CN101255946B - 一种调压站内天然气热值自平衡方法及其装置 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种调压站内天然气热值自平衡的方法及其装置。本发明利用透平膨胀机对调压站内高压天然气降压并使其恒定，并将降压过程的压力能转化成驱动能；输出的驱动能驱动压气机运转用于生产压缩空气并掺混到前述已降压的天然气内，从而降低调压站出站天然气热值与目标值一致。本发明采用的是在调压站内中压侧掺混空气方式的降热(值)方案，一般情况下不需要外部动力驱动压气机，最大的特点是节能，且工艺简单，设备紧凑。同时可以省却常规调压设备的投资，消除运行过程中产生的噪音及其相关管道、设备由于急冷而存在的安全隐患，具具有投资省、装置运行成本低、安全可靠性高、操作方便灵活等特点。
Description
技术领域
本发明涉及一种调压站内天然气热值自平衡的方法及其装置。
背景技术
出于提高天然气气源供应稳定性、可靠性和拓展气源采购范围、降低采购成本等方面的诸多考虑，城市燃气企业通常采取多气源(管输天然气、液化天然气)对同一管网供气，构成多气源供应格局。
由于天然气产地及生产工艺的原因，各气源间，比如管输天然气与液化天然气(LNG)间，组分与燃烧特性参数存在较大差异。管输气热值一般较低，而LNG热值较高，通常热值相差8％以上，最高达到12％(1000kcal/Nm3以上)。
作为统一的城市天然气管网，所供应的用户是多种多样的，情况复杂。既有对天然气组分、热值要求不太严格的锅炉等工业用户，也有对组分、热值相当敏感的一些特殊用户，比如电视机显像管及玻璃薄壳管的加工企业，对温度控制要求精度很高，要求燃气组分和热值相对平稳，天然气热值波动范围不超过±100kcal/Nm3。此外，还有众多的拥有各种不同品牌燃气用具的居民用户，天然气汽车用户、燃气轮机用户等，它们对天然气气质的要求各有不同。
现实的情况是，国家标准中对天然气气质标准未进行严格的统一和限制，导致组分、热值差异较大的天然气可以同时进入管网，因而有可能造成管网内的用户各自使用不同气质的天然气，甚至出现部分用户使用的天然气燃烧特性频繁变化的现象。由此带来的具体问题如下：
(1)同一管网内，居民用户选用的燃具类别相同，但因使用的气源不同而造成燃具热负荷不同；
(2)因供应管网的各气源间“分界面”是处于动态变化之中的，因此导致部分用户(两路气源交汇点)使用的气源种类会反复变化；
(3)管网内用户气源单价只能相同，但消费者使用的天然气热值不一定相同，导致结算不公平，损害部分消费者利益。
(4)部分对燃气组分、热值要求严格的特殊用户，在使用热值不稳定的气源时，会影响产品质量。
目前国内部分地区使用的管输天然气与液化天然气组分与燃烧特性参数如下表1。
表1.国内各地天然气组分与燃烧特性参数一览表
| 广西北海管输气 | 80.38 | 12.48 | 1.80 | 0.08 | 0.11 | 0.06 | 5.08 | 43.16(10309) | 39.21(9365) | 46.85(11189) | 32.03 | 0.8490 |
| 成都市管输气 | 96.15 | 0.25 | 0.01 | 0 | 0 | 0 | 3.59 | 38.47(9188) | 34.70(8288) | 50.96(12171) | 38.42 | 0.5699 |
| 忠武线管输气 | 97.0 | 1.50 | 0.50 | 0 | 0 | 0 | 1.0 | 40.18(9597) | 36.27(8663) | 53.16(12697) | 40.09 | 0.5714 |
| 东海平湖管输气 | 88.48 | 6.68 | 0.35 | 0 | 0 | 0 | 4.49 | 40.28(9621) | 36.40(8694) | 51.58(12320) | 39.39 | 0.6098 |
| 管输气平均值 | 92.16 | 3.87 | 0.51 | 0.03 | 0.03 | 0.03 | 3.37 | 40.09(9576) | 36.24(8654) | 50.97(12173) | 37.95 | 0.63 |
| 比较 | -3.72 | +4.89 | +1.15 | +0.10 | +0.09 | +3.30(+789) | +3.02(+723) | +4.04(+965) | +3.79 | -0.01 |
注：表内参数参比条件均为标准状态下(0℃、101.325kpa)。
典型的城市燃气管网天然气供应流程如下图1。一般来说，一个较大型城市的天然气供应管网，均有几路天然气气源，其中有各类从气源产地通过长输管道输送的管输天然气，也可能有通过海运的进口液化天然气。比如北京市目前就有5路气源，陕京一线气、陕京二线气、华北油田气、西气东输气(通过冀宁联络线输送的新疆塔里木天然气)、天津大港油田大张坨地下储气库气，未来将有曹妃甸LNG接收站供应的进口液化天然气；上海也将有4路气源，即西气东输气(新疆塔里木天然气)、东海平湖天然气、未来由上海洋山LNG接收站输送的进口液化天然气和川气东送管输气(四川达州普光气田产天然气)；广州市也是这样，未来将有4路天然气气源：分别是由深圳LNG接收站、珠海LNG接收站供应的进口液化天然气、川气东送管输气(四川达州普光气田产天然气)、西气东输二线供应的土库曼斯坦进口管输天然气。
N种天然气气源(含管输天然气与液化天然气)，从不同的方位进入城市天然气接收门站，经过过滤、计量、调节、加臭等环节后进入天然气高压输配管网，此时天然气的压力一般在5.0MPa左右。来自高压管网的高压天然气除部分直接供应高压用户外，大部分则需要通过设在城市不同方位的调压站调压，比如减至中压A级制(0.2-0.4MPa)供应给统一的城市中压输配管网，然后在供给中压用户或通过低压调压装置减压后供应居民用户和公建、公商、公福用户。
从目前情况看，国内城市天然气输配管网绝大部分采用这种调压模式。高压天然气在调压站降压过程中，其自身蕴含的大量压力能没能被有效利用，巨大的压力能白白浪费掉不说，相反，降压过程中还产生大量的噪音，而且由于急剧降温，对调压及管道设备运行造成威胁甚至损害。
前述分析可知，多气源供应同一城市燃气管网，所引发的一系列问题都是因为不同气源间热值差异大的原因引起，为了确保城市天然气管网内所有用户用气正常，在天然气进入城市中压管网之前，如何采取经济、合理的措施，对其热值进行平衡，同时对其压力进行恒定，实现进入城市管网的所有天然气热值与燃烧特性参数(华白指数、燃烧势)的统一，是解决上述问题的关键。
一般来说，常见的热值平衡方案有四大类：增热(值)方案；降热(值)方案；管网隔离方案以及多气源调配方案。各类方案特点如下：
(1)增热方案
1)高压增热
为了避免在每个调压站都必须建设增热设施的弊端，选取在高压系统，比如接收门站用LPG等高热值气体对热值相对较低的管输气增热，使整个高压系统(包括中、低压系统)热值完全统一。
优势：高、中、低压所有用户同网同气质；用户燃气具热负荷稳定；增热点相对较少。
缺点：高压增热存在一定实施难度。采用LPG高压气化掺混方式，存在LPG难气化、容易凝结等问题；而采用LPG高压液相喷射掺混方式，则需解决掺混处吸热、重组分凝结、掺混均匀、热值仪检测点选择等多个问题；增加一路高热值掺混设施，无疑多增加了一路危险源。且许多储存、汽化设备均为压力设备，增加安全管理难度；掺混设施占地面积大，征地困难；设备投资大，操作人员多，运行成本高。在不考虑LPG原料成本增加因素，预测增加混合气(天然气+LPG)运行成本为0.02元/m3。
2)中压增热
在管输气对应的调压站中压侧用LPG等高热值气体对其增热，使整个中压系统热值统一。其特点是：技术上实现容易；运行成本相对低一些。
缺点：站点多而分散；投资较大；安全管理难度大，操作人员多；同时征地也较困难；不考虑LPG原料成本增加因素，预测混合气(天然气+LPG)运行成本增加0.012元/m3左右。
3)增热方案可能存在的问题分析
无论是高压增热还是中压增热，都是在天然气中掺混高热值气体，即混入热值较高的重质组分。需要特别关注的是此类重质组分凝结问题，特别是压缩天然气用户(CNG汽车、CNG瓶组供应)，高压(或低温)条件下，C2 +组分是否会再液化(凝结)，必须有所考虑。
(2)降热方案
1)高压混空气
在供应较高热值气源的高压系统接收门站掺混空气，以降低其热值，达到整个管网热值一致之目的。
优势：掺混点少，便于统一管理。流程相对简单，设备不是太大；占地面积较少，征地问题相对容易解决一些；不受原料(LPG)价格和市场供应影响。
缺点：因空气掺混系统压力较高，耗能大，因而运行成本较高。预测混合气(天然气+AIR)运行成本增加0.035元/m3左右；空气掺混系统压力等级较高，对设备安全性能要求严格。
2)中压混空
在与供应高热值气源相对应的各中压调压站建设混空气设施，实现对高热值气源降热，以求中压管网输配系统热值统一。
一般来说，掺混系统中的热值仪在线检测和含氧量在线检测仪是关键设备。通过热值仪(直接检测热值)和氧含量分析仪(间接检测热值)双重手段，达到出站混合燃气(天然气+AIR)热值符合要求及确保安全的目的。
优势：设备占地面积相对小一些；设备投资较小，操作人员少，运行成本较低，预测混合气(天然气+AIR)增加运行成本为0.01元/m3以下；因压力等级低一些，相比增热方案，安全性能较高；不受原料(LPG)价格和市场供应影响。
缺点：掺混点较多，需要在多个调压站建设空气掺混设施；一般调压站地理位置偏远，外部大容量电力供应存在困难。因此，只能选购燃气空压机，购置成本较高。此外，还增加部分运行成本。
3)气相LNG轻烃分离
利用调压站内高压气相LNG降压过程中的压力能，通过透平膨胀机、涡流管或气波制冷机等技术，将天然气压力能转换为冷能，从而使天然气中重质组分(C2、C3)分离出来，到降低LNG热值的目的，同时起“削峰填谷”作用。
不过，此方法更适合用在LNG接收站。
优势：设备占地面积小，投资也不大；不需外加能源，运行成本也较低，预测增加运行成本为0.01元/m3以下。
缺点：需要配套考虑LNG储存、运输、利用环节衔接，且低温设备购置费用高，因而系统投资较大；国内使用先例不太多，缺乏足够的运行经验。设备的可靠性也有待检验；工艺较复杂，操作难度大一些。
(3)管网隔离方案
鉴于各种方案都存在一定的实施难度，特别是对于已经建成投产的门站、调压站，要增加处理设施，一般都存在征地困难问题，而且都会相应增加运行成本。因此，可以考虑通过隔离阀门将管输天然气与LNG供应系统分别独立成网。正常情况下，两网独立运行，各自实行对应的销售价格，应急情况下，两网联通运行。
此方案的优势在于可以兼顾原有供气系统，无需增加处理设施，气源成本没有增加。缺陷是管网系统各自独立，降低了气源供应的灵活性和安全可靠性，联网运行时的用户费用结算也存在一定难度。
(4)多气源调配方案
将管输天然气与气相LNG，甚至其他气体进行合理调配后供应城市燃气管网，也是多气源供应格局下，管网供气的一种解决方案。实施该方案的前提是管输气与LNG的流量需相对恒定，而且接收点应处于同一地方，否则，会导致管网热值波动。此外，严格控制热值稳定存在相当的难度。
因此，研发一种新技术和装置，能够低成本、操作简便的回收利用该部分压力能，且同时调配天然气相关参数，使进入城市燃气管网的各路天然气热值统一、燃烧特性相符合、压力恒定，这不仅可以产生显著的经济、社会效益，同时还可消除降压过程中的噪音和设备损伤隐患，节能又环保，是一道极有意义的课题。
发明内容
为解决上述问题，本发明的目的是提供一种调压站内天然气热值自平衡方法，具备节能、环保、投资省、运行成本低、安全可靠性高等特点。
本发明的另一个目的是提供一种实现上述调压站内天然气热值自平衡方法的装置。
本发明的目的是这样实现的：一种调压站内天然气热值自平衡方法，其特征在于包括以下步骤：对调压站内高压天然气降压并使其恒定，将降压过程的压力能转化成驱动能；驱动能用于生产压缩空气并掺混到前述已降压的天然气内，降低调压站出站天然气热值与目标值一致。
一种调压站内天然气热值自平衡装置，其特征在于包括：一透平膨胀机，用于对调压站内高压天然气降压，高压天然气降压膨胀做功，带动透平膨胀机的涡轮旋转；一压气机，与透平膨胀机连接并与其涡轮联动，用于生产压缩空气并掺混到经透平膨胀机降压的天然气内，降低调压站出站天然气热值与目标值一致。
还包括有发电机和/或由外部电力驱动的电动机，其中的发电机与透平膨胀机的涡轮联动，电动机与透平膨胀机共同驱动压气机运作。
本发明采用的是在调压站内中压侧掺混空气方式的降热(值)方案，一般情况下不需要外部动力驱动压气机生产压缩空气，而是回收利用调压站内高压天然气降压过程中的压力能，驱动压气机生产压缩空气，用于对高热值天然气进行掺混，以降低调压站出站天然气热值与目标值一致，同时保证出站天然气压力符合要求。最大的特点是节能，同时可以省却常规调压设备的投资，消除运行过程中产生的噪音及其相关管道、设备由于急冷而存在的安全隐患，具有投资省、运行成本低、安全可靠性高、操作方便灵活等特点。
附图说明
图1是典型的城市燃气管网天然气供应流程图；
图2是常规调压站流程图；
图3是本发明的装置安装位置示意图；
图4是本发明的基本工艺流程示意图；
图5是本发明的装置结构示意图。
具体实施方式
本发明充分利用高压天然气压力能驱动压气机生产压缩空气与高热值的天然气(比如液化天然气，即LNG)掺混，生产符合各项质量指标要求的“LNG+AIR”混合气，是一种能够实现天然气热值自平衡的方法和节能装置。
“国标”《城镇燃气分类和基本特性》(GB/T13611—2006)依据燃烧特性参数(华白指数和燃烧势)，将天然气划分为五个类别，各类别的天然气相应的技术参数指标如下表2。
表2：各类天然气燃具对应的特性指标(15℃、101.325kpa，干)
常规调压站流程如图2所示，本发明装置的安装位置如图3所示，图4所示为本发明的基本工艺流程示意图。本发明的天然气热值自平衡方法，至少包括以下步骤：对调压站内高压天然气降压并使其恒定，将降压过程的压力能转化成驱动能；驱动能用于生产压缩空气并掺混到前述已降压的天然气内，降低调压站出站天然气热值与目标值一致。
如图5所示，本发明的天然气热值白平衡装置，至少包括有：透平膨胀机T，用于对调压站内高压天然气降压，高压天然气降压膨胀做功，带动透平膨胀机T的涡轮旋转；压气机C，与透平膨胀机T连接并与其涡轮联动，用于生产压缩空气并掺混到经透平膨胀机T降压的天然气内，降低调压站出站天然气热值与目标值一致。
来自a处的高压、高热值、常温天然气，经过流量计H后，由调节阀A调节流量后进入透平膨胀机T，利用其本身携带的压力能降压膨胀做功，带动透平膨胀机T的涡轮旋转。膨胀做功后b处的天然气，压力、温度均下降，通过调节阀B调压(有时还可通过某些装置升温(比如加热器、压气机冷却水回水等)后，在d处再与温度、压力较高的压缩空气掺混，形成c处的热值、压力、温度及燃烧特性均符合要求的“LNG+AIR”混合气(产品气)。透平膨胀机T同轴驱动压气机C转动，从大气f处吸取空气并压缩至一定压力，成为e处的压缩空气，经过紧急切断阀L、止回阀E、流量计G后，由调节阀N调节流量、压力后在掺混点d处与LNG混合。经压缩后的高温空气与降压膨胀做功后的低温LNG混合后正好相互交换热量，使得c处的本发明装置输出的混合气(LNG+AIR)热值降低，压力及燃烧特性符合城市中压管网要求。
系统中还可包括发电机G，与透平膨胀机T的涡轮联动；由外部电力驱动的电动机M，驱动同轴的压气机C运转。a处的高压LNG驱动透平膨胀机T所产生的有效功(净输出功)WT与由外部电力驱动的电动机M输出的有效功WM之和，等于驱动压气机C压缩相应流量空气所需要的功WC、发电机G发电做的功WG及其它损耗所需要的功Wf，即：WT+WM＝WC+WG+Wf。
当透平膨胀机T净输出功WT大于压气机压缩所需空气的功WC与损耗功之和时，电动机M空载或停运，多余的能量驱动发电机G旋转做功，发出的电力供调压站作为站用电自用。当透平膨胀机T净输出功WT小于压气机C压缩所需空气的功WC与损耗功之和时，发电机G停运，电动机M通过外部电力补充其所需要的能量，电动机M充当“补能”角色，在用足LNG压力能的前提下，起补充能量之作用。此时，电动机M与透平膨胀机T一道，共同驱动压气机C运转。
考虑到主体装置检修等因素，本发明还设置有外部空气供应系统，包括安装在调压站非防爆区域的电动空压机K、外部压缩空气控制阀I、外部压缩空气供应流量计J，通过管道将压缩空气送至d处与LNG掺混，同样可在c处形成符合要求的“LNG+AIR”混合气(产品气)。外部空气补充回路可弥补压气机C自产空气量不足，此时停运电动机M。该空气补充回路还可用于本发明主体装置故障时，与图2中的备用调压设备一道，实现对LNG调配热值和燃烧特性之目的。
本发明装置还可设置有冷却水能量回收装置，该冷却水能量回收装置包括通过管道形成回路的压气机水冷系统和透平膨胀机外壳的水冷夹层。压气机C采用水冷系统，经过压气机C后的高温冷却水由管道被送入透平膨胀机T外壳的水冷夹层，直接与低温的涡轮膨胀机外壳换热降温后，再循环返回进入压气机C水冷系统，用于对压气机轴承等温升部位降温，同时可起到适当提高b处膨胀做功后LNG温度的作用。
为了确保c处混合气的压力恒定，本发明设置有压力自动调节系统。一般情况下(在进入透平膨胀机T的LNG处于某一下限流量和压力，且调节阀B全开时)，透平膨胀机出口b处的LNG压力略高于燃气管网要求的压力值，即c处混合气的压力。自控系统通过分别调整调节阀A、B的开度，实现对LNG流量的调整，达到稳定混合气压力之目的。出于安全和经济的考虑，任何情况下，压气机出口e处压缩空气的压力要高于透平膨胀机出口b处的LNG压力，保持一定的压力差，差值以0.10～0.15MPa为宜。差值过大，系统经济性变差；差值过小，则存在安全隐患，且混合难度加大。
本发明设置有产品气(LNG+AIR)热值(燃烧特性)自动控制系统，包括：c处的检测装置，对混合气热值(燃烧特性)参数进行实时监控，同时可以检测产品气压力、组分、热值、氧气含量等参数；中央处理器，接收检测数据并运算出压缩空气掺混流量，再输出指令控制空气掺混量；压气机进气控制叶片D、放散阀门F，按中央处理器的输出指令动作达到适合的开度，对压缩空气进气流量或放散流量进行调节，确保掺混点d处与LNG掺混的空气量符合要求，进而确保c处混合气热值恒定。
本发明设置有安全连锁控制系统，当监测到c处混合气热值低于某一设定值、同时氧气含量高于某一设定值时，表明空气掺混量过大，控制系统失灵，为安全起见，安全连锁控制系统动作，驱动紧急切断阀L关闭，切断空气供应。其它系统进行相应安全处理。
其他部分重要设备，例如止回阀E，可确保LNG不会窜入压气机空气系统；流量计H检测进入本发明装置的LNG流量；流量计G检测用于掺混的空气流量。正常情况下，对于组分一定的LNG，本发明能够使空气掺混流量与LNG流量的比值保持为一固定值，从而确保c处混合气热值恒定。调节阀N用于空气减压掺混。
透平膨胀机T转速依据工况变化可变。压气机C在低负荷工作状态有可能出现喘振现象，因此，本发明在空气压缩机C出口侧设置了空气放散阀F，LNG流量低时能够确保压气机C仍然在高于某一负荷状态下运行，避免喘振现象发生，多余的空气量通过放散阀F放空。同样，发电机G故障时，也通过此放散阀F平衡系统负荷。
由上可知，本发明利用自身压力能实现天然气热值(燃烧特性)自平衡；自产压缩空气与高热值液化天然气(LNG)实施掺混，达到调配热值之目的；压气机出口高温压缩空气无需冷却直接与低温气相LNG掺混，各取所需，达到能量高效利用之目的；另外，利用压气机冷却水与透平膨胀机外壳(低温)实施热交换，实现冷却水系统无需外加能源即能循环应用；空气掺混量始终跟踪LNG热值，确保产品气热值恒定；可以实现产品气(混合气)热值、压力，压气机产量、压缩空气压力、发电或外用电多者关系达到有机平衡，即实施最优化生产运行方式；自动报警及联锁系统能确保发明装置安全可靠运行，应急情况下，紧急切断阀可自动切断空气供应；设备结构方面新颖、系统匹配达到最优化；透平膨胀机出口压力设置自动控制系统；压气机出口设置有单向止回阀门，避免LNG窜入空气系统引发危险；设置“补能”电动机，实现LNG压力能回收利用最大化；设置外部压缩空气供给回路，用于本发明装置检修或应急备用；压气机出口设置空气放散回路，以适应发电机故障或供电回路不匹配工况及避免压气机出现喘振现象。
实施例1
本实施例中，透平膨胀机T净输出功WT大于压气机压缩所需空气的功WC与损耗功之和，透平膨胀机T同时带动空气压缩机C和发电机G运行。
以广州市为例。一路气源为引进澳大利亚LNG，其以气相输送至广州市的天然气调压站，调压站接收压力为3.6～5.2MPa以上，然后通过调压装置减压至0.2MPa进入广州市统一的中压管网。LNG气源组分与燃烧特性参数如下表3。
表3：澳大利亚天然气组分与燃烧特性
此气源之外，进入广州市中压管网的天然气还有热值相对低一些的管输天然气，即西气东输二线供应的土库曼斯坦管输天然气和川气东送管线输送的国产普光气田管输天然气，还有通过LNG接收站接收的其他国家的进口LNG。城市燃气管网呈现多元化供应格局。
由前所述，气相的液化天然气(LNG)较管输天然气热值高出12％，出于经济性、可操作性及“国标”要求等方面的综合考虑，广州市燃气管网选取管输天然气作为统一的基准，选取12T燃气具。
为了使整个中压燃气管网热值统一，对于热值相对较高的气相LNG，必须采取降热值措施。具体到本发明，在调压站中压端采用本发明的工艺技术及装置，依靠高压天然气降压过程中的压力能生产压缩空气用于掺混，以降低热值、调配燃烧特性与管输天然气一致。
实施地点为广州市的太和天然气调压站。进入调压站的天然气为澳大利亚进口LNG，高热值、常温的气相LNG的最大流量为5.0万m3/h，因为用户的不均匀性，流量存在一定的不稳定性，但不是频繁波动，而是有规律可循，且波动速率较为平缓。调压站天然气进口压力为3.6～5.2MPa，要求出站产品气热值为36.0MJ/Nm3(8500kcal/Nm3)、压力为0.20MPa，且基本恒定，送入城市统一中压燃气管网供用户使用。
传统的调压方式如图2，三个回路的调压装置(两开一备)对高压、高热值气相LNG降压，使其符合中压管网压力要求，不能调配天然气热值与燃烧特性。本发明只保留原有1路传统调压装置作为本发明装置事故备用设备，将原有两路调压设备取消，改由本发明装置替换(如图3)。常温、高压、高热值LNG在透平膨胀机T内降压膨胀做功，带动压气机C对吸入的空气加压，然后与膨胀做功后的LNG掺混，达到同时降低LNG热值和压力之目的。透平膨胀机T带动压气机C后多余的能量用于发电机G发电。本发明装置流程图如下图5。
①.参数计算
经过计算机软件模拟计算，相关参数如下：
(1)LNG处于上限流量和上限压力时：LNG流量为5.0万m3/h、压力为5.2MPa
a)5.0万m3/h天然气在透平膨胀机内由5.2MPa压力降压至0.2MPa时，在考虑能量转换效率的条件下，自身携带的压力能将6818m3/h空气(LNG降低热值至目标值所需要掺混的压缩空气量)加压至0.35MPa后，富余能量带动发电机发电的功率为899.52kw。
b)5.0万m3/h、10℃高压气相LNG膨胀做功后，透平膨胀机出口b处的LNG温度降为-60.5℃，压力为0.26MPa。而此时，压气机出口e处的压缩空气流量为6818m3/h左右，温度为152℃，压气机C风量进口控制叶片D处于基本全开状态。
c)5.0万m3/h、-60.5℃、压力为0.26MPa的LNG，经过调节阀B降压后，与流量为6818m3/h的压缩空气在掺混点d处混合，两者掺混后，产品气热值为36.0MJ/Nm3(8500kcal/Nm3)；压力为0.20MPa。经过升温措施后产品气符合各项要求。
(2)LNG处于下限流量和下限压力时：LNG流量为0.8万m3/h、压力为3.6MPa
a)0.8万m3/h天然气在透平膨胀机内由3.6MPa降压至0.2MPa时，在考虑能量转换效率的条件下，自身携带的压力能将1090m3/h空气(LNG降低热值至目标值所需要掺混的压缩空气量)加压至0.35MPa后，富余能量带动发电机发电的功率为74.42kw。
b)0.8万m3/h、10℃高压气相LNG膨胀做功后，透平膨胀机T出口b处的LNG温度降为-46.5℃，压力为0.21MPa。而此时，压气机C出口e处的压缩空气流量为1090m3/h，温度为148℃，压气机C风量进口控制叶片D处于部分关闭状态。
c)0.8万m3/h、-46.5℃、压力为0.21MPa的LNG，经过调节阀B降压后，与流量为1090m3/h的压缩空气在掺混点d处混合，两者掺混后，产品气热值为36.0MJ/Nm3(8500kcal/Nm3)；压力为0.20MPa。经过升温措施后产品气符合各项要求。
(3)LNG处于上、下限流量和上、下限压力之间
本发明装置出口c处产品气的热值为36.0MJ/Nm3(8500kcal/Nm3)；压力为0.20MPa；经过升温措施后产品气符合各项要求。
②.天然气C2 +组分凝结问题分析
依据计算机软件模拟结果，LNG在透平膨胀机内膨胀做功后的压力、温度均下降。以典型组分计算，LNG膨胀做功后的温度远高于其重质组分的凝结温度(露点温度)，符合“国标”要求，不具备凝结条件。况且，从降压膨胀做功到与后续掺混点d处与压缩空气混合，其间的过程极短，即便具备条件，凝结也难以实现。可见，不存在天然气中重质组分在透平膨胀机内或管道内液化问题。
待到天然气与空气混合，天然气与空气的混合气体露点温度即刻大幅度降低，更不存在重质组分凝结问题。
③.产品气热值调控
自动控制系统通过调节压气机风量进口控制叶片D和放散阀门H的开度，进而调整在掺混点d处的空气掺混量，确保c处的产品气热值符合要求。
④.产品气压力调控
自动控制系统通过控制调节阀A、B的开度，调整进入掺混点d处的LNG流量，进而确保c处的产品气压力符合要求。
⑤.混合气体安全性分析
依据可燃气体爆炸极限计算公式，降压膨胀做功后的天然气，其爆炸极限为4.49％～14.50％。
按照“国家标准”《城镇燃气设计规范》(GB50028-2006)要求，可燃气体允许混入的空气量，必须确保可燃气体高于爆炸极限2倍以上。即可燃气体含量必须高于29％，空气含量必须低于(1～2×14.50％)＝61％，而本发明中最大空气含量为12％，可见，安全性有保障。
况且，混合后气体温度一般低于常温，压力也不高，安全性能是有所提高的。
实施例2
本实施例中，透平膨胀机T净输出功WT小于压气机压缩所需空气的功WC与损耗功之和，透平膨胀机T与电动机M联合带动压气机C运行。
本实施例的实施地点为广州市吉山天然气调压站。进入调压站的天然气仍然为澳大利亚进口LNG，高热值、常温的气相LNG，最大流量为3.0万m3/h，因为用户的不均匀性，流量存在一定的不稳定性，但不是频繁波动，而是有规律可循，且波动速率较为平缓。调压站LNG进口压力为1.6MPa左右，要求出站产品气热值为36.0MJ/Nm3(8500kcal/Nm3)、压力为0.20MPa，且基本恒定，送入城市统一中压燃气管网供用户使用。
传统的调压方式如图2，三个回路的调压装置(两开一备)对高压、高热值气相LNG降压，使其符合中压管网压力要求，不能调配天然气热值与燃烧特性。本发明只保留原有1路两级传统调压装置作为本发明装置事故备用设备，将原有两路调压设备取消，改由本发明装置替换(如图3)。常温、次高压、高热值气相LNG在透平膨胀机T内膨胀做功，带动压气机C对吸入的空气加压，然后与膨胀做功后的LNG掺混，达到同时降低LNG热值和压力之目的。由于LNG在透平膨胀机膨胀所做的功不足以驱动压气机生产所需要掺混的压缩空气量，因此，不足的能量部分需要由电动机M补充。装置流程图如下图5。
①.参数计算
调压站LNG流量为3.0万m3/h、压力为1.6MPa。经过计算机软件模拟计算，相关参数如下：
a)3.0万m3/h天然气在透平膨胀机内由1.6MPa压力降压至0.2MPa时，在考虑能量转换效率的条件下，自身携带的压力能不足以将4091m3/h空气(LNG降低热值至目标值所需要掺混的压缩空气量)加压至0.35MPa，LNG自身压力能只能生产的压缩空气量为3510m3/h。不足部分需由电动机“补能”生产。
b)3.0万m3/h、10℃次高压气相LNG膨胀做功后，透平膨胀机T出口b处的LNG温度降为-5.0℃，压力为0.26MPa。而此时，通过电动机M补能，压气机C出口e处的压缩空气流量为4091m3/h，温度为150℃左右，压气机C风量进口控制叶片D处于基本全开状态。
c)3.0万m3/h、-5℃、压力为0.26MPa的LNG，经过调节阀B降压后，与流量为4091m3/h、温度为150℃的空气在掺混点d处混合，两者掺混后，产品气热值为36.0MJ/Nm3(8500kcal/Nm3)；压力为0.20MPa。经过升温措施后产品气符合各项要求。
②.天然气C2 +组分凝结问题分析
依据计算机软件模拟结果，LNG在透平膨胀机内膨胀做功后的压力、温度均下降。以典型组分计算，LNG膨胀做功后的温度远高于其重质组分的凝结温度(露点温度)，符合“国标”要求，不具备凝结条件。况且，从降压膨胀做功到与后续掺混点d处与压缩空气混合，其间的过程极短，即便具备条件，凝结也难以实现。可见，不存在天然气中重质组分在透平膨胀机内或管道内液化问题。
待到天然气与空气混合，天然气与空气的混合气体露点温度即刻大幅度降低，更不存在重质组分凝结问题。
③.产品气热值调控
自动控制系统通过调节压气机风量进口控制叶片D和放散阀门H的开度，进而调整在掺混点d处的空气掺混量，确保c处的产品气热值符合要求。
⑥.产品气压力调控
自动控制系统通过控制调节阀A、B的开度，调整进入掺混点d处的LNG流量，进而确保c处的产品气压力符合要求。
⑦.混合气体安全性分析
依据可燃气体爆炸极限计算公式，降压膨胀做功后的天然气，其爆炸极限为4.49％～14.50％。
按照“国家标准”《城镇燃气设计规范》(GB50028-2006)要求，可燃气体允许混入的空气量，必须确保可燃气体高于爆炸极限2倍以上。即可燃气体含量必须高于29％，空气含量必须低于(1～2×14.50％)＝61％，而本发明中最大空气含量为12％，可见，安全性有保障。
况且，混合后气体温度一般低于常温，压力也不高，安全性能是有所提高的。
Claims (6)
1.一种调压站内天然气热值自平衡装置，其特征在于至少包括：透平膨胀机，用于对调压站内高压天然气降压，高压天然气降压膨胀做功，带动透平膨胀机的涡轮旋转；压气机，与透平膨胀机连接并与其涡轮联动，用于生产压缩空气；掺混点，将经透平膨胀机降压的天然气与经压气机供给的空气进行掺混，降低调压站出站天然气热值与目标值一致；混合气热值与燃烧特性参数自动控制系统，包括：检测装置，对混合气进行实时监控；中央处理器，接收检测数据并运算出压缩空气掺混流量，再输出指令控制空气掺混量；压气机进气控制叶片、放散阀门，按中央处理器的输出指令动作达到适合的开度。
2.根据权利要求1所述的调压站内天然气热值自平衡装置，其特征在于：还包括有发电机和/或由外部电力驱动的电动机，其中的发电机与透平膨胀机的涡轮联动，电动机与透平膨胀机共同驱动压气机运作。
3.根据权利要求1所述的调压站内天然气热值自平衡装置，其特征在于：还包括与掺混点连接的备用的外部空气供应系统，该系统包括安装在调压站非防爆区域的电动空压机、外部压缩空气控制阀、外部压缩空气供应流量计。
4.根据权利要求1所述的调压站内天然气热值自平衡装置，其特征在于：所述压气机出口处压缩空气的压力高于透平膨胀机出口处天然气的压力。
5.根据权利要求1所述的调压站内天然气热值自平衡装置，其特征在于：还包括冷却水能量回收装置，该冷却水能量回收装置包括通过管道形成回路的压气机水冷系统和透平膨胀机外壳的水冷夹层。
6.根据权利要求1所述的调压站内天然气热值自平衡装置，其特征在于：还包括安全连锁控制系统，当监测到输出的混合气热值低于某一设定值、同时氧气含量高于某一设定值时，安全连锁控制系统动作，驱动紧急切断阀关闭，切断空气供应。
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Effective date of registration: 20130524 Address after: 410008 Hunan province Changsha Kaifu District, No. 332 New River Road Patentee after: CHANGSHA ENN GAS DEVELOPMENT Co.,Ltd. Address before: 510635, room 205, No. 402 Longkou East Road, Guangdong, Guangzhou Patentee before: Luo Dongxiao |
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| EE01 | Entry into force of recordation of patent licensing contract |
Application publication date: 20080903 Assignee: CHANGSHA ENN GAS DEVELOPMENT Co.,Ltd. Assignor: Luo Dongxiao Contract record no.: 2012430000083 Denomination of invention: Self-balance method and apparatus for natural gas thermal value at pressure regulating station Granted publication date: 20111130 License type: Exclusive License Record date: 20120511 |
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| LICC | Enforcement, change and cancellation of record of contracts on the licence for exploitation of a patent or utility model | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20111130 |