓力變化Fig.2 Client pressure vs. methane ratio pressure exergy under different pipeline pressure

由式（2）知，如要求出高壓天然氣膨脹降壓過程中產(chǎn)生的冷能大小，須先求出通過膨脹機(jī)膨脹降壓后天然氣溫度 T2，以下具體分析確定 T2。

目前，主要采用膨脹機(jī)回收利用天然氣壓力能。高壓天然氣經(jīng)膨脹機(jī)膨脹降壓，將壓力火用轉(zhuǎn)換為機(jī)械功和冷火用。高壓天然氣在軸流式透平膨脹機(jī)中膨脹作功過程可近似為比熱容為定值的多變過程[6],則氣體所做技術(shù)功如下。

式中：wT—技術(shù)功，J/kg；

T1—膨脹機(jī)入口天然氣溫度，K；

T2—膨脹機(jī)出口天然氣溫度，K；

h1—膨脹機(jī)入口天然氣比焓，J/kg；

h2—膨脹機(jī)出口天然氣比焓，J/kg；

P1—膨脹機(jī)入口天然氣壓力，MPa；

P2—膨脹機(jī)出口天然氣壓力，MPa；

n—多變指數(shù)，取 1.2（根據(jù)膨脹機(jī)降壓比及效率情況，一般取n=1.1～1.25)。

為了對壓力火用和冷火用可利用規(guī)模有一個量化概念，現(xiàn)假設(shè)輸氣管道壓力 10 MPa，天然氣溫度25 ℃，用戶端壓力 0.4 MPa，由式（5）知，天然氣經(jīng)膨脹機(jī)膨脹降壓后溫度為：

其膨脹過程產(chǎn)生的比溫度火用、比壓力火用、技術(shù)功可分別由式(2)、（3）、（4）得：

同理，可計(jì)算出管輸壓力取不同值時，天然氣按上述多變過程膨脹至 0.4 MPa 后的溫度、比溫度火用、比壓力火用及技術(shù)功，如圖 3 所示。

圖 3 天然氣膨脹后溫度、比溫度火用、比壓力火用及技術(shù)功隨管輸壓力變化Fig.3 Pipeline pressure vs. temperature, ratio temperature exergy,ratio pressure exergy of the expanded NG

由圖3可知,①高壓管輸天然氣蘊(yùn)含巨大的壓力能，若采取有效措施進(jìn)行回收，則可以在很大程度上提高管網(wǎng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。②天然氣在降壓過程中，會產(chǎn)生很大的溫降，此低溫效應(yīng)實(shí)際上已使其成為一種低溫介質(zhì)，這對需要冷能的天然氣液化工藝提供了利用的可能。

3 高壓管輸天然氣膨脹液化技術(shù)

3.1 帶渦流管液化技術(shù)

針對調(diào)壓站的液化要求,俄羅斯的 Lentransgaz、Sigma-Gas、Krionord 及 Lenavtogaz公司已經(jīng)聯(lián)合設(shè)計(jì)開發(fā)出一種合適的天然氣液化裝置(NGGLU)，此裝置采用渦流管-節(jié)流閥制冷，充分利用管網(wǎng)壓力能，可保證其不消耗額外能量就能將天然氣液化[7]。

該液化流程如圖 4 所示,占?xì)庠纯偭?3/4 的高壓天然氣進(jìn)入換熱器Ⅰ，被逆流而來的低溫天然氣冷卻至-50 ℃，同時，重?zé)N成分經(jīng)氣液分離器分離出來，并為換熱器Ⅱ提供冷量，輕組分天然氣流經(jīng)換熱器Ⅱ，被冷卻至-80～-90 ℃；自換熱器Ⅱ流出的天然氣經(jīng)調(diào)節(jié)閥分為兩股：一股流經(jīng)節(jié)流閥液化后進(jìn)入儲罐；另一股與 LNG 儲罐蒸發(fā)的 BOG(（Boil Off Gas）氣體一起回流至換熱器Ⅱ，為其提供冷量，進(jìn)入渦流管Ⅰ的高壓天然氣分為冷熱兩股流體：冷流進(jìn)入換熱器Ⅰ，預(yù)冷天然氣；熱流匯入調(diào)壓站出口管網(wǎng)，渦流管Ⅱ生產(chǎn)的熱流用于調(diào)控系統(tǒng)溫度[8,9]。

圖 4 NGGLU 液化工藝流程圖Fig.4 Diagram of the NGGLU’s liquefaction process

此裝置簡單，缺點(diǎn)是液化過程需靠閥門調(diào)節(jié)，控制比較困難，且液化率低，受氣源壓力波動影響大。

3.2 帶膨脹機(jī)液化技術(shù)

中科院低溫中心北京科陽公司設(shè)計(jì)了一套回收管道壓力能的小型液化裝置，利用天然氣直接膨脹制冷生產(chǎn) LNG，產(chǎn)量為 300 L/h，如圖 5 所示[10]。

4 MPa預(yù)處理天然氣經(jīng)換熱器 1 預(yù)冷分離重?zé)N后分為兩股，一股氣體去膨脹機(jī)膨脹降溫，為換熱器2提供冷量；另一股氣體進(jìn)入換熱器2冷卻，節(jié)流降溫后進(jìn)入 LNG 儲罐儲存[11]。對 BOG 進(jìn)行冷量回收后，增壓至 0.8 MPa 送入管網(wǎng)。

圖 5 天然氣膨脹制冷液化流程圖Fig.5 Diagram of the liquefaction process by NG expansion

此工藝主要將高壓天然氣膨脹產(chǎn)生的冷火用用于管道天然氣液化，而壓力火用膨脹轉(zhuǎn)換的技術(shù)功沒有得到有效利用。從圖3可知，高壓天然氣經(jīng)透平膨脹機(jī)膨脹產(chǎn)生的技術(shù)功遠(yuǎn)大于冷火用，因此，在管道天然氣液化工藝中有效地利用技術(shù)功，不但可以提高天然氣壓力能利用率，還可以提高管道天然氣液化率，增加 LNG產(chǎn)量。

Bruce M. Wilding 等設(shè)計(jì)的天然氣液化裝置則回收了技術(shù)功，以驅(qū)動壓縮機(jī)壓縮處理流。其流程如圖 6 所示[10]。

圖 6 Bruce M.Wilding 等設(shè)計(jì)的天然氣液化流程Fig.6 Diagram of the NG liquefaction process by Bruce M.Wildingetc

從 輸 氣 管 網(wǎng) 引 出 的 天 然 氣 (400)分 成 冷 卻 流（402）和處理流分（404）兩部分。冷卻流通過透平膨脹機(jī)膨脹將壓力火用轉(zhuǎn)換為冷火用和技術(shù)功。其中，冷火用用于冷卻處理流；技術(shù)功用于驅(qū)動壓縮機(jī)壓縮處理流，壓縮后的處理流由冷卻流冷卻，冷卻后分成兩部分，一部分（420）膨脹液化，另一部分（440）進(jìn)一步膨脹制冷并冷卻壓縮的處理流，從而提高了液化天然氣生產(chǎn)率。

3.3 與制冷工質(zhì)相結(jié)合的液化技術(shù)

Dante Bonaquist等設(shè)計(jì)的專利，結(jié)合了管網(wǎng)壓力 能 與 混 合 制 冷 劑 的 液 化 技 術(shù)[13]； ABB Lummus Global 公司設(shè)計(jì)了丙烷制冷和透平膨脹機(jī)制冷相結(jié)合的小型天然氣液化流程，使得液化效率更高、成本更低[14]。張鐠等結(jié)合天然氣管網(wǎng)壓力能的回收利用，提出了運(yùn)用混合制冷劑循環(huán)獲取高品質(zhì) LNG 的天然氣液化系統(tǒng)[15]。

與制冷工質(zhì)相結(jié)合的液化技術(shù)面臨的主要問題：一是如何分配冷能與機(jī)械能；二是混合工質(zhì)的配比及循環(huán)工況的選取?？梢钥闯鲞x取可靠的制冷工質(zhì)，提高天然氣液化率已成為當(dāng)前研究的重點(diǎn)。

3.4 應(yīng)用實(shí)例

我國液化天然氣工業(yè)起步較晚，但發(fā)展較快。已基本掌握了小型天然氣液化技術(shù)，并已有多套小型液化裝置（小于 100×104m3/d）成功應(yīng)用，國內(nèi)利用管網(wǎng)壓力能液化天然氣（單級膨脹制冷、部分液化）的 LNG 工廠見表 3[16]。

表 3 國內(nèi)利用管網(wǎng)壓力能液化天然氣的 LNG 工廠Table 3 Domestic LNG plants using pipeline’s pressure energy to liquefy natural gas

4 結(jié) 語

高壓天然氣蘊(yùn)含巨大的壓力能，利用膨脹機(jī)可以將天然氣的壓力能轉(zhuǎn)化為機(jī)械能、冷能等能量形式，用于天然氣的液化，其突出的優(yōu)點(diǎn)是消耗小，幾乎不需要消耗電能，只對需要液化的天然氣脫除雜質(zhì)，因而預(yù)處理的天然氣量大為減少（約為總氣量的 20%~35%）。此外還具有流程簡單、設(shè)備少、操作及維護(hù)方便等優(yōu)點(diǎn)。因此，它是目前重點(diǎn)發(fā)展的一種液化方式。

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Liquefaction Technology Based on Pressure Energy in High-pressure Nature Gas Pipeline

LI Guang-rang，LENG Ming，LIU Zhao-chen
（Key Laboratory of Urban Oil and Gas Transportation & Distribution Technology，China University of Petroleum，Beijing 102200，China）

It is concluded from exergy analysis that there is enormous recoverable pressure energy in pressure adjusting process of high pressure natural gas. The pressure energy recovered from natural gas by the expander in gas regulator station can be used in natural gas liquefaction, in order to increase the economy of the network operation. In this paper, several domestic and abroad natural gas liquefaction processes were introduced, and their liquefaction methods and features were described and analyzed.

High pressure pipeline network；Pressure energy；Liquefaction process；Expansion refrigeration

TE 832

： A文獻(xiàn)標(biāo)識碼： 1671-0460（2014）07-1336-04

2013-11-21

李光讓（1988-），男，山東泰安人，碩士在讀，中國石油大學(xué)（北京），研究方向：油氣儲運(yùn) LNG 技術(shù)方向。E-mail：liguangrang@163.com。