应急调峰用LNG气质调节可行性研究

应急调峰用LNG气质调节可行性研究摘要：结合国家能源改革政策、天然气标准等的变化，统计了应急/调峰LNG气源热值数据、供应现状，通过气源互换性分析计算、气质调节安全性计算验证、气质调节工艺方法及流程分析，论证了应急调峰用LNG气质调节的可行性。关键词：LNG；应急调峰；气质调节；可行性分析一背景近年来，国家大力推动能源领域改革，燃气多气源供应格局更加突出。2017年5月，中共中央、国务院出台了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，明确部署了油气管网运营机制改革的任务，分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开。完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放。LNG在气源调峰和应急保供方面作用明显。随着国家“坚决打好蓝天保卫战”、大气污染防治行动计划的实施，我国天然气年均用气量逐年大幅增长。国内外管道气、煤层气、煤制气、国产LNG、进口LNG等各种气源协调供应，为我国燃气发展提供了可靠的保障的同时，天然气气源多样化格局也更加明显。尤其在冬季用气高峰时期，国内普遍出现供气紧张局面，LNG在气源调峰和应急保供方面发挥了巨大的作用，多数的城镇燃气公司都需要大量采购LNG作为补充，个别中小城市LNG补充量甚至远超过管输天然气供应量。气质调节研究在气源适配性、燃烧热效率、污染物排放甚至工业产品成品率调节等方面均具有现实意义。由于各种气源的热值、组分不一致，任意掺混必然导致燃气气源的热值波动，对下游用气设备的适配性均构成一定的影响。燃气热值波动对居民用户而言，会导致用户灶具燃烧不充分、热效率下降及燃烧污染物超标等现象。对于大型玻璃、陶瓷等工业用户而言，可能轻微的热值波动就会导致出现产品质量问题。二规范要求《天然气》的要求新规范《天然气》GB17820-2018取消了“三类气”，重新定义了“一类气”、“二类气”的标准，对高位发热值、总硫、硫化氢和二氧化碳等质量指标的要求均有所提高，规范要求进入长输管道的天然气高位热值应≥34MJ/m3。对原规范《天然气》GB17820-2012，原本可进入长输管道的天然气气质设定了过渡期限，过渡期至2020年底。新标准对执行原标准“一类气”指标的，继续按原指标执行，即热值应≥36MJ/m3；对执行原标准“二类气”、“三类气”质量标准的，热值应≥31.4MJ/m3。《城镇燃气分类及基本特性》的要求《城镇燃气分类及基本特性》GB/T13611-2018规定，对城镇燃气应按燃气类别及特性指标华白数分类，并应控制华白数和热值的范围。对于城镇常规使用的12T天然气，《城镇燃气分类及基本特性》规定的高热值标准为37.78MJ/m3，高热值范围应为31.97-43.57MJ/m3；高华白数标准为50.72MJ/m3，高华白数范围应为45.66-54.77MJ/m3。三各类气源热值统计进口/国产LNG气源热值统计表1进口/国产LNG热值统计表序号进口LNG高位热值（MJ/m3）序号国产LNG高位热值（MJ/m3）1辽宁大连40.6041包头世益35.5812河北曹妃甸40.8142包头新兴盛35.5813青岛董家口40.6883包头新源36.6284天津40.6884汇达37.6745江苏如东40.6885磴口恒泰38.5116东莞九丰41.3546磴口华油37.6747深圳大鹏41.3547鄂多克建元33.9078珠海金湾41.3548新盛36.4189广西北海41.0239星星37.255平均值40.952平均值36.581偏差值40.952/36.581=111.95%经以上数据统计分析，进口LNG热值普遍高于国产LNG的热值。参考以上数据平均值，进口LNG高位热值较国产LNG高位热值高约12%。经组分对比分析，进口LNG热值高一般是由于C2及以上组分浓度较国产LNG高所致。国内管道天然气与国产LNG热值统计表2管道气与国产LNG热值统计表序号管道气高位热值（MJ/m3）序号国产LNG高位热值（MJ/m3）1陕甘宁37.491包头世益35.5812塔里木38.222包头新兴盛35.5813渤海37.033包头新源36.6284成都36.504汇达37.6745忠武线38.135磴口恒泰38.5116昌邑37.476磴口华油37.6747泰安分输站37.487鄂多克建元33.9078德州末站38.938新盛36.4189淮安刘庄站38.029星星37.255平均值37.70平均值36.581偏差值37.70/36.581=103.06%表2统计出的管道天然气高位热值平均值为37.70MJ/m3，和规范GB/T13611规定的12T天然气的标准高位热值37.78MJ/m3数值基本一致，数据可靠性较高。通过以上数据分析，天然气热值大小一般为进口LNG＞国产管道气＞国产LNG。进口LNG高位热值较国产管道气高位热值高约9%；国产管道气高位热值较国产LNG高位热值高约3%。四互换性理论及计算多种气源不同比例的混输必然导致气源热值的波动，可能对城镇燃气各类用户设备的燃烧效率、污染物排放等构成影响，国内多位学者也开展了燃气互换性方面的理论及实践研究。以李汉勇等人[1]对陕京二线天然气掺混LNG的灶具适配性研究结论为例，当气源从100%管输天然气替换为100%LNG时，其华白数增加了7.27%，当LNG掺混比例提高到80%时，所有灶具的热效率均出现了下降现象，部分灶具热效率甚至低于50%，且CO排放指标显著增加，远远超过国家标准规定的不能超过500PPM的标准。我国自1987年正式推出德尔布燃气互换性理论，并提出采用华白数、燃烧势两个主要指标，并辅以修正系数及黄焰指数等次要指标来分析和判断燃气的互换性[2]。相关研究表明，在进行实际燃气互换性应用、燃气的配气计算时，采用华白数这一关键指标具有较高的准确度，并采用其他指标作为辅助验证。1、华白数若两种燃气的热值和密度均不相同，但只要它们的华白数相等，就能在同一燃气压力下和同一燃具上获得同一热负荷。华白数的计算公式为：（1）式中：W：混合气的高华白数；H：不同气源的高热值；s：气源的相对密度（按空气相对密度为1）。由于有多种气源参与混合，当进行燃气热值调节时，华白数的推理公式为：W=x式中：W：混合气的高华白数；H1、H2：不同气源的高热值；x1：气源的比例系数；s1、s2：气源的相对密度（按空气相对密度为1）。因H2为0，华白数公式简化为：W=式中：W：混合气的高华白数；H1：不同气源的高热值；x1：气源的比例系数；s1、s2：气源的相对密度（按空气相对密度为1）。2、混气比例确定《城镇燃气分类及基本特性》GB/T13611-2018规定，12T天然气的高华白数标准值为50.72MJ/m3，高华白数范围应为45.66-54.77MJ/m3，这也间接规定了燃气掺混的比例要求。混气比例计算时，以表1和表2统计出进口LNG的热值平均值为例，以热值为参考指标，掺混后气体高位热值不低于天然气标准高位热值，可计算出进口LNG掺混空气或氮气的比例，最大掺混比例为8.89%。以简化后的华白数公式进行计算，掺混比例在1%-9%之间时，高位华白数在48.32-54.21MJ/m3之间，该数值在规范规定的范围内，满足要求。当掺混比例继续增大，当掺混比达13%时，高位华白数为45.52MJ/m3，低于规范要求的最低标准45.66MJ/m3，即仅考虑华白数指标时，最大掺混比不得大于13%。计算结果如下图1所示。图1不同掺混比例下的华白数3、混气安全性验证对于多组分混合气体的爆炸极限计算[3、4]，已知混合气中每种组分气体的体积分数和爆炸极限时，当添加空气或氮气后，计算时即扣除空气及惰性气体的体积含量，并重新调整可燃气体的体积分数占比，通过下式进行计算：L=式中：L：可燃气体的爆炸极限，%；n：混合气中的可燃气体组分数；Vi：混合气中扣除空气或氮气后，各组分的体积分数；Li：各组分的爆炸极限。如采用天然气中掺入少量氮气来调节热值，混合气中的惰性气体增加，相关研究表明，混合气的爆炸极限范围将缩小，爆炸下限有少量上移，爆炸上限却下移很多，气体安全性提高。如采用天然气中掺入少量空气来调节热值，以纯甲烷为例，在掺混10%的空气后，计算可得天然气的爆炸极限范围由5-15%变动为5.6-16.7%，混合气中的可燃气体含量远远超过其爆炸上限的3倍以上，混合气的安全性有保障，混气是可行的。五热值调节工艺1、热值调节方式天然气热值的调节方式有多种，既可以提高热值，也可以降低热值，热值调节主要通过加入高热值气体、轻烃回收、注入氮气或空气等各种方案。由于进口LNG的热值一般均大于管道天然气热值，故以下仅讨论天然气热值调低的方案。混气工艺选择配气装置的形式主要有三种，即引射混气、比例混合阀和随动流量混气等形式[5、6]。对于用气压力较低但用气量较大的用户，可选择采用引射方式完成混气，一般用于低压掺混；对于用气压力较高且用气量较大的用户，可采用高压比例掺混方式，但此种方案要求用气量稳定性较高的场合，瞬时流量波动较大的场合精确度不高；如要求更加精准的掺混，确保掺混气体的热值保持在一个相对恒定的范围，可采用随动流量混气方式。随动流量混气工艺流程一般需设置调压装置、比例调节阀门、流量计、混气装置和热值检测设备，并通过PLC控制装置实现在线检测和反馈，确保出站气体的热值恒定在某一个范围。热值调节所需工艺设备根据现场条件、设备配置、设计流量等的不同配置有所不同，工艺流程大致如下图2所示。图2随动流量混气工艺流程图注释：1：阀门；2：过滤器；3：调压器；4：流量计；5：紧急切断阀；6：比例调节阀；7：单向阀；8：气体混合装置；9：热值检测装置。六应用场合及经济性分析1、应用场合分析根据各类气源热值情况统计分析，在符合国家规范和不影响下游用户正常用气的前提下，初步认为有两类厂站适用于热值调节。一类是全部采用LNG供气的燃气厂站，通过采购高热值LNG进行热值调节后进行供气；一类是管输气与LNG混合供气的厂站且LNG供气占比相对较高的厂站。两类厂站对比，最适合进行进一步研究的为管输气与LNG共同供气的厂站，可直接参考管道气高位热值指标进行气质调节研究，毫不影响下游用户的使用体验。经调研，国内大部分燃气公司应急、调峰气源均存在进口LNG与国产LNG采购并存的局面。由于进口LNG和国产LNG热值存在差异，国产LNG气化后天然气热值与管道天然气的热值相差不大甚至偏低，当采用国产LNG供气时，不适宜进行热值调节。如采取热值调节工艺的厂站，建议优先采购进口LNG。2、经济性分析以某供气单位为例，其供气气源由管道天然气、CNG、LNG三种气源组成，冬季气源紧张时以LNG供气为主，以其2018年气源供应统计数据为例，全年共计采购气量3699万m3，管道天然气采购878万m3，占比约为23.7%；CNG采购144万m3，占比约为3.9%；其余为LNG采购2677万m3，约占总采购量的72.4%。假设LNG气源部分均采取热值调节措施，按掺混比例为9%，燃气综合售价按2.5元/m3计算，粗略估计热值调节产生的利润达约600万元/年，在不影响下游用户使用的前提下，经济效益可观。七结论及建议1、新版《天然气》标准更新，对进入长输管道的天然气高位热值标准调整为34MJ/m3，较目前上游气源实际供应高位热值标准约38MJ/m3有所降低，燃气热值调节的需求及调节空间加大。2、按热值高低计价可确保用户同网同价，公平合理且下游用户用气稳定性有保障，是未来燃气主干管道计价的发展趋势；目前，欧美、日韩等发达国家或地区均采用了固定热值供气的方式。3、为了保证气源的适配性和下游用户的用气稳定性，目前国内接收站LNG直接气化进入燃气主干管网前，一般均采取了热值调节措施，燃气企业可参考LNG接收站的做法执行。4、在合法合规的前提下实施热值调节，调节后的燃气指标完全符合相关国家标准、规范要求，具有可行性。按本文统计结果，进口LNG掺混空气或氮气的比例，最大掺混比例为8.89%，经华白数校核和安全性校核，均符合相关要求。5、经混气安全性理论验证，热值调节安全性有保证。开展热值调节的厂站，应优先购买进口LNG，更有利于热值调节措施的开展；热值调节实践研究时，建议优选管道气与LNG联合供气的厂站进行。参考文献：[1]李汉勇等.LNG与陕京天然气互换性