1. 引言
2024年，随着LNG在优化中国能源结构、改善大气环境中的作用日益凸显，液化天然气行业加速发展，推动国内天然气日均产量稳定在6.4亿~7.2亿立方米区间，同比日均增产3800万立方米，增幅达6.0%。随着天然气工业发展，液化天然气接收站建设不断推进，未来加强其储气与气化能力是重要发展方向之一[1]-[3]。在LNG接收站的日常运营中，BOG处理系统是其关键核心环节，对于保障接收站的平稳、高效与安全运行发挥着至关重要的作用[4]，LNG接收站运营中，卸船、外输等工况产生大量复杂BOG，生成与处理关乎安全、经济、环保，有效处理保障接收站平稳运行。
目前，LNG接收站在处理产生的BOG时，主要采用两种工艺：一种是直接压缩工艺，另一种为再冷凝液化工艺[5]-[7]。目前，国内外大多数接收站采用再冷凝工艺来处理接收站内产生的BOG [8]，一些大型LNG接收站通常以再冷凝液化工艺为主，同时结合直接压缩工艺进行运行[9]。国内外学者在BOG再冷凝工艺研究方面已取得进展[10] [11]。LI等[12]采用二阶压缩再冷凝工艺优化现有再冷凝系统。薛鹏等[13]开发了一种利用制氮系统的BOG回收技术。傅皓等[14]提出了一种采用第一级耐低温BOG增压机的混合制冷剂再液化工艺流程方案。赵顺喜等[15]对现有的再冷凝器进行了技术改造和升级。现有的研究主要集中在BOG处理工艺及设备改良上，随着LNG接收站布局扩大，其接收能力显著提升，该工艺在能耗和适用范围方面仍有优化空间。本文基于某LNG接收站的实际运行数据，通过HYSYS软件构建工艺模型，系统分析了关键参数对系统能耗与液气质量比的影响规律。提出一种预冷式BOG再冷凝工艺优化方案，旨在降低系统能耗。
2. BOG再冷凝工艺
液化天然气接收站的核心工艺设备涵盖储罐、低压潜液泵、高压外输泵、BOG压缩机、增压压缩机、再冷凝器、气化器及海水泵等关键设备[16]。在各设备运行时产生的BOG会对工艺产生影响。基于LNG接收站的设计参数，在HYSYS软件中构建模型，结果如图1所示。流程中的关键节点参数见表1。
Figure 1. Process simulation flow of LNG termina
图1. LNG接收站工艺模拟流程
Table 1. Simulation parameters of important nodes
表1. 重要节点的模拟参数
主要节点 |
运行参数 |
温度/℃ |
压力/kPa |
流量/(kg·h−1) |
储罐出口LNG |
−161.1 |
118 |
958,904 |
储罐出口BOG |
−158.3 |
118 |
17,339 |
BOG压缩机入口BOG |
−158.3 |
118 |
17,339 |
BOG压缩机出口BOG |
−70.74 |
700 |
17,339 |
低压泵出口LNG |
−160.8 |
700 |
958,904 |
再冷凝器入口 |
−160.8 |
700 |
96,418 |
再冷凝器出口 |
−132.5 |
700 |
113,757 |
高压泵入口LNG |
−157.3 |
700 |
976,243 |
高压泵出口LNG |
−153.8 |
7800 |
976,243 |
海水泵入口 |
8 |
101.3 |
40,000,000 |
海水泵出口 |
8.1 |
600 |
40,000,000 |
外输天然气 |
3 |
7600 |
976,243 |
LNG接收站组分主要为甲烷(88.8455%)、乙烷(7.1515%)、丙烷(2.8995%)以及异丁烷(0.3950%)等。通过研究BOG处理量、BOG压缩机与低压潜液泵出口压力参数对再冷凝工艺的作用规律、BOG温度对液气质量比的影响以及外输压力对外输系统的影响四个方面来分析各因素对再冷凝工艺的影响。
2.1. BOG处理量对再冷凝工艺的影响
接收站内BOG产生量动态变化，研究其处理量对再冷凝工艺影响，在压缩机与泵出口压恒定时，BOG量从7 t/h增至14 t/h，参数采用表1中的数据，保持不变，相关设备能耗随之变动。
由图2可知：随着BOG处理量的持续增加，BOG压缩机和高压泵的能耗也相应上升。具体来说，BOG处理量每增加1 t/h，BOG压缩机能耗增量为46 kW，高压外输泵能耗提升幅度约10 kW。由于LNG储罐输出流量保持恒定，低压潜液泵能耗维持基准值。系统总能耗因压缩机组与高压泵组的能耗叠加效应呈现同步增长趋势。由图3可知，随着冷凝股LNG流量的增加，液气质量比波动源于BOG流量的阶梯型增大，但其数值仍保持在5.75~5.85之间。当操作压力恒定时，冷凝LNG流量与BOG流量之比基本稳定。
Figure 2. Influence of BOG treatment capacity on equipment energy consumption of the terminal
图2. BOG处理量对接收站设备能耗的影响
Figure 3. Influence of BOG treatment capacity on condensed LNG mass flow rate and material ratio
图3. BOG处理量对冷凝LNG质量流量及物料比的影响
2.2. 压缩机和低压泵出口压力对系统工艺的影响
本研究接收站压缩机组设计压力参数为1790 kPa。在额定外输工况下，当蒸发气产生量、高压外输泵出口压力等关键参数保持恒定，且BOG压缩机与低压潜液泵出口压力参数处于相同设定值时，压缩机组出口压力参数由450 kPa提升至750 kPa，系统各部分能耗及总能耗的变化如图4所示；出口压力对冷凝LNG质量流量与液气质量比的影响如图5所示。
Figure 4. Influence of outlet pressure on equipment energy consumption
图4. 出口压力对设备能耗的影响
Figure 5. Influence of outlet pressure on condensed LNG mass flow rate and liquid-gas mass ratio
图5. 出口压力对冷凝LNG质量流量与液气质量比的影响
由图4可知：随着出口压力的增大，压缩机能耗由326.61 kW增加到475.37 kW，能耗增加约149 kW；低压泵能耗由268.69 kW增加到511.48 kW，能耗增加约242.79 kW。随着BOG压缩机与低压潜液泵出口压力参数的递增变化，再冷凝器操作压力呈现同步上升趋势，导致高压泵能耗降低，但系统总能耗增大2.22%。
从图5可以看出，当进入再冷凝器的BOG量稳定时，压缩机和低压泵的出口压力逐渐升高，冷凝LNG的流量随之下降。这是因为BOG压力上升导致冷凝温度升高，所需冷量减少。根据表中数据，当出口压力为600 kPa时，冷凝LNG流量61.21 t/h，总能耗6723.13 kW。此时冷凝LNG流量和总能耗均处于较低水平，且与相邻压力点相比，变化趋势平缓，因此600 kPa是减小冷凝LNG流量与降低能耗的最佳状态。
2.3. BOG温度对液气质量比的影响
LNG接收站中的液气质量比是一个重要的参数，它通常指的是LNG在气化过程中，液气质量比为LNG质量流量与BOG之比，这个比例对于LNG接收站的运营和设计具有重要意义，主要体现在能源利用效率、安全运行以及经济效益等方面。在实际的工况运行中，液气质量比一般在6~8之间。现研究BOG温度对液气质量比的影响，设定BOG压缩机进出口压力不变，再冷凝过程中液气质量比与再冷凝器BOG进口温度变化之间的关系见表2。
Table 2. Influence of BOG outlet temperature on liquid-gas mass ratio
表2. BOG出口温度对液气质量比的影响
出口温度℃ |
液气质量比 |
−130 |
4.36 |
−120 |
4.57 |
−110 |
4.78 |
−100 |
4.98 |
−90 |
5.18 |
−80 |
5.39 |
从表2可得，随着BOG进入再冷凝器时，其温度降低，导致液气质量比相应减少。由于BOG温度较低，降低了冷凝所需的LNG流量。基于此，可以通过降低BOG进入再冷凝器的温度，来缓冲因压缩机出口压力降低而导致的液气质量比增加。由此可以在液气质量比变化不大时，通过使压缩机出口压力降低，可以有效地减少其能耗。
2.4. 外输压力对外输系统的影响
LNG经高压外输泵升压后输送至气化器，通过海水换热系统进行间接加热，使LNG气化并升温至设计温度(高于0℃)。完成气化过程后，经管道外输。本接收站的外输压力最大范围为5 MPa~9.5 MPa，设定外输温度为3℃，海水泵入口温度参数设计值为8℃，海水流经气化器时温降不应超过5℃。在外输压力由5.5 MPa增大至9.0 MPa过程中外输系统参数如图6和图7所示。
Figure 6. Impact of outlet pressure on the energy consumption of export equipment and the flow rate of seawater
图6. 外输压力对外输设备能耗及海水流量的影响
由图6可知，当高压外输泵出口压力参数递增时，海水循环量与海水泵能耗呈递减趋势，而高压外输泵能耗呈递增趋势，三者呈现显著的参数关联性。高压泵能耗增大主要由于压力升高。外输压力升高后，LNG气化所需的热量减少，单位时间内所需的冷源量也随之降低，因此海水泵的能耗下降。
Figure 7. Influence of export pressure on gasification export process energy consumption
图7. 气化外输工艺能耗随外输压力的变化
由图7可知：在气化量保持恒定的条件下，单位质量液化天然气所需换热量随外输压力提升而减少，从而降低海水循环量及海水泵能耗。
尽管外输压力的提升能够降低海水泵的能耗，但外输总能耗仍然上升。这表明高压泵能耗的增加超过了海水泵能耗的减少。因此，在设定外输压力时，必须同时满足下游输气管网和用户，并需综合考虑外输压力对外输系统能耗的影响。
3. BOG再冷凝工艺优化
3.1. 预冷式再冷凝工艺优化方案
通过2.1节分析可知，随着BOG压缩机出口压力的增大，液气质量比逐渐减小，系统能耗相应增加。为降低系统能耗，依据2.3节的结论，降低进入再冷凝器的BOG温度是种有效方法，可以抵消因压缩机出口压力降低而导致的液气质量比增加，反之当处理BOG量相同时，若降低液气质量比，即冷凝股LNG流量减少，通过减少低压泵和高压泵的LNG流量，可以有效降低系统能耗。因此，优化BOG再冷凝工艺的核心在于降低BOG进入再冷凝器前的温度。
优化后的工艺流程为：接收站产生的BOG经BOG压缩机增压后，进入预冷换热器进行预冷处理。在预冷换热器中，BOG与高压泵输送的LNG进行热交换，预冷换热器使BOG温度降低。之后，预冷后的LNG与高压外输泵输出的另一股LNG混合后共同进入气化器进行气化处理。
3.2. 最小外输工况的计算
在再冷凝工艺中，必须考虑的关键因素是最小外输量。为保障BOG完全冷凝及高压外输泵安全运行，需明确不同运行参数条件下的最小冷凝LNG流量及旁通LNG流量等关键参数，以保证足够的LNG供应来为BOG提供冷能。需界定接收站在稳态运行条件下的最小外输流量参数，该参数需根据下游用户用气负荷的动态变化进行动态优化，并通过高压外输泵变频调节维持系统稳定运行。
通过数值模拟的方式求出接收站的最小外输量，基于ASPEN HYSYS软件，构建了接收站预冷式BOG再冷凝工艺的模拟流程，具体的流程图如图8所示。为了避免储罐闪蒸现象对模拟结果的干扰，在模拟最小外输工况时，将储罐暂时去除。通过调节ADJ-1调控三通管件TEE-100的分流比，实现冷凝LNG流股与旁路LNG流股的精确分配，维持再冷凝器出口工艺流股4 (气相)流量为零。使用BAL-1计算高压泵入口LNG (流股LNG-3)的泡点温度，并用SET-2使得流股“参考泡点温度”压力与高压泵入口LNG (流股LNG-3)相同，通过温度记录表采集泡点温度以下2℃的温度数据，采用调节ADJ-3调控LNG流股流量，从而确定接收站最小外输流量参数。通过计算，可以确定接收站的最小外输量为213.28 t/h。在预冷式工艺中，BOG经预冷换热器降温至−120℃后进入再冷凝器，基于能量平衡方程及热力学模型计算得出预冷式蒸发气再冷凝工艺的最小允许外输流量参数为162.10 t/h。
Figure 8. Pre-Cooled BOG recondensation process simulation flow diagram
图8. 预冷式BOG再冷凝工艺模拟流程图
3.3. 再冷凝工艺优化效果
基于热力学模型与能量平衡方程的计算分析表明，预冷式BOG再冷凝工艺在BOG处理量保持恒定的工况条件下，当两种工艺分别在最小允许外输流量参数下运行时，关键工艺参数对比详见表3。
Table 3. Parameters of two recondensation processes
表3. 两种再冷凝工艺参数
项目 |
再冷凝工艺 |
预冷式BOG再冷凝工艺 |
BOG流量/t·h−1 |
28.39 |
28.39 |
BOG进入再冷凝器温度/℃ |
−70.74 |
−120 |
高压泵入口温度/℃ |
−138.6 |
−138.2 |
冷凝股LNG流量/t·h−1 |
162.26 |
123.01 |
旁路LNG流量/t·h−1 |
51.02 |
39.09 |
外输LNG流量/t·h−1 |
213.28 |
162.10 |
液气质量比 |
5.72 |
4.33 |
压缩机能耗/kW |
1306.06 |
1306.06 |
低压泵能耗/kW |
105.74 |
80.47 |
高压泵能耗/kW |
1589.84 |
1257.00 |
海水泵能耗/kW |
53.74 |
39.22 |
总能耗/kW |
3055.38 |
2682.75 |
在预冷式BOG再冷凝工艺中，BOG进入再冷凝器时温度从−70.74℃降至−120℃，减少了冷凝相同质量BOG所需的LNG量。从162.26 t/h降至123.01 t/h，液气质量比也出现了降低，由5.72降至4.33。由于冷凝股LNG流量和旁路LNG流量的减少，导致最小外输量进一步降低，由213.28 t/h降低至162.10 t/h。系统总能耗由3055.38降至2682.75，降低约13.89%。
在处理相同量的BOG时，两种工艺中的BOG压缩机出口压力参数保持一致，因此压缩机能耗相同。然而，在预冷式BOG再冷凝工艺中，由于冷凝相同量的BOG所需的LNG流量减少，同时最小外输量也随之降低。这导致通过低压泵和高压泵的流量减少，从而使得整个系统的总能耗得以降低。
4. 结论
针对LNG接收站BOG再冷凝工艺，基于ASPEN HYSYS软件建模、计算与优化，得出以下主要结论：
(1) 随着BOG处理量增加，低压泵能耗不变，BOG压缩机和高压泵能耗上升，系统总能耗随之增长；液气质量比在5.75~5.85间波动，操作压力恒定时，冷凝LNG流量与BOG流量之比保持稳定。压缩机和低压泵出口压力升高，压缩机能耗增加，高压泵能耗减少，总能耗上升。同时，BOG更易液化，单位质量LNG提供的冷量增多，液气质量比降低。
(2) 降低BOG进入再冷凝器的温度，可以减少冷凝所需的LNG流量，从而缓冲因压缩机出口压力降低导致的液气质量比增加。在液气质量比变化不大时，降低压缩机出口压力能有效减少能耗。尽管外输压力提升能降低海水泵能耗，但总能耗仍上升，因为高压泵能耗增加超过了海水泵能耗的减少。设定外输压力时，需综合考虑下游需求和系统总能耗。
(3) 优化后的工艺通过预冷换热器将进入再冷凝器的BOG温度降低，显著减少了冷凝所需的LNG流量，进而降低了低压泵与高压泵的能耗。预冷式BOG再冷凝工艺显著降低了接收站的最小外输量，从213.28 t/h降至162.10 t/h，系统总能耗由3055.38降至2682.75，降低约13.89%。
基金项目
辽宁省高校创新人才支持计划(202068)。
NOTES
*通讯作者。