關鍵詞：天然氣;液化;脫氮;甲烷回收率
天然氣液化處理能夠實現天然氣的便捷運輸，有效回收邊緣天然氣。天然氣主要成分是烴類，但是國內外很多含油氣盆地產出的天然氣中含氮量較高。當天然氣中含氮量較高時，不僅熱值低、集輸過程中能耗大，而且不能直接用作某些化工原料和汽車燃料。因此脫除其中的氮氣，是提高天然氣綜合利用價值的重要途徑。目前，普遍應用的脫除天然氣中氮氣的方法是深冷脫氮[1～3]，國外主要采用俄羅斯渦流管制冷器液化工藝，國內主要采用膨脹機膨脹制冷工藝。
1 高含氮天然氣的液化工藝
1.1 渦流管制冷器液化工藝
渦流管制冷器液化工藝主要采用了俄羅斯專利設備渦流管進行制冷[4]，其流程如圖1所示。進入液化單元的原料凈化氣先經過壓縮機壓縮到約20MPa，與經過壓縮的循環氣(20MPa)混合進入預冷換熱器，利用預冷系統提供的冷量，將混合氣預冷到約-20℃，再進入主換熱器，利用循環氣的冷量，將混合氣的溫度降至-80℃左右，其中一股通過渦流管制冷器降壓后進入分離器1，另一股通過渦流管制冷器降壓后進入分離器2。分離器1的氣相分為兩部分：一部分作為循環氣回到主換熱器與混合氣交換熱量，冷卻混合氣;另一股作為分離器2的熱源輸入(相當于再沸器)，經冷卻冷凝后進入分離器3，液相作為分離器2的冷源，氣相則為含氮量較高的氮甲烷混合氣，到換熱器復熱后排放作為他用(比如燃料)。分離器1的液相進入分離器2，進一步與渦流制冷器出口的混合物在分離器2中進行氣液分離，液相作為液化天然氣(LNG)，送往LNG儲罐，氣相被卷吸進渦流管制冷器1。LNG儲罐內蒸發氣(BOG)被卷吸進渦流管制冷器2。該工藝過程簡單，液化操作彈性好。
1.2 膨脹機膨脹制冷液化工藝
膨脹機膨脹制冷液化工藝通常是將制冷劑壓縮后，經過膨脹機膨脹至低溫，提供天然氣預冷、冷凝、過冷的冷量，從而使天然氣得以液化[5～12]，其工藝流程如圖2所示。
制冷劑經壓縮機壓縮到1.5MPa左右，再經膨脹機增壓端繼續增壓、冷卻器冷卻后(40℃)進入冷箱，在冷箱中經過預冷，一部分制冷劑進入膨脹機膨脹做功，降溫降壓，進入主換熱器作為主要的冷源，另一部分制冷劑在主換熱器中過冷后經過節流降溫，作為精餾脫氮塔上部冷卻器的冷源，產生回流液。
原料凈化天然氣進入預冷換熱器預冷，之后作為精餾脫氮塔塔底再沸器的熱源進入精餾塔塔底換熱，溫度繼續降低，從精餾塔再沸器出來后，進入主換熱器換熱至天然氣全部液化，液化后的天然氣經過節流后，進入精餾塔脫氮，脫氮后的飽和LNG從塔底流出，經過節流降溫過冷，進入LNG儲罐，生成的少量BOG去換熱器復熱作為燃料去其他單元。該工藝換熱器中流股較多，板式換熱器及冷箱制造較為復雜。
2 兩種工藝的對比分析
2.1 脫氮標準
目前國內外LNG產品標準對氮氣的含量都沒有明確的規定。根據歐洲標準EN 1160-96，LNG產品中的氮含量(摩爾分數)應小于5%，而經驗表明，只要控制LNG中氮含量小于1%，并加強蒸發氣的監測，就可以避免LNG儲運過程中的翻滾現象[13]。而參考多種LNG組成，發現I.NG中氮含量基本上小于1%，大于1%的較少。因此，本例中暫以摩爾分數小于1%作為脫氮評價標準。
2.2 計算條件
天然氣液化規模設為每天生產相當于3×104m3氣態氣的LNG，即1250m3/h，儲存壓力為0.3MPa。
原料凈化氣的組成如表1所示。
2.3 計算結果
利用Hysys過程系統模擬軟件，對原料凈化氣的液化過程進行了模擬。采用兩種不同的液化工藝，各項性能參數對比如表2所示。
對比可知：①渦流管制冷器液化工藝的原料氣消耗量大于膨脹機膨脹制冷液化工藝，且有大部分冷氣作為循環氣，氣量為5080m3/h，即初始開車時系統中要多出5080m3/h的原料凈化氣(折合12120m3/d)。②渦流管制冷器液化工藝液化單元功耗高于膨脹機膨脹制冷液化工藝(尤其是當膨脹機膨脹制冷液化工藝采用氮甲烷制冷氣時，渦流管制冷器液化工藝液化單元功耗高出36%)。③渦流管制冷器液化工藝排放氣體中的氮含量大于膨脹機膨脹制冷液化工藝，甲烷的回收率低，導致其LNG中氮氣的含量較大，如果按照小于1%含氮量(摩爾分數)的標準執行，該工藝不能滿足脫氮要求。④從整個液化單元(包括原料氣壓縮、遇冷系統、循環氣壓縮)的設備投資來看，渦流管制冷器液化工藝由于要將氣體壓縮到20MPa，所需設備防爆等級較高，設備投資也約高出膨脹機膨脹制冷液化工藝15%。⑤但是渦流管制冷器液化工藝操作靈活，進入原料氣即可快速成液，生成LNG，這是其最大的優越性。
3 結束語
針對高含氮量的天然氣液化，通過模擬計算，對渦流管制冷器液化工藝和膨脹機膨脹制冷液化工藝的主要工藝參數進行了對比分析，結果表明在原料氣消耗量、液化單元功耗、LNG中氮氣含量、設備投資等方面，膨脹機膨脹制冷液化工藝均優于渦流管制冷器液化工藝。
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