内河LNG接收站气化器选型浅析与研究

孟明博 张双泉 韩强 邵亚楠

安徽长江液化天然气有限责任公司 安徽 芜湖 241000

液化天然气（LNG）接收站的主要功能是接卸、储存和气化LNG，并通过站内管网向下游用户供气[1-2]。目前国际和国内已投产运行的接收站大部分建设在沿海地带，此类接收站大多采用海水作为热源而配置相应气化器。不同于沿海接收站，我国内河LNG接收站建在沿江地带，内河水质条件也与沿海海水相差较大，气候气温及汛期等环境条件也存在明显差异。目前国家已批复同意内河LNG接收站数量远小于沿海接收站，内河接收站的气化器选型研究目前还较少。本文依据芜湖LNG接收站项目气象、水文、热源等基本情况，根据气化器种类、性能、材质等方面，从可靠性、经济性、安全性等方面进行论证，探讨适用于本项目的一二期气化器选型方案。

1 项目情况介绍

芜湖长江LNG 内河接收站项目作为国内首个核准的LNG 内河接收站和首个取得交通运输部调整专项规划意见的内河LNG接收站，其一阶段规模为加工处理LNG 100万t/a：其中气化外输44万t/a，槽车外运40万t/a，LNG船舶水路转运5万t/a，LNG加注1万t/a，LNG罐箱汽车外运10万t/a。

本项目二阶段建成后规模为加工处理LNG 150万t/a：其中气化外输为69万t/a，槽车外运55万t/a，LNG船舶水路转运13万t/a，LNG加注3万t/a，LNG罐箱汽车外运10万t/a。

为提高接收站资源保障供应能力，打造成为安徽省重点气源工程和长江三角洲天然气产供储销体系重要资源供给地，有必要从项目设计阶段论证、选择高效科学的气化设备保障LNG接收站安全、稳定、有效运营。

2 LNG气化常用气化器类型

2.1 ORV开架式气化器

ORV气化器一般利用场站附近海水或江水温差作为热源条件，实现海水或江水与液态LNG对流热传导，使得LNG吸收热量后升温气化。LNG从下部总管进入，然后分配到每个小的换热管内，在换热管束内由下向上流动，气化器顶部装有海水分布装置，海水由顶部进入，经分布器分配成薄膜状均匀沿管束外壁下降，同时将热量传递给管内液化天然气，使其加热并气化[3]。

2.2 IFV中间介质气化器

IFV气化器实际是将3组管壳式换热器叠加组合而成，利用丙烷、异丁烷、氟利昂、氨或混合介质等作为中间传热流体，利用中间介质受热蒸发、遇冷冷凝的相变特性，实现海水或江水与LNG的间接换热，从而避免海水结冰带来的影响。

2.3 SCV浸没式燃烧气化器

SCV运行时，天然气和空气在燃烧器中混合点燃，产生的高温烟气作为热源通过气体分布器被排入水浴中，以鼓泡形式与水浴进行直接接触式传热传质，加热浸没池中的LNG盘管。该流动与传热机制特点是气液相间接触面积大和传热效率高，低温LNG由换热管束下端流入SCV进液总管再分流至各个分支管，分支管内的LNG与管束外高速流动的气液两相流进行热量交换，进而逐渐升温气化为NG。

2.4 AAV空温式气化器

AAV气化器由挤压成型星形铝翅片管按照矩阵立式排布而成，通过内连接片联接组装，外连接片与外框架进行组装成型，联接管按序列联接进口管、各翅片管至出口管，形成完整的流体流通换热通路。

图1 四类气化器实景图

3 气化器选型分析

在大型 LNG 接收站中，气化器选型时应考虑的因素[4]主要有：可靠性和耐久性、稳定性和安全运行行、适应负载波动的灵活性、成本效率、所用材料应有优异的低温性能。

3.1 主观因素

随着长江大保护的持续推进，内河接收站取排水许可审查更加严格，其环保要求与沿海接收站有所不同。根据本项目生态环境厅对项目环境影响报告书审批意见，要求气化后排水温降严格限制在2℃以内，建议芜湖LNG项目一期不采用IFV。

ORV气化器的投资和操作成本较 IFV 低廉，ORV 生产厂家对江水水质的要求为 ：江水含沙量＜ 80 mg/L、重金属离子含量 Cu2+＜ 10 μg/L、Hg2+＜ 0.5 μg/L、pH值范围7.5～8.5、固体悬浮物＜ 80 mg/L、化学需氧量（COD）＜ 4 mg/L、溶解氧＞ 4 mg/L。

根据本项目区域江水水质监测结果，夏季排涝期间含沙量较大，局部时间段内江水的 pH 值和全部时段的化学需氧量不满足 ORV 的使用条件。此外局部时段pH值小于7.5，采用ORV需要增加涂层厚度的检测频率，表面要在运行3～5年后需进行表面防腐涂层翻新，喷涂费用高，50～80万元/次，ORV作为项目气化器不太合适。

3.2 客观因素

IFV气化器占地面积小，能够得到稳定的气化量，此外，海水或江水没有结冰的危险，其最大的优点是适用于能量的综合利用，即热电联产。除此之外，还可用作冷能发电，符合新时代能源发展要求。相比其他气化器，IFV气化器耗材成本更高，IFV的制造材料需要耐低温，耐高压，耐腐蚀，耐磨损，其换热管采用钛材或者不锈钢复合。

ORV气化器以海水或江水为加热介质，体积庞大，且需配置海水系统，故投资较高，占地面积也大，气化启动时间长；但是运行费用较低，操作和维护容易，比较适用于基本负荷型生产使液化天然气气化，这种气化器的气化能力受到气候等因素的影响比较大[5]。

ORV翅片管表面为Al-Zn合金涂层，采用火焰喷涂技术进行喷涂。海水或江水中的铜离子、汞、残留氯气、pH值会导致Al-Zn涂层的寿命缩短，铜离子沉积在Al-Zn涂层的表面加速合金表面的阴极还原过程，从而导致Al-Zn涂层腐蚀。若只考虑水中的沙对ORV涂层的磨损，根据沙对Al-Zn合金涂层的磨损特性曲线，平均年磨损量约为20μm[6]。

SCV气化器开停车迅速方便，但因消耗天然气而使运行成本较高，一般不作为基本负荷型气化器。其热效率能达98%～99%。占地小且安全可靠，是最理想的LNG气化设备，因此被广泛应用于调峰和紧急情况。

AAV气化器结构简单，运行费用低，可单独使用环境空气作为热源，避免排放污染物和释放噪音，也可收集冷凝水和融化冰水作为生产或生活用水。

3.3 选型结果

通过前述分析，考虑到芜湖地区夏季含沙量大和化学重金属离子含量高的影响，本项目不采用ORV气化器；针对目前长江取排水政策影响，暂不选择IFV，但可以通过经济对比分析，在考虑未来二期气化器选型时新的取排水政策条件放宽、项目试运营情况、市场气化需求规模等多种情况，提供重要的选型参考依据；AAV气化器目前工艺设备迭代，考虑结霜雾化情况，大部已增设除雾装置，使用效果良好，本项目一期考虑配备除雾器装置。SCV因使用稳定、启动快、热效率及热损失小等优点，选择作为冬季切换及备用辅温使用。

4 选型及经济分析

根据上述讨论，按照芜湖LNG项目特点，气化器从IFV（考虑二期长江取排水政策放开）、AAV及SCV搭配选择，以AAV作为基荷气化器，同时具备可行性和经济性。SCV作为备用气化器使用，冬季低温阶段开启SCV气化器保供，以应对并及时切换启动工况。下面将对IFV+SCV或AAV+SCV的2套系统分别进行经济性计算，进一步优化比较得出优化系统。

4.1 IFV+SCV组合形式

（1）设备投资

1）按芜湖LNG项目峰值外输100t/h计算，选择1台IFV，另选 2台SCV（50 t/h）作为备用。IFV选择钛材质，单台约950万元；SCV单台约1100万元。

2）其他

包括江水取水口、排水口各1座，相应的还有海水泵、取水和排水管线、海水过滤装置及安装等投资，约100万元。

（2）运行成本计算

IFV+SCV 系统的运行费用主要体现在 IFV 配套海水泵的电费及取水费上。本项目采用 35 kV 供电系统，按芜湖当地两部制电价0.62元/度计算，取水价格根据安徽省《关于调整水资源费征收标准的通知（皖价商〔2015〕66号）》中规定，江水取水费为 0.08 元/m3，取水量按2000万m3计。天然气消耗来自接收站内部，暂按4000 元/估算。根据经验，IFV 每气化1tLNG，约需耗电9.57 kW·h。年运行费用=44万t* 9.57（kW·h）/t* 电价+取水量*0.08= 421.07万元。

SCV运营费：燃料费=44万t*1.5%*4000元/t=2640万元

总费用=设备投资+运营费用=（950+100+1100*2）+（421.07+2640）=6311.07万元。

4.2 AAV+SCV组合形式

（1）设备投资

本项目一阶段气化器采用AAV与SCV并联方式，正常工况条件下，采用AAV进行作业，冬季特殊工况条件下，AAV不满足气化要求时，启用SCV。AAV共设置12台，单台气化能力为12500Nm3/h，其中6台为1组，2组交替切换使用，另设6台空温式复热器与气化器串联，AAV处理能力为50t/h。设备投资约900万元；SCV共设置2台，单台能力为50t/h，1用1备。

其他：AAV只与空气对流换热，气运行成本基本为零，除雾装置运行功率低（15kW）、除雾使用时间短，运行时电费考虑不计。

（2）运行成本计算

总费用=设备投资+运营费用=（900+1100*2）+2640=5740万元

根据上述计算，比较2种组合形式下气化器经济性（见表1）。

表1 2种组合形式下气化器经济性比较

5 结论

（1）每种气化器都有各自的优缺点，也都有与之相适应的运行环境。而为了处理LNG接收站的各种工况，选择1～2种气化器进行组合是一个不错的选择，既能够发挥各自的优点也能够弥补本身固有的缺陷。

（2）气化器选型应综合考虑环境条件、设计规模、占地面积、投资成本、运营成本、运行稳定性、辅助设备等因素，选出最优的气化方案。本项目综合各种因素，选择AAV空温式气化器和SCV浸没燃烧式气化器并联的方式，既有效地利用了环境热量，又保证了储气温度稳定。