煤層氣液化工藝模擬與對比

王兆鳳 黃善偉 王波濤

1.中國石油工程建設公司華東設計分公司，山東 青島 266071；

2.海南民生管道燃氣有限公司，海南 海口 570208；

3.東營市建設工程質量監督站，山東 東營 257091

0 前言

煤層氣是近年來崛起的一種新型非常規能源，其主要成分是甲烷，具有熱值高、污染小等特點，煤層氣的合理開發可以緩解我國能源， 特別是天然氣資源短缺的現狀， 有利于煤礦企業的生產安全及減少溫室氣體的排放［1-2］。 由于我國煤層氣分布具有“偏、散、小”的特點，制約了煤層氣的開發與利用。 將天然氣液化技術應用到煤層氣的儲存及運輸環節，可以節省投資、提高利用效率，具有良好的應用和發展前景［3］。

煤層氣液化作為煤層氣的新型利用方式，符合國家能源政策，近年來成為研究熱點。2008 年蒲亮等人［4］采用編程及軟件模擬的方法對三種不同方式的N2-CH4膨脹液化工藝進行了優化分析；2009 年高婷等人［5］構建了一種吸附-液化一體化的氮膨脹液化工藝， 并通過HYSYS模擬進行了分析；2010 年李士富［6］等人給出了山西沁水煤層氣混合制冷劑液化的HYSYS 軟件計算模型；2010年王文軍等人［7］針對煤層氣的氮膨脹液化工藝進行了工藝參數的優化；2011 年李秋英等人［8］針對含氧煤層氣氣源條件和組分特點設計了一種雙級膨脹液化工藝并進行了適應性分析。 在此基礎上，對五種典型的煤層氣液化工藝進行了模擬與對比，為實際工程液化工藝的選擇提供依據。

1 煤層氣液化工藝模擬

目前天然氣液化工藝主要有級聯式、混合制冷劑和帶膨脹機的液化工藝三種類型，其中級聯式液化工藝操作穩定、效率高、處理量大，適用于基本負荷型LNG 工廠，但由于流程與設備復雜、投資大，不適用于煤層氣的開發。 基于此討論，本文選取了代表混合制冷劑和帶膨脹機的五種典型煤層氣液化工藝進行模擬：串聯氮膨脹液化工藝、氮氣-甲烷膨脹液化工藝、丙烷預冷氮膨脹液化工藝、混合制冷劑液化工藝、丙烷預冷混合制冷劑液化工藝。 模擬前提條件為：

a） 預處理后原料氣的摩爾組分為：CH496 %、C2H61.5、C3H80.4%、C4H100.1%、N22.0%， 壓力為4 800 kPa，溫度為35 ℃。

b） 采用Aspen HYSYS 軟件進行模擬， 狀態方程選擇PR 方程，壓縮機效率設置為70 %，膨脹機效率設置為80%。

1.1 串聯氮膨脹液化工藝

串聯氮膨脹液化工藝是目前小型液化工廠中最常見的流程，見圖1。 氮氣依次經過壓縮機1、壓縮機2、低壓增壓機和中壓增壓機， 由0.5 MPa 增壓至3.6 MPa，每級壓縮后都經冷卻器冷卻至35 ℃， 然后進入1 號換熱器，被冷卻至-50 ℃，再經過中壓膨脹機膨脹至1.8 MPa、-85 ℃，進入3 號換熱器冷卻至-100 ℃，再經低壓膨脹機膨脹至0.6 MPa、-145 ℃，然后返流用來冷卻高壓氮氣和原料氣。

1.2 氮氣-甲烷膨脹液化工藝

為了降低膨脹機的功耗，采用氮氣、甲烷的混合氣代替純甲烷作為制冷劑，其中氮氣、甲烷的比例為1∶1，見圖2。 制冷劑依次經過壓縮機1、壓縮機2 和增壓機，由0.6 MPa 增壓至4.5 MPa，每級壓縮后都經冷卻器冷卻到35 ℃，進入1 號換熱器被冷卻至-60 ℃后分為兩股，一股進入膨脹機膨脹至-120 ℃，另一股進一步冷卻至-140 ℃后節流至-145 ℃，膨脹后的兩股低壓制冷劑返流用來冷卻高壓制冷劑和原料氣。

1.3 丙烷預冷氮膨脹液化工藝

由于帶膨脹機的液化工藝中換熱器的傳熱溫差較大，導致流程 損較大，為提高傳統氮膨脹液化工藝的效率，可以采用預冷的方法，對制冷劑以及原料氣預冷，見圖3。丙烷經壓縮機3 壓縮至1.5 MPa，然后經冷卻器4 冷卻至35 ℃，使丙烷全部液化，再經過節流閥降壓至0.11 MPa，溫度降至-38 ℃，進入1 號換熱器預冷原料氣和氮氣制冷劑；在氮氣膨脹制冷循環中，氮氣依次經過壓縮機1、 壓縮機2 和增壓機， 由0.5 MPa 增壓至2.5 MPa， 每級壓縮后都經冷卻器冷卻至35 ℃， 然后進入1號換熱器被預冷至-35 ℃，進入2 號換熱器被冷卻到-80℃，再經過透平膨脹機膨脹至0.6 MPa、-140 ℃，然后返流用來冷卻高壓氮氣和原料氣。

1.4 混合制冷劑液化工藝

混合制冷劑液化工藝采用C1～C5 的碳氫化合物和N2作為制冷工質，可以進一步提高液化效率，見圖4。 制冷劑經過壓縮機1 由0.5 MPa 增壓至1.2 MPa 后，進入冷卻器1 冷卻至35 ℃，產生氣液兩相，分別經壓縮機2和泵1壓縮至3.5 MPa，經冷卻器2 冷卻后，氣液相分別進入換熱器，冷卻至-60 ℃左右，再經節流閥節流至-150 ℃后，返流用來冷卻高壓制冷劑和原料氣。

1.5 丙烷預冷混合制冷劑液化工藝

丙烷預冷混合制冷劑液化工藝簡單且高效， 目前80%以上的基本負荷型LNG 廠采用該流程［9］，見圖5。制冷劑經過壓縮機1、壓縮機2 由0.2 MPa 增壓至1.8 MPa，經冷卻器1 冷卻至35 ℃，進入1 號換熱器被丙烷制冷循環冷卻至-35 ℃，產生氣液兩相，液相經2 號換熱器冷卻至-75 ℃后節流制冷， 并與返流制冷劑混合后為2 號換熱器提供冷量， 氣相經2 號換熱器冷卻后生成氣液兩相，液相經3 號換熱器冷卻至-95 ℃后節流制冷，并與返流制冷劑混合后為3 號換熱器提供冷量， 氣相經3 號換熱器、4 號換熱器冷卻至-155 ℃后節流制冷，為4 號換熱器提供冷量，其中丙烷制冷循環參數與丙烷預冷氮膨脹液化工藝類似。

2 模擬結果分析

表1 為五種典型煤層氣液化工藝關鍵參數的比較，比功耗主要影響裝置的運行成本，比功耗越低，生產單位體積的LNG 電耗越低，裝置的運行成本越低；液化率的大小決定了產品的合格率，液化率越高，收益越高；工藝復雜度主要體現在關鍵設備及控制參數的數量，由于混合制冷劑流程需要精確控制制冷劑的配比，因此其復雜度較高； 工藝的適應性主要體現在對原料氣組分、原料氣壓力和環境溫度等參數變化的敏感性；流程的處理能力主要體現在制冷循環的制冷量上。

串聯氮膨脹液化工藝優勢在于流程簡單、 設備少、投資低、易操作、易于橇裝化，但功耗大、液化率低，適用于偏遠地區小規模煤層氣資源的開發與回收。

氮氣-甲烷膨脹液化工藝與丙烷預冷氮膨脹液化工藝都是在傳統氮氣膨脹制冷流程基礎上， 為了提高液化效率進行的組合、調整，比功耗分別減少了17.3%和21.2%， 在一定程度上彌補了傳統氮氣膨脹制冷流程運行功耗大的缺點， 特別是丙烷預冷氮膨脹液化工藝，裝置的處理能力和適應性有所增強，但投資成本也相應增加，適用于中等規模的煤層氣液化回收。

混合制冷劑液化工藝由于利用了制冷劑相變過程中產生的潛熱，換熱效率大幅度提高，因此比功耗進一步降低，提高了裝置的處理能力與適應性，但制冷劑需要精確配比，增加了工藝和控制系統的復雜性，適用于較大規模的煤層氣液化回收。

丙烷預冷混合制冷劑液化工藝中由于丙烷預冷循環的加入，進一步降低了流程的比功耗，提高了裝置的處理能力，相應增加了裝置的復雜性和投資成本，適用于大規模的煤層氣液化回收。

表1 五種典型煤層氣液化工藝關鍵參數比較

3 結論

本文選取五種典型的煤層氣液化工藝進行模擬與對比，為實際工程液化工藝的選擇提供了依據。 結果表明：串聯氮膨脹液化工藝耗能最大，適用于偏遠地區小規模煤層氣的液化回收； 氮氣-甲烷膨脹液化工藝與丙烷預冷氮膨脹液化工藝所需功耗次之，適用于中等規模的煤層氣液化回收；混合制冷劑液化工藝和丙烷預冷混合制冷劑液化工藝耗能最小，適用于大規模的煤層氣液化回收。 不同工藝的復雜度、適應性與投資成本有很大差異，實際工程中，應從全局出發進行技術經濟分析和方案的比選。

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