燃料气工艺和运行模式对比分析

燃料气工艺和运行模式对比分析
摘要：燃料气系统是接收站重要的工艺系统之一，为火炬长明灯等用户提供燃料气。

不同地区环境气温相差较大，几个接收站的燃料气系统工艺不尽相同，通过对比分析指明各自的特点，并从节能的角度出发对生产运行的模式和设备操作进行具体的分析和总结，为接收站投产后平稳操作做好技术准备。

关键词：燃料气；工艺；运行；节能
燃料气系统为燃烧浸没式气化器（SCV）、燃气应急发电机、火炬长明灯和厂内生活用气等用户提供天然气，是接收站重要的工艺系统之一。

目前，国内几个接收站和燃气处理厂的燃料气系统在设计和功能定位上不尽相同，且各有特点。

1 燃料气系统工艺介绍
1.1 福建LNG接收站燃料气系统
福建LNG接收站燃料气系统将来自再冷凝器压力为0.55MPag、温度为-110℃的BOG经空气加热气化器加热到5℃以上，输送到火炬长明灯和厂内生活用气调压撬，调压后作为燃料气（工艺流程见图1）。

空气加热气化器两台并联运行（1用1备），单台加热器的能力为65Kg/h。

图1 福建LNG接收站燃料气系统工艺流程图
工艺特点是根据当地环境气温较高、年平均气温为20.3℃（当地气温见表1），选用了免维护、无能耗的空气加热气化器。

空气加热气化器广泛应用于LNG卫星站、液化石油气、液氧、液氮、液氩、液体二氧化碳等气化领域，结构上采用铝制换热管，具有换热效率高、质轻的优点，缺点是换热效率受环境温度影响较大，特别是在冬季易受低温影响使效率下降。

表1 福建当地气温
1.2 上海LNG接收站燃料气系统
上海LNG接收站燃料气系统将压力为6.5Mpag、温度为10℃的外输天然气
经调节阀调压后压力降到0.3MPaG，先后经过空气加热气化器和电加热器加热后，输送到燃烧浸没式气化器（SCV）、燃气应急发电机、火炬长明灯和厂内生活用气等用户（工艺流程见图2）。

图2 上海LNG接收站燃料气系统工艺流程图
工艺特点是根据当地环境气温条件，选用空气加热气化器（106KW，1用1备）和电加热器（52KW）串联运行，并且电加热器设置了旁路，当电加热器故障或未投用时可通过旁路向下游供气。

1.3 浙江LNG接收站燃料气系统
浙江LNG接收站燃料气系统根据用户的用气情况分为两部分组成。

一路将来自BOG压缩机出口的压力为0.7MPag、温度为-24℃的BOG，经调压阀调压到0.6MPag后，进入电加热器E-0702（4KW）加热到10℃（工艺参数见表2），并输送到火炬长明灯和厂内生活用气等用户。

一路将压力为6～7MPag、温度为10℃的外输天然气经调节阀减压到0.6MPag后，进入电加热器E-0701（260KW）加热到10℃，并输送到燃烧浸没式气化器（SCV），工艺流程见图3。

表2 燃料气系统工艺参数
图3 浙江LNG接收站燃料气系统工艺流程图
特点是工艺流程根据用户的不同和用气量的大小分开设置，并且长明灯供气采用了多路保障方式，运行可靠性高。

运行期间，电加热器E-0702连续运行，保证火炬长明灯和厂内生活用气；电加热器E-0701间断运行，为SCV提供燃料气。

1.4 春晓天然气处理厂燃料气系统
春晓天然气处理厂燃料气系统将压力为5MPag、温度为常温的天然气，经两个自力式减压阀两级减压到0.6MPaG，后经调节阀调压为0.2～0.25MPag，进入分液缓冲罐进行气液分离,并经热媒式电加热器加热后输送到用户（工艺流程见图4）。

图4 春晓天然气处理厂燃料气系统工艺流程图
工艺特点是采用自力式减压阀两级调压后使用压力调节阀对燃料气压力进行微调，可控性能稳定、控制点少，此工艺已普遍应用于天然气输送行业。

两级减压后因J-T效应，理论上温度从常温下降到-20℃，实际因气量很小，降温非绝热过程，实际温度不低于-10℃。

设备选用热媒式电加热器，电加热先加热热媒油，热媒油再与燃料气换热，这种加热方式避免了燃料气用量波动引起的电加热器频繁开关（投用温度设定为20℃）。

2 燃料气系统工艺和运行模式对比
2.1 福建LNG接收站
由于当地环境温度较高，且下游用户用气量小（约35Nm3/h），空气加热气化器常年只运行一台，操作上只需定期切换。

从实际运行情况看，气化器在设备选型上能力偏大。

2.2 上海LNG接收站
在上海地区，当环境温度较高时，如夏、秋两季，只运行空气加热气化器加热天然气，并通过旁路将天然气输送到下游用户；当环境温度较低时，如冬季，空气加热气化器和电加热器串联运行加热天然气并将其输送到下游用户。

因燃气用户较多、用气量大，空气加热气化器和电加热器配置较大，投资较高，但使用大功率的空气加热气化器对天然气进行预加热，降低了运行成本。

运行时可根据用户的用气量和环境气温条件选择具体的运行模式，通过合理操作降低运维费用，达到节能的目的。

2.3 春晓天然气处理厂
燃料气系统中电加热器和下游管道的材质为碳钢，且管道不保温、到火炬的距离较长，运行时，环境气温高时不运行电加热器，通过旁路直接向下游供气，利用空气中的热量将天然气从-10℃升高到零度以上。

从实际情况看，当冬季气温低于10℃时，运用此工艺供气，燃气到用户末端时的温度与环境温度基本一致。

不运行电加热器即可满足生产要求，既减少了操作，又实现了节能。

2.4 调压方式
上海LNG和浙江LNG的燃料气工艺都选择从外输天然气系统引入高压天然气，并经过一级调压将压力从6～7MPag降到0.6MPag。

因压降幅度大，对调压阀的可靠性要求较高，从实践经验来看，如果设置为梯级降压，如两级调压，操控更平稳，并且此工艺在天然气输气行业已广泛应用。

一级调压选用的是进口阀门，投资较高，两级调压选用的是国产阀门，投资较小，工艺方案上考虑两级调压，有利于降低成本并提高操控的平稳性。

3 接收站燃料气系统运行模式
3.1 浙江LNG接收站冬季环境温度较低，海水温度低于6℃即不能满足IFV 运行要求，此时运行SCV保证外输，使用的燃料气由电加热器E-0701加热后供应。

从历年环境气温的统计数据（表3）可看出，每年的1月、2月、12月平均最低气温﹤6℃，理论上不能运行IFV，只能运行SCV，但海水热容量大，实际海水温度高于环境气温，操作上IFV可降负荷运行、SCV短时间运行或基本不运行，上海LNG基本上也是这种情况。

因此，电加热器E-0701全年的运行时间很短，运行费用较低。

表3 年平均、最高、最低气温（℃）
3.2 电加热器E-0701供应长明灯和厂内生活用气，常年连续运行，年耗电约为35MW.h。

若生产工艺上考虑在E-0701前增加一台空气加热气化器串联运行（工艺流程见图5），根据本地的气温条件可实现全年基本无能耗运行；且空气加热气化器的投资较小，本地区新建工厂的燃料气系统可考虑此配置。

为了节能，电加热器E-0701的启动温度可适当降低，在夏季、秋季温度较高时可不运行，利用燃料气管道的漏热量将-24℃的蒸发气升温到零度以上，实际的运行模式和参数整定将在实践中进行摸索和论证，以满足用户需求。

图5燃料气系统工艺流程优化
3.3 在调试期间，码头卸料系统、储罐和外输系统调试完成之后才进行低压BOG压缩机的调试，调试期无燃料气供应给火炬长明灯，只能依靠LPG气瓶供应液化石油气作为燃料气，LPG耗量较大。

运行期间，若BOG压缩机未运转，只能选择将高压天然气降压、经E-0702加热升温后供应给火炬长明灯等用户，能耗相应增加。

若设备故障检修，因无备用设备，下游燃气用户的供气将中断，但考虑到实际发生的可能性较小，实际影响较低。

4结论
4.1 燃料气系统的核心设备是加热器，通过对比分析可知应根据生产装置所在地的环境温度条件和用户的用气需求来选择加热器的类型和能力，不同地区的接收站和天然气处理厂因地制宜，选用了不同类型的加热器，且各有特点。

4.2 燃料气系统入口高压天然气采用两级调压，有利于降低成本并提高操控的平稳性。

4.3 接收站燃料气系统在正常运行期间，可通过优化操作减少电加热器的运
行时间，以降低能耗。

4.4 在调试期因低压BOG压缩机在后期调试，燃料气系统无法给火炬长明灯供应燃料气，需备用一定量的LPG气瓶保证燃料气的正常供应。

注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。