江苏LNG接收站SCV燃烧性能分析
LNG浸没燃烧式气化器的传热特性及运行优化
天 然 气 工 业Natural Gas Industry 第41卷第6期2021年6月· 134 ·LNG浸没燃烧式气化器的传热特性及运行优化王玉娟1,2 李淑一2 陈文杰2 唐建峰1 李学涛1,3 王冬旭1 于笑11.中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院2.中国石化青岛液化天然气有限责任公司3.青岛海信日立空调系统有限公司摘要：目前国内LNG接收站的大部分浸没燃烧式气化器（SCV）都依赖于进口，其核心技术尚未完全自主掌握，并且SCV传热机理复杂、受操作环境影响大，难以通过现场经验实现深层次的运行优化。
为了满足近年来各LNG接收站扩容增产对气化系统设备运行降本增效所提出的需求，对国内某大型LNG接收站气化系统中SCV的传热特性及优化运行进行了研究，采用ANSYS软件建立了贴合实际的SCV模型，研究了不同LNG入口压力、LNG入口速度及水浴温度对SCV传热特性的影响，通过现场试验反馈提出了可行性较高的指导建议。
研究结果表明：①LNG及超临界NG的热物性变化对气化传热具有重要的影响；②LNG入口压力越接近临界压力，SCV传热能力越强，建议SCV入口压力控制在7.2～8.0 MPa；③LNG入口速度增大会削弱流体的传热边界层，从而强化传热，建议根据实时外输量要求限制开启最少的SCV台数，增加单台SCV的LNG入口流量，同时限定单台SCV处理流量介于50～180 t/h；④水浴温度过高，对SCV的整体传热是不利的，建议限定单台SCV水浴温度控制在15～25 ℃。
关键词：LNG接收站；浸没燃烧式气化器；传热特性；入口压力；入口速度；水浴温度；运行优化DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2021.06.016Heat transfer behaviors and operation optimization ofLNG submerged combustion vaporizersWANG Yujuan1,2, LI Shuyi2, CHEN Wenjie2, TANG Jianfeng1, LI Xuetao1,3, WANG Dongxu1, YU Xiao1(1. College of Pipeline and Civil Engineering, China University of Petroleum - East China, Qingdao, Shandong 266000, China;2. Sinopec Qingdao Liquefied Natural Gas Co., Ltd., Qingdao, Shandong 266000, China;3. Qingdao Hisense Hitachi Air-Conditioning Systems Co., Ltd., Qingdao, Shandong 266000, China)Natural Gas Industry, Vol.41, No.6, p.134-143, 6/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: At present, most submerged combustion vaporizers (SCVs) of domestic LNG terminals depend on imports. Its core technolo-gy is not fully mastered, and its heat transfer mechanism is complicated and greatly affected by the operating environment. Therefore, it is difficult to achieve deep operation optimization based on field experience. In recent years, the expansion and production increase of various LNG receiving terminal arouses strong demand for the operation cost reduction and efficiency increase of gasification system. To this end, this paper studies the heat transfer behaviors and operation optimization of the SCV in the gasification unit of one large LNG terminal in China. Then, a practical SCV model was established by using the ANSYS software to research the effects of different LNG inlet pressures, LNG inlet speeds and water bath temperatures on the heat transfer behaviors of SCVs. Finally, guidance and suggestions of high feasibility were proposed based on field test feedback. And the following research results were obtained. First, the change of the thermophysical properties of LNG and supercritical NG has an important effect on gasification heat transfer. Second, the closer the LNG inlet pressure is to the critical pressure, the stronger the SCV's heat transfer capacity is. It is recommended to control the SCV inlet pres-sure between 7.2 MPa and 8.0 MPa. Third, increasing the LNG inlet speed will weaken the fluid's heat transfer boundary layer and thus enhance heat transfer. It is recommended to limit the minimum number of SCVs to be turned on according to the real-time export demand and increase the LNG inlet flow rate of single SCV while controlling the treatment rate of single SCV in the range of 50-180 t/h. Fourth, excessive water bath temperature is detrimental to the overall heat transfer of SCVs. It is recommended to control the water bath tempera-ture of single SCV between 15 ℃ and 25 ℃.Keywords: LNG terminal; Submerged combustion vaporizer (SCV); Heat transfer behavior; Inlet pressure; Inlet speed; Water bath tem-perature; Operational optimization作者简介：王玉娟，女，1995年生，硕士研究生；主要从事天然气预处理、LNG强化换热方面的研究工作。
LNG气化站火灾爆炸危险性分析及安全对策
LNG气化站火灾爆炸危险性分析及安全对策液化天然气(简称LNG)气化站主要为非管输天然气（简称NG）的城市城镇居民提供生活用气，也可作为补充气源或调峰气源，一般包括气站一座、相应的输配管网及配套的公用工程，运行的介质为LNG。
由于LNG具有易燃易爆、有毒有害危险性，而且罐区中的冷却、输送等设备的使用、维护具有一定的火灾、爆炸危险。
以下从工程技术措施和安全管理措施两个方面，对液化天然气气站火灾爆炸危险性和安全对策进行探讨。
一、概述LNG气化站的工艺流程如图1所示（略）：LNG由低温槽车运来，在卸车台用槽车自带的增压器增压，在压差的作用下，通过卸车台的管道进入低温储罐储存，储存压力为0.3MPa（g），温度为－145℃。
低温储罐内的LNG用自增压器增压到0.5MPa（g），自流进入空温式气化器，在气化器中，LNG与空气换热，发生相变转化为气态并升高温度，夏季可达15℃以上（冬季还必须使用水浴式气化器），直接经过调压器调压至0.2MPa（g）。
由于天然气是无味的，为了加强安全性，还必须进行加臭，加臭剂选用四氢噻吩，加臭后进入中压管网，送给各用户。
低温真空绝热储罐的日蒸发率一般为0.3％，这部分气化了的气体（简称BOG）如不排出，会使储罐上部气相空间的压力升高。
为保证储罐安全，设降压调节阀，可根据压力自动排出罐顶气体。
另外，为回收槽车储罐中的天然气，设置了BOG加热器，用以回收BOG，并入输气管网。
LNG储罐装有高、低液位报警设施，内罐高压力报警，超压自动排放BOG的调节阀以及安全阀，以保证储罐的安全。
在储罐入、出口的LNG管线上设自动切断阀，当有紧急情况发生时会自动关闭阀门，以保证系统的安全。
天然气出站至输气管网的管线上设有自动切断阀，当管网有紧急情况发生时，会自动关闭阀门，以保证系统的安全。
当LNG供应出现情况时，采用备用气源。
压缩天然气（简称CNG）用槽车运至气化站，即利用该槽车作为容器，经卸车台经管线输送至CNG调压站，经二级调压至0.2MPa（g），计量加臭后并入输气管网。
LNG接收站工艺分析
LNG接收站工艺分析【摘要】LNG是天然气的液态形式，具有无色、无味、不易燃，无毒，易于储存或运输的优良性质。
LNG占天然气体积的1/600。
在大气压下约-162℃，-259℃时，变成液态。
自从1917年世界第一个液化天然气工厂在美国西佛吉尼亚建成之后，LNG作为天然气的一种储存运输模式，以其独特的优势在近年来迅猛发展。
世界生产的天然气中有26.5%被用来做贸易交易，而液化天然气LNG 只占贸易交易中的27.8%。
【关键词】天然气液化天然气LNG外输气化过程LNG以船运为主，通过接收站卸料进气至主干管网。
LNG接收站要求具备高可靠性，高安全性，设备备用的基本条件。
LNG接收站简要流程如下图1：LNG接收站接收，LNG流程主要由两个循环和两部分外输组成，一个循环是LNG卸船时，船体与储罐之间构成的回路循环以保障卸料过程中会产生蒸发气在压力控制下返回船舱，以填补卸下的LNG的空间。
其余的蒸发气由岸上的BOG（蒸发气）处理系统回收。
另外一个循环是由于热量传输和做功等原因在储罐顶部会不断产生BOG，此时利用BOG压缩机和再冷凝器对其进行回收循环，重新注入储罐中以保证储罐的液位和压力需求。
两个外输流程是指槽车灌装外输流程和天然气管线外输流程，其中以天然气管线外输流程为接收站主流程。
LNG通过低压输送泵排出储罐，低压输送泵完全浸没在LNG中，由匀速异步电机驱动，电缆从泵井顶部进入。
LNG从泵井底部吸入，从连接在泵井顶部的出口管线排出。
电源和仪表电缆在穿线管中进行氮气保护。
来自低压输送总管的LNG一部分进入再冷凝器，另一部分直接流到高压泵入口。
经高压输出总管进入气化器的高压输出泵出口LNG压力约为10.19MPag。
来自高压外输总管的LNG在气化器内的气化操作压力约为10MPag，然后进入天然气外输总管。
LNG外输气化过程主要通过开架式气化器或浸没式气化器两种气化方式进行。
开架式气化器（ORV）操作参数如下：LNG流：200t/h；NG出口温度：≥1oC；操作压力：7.7MPa；气化能力：180t/h；海水流量：8300m3/h；海水出口温度：≥5oC。
LNG项目接收站工程自控部分介绍
4 主要仪表选型
• 4.1 设计总则
• 应用于本工程的所有仪表、控制设 备或系统应是技术先进、性能可 靠，性价比高，适用于本工程且是 制造商业已成熟的产品，应为近年 来在国内、外LNG接收站工程中应 用广泛，且被证明是可信赖的产品 或系统
4 主要仪表选型
4.2 流量仪表 4.2.1差压型仪表 差压型仪表用在 LNG流量测量以及海水流量测量场合， 其范围不低于3：1。当流量测量范围可能 程 比。。差压仪表一般选用孔板和经典文丘里管。 4.2.2超声波流量计 超声波流量计适用于海水、水等介质测 量。 超声波流量计的精度（包括线性、滞后和重复性）应 优 于全量程±1.0%或更好。
4 主要仪表选型
4.10 火灾装置和可燃气体探测装置 根据火灾性质和可能发生火灾周围 的操作条件来为火灾装置和可燃气 体探测装置选型 。 • 可燃气体探测器设备应该是红外类型 。根据安装场合不同，可分为： 点式红外 开路式红外 • 火焰检测器选用三频红外火焰探测器 。 • 建筑屋内分别设置下列火灾检测器： 感温检测器 感烟检测器 • 手动报警按钮 感温检测器 感烟检测器
LNG项目接收站工程
自控部分介绍
自控设计介绍
• • • • • • • 1 设计范围 2 工程简介 3 自动化水平 4 主要仪表选型 5 DCS系统配置 6 SIS系统配置 7 火警系统配置
自控设计介绍
• • • • • • 8 CCTV系统配置 9 主要控制方案 10 控制室及现场机柜室 11 主要安全技术措施 12 仪表伴热、保冷 13 仪表动力供应要求
1设计范围
3) HQ负责提供接收站至消防站的火灾报警信号，接收站预 留光端机接口。消防站内一切设施和系统(包括火警盘及 消防站与接收站之间的光纤路径及光纤等)的设计、提 供、安装和调试不在承包商（HQ）范围内。 4) 海水取水泵房的总体布置设计由取水工程承包商负责， 海水取水工程的配套电气控制、仪表、暖通、消防及配 套的公用工程等由总承包商（HQ）负责。电控室结构 设计由取水工程承包商负责。海水制氯车间和加氯系统 的工艺（包括就地控制的电气、仪表、PLC）、结构设 计及设备采购由海水取水工程承包商负责，配合总承包 商（HQ）完成PLC与DCS的通讯。海水制氯车间和加 氯系统所需公用工程的电气控制、仪表及暖通、消防由 总承包商（HQ）负责。
LNG接收站蒸气云扩散和火灾热辐射分析
LNG接收站蒸气云扩散和火灾热辐射分析曹莹;龚明;钱永刚;肖松【摘要】对LNG接收站可能产生的泄漏点进行辨识及分析,对LNG泄漏量、集液池设置、LNG蒸发质量流量、蒸气云扩散隔离区范围、火灾热辐射影响范围进行分析.结合工程实例,针对不同泄漏点产生的泄漏量进行集液池设计,采用PHAST软件对集液池蒸气云扩散隔离区范围及火灾热辐射范围进行模拟计算.根据模拟结果,提出接收站平面布置优化方案.【期刊名称】《煤气与热力》【年(卷),期】2018(038)004【总页数】5页(P61-65)【关键词】LNG接收站;泄漏;蒸气云扩散;火灾热辐射;风险分析【作者】曹莹;龚明;钱永刚;肖松【作者单位】北京市煤气热力工程设计院有限公司,北京100032;北京市煤气热力工程设计院有限公司,北京100032;北京市煤气热力工程设计院有限公司,北京100032;北京市煤气热力工程设计院有限公司,北京100032【正文语种】中文【中图分类】TE8211 LNG接收站泄漏风险分析的必要性近年来我国越来越重视LNG的引进，LNG的生产和贸易日趋活跃，大、中型LNG接收站相继建成投产。
厂站周边一般为村庄，人口分布较为密集，一旦发生LNG泄漏或火灾、爆炸事故，可能给周边环境及人民群众的人身财产安全带来威胁。
为了控制LNG泄漏后可能带来的风险，同时作为厂站区域及总平面布置的依据之一，需要对接收站的泄漏进行风险分析研究。
主要分析内容包括：辨识接收站不同区域内可能存在的泄漏点；对可能发生的泄漏点进行泄漏量的模拟计算并确定相应集液池规格；对集液池蒸气云扩散情况进行模拟计算；对集液池火灾工况进行热辐射强度影响范围模拟计算；根据模拟计算结果优化总平面布置方案，以获得最适合该项目的总平面布置方案，并根据分析的结果提出合理可行的建议和降低风险的措施，确保泄漏事故发生后LNG接收站及周边地区的安全。
2 LNG泄漏情况分析及集液池的设计2.1 泄漏关键假设为了进行泄漏情况分析计算，首先必须定义各种泄漏尺寸、泄漏时间、泄漏高度等。
液化天然气接收站项目液化天然气气化器选型
液化天然气接收站项目液化天然气气化器选型陈海平;黄宇【摘要】随着国内液化天然气(LNG)产业十余年的发展,LNG接收站项目的工艺系统、海水系统已得到改进与优化.介绍了常用的开架式气化器、中间介质式气化器和浸没燃烧式气化器的特点.以江苏某新建LNG接收站项目为例,考虑海水水质等因素的影响,对LNG气化器的选型进行分析.从技术与全生命周期经济性两方面考虑,确定采用开架式气化器作为主气化器,浸没燃烧式气化器作为备用气化器,使现场实际运行更加简单、可靠,可为后续新建项目的LNG气化器选型提供参考.%With over 10 years development of domestic liquefied natural gas (LNG) industry, process system and sea water system of LNG terminal project have been improved and optimized. The features of open rack type vaporizer(ORV),intermediate fluid type vaporizer (IFV) and sub-merged combustion type vaporizer (SCV) are introduced.T he equipment selection is analyzed in consideration of seawater quality and other factors by taking a new LNG terminal project that will be built in Jiangsu province as an example.A design of ORV as the main vaporizer and SCV as backup vaporizer is adopted for comprehensively analyses from technology and economy,w hich can make the operation more simple and reliable and provide a reference of equipment selection of LNG vaporizer in new projects.【期刊名称】《石油化工设备》【年(卷),期】2018(047)003【总页数】4页(P18-21)【关键词】气化器;液化天然气接收站;海水系统;选型【作者】陈海平;黄宇【作者单位】中海石油气电集团有限责任公司,北京 100028;中海石油气电集团有限责任公司,北京 100028【正文语种】中文【中图分类】TQ051.6国内早期建设的液化天然气(LNG)项目主要由德国TGE、美国CBI、日本IHI等国外工程公司设计，在工艺设计、设备选型等方面未体现过多的创新性设计，主要保证了设计的合理性、完整性与安全性。
浸没燃烧式气化器SCV的RAM分析及可用度优化
浸没燃烧式气化器SCV的RAM分析及可用度优化
周文安;王海清;陈桂海;韩思杰
【期刊名称】《高校化学工程学报》
【年(卷),期】2024(38)2
【摘要】浸没燃烧式气化器(SCV)是液化天然气LNG应急调峰站的关键核心系统,系统中出现设备故障会导致天然气供应中断,将造成显著社会影响与生产损失。
为了评估SCV系统的生产性能及提高运行稳定性,提出并建立SCV-RAM分析模型,应用蒙特卡洛模拟仿真定量辨识SCV的瓶颈单元设备并针对性设计改进方案。
结果表明,SCV系统易发生故障的单元按贡献度依次分别是:助燃空气单元、循环冷却水单元,其中导致系统不可用度增大的具体关键设备为水泵、电机以及鼓风机。
据此对关键设备的预防性维修间隔进行优化,SCV系统的全寿命周期统计可用度从90.17%提高到94.93%,总停机时间减少了3478h。
分析结果有助于优化SCV系统的维修资源分配,为实现SCV系统长周期稳定运行提供技术支持。
【总页数】8页(P302-309)
【作者】周文安;王海清;陈桂海;韩思杰
【作者单位】中国石油大学(华东)安全科学与工程系;安全与运营管理部深圳市燃气集团股份有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】X937
【相关文献】
1.浸没燃烧式气化器原理分析及方案优化
2.国内首台浸没燃烧式气化器SCV燃烧器结构分析
3.国内首台浸没燃烧式气化器SCV研发关键技术
4.浸没燃烧式气化器(SCV)烟气脱硝工程技术方案研究
5.浸没燃烧式气化器SCV优化研究
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ＣＥＭＳ在液化天然气接收站中的设计探讨
第６０卷 第２期２０２４年３月石 油 化 工 自 动 化ＡＵＴＯＭＡＴＩＯＮＩＮＰＥＴＲＯ ＣＨＥＭＩＣＡＬＩＮＤＵＳＴＲＹＶｏｌ．６０，Ｎｏ．２Ｍａｒ，２０２４稿件收到日期：２０２３０９２８，修改稿收到日期：２０２３１２２０。
作者简介：顿张静（１９９３—），男，河北沧州人，２０１５毕业于中国石油大学（北京）自动化专业，现就职于海洋石油工程股份有限公司，从事石油化工仪表控制、火气探测及安全仪表系统的设计工作，任仪表工程师。
ＣＥＭＳ在液化天然气接收站中的设计探讨顿张静，王乃民，周家和，陈晓旭，左娇（海洋石油工程股份有限公司，天津３００４６１）摘要：针对液化天然气接收站中浸没燃烧式汽化器（ＳＣＶ）燃烧烟气中ＮＯ狓的特点，设计了烟气排放连续监测系统（ＣＥＭＳ），详细介绍了ＣＥＭＳ的组成，采样方式、分析仪的选取，烟气参数监测单元和数据采集与处理单元的设置等，对ＣＥＭＳ的安装和后期维护提出了相应的建议方案。
该系统设计方案不但可以监控烟气排放是否达标，还可以监测烟气中的ＣＯ浓度来反映ＳＣＶ低氮燃烧器的燃尽效率，有效降低生产维护费用。
关键词：液化天然气；接收站；浸没燃烧式汽化器；烟气排放连续监测系统中图分类号：ＴＰ２７４ 文献标志码：Ｂ 文章编号：１００７７３２４（２０２４）０２００４３０５犇犲狊犻犵狀犇犻狊犮狌狊狊犻狅狀狅狀犆犈犕犛犻狀犔犻狇狌犲犳犻犲犱犖犪狋狌狉犪犾犌犪狊犚犲犮犲犻狏犻狀犵犛狋犪狋犻狅狀ＤｕｎＺｈａｎｇｊｉｎｇ，ＷａｎｇＮａｉｍｉｎ，ＺｈｏｕＪｉａｈｅ，ＣｈｅｎＸｉａｏｘｕ，ＺｕｏＪｉａｏ（ＯｆｆｓｈｏｒｅＯｉｌＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＣｏ．Ｌｔｄ．，Ｔｉａｎｊｉｎ，３００４６１，Ｃｈｉｎａ）犃犫狊狋狉犪犮狋狊：ＡｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｔｈｅＮＯ狓ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｓｕｂｍｅｒｇｅｄｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎｖａｐｏｒｉｚｅｒ（ＳＣＶ）ｆｌｕｅｇａｓｉｎｌｉｑｕｅｆｉｅｄｎａｔｕｒａｌｇａｓｒｅｃｅｉｖｉｎｇｓｔａｔｉｏｎ，ａｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓｆｌｕｅｇａｓｅｍｉｓｓｉｏｎｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇｓｙｓｔｅｍ（ＣＥＭＳ）ｉｓｄｅｓｉｇｎｅｄ．ＴｈｅｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎｏｆＣＥＭＳ，ｔｈｅｓｅｌｅｃｔｉｏｎｏｆｓａｍｐｌｉｎｇｍｅｔｈｏｄａｎｄａｎａｌｙｚｅｒ，ｔｈｅｓｅｔｔｉｎｇｏｆｆｌｕｅｇａｓｐａｒａｍｅｔｅｒｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇｕｎｉｔａｎｄｄａｔａａｃｑｕｉｓｉｔｉｏｎａｎｄｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｕｎｉｔａｒｅｄｅｓｃｒｉｂｅｄｉｎｄｅｔａｉｌ．ＴｈｅｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｓｃｈｅｍｅｆｏｒＣＥＭＳｉｎｓｔａｌｌａｔｉｏｎａｎｄｌａｔｅｒｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅａｒｅｐｒｏｐｏｓｅｄ．Ｔｈｅｓｙｓｔｅｍｃａｎｎｏｔｏｎｌｙｍｏｎｉｔｏｒｗｈｅｔｈｅｒｔｈｅｅｍｉｓｓｉｏｎｃａｎｒｅａｃｈｔｈｅｓｔａｎｄａｒｄｏｒｎｏｔ，ｂｕｔａｌｓｏｃａｎｍｏｎｉｔｏｒｔｈｅＣＯｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｉｎｔｈｅｆｌｕｅｇａｓｔｏｒｅｆｌｅｃｔｔｈｅｂｕｒｎｏｕｔｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙｏｆｔｈｅＳＣＶｌｏｗ ｎｉｔｒｏｇｅｎｂｕｒｎｅｒ．Ｔｈｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎａｎｄｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅｃｏｓｔｓａｒｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｒｅｄｕｃｅｄ．犓犲狔狑狅狉犱狊：ｌｉｑｕｅｆｉｅｄｎａｔｕｒａｌｇａｓ；ｒｅｃｅｉｖｉｎｇｓｔａｔｉｏｎ；ｓｕｂｍｅｒｇｅｄｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎｖａｐｏｒｉｚｅｒ；ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓｆｌｕｅｇａｓｅｍｉｓｓｉｏｎｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇｓｙｓｔｅｍ 液化天然气（ＬＮＧ）接收站是对ＬＮＧ进行接收、储存、气化和外输等作业的站场，主要工艺系统包括卸料系统、储存系统、蒸发气（ＢＯＧ）压缩机系统、高压气化外输系统、槽车低压外输系统、火炬系统、计量系统等，另外还有配套的公用系统，如消防水系统、仪表风系统、制氮系统、取排海水系统等。
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关键词 ： 烟气分析 ；不完全燃烧 ； 过量 空气系数 ； 流量 曲线 中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ９ ７ ４ ． ７ 文献标 志码 ： Ａ 文章编号 ：１ ０ ０ ３ — ６ ４ ９ ０（ ２ ０ １ ７ ）０ ６ － － ０ １ ６ ７ － － ０ ２
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吴小飞 ， 王顺学１ ，丁 欢 ，马 凯
（ １ ． 中石 油江苏液化天 然气有 限公 司，江苏南通 ２ ２ ６ ４ ０ ０ ； ２ ． 中国石化 江苏销售 南通分公 司，江苏南通 ２ ２ ６ ４ ０ ０ ）
摘 要： 在 不同 负 荷 下 ，Ｓ Ｃ Ｖ燃 烧所需 的燃 气比不 同，而最佳 的燃气 比是保证 其燃烧效率 的关键。通过对运行 的 Ｓ Ｃ Ｖ排 气烟道 的烟 气组 分进行分析 ，发现 在分别为 ８ ０ ｔ ／ ｈ 和１ ８ ０ ｔ ／ ｈ负 荷 运行 时烟 气 中所含 的 Ｃ Ｏ浓度较 高，表 明 Ｓ Ｃ Ｖ在运 行 中存在一 定 的不完全燃烧 的现 象，直接 影响燃烧性能和换热效率 。因此 通过对 Ｓ Ｃ Ｖ不 同负荷下燃料 气燃烧所 需的理论 空气量进行计算， 确 定 了保证 Ｓ Ｃ Ｖ完全燃 烧的最佳 过量 空气系数 。而后根据此值拟合鼓风机入 口导叶 阀和一次风蝶 阀通过的最佳 空气流量 ，得 出 保证 Ｓ Ｃ Ｖ在 不 同负荷 下最佳燃烧效率 的空气流量 曲线 。
化 工 设
计 通 讯
化工 能源
Ｃｈｅ ｍｉ ｃ ａ ｌ Ｅｎ ｅ ｒ ｇ ｙ
第４ ３ 卷第６ 期
２ ０ １ ７ 年６ 月
Ｃｈ ｅ ｍｉ ｃ ａ ｌ Ｅ ｎ ｇ ｉ ｎ ｅ ｅ ｒ ｉ ｎ ｇ Ｄｅ ｓ ｉ ｇ ｎ Ｃｏ ｍｍｕ ｎ ｉ ｃ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ
江 苏Ｌ ＮＧ接 收 站Ｓ ＣＶ 燃 烧 性 能 分 析