液化天然氣接收站項目液化天然氣氣化器選型

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(中海石油氣電集團有限責任公司， 北京 100028)

國內早期建設的液化天然氣(LNG)項目主要由德國TGE、美國CBI、日本IHI等國外工程公司設計，在工藝設計、設備選型等方面未體現過多的創新性設計，主要保證了設計的合理性、完整性與安全性。隨著各LNG項目數年的實際生產運行，包括LNG氣化器選型、設備國產化、工藝系統優化等方面的經驗不斷得到總結，國內工程公司在新建項目設計中開始結合自身特點，考慮以往項目經驗，使項目設計更科學、更經濟。LNG接收站項目的工藝系統、海水系統已在大鵬LNG項目、福建LNG項目國外工程公司設計基礎上實現了改進與優化。文中以某LNG接收站項目為例，對項目中LNG氣化器選型進行簡要分析。

1 LNG接收站項目情況

該項目是陸上常規LNG接收站建設項目，位于江蘇省的東北部，東瀕黃海，一期的建設規模為300萬t/a，作為江蘇地區主力氣源之一，滿足江蘇省及周邊省份的用氣需求。該項目所在區域地勢平坦，屬于侵蝕性粉沙淤泥質平原海岸，海域沒有外界泥沙補給，水體含沙量主要取決于波浪、潮流等對岸坡的侵蝕和對海底沉積物的攪動。實測資料表明，大、中潮平均含沙量大于小潮平均含沙量，底層含沙量大于表層含沙量，夏季含沙量略大于冬季含沙量。因此，目標海域的水質影響著LNG氣化器的選型。

此外，在氣化器選型過程中還應考慮現場條件及建場選擇、熱源的可靠性及可用性、市場需求波動、海水使用限制、設備能力、設備安全性與可靠性、資本和運營成本等因素的影響[1]。

2 常用LNG氣化器類型

2.1 開架式氣化器

開架式氣化器(ORV)現場裝置見圖1。

圖1 開架式氣化器現場裝置

ORV以海水作為加熱介質，海水從氣化器上部進入，流經鋁合金管的外表面，LNG流經鋁合金管的內部，從而被加熱和氣化[2]。為防止海水腐蝕，對鋁合金管進行相應的防腐涂層噴涂處理。由于LNG氣化需要大量海水，故對海水的水質有一定要求。雖然開架式氣化器設備投資少于中間介質式氣化器(IFV)，但后期需要根據損耗情況進行3～5次的涂層維護。因此，對海水系統評估時應充分考慮后期噴涂維護的次數和成本，一旦設計階段設備選型確定，后期設計變更非常困難，實現成本昂貴。ORV具有結構簡單、操作和維護方便、操作技術成熟等特點，已經被廣泛應用于日本、韓國和歐洲等國家和地區的LNG接收站項目[3]。

氣化器選型過程中，選用ORV主要考慮海水因素，包括：①海水中是否含有大量重金屬離子，造成鋅鋁合金涂層損壞，縮短其壽命。②海水中是否包含大量沙子和海水懸浮物，造成ORV換熱管防腐涂層的磨損，縮短噴涂周期。沙子和懸浮物的過度沉積也會造成水槽和管路堵塞。③海水排出溫度必須符合當地規定，海水的溫度下降通常限制在5 ℃以內。

導致ORV鋁合金涂層失效的可能原因有電化學腐蝕、海水沖蝕、重金屬引起的腐蝕以及涂層施工質量差等[4]。

2.2 中間介質式氣化器

中間介質式氣化器現場裝置見圖2。

圖2 中間介質式氣化器現場裝置

IFV是一種傳統的管殼式熱交換器，以丙烷作為中間加熱介質，采用海水作為加熱源進行氣化，氣化后的丙烷蒸氣加熱低溫LNG，使其在管程內氣化為低溫天然氣，丙烷蒸氣同時被冷凝并在LNG氣化單元以氣液動平衡形式循環使用[5]。在天然氣加熱單元，被氣化的低溫天然氣再經海水升溫后(不低于0 ℃)進入天然氣總管。海水接觸部分采用鈦管，可抗海水腐蝕及固體懸浮物的腐蝕[6]。因此，IFV投資成本較高，只要海水對于ORV的影響不大，就不考慮選用IFV。

2.3 浸沒燃燒式氣化器

浸沒燃燒式氣化器(SCV)現場裝置見圖3。

圖3 浸沒燃燒式氣化器現場裝置

SCV將燃料氣和壓縮空氣在氣化器的燃燒室內燃燒，燃燒后的氣體通過噴嘴進入水中，氣體噴射促進湍流形成，以較高的傳熱速率和熱效率將水加熱，LNG經過浸沒在水中的不銹鋼盤管，由熱水加熱而氣化[7]。與前兩種氣化器相比，SCV一般約需消耗生產天然氣的1.5%作為燃料氣。因此，SCV不作為項目的主氣化器使用，主要作為備用設備滿足冬季供氣需求及調峰使用。

3 LNG氣化器選型

通過對各種類型氣化器的比選可以看出，在海水環境條件允許的情況下，主氣化器當中，ORV投資和操作成本較IFV低廉，是最可靠和經濟的選擇[8]。從國內外ORV的使用現狀看，氣化器生產廠家對ORV所使用的海水水質有以下要求：①海水作為熱源必須進行殺菌處理。②海水pH值為7.5～8.5。③海水中重金屬離子Cu2+質量濃度小于10 μg/L、Hg2+質量濃度小于0.5 μg/L。④海水中固體懸浮物的質量濃度小于80 mg/L，化學需氧量(COD)小于4 mg/L，溶解氧的質量濃度大于4 mg/L，余氯質量濃度小于0.5 mg/L，海水含沙量小于148 mg/L。

根據該項目目標海域的海水水質監測結果，海水中Cu2+和Hg2+質量濃度、COD、pH值、溶解氧質量濃度、余氯質量濃度都可以滿足ORV的使用要求，但豐水期平均懸沙量達到211.2 mg/L，超出海水含沙量小于148 mg/L的建議值。該項目的海水取水渠接近水層0.6h(h為水深)，所監測0.6h水層懸沙的主要組分是粒徑大于62.5 μm的沙、粒徑在3.91～62.5 μm的粉沙和粒徑在0.02～3.91 μm的黏土[9]，結合各監測點平均主要組分，沙、粉沙、黏土分別約占2%、73%、25%，其中粒徑小于25 μm的細粉沙、極細粉沙、黏土和部分中粉沙占到總懸沙量的90%左右，見表1。

表1 LNG項目2012-07水質粒組分布監測結果 %

目前的海水過濾技術對大流量海水的過濾精度可以達到25 μm。海水中沙、粒徑大于25 μm的部分粉沙、粒徑小于25 μm的大部分粉沙和黏土是無法過濾的。但采用過濾裝置后，豐水期懸沙量可降至約190 mg/L。

在我國已建的LNG接收站項目中，與此海水工況接近的項目普遍采用IFV作為主氣化器使用，如上海LNG、寧波LNG、舟山LNG等項目，僅如東LNG項目選用ORV作為主氣化器[10]。

4 全生命周期經濟性分析

ORV換熱翅片管表面Al-Zn合金涂層厚度為200 μm，一般采用火焰噴涂技術進行噴涂，主要作用是犧牲陽極保護、防止點蝕和涂層的磨損[11]。ORV設計壽命一般為25 a，在海水水質符合廠家推薦的條件下，涂層使用壽命一般為10 a，平均年磨損量約20 μm。若只考慮海水中的沙對ORV涂層的磨損，根據沙對Al-Zn合金涂層的磨損特性曲線，初步確定ORV涂層磨損是一個均勻累計效應[12]。因懸沙量190 mg/L為廠家建議數值148 mg/L的1.284倍，根據Al-Zn涂層磨損特性曲線，估算磨損量為建議值的1.9倍，即38 μm/a，因此本項目中單臺正常運行的ORV涂層的壽命估算為5.26 a。

參照如東LNG項目的涂層實際運行消耗情況，發現涂層理論計算厚度均小于實際檢測結果，計算值比較保守。同時，在新建項目配套天然氣管網設施未投用或下游用戶用氣量不足的情況下，會出現少外輸或沒有外輸的工況，ORV不具備長期滿負荷運行的條件，也使設備涂層維護周期間接延長。單臺ORV涂層噴涂維護價格約100萬元，在設備長周期滿負荷運行情況下，全生命周期內共需補涂4次，總維護費用400萬元。

IFV對海水水質條件要求較低，與海水接觸部分采用了鈦合金材料。鈦合金材料具有良好的抗腐蝕性能，能在海水水質較差的情況下使用，具有良好的低溫性能，使用溫度可達-269 ℃，其強度高，設計壓力可達35 MPa。在海水含沙量較大、重金屬離子超標的情況下，主要選用IFV[13]。

通過對各種類型氣化器的比較，從安全性及維護成本考慮，對于以海水為熱源的氣化器，使用IFV最為可靠，但在與ORV具有相同氣化能力的情況下，IFV經濟上不具備優勢。

5 結語

隨著國內主要LNG氣化器陸續實現國產化，氣化器制造技術和熱噴涂技術逐漸成熟，設備投資和維護成本進一步降低[14]。從技術和經濟性兩方面對兩種主氣化器進行分析，確定采用增加涂層噴涂次數的方法解決該LNG項目區域海水降低ORV涂層使用壽命的問題。從設備全生命周期投資角度考慮[15]，選用ORV在總投資上比選用IFV有明顯優勢，且操作方便、維護簡單、啟動時間快，因此，本項目中采用ORV作為主氣化器。為滿足冬季工況下的氣態外輸以及緊急和調峰情況的外輸供氣，選用啟動速度快、投資少且占地少的SCV作為備用氣化器，增強整個系統的可靠性。文中在依據海水水質選擇LNG氣化器的傳統設計理念基礎上，考慮設備全生命周期經濟性，實現了項目的設計優化，大幅降低了設備投資，現場實際運行簡單、可靠。

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