和有元

（中海油大同煤制气项目筹备组，山西 大同 037100）

北方地区由于采暖，冬季天然气用量大幅上升，天然气市场需求的不均匀性突出，调峰需求巨大[1]。国家发改委要求：“供气企业应当建立天然气储备，到2020 年拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力，满足所供应市场的季节（月）调峰以及发生天然气供应中断等应急状况时的用气要求”。

SNG 项目配套必要的调峰装置，不但可以满足国家储气调峰要求，还可以提高SNG 项目的生产负荷，增强SNG 项目气源的竞争力。目前，建设地下储气库和LNG 存储装置是天然气市场调峰采用的主要手段。对于中海油大同SNG 项目，依靠市场端中海油气电集团天津LNG 项目和建设生产端配套LNG 调峰装置是满足储气调峰能力要求的两种选择。本文针对在生产端建设配套LNG 调峰装置开展研究，分析了调峰装置的规模和工艺技术方案，并对比了3 种LNG 冷能利用方式，进行了调峰成本测算，给出了大同SNG 项目配套LNG 调峰装置的建议性建设方案。

1 配套LNG 调峰装置建设规模分析

大同SNG 项目利用大同地区低变质烟煤，通过气化、变换、净化、合成等工序生产SNG，包括粉煤和碎煤气化、耐硫变换、低温甲醇洗、甲烷化、硫回收、空分、冷冻、焦油加氢等生产装置，设计SNG 产能为40 亿m3/a。根据国家发改委对供气企业具备10%储气能力的要求，大同SNG 项目需具备4 亿m3的储气能力。

1.1 LNG 存储装置规模

SNG 液化后的LNG 组成中甲烷摩尔分数约99%，氮气和氩气等其他组分摩尔分数约1% ，密度435 kg/m3，生产 1 t LNG 需要约 1 485 m3SNG，1t LNG 汽化后产生约 1 400 m3SNG。4 亿 m3SNG 折合 LNG 为 28.57 万t，LNG 体积为 65.68 万 m3。目前，22 万 m3储罐已具备国产化和工程化条件，采用3 个22 万m3常压低温储罐可满足存储要求。

1.2 LNG 液化装置能力

由于调峰需求，冬季4 个月不进行液化生产。LNG液化装置能力确定需考虑SNG 装置的排产计划和市场需求情况。根据SNG 工厂的操作弹性、检维修计划、市场供气的均衡性和液化装置的利用率综合考虑，LNG 液化装置能力可按照175 万m3/d 配套。按照全年8 000 h 操作时间计算，液化装置能力为39 万t/a，年生产LNG 28.57 万t，装置全年负荷73%。

1.3 LNG 汽化器能力

根据市场情况，存储的调峰LNG 在冬季11 月、12月、1 月和 2 月按照 20%、30%、30%、20%的比例汽化后加压进入管网，按照单月最大汽化量30%（1.2 亿m3）考虑，汽化器能力要求最大为400 万m3/d。

2 工艺技术方案

SNG 项目工艺及配套LNG 调峰装置工艺流程示意图见图1。配套LNG 调峰装置主要由液化、储存和汽化3 部分组成。

图1 SNG 项目工艺及配套LNG 调峰装置工艺流程图

天然气液化前必须进行净化，目的是脱除其中的有害杂质以及深冷过程中可能结晶的物质，主要包括H2S、CO2、水分、汞和重烃[2]。SNG 产品是由煤经气化、净化、合成、干燥等工艺过程生产的，与常规天然气相比，在组成上存在明显差异[3]，液化预处理脱硫和脱汞装置规模可大幅缩小。

天然气液化主要是采用深冷液化分离，工艺路线主要有3 种类型[4]：阶式制冷液化、膨胀制冷液化、混合制冷液化。混合制冷液化工艺投资较低，其能耗虽略高于阶式制冷工艺，但流程简单，设备数量少，液化综合成本较低，该项目按照混合制冷液化工艺考虑。

从SNG 装置压缩干燥单元后抽出SNG 进入预处理单元：通过MEDA 酸性气体脱除、等压分子筛脱水工艺干燥，脱除其中的有害杂质以及深冷过程中可能结晶的物质，主要包括 H2、CO、CO2和水分；SNG 再经汞床（SNG 组分不含汞，可不设置）和粉尘过滤器后，进入液化单元，通过混合冷剂循环制冷工艺液化，经闪蒸气（BOG）闪蒸罐后，进入LNG 储罐。BOG 闪蒸罐和LNG储罐两部分产生的BOG 量相对生产的SNG 量来说较小，可直接加压送回至SNG 压缩干燥单元。

在冬季，储存的LNG 通过汽化器与空分或低温甲醇洗装置制冷介质热交换（见图1 中虚线部分）复热，回收利用冷能后，汇入长输管网。

3 冷能利用方案

LNG 冷能利用方式主要有冷能发电、冷能空分、轻烃分离、制造干冰、低温粉碎、冷能仓库等。LNG 冷能利用不但可以节约资源，还可以产生可观的经济效益，降低SNG 调峰成本。结合大同SNG 项目装置设置，提出冷能利用的3 个方案：

方案一：低温甲醇洗装置利用方案。利用LNG 冷能冷却甲醇，替代部分氨制冷能力。

方案二：空分装置空压机组级间冷却利用方案。利用乙二醇水溶液作为冷媒，将LNG 冷能用于空压机组级间冷却，替代循环冷却水，并降低空气温度，提高压缩机效率，降低高压蒸汽消耗。

方案三：空分装置空气精馏利用方案。以循环氮气作为冷媒，将LNG 冷能引入冷箱内，补充部分冷损。

3.1 低温甲醇洗利用方案

低温甲醇洗装置中，CO2和H2S 溶解在甲醇中，会放出大量热，导致甲醇溶液升温，从而影响到甲醇溶液的吸收效率，因此需要向系统中补充冷量，以便维持甲醇溶液的低温状态。低温甲醇洗工艺流程中，补充的冷量一般通过冷媒（液氨、丙烯等）与富甲醇溶液换热进入低温甲醇洗系统。大同SNG 项目低温甲醇洗装置采用液氨作为冷媒，换热后液氨温度上升，变成气氨返回冷冻站，进行制冷循环。

低温甲醇洗利用LNG 冷能工艺流程图见图2。来自低温甲醇洗CO2吸收塔上段的富甲醇经管道汇集到总管，送往LNG 汽化器冷却后，经总管返回低温甲醇洗装置，分配到各个甲醇洗吸收塔中段。经测算，LNG 冬季汽化冷能用于低温甲醇洗，在11 月和2 月分别可回收冷量为18 928 kW，在12 月和1 月分别可回收的冷量为24 548 kW，回收的冷量总计可节约氨压机高压蒸汽和循环水消耗分别为16.66 万t/a 和3 738 万 t/a。

图2 低温甲醇洗利用LNG 冷能工艺流程图

在低温甲醇洗冷冻站利用冷能的方式较简单易行，将引出洗涤塔的循环甲醇由通过液氨制冷切换为LNG 汽化制冷，仅需要增加循环甲醇的管线投资，在LNG汽化时可降低氨气压缩机负荷，不影响主装置操作。

3.2 空分装置空压机组级间冷却利用方案

空压机组包括空气压缩机、汽轮机、空气增压机。压缩机采用单轴型多级离心式压缩机，由同1 台蒸汽透平采用一拖二方式驱动。为了保证压缩机正常运转，减少压缩功耗，一般在级间设置中间冷却器，将压缩空气等压降温后，再进入下一级气缸，避免排气温度过高导致压缩机不能正常运转，同时，空气温度降低，密度增大，更易于进一步压缩。通常，级间冷却采用循环水作为冷却介质，受循环水温度影响，压缩空气只能被冷却至40 ℃。如采用LNG 冷能，以乙二醇水溶液作为冷却介质，可将压缩空气冷却至10 ℃，在压缩比相同的情况下，较低的空气进口温度使得压缩机轴功率降低。乙二醇水溶液中乙二醇质量分数为30%，凝结温度-15.7 ℃，凝结状态下是冰絮状，具有较好流动特性。该方案采用乙二醇水溶液作为中间换热介质，需要增加1 套闭式乙二醇水溶液循环系统。

来自储罐的乙二醇水溶液经泵加压后送往LNG汽化器，温度降低到0 ℃，部分送往空压机组级间冷却器，与空气换热后（温度10 ℃）返回乙二醇水溶液储罐；部分送往空压机组终冷器，与空气换热后（温度10 ℃）返回乙二醇水溶液储罐。

经测算，LNG 冷能可满足3 套空分机组的级间冷却需求，单套空压机组轴功率减少约1 270 kW，3 套共节约3 810 kW，折合高压蒸汽约13 t/h。

空分装置空压机组级间冷却利用方案技术简单可行，需增加1 套乙二醇水溶液系统。

3.3 空分装置空气精馏利用方案

按照大同SNG 项目可研报告，空分装置设置6 套制氧能力为8.4 万m3/h 的空分设备。空气通过空冷塔与循环水和冷冻水换热、透平膨胀机膨胀制冷、高压及低压冷箱换热3 种途径获得冷量后液化，其中空冷塔与冷箱热交换主要是回收低温空气和氮气产品、污氮气等空气分离后产物的冷量，而冷量补充依靠膨胀制冷。

空分装置循环氮气利用LNG 汽化冷能工艺流程见图3。自空分精馏塔下塔出来的液氮，经高压冷箱与空气热交换复热后，成为气态氮气。从复热的高压氮气抽出一股送至LNG 汽化器换热降温，经节流后补充至回流液氮，进空分精馏塔下塔，实现冷量的回收利用，并减少空分单元膨胀机的功耗。此方案中氮气为惰性气体，化学性质稳定，通过换热器可直接与LNG 换热。经测算，LNG 汽化冷能用于空分高压氮气制冷，LNG复热至-40 ℃可回收的冷量为14 400 kW，可节约高压蒸汽和循环水消耗分别为9.26 万t/a 和2 077 万t/a。

图3 空分循环氮气利用LNG 汽化冷能工艺流程图

本方案导致增压机、增压透平膨胀机、冷箱内板式换热器各流路介质流量、温度、压力都发生了变化，整个系统的换热网络平衡发生较大变化，空分装置能否同时适应有无LNG 冷能这两种工况还需进一步研究。即便能够适应，LNG 冷能利用工况在线调整时，涉及到多股物流的流量分配和参数调整，操作难度非常大，难以做到平稳切换，对空分装置稳定运行造成不利影响，进而可能影响整个煤制气装置的平稳运行，不推荐该方案。

3.4 3 种方案对比

针对3 种方案，从技术可行性、冷量回收量及节省的消耗和费用进行对比，结果见表1。

表1 3 种方案的技术经济对比

通过表1 对比可以发现，LNG 冬季汽化冷能用于低温甲醇洗复热甲醇的制冷技术可行、冷能利用效果较好、节约成本较多，推荐低温甲醇洗冷能利用方案。

4 投资及调峰成本分析

4.1 投资估算

作为SNG 项目的配套装置，LNG 调峰装置无需考虑流动资金投资，公用工程、维修设施、办公设施等均可依托SNG 工厂。中海油大同40 亿m3/a SNG 项目配套LNG 调峰装置总投资估算为21.79 亿元，其中建设投资20.76 亿元，建设期贷款利息0.99 亿元，流动资金0.04 亿元。

4.2 调峰成本分析

4.2.1 调峰成本计算

通过建立财务评价模型，测算调峰成本（按40 亿m3/a 调峰气计算）如下：（1）不考虑冷能利用时，调峰费为0.092 3 元/m3（3.69 亿元/a）。（2）由表1 可知，采用低温甲醇洗冷能利用方案节约的费用为2 413.6 万元/a，因此冷能在低温甲醇洗装置利用时，调峰费为0.086 3 元/m3（3.45 亿元/a）。

4.2.2 调峰成本对比

调峰装置若考虑设置在市场端，可依靠中海油气电集团天津LNG 装置和进口LNG 气源调峰为SNG 工厂调峰。考虑天津LNG 装置投资收益和进口LNG 调峰资源价差两部分，经测算调峰成本约为0.15 元/m3，40 亿m3/a SNG 所需的年调峰成本约为6 亿元。而在生产端建设配套LNG 调峰装置，并考虑在低温甲醇洗装置进行冷能回收，调峰成本为3.45 亿元/a，是市场端调峰成本的57.5%。

在SNG 项目生产端建设配套LNG 调峰装置，调峰成本具有较大优势，分析其原因主要有：（1）市场端建设LNG 调峰装置在土地费用、公用工程及配套设施建设投资等方面较高，且其依靠进口LNG 资源进行调峰，资源成本比生产端高。（2）SNG 液化为LNG 所需的蒸汽、电力、循环水等消耗可依托SNG 项目，液化成本较低。（3）生产端LNG 汽化时可实现冷能回收，而市场端LNG 汽化的冷能无法得到有效利用。

5 结 语

为满足国家储气调峰能力的要求，同时保证SNG项目的生产负荷、提高SNG 气源的竞争力，建设配套调峰装置是必要的。在生产端建设配套调峰装置包含液化、储存、汽化装置，供水、供汽等公用工程与SNG装置相结合，并在低温甲醇洗装置实现LNG 汽化冷能的高效利用，调峰成本具有较大优势。因此，在不考虑LNG 储罐（投资主要构成）利用率的情况下，中海油大同SNG 项目配套的调峰装置建议采用在生产端建设的方案。