陳　帥 張智旋

中國(guó)石油大連液化天然氣有限公司

LNG接收站在海水低溫條件下的ORV節(jié)能運(yùn)行技術(shù)

陳帥 張智旋

中國(guó)石油大連液化天然氣有限公司

陳帥等.LNG接收站在海水低溫條件下的ORV節(jié)能運(yùn)行技術(shù).天然氣工業(yè)，2016,36(5):106-114.

為了保證海水溫度不影響LNG接收站開架式氣化器（ORV）氣化的LNG額定流量， ORV設(shè)計(jì)文件要求當(dāng)海水溫度低于5.5 ℃時(shí)，不得運(yùn)行ORV，需改用浸沒(méi)燃燒式氣化器（SCV）；但由于SCV運(yùn)行成本遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于ORV，因此，如何在海水溫度低于5.5 ℃時(shí)仍然能運(yùn)行ORV便成了研究的重點(diǎn)。在海水低溫條件下運(yùn)行ORV的關(guān)鍵是確定ORV最小海水流量和最大LNG流量。因此，首先以O(shè)RV性能曲線為基礎(chǔ)，確定其機(jī)械限定LNG流量和特定條件下ORV入口海水溫度在2.5～5.5 ℃范圍內(nèi)的固有性能曲線，然后通過(guò)實(shí)驗(yàn)獲得特定條件下入口海水溫度在1.0～2.5 ℃范圍內(nèi)的試驗(yàn)性能曲線，進(jìn)而分段建立特定條件下入口海水溫度、LNG入口壓力、最大LNG流量與最小海水流量間的計(jì)算模型，并由1stOpt軟件采用多元非線性擬合確定模型系數(shù)，最后由能量守恒定律求解實(shí)際運(yùn)行中的ORV最小海水流量和最大LNG流量，同時(shí)設(shè)計(jì)出了計(jì)算軟件。實(shí)際運(yùn)行結(jié)果表明該軟件計(jì)算的最大相對(duì)誤差僅為0.94%。在中國(guó)石油大連液化天然氣有限公司LNG接收站的實(shí)際應(yīng)用效果表明：在2012—2013年間，海水低溫下ORV節(jié)能運(yùn)行技術(shù)為該LNG接收站節(jié)約氣化成本5 982萬(wàn)元。

ORV 海水低溫 最小海水流量 最大LNG流量 能量守恒 計(jì)算模型 節(jié)能運(yùn)行 LNG接收站

1　研究背景

目前，國(guó)內(nèi)液化天然氣（LNG）接收站主要采用浸沒(méi)燃燒式氣化器（SCV）、液體介質(zhì)氣化器和開架式氣化器（Open Rack Vaporizer，縮寫為ORV）作為L(zhǎng)NG氣化裝置[1-4]，其中ORV的應(yīng)用較廣，其工藝流程如圖1所示[5]。實(shí)際運(yùn)行中為了滿足工藝、設(shè)備、環(huán)保和換熱效率的要求，中國(guó)石油大連液化天然氣有限公司LNG接收站（以下簡(jiǎn)稱大連LNG接收站）對(duì)ORV運(yùn)行提出了如下規(guī)定：

1）出口NG溫度不小于1 ℃。根據(jù)4年的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，出口NG溫度只是略低于入口海水溫度，所以只要入口海水溫度不小于1 ℃，則可認(rèn)為NG出口溫度不小于1 ℃。

2）ORV入口海水溫度與出口海水溫度的差值（以下簡(jiǎn)稱海水溫差）不得大于5 ℃（環(huán)保規(guī)定）。

3）出口海水溫度大于0 ℃（防止海水結(jié)冰而堵塞排海管線）。

4）LNG換熱管束結(jié)冰高度不得超過(guò)3 m（ORV設(shè)備要求）。

5）ORV海水流量在下限海水流量（大連LNG接收站的下限海水流量為3 700 t/h）與上限海水流量(大連LNG接收站的上限海水流量為11 000 t/h)之間，但建議在下限海水流量與額定海水流量(大連LNG接收站的額定海水流量為9 180 t/h)之間運(yùn)行（超過(guò)額度海水流量后ORV的換熱效率明顯下降）。

由于運(yùn)行ORV的氣化成本遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于SCV。所以，筆者將重點(diǎn)研究海水低溫下ORV的節(jié)能運(yùn)行技術(shù)，其關(guān)鍵在于探索ORV最小海水流量與最大LNG流量間的關(guān)系。

圖1　ORV工藝流程簡(jiǎn)圖

2　ORV機(jī)械限定LNG流量的計(jì)算

ORV機(jī)械限定LNG流量是指其他參數(shù)條件全部滿足的情況下，任意設(shè)定ORV入口LNG壓力（以下簡(jiǎn)稱LNG壓力）時(shí)，ORV設(shè)備結(jié)構(gòu)、傳熱及材質(zhì)所能承受的最大LNG流量[6]。ORV所允許的機(jī)械限定LNG流量與LNG壓力滿足式（1）的關(guān)系。

式中Flng_mec表示ORV機(jī)械限定LNG流量，t/h；plng表示LNG的壓力，MPa。

3　特定條件下ORV性能曲線確定

3.1特定條件下海水溫度在2.5～5.5 ℃范圍內(nèi)ORV固有性能曲線

特定條件是指：LNG組分為富氣（表1），ORV入口LNG溫度（以下簡(jiǎn)稱LNG溫度）為－155 ℃。ORV設(shè)備文件給出了此條件下，入口海水溫度在2.5～5.5 ℃范圍內(nèi)的固有性能曲線（圖2）。

表1　富氣組成表

從圖2可以看出，隨著入口海水溫度升高，ORV氣化相同最大流量LNG所需的最小海水流量逐漸減小，且最大LNG流量與最小海水流量呈線性關(guān)系。因此，只要入口海水溫度和LNG壓力一定，已知任意2點(diǎn)的最大LNG流量和最小海水流量方能確定出此入口海水溫度和LNG壓力下，最大LNG流量與最小海水流量的關(guān)系。

3.2特定條件下入口海水溫度在1.0～2.5 ℃范圍內(nèi)ORV實(shí)驗(yàn)性能曲線確定

為了確定特定條件下入口海水溫度在1.0～2.5℃范圍內(nèi)的ORV性能曲線。大連LNG接收站首先通過(guò)實(shí)際運(yùn)行實(shí)驗(yàn)獲得入口海水溫度、LNG壓力、最大LNG流量與最小海水流量間的對(duì)應(yīng)數(shù)據(jù)組，然后通過(guò)能量守恒將此對(duì)應(yīng)數(shù)據(jù)組轉(zhuǎn)化為特定條件下的對(duì)應(yīng)數(shù)據(jù)組，最后作出特定條件下入口海水溫度在1.0～2.5 ℃范圍內(nèi)的ORV試驗(yàn)性能曲線（圖3）。

圖2　ORV固有性能曲線圖(入口海水溫度為2.5～5.5 ℃)

圖3　ORV實(shí)驗(yàn)性能曲線圖（入口海水溫度為1～2.5 ℃）

4　建立特定條件下的計(jì)算模型

4.1LNG壓力及入口海水溫度分段處理

為了建立高精度計(jì)算模型，對(duì)LNG壓力和入口海水溫度采用分段處理[7-9]。因?yàn)樽钚『Ｋ髁颗c最大LNG流量呈線性關(guān)系，所以在分段分析時(shí)，只需找到LNG壓力與最大LNG流量間的關(guān)系曲線形態(tài)即可判斷出其與最小海水流量間的關(guān)系曲線形態(tài)；同理，找到入口海水溫度與最大LNG流量間的關(guān)系曲線形態(tài)也能判斷出其與最小海水流量間的關(guān)系曲線形態(tài)。因此，以入口海水溫度為2.5 ℃、最小海水流量為5 500 t/h時(shí)，LNG壓力與最大LNG流量間的關(guān)系曲線（圖4）為例進(jìn)行壓力分段分析；以LNG壓力為4 MPa、最小海水流量為5 500 t/h時(shí)，入口海水溫度與最大LNG流量間的關(guān)系曲線（圖5）為例進(jìn)行入口海水溫度分段分析。

圖4　LNG壓力與最大LNG流量關(guān)系曲線圖

4.1.1 LNG壓力分段

從圖4可以看出，LNG壓力從4.00～10.36 MPa所對(duì)應(yīng)的最大LNG流量曲線并不平滑，且每個(gè)已知壓力點(diǎn)處都顯示為明顯拐點(diǎn)狀，因此任意3個(gè)連續(xù)壓力點(diǎn)間都無(wú)法用一次或二次式進(jìn)行高精度擬合；同時(shí)，假設(shè)其他入口海水溫度、最小海水流量點(diǎn)對(duì)應(yīng)的LNG壓力與最大LNG流量的曲線類似于圖4，便可對(duì)LNG壓力采用五分段處理。

圖5　入口海水溫度與最大LNG流量關(guān)系曲線圖

4.1.2 入口海水溫度分段

從圖5-a中可以看出，入口海水溫度為1.0～2.5℃對(duì)應(yīng)的最大LNG流量曲線接近于二次曲線，所以對(duì)此溫度范圍內(nèi)的曲線采用二次擬合（圖5-b），結(jié)果發(fā)現(xiàn)擬合曲線的相關(guān)系數(shù)Re較小，擬合精度較低。因此，將此溫度范圍分為2段：第1段為1.0～2.0 ℃，第2段為2.0～2.5 ℃。對(duì)第1段溫度范圍進(jìn)行二次曲線擬合（圖5-c），相關(guān)系數(shù)為1，精度較高。入口海水溫度在2.5～5.5 ℃范圍內(nèi)，則采用相同的方法進(jìn)行分析、處理。最后將其分為：2.5～4.5 ℃范圍內(nèi)采用二次曲線擬合；4.5～5.5 ℃則采用線性關(guān)系處理。與壓力分段分析類似，假設(shè)其他LNG壓力、最小海水流量點(diǎn)對(duì)應(yīng)的入口海水溫度與最大LNG流量的曲線類似于圖5-a，則可對(duì)入口海水溫度采用4分段處理。

經(jīng)以上綜合分析，在滿足精度且分段最少的前提下，對(duì)圖2、3中列出的各種情況采用如下分段方式處理（表2）。LNG壓力在4.00～10.36 MPa之間分為5段，入口海水溫度在1.0～5.5 ℃間分為4段。

表2　擬合分段情況表

4.2建立計(jì)算模型

根據(jù)圖2、3和表2，很容易看出在LNG壓力和入口海水溫度一定的情況下，最小海水流量與最大LNG流量可表示成式（2）；由于對(duì)LNG壓力采取了5分段處理，在各分段內(nèi)當(dāng)最大LNG流量和入口海水溫度一定時(shí)，可將最小海水流量與LNG壓力當(dāng)作線性關(guān)系處理，如式（3）所示；同時(shí)對(duì)入口海水溫度采用了4分段處理，在第2、4段將最小海水流量與入口海水溫度當(dāng)作線性關(guān)系，而第1、3段則看作二次曲線關(guān)系處理，如式（4）所示。

式中Fsw_min_spe表示特定條件下最小海水流量，t/h；Flng_max_spe表示特定條件下最大LNG流量，t/h；Tsw表示入口海水溫度，℃；Ax、Bx和Cx表示關(guān)系系數(shù)（x為f、p、t）。

通過(guò)以上分析，可以建立最小海水流量隨最大LNG流量、LNG壓力和入口海水溫度變化的三元交互分段擬合模型[10-14]。對(duì)于入口海水溫度2、4分段與LNG壓力分段的擬合模型可表示為式（5），而入口海水溫度1、3的分段則按式（6）擬合模型執(zhí)行[14-17]。

式中plng表示LNG壓力，Mpa；ki表示擬合模型系數(shù)，i＝1，2，3，4，5，6，7，8，9，10，11，12。

實(shí)際中，除了根據(jù)最大LNG流量求解對(duì)應(yīng)最小海水流量外，有時(shí)還需要根據(jù)最小海水流量確定對(duì)應(yīng)的最大LNG流量。因此，根據(jù)式（5）、（6），求得特定條件下最小海水流量對(duì)應(yīng)的最大LNG流量，如式（7）、（8）所示。

若將ORV額定海水流量作為式（7）、（8）的最小海水流量，則根據(jù)式（7）、（8）求出的特定條件下最大LNG流量即為ORV額定海水流量對(duì)應(yīng)的最大LNG流量。

4.3模型系數(shù)求解

要求得各分段模型的系數(shù)，首先通過(guò)圖2、3性能曲線獲得一系列擬合用數(shù)據(jù)組，然后采用1stOpt軟件[15-16]選擇適合的優(yōu)化算法進(jìn)行三元擬合。由于4.1中分段較多（20段），且擬合過(guò)程也基本類似，所以在此以分段號(hào)為14（LNG壓力為4～5 MPa，入口海水溫度為4.5～5.5 ℃）進(jìn)行詳細(xì)分析，而其他分段的模型系數(shù)求解則只給出最后結(jié)果。

4.3.1 分段號(hào)14的模型系數(shù)求解

分段號(hào)14的LNG壓力范圍為4～5 MPa，入口海水溫度范圍為4.5～5.5 ℃，從圖2中獲取擬合用數(shù)據(jù)組（表3）。

根據(jù)表3數(shù)據(jù)，通過(guò)1stOpt軟件，采用“準(zhǔn)牛頓法+通用全局優(yōu)化法”求解式（5）中的模型系數(shù)ki（表4）。圖6為3種不同情況擬合的三維曲面圖，其中，圖6-a為最大LNG流量固定時(shí)，最小海水流量與LNG壓力、入口海水溫度的關(guān)系曲面；圖6-b為L(zhǎng)NG壓力一定時(shí)，最小海水流量與最大LNG流量、入口海水溫度的關(guān)系曲面；圖6-c為入口海水溫度一定時(shí)，最小海水流量與最大LNG流量、LNG壓力的關(guān)系曲面。從圖6可以看出，曲面連續(xù)、平滑變化，且無(wú)任何突變點(diǎn)，說(shuō)明求解系數(shù)基本正確。同時(shí)，擬合式相關(guān)系數(shù)為0.999 999 8，說(shuō)明擬合式能較好地涵蓋實(shí)取數(shù)據(jù)，且具有一定的普遍性。綜上而述，擬合式可以較為準(zhǔn)確地求解分段號(hào)14其他數(shù)據(jù)點(diǎn)的最小海水流量。

表4　分段號(hào)14內(nèi)擬合系數(shù)ki值表

圖6　分段號(hào)14的擬合關(guān)系曲面圖

剩下19種分段號(hào)內(nèi)，則沿用與4.3.1相同的方式來(lái)求解其模型系數(shù)，得出對(duì)應(yīng)擬合式的相關(guān)系數(shù)都大于0.999 999，說(shuō)明擬合式能較好地涵蓋實(shí)取數(shù)據(jù)；同時(shí)所有擬合式的擬合關(guān)系曲面也都連續(xù)、平滑變化，無(wú)任何突變點(diǎn)。因此，各分段號(hào)對(duì)應(yīng)擬合式都可以較為準(zhǔn)確地求解其范圍內(nèi)其他數(shù)據(jù)點(diǎn)的最小海水流量。

在規(guī)定的分段內(nèi)，將模型系數(shù)帶入式（5）、（6）就可求解特定條件下ORV最小海水流量。同理，帶入式（7）、（8）則可求得特定條件下，額定海水流量對(duì)應(yīng)的最大LNG流量。

5　實(shí)際計(jì)算

5.1實(shí)際運(yùn)行中ORV最小海水流量計(jì)算

實(shí)際運(yùn)行中LNG溫度和組分不是固定的。因此，下面將根據(jù)能量守恒定律求解任意LNG溫度和組分時(shí)，ORV所需的最小海水流量。具體步驟為：①計(jì)算特定條件下ORV所需最小海水流量；②求解特定條件下NG與LNG質(zhì)量比焓（采用BWRS方程求解NG和LNG質(zhì)量比焓，且以下所有焓值求解均采用BWRS方程）[17-19]，并確定其質(zhì)量比焓差；③求解實(shí)際運(yùn)行中NG與LNG質(zhì)量比焓，同時(shí)確定其質(zhì)量比焓差；④給定需要?dú)饣淖畲驦NG流量，利用式（9）～（11）求解實(shí)際運(yùn)行中ORV最小海水流量。

式中ΔHspe表示特定條件下，NG與LNG質(zhì)量比焓差；Flng_max表示給定需要?dú)饣淖畲驦NG流量，t/ h；ΔTsw表示海水溫差，℃；Cp_sw表示海水定壓比熱熔，kJ/(kg·℃)；ΔHreal表示實(shí)際運(yùn)行中NG與LNG質(zhì)量比焓差，kJ/kg；η表示ORV氣化效率；Fsw_min_real表示實(shí)際運(yùn)行中氣化給定最大流量LNG所需的最小海水流量，t/h。

由于LNG組分及溫度對(duì)ORV氣化效率影響很小，因此，可以將ORV實(shí)際運(yùn)行和特定條件下運(yùn)行的氣化效率看作相等。

5.2實(shí)際運(yùn)行中ORV設(shè)備最大LNG流量及對(duì)應(yīng)最小海水流量計(jì)算

通過(guò)5.1求出特定條件下NG與LNG的質(zhì)量比焓差和實(shí)際實(shí)際運(yùn)行中NG與LNG的質(zhì)量比焓差后，可直接根據(jù)式（12）求出實(shí)際運(yùn)行中ORV最小海水流量對(duì)應(yīng)的最大LNG流量；之后與機(jī)械限定LNG流量比較，取其小者即為實(shí)際運(yùn)行中ORV設(shè)備具有的最大LNG流量，根據(jù)式（13）方能求解。

通過(guò)挖礦的方式解決PoW的數(shù)學(xué)難題具有不可逆的特征。從技術(shù)角度來(lái)說(shuō)，挖礦的過(guò)程就是一個(gè)不斷進(jìn)行的哈希運(yùn)算過(guò)程，它通過(guò)嘗試產(chǎn)生隨機(jī)數(shù)，找到滿足條件的隨機(jī)數(shù)后立即將區(qū)塊進(jìn)行打包并全網(wǎng)廣播，找到該隨機(jī)數(shù)的節(jié)點(diǎn)也是贏得本輪記賬權(quán)利的節(jié)點(diǎn)。該區(qū)塊將在整個(gè)區(qū)塊鏈網(wǎng)絡(luò)廣播，進(jìn)行共識(shí)的達(dá)成。如果達(dá)成共識(shí)，每個(gè)節(jié)點(diǎn)將會(huì)將該區(qū)塊添加到自己的區(qū)塊鏈中，同時(shí)該礦工將會(huì)得到以太幣獎(jiǎng)勵(lì)。

式中Flng_max_real表示實(shí)際運(yùn)行中，給定最小海水流量對(duì)應(yīng)的ORV最大LNG流量，t/h；Flng_max_orv_real表示實(shí)際運(yùn)行中給定最小海水流量，ORV設(shè)備具有的最大LNG流量，t/h。

若實(shí)際運(yùn)行中給定最小海水流量，ORV對(duì)應(yīng)的最大LNG流量不大于機(jī)械限定LNG流量，則此給定最小海水流量即為ORV設(shè)備具有的最大LNG流量對(duì)應(yīng)的最小海水流量；若實(shí)際運(yùn)行中給定最小海水流量，ORV對(duì)應(yīng)的最大LNG流量大于機(jī)械限定LNG流量，那么則應(yīng)該將此機(jī)械限定LNG流量作為ORV設(shè)備具有的最大LNG流量，并將此最大LNG流量代入式（9）～（11），求出的最小海水流量即為ORV設(shè)備最大LNG流量對(duì)應(yīng)的最小海水流量。

同時(shí)，若將ORV額定海水流量作為式（7）、（8）的最小海水流量，求出特定條件下額定海水流量對(duì)應(yīng)最大LNG流量，并將此最大LNG流量代入式（12）中，則可求解出實(shí)際運(yùn)行中額定海水流量對(duì)應(yīng)的最大LNG流量；再通過(guò)式（13），方能求解出實(shí)際運(yùn)行中ORV設(shè)備具有的最大LNG流量。

6　軟件設(shè)計(jì)及使用說(shuō)明

為了迅速、準(zhǔn)確地確定ORV最小海水流量和最大LNG流量，根據(jù)以上研究、分析，在Forcecontrol V7.0平臺(tái)上利用計(jì)算機(jī)編程技術(shù)設(shè)計(jì)出ORV最小海水流量及最大LNG流量計(jì)算軟件。由于在實(shí)際運(yùn)行中ORV最大LNG流量會(huì)受到下限海水流量及額定海水流量的影響，而且額定海水流量對(duì)應(yīng)的最大LNG流量也是運(yùn)行中非常關(guān)注的，所以在軟件中也計(jì)算了實(shí)際運(yùn)行中下限海水流量所對(duì)應(yīng)的最大LNG流量和額定海水流量所對(duì)應(yīng)的最大LNG流量。

由于ORV入口LNG與出口LNG的壓差非常小，出口NG溫度也與入口海水溫度非常接近，所以在軟件中將出口NG壓力看作與入口LNG壓力相等，出口NG溫度與入口海水溫度相同。同時(shí)，由于實(shí)際運(yùn)行中所用的壓力通常為表觀壓力，所以軟件將面向用戶的壓力設(shè)置為表觀壓力，并在內(nèi)部程序中完成表觀壓力與絕對(duì)壓力的自動(dòng)轉(zhuǎn)換。

7　軟件計(jì)算結(jié)果可靠性驗(yàn)證

為了驗(yàn)證軟件計(jì)算結(jié)果的可靠性，在海水低溫時(shí)，作了最小海水流量為額定海水流量的3種工況實(shí)際運(yùn)行測(cè)試（LNG中CH4的摩爾分?jǐn)?shù)為93.50%，C2H6的摩爾分?jǐn)?shù)為6.28%，C3H8的摩爾分?jǐn)?shù)為0.03%，N2的摩爾分?jǐn)?shù)為0.19%）。測(cè)試中的實(shí)際運(yùn)行壓力、溫度、管束結(jié)冰高度數(shù)值、測(cè)試結(jié)果和軟件運(yùn)用此數(shù)值的軟件計(jì)算結(jié)果及相對(duì)誤差見表5。

表5　測(cè)試、軟件計(jì)算結(jié)果及相對(duì)誤差表

從表5可以看出，測(cè)試所得最大LNG流量與軟件計(jì)算所得最大LNG流量非常接近，最大相對(duì)誤差僅為0.94%，說(shuō)明軟件在計(jì)算最大LNG流量時(shí)精度是完全滿足實(shí)際運(yùn)行要求的。但同時(shí)可以看出，測(cè)試中的海水出口溫度都控制在0.1 ℃附近，若按照理論將此溫度控制在0 ℃，那么軟件所計(jì)算的相對(duì)誤差就會(huì)增大，但仍然在可接受范圍內(nèi)。

8　海水低溫下運(yùn)行ORV的節(jié)能效果

為了驗(yàn)證海水低溫下ORV節(jié)能運(yùn)行技術(shù)的節(jié)能效果，分析了大連LNG接收站2012年12月23日至2013年4月29日期間（合計(jì)128天）入口海水溫度低于5.5 ℃的成本節(jié)約情況。

此時(shí)間段內(nèi)，LNG接收站天然氣平均外輸流量（即氣化LNG平均流量）為270 t/h；LNG中CH4的摩爾分?jǐn)?shù)為93.44%，C2H6的摩爾分?jǐn)?shù)為6.23%，C3H8的摩爾分?jǐn)?shù)為0.04%，N2的摩爾分?jǐn)?shù)為0.20%；氣化器（ORV或SCV）入口LNG溫度為－137.5 ℃；氣化器入口LNG壓力為9.1 MPa（大氣壓取標(biāo)準(zhǔn)大氣壓101.325 kPa）。在以上運(yùn)行數(shù)值下分別計(jì)算單獨(dú)運(yùn)行SCV氣化LNG所耗費(fèi)的氣化成本和采用海水低溫下ORV節(jié)能運(yùn)行技術(shù)所耗費(fèi)的氣化成本。

8.1單獨(dú)運(yùn)行SCV氣化成本計(jì)算

計(jì)算SCV氣化成本所需的相關(guān)參數(shù)值：?jiǎn)闻_(tái)SCV額定流量為200 t/h，SCV風(fēng)機(jī)運(yùn)行功率為400 kW，電價(jià)為0.6 元/(kW·h)，氣化每噸LNG所需燃燒天然氣質(zhì)量為0.013 t，LNG價(jià)格為6 000元/t。而單獨(dú)運(yùn)行SCV氣化成本則可按式（14）求得。

式中Prcscv_total表示單獨(dú)運(yùn)行SCV的氣化成本，萬(wàn)元；Nscv表示SCV的運(yùn)行臺(tái)數(shù)，很顯然所以NSCV應(yīng)取2；Flng_avg_128表示128天內(nèi)氣化LNG平均流量，270 t/h。

將NSCV為2、Flng_avg_128為270 t/h帶入式（14），得到單獨(dú)運(yùn)行SCV的氣化成本為6 617.09萬(wàn)元。

8.2海水低溫下采用ORV節(jié)能運(yùn)行技術(shù)的氣化成本計(jì)算

大連LNG接收站設(shè)置了3臺(tái)ORV，海水低溫下，ORV通常采用1臺(tái)海水泵為1臺(tái)ORV提供額定海水流量氣化LNG的模式運(yùn)行，而單臺(tái)海水泵的平均運(yùn)行功率為1 000 kW。由于入口海水溫度的不同，額定海水流量下ORV氣化的最大LNG流量也不同。所以使用軟件計(jì)算了入口海水溫度與額定海水流量下ORV最大LNG流量的對(duì)應(yīng)數(shù)據(jù)，如表6所示。

表6　入口海水溫度與ORV最大LNG流量的對(duì)應(yīng)數(shù)據(jù)表

同時(shí)統(tǒng)計(jì)出128天內(nèi)不同海水溫度范圍的天數(shù)：①海水溫度為1.00～1.65 ℃時(shí)，天數(shù)為58天，且58天內(nèi)的平均溫度為1.5 ℃；②海水溫度為1.65～2.59℃時(shí)，天數(shù)為23天；③海水溫度為2.59～5.50 ℃時(shí)，天數(shù)為37天。

根據(jù)表6及統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)得出不同溫度范圍運(yùn)行ORV、SCV的臺(tái)數(shù)和氣化的LNG流量，結(jié)果如表7所示。

表7　不同入口海水溫度氣化器運(yùn)行臺(tái)數(shù)及流量值表

綜合上述分析，分段計(jì)算運(yùn)用海水低溫下ORV節(jié)能運(yùn)行技術(shù)氣化LNG的成本，最后將各段氣化成本相加，即為運(yùn)用海水低溫下ORV節(jié)能運(yùn)行技術(shù)氣化LNG的總成本，如式（15）所示。

式中Prcorv_1表示入口海水溫度在1.00～1.65 ℃范圍內(nèi)，ORV運(yùn)行耗費(fèi)的氣化成本，萬(wàn)元；Prcorv_2表示入口海水溫度在1.65～2.95 ℃范圍內(nèi)，ORV運(yùn)行耗費(fèi)的氣化成本，萬(wàn)元；Prcorv_3表示入口海水溫度在2.95～5.50℃范圍內(nèi)，ORV運(yùn)行耗費(fèi)的氣化成本，萬(wàn)元；Prcscv_1表示入口海水溫度在1.00～1.65 ℃范圍內(nèi)，SCV氣化剩余LNG（3臺(tái)ORV無(wú)法氣化的LNG）耗費(fèi)的氣化成本，萬(wàn)元；Prcorv_total表示海水低溫下，運(yùn)用ORV節(jié)能運(yùn)行技術(shù)耗費(fèi)的全部氣化成本，萬(wàn)元。

從式（15）可以看出，在2012年12月23日至2013年4月29日期間，運(yùn)用海水低溫下ORV節(jié)能運(yùn)行技術(shù)耗費(fèi)的全部氣化成本為643.31萬(wàn)元。

通過(guò)以上計(jì)算可看出，運(yùn)用海水低溫下ORV節(jié)能運(yùn)行技術(shù)，可大大降低LNG接收站的氣化成本，在2012年12月23日至2013年4月29日期間，大連LNG接收站最多可節(jié)約氣化成本5 982.78萬(wàn)元。

9　結(jié)論

1）提出了一種計(jì)算ORV最小海水流量與最大LNG流量的方法并設(shè)計(jì)了計(jì)算軟件，計(jì)算結(jié)果最大相對(duì)誤差僅0.94%，基本符合LNG接收站的需求。

2）海水低溫下ORV節(jié)能運(yùn)行技術(shù)已在大連LNG接收站得到了較好的應(yīng)用，每年冬季平均實(shí)際節(jié)約氣化成本約2 500萬(wàn)元。但由于該技術(shù)偏向于理論研究，未考慮實(shí)際運(yùn)行中其他限制因素（如環(huán)境溫度、ORV檢修和海水管線檢修等），所以實(shí)際節(jié)約氣化成本會(huì)稍低。

3）海水低溫下ORV節(jié)能運(yùn)行技術(shù)的節(jié)能效果，不僅會(huì)受到海水低溫時(shí)間長(zhǎng)短的影響，而且還會(huì)受到氣化外輸流量和ORV設(shè)備運(yùn)行臺(tái)數(shù)等的影響。當(dāng)海水低溫時(shí)間長(zhǎng)時(shí)，節(jié)能效果會(huì)更加明顯；氣化外輸流量越大、ORV臺(tái)數(shù)越多，節(jié)能效果也更明顯。

[1] 王彥, 冷緒林, 簡(jiǎn)朝明, 孫驥姝, 張文偉. LNG接收站氣化器的選擇[J]. 油氣儲(chǔ)運(yùn), 2008, 27(3): 47-49. Wan Yan, Leng Xulin, Jian Chaoming, Sun Jishu, Zhang Wenwei. Selection of vaporizers in LNG receiving terminal[J]. Oil & Gas Storage and Transportation, 2008, 27(3): 47-49.

[2] 陳偉, 陳錦嶺, 李萌. LNG接收站中各類型氣化器的比較與選擇[J]. 中國(guó)造船, 2007, 48(增刊): 281-288. Chen Wei, Chen Jinling, Li Meng. Comparison and selection of the vaporizer type in LNG terminal[J]. Shipbuilding of China, 2007, 48(Suppl.): 281-288.

[3] 杜光能. LNG終端接收站工藝及設(shè)備[J]. 天然氣工業(yè), 1999, 19(5): 82-86. Du Guangneng. Process and equipment in LNG terminal[J]. Natural Gas Industry, 1999, 19(5): 82-86.

[4] 陳永東, 陳學(xué)東. LNG成套裝置換熱器關(guān)鍵技術(shù)分析[J]. 天然氣工業(yè), 2010, 30(1): 96-100. Chen Yongdong, Chen Xuedong. A technical analysis of heat exchangers in LNG plants and terminals[J]. Natural Gas Industry, 2010, 30(1): 96-100.

[5] 張尚文. 液化天然氣開架式氣化器工藝研究和設(shè)計(jì)[J]. 石油化工設(shè)備, 2012, 41(3): 25-29. Zhang Shangwen. Process study and design of liquefi ed natural gas open rack vaporizer[J]. Petro-Chemical Equipment, 2012, 41(3): 25-29.

[6] 周華, 田士章, 朱乾壯, 王旭東, 宮明, 胡文江, 等. LNG接收站開架式氣化器的最大操作負(fù)載[J]. 油氣儲(chǔ)運(yùn), 2013, 32(6): 583-586. Zhou Hua, Tian Shizhang, Zhu Qianzhuang, Wang Xudong, Gong Ming, Hu Wenjiang, et al. Max operating load of open rack vaporizer in a LNG receiving terminal[J]. Oil & Gas Storage and Transportation, 2013, 32(6): 583-586.

[7] 劉學(xué)敏. 基于數(shù)據(jù)分段相關(guān)和識(shí)別的管道泄流檢測(cè)與定位技術(shù)研究[D]. 南京: 南京理工大學(xué), 2008. Liu Xuemin. Research pipeline discharge detection and location-related technical data segmentation and identifi cation based[D]. Nanjing: Nanjing University of Science and Technology, 2008.

[8] 李秋俊, 莫黨. 橢圓偏振光譜數(shù)據(jù)處理的分段多項(xiàng)式法[J]. 中山大學(xué)學(xué)報(bào): 自然科學(xué)版, 1998, 37(6): 35-39. Li Qiujun, Mo Dang. Data analysis for spectroscopic ellipsometry with piecewise polynomial method[J]. Acta Scientiarum Naturalium Uniersitatis Sunyatseni, 1998, 37(6): 35-39.

[9] 閆秋艷, 夏士雄. 一直無(wú)限長(zhǎng)時(shí)間序列的分段線性擬合算法[J].電子學(xué)報(bào), 2010, 38(2): 443-448. Yan Qiuyan, Xia Shixiong. An piecewise linear fi tting algorithm infi nite time series[J]. Acta Electronica Sinica, 2010, 38(2): 443-448.

[10] 嚴(yán)華生, 曹杰. 多元門限回歸模型的一種建模方法[J]. 大氣科學(xué), 1994, 18(2): 194-199. Yan Huasheng, Cao Jie. Method of building a multivariate threshold regression model[J]. Chinese Journal of Atmospheric Sciences, 1994, 18(2): 194-199.

[11] 項(xiàng)靜恬, 郭世琪. 多元回歸模型再實(shí)際應(yīng)用中的幾種推廣[J].數(shù)理統(tǒng)計(jì)與管理, 1994, 13(3): 48-53. Xiang Jingtian, Guo Shiqi. Several generalitations of multi-variate regressive models in applications[J]. Journal of Applied of Statistics and Management, 1994, 13(3): 48-53.

[12] 王強(qiáng), 石晶玉. 多元非線性回歸建模法在工業(yè)生產(chǎn)管理中的應(yīng)用[J]. 管理工程學(xué)報(bào), 1995, 9(2): 5-10. Wang Qiang, Shi Jingyu. Application of multiple nonlinear regression method in the production management[J]. Journal of Industrial Engineering and Engineering Management, 1995, 9(2): 5-10.

[13] 王惠文, 孟潔. 多元線性回歸的預(yù)測(cè)建模方法[J]. 北京航空航天大學(xué)學(xué)報(bào), 2007, 33(4): 500-504. Wang Huiwen, Meng Jie. Predictive modeling on multivariate linear regression[J]. Journal of Beijing University of Aeronautics and Astronautics, 2007, 33(4): 500-504.

[14] 李瑞麗, 羅雄麟. 逐步非線性擬合及其應(yīng)用[J]. 計(jì)算機(jī)與應(yīng)用化學(xué), 1996, 13(4): 304-308. Li Ruili, Luo Xionglin. A stepwise nonlinear fi tting procedure and its application[J]. Computers and Applied Chemistry, 1996, 13(4): 304-308.

[15] 張繼國(guó). 1stOpt軟件在化工原理實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)處理中的應(yīng)用[J]. 廣東化工, 2013, 40(23): 206-207. Zhang Jiguo. Applications of 1stOpt in data treatment of chemical engineering experiment[J]. Guangdong Chemical Industry, 2013, 40(23): 206-207.

[16] 胡淑彥, 程先云, 柴富鑫, 高靜, 楊冠寧. 基于1stOpt的水庫(kù)預(yù)泄期最優(yōu)泄流調(diào)度模型[J]. 河南大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版, 2011, 39(4): 377-382. Hu Shuyan, Cheng Xianyun, Chai Fuxin, Gao Jing, Yang Guanning. Optimal regulation model of reservoir discharge based on 1stOpt[J]. Journal of Hohai University: Natural Sciences, 2011, 39(4): 377-382.

[17] 郭天民, 閻煒, 濮蕓輝. 多元?dú)狻浩胶夂途s[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社, 2002. Guo Tianmin, Yan Wei, Pu Yunhui. Multiple gas-liquid equilibrium and distillation[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2002.

[18] 苑偉民. 修改的BWRS狀態(tài)方程[J]. 石油工程建設(shè), 2012, 38(6): 9-12. Yuan Weimin. Modified Benedict-Webb-Rubin-Starling equation of state[J]. Petroleum Engineering Construction, 2012, 38(6): 9-12.

[19] 北京石油設(shè)計(jì)院. 石油化工工藝計(jì)算圖表[M]. 北京: 烴加工出版社, 1985. Beijing Petroleum Institute. Petrochemical process calculation chart[M]. Beijing: Hydrocarbon Processing Press, 1985.

（修改回稿日期 2016-03-10編 輯 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

陳帥，1986年生，工程師，學(xué)士；主要從事LNG接收站的運(yùn)營(yíng)管理工作。地址：(116600)遼寧省大連市經(jīng)濟(jì)技術(shù)開發(fā)區(qū)鞍山街12號(hào)(漢庭酒店407)。電話：13889545236。ORCID:0000-000X-0579-5327。E-mail:64336992@qq.com