LNG接收站BOG再液化工艺选择论文_徐涛

中石化天津液化天然气有限责任公司 天津市 300457

摘要:BOG处理是接收站的关键工艺,是接收站的核心部分。BOG是LNG接收站的关键之一,关系到接收站能否安全平稳经济的运行。本文就LNG接收站BOG再液化工艺选择展开探讨。

关键词:LNG接收站;BOG;再液化工艺

1LNG接收站BOG处理工艺

1.1直接压缩工艺

直接压缩工艺是指将LNG储罐内的多余的BOG直接输送到外输管网供给下游用户的工艺,将储罐内的BOG通过压缩机压缩到外输管网相应压力后送至输气管网。如图1所示,该工艺系统LNG储罐、BOG压缩机、高压压缩机及外输管网的相应管道组成,储罐内的BOG经BOG压缩机,高压压缩机提压至外输管网压力后,通过外输管道输送给用户。由于该工艺系统的能耗较高,处理量少,且当接收站有气化外输时会浪费LNG的冷能,只有少数的调峰型LNG接收站与卫星型接收站运用该工艺为主要工艺,国内大部分LNG接收站都将至设为备用工艺。只有当接收站BOG产生量不大并且外输量小,无法进行气化外输时,才采用此工艺来处理适量的BOG,即可维持储罐压力稳定,同时也可避免BOG直接火炬放空造成的经济损失。当BOG处理量过大超出直接压缩工艺的处理能力时,无法被处理的BOG只能通过火炬系统进行燃烧放空,造成LNG接收站的巨大损失。

图1BOG直接外输工艺

1.2再液化工艺

随着中国天然气市场化的逐步完善,管道气与进口LNG的气化气竞争愈趋激烈,且进口LNG气化在总体价格上处于劣势。这带来了越来越多的LNG接收站气态外输气被管网作为备用气源使用,零气态外输工况越来越成为接收站运行的常态。当下游管网不具备接收条件时,或在项目投产初期,接收站不具备天然气外输的条件,再冷凝工艺和直接加压至外输管网处理BOG的方法将暂时不能运行,BOG将面临直接排入火炬的问题,此时就可以启动再液化装置将BOG回收至储罐。BOG再液化回收工艺常用的工艺路线有氮膨胀制冷工艺、混合制冷剂制冷工艺。其基本流程是BOG经低压压缩机加压到一定压力后,进入冷箱中与制冷剂进行热交流后液化为LNG,之后经过减压后排入LNG储罐。

1.3再冷凝液化工艺

再冷凝工艺是将储罐内的BOG再冷凝至液化状态的工艺。储罐内的BOG通过BOG压缩机输送至再冷凝器与通过低压输送泵送出的LNG相混合。通过低压输送泵加压的LNG处于过冷状态,与BOG进行充分换热,使BOG发生相变,冷凝至再液化状态。进行再冷凝液化后的BOG与低压输送泵送出的LNG一起经高压泵加压进入汽化器气化达到外输管网压力,通过外输管道输送给用户。如图2所示。

图2BOG再冷凝液化工艺

该工艺系统由BOG压缩机、低压输送泵、高压泵、再冷凝器及相应管道组成。能耗较低,处理量大,是国内大部分接收站的BOG主要处理工艺。该工艺过度依赖LNG接收站LNG气化外输量,一般LNG接收站外输负荷波动导致该再冷凝工艺操作困难。当LNG气化外输量无法满足BOG处理量的需求时,剩余的BOG必须通过火炬系统燃烧放空,保证接收站安全运行,同时造成LNG站的巨大损失。

2BOG再液化工艺方案选择

2.1工艺特点对比

其工艺特点对比列于表3

表3BOG再液化回收工艺比较

三种工艺比较来看,区别主要在于以下几个方面:①工艺流程及操作复杂程度:高压射流制冷工艺最为简单,膨胀制冷工艺较复杂,混合冷剂制冷最为复杂。②负荷调整:三种工艺均能适应操作弹性要求,当BOG处理量较大,需要设置多套高压射流制冷系统时,可通过控制运行的高压射流装置台数适应BOG处理量,理论能耗较低;膨胀制冷和混合冷剂制冷通过回流方式实现,理论能耗较高。③组分中氮气含量要求:膨胀制冷和混合冷剂制冷在液化过程中可以将氮气不凝气排出,对原料气中氮气含量无要求;高压射流工艺一次液化率只有30%,其余气体作为循环气,随原料气中氮气含量升高,导致不凝气循环量增加,能耗上升。④适应处理规模:单套高压射流适应处理规模最小,仅有10×104Nm3/d(φ(N2)≤10%情况下);膨胀制冷适应处理规模较小,为20×104Nm3/d;混合冷剂适应处理规模最大,大于20×104Nm3/d均可。⑤单位能耗:混合冷剂单位能耗最低,膨胀制冷单为能耗最高,高压射流单位能耗介于二者之间。⑥技术成熟度和工艺包垄断性:膨胀制冷和混合冷剂制冷成熟,应用范围广,工艺包及设备制造厂家多,技术垄断性弱;高压射流应用较少,且目前工艺国内为重庆耐得专利技术,设备俄罗斯进口,技术垄断性强,增加了采购难度。

2.2技术经济对比

接收站运行工况较多、BOG处理量波动性大,根据以往项目经验,不卸船-装船-最小外输-不装车工况下BOG产生量最大,BOG处理量一般不大于16t/h,因此在0.5~16t/h范围内对三种再液化工艺进行技术经济比选,得到三种工艺的技术经济曲线,对每种工艺的适用范围进行分析。技术经济分析按照年操作365天计算,年运行消耗电价、循环水价格和市场冷剂、天然气价格计算标准如下:①电价按照0.63元/kWh计算;②循环水按照5元/m3计算;③混合冷剂按照甲烷3元/kg、氮气1元/kg、乙烯15元/kg、丙烷9元/kg、异戊烷9元/kg计算;④LNG销售价按3000元/t计算。以16t/h处理规模为例,做三种再液化工艺的具体经济技术性分析。表4为16t/h处理规模下,模拟计算及设备询价后三种液化工艺的技术经济对比表。

表4技术经济对比表

从表3可以看出,当BOG处理量为16t/h时,三种方案综合比较来看:①年运行消耗上,混合冷剂制冷消耗最低,高压射流制冷消耗较高,膨胀制冷消耗最高;②利润上,三种工艺的利润与年运行消耗直接相关,混合冷剂制冷利润最高,高压射流制冷利润次之,膨胀制冷利润最低;③投资回收期、设备一次性投资、20年费用现值上,混合冷剂最低,膨胀制冷次之,高压射流制冷最高。综合比较可以看出,混合冷剂制冷技术经济性最高。按照上述16t/h处理量分析过程,可以得到三种工艺在不同处理量下的20年费用现值曲线,如图5所示。从图中可以看出,随BOG处理量的增加,三种工艺的费用现值不断增加,这是由于随处理量增加,运行能耗增加导致。当BOG处理量大于4t/h时,混合冷剂费用现值最低,且随处理量增加,混合冷剂工艺的优势更加明显。当BOG处理量小于4t/h时,三种工艺费用现值差距不断减小。这是由于随处理规模减小,年运行消耗减小,所以使三种工艺的费用现值差减小。

图5三种工艺20年费用现值比较

结语

LNG接收站在无气态外输管网时,BOG可采用膨胀制冷、混合冷剂制冷、高压射流制冷再液化工艺回收,回收产品以液态形式分销。需要根据实际运行中BOG产量情况,合理选择再液化工艺。

参考文献:

[1]尹清党.BOG压缩机在LNG接收站的应用[J].压缩机技术,2017.

[2]张奕,孔凡华,艾邵平.LNG接收站再冷凝工艺及运行控制[J].技术纵横,2017.

论文作者:徐涛

论文发表刊物:《基层建设》2018年第35期

论文发表时间:2019/3/28

标签:;  ;  ;  ;  ;  ;  ;  ;  

LNG接收站BOG再液化工艺选择论文_徐涛
下载Doc文档

猜你喜欢