空溫式汽化器低溫氮氣提供方案反向設計①

(中海廣東天然氣有限責任公司，廣東 珠海 519000)

目前，國內一般采用空溫式汽化器進行低溫液體汽化[1-3]。空溫式汽化器是一種翅片管汽化器，以大氣環境中自然對流的空氣作為熱源，通過導熱性能良好的星形鋁材翅片管與低溫液體進行熱交換，使其汽化成一定溫度的氣體[4-7]。空溫式汽化器工作無需額外動力和能源消耗，具有無污染、綠色環保、安全簡單、維護方便、運行成本低及使用不受條件限制等優點[8-10]。

天津某液化天然氣(LNG)項目需要采用高流量的-120 ℃低溫氮氣實現對接收站卸料管道的預冷(卸料管道設計溫度-168 ℃)，還需防止液氮進入到卸料管道中。而按空溫式汽化器常規用法，無法單獨使用汽化器提供低溫氮氣，需重新設計低溫氮氣供應方案。

1 空溫式汽化器常規用法

在空氣分離及LNG接收站等行業，通常采用空溫式汽化器提供常溫氮氣，用于管道、設備等的氮氣置換吹掃[11-13]。因此，要求空溫式汽化器提供的氮氣溫度在0 ℃以上。北方地區冬季氣溫較低，白天氣溫一般低于0 ℃，夜間氣溫可能低至-13.5 ℃左右，使用空溫式汽化器會發生結霜現象，降低熱效率，嚴重時汽化器出口氣體溫度低于0 ℃，造成吹掃置換過程中管道等結霜、結冰。國內各單位對此進行了大量研究，并制定了多種措施保障通過空溫式汽化器提供的氮氣溫度高于0 ℃。

2 低溫氮氣供應方案設計思路

2.1 專用汽化器方案

采用空溫式汽化器加氣液混配器的低溫氮氣供應設計方案，其流程見圖1。

圖1 空溫式汽化器加氣液混配器方案流程

該設計方案中，空溫式汽化器按照常規用法提供常溫氮氣，即液氮通過空溫式汽化器完全汽化，汽化后的氮氣再和從液氮儲罐CV-204、CV-204A來的液氮在專用混配器內混合。為保障混配器的混合效果并防止低溫液氮進入接收站卸料總管，將液氮分2路用高速噴嘴霧化后送入混配器中。混配器出口設置壓力表和溫度表，用于判斷混配器內的混合狀態。氣液混配器內混合過程示意圖見圖2。

圖2 氣液混配器混合過程示圖

氣液混配器內有多個噴嘴，混配器及噴嘴的材質均為304SS，噴嘴直徑152.4 mm(6″)，混配器內的氣體質量流量可達2 553.8～12 770 kg/h，流速為7.16～35.8 m/s，雷諾數Re為1 361 977.7。根據混配器的結構參數及整個系統的物理、化學參數對該方案進行物料平衡及熱平衡計算，計算節點見圖3，計算結果見表1。圖3和表1中S1為空溫式汽化器入口，S2為空溫式汽化器出口，S3為混配器入口，S4為混配器出口。

圖3 空溫式汽化器加氣液混配器方案物料平衡及熱平衡計算節點

物流參數氣體出入口名稱S1S2S3S4溫度/℃-176.00020.000-176.813-119.985壓力/MPa0.600.590.600.59標準狀態下的體積流量/(m3·h-1)6 250.8956 250.8953 996.60410 217.499總質量流量/(kg·h-1)7 812.5007 812.5004 957.54512 770.045摩爾質量流速/(kg·mol·h-1)278.884278.884176.970455.854

由表1可知，空溫式汽化器加氣液混配器的方案能夠滿足提供-120 ℃氮氣的要求。空溫式汽化器按照常規使用方法提供氮氣，混配器也是化工行業中常見的設備。采用該方案提供低溫氮氣技術上可行、操作上安全可靠，可作為天津某LNG項目低溫氮氣提供的備選方案。

2.2 汽化器直接供應低溫氮氣方案

常規空溫式汽化器管內的低溫液體汽化需經歷低溫液體區、氣液兩相區和氣相區3個相區。在常規用法中，為保證空溫式汽化器出口溫度在0 ℃以上，就需增加汽化器氣相區的換熱面積。常規空溫式汽化器的表面傳熱系數及溫度隨翅片管管長變化曲線分別見圖4和圖5。

天津LNG項目需要的是低溫氮氣，理論上分析，如果縮短氣相區的加熱過程，即液氮在氣液兩相區完成熱交換后，最大程度地縮減氣相區的換熱時間和換熱面積，就可以實現超低溫氮氣的供給。即反向考慮汽化器的功能，汽化器不提供常溫氣體，而提供低溫氣體；不是增大氣相區的換熱面積和換熱量，而是最大程度縮減氣相區的換熱面積和換熱量。

圖4 常規空溫式汽化器表面傳熱系數隨翅片管管長變化曲線

圖5 常規空溫式汽化器溫度隨翅片管管長變化分布曲線

在空溫式汽化器使用過程中，由于結霜、結冰的影響，汽化器的換熱能力及換熱效率存在下降趨勢，這點在設計中必須考慮。在天津LNG項目中，汽化器氣相區被縮短，汽化器效率降低時有可能造成低溫流體直接從氣液兩相區進入到卸料總管，氣相區消失。為此作如下假設：①預冷時間為3 d，按照3 d后汽化器的換熱效率自然降低到最低點作為汽化器熱交換效率的基本值。②預冷的最大體積流量為10 000 m3/h，環境溫度按照10 ℃考慮。

在上述假設基礎上，按氮氣分子量28、設計壓力3 MPa、工作壓力2.5 MPa、進口溫度-196 ℃、出口溫度-120 ℃、氣體體積流量qV=10 000 m3/h、氣體質量流量qmc=12 507 kg/h、液體密度ρy=808 kg/m3、氣體密度ρq=1.250 7 kg/m3

進行計算，得到了氮氣在2.5 MPa下的質量焓、溫度特性數據，分別為過冷液體質量焓h1=82.4 kJ/kg、溫度t1=-196 ℃，飽和液體質量焓h2=186.6 kJ/kg、溫度t2=-153 ℃，飽和氣體質量焓h3=279.1 kJ/kg、溫度t3=-153 ℃，出口氣體質量焓h4=341 kJ/k g、溫度t4=-120 ℃，空氣溫度則按冬季天津地區環境溫度最高達10 ℃的極端工況考慮，ts=10 ℃。

對各段單位時間熱量進行計算，有過冷段熱量Q1=qmc(h2-h1)=1 303 229.4 kJ/h、汽化段熱量Q2=qmc(h3-h2)=1 156 897.5 kJ/h、加熱段熱量Q3=qmc(h4-h3)=774 183.3 kJ/h，則總熱量Q=Q1+Q2+Q3=3 234 310.2 kJ/h。

將t1、t2、t3、t4、t5分別換算成熱力學溫度T1、T2、T3、T4、T5，按式(1)～式(3)對過冷段溫差ΔT1、氣化段溫差ΔT2及加熱段溫差ΔT3進行計算，得到ΔT1=183.7 K、ΔT2=163 K、ΔT3=145.9 K。

(1)

ΔT2=Ts-T2

(2)

(3)

將ΔT1、ΔT2、ΔT3及Q帶入式(4)計算得到對數平均溫差ΔTm=165.9 K。

(4)

通過熱交換器的計算參數獲取傳熱系數K，根據公式A=Q/(KΔTm)得到換熱面積A=1 773 m2。依據需要的換熱面積確定常規汽化器的規格，其體積流量為4 925 m3/h(標準狀態)。根據圖6所示汽化器的特性曲線，汽化器連續工作72 h時汽化效率只能達到設計值的60%，液氮預冷的時間通常為24～48 h，按照72 h的極端工況考慮，則體積流量設計值為4 925/0.6=8 208 m3/h(標準狀態)，所以使用體積流量8 208 m3/h的常規汽化器。

圖6 一般汽化器連續工作時間-效率衰減曲線

在該方案下，直接利用常規汽化器就可實現氮氣預冷，可作為天津LNG項目液氮預冷備選方案。

2.3 預冷方案選擇

GDF/HLNG公司在浮式存儲氣化單元(FSRU)靠泊前對FSRU預冷風險存在一定的擔心，卸料管道預冷問題不解決將直接影響接收站的卸料調試工作。2013-11公司決定實施液氮預冷，距離LNG運輸船給FSRU的卸料時間只有約3個月。而專用汽化器方案中的混配器屬于壓力容器，從設計、采購到測試至少需要4個月，因此選擇汽化器直接提供低溫氮氣作為管道預冷主方案。

3 汽化器直接提供低溫氮氣方案實施

3.1 風險控制

從理論計算看，采用汽化器直接提供低溫氮氣方案完全具備可行性，但實際操作過程中控制低溫氮氣在氣相區的停留時間是該方案的難點，控制不當將出現液氮直接進入卸料總管的情況。為此，對采用汽化器直接提供低溫氮氣方案可能存在的風險采取了如下控制措施。

(1)在汽化器后增加經改造的液氮罐，該液氮罐可作為低溫氮氣緩沖罐，也可作為低溫氮氣發生罐，用以消除理論計算和實際操作存在的差異。

(2)低溫氮氣由液氮罐提供，而不是由液氮車直接提供，以保持氮源供應的連續性和壓力的穩定性。

(3)汽化器組由多個不同汽化器組合，增加了實際操作過程中的彈性。

在綜合考慮了各種風險控制點后，對汽化器直接提供低溫氮氣方案進行了調整，調整后的工藝流程見圖7。

圖7 汽化器直接預冷氮氣工藝流程示圖

3.2 汽化器直接預冷效果

2014-01-09～01-11，在液氮預冷卸料總管過程中成功應用空溫式汽化器的反向應用方案，實現了卸料總管、LNG碼頭、FSRU碼頭的管道溫度達到-120 ℃的目標。

選取卸料過程中4對遠程溫度表(T-01104、T-01105、T-01106 、T-01125)，每對溫度表都設有2塊，分別監測管道底部和管道頂部的溫度。卸料過程不同階段LNG碼頭側管道的預冷曲線見圖8～圖11。

圖8 卸料過程第1階段LNG碼頭側管道預冷曲線(2014-01-09T09∶00～2014-01-09T16∶00)

圖9 卸料過程第2階段LNG碼頭側管道預冷曲線(2014-01-09T16∶00～2014-01-10T10∶00)

圖10 卸料過程第3階段LNG碼頭側管道預冷曲線(2014-01-10T9∶00～2014-01-11T09∶00)

圖11 卸料過程第4階段LNG碼頭側管道預冷曲線(2014-01-11T08∶00～2014-01-11T18∶00)

從圖8～圖11所示的各條曲線可以看出，在整個管道預冷期間，LNG碼頭側管道上、下部溫差都控制在50 ℃之內，管道的降溫速度控制在10 ℃/h之內。

4 結語

對天津某LNG項目的液氮預冷方案進行了綜合分析，采用空溫式汽化器直接提供低溫氮氣的預冷方案之后，卸料總管、LNG碼頭側管道、FSRU碼頭的管道溫度均達到了設計要求，可以得出以下結論。

(1)根據液氮和低溫氮氣的物理、化學性質，可以設計多種低溫氮氣提供方案，如專用汽化器方案、空溫式汽化器反向設計方案等，這些方案均可向LNG項目提供低溫氮氣。

(2)改變空溫式汽化器的常規用法設計低溫氮氣方案，費用比其他方案低，實施起來也更為方便，但存在汽化段控制難度大的問題。若汽化段設計不合理，將導致汽化溫度過高或過低。

(3)改變空溫式汽化器的常規用法設計低溫氮氣方案時，應當充分考慮大氣溫度對空溫式汽化器汽化效率的影響。

(4)采用低溫天然氣預冷1次的費用大為460萬元，而采用空溫式汽化器直接預冷1次的費用僅100萬元(含液氮500 t費用及相應設施的安裝、拆卸費用)，經濟效益顯著。