LNG接收站BOG气体回收工艺改进与能耗分析

对LNG(液化天然气)接收站BOG(蒸发气)气体主要的两种不同回收方式,即再冷凝工艺和直接压缩工艺进行了能耗分析,指出再冷凝工艺更为节能;以进一步节省工艺能耗为目的,对现有BOG再冷凝工艺进行了优化。运用ASPEN流程模拟软件对BOG压缩机进出口压力、BOG温度及物料比等影响BOG再冷凝工艺能耗的运行参数的分析,提出了利用高压LNG对增压后的BOG进行预冷,降低物料比从而降低BOG压缩机能耗的工艺流程。优化后的BOG再冷凝工艺节能效果显著,较原工艺可节约BOG压缩机能量消耗31.4%。     

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。     

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%。     

浅析LNG接收站直接压缩工艺BOG处理量调整方法

目前国内已建设很多大规模的液化天然气接收站,部分采用蒸发气直接压缩工艺,在蒸发气直接压缩工艺流程中,BOG压缩机和增压压缩机是最核心的设备,但如何通过调节压缩机来控制BOG处理量,还是个较大的难题。     

LNG储备库蒸发气回收工艺研究

蒸发气(BOG—Boil Off Gas)的处理是LNG储备库必须考虑的关键问题之一,它关系着LNG储备库的能耗、安全及平稳运行。为减少因BOG放空而造成的巨大损失,有必要采用BOG回收技术。在分析适用于LNG储备库的BOG回收方法的基础上,又提出甲烷制冷剂液化循环、混合制冷剂液化循环及氮气膨胀制冷液化循环3种BOG再液化方案,进一步减少由LNG储备库运行所产生的热量损失。用HYSYS软件模拟工艺流程对比分析了3种方案所需制冷剂流量及系统功耗,结合有效能相关理论确定适用于LNG储备库的BOG再液化方案——混合制冷剂液化循环方案。该方案的压缩机轴功率比甲烷制冷剂再液化方案小15.30kW,比氮气膨胀再液化方案小146.42kW,且系统功耗相对较小;混合制冷剂液化循环方案系统有效能损失较氮气膨胀液化方案小22.06%,较甲烷制冷剂再液化方案小35.78%;此外,该方案所需制冷剂流量较少,适用于储备规模较大的LNG储备库。     

BOG压缩机的选型优化探讨

结合国内低温罐区项目大型化的发展趋势,指出了作为BOG处理关键设备的BOG压缩机逐步大型化的发展方向。从使用条件入手,分析了低温往复式结构作为BOG压缩机首选的必然性,并从多方面对卧式平衡型往复压缩机和立式迷宫式往复压缩机进行了对比分析和更深层次的选型优化探讨。最后,结合BOG压缩机的开车流程和流量调节方案,从工艺操作角度进一步优化选型,为压缩机组的顺利开车和稳定可靠运行提供强有力的支撑。     

L-12/5-250型压缩机节能改造与效果分析

L-12/5-250型压缩机存在各级压缩缸进排气温度较高、机组效率低、运行能耗高等问题,增加了运营成本.基于降低压缩缸的进气温度能降低压缩机功率的结论,提出了冷却压缩机级间回气的节能技术改造方案.结合L-12/5 250型压缩机工艺流程,完成了在第2、4级级间回气管上加装1套冷却器的节能技术改造,并统计了改造前后能耗相关数据.试验数据表明:节能改造后取得了压缩机理论节能1.86％和实际节能3.87％的节能效果,能耗理论计算结果与实测数据吻合.节能改造后降低了压缩缸进排气温度,提高了压缩机效率,降低了机组能耗,实现了压缩机节能运行.     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

进口LNG中乙烷资源与冷能利用途径分析及建议

介绍了广州石化加氢处理装置分馏系统进行降温操作及停运分馏加热炉的操作过程,并对停运分馏加热炉后的产品质量、装置物料平衡、装置能耗等进行了分析。从分析结果可以看出,分馏系统优化操作后,装置精制蜡油产品质量没有影响,装置综合能耗得到大幅度下降,说明分馏系统降温优化操作对装置是有利的。