LNG接收站BOG再冷凝工艺的模拟及优化

BOG再冷凝处理工艺是LNG接收站的主要流程之一,利用ASPEN HYSYS流程模拟软件对BOG再冷凝工艺流程进行了模拟,并对影响再冷凝工艺的因素进行了分析,继而提出利用过冷的LNG对BOG气体进行预冷,通过减小物料比,最终达到降低BOG压缩机功耗的目的。利用HYSYS对优化后的流程进行模拟,发现优化后的再冷凝工艺BOG压缩机功耗降低了49.6 k W,节约功耗20.3%。     

预冷式-二级压缩BOG再冷凝工艺研究

针对国内某一LNG接收站再冷凝工艺存在能耗大、回收率低、稳定性差等问题,提出了预冷式-二级压缩BOG再冷凝工艺:利用高压泵出口LNG预冷一级压缩机出口BOG,降低工艺物料比;通过二级压缩减小压缩机进出口BOG比焓差,降低压缩机能耗;新增再冷凝器和稳压泵,利于减小高压泵运行波动。使用ASPEN-HYSYS模拟接收站再冷凝工艺流程,以该接收站典型工况BOG产量7 640 kg/h,LNG外输量180 t/h为例,新工艺节能8. 26%,并且随着BOG产量增加,节能效果上升,最大节能14. 04%。新工艺提高了接收站经济性和安全性,为再冷凝工艺选择提供参考。     

LNG接收站BOG再冷凝工艺HYSYS模拟及优化

在BOG的再冷凝工艺流程中,主要能耗来源于压缩机。为了减少BOG的压缩能耗,保障系统稳定运行,分析了BOG压缩过程压力比焓(p-H)的变化,并运用HYSYS对原有BOG处理工艺流程进行了模拟研究,由此对工艺流程和系统作了改进及优化。结果表明,改进后的工艺流程比原有工艺流程压缩机能耗降低约15.5%,最小物料比也相对减少,两者降低有利于系统的稳定运行。     

LNG接收站BOG处理工艺优化——以青岛LNG接收站为例

蒸发气(Boil Off Gas,缩写为BOG)的处理是LNG接收站必须考虑的关键问题之一,关系着LNG接收站的能耗及安全、平稳运行。为此,介绍了LNG接收站BOG处理的4种工艺:①BOG直接压缩工艺;②BOG再冷凝液化工艺;③BOG间接热交换再液化工艺;④蓄冷式BOG再液化工艺。运用HYSYS软件建立了采用不同BOG处理工艺的LNG接收站模型,对比了目前主要采用的BOG直接压缩工艺和再冷凝液化工艺在工艺流程及能耗方面的差异,并分析了外输量、外输压力及再冷凝器压力对BOG处理工艺节能效果的影响,在此基础上提出了BOG再冷凝液化工艺的改进措施——BOG进入再冷凝器前进行预冷,可比原工艺节约18.2%的能耗。同时还针对青岛LNG接收站提出了BOG再冷凝液化及直接压缩工艺混合使用的优化运行方案,可使进入再冷凝器的LNG流量保持恒定,没被冷凝的BOG经过高压压缩机提压到外输压力,与完成气化的LNG混合后外输,可避免BOG进入火炬系统而造成的能源浪费,同时减小再冷凝器入口流量的波动,使装置运行更稳定、更经济。     

福建LNG接收站BOG再冷凝工艺优化研究

为解决福建液化天然气(Liquified Natural Gas,LNG)接收站蒸发气(Boiling Off Gas,BOG)处理再冷凝系统能耗较高,外输量低时BOG无法全部冷凝等问题,分析再冷凝工艺中的关键操作参数,以降低系统能耗,减小接收站最小外输量,充分利用LNG冷能为出发点,提出利用部分高压泵出口低温LNG对进入再冷凝器前BOG降温的预冷式BOG再冷凝工艺。对BOG再冷凝工艺和预冷式BOG再冷凝工艺进行基于最小外输量的比较,结果:预冷式BOG再冷凝工艺在减小再冷凝系统能耗和降低接收站允许最小外输量方面有显著效果。     

LNG接收站BOG处理工艺综合对比分析

随着我国天然气行业的发展,越来越多的LNG接收站兴建起来。由于LNG的特殊性,生产运营过程中不可避免地将产生BOG。为了给LNG接收站选择合适的BOG处理工艺,分析现行的BOG直接输出和再冷凝工艺,着重从装置构成、能耗和运营成本等方面对比BOG再液化和CNG外输两种工艺,结果表明,BOG再液化投资、能耗较高,但与CNG相比仍然具有优势。同时,对现有BOG再液化工艺流程进行优化,使BOG经再液化压缩机升压后既能进行再液化回收,也能直接外输进入管网。该研究可为新建LNG接收站的BOG处理工艺选型提供参考。     

LNG接收站BOG再冷凝系统操作参数优化

目前国内大多数LNG接收站的BOG蒸发气采用BOG再冷凝工艺。针对BOG再冷凝系统的操作参数对其物料比和能耗产生影响的问题,运用HYSYS对江苏LNG接收站内设计工况下的运行参数进行工艺模拟。在此基础上,单一改变压缩机和低压泵出口压力,用模拟的实际结果绘制变化趋势图,分析相关操作参数对再冷凝系统工艺和各增压设备功耗的影响以及参数变化趋势的主要原因。在满足工艺要求和最小外输量的前提下,通过合理降低BOG再冷凝器的操作压力,定量地确定了基于江苏LNG接收站再冷凝器操作压力的理论最小值为590 k Pa.a,使站内增压设备功耗最大节省了4.68%,效益可观。同时,明确了大量论文中关于再冷凝器操作压力为0.6~0.9 MPa.a的模糊论述,为其他LNG接收站再冷凝器操作压力的合理选定提供参考依据。     

LNG接收站BOG处理系统工艺及控制研究

分析了液化天然气(LNG)接收站蒸发气(BOG)的来源，对BOG需处理量进行了计算，得出：在卸船工况及非卸船工况下的BOG需处理量分别为15.837 t/h和2.863 t/h。研究了BOG处理系统的组成和再冷凝工艺，通过提高再冷凝换热效率、将低压BOG直接外输、控制储罐压力等方式，对再冷凝工艺及BOG处理系统进行了优化。分析了进入再冷凝器的BOG所需的LNG量、再冷凝器液位、再冷凝器顶部及底部压力等参数。利用调节器调整进入再冷凝器的LNG流量；通过调节阀门PV02A/B的开度控制再冷凝器底部压力；通过调节BOG压缩机负荷调整再冷凝器液位，实现液位控制的优化。     

LNG接收站BOG系统运行模式优化

针对某液化天然气(LNG)接收站存在的蒸发气(BOG)回收能耗高的问题,分析了LNG储罐压力与BOG压缩机控制负荷的关系。提出了对现有操作进行BOG系统运行模式的优化,降低BOG压缩机负荷和间歇启停BOG压缩机,优化操作后储罐压力保持稳定,BOG蒸发量稳定性提高,避免了BOG压缩机长期处于满负荷运行,同时降低了接收站能耗,增加了经济效益。该方法在技术上可行,经济上可靠,可为其他LNG接收站的运营提供参考。     

LNG接收站BOG处理技术优化

LNG接收站BOG处理工艺分再冷凝和高压压缩两种,均有其不足。就再冷凝工艺而言,接收站无外输时BOG只能采取放空或火炬燃烧等措施进行处理;就高压压缩工艺而言,接收站外输期时无法回收LNG的冷能。为此,分别采用静态模型、动态模型等计算方法分别计算无外输期和有外输期间最大BOG产生量,弄清各种工况下BOG的产生量。在此基础上,从BOG产生的机理出发,分析降低接收站产生BOG的措施。结果表明,优化BOG压缩机组合可有效回收产生的BOG。建议在接收站设计、建设过程中,应综合考虑再冷凝工艺和直接压缩机工艺,采取措施降低BOG的产生,实现BOG的有效回收利用。     

液化天然气工厂重烃脱除工艺方案比选

分析了液化天然气工厂重烃脱除的现状及存在的问题,对比了多种重烃脱除方案的优劣性。以华油天然气股份有限公司处理规模为100×104 m3/d(20℃,101.325kPa)的广元LNG工厂现有装置为例,在脱水单元后新增1套脱重烃装置可取得良好的重烃脱除效果,减少重烃闪蒸气量,提高天然气液化率,降低LNG产品的比功耗,促进装置长周期满负荷稳定运行。     

LNG接收站BOG直接外输可行性分析

介绍了目前LNG接收站蒸发气BOG的处理方式,分析了接收站再液化工艺存在的问题,提出了通过低压管道外输BOG的解决办法,并进一步对低压管道外输BOG在工艺、能耗以及市场等方面进行了可行性分析。新方案工艺优化简单,解决了接收站试生产初期BOG难处理、正常运行后BOG处理能耗仍然较高的问题,提高了经济效益。     

LNG接收站BOG直接外输可行性分析

介绍了目前LNG接收站蒸发气BOG的处理方式,分析了接收站再液化工艺存在的问题,提出了通过低压管道外输BOG的解决办法,并进一步对低压管道外输BOG在工艺、能耗以及市场等方面进行了可行性分析。新方案工艺优化简单,解决了接收站试生产初期BOG难处理、正常运行后BOG处理能耗仍然较高的问题,提高了经济效益。     

LNG加气站槽车BOG压缩液化回收研究

近年来,在LNG加气站快速发展的同时,LNG车辆发展相对缓慢,导致LNG加气站蒸发气(boil-off gas,简称BOG)量较大,特别是LNG槽车卸车后残余压力为0.2～0.4 MPa的BOG,给LNG加气站带来了较大的经济损失和安全隐患。提出了基于BOG压缩机的BOG压缩液化工艺和装置,利用LNG冷量回收BOG,实现加气站BOG零排放。在此基础上,搭建了实验装置,并采用液氮和LNG开展了BOG回收实验。实验数据表明,当BOG和LNG质量比为3%时,该工艺BOG液化回收率在90%左右。由此可知,该工艺可以实现槽车的BOG快速高效回收。     

气化站回收利用LNG槽车BOG工艺方案研究

目的 以LNG作为气源供应的气化站或加气站,由于当前LNG卸车工艺原因,在LNG槽车卸车后,其储罐内仍残存一定量已付费却无法利用的BOG气体。针对此普遍问题,研究回收BOG的有效办法。方法 以某气化站为研究实例,通过计算LNG槽车储罐内可回收BOG量,结合回收BOG状态参数、气化站卸车和运行工艺流程,制定出相应的工艺改造方案。结果 模拟拟选主要设备运行工况,绘制出单级及两级压缩机排气量、功率随时间变化的状态图,以及槽车储罐内BOG压力、余量随时间变化的状态图,直观地比对出拟选型设备的功效。结论 在气化站回收LNG槽车BOG的工艺改造方案中,选用两级低温压缩机可有效减排和降低槽车卸车损耗,其更具优势。     

基于变压吸附制氮系统的BOG再冷凝工艺

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。     

地上全容式混凝土顶LNG储罐的冷却动态模拟

LNG储罐冷却是LNG接收站投产过程中风险最高、难度最大的环节,为了合理地控制冷却速度、储罐压力,以及选择适当的环境温度以降低BOG的排放量,对地上全容式混凝土顶LNG储罐的冷却过程进行了动态模拟。基于质量、能量守恒原理建立了LNG储罐冷却计算模型,根据甲烷特性参数及大连LNG接收站实际冷却情况确定了冷却计算模型中的相关参数,进而分析了LNG储罐冷却过程中冷却速度、环境温度、储罐压力与LNG需求量、BOG排放量之间的变化规律。结果表明：①随着冷却速度的增大,LNG需求量、BOG排放量逐渐减小,相同储罐温度下,LNG流量逐渐增加,排放BOG流量逐渐减小;②随着环境温度的增大,LNG需求量和流量逐渐增加,BOG排放量和流量也逐渐加;③储罐压力对LNG需求量和BOG排放量影响较小。据此,提出建议：①在LNG接收站对储罐进行冷却时应尽量选择在环境温度较低的冬季,以降低BOG的排放量;②在确保罐内温差正常的情况下,可尽量提高储罐冷却速度至-5 K/h,以便减少BOG的排放量,达到节能减排的目的。     

LNG接收站储罐冷却过程中蒸发气体的零排放技术

LNG接收站的大型储罐在投用前需要逐步冷却至-162℃,冷却前储罐内充满氮气,冷却过程中将产生大量高含氮气的蒸发气体(BOG),LNG接收站工艺系统无法对其回收利用,只能直接排放至火炬;同时LNG储罐冷却中后期产生BOG的流量极大,超出了接收站BOG的回收处理能力,大量BOG被排放至火炬,造成大量浪费。为此,珠海LNG接收站通过调研国内已投用LNG储罐的冷却方式,并对其预冷过程进行研究,创新性地提出了储罐冷却前下排式氮气置换法和"BOG+LNG"储罐冷却工艺,降低了LNG储罐冷却过程中BOG的氮气含量,提高了LNG接收站冷能利用效率,同时也降低了BOG的产生量,使之能更好地匹配于LNG接收站BOG的回收处理能力。现场实验结果表明:(1)下排式氮气置换法能够在LNG储罐冷却前将罐内氮气置换至合格要求;(2)"BOG+LNG"储罐冷却工艺能够有效降低LNG储罐冷却过程中BOG的产生量,使之不超过LNG接收站的回收处理能力,实现了LNG储罐冷却过程中BOG的零排放。该方法可作为LNG储罐投产试车的借鉴和参考。