天然氣液化與輕烴回收聯產工藝研究

張軍輝 白 聰

1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 2.中國石油管道局工程有限公司天津分公司

天然氣液化與輕烴回收聯產工藝研究

張軍輝1白 聰2

1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 2.中國石油管道局工程有限公司天津分公司

輕烴回收 LNG 混合制冷 聯產工藝

1 工藝流程

1.1 傳統工藝

DHX塔輕烴回收工藝如圖1所示，原料氣1利用混合制冷劑循環提供的冷量降溫后在低溫分離罐中分離出氣液兩相。液相4在冷箱中復熱后通入脫乙烷塔，氣相3通過吸收塔脫除部分C1、C2后，再通入脫乙烷塔進一步除去C1、C2。脫乙烷塔塔底液相6通入脫丁烷塔精餾得到液化石油氣和穩定輕油。

MRC天然氣液化流程見圖2，天然氣利用制冷循環提供的冷量，初冷后分離出重烴，再經深冷節流后形成液體，其壓力和溫度分別為100 kPa、-161 ℃。

1.2 聯產工藝

聯產工藝流程如圖3所示。工藝主要分為混合制冷劑制冷循環部分與天然氣液化、輕烴回收部分。

混合制冷劑17經壓縮水冷后進入主冷箱降溫，然后將物流11通入至分離罐二，塔頂氣相13經過冷箱和節流閥，逐級降溫后作為冷源為過冷箱提供冷量。液相12則通過節流閥降溫后與由過冷箱出來的制冷劑15混合后為主冷箱提供冷量，進行復熱。復熱后得到常溫常壓的混合制冷劑17，進而進入下一循環。

原料氣通過主冷箱降溫通入低溫分離器，氣相4進入吸收塔(DHX塔)，液相3通過冷箱升溫進入脫乙烷塔。重接觸塔塔頂出口氣相10通入過冷箱降溫，再通過節流閥降溫至-161 ℃后流進儲罐。脫乙烷塔塔頂氣相8通過冷箱降溫后作為重接觸塔的吸收劑，塔底液相9通入脫丁烷塔精餾得到液化石油氣和穩定輕油。

2 流程模擬及分析

2.1 進料條件

為研究聯產工藝適用氣質，依次按貧氣到富氣過渡，選取7組經脫硫、脫碳、脫水處理后的不同組成氣樣作為原料氣，基于HYSYS在相同的進料條件(溫度為25 ℃，壓力(表壓)為2 800 kPa，流量為38.61×104m3/d)下考察傳統與聯產工藝差異。原料氣組成見表1。

表1 典型原料氣組成Table1 Compositionoffeedgasy/%C1C2C3i?C4n?C4i?C5n?C5C+6N2CO2氣樣196．750．990．490．490．490．390．290．080．020．00氣樣290．951．972．520．8791．560．670．570．550．330．00氣樣385．182．944．541．262．620．940．851．010．640．00氣樣480．223．956．631．672．701．221．141．490．960．00氣樣573．664．888．582．034．741．481．411．941．260．00氣樣667．905．8410．62．425．791．751．692．411．570．00氣樣762．206．7912．592．806．852．021．972．871．880．00

2.2 模擬流程

利用HYSYS軟件分別對7組氣質的傳統工藝與聯產工藝流程進行模擬，模擬流程見圖4～圖6[7-9]。

兩種工藝均在相同操作參數下運行(見表2)。

2.3 結果與分析

7組氣樣分別通過兩種工藝得到的液化天然氣、液化石油氣及穩定輕油組成如表3所示。

表2 主要操作參數Table2 Mainoperationparameters項目操作參數分離罐V?100入口溫度/℃-80脫乙烷塔塔板數/個10脫乙烷塔塔頂壓力/kPa1800脫乙烷塔塔底壓力/kPa1850脫丁烷塔塔板數/個12脫丁烷塔塔頂壓力/kPa1300脫丁烷塔塔底壓力/kPa1350LNG出口溫度/℃-161．6LNG出口壓力/kPa100空冷箱AC?101出口溫度/℃30空冷箱AC?103出口溫度/℃30冷凝器E?102出口溫度/℃10

一級LNG:

y(C1)/y(C2)≥0.85/(1-0.85)=5.67

(1)

二級LNG:

y(C1)/y(C2)≥0.75/(1-0.75)=3

(2)

式中：y(C1)為原料氣中C1的摩爾分數；y(C2)為原料氣中C2的摩爾分數。

表4 液化天然氣部分技術指標Table4 SometechnicalindicatorsofLNG%項目質量指標一級二級y(C1) ≥8575y(C4) ≤1．52．0y(C+5) ≤0．10．5

對比表3中不同工藝的液化石油氣與穩定輕油的組成情況可知，聯產工藝與傳統工藝回收輕烴的組成相差不大。

在相同操作條件下，聯產工藝與傳統工藝的模擬結果見表5。

由表5中兩種工藝模擬結果的對比可知，對于不同組成原料氣聯產工藝與傳統工藝的C3收率、液化石油氣產量、穩定輕油產量基本相同。同時，通過聯產工藝能有效減少單位能耗。

表3 產品組成對比Table3 Comparisonofproductioncompositiony/%氣樣1氣樣2氣樣3氣樣4氣樣5氣樣6氣樣7聯產傳統聯產傳統聯產傳統聯產傳統聯產傳統聯產傳統聯產傳統液化天然氣C197．9497．9197．1397．0295．6396．0593．9495．0892．0594．2589．9693．2188．0891．95C21．741．292．551．814．112．505．793．217．643．849．714．5911．565．51C30．250．420．260．870．161．110．111．350．081．480．041．70．011．97i?C40．050．200．000．110．000．100．000．110．000．110．000．120．000．13n?C40．010．130．000．120．000．120．000．100．000．150．000．170．000．19i?C50．000．040．000．010．000．010．000．010．000．010．000．020．000．02n?C50．000．020．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．01C+60．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00N20．000．000．060．060．120．100．170．130．230．160．290．190．340．22CO20．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00液化石油氣C10．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00C22．872．871．381．381．231．231．111．111．161．161．141．141．131．13C395．1395．1396．6296．6296．7796．7796．8996．8996．8496．8496．8696．8696．8796．87i?C41．851．851．741．741．701．701．761．761．661．661．651．651．641．64n?C40．150．150．260．260．300．300．240．240．340．340．350．350．360．36i?C50．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00n?C50．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00C+60．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00N20．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00CO20．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00穩定輕油C10．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00C20．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00C30．550．550．550．550．550．550．550．550．550．550．550．550．550．55i?C426．7926．7919．9419．9417．9017．9019．0919．0816．4016．4016．1016．1015．8415．84n?C428．2128．2036．9636．9639．2839．2833．0133．0141．0041．0041．3241．3241．6441．64i?C522．8122．8115．8515．8514．1314．1315．0115．0112．8812．8812．5712．5712．3612．36n?C516．9616．9713．6513．6512．8612．8614．0214．0212．2712．2712．1412．1412．0512．05C+60．470．4713．0513．0515．2815．2818．3318．3316．8916．8917．3117．3117．5617．56N20．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00CO20．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00

表5 聯產工藝與傳統工藝模擬結果對比Table5 Comparisonofsimulationresultsbetweencogenerationprocessandconventionalprocess計算內容以液化石油氣和輕油計算C3收率/%液化石油氣產量/(t·d-1)穩定輕油產量/(t·d-1)液化率/%LNG產量/(t·d-1)能耗/(106kJ·h-1)單位能耗/(MJ·t-1)氣樣1聯產工藝89．532．8219．7756．07163．25101．06545．34傳統工藝88．632．8219．7767．93199．28120．88545．65氣樣2聯產工藝95．6418．6649．4476．01222．64132．62457．82傳統工藝95．3718．6649．4473．43217．28147．03516．13氣樣3聯產工藝99．1235．5678．6170．74209．65144．28446．42傳統工藝99．1035．5778．6159．92179．11154．27526．93氣樣4聯產工藝99．1552．7198．2367．12201．71156．72444．92傳統工藝99．1352．7198．2350．20151．56162．32537．22氣樣5聯產工藝96．9668．76136．7462．48190．64167．72423．83傳統工藝96．9568．75136．7438．17116．24168．41524．01氣樣6聯產工藝99．2785．29165．8358．07180．18182．99424．71傳統工藝99．2585．16165．8529．3190．26177．34520．15氣樣7聯產工藝99．08101．30194．8152．95166．76314．76680．34傳統工藝99．05101．44194．8121．7567．87302．83832．45 注：液化率=LNG摩爾流量/原料氣摩爾流量。

(3)

聯產工藝單位能耗平均降低比例：

(4)

式中：q聯n為第n組氣樣聯產工藝單位能耗，MJ/t;q傳n為第n組氣樣傳統工藝單位能耗，MJ/t。

3 結 論

綜合現有液化天然氣、輕烴回收工藝，提出了聯產方案，該工藝能在天然氣液化的同時進行輕烴回收。通過模擬、對比得出以下結論：

(2) 聯產工藝與傳統工藝的C3收率、液化石油氣產量、穩定輕油產量基本相等。

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Study on cogeneration of LNG and light hydrocarbon recovery process

Zhang Junhui1， Bai Cong2

1.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin,China2.ChinaPetroleumPipelineEngineeringCorporationTianjinBranch,Tianjin,China

light hydrocarbon recovery, LNG, mixed refrigeration, cogeneration process

張軍輝(1985-)，男，工程師，現就職于中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，主要從事化學工程與工藝方面的工作。E-mail：zhangjh5@cnooc.com.cn

TE642

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.04.009

2017-01-10；

2017-04-06編輯：康 莉