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。