基于Aspen HYSYS的LNG接收站全流程模拟

宋宇 肖述民 高小永 陈勇 殷卫兵

摘 要 以某LNG接收站为仿真对象，使用Aspen HYSYS流程模拟软件，选取PRSV方程作为物性计算方程，建立了接收站稳态模型。根据各个设备的运行参数，对接收站进行全流程模拟，得到了各物流、设备能耗等详细参数，并利用此模型分析了外输流量、温度和压力变化时对接收站各流程性能参数的影响。实验结果表明：该流程模拟可以完全满足各种复杂工况变化与调整的模拟仿真需求。

关键词 流程模拟 LNG接收站 Aspen HYSYS 能耗

中图分类号 TP319   文献标志码 A   文章编号 1000?3932（2024）01?0092?11

近年来，我国天然气需求量日益增大，国产天然气远远不能满足市场需求，因此需要在沿海各地建设LNG接收站进口海外LNG作为补充。自2006年广东大鹏LNG接收站顺利投产，LNG接收站在国内已经发展十余年，作为天然气储备和调峰的主力，其重要性越来越显著。

在LNG接收站中，卸料臂和卸船管线都要进行保冷循环，只有在卸船操作时才会停止，由于需要低压泵的输出，并且过程中会产生闪蒸气（BOG），BOG又需要各类耗能设备处理，所以在保冷循环过程中会消耗大量的能源。熊华彬等基于HYSYS模拟仿真软件计算接收站的卸料能力，得到全速卸料期间罐压变化的大小，该研究对调整卸料过程速度的快慢有一定的指导作用，但是研究内容范围较小，没有形成整体的方案［1］。由于站内各个设备的漏热、泵的做功等原因，接收站内也会产生大量的BOG，造成储罐及管线内压力升高，当压力达到工艺所允许的最大值，就会造成超压排放或者进行火炬燃烧，这些都会造成大量的能源浪费，并且严重污染环境［2，3］。付子航建立了静态与动态的设计模型，对LNG接收站设计阶段的BOG产生量进行估算，为后续建设LNG储罐和BOG处理设备的合理配置提供支持［4，5］。鹿晓斌等基于HYSYS流程模拟对接收站进行仿真分析，计算出BOG生成量，比传统的计算方法更加准确［6］。PARK C等利用Aspen Plus流程模拟对接收站进行模拟仿真，提出在外输需求波动情况下采用直接压缩工艺和再冷凝工艺结合使用的方法［7，8］。LNG汽化过程中，各种气化器都有一定的能耗，刘家琛等对3种常用的气化器的优点和不足进行了分析，并建立了ORV模型［9］。周华等根据ORV的特性曲线和实验数据，给出了具体的优化方案，实际验证表明节能效果明显［10］。王新对SCV的运行状况和优化措施进行了分析，并对其运行进行了仿真，得出了高水浴温度与低废气甲烷浓度的最佳结合点，以降低燃料消耗［11］。

综上所述，前人对LNG接收站的研究多集中在工艺机理改进、设备优化等方面。而在LNG接收站的实际生产过程中，随着下游用户的用气需求不断变化，接收站的运行工况需要频繁切换与调整，而目前的人工决策方案往往不够精准，以致于需要长时间的调整设备运行参数，并给生产带来不确定的安全风险，为此，目前对LNG接收站的研究多倾向于构建生产过程智能决策系统，进行具有人工智能的生产过程设备选择、工艺优化决策，并辅助工艺岗位操作人员进行设备操作等。为保证LNG接收站安全、高效运行，智能操作方案的合理性与经济性亟需仿真验证平台，因此能够适应各种工况变化的LNG接收站流程模拟是LNG接收站智能化建设的关键。

1 流程模拟技术

化工过程模拟仿真是通过一系列数学物理模型来描述物理或者化学变化的过程，这些数学物理模型包括有相平衡、传递方程和化工过程动态学的物料衡算和能量衡算方程。流程模拟仿真技术主要分为稳态模拟仿真和动态模拟仿真，化工过程模拟仿真通常以稳态模拟仿真为主，这是一种依靠计算机的仿真方式。稳态模拟仿真以化工工艺流程的原理为基础进行建模，并根据各物流的特性（包括组成、温度、压力及流量等），采用数学方法建模来描述整个工艺流程。利用仿真软件辅助进行各物料的物性和热力学计算，并按照工艺操作条件进行工艺流程模拟，帮助科研人员对工艺技术、操作工况进行分析和优化［12］。与稳态模拟仿真相比，动态模拟仿真最大的不同之处在于引入了时间概念，稳态模拟仿真过程中各节点参数是不会随着时间推移而发生变化的，而动态模拟仿真则把工艺过程中的各种干扰因素考虑在内，将时间参数引入其中，通过求解数学微分方程得到过程动态特性，其具体区别见表1。

常用的流程模拟软件主要有Aspen HYSYS、Aspen PLUS、Honewell UniSIM Design、PRO/Ⅱ及gPROMS等，還有开源的软件DWSIM等，这些软件能够实现设备的尺寸计算、物理计算、操作分析及工艺优化等功能，为化工过程的模拟和仿真提供有力的支持。笔者利用Aspen HYSYS对LNG接收站的工艺流程进行模拟。HYSYS是由国际知名石油和天然气加工仿真软件公司研制的大型专家系统，其具有以下几个特点：

a. HYSYS采用事件驱动，在模拟仿真时，当变化一种或者几种变量时，另一些变量也会随之改变，算出的结果自动更新。通过这种途径能使研究人员对所研究的流程有更加彻底的了解，也更加方便操作。

b. HYSYS由多种模块构成，各种化工设备齐全、工具种类丰富，允许拆分成子流程，并可以独立计算。

c. 物性计算功能精确，HYSYS数据库包含了数以千计的纯粹物质数据和数以万计的互动参数，并且可以为用户提供多种材料和模型。HYSYS能够对未知变量进行自动运算，并对其进行前后延伸。

2 LNG接收站工艺系统

2.1 工艺设备及参数

LNG接收站中的设备主要有储罐、低压泵、BOG压缩机、再冷凝器、高压泵、增压压缩机、气化器及海水泵等。储罐都采用全容式混凝土储罐，有良好的保温性能，能使LNG得到低温保存，采用BOG压缩机对储罐进行压力控制，采用安全阀进行高压防护，采用真空阀门进行低压保护。低压泵位于LNG储罐内的泵井里，依靠泵井顶部的电动机驱动，其作用是将罐内LNG抽出，输送至再冷凝器和保冷循环管线。BOG压缩机用于回收处理BOG，站内产生的BOG经过压缩后采用增压压缩机通过直接压缩工艺处理或者输送至再冷凝器通过再冷凝工艺处理。再冷凝器是再冷凝工艺中的关键设备，BOG和过冷的LNG从再冷凝器的顶部进入，在填料床上混合，使BOG冷凝成LNG。高压泵的作用是将LNG再次加压，输送至气化器汽化外输。

表2是某LNG接收站的主要工艺设备参数。

2.2 工艺流程

LNG接收站的功能就是接收来船LNG、储存LNG、汽化LNG并通过天然气管网向下游输送，其在整个液化天然气产业链中处于关键位置，是远洋运输LNG和陆上天然气供给的纽带［13］。图1为LNG接收站的工艺流程，按功能主要分为3個部分，卸料系统、BOG处理系统和汽化外输系统。卸料系统又分为3个阶段，保冷循环阶段、减压阶段和卸料阶段，3个阶段构成一个卸船周期［14］。首先是保冷循环阶段，位于LNG储罐内部的低压泵输出少量的低温LNG，通过保冷循环管线流入卸料管线和卸料臂进行保冷循环，使卸船管线温度维持在-155 ℃左右；然后是减压阶段，由于LNG船上的卸船泵出口压力要远小于卸船管线的压力，所以在卸料开始之前要通过减压使卸船管线压力减小；最后是卸料阶段，打开LNG船上的卸料泵和站内的卸料臂，通过卸船管线输送至指定储罐，卸料完成后，采用氮气对管线和设备进行清扫，然后接收站将再次进入保冷循环阶段。BOG处理系统主要分为两种工艺模式，直接压缩工艺和再冷凝工艺。直接压缩工艺的工作原理是通过压缩机和增压压缩机直接将BOG的压力和温度提升至外输标准，其优点是控制简单且不受最大外输气量的限制，但是其能耗偏高，仅适用于外输管线压力较小或者BOG处理量较小的接收站。再冷凝工艺的原理是利用过冷的LNG对压缩后的BOG进行冷凝。汽化外输系统使用较多的是海水开架式气化器（ORV）和浸没燃烧式气化器（SCV），ORV使用天然海水作为热交换介质，能耗主要为海水泵等设备用电，运营成本低；SCV水浴加热依靠本场内的天然气燃烧加热，其水浴温度可以保证水浴盘管中的LNG汽化，其能量消耗包括诸如燃料天然气和SCV鼓风机之类的设备的电力消耗，虽然运营成本高，但是可全年使用［15］。

3 LNG接收站仿真模型建立

3.1 物性计算

建立一个流程仿真模型，首先必须将组分信息和选定的热力学计算方法输入到物性环境中，然后再进行仿真模型搭建。要对LNG接收站的整个生产过程进行分析，必须首先确定各个工质的物性参数，而这些物性参数的计算精度将直接影响模拟的准确性。当前，被广泛应用于LNG物性参数方面计算的状态方程主要有SRK、BWR、PR、PRSV、LKP及SHBWR等，其中最适合LNG接收站流程模拟的方程为PR方程和PRSV方程［16］。笔者选用PRSV方程，具体如下［17］：

式中 a——临界因数相关的常数；

a（T）——对比温度T和偏心因子ω的函数；

a（T）——开式温度下函数a的值；

b——常数；

k——偏心因子函数；

k——物质相关的纯物质参数；

p——压力，Pa；

p——临界压力，Pa；

R——气体状态系数，8.314 J/（mol·K）；

T——温度，K；

T——临界温度，K；

T——对比温度，T=T/T；

v——比体积，m3/kg；

ω——偏心因子。

笔者研究的流体为LNG，多来自于澳大利亚、卡塔尔及巴布亚新几内亚等国，主要成分是甲烷，摩尔分数约为85.0%～99.9%，另外还含有少部分乙烷、丙烷、丁烷等烃类物质，还有部分氮气杂质。表3为某接收站某一期来料的组分信息。

利用HYSYS流程模拟软件计算出初始的物性参数，接收站的工况为20 ℃，101.3 kPa，卸船总管内的温度为-162 ℃、压力为131.3 kPa，得到其物性参数见表4。

3.2 仿真模型

根据该站的工艺设备数据和来料物性数据HYSYS模型，主要设备包括LNG储罐、罐内低压泵、BOG压缩机、高压泵、海水泵、再冷凝器、ORV气化器、SCV气化器及空冷器等。在模型建立过程中，在Tank模块中选择储罐，并连接进口物流LNG?XL、汽相出口BOG、液相出口LNG和能流Q?CG；在Pump模块中选择泵，分别作为低压泵、高压泵和海水泵使用，低压泵进口为罐内LNG，加压1 000～1 600 kPa后经过三通分成两股，一股外输供气，另一股对站内进行保冷循环，高压泵进口为再冷凝的LNG与旁通LNG经过混合后的物流，出口送至ORV和SCV，需将压力提升至外输需求；在Compressor模块中选取压缩机，分别作为BOG压缩机和增压压缩机使用，在直接压缩过程中，BOG先通过BOG压缩机加压，再通过增压压缩机加压至外输压力，在再冷凝过程中，BOG通过BOG压缩机加压至与进入再冷凝器的LNG压力相等；在Heater模块中选取换热器作为SCV使用；Heat Exchanger模块中选取再冷凝器和ORV；节流阀选取Valve模块。

图2为LNG接收站全流程仿真模型，模型中同时模拟了BOG处理的两种工艺，即直接压缩工艺和再冷凝工艺，采用分流器控制流量，当采用再冷凝工艺时，物流13的比例为1，关闭阀门V4、压缩机2和增压机，使BOG全部进入再冷凝器，并通过调节器ADJ?1调节进入再冷凝器的过冷LNG流量，目标为使所有BOG全部液化；当采用直接压缩工艺时，物流12的比例为1，关闭阀门V6和V9，关闭压缩机1，通过压缩机2和增压机的加压达到外输压力要求，并采用空冷器对BOG进行降温以达到外输温度要求；同时，还可以采用两种工艺联用的方式处理BOG，即通过计算设置一个合适的分流比例，同时开启两种工艺。模拟中还同时模拟了LNG汽化的两种方式，即海水开架式气化器ORV和浸没燃烧式气化器SCV，在夏季海水温度较高时，常只采用ORV汽化，模拟中通过分流器控制物流30的比例为1；在冬季海水温度较低时，常采用两种气化器联用的方案，模拟中可以通过分流器控制物流30和物流33的比例。

3.3 仿真结果

根据上述模型将某接收站实际参数输入后得到模拟计算数据，储罐表压为20 kPa，罐内温度为-157.1 ℃，通过ADJ?2控制储罐的热流大小，保证BOG在0.1%左右。低压泵绝热效率设为75%，出口物流压力设为1 400 kPa。通过SET?1控制进入再冷凝器的BOG压力和LNG压力相等，即通过物流14的压力控制物流6的压力。通过ADJ?1控制进入再冷凝器的LNG流量，保证所有的BOG全部被冷凝，即控制物流5的流量，保证物流19的流量为0，进而也控制了三通TEE?101的分割率。采用直接压缩工艺和再冷凝工艺联用方式，物流12和物流13各占50%，在直接压缩工艺中，压缩机2绝热效率设为75%，出口压力设为1 500 kPa，增压机绝热效率设为75%，出口压力随外输需求压力变化，空冷器压降设为10 kPa；在再冷凝工艺中，压缩机1的绝热效率设为75%，高压泵绝热效率设为75%，出口压力随外输需求压力变化。汽化过程中也采用ORV和SCV联用方式，由于一般采用ORV全负荷运行，所以这里设定采用ORV汽化的LNG量较大，其中物流30占比90%，物流33占比10%，在ORV汽化工艺中，海水入口温度设为20 ℃，压力为大气压，海水泵绝热效率为75%，压差为200 kPa，海水出口温度为5 ℃，ORV管程压降为200 kPa，壳程压降为50 kPa；在SCV汽化工艺中，SCV气化器压差为200 kPa。所有阀门压降均设为10 kPa，外输天然气压力设为7 500 kPa，温度为10 ℃。通过对各设备及物流参数的定义，启动流程模拟仿真，可以得出各关键物流组分的物质的量百分比（表5～8）。

根据表中所示参数可以得到如下流程模拟结果：

设BOG的产生量为0.1%，入罐LNG流量为40 000 kmol/h，得出储罐出口BOG物质的量流量为40 kmol/h，通过ADJ?2控制进入储罐的热流达到目标，这里ADJ?2控制器的允许误差为0.9 kmol/h，步长为90 000 kJ/h，Q?CG的初始值设为1.5×107 kJ/h，控制过程如图3所示，最终调整值为1.104×107 kJ/h。

为了控制再冷凝器气相出口流量为0，需要控制进入再冷凝器LNG的流量，即物流5的流量，这里ADJ?1的允许误差设为0.001 kmol/h，步长设为9 kmol/h，物流5的初始流量设为800 kmol/h，控制过程如图4所示，物流5的最终调整值为637.2 kmol/h。

低压泵的功率为751.9 kW，高压泵的功率为3 384.6 kW，海水泵的功率為507.7 kW，汽化所需要的海水流量为3.846×105 kmol/h，压缩机1的功率为24.03 kW，压缩机2的功率为26.30 kW，增压压缩机的功率为30.76 kW，空冷器UA值（总传热系数与总换热面积的乘积）为2 945 kJ/（℃·h），ORV的UA值为7.845×106 kJ/（℃·h），热负荷为4.222×108 kJ/h，SCV的热负荷为4.691×107 kJ/h。

4 外输工况变化分析

4.1 外输需求变化的影响

LNG接收站在不同时段需求量都不同，且波动范围大，具有明显的峰谷特性。随着外输需求的变化，站内汽化量也需要随着调整，这里保持其他参数不变，设定入罐的LNG流量在30 000～60 000 kmol/h之间变化，研究其对接收站运行性能的影响。

由图5可知，随着LNG流量的逐渐增大，BOG的产生量和天然气外输量随之增大。由图6、7可知，由于低压泵、高压泵和各压缩机的出入口压力保持不变，但是流经的流量随LNG流量增大而增大，所以低压泵、高压泵和各压缩机功耗随之增大。由图8可知，由于ORV和SCV气化器的进出口温差不变，但是随着流量的增大，其热负荷相应增大。由此可见，外输需求的变化对站内各个设备的功耗和热负荷影响较大，当外输负荷变化时，需要合理地决策各设备的运行数量和功率，开启或关闭各生产线。

4.2 外输压力变化的影响

由于天然气外输管网压力较高且变化范围较大，LNG站内经常需要调整外输压力，范围一般在4～14 MPa之间波动。这里使外输温度和流量保持不变，设定外输压力在5～10 MPa之间波动，研究其对接收站运行性能的影响。

由图9、10可知，随着外输压力的提高，高压泵出口温度升高，ORV和SCV的热负荷均减小，汽化所需的海水流量减少。由图11可知，随着外输压力的提高，由于低压泵、压缩机1、压缩机2进出口温度和压力都不变，所以其功耗不变，由图12可知，随着外输压力的提高，高压泵、增压压缩机的功耗增加，海水泵功耗降低，由于高压泵能耗提升较大，导致流程总功耗增加。由此可见，随着外输压力的提高，高压泵的能耗必将增大，可以通过减少海水流量降低海水泵功耗。

4.3 外输温度变化的影响

在LNG接收站运行过程中，外输天然气在管道中的温度不低于1 ℃，所以气化器出口温度一般不低于2 ℃。根据某接收站的实际情况，设定气化器出口温度在5～20 ℃之间变化，研究其对接收站运行性能的影响。

由图13～16可知，随着外输温度的上升，由于低压泵、高压泵、压缩机1、压缩机2、增压压缩机的进出口温度和压力都不变，其功耗不变，但是会导致换热量增大，进而增大ORV和SCV的热负荷和海水流量，导致海水泵功耗增加，总功耗增加。因此，在接收站的实际运行中，应当在满足外输温度的条件下，尽可能地降低外输温度，以降低生产功耗。

5 结束语

通过HYSYS流程模拟软件，结合LNG接收站内基本物性数据选择最合理的热力学计算方法，在建模过程中采用了精度较高的PRSV方程，调研LNG接收站工艺流程，收集基础工艺参数，建立了合理的LNG接收站HYSYS计算模型，并针对外输条件的变化，分析了外输流量、温度和压力分别对流程性能参数的影响。利用本模型可以进一步对整个LNG接收站进行能耗优化，实现各个设备的实时匹配、各个参数的精准控制，在满足外输要求的条件下使整个站场能耗最低。还可以对LNG接收站进行动态仿真建模，研究其动态变化规律，准确分析不同时刻的能耗情况。

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