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．冬季的燃氣調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，而城市的燃氣壓力一般在O．4MPa～0．8MPa，此壓力差的能量往往在調壓器中自白浪費了，并且在冬季經常產生調壓器的水合物凍堵．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定、技術*、安全可靠和節省投資等原則．經過充分討論和多次論證，2004年4月19日與成都深冷空分設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制冷和焦一湯節流相結合的液化工藝流程．生產低成本的液化天然氣的天然氣液化裝置的設計總包合同和主
體設備的供貨合同，裝置位于四川省犍為縣清溪鎮。
犍為天然氣液化裝置于2005年11月13日1時開始投料試運。約1小時后向LNG貯槽送液．累計至17日12時已生產285maLNG．標志*套*國產的工業化LNG裝置投料試運一次成功。
二、 LNG裝置的技術參數和流程
犍為天然氣液化裝置的原料天然氣、外輸尾氣與產品LNG的設計參數和公用工程消耗量見表1。
表1 裝置原料氣與產品LNG的設計參數和公用工程消耗量
’ 進裝置原料氣量 | 40×104m3／d | LNG日產量(氣態) | 39.600m3／d |
進裝置原料氣壓力 | 5.8MPa | LNG體積(液態) | 66m3／d |
進裝置原料氣溫度 | 30℃ | 電耗 | 1476kW·h／d |
外輸尾氣壓力 | 1.8MPa | 新鮮水 | 60m3／d |
LNG儲存壓力 | O．25MPa | 燃料氣 | 2400m3／d |
LNG儲存溫度 | -145.6℃ | 氮氣 | -120m3／d |
裝置的流程如圖1所示。原料天然氣經過濾分離后進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入液化冷箱。膨脹氣流降到一定的溫度后通過膨脹機膨脹制冷．為天然氣液化提供冷量．復熱出冷箱再進入增壓機增壓并冷卻返回低壓管網。液化氣流在液化冷箱內液化并過冷．節流降壓進入LNG分離器，分離的氣體作為過冷器的冷源．復
熱出冷箱再壓縮機增壓并冷卻返回低壓管網：分離出的液體即為裝置的產品LNG．送入LNG貯槽。
三、主要設備配置
1、原料氣預處理系統
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。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
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
它將大部分天然氣膨脹制冷，為天然氣液化提供冷量。膨脹機進氣壓力5．65MPA，排氣壓力1．41MPa；增壓機進氣壓力1．38MPa．排氣壓力1．82MPa。透平膨脹機只配置1臺．流量調節范圍為±20％。透平膨脹機的調節通過增壓端的旁通回流閥來控制。
4、LNG儲運系統
它將貯存裝置生產的產品LNG．并將LNG灌裝到槽車內。配置了4臺lOOm3臥式真空絕熱液體貯罐和1套LNG裝車系統。
5、低壓天然氣壓縮系統
它將冷箱內分離器分離的低壓氣體、貯槽的汽化的天然氣以及裝車時的汽化的天然氣進行壓縮，返回到下游管網。由1臺電動壓縮機和1臺燃氣壓縮機組成．互為備用。
6、DCS系統
控制系統采用北京和利時的MACS系統。DCS系統的工作包括上述所有配套設備的壓力、溫度、流量、液位的測量、控制和調節，有效地監控成套液化天然氣裝置的生產過程．確保運行可靠。
7、配套公用工程 ．
配套的公用工程包括循環冷卻水系統、儀表空氣系統、消防系統等。為裝置正常、安全運行提供基礎保障。
四、工藝特點
(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．不至于出現在小型LNG裝置中使用胺法脫碳流程的難以消化的凈化成本。
(2)采用膨脹機制冷循環和焦一湯循環流程簡單，投資少，起動快并操作簡單。
(3)充分利用輸氣主管網與用戶支線管網間的壓力差．實現LNG生產的*經濟性。
(4)采用臥式LNG貯槽．降低了裝置的總占地面積。雖然臥式LNG貯槽的實際占地面積比立式貯槽大，但其液位高度小．使得罐區圍堰面積大大縮小。
(5)采用燃氣壓縮機壓縮尾氣，充分利用裝置現成的、享受優惠條件的天然氣做動力燃料。同時也省略了大動力配電系統，降低了操作費用。
(6)低壓尾氣重復利用，先做冷卻吸附塔的冷吹氣．再做吸附塔的再生氣，減少了加熱爐的負荷，又控制并減少了同時再生和冷卻的總氣量，降低了尾氣壓縮機的功耗。
五、經濟分析
犍為天然氣液化裝置于2005年11月13日1時開始投料試運．約l小時后向LNG貯槽送液，裝置的運行參數見表2，裝置的總消耗見表3。
表2 裝置的運行參數
裝置電耗 | 60KW | 燃料氣 | 100m3/h |
新鮮水 | 2m3/h | 氮氣 | 5m3/h |
表3 裝置運行的總消耗
進裝置原料氣壓力 | 5.22MPa | LNG產量(氣態) | 38668m3／d |
進裝置原料氣溫度 | 13℃ | LNG產量(液態) | 64.5m3／d |
進裝置原料氣流量 | 36000m3／d | LNG貯槽壓力 | 0.25MPa |
注：①氣體體積的標準參比條件是O．101325MPa(A)、20℃，；
②在0．25MPa壓力下貯存時，每m3的LNG轉化為氣態時的體積為599．5m3。
如按電價0．60元／kw．h、水價2．00元／m。、原料氣價1．10元／m。、氮氣價2．00元／m3，則每天消耗總價值為：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儲罐中解決冬季燃氣調峰問題．也可運輸到其它沒有輸氣管網的地區使用。
