LNG接收站生產階段BOG低壓氣直供，實現(xiàn)節(jié)能減排

【摘? 要】本文通過對LNG接收站和天然氣輸氣流程的深入研究分析，改變傳統(tǒng)向下游用戶供氣的模式，首創(chuàng)提出LNG接收站生產階段BOG低壓氣直供下游用戶，不僅增加了接收站運行的靈活性，而且避免了LNG接收站BOG放空損失和大大降低運行、建設成本，為其他接收站同類項目提供了思路和借鑒。

【關鍵詞】BOG低壓氣;直供;節(jié)能減排

1 前言

接收站設計有3臺BOG壓縮機，單臺能力最大為4200m³/h，作用是將接收站BOG低壓加壓再冷凝高壓外輸回收，同時，設計有一套BOG高壓壓縮機，作用是將從BOG總管抽取BOG加壓壓縮至高壓后直接送外輸管網（即不采用低壓加壓再冷凝流程），其能力為7.2t/h。

日常在接收站BOG產生量較大時，采用運行2臺BOG壓縮機+1臺高壓壓縮機的模式進行BOG回收，存在高壓壓縮機運行能耗大且需要接收站啟動高壓外輸泵方可全部回收接收站BOG，當接收站高壓外輸中斷時，將無法全部回收接收站BOG，BOG面臨火炬放空風險。

經過前期調研，鑒于下游用戶在接收站圍墻外，采用BOG壓縮機低壓壓縮氣（約0.45MPa）直供下游門站，不僅實現(xiàn)接收站BOG回收節(jié)省大量電耗、BOG回收不受整個輸氣干線用戶變化影響，避免在接收站高壓外輸中斷或設備檢修期間BOG放空的損失、相比傳統(tǒng)供氣方法節(jié)省投資成本，而且由于BOG不經過再冷凝回收，可使高壓輸送泵輸出的供至下游冷能空分的LNG溫度更低，提高更多的冷能，提高冷能空分的冷能利用率，促進產業(yè)鏈的協(xié)同發(fā)展。

2 實施方法

LNG接收站BOG（液化天然氣蒸發(fā)氣）的來源主要由LNG儲罐、接收站內管線從外界吸熱、槽車裝車以及設備作功產生。接收站BOG通過BOG壓縮進入再冷凝器冷凝后輸入高壓外輸泵外輸，即再冷凝法，此回收方式需要接收站啟動高壓外輸泵進行高壓外輸方可回收和高壓壓縮機壓縮至輸氣干線壓力后直接進入輸氣干線，當BOG無法全部回收時，通過火炬放空，接收站BOG回收工藝流程如下圖1中黃色線所示。

通過結合接收站生產工藝現(xiàn)狀、接收站已投入生產的實際開展技術研究，從節(jié)能減排和促進產業(yè)鏈協(xié)同發(fā)展的角度出發(fā)，改變在輸氣干線管道上引入接入口進行計量、調壓后供至下游門站，再進行調壓的傳統(tǒng)思路，通過接收站BOG壓縮機壓縮低壓氣直供下游門站，流程圖如圖2中紅線部分所示，綠線部分為原設計向下游供氣流程，即通過在高壓天然氣輸氣干線（約6.0MPa）上開口，引入接氣點后，建設計量、調壓設施后供至下游。

3 可行性分析

3.1 壓力分析

由于下游用戶需求壓力為0.4MPa以下，接收站BOG壓縮機壓縮BOG氣體供氣壓力為0.45～0.55MPa，滿足下游壓力需求。

3.2 流速分析

采用以下公式^{[ 1 ]}進行計算管道流速：

在最大用氣量為25KNm³/h，12英寸管道的最大流速約為17m/s，低于20m/s的設計要求，滿足使用要求。

4 創(chuàng)新及亮點

1）在接收站BOG高壓輸出和BOG再冷凝兩種工藝流程的基礎上，增加了BOG低壓輸出的流程，大大提高了接收站BOG回收的穩(wěn)定性和靈活性，在任何生產工況下均可回收接收站BOG且可節(jié)省大量電耗;

2）在LNG接收站生產階段首次創(chuàng)新性采用BOG低壓輸出直供下游，回收接收站BOG;

3）避免了接收站在無高壓外輸?shù)那闆r下，接收站BOG只能通過BOG高壓壓縮機進行部分回收而放空的損失，同時，避免了在BOG高壓壓縮機檢修期間，接收站BOG將面臨的放空損失，以及當再冷凝器進行預防性檢修時，BOG無法通過再冷凝回收，采用BOG低壓外輸直供，可保證正?；厥?

4）采用BOG低壓外輸直供相比目前接收站BOG再冷凝高壓輸出+BOG高壓直接外輸?shù)幕厥辗绞?，?jié)省了大量的電耗;

5）相比傳統(tǒng)高壓天然氣管線上建設計量撬、調壓撬至下游門站的方案，BOG低壓氣直供節(jié)省了大量的投資費用，同時，縮短了建設周期;

6）由于接收站BOG直接輸出，不經過再冷凝器冷凝后輸入高壓泵后，可使高壓泵輸出的LNG溫度降低，提供至產業(yè)鏈下游冷能用戶的冷量更多，可提高冷能用戶的冷能利用效率，促進了產業(yè)鏈的協(xié)同發(fā)展。

5 實施效果情況

5.1 BOG不同回收方式對比

1）目前運行方式

?有外輸有卸船：運行2臺BOG壓縮機，壓縮氣體經過再冷凝器冷凝進入高壓泵后經ORV氣化輸出至下游（此方式必須啟動高壓外輸方可回收BOG）+1臺高壓壓縮機將BOG高壓輸出至下游;

?有外輸無卸船：運行2臺BOG壓縮機，壓縮氣體經過再冷凝器冷凝進入高壓泵后經ORV氣化輸出至下游（此方式必須啟動高壓外輸方可回收BOG）;

?無外輸無卸船：只能通過1臺高壓壓縮機進行部分回收，接收站BOG面臨放空;

?無外輸有卸船：只能通過1臺高壓壓縮機進行部分回收，接收站BOG面臨放空。

2）改造后運行方式

在任何生產工況下，均可回收全部接收站BOG。BOG直接通過BOG壓縮機輸送至下游，無需經過再冷凝流程（即接收站無需啟動低壓泵、高壓泵、海水泵和投用再冷凝器及ORV進行高壓外輸回收接收站BOG），節(jié)省大量的電耗。

3）效果分析

單臺BOG壓縮機額定功率為575KW、單臺高壓泵額定功率為1641KW、單臺海水泵額定功率為1150KW、單臺低壓泵額定功率157 KW，高壓壓縮機額定功率為2250KW。

?有外輸有卸船：除去高壓外輸?shù)碾姾模?018年度共產生電費3360萬元），改造后節(jié)約337.68萬度電/年，節(jié)省電費約270萬元/年，因BOG低壓氣直供下游無需啟動接收站高壓外輸，從使用功能來看，直供年可節(jié)省電費3630萬元;

?有外輸無卸船：均可運行BOG壓縮機進行回收，但改造后BOG回收不受下游外輸變化影響，同時，由于改造后BOG不經過再冷凝器冷凝進入高壓泵，接收站供應至冷能用戶的溫度將降低（由-135～-141℃降低至-150℃左右），接收站LNG供冷量提高，產業(yè)鏈冷能空分產量將相應提高，據(jù)估算溫度每降低1℃，空分產品產量可提高約10噸/日;

?無外輸無卸船：原有運行只能通過1臺高壓壓縮機進行部分回收，接收站BOG面臨放空，每小時將有7.6噸BOG放空損失;改造后不僅每小時可節(jié)省7.6噸BOG放空損失，同時，每小時可節(jié)省1675度電;

?無外輸有卸船：原有運行只能通過1臺高壓壓縮機進行部分回收，接收站BOG面臨放空，每小時將有13.1噸BOG放空損失。改造后不僅每小時可節(jié)省13.1噸BOG放空損失，同時，每小時可節(jié)省525度電。

5.2 投資對比

原采用在高壓外輸管線上引入接入口增加計量、調壓設施后供至下游用戶，投資需上千萬元。而改造后通過BOG低壓氣直供，相關設施成本大大降低，同時，與下游門站溝通，相關管道及設施由下游用戶投資，接收站無需投資，因此，改造方案將減少投資上千萬元。

參考文獻：

[1]陳敏恒，叢德滋，方圖南，等.化工原理[M]. 第三版.北京：化學工業(yè)出版社，2006.

作者簡介：

邊遠（1986-），男，中海福建天然氣有限責任公司 工程師，本科，主要從事液化天然氣技術管理。