燃料气工艺及运行模式对比研究

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1、燃料气工艺及运行模式对比研究摘要：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；节能中图分类号：TE08文献标识码：A文章编号：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

2、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7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

3、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

4、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7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

5、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

6、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7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

7、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

8、输送到下游用户。因燃气用户较多、用7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、