LNG应用技术

LNG应用技术（精选十篇）

LNG应用技术 篇1

1 LNG节能减排特性

LNG是液化天然气的简称, 是将气田生产的天然气净化处理, 再经超低温 (-162℃) 加压液化后形成的液化天然气。其主要成分是甲烷, 无色、无味、无毒且无腐蚀性, 体积约为同量气态天然气体积的1/600, 其重量仅为同体积水的45%左右[2]。

1.1 LNG节能特性

LNG的热值为52MMBtu/t, 是柴油的1.23倍。使用天然气作为燃料, 与使用柴油和重油相比, 在同等热值条件下, 消耗的燃料数量更少。

1.2 LNG减排特性

LNG是甲烷气体的液化产物, 可能含有少量的乙烷、丙烷以及极少量的氮或通常存在于天然气中的其他组成。在化石燃料中, 甲烷的单位能量中含氢量最高, 因此LNG的燃烧过程有着二氧化碳排放最低的特点。由于LNG的氮、硫含量极少, 使用LNG可以大大降低氮氧化物、硫化物的排放。与燃用液体燃料排放情况相比, 使用LNG可以使CO排放降低约75%;CO2排放降低约20%;NOx排放降低约80%;苯的排放降低约97%[3]。

2 LNG节能减排实例分析

2.1 分析概述

本文节能减排分析按海油发展采油服务公司的5000m3LNG加注船, 在最大续航能力、最大装货能力以及最大加注能力等条件下的单航次作业进行测算, 为理论数据分析。该5000m3LNG加注船采用Gas燃料主机。该船的运营状况及主机工况如表1、表2所示[3]。

2.2 LNG的实船节能分析

根据5000m3LNG加注船的作业工况计算出燃料消耗及其费用。该船的GAS燃料主机在燃气模式下, 单船每年消耗LNG蒸发气1963.25t, LNG市场价格按照6000元/t计算, 则燃料费用合计1177.95万元/年;对比使用相同工况的常规柴油机作动力每年消耗MDO2131.53t, MDO价格按照8500元/t计算, 则燃油费用为1811.80万元/年。使用LNG与使用MDO相比, 每条船每年节省燃料34.98%, 约633.85万元, 在28年的全生命周期内可实现节能17747.81万元。LNG在船舶节能方面优势突出[3]。

2.3 LNG的实船减排分析

通过TEG公司的数据计算可知, 每消耗1g的LNG会产生约3.245g的二氧化碳、0.006mg的二氧化硫、0.024g的氮氧化物;每消耗1g柴油产生约3.36 g的二氧化碳、0.69 mg的二氧化硫、0.442 g的氮氧化物。根据欧盟排放交易体系, 2008年碳排放交易价格为44.85美元/t, 合计人民币290元/t。硫化物交易价格1万元/t, 氮氧化物交易价格按照300元/t计算。

在节能分析的基础上, 分别计算每航次减排情况、单船每年减排情况以及单船全生命周期减排情况。经计算可知, GAS燃料主机与常规柴油机相比, 碳化物排放减少11.05%、硫化物减少99.20%、氮排放减少95.00%。每航次可实现减排二氧化碳23.456t、二氧化硫0.043t、氮氧化物26.533t, 减排市值1.519万元。单船每年可实现减排二氧化碳791.19t、二氧化硫1.46t、氮氧化物895.02t, 减排市值51.254万元。单船全生命周期可实现减排二氧化碳22153.35t、二氧化硫40.85t、氮氧化物25060.54t, 减排市值1435.11万元。由此可见, LNG燃料在减排方面的优势突出[3]。

3 LNG在船舶领域的应用前景

随着国际能源危机的加剧、国际海事组织 (IMO) 对海上船舶排放的强制性规定、各国防污染法规的提出等, LNG燃料船的数量近年来在飞速增长。综合各方面的法规可以发现, 促使LNG作为船用燃料的驱动因素有:船舶能效设计指数 (EEDI) 、燃料硫含量限制以及NOx排放要求。IMO对这三个因素给予了具体的时间限制, 超出时限还不能满足排放要求的船舶将不能继续航行[4,5,6]。船舶排放处理的技术有多种, 如:采用LNG作燃料、使用低硫燃料、安装脱硫装置 (尾气清洗) 等, 但是采用LNG燃料是唯一一种既可以满足2015年对SOx又在2016年对NOx排放要求的方法。因此, 合理的使用LNG燃料是迎接这次航运业挑战的重要手段之一。

为了应对船舶节能减排的需求, 现阶段世界各造船大国都在进行LNG使用的研发。近些年, 国内也在积极开展LNG的应用研发工作。交通部、工信部、科技部已立项开展小型LNG运输船、气体燃料发动机、LNG加注船等相关与项课题, 涵盖LNG水上应用链。从2010年起, 国内开始LNG燃料动力船试点, 以改造为主结合新造LNG动力船的方式逐渐展开船用LNG燃料的使用。

因此, 随着LNG应用技术的逐渐成熟, LNG必将在未来的船舶领域受到广泛应用。

4 结语

本文以采油服务公司的5000m3LNG加注船为例详细论述了LNG作为船舶燃料的节能减排特性, 同时分析了船舶行业的国际节能减排形势及LNG在船舶行业的发展状况。通过本文的分析可以得出, LNG作为一种低能耗的清洁能源在船舶节能减排方面有着明显的优势, 其必将成为船舶行业能源发展的重要方向。

摘要：针对国内外船舶行业高耗能和高排放的现状, 分析阐述LNG作为一种清洁高效新型能源的减排特性, 并结合海油发展采油公司的5000m?LNG加注船开展实例研究, 最终得出LNG作为一种低能耗的清洁能源必将成为船舶行业能源的重要发展方向。

关键词：LNG,节能减排,清洁能源

参考文献

[1]逄金星.LNG船舶能效设计指数研究[D].大连理工大学, 2014.

[2]黄勇.LNG燃料动力内河船舶时代的到来[A].第十二届全国内河船舶与航运学术会议论文集[C].2012.

[3]中海油能源发展采油服务公司.5000m3LNG加注船建造项目可行性研究报告[R].天津, 2014.

[4]胡琼, 陈凯, 孙权.新船能效设计指数及应对策略分析[J].中国造船, 2011 (S1) :27-32.

[5]张向辉.ECA生效是一把把双刃剑[J].中国船检, 2012 (6) :14.

LNG站运行实例技术总结 篇2

摘要：

LNG站建成投用后，如何保证其安全可靠的运行，发挥其最大的经济效益和环保效益，本文结合淄博LNG站的运行实例，从技术、安全的角度进行了阐述总结，指出了LNG推广应用中应注意的问题。关键词：LNG站 运行 总结

1、前言

随着“西气东输”工程的开工建设，我国的天然气事业进入了大发展的时期。LNG（液化天然气）作为天然气供应的有效方式，已列入国家的天然气发展计划，广东300万吨/年和福建200万吨/年的LNG接收码头项目将相继动工兴建。在此之前，我国已有少数城市建有卫星式LNG站，淄博就是其中之一。淄博LNG站项目从九九年下半年开始调研论证，二ＯＯＯ年八月动工兴建，二ＯＯ一年八月建成投用，形成了一定的供气能力。

1.1 LNG站的运行工艺参数及供气规模

LNG储存温度-145℃，储存压力0.3Mpa（绝），输配管网供气压力0.3~0.4 Mpa（绝），供气规模12×104Nm3/日。

1.2 LNG站的主要工艺设备

100m3LNG立式储罐12台；LNG气化（加热）器14台；100 m3BOG接收储存罐1台；中央自动控制装置1套；工艺仪表、卸车吹扫用供气装置1套；WJP型自动加臭装置1套（沈阳光正产品）。

1.3 LNG站的主要消防设施

1500m3消防水罐2台；DN300环状管网400m；自动加压给水设备1套；90KW消防水泵3台；PF4型高倍数泡沫灭火装置4套；FG10型干粉灭火装置2套；200 m3LNG泄漏积液池1个。

1.4 LNG站的投资费用：总投资3500多万元。保证LNG站运行采取的技术、安全管理措施

2.1 工作机构及工作人员

在公司总经理的领导下，由公司一名副总经理分管LNG站的正常运行等生产经营工作。LNG站设正副站长3人，LNG罐区运行、中央控制室、电工室、门卫室等岗位21人（网络图见下图），按四班三运转运行。

2.2 技术设备管理

责任制度；编制了设备维修保养计划；对工艺设备的安全阀、压力表、变送器及LNG储罐液位表、真空度每半年校验、检定一次。

2.3 安全管理

公司内部建立了安全管理三级网络（公司—LNG站—班组）；公司设专职安全员，LNG站由一名站长任兼职安全员，负责LNG站内工艺设备、消防设施的日常安全管理和检查；安全员和技术设备管理员共同制定安全技术操作规程；制定安全技术业务培训计划，分批对站内员工进行安全技术业务培训；按照上级部门的要求，参加其举办的业务技能培训班，取得上岗证书，做到持证上岗；按公安消防部门和有关规范的要求，配足配齐各种消防器材，做到完好备用；组织LNG站员工参加每年一度的消防运动会。

2.4 LNG设备设施的巡回检查

在日方指导下，制定了站内工艺设备及设施正常运行和巡回检查原始记录十余项，要求员工一律用长仿宋字体填写；记录次数方面，LNG储罐、LNG气化器、BOG储罐、LNG气体输出管道的工艺运行参数每小时记录一次，同时对其运行状况进行检查。站外输气管道系统及用户的调压设施每天巡回检查一次，发现问题及时解决；站长对巡检情况不定时检查，切实杜绝各种违章现象，保证LNG站各种设备设施的正常安全运行。

2.5 计量管理

主要是对LNG站内、用户厂内计量器具（产权归供气方）的日常管理，这对进、销气价相差不大或供气量不大时尤为重要。目前，淄博LNG站对进站LNG的重量称量采用智能电子地中衡，称重数据电脑储存，打印输出；对LNG气体的计量采用智能型涡轮流量计，此种流量计具有温度、压力自动补偿功能，对计量过程中的输气温度、输气压力、小时瞬间工况流量、小时瞬间标况流量、累计流量等参数可现场显示，也可远传记录；责任人员每天对站内总表和用户厂内分表计量参数汇总分析；对计量器具原则上每半年校验一次，在此间隔时间内，当任何一方对在用流量计有异议时，随时送有校验资质的部门检定。通过上述工作的开展，最大限度地减少或消除计量误差，提高LNG站的经济效益。

3、LNG站的运行状况

淄博LNG站建成投用后，由于加强了上述管理措施，站内上下时刻将安全放在首位，在设备设施运行过程中精益求精，至今没有出现任何事故，保证了安全供气。目前日供天然气量保持在8×104Nm3左右，供应LNG站周围八家建陶企业生产用气，显示了良好的运行状态。同时，由于工艺的先进性，设施运行费用、能耗很低，提高了经济效益；LNG站周围的烟尘排放量明显减少，环境状况日趋良好。LNG技术推广及LNG站运行中应注意的几个问题

4.1 LNG站的设计规范应尽快出台

目前，国内LNG站的设计建设主要依据《石化规》或《燃规》等规范，本人认为这些都不太合适，不太符合LNG的物化特性和正确设计、使用要求。建议有关部门组织专家依照国外LNG站的建设应用经验和规范，研究LNG物化特性和LNG站的运行规律，结合中国实际，尽快制定出台我国的LNG站设计规

范（先出台行业规范也可以），使项目建设少走弯路，从而推动LNG事业的快速发展。

4.2 LNG站的设计、低温设备的制造安装要精益求精

一个完整的LNG站，不论规模大小，工艺上必须具备卸车、装车、升压、气化、倒罐、BOG回收（降压升温储存或再液化）、异常情况紧急切断、超压手动放空、自动放空（火炬）、调压计量等功能，以满足各种技术工艺需要；LNG储罐、LNG气化器设备一般为国产制造，厂家在制造时要对LNG使用时会出现的各种情况预测研究，对组装图纸要认真评审，要形成程序化、系列化；LNG输送管道在安装过程中一定要按规范施工，严把质量关，以避免LNG站投用后出现不良后果。

4.3 注重LNG交接时的计量关系

LNG站接收LNG时是重量计量，气体输出供应时是体积计量。某种组分的LNG其体积与重量比应是一个常数，组分改变，常数改变。因此，投用前LNG站应与LNG供方共同对其所供LNG的组分和气相密度、热值等技术参数进行测定，确定LNG的体积与重量比，避免计量交接时出现大的误差，产生纠纷，影响LNG站的经济效益。

5、结束语

淄博LNG站建成投用后，本人一直负责此站的正常运行工作，由于LNG在我国刚刚起步，我们采取的措施可能只是一些粗浅的作法，希望这些作法对相关城市发展LNG起到一定的示范作用。

LNG储运技术特点及前景分析 篇3

关键词：LNG；储运技术；特点；前景

中图分类号： TE8 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）12-188-3

0 引言

据统计，2013年末我国气站已经累计建站同比增长了约62%，在2014年我国气站仍将保持着稳定增长的良好趋向。在这样的情况下，未来LNG市场增长更具潜力，未来LNG装备的技术也将向轻量化、模块化、效率性、撬装化等方向发展。由于LNG其本身具有的洁净性强、运输便利、安全性、存贮率高、经济性等特性优势，LNG储运技术越来越重要，对于LNG储运方面的技术运用要求也会越来越高。未来LNG装备市场必将保持稳定增长的态势不断向前发展，前景也将越来越被人们看好。

1 LNG概述

LNG是液化天然气的简称，它主要是利用天然气净化深冷液形成甲烷低温液态混合物，其体积只占液态总体积的六百分之一，是一中新型的清洁燃料。被液化的天然气有利于装载，更方便远距离的运输、储存。除此以外，液态天然气在使用的时候更简捷方便，使用的范围更广。与气态天然气相比较，它具有以下几个优点。

①液态天然气运输更方便简捷，使用灵活，适应性能强。

②液态天然气易大面积的储存，并且其占地面积少，投资成本低。

③液态天然气能辅助城市燃气负荷调节，可将其使用于冷藏、冷冻、温差发电等方面。

④液态天然气具有抗爆性、燃烧完全、污染少等特点，因此可作为激动车辆的燃料，有利于车辆的发动机寿命使用更长，并可以降低运输成本。

⑤液态天然气燃烧无污染，有利于城市环境建设，是国家重点扶持的新型环保燃料。

天然液化气的主要成分除了甲烷以外，还含有少量的乙烷、丙烷、氮气等其他物质。液态天然气的密度是由其组成成分含量的多少决定的，其密度与甲烷的含量成反比，甲烷含量越高，则其密度越小。同时液态天然气的密度与液体温度函数成反比，液体温度越高，液态天然气密度越小。通常情况下液态天然气的密度为430～470kg/m3左右。

液态天然气的沸点是由其组成成分决定的，在正常的大气压下，其沸点为-166～-157℃左右。但是在有的资料上介绍的液态天然气的沸点为-162.15℃，这个温度指的是甲烷的沸点。液态天然气的沸点随着蒸汽压的变化而变化，利用铜/铜镍热电偶或者是铂电阻温度计等可测得液态天然气的蒸汽压温度变化梯度为1. 25×10-4℃/Pa。

除此以外，液态天然气具有易燃易爆的特性，在低温-162℃的条件下能达到6%-13%的燃烧范围。液态天然气这种易燃易爆的特性与其组成成分有密切的关系，它的着火点随着重烃的含量增加而降低。对液态天然气进行全面的了解和认识能帮助人们更好地利用液态天然气，避免液态天然气的危险因素，获得较大的利用价值。

2 LNG储运技术发展现状

从2001年开始有了第一套天然气液化装置起，我国的LNG应用技术便得到了飞速的发展，建立起了一整套完善的LNG流程和成熟配套实施。其中具备良好的先进LNG储运技术对于LNG的整个流程显得越来越重要，使我国在LNG储运技术得到空前的发展。

2.1 LNG的储存技术

LNG的储存工作是整个天然气供应链中必不可少的一部分。通常是利用储罐存储，这是最主要的存储方式，此外还有就是岩腔储存。到现在为止，我国已经在LNG生产储存建设方面取得了大规模的发展。之前有很多的已建工厂储存技术的是在引入外国先进技术的基础之上开始发展的，通过学习和借鉴LNG的储存方法，让LNG在现代的天然气工业化中发挥更大的发展潜力。

2.2 LNG的运输技术

在液化天然气运输工作方面，这些先进技术在很早就开始学习和借鉴着国外的先进水平，然后自主研发形成更先进的配套技术实施，目前主要有堆积绝热、真空粉末绝热等类型的LNG储罐。通过利用罐式集装箱和槽车方式，形成了可在公路、水路、铁路等方面可以选择灵活的运输方式，有效解决液化天然气的运输问题。

2.2.1 LNG陆地交通运输

陆地交通运输主要是通过集装箱罐和槽车实现液化天然气的运输。这种实用与路途距离短，需求量不是很大的LNG输送。陆上运输已经有了多年的经验，技术也得到了成熟的发展，逐渐形成了公路、铁路相结合的运输体系，大大提高了针对不同路途距离的经济性。

2.2.2 LNG水上运输

通过海运水运，利用特有的专业液化气运输船舶进行LNG运输。专业的液化天然气运输船需要进行科学专业的设计，从事专一的运输计划，多年来LNG水运各项技术逐渐成熟，很多新的专业技术在这方面得到了采用，大大解决了航运技术问题。特别像在运输工程中的在液化问题，目前已经通过相关技术，通过在液化系统进行液化后的再次利用得到解决，未来的水上航运将大大促进LNG工业的发展。

2.2.3 LNG管道运输

管道液化天然气的运输实用于路途距离短，需求输送量大的方案。因为管道LNG运输还存在很多困难和问题，所以并没有得到大量的运用，特别是对于远距离的输送问题，使得管道运输受到很大的制约。目前虽然就运输管道的材料，管道运输过程中的温度、液化等问题进行的研究探讨并且已经获得了一定的成绩，但是因为管道所处的环境影响，还需要更加深入的研究和实地考察，确保管道运输技术在LNG方面的安全应用。

3 LNG储运特点分析

液化天然气的运输利用了天然气密度比材料，这样能较大程度的提高天然气的运输效率和运输质量，保证了液化天然气的安全、可靠、方便快捷的运输。液化天然气能广泛应用于人们的日常生活和生产中，其运输方式的选择是实现液化天然气贸易的基础。LNG储运方式为液化天然气在海洋、荒漠等条件较为恶劣的环境下使用、开发提供了可靠的保证，保证了液化天然气的大面积开采和使用。

3.1 LNG船舶运输特点

LNG船舶运输方式主要有球式和膜式两种。两种类型有明显的区别。

老式的膜式船舶有多孔的特点，因此在运输液态天然气的时候主膜屏障内会受到气体浓度影响，虽然氮气可以不断地净化主膜屏障，不会对运输方式造成严重的威胁，但是在运输的过程中还需要加强注意。

膜式船舶较球式船舶能将冷却时间缩短至9-10小时。

膜式船舶较球式船舶的结构较为简单，但是其装载能力没有降低，因此膜式船舶的结构所需材料较少，净空高度也随之减少，船舶建造使用的成本也较低。

相对于膜式船舶而言，球式船舶对货物装载的限制较少，装载的范围和类型较多。

LNG运输具有以下特点：

①运输风险高。

液化天然气运输所用的天然气罐是由低温热绝材料制成，其造价费用昂贵，是液化天然气价格的10%-30%左右，也是液化天然气运输成本的主要组成部分。相对于液化天然气运输成本，原油的运输成本只占了总成本的1%，这也是造成液态天然气运输成本高的主要原因。同时，运输液化天然气使用的特殊船舶所需材料价格较高，造价昂贵，但是船舶的使用途径单一，缺乏灵活多变的经营模式，加之液化天然气运输的船舶回收成本周期较长，投资风险较大，造成液态天然气的运输风险急剧增大。

②接收站建设难度高。

液化天然气具有易燃易爆的特点，因此在对其储存和运输过程中都必须采取专业性的技术措施保证其安全性，避免危险发生。通常天然气的储存采用地面储罐和地下储罐两种形式进行储藏。选择储藏的方式主要依据投资费用、安全因素、工厂位置、地震、土壤沉降、冲击荷载、外来侵略和设备材料等因素，储藏液化天然气需要低温、耐高压、密闭、防震技术。

3.2 LNG公路运输特点

LNG运输方式可采用公路运输、铁路槽车运输等多种方式，选择运输的方式主要是依据运输的距离和运输的数量多少。当运输距离较短、运输的液化天然气数量较少时，可选择公路槽车运输。公路槽车运输方式起步较早，发展的也较为成熟，目前我国的公路槽车运输技术基本上发展得比较成熟。液化天然气采用公路运输的时候需要用到的是低温液化天然气罐车，当前我国的液化天然气运输设备发展比较完善，主要研制出了液化天然气立式储罐和卧式储罐两种结构，这两种结构的储罐都是利用堆积和真空粉来达到绝热的目的的。供气站是液化天然气主要的供源场所，液化天然气供气站也适用于缺乏天然气，但是需求量较大的地方。当液化天然气运输的距离超过一定长度时，可采用铁路槽车运输液化天然气。铁路槽车运输方式比公路槽车运输方式更经济、方便，能够达到一次性运输大量的液化天然气的目的，但是这对运输技术要求也较高。目前我国正在研制火车低温集装箱运输方式，制定其运输标准，这样能更方便液化天然气长距离、大批量的运输。国际上目前已有标准的集装箱运输形式，基本上每个集装箱可装30m3的液化天然气，等同于20000m3，一列液化天然气专列运输量可达到100×104～120×104m3气态天然气。

3.3 LNG管道运输特点

由于受到陆地管道低温运输技术的限制，以及经济、起源等各方面的影响，目前世界大多数的天然气采用的都是常态管道运输方式来运输天然气，占总量的75%左右，虽然目前有液化天然气调峰装置，并且游轮装卸设施上有液化天然气低温管线，但是还是达不到长距离管线运输的目的。有国外专家以理论的方式对长距离液化天然气管线运输方式进行了研究，研究结果表明，随着低温材料和设备技术的发展，利用管线技术实行液化天然气运输是可行的，并且经济上也是允许的。但是利用管线技术实行液化天然气运输也有缺点，管线运输使用的管道建设材料必须使用的是价格昂贵的镍钢，并且还需要性能良好的低温隔热材料，这样才能实现低温液体单项流动，避免液体气化现象发生。由此看来建设长距离的天然液化气管线运输的成本是较大的，并且还会受到起源的限制，同时用户、资金等达不到要求也是无法使用的，甚至有些国家会采取政治手段控制这种运输方式，比如我们用于从俄罗斯进口液化天然气的管道——哈萨林管道工程就受到了政治的影响。

4 LNG储运技术发展前景

对于我国来说，液化天然气产业发展起步晚，前期发展速度慢，具有一定实力和技术水准的液化厂不是很多。但是随着中国市场经济的快速发展，不断实现社会主义小康社会、面对激励的国际竞争压力以及日益严重的环境问题，这使得天然气作为优质干净的能源在国内乃至世界市场都就有广阔的发展前景。拿我国的天然气产业来说，目前只是处于一个由初期像中期的快速发展过程中，国内的天然气消费量快速增长。到2020年，预估我国天然气市场将达到2200亿立方米左右，因为我国对于天然气的需求，将大大促进液化天然气的发展利用。

4.1 在没有天然气管道覆盖的区域以及沿海沿河地区，LNG将得到飞速发展

因为LNG是液化了的天然气，不管是在陆上还是水上，都具备了经济实惠的安全运输距离和方式，在陆地上可以利用公路和铁路进行长短距离的配合，在海上，可以通过专用LNG储运船舶进行长途运输或者集装箱运送。我国的天然气资源大部分分布在人口稀少、工业化不太发展的中西部，相对于沿海地区来说资源的分部非常不协调，使得天然气资源方面的矛盾突出。因此，未来LNG将成为这些地区发展的主流，以促进沿海地区天然气资源的缺乏问题得以解决。

4.2 长途LNG运输汽车的发展

我国的陆上交通得到了飞速的发展，不管是高速公路还是省道交通系统都得到了发展。但是对于LNG的长途城际运输而言，交通问题仍然是重点。国外发展的大型LNG运输货车在长途运输方面得到了实际的证实，非常适合长途运输需要。而对我国来说不管是长短途，道路货运都发挥着骨干作用。如果在必要的路段和高速公路沿途建设相关LNG运输车辆的配套实施，以方便LNG运输途中的补给，势必促进长途LNG运输的大量应用。

4.3 LNG工业是一个系统的可持续发展的链条

液化天然气工业涵盖了天然气预处理、液化、储存运输等多个方面。随着不断的发展，LNG工业逐渐形成了蓬勃发展的势头，未来每一个环节将不再是独立的部分，各个环节将得到衔接，势必将形成一个完整的LNG工业链，促进液化天然气工业对社会更大的影响力，让天然气这样洁净能源更好地造福人类社会。

5 结束语

从目前天然气工业的发展趋势看，在充分保证液化天然气资源的提前下，未来通过汽车储运和内河航运是LNG发展的主要方向。LNG在未来拥有很大的利用市场，不管是国内还是国外，对于LNG应用技术都有广阔的发展空间，LNG储运技术的发展也将得到一次空前的大发展和应用，这样势必会促进我国LNG工业方面的飞速发展。LNG是一项系统的工程，发展LNG工业可以优化我国目前的能源结构，调节缓解经济发达地区能源资源短缺的发展问题，加快我国经济建设的进一步发展。

参 考 文 献

[1] 龙泽智.我国液化天然气的现状及其发展动向[J].天燃气工业，1994（3）.

[2] 陈国邦，等.天然气液化技术及其应用[J].深冷技术，1995（5）.

邻近LNG站路堑石方控制爆破技术 篇4

新建青荣城际铁路工程威海北站段DK260+550∽DK260+735路堑位于威海市高新技术开发区田村范围, 线路走向与威海市主干道环山路基本平行, 在里程DK260+650 线路左侧与环山路之间有港华燃气站, 港华燃气站距离线路中心最近水平距离70m, 距离最近开挖边线43m。该段路基主要以开挖为主, 设计开挖方量约10 万方, 最大开挖垂直高度28m, 最大开挖宽度90m, 属于花岗岩高边坡开挖地段, 需要进行爆破作业, 如图1 所示。

港华燃气LNG站共有6个大型储气罐, 总储气量约为32万m3, 为威海市30万居民和企业提供燃气, 安全运行至关重要。根据威海市发改委、港华燃气公司等相关单位会议纪要, 距离燃气站保护区50m范围内禁止爆破, 50-500m范围内爆破与港华燃气公司签订安全协议, 爆破最大振动速度控制在1cm/s, 采取有效安全措施后爆破施工。

2 爆破方案设计

2.1 总体方案

本段路堑临近港华燃气, 在进行石方爆破开挖时要在临近港华燃气侧搭设双层排架进行防护。本段路堑距离LNG站50m范围内采用机械开挖, 50m以外采用微差爆破和边坡预裂爆破, 挖掘机清碴装碴、自卸车运输。控制爆破方案为:

2.1.1 受施工现场条件限制, 本段爆破主要采用微差爆破, 爆破方向从DK260+550 向大里程方向施工;

2.1.2 采用纵向分段、分台阶开挖, 从DK260+550 侧向线路大里程方向逐段施作, 分2~5 个台阶, 段落长度为20m, 相邻两段台阶高度为2~2.5m;

2.1.3 本段路堑右侧边坡采取预裂爆破技术进行施工, 以确保边坡平整和稳定。

2.2 爆破设计原则

2.2.1 保证港华燃气及其管道、附近民房及居民、现场施工人员、设备安全。对爆破振动、爆破冲击波、爆破飞石的影响进行有效控制, 严格控制最大单响药量, 落实安全控制措施。

2.2.2 控制飞石方向, 使爆破飞石方向朝向线路小里程方向, 采用梯段微差爆破技术, 严格控制爆破振动及冲击波的能量, 确保爆破安全的顺利实现。

2.2.3 严格执行少药量、多爆破次数规则, 实现多个工作面施工平行作业模式, 达到岩石爆破、装、运的平行作业, 减少大抵抗线条件下的爆破, 增加临空面、自由面, 控制梯段抵抗线。

2.2.4 合理安排和爆破施工组织, 加强爆破施工方案的检查和爆破效果的检查, 确保安全控制目标的实现。

2.3 爆破参数设计

梯段微差爆破设计:

本次爆破采用梯段微差爆破施工, 遵循“多眼、密炮、逐孔、少药”的原则, 采用浅孔爆破, 爆破孔采用风枪钻孔, 炮孔直径为42mm其爆破参数选择如下:1) 炮孔直径:D=42mm;2) 最小抵抗线:W= (25~40) D, 取W=1.4m;3) 炮孔深度L:每梯段深度取L= (2-2.5) m;4) 孔距a:a= (0.8-1.2) W, 取a=1.2m;5) 排距b:b= (0.8-1.0) a, 取b=1.2m;6) 堵塞长度:L2= (1/2-1/3) L, 取L2=1m, 采用粘土堵塞;7) 装药结构:采用底部连续装药;8) 单耗q:根据施工现场岩石的硬度情况, 取0.20-0.30kg/m3;9) 单孔装药量:Q=qab H, Q=0.22×1.2×1.2×2.5=0.79kg, 取Q=0.8kg;10) 每响药量:4×0.8=3.2kg;11) 起爆方式:采用“孔内高段, 孔外低段, 孔内延时, 孔外接力”排间微差序次起爆。

预裂爆破设计:

在主爆区爆破实施之前, 为保证边坡的稳定, 应在路堑边坡预先打一排预裂孔, 以有效的削减主爆体产生的应力波对边坡的破坏, 而且能有效的减少超挖和欠挖, 保证边坡的平整度和稳定性。其设计参数为:1) 炮孔间距:a=1.2m;2) 孔深:l=h/sinα式中h为梯阶高度, α为边坡倾角;3) 线装药量:Q=150g/m。由于炮孔底部受夹制作用比较大, 自孔底起向上1m需增加3倍药量, 而且为防止孔口被破坏, 装药顶部1m可作1:1间隔装药, 以减弱装药量, 孔口1.5m左右进行填塞。

2.4 爆破参数设计

施工工艺流程:布孔→钻孔→验孔→警戒→装药→堵塞→联网→防护→起爆→爆后检查→解除警戒。

2.4.1 布孔。由专业技术人员根据本设计方案的孔网参数进行布孔, 布孔时如遇到裂隙或断层等地质状况时, 应作适当调整, 但孔排距调整一般不大于0.5m, 炮孔孔口调整时, 尽可能略为调整炮孔方向, 使每个炮孔爆破所负担的爆破方量大致平衡。具体的炮孔布置原则有: (1) 炮孔位置要尽量避免布置在岩石松动、节理裂隙发育或岩性变化大的地方; (2) 特别注意底盘抵抗线过大的地方, 应视情况不同, 分别采取加密炮孔方式来避免产生根底; (3) 要特别注意前排炮孔抵抗线变化, 防止因抵抗线过小会出现爆破飞石事故、过大会留下根坎; (4) 要注意地形标高的变化, 适当调整钻孔深度, 保证下部作业平台的标高基本一致。

2.4.2 钻孔。采用风钻按设计方案所要求的布孔位置、钻孔方向和钻孔深度进行钻孔;钻孔前必须仔细检查钻孔机械是否正常, 采用短钻杆进行预开孔, 钻机操作高度不能超过作业人员头顶;在临近岩石保护基面时, 炮孔深度不得随意超深;钻孔完成后取出炮孔内的钻杆, 立即用纸板、草或编织物将孔口堵塞, 防止碎碴等物落入孔内而堵住炮孔。

钻孔具体布置详见图2。

2.4.3 验孔。由专业技术人员用炮杆或卷尺逐孔检查孔排距、孔向及孔深, 若不合要求应及时修正;复核前排各炮孔的抵抗线和查看孔中含水情况;检查后应进行验孔记录, 作为爆破装药的计算依据。

2.4.4 警戒。根据现场情况, 划出警戒线 (距离100m~200m) 范围, 起爆时, 由专人负责警戒, 将所有无关人员均应撤至警戒线外, 并在各警戒点派驻安全警戒人员职守。

2.4.5 装药。按爆破方案所允许的单孔装药量进行每次爆破作业的炮孔装药, 事前将各炮孔孔深记录和炸药、雷管用量进行申报, 经爆破技术员复查同意后开始按所确定的各孔装药量进行逐孔装填工作, 严禁漏装、多装, 如图3 所示。

2.4.6 堵塞。对无水炮孔, 可利用钻孔所排出的岩屑混合部分黄泥进行填设;对有水炮孔, 应选用不超过1cm粒径的岩粒混合黄泥作为堵塞材料, 在保护好起爆线路的基础上用炮杆逐孔捣实。堵塞长度和质量必须严格按设计要求进行。

2.4.7 联网。由专业爆破技术人员根据爆破方案所确定的网络联接方式进行连接, 严格控制爆破的单段起爆药量, 并由专人负责复核和记录各炮孔的单孔装药量和单段起爆药量, 对各孔雷管延时段位和网路连接质量进行复查, 经爆破负责人复核确认后方可进行爆破, 如图4 所示。

2.4.8 防护。由于本次爆破区域离LNG站最近距离在50m范围, 孔口防护采用编织带装填经筛分后的细河沙防护, 再采用柔性橡胶垫进行表层防护。

2.4.9 起爆。起爆操作由两人负责实施, 1 人操作, 1 人监督, 必要时进行替换。爆破时由爆破现场负责人下令发出起爆信号, 信号发出后, 起爆员立即进行起爆。

2.4.10 爆后检查。由起爆的爆破员和安全员进入爆区, 检查是否有安全隐患, 并及时制定处理措施。爆后应超过15min, 方准许检查人员进入爆破地点。

2.4.11 解除警戒。起爆后, 经检查确认无盲炮或其他险情, 检查人员向爆破工作领导人报告后方能解除爆破安全警戒。

3 安全防护与控制措施

3.1 双层立面防护排架

为确保港华燃气运营安全, 在线路里程DK260+550~DK260+735 左侧根据山体地形特征, 采用双层立面防护排架防止飞石、滚石、落石和滑块侵入场区。主要材料为 Ф42mm的钢管、土工格栅、钢丝绳和锚杆。为节约材料成本, 防护采用土工格栅, 爆破完成后可以拆卸下来继续使用。双排钢管架宽度为0.5m, 立杆间距1.5m, 横杆间距2.0m, 每个钢管结点用直径22mm、长1.2-1.5m的锚杆锚固在岩体中, 坡面撑杆设在立、横杆相交处, 长度据现场确定, 与立杆连接支撑在坡面上, 钢管排架的顶部用直径12mm的钢丝绳拉于地锚固定, 在钢管竖、横杆内侧挂绑土工格栅, 钢管排架顶部用钢丝网封闭, 在排架的两端、中间每隔24m布设剪刀撑, 剪刀撑应连接3~4 根立杆, 斜杆与地面夹角为45°~65°, 在相邻两排剪刀撑之间加设一根长斜杆, 剪刀撑的斜杆两端用旋转扣件与排架的立杆或横杆扣紧外, 在其中间应增加2~4 个扣结点。

3.2 施工安全控制措施

3.2.1 爆破作业前向项目安质部提出" 施工爆破申请", 经同意后, 方可爆破施工。

3.2.2 施工现场装药完毕后通知项目部安质部, 并告知港华燃气LNG站, 现场准备完毕后才能放炮。

3.2.3 施工点接到命令后, 立即按规定进行施工防护和爆破点200m以外的警戒。

3.2.4 人员全部撤离爆破区后, 联结起爆源, 进行充电起爆。

3.2.5 炮响后15min, 爆破人员进入炮区, 检查有无瞎炮、危石、落石, 并进行处理。盲炮的处理可按照《爆破安全规程》进行。

3.2.6 爆破安全防护设施为设置防护排架、施工警戒护栏、施工警示标志、挡土坎等。

3.2.7 装药、连线由爆破员进行。

3.2.8 爆破前进行安民告示, 对爆破的时间、地点及警戒的信号通过安全告示等告知当地居民, 使民众了解爆破的基本情况。

4 结论

威海北站路堑施工4 个月, 爆破施工效果良好, 整个爆破中无飞石、冲击波危害, 港华燃气LNG站内4 个测点最大爆破振动速度在0.56cm/s, 远低于安全协议规定的最大振动速度1cm/s。爆破施工未对港华燃气LNG站造成任何影响。爆破施工对LNG站周边重要建筑物及复杂地区的安全影响不容忽视, 处理不好可能会发生严重的安全事故或公共安全事故, 因此在爆破施工中, 做好安全防护措施和爆破设计参数经验积累。并为今后类似的工程施工提供了参考经验。

摘要：介绍在邻近港华燃气LNG站威海北站站场路堑石方爆破工程中, 根据爆破施工要求和控制要点, 制定合理的爆破方案和有效的控制措施, 在威海北站路堑石方爆破施工中, 未出现任何影响LNG站运行的安全事故, 确保了施工进度, 保证了施工工期, 为今后类似邻近LNG站的石方爆破施工提供的参考经验。

关键词：控制爆破,石方爆破,LNG站

参考文献

[1]中华人民共和国标准.爆破安全规程 (GB6722-2014) [S].北京:国家标准出版社, 2014.

[2]刘航.紧邻既有线石方安全控制爆破技术[J].铁道建筑技术, 2012 (1) :118.

[3]王海亮.工程爆破[M].北京:中国铁道出版社, 2008.

[4]程围峰, 梁旭, 王振宇.隧道爆破施工对邻近输油管道的影响评价[J].石油工程建设, 2011 (4) :44.

[5]熊代余, 顾毅成.岩石爆破理论与技术新进展[M].北京:冶金工业出版社, 2002.

[6]吕小师, 王光勇, 王辉.紧挨500k V高压线的岩土控制爆破实例[J].爆破, 2012 (02) .

LNG应用技术 篇5

近年来，在我国国民经济持续高速发展的同时，环境问题也日益突出，大气污染已成为我国社会经济进一步发展的制约因素。节能减排、保护环境是我国制定的基本国策。天然气作为公认的清洁能源，其利用将会在改善环境质量、调整能源结构等方面具有显著的效益，但由于输气管线和气源地的影响，国内还有很多中小城市尚未普及使用天然气。下面介绍LNG气化站与CNC减压站结合供气模式在湖北咸宁市的应用。2 供气运行模式的选择 2.1 咸宁市燃气现状

咸宁市城市燃气事业起步较晚，上世纪80年代～90年代以LPG瓶装供气为主，2005年以后管道天然气开始逐渐代替LPG成为城市燃气气源。前期开发用户较少，而且多为居民用户，首先设计的是LNG气化站，可以保证连续供气，但供气能力不大；随着市场的开发，用户逐渐增多，也开发了一些用气量相对较小的工业用户，单纯的LNG供气已经不能满足需要，鉴于咸宁市离我国较大的输气管道较远，发展为LNG气化站与CNG减压站相结合方式为咸宁供气，即CNG减压站作为主要供气源为城区管网和工业用户供气，LNG气化站由于供气负荷和成本原因作为应急调峰使用，此种供气方式能满足目前现有用户的供气要求。

咸宁市城市燃气输配系统均采用中、低压两级管道系统。至2009年，咸宁市共建有中压燃气管网106.5km，低压庭院管道51.4km。管道几乎覆盖城区所有主要街道、工业区。2010年，城区管道天然气用户约14800余户，商业用户有42家，工业用户3家。最大日用气量为40000Nm、最大小时高峰用气流量2500Nm。2.2 LNG和CNG气源

咸宁LNG气化站的气源地较远，从新疆、内蒙、宁夏等地通过槽车运输，其运输周期较长，发车需要调度提前与LNG供应单位预约，其运输时间长短直接影响应急调峰的供气能力。LNG气化站供气量的多少受CNG站卸气量、城市管网用气量的影响。在正常情况下，CNG站的稳定供气就能够满足用户的使用。CNG减压站距管输气的CNG加气站约80km，通过橇车将压缩天然气运往CNG减压站，站内有3辆车头5辆橇装槽罐车不间断的循环拖气供给减压站为管网不断补充天然气，特殊情况还可以增加车头和橇车来增加接气量，其优点是运输时间短，成本低，灵活性高。2.3 两站供应图及运行条件

LNG气化站与CNG减压站配合供气运行图如图1。

由于两站相隔距离较远，为此咸宁燃气公司成立了调度中心，监测城区各点压力流量状况，协调调度两站供气。城区管道压力状况可通过两站设置的城区管道压力监测点及巡线人员在各调压设备读取的压力值来判断，并根据压力状况来协调两站的均衡供气。

下面用一个实例来说明运行图在紧急情况下的使用。2009年冬季受全国气源紧张的影响，CNG站气量受到一定限制，由原来的30000m/天降为15000m/天，情况严重时下降到1O000m/天，在这种情况下LNG的作用就明显发挥出来。LNG日最大供气量19000m，可有效弥补气源缺口，但我们这里需要注意的是早、中、晚三个城市用气高峰的调节。首先，根据咸宁用户情况，保证管网压力最低保持在0.12MPa以上就可以稳定用户用气；第二，高峰期时完全使用LNG是不能满足需求的；第三，CNG在高峰期时必须留有充足的气源以保证管压。例如，某一天CNG站日拖气量为11000m左右约为3车气，LNG气源不受限制，此时LNG就得以最大负荷800m/h的瞬时流量全天候供气，CNG则用1车约为3700m的气量使用适当流量卸气将管网压力维持在略高于0.12MPa，在中午11:30左右的用气高峰期到来之时CNG橇车完全打开以大流量供气稳定管网压力，同时与大能耗单位协商使其避开高峰用气，以上方式就能很好的稳定高峰用气时段的用气需求。晚上高峰用气方式与中午供气方式类似。总之，根据两站气源、最大供气量、用户最低使用压力等情况，对两站做出合理的调控就能满足咸宁供气要求。3 LNG气化站与CNG减压站工艺流程

咸宁LNG气化站建有40m和25m卧式LNG储罐各1台，储存量约为40000Nm，最大供气负荷为800m/h。其工艺流程如下图2：

3咸宁CNG减压站是将橇车车载约为20MPa的压缩天然气，经过调压橇的三级调压，将压力调制管网压力0.28MPa，最大供气负荷为2000m/h。其工艺流程如下图3： LNG气化站与CNG减压站的运行 4.1 LNG气化站的运行

咸宁站的两个储罐均为双层中间抽真空，珠光砂填料。一般LNG储罐随着使用年限的增长，储罐真空度会逐渐降低，这势必影响到LNG液体的储存，导致LNG液化天然气日蒸发率升高，从而频繁的排出BOG(低温蒸发天然气)，如果气化站没有再液化装置，这些气体必须进入城市天然气管网，在CNG供气充足的情况下，可视为对LNG的浪费。咸宁LNG站配有专门的真空测试仪，半年一次对储罐真空度进行测试，同时可以根据BOG日产生量的多少判断储罐真空度的情况，做到及时对储罐抽真空。目前，我国的LNG储罐有立式也有卧式，立式储罐由于气液接触面小，蒸发率相对较低，占地少，但维护不方便；卧式储罐蒸发率较大些，占地大，但运行维护方便。两种方式各有长处，选储罐时也可根据实际情况选用。咸宁LNG站选用的为卧式储罐，优点是维护方便和通过利用地形的优势整体升高储罐地势增加其对管网压力，能在较小的罐压下将罐内余液排尽，输入中压管网中。LNG的进液需要特别注意如下内容：如果储罐原有的液用完，并且长时间没有使用，那么再进液时就要特别注意预冷，预冷时间要足够长，采用下进液将储罐预冷至BOG产生量明显减少时达到预冷效果，充分的预冷是保障进液安全、顺利的关键；另外，如果储罐真空度下降而进液时来不及抽真空的话，除了充分预冷还可以打开储罐和城区管道的连接阀门，让储罐给管网供气，这样可以充分降压，并保证压力不会上升过快，便于进液顺利。进液的同时要同时观察管网压力，因为进液时为给储罐降压BOG在不断排入管网，但此时CNG也在供气，由于输入量的增多在管网用气量不多的情况下，极易导致管网压力超过供气压力，引起事故发生。因此，在进液时要与CNG站保持紧密联系，及时调控好CNG站瞬时输入量，最好控制管网压力稍低于日常供气压力，以便于使LNG储罐的压力降至理想罐压。

据咸宁实际情况，LNG的使用时间大部分在供气相对紧张的冬季，站内选用的是空浴式气化器，由于其低温的特性，加之气温较低，如果要求调峰流量较大时，很可能出口天然气温度达不到要求，因此，站内添加水浴加热器，将LNG经空浴气化器后再经过水浴加热，以保障出口温度不至于过低而损伤管道及设备。LNG储存压力很低(一般压力小于0.6MPa)，储罐的设计压力只为0.8MPa，因此，需要时时监测储罐压力情况，以免发生安全阀起跳或者储罐破裂液体泄漏事故。LNG储存应特别注意预防翻滚现象，预防翻滚最重要的步骤就是加强对储罐液位波动的监督，当波动量较大时及时打开BOG减压阀，排出BOG，做到提前发现，预防压力过高引发安全事故。咸宁LNG气化站同时采用了现国内较为先进的SCADA系统，可以及时准确的掌握现场数据，做到及时调控，保证设备运行供气的安全。4.2 CNG减压站的运行

CNG减压站运行中输入天然气压力很高，危险性也较大，其作为主供气点，因此，安全系统如安全阀的灵活性，紧急切断可靠性尤为重要。经常检查设备，多维护可以给设备运行提供可靠保障，同时调压器的备用部件要准备充分，以备不时之需。

CNG供气过程属于减压过程，将橇车20MPa的压力降为0.28MPa和流量很大时都需要吸收大量的热量，此时调压管道极易瞬间结冰，容易造成管内冰堵和管道防锈保护层破坏。咸宁站所运用的是水浴加热，两台全自动控温锅炉对水浴不间断的循环加热将一调二调前管道内的天然气经过水浴加热后调压，运用此种方法可有效防止管道结冰。为了方便实时对运行数据监控，该站采用了现国内较为先进的SCADA系统，可以及时准确的掌握现场数据，做到及时调控，保证设备运行供气的安全。从下面实例来讲解上述操作过程中需要注意的两个问题。一是换车时高压减压输气和超过1000m/h以上的高流量，二是高峰用气时超过1000m/h以上的高流量。解决这两个问题的关键在于前述提到的水浴加热系统和监控系统。换车时压力为1.0MPa，在此供气压力下瞬时流量是不能满足管网使用流量，因此，管网压力会下降至0.22MPaT左右，此时换车瞬时流量就会达到1500m/h左右，在这种情况下管内温度会迅速下降，若不采取措施就会导致冰堵。咸宁站所采用的措施是在换车前10min通过全自动控温锅炉将循环水温度调控到45℃左右，换车后该水浴温度就对一级和二级调压器前端管内气体先加热后调压，同时注意监控台调压后的出口温度不能低于20%，这样就可以有效控制冰堵情况。在高峰时段的大流量需将循环水温升高至45℃左右(即设定锅炉加热温度为45℃)观察调压出口温度在20%以上，若还不能满足出口温度再适当调高水浴温度，这样就能有效防止冰堵。

高压减压运行极易对设备造成损坏，为避免因设备损坏而影响供气。咸宁CNG站使用两路三级调压系统，一备一用循环使用保证持续性供气。同时，计量采用的是双计量表，有效避免了因一计量表损坏致使无法计量的情况。加臭系统使用全自动加臭装置，根据瞬时流量的大小控制加臭量，能够有效按照标准要求控制加臭量。LNG气化站与CNG减压站维护

维护工作是指为保障场站燃气设施的正常运行，预防事故发生所进行的检查、维修、保养等工作。咸宁站主要有以下维护关键点：

工艺设备维护保养实行专机、专区负责制，做到台台设备、条条管道、个个阀门、块块仪表都有负责人。对本岗位设备要做到“四懂”(懂结构、懂原理、懂性能、懂用途)、“三会”(会操作、会维护保养、会排出故障)。配备足够的备用设备、备品备件，定期保养设备，更换设备易损部件，做到设备无故障运行。设备润滑要做到“五定”(定人加油、定点给油、定质选油、定时换油、定量用油)。备用设备要定期切换，做好记录，并做到“四防”(防潮、防冻、防尘、防腐蚀)。掌握场站动、静密封点分布情况，及时堵漏，泄漏率不高于0.45%。站内特种设备应按国家相关检定规程进行检和性能测试，无法正常工作时，应及时维修或更换。仪表、安全阀、计量等设备应按照国家各类检定规程的要求进行检定。定期检查场站内的燃气管道、高压胶管及储气场地的静电连接线，保持完好有效。电气设备接头牢同，绝缘良好，保险装置合格，正常并具备良好的接地，接地电阻应符合设计要求。站内发电机维护。开机前，检查发电机外观，有无漏油等异常情况；检查油量是否满足要求；检查漏电保护和接地是否正常；及时填写记录。可燃气体检测报警装置中的气敏传感器应根据使用年限及时予以更换；应定期对可燃气体检测报警装置进行试验，观察报警情况和稳定值，不满足性能要求时，应及时处理，并做好记录。

日常维护工作除上述内容外还应主要检查：连接部位、可动部件、显示部位和控制按钮、故障灯、检测器防爆密封件和紧固件、检测器部件是否堵塞、检测

33器防水罩等的情况。定期检查、维修、保养各类消防设施，及时消除不安全隐患；每月对消防器材的数量、质量及有效情况进行检查；各种消防水泵结合器每半年定期检查一次；消防水泵结合器密封件老化后应及时更换。加臭装置应定期更换加臭泵机油，防止臭剂混入机油内时间过长损坏机件；检查储罐连接管、高压管道之间连接处密封是否完好，对泄露处进行紧固密封处理；当臭剂储罐液面计液面过低时，应及时添加臭剂，保证正常运行。定期对伴热系统进行检测。6 结论

LNG应用技术 篇6

[关键词] 节能减排 LNG清洁能源汽车 加气站建设

1 LNG清洁能源汽车的发展

随着机动车保有量的快速增长，耗油量急剧增加，燃油污染也日益严重。天然气汽车是以天然气取代汽、柴油作为燃料的环保型汽车，是减少汽车污染物排放的重要措施之一。我国燃气汽车发展始于上世纪50年代，特别是近十年取得大发展。据统计，2010年初，我国燃气汽车保有量已超过22万辆，19个重点推广应用城市LNG加气站数量达712座。2003年，中海福建天然气有限责任公司与印尼东固项目签署了长达25年的供气协议，年供应量为260万吨，供应海西地区城市用气和燃气电厂用气，为福建省全面推广清洁能源汽车提供了稳定的气源环境。福建省2009年首批LNG公交车正式投入营运，截止2011年第一季度，仅福建省汽车运输有限公司（简称“闽运”）已投放LNG汽车424辆，其中公交车389辆，道路客运车35辆，CNG出租车80辆，合资建成加气示范站4个，购置移动加气专用车3辆，还专门组建了LNG车辆维修队伍，逐步构建LNG车辆推广的支持网络。LNG客车的投入使用使闽运公司节约燃耗成本10万元/辆·年，成功入选交通部“交通运输行业第四批节能减排示范项目”。今后福建省将在道路客运中推广使用LNG汽车，实现能源结构调整，改善汽车尾气造成的环境污染问题。

2 LNG清洁能源的优点

首先，LNG汽车是以液态天然气为燃料的新一代天然气汽车，LNG能量密度大，气液体积比为625：1，汽车续驶里程长，建站投资少，占地少，无需大型动力设备，运行成本低，加气站无噪音，LNG可用专用槽车运输，建站不受天然气管网的制约，便于规模化推广。

第二，LNG汽车发动机振动噪音明显低于柴油机，对于同功率的柴油机而言，LNG发动机的噪音比柴油机少7aB（A），提高了车辆乘坐舒适度。

第三，在尾气排放方面，LNG汽车较传统柴油汽车有大幅降低，其中二氧化碳减少24%，一氧化碳减少97%，碳氢化合物减少72%，氮氧化合物减少14%，苯、铅、粉尘等固体颗粒减少100%，综合排放指标降低约80%，可有效降低市民患呼吸疾病的几率。

第四，LNG汽车的安全性方面，一是天然气不易被点燃或爆炸。天然气燃点比汽油高200°C以上，这说明天然气不像汽油那样容易被点燃。其次大气中有1%的汽油浓度就容易发生着火爆炸，天然气却要累积5%才达到它的燃烧下限。更重要的是天然气比空气轻，其密度只是空气的55%，如果稍有泄漏，很容易向大气扩散，不至于达到低燃烧界限。二是气体发动机燃料系统材质有保障。气体发动机的燃烧系统所用元器件不多，主要是一些开关和减压阀、混合器等，这些部件的关键点是密封，选材、加工、安装、高度等都应在严格质量管理保证的条件下进行，质量安全有保障。而且可燃混合气的形成及点火方式都与柴油发动机不同，安全性更高。

3 天然气汽车燃料方式的选择

目前，天然气汽车使用燃料方式主要有压缩天然气（CNG）和液化天然气（LNG）两种，实践表明，使用LNG燃料的效果要好于CNG燃料，因为LNG是将地下气田开采出来的天然气，经过脱水，脱除酸性气和重质烃类，然后进行压缩、膨胀和液化等工序，使气态的天然气冷凝成以液态形式存在的天然气，不含任何其它的杂质，如油、粉尘、硫化物或氧和氮。而CNG是压缩天然气，并未经净化处理，故LNG较CNG的燃料成分更纯净。而且LNG燃料汽车有着占地空间小，续驶里程长，载客量大，燃料罐处于低温、低压的工作状态，较CNG燃料更具有环保、安全、可靠的优势。而建设同样规模的CNG加气站，其占地面积约为LNG加气站的2.5倍。占地大，投资多，建站必然少，发展也就慢。

4 加气站的布局和建设

加气站的布局和建设是发展天然气汽车的关键，由于城市用地趋紧，市区的消防要求又非常高，因此，加气站的选址和建设的难度非常大，加气站建设必须因地制宜，多种建站形式相结合，新建站与现有加油站改造相结合，专用站与社会站相结合，逐步向社会站开放。

5 推广应用LNG汽车和加气站建设的建议

天然气汽车发展是一个系统工程，有车必有站，有站才可能有车，为加快发展天然气汽车的应用与推广，提出以下建议：

首先，对清洁燃料汽车产业的发展，按照市场经济的规律运作，由政府颁布产业发展政策（包括投资贷款、税收、排污费减免、购车差价补贴等优惠政策）引导，鼓励大中型公交、运输企业带头投放使用清洁燃料汽车。从福州LNG公交车为例，目前LNG车辆比燃油车辆的购置成本高5～8万元/辆。

第二，给予公交车燃气补贴政策。目前，燃油公交车虽然享有一定的财政补贴优惠政策，根据国家发改委2010年发布的关于要求各地理顺车用油气价格关系的政策，两年内调整天然气价格至0号汽油的60%，今后将调整至75%，这对道路运输企业推广天然气汽车是没有任何吸引力，对使用天然气车的公交和道路运输企业将是很大的打击，天然气汽车的使用有可能陷于停顿或倒退。建议根据国家节能减排、应对气候变化的总体政策要求，既要引导天然气的合理消费，又要鼓励营运车辆使用天然气，对现行的车用天然气价格政策重新进行调研，充分听取公交企业和道路运输企业的意见，将公交车和道路运输客货车辆等车用天然气价格确定在更合理的范围。建议省交通运输厅调整贴息补贴类别，参照燃油公交车补贴标准换算后向国家申请燃气公交车辆气价补贴政策。并建议由省环保厅研究制定城市公交排放管理规定及环保治理措施，对天然气汽车给予一定环保补贴。

第三，对全省天然汽车加气站项目实行统一规划，加气站规划用地列入城市基础设施用地，并纳入城市总体规划予以控制保护。加气站项目规划与建设涉及到土地利用、技术标准、车辆改造、技术监管、安全管理、布点选址、政策制定等方面，工作量大，必须加强领导，健全机构，规范管理。建议成立福建省清洁能源领导小组，成员单位由省发改委、经贸委、公安厅、交通运输厅、住建厅、环保厅、安监局、工商局，省消防总队等部门组成，统筹全省汽车加气站项目的建设。具体工作依托LNG筹建办，省发改委作为项目核准部门，负责项目的标准事宜，省住建厅负责天然气加气站建设工程管理及加气站发证工作。省交通厅负责天然汽车行业主管部门职责。相关部门按职能分工负责相应的管理职能，尽快审批加气站发展，对LNG加气站网络的建设予以政策和资金支持，为福建省加快发展LNG产业奠定坚实基础。

LNG应用技术 篇7

1 LNG技术简介

LNG (Liquefied Natural Gas) , 即液化天然气, 是天然气的液态形式。将天然气在常压-162℃下液化, 体积缩小约625倍, 也就是说1m3的LNG气化后可得625 m3的天然气。它有储存、运输效率高、杂质含量少, 燃烧清洁高效, 气价低且稳定, 经济效益好, 应用领域广泛等优点, 对改善大气环境, 实现节能减排和总体能源利用效率与产出效益的提高意义重大 (见表1) 。

石油企业是高耗能行业, 据统计, 2010年集团公司年消耗能源总量占年产出能源的24%, 天然气使用比例还比较低, 能源消耗结构不合理;年废气排放量约为3 000亿标准立方米, 占全国工业废气排放总量的9.9%, 居第四位, 节能减排任务艰巨。提高天然气在能源消耗中的比例, 将天然气业务作为战略性、成长性的业务, 是实现节能减排的必由之路。为此, 集团公司开发出了以天然气和液化天然气为能源的动力装备, 来取代传统油品燃料, 在石油企业生产的各个领域应用的效果喜人。

2 LNG的优越性

2.1 环保性

采用天然气作为车用燃料代替传统汽油、柴油, 是减少尾气污染的重要措施之一。通过相关计算数据可知, 行驶相同里程, 消耗1 t汽油相当于消耗1.09 t天然气, 燃烧1.09 t天然气产生2.18 t的CO2, 比燃烧1 t汽油减排0.81 t的CO2;行驶相同里程, 消耗1 t柴油相当于消耗1.03 t天然气, 燃烧1.03 t天然气产生2.06 t的CO2, 比燃烧1 t柴油减排1.10 t的CO2。

由此可见, 以气代油发展天然气内燃机是一项绿色环保工程, 可以有效地减少CO2排放量, 对于创造绿色环保意义重大。

2.2 经济性

2.2.1 价格优势

以2012年燃料最新售价:柴油7.41元/L、汽油7.31元/L、LNG 3.60元/m3为依据对公交车使用两种燃料进行比较分析, 详见表2。

从表2可以看出, 按照车辆日行程, 以100辆车计, 每天可以节省燃料费用15 450元/d, 大大降低了汽车的运行成本。

2.2.2 延长设备寿命

以LNG为燃料的汽车, 由于燃烧完全, 结碳少, 减少气阻和爆震, 使发动机寿命延长2~3倍, 大修理间隔里程延长 (2.0~2.5) ×104 km, 相对汽油车、柴油车年降低维修费用50%以上, 降低了费用, 延长了设备寿命。

2.3 安全性

天然气、汽油、柴油的自燃点、爆炸极限、密度见表3。

表3中, 天然气的液态密度是指在沸点 (约-162℃) 下天然气的密度;气态密度是指标准状态 (101.325 KPa, 0℃) 下天然气的密度。

天然气的自燃点一般在650℃, 相对汽油、柴油来说, 自燃温度高。LNG车采用低温低压储存, 一般在-146℃, 压力不大于1.2 MPa, 车载气瓶采用双层抽真空绝热技术, 气瓶及相关设备具有可靠的耐低温性能, 安全性好。根据中海油做的烟头实验, 液态天然气甚至可以熄灭点燃的香烟, 这说明液态天然气是不容易被点燃的。天然气意外泄漏后, 不容易自燃, 而汽油车、柴油车在碰撞或翻覆着火后, 容易爆炸。

天然气的爆炸极限为5%~15%, 且密度小于空气, 稍有泄漏即挥发向上扩散。LNG泄漏到地面, 会吸热挥发, 不会产生任何残留物。汽油、柴油的爆炸下限低, 汽油气化后密度大于空气, 柴油为重组分油, 泄漏后不易挥发, 滞留时间较长, 容易引发燃烧、爆炸等危险。因此, 作为内燃机用燃料, 天然气相对汽油、柴油更安全。

3 在石油企业的现场应用

3.1 应用LNG汽车作为客运主要车辆

以前多使用柴油客车作为接送员工的班车, 近年来, 随着节能环保工作的深入, 大港油田相继引进几十台LNG客车[1], 由于效果较好, 将逐步替代柴油客车。

3.1.1 工作原理

LNG储气瓶正常工作压力小于1.59 MPa大于0.65 MPa, 工作温度为-162℃。车辆启动前, 先将主安全阀门打开, 瓶内的液体通过气瓶自身的压力, 将液体释放到汽化器中, 经过汽化器的液态天然气被汽化成气态天然气。当气体通过调压器时, 该系统采用电控调压方式控制天然气量, 天然气与空气在混合器中混合, 给发动机提供燃料。燃烧后的气体经过催化转化器排到大气中, 由于有污染的气体在催化转化器中参与化学反应[2], 最终排到大气中的只是碳氢化合物。具体见图1。

3.1.2 LNG燃料经济性 (以柴油和LNG作对比)

以单台车每天行使200 km, LNG作燃料与以柴油作燃料对比, 年燃料费节省5.64万元/台, 一个100台客运车辆的单位, 年将节省燃料费用564万元。

3.1.3 LNG汽车的特点:占用空间小

1) 使用LNG作为燃料, 一个335 L的钢瓶, 能行驶500 km以上, 可以完全解决车辆的行驶里程问题。

2) 一个335 L的LNG钢瓶自重225 kg, 充装满后的重量为353 kg, 相当于同样柴油车辆油箱加满油以后的重量。并且由于钢瓶是安装在车架上, 大大降低了车辆的重心, 提高了车辆的行驶安全性。

3.2 石油钻探领域推广应用LNG发动机, 为钻机更换绿色心脏

将LNG发动机作为钻井动力, 取得了节能减排且最大限度地降低钻井成本的效果, 在油气勘探领域“以气代油”的目标已经实现。

使用燃气钻机, 就是使用槽罐车将LNG拉运进井场, 通过LNG气化撬, 使储存在槽罐车储罐中的LNG气化, 用LNG燃气发动机 (G12V190PZLT3) 替代柴油发动机。把原来带动钻机和一号泵的柴油机替换, 利用液化天然气为燃料[3], 经气化和充分混合后供给发动机燃烧, 保证发动机正常工作, 为钻机提供动力。作为集团公司LNG发动机在钻井项目的推广应用试点, 川庆钻探公司长庆钻井总公司, 率先利用LNG钻机进行钻探, 取得较为理想的效果, 现正全面推广。

钻井用天然气发动机, 优势如下:气体发动机完全可以替代柴油机进行各种工况的钻井作业;节能降耗、环保减排效果显著, 大幅降低了钻井燃料成本。据初步统计, 使用以LNG为燃料的发动机替代柴油机钻井, 在相同年进尺的条件下, 一个钻井队每年可节省燃料费300多万元、减排总量约25 t, 环保减排及经济效益显著;比柴油机噪声小、自动化程度高, 排气没有冒黑烟现象, 不仅可以减少员工的劳动强度, 保护员工的身体健康, 而且有利于减少对环境的污染;一辆50 m3的LNG运输车所装的天然气[4]可供井深2 000 m以上的深度井工作5至6天, 并且用LNG作燃料不存在供应问题。钻井LNG气化项目的推广前景广阔。

3.3 应用LNG发电机, 满足偏远井站的用电需要

许多偏远的单井及站场, 由于开采区块小或处于勘探初期, 井站分布偏远且产量较低, 周边多处在河道或湿地等环境敏感地带。为了保证投资效益, 降低产能投入, 投产初期一般不采用架杆供电, 而使用移动式柴油发电机。随着LNG技术的引进, 改用以LNG为燃料的发电机展现了较大的优势:a) 相同工况下比柴油发电机大幅降低了温室气体及有害气体排放, 减少了环境的污染, 改善了大气环境质量, 具有显著的社会效益和环境效益;b) 燃气发电机结构简单, 使用安全可靠, 输出的电压和频率稳定;c) 节约能源, 经济效益显著, 以日均用电量2 000 Kw·h的单井站点为例, 见表4所示。

在滨18×1井使用后, 完全满足生产需要, 液化天然气年消耗仅为柴油消耗量的50%, 年燃气费用为柴油费用的35.5%, 经济效益可观;有害气体排放少, 噪音低, 对周边湿地无环境影响, 维护简单, 安全可靠, 减轻了员工运送燃料的工作强度, 受到岗位员工的欢迎。

3.4 应用LNG技术, 满足石油工程车辆的热力需要

现主要用于油田热洗清蜡车锅炉等。

3.4.1 工作原理简介

LNG洗井清蜡车是以二类汽车底盘为安装基座的移动式加热泵车, 主要用于油田热洗、冷洗工况和需要泵注的工况, 适合于环境温度在-30~40℃的野外作业。工作介质为:清水、软化水或原油。设备动力是以主车发动机为动力源, 驱动台上三缸泵工作, 把洗井液注入LNG燃气超导换热炉, 再把洗井液加热到110~150℃, 最高蒸汽压力10 MPa。注入油井套管内, 溶蜡解堵。

3.4.2 主要配置

本产品的主要部件为:8×4汽车底盘、构架、三缸泵、超导换热炉、液压传动系统、燃气系统, 控制系统、吸入排出管汇系统、操作室。

3.4.3 在大港油田分公司的应用

大港油田采油五厂共有洗井清蜡车3台, 承担全厂油井清蜡热洗及集油干线清洗任务。随着节能减排工作的深入开展, 以及近年燃油价格不断上涨的情况, 致使洗井清蜡车运行成本不断上升。以其中一台为例:津AC9577投产于2007年, 年均洗井作业约1 830小时, 单台锅炉年消耗柴油约11.46万升, 产生费用86.9万元。因此, 2012年引进新型能源LNG燃气锅炉取代传统燃油锅炉, 目前应用良好。

1) 现场应用分析

用LNG洗井清蜡车进行作业后, 油井上下行载荷及电流数据明显下降, 不但满足热洗清蜡的要求, 而且其它效益非常明显。

2) 经济效益分析

在洗井作业条件相近的情况下, 通过对比:LNG洗井清蜡车热效率高、燃料消耗少。柴油洗井清蜡车平均耗油量为60.22 L/小时, 折算费用为456.47元/小时;LNG洗井清蜡车平均耗气量为37.36 kg/小时, 折算费用为242.80元/小时。改造后节约燃料费213.67元/小时, 节约率为46.81%。

3) 投资回报

按单台车年洗井1 830小时计算, 可节约燃料费用39.10万元, 设备LNG投入为34万元, 一年即可收回投资, 周期短, 见效快。据统计, 我油田此类工程车辆有近30台, 若全部使用LNG燃气工作, 年可节省燃料费1 173万元, 节支降耗成效显著, 油井维护成本明显降低, 吨油成本优势明显。

4) 节能环保分析

有害气体NOx、SOx气体排放少, 燃烧热效率更高。噪音低, 对油井周边无环境影响, 维护简单, 安全可靠, 受到岗位员工的欢迎。

4 前景展望和建议

随着LNG技术的发展和应用, 特别是LNG汽车、钻机、发电机及洗井清蜡等自主知识产权的高新装备在耗能较大、有害气体排放较多的油气生产领域的广泛应用, 其产生的社会和经济效益令人瞩目, 前景广阔。

但在使用中也暴露出一些问题, 为此提出几点建议:

4.1 LNG技术的相关技术标准欠缺

其潜在的危险性有:低温危险性, 爆炸着火危险性和翻滚危险性。我国至今未建立起一套LNG汽车及其它装备改造技术的标准体系。因此, 现行改装的LNG汽车和装备缺乏技术标准监控, 隐藏很大的安全隐患, 有关部门要尽快完善或制订相关的技术标准规范。

4.2 LNG运营安全管理要完善

要防止燃气泄漏并加装可燃气体浓度监测报警装置, 按规范要求对LNG工艺系统与设备[5]进行消防保护, 防止LNG的低温特性和巨大的温差对工艺系统的危害及对操作人员的冷灼伤等, 消除潜在危险和火灾隐患。

5 结语

21世纪是天然气世纪, 天然气作为一种优质高效的清洁能源, 是保护大气环境的最理想燃料, 而LNG又是绝好的绿色能源。随着我国天然气开发和利用步伐的加快, 天然气在能源消费中的比重将逐步增大, 在不断促进中国石油向清洁发展、绿色发展和低成本发展转移的这一伟大战略实施中, LNG技术是石油企业生产发展的必然选择, LNG将做出积极的贡献。

摘要：作为内燃机动力、发电及锅炉等在用燃料, 液化天然气 (LNG) 与汽油、柴油相比, 具有环保性、经济性、安全性等优点, 是较佳的代用燃料, 通过在石油企业钻井的钻机动力, 采油作业现场的发电机组、热气清蜡车, 员工上下班的通勤车等生产和辅助生产现场进行的实验性应用及实际现场应用, 效果良好, 不仅完全能够保证正常生产的运行, 而且满足了石油企业的相关生产需求, 应用与发展前景十分广阔。

关键词：液化天然气,环保性,经济性,安全性,生产需求

参考文献

[1]李秋利.发展滨海新区天然气汽车的构思[J].煤气与热力, 2008, 28 (2) :B23-B25.

[2]徐飞, 王文堂, 王峰涛, 等.化工节能技术手册[M].北京:化学工业出版社, 2005:582.

[3]顾安忠, 鲁雪生.液化天然气技术手册[M].北京:机械工业出版社, 2010:21.

[4]王遇冬.天然气处理原理与工艺[M].北京:中国石化出版社, 2007:221-222.

LNG应用技术 篇8

该标准不但能满足我国液化天然气接收站项目建设对技术标准的需要, 而且填补了我国LNG储罐设计与建造行业的空白, 将为我国LNG储罐设计与建造提供有力的技术支持, 使我国的LNG储罐设计与建造技术直接与国际接轨。该标准由5个部分组成, 均代表LNG储罐设计与建造的国际先进水平。

LNG储罐设计与建造技术标准主要集中在欧洲、美国、加拿大和日本。之前, 我国尚无自主制定的LNG储罐设计与建造技术标准。

LNG储罐是液化天然气终端储存系统中的大型核心设备。其设计和建造是LNG终端工程建设的关键技术之一。

我国液化天然气产业发展迅速, 急需大型LNG储罐设计与建造技术标准。2005年, 全国液化天然气标准化技术委员会委托中海石油气电集团负责起草该标准。2009年2月, LNG储罐设计与建造技术标准5个分册完成, 并经过编制、修改、申报和专家评审, 前后历时7年, 最终通过审查。

“十二五”期间, 在节能减排、调整经济结构的背景下, 我国天然气的消耗量快速增长。国家发改委的数据显示, 2012年第一季度, 我国天然气的表观消费量为390亿m3, 比2011年同期增长19.7%;天然气进口量同比增长65.5%。

混合动力渔船LNG冷量的应用分析 篇9

作为渔船燃料的LNG,其储存温度为-162 ℃,发动机需要的进气温度为10～40 ℃,据测算,每吨 LNG 气化过程中将释放出830～860 MJ 的冷量。与此同时,渔船制冷系统的能耗占整体能耗的30%～40%[3]。因此,本文对采用柴油/天然气混燃渔船的制冷系统进行优化分析,主要分析LNG冷量回收利用对于渔船制冷系统的节能作用。

1 渔船能耗分析

1.1 50 m围网渔船能耗情况

晋江深沪是福建省的渔业重镇,在对该地新型渔船的实地调研后,本文选取晋江深沪50 m新型渔船作为研究对象。该船为钢质单甲板渔船,总长50 m,型宽9 m,型深4.2 m,设计吃水3.6 m,排水量760 t[4]。渔船的动力配置为:706 kW主机1台,500 kW柴油机2台,300 kW柴油机1台。

根据远洋渔船用油测算标准[5],年耗油量测算公式如下:

m=W×η (1)

式中:m—年油耗量,t;W—主机功率,kW;η—耗油系数,t/kW。

耗油系数η为:

η=D×H×λ (2)

式中:D—每年作业天数,d;H—每天作业小时数,h;λ=0.000 205 t/(kW·h)。

调查发现,所选渔船每年工作280 d左右,每天作业12 h左右。则由式(2),该船耗油系数η为:

η=280×12×0.000 205=0.688 t/kW

结合渔船动力配置数据,根据公式(1),年油耗量m为:

m=706×0.688≈486 t

即该船每年耗油量为486 t左右,平均每天油耗约1.7 t。

1.2 混合动力渔船应用背景

柴油/天然气双燃料渔船发动机既可以采用柴油作为燃料,又可以采用天然气作为燃料,也可以采用油气混合燃料。与常规燃气发动机火花塞点火方式不同,双燃料发动机的混合气通过喷入燃烧室的少量柴油引燃。有研究明,柴油/天然气动力船舶的天然气替油率可达80%～85%[6]。对于现有渔船进行这种改造,是安全可行的。

资料显示,1 Nm3天然气的做功能力>0.7 kg柴油的做功能力[6]。1 t LNG约合1 300 Nm3天然气,按1 Nm3天然气做功能力=0.7 kg柴油的做功能力计,每吨LNG可替代0.92 t柴油。根据1.1节的计算,渔船每天需耗柴油1.7 t,每年油耗486 t,按天然气替油率80%计,则该船每天可用1.5 t LNG进行替代,每年可用427 t LNG替代388.8 t柴油。采用LNG代替柴油,该型船每年可以节省约61万元,营运成本显著减少。

LNG相对柴油具有显著的价格优势。以福建为例,LNG的价格为4.5元/(N·m3),即5 850元/t,而柴油的价格约为8 000元/t,每吨柴油用天然气替代可节省1 565元。虽然LNG价格也会受国际能源供需影响,但是影响较小。

2 LNG蕴含冷量的计算分析

2.1 LNG蕴含冷量分析

LNG的主要成份为甲烷,储存在低温绝热罐内,其在储液罐中的状态为≤-162 ℃,储存压力为0.3～0.6 MPa[7]。一般为方便计算,假设LNG由纯甲烷组成,纯甲烷在储液罐内状态为-141.8 ℃,压力为0.4 MPa。发动机需要的进气温度为10～40 ℃,因此LNG汽化与空气进行的潜热、显热交换温差为170～200 ℃。LNG的汽化潜热为525.4 kJ,比热容为2.14 kJ/(kg·℃),其汽化至10～40 ℃释放的冷量为850.3～914.5 kJ/kg[8]。如能将这部分冷量合理利用,将可有效改善渔船制冷系统的性能。

2.2 渔船能耗与LNG冷量回收计算

由于LNG的储存温度很低,如果直接与空气进行热交换会造成空气中水蒸汽和CO2凝固。目前,对LNG冷量的回收一般采用乙二醇作为蓄冷介质,将LNG释放的冷量进行储存[7]。

根据文献[7],每千克LNG可提供的制冷量Q可用下式计算:

Q=525.4+2.14×(t+141.8) (3)

式中:t—LNG汽化后的天然气温度,℃。

取发动机进气口天然气温度t=20 ℃,由式(3)得:

Q=525.4+2.14×(20+141.8)

≈872 kJ/kg

3 50 m围网渔船制冷系统的构成

本文所选渔船处理海产品的流程是:冷海水保鲜—冻结—冷藏。渔船的制冷系统构成见表1。

从表1中可以看出,冷海水系统的制冷量需求最大。实际应用发现,冷海水系统制冷量占全船制冷量的一半以上,因此,本文选择对冷海水制冷系统进行分析。

4 所选渔船LNG冷量利用分析

4.1 LNG冷量用于获取冷海水

由于捕获的海产品数量可能很大,而冻结装置的设计容量有限。捕获的海产品在进行冻结和冷藏之前需要先进行冷海水冷却处理。由表1可以看出,冷海水系统需要的制冷量超过整船制冷量的一半。

冷海水的温度要求在-3～0 ℃,LNG的储存温度为-162 ℃,因此,利用LNG冷量获取冷海水容易实现。根据式(3),LNG汽化至0 ℃释放的冷量Q≈829 kJ/kg。

1.2中已经计算出每天可用1.5 t LNG进行替代,则LNG每天可提供的制冷量W为:

W=829×1.5×1 000=1 243 500 kJ

根据换热公式

W×η2=m×Cp×(t2-t1) (4)

式中:η2—LNG冷量的利用效率,本文取η2=90%[6];m—海水质量,kg;Cp—海水比热容,取Cp=4.3 kJ/(kg·K);t2—海水常温,℃,取t2=25 ℃;t1—冷海水温度,℃,根据渔船冷海水温度要求,取t1=0 ℃。

根据式(4)计算知,m≈10 410 kg,即通过LNG冷量的利用,每天可获取约10.4 t的0 ℃冷海水。根据计算,用于冷却海水的压缩机装机总容量为208 kW,2台水泵功率为11 kW/台,每天满负荷运行8 h,生产的总冷量为208×8×3 600=5 990 400 kJ,通过LNG冷量的利用可以减少压缩机运行时长20.8%,约1.6 h。调查发现,冷海水制冷压缩机配置2台55 kW电动机,按渔船上电费成本1.8元/(kW·h)计, 每天可省(55+11) ×2×1.6×1.8=380元,每年降低成本10.64万元。

通过以上计算可知,LNG冷量用于制取冷海水,可以有效缩短冷海水系统制冷压缩机的运行时长,同时可以获得相当可观的冷海水,效果显著。

4.2LNG部分冷量用于冷海水系统过冷循环分析

LNG气化至0 ℃可以制取相当可观的冷海水,但发动机的进气温度为10～40 ℃,因此,除了用于制取冷海水的冷量,还有一部分LNG的冷量可以利用。本文取发动机的进气温度为20 ℃,则根据式(2),用于制取冷海水后LNG剩余的单位制冷量为:Q2=2.14×(20-0)≈43 kJ/kg。

通过调研,在实际生产中,渔船上用于冷藏的制冷系统工作相对稳定。由于渔获量的不确定性,用于冻结和获取冷海水的制冷系统负荷变化较大。本文将LNG冷量用于冷海水制冷系统的过冷循环,并对其进行计算分析。图1是过冷循环的p—h图[9]。

图1中,循环1—2—3—4—5—1为无过冷的饱和循环,图中Δq0为过冷循环的单位制冷量增加量,可用公式(5)表示:

Δq0=h5-h5′=h4-h4′ (5)

过冷循环的制冷系数undefined计算可用公式(6)表示:

undefined

式中:c1—制冷剂液体的平均比热容,kJ/(kg·K);Δt—过冷度,℃。

4.3 LNG剩余冷量用于冷海水制冷系统过冷循环的计算

由4.2节的计算知,LNG冷量用于制取冷海水后剩余的冷量Q2为43 kJ/kg,该部分冷量用于冷海水制冷系统的过冷循环。依据换热公式:

Q2m1=m2c1Δt (7)

式中:m1—LNG的质量流量,kJ/kg;m2—制冷剂的质量流量,kJ/kg;c1—液态制冷剂的比热容,kJ/(kg·K);Δt—过冷度,K;

1.2节中已计算出每天的LNG消耗量为1.5 t,按冷海水制冷系统每天满负荷工作8 h计,其质量流量m1约为0.052 kg/s。本文所选渔船采用R22制冷剂,根据调查数据估算出冷海水制冷系统COP为1.89,冷凝温度为30 ℃,制冷剂质量流量为2.5 kg/s。为方便计算,取其平均比热容为1.2 kJ/(kg·K)。根据公式(7)有:

43×0.052=2.5×1.2×Δt

计算出0.75 ℃,即过冷度为0.75 ℃。冷海水系统的冷凝温度为30 ℃,蒸发温度为0 ℃,根据图2查R22饱和性质表,计算知h1=405.05 kJ/kg,h2=414.26 kJ/kg。根据公式(6)有:

undefined

原压缩机制冷量为208 kW,能效比为1.89,过冷后的冷海水系统能效比提高了约5.2%,制冷增加量为208×5.2%=10.8 kW,可有效缩短冷海水制冷系统工作时长0.4 h。调查发现,冷海水制冷压缩机配置2台55 kW电动机,2台11 kW水泵,过冷循环可使冷海水系统每天节省电量为(55+11)×2×0.4=52.8 kW·h。目前渔船上的电费成本约合1.8元/(kW·h),据此推算,过冷循环的使用可使所选渔船每天节约电费95元,每年可降低电费成本2.66万元,具有较好的节能效果。

5 结论

通过以上计算可知,LNG在渔船上的应用具有显著的效果,主要可以总结为以下几点:

(1)用LNG替代50 m灯光围网渔船动力的80%柴油,可使渔船每年节省燃料费用61万元,具有显著的成本优势。

(2)回收LNG冷量加以利用,每天可以制取约10.4 t的0 ℃冷海水,冷海水制冷系统每天运行可减少1.6 h,每天可省380元,全年降低运行费10.64万元,节能效果显著。

(3)用于制取冷海水后,LNG的剩余冷量还可用于冷海水制冷系统的过冷。通过过冷循环的应用,可以使能效比提高约5.2%,每年降低成本2.66万元,节能效果较好。

综上,采用柴油/天然气混合动力,渔船的燃料费用可明显降低,回收LNG冷量对降低制冷系统能耗具有明显效益,值得深入研究推广。

摘要：液化天然气(LNG)是清洁能源,同时又蕴含大量冷量,我国已经提出渔船推广使用LNG作为动力燃料。目前,渔船制冷能耗占全船能耗30%～40%。为了确定混合动力渔船中LNG的应用优势,本文结合实际生产中的50 m型围网渔船进行了计算分析。结果显示,在该型渔船上采用柴油/天然气混合动力,替油率80%时每年可节省燃料费用61万元。将LNG冷量用于冷海水系统,每天可制取0℃冷海水10.4 t,减少冷海水制冷系统工作时长1.6 h,部分冷量用于系统的过冷循环,可使系统COP提高5.2%。分析表明,利用混合动力渔船的LNG冷能可显著节能,降低营运成本。

关键词：LNG冷量,渔船制冷,冷海水,过冷循环

参考文献

[1]张祝利,曹建军,何亚萍.我国渔船柴油机和节油产品应用现状调查与分析[J].渔业现代化,2009,36(4):66-70.

[2]徐吟梅.我国渔船将推广使用液化天然气[J].渔业现代信息,2011,26(11):35.

[3]徐皓,张祝利,赵平.我国渔船耗能调查与分析[J].中国水产,2009(9):5-7.

[4]詹鋆,张建一.新型灯光围网渔船及其制冷技术[J].渔业现代化,2011,38(2):56-59.

[5]农业部办公厅.关于做好远洋渔业用油补贴测算工作的通知(农办渔[2007]7号).[2010-03-10]http://www.jsqnw.gov.cn/fczc/nyfc/sc/201009/t20100903_162086.htm.

[6]张继俊.天然气/柴油双燃料船用发动机电控系统研究[D].武汉:武汉理工大学,2009:4-5.

[7]王强,厉彦忠,殷秀娓.LNG汽车冷能回收空调系统[J].天然气工业,2005(10):124-126.

[8]王强,厉彦忠,张朝昌.LNG汽车冷能回收在低温冷藏车中的应用[J].制冷与空调,2002,2(6):38-40.

LNG应用技术 篇10

1 模糊评价方法

1.1 模糊方法

模糊方法的原理就是指怎样将一个不具体的、不精确的或者模糊的数据通过模糊方法的处理最终输出一个准确的结果。建立模糊评价系统需要首先确定输入指标的个数, 也就是指确定需要模糊化的个数, 然后对应输入指标的范围, 即上下限确定指标的模糊集, 根据实际情况对输入指标的模糊集进行量化等级划分, 从而建立隶属函数, 输出量也进行量化等级划分, 根据输入和输出建立推理规则, 从而构建好模糊评价系统[10,11]。

1.2 指标的基本结构

将化工过程中所使用到的本质安全指标分为两类, 一类是化学本质安全指标, 包括物质的理化性质, 如:易燃性、爆炸性、腐蚀性等, 还有反应热和化学交互作用;另一类是过程本质安全指标, 包括过程复杂性、设备材质、过程温度、压力和过程安全结构等。在模糊方法的实例应用中, LNG冷能利用方案中所涉及到的指标, 然后运用Matlab模糊工具箱建立指标的模糊推理系统, 得到模糊推理分数。对比不同方案评价结果, 得出最优方案, 验证模糊方法的可行性。采用的安全指标如表1所示。

1.3 指标的等级划分

以易燃性指标为例, 其等级划分及其隶属度函数设计如下, 本文将易燃性指标根据闪点的不同等级分为了4级, 即为非常易燃、较易燃、易燃、可燃。其中易燃性指标, 随着闪点值的增加, 危险性减小。易燃性评价指标的相应等级划分、代码和等级划分判据如表2和表3所示。

使用Matlab模糊逻辑工具箱可以得到对应的隶属度函数输入和输出函数图示, 以及表2和表3中所对应的的隶属度函数区间。图1即为易燃性指标的隶属度函数, 图2即为易燃性指标输出函数的隶属度函数。

根据指标的基本结构, 可以在matlab中建立其它指标的隶属度函数, 分别建立起模糊推理系统, 从而形成系统的模糊评价方法。应用该方法评价LNG利用的三个方案。

2 实例分析

对文献中的三个LNG冷能回收预选方案, 分别为LNG与空气交换冷能, LNG与污氮交换冷能, LNG与氮气、空气交换冷能进行评价。运用模糊评价方法分别评价以上三个方案, 以LNG与空气交换冷能方案为例阐明评价过程, 其流程请参加文献[12]。

选择其中的换热器E-101和E-102, 深冷仓E-201和预冷仓E-202四个单元进行评价, 评价过程及结果如表4示。

采用相同方法分别评价了LNG与污氮交换冷能方案, LNG与氮气, 空气交换冷能方案, 并对三个方案的主要指标差异进行了比较, 如表5所示。

由表5可知, 方案三 (即LNG与氮气, 空气换热冷能方案) 通过用氮气作中间介质, 能够有效提升过程安全性, 其本质安全性最高。与文献比较可知, 通过采用模糊评价方法, 评价精度明显提高, 有利于得到正确的决策结果。

3 结论

通过应用模糊评价方法分别评价三个不同的LNG冷能回收方案, 结合评价结果可得到以下结论:

(1) 通过采用模糊评价方法能够明显提高指标取值的精度, 从而提高评价过程的精确度和客观性, 有利于得到正确的决策结果。