LNG接收站發(fā)熱量調整方案研究①

胡 超　師銅墻　楊光遠　劉慶勝　韓 猛

中國石化青島液化天然氣有限責任公司

LNG接收站發(fā)熱量調整方案研究①

胡 超師銅墻楊光遠劉慶勝韓 猛

中國石化青島液化天然氣有限責任公司

摘要為實現(xiàn)LNG接收站外輸氣與山東省天然氣管網(wǎng)的燃氣互換，提出了采用注入液氮的方式進行發(fā)熱量調整。通過對比分析，將注氮口設計在高壓外輸泵出口管線上，該方案與加注氮氣方式相比成本更低、功耗更?。蝗缓蟛捎肞ROII分別模擬計算出3種限制工況下燃氣的高位發(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，給出了整個發(fā)熱量調整方案需新增的主要設備及其相關參數(shù)?？蔀長NG接收站發(fā)熱量調整方案的設計提供借鑒與參考。

關鍵詞LNG接收站發(fā)熱量調整注氮沃泊指數(shù)

隨著天然氣產業(yè)的發(fā)展，國家天然氣管網(wǎng)氣源呈現(xiàn)多元化趨勢，為適應網(wǎng)內用氣設施需求，要求進入管網(wǎng)的各氣源必須共同遵守一個發(fā)熱量標準[1]。進口LNG作為國內天然氣資源之一，其發(fā)熱量普遍高于我國管輸天然氣發(fā)熱量[2]，為實現(xiàn)LNG接收站外輸氣與天然氣管網(wǎng)的燃氣互換，研究發(fā)熱量調整技術十分必要。目前，國內期刊文獻中主要探討了天然氣發(fā)熱量調整的主要方法以及各自的特點，對LNG接收站發(fā)熱量調整工藝沒有專項研究[3-5]。據(jù)此，文章專門研究了注氮法在LNG接收站發(fā)熱量調整中的工藝方案，確定了注氮的工藝方案及工藝參數(shù)，給出了相關設備選型方案，可為其他裝置發(fā)熱量調整方案的設計提供借鑒與參考。

1發(fā)熱量調整的必要性

青島液化天然氣(LNG)接收站是中國石化第一個LNG接收站，于2014年11月14日開始接首船氣。其主要功能為接收采購LNG，在站內儲存、氣化，然后計量外輸至山東天然氣管網(wǎng)。項目建成初期計劃周轉量165 ×104t/a LNG，其中65×104t/a LNG裝車外運，100×104t/a LNG氣化后外輸山東省天然氣管網(wǎng)。

LNG自儲罐由罐內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后進入高壓匯管，然后進入LNG汽化器升溫氣化至0 ℃以上，計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)氮氣(N2)y/%88.84557.15152.89950.39500.42300.05600.02900.010.1970

(1) 由于居民用戶選用的燃具類別相同，從而導致管網(wǎng)內不同方位用戶的燃具實際熱負荷不同。

(2) 因管網(wǎng)各氣源間的“分界面”處于動態(tài)變化之中，導致部分用戶(兩種氣源交匯點)使用的氣源種類會反復變化。

(3) 用戶同網(wǎng)同價，但消費者實際使用的天然氣發(fā)熱量不一定相同，導致結算不公平，損害部分消費者利益。

(4) 部分對燃氣組分、發(fā)熱量要求嚴格的特殊用戶，使用發(fā)熱量變化的氣源會影響產品質量。

由于以上原因，對青島液化天然氣(LNG)接收站外輸氣進行發(fā)熱量及沃泊指數(shù)調整是必要的。一般調低發(fā)熱量的方法有：不同發(fā)熱量天然氣混合、輕烴分離、添加無熱(低熱) 氣體3種方式[10]。綜合考慮各種方式的特點，這里天然氣發(fā)熱量調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，液氮注入點可有兩個選擇，見圖1所示。

通過液氮飽和蒸氣壓數(shù)據(jù)(見圖2所示)，液氮在-165 ℃時，絕對壓力為1.313 MPa，而液氮注入點-1的操作溫度為-130 ℃，操作壓力0.8 MPa，也就是說，在液氮注入點-1工作條件下，液氮已經完全是氣態(tài)氮，氣態(tài)氮的注入將會影響B(tài)OG再冷凝器、BOG壓縮機平穩(wěn)運行，并有可能造成LNG高壓外輸泵氣蝕，給接收站的控制帶來較大危害，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氣以調節(jié)外輸天然氣發(fā)熱量和沃泊指數(shù)。

液氮注入點-2的操作壓力為5.7 MPa，此時操作壓力高于其飽和蒸氣壓，不會產生氣體，不影響管道和開架式汽化器(ORV)的穩(wěn)定運行。因此，在液氮注入點-2進行加注液氮，其方案具有可行性。

2.2液氮注入工藝流程

液氮經液氮槽車運輸進接收站，通過液氮槽車自帶的自增壓設備卸至站內新建低溫液氮儲罐儲存，液氮儲罐內液氮經過液氮注入泵升壓至5.7 MPa，再經過空氣換熱器升溫至-165 ℃，然后將液氮通過氮氣吹掃管道注入LNG高壓外輸泵出口管道，注入管道內液氮經過管道內混合及汽化器混合氣化后計量外輸。液氮注入示意圖如圖3所示。

2.3功耗對比分析

一般地，降低燃氣發(fā)熱量的方式是加注氮氣[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)氮氣，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，此方法會增加接收站的運行成本，理由為：①按照ORV的運行特性，氣化1 t液氮(5.7 MPa)需要的海水流量約為10 t，以每小時加注10 t液氮計算，需要增加的海水流量約為100 m3/h，而青島LNG接收站每臺海水泵的額定流量約為6 100 m3/h，根據(jù)接收站海水泵的運行特性，認為液氮的注入對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，采用加注液氮方式選用1臺揚程H≈450 m、流量Q≈10 t/h、額定功率P≈80 kW液氮柱塞泵即可，而要達到相同質量流量和壓力則需要至少4臺功率為315 kW的往復式氮氣壓縮機。

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氣方案相比，功耗更小，成本更低。

3工藝參數(shù)選擇

通過PROII分別模擬計算以下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)燃氣分類和基本特性》中針對天然氣12T類別中氮氣含量達到脫火界限；②氮氣注入后天然氣沃泊指數(shù)為山東天然氣管網(wǎng)上限49.42 MJ/m3；③氮氣注入后天然氣沃泊指數(shù)為山東天然氣管網(wǎng)下限49.01 MJ/m3，結果如表2所示。

表2 PROII模擬計算結果匯總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國標值≥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國標值-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，此時調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，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)均滿足山東天然氣管網(wǎng)要求。

4主要設備選擇

(1) 液氮儲罐。液氮以汽車槽車運輸進接收站，由于項目為臨時注氮發(fā)熱量調整，新建液氮儲罐容積參照SH/T 3007-2014《石油化工儲運系統(tǒng)罐區(qū)設計規(guī)范》中間原料儲存天數(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天儲存需新建液氮罐計算容量最少764 m3。由此，接收站需新建5臺150 m3低溫0.2 MPa液氮儲罐。

液氮卸車依靠槽車自帶的自增壓設施壓力卸車，不設液氮卸車泵。

(2) 液氮注入泵。根據(jù)模擬計算結果，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，變頻調節(jié)，設2臺，1用1備。

(3) 液氮換熱器。為使液氮注入管道點液氮溫度高于LNG管道設計溫度-170 ℃，并考慮一定安全裕量，液氮在注入點溫度應大于等于-165 ℃，需設置液氮換熱器對液氮進行換熱升溫。

設空溫式液氮換熱器1臺，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，主要新增工藝設備如表3所示。

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

5結 論

首先闡述了對青島液化天然氣(LNG)接收站外輸氣進行發(fā)熱量調整的必要性，提出了采用注入液氮的方式進行發(fā)熱量調整；其次以液氮飽和蒸汽壓曲線為分析基礎，并結合接收站實際工藝現(xiàn)狀，對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氣相比成本更低、功耗更??；然后采用PROII分別模擬計算出3種限制工況下燃氣的高位發(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，在該范圍內調整，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，給出了整個發(fā)熱量調整方案需新增的主要設備及其相關參數(shù)。該方案可為其他接收站或化工裝置的發(fā)熱量調整方案的設計提供借鑒與參考。

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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

中圖分類號：TE642

文獻標志碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.04.010

作者簡介：①胡超(1986-)，工程師，2011年畢業(yè)于中國石油大學(北京)機械工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事LNG接收站設備管理工作。E-mail：huchao2011@163.com