高压管输天然气利用压力能液化技术

李光让，冷 明，刘照辰

（中国石油大学(北京)，城市油气输配技术北京市重点实验室， 北京 102200）

高压管输天然气利用压力能液化技术

李光让，冷 明，刘照辰

（中国石油大学(北京)，城市油气输配技术北京市重点实验室， 北京 102200）

通过火用分析得出，高压管网输送的天然气在调压过程中释放巨大的压力能，在调压站利用膨胀机回收天然气的压力能，用于天然气液化，以增加管网运行的经济性。并介绍了国内外几种天然气液化流程,阐述和分析了其液化方法和特点。

高压管网；压力能；液化流程；膨胀制冷

天然气长距离输送一般采用高压管道输气方式，其中蕴含了巨大的压力能，但是经过调压站调压给城镇管网供气时,压力能会大量损失。如果能充分利用好气源与用户端之间的压差，在调压过程中对天然气进行液化，不仅能回收天然气压力能，而且可降低液化费用。鉴于近年来我国沿海地区 LNG工业蓬勃发展，市场潜力巨大，利用管道压差能膨胀液化技术研究正逐步受到关注。

表 1 我国部分天然气管道参数Table 1 Part of domestic NG pipeline parameter

1 高压管道与城镇燃气管道

增大输气压力不但可以提高管线输气能力，还可以减少压气站，降低经营费用。因此，天然气管道长距离输送采用高压管输的方式，如正在建设的西气东输三线工程，其干线设计压力为 10~12 MPa。我国部分天然气管道参数见表 1[1]。

高压管输天然气必须经过调压站降压后才能进入城镇燃气管网。高压或次高压天然气经过调压装置,逐步被降至中压天然气，再通过区域调压站或用户专用调压站才能给城市燃气管网中的低压管道供气，或给工厂企业、大型商业用户以及锅炉房供气。我国城镇燃气管道根据输气压力一般分7个级别，见表 2[2]。

表 2 城镇燃气管道输气压力的分类Table 2 Pressure categories of urban gas pipeline

2 天然气管道压力火用数学分析

火用（exergy）是系统由任意状态可逆的转变到与环境状态相平衡时能最大限度地转换为功的那部分能量。火用作为综合衡量能量的“质”与“量”的统一尺度，它表示能量的可用性或作功能力[3]。

天然气在高压输送过程中蕴含巨大的压力能，经过膨胀机膨胀后，其温度和压力均会降低。为了能够准确分析此等熵膨胀过程天然气压力能变化情况，引入火用分析法对此系统进行分析。天然气管道可以看成开口系统[4,5]，其火用公式为：

式中： ex,T—天然气的比温度火用，J/kg;

ex,P—天然气的比压力火用，J/kg;

h—天然气所在工况下的比焓，J/kg;

h0—环境状态下天然气的比焓，J/kg;

s—天然气所在工况下的比熵，J/(kg·K);

s0—环境状态下天然气的比熵, J/(kg·K);

cp—天然气的比定压热容, J/(kg·K;)

T—天然气所在工况下的温度，K;

T0—环境温度，K;

Rg—气体常数，J/(kg·K);

P—天然气所在工况下的绝对压力，MPa;

P0—环境绝对压力，MPa。

天然气焓火用 ex,h可分解为两部分：在压力 P下，因热不平衡系统与环境之间具有的温度火用 ex,T；在环境温度为T0时，因力不平衡系统与环境之间具有的压力火用 ex,P。

天然气的主要成分是甲烷及少量的乙烷、丙烷、丁烷等，其膨胀过程产生的焓火用与天然气的组分、压力等密切相关。为了式（2）、（3）物性参数取值方便，假定天然气组分为纯甲烷（甲烷物性参数： cp=2.227 kJ/(kg•K)， Rg= 518.75 J/(kg•K)，ρ=0.7174 kg/m3，γ =1.30）。

取环境温度 25 ℃、环境压力 0.1 MPa，由式（3）可得出不同管输压力下甲烷的比压力火用，见图 1。

管输压力一定时, 比压力火用随用户端压力不同而不同。设环境温度为 25 ℃, 由式（3）可得出当甲烷以 6、8、10 MPa 的输气管道压力进入不同压力用户端时， 其所具有的比压力火用变化趋势如图 2所示。

图 1 甲烷比压力火用随管输压力变化Fig.1 Pipeline pressure vs. methane ratio pressure exergy

图 2 不同管输压力下甲烷比压力火用随用户端压力变化Fig.2 Client pressure vs. methane ratio pressure exergy under different pipeline pressure

由式（2）知，如要求出高压天然气膨胀降压过程中产生的冷能大小，须先求出通过膨胀机膨胀降压后天然气温度 T2，以下具体分析确定 T2。

目前，主要采用膨胀机回收利用天然气压力能。高压天然气经膨胀机膨胀降压，将压力火用转换为机械功和冷火用。高压天然气在轴流式透平膨胀机中膨胀作功过程可近似为比热容为定值的多变过程[6],则气体所做技术功如下。

式中：wT—技术功，J/kg；

T1—膨胀机入口天然气温度，K；

T2—膨胀机出口天然气温度，K；

h1—膨胀机入口天然气比焓，J/kg；

h2—膨胀机出口天然气比焓，J/kg；

P1—膨胀机入口天然气压力，MPa；

P2—膨胀机出口天然气压力，MPa；

n—多变指数，取 1.2（根据膨胀机降压比及效率情况，一般取n=1.1～1.25)。

为了对压力火用和冷火用可利用规模有一个量化概念，现假设输气管道压力 10 MPa，天然气温度25 ℃，用户端压力 0.4 MPa，由式（5）知，天然气经膨胀机膨胀降压后温度为：

其膨胀过程产生的比温度火用、比压力火用、技术功可分别由式(2)、（3）、（4）得：

同理，可计算出管输压力取不同值时，天然气按上述多变过程膨胀至 0.4 MPa 后的温度、比温度火用、比压力火用及技术功，如图 3 所示。

图 3 天然气膨胀后温度、比温度火用、比压力火用及技术功随管输压力变化Fig.3 Pipeline pressure vs. temperature, ratio temperature exergy,ratio pressure exergy of the expanded NG

由图3可知,①高压管输天然气蕴含巨大的压力能，若采取有效措施进行回收，则可以在很大程度上提高管网运行的经济性。②天然气在降压过程中，会产生很大的温降，此低温效应实际上已使其成为一种低温介质，这对需要冷能的天然气液化工艺提供了利用的可能。

3 高压管输天然气膨胀液化技术

3.1 带涡流管液化技术

针对调压站的液化要求,俄罗斯的 Lentransgaz、Sigma-Gas、Krionord 及 Lenavtogaz公司已经联合设计开发出一种合适的天然气液化装置(NGGLU)，此装置采用涡流管-节流阀制冷，充分利用管网压力能，可保证其不消耗额外能量就能将天然气液化[7]。

该液化流程如图 4 所示,占气源总量 3/4 的高压天然气进入换热器Ⅰ，被逆流而来的低温天然气冷却至-50 ℃，同时，重烃成分经气液分离器分离出来，并为换热器Ⅱ提供冷量，轻组分天然气流经换热器Ⅱ，被冷却至-80～-90 ℃；自换热器Ⅱ流出的天然气经调节阀分为两股：一股流经节流阀液化后进入储罐；另一股与 LNG 储罐蒸发的 BOG(（Boil Off Gas）气体一起回流至换热器Ⅱ，为其提供冷量，进入涡流管Ⅰ的高压天然气分为冷热两股流体：冷流进入换热器Ⅰ，预冷天然气；热流汇入调压站出口管网，涡流管Ⅱ生产的热流用于调控系统温度[8,9]。

图 4 NGGLU 液化工艺流程图Fig.4 Diagram of the NGGLU’s liquefaction process

此装置简单，缺点是液化过程需靠阀门调节，控制比较困难，且液化率低，受气源压力波动影响大。

3.2 带膨胀机液化技术

中科院低温中心北京科阳公司设计了一套回收管道压力能的小型液化装置，利用天然气直接膨胀制冷生产 LNG，产量为 300 L/h，如图 5 所示[10]。

4 MPa预处理天然气经换热器 1 预冷分离重烃后分为两股，一股气体去膨胀机膨胀降温，为换热器2提供冷量；另一股气体进入换热器2冷却，节流降温后进入 LNG 储罐储存[11]。对 BOG 进行冷量回收后，增压至 0.8 MPa 送入管网。

图 5 天然气膨胀制冷液化流程图Fig.5 Diagram of the liquefaction process by NG expansion

此工艺主要将高压天然气膨胀产生的冷火用用于管道天然气液化，而压力火用膨胀转换的技术功没有得到有效利用。从图3可知，高压天然气经透平膨胀机膨胀产生的技术功远大于冷火用，因此，在管道天然气液化工艺中有效地利用技术功，不但可以提高天然气压力能利用率，还可以提高管道天然气液化率，增加 LNG产量。

Bruce M. Wilding 等设计的天然气液化装置则回收了技术功，以驱动压缩机压缩处理流。其流程如图 6 所示[10]。

图 6 Bruce M.Wilding 等设计的天然气液化流程Fig.6 Diagram of the NG liquefaction process by Bruce M.Wildingetc

从 输 气 管 网 引 出 的 天 然 气 (400)分 成 冷 却 流（402）和处理流分（404）两部分。冷却流通过透平膨胀机膨胀将压力火用转换为冷火用和技术功。其中，冷火用用于冷却处理流；技术功用于驱动压缩机压缩处理流，压缩后的处理流由冷却流冷却，冷却后分成两部分，一部分（420）膨胀液化，另一部分（440）进一步膨胀制冷并冷却压缩的处理流，从而提高了液化天然气生产率。

3.3 与制冷工质相结合的液化技术

Dante Bonaquist等设计的专利，结合了管网压力 能 与 混 合 制 冷 剂 的 液 化 技 术[13]； ABB Lummus Global 公司设计了丙烷制冷和透平膨胀机制冷相结合的小型天然气液化流程，使得液化效率更高、成本更低[14]。张镨等结合天然气管网压力能的回收利用，提出了运用混合制冷剂循环获取高品质 LNG 的天然气液化系统[15]。

与制冷工质相结合的液化技术面临的主要问题：一是如何分配冷能与机械能；二是混合工质的配比及循环工况的选取。可以看出选取可靠的制冷工质，提高天然气液化率已成为当前研究的重点。

3.4 应用实例

我国液化天然气工业起步较晚，但发展较快。已基本掌握了小型天然气液化技术，并已有多套小型液化装置（小于 100×104m3/d）成功应用，国内利用管网压力能液化天然气（单级膨胀制冷、部分液化）的 LNG 工厂见表 3[16]。

表 3 国内利用管网压力能液化天然气的 LNG 工厂Table 3 Domestic LNG plants using pipeline’s pressure energy to liquefy natural gas

4 结 语

高压天然气蕴含巨大的压力能，利用膨胀机可以将天然气的压力能转化为机械能、冷能等能量形式，用于天然气的液化，其突出的优点是消耗小，几乎不需要消耗电能，只对需要液化的天然气脱除杂质，因而预处理的天然气量大为减少（约为总气量的 20%~35%）。此外还具有流程简单、设备少、操作及维护方便等优点。因此，它是目前重点发展的一种液化方式。

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Liquefaction Technology Based on Pressure Energy in High-pressure Nature Gas Pipeline

LI Guang-rang，LENG Ming，LIU Zhao-chen
（Key Laboratory of Urban Oil and Gas Transportation & Distribution Technology，China University of Petroleum，Beijing 102200，China）

It is concluded from exergy analysis that there is enormous recoverable pressure energy in pressure adjusting process of high pressure natural gas. The pressure energy recovered from natural gas by the expander in gas regulator station can be used in natural gas liquefaction, in order to increase the economy of the network operation. In this paper, several domestic and abroad natural gas liquefaction processes were introduced, and their liquefaction methods and features were described and analyzed.

High pressure pipeline network；Pressure energy；Liquefaction process；Expansion refrigeration

TE 832

： A文献标识码： 1671-0460（2014）07-1336-04

2013-11-21

李光让（1988-），男，山东泰安人，硕士在读，中国石油大学（北京），研究方向：油气储运 LNG 技术方向。E-mail：liguangrang@163.com。