內河LNG接收站氣化器選型淺析與研究

孟明博 張雙泉 韓強 邵亞楠

安徽長江液化天然氣有限責任公司 安徽 蕪湖 241000

液化天然氣（LNG）接收站的主要功能是接卸、儲存和氣化LNG，并通過站內管網向下游用戶供氣[1-2]。目前國際和國內已投產運行的接收站大部分建設在沿海地帶，此類接收站大多采用海水作為熱源而配置相應氣化器。不同于沿海接收站，我國內河LNG接收站建在沿江地帶，內河水質條件也與沿海海水相差較大，氣候氣溫及汛期等環境條件也存在明顯差異。目前國家已批復同意內河LNG接收站數量遠小于沿海接收站，內河接收站的氣化器選型研究目前還較少。本文依據蕪湖LNG接收站項目氣象、水文、熱源等基本情況，根據氣化器種類、性能、材質等方面，從可靠性、經濟性、安全性等方面進行論證，探討適用于本項目的一二期氣化器選型方案。

1 項目情況介紹

蕪湖長江LNG 內河接收站項目作為國內首個核準的LNG 內河接收站和首個取得交通運輸部調整專項規劃意見的內河LNG接收站，其一階段規模為加工處理LNG 100萬t/a：其中氣化外輸44萬t/a，槽車外運40萬t/a，LNG船舶水路轉運5萬t/a，LNG加注1萬t/a，LNG罐箱汽車外運10萬t/a。

本項目二階段建成后規模為加工處理LNG 150萬t/a：其中氣化外輸為69萬t/a，槽車外運55萬t/a，LNG船舶水路轉運13萬t/a，LNG加注3萬t/a，LNG罐箱汽車外運10萬t/a。

為提高接收站資源保障供應能力，打造成為安徽省重點氣源工程和長江三角洲天然氣產供儲銷體系重要資源供給地，有必要從項目設計階段論證、選擇高效科學的氣化設備保障LNG接收站安全、穩定、有效運營。

2 LNG氣化常用氣化器類型

2.1 ORV開架式氣化器

ORV氣化器一般利用場站附近海水或江水溫差作為熱源條件，實現海水或江水與液態LNG對流熱傳導，使得LNG吸收熱量后升溫氣化。LNG從下部總管進入，然后分配到每個小的換熱管內，在換熱管束內由下向上流動，氣化器頂部裝有海水分布裝置，海水由頂部進入，經分布器分配成薄膜狀均勻沿管束外壁下降，同時將熱量傳遞給管內液化天然氣，使其加熱并氣化[3]。

2.2 IFV中間介質氣化器

IFV氣化器實際是將3組管殼式換熱器疊加組合而成，利用丙烷、異丁烷、氟利昂、氨或混合介質等作為中間傳熱流體，利用中間介質受熱蒸發、遇冷冷凝的相變特性，實現海水或江水與LNG的間接換熱，從而避免海水結冰帶來的影響。

2.3 SCV浸沒式燃燒氣化器

SCV運行時，天然氣和空氣在燃燒器中混合點燃，產生的高溫煙氣作為熱源通過氣體分布器被排入水浴中，以鼓泡形式與水浴進行直接接觸式傳熱傳質，加熱浸沒池中的LNG盤管。該流動與傳熱機制特點是氣液相間接觸面積大和傳熱效率高，低溫LNG由換熱管束下端流入SCV進液總管再分流至各個分支管，分支管內的LNG與管束外高速流動的氣液兩相流進行熱量交換，進而逐漸升溫氣化為NG。

2.4 AAV空溫式氣化器

AAV氣化器由擠壓成型星形鋁翅片管按照矩陣立式排布而成，通過內連接片聯接組裝，外連接片與外框架進行組裝成型，聯接管按序列聯接進口管、各翅片管至出口管，形成完整的流體流通換熱通路。

圖1 四類氣化器實景圖

3 氣化器選型分析

在大型 LNG 接收站中，氣化器選型時應考慮的因素[4]主要有：可靠性和耐久性、穩定性和安全運行行、適應負載波動的靈活性、成本效率、所用材料應有優異的低溫性能。

3.1 主觀因素

隨著長江大保護的持續推進，內河接收站取排水許可審查更加嚴格，其環保要求與沿海接收站有所不同。根據本項目生態環境廳對項目環境影響報告書審批意見，要求氣化后排水溫降嚴格限制在2℃以內，建議蕪湖LNG項目一期不采用IFV。

ORV氣化器的投資和操作成本較 IFV 低廉，ORV 生產廠家對江水水質的要求為 ：江水含沙量＜ 80 mg/L、重金屬離子含量 Cu2+＜ 10 μg/L、Hg2+＜ 0.5 μg/L、pH值范圍7.5～8.5、固體懸浮物＜ 80 mg/L、化學需氧量（COD）＜ 4 mg/L、溶解氧＞ 4 mg/L。

根據本項目區域江水水質監測結果，夏季排澇期間含沙量較大，局部時間段內江水的 pH 值和全部時段的化學需氧量不滿足 ORV 的使用條件。此外局部時段pH值小于7.5，采用ORV需要增加涂層厚度的檢測頻率，表面要在運行3～5年后需進行表面防腐涂層翻新，噴涂費用高，50～80萬元/次，ORV作為項目氣化器不太合適。

3.2 客觀因素

IFV氣化器占地面積小，能夠得到穩定的氣化量，此外，海水或江水沒有結冰的危險，其最大的優點是適用于能量的綜合利用，即熱電聯產。除此之外，還可用作冷能發電，符合新時代能源發展要求。相比其他氣化器，IFV氣化器耗材成本更高，IFV的制造材料需要耐低溫，耐高壓，耐腐蝕，耐磨損，其換熱管采用鈦材或者不銹鋼復合。

ORV氣化器以海水或江水為加熱介質，體積龐大，且需配置海水系統，故投資較高，占地面積也大，氣化啟動時間長；但是運行費用較低，操作和維護容易，比較適用于基本負荷型生產使液化天然氣氣化，這種氣化器的氣化能力受到氣候等因素的影響比較大[5]。

ORV翅片管表面為Al-Zn合金涂層，采用火焰噴涂技術進行噴涂。海水或江水中的銅離子、汞、殘留氯氣、pH值會導致Al-Zn涂層的壽命縮短，銅離子沉積在Al-Zn涂層的表面加速合金表面的陰極還原過程，從而導致Al-Zn涂層腐蝕。若只考慮水中的沙對ORV涂層的磨損，根據沙對Al-Zn合金涂層的磨損特性曲線，平均年磨損量約為20μm[6]。

SCV氣化器開停車迅速方便，但因消耗天然氣而使運行成本較高，一般不作為基本負荷型氣化器。其熱效率能達98%～99%。占地小且安全可靠，是最理想的LNG氣化設備，因此被廣泛應用于調峰和緊急情況。

AAV氣化器結構簡單，運行費用低，可單獨使用環境空氣作為熱源，避免排放污染物和釋放噪音，也可收集冷凝水和融化冰水作為生產或生活用水。

3.3 選型結果

通過前述分析，考慮到蕪湖地區夏季含沙量大和化學重金屬離子含量高的影響，本項目不采用ORV氣化器；針對目前長江取排水政策影響，暫不選擇IFV，但可以通過經濟對比分析，在考慮未來二期氣化器選型時新的取排水政策條件放寬、項目試運營情況、市場氣化需求規模等多種情況，提供重要的選型參考依據；AAV氣化器目前工藝設備迭代，考慮結霜霧化情況，大部已增設除霧裝置，使用效果良好，本項目一期考慮配備除霧器裝置。SCV因使用穩定、啟動快、熱效率及熱損失小等優點，選擇作為冬季切換及備用輔溫使用。

4 選型及經濟分析

根據上述討論，按照蕪湖LNG項目特點，氣化器從IFV（考慮二期長江取排水政策放開）、AAV及SCV搭配選擇，以AAV作為基荷氣化器，同時具備可行性和經濟性。SCV作為備用氣化器使用，冬季低溫階段開啟SCV氣化器保供，以應對并及時切換啟動工況。下面將對IFV+SCV或AAV+SCV的2套系統分別進行經濟性計算，進一步優化比較得出優化系統。

4.1 IFV+SCV組合形式

（1）設備投資

1）按蕪湖LNG項目峰值外輸100t/h計算，選擇1臺IFV，另選 2臺SCV（50 t/h）作為備用。IFV選擇鈦材質，單臺約950萬元；SCV單臺約1100萬元。

2）其他

包括江水取水口、排水口各1座，相應的還有海水泵、取水和排水管線、海水過濾裝置及安裝等投資，約100萬元。

（2）運行成本計算

IFV+SCV 系統的運行費用主要體現在 IFV 配套海水泵的電費及取水費上。本項目采用 35 kV 供電系統，按蕪湖當地兩部制電價0.62元/度計算，取水價格根據安徽省《關于調整水資源費征收標準的通知（皖價商〔2015〕66號）》中規定，江水取水費為 0.08 元/m3，取水量按2000萬m3計。天然氣消耗來自接收站內部，暫按4000 元/估算。根據經驗，IFV 每氣化1tLNG，約需耗電9.57 kW·h。年運行費用=44萬t* 9.57（kW·h）/t* 電價+取水量*0.08= 421.07萬元。

SCV運營費：燃料費=44萬t*1.5%*4000元/t=2640萬元

總費用=設備投資+運營費用=（950+100+1100*2）+（421.07+2640）=6311.07萬元。

4.2 AAV+SCV組合形式

（1）設備投資

本項目一階段氣化器采用AAV與SCV并聯方式，正常工況條件下，采用AAV進行作業，冬季特殊工況條件下，AAV不滿足氣化要求時，啟用SCV。AAV共設置12臺，單臺氣化能力為12500Nm3/h，其中6臺為1組，2組交替切換使用，另設6臺空溫式復熱器與氣化器串聯，AAV處理能力為50t/h。設備投資約900萬元；SCV共設置2臺，單臺能力為50t/h，1用1備。

其他：AAV只與空氣對流換熱，氣運行成本基本為零，除霧裝置運行功率低（15kW）、除霧使用時間短，運行時電費考慮不計。

（2）運行成本計算

總費用=設備投資+運營費用=（900+1100*2）+2640=5740萬元

根據上述計算，比較2種組合形式下氣化器經濟性（見表1）。

表1 2種組合形式下氣化器經濟性比較

5 結論

（1）每種氣化器都有各自的優缺點，也都有與之相適應的運行環境。而為了處理LNG接收站的各種工況，選擇1～2種氣化器進行組合是一個不錯的選擇，既能夠發揮各自的優點也能夠彌補本身固有的缺陷。

（2）氣化器選型應綜合考慮環境條件、設計規模、占地面積、投資成本、運營成本、運行穩定性、輔助設備等因素，選出最優的氣化方案。本項目綜合各種因素，選擇AAV空溫式氣化器和SCV浸沒燃燒式氣化器并聯的方式，既有效地利用了環境熱量，又保證了儲氣溫度穩定。