随着天然气产业的发展，国家天然气管网气源呈现多元化趋势，为适应网内用气设施需求，要求进入管网的各气源必须共同遵守一个发热量标准[1]。进口LNG作为国内天然气资源之一，其发热量普遍高于我国管输天然气发热量[2]，为实现LNG接收站外输气与天然气管网的燃气互换，研究发热量调整技术十分必要。目前，国内期刊文献中主要探讨了天然气发热量调整的主要方法以及各自的特点，对LNG接收站发热量调整工艺没有专项研究[3-5]。据此，文章专门研究了注氮法在LNG接收站发热量调整中的工艺方案，确定了注氮的工艺方案及工艺参数，给出了相关设备选型方案，可为其他装置发热量调整方案的设计提供借鉴与参考。
青岛液化天然气(LNG)接收站是中国石化第一个LNG接收站，于2014年11月14日开始接首船气。其主要功能为接收采购LNG，在站内储存、气化，然后计量外输至山东天然气管网。项目建成初期计划周转量165×104 t/a LNG，其中65×104 t/a LNG装车外运，100×104 t/a LNG气化后外输山东省天然气管网。
LNG自储罐由罐内低压泵增压后送低压汇管，低压汇管接LNG高压外输泵，低压汇管高压泵入口处压力控制在0.8 MPa，LNG高压外输泵将压力增加至5.7 MPa后进入高压汇管，然后进入LNG汽化器升温气化至0 ℃以上，计量后外输至山东省天然气管网。
资源方巴布亚新几内亚LNG中C2及C2+含量较高，典型组成见表 1，在101.325 kPa，20 ℃条件下计算的高位发热量及沃泊指数分别为41.35 MJ/m3和52.05 MJ/m3，发热量满足并超过国家标准GB/T 17820-1999《天然气》中对一类天然气最低36 MJ/m3，二、三类天然气最低31.4 MJ/m3的要求，同时沃泊指数也超出山东省天然气管网中沃泊指数49.01~49.42 MJ/m3的范围。目前，国际上LNG贸易一般采用能量交接计量方式，而我国国内天然气贸易采用体积计量方式，在进口LNG发热量高于国内发热量标准情况下，如不进行发热量调整，将造成企业成本增加[6]。此外，要保证两种燃气的互换性，其沃泊指数的波动范围要控制在5%之内[7-8]。由于LNG接收站外输气沃泊指数52.05 MJ/m3已经超出山东天然气管网高沃泊指数49.42 MJ/m3的限值，如果山东液化天然气(LNG)项目直接将资源气化外输，将会产生以下问题[9]：
(1) 由于居民用户选用的燃具类别相同，从而导致管网内不同方位用户的燃具实际热负荷不同。
(2) 因管网各气源间的“分界面”处于动态变化之中，导致部分用户(两种气源交汇点)使用的气源种类会反复变化。
(3) 用户同网同价，但消费者实际使用的天然气发热量不一定相同，导致结算不公平，损害部分消费者利益。
(4) 部分对燃气组分、发热量要求严格的特殊用户，使用发热量变化的气源会影响产品质量。
由于以上原因，对青岛液化天然气(LNG)接收站外输气进行发热量及沃泊指数调整是必要的。一般调低发热量的方法有：不同发热量天然气混合、轻烃分离、添加无热(低热)气体3种方式[10]。综合考虑各种方式的特点，这里天然气发热量调整方式选用工艺流程比较便捷的注入液氮方案。
根据青岛液化天然气(LNG)接收站工艺流程分析，液氮注入点可有两个选择，见图 1所示。
通过液氮饱和蒸气压数据(见图 2所示)，液氮在-165 ℃时，绝对压力为1.313 MPa，而液氮注入点-1的操作温度为-130 ℃，操作压力0.8 MPa，也就是说，在液氮注入点-1工作条件下，液氮已经完全是气态氮，气态氮的注入将会影响BOG再冷凝器、BOG压缩机平稳运行，并有可能造成LNG高压外输泵气蚀，给接收站的控制带来较大危害，此方案不具有可行性。因此，不考虑在LNG高压外输泵前注入氮气以调节外输天然气发热量和沃泊指数。
液氮注入点-2的操作压力为5.7 MPa，此时操作压力高于其饱和蒸气压，不会产生气体，不影响管道和开架式汽化器(ORV)的稳定运行。因此，在液氮注入点-2进行加注液氮，其方案具有可行性。
液氮经液氮槽车运输进接收站，通过液氮槽车自带的自增压设备卸至站内新建低温液氮储罐储存，液氮储罐内液氮经过液氮注入泵升压至5.7 MPa，再经过空气换热器升温至-165 ℃，然后将液氮通过氮气吹扫管道注入LNG高压外输泵出口管道，注入管道内液氮经过管道内混合及汽化器混合气化后计量外输。液氮注入示意图如图 3所示。
一般地，降低燃气发热量的方式是加注氮气[9-10]。根据青岛LNG接收站气化外输工艺流程，可在ORV出口汇管处加注高压(5.7 MPa)氮气，以降低外输天然气的发热量和沃泊指数。但是与直接在ORV前加注液氮方法相比较，此方法会增加接收站的运行成本，理由为：①按照ORV的运行特性，气化1 t液氮(5.7 MPa)需要的海水流量约为10 t，以每小时加注10 t液氮计算，需要增加的海水流量约为100 m3/h，而青岛LNG接收站每台海水泵的额定流量约为6 100 m3/h，根据接收站海水泵的运行特性，认为液氮的注入对海水泵的功率变化的影响不大；②以年LNG外输量100×104 t为基准，采用加注液氮方式选用1台扬程H≈450 m、流量Q≈10 t/h、额定功率P≈80 kW液氮柱塞泵即可，而要达到相同质量流量和压力则需要至少4台功率为315 kW的往复式氮气压缩机。
综上所述，青岛LNG接收站选用注入液氮降低发热量的方案在工艺上是可行的，与直接在汽化器出口加注氮气方案相比，功耗更小，成本更低。
通过PROII分别模拟计算以下3种限制工况下的高发热量与沃泊指数：①GB/T 13611-2006《城镇燃气分类和基本特性》中针对天然气12T类别中氮气含量达到脱火界限；②氮气注入后天然气沃泊指数为山东天然气管网上限49.42 MJ/m3；③氮气注入后天然气沃泊指数为山东天然气管网下限49.01 MJ/m3，结果如表 2所示。
据表 2模拟结果可以确定，高压泵出口管道液氮注入量最大为7.52 t LN2/100 t LNG，此时调整后天然气的高位发热量为39.42 MJ/m3，沃泊指数为49.01 MJ/m3。液氮注入比例控制在6.45~7.52 t LN2/100 t LNG范围内，山东LNG接收站管道外输天然气的发热量均符合GB/T 17820-2012《天然气》要求，沃泊指数均满足山东天然气管网要求。
(1) 液氮储罐。液氮以汽车槽车运输进接收站，由于项目为临时注氮发热量调整，新建液氮储罐容积参照SH/T 3007-2014《石油化工储运系统罐区设计规范》中间原料储存天数2~4天考虑。接收站年外输量100×104 t，需年注入液氮7.52 ×104 t，按平均3天储存需新建液氮罐计算容量最少764 m3。由此，接收站需新建5台150 m3低温0.2 MPa液氮储罐。
液氮卸车依靠槽车自带的自增压设施压力卸车，不设液氮卸车泵。
(2) 液氮注入泵。根据模拟计算结果，液氮最大注入比例7.52 t LN2/100 t LNG，年LNG输出为100×104 t，折合为114 t/h，接收站LNG高压外输泵流量为125 t/h，出口压力5.7 MPa，确定液氮注入泵参数：流量Q=9.4 t/h(折合11.6 m3/h)，出口压力p=5.7 MPa。液氮注入泵采用高压柱塞泵，变频调节，设2台，1用1备。
(3) 液氮换热器。为使液氮注入管道点液氮温度高于LNG管道设计温度-170 ℃，并考虑一定安全裕量，液氮在注入点温度应大于等于-165 ℃，需设置液氮换热器对液氮进行换热升温。
设空温式液氮换热器1台，液氮最大流量11.6 m3/h，液氮入口温度-196 ℃，液氮出口温度-165 ℃，操作压力5.7 MPa。
综上所述，主要新增工艺设备如表 3所示。
首先阐述了对青岛液化天然气(LNG)接收站外输气进行发热量调整的必要性，提出了采用注入液氮的方式进行发热量调整；其次以液氮饱和蒸汽压曲线为分析基础，并结合接收站实际工艺现状，对比分析了两种注氮方式，将注氮口选定在高压外输泵出口管线上，且该方案与直接加注氮气相比成本更低、功耗更小；然后采用PROII分别模拟计算出3种限制工况下燃气的高位发热量与沃泊指数，确定高压泵出口管道液氮注入比例为6.45~7.52 t LN2/100 t LNG，在该范围内调整，天然气的发热量符合GB/T 17820-2012《天然气》要求，沃泊指数满足山东天然气管网要求；最后，以接收站年外输量100×104 t为基础，给出了整个发热量调整方案需新增的主要设备及其相关参数。该方案可为其他接收站或化工装置的发热量调整方案的设计提供借鉴与参考。
2015, Vol. 44 Issue (4): 50-53
2015, Vol. 44 Issue (4): 50-53