|
1 概述
近年来，清洁、环保、高效的天然气得到了广泛的应用。与天然气利用密切相关的技术，如天然气管网压力能的回收、LNG冷能的利用等课题也已成为国内外众多学者关注和研究的热点[1～3]。在利用天然气管网压力能技术方面，国外起步较早。早在1987年就有了天然气压差能回收系统的专利[4]，2000年又有了回收压力能装置的专利[5]。国内相关方面的研究也于近年兴起，文献[6]提出了利用天然气压力能粉碎废旧轮胎的方法，文献[7]介绍了高压天然气压力能的几种回收利用技术，文献[8]论述了天然气管网压力能的计算方法并对压力能回收工艺进行了火用分析。合理回收利用天然气高中压管网蕴藏的潜在能量，既可有效提高能源的利用率，也可为企业的经济运营作出贡献。
文丘里引射器可利用较高压力的天然气引射较低压力的人工煤气，获得符合目标压力的混合煤气。2008年，广州油制气厂应用文丘里引射技术，高压天然气借助于文丘里引射器与人工煤气混合后向城市管网供气，替代煤气压缩机，运行效果良好，并取得了显著的经济效益。
2 问题的提出
2.1 原有运行方式及存在的问题
广州市煤气公司油制气厂是广州市唯一的城市燃气气源厂，在广州市进行天然气逐步转换人工煤气的过程中，仍担负着为城市管网提供人工煤气的生产任务。油制气厂原来是采用活塞式煤气压缩机将储气罐中的人工煤气(人工煤气包括CCR改质气与油制气，目前主要是CCR改质气)加压后送至混气站与天然气和空气按比例混合后供给城市管网。
自2006年下半年起，随着转换片区的不断扩大，人工煤气的需求量逐步减少。在供气高峰时段，煤气压缩机组也由原来的2台大机组(单台排气量为12000m3/h)和1台小机组(单台排气量为7200m3/h)减少至1台大机组；而在非高峰时段，则由原来的1台大机组减至1台小机组，甚至还需要旁路卸压运行。压缩机旁路运行做了部分无用功，存在浪费能源的弊端。
2.2 解决问题的思路
广州市自2006年9月开始大量接收来自澳大利亚的进口天然气，步入天然气时代。目前，广州市天然气的利用方式主要有两种：①直接供给已完成天然气转换的用户；②采用循环催化改质制气工艺(Cyclic Catalytic Reforming，简称CCR工艺)将天然气改质为低热值CCR气(其低热值为9.63～10.47MJ/m3，本文中涉及的热值均指低热值)，再与天然气和空气按比例掺混，混合气热值为25.12～29.31MJ/m3，供给暂时还未进行天然气转换的人工煤气用户。除此之外，面对源源不断的天然气气源，如何挖掘和利用天然气供气管网的潜能，拓宽天然气的应用空间，是我公司面临的新课题。
油制气厂内设置有1座次高压-中压天然气调压站。1.6MPa的天然气在此减压至0.16MPa，再与经煤气压缩机加压的人工煤气按照要求混合后外供管网。天然气压力能未能得到有效利用，而煤气压缩机需要消耗电力。
是否能够采用一种先进技术或装置，合理利用次高压天然气压力能，替代上述煤气压缩机运行，解决压缩机旁路运行带来的能源浪费等问题。依据该思路，2007年12月起，广州油制气厂开始探索文丘里引射技术在油制气厂生产中的应用问题，直至2008年5月，文丘里引射器装置成功投入运行。
3 文丘里引射器的原理及工艺
3.1 文丘里引射器的原理
文丘里引射器本身就是一个混合器。它利用流体引射原理，使两种流体在其中作质量、能量的混合。压力比较高的流体(称为引射流体)通过喷嘴高速流出，在吸入室内形成负压，吸入压力比较低的流体(称为被引射流体)，两股流体互相混合后流出引射器。混合后的流体压力高于被引射流体，低于引射流体。
3.2 油制气厂文丘里引射器装置的基本工艺
① 文丘里引射器运行工况
天然气：入口压力为1.6MPa，流量为35500m3/h。
采用9台文丘里引射器，其中7台的单台引射能力为4500m3/h，另外2台的单台引射能力分别为2500m3/h和1500m3/h。9台引射器的引射系数均为0.20～0.25。设置多台引射能力不等的引射器，是为了方便负荷调节。
人工煤气：入口压力为0.002MPa，即储气罐出口压力；最大流量约8500m3/h。
文丘里引射装置出口混合气：出口压力为0.16MPa，最大总流量约44000m3/h，热值约34.45MJ/m3。
② 文丘里引射装置工艺流程
油制气厂文丘里引射装置是橇装式混气装置，橇内设有9台文丘里引射器。油制气厂文丘里引射装置工艺流程见图1。为简单明了，图1中仅画出了2台文丘里引射器。 （图片） 来自次高压管网的天然气(1.6MPa)经计量后，通过调压器调压至1.35MPa后进入文丘里引射器，按比例引射储气罐里的人工煤气(0.002MPa)，天然气和人工煤气在文丘里引射器内均匀混合后形成混合气体(0.16MPa)流出引射器。
由于引射器出口混合气的热值(约34.45MJ/m3)高于外供管网燃气热值标准(企业标准为25.12～29.31MJ/m3)，因此，引射器出口混合气需要掺混一定量的压缩空气来降低热值。操作人员可通过文丘里引射器自控系统，根据文丘里引射器出口的热值仪在线检测的热值，在控制室远程调控压缩空气调节阀的开度，控制压缩空气的掺混量。文丘里引射器自控系统能根据文丘里引射器出口氧分析仪在线检测的含氧量和含氧量设定值，控制调节阀的开度，实时调整含氧量。当混合气的含氧量超出设定范围时，自控系统会自动切断压缩空气的气动调节阀并关闭空气压缩机。通过上述控制手段，确保了出厂混合燃气的含氧量、华白数及热值等参数达到企业燃气质量标准。
③ 运行控制方式及安全保护
油制气厂文丘里引射装置的运行控制方式主要分为现场就地控制和控制室远程控制，其中远程控制包括远程手动控制(在机柜面板操作)和远程自动控制(在控制室计算机的自控系统操作站上操作)。每台文丘里引射器入口的气动切断阀在通电时处于打开状态，断电时处于关闭状态，在断电时也可以手动强行打开，因此，在引射装置供电系统失电的情况下，可采取就地手动打开气动切断阀的应急方式开启引射装置，保障向城市管网连续供气。
为保障文丘里引射装置安全运行，自控系统对文丘里引射器气动切断阀设置了连锁控制，包括人工煤气压力、引射装置出口混合气压力、温度以及引射装置橇体内可燃气体浓度的连锁控制。
例如，当人工煤气压力≥连锁设定值时，自控系统输出报警信号，同时关闭1～9号引射器天然气入口气动切断阀，锁定操作站界面上气动切断阀的开阀操作，自控系统也同时关闭空气压缩机、压缩空气的调节阀。人工煤气进口管的止回阀由于文丘里引射器内无气流通过，止回阀前后压力差未达到设定值而关闭。当人工煤气压力恢复正常后，自控系统将自动解锁气动切断阀的开启操作，操作人员可重新开启各台文丘里引射器。
4 出厂燃气质量及经济性分析
根据2008年6月生产原始记录，对采用文丘里引射装置后的出厂燃气质量及经济效益进行分析。
4.1 引射后出厂燃气质量分析
根据2008年6月生产原始记录的平均值，出厂燃气质量见表1。
（图片） 可以看出，引射后出厂燃气质量符合企业标准，满足出厂要求。
4.2 经济效益分析
文丘里引射装置投运后，解决了煤气压缩机旁路运行造成的能源浪费问题，更为可观的是文丘里引射器可以完全替代煤气压缩机，从而节省煤气压缩机的电耗。按煤气压缩机压送人工煤气耗电费用为0.05元/m3计算，每月可节约电费约7.10×104元，此部分可看作是回收并利用天然气压力能的直接经济效益。
以非高峰时段为例，用2台文丘里引射器(引射人工煤气量约1800m3/h)替代了压缩机(加压人工煤气量约4000m3/h)，即可满足外供燃气的需求，进而减少了用天然气生产CCR改质气的生产量，即减少了天然气改质过程中的能量损耗(天然气经CCR改质后，能量损耗高达25%)，此部分可看作是压力能利用的间接效益。
文丘里引射装置投用前后生产统计数据(2008年4月与6月气源配比)见表2。（图片） 可以看出，CCR改质气占外供气源的比例由投用前(4月份)的21.58%降到投用后(6月份)的10.36%，用天然气生产CCR改质气的量大幅减少。按生产CCR改质气生产成本为0.12元/m3计算，6月份实际节约生产成本约18.40×104元。
文丘里引射装置投用之后，不仅节约电能，减少天然气改质过程的能量损失，还可以完全替代煤气压缩机运行，减少压缩机的维护及检修费用约2×104元/月。各项合计，每月总共至少可以节约成本约27.50×104元。因此，该装置是一项节能降耗减排的清洁生产设施。
5 文丘里引射器的安全可靠性
文丘里引射器运行可采用现场就地操作或远程操作两种控制方式，根据生产需求可单独或联合开启各台文丘里引射器，操作灵活、快捷、可靠。在设备供电系统失电的情况下，可手动启动文丘里引射器，有效地提高了管网供气安全可靠性。
6 结论
油制气厂自投用文丘里引射装置以来，出厂燃气质量稳定，供气安全可靠，具有多项突出的优点：
① 有效地解决了城市天然气转换期内煤气压缩机运行方式存在的问题。
② 经济效益显著，每月至少可节约生产运营成本约27.50×104元。
③ 具有节能降耗的突出特点，符合国家节能环保的基本国策。
④ 城市天然气转换结束后，该设备与原有储气罐可作为城市燃气调峰装置，可充分利用原有设备，节省增建调峰装置的资金。
参考文献：
[1] SUN W，HU P，CHEN Z S，et al. Performance of cryogenic thermoelectric generators in LNG cold energy utilization[J].Energy Conversion and Management，2005，(46)：789-796.
[2] 高文学，王启，项友谦.LNG冷能利用技术的研究现状与展望[J].煤气与热力，2007，27(9)：15-20.
[3] 张树龙，焦琳，李秀娟，等.利用LNG气化站冷能的冷库系统研究[J].煤气与热力，2007，27(12)：15-17.
[4] RANDALL W. Natural gas pressure differential energy recovery system[P].United States：4783961，1987-06-16.
[5] ELLIOTT M，PETER H. Pressure energy recovery device[P].United States：6447259，2000-04-12.
[6] 熊永强，华贲，罗东晓，等.天然气管网压力能用于废旧橡胶粉碎的制冷装置[J].现代化工，2007，27(1)：49-52.
[7] 陈绍凯，李自力，雷思罗，等.高压天然气压力能的回收利用技术[J].煤气与热力，2008，28(4)：B01-B05.
[8] 申安云，熊永强.天然气管网压力能利用工艺的火用分析[J].煤气与热力，2008，28(11)：B01-B05.
5/6/2010
|
