天然气中通常含有一定量的乙烷、丙烷以及更重的天然气凝液组分(以下简称C2+)，天然气凝液回收后可分离得到高附加值的乙烷、液化石油气和稳定轻烃等产品，这些产品是优质的化工原料和民用及工业燃料, 如乙烷裂解制乙烯[1-2]。天然气处理装置常采用低温分离法回收相关高附加值的天然气凝液组分，回收丙烷以上重组分时，制冷温度达到-70~-80 ℃，如塔里木油田凝析气深度回收工程最低设计温度达到-73 ℃；回收乙烷时，制冷温度更低，普遍操作温度需达-90~-110 ℃[3-7]，对装置投产、运行的水含量提出了严苛要求。根据TSG D0001-2009《压力管道安全技术监察规程-工业管道》要求，新建设装置必须完成耐压试压和泄漏试验(水压或气压试验)后，方可投入正常使用[8]，同时，受野外施工条件的限制，设备或管道内将不可避免带入液态水，深冷装置投产运行过程中，极易发生设备、管道冻堵，影响换热器、塔器的运行效率，甚至导致装置因关键设备无法运行被迫反复停车。为此，装置进料投产前，选择高效的干燥工艺，能够有效缩短开工周期，避免降温过程冻堵发生，保证装置一次性投产成功。基于此，对塔里木油田天然气乙烷回收工程深冷凝液回收装置投产前的循环干燥模式进行了优化改造，以使装置整体的常压水露点达到-80~-70 ℃。通过现场实践检验及装置后期运行跟踪，取得良好的实际效果。但是，该措施实施过程中也存在部分考虑不足之处。通过总结循环干燥运行情况及实践经验，对相关问题提出解决措施，以期为类似项目的设计、建设及投产前的干燥操作提供参考。
天然气深冷凝液回收装置的膨胀机、冷箱、脱甲烷塔、主要阀门等关键设备易发生冻堵，影响装置的正常运行和运行效率，甚至还存在安全隐患。为此，必须对建设完成的装置进行投运前彻底干燥作业。目前，国内装置干燥普遍采用直接气压试压、干燥气体间歇性放空、气体持续性放空方法，同时，紧急状态下注入甲醇解冻或者防冻，以保证装置能够顺利投产成功，本文分析了几种常用方法的应用情况(见表 1)，并介绍了各方法存在的相关问题。
对于低温装置，普遍趋向采用气压试验，避免或减轻投运过程中的冻堵风险。但是，根据ASME PCC-2-2018《压力设备和管道维修》提供的空气试压系统储能及安全距离计算公式[10], 得到不同系统容积、压力下的气包的TNT当量及波及范围(见图 1)，压力越高，系统释放时的能量与威胁越大。在装置焊接质量未得到检验的情况下，高压气压试验对人员及装置造成的安全风险极高，如2009年，上海小洋山LNG管道气压试验管道破裂，造成人员伤亡及装置严重损毁[11]。2021年，随着《新安全生产法》的颁布实施，风险有效管控理念进一步得到强化，高压装置采用气压试验阻力将越来越高。另外，直接采用空气气压试验，容易在低洼处集聚凝结水(100 m3试压容积，潮湿空气加压至5 MPa后，将析出近130 L水于系统内)，以及施工过程中带入水分，仅进行简单充放压，不易干燥彻底，投产过程中同样存在冻堵风险，如塔里木轻烃装置采用气压试压，投产过程中部分试压凝结水进入DHX塔底泵，造成泵轴承抱死停车。
采用干燥气体(液氮气化而得的氮气或者经分子筛脱水的原料天然气)对系统进行持续性放空干燥是有效的干燥方式，但在干燥时间、干燥成本方面存在不足。小气量放空时，由于气体流速低，干燥效果差、耗时长；大气量放空时，将造成装置干燥成本高，同时受制于温度的限制，吸水效果较差，特别是以原料天然气作为放空干燥介质时，脱水后高压天然气需要经过节流调压后，才能进入低温装置区域(乙烷回收低温部分运行压力普遍为2.5 MPa左右)，伴随产生高温降；原料气压力过高的情况下，使得进入的天然气温度仅有5~10 ℃，甚至接近0 ℃，大大降低了干燥效果。
装置在线甲醇加注解堵，可以作为投产过程冻堵的有效补救措施，但是，随着装置系统容量的加大及工作温度的降低，甲醇注入解冻效果有限，且一处解冻的水合物将随介质流入下一流程或设备，很有可能造成再次冻堵[12]。另外，甲醇作为引起催化剂中毒的化学药品之一，下游化工厂往往严苛要求液烃产品中甲醇质量分数低于1×10-6(原则上不允许存在醇类物质)，使得在线甲醇加注存在引起产品质量事故的风险，只能进行停车回温、化冻排液处理。
塔里木油田天然气乙烷回收工程设计处理天然气3 000×104 m3/d(两列装置并列运行)，于现有轻烃装置南侧就地改扩建，最低运行温度-101 ℃，低温部分有8.0 MPa、3.5 MPa两个设计压力等级，8.0 MPa压力等级下气压强度试验压力达到9.2 MPa，划分的气压试验包等效TNT当量超过250 kg，且严重威胁100 m处在运轻烃回收装置，综合考虑采用水压试验。3.5 MPa压力等级管线设备采用气压试验、水压与气压试验分界点及相关循环干燥路线(见图 2)，其中，冷箱、膨胀机、压缩机未参与试压。为保证干燥效果，装置投产前采用循环干燥方法，总体技术思路如下：①以氮气作为循环干燥介质，便于就地低点排放；②吸水后的气体从脱甲烷塔、脱乙烷塔进入往复式乙烷压缩机增压，实现闭式循环；③乙烷脱水分子筛完成循环气体的深度脱水；④以便携式水露点仪实测水露点，判定各循环流程干燥情况。
为达到循环干燥效果，结合现有设备能力，从干燥气体吸水特性出发，制定合理的选取原则，对水露点、循环压力温度等关键参数进行合理的选取优化，如表 2所列。
水压试验完毕后，管线处于吹扫完成状态，确保管线低点无存水[13]，强化空冷器、管壳式换热器的吹水工作及质量控制。对球阀内腔的吹扫，球阀本体排污创新地采用丝堵连接，作为阀腔积水在线有效吹出口，吹扫完成后进行密封焊接，保证低温工况密封性能。由于塔器直径较大，干燥气体流速较小，不易与塔内填料、塔板等内件上的积水充分接触，干燥效果不佳，宜采用先干燥后安装塔盘的工作模式。但是，塔内件安装时间耗时达到20~30天，一般与其他施工工序同步开展，以节约装置施工周期，如塔里木油田天然气乙烷回收工程采用先安装后干燥模式。干燥过程中，球阀处于半开状态(见图 3)，使得高速气流与底部腔体内的存水充分搅拌，避免全开状态下底部腔体与阀体间形成的密闭空间与干燥气体隔绝。同理，干燥流程设置的调节阀处于半开状态，并逐步打开至全开状态。对于压缩机、膨胀机等动设备，宜处于隔离状态，避免轴承旋转。
先后启动乙烷压缩机完成两列乙烷脱水分子筛的活化再生循环，分子筛脱水后水露点达到-65 ℃时，缓慢将干燥氮气引入循环干燥流程，控制循环气量为(2.8~3.0)×104 m3/h, 循环干燥气体温度为35~45 ℃(受昼夜环境温度的影响)，依次完成循环流程A、B、C干燥作业，分别于低温装置出口、乙烷压缩机出口测得循环干燥氮气水露点变化情况，结果见图 4。从结果分析可得：在前期吹扫质量控制到位情况下，系统循环干燥时间短，单条流程24 h足够，三条循环干燥线均能达到-70 ℃以下水露点；二列循环流程A开始干燥时，乙烷压缩机出口与低温装置出口水露点异常偏高，在乙烷脱水塔出口，水露点远低于乙烷压缩机出口水露点，由此推断，二列装置脱水塔出口至乙烷压缩机入口管线存在大量积水，经过现场低点排液及持续性干燥后，水露点恢复至-70 ℃以下。
受工艺流程限制，一、二列共用二列天然气压缩机及其入口DN800 mm的大口径管线、一列乙烷压缩机流程，依次先后完成两列装置循环D流程干燥。干燥氮气先后经过DN800 mm的大口径管线、天然气压缩机出口空冷器等水压试验的设备，管线长度超过1.5 km，且管线走向复杂，初次将干燥氮气导入一列循环流程时，氮气携带游离水进入冷箱。为更好地完成冷箱、管线的干燥工作，新增天然气压缩机出口、冷箱进出口3个水露点监测，结果见图 5。从结果分析可得：由于管线口径大、距离长、布管复杂，造成前期出现吹水达标的“假象”，系统内积水较多，循环干燥初期水露点均偏高；由于DN800 mm管线内积水多，二列天然气压缩机出口水露点长期高于乙烷压缩机出口水露点20 ℃，使得进入一列主低温装置的干燥气水露点始终高于-52 ℃，最后以冷箱进出口、乙烷脱水装置进口水露点均低于-50 ℃且偏差值小于5 ℃为干燥合格标准，转入二列装置干燥；随着二列装置干燥继续进行，DN800 mm管线内存水逐步干燥完毕，二列天然气压缩机出口水露点逐渐降低，与乙烷压缩机出口水露点相同；二列主装置整体循环干燥效果好于一列主装置，整体干燥水露点达到-80~-70 ℃；此外，进行全流程的多点检测，能够有效地辨识积水存在的位置。
在循环干燥气体“近零排放”情况下，为达到以上干燥效果，采用天然气放空干燥方法，至少需以2.8×104 m3/h的干燥天然气进行持续放空，每列装置折合持续工作8天，两列装置减少消耗干燥天然气约为1 075.2×104 m3。从装置后期投产过程来看，在一、二列装置干燥水露点结果下投产，装置管线、冷箱、膨胀机等关键设备与工艺流程试车顺利，冷箱换热效率达到设计预期，有利证明循环干燥对天然气深冷装置投产前干燥的高效性与优势，具备切实可行的操作价值。
乙烷压缩机磨合初期缸体润滑油注入达到30 L/d，造成压缩机出口聚结器排出大量润滑油(见图 6)，存在润滑油携带至冷箱、低温冻堵冷箱的风险，其直接决定循环干燥的可行性。从出口分离器过滤能力、润滑油组分、液烃溶解、分子筛吸附等方面进行全面分析，于现场导淋排放监控，从而完成循环干燥作业。具体建议如下：①采用离心式压缩机增压，避免干燥气体带油；②往复压缩机循环增压，加强聚结器排液及滤芯检测更换；③投产前的常温工况，利用工艺介质大气量对冷箱各流道润滑油吹扫；④后期出现润滑油冻堵，可采用轻烃产品进行溶解解堵。
DN800 mm管线的距离长且口径大，受前期吹扫气速的限制，较多的游离水积存于弯头等管道低洼处。循环干燥时，干燥循环气体快速引入，携带大量的游离水，快速进入冷箱等设备内部，给干燥工作造成很多不确定性。根据一、二列装置干燥应用情况，建议如下：①缓慢增加循环气量，并持续性地对管线沿途管线导淋就地放空检测，发现有游离水时，维持该循环气量，直到系统无游离水后增加循环气量；②在预设的干燥循环流程上，靠近关键设备进口法兰管线处增加积液包，便于排液；③关键设备进水情况下，延长干燥时间，并于设备进出口检测水露点变化情况，直到两者水露点一致；④在条件允许情况下，投产初期注入一定量的甲醇，对冷箱等关键流道进行甲醇预膜处理。
循环干燥过程中，只关注系统水露点的变化情况，忽视了管线内的浮锈、泥土、焊渣等固体颗粒的影响，未能及时关注冷箱等关键设备入口管道过滤器压差及运行情况，过滤器压差高造成滤网破裂，部分机械杂质进入冷箱流道或侧抽热虹吸线，造成冷箱压差高。相关建议：①每个循环干燥流程，应严格按照正式投产运行考虑，关注管道过滤压差并及时清理过滤器；②对于深冷装置，参与的水压试验管线建议合理采用不锈钢材质，避免水压试压后产生结块的浮锈，以减少后期停车清理过滤器的频次；③在冷箱已经堵塞的情况下，通过爆破吹扫可以有效清除杂质。
深冷装置多处设置小口径的甲醇注入线，且各注入点运行压力相差较大，忽视甲醇注入管线的彻底干燥。后期投产注入点阀门内漏，注醇管网带压，甲醇管线内积水挤压至低压注入点，正常运行设备存在冻堵风险；另外，现场紧急注入甲醇时，存在注入甲醇浓度不够或者先将管线内的水直接注入系统的可能性。对于主工艺管线相连接的工艺支线，如甲醇线、排污管线，建议同时加强干燥吹扫。
循环干燥流程的核心是必须具备适应循环工艺流程的气体增压设备、温度控制及水分深度脱出装置，并充分结合流程中相关装置特点进行合理的旁路设计。设计人员初期考虑循环干燥流程不够深入，使得本工程循环干燥只能根据主体工艺流程的实际情况进行组合拼接，存在一定不适应性。为更好地实现循环干燥，建议开展循环干燥专项设计审查，对循环流量、温度控制、干燥旁路流程设置、低点排液、管线选材等开展系统性设计。
(1) 改进的循环干燥流程干燥效果好，装置投产未发生冻堵，实现了干燥气体“近零排放”，成功的运行经验可积极促进天然气深冷装置建设时的高压气压试验向水压试验转变，有利于避免气压试验风险。
(2) 对比分析了不同的干燥方法，对各方法存在的难点进行了分析总结；受工程建设不确定性影响，对气压试验装置也有必要进行投产前的系统干燥，循环干燥法具有安全高效的优势。
(3) 结合循环干燥实践情况，明确了循环干燥压力、流量、温度、水露点检测等参数的确定原则。
(4) 针对应用过程中存在的不足，提出了切实可行的解决措施及建议，可为天然气深冷装置投产前的干燥设计及操作提供借鉴和参考。
2022, Vol. 51 Issue (4): 51-57
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