沥青搅拌站LNG油改气方案

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沥青混凝土搅拌站“油改气”项目

一.现状及可行性

随着国经济的高速发展,

公路建设事业兴未艾,各地

大型沥青混凝土搅拌站日益

增多,竞争日趋激烈。目前,

国大部分沥青混凝土搅拌站

以燃烧柴油、重油为主,而

柴油、重油价格居高不下,

直接造成生产成本加大,公

路建设单位更是苦不堪言。

此外,重油和柴油的硫、氮

等元素含量较高,燃烧时产

生二氧化硫及氮氧化物会造

成一定程度的污染,且粘附

力强,杂质也相对较多,一

经污染,难以清除。天然气

同柴油、重油相比,热值较

高,燃烧充分稳定,有着更

优良的燃烧特性,而且天然

气的热量值单价上更为经

济,燃烧效率高于重油,热量利用效率提高10~20%,比柴油便宜50%左右,而且其中不含有任杂质,燃烧后无废渣、废水产生,降低了设备的故障率,可节约设备维修费用,从而大大降低生产成本。天然气的着火温度为657℃,密度、辛烷值、爆炸极限等技术指标都比重油和柴油优良,且比重轻、易升空,天然气容器的高压部件均符合《压力容器安全监察规程》要求,关键部件安全系数均在4以上,比使用重油和柴油更安全、可靠。

可见,对于大量的采用重油和柴油作为燃料的沥青搅拌厂来说,用优质、高效、安全、洁净的天然气取代重油和柴油作为工业燃料,是节能降耗、提高经济效益的有效途径,是减少环境污染,改善生存环境的最佳案,是促进经济、资源与环境可持续发展的当务之急。

二.供气模式及供气设备设计安装

近年来,我国天然气事业得到了飞速发展,对于天然气以不同式供应工业用户的研究,已经在国外广泛展开。管道输送是天然气输送的基本式。实践证明,在一定输气规模的前提下,管道输送是天然气最经济和有效的输送式,但由于供应围受限制,只能向长输干线沿线的工业用户供气。目前我国部分地区天然

气普及率极低,主要受三面因素限制,其一是小型工业用户供气规模较小,很难在有效时间达到良好的投资回报;其二是工业用户地理位置分散,有些受到天然障碍如江河等限制,进行长输管道气化受到制约;其三是受到行政区划独立管理体系的限制,不易寻求从事燃气供应的经营管理主体。

对于天然气管道无法输送到的地区,天然气除采用管道输送式外,还可用其他非管道运输式。一种式是压缩天然气(CNG),将天然气净化压缩后,装在高压容器里通过汽车运送到各个用气点。虽然CNG 运输相对于管道输送来说,灵活性更强,但是由于受供气规模、拖车数量、运距和气候等因素限制,决定了CNG 运输只适用于短距离的中小型用户。

另一种式是液化天然气(LNG),LNG 是液化天然气的简称,常压下将天然气冷冻到-℃左右,可使其变为液体即液化天然气(LNG),将液化天然气通过铁路或公路用低温容器运输到各个用气点。LNG 的体积可以缩小到标准状态下气态体积的1/ 600左右,因此在某些特定条件下,以LNG 形式进行天然气储运可能比气态天然气更经济。而且LNG 气化后密度很低,稍有泄漏即挥发扩散,存储压力低(0.3MPa-0.7MPa ),比CNG (20MPa )更安全。

如表1,是以上三种供气式的优缺点比较。

表1 不同供气式优缺点的比较

综合以上分析,采用LNG 供气式比采用管道和CNG 的供气式更加现实、安全。

1.天然气调压设备和管道安装

(1)气化、调压和BOG 气体处理

LNG 的气化、调压工艺流程与LPG 相似,见图1。不同的是气化器一般采用空温式气化器,充分利用LNG 的冷能,节省能源。在寒冷地区,冬季环境温度很低的情况下,会使得气化后的气体温度很低(一般比环境温度低10℃),后续的管道、设备等可能承受不了。因此,气化后一般要经过加热装置将气体升

供气式

优 点

缺 点

结 论

管道

运输量大;供气稳定;安全系数高;与CNG 和LNG

相比,气价较低;可连续运行;占地面积小;受外界影响小。

灵活性差;投资成本高;管道铺设受限制。

对于郊区的沥青搅拌站来说,不可采用。

CNG

减压工艺简单;运行管理

便;运行成本较低,投资较小;灵活性强。

单车运输量小;供气围小

(100公里};供气不稳定;储存压力高,供气和储气设备都是高压产品,安全性低;占地面积大。

对于小规模供气,运输量少时,可采用。

LNG

气化工艺简单;运行管理便;安全可靠性高;运行

成本最低,单位储存量最大;气源有保障;灵活性强;能量密度大;占地面积小。

LNG 气化站的投资高于CNG 减压站的投资。

运输灵活便捷,对于用气量大的沥青搅拌站来说,适合采用。

温,以便达到允的温度,加热装置一般用温水加热式。

调压与BOG气体的处理要结合起来考虑,使得BOG气体得到回收利用。储罐和其他部位产生的BOG

气体经加热后,经调压、计量、加臭后进入出站管道。

(2)LNG气化站工艺技术

①由LNG槽车运来的液化天然气,使用时利用LNG贪槽增压气化器,将LNG槽车压力增高,然后通过阀门组将LNG输送至LNG空温式气化器,出口压力为0.5~0.6MPa。最后通过调压、计量、加臭后送入管网,出口压力为0.2~0.3MPa左右。

②LNG槽车的LNG卸完后,尚有天然气的气体,这部分气体经BOG加热器加热后再进入管网。

③低温LNG槽车的日蒸发率一般为≤0.3%,这部分气化了的气体如果不及时排出,会使槽车上部分气相空间的蒸发压力逐渐升高。为保证槽车的安全,通过降压调节阀根据压力自动排出罐顶的气体(BOG),这部分BOG气体经BOG加热器加热后再进入管网。

④在空温气化器的入口均设有手动截止阀,正常工作时两组空温气化器通过手动截止阀进行切换,切换期为6小时/次,当出口温度低于-20℃时切换空温气化器。

(3)调压设备安装与调压流程

①低温储罐与压力式低温储存

LNG气化站采用的是压力式低温储存

式,即储罐工作在承压的低温状态下。储罐

工作压力一般选在0.3~0.6MPa,工作温度

在-160℃左右,低温储罐的设计压力一般在

1MPa左右,设计温度为-196℃。低温储罐的

图2 LNG低温储罐结构

结构见图2。

低温储罐为双层结构,胆储存低温液体,承受介质的压力和低温,胆的材料采用耐低温合金钢

(0Crl8Ni9);外壳为胆的保护层,与胆之间保持一定间距,形成绝热空间,承受胆和介质的重力荷载以

及绝热层的真空负压。外壳不接触低温,采用容器钢制作。绝热层大多填充珠光砂,抽高真空。低温储

罐蒸发率一般低于0.2%。

②低温储罐的减压原理

为了防止热泄漏引起的罐压力升高,压力式低温储罐采用释放罐气体的法控制压力。我们在储罐的气

相管道上设置自动减压阀,当储罐压力升高到设定值时,减压阀便缓慢打开,将罐气体放出;当压力降

回到设定值以下时,减压阀自动关闭。释放出的气体一般不排人大气,后续的工艺会将其回收利用,这

部分气体简称BOG(低温储罐自然蒸发的气体)。

③低温储罐的增压原理

低温储罐的出液以储罐的自压为动力。液体送出后,液位下降,气相空间增大,导致罐压力下降。因此,必须不断向罐补充气体,维持罐压力不变,才能满足工艺要求。在储罐的下面设有一个增压气化器

和一个增压阀。增压气化器是空温式气化器,它的安装高度要低于储罐的最低液位。增压阀与减压阀的

动作相反,当阀的出口压力低于设定值时打开,而压力回升到设定值以上时关闭。

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