CN109173593A - 液化天然气装置压力能量的回收方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种液化天然气装置压力能量的回收方法，主要解决现有技术中工艺流程长、设备数量多、工程投资高、能量回收率低的问题。本发明通过采用一种液化天然气装置压力能量的回收方法，在酸性杂质吸收塔与富液解吸塔之间设置在线压力回收器，通过该设备的转轴机械能，将高压富液的压力能直接转换成低压贫液的压力能，且在线压力回收器机械结构简单、安全稳定可靠的技术方案较好地解决了上述问题，可用液化天然气装置中。

Description

液化天然气装置压力能量的回收方法
技术领域
本发明涉及一种液化天然气装置压力能量的回收方法。
背景技术
天然气是一种应用广泛的优质、清洁、高效、廉价化石能源，也是宝贵、重要的化工原料，在国民经济中，天然气经济价值、环保效益十分诱人。天然气从气源井口到最终用户的输送和存储过程中，通常采用压缩天燃气CNG或液化天然气LNG的方式减小天然气体积以方便输送和存储。其中：液化天然气的储运条件是-162℃和0.1MPa，其相对密度为汽油的72％，单位质量的体积不到标准状态下甲烷气体积的1/600，非常有利于输送和存储。因此，液化天然气是天然气开发、利用的一项关键技术，包括：液化、接收、储运等工艺过程。在天然气液化之前，必须进行脱除酸性气体硫化氢H2S和二氧化碳CO2等杂质，避免这些杂质腐蚀设备、管道和阀门以及在低温下与水形成水合物冻结并堵塞设备、管道和阀门。
现有技术中,CN 201410526096.5一种提高油田伴生气分离效率并回收二氧化碳的方法，公开了采用双膜分离器分别对不凝气中轻烃和二氧化碳进行提纯，在同一装置内实现提高轻烃回收效率、降低二氧化碳带来的装置操作负荷和天然气实现脱碳三种作用，轻烃收率可以到达30％以上，天然气二氧化碳浓度降至2％以下，天然气损失率小于0.5％。CN 201420843507.9LNG能量回收系统，公开了设置LNG储罐、增压泵、第一换热器和燃气终端，其中：压力回收模块一端与第一换热器连接、另一端与燃气终端连接，用于回收燃气的压力能。CN 201610056182.3一种煤制油净化合成气制取液化天然气的方法及系统，公开了采用变温吸附技术脱除富甲烷气酸性杂质的方法，获得脱除杂质后的富甲烷气中的CO2含量≤0.01ml/L，总硫含量≤15mg/Nm3的技术效果。CN 201710660822.6一种适用于海上平台的紧凑式天然气预处理净化方法和装置，公开了脱除湿天然气中的可溶性盐离子以及大部分水分的方法，可以在空间狭小的海上平台进行天然气在线处理。
现有技术采用吸收剂“吸收-解吸”方法脱除酸性气体硫化氢H2S和二氧化碳CO2过程中，吸收塔通常在高压低温下吸收，而吸收后的富液则在低压高温下解吸生成贫液，贫液再循环返回吸收塔中。因而需要将解吸塔再生后的贫液加压至高压后才能进入吸收塔，故而贫液循环泵的扬程较高，电机功率较大，需要消耗大量的电能。而离开吸收塔的富液通常经过减压阀降至较低压力后进入解吸塔，这样又造成富液压力能的大量损失。
CN201410526096.5采用双膜分离器工艺提纯不凝气中轻烃和二氧化碳的技术方案和CN 201610056182.3采用变温吸附工艺脱除富甲烷气酸性杂质的技术方案，存在操作运行成本高、压力能量无法回收利用的问题。CN 201710660822.6仅仅脱除可溶性盐离子以及大部分水分，还需要进行脱除酸性气体硫化氢H2S和二氧化碳CO2等杂质的再处理，才能制备液化天然气产品，存在工艺流程长、运行成本高、压力能量无法回收利用的问题。CN为201420843507.9采用压力回收模块回收燃气的压力能，但是，需要增设增压泵、第一压缩机、第二压缩机、节流阀、冷凝器、蒸发器、气液分离器、制冷系统等设备，存在工艺流程长、设备数量多、工程投资高、能量回收率低的问题。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是现有技术中工艺流程长、设备数量多、工程投资高、能量回收率低的问题，提供一种新的液化天然气装置压力能量的回收方法，具有工艺流程短、设备数量少、工程投资低、能量回收率高的优点。
为解决上述问题，本发明采用的技术方案如下：一种液化天然气装置压力能量的回收方法，高压贫液进入酸性杂质吸收塔1吸收原料甲烷气中的酸性杂质形成高压富液，高压富液进入在线压力回收器4与从富液解吸塔3来的低压贫液进行压力能转换并回收压力能，高压富液压力降低，再进入贫富液热交换器5与从富液解吸塔3来的低压贫液进行热能交换回收热能，富液温度升高进入富液闪蒸罐2闪蒸，闪蒸后的富液进入富液解吸塔3，富液解吸塔3利用蒸汽对富液汽提再生形成贫液，再生贫液从富液解吸塔3塔底部通过前置增压泵6增压进入贫富液热交换器5与富液换热，贫液温度降低，再进入在线压力回收器4进一步增压，增压后的贫液返回进入酸性杂质吸收塔1，完成循环反复使用；此时，旁路增压泵7和富液减压阀8关闭，阀门V-1～V-6打开，阀门V-7～V-8关闭；其中，所述在线压力回收器4在同一个泵体上通过转轴将高压侧叶轮与低压侧叶轮直接相连，高压富液通过转轴直接驱动低压侧叶轮转动，由此将高压侧的“压力能”转化为“机械能”再转化为低压侧的“压力能”；由于在线压力回收器4中的转轴是唯一运转部件，无轴密封、无物料泄漏、无需另外增加润滑系统。
上述技术方案中，优选地，为防止在线压力回收器4出现故障，保证液化天然气装置稳定运行，在高压富液侧设置有旁路，旁路通过富液减压阀8减压；在低压贫液侧同样也设置旁路，旁路通过旁路增压泵7增压，一旦在线压力回收器4发生故障，无法正常运行时，开启旁路增压泵7和富液减压阀8，阀门V-1，V-3，V-6～V-8打开，阀门V-2，V-4～V-5关闭。
上述技术方案中，优选地，富液与贫液通过贫富液热交换器5相互换热，回收能量以降低运行能耗，同时又提高了富液在富液闪蒸罐2罐内的闪蒸分离效果。
上述技术方案中，优选地，酸性杂质吸收塔1操作压力范围1.6～2.3MPa，塔顶操作温度范围54～70℃，塔底操作温度范围58～74℃；采用摩尔分数为12～26％的一乙醇胺MEA为吸收剂。
上述技术方案中，优选地，富液解吸塔3操作压力范围0.1～0.8MPa，塔顶操作温度范围100～114℃，塔底操作温度范围104～118℃；用于降低解吸再生富液分压并提高富液温度的外供直接蒸汽操作压力范围0.2～0.9MPa，操作温度范围140～195℃。
上述技术方案中，优选地，在线压力回收器4减压端入口操作压力范围1.6～2.3MPa，出口操作压力范围0.3～1.0MPa；升压端入口操作压力范围0.8～1.5MPa，出口操作压力范围1.9～2.6MPa。
上述技术方案中，优选地，在线压力回收器4正常操作工况时，前置增压泵6开启，入口操作压力范围0.1～0.8MPa，出口操作压力范围0.8～1.5MPa；旁路增压泵7关闭；在线压力回收器4故障运行工况时，前置增压泵6开启，入口操作压力范围0.1～0.8MPa，出口操作压力范围0.8～1.5MPa；旁路增压泵7开启，入口操作压力范围0.8～1.5MPa，出口操作压力范围1.9～2.6MPa。
本发明涉及一种液化天然气装置压力能量的回收方法，对于处理能力1万标准立方米/小时LNG～200万标准立方米/小时LNG的液化天然气装置来说，在酸性杂质吸收塔1与富液解吸塔3之间设置在线压力回收器4，将高压富液的压力能通过该设备的转轴转换成低压贫液的压力能，由此节省电费1.93～325.78万元/年，能量转换效率达80.77％～86.87％以上，能量回收效率达60.00～63.46％以上；而且在线压力回收器4机械结构简单、安全稳定可靠，取得较好的技术效果。
附图说明
图1为本发明所述方法的流程示意图。
图1中，1为酸性杂质吸收塔，2为富液闪蒸罐，3为富液解吸塔，4为在线压力回收器，5为贫富液热交换器，6为前置增压泵，7为旁路增压泵，8为富液减压阀，V-1～V-8为截止阀。
下面通过实施例对本发明作进一步的阐述，但不仅限于本实施例。
具体实施方式
【对比例1】
分别以处理能力1万标准立方米/小时LNG、10万标准立方米/小时LNG、50万标准立方米/小时LNG、200万标准立方米/小时LNG的液化天然气装置为例，采用现有技术没有考虑在线压力回收器回收压力能量，吸收剂输送泵的电力消耗和经济效益，见表1。
表1 输送泵电力消耗和经济效益汇总表
生产规模(万Nm3/h) 1 10 50 200
输送泵消耗功率(KW) 4.6 46.3 222.0 914.2
输送泵电机功率(KW) 6.5 55 260 1040
年电力消耗(KWh) 52000 440000 2080000 8320000
计算电机效率(％) 70.1 84.1 85.4 87.9
年电力费用(万元) 3.21 27.15 128.34 513.34
【实施例1】
以处理能力1万标准立方米/小时LNG液化天然气装置为例，采用本发明一种液化天然气装置压力能量的回收方法，原料天然气组成，见表2。
表2 原料天然气组成一览表
组分名称 甲烷 氢气 一氧化碳 氮气 硫化氢 二氧化碳 合计
产率/mol％ 93.25 1.08 0.01 5.14 0.01 0.51 100.00
如图1所示，工艺流程如下：高压贫液进入酸性杂质吸收塔1吸收原料甲烷气中的酸性杂质硫化氢H2S和二氧化碳CO2形成高压富液，高压富液进入在线压力回收器4与从富液解吸塔3来的低压贫液进行压力能转换并回收压力能，高压富液压力降低，再进入贫富液热交换器5与从富液解吸塔3来的低压贫液进行热能交换回收热能，富液温度升高进入富液闪蒸罐2闪蒸，闪蒸后的富液进入富液解吸塔3，富液解吸塔3利用蒸汽对富液汽提再生形成贫液，再生贫液从富液解吸塔3塔底部通过前置增压泵6增压进入贫富液热交换器5与富液换热，贫液温度降低，再进入在线压力回收器4进一步增压，增压后的贫液返回进入酸性杂质吸收塔1，完成循环反复使用。旁路增压泵7和富液减压阀8关闭，阀门V-1～V-6打开，阀门V-7～V-8关闭。
工艺参数如下：酸性杂质吸收塔1操作压力2.0MPa，塔顶操作温度63℃，塔底操作温度67℃；采用摩尔分数为20％的一乙醇胺MEA为吸收剂。富液解吸塔3操作压力0.5MPa，塔顶操作温度108℃，塔底操作温度112℃；用于降低富液分压并提高富液温度的外供直接蒸汽操作压力0.6MPa，操作温度179℃。在线压力回收器4减压端入口操作压力2.0MPa，出口操作压力0.7MPa；升压端入口操作压力1.2MPa，出口操作压力2.3MPa。前置增压泵6开启，入口操作压力0.5MPa，出口操作压力1.2MPa；旁路增压泵7关闭。由于采用本发明液化天然气装置压力能量的回收方法，脱除甲烷气中的酸性杂质硫化氢H2S和二氧化碳CO2过程中，在线压力回收器4能量转换效率80.77％，液化天然气装置吸收-解吸系统能量回收效率60.00％，节省电费1.93万元/年，其它取得的技术效果和经济效益，见表6。之后甲烷气再进一步冷凝、液化，达到工艺要求的质量标准，生产得到液化天然气LNG产品。
【实施例2】
同【实施例1】，工艺操作参数不变，仅仅处理能力扩大为10万标准立方米/小时LNG液化天然气装置，原料天然气组成改变，见表3。
表3 原料天然气组成一览表
组分名称 甲烷 碳二 碳三 重组分 不凝气 硫化氢 二氧化碳 合计
产率/mol％ 93.914 0.621 0.079 0.021 0.181 0.048 5.136 100.00
由于采用本发明液化天然气装置压力能量的回收方法，脱除甲烷气中的酸性杂质硫化氢H2S和二氧化碳CO2过程中，在线压力回收器4能量转换效率82.32％，液化天然气装置吸收-解吸系统能量回收效率61.82％，节省电费16.78万元/年，其它取得的技术效果和经济效益，见表6。之后甲烷气再进一步冷凝、液化，达到工艺要求的质量标准，生产得到液化天然气LNG产品。
【实施例3】
同【实施例1】，工艺操作参数不变，原料天然气组成也不变，仅仅处理能力扩大为50万标准立方米/小时LNG液化天然气装置。由于采用本发明液化天然气装置压力能量的回收方法，脱除甲烷气中的酸性杂质硫化氢H2S和二氧化碳CO2过程中，在线压力回收器4能量转换效率84.98％，液化天然气装置吸收-解吸系统能量回收效率63.08％，节省电费80.95万元/年，其它取得的技术效果和经济效益，见表6。之后甲烷气再进一步冷凝、液化，达到工艺要求的质量标准，生产得到液化天然气LNG产品。
【实施例4】
同【实施例1】，工艺操作参数不变，原料天然气组成也不变，仅仅处理能力扩大为200万标准立方米/小时LNG液化天然气装置。由于采用本发明液化天然气装置压力能量的回收方法，脱除甲烷气中的酸性杂质硫化氢H2S和二氧化碳CO2过程中，在线压力回收器4能量转换效率86.87％，液化天然气装置吸收-解吸系统能量回收效率63.46％，节省电费325.78万元/年，其它取得的技术效果和经济效益，见表6。之后甲烷气再进一步冷凝、液化，达到工艺要求的质量标准，生产得到液化天然气LNG产品。
【实施例5】
同【实施例3】，处理能力仍然为50万标准立方米/小时LNG液化天然气装置，原料天然气组成改变，见表4。
表4 原料天然气组成一览表
组分名称 甲烷 碳二 碳三 碳四 重组分 不凝气 二氧化碳 合计
产率/mol％ 74.649 7.184 9.142 5.316 3.405 0.112 0.192 100.00
本发明涉及的工艺操作参数修改如下：酸性杂质吸收塔1操作压力1.6MPa，塔顶操作温度54℃，塔底操作温度58℃；采用摩尔分数为12％的一乙醇胺MEA为吸收剂。富液解吸塔3操作压力0.1MPa，塔顶操作温度100℃，塔底操作温度104℃；用于降低富液分压并提高富液温度的外供直接蒸汽操作压力0.2MPa，操作温度140℃。在线压力回收器4减压端入口操作压力1.6MPa，出口操作压力0.3MPa；升压端入口操作压力0.8MPa，出口操作压力1.9MPa。前置增压泵6开启，入口操作压力0.1MPa，出口操作压力0.8MPa；旁路增压泵7关闭。
由于采用本发明液化天然气装置压力能量的回收方法，脱除甲烷气中的酸性杂质硫化氢H2S和二氧化碳CO2过程中，在线压力回收器4能量转换效率84.35％，液化天然气装置吸收-解吸系统能量回收效率63.08％，节省电费80.95万元/年，其它取得的技术效果和经济效益，见表6。之后甲烷气再进一步冷凝、液化，达到工艺要求的质量标准，生产得到液化天然气LNG产品。
【实施例6】
同【实施例3】，处理能力仍然为50万标准立方米/小时LNG液化天然气装置，原料天然气组成改变，见表5。
表5 原料天然气组成一览表
组分名称 甲烷 碳二 碳三 重组分 不凝气 硫化氢 二氧化碳 合计
产率/mol％ 65.14 0.35 0.09 0.13 0.69 31.95 1.65 100.00
本发明涉及的工艺操作参数修改如下：酸性杂质吸收塔1操作压力2.3MPa，塔顶操作温度70℃，塔底操作温度74℃；采用摩尔分数为26％的一乙醇胺MEA为吸收剂。富液解吸塔3操作压力0.8MPa，塔顶操作温度114℃，塔底操作温度118℃；用于降低富液分压并提高富液温度的外供直接蒸汽操作压力0.9MPa，操作温度195℃。在线压力回收器4减压端入口操作压力2.3MPa，出口操作压力1.0MPa；升压端入口操作压力1.5MPa，出口操作压力2.6MPa。前置增压泵6开启，入口操作压力0.8MPa，出口操作压力1.5MPa；旁路增压泵7关闭。
由于采用本发明液化天然气装置压力能量的回收方法，脱除甲烷气中的酸性杂质硫化氢H2S和二氧化碳CO2过程中，在线压力回收器4能量转换效率84.22％，液化天然气装置吸收-解吸系统能量回收效率63.08％，节省电费80.95万元/年，其它取得的技术效果和经济效益，见表6。之后甲烷气再进一步冷凝、液化，达到工艺要求的质量标准，生产得到液化天然气LNG产品。
综上所述，【实施例1】～【实施例6】采用本发明液化天然气装置压力能量的回收方法，其它取得的技术效果和经济效益，见表6。
表6 本发明技术效果和经济效益一览表
本发明 实施例1 实施例2 实施例3 实施例4 实施例5 实施例6
生产规模(万Nm3/h) 1 10 50 200 50 50
压力装置回收功率(KW) 2.8 28.7 139.9 585.1 139.4 139.6
输送泵消耗功率(KW) 1.8 17.6 82.2 329.1 81.9 82.0
输送泵电机功率(KW) 2.6 21 96 380 96 96
年电力消耗(KWh) 20800 168000 768000 3040000 768000 768000
计算电机效率(％) 68.3 83.7 85.6 86.6 85.3 85.4
减少外供电力(KWh) 31200 272000 1312000 5280000 1312000 1312000
年节省电费(万元) 1.93 16.78 80.95 325.78 80.95 80.95
能量转换效率(％) 80.77 82.32 84.98 86.87 84.35 84.22
能量回收效率(％) 60.00 61.82 63.08 63.46 63.08 63.08

Claims (7)

1.一种液化天然气装置压力能量的回收方法，高压贫液进入酸性杂质吸收塔1吸收原料甲烷气中的酸性杂质形成高压富液，高压富液进入在线压力回收器4与从富液解吸塔3来的低压贫液进行压力能转换并回收压力能，高压富液压力降低，再进入贫富液热交换器5与从富液解吸塔3来的低压贫液进行热能交换回收热能，富液温度升高进入富液闪蒸罐2闪蒸，闪蒸后的富液进入富液解吸塔3，富液解吸塔3利用蒸汽对富液汽提再生形成贫液，再生贫液从富液解吸塔3塔底部通过前置增压泵6增压进入贫富液热交换器5与富液换热，贫液温度降低，再进入在线压力回收器4进一步增压，增压后的贫液返回进入酸性杂质吸收塔1，完成循环反复使用；此时，旁路增压泵7和富液减压阀8关闭，阀门V-1～V-6打开，阀门V-7～V-8关闭；其中，所述在线压力回收器4在同一个泵体上通过转轴将高压侧叶轮与低压侧叶轮直接相连，高压富液通过转轴直接驱动低压侧叶轮转动，由此将高压侧的“压力能”转化为“机械能”再转化为低压侧的“压力能”；由于在线压力回收器4中的转轴是唯一运转部件，无轴密封、无物料泄漏、无需另外增加润滑系统。
2.根据权利要求1所述液化天然气装置压力能量的回收方法，其特征在于，为防止在线压力回收器4出现故障，保证液化天然气装置稳定运行，在高压富液侧设置有旁路，旁路通过富液减压阀8减压；在低压贫液侧同样也设置旁路，旁路通过旁路增压泵7增压，一旦在线压力回收器4发生故障，无法正常运行时，开启旁路增压泵7和富液减压阀8，阀门V-1，V-3，V-6～V-8打开，阀门V-2，V-4～V-5关闭。
3.根据权利要求1所述液化天然气装置压力能量的回收方法，其特征在于富液与贫液通过贫富液热交换器5相互换热，回收能量以降低运行能耗，同时又提高了富液在富液闪蒸罐2罐内的闪蒸分离效果。
4.根据权利要求1所述液化天然气装置压力能量的回收方法，其特征在于酸性杂质吸收塔1操作压力范围1.6～2.3MPa，塔顶操作温度范围54～70℃，塔底操作温度范围58～74℃；采用摩尔分数为12～26％的一乙醇胺MEA为吸收剂。
5.根据权利要求1所述液化天然气装置压力能量的回收方法，其特征在于富液解吸塔3操作压力范围0.1～0.8MPa，塔顶操作温度范围100～114℃，塔底操作温度范围104～118℃；用于降低解吸再生富液分压并提高富液温度的外供直接蒸汽操作压力范围0.2～0.9MPa，操作温度范围140～195℃。
6.根据权利要求1所述液化天然气装置压力能量的回收方法，其特征在于在线压力回收器4减压端入口操作压力范围1.6～2.3MPa，出口操作压力范围0.3～1.0MPa；升压端入口操作压力范围0.8～1.5MPa，出口操作压力范围1.9～2.6MPa。
7.根据权利要求1所述液化天然气装置压力能量的回收方法，其特征在于在线压力回收器4正常操作工况时，前置增压泵6开启，入口操作压力范围0.1～0.8MPa，出口操作压力范围0.8～1.5MPa；旁路增压泵7关闭；在线压力回收器4故障运行工况时，前置增压泵6开启，入口操作压力范围0.1～0.8MPa，出口操作压力范围0.8～1.5MPa；旁路增压泵7开启，入口操作压力范围0.8～1.5MPa，出口操作压力范围1.9～2.6MPa。
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