馬繼紅 等

摘要： 本文介紹了天然氣的熱值調(diào)整方法及其必要性，并詳細介紹了天然氣及其代用品和其他氣體燃料的發(fā)熱量、密度、相對密度和華白指數(shù)的計算方法。結(jié)合LNG接收站的特點，在國內(nèi)首次提出低熱值LNG的熱值調(diào)整方案，該方案合理可行，在工程上具有較強的現(xiàn)實指導(dǎo)意義。

Abstract： This article describes the calorific value adjustment method of natural gas and its necessary， also describes the calculation method of heat， density， relative density and Wobbe index for natural gas，its substitutes and other fuel gas in detail. Considering the characteristics of LNG terminal， calorific value adjustment process of low calorific value LNG was proposed for the first time in China， the adjustment process is reasonable and feasible，and there are some instructional meaning in realistic engineering.

關(guān)鍵詞： LNG接收站；熱值調(diào)整；摻混；工藝流程

Key words： LNG Terminal；calorific value adjustment；blending；process

中圖分類號：TE8 文獻標識碼：A 文章編號：1006-4311（2013）03-0047-03

0 引言

近幾年，隨著西氣東輸二線、沿海LNG接收站等工程的不斷開工以及各地區(qū)天然氣管網(wǎng)的貫通，導(dǎo)致了天然氣供應(yīng)市場的多元化，由于各個氣源的組成及燃燒特性不同，下游終端用戶的用氣設(shè)施與不同特性天然氣的相互匹配問題應(yīng)運而生。

根據(jù)《城鎮(zhèn)燃氣分類和基本特性》（GB/T13611—2006），當(dāng)一種燃氣置換另一種燃氣時，只有兩種燃氣的華白數(shù)相近（誤差在±2%），才可以保證終端用戶燃具的正常使用。因此，不同特性的燃氣相互替代時，必須充分考慮燃氣之間的“互換性”和燃具的“適應(yīng)性”，置換氣必須對基準氣具有“互換性”，否則將不能保證終端用戶的安全使用。同時，一些工業(yè)用戶如陶瓷、玻璃及顯像管等生產(chǎn)行業(yè)，生產(chǎn)工藝對溫度控制要求非常嚴格，天然氣熱值必須相對平穩(wěn)（允許天然氣熱值在±0.418MJ/Nm范圍內(nèi)波動）。據(jù)此，熱值相差太大的天然氣進入管網(wǎng)前必須進行熱值調(diào)整。

1 熱值調(diào)整方法

根據(jù)下游管網(wǎng)的要求，熱值調(diào)整分為升高天然氣熱值和降低天然氣熱值兩種方法，具體采用哪種調(diào)整方法需要根據(jù)外來氣源與基準氣源的熱值進行比較，然后確定調(diào)整方向。

升高天然氣熱值是指向天然氣中摻混高熱值氣體，例如液化石油氣（LPG）、輕烴氣體等，使其熱值升高到基準值。

降低天然氣熱值分三種不同的方法。第一，是指向天然氣中摻混低熱值氣體，例如氮氣（液氮）、空氣或其他低熱值氣體等，使其熱值降低基準值；第二，是指利用輕烴分離，將天然氣中熱值相對較高的乙烷、丙烷等重組分分離出來，提高甲烷在天然氣中的相對比例，使其熱值減低到基準值；第三，是天然氣摻混，即將不同熱值、不同來源的天然氣或其他燃氣按相應(yīng)的比例進行混合，使其熱值降低到基準值。

2 熱值計算方法

2.1 熱值計量與燃燒狀態(tài) 目前，根據(jù)天然氣（GB 17820-1999）規(guī)范中的相關(guān)條款，我國天然氣熱值計量參比條件為101.325kPa（絕壓），20℃。

2.2 計算范圍 本文計算范圍包括高位發(fā)熱量、低位發(fā)熱量、壓縮系數(shù)、相對密度及華白指數(shù)的計算方法，當(dāng)已知氣體組成時，可用本文所述方法計算任何干天然氣、天然氣代用品以及其他氣體燃料的上述參數(shù)。在實際燃燒過程中，煙氣排放溫度均比水蒸氣冷凝溫度高得多，燃燒產(chǎn)物中的水蒸氣不能冷凝，冷凝潛熱也得不到利用，所以在工程計算中一般采用低位發(fā)熱量。

2.3 計算方法

2.3.1 LNG摩爾分數(shù)和體積分數(shù)在標準狀態(tài)下的轉(zhuǎn)換 通常情況下，氣體采用的是摩爾分數(shù)，通過查表可得到各組分在標準狀況下該摩爾分數(shù)所對應(yīng)的摩爾體積。以組分j為例，組分j的摩爾分數(shù)乘以其對應(yīng)的摩爾體積與各組分摩爾分數(shù)乘以各自對應(yīng)摩爾體積的和的比值即為組分j的體積分數(shù)。計算公式如下：

V■=■ （1）

式中：V■—組分j的體積分數(shù)；x■—組分j的摩爾分數(shù)；φ■—組分j在標準狀況下的摩爾體積（查表）。

同理，體積分數(shù)與摩爾分數(shù)之間的轉(zhuǎn)化可根據(jù)體積分數(shù)、壓縮系數(shù)和摩爾分數(shù)之間的關(guān)系進行，計算公式如下：

x■=■ （2）

式中：V■—組分j的體積分數(shù)；x■—組分j的摩爾分數(shù)；Z■—組分j在標準狀況下的壓縮因子（查表）。

2.3.2 壓縮因子 由于氣體的非理想性，在計算體積發(fā)熱量、密度、相對密度以及華白指數(shù)時，需要對氣體體積進行修正，通過使用壓縮因子Zmix可對氣體的非理想性來進行修正。天然氣壓縮因子計算方法分兩種，一種是利用已知氣體的詳細摩爾組成來計算，又稱為AGA8-92DC計算方法；另一種是利用可獲得的高位發(fā)熱量、相對密度、CO2和H2含量等非詳細的分析數(shù)據(jù)進行計算，又稱為SGERG-88計算方法。由于LNG接收站天然氣中N2、CO2和C2H6的含量較低，本文計算采用前者，計算公式如下：

Z■=1-■x■×■■ （3）

式中：Z■—混合氣體的壓縮因子；x■—組分j的摩爾分數(shù)；b■—求和因子（查表）。

2.3.3 相對密度 氣體的相對密度是指該氣體密度與標準狀態(tài)（0℃和101.325kPa）下干燥空氣密度（為1.293kg/m3，或1.293g/L）的比值。理想氣體和真實氣體的相對密度計算如公式（4）和（5）所示：

d■=■x■×■ （4）

式中：d■—理想氣體的相對密度；x■—組分j的摩爾分數(shù)；M■—標準組成干空氣的摩爾質(zhì)量（查表）。

d=■ （5）

式中：d—真實氣體的相對密度；Z■—標準組成干空氣的壓縮因子。

2.3.4 高、低位發(fā)熱量及華白指數(shù) 規(guī)定量的氣體在空氣中完全燃燒時所釋放出的熱量稱為發(fā)熱量，本文單位采用MJ/m3，天然氣的發(fā)熱量分為高位發(fā)熱量和低位發(fā)熱量。高位發(fā)熱量是指燃燒后所生成產(chǎn)物的溫度與天然氣初始溫度相同，燃燒生成的水完全冷凝成水；低位發(fā)熱量是指燃燒后所生成產(chǎn)物的溫度與天然氣初始溫度相同，但燃燒生成的水蒸氣保持氣相?；旌蠚怏w的理想發(fā)熱量可以由單一氣體的理想發(fā)熱量根據(jù)混合法則按下式進行計算：

H■=■H■■V■ （6）

式中：H■—天然氣的理想高位發(fā)熱量或低位發(fā)熱量；H■■—天然氣中各可燃氣體的理想高位發(fā)熱量或低位發(fā)熱量（查表）。

真實發(fā)熱量為：

H=■ （7）

式中：H—天然氣的真實高位發(fā)熱量或低位發(fā)熱量；真實氣體的華白指數(shù)按下式計算：

■=■ （8）

式中：■—真實氣體的華白指數(shù)；H■—天然氣的高熱值。

3 LNG接收站工藝流程

接收站的功能是將從LNG遠洋低溫輸送船上卸下的LNG儲存并再氣化為燃氣送出給各燃氣用戶。LNG運輸船進港停泊后，啟動船上LNG輸送泵，經(jīng)LNG卸料臂將 LNG輸送到儲罐。儲罐內(nèi)LNG經(jīng)罐內(nèi)泵增壓后進入再冷凝器，與來在自蒸發(fā)氣（以下稱BOG）壓縮機的蒸發(fā)氣混合后再經(jīng)高壓泵加壓，高壓LNG進入氣化器氣化后輸送至至城市管網(wǎng)，主要工藝流程如下：

4 摻混方案選擇

本文所選案例接收站進口LNG組分中甲烷含量偏高，熱值比擬進管網(wǎng)要低，在實際工程設(shè)計中，通過在工藝流程三個不同位置添加LPG的方法提高出站氣體的熱值，滿足整個管網(wǎng)的熱值要求，三種方案分別如下：

方案1—氣化器前摻混

本方案是將LPG儲罐內(nèi)的物料經(jīng)過高壓泵加壓后進入高壓LNG總管，與來自高壓泵的LNG進行混合后進入氣化器進行加熱氣化，通過計量外輸?shù)焦芫W(wǎng)，工藝流程如圖2所示：

方案2—高壓LNG泵前摻混

本方案是通過LPG儲罐（球罐）的自身壓力將物料輸送至低壓LNG總管，與來自低壓泵的LNG混合后進入高壓泵，氣化后計量進入城市管網(wǎng)。

方案3—外輸總管摻混

本方案是將LPG在氣相外輸壓力下進行化，然后與外輸總管的氣體進行混合，混合氣體經(jīng)計量后進入城市管網(wǎng)。經(jīng)過Hysys模擬，如果將LPG（組分如案例中所示，外輸壓力9.2MPaG）氣化，需將其加熱至133℃。

三種方案之間的對比：

方案2中的LPG在罐內(nèi)處于飽和壓力，在摻混前需將其減壓至低壓LNG的壓力，在輸送過程中容易氣化，在混合過程中還要發(fā)生再冷凝，從而增加了系統(tǒng)的不穩(wěn)定性，且該工藝需要增加新的設(shè)備——LPG高壓（球罐）和配套減壓閥組；方案1使用常溫高壓泵就可以滿足LPG的壓力要求，且不存在氣化現(xiàn)象，對比可知方案1比方案2更加安全、經(jīng)濟可行。

方案3需要增加換熱和加熱設(shè)備，且需要大量熱源，與方案1比較其經(jīng)濟性較差。

在實際工程應(yīng)用中，通過安全性、可行性、經(jīng)濟性綜合必選，采用方案1所述工藝進行熱值調(diào)整。

5 案例分析

以某接收站的物料組成為例，使用上述計算方法對接收站出站氣體進行熱值調(diào)整，接收站氣（未調(diào)整）、LPG和管網(wǎng)氣的物性參數(shù)如表1所示。

根據(jù)上表中的參數(shù)進行計算，結(jié)果如下：在標準狀態(tài)下，混合氣中接收站氣體積分數(shù)為93.61%、LPG的體積分數(shù)為6.39%時可以滿足管網(wǎng)氣的低熱值要求，折合成質(zhì)量比值，接收站氣和LPG的質(zhì)量比為5.15：1。

華白指數(shù)相同的氣體互換不影響燃氣灶具的使用，將接收站氣的華白指數(shù)調(diào)整到管網(wǎng)氣的指標時，接收站氣和LPG的質(zhì)量比為5.1：1。

確定混合氣體質(zhì)量比后，可根據(jù)市場需求情況確定LPG儲罐的容量，采用方案1中的外輸工藝可以滿足LNG接收站的安全、經(jīng)濟運行。

6 結(jié)論

根據(jù)本文介紹的計算方法，能夠?qū)μ烊粴饧捌浯闷芬约捌渌鼩怏w燃料的發(fā)熱量、密度、相對密度和華白指數(shù)進行計算；以某接收站工程的熱值調(diào)整方法為案例，論證了低熱值的條件下在氣化器前摻混LPG可提高出站氣體的熱值，該工藝方案合理可行。

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