基于变压吸附制氮系统的BOG再冷凝工艺
薛鹏1, 张引弟1, 杨建平2, 伍丽娟1, 田磊1, 沈秋婉1, 史宝成1, 张兴凯1
1.长江大学石油工程学院
2.中国石油辽河油田公司SAGD开发项目管理部
通信作者:张引弟,女,1978年生,副教授,博士;主要从事油气储运工程、燃气工程及油气采输节能环保方面的研究工作。地址:(430100)湖北省武汉市蔡甸区大学路111号长江大学武汉校区。电话:(027)69111061,18971693567。ORCID: 0000-0003-2355-1537。E-mail: zhangyindihust@foxmail.com

作者简介:薛鹏,1993年生,硕士;主要从事油气储运工程LNG方面的研究工作。地址:(430100)湖北省武汉市蔡甸区大学路111号长江大学武汉校区。电话:18672869601。ORCID: 0000-0002-7793-4624。E-mail: xuep93@sina.com

摘要

为了解决LNG接收站在低输量工况下闪蒸气(Boil-Off Gas,以下简称BOG)回收不完全的问题,在不增加冷凝工艺复杂性的前提下,基于现有设备的实际工况及工艺流程,以热力学原理、静态仿真计算结果为依据,在传统的蓄冷式BOG冷凝方案的基础上,结合LNG冷能利用方式,提出了一种基于LNG接收站制氮系统的蓄冷回收BOG新工艺,并进行了BOG温度、冷凝器入口压力、LNG组分等参数的敏感性分析,明确了新工艺的适用条件。运用效果表明:①新工艺充分利用了LNG接收站的现有设备,每年可为LNG接收站节能创收近160万元;②新工艺可实现高负荷下的BOG冷凝,其冷凝外输工艺可作为辅助冷凝工艺,冷凝回罐工艺可作为应急工艺——液氮用于蓄冷、气氮用于吹扫,可满足接收站的多种需求;③较之于前人提出的4种BOG处理工艺(多级压缩、级间冷却、预冷和透平回收轴功),新工艺在对外输量的依赖性、流程安全性及操作性等方面均有优势。结论认为:新工艺在设备投资、能耗、工艺安全性及经济效益上都具有明显的优势,值得推广应用。

关键词: LNG接收站; BOG处理; 冷能利用; 蓄冷; 再冷凝; 站场吹扫; 液氮; 工艺模拟
A BOG recondensation process based on a PSA nitrogen system
Xue Peng1, Zhang Yindi1, Yang Jianping2, Wu Lijuan1, Tian Lei1, Shen Qiuwan1, Shi Baocheng1, Zhang Xingkai1
1. Petroleum Engineering College, Yangtze University, Wuhan, Hubei 430100, China
2. SAGD Development Project Management Department, PetroChina Liaohe Oilfield Company, Panjin, Liaoning 124010, China
Abstract

The boil-off gas (BOG) cannot be recovered completely in the operational mode of low flow rate at LNG receiving terminals. In view of this, a new cold-storage BOG recovery process based on the nitrogen system of an LNG receiving terminal was proposed without increasing the complexity of a condensation process. This new process was developed bases on the actual behavior and technological process of existing equipments, the thermodynamic principles and the static simulation calculation results. Its development is on the basis of the traditional cold-storage BOG condensation program, combined with an LNG cold energy utilization mode. Then, sensitivity analysis was conducted on BOG temperature, inlet pressure of the condenser and LNG composition, and the applicable conditions of this new process were determined. And the following operation results were obtained. First, this new process makes full use of the existing equipments at an LNG receiving terminal and provides the terminal with annual revenue of CNY 1 600 thousand owing to energy saving. Second, by virtue of this new technology, the BOG condensation under high loads can be realized. And various requirements of an LNG receiving terminal can be satisfied with the condensation transportation process as an auxiliary condensation process and the condensation backflow as an emergency process (liquid nitrogen used for cold storage and gas nitrogen for purging). Third, compared with the four previously proposed BOG treatment processes (compound compression, interstate cooling, precooling and turbine recovery shaft work), this new process is more advantageous in terms of transportation dependency, process security and operability. It is concluded that this new process is remarkably advantageous in equipment investment, energy consumption, technological safety and economic benefit, so its application is worth popularizing.

Keyword: LNG receiving terminal; BOG treatment; Cold energy utilization; Cold storage; Recondensation; Station purging; Liquid nitrogen; Process simulation

我国LNG接收站广泛分布于各沿海城市, 未来还有更多的LNG接收站将兴建[1, 2]。LNG接收站的核心工艺是闪蒸气(BOG)处理, 它是储存与外输工艺间的纽带。因此优化BOG处理系统性能, 对LNG接收站的安全运行以及节能降耗具有重要意义。然而BOG处理工艺的改进空间因流程的复杂性而降低, 为此, 在不增加冷凝工艺复杂性的前提下, 从LNG接收站工艺需求着手, 探讨一种兼顾BOG冷凝与站场管线排液吹扫的方案。以热力学原理为基础, 利用静态仿真结果作为基础设计的依据[3, 4, 5]

1 LNG接收站BOG处理系统
1.1 BOG的产生

LNG接收站作为进口LNG的接卸终端, 身兼液化天然气储存、低压外输、装车、增压气化和外输计量等功能。在正常工况下, BOG的产生主要有以下3个来源:①漏热(罐体导热、空气对流及日照辐射)引起的LNG自然蒸发[6]; ②LNG设备运行产生的热量被LNG吸收, 引起蒸发量上升; ③卸船过程中LNG置换储罐气相空间与液相存在一定温差, LNG接触罐壁并与气相换热, 引起蒸发气增加。

1.2 BOG处理工艺

LNG接收站BOG的处理工艺主要分为两大类:①直接高压压缩外输; ②再冷凝增压外输。分述于下。

1)直接高压压缩外输工艺设备简单, 流程控制方便, 其主要设备是BOG高压压缩机, BOG经压缩机加压至匹配下游管网压力后外输。

2)再冷凝增压外输工艺相比直接压缩工艺在设备与控制上更为复杂, BOG先经蒸发气压缩机增压, 后与来自低压外输泵的一股LNG于再冷凝器充分接触, 由LNG提供冷量将BOG冷凝液化, 最后经高压外输泵增压、气化器气化后外输。我国LNG接收站普遍采用此工艺。

2 LNG接收站工况及流程模拟
2.1 工况及模拟假设

为维持LNG密度均匀, 预防分层与旋涡现象[7, 8, 9], 常用低压泵在罐内打循环, 促进LNG混合均匀, 因此, 将储罐LNG视为均质饱和液, 因环境漏热从外界输入热流, 饱和液吸收热量气化形成闪蒸气。某LNG接收站建有3座全容式储罐, 总有效容积为48× 104 m3, 设计最大外输量为28 800 t/d。以日蒸发率为0.5‰ (质量分数)计算自然蒸发的BOG量, 约为4 620 kg/h。考虑管线漏热, 假定蒸发气总量为最大外输量的5‰ (6 000 kg/h)。再冷凝器入口BOG温度为– 130 ℃, 操作压力0.7 MPa, 气化器为开架式气化器(ORV)。海水泵扬程为32 m, 外输天然气温度不低于2 ℃; 海水温度为15 ℃, 最大温度降不大于5 ℃[10]; 输气干线压力为9 MPa。

工质状态远离理想体系, 应采用真实流体状态方程法进行物系相平衡及焓熵计算。选用PR(Peng-Robinson)方程的相平衡计算结合LKP(Lee-Kesler Plocker)方程的焓熵计算方法。在天然气的低温流程设计中, 常采用PR方程, 因其在预测烃体系稠密区液体密度等方面比SRK(Soave-Redlich-Kwong)方程更具有优势。SRK与PR方程对天然气组分进行气液相平衡计算, 其结果与国外实验值进行比较, PR方程计算气相摩尔分数精度略高于SRK方程[11]

LKP方程是被广泛认同的计算物质压缩因子、热容及焓熵的最佳方法[12]。其焓熵的计算具有很高的精度。工质的焓熵常用余函数法表示, 实际流体总焓熵值等于理想流体焓熵值与余焓熵之和。

2.2 新工艺模拟

2.2.1 LNG接收站氮气系统

LNG接收站设有氮气系统, 氮气的主要功能为密封与吹扫, 根据其消耗特征可分为连续用氮与间断吹扫用氮。连续用氮包括:①低温泵及压缩机密封用氮; ②火炬吹扫。间断用氮包括:①卸船臂及气相返回臂吹扫; ②吹扫LNG储罐绝热空间; ③吹扫和置换管道。变压吸附(PSA)制氮系统为LNG接收站提供连续用氮, 另设有液氮储存与气化系统, 用于高峰用氮。液氮外购, 由槽车运至LNG接收站卸入液氮罐, 需用氮气时由空气加热气化器气化。

2.2.2 基于PSA制氮系统的液氮蓄冷再冷凝工艺

笔者在蓄冷式BOG冷凝方案[13, 14]的基础上, 结合LNG冷能利用, 提出了一种基于LNG接收站PSA设备以液氮为蓄冷介质的再冷凝方案(图1-a)。PSA制氮系统气源为工厂空气系统, 空气经加压、干燥脱除游离水进入PSA制氮系统。氮气含氧量低于1%, 温度为常温, 压力为0.6~0.7 MPa。PSA系统氮气进入冷能液化装置, LNG正常外输提供高品质冷量, 将氮气液化储存于液氮储罐。当下游用气需求量降低时, 外输LNG减少, 冷量不足的部分由液氮系统供给。BOG冷凝后外输, 或是节流后分离出凝液后返回罐内储存。

图1 基于PSA制氮系统的液氮蓄冷再冷凝工艺流程图
注:LNG表示液化天然气; B表示闪蒸气; NG表示天然气; N表示氮气; LN表示液氮; SW表示海水; P表示能耗; BC表示闪蒸气压缩机; CON表示再冷凝器; LP表示低压泵; HP表示高压泵; E表示换热器; V表示节流阀; S表示分离器

2.2.3 HYSYS工艺模拟

在BOG再冷凝工艺基础上增加了氮气液化系统(图1-b)、BOG冷凝外输及回罐流程, PSA系统供氮(N2摩尔分数为99.5%, O2摩尔分数为0.5%), 氮气温度为15 ℃, 压力为0.7 MPa。换热设备压降取10 kPa, 换热条件最小温差大于2 ℃, 对数平均温差大于5 ℃。

正常外输LNG流程如图1-a中深蓝色所示。LNG首先进入氮气液化系统, 分出两股物流, 一股用于氮气预冷降低氮气压缩机功耗, 另一股用于深冷氮气使其液化。经节流减压至0.69 MPa, 进入分液罐, 液氮输出进入储存系统; 氮气与预冷氮气混合进入压缩循环。

计算表明, 单位质量氮气液化能耗为0.034 kW。因液氮消耗部分冷能, 气化器需求海水量减少使得海水泵需求能耗降低。PSA制氮系统生产单位质量氮气能耗约为0.4 kW, 液氮在气化后进入氮气储存系统或直接用以吹扫站场相关设施设备或是对外销售, 不将制氮能耗计入蒸发气处理系统。

当外输LNG量低于最小冷凝外输量, 可由液氮提供冷能将BOG冷凝, 冷凝外输流程如图1-a中橙色流程所示。若LNG处于“ 零输出” 工况, BOG冷凝后可返回罐内储存。BOG冷凝后经节流装置减压至储罐压力, 气液分离后气相进入压缩循环, 液相回罐。需注意回罐LNG的密度变化, BOG轻烃组分含量高, 冷凝后为低密度LNG, 须从储罐底充注防止分层。冷凝回罐流程如图1-a中绿色流程所示。

回罐流程每小时需要液氮23.06 m3(0.69 MPa, – 174.8 ℃), 折合为氮气的液化能耗为555.8 kW。BOG冷凝节流后气相进入压缩循环, 使得压缩机进口流量增大, 压缩能耗为419.3 kW, 相比正常外输工况增加15.5%。冷凝回罐工艺综合能耗为975.2 kW, 能耗为直接压缩方案的0.78倍; 冷凝外输流程每小时需要液氮18.31 m3(0.69 MPa, – 174.8 ℃), 综合能耗为804.4 kW, 为直接压缩方案的0.65倍。

3 工艺参数灵敏度与经济性分析

BOG从储罐到气相总管再到冷凝器入口, 因管线漏热导致其温度升高。管道保冷差异使得BOG温升不同, 不同LNG接收站的再冷凝器操作参数不同, LNG气源不同气质存在差异, 因此需研究工艺参数及工质组分变化对工艺能耗的影响。

3.1 BOG温度对工艺的影响

3.1.1 BOG温度对冷凝回罐流程的影响

BOG被液氮冷凝并具有一定过冷度, 须满足高压泵吸入口0.1 MPa的汽蚀余量要求。凝液节流至储存压力115 kPa并将气液进行分离, 液化率(回罐凝液与BOG总质量之比)为84.4%。回罐BOG凝液温度约– 166.2 ℃, 低于储罐LNG温度, 会发生二次闪蒸。图2示出了BOG温度对冷凝回罐流程的影响。可以看出温度对物料比(耗氮量与冷凝BOG质量之比)及BOG液化率的影响不显著; 工艺能耗为氮气液化能耗与BOG压缩能耗之和, 由物料比曲线可知氮气液化能耗变化不明显, 能耗增长是压缩功增加所致; 节能率(此工艺相对于直接压缩工艺的节能比例)随温度上升有所提高, 说明在气相总管保冷措施较弱的场合其优势增大。

图2 BOG温度对冷凝回罐流程主要工艺参数的影响图

3.1.2 BOG温度对冷凝外输流程的影响

图3反映了BOG温度对冷凝外输流程主要工艺参数的影响。由图3可知, BOG温度对物料比影响不显著; 由于外输流程不存在二次闪蒸与液化率的影响, 物料比为2.15, 低于冷凝回罐流程的物料比(2.7), 同时在能耗方面也具有明显优势, 节能率随温度升高而增加, 且高于冷凝回罐流程的节能率, 最高可达41 %。说明在一般工况下应选择冷凝外输方式。

图3 BOG温度对冷凝外输流程主要工艺参数的影响图

3.2 再冷凝器进口压力对工艺流程的影响

3.2.1 再冷凝器进口压力对冷凝回罐流程的影响

国内LNG接收站再冷凝器操作压力约0.7 MPa, 国外可达1.1 MPa[15]。BOG液化率随着操作压力增大而降低, 因BOG冷凝后的过冷度相对减小, 节流后需消耗更多潜热而达到气液相平衡; 由于分离器气相的低温BOG(– 166 ℃)将高温BOG(– 130 ℃)冷却, 使得耗氮量随操作压力升高而略有降低, 而液化率的降低表明未冷凝的BOG增加, 消耗的液氮转而上升; 节能率随压力上升而降低, 当操作压力为1.2 MPa节能率仅为3.4 %(图4)。说明该流程并不适用于再冷凝器较高操作压力的工况。

图4 再冷凝器进口压力对冷凝回罐流程主要工艺参数的影响图

3.2.2 再冷凝器进口压力对冷凝外输流程的影响

物料比随操作压力上升而下降, 压缩功的增长占主导地位使总能耗增加, 由于不存在循环BOG, 所需液氮较少, 综合能耗低于冷凝回罐流程(图5)。当处于较高操作压力时, 其节能优势比冷凝回罐流程更明显。

图5 再冷凝入口压力对冷凝外输流程主要工艺参数的影响图

从能耗角度分析, 该工艺对BOG温度敏感性低, 对压力更为敏感。在蒸发气管线保冷不充分的场合节能率更大。在低冷凝压力下需要储备更多的液氮, 在高冷凝压力下节能率降低。冷凝外输流程能耗低于冷凝回罐流程, 应优先选择冷凝外输流程。冷凝回罐流程可用于外输泵停车等特殊工况。

3.3 LNG组分变化对工艺能耗的影响

LNG接收站接卸海外LNG, 因气源以及LNG生产工况波动造成气质差异, 在此分析LNG中变化范围较大的3种典型组分(甲烷、乙烷、氮气)变化对工艺能耗的影响(图6), LNG组分变化如表1所示。冷凝回罐流程比能耗(回收单位质量BOG所消耗的能量)高于冷凝外输流程, 组分对液氮生产以及冷凝BOG的比能耗影响具有一致性, 乙烷含量增加使得比能耗增加, 敏感度较低。氮含量增加, 使得比能耗降低, 且敏感性较高。因此对于氮含量较高的LNG, 此流程更具有优势。

表1 LNG组分变化表

图6 LNG组分变化对液氮比功耗、BOG冷凝比功耗的影响图

3.4 新流程特点及运行经济性

前人对再冷凝工艺进行的优化采用了多级压缩、级间冷却、预冷[16]和透平回收轴功等方式, 都对主要的工艺设备进行了改换, 设备投资较大。新工艺与前人在再冷凝工艺上提出的优化工艺相比其特点如表2所示。

表2 工艺对比表

新工艺中1 Nm3BOG的回收耗能为0.09~0.11 kW· h, 电力价格以工业峰谷电价加权平均值0.64 元/(kW· h)计, 回收成本为0.06~0.07 元/m3

作为液氮生产工艺, 液氮生产比能耗约为0.44 (kW· h)/kg, 远低于传统深冷能耗[1.05~ 1.25 (kW· h)/kg][21], 略高于LNG冷能空分工艺的能耗[0.39 (kW· h)/kg][22]

LNG接收站配置有PSA制氮系统两套, 一套用于日常连续用氮, 另一套用于液化系统蓄冷。PSA制氮系统产品氮气的流量约为100 Nm3/h(116.6 kg/h), 使氮气液化所需的LNG量仅为最大LNG输量的2.4‰ , 因此液化系统所需设备的规格小、投资少。经计算, 制氮及液化能耗为397.8 (MW· h)/a, 折合电费为25 万元/a。以某LNG接收站为例, 年接卸35船次, 每次卸船排液吹扫时间为90 min, 吹扫峰值流量为900 Nm3/h, 则吹扫用氮气年消耗4.725× 104 m3(55.09 t), 其中外拉液氮为42.85 t。PSA制氮系统年制氮气可达84× 104 m3(979.44 t), 若采用新工艺, 其液氮可冷凝BOG量为53.4× 104 m3, 回收BOG价值为134.7万元(以LNG出厂价2.52 元/Nm3计)。气化后再次进入液化系统可生产产品液氮79.275× 104 m3(924.35 t), 以5%液氮损耗率计算, 外售液氮为878.1 t, 可盈利45.5万元。此外, 站场吹扫无需外拉液氮, 每年可节省资金4.28万元。综上, 新工艺每年可为LNG接收站节能创收达159万元(图7)。

图7 3种BOG处理工艺运行费用及新工艺当量收益图

4 结论

1)新工艺在设备投资、能耗、工艺安全性及经济效益上有明显优势。新工艺利用了LNG接收站已有的设备, 降低了设备投资; 液氮作为蓄冷工质其安全性佳、便于储存, 可直接用于站场设施吹扫, 富余液氮可出售。该工艺既是BOG处理工艺, 又可看做是液氮生产工艺, 相比冷能空分工艺, 该工艺启动速度快、设备投资少、适应性强, 每年可为LNG接收站节能创收159万元。

2)新工艺适用于LNG含氮量较高、再冷凝器操作压力不高、气相管线保冷要求一般及实际峰值BOG产生量高于原设计负荷的LNG接收站, 其冷凝外输工艺可作为辅助冷凝工艺, 冷凝回罐工艺可作为应急工艺用于应对特殊工况。液氮用于蓄冷, 氮气用于吹扫, 可满足LNG接收站多种工艺需求。

The authors have declared that no competing interests exist.

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