LNG接收站BOG系统运行模式优化

周宇罕 杨伟红 蔡主斌 赵治周 崔伟永 徐擘达

中海浙江宁波液化天然气有限公司, 浙江 宁波 315800

0 前言

液化天然气(Liquefied Natural Gas,简称LNG)是将常压下气态的天然气冷却至-162℃,使之凝结成液体。天然气液化后体积缩小到气态时的1/600,可大大节约储运空间和成本,为天然气高效运输提供了有效途径,也扩大了天然气的应用领域[1]。

LNG接收站的主要功能是接卸、储存和气化LNG,并通过管网向下游用户供气[2-3]。部分LNG接收站还设有LNG槽车装车站,向用户直接提供LNG。由于LNG自身的低温特性,LNG接收站在接卸、储存和气化过程中产生大量的蒸发气(BOG)。为了维持储罐压力的稳定,保证接收站安全运行,必须处理掉过量的BOG[4-6]。BOG处理工艺主要以BOG直接压缩外输和再冷凝工艺为主,科学合理优化不同BOG处理工艺,不但可以提高设备寿命,还可有效降低生产成本[7-9]。本文从LNG接收站的实际情况出发,以浙江LNG接收站为例,通过控制储罐压力,降低BOG压缩机负荷和间歇启停BOG压缩机,从而降低压缩机的能耗,为其他LNG接收站的运营提供参考。

1 LNG接收站BOG系统分析

1.1 LNG接收站BOG系统流程

储罐内安装的低压泵将LNG加压输送至下游管道[10],其中一部分用于充装LNG槽车实现液态外输,另一部分通过高压泵、气化器等设备实现气化外输[11-12]。BOG低压压缩机将储罐内的BOG抽出,经过升压后送入再冷凝器进行冷凝回收或BOG高压压缩机直接外输,流程见图1[13-14]。BOG高压压缩机仅用于LNG接收站运行初期,这一时期LNG外输量小,没有足够的LNG把产生的BOG冷凝下来,因此本文所有优化均是在BOG高压压缩机未运行时进行。

图1 LNG接收站BOG系统流程

1.2 LNG接收站BOG来源

LNG接收站在非卸船时,BOG产生的原因主要有[15-16]：

1)LNG在超低温下,储罐漏热,引起LNG自然蒸发产生BOG。

2)LNG低压泵和高压泵在正常工作时,部分电能转化为热量,引起LNG蒸发[17]产生BOG。

3)保冷循环中,各类设备、工艺管道漏热,引起LNG蒸发产生BOG。

4)在大气压变化明显,特别是台风天气时,LNG蒸发量显著增加[5,18-19]产生BOG。

LNG接收站在卸船之前,须对储罐进行降压操作,会引起部分LNG气化,在卸船过程中,BOG产生的原因主要有：

1)来自LNG船方的BOG。

2)船方LNG储罐漏热,引起LNG自然蒸发产生BOG。

3)船方卸料泵运行时,热量进入LNG,引起LNG蒸发产生BOG。

4)LNG在卸料管道中流动,与管道之间的摩擦及产生的涡流将部分静压能转化为热量,导致大量LNG蒸发产生BOG。

2 BOG压缩机及储罐工艺参数

LNG接收站储罐压力的稳定主要由BOG低压压缩机维持,以浙江LNG接收站的储罐和BOG低压压缩机为例,介绍其工艺参数。

2.1 储罐工艺参数

浙江LNG接收站现有3个储罐,储罐容积为160 000 m3,其工艺参数见表1。

表1储罐工艺参数

工艺参数数值设计压力/kPa-1～29正常操作压力/kPa10～24操作温度/℃约-160最高液位/mm35295

2.2 BOG压缩机工艺参数

浙江LNG接收站现有4台BOG压缩机,其中3台低压压缩机,1台高压压缩机,BOG低压压缩机工艺参数见表2。

表2BOG低压压缩机工艺参数

工艺参数数值入口温度/℃-140～-110入口压力/MPa0.125出口压力/MPa1.0处理能力/(m3·h-1·台-1)5769功率/kW880

2.3 储罐压力控制方式

表3LNG储罐压力与压缩机负荷等级对照

LNG储罐压力等级/kPa压缩机负荷等级/(%)1225145016751810020100+2521100+5022100+7523100+100

在两次卸船操作之间,储罐应按低压条件操作,可以在压力控制系统出现故障时提供安全“缓冲能力”。卸船时,储罐内的压力波动较大,可适当增加储罐压力,保证足够的BOG返回LNG运输船并减少因LNG卸载引起的气体闪蒸。

3 优化前LNG接收站BOG压缩机能耗

在保证接收站正常外输情况下,严格按照表3操作,对接收站2014年7月～2015年6月BOG压缩机的能耗进行统计,结果见表4。

表42014年7月～2015年6月BOG压缩机能耗统计

时间能耗/kWh外输量/tLNG2014年7月6998391206752014年8月777092136246.72014年9月6806291242322014年10月624264101050.72014年11月748272166081.382014年12月634440229307.92015年1月693827103217.92015年2月60913039189.82015年3月60011176720.62015年4月694158106800.82015年5月716878116779.82015年6月747996116968合计82266361437270.6

从表4可以计算出2014年7月～2015年6月期间,BOG压缩机的平均能耗为每月68.6×104kWh,外输单位LNG的BOG压缩机能耗为5.72 kWh。

当LNG储罐压力较高时,储罐内产生的BOG量相对较少,BOG压缩机运行能耗较低,所以LNG储罐压力应尽量控制在高位。浙江LNG接收站储罐控制压力目标为19 kPa。BOG总量为6.2 t/h,即使1台BOG压缩机满负荷运行,也不能维持储罐压力稳定,根据表3中LNG储罐压力与压缩机负荷等级对照,需要开启2台压缩机外输,势必造成BOG压缩机运行能耗增加。

4 LNG接收站BOG系统运行模式优化

4.1 优化BOG压缩机运行控制模式

日期运行时间/h节省能耗/kWh日期运行时间/h节省能耗/kWh2015年8月15日11.817392015年12月17日2334042015年9月9日12.518502015年12月18日2435522015年10月2日14.321162015年12月19日2435522015年11月26日1217762015年12月20日2435522015年11月27日2435522015年12月21日913322015年11月28日2435522015年12月27日1217762015年11月29日2435522015年12月28日2435522015年11月30日2435522015年12月29日2435522015年12月3日1217762015年12月30日2435522015年12月6日1217762015年12月31日1217762015年12月7日4592

图2 2015年8～12月BOG压缩机75 负荷 节省能耗与外输量统计图

4.2 间歇启停BOG压缩机

在保证接收站应急设备、设施全部正常的状态下,在非卸船期间,将LNG储罐的压力维持在14～19 kPa,即在LNG储罐压力低于14 kPa时,关停BOG压缩机,当储罐压力超过19 kPa时,才启动BOG压缩机。该措施一方面缩短了BOG压缩机的运行时间,降低了能耗,另一方面可以使BOG均匀蒸发,从而提高BOG量的稳定性。2015年11～12月期间BOG压缩机的关停时间及节能情况见表6。

表62015年11～12月期间BOG压缩机的关停时间及节能情况

日期关停时间/h节省能耗/kWh2015年11月14日6.853522015年11月25日647222015年11月29日4.233052015年12月11日5.543292015年12月19日4.535422015年12月23日5.94643合计32.925892

由于冬季环境温度较低,LNG储罐压力较为稳定,BOG产生量相对较少,因此,间歇启停BOG压缩机节能效果较为明显。

4.3 优化效果

通过BOG系统运行模式优化,浙江LNG接收站BOG低压压缩机每月节省能耗约3.8×104kWh,若接收站生产运营情况基本保持不变,则一年可节省能耗约45.6×104kWh。按照0.878元/kWh电费计算,全年可累计节约40余万元。

表72015年8～12月BOG压缩机能耗统计

时间不同压缩机运行时间/h压缩机A压缩机B压缩机C节省能耗/kWh能耗/kWh外输量/tLNG2015年8月459.1388.541.7173969810188024.372015年9月244.5441.4244.91850730650110741.32015年10月373.5230.7199.92116630695146075.42015年11月440.1178.8198.129363613561246480.22015年12月147414216.346257565478253095.9合计1664.21653.4900.9813253238485844417.17

同时,BOG压缩机不再长期处于满负荷运行,BOG量的稳定性提高,也有利于后续操作工艺的开展：用于冷凝BOG的LNG量趋于稳定,再冷凝器的液位和压力波动减小,操控更加容易；接收站其他设备乃至整个接收站运行更加平稳,故障率降低。

5 结论

LNG接收站储罐压力通过调整BOG压缩机的工作负荷来控制。当LNG储罐压力较高时,储罐内产生的BOG量相对较少,BOG压缩机运行能耗也会降低。

通过优化BOG压缩机的运行控制模式和间歇启停BOG压缩机等措施,维持LNG储罐压力并提高BOG量的稳定性,既确保了BOG输出气量和后续装置运行的稳定性,也降低了接收站运行能耗。浙江LNG接收站通过该运行模式有效解决了BOG压缩机长期运行带来的能耗过高的问题。由此可见,该方法在技术上可行,经济上可靠,可为其他LNG接收站的运营提供参考。

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