青島LNG接收站氣化單元優化運行模擬研究

王小尚，陳文杰，李學濤，唐建峰*，劉倩玉，石 野

（1.中國石化青島液化天然氣有限責任公司，山東 青島 266400；2.中國石油大學（華東）儲運與建筑工程學院，山東 青島 266580）

隨著天然氣貿易的快速發展，LNG（液化天然氣）作為一種清潔、高效且便于運輸的新型天然氣利用方式正逐步被各國所重視，LNG接收站的興建也成為了當下熱點。接收海運LNG的終端設施稱為LNG接收站（或LNG接收終端），指接收、儲存液化天然氣然后外輸的各單元集合，氣化單元為其中的關鍵部分[1-6]。目前針對LNG接收站氣化單元運行優化的研究多以現場實際運行經驗進行嘗試性改進測試[7-9]，此類測試設備停車風險大，且對其他LNG接收站參考性較低。軟件模擬在氣化單元運行優化研究中的應用較少，過程模擬軟件模擬氣化單元的運行可以避免設備停車風險，同時對其他LNG接收站也具有理論參考價值。因此，本文采用Aspen HYSYS軟件對青島LNG接收站進行研究，以現場實際運行數據為基礎，最大限度地利用軟件可操作性得出研究成果。青島LNG接收站氣化單元建有ORV（Open Rack Vaporizer，開架式海水氣化器）和SCV（Submerged Combustion Vaporizer，浸沒燃燒式氣化器）兩種氣化器。ORV運行時頂部海水槽內的海水依靠重力作用在管束板外表面下落，與管內自下而上的LNG換熱，并將管內LNG氣化。SCV是一種水浴式氣化器，蛇形換熱管置于混凝土水浴池中，鼓風機將燃燒器燃燒后的煙氣直接排入池中，使水浴升溫，再通過換熱管交換熱量使管內的LNG氣化。ORV運行過程中的耗能設備主要是提供熱源的海水泵，SCV的耗能設備有風機、循環水泵以及燃燒器，相比之下ORV運行成本較低，所以有必要針對ORV進行運行工況的優化研究，最大限度地利用海水這種優質自然資源[10-13]。因此，對不同LNG氣化外輸量、不同海水溫度工況下的ORV運行進行模擬研究，以得出不同工況下海水泵開啟臺數的對應關系，以及冬季低溫條件下ORV+SCV聯合運行負荷分配，最大限度地降低LNG接收站氣化運行成本。

1 氣化單元工藝流程

青島LNG接收站建成有4臺ORV（3用1備），皆為日本神戶制鋼公司（KOBELCO）生產提供。ORV運行流程（如圖1）概述如下：經海水泵升壓后的海水進入海水總管，然后通過ORV海水入口管線的切斷閥、流量調節閥以及海水槽入口蝶閥調節，均勻分配到各海水槽，并依靠其自身重力作用沿管束板流動。而來自低壓泵和再冷凝器的LNG經高壓泵升壓后經過LNG入口管線切斷閥、流量控制閥進入ORV的翅片管向上流動，在此過程中LNG與海水進行換熱氣化，產生的天然氣通過緊急切斷閥和出口截斷閥外輸，海水則通過海水明渠直接排入大海[14-17]。ORV性能參數如表1所示。

圖1 ORV工藝流程簡圖

表1 ORV性能參數

青島LNG接收站目前已建有5臺SCV（4用1備），其中4臺為進口林德SCV，1臺國產SCV由中圣集團研發制造。SCV工藝流程如圖2所示，來自燃料氣系統的天然氣與來自鼓風機的助燃空氣按預定比例注入燃燒器，燃燒后產生的高溫氣體進入水浴池加熱水浴。LNG自浸沒在水浴中的換熱管束底部流入，在換熱管中被水浴加熱，氣化后經由外輸總管輸出[18-20]。SCV的性能參數見表2。

圖2 SCV工藝流程簡圖

表2 SCV性能參數

2 氣化單元模型建立及驗證

青島LNG接收站氣化單元實際運行過程較為復雜，在使用Aspen HYSYS模擬分析時進行了簡化處理，忽略系統的管路壓降和熱量損失，根據實際運行流程，建立青島LNG接收站氣化單元工藝模型，如圖3所示。

圖3 基于Aspen HYSYS建立的LNG接收站氣化單元工藝模型

Aspen HYSYS軟件內部提供了多種物性方程可供選取，根據不同方程的使用范圍得出SRK方程、PR方程及BWRS方程均適用于LNG接收站氣化單元的模擬。而PR方程計算參數少、計算便捷，可對物性參數進行精準計算，滿足本研究的精度要求，故本文在建立氣化單元模型時選用PR方程進行氣液相平衡計算。

在進行氣化單元模擬研究時，輸入氣化器匯管的LNG組分由高壓泵及BOG（Boil Of Gas，蒸發氣）以及冷換器LNG混合而得，其具體組分如表3所示。

表3 氣化單元入口LNG組分含量

氣化單元工藝模型的建立需要選取合適的單元模塊并進行換熱參數的設定，單元模塊的選擇及參數設定如表4。

表4 氣化單元模型單元模塊及參數設定

ORV和SCV換熱盤管的基本工作原理均為冷熱流體通過換熱器進行熱量交換以達到LNG氣化效果，模型建立采用管殼式換熱器模塊（Heat Exchanger），該模塊選用時需對總傳熱系數U、有效換熱面積A、壓降△P等參數進行輸入。本次研究利用ORV、SCV現場實際運行數據（表5）進行U·A計算，以液態甲烷比熱容（C=4.022kJ/(kg·K)近似代替LNG比熱容，通過軟件物流計算得出摩爾流量與摩爾熵的乘積，進而得出青島LNG接收站ORV和SCV換熱盤管的總傳熱系數與傳熱面積的乘積。SCV實際工作原理為一帶有燃燒器的水浴加熱器對盤管中流動的LNG加熱使其氣化，模型建立時燃氣燃燒器采用加熱器模塊（Heater）進行設定，由表2可知，SCV設計換熱效率為99%，Heater模塊進出口物流進行設定后可自行計算得到一定工況下的加熱器負荷，根據燃料氣的熱值計算可以得出SCV耗能與運行成本。

表5 青島LNG接收站ORV、SCV某時刻實際運行參數

將計算所得的U·A及ORV、SCV實際運行管程、殼程壓降輸入到模型中，建立貼合現場實際的氣化單元模型。選取某一時間段內的運行參數進行模型準確性驗證，對該工況下入口參數進行設定，模擬計算氣化單元外輸出口各項數據并與現場實際運行數據進行對比（表6），誤差均在5%以內，說明建立的ORV模型準確度較高，可用于后續模擬研究。

表6 氣化單元模型模擬參數與實際參數對比

3 模擬優化研究

3.1 非冬季工況下氣化單元優化研究

青島LNG接收站地處暖溫帶季風氣候區域，受海洋環境的影響，夏季具有顯著的海洋性氣候特點，熱量充足，全年大部分時間段內海水溫度高于6℃，滿足ORV海水使用的設計運行條件。ORV運行成本相對較低，且主要耗能設備為海水泵，所以在滿足天然氣外輸需求的前提下，針對非冬季工況進行氣化單元優化，即優化ORV在不同LNG流量和海水入口溫度下的海水流量。

基于青島LNG接收站實際運行生產情況及ORV運行指標要求得出LNG外輸量及ORV運行要求如表7。對某年青島LNG接收站ORV海水入口溫度變化趨勢進行統計，并根據青島地區氣象資料得出該海域常年海水溫度變化區間為0～30℃，極端天氣出現概率較小。

表7 青島LNG接收站LNG外輸量及ORV運行要求

選取海水入口溫度15～30℃下的工況為非冬季工況，利用建立的青島LNG接收站氣化單元模型進行最佳海水用量優化研究，針對不同的LNG外輸量及不同LNG入口溫度確定其固定海水泵開啟臺數，模擬結果如圖4～圖7所示。

圖4 30℃海水入口溫度下最佳海水用量

圖5 25℃海水入口溫度下最佳海水用量

圖6 20℃海水入口溫度下最佳海水用量

圖7 15℃海水入口溫度下最佳海水用量

由圖4～圖7可以看出，在滿足LNG氣化外輸量要求的前提下，海水用量的優化對LNG接收站節能降耗極具價值。非冬季工況 （海水入口溫度15～30℃）下，海水入口溫度的變化對ORV運行影響較小，不同LNG氣化外輸量所需海水用量變化較大，因此可針對不同需求開停海水泵以節約能耗。隨著LNG氣化外輸量的增加氣化所需海水量隨之增加，對不同LNG氣化外輸量工況可根據上圖所示區間進行海水泵開啟臺數的選擇，實施1臺海水泵供1～2臺ORV、2臺海水泵供2～3臺ORV海水量的方案。目前青島LNG接收站只能進行單臺海水泵的啟停以優化海水用量達到ORV運行節能目標，后續二期項目工程可根據氣化外輸量及ORV運行情況進行海水泵變頻改造，實現不同LNG氣化外輸時可直接調節海水泵功率，更好地做到節能降耗[21,22]，同時在ORV實際運行過程中發現，氣化過程中選擇適宜的海水流量還可以有效改善氣化器板翅振動及ORV運行噪音等問題。

3.2 冬季工況下氣化單元優化研究

根據青島LNG接收站常年海水入口溫度的變化趨勢統計得出不發生極端天氣情況下，冬季海水入口溫度變化范圍為0～15℃。由于ORV運行成本相對于SCV較低，在保證氣化器設備安全且生產運行穩定的前提下可充分利用ORV進行氣化外輸，故針對冬季工況下不同LNG氣化外輸量進行模擬研究。

3.2.1 不同工況下的最佳海水用量探究

選取海水入口溫度小于15℃為冬季工況，基于建立的氣化單元模型優化最佳海水用量，模擬確定不同LNG氣化外輸量及不同LNG入口溫度下固定海水泵開啟臺數，結果如圖8～圖11所示。

圖8 10℃海水入口溫度下最佳海水用量

圖9 5℃海水入口溫度下最佳海水用量

圖10 4℃海水入口溫度下的最佳海水用量

圖11 3℃海水入口溫度下的最佳海水用量

由上圖可以看出，當海水入口溫度在5～15℃區間變化時，海水溫度的變化對ORV運行的影響較小；當海水入口溫度低于5℃時，隨海水溫度的降低ORV氣化相同LNG量所需海水量出現較大幅度的增加。目前青島LNG接收站建有4臺ORV，采取3用1備的運行模式，當冬季工況下海水溫度在5～15℃時，可采取上圖所示的海水用量與海水泵開啟臺數對應關系進行調節；當海水入口溫度低于5℃時，受制于設備運行上限，需采取ORV＋SCV聯合運行方案。

3.2.2 ORV＋SCV聯合運行模式優化研究

由上述研究可知當海水入口溫度大于等于4℃時，ORV單獨運行可以滿足青島LNG接收站當前氣化外輸要求，當海水溫度低于4℃時，ORV運行受到限制，可以采用ORV＋SCV聯合運行方案以最大限度節省能耗，利用建立的氣化單元模型進行冬季工況下的ORV、SCV運行方案研究。

根據青島LNG接收站當前氣化外輸需求情況，模擬得出ORV、SCV聯合運行方案（表8）。由接收站日外輸流量數據統計可知，冬季為用氣高峰期，日平均外輸流量高于200000kg/h，為保證氣化效果，海水用量較高，且ORV需長期處于低溫海水下高負荷運轉，因此本文研究對降低LNG接收站運行成本更有價值的ORV＋SCV聯合運行。

表8 低溫海水下的ORV、SCV聯運方案

當海水入口溫度低于2℃時，ORV應停用，若繼續運行會造成翅片板結冰高度過高，引起ORV設備損壞并降低氣化效果，故當海水入口溫度小于2℃時ORV應停用，故本文不再對海水入口溫度低于2℃時的ORV進行優化研究，此時外輸量應全部由SCV供應。

根據表7中氣化外輸量模擬計算SCV單獨運行燃料氣用量，利用建立的氣化單元模型中SCV部分得出不同LNG流量下的燃燒器負荷，由SCV燃燒器設計熱效率（99%）與青島LNG接收站燃料氣燃燒熱值（35589kJ/m3）計算得出燃料氣用量，SCV運行時燃料氣用量與LNG流量關系如圖12～圖13所示。

圖12 3℃海水入口溫度下相應的SCV燃料氣用量

圖13 2℃海水入口溫度下相應的SCV燃料氣用量

以青島LNG接收站某年冬季日平均氣化外輸量9.83×106kg/d為例，對海水入口溫度2℃、LNG入口溫度-133℃下的SCV單運和ORV、SCV聯運方案進行運行成本對比。目前ORV耗能設備為海水泵，單臺海水泵功率為800kW，SCV主要為風機、循環水泵耗能以及燃料氣消耗，用電設備總功率462.8kW。計算采用當地電價0.6元/kWh，燃料氣價格4元/kg，對比結果如表9所示。

表9 冬季工況9.83×106 kg/d外輸量下不同方案運行成本對比

由上表可得，采用聯運方案成本節約58.96%，因此優化氣化器在冬季工況下運行可有效節約LNG氣化成本。氣化單元實際運行中運行成本還包括海水清污機、旋轉濾網耗能及堿液消耗等，但相對于海水泵耗能和燃料氣耗能的比重較小，所以成本對比分析時選擇將其忽略。

4 結論

針對青島LNG接收站氣化單元進行模擬優化研究，以氣化單元實際運行為基礎，介紹了青島LNG接收站氣化單元工藝流程，并利用Aspen HYSYS建立了貼合實際的工藝流程模型，根據當前設備運行情況對不同工況下的氣化單元進行了運行優化研究，得出如下結論：

(1)非冬季工況下應根據LNG氣化外輸量調節相應海水用量，選擇適宜的海水泵開啟臺數以節約能耗，同時保證ORV安全運行，延長設備使用壽命。

(2)冬季工況可根據海水溫度選擇運行方案，當海水溫度大于等于4℃時，單獨運行ORV進行氣化外輸，并優化海水用量，降低海水泵能耗；當海水溫度低于4℃時，為盡可能降低運行成本應采取ORV+SCV聯合運行方案，與SCV單獨運行相比節約成本顯著。