LNG项目气化器的选型

2011,21(4)裘栋LNC项目气化器的选型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摘要介绍液化天然气 (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。关键词LNG 接收站气化器选型分析投资费用，同时培养国内自己的LNG建设队伍。1概述该项目由中国成达工程有限公司负责设计，浙江LNG接收站是接收海上LNG运输的终端站场，LNG项目公司负责对设备的设计和采办，国内施在站内将LNG接收、储存、气化、外输至下游工单位负责建设和安装。用户气化器是接收站工艺流程中最关键的设备之通过40多年的发展，全球已投用LNG接收站一，而且价格高、制造周期长。为做好气化器的77座。我国除广东大鹏、福建莆田和上海等3座选型，早在2005年起就启动了市场调研、与国内已投人使用外，在建的LNG接收站还有不少，浙设计单位及国外制造商的技术交流活动。江LNG项目就是其中之一一。浙江LNG项目一期建设规模3000kv/a，包括2三种气化器比较建设- - 座停靠(0.8~2.66) x 10'm3 LNG运输船的2.1气化器类型接卸码头、三座1.6x10'm'混凝土全容罐以及配.目前，世界上LNG接收站常用的气化器有三套的工艺、公用等设施。项目于2010年12月开工种:开架式气化器( Open Rack Vaporator, 简称建设，预计到2012年10月投入使用。浙江接收站ORV);浸没燃烧式气化器(Submerged Combustion的工艺流程，见图1。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。无然___上都总管m换空换热管来图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，经增压后输一个瓶整管来单元图2 ORV 气化器工作原理送至气化器。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。(1)气化器的基本单元是传热管，由若干传热浙江LNG接收站项目建设模式除储罐采用管组成板状排列，两端与集气管或集液管焊接形.EPC模式外，还采用E+P+C的方式，意在节省成一个板型管束单元，再由若干个这样的单元组*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@ cnooe. com. cn。2011 ,21(4)裘栋LNG项目气化器的选型21热器中与管程中的LNG进行热交换，LNG受热气表2水质监测结果统计(mg/L)化，而丙烷则被冷凝。在第三段E3换热器中，用目平均值最大值最小值平均值 最大值最小值S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-液态的闭式悬浮固体1370 187760010循环，运行过程中无需添加。用丙烷作为中间介从表2可以看出，现场海水含沙量很高，悬浮质就是利用其较低的沸点这一特点，避免了直接固体颗粒指标平均在1000 ~ 1300 mg/L。根据厂家用海水换热时由于结冰对传热效果的影响。使用记录，在最大悬浮固体颗粒浓度不大于80目前，IFV气化器的制造商仅有日本神户钢铁mg/L的情况下，ORV防腐涂层有效时间为7 ~8一家。自1978年以来，在日本大坂瓦斯、广岛瓦年。然而，浙江LNG的海水水质已超出了ORV要斯、上海LNG等LNC项目上已投用了总计33台。求水质条件的 15倍以上，供应商估计涂层至少1其最大天然气流量达到205th。~2年就须维护- -次。2.2三种气化器适用性比较通过与厂商的交流，以及对周边电力行业的三种气化器的适用性分析比较,见表1。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表1三种气化器的适 用性比较比较内容ORVFV_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。业绩及使用情况业绩广泛，主要在日本使业绩广泛，使用良好用，使用良好使用良好3.2选材和制造技术可靠性安全可靠安全可靠安 全可靠IFV气化器主要性能参数，见表3。本地海水适用性基本适用表3 IFV 的主要性能参数维护要求较高般单台设备价格次之高运行能耗一般名称器介质压力任万最低没修材(MPa) (MPa)度(C)运行费用供货情况二家厂商22-24个月约15个月独家E3管程-海水0.2 0.8 -5/60 .SB338制造周期.约14个月调温器. t1.8*L3510从表1可见，SCV虽然启动迅速，但负荷调节”壳程皿NG 6.28 11.6 -60/60O pitch 25和操作不像ORV和IFV那样简单方便，而且运行SA213M TP304成本较高，只能作为主气化器的备用。结合与上E-2管程mLING 6.3 11.6 -165/600.D.15.9 *述各厂商的技术交流情况，ORV与IFV使用的全蒸发器”壳程皿丙烧0.262.03-40/60 *ST.L9000 .t1.6寿命周期费用相当,因此二者均可作为项目的主△ptich 21气化器。E-1管程-海水0.17 0.8 -5/60 S888丙烷.0. D. 19.053气化器选用加热器壳程I丙烷0.26 2.03-40/60T1.2 * L9008△pitch 25气化器的处理能力代表了接收站的实际处理注: E-3NG 调温器自重34800 kg; E2LNG蒸发器自重16200 kg;量，因而在主气化器选择需要考虑下列条件:E-1丙烷加热器自重48500 kgo(1) 运行要连续可靠、负荷调节方便,操作SCV气化器的技术参数，见表4。简单。(2)包括采购成本、运行成本和维修成本的3.2.1选材IFV气化器的材料选用上必须满足既要能承受综合成本要低。(3)如选择海水作热源的ORV气化器，海水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。钛可以水质还需符合悬浮固体≤80 mg/L的要求。抵抗化学腐蚀、微生物腐蚀和海水点蚀;高等级3.1海水条件的钛有良好的耐磨蚀性能，也能抵抗70C以下海该工程水域水质依据2004年四季度S1、S2两水的缝隙腐蚀。本项目中换热管选择钛(SB338处监测站点监测资料分析结果，见表2。grade 2),其中海水进口侧压力较高采用无缝钛管,22CHEMICAL ENGINEERING DESIGN化工设计2011,21(4)表4 SCV 气化器的技术参数表5氮氧化物排放限值名称技术参数最高允许排放无组织排放监控最高允许速率(kg/h)_浓度限值气化量，vh12排放浓度烟囱浓度压力，MPa设计11.6( mg/m高度()-级二级三级监控点( mg/m' )运行6.315 0.470.91 1.4液体162(硝酸、氮肥温度,C气体和火炸药生0.77 1.5 2.3产)燃烧器供热能力，kw3.6x10330 2.6 5.1 7.7燃料气，Nm'/h3480水浴温度,C307 14 21无组织排空气量, Nm'/h5872060 9.91929风向设查(监控点监控点(硝酸使用和尺寸(长x宽)，m8x7其它)70 142741照点下浓度差30193756控点发路值)厚度1.8mm， 海水出口侧采用焊接钛管，厚90244772度1.2mm。00_61 92与LNG接触的换热管和管箱部分材料选择奥如2.45kg/h的NOx输出量，烟囱须高于24m。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浙江LNG烟囱高度的计算:钛合金的复合钢板结构(SA516M Gr415 + SB265供应商给出的废气排放数据:废气排放量为58700 Nm'/h,其中CO2占6.8%; N2 占84%; 02Gr. 1 Clad)。占9. 2%; NOx浓度低于40ppm; CO浓度80ppm。3.2.2制造钛焊接之后性能会降低是由于焊接时吸人的由于NOx低于40ppm是在3%氧含量下的修氧、氢等有害杂质削弱了焊缝的机械性能，因此正值，而根据供应商经验实际SCV运行中氧含量焊接时应保持清洁和干燥，焊接应采用惰性气体为9.2%，按如下经验公式进行换算:纯氩气保护焊接接头及热影响区，直至焊接接头:A%O2浓度下NOx浓度= B%O2浓度下NOx浓度x (21-A) / (21- B) (供应商经验公式，完全冷却。与海水接触的管箱与变径简体则采用衬里结其中A、B为氧含量的百分比浓度值):NO(ppm) =(21 -9.2)/(21 -3) x40构，采用低温碳钢表面衬环氧树脂的内防腐形式=11. 8/18 x40 =26.2 ppm(SA516M Cr415 + Epoxy Resin Coating)。NOx极限排放量: .3.3 SCV 排放烟囱高度计算NOx(kg/h) = 58700 x26.2 x46/22.4/00000设计SCV气化器时，还要考虑控制废气中=3. 16 kg/hNOx、CO的排放量在允许值范围以内。废气的排在标准中用插人法计算NOx极限排放量为放和烟囱的高度设计应根据当地的规定，尤其要3. 16 kg/h对应的烟囱高度为26m,核算结果验证符合《大气污染物排放标准》CB 16297 - 1996。供应商 选取的烟囱高度为27m,可以满足标准的烟囱的高度取决于NOx的流量，同时烟气中NOx要求。的浓度须低于240mg/Nm',见表5。由于GB 16297中没有CO的排放标准，故参要求选择低NOx的燃烧器，本项目原配用日照广东标准《大气污染物排放限值》DB 44/T 27本Tokyo Gas的燃烧器，其最大能力为31MW,产-2001: CO最高排放浓度为1000 mg/Nm', 20m生的NOx低于50ppm(在3%氧含量下的修正高的烟囱排放速率为71 kg/h进行相应核算。值)，属排放超标，根据环保标准规定，因该项目4气化器 数量的确定地处二类区域，必须按新污染源执行二级标准，所以改选用美国Blom公司的燃烧器，最大能力为LNG接收站常年连续不断为用户供气的特点，41MW,产生的NOx低于40ppm(在3%氧含量下设备的配置和备用原则是除考虑投资费用外，还的修正值)。必须考虑接收站操作的安全性、可靠性和运行标准中烟囱的高度是根据NOx的流速计算的，费用。(下转第6页)6CHEMICAL ENGINEERING DESIGN化工设计2011,21(4)~ 170C，有的装置高达180C，气体热量转移到.风机升压AP=48 ~52kPa，气体温升48 ~ 509C，酸中，加大了循环冷却水用量，为了增加热量回使进焚硫炉干空气温度由55 ~ 65°C提高到110 ~收，国际先进制酸技术二吸塔气体进口温度为115C，焚硫炉出口炉气温度相应升高，增加了余1359C，某公司800kt/a装置为146C。热锅炉蒸汽产量。.二吸塔进口气体中SO,的浓度约为0.5%，气经计算800kt/a硫酸装置的塔后风机流程可多体压力约为10kPa,当气体温度为135 ~ 140C时，回收热量约1.374x 10' kJ/h,约占总产热量的SO,或硫酸雾的分压低，不会产生冷凝酸，国内外2.41%， 可多产中压蒸汽4.12 Vh,折标煤约470已有多家工厂采用此工艺参数。kg/h,年节省标煤约3760 t。经计算800kV/a硫酸装置二吸塔气体入口温度采用塔后风机流程时，空气风机进口压力约由170°降到140C，热力系统可多回收热量8.60-4.5 kPa (G), 温度约60C，干空气中含有少许x10° kJ/h,可多产中压蒸汽(3. 82MPa、450C)硫酸雾。另外，干燥塔的塔径应比采用塔前风机2580 kg/h,折标煤294 kg/h, 每年节约标煤流程稍大，风机出口空气总管上应设置一回流管2352t，同时减少Ot = 8C的循环水用量257 m'/h,到干燥塔进口,低负荷时调节焚硫炉进口空气量，折热量1.077 x10° kJ/h,折标煤约为36. 74kgh,使干燥塔除雾段气速保持在除雾器要求范围内，每年节约标煤294t,以上两项每年可节省标煤约达到高的除雾效率，减少湿空气进入干燥塔的气2646 t。量，从而减少干燥酸的串酸量。4.3 采用塔后风机流程通过采用以上建议，热能回收率将从64. 55%将空气鼓风机设置在千燥塔后(塔后风机流提高到93.71%。(收稿日期2011 -05 -30)程)，可利用干燥塔进塔酸传递给干空气的热量，而且可利用空气经压缩产生的热量，一般空气鼓(上接第22页) .根据浙江LNG与省天然气管网中心的协议: .气化器是输送系统中重要的设备，设置备用要求接收站一期的最大外输量为80000 m2/h;最气化器是必需的。 最终，该项目选择4台IFV气化小外输量为383300 m'/h (101. 325kPa和20C)。器作为主气化器，2台SCV气化器作为调峰和备台下游用户- -期最大外输量: 8.8x 10' m'/h。使用。气体密度(重): 0. 789 kg/m',折算成液体质参考文献量流量: 694Vh。(1) 选择厂家提供IFV气化器，规格为1751周修杰2010 -2015年中国液化天然气(LNG)行业投资Vh。分析及前景预测报告[R]. 北京:中投顾向产业研究中心，2010.数量为3.96 (694/175 =3.96), 圆整后为于国杰 LNG沉浸式燃烧型气化器数值模拟 [D].大连:4台。大连理工大学，2009.(2)鉴于本接收站地理位置, IFV气化器在冬3陈永东.大型LNG气化器的选材与结构研究[J]. 压力容季极值低温海水温度下运行时，将无法达到设计器，2007, 24 (11): 40-47.负荷，而此时，用户的用气需求量将是峰值，为4陈伟，陈锦岭、李萌LNC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).满足供气的可靠与安全性，需采用SCV气化器来5陈永东浙江LNG项目接收站气化器专项研究报告[R].调峰。根据已建接收站的实践经验，需配置2台合肥通用机械研究院，2006.SCV气化器。(修改回搞2011 -05 -23)5结语