燃料氣工藝和運行模式對比分析

余偉 王東平 張明

摘要：燃料氣系統是接收站重要的工藝系統之一，為火炬長明燈等用戶提供燃料氣。不同地區環境氣溫相差較大，幾個接收站的燃料氣系統工藝不盡相同，通過對比分析指明各自的特點，并從節能的角度出發對生產運行的模式和設備操作進行具體的分析和總結，為接收站投產后平穩操作做好技術準備。

關鍵詞：燃料氣；工藝；運行；節能

中圖分類號：TE08文獻標識碼：A 文章編號：

燃料氣系統為燃燒浸沒式氣化器（SCV）、燃氣應急發電機、火炬長明燈和廠內生活用氣等用戶提供天然氣，是接收站重要的工藝系統之一。目前，國內幾個接收站和燃氣處理廠的燃料氣系統在設計和功能定位上不盡相同，且各有特點。

1 燃料氣系統工藝介紹

1.1 福建LNG接收站燃料氣系統

福建LNG接收站燃料氣系統將來自再冷凝器壓力為0.55MPag、溫度為-110℃的BOG經空氣加熱氣化器加熱到5℃以上，輸送到火炬長明燈和廠內生活用氣調壓撬，調壓后作為燃料氣（工藝流程見圖1）?？諝饧訜釟饣鲀膳_并聯運行（1用1備），單臺加熱器的能力為65Kg/h。

圖1 福建LNG接收站燃料氣系統工藝流程圖

工藝特點是根據當地環境氣溫較高、年平均氣溫為20.3℃（當地氣溫見表1），選用了免維護、無能耗的空氣加熱氣化器?？諝饧訜釟饣鲝V泛應用于LNG衛星站、液化石油氣、液氧、液氮、液氬、液體二氧化碳等氣化領域，結構上采用鋁制換熱管，具有換熱效率高、質輕的優點，缺點是換熱效率受環境溫度影響較大，特別是在冬季易受低溫影響使效率下降。

表1 福建當地氣溫

1.2 上海LNG接收站燃料氣系統

上海LNG接收站燃料氣系統將壓力為6.5Mpag、溫度為10℃的外輸天然氣經調節閥調壓后壓力降到0.3MPaG，先后經過空氣加熱氣化器和電加熱器加熱后，輸送到燃燒浸沒式氣化器（SCV）、燃氣應急發電機、火炬長明燈和廠內生活用氣等用戶（工藝流程見圖2）。

圖2 上海LNG接收站燃料氣系統工藝流程圖

工藝特點是根據當地環境氣溫條件，選用空氣加熱氣化器（106KW，1用1備）和電加熱器（52KW）串聯運行，并且電加熱器設置了旁路，當電加熱器故障或未投用時可通過旁路向下游供氣。

1.3 浙江LNG接收站燃料氣系統

浙江LNG接收站燃料氣系統根據用戶的用氣情況分為兩部分組成。一路將來自BOG壓縮機出口的壓力為0.7MPag、溫度為-24℃的BOG，經調壓閥調壓到0.6MPag后，進入電加熱器E-0702（4KW）加熱到10℃（工藝參數見表2），并輸送到火炬長明燈和廠內生活用氣等用戶。一路將壓力為6～7MPag、溫度為10℃的外輸天然氣經調節閥減壓到0.6MPag后，進入電加熱器E-0701（260KW）加熱到10℃，并輸送到燃燒浸沒式氣化器（SCV），工藝流程見圖3。

表2 燃料氣系統工藝參數

圖3 浙江LNG接收站燃料氣系統工藝流程圖

特點是工藝流程根據用戶的不同和用氣量的大小分開設置，并且長明燈供氣采用了多路保障方式，運行可靠性高。運行期間，電加熱器E-0702連續運行，保證火炬長明燈和廠內生活用氣；電加熱器E-0701間斷運行，為SCV提供燃料氣。

1.4 春曉天然氣處理廠燃料氣系統

春曉天然氣處理廠燃料氣系統將壓力為5MPag、溫度為常溫的天然氣，經兩個自力式減壓閥兩級減壓到0.6MPaG，后經調節閥調壓為0.2～0.25MPag，進入分液緩沖罐進行氣液分離,并經熱媒式電加熱器加熱后輸送到用戶（工藝流程見圖4）。

圖4 春曉天然氣處理廠燃料氣系統工藝流程圖

工藝特點是采用自力式減壓閥兩級調壓后使用壓力調節閥對燃料氣壓力進行微調，可控性能穩定、控制點少，此工藝已普遍應用于天然氣輸送行業。兩級減壓后因J-T效應，理論上溫度從常溫下降到-20℃，實際因氣量很小，降溫非絕熱過程，實際溫度不低于-10℃。設備選用熱媒式電加熱器，電加熱先加熱熱媒油，熱媒油再與燃料氣換熱，這種加熱方式避免了燃料氣用量波動引起的電加熱器頻繁開關（投用溫度設定為20℃）。

2 燃料氣系統工藝和運行模式對比

2.1 福建LNG接收站

由于當地環境溫度較高，且下游用戶用氣量?。s35Nm3/h），空氣加熱氣化器常年只運行一臺，操作上只需定期切換。從實際運行情況看，氣化器在設備選型上能力偏大。

2.2 上海LNG接收站

在上海地區，當環境溫度較高時，如夏、秋兩季，只運行空氣加熱氣化器加熱天然氣，并通過旁路將天然氣輸送到下游用戶；當環境溫度較低時，如冬季，空氣加熱氣化器和電加熱器串聯運行加熱天然氣并將其輸送到下游用戶。因燃氣用戶較多、用氣量大，空氣加熱氣化器和電加熱器配置較大，投資較高，但使用大功率的空氣加熱氣化器對天然氣進行預加熱，降低了運行成本。運行時可根據用戶的用氣量和環境氣溫條件選擇具體的運行模式，通過合理操作降低運維費用，達到節能的目的。

2.3 春曉天然氣處理廠

燃料氣系統中電加熱器和下游管道的材質為碳鋼，且管道不保溫、到火炬的距離較長，運行時，環境氣溫高時不運行電加熱器，通過旁路直接向下游供氣，利用空氣中的熱量將天然氣從-10℃升高到零度以上。從實際情況看，當冬季氣溫低于10℃時，運用此工藝供氣，燃氣到用戶末端時的溫度與環境溫度基本一致。不運行電加熱器即可滿足生產要求，既減少了操作，又實現了節能。

2.4 調壓方式

上海LNG和浙江LNG的燃料氣工藝都選擇從外輸天然氣系統引入高壓天然氣，并經過一級調壓將壓力從6～7MPag降到0.6MPag。因壓降幅度大，對調壓閥的可靠性要求較高，從實踐經驗來看，如果設置為梯級降壓，如兩級調壓，操控更平穩，并且此工藝在天然氣輸氣行業已廣泛應用。一級調壓選用的是進口閥門，投資較高，兩級調壓選用的是國產閥門，投資較小，工藝方案上考慮兩級調壓，有利于降低成本并提高操控的平穩性。

3 接收站燃料氣系統運行模式

3.1 浙江LNG接收站冬季環境溫度較低，海水溫度低于6℃即不能滿足IFV運行要求，此時運行SCV保證外輸，使用的燃料氣由電加熱器E-0701加熱后供應。從歷年環境氣溫的統計數據（表3）可看出，每年的1月、2月、12月平均最低氣溫﹤6℃，理論上不能運行IFV，只能運行SCV，但海水熱容量大，實際海水溫度高于環境氣溫，操作上IFV可降負荷運行、SCV短時間運行或基本不運行，上海LNG基本上也是這種情況。因此，電加熱器E-0701全年的運行時間很短，運行費用較低。

表3 年平均、最高、最低氣溫（℃）

3.2 電加熱器E-0701供應長明燈和廠內生活用氣，常年連續運行，年耗電約為35MW.h。若生產工藝上考慮在E-0701前增加一臺空氣加熱氣化器串聯運行（工藝流程見圖5），根據本地的氣溫條件可實現全年基本無能耗運行；且空氣加熱氣化器的投資較小，本地區新建工廠的燃料氣系統可考慮此配置。為了節能，電加熱器E-0701的啟動溫度可適當降低，在夏季、秋季溫度較高時可不運行，利用燃料氣管道的漏熱量將-24℃的蒸發氣升溫到零度以上，實際的運行模式和參數整定將在實踐中進行摸索和論證，以滿足用戶需求。

圖5燃料氣系統工藝流程優化

3.3 在調試期間，碼頭卸料系統、儲罐和外輸系統調試完成之后才進行低壓BOG壓縮機的調試，調試期無燃料氣供應給火炬長明燈，只能依靠LPG氣瓶供應液化石油氣作為燃料氣， LPG耗量較大。運行期間，若BOG壓縮機未運轉，只能選擇將高壓天然氣降壓、經E-0702加熱升溫后供應給火炬長明燈等用戶，能耗相應增加。若設備故障檢修，因無備用設備，下游燃氣用戶的供氣將中斷，但考慮到實際發生的可能性較小，實際影響較低。

4結論

4.1 燃料氣系統的核心設備是加熱器，通過對比分析可知應根據生產裝置所在地的環境溫度條件和用戶的用氣需求來選擇加熱器的類型和能力，不同地區的接收站和天然氣處理廠因地制宜，選用了不同類型的加熱器，且各有特點。

4.2 燃料氣系統入口高壓天然氣采用兩級調壓，有利于降低成本并提高操控的平穩性。

4.3 接收站燃料氣系統在正常運行期間，可通過優化操作減少電加熱器的運行時間，以降低能耗。

4.4 在調試期因低壓BOG壓縮機在后期調試，燃料氣系統無法給火炬長明燈供應燃料氣，需備用一定量的LPG氣瓶保證燃料氣的正常供應。

注：文章內所有公式及圖表請用PDF形式查看。