青岛LNG接收站气化单元优化运行模拟研究

王小尚，陈文杰，李学涛，唐建峰*，刘倩玉，石 野

（1.中国石化青岛液化天然气有限责任公司，山东 青岛 266400；2.中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院，山东 青岛 266580）

随着天然气贸易的快速发展，LNG（液化天然气）作为一种清洁、高效且便于运输的新型天然气利用方式正逐步被各国所重视，LNG接收站的兴建也成为了当下热点。接收海运LNG的终端设施称为LNG接收站（或LNG接收终端），指接收、储存液化天然气然后外输的各单元集合，气化单元为其中的关键部分[1-6]。目前针对LNG接收站气化单元运行优化的研究多以现场实际运行经验进行尝试性改进测试[7-9]，此类测试设备停车风险大，且对其他LNG接收站参考性较低。软件模拟在气化单元运行优化研究中的应用较少，过程模拟软件模拟气化单元的运行可以避免设备停车风险，同时对其他LNG接收站也具有理论参考价值。因此，本文采用Aspen HYSYS软件对青岛LNG接收站进行研究，以现场实际运行数据为基础，最大限度地利用软件可操作性得出研究成果。青岛LNG接收站气化单元建有ORV（Open Rack Vaporizer，开架式海水气化器）和SCV（Submerged Combustion Vaporizer，浸没燃烧式气化器）两种气化器。ORV运行时顶部海水槽内的海水依靠重力作用在管束板外表面下落，与管内自下而上的LNG换热，并将管内LNG气化。SCV是一种水浴式气化器，蛇形换热管置于混凝土水浴池中，鼓风机将燃烧器燃烧后的烟气直接排入池中，使水浴升温，再通过换热管交换热量使管内的LNG气化。ORV运行过程中的耗能设备主要是提供热源的海水泵，SCV的耗能设备有风机、循环水泵以及燃烧器，相比之下ORV运行成本较低，所以有必要针对ORV进行运行工况的优化研究，最大限度地利用海水这种优质自然资源[10-13]。因此，对不同LNG气化外输量、不同海水温度工况下的ORV运行进行模拟研究，以得出不同工况下海水泵开启台数的对应关系，以及冬季低温条件下ORV+SCV联合运行负荷分配，最大限度地降低LNG接收站气化运行成本。

1 气化单元工艺流程

青岛LNG接收站建成有4台ORV（3用1备），皆为日本神户制钢公司（KOBELCO）生产提供。ORV运行流程（如图1）概述如下：经海水泵升压后的海水进入海水总管，然后通过ORV海水入口管线的切断阀、流量调节阀以及海水槽入口蝶阀调节，均匀分配到各海水槽，并依靠其自身重力作用沿管束板流动。而来自低压泵和再冷凝器的LNG经高压泵升压后经过LNG入口管线切断阀、流量控制阀进入ORV的翅片管向上流动，在此过程中LNG与海水进行换热气化，产生的天然气通过紧急切断阀和出口截断阀外输，海水则通过海水明渠直接排入大海[14-17]。ORV性能参数如表1所示。

图1 ORV工艺流程简图

表1 ORV性能参数

青岛LNG接收站目前已建有5台SCV（4用1备），其中4台为进口林德SCV，1台国产SCV由中圣集团研发制造。SCV工艺流程如图2所示，来自燃料气系统的天然气与来自鼓风机的助燃空气按预定比例注入燃烧器，燃烧后产生的高温气体进入水浴池加热水浴。LNG自浸没在水浴中的换热管束底部流入，在换热管中被水浴加热，气化后经由外输总管输出[18-20]。SCV的性能参数见表2。

图2 SCV工艺流程简图

表2 SCV性能参数

2 气化单元模型建立及验证

青岛LNG接收站气化单元实际运行过程较为复杂，在使用Aspen HYSYS模拟分析时进行了简化处理，忽略系统的管路压降和热量损失，根据实际运行流程，建立青岛LNG接收站气化单元工艺模型，如图3所示。

图3 基于Aspen HYSYS建立的LNG接收站气化单元工艺模型

Aspen HYSYS软件内部提供了多种物性方程可供选取，根据不同方程的使用范围得出SRK方程、PR方程及BWRS方程均适用于LNG接收站气化单元的模拟。而PR方程计算参数少、计算便捷，可对物性参数进行精准计算，满足本研究的精度要求，故本文在建立气化单元模型时选用PR方程进行气液相平衡计算。

在进行气化单元模拟研究时，输入气化器汇管的LNG组分由高压泵及BOG（Boil Of Gas，蒸发气）以及冷换器LNG混合而得，其具体组分如表3所示。

表3 气化单元入口LNG组分含量

气化单元工艺模型的建立需要选取合适的单元模块并进行换热参数的设定，单元模块的选择及参数设定如表4。

表4 气化单元模型单元模块及参数设定

ORV和SCV换热盘管的基本工作原理均为冷热流体通过换热器进行热量交换以达到LNG气化效果，模型建立采用管壳式换热器模块（Heat Exchanger），该模块选用时需对总传热系数U、有效换热面积A、压降△P等参数进行输入。本次研究利用ORV、SCV现场实际运行数据（表5）进行U·A计算，以液态甲烷比热容（C=4.022kJ/(kg·K)近似代替LNG比热容，通过软件物流计算得出摩尔流量与摩尔熵的乘积，进而得出青岛LNG接收站ORV和SCV换热盘管的总传热系数与传热面积的乘积。SCV实际工作原理为一带有燃烧器的水浴加热器对盘管中流动的LNG加热使其气化，模型建立时燃气燃烧器采用加热器模块（Heater）进行设定，由表2可知，SCV设计换热效率为99%，Heater模块进出口物流进行设定后可自行计算得到一定工况下的加热器负荷，根据燃料气的热值计算可以得出SCV耗能与运行成本。

表5 青岛LNG接收站ORV、SCV某时刻实际运行参数

将计算所得的U·A及ORV、SCV实际运行管程、壳程压降输入到模型中，建立贴合现场实际的气化单元模型。选取某一时间段内的运行参数进行模型准确性验证，对该工况下入口参数进行设定，模拟计算气化单元外输出口各项数据并与现场实际运行数据进行对比（表6），误差均在5%以内，说明建立的ORV模型准确度较高，可用于后续模拟研究。

表6 气化单元模型模拟参数与实际参数对比

3 模拟优化研究

3.1 非冬季工况下气化单元优化研究

青岛LNG接收站地处暖温带季风气候区域，受海洋环境的影响，夏季具有显著的海洋性气候特点，热量充足，全年大部分时间段内海水温度高于6℃，满足ORV海水使用的设计运行条件。ORV运行成本相对较低，且主要耗能设备为海水泵，所以在满足天然气外输需求的前提下，针对非冬季工况进行气化单元优化，即优化ORV在不同LNG流量和海水入口温度下的海水流量。

基于青岛LNG接收站实际运行生产情况及ORV运行指标要求得出LNG外输量及ORV运行要求如表7。对某年青岛LNG接收站ORV海水入口温度变化趋势进行统计，并根据青岛地区气象资料得出该海域常年海水温度变化区间为0～30℃，极端天气出现概率较小。

表7 青岛LNG接收站LNG外输量及ORV运行要求

选取海水入口温度15～30℃下的工况为非冬季工况，利用建立的青岛LNG接收站气化单元模型进行最佳海水用量优化研究，针对不同的LNG外输量及不同LNG入口温度确定其固定海水泵开启台数，模拟结果如图4～图7所示。

图4 30℃海水入口温度下最佳海水用量

图5 25℃海水入口温度下最佳海水用量

图6 20℃海水入口温度下最佳海水用量

图7 15℃海水入口温度下最佳海水用量

由图4～图7可以看出，在满足LNG气化外输量要求的前提下，海水用量的优化对LNG接收站节能降耗极具价值。非冬季工况 （海水入口温度15～30℃）下，海水入口温度的变化对ORV运行影响较小，不同LNG气化外输量所需海水用量变化较大，因此可针对不同需求开停海水泵以节约能耗。随着LNG气化外输量的增加气化所需海水量随之增加，对不同LNG气化外输量工况可根据上图所示区间进行海水泵开启台数的选择，实施1台海水泵供1～2台ORV、2台海水泵供2～3台ORV海水量的方案。目前青岛LNG接收站只能进行单台海水泵的启停以优化海水用量达到ORV运行节能目标，后续二期项目工程可根据气化外输量及ORV运行情况进行海水泵变频改造，实现不同LNG气化外输时可直接调节海水泵功率，更好地做到节能降耗[21,22]，同时在ORV实际运行过程中发现，气化过程中选择适宜的海水流量还可以有效改善气化器板翅振动及ORV运行噪音等问题。

3.2 冬季工况下气化单元优化研究

根据青岛LNG接收站常年海水入口温度的变化趋势统计得出不发生极端天气情况下，冬季海水入口温度变化范围为0～15℃。由于ORV运行成本相对于SCV较低，在保证气化器设备安全且生产运行稳定的前提下可充分利用ORV进行气化外输，故针对冬季工况下不同LNG气化外输量进行模拟研究。

3.2.1 不同工况下的最佳海水用量探究

选取海水入口温度小于15℃为冬季工况，基于建立的气化单元模型优化最佳海水用量，模拟确定不同LNG气化外输量及不同LNG入口温度下固定海水泵开启台数，结果如图8～图11所示。

图8 10℃海水入口温度下最佳海水用量

图9 5℃海水入口温度下最佳海水用量

图10 4℃海水入口温度下的最佳海水用量

图11 3℃海水入口温度下的最佳海水用量

由上图可以看出，当海水入口温度在5～15℃区间变化时，海水温度的变化对ORV运行的影响较小；当海水入口温度低于5℃时，随海水温度的降低ORV气化相同LNG量所需海水量出现较大幅度的增加。目前青岛LNG接收站建有4台ORV，采取3用1备的运行模式，当冬季工况下海水温度在5～15℃时，可采取上图所示的海水用量与海水泵开启台数对应关系进行调节；当海水入口温度低于5℃时，受制于设备运行上限，需采取ORV＋SCV联合运行方案。

3.2.2 ORV＋SCV联合运行模式优化研究

由上述研究可知当海水入口温度大于等于4℃时，ORV单独运行可以满足青岛LNG接收站当前气化外输要求，当海水温度低于4℃时，ORV运行受到限制，可以采用ORV＋SCV联合运行方案以最大限度节省能耗，利用建立的气化单元模型进行冬季工况下的ORV、SCV运行方案研究。

根据青岛LNG接收站当前气化外输需求情况，模拟得出ORV、SCV联合运行方案（表8）。由接收站日外输流量数据统计可知，冬季为用气高峰期，日平均外输流量高于200000kg/h，为保证气化效果，海水用量较高，且ORV需长期处于低温海水下高负荷运转，因此本文研究对降低LNG接收站运行成本更有价值的ORV＋SCV联合运行。

表8 低温海水下的ORV、SCV联运方案

当海水入口温度低于2℃时，ORV应停用，若继续运行会造成翅片板结冰高度过高，引起ORV设备损坏并降低气化效果，故当海水入口温度小于2℃时ORV应停用，故本文不再对海水入口温度低于2℃时的ORV进行优化研究，此时外输量应全部由SCV供应。

根据表7中气化外输量模拟计算SCV单独运行燃料气用量，利用建立的气化单元模型中SCV部分得出不同LNG流量下的燃烧器负荷，由SCV燃烧器设计热效率（99%）与青岛LNG接收站燃料气燃烧热值（35589kJ/m3）计算得出燃料气用量，SCV运行时燃料气用量与LNG流量关系如图12～图13所示。

图12 3℃海水入口温度下相应的SCV燃料气用量

图13 2℃海水入口温度下相应的SCV燃料气用量

以青岛LNG接收站某年冬季日平均气化外输量9.83×106kg/d为例，对海水入口温度2℃、LNG入口温度-133℃下的SCV单运和ORV、SCV联运方案进行运行成本对比。目前ORV耗能设备为海水泵，单台海水泵功率为800kW，SCV主要为风机、循环水泵耗能以及燃料气消耗，用电设备总功率462.8kW。计算采用当地电价0.6元/kWh，燃料气价格4元/kg，对比结果如表9所示。

表9 冬季工况9.83×106 kg/d外输量下不同方案运行成本对比

由上表可得，采用联运方案成本节约58.96%，因此优化气化器在冬季工况下运行可有效节约LNG气化成本。气化单元实际运行中运行成本还包括海水清污机、旋转滤网耗能及碱液消耗等，但相对于海水泵耗能和燃料气耗能的比重较小，所以成本对比分析时选择将其忽略。

4 结论

针对青岛LNG接收站气化单元进行模拟优化研究，以气化单元实际运行为基础，介绍了青岛LNG接收站气化单元工艺流程，并利用Aspen HYSYS建立了贴合实际的工艺流程模型，根据当前设备运行情况对不同工况下的气化单元进行了运行优化研究，得出如下结论：

(1)非冬季工况下应根据LNG气化外输量调节相应海水用量，选择适宜的海水泵开启台数以节约能耗，同时保证ORV安全运行，延长设备使用寿命。

(2)冬季工况可根据海水温度选择运行方案，当海水温度大于等于4℃时，单独运行ORV进行气化外输，并优化海水用量，降低海水泵能耗；当海水温度低于4℃时，为尽可能降低运行成本应采取ORV+SCV联合运行方案，与SCV单独运行相比节约成本显著。