LNG接收站內(nèi)BOG再冷凝工藝的計算與優(yōu)化*

苗嘉旭，李軒宇，門馳，李慧瑤，周洋洋，何昊，畢海勝**

(1. 青島科技大學(xué)機電工程學(xué)院，山東青島 266061；2. 中國石油集團(tuán)渤海石油裝備制造有限公司遼河熱采機械制造分公司，遼寧盤錦 124209)

隨著經(jīng)濟的快速發(fā)展，能源消耗量也迅速增長，根據(jù)相關(guān)報告，2020年我國天然氣消費量與產(chǎn)量繼續(xù)增長，天然氣對外依存度已上升至43.4%。優(yōu)化能源消費結(jié)構(gòu)、提高能源利用效率已成為我國目前需要解決的問題之一[1]。液化天然氣(LNG)遠(yuǎn)洋運輸因具有低成本優(yōu)勢而成為運輸?shù)闹饕绞街?，進(jìn)口LNG海運及LNG接收站的建設(shè)也在快速發(fā)展。由于LNG儲罐內(nèi)外溫差和漏熱而導(dǎo)致大量蒸發(fā)氣體(BOG)產(chǎn)生，若BOG不能及時排出會導(dǎo)致儲罐超壓而引發(fā)安全事故[2-3]。

目前，接收站常用的BOG處理工藝為直接壓縮和再冷凝工藝[4]，再冷凝工藝是將站內(nèi)產(chǎn)生的BOG先增壓再用過冷的LNG將其液化的過程，BOG再冷凝工藝比直接壓縮工藝節(jié)省約一半的成本，因此，大型LNG接收站的BOG回收往往選擇再冷凝工藝[5]。然而，BOG再冷凝工藝在能耗及適用范圍上仍可優(yōu)化[6]，近年來，國內(nèi)外研究者對BOG再冷凝工藝和設(shè)備方面進(jìn)行了一些探索，取得了良好的效果。陳行水[7]提出多階壓縮冷凝工藝，通過降低總壓比達(dá)到了節(jié)能效果，分析了系統(tǒng)階數(shù)與節(jié)能效果間的變化規(guī)律，確定二階壓縮工藝為最優(yōu)工藝。冉田詩璐[8]通過在二級壓縮工藝間增加再冷凝器和低壓泵，使BOG階梯式冷凝，達(dá)到降低能耗的效果。薛鵬等[9]設(shè)計了一種基于制氮系統(tǒng)的BOG回收工藝，擴大了工況適用范圍。焦紀(jì)強等[10-12]提出了一種混合式BOG再冷凝工藝，BOG氣體首先與液氮進(jìn)行混合噴射后再與過冷LNG進(jìn)行二次噴射，通過對液氮和LNG流量的調(diào)節(jié)，實現(xiàn)對LNG的熱值調(diào)整，滿足下游用戶的需求。Shin等[13]建立了BOG壓縮機優(yōu)化操作的數(shù)學(xué)模型，有效提高了整個流程的效率及可操作性。李寧[14]對BOG壓縮機選型方面進(jìn)行了深入分析。李亞軍等[15]對現(xiàn)有再冷凝器進(jìn)行改造，以保證裝置液位穩(wěn)定。嚴(yán)濤[16]、高飛等[17-18]分析了多型混合器的特點，并設(shè)計出新型再冷凝器，具有傳熱系數(shù)大、分散效果好等優(yōu)點。筆者基于某LNG接收站的實際運行工況，提出預(yù)冷式再冷凝工藝并進(jìn)行優(yōu)化。

1 傳統(tǒng)BOG再冷凝工藝

傳統(tǒng)BOG再冷凝工藝是指BOG氣體經(jīng)匯管進(jìn)入BOG壓縮機增壓，且可通過調(diào)節(jié)2臺并聯(lián)壓縮機的負(fù)荷來改變流量的大小，經(jīng)壓縮調(diào)節(jié)后與LNG低壓泵出口壓力相通的BOG氣體進(jìn)入再冷凝器，與過冷LNG接觸換熱，BOG氣體完全冷凝后排出。根據(jù)LNG接收站設(shè)計參數(shù)，運用ASPEN HYSYS軟件建模見圖1。

圖1 傳統(tǒng)再冷凝工藝模擬流程

由圖1可見：建模時對LNG接收站工藝簡化處理，將LNG儲罐、BOG壓縮機、海水泵和氣化器均合并為一個，增加了3組邏輯單元以保證工藝的安全運行，其中設(shè)置器1是用于使BOG壓縮機和低壓泵的出口壓力保持一致；設(shè)置平衡器、設(shè)置器2、調(diào)節(jié)器1的邏輯單元組以保證再冷凝器BOG出口流量為0且混合流無氣相組分；設(shè)置調(diào)節(jié)器2通過調(diào)節(jié)海水流量保證天然氣外輸溫度在合理的區(qū)間內(nèi)。流程中重要節(jié)點參數(shù)及LNG組分見表1—2。

1.1 BOG處理量對系統(tǒng)的影響

接收站實際BOG處理量為11 000～12 500 kg/h[19]，試驗中BOG處理量設(shè)置為10 000～13 000 kg/h，其他參數(shù)采用表1中的數(shù)據(jù)，保持不變，BOG處理量對設(shè)備能耗、冷凝股LNG流量及質(zhì)量比(每冷卻單位質(zhì)量的BOG所需LNG的質(zhì)量)的影響見表3。

表1 重要節(jié)點的模擬參數(shù)

表2 LNG接收站LNG組分

表3 BOG處理量對設(shè)備能耗、凝股LNG流量及質(zhì)量比的影響

由表3可見：隨著BOG處理量增大，高壓泵和壓縮機負(fù)荷增大，高壓泵和壓縮機能耗隨之變大，由于儲罐出口LNG流量不變，因此，低壓泵能耗不變。隨著BOG處理量的增大，質(zhì)量比保持在5.8左右浮動，這是由于質(zhì)量比還與LNG組分、操作壓力等參數(shù)相關(guān)[20]。

1.2 壓縮機、低壓泵出口壓力對系統(tǒng)的影響

接收站壓縮機、低壓泵實際出口壓力為600～1 000 kPa，壓縮機、低壓泵出口壓力設(shè)定為500～1 100 kPa，逐漸增大出口壓力，設(shè)定BOG處理量為11 340 kg/h，保持LNG和BOG入口壓力不變。出口壓力對設(shè)備能耗、冷凝股LNG流量及質(zhì)量比的影響見表4。

表4 出口壓力對設(shè)備能耗、凝股LNG流量及質(zhì)量比的影響

由表4可見：隨出口壓力的增大，壓縮機能耗增加值大于高壓泵能耗減小值，總能耗增大，質(zhì)量比減小，造成上述結(jié)果的原因主要有以下2個：①由于隨著BOG壓力升高，冷凝溫度越高，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壓力升高，LNG泡點升高，單位質(zhì)量的冷凝股LNG提供的冷量增大[21]。該工藝優(yōu)化的目標(biāo)是降低能耗和減小質(zhì)量比，因此，需要平衡減小質(zhì)量比和降低能耗之間的關(guān)系。當(dāng)出口壓力為700 kPa時，二者處于一個相對最優(yōu)狀態(tài)，因此，出口壓力優(yōu)選700 kPa。

1.3 外輸壓力對系統(tǒng)的影響

青島LNG接收站外輸壓力一般為5 000～9 000 kPa，在該壓力范圍內(nèi)，保持BOG處理量為11 340 kg/h，出口壓力為700 kPa，外輸溫度為0，外輸壓力對設(shè)備能耗及海水流量的影響見表5。

表5 外輸壓力對設(shè)備能耗及海水流量的影響

由表5可見：當(dāng)外輸壓力增大時，總能耗及高壓泵能耗增大、海水流量及海水泵能耗降低，其他變量值幾乎不變。高壓泵能耗增大主要由于壓力升高。外輸壓力升高后，LNG氣化所需熱量減小，單位時間內(nèi)所需冷源量減少，因此，海水泵能耗降低。

2 再冷凝工藝優(yōu)化

2.1 預(yù)冷式再冷凝工藝

經(jīng)分析，壓縮機出口壓力越低，系統(tǒng)能耗越小，但壓縮機出口壓力降低會使BOG露點降低和壓縮機出口溫度升高，進(jìn)而導(dǎo)致冷凝股LNG流量增大。

當(dāng)外輸量較小時，BOG不能被完全冷凝，進(jìn)而被輸送至火炬燃燒[22]。針對該問題，對傳統(tǒng)再冷凝工藝進(jìn)行優(yōu)化，其中BOG露點為定量，考察了出口溫度對壓縮機出口溫度對設(shè)備能耗、冷凝股LNG流量及質(zhì)量比的影響，結(jié)果見表6。

由表6可見：壓縮機出口溫度升高，系統(tǒng)能耗變大。這是由于出口壓力變大，壓比(壓縮機出口與入口壓力的比值)升高導(dǎo)致壓縮機能耗變大。若同時降低壓縮機壓比及出口溫度，便可同時降低系統(tǒng)能耗和質(zhì)量比。因此，考慮在傳統(tǒng)再冷凝工藝中的壓縮機出口處增加1個換熱器，使BOG與增壓后的LNG進(jìn)行換熱，換熱后的LNG輸往氣化器后氣化外輸。最優(yōu)工況是在-50～-60 ℃時，同時考慮由于實際工況中存在因熱傳導(dǎo)造成的熱量損失的現(xiàn)象，因此，選擇-60 ℃時的工況，使之更接近實際工況。

表6 壓縮機出口溫度對設(shè)備能耗、冷凝股LNG流量及質(zhì)量比的影響

預(yù)冷式再冷凝工藝的模擬流程見圖2。圖2中設(shè)置的3組邏輯單元與傳統(tǒng)工藝相同，分別用來控制壓縮機和低壓泵出口壓力保持相同、再冷凝器氣相出口流量為0以及外輸天然氣溫度保持0℃左右。

圖2 預(yù)冷式再冷凝工藝模擬流程

2.2 最小外輸工況的計算

最小外輸量是指LNG接收站穩(wěn)定運行下的最小外輸流量，其關(guān)鍵作用有2點：①保證冷凝股LNG能夠完全冷凝BOG；②保證旁通LNG流量充足，能將再冷凝器出口LNG混合至合適的溫度，進(jìn)而降低高壓泵發(fā)生汽蝕的風(fēng)險。最小外輸工況常發(fā)生在6—8月，此時，BOG產(chǎn)生量較大，但下游天然氣用量小，LNG外輸量小。目前預(yù)冷式工藝的研究已經(jīng)相對成熟，但對于最小外輸工況的研究較少，有的接收站由于故障或不可抗拒因素而處于外輸量小或零外輸工況，導(dǎo)致BOG無法通過再冷凝工藝液化，因此，降低最小外輸量對減少LNG接收站事故工況有重要意義。

為排除儲罐閃蒸的干擾，將儲罐排除后進(jìn)行最小外輸工況的模擬，并增加1組邏輯單元平衡器2、設(shè)置器3、調(diào)節(jié)器2，模擬流程見圖3。

圖3 最小外輸工況模擬流程

圖3中通過調(diào)節(jié)LNG出口流量以保證高壓泵不發(fā)生汽蝕，因此，增加該組邏輯單元后的外輸流量即最小外輸流量。

最小外輸量的主要影響因素有再冷凝器操作壓力和再冷凝器的BOG溫度，分別改變這2個變量，對最小外輸工況進(jìn)行分析。同時，在相同條件下對傳統(tǒng)工藝進(jìn)行最小外輸工況模擬，在不同再冷凝器操作壓力和操作溫度下的具體模擬數(shù)據(jù)見表7和表9。對比兩種工藝的最小外輸量可知預(yù)冷式最小外輸量有明顯降低。

考察再冷凝器操作壓力對2種工藝最小外輸量的影響，結(jié)果見表7。

由表7可見：由于隨著再冷凝器操作壓力的降低，而BOG露點降低且較難液化，需要更多的冷凝股流量去冷凝，因此，隨著壓力降低，2種工藝最小外輸入量均增大。

根據(jù)當(dāng)壓縮機和低壓泵出口壓力均為700 kPa時，再冷凝器操作壓力為700 kPa時(忽略壓縮機和低壓泵與再冷凝器之前的管線壓降)，2種工藝主要參數(shù)對比見表8。

表7 再冷凝器操作壓力對2種工藝最小外輸量的影響

由表8可見：與傳統(tǒng)工藝相比，預(yù)冷式工藝的質(zhì)量比及各設(shè)備能耗均有降低，這是由于預(yù)冷式工藝將再冷凝器入口溫度由-66.87 ℃降低至-100 ℃，使得液化相同質(zhì)量的BOG所需的冷量減少，質(zhì)量比和冷凝股LNG流量減小，因此，低壓泵和高壓泵能耗均減低，其中低壓泵能耗降低15.76%，高壓泵能耗降低13.91%，總能耗降低9.13%。

表8 最小外輸工況條件下2種工藝參數(shù)對比

考察再冷凝器的BOG溫度對2種工藝最小外輸量的影響，結(jié)果見表9。

由表9可見：隨著再冷凝器BOG溫度的降低，同時從再冷凝器出來的LNG溫度比傳統(tǒng)工藝低，這就需要比傳統(tǒng)工藝更小的旁路LNG混合使溫度降至沸點以下，保證高壓泵不發(fā)生汽蝕，冷凝股和旁通股流量均減少，預(yù)冷式外輸流量也隨之降。

表9 再冷凝器的BOG溫度對2種工藝最小外輸量的影響

預(yù)冷式工藝采用表6得出的最優(yōu)工況條件，預(yù)冷式工藝和傳統(tǒng)工藝的主要參數(shù)進(jìn)行對比，結(jié)果見表10。

表10 最小外輸工況條件下2種工藝參數(shù)對比

由表10可見：當(dāng)入口溫度為-60 ℃時，與傳統(tǒng)工藝相比，預(yù)冷式工藝的最小外輸量、質(zhì)量比和能耗均有降低，質(zhì)量比降低39.35%，總能耗降低5.37%。

3 結(jié)論

基于ASPEN HYSYS軟件建模，主要對BOG再冷凝工藝進(jìn)行計算與優(yōu)化，主要結(jié)論如下。

1)隨BOG處理量增大，壓縮機和高壓泵能耗增大，低壓泵能耗不變；在LNG溫度相同的條件下，BOG處理量越大，所需的LNG流量越大，質(zhì)量比也隨之升高。

2)壓縮機、低壓泵出口壓力升高，壓縮機能耗增大，高壓泵能耗減小，總能耗增大；出口壓力升高后，BOG更易液化，單位質(zhì)量的LNG提供的冷量增多，質(zhì)量比降低。

3)當(dāng)外輸壓力升高時，高壓泵壓比升高，導(dǎo)致高壓泵能耗增大；同時，壓力升高，單位質(zhì)量LNG被氣化所需海水量減少，海水泵能耗減小。

4)預(yù)冷式再冷凝工藝相對與傳統(tǒng)工藝在最小外輸量、能耗和質(zhì)量比3個方面均有降低，當(dāng)再冷凝器操作壓力為700 kPa時，最小外輸量減小了13 250 kg/h，質(zhì)量比由7.412降低至6.246，總能耗降低9.13%。