青島LNG接收站擴能后IFV與ORV聯運模擬與優化

吳 斌，于 笑，劉景俊，唐建峰，姚寶龍，李 童

（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；3.中國石化天津液化天然氣有限責任公司，天津 300457）

中國石化青島液化天然氣（LNG）接收站，是中國政府批準建設的中國石化第一個LNG接收站項目，承擔著為華東地區平穩輸氣的重任。目前，接收站處于擴能階段，其中氣化單元新增了中間介質氣化器（ⅠFV），與原有的開架式海水氣化器（ORV）共用海水系統。原有海水泵與氣化器一一對應的供給模式不能延續，故需解決海水流量分配、海水泵開啟模式等問題，以確保擴能后氣化單元的運行穩定。

前期學者以節能降耗為目標，進行了現場試驗[1-5]，對冬季低溫工況下，ORV的運行模式開展了優化分析，提出ORV與浸沒燃燒式氣化器（SCV）聯運的優化方案[6-8]，但對ORV與ⅠFV聯運的相關研究較少。相較于SCV，ⅠFV運行成本更低[9-11]，因此開展ORV與ⅠFV聯運研究，有利于提高氣化單元的經濟性。針對氣化器海水流量的研究，以海水泵供應模式為主。學者采用現場試驗、理論及模擬計算等手段，提出單一海水泵供給多個氣化器的運行模式，可高效利用海水流量，并得出海水泵變頻節能的應用方案[12-18]。

本文以青島LNG接收站擴能項目中氣化單元為研究對象，采用Aspen HYSYS模擬軟件，基于擴能設計方案與現場運行數據，對ORV與ⅠFV聯運下，海水泵的啟用方案開展研究，為擴能后氣化單元節能降耗和平穩運行提供參考。

1 模擬部分

1.1 氣化單元擴能后工藝流程

青島LNG接收站氣化單元中，外輸壓力為8 MPa的氣化系統，包含4臺ORV和5臺SCV。擴建后，新增10 MPa氣化系統，包含5臺ⅠFV和6臺SCV。為了滿足下游負荷需求，站內同時改擴建海水系統。原有4臺小海水泵均為工頻泵，氣化工藝運行時，可實現與4臺ORV一一對應。擴能后，保留3臺小海水泵，并新建4臺大海水泵（工頻泵），面臨7臺海水泵供給9臺氣化器的情況。擴能后的工藝流程如圖1所示。8 MPa氣化系統中，氣化后的高壓天然氣經過計量，進入山東管線。10 MPa氣化系統則對應青寧管線。

圖1 擴能后青島LNG接收站工藝流程Fig.1 Process flow of Qingdao LNG terminal after capacity expansion

兩個氣化系統共用一個海水系統。海水經過海水泵升壓后，進入同一個海水總管，通過各個氣化器的入口閥門，分配不同的海水流量，最終完成各自的氣化過程。海水經過ORV管束板，與翅片管內的低溫LNG換熱，LNG氣化后外輸至下游管線。ⅠFV則以丙烷為媒介，在丙烷（C3H8）的蒸發冷凝中，LNG與海水交換熱量，完成氣化外輸。ORV與ⅠFV的工藝流程如圖2所示，設計參數如表1所示。

圖2 ORV(a)和IFV(b)工藝流程Fig.2 Process flow of ORV (a) and IFV (b)

表1 氣化器設計參數Table 1 Design parameters of vaporizer

ⅠFV和ORV設計中，均要求海水進出口溫差小于 5 °C、出口溫度大于 0 °C，天然氣（NG）出口溫度大于 1 °C；海水溫度低于 7 °C時，ⅠFV和ORV應停止運行。而在青島LNG接收站實際運行中，為了節能降耗，海水溫度低于7 °C時，仍維持相應的運行負荷，并根據外輸需求輔以SCV運行。目前，青島LNG接收站ORV運行中，海水泵啟用遵循單臺海水泵對應單臺ORV，單臺氣化器實際海水流量維持在7000~7800 t/h。NG出口溫度滿足要求，海水進出口溫差基本小于3.5 °C，某些工況下，海水進出口溫差可能小于 2.5 °C，這與溫差小于 5 °C的設計要求之間，存在一定的優化區間。利用這部分溫度區間，對海水流量進行優化控制，節約海水流量，在擴能后的聯合運行中，可有效避免海水供應不足的問題。

1.2 模型建立與驗證

根據擴能設計方案，建立青島LNG接收站ORV與ⅠFV聯運工藝模型，如圖3所示。接收站氣化過程較為復雜，在模擬分析中進行了簡化處理，忽略系統管路壓降和熱量損失。根據接收站運行的主要介質和工藝流程，可供選擇的物性方程較多，本次模擬研究選擇PR方程作為物性計算方程，該方程計算便捷，計算參數較少，可以滿足氣液平衡計算的要求。

圖3 擴能后的氣化工藝模型Fig.3 Gasification process model after capacity expansion

由氣化器匯管處LNG的實際情況，確定輸入氣化工藝LNG的組分，如表2所示。根據ORV與ⅠFV的工作原理，均選擇管殼式換熱器模塊建立模型。以現場運行數據（表3）為基礎，進行模型驗證，結果如表4所示。其中，ORV實際運行參數取自某時刻的現場運行數據，ⅠFV輸入參數取自ⅠFV設備設計中的性能曲線。由表4可知，氣化工藝模型與實際數據誤差小于7.00%，該模型可用于后續模擬研究。

表2 氣化工藝入口匯管LNG組成Table 2 LNG composition in inlet manifold of gasification process

表3 某時刻LNG接收站現場運行數據Table 3 Field operation data of LNG terminal at a certain time

表4 氣化工藝模型驗證Table 4 Validation of gasification process model

2 模擬結果分析與優化研究

2.1 不同氣化系統最小海水流量分析

根據青島LNG接收站實際運行情況，研究了不同海水溫度和LNG入口溫度下，最小海水流量隨LNG外輸量的變化。模擬中，8 MPa與 10 MPa氣化系統的參數范圍如表5所示。

表5 氣化系統運行參數Table 5 Operating parameters of gasification system

ORV與ⅠFV運行受海水溫度影響較大，不同海水溫度及LNG外輸量下，最小海水流量如圖4所示。

圖4 8 MPa (a)和 10 MPa (b)氣化系統最小海水流量Fig.4 Minimum seawater flow of 8 MPa (a) and 10 MPa (b) gasification system

由圖4可知，海水溫度對最小海水流量影響顯著，且呈現出明顯的區間變化。海水溫度在7~30 °C和4~7 °C，ORV運行存在較大區別。海水溫度在7~30 °C時，ⅠFV運行中最小海水流量變化較小，斜率變化基本相同；在小于7 °C時，最小海水流量變化明顯，且ⅠFV外輸量減小，均無法達到最大設計外輸量 950 t/h。

對8 MPa氣化系統中ORV開展模擬研究，得出不同海水溫度區間和相應LNG入口溫度下，最小海水流量隨LNG外輸量的變化情況，如圖5所示。

圖5 海水溫度為 7~30 °C (a)和 4~7 °C (b)下 8 MPa氣化系統最小海水流量Fig.5 Minimum seawater flow of 8 MPa gasification system at seawater temperature of 7~30 °C (a) and 4~7 °C (b)

由圖5可知，LNG外輸量一定，4~7 °C時最小海水流量明顯高于7~30 °C時；LNG入口溫度為-150 °C時，最小海水流量相較-120 ℃高出 14.33%，主要由于海水溫度降低，換熱溫差減小，換熱量降低，達到相同氣化量所需的海水流量增加。

對10 MPa氣化系統中ⅠFV開展模擬研究，得出不同海水溫度區間和相應LNG入口溫度下，最小海水流量隨LNG外輸量的變化情況，如圖6所示。由圖6可知，隨著海水溫度的降低，最小海水流量不斷增加，主要由于海水溫度降低，換熱溫差減小，換熱量降低；當入口LNG溫度為-152 °C，外輸量為900 t/h時，海水溫度區間 4~7 °C相較 7~30 °C，最小海水流量高11.15%。當海水溫度小于7 °C時，受單臺氣化器海水流量范圍限制，無法達到最大氣化量；當海水溫度在 3~4 °C和 2~3 °C，其最大氣化量分別只能達到設計最大值的80%和53%。

圖6 海水溫度為 7~30 °C (a)、4~7 °C (b)、3~4 °C (c)和 2~3 °C (d)下 10 MPa氣化系統最小海水流量Fig.6 Minimum seawater flow of 10 MPa gasification system at seawater temperature of 7~30 °C (a), 4~7 °C (b), 3~4 °C (c) and 2~3 °C (d)

2.2 ORV + IFV聯運模式優化研究

考慮共用海水系統，根據氣化器最小海水流量模擬結果，選擇海水溫度 7~30 °C和 4~7 °C為兩種聯運工況。以LNG完全氣化、氣化器穩定運行及能耗最優為目標，對擴能后海水泵開啟方案進行研究。海水泵參數如表6所示。ORV與ⅠFV均為海水換熱器，其運行過程中的能耗來自海水泵及相關配套設備。

表6 海水泵參數Table 6 Parameters of seawater pumps

2.2.1 海水溫度 7~30 °C（工況 1）

以 10 MPa氣化系統中，LNG入口最低溫度-152 °C為例，模擬得到最小海水流量與LNG外輸量對照曲線，如圖7所示。圖7中，H1和H2是根據海水流量確定的海水泵開啟臺數邊界值。由于海水泵均為工頻泵，一旦開啟海水流量即為確定值，但ⅠFV設計的海水流量范圍為2880~8350 t/h，存在海水流量無法完全消耗掉的情況。同時考慮ORV聯鎖停車流量范圍為4200~7500 t/h，確定剩余海水流量的邊界值F1與F2。邊界值對應的參數值及海水泵啟用臺數如表7所示。邊界值將圖7劃分為5個區域，在區域①和③內，開啟海水泵產生的海水流量，可被ⅠFV完全消耗；而在區域②和④內，開啟海水泵產生的海水流量無法被完全消耗，此時存在兩個氣化系統共用海水流量的情況。由此可知，在滿足LNG外輸和海水外排條件下，剩余無法消耗的最大海水流量范圍均為4200~10500 t/h。該范圍下，ORV氣化流量模擬情況如圖8所示。由圖8可知，工況1中，剩余海水流量可供流量范圍為110~285 t/h的LNG氣化，即可供1~2臺ORV運行。

圖7 工況1中最小海水流量與LNG外輸量對照曲線Fig.7 Comparison curve of minimum seawater flow and LNG output capacity in condition 1

表7 工況1中邊界對應值Table 7 Boundary corresponding values in condition 1

圖8 工況1中剩余海水流量下ORV最大氣化量Fig.8 Maximum gasification capacity of ORV under residual seawater flow in condition 1

綜合圖7和圖8，可得共用海水系統時，ORV與ⅠFV不同運行情況下，對應的海水泵開啟臺數。為了便于區分，10 MPa氣化系統達到最大LNG外輸量950 t/h時，定義為100%外輸，達到最小外輸量360 t/h時，定義為38%外輸，8 MPa氣化系統也采用類似定義。工況1中，10 MPa氣化系統LNG外輸量區間為50%~65%和75%~91%時，可能的海水泵共用方案如表8所示。

表8 工況1中不同外輸量下海水泵啟用方案Table 8 Application scheme of seawater pump under different output capacity in condition 1

比較不同方案的能耗情況，如圖9所示。

圖9 工況1中10 MPa氣化系統外輸量為50%~65% (a)和75%~91% (b)時兩種方案能耗對比Fig.9 Comparison of energy consumption between two schemes in condition 1 when output capacity of 10 MPa gasification system is 50%~65% (a) and 75%~91% (b)

由圖9(a)可知，10 MPa氣化系統外輸量為50%~65%，當8 MPa氣化系統外輸量小于84%時，方案2耗能小于方案1，相差400 kW；大于84%時，方案2能耗大于方案1，相差200 kW。由圖9(b)可知，10 MPa氣化系統外輸量為 75%~91%，當 8 MPa氣化系統外輸量小于40%時，方案2能耗小于方案1；40%~84%時，方案2能耗略大于方案1；大于84%時，兩種方案的能耗相同。工況1海水溫度多出現于夏季，外輸量波動范圍小于50%，優先選擇開啟小海水泵的方案2，降低能耗約400 kW。

2.2.2 海水溫度 4~7 °C（工況 2）

基于最小海水流量模擬結果，以10 MPa氣化系統LNG入口最低溫度-152 °C為例。工況2中，也存在共用海水流量的情況，最小海水流量與LNG外輸量對照如圖10所示。根據海水泵開啟臺數邊界確定邊界值H3、H4和H5，海水流量共用區間邊界確定LNG外輸量值F3和F4，如表9所示。

圖10 工況2中最小海水流量與LNG外輸量對照曲線Fig.10 Comparison curve of minimum seawater flow andLNG output capacity in condition 2

表9 工況2中邊界對應值Table 9 Boundary corresponding values in condition 2

由此劃分出6個區間，其中區間②和④存在海水流量未被完全消耗的情況，兩個氣化系統可共用海水流量。該剩余海水流量范圍下，ORV的最大氣化量情況如圖11所示。

圖11 工況2中剩余海水流量下ORV最大氣化量Fig.11 Maximum gasification capacity of ORV under residual seawater flow in condition 2

海水入口溫度在 4~6 °C時，剩余海水可供流量范圍為 79~200 t/h的LNG氣化，即可供 1~2 臺ORV運行。存在的海水泵共用方案如表10 所示。工況 2 中，當10 MPa氣化系統外輸量為46%~60%和 69%~82%時，針對方案 2，開啟 3 臺大海水泵，則單臺ORV的海水流量超過 7500 t/h，若要滿足氣化控制條件的要求，8 MPa氣化系統最大外輸量僅能達到 91%。

表10 工況2中不同外輸量下海水泵啟用方案Table 10 Application scheme of seawater pump under different output capacity in condition 2

根據表10，計算氣化工藝能耗變化情況，如圖12所示。由圖12(a)可知，10 MPa氣化系統外輸量為46%~60%，當8 MPa氣化系統外輸量小于61%時，方案1能耗高于方案2；大于61%時，方案1能耗等于方案2，但方案2中8 MPa氣化系統外輸量只能達到91%，若外輸量大于91%，則該方案不可取。由圖12(b)可知，10 MPa氣化系統外輸量為69%~82%，當8 MPa氣化系統外輸量小于30%時，方案1能耗高于方案2；在30%~61%時，方案1能耗低于方案2；大于61%時，方案1能耗等于方案2，但同樣存在外輸量只能達到91%的限制。工況2中的海水溫度多出現于冬季，接收站外輸量為30%~90%，當10 MPa氣化系統外輸量為46%~60%時，方案2整體能耗最低，優先開啟小海水泵可降低能耗約400 kW。當10 MPa氣化系統外輸量為69%~82%時，方案1整體能耗最低，優先開啟大海水泵可降低能耗約200 kW。

圖12 工況2中10 MPa氣化系統外輸量為46%~60% (a)和69%~82% (b)時兩種方案能耗對比Fig.12 Comparison of energy consumption between two schemes in condition 2 when output capacity of 10 MPa gasification system is 46%~60% (a) and 69%~82% (b)

3 結論

針對青島LNG接收站擴能后，不同氣化單元共用海水系統開展了模擬研究，探究了不同海水溫度下，ⅠFV與ORV最小海水流量，并以最小能耗為目標，研究了海水泵啟用方案，得到如下主要結論。

（1）兩種氣化器所需最小海水流量隨海水溫度呈季節性變化，且當海水溫度在 3~4 °C和 2~3 °C時，ⅠFV最大LNG氣化量分別達到設計最大外輸值的80%和53%。

（2）合理選擇海水泵啟用方案，可有效降低能耗。聯運情況下，當海水溫度為7~30 °C時，優先開啟小海水泵可降低能耗約400 kW。當海水溫度為4~7 °C、10 MPa氣化系統外輸量為 46%~60%時，優先開啟小海水泵可降低能耗約400 kW；當外輸量為69%~82%時，優先開啟大海水泵可降低能耗約 200 kW。