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LNG接收站BOG产生与处理过程风险评价及应用

发表时间：2021/6/16 来源：《建筑科技》2021年3月下作者：彭伟

[导读] 我国天然气行业有所发展，液化天然气属于清洁能源，目前已和工业生产、人民生活息息相关，冬季供热取暖、饮食等均离不开天然气。国家对天然气的储备有长远规划，沿海及长江沿岸LNG储罐、接收站项目陆续启动。LNG工程设计是项目工程建造的龙头，影响工程造价、采办、建造、调试。

天津市中石化天津液化天然气有限责任公司接收站运行处彭伟 300457

摘要：我国天然气行业有所发展，液化天然气属于清洁能源，目前已和工业生产、人民生活息息相关，冬季供热取暖、饮食等均离不开天然气。国家对天然气的储备有长远规划，沿海及长江沿岸LNG储罐、接收站项目陆续启动。LNG工程设计是项目工程建造的龙头，影响工程造价、采办、建造、调试。设计计划的合理性、可执行性直接影响工程整体计划的制定，从而对工程项目的顺利开展具有重要的指导作用。出图计划的基础是出图目录，并以基础数据冻结为起点，控制工艺流程图、总图、工艺管道仪表流程图、3D建模几个关键点。由于文件数量多，出图计划编制及跟踪工作量大，需要有一定的方法和技巧。
关键词：LNG接收站；BOG处理过程；评价；应用
        引言
        天然气经过脱硫和脱水处理后，经低温工艺冷冻液化而成的低温（-162?℃）LNG主要成分为CH4。在这个过程中，每生产1?t?LNG所耗电量约850?kW·h，这是因为液态天然气便于运输储存，而大部分天然气使用时是气态的。一般LNG气化发生在LNG接收站内，在气化过程中释放出大量的冷量，其值大约为830?kJ/kg，这既包括LNG的气化潜热，也包括气态天然气从储存温度升温到环境温度的显热。目前，这部分冷量在大部分接收站被舍弃，被海水或空气带走了，造成了能源的极度浪费。因此，对这部分浪费的冷能进行回收和利用，成为节能环保以及拓展LNG产业链的目的。
        1BOG处理工艺
        1.1直接输出工艺流程
        直接输出工艺流程是利用压缩机将BOG升压后直接输送至下游管网。该工艺较少单独设置，一般与再冷凝工艺混合使用，适用于下游用气量小，投用再冷凝器不足以回收所有BOG的工况。该流程可以只启动BOG压缩机或者和高压压缩机配套使用，具体根据工况确定。如果配套管道是LNG接收站站线一体化项目，在投产初期下游用气量较小，用气压力低于1MPa，且BOG可以满足客户气质要求时，可仅启动BOG压缩机进行BOG低压外输，但应利用站内LNG气化器对BOG进行换热，以避免低温BOG进入管网。在下游管网投产后，如果用气量仍然较小，则可启动高压压缩机进行高压BOG外输。
       2CNG外输工艺流程
       LNG接收站一般较少采用CNG，主要是因为除了投资建设CNG母站外，还需租赁CNG槽车进行运输，且CNG槽车运力小，每车仅能运输4000～5000m3天然气，单位运输成本高，导致CNG运营成本较高。但如果接收站没有建设配套管线，或者配套管道不能与接收站同步建成投产，为减少BOG放空，CNG外输也可作为备选方案。某接收站利用BOG压缩机将BOG升压至0.6～0.9MPa，输送至CNG母站，经过CNG压缩机升压、加气柱计量后进入CNG槽车，然后运输至下游用户，一般CNG槽车装车压力不高于20MPa。
        2.1冷能发电技术方案
        2.2工艺流程
        LNG冷能发电装置具体工艺流程在LNG接收站中，为了达到保供的目的，即保持稳定的天然气输出，冷能发电装置应在发电模式和旁路模式下均能运行。在发电模式下，在E1壳程的CH3CH2CH3液体被海水气化后驱动透平发电。从透平出来的CH3CH2CH3蒸汽进入E2后被LNG冷凝，LNG在E2中被CH3CH2CH3加热气化成天然气，冷却成液体的CH3CH2CH3经LPG（石油液化气）泵被送入E1。气化后的天然气经海水加热至高于1?℃后外输。在旁路模式下，透平和LPG泵不再运行，装置仅作为普通的中间介质气化器用于LNG的气化升温。

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        2.3运营成本对比
        考虑设备折旧和人工成本的情况下，再液化运营成本主要包括电费、维修费两部分，在LNG接收站，BOG再液化是将压缩机增压后的高压BOG和LNG混合来进行液化，液化变为LNG后经高压泵对液体增压经气化器外输，日常处理过程中只需要考虑压缩机的电费，BOG再液化只需压缩机将BOG从十几KPa增加至1MPa以下。而CNG却需增加至20MPa，在不考虑维修费的情况下，气态增压远比液态增压成本要高，所以，BOG再液化成本要远低于CNG外输成本。
        3BOG处理工艺优化
        BOG直接输出、再冷凝、再液化和CNG外输四种BOG处理工艺各有优缺点，适用于不同工况。随着LNG行业的发展，单一处理工艺难以满足BOG处理需求，因此，接收站设计和管理人员在设计阶段，应充分考虑项目的外输工况，综合采用BOG处理工艺，以减少或避免BOG放空。目前国内LNG接收站通常同时采用BOG直接输出和再冷凝两种工艺，运营期间根据下游用气量进行两种模式切换：当下游用气量大时，采用能耗最低的再冷凝模式；当春节或受其他因素影响导致下游用气量小时，则采用BOG直接输出模式。随着国家天然气产供储销体系的日趋完善和国家管网公司逐步走上正轨，国内天然气管道的建设将走上快车道，为提高接收站的利用率，具备条件的LNG接收站均将建设配套外输管道。新建LNG接收站管理人员应评估下游外输管道的建设情况，如果不能与LNG接收站同步建成投产，建议综合采用再冷凝和再液化工艺，并在原料气压缩机出口增加三通，使经过加压后的BOG可直接外输或进入冷箱再液化，但在原料气压缩机和冷箱选型时应注意与下游管网的压力等级相匹配。BOD处理优化流程。
        3.1冷能利用的一些建议
        LNG冷能发电装置可与燃气轮机联合循环装置联合设计，利用冷能降低压气机吸入的空气温度，使燃气蒸汽联合循环效率得到提升。另外，燃气轮机产生的高品位电能作为接收站自用电，可供副产低温热水供气化器或冷能发电装置使用，进而提高冷能发电装置的工作效率，实现冷能的综合利用，能量优化，梯级利用。b)LNG接收站与石化园区对接，可实现能源的综合利用。石油化工或炼钢冶金行业副产大量的低温余热，而接收站有大量的冷量，若能将相关行业有机结合起来，双方均会获益良多，实现企业的经济运行。这不仅需要2个企业的整体规划，也与地区发展规划有关，需要政策支持。c)LNG冷能发电装置循环工质的选择。目前，LNG冷能发电装置是在中间介质换热器采用CH3CH2CH3工质的基础上进行的相关计算，作为单一工质，在LNG从-162?℃到1?℃气化的过程中，无法保证最优的冷能传递，因此，研究一种混合工质替代CH3CH2CH3进行冷能的梯级回收，将使得冷能发电装置的工作效率得到很大的提升。
        3.2技术经济指标
        以一接收站常规中间介质换热器为例，LNG流量为200?t/h，LNG温度为-147?℃，根据每个月海水平均温度可计算出相应的净发电量（扣除装置自用电后），据统计，每节约1?kW·h电，就相应节约了0.4?kg标准煤，同时减少污染排放。因此，冷能发电装置每年节约24?530?MW的电量，相当于节约了9?812?t标准煤，同时减少污染排放6?672?t碳粉尘、24?456?t?CO2、736?t?SO2、368?t?NOx，环保效益很好。从表2中还可以看出，随着海水温度升高，冷能利用效率大幅提升，因此，考虑联合化工生产中副产的低温余热进行综合利用，将大大提高冷能发电装置的循环效率。例如：采用工业废气副产的热水替代海水，不仅可以节省大功率的海水泵，还能在提高循环效率的同时将冷能转化为电能，大大降低了企业能耗。
        结语
        BOG直接输出和再冷凝是LNG接收站常见的两种BOG处理工艺流程，但随着LNG接收站运行工况越来越复杂，部分LNG接收站没有外输管道或外输管道不能与接收站同步投产，为避免BOG放空，采用了BOG再液化或CNG外输工艺流程。通过从装置构成、能耗、运营成本和发展前景等方面对BOG再液化和CNG外输进行对比分析，结果表明，再液化装置虽然投资成本和能耗比CNG高，但再液化综合经济效益优于CNG外输。同时，提出新建LNG接收站管理人员需考虑下游管网建设和投用情况，如果不能与LNG接收站同步建成投产，可以采用再冷凝和再液化回收流程，并对其进行了优化，使经过再液化原料气压缩机加压后的BOG既能进行再液化回收，也能直接外输进入管网，可为新建LNG接收站提供借鉴和参考。
参考文献
［1］张涛，高彩魁.LNG冷能的应用［J］.上海煤气，2010(2)：38-40.
［2］华贲.大型LNG接收站冷能的综合利用［J］.天然气工业，2008，28(3)：10-15.
［3］严开辉，郭权峰，韩逸骁.LNG冷能用于燃气-蒸汽联合循环发电系统的模拟研究［J］.能源与环境，2018(5)：10-13.