一种LNG空温式气化器自除冰的方法工艺设计

一种LNG空温式气化器自除冰的方法工艺设计

发表时间：2019-07-08T10:42:09.730Z 来源：《电力设备》2019年第5期作者：张诗城丁力张剑文

[导读] 摘要：本文以液化天然气（LNG）常用的翅片空温式气化器运行工况为目标，在普遍存在的气化器表面结霜问题上，利用LNG自身气化膨胀的物理特性，以不需要额外能源为原则，针对性的提出了一种空温式气化器自除冰的工艺方案。

（广州莱仑特种装备有限公司）

摘要：本文以液化天然气（LNG）常用的翅片空温式气化器运行工况为目标，在普遍存在的气化器表面结霜问题上，利用LNG自身气化膨胀的物理特性，以不需要额外能源为原则，针对性的提出了一种空温式气化器自除冰的工艺方案。该工艺方案均采用常用设备，可在安全稳定的前提下，增强LNG翅片空温式气化器的运行效率，减少备用气化器切换时间以及降低除冰能耗成本。

关键词：空温式气化器；LNG；结霜；除冰；

前言

液化天然气（简称“LNG”）具有低温、气液膨胀比大、能效高、易于运输和储存等优势。液化天然气担负着国家战略储备、城镇季节调峰、平衡区域资源分配不均等重要功能[1]。随着中国经济社会的高速发展，目前天然气已成为城市工业、民用的主要供应能源，天然气的消费量逐年升高[2]。作为一种相对清洁、高效的能源，LNG在我国发展非常迅速，尽管应用起步虽然较晚，但目前已形成相对完整的产业链，包括天然气的液化、运输、接收站到终端利用等，其快速发展期也将持续较长时间[3]。液化天然气一般无法直接使用，需要利用热源将其气化、调压后，才能给用户使用。

在常用的LNG气化方式中，翅片空温式气化器以体积小、成本低、适应性广泛，环境友好，可持续利用等方面的优势，成为了LNG气化常用设备之一[4]。LNG气化站根据供气能力，通常采用一开一备的空温式气化器运营方式。其原因在于空温式气化器在运行过一段时间之后，其表面将空气中的水分子凝结，并不断附着形成结霜现象。随着时间的推移，其结霜厚度逐渐增加。根据相关研究文献可知，结霜可覆盖空温式气化器80%的表面，最大可使翅片换热器换热效率降低85%[5]。为保障LNG气化量的正常供应，燃气场站不得不将运行一段时间的气化器关闭，切换到另一组气化器进行工作。待气化器表面结霜自然融化后，再相互切换。

本文从LNG气化物理性质及换热器结霜特点等方面，将常用的LNG增压原理应用到除霜动力系统，该工艺不消耗其他能源，不需要复杂的控制系统，通过简单的气化增压实现了翅片表面除霜，尽管该工艺仍有许多不足之处，一旦产业化将具有较为广阔的发展潜力。 1应用背景

某LNG气化站配套工业区建设，在工业区生产时间内，该站点气化量较大。设计供气能力为30000Nm3/h，气化压力为0.4～0.6MPa，管网外输压力为0.32～0.36MPa。站内配有16台空温式气化器，单台气化能力为4000Nm3/h。在气化高峰期，8台空温式气化器工作，结霜后切换至另外8台气化器工作。

图1 LNG气化时结霜及冷雾

运营难点：受到地区环境条件的影响，气化器结冰现象基本无法消除。LNG气化站为保证下游用气量，一般采用增配换热器数量进行间歇性停机切换，利用热水喷淋气化器结霜区域，采用防爆风机进行强制对流，燃烧天然气采用水浴加热等方式，促使翅片表面结霜融解，或延缓结霜生长速度。以上方法，在提高了设备成本的同时，也增加了资源消耗，造成场站运营成本上升。同时提高了运营人员的工作量，特别是在潮湿气候的冬季，该情况将更加难以控制。

安全隐患：以上方法在依靠外界能耗的同时，也带来了一定的安全隐患。除冷雾影响人员视线以外，尤其是在结霜融化的过程中，其液体水会逐渐渗透进入到设备安装点或地基中去。不仅加快了相关部件的腐蚀速度，而且很有可能在冷能过大的情况下，使联接点内部结冰发生膨胀，给固定设备或安装基础造成破坏，进一步导致相关事故发生。

由以上情况可见，有必要设计一种占地面积较小，不依靠外界能源，较为安全稳定的方式，为LNG空温式气化器进行除霜。

2工艺设计及说明

从结霜原理上分析，LNG从储罐进入空温式气化器，与气化器周围的空气进行换热。气化器不断的向周边辐射冷量，形成了低温场，为冷雾及结霜提供了前提条件。另外，当空气的相对湿度达到100%时，如果气温降低，空气容纳水汽的能力也会随之降低。空气中所含的水汽多于一定温度条件下的饱和水汽量，多余的水汽就会凝结出来，当足够多的水分子与空气中微小的灰尘颗粒结合在一起，同时水分子本身也会相互粘结，就变成小水滴或冰晶，形成冷雾及冰霜。

因此，可采用相应方法，使水滴无法附着在气化器表面，或在附着后迅速将其去除。利用雨刷模式清除表面，使刷头反复运动，可迅速清除附着水滴或冰晶。

图2 天然气微型压差发电工艺流程图

1-截止阀，2-延时电磁阀，3-温度变送器，4-压力变送器，5-活塞缸，6-可回座安全阀，7-刷头，8-活塞杆，9-刷头固定板，10-限位

板，11-密封圈。

该除冰工艺包括自动加液装置、活塞执行装置、自动减压排放装置、控制系统。除冰执行装置与原有气化设备为并联关系，当除冰装置出现故障时，通过阀门的关闭，可将除冰系统剥离，原气化系统正常运行。 LNG一路通过自动加液延时电磁阀，开启一段时间后自动关闭。此时，进入到活塞缸内的LNG受到环境温度加热，开始气化进而体积膨胀，压力升高。当压力升高到一定值时，推动活塞带动刷头向上移动。当刷头移动到最高点时，通过限位部件，活塞停止运动。此时，活塞缸内LNG基本气化完成，压力仍持续上升。当压力上升至可回座安全阀的设定阀值时，安全阀开启，活塞缸内NG向下游管网释放。此

时，刷头依靠自重开始下降，直到下降至最低点。此时，活塞缸内压力下降至，安全阀回座阀值，阀门关闭。待自动加液延时电磁阀开启后，进行下一次循环的往复运动。

在这个过程中，主要通过温度变送器，及压力变送器的信号反馈，判断活塞缸内部气体是否泄压完成，且可综合判断活塞缸的运行情况，同控制液延时电磁阀的开启和关闭，可判断该设备是否存在天然气泄漏现象；

该装置的刷头具有一定的强度、耐磨性及便捷的可拆换性能。同时，该刷头具有扇形面积，有一定的气流扰动结构及功能，在其运动过程中可加快空气流动，增加传质传热速度，提高空温式气化器的工作效率。

工艺方案中提出的活塞缸内部空间、LNG进液时间、释放压力、刷头配重，均需要根据原有空温式气化器外形尺寸，进出口管径，及气化压力进行匹配。其原则上为每分钟完成一次刷头往复运动。其释放压力应大于下游管网压力，同时小于原气化系统设计压力。即能保证系统安全，又能使活塞缸内部天然气优先进入下游管网，而不造成反向憋气。 3工程化设计方案

以上工艺中设计的刷头行程应与气化器翅片长度的向匹配，刷头外形应与气化器翅片向匹配，材质可采用聚四氟乙烯等同类材质，应具有良好的耐磨性及抗低温性。材料成本低廉，实现快速更换，固定采用螺栓即可；

以某气化量为300Nm3/h LNG空温式气化器为例，设计压力1.6 MPa，工作进口压力0.6MPa，进口温度为-162℃，气化器外形尺寸为1.5m长×1.1m宽×2.5m高，进口管径为DN32，出口管径为DN50。如图2所示，LNG从原气化DN32管径处接驳变径三通，变径DN15分流出部分LNG通过延时电磁阀，进入到活塞缸内，升温气化及压力增高。

采用10mm厚度不锈钢，作为活塞缸及内部执行机构的材质。其活塞杆在进出口除设有限位装置，活塞缸与活塞缸之间采用密封材料，防止天然气泄露。当活塞缸内部压力升高至约1MPa时，刷头已经上升至最高点。此时，安全阀自动打开，向下游释放天然气。

由于该支路管径为DN15，且活塞缸内气体较少，其向下游释放高压力天然气时，可由DN50 管径出口进行有效的缓冲及吸收，不会对下游管网造成影响。当活塞缸内部压力降低至0.6MPa时，安全阀自动关闭。此时，刷头降低至最低点。此时压力变送器向延时电磁阀发出信号，延时电磁阀打开，再次进入LNG，进行气化升压。

此时，上限和下限压力差可计算出活塞缸内部面积，和活塞缸配重的关系。当取0.2MPa的压差时，活塞缸内部每平方厘米可受到的压力为2kg。当活塞缸内部直径为2cm时，其活塞杆重量应为6.2kg。此重量可满足往复运动的需要。

当设备正常工作时，温度变送器数值应持续保持在一定的指示范围，如果温度过高或过低，则证明该系统出现异常。如果压力过高或过低，则证明该系统出现泄露或阀门失效，需要检修。检修前，应停止整套除冰设备，关闭前后阀门。开启安全阀手动放散口，把活塞缸内部天然气排空后，打开设备，进行检修。 4结论

本工艺设计目的在于针对上面提出的，LNG空温式气化器在运行过程中的隐患及不足，提供一种气化自除冰的空温式气化器方法，利用LNG气化后体积及压力增加的物理特性，不需要其他能源，以达到可持续性的除霜除冰目标，使传统LNG空温式气化器设备具有更好的使用效果，且不增加安全隐患及运营能耗等。该套方案在技术及安全方面可行性较高，设备实施成本较低、运行简单、维护方便，具有多种功能且实现了变害为利。在结霜初期附着力较小时，可完成除冰工作。未来可逐步推广用于LNG空温式气化装置的定型生产，提高换热效率，降低企业设备投资和运营成本。

参考文献：

[1] 曹学文，叶青，石倩，任大伟.我国LNG产业关键技术发展分析[J].天然气技术与经济，2016，（02）：1-4+81.

[2] 黄玉昌.中国天然气开发技术进展及展望[J].建筑工程技术与设计，2018，（16）：5154.

[3] 周淑慧，郜婕，杨义，等.中国 LNG 产业发展现状，问题与市场空间[J].国际石油经济，2013（6）：5-15.

[4] 付子航，宋坤，单彤文.空气热源式气化技术在大型LNG接收终端的应用[J].天然气工业，2012，32（8）：100-104.DOI：10.3787/j.issn.1000-0976.2012.08.022.

[5] 李澜，焦文玲，王海超.LNG空温式气化器换热机理及结霜工况下的换热计算[J].天然气工业，2015，35（10）：117-124.DOI：10.3787/j.issn.1000-0976.2015.10.016.