一、前言

   目前，西气东输管道、陕京输气管道的沿线的大中城市均使用天然气作为工业或民用燃料。这些城市的冬季与夏季的用气量存在十分明显的差异．冬季的燃气调峰已成为此类城市的瓶颈。瓶颈问题的解决无非是增加管道供气量，或采用LNG汽化．或采用LPG混空等方法。由于受主管线供气量的限制．采用增加管道供气量已无可能；而LPG价格昂贵．采用LPG混

空也存在一些问题；很多城市建立了LNG贮配站．但LNG货源非常紧俏．供不应求。

  无论是西气东输管线，还是陕京输气管线．其输气压力均在6MPa～8MPa，而城市的燃气压力一般在O．4MPa～0．8MPa，此压力差的能量往往在调压器中自白浪费了，并且在冬季经常产生调压器的水合物冻堵．影响城市供气安全。

  西南油气分公司成都天然气化工总厂本着工艺稳定、技术*、安全可靠和节省投资等原则．经过充分讨论和多次论证，2004年4月19日与成都深冷空分设备工程有限公司签订了一套利用天然气输气干线与终端用户支线之间的压力差，采用增压透平膨胀机制冷和焦一汤节流相结合的液化工艺流程．生产低成本的液化天然气的天然气液化装置的设计总包合同和主

体设备的供货合同，装置位于四川省犍为县清溪镇。

    犍为天然气液化装置于2005年11月13日1时开始投料试运。约1小时后向LNG贮槽送液．累计至17日12时已生产285maLNG．标志*套*国产的工业化LNG装置投料试运一次成功。

二、  LNG装置的技术参数和流程

    犍为天然气液化装置的原料天然气、外输尾气与产品LNG的设计参数和公用工程消耗量见表1。

表1  装置原料气与产品LNG的设计参数和公用工程消耗量

装置的流程如图1所示。原料天然气经过滤分离后进入吸附塔脱除二氧化碳、水分和汞后．分成膨胀气流和液化气流分别进入液化冷箱。膨胀气流降到一定的温度后通过膨胀机膨胀制冷．为天然气液化提供冷量．复热出冷箱再进入增压机增压并冷却返回低压管网。液化气流在液化冷箱内液化并过冷．节流降压进入LNG分离器，分离的气体作为过冷器的冷源．复

热出冷箱再压缩机增压并冷却返回低压管网：分离出的液体即为装置的产品LNG．送入LNG贮槽。

三、主要设备配置

  1、原料气预处理系统

  用分子筛吸附脱除天然气中的二氧化碳、微量水分和汞等有害杂质。采用三塔吸附流程，一塔吸附、一塔加热再生、一塔冷却待用。吸附工作压力5．8MPa．工作温度30"C。再生气压力0．18MPa。再生气温度175～230"C。

  2、低温液化系统

图1  犍为天然气液化装置流程示意图

    液化冷箱将净化好的天然气液化．得到产品LNG。由液化换热器、过冷换热器和LNG分离器组成。工作压力5．7MPa．工作温度-146~C。

  3、增压透平膨胀机

  它将大部分天然气膨胀制冷，为天然气液化提供冷量。膨胀机进气压力5．65MPA，排气压力1．41MPa；增压机进气压力1．38MPa．排气压力1．82MPa。透平膨胀机只配置1台．流量调节范围为±20％。透平膨胀机的调节通过增压端的旁通回流阀来控制。

  4、LNG储运系统

  它将贮存装置生产的产品LNG．并将LNG灌装到槽车内。配置了4台lOOm3卧式真空绝热液体贮罐和1套LNG装车系统。

  5、低压天然气压缩系统

  它将冷箱内分离器分离的低压气体、贮槽的汽化的天然气以及装车时的汽化的天然气进行压缩，返回到下游管网。由1台电动压缩机和1台燃气压缩机组成．互为备用。

  6、DCS系统

  控制系统采用北京和利时的MACS系统。DCS系统的工作包括上述所有配套设备的压力、温度、流量、液位的测量、控制和调节，有效地监控成套液化天然气装置的生产过程．确保运行可靠。

  7、配套公用工程    ．

  配套的公用工程包括循环冷却水系统、仪表空气系统、消防系统等。为装置正常、安全运行提供基础保障。

四、工艺特点

(1)采用分子筛吸附脱除天然气中的二氧化碳、微量水分和汞等有害杂质．不至于出现在小型LNG装置中使用胺法脱碳流程的难以消化的净化成本。

    (2)采用膨胀机制冷循环和焦一汤循环流程简单，投资少，起动快并操作简单。

    (3)充分利用输气主管网与用户支线管网间的压力差．实现LNG生产的*经济性。

    (4)采用卧式LNG贮槽．降低了装置的总占地面积。虽然卧式LNG贮槽的实际占地面积比立式贮槽大，但其液位高度小．使得罐区围堰面积大大缩小。

    (5)采用燃气压缩机压缩尾气，充分利用装置现成的、享受优惠条件的天然气做动力燃料。同时也省略了大动力配电系统，降低了操作费用。

    (6)低压尾气重复利用，先做冷却吸附塔的冷吹气．再做吸附塔的再生气，减少了加热炉的负荷，又控制并减少了同时再生和冷却的总气量，降低了尾气压缩机的功耗。

五、经济分析

    犍为天然气液化装置于2005年11月13日1时开始投料试运．约l小时后向LNG贮槽送液，装置的运行参数见表2，装置的总消耗见表3。

表2 装置的运行参数

表3 装置运行的总消耗

注：①气体体积的标准参比条件是O．101325MPa(A)、20℃，；

   ②在0．25MPa压力下贮存时，每m3的LNG转化为气态时的体积为599．5m³。

    如按电价0．60元／kw．h、水价2．00元／m。、原料气价1．10元／m。、氮气价2．00元／m³，则每天消耗总价值为：60×24×O．60+2×24×2．00+100×24×1．10+5×24×2．00=3840元。

    液化每方天然气的直接消耗成本为：3840／38668=0．0993元。

    可以看出，装置的运行成本非常低。西气东输管道和陕京输气管道沿线的用气城市*可以采用这样的工艺流程来部分液化天然气．贮存在LNG储罐中解决冬季燃气调峰问题．也可运输到其它没有输气管网的地区使用。