LNG接收站浸没燃烧式气化器运行优化

王新

（深圳市华燃建设工程有限公司 518000）

0 引言

近年来，液化天然气（LNG）发展迅猛，国内建成投产LNG接收站数量不断增加。根据调查可知，国内LNG接收站多采用开架式（ORV）、中间介质式（IFV）、浸没燃烧式（SCV）气化器。SCV以水为传热介质，燃气与水直接接触，初始成本低、传热效率高，但后期运行成本也相对较高，多用于紧急情况或是调峰时，本文主要围绕其运行与优化问题展开具体分析。

1 LNG接收站气化器概述

LNG接收站是一项系统工程，具体工艺流程见图1。

图1 工艺流程

根据图1可知，气化器是LNG接收站运行的重要设备之一，国内常见的有开架式（ORV）、中间介质式（IFV）、浸没燃烧式（SCV）几种，实践中需根据实际情况合理选用。本文以浸没燃烧式气化器为研究对象，并对其与另外两种气化器的比较情况作了简单归纳，具体如表1所示。

总的来说，SCV的主要优势在于初期投资小、占地面积适中、启动速度快，缺点也较为明显，即运行成本高，因此多用于调峰和紧急情况。

2 浸没燃烧式气化器运行特点与影响因素

2.1 浸没燃烧式气化器运行特点

如图2所示即为浸没燃烧式气化器（SCV）典型结构，主要组成部分包括水浴、燃烧器、鼓风机、烟气喷射管、围堰、换热管束、烟囱。一旦开始运行，燃烧器内燃气燃烧，高温烟气经由下排气管排入水浴池，水浴高度湍动，此时换热管内LNG与水实现充分换热，达到加热、气化的效果。

根据运行过程分析可得，SCV热效率高，可实现LNG的快速气化；运行成本高，需消耗生产天然气1.5%作为燃料气；环保性好，可控制燃烧量使水浴温度恒定，排放物对环境影响相对较小。

表1 三种气化器比较情况

图2 浸没燃烧式气化器结构

2.2 浸没燃烧式气化器运行影响因素

根据浸没燃烧式气化器运行原理与相关实践经验总结分析可得，其运行影响因素众多，现主要归纳了以下几点：

（1）风机风量与燃料气配比，直接影响燃烧器燃烧效率。

（2）合理控制燃料气压力，不宜波动过大，否则将出现运行不稳的情况。

（3）合理控制水浴液位、温度，不宜过高、过低，均会影响运行安全性，一旦达到联锁点将引起跳车。

（4）合理控制NOx生成速率，切忌生成过快，否则将影响会导致水浴酸度增加，甚至是出现腐蚀设备的问题。

上述情况只是对浸没燃烧式气化器运行中的一些影响因素的简单列举，具体还是要根据实际运行情况做好测试分析与优化工作，切实保证设备正常、安全运行。

3 气化器运行优化

本文主要以某LNG接收站浸没燃烧式气化器运行情况分析与优化措施为例展开分析，为满足冬季气化外输需求，该LNG接收站设8台浸没燃烧式气化器（1台备用）。SCV实际运行中，燃料用气量十分大，运行成本高，节能降耗、安全可靠是运行优化的一个主要目标。

3.1 LNG接收站工艺流程

该LNG接收站冬季采用再冷凝工艺，接卸来船内LNG进入储罐，经由低压泵、再冷凝器、高压泵等加压至9.3MPa，输至SCV、ORV气化，气化后经计量后外输。本项目使用的是日本住友公司成套SCV，其结构如图3所示，其设计温度、压力分别为-170℃～65℃、13.9MPa，采用仿串级控制系统调节水浴温度。

图3 SCV结构

3.2 SCV运行风险优化

根据本项目SCV实际运行情况分析可知，其主要风险来源于以下三个部分：

3.2.1 助燃空气供应系统

SCV助燃空气供应系统运行可靠性主要影响因素为鼓风机、鼓风机入口阀（PCV）、鼓风机出口流量分配阀（FCV）联动中出口压力与流量的不稳定，主要后果包括：火焰熄灭、跳车。

原因分析：FCV是管道分流口处一个具有空气扰流作用的钢板，基于强大气流下，FCV动作波动幅度大，极易出现阀变形、脆性裂纹等问题，导致助燃空气流量分配控制稳定性受影。

优化措施：增加4台SCV设备，统一进行FCV改造，在铁板平面结构焊接固定扰流板，增强稳定性。经检测发现FCV稳定性有效改善，流量分配控制更加稳定。

3.2.2 燃料气供应系统

SCV燃料气供应系统主要影响因素包括：①各气动阀动作异常；②燃料气压力波动。主要后果包括：火焰熄灭、跳车。

原因分析：水浴温度与设定值相差过大，燃料气调节PID参数对此不适应，水浴温度出现周期性、阶跃性震荡。

优化措施：①重新调节PID参数；②以烟气检测所得的各项废气含量为依据，设定FCV开度，获得更加合适的空燃比。

3.2.3 水浴加热系统

SCV水浴加热系统主要影响因素包括：①冷却水循环不良；②水浴池墙壁、受热介质盘管存在污垢、损坏情况。主要后果包括：①水浴温度不均；②水浴泄漏；③跳车。

原因分析：①冬季寒冷，冷却循环水泵出口管道极易出现冻结情况，导致循环不良，对此必须落实保温工作，设置电伴热系统；②水浴室二氧化碳酸性环境，导致相关设备腐蚀、损坏问题的出现。

优化措施：定期维护墙壁、盘管；及时查找泄漏风险点，加固、喷涂防腐层；使用中性无盐水浴，降低腐蚀风险。

3.3 SCV运行稳定性优化

本项目SCV运行后发现实际燃料气消耗量十分大，且与设计参数存在较大差距，运行经济性、稳定性均较差。据分析后发现，此问题的产生原因主要是空燃比分配不合理，以致于燃料气无法充分燃烧，消耗量随之增加。为此本项目进行了SCV运行模拟分析，以寻求最佳运行优化方案。

3.3.1 运行模拟

本项目对各种LNG负荷下SCV运行状态进行模拟，主要操作如下：

（1）切换SCV运行模式至手动就地模式。

（2）中控室调节LNG进料阀，向SCV输入不同LNG负荷。

（3）调整燃料气流量、助燃空气分配，直到水浴温度为15℃。

（4）测试排气烟道内H2S、CO、CO2含量，微调助燃空气分配阀开度，直到H2S、CO含量最低。

（5）记录LNG负荷、燃料气流量、阀门开度，输入PLC系统，锁定各档位下阀门开度比例。

3.3.2 结果分析

基于手动控制模式下，通过运行模拟获得水浴温度高值与废气甲烷含量低值最佳结合点，经检测可得，8台SCV处理能力从167t/h提升至185t/h，同时燃料气的消耗量减少20%，FCV振动幅度变小，整个系统运行经济性、稳定性均显著改善。

4 结语

综上所述，LNG接收站是天然气外输的源头，其供气可靠性具有关键性意义，由此对气化器的运行提出了更高的要求。本文围绕SCV的应用与运行优化展开了具体论述，其作为一种热效率高、结构紧凑、运行成本高的设备，主要作为辅助设备使用，满足冬季高峰期供气需要或是一些紧急情况，由此在实际运行中需充分考虑冬季特殊性以及运行主要风险，做好相应的优化工作，切实提高SCV运行稳定性与经济性，获得更佳的运行效益。