李战杰，何建明
（中石化广州工程有限公司，广东省广州市５１０６２０）
摘要：液化天然气（ＬＮＧ）气源依据Ｃ２含量分富液和贫液两种，其中富液ＬＮＧ热值高于管网天然气。ＬＮＧ接收站设置轻烃回收装置，采用无压缩机流程，利用ＬＮＧ冷能将富液ＬＮＧ中的Ｃ＋２分离出来作为乙烯原料，可增加经济效益；乙烷装车工艺也充分利用外输ＬＮＧ的富余冷能；轻烃回收装置和乙烷装车每年可利用冷能２１０．４ＴＪ，实现了冷能的回收利用，增加了经济效益。文中从轻烃回收、轻烃产品储存及运输等方面分析冷能利用情况。 关键词：ＬＮＧ 储存 轻烃回收 冷能利用 富液 无压缩机流程
液化天然气（ＬＮＧ）是安全性高的新型燃料，与汽油、柴油和液化石油气（ＬＰＧ）相比，ＬＮＧ的燃点高，难以点燃；爆炸下限高，爆炸几率低。近年来，国内天然气行业发展势头强劲，工业和发电拉动天然气消费增长再创新高，进口量突破千亿立方米跃居全球首位。近五年，国内ＬＮＧ进口量增长近２倍。预计２０２２年前后国内ＬＮＧ接收站总能力将超过１３０Ｍｔ／ａ。全球ＬＮＧ资源供应宽松，国内天然气需求旺盛，国家鼓励ＬＮＧ进口。
截至２０１９年底，国内已建成ＬＮＧ接收站２３座，接收能力９０．４５Ｍｔ／ａ。其中中国石油、中国石化、中国海油建有接收站１８座，接收能力８２．３０Ｍｔ／ａ，占比９１％；地方企业和民营企业建有接收站５座，接收能力８．１５Ｍｔ／ａ。
国内某ＬＮＧ接收站与巴布亚新几内亚签订了２．０Ｍｔ／ａ富液ＬＮＧ的长期供气协议。该接收站除具有ＬＮＧ接卸、存储、增压气化、计量外输及ＬＮＧ装车外，还有轻烃回收、轻烃产品储存及装车等功能，在国内已建成的２３座接收站中，是唯一具有富液轻烃分离功能的接收站。文中着重介绍在富液ＬＮＧ储存、轻烃回收及产品装车工程设计中如何利用ＬＮＧ的冷能，以实现优化节能的效果。
１ ＬＮＧ接收站
ＬＮＧ接收站一般包括码头工程、接收站工程、输气干线工程３部分。接收站工程主要包含ＬＮＧ卸船、ＬＮＧ储存、闪蒸气回收处理、ＬＮＧ装车外输和天然气气化外输等功能。
该接收站原料为２．０Ｍｔ／ａ富液ＬＮＧ和１．０Ｍｔ／ａ贫液ＬＮＧ，组成见表１。富液ＬＮＧ分为低Ｃ
２
含量和高Ｃ
２
含量两类，作为原料进入轻烃回收装置。
表１ ＬＮＧ接收站原料组成
Ｔａｂｌｅ１ ＣｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎｏｆｆｅｅｄｓｔｏｃｋｏｆＬＮＧｔｅｒｍｉｎａｌ
χ，％
不同气源的ＬＮＧ在组分上存在差异，其密度也不同。不同密度的ＬＮＧ储存在同一储罐内，容易分
层，密度大的积聚在储罐底部，而密度小的处于顶部。底部ＬＮＧ压力高于顶部，蒸发温度会提高，相对于该压力对应的蒸发温度来说，底部ＬＮＧ具有一定的过冷度，蒸发速度比顶部慢。而外界热量不断地向内传递，底部ＬＮＧ获得的热量收稿日期：２０２０－０５－０６；修改稿收到日期：２０２０－０９－０１。
作者简介：李战杰，高级工程师，
主要从事油气储运工程专业的设计工作。：０２０－２２１９２７０２，Ｅ ｍａｉｌ：ｌｉｚｊ．ｌｐｅｃ＠ｓｉｎｏｐｅｃ．ｃｏｍ。
通信联系人：何建明，高级工程师。：０２０－２２１９３４２６，Ｅ ｍａｉｌ：ｈｅｊｍ．ｌｐｅｃ＠ｓｉｎｏｐｅｃ．ｃｏｍ。
中有相当一部分使其升温。温度升高，密度减小，当底部ＬＮＧ密度小于顶部时，分层平衡被破坏，形成“翻滚”。此时，底部ＬＮＧ温度高于顶部，混合后顶部ＬＮＧ被翻上来的ＬＮＧ加热从而加速了蒸发，底部ＬＮＧ翻上来后，压力下降，成为过热ＬＮＧ，也会发生剧烈的蒸发。因此，平衡被破坏后，液体“翻滚”会加剧ＬＮＧ蒸发。如果不及时排出大量的蒸发气体，储罐内压力将超过设计值，不
利于Ｌ
ＮＧ的安全储存［１ ３］
。因此，富液ＬＮＧ和贫液Ｌ
ＮＧ必须分开储存，否则容易形成“翻滚”现象，造成生产事故。
富液ＬＮＧ中轻烃含量高，热值高于管网天然气，将其中的乙烷和ＬＰＧ分离出来是一种非常经济的热值调整方法；另外，分离出来的乙烷可作乙烯装置的优质裂解原料。
因此，该ＬＮＧ接收站与其他ＬＮＧ接收站的不同在于增加了轻烃回收装置和配套的轻烃产品储存运输设施，工艺流程见图１
。图１ ＬＮＧ接收站工艺流程示意Ｆｉｇ．１ ＰｒｏｃｅｓｓｆｌｏｗｄｉａｇｒａｍｏｆＬＮＧｔｅｒｍｉｎａｌ
２ 轻烃回收过程中的冷能利用
常压下，富液ＬＮＧ是－１６０℃的液体，蕴藏了大量高品质的冷能。用作燃料或化工原料之前，需要进行热交换，使其气化为常温气体。气化过程通常是利用海水或空气加热来实现的。该方法虽然简单直接，但浪费了ＬＮＧ的冷能。因此，利用富液Ｌ
ＮＧ自身冷能将其中的轻烃分离出来，有利于实现天然气资源的综合利用。
利用富液ＬＮＧ自身冷能进行轻烃分离的流程主要包括原料预热和轻烃分离两部分。原料预热主要是闪蒸甲烷和脱甲烷塔顶部甲烷与原料
ＬＮＧ换热的过程［４］
。轻烃分离主要是ＬＮＧ进行
分离的过程，按分离产品分类，可分为单塔和双塔流程，单塔得到乙烷和ＬＰＧ，双塔得到乙烷、丙烷
和Ｃ＋
３；
按脱甲烷塔操作压力分类，根据换热流程不同，可分为高压、中压和低压流程。
该接收站轻烃回收装置采用Ｌ
ＮＧ两级升压一级闪蒸无压缩流程以及脱甲烷塔中压操作进行轻烃分离，是世界上首套采用无压缩机流程的装置。该装置既可回收处理２．０Ｍｔ／ａ富液ＬＮＧ，又可兼顾天然气外输变化，装置弹性大，还可充分利用Ｌ
ＮＧ冷能，降低能耗。装置最低操作温度－１６２℃，在此温度下完成换热、精馏、液相增压等工艺处理过程。装置物料平衡见表２
。该流程冷能利用：罐区低压泵来的富液ＬＮＧ（１１４．２ｔ／ｈ，－１４６．９℃）被进料泵Ｐ０１增压后，进入闪蒸冷凝器Ｅ０１将脱甲烷塔闪蒸罐Ｖ０１出来的甲烷气体（４０．８ｔ／ｈ，－１０３℃）冷却到－１１０℃，富
液ＬＮＧ换热后温度上升至－１０７℃（此处利用冷能１７．６ＧＪ／ｈ），再利用５４．２ｔ／ｈ的－１０７℃的富液ＬＮＧ将脱甲烷塔塔顶气（４６．４ｔ／ｈ，－９３．８℃）冷凝到－１０３．６℃，富液ＬＮＧ换热后温度为－１０３．９℃（此处利用冷能０．８ＧＪ／ｈ），该流程共利用冷
能１８．４ＧＪ／ｈ。装置按年操作８７６０ｈ计算物料平衡，每年可利用冷能１６１．２ＴＪ。轻烃回收装置冷能利用示意见图２。
表２ 物料平衡
Ｔａｂｌｅ２ Ｍａｔｅｒｉａｌｂａｌａｎｃｅｔ／ｈ
图２ 轻烃回收装置冷能利用示意
Ｆｉｇ．２ Ｃｏｌｄｅｎｅｒｇｙｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎｏｆｌｉｇｈｔｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ
ｒｅｃｏｖｅｒｙｕｎｉｔ
３ 轻烃产品储存及运输
３．１ 轻烃产品储存
轻烃回收装置产品分ＬＰＧ和乙烷两种。ＬＰＧ采用常温压力储存。低温乙烷采用半冷冻储存技术（－２０℃，１．５ＭＰａ低温压力乙烷球罐存储），采用３．５Ｎｉ材质板材的３０００ｍ３球罐，罐壁设计厚度达５２ｍｍ。
３．２ 低温乙烷冷却及装车过程中的冷能利用国内槽车一般为常温压力型或者低温常压型（设计压力一般不超过０．７ＭＰａ），而接收站乙烷的储存条件为－２０℃，１．５ＭＰａ。
常温压力槽车一般无保温（冷）层，最低设计温度为－２０℃，而乙烷在运输过程中需要保冷，所以无法采用此类槽车。如果采用低温常压型槽车运输，槽车设计压力无法满足乙烷储存条件。因此，乙烷槽车运输需要将其降温，以降低其饱和
蒸气压。对于大量的乙烷装车，如何降温是一个难点。
充分利用ＬＮＧ接收站富余冷能，用高压泵出口ＬＮＧ对装车的乙烷进行冷却，将乙烷温度自－２０．０℃降至－８８．６℃，利用储罐内压力将低温乙烷送至低温常压型槽车进行装车外输。ＬＮＧ接收站轻烃储存及装车工艺流程示意见图３。
图３ ＬＮＧ接收站轻烃储存及装车流程示意
Ｆｉｇ．３ Ｐｒｏｃｅｓｓｆｌｏｗｄｉａｇｒａｍｏｆｌｉｇｈｔｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎｓｔｏｒａｇｅ
ａｎｄｌｏａｄｉｎｇｉｎＬＮＧｔｅｒｍｉｎａｌ
乙烷与ＬＮＧ换热模拟见图４。通过模拟计算，严格控制ＬＮＧ对乙烷换热后回流注入主管道的温度，防止ＬＮＧ因温度升高气化产生两相流造成管道振动损坏。乙烷装车过程的流量按６０ｔ／ｈ计算，可利用ＬＮＧ冷能１１
．８ＧＪ／ｈ。每年生产乙烷２５０ｋｔ，年装车时间约４１６７ｈ，每年可利用ＬＮＧ冷能约４９．２ＴＪ。
图４ 乙烷与ＬＮＧ换热模拟
Ｆｉｇ．４ Ｈｅａｔｔｒａｎｓｆｅｒｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｏｆｅｔｈａ
ｎｅａｎｄＬＮＧ
４ 结 论
轻烃装置利用ＬＮＧ低温冷能回收Ｃ＋
２
产品，在乙烷装车过程中充分利用冷能，轻烃装置和乙烷装车每年利用冷能可达２１０．４ＴＪ，节约了大量
能源。该系列富液ＬＮＧ储存及轻烃回收成套技术，提高了国内ＬＮＧ接收站建设水平，增加了经济效益。
参考文献
［１］占小跳．液化天然气储存中的安全问题及应对措施［Ｊ］．水运
科学研究，
２００６（１）：５０ ５３．［２］马冶辉．液化天然气储存中的技术探讨［Ｊ］．中国科技纵横，
２０１３（１２）：１６９ １７０．
［３］黎辉．天然气作为汽车燃料的利用形式评价指标体系研究
［Ｄ］．成都：西华大学，２００９．
［４］张健．轻烃回收装置ＨＡＺＯＰ分析与应急响应及规划［Ｃ］／／
中国石油大学（华东），中国化学品安全协会，美国化学工程师协会化工过程安全中心（ＣＣＰＳ）．第六届ＣＣＰＳ中国过程安全会议论文集．青岛：中国石油大学（华东）化学工程学院，２０１８：９７２ ９７９．
（编辑 王艳星）
ＳｔｏｒａｇｅｏｆｈｉｇｈｈｅａｔｖａｌｕｅＬＮＧａｎｄｃｏｌｄｅｎｅｒｇｙｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎｏｆ
ｌｉｇｈｔｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎｒｅｃｏｖｅｒｙ
ＬｉＺｈａｎｊｉｅ，ＨｅＪｉａｎｍｉｎｇ
（ＳＩＮＯＰＥＣＧｕａｎｇｚｈｏｕＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＣｏ．，Ｌｔｄ．，Ｇｕａｎｇｚｈｏｕ，Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ５１０６２０）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＡｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｔｈｅｃｏｎｔｅｎｔｏｆＣ２
，ＬＮＧｉｓｄｉｖｉｄｅｄｉｎｔｏｒｉｃｈｌｉｑｕｉｄａｎｄｌｅａｎｌｉｑｕｉｄ，ａｎｄｔｈｅｈｅａｔｖａｌｕｅｏｆｒｉｃｈｌｉｑｕｉｄＬＮＧｉｓｈｉｇｈｅｒｔｈａｎｔｈａｔｏｆｐｉｐｅｌｉｎｅｎａｔｕｒａｌｇａｓ．ＴｈｅＬＮＧｔｅｒｍｉｎａｌｉｓｅｑｕｉｐｐｅｄｗｉｔｈｌｉｇｈｔ
ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎｒｅｃｏｖｅｒｙｕｎｉｔ，ａｄｏｐｔｉｎｇｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ ｆｒｅｅｐｒｏｃｅｓｓ，ｆｕｌｌｙｕｔｉｌｉｚｉｎｇＬＮＧｃｏｌｄｅｎｅｒｇｙｔｏｓｅｐａｒａｔｅＣ＋
２ａ
ｓｅｔｈｙｌｅｎｅｆｅｅｄｓｔｏｃｋｓ，ｗｈｉｃｈｃａｎｉｎｃｒｅａｓｅｅｃｏｎｏｍｉｃｂｅｎｅｆｉｔｓ．ＴｈｅｅｔｈａｎｅｌｏａｄｉｎｇｐｒｏｃｅｓｓａｌｓｏｍａｋｅｓｆｕｌｌｕｓｅｏｆｔｈｅｓｕｒｐｌｕｓｃｏｌｄｅｎｅｒｇｙｏｆＬＮＧ．２１０．４ＴＪｃｏｌｄｅｎｅｒｇｙｃａｎｂｅｕｔｉｌｉｚｅｄｉｎｌｉｇｈｔｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎｕｎｉｔａｎｄｅｔｈａｎｅｌｏａｄｉｎｇｐｒｏｃｅｓｓｅｖｅｒｙｙｅａｒ，ｒｅａｌｉｚｉｎｇｔｈｅｒｅｃｏｖｅｒｙａｎｄｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎｏｆｃｏｌｄｅｎｅｒｇｙａｎｄｉｎｃｒｅａｓｉｎｇｅｃｏｎｏｍｉｃｂｅｎｅｆｉｔｓ．Ｔｈｅｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎｏｆｃｏｌｄｅｎｅｒｇｙｉｓａｎａｌｙｚｅｄｉｎｔｅｒｍｓｏｆｌｉｇｈｔｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎｒｅｃｏｖｅｒｙ，ｌｉｇｈｔｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎｐｒｏｄｕｃｔｓｔｏｒａｇｅａｎｄｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＬＮＧ，ｓｔｏｒａｇｅ，ｌｉｇｈｔｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎｒｅｃｏｖｅｒｙ，ｃｏｌｄｅｎｅｒｇｙｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎ，ｒｉｃｈｌｉｑｕｉｄ，ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ ｆｒｅｅｐｒｏｃｅｓ
ｓ
航煤加氢催化剂获工业应用
２０２０年８月２０日，由中国石油石油化工研究院（简称石化院）开发的ＰＨＫ １０１航煤加氢催化剂技术，在宁夏石化公司４０万吨／年航煤加氢装置工业应用成功，６小时产出合格产品，１２小时实现满负荷生产。
中国石油现有近２０套航煤加氢装置，总加工能力超过１３００万吨／年，催化剂需求量约为８００吨／年，但长期依赖外部技术。为摆脱这种被动局面，石化院自２０１１年起历经８年先后完成了催化剂的小试、中试和工业放大试验，具备了工业应用试验条件。
期间，项目组从载体材料制备和活性金属负载两个方面进行技术创新，攻克了系列难题，最终开发出了具有原料适应性强、脱硫醇、芳烃饱和活性高的ＰＨＫ １０１催化剂。
２０２０年，ＰＨＫ １０１催化剂在宁夏石化工业试验获得
立项。石化院积极组织审查技术协议、讨论催化剂生产及装置开工等工作，协调推进项目实施。受疫情影响，催化剂生产原料供货延期，但科研人员加班加点抢时间、赶进度，严格按质量上限完成了催化剂的生产及评价工作，确保了按时供货。
宁夏石化受全厂大检修影响，航煤库存不足，为保障周边机场供应，要求压缩开工时间，尽快生产出
合格产品。石化院组织开工团队第一时间及时准确给出解决措施。在完成催化剂装填、干燥、反应系统升温等过程后，８月１９日装置切入原料油正式开工生产，６小时产出合格产品，１２小时装置加工量提高到４７吨／时，实现满负荷生产，产品满足３号喷气燃料国家标准要求。
（钱伯章 供稿）
豫公网安备41160202000603
站长QQ:729038198
关于我们
投诉建议