2012年第4
期
PipelineTechniqueandEquipment
2012No.4
浸没燃烧式汽化器的分析优化
陈
军，孔令广
（中石油大连液化天然气有限公司接收站，辽宁大连116600）
摘要：文中介绍了LNG接收站的工艺流程，对接收站正在运行的开架式汽化器（ORV）和浸没燃烧并在此基础上结合浸没燃烧式汽化器（SCV）结式汽化器（SCV）的工作特点和使用环境进行分析比较，构特点，提出优化方案。关键词：ORV；SCV；热源；蒸汽中图分类号：TE80
引言
目前，液化天然气（LNG）正在以每年约12%的高增长率，成为全球增长最迅猛的能源行业之一。而亚洲作为当前LNG的主要市场，预计对LNG的进口量
8
将从2010年的1.339×10t增加到2020年的1.49×
文献标识码：B文章编号：1004－9614（2012）04－0055－03
气体。这些BOG气体进入BOG总管，然后经过BOG压缩机加压到0.7MPa，再进入再冷凝器成LNG．
储罐内的LNG通过罐内的LNG低压泵增压到1.19MPa输送至低压输出总管，低压输出总管的LNG一部分作为码头保冷循环，一部分供给槽车装车，一部分进入再冷凝器冷凝BOG，另外部分直接通过再冷凝器的旁路与再冷凝器出口的LNG混合后进入高压泵。LNG经高压泵再次加压到10MPa后输送至汽化汽化后成为气态的天然气。汽化后的器ORV或SCV，
天然气，大部分经外输计量撬计量后通过外输主管道送到各门站和终端用户，而一小部分则经过压力调节阀减压后供给SCV作为燃料的气源。2
接收站汽化器简介
接收站有两种类型的汽化器：开架式汽化器（ORV）和浸没燃烧式汽化器（SCV）。ORV是使用海水作为热交换介质来汽化LNG的一种汽化器，海水泵海水通过分布器提供的海水经管线输送到ORV顶部，
分配成为薄膜状沿翘片式换热管的外部从上向下流在翅片管内部从下往上动；LNG从翅片管底部进入，
流动，两种介质做逆流式热交换，使得LNG汽化成为常温天然气从ORV顶部输出。ORV的翅片管一般选焊接性能、传热性较择在低温下有良好的机械性能、好且有较好耐腐蚀性的铝合金材料。
当海水温度低于5℃或者ORV出现故障而不能会投用SCV．SCV由水箱、加热盘满足外输需求时，
管、气体燃烧室及其他附件（燃料气供给系统、助燃鼓pH值控制系统和NOx控制系统）组风机、冷却水泵、成。燃料气在燃烧室中与鼓风机提供的助燃空气混合并燃烧，燃烧产生的气流与水箱中的水直接换热，通过控制燃料气的量来控制水箱中的水保持恒温。LNG流经不锈钢盘管通过管壁加热盘管浸没在水中，
与水之间进行热交换。在运行期间，当燃烧器燃烧速
108t．近年来，国内的LNG项目发展很快，对LNG的需求量也迅猛增长。目前，国内已经建成投产的LNG接收站项目共5个，分别是广东LNG项目、福建LNG项目、上海LNG项目、江苏LNG项目和大连LNG项“十二五”目。预计期间，国内将建成LNG接收站17
7
座，接收能力达到6.5×10t/a左右。
1接收站工艺流程简介
LNG接收站一般具有LNG接卸、储存、汽化、外输
LNG通过运输船上及蒸发气回收功能。如图1所示，
的输送泵（提供0.3MPa压力）经卸料臂进入卸载管线和码头循环线中，两条管线中的LNG最终回合在一起，通过上进料或者下进料管线输送到岸上的LNG储罐中。为维持LNG船舱的压力稳定，需要通过气相返回臂向LNG船舱补充BOG气体，所以卸船时LNG储罐的工作压力要高于LNG船舱的工作压力，以便BOG可以从储罐流向船舱
。
图1LNG接收站工艺流程
LNG在储罐中一般维持在－160℃、常压（一般码头循环、机械运微正压16kPa左右）的条件下储存，
转以及储罐外壁热量的渗入等原因都会使储罐内部LNG吸收热量从而会产生一定量的BOG热量增加，
收稿日期：2012－06－25
NOx降减系统注水至燃烧器，率达到一定数值时，以降低NOx的产生。冷却水泵通常用来冷却燃烧器封套，pH控制系统由1个自动定量注入系统通过系统自动检测的水箱pH值并注入25%的NaOH溶液以控制水箱的实际pH值。通常SCV消耗汽化产生的天然气的1%～2%作为燃料，因此SCV的运行成本较高。然SCV具备结构紧凑，相对于其他汽化器而言，占用而，
空间小，水箱恒温能适应LNG汽化量波动及易于快速启动的优点，可以结合SCV正常运行条件下影响因素来对SCV进行优化，从而，更好地应用SCV．3
影响SCV正常运行的因素
SCV在运行过程中，能够影响SCV正常运行的因素有很多，如风量和燃料气的配比、燃料气压力、水浴的温度和液位、燃料气的燃烧程度、燃料气入口和烟囱处的气体探测等。风机的风量和燃料气的配比，会对燃烧器的燃烧效率产生影响；燃料气的压力也要控制在一定的范围内，燃料气压力较大波动，会引起运行不稳定；水浴的液位和温度也要控制在适当的水平，过高或过低都会影响安全运行，甚至达到联锁点引起跳车；与燃料气相关的燃料气入口和烟囱处的可燃气报警器容易引起设备停车；在运行过程中，还要如果NOx产生速度过快会注意控制NOx的生成速率，
影响水浴的酸碱性，水浴的酸碱度要得到合理的控制，长时间的运行会使水浴的酸度增加，如果不及时处理，则会对设备产生一定程度的腐蚀。以上的各种情况是SCV的正常运行时燃料气燃烧可能产生的不良后果，严重时会引起跳车。4
SCV热源的优化
在工业生产中，一些电厂和化工厂会有循环水系统，一般都需要通过冷却塔等冷却设备将循环水进行一定程度的冷却后才能排出或者再次加热循环利用。循环水在通过冷却塔等冷却的过程中，很多热能被浪费，造成热能的不必要损失。利用此热能，不但能达到节能减排的目的，而且能够产生一定的经济效益。
SCV汽化LNG恰恰需要热水作为LNG接收站，
来提供热源，可以利用蒸汽的冷凝潜热来给SCV水浴加热。如图2和图3所示，可以在电厂冷却塔的前面接出一条管线到SCV内部，管线内的水蒸气与SCV水箱里面的水进行换热，换热完成后的水返回到冷却塔的下游继续循环利用。被加热的水槽内的这部分水与LNG进行换热，这样就能实现将这部分热能作为SCV的热源而利用起来。这种优化节省了天然气燃
料，同时也减少了很多燃烧器中间控制过程。在运行过程中，控制水蒸气的流量就可以控制汽化所需的水从而能很好地控制汽化LNG的量及其出口温浴温度，
度，满足化工艺的需求
。
图2SCV热量供应图
对于炼油厂或者发电厂产生的高温高压蒸汽，可以就近铺设一条蒸汽管道到接收站，将蒸汽的冷凝潜热作为SCV的水浴热媒，这样不仅解决了接收站汽化LNG所需要的热量问题，还为炼油厂和发电厂解决了蒸汽液化问题，从而保证蒸汽的循环利用
。
5数据计算
图3SCV优化结构图
文中以图2为基础，以1台SCV为例，在确定了实际应用参数条件下，计算出以燃料气作为热源和以热电厂的废热蒸汽作为热源两种不同条件下SCV运行成本。5．15．1．1
计算所需参数电厂汽轮机参数
汽轮机额定功率7MW、额定进气压力3.43MPa、进汽温度435℃、额定排气压力0.7MPa、排汽温度261℃、额定转速1761r/min．5．1．2
SCV相关参数
LNG密度ρ为440kg/生产能力M为200t/h、
73
m3、天然气热值为3.7×10J/m．
5．1．35．25．2．1
海水泵相关参数计算过程燃料费的计算
3
额定功率1500kW、额定流量8930m/h．
根据以上数据取1体积LNG可以汽化600体积
NG，那么可以根据公式求得每小时汽化出天然气体积：
200×1000M
×600V1=×600=
440ρ=2.7273×105m3/h
假设SCV耗用燃料气与总共汽化出天然气之比为1.5%，则每小时LNG汽化所需的燃料气体积：
V2=1.5%V1=
1.5200×1000××600100440
3
435℃焓值h3=3307.5kJ/kg，压力为3.43MPa、汽轮机前蒸汽质量流量：
2.9185×107
E==8.824kg/s
3.3075×106
需要供给汽轮机蒸汽质量流量为8.824kg/s．每台汽轮机每小时产生蒸汽质量为
M2=3600×8.824=31．8t
2台上述7MW的汽轮机发电后根据计算得出，
的废水可以为1台满负荷运行的SCV提供所需的热量。5．2．4
汽化同样量的LNG用ORV成本计算一般汽化200t/h的ORV需要1台流量为8930m3/h的海水泵提供海水，带动相应海水泵正常运转所需电机额定功率为1500kW，每小时消耗1500kWh，则每个月1台ORV满负荷运转消耗总电量为1500×24×30=1080000kWh．
假设每kWh电的价格为0.5元，则每个月运行成本为54万元。5．3
分析比较
200t/h的ORV满负荷运由上面计算可以看出，
转的费用为54万元+设备损耗，相同负荷的SCV运行费用为每月883.6万元+设备损耗，优化后的SCV运行费用仅仅包括设备损耗部分，优化后的SCV在成本方面有很好的竞争优势。
另外，现在的SCV燃料气燃烧存在很多联锁条件和众多因素的影响，容易引起跳车等生产事故，直接影响了SCV的正常运行。而在优化后，只需要通过控制蒸汽的流量就可以达到汽化工艺所需的水浴温度，并且简化了控制过程，达到控制生产的目的。用发电厂废热提供热源的SCV与ORV相比较，不仅仅省掉了海水泵运行的费用，还省去了防止海生物滋生的次氯酸装置。6
结束语
综上所述，通过分析优化SCV内LNG汽化所需要的热源，提出利用发电厂废热为SCV水浴提供热量，简化了SCV控制过程，提高了SCV的安全性能，又起到了节能减排的作用，可同时为电厂和LNG接收站提供可观的经济效益。在建设LNG接收站的同时，可以考虑在接收站周边同时建起相应燃气电厂，利用电厂废热汽化LNG，同时LNG还能为蒸汽冷却提供所需冷能，从而使电厂和LNG之间互补。
=4090.9m/h
假设每m天然气3元，则每小时用燃料气价格为12272.7元。
每个月单台满负荷运转的SCV燃烧燃料气费用约为883.6万元。5．2．2
替代燃料气燃烧所需蒸汽量的计算
7
11
3
燃料气燃烧产生的热量为
Q=V·q=4090.9×3.7×10=1.513633×10J忽略管路中能量损失，并且假设利用部分汽轮机出口废热蒸汽作为汽化LNG所需的热量，经SCV后水的出口温度为100℃；进入SCV这部分蒸汽压力为0.7MPa、261℃焓值h1=2977.47kJ/kg，SCV后水的30℃焓值h2=126.38kJ/kg．出口水压力0.7MPa、
每小时需要水蒸气量M1为M1=
Q1.513633×10
=
h1－h2（2977.47－126.38）×103
4
11
≈5.3×10kg=53t
当SCV的汽化能力为200t/h时，用水蒸气量为53t/h．5．2．3
每台汽轮机发电产生废热蒸汽量的计算由动力系统的热力参数来计算朗肯循环效率ηranking，假定发电机效率为ηe，可以得到动力部分所需要的额定热负荷Pth：
Pth=
Peηranking·η
汽轮机进汽温度T1=435+273=708K；汽轮机出汽温度T2=261+273=534K．
朗肯循环效率：
ηranking
T1－T2708－534
===0.246
T1708
假定发电机效率ηe=0.975，则额定热负荷：7
Pth==29.185MW=29185kJ/s
0.246×0.975
2012年第4
期
PipelineTechniqueandEquipment
2012No.4
浸没燃烧式汽化器的分析优化
陈
军，孔令广
（中石油大连液化天然气有限公司接收站，辽宁大连116600）
摘要：文中介绍了LNG接收站的工艺流程，对接收站正在运行的开架式汽化器（ORV）和浸没燃烧并在此基础上结合浸没燃烧式汽化器（SCV）结式汽化器（SCV）的工作特点和使用环境进行分析比较，构特点，提出优化方案。关键词：ORV；SCV；热源；蒸汽中图分类号：TE80
引言
目前，液化天然气（LNG）正在以每年约12%的高增长率，成为全球增长最迅猛的能源行业之一。而亚洲作为当前LNG的主要市场，预计对LNG的进口量
8
将从2010年的1.339×10t增加到2020年的1.49×
文献标识码：B文章编号：1004－9614（2012）04－0055－03
气体。这些BOG气体进入BOG总管，然后经过BOG压缩机加压到0.7MPa，再进入再冷凝器成LNG．
储罐内的LNG通过罐内的LNG低压泵增压到1.19MPa输送至低压输出总管，低压输出总管的LNG一部分作为码头保冷循环，一部分供给槽车装车，一部分进入再冷凝器冷凝BOG，另外部分直接通过再冷凝器的旁路与再冷凝器出口的LNG混合后进入高压泵。LNG经高压泵再次加压到10MPa后输送至汽化汽化后成为气态的天然气。汽化后的器ORV或SCV，
天然气，大部分经外输计量撬计量后通过外输主管道送到各门站和终端用户，而一小部分则经过压力调节阀减压后供给SCV作为燃料的气源。2
接收站汽化器简介
接收站有两种类型的汽化器：开架式汽化器（ORV）和浸没燃烧式汽化器（SCV）。ORV是使用海水作为热交换介质来汽化LNG的一种汽化器，海水泵海水通过分布器提供的海水经管线输送到ORV顶部，
分配成为薄膜状沿翘片式换热管的外部从上向下流在翅片管内部从下往上动；LNG从翅片管底部进入，
流动，两种介质做逆流式热交换，使得LNG汽化成为常温天然气从ORV顶部输出。ORV的翅片管一般选焊接性能、传热性较择在低温下有良好的机械性能、好且有较好耐腐蚀性的铝合金材料。
当海水温度低于5℃或者ORV出现故障而不能会投用SCV．SCV由水箱、加热盘满足外输需求时，
管、气体燃烧室及其他附件（燃料气供给系统、助燃鼓pH值控制系统和NOx控制系统）组风机、冷却水泵、成。燃料气在燃烧室中与鼓风机提供的助燃空气混合并燃烧，燃烧产生的气流与水箱中的水直接换热，通过控制燃料气的量来控制水箱中的水保持恒温。LNG流经不锈钢盘管通过管壁加热盘管浸没在水中，
与水之间进行热交换。在运行期间，当燃烧器燃烧速
108t．近年来，国内的LNG项目发展很快，对LNG的需求量也迅猛增长。目前，国内已经建成投产的LNG接收站项目共5个，分别是广东LNG项目、福建LNG项目、上海LNG项目、江苏LNG项目和大连LNG项“十二五”目。预计期间，国内将建成LNG接收站17
7
座，接收能力达到6.5×10t/a左右。
1接收站工艺流程简介
LNG接收站一般具有LNG接卸、储存、汽化、外输
LNG通过运输船上及蒸发气回收功能。如图1所示，
的输送泵（提供0.3MPa压力）经卸料臂进入卸载管线和码头循环线中，两条管线中的LNG最终回合在一起，通过上进料或者下进料管线输送到岸上的LNG储罐中。为维持LNG船舱的压力稳定，需要通过气相返回臂向LNG船舱补充BOG气体，所以卸船时LNG储罐的工作压力要高于LNG船舱的工作压力，以便BOG可以从储罐流向船舱
。
图1LNG接收站工艺流程
LNG在储罐中一般维持在－160℃、常压（一般码头循环、机械运微正压16kPa左右）的条件下储存，
转以及储罐外壁热量的渗入等原因都会使储罐内部LNG吸收热量从而会产生一定量的BOG热量增加，
收稿日期：2012－06－25
NOx降减系统注水至燃烧器，率达到一定数值时，以降低NOx的产生。冷却水泵通常用来冷却燃烧器封套，pH控制系统由1个自动定量注入系统通过系统自动检测的水箱pH值并注入25%的NaOH溶液以控制水箱的实际pH值。通常SCV消耗汽化产生的天然气的1%～2%作为燃料，因此SCV的运行成本较高。然SCV具备结构紧凑，相对于其他汽化器而言，占用而，
空间小，水箱恒温能适应LNG汽化量波动及易于快速启动的优点，可以结合SCV正常运行条件下影响因素来对SCV进行优化，从而，更好地应用SCV．3
影响SCV正常运行的因素
SCV在运行过程中，能够影响SCV正常运行的因素有很多，如风量和燃料气的配比、燃料气压力、水浴的温度和液位、燃料气的燃烧程度、燃料气入口和烟囱处的气体探测等。风机的风量和燃料气的配比，会对燃烧器的燃烧效率产生影响；燃料气的压力也要控制在一定的范围内，燃料气压力较大波动，会引起运行不稳定；水浴的液位和温度也要控制在适当的水平，过高或过低都会影响安全运行，甚至达到联锁点引起跳车；与燃料气相关的燃料气入口和烟囱处的可燃气报警器容易引起设备停车；在运行过程中，还要如果NOx产生速度过快会注意控制NOx的生成速率，
影响水浴的酸碱性，水浴的酸碱度要得到合理的控制，长时间的运行会使水浴的酸度增加，如果不及时处理，则会对设备产生一定程度的腐蚀。以上的各种情况是SCV的正常运行时燃料气燃烧可能产生的不良后果，严重时会引起跳车。4
SCV热源的优化
在工业生产中，一些电厂和化工厂会有循环水系统，一般都需要通过冷却塔等冷却设备将循环水进行一定程度的冷却后才能排出或者再次加热循环利用。循环水在通过冷却塔等冷却的过程中，很多热能被浪费，造成热能的不必要损失。利用此热能，不但能达到节能减排的目的，而且能够产生一定的经济效益。
SCV汽化LNG恰恰需要热水作为LNG接收站，
来提供热源，可以利用蒸汽的冷凝潜热来给SCV水浴加热。如图2和图3所示，可以在电厂冷却塔的前面接出一条管线到SCV内部，管线内的水蒸气与SCV水箱里面的水进行换热，换热完成后的水返回到冷却塔的下游继续循环利用。被加热的水槽内的这部分水与LNG进行换热，这样就能实现将这部分热能作为SCV的热源而利用起来。这种优化节省了天然气燃
料，同时也减少了很多燃烧器中间控制过程。在运行过程中，控制水蒸气的流量就可以控制汽化所需的水从而能很好地控制汽化LNG的量及其出口温浴温度，
度，满足化工艺的需求
。
图2SCV热量供应图
对于炼油厂或者发电厂产生的高温高压蒸汽，可以就近铺设一条蒸汽管道到接收站，将蒸汽的冷凝潜热作为SCV的水浴热媒，这样不仅解决了接收站汽化LNG所需要的热量问题，还为炼油厂和发电厂解决了蒸汽液化问题，从而保证蒸汽的循环利用
。
5数据计算
图3SCV优化结构图
文中以图2为基础，以1台SCV为例，在确定了实际应用参数条件下，计算出以燃料气作为热源和以热电厂的废热蒸汽作为热源两种不同条件下SCV运行成本。5．15．1．1
计算所需参数电厂汽轮机参数
汽轮机额定功率7MW、额定进气压力3.43MPa、进汽温度435℃、额定排气压力0.7MPa、排汽温度261℃、额定转速1761r/min．5．1．2
SCV相关参数
LNG密度ρ为440kg/生产能力M为200t/h、
73
m3、天然气热值为3.7×10J/m．
5．1．35．25．2．1
海水泵相关参数计算过程燃料费的计算
3
额定功率1500kW、额定流量8930m/h．
根据以上数据取1体积LNG可以汽化600体积
NG，那么可以根据公式求得每小时汽化出天然气体积：
200×1000M
×600V1=×600=
440ρ=2.7273×105m3/h
假设SCV耗用燃料气与总共汽化出天然气之比为1.5%，则每小时LNG汽化所需的燃料气体积：
V2=1.5%V1=
1.5200×1000××600100440
3
435℃焓值h3=3307.5kJ/kg，压力为3.43MPa、汽轮机前蒸汽质量流量：
2.9185×107
E==8.824kg/s
3.3075×106
需要供给汽轮机蒸汽质量流量为8.824kg/s．每台汽轮机每小时产生蒸汽质量为
M2=3600×8.824=31．8t
2台上述7MW的汽轮机发电后根据计算得出，
的废水可以为1台满负荷运行的SCV提供所需的热量。5．2．4
汽化同样量的LNG用ORV成本计算一般汽化200t/h的ORV需要1台流量为8930m3/h的海水泵提供海水，带动相应海水泵正常运转所需电机额定功率为1500kW，每小时消耗1500kWh，则每个月1台ORV满负荷运转消耗总电量为1500×24×30=1080000kWh．
假设每kWh电的价格为0.5元，则每个月运行成本为54万元。5．3
分析比较
200t/h的ORV满负荷运由上面计算可以看出，
转的费用为54万元+设备损耗，相同负荷的SCV运行费用为每月883.6万元+设备损耗，优化后的SCV运行费用仅仅包括设备损耗部分，优化后的SCV在成本方面有很好的竞争优势。
另外，现在的SCV燃料气燃烧存在很多联锁条件和众多因素的影响，容易引起跳车等生产事故，直接影响了SCV的正常运行。而在优化后，只需要通过控制蒸汽的流量就可以达到汽化工艺所需的水浴温度，并且简化了控制过程，达到控制生产的目的。用发电厂废热提供热源的SCV与ORV相比较，不仅仅省掉了海水泵运行的费用，还省去了防止海生物滋生的次氯酸装置。6
结束语
综上所述，通过分析优化SCV内LNG汽化所需要的热源，提出利用发电厂废热为SCV水浴提供热量，简化了SCV控制过程，提高了SCV的安全性能，又起到了节能减排的作用，可同时为电厂和LNG接收站提供可观的经济效益。在建设LNG接收站的同时，可以考虑在接收站周边同时建起相应燃气电厂，利用电厂废热汽化LNG，同时LNG还能为蒸汽冷却提供所需冷能，从而使电厂和LNG之间互补。
=4090.9m/h
假设每m天然气3元，则每小时用燃料气价格为12272.7元。
每个月单台满负荷运转的SCV燃烧燃料气费用约为883.6万元。5．2．2
替代燃料气燃烧所需蒸汽量的计算
7
11
3
燃料气燃烧产生的热量为
Q=V·q=4090.9×3.7×10=1.513633×10J忽略管路中能量损失，并且假设利用部分汽轮机出口废热蒸汽作为汽化LNG所需的热量，经SCV后水的出口温度为100℃；进入SCV这部分蒸汽压力为0.7MPa、261℃焓值h1=2977.47kJ/kg，SCV后水的30℃焓值h2=126.38kJ/kg．出口水压力0.7MPa、
每小时需要水蒸气量M1为M1=
Q1.513633×10
=
h1－h2（2977.47－126.38）×103
4
11
≈5.3×10kg=53t
当SCV的汽化能力为200t/h时，用水蒸气量为53t/h．5．2．3
每台汽轮机发电产生废热蒸汽量的计算由动力系统的热力参数来计算朗肯循环效率ηranking，假定发电机效率为ηe，可以得到动力部分所需要的额定热负荷Pth：
Pth=
Peηranking·η
汽轮机进汽温度T1=435+273=708K；汽轮机出汽温度T2=261+273=534K．
朗肯循环效率：
ηranking
T1－T2708－534
===0.246
T1708
假定发电机效率ηe=0.975，则额定热负荷：7
Pth==29.185MW=29185kJ/s
0.246×0.975