上海LNG接收站冷能利用中间介质气化器研究

刘 军 章润远

上海燃气工程设计研究有限公司

0 引言

上海LNG接收站现有的设备配置已不能满足上海市天然气市场的变化，只有提高供气弹性，才能确保上海市天然气的供应和调峰。《上海能源发展规划》提出在“十二五”期间建设上海LNG项目一期扩建工程等工作。

根据国家有关节能减排政策，在上海LNG储罐扩建项目中设置一套低温朗肯循环的冷能利用发电装置。

项目采用的低温朗肯循环是利用丙烷作为中间循环介质进行发电。液相丙烷经过丙烷循环泵进入中间介质气化器（以下简称IFV）和海水换热，气化后进入透平发电机组的透平端，释放丙烷蒸汽中的焓，丙烷自身减压降温成常压饱和丙烷蒸汽，焓被转化为电能后向外输送。经过透平的丙烷进入IFV的LNG气化部分，将LNG气化为气态天然气，同时丙烷液化，再次进入丙烷循环泵，进入下一次循环。

本研究重点在冷能发电用IFV设计理念、制造思路等部分，通过设备工艺模拟计算，得出IFV实际运行情况的参数，对冷能发电项目的实施提供技术支撑。

1 LNG气化器

LNG气化器是将液态天然气（-162℃）通过热媒加热气化为气态天然气的换热装置。

LNG气化器根据运行情况分为基本负荷型和应急调峰型。基本负荷型使用频率高、气化量大，在选型阶段主要考虑设备的运行成本。应急调峰型是为满足城市燃气调峰要求，其特点具有使用频率低，启动要求高。根据LNG气化器的热媒不同，可将LNG气化器分为加热（强制）气化器、环境气化器和工艺气化器三类。常见的LNG气化热媒有空气、河水或海水、天然气燃烧热、电加热、工厂废热等。

我国大型的LNG接收站基本上建在沿海，LNG气化器根据当地气候及海水条件、接收站的功能定位、热源种类等条件选取。目前气化器型式主要有开架式气化器、浸没燃烧式气化器和中间介质气化器。

1.1 开架式气化器（ORV）

开架式气化器是一种水加热型气化器，以海水为热源，在0～100%的负荷范围内运行，同时根据需求的变化控制调整气化量。其特点是投资较大、运行费用较低、操作和维护容易，适用于基本负荷型的LNG接收站。

1.2 浸没燃烧式气化器（SCV）

浸没燃烧式气化器属于强制加热型气化器，它以燃料燃烧产生的烟气为热源，直接加热水，加热后的水通过激烈搅动，与管内LNG进行热交换，大幅提高了传热效率。浸没燃烧式气化器的热效率在98%左右，可快速启动，并能对负荷的突然变化作出反应，适用于应急或调峰用气工况。其特点是整体投资和安装费用低、占地面积小、操作灵活；但其操作费用很高。

1.3 中间介质气化器（IFV）

中间介质式气化器主要有管壳式气化器（STV）和中间流体式气化器（IFV），其相同点均利用中间介质作为热媒。中间介质可以是丙烷或醇（甲醇或乙二醇）水溶液，加热介质可为海水、热水、空气等，可改善结冰带来的影响。

上海LNG接收站由于热源为海水，同时考虑此处为长江入海口，海水中泥沙的含量非常高，结合LNG接收站三种常见的液化天然气的气化器特点，上海LNG接收站使用IFV做为主要气化器。

2 中间介质气化器

2.1 中间介质气化器的原理

LNG中间介质气化器（Intermediate Fluid Vaporizer,IFV）是一种具有广泛应用潜力的气化LNG设备，因其结构特点使IFV较空气式气化器更高效，较开架式气化器适应性更强。但是IFV的设计制造面临许多技术难题：一是其制造材料必须能耐低温、承高压、耐腐蚀、耐磨损；二是换热器的结构不仅要保证安全高效的运行，且需方便维护检修；三是对换热器的换热效率有较大影响的中间介质的选取；四是换热器内流动换热基础理论是换热器设计的基本依据，是优化换热器设计的基础。

图1给出了IFV的结构原理图，IFV主要有丙烷蒸发器（简称E1气化器）、LNG气化器（简称E2气化器）和NG加热器（简称E3气化器）三个部分组成。热源高温海水首先进入E3气化器，温度为TW1，在E3气化器换热管内流动放热，出口温度为TW2，然后再进入E1气化器，在E1气化器的换热管内流动进一步放出热量，最后排出IFV，温度降为TW3。低温LNG首先进入E2气化器，温度为TLNG1，在E2气化器换热管内流动吸热并气化成气态天然气，同时出口温度升高至TNG2，然后进入E1气化器冲刷海水管束吸热，温度进一步升高至设计温度TNG3；丙烷在E1气化器中吸热气化，在E2气化器中放热液化，如此反复循环传递热量，其饱和温度恒定不变。

图1 常规IFV气化传热工艺图

2.2 冷能发电用中间介质气化器简述

在冷能发电装置中，IFV分成两个部分，其中E2气化器独立成为一个单体设备，由LNG和气态丙烷进行换热，LNG气化形成NG，中间介质则完全液化；E1气化器和E3气化器组成一个单体设备，E1气化器利用海水的温度蒸发液态丙烷，E3气化器则加热从E2气化器气化排出的气态天然气，使其温度达到设计要求的参数后进入后续工艺系统，见图2。

图2 冷能发电IFV气化传热工艺图

3 冷能发电用中间介质气化器研究

3.1 IFV计算工况

上海LNG接收站冷能发电装置用IFV，LNG气化量为205．2t/h，作为热源的海水温度按最不利的7．6℃进行设计，并确保海水进出口温差不大于5℃。目前按表1中4个工况进行设备工艺计算。

3.2 IFV机械设计条件

为满足设备正常运转，设备需要采用耐低温的不锈钢。同时冷能发电用IFV是利用E2和E1&E3两部分之间的丙烷进行冷循环，E1&E3管束内的海水冻结将是最恶劣的操作工况，将直接减少设备的换热效率，同时对管束造成致命破坏。出于安全性考虑，管束应该要满足3次冻涨疲劳试验才能保证设备安全运行。管束冻涨示意见图3，不同部分应选择表2中所列材料。

图3 IFV管束冻涨示意图

表3为根据冷能发电用IFV使用的介质条件（海水，LNG及丙烷），所列出的设计条件。

3.3 IFV工艺计算结果

按照IFV设计条件，计算结果见表4：

表1 IFV计算工况一览表

表2 IFV材料表

表3 IFV设计条件

表4 计算结果表

3.4 IFV工艺计算结果分析

1）海水部分

IFV设备需要的海水流量为7 755t/h，从IFV的E3气化器进入，在IFV的E1气化器出来，进出口温差均小于5℃。

2）LNG部分

IFV的LNG气化能力满足上海LNG接收站205．2t/h的要求，进入E2的LNG温度为-147℃，经过E2气化器和E3气化器后，气态天然气出口温度大于1℃，经过IFV的LNG压力降小于2Barg。

3）丙烷部分

IFV的中间介质丙烷所需要的循环量根据LNG组分的不同而发生变化，贫液为229t/h，富液为202t/h，丙烷在设备内的压损小于0．2Barg，丙烷温度基本稳定，在E2设备中被液化至-41℃，在E1中被海水加热至-7℃～8℃。

根据表4中四个工况计算结果，可以发现在LNG流量不变的情况下，改变LNG的组分，压力均会对海水进出口温差和丙烷循环量、温度及压力产生不同的变化。如LNG在63Barg压力下，由贫液组分变为富液组分，海水温差减小0．3℃，丙烷循环量减少27t/h。这些参数的变化均在IFV的允许范围内，满足上海LNG接收站运行要求。

4 结论与建议

4.1 结论

1)冷能发电项目设计规模为LNG气化量205．2t/h，装置发电能力达到2 400万kW。

2)冷能发电用IFV和常规IFV的区别主要在于E2部分的独立以及丙烷循环系统从设备内循环变成设备外循环。

3)设备本体的材质要求非常高，大部分设备均需要使用不锈钢，其中海水管束需使用钛合金管，以降低由带泥沙的海水磨损和腐蚀以及海水的冻涨破坏。

4)根据目前计算的工况对IFV设备的计算结果，满足上海LNG接收站的要求。

4.2 建议

在工艺计算中锁定了部分工艺条件，如海水入口温度和LNG入口温度等，应进一步收集上海LNG接收站实际运行参数，扩大IFV工艺研究范围，确保冷能发电用IFV能在项目的实施中平稳运行。