学文网摘要： 本文介绍了天然气的热值调整方法及其必要性，并详细介绍了天然气及其代用品和其他气体燃料的发热量、密度、相对密度和华白指数的计算方法。结合LNG接收站的特点，在国内首次提出低热值LNG的热值调整方案，该方案合理可行，在工程上具有较强的现实指导意义。
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.
关键词： LNG接收站；热值调整；掺混；工艺流程
Key words： LNG Terminal；calorific value adjustment；blending；process
中***分类号：TE8 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）03-0047-03
0 引言
近几年，随着西气东输二线、沿海LNG接收站等工程的不断开工以及各地区天然气管网的贯通，导致了天然气供应市场的多元化，由于各个气源的组成及燃烧特性不同，下游终端用户的用气设施与不同特性天然气的相互匹配问题应运而生。
根据《城镇燃气分类和基本特性》（GB/T13611—2006），当一种燃气置换另一种燃气时，只有两种燃气的华白数相近（误差在±2%），才可以保证终端用户燃具的正常使用。因此，不同特性的燃气相互替代时，必须充分考虑燃气之间的“互换性”和燃具的“适应性”，置换气必须对基准气具有“互换性”，否则将不能保证终端用户的安全使用。同时，一些工业用户如陶瓷、玻璃及显像管等生产行业，生产工艺对温度控制要求非常严格，天然气热值必须相对平稳（允许天然气热值在±0.418MJ/Nm范围内波动）。据此，热值相差太大的天然气进入管网前必须进行热值调整。
1 热值调整方法
根据下游管网的要求，热值调整分为升高天然气热值和降低天然气热值两种方法，具体采用哪种调整方法需要根据外来气源与基准气源的热值进行比较，然后确定调整方向。
升高天然气热值是指向天然气中掺混高热值气体，例如液化石油气（LPG）、轻烃气体等，使其热值升高到基准值。
降低天然气热值分三种不同的方法。第一，是指向天然气中掺混低热值气体，例如氮气（液氮）、空气或其他低热值气体等，使其热值降低基准值；第二，是指利用轻烃分离，将天然气中热值相对较高的乙烷、丙烷等重组分分离出来，提高甲烷在天然气中的相对比例，使其热值减低到基准值；第三，是天然气掺混，即将不同热值、不同来源的天然气或其他燃气按相应的比例进行混合，使其热值降低到基准值。
2 热值计算方法
2.1 热值计量与燃烧状态 目前，根据天然气（GB 17820-1999）规范中的相关条款，我国天然气热值计量参比条件为101.325kPa（绝压），20℃。
2.2 计算范围 本文计算范围包括高位发热量、低位发热量、压缩系数、相对密度及华白指数的计算方法，当已知气体组成时，可用本文所述方法计算任何干天然气、天然气代用品以及其他气体燃料的上述参数。在实际燃烧过程中，烟气排放温度均比水蒸气冷凝温度高得多，燃烧产物中的水蒸气不能冷凝，冷凝潜热也得不到利用，所以在工程计算中一般采用低位发热量。
2.3 计算方法
2.3.1 LNG摩尔分数和体积分数在标准状态下的转换 通常情况下，气体采用的是摩尔分数，通过查表可得到各组分在标准状况下该摩尔分数所对应的摩尔体积。以组分j为例，组分j的摩尔分数乘以其对应的摩尔体积与各组分摩尔分数乘以各自对应摩尔体积的和的比值即为组分j的体积分数。计算公式如下：
V■=■ （1）
式中：V■—组分j的体积分数；x■—组分j的摩尔分数；φ■—组分j在标准状况下的摩尔体积（查表）。
同理，体积分数与摩尔分数之间的转化可根据体积分数、压缩系数和摩尔分数之间的关系进行，计算公式如下：
x■=■ （2）
式中：V■—组分j的体积分数；x■—组分j的摩尔分数；Z■—组分j在标准状况下的压缩因子（查表）。
2.3.2 压缩因子 由于气体的非理想性，在计算体积发热量、密度、相对密度以及华白指数时，需要对气体体积进行修正，通过使用压缩因子Zmix可对气体的非理想性来进行修正。天然气压缩因子计算方法分两种，一种是利用已知气体的详细摩尔组成来计算，又称为AGA8-92DC计算方法；另一种是利用可获得的高位发热量、相对密度、CO2和H2含量等非详细的分析数据进行计算，又称为SGERG-88计算方法。由于LNG接收站天然气中N2、CO2和C2H6的含量较低，本文计算采用前者，计算公式如下：
Z■=1-■x■×■■ （3）
式中：Z■—混合气体的压缩因子；x■—组分j的摩尔分数；b■—求和因子（查表）。
2.3.3 相对密度 气体的相对密度是指该气体密度与标准状态（0℃和101.325kPa）下干燥空气密度（为1.293kg/m3，或1.293g/L）的比值。理想气体和真实气体的相对密度计算如公式（4）和（5）所示：
d■=■x■×■ （4）
式中：d■—理想气体的相对密度；x■—组分j的摩尔分数；M■—标准组成干空气的摩尔质量（查表）。
d=■ （5）
式中：d—真实气体的相对密度；Z■—标准组成干空气的压缩因子。
2.3.4 高、低位发热量及华白指数 规定量的气体在空气中完全燃烧时所释放出的热量称为发热量，本文单位采用MJ/m3，天然气的发热量分为高位发热量和低位发热量。高位发热量是指燃烧后所生成产物的温度与天然气初始温度相同，燃烧生成的水完全冷凝成水；低位发热量是指燃烧后所生成产物的温度与天然气初始温度相同，但燃烧生成的水蒸气保持气相。混合气体的理想发热量可以由单一气体的理想发热量根据混合法则按下式进行计算：
H■=■H■■V■ （6）
式中：H■—天然气的理想高位发热量或低位发热量；H■■—天然气中各可燃气体的理想高位发热量或低位发热量（查表）。
真实发热量为：
H=■ （7）
式中：H—天然气的真实高位发热量或低位发热量；真实气体的华白指数按下式计算：
■=■ （8）
式中：■—真实气体的华白指数；H■—天然气的高热值。
3 LNG接收站工艺流程
接收站的功能是将从LNG远洋低温输送船上卸下的LNG储存并再气化为燃气送出给各燃气用户。LNG运输船进港停泊后，启动船上LNG输送泵，经LNG卸料臂将 LNG输送到储罐。储罐内LNG经罐内泵增压后进入再冷凝器，与来在自蒸发气（以下称BOG）压缩机的蒸发气混合后再经高压泵加压，高压LNG进入气化器气化后输送至至城市管网，主要工艺流程如下：
4 掺混方案选择
本文所选案例接收站进口LNG组分中甲烷含量偏高，热值比拟进管网要低，在实际工程设计中，通过在工艺流程三个不同位置添加LPG的方法提高出站气体的热值，满足整个管网的热值要求，三种方案分别如下：
方案1—气化器前掺混
本方案是将LPG储罐内的物料经过高压泵加压后进入高压LNG总管，与来自高压泵的LNG进行混合后进入气化器进行加热气化，通过计量外输到管网，工艺流程如***2所示：
方案2—高压LNG泵前掺混
本方案是通过LPG储罐（球罐）的自身压力将物料输送至低压LNG总管，与来自低压泵的LNG混合后进入高压泵，气化后计量进入城市管网。
方案3—外输总管掺混
本方案是将LPG在气相外输压力下进行化，然后与外输总管的气体进行混合，混合气体经计量后进入城市管网。经过Hysys模拟，如果将LPG（组分如案例中所示，外输压力9.2MPaG）气化，需将其加热至133℃。
三种方案之间的对比：
方案2中的LPG在罐内处于饱和压力，在掺混前需将其减压至低压LNG的压力，在输送过程中容易气化，在混合过程中还要发生再冷凝，从而增加了系统的不稳定性，且该工艺需要增加新的设备——LPG高压（球罐）和配套减压阀组；方案1使用常温高压泵就可以满足LPG的压力要求，且不存在气化现象，对比可知方案1比方案2更加安全、经济可行。
方案3需要增加换热和加热设备，且需要大量热源，与方案1比较其经济性较差。
在实际工程应用中，通过安全性、可行性、经济性综合必选，采用方案1所述工艺进行热值调整。
5 案例分析
以某接收站的物料组成为例，使用上述计算方法对接收站出站气体进行热值调整，接收站气（未调整）、LPG和管网气的物性参数如表1所示。
根据上表中的参数进行计算，结果如下：在标准状态下，混合气中接收站气体积分数为93.61%、LPG的体积分数为6.39%时可以满足管网气的低热值要求，折合成质量比值，接收站气和LPG的质量比为5.15：1。
华白指数相同的气体互换不影响燃气灶具的使用，将接收站气的华白指数调整到管网气的指标时，接收站气和LPG的质量比为5.1：1。
确定混合气体质量比后，可根据市场需求情况确定LPG储罐的容量，采用方案1中的外输工艺可以满足LNG接收站的安全、经济运行。
6 结论
根据本文介绍的计算方法，能够对天然气及其代用品以及其它气体燃料的发热量、密度、相对密度和华白指数进行计算；以某接收站工程的热值调整方法为案例，论证了低热值的条件下在气化器前掺混LPG可提高出站气体的热值，该工艺方案合理可行。
参考文献：
[1]郭峰等.天然气热值调整工艺技术研究[J].石油规划设计，2008，19（3）：10～12.
[2]李长俊，汪玉春等.天然气管道输送[M].北京：石油工业出版社，2000.
[3]陈雪等.我国LNG接收终端的现状及发展新动向[J].煤气与热力，2007，27（8）：63～66.
[4]陈雪.LNG接收终端工艺对比及选择[J].石油规划设计，2008，19（2）：44～47.
[5]刘浩，金国强.LNG接收站BOG气体处理工艺[J].化学工程设计，2006，16（1）：13～16.
[6]乔国发等.我国液化天然气工业的现状及发展前景[J].油气储运，2005，24（3）：1～4.
[7]杨志国，李亚***.液化天然气接收站蒸发气体再冷凝工艺的优化[J].化工学报，2009，60（11）：2876～2881.
[8]GB/T11062-1998，天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法.
[9]ISO 12213-1～3-2006，Natural gas—Calculation of compression factor.
转载请注明出处学文网 » LNG接收站低热值调整技术方案研究