LNG接收终端工艺虚拟仿真实验设计

朱建鲁， 宋存永， 李玉星， 李其锐， 宋 钊

(1.中国石油大学(华东) 油气储运工程国家级虚拟仿真实验教学中心，山东 青岛 266580；2.中石化石油工程设计有限公司数字化工程设计所，山东 东营 257026)

0 引 言

将专业前沿的工程实践情景融入教学环节，使学生有机会接触工程实践、应用所学专业知识[1-3]，有助于营造良好的科研氛围，增强学生的研究能力、创新意识和专业知识掌握能力，激发学生投身科研的热情[4-6]。

随着人们环保意识的增强和经济社会的发展，作为一种新型环保能源，液化天然气(Liquefied Natural Gas, LNG)越来越受欢迎[7]。近年来，我国沿海地区 LNG 接收站建设和开发迅速发展，培养一批具有扎实的理论功底、熟练的实践操作能力，能够适应LNG接收站设计、生产、建设、管理等岗位需要的高能力应用型人才[8-10]，成为了石油高等院校的首要任务之一。由于LNG接收终端储存有大量易燃易爆的LNG，一旦有违反安全操作规程的行为，将会引起爆炸等巨大安全事故，危险性极高，因此存在“实习无实操”的现象[11]。利用虚拟仿真实验对LNG接收终端工艺流程进行模拟，不仅可以使学生形象、生动地理解和熟悉工艺流程，还能够有效地提高学生的实操技能，为走向工作岗位、保证LNG接收终端安全稳定运行打下坚实的基础[9,12]。

以油气储运工程国家级虚拟仿真实验教学中心(以下简称“实验教学中心”)为依托，充分利用山东省油气储运安全重点实验室研究成果，紧密结合LNG接收终端现场实际，改革专业实验教学方法，完善专业实验教学模式，采用业内通用的化工过程软件Aspen HYSYS，进行适用于本科教学中“软件实训”课程的实验设计，提高教学效果。

1 LNG接收终端工艺流程

LNG接收终端主要是接受外来LNG、储存和外输天然气，包括LNG接收装置、LNG储罐、BOG压缩机、BOG再冷凝器、气化器等关键设备。图1所示为典型的LNG接收终端工艺流程[13-14]。

图1 LNG接收终端工艺流程

LNG运输船停靠LNG接收终端码头后，通过船上的卸料泵将LNG从船舱排出，经过卸料臂、卸船管线和再循环管线将LNG输送到岸上的LNG储罐存储。同时，为了维持LNG船舱的压力，岸上的BOG通过天然气回气臂返回舱内。LNG一部分由罐内潜液泵直接进入高压外输泵，另一部分与经BOG压缩机压缩后的BOG混合进入再冷凝器，将BOG冷凝为LNG，之后经外输高压泵升压后分别进入气化器气化，气化后的天然气经计量后通过输气管道送至用户[15-16]。

2 LNG接收终端动态仿真的理论基础

在Aspen HYSYS中，储罐、分离器和气化器采用集中参数法进行模型简化，并忽略动量的变化，假设流体物性参数在空间是相等的，在分析中只考虑时间梯度，利用常微分方程进行描述[14]。压缩机、泵和阀门的响应时间与其他设备相比要小很多，可认为是准稳态部件，按照稳态模型处理[17]。

2.1 储罐和分离器动态模型

质量守恒计算公式：

(1)

能量守恒计算公式：

(2)

式中：下标1为进口，下标2为出口；V为储罐或分离器的容积，m3；h为流体比焓，J·kg-1，其中下标V为气相，下标L为液相；ρ为流体密度，kg·m-3；W为流量，kg·s-1。

2.2 压缩机动态模型

能头动态计算公式：

(3)

温度计算公式：

(4)

式中：p1为进口压力，Pa；p2为出口压力，Pa；ρ1为设备入口流体密度，kg·m-3；n为多变系数；ηP为多变效率。

2.3 泵动态模型

能头动态计算公式：

(5)

式中,η为泵效率。

2.4 气化器动态模型

流量守恒计算公式：

(6)

能量守恒计算公式：

(7)

式中：CV为流通系数，kg·s-1[(Pa·kg·m-3)-1]1/2；Q为气化器换热量，J/s。

2.5 节流阀动态模型

(8)

式中：k为阀门开度，无量纲。

3 虚拟仿真实验设计的教学目标

各个物理量参数的变化对LNG接收终端流程的性能都具有重要的影响。本实验选取3个参数——外输天然气负荷、储罐内压力、压缩机功率，对其进行扰动，以此得到流程中几个重要部位的响应曲线，并观察几个控制的实现。其中：

(1) 根据天然气用户的用气量波动频繁、不同时段变化量大的特点，实验中通过模拟用户一天用气量的波动，研究外输天然气负荷变化对LNG接收终端流程的性能影响；

(2) 环境热量不可避免地传递到储罐内，被LNG液体吸收后蒸发成BOG，从而导致罐内压力增高，实验中通过对储罐增加热损失，研究储罐内压力变化对LNG接收终端流程的性能影响；

(3) 由于在启动流程时压缩机的功率会忽然增加，实验中通过增加压缩机功率扰动，研究其对LNG接收终端流程的性能影响。

4 LNG接收终端动态仿真模型的建立

根据工程实际，实验设计时中通过设定设备的尺寸、选择边界条件等过程，建立了LNG接收终端动态仿真模型。模型中设立了两套汽化系统，浸没燃烧式气化器作为备用。为了使流程更合理运行，需添加必要的控制系统。LNG接收终端动态仿真模型如图2所示。模拟边界条件为：CH497.0 mol%、C2H62.2 mol%、C3H80.4 mol%、N20.2 mol%,外输天然气压力为8.5 MPa,流量为960 t/h;选用PR状态方程。

图2 LNG接收终端动态流程图

4.1 安全阀的控制

当压力达到安全阀的设定值时，安全阀打开，排出气体，降低储罐压力，防止储罐内压力过大。安全阀的设定参数如下，开启设定压力：119 kPa；阀门全打开时的压力：119.5 kPa；孔口截面积：9.00×10-2m2；阀门关闭压力：118.5 kPa，回座压力：118 kPa。

4.2 BOG再冷凝器的控制

4.2.1 BOG再冷凝器入口LNG流量的控制

为冷凝BOG所需的LNG流量由控制器FC1控制，控制点设定在进入再冷凝器的LNG管路上。FC1控制选用远程、反作用方式，调整比例参数Kp为0.1，积分参数Ti为0.5。

4.2.2 BOG再冷凝器的压力控制

BOG再冷凝器的高压控制由控制器PC来完成。当压力过高时，打开阀门，释放天然气到BOG总管。PC控制选用远程、正作用方式，压力设定值为620 kPa，压力设定范围是0～700 kPa，调整参数Kp为1.0；Ti为0.5。

4.2.3 BOG再冷凝器的液位控制

当再冷凝器的液位高出设定值60%时，通过控制器LC打开阀门，使天然气进入再冷凝器，再冷凝器的压力增高，从而其底部出口流速增加、再冷凝器液位降低。LC采用直接作用方式，液位设定范围是(40～90)%，调整参数Kp为1.0，Ti为0.5。

4.3 外输泵最小流量控制

为了控制外输泵最小流量，模型中提供一条回流总管，由控制器FC2调节，回流返回再冷凝器。FC2控制选用远程、反作用方式，流量设定值为16.74×106mol/h，流量设定范围是(1～20)×106mol/h，调整参数Kp为0.005，Ti为0.1。

4.4 海水泵流量控制

海水泵流量控制由控制器FC3完成，在达到气化的效果上，尽量减少能量的浪费。控制点设在海水泵出口管线上。FC3控制选用远程、反作用方式，流量设定值为5.323×108mol/h；流量设定范围是(3～6)×108mol/h，调节参数Kp为0.5，Ti为0.1。

4.5 外输流量控制

输送至每台气化器的LNG流量由控制器FC4完成，其设定值根据下游用气需求量确定。控制点设在气化器LNG进口管线上。FC4控制选用远程、反作用方式，流量设定值为17×106mol/h，流量设定范围是(15～18)×106mol/h，调节参数Kp为1.0，Ti为0.5。

5 LNG接收终端虚拟仿真实验结果与分析

5.1 外输天然气负荷扰动对系统动态的影响

在模拟时，根据用户的日用气不均匀性来进行设定研究，得到了外输天然气负荷及外输天然气压力的变化曲线，如图3所示。由图中可以看出，外输天然气输出量变化曲线为类正弦曲线，其外输压力变化趋势相反。

图4所示为气化后的LNG温度和经过海水泵的海水流量的响应曲线。从图中可以看出，对气化LNG所需海水的流量应根据天然气流量变化而变化，但是由于控制器FC3的作用，海水流量是个恒定值。当天然气流量增加时，海水流量不变，则海水得到更深度的冷凝，所以海水温度降低，反之，海水温度升高。另外，经过气化器后的LNG温度变化与流量变化呈相反的变化趋势。这是由于当LNG流量增加时，气化器换热量基本不变，所以温度相应减小。

(a) 海水响应

(b) LNG温度响应

图4 气化流程的响应曲线

图5所示为再冷凝器入口BOG和LNG的响应。从图中可以看出，流入再冷凝器的BOG流量以平滑的正弦曲线趋势变化，这是由于外输LNG流量变化引起再冷凝器压力变化造成的。LNG流量变化有相同的变化趋势，由此可看出远程控制FC1起到了作用。

图5 再冷凝器入口BOG与LNG的流量响应曲线

图6所示为冷凝器液位控制和天然气回流的响应。从图中可以看出，在控制器FC1的控制下，再冷凝器的液位一直处于60%左右，变化幅度很小。当液位高于60%时，回流阀门打开，由于阀不能迅速闭合，所以NG回路中一直有流量，其流量大小由阀门的开度决定。

图6 再冷凝器液位控制与NG回流响应曲线

5.2 储罐内压力扰动对系统动态的影响

实验中，在t=20 min时，给储罐添加2.82×107kJ/h的热损失。

图7所示为添加扰动后储存系统的响应。从图中可以看出，添加了热损失后储罐温度压力不断上升，由于BOG压缩机功率恒定，BOG流量变化较小，压缩机出口压力增大，使得罐内泵出口背压升高，罐内泵功率不变，排出的LNG流量不断下降。在t=60 min时刻，储罐压力达到119 kPa，安全阀打开，储罐压力上升速度减小，在t=95 min时刻，储罐压力恒定，维持在119.3 kPa左右，整个流程也再次达到稳定。

图8所示为添加热损失后，再冷凝工艺的响应。从图中可以看出，随着扰动的加入，再冷凝器入口BOG温度降低0.4 ℃，压力升高1.2 kPa。这是由于，BOG流量增加，同时压缩机功率不变，所以压缩机出口压力即进入再冷凝器的BOG压力增加。在液位控制器LC的作用下，再冷凝器的液位维持恒定，其出口流量增加。

5.3 压缩机功率扰动对系统动态的影响

实验中，压缩机功率在t=10 min时刻以W设=1.437×105kJ/h为基点，添加了200%的扰动。

(a) 储罐的响应

(b) 储罐出口BOG与LNG流量响应

(a) 再冷凝器入口BOG温度和压力响应

(b) 再冷凝器压力和液位控制响应

图9所示为压缩机出口BOG在添加了扰动后的响应。从图中可以看出，随着扰动的加入，压缩机出口BOG流量和压力都迅速增加。其中，流量增加到1 178 kmol/h，增幅182%，压力增加后又减小，最后稳定在620 kPa，稍大于原来稳定值。系统在t=18 min时刻，再次达到平衡状态。

图10所示为再冷凝系统在添加了扰动后的响应。从图中可以看出，扰动加入后，在控制器FC1的作用下，再冷凝器入口LNG流量与压缩机出口BOG流量的变化趋势相同。由于入口BOG与LNG流量的增加，尤其是BOG流量的迅速增加，导致BOG再冷凝器压力的忽然升高，且变化幅度较大，从而导致再冷凝器出口流量的增加，再冷凝器液位的降低。随后，控制器PC打开阀门释放BOG，t=12 min时刻再冷凝器压力下降，在出口和入口LNG流量的共同作用下，再冷凝器的压力经过波动之后再次达到平衡，平衡压力较扰动前提高了1%。同时，液位控制器LC调节LNG出口阀门，使再冷凝器的液位恢复到设定值。

图9 压缩机功率增加200%扰动后压缩机出口BOG响应

(a) 再冷凝器入口LNG流量响应

(b) 再冷凝器压力与液位控制响应

图11所示为储存系统在添加了扰动后的响应。从图中可以看出，随时间的变化，储罐内压力小幅度下降，温度小幅度升高。当添加了扰动后，储罐出口的BOG流量随压缩机出口BOG流量的变化而变化，8 min后的稳定值较之前提高了182%。因罐内潜液泵功率不变，所以储罐出口的LNG流量的变化与再冷凝器入口LNG的压力有相反的变化趋势，稳定后较扰动前的流量下降1.07%。

(a) 储罐响应

(b) 储罐出口BOG与LNG流量响应

6 结 语

通过建立LNG接收终端的动态模型，设计了LNG接收终端虚拟仿真实验，分析了外输天然气负荷、储罐压力和压缩机功率发生扰动时系统的动态特性：外输天然气负荷变化时，再冷凝器的液位能够控制在60%左右，入口LNG流量随入口BOG流量变化而变化；当对储罐增加了热损失扰动时，工艺系统在75 min后再次达到稳定；当对压缩机功率增加了200%的扰动时，工艺系统能够在8 min后迅速稳定，体现了实验中所设置的控制器都起到了很好的控制作用，从而证实了LNG接收终端的动态特性良好。通过虚拟仿真实验，学生可以学习Aspen HYSYS建模、动态工艺仿真计算、工况研究分析等方法，通过虚拟仿真软件研究实际问题。这种将软件实操与工程实际相结合的教学模式，有利于提高教学质量，进一步培养学生学习新的思维方式和技术手段。