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LNG接收站的BOG处理工艺

201912-0812:14:11

在LNG接收站,由于低温储罐(约-160℃)受外界环境热量的侵入、LNG罐内潜液泵运行时部分机械能转化为热能等因素,都会使罐内LNG汽化产生蒸发气,即BOG气体。为了维持LNG储罐恒定的操作压力(3.4kPag-17.2kPag),不断将BOG气体排出罐外。此外,LNG船卸料时,接收站储罐内LNG液位,产生容积置换,也要求将BOG气体排出,以保证储罐压力的稳定。因此,对于BOG的回收、处理和利用应结合LNG接收站具体的工况,按如下顺序考虑;

(1)将储罐BOG气体返回LNG船,填补舱罐卸料产生的真空;

(2)再冷凝工艺,将BOG再冷凝成LNG送出;

(3)直接压缩工艺,即直接将BOG经压缩机增压到管网压力后送管网外输;

(4)送火炬或者排入大气。

上述方式简当、,但只在LNG船卸料时才能平衡掉一部分BOG气体,无LNG船卸料时则不能采用。第四种方式是一种紧急措施,经济和环保上显然不合理。种再冷凝工艺和第三种直接压缩工艺都是将BOG气体送入压缩机加压,终送入外输管道,只是中间过程有所不同。因此,根据对BOG处理方式的不同,LNG接收站工艺可分为BOG直接压缩工艺和BOG再冷凝工艺两种。

BOG压缩机直接将LNG接收站内产生的所有BOG加压至外输管网压力,BOG以高压的形式进入外输管网供用户使用。该工艺流程具有操作简单、投资费用低;BOG压缩机出口压力等于管网压力,直接决定了工艺能耗,管线压力越高,则流程能耗也越高的特点。因此,BOG直接压缩工艺适用于外输管网压力较小(2MPa-3MPa),输气距离较短的气源型LNG接收站。此外,在BOG处理量小,LNG外输量不稳定的小型调峰型LNG接收站也适宜采用BOG直接压缩工艺。

BOG直接压缩工艺的能耗主要由外输管网压力决定,当LNG接收站外输管网压力较大(7Mpa-9Mpa)时,压缩机的能耗过大导致整个直接压缩工艺的能耗过高,通常不采用直接压缩工艺而普遍采用BOG再冷凝工艺。

BOG再冷凝工艺的主要原理是利用高压LNG自身的冷量冷凝BOG,即LNG经泵增压后,具有过冷度的LNG与BOG直接或间接接触换热,将BOG冷凝为LNG。BOG再冷凝工艺主要有两种形式:间接换热再冷凝流程和直接换热再冷凝流程。

BOG再冷凝器液化流程是BOG回收处理的典型工艺,广泛应用于气源型LNG接收站。BOG气体通过压缩机加压,与罐内泵输送出的一股相同压力的LNG按比例在再冷凝器内直接接触换热,BOG气体被加压后有过冷度的LNG的显冷冷凝,混合液与进入再冷凝器底部的LNG混合,经外输泵加压后进入汽化器汽化外输。

大型气源型LNG接收站由于BOG处理量大,外输气压力高,LNG外输量连续且负荷大,因此大型气源型LNG接收站一般考虑充分利用外输LNG的冷量,BOG处理工艺大都采用此工艺。

再冷凝器液化工艺利用了过冷LNG的冷能,把气体冷凝为液体然后再加压到高压,同等条件下,用泵加压比用压缩机加压节省能耗。再冷凝器工艺中的再冷凝和汽化过程都有的能耗,但相对泵比压缩机节省的功耗,增加量很小,因此比直接压缩工艺的系统能耗大有减少。同时,再冷凝器除了可以将BOG液化外,还可以作为LNG高压泵吸入端的缓冲容器,以确保高压泵的正常运行,避免高压泵运转时发生气蚀现象。

在LNG接收站,不可避免的会产生大量的BOG,若处理不当,将会导致LNG储罐超压而发生危险,如果外排燃烧,则会造成资源的浪费以及环境的污染。因此BOG处理成为了LNG接收站设计和运行中考虑的关键问题之一。根据对以往文献调研可知,目前LNG接收站普遍采用BOG再冷凝器液化工艺来回收BOG。自我国LNG接收站,大鹏LNG接收站2006年运营以来,国内接收站的建设运营已经积累了丰富的经验。但是,目前某些LNG接收站的BOG处理工艺在实际运行过程中仍然存在能耗高、再冷凝器液位控制不稳,长期偏高、负荷波动过大时操作困难等方面的问题。因此LNG接收站BOG处理工艺存在优化运行节能减排的潜力。近年来全球LNG贸易市场竞争日趋激烈,价格不断攀升,也对BOG处理工艺提出了低能耗,流程稳定可靠的要求。

LNG物性参数是LNG接收站设备模型建立、工艺流程模拟计算及的基础数据。在LNG接收站工艺流程中,LNG经历了气液平衡、压缩、再冷凝、汽化等热力学过程,每个物流点都涉及到流量、压力、温度、气液比、气液组成、烙、嫡以及其他一些热力学参数的变化。在多个设备中,都要进行主要物性参数及相平衡的计算,都涉及到热力学方法的选择。因此,热力学方法的选择关系到整个模拟运算的准确与否,选择合适的热力学方法是进行流程模拟的重要环节。


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