LNG接收站冷能用于轻烃回收工艺

王雨帆 李玉星 王武昌 王小尚 刘景俊

1．中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院 2．中国石化青岛液化天然气有限责任公司

天然气及其凝液的利用

LNG接收站冷能用于轻烃回收工艺

王雨帆1李玉星1王武昌1王小尚2刘景俊2

1．中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院 2．中国石化青岛液化天然气有限责任公司

接收站 LNG 冷能利用 天然气 轻烃回收 轻烃分离

本文结合国内外LNG接收站已有的轻烃回收工艺[11-17]，提出了一种改进的流程：利用脱乙烷塔分离得到的乙烷气与脱甲烷塔的进料换热，一方面，预热脱甲烷塔的进料，降低脱甲烷塔再沸器的热负荷，在利用LNG冷能的同时降低装置能耗；另一方面，乙烷产品获得冷量而冷凝，实现液相储存，方便后续的运输与销售。

1 LNG接收站轻烃回收流程

本文使用HYSYS软件建立流程模型并进行计算，热力学方法采用PR方程，泵的等熵效率取75%，不考虑流程中换热器的换热效率及热损失，换热器的压降为0.1 MPa，设计的流程模拟图如图1所示。

2 流程参数及性能分析

以国内某LNG接收站为例，某一气源轻烃含量较高，其组分的摩尔分数为：甲烷86.77%、乙烷8.13%、丙烷3.67%、异丁烷0.55%、正丁烷0.55%、异戊烷0.05%、正戊烷0.05%、己烷0.01%、氮0.22%。LNG经储罐里的潜液泵升压后进入轻烃回收装置，此时压力为0.8 MPa，对应温度为-160 ℃，管输压力为6.85 MPa。

表1 装置中各设备的能耗Table1 Energyconsumptionofeachequipment设备泵P-01泵P-02泵P-03泵P-04泵P-07脱甲烷塔再沸器脱乙烷塔再沸器能耗/kW116.363.0937.52368.42.3745331785系统总功耗/kW587.68单位C+3能耗/(kJ·kg-1)144.31

3 经济性分析

(1) 投资费用：预计设备投资及安装费用约5 000万元；该装置占地约20亩(1亩=666.67 m2)，且该接收站所在地区土地价格约20万元/亩，则需土地费用400万元；其他费用包括建筑工程费、设计、勘察、监理、招投标费用、建设单位管理费等共280万元。

(2) 年运行成本：假定电价为0.9 元/kWh，装置年运行时间为8 600 h，则每年所需电费454.86万元；LNG冷能价格为10 元/t[17]，则冷能费用为982.12 万元/年；其他费用包括设备折旧费、管理费、职工工资等共800 万元/年。

表2 装置的经济性数据Table2 Economicdataofdevice投资/万元年运行成本/万元年收入/万元设备投资:5000电费:454.86原料LNG:-507601.58土地费用:400LNG冷能:982.12天然气:384251.78其他费用:280其他:800乙烷:76364.99C+3:58284.93合计:5680合计:2236.98合计:11300.12

由表2得到经济效益如下：

年净利润(税后)：(11 300.12-2 236.98)(1-35%)=5 891万元；

投资收益率：5 891÷5 680×100%=103.71%；

投资回收期：5 680÷5 891+1年建设期=1.96年。

由此可见，此装置的经济效益十分显著。但上述乙烷的价格若假设得较低，则该方案可能不盈利。计算得到，当乙烷价格高于6.149 元/kg时，对应的乙烷发热量单价比LNG的高0.294倍，该方案才可盈利。综上所述，利用LNG冷能回收轻烃的方案具有可观的经济效益。

4 冷能利用率

目前，关于冷能利用率计算公式的文献很少。文献[18]中针对冷能发电系统，定义冷能利用率为系统的净发电量与LNG在系统中释放的冷能的比值；针对中央空调冷冻水系统，定义冷能利用率为冷冻水带走的冷量与LNG输入冷量的比值。但这些公式均有一定的局限性，对其他LNG冷能利用工艺不一定适用。

(1)

式(1)中LNG所携带的冷能是指LNG从自身状态变化到管输状态(p=6.85 MPa、t=5 ℃)的过程中吸收的热量，即两个状态之间的焓差。计算得到原料LNG约有冷能8.22×107kJ/h，贫LNG携带的冷能QLNG约为5.02×107kJ/h，则此流程的LNG冷能利用率为38.93%。建议贫LNG去气化器前可考虑进一步拓展符合其温位的冷能利用领域，如用于制取液态CO2及干冰、低温粉碎和冷能发电等，按照梯级利用原则充分利用剩余的冷能，提高冷能利用率，减少其气化时对海水和燃气的消耗，降低对环境的影响。

5 工艺敏感性分析

5.1 原料LNG组分的影响

表3 不同原料LNG组分的组成Table3 DifferentcomponentsofLNGfeeds摩尔分数1234C10.88960.86770.84720.8266C20.07250.08130.08980.0973C30.02580.03670.04650.0574i-C40.00440.00550.00660.0077n-C40.00440.00550.00660.0077i-C50.00050.00050.00050.0005n-C50.00050.00050.00050.0005C60.00010.00010.00010.0001N20.00220.00220.00220.0022合计1111

5.2 原料LNG温度的影响

5.3 原料LNG流量的影响

实际上，LNG接收站下游用户的用气量随季节、气候等的影响，波动非常大，导致接收站的气化外输量也随之波动。而现有的轻烃回收流程均要求连续、平稳地运行，才能实现高水平的轻烃回收。由于轻烃回收和气化同时进行，因此，当接收站气化外输量波动时，势必会影响轻烃回收装置的操作。为解决两者之间的矛盾，文献[19]建议采取如下措施：当轻烃回收装置满负荷连续运行时，贫LNG的气化量仍不足以满足下游用户的用气量需求时，用气化接收站内的贫LNG来补充天然气外输量的不足；当用气需求量低于轻烃回收装置的外输量时，将多余的贫LNG回流到贫LNG罐储存。但为了使回流的贫LNG能够进入现有的储罐，防止产生大量的BOG，需要将贫LNG过冷、进一步节流降压以接近储罐内LNG的储存状态，但在实际操作中很难满足。因此，本文建议从运营角度考虑，按照接收站的最小外输量的规模设置轻烃回收处理量，仅利用部分LNG及其冷能回收轻烃，接收站外输量不足时直接气化补充。因而，此流程的应用有一定的限制，较适用于下游是城市燃气干网、外输量比较稳定的接收站。

6 结 论

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ProcessoflighthydrocarbonsrecoveryfromLNGwithcryogenicenergyutilizedinLNGterminal

WangYufan1，LiYuxing1，WangWuchang1，WangXiaoshang2，LiuJingjun2

(1.CollegeofPipelineandCivilEngineering，ChinaUniversityofPetroleum(Huadong)，Qingdao266580，China； 2.QingdaoLNGCo.,Ltd,Sinopec,Qingdao266440,China)

terminal， LNG， cryogenic energy utilization， natural gas， light hydrocarbons recovery， light hydrocarbons separation

王雨帆(1991-)，女，安徽怀宁人，中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院在读硕士研究生，主要从事LNG冷能利用研究。E-mail392797652@qq.com

李玉星，教授，主要从事液化天然气技术、油气田地面集输系统节能降耗技术、油气水混输与多相流计量技术的研究和教学工作。E-mailliyx@upc.edu.cn

TE642

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2015.03.010

2014-11-27；编辑康莉