周 华 程云东 苏建伟

(中石油大连液化天然气有限公司，辽宁 大连 116001)

在21世纪作为主要能源的天然气不但是优质的燃料，而且是化学工业的重要原料[1]。然而天然气产地和消费市场之间的距离通常很远，而且天然气体积大、不便于存储的特点也是其产业发展的制约因素。液化天然气(Liquefied Natural Gas，LNG)以其体积远小于其气态形式和便于气化的优点，为解决天然气的长距离运输和存储的问题提供了有效的方法[2]。随着我国沿海液化天然气接收站的相继建成和投产，我国的LNG工业迎来了快速发展的高潮[3]。开架式气化器(Open-Rack Vaporizer，ORV)作为LNG接收站的关键设备，已经被广泛采用并逐渐成为主流气化器。

ORV与其他类型气化器相比具有两大优势[3，4]：一是工艺简单，运行可靠，且耐用、安全；二是成本效益明显，大部分LNG接收站建设在沿海或离海较近的沙滩，ORV使用的海水可就地取材，成本低且资源充足。另外，ORV 运行时只有海水泵消耗电能，而另一常用的浸没燃烧式气化器(Submerged Combustion Vaporizer，SCV)除风机和循环水泵消耗电能外，运行过程中还需要消耗燃料气，因此使用ORV对接收站的节能降耗起到重要作用。其诸多使用优点，使越来越多的用户和相关专家意识到使用ORV的优越性，并且赞成冬季在海水温度允许的情况下最大限度地使用ORV气化LNG，因此研究ORV的低温运行特点具有良好的经济效益和社会效益。

1 ORV结构与工作原理①

ORV采用海水作为气化LNG的热媒，整个气化器用铝合金支架固定安装，其基本组成单元为换热管，由约80根平行分布的连接上、下总管的换热管组成面板，5～6块面板组成一个模块。组成面板的翅片管为星状翅型，管内安装了传热加速器以提高传热系数。管外表面喷有一层含1%锌的铝合金涂层，用来作为避免海水腐蚀基底金属的牺牲阳极。气化器顶部有海水喷淋装置，其最重要的作用是实现海水的均匀和连续流动。LNG在换热管内自下而上流动，上升过程中连续换热、气化和过热化，并在天然气总管中汇集、输出。

图1 开架式气化器ORV结构图

2 ORV运行要求与能耗测算

2.1 ORV的运行要求

某LNG接收站工程一期建设规模为年产300万t，根据气候和水温条件，气化设备为3台ORV和4台SCV相结合型式。ORV采用日本生产的高性能气化器，其主要性能参数如下：

换热面积 3 081m2

换热量 36.8MW

设计最大能力 250t/h

设计海水流量 9 180t/h

设计海水温度低限 5.5℃

操作能力 202t/h

设计压力 15MPa

天然气出口温度 大于1℃

ORV生产运行时，需要监控的主要参数有LNG流量、LNG出/入口压力、天然气出口温度和海水流量、压力、温度。另外，海水的结冰和配送是衡量ORV运行正常和安全的一个重要指标，必须对运行中结冰的数量和分布进行检查。在水量分布良好的情况下，结冰必须均匀，且期望的平均结冰高度离下顶盖的距离不能超过3m，箭头状局部结冰与平均结冰高度相比不超过1m(图2)。

图2 ORV结冰和分布操作限制

2.2 ORV能耗测算

ORV作为LNG接收站的关键设备，与SCV相比不仅工艺简单、运行可靠，而且具有低能耗和零污染的显著特点。其低能耗体现在两个方面：气化使用的海水可就地取材，成本低且资源充足；ORV 运行时只有海水泵及其相关配套设备消耗电能。而SCV除了风机和循环水泵消耗电能外，运行过程中还需要消耗燃料气。

为了保证能耗测算数据准确、可靠，将SCV水浴加热至与海水相同的温度，并使气化天然气温度设定值与ORV出口气体温度值相同，两者通过的LNG流量相等，均为144.5t/h。工业电费为0.56元/(kW·h)，LNG按5 000元/t计算，各运行1h后测算结果见表1。

表1 某接收站ORV与SCV气化能耗测算

从表1可以看出：使用ORV可使能耗大幅度降低，气化1Nm3天然气时使用ORV比使用SCV节省0.039 8元，能耗约为相同条件下SCV的8.5%。因此研究ORV的运行条件对对接收站节能降耗有重要的意义。

3 ORV低温运行优化与实践

3.1 影响ORV运行的两个主要因素

3.1.1海水温度

海水温度是决定ORV运行时间的重要因素，图3为某接收站海水温度随时间的变化趋势，统计时间从2012年6月1日至2013年6月1日，期间以每日中午12点海水温度为记录点。从图3中可以看出：海水温度最高点出现在2012年8月9日，为24.01℃，而最低点出现在2013年1月23日，为0.94℃；海水温度低于切换点5.50℃的日期为2012年12月22日至2013年4月29日，总计129天，即将ORV切换至SCV运行后，SCV需运行129天。由于SCV运行时间较长，因此能耗势必会增加。

图3 某接收站海水温度随时间变化趋势

3.1.2外输量

外输量能够决定一段时间内气化器的运行数量和每台的气化器操作负荷配置，图4为某接收站从2012年6月1日至2013年6月1日外输量随时间的变化趋势。从图4可以看出：其中最高外输量出现在2013年2月8日，日输天然气1 218.96万Nm3，而最低量出现在2012年7月1日，日输天然气为359.60万Nm3；另外，从2012年8月17日至2013年4月7日，日外输量稳步上升，基本保持在800.00万Nm3以上，属于用气高峰期。如何根据海水温度和外输量变化情况合理配置气化器和操作负荷成为节能降耗的关键。

图4 某接收站日外输量随时间变化趋势

3.2 ORV低温运行测试及分析

根据ORV的初始设计要求，当海水温度高于5.50℃时采用ORV气化外输，海水温度低于5.50℃时采用SCV设备气化。而海水温度低于设计点5.50℃时，由性能曲线(由设备厂商提供)可看出， ORV具备海水温度在2.50～5.50℃变化条件下运行的可能性，只是操作负载受到一定程度的限制(表2)。

表2 不同操作压力及海水温度下ORV的最大操作负载 t

其操作负荷的计算式为[5]：

F(x,y,z)=(-7.514-19.811x+48.675y+3.419x2-9.755y2-0.331x3+0.539y3+9.91xy-0.049x2y-

0.566xy2)·z/9180

式中F(x，y，z)——ORV最大操作负载；

x——海水温度，2.50≤x<10.00；

y——操作压力，4.0≤y<10.4；

z——海水流量，5510≤z<9180。

当海水温度低于2.5℃时，通过实际测试验证ORV低温运行的可能性和能达到的最大操作负载，测试要求在保证生产安全运行和保护设备的前提下进行，建议期望的平均结冰高度离顶盖的距离不能超过2m，箭头状局部结冰与平均结冰高度相比不超过1m。

测试条件：LNG入口压力为4.5MPa，保证ORV出口的天然气温度不低于1℃，海水流量须达到设计点9 180t/h以上，且ORV海水出口温度在0℃以上，现场ORV各面板海水分布均匀。

测试方法：海水温度从2.50℃开始，每次降低0.10℃，分2.50、2.40、2.30、2.20、2.10、2.00℃共6个阶段。根据现场面板结冰情况、ORV出口天然气温度和海水出口温度变化情况逐渐增加LNG流量，通过ORV入口的LNG流量控制FCV阀开度进行控制，每次增加约5t/h，当到达某个流量值后，观察20min，待现场各面板结冰情况稳定后开始记录数据，表3为操作压力为4.5MPa下，海水流量大于9 180t/h时的其中一组测试数据。

表3 低海水温度下ORV运行测试数据

(续表3)

从表3中可以看出：在操作压力不变的情况下，随着海水温度不断降低，ORV的操作负荷也逐步降低，同时气化和热交换效率也随之下降。某接收站使用ORV气化测试最低海水温度为2.00℃，操作压力为4.5MPa，此时每台ORV可以实现35%的负荷运行，即可达到202×35%=70.7t/h的LNG气化量。采用同样的测试方法，分别测试不同操作压力下的相对最大操作负荷数据(表4)。

表4 低海水温度下不同操作压力对应ORV最大操作负载测试数据 t

注：测试时海水流量须达到设计点9 180t/h以上。

当海水温度在2.00～2.50℃变化，海水流量达到设计点9 180t/h以上时，根据不同操作压力，实际最高负载可依据表4进行调整；而当海水流量没有达到9 180t/h时，实际最高操作负载可按实际最高操作负载=最高负载×实际海水流量/9180进行调整，实际海水流量要求不低于海水流量低低值5 510t/h。

4 优化方案及实施效果分析

通过上述分析可知：ORV具有在低海水温度2.00～5.50℃运行的可能性。对影响ORV运行的两个主要因素随时间的变化趋势进行分析，提出优化运行方案如下：

首先当海水温度低于5.50℃时，即在2.00～5.50℃变化时，根据海水温度变化可利用式(1)、(2)调节操作负荷，最大限度地使用ORV进行气化外输；其次可依据外输量和海水温度变化情况，使用多台ORV替代一台或多台SCV后进行气化外输。

举例说明，某接收站2013年1月17日计划日外输1 100.00万Nm3，折合每小时外输321t，海水温度为2.15℃，根据优化后的结果，ORV可实现额定的35%负荷工作，即3台ORV可承担约212t/h的气化任务，其余109t/h外输量可由一台SCV承担，依照此优化方案，与单纯使用SCV进行气化相比，每天可节省约28.69万元，节能降耗效果相当明显。

表5为ORV优化前、后气化运行天数对比，统计时间为2012年6月1日至2013年6月1日。从表5中可以看出：优化后，纯使用SCV气化运行天数由原129天缩短为15天，纯使用ORV气化运行天数由原236天增加至286天，而优化后两种气化器混合使用天数为64天。因此，ORV的优化实质是增加其运行时间，从而降低生产成本，这样可在海水温度允许的情况下，最大限度地使用ORV气化LNG，达到节能降耗的目的。

表5 ORV运行优化前、后气化运行天数对比

注：气化器统计天数为2012年6月1日至2013年6月1日，期间接收站连续运行。

5 结束语

ORV是LNG接收站主流气化器类型，研究其运行条件对节能降耗意义重大。笔者探索了ORV在海水温度低于设计点5.50℃下低温运行的可能性和能达到的最大操作负荷，并提出了具体的运行优化方案。实践证明优化后ORV的节能降耗效果明显，可为其他接收站冬季低温条件下ORV的使用提供参考和借鉴。