LNG接收站中BOG增壓外輸工藝方案的比選研究

王亞群 安東雨 呂夢蕓 孫亞娟 張晨

(中海石油氣電集團有限責任公司，北京 100028)

0 引言

液化天然氣(LNG)是目前世界上公認的最清潔的能源之一，在全球多個國家得到普遍的認可[1]。在我國，LNG作為優(yōu)質(zhì)能源已在各領(lǐng)域得到了廣泛應用。LNG接收站是液化天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中的重要環(huán)節(jié)，具有LNG的儲存、轉(zhuǎn)運、氣化外輸?shù)榷嘀毓δ堋Ｄ壳拔覈淹哆\LNG接收站共有二十余座，主要分布在我國的東南沿海地區(qū)。LNG也因其超低溫、易揮發(fā)的特性，對存儲條件要求較為苛刻，在LNG卸船、低壓外輸?shù)冗^程中，會由于儲罐自蒸發(fā)、泵的熱輸入、焓差、管道漏熱等系列原因，造成接收站內(nèi)大量BOG氣體的產(chǎn)生[2-4]，如若項目運行良好，接收站內(nèi)產(chǎn)生的BOG氣體均可通過再冷凝器冷凝后氣化外輸，但在項目投產(chǎn)初期，或出現(xiàn)零外輸?shù)葮O端工況下，接收站內(nèi)產(chǎn)生的BOG氣體通常需通過BOG高壓壓縮機直接加壓外輸[5-6]。因此，如何選擇高效節(jié)能的方式處理站內(nèi)產(chǎn)生的BOG氣體，是液化天然氣接收站在投產(chǎn)初期需要不斷更新突破的問題。本文將重點討論BOG直接增壓外輸情況下，BOG低壓壓縮機及BOG高壓壓縮機組合方案比選研究。

1 BOG增壓外輸方案介紹

本文針對目前中國海油某座在建LNG接收站，BOG氣體直接加壓外輸方案進行比選研究。該接收站具有其自身特點，不同于常規(guī)接收站通過一條高壓外輸管道接入國家管網(wǎng)進行外輸，該接收站下游共設有兩條外輸管線，一條接入9MPa設計壓力的國家天然氣管網(wǎng)，另有一條直接接入某下游用戶自營管網(wǎng)的6MPa中壓管道。根據(jù)該接收站特點，本文對比研究了三種BOG低壓壓縮機和BOG高壓壓縮機的組合方案，分別從經(jīng)濟性、操作靈活性等多個角度對比分析，最終選出針對該情況下的最優(yōu)設計方案。

2 方案比選研究

2.1 工藝形式

方案一：BOG低壓壓縮機與BOG高壓壓縮機串聯(lián)

如圖1所示，該方案下BOG低壓壓縮機與BOG高壓壓縮機采用串聯(lián)的形式，BOG低壓壓縮機出口端設兩路支管分別通往高壓壓縮機及再冷凝器，高壓壓縮機出口接入中壓管網(wǎng)。另一路經(jīng)再冷凝器冷凝后加壓氣化外輸。該方式下，需根據(jù)低壓壓縮機參數(shù)確定高壓壓縮機前端是否增設復溫器。

圖1 BOG低壓壓縮機與BOG高壓壓縮機串聯(lián)

方案二：BOG低壓壓縮機與BOG高壓壓縮機并聯(lián)(復溫)

如圖2所示，該方案下BOG總管分兩路分別接入BOG低壓壓縮機及BOG高壓壓縮機，低壓壓縮機出口接再冷凝器氣化外輸，BOG高壓壓縮機出口接中壓管網(wǎng)，且在BOG高壓壓縮機前端設復溫器。

圖2 BOG低壓壓縮機與BOG高壓壓縮機并聯(lián)(復溫)

方案三：BOG低壓壓縮機與BOG高壓壓縮機并聯(lián)(低溫)

如圖3所示，該方案同方案二基本相同，BOG高壓壓縮機采用進口耐低溫設備，不在增設復溫器。

圖3 BOG低壓壓縮機與BOG高壓壓縮機并聯(lián)(低溫)

2.2 方案比選

針對以上三種方案分別從以下九個方面進行比選研究。

2.2.1 BOG處理能力

根據(jù)本項目BOG計算結(jié)果，在零外輸+無卸料+有槽車+有小船這一極端工況下共需要處理BOG量為34.04t/h，因此需配置BOG高壓壓縮機的總處理能力為36t/h，針對以上三種方案，接受站內(nèi)BOG總處理能力如表1所示。

表1 BOG處理能力理論最大值

2.2.2 運行操作

在運行操作方面進行對比。方案一：BOG高壓壓縮機與BOG低壓壓縮機串聯(lián)操作，設備啟動和停機階段需要進行回流操作，存在運行匹配性的問題；方案二、方案三：BOG高壓壓縮機與BOG低壓壓縮機并聯(lián)使用，不存在運行匹配性問題，BOG處理量存在富裕，便于操作運行調(diào)節(jié)和應對特殊工況，同時，可以減少火炬的放空。

2.2.3 復溫器

針對是否設置復溫器進行對比。方案一：需根據(jù)BOG低壓壓縮機出口溫度確定是否設置復溫器，如設置復溫器，會增加低壓系統(tǒng)電氣負荷，導致低壓系統(tǒng)電氣負荷緊張；方案二：需設置復溫器，增加低壓系統(tǒng)電氣負荷；方案三：無需設置復溫器，對低壓系統(tǒng)用電負荷無影響。

2.2.4 BOG系統(tǒng)整體操作靈活性

在接收站BOG處理系統(tǒng)整體操作靈活性方面進行對比。方案一：低壓BOG系統(tǒng)與高壓BOG系統(tǒng)串聯(lián)運行，如低壓壓縮機出現(xiàn)故障，則BOG高壓壓縮機運行受影響，不能滿足既定處理需求，有可能導致火炬放空量增加，造成一定程度上的經(jīng)濟損失；方案二、方案三：低壓和高壓BOG處理系統(tǒng)獨立運行，互不影響，在實際操作運營過程中更具靈活性。

2.2.5 備用性

在BOG壓縮機備用性上進行對比。方案一：最大BOG處理工況無備用，因此需要增加備用設備；方案二、方案三：BOG高壓壓縮機與低壓BOG處理系統(tǒng)互為備用，同時BOG高壓壓縮機還可作為遠期的備用設備。

2.2.6 特殊工況應對能力

考慮接收站運營過程存在的不確定因素，對特殊工況應對能力進行分析。方案一：該方案下BOG處理系統(tǒng)應對特殊工況，如超貧氣卸船、反裝船工況遇溫度較高的運輸船等工況下，BOG處理系統(tǒng)無富裕能力，潛在的火炬放空的風險較高，引起不必要的經(jīng)濟損失；方案二、方案三：BOG處理系統(tǒng)富裕能力高，應對如超貧氣卸船、反裝溫度較高運輸船等特殊工況，潛在的火炬放空風險小。

2.2.7 能耗

如表2所示，能耗方面進行對比分析。方案一：BOG高壓壓縮機需要與低壓壓縮機同時運行完成氣體外輸過程，整體能耗與方案三基本相同，較方案二運行能耗低。低壓壓縮機軸功率1162kW，高壓壓縮機軸功率1259kW。根據(jù)項目市場數(shù)據(jù)，按照中壓天然氣外輸量3.6億方/年計，耗電量約為5447萬度，考慮電費0.8元/度(含稅)，年電費約為4358萬元；方案二：能耗最高，BOG低壓壓縮機軸功率1162kW，BOG高壓壓縮機軸功率3772kW，耗電量約為8487萬度，年電費約為6790萬元；方案三：與方案一基本相同，較方案二運行能耗低；低壓壓縮機軸功率1162kW，高壓壓縮機軸功率2432kW，耗電量約為5472萬度，年電費約為4378萬元。

表2 能耗對比表

2.2.8 占地

從占地方面進行分析。方案一：本方案需要增加1臺BOG低壓壓縮機作為備用設備，由于該項目接收站設備用地緊張，一定程度上會影響總圖布置。且考慮到低壓BOG處理系統(tǒng)與高壓BOG處理系統(tǒng)串聯(lián)運行，為滿足流程要求，低壓壓縮機和高壓壓縮機應布置在管廊同側(cè)，該布置方案有可能導致設備占地緊張，進而影響項目整體規(guī)劃；方案二：需要考慮增加復溫器的用地影響，因此占地面積最大，但對項目整體規(guī)劃無影響；方案三：占地面積居中，對項目整體規(guī)劃無影響。

2.2.9 投資費用

如表3所示，從設備費用角度進行比較。對比所用單臺設備金額，均參考其他同類項目設備采購價。方案一：BOG高壓壓縮機單臺約650萬元，配置三臺總計約1950萬元，(不含復溫器等附件)；低壓壓縮機需增加一臺備用設備，低壓壓縮機單臺費用約2000萬元，總計約3950萬元；方案二：單臺BOG高壓壓縮機費用約1300萬元，總計約3900萬元(不含復溫器等附件)；方案三：單臺約3000萬元，總計約9000萬元。

表3 投資費用對比表

2.2.10 總結(jié)

綜合對比以上三種方案，總結(jié)各方案優(yōu)缺點如表4所示。

表4 各方案優(yōu)缺點對比

3 結(jié)語

本文主要針對中國海油某在建接收站BOG處理系統(tǒng)三種配置方案進行比選研究，該研究結(jié)論同樣可供其他接收站項目BOG處理系統(tǒng)，BOG低壓、高壓壓縮機的工藝連接方案參考。該接收站其下游具有多點且不同壓力用氣市場需求，因此采用BOG直接外輸與再冷凝工藝相結(jié)合的BOG處理工藝。根據(jù)以上三種BOG處理系統(tǒng)方案比選結(jié)果，方案三：BOG高壓壓縮機(低溫)與BOG低壓壓縮機并聯(lián)使用，更適用于下游有充足不同壓力段用氣市場需求的情況。其低壓BOG系統(tǒng)獨立，操作靈活性好；BOG處理系統(tǒng)應對特殊工況富裕能力高，減少潛在火炬放空風險；運行能耗較低，本項目有中壓外輸管道，利于長期穩(wěn)定運行；但整體投資較高。由于該項目中，下游中壓管網(wǎng)用氣需求穩(wěn)定且用氣量大，因此推薦并聯(lián)高壓縮機(低溫)方案。若下游輸氣條件及市場有較大變化，中壓氣態(tài)外輸僅在項目前期作為過渡期間的BOG處理方式，可考慮并聯(lián)高壓壓縮機(復溫)方案，有效減少項目投資成本。