LNG接收站低外输工况对蒸发气产生量的影响.pdf

中国科技期刊数据库 工业 A 190 LNG 接收站低外输工况对蒸发气产生量的影响 刘晨昊 中石化烟台龙口液化天然气有限公司，山东 烟台 264000 摘要：摘要：对于新近投产运行的接收站，由于外部需求，生产能力等原因，长期会在低外输量情况下运行，期间，BOG产生量相较设计值较多，接收站长期处于高压力运行的情况相当普遍。本文重点针对高压外输泵的保冷循环工艺管道与最小回流线保冷流程，运用现场测试，计算分析，软件过程模拟等方法，研究了该工艺管线的流量，温度，管道压降等参数。并重点分析该管道回储罐所产生的闪蒸气与接收站外输量之间的关系，确定了该管道造成的蒸发气产生于外输量直接相关，并得出了 200t/h 以上的外输量可以显著降低 bog 产生量的结论。（图 4）关键词：关键词：LNG 接收站；低外输；高压外输泵 中图分类号：中图分类号：TE974 接收、储存和气化被列为 LNG 接收站 3 大核心功能，气化后的 LNG 经外输管网供给下游用户1。由于LNG 接收站主要用作调峰，天然气外输量受下游用户需求影响较大2，因此对于刚投产运行的 LNG 接收站，因为外输需求量小，在运行时，需要长时间在低外输量情况下运行。以国内某接收站为例，该接收站设计最大外输能力为每小时 400 吨，设计外输能力每小时 340吨。然而在投产运行第一年内，该接收站长时间处在最小外输量下运行，运行负荷仅能达到设计的 25%-50%。由于 LNG 是极低温流体，在接收站中其温度一般为160 150。尽管接收站中的设备、管道均设有保冷层，但是外界热量的吸入仍不可避免。因此，接收站中就会蒸发一定量的气体，简称 BOG(Boiloff gas)。对于 BOG 气体产生量，国内通常计算方法依据来源计算，包括储罐热输入，管道漏热，气压变化，卸料装车等等。并依此选定 BOG 压缩机型号。但在实际运行中，普遍出现 BOG 产生量大于设计产生量，BOG 压缩机负荷较高，储罐压力长时间处在较高的，说明在实际运行的系统中，存在有其他 BOG 产生的原因，这些原因可能是系统内部分吸收的热量转化成了 BOG，本文讨论了在低外输量下，工艺流程中一些新的 BOG 产生点和其与外输量的对应关系。1 接收站工艺 国内某接收站工艺流程为 LNG 接收站将来自 LNG船的 LNG 通过码头上的卸料管线输送至 LNG 储罐。位于 LNG 储罐内的罐内低压泵再将储罐内 LNG 输送至再冷凝器4，在通过再冷凝器时，通过支路将低温的 LNG与经过压缩机压缩的高温 BOG 混合冷凝，高温 BOG 在冷凝前通过一路换热器与 LNG 换热降温。冷凝混合后的高温 LNG 通过高压泵加压输送至气化器，最后 LNG在气化器内气化后输送至管网，由管网将天然气送至最终用户5-6。由于 LNG 的超低温特性，和管道无法经受反复回温冷却带来的材料应力疲劳风险，对站内 LNG通过的管道有保冷的需求，LNG 接收站 1 台罐内低压泵需要始终保持运转，以维持小流量的 LNG 在整个接收站的工艺设备及管线内流动，从而达到保冷的效果7，如果产生的 BOG 无法通过压缩机系统压缩后进入再冷凝器冷凝气化外输，那就必须放入火炬燃烧，造成大量经济损失，因此，BOG 的回收冷凝是 LNG 接收站稳定运行的一个必不可少的部分，决定了整个接收站的运营成本和盈利能力。2 低外输下接收站工艺变化 较低外输量下，接收站工艺流程没有较大变化，但是在运行设备的数量上有较大的变化。国内某站的高压外输泵设计流量约为 138t/h。共计 4 台高压外输泵，以 3 用 1 备的形式运行，在最大外输量状态下，以三台满负荷状态运行。运行量在下降 138t/h 后，高压泵运行数量降到 1 台，低压泵运行数量降到 2 台。最小外输量根据项目的实际设计情况而定，在国内某接收站的运行状态下，这个值通常需要在100t/h以上，以保证压缩机负荷最高的情况下，再冷凝器有能力冷凝全部的 BOG 并且同时，保证足够的饱和蒸气压差以防止高压泵出现气蚀现象损坏高压泵叶轮。中国科技期刊数据库 工业 A 191 3 高压外输泵的保冷循环量 LNG 接收站所用的高压外输泵，通常都会选择潜液泵并设有泵井，以保证可以快速启动外输，同时设计外输泵中有一台备机以备检修或故障时接替其他泵机使用，在此期间，如果将泵的出口全部切断，将会导致放置于泵桶中的 LNG 吸收环境热量迅速气化，这些 BOG气体会被放空到 BOG 总管中进入 BOG 系统。同时存留的 LNG 液体温度也会逐渐上升，这会导致在开启这台外输泵时，过冷的 LNG 液体与较热的泵桶相接触之后产生大量气体，影响泵的启动过程，威胁泵体的安全。因此，高压外输泵会在出口管道上设置保冷循环线，由于保冷循环线需要在泵未启动时保证温度，因此，国内某接收站设计将此管线直接与储罐气相空间联通，以保证管道背压低于需保冷设备的压力。同样，由于在工艺设计上，需要对外输泵的最小回流线进行最低限度的保冷，以免出现突发状况时管道快速降温产生的形变影响管道的机械性能。在最小回流线的控制阀上设计有一带有限流孔板的旁通，限流孔板的存在一旁通同时有限流与截压的功用，避免了压力变化对于回流线下游管道的影响。国内某接收站长时间处于最小外输量运行的状态，外输泵运行状况为一台使用，其余三台保冷。对于泵体的保冷循环所需的流量，由于管线上没有安装流量计，因此需要通过其他手段进行测量，本次测量的原理是，通过关闭外输泵保冷循环的切断阀，阻断保冷循环线和最小回流线的运行，同时保持上下游官网运行参数的一致性，通过计算再冷凝器进料量与低压总管流量的的总和的变化情况，得出单台泵保冷循环线的流量，最小回流线保冷循环的用量也可以依据同样的方法得出。国内某接收站外输泵保冷循环流量如下图。表 1 高压泵保冷循环与最小回流线流量测试 测试设备 测试说明 测试结果（kg/h）一号泵 第一次测试 T11 4039 第二次测试 T12 5304 二号泵 第一次测试 T21 6115 第二次测试 T22 5448 四号泵 第一次测试 T41 5602 第二次测试 T42 5256 一、二、四号泵最小回流线 第一次测试 TS1 4271 第二次测试 TS2 3754 三号泵最小回流线 出口压力 6.5MPa 5434 出口压力 8.2MPa 7072 由上述数据可以计算出，每台未开启的外输泵的保冷循环总量为 Q0=6.6315t/h 4 低外输量对高压泵进料温度的影响 在LNG接收站的工艺流程中再冷凝器的稳定运行，首先建立在物料平衡，热平衡和相平衡的三平衡之上，这三平衡表现在操作参数上，既是再冷凝器的压力与液位均处在稳定状态。经过再冷凝器冷凝的 LNG 经由再冷凝器出口汇管重新回到低压总管，尽管高压泵出口设置有冷换器于 BOG 压缩气体换热，使得再冷凝器BOG 进料可以稳定在-100，再冷凝后的 LNG 依然要比LNG 出料温度（-156.5）高出不少。同时，由热平衡原理可以得到，由于 BOG 处理量（热源）的量是稳定的，两者混合后的温度随着外输量的上升而下降。由于外输量限制无法取得实际数据，故而采用流程模拟软件进行模拟以确定不同外输量下的高压泵入口物料的温度、进料组成，物料的运行参数为，BOG 流量固定为13000kg/h，BOG 温度-100，压力 0.67MPA，LNG 压力0.7MPA，温度-156.5，BOG 组分为 80%甲烷，20%氮气（mol%）。LNG 为 88.8%甲烷，2.89%丙烷，7.47%乙烷，0.1823%氮气，其余为 C4+。结果如图 1 所示。由图可知，高压泵入口的温度随着外输量的增加而成下降趋势，同时也能看到，随着外输量的减少，高压泵入口温度上升的速度逐渐加快，特别是在 200t/h 以下时，尽管依然能够处理 BOG 最大负荷下压缩的 BOG，温度处在较高的水平。较高的 LNG温度导致饱和蒸气压的上升，因此高压泵出现气蚀的风险也上升了。图 1 外输量与保冷循环温度关系 5 高压外输泵保冷循环线回罐闪蒸模拟 高压外输泵的保冷循环线与其他保冷循环工艺管线的最大区别，是其为了维持流量连续不受下游压力 100200300400500-154-152-150-148-146-144-142-140-138-136图3：外输量与保冷循环温度关系温度()外输量（t/h）中国科技期刊数据库 工业 A 192 表 2 外输量与保冷循环流量关系图 外输量 100t/h 120t/h 140t/h 160t/h 180t/h 280t/h 300t/h 320t/h 480t/h 500t/h 保冷循环量（kg/h)26966.5 25331.5 27407 24131 27847.5 25390.5 22933.5 的影响，将这条管线的终点设置于储罐卸料管线进入储罐的上进料口处，也就是说其直接于压力较低 的储罐气相空间相连接，其压力 0.6886MPa 相较于储罐气相空间的压力 21KPa 高出很多。其进入储罐后会过低的压力而产生闪蒸。由于该管线上没有设置任何仪表，因此对于这条管线的模拟必须计算接近 400m 的保冷循环线所产生的压降与冷量泄露。采取管道阻力损失计算的方法计算管道产生的压降。取 LNG 的密度=470kg/m2，经过计算，得出此管道总压力降为Pt=0.21266MPa,之后我们需要考虑物料进入储罐所消耗的位能，管道起点位置 H1=712mm，而终点位置储罐上进料口位置 H2=36100mm，以此计算物料进入储罐内所消耗的总压头 P=Pt+Ph。Pt=0.21266MPa Ph=Hg=0.162955MPa 对于较长的管道，也应考虑其冷量损失，国内某接收站的设计热流密度最高不超过 25W/m2，保冷循环管道冷损失量计算公式如下：Q=qDL/2；q 表示热流密度；D 表示管段直径；L 表示管段长度；经过计算，管道总冷损失 Q=14054.95W。使用 aspen 软件进行闪蒸流程模拟，使用 heater单元模拟管道压降以及管道冷量损失，使用 flash2 单元模拟 LNG 进入储罐内闪蒸。LNG 压力设定为0.6886MPa，LNG物料参数设定为摩尔分数甲烷86.90%，乙烷 8.47%，丙烷 3.24%，正丁烷 0.7476%，氮气 0.6416%在外输量 160t/h，300t/h 时需启动高压泵以满足外输量的需求，因此，本次模拟设定 LNG 流量如表 2 所示。模拟流程设置如图 3 所示。由于 aspen 模拟管道压降时会进行等焓计算，故采用手动计算进行降压以确保数据符合实际，其中物性方程选择RK-soave方程，heater 单元设定热负荷 14.055KW。模拟得到物料温度后手动填入 FLASHIN 物料流内，闪蒸罐压力设定为21kPag，热负荷设定为 0，结果如图 2 所示。图 2 B0G 产生量与外输量关系图 由图 2 可以得出结论，因高压外输泵回流产生的BOG 量，随着外输量的上升而逐渐减少，但是期间300t/h 时由于新启动高压泵，高压泵出口压力较高，经由最小回流线控制阀旁路循环回储罐的 LNG 量的上升，导致 BOG 产生量有回升趋势。同样还能由图，随着外输量减少，BOG 产生量上升的速度逐渐变快，特别是200t/h 以下的外输流量，相比较 200t/h 以上外输量时上升速度变化较快。相较于 348t/h 左右的正常外输流程。200t/h100t/h 之间的低外输工况平均由于保冷循环管线产生的 BOG 量多出了 500t/h 到 2000t/h 不等。7 结论（1）、经由现场实际模拟，确定了典型的带泵桶的外输增压泵的保冷循环流量，该条管线通常不设计，也不必要设计流量计，因此对于该位置管线和 BOG 产生量的关系一直不明确，该流量的确定对于高温 LNG 站内循环的计算，物料平衡，测算外输泵系统吸热量，计算储罐内产生的闪蒸气体量有着重大的意义。（2）、经由手动计算与 aspen 模拟，确定了高压泵入口线与保冷循环线温度相对于外输量的关系是随着外输量上升而下降，同时也确定了较低外输量下高压泵进料温度上升的程度究竟有多少。该情况对于保证高压泵的平稳运行，避免气蚀对泵体产生机械性损伤，确定能确保高压泵安全运行的最小外输量有着重1002003004005001000150020002500300035004000外输量（t/h）BOG量（kg/h）图4 BOG产生量与外输量关系图中国科技期刊数据库 工业 A 193 要意义。（3）、经由手动计算与aspen模拟相结合的方式，确定了低外输量下由于外输泵保冷循环线产生的 BOG量。明确了外输量变化对 BOG 产生量的影响，确定了在 200t/h 以下外输量的情况下 BOG 产生量大幅上升的事实。对于接收站的 BOG 产生量核算和接收站运行规划的指定提供了良好的知道，支撑了接收站低外输量运行方案的制定。并确定了对于 BOG 产生量优化的 2个方向：1、增加外输量，可以显著的降低又高压泵回流产生的 BOG 量。2、在确保高压泵正常运行下，可以通过减少保冷循环回储罐的量来控制BOG的产生速度。参考文献 1贾士栋,吕俊,邓青.LNG 接收站最大/最小外输量的确定方法以浙江 LNG 接收站为例J.天然气工业,2013,33(6):86-90.2 成永强,田士章,魏念鹰,等.LNG 接收站试运投产中储罐冷却的相关问题J.油气储运,2013,32(5):517-520.3王红,白改玲,李艳辉,等.LNG 接收站流程模拟计算J.天然气工业,2007,(27)11:108-109.4师铜墙,焦长安.大型液化天然气(LNG)接收站低温泵的工艺特性及选型J.水泵技术,2012(2):31-34.5刘利.LNG 接收站的设计技术J.石油化工建设,2005,27(4):8-11.6吕俊,王蕾.浙江LNG接收站项目气化器选型及系统优化.天然气工业,2008,28(2):132-135 7吕俊,张昌维,傅皓.LNG 接收站 BOG 压缩机处理能力计算及选型研究J.化工设计,2011,21(1):14-16.