液化天然气(LNG)是一种清洁能源，发展LNG工业不仅可以优化能源结构，节能减排，作为新兴产业还可为国民经济带来增长点[1-2]。作为我国LNG产业链核心环节的LNG接收站，大多引进国外设计、设备与控制技术[3]，对接收站相关技术进行研究时也基本采用成熟化工软件[4-6]。现有化工软件模块化的计算方式有其局限性，难以模拟某些接收站的实际运行问题。再冷凝器作为接收站内核心设备，保证其稳定运行是站内正常工作的关键。然而在我国早期建成的接收站中，由于对再冷凝器本身及其动态特性的认识及实践经验不足，在进行系统配置及运行操作时与最初设计思路有分歧，存在再冷凝系统难以稳定运行的问题[7-9]。对此，国内学者主要从改变再冷凝器控制系统[10]及再冷凝器入口气液配比系数设置[11]等方面进行研究。
本研究在中山大学-BP液化天然气系统仿真平台上，基于气液两相容积节点原理[12]，对国内某LNG接收站再冷凝系统建立了动态仿真模型。模拟了需进行启停泵组及调整阀门操作的外输负荷变化动态过程，发现可不改变控制系统配置及参数，通过关键设备的合理化操作来保证系统的稳定运行。
根据该LNG接收站实际运行情况，采用集中参数法，建立了LNG接收站动态模拟的节点网络拓扑系统如图 1所示。从图 1中可见，将复杂的工艺设备以容积节点模型相互连接的方式，完整表述了LNG接收站再冷凝系统工艺流程。
由质量守恒方程和能量方程可得容积节点的压力(p)、温度(T)变化如下[12]：
式中：V为节点容积；R为气体常数；ṁ为节点流量；$\mathop q\limits^ \cdot $为传热量；h为节点工质焓；u为节点工质内能；C为节点热容；m为节点容积工质存量；cV为节点工质的定压比热容；下标i，o为流入、流出节点；压缩因子Z由P-R状态方程求解。
两相节点模型涉及到的辅助求解方程包括压力流量方程、传热方程和多元混合物相平衡状态方程。
式中：k为流量系数；ΔT为传热温差；ρ为工质密度；Rrst为热阻。
储罐吸热及潜液泵散热使液相蒸发，蒸发量ṁv和液位Lt变化率表达式分别为：
式中：ṁp为泵外输质量流量；hfg为蒸发潜热；$ \mathop Q\limits^ \cdot $i为储罐从外界吸热量；$\mathop Q\limits^ \cdot $p为泵散热量；Dt为储罐直径。
压缩机排气量ṁc和轴功率Wc表达式如下[7]：
式中：$\mathop V\limits^ \cdot $c为吸气容积；n为多变过程指数。
认为再冷凝器能够完全液化压缩机出口BOG，再冷凝器内部处于相平衡状态。气相冷凝量ṁcond和液位Lr变化速率的表达式分别为：
式中：hcond为相变界面所处状态下LNG的焓值；下标BOG和LNG区分进料；Dr为再冷凝器直径。
低/高压泵本身不考虑容积，但是耦合相邻容积节点，可辅助求解压力与流量变化关系。
式中：h为泵扬程；A、B和C是泵特性曲线拟合系数；$ \mathop Q\limits^ \cdot $m为电机总输入功率；η为电动机效率。
利用该接收站某次先后开启低、高压泵以增加外输流量过程所记录数据，对上述动态模型进行验证。模拟流程不考虑工质组分变化，接收站储存LNG组分及BOG测定组分如表 1所示。
验证结果如图 2所示，液位对比平均偏差1.2%，外输负荷平均偏差3%，低压外输流量平均偏差1.5%。由此可见，模拟结果与现场记录数据吻合得较好，该模型可用于进一步动态分析。
从图 3中再冷凝器与高压泵之间的结构布局来看，再冷凝器、高压泵、低压管道和气相平衡线组成了“U”型管。从流体静力学角度，当再冷凝器液位超过66%，气相平衡线中出现“两相流”，高压泵振动将在该水平段放大，长期的振动将引起管道疲劳损坏。当外输量变化时，通过流体动力学分析，气相平衡线内的液柱高度满足式(13)：
式中：vbtm、vHP和v分别为再冷凝器底部管线交汇处、高压泵入口处及该管段平均流速；Hr为再冷凝器高度；ΔH0为再凝器0液位到高压泵入口高度差；$\frac{{\mathit{\lambda }\left( {\sum {\frac{1}{\mathit{d}} + \sum \mathit{\xi } } } \right) \cdot {v^2}}}{2}$为该管段总流阻，包括沿程和局部阻力，受到各分段管长、管径影响。
平衡线液面可能高于再冷凝器液位。多次模拟分析表明，为保证再冷凝系统稳定运行，应将液位控制上限调至60%左右。
再冷凝系统运行时主要通过自动调节图 1中的阀门VLNG和V1进行控制。其中阀门V1主要是在外输流量较小时，自动调节低压外输管道流量，确保高压泵入口LNG有一定过冷度，避免LNG在进入高压泵泵井时气化。在非小外输流量工况下，由于低压外输管道内的LNG过冷度远高于要求值，该自动控制不发生动作。
关于阀VLNG对入口LNG的流量控制计算如式(14) [7]：
式中：QLNG为配给LNG体积流量；QBOG为根据入口压力、温度换算成标准状态下的BOG体积流量；p为高压泵入口压力；R为气液配比系数，属于给定控制系统参数。
但在外输负荷变化，需启、停泵组时，容易导致再冷凝器液位快速变化逼近控制边界，影响运行稳定性。有些接收站采用改变气液配比系数的人工控制方式, 该方式需要操作人员长久的经验积累，才能够针对不同工况，设定对应的精确配比系数。
为维持原有控制系统配置及参数，下文通过动态模拟的方法，从改变各设备之间操作间隔及次序的角度，提高再冷凝系统运行稳定性。
基于表 2的主要数据，在不改变系统配置及控制参数的前提下，针对外输负荷变化需要启停泵组操作时的不同工况，进行动态模拟。
接收站内基于设计工况，要求低、高压泵的运行数量保持一致。需开泵组增大外输量的操作过程为，先开低压泵并调大低压管路阀门，再开高压泵同时调大外输管道阀门。图 4为不同低、高压泵开启间隔对再冷凝器液位影响的动态模拟结果。
由图 4可见，当低、高压泵开启间隔在40 s时，液位未超控制上限60%；间隔越长，越容易超过液位控制上限，再冷凝系统运行稳定性将受到影响。图 5采用与上述一致的操作方式，为避免液位超过60%，低、高压泵开启间隔最大为65 s。
如图 6所示，改变外输负荷变化幅度，分别增大29%、25%、20%和13%，对应地，当低、高压泵的开启间隔分别为50 s、65 s、90 s和130 s时，液位将达到60%的隐患液位。
停泵组以减少外输量的动态模拟结果见图 7。该操作过程也将导致液位上升，当高、低压泵操作间隔大于120 s时，液位将超过60%。
接收站内除了管道外输，还存在槽车外输的形式。在运行泵组较多的情况下，可能出现低压泵运行数量大于高压泵的情况。如图 8所示，初始时刻有6组泵在运行。在接到槽车装车要求后，需先增开一台低压泵。在单开低压泵并调小低压管道阀门的操作过程中，液位很容易达到60%，因而也应注意泵与阀门之间的操作间隔。
若在图 8后续过程中，再接到增大外输负荷的要求，需单开一台高压泵，可得图 9模拟结果。由图 9可见，在先开高压泵，间隔180 s后再调大低压管道阀门的操作过程中，液位最低逼近低控制液位30%，严重影响再冷凝器的运行稳定性[8]。
为避免出现如图 9液位下降过快的局面，适当提前调大低压输送管道的阀门开度，使再冷凝器先有液位上升的趋势，再开高压泵，就会减轻液位下降的剧烈程度，模拟过程如图 10所示。由图 10可见，最终液位重新回稳到50%左右，同时液位最高也没超过60%，系统运行稳定性得到了保证。
本研究在中山大学-BP液化天然气系统仿真平台上, 基于气液两相容积节点原理，针对某LNG接收站再冷凝系统建立了动态模型，并对系统中再冷凝器液位的运行稳定性进行了深入研究[9]。在不改变控制系统配置及参数的前提下，根据再冷凝器、输出泵等相关设备的设计参数，模拟了启停泵(组)响应外输负荷变化的动态过程，得到如下结论：
(1) 在外输负荷变化的动态过程中，再冷凝器的理论液位控制上限应该调整至60%，以防高压泵气相平衡管线的水平部分出现两相流。
(2) 需启(停)一组外输泵用以提高(减小)外输负荷时，低、高压泵之间的操作间隔极限分别为65 s和120 s。
(3) 当低压泵运行台数大于高压泵时，若同时要求增大外输流量，需单开高压泵。采用先调整低压管道阀门，再开高压泵的操作次序，可使液位的变化幅度减小，并始终保持在合理运行范围内。
(4) 当再冷凝器运行液位接近控制上限时，若同时要求增大外输量，需增开泵组。可采取先开高压泵的操作方式，液位将呈现先快速下降后稳定的变化趋势，从而使液位快速恢复至合理运行范围，更好地保证再冷凝系统的稳定运行。
2016, Vol. 45 Issue (2): 33-38
2016, Vol. 45 Issue (2): 33-38