(中海廣東天然氣有限責任公司，廣東 珠海 519000)

目前，國內(nèi)一般采用空溫式汽化器進行低溫液體汽化[1-3]?？諟厥狡魇且环N翅片管汽化器，以大氣環(huán)境中自然對流的空氣作為熱源，通過導(dǎo)熱性能良好的星形鋁材翅片管與低溫液體進行熱交換，使其汽化成一定溫度的氣體[4-7]?？諟厥狡鞴ぷ鳠o需額外動力和能源消耗，具有無污染、綠色環(huán)保、安全簡單、維護方便、運行成本低及使用不受條件限制等優(yōu)點[8-10]。

天津某液化天然氣(LNG)項目需要采用高流量的-120 ℃低溫氮氣實現(xiàn)對接收站卸料管道的預(yù)冷(卸料管道設(shè)計溫度-168 ℃)，還需防止液氮進入到卸料管道中。而按空溫式汽化器常規(guī)用法，無法單獨使用汽化器提供低溫氮氣，需重新設(shè)計低溫氮氣供應(yīng)方案。

1 空溫式汽化器常規(guī)用法

在空氣分離及LNG接收站等行業(yè)，通常采用空溫式汽化器提供常溫氮氣，用于管道、設(shè)備等的氮氣置換吹掃[11-13]。因此，要求空溫式汽化器提供的氮氣溫度在0 ℃以上。北方地區(qū)冬季氣溫較低，白天氣溫一般低于0 ℃，夜間氣溫可能低至-13.5 ℃左右，使用空溫式汽化器會發(fā)生結(jié)霜現(xiàn)象，降低熱效率，嚴重時汽化器出口氣體溫度低于0 ℃，造成吹掃置換過程中管道等結(jié)霜、結(jié)冰。國內(nèi)各單位對此進行了大量研究，并制定了多種措施保障通過空溫式汽化器提供的氮氣溫度高于0 ℃。

2 低溫氮氣供應(yīng)方案設(shè)計思路

2.1 專用汽化器方案

采用空溫式汽化器加氣液混配器的低溫氮氣供應(yīng)設(shè)計方案，其流程見圖1。

圖1 空溫式汽化器加氣液混配器方案流程

該設(shè)計方案中，空溫式汽化器按照常規(guī)用法提供常溫氮氣，即液氮通過空溫式汽化器完全汽化，汽化后的氮氣再和從液氮儲罐CV-204、CV-204A來的液氮在專用混配器內(nèi)混合。為保障混配器的混合效果并防止低溫液氮進入接收站卸料總管，將液氮分2路用高速噴嘴霧化后送入混配器中?；炫淦鞒隹谠O(shè)置壓力表和溫度表，用于判斷混配器內(nèi)的混合狀態(tài)。氣液混配器內(nèi)混合過程示意圖見圖2。

圖2 氣液混配器混合過程示圖

氣液混配器內(nèi)有多個噴嘴，混配器及噴嘴的材質(zhì)均為304SS，噴嘴直徑152.4 mm(6″)，混配器內(nèi)的氣體質(zhì)量流量可達2 553.8～12 770 kg/h，流速為7.16～35.8 m/s，雷諾數(shù)Re為1 361 977.7。根據(jù)混配器的結(jié)構(gòu)參數(shù)及整個系統(tǒng)的物理、化學(xué)參數(shù)對該方案進行物料平衡及熱平衡計算，計算節(jié)點見圖3，計算結(jié)果見表1。圖3和表1中S1為空溫式汽化器入口，S2為空溫式汽化器出口，S3為混配器入口，S4為混配器出口。

圖3 空溫式汽化器加氣液混配器方案物料平衡及熱平衡計算節(jié)點

物流參數(shù)氣體出入口名稱S1S2S3S4溫度/℃-176.00020.000-176.813-119.985壓力/MPa0.600.590.600.59標準狀態(tài)下的體積流量/(m3·h-1)6 250.8956 250.8953 996.60410 217.499總質(zhì)量流量/(kg·h-1)7 812.5007 812.5004 957.54512 770.045摩爾質(zhì)量流速/(kg·mol·h-1)278.884278.884176.970455.854

由表1可知，空溫式汽化器加氣液混配器的方案能夠滿足提供-120 ℃氮氣的要求?？諟厥狡靼凑粘Ｒ?guī)使用方法提供氮氣，混配器也是化工行業(yè)中常見的設(shè)備。采用該方案提供低溫氮氣技術(shù)上可行、操作上安全可靠，可作為天津某LNG項目低溫氮氣提供的備選方案。

2.2 汽化器直接供應(yīng)低溫氮氣方案

常規(guī)空溫式汽化器管內(nèi)的低溫液體汽化需經(jīng)歷低溫液體區(qū)、氣液兩相區(qū)和氣相區(qū)3個相區(qū)。在常規(guī)用法中，為保證空溫式汽化器出口溫度在0 ℃以上，就需增加汽化器氣相區(qū)的換熱面積。常規(guī)空溫式汽化器的表面?zhèn)鳠嵯禂?shù)及溫度隨翅片管管長變化曲線分別見圖4和圖5。

天津LNG項目需要的是低溫氮氣，理論上分析，如果縮短氣相區(qū)的加熱過程，即液氮在氣液兩相區(qū)完成熱交換后，最大程度地縮減氣相區(qū)的換熱時間和換熱面積，就可以實現(xiàn)超低溫氮氣的供給。即反向考慮汽化器的功能，汽化器不提供常溫氣體，而提供低溫氣體；不是增大氣相區(qū)的換熱面積和換熱量，而是最大程度縮減氣相區(qū)的換熱面積和換熱量。

圖4 常規(guī)空溫式汽化器表面?zhèn)鳠嵯禂?shù)隨翅片管管長變化曲線

圖5 常規(guī)空溫式汽化器溫度隨翅片管管長變化分布曲線

在空溫式汽化器使用過程中，由于結(jié)霜、結(jié)冰的影響，汽化器的換熱能力及換熱效率存在下降趨勢，這點在設(shè)計中必須考慮。在天津LNG項目中，汽化器氣相區(qū)被縮短，汽化器效率降低時有可能造成低溫流體直接從氣液兩相區(qū)進入到卸料總管，氣相區(qū)消失。為此作如下假設(shè)：①預(yù)冷時間為3 d，按照3 d后汽化器的換熱效率自然降低到最低點作為汽化器熱交換效率的基本值。②預(yù)冷的最大體積流量為10 000 m3/h，環(huán)境溫度按照10 ℃考慮。

在上述假設(shè)基礎(chǔ)上，按氮氣分子量28、設(shè)計壓力3 MPa、工作壓力2.5 MPa、進口溫度-196 ℃、出口溫度-120 ℃、氣體體積流量qV=10 000 m3/h、氣體質(zhì)量流量qmc=12 507 kg/h、液體密度ρy=808 kg/m3、氣體密度ρq=1.250 7 kg/m3

進行計算，得到了氮氣在2.5 MPa下的質(zhì)量焓、溫度特性數(shù)據(jù)，分別為過冷液體質(zhì)量焓h1=82.4 kJ/kg、溫度t1=-196 ℃，飽和液體質(zhì)量焓h2=186.6 kJ/kg、溫度t2=-153 ℃，飽和氣體質(zhì)量焓h3=279.1 kJ/kg、溫度t3=-153 ℃，出口氣體質(zhì)量焓h4=341 kJ/k g、溫度t4=-120 ℃，空氣溫度則按冬季天津地區(qū)環(huán)境溫度最高達10 ℃的極端工況考慮，ts=10 ℃。

對各段單位時間熱量進行計算，有過冷段熱量Q1=qmc(h2-h1)=1 303 229.4 kJ/h、汽化段熱量Q2=qmc(h3-h2)=1 156 897.5 kJ/h、加熱段熱量Q3=qmc(h4-h3)=774 183.3 kJ/h，則總熱量Q=Q1+Q2+Q3=3 234 310.2 kJ/h。

將t1、t2、t3、t4、t5分別換算成熱力學(xué)溫度T1、T2、T3、T4、T5，按式(1)～式(3)對過冷段溫差ΔT1、氣化段溫差ΔT2及加熱段溫差ΔT3進行計算，得到ΔT1=183.7 K、ΔT2=163 K、ΔT3=145.9 K。

(1)

ΔT2=Ts-T2

(2)

(3)

將ΔT1、ΔT2、ΔT3及Q帶入式(4)計算得到對數(shù)平均溫差ΔTm=165.9 K。

(4)

通過熱交換器的計算參數(shù)獲取傳熱系數(shù)K，根據(jù)公式A=Q/(KΔTm)得到換熱面積A=1 773 m2。依據(jù)需要的換熱面積確定常規(guī)汽化器的規(guī)格，其體積流量為4 925 m3/h(標準狀態(tài))。根據(jù)圖6所示汽化器的特性曲線，汽化器連續(xù)工作72 h時汽化效率只能達到設(shè)計值的60%，液氮預(yù)冷的時間通常為24～48 h，按照72 h的極端工況考慮，則體積流量設(shè)計值為4 925/0.6=8 208 m3/h(標準狀態(tài))，所以使用體積流量8 208 m3/h的常規(guī)汽化器。

圖6 一般汽化器連續(xù)工作時間-效率衰減曲線

在該方案下，直接利用常規(guī)汽化器就可實現(xiàn)氮氣預(yù)冷，可作為天津LNG項目液氮預(yù)冷備選方案。

2.3 預(yù)冷方案選擇

GDF/HLNG公司在浮式存儲氣化單元(FSRU)靠泊前對FSRU預(yù)冷風險存在一定的擔心，卸料管道預(yù)冷問題不解決將直接影響接收站的卸料調(diào)試工作。2013-11公司決定實施液氮預(yù)冷，距離LNG運輸船給FSRU的卸料時間只有約3個月。而專用汽化器方案中的混配器屬于壓力容器，從設(shè)計、采購到測試至少需要4個月，因此選擇汽化器直接提供低溫氮氣作為管道預(yù)冷主方案。

3 汽化器直接提供低溫氮氣方案實施

3.1 風險控制

從理論計算看，采用汽化器直接提供低溫氮氣方案完全具備可行性，但實際操作過程中控制低溫氮氣在氣相區(qū)的停留時間是該方案的難點，控制不當將出現(xiàn)液氮直接進入卸料總管的情況。為此，對采用汽化器直接提供低溫氮氣方案可能存在的風險采取了如下控制措施。

(1)在汽化器后增加經(jīng)改造的液氮罐，該液氮罐可作為低溫氮氣緩沖罐，也可作為低溫氮氣發(fā)生罐，用以消除理論計算和實際操作存在的差異。

(2)低溫氮氣由液氮罐提供，而不是由液氮車直接提供，以保持氮源供應(yīng)的連續(xù)性和壓力的穩(wěn)定性。

(3)汽化器組由多個不同汽化器組合，增加了實際操作過程中的彈性。

在綜合考慮了各種風險控制點后，對汽化器直接提供低溫氮氣方案進行了調(diào)整，調(diào)整后的工藝流程見圖7。

圖7 汽化器直接預(yù)冷氮氣工藝流程示圖

3.2 汽化器直接預(yù)冷效果

2014-01-09～01-11，在液氮預(yù)冷卸料總管過程中成功應(yīng)用空溫式汽化器的反向應(yīng)用方案，實現(xiàn)了卸料總管、LNG碼頭、FSRU碼頭的管道溫度達到-120 ℃的目標。

選取卸料過程中4對遠程溫度表(T-01104、T-01105、T-01106 、T-01125)，每對溫度表都設(shè)有2塊，分別監(jiān)測管道底部和管道頂部的溫度。卸料過程不同階段LNG碼頭側(cè)管道的預(yù)冷曲線見圖8～圖11。

圖8 卸料過程第1階段LNG碼頭側(cè)管道預(yù)冷曲線(2014-01-09T09∶00～2014-01-09T16∶00)

圖9 卸料過程第2階段LNG碼頭側(cè)管道預(yù)冷曲線(2014-01-09T16∶00～2014-01-10T10∶00)

圖10 卸料過程第3階段LNG碼頭側(cè)管道預(yù)冷曲線(2014-01-10T9∶00～2014-01-11T09∶00)

圖11 卸料過程第4階段LNG碼頭側(cè)管道預(yù)冷曲線(2014-01-11T08∶00～2014-01-11T18∶00)

從圖8～圖11所示的各條曲線可以看出，在整個管道預(yù)冷期間，LNG碼頭側(cè)管道上、下部溫差都控制在50 ℃之內(nèi)，管道的降溫速度控制在10 ℃/h之內(nèi)。

4 結(jié)語

對天津某LNG項目的液氮預(yù)冷方案進行了綜合分析，采用空溫式汽化器直接提供低溫氮氣的預(yù)冷方案之后，卸料總管、LNG碼頭側(cè)管道、FSRU碼頭的管道溫度均達到了設(shè)計要求，可以得出以下結(jié)論。

(1)根據(jù)液氮和低溫氮氣的物理、化學(xué)性質(zhì)，可以設(shè)計多種低溫氮氣提供方案，如專用汽化器方案、空溫式汽化器反向設(shè)計方案等，這些方案均可向LNG項目提供低溫氮氣。

(2)改變空溫式汽化器的常規(guī)用法設(shè)計低溫氮氣方案，費用比其他方案低，實施起來也更為方便，但存在汽化段控制難度大的問題。若汽化段設(shè)計不合理，將導(dǎo)致汽化溫度過高或過低。

(3)改變空溫式汽化器的常規(guī)用法設(shè)計低溫氮氣方案時，應(yīng)當充分考慮大氣溫度對空溫式汽化器汽化效率的影響。

(4)采用低溫天然氣預(yù)冷1次的費用大為460萬元，而采用空溫式汽化器直接預(yù)冷1次的費用僅100萬元(含液氮500 t費用及相應(yīng)設(shè)施的安裝、拆卸費用)，經(jīng)濟效益顯著。