原料天然气组分变化对LNG装置的影响及对策
Outline:
李均方
1
,
张瑞春
1,
夏功科
2,
刘盛鹏
1,
干卓凡
1,
谢仲海
1
1. 中国石油西南油气田公司成都天然气化工总厂;
2. 中国石油昆仑能源华油天然气广安有限公司
收稿日期：2013-12-16；修回日期：2014-01-13
通信作者：
李均方(1968-), 男, 四川阆中人, 高级工程师, 1989年毕业于西南石油大学, 大学学历(工学学士), 长期从事天然气加工方面的生产技术工作。地址:(610213)四川成都华阳正东下街20号成都天然气化工总厂。电话:028-85607039。E-mail:li_jf@petrochina.com.cn.
摘要：介绍了广安LNG装置运行中，因原料天然气组分变化大而出现的重烃低温堵塞和乙烷适应性问题，阐述了现场现象，分析了问题原因，论述了解决方案和应用效果。现场采取调整工艺参数，增加活性炭吸附脱除重烃等措施后，装置运行正常。认为原料气组分对LNG装置运行具有很大的影响，作好新建LNG装置原料天然气组分的检测和组分变化的分析预测十分重要。
Influence of feed gas components change on LNG plant and countermeasures
Outline:
Li Junfang1
,
Zhang Ruichun1
,
Xia Gongke2
,
Liu Shengpeng1
,
Gan Zhuofan1
,
Xie Zhonghai1
1. Chengdu Natural Gas Chemical Works, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu 610213, Sichuan, China;
2. CNGC Guang'an Natural Gas Co., Ltd, Guang'an 638000, Sichuan, China
Abstract: This paper introduced the operation problems of Guang'an LNG plant due to the components change of feed gas, which included heavy hydrocarbon blocking at low temperature and ethane adaptability. The phenomenon and reason of the problem were analyzed, and the solution and application effect were discussed. After adjusting the process parameters and adding activated carbon to remove heavy hydrocarbon, the plant ran steady. The components of the feed gas has great effect on the operation of LNG plant. Therefore, the analysis and forecast of feed gas components change are very important to new LNG plant.
1 装置概况
广安天然气处理量为100×104 m3/d的LNG装置，采用BLACK VEATCH的PRICO混合制冷液化工艺(见图 1)，用离心压缩机制冷，铝板翅式换热器两台并联换热，具有设备少、流程简单、投资少、维护方便及开启便捷等诸多优势[1]。
该装置于2012年4月建成投产，建设初期并未考虑脱重烃问题，项目建设后期增加了重烃分离器及后续储存设备，但运行中仍出现冷箱低温堵塞和高乙烷含量的适应性问题[2]。现场分析问题原因后，采取了调整工艺参数，增加活性炭吸附脱除重烃等措施，目前装置运行正常。现将装置问题及解决措施介绍如下。
2 装置运行问题及对策
2.1 原料天然气组分变化情况
LNG装置原料天然气组分变化对制冷液化单元的影响十分重要。一般LNG装置在原料天然气净化部分已包括天然气脱CO2和深度脱水、脱汞等措施，但对液化单元而言，其功能除制冷液化外，还应根据原料天然气组分含量的不同来考虑重烃的分离、乙烷的回收以及氮等轻组分的脱除等。
装置在运行过程中原料天然气组分与设计时相比有较大的偏离(见表 1)，主要表现如下：
表 1
表 1 广安LNG装置气源组分
Table 1 Feed gas component of Guang'an LNG plant
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表 1 广安LNG装置气源组分
Table 1 Feed gas component of Guang'an LNG plant
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(1) 原料天然气中重烃含量明显增加，特别是苯、环己烷等易堵塞组分增加，常规天然气分析一般不包括这些组分，但对LNG装置运行十分重要。根据GPA的方法，针对广安LNG装置原料天然气组成预测了不同苯含量的结晶温度(见图 2)。由图 2可以看出，很少量的苯就会引起苯在LNG中的结晶，同时苯含量的微量升高会引起结晶温度的明显变化。为避免低温堵塞，一般应将天然气中的苯体积分数控制在1×10-6~10×10-6以下[3]。
(2) 原料天然气组分含量变化频次高，有时1天内会出现几次剧烈变化(见图 3)。根据装置原料天然气在线色谱检测分析其各组分摩尔分数的变化范围是：C1：87%~97%；C2：1%~8%；C3：0.1%~0.8%；C4：0.01%~0.3%；C5：0.002%~0.1%；C6：0.000 1%~0.02%。值得说明的是，其重烃组分变化的绝对值不大，但相对值高。
2.2 重烃低温堵塞
2.2.1 问题描述
广安LNG装置运行中多次出现冷箱低温堵塞，引起装置被迫停产，对冷箱加热吹扫后才能继续生产，造成很大的物料和能量损失。一般解堵过程中天然气净化部分继续运行，制冷压缩机全流量回流。加热吹扫需要12~24 h，再冷却至正常运行需要约24 h。按每小时耗电15 000 kW计算，浪费电耗约54×104~72×104 kW·h。同时，还伴随冷剂和天然气加热的放空消耗。
典型的堵塞发生在冷箱的天然气通道下部b处(见图 1)。堵塞现象表现为：b处压力降明显增加，从常规20~40 kPa迅速上升到满量程的105 kPa；同时，由于天然气产品阀开度一定，天然气通道的流量明显下降；因制冷量大于天然气的需冷量，制冷剂侧底部温度明显下降；由于换热恶化，冷剂低温通道与产品线之间的传热温度差由2~3 ℃增加到3~6 ℃以上。
实际运行表明，装置由富气变贫气时极易出现低温堵塞，出现该问题后需减少制冷量，将冷箱底部产品温度上调到-90~-130 ℃，希望通过升高温度来增加重烃在LNG中的溶解度，以此解决堵塞问题。堵塞严重时，必须将冷箱底部温度加热到5~10 ℃后解冻，b处压差才能降到正常值，从而再进行生产。
2.2.2 解决措施
针对广安LNG装置堵塞的实际问题，采取的解决措施如下：
(1) 调整工艺参数，适当降低冷箱中点温度，从设计的-51 ℃降低到-71 ℃，通过冷凝增加苯在重烃分离器底的排放量，减少冷箱下部苯的分压。装置开工时，中点温度降到合格后再进入下部制冷。在没有产生重烃时，也将该分离器液位控制阀开启至一定开度，使易堵塞组分通过低温分离出装置。同时，稳定冷箱中点温度，避免温度波动将易堵塞的重烃带入冷箱下部。
(2) 增加苯和环己烷等易堵塞组分的吸附脱除。利用该装置脱水单元吸附塔顶约900 mm的剩余空间，装填一定量的活性炭，利用其吸附能力来脱除易堵塞组分。按吸附时间8 h计，实际装填活性炭单塔约1.5 t，可有效脱除原料天然气中体积分数约为300×10-6的苯、环己烷等易堵塞组分。
2.2.3 应用效果
采取上述增加冷凝和吸附的技术措施后，进冷箱前重烃含量明显降低(见表 2)，装置低温堵塞现象明显消除，装置能安全平稳地生产。
表 2
表 2 分子筛前后天然气C6~C9单体烃检测结果
Table 2 Test results of C6-C9 monomer hydrocarbon in natural gas before and after using molecular sieve
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表 2 分子筛前后天然气C6~C9单体烃检测结果
Table 2 Test results of C6-C9 monomer hydrocarbon in natural gas before and after using molecular sieve
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值得说明的是，该方法在原料天然气重烃含量少而易堵塞组分含量较高时效果良好。当重烃含量高时，可采用冷凝分离或前置轻烃凝析油回收的方法解决。吸附再生的重烃不能循环进装置，只能用作燃料或送界区外处理。分子筛上部的活性炭具有燃烧的风险，需要严格控制好置换和进分子筛天然气中的氧含量。
2.3 高乙烷含量
2.3.1 问题描述
该装置运行中甲烷摩尔分数最低为87%~89%，最高为97%~98%；乙烷摩尔分数最高为9%~10%，最低为1%~3%，一般每天乙烷摩尔分数在5%~7%较多见。高乙烷含量带来的问题是：
(1) 相应温度压力下重烃分离器液体产量增加，有时全开重烃分离器底部排液阀，其液位还会继续上升，只能现场放空到火炬，影响装置运行的经济性和安全性。
(2) 出重烃分离器的液体复热到常温后与同样是常温的分子筛再生气混合(见图 4)，在d点产生了低温物流(分析认为是乙烷等烃类蒸发、相变制冷所致)。例如，混合前两物流的温度均为20 ℃，混合后的温度可达到-10 ℃，下降了30 ℃，从而造成混合处低温堵塞，再生气压缩机进口带液，影响下游管线的安全运行。
2.3.2 解决对策
(1) 调整操作参数，适当提高冷箱中点压力和温度。根据乙烷含量增高、易堵塞组分溶解度增大的特点，适当增加冷箱中点温度，从-71 ℃提高到-61~-65 ℃，在保证冷箱不堵塞的情况下，让更多的乙烷去产品LNG，适当减少重烃分离器产生的液体流量；同时将重烃分离器的压力从3.3 MPa提高到3.6~3.8 MPa，增加分离器底阀门流速，以解决液体到火炬的排放问题；在下游混合处加强电伴热，以减少下游设备低温运行的不利影响。
采取上述措施后，装置在高乙烷含量下能正常生产，问题得到有效解决。
(2) 关于回收乙烷作冷剂补充的可行性问题。乙烷含量偏高是四川须二气藏的特性决定的，其他装置可能不会遇到类似问题。乙烷代替乙烯作冷剂可节约装置原料消耗，实现自我补充。按原料天然气100 ×104 m3/d、乙烷摩尔分数4%、收率50%计算，每天能回收2×104 m3的乙烷(相对分子质量30.07)，合计为24.96 t(即34.6 kmol/h)，而广安LNG装置的乙烯消耗为20 t/月。这样可实现装置物料的自平衡，减少外购乙烯量，多余的乙烷还可销售给乙烯厂作原料。由于采用该方法装置改动较大，目前仅作可行性分析，但对新建类似装置采取乙烷回收是值得重视和考虑的。
3 结语
原料气组分对LNG装置的运行具有很大的影响，由于原料来源的多样性，造成LNG装置天然气组分的变化普遍存在。该装置原料天然气组分变化的复杂性给装置运行带来的问题，具有一定的典型意义。
广安LNG装置在设计时并没有对原料天然气C6及以上组分进行分析，也未考虑脱重烃问题。即使项目建设后期增加了重烃分离器，也未能很好地应对低温堵塞和高乙烷含量适应性问题。为避免类似问题再次出现，建议新建LNG装置，并作好原料天然气组分检测以及组分变化的分析预测。
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顾安忠. 液化天然气技术[M]. 北京: 机械工业出版社, 2003.
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2014, Vol. 43