一种蒸发天然气再液化氮膨胀制冷工艺流程的优化和海上适应性分析

常学煜，张盈盈，朱建鲁，李玉星，张梦娴，杨晓宇

（1山东省油气储运重点实验室，青岛市重点实验室“环海油气储运技术”，山东 青岛 266580；2中国石油大学(北京)，北京 102200）

一种蒸发天然气再液化氮膨胀制冷工艺流程的优化和海上适应性分析

常学煜1，张盈盈2，朱建鲁1，李玉星1，张梦娴1，杨晓宇2

（1山东省油气储运重点实验室，青岛市重点实验室“环海油气储运技术”，山东 青岛 266580；2中国石油大学(北京)，北京 102200）

大型液化天然气（LNG）运输船在运输过程中，会吸收外界热量，而使LNG受热气化为天然气。为避免压力超限LNG运输船发生危险，用蒸发天然气（BOG）再液化系统将天然气再液化成为一种优选处理方式。本文针对一种新型氮膨胀流程进行模拟，并进行流程中关键参数的优化。将优化后的流程与丙烷预冷混合冷剂制冷流程进行对比，结果表明：以产品LNG比功耗为衡量指标，对5个关键参数（换热器中BOG气体出口温度、BOG一级压缩机出口压力、换热器中氮气出口温度、膨胀机膨胀后压力及氮气压缩机的压力分配等）进行优化，降低了系统的比功耗；与丙烷预冷混合制冷流程比较，氮膨胀流程比功耗略高，流程简单，设备较少，更加安全；文中所选氮膨胀制冷流程比丙烷预冷混合冷剂流程更适合于LNG运输船上BOG再液化。

氮膨胀制冷；海上适应性分析；模拟优化；流程对比；液化天然气；蒸发天然气

液化天然气（LNG）运输船是高技术、高可靠性、高附加值的特殊船[1]，集中了许多先进的造船技术，其造价昂贵，具有良好的经济效益。随着LNG海上贸易量的增长，进一步提高装载量和运输效率是LNG船的发展趋势。通常情况下，LNG船的载货量越大，运输成本越低，所以目前LNG运输船正在朝着大型化发展。在大型LNG运输船的运输过程中，由于温差的存在，即使是保温性能特别好的液货舱也会不可避免的吸收外界热量，而使LNG受热气化为天然气。如果天然气蒸发之后不及时处理，会使液货舱产生压力，压力超过限值会破坏舱体结构[2]，使LNG运输船发生危险。目前对于蒸发天然气（BOG）的主要处理措施有3种，首先是作为燃料为燃气轮机提供动力，但是燃烧不充分，不能充分利用[3-4]；其次如果超过船体能够处理的能力，会打开安全阀直接排放BOG，这种方法非常不环保，极易造成污染，并且造成的经济损失较大[5]；最后是使用BOG再液化系统将天然气液化，再送回液货舱，可以有效地处理BOG[6-7]。因此如何让再液化系统高效经济的运转，成为解决LNG运输船安全经济问题的关键[8]。目前对陆上天然气液化工艺研究较多，对于LNG运输船上再液化系统研究较少。氮膨胀液化工艺具有占地面积小，易启停、气源安全、结构紧凑等优点[9-10]。本文针对一种新型氮膨胀液化工艺进行模拟，并在保证液化率为100%的前提下以产品的比功耗作为指标，对系统中关键参数进行优化，并将优化后的氮膨胀液化流程与混合制冷剂流程进行比较，提供关键节点的运行操作参数，为海上LNG运输船再液化系统的设计及运行提供指导和依据。

1 流程介绍

针对一种新型氮膨胀液化流程进行模拟[11]。氮膨胀流程采用三级压缩（K102、K103、K104），每级压缩之间存在中间冷却器，最后一级压缩机出口存在后冷却器E104。经过海水冷却器E104冷却的高压氮气进入换热器LNG102利用深冷之后的冷能进行初步降温。预冷之后的氮气进入氮气膨胀机K105进行膨胀，膨胀之后的气体温度降低，在换热器LNG101中为BOG进行深冷。深冷之后的氮气仍然存在部分冷量，再返回换热器LNG102为热流进行降温。

第二部分为BOG再液化过程。与以前的流程相比，BOG从船舱出来之后在换热器LNG100中利用自身冷能为压缩之后的BOG流进行预冷，充分利用剩余的冷能。温度上升之后进入两级压缩机（K100、K101）进行压缩，经过中间冷却器E100和后冷却器E101之后在换热器LNG100中被自身初步预冷。其中BOG回热器热流出口物流在模拟温度和压力下为气液两相。然后进入深冷换热器LNG101与膨胀后的氮气进行换热，进行深冷换热，然后进入节流阀VLV100进行降压，达到船舱压力之后返回船舱。与典型的分布负荷流程相比，图1流程中氮气回热器中物流数目减少，流程简化，更加适应海上工况的需求，具体参数请见表1。

2 液化流程的优化

2.1 初始参数的设定

选择Peng-Robinson方程为状态方程进行物性计算。BOG组分为甲烷含量91.6%，氮气含量8.39%，乙烷含量0.01%。BOG温度为–100℃，入口压力为115kPa，流量为32kmol/h。模拟中压缩机绝热效率为0.8，膨胀机绝热效率为0.8[12-13]。系统中膨胀机做功提供给压缩机，不足部分用其他能耗代替。天然气液化率为1，流程中的换热器最小换热温差为3℃，海水冷却器出口温度采用南海海水的表层温度为30℃。

表1 氮膨胀循环关键参数值

图1 氮膨胀液化流程图

2.2 流程参数优化方法与设计标准

根据以上流程的设定及逻辑关系，选取换热器LNG100中BOG气体出口温度、BOG一级压缩机出口压力、换热器LNG102氮气出口温度、膨胀机膨胀后压力及氮气压缩机的压力分配等五个参数进行优化。优化时，保证液化率为100%，以流程的比功耗作为优化指标，其他参数不变，对研究参数进行优化。原料气的单位能耗计算公式如式(1)。

式中，ω为系统比功耗，kW·h/m³；W1、W2、W3、W4、W5为压缩机功耗，kW；W6为膨胀机做功，kW；Q为BOG流量，m3/h。

由于BOG再液化流程是在海上LNG运输船上进行，因此对于系统的要求和陆上液化厂的要求有所不同，具有其独立的设计标准[14]，如表2。

2.3 流程中主要设备的分析与不可逆损失（㶲损）比较

对氮膨胀制冷流程进行不可逆损失（㶲损）分析。由于流程中的㶲损主要集中在压缩、传热（回热）以及膨胀过程中[15]，因此对流程中的主要设备：压缩机、多股流换热器、膨胀机以及节流阀进行㶲损分析[16]。各主要设备㶲损计算公式如式(2)～式(4)。

表2 海上和陆上液化工艺设计标准对比

式中，ηm为压缩机的机械效率；H1、H2分别为进出口焓值，kJ/kmol；S1、S2分别为进出口熵，kJ/kmol；∏为㶲损失，kJ/kmol。

计算得到各主要设备的㶲损如图2所示。

通过分析计算可以发现，流程中换热器、膨胀机和节流阀的㶲损失较小。其中3台换热器的㶲损占总流程的11.2%，比例较小，压缩机的不可逆损失最大，占整个流程㶲损失的72.3%，对流程的功耗起到决定性的作用。流程中BOG换热器的T-Q分布图如图3所示，可以看出，在–150～–130℃时BOG发生液化，换热器的最小换热温差点在–132℃左右，整体换热效果较好，达到流程要求。

图2 关键设备不可逆损失图

图3 BOG回热器T-Q图

3 优化结果与分析

3.1 BOG循环关键参数分析与优化

换热器LNG100中BOG气体出口温度优化时，通过调整换热器LNG100的出口温度，进而影响后面压缩机和海水冷却器的功耗。当压缩机入口物流温度较低时，压缩机功耗减小，出口物流温度降低，在海水冷却器中热交换量较少，不可逆损失减少，功耗降低。始终保持换热器中不出现温度交叉，各个压缩机正常工作，液化率始终保持在100%。随着换热器出口温度的上升，K100的功耗逐渐增加，这是由于温度升高之后，气体的沸点升高，更加难以压缩，要想达到同样的压缩压力，就要提供更多的能量。分析K102的功耗图[图4(a)]可以发现，随着出口温度的升高，功耗值呈现梯度降低变化趋势。这是由于出口温度升高，则物流6的温度降低，有更多地冷能传递到了物流6当中，继而通过换热器LNG101影响到了物流18的温度，从而降低了物流9的温度。由于是通过3个换热器进行温度传递，存在部分温度滞后和能量损失，且温度变化的步长较小，所以呈现出梯度变化趋势。从总功耗的图形[图4(b)]可以发现，功耗的变化趋势出现两个波谷，这是K102温度梯度变化作用的结果。得出最优的出口温度为27.8℃。将出口温度设置为此温度。

BOG一级压缩机出口压力优化时换热器LNG100中BOG气体出口温度设置为27.8℃。由于一级压缩机出口压力并不影响其他压缩机的功耗，因此只研究它对于K100和K101以及总功耗的影响，如图5，可以发现，随着出口压力升高，K100功耗逐渐升高，K101功耗逐渐降低，总功耗在近于两者交叉的位置存在最小值。此时，压力值为280kPa。此时压比分别为2.43和2.32，两者相差不大，符合等压比原则。

图4 换热器LNG100中BOG出口温度对系统功耗影响

图5 一级压缩机（K100）出口压力对功耗影响

3.2 氮气循环关键参数分析与优化

换热器LNG102氮气出口温度优化时，换热器LNG100BOG气体出口温度设置为27.8℃，BOG一级压缩机出口压力为280kPa。物流16的温度影响到膨胀之后的温度以及物流9的温度。若物流16的温度过高，则无足够热量为BOG深冷换热；若物流16的温度过低，则物流9的温度升高，压缩机功耗增大。因此在保证换热器LNG101和LNG102正常工作的条件下，对于物流16的温度进行调整。可以发现随着温度升高，K102的功耗在降低，这是由于有较多冷量进入物流9，使压缩机进口温度降低，气体更容易被压缩，节省了能量。可以发现，随着温度升高，膨胀机所能提供的功增加。这是由于相同的压力下，温度较高的气体具有更多的焓值，而膨胀之后的压力条件是相同的，这样就有更多的能量通过膨胀机输出。从图6中可以发现，温度允许变化范围内，温度越高，总功耗值越低。换热器在模拟时考虑到实际情况，最小换热温差为3℃，不可能将温度无限制增大，–108℃基本为可调整的最高温度，当温度进一步增加时，换热器模拟时最小换热温差小于3℃，即现实中温度不可能进一步增加。因此最佳温度为–108℃，与初始设定温度相等，无需对流程进行改进，继续进行下一步优化。

图6 换热器LNG102氮气出口温度对总功耗影响

膨胀机膨胀后压力优化时，换热器LNG100 BOG气体出口温度设置为27.8℃，BOG一级压缩机出口压力为280kPa，换热器LNG102氮气出口温度为–108℃。膨胀机膨胀后压力过低，会使冷量过剩，利用不完全，另外氮气压缩耗功较多，过低的压力使K102的压缩功耗上升。膨胀后压力过高，则可能冷量提供不足，不能满足换热器的冷量要求。因此在满足换热器不发生温度交叉的情况下进行压力优化。从图7可以看出，随着膨胀后压力的增大，K102的功耗减小速度远远大于K105提供的功的速度，这说明虽然膨胀后压力的增大使膨胀机所能提供的功有所减少，但是压缩机本身所节省下的功却远远大于这部分损失。这为氮膨胀制冷功耗的减少提供了一个思路，在制冷量和制冷温度满足的条件下，可以尽量增加膨胀机膨胀后的压力，为后面的再压缩可以节省相当一部分的能量。由图7也可以看出，随着膨胀后的压力增大，实际的总功耗是在不断减少。因此为满足优化，作者等将膨胀机后的压力调整到允许范围内的最大值555kPa。

图7 膨胀机出口压力对功耗影响

3.3 流程优化结果

对氮气压缩机压比优化时，其他参数为换热器LNG100中BOG气体出口温度为27.8℃，BOG一级压缩机出口压力为280kPa，换热器LNG102氮气出口温度为–108℃，膨胀机后压力为555kPa。经过以上数据调整之后，可以发现此时物流9的温度在27℃左右，与海水冷凝器的温度相差不大，因此可以用等压力比原则近似估计出各个压缩机的出口压力值，然后再进行优化。压缩机的进口压力和出口压力都已确定，利用等压力比原则对后两级压缩机分析可知，应满足如式(5)条件。

式中，P10、P14、P12分别为物流10、14、12的压力，kPa。

取定物流10的压力之后，物流12的压力也随之确定。因此对于物流10的压力进行取值优化，物流9和物流14的压力维持不变。可以观察到，在选定范围内，功耗变化值较小。从图8中可以看出压力分布的最优值是物流10为1100kPa，物流12为2210kPa。

反应液化流程性能的参数有液化率、比功耗等，在保证液化率不变的条件下，通过设置约束条件将多目标优化问题转化为有约束条件的单目标优化问题，以系统功耗最小为目标函数，优化模型的表达式为式(6)～式(8)。

图8 氮气压缩机压比分配对功耗影响

式中，W是系统的总功耗，h(X)=0是等式约束条件，g(X)＞0是不等式约束条件。

模拟优化时的主要等式约束条件有：①换热器冷热流体不发生温度交叉，忽略流体在换热器中的压降，即压降Δp=0；②压缩机和膨胀机绝热效率η＝0.8；③为防止液击发生，压缩机入口无液滴产生，即入口物流的含液率RL=0；④海水冷却器出口温度T=30℃。

主要不等式约束条件有：①最小换热温差Tminapproach≥3℃；②换热器熵增ΔS≥1J；③为使换热器中冷热流实现传热，具有温差传热的驱动力，各节流阀的温降ΔT≥1℃。

通过参数分析，根据以上约束条件及工程经验确定流程中相应关键参数的取值范围。其中换热器LNG100中BOG出口温度进行优化时的要保证换热器中不出现温度交叉，各个压缩机正常工作，取值范围为27.3～30.2℃；BOG一级压缩机出口压力为110～650kPa；换热器LNG102氮气出口温度模拟时考虑到实际情况，最小换热温差为3℃，不可能将温度无限制增大，取值范围为–112.5～–108℃；膨胀机膨胀后压力取值范围为为450～555kPa；氮气一级压缩机出口压力为1000～1350kPa。参数变量可以表示为如式(9)。

优化计算中采用模式搜索法，模式搜索分两个部分进行，一部分是探索有利方向，即探索接近目标函数的方向；另一部分是朝着接近目标函数的方向以一定的搜索步长进行移动。本文作者向着系统总功耗最小的方向进行搜索，通过移动，使得在约束条件下无限逼近目标函数，并且不出现震荡。通过确定变量初值，可以减小优化计算的计算量并加快收敛。

优化后，各关键节点参数如表3所示。优化后比功耗比初始设计降低了0.051 kWh/m³，变化幅度为13.01%。

表3 氮膨胀制冷循环关键参数表

4 流程对比及海上适应性分析

丙烷预冷混合制冷剂流程效率较高[17-18]，在FLNG中也有应用[19]。对丙烷预冷混合冷剂流程模拟如图9所示。其中丙烷预冷部分为标准的制冷过程，压缩机压缩后进入海水换热器E105冷凝到海水温度，然后进入节流阀VLV102节流，制冷剂降低温度之后进入换热器E2对BOG和混合制冷剂进行预冷，释放热量之后再次进入压缩机，继续进行下一轮的循环。

混合制冷流程中，制冷剂经过压缩机压缩达到3.5MPa后进入海水冷却器E104冷却，然后进入丙烷预冷换热器E2中进行降温。经过初步降温之后的制冷剂进入下一级换热器E3进一步降温，然后再进入混合制冷剂中的深冷换热器E4再次降温，之后和未经处理的BOG在换热器E1进行热量交换吸收冷量，再经过节流阀VLV101节流至0.3MPa进行降温。达到很低的温度之后作为冷却流体依次进入深冷换热器E4、再换热器E3、预冷换热器E2，最后进入压缩机。

BOG流体先与混合制冷剂进行换热，这样可以让船舱中带出来的小液滴气化，从而使进入压缩机的都是气体，避免气蚀，损坏叶轮，并且可以充分利用冷量。之后进入压缩机进行压缩，压缩后的高温高压流体经海水换热器进行换热，降低到环境温度。依次经过丙烷预冷、混合制冷剂深冷和节流阀节流，处理后的流体经过分离器分离，液体部分直接回到液货舱，气体部分为船舶提供动力或者继续进行下一轮液化[20]。

图9 丙烷预冷混合制冷剂流程图

模拟中调整混合冷剂的配比组成使功耗最小，得到配比为：甲烷35%、乙烷26%、氮气3.6%、丙烷21%和丁烷14.4%。优化时的约束条件为：压缩机的效率为0.8；压缩机入口物流应处在气相区，避免产生液滴进入压缩机中造成液击；换热器最小换热温差为3℃，避免冷热端面出现负温差，温度交叉；换热器的熵增大于0[21]。优化后混合冷剂制冷循环关键参数如表4所示。

混合冷剂循环和氮膨胀循环关键设备统计如表5。

将用于LNG运输船上的氮膨胀制冷循环和混合冷剂制冷循环相比，可以发现如下特点：①两者液化率都能达到100%，丙烷预冷混合冷剂制冷流程的功耗为0.292kWh/m³，小于氮膨胀循环功耗0.341kWh/m³，效率较高；②丙烷预冷混合冷剂制冷循环使用烃类作为冷剂，可随时补充，但具有可燃性，应用于FLNG运输船不安全，而氮膨胀循环冷剂为氮气，较安全；③丙烷预冷混合冷剂循环的性能与混合冷剂配比密切相关，一旦泄露或者补充单一冷剂时造成配比变化，对其制冷效果影响较大，海上调配工质较为困难；而氮膨胀制冷循环则不存在此问题；④在LNG运输船中甲板空间有限，为适应海上复杂工况，设备需要紧凑、简单，流程中丙烷预冷混合冷剂循环设备较多，流程较复杂，氮膨胀循环设备较少，流程简单[22]；⑤混合冷剂循环中液相物流较多，受海上6个自由度[23]晃荡影响较大，氮膨胀制冷循环受海上晃荡影响较小。因此，从LNG运输船BOG再液化需求以及海上工况适应性来说，氮膨胀制冷循环优于丙烷预冷混合冷剂制冷循环。

表4 丙烷预冷混合制冷剂流程关键参数

表5 两种流程参数对比

5 结论

通过以上模拟以及流程对比可以得出以下结论。

（1）文中选取的氮膨胀制冷循环和丙烷预冷循环均能够实现LNG运输船上BOG再液化需求，通过模拟优化给出了流程中关键节点的参数，在保证液化率为100%的前提下氮膨胀制冷循环比功耗可优化至0.341kWh/m³。

（2）丙烷预冷混合冷剂流程中工质配比对流程影响较大，海上调配工质较为困难；和丙烷预冷混合冷剂流程相比，氮膨胀制冷循环功耗略高，但其制冷剂安全，设备数量较少，占地面积小且可靠性高，并且流程受海上复杂海况的影响较小，处理能力满足LNG运输船的BOG再液化的输量要求。

（3）文中的氮膨胀制冷循环虽然制冷剂循环量大，处理量不高，在陆上LNG液化厂中的应用受到限制，但其十分适应于海上LNG运输船的再液化。

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Optimization of the process of nitrogen expansion refrigeration of BOG and the analysis of the adaptability of the sea

CHANG Xueyu1，ZHANG Yingying2，ZHU Jianlu1，LI Yuxing1，ZHANG Mengxian1，YANG Xiaoyu2
（1Key Laboratory of Oil and Gas Storage and Transportation in Shandong，Key Laboratory“The Sea Oil and Gas Storage and Transportation Technology”in Qingdao，Qingdao 266580，Shandong，China；2China University of Petroleum (Beijing)，Beijing 102200，China）

In the process of transportation of large LNG transport ship，it will absorb the heat from the outside world，and make LNG to be the natural gas. In order to avoid the risk of pressure overload of the LNG transport ship，it is a preferred treatment method to re-liquefy the nature gas using re-liquefaction system. In this paper，a new type of nitrogen expansion process was simulated and the key parameters of the process were optimized. By comparing the optimized process and propane precooled mixed refrigerant refrigeration process，the paper get some conclusions. First，the unit energy consumption of LNG was regarded as the measurement index. 5 key parameters（the outlet temperature of BOG gas in the heat exchanger，the outlet pressure of the BOG first stage compressor，the nitrogen outlet temperature of the heat exchanger，the pressure of the expansion of the expander and the pressure distribution of the nitrogen compressor）were optimized to reduce the power consumption of the system. Second，compared with the propane precooling mixed refrigeration process，the nitrogen expansionprocess has slightly higher unit energy consumption，simpler simulation，less equipment，smaller area and more secure. Third，the selected nitrogen expansion refrigeration process was more suitable for re-liquefying on LNG transport ship than propane precooled mixed refrigerant flow.

nitrogen expansion refrigeration；offshore adaptability；simulation and optimization；process comparison；LNG；BOG

TB 657.8

：A

：1000–6613（2017）05–1619–09

10.16085/j.issn.1000-6613.2017.05.009

2016-09-09；修改稿日期：2016-12-14。

国家高技术研究发展计划、海上天然气液化储存关键技术研究（2013AA09A216）、国家自然科学基金（51504278）、山东省优秀中青年科学家科研奖励基金（BS2014ZZ009）及中央高校基本科研业务费专项资金（16CX02003A）项目。

常学煜（1991—），男，硕士研究生，主要从事天然气液化工艺的研究工作。E-mail：1554684999@qq.com。联系人：朱建鲁，博士后，讲师，主要从事天然气液化工艺的研究工作。E-mail：aaabccc@163.com。