LNG接收站间断外输储罐压力控制选择

赵顺喜 谢 东

（中海福建天然气有限责任公司，福建 莆田 351100）

0 引言

无卸料操作期间由于LNG 储罐吸热、管道循环保冷以及槽车排放和工艺管道上安全阀起跳等因素均会产生蒸发气（BOG）。随着BOG 生成量的增加，储罐压力会随之升高，严重时可能造成储罐超压，对储罐安全运行构成严重威胁，因此储罐压力的控制十分关键。笔者拟分析在非卸料情况下，由于自然因素、下游用户及其他原因导致正常外输无法连续进行时对BOG 不同的外输处理方式。

1 BOG生成量的计算

1.1 储罐吸热产生的BOG量

在实际操作中对于储罐实际蒸发量的计算通常采用经验值估算[1]，其公式如下：

式中，M1为储罐吸热产生的BOG量，kg／h；A为储罐的蒸发系数，通常为（0.05%～0.08%）／d；ρ1为储罐中LNG 的密度，kg／m3；Ve为储罐中LNG的实际体积，m3。

LNG 全容罐A 一般取0.05%，ρ1按436 kg／m3计算。在福建LNG3号、4号罐投产后，4 个160 000 m3储罐每天最高可产生的BOG量高达140 t；随着储罐液位下降，BOG的产量有所减少。但根据承包商计算书中提供的吸热数据可知，即使按照目前操作的最低液位4 m 计算，每天产生的BOG量仍会达到约38 t。

1.2 管线系统产生的BOG量

在间断外输期间需要考虑对管线系统（码头卸料管线、外输管线、槽车装车管线）循环保冷，此过程不可避免会产生BOG 气体。管线系统的热量吸入采取以下公式计算：

式中，QL为LNG管线的吸热量，W；λ为保温层的热导率，W／（m·℃）；ho为保温层外表面温度下的传热系数，W／（m2·℃）；Ta为大气温度，℃；Ti为管道内LNG 的流体温度，℃；L 为管道长度，m；Do为保温层的外径，m；Di为保温层的内径，m；Tk为保温层厚度，m。

经计算码头循环、零输出循环、槽车循环每天产生的BOG量分别为21 t、15 t和7 t。

1.3 罐内泵产生的BOG量

罐内泵在运行时由于做功产生热量，这部分热量会使储罐的LNG 气化产生BOG。在间断外输期间，要保证循环管线的冷却，则至少有一台低压泵运行，因此每天可以产生约17 t BOG。

可以看出，如此庞大的BOG 产量须得到及时有效的处理，否则将对储罐运行造成安全隐患。

2 储罐压力控制方式

2.1 BOG压缩外输

1）BOG 低压外输。是指BOG 气体经低压压缩机压缩后直接外输到输气干线。在接收站试车投产初期，下游用户少、用量不大、对用气压力要求较低的情况下，可以选择由BOG 压缩机压缩之后直接进行外输，借助于下游管网的储气能力以控制储罐压力。用BOG 压缩机进行低压外输时，需要对流程进行改动：①将高压泵进出口用大管径跨接连通；②外输过程中要严密监控压缩机入口分液罐的液位，防止液位过高引发压缩机联锁跳车；③注意监控压缩机入口的BOG温度，以防BOG携带LNG进入压缩机，造成压缩机机械性损伤（图1）。

低压外输时，BOG 经压缩机压缩后进入再冷凝器，然后经过低压输出管线和高压泵出口汇管的跨接管线进入开架式汽化器（ORV）与海水换热后向下游用户输送，分离出的液体则进入排放罐，通过循环管线流回储罐。

图1 BOG低压外输工艺流程示意图

2）BOG 高压外输。是指BOG 气体经高压压缩机压缩后直接外输到输气干线。储罐中BOG 气体经高压压缩机加压后达到外输管网的压力，高压气体绕过再冷凝器、高压泵和气化器直接进入外输管网。通常在BOG 气体进入压缩机之前要经过加热器进行加热，避免过冷的BOG 进入压缩机后对压缩机造成损坏；气体经过压缩之后温度较高，要经过冷却才能输入管网，故在压缩机出口装有冷却器。

2.2 BOG再冷凝外输

1）BOG 再冷凝高压外输。是指储罐的BOG 气体通过压缩机加压，储罐内的LNG 经低压泵输出后与压缩的BOG 气体按照一定比例在再冷凝器中逆流换热。过冷的LNG利用自身冷能将大部分BOG气体冷凝，之后输入高压泵加压，经气化器气化后送入输气干线。

实际操作中，根据储罐及外输管网压力和下游用气量，合理控制压缩机和高压输出泵的负荷，利用有限的外输空间降低储罐压力，防止BOG 通过火炬或储罐安全阀放空。

2）BOG 再冷凝低压外输。是指BOG 气体经低压压缩机压缩后冷凝输送至公路槽车装车系统。在槽车外输的同时，可考虑将BOG 经过压缩机压缩后，输送至再冷凝器，利用LNG 的冷能将压缩后的BOG 液化。鉴于目前槽车装车要求至少开通7 个撬位，考虑到槽车拆装臂的交叉间隙，装车流量可达260～300 m3／h。启动一台压缩机（处理能力约7 t／h），按进入再冷凝器的气液比为9.2 ∶1计算，得出再冷凝器顶部的冷凝LNG 量为64 t／h（约145 m3／h），其余的LNG 则通过再冷凝器底部旁路03LV0004B输送，具体流程见图2。

在以上流程图中，需对现有流程做相应的变更改造：①在高压泵进口汇管处连一跨接至槽车12吋管道，同时设置两个FV 阀（FV-1、FV-2）；②利用低压外输工艺回收BOG时，FV-1关闭，LNG流量通过03FV0001、03LV0004B 及FV-2 阀控制，输送压力通过03FV0001控制在500 kPa（槽车日常装车撬内压力为200～300 kPa）；③当高压外输启动后，FV-2 阀完全关闭，FV-1 阀完全打开为槽车系统提供LNG。

图2 再冷凝低压输出工艺流程示意图

2.3 火炬、安全阀放空

当储罐中的BOG 无法运用正常外输工艺处理时，为了防止储罐超压，要通过火炬进行放空或通过储罐的安全阀就地放空。

3 控制方式的比较与选择

3.1 低压外输和火炬、安全阀放空

BOG 低压外输只适合于项目投产初期，在项目正常运营之后受外输管网压力及下游用户合同压力的限制，不能使用BOG 低压外输的方法来降低罐压。在用其他方法都不能控制储罐压力时才能采用火炬或安全阀放空，放空气体会产生温室效应，污染环境，通常情况下不会使用。

3.2 BOG再冷凝高压外输

再冷凝高压外输工艺中，使用的两台2DL250B-2B_1 型压缩机（每台压缩机有0、50%、100%三级负荷调节，处理能力为7 t／h）参考储罐压力步进调节负荷，控制储罐压力。

此工艺控制罐压时要配套运行多台设备，功率消耗见表1。

表1 设备功率消耗表

由表1可知，再冷凝工艺运行设备多，操作中监控负担大，运行中能耗大，维护成本高。尤其是再冷凝工艺需考虑储罐中BOG 总量以及下游管网容量，有相当的局限性。

3.3 BOG高压外输

BOG 高压外输采用4M32-26／6.5-75.5 型压缩机，使BOG 压缩后的压力达到外输管网压力直接输送到下游天然气管网。运行高压压缩机时无须开动其他设备，操作相对简单，能耗小（压缩机功率为2×1 250 kW），可根据罐压对压缩机负荷进行调节；此工艺无需LNG 冷凝，可以使下游有限管容的管网输出更多的BOG 气体，使储罐压力降低至更安全的范围。此工艺控制罐压受下游管网容量的限制较小，操作上更有灵活性和实用性。

3.4 BOG再冷凝低压外输

再冷凝低压外输时无需启动高压泵等设备，只需借助槽车装车的LNG 冷凝回收BOG，此工艺节能效果更明显（BOG压缩机功率575 kW）。唯一不足的是在用此工艺回收BOG 时，再冷凝器液位受装车流量的影响较大，增加了操作员的监控难度。

3.5 BOG处理工况选择

LNG 接收站在间断外输期间，处理BOG 的方法较多，在操作中需要针对不同工况的优化组合，以达到最好的效果。BOG工况及对应处理方式见表2。

4 结论

1）工况1 和工况2 的处理方式中，优先考虑BOG 再冷凝高压外输，但是当输气干线压力处于高位（6 MPa 以上）时则优先考虑使用BOG 高压外输工艺。

表2 BOG工况及对应处理方式表

2）工况3 是接收站最为常见的工况，在此工况下主要考虑采用BOG 再冷凝低压外输工艺控制储罐压力。

3）对于工况4 和工况5 只能选择BOG 高压外输工艺，BOG 低压外输工艺不适用于正常投产的LNG接收站。

［1］王彦.LNG 接收站蒸发气的发生与气量计算［J］.油气储运，2010，29（5）：363-364.