LNG项目气化器的选型

裘栋 中海浙江宁波液化天然气有限公司 宁波 315800

LNG项目气化器的选型

裘栋*中海浙江宁波液化天然气有限公司 宁波 315800

介绍液化天然气(LNG)接收站在国内发展的现状，比较接收站三种常用的气化器，并结合实际确定项目气化器类型与台数。

LNG接收站气化器选型分析

1 概述

LNG接收站是接收海上LNG运输的终端站场，在站内将LNG接收、储存、气化、外输至下游用户。

通过40多年的发展，全球已投用LNG接收站77座。我国除广东大鹏、福建莆田和上海等3座已投入使用外，在建的LNG接收站还有不少，浙江LNG项目就是其中之一。

浙江LNG项目一期建设规模3000kt/a，包括建设一座停靠(0.8～2.66)×105m3LNG运输船的接卸码头、三座1.6×105m3混凝土全容罐以及配套的工艺、公用等设施。项目于2010年12月开工建设，预计到2012年10月投入使用。浙江接收站的工艺流程，见图1。

图1 浙江LNG工艺流程示意图

接收站工艺流程:LNG运输船到达卸船码头后，经卸料臂输送至LNG储罐，然后用低压泵从罐内抽出，经再冷凝器输送至高压泵，经增压后输送至气化器。在气化器内，LNG气化并升至常温，最后经计量和调压后输送至管网。

浙江LNG接收站项目建设模式除储罐采用EPC模式外，还采用E+P+C的方式，意在节省投资费用，同时培养国内自己的LNG建设队伍。该项目由中国成达工程有限公司负责设计，浙江LNG项目公司负责对设备的设计和采办，国内施工单位负责建设和安装。

气化器是接收站工艺流程中最关键的设备之一，而且价格高、制造周期长。为做好气化器的选型，早在2005年起就启动了市场调研、与国内设计单位及国外制造商的技术交流活动。

2 三种气化器比较

2.1 气化器类型

目前，世界上LNG接收站常用的气化器有三种:开架式气化器(Open Rack Vaporator，简称ORV);浸没燃烧式气化器(Submerged Combustion Vaporator，简称SCV);中间介质管壳式气化器(Intermediate Fluid Vaporator，简称IFV)。

2.1.1 开架式气化器

ORV气化器是以海水为热源的气化器，其工作原理，见图2。

图2 ORV气化器工作原理

(1)气化器的基本单元是传热管，由若干传热管组成板状排列，两端与集气管或集液管焊接形成一个板型管束单元，再由若干个这样的单元组成气化器。它的顶部有海水喷淋装置，海水自上而下喷淋在板型管束外表面上。LNG自下而上在传热管内流动，海水将热量传递给LNG，使其被加热并气化。气化器的支撑结构和集水池由混凝土制成，所有与天然气接触的组件(包括换热板的管子、总管和换热管束材料)都用铝合金制造，可耐低温，而换热管板束表面直接与海水接触，板面需要喷涂铝－锌合金的防腐材料。由于海水中悬浮固体颗粒对板面的冲刷磨损，ORV板面的防腐涂层7～8年需重新喷涂一次，停车时间较长，维修成本较高。

(2)ORV气化器运行时，由于LNG温度低(－162℃)，在板型管束的下部尤其是集液管外表面往往会结冰，导致气化器的传热性能下降。

SuperORV是为克服结冰而研制的新一代ORV气化器，它采用的双层结构的传热管，LNG从底部的分配器先进入内管，然后进入内外管之间的环状间隙，间隙内的LNG直接被海水加热并气化，内管内流动的LNG是通过间隙内已经气化的天然气来加热，使气化逐渐进行。间隙虽然不大，但能提高传热管的外表面温度，因而能抑制传热管的外表结冰，提高了海水和LNG之间的传热效率。传热管结构，见图3。

图3 SuperORV传热管结构

目前，只有日本的神户钢铁和住友精密机械两家企业能够制造SuperORV，目前在广东大鹏LNG接收站和福建莆田LNG接收站就是采用这种气化器。

2.1.2 浸没燃烧式气化器

SCV气化器是一种水浴式气化器。换热盘管置于混凝土水浴池中，鼓风机将燃烧器的烟气直接排入水浴中，加热并剧烈搅动池水，管束内的LNG被池水加热而气化。烟气的放热量基本相当于LNG气化所需的热量，水浴的温度运行时控制在30℃左右。其特点是设备投资低，启动快，能在15min内稳定操作，气化器的负荷调节范围在0～100%，热效率高达95%～98%，管外的换热系数可以达到5000～8000W/(m2K)。但考虑到运行时消耗燃料气，操作成本较高，适合作为调峰时或当备台使用，此种气化器在广东大鹏LNG接收站和上海LNG接收站都有应用。

SCV气化器工作原理，见图4。

图4 SCV气化器工作原理

燃料气和助燃空气按比例预混合后在燃烧器中充分燃烧，高温烟气经与主导管相联的分配管上的小孔喷射到位于换热管束下部的池水中，烟气进入池水形成大量小气泡，迅速上升加热并搅动池水，有效地加热管束中的LNG使之气化。浸没在水中的盘管管束(材质316L)下部与LNG总管焊接，上部与NG总管焊接，接口均位于管束同一侧保证换热管能够自由热胀冷缩，LNG下进上出。

SCV气化器的制造商目前只有德国林德公司和日本住友精密机械两家公司。

2.1.3 中间介质管壳式气化器

IFV气化器实际是将三组管壳式换热器叠加在一起，巧妙地用沸点很低的丙烷(沸点为－40℃)为中间介质来气化LNG，，从而解决用海水直接气化LNG时可能造成结冰带来的影响。

IFV气化器工作原理，见图5。

图5 IFV气化器工作原理

在第一段E1换热器中，用海水(管程)加热壳层中的丙烷，加热气化后的丙烷在第二段E2换热器中与管程中的LNG进行热交换，LNG受热气化，而丙烷则被冷凝。在第三段E3换热器中，用管程中的海水加热NG，使输出的天然气温度达到要求。丙烷始终在E1壳体中进行气－液态的闭式循环，运行过程中无需添加。用丙烷作为中间介质就是利用其较低的沸点这一特点，避免了直接用海水换热时由于结冰对传热效果的影响。

目前，IFV气化器的制造商仅有日本神户钢铁一家。自1978年以来，在日本大坂瓦斯、广岛瓦斯、上海LNG等LNG项目上已投用了总计33台。其最大天然气流量达到205t/h。

2.2 三种气化器适用性比较

三种气化器的适用性分析比较，见表1。

表1 三种气化器的适用性比较

从表1可见，SCV虽然启动迅速，但负荷调节和操作不像ORV和IFV那样简单方便，而且运行成本较高，只能作为主气化器的备用。结合与上述各厂商的技术交流情况，ORV与IFV使用的全寿命周期费用相当，因此二者均可作为项目的主气化器。

3 气化器选用

气化器的处理能力代表了接收站的实际处理量，因而在主气化器选择需要考虑下列条件:

(1)运行要连续可靠、负荷调节方便，操作简单。

(2)包括采购成本、运行成本和维修成本的综合成本要低。

(3)如选择海水作热源的ORV气化器，海水水质还需符合悬浮固体≤80 mg/L的要求。

3.1 海水条件

该工程水域水质依据2004年四季度S1、S2两处监测站点监测资料分析结果，见表2。

表2 水质监测结果统计(mg/L)

从表2可以看出，现场海水含沙量很高，悬浮固体颗粒指标平均在1000～1300 mg/L。根据厂家使用记录，在最大悬浮固体颗粒浓度不大于80 mg/L的情况下，ORV防腐涂层有效时间为7～8年。然而，浙江LNG的海水水质已超出了ORV要求水质条件的15倍以上，供应商估计涂层至少1～2年就须维护一次。

通过与厂商的交流，以及对周边电力行业的调研(使用同样海水用于发电机凝汽器冷却)，选择钛管材质的管壳式气化器是解决海水含沙量高的方法，因而浙江LNG采用以IFV气化器作为主气化器，SCV气化器作为调峰和备用。

3.2 选材和制造

IFV气化器主要性能参数，见表3。

表3 IFV的主要性能参数

SCV气化器的技术参数，见表4。

3.2.1 选材

IFV气化器的材料选用上必须满足既要能承受海水腐蚀又能承受低温的要求。

海水中许多悬浮物将引起材料磨蚀。钛可以抵抗化学腐蚀、微生物腐蚀和海水点蚀;高等级的钛有良好的耐磨蚀性能，也能抵抗70℃以下海水的缝隙腐蚀。本项目中换热管选择钛(SB338 grade 2)，其中海水进口侧压力较高采用无缝钛管，厚度1.8mm，海水出口侧采用焊接钛管，厚度1.2mm。

表4 SCV气化器的技术参数

与LNG接触的换热管和管箱部分材料选择奥氏体不锈钢(304)材质。

与海水接触的管板采用低温碳钢板爆炸包覆钛合金的复合钢板结构(SA516M Gr415+SB265 Gr.1 Clad)。

3.2.2 制造

钛焊接之后性能会降低是由于焊接时吸入的氧、氢等有害杂质削弱了焊缝的机械性能，因此焊接时应保持清洁和干燥，焊接应采用惰性气体纯氩气保护焊接接头及热影响区，直至焊接接头完全冷却。

与海水接触的管箱与变径筒体则采用衬里结构，采用低温碳钢表面衬环氧树脂的内防腐形式(SA516M Gr415+Epoxy Resin Coating)。

3.3 SCV排放烟囱高度计算

设计SCV气化器时，还要考虑控制废气中NOX、CO的排放量在允许值范围以内。废气的排放和烟囱的高度设计应根据当地的规定，尤其要符合《大气污染物排放标准》GB 16297－1996。烟囱的高度取决于NOX的流量，同时烟气中NOX的浓度须低于240mg/Nm3，见表5。

要求选择低NOX的燃烧器，本项目原配用日本Tokyo Gas的燃烧器，其最大能力为31MW，产生的NOX低于50ppm(在3%氧含量下的修正值)，属排放超标，根据环保标准规定，因该项目地处二类区域，必须按新污染源执行二级标准，所以改选用美国Bloom公司的燃烧器，最大能力为41MW，产生的NOX低于40ppm(在3%氧含量下的修正值)。

标准中烟囱的高度是根据NOX的流速计算的，如2.45kg/h的NOX输出量，烟囱须高于24m。

表5 氮氧化物排放限值

浙江LNG烟囱高度的计算:

供应商给出的废气排放数据:废气排放量为58700 Nm3/h，其中CO2占6.8%;N2占84%;O2占9.2%;NOX浓度低于40ppm;CO浓度80ppm。

由于NOX低于40ppm是在3%氧含量下的修正值，而根据供应商经验实际SCV运行中氧含量为9.2%，按如下经验公式进行换算:

A%O2浓度下NOX浓度=B%O2浓度下NOX浓度×(21－A)/(21－B)(供应商经验公式，其中A、B为氧含量的百分比浓度值):

NOX极限排放量:

在标准中用插入法计算NOX极限排放量为3.16 kg/h对应的烟囱高度为26m，核算结果验证供应商选取的烟囱高度为27m，可以满足标准的要求。

由于GB 16297中没有CO的排放标准，故参照广东标准《大气污染物排放限值》DB 44/T 27－2001:CO最高排放浓度为1000 mg/Nm3，20m高的烟囱排放速率为71 kg/h进行相应核算。

4 气化器数量的确定

LNG接收站常年连续不断为用户供气的特点，设备的配置和备用原则是除考虑投资费用外，还必须考虑接收站操作的安全性、可靠性和运行费用。

根据浙江LNG与省天然气管网中心的协议:要求接收站一期的最大外输量为880000 m3/h;最小外输量为383300 m3/h(101.325kPa和20℃)。

下游用户一期最大外输量:8.8×105m3/h。

气体密度(重):0.789 kg/m3，折算成液体质量流量:694t/h。

(1)选择厂家提供IFV气化器，规格为175 t/h。

数量为3.96(694/175=3.96)，圆整后为4台。

(2)鉴于本接收站地理位置，IFV气化器在冬季极值低温海水温度下运行时，将无法达到设计负荷，而此时，用户的用气需求量将是峰值，为满足供气的可靠与安全性，需采用SCV气化器来调峰。根据已建接收站的实践经验，需配置2台SCV气化器。

5 结语

气化器是输送系统中重要的设备，设置备用气化器是必需的。最终，该项目选择4台IFV气化器作为主气化器，2台SCV气化器作为调峰和备台使用。

1 周修杰．2010－2015年中国液化天然气(LNG)行业投资分析及前景预测报告［R］．北京:中投顾问产业研究中心，2010．

2 于国杰．LNG沉浸式燃烧型气化器数值模拟［D］．大连:大连理工大学，2009．

3 陈永东．大型LNG气化器的选材与结构研究［J］．压力容器，2007，24(11):40－47．

4 陈伟，陈锦岭．李萌．LNG接收站中各类型气化器的比较与选择［J］．中国造船，2007，48(增刊)．

5 陈永东．浙江LNG项目接收站气化器专项研究报告［R］．合肥通用机械研究院，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

*裘栋:工程师。1991年毕业于石油大学(华东)矿场机械专业。先后从事化纤设备和液化天然气接收站设备的管理工作。联系电话:(0574)86010045，E－mail:qiudong@cnooc.com.cn。

(修改回搞2011－05－23)