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青岛LNG接收站扩能后IFV与ORV联运模拟与优化

时间:2024-02-02 08:00:03 来源:网友投稿

吴 斌,于 笑,刘景俊,唐建峰,姚宝龙,李 童

(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;
3.中国石化天津液化天然气有限责任公司,天津 300457)

中国石化青岛液化天然气(LNG)接收站,是中国政府批准建设的中国石化第一个LNG接收站项目,承担着为华东地区平稳输气的重任。目前,接收站处于扩能阶段,其中气化单元新增了中间介质气化器(ⅠFV),与原有的开架式海水气化器(ORV)共用海水系统。原有海水泵与气化器一一对应的供给模式不能延续,故需解决海水流量分配、海水泵开启模式等问题,以确保扩能后气化单元的运行稳定。

前期学者以节能降耗为目标,进行了现场试验[1-5],对冬季低温工况下,ORV的运行模式开展了优化分析,提出ORV与浸没燃烧式气化器(SCV)联运的优化方案[6-8],但对ORV与ⅠFV联运的相关研究较少。相较于SCV,ⅠFV运行成本更低[9-11],因此开展ORV与ⅠFV联运研究,有利于提高气化单元的经济性。针对气化器海水流量的研究,以海水泵供应模式为主。学者采用现场试验、理论及模拟计算等手段,提出单一海水泵供给多个气化器的运行模式,可高效利用海水流量,并得出海水泵变频节能的应用方案[12-18]。

本文以青岛LNG接收站扩能项目中气化单元为研究对象,采用Aspen HYSYS模拟软件,基于扩能设计方案与现场运行数据,对ORV与ⅠFV联运下,海水泵的启用方案开展研究,为扩能后气化单元节能降耗和平稳运行提供参考。

1.1 气化单元扩能后工艺流程

青岛LNG接收站气化单元中,外输压力为8 MPa的气化系统,包含4台ORV和5台SCV。扩建后,新增10 MPa气化系统,包含5台ⅠFV和6台SCV。为了满足下游负荷需求,站内同时改扩建海水系统。原有4台小海水泵均为工频泵,气化工艺运行时,可实现与4台ORV一一对应。扩能后,保留3台小海水泵,并新建4台大海水泵(工频泵),面临7台海水泵供给9台气化器的情况。扩能后的工艺流程如图1所示。8 MPa气化系统中,气化后的高压天然气经过计量,进入山东管线。10 MPa气化系统则对应青宁管线。

图1 扩能后青岛LNG接收站工艺流程Fig.1 Process flow of Qingdao LNG terminal after capacity expansion

两个气化系统共用一个海水系统。海水经过海水泵升压后,进入同一个海水总管,通过各个气化器的入口阀门,分配不同的海水流量,最终完成各自的气化过程。海水经过ORV管束板,与翅片管内的低温LNG换热,LNG气化后外输至下游管线。ⅠFV则以丙烷为媒介,在丙烷(C3H8)的蒸发冷凝中,LNG与海水交换热量,完成气化外输。ORV与ⅠFV的工艺流程如图2所示,设计参数如表1所示。

图2 ORV(a)和IFV(b)工艺流程Fig.2 Process flow of ORV (a) and IFV (b)

表1 气化器设计参数Table 1 Design parameters of vaporizer

ⅠFV和ORV设计中,均要求海水进出口温差小于 5 °C、出口温度大于 0 °C,天然气(NG)出口温度大于 1 °C;
海水温度低于 7 °C时,ⅠFV和ORV应停止运行。而在青岛LNG接收站实际运行中,为了节能降耗,海水温度低于7 °C时,仍维持相应的运行负荷,并根据外输需求辅以SCV运行。目前,青岛LNG接收站ORV运行中,海水泵启用遵循单台海水泵对应单台ORV,单台气化器实际海水流量维持在7000~7800 t/h。NG出口温度满足要求,海水进出口温差基本小于3.5 °C,某些工况下,海水进出口温差可能小于 2.5 °C,这与温差小于 5 °C的设计要求之间,存在一定的优化区间。利用这部分温度区间,对海水流量进行优化控制,节约海水流量,在扩能后的联合运行中,可有效避免海水供应不足的问题。

1.2 模型建立与验证

根据扩能设计方案,建立青岛LNG接收站ORV与ⅠFV联运工艺模型,如图3所示。接收站气化过程较为复杂,在模拟分析中进行了简化处理,忽略系统管路压降和热量损失。根据接收站运行的主要介质和工艺流程,可供选择的物性方程较多,本次模拟研究选择PR方程作为物性计算方程,该方程计算便捷,计算参数较少,可以满足气液平衡计算的要求。

图3 扩能后的气化工艺模型Fig.3 Gasification process model after capacity expansion

由气化器汇管处LNG的实际情况,确定输入气化工艺LNG的组分,如表2所示。根据ORV与ⅠFV的工作原理,均选择管壳式换热器模块建立模型。以现场运行数据(表3)为基础,进行模型验证,结果如表4所示。其中,ORV实际运行参数取自某时刻的现场运行数据,ⅠFV输入参数取自ⅠFV设备设计中的性能曲线。由表4可知,气化工艺模型与实际数据误差小于7.00%,该模型可用于后续模拟研究。

表2 气化工艺入口汇管LNG组成Table 2 LNG composition in inlet manifold of gasification process

表3 某时刻LNG接收站现场运行数据Table 3 Field operation data of LNG terminal at a certain time

表4 气化工艺模型验证Table 4 Validation of gasification process model

2.1 不同气化系统最小海水流量分析

根据青岛LNG接收站实际运行情况,研究了不同海水温度和LNG入口温度下,最小海水流量随LNG外输量的变化。模拟中,8 MPa与 10 MPa气化系统的参数范围如表5所示。

表5 气化系统运行参数Table 5 Operating parameters of gasification system

ORV与ⅠFV运行受海水温度影响较大,不同海水温度及LNG外输量下,最小海水流量如图4所示。

图4 8 MPa (a)和 10 MPa (b)气化系统最小海水流量Fig.4 Minimum seawater flow of 8 MPa (a) and 10 MPa (b) gasification system

由图4可知,海水温度对最小海水流量影响显著,且呈现出明显的区间变化。海水温度在7~30 °C和4~7 °C,ORV运行存在较大区别。海水温度在7~30 °C时,ⅠFV运行中最小海水流量变化较小,斜率变化基本相同;
在小于7 °C时,最小海水流量变化明显,且ⅠFV外输量减小,均无法达到最大设计外输量 950 t/h。

对8 MPa气化系统中ORV开展模拟研究,得出不同海水温度区间和相应LNG入口温度下,最小海水流量随LNG外输量的变化情况,如图5所示。

图5 海水温度为 7~30 °C (a)和 4~7 °C (b)下 8 MPa气化系统最小海水流量Fig.5 Minimum seawater flow of 8 MPa gasification system at seawater temperature of 7~30 °C (a) and 4~7 °C (b)

由图5可知,LNG外输量一定,4~7 °C时最小海水流量明显高于7~30 °C时;
LNG入口温度为-150 °C时,最小海水流量相较-120 ℃高出 14.33%,主要由于海水温度降低,换热温差减小,换热量降低,达到相同气化量所需的海水流量增加。

对10 MPa气化系统中ⅠFV开展模拟研究,得出不同海水温度区间和相应LNG入口温度下,最小海水流量随LNG外输量的变化情况,如图6所示。由图6可知,随着海水温度的降低,最小海水流量不断增加,主要由于海水温度降低,换热温差减小,换热量降低;
当入口LNG温度为-152 °C,外输量为900 t/h时,海水温度区间 4~7 °C相较 7~30 °C,最小海水流量高11.15%。当海水温度小于7 °C时,受单台气化器海水流量范围限制,无法达到最大气化量;
当海水温度在 3~4 °C和 2~3 °C,其最大气化量分别只能达到设计最大值的80%和53%。

图6 海水温度为 7~30 °C (a)、4~7 °C (b)、3~4 °C (c)和 2~3 °C (d)下 10 MPa气化系统最小海水流量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联运模式优化研究

考虑共用海水系统,根据气化器最小海水流量模拟结果,选择海水温度 7~30 °C和 4~7 °C为两种联运工况。以LNG完全气化、气化器稳定运行及能耗最优为目标,对扩能后海水泵开启方案进行研究。海水泵参数如表6所示。ORV与ⅠFV均为海水换热器,其运行过程中的能耗来自海水泵及相关配套设备。

表6 海水泵参数Table 6 Parameters of seawater pumps

2.2.1 海水温度 7~30 °C(工况 1)

以 10 MPa气化系统中,LNG入口最低温度-152 °C为例,模拟得到最小海水流量与LNG外输量对照曲线,如图7所示。图7中,H1和H2是根据海水流量确定的海水泵开启台数边界值。由于海水泵均为工频泵,一旦开启海水流量即为确定值,但ⅠFV设计的海水流量范围为2880~8350 t/h,存在海水流量无法完全消耗掉的情况。同时考虑ORV联锁停车流量范围为4200~7500 t/h,确定剩余海水流量的边界值F1与F2。边界值对应的参数值及海水泵启用台数如表7所示。边界值将图7划分为5个区域,在区域①和③内,开启海水泵产生的海水流量,可被ⅠFV完全消耗;
而在区域②和④内,开启海水泵产生的海水流量无法被完全消耗,此时存在两个气化系统共用海水流量的情况。由此可知,在满足LNG外输和海水外排条件下,剩余无法消耗的最大海水流量范围均为4200~10500 t/h。该范围下,ORV气化流量模拟情况如图8所示。由图8可知,工况1中,剩余海水流量可供流量范围为110~285 t/h的LNG气化,即可供1~2台ORV运行。

图7 工况1中最小海水流量与LNG外输量对照曲线Fig.7 Comparison curve of minimum seawater flow and LNG output capacity in condition 1

表7 工况1中边界对应值Table 7 Boundary corresponding values in condition 1

图8 工况1中剩余海水流量下ORV最大气化量Fig.8 Maximum gasification capacity of ORV under residual seawater flow in condition 1

综合图7和图8,可得共用海水系统时,ORV与ⅠFV不同运行情况下,对应的海水泵开启台数。为了便于区分,10 MPa气化系统达到最大LNG外输量950 t/h时,定义为100%外输,达到最小外输量360 t/h时,定义为38%外输,8 MPa气化系统也采用类似定义。工况1中,10 MPa气化系统LNG外输量区间为50%~65%和75%~91%时,可能的海水泵共用方案如表8所示。

表8 工况1中不同外输量下海水泵启用方案Table 8 Application scheme of seawater pump under different output capacity in condition 1

比较不同方案的能耗情况,如图9所示。

图9 工况1中10 MPa气化系统外输量为50%~65% (a)和75%~91% (b)时两种方案能耗对比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)

由图9(a)可知,10 MPa气化系统外输量为50%~65%,当8 MPa气化系统外输量小于84%时,方案2耗能小于方案1,相差400 kW;
大于84%时,方案2能耗大于方案1,相差200 kW。由图9(b)可知,10 MPa气化系统外输量为 75%~91%,当 8 MPa气化系统外输量小于40%时,方案2能耗小于方案1;
40%~84%时,方案2能耗略大于方案1;
大于84%时,两种方案的能耗相同。工况1海水温度多出现于夏季,外输量波动范围小于50%,优先选择开启小海水泵的方案2,降低能耗约400 kW。

2.2.2 海水温度 4~7 °C(工况 2)

基于最小海水流量模拟结果,以10 MPa气化系统LNG入口最低温度-152 °C为例。工况2中,也存在共用海水流量的情况,最小海水流量与LNG外输量对照如图10所示。根据海水泵开启台数边界确定边界值H3、H4和H5,海水流量共用区间边界确定LNG外输量值F3和F4,如表9所示。

图10 工况2中最小海水流量与LNG外输量对照曲线Fig.10 Comparison curve of minimum seawater flow andLNG output capacity in condition 2

表9 工况2中边界对应值Table 9 Boundary corresponding values in condition 2

由此划分出6个区间,其中区间②和④存在海水流量未被完全消耗的情况,两个气化系统可共用海水流量。该剩余海水流量范围下,ORV的最大气化量情况如图11所示。

图11 工况2中剩余海水流量下ORV最大气化量Fig.11 Maximum gasification capacity of ORV under residual seawater flow in condition 2

海水入口温度在 4~6 °C时,剩余海水可供流量范围为 79~200 t/h的LNG气化,即可供 1~2 台ORV运行。存在的海水泵共用方案如表10 所示。工况 2 中,当10 MPa气化系统外输量为46%~60%和 69%~82%时,针对方案 2,开启 3 台大海水泵,则单台ORV的海水流量超过 7500 t/h,若要满足气化控制条件的要求,8 MPa气化系统最大外输量仅能达到 91%。

表10 工况2中不同外输量下海水泵启用方案Table 10 Application scheme of seawater pump under different output capacity in condition 2

根据表10,计算气化工艺能耗变化情况,如图12所示。由图12(a)可知,10 MPa气化系统外输量为46%~60%,当8 MPa气化系统外输量小于61%时,方案1能耗高于方案2;
大于61%时,方案1能耗等于方案2,但方案2中8 MPa气化系统外输量只能达到91%,若外输量大于91%,则该方案不可取。由图12(b)可知,10 MPa气化系统外输量为69%~82%,当8 MPa气化系统外输量小于30%时,方案1能耗高于方案2;
在30%~61%时,方案1能耗低于方案2;
大于61%时,方案1能耗等于方案2,但同样存在外输量只能达到91%的限制。工况2中的海水温度多出现于冬季,接收站外输量为30%~90%,当10 MPa气化系统外输量为46%~60%时,方案2整体能耗最低,优先开启小海水泵可降低能耗约400 kW。当10 MPa气化系统外输量为69%~82%时,方案1整体能耗最低,优先开启大海水泵可降低能耗约200 kW。

图12 工况2中10 MPa气化系统外输量为46%~60% (a)和69%~82% (b)时两种方案能耗对比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)

针对青岛LNG接收站扩能后,不同气化单元共用海水系统开展了模拟研究,探究了不同海水温度下,ⅠFV与ORV最小海水流量,并以最小能耗为目标,研究了海水泵启用方案,得到如下主要结论。

(1)两种气化器所需最小海水流量随海水温度呈季节性变化,且当海水温度在 3~4 °C和 2~3 °C时,ⅠFV最大LNG气化量分别达到设计最大外输值的80%和53%。

(2)合理选择海水泵启用方案,可有效降低能耗。联运情况下,当海水温度为7~30 °C时,优先开启小海水泵可降低能耗约400 kW。当海水温度为4~7 °C、10 MPa气化系统外输量为 46%~60%时,优先开启小海水泵可降低能耗约400 kW;
当外输量为69%~82%时,优先开启大海水泵可降低能耗约 200 kW。

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