LNG接收站在海水低温条件下的ORV节能运行技术

陈　帅 张智旋

中国石油大连液化天然气有限公司

LNG接收站在海水低温条件下的ORV节能运行技术

陈帅 张智旋

中国石油大连液化天然气有限公司

陈帅等.LNG接收站在海水低温条件下的ORV节能运行技术.天然气工业，2016,36(5):106-114.

为了保证海水温度不影响LNG接收站开架式气化器（ORV）气化的LNG额定流量， ORV设计文件要求当海水温度低于5.5 ℃时，不得运行ORV，需改用浸没燃烧式气化器（SCV）；但由于SCV运行成本远远高于ORV，因此，如何在海水温度低于5.5 ℃时仍然能运行ORV便成了研究的重点。在海水低温条件下运行ORV的关键是确定ORV最小海水流量和最大LNG流量。因此，首先以ORV性能曲线为基础，确定其机械限定LNG流量和特定条件下ORV入口海水温度在2.5～5.5 ℃范围内的固有性能曲线，然后通过实验获得特定条件下入口海水温度在1.0～2.5 ℃范围内的试验性能曲线，进而分段建立特定条件下入口海水温度、LNG入口压力、最大LNG流量与最小海水流量间的计算模型，并由1stOpt软件采用多元非线性拟合确定模型系数，最后由能量守恒定律求解实际运行中的ORV最小海水流量和最大LNG流量，同时设计出了计算软件。实际运行结果表明该软件计算的最大相对误差仅为0.94%。在中国石油大连液化天然气有限公司LNG接收站的实际应用效果表明：在2012—2013年间，海水低温下ORV节能运行技术为该LNG接收站节约气化成本5 982万元。

ORV 海水低温 最小海水流量 最大LNG流量 能量守恒 计算模型 节能运行 LNG接收站

1　研究背景

目前，国内液化天然气（LNG）接收站主要采用浸没燃烧式气化器（SCV）、液体介质气化器和开架式气化器（Open Rack Vaporizer，缩写为ORV）作为LNG气化装置[1-4]，其中ORV的应用较广，其工艺流程如图1所示[5]。实际运行中为了满足工艺、设备、环保和换热效率的要求，中国石油大连液化天然气有限公司LNG接收站（以下简称大连LNG接收站）对ORV运行提出了如下规定：

1）出口NG温度不小于1 ℃。根据4年的运行经验，出口NG温度只是略低于入口海水温度，所以只要入口海水温度不小于1 ℃，则可认为NG出口温度不小于1 ℃。

2）ORV入口海水温度与出口海水温度的差值（以下简称海水温差）不得大于5 ℃（环保规定）。

3）出口海水温度大于0 ℃（防止海水结冰而堵塞排海管线）。

4）LNG换热管束结冰高度不得超过3 m（ORV设备要求）。

5）ORV海水流量在下限海水流量（大连LNG接收站的下限海水流量为3 700 t/h）与上限海水流量(大连LNG接收站的上限海水流量为11 000 t/h)之间，但建议在下限海水流量与额定海水流量(大连LNG接收站的额定海水流量为9 180 t/h)之间运行（超过额度海水流量后ORV的换热效率明显下降）。

由于运行ORV的气化成本远远低于SCV。所以，笔者将重点研究海水低温下ORV的节能运行技术，其关键在于探索ORV最小海水流量与最大LNG流量间的关系。

图1　ORV工艺流程简图

2　ORV机械限定LNG流量的计算

ORV机械限定LNG流量是指其他参数条件全部满足的情况下，任意设定ORV入口LNG压力（以下简称LNG压力）时，ORV设备结构、传热及材质所能承受的最大LNG流量[6]。ORV所允许的机械限定LNG流量与LNG压力满足式（1）的关系。

式中Flng_mec表示ORV机械限定LNG流量，t/h；plng表示LNG的压力，MPa。

3　特定条件下ORV性能曲线确定

3.1特定条件下海水温度在2.5～5.5 ℃范围内ORV固有性能曲线

特定条件是指：LNG组分为富气（表1），ORV入口LNG温度（以下简称LNG温度）为－155 ℃。ORV设备文件给出了此条件下，入口海水温度在2.5～5.5 ℃范围内的固有性能曲线（图2）。

表1　富气组成表

从图2可以看出，随着入口海水温度升高，ORV气化相同最大流量LNG所需的最小海水流量逐渐减小，且最大LNG流量与最小海水流量呈线性关系。因此，只要入口海水温度和LNG压力一定，已知任意2点的最大LNG流量和最小海水流量方能确定出此入口海水温度和LNG压力下，最大LNG流量与最小海水流量的关系。

3.2特定条件下入口海水温度在1.0～2.5 ℃范围内ORV实验性能曲线确定

为了确定特定条件下入口海水温度在1.0～2.5℃范围内的ORV性能曲线。大连LNG接收站首先通过实际运行实验获得入口海水温度、LNG压力、最大LNG流量与最小海水流量间的对应数据组，然后通过能量守恒将此对应数据组转化为特定条件下的对应数据组，最后作出特定条件下入口海水温度在1.0～2.5 ℃范围内的ORV试验性能曲线（图3）。

图2　ORV固有性能曲线图(入口海水温度为2.5～5.5 ℃)

图3　ORV实验性能曲线图（入口海水温度为1～2.5 ℃）

4　建立特定条件下的计算模型

4.1LNG压力及入口海水温度分段处理

为了建立高精度计算模型，对LNG压力和入口海水温度采用分段处理[7-9]。因为最小海水流量与最大LNG流量呈线性关系，所以在分段分析时，只需找到LNG压力与最大LNG流量间的关系曲线形态即可判断出其与最小海水流量间的关系曲线形态；同理，找到入口海水温度与最大LNG流量间的关系曲线形态也能判断出其与最小海水流量间的关系曲线形态。因此，以入口海水温度为2.5 ℃、最小海水流量为5 500 t/h时，LNG压力与最大LNG流量间的关系曲线（图4）为例进行压力分段分析；以LNG压力为4 MPa、最小海水流量为5 500 t/h时，入口海水温度与最大LNG流量间的关系曲线（图5）为例进行入口海水温度分段分析。

图4　LNG压力与最大LNG流量关系曲线图

4.1.1 LNG压力分段

从图4可以看出，LNG压力从4.00～10.36 MPa所对应的最大LNG流量曲线并不平滑，且每个已知压力点处都显示为明显拐点状，因此任意3个连续压力点间都无法用一次或二次式进行高精度拟合；同时，假设其他入口海水温度、最小海水流量点对应的LNG压力与最大LNG流量的曲线类似于图4，便可对LNG压力采用五分段处理。

图5　入口海水温度与最大LNG流量关系曲线图

4.1.2 入口海水温度分段

从图5-a中可以看出，入口海水温度为1.0～2.5℃对应的最大LNG流量曲线接近于二次曲线，所以对此温度范围内的曲线采用二次拟合（图5-b），结果发现拟合曲线的相关系数Re较小，拟合精度较低。因此，将此温度范围分为2段：第1段为1.0～2.0 ℃，第2段为2.0～2.5 ℃。对第1段温度范围进行二次曲线拟合（图5-c），相关系数为1，精度较高。入口海水温度在2.5～5.5 ℃范围内，则采用相同的方法进行分析、处理。最后将其分为：2.5～4.5 ℃范围内采用二次曲线拟合；4.5～5.5 ℃则采用线性关系处理。与压力分段分析类似，假设其他LNG压力、最小海水流量点对应的入口海水温度与最大LNG流量的曲线类似于图5-a，则可对入口海水温度采用4分段处理。

经以上综合分析，在满足精度且分段最少的前提下，对图2、3中列出的各种情况采用如下分段方式处理（表2）。LNG压力在4.00～10.36 MPa之间分为5段，入口海水温度在1.0～5.5 ℃间分为4段。

表2　拟合分段情况表

4.2建立计算模型

根据图2、3和表2，很容易看出在LNG压力和入口海水温度一定的情况下，最小海水流量与最大LNG流量可表示成式（2）；由于对LNG压力采取了5分段处理，在各分段内当最大LNG流量和入口海水温度一定时，可将最小海水流量与LNG压力当作线性关系处理，如式（3）所示；同时对入口海水温度采用了4分段处理，在第2、4段将最小海水流量与入口海水温度当作线性关系，而第1、3段则看作二次曲线关系处理，如式（4）所示。

式中Fsw_min_spe表示特定条件下最小海水流量，t/h；Flng_max_spe表示特定条件下最大LNG流量，t/h；Tsw表示入口海水温度，℃；Ax、Bx和Cx表示关系系数（x为f、p、t）。

通过以上分析，可以建立最小海水流量随最大LNG流量、LNG压力和入口海水温度变化的三元交互分段拟合模型[10-14]。对于入口海水温度2、4分段与LNG压力分段的拟合模型可表示为式（5），而入口海水温度1、3的分段则按式（6）拟合模型执行[14-17]。

式中plng表示LNG压力，Mpa；ki表示拟合模型系数，i＝1，2，3，4，5，6，7，8，9，10，11，12。

实际中，除了根据最大LNG流量求解对应最小海水流量外，有时还需要根据最小海水流量确定对应的最大LNG流量。因此，根据式（5）、（6），求得特定条件下最小海水流量对应的最大LNG流量，如式（7）、（8）所示。

若将ORV额定海水流量作为式（7）、（8）的最小海水流量，则根据式（7）、（8）求出的特定条件下最大LNG流量即为ORV额定海水流量对应的最大LNG流量。

4.3模型系数求解

要求得各分段模型的系数，首先通过图2、3性能曲线获得一系列拟合用数据组，然后采用1stOpt软件[15-16]选择适合的优化算法进行三元拟合。由于4.1中分段较多（20段），且拟合过程也基本类似，所以在此以分段号为14（LNG压力为4～5 MPa，入口海水温度为4.5～5.5 ℃）进行详细分析，而其他分段的模型系数求解则只给出最后结果。

4.3.1 分段号14的模型系数求解

分段号14的LNG压力范围为4～5 MPa，入口海水温度范围为4.5～5.5 ℃，从图2中获取拟合用数据组（表3）。

根据表3数据，通过1stOpt软件，采用“准牛顿法+通用全局优化法”求解式（5）中的模型系数ki（表4）。图6为3种不同情况拟合的三维曲面图，其中，图6-a为最大LNG流量固定时，最小海水流量与LNG压力、入口海水温度的关系曲面；图6-b为LNG压力一定时，最小海水流量与最大LNG流量、入口海水温度的关系曲面；图6-c为入口海水温度一定时，最小海水流量与最大LNG流量、LNG压力的关系曲面。从图6可以看出，曲面连续、平滑变化，且无任何突变点，说明求解系数基本正确。同时，拟合式相关系数为0.999 999 8，说明拟合式能较好地涵盖实取数据，且具有一定的普遍性。综上而述，拟合式可以较为准确地求解分段号14其他数据点的最小海水流量。

表4　分段号14内拟合系数ki值表

图6　分段号14的拟合关系曲面图

剩下19种分段号内，则沿用与4.3.1相同的方式来求解其模型系数，得出对应拟合式的相关系数都大于0.999 999，说明拟合式能较好地涵盖实取数据；同时所有拟合式的拟合关系曲面也都连续、平滑变化，无任何突变点。因此，各分段号对应拟合式都可以较为准确地求解其范围内其他数据点的最小海水流量。

在规定的分段内，将模型系数带入式（5）、（6）就可求解特定条件下ORV最小海水流量。同理，带入式（7）、（8）则可求得特定条件下，额定海水流量对应的最大LNG流量。

5　实际计算

5.1实际运行中ORV最小海水流量计算

实际运行中LNG温度和组分不是固定的。因此，下面将根据能量守恒定律求解任意LNG温度和组分时，ORV所需的最小海水流量。具体步骤为：①计算特定条件下ORV所需最小海水流量；②求解特定条件下NG与LNG质量比焓（采用BWRS方程求解NG和LNG质量比焓，且以下所有焓值求解均采用BWRS方程）[17-19]，并确定其质量比焓差；③求解实际运行中NG与LNG质量比焓，同时确定其质量比焓差；④给定需要气化的最大LNG流量，利用式（9）～（11）求解实际运行中ORV最小海水流量。

式中ΔHspe表示特定条件下，NG与LNG质量比焓差；Flng_max表示给定需要气化的最大LNG流量，t/ h；ΔTsw表示海水温差，℃；Cp_sw表示海水定压比热熔，kJ/(kg·℃)；ΔHreal表示实际运行中NG与LNG质量比焓差，kJ/kg；η表示ORV气化效率；Fsw_min_real表示实际运行中气化给定最大流量LNG所需的最小海水流量，t/h。

由于LNG组分及温度对ORV气化效率影响很小，因此，可以将ORV实际运行和特定条件下运行的气化效率看作相等。

5.2实际运行中ORV设备最大LNG流量及对应最小海水流量计算

通过5.1求出特定条件下NG与LNG的质量比焓差和实际实际运行中NG与LNG的质量比焓差后，可直接根据式（12）求出实际运行中ORV最小海水流量对应的最大LNG流量；之后与机械限定LNG流量比较，取其小者即为实际运行中ORV设备具有的最大LNG流量，根据式（13）方能求解。

通过挖矿的方式解决PoW的数学难题具有不可逆的特征。从技术角度来说，挖矿的过程就是一个不断进行的哈希运算过程，它通过尝试产生随机数，找到满足条件的随机数后立即将区块进行打包并全网广播，找到该随机数的节点也是赢得本轮记账权利的节点。该区块将在整个区块链网络广播，进行共识的达成。如果达成共识，每个节点将会将该区块添加到自己的区块链中，同时该矿工将会得到以太币奖励。

式中Flng_max_real表示实际运行中，给定最小海水流量对应的ORV最大LNG流量，t/h；Flng_max_orv_real表示实际运行中给定最小海水流量，ORV设备具有的最大LNG流量，t/h。

若实际运行中给定最小海水流量，ORV对应的最大LNG流量不大于机械限定LNG流量，则此给定最小海水流量即为ORV设备具有的最大LNG流量对应的最小海水流量；若实际运行中给定最小海水流量，ORV对应的最大LNG流量大于机械限定LNG流量，那么则应该将此机械限定LNG流量作为ORV设备具有的最大LNG流量，并将此最大LNG流量代入式（9）～（11），求出的最小海水流量即为ORV设备最大LNG流量对应的最小海水流量。

同时，若将ORV额定海水流量作为式（7）、（8）的最小海水流量，求出特定条件下额定海水流量对应最大LNG流量，并将此最大LNG流量代入式（12）中，则可求解出实际运行中额定海水流量对应的最大LNG流量；再通过式（13），方能求解出实际运行中ORV设备具有的最大LNG流量。

6　软件设计及使用说明

为了迅速、准确地确定ORV最小海水流量和最大LNG流量，根据以上研究、分析，在Forcecontrol V7.0平台上利用计算机编程技术设计出ORV最小海水流量及最大LNG流量计算软件。由于在实际运行中ORV最大LNG流量会受到下限海水流量及额定海水流量的影响，而且额定海水流量对应的最大LNG流量也是运行中非常关注的，所以在软件中也计算了实际运行中下限海水流量所对应的最大LNG流量和额定海水流量所对应的最大LNG流量。

由于ORV入口LNG与出口LNG的压差非常小，出口NG温度也与入口海水温度非常接近，所以在软件中将出口NG压力看作与入口LNG压力相等，出口NG温度与入口海水温度相同。同时，由于实际运行中所用的压力通常为表观压力，所以软件将面向用户的压力设置为表观压力，并在内部程序中完成表观压力与绝对压力的自动转换。

7　软件计算结果可靠性验证

为了验证软件计算结果的可靠性，在海水低温时，作了最小海水流量为额定海水流量的3种工况实际运行测试（LNG中CH4的摩尔分数为93.50%，C2H6的摩尔分数为6.28%，C3H8的摩尔分数为0.03%，N2的摩尔分数为0.19%）。测试中的实际运行压力、温度、管束结冰高度数值、测试结果和软件运用此数值的软件计算结果及相对误差见表5。

表5　测试、软件计算结果及相对误差表

从表5可以看出，测试所得最大LNG流量与软件计算所得最大LNG流量非常接近，最大相对误差仅为0.94%，说明软件在计算最大LNG流量时精度是完全满足实际运行要求的。但同时可以看出，测试中的海水出口温度都控制在0.1 ℃附近，若按照理论将此温度控制在0 ℃，那么软件所计算的相对误差就会增大，但仍然在可接受范围内。

8　海水低温下运行ORV的节能效果

为了验证海水低温下ORV节能运行技术的节能效果，分析了大连LNG接收站2012年12月23日至2013年4月29日期间（合计128天）入口海水温度低于5.5 ℃的成本节约情况。

此时间段内，LNG接收站天然气平均外输流量（即气化LNG平均流量）为270 t/h；LNG中CH4的摩尔分数为93.44%，C2H6的摩尔分数为6.23%，C3H8的摩尔分数为0.04%，N2的摩尔分数为0.20%；气化器（ORV或SCV）入口LNG温度为－137.5 ℃；气化器入口LNG压力为9.1 MPa（大气压取标准大气压101.325 kPa）。在以上运行数值下分别计算单独运行SCV气化LNG所耗费的气化成本和采用海水低温下ORV节能运行技术所耗费的气化成本。

8.1单独运行SCV气化成本计算

计算SCV气化成本所需的相关参数值：单台SCV额定流量为200 t/h，SCV风机运行功率为400 kW，电价为0.6 元/(kW·h)，气化每吨LNG所需燃烧天然气质量为0.013 t，LNG价格为6 000元/t。而单独运行SCV气化成本则可按式（14）求得。

式中Prcscv_total表示单独运行SCV的气化成本，万元；Nscv表示SCV的运行台数，很显然所以NSCV应取2；Flng_avg_128表示128天内气化LNG平均流量，270 t/h。

将NSCV为2、Flng_avg_128为270 t/h带入式（14），得到单独运行SCV的气化成本为6 617.09万元。

8.2海水低温下采用ORV节能运行技术的气化成本计算

大连LNG接收站设置了3台ORV，海水低温下，ORV通常采用1台海水泵为1台ORV提供额定海水流量气化LNG的模式运行，而单台海水泵的平均运行功率为1 000 kW。由于入口海水温度的不同，额定海水流量下ORV气化的最大LNG流量也不同。所以使用软件计算了入口海水温度与额定海水流量下ORV最大LNG流量的对应数据，如表6所示。

表6　入口海水温度与ORV最大LNG流量的对应数据表

同时统计出128天内不同海水温度范围的天数：①海水温度为1.00～1.65 ℃时，天数为58天，且58天内的平均温度为1.5 ℃；②海水温度为1.65～2.59℃时，天数为23天；③海水温度为2.59～5.50 ℃时，天数为37天。

根据表6及统计数据得出不同温度范围运行ORV、SCV的台数和气化的LNG流量，结果如表7所示。

表7　不同入口海水温度气化器运行台数及流量值表

综合上述分析，分段计算运用海水低温下ORV节能运行技术气化LNG的成本，最后将各段气化成本相加，即为运用海水低温下ORV节能运行技术气化LNG的总成本，如式（15）所示。

式中Prcorv_1表示入口海水温度在1.00～1.65 ℃范围内，ORV运行耗费的气化成本，万元；Prcorv_2表示入口海水温度在1.65～2.95 ℃范围内，ORV运行耗费的气化成本，万元；Prcorv_3表示入口海水温度在2.95～5.50℃范围内，ORV运行耗费的气化成本，万元；Prcscv_1表示入口海水温度在1.00～1.65 ℃范围内，SCV气化剩余LNG（3台ORV无法气化的LNG）耗费的气化成本，万元；Prcorv_total表示海水低温下，运用ORV节能运行技术耗费的全部气化成本，万元。

从式（15）可以看出，在2012年12月23日至2013年4月29日期间，运用海水低温下ORV节能运行技术耗费的全部气化成本为643.31万元。

通过以上计算可看出，运用海水低温下ORV节能运行技术，可大大降低LNG接收站的气化成本，在2012年12月23日至2013年4月29日期间，大连LNG接收站最多可节约气化成本5 982.78万元。

9　结论

1）提出了一种计算ORV最小海水流量与最大LNG流量的方法并设计了计算软件，计算结果最大相对误差仅0.94%，基本符合LNG接收站的需求。

2）海水低温下ORV节能运行技术已在大连LNG接收站得到了较好的应用，每年冬季平均实际节约气化成本约2 500万元。但由于该技术偏向于理论研究，未考虑实际运行中其他限制因素（如环境温度、ORV检修和海水管线检修等），所以实际节约气化成本会稍低。

3）海水低温下ORV节能运行技术的节能效果，不仅会受到海水低温时间长短的影响，而且还会受到气化外输流量和ORV设备运行台数等的影响。当海水低温时间长时，节能效果会更加明显；气化外输流量越大、ORV台数越多，节能效果也更明显。

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（修改回稿日期 2016-03-10编 辑 何明）

Energy-saving operation of ORV under low seawater temperatures at LNG terminals

Chen Shuai, Zhang Zhixuan
(PetroChina Dalian Liquefi ed Natural Gas Company Limited, Dalian, Liaoning 116001, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 5, pp.106-114,5/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Low temperatures of seawater may negatively affect the rated LNG flow of open rack vaporizer (ORV) in LNG terminals. The design documents of ORV specify that ORV should be replaced with submerged combustion vaporizer (SCV) when seawater temperature is below 5.5℃. However, SCV involves much higher costs than ORV. Accordingly, how to maintain the proper functioning of ORV under seawater temperatures below 5.5℃ becomes a hot subject in researches. The key for operation of ORV at low temperatures of seawater is to determine the minimum seawater flow and the maximum LNG flow of ORV. For this purpose, ORV performance curves were used to determine the mechanically limited LNG flow and the inherent performance curves of ORV in temperatures of 2.5–5.5℃ under certain conditions. Then, the test performance curves in the range of inlet seawater under temperatures of 1.0–2.5℃ were obtained through experiments. The calculation model for inlet seawater temperatures, LNG inlet pressures, the maximum LNG flow and the minimum seawater flow under certain conditions is then built by sections. By using the 1stOpt software, coefficients of the model were determined through multivariate nonlinear fitting. Finally, the maximum LNG flow and the minimum seawater flow of ORV under actual operation conditions were clarified by using the energy conservation law, and the design software was also developed. Actual operations show that the maximum relative error of the software is only 0.94%. Application in an LNG terminal of PetroChina Dalian LNG Co., Ltd. reveals that, from 2012 to 2013, the energy-saving operation technique of ORV under low seawater temperatures help to reduce the gasification cost by about RMB59.82 million yuan at the terminal.

Open rack vaporizer (ORV); Low temperature of seawater; Minimum seawater flow; Maximum LNG flow; Energy conservation law; Calculation model; Energy-saving operation; LNG terminal

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.05.016

陈帅，1986年生，工程师，学士；主要从事LNG接收站的运营管理工作。地址：(116600)辽宁省大连市经济技术开发区鞍山街12号(汉庭酒店407)。电话：13889545236。ORCID:0000-000X-0579-5327。E-mail:64336992@qq.com