动力燃料（共8篇）
动力燃料 篇1
目前, 随着工业水平的进步, 环境污染持续恶化, 环境保护已经成为了一个时代性的主题, 其中船舶污染问题对于内河和沿海居民所带来的危害也不容小觑。同时, 随着国际海事组织颁布的愈发严格的船舶排放标准, 越来越多的船东选择使用LNG动力燃料。挪威船級社2014年就预测, 到2018年世界LNG燃料动力船队的规模将达到120艘, 是2013年LNG燃料动力营运船舶总数的3倍。因此LNG动力船舶必将成为未来15年内船舶的重点发展趋势之一。本文通过研究不同类型LNG燃料动力船舶发动机的基本工作原理, 结合LNG燃料动力船舶技术所面临的问题和目前LNG燃料动力船舶的市场格局进行分析, 对于未来LNG燃料动力船舶技术的发展方向进行预判。
LNG燃料动力船舶背景及现状
随着全球海事对于海洋环境的日益关注及对有害污染物质排放要求的日趋严格, 船东在船舶长达25年甚至更长的使用寿命期间, 必须不断地应对来自未来更加严苛的船舶排放法规的挑战, 因此越来越多的船东开始关注并采用船舶LNG燃料动力技术。与使用重油相比, 燃烧LNG能大幅减少大气排放, 四冲程和二冲程发动机使用LNG可以减少85%的氮氧化物排放, 而高速二冲程发动机在没有排气处理时仍可减少40%的氮氧化物排放, 颗粒物排放减少95%以上。由于LNG不含硫, 因此可以彻底避免硫氧化物排放。出于环保方面考虑, 选择LNG燃料动力船舶是未来船舶动力发展的主要方向。
LNG燃料动力装置介绍
LNG动力船舶的动力装置类型可以大致分为混合动力装置、蒸汽轮机、燃气轮机、双燃料电力推进和双燃料推进五种。
LNG混合动力系统
L N G混合动力系统为在现有船舶原柴油机的基础上, 增加一套LNG供气系统和柴油LNG双燃料电控喷射系统, 通过控制电子转换开关, 实现单纯柴油燃料模式和油气双燃料运行两种模式, 从而达到降低船舶污染物排放的目的。现将全柴油动力系统船舶改装成船用柴油LNG混燃系统, 根据船舶空间特点依次安装连接LNG储罐、气化器、气体流量计、电动截止阀、不锈钢管路、阻火器、减压稳压阀、喷射阀和柴油机。当使用油气双燃料模式时, 同等工况下柴油供给量将减少70%, 在运行开始阶段, 压燃喷入缸内的少量柴油作为“引燃燃料”, LNG为主要燃料, 通过与过滤后的空气在混合器混合后进入气缸进行燃烧, 从而对外做功。
当LNG混合动力系统燃用双燃料时, 其最高爆发压力略低于燃用柴油值, 而功率相当, 船用双燃料时的动力性能可以满足船用推进主机的需求;同时, 发动机燃烧双燃料时, 燃料的消耗总量较燃烧柴油时低, 因此混合动力系统具有柴油替代率高、燃料总消耗低、改装方便的特点, 但也存在着污染治理不彻底等问题。
蒸汽轮机
蒸汽轮机推进系统主要由锅炉、蒸汽轮机和齿轮减速传动装置组成。工作原理为锅炉产生的蒸汽通过蒸汽涡轮机将热能和压力势能转换成动能, 驱动涡轮转子转动, 经减速装置减速后带动螺旋桨转动, 从而推动船舶行驶。
蒸汽轮机在某种程度上已经成为LNG船的标准主动力系统。在蒸汽轮机系统中LNG蒸发汽或重油均可作为锅炉的燃料, 也可以采用一定比例混合燃烧的方式, 使LNG蒸发汽可以得到充分的利用。相比于燃气轮机、柴油机动力装置, 蒸汽轮机具有单机功率大、润滑油消耗量小、运行费平稳、噪声和震动小的优点, 缺点为体积重量大, 热效率低, 加减速能力差等, 因此可以适用于大型船舶、军舰, 如巡洋舰、航母等。
燃气轮机
船用燃气轮机的工作原理是将空气先经压缩机加温, 然后通过燃烧室。燃油在燃烧室燃烧, 产生高温, 再进入涡轮机, 冲击涡轮机叶片, 使涡轮机高速转动, 带动推进机工作。因为燃汽轮机不需要锅炉装置, 燃气轮机重量较轻, 占用空间小, 且无振动, 可以使用双燃料 (重油为备用燃料) , 但是燃气轮机对电站和气体压力有较高要求, 因此其安装复杂, 费用昂贵。因为燃气轮机的体积小, 因此便于设计为模块化的动力单元。大部分部件跟航空发动机通用 (来源于空气喷气发动机) , 加速性能极佳, 所以燃气轮机很适合作为大中型舰艇的动力装置。应用形式主要是COGAG (全燃动力) , CODAG (柴-燃联合) , CODOG (柴-燃交替) 三种, 其中第一种和第三种用的最多;第二种由于传动设备复杂而且轴系安装难度大, 所以目前只有德国掌握此技术。
目前, 已有将燃气轮机发动机与蒸汽轮机发动机组合应用的复合涡轮机组, 即在用燃气轮机燃烧蒸发汽的同时, 利用废弃能量产生蒸汽, 从而驱动蒸汽轮机。该机组的燃烧效率与蒸汽轮机相比较优, 并且其排放的废气比较清洁。
双燃料电力推进
双燃料电力推进方式采用双燃料发电机组产生电能, 供给船舶推进电动机组, 经减速装置减速后驱动螺旋桨转动。
第一艘采用双燃料电力推进的L N G船舶是阿尔斯通航运 (Alstion Marine) 为法国天然气公司 (Gazde France) 建造的75000m3的LNG船舶, 该船目前已经投入使用。船舶动力由四台6缸的瓦西兰50DF发动机提供, 总功率为22.8兆瓦, 运行其中的三台发动机发电就可以使船舶保持16节的航行速度。因此多台机使系统具有良好的冗余特性, 具有良好的机动性, 适应不同的运营模式要求, 如机动操纵、港口等待、装载及卸货等, 可以在海上和港口中进行灵活的预防性维护。
双燃料推进
在双燃料模式下运行时, 该系统以柴油作为引燃燃料, 以天然气作为主燃燃料, 由电子控制单元ECU综合分析处理转速、温度、油门位置等监控参数之后, 精确控制柴油的供油量和天然气的喷射量, 使发动机始终工作在最佳状态。同时也可以通过手动控制转换开关, 关闭燃气系统, 在纯柴油模式下运行, 实现柴油-天然气双燃料和纯柴油燃料的相互转换。
目前取得实质性成果的产品主要来自于船舶柴油机生产制造商, 如瓦西兰、曼恩以及卡特彼勒旗下的马克 (Mark) 品牌。双燃料发动机按照转速可以分为低速双燃料发动机和中速双燃料发动机。
LNG船用燃料发展历程中的重点项目
Fjord 1 公司 (渡轮)
M F“Glutra”号是世界上第一艘使用LNG燃料的渡轮, 该船入级DNV-GL, MF“Glutra”号的建造标志着气体燃料动力船规范的首次制定。2000年, 该公司开始在墨勒-鲁姆斯达尔郡运营“Glutra”号。服务罗加兰郡和霍达兰郡之间沿海主干道的渡轮航线自2007年以来一直由Fjord 1公司的5艘同类型渡轮提供服务。Skipservyen杂志将“2000年度船舶”奖颁发给M/FGlutra号的船东和营运商。
Eidesvik航运公司 (平台供应船/近海供应船)
由瓦西兰船舶设计公司设计, 入级D N V - G L并由挪威Kleven Verft公司建造的“Viking E n e r g y ”号是世界上第一艘L N G动力供应船。该船于2003年4月交付, 由挪威国家石油公司承担, 用于向北海的石油天然气平台运送物资。该船安装了双燃料发动机, 可以使用LNG和传统燃油。
S i m o n M o k s t e r航运公司 (平台供应船/近海供应船)
“Still Pioner”号与“Viking Energy”号一样, 是在北海运营的第一批气体燃料动力平台供应船。自2003年7月交付以来, 一直为挪威国家石油公司服务。该船安装了双燃料发动机, 可以使用LNG和传统燃油。
Crowly (滚装集装箱船)
克劳利海运 (Crowly Maritime) 在美国造船厂订购了两艘LNG燃料动力滚装集装箱船, 入级DNV-GL。这些船遵循琼斯法案, 服务于美国-波多黎各之间的贸易航线。
USAC阿拉伯联合国家轮船公司 (集装箱船)
USAC已订购17艘LNG Ready集装箱船。其中11艘为14000TEU、6艘18000TEU。第一艘LNG Ready船舶计划于2014年11月交付。DNVG L与U S A C和多家船厂展开密切合作, 以实现第一艘超大型LNG Ready集装箱船的建造。
Buquebus (高速船)
“Francisco”号入级DNVGL, 2013年开始为Buquebus公司服务, 在南美洲投入营运。该船在布宜诺斯艾利斯-蒙得维也的亚航线运营, 满载时 (1000名乘客和150辆汽车) 航速50节。它是第一艘按照《国际高速船安全规则》建造, 以天然气为主要燃料、使用燃气轮机驱动的船舶。
Matson美森 (集装箱船)
M a t s o n已与美国船长签署合同, 建造2艘3600TEU并配备双燃料发动机的船舶。这些船遵循琼斯法案, 服务于美国西海岸和夏威夷之间的贸易航线。
Fjord Line (油轮型渡轮)
MS Stavangerfjord号 (2013年) 和MS Bergenfjord (2014年) , 都是入级DNV-GL的油轮型渡轮, 可承载1500名乘客和600辆汽车。两船服务于挪威和丹麦之间的航线, 并在航线两端终点站进行LNG燃料加注。
Tarbit航运公司 (油船)
25000DWT的成品油轮BitViking号是第一艘由重油 (HFO) 推进系统改装成LNG推进系统的船舶。该船入级DNV-GL, 配备瓦西兰发动机、两个500m3LNG燃料舱, 是世界上最环保的成品油船。
AGA (LNG补给船)
Seagas号是第一艘L N G补给船舶 (营运中) , 入级DNV-GL。M/S Viking Grace号靠泊在斯德哥尔摩时, Seagas为其提供燃料供给。Seagas由Fiskerstrand Verft公司前汽车轮渡M/F“Fjalir”号 (建于1974年) 改装成LNG补给船。改装于2013年3月完成, 新船命名为LNG/C “Seagas”。
Sea Road (滚装船)
Sea Road订购的一艘入级DNVG L 、以L N G为动力的新型滚装渡轮, 是来自澳大利亚的第一例订单。这艘船计划服务于墨尔本-德文波特 (塔斯马尼亚岛) 之间的航线, 是世界上第一艘为同时运输冷藏集装箱和危险品而设计的滚装渡轮。该船载抵达港口后加载移动LNG罐, 以此进行燃料补给。储罐固定在船上适当位置, 作为主机固定燃料供应系统的一部分。该船预计在2016年第3季交付。
船舶LNG燃料动力技术面临的问题安全性
LNG动力船舶, 无论搭载的是何种推进系统, 都需面对蒸发汽处理的问题。一旦LNG蒸发汽泄露到空气中, 在空气达到5-14%的浓度, 则会引发爆炸。因此, 逃逸气体控制方面第一要通过加强储罐的保温性能, 减少安全阀的开启次数;第二在发动机正常运转的状态下, 通过双燃料控制盒管理系统的高性能微处理电控技术, 精确控制天然气的喷射量和柴油的引燃量, 从而使天然气和柴油在发动机缸内处于最佳配比状态。此外减少逃逸气体还可以将蒸发汽作为推进系统的燃料或进行再液化, 进行二次利用。
经济性
船舶燃料费用占船舶营运成本的很大一部分比重, 因此LNG船舶的推进装置是船舶营运成本的直接影响因素之一。LNG燃料作为柴油等传统船用燃料的替代品, 兴起于油价高企时代, 然而近年来, 国际油价进入了下降通道。 尤其是受2 0 1 5 国内外经济形势及国际油价等市场因素的影响, L N G与柴油价格相比虽然还有一定的经济性优势, 但与油价下跌速度相比, 该优势明显削弱, 这无疑会让有意向的船东望而却步。与此同时, 应用LNG动力本身, 就意味着成本的增加。新建LNG动力船的成本、技术要求较高, 以我国为例, 船舶LNG动力应用以内河船改造为主, 据测算, 目前一艘船舶进行 “ 油改气”的成本在100万-200万元之间。一旦LNG相对于柴油的价格优势缩小甚至消失, 那么船东收回投资成本的时间必将延长, 因此船东方面持有观望的态度也在情理之中。
便利性
LNG动力船舶发展的瓶颈是缺乏LNG加注基础设施建设。不同的港口所适宜的加注方式需要综合港口的具体情况进行考虑 (如船型、运输模式和航线等) 。目前欧洲对LNG船用燃料的利用在世界范围内最为超前, 在北欧, 目前约有50艘LNG燃料船已投入运营, 其中大部分是渡船、旅游船和海工船舶。鹿特丹、安特卫普、汉堡以及波罗的海的港口均是使用LNG船舶燃料的积极推动者, 其次是北美, 五大湖区域, 设置了许多天然气基础设施。
规范性
LNG动力船舶的标准研制工作虽然已经取得了较大的发展, 但仍尚未形成完善的标准体系。首先, 现有LNG动力船舶标准无法适用于全部船舶。国际上《使用气体或其他低闪点燃料的船舶安全规则》 (IGF Code) 刚刚通过, 适用于2017年1月1日及以后建造或改造的、使用气体或其他低闪点燃料的500GT及以上的船舶, 但不适用于IGC规则框架下的气体运输船, 因此, 尽快完善LNG动力船舶技术标准体系, 保障LNG动力船舶安全应用。
其次, L N G动力船舶配套设备缺乏船用检验标准。当前生产的L N G动力船需要的燃气发动机、LNG储罐等船用LNG设备参照的都是陆用标准, 这些规范和指南并非是为LNG动力船舶量身定制。
第三, LNG动力船舶相关配套技术标准仍不完善。IMO于2017年生效的IGF Code只是对如何安全操作气体燃料动力船舶进行了要求, 而对于LNG燃料运输、加注等不在其规定范围内。
LNG燃料动力船舶技术展望
因蒸汽轮机具有方便地使用L N G蒸发汽, 可靠性也较高的优势, 在长达40年的时间里, 传统的LNG船几乎全部使用蒸汽轮机作为主推进装置。然而, 随着新材料、新科技、加工工艺及能力地不断进步与发展, 以及低碳经济, 绿色能源, 节能环保等概念在实际生产及生活中的广泛应用, 双燃料发动机电力推进系统以49%的热效率打败了传统蒸汽轮机推进系统不到30%的热效率, 为LNG船提供了完美的绿色能源解决方案。双燃料电力推进系统可以直接燃用气体燃料, 并将燃料动力机械能转化为电力。因此船舶双燃料电力推进这种集自动化与绿色环保为一体的船舶动力推进系统必将成为未来高端LNG燃料动力船舶技术的发展方向之一。
动力燃料 篇2
在9月9日举办的第十二届中国国际内燃机及零部件展览会上，博世推出一款新动力技术——柴油-天然气双燃料动力系统。本刊记者就商用车双燃料动力系统的相关技术问题采访博世柴油系统事业部中国区总裁兼博世汽车柴油系统股份有限公司总经理王伟良。
王伟良表示，与柴油机、汽油机相比，双燃料动力系统节油率更高，也更为环保。作为替代能源，天然气的开发和利用受到国家政策的鼓励和支持，天然气价格优势明显，以天然气为燃料的柴油-天然气双燃料动力技术在资源丰富的地区利用价值较高。博世凭借电控单元、天然气喷射阀、传感器、节气门阀体等核心零部件的技术优势，已经开始为中国客户提供双燃料动力系统的集成服务。
《汽车纵横》：天然气的价格不断上涨，对天然气燃料市场有何影响？
王伟良：天然气价格受两个因素制约。其一，国家天然气相关政策规定，天然气与汽油价格比不能超过0.75：1。其二，从国家能源战略看，实现车辆能源多元化结构，包括天然气，纯电动，混合动力等。天然气不可能完全替代传统能源，当天然气使用到一定程度肯定会通过价格来调节使用。
天然气动力技术在汽车方面的快速发展，也需要相关配套设施的建立健全。首先是在基础设施比较容易建立的城市发展城市公交，比如无锡天然气公交车的比例超过了50%；另外，北京拥有世界最大天然气公交车队。北京今年新增的天然气公交车也将超过3000辆。
《汽车纵横》：单燃料和柴油-天然气双燃料动力系统，你更倾向哪种？
王伟良：目前单燃料的天然气发动机比较容易实现，因为它稍做改进就可以用。双燃料系统研发投入多、技术门槛相对较高，但它有三个优势，首先，燃料效率更高；其次，排放水平更低；第三，随着车辆的成本越来越高，可靠性越来越大的情况下，希望车辆的运输距离会越来越远，但天然气不可能像柴油汽油加油站一样全面覆盖。根据“十二五”规划，天然气加气站从2000座增加至5000座。目前柴油车加油站有上百万个，搭载双燃料系统发动机的车辆，在遇到没有气供给的情况下，也能正常的行驶，因为它可以通过柴油机来输出动力。此外，当用了一段时间以后，将这辆车作为二手车交易出去，比如卖到农村去，它也是极具价值的，仍是一台优质的柴油车。
柴油跟汽油相比，我们从油耗的角度讲是节省30%。再加天然气燃烧效率好一点，在此基础上效率还有10%到15%的提高。
《汽车纵横》：柴油发动机没有点火系统，柴油-天燃气双燃料动力系统如何引燃？
王伟良： 与汽油发动机有所不同的是，柴油发动机没有点火系统，燃料依靠活塞上行时压缩空气产生的高温使得混合气自然，这样的方式显然不适合天然气。如此来看，要想在不改变柴油发动机结构的基础上实现双燃料技术确实有些难度。博世研发的这套柴油-天然气双燃料动力系统就是在没有改变传统柴油发动机结构的前提下实现的，通过电控系统的控制，在天然气动力状态下，燃油喷射系统还是会向气缸内喷入少量燃油，在压缩行程中将其压燃，与此同时，喷入气缸内的天然气被引燃，这就解决了柴油发动机无法兼顾天然气的“先天不足”。当然，这样的工作方式对于电控系统的控制精度提出了更高的要求，无论是喷油嘴的开启时间（喷油量），还是配气系统皆是如此。另外，控制系统还要对发动机的工作状态进行实时的监控，比如，是否有爆震或者混合气过浓等的情况出现，并根据收集来的信号做出及时的调整。
《汽车纵横》：柴油-天燃气双燃料动力系统研发历程是怎样的？
王伟良：天然气“十二五”规划指出，到2015年国产天然气供应能力为17690亿立方米，天然气在汽车领域的应用被列为优先发展之列。天然气车辆的推广有利于节约能源、减少排放，获得政府的支持。
博世自1998年开始研发天然气系统领域，第一个装配有博世系统的火花塞点火天然气发动机在欧洲上市；2006年～2008年，博世巴西公司研究双燃料天然气技术；2008年，装有博世系统的单燃料火花塞点火天然气发动机投入中国市场；2009年～2012年，双燃料天然气系统平台研发；2012年，开始匹配更多的单燃料（压缩天然气/液化天然气）系统及双燃料系统；2013年，单燃料系统在中国量产。博世天然气系统在不同的燃烧模式下可满足欧Ⅳ、欧Ⅴ，最高可满足欧Ⅵ标准。
《汽车纵横》：博世天燃气动力系统拥有哪些优势？
王伟良：这套系统拥有优异的系统集成能力，可为客户提供完整的系统解决方案和全套标定服务（性能、排放、整车标定）。我们具有核心零部件，包括电控单元、天然气喷射阀、传感器、节气门阀体等；丰富的经验，15年天然气领域国际化的经验以及80多年在柴油机和汽油机领域的经验；本地专业团队支持，国际一流的技术和服务以及完善的售后服务。
《汽车纵横》：博世双燃料系统在中国的应用情况？
王伟良：目前国内主要供给以单燃料为主，双燃料动力技术我们开发的时间比较短，在欧洲大概量产也就两三个项目。随着天然气进一步的应用，我很难判断在乘用车领域是不是也会推进，但是目前能够看到的天然气主要应用在商用车上。
今年年底，我们在无锡建立一个研发生产团队。在未来与客户合作时，我们拥有国内国外技术和管理经验的支持，但客户的项目仍在本地制造。
目前，博世已经跟多家主机厂就此技术展开了合作关系，未来市场上能够看到搭载柴油-天然气双燃料动力系统的商用车。今年博世还与江铃签订有一个战略合作协议，江铃在国Ⅳ排放当中，我们认为是最彻底的。事实上，江铃汽车全部实施国Ⅳ后，市场销量很好。
我们第一个年中的量产项目WP10就是和潍柴动力合作的。潍柴动力的新一代天然气发动机的控制模式等优势更加明显，且会在明年量产。
《汽车纵横》：博世天然气动力系统在全球的发展战略，重点市场是哪？
王伟良：第一，战略是技术战略，就是先把自己技术搞好。市场来讲，北美天然气有很清楚的发展战略。第二，中国现有的市场规模也可观，未来具有发展潜力。
动力堆乏燃料溶解设计问题探讨 篇3
一、溶解二氧化铀芯块的化学原理
溶解低浓度的二氧化铀芯块使燃料芯中的铀和钚完全溶解于硝酸水溶液;使铀、钚和裂变产物转变为有利于分离的化学形式;尽可能完全分离燃料和包壳。
二氧化铀溶解在硝酸中的主要化学反应为:
在通常情况下, 这两个反应某种程度上在同时进行, 当硝酸浓度较低时, 第一个反应 (1) 占优势, 酸度高于8mol/L时, 第二个反应 (2) 占优势。如果在溶芯过程中直接向溶解器内通氧气, 从理论上讲可以避免NO和NO2的生成, 反应将按下式进行:
反应式 (3) 是一种理想状态, 实际上, 二氧化铀溶解反应会产生少量的氮、氮氧化物和气体裂变产物。
在用硝酸溶解二氧化铀芯时, 乏燃料中的钚形成四价的硝酸钚和六价的硝酸钚酰混合物。
在溶解过程中, 大部分裂变产物都溶解于硝酸溶液中。但是当燃耗大于30000MW·d/t U时, 有些元素, 如钼、锆、钌、铑、钯、铌等在燃料中的含量可能高于该元素在溶解液中的溶解度, 因此会有不溶性残渣存在。有些气体裂变产物, 如85Kr、129I、131I、133Xe和3H以及106Ru等, 在溶解时, 有些进入溶解尾气, 有些存留在溶解液中, 其中以碘和钌的行为较为特殊。除了挥发进入尾气中的碘外, 在溶液中的碘元素可被TBP萃取, 碘还能形成不被萃取的碘化物或碘酸盐。钌可呈现出零价 (不溶金属) 和八价之间的任何价态, 四氧化钌是挥发性的, 四价的钌能形成亚硝酰钌化合物。
二、乏燃料铀芯溶解
乏燃料铀芯批式溶解过程, 是将乏燃料组件剪切成长度为20~50mm短段, 在批式溶解器中 (图1) 用硝酸6.0mol/L浸取溶解, 先将硝酸预热, 随后, 乏燃料组件边剪切边溶解, 溶解温度保持在90~95℃, 在通氧条件下亚沸腾溶解。总溶解时间约4小时, 到溶解终点再溶解2小时后, 将溶解液冷却排出。
废锆包壳用硝酸煮4小时以去除残留的铀钚, 酸煮后的废锆包壳经水漂洗后, 包壳残留铀量≤0.1%, 进行γ测量, 之后转运到地区固体废物转型站进行处理。
溶解液需进行澄清 (用沉降离心的方式) 以去除溶解液中的不溶残渣。
溶解尾气经捕集器、冷凝冷却器、多管除尘器、碘吸附塔后排放。
PWR乏燃料元件溶解时, 约有99%的129I进入溶解尾气, 1%保留在溶解液中、3H 50%进入溶解液, 50%保留在锆包壳内、而85Kr 100%进入溶解液。下面对乏燃料溶解过程的设计中应关注问题进行讨论。
(一) 溶解终点时的铀浓度和硝酸浓度。乏燃料溶解终点的铀浓度可以按下式计算:
式中:Cu———溶解终点铀浓度, g/L;G———溶解铀的重量, kg;V———加入试剂的体积, L。
在溶解过程中, 由于试剂的蒸发损失, 通常体积减少一定量A%, 此时, 终点铀浓度可用下式计算:Cu=G×1000/[ (1-A%) V]
通常将溶解终点时铀浓度控制在300g/L左右。控制溶解终点的铀浓度, 主要是满足配制萃取液 (1AF) 的要求。溶解终点的硝酸浓度是由溶解过程中硝酸耗量的大小决定的, 一般控制在2.6mol/L左右, 终点酸度过高可能造成高酸低铀的情况发生, 给1AF调料造成困难 (中试厂1AF进料的铀浓度控制在225g/L左右, 硝酸浓度控制在2~2.2mol/L) ;终点酸度低于0.3mol/L, 可能造成萃取过程中钚的水解流失。溶解酸是由端头洗涤液、包壳漂洗水、11mol/L硝酸溶液以及首段排气淋洗液配制的, 溶解液调配酸度为6mol/L。由于组成较为复杂, 所以配制时要首先经过分析检测, 得到准确的酸度后, 确定其用量。
在设计时也要充分考虑到运行过程的复杂情况, 为了避免溶解终点高酸低铀造成的调料难的问题, 可以在调料处, 设置一个高浓度硝酸铀酰备用溶液贮槽 (料液来自铀尾端) , 用以在产生高酸低铀料液的情况时调节配制溶解液。
(二) 去除溶解液中的不溶性残渣和溶解器内锆钼络合物沉积问题。溶解液中不溶性残渣含量与乏燃料燃耗深度有关, 燃耗增加不溶残渣量随之增加, 中试厂处理的乏燃料, 不溶残渣量大约为铀量的0.1%~0.3%。这些不溶残渣中主要有两种类型的固体微粒, 一种是含有Ru、Rh、Pd、Tc和Mo的金属微粒, 另一种是工艺操作过程中沉淀出来的固体颗粒, 主要由Zr和Mo组成, 可能是Zr (Mo O4) 2·n H2O化合物。
在残渣从溶解液中分离出来以后, 溶解液中Zr和Mo还会以Zr (Mo O4) 2·n H2O化合物产生沉淀, 我们称之为二次沉淀, 它与料液的存放时间、酸度、温度都有关系。
英国THORP厂在溶解器设备上观察到固体沉淀, 分析是钼酸锆水合物 (ZMH) , 其化学式为Zr Mo O2 (OH) 2·2HO。
日本三菱重工业株式会社在申请专利中报导, 溶解器内附着Zr (OH) 2Mo2O7 (H2O) 2固体沉淀影响传热效果, 定期用氢氧化钠溶解清除。溶解液中的不溶残渣带入溶剂萃取过程将形成界面污物, 界面污物将积累Pu及放射性裂片元素, 使溶剂萃取过程放射性净化系数下降, 萃取柱不能稳定运行, 所以必须在进入溶剂萃取柱之前, 将不溶残渣除去, 一般设计中采用用沉降式离心机, 使料液中不溶性残渣量<5mg/L, 不溶性残渣的颗粒<1.5μm, 确保1A萃取柱稳定运行。
(三) 溶解液中钚、镎价态问题[2]。后处理过程一般使用6mol/L硝酸溶解乏燃料铀芯, 其硝酸中本来就含有HNO2, 在溶解程中HNO2不断生成也在不断被破坏, 但是二氧化铀溶解过程中生成大量NO、NO2使溶液中HNO2还是保持较高水平, 使Pu稳定在Pu (Ⅳ) 状态。
乏燃料UO2在HNO3中溶解时将按下反应式释放出大量的NO2、NO:
到溶解终点再保持2小时的溶解, 此时HNO3浓度已是明显下降, HNO3分解成NO、NO2量少, HNO2含量是数量级的下降, 溶解液的氧化能力增强, 直接影响到溶解液中钚、镎价态的变化。
所以在乏燃料溶解条件下, 溶解终点铀250~300g/L, HNO32·65mol/L条件下, Pu主要是以Pu4+状态存在, 有少量的Pu6+, Np主要是以Np5+, 少量的Np6+状态存在, 如果到了溶解终点, HNO2含量大大降低, 再延长溶解时间将会增加Pu6+和Np6+含量。
为了确保1A萃取柱中99.9%钚被萃入有机相, 而Np大部分进入1AW中, 必须对溶解液中Pu、Np进行调价, 中试厂加入Na NO2溶液使1AF中Na NO2浓度达到0.05mol/L, 使得绝大部分Pu处于Pu4+、Np处于Np5+状态, 便于控制其在流程中的走向。
(四) 乏燃料溶解过程赶碘和除碘问题。动力堆乏燃料中碘含量较高, 毒性大, 129I半衰期1.57×107年。燃耗33, 000MWd/t U、初始U-235加浓度3.2%、冷却时间为5年的乏燃料, 每吨乏燃料中含量有129I 182克, 放射性活度1.19×109Bq。
乏燃料在溶解过程中, I-、IO3-易被HNO2氧化或还原成元素碘的形式, 90%~99%的碘在溶解过程就被赶入溶解尾气中, 残留在溶解液中的碘如不赶出进入溶剂萃取过程, 有机碘会被有机萃取剂萃取, 并且不能在溶剂洗涤时去除, 增加了有机溶剂的辐照损伤, 且污染整个溶剂萃取系统。在溶解过程中必须用空气鼓泡的方法, 将溶解在溶液中的碘尽可能赶入溶解尾气中, 根据《动力堆元件溶解过程中碘的挥发行为研究》, 残留在乏燃料溶解液中的碘主要是与裂变产物Ag、Pd结合生成的胶体碘, 这部分碘难于从溶解液中用鼓泡吹气法除去。在溶解尾气中的碘, 可采取下述方法截留裂变产物碘, 使其不被释放到大气中。如果大量放射性碘进入大气, 将会通过呼吸和食物进入人体, 得甲状腺疾病。
复旦大学研究了[3~4], 用硝酸汞溶液吸收法和附银硅胶吸附法截留裂变产物碘, 硝酸汞溶液吸收法研究成果:对去除元素碘有很好的效果, 而去除甲基碘较为困难, 但是适当提高硝酸浓度和吸附柱温度, 增大喷淋密度, 等措施甲基碘去除率可达99.5%以上[4]。附银硅胶除碘研究成果:银吸附剂规格载体上海HYG硅胶, 载体孔径150Ao, 浸渍材料Ag NO3, 附银量18.2%, 粒度1~1.25mm, 动态吸附容量200mg I/gsi, 银利用率 (Ag I) 85%, 具有优良的除碘性能, 在130℃时, 这种附银硅胶对元素I和有机CH3I的除碘效率能在99.99%以上[3]。文献报导NOX和H2O不影响吸附碘的平衡容量和吸附分布曲线, 为此碘应该是以Ag I和Ag IO3形式化学地吸附在吸附剂表面上的[6], 中试厂设计采用了附银硅胶吸附碘工艺, 设计装置容量可吸附50吨乏燃料释放的碘量。
硝酸汞溶液吸收法虽然好, 但是处理产生的硝酸汞废液是个难题因而未用此法。饱和后的碘吸附附银硅胶固体与水一接触就会释放出碘, 这说明附银硅胶吸附碘的固体废物需要干法贮存, 但是在450℃下对吸附碘的附银硅胶固体进行热处理2小时, 碘将以Ag I形式而固定, 其浸出问题可以得到抑制[6]。总之, 碘吸附附银硅胶固体的处理处置问题, 应加强研究开发工作。
(五) 测量溶解尾气中Kr-85放射性活度指示溶解终点。85Kr半衰期为10.73年, 核衰变方式为β衰变, 但还有0.43%的β衰变发射最大能量为0.158Me V的β射线, 并且发射能量为0.514Me V的γ射线, 因此, Kr-85放射性活度测量可用测量β射线, 也可用测量γ射线。
由于85Kr是化学堕性物质, 不溶于水, 所以乏燃料溶解时, 85Kr放射性气体会全部释放进入溶解尾气。
85Kr放射性活度释放曲线与UO2溶解曲线具有良好的对应关系, 当Kr-85放射性活度趋于零时即为溶解终点。所以用在线测量85Krγ射线放射性活度指示溶解终点, 这一技术在俄罗斯RT1后处理厂已应用。我国1996年在俄罗斯镭研究所, 进行“中试厂动力堆乏燃料工艺流程“热验证时, 测得85Kr放射性活度释放曲线图2。
图285Kr流动测量室记录85Kr的释放规律。85Kr释放曲线准确地反映溶解开始、气峰和溶解终点情况。
溶解尾气中其它放射性气体 (如14C、129I、3H及其它裂片元素等) 和非放射性气体 (NO2、H2O及空气等) 对Kr-85的在线检测不会产生干扰, 气体流量和压力变化、环境温度及辐射场在工艺规程的变化范围内, 对Kr-85的测量不会产生显著的影响, 不会影响溶解终点的判断[5]。复旦大学与核二院“在线检测溶解尾气中Kr-85放射性活度指示乏燃料溶解终点的研究”成果, 其中在线测量样机具有良好的能量线性和很宽的Kr-85放射性活度测量范围 (10-6~10-2Ci/L) , 可满足中试厂工艺溶解尾中Kr-85比活度测量范围要求。现已应用在中试厂, Kr-85γ连续测量装置安装在溶解尾气除碘塔后, 此处γ放射性较低环境辐射对测量结果影响较小。
(六) 溶解乏燃料元件的初始U-235浓度的控制。防止临界事故的最大不确定因素是在乏燃料溶解工段。在溶解时, 乏燃料短段内的金属氧化物燃料浸在易裂变物质溶液中, 其反应性既可大于未溶解乏燃料在水慢化剂中的反应性, 又可大于最终溶解液的反应性。这种不均匀系统是临界的控制重点。乏燃料溶解有间歇溶解和连续溶解之分。在溶解时会出现双重不均匀性问题, 除了构成固-液不均匀性外, 系统中溶解液浓度也是不均匀的。系统的临界反应性既不是在溶解开始时也不是在溶解终了时达到最大, 而是在溶解过程中达到峰值, 因此, 使得溶解器的临界控制较为复杂。
首先要控制处理的乏燃料元件的燃耗和U-235初始富集度满足设计要求, 其次, 溶解器要考虑采用几何安全设备, 并辅以加入可溶性中子毒物来控制临界。
在设计中批式溶解器一般采用几何安全的技术, 同时还应设有乏燃料燃耗测定器, 对待溶解的乏燃料进行燃耗测定, 当U-235的初始浓度、燃耗小于设计值时, 才可送到剪切溶解工段, 确保临界安全。
(七) 在动力堆乏燃料溶解设计中还需关注的事项。未来动力堆处理的乏燃料燃耗越来越深, 我国动力堆核燃料的类型较为多样, 包括AP1000、EPR等多种类型, 产生的乏燃料尺寸和特性参数也大为不同, 对于溶解的工艺要求有待进一步研究, 尤其是对燃耗加深后溶解时生成的不溶性残渣的组成和产生量需要进行详细的研究和实验论证, 这对后续操作的影响十分显著。
为了后续净化分离操作的顺利进行, 对溶解液中主要核素的价态的总体情况也需要重点关注。此外, 对溶解产生的放射性尾气以及废包壳的净化处理也有待进一步的研究。
三、主要研究内容及关键技术
乏燃料溶解是乏燃料后处理的关键步骤, 直接影响到后续的溶剂萃取工段的运行。鉴于目前国内外的资料和总结, 乏燃料后处理现状和元件发展动向的基础上, 提出以下的需要深入的研究内容和设计关注事项:一是元件溶解工艺, 对于动力堆乏燃料, 由于燃耗的提高, 铀加浓度的增大, 元件尺寸的变化, 对溶解液要求也随之改变, 需要重新选择溶解参数, 这就要求对溶解工艺进行进一步研究, 以指导设计;二是不溶物研究, 对后处理厂需要处理的乏燃料进行有针对性的不溶物研究, 包括:燃耗与不溶性残渣量的关系, 化学成分、不溶物相结构、不溶物中可裂变的核素浓度和裂变产物浓度、不溶物颗粒分布, 铀、钚、镎、钌、铑、锆、钼、锝等在相应乏燃料中的比例 (用于指导后续操作, 如溶解液澄清) ;三是溶解液中可变价态核素的价态分析, 对钚、镎调价方法及调价后的主要核素价态稳定性进行研究;四是废锆包壳向非α废物转化的研究。废锆包壳中燃料残留量, 辐照活化后放射性物质的组成, 裂变产物残留量、废锆包壳溶解方法及溶解液中残留核素的分析方法;五是尾气处理, 溶解过程中产生的氪、碘、钌等行为的研究, 尾气中氪、氚的处理方法以及氧化氮、Kr-85、I、C-14、H-3、Ru的综合处理流程。
摘要：溶解是乏燃料后处理的重要步骤之一, 也是乏燃料水法后处理的关键。目前世界上有连续溶解或批式溶解两种, 本文就乏燃料批式溶解涉及的问题进行论述, 如, 溶解终点的状态, 不溶性残渣的处理, 溶解液中核素的价态, 溶解过程除碘以及临界安全等直接影响溶解工艺设计的关键性问题, 并提出需要深入研究的乏燃料溶解问题。
关键词：乏燃料后处理,溶解设计,硝酸铀酰
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动力燃料 篇4
液化天然气 (Liquefied Natural Gas, 简称LNG) 具有无色无味、无毒、无腐蚀性的特点, 大力发展天然气产业符合国家能源战略, “十二五”规划指出2030年天然气将占到一次能源的10%[1]。航运业每年消耗20亿桶燃油, 排放超过12亿吨CO2, 占全球总排放量的6%[2], LNG替代原有船舶动力技术问题亟待解决。欧洲国家在LNG燃料动力船舶方面走在世界前列, 2000年, 世界首艘以LNG为燃料的渡轮完工并投入运营, 与此同时, DNV率先出台了全球首个LNG用作船舶燃油的规范[3]。然而我国在天然气开发利用方面起步较晚, 内河船舶LNG燃料动力改造和应用尚处于探索阶段。交通运输部发布的《“十二五”水运节能减排总体推进实施方案》提出逐步增加节能减排技术应用试点并推广项目, 把“低能耗, 低物耗, 低排放, 低污染”的内河航运建设作为重大课题。我国于2010年推进内河柴油—LNG双燃料动力船舶在长江水域的改造试点, 芜湖某试点船作为典型改造船舶于今年4月份获得验证证书, 但仍然存在违章改动管路等问题, 且由于LNG具有易燃、易爆的特性, 有很大的安全隐患[4], 对LNG燃料动力船舶的定量安全分析至关重要。
1 LNG泄漏及事故情景分析
1.1 危险事件致因分析
LNG的主要成分为甲烷, 而甲烷气体的危险特性有燃烧性, 易燃;闪点 (℃) :-188;爆炸下限 (%) :5.3;引燃温度 (℃) :538;爆炸上限 (%) 15;最小点火能 (m J) :0.28;与空气混合能形成爆炸性混合物, 遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。因此天然气泄漏属于一种比较严重的事故, 一旦泄漏 (液态的迅速挥发成气态) , 遇空气形成混合物, 就有可能发生火灾爆炸事故, 能对LNG设备造成进一步的损坏, 扩大事故的严重性。
1.1.1 LNG泄漏分析
LNG储罐系统泄漏分为三大部分:储罐泄漏、管道泄漏和阀门等附件泄漏。LNG储罐及管道可能因为表面裂纹、破损、穿孔等原因造成泄漏, 而阀门、法兰、接头和容器与管道的连接处等, 是LNG最容易产生泄漏的地方。造成泄漏的主要原因包括如下几方面:
(1) 设计缺陷。如储罐、管道材质与壁厚的选用、计算等不符合标准要求。
(2) 加工、施工缺陷。如储罐、管道在加工、安装等时, 由于技术或经验不足, 加之施工质量监督不力, 造成储罐、管道损伤等。
(3) 腐蚀因素。包括由于气体质量不符合气质标准等造成的内腐蚀及海水浸满等腐蚀。
(4) 运行维护不当。如超压运行、误操作等。
(5) 船舶在运行过程与其他船只、固定设施等其他设施发生碰撞, 造成罐体及管道破裂。
1.1.2 点火源分析
LNG燃料动力船中的点火源主要包括如下类型:
(1) 船上吸烟。燃烧着的烟头表面温度为200-300℃, 中心温度高达700-800℃, 远高于天然气的自然点, 打火机、火柴点火时散发的能量也大大超过天然气的最小点燃能量。
(2) 静电放电。LNG燃料动力船由于流动和受扰动、冲击, 易产生和积聚静电荷, 作业人员等着装不当也会带来静电, 当静电积累到一定电位会发生放点并出现火花;
(3) 电火花和电弧。电器设备故障产生电火花、电弧或表面高温时, 温度可高达3000℃以上。
(4) 金属甲板机械摩擦以及船体遭到撞击产生火花;
(5) LNG燃料动力船舶及泊位附近水域的其他船只上生活设施用火或排烟口夹带火焰。
1.2 事故情景分析
对于化学危险品事故泄漏模式主要包括两种情况:瞬时泄漏和连续泄漏。影响泄漏源源强的主要因素是泄漏口的尺寸和形状[5], 准确定义泄漏口的尺寸和形状对于计算事故后果的影响范围、确定事故发生的概率很重要。典型的泄漏尺寸通常分为小型、中型、大型及特大型几个等级。世界银行提供的评价方法中推荐选择管路的20%和100%破裂为典型的泄漏尺寸。
依据上述泄漏模式和泄漏场景, 结合LNG的危险特性以及LNG燃料动力船舶的储存、气化、混气等过程的操作条件、物质状态分析。LNG一旦发生泄漏, 若温差较大会瞬间汽化, 其余部分会在低洼地方形成液池, 池内液体发生初始闪蒸汽化, 瞬时产生大量蒸汽。蒸汽云内的物质难以在短时间内自发均匀分布, 其分布特性由泄漏量、泄漏速度及泄漏地点等因素确定。当其体积比在爆炸极限 (5%-15%) 以内并遇点火源时, 会发生闪火或发生蒸汽云爆炸事故。若泄漏量相对很大, LNG没有蒸发完全, 蒸汽云处于液池上方, 便有可能迅速向液池回火燃烧, 形成池火火灾。
2 定量风险分析
风险的大小表征为事故后果和的事故发生频率乘积[6], 因此定量风险评价主要由事故后果分析和事故频率分析两部分组成。
2.1 事故后果模型
2.1.1 液相泄漏速率的确定
泄漏速率取决于容器内部的压力、液压头以及孔的大小。液体泄漏速率可以采用柏努力方程计算:
式中, Q是液体泄漏速率 (kg/s) , Cd是无量纲泄漏系数, (是液体密度 (kg/m3) , A是泄漏孔面积 (m2) , P是罐压 (Pa) , P0是大气压力 (Pa) , g是引力常数 (9.8m/s2) , h是液压高度 (m) 。
发生泄漏的设备及管道的裂口往往是不规则的, 对于管道及设备接口等的全管径破裂, 泄漏时的压力降较小, Cd的典型取值为0.8[7]。对于选定的代表性泄漏孔径, 通常是不规则裂口, 泄漏时的压力降较大, 需采用等效圆尺寸代替。以此为基础, 确定危险源的代表性泄漏孔径的液相泄漏速率。
2.1.2 气相泄漏速率的确定
气相泄漏根据气体流动状态的不同, 可分别用临界流 (最大出口速度等于声速) 或亚临界流来描述[8]。判断准则:式 (2) 成立时属音速流动;式 (3) 成立时属亚音速流动。
式中, P0为环境大气压力 (Pa) , P为容器压力 (Pa) , k为气体的绝热指数, 即定压比热CP和定容比热Cv之比。
临界流的质量泄漏速率可按式 (4) 计算:
气体呈亚音速流动时, 其泄漏速率按式 (5) 计算:
式中, Q是气体泄漏速率 (kg/s) , Cd为气体泄漏系数, A为裂口面积 (m2) , M是气体相对分子质量, R是普适气体常数, T是气体的储存温度 (K) , Y为气体膨胀因子, 可按式 (6) 计算。
2.1.3 气体扩散计算模型
对于可燃气体在空气中扩散能否发生蒸气云爆炸 (VCE) , 需要计算其扩散后能否存在爆炸极限浓度的云团。对于连续泄漏, 给定位置的气体浓度用式 (7) 计算:
式中, c (x, y, z) 为连续排放时, 给定地点 (x, y, z) 的浓度 (mg/m3) ;Q为连续排放的物料流量 (mg/s) ;u为平均风速 (m/s) ;x为下风向距离 (m) ;y为横风向距离 (m) ;z为离地面的距离 (m) ;σy, σz为y, z方向的扩散系数。
2.1.4 蒸气云爆炸的冲击波超压计算模型
蒸气云爆炸的超压使用TNT当量法[9]进行计算。TNT当量可用式 (8) 估算:
式中, A为蒸气云的TNT当量系数, 取值范围0.02%-14.9%, 这个范围的中值是3%-4%, 取4%;WTNT为蒸气云的TNT当量, kg;Wf为蒸气云中燃料的总质量, kg;Qf为燃料的燃烧热, MJ/kg;QTNT为TNT的爆热, 4.12-4.69 MJ/kg, 取4520 k J/kg。
蒸气云爆炸的死亡半径按式 (9) 计算:
2.1.5 池火热辐射计算模型
火灾通过热辐射方式影响周围环境, 当火灾产生的热辐射强度足够大时, 可使周围的物体燃烧或变形, 强烈的热辐射可能烧毁设备甚至造成人员伤亡等[10]。普遍认为入射通量为37.5 (W/m2) 1%死亡 (10s) , 25 (W/m2) 时重度烧伤 (10s) 或100%死亡 (1min) 。
液池燃烧的总热辐射通量可按式 (10) 计算:
式中, Q为总热辐射通量W;r为液池半径, m;h为火焰高度, m;dm/dt为燃烧速度, kg/s;η为效率因子, 可取0.13-0.35;Hc为液体燃烧热, J/kg。
距离池中心某一距离 (r) 处的入射热辐射强度为:
式中, q为热辐射强度, W/m2;Q为总热辐射通量, W;为辐射率, 此处取1.0;r为目标点到液池中心距离。
2.2 个人风险计算
定量风险分析以量化的个人风险作为决策依据, 在风险评价尤其是石化领域的风险评价方面有广泛应用。所谓个人风险[10] (individual risk) 是指在某一特定位置长期生活的未采取任何防护措施的人员遭受特定危害的频率, 对于区域内的任一危险源, 其在区域内某一空间地理坐标为 (x, y) 处产生的个人风险可由式 (12) 计算:
式中选取的各参数来自文献[12]《石化装置定量风险评估指南》, 其中:R (x, y) 为危险源在位置 (x, y) 处产生的个人风险;Fs, o为第s个容器设备泄漏事件发生的原始频率, 本计算选择典型设备失效模式, 具体数据见表1;FE为设备修正系数, 取值见文献[11];FM为安全管理、人员修正系数, 取值见文献[11];Pw为气象条件概率, 取值见文献[11];Pi为点火源的点火概率, 此处取0.09;Vs (x, y) 为第s个事故情景在位置 (x, y) 处引起个体死亡的概率, S为容器设备泄漏事件的个数, 具体由2.1中各模型计算得到;W为气象条件的个数;I为点火源的个数。
考虑到自然环境复杂, 气象的多样性, 采用较为理想的条件模拟长江内河气象进行计算。拟时间为白天, 大气稳定度较为稳定的状况。其中大气湍流程度为D级, 太阳辐射等级为2级, 外界温度为20℃, 风速为3m/s, 方向为单一风向, 风速为相对船的航行速度, 芜湖某试点船的航行速度为6kn。依据安监局[40]号令文件中风险标准, 应用中国安全生产科学研究院自行编制的重大危险源区域定量风险评价软件 (V1.0) , 输入所需数据, 即可自动完成个人风险的计算、等值线的追踪和绘制, 见图1。
从图1中可以得出:
(1) 没有出现大于1×10-6的风险等值线, 即也没有出现1×10-5及更高风险区域, 中密度和低密度场所接受此风险范围, 说明改造船体内部的作业人员所面临的风险是可以接受的。
(2) 1×10-6风险等值线超出船体两侧不超过7m, 考虑到水路运输过程中船体距离河道两边高密度场所不可能小于7m, 说明改造船体对周边高密度场所人员所面临的风险是可以接受的。
(3) 3×10-7风险等值线超出船体最远距离不超过20m, 考虑到水路运输过程中船体距离河道两边高敏感或特殊高密度场所不可能小于20m, 说明改造船体对周边高敏感和特殊高密度场所人员所面临的风险是可以接受的。
3 结语
(1) LNG是一种清洁环保的新型燃料, 但其也存在一定危害性, 由制因分析可知, 针对LNG燃料动力船舶的规范设计及操作是十分重要的。船上作业人员, 应当全面熟悉LNG燃料动力船舶的安全知识、操作规程与应急预案, 为LNG燃料动力船舶提供安全保障。
(2) 计算得到各种场所人员面临的风险是可接受的, 说明改用天然气作为船舶燃料后满足安全推荐标准要求。同时, 得到的风险范围图对基于安全的岸边建筑设计和LNG改造船舶航线规划提供了依据。
摘要：近年来航运耗油产生的CO2排放量很大, 发展液化天然气替代原有船舶动力成为需要。在中国天然气开发应用较晚, 试点改造船舶存在安全隐患。分析了危险事件的一般导致原因, 确定危害影响因子对改造船舶的设计和操作有指导作用。基于个人风险, 分析了各类事故发生概率, 选择了合适的后果模型, 考察了长江气象条件, 以芜湖某试点改造船进行了定量风险计算, 得到了个人风险等值线, 确定船体距离河道两边高敏感或特殊高密度场所不应小于20m, 指出改用天然气作为船舶燃料后满足安全推荐标准要求。
关键词：液化天然气,船舶,个人风险,定量风险分析
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动力燃料 篇5
关键词：储气罐,基座,支撑结构,结构强度
0 引言
近年来, 随着世界各国对环境保护的日益重视[1], 我国顺应国际形势推进“气化长江”、“长江绿色物流创新工程”等内河船舶“油改气”项目[2]。作为推动LNG燃料动力船舶发展的重要前提, LNG燃料动力船舶的安全保障是需要首先解决的重要问题。由于内河航区的特殊性, 船舶在航行过程中会遭受到如图1所示的碰撞、波浪等特殊情况。然而以往没有针对内河航区LNG动力船的结构强度计算。2013年9月份, CCS发布了《天然气燃料动力船舶规范》[3]。因此, 以某63m双燃料动力货船储气罐基座为研究对象, 采用MSC/PATRAN和MSC/NASTRAN有限元分析软件, 通过有限元计算可以更好地分析内河LNG动力船在极端环境载荷及碰撞情况[4]下气罐基座及其支撑构件的应力应变情况, 为船体结构的优化提供依据。
1 主尺度及其他参数
某63m双燃料动力货船主尺度:总长63m, 垂线间长61m, 型宽12.6m, 型深4.2m, 满载吃水3.48m。本船货舱为双底双舷、单甲板、货舱区域船底和强力甲板为纵骨架式结构, 舷舱舱底为单底横骨架式。首尾部分为横骨架式。全船内外舷侧为横骨架主肋骨制。全船肋距0.5m, 内龙骨间距为1.0m, 船体材料为CCS“A级钢”。
储气罐为双层不锈钢制成的C型独立LNG储罐, 容积为5.0m3。储气罐满罐时的总重量为6.784t, 液化气的重量约为1.917t。储气罐横向布置在尾部主甲板上船员室后方的开敞处所, 气罐带有冷箱, 储气罐的下方设有鞍座和基座, 基座的高度为150mm, 储气罐的基座牢固地焊接在主甲板的加强复板上, 鞍座与基座采用螺栓可靠连接。储气罐支撑结构如图2所示。图3为储气罐支撑结构的安装位置。
2 有限元模型
2.1 结构模型
依据中国船级社《钢制内河船舶建造规范》规定进行;利用大型商用有限元软件MSC/PATRAN、MSC/NASTRAN进行气罐底座及船体支撑结构强度分析计算[5]。
有限元模型的范围:气罐底座, 甲板, 其纵向范围船尾~Fr6。甲板下横舱壁板、甲板纵桁、强横梁、普通横梁包括到模型中。
有限元模型的单元类型:甲板、横纵舱壁板、气罐底座板等结构用板单元模拟, 甲板纵桁、甲板强横梁、舱壁垂直桁等腹板用板单元模拟, 面板用梁单元模拟, 其它小的骨材梁单元模拟。
有限元模型的材料参数:气罐底座, 甲板结构采用的普通A级钢, 其弹性模量E=2.06×1011Pa, 泊松比v=0.3, 材料密度ρ=7.85×103kg/m3。有限元模型坐标系:直角坐标系, X轴由尾部指向首部为正, Y轴由右舷指向左舷为正, Z轴垂向向上为正。
有限元模型单位:长度为米, 力为牛。
图4-5显示了整体和局部有限元模型情况。
2.2 边界条件
在舱壁和距基座较远处的纵桁、横梁处的边界条件见表1。
施加边界条件后的模型如图6所示。
2.3 计算工况及载荷
根据CCS《天然气燃料动力船舶规范》附录1, 计算时考虑船舶运动引起的载荷及碰撞载荷。
确定船舶运动引起的载荷时, 可使用下述计算工况的运动惯性力 (R———最大额定质量;g取9.81m/s2) :
(1) 运动方向:最大额定质量乘以2倍的重力加速度 (2Rg) ;
(2) 同运动方向成直角的水平方向:对于内核船舶, 最大额定质量乘以重力加速度 (Rg) ;
(3) 垂直向上:最大额定质量乘以重力加速度 (Rg) ;
(4) 垂直向下:最大额定质量 (总载荷包括重力作用) 乘以2倍的重力加速度 (2Rg) 。
碰撞载荷应基于气罐满载状况确定。沿船舶运动方向向前和向后的碰撞力可根据船长L进行确定:当时, 设计加速度:。
2.3.1 计算工况
计算工况选取参照CCS《天然气燃料动力船舶规范》建议。选取7种计算工况计算。
2.3.2 各工况载荷计算
各工况的外载荷如表2所示。
2.3.3 载荷加载方式
采用主从节点连接气罐形心与鞍座面板, 直接将载荷施加于气罐形心处。
3 计算结果及分析
各个工况强度计算结果及相当应力最大值对应位置如表3所示。各个工况板架最大位移如表4所示。
强度计算结果以碰撞工况7为例, 其基座及附近船体应力云图如图7和图8所示, 板架变形云图如图9所示。
本次计算的许用应力值。从表3可以得知, 工况1、工况6、工况7相当应力值较大。检查发现气罐基座的高应力区域主要出现在基座腹板、面板及气罐鞍座相交位置。由于基座和附近船体承受来自气罐的重力及惯性力, 结构容易在该位置产生应力集中[6,7], 导致主船体纵向支撑构件受到的应力偏大。为了消除应力集中对结构的危害, 可以在气罐与基座连接位置设置过度构件, 以增强该局部结构的承载能力。例如增设气罐鞍座数量, 在基座与甲板接触位置增设肘板等措施都是合适的。船体的高应力区域主要出现在支撑气罐鞍座的甲板及甲板纵桁附近。计算结果显示此算例的气罐基座及船体支撑结构在危险工况下强度满足要求。
注:应力单位:N/m2;变形单位:m.
4 结论
(1) 常规规范无法表达内河航区LNG动力船储气罐支撑结构在危险工况下的受力情况。通过有限元计算可以解决这一问题。技术路线可行, 计算结果精确。暴露了储气罐支撑结构在极端工况下的危险区域, 不仅提高了效率, 节省了成本, 同时也带来了可观的经济效益。 (2) 本算例储气罐支撑结构及船体局部结构的板架变形小, 说明船体刚度满足要求。但在碰撞工况下, 气罐基座腹板、面板及气罐鞍座相交位置的应力较大。结构设计时应予以注意。 (3) 通过对本次计算结果的分析, 可以得出气罐基座及支撑构件的高应力区域, 为结构优化提供理论依据, 适当减少低应力区域钢料的使用, 加强危险区域的结构强度, 使钢料的使用更加合理。
参考文献
[1]Ernestos Tzannatos, Stratos Papadimitriou, Ioannis Koliousis.A Techno-Economic Analysis of Oil vs.Natural Gas Operation for Greek Island Ferries[J].International Journal of Sustainable Transportation, 2015, 94.
[2]孙浩, 崔振威, 谢澄, 孔祥琦.基于事故树理论的LNG动力船风险分析[J].中国水运, 2015, 05:48-50.
[3]席秀梅, 讯员, 云志.CCS提速LNG动力船[N].中国交通报, 2013-11-26005.
[4]天然气燃料动力船舶规范[J].船舶标准化工程师, 2014, 05:75-80.
[5]吕厚波, 冉建华.40000 DWT散货船锚机底座及支撑结构强度分析[J].江苏船舶, 2014, 01:1-3, 18.
[6]杨青松, 陆丛红, 纪卓尚.中小型LNG船鞍座及附近船体结构强度分析[J].中国造船, 2011, 01:61-70.
动力燃料 篇6
我国目前运行的大部分天然气汽车主要是在原汽油机的基础上改装而成的天然气 (CNG) -汽油两用燃料汽车。改装后的两用燃料汽车尽管具有显著的经济意义和环保价值, 但也存在明显的缺陷, 即燃气时动力性较原车有明显下降, “发动机功率下降幅度有的高达20%, 甚至更多, 对汽车的使用性能造成不可忽视的影响”[1]。因此, 燃气时恢复发动机原有动力是当前CNG-汽油两用燃料汽车研究和改装技术中被关注的重点之一。
1 CNG-汽油两用燃料发动机动力性的影响因素
CNG-汽油两用燃料发动机燃气时动力不足的原因主要有以下几个方面:
2.1天然气理化特性的影响
天然气的主要成分是甲烷 (CH4) , 体积分数约占80%～95%。由于天然气与汽油相比热值较低, 其混合气的单位体积热值也低于汽油和空气混合气的单位体积热值。因此, 当发动机燃用天然气时, 如果气缸容积和空燃比不变, 循环热效率不变, 则发动机的功率会有较大的降低。但同时, 因天然气辛烷值较高 (RON:115-130) , 抗爆性能非常好, 因此, 天然气发动机又具有较大的动力改进的潜力和条件
1.2 天然气燃烧过程的影响
天然气的着火温度高, 火焰发展期长。“在同一空燃比范围内, CH4的层流火焰传播速度比汽油层流火焰传播速度低12%左右“[3]。这使得发动机总燃烧期增长, 燃烧峰值偏离活塞上止点, 同时也使气缸内压力、温度上升缓慢, 热损失量加大, 发动机指示热效率降低, 发动机动力不足。针对该特点, 可以考虑通过改变发动机点火提前角及增大点火能量使发动机具有较高的动力性。
1.3 发动机结构参数的影响
压缩比是影响发动机热功转换效率的最重要因素之一。理论上, 发动机压缩比越高, 输出功率越大, 为防止汽油燃烧时发生爆燃, 汽油机压缩比均较低。高辛烷值的天然气在低压缩比的汽油机中燃烧, 必然使天然气的能量得不到充分发挥。天然气发动机的合理压缩比应为12～15, 而汽油发动机压缩比则为7.0～10.5, 所以, 汽油发动机改燃压缩天然气后, 热效率会大大降低, 从而降低发动机的动力性。适当提高压缩比可以有效地提高发动机的输出功率。
2 CNG-汽油两用燃料发动机动力性恢复措施
目前CNG-汽油两用燃料发动机燃气时动力不足的状况较为普遍, 但通过上述分析得出, 在一定范围内改善其动力性是实际且可行的。从发动机运转的实际状况及改装技术经济可行的角度出发, 提出以下两项措施并通过实验加以验证:
2.1 增大点火提前角, 增强跳火能量
发动机工作时点火时刻对发动机的性能有很大的影响。点火过迟, 混合气燃烧滞后, 燃烧压力降低, 热损失增加, 发动机功率下降。适当增大点火提前角, 缸内燃烧发生较早, 火焰速燃期较早到来, 较多的燃料在上止点附近燃烧, 燃烧速度加快, 压力升高迅速、最高爆发压力增加, 发动机输出转矩增大。前已分析, 天然气燃点高, 火焰发展期长, 火焰传播速度慢, 导致燃烧持续期增长, 使燃烧的最高压力点偏离上止点, 因此适当增大两用燃料发动机的点火提前角, 增强火花塞跳火能量, 可以使发动机在燃气时缩短燃烧过程, 在一定程度上改善其动力性。试验发现, 当点火提前角增大2°～3°时, 发动机功率略有恢复, 但总体上由于燃烧过程较长, 排气管易出现“放炮”;逐步增大点火提前角至5°～6°时, 发动机功率恢复较明显, 且排气管放炮现象明显改善, 排放性、燃料经济性均较好;而继续增大点火提前角至7°～8°及以上时, 功率恢复效果并不明显, 且排放性明显变差, 耗气量迅速增加。无论点火提前角如何调整, 最大输出转矩都相差9～13N·m。
该方法是目前改装中普遍采用的动力恢复措施。增大点火提前角后, 再换用高能火花塞或适当加大火花塞跳火间隙。尽管可以部分恢复发动机的动力性, 但其改善的幅度非常有限。要使改装的两用燃料发动机在使用CNG时最大功率接近或达到使用汽油时的水平, 不对其结构做改进是很难办到的。
2.2 提高发动机压缩比
天然气的理化特性表明, 天然气燃烧时要充分释放其热量, 发动机必须具备比汽油机更大的、合适的压缩比数值, 这就为增大压缩比提供了条件。实践中通常采用以下方法改变发动机压缩比: (1) 采用高压缩比的气缸盖。高压缩比气缸盖可以是专门设计制造的, 也可以将原缸盖下表面剖去一定厚度, 从而缩小燃烧室容积, 使压缩比有所提高。 (2) 减薄气缸垫。 (3) 采用专用活塞。重新设计活塞高度尺寸, 使活塞到达上止点的位置略有升高, 从而减小燃烧室容积, 增大压缩比。 (4) 采用可变压缩比技术。从专利文献中可以查到许多在汽油机上实现可变压缩比的技术方案, 从理论上分析, 这种技术更适合于目前大量使用的两用燃料或双燃料发动机。可以考虑通过一定的控制装置使发动机在燃用不同燃料时自动切换压缩比数值, 使发动机在燃气时得到更大的压缩比, 兼顾两种燃料的燃烧特性。
对一台CNG-汽油两用燃料桑塔纳轿车的AEE型发动机压缩比为排量额定功率72kW/5100r/min时) 进行了燃油和燃气动力试验, 之后将该发动机缸盖下平面剖去0.64mm, 以此方法增大原发动机的压缩比至9.5。之后再次检测发动机燃油和燃气时的动力性能。实验结果如图1～2所示。
由图可见, 改装后的发动机燃气时功率下降明显, 功率下降最大值在发动机转速为2500r/min时达21.3%, 平均功率下降17.74%左右, 发动机动力性能明显变差。增大发动机压缩比后再进行动力性检测, 发动机功率恢复明显, 距燃油时的功率最大下降9.21%, 平均下降了7.24%左右, 较大程度地恢复了发动机动力。但需要注意的是:发动机压缩比不可以过量增大, 因为在气缸盖被剖去较厚或换用过薄的气缸垫时, 可能导致气门开启时发生“杵缸”事故, 且缸盖剖去过多会影响其强度, 而过薄的气缸垫则不能保证气缸的密封性。另外, 压缩比增大可能导致燃油时出现“爆震”。实验发现, 当压缩比达到9.5时, 若燃用原90#汽油会在发动机低速及大负荷时出现“爆震”, 换用93#汽油则“爆震”有所改善。因此, 在增大压缩比后应换用高一级牌号的汽油, 以保证发动机在燃油时的工作正常。
3 结论
以汽油发动机为原型改装而成的CNG-汽油两用燃料发动机。
由于发动机原有结构参数基本没有变化, 再加上天然气自身的理化性质及燃烧特点, 这些因素共同决定了改装后的发动机燃气时必然存在动力不足的现象, 这种不足可以通过加大点火提前角并增强跳火能量和提高发动机的压缩比两种方法加以改善, 前一种方法简单易行, 但恢复效果有限, 后一种方法相对较为复杂, 但改善效果明显。这两种方法是现有技术条件下经济可行的两种措施。CNG-汽油两用燃料发动机也可以通过可变压缩比技术兼顾发动机燃气和燃油时的动力性这种方法有待进一步研究。
参考文献
[1]廖均智.CNG/汽油两用燃料发动机动力性恢复研究[D].硕士论文.长安大学, 2005.
[2]张道文.改装压缩天然气发动机的技术改进[J].汽车研究与开发, 2000 (6) :41.
[3]卓斌.天然气发动机燃烧特征与功率恢复[J].车用发动机, 1999 (1) :11.
[4]姚勇.CNG发动机和汽油机燃烧的比较分析[J].车用发动机, 2005 (5) :31-33.
[5]吴敏.CNG/汽油双燃料汽车点火提前角的自动调整[J].科学咨询, 2008 (12) .
动力燃料 篇7
“试点应用内河柴油和LNG混合动力船舶技术”是交通运输部在《“十二五”水运节能减排总体推进实施方案》中提出的5项重点技术试点工作之一。安徽省交通运输厅先后多次召开会议研究推广此项工作, 与中国石油昆仑能源有限公司签订了LNG合作框架协议。安徽省地方海事局把此项工作作为重点科技项目支持研究。
目前, 已在芜湖对3艘船舶进行改造, 合肥有两艘船舶尚在申报过程中, 另有近20艘船舶正在准备申报。2011年4月7日长江首艘内河柴油—LNG混合动力改造船“红日166”在芜湖市成功首航;2012年10月由交通运输部部海事局组织相关专家对安徽省LNG燃料动力试点船舶的方案进行评审并同意进行改造;2013年5月17日, 中国船舶重工集团公司第711研究所与华强天然气发展有限公司签约, 拟在安徽巢湖对船舶进行全面改造。
通过两年来的改造、推广应用, 安徽在船舶“油改气”方面积累了一定的经验, 全省今年准备改造300艘船舶, 涉及长江、淮河干线及其支流上运行的船舶;到201年, 将完成对1500艘船舶的改造。据测算, 如果安徽全省近3万艘内河船舶全部经过“油改气”改造, 使用柴油—LNG双燃料动力后, 每年可形成二氧化碳减排能力37.5万吨。
动力燃料 篇8
长时期以来, 人们认为熟料中P2O5含量最大允许值为0.5%。近年来, 随着含磷的肉骨粉和废塑料作为代用燃料煅烧熟料, 通过原燃料均化及适当地提高率值, 可将P2O5含量提高至0.8%~1.0%。为进一步增加含磷的代用燃料的使用量, 有关研究人员通过动力学方法, 对不同含量的P2O5原燃料煅烧熟料进行了研究。
熟料形成的动力学通常以熟料矿物C2S最终完成的步骤来表达, 即:C2S+fCaO生成的C3S, 也就是fCaO在熔体内与C2S结合的程度。这与配料率值、物料易烧性、生料性能、煅烧工况与温度等因素有关。反应方程式为:
式中:
α——等温煅烧时间t内C2S与fCaO作用后, 转换为C3S的程度
k——反应率
t——反应时间
式中:
A——等温煅烧时间内C3S的含量
AEQ——通过理论计算所得到的C3S的最大含量, 此值在熟料煅烧过程中是不可能达到的。
试验为5组数据, 采用同一种生料粉, 其率值为:石灰饱和系数LSF=93.4% , 硅酸率n=2.91、铝氧率P=1.64。原料成分见表1。
1 试验过程及结果
试验按煅烧后, 熟料内P2O5含量分别为0.0%、0.8%、1.5%、3.0%和4.6%加入生料内, 然后烘干、均化、压制成试块, 进行煅烧。其时间分别为420s、720s、1 200s、1 800s和3 600s, 煅烧后的熟料进行矿物数量检测和微细结构分析, 结果大致如下 (见图1~图4) :
(1) 同一煅烧时间内, 熟料内的P2O5含量增加, 则C3S含量减少, C2S、fCaO含量增加。
(2) 不同煅烧时间内, 熟料内同一含量的P2O5, 煅烧时间增加, C3S数量增加, C2S、fCaO数量相应减少。
(3) 煅烧时间在1 200s (20min) 以内, 不同含量P2O5所生成的C3S、C2S数值变化均较大, 而超过1 200s则变化数值趋于平稳。
(4) 熟料内不同含量的P2O5, 在同一时间内所生成的C3S、C2S、fCaO数值变化较大, 见表2。表2 表明, 在P2O5含量<1.5%时, 煅烧后所生成的C3S、C2S、fCaO含量与工业生产数值接近, 而3.0%以上数值差别过大。
(5) 同一含量P2O5, 不同时间煅烧所形成的间隙物 (主要为C3A、C4AF) 数值不呈规律性变化。不同含量的P2O5, 同一煅烧时间所形成的间隙物数值不呈规律性。
2动力学反应计算结果
按动力学方程式样4 计算的结果见图5, 其转换数值见表3。
3 微细结构检测
通过显微镜对熟料内不同含量的P2O5进行岩相检测, 大致是:熟料内P2O5含量为0.0%、0.8%、1.5%, 所检测的C3S、C2S晶格尺寸及fCaO间隙物C3A、C4AF的形态, 均与正常熟料接近, 而熟料内P2O5含量为3.0%、4.6%所检测的C3S、C2S晶格尺寸均大于正常熟料晶格尺寸且形态也不一致。此类熟料在工业上无法应用 (C3S、C2S晶格图从略) 。
4 结语
在熟料煅烧过程中, 生料中均匀分布的P2O5含量对熟料形成的动力学机理反应十分复杂。C2S内的固熔体因P2O5含量不一, C2S转为C3S的转换率也不一致。P2O5对C2S与fCaO在熔体内作用生成C3S有明显的抑制作用。即, P2O5在熟料内含量越多, 则C3S生成量越少。实验数据表明, 当熟料内P2O5在1.5%时, 煅烧所生成熟料的C3S、C2S、fCaO, 均能满足工业煅烧熟料需求, 按动力学转换公式计算及微细结构检测, 均符合常规熟料煅烧需求, 而熟料内P2O5在3.0%以上时, 所煅烧的熟料C3S、C2S数量及动力学转换公式计算及C3S、C2S矿物微细结构均与煅烧的常规熟料有较大差别, 所生产的熟料性能难以满足工业需求。
本文采用的光学显微间对熟料矿物进行岩相分析及动力学方法评估水泥原料, 均对水泥熟料生产有利, 可供有关部门借鉴。