吳 斌，于 笑，劉景俊，唐建峰，姚寶龍，李 童

（1.中國(guó)石化青島液化天然氣有限責(zé)任公司，山東 青島 266400；2.中國(guó)石油大學(xué)（華東） 儲(chǔ)運(yùn)與建筑工程學(xué)院，山東 青島 266580；3.中國(guó)石化天津液化天然氣有限責(zé)任公司，天津 300457）

中國(guó)石化青島液化天然氣（LNG）接收站，是中國(guó)政府批準(zhǔn)建設(shè)的中國(guó)石化第一個(gè)LNG接收站項(xiàng)目，承擔(dān)著為華東地區(qū)平穩(wěn)輸氣的重任。目前，接收站處于擴(kuò)能階段，其中氣化單元新增了中間介質(zhì)氣化器（ⅠFV），與原有的開架式海水氣化器（ORV）共用海水系統(tǒng)。原有海水泵與氣化器一一對(duì)應(yīng)的供給模式不能延續(xù)，故需解決海水流量分配、海水泵開啟模式等問題，以確保擴(kuò)能后氣化單元的運(yùn)行穩(wěn)定。

前期學(xué)者以節(jié)能降耗為目標(biāo)，進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[1-5]，對(duì)冬季低溫工況下，ORV的運(yùn)行模式開展了優(yōu)化分析，提出ORV與浸沒燃燒式氣化器（SCV）聯(lián)運(yùn)的優(yōu)化方案[6-8]，但對(duì)ORV與ⅠFV聯(lián)運(yùn)的相關(guān)研究較少。相較于SCV，ⅠFV運(yùn)行成本更低[9-11]，因此開展ORV與ⅠFV聯(lián)運(yùn)研究，有利于提高氣化單元的經(jīng)濟(jì)性。針對(duì)氣化器海水流量的研究，以海水泵供應(yīng)模式為主。學(xué)者采用現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)、理論及模擬計(jì)算等手段，提出單一海水泵供給多個(gè)氣化器的運(yùn)行模式，可高效利用海水流量，并得出海水泵變頻節(jié)能的應(yīng)用方案[12-18]。

本文以青島LNG接收站擴(kuò)能項(xiàng)目中氣化單元為研究對(duì)象，采用Aspen HYSYS模擬軟件，基于擴(kuò)能設(shè)計(jì)方案與現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行數(shù)據(jù)，對(duì)ORV與ⅠFV聯(lián)運(yùn)下，海水泵的啟用方案開展研究，為擴(kuò)能后氣化單元節(jié)能降耗和平穩(wěn)運(yùn)行提供參考。

1 模擬部分

1.1 氣化單元擴(kuò)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(tǒng)，包含4臺(tái)ORV和5臺(tái)SCV。擴(kuò)建后，新增10 MPa氣化系統(tǒng)，包含5臺(tái)ⅠFV和6臺(tái)SCV。為了滿足下游負(fù)荷需求，站內(nèi)同時(shí)改擴(kuò)建海水系統(tǒng)。原有4臺(tái)小海水泵均為工頻泵，氣化工藝運(yùn)行時(shí)，可實(shí)現(xiàn)與4臺(tái)ORV一一對(duì)應(yīng)。擴(kuò)能后，保留3臺(tái)小海水泵，并新建4臺(tái)大海水泵（工頻泵），面臨7臺(tái)海水泵供給9臺(tái)氣化器的情況。擴(kuò)能后的工藝流程如圖1所示。8 MPa氣化系統(tǒng)中，氣化后的高壓天然氣經(jīng)過(guò)計(jì)量，進(jìn)入山東管線。10 MPa氣化系統(tǒng)則對(duì)應(yīng)青寧管線。

圖1 擴(kuò)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(gè)氣化系統(tǒng)共用一個(gè)海水系統(tǒng)。海水經(jīng)過(guò)海水泵升壓后，進(jìn)入同一個(gè)海水總管，通過(guò)各個(gè)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(guò)程。海水經(jīng)過(guò)ORV管束板，與翅片管內(nèi)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(fā)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(shè)計(jì)參數(shù)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(shè)計(jì)參數(shù)Table 1 Design parameters of vaporizer

ⅠFV和ORV設(shè)計(jì)中，均要求海水進(jìn)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(shí)，ⅠFV和ORV應(yīng)停止運(yùn)行。而在青島LNG接收站實(shí)際運(yùn)行中，為了節(jié)能降耗，海水溫度低于7 °C時(shí)，仍維持相應(yīng)的運(yùn)行負(fù)荷，并根據(jù)外輸需求輔以SCV運(yùn)行。目前，青島LNG接收站ORV運(yùn)行中，海水泵啟用遵循單臺(tái)海水泵對(duì)應(yīng)單臺(tái)ORV，單臺(tái)氣化器實(shí)際海水流量維持在7000~7800 t/h。NG出口溫度滿足要求，海水進(jìn)出口溫差基本小于3.5 °C，某些工況下，海水進(jìn)出口溫差可能小于 2.5 °C，這與溫差小于 5 °C的設(shè)計(jì)要求之間，存在一定的優(yōu)化區(qū)間。利用這部分溫度區(qū)間，對(duì)海水流量進(jìn)行優(yōu)化控制，節(jié)約海水流量，在擴(kuò)能后的聯(lián)合運(yùn)行中，可有效避免海水供應(yīng)不足的問題。

1.2 模型建立與驗(yàn)證

根據(jù)擴(kuò)能設(shè)計(jì)方案，建立青島LNG接收站ORV與ⅠFV聯(lián)運(yùn)工藝模型，如圖3所示。接收站氣化過(guò)程較為復(fù)雜，在模擬分析中進(jìn)行了簡(jiǎn)化處理，忽略系統(tǒng)管路壓降和熱量損失。根據(jù)接收站運(yùn)行的主要介質(zhì)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(jì)算方程，該方程計(jì)算便捷，計(jì)算參數(shù)較少，可以滿足氣液平衡計(jì)算的要求。

圖3 擴(kuò)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(shí)際情況，確定輸入氣化工藝LNG的組分，如表2所示。根據(jù)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(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行數(shù)據(jù)（表3）為基礎(chǔ)，進(jìn)行模型驗(yàn)證，結(jié)果如表4所示。其中，ORV實(shí)際運(yùn)行參數(shù)取自某時(shí)刻的現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行數(shù)據(jù)，ⅠFV輸入?yún)?shù)取自ⅠFV設(shè)備設(shè)計(jì)中的性能曲線。由表4可知，氣化工藝模型與實(shí)際數(shù)據(jù)誤差小于7.00%，該模型可用于后續(xù)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(shí)刻LNG接收站現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行數(shù)據(jù)Table 3 Field operation data of LNG terminal at a certain time

表4 氣化工藝模型驗(yàn)證Table 4 Validation of gasification process model

2 模擬結(jié)果分析與優(yōu)化研究

2.1 不同氣化系統(tǒng)最小海水流量分析

根據(jù)青島LNG接收站實(shí)際運(yùn)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(tǒng)的參數(shù)范圍如表5所示。

表5 氣化系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)Table 5 Operating parameters of gasification system

ORV與ⅠFV運(yùn)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(tǒng)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(duì)最小海水流量影響顯著，且呈現(xiàn)出明顯的區(qū)間變化。海水溫度在7~30 °C和4~7 °C，ORV運(yùn)行存在較大區(qū)別。海水溫度在7~30 °C時(shí)，ⅠFV運(yùn)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(shí)，最小海水流量變化明顯，且ⅠFV外輸量減小，均無(wú)法達(dá)到最大設(shè)計(jì)外輸量 950 t/h。

對(duì)8 MPa氣化系統(tǒng)中ORV開展模擬研究，得出不同海水溫度區(qū)間和相應(yīng)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(tǒng)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(shí)最小海水流量明顯高于7~30 °C時(shí)；LNG入口溫度為-150 °C時(shí)，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(dá)到相同氣化量所需的海水流量增加。

對(duì)10 MPa氣化系統(tǒng)中ⅠFV開展模擬研究，得出不同海水溫度區(qū)間和相應(yīng)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(dāng)入口LNG溫度為-152 °C，外輸量為900 t/h時(shí)，海水溫度區(qū)間 4~7 °C相較 7~30 °C，最小海水流量高11.15%。當(dāng)海水溫度小于7 °C時(shí)，受單臺(tái)氣化器海水流量范圍限制，無(wú)法達(dá)到最大氣化量；當(dāng)海水溫度在 3~4 °C和 2~3 °C，其最大氣化量分別只能達(dá)到設(shè)計(jì)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(tǒng)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(lián)運(yùn)模式優(yōu)化研究

考慮共用海水系統(tǒng)，根據(jù)氣化器最小海水流量模擬結(jié)果，選擇海水溫度 7~30 °C和 4~7 °C為兩種聯(lián)運(yùn)工況。以LNG完全氣化、氣化器穩(wěn)定運(yùn)行及能耗最優(yōu)為目標(biāo)，對(duì)擴(kuò)能后海水泵開啟方案進(jìn)行研究。海水泵參數(shù)如表6所示。ORV與ⅠFV均為海水換熱器，其運(yùn)行過(guò)程中的能耗來(lái)自海水泵及相關(guān)配套設(shè)備。

表6 海水泵參數(shù)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(tǒng)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(duì)照曲線，如圖7所示。圖7中，H1和H2是根據(jù)海水流量確定的海水泵開啟臺(tái)數(shù)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(shè)計(jì)的海水流量范圍為2880~8350 t/h，存在海水流量無(wú)法完全消耗掉的情況。同時(shí)考慮ORV聯(lián)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(duì)應(yīng)的參數(shù)值及海水泵啟用臺(tái)數(shù)如表7所示。邊界值將圖7劃分為5個(gè)區(qū)域，在區(qū)域①和③內(nèi)，開啟海水泵產(chǎn)生的海水流量，可被ⅠFV完全消耗；而在區(qū)域②和④內(nèi)，開啟海水泵產(chǎn)生的海水流量無(wú)法被完全消耗，此時(shí)存在兩個(gè)氣化系統(tǒng)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(wú)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(tái)ORV運(yùn)行。

圖7 工況1中最小海水流量與LNG外輸量對(duì)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(duì)應(yīng)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(tǒng)時(shí)，ORV與ⅠFV不同運(yùn)行情況下，對(duì)應(yīng)的海水泵開啟臺(tái)數(shù)。為了便于區(qū)分，10 MPa氣化系統(tǒng)達(dá)到最大LNG外輸量950 t/h時(shí)，定義為100%外輸，達(dá)到最小外輸量360 t/h時(shí)，定義為38%外輸，8 MPa氣化系統(tǒng)也采用類似定義。工況1中，10 MPa氣化系統(tǒng)LNG外輸量區(qū)間為50%~65%和75%~91%時(shí)，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(tǒng)外輸量為50%~65% (a)和75%~91% (b)時(shí)兩種方案能耗對(duì)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(tǒng)外輸量為50%~65%，當(dāng)8 MPa氣化系統(tǒng)外輸量小于84%時(shí)，方案2耗能小于方案1，相差400 kW；大于84%時(shí)，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(tǒng)外輸量為 75%~91%，當(dāng) 8 MPa氣化系統(tǒng)外輸量小于40%時(shí)，方案2能耗小于方案1；40%~84%時(shí)，方案2能耗略大于方案1；大于84%時(shí)，兩種方案的能耗相同。工況1海水溫度多出現(xiàn)于夏季，外輸量波動(dòng)范圍小于50%，優(yōu)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(jié)果，以10 MPa氣化系統(tǒng)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(duì)照如圖10所示。根據(jù)海水泵開啟臺(tái)數(shù)邊界確定邊界值H3、H4和H5，海水流量共用區(qū)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(duì)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(duì)應(yīng)值Table 9 Boundary corresponding values in condition 2

由此劃分出6個(gè)區(qū)間，其中區(qū)間②和④存在海水流量未被完全消耗的情況，兩個(gè)氣化系統(tǒng)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(shí)，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(tái)ORV運(yùn)行。存在的海水泵共用方案如表10 所示。工況 2 中，當(dāng)10 MPa氣化系統(tǒng)外輸量為46%~60%和 69%~82%時(shí)，針對(duì)方案 2，開啟 3 臺(tái)大海水泵，則單臺(tái)ORV的海水流量超過(guò) 7500 t/h，若要滿足氣化控制條件的要求，8 MPa氣化系統(tǒng)最大外輸量?jī)H能達(dá)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(jù)表10，計(jì)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(tǒng)外輸量為46%~60%，當(dāng)8 MPa氣化系統(tǒng)外輸量小于61%時(shí)，方案1能耗高于方案2；大于61%時(shí)，方案1能耗等于方案2，但方案2中8 MPa氣化系統(tǒng)外輸量只能達(dá)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(tǒng)外輸量為69%~82%，當(dāng)8 MPa氣化系統(tǒng)外輸量小于30%時(shí)，方案1能耗高于方案2；在30%~61%時(shí)，方案1能耗低于方案2；大于61%時(shí)，方案1能耗等于方案2，但同樣存在外輸量只能達(dá)到91%的限制。工況2中的海水溫度多出現(xiàn)于冬季，接收站外輸量為30%~90%，當(dāng)10 MPa氣化系統(tǒng)外輸量為46%~60%時(shí)，方案2整體能耗最低，優(yōu)先開啟小海水泵可降低能耗約400 kW。當(dāng)10 MPa氣化系統(tǒng)外輸量為69%~82%時(shí)，方案1整體能耗最低，優(yōu)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(tǒng)外輸量為46%~60% (a)和69%~82% (b)時(shí)兩種方案能耗對(duì)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(jié)論

針對(duì)青島LNG接收站擴(kuò)能后，不同氣化單元共用海水系統(tǒng)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(biāo)，研究了海水泵啟用方案，得到如下主要結(jié)論。

（1）兩種氣化器所需最小海水流量隨海水溫度呈季節(jié)性變化，且當(dāng)海水溫度在 3~4 °C和 2~3 °C時(shí)，ⅠFV最大LNG氣化量分別達(dá)到設(shè)計(jì)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(lián)運(yùn)情況下，當(dāng)海水溫度為7~30 °C時(shí)，優(yōu)先開啟小海水泵可降低能耗約400 kW。當(dāng)海水溫度為4~7 °C、10 MPa氣化系統(tǒng)外輸量為 46%~60%時(shí)，優(yōu)先開啟小海水泵可降低能耗約400 kW；當(dāng)外輸量為69%~82%時(shí)，優(yōu)先開啟大海水泵可降低能耗約 200 kW。