LNG接收站(以下简称“接收站”)气化外输工艺涉及的机泵包括低压泵、海水泵和高压泵[1-3]。LNG经低压泵一次加压送至高压泵, 经高压泵二次加压后的LNG被气化器气化后输送至外输管网。其中，低压泵属于小扬程、小流量机泵，运行功率较小；而高压泵则属于大扬程、小流量机泵，其额定出口压力(表压，以下所有压力均为表压)可达11.5 MPa，是接收站功率最大的机泵；海水泵则为开架式气化器(ORV)提供海水来气化LNG，虽然其扬程较小，但出口流量较大，运行功率也较大。因此，从机泵自身特性出发，海水泵和高压泵存在变频节能的可能性。
目前, 国内通常采用一台海水泵额定流量运行为一台ORV提供海水的模式运行, 但ORV气化的LNG流量是随着外输天然气需求量(以下简称“外输量”)的变化而改变的；并且ORV气化LNG所需海水流量又主要受LNG流量和海水温度的影响。当LNG流量增加时，所需海水流量也增加。同时，当海水温度升高时，所需海水流量便会减小。而国内接收站通常存在着冬季外输量较大，非冬季(每年4~11月)外输量较小的现象, 同时又因非冬季海水温度高于冬季海水温度。因此, 非冬季运行时，接收站海水泵明显存在流量过剩。如某LNG接收站非冬季ORV基本运行参数见表 1。非冬季平均外输量(即ORV气化的平均LNG流量)为120 t/h，海水泵额定流量为9 180 t/h，而ORV所需海水流量仅为4 560 t/h，比海水泵最小海水流量6 426 t/h还低，说明此接收站海水泵选型流量偏大。为了解决此问题, 可选择配置较小流量的海水泵，或直接对海水泵进行变频改造。
接收站海水泵出口压力应根据ORV运行所需海水压力来确定。不同接收站由于海水管线长度和安装的不同，海水泵出口至ORV入口管线压力损失也不尽相同，如某LNG接收站压力损失50 kPa(见图 1，PI_1-PI_2=50 kPa)。而此接收站经过测试发现，ORV入口压力为100 kPa即可满足ORV的正常运行，即海水泵出口压力为150 kPa方能满足要求。但实际运行中, 海水泵出口压力为210~230 kPa，说明海水泵出口压力明显偏高。为了解决此问题，可选择配置扬程较小的海水泵或适当减少叶轮数量，同时也可直接对海水泵进行变频改造。
综上分析，对海水泵进行变频改造可适当减少海水泵运行中的能耗过剩现象。
接收站外输天然气压力直接受到外输管网压力需求的影响。由于外输管网压力并非固定值，会有不同程度的变化(如某LNG接收站其外输管网压力范围为5~9.3 MPa)，而为了满足最高压力的需求，接收站高压泵选型时额定压力就必须高于此最高压力；但当外输需求压力降低时，接收站就只能通过气化器入口阀门进行降压，造成高压泵能耗浪费。如某LNG接收站非冬季外输基本运行参数见表 2。从表 2可以看出，高压泵额定出口压力高出外输管网压力近5.5 MPa，而高压泵出口至外输管网的管道压损为0.5 MPa，即通过阀门损耗了5 MPa的能耗。为了解决此问题，可选择多种类型的高压泵，或直接对高压泵进行变频改造，达到无损失调节压力的目的。
图 2为某接收站海水泵特性曲线图, 给出了海水泵扬程、效率随海水泵流量的变化趋势。从图 2中取出相应的数据点，并利用1stOpt软件拟合出对应函数关系式。如式(1)为海水泵扬程与海水泵流量的函数式，式(2)为海水泵效率与海水泵流量的函数式；并在表 3中给出对应拟合参数的值及相关系数Re。
式中:Hswp_pf为海水泵工频扬程，m；Fswp_pf为海水泵工频流量，m3/h；Eswp_pf为海水泵工频效率，%；pi为拟合函数式系数，i＝1、2、3、4、5、6、7。
在获得海水泵扬程后，便可用式(3)求解出海水泵的有效功率，并根据有效功率与轴功率的关系(Posha_pf= Poval_pf/Eswp_pf)求得海水泵工频轴功率(Posha_pf，kW)。
式中：Poval_pf为海水泵工频有效功率，kW；ρsw为海水密度，1 030 kg/m3；g为重力常数，N/kg。
求出轴功率后，再用电机功率与轴功率的关系(Pomot_pf= Posha_pf/Emot_pf)求得海水泵工频电机功率(Pomot_pf，kW)。其中，Emot_pf为海水泵工频电机效率(%)；而电机效率则可通过由表 4给出的数据，拟合出轴功率与电机效率间的关系式(见式(4))求得。
式中：k1=83.604 134 506 7;k2=0.443 058 759 5;k3=-0.060 720 653 321 5;k4=-1.476 524 052 42；Re=1。
求解海水泵变频功率，首先应确定海水泵出口目标压力(根据1.2的分析将出口目标压力设置为150 kPa), 并将出口目标压力转化为目标扬程；然后利用海水泵特性曲线和泵相似理论求解相似流量和实际扬程；最后再利用式(1)~式(4)求得变频后的电机功率和海水泵实际出口压力。
(1) 目标压力转化为目标扬程。将海水泵出口目标压力转化为目标扬程可按式(5)进行转化。
式中:Hg_vf为海水泵变频目标扬程，m；pg_vf为海水泵变频出口目标压力，kPa；Lsw为泵井海水液位，m；Hswp_δ为海水泵出口与吸入口高度差，m；Hc为扬程、压力转化修正系数，6。
(2) 变频相似流量及实际扬程求解。海水泵变频相似流量及实际扬程的求解可采用二分法[6]，并按图 3流程完成。
① 设定海水泵最大、最小流量(Fswp_max、Fswp_min)，额定转速(Nrt)，变频目标流量(Fg_vf)，变频目标压力(Pg_vf)及循环次数控制量(j=0)。
② 判断Fg_vf是否等于Fswp_max，若等于，则无法变频，采用2.1节工频计算；若不等于，则由式(5)求解出Hg_vf。
③ 将变频目标扬程赋值于变频实际扬程Hrl_vf。
④ 将Fg_vf赋值于Fswp_min，并求出中值，赋值于变频相似流量Fsim_vf，运用转速与流量相似关系式求得变频转速Nvf；同时将Fsim_vf带入式(1)，计算出变频相似扬程Hsim_vf。
⑤ 运用转速与扬程相似关系式求解变频扬程中间变量Hvf，然后判定Hrl_vf－Hvf的绝对值是否不大于0.01 m(误差0.1 kPa)。若不大于，则Fsim_vf、Hrl_vf即为所求。
⑥ 若大于0.01 m，当Hrl_vf大于Hvf时，将Fg_vf赋值于Fswp_max；当Hrl_vf小于Hvf时，将Fg_vf赋值于Fswp_min，然后求得中值，赋值于变频相似流量Fsim_vf。
⑦ 正常情况下，循环100次肯定能得到计算结果。当循环次数大于100时，说明变频目标压力过小，无法找到相似点。这时将Hrl_vf自动增加0.01 m，然后再返回至第一次中值求解。
⑧ 当程序退出循环时，Fsim_vf即为最终所求的变频相似流量；Hrl_vf则为变频实际扬程。
(3) 变频后电机功率及海水泵实际出口压力求解。
① 由于相似点处泵的效率几乎一致，所以将Fsim_vf带入式(2)，求得变频时海水泵的效率Eswp_vf。
② 将Fg_vf及Hrl_vf带入式(3)，求得变频时海水泵有效功率Poval_vf。
③ 利用有效功率、轴功率及泵效率间的关系求解变频时的轴功率Posha_vf。
④ 将变频时轴功率带入式(4)，求得变频时的电机效率Emot_vf。
⑤ 根据电机功率、轴功率和电机效率间的关系求出变频电机功率Pomot_vf。
由于海水泵变频计算属探究内容，无法直接进行误差分析，所以只能对此接收站海水泵工频计算中的电机功率和出口压力作简单的误差分析。具体数据见表 5。
从表 5可以看出，工频计算海水泵出口压力相对误差小于2.7%，电机功率的相对误差小于2%。
由于高压泵工频及变频计算与海水泵计算方法相同，所以在此不再详细阐述，只给出误差分析结果(见表 6)。
从表 6可以看出，工频计算高压泵出口压力相对误差小于3.5%，电机功率的相对误差小于1.7%。
从以上误差分析来看，工频计算的最大相对误差为3.5%，基本满足工程计算的误差要求。
海水泵、高压泵变频的目的主要是为了节能研究，因此下面以此接收站非冬季(每年4~11月)运行为例来探究变频节能的效果。表 7列出了此接收站非冬季运行工况下，当前实际运行工艺参数和采用海水泵、高压泵变频运行工艺参数的对比。
从表 7可以看出，一年中非冬季运行海水泵变频可节省电能2 270 000 kW·h(折合人民币约158万元)，比当前实际运行能耗降低39.41%；高压泵变频可节省电能3 820 000 kW·h(折合人民币约267万元)，比当前实际运行能耗降低47.39%；海水泵、高压泵变频比当前实际运行能耗降低44.07%，节约成本折合人民币约426万元，远远高于当前海水泵或高压泵变频改造费用(70~90万元/台)。
(1) 由于海水泵及高压泵变频属于探索性研究，因此只能对工频计算进行误差分析，且最大相对误差小于3.5%，基本满足工程计算要求。但同时因为变频计算是以工频计算为基础，且立足于泵相似理论，所以变频计算的结果也应该基本符合工程计算要求。
(2) 运用海水泵、高压泵变频，此接收站每年非冬季运行可节省电能约6 090 000 kW·h，比当前实际运行能耗降低44.07%，折合人民币约426万元。
(3) 由于外输管网需求量的变化，LNG接收站ORV所需海水流量会在较大范围内变化，所以接收站在选择海水泵时应选择流量范围较大的海水泵，且海水泵最小流量应低于ORV所需最小海水流量；同时为了满足外输管网压力变化的范围，LNG接收站应尽可能地选择可变频的高压泵。
2016, Vol. 45 Issue (5): 100-106
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