赵劼;刘铭炎;许欢欢;徐文东
【摘 要】介绍LNG气化站除雾制冰项目的工艺流程和运营状况.通过利用LNG冷能制冰和利用站内消防水吸收LNG气化冷能,大大提高了系统的操作弹性,除雾效果显著,制冰顺利,年收益达126.36×104元,经济性良好. 【期刊名称】《煤气与热力》
【年(卷),期】2015(035)009
【总页数】4页(P50-53)
【关键词】LNG气化站;冷能利用;除雾;制冰
【作 者】中国商标数据库赵劼;刘铭炎;许欢欢;徐文东
吉林农业大学学报【作者单位】潮州港华燃气有限公司,广东潮州 515600;潮州港华燃气有限公司,广东潮州 515
饲料添加剂目录
600;华南理工大学化学与化工学院传热强化与过程节能教育部重点实验室,广东广州510640;华南理工大学化学与化工学院传热强化与过程节能教育部重点实验室,广东广州510640
【正文语种】中 文
【中图分类】TU996.6
1 概述
LNG 进入天然气管网前需气化升温，释放约830 kJ/kg 的冷量［1］。2012年我国进口LNG 1.48 ×107 t［2］，蕴含冷量约1.23 ×1013 kJ，按能效比COP=2计算，则相当于电能1.71 ×109 kW·h，按电价1元/(kW·h)计算，充分利用这部分冷能每年节电效益达1.71 ×109 元/a。另外，LNG 在气化过程中从周围环境吸收热量，使环境温度降低形成冷雾［3－4］，当气化量大时冷雾的浓度和范围增大，严重影响气化站附近的环境质量和交通安全。只有将LNG 冷能回收利用，减少冷量的直接排放，才能从根本上达到气化站除雾的目的。 目前国内外冷能利用技术理论研究较多，主要将冷能用于发电、空分、低温冷冻(冷库、冷
水)等［5－7］。国外LNG 冷能利用已成功实现了发电、空分以及低温冷冻等项目的应用，而我国的LNG 冷能利用工程均处在示范研究阶段［8－9］。针对这一现状，我们在充分吸取国内外经验教训的基础上，开发了具有自主知识产权的LNG 冷能除雾制冰技术，并成功应用于潮州登塘LNG 气化站。通过调试，登塘LNG 气化站已经成功运行，在显著除雾、有效回收LNG 冷能的同时，创造了可观的经济效益，为我国类似LNG 冷能利用项目的设计、开发和建设提供参考依据。
2 登塘LNG 气化站介绍
登塘LNG 气化站隶属于潮州港华燃气有限公司，位于广东省潮州市潮安县登塘镇，占地约4.4 ×104 m2。一期工程于2009年建设完工，供气能力为3.2 ×104 m3/h，2010年完成了二期工程建设，供气能力为6.4 ×104 m3/h。目前，气化量为2 500～36 000 m3/h，气化压力为0.48～0.50 MPa，管网外输压力为0.362～0.366 MPa。站内有8台150 m3的立式LNG 储罐，1台1 750 m3 的LNG 子母储罐，6个LNG 槽车卸车位以及24台4 000 m3/h 的空温式气化器。
根据天然气用户需求量的变化，站内LNG 的气化量在一天内持续变化。白天气化量呈抛物
线状，在午间达到峰值;夜间气化量小，保持在最低值附近。因此，白天随着LNG 气化量的增加，气化产生的冷雾范围将逐渐扩大，冷雾浓度也逐渐增大。在气化高峰时，冷雾弥漫整个气化站(见图1)，能见度很低，行走极其艰难，给厂站运行带来严重安全隐患。
张镇中图1 登塘LNG气化站冷雾弥漫
大量冷雾在夜间得不到有效扩散，白天又重新积累，长此以往，不仅影响LNG 气化站的气化量和运行安全，而且给周边居民的健康和交通安全带来威胁。因此，通过LNG 冷能利用技术回收利用LNG冷能，减少冷量直接排放造成的冷雾，是登塘LNG气化站亟待解决的问题。
3 登塘LNG 气化站冷能利用方案
3.1 冷能利用方式选择
对潮州登塘地区冷物流市场调研发现，当地盛产海鲜，餐饮、娱乐业等商业市场用冰量大，随着经济的发展，建筑、化工、医疗等工业用冰市场也逐年扩大，使得登塘地区用冰总体需求量大，供不应求。另外由于冰容易保存、运输，产品的附加值高，将LNG 冷能用
于制冰，不仅可以消除部分冷雾，充分利用能源减排环保，而且制得的冰可外销，创造一定经济价值。因此，选择将登塘气化站的LNG 冷能用于制冰。
3.2 LNG气化规模和冷能利用规模
根据登塘地区用冰市场的实际情况，制冰规模100 t/d 即可满足目前潮州当地用冰市场的大部分需求，当LNG 气化量为4 000 m3/h 时，即可提供100 t/d 制冰规模所需的冷量。从气化站的运行状况、投资成本及市场需求等方面考虑，设定本项目在白天气化高峰时段内LNG 气化规模为2 ×104 m3/h。该气化规模位于国内多数中小型LNG 气化站的气化量范围内，具有典型的代表性和通用性，使得本项目具有极强的示范特性。
3.3 工艺设计思路
现有成熟的LNG 冷能利用技术多采用中间冷媒换热的形式［10－12］，经换热将LNG 的气化冷能传递给冷媒，再由冷媒传递给需冷单元。由于LNG 气化量波动范围大，采用一级冷媒换热系统易发生冻堵现象，因此本项目采用两级冷媒换热系统，一级冷媒选用R404a，二级冷媒选用乙二醇水溶液。
制冰规模为100 t/d 时，制冰过程可消纳气化量为4 000 m3/h 的LNG 气化所释放的冷量，满足夜间气化除雾的要求。在白天气化高峰时段内，LNG气化量高达2 ×104 m3/h，制冰过程消耗的冷量不能满足除雾需求，故需要通过一定技术将多余的冷量加以吸收。
对登塘LNG 气化站调研分析发现，可以利用站内消防水池内的3 000 t 消防水吸收部分冷量，不采取LNG 与空气直接换热气化的方式，从而减少冷雾的产生。通过计算，在白天气化高峰时段，除去制冰所需的冷量和辅热器带走的冷量外，其余冷量可使3 000 t消防水整体降温约6.5 ℃;在夜间气化低谷时段，消防水池停止换热，其温度可随环境温度上升，待次日气化高峰时段即可再次接收冷量，如此循环。因此，利用站内消防水循环吸收冷量，能够提高工艺的操作弹性，节约设备投资费用，在维持市场冰量供需平衡的同时，实现气化站除雾的效果，具有较强的经济性和实用性。
3.4 工艺流程
胡德利潮州登塘LNG 气化站除雾制冰工艺流程见图2，主要包括LNG 气化、冷媒R404a 循环、冷媒乙二醇水溶液循环、消防水循环及制冰五大模块。
①LNG 气化模块:LNG 出储罐后分为两路，一路经站内原有的气化器气化后进入天然气管网;另一路进入换热器HX－1与气态冷媒R404a 换热而气化，再经辅热器(即空温式加热器)加热后进入天然气管网。
② 冷媒R404a 循环模块:气态R404a 与LNG换热被液化后，进入换热器HX－2与乙二醇水溶液换热气化并升至原来的温度，再进入换热器HX－1，完成循环。
大庆油田宽带
③冷媒乙二醇水溶液循环模块:从换热器HX－2出来的低温乙二醇水溶液分为两路，一路进入制冰区制冰，另一路进入换热器HX－3与消防水换热，升温后两支路汇合，返回换热器HX－2，完成循环。
④消防水循环模块:气化高峰时，消防水与部分乙二醇水溶液在换热器HX－3中换热，吸收冷量降温;气化量低时，关闭换热器HX－3前乙二醇水溶液的进口阀门，消防水不再吸收冷量，水温随环境温度上升。在下一个气化高峰时段重新打开阀门，消防水吸收冷量降温，如此循环。
图2 LNG气化站除雾制冰工艺流程
⑤ 制冰过程:制冰机中的水吸收乙二醇水溶液的冷量，降温产冰，一定时间后将冰块运出。
本工艺根据换热后冷媒的出口温度调节冷媒流量，当LNG 气化量变化时冷媒出口温度变化，引起冷媒流量及时变化，使得系统得以平稳运行，减少冷媒冻堵等问题的发生。另外，冷能除雾制冰工艺与原有的LNG 气化工艺是并联关系，若除雾制冰工艺发生故障，通过关闭换热器HX－1前的切断阀，能够及时切断其与除雾制冰工艺流程的连接，使LNG的气化不受影响，保障对用户的供气稳定。
4 项目运营状况分析
4.1 除雾制冰效果分析
项目调试运行后发现，辅热器周围0.5 m 范围内有局部轻雾可见，运行初期辅热器底部有结霜现象，但是随着运行的继续，结霜不再增加。与原有气化过程相比，结霜现象大大减轻，除雾效果明显且制冰效果达标。目前项目运行情况达到设计要求，系统运转平稳，设备完好且工作正常，冰产品销售顺利。
4.2 项目经济性分析
豫公网安备41160202000603
站长QQ:729038198
关于我们
投诉建议