浅谈LNG接收站储罐压力控制方式

【摘要】介绍LNG接收站BOG产生原因并运用不同方法计算出各种原因下的BOG产量，以此为基础探讨LNG接收站储罐压力控制的各种方式。通过对比BOG压缩外输、BOG再冷凝外输和BOG通过火炬、安全阀放空几种控制方式的能耗，结合现阶段接收站运行的实际工况，分析出使用BOG再冷凝低压外输工艺为目前工况下的最佳控制方式。

【关键词】LNG接收站 储罐 压力控制

1 前言

液化天然气接收站的主要功能是接收、存储和再汽化LNG，并通过天然气管网向电厂和城市用户供气。由于液化天然气的物理特性，接收站在无卸料的正常运行操作期间，储罐漏热、管道循环保冷以及槽车排放和设备做功发热等因素均会引起LNG蒸发汽化产生BOG。随着BOG产生量的增加，储罐压力随之升高。如果BOG气体不能及时处理，可能造成储罐超压，对储罐安全运行产生严重的威胁，因此压力控制十分关键。

2 LNG接收站BOG产生原因及其量的计算

Q L： L N G管线吸热量，W；λ： 保温层的热传导率，W/m・℃；

ho： 保温层外表面温度下的传热系数，W/m2・℃；

To：保温层的外表面温度，℃；Ta：大气温度，℃；

Ti：管道内LNG流体温度，℃；L：管道长度，m；

Do：保温层的外径，m；Di：保温层的内径，m；Tk： 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21t、15t、7t。2.3 罐内泵产生的BOG

罐内泵在运行时由于做功产热，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，由此一天可以产生约17tBOG。

综上计算可以看出，非卸料期间接收站一天的BOG产生量至少为38t（循环管线不投用），多则可达到200t（储罐满仓，保冷循环投用）。如此庞大的BOG量必须得到及时有效处理，否则将对储罐安全运行造成隐患。

3 储罐压力控制方式

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，通过循环管线排回储罐。

3.2 BOG高压外输

储罐中BOG气体经过进口加热器加热后进入高压压缩机加压后，再经过出口冷却器换热后直接进入外输管网。流程见图2：

3.3 BOG再冷凝高压外输

再冷凝高压外输是指储罐的BOG气体通过压缩机加压，与低压泵输出的LNG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，流程见图3：

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

3.4 BOG再冷凝低压外输

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输出，针对目前工况，在没有高压外输的情况下，槽车外输依旧进行，且槽车每天外输量可达到1500t左右。在槽车外输同时，可考虑将BOG经过压缩机压缩后，输送至在冷凝器，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260-300m3/h。启动一台压缩机（处理能力约7t/h），按进入再冷凝器的气液比为9.2：1计算，从再冷凝器顶部的冷凝LNG量达到64t/h（约145m3/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4：

3.4 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，此时要通过火炬进行放空或者通过储罐的安全阀进行就地放空。

4 压力控制方式比较

4.1 低压外输和火炬、安全阀放空

上述压力控制方式中，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供下游用户合同压力的限制，不能使用BOG低压外输的方法降低罐压。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。

4.2 BOG再冷凝高压外输

再冷凝高压外输工艺中，两台BOG压缩机（每台有0%、50%、100%三级负荷调节，处理能力为7t/h），参考储罐压力步进调节负荷，控制储罐压力。

再冷凝工艺控制罐压时需建立LNG高压外输流程，需要配套低压泵、BOG低压压缩机、高压泵、海水泵等设备运行，功率消耗增大，运行设备多，操作中监控负担加大；运行中能耗加大，运维成本增加。需要特别指出的是再冷凝工艺需考虑储罐中BOG总量及下游管网容量，有相当的局限性。某LNG接收站输气干线总长350多公里，设计压力位7.5 Mpa，日常操作最高压力控制在7.0 Mpa。选择再冷凝工艺控制储罐压力，当输气干线压力处于6.5 Mpa高压时，干线压力从6.5Mpa达到最高操作压力7.0Mpa的管网容量只有346吨；冷凝回收BOG气液质量比为1：9.2，即要回收1吨BOG则需外输10.2吨天然气。从表4得知，4个储罐在10m液位时，要将储罐压力从20kpag降到16kpag压缩机至少需压缩40吨BOG（未考虑在降压期间产生的BOG），此过程中需外输天然气达408吨，超过此时管容量346吨，会对管道安全运行埋下隐患。

4.3 BOG高压外输

BOG高压外输是通过高压压缩机压缩，使BOG压缩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需开动其他设备，操作相对简单，能耗小；并且可根据罐压对压缩机负荷进行调节。BOG高压外输无需LNG冷凝，可以使管网有限管容输出更多的BOG气体，使储罐压力降低至更安全的范围。此种方法控制罐压受下游管网容量限制较小，操作上更有灵活性和实用性。

4.4 BOG再冷凝低压外输

采用BOG再冷凝低压外输时，无需启动高压泵等设备，只借助槽车装车的LNG冷凝回收BOG，此方法节能效果更明显（BOG压缩机575kw）。唯一不足的是，在用这种方法回收BOG时，再冷凝器液位受装车流量影响较大，增加了操作员的监控难道。

4.5 BOG处理工况选择

LNG接收站在外输期间，处理BOG的方法众多，在操作中需要争对不同工况优化组合，以达到最好的效果。BOG工况及对应处理方式见表1：

5 结论

（1）工况1和工况2处理方法中，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（6.0Mpa以上）时则优先使用BOG高压外输工艺。

（2）工况3是接收站间断外输期间最为常见工况，在此种工况下，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正常投产的LNG接收站。

参考文献

[1] 顾忠安.液化天然气技术手册.北京：机械工业出版社，2010.01

[2] SY/T 6711-2008， 液化天然气接收站安全技术规程[S]

[3] GB /T 20368-2006， 液化天然气（ LNG） 生产、储存和装运[S]