如何有效降低LNG接收站BOG蒸发量

如何有效降低LNG接收站BOG蒸发量摘要节能降耗一直是企业发展的重要措施。液化天然气接收站本身就是一个清洁能源项目，具有节省能源和减少排放的潜力。但是，应该基于安全稳定的生产进一步分析优化设计计划和运营计划的合理性，并确定特定的能耗水平。实施新的节能技术和新解决方案，降低运营成本并为公司和社会实现互利目标的措施。针对液化天然气(LNG)接收站的外输负荷周期性变化特点及峰谷电价政策对比，然而接收站的运行条件复杂多变,各设备的运行工况彼此相互耦合。本文主要从如何降低蒸发气（BOG），减少BOG的回收所产生的用电能耗。从BOG压缩机的能耗角度科学合理的节约投资和降低生产成本。关键词：LNG接收站，蒸发气（BOG），用电能耗，BOG压缩机目录TOC\o"1-3"\h\u28466第1章前言 第1章前言天然气作为一种清洁、高效的天然气燃料，因其在环境影响和能源效率方面的显著特点，已成为21世纪经济发展的重要能源。天然气的主要成分是甲烷，常温下以气态存在。产地往往远离用户，运输主要依靠管道运输。天然气管道运输往往采取点对点的形式，交易范围有限。常压下，用低温天然气制取-162℃的液化天然气(LNG)，使天然气以液态存在，体积减小到气态的1/600，适合车辆、船舶运输。因此，除了管道运输之外，还有另一种运输方式，使天然气的海洋运输和贸易成为可能。LNG接收站，蒸发器（BOG）的主要来源有：卸船时LNG进入储罐导致罐内LNG体积变化，以及环境温度、大气压变化、罐内泵电机运转、保冷循环、槽车装车时返回气等外界环境的影响，以此分析BOG产生的主要因素，在此基础上,从BOG产生的机理出发，对应分析降低接收站BOG产生的措施，在外输量较小的前提下，从BOG压缩机的能耗角度科学合理的节约投资和降低生产成本。接收站综合BOG回收工艺流程图：第2章LNG接收站液化天然气码头是液化天然气产业链中的重要一环。随着液化天然气跨境贸易的发展，液化天然气海洋运输已经成为液化天然气运输的主要方式之一。作为液化天然气海洋贸易的终端设施，接收站接收从基本负荷液化天然气液化厂装运的液化天然气，并在储存和再气化后供应给用户。2.1厂区概述液化天然气接收站不仅是液化天然气海洋运输的终端，也是陆上天然气供应的气源，处于液化天然气产业链的关键位置。液化天然气接收站实际上是天然气液体输送和气体输送管道输送的交叉点。液化天然气通过海运从原产地运输到用户，然后在接收站接收和储存，因此接收站是液化天然气海运的陆上接收终端。液化天然气接收站必须有大型液化天然气船停靠的港口设施；拥有完整的液化天然气接收系统和储存设施。一般来说，LNG接收站有四大功能:1。海上接收液化天然气的码头设施；2.接收站应具有满足区域供气要求的气化能力；3.接收站应为区域稳定供气提供一定的调峰能力；4.接收站可以为实现天然气战略储备提供条件。2.2接收站工艺设备LNG接收站按照对LNG储罐蒸发气（BOG）的处理方式不同，接收站工艺方法可以分为直接输出和再冷凝两种。直接输出法就是将蒸发气压缩到外输压力后直接送至输气管网；再冷凝就是将蒸发气压缩到较低的压力（通常为0.9MPag）与由LNG低压输送泵从LNG储罐送出的LNG在再冷凝器中混合。由于LNG加压后处于过冷状态，可以使蒸发气再冷凝，冷凝后的LNG经LNG高压输送泵加压后外输。因此，再冷凝可以利用LNG的冷量，并减少了蒸发气压缩功的消耗，节省了能量，起到很好的节能减排的作用。接收站的生产系统包括：卸船系统、储存系统、蒸发气处系统、输送系统、外输以及计量系统等。卸船系统。LNG专用码头的特点是接收品种单一、数量多、船型大。码头上除了设有大型运输船靠泊、停泊设施外，LNG码头的专用设备是卸料臂。LNG运输船到达卸船码头后，通过运输船上的输送泵，经过多台卸料臂分别通过支管汇集到总管，并通过总管输送到LNG储罐中。LNG进入储罐后置换出的蒸发气，通过一根返回气管道，经气相返回臂，送到运输船的LNG储舱中，以保持系统的压力平衡。储罐系统是接收站重要的生产系统，而储罐是该系统的主要设备。进出储罐的所有管线接口都在罐顶部。为了使不同密度的LNG以不同方式进入储罐，流程上安排卸船时LNG可以从储罐上部管口进入储罐，也可以通过内部插入管由底部进入储罐。通常操作中，较重的LNG从上部进入，较轻的LNG从下部进入。同时，储罐也可以通过LNG低压输送泵将储罐内LNG循环到上部或下部，从而有效防止分层、翻滚现象的产生。蒸发气处理系统。由于外界能量的输入，如泵的运转、周围环境热量的泄入、大气压变化、环境影响等都会使处于极低温的液化天然气受热蒸发，产生蒸发气（BOG）。当卸船作业LNG送入储罐时造成罐内LNG体积的变化也会加快蒸发。LNG接收站在卸船操作时产生的蒸发气的量是无卸船操作时的数倍。储罐内的蒸发气压力很低，需要增压才能进入系统。采用蒸发气压缩机将储罐内的蒸发气抽出增压后送入处理系统。而影响储罐内的蒸发气产生因素有很多，越多的蒸发气产生，就需要选择一台或台压缩机来运行处理，所需要的能耗也就会越高，不利于接收站的运行成本。输送系统。LNG接收站输送系统的主要功能是实现LNG再气化，外输供气。该系统主要包括高压输送和LNG气化两部分。一种用于正常供气气化，长期稳定运行；另一种通常仅作为调峰或维修时使用，要求启动快。外输及计量系统。接收站天然气外输若有多条输气管线，可在外输总管管汇上接出。天然气总管上设有一套完善的压力保护系统，以防输气管线超压。外输总管上设有压力控制阀，将气化器出口压力控制在要求外输压力，以防止输气管线因压力过低而造成高压输送泵背压过低。计量成套设备要满足贸易计量要求，并设有1套备用回路。2.3接收站的节能措施LNG接收站主要消耗的能源为电、水、少量燃气和热能，其中热能是通过海水温降来实现的。根据接收站项目的技术和特点，如何在接收站设计和建造过程更好的节能约电将作为节能降耗的重点，一般LNG接收站有几点措施。工艺优化，做到过程控制与工艺相匹配，利于节能。运营时，应根据实际供气要求设定控制模式，根据供气量需求选择开机台数，利用峰—谷的电费差别，在夜间满负荷运行对供气管道进行加压储气，白天保压运行，以降低电费。蒸发气（BOG）的工艺处理。蒸发气主要是由于外界能量的输入造成LNG蒸发产生的，如泵运转、外界热量的导入、大气压的变化、环境的影响及LNG注入储罐时造成罐内LNG体积的变化等。根据BOG处理方式有两种：直接输出法和再冷凝法。与直接压缩外输比较，再冷凝法既利用了LNG冷能又可节约大量的压缩功，节能电能。气化器的选择。LNG接收站常用的气化器有：开架式气化器（ORV）、浸没燃烧式气化器（SCV）、中间介质气化器（IFV）、空气气化器。总体上来讲，利用自然热源的气化器体积比较大，投资大，运行成本非常小；利用人工热源的气化器体积较小，投资较小，运行成本高。接收站项目通常是临海，如果海水的水质、水温符合要求，从投资、运行成本、维修费用、可靠性、安全性等因素触发，尽量选择使用开架式海水气化器（ORV）作为LNG气化换热器及备用。即可节约接收站运营能耗，同时减少尾气排放，对环境保护及节约能源十分有利。保冷材料选择。在LNG储罐和低温管道的设计中，应采用先进的绝热性能好的绝热材料，以加强LNG储罐和深冷管线的绝热，尽量减少由于热能输入生成的BOG。电气选择。采用先进的、节能型电动机及其它电气产品和高效长寿的新型光源，以减少电能消耗。采用新型节能型机泵，并进行合理选型，以提高效率、节约能源。合理选择变压器容量，使其运行在高效率范围内。暖通设备选择。建议采用燃气式中央空调系统为行政楼、消防站提供制冷、卫生热水，达到合理利用BOG蒸发气资源和节约用电的目的。管道节能设计。在管道设计中，根据站址特点，尽量做到管路短、直，管径合理，使管线能耗降到最低限度，减少了管路压力损失，并在保证减少接收站蒸发气量的同时，深化深冷管线的保冷厚度的设计优化，降低投资。第3章产生BOG与能耗关系下图为某LNG接收站2015年上半年的压缩机生产能耗：根据上图的月单位生产电耗，计算出上半年的平均单位生产电耗：月均单位生产耗能波动较大，存在较大降本增效空间。通过计算分析表明，在大型储备站设计中不同气源条件对应的BOG最大生产量工况不同，储备站正常运行过程中储罐热输入、管线热输入产生的BOG量为稳态量，约占BOG生成总量的71.7%-84.1%，卸船和槽车置换产生BOG量为动态，约占BOG生成总量的15.9%-28.3%。通过对卸船、槽车置换管理及工艺优化，可实现BOG量的减少，从而降低压缩机的能耗。第4章分析产生BOG原因某LNG接收站2015年1月到6月接收站设备的用电量情况进行统计，见以下表：1～6月设备用电统计表及能耗统计表压缩机用电量（KWh）累计百分比（%）能耗比（KWh/T）1月51497513.145.052月56777727.625.323月75756246.946.674月84115568.406.965月64497584.856.336月5934181006.03合计3919862－36.36由上表分析可知，1月能耗与4月能耗相差较大，且1月能耗低于上半年平均能耗6.06KWh/T。4.1卸船时会产生大量的BOG气体对1月份以及4月份的卸船情况进行了调查。1月及4月卸船时BOG蒸发量情况统计表时间01月BOG蒸发量（kg/h）04月BOG蒸发量（kg/h）2h721081334h711180986h730980128h6920794210h7410785412h72337632平均值719979871月及4月卸船时BOG蒸发量曲线图通过上图对卸船情况下储罐BOG蒸发量的调查，发现4月卸船时产生大量BOG蒸发量。所以有理由相信，通过对卸船时操作的分析和优化，可以找到降低卸船期间BOG蒸发量的方法。4.2槽车热车对BOG蒸发量的影响对1月及4月槽车热车情况进行了调查。1月及4月槽车热车统计时间热车数量（辆）装载总量（KG）1月107204月181080通过上表对1月及4月热车的调查，发现4月热车装载量远大于1月热车装载量。针对这种情况，有理由相信，通过对槽车热车的优化操作，可以实现BOG蒸发量的减少。4.3其他原因对BOG蒸发量的影响除以上卸船与槽车热车两个原因以外，其他额外因素也会影响LNG的蒸发量，导致BOG增多。其中就有人为的操作失误、LNG保冷循环温度偏高进入储罐出现闪蒸、LNG管道保冷层破裂、卸船前后BOG量波动大、储罐液位低进货间隔时间长、气温高影响储罐压力（该项是BOG稳定因素，无法避免）等原因。第5章确认产生BOG要因通过以上分析能够产生BOG的因素有很多，气温高影响储罐压力这一因素可以排除开，对于其余的因素需要逐一分析并确认。人为操作失误，可以安排两人，卸货前，设置一人设置流程，一人检查并确认流程，避免操作失误。以下对1月—6月接卸的8艘LNG船记录进行检查，同时对现场实际操作情况进行了跟踪调查。1月—6月LNG卸船记录误操作统计表时间1月3日1月8日1月23日2月9日3月25日4月8日5月24日6月9日确认次数21122333误操作00000000卸货前打通流程，卸货前操作失误未出现，操作符合规定。可以确认人为操作失误是非要因。LNG循环温度偏高，进入储罐闪蒸。在卸料之前，确保进入储罐内的LNG温度低于-140℃。对4月接卸LNG船前，卸料管道7组顶部温度表进行调查分析。4月接卸LNG船前卸料管道顶部温度统计表温度（℃）TI-80102TI-80103TI-80104TI-80105TI-80106TI-80107TI-80108TI-801094月-143.5-138.0-135.6-119.5-132.9-139.7-135.9-132.0有以上统计表就可以发现，卸料管道顶部温度基本都高于-140℃，也就是说明卸料管道内部较比热，热的LNG进入储罐会出现闪蒸，产生更多BOG。这是要因之一。LNG管道保温层破损。现场巡检发现LNG管道保温层外观正常，无冒白烟，无结霜情况。这是非要因。卸船前后，储罐内BOG量波动大。对4月卸船期间储罐及BOG产生量情况进行统计分析。4月卸船时接收站储罐压力和BOG量可以看出，储罐压力在卸船前10小时(-10h)为16kPa，BOG量约8.3t/h。卸船前6小时，储罐开始降压，在卸船前1小时达到12kPa;该阶段BOG量由8.3t/h增加到10.3t/h。之后船上BOG流入接收站储罐，BOG量在0h左右达到16.5t/h；罐压也随之升高到16kPa以上。随着卸船速度的增加，接收站向LNG船补充大量BOG，接收站的BOG量迅速下降。全速卸船阶段，储罐压力约16.1kPa，BOG量约8.3t/h。卸船结束时，罐压恢复到16kPa，BOG量仍是8.3t/h。确认分析可以看到，BOG在整个卸船过程中的波动极大。最小量8.3t/h，最大量16.5t/h，最大量是最小量的2倍以上。BOG高峰期即使两台压缩机全开，额定处理量为18t/h。实际工况中，BOG有可能超过两台实际处理量，造成资源浪费，经济效益受损。这是要因之一。储罐液位低进货间隔时间长。储罐液位应低于6米进货间隔时间不超过30天，上半年对3个LNG储罐液位进行统计，如下表。序号液位低于6m储罐液位低于6m时间进液时间时间差（天）1A罐2015.1.272015.1.3032C罐2015.2.102015.2.1883A罐2015.3.272015.4.14174B罐2015.4.82015.4.1465C罐2015.5.142015.5.1956B罐2015.6.112015.6.2097A罐2015.7.22015.7.1513从上表可以看到，2015年上半年，储罐出货、进液安排合理，在LNG储罐液位低于6m时，储罐进货间隔时间均低于30天。这是非要因。槽车热车对BOG的影响。槽车为热车装车期间，产生的返回BOG量大。冷态槽车装车期间BOG量介于0~200KG，而热车BOG蒸发量远大于200KG，现对3月1日~3月7日七天热车装车前后数据分析如下：时间项目质量(T)1234567装车前21.222.622.723.121.521.322.2装车后40.542.341.94240.840.941.5前后差值19.319.719.218.919.319.619.3预设量20202020202020BOG产生量0.70.30.81.10.70.40.77辆槽车BOG产生最小量为0.3T，大于标准要求0.2T。这是要因之一。由上述的分析，可以确认某LNG接收站这半年里产生BOG的主要因素有：槽车热车对BOG的影响、卸船时会产生大量BOG气体、卸料管道的保冷循环、储罐内BOG量的波动，通过优化操作是可以实现降低BOG的蒸发量，从而减少运行能耗。第6章制定优化操作对于卸船时会产生大量的BOG、码头保冷循环会产生较多BOG、充装槽车热车会产生大量BOG、储罐内BOG量不稳定这些主要因素，制定了优化操作计划并实施。卸船时会产生大量的BOG。可以先将卸料管道内的热LNG排出，减少在卸料过程中卸料管会产生大量的BOG气体。具体操作在开始卸料前4小时给储罐上下进液阀门10%的开度，将卸料管道内的热LNG缓慢排放到储罐里面，尽量使管道内各LNG测温度点顶部温度均处于-145℃以下。码头保冷循环会产生较多BOG。可以开启间断码头保冷循环，减少热传入及LNG在管道内摩擦产生的BOG。间断开启码头保冷循环阀，在任意间断3小时内对管道进行1小时保冷，每天开启约8小时。槽车热车对产生BOG的影响。对槽车进行严格的装车前安全检查，禁止两天未进行充装作业的热车进入厂区进行充装。在槽车充装的过程中，若发现槽车罐体压力异常升高且没有下降趋势，则停止装车。热车前往其他站点由液氮预冷完成后再回接收站装车。储罐内BOG量不稳定。首先假定其它因素维持不变，只考虑改变储罐操作压力，来提高BOG量的稳定性，如下图。图中0—14h卸船，1.5—13h为全速卸船(12000m3/h)阶段。在全速卸船阶段，将储罐压力保持在16.0kPa，在此压力下，BOG总量为8.69t/h，开启一台BOG压缩机。14—87h属于非卸船状态，虽然漏热产生的BOG只有8.3t/h，但将压缩机的处理量仍保持8.69t/h不变，储罐压力持续下降，79h降低到10.85kPa。之后调整处理量为8.3t/h，储罐压力维持10.85kPa不变。新一轮的卸船开始时，储罐压力迅速上升，最高时可达19.8kPa，罐内液体成为过冷液体，可将船上来的BOG冷凝。在此过程中，BOG量由8.3t/h升高到8.69t/h。新一轮卸船达到全速时，罐压降至16.0kPa，BOG量仍为8.69t/h，整个过程只需开启一台压缩机，能实现BOG蒸发量降低这一小目标。第7章结论通过分析证明，针对卸船作业、码头保冷循环、槽车热车作业以及卸船前后，储罐内BOG量不稳定进行优化操作是可以实现降低BOG的产生量，降低BOG的产生，即间接降低BOG压缩机的运行时间，实现节能减排，从而可以使LNG接收站的运营成本大大降低。同时也符合现代企业一直提倡的降本增效的制度，有益于利润的提高。为此，可以做一些巩固措施：1、指定中控人员进行来船前管道LNG置换、间断码头保冷以及来船前储罐降压，责任分包，细化工作，避免操作遗忘。2、增加保冷循环进行时间表，直观查看每天保冷循环时间，便于分析保冷循环时间与产生BOG量的关系，进一步优化操作。3、加强对槽车充装人员工作的检查与考核，避免出现热车装车。在LNG接收站运营成本方面，除了防止产生大量蒸发气（BOG）减少能耗以外，也有其他很多降低运营成本方法。例如，采取节能措施，提高低压泵、高压泵和海水泵的运行效率，尽量使泵在额定流量范围运行；适当使用少叶轮的泵，功率降低也可到达节能效果；或者使用一些变频泵都可以。在氮气利用方面也可以降低运营成本，氮气系统是接收站重要辅助系统之一，承担着接收站吹扫、置换、氮气密封等任务。通常接收站典型氮气系统为现场制氮方式为主，外购液氮气化为辅的供气方式。LNG接收站日常用气氮气用户主要为设备的氮气密封、维持设施的压力等，此时氮气用量