天然气气质对LNG与CNG生产的影响

天然气气质对LNG与CNG生产的影响

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1中石油昆仑燃气有限公司福建分公司福建福州3500042中石油昆仑燃气有限公司湖北分公司湖北武汉4300613中石油昆仑燃气有限公司湖北分公司湖北武汉430061

摘要：伴随着石油化工行业的发展，天然气工业也逐步发展壮大。而在天然气供不应求的情况下，目前国内天然气来源广泛，气质上存在一定的差异，不仅会带来混用问题，同时也将对LNG、CNG生产产生影响。因此，还应加强对天然气气质对LNG、CNG生产的影响分析，以便合理进行天然气的使用。本文就天然气气质对LNG与CNG生产的影响展开探讨。

关键词：天然气气质；LNG；CNG

引言

随着我国天然气工业的迅速发展，长庆、塔里木、川渝、青海气田的商品天然气陆续通过管道送往北京、上海以及越来越多的城市作为优质、清洁的能源。目前，我国商品天然气都遵循强制性国家标准GB17820—1999《天然气》的指标要求。由于原料天然气的类型、处理工艺和外输条件等不同，所获得的商品天然气的性质也有所差别。这些差别不仅引起不同气源商品天然气混用时的性质匹配问题，也对下游的LNG、CNG的生产带来一定影响。

1商品天然气的气质要求

国家标准GB17820—1999《天然气》规定，从油气田采出的天然气经处理后，通过管道输送的商品天然气指标有高热值、总硫含量（以硫计）、硫化氢含量、二氧化碳含量和水露点5项，其指标见表1。表1所规定的指标中，只有高热值指标直接与经济利益相关，但因我国商品天然气目前尚未采用能量计量，规定的指标比较宽松，致使其重要性难以充分体现。目前，不同气源商品天然气的高热值差别较大，故对其互换性有一定影响。

表1商品天然气气质指标

其他4项指标均出自对卫生、安全和环境保护等社会效益考虑，这也是当前制定涉及卫生、安全和环境保护的天然气产品质量标准的基本原则。其中一类气质已达国际先进水平，二类气质为国际一般水平，三类气质要求较低，是适应国情、兼顾局部地区的一种过渡性指标。目前，我国商品天然气大多遵循二类气质指标。除了表1所规定的5项指标外，在GB50251—2003《输气管道工程设计规范》中还规定进入输气管道的气体烃露点应低于最低环境温度等指标。因此，通过输气管道输送的商品天然气也应符合这项指标。

2天然气气质差异分析

一直以来，我国都需要通过进口天然气进行LNG供应压力的缓解。而来自不同国家和地区的天然气存在较大的气质差异，在LNG投产过程中可能发生天然气互换性问题。就目前来看，预计到2020年，国内将出现三大类九种气源并存的现象，将出现至少5种的LNG。按照GB17820—1999《天然气》标准，可以将天然气划分为三类，一类天然气中的总硫不超过100mg/m3，硫化氢不超出6mg/m3，二类天然气中的总硫不超过200mg/m3，硫化氢不超出20mg/m3，三类天然气中的总硫不超过460mg/m3，硫化氢不超出460mg/m3。三类天然气的高热值都应达到31.4MJ/m3，一类和二类天然气二氧化碳体积分数应不超出3.0%。由此可见，国内的天然气气质要求并不统一，尤其第三类气质要求较低。

3天然气气质对LNG、CNG生产的影响

3.1对LNG生产的影响

LNG为液化天然气，在生产过程中需要对天然气进行预处理、液化和储存。在预处理环节，需要对天然气进行脱酸、脱水和脱重烃处理，然后利用换热系统进行低温冷却循环，在-162℃的条件下将天然气液化。而天然气的气质不同，在预处理和液化阶段就要采用不同的处理方式。例如，针对三类天然气，由于对二氧化碳体积分数无明确要求，通常会遭遇天然气中二氧化碳含量过高的问题。所以在原料处理时，尽管已经通过分子筛深度脱水，促使得到的天然气可以满足交接点压力和温度条件下水露点比最低环境温度低5℃的要求，但是依然存在天然气中存在过多C+3和乙烷的问题。为解决这一问题，还要在预处理环节采用MEA（一乙醇胺）水溶液进行二氧化碳的脱除，然后利用分子筛实现深度脱水。在液化的过程中，考虑到天然气中的C+3依然较多，还要在将天然气输送至高效换热器后，对系统进行不断降温，促使乙烷与C+3得到冷凝和分离。经过多道工序，才能得到以甲烷为主的天然气，然后进行液化和存储。通常情况下，以这类天然气为原料，由于将产生较多的乙烷，所以需要将乙烷一同液化出售，以便获得更多的经济效益。如果原料为一类或二类天然气，则能省去这些步骤，利用独立氮气制冷循环，促使天然气在-144℃条件下液化。

3.2对CNG生产的影响相应致

我国CNG的气源大多来自输气管道的商品天然气，进入CNG加气站（标准站或母站）后，经调压计量、脱水、加压、充装等环节，最后成为20～25MPa的压缩天然气。（1）对CNG加气站脱水装置位置的影响。CNG加气站中天然气脱水装置根据其在工艺流程中的位置不同可分为低压脱水（压缩机前脱水）、中压脱水（压缩机级间）及高压脱水（压缩机后）3种。通常脱水装置的设置位置应按下列条件确定：所选用的压缩机在运行中，其机体限制冷凝水的生成量，且天然气的进站压力能克服脱水系统的阻力时，应将脱水装置设置在压缩机前；所选用的压缩机在运行中，其机体不限制冷凝水的生成量，并有可靠的导出措施时，可将脱水装置设置在压缩机后；所选用的压缩机在运行中，允许从压缩机的中段导出天然气进行脱水时，宜将脱水装置设置在压缩机的级间。此外，进入CNG加气站的原料天然气中水含量也是确定脱水装置位置时需要考虑的因素。以长庆靖边气田天然气为例进行分析。该天然气在净化厂经脱酸、脱水后，在出厂压力下的水露点<-13℃（常压下的水露点<-28℃）。因此，选用低压脱水不仅可保护压缩机，而且脱水装置负荷也不会太大。这也是目前西安、北京、银川等地加气站普遍选用低压脱水的原因之一。同样，福山油田的天然气在处理站经过回收凝液后其水露点<-60℃。因此，在其处理站附近建设的1座CNG加气站也采用低压脱水装置。与此不同的是，由于四川、重庆地区的气温较高以及其他原因，川渝气田的商品天然气中有一部分在外输前未经脱水，其水露点可达0℃。为了减少脱水装置的负荷，降低能耗，川渝地区的CNG加气站基本上采用高压脱水装置。（2）对CNG加气站压缩机运行的影响。由长庆靖边气田干气藏气生产的商品天然气在CNG加气站中压缩和冷却后不会有凝析油析出。但是，由福山油田凝析气藏气生产的商品天然气因其含有一定数量的C+3，虽然一般情况下在CNG加气站中经压缩和冷却后基本上不析出凝析油，但当处理站生产出现波动时就可能有凝析油析出。因此，在其处理站附近建设的CNG加气站压缩机已考虑设置了凝析油排出设施，而且实践证明运行中有时确有凝析油析出。

4建议

中国天然气产业发展迅速，市场巨大，气源范围广，类似欧洲。应借鉴国外相关经验，建立适应中国的气质规格及互换性标准体系。应充分考虑当前和未来市场发展的需求和产业预期，以及气质波动的范围和速度对终端用户燃具可能产生的影响，确定天然气质量规格及互换性要求，保证商品天然气的应用安全。

结语

采用气质优的天然气可以简化LNG和CNG的生产流程，降低生产成本，同时得到的产品能够得到更多青睐，所以能够带来更多的生产效益。因此在实际进行LNG和CNG生产时，还应加强天然气气质差异的分析，结合实际需求完成天然气原料的合理选择。

参考文献：

[1]曾文平.天然气气质检测方法国内外标准异同点分析[J].石油与天然气化工，2015.

[2]中国石油天然气股份有限公司.天然气工业管理实用手册[M].北京：石油工业出版社.