高秀敏 余 智 曾樹兵 王彥瑞 宋文路

(海洋石油工程股份有限公司)

天然氣熱值調(diào)整工藝研究

高秀敏 余 智 曾樹兵 王彥瑞 宋文路

(海洋石油工程股份有限公司)

隨著我國天然氣管網(wǎng)的互聯(lián)互通，研究具有不同燃燒特性的天然氣的互換性具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。針對(duì)香港某電廠的氣源多元化，進(jìn)行天然氣熱值調(diào)整工藝研究，采用添加LPG來升高熱值、添加氮?dú)?或者液氮)、空氣等低熱氣體來降低熱值的方法具有可行性。

天然氣 LNG 熱值調(diào)整 華白指數(shù) 修正華白指數(shù) 互換性

1 熱值調(diào)整的意義

由于天然氣資源的多元化，國產(chǎn)天然氣、進(jìn)口天然氣、引進(jìn)LNG的組成及燃燒特性各不相同，因此存在下游終端用戶的用氣設(shè)施與不同特性的天然氣相互匹配問題。根據(jù)GB/T 13611-2006《城鎮(zhèn)燃?xì)夥诸惡突咎匦浴?，?dāng)一種燃?xì)庵脫Q另一種燃?xì)鈺r(shí)，首先要保證燃具所產(chǎn)生的熱負(fù)荷在燃?xì)庵脫Q前后不能發(fā)生大的改變。華白指數(shù)是代表燃?xì)馓匦缘囊粋€(gè)參數(shù)，如果兩種燃?xì)獾娜A白指數(shù)相等，就能在同一供氣壓力下，在同一燃具上獲得相同的熱負(fù)荷。因此，當(dāng)用一種燃?xì)馓娲硪环N燃?xì)鈺r(shí)，必須充分考慮燃?xì)獾摹盎Q性”和燃具的“適應(yīng)性”。當(dāng)供給用戶的燃?xì)庑再|(zhì)發(fā)生改變時(shí)，置換氣必須對(duì)基準(zhǔn)氣具有“互換性”，否則就不能保證用戶的使用安全。因此，隨著我國天然氣管網(wǎng)的互聯(lián)互通，研究具有不同燃燒特性的天然氣的互換性具有重要的現(xiàn)實(shí)意義[1-3]。

香港某電廠原使用海上氣田供氣，隨著氣田進(jìn)入衰減期，電廠需要補(bǔ)充和更新新的氣源。由于電廠供氣的天然氣資源多元化，而不同的天然氣組成具有不同的物性參數(shù)，其熱值和華白指數(shù)也不相同。因此，必須充分考慮電廠發(fā)電機(jī)組與不同特性的天然氣之間相互匹配的問題，即解決不同氣源間的互換性問題。

2 熱值調(diào)整的目標(biāo)

解決不同氣源間互換性的實(shí)施手段是調(diào)配燃?xì)獾娜紵匦?。目前，國?nèi)外應(yīng)用比較廣泛又方便的互換性判定方法是華白指數(shù)判定法。對(duì)于此電廠，以25 ℃(即77 ℉)時(shí)對(duì)應(yīng)的通用電氣公司定義的修正華白指數(shù)MWI衡量燃?xì)鉄嶂?。本?xiàng)目調(diào)整熱值的目標(biāo)是確定MWI設(shè)計(jì)值為51.5 btu/scf/R0.5(1 btu=1.055 kJ,1 scf=0.028 3 m3,下同)，并滿足燃?xì)廪D(zhuǎn)換前后熱值波動(dòng)不超過±2%，即不超過參考修正華白指數(shù)范圍50.47～52.53 btu/scf/R0.5。修正華白指數(shù)MWI定義如下[4]：

式中，LHV為氣體燃料的低位熱值(60℉，0.1 MPa)，btu/scf；SGgas為氣體燃料與空氣的相對(duì)密度；Tgas為氣體燃料的絕對(duì)溫度，°Rankine；MWgas為氣體燃料的相對(duì)分子質(zhì)量；28.96為干燥空氣的相對(duì)分子質(zhì)量。

3 氣源組成分析

考慮有3種可能的氣源組成。氣源一：全部是LNG；氣源二：LNG與某陸地終端干氣各占50%；氣源三：LNG與終端干氣各占80%、20%。每種氣源的具體熱值數(shù)據(jù)見表1。

表1 3種氣源組成的熱值表Table1 HeatvaluelistofthreekindsofgassourcesV(LNG)V(LNG)∶終端干氣=50%∶50%V(LNG)∶V(終端干氣)=80%∶20%貧氣富氣貧氣+終端干氣富氣+終端干氣貧氣+終端干氣富氣+終端干氣高熱值(0℃,0.1MPa)/(MJ·m-3)38.3243.6037.2439.8737.8942.11低熱值(0℃,0.1MPa)/(MJ·m-3)34.5339.4433.5636.0234.1438.07華白指數(shù)(0℃,LHV)/(MJ·m-3)50.6053.8847.8349.5849.4752.17相對(duì)分子質(zhì)量16.5918.9417.5218.6916.9618.83MWI(25℃,LHV)/(btu/scf/R0.5)52.8656.5349.9051.9551.6954.70調(diào)整方案調(diào)低熱值調(diào)低熱值調(diào)高熱值不需調(diào)整不需調(diào)整調(diào)低熱值

4 國際通用的熱值調(diào)整方法

4.1升高熱值方法

主要是添加高熱值氣體，例如液化石油氣(LPG)、輕烴氣體等，使其達(dá)到所需要的熱值。

4.2降低熱值方法

國際上通用的降低熱值方法有[5]：

(1) 摻混無熱(低熱)氣體：在天然氣中加入零熱值的氮?dú)?、空氣或其他低熱值燃?xì)?，使天然氣熱值降低以達(dá)到設(shè)定的目標(biāo)值。

(2) 天然氣混合：按照設(shè)定的熱值目標(biāo)值，將不同熱值、不同來源的天然氣或其他燃?xì)獍聪鄳?yīng)的比例混合，使其滿足要求。例如，荷蘭和德國利用其龐大的天然氣儲(chǔ)存運(yùn)輸設(shè)施實(shí)現(xiàn)熱值穩(wěn)定。

(3) 輕烴分離：將天然氣中熱值相對(duì)較高的乙烷和丙烷等重質(zhì)組分分離出來，提高CH4含量，使熱值降至目標(biāo)值。

5 熱值調(diào)整方案比選

5.1升高熱值方案比選

由于產(chǎn)生干氣的某陸地終端也生產(chǎn)LPG，因此本項(xiàng)目推薦采用添加LPG法升高熱值。

5.2降低熱值方案比選

方法一：天然氣混合

終端天然氣是唯一可供調(diào)配入LNG接收站外輸氣體的天然氣，從計(jì)算可以看出，當(dāng)LNG與終端干氣按照業(yè)主推薦的比例混合后，仍有不滿足熱值要求的情況。因此，不能通過天然氣混合完全解決熱值統(tǒng)一的問題。

方法二：輕烴分離

當(dāng)氣源全部是LNG時(shí)，即使完全脫除丙烷及以上烷烴，其MWI值仍難以滿足電廠的熱值要求。因此，還需進(jìn)一步脫除部分乙烷，或者用化學(xué)轉(zhuǎn)化法將乙烷轉(zhuǎn)化為合成氣后再合成CH4。輕烴分離的運(yùn)行成本高、流程復(fù)雜，還涉及到乙烷、丙烷等烴類的市場(chǎng)和外運(yùn)問題?？紤]到LNG項(xiàng)目建設(shè)地點(diǎn)條件及可用地面積，輕烴分離方案實(shí)施困難。因此，此方法不可行。

方法三：摻混無熱氣體

摻混無熱氣體的方法，相比輕烴分離法，既有效也相對(duì)簡(jiǎn)單，更適合本項(xiàng)目進(jìn)行熱值調(diào)整。由于外輸氣源還需經(jīng)比較長的海底管道運(yùn)輸至香港，氧含量如果偏高，則安全性較差，出于安全考慮，推薦采用添加氮?dú)獾姆椒▽NG熱值降至目標(biāo)值。

6 升高熱值具體方案實(shí)施

6.1添加LPG工藝路線比選

氣體/液體調(diào)高：用泵將液態(tài)LPG加壓到管輸壓力，然后與管網(wǎng)內(nèi)的LNG和終端氣體直接混合。該系統(tǒng)應(yīng)充分考慮在環(huán)境溫度較低時(shí)，輸氣管道內(nèi)出現(xiàn)凝液等不安全因素。

氣體/氣體調(diào)高：將混輸氣體與蒸發(fā)后的丁烷和丙烷以一定比例在專用混合器內(nèi)混合。采用此種方式，不管LPG是常溫帶壓儲(chǔ)存還是低溫常壓儲(chǔ)存，則不必?fù)?dān)心出現(xiàn)凝液和混合器選型受限制的問題。

液體/液體調(diào)高：將LPG在LNG接收站ORV(海水氣化器)前與低溫LNG液態(tài)混合后，通過ORV氣化成熱值調(diào)整后的高熱值氣體，然后與來自終端處理廠的天然氣進(jìn)一步混合進(jìn)入海管系統(tǒng)。由于LNG接收站并非專供本項(xiàng)目電廠，該方案需要對(duì)LNG接收站高壓外輸及氣化設(shè)施進(jìn)行專項(xiàng)配置，其他因素導(dǎo)致的不確定性較高，故不推薦。

綜上所述，推薦采用氣體/氣體調(diào)高方式進(jìn)行調(diào)整熱值。

6.2添加LPG工藝流程

利用泵將LPG加壓到管輸壓力，再經(jīng)過丙烷/丁烷蒸發(fā)器蒸發(fā)后，與LNG、終端干氣在靜態(tài)混合器內(nèi)充分混合。LNG、終端干氣和添加的丙烷/丁烷氣體分別經(jīng)流量計(jì)計(jì)量后的標(biāo)準(zhǔn)體積流量信號(hào)遠(yuǎn)傳至中央控制臺(tái)。中央控制臺(tái)根據(jù)以上參數(shù)計(jì)算，得出混氣比例，由控制系統(tǒng)調(diào)節(jié)氣動(dòng)調(diào)節(jié)閥的開度，使丙烷/丁烷以一定比例進(jìn)入靜態(tài)混合系統(tǒng)。并將熱值儀對(duì)混合后的燃?xì)膺B續(xù)在線檢測(cè)的信號(hào)反饋至中央控制系統(tǒng)，中央控制系統(tǒng)將根據(jù)熱值的偏差隨時(shí)微調(diào)氣動(dòng)調(diào)節(jié)閥的開度，最終將混合氣熱值穩(wěn)定在設(shè)定值范圍內(nèi)。

工藝流程框圖見圖1。

6.3所需LPG量

為保守起見，選取具有較低熱值的典型LPG(組成為80%(y)丙烷和20%(y)正丁烷)進(jìn)行調(diào)質(zhì)計(jì)算。為了滿足長遠(yuǎn)輸氣規(guī)模600 MMSCF/D(即1 700×104m3/d)的熱值調(diào)整，經(jīng)HYSYS模擬計(jì)算需要加入的LPG量為66.65 t/h。

7 降低熱值具體方案實(shí)施

7.1添加氮?dú)夤に嚶肪€比選

添加氮?dú)膺M(jìn)行熱值調(diào)整有兩種不同的工藝。一是加入液氮，二是加入氮?dú)?中壓氮?dú)饣蛘吒邏旱獨(dú)?。其具體方案實(shí)施如下：

(1) 采用液氮進(jìn)行熱值調(diào)整。該方案需要采用低溫空氣分離裝置(ASU)生產(chǎn)氮?dú)?，再通過中間介質(zhì)對(duì)空氣進(jìn)行預(yù)冷，然后利用低溫蒸餾將氮?dú)夥蛛x出來。液氮經(jīng)泵加壓，再經(jīng)過新增汽化器汽化后送往外輸管道。該工藝對(duì)液氮生產(chǎn)裝置要求較高，能耗較大，需設(shè)置的設(shè)備較多。因此，本項(xiàng)目不推薦此方案。

(2) 采用注入中壓氮?dú)夥桨?。該方案是將氮?dú)鈮嚎s后與從蒸發(fā)氣壓縮機(jī)送出的蒸發(fā)氣相混合后進(jìn)入再冷凝器，在再冷凝器中，混合氣體被冷凝，然后經(jīng)由高壓泵和汽化器送往燃?xì)廨斔凸艿?。此方案存在以下缺點(diǎn)：需提高再冷凝器的操作壓力，使得進(jìn)入再冷凝器的LNG過冷度增加；需增大再冷凝器的尺寸；需增設(shè)氮?dú)鈮嚎s機(jī)，并提高所有低壓輸送泵和BOG壓縮機(jī)的功率；再冷凝器必須設(shè)一臺(tái)備用，以備再冷凝器檢修時(shí)熱值調(diào)整的正常進(jìn)行；將中壓氮?dú)馀c從蒸發(fā)氣壓縮機(jī)送出的蒸發(fā)氣相混合后進(jìn)入再冷凝器，則需要按照LNG接收站總外輸量(除了電廠用戶，還有其他用戶)來添加氮?dú)饬浚瑢?duì)外輸LNG全部進(jìn)行熱值調(diào)整，這將需要極大的氮?dú)饬?，大大增加了氮?dú)獍l(fā)生裝置的處理能力，增加了整個(gè)接收站的投資和運(yùn)行費(fèi)用。因此,中壓氮?dú)夥桨笇?duì)本項(xiàng)目不可取。

(3) 采用注入高壓氮?dú)夥桨?。該方案是將氮?dú)鈮嚎s至燃?xì)廨斔凸艿乐械膲毫?，其工藝流程?jiǎn)單，不必更改再冷凝器操作壓力和負(fù)荷，也不存在中壓氮?dú)夥桨钢谐穗姀S用戶以外的其他LNG用戶進(jìn)行調(diào)整熱值的情況。

綜上所述，推薦采用添加高壓氮?dú)獾姆椒ǎ詽M足電廠燃?xì)獾幕Q性要求。

7.2添加氮?dú)夤に嚵鞒?/p>

添加氮?dú)夤に嚵鞒炭驁D見圖2。

氮?dú)饬髁扛鶕?jù)外輸天然氣氣量和熱值進(jìn)行實(shí)時(shí)調(diào)整。外輸天然氣流量由安裝在天然氣外輸總管上的流量計(jì)進(jìn)行計(jì)量，熱值則通過天然氣外輸管線上在線色譜儀檢測(cè)到的天然氣組成進(jìn)行計(jì)算，測(cè)得的流量和熱值經(jīng)邏輯運(yùn)算后用于控制氮?dú)饬髁空{(diào)節(jié)閥的開度。

摻混過程設(shè)計(jì)為等壓混氣。為防止混合氣進(jìn)入外輸管道后供給熱值儀的氣體未均勻混合，獲得一個(gè)錯(cuò)誤的訊號(hào)使控制失誤。因此，需要設(shè)置靜態(tài)混合器，使混合氣通過靜態(tài)混合器時(shí)形成螺旋狀氣流，進(jìn)行充分混合。LNG、高欄島終端干氣和添加的氮?dú)夥謩e經(jīng)流量計(jì)計(jì)量后的標(biāo)準(zhǔn)體積流量信號(hào)遠(yuǎn)傳至中央控制臺(tái)。中央控制臺(tái)根據(jù)以上參數(shù)計(jì)算得出混氣比例，由控制系統(tǒng)調(diào)節(jié)氣動(dòng)調(diào)節(jié)閥的開度，使氮?dú)庖砸欢ū壤M(jìn)入靜態(tài)混合系統(tǒng)。并將熱值儀對(duì)混合后的燃?xì)膺B續(xù)在線檢測(cè)的信號(hào)反饋至中央控制系統(tǒng)，中央控制系統(tǒng)將根據(jù)熱值的偏差隨時(shí)微調(diào)氣動(dòng)調(diào)節(jié)閥的開度，最終將混合氣熱值穩(wěn)定在設(shè)定值范圍內(nèi)。

7.3降低熱值所需氮?dú)饬?/p>

若將3種氣源組成的修正華白指數(shù)調(diào)整到51.5±2% btu/scf/R0.5范圍內(nèi)，通過HYSYS模擬對(duì)需加入的氮?dú)饬糠謩e進(jìn)行了計(jì)算。最大管輸規(guī)模下需要添加的氮?dú)饬恳姳?。

表2 熱值調(diào)整需要氮?dú)饬勘鞹able2 Nitrogenneededforheatvalueadjustment最大管輸規(guī)模:1700×104m3/d對(duì)應(yīng)小時(shí)高峰用氣:100×104m3/h氣源一氣源三貧氣富氣富氣+終端干氣氮?dú)饬?(t·h-1)23.3686.7155.9折合氮?dú)馍a(chǎn)能力(20℃,0.1MPa)/(m3·h-1)1.97×1047.32×1044.72×104

8 結(jié) 語

經(jīng)過對(duì)具體案例進(jìn)行天然氣熱值調(diào)整工藝研究，采用添加LPG來升高熱值、添加氮?dú)?或者液氮)、空氣等低熱氣體來降低熱值的方法是值得推廣的。如果氣源多樣，可首先考慮多種氣源按一定比例混合的方法達(dá)到調(diào)整熱值的目的。

[1] 姜正侯. 燃?xì)夤こ碳夹g(shù)手冊(cè)[M]. 上海：同濟(jì)大學(xué)出版社,1997.

[2] 張玉坤,許文曉,陳勇.天然氣氣質(zhì)及其互換性[J].石油與天然氣化工，2008，37(6)：523-526.

[3] 秦朝葵，吳之覲.多氣源天然氣的互換性問題[J].天然氣工業(yè)，2009，29(12)：90-93.

[4] Tiratsoo E N.天然氣[M].Beaconsfield, England：Scientific Press Ltd., 1972.

[5] 郭峰,張鶯櫪.天然氣熱值調(diào)整工藝技術(shù)研究[J].石油規(guī)劃設(shè)計(jì)，2008, 19(3):10-12.

Researchonnaturalgasheatvalueadjustmenttechnology

GaoXiumin,YuZhi,ZengShubing,WangYanrui,SongWenlu

(ChinaOffshoreOilEngineeringCorporation,Tianjin300452,China)

With the interconnection of natural gas networks in China, there is an important practical significance to research natural gas interchangeability with different combustion characteristics. Based on the gas source diversification of some power plant in Hong Kong, this paper studies the technology of natural gas heat value adjustment. It is proved that the method of adding LPG to increase the heat value, and adding nitrogen (or liquid nitrogen), air or other low calorific gas to reduce the heat value is feasible.

natural gas, LNG, heat value adjustment, Wobbe index, modified Wobbe index, interchangeability

TE626.7

：ADOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2014.01.010

2013-07-05；

2013-08-13；編輯：康莉

高秀敏(1982-),女,工程師,學(xué)士,油氣儲(chǔ)運(yùn)工程,海洋石油平臺(tái)工藝設(shè)計(jì)。地址:(300452)天津塘沽區(qū)丹江路1078號(hào)616信箱工藝設(shè)計(jì)部。電話：022-66909050。E-mail:gaoxm@mail.cooec.com.cn