LNG接收站外输低谷期BOG再冷凝工艺的优化

亢永博，吕桂海，于 阳

（1. 中国石油天然气勘探开发公司，北京 100034； 2. 中国寰球工程有限公司，北京 100012）

LNG接收站外输低谷期BOG再冷凝工艺的优化

亢永博1，吕桂海1，于 阳2

（1. 中国石油天然气勘探开发公司，北京 100034； 2. 中国寰球工程有限公司，北京 100012）

通过分析研究BOG温度和BOG压缩机压比等主要参数对再冷凝工艺的影响，结合输气低谷期的外输特点，在原工艺流程压缩机出口处增设换热器，通过修改流程实现了高压泵出口低温 LNG对压缩机出口高温BOG的预冷，既大幅降低完全冷凝BOG所需LNG量，又可节约运行能耗，实现了再冷凝工艺的优化。优化后的工艺对于提高输气低谷期LNG接收站的综合经济效益具有重要意义，存在广阔的应用前景。

再冷凝工艺；优化；外输低谷期；LNG接收站

近年来，LNG接收站作为季节不均匀用气的重要调节设施在国内得到了大力发展，其启动迅速、储存和汽化能力大，对于地区用户季节调峰发挥了灵活的调节作用[1]。LNG通常低温常压储存，当其组分仅含甲烷时，其储存温度为-162.5 ℃实际中LNG的储存温度会随着组分的不同而略有变化[2]。LNG储罐的操作压力略高于大气压，正常运行工况下为 18 kPa（G），卸料工况下为25 kPa（G）。尽管LNG储罐的隔热性能非常好，但外界热量仍会通过罐体、管道等设备传至被储存的 LNG。为了维持低温，部分 LNG会通过自蒸发吸收热量，从而产生蒸发气（BOG）。对于外输管网压力高于6 MPa的大型LNG接收站，采用直接压缩工艺的能耗非常高，所以通常需要对BOG再冷凝，并经泵增压、汽化后外输[3]。

图1是某接收站某年LNG日外输量的趋势图。

从图可知每年的11月到次年的3月为接收站的外输高峰期，4～10月为输气低谷期。该接收站有3台16×104 m³储罐，按储罐日蒸发率0.05%，罐容装载量为80%，LNG密度为450 kg/m³计算，在无卸船、无外输工况下，每小时产生10.2tBOG，而该接收站的最小输量为75 t/h。该站再冷凝器DCS控制系统中，LNG与BOG质量比设定为8∶1，所以在该工况下不可能完全液化BOG。若将过剩的BOG加热后排放至火炬燃烧，将造成了很大的浪费。因此，有必要分析外输低谷期 LNG接收站的工艺流程，分析主要工艺参数对再冷凝工艺的影响，在此基础上改进BOG的再冷凝工艺，为LNG接收站的优化运行与管理提供指导。

图1 某接收站LNG日外输量历史趋势图Fig. 1 Trend chart of daily LNG throughput for a receiving terminal

1 主要工艺参数对再冷凝工艺的影响

图2为某接收站的BOG再冷凝工艺模拟流程图，LNG储罐产生的BOG经压缩机加压后与低压泵输出的LNG在再冷凝器中换热，通过调节LNG和BOG的流量比将蒸发气完全冷凝液化后经高压泵加压、气化外输[4]。

图2 接收站BOG再冷凝工艺模拟流程图Fig.2 Flow chart of BOG recondensation process simulationfor a receiving terminal

1.1 BOG温度对再冷凝工艺影响

接收站LNG储罐一般是常压储存，操作压力变化不大，可近似认为定压储存，储存温度会随着LNG的组分而有所变化。一般来说，LNG组分引起的储存温度变化不大，在-162～-156 ℃之间；但储罐气相空间的 BOG的温度却可在较大范围内变化，刚发生汽化处于气液相平衡时和LNG的温度相同，但随着热量的继续漏入，若没有及时排出适量的BOG，则蒸发气温度会持续升高，据现场的统计数据可达到-140 ℃[5]。因此，研究 BOG温度对工艺流程的影响有重要的意义。设定接收站BOG量为2 000、2 500和3 000 kg/h，其温度在-160～-140 ℃变化时模拟结果如图3和图4。

1.2 BOG压缩机压比对再冷凝工艺影响

在图2工艺流程模拟图的基础上，设定同一组分相同体积的LNG单位时间内BOG量相同并保持压缩机和低压泵入口压力不变（为0.12 MPa），使压缩机和低压泵出口压力逐次从0.6 MPa到1.2 MPa增大，分别得出BOG压缩机压比与完全冷凝BOG物料比、BOG压缩机功率关系，如图5。

图3 BOG温度对压缩机功率影响Fig. 3 Influence of BOG temperature on the compressor power

图4 BOG温度对冷凝所需LNG量影响Fig. 4 Influence of BOG temperature on the productionof LNGfor condensation

图5 压缩机压比和物料比、功耗间关系曲线Fig.5 The relationship amongcompressor pressure ratio，the material ratio and compressor power

图 5表明随着压缩机压比的增大，完全冷凝BOG所需的LNG不断减小。在接收站压缩机允许的最大出口压力下，完全冷凝BOG所需的LNG量是蒸发气的4.77倍，即最低外输需量可以控制在日蒸发量的5倍范围内。这可解释为：实际气体的露点温度和临界压力正相关，BOG经压缩机加压后压力增大，对应的临界温度升高。LNG经泵加压后饱和压力增大，其自身有一定的过冷度。加压后的BOG和LNG温差增大，BOG更易液化，BOG冷凝所需冷量减少，从而所需LNG量亦减少。

2 再冷凝工艺的流程优化

2.1 工艺流程优化

虽然增大 BOG的出口压力可减少冷凝其所需的LNG量，但压力增高时压缩机的能耗也增大，并且压缩机的功耗与压比的增大呈线性关系，如何协调物料比和压缩机的压比之间的矛盾是解决输气低谷期BOG处理工艺的关键。

由前面分析知，冷凝BOG所需的LNG量除与BOG压缩机的压比有关，还与BOG的温度有关。在压缩机入口处BOG温度为-140 ℃，经过增压之后温度大幅度升高，甚至可以达到 0 ℃以上，而BOG再冷凝之后的温度又降低到-140 ℃左右[6,7]，因此LNG提供的冷量用作两部分，即：一是冷却压缩机加压后的BOG，使其降温；二是为BOG从气态向液态的转变提供冷量。高压泵出口的LNG温度一般在-150 ℃左右，则可以利用高压泵出口的低温LNG对加压之后的BOG进行降温。因此，可以在原工艺流程的基础上，在BOG压缩机出口处设置换热器，优化原工艺流程，得图6。

图6 优化后的再冷凝工艺流程图Fig.6 Flow chart of the optimized BOG recondensation processsimulation

优化后的工艺流程在压缩机出口多设置了一个换热器，以实现压缩机出口 BOG和高压泵出口LNG的换热。换热后一方面回收了LNG的冷能，减少了其汽化时海水泵的功耗；另一方面可以降低BOG的温度，减少了冷凝时对LNG量的需求。该工艺流程在 LNG外输量较低时可起到明显的节能效果，因为该工况下若要完全冷凝BOG则需要升高压缩机的压比，而采用优化后的工艺流程后在适当降低压缩机压比的情况下也能达到完全冷凝 BOG的要求。

优化后的工艺描述如下：LNG储罐产生的蒸发气经BOG总管进入BOG气液分离罐，分离的BOG经压缩机加压后和高压泵出口的部分 LNG在换热器中直接换热。将换热器出口温度设定为-140℃，调节LNG和BOG流量比即可实现对BOG的降温。降温后的BOG与低压泵输出的LNG在再冷凝器中换热，完全液化后从再冷凝器底部输至高压泵加压，而后从高压泵输至汽化器，汽化后外输。

2.2 优化前后工艺参数对比分析

从图 7-10可以看出，优化后高压泵、海水泵功率和总功率较原工艺流程的功率有所降低，同时优化后的工艺完全冷凝BOG所需LNG量大幅降低，可减少14.9%～31.0%，这对于调节输气负荷波动，尤其在输气低谷，外输量不能完全液化BOG的工况具有重要意义。

因此，在用气低谷期，采用优化后的工艺流程，可在满足完全冷凝液化BOG的前提下降低LNG的外输量。

图7 工艺优化前后高压泵功率比较Fig.7 Comparison ofthe power consumptionofhigh-pressure pump between the optimized process and the original one

图8 工艺优化前后海水泵功率比较Fig.8 Comparison of the power consumption of sea-water pump between the optimized process and the original one

图9 工艺优化前后总功率比较Fig.9 Comparison of the total power consumption between the optimized process and the original one

3 结 论

（1）输气低谷期间，若外输LNG不能完全冷凝BOG时，可通过适当提高压缩机出口压力来减少冷凝BOG所需的LNG量，但将大幅提高该工艺的能耗，使得完全回收BOG变得不经济。

图10 工艺优化前后LNG量比较Fig.10 Comparison of the demand for LNG between the optimized process and the original one

（2）通过在压缩机出口处设置换热器，实现高压泵出口的LNG与压缩机出口BOG换热，优化了原工艺流程，降低了压缩机出口的BOG温度，并且可在不改变压缩机出口压力的情况下完全冷凝BOG。同等压比条件下，优化后所需的LNG量较原工艺减少了14.9%～31.0%。

［1］张成伟,盖晓峰.LNG接收站调峰能力分析[J].石油工程建设，2008,34(2):20-22.

［2］顾安忠.液化天然气技术[M].北京:机械工业出版社, 2003:10-20.

［3］金光,李亚军.LNG接收站蒸发气体处理工艺[J].低温工程,2011,1 79(1):51-56.

［4］李兆慈,王敏,亢永博.LNG接收站BOG再冷凝工艺[J].化工进展,201 1,30:521-524.

［5］E. Querol, B. Gonzalez-Regueral, J. García-Torrentet al. Boil off gas (BOG) management in Spanish liquefied natural gas(LNG) terminal [J]. Applied Energy, 2012, 11(3): 83 -91.

［6］陈雪,马国光.流程参数对 LNG接收终端蒸发气再冷凝工艺流程性能的影响[J].石油与天然气化工, 2008,37(2):100-104.

［7］王红,白改玲,李艳辉.LNG接收站流程模拟计算[J].天然气工业,2007, 27(11):108-109.

生物刺激剂行业标准亟需完善

近年来，以腐植酸、海藻酸、氨基酸、甲壳素、鱼蛋白等为代表的生物刺激剂类产品，正逐渐从欧美走向中国，在国内的推广应用日趋成熟，并逐渐被越来越多的种植者所认识和接受。数据显示，生物刺激剂市场每年以 10%以上的速度稳定增长，此类产品已经引起国际农化行业巨头的重视，也成为国内农资生产企业竞相抢滩布局的农资蓝海。然而，身份界定模糊不清、产品良莠不齐、缺乏行业规范和标准等问题依然存在。近日，中国生物刺激剂发展联盟和中国贸促会化工分会联合在上海举行2017国际生物刺激剂暨肥料增效(增值)应用论坛，与会专家学者、企业家围绕生物刺激剂的方方面面展开讨论。

何为生物刺激剂?其实国内目前对此尚没有一个明确而统一的定义。现实中，生物刺激剂被冠以多种不同的称谓：植物生长促进剂、生物活性剂、土壤改良剂、生长调节剂……“事实上，这些叫法都只体现了生物刺激剂某一方面的功效，无法准确对其定义。”全国肥料和土壤调理剂标准化委员会副主任商照聪博士介绍说，生物刺激剂主要有8大类，包括腐植酸、复杂有机材料、有益化学元素、无机盐(包括亚磷酸酯)、海藻提取物、甲壳素和壳聚糖衍生物、抗蒸腾剂、游离氨基酸和其他含氮物质。随着农药化肥使用量零增长行动方案的提出和消费者对农产品品质追求的不断提高，来源天然、具有提高作物产量和品质功效的生物刺激剂正好迎合了时代需求。尽管缺乏明确定义，但是凭借多年来推广应用取得的效果，生物刺激剂的多重效果已经毋庸置疑。

Improvement of BOG Recondensation Process for LNG Receiving Terminal During Low-throughput Period

KANG Yong-bo1,LV Gui-hai1,YU Yang2

（1. China National Oil and Gas Exploration and Development Company, Beijing 100034, China；2. China Huanqiu Contracting & Engineering Co., Ltd., Beijing 100012, China）

The influence of main parameters, such as BOG temperature and BOG compressor pressure ratio, on the process of recondensation was analyzed. Combined with the characteristics of low-throughput period, the heat exchanger was installed at the outlet of the compressor. By improving the technological process, the high-temperature BOG from the outlet of the compressor was precooled by the low temperature LNG from the outlet of the high-pressure pump. The improved method not only significantly reduced the amount of LNG required for condensing the BOG, but also saved the operation energy consumption. The optimized process is of great significance for improving the comprehensive economic benefit of the LNG receiving station during the low-throughput period of gas transmission, which has broad application prospects.

Recondensation process; Improvement; Low-throughput period; LNG receiving terminal

TE 624

A

1671-0460（2017）04-0735-04

2017-02-07

亢永博（1987-），男，陕西省宝鸡市人，助理工程师，双硕士学位，2015年毕业于中国石油大学（北京）和俄罗斯乌法国立石油技术大学，主要从事液化天然气、油气田地面工程等领域的设计和研究工作。E-mail：kangyongbo@cnpcint.com。