LNG接收站再冷凝器工艺控制研究

刘庆胜，周琳琳

（中国石化青岛液化天然气有限责任公司，山东 青岛266400）

液化天然气（LNG）接收站内由于储罐、设备及循环管线的外界热量侵入等原因，会产生大量的蒸发气（BOG），对系统的安全运行造成不利影响［1］。目前，LNG接收站的BOG回收工艺可以分为直接加压至高压外输气管网和BOG再冷凝两种。直接加压的方式适合外输管网压力较小（2～3MPa）的接收站；对于高压力的管网，直接加压BOG外输能耗太高，因而国内的接收站皆采用BOG再冷凝工艺［2］。

BOG再冷凝工艺的主要设备包括BOG压缩机和再冷凝器，再冷凝器主要功能：提供足够的BOG与LNG接触空间，并保证足够的接触时间，利用过冷的LNG将BOG冷凝；作为高压泵的入口缓冲罐，保证高压泵的入口压力稳定［3］。再冷凝器作为BOG回收系统的核心设备，在接收站工艺中承担着承上启下作用，确保其稳定运行是目前LNG接收站普遍存在的难题［4］。

1 项目介绍

山东LNG接收站建于青岛董家口港，一期接收能力为3Mt／a，供气能力为4.5×1010m3／a，站内设有4台1.6×105m3储罐、2台BOG压缩机、1台BOG冷换器、1台再冷凝器。BOG回收系统如图1所示。储罐及管道、设备等产生的BOG输送至BOG总管，通过BOG总管送入压缩机加压至0.87MPa，升温至52℃，加压后的BOG由高压泵加压后的过冷LNG在BOG冷换器中降温至－80℃，然后与罐内低压泵输出的LNG与再冷凝器中混合降温，液化成LNG后在再冷凝器底部与低压泵输出的另1股LNG汇合，经高压泵加压至汽化器外输。

2 LNG接收站再冷凝器控制系统

山东LNG接收站再冷凝器的主要控制参数有：流量控制，即控制冷凝BOG所需LNG的量；液位控制，即控制再冷凝器内LNG的液位LT；压力控制，即控制再冷凝器顶部、底部压力和高压泵吸入口饱和蒸气压。山东LNG项目再冷凝器控制系统如图2所示。

2.1 控制冷凝BOG所需LNG的量

BOG再冷凝工艺的核心参数为冷凝BOG所需LNG与BOG的质量比［5］，质量比计算经验公式［3］为

式中：qV1——通过再冷凝器的LNG体积流量，m3／h；qV2——进入再冷 凝器的标准体积流 量，m3／h；T1——BOG 气 体的温度，℃；T2——BOG气体的露点温度，℃；p——再冷凝器顶部压力，MPa；R——比例常数；A，B——常数。

图1 山东LNG项目BOG回收系统

注：虚线——BOG管线；实线——LNG管线

图2 山东LNG接收站再冷凝器控制系统示意

从式（1）可以看出，影响质量比的主要因数为BOG气体的温度及再冷凝器顶部压力。当BOG气体温度恒定时，随着再冷凝器顶部压力的增大，BOG气体露点温度升高，使BOG气体更容易被液化，从而使质量比降低。当再冷凝器顶部压力恒定时，随着BOG气体温度的升高，质量比也会增加，因为当BOG气体温度升高时，为降低BOG气体温度所需的LNG量就会增加。

再冷凝器的流量控制为串级控制系统，FY0002A通过采集FT0002，TT0007，PT0007的信号，计算进入再冷凝器的标准工况下的BOG量；FY0002B根据FY0002A的计算结果、TT0007所测BOG气体的温度、PT0008所测再冷凝器的压力，计算出冷凝BOG所需LNG的量，作为给定值送入FIC0001；FT0001所测的LNG流量作为反馈值送入FIC0001，给定值和反馈值产生偏差信号控制FV0001的开度，从而控制进入再冷凝器的LNG量。

2.2 控制再冷凝器液位LT

在实际运行中，再冷凝器液位过高时会导致LNG进入到BOG系统，液位过低时会导致高压泵抽空，故再冷凝器液位是至关重要的控制参数。当液位低时，通过串级控制 LIC0101，FY0101，PY0101A降低BOG压缩机能力，以减少BOG进入再冷凝器的量，降低再冷凝器底部压力。当PT0102检测到压力降低时，增加旁路阀门PV0102A和PV0102B开度，减少再冷凝器输入至高压泵LNG量，提升再冷凝器液位。当液位高时，通过LIC0101打开LV0004，将高压天然气（NG）充入再冷凝器，增大再冷凝器压力，减小旁路阀门开度，增加再冷凝器输入至高压泵LNG的量，从而降低再冷凝器液位。

2.3 压力控制

1）控制再冷凝器顶部、底部压力。再冷凝器底部压力控制通过PV0102A和PV0102B分程控制，保持再冷凝器底部压力稳定，从而保证高压泵入口压力及再冷凝器液位的稳定。顶部压力通过高压控制器PIC0008进行控制，当顶部压力超高时，开启阀门PV0008，将BOG放空以减少再冷凝器顶部压力。

2）控制高压泵吸入口饱和蒸气压差。当外输较少时，再冷凝器的平稳控制是LNG接收站安全平稳运行的关键。如果流量过小会导致高压泵吸入口温度过高，同时饱和蒸气压差减小使得高压泵运行不稳定［6］。当再冷凝器旁路流量低于流量设定值时，通过控制器FIC0101及低选器FY0101来控制降低BOG压缩机负荷，从而使进入再冷凝器的BOG量减少，需要冷凝BOG所需的LNG量相应减少，再冷凝器出口热态LNG减少，再冷凝器旁路冷态LNG量相应增加，高压泵入口LNG温度降低，饱和蒸气压差升高。

3 影响再冷凝器的因素及对策

3.1 BOG温度变化的干扰

在卸船时，由于预冷卸料臂产生的天然气会推动气相返回管道中常温的天然气进入再冷凝器气相空间，导致进入再冷凝器的BOG温度升至50℃；在卸料过程中，由于岸上向船舱返气，储罐中温度较低的BOG进入BOG管网，使得进入再冷凝器的温度降低至－30℃。进入再冷凝器BOG温度的变化会引起再冷凝器气相空间温度变化，极易造成再冷凝器液位波动［7］。同理，在槽车装车时，会引起部分BOG从槽车回到LNG储罐，特别是冷车过程中会产生大量的高温BOG，引起BOG系统温度上升，导致BOG再冷凝器温度不稳定［8］。

为此，该LNG项目在BOG进入再冷凝器前引入BOG冷换器环节，用经过高压泵后的过冷LNG对BOG进行冷却。如图2所示，通过TT0007检测进入再冷凝器BOG的温度信号，送入TC0010用来控制阀门TV0010的开度，控制高压泵进入冷换器的LNG量，使进入再冷凝器的BOG温度稳定在－80℃，有效地降低了BOG温度波动对再冷凝器的影响。

3.2 压缩机负荷变化的干扰

压缩机负荷调整会导致进入再冷凝器BOG量的大幅变化［9］。由于控制进入再冷凝器LNG量的调节阀PV0102A／B具有一定的滞后性，压缩机的负荷增加会导致多余的BOG无法及时冷凝，使再冷凝器压力过高，液位下降；压缩机负荷减少会导致BOG过度冷凝，使得再冷凝器压力降低，液位升高。针对该问题，可在实际操作中，当储罐压力较低时不启动压缩机，当储罐压力较高时，直接将压缩机启动至100%，从而避免压缩机阶跃性调整对再冷凝器的影响，同时降低了压缩机运行引起的损耗，避免压缩机因为温度过高而停车。

3.3 再冷凝器旁路管道压力变化的干扰

在启泵时，高压泵吸入端压力下降，由于再冷凝器旁路控制阀门PV0102A／B的自动调节存在滞后，导致再冷凝器底部压力下降，液位下降；在停泵时，会导致再冷凝器底部压力上升，液位上升。同理，接收站内多辆槽车同时装车，交叉启停，也会导致低压输出总管压力波动较大，影响再冷凝器平稳控制［10］。针对该问题，可在实际操作过程中，启泵时将再冷凝器液位调至最高，停泵时将再冷凝器液位调至最低，尽量减少泵的启停对再冷凝器液位的影响。

4 结束语

BOG回收系统的安全、稳定、经济运行，是LNG接收站操作时必须重点考虑的关键问题之一，然而国内已建LNG接收站再冷凝器因控制回路复杂、干扰因素多，导致操作不稳定。通过对山东LNG接收站再冷凝器流量、液位、压力控制系统的分析研究，并对接收站操作过程中的BOG管网温度变化、BOG压缩机负荷变化、高压泵的启停导致低压管网压力波动对再冷凝器的干扰进行了分析，笔者提出了具体的解决办法。

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