LNG接收站内BOG再冷凝工艺的计算与优化*

2022-07-12苗嘉旭李轩宇门驰李慧瑶周洋洋何昊毕海胜

能源化工 2022年2期

苗嘉旭，李轩宇，门驰，李慧瑶，周洋洋，何昊，毕海胜**

(1. 青岛科技大学机电工程学院，山东青岛 266061；2. 中国石油集团渤海石油装备制造有限公司辽河热采机械制造分公司，辽宁盘锦 124209)

随着经济的快速发展，能源消耗量也迅速增长，根据相关报告，2020年我国天然气消费量与产量继续增长，天然气对外依存度已上升至43.4%。优化能源消费结构、提高能源利用效率已成为我国目前需要解决的问题之一[1]。液化天然气(LNG)远洋运输因具有低成本优势而成为运输的主要方式之一，进口LNG海运及LNG接收站的建设也在快速发展。由于LNG储罐内外温差和漏热而导致大量蒸发气体(BOG)产生，若BOG不能及时排出会导致储罐超压而引发安全事故[2-3]。

目前，接收站常用的BOG处理工艺为直接压缩和再冷凝工艺[4]，再冷凝工艺是将站内产生的BOG先增压再用过冷的LNG将其液化的过程，BOG再冷凝工艺比直接压缩工艺节省约一半的成本，因此，大型LNG接收站的BOG回收往往选择再冷凝工艺[5]。然而，BOG再冷凝工艺在能耗及适用范围上仍可优化[6]，近年来，国内外研究者对BOG再冷凝工艺和设备方面进行了一些探索，取得了良好的效果。陈行水[7]提出多阶压缩冷凝工艺，通过降低总压比达到了节能效果，分析了系统阶数与节能效果间的变化规律，确定二阶压缩工艺为最优工艺。冉田诗璐[8]通过在二级压缩工艺间增加再冷凝器和低压泵，使BOG阶梯式冷凝，达到降低能耗的效果。薛鹏等[9]设计了一种基于制氮系统的BOG回收工艺，扩大了工况适用范围。焦纪强等[10-12]提出了一种混合式BOG再冷凝工艺，BOG气体首先与液氮进行混合喷射后再与过冷LNG进行二次喷射，通过对液氮和LNG流量的调节，实现对LNG的热值调整，满足下游用户的需求。Shin等[13]建立了BOG压缩机优化操作的数学模型，有效提高了整个流程的效率及可操作性。李宁[14]对BOG压缩机选型方面进行了深入分析。李亚军等[15]对现有再冷凝器进行改造，以保证装置液位稳定。严涛[16]、高飞等[17-18]分析了多型混合器的特点，并设计出新型再冷凝器，具有传热系数大、分散效果好等优点。笔者基于某LNG接收站的实际运行工况，提出预冷式再冷凝工艺并进行优化。

1 传统BOG再冷凝工艺

传统BOG再冷凝工艺是指BOG气体经汇管进入BOG压缩机增压，且可通过调节2台并联压缩机的负荷来改变流量的大小，经压缩调节后与LNG低压泵出口压力相通的BOG气体进入再冷凝器，与过冷LNG接触换热，BOG气体完全冷凝后排出。根据LNG接收站设计参数，运用ASPEN HYSYS软件建模见图1。

图1 传统再冷凝工艺模拟流程

由图1可见：建模时对LNG接收站工艺简化处理，将LNG储罐、BOG压缩机、海水泵和气化器均合并为一个，增加了3组逻辑单元以保证工艺的安全运行，其中设置器1是用于使BOG压缩机和低压泵的出口压力保持一致；设置平衡器、设置器2、调节器1的逻辑单元组以保证再冷凝器BOG出口流量为0且混合流无气相组分；设置调节器2通过调节海水流量保证天然气外输温度在合理的区间内。流程中重要节点参数及LNG组分见表1—2。

1.1 BOG处理量对系统的影响

接收站实际BOG处理量为11 000～12 500 kg/h[19]，试验中BOG处理量设置为10 000～13 000 kg/h，其他参数采用表1中的数据，保持不变，BOG处理量对设备能耗、冷凝股LNG流量及质量比(每冷却单位质量的BOG所需LNG的质量)的影响见表3。

表1 重要节点的模拟参数

表2 LNG接收站LNG组分

表3 BOG处理量对设备能耗、凝股LNG流量及质量比的影响

由表3可见：随着BOG处理量增大，高压泵和压缩机负荷增大，高压泵和压缩机能耗随之变大，由于储罐出口LNG流量不变，因此，低压泵能耗不变。随着BOG处理量的增大，质量比保持在5.8左右浮动，这是由于质量比还与LNG组分、操作压力等参数相关[20]。

1.2 压缩机、低压泵出口压力对系统的影响

接收站压缩机、低压泵实际出口压力为600～1 000 kPa，压缩机、低压泵出口压力设定为500～1 100 kPa，逐渐增大出口压力，设定BOG处理量为11 340 kg/h，保持LNG和BOG入口压力不变。出口压力对设备能耗、冷凝股LNG流量及质量比的影响见表4。

表4 出口压力对设备能耗、凝股LNG流量及质量比的影响

由表4可见：随出口压力的增大，压缩机能耗增加值大于高压泵能耗减小值，总能耗增大，质量比减小，造成上述结果的原因主要有以下2个：①由于随着BOG压力升高，冷凝温度越高，需要的冷量就越少，因此，所需冷凝股LNG的量就降低；②由于BOG压力升高，LNG泡点升高，单位质量的冷凝股LNG提供的冷量增大[21]。该工艺优化的目标是降低能耗和减小质量比，因此，需要平衡减小质量比和降低能耗之间的关系。当出口压力为700 kPa时，二者处于一个相对最优状态，因此，出口压力优选700 kPa。

1.3 外输压力对系统的影响

青岛LNG接收站外输压力一般为5 000～9 000 kPa，在该压力范围内，保持BOG处理量为11 340 kg/h，出口压力为700 kPa，外输温度为0，外输压力对设备能耗及海水流量的影响见表5。

表5 外输压力对设备能耗及海水流量的影响

由表5可见：当外输压力增大时，总能耗及高压泵能耗增大、海水流量及海水泵能耗降低，其他变量值几乎不变。高压泵能耗增大主要由于压力升高。外输压力升高后，LNG气化所需热量减小，单位时间内所需冷源量减少，因此，海水泵能耗降低。

2 再冷凝工艺优化

2.1 预冷式再冷凝工艺

经分析，压缩机出口压力越低，系统能耗越小，但压缩机出口压力降低会使BOG露点降低和压缩机出口温度升高，进而导致冷凝股LNG流量增大。

当外输量较小时，BOG不能被完全冷凝，进而被输送至火炬燃烧[22]。针对该问题，对传统再冷凝工艺进行优化，其中BOG露点为定量，考察了出口温度对压缩机出口温度对设备能耗、冷凝股LNG流量及质量比的影响，结果见表6。

由表6可见：压缩机出口温度升高，系统能耗变大。这是由于出口压力变大，压比(压缩机出口与入口压力的比值)升高导致压缩机能耗变大。若同时降低压缩机压比及出口温度，便可同时降低系统能耗和质量比。因此，考虑在传统再冷凝工艺中的压缩机出口处增加1个换热器，使BOG与增压后的LNG进行换热，换热后的LNG输往气化器后气化外输。最优工况是在-50～-60 ℃时，同时考虑由于实际工况中存在因热传导造成的热量损失的现象，因此，选择-60 ℃时的工况，使之更接近实际工况。

表6 压缩机出口温度对设备能耗、冷凝股LNG流量及质量比的影响

预冷式再冷凝工艺的模拟流程见图2。图2中设置的3组逻辑单元与传统工艺相同，分别用来控制压缩机和低压泵出口压力保持相同、再冷凝器气相出口流量为0以及外输天然气温度保持0℃左右。

图2 预冷式再冷凝工艺模拟流程

2.2 最小外输工况的计算

最小外输量是指LNG接收站稳定运行下的最小外输流量，其关键作用有2点：①保证冷凝股LNG能够完全冷凝BOG；②保证旁通LNG流量充足，能将再冷凝器出口LNG混合至合适的温度，进而降低高压泵发生汽蚀的风险。最小外输工况常发生在6—8月，此时，BOG产生量较大，但下游天然气用量小，LNG外输量小。目前预冷式工艺的研究已经相对成熟，但对于最小外输工况的研究较少，有的接收站由于故障或不可抗拒因素而处于外输量小或零外输工况，导致BOG无法通过再冷凝工艺液化，因此，降低最小外输量对减少LNG接收站事故工况有重要意义。

为排除储罐闪蒸的干扰，将储罐排除后进行最小外输工况的模拟，并增加1组逻辑单元平衡器2、设置器3、调节器2，模拟流程见图3。

图3 最小外输工况模拟流程

图3中通过调节LNG出口流量以保证高压泵不发生汽蚀，因此，增加该组逻辑单元后的外输流量即最小外输流量。

最小外输量的主要影响因素有再冷凝器操作压力和再冷凝器的BOG温度，分别改变这2个变量，对最小外输工况进行分析。同时，在相同条件下对传统工艺进行最小外输工况模拟，在不同再冷凝器操作压力和操作温度下的具体模拟数据见表7和表9。对比两种工艺的最小外输量可知预冷式最小外输量有明显降低。

考察再冷凝器操作压力对2种工艺最小外输量的影响，结果见表7。

由表7可见：由于随着再冷凝器操作压力的降低，而BOG露点降低且较难液化，需要更多的冷凝股流量去冷凝，因此，随着压力降低，2种工艺最小外输入量均增大。

根据当压缩机和低压泵出口压力均为700 kPa时，再冷凝器操作压力为700 kPa时(忽略压缩机和低压泵与再冷凝器之前的管线压降)，2种工艺主要参数对比见表8。

表7 再冷凝器操作压力对2种工艺最小外输量的影响

由表8可见：与传统工艺相比，预冷式工艺的质量比及各设备能耗均有降低，这是由于预冷式工艺将再冷凝器入口温度由-66.87 ℃降低至-100 ℃，使得液化相同质量的BOG所需的冷量减少，质量比和冷凝股LNG流量减小，因此，低压泵和高压泵能耗均减低，其中低压泵能耗降低15.76%，高压泵能耗降低13.91%，总能耗降低9.13%。