目前，国内LNG接收站主要采用开架式气化器(ORV)、液体介质气化器(IFV)和浸没燃烧式气化器(SCV)作为LNG气化装置[1-4]。ORV和IFV以海水作为气化媒介，因此其运行会受到海水温度和含沙量的影响。SCV虽然初期投资较低且运行不受环境温度影响，但其运行成本最高。所以，通常只有当ORV、IFV无法正常运行或无法满足外输所需天然气气化量时，才会选择使用SCV。
图 1展示了SCV运行相关工艺流程[5]。在实际运行中，首先需要完成SCV的点火工作：①通过燃料气1、助燃空气2使用高压点火枪将火点燃；②通过燃料气2将火焰引至燃烧炉底部；③通过燃料气3、助燃空气2供气完成SCV的点火。点火完成后，燃料气在燃烧炉中燃烧产生的燃烧产物通过输气管线输送至水浴，对水浴进行加热并形成许多双相发泡混合液。混合液由于密度下降，而随SCV特设的挡堰上升，当混合液上升至其上方时，气泡开始扩散：水回落至挡堰上方，并通过换热管束进行再循环，以此方式在换热管束周围形成大范围的紊流和良好的再循环，从而确保其温度的稳定；气体则通过较矮的烟囱排放至大气中。同时，在燃烧过程中为了防止燃烧炉外壁温度过高，对其造成机械损坏，通过冷却水1对其进行持续冷却；而燃烧过程中为了防止NOx的产生，则通过冷却水2对燃烧火嘴进行冷却。并且由于燃烧产物主要为CO2和H2O，当CO2溶于水中后会产生弱酸性物质，所以为了保证水质的完好，设置了碱液罐。当pH1仪检测到水浴pH值较低时，则自动向水浴中添加碱液以提高其pH值。同时，由于水的产生，水槽内液位会不断上升，所以在适合位置设置了溢流口来保证液位的稳定。从图 1可以看出，换热管束是全部浸没于水浴之下，有足够大的换热面积，同时燃烧生成的水蒸气被冷凝在水浴中，所以SCV具有很高的换热效率，一般在90%~99%之间。而图 1中也显示，SCV所需的燃料气有两种供应方式：①将外输NG经绝热降压，并使用加热器加热后供SCV；②直接采用BOG压缩机出口气作为SCV燃料气。虽然两种方式对SCV运行效率影响较小，但对整体能耗却存在一定影响。由此，以下将对两种情况展开分析。
BWRS方程形式如下：
式中，p为介质绝对压力，kPa；ρ为介质密度，kmol/m3；R为气体常数，kJ/(kmol·K)；T为介质温度，K。
式(1)中的各参数A0、B0、C0、D0、E0、a、b、c、d、α、γ可通过文献[6]中的方法来求解；不同组分混合的二元交互系数则可通过查阅文献[7]中的表 2获得；计算中所需各纯组分的临界参数可通过文献[8]中的表 2查询而得。
在给定介质组分后，通过1.1方法求解出BWRS方程的11个参数。将BWRS方程变形为以下函数形式：
在给定了温度T和压力p后，求解方程(2)便可求得介质密度。由于此方程为高阶非线性方程，直接求解难度非常大，所以采用正割法进行求解[6]。正割法对应迭代公式如下：
式中，k为迭代序号。而在用正割法求解时需要给定两个初值ρ0、ρ1(求解NG密度：ρ0=0 kmol/m3，ρ1=p/RT；求解LNG时：ρ0=40 kmol/m3，ρ1=3 840 kmol/m3)。同时，当|ρk+1-ρk|≤ερ(其中，ερ=10-6)迭代收敛，ρk+1即为所求密度。
纯组分理想气体焓可按照式(4)线性回归式[9]求解：
式中，Hi0为纯组分i的理想气体焓值，kJ/kmol。此焓值的基准为，对烃类组分Hi0=0是：T=144.15 K时，饱和液体的焓值；对非烃类组分Hi0=0是：T=0 K时，理想气体的焓值。
根据纯组分理想气体焓混合规则(式(5))方可求解出天然气理想气体焓。
式中，HNG0为天然气理想气体焓，kJ/kmol。
在求解出天然气理想气体焓后，可根据式(6)余焓式求解出NG或LNG的焓值。当求解NG焓值时，式(6)中的密度ρ为1.2中NG密度；求LNG焓值则为1.2中LNG密度。
式中，Hm为NG或LNG焓值，kJ/kmol。
由于实际生产中, 焓值通常采用质量比焓来表示，所以通过式(7)将式(6)求得的焓值转换为质量比焓。
式中，Hqua为NG或LNG质量比焓，kJ/kg；Mmol为NG或LNG摩尔质量，kg/kmol；Mmol可以按照理想气体混合规则，通过各纯组分的Mmol_i和摩尔分数求得。
由于绝热降压过程[10-12]可以近似地看作等焓过程，所以燃料气降压前和降压后的焓值是相等的。而降压前压力、温度和降压后的压力通常已设定。因此，可以通过1法直接求出降压前的焓值，对于降压后的温度则可采用正割迭代法来求解。具体求解方法为：
首先, 按式(8)求解出节流前天然气焓值。
式中，Hfuel_s为降压前燃料气焓值，kJ/kmol；fh为1中求解天然气焓值的方法；Ts为降压前燃料气温度，K；ps为降压前燃料气压力(即为外输天然气压力)，kPa。
然后，以降压后温度为变量，建立降压前后焓差式，见式(9)。
式中，Te为加压后燃料气温度，K；pe为降压后燃料气压力，kPa；Hfuel_e为降压后由Te、pe根据第1节计算得到的燃料气焓值，kJ/kmol。
最后，建立正割迭代式，见式(10)。
式中，k为迭代序号。给定的初值Te0=Ts-(ps-pe)×0.005，Te1=Ts-(ps-pe)×0.003；ρ0、ρ1(求解NG密度：ρ0=0 kmol/m3，ρ1=p/RT；求解LNG时：ρ0=40 kmol/m3，ρ1=3 840 kmol/m3)。同时，当|Tek+1-Tek|≤ερ(其中，ερ=10-2)迭代收敛，Tek+1即为所求Te。
由于SCV要求燃料气温度必须大于0 ℃，而经过绝热降压后的燃料气温度是远远低于此温度的，所以必须使用加热器对其加热。而加热器所提供的能耗可按以下方式进行计算：
首先，由1节中方法求解出加热后燃料气质量比焓。
式中，Hfuel_qua_w为加热后燃料气质量比焓，kJ/kg；fh_qua为1节中求解天然气质量比焓的方法；Tw为加热后燃料气温度，K；pw为加热后燃料气压力(与加热前压力几乎相同)，kPa。
然后，用加热后质量比焓减去加热前质量比焓，求得质量比焓差。
式中，ΦHfuel_qua为燃料气加热后、前质量比焓差，kJ/kg；Hfuel_qua_e为加热前燃料气质量比焓，kJ/kg。
最后，用焓差乘以燃料气质量求得加热器所提供能耗。
式中，Eele_htr为加热器最小功率(即每小时提供能耗)，kW；Ffuel为燃料气流量，kg/h。
由于燃料气燃烧产物中的水蒸气会溶于水浴中，所以其燃烧发热量可看作高位发热量。以下所求的发热量均指其高位发热量。
理想气体纯组分在燃烧参比温度为293.15 K、288.15 K和273.15 K时的摩尔发热量可查阅参考文献[13]。根据查阅的数据通过式(14)方可求得天然气理想气体对应温度的摩尔发热量。研究表明，天然气理想气体摩尔发热量与真实气体摩尔发热量误差不会超过50 J/mol。所以，将理想气体摩尔发热量看作天然气真实气体的摩尔发热量。而对于273.15~293.15 K范围内非特定温度点对应的摩尔发热量，则根据线性插值法求解。最后通过式(15)求解出其质量发热量。
式中，为Tw下天然气理想气体摩尔发热量，kJ/mol；为Tw下i组分理想气体摩尔发热量，kJ/mol；为Tw下燃料气摩尔发热量，kJ/mol；为燃料气质量发热量，kJ/kg；Mfuel_qua为燃料气摩尔质量，kJ/kmol。
虽然在不同工况、不同燃料气供应方式下，燃料气温度会有所差异，同时导致燃料气带入的显热也会不同，但实际运行中燃料气显热对SCV运行效率的影响是非常小的。所以，在此忽略此项对其效率的影响，从而得到SCV效率计算式如下[14]：
式中，η为SCV运行效率，%；FLNG为SCV入口LNG流量，t/h；HNG_qua为SCV出口NG质量比焓，kJ/kg；HLNG_qua：SCV入口LNG质量比焓，kJ/kg。(由于SCV运行时，其入口LNG压力与出口NG压力相差在0.2 MPa以内，此压力差内对焓值计算影响很小。所以，在计算其出口、入口焓值时都取入口LNG的压力。)
当然，若给出了SCV的效率，则只需对式(16)进行简单的变形，即可求解出气化一定流量的LNG所需的燃料气流量。
SCV运行能耗成本主要包括两部分——气耗和电耗成本。气耗是SCV运行燃烧燃料气产生的成本；而电耗则是SCV运行所消耗的电能。
在已知SCV运行效率基础上，通过变形式(16)求解出所需燃料气流量，然后按式(17)求解气耗成本。
式中，Cgas为SCV运行每小时气耗成本，元/h；PriceLNG为每千克LNG的价格，元/kg。
SCV运行自身耗电包括：助燃风机、冷却风机、冷却水泵和其他耗电。表 1列出了大连LNG接收站SCV运行的电耗情况。但由于接收站可采用两种方式供给SCV燃料气，若采用外输NG绝热降压，则需要加热器加热，会耗费电能；而采用BOG压缩机[15]出口气作为燃料气，由于其出口温度较高，无需加热器加热，不会耗费电能。由表 1可计算出SCV运行电耗成本。
外输NG绝热降压作为燃料气：
式中，Cele_NG为外输NG作为燃料气时，SCV运行所需电耗成本，元/h；Priceele为每度电价格，元/度。
BOG压缩机出口气作为燃料气：
式中，Cele_BOG为BOG压缩机出口气作为燃料气时，SCV运行所需电耗成本，元/h。
通过4.2.1和4.2.2则可求得SCV运行能耗成本。外输NG作为燃料气的能耗成本CNG= Cgas+Cele_NG；而BOG压缩机出口气作为燃料气的能耗成本CBOG=Cgas+ Cele_BOG。
由以上研究分析，在Forcecontrol V7.0[16]平台上利用计算机编程技术设计出相应计算软件(见图 2)。在设计过程中，为了使软件人机界面更友好，使用更方便，对一些相关参数的单位进行了变换，使其更加接近于SCV真实情况；并且还设置了工艺流程简图窗和结果显示窗，让使用者可以更加形象地了解基本流程，同时也能更加清楚地查看计算结果。
使用过程中，首先点击“设置”按钮，弹出“SCV_参数设置”对话框。在对话框中选择“效率计算Fuel：NG”、“效率计算Fuel：BOG”、“燃料气流量Fuel：NG”或“燃料气流量Fuel：BOG”标签，对话框将显示对应计算所需输入的参数(图 3中A、B、C、D)。对于个别的计算参数也可在“人机界面”工艺流程简图中直接输入。在完成参数输入后，点击“运算”按钮，则“工艺流程简图窗”会显示相应的流程状态和计算结果。同时“计算结果显示窗”也会给出相应的计算结果。
为了验证软件的可靠性，首先通过软件计算出大连LNG接收站SCV实际运行中3种不同工况的SCV运行效率；然后再对计算结果进行分析；最后达到软件可靠性验证的目的。
表 2为3种工况所对应LNG组分的摩尔分数。
表 3为以BOG压缩机出口气为燃料气所对应的3种工况下的实际运行参数。同时，在其中也给出了由这些参数通过软件计算所得到的SCV运行效率。
通过表 3可以看出，3种工况下所计算的SCV运行效率都在95.43%左右，非常接近。同时，3种工况的计算结果也在SCV的设计效率要求范围90%~99%之间，且比理想效率设计值98.30%略低。通过以上分析可知，软件所计算的效率是非常接近SCV实际运行效率的，软件具有较高的可靠性。
软件除了能计算不同燃料气来源SCV的运行效率外，同时为了更好地满足LNG接收站的实际需求，也给出了不同燃料气来源时SCV气化LNG所需的燃料气流量；并且给出了以外输NG为燃料气时，NG绝热降压为燃料气时的温度和燃料气加热器所需提供的功率。而燃料气流量计算则将在7.2节能耗成本核算实例中体现。
表 4列举出了大连LNG接收站实际运行时，以BOG压缩机出口气为燃料气和以外输NG为燃料气的供应方式时所对应的SCV入口LNG摩尔分数。
能耗成本核算中，燃料气流量的计算将以6.1节中3种工况所计算的SCV运行效率的平均值95.43%为已知效率；而以外输NG为燃料气时加热器所需的电耗也能由软件直接求出；最后通过4.2节中相关公式求得两种情况的能耗成本(计算电耗成本时，电价为0.6元/度；气耗成本为每千克燃料气6元。)。表 5中列举了两种燃料气供应方式所对应的实际运行参数，同时也给出了能耗成本核算的相关结果。
由表 5可见：①SCV气化LNG的能耗成本主要来自于燃料气的燃料，而电耗成本在整个能耗成本中的所占比例较小，同时燃料气加热器所耗电能费用在整个电耗成本中也相对较少；②虽然采用外输NG作为燃料气需要燃料气加热器提供热量，但表 5中每吨LNG气化成本却比采用BOG压缩机出口气为燃料气的成本低，说明SCV出口NG温度与入口LNG温度的差值才是影响其能耗成本的关键，而燃料气自身显热和电加热器是否加热对其影响却是非常小的。
(1) 给出了SCV运行效率和能耗的计算方法，并设计成对应的计算软件。通过实际数据验证，软件在计算效率和能耗方面具有较高的可靠性，可满足LNG接收站SCV运行计算要求；对SCV运行分析和计算可起到一定的指导意义。
(2) SCV选择BOG压缩机出口气作为燃料气，虽然无需加热器加热燃料气，能节约一定的电耗成本，也可有效降低最小外输量，但削弱了SCV系统和BOG处理系统的独立性。若其中某个系统出现故障，必然影响另一个系统的稳定运行，从而增加了接收站全站停车的风险。而选择外输NG绝热降压作为燃料气，虽然需要加热器加热，但即使SCV连锁跳车，也不会影响其他系统和汽化器的运行；同时加热器提供电耗相对整个SCV运行能耗是非常小的。因此，如果接收站对最小外输量要求不是太低时，建议采用外输NG绝热降压来作为SCV燃料气。
2014, Vol. 43 Issue (5): 505-511
2014, Vol. 43 Issue (5): 505-511