LNG接收站BOG直接外输可行性分析

2019-12-24李彦波

石油与天然气化工 2019年6期

李彦波

中石化北海液化天然气有限责任公司

常压下，LNG 的储存温度低至-160 ℃左右。在储存和运输LNG 过程中，不论是储罐还是管线，都不可能做到绝对的热绝缘，这些热量促使LNG 蒸发为气体(boil off gas,以下简称BOG)。如果储罐中的BOG不及时处理将会导致储罐温度升高，继而导致压力升高，给安全生产造成极大的风险。因此，对BOG的处理是保障LNG接收站安全稳定运行的重要工艺措施。根据国内类似项目的投产和运行经验，在接收站的投产和运行期会产生大量的BOG，而在此阶段接收站气化外输系统尚未平稳运行,同时由于外输气量较小，无法完全回收站内产生的BOG，导致大量的BOG通过火炬放空。此外，在接收站正常运行后，处理BOG同样面临能耗较高的问题。因此，BOG的合理利用对于提高各接收站的经济效益具有重要意义。

1 BOG的来源及性质

1.1 BOG的来源

外输BOG为接收站在储存及生产过程中产生的，主要来源如下：

(1)储罐储存过程中，吸热导致LNG气化所产生的蒸发气。

(2)站场内LNG管道、容器机泵等设备吸热导致LNG气化所产生的蒸发气。

(3)站场内LNG储罐内低压泵运行时，由于机械损失发热所产生的蒸发气。

(4)LNG卸船作业时，液体充装到储罐过程中所发生的大呼吸产生的蒸发气。

(5)LNG卸船作业时，温度较高的LNG充装到储罐时，气化产生的蒸发气。

对于大型气源型LNG接收站，LNG容积较大，其中BOG最主要的来源为储罐蒸发产生，此部分BOG来源稳定，由此可以保证BOG外输量的稳定。

1.2 BOG的性质

由1.1可知，BOG主要来源于接收站LNG的蒸发气，以某接收站气源为例，表1给出了BOG的组成，经分析，其成分及性质均符合GB 17820-2018《天然气》气质标准。

表1 BOG组成Table 1 Components of BOG组分名称y/%组分名称y/%CH491.0～99.9C50～0.1C2H60.1～5.0N20～0.5C3H80～2.5合计100C40～1

2 BOG处理工艺流程介绍

目前，LNG接收站BOG的处理工艺大致可以分为BOG直接压缩工艺和再液化工艺。

2.1 直接压缩工艺

BOG直接压缩工艺如图1所示。该工艺是指LNG储罐产生的BOG 通过压缩机直接加压至外输管网所需的压力，以高压天然气形态进入输气管网供下游客户使用。BOG直接压缩工艺适用于外输管网压力较小(2～3 MPa)的LNG接收站，如日本大阪瓦斯及东瓦斯公司等的接收站。由于日本的LNG接收站较多，输气管网的辐射区域面积较小，输气管网的压力较低，故BOG直接压缩工艺较适合在日本的LNG接收站使用[1]。另外，该工艺也适用于BOG量小、LNG外输量不稳定的小型调峰型LNG接收站。

2.2 再液化工艺

对于大型气源型LNG接收站，当LNG接收站外输管网压力较大时(5～9 MPa)，BOG直接压缩到外输管网压力，压缩机的功耗较大，一般不采用压缩式工艺[2]，而普遍采用再液化工艺[3-4]。BOG再液化工艺主要原理是利用加压后LNG自身的冷量冷凝BOG，即LNG经低压泵增压后，过冷的LNG与BOG接触换热，将BOG冷凝为LNG。BOG再冷凝器液化工艺中，LNG与BOG在再冷凝器中直接接触混合传热传质，其工艺流程见图2。BOG压缩后从再冷凝器的顶部与接近再冷凝器顶部用来冷凝BOG的一股LNG，同时进入再冷凝器内进行直接接触混合，进入再冷凝器的BOG全部被液化，冷凝液与进入再冷凝器下部的LNG一并经LNG泵加压进入气化器气化，并输送至高压管网。

2.3 工艺对比

直接压缩工艺所用压缩机处理量和功率较大，相比再液化工艺，其功耗更大，适用于BOG量小、管输压力低的调峰型LNG接收站[5]；大型气源型LNG接收终端因BOG气体量大且外输气管道压力高，普遍采用再液化工艺回收BOG气体[6]。但再液化工艺仍存在系统功耗大、天然气输气管网负荷波动时操作困难以及流程复杂等问题，同时还应注意再冷凝工艺需要冷源，即接收站要连续不断地有LNG气化。

2.4 存在问题

LNG接收站在接收首船调试气后，一般并不具备外输条件，按照试车先后顺序高压泵及再冷凝器还未预冷试车，BOG只能暂时送火炬系统，造成巨大浪费。另外，对于部分接收站投产后的初期运行阶段，天然气外输量较少，达不到LNG高压泵起泵条件，此时再冷凝器无法投用，接收站内的大量BOG只能送入火炬燃烧。而在正常外输时，由于BOG需要LNG持续冷凝，BOG经LNG冷凝后还需经高压泵增压后气化外输，能耗较高。

2.5 解决思路

若接收站外部具备一定的天然气消费市场，在原有工艺流程上增加一条BOG低压外输管道，理论上能够解决接收站调试和试生产初期BOG难处理以及正常运行后BOG处理能耗较高的问题，同时减少了经济损失，增加了经济效益。

3 BOG直接低压外输的可行性分析

3.1 BOG低压外输工艺的可行性

工艺上增加BOG低压外输管道的主要影响因素是采用再液化处理工艺的BOG压缩机出口压力较低。经调研发现，国内主流LNG接收站BOG压缩机出口压力一般控制在0.8 MPa左右，城市燃气管网接收端压力一般为0.4 MPa左右。

BOG低压外输工艺的流程为：储罐、管道、机泵等产生的BOG进入接收站的BOG总管，BOG经减温器、压缩机缓冲罐进入压缩机加压，将BOG加压到0.8 MPa左右，升压后的BOG进入新建的外输管道。根据接收端的管道压力和管道压降确定外输管道距离，其流程如图3所示；若接收端距离较远，则还应增设低压压缩机来提高BOG的出口压力，如图4所示。

BOG压缩机通过逐级调节来实现流量控制，其处理能力(质量分数)(0%-25%-50%-75%-100%)通过储罐的压力来调节。BOG 压缩机可以实现自动控制，也可以手动控制。为了控制管路的压力、流量，需要增加压力调节阀和流量计。新增1台压力调节阀，保证压缩机出口压力不低于工艺要求，同时控制调节阀下游压力不超过设计压力。

3.2 管道距离计算

3.2.1不增加压缩机

管路的理论最大压降△p=p1-p2(p1、p2分别为已知的BOG压缩机出口及接收端压力)。通过计算可以得出BOG外输管道的最大建设距离L。以此距离为建设半径，在L范围内只要存在稳定供气市场，理论上不需要增设压缩机便可实施供气。此时，BOG气体经BOG压缩机压缩后(0.8 MPa)通过低压管线直接输送至城市燃气管网(0.4 MPa)，根据管道压降模拟软件分析，在此条件下最大输送距离约为27 km(其余条件参数参照其他类似地区已建成投产管道设定)。

3.2.2增加压缩机

经调查发现，国内LNG接收站周边有燃气供应需求的工业区普遍在50 km以内。若BOG输送距离超过L，此时需增设压缩机提高输出压力，增加输送距离。若BOG最大外输距离按60 km设计，此时可以通过BOG的输送距离计算管路压降，从而计算压缩机的出口压力，在此压力下保证BOG的外输距离。

3.3 新增设备及控制方案

新增设备阀门均可以依托现有站内控制系统实现，相关连锁及报警均可以利用现有DCS系统实现控制，简化BOG外输方案的控制操作。因此，工艺控制系统在依托现有控制系统条件下具备实施的可行性。具体操作如下：

(1)新增设2台流量计(1用1备)，实现对外输气体贸易级计量，拟选用多声道计量级超声波流量计。

(2)新增设1台气质采样设备，进行色谱、水露点、烃露点、H2S等含量分析，现场配套气体分析小屋，以满足外输气体对气质控制的要求。

(3)为了便于中心控制室控制，参与控制的阀门均选用整体防爆气动阀门。

(4)其余过程参数如：管道压力、温度、运行状态等送入DCS系统进行显示、报警及联锁等操作。

(5)在新增BOG外输设施可能有可燃气体释放的区域设置可燃气体报警器，报警信号进入DCS系统。

(6)若需增设压缩机增压，则压缩机相关控制送入DCS系统进行显示、报警及联锁等操作，且压缩机采取1用1备方式。

3.4 管道输气量确定

根据国内已运行LNG接收站经验推算，年外输气量300×104t LNG的接收站在正常工况下的BOG产生量为5.7 t/h左右，卸船工况时BOG的产生量可达到12 t/h以上；年外输气量600×104t LNG的接收站在正常工况下的BOG产生量为8.5 t/h左右，卸船工况时BOG的产生量可达到15 t/h以上。考虑到用户用气的不均衡性及接收站的操作需要，管道设计输气量按不小于用户年均小时输气量的2倍考虑。

4 能耗分析

4.1 当BOG外输距离符合压降允许输送范围时

由第3.2节分析可知，当BOG外输距离符合压降允许范围时，在不需要增加额外的BOG压缩机的情况下，利用某LNG 接收站BOG 处理系统实际运行时的相关工艺数据及设备参数，对厂内的再冷凝工艺和BOG直接外输工艺能耗进行分析，见表2。

表2 再冷凝工艺与低压外输工艺1的能耗对比分析Table 2 Comparative analysis of energy consumption between recondensing process and process 1 of low pressure external transportation参数工况1再冷凝工艺BOG低压外输工艺1BOG进气量/(kg·h-1)80008000外输管网压力/MPa5.470.77压缩机出口压力/MPa0.770.77罐内泵功率/kW185185高压泵功率/kW1 813.200.00压缩机功率/kW928928泵和压缩机总功率/kW2 926.201 113.00节约能耗/(kW·h·kg-1)0.23 注:计算借助广义伯努利方程分析获得[7],泵和压缩机的功率均为计算的轴功率。

由表2计算可以看出，通过低压管道直接输送BOG能耗更低，节约的主要能耗来自于高压泵。

4.2 当BOG外输距离超过压降允许输送范围时

由第3.2节中计算可知，当BOG外输距离超过压降允许输送范围时，需要增加低压压缩机进行增压。同样借助广义伯努利方程分析可得[7]，如表3所列。

表3 再冷凝工艺与低压外输工艺2的能耗对比分析Table 3 Comparative analysis of energy consumption between recondensing process and process 2 of low pressure external transportation参数工况1再冷凝工艺BOG低压外输工艺2BOG进气量/(kg·h-1)QQ外输管网压力/MPap1p2压缩机出口压力/MPap3p3新增压缩机出口压力/MPa0p4罐内泵功率/kWW1W1高压泵功率/kWW20压缩机功率/kWW3W3新增低压压缩机功率/kW0W4泵和压缩机总功率/kWW1+W2+W3W1+W3+W4节约能耗/(kW·h·kg-1)(W2 -W4)/Q

由表3中数据可知，通过低压管道直接输送BOG时，若要节约能耗，新增低压压缩机的功率必须小于高压泵的功率。且功率差△W=W2-W4的值越大，其节约能耗的作用越明显。

4.3 建设低压管道直接输送BOG的经济性分析

4.3.1LNG接收站投料试车期间

根据国内LNG接收站投产经验，在投料试车期间无法回收BOG，BOG只能经火炬放空燃烧。LNG接收站整个试车流程大约需要20～25天。此时，产生BOG的量按照10 t/h计算，整个试车期间经火炬燃烧的BOG经济总价值约为3000万元(天然气价格参照工业用气标准)。采用再冷凝工艺的接收站在投料试车期间，BOG回收系统按照试车步骤应最后试车，此部分BOG在试车期间无法回收。而BOG直接外输时，只要压缩机试车成功便可以回收BOG，不受其他系统试车影响。因此，接收站投料试车期间，BOG经低压外输管道可以充分回收。

4.3.2LNG接收站无法建立正常外输时

根据国内类似项目运行经验，LNG接收站在运行初期，由于接收站气化外输系统尚未平稳运行，同时由于外输气量较小，高压泵达不到起泵条件，会导致再冷凝器无法使用，BOG气体则经火炬燃烧，造成很大的经济损失。等到LNG接收站建立正常外输后，BOG才能通过再冷凝工艺得到回收。而何时能够建立正常外输，取决于外部供气市场的进一步开发和培育。因此，在无法建立正常外输期间，BOG可以经低压外输管道充分回收。

4.3.3LNG接收站投产运行期间

接收站投料试车后，需要进一步分析BOG通过低压外输管道直接外输的建设成本。

4.3.3.1 BOG外输不需要增设压缩机时

当外输距离小于压降允许输出距离27 km时，由第4.1节计算结果可知，在不增加压缩机的情况下，即使接收站建立正常外输，BOG通过低压外输管道直接外输的能耗远小于采用再冷凝工艺的能耗。根据国内低压城市燃气管网建设工程经验，管道建设费用可参照一般线路段和站场主要设备进行估算，见表4。

因此，在L范围内有低压城市燃气管网时，建设低压外输BOG管道相对而言方案最优，投资最小，节能最明显，回报率最大；且输送距离越短，投资越小，运行年限越久，回报率越高。

4.3.3.2 BOG外输需要增设压缩机时

在增加压缩机的情况下，假定外输距离为60 km时，此种条件下管道建设费用如表5所列。同时还需考虑压缩机设备费用，压缩机的设备及选型根据管道输气量、压力及介质等其他物性要求进行初选，如表6所列。

表4 低压外输工艺1的管道投资估算Table 4 Pipeline investment estimate for process 1 of low pressure external transportation公称直径/mm输气量/(m3·h-1)设计压力/MPa最大输送距离/km管材管道壁厚/mm投资估算/万元25011 910127 HFW 12905.6 5800注:1.采用工艺分析软件核算出若干种管径,经分析对比后推荐选取DN250管径。2.投资估算费用会随路由走向、工农关系或管道穿越等发生浮动。

表5 低压外输工艺2的管道投资估算Table 5 Pipeline investment estimate for process 2 of low pressure external transportation 公称直径/mm输气量/(m3·h-1)设计压力/MPa最大输送距离/km管材管道壁厚/mm投资估算/万元25011 9101.560HFW 12905.6 12 590注:同表4。

表6 低压外输工艺2的压缩机投资估算Table 6 Compressor investment estimate for process 2 of low pressure external transportation 公称直径/mm输气量/(m3·h-1)压缩机出口压力/MPa压缩机轴功率/kW机组能耗电量/104度压缩机组投资/万元25011 9101.12110104590 注:由于压缩机为非标设备,具体选型及费用估算还需结合实际设计参数分析。

当BOG输送距离在L至60 km范围内有低压城市燃气管网时，BOG通过二次增压后外输的总体投资费用随外输距离的增加而增大。同样，输送距离越短，投资越小；运行年限越久，回报率越高。当外输距离为60 km时，通过综合考虑接收站投料试车、运营初期及运营周期内的减排、节能效应等因素，并与总体投资对比分析可知，BOG低压外输仍具有可观的投资回报率。

若接收站投料试车后仍长期不能建立正常外输，由第4.3.2节可知，其BOG直接外输的投资回报率将会大幅增加。