LNG項目氣化器的選型

裘棟 中海浙江寧波液化天然氣有限公司 寧波 315800

LNG項目氣化器的選型

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介紹液化天然氣(LNG)接收站在國內發展的現狀，比較接收站三種常用的氣化器，并結合實際確定項目氣化器類型與臺數。

LNG接收站氣化器選型分析

1 概述

LNG接收站是接收海上LNG運輸的終端站場，在站內將LNG接收、儲存、氣化、外輸至下游用戶。

通過40多年的發展，全球已投用LNG接收站77座。我國除廣東大鵬、福建莆田和上海等3座已投入使用外，在建的LNG接收站還有不少，浙江LNG項目就是其中之一。

浙江LNG項目一期建設規模3000kt/a，包括建設一座停靠(0.8～2.66)×105m3LNG運輸船的接卸碼頭、三座1.6×105m3混凝土全容罐以及配套的工藝、公用等設施。項目于2010年12月開工建設，預計到2012年10月投入使用。浙江接收站的工藝流程，見圖1。

圖1 浙江LNG工藝流程示意圖

接收站工藝流程:LNG運輸船到達卸船碼頭后，經卸料臂輸送至LNG儲罐，然后用低壓泵從罐內抽出，經再冷凝器輸送至高壓泵，經增壓后輸送至氣化器。在氣化器內，LNG氣化并升至常溫，最后經計量和調壓后輸送至管網。

浙江LNG接收站項目建設模式除儲罐采用EPC模式外，還采用E+P+C的方式，意在節省投資費用，同時培養國內自己的LNG建設隊伍。該項目由中國成達工程有限公司負責設計，浙江LNG項目公司負責對設備的設計和采辦，國內施工單位負責建設和安裝。

氣化器是接收站工藝流程中最關鍵的設備之一，而且價格高、制造周期長。為做好氣化器的選型，早在2005年起就啟動了市場調研、與國內設計單位及國外制造商的技術交流活動。

2 三種氣化器比較

2.1 氣化器類型

目前，世界上LNG接收站常用的氣化器有三種:開架式氣化器(Open Rack Vaporator，簡稱ORV);浸沒燃燒式氣化器(Submerged Combustion Vaporator，簡稱SCV);中間介質管殼式氣化器(Intermediate Fluid Vaporator，簡稱IFV)。

2.1.1 開架式氣化器

ORV氣化器是以海水為熱源的氣化器，其工作原理，見圖2。

圖2 ORV氣化器工作原理

(1)氣化器的基本單元是傳熱管，由若干傳熱管組成板狀排列，兩端與集氣管或集液管焊接形成一個板型管束單元，再由若干個這樣的單元組成氣化器。它的頂部有海水噴淋裝置，海水自上而下噴淋在板型管束外表面上。LNG自下而上在傳熱管內流動，海水將熱量傳遞給LNG，使其被加熱并氣化。氣化器的支撐結構和集水池由混凝土制成，所有與天然氣接觸的組件(包括換熱板的管子、總管和換熱管束材料)都用鋁合金制造，可耐低溫，而換熱管板束表面直接與海水接觸，板面需要噴涂鋁－鋅合金的防腐材料。由于海水中懸浮固體顆粒對板面的沖刷磨損，ORV板面的防腐涂層7～8年需重新噴涂一次，停車時間較長，維修成本較高。

(2)ORV氣化器運行時，由于LNG溫度低(－162℃)，在板型管束的下部尤其是集液管外表面往往會結冰，導致氣化器的傳熱性能下降。

SuperORV是為克服結冰而研制的新一代ORV氣化器，它采用的雙層結構的傳熱管，LNG從底部的分配器先進入內管，然后進入內外管之間的環狀間隙，間隙內的LNG直接被海水加熱并氣化，內管內流動的LNG是通過間隙內已經氣化的天然氣來加熱，使氣化逐漸進行。間隙雖然不大，但能提高傳熱管的外表面溫度，因而能抑制傳熱管的外表結冰，提高了海水和LNG之間的傳熱效率。傳熱管結構，見圖3。

圖3 SuperORV傳熱管結構

目前，只有日本的神戶鋼鐵和住友精密機械兩家企業能夠制造SuperORV，目前在廣東大鵬LNG接收站和福建莆田LNG接收站就是采用這種氣化器。

2.1.2 浸沒燃燒式氣化器

SCV氣化器是一種水浴式氣化器。換熱盤管置于混凝土水浴池中，鼓風機將燃燒器的煙氣直接排入水浴中，加熱并劇烈攪動池水，管束內的LNG被池水加熱而氣化。煙氣的放熱量基本相當于LNG氣化所需的熱量，水浴的溫度運行時控制在30℃左右。其特點是設備投資低，啟動快，能在15min內穩定操作，氣化器的負荷調節范圍在0～100%，熱效率高達95%～98%，管外的換熱系數可以達到5000～8000W/(m2K)。但考慮到運行時消耗燃料氣，操作成本較高，適合作為調峰時或當備臺使用，此種氣化器在廣東大鵬LNG接收站和上海LNG接收站都有應用。

SCV氣化器工作原理，見圖4。

圖4 SCV氣化器工作原理

燃料氣和助燃空氣按比例預混合后在燃燒器中充分燃燒，高溫煙氣經與主導管相聯的分配管上的小孔噴射到位于換熱管束下部的池水中，煙氣進入池水形成大量小氣泡，迅速上升加熱并攪動池水，有效地加熱管束中的LNG使之氣化。浸沒在水中的盤管管束(材質316L)下部與LNG總管焊接，上部與NG總管焊接，接口均位于管束同一側保證換熱管能夠自由熱脹冷縮，LNG下進上出。

SCV氣化器的制造商目前只有德國林德公司和日本住友精密機械兩家公司。

2.1.3 中間介質管殼式氣化器

IFV氣化器實際是將三組管殼式換熱器疊加在一起，巧妙地用沸點很低的丙烷(沸點為－40℃)為中間介質來氣化LNG，，從而解決用海水直接氣化LNG時可能造成結冰帶來的影響。

IFV氣化器工作原理，見圖5。

圖5 IFV氣化器工作原理

在第一段E1換熱器中，用海水(管程)加熱殼層中的丙烷，加熱氣化后的丙烷在第二段E2換熱器中與管程中的LNG進行熱交換，LNG受熱氣化，而丙烷則被冷凝。在第三段E3換熱器中，用管程中的海水加熱NG，使輸出的天然氣溫度達到要求。丙烷始終在E1殼體中進行氣－液態的閉式循環，運行過程中無需添加。用丙烷作為中間介質就是利用其較低的沸點這一特點，避免了直接用海水換熱時由于結冰對傳熱效果的影響。

目前，IFV氣化器的制造商僅有日本神戶鋼鐵一家。自1978年以來，在日本大坂瓦斯、廣島瓦斯、上海LNG等LNG項目上已投用了總計33臺。其最大天然氣流量達到205t/h。

2.2 三種氣化器適用性比較

三種氣化器的適用性分析比較，見表1。

表1 三種氣化器的適用性比較

從表1可見，SCV雖然啟動迅速，但負荷調節和操作不像ORV和IFV那樣簡單方便，而且運行成本較高，只能作為主氣化器的備用。結合與上述各廠商的技術交流情況，ORV與IFV使用的全壽命周期費用相當，因此二者均可作為項目的主氣化器。

3 氣化器選用

氣化器的處理能力代表了接收站的實際處理量，因而在主氣化器選擇需要考慮下列條件:

(1)運行要連續可靠、負荷調節方便，操作簡單。

(2)包括采購成本、運行成本和維修成本的綜合成本要低。

(3)如選擇海水作熱源的ORV氣化器，海水水質還需符合懸浮固體≤80 mg/L的要求。

3.1 海水條件

該工程水域水質依據2004年四季度S1、S2兩處監測站點監測資料分析結果，見表2。

表2 水質監測結果統計(mg/L)

從表2可以看出，現場海水含沙量很高，懸浮固體顆粒指標平均在1000～1300 mg/L。根據廠家使用記錄，在最大懸浮固體顆粒濃度不大于80 mg/L的情況下，ORV防腐涂層有效時間為7～8年。然而，浙江LNG的海水水質已超出了ORV要求水質條件的15倍以上，供應商估計涂層至少1～2年就須維護一次。

通過與廠商的交流，以及對周邊電力行業的調研(使用同樣海水用于發電機凝汽器冷卻)，選擇鈦管材質的管殼式氣化器是解決海水含沙量高的方法，因而浙江LNG采用以IFV氣化器作為主氣化器，SCV氣化器作為調峰和備用。

3.2 選材和制造

IFV氣化器主要性能參數，見表3。

表3 IFV的主要性能參數

SCV氣化器的技術參數，見表4。

3.2.1 選材

IFV氣化器的材料選用上必須滿足既要能承受海水腐蝕又能承受低溫的要求。

海水中許多懸浮物將引起材料磨蝕。鈦可以抵抗化學腐蝕、微生物腐蝕和海水點蝕;高等級的鈦有良好的耐磨蝕性能，也能抵抗70℃以下海水的縫隙腐蝕。本項目中換熱管選擇鈦(SB338 grade 2)，其中海水進口側壓力較高采用無縫鈦管，厚度1.8mm，海水出口側采用焊接鈦管，厚度1.2mm。

表4 SCV氣化器的技術參數

與LNG接觸的換熱管和管箱部分材料選擇奧氏體不銹鋼(304)材質。

與海水接觸的管板采用低溫碳鋼板爆炸包覆鈦合金的復合鋼板結構(SA516M Gr415+SB265 Gr.1 Clad)。

3.2.2 制造

鈦焊接之后性能會降低是由于焊接時吸入的氧、氫等有害雜質削弱了焊縫的機械性能，因此焊接時應保持清潔和干燥，焊接應采用惰性氣體純氬氣保護焊接接頭及熱影響區，直至焊接接頭完全冷卻。

與海水接觸的管箱與變徑筒體則采用襯里結構，采用低溫碳鋼表面襯環氧樹脂的內防腐形式(SA516M Gr415+Epoxy Resin Coating)。

3.3 SCV排放煙囪高度計算

設計SCV氣化器時，還要考慮控制廢氣中NOX、CO的排放量在允許值范圍以內。廢氣的排放和煙囪的高度設計應根據當地的規定，尤其要符合《大氣污染物排放標準》GB 16297－1996。煙囪的高度取決于NOX的流量，同時煙氣中NOX的濃度須低于240mg/Nm3，見表5。

要求選擇低NOX的燃燒器，本項目原配用日本Tokyo Gas的燃燒器，其最大能力為31MW，產生的NOX低于50ppm(在3%氧含量下的修正值)，屬排放超標，根據環保標準規定，因該項目地處二類區域，必須按新污染源執行二級標準，所以改選用美國Bloom公司的燃燒器，最大能力為41MW，產生的NOX低于40ppm(在3%氧含量下的修正值)。

標準中煙囪的高度是根據NOX的流速計算的，如2.45kg/h的NOX輸出量，煙囪須高于24m。

表5 氮氧化物排放限值

浙江LNG煙囪高度的計算:

供應商給出的廢氣排放數據:廢氣排放量為58700 Nm3/h，其中CO2占6.8%;N2占84%;O2占9.2%;NOX濃度低于40ppm;CO濃度80ppm。

由于NOX低于40ppm是在3%氧含量下的修正值，而根據供應商經驗實際SCV運行中氧含量為9.2%，按如下經驗公式進行換算:

A%O2濃度下NOX濃度=B%O2濃度下NOX濃度×(21－A)/(21－B)(供應商經驗公式，其中A、B為氧含量的百分比濃度值):

NOX極限排放量:

在標準中用插入法計算NOX極限排放量為3.16 kg/h對應的煙囪高度為26m，核算結果驗證供應商選取的煙囪高度為27m，可以滿足標準的要求。

由于GB 16297中沒有CO的排放標準，故參照廣東標準《大氣污染物排放限值》DB 44/T 27－2001:CO最高排放濃度為1000 mg/Nm3，20m高的煙囪排放速率為71 kg/h進行相應核算。

4 氣化器數量的確定

LNG接收站常年連續不斷為用戶供氣的特點，設備的配置和備用原則是除考慮投資費用外，還必須考慮接收站操作的安全性、可靠性和運行費用。

根據浙江LNG與省天然氣管網中心的協議:要求接收站一期的最大外輸量為880000 m3/h;最小外輸量為383300 m3/h(101.325kPa和20℃)。

下游用戶一期最大外輸量:8.8×105m3/h。

氣體密度(重):0.789 kg/m3，折算成液體質量流量:694t/h。

(1)選擇廠家提供IFV氣化器，規格為175 t/h。

數量為3.96(694/175=3.96)，圓整后為4臺。

(2)鑒于本接收站地理位置，IFV氣化器在冬季極值低溫海水溫度下運行時，將無法達到設計負荷，而此時，用戶的用氣需求量將是峰值，為滿足供氣的可靠與安全性，需采用SCV氣化器來調峰。根據已建接收站的實踐經驗，需配置2臺SCV氣化器。

5 結語

氣化器是輸送系統中重要的設備，設置備用氣化器是必需的。最終，該項目選擇4臺IFV氣化器作為主氣化器，2臺SCV氣化器作為調峰和備臺使用。

1 周修杰．2010－2015年中國液化天然氣(LNG)行業投資分析及前景預測報告［R］．北京:中投顧問產業研究中心，2010．

2 于國杰．LNG沉浸式燃燒型氣化器數值模擬［D］．大連:大連理工大學，2009．

3 陳永東．大型LNG氣化器的選材與結構研究［J］．壓力容器，2007，24(11):40－47．

4 陳偉，陳錦嶺．李萌．LNG接收站中各類型氣化器的比較與選擇［J］．中國造船，2007，48(增刊)．

5 陳永東．浙江LNG項目接收站氣化器專項研究報告［R］．合肥通用機械研究院，2006．

Introduce the developing status of LNG receiver in China，compare the three kinds of evaporator in common use and determine the type and number of the evaporators in this project from the actual conditions．

Type Selection of Evaporator for LNG Project

Qiu Dong
(CNOOC Zhejiang Ningbo LNG Co.，Ltd.，Ningbo 315800)

LNGreceiverevaporatortype selectionanalysis

*裘棟:工程師。1991年畢業于石油大學(華東)礦場機械專業。先后從事化纖設備和液化天然氣接收站設備的管理工作。聯系電話:(0574)86010045，E－mail:qiudong@cnooc.com.cn。

(修改回搞2011－05－23)