许燕 马敏吉 朱明 纪明磊

1.无锡厚德石化工程设计有限公司 2.中国石油管道局工程有限公司 3.中国寰球工程有限公司

LNG接收站主要功能是接卸、储存、低压输送、蒸发气(BOG)回收处理、加压气化、外输及槽车外运等，生产过程全部为物理过程。气化器是实现LNG接收站外输功能的重要设备。目前LNG接收站中通常采用的气化器型式有开架式气化器(open rack vaporizer, ORV)、浸没燃烧式气化器(submerged combustion vaporizer, SCV)、中间介质气化器(intermediate fluid vaporizer, IFV)[1-5]，其中ORV是以海水作为热源，海水自气化器顶部的溢流装置依靠重力自上而下均覆在气化器管束的外表面上，液化天然气沿管束内自下而上被海水加热气化的设备。

在实际工程项目中，ORV的操作性能随着LNG流量、海水温度、海水流量、天然气管网压力等因素的变化而变化。因此，在设计阶段有必要对LNG接收站ORV的实际运行工况进行研究，并从工艺角度预测ORV在不同操作工况下工艺参数的变化趋势，进一步优化工艺设计，并为操作人员提供指导。本文以处理能力为200 t/h的ORV为例，借助动态模拟计算软件，研究分析各种工艺参数随海水温度、LNG流量、操作压力的变化趋势，并寻求一定的变化规律，以指导设计人员和操作人员的应用实践。

动态模拟模块可用于模拟分析并指导原油生产、储运系统的运行，其中郭洲[6]利用HYSYS软件对油气田处理工艺系统的开停工过程进行动态研究分析，以期通过开停工方案的研究，能对现场的实际生产起到有效的指导作用；陈文峰[7]模拟出了三相分离器压力安全阀在火灾工况下的泄放过程，得出了火灾工况下设备的最大泄放量及对应的物性参数，为复杂混合物压力容器安全阀的计算及选型提供了有益的参考；冯传令[8]利用动态HYSYS对原油容器的火灾工况的泄放过程进行了模拟，模拟出火灾工况下最大的泄放量，解决了安全阀的计算及选型困难，有效地保证了系统的安全；高晓新[9]利用动态模拟软件对丙烷、异丁烷分离进行了动态模拟，考察了进料组成变化对精馏塔塔内温度、再沸器、塔顶组成以及塔釜组成的影响，模拟结果对实际生产具有重要的指导意义。因此，动态模拟可反映实际生产中流量、温度、压力、产品组成等随时间及相关干扰因素的响应变化过程，指导石油化工生产装置的正常操作和稳定运行，已被国内外研究机构和工程公司大量应用[9-15]。

1 开架式气化器运行工况分析

来自再冷凝器的LNG经高压输送泵增压后进入气化器入口总汇管，经单台ORV入口的流量控制阀(VLV-100)降压后进入ORV，同热源介质海水进行换热，LNG吸收海水热量后变为天然气进入天然气外输管网，降温后的海水经海水渠排入大海。

本文采用HYSYS稳态模拟软件建立ORV物流平衡的计算模型，并基于此模型建立ORV运行的动态计算模型，如图1所示。应用该动态模型分别对ORV运行过程中LNG流量、天然气管网压力、海水温度3种扰动因素下的运行工况进行研究。动态模型主要设置的PID控制器有进料流量控制器、海水流量控制器、传递函数，其中进料流量控制器为反馈控制，海水流量控制器为远程手动控制，如图1所示。

本示例项目ORV的进出口参数及LNG组成见表1和表2所示。

表1 LNG组分Table 1 LNG composition组成摩尔分数组成摩尔分数甲烷0.877 4异丁烷0.005 3乙烷0.078 1正戊烷0.000 3丙烷0.028 3异戊烷0.000 8正丁烷0.006 2氮气0.003 6

1.1 LNG负荷扰动下动态模拟

国内大部分LNG接收站均承担调峰功能，尤其在夏季环境温度较高季节，ORV负荷随着天然气外输管网压力和海水入口温度变化而频繁的波动。一旦ORV运行后，海水流量通常会维持设计流量运行，不受LNG流量变化的影响。以海水流量、海水温度和天然气管网压力不变时ORV负荷在35%～110%波动为例，研究天然气出口温度、海水出口温度、海水进出口温差、ORV换热量、换热器平均温差等主要操作参数的动态响应趋势。

表2 ORV工艺操作参数Table 2 Process operation parameter of ORV工艺参数LNG流量/(t·h-1)LNG来料温度/℃NG温度/℃海水流量/(m3·h-1)天然气管网压力(表压)/kPa海水来料温度/℃换热器总传热系数/(MJ·(℃·h)-1)数值200-155≥16000～90007000～91005.5～303643

从图2、图3可以看出，在海水流量7500 m3/h、海水进口温度20 ℃、天然气管网压力(表压)9380 kPa时，LNG流量在90 min内从70 t/h逐步增大到220 t/h的过程中，ORV冷侧和热侧流体传热负荷明显增大。在ORV传热面积固定情况下，ORV的对数平均温差明显增大，从21.8 ℃逐步增大至50 ℃。相应的海水出口温度从18.8 ℃逐步降低至15.1 ℃，ORV出口天然气温度从19.4 ℃逐步降低至11.5 ℃，海水进出口温差从1.1 ℃逐步增大至4.8 ℃，该数值已接近规范规定的要求(5 ℃)[16]。因此，在上述海水流量和温度条件下虽然天然气出口温度远高于最低允许温度1 ℃，但ORV不应再增大负荷，否则容易使海水温降过大，对海洋生态环境造成危害。随着LNG负荷增加，ORV换热量和换热器平均温差逐步增大，天然气出口温度和海水出口温度降低，海水进出口温差增大。

1.2 天然气管网压力扰动下动态模拟

通常LNG接收站外输管网容积较大，管网压力波动速率相对较小。本文以海水流量、海水温度和LNG流量不变时天然气管网压力(表压)在7000～9100 kPa范围波动为例，研究天然气出口温度、海水出口温度、海水进出口温差、ORV换热量、换热器平均温差等主要操作参数的动态响应趋势。

从图4、图5可以看出，在海水流量7500 m3/h、海水进口温度20 ℃、LNG流量200 t/h时，天然气管网压力在1200 min内缓慢地由7000 kPa逐步提高至9100 kPa过程中，ORV冷侧和热侧流体传热负荷明显降低，从1.45×108kJ/h逐步降低至1.40×108kJ/h。在ORV传热面积固定情况下，ORV的对数平均温差从48.2 ℃逐步降至46.4 ℃。相应的海水出口温度从15.3 ℃逐步增至15.5 ℃，ORV出口天然气温度从12.4 ℃逐步增至13.3 ℃，海水进出口温差从4.66 ℃逐步降至4.48 ℃。因此，随着天然气管网压力的升高，ORV换热量和换热器平均温差逐步降低，天然气出口温度和海水出口温度逐步升高，海水进出口温差逐步降低。

1.3 海水温度扰动下动态模拟

ORV的热源为海水，海水温度随着季节变化而变化，LNG接收站无法实现对海水温度的控制。本文以LNG流量、天然气管网压力和海水进出口温差(4.5 ℃)不变时海水进口温度在7～28 ℃范围波动为例，研究天然气出口温度、海水出口温度、海水流量、ORV换热量、换热器平均温差等主要操作参数的动态响应趋势。

从图6～图8可以看出，在LNG流量、天然气管网压力和海水进出口温差不变时，海水进口温度由7 ℃逐步提高至28 ℃过程中，ORV冷侧和热侧流体传热负荷明显升高，从1.31×108kJ/h逐步升高至1.46×108kJ/h，在ORV传热面积固定情况下，ORV的对数平均温差从43.47 ℃逐步增大至50.8 ℃。为了维持海水进出口温差为4.5 ℃，海水流量从6700 m3/h增大至8080 m3/h，海水出口温度从2.5 ℃逐步增大至23.5 ℃，ORV出口天然气温度从0.45 ℃逐步增大至21.2 ℃。因此，随着海水进口温度的升高，ORV换热量和换热器平均温差增大，天然气出口温度和海水出口温度逐步升高，海水需求量反而增大，因此，在ORV工艺设计阶段，ORV所需海水用量应按照海水的高温工况进行选型。

2 结论

(1) 本文采用动态模拟软件建立ORV运行的动态模型，研究ORV的相关工艺参数随LNG负荷、天然气管网操作压力、海水温度等因素的变化趋势，指导设计人员对ORV的设计选型和操作人员的运行实践。

(2) 当仅有LNG负荷逐步增加时，ORV换热量和换热器平均温差逐步增大，天然气出口温度和海水出口温度降低，海水进出口温差增大，因此，ORV运行时操作人员应密切关注海水进出口温差，维持其在规范允许范围内。

(3) 当只有天然气管网压力升高时，ORV换热量和换热器平均温差逐步降低，天然气出口温度和海水出口温度逐步升高，海水进出口温差逐步降低。

(4) 随着海水进口温度的升高，ORV换热量和换热器平均温差增大，天然气出口温度和海水出口温度逐步升高，海水需求量反而增大，因此，进行ORV工艺设计阶段，设计人员应密切关注海水用量的设计取值基准，应按海水的高温工况进行选型。

(5) 在ORV实际运行过程中，上述影响因素并不是独立存在的，而是互相依托、互相影响的。分析上述多种复杂因素对ORV运行性能的影响可借助动态模拟工具，能够准确地分析工艺参数动态响应特性。