移动储热式LNG应急装置

孙 超，樊栓狮，郎雪梅，王燕鸿

（华南理工大学化学与化工学院，传热强化与过程节能教育部重点实验室，广东 广州 510640）

城市实现管道天然气供气后，解决燃气用户在用气高峰及检修改造等非正常状况下的正常用气问题，对于树立燃气企业信誉和城市形象具有重要意义[1]。LNG可大大节约储运空间，且便于远距离输送，已成为应急、调峰的首选气源。目前已经商业应用的LNG应急供气系统包括城市LNG卫星 站[2]、小区或工商业用户的LNG瓶组气化站[3]以及在其基础上发展而来的移动式LNG应急装置[4-6]。

移动式LNG应急装置是一种可移动的天然气分布式供能系统，相比于固定的LNG卫星站和LNG瓶组气化站，其设备利用率更高，供气更为灵活，对城市燃气应急保障体系形成了重要补充[7]。LNG应急装置根据所用主气化器的不同划分为明火水浴式和空温式应急装置。明火水浴式LNG应急装置以部分LNG（约占总气化量的1.3%～1.6%）高品质的燃烧热作为热源气化剩余LNG，供气量大且稳定性好，能够实现不间断连续供气，但由于以天然气作为燃料，运行成本高，且明火燃烧存在安全隐患，对自控系统和防火系统要求很高，目前设备依赖于国外进口，控制维护保养成本高[8-9]。空温式LNG应急装置以免费的空气热能作为主要气化热源，结构简单，维护运行成本低，但供气性能受空气状态影响很大，稳定性和可控性差，大型化时设备体积大，易受公路运输的限制[10]。

热源供热和LNG用热的不匹配性使现有应急装置的经济性、安全性和稳定性受到极大限制，寻找一种供热稳定的低成本热源是实现移动式LNG应急供气装置大规模应用的关键。移动蓄热技术已经成熟并实现商业化应用，广泛用于居民住宅、学校、医院等热用户的生活热水和供暖服务，但在LNG应急供气领域的应用未见报道[11-13]。为此，本文提出一种新型的移动储热式LNG应急装置[14]，并对其进行原理介绍、概念设计和技术经济性评价。

1 基本原理

移动储热式LNG应急装置的示意图如图1 所示，其具有独特的LNG储热式气化系统，该系统利用蓄热技术在空闲时段将丰富的工业余废热等廉价热能储存于蓄热材料中，应急供气时将这部分热能释放出来用于LNG的气化，气化后的气态天然气依次经过调压、计量及加臭处理后进入应急用户管网以保持该管网持续、不间断地燃气供应。

移动储热式LNG应急装置的供气过程通过电控柜（自带电源）控制实现，电控柜通过管路上安装的温度传感器、压力传感器、流量计等反馈的信号来输出电信号智能调节储热式气化系统的气化负荷以适应用户端的不同用气需求。

图1 移动储热式LNG应急装置示意图Fig.1 Schematic diagram of MLEU-HSV

2 移动储热式LNG应急装置的概念设计

2.1 总述

2.1.1 装置供气规模

移动式LNG应急装置根据供气量不同可划分为小型（小于50 Nm3/h）、中型（50～500 Nm3/h）和大型（大于500 Nm3/h）三种规格。为了满足不同用户的应急供气需求和不同程度的调峰需求，本工作拟设计10 Nm3/h、300 Nm3/h和1000 Nm3/h共三种基准规格的移动储热式LNG应急装置，分别采用LNG钢瓶（有效容积为0.405 m3）、LNG槽车（有效容积为11 m3）和LNG集装箱（有效容积为36 m3）作为应急气源。每户的燃具按照1台双眼灶和1台10 L热水器计，取居民用户同时工作系数为0.2 ，则用户理论高峰小时用气量为0.15 Nm3/h[15]，三种规格的移动储热式LNG应急装置可分别为65户、2000户及6500户的住宅提供临时供气。

2.1.2 蓄热方式和工质的选择

目前蓄热技术主要有显热蓄热、相变蓄热和热化学蓄热3种方式。选用的蓄热方式应符合移动储热式LNG应急装置对供气稳定性和高气化强度的要求，从各蓄热方式的特点来看，显热蓄热方式储能密度低，且在放热过程中温度会发生连续变化，热流不稳定；热化学蓄热方式能量储存密度大，储存过程无热耗散，但所用设备投资比较大，工艺较复杂，目前还处于实验阶段；而相变蓄热方式能量储存密度较高，能量释放过程近似等温，且在移动蓄热领域已有众多工程运用[16-17]，故本工作将其作为主要的蓄热方式。

相变蓄热工质的选择受到LNG气化效果和廉价热源可获得性的双重约束，蓄热温度越高，LNG气化速度越快，但同时可选择的廉价热源种类随之减少，因此需综合权衡。在保证LNG气化效果的同时，应适当减小蓄热工质的蓄热温度，以扩大移动储热式LNG应急装置对不同热源的适用性，综合来看，蓄热材料的适宜相变温度为50～150 ℃。本文选取的相变蓄热材料（PCM）有两种，分别为低熔点的八水氢氧化钡和高熔点的赤藻糖醇，并采用商业化的DowthermT导热油作为中间传热介质，利用导热油的高传热性能强化相变蓄热材料的换热，同时导热油的低凝固点可有效避免结冰对气化器换热效率带来的不利影响。选用蓄热工质的参数见表1。

表1 选用蓄热工质的参数[18-19]Table1 Parameters of heat storage materials and transfer oil used in this study[18-19]

2.2 系统设计

移动储热式LNG应急装置包括LNG相变储热式气化系统，调压、计量、加臭系统和安全控制系统。其中调压、计量、加臭系统和安全控制系统在应急供气领域的相关技术已经非常成熟，本工作不再作讨论，重点对储热式气化系统进行设计。

图2所示为本工作设计的相变储热式LNG气化系统，由循环泵、油浴式气化器和相变蓄热器组成。循环泵流量通过控制系统智能控制导热油的流量以适应不同的气化负荷，油浴式气化器选用卧式管壳式换热器，相变蓄热器设计优先采用立式储罐形式，高径比取1.2，考虑到公路运输对装置高度（2.5 m以内）和宽度（2.3 m以内）的限制，当立式储罐形式不满足要求时，改用长方箱体式设计。相变蓄热器主要包括相变材料蓄热单元以及安置在相变材料外部的蓄热换热器，蓄热换热器和相变材料均浸没在导热油中，以保证蓄热器具备良好的充放热特性，同时，相变材料内部分布有传输通道，减小了液态导热油的流通阻力。

图2 相变储热式LNG气化系统示意图Fig.2 Schematic diagram of LNG regasification system with PCM

本工作提出的移动储热式LNG应急装置的应急供气流程包括储热、运输和供气3个过程，系统边界如图3所示。储热过程分为余废热与导热油的换热、PCM融化蓄热两个子过程，运输过程为应急装置在廉价热源生产地点和应急供气地点的行驶过程；气化过程分为LNG与导热油的换热、PCM凝固放热两个子过程。系统输入包括余废热、LNG、电能和运输燃料等能源，系统输出为废气、未利用的余废热排放和气态天然气。

2.3 参数设定及计算

在计算过程中作出以下假定：① 热源为钢厂等制造工业的200 ℃低温废气，储热时间为5 h，1天累加供气时间取10 h，年供气时间取300天；② 一次储热完成后进行多地点应急供气，一天行驶总距离折合60 km，平均行驶速度为30 km/h，柴油价格为7.2元/L；③ 相变材料及导热油的重量分别占蓄热器总重的70%和10%；⑤ 只考虑运输过程中的热损失，温度损失取0.5 ℃；⑥ 换热设备及膨胀空间所占体积为蓄热器的15%；⑦ 小型装置调压前设计压力为0.8 MPa，大、中型装置为1.4 MPa，调压后设计压力中压为0.35 MPa，低压为0.0025 MPa；⑧ 各物流和蓄热材料在储热、运输和供气过程中的温度设定见表2。

表2 流入和流出各系统的物流温度设定Table2 Assumed temperature of in- and out-flowing materials in each system

图3 应急供气工艺系统边界Fig.3 System boundary of emergency gas supply process

根据式(1)～式(5)分别计算物流焓值H、相变材料的焓值PCMH、系统储放热量HΔ及换热功率Q，并以此作为气化系统的设计依据，获得相变储热式LNG气化系统性能参数，包括蓄热器的蓄热量、储热和供气过程的吸放热功率、导热油和PCM用量以及设备占地面积，详见表3。

表3 相变储热式LNG气化系统性能参数Table 3 Parameters of LNG regasification system with PCM

3 技术经济评价

一项工程能被人们所接受必须具备两个条件：一是技术上的可行性；二是经济上的合理性。本工作以气化强度和应急供气成本作为技术经济评价指标对移动储热式LNG应急装置进行分析，并与空温式和明火水浴式进行对比。

3.1 气化强度分析

气化强度是指气化系统每平方米的有效截面积每小时所气化的LNG量，是衡量LNG应急装置气化性能的一个重要指标。结合各类应急供气装置气化系统的气化量和占地面积得出气化强度，如图4所示。由图4可知，移动储热式LNG应急装置的气化强度介于空温式和明火水浴式之间，采用赤藻糖醇作为蓄热材料时比采用八水氢氧化钡具有更高的气化强度，由于公路运输对大型装置的尺寸存在限制，大气化量下更宜采用赤藻糖醇作为蓄热材料。对比大中型的储热式（赤藻糖醇）和明火水浴式应急装置，储热式的气化强度在300 Nm3/h和1000 Nm3/h下分别为明火水浴式的85%和72%，表明储热式应急装置具有良好的气化性能。蓄热式应急供气装置的气化强度最终稳定在70 Nm3/(m2·h)，以公路运输限定的车辆长18 m、宽2.5 m进行计算，其最大供气量可达3200 Nm3/h，明火水浴式应急装置的气化强度随着气化量增加而不断增强，当气化量为6000 Nm3/h时，其气化强度可达320，据此计算出其最大应急供气量可达14400 Nm3/h，是超大气化量下唯一可选的移动供气技术。

图4 不同规格应急供气装置的气化强度Fig.4 Gasification intensity of MLEUs with different scales

3.2 经济性分析

经济性是决定移动式LNG应急装置能否实现大规模运用的重要因素，经济性分析应综合考虑不同方案的投资和运行成本，选用应急供气成本最小的方案。投资主要由固定资产投资和流动资金两部分组成，固定资产投资主要包括设备投资和安装费，运行成本包括原材料、燃料、动力、工资和福利、修理费及摊销折旧费。根据各类LNG应急装置的性能参数，结合制造厂商提供的设备报价和经验系数估算出各方案的总投资和运行成本，详见表4、表5。

根据上文的运行成本计算结果计算出各类装置在不同供气规模下的应急供气成本，见表6。从表4～表6的结果可以看出，采用各小型装置为用户提供应急供气服务时，供气成本高达7.5元/Nm3左右，燃气公司处于亏损状态，当供气量在300 Nm3/h以上时，应急供气成本减小至3元以下，此时燃气公司可获得盈利，因此，采用移动式LNG应急装置进行区域性的应急供气和调峰具备经济可行性。当LNG成本价取2.1 元/Nm3时，对比三种类型的LNG应急装置的应急供气成本可以看出，大、中型储热式LNG应急装置的应急供气成本与空温式相当，分别为2.23元/Nm3和2.42元/ Nm3，比明火水浴式节约0.1元/Nm3，相当于常规LNG产业链气化环节成本（0.35元/Nm3）的28.5%[20]。

表4 移动储热式LNG应急装置不同方案的投资运行成本Table 4 The investment and operation cost for different cases of MLEU-HSV

表5 明火水浴式和空温式LNG应急装置的投资 运行成本成本Table 5 The investment and operation cost for MLEU-GFWB and MLEU-AAV

表6 不同LNG应急装置的应急供气成本比较Table 6 The emergency gas supply costs for different MLEU

4 结 论

移动式LNG应急装置是扩大应急供气应对范围和提高设备利用率的迫切需要。针对现有装置热量供应和LNG应急气化用热的不匹配性，结合移动蓄热技术的独特优点，本文提出了移动储热式LNG应急装置的概念，与空温式应急装置相比，移动储热式LNG应急装置的供气稳定性和气化速率显著增强，两者在较大气化量下的应急供气成本相当，比明火水浴式应急装置节约0.1元/Nm3；另外，与明火水浴式LNG应急装置相比，储热式运行过程无明火更安全，以导热油作为传热介质可有效避免结冰对气化器换热效率带来的不利影响。移动储热式LNG应急装置适用于局部地区管网及流动作业单位的应急供气，气源补充调峰，局部管网补压以及独立小区用户正常供气、新用户的前期供气服务，在天然气应急供气保障体系中有着广泛的应用前景。

[1]Sun Chengliang（孙成良）.Application of mobile LNG emergency supply device in rush repairs without gas[J].Gas & Heat（煤气与热力），2013，33（7）：10-12.

[2]Jin Chunxu（金春旭），Pan Zhen（潘振），Chen Baodong（陈保东），et al.Study on the development situation of Chinese LNG satellite stations[J].Contemporary Chemical Industry（当代化工），2013（5）：584-586.

[3]Wang Tie（王铁），Chen Dongmei（陈冬梅）.Discussion on vaporizing-gas supply station with cylinder group as transition gas source for residential area[J].Gas & Heat（煤气与热力），2007（11）：19-21.

[4]Roca E R.Mobile LNG regasification plant：EP，20040798225[P].2006-10-18.

[5]Liu Peisen（刘培森），Qu Xiugang（曲修钢），Yang Junjie（杨俊杰），et al.移动式LNG应急供气设备：中国，200820125356[P].2009-09-16.

[6]Fu Bin（傅斌），Wang Zhonglin（王忠林），Huang Tingjian（黄庭剑），et al.应急LNG城市供气系统：中国，201210104467[P].2012-07-25.

[7]Luo Donglin（罗冬林）.移动式LNG安全应急装置用于城市燃气维抢修的探索[J/OL].2012-05-21.http://d.wanfangdata.com.cn/ Periodical-csjsllyj2012061120.aspx.

[8]Zou Duguo（邹笃国）.新型空气热源式LNG应急汽化系统研究[D].Guangzhou：South China University of Technology，2013.

[9]Shah K，Wong J，Minton B，et al.Considerations for ambient air based technologies for LNG regasification terminals[C]//Proceedings of the CIChE Spring Meeting，New York，2008.

[10]Gavelli F.Computational fluid dynamics simulation of fog clouds due to ambient air vaporizers[J].Journal of Loss Prevention in the Process Industries，2010，23（6）：773-780.

[11]Martin V.Transportation of energy by utilization of thermal energy storage technology[R].Berlin：Joint IEA-Workshop of DHC/ECES，2005.

[12]Kaizawa A，Kamano H，Kawai A，et al.Technical feasibility study of waste heat transportation system using phase change material from industry to city[J].ISIJ International，2008，48（4）：540-548.

[13]Fang Congcong（房丛丛），Qian Huanqun（钱焕群）.相变蓄热技术及其应用[J].Energy Conservation（节能），2011（Z2）：27-30.

[14]Fan Shuanshi（樊栓狮），Sun Chao（孙超），Lang Xuemei（郎雪梅），et al.一种利用余废热的移动式LNG供气装置：中国，201420133929.7[P].2014-09-10.

[15]Liu Jianhui（刘建辉），Yang Hongjun（杨宏军），Xu Wendong（徐文东），et al.小型移动式天然气临时供应装置及应用示范[J].Natural Gas Industry（天然气工业），2011，31（8）：101-105.

[16]Yang Bo（杨波），Li Xun（李汛），Zhao Jun（赵军）.Research progress of mobilized thermal energy storage technology[J].Chemical Industry and Engineering Progress（化工进展），2013，32（3）：515-520.

[17]Nomura T，Okinaka N，Akiyama T.Waste heat transportation system, using phase change material (PCM) from steelworks to chemical plant[J].Resources,Conservation and Recycling，2010，54（11）：1000-1006.

[18]Tatsidjodoung P，Le Pierrès N，Luo L.A review of potential materials for thermal energy storage in building applications[J].Renewable and Sustainable Energy Reviews，2013，18：327-349.

[19]Gao Chun（高淳），Wang Guohua（王国华），Zhang Tianshi（张天时），et al.Research on phase change materials and thermal release characteristic of thermal storage by using auto waste heat[J].Automobile Technology（汽车技术），2011（08）：38-41.

[20]Hua Ben（华贲）.LNG产业链成本分析及定价策略[J].International Petroleum Economics（国际石油经济），2007（3）：30-33.