LNG接收站BOG压力不均的优化研究

牛亚恒

(广汇能源综合物流发展有限责任公司,江苏 南通 226200)

天然气是由甲烷组成的可燃性气体,是从气田中自然开采出来。随着经济的发展,环境受到了很大的污染,亟需清洁无污染的能源[1]。而液化天然气(LNG)是在常压的环境下把开采出的天然气冷却到约-162 ℃,气体就变成无色、无味、无毒且无腐蚀性的液体,并且通过这个冷却过程,体积为原来的1/600,从而也有利于天然气的远距离运输[2]。我国是一个能源消费大国,然而天然气的消费量相对较少,在能源消费结构中所占比例还很低。众所周知,我国的天然气资源非常有限,其开采量远远小于需求量。为了缓解我国经济的快速发展对环保和能源的需求,我国在沿海地区已经先后建成22座LNG接收站,其中,中石油、中石化、中海油三大公司接收站18座,其余接收站为地方国企和民营企业建设,LNG接收站在我国正值蓬勃的发展阶段[3]。

1 LNG接收站概述

1.1 LNG接收站总体工艺

常见的LNG接收站主要包括LNG卸料及储存、气化外输、BOG(闪蒸天然气)处理、装/卸车、装/卸船、火炬、计量系统等,以江苏某接收站为例,其主要工艺为LNG船舶经卸料臂接卸至LNG储罐,再由LNG储罐输送至气化外输装置,与BOG、丙烷等介质换热后完成BOG再冷凝及气化外输;LNG液态输出可依托槽车和槽船实现液态外输的目的[4]。

1.2 接收站BOG的处理工艺

由于LNG为低温液体,在储罐储存及管线输送过程中会产生一定量的BOG。以江苏某接收站为例,该厂区BOG处理工艺主要分为两部分:①在卸船工况下,通过压缩机将储罐内的BOG输送至LNG船,以填充LNG船在卸液后船舱的气相空间;②在非卸船工况下,通过BOG压缩机将BOG输送至LNG气化装置,通过BOG、LNG、丙烷等换热,完成BOG再冷凝和气化外输工作,同时,BOG也可通过BOG压缩机加压后,通过空温式气化器复温直接外输至城市中压管网,完成BOG的外输处理(见图1)。

图1 接收站BOG处理工艺示意

2 接收站BOG管网压力不均的分析

2.1 BOG管网压力不均的原因

由于LNG储罐储存规模不同,所建设的储罐也并非为统一规格的储罐,进而产生各储罐操作压力不同,造成BOG管网压力不均的情况,在日常工艺操作中,压力低的LNG储罐极易存在安全隐患,但如果将操作压力高的储罐压力降至压力低的储罐压力下操作,又会产生大量的BOG闪蒸气,产生一定的经济损失。

2.2 BOG系统的工艺流程

以江苏某接收站为例,该接收站储罐配置为2座5×104m3双金属单包容储罐(1#、2#储罐),储罐设计压力为-0.5/15 kPa,操作压力5～12 kPa; 2座16×104m3混凝土全包容储罐(3#、4#储罐),设计压力为-1/29 kPa,操作压力为7～25 kPa,远期规划继续建设3座20×104m3混凝土全包容储罐(5#、6#、7#储罐)。该接收站配备2台处理能力4 171 Nm3/h低温BOG压缩机(1#、2#BOG压缩机),设计排气压力为0.4 MPa;1台处理能力为9 900 Nm3/h常温BOG压缩机(3#BOG压缩机),设计排气压力0.4/0.8 MPa;2台处理能力为10 500 Nm3/h低温BOG压缩机(4#、5#BOG压缩机),设计排气压力0.8 MPa。目前,5台BOG压缩机入口压力均为10 kPa(见图2)。

图2 江苏某接收站BOG流程示意图

2.3 BOG压力不均存在的影响

(1)假设在该操作工况下,如4#储罐BOG管线阀门故障全开(查阅该阀门数据表,该阀门直径为DN600,设计BOG通过量为31 t/h),在较短的时间内4#储罐的BOG会通过该阀门进入接收站BOG系统,造成接收站BOG管网整体压力升高,极易对1#、2#储罐造成安全隐患。

(2)根据了解该接收站在卸船工况下1#、2#储罐的BOG无法满足返船气量的要求,所以在卸船工况下需要将3#或4#储罐的一部分BOG送至BOG 系统以供应返船气,在此工况下就造成1#、2#的储罐的低压力(10 kPa)BOG系统和3#、4#储罐的高压力(20 kPa)BOG系统不能实现完全的分割。

(3)目前,该接收站4座储罐均处于运行状态,各储罐压力均控制在操作压力之内,假如将3#、4#储罐的操作压力由20 kPa降为10 kPa操作,以达到接收站BOG系统压力的均衡,则3#、4#储罐会产生大量的BOG闪蒸气体,以单台储罐最小库存4 363 t计算,由操作压力22 kPa降为11 kPa将产生BOG质量为49 t(见表1),如接收站无法处理储罐压力下降后产生的BOG闪蒸气体,将会造成相应的经济损失;另3#、4#储罐操作压力降低各保护装置及储罐设施将无法发挥保护效果,如更换或调整将会产生一定的安全风险和经济投入。

表1 储罐压力下降后产生的BOG核算

3 BOG压力不均的优化措施

(1)根据江苏某接收BOG运行情况,现对BOG管网进行优化分割,将该接收站分割为10 kPa BOG管网和20 kPa BOG管网,其中10 kPa BOG管网供应厂区中压外输和返船气,20 kPa BOG管网供应LNG气化装置高压外输,同时在10 kPa BOG管网和20 kPa BOG管网交汇处设置紧急切断阀和压力联锁,以保证在3#、4#储罐或远期储罐的BOG控制阀门故障打开时,能够及时切断并保护10 kPa BOG 管网相连的设备设施。

(2)因该接收站受卸船返气工况影响,所以将1#、2#、3#储罐同时分割为10 kPa BOG管网系统中,4#储罐及远期规划储罐分割为20 kPa BOG管网系统中,并在3#储罐BOG管网末端增加自调阀组,正常卸船工况下由1#、2#和3#储罐同时供应返船气和中压外输,在极端情况下10 kPa BOG管网气量不足时,开启3#储罐末端自调阀组自20 kPa BOG管网补气至10 kPa BOG管网,以保证卸船工况的正常运行(见图3)。

图3 接收站BOG管网分割示意

4 结语

由于国内大多数LNG接收站都采用分步实施的发展理念,特别是LNG行业的迅猛发展使得部分企业在前期接收站的规模上进行扩建,在扩建后就会存在储罐规模大小不一、设计压力不同,导致BOG管网压力不均,如果不及时优化,极易存在安全隐患,同时也会造成相应的经济损失。以上内容重点介绍了江苏某LNG接收系统的工艺流程及压力不均存在的影响,通过分析确定了优化措施,避免了接收站因BOG压力不均而产生的经济损失和安全隐患。