淺析LNG調峰氣化設施的安全性

陳海洋 郝 萍

中科合成油工程股份有限公司, 北京 100028

0 前言

由于季節或每日時段變化,民生用途的天然氣管線內天然氣流量和壓力也隨著變化。目前,天然氣管線局部站點設置LNG儲罐和LNG調峰氣化設施,在用氣高峰期,氣化設施將儲存在LNG儲罐內的低溫LNG氣化成常溫天然氣,補充到天然氣管線。氣化設施的生產負荷和壓力將隨著天然氣管線內流量變化而變化,氣化設施內設備運行工況變化很大,LNG的物性也將發生很大變化(如LNG壓力、氣化后流速、流體動力黏度、流體導熱系數、流體雷諾數、流體普朗特數等),LNG完全氣化所需的總熱量發生變化,浸沒式燃燒氣化器總傳熱系數也會發生變化[1]。當天然氣管線壓力很低、流量很小時,氣化設施的生產負荷將變得很小,工作壓力也將變得很低,氣化設施內LNG的物性將發生變化,浸沒式燃燒氣化器總傳熱系數會降低,LNG完全氣化所需的總熱量會增加,浸沒式燃燒氣化器不能滿足實際要求,從而影響氣化設施安全運行。

1 安全性分析

通常調峰氣化設施的工藝流程:LNG自LNG罐內泵升壓送至LNG緩沖罐,再經過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。調峰氣化設施工藝流程見圖1。

以某調峰氣化設施工廠為例,對存在的安全性進行分析。調峰氣化設施輸送的天然氣管網最大壓力為3.8 MPa,氣化最大能力為180 t/h。

圖1 調峰氣化設施工藝流程圖Fig.1 Flowchart of peak shaving vaporization facility process

根據該廠LNG組份摩爾百分比,用PROⅡ模擬軟件模擬出LNG壓焓圖,見圖2。

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

為節約建設投資,該調峰氣化設施的LNG增壓泵為工頻泵,同時設置泵的回流線,LNG氣化器為浸沒式燃燒氣化器[2-3],其設計參數為：流量180 t/h,設計壓力3.9 MPa,LNG進口溫度113 K,出口溫度278 K,內設136支 U型換熱管,換熱管外徑25.4 mm,壁厚1.6 mm,單支換熱管長度35 m,換熱面積380 m2,換熱面積余量10%,總傳熱系數 1 291.3 W/(m2·K),LNG在換熱管內流速2.26 m/s[4]。

某年冬季晚上20:00天然氣用氣高峰時,導致天然氣管線內流量較小,壓力較低(極端工況下只有0.3 MPa),需啟動調峰氣化設施,希望2 h內達到氣化設施的設計流量[5]。待準備工作就緒后,把增壓泵回流線調節閥開啟一個小開度,啟動LNG增壓泵,防止LNG增壓泵桶發熱氣化,再慢慢加大泵出口調節閥的開度,經泵增壓的LNG在浸沒式燃燒氣化器氣化成氣體,當壓力與天然氣主管網的壓力相當時,打開調峰氣化設施的邊界閥,給天然氣主管網補氣[6]。

初始時,增壓泵出口流量很小,小量LNG在浸沒式燃燒氣化器換熱管內,能充分吸收熱水的熱量,氣化成常溫天然氣。隨著泵出口調節閥的開度增大,泵送LNG量也增加,當接近設計流量180 t/h時,直徑DN 1000天然氣主管線的壓力還不能明顯升高[7],所以浸沒式燃燒氣化器內LNG壓力約0.3 MPa,但是該工況下,浸沒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,兩相流體在浸沒式燃燒氣化器出口的常溫天然氣水平管道內形成環狀流,流動過程中低溫液相LNG在常溫管道積累,最終使常溫天然氣管道形成低溫脆裂,發生爆炸事故。

根據PROⅡ模擬軟件計算和圖2分析[8],LNG在浸沒式燃燒氣化器設計工況(壓力3.9 MPa,進口溫度113 K,出口溫度278 K,流量180 t/h)和極端工況(壓力0.3 MPa,進口溫度113 K,出口溫度278 K,流量180 t/h)都經歷了液體過冷區、氣液兩相區和氣體過熱區[9],利用PROⅡ模擬軟件計算出設計工況和極端工況具體相態變化和需要吸收的熱量,結果見表1。

表1 LNG在SCV相態變化及需要吸收熱量表

LNG在浸沒式燃燒氣化器的換熱過程為水槽中熱水和煙氣與換熱管之間的對流換熱,將熱量通過換熱管壁傳給管束內流動介質,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流換熱[11],可以采用單相流體外掠管束的換熱關聯式來計算其換熱系數[12]:

(1)

(2)

換熱管外壁與內壁之間熱傳導換熱,可以采用下列公式來計算換熱系數[13]:

(3)

管束內介質受迫對流傳熱,可以采用下列公式來計算換熱系數[14]:

(4)

浸沒式燃燒氣化器總傳熱系數為:

(5)

利用式(1)～(5),可以計算出該廠浸沒式燃燒氣化器設計工況時總傳熱系數為 1 291.3 W/(m2·K) 和極端工況時總傳熱系數為 1 130.4 W/(m2·K)。

根據計算結果,經過分析比較得知:雖然在極端工況下運行,氣化等量的LNG所需要熱量比設計工況多約6.05%,雖未超出工程設計中的10%余量,但極端工況下,由于LNG工藝參數及物性發生變化,浸沒式燃燒氣化器的總傳熱系數降低約12.46%,則浸沒式燃燒氣化器換熱面積比設計工況時需多21.1%,所以該廠在極端工況下,浸沒式燃燒氣化器運行時不能為換熱管內的LNG提供足夠熱量,導致少量LNG無法氣化,如同上述敘述,受熱后的流體形成環狀流,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,導致爆炸事故[15]。

2 改進措施

為了防止因天然氣管線的壓力劇烈波動,調峰氣化設施的LNG壓力隨之巨變,促使LNG物性變化,導致浸沒式燃燒氣化器總傳熱系數變化而影響安全生產[16],在不過度增加浸沒式燃燒氣化器換熱面積、減少投資的前提下,應在LNG調峰氣化設施邊界區設置壓力調節閥,無論后續的天然氣管網壓力如何波動,都能維持氣化設施內的壓力不低于某一設定值,使LNG物性、浸沒式燃燒氣化器總傳熱系數和氣化所需熱量變化不大，故此浸沒式燃燒氣化器的總換熱面積能夠適應天然氣管網的壓力[17],從而保證氣化設施的安全。調峰氣化設施的改進工藝流程見圖3。

圖3 調峰氣化設施改進工藝流程圖Fig.3 Flowchart of peak shaving vaporizationfacility improved process

經過能耗計算和浸沒式燃燒氣化器選型比較,該調峰氣化設施工廠在邊界區新增壓力調節閥,壓力設定值定為0.7 MPa。當天然氣管線壓力值低時,調峰氣化設施內的壓力隨著降低[18],但當氣化設施壓力低于 0.7 MPa 時,減小壓力調節閥開度,無論天然氣管線壓力值多低,調峰氣化設施內的壓力始終維持0.7 MPa;當氣化設施壓力高于或等于0.7 MPa時,壓力調節閥處于全開狀態[19-20]。

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

根據上述計算結果,經過分析比較得知:壓力為 0.7 MPa 的實際工況下,氣化等量的LNG所需熱量比設計工況多4%,總傳熱系數降低約3.9%,則需要浸沒式燃燒氣化器換熱面積比設計工況時多8.2%，浸沒式燃燒氣化器換熱面積的設計余量為10%。因此，在壓力為0.7 MPa的實際工況下,浸沒式燃燒氣化器為換熱管內的LNG提供足夠熱量,使LNG完全氣化,保障氣化設施的安全。

為提高氣化設施的本質安全,浸沒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行聯鎖,當出口管道上的3塊溫度變送器,至少有2塊達到聯鎖低值時,則聯鎖關閉氣化器出口閥和氣化器爐膛,停增壓泵,同時打開氣化器放空閥,保障LNG調峰氣化設施本質安全。

3 結論

常規LNG調峰氣化設施,給民生用途的天然氣管線補充天然氣時,氣化設施的生產負荷、壓力以及LNG物性將隨天然氣管線內流量變化而變化,在冬季用氣高峰期,天然氣管線壓力和流量很小時,氣化設施的生產負荷和工作壓力也將下降,氣化設施內LNG物性將發生變化,浸沒式燃燒氣化器總傳熱系數會降低,LNG完全氣化所需總熱量會增加,浸沒式燃燒氣化器不能提供足夠熱量給換熱管內的LNG,少量LNG不能氣化,引起管道低溫脆裂,導致爆炸事故。

為了確保LNG調峰氣化設施的安全可靠,在常規LNG調峰氣化設施流程基礎上進行優化,經過能耗計算和氣化器選型比較,在調峰氣化設施界區設置壓力調節閥,確保氣化設施的工作壓力不低于某一設定值,不隨天然氣管線壓力和流量改變而改變,浸沒式燃燒氣化器能夠提供充足熱量完全氣化LNG,提高調峰氣化設施的安全性，此方法可為類似氣化設施設計提供借鑒。