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采用整体撬装的SCV机组,设备总体积小,启动快速。目前单台撬装式SCV规格从40~80 t/h,更大流量可以通过多机组合模式获得。浸没燃烧式气化器(SCV)是LNG接收站中的关键核心设备,天津南港LNG应急储备项目中,中国寰球工程公司开发的SCV模块化技术已得到成功推广,因此,在城镇大中型LNG应急储备中心按现场要求规格,靠标组合成大流量LNG气化器组的方案可行,无锡特莱姆、天津华迈已生产有多种规格的SCV产品。
SCV气化器采用撬装式结构且模块化,如表1所示,在生产工厂完成制造装配,进行控制系统调试与参数验证,运行成功后,运至现场,现场安装工序任务只有电力电缆与气液管线接管连接,一周内可以完成安装调试,投入系统运行,如图5所示。
表 1 模块化SCV
Table 1. Modular SCV
华迈速供 规格型号 额定气化量/
(Nm3·h−1)站用型
(可模块化)HSCV-3000 3×103 HSCV-5000 5×103 HSCV-10000 1×104 HSCV-20000 2×104 HSCV-30000×N 3×104×N 撬装模块型 (集装箱型) HSCV-1000 1×103 HSCV-3000 3×103 HSCV-5000 5×103 HSCV-10000 1×104 HSCV-20000 2×104 “加热锅炉+循环水浴式气化器组”气化工艺需配套建设锅炉房。锅炉及水浴气化器的工艺安装,连接管道数量与种类很多。LNG储备工程常用低温金属材料主要有铝合金、不锈钢、9%Ni钢和含Ni36的INVAR殷瓦钢,在−162 ℃运行的LNG输送管道须有良好的低温综合机械性能,尤其良好的低温韧性、抗腐蚀性能和焊接性能。铝合金管材线膨胀系数偏高,强度偏低,管道热应力大,且壁厚大;不锈钢技术成熟,耐腐蚀性能好,在与低热膨胀系数的合金材料INVAR殷瓦钢和9%Ni钢两者比较中,工程上多选用综合性价好的0Crl8Ni9镍钢(ASME标准304),奥氏体不锈钢管0Crl8Ni9,低温机械性能优异,但冷收缩率却高达0.003,LNG管道在常温下安装,低温下运行,前后温差180 ℃,管道运行存在着较大的冷收缩量和温差应力,施工因此采用了补偿装置与补偿工艺管道,工程焊接节点多且技术等级要求高。这些LNG管路与设备需要做批量的保温工作,以防止过量热损,因此建设安装调试周期相对较长,一般在2~3个月以上。
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撬装SCV多用在LNG接收站、LNG工厂与城市应急储备中心,主要由燃烧系统、水浴加热系统和LNG管束气化系统3部分组成,包含燃料气供给系统、助燃鼓风机、冷却水泵、PH值控制系统、NOx控制等部件系统,有较高运行稳定与安全性的工作要求,运行时间长,连续工作载荷大,因此设备的燃烧器、风机等核心部件,多采用法、德、美国际品牌产品。SCV燃烧炉膛均为耐高温不锈钢专用材料,并配备炉膛冷却系统,换热器材料采用316 L超低碳不锈钢材质,设备整机使用寿命大于20 a以上[7]。
通用循环水浴气化器LNG气化绕管焊接点非常多,如图6(a),较SCV每台单机对接焊缝仅几百个如图6(b),设备系统运行时,长期热胀冷缩交替,很容易因开裂造成产品返厂维修或者直接报废。正常情况下“加热锅炉+通用循环水浴式气化器组”气化工艺组合,设备的使用寿命约为10 a。
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以LNG储备中心气化工艺为例,采用2台35 t/h循环水浴气化器,单机价格约为300万元,加上锅炉房等设施建造、锅炉系统设备、材料费用、安装与调试等费用,综合投资约800万元,系统之间配合复杂,运行人员专业要求高。单台35 t/h撬装SCV,在工厂完成整机制造调试工作,现场整撬安装并程式化运行,SCV整体价格约为700万元,不用建设辅助设施与复杂电力线缆敷设,项目比普通循环水浴气化器系统总投资少100万元。
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1)SCV的启动流量为10%~110%,燃烧的高温烟气直喷于水中,产生极大的水扰流与换热管充分冲刷换热,气化时SCV烟气排放温度只有35 ℃左右,表2为京唐液化天然气SCV设备的运行实例数据。
表 2 京唐液化天然气55~200 t/h处理能力SCV浸没燃烧式气化器运行参数
Table 2. Operation parameters of SCV with a treatment capacity of 55~200 t/h of Jingtang LNG
性能参数 运行参考值 启动时间/min 15~30 处理能力/(t·h−1) 55~200 设计压力/MPa 13.9 操作压力/MPa 入口:8.88;出口:8.68 设计温度/℃ −170~65 操作温度/℃ 入口:−158;出口:4 机组自动化程度高,安全性好,使用热效率在95%~98%[8],图7(a),热效率很高,运行成本低,内地结冰地区的气化工艺一般适合安装SCV系统如图7(b)。
2)采用“加热锅炉+通用循环水浴式气化器组”的组合气化LNG,利用不间断循环水的热量,加热盘管中的液态LNG,从而使低温液体气化成气体,锅炉热效率低,需要热水管道较长,因而热损大。燃烧运行时,烟气排放温度在200 ℃以上,综合热效率为70%~75%,较同效率SCV气化要多支出约25%的燃气费。
3)运行耗能实例。LNG气化量35 t/h的SCV总耗气量约为750 Nm3/h天然气,可利用场站工艺中的BOG(闪蒸气,Boiled off Gas)气体;气化量35 t/h的“加热锅炉+普通循环水浴式气化器组”耗气量约为950 Nm3/h天然气,按天然气均价3.0元/Nm3,每小时多用天然气600元,月较同样工作效率的SCV要多余耗能约43万元左右。
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SCV气化器气化运行要求对燃烧器燃烧质量有良好的控制。燃烧过程高温、空气富氧量和氮气高温区停留时间是影响氮氧化物NOx生成率与排空量的3个主要因素,其中任何一个指标都会影响NOx生成,以过量空气系数λ变化为例:λ在0.8~1.0,排出尾气NOx浓度随λ增大而增大;λ在1.0~1.2时,温度高,空气含氧多,尾气NOx浓度达到最大值;λ再大时,空气量也大,带走热量多,尾气NOx浓度少量降低,如图8所示。因此SCV气化器NOx的生成速率可控制[9]。燃烧烟气经过水浴池充分混合后排放,产生氮氧化物技术上可以控制在30~50 ppm以内,工艺技术上,保证了国家环保规范的要求。采用“加热锅炉+普通循环水浴式气化器组”气化工艺,锅炉烟气是直接排放到大气中,若要保证氮氧化物排放达到50 ppm以内,需要配套工艺处理工程,项目综合造价将会增大。
图 8 NOx排放浓度随过量空气系数λ的变化
Figure 8. The concentration of NOx emissions varies with the change in excess air coefficient (λ)
占地面积比较:撬装式SCV系统高度集成化,运行过程不采用明火,35 t/h的撬装SCV,出厂已经具备运行条件,连接好电源,接通工艺管线即可开机运行,整机占地面积为4 m×22 m左右,如图9(a),远小于同等气化能力的空温气化器组约50 m×60 m占地,如图9(b)。引镇LNG应急中心二期气化工艺区工程采用空温式气化器与浸没燃烧式气化器(SCV)的组合配置,增加的浸没燃烧式气化器(SCV)的安装位置可设计放在一期空温气化器系统工艺区内,从而减少用地面积。
图 9 撬装式SCV与西安AAV空温气化器用地面积比较
Figure 9. Comparison of land area of skid-mounted SCV and AAV (ambient air vaporizer) in Xi′an
“加热锅炉+热水锅炉房建设+循环水浴气化器”的LNG气化系统,现场需安装较多工艺管道,且锅炉燃烧属明火,按照燃气锅炉与两台水容积各104 m3 LNG储罐最小安全间距均大于40 m要求,整套系统布置面积会很大,需占用更多新土地。
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撬装式SCV配置智能化程度高,原理与运行机制上,只要燃烧器点火成功,故障问题很少,如图10。国内厂家现阶段实行3 a内,年可免费维护1~2次的技术支持方式,正常运行以后,只有很少的年度维护与人工费用支出。
通用循环水浴式气化器由于采用绕管式结构,绕管承压和规格偏高,组装与焊接工艺链长,技术严格。热胀冷缩容易引起管裂或焊接应力等损伤,若漏气时,国内返厂维修需30 d左右,维修过程经常报废,只能直接用新成品更换。按照新版国家安全生产监察条例[10],锅炉每年都要监检,系统运行操作时,需要配备专员,具有专用资质,符合条件方能进行正常运行。
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上海交大制冷与低温工程研究所、中石油京唐液化天然气公司[11]、无锡特莱姆气体有限公司、天津华迈以及江苏中圣压力容器等装备研制单位,在SCV气化器设计制造与工程建设方面进行了多年的实践。2017年国内首台SCV在江苏LNG接收站试运行成功;2018年2月中石化天津液化天然气(LNG)项目投产,正在建设的二期项目,设计安装有6台高压浸没燃烧式(SCV)气化器;2019年无锡特莱姆与上海交大联合研制的国产SCV成功投入使用并开始量产;中圣压力容器于2019年发布了《LNG浸没燃烧式气化器》标准。以下为LNG接收站气化设备的技术设计,与环境温度变化时SCV设备的运行情况。
含盐海水结冰温度是−1.9 ℃,所以开架式(ORV)气化器可设计在1 ℃海水温度连续运行,气化后的天然气较海水的温度低。目前LNG接收站中,韩国仁川接收站开架式(ORV)气化器海水入口设计温度为5 ℃,当入口海水温度为2 ℃时,ORV还能继续工作,当温度继续降低时,ORV的气化能力也相应降低,降低值取决于通过开架式(ORV)气化器海水温度降低量;一般设计开架式(ORV)气化器入口海水温度5 ℃以上、出口温度0 ℃以上。中海油天津接收站海水温度降至5 ℃即无法支持ORV运行,就只用浸没燃烧式气化器(SCV)进行LNG的气化生产,整个生产过程设备外部无任何冰霜[12]。江苏LNG接收站开架式(ORV)气化器的运行,夏季海水流量在7 800 t/h即可以满足200 t/h气化量的满负荷运行,冬季,海水温度较低,海水流量必须满足9 180 t/h,小于此流量时管束会结冰,出口天然气温度会降低,尤其是海水温度低于5.5 ℃的情况下,需要采用开架式(ORV)气化器与浸没燃烧式气化器模式配合运行,因此《液化天然气接收站工程设计规范》(GB 51156-2015)要求,当设计使用海水作为气化器气化热源时,海水温降不应大于5 ℃,这对降低LNG气化器的海水用量是较大挑战,可供应海水流量小将使流入气化器气化海水温度过低,开架式(ORV)气化器不能运行,只能使SCV气化器直接进行LNG气化生产[13]。国内外实践证明:开架式(ORV)气化器与浸没燃烧式气化器(SCV)的双系统转换运行配置,具备不结冰结霜运行的稳定性,(ORV)开架式气化器因环境温度过低无法气化生产的情况无论多复杂,解决问题的关键是运行浸没燃烧式气化器(SCV)。
中海油浙江宁波LNG接收站总罐容96万m3,年周转能力600万t/a(约84亿m3/a),接收站浸没燃烧式气化器(SCV)单机配有140 t的水池,LNG的气化能力为175 t/h,即25万Nm3天然气,SCV运行时可使水浴温度基本保持在16 ℃,且温度可以在2~54 ℃的范围内调整,从SCV输出的气化天然气平常温度4 ℃左右,改变水浴温度控制气化天然气输出时的实际温度,高温输出可达42 ℃,接收站2012年9月起运行,通过完整LNG气化热平衡的工程校核计算,选用开架式(ORV)气化器与SCV气化器两套设备组合工艺,依环境温度情况,通过切换独立运行其中一套或者两套系统联合优化运行,设备外表气化过程消除了霜冰,环境不起雾,图11(a)为LNG接收站气化工艺。开架式(ORV)气化器主用于接收站正常环境温度的LNG气化,运行成本较低;浸没燃烧式(SCV)气化器的运行成本相对较高,初期投资少、运行灵活可靠,用于低温环境及应急调节状态的LNG气化输出,适用范围广泛[14],图11(b)为LNG接收站气化现场设备示意图。沿海接收站工程气化区设备配置主要采用“开架式(ORV)气化器+浸没燃烧式(SCV)气化器”优化模式,可兼顾无冰霜及节能运行[15],与内地城市LNG应急储备中心“空温式气化器+水浴式气化器”工艺搭配模式十分类似,只是内地环境温度足够好的情况下,气化量达180 t/h以上的开架式(ORV)气化器工作过程改由适合城镇LNG应急储备中心的编组空温气化器(AAV)执行[16],目前国内单台空温气化器的规格为50~5 000 Nm3/h。
大型LNG接收站终端气化工程的运行证明[17],在LNG气化区,高集成度SCV浸没燃烧式气化器,通过燃烧提供气化热能,具备应急状态快速启动与主动气化LNG的能力,适合城市燃气LNG应急输配气化器外表无霜冰,环境不起雾的运行要求,在城镇LNG应急储备系统中运用,十分灵活可靠。
“双碳”目标下,电力与天然气是目前城镇改变传统化石能源结构和能源供给安全的主要承担能源,内地发展建设的LNG应急储备场站及中心的数量与规模快速增大,在大中型电厂煤改气发电、区域性分布式多能源互补运用、构建现代城市能源供应网将发挥更大的支持作用,并为内地新能源领域工程技术发展提供可行的实践经验[18],如−253 ℃临界温度下,规模化氢能液气态转换储存及应用工程。为保证LNG应急储备场站的无霜冰雾气化运行生产连续性,气化工艺区配置气化器时,需坚持选择由两套可独立运行的并联气化器组成的气化工艺系统方案,城镇大型储备场站首先考虑用AAV空温气化器+SCV浸没燃烧式气化器的配置,避免主要依靠空温气化器编组气化系统进行气化的设备配置。
Configuration and Optimal Application of Gasification Equipment in the LNG Emergency Reserve Center
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摘要:
目的 LNG(液化天然气,Liquefied Natural Gas)储备中心气化区工艺设备运用的技术分析与调研,是为解决西安引镇LNG应急中心气化区单一空温气化器编组运行结霜结冰问题而展开。 方法 内地在用的LNG气化技术主要有空温式与水浴式气化两种形式,空温式气化器在大负荷与低温季节运行时,设备周边易起浓雾,外表常会结霜结冰,水浴式气化器则无此现象。通过调研比较近年各地LNG储备中心以及沿海LNG接收站等各类场站气化工艺区气化设备的运行情况,工程上采用独立的LNG水浴式气化器能够实现设备外表无霜冰雾的气化生产;利用水浴式气化器与空温式气化器组合系统联合优化LNG的气化运行,既可获取利用空气蕴含的热能进行LNG气化生产,也能消除低温起雾及冰霜对LNG气化生产的影响。 结果 内地大储存量液化天然气的气化工艺,能够不受低温影响,顺畅完成气化过程的生产。 结论 构建绿色能源体系,基于新型能源网络的形成,高效能源输配与储存转换技术以及天然气与风光水氢等气电再生清洁能源的融合互补发展,完善的储能工程与技术具有重要支撑作用,大型LNG气化技术的优化是一项重要的工程实践。 -
关键词:
- LNG气化工艺 /
- 结霜结冰 /
- SCV气化器(浸没燃烧式气化器) /
- 解决方案 /
- 优化应用
Abstract:Introduction The technical analysis and investigation on the application of process equipment in the gasification area of the LNG (Liquefied Natural Gas) emergency reserve center, is carried out to solve the problems of frosting and icing in the operation of a single grouping of ambient air vaporizers, in the gasification area of Xi'an Yinzhen LNG emergency reserve center. Method The LNG gasification technology in use mainly included ambient air vaporizing and water-bath vaporizing in Chinese Mainland. When the ambient air vaporizer was operated with high load and in low temperature seasons, it was easy to fog around the equipment, and the equipment surface would always be covered with frost and ice but the water-bath vaporizer did not have this phenomenon. After the investigation and comparison of the operation of gasification equipment in various station gasification process areas, such as LNG reserve centers and coastal terminals in recent years, the independent LNG water bath vaporizer could realize the gasification production without frost, ice and fog on the surface of the equipment in engineering; The combined operation system of the water-bath vaporizer and the ambient air vaporizer could combine and optimize the LNG gasification, which could not only obtain the heat energy contained in the air for LNG gasification production, but also eliminate the impact of low-temperature fogging, ice and frost on LNG gasification production. Result The gasification process in Chinese Mainland of LNG with large reserve can smoothly complete the production without being affected by low temperatures. Conclusion To build a green energy system, based on the formation of a new energy network, high-efficiency energy transmission, distribution, storage and conversion technologies as well as the integration and complementary development of the natural gas, wind, solar, water, hydrogen, and other renewable clean energies for gas power generation, have important supporting roles in perfecting energy storage engineering and technology, thus the optimization of large-scale LNG gasification technology is an important engineering practice. -
表 1 模块化SCV
Tab. 1. Modular SCV
华迈速供 规格型号 额定气化量/
(Nm3·h−1)站用型
(可模块化)HSCV-3000 3×103 HSCV-5000 5×103 HSCV-10000 1×104 HSCV-20000 2×104 HSCV-30000×N 3×104×N 撬装模块型 (集装箱型) HSCV-1000 1×103 HSCV-3000 3×103 HSCV-5000 5×103 HSCV-10000 1×104 HSCV-20000 2×104 表 2 京唐液化天然气55~200 t/h处理能力SCV浸没燃烧式气化器运行参数
Tab. 2. Operation parameters of SCV with a treatment capacity of 55~200 t/h of Jingtang LNG
性能参数 运行参考值 启动时间/min 15~30 处理能力/(t·h−1) 55~200 设计压力/MPa 13.9 操作压力/MPa 入口:8.88;出口:8.68 设计温度/℃ −170~65 操作温度/℃ 入口:−158;出口:4 -
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