LNG接收站BOG壓力不均的優化研究

牛亞恒

(廣匯能源綜合物流發展有限責任公司,江蘇 南通 226200)

天然氣是由甲烷組成的可燃性氣體,是從氣田中自然開采出來。隨著經濟的發展,環境受到了很大的污染,亟需清潔無污染的能源[1]。而液化天然氣(LNG)是在常壓的環境下把開采出的天然氣冷卻到約-162 ℃,氣體就變成無色、無味、無毒且無腐蝕性的液體,并且通過這個冷卻過程,體積為原來的1/600,從而也有利于天然氣的遠距離運輸[2]。我國是一個能源消費大國,然而天然氣的消費量相對較少,在能源消費結構中所占比例還很低。眾所周知,我國的天然氣資源非常有限,其開采量遠遠小于需求量。為了緩解我國經濟的快速發展對環保和能源的需求,我國在沿海地區已經先后建成22座LNG接收站,其中,中石油、中石化、中海油三大公司接收站18座,其余接收站為地方國企和民營企業建設,LNG接收站在我國正值蓬勃的發展階段[3]。

1 LNG接收站概述

1.1 LNG接收站總體工藝

常見的LNG接收站主要包括LNG卸料及儲存、氣化外輸、BOG(閃蒸天然氣)處理、裝/卸車、裝/卸船、火炬、計量系統等,以江蘇某接收站為例,其主要工藝為LNG船舶經卸料臂接卸至LNG儲罐,再由LNG儲罐輸送至氣化外輸裝置,與BOG、丙烷等介質換熱后完成BOG再冷凝及氣化外輸;LNG液態輸出可依托槽車和槽船實現液態外輸的目的[4]。

1.2 接收站BOG的處理工藝

由于LNG為低溫液體,在儲罐儲存及管線輸送過程中會產生一定量的BOG。以江蘇某接收站為例,該廠區BOG處理工藝主要分為兩部分:①在卸船工況下,通過壓縮機將儲罐內的BOG輸送至LNG船,以填充LNG船在卸液后船艙的氣相空間;②在非卸船工況下,通過BOG壓縮機將BOG輸送至LNG氣化裝置,通過BOG、LNG、丙烷等換熱,完成BOG再冷凝和氣化外輸工作,同時,BOG也可通過BOG壓縮機加壓后,通過空溫式氣化器復溫直接外輸至城市中壓管網,完成BOG的外輸處理(見圖1)。

圖1 接收站BOG處理工藝示意

2 接收站BOG管網壓力不均的分析

2.1 BOG管網壓力不均的原因

由于LNG儲罐儲存規模不同,所建設的儲罐也并非為統一規格的儲罐,進而產生各儲罐操作壓力不同,造成BOG管網壓力不均的情況,在日常工藝操作中,壓力低的LNG儲罐極易存在安全隱患,但如果將操作壓力高的儲罐壓力降至壓力低的儲罐壓力下操作,又會產生大量的BOG閃蒸氣,產生一定的經濟損失。

2.2 BOG系統的工藝流程

以江蘇某接收站為例,該接收站儲罐配置為2座5×104m3雙金屬單包容儲罐(1#、2#儲罐),儲罐設計壓力為-0.5/15 kPa,操作壓力5～12 kPa; 2座16×104m3混凝土全包容儲罐(3#、4#儲罐),設計壓力為-1/29 kPa,操作壓力為7～25 kPa,遠期規劃繼續建設3座20×104m3混凝土全包容儲罐(5#、6#、7#儲罐)。該接收站配備2臺處理能力4 171 Nm3/h低溫BOG壓縮機(1#、2#BOG壓縮機),設計排氣壓力為0.4 MPa;1臺處理能力為9 900 Nm3/h常溫BOG壓縮機(3#BOG壓縮機),設計排氣壓力0.4/0.8 MPa;2臺處理能力為10 500 Nm3/h低溫BOG壓縮機(4#、5#BOG壓縮機),設計排氣壓力0.8 MPa。目前,5臺BOG壓縮機入口壓力均為10 kPa(見圖2)。

圖2 江蘇某接收站BOG流程示意圖

2.3 BOG壓力不均存在的影響

(1)假設在該操作工況下,如4#儲罐BOG管線閥門故障全開(查閱該閥門數據表,該閥門直徑為DN600,設計BOG通過量為31 t/h),在較短的時間內4#儲罐的BOG會通過該閥門進入接收站BOG系統,造成接收站BOG管網整體壓力升高,極易對1#、2#儲罐造成安全隱患。

(2)根據了解該接收站在卸船工況下1#、2#儲罐的BOG無法滿足返船氣量的要求,所以在卸船工況下需要將3#或4#儲罐的一部分BOG送至BOG 系統以供應返船氣,在此工況下就造成1#、2#的儲罐的低壓力(10 kPa)BOG系統和3#、4#儲罐的高壓力(20 kPa)BOG系統不能實現完全的分割。

(3)目前,該接收站4座儲罐均處于運行狀態,各儲罐壓力均控制在操作壓力之內,假如將3#、4#儲罐的操作壓力由20 kPa降為10 kPa操作,以達到接收站BOG系統壓力的均衡,則3#、4#儲罐會產生大量的BOG閃蒸氣體,以單臺儲罐最小庫存4 363 t計算,由操作壓力22 kPa降為11 kPa將產生BOG質量為49 t(見表1),如接收站無法處理儲罐壓力下降后產生的BOG閃蒸氣體,將會造成相應的經濟損失;另3#、4#儲罐操作壓力降低各保護裝置及儲罐設施將無法發揮保護效果,如更換或調整將會產生一定的安全風險和經濟投入。

表1 儲罐壓力下降后產生的BOG核算

3 BOG壓力不均的優化措施

(1)根據江蘇某接收BOG運行情況,現對BOG管網進行優化分割,將該接收站分割為10 kPa BOG管網和20 kPa BOG管網,其中10 kPa BOG管網供應廠區中壓外輸和返船氣,20 kPa BOG管網供應LNG氣化裝置高壓外輸,同時在10 kPa BOG管網和20 kPa BOG管網交匯處設置緊急切斷閥和壓力聯鎖,以保證在3#、4#儲罐或遠期儲罐的BOG控制閥門故障打開時,能夠及時切斷并保護10 kPa BOG 管網相連的設備設施。

(2)因該接收站受卸船返氣工況影響,所以將1#、2#、3#儲罐同時分割為10 kPa BOG管網系統中,4#儲罐及遠期規劃儲罐分割為20 kPa BOG管網系統中,并在3#儲罐BOG管網末端增加自調閥組,正常卸船工況下由1#、2#和3#儲罐同時供應返船氣和中壓外輸,在極端情況下10 kPa BOG管網氣量不足時,開啟3#儲罐末端自調閥組自20 kPa BOG管網補氣至10 kPa BOG管網,以保證卸船工況的正常運行(見圖3)。

圖3 接收站BOG管網分割示意

4 結語

由于國內大多數LNG接收站都采用分步實施的發展理念,特別是LNG行業的迅猛發展使得部分企業在前期接收站的規模上進行擴建,在擴建后就會存在儲罐規模大小不一、設計壓力不同,導致BOG管網壓力不均,如果不及時優化,極易存在安全隱患,同時也會造成相應的經濟損失。以上內容重點介紹了江蘇某LNG接收系統的工藝流程及壓力不均存在的影響,通過分析確定了優化措施,避免了接收站因BOG壓力不均而產生的經濟損失和安全隱患。