大型鋼鐵企業的天然氣供應技術

邱晟華，高子豐，鄭 晨，李星星

（中冶南方工程技術有限公司，湖北武漢 430223）

前言

天然氣是蘊藏于地下巖石儲集層中以烴類為主的混合氣體的統稱，與空氣的比重約為0.55～0.6，具有無色、無味、無毒等特點。天然氣主要成分是烷烴，其中甲烷占比在90%以上，剩余含有少量的乙烷、丙烷、丁烷、硫化氫、二氧化碳、氮氣、稀有氣體、水及其他碳化物。天然氣以高熱值、綠色環保、安全可靠等優點得到廣泛的利用。

天然氣在大型鋼鐵企業煉鐵、煉鋼、軋鋼等工序中被廣泛使用。按用途分類，天然氣用戶可分為2 類。第一類作為燃料用于高爐冶煉噴吹［1］、點火、廢鋼切割、烘烤等；第二類作為原料用于天然氣裂解制氫。按壓力分類，天然氣用戶可分為3 類。第一類為高壓用戶，使用壓力≥1.6 MPa，如天然氣裂解制氫；第二類為中壓用戶，使用壓力為0.4～0.7 MPa，如高爐冶煉噴吹、點火、廢鋼切割；第三類為低壓用戶，使用壓力為10 kPa，如加熱爐、烘烤。按規模分類，天然氣用戶可分為2類。第一類為大型用戶，用氣量為2 000～50 000 m3/h，如高爐冶煉噴吹、熱處理爐；第二類為小型用戶，用氣量為100～2 000 m3/h，如點火、廢鋼切割、烘烤、天然氣裂解制氫。

1 供氣規模

以國內沿海某千萬噸級鋼廠（下述簡稱A鋼廠）為例，其各工序煤氣單耗見表1。

表1 各工序煤氣單耗表 106 kJ/t

A 鋼廠焦化、煉鐵、煉鋼的副產煤氣能滿足上述各工序的煤氣消耗，且有富余。但副產煤氣含硫化物、氯化物、氰化物等有害成分，若廢氣未經處理直接排放，會給環境造成極大的污染。現在許多鋼鐵企業逐步使用天然氣替代鋼廠副產煤氣，且取得了不錯的經濟效益和社會效益。如高爐噴吹天然氣可以改善高爐操作，提高生鐵產量，降低生鐵成本；冷軋退火爐使用天然氣可以提高熱處理強度，改善冷軋板質量；富余的煤氣送至發電廠利用，發電廠設有廢氣處理設施，能夠有效降低環境污染。

結合副產煤氣利用經濟性，A 鋼廠焦化、燒結、石灰、煉鐵、熱軋繼續使用副產煤氣，煉鋼、連鑄、冷軋使用天然氣。A 鋼廠的天然氣消耗量見表2。由表2可知，A鋼廠天然氣預計總用量為27 740 m3/h。

表2 各工序的天然氣用量表 m3/h

2 氣源選擇

大型鋼鐵企業的天然氣氣源選擇應考慮3個方面因素：用氣的規模、壓力及價格。天然氣氣源可分為管道氣、壓縮天然氣、液化天然氣。其中，管道氣的價格較低且穩定，壓縮天然氣及液化天然氣價格較高、波動性較大。因此，管道氣是首選氣源。

大型鋼鐵企業的天然氣用量巨大，且包含高、中、低壓用戶，需求較為復雜。首選應是從天然氣門站向其供應高壓天然氣，但因許多城市缺少對鋼鐵企業的天然氣供應規劃，導致天然氣門站距離鋼廠較遠，且供應能力不足。因此只能將城市中壓天然氣管網作為氣源，液化天然氣（下述簡稱LNG）作為補充氣源。

根據不同氣源，規劃的高壓和中壓氣源供氣方案見圖1、圖2。

圖1 高壓天然氣氣源供應方案

圖2 中壓天然氣氣源供應方案

3 天然氣調壓站

天然氣調壓站是天然氣供應的關鍵設施，其設計選型對鋼鐵企業的生產運行與結算具有重要影響。

3.1 調壓站分級

大型鋼鐵企業的天然氣調壓站可分為兩級，第一級為全廠級別，其上游為天然氣供應氣源；第二級為分廠級別，可將第一級調壓站供應的天然氣減壓至分廠用戶需求的壓力。

第一級調壓站應建設為有人值守站，集分輸調壓、儲氣調峰、貿易計量于一體。其自控系統信號應送至天然氣供應商的城市級調度中心，以保證全廠天然氣供應的安全穩定運行，實現系統、合理、有效的管理調度，降低天然氣供應的運營成本。

第二級調壓站應建設為無人值守站，集調壓、計量于一體。其自控信號應送至車間儀表控制室，以保證車間天然氣供應的安全穩定運行。

3.2 儲氣調峰設施

大型鋼鐵企業天然氣用戶多，使用制度不一，導致第一級調壓站供氣量波動較大。為保證供氣穩定性，需要在第一級調壓站建設儲氣調峰設施。

常規儲氣調峰設施有球罐、氣柜、LNG 真空罐、地下儲氣庫（利用含水層、枯竭油氣田、鹽穴和廢棄礦井儲氣）［2］以及LNG 常壓罐。除因鋼廠不具備建設條件的地下儲氣庫，其他設施均可作為第一級調壓站儲氣調峰設施。常見儲氣調峰設施對比見表3。

表3 儲氣調峰設施對比表

LNG 儲能密度大，1 m3的LNG 可 以氣化出625 m3天然氣，是目前最好的儲氣方式，因此，第一級調壓站首選采用LNG作為調峰氣源。

常用的LNG 儲存方式有低溫常壓罐常壓儲存（≤15 kPa）、真空罐帶壓儲存（0.4～0.8 MPa）及子母罐帶壓儲存（0.4～0.8 MPa）［3］。

LNG 常壓罐為雙金屬罐，內罐采用金屬罐，外罐采用預應力混凝土結構。

LNG 真空儲罐為雙金屬罐，內罐材質為耐低溫不銹鋼，外罐材質為碳鋼原料，夾層填充珠光砂等保溫材料，抽真空。

LNG 子母罐的內罐是由3～7個耐低溫的不銹鋼壓力罐組成，外罐是一個碳鋼薄壁罐，內外罐之間填充珠光砂等保溫材料，并通入干燥氮氣，以杜絕濕空氣進入。

LNG 儲存設施即可作為管道氣的替代氣源，又可作為調峰氣源，調峰用量按照總用量的50%考慮，A 鋼廠LNG 儲存設施的最大供應能力為41 610 m3/h。考慮到LNG 的采購及運輸時間，LNG總儲存量按2天的正常用量考慮，約為2 100 m3。此儲氣規模若使用常壓罐，需設置1座2 100 m3雙金屬常壓罐及加壓設備，其投資雖低、但運營成本高；若使用LNG 真空罐，需要設置14 臺150 m3LNG 真空罐，其投資高、占地面積也較大；若使用LNG 子母罐，需要設置2 臺1 050 m3的子母罐，每臺子母罐由7 臺150 m3子罐組成，其占地較小、投資及運營成本低，為最佳選擇。

3.3 氣化設施

LNG 氣化設施包括卸車自增壓器、儲罐自增壓器、EAG 加熱器、BOG 加熱器、空溫氣化器、水浴式復熱器等。LNG 儲存氣化設施應設置在第一級調壓站。第一級調壓站實時監測第二級調壓站出口壓力，當壓力正常時，第一級調壓站采用長輸管道氣供氣；當壓力過低時，第一級調壓站開啟LNG 氣化流程，保證供氣壓力穩定。LNG 儲配站氣化工藝流程圖見圖3。

圖3 LNG儲配站氣化工藝流程圖

3.3.1 氣化工藝流程簡述

采用專用槽車，將LNG 接收站內的LNG 運輸至LNG 儲配站。LNG 槽車在卸車位先連接卸車自增壓器對槽車進行增壓，利用壓差將LNG 輸送至LNG儲罐。卸車完成后，儲罐自增壓器將儲罐內的LNG增壓至0.7 MPa，增壓后的LNG 流入空溫氣化器，與空氣換熱后轉化為氣態天然氣，空溫氣化器出口溫度為5～20 ℃，壓力為0.7 MPa，再經過調壓、計量及加臭后供應至鋼廠用戶。

3.3.2 卸車工藝

卸車工藝有兩種，分別是槽車自增壓卸車與潛液式低溫泵卸車。槽車自增壓卸車是利用卸車自增壓器將槽車的LNG 壓力增壓至0.6 MPa，利用壓差將LNG 輸送至LNG 儲罐。在卸車結束前，利用BOG 氣相管線對LNG 槽車內的氣態天然氣進行回收，自增壓卸車口的數量應為LNG 儲罐數量的一半。但當LNG 真空儲罐數量≥10 臺或者LNG 子母罐數量≥2臺時，推薦采用潛液式低溫泵卸車。

3.3.3 儲罐自增壓工藝

LNG 儲罐在正常運行時，需要對儲罐進行增壓或減壓，以維持0.6～0.7 MPa的工作壓力。當儲罐壓力低于自增壓調節閥設定的出口壓力時，調節閥開啟，LNG 流入儲罐自增壓器進行氣化，氣化后的天然氣通過儲罐頂部的氣相管再回流進罐內，罐內壓力逐步升高。當儲罐壓力高于自增壓調節閥設定的出口壓力時，調節閥關閉，儲罐自增壓器停止氣化，隨著儲罐內LNG 的排出，罐內壓力逐步下降。利用自增壓調節閥的開啟和關閉，將LNG 儲罐內的壓力維持在設計的壓力范圍內。

3.3.4 氣化工藝

LNG 氣化器一般采用空溫式氣化器，利用空氣對LNG 進行加熱，實現LNG 的氣化。氣化加熱后的天然氣溫度為5～20 ℃。主氣化器的氣化能力應為最大供應能力的2 倍，A 鋼廠需設置14 臺6 000 m3/h空溫式氣化器（7用7備）。

3.3.5 BOG工藝

LNG 槽車卸車時，有一部分LNG 通過卸車增壓器氣化后回到槽車內，在卸車結束時，這部分氣體需通過BOG加熱器加熱后送至用戶。

LNG 儲罐在運行中，儲罐內的LNG 會持續蒸發，蒸發的氣體需通過BOG 加熱器加熱后送至用戶。LNG 儲罐的每日蒸發率為0.04%～0.15%［4］，據此可知A鋼廠在運行中持續產生的閃蒸氣量最大為78 m3/h。可設置1臺500 m3/h的BOG加熱器。

3.3.6 安全泄放工藝

安全泄放系統由EAG 加熱器、阻火器、安全閥、集中放散塔組成。天然氣溫度在-120 ℃以下時，其密度比空氣大，需設置EAG 加熱器，將低溫天然氣加熱至5 ℃以上，再送至集中放散塔放散。

3.3.7 復熱器

當主氣化器的出口溫度低于5 ℃時，需用復熱器對其進行加熱，使其出口溫度高于5 ℃。主氣化器的出口溫度一般應高于環境溫度10 ℃，復熱器的最大熱功率可按下式計算：

式中：Q——所需加熱功率，kW；

W——天然氣質量流量，kg/s；CP——天然氣的定壓質量比熱，kJ/（kg·K）；

T1——主氣化器最低出口溫度，℃（最低環境溫度+10 ℃）。

假設A 鋼廠的冬季最低溫度為-20 ℃，計算得到復熱器的最大加熱功率：

3.4 調壓計量設施

3.4.1 調壓器

調壓器的選型與設置是調壓計量裝置設計的關鍵。調壓器按節流調節裝置的形式有曲流式和軸流式；按閥座形式有截止閥式，有單閥座式和雙閥座式，按消聲器安裝形式有內置和外置消聲器［5］；按控制方式有間接作用式和直接作用式。為保證天然氣輸配系統連續穩定安全運行，調壓一般采用兩臺并聯或設置監控調壓器［6］的方式。

（1）一開一備并聯方式

圖4是典型的一開一備并聯式調壓。

圖4 一開一備并聯調壓器

圖4 中調壓器Ⅰ為工作調壓器，調壓器Ⅱ為備用調壓器，K1為調壓器Ⅰ的緊急切斷閥，K2為調壓器Ⅱ的緊急切斷閥。

調壓器的緊急切斷閥有兩種結構形式，一種是獨立地設置在調壓器之前，另一種是與調壓器組合成一體。

P1為入口壓力，P2為工作調壓器的出口設定壓力，P2’為備用調壓器的出口設定壓力，Pk為工作調壓器緊急切斷閥設定的切斷壓力，Pk’為備用調壓器緊急切斷閥設定的切斷壓力。

系統壓力設定：

P2’＜P2正常運行的最小壓力（即小于其調壓設定范圍的最低值）。

Pk’＞Pk，Pk＞P2正常運行的最大壓力。

上述并聯式調壓器系統運行時，一路正常工作，另一路備用。當工作調壓器Ⅰ正常工作時，出口壓力為P2，由于P2＞P2’，備用調壓器Ⅱ呈關閉狀態。當調壓器Ⅰ發生故障使出口壓力超壓達到Pk時，切斷閥K1關閉，出口壓力下降，當出口壓力降至P2’時，備用調壓器Ⅱ打開，出口壓力穩定為P2’。

（2）監控調壓器方式

圖5是典型的監控調壓器式調壓。

圖5 監控調壓器的設置

圖5 中調壓器Ⅰ為工作調壓器，調壓器Ⅱ為備用調壓器，P1為入口壓力，P2為工作調壓器出口設定壓力，P2’為監控調壓器出口設定壓力，P2’＞P2。

監控調壓器系統狀態，工作調壓器出口壓力P2＜P2’時，監控調壓器的閥位處于全開狀態［2］。當工作調壓器發生故障，出口壓力超過P2達到P2’時，監控調壓器進入工作狀態，出口壓力穩定為P2’。

上述兩種調壓器系統都可實現天然氣的不間斷供氣，但并聯式調壓器系統可實現不停氣檢修，因此，第一級調壓站宜采用并聯式調壓器系統，以保證全廠供氣安全。第二級調壓站宜采用監控調壓器系統，以節省投資。

3.4.2 流量計量

天然氣流量計的精度等級范圍為0.2～1.5，第一級調壓站流量計量目的是對氣源站計量進行復核，為結算提供依據，所以應選用精度等級高于0.5 的流量計。第二級調壓站流量計量的目的是對車間生產過程進行監控，為成本核算提供依據，應選用精度等級高于1.5的流量計。

3.4.3 天然氣加熱

天然氣經節流調壓后溫度會降低。調壓前后溫差較大時，需對天然氣進行加熱，以防止天然氣在調壓降溫后產生凝析水或水化物，致使管道外壁結冰。

管輸天然氣調壓節流效應系數，即焦耳-湯姆遜系數，可按下式計算：

式中：μJ——焦耳-湯姆遜系數，K/MPa；

T1——節流前天然氣溫度，K；

CP——節流前狀態下天然氣的定壓質量比熱，kJ/（kg·K）。

求得焦耳-湯姆遜系數μJ后，即可求得調壓后的溫度。

式中：T2——調壓后天然氣溫度，K；

T1——調壓前天然氣溫度，K；

μJ——焦耳-湯姆遜系數，K/MPa；

P1——調壓前天然氣壓力，MPa；

P2——調壓后天然氣壓力，MPa。

根據調壓后的溫度，可計算出加熱功率。

式中：Q——所需加熱功率，kW；

W——天然氣質量流量，kg/s；

CP——節流前狀態下天然氣的定壓質量比熱，kJ/（kg·K）；

T3——加熱后的天然氣經調壓降溫后需加熱達到的溫度，K；

T2——調壓后天然氣溫度，K。

假設A鋼廠的氣源入口壓力最高為4.0 MPa，出口壓力為0.5 MPa，入口溫度最低為20 ℃，天然氣經調壓降溫后需加熱達到的溫度為5 ℃。計算得到的最大加熱功率為18.8 kW。

3.4.4 調壓計量撬

調壓計量撬將過濾、調壓、計量、加熱、加臭等工藝設備集中布置在一起，在工廠完成組裝、調試、檢驗工作，以保證設備質量。調壓計量撬可分為匯管式與非匯管式，見圖6、圖7。匯管式調壓計量撬將過濾、調壓、計量、加熱、加臭分單元設置，方便設備檢修與擴充，適用于第一級調壓站。非匯管式調壓裝置將過濾、調壓、計量串聯設置，具有結構簡單、緊湊、投資低等特點，但不方便設備擴充，適用于第二級調壓站。

圖6 匯管式調壓計量撬流程圖

圖7 非匯管式調壓計量撬流程圖

4 管網規劃

4.1 調壓站選址

第一級調壓站宜設置于最大天然氣用戶附近，若各用戶用量差距不大，則可設置于靠近氣源且位于常年主風向下游的位置。

第二級調壓站宜設置于分廠用戶附近，其布置滿足防火間距即可。

4.2 管網布置及壓力選擇

在總圖布置上，大型鋼鐵企業的焦化、煉鐵、煉鋼及軋鋼一般是按工藝流程進行線性布置，因此天然氣管網結構可由一根線性主干管和多根支管組成，且不需要形成環網。

若使用高壓氣源，建議廠內天然氣管網的設計壓力選用次高壓A 級，其運行壓力為0.8～1.6 MPa。若使用中壓氣源，建議廠內天然氣管網的設計壓力選用中壓A級，其運行壓力為0.2～0.4 MPa。

5 結語

在當今節能減排的政策背景下，大型鋼鐵企業對天然氣的利用勢在必行。大型鋼鐵企業對天然氣具有使用量大、使用壓力范圍大、使用量波動大等特點，宜采用高壓氣源供氣，并設置兩級天然氣調壓站。第一級調壓站可采用LNG 作為調峰氣源，并采用LNG 子母罐儲存，宜采用并聯式調壓器系統及匯管式調壓計量撬，以保證全廠供氣安全，方便設備檢修與擴充。第二級調壓站宜采用監控調壓器系統及非匯管式調壓計量撬，以節省投資。