胡 超　師銅墻　楊光遠(yuǎn)　劉慶勝　韓 猛

中國(guó)石化青島液化天然氣有限責(zé)任公司

LNG接收站發(fā)熱量調(diào)整方案研究①

胡 超師銅墻楊光遠(yuǎn)劉慶勝韓 猛

中國(guó)石化青島液化天然氣有限責(zé)任公司

摘要為實(shí)現(xiàn)LNG接收站外輸氣與山東省天然氣管網(wǎng)的燃?xì)饣Q，提出了采用注入液氮的方式進(jìn)行發(fā)熱量調(diào)整。通過(guò)對(duì)比分析，將注氮口設(shè)計(jì)在高壓外輸泵出口管線上，該方案與加注氮?dú)夥绞较啾瘸杀靖汀⒐母?；然后采用PROII分別模擬計(jì)算出3種限制工況下燃?xì)獾母呶话l(fā)熱量與沃泊指數(shù)，確定高壓泵出口管道液氮注入比例范圍為6.45~7.52 t LN2/ 100 t LNG；最后，以接收站年外輸量100×104t為基礎(chǔ)，給出了整個(gè)發(fā)熱量調(diào)整方案需新增的主要設(shè)備及其相關(guān)參數(shù)?？蔀長(zhǎng)NG接收站發(fā)熱量調(diào)整方案的設(shè)計(jì)提供借鑒與參考。

關(guān)鍵詞LNG接收站發(fā)熱量調(diào)整注氮沃泊指數(shù)

隨著天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，國(guó)家天然氣管網(wǎng)氣源呈現(xiàn)多元化趨勢(shì)，為適應(yīng)網(wǎng)內(nèi)用氣設(shè)施需求，要求進(jìn)入管網(wǎng)的各氣源必須共同遵守一個(gè)發(fā)熱量標(biāo)準(zhǔn)[1]。進(jìn)口LNG作為國(guó)內(nèi)天然氣資源之一，其發(fā)熱量普遍高于我國(guó)管輸天然氣發(fā)熱量[2]，為實(shí)現(xiàn)LNG接收站外輸氣與天然氣管網(wǎng)的燃?xì)饣Q，研究發(fā)熱量調(diào)整技術(shù)十分必要。目前，國(guó)內(nèi)期刊文獻(xiàn)中主要探討了天然氣發(fā)熱量調(diào)整的主要方法以及各自的特點(diǎn)，對(duì)LNG接收站發(fā)熱量調(diào)整工藝沒(méi)有專(zhuān)項(xiàng)研究[3-5]。據(jù)此，文章專(zhuān)門(mén)研究了注氮法在LNG接收站發(fā)熱量調(diào)整中的工藝方案，確定了注氮的工藝方案及工藝參數(shù)，給出了相關(guān)設(shè)備選型方案，可為其他裝置發(fā)熱量調(diào)整方案的設(shè)計(jì)提供借鑒與參考。

1發(fā)熱量調(diào)整的必要性

青島液化天然氣(LNG)接收站是中國(guó)石化第一個(gè)LNG接收站，于2014年11月14日開(kāi)始接首船氣。其主要功能為接收采購(gòu)LNG，在站內(nèi)儲(chǔ)存、氣化，然后計(jì)量外輸至山東天然氣管網(wǎng)。項(xiàng)目建成初期計(jì)劃周轉(zhuǎn)量165 ×104t/a LNG，其中65×104t/a LNG裝車(chē)外運(yùn)，100×104t/a LNG氣化后外輸山東省天然氣管網(wǎng)。

LNG自?xún)?chǔ)罐由罐內(nèi)低壓泵增壓后送低壓匯管，低壓匯管接LNG高壓外輸泵，低壓匯管高壓泵入口處壓力控制在0.8 MPa，LNG高壓外輸泵將壓力增加至5.7 MPa后進(jìn)入高壓匯管，然后進(jìn)入LNG汽化器升溫氣化至0 ℃以上，計(jì)量后外輸至山東省天然氣管網(wǎng)。

表1 資源方LNG典型組成Table1 TypicalcompositionofresourceLNG組分甲烷(C1)乙烷(C2)丙烷(C3)異丁烷(i-C4)正丁烷(n-C4)異戊烷(i-C5)正戊烷(n-C5)其他(C+6)氮?dú)?N2)y/%88.84557.15152.89950.39500.42300.05600.02900.010.1970

(1) 由于居民用戶(hù)選用的燃具類(lèi)別相同，從而導(dǎo)致管網(wǎng)內(nèi)不同方位用戶(hù)的燃具實(shí)際熱負(fù)荷不同。

(2) 因管網(wǎng)各氣源間的“分界面”處于動(dòng)態(tài)變化之中，導(dǎo)致部分用戶(hù)(兩種氣源交匯點(diǎn))使用的氣源種類(lèi)會(huì)反復(fù)變化。

(3) 用戶(hù)同網(wǎng)同價(jià)，但消費(fèi)者實(shí)際使用的天然氣發(fā)熱量不一定相同，導(dǎo)致結(jié)算不公平，損害部分消費(fèi)者利益。

(4) 部分對(duì)燃?xì)饨M分、發(fā)熱量要求嚴(yán)格的特殊用戶(hù)，使用發(fā)熱量變化的氣源會(huì)影響產(chǎn)品質(zhì)量。

由于以上原因，對(duì)青島液化天然氣(LNG)接收站外輸氣進(jìn)行發(fā)熱量及沃泊指數(shù)調(diào)整是必要的。一般調(diào)低發(fā)熱量的方法有：不同發(fā)熱量天然氣混合、輕烴分離、添加無(wú)熱(低熱) 氣體3種方式[10]。綜合考慮各種方式的特點(diǎn)，這里天然氣發(fā)熱量調(diào)整方式選用工藝流程比較便捷的注入液氮方案。

2液氮注入工藝方案比選

2.1液氮注入點(diǎn)選擇

根據(jù)青島液化天然氣(LNG)接收站工藝流程分析，液氮注入點(diǎn)可有兩個(gè)選擇，見(jiàn)圖1所示。

通過(guò)液氮飽和蒸氣壓數(shù)據(jù)(見(jiàn)圖2所示)，液氮在-165 ℃時(shí)，絕對(duì)壓力為1.313 MPa，而液氮注入點(diǎn)-1的操作溫度為-130 ℃，操作壓力0.8 MPa，也就是說(shuō)，在液氮注入點(diǎn)-1工作條件下，液氮已經(jīng)完全是氣態(tài)氮，氣態(tài)氮的注入將會(huì)影響B(tài)OG再冷凝器、BOG壓縮機(jī)平穩(wěn)運(yùn)行，并有可能造成LNG高壓外輸泵氣蝕，給接收站的控制帶來(lái)較大危害，此方案不具有可行性。因此，不考慮在LNG高壓外輸泵前注入氮?dú)庖哉{(diào)節(jié)外輸天然氣發(fā)熱量和沃泊指數(shù)。

液氮注入點(diǎn)-2的操作壓力為5.7 MPa，此時(shí)操作壓力高于其飽和蒸氣壓，不會(huì)產(chǎn)生氣體，不影響管道和開(kāi)架式汽化器(ORV)的穩(wěn)定運(yùn)行。因此，在液氮注入點(diǎn)-2進(jìn)行加注液氮，其方案具有可行性。

2.2液氮注入工藝流程

液氮經(jīng)液氮槽車(chē)運(yùn)輸進(jìn)接收站，通過(guò)液氮槽車(chē)自帶的自增壓設(shè)備卸至站內(nèi)新建低溫液氮儲(chǔ)罐儲(chǔ)存，液氮儲(chǔ)罐內(nèi)液氮經(jīng)過(guò)液氮注入泵升壓至5.7 MPa，再經(jīng)過(guò)空氣換熱器升溫至-165 ℃，然后將液氮通過(guò)氮?dú)獯祾吖艿雷⑷隠NG高壓外輸泵出口管道，注入管道內(nèi)液氮經(jīng)過(guò)管道內(nèi)混合及汽化器混合氣化后計(jì)量外輸。液氮注入示意圖如圖3所示。

2.3功耗對(duì)比分析

一般地，降低燃?xì)獍l(fā)熱量的方式是加注氮?dú)鈁9-10]。根據(jù)青島LNG接收站氣化外輸工藝流程，可在ORV出口匯管處加注高壓(5.7 MPa)氮?dú)?，以降低外輸天然氣的發(fā)熱量和沃泊指數(shù)。但是與直接在ORV前加注液氮方法相比較，此方法會(huì)增加接收站的運(yùn)行成本，理由為：①按照ORV的運(yùn)行特性，氣化1 t液氮(5.7 MPa)需要的海水流量約為10 t，以每小時(shí)加注10 t液氮計(jì)算，需要增加的海水流量約為100 m3/h，而青島LNG接收站每臺(tái)海水泵的額定流量約為6 100 m3/h，根據(jù)接收站海水泵的運(yùn)行特性，認(rèn)為液氮的注入對(duì)海水泵的功率變化的影響不大；②以年LNG外輸量100×104t為基準(zhǔn)，采用加注液氮方式選用1臺(tái)揚(yáng)程H≈450 m、流量Q≈10 t/h、額定功率P≈80 kW液氮柱塞泵即可，而要達(dá)到相同質(zhì)量流量和壓力則需要至少4臺(tái)功率為315 kW的往復(fù)式氮?dú)鈮嚎s機(jī)。

綜上所述，青島LNG接收站選用注入液氮降低發(fā)熱量的方案在工藝上是可行的，與直接在汽化器出口加注氮?dú)夥桨赶啾?，功耗更小，成本更低?/p>

3工藝參數(shù)選擇

通過(guò)PROII分別模擬計(jì)算以下3種限制工況下的高發(fā)熱量與沃泊指數(shù)：①GB/T 13611-2006《城鎮(zhèn)燃?xì)夥诸?lèi)和基本特性》中針對(duì)天然氣12T類(lèi)別中氮?dú)夂窟_(dá)到脫火界限；②氮?dú)庾⑷牒筇烊粴馕植粗笖?shù)為山東天然氣管網(wǎng)上限49.42 MJ/m3；③氮?dú)庾⑷牒筇烊粴馕植粗笖?shù)為山東天然氣管網(wǎng)下限49.01 MJ/m3，結(jié)果如表2所示。

表2 PROII模擬計(jì)算結(jié)果匯總Table2 PROIIsimulationresultssummary工況一工況二工況三每100tLNG液氮注入量/t12.106.457.52LNG組成原始組成見(jiàn)表1y/%液氮注入后C1-82.3391C2-6.6278C3-2.6871i-C4-0.3661n-C4-0.3920i-C5-0.0519n-C5-0.0269C+6-0.0093N2-7.5000C1-85.2494C2-6.8620C3-2.7821i-C4-0.3790n-C4-0.4059i-C5-0.0537n-C5-0.0278C+6-0.0096N2-4.2304C1-84.6825C2-6.8164C3-2.7636i-C4-0.3765n-C4-0.4032i-C5-0.0534n-C5-0.0276C+6-0.0095N2-4.8673高位發(fā)熱量/(MJ·m-3)原始值41.35液氮注入后38.3239.6839.42國(guó)標(biāo)值≥31.40山東管網(wǎng)值37.99~38.39沃泊指數(shù)/(MJ·m-3)原始值52.05液氮注入后47.3249.4249.01國(guó)標(biāo)值-山東管網(wǎng)值49.01~49.42注氮比例范圍(tLN2/100tLNG)6.45~7.52

據(jù)表2模擬結(jié)果可以確定，高壓泵出口管道液氮注入量最大為7.52 t LN2/100 t LNG，此時(shí)調(diào)整后天然氣的高位發(fā)熱量為39.42 MJ/m3，沃泊指數(shù)為49.01 MJ/m3。液氮注入比例控制在6.45~7.52 t LN2/100 t LNG范圍內(nèi)，山東LNG接收站管道外輸天然氣的發(fā)熱量均符合GB/T 17820-2012《天然氣》要求，沃泊指數(shù)均滿(mǎn)足山東天然氣管網(wǎng)要求。

4主要設(shè)備選擇

(1) 液氮儲(chǔ)罐。液氮以汽車(chē)槽車(chē)運(yùn)輸進(jìn)接收站，由于項(xiàng)目為臨時(shí)注氮發(fā)熱量調(diào)整，新建液氮儲(chǔ)罐容積參照SH/T 3007-2014《石油化工儲(chǔ)運(yùn)系統(tǒng)罐區(qū)設(shè)計(jì)規(guī)范》中間原料儲(chǔ)存天數(shù)2～4天考慮。接收站年外輸量100×104t，需年注入液氮7.52 ×104t，按平均3天儲(chǔ)存需新建液氮罐計(jì)算容量最少764 m3。由此，接收站需新建5臺(tái)150 m3低溫0.2 MPa液氮儲(chǔ)罐。

液氮卸車(chē)依靠槽車(chē)自帶的自增壓設(shè)施壓力卸車(chē)，不設(shè)液氮卸車(chē)泵。

(2) 液氮注入泵。根據(jù)模擬計(jì)算結(jié)果，液氮最大注入比例7.52 t LN2/100 t LNG，年LNG輸出為100×104t，折合為114 t/h，接收站LNG高壓外輸泵流量為125 t/h，出口壓力5.7 MPa，確定液氮注入泵參數(shù)：流量Q=9.4 t/h(折合11.6 m3/h)，出口壓力p=5.7 MPa。液氮注入泵采用高壓柱塞泵，變頻調(diào)節(jié)，設(shè)2臺(tái)，1用1備。

(3) 液氮換熱器。為使液氮注入管道點(diǎn)液氮溫度高于LNG管道設(shè)計(jì)溫度-170 ℃，并考慮一定安全裕量，液氮在注入點(diǎn)溫度應(yīng)大于等于-165 ℃，需設(shè)置液氮換熱器對(duì)液氮進(jìn)行換熱升溫。

設(shè)空溫式液氮換熱器1臺(tái)，液氮最大流量11.6 m3/h，液氮入口溫度-196 ℃，液氮出口溫度-165 ℃，操作壓力5.7 MPa。

綜上所述，主要新增工藝設(shè)備如表3所示。

表3 主要新增工藝設(shè)備Table3 Additionofmainprocessequipment數(shù)量主要參數(shù)說(shuō)明液氮儲(chǔ)罐5臺(tái)150m3/臺(tái)-196℃,0.2MPa液氮注入泵2臺(tái)Q=11.6m3/h,△p=5.7MPa1用1備,低溫柱塞泵空溫式液氮換熱器1臺(tái)液氮流量11.6m3/h操作壓力5.7MPa

5結(jié) 論

首先闡述了對(duì)青島液化天然氣(LNG)接收站外輸氣進(jìn)行發(fā)熱量調(diào)整的必要性，提出了采用注入液氮的方式進(jìn)行發(fā)熱量調(diào)整；其次以液氮飽和蒸汽壓曲線為分析基礎(chǔ)，并結(jié)合接收站實(shí)際工藝現(xiàn)狀，對(duì)比分析了兩種注氮方式，將注氮口選定在高壓外輸泵出口管線上，且該方案與直接加注氮?dú)庀啾瘸杀靖?、功耗更??；然后采用PROII分別模擬計(jì)算出3種限制工況下燃?xì)獾母呶话l(fā)熱量與沃泊指數(shù)，確定高壓泵出口管道液氮注入比例為6.45~7.52 t LN2/ 100 t LNG，在該范圍內(nèi)調(diào)整，天然氣的發(fā)熱量符合GB/T 17820-2012《天然氣》要求，沃泊指數(shù)滿(mǎn)足山東天然氣管網(wǎng)要求；最后，以接收站年外輸量100×104t為基礎(chǔ)，給出了整個(gè)發(fā)熱量調(diào)整方案需新增的主要設(shè)備及其相關(guān)參數(shù)。該方案可為其他接收站或化工裝置的發(fā)熱量調(diào)整方案的設(shè)計(jì)提供借鑒與參考。

參 考 文 獻(xiàn)

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Study on strategies of calorific value adjustment in the LNG terminal

Hu Chao, Shi Tongqiang，Yang Guangyuan，Liu Qingsheng，Han Meng

(SinopecQingdaoLNGCo.,Ltd,Qingdao266400,China)

Abstract:To achieve the exchange between LNG terminal transmission gas and natural gas pipeline network in Shandong Province, injection of liquid nitrogen is proposed to adjust the calorific value. Through comparative analysis, the nitrogen injection port is designed on the outlet pipeline of high-pressure pump, and compared with injection of nitrogen gas, injection of liquid nitrogen has lower cost and less power consumption. High calorific values and Wobbe index under three limiting conditions are calculated by PROII simulation to determine that the ratio range of liquid nitrogen injection is from 6.45 to 67.52 t LN2/100 t LNG on the outlet pipeline of high-pressure pump. Finally, the addition of major equipment and related parameters under the demand of the whole adjustment strategies are given based on the one million tons output amount of the LNG terminal. It can provide references and samples for the design of calorific value adjustment strategy in other LNG terminals.

Key words:LNG terminal, calorific value adjustment, nitrogen injection, Wobbe index

收稿日期：2015-03-12；編輯：康莉

中圖分類(lèi)號(hào)：TE642

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.04.010

作者簡(jiǎn)介：①胡超(1986-)，工程師，2011年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)(北京)機(jī)械工程專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)主要從事LNG接收站設(shè)備管理工作。E-mail：huchao2011@163.com