外輸工況影響下的LNG接收站工藝參數(shù)優(yōu)化思考

摘要：液化天然氣氣化外輸為LNG接收站工藝流程中的重點環(huán)節(jié)，接收站工藝對外輸工況的敏感度較高，若外輸工況不穩(wěn)，液化天然氣氣化外輸質(zhì)量將受明顯影響。為此本文分析外輸工況與LNG接收站工藝參數(shù)的影響管理，給出接收站工藝參數(shù)優(yōu)化的具體方案，以穩(wěn)定LNG接收站運行狀態(tài)，降低接收站運行能耗，帶來更多的LNG經(jīng)濟效益。

關(guān)鍵詞：LNG接收站;液化天然氣外輸;工藝參數(shù)

引言：受調(diào)峰能力、管線輸送能力等因素的限制，國內(nèi)天然氣供需存在明顯的季節(jié)性矛盾，在冬季LNG接收站運行過程中，外輸壓力、溫度、體量的波動較大，容易給接收站內(nèi)各類設(shè)備的運行穩(wěn)定造成不利影響，進而引發(fā)運行效率降低、能耗提高的問題，并帶來一定安全風險。為保證特殊時期LNG接收站也能穩(wěn)定高效運行，需要對運行參數(shù)與外輸工況間的關(guān)系做重點分析。

1 LNG氣化外輸工藝流程

1.1工藝原理

液化天然氣外輸工藝流程中包括再冷凝器、罐內(nèi)泵、氣化器、高壓泵等單元，一般情況下，單個儲罐配備4臺罐內(nèi)泵，泵體同時運行可輸出最大流量。罐內(nèi)泵能夠?qū)⒔^大多數(shù)液化石油氣傳輸至氣化器和輸出泵，另外一部分則進入裝車站。在輸出泵，液化石油氣又分為兩部分，進入再冷凝器和BOG管道的液化石油氣被再次凝結(jié)，進入高壓泵的液化石油氣被加壓處理后回到氣化器。罐內(nèi)泵出口位置設(shè)置回流管線，用于輸送量異常調(diào)整，以始終保持管線在低溫條件下運行。

氣化器主要包括三種類型。一是中間流體式，其以海水作為初步加熱介質(zhì)，以中間流體作為二次加熱介質(zhì);二是開架式，該類型氣化器可將液化天然氣轉(zhuǎn)化為飽和蒸汽狀態(tài);三是浸沒燃燒式，在熱水套爐內(nèi)加熱氣體產(chǎn)生天然氣，唐山LNG接收站即采用該類型氣化器。

1.2工藝流程

在分析外輸工況與LNG接收站工藝的影響關(guān)系之前，需要構(gòu)建LNG接收站工藝模型，本文主要研究唐山市LNG接收站的工藝流程，并以此作為研究模型。

唐山市LNG接收站冬季運行時開啟再冷凝工藝流程，處于低溫、低壓狀態(tài)的LNG從卸船分別進入4個容積為16×104m3的儲罐，依次經(jīng)低壓泵、再冷凝器、高壓泵等設(shè)備的處理后，將低壓LNG加壓至9.3MPa，然后利用內(nèi)徑為80cm的高壓輸出管通入SCV及氣化器當中。氣化后的高壓NG氣體通入內(nèi)徑為93.3cm的輸出總管，經(jīng)計量后輸出。

唐山LNG接收站使用的SCV由日本公司生產(chǎn)，其結(jié)構(gòu)包括水浴池、燃燒器、圍堰、煙囪等，另外配合火焰檢測器、冷卻水循環(huán)泵、鼓風機、加熱器等設(shè)備。該SCV的設(shè)計溫度在-170～65℃，設(shè)計壓力在13.9MPa，最大液化天然氣處理能力在220t/h。氣體在SCV燃燒室燃燒后釋放的高溫煙氣進入水浴池，促使水浴湍動，換熱管內(nèi)的LNG與湍動水發(fā)生換熱，促使LNC氣化。

2外輸工況與LNG接收站工藝的影響關(guān)系

LNG接收站運行過程中，BOG處理工藝的選擇非常關(guān)鍵，常用BOG處理工藝包括再冷凝工藝和直接壓縮輸出工藝。其中，再冷凝工藝流程比較復雜，在再冷凝器完成LNG和BOG的冷凝處理，然后將LNG輸送至高壓泵。直接壓縮輸出工藝將LNG和BOG分開進行處理，兩條通路之間互不影響，處理過程相對簡單。

2.1外輸流量對LNG接收站工藝的影響

液化石油氣用戶的用氣量存在明顯的季節(jié)性、時段性規(guī)律，因此LNG接收站液化氣外輸量的谷峰差異較大，相應(yīng)的外輸流量波動幅度也較大。唐山LNG接收站在冬季負責北京市天然氣供應(yīng)的調(diào)峰任務(wù)，北京市約30%的天然氣均來自唐山LNG，為合理降低天然氣外輸成本，唐山LNG接收站采用再冷凝工藝，以應(yīng)對冬季天然氣外輸流量較高的情形。考慮到實驗結(jié)果的實踐指導意義，決定對再冷凝工藝下外輸流量與LNG接收站運行能耗的影響進行分析。

LNG接收站外輸流量包括兩部分，分別為LNG氣體和BOG液化再氣體，調(diào)整外輸流量大小觀察接收站運行能耗變動。實驗結(jié)果發(fā)現(xiàn)，當外輸流量升高時，接收站低壓泵、高壓泵、氣化器等單元的運行能耗均表現(xiàn)出上升趨勢。

2.2外輸壓力對LNG接收站工藝的影響

LNG接收站外輸工藝流程中的外輸壓力并不固定，在一天中的不同時段表現(xiàn)為不同的壓力水平。實驗發(fā)現(xiàn)，外輸壓力變化對不同設(shè)備運行能耗的影響關(guān)系不同，當外輸壓力上升時，高壓泵運行能耗發(fā)生明顯上升，但氣化器、壓縮機、低壓泵等設(shè)備的運行能耗并未發(fā)生明顯變化，甚至氣化器運行能耗稍有降低。該現(xiàn)象的原因可能是由于，外輸壓力對LNG接收站內(nèi)設(shè)備運行能耗的影響主要作用于距離計量區(qū)較近的設(shè)備上，外輸壓力上升所產(chǎn)生的大部分能耗影響由高壓泵承擔。

綜上，當外輸流量及外輸壓力上升會導致LNG接收站整體運行能耗上升。

3 LNG接收站工藝參數(shù)優(yōu)化方案

結(jié)合以上實驗結(jié)果，LNG接收站工藝參數(shù)優(yōu)化主要需對外輸壓力和外輸流量進行控制，以降低接收站運行能耗，同時保證天然氣外輸供應(yīng)的穩(wěn)定性。LNG接收站外輸量并不固定，液化天然氣的流量也處于不斷波動中，因此可調(diào)整氣路工藝參數(shù)進行節(jié)能降耗，如BOG流量及壓縮機出口壓力。在再冷凝工藝下，冷凝器運行狀態(tài)與其他相關(guān)設(shè)備的運行參數(shù)之間存在一定關(guān)聯(lián)，為保證冷凝器運行狀態(tài)穩(wěn)定，在工藝參數(shù)調(diào)節(jié)中需對再冷凝壓力及液位做嚴格把控。

3.1 BOG流量調(diào)整

實驗結(jié)果表明，BOG流量與LNG接收站運行總能耗之間正相關(guān)，即BOG流量越高，接收站運行總能耗越大，因此在實際工作中，可適當調(diào)低BOG流量進行節(jié)能。接收站外輸工藝流程內(nèi)BOG在兩種情況下產(chǎn)生，分別為出管內(nèi)LNG蒸發(fā)和保冷管受熱，因此可在保持保冷管溫度不變的前提下降低保冷量來減少BOG生成[2]。另外，將壓縮機處理量調(diào)節(jié)至儲罐壓力最低水平的狀態(tài)可降低壓縮機運行能耗，進而達到降低總能耗的目的。

3.2壓縮機出口壓力調(diào)整

取唐山LNG接收站設(shè)計壓力13.9MPa，調(diào)整壓縮機出口壓力，觀察接收站運行能耗變化情況。在再冷凝工藝中，隨著壓縮機出口壓力增加，工藝運行能耗表現(xiàn)為先下降后上升的趨勢，當出口壓力達到6～7MPa范圍時，再冷凝工藝能耗水平較低。因此若LNG接收站在再冷凝工藝條件下運行，想要通過壓縮機出口壓力調(diào)整降低運行能耗，需確保壓力調(diào)節(jié)值在合理范圍內(nèi)。

前文提出，外輸流量與LNG接收站運行能耗間正相關(guān)，在再冷凝工藝條件下，若外輸壓力較高，可降低接收站最小外輸量來控制能耗產(chǎn)生。再冷凝器的最小外輸量主要受其氣液比的影響，即過冷LNG流量與液化BOG流量的比值，可調(diào)空間非常有限，因此外輸流量的調(diào)整主要依靠壓縮機出口壓力來實現(xiàn)。具體原理為：BOG出口壓力增加導致再冷凝器入口處的BOG溫度上升，當液化體量不變時，需要的過冷LNG流量更低，進而降低再冷凝器的氣液比，促使最小外輸量和系統(tǒng)運行能耗降低。

結(jié)論：綜上所述，LNG接收站外輸工藝流程中，接收站運行總能耗與外輸流量和外輸壓力正相關(guān)，當外輸流量和外輸壓力較高時，可選擇再冷凝的BOG處理工藝，并通過適當降低BOG流量和壓縮機出口壓力來控制接收站運行能耗。具體而言，就是要適當調(diào)低保冷循環(huán)量以減少BOG的生成，通過壓縮機運行壓力降低來減少系統(tǒng)耗能。同時，調(diào)整壓縮機出口壓力在6～7MPa之間，將LNG接收站運行能耗控制在最小范圍。

參考文獻：

[1]王國強，明學江，宋濤.LNG接收站工藝流程案例分析[J].遼寧化工，2020，49（05）：532-534.

作者簡介：趙智勇（出生年1991），男，漢族，（籍貫：江蘇徐州），專科，助理工程師，研究方向：天然氣儲運。