儲罐操作壓力最佳控制范圍研究

李世鵬

（廣東珠海金灣液化天然氣有限公司，廣東珠海 519000）

1 概述

近年來人們對LNG 綠色能源認識的提高，LNG 項目的設計和建設在國內快速發展，中國沿海LNG 接收站建設進入高峰期，目前現有規模為6 910萬t/a，約921億m3/a。另有十幾座大型LNG 儲罐每座160 000m3即將投用或正在建設當中。本文從LNG接收站實際情況出發，通過對LNG儲罐探索不同液位條件下儲罐最佳運行壓力，本文運用HYSYS模擬軟件進行理論計算，從工藝和能耗兩方面對比不同類型的LNG接收站。

2 LNG接收站工藝流程

LNG接收站均由七大部分組成，即LNG卸料碼頭系統、LNG儲罐儲存系統、LNG罐內低壓外輸系統、高壓外輸系統、LNG海水系統、蒸發氣處理系統（BOG處理系統）、公用工程系統、安全控制系統與基礎設施等組成。其中蒸發氣處理系統（BOG處理系統）是LNG接收站核心的部分，是LNG接收站安全運行的基本。

LNG接收站對儲罐BOG（蒸發氣）的處理方式不同，工藝流程有加壓外輸和再冷凝兩種。加壓外輸是將BOG（蒸發氣）壓縮至高壓（通常為8.1MPa（G））后直接輸送至管網；BOG再冷凝是將BOG（蒸發氣）壓縮到較低的壓力（通常為0.7MPa（G））與LNG儲罐低壓泵抽出的LNG在再冷凝器中混合。由于LNG進入在冷凝器后處于過冷狀態，使得BOG（蒸發氣）吸收冷量再冷凝成液體，冷凝后的LNG通過LNG高壓泵加壓后外輸至管網，如圖1所示。

圖1 工藝流程圖

3 LNG接收站儲罐BOG產生的情況

LNG接收站的BOG產生原因很多，主要包括LNG儲罐吸熱、船舶接卸、管道吸熱、大氣壓變化、儲罐低壓泵自循環等，接收站BOG產生量計算多采用經驗公式。以某接收站數據為例，計算接收站主要原因產生BOG量，如表1所示。

表1 接收站設備和運行參數

3.1 儲罐吸熱產生的BOG量

儲罐自然吸熱產生的BOG，由于低溫LNG儲罐受外界熱能量的入侵，使得低溫LNG吸熱在儲罐內產生BOG。該產生量因LNG儲罐結構復雜，氣溫的變化、儲罐內氣液兩相流體的熱對流等因素計算復雜，在實際中大多利用經驗公式計算，公式如下：

3.2 管道保冷吸熱產生的BOG量

如表2所示，液化天然氣（LNG）由于低溫（-162℃）特性，突然進入常溫管道設備（大約30℃），會引起管道設備急劇收縮，從而造成管道設備彎曲變形，甚至損壞。為了使管道設備降溫到安全使用，須降溫到-130℃左右，使得管道長期處于保冷狀態。通過低壓輸出總管內的LNG流向碼頭、槽車、零輸出循環管線，保冷過程中管道吸熱產生的BOG將返回到儲罐內，導致BOG量增多。管道保冷吸熱產生的BOG計算公式如下：

表2 接收站管道尺寸統計

3.3 儲罐低壓泵運行時產生的BOG量

低壓泵浸沒在LNG儲罐內，其中無用功部分將產生BOG量。每個儲罐有三臺低壓泵，日常啟動運行兩臺基本滿足外輸需求。低壓泵外輸功耗產生的BOG量計算公式如下：

3.4 體積置換產生的BOG量

LNG儲罐在進行外輸時，儲罐內的BOG空間發生的變化，由此產生的體積置換BOG量計算公式如下：

LNG接收站BOG量的統計分析：

接收站BOG產生總質量為M，計算公式如下：

根據公式計算可得每個因素產生BOG量及BOG總量，其中各因素產生BOG量所占比重如圖2所示。

圖2 每個因素產生BOG量所占比重

儲罐在理想靜置情況下，BOG產生因素有儲罐吸熱和管道保冷吸熱，BOG產生量大約5.654t/h。低壓泵運轉外輸時，BOG的產生因素有體積置換和低壓泵運行狀態，此時因外輸產生的BOG量為1.267t/h。由各因素產生BOG的比重圖可以看出，儲罐吸熱產生的BOG量占68%，通過控制儲罐壓力減少BOG量產生為之重要。

4 模型探討儲罐吸熱不同液位產生BOG量

以某LNG接收站的現場運行數據為根本建立模型。該LNG接收站項目于項目于2010年3月經國家發改委核準，2010年10月開工建設，2013年投入商業運行。項目一期工程建設規模為350萬t/a，其中氣化量307萬t/a，槽車運輸量30萬t/a。接收站設3座16萬方全容儲罐，其工藝參數，如表3所示。

表3 LNG儲罐參數

LNG儲罐靜態蒸發率一般為0.05%。以LNG組分密度438.7為例，在儲罐不同容積工況下計算儲罐在靜態條件下的BOG產量，單個16×104m3儲罐，每小時BOG產生量為儲罐罐容×蒸發率 24，純甲烷膨脹系數比1∶625，理想氣體狀態方程其方程為pV=nRT。

LNG儲罐的正常操作壓力從表3得知是13~24kPaG，有很大的操作空間，所以選取合適的操作壓力來減少BOG的產生量，在飽和情況下LNG吸熱能量后會發生兩種變化，一壓力保持不變，一部分液體吸收熱量蒸發成氣體，容器足夠容納，二液態保持不變，液體的溫度升高，隨之壓力升高。

根據甲烷飽和蒸汽壓數據得知液體在壓力11.915kPaG對應溫度-160.15℃和壓力21.285kPaG對應溫度-159.15℃，從11.915kPaG壓力上升至21.285kPaG相應下甲烷的溫度會上升1℃。溫度上升是一個吸熱的過程將會釋放更多的氣體。保證液體在一定的溫度下控制的壓力變化。選取LNG儲罐正常操作值13~24kPaG和根據甲烷飽和蒸汽壓的范圍值，調整到13~21.285kPaG統計每個壓力下溫度的變化，壓力在16.51~19.73kPaG下溫度變化最小，但是密度的不同相應溫度也不一樣，因此密度的影響不能直接作為依據可以作為參考，如表4所示。

表4 16×104 m3儲罐日蒸發量

5 LNG接收站BOG處理工藝優化措施及節能效果分析

正常操作時，LNG 儲罐壓力控制通過BOG 壓縮機的負荷控制。BOG 壓縮機負荷分別有 0%、25%、50%、75%、100%五種負荷，其中75%和100%負荷能更好運行使得HE與CE閥板受壓均勻。平時BOG壓縮機保持100%負荷運行，運行模式為低壓壓縮機+再冷凝器+高壓泵BOG處理工藝方式，利用16萬m3儲罐作為緩沖空間，在儲罐飽和蒸氣壓范圍內進行研究，從而減少儲罐BOG的產生，同時接收站儲罐BOG產生量大概7t/h，而單臺BOG壓縮機滿負荷生產能力9.334t/h完全滿足，如表5所示。

表5 1BOG壓縮機參數數

同時依據甲烷物性數據圖，不同壓力下的飽和蒸汽壓曲線圖可以看到壓力在15kPag到20kPag時溫度變化是最小，因此在此區間趨于穩定不會有垂直上升，而是緩慢上升，如圖3所示。

圖3 1BOG壓縮機負荷模式圖

當BOG壓縮機停機時，雖然有保溫層管道內BOG氣體也會因無法流動導致吸熱升溫，但是無論保溫層做到多好，都無法避免熱量從外部傳入管道內，導致管道內BOG管道溫度升高，從圖4與表6能看出環境溫度越高，管道吸熱量越大，為保證BOG管道處于冷態，所以環境溫度越高BOG壓縮機停機時間越短，在冬季環境溫度更低，儲罐壓力更穩定，由于吸熱量的相對減少，啟停壓縮機時間長節能省電效果更為明顯。

圖4 2BOG壓縮機停機時漲趨勢圖

表6 不同環境溫度升溫

如圖4與表6得知，BOG壓縮機停機超過8h以上能耗降低50%，由可以看出BOG壓縮機須停止8h以上才能達到降本增效的效果，或者是將BOG壓縮機75%負荷運行，也能達到相同效果。所以在實施方案中，可利用階梯電價，早晨九點到晚上九點，這段時間是用電高峰，利用這段時間停止BOG壓縮機，同時晚上九點后再啟動BOG壓縮機，既能保證管道處于冷態，從而達到降本增效。卸船后，因剛卸完料完成，儲罐需要一到兩天的時間進行混合，隨著儲罐混合產生更多的BOG，因此需要一到兩天之后混合均勻，方可進行操作，如表7所示。

表7 壓縮機不同模式能耗表

6 結束語

LNG儲罐操作壓力控制在15kPag到20kPag能穩定BOG量，當壓力低于15kPag時停止BOG壓縮機同時利用儲罐緩沖空間使得壓力緩慢上漲，達到20kPa時啟動BOG壓縮機根據實際情況將壓縮機負荷調整至75%或者100%。在操作上間斷性運行BOG壓縮機時，應盡量選擇用電平峰或低谷時段。BOG壓縮機損耗壽命單臺BOG壓縮機不在長時間處于滿負荷運行，可以提高BOG壓縮機運行壽命，同時能降低LNG接收站用電能耗，達到降本增效。