由于天然气资源的多元化，国产天然气、进口天然气、引进LNG的组成及燃烧特性各不相同，因此存在下游终端用户的用气设施与不同特性的天然气相互匹配问题。根据GB/T 13611-2006《城镇燃气分类和基本特性》，当一种燃气置换另一种燃气时，首先要保证燃具所产生的热负荷在燃气置换前后不能发生大的改变。华白指数是代表燃气特性的一个参数，如果两种燃气的华白指数相等，就能在同一供气压力下，在同一燃具上获得相同的热负荷。因此，当用一种燃气替代另一种燃气时，必须充分考虑燃气的“互换性”和燃具的“适应性”。当供给用户的燃气性质发生改变时，置换气必须对基准气具有“互换性”，否则就不能保证用户的使用安全。因此，随着我国天然气管网的互联互通，研究具有不同燃烧特性的天然气的互换性具有重要的现实意义[1-3]。
香港某电厂原使用海上气田供气，随着气田进入衰减期，电厂需要补充和更新新的气源。由于电厂供气的天然气资源多元化，而不同的天然气组成具有不同的物性参数，其热值和华白指数也不相同。因此，必须充分考虑电厂发电机组与不同特性的天然气之间相互匹配的问题，即解决不同气源间的互换性问题。
解决不同气源间互换性的实施手段是调配燃气的燃烧特性。目前，国内外应用比较广泛又方便的互换性判定方法是华白指数判定法。对于此电厂，以25 ℃(即77 ℉)时对应的通用电气公司定义的修正华白指数MWI衡量燃气热值。本项目调整热值的目标是确定MWI设计值为51.5 btu/scf/R0.5(1 btu=1.055 kJ, 1 scf=0.028 3 m3, 下同)，并满足燃气转换前后热值波动不超过±2%，即不超过参考修正华白指数范围50.47~52.53 btu/scf/R0.5。修正华白指数MWI定义如下[4]：
式中，LHV为气体燃料的低位热值(60℉，0.1 MPa)，btu/scf；SGgas为气体燃料与空气的相对密度；Tgas为气体燃料的绝对温度，°Rankine；MWgas为气体燃料的相对分子质量；28.96为干燥空气的相对分子质量。
考虑有3种可能的气源组成。气源一：全部是LNG；气源二：LNG与某陆地终端干气各占50%；气源三：LNG与终端干气各占80%、20%。每种气源的具体热值数据见表 1。
主要是添加高热值气体，例如液化石油气(LPG)、轻烃气体等，使其达到所需要的热值。
国际上通用的降低热值方法有[5]：
(1) 掺混无热(低热)气体：在天然气中加入零热值的氮气、空气或其他低热值燃气，使天然气热值降低以达到设定的目标值。
(2) 天然气混合：按照设定的热值目标值，将不同热值、不同来源的天然气或其他燃气按相应的比例混合，使其满足要求。例如，荷兰和德国利用其庞大的天然气储存运输设施实现热值稳定。
(3) 轻烃分离：将天然气中热值相对较高的乙烷和丙烷等重质组分分离出来，提高CH4含量，使热值降至目标值。
由于产生干气的某陆地终端也生产LPG，因此本项目推荐采用添加LPG法升高热值。
方法一：天然气混合
终端天然气是唯一可供调配入LNG接收站外输气体的天然气，从计算可以看出，当LNG与终端干气按照业主推荐的比例混合后，仍有不满足热值要求的情况。因此，不能通过天然气混合完全解决热值统一的问题。
方法二：轻烃分离
当气源全部是LNG时，即使完全脱除丙烷及以上烷烃，其MWI值仍难以满足电厂的热值要求。因此，还需进一步脱除部分乙烷，或者用化学转化法将乙烷转化为合成气后再合成CH4。轻烃分离的运行成本高、流程复杂，还涉及到乙烷、丙烷等烃类的市场和外运问题。考虑到LNG项目建设地点条件及可用地面积，轻烃分离方案实施困难。因此，此方法不可行。
方法三：掺混无热气体
掺混无热气体的方法，相比轻烃分离法，既有效也相对简单，更适合本项目进行热值调整。由于外输气源还需经比较长的海底管道运输至香港，氧含量如果偏高，则安全性较差，出于安全考虑，推荐采用添加氮气的方法将LNG热值降至目标值。
气体/液体调高：用泵将液态LPG加压到管输压力，然后与管网内的LNG和终端气体直接混合。该系统应充分考虑在环境温度较低时，输气管道内出现凝液等不安全因素。
气体/气体调高：将混输气体与蒸发后的丁烷和丙烷以一定比例在专用混合器内混合。采用此种方式，不管LPG是常温带压储存还是低温常压储存，则不必担心出现凝液和混合器选型受限制的问题。
液体/液体调高：将LPG在LNG接收站ORV(海水气化器)前与低温LNG液态混合后，通过ORV气化成热值调整后的高热值气体，然后与来自终端处理厂的天然气进一步混合进入海管系统。由于LNG接收站并非专供本项目电厂，该方案需要对LNG接收站高压外输及气化设施进行专项配置，其他因素导致的不确定性较高，故不推荐。
综上所述，推荐采用气体/气体调高方式进行调整热值。
利用泵将LPG加压到管输压力，再经过丙烷/丁烷蒸发器蒸发后，与LNG、终端干气在静态混合器内充分混合。LNG、终端干气和添加的丙烷/丁烷气体分别经流量计计量后的标准体积流量信号远传至中央控制台。中央控制台根据以上参数计算，得出混气比例，由控制系统调节气动调节阀的开度，使丙烷/丁烷以一定比例进入静态混合系统。并将热值仪对混合后的燃气连续在线检测的信号反馈至中央控制系统，中央控制系统将根据热值的偏差随时微调气动调节阀的开度，最终将混合气热值稳定在设定值范围内。
工艺流程框图见图 1。
为保守起见，选取具有较低热值的典型LPG(组成为80%(y)丙烷和20%(y)正丁烷)进行调质计算。为了满足长远输气规模600 MMSCF/D(即1 700×104 m3/d)的热值调整，经HYSYS模拟计算需要加入的LPG量为66.65 t/h。
添加氮气进行热值调整有两种不同的工艺。一是加入液氮，二是加入氮气(中压氮气或者高压氮气)。其具体方案实施如下：
(1) 采用液氮进行热值调整。该方案需要采用低温空气分离装置(ASU)生产氮气，再通过中间介质对空气进行预冷，然后利用低温蒸馏将氮气分离出来。液氮经泵加压，再经过新增汽化器汽化后送往外输管道。该工艺对液氮生产装置要求较高，能耗较大，需设置的设备较多。因此，本项目不推荐此方案。
(2) 采用注入中压氮气方案。该方案是将氮气压缩后与从蒸发气压缩机送出的蒸发气相混合后进入再冷凝器，在再冷凝器中，混合气体被冷凝，然后经由高压泵和汽化器送往燃气输送管道。此方案存在以下缺点：需提高再冷凝器的操作压力，使得进入再冷凝器的LNG过冷度增加；需增大再冷凝器的尺寸；需增设氮气压缩机，并提高所有低压输送泵和BOG压缩机的功率；再冷凝器必须设一台备用，以备再冷凝器检修时热值调整的正常进行；将中压氮气与从蒸发气压缩机送出的蒸发气相混合后进入再冷凝器，则需要按照LNG接收站总外输量(除了电厂用户，还有其他用户)来添加氮气量，将对外输LNG全部进行热值调整，这将需要极大的氮气量，大大增加了氮气发生装置的处理能力，增加了整个接收站的投资和运行费用。因此, 中压氮气方案对本项目不可取。
(3) 采用注入高压氮气方案。该方案是将氮气压缩至燃气输送管道中的压力，其工艺流程简单，不必更改再冷凝器操作压力和负荷，也不存在中压氮气方案中除了电厂用户以外的其他LNG用户进行调整热值的情况。
综上所述，推荐采用添加高压氮气的方法，以满足电厂燃气的互换性要求。
添加氮气工艺流程框图见图 2。
氮气流量根据外输天然气气量和热值进行实时调整。外输天然气流量由安装在天然气外输总管上的流量计进行计量，热值则通过天然气外输管线上在线色谱仪检测到的天然气组成进行计算，测得的流量和热值经逻辑运算后用于控制氮气流量调节阀的开度。
掺混过程设计为等压混气。为防止混合气进入外输管道后供给热值仪的气体未均匀混合，获得一个错误的讯号使控制失误。因此，需要设置静态混合器，使混合气通过静态混合器时形成螺旋状气流，进行充分混合。LNG、高栏岛终端干气和添加的氮气分别经流量计计量后的标准体积流量信号远传至中央控制台。中央控制台根据以上参数计算得出混气比例，由控制系统调节气动调节阀的开度，使氮气以一定比例进入静态混合系统。并将热值仪对混合后的燃气连续在线检测的信号反馈至中央控制系统，中央控制系统将根据热值的偏差随时微调气动调节阀的开度，最终将混合气热值稳定在设定值范围内。
若将3种气源组成的修正华白指数调整到51.5±2% btu/scf/R0.5范围内，通过HYSYS模拟对需加入的氮气量分别进行了计算。最大管输规模下需要添加的氮气量见表 2。
经过对具体案例进行天然气热值调整工艺研究，采用添加LPG来升高热值、添加氮气(或者液氮)、空气等低热气体来降低热值的方法是值得推广的。如果气源多样，可首先考虑多种气源按一定比例混合的方法达到调整热值的目的。
2014, Vol. 43 Issue (1): 49-52
2014, Vol. 43 Issue (1): 49-52