沥青搅拌站LNG油改气方案总结 - 图文 

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沥青混凝土搅拌站“油改气”项目

一．现状及可行性

随着国内经济的高速发展，公路建设事业方兴未艾，各地大型沥青混凝土搅拌站日益增多，竞争日趋激烈。目前，国内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，而且其中不含有任何杂质，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国家《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方案，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，对于天然气以不同方式供应工业用户的研究，已经在国

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内外广泛展开。管道输送是天然气输送的基本方式。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方式，但由于供应范围受限制，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，主要受三方面因素限制，其一是小型工业用户供气规模较小，很难在有效时间内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方式外，还可用其他非管道运输方式。一种方式是压缩天然气(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内的中小型用户。

另一种方式是液化天然气(LNG)，LNG是液化天然气的简称，常压下将天然气冷冻到-162℃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，是以上三种供气方式的优缺点比较。

表1 不同供气方式优缺点的比较

供气方式 优 点 运输量大；供气稳定；安全系数高；与CNG和管道 LNG相比，气价较低；可连续运行；占地面积小；受外界影响小。 单车运输量小；供气范围减压工艺简单；运行管理CNG 方便；运行成本较低，投资较小；灵活性强。 小（100公里内}；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。 气化工艺简单；运行管理方便；安全可靠性高；运LNG 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。 综合以上分析，采用LNG供气方式比采用管道和CNG的供气方式更加现实、安全。 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。 对于小规模供气，运输量少时，可采用。 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。 缺 点 结 论 1.天然气调压设备和管道安装

（1）气化、调压和BOG气体处理

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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

图1 LNG气化工艺

热装置将气体升温，以便达到允许的温度，加热装置一般用温水加热方式。

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槽车内的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，切换周期为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方式，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

图2 LNG低温储罐结构 温储罐的结构见图2。 低温储罐为双层结构，内胆储存低温液体，承受介质的压力和低温，内胆的材料采用耐低温合金钢(0Crl8Ni9)；外壳为内胆的保护层，与内胆之间保持一定间距，形成绝热空间，承受内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内压力升高，压力式低温储罐采用释放罐内气体的方法控制压力。我们在

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储罐的气相管道上设置自动减压阀，当储罐内压力升高到设定值时，减压阀便缓慢打开，将罐内气体放出；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(低温储罐内自然蒸发的气体)。 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，导致罐内压力下降。因此，必须不断向罐内补充气体，维持罐内压力不变，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。 增压过程如下：当罐内压力低于增压阀的设定值时，增压阀打开，罐内液体靠液位差缓流入增压气化器，液体气化产生的气体流经增压阀和气相管补充到储罐内。气体的不断补充使得罐内压力回升，当压力回升到增压阀设定值以上时，增压阀关闭。这时，增压气化器内的压力会阻止液体继续流入，增压过程结束。

④低温储罐工作压力的确定

从减压和增压的原理可以看出，储罐工作过程中的压力实际上是波动的，波动范围的上限由减压阀设定，下限由增压阀设定。由于这两个调节阀精度上的原因，上下限之间需要有一个基本的范围，以保证互不干扰，这个范围(即压力波动的上限与下限之差)应在0.05MPa以上，合适的范围应在设备调试中确定。

储罐的工作压力由后续的工艺要求决定，对于一般的民用或工业用气化站，气化站的出站压力一般为O.2～0.4MPa，储罐压力至少比这个压力高0.1MPa。因此，LNG气化站低温储罐的工作压力一般为0.3～0.6MPa。储罐能够实现的工作压力由4个因素决定：储罐的设计压力、减压阀的设定值、增压阀的设定值、安全阀的设定值。 ⑤低温槽车卸车工艺

与LPG（液化石油气）不同，LNG与环境有很大温差，有很大的冷能，所以LNG卸车不需要额外消耗动力，完全可以利用温差进行。低温槽车一般有两个接口，一个液相口，一个气相口。卸车过程中，液相口经管道连接到站内低温储罐的进液口，用来输送液体；而气相管道的作用是在液体卸完后回收槽车内气体。

LNG槽车卸车流程见图3。利用槽车自身的增压装置给槽车储罐升压，使其压力比站内储罐压力高0.1 MPa以上，然后打开液相阀门，液体便流入LNG站内的储罐。液体卸完后，通过气相管将槽车内

的气体回收到BOG储罐中，卸车完成。

图3 LNG槽车卸车流程 ⑥调压站工作流程

由LNG撬车运来的液化天然气经过气化后，经调压站调压，计量加臭后进入燃气输配管网。以DG－

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4000型沥青搅拌设备为例，加热骨料用的大燃烧器需天然气压力为50kPa，小燃烧器(即用于加热沥青的导热油炉)需天然气压力为30kPa。但经三级调压设备调压后压力为50kPa，经三级调压后的天然气在进入小燃烧器前应安装手动调压阀，将其调整到30kPa。

图4 燃烧器调压控制阀

图5 流程图

调压撬装站内换热器的主要功能是加热运槽车内进入调压站的天然气，不经加热处理的天然

气极易凝结成冰霜，将管道堵死，影响正常生产。一般设计方案为电加热或燃气锅炉加热，但投资成本和耗能较高。所以根据沥青搅拌设备的特点，在导热油炉的外层增加一套自动供水系统，将其改装成以导热油加热水的方式为调压站提供热量，这样既可以降低投资成本，还可以减少耗能量。 ⑦调压站安装“双保险”，确保安全用气

调压站配有燃气泄露监测报警装置，并与紧急切断阀联动。当燃气报警的探测点探测到有可燃气体时，立刻给紧急切断阀启动信号，紧急切断阀立即启动，切断管路中的气流进行保护，当查明可燃气体来源并进行相应处理后，即可复位紧急切断阀。

为了准确掌握整套调压站的工作情况，便于对全系统的运行进行监控管理，设置了进／出口压力、温度的就地显示和信号远传、压力的记录及超限等装置。在一级、二级、三级调压装置后分别设置了一级、二级、三级超压放散阀，当管路内的气体压力超过了安全放散阀的预设值时，安全放散阀就会自动开启进行排放，从而使管路和燃气设备始终工作在设定的压力范围内，实行“双保险”确保安全用气。 （4）管道焊接

压力管道和法兰盘焊接必须使用有资质、经验丰富的焊工进行焊接。根据施工现场环境温度选择合适的时间段进行焊接，焊缝要饱满、无气泡产生。焊接结束后必须进行无损检测(一般检测为射线探伤RT法)、压力与密闭性试验、破坏性试验，结果均符合要求后方可投入使用。 （5）管道安装

燃气管道一般应安装在地下，为了便于施工和维修，该项目将管道平直置架在地面以上，支撑柱必须牢固且高度一致。在安装管道前应进行管道金属表面除锈、涂刷防腐底漆等工作，宜在场地集中进行施工。一根管道长度一般为6m，2节管道相接时安装法兰连接或直接焊接，当使用法兰盘连接时，两法兰盘中间必须加耐腐蚀橡胶垫或密封圈，防止从缝隙中出现漏气现象而引发安全事故。当遇到输气管道与其他

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