多气源混输条件下天然气互换性问题分析<br/>——以浙江省天然气管网系统为例①

多气源混输条件下天然气互换性问题分析
——以浙江省天然气管网系统为例①

2014-09-11纪国文季寿宏何春龙

石油与天然气化工 2014年4期

刘武纪国文季寿宏何春龙

(1.西南石油大学石油工程学院 2.浙江浙能天然气运行有限公司)

1 浙江省多气源供气现状

2013年，浙江省天然气利用量达55.5×108m3/a，预计到2015年，天然气引入总量将达98×108m3/a。“十二五”期间，浙江省将基本完成全省天然气主干管网的建设，建成的主干管网达1 400 km，省级主干管线成环，各气源联合供气，互为补充，将形成“多气源、一环网”的基本架构，即一个覆盖全省的环形管道网络衔接不同产区的多种气源。目前浙江省现有5种气源分别为：西气东输一线、东海春晓、川气东送、西气东输二线、宁波进口LNG，多气源接入同一管网的混输格局逐步形成，远期还会有东海丽水气和新疆煤制气资源。“十二五”期间及远期浙江省天然气引进及主干管网规划如图1所示[1]。

2 多气源混输条件下天然气互换性分析

美国国家天然气委员会(NGC)对燃气“可互换性”的定义是[2-3]：在不明显改变运行安全、效率和性能，或者不会明显增加空气污染物排放量的情况下，在燃烧设施中采用一种燃气替代另外一种燃气的能力。天然气供应多元化提高了天然气供应系统的安全性，由于天然气产地及生产工艺的不同，不同气源的组分及燃烧特性差异较大，进入一个管网时将产生天然气互换性问题。

目前，国内外天然气互换性判定方法主要分为指数判定法和图形判定法两大类。指数判定法主要包括华白指数法、美国燃气协会A.G.A法、韦弗指数法；图形判定法主要有德尔布法和燃烧特性判定法[4-5]。结合浙江省天然气的气源情况，利用华白数和A.G.A两种方法进行浙江省天然气互换性分析。浙江省现有五大气源天然气气质组成及相关参数如表1所示。

表1 浙江省各气源天然气气质组成及相关参数

2.1 华白数法

天然气互换时如果华白数保持恒定，则燃烧器热负荷和一次空气系数就基本稳定。世界各国规定的华白数允许范围各有不同。我国在GB 50028-2006《城镇燃气设计规范》中规定，要保证两种燃气的互换性，两者间的华白指数允许偏差范围要控制在5%以内[4-5]。其计算公式如式(1)所示：

(1)

式中，H0为天然气的高位发热量，MJ/m3；d为天然气的相对密度。

以浙江省最先引入的主力气源西气东输一线气作为基准气，当西气东输二线、东海春晓、川气东送、宁波LNG与基准气互换时，其华白数分别为51.27 MJ/m3、51.10 MJ/m3、51.11 MJ/m3、50.08 MJ/m3和51.44 MJ/m3，置换气源华白数与基准气相比，波动范围分别为-0.33%、-0.31%、-2.32%和0.34%，这表明将西气东输一线气作为基准气时，其他4类气源的天然气均与其具备较好的互换性。

2.2 A.G.A法

A.G.A法中主要以离焰指数(IL)、回火指数(IF)和黄焰指数(IY)3个指数作为判断燃烧稳定性的准则[5]，采用A.G.A法进行互换性计算时仍然选取西气东输一线气作为基准气。各指数的计算公式见参考文献[5]。A.G.A法中规定的各种天然气互换极限见表2。如果3项指数均在规定的范围内，则置换气可与基准气互换[6]。计算结果和互换性判定见表3。

表2 A.G.A法对于各种天然气的互换极限

表3 A.G.A法计算结果

从计算结果可以看出，选取西气东输一线气作为基准气时，西气东输二线、东海春晓、川气东送三大管道气均能够与基准气进行互换。由于宁波LNG气源为卡塔尔，气质组分属于贫气，其与西气东输一线气的互换性也在可接受范围之内。

3 多气源混输格局下浙江省天然气管网供气解决方案

远期新疆煤制气引入后，浙江省天然气发热量波动范围可能变大，我国GB 17820-2012《天然气》中已经将一类气体的高位发热量由31.4 MJ/m3提高到了36 MJ/m3[7]，在后续气源引入时必须控制引入气质的发热量达到新的国家标准。借鉴国外解决多气源互换性问题的相关做法，根据浙江省现有气源和管网分布状况，可以采取下面几种解决方案。

3.1 天然气分区域、分用户使用方案

根据浙江省天然气主干管网发展规划，几大气源都进入省级主干管网，但从布局上来看，各个气源接收站布局、管网压力级制、走向具有相对独立性，如西气东输一线在长兴站交付压力为4.0～4.8 MPa，宁波LNG春晓站气源压力为4.5～6.8 MPa。在目前的情况下，在一定区域内使用固定气源的天然气，并且对天然气数量、质量要求都较高的用户进行单独供气可以减轻天然气质量波动所带来的影响[8]。随着浙江省天然气市场的迅速发展，多气源格局呈现加强趋势，实施该方案时需要提前进行相应的管网供气规划。

3.2 发热量调整方案

浙江省在“十二五”末期计划引入的气源包括了新疆煤制气，中发热量煤制气的发热量仅为14.7 MJ/m3。煤制气增热主要采用甲烷化技术，将煤制气中的CO和H2两种组分在催化剂的作用下合成以CH4为主的高发热量气体，甲烷化后的气体发热量可以达到33.6～37.8 MJ/m3。煤制气高温甲烷化工艺流程如图2所示[9]，反应器a、b、c出口的CH4的最终体积分数分别为57%、80%、94%，经过冷凝和压缩可以并入天然气管网进行供气。国际上将煤制气增热后的高发热量煤气称为代用天然气(SNG)，其发热量与常规天然气相当，理化性质相似，二者可以混输供气。

3.3 对天然气利用设备进行改造方案

一般的民用天然气利用设备对于天然气质量要求相对较低，在天然气质量发生变化时可以调整风门开度来调整一次空气量优化燃烧状态。对于动力、发电、化工等对天然气有特殊要求的用户应严格按照用户用气装置的要求进行供气，达不到要求时用户应在装置前采取气体处理措施使天然气满足设备要求[10]。

3.4 多气源调配方案

多气源调配的原理是按照设定的发热量目标值，将不同来源、不同发热量的天然气按相应的比例混合最终达到使用要求。该方案实施的前提是不同气源的流量需要保持相对稳定，否则将导致管网气体发热量波动[8]。从浙江省现有天然气管道走向和管网压力级制来看，五大主力气源大致位于浙江省东南西北的4个对角处，各省级主干管线运行压力也存在差异，如杭嘉线运行压力为4.2～4.8 MPa，杭甬线运行压力在3.8～5.8 MPa之间，各气源统一调度进行调配的难度较大。

目前，宁波LNG与东海春晓气采用了直接混合后统一输往沿线电厂、炼化厂的工艺流程，东海气输量约为150×104m3/d，LNG气量依据其他气源而定，实际气化范围为25×104～1 000×104m3/d。利用HYSYS软件模拟了不同LNG气量与东海气调配后的发热量，混合气体发热量最大波动比例为1.31%，模拟结果见表4。在现场掺混供气过程中发现，LNG流量波动较大时，沿线电厂用户易受到一定的影响。目前，镇海电厂要求供气发热量范围为37.5～41.29 MJ/m3，当高位发热量波动范围大于2%时，即应采取相应的调度措施进行调节。