Configuration and Optimal Application of Gasification Equipment in the LNG Emergency Reserve Center

基本LNG（液化天然气，Liquefied Natural Gas）空温气化器编组气化工艺系统由两台空温气化器并联组成，气化运行时，气化器常一开一备；将其中每台空温气化器再串联相同型号与相同数量的气化器，形成相同规格的两列气化器组，仍使这两列串联气化器组保持并联结构，就形成技术上通用的LNG空温气化器编组气化系统。采用LNG空温气化器编组系统对液态LNG进行气化的工艺，可基本满足小型LNG储备场站及L-CNG（液化-压缩天然气，Liquid-Compressed Natural Gas）加气站气化工艺的需要。空温气化器利用空气中蕴含的热能，在大于−5 ℃的空气环境可承担小规模LNG的气化生产，并可近零能耗运行，但占地面积比较大。

内地城镇LNG应急储备中心LNG气化外输，常因没有足量外来热源可以利用，早期工程的气化工艺模块，多采用单一编组空温气化器系统完成气化生产，低温季节外输天然气时，在气化设备外表面会长期形成冰霜，引起气化区与周边地区大面积起雾，环境气温最低降至−40 ℃左右，冬季需经常对气化器清霜除冰；大载荷工况下，冰霜甚至使气化器无法进行气化生产，停止向城市燃气输配管网供气。

从LNG储备场站的气化过程来看，由于在运行气化设备管线内部的LNG液体温度为−162 ℃，与外界空气最高温差超过180 ℃，在气化器与环境空气之间高强度对流换热气化时，遇到环境湿度过大，极易在LNG气化器换热表面形成低温边界层而产生霜冰雾，对设备与LNG管线运行造成危害^[1]。起初在气化区采用蒸汽加热气化器周围空气、防爆风机进行机械排雾、SCADA智能监控系统控制气化器交替运行的时间等被动技术，对气化设备外表清霜除冰的技术指标并不稳定^[2]；将开架式海水气化器（ORV, Open Rack Vaporizer）与浸没燃烧式气化器（SCV, Submerged Combustion Vaporizer），在LNG气化过程组合运用，是沿海LNG接收站防止气化设备结霜结冰的配置模式，气化技术上保证了LNG气化设备外表与周围环境不受低温季节LNG气化生产过程的影响，其工程成果是研究提高规模化LNG气化工艺技术的重要参考。

梳理现在LNG应急储备中心气化工艺运行情况及问题点，客观分析LNG应急中心气化工艺路线的特点，明确LNG气化工艺设备的配置及性价比，就有了解决LNG应急储备中心气化过程设备外表结冰结霜，周边环境低温起雾的技术基础。

采用单一空温式气化器气化LNG的应急储备场站，冬季供气高峰期，工作班组不得不专门安排空温气化区的清霜除冰作业。如近南方气候的淮北华润马场门站，LNG储存规模为4×150 m³ LNG储罐，气化外输供气流量1.2×10⁴ Nm³/h，安装10台空温气化器（4台气化能力3×10³ Nm³/h、6台气化能力6×10³ Nm³/h），3台气化区出口水浴式加热气化器，日高峰外输气量16万m³以上，每年的11月中到次年2月初为冬季大负荷供气调峰期，如图1所示，一个工作日的班组人员，日均除霜冰作业约8 h，才能保证气化生产。

Figure 1.  Annual average temperature trend of Huaibei City

西安引镇LNG储备中心主体工程分为三大区：LNG装卸车区、两座各1万水立方储罐区、2 992 m²气化工艺区。气化区配EAG（Escape Air Gas）加热器1台；外输LNG主要采用空温式气化工艺，配气化量5×10³ Nm³/h的LNG空温气化器20台，分别串联两列同数量与型号的空温式气化器各10台形成两列空温气化气组，然后再将这两列气化器组并联，形成LNG应急储备中心气化工艺区的空温气化器编组气化系统。气化器系统输出口串联加装了循环水浴式加热气化器2台，当气化器出口外输天然气温度过低时，通过循环水浴式加热气化器的加热，保证外送天然气温度高于0 ℃，不低于环境温度10 ℃的要求。2015年引镇应急储备中心开始运行，日外输天然气120万Nm³。西安气候干燥，每年的11月底到次年3月初为冬季大负荷供气调峰期如图2所示，站内气化生产时，气化区总会起雾，气化器设备表面结霜结冰，影响正常外输能力，极冷季节时，气化区−42 ℃的低温与雾气已扩展到2 km外西安火车南站周边地区，如图3（a），由于气化区编组气化器数量多，冬季投入清霜除冰作业的工作量很大，如图3（b）所示。

Figure 2.  Annual average temperature trend in Xi'an

Figure 3.  Yinzhen emergency center gasification process area

在2019年底，西安已建有引镇与北郊六村堡南北两座LNG应急储备场中心，两站一期气化工艺主要依靠空温气化设备组生产，冬季均因冰霜与周边环境低温，影响气化机组供气调峰的生产运行。

秦华燃气六村堡LNG储备中心的储气能力2.58万水立方，外输能力1 746万Nm³/d，二期进行扩能工程时，在原单一空温气化器组的基础上，采用锅炉燃烧加热的循环水为热源，增加一组独立循环水浴气化器系统以消除生产上的问题^[3]，循环水浴气化器系统单独运行两年多，克服了冰霜雾对生产与设备的影响。2020年下半年，秦华集团公司将六村堡LNG新增燃烧锅炉循环水浴气化器与一期的空温式气化器组两套独立系统并联联通，组成双气化工艺系统，在2021年冬季供气高峰，两套并联设备系统联合运行生产，系统安全可靠，气化过程未出现雾霜与结冰。国内常采用循环水浴气化器的现场设备，如图4所示。

Figure 4.  Circulating water-bath vaporizer

陕西杨凌LNG应急储备调峰工厂，年生产LNG 40万t，LNG储备能力6 600万Nm³，储气区一期有3万水立方米的LNG全容储罐2座，2015年11月15日投产运行，二期增加5万水立方米LNG全容储罐1座后，目前储存LNG能力共11万水立方米，气化能力为900万Nm³/d。设计建设一二期工程时，分别配备韩国Wonil T&I气化能力为300万Nm³/d与600万Nm³/d的LNG浸没燃烧式SCV气化器各一台，气化工艺全程实现无冰霜雾生产，气化器出口对外输出气态天然气温度保持在5~20 ℃，安全运行至今，对周边环境温度影响很小。

大中型LNG应急储备中心，若采用两组并联空温式气化器编组系统交替运行来消除气化器外表结霜结冰，经热平衡校核设计，气化能力须为城市高峰小时流量的1.5倍，两组大规格的编组空温气化器并联气化系统交替切换运行，控制技术精度要求严格复杂，系统需占用很大的土地面积，但运行消除霜冰雾的效果却仍不彻底^[4]。因此后续各LNG应急储备中心在增容扩建时，陆续在编组空温气化器系统基础上再并联增加一套可独立运行的水浴式气化器系统，目前LNG气化工艺用水浴式气化器主要有循环水浴气化器和浸没燃烧式气化器（SCV）两类气化设备^[5]。

浸没燃烧式气化器（SCV）核心研发生产厂家是德国林德与韩国Wonil T&I两公司。国产浸没燃烧式气化器（SCV）的应用方面，中石化青岛和天津LNG接收储备站配装的江苏中圣建造的196.1 t/h、178.5 t/h和207.8 t/h三套SCV系统，中石油如东接收储备站配装中船711所建造的200 t/h一套SCV系统，均达到无霜冰雾产生的稳定运行^[6]。

依气化工艺流量和运行成本等实际情况，及场站运行气化系统的设备基础，结合场地环境与布局，西安引镇LNG储备中心技术上拟采用空温式气化器与浸没燃烧式气化器（SCV）或循环水浴气化器的组合配置，组成可靠的无霜冰雾的气化生产工艺。以下以上海交通大学与无锡特莱姆公司联合设计制造的1台35 t/h撬装浸没燃烧式气化器（SCV），与“加热锅炉+2台35 t/h循环水浴气化器（一用一备）”，进行工程运用的技术经济分析比较。

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。

Figure 5.  Factory manufacturing of SCV (submerged combustion vaporizers)

“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。

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、NO_x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。

Figure 6.  Liner structure of SCV and the water-bath vaporizer

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。

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。

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）。

Figure 7.  SCV gasification working principle and equipment operation site

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。

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NO_x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NO_x生成，以过量空气系数λ变化为例：λ在0.8~1.0，排出尾气NO_x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NO_x浓度达到最大值；λ再大时，空气量也大，带走热量多，尾气NO_x浓度少量降低，如图8所示。因此SCV气化器NO_x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。

Figure 8.  The concentration of NO_x 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。

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。

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。

Figure 10.  The full-automatic operation process of SCV

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。

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。

Figure 11.  Gasification process of LNG terminal

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。

内地大中型LNG储备应急中心，采用空温气化器组的气化系统，如图12所示，气化过程中，储罐中常压LNG增压至0.35 MPa，进入主空温气化器组系统与空气换热气化为气态天然气（NG, Natural Gas），气化器出口外输的气态NG压力0.35 MPa，温度要求高于5 ℃，不低于环境温度10 ℃。当主空温气化器组出口气态NG温度达不到5 ℃，串联水浴式气化加热器可继续升温气态NG，保证输出天然气温度大于5 ℃要求。

Figure 12.  Gasification process of LNG reserve center

在图12所示的LNG气化工艺管线的1、2两处，增加接入一套气化能力大的撬装浸没燃烧式气化器（SCV）系统，或者一套“锅炉+循环水浴气化器”气化系统，与原空温气化器组系统并联，配置成双系统气化的工程建设方案，应急储备中心的气化工艺设备实际也就形成具备一开一备的两套气化系统，原空温气化器组系统停机维护维修时，另一组仍可正常气化生产，二者可独立交替气化运行；同时也可以双系统联合优化运行，保证LNG气化过程全工况无霜冰雾正常运行，适合我国内地LNG应急储备中心建设的实际要求。

由于浸没燃烧式气化器（SCV）系统与原空温气化器组成的双气化系统，性能灵活，多数地区在春夏秋高气温或低负荷气化时，可采用单一空温气化器组系统运行完成气化工艺的生产任务，并取得节能的效果；秋冬气温低或气化生产载荷过大时，选择撬装浸没燃烧式气化器（SCV）+空温气化器组并联系统联合优化运行，甚至单一SCV运行。2种优化运行方式可以消除雾霜冰对生产的影响，减少运行人员工作量，保证设备的连续运行生产^[19]，西安引镇LNG应急储备中心二期气化工程，选用的是这个气化工艺方案。

内地LNG应急场站的建设，周边有电厂与化工厂等单位的富余热源，可利用多余热源与循环水浴气化器组成的气化器系统，与空温气化器组并联进行LNG气化生产，也可以避免气化区设备起霜结冰与起雾，并且综合利用了工厂的热源^[20]；无富余热源与条件不具备配备SCV气化器的寒冷地区，适度放宽用能量，也可选择“加热锅炉+通用循环水浴式气化器组”与空温式气化器组组成两套均可独立运行的并联气化系统，完成LNG无霜冰雾气化生产。

LNG应急储备中心是重要的城镇能源基础设施，承担着城镇天然气输配网络的调峰与应急供给任务，场站运行的安全性、可靠平稳性、经济性是关键。在工程设计时，应选择在安装空温气化器组气化系统的基础上，并联一组可独立气化运行的SCV气化系统，或者“锅炉+水浴循环气化器组”气化系统，组成并联双气化系统，以确保LNG应急中心气化工艺的连续无霜冰雾生产。对受霜冰雾影响的LNG应急储备中心进行技术改建时，要做好完整的调研工作，设计与工艺安排，要与现场设备、土地面积和环境相适应。先前内地建设的LNG储备中心，技改优化后，应增强气化系统气化器编组运行与生产调度的优化，充分利用空气蕴含热能进行气化生产，满足生产过程的节能要求。