淺析LNG調(diào)峰氣化設(shè)施的安全性

陳海洋 郝 萍

中科合成油工程股份有限公司, 北京 100028

0 前言

由于季節(jié)或每日時(shí)段變化,民生用途的天然氣管線內(nèi)天然氣流量和壓力也隨著變化。目前,天然氣管線局部站點(diǎn)設(shè)置LNG儲(chǔ)罐和LNG調(diào)峰氣化設(shè)施,在用氣高峰期,氣化設(shè)施將儲(chǔ)存在LNG儲(chǔ)罐內(nèi)的低溫LNG氣化成常溫天然氣,補(bǔ)充到天然氣管線。氣化設(shè)施的生產(chǎn)負(fù)荷和壓力將隨著天然氣管線內(nèi)流量變化而變化,氣化設(shè)施內(nèi)設(shè)備運(yùn)行工況變化很大,LNG的物性也將發(fā)生很大變化(如LNG壓力、氣化后流速、流體動(dòng)力黏度、流體導(dǎo)熱系數(shù)、流體雷諾數(shù)、流體普朗特?cái)?shù)等),LNG完全氣化所需的總熱量發(fā)生變化,浸沒(méi)式燃燒氣化器總傳熱系數(shù)也會(huì)發(fā)生變化[1]。當(dāng)天然氣管線壓力很低、流量很小時(shí),氣化設(shè)施的生產(chǎn)負(fù)荷將變得很小,工作壓力也將變得很低,氣化設(shè)施內(nèi)LNG的物性將發(fā)生變化,浸沒(méi)式燃燒氣化器總傳熱系數(shù)會(huì)降低,LNG完全氣化所需的總熱量會(huì)增加,浸沒(méi)式燃燒氣化器不能滿(mǎn)足實(shí)際要求,從而影響氣化設(shè)施安全運(yùn)行。

1 安全性分析

通常調(diào)峰氣化設(shè)施的工藝流程:LNG自LNG罐內(nèi)泵升壓送至LNG緩沖罐,再經(jīng)過(guò)LNG增壓泵送至LNG氣化器,加熱氣化成天然氣后送入天然氣管線。調(diào)峰氣化設(shè)施工藝流程見(jiàn)圖1。

以某調(diào)峰氣化設(shè)施工廠為例,對(duì)存在的安全性進(jìn)行分析。調(diào)峰氣化設(shè)施輸送的天然氣管網(wǎng)最大壓力為3.8 MPa,氣化最大能力為180 t/h。

圖1 調(diào)峰氣化設(shè)施工藝流程圖Fig.1 Flowchart of peak shaving vaporization facility process

根據(jù)該廠LNG組份摩爾百分比,用PROⅡ模擬軟件模擬出LNG壓焓圖,見(jiàn)圖2。

圖2 LNG壓焓圖Fig.2 LNG pressure enthalpy diagram

為節(jié)約建設(shè)投資,該調(diào)峰氣化設(shè)施的LNG增壓泵為工頻泵,同時(shí)設(shè)置泵的回流線,LNG氣化器為浸沒(méi)式燃燒氣化器[2-3],其設(shè)計(jì)參數(shù)為：流量180 t/h,設(shè)計(jì)壓力3.9 MPa,LNG進(jìn)口溫度113 K,出口溫度278 K,內(nèi)設(shè)136支 U型換熱管,換熱管外徑25.4 mm,壁厚1.6 mm,單支換熱管長(zhǎng)度35 m,換熱面積380 m2,換熱面積余量10%,總傳熱系數(shù) 1 291.3 W/(m2·K),LNG在換熱管內(nèi)流速2.26 m/s[4]。

某年冬季晚上20:00天然氣用氣高峰時(shí),導(dǎo)致天然氣管線內(nèi)流量較小,壓力較低(極端工況下只有0.3 MPa),需啟動(dòng)調(diào)峰氣化設(shè)施,希望2 h內(nèi)達(dá)到氣化設(shè)施的設(shè)計(jì)流量[5]。待準(zhǔn)備工作就緒后,把增壓泵回流線調(diào)節(jié)閥開(kāi)啟一個(gè)小開(kāi)度,啟動(dòng)LNG增壓泵,防止LNG增壓泵桶發(fā)熱氣化,再慢慢加大泵出口調(diào)節(jié)閥的開(kāi)度,經(jīng)泵增壓的LNG在浸沒(méi)式燃燒氣化器氣化成氣體,當(dāng)壓力與天然氣主管網(wǎng)的壓力相當(dāng)時(shí),打開(kāi)調(diào)峰氣化設(shè)施的邊界閥,給天然氣主管網(wǎng)補(bǔ)氣[6]。

初始時(shí),增壓泵出口流量很小,小量LNG在浸沒(méi)式燃燒氣化器換熱管內(nèi),能充分吸收熱水的熱量,氣化成常溫天然氣。隨著泵出口調(diào)節(jié)閥的開(kāi)度增大,泵送LNG量也增加,當(dāng)接近設(shè)計(jì)流量180 t/h時(shí),直徑DN 1000天然氣主管線的壓力還不能明顯升高[7],所以浸沒(méi)式燃燒氣化器內(nèi)LNG壓力約0.3 MPa,但是該工況下,浸沒(méi)式燃燒氣化器不能完全氣化LNG,約6.1%液相夾帶在氣化后溫度為271 K的天然氣中,兩相流體在浸沒(méi)式燃燒氣化器出口的常溫天然氣水平管道內(nèi)形成環(huán)狀流,流動(dòng)過(guò)程中低溫液相LNG在常溫管道積累,最終使常溫天然氣管道形成低溫脆裂,發(fā)生爆炸事故。

根據(jù)PROⅡ模擬軟件計(jì)算和圖2分析[8],LNG在浸沒(méi)式燃燒氣化器設(shè)計(jì)工況(壓力3.9 MPa,進(jìn)口溫度113 K,出口溫度278 K,流量180 t/h)和極端工況(壓力0.3 MPa,進(jìn)口溫度113 K,出口溫度278 K,流量180 t/h)都經(jīng)歷了液體過(guò)冷區(qū)、氣液兩相區(qū)和氣體過(guò)熱區(qū)[9],利用PROⅡ模擬軟件計(jì)算出設(shè)計(jì)工況和極端工況具體相態(tài)變化和需要吸收的熱量,結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 LNG在SCV相態(tài)變化及需要吸收熱量表

LNG在浸沒(méi)式燃燒氣化器的換熱過(guò)程為水槽中熱水和煙氣與換熱管之間的對(duì)流換熱,將熱量通過(guò)換熱管壁傳給管束內(nèi)流動(dòng)介質(zhì),使LNG氣化成天然氣[10]。

水槽中熱水和煙氣與換熱管之間的對(duì)流換熱[11],可以采用單相流體外掠管束的換熱關(guān)聯(lián)式來(lái)計(jì)算其換熱系數(shù)[12]:

(1)

(2)

換熱管外壁與內(nèi)壁之間熱傳導(dǎo)換熱,可以采用下列公式來(lái)計(jì)算換熱系數(shù)[13]:

(3)

管束內(nèi)介質(zhì)受迫對(duì)流傳熱,可以采用下列公式來(lái)計(jì)算換熱系數(shù)[14]:

(4)

浸沒(méi)式燃燒氣化器總傳熱系數(shù)為:

(5)

利用式(1)～(5),可以計(jì)算出該廠浸沒(méi)式燃燒氣化器設(shè)計(jì)工況時(shí)總傳熱系數(shù)為 1 291.3 W/(m2·K) 和極端工況時(shí)總傳熱系數(shù)為 1 130.4 W/(m2·K)。

根據(jù)計(jì)算結(jié)果,經(jīng)過(guò)分析比較得知:雖然在極端工況下運(yùn)行,氣化等量的LNG所需要熱量比設(shè)計(jì)工況多約6.05%,雖未超出工程設(shè)計(jì)中的10%余量,但極端工況下,由于LNG工藝參數(shù)及物性發(fā)生變化,浸沒(méi)式燃燒氣化器的總傳熱系數(shù)降低約12.46%,則浸沒(méi)式燃燒氣化器換熱面積比設(shè)計(jì)工況時(shí)需多21.1%,所以該廠在極端工況下,浸沒(méi)式燃燒氣化器運(yùn)行時(shí)不能為換熱管內(nèi)的LNG提供足夠熱量,導(dǎo)致少量LNG無(wú)法氣化,如同上述敘述,受熱后的流體形成環(huán)狀流,約6.1%低溫液相LNG在常溫管道積累,最終使常溫天然氣管道形成低溫脆裂,導(dǎo)致爆炸事故[15]。

2 改進(jìn)措施

為了防止因天然氣管線的壓力劇烈波動(dòng),調(diào)峰氣化設(shè)施的LNG壓力隨之巨變,促使LNG物性變化,導(dǎo)致浸沒(méi)式燃燒氣化器總傳熱系數(shù)變化而影響安全生產(chǎn)[16],在不過(guò)度增加浸沒(méi)式燃燒氣化器換熱面積、減少投資的前提下,應(yīng)在LNG調(diào)峰氣化設(shè)施邊界區(qū)設(shè)置壓力調(diào)節(jié)閥,無(wú)論后續(xù)的天然氣管網(wǎng)壓力如何波動(dòng),都能維持氣化設(shè)施內(nèi)的壓力不低于某一設(shè)定值,使LNG物性、浸沒(méi)式燃燒氣化器總傳熱系數(shù)和氣化所需熱量變化不大，故此浸沒(méi)式燃燒氣化器的總換熱面積能夠適應(yīng)天然氣管網(wǎng)的壓力[17],從而保證氣化設(shè)施的安全。調(diào)峰氣化設(shè)施的改進(jìn)工藝流程見(jiàn)圖3。

圖3 調(diào)峰氣化設(shè)施改進(jìn)工藝流程圖Fig.3 Flowchart of peak shaving vaporizationfacility improved process

經(jīng)過(guò)能耗計(jì)算和浸沒(méi)式燃燒氣化器選型比較,該調(diào)峰氣化設(shè)施工廠在邊界區(qū)新增壓力調(diào)節(jié)閥,壓力設(shè)定值定為0.7 MPa。當(dāng)天然氣管線壓力值低時(shí),調(diào)峰氣化設(shè)施內(nèi)的壓力隨著降低[18],但當(dāng)氣化設(shè)施壓力低于 0.7 MPa 時(shí),減小壓力調(diào)節(jié)閥開(kāi)度,無(wú)論天然氣管線壓力值多低,調(diào)峰氣化設(shè)施內(nèi)的壓力始終維持0.7 MPa;當(dāng)氣化設(shè)施壓力高于或等于0.7 MPa時(shí),壓力調(diào)節(jié)閥處于全開(kāi)狀態(tài)[19-20]。

利用PROⅡ模擬軟件計(jì)算,180 t/h的LNG在壓力0.7 MPa的實(shí)際工況下,泡點(diǎn)溫度為140 K,露點(diǎn)溫度為211 K,完全氣化需要吸收的熱量為151×106kJ/h,浸沒(méi)式燃燒氣化器在該工況下總傳熱系數(shù)為1 240.5 W/(m2·K)。

根據(jù)上述計(jì)算結(jié)果,經(jīng)過(guò)分析比較得知:壓力為 0.7 MPa 的實(shí)際工況下,氣化等量的LNG所需熱量比設(shè)計(jì)工況多4%,總傳熱系數(shù)降低約3.9%,則需要浸沒(méi)式燃燒氣化器換熱面積比設(shè)計(jì)工況時(shí)多8.2%，浸沒(méi)式燃燒氣化器換熱面積的設(shè)計(jì)余量為10%。因此，在壓力為0.7 MPa的實(shí)際工況下,浸沒(méi)式燃燒氣化器為換熱管內(nèi)的LNG提供足夠熱量,使LNG完全氣化,保障氣化設(shè)施的安全。

為提高氣化設(shè)施的本質(zhì)安全,浸沒(méi)式燃燒氣化器出口管道上的溫度變送器必須與出口閥、氣化器爐膛、氣化器放空閥以及增壓泵進(jìn)行聯(lián)鎖,當(dāng)出口管道上的3塊溫度變送器,至少有2塊達(dá)到聯(lián)鎖低值時(shí),則聯(lián)鎖關(guān)閉氣化器出口閥和氣化器爐膛,停增壓泵,同時(shí)打開(kāi)氣化器放空閥,保障LNG調(diào)峰氣化設(shè)施本質(zhì)安全。

3 結(jié)論

常規(guī)LNG調(diào)峰氣化設(shè)施,給民生用途的天然氣管線補(bǔ)充天然氣時(shí),氣化設(shè)施的生產(chǎn)負(fù)荷、壓力以及LNG物性將隨天然氣管線內(nèi)流量變化而變化,在冬季用氣高峰期,天然氣管線壓力和流量很小時(shí),氣化設(shè)施的生產(chǎn)負(fù)荷和工作壓力也將下降,氣化設(shè)施內(nèi)LNG物性將發(fā)生變化,浸沒(méi)式燃燒氣化器總傳熱系數(shù)會(huì)降低,LNG完全氣化所需總熱量會(huì)增加,浸沒(méi)式燃燒氣化器不能提供足夠熱量給換熱管內(nèi)的LNG,少量LNG不能氣化,引起管道低溫脆裂,導(dǎo)致爆炸事故。

為了確保LNG調(diào)峰氣化設(shè)施的安全可靠,在常規(guī)LNG調(diào)峰氣化設(shè)施流程基礎(chǔ)上進(jìn)行優(yōu)化,經(jīng)過(guò)能耗計(jì)算和氣化器選型比較,在調(diào)峰氣化設(shè)施界區(qū)設(shè)置壓力調(diào)節(jié)閥,確保氣化設(shè)施的工作壓力不低于某一設(shè)定值,不隨天然氣管線壓力和流量改變而改變,浸沒(méi)式燃燒氣化器能夠提供充足熱量完全氣化LNG,提高調(diào)峰氣化設(shè)施的安全性，此方法可為類(lèi)似氣化設(shè)施設(shè)計(jì)提供借鑒。