外输工况影响下的LNG接收站工艺参数优化思考

摘要：液化天然气气化外输为LNG接收站工艺流程中的重点环节，接收站工艺对外输工况的敏感度较高，若外输工况不稳，液化天然气气化外输质量将受明显影响。为此本文分析外输工况与LNG接收站工艺参数的影响管理，给出接收站工艺参数优化的具体方案，以稳定LNG接收站运行状态，降低接收站运行能耗，带来更多的LNG经济效益。

关键词：LNG接收站;液化天然气外输;工艺参数

引言：受调峰能力、管线输送能力等因素的限制，国内天然气供需存在明显的季节性矛盾，在冬季LNG接收站运行过程中，外输压力、温度、体量的波动较大，容易给接收站内各类设备的运行稳定造成不利影响，进而引发运行效率降低、能耗提高的问题，并带来一定安全风险。为保证特殊时期LNG接收站也能稳定高效运行，需要对运行参数与外输工况间的关系做重点分析。

1 LNG气化外输工艺流程

1.1工艺原理

液化天然气外输工艺流程中包括再冷凝器、罐内泵、气化器、高压泵等单元，一般情况下，单个储罐配备4台罐内泵，泵体同时运行可输出最大流量。罐内泵能够将绝大多数液化石油气传输至气化器和输出泵，另外一部分则进入装车站。在输出泵，液化石油气又分为两部分，进入再冷凝器和BOG管道的液化石油气被再次凝结，进入高压泵的液化石油气被加压处理后回到气化器。罐内泵出口位置设置回流管线，用于輸送量异常调整，以始终保持管线在低温条件下运行。

气化器主要包括三种类型。一是中间流体式，其以海水作为初步加热介质，以中间流体作为二次加热介质;二是开架式，该类型气化器可将液化天然气转化为饱和蒸汽状态;三是浸没燃烧式，在热水套炉内加热气体产生天然气，唐山LNG接收站即采用该类型气化器。

1.2工艺流程

在分析外输工况与LNG接收站工艺的影响关系之前，需要构建LNG接收站工艺模型，本文主要研究唐山市LNG接收站的工艺流程，并以此作为研究模型。

唐山市LNG接收站冬季运行时开启再冷凝工艺流程，处于低温、低压状态的LNG从卸船分别进入4个容积为16×104m3的储罐，依次经低压泵、再冷凝器、高压泵等设备的处理后，将低压LNG加压至9.3MPa，然后利用内径为80cm的高压输出管通入SCV及气化器当中。气化后的高压NG气体通入内径为93.3cm的输出总管，经计量后输出。

唐山LNG接收站使用的SCV由日本公司生产，其结构包括水浴池、燃烧器、围堰、烟囱等，另外配合火焰检测器、冷却水循环泵、鼓风机、加热器等设备。该SCV的设计温度在-170～65℃，设计压力在13.9MPa，最大液化天然气处理能力在220t/h。气体在SCV燃烧室燃烧后释放的高温烟气进入水浴池，促使水浴湍动，换热管内的LNG与湍动水发生换热，促使LNC气化。

2外输工况与LNG接收站工艺的影响关系

LNG接收站运行过程中，BOG处理工艺的选择非常关键，常用BOG处理工艺包括再冷凝工艺和直接压缩输出工艺。其中，再冷凝工艺流程比较复杂，在再冷凝器完成LNG和BOG的冷凝处理，然后将LNG输送至高压泵。直接压缩输出工艺将LNG和BOG分开进行处理，两条通路之间互不影响，处理过程相对简单。

2.1外输流量对LNG接收站工艺的影响

液化石油气用户的用气量存在明显的季节性、时段性规律，因此LNG接收站液化气外输量的谷峰差异较大，相应的外输流量波动幅度也较大。唐山LNG接收站在冬季负责北京市天然气供应的调峰任务，北京市约30%的天然气均来自唐山LNG，为合理降低天然气外输成本，唐山LNG接收站采用再冷凝工艺，以应对冬季天然气外输流量较高的情形。考虑到实验结果的实践指导意义，决定对再冷凝工艺下外输流量与LNG接收站运行能耗的影响进行分析。

LNG接收站外输流量包括两部分，分别为LNG气体和BOG液化再气体，调整外输流量大小观察接收站运行能耗变动。实验结果发现，当外输流量升高时，接收站低压泵、高压泵、气化器等单元的运行能耗均表现出上升趋势。

2.2外输压力对LNG接收站工艺的影响

LNG接收站外输工艺流程中的外输压力并不固定，在一天中的不同时段表现为不同的压力水平。实验发现，外输压力变化对不同设备运行能耗的影响关系不同，当外输压力上升时，高压泵运行能耗发生明显上升，但气化器、压缩机、低压泵等设备的运行能耗并未发生明显变化，甚至气化器运行能耗稍有降低。该现象的原因可能是由于，外输压力对LNG接收站内设备运行能耗的影响主要作用于距离计量区较近的设备上，外输压力上升所产生的大部分能耗影响由高压泵承担。

综上，当外输流量及外输压力上升会导致LNG接收站整体运行能耗上升。

3 LNG接收站工艺参数优化方案

结合以上实验结果，LNG接收站工艺参数优化主要需对外输压力和外输流量进行控制，以降低接收站运行能耗，同时保证天然气外输供应的稳定性。LNG接收站外输量并不固定，液化天然气的流量也处于不断波动中，因此可调整气路工艺参数进行节能降耗，如BOG流量及压缩机出口压力。在再冷凝工艺下，冷凝器运行状态与其他相关设备的运行参数之间存在一定关联，为保证冷凝器运行状态稳定，在工艺参数调节中需对再冷凝压力及液位做严格把控。

3.1 BOG流量调整

实验结果表明，BOG流量与LNG接收站运行总能耗之间正相关，即BOG流量越高，接收站运行总能耗越大，因此在实际工作中，可适当调低BOG流量进行节能。接收站外输工艺流程内BOG在两种情况下产生，分别为出管内LNG蒸发和保冷管受热，因此可在保持保冷管温度不变的前提下降低保冷量来减少BOG生成[2]。另外，将压缩机处理量调节至储罐压力最低水平的状态可降低压缩机运行能耗，进而达到降低总能耗的目的。

3.2压缩机出口压力调整

取唐山LNG接收站设计压力13.9MPa，调整压缩机出口压力，观察接收站运行能耗变化情况。在再冷凝工艺中，随着压缩机出口压力增加，工艺运行能耗表现为先下降后上升的趋势，当出口压力达到6～7MPa范围时，再冷凝工艺能耗水平较低。因此若LNG接收站在再冷凝工艺条件下运行，想要通过压缩机出口压力调整降低运行能耗，需确保压力调节值在合理范围内。

前文提出，外输流量与LNG接收站运行能耗间正相关，在再冷凝工艺条件下，若外输压力较高，可降低接收站最小外输量来控制能耗产生。再冷凝器的最小外输量主要受其气液比的影响，即过冷LNG流量与液化BOG流量的比值，可调空间非常有限，因此外输流量的调整主要依靠压缩机出口压力来实现。具体原理为：BOG出口压力增加导致再冷凝器入口处的BOG温度上升，当液化体量不变时，需要的过冷LNG流量更低，进而降低再冷凝器的气液比，促使最小外输量和系统运行能耗降低。

结论：综上所述，LNG接收站外输工艺流程中，接收站运行总能耗与外输流量和外输压力正相关，当外输流量和外输压力较高时，可选择再冷凝的BOG处理工艺，并通过适当降低BOG流量和压缩机出口压力来控制接收站运行能耗。具体而言，就是要适当调低保冷循环量以减少BOG的生成，通过压缩机运行压力降低来减少系统耗能。同时，调整压缩机出口压力在6～7MPa之间，将LNG接收站运行能耗控制在最小范围。

参考文献：

[1]王国强，明学江，宋涛.LNG接收站工艺流程案例分析[J].辽宁化工，2020，49（05）：532-534.

作者简介：赵智勇（出生年1991），男，汉族，（籍贯：江苏徐州），专科，助理工程师，研究方向：天然气储运。