【壓縮機網】一、液化天然氣行業發展和趨勢
天然氣是一種優質、高效、清潔的低碳能源，可與核能及可再生能源等其它低排放能源形成良性互補，是能源供應清潔化的最現實選擇。加快天然氣產業發展，提高天然氣在一次能源消費中的比重，是我國加快建設清潔低碳、安全高效的現代能源體系的必由之路，也是化解環境約束、改善大氣質量，實現綠色低碳發展的有效途徑，同時對推動節能減排、穩增長、惠民生促發展具有重要意義。
世界上環保先進國家都在推廣使用液化天然氣。除了用作發電廠、工廠、家庭用戶的燃料外，其中所含的甲烷可用作制造肥料、甲醇溶劑及合成醋酸等化工原料，另外其所含的乙烷和丙烷可經裂解而生成乙烯及丙烯，是塑料產品的重要原料。
在生態環境污染日益嚴重的形勢面前，為了優化能源消費結構，改善大氣環境，實現可持續發展的經濟發展戰略，人們選擇了天然氣這種清潔、高效的生態型優質能源和燃料。現在，無論是工業還是民用，都對天然氣產生了越來越大的依賴性。液化天然氣(LNG)是天然氣的液態形式，在某些情況下，選擇液化天然氣比選擇氣態天然氣具有更多的優點。LNG的應用實際上就是天然氣的應用，但由于其特性，LNG又比天然氣有著更廣泛的用途。
LNG接受站作為管道天然氣的調峰氣源，可對民用燃料系統進行調峰，保證城市安全、平穩供氣。在美國、英國、德國、荷蘭和法國等國家，將LNG調峰型裝置廣泛用于天然氣輸配系統中，對民用和工業用氣的波動性，特別是對冬季用氣的急劇增加可起到調峰作用。
“十三五”規劃指明，根據全國天然氣資源流向和各消費區域市場實際需求，結合港口規劃統籌優化沿海LNG接收站布局。在天然氣需求量大、應急調峰能力要求高的環渤海、長三角、東南沿海地區，優先擴大已建LNG接收站儲轉能力，適度新建LNG接收站。
因此，研究液化天然氣LNG接受站工藝及設備意義重大。
二、液化天然氣接收站工藝及設備
LNG液化天然氣必須在專用的接收站完成卸船工藝。專用的LNG接收站通常具備下述條件：船舶停靠的碼頭、LNG儲罐應至少達到單個液貨倉容積、卸料設備設施、再液化系統裝置、與船舶和下游終端用戶的管道連接。
目前，LNG液化天然氣船的裝載容積范圍為15萬～26萬立方米。以15萬立方米液貨倉為例，氣化后體積為9000萬立方米，可以滿足2300萬人一個月生活用氣量。
低溫BOG壓縮機在接收站卸船工況以及低溫罐罐壓保持調節工況至關重要，相當于低溫LNG儲罐的“調壓閥”。低溫罐BOG閃蒸氣主要通過再液化裝置液化，然后通過液泵加壓、氣化器氣化外輸；部分接收站安裝往復式增壓壓縮機，直接將BOG閃蒸氣增壓輸送至天然氣管網。天然氣管網壓力為80～100barg,城市中壓管網壓力40～50barg。
LNG液化天然氣接收站工藝特點如下：
（1）LNG液化天然氣接收站的顯著特點是BOG閃蒸氣流量在很大一個范圍內波動。
（2）大流量BOG閃蒸氣一般由卸船工況產生。
（3）小流量BOG閃蒸氣一般由低溫罐靜態保持工況產生。
低溫罐靜態保持工況產生的BOG閃蒸氣流量又根據罐內液位不同而變化。以夏季極端情況為例：夏季接收站沒有外輸，低溫罐內液位低的工況，產生的BOG閃蒸氣流量甚至達不到低溫BOG壓縮機調節流量的最低檔位，因此低溫BOG壓縮機需要間歇啟停機，以等待罐內閃蒸氣增加、壓力升高，同時保持整個再液化系統處于低溫循環。
一般配置2～3臺低溫BOG壓縮機，靜態保持工況運行1臺壓縮機，卸船工況BOG蒸發氣流量最大時同時運行另外1～2臺壓縮機。例如：中海油福建、中海油寧波、中海油粵東、中海油深圳、中海油天津、中石油江蘇、中石油大連、中石油唐山、中石化青島、中石化廣西北海LNG接收站都采用2～3臺BOG壓縮機的配置。
低溫BOG壓縮機的上游一般安裝減溫器和分液罐。
減溫器的功能是將液態天然氣LNG噴淋到BOG蒸發氣管道中，氣化的過程降低BOG管道氣的溫度以保證壓縮機入口溫度不超過系統設定溫度。
減溫器一般應用于接收站投產初期，先用氮氣置換管道中的空氣，然后用BOG蒸發氣置換管道中常溫常壓氮氣，這一過程分三個步驟：
第一步：隨著BOG氣體與氮氣混合，氮氣比例從100%降至5%，氮氣對于再冷凝系統是不凝氣會降低再冷凝系統效率，所以氮氣比例高于5%時的混合氣不進入再冷凝系統，而直接去低壓火炬。這一步，最開始管道中為常溫的氮氣，然后隨著儲罐中的低溫BOG氣體進入管道，管道中混合氣的溫度不斷降低至-40～-50℃。BOG壓縮機在這一步的作用僅是傳輸氣體，而不是增壓到再冷凝需要的壓力；BOG壓縮機設計運行入口溫度范圍一般為-158～-110℃，為避免入口溫度過高造成壓縮機排氣溫度超過系統設定值，可以降低排氣壓力運行，打開放空閥，將混合氣傳送到火炬。
第二步：當氮氣與BOG氣體混合比例小于5%時，管道內混合氣溫度仍然高于壓縮機正常運行所需低溫，這時的原料氣還是只能去火炬。這一步隨著低溫BOG氣體的增加，混合氣溫度從-40～-50℃降至壓縮機正常運行所需低溫-110℃。這個過程時間的長短取決于儲罐與低溫BOG壓縮機之間管道的長度。另外，減溫器將液態LNG噴淋到管道中，能夠迅速降低混合氣溫度，減少這一步的時間，以及減少原料氣去火炬消耗。
第三步：氮氣的混合比例降至0，管道內為純凈的BOG氣體，溫度也滿足壓縮機正常運行所需低溫，關閉放空閥，增壓至再冷凝器所需壓力，進入再冷凝系統，冷循環系統建立。
減溫器在日常切換啟機中的應用：當管道系統中為冷態BOG氣體，不能抵消壓縮機啟動過程通過旁通閥返回的較高溫度原料氣，這時候有必要通過減溫器迅速將管道氣體降低至正常運行的低溫狀態。不過，冷態BOG氣體是否能夠抵消返回的熱態原料氣取決于儲罐與壓縮機入口的管線長度，中石油唐山LNG接受站夏季較常使用減溫器，然而中石油大連LNG接收站較少使用。
分液罐的作用主要是防止氣體中的凝液造成壓縮機的液擊。理論上BOG氣體是最干凈干燥的氣體，是不會存在凝液的可能。LNG接收站都安裝了分液罐，實際運行中其主要凝液來源于減溫器噴淋，以及一些微量重組分。分液罐應該保證氣體中最大液滴小于20μm。
低溫BOG壓縮機下游安裝再冷凝器。再冷凝器的操作溫度和壓力范圍對壓縮機與再冷凝器之間管線設計以及壓縮機控制邏輯非常重要。再冷凝器底部為從低溫儲罐引入的液態LNG，其閃蒸出來BOG氣體溫度為-161.6℃，頂部回收的BOG氣體的溫度高低決定了吸收過程的溫差，溫差越大熱應力越大，再冷凝器設計壁厚越厚，投資成本越高。所以在可行范圍內，盡可能減小溫差，減小再冷凝器BOG入口溫度可以減少投資成本。
三、BOG蒸發氣壓縮機的工藝要求
LNG接收站BOG蒸發氣壓縮機的工藝要求主要是能夠同時處理卸船工況和靜態保持工況。
壓縮機的流量控制主要由低溫儲罐的壓力控制，儲罐的壓力操作運行范圍5Kpa(G)～30Kpa(G)，因此壓縮機的操作入口壓力范圍與之同步。
根據低溫儲罐與壓縮機之間管道長度以及管道保冷材料效果不同，壓縮機操作入口溫度范圍-160℃～-80℃。
根據再冷凝工藝設計的操作壓力而不同，壓縮機排氣操作壓力范圍500～1100Kpa(G)。
BOG蒸發氣壓縮機為往復式壓縮機，為容積式壓縮機，所以壓縮機流量根據入口溫度、壓力狀態不同，LNG接收站BOG壓縮機流量范圍一般4,000kg/h～200,000kg/h。
下表列出了典型LNG接收站再冷凝工藝處理工況：
四、BOG蒸發氣壓縮機的選型
世界范圍內LNG接收站的BOG蒸發氣壓縮機采用往復式壓縮機，主要有兩種形式：立式迷宮壓縮機和臥式活塞環壓縮機。
1.往復式壓縮機能夠為LNG接收站BOG蒸發氣再冷凝系統形成高能效的自平衡系統
往復式壓縮機為容積式壓縮機，在不進行任何流量控制的情況下，壓縮機的轉速和行程都不會變化，所以壓縮機排量不會有任何變化。
對應卸船工況，大量的BOG蒸發氣產生，隨著儲罐內的壓力升高，同時溫度下降，BOG蒸發氣壓縮機雖然排量不會有任何變化，但是其吸入BOG氣體的密度會升高，所以質量流量會升高，抽走更多BOG蒸發氣。
對應夏季保持工況，儲罐內液位低，只有少量的BOG蒸發氣產生，隨著儲罐內壓力下降，同時溫度上升，BOG蒸發氣壓縮機雖然排量不會有任何變化，但是其吸入BOG氣體的密度會下降，所以質量流量會下降，抽走較少BOG蒸發氣。
因此，往復式BOG蒸發氣壓縮機，隨著儲罐內壓力和溫度的變化能夠自動調整質量流量，形成自平衡再冷凝系統，提高能效、減少控制調節和浪費。
2.BOG蒸發氣壓縮機自平衡系統流量調節的范圍：
根據理想氣體狀態方程，假設壓力和體積不變，若溫度變化范圍為-160～-80℃，即113～193K，物質的量極端的變化范圍為70%；假設溫度和體積不變，若壓力變化范圍為105～130Kpa(a)，物質的量極端的變化范圍為23%。
因此，就LNG接收站BOG蒸發氣再冷凝的應用，溫度變化對壓縮機質量流量影響較大，壓力變化對壓縮機質量流量影響較小。根據理想氣體狀態方程這種對質量流量的影響是以乘積的形式疊加，而且由于工藝特性，BOG蒸發氣壓縮機質量流量的范圍非常大，兩個極端工況質量流量差別甚至能夠達到2倍。
3.BOG蒸發氣壓縮機設計工況的確定
如上所述，BOG蒸發氣壓縮機質量流量變化范圍這么大，怎么樣選型才是適合呢？下圖為BOG蒸發氣壓縮機不進行流量控制時的運行曲線舉例。
首先，工藝設計能夠確定，卸船工況需要保證的質量流量、壓力高值和溫度低值條件，保持工況需要保證的質量流量、壓力低值和溫度高值條件，以及操作運行需要保證的質量流量、壓力中值和溫度中值條件。壓縮機選型時可以逐個計算，比較選出最惡劣的工況作為壓縮機的設計工況比對。
但是，現實情況是工藝設計都是對現場工況的假定和計算，工藝設計時算出卸船時需要保證的最大質量流量，就需要計算假定入口壓力和溫度等條件。此時需要注意，如果溫度設定比實際高，同時壓力設定比實際低時，會造成選型壓縮機流量大于實際需要，儲罐壓力升高，溫度下降時，很快就能把低溫儲罐中BOG蒸發氣抽光，需要經常停機，這種粗放型設計會造成投資成本上升和浪費。由于入口壓力和溫度條件對于壓縮機選型的影響比較大，所以，工藝設計計算假定入口壓力和溫度時，不應留太多裕量。
另外，由于BOG壓縮機質量流量隨儲罐內溫度和壓力變化范圍很大，當壓縮機根據設計工況選型確定以后，需要計算一個電機核算工況。當入口壓力達到儲罐安全閥設定值30Kpa(g),溫度低值-160℃條件下，質量流量達到最大，同時電機的功率消耗達到最大，電機選擇需要根據這個核算工況確定。否則，電機可能在安全閥還沒有啟動時超載損壞。當然，如果系統并不需要極限高值流量時，也可以通過別的方法保護壓縮機電機，例如，設計旁路回流以降低質量流量和軸功率。
4.立式迷宮壓縮機與臥式活塞環壓縮機的液化天然氣蒸發氣應用區別
4.1立式迷宮壓縮機和往復壓縮機結構對比分析（見左圖表）
4.2立式迷宮壓縮機和往復壓縮機可靠性對比分析:
由于迷宮密封形式的采用，使得立式迷宮密封式壓縮機的可靠性得到了有效地增強，通常活塞環密封平均無故障時間MTBF＜10,000hrs，而迷宮密封MTBF＜60,000hrs。立式迷宮壓縮機較高的MTBF使業主和總包公司都趨向于更多的使用這種更可靠性的壓縮機。
4.3立式迷宮壓縮機和往復壓縮機經濟性對比分析：
雖然國產立式迷宮壓縮機一次性采購成本比臥式往復壓縮機平均高出15%～20%，但維修運行成本方面，往復壓縮機比立式迷宮壓縮機要高很多，由于兩種類型壓縮機功率大致相同，此處不做能耗方面的比較。
兩種形式壓縮機維修成本主要體現在易損件的價格及更換周期，如表1所示。立式迷宮壓縮機由于易損件相對較少，壽命相對較長，其維修成本僅約為臥式往復維修成本的63%。
根據韓國平澤市某LNG接收站實際運行記錄及統計數據，兩種形式的BOG壓縮機運行成本比較如表2所示。立式壓縮機相比臥式壓縮機相比，運行成本大大降低。
對于低溫BOG壓縮的應用，立式迷宮式壓縮機相比臥式活塞環壓縮機備件少、大修周期長、運行成本更低，因此立式迷宮式壓縮機更適用于低溫BOG工況。
五、BOG蒸發氣壓縮機的節能及環保優化
1.減溫器對工藝條件的影響
減溫器的應用會增加BOG壓縮機入口的質量流量，增加BOG系統的功率消耗。
1噸BOG氣體每冷卻1℃需要8.2kg液相LNG，因此增加了整個BOG氣體的體積流量以及進一步增加了功率消耗，所以通過減溫器噴淋去降低BOG壓縮機入口進氣溫度的方式是能耗更高的調節方式。如果排氣溫度超過再冷凝器設計入口溫度時應該在壓縮機出口采用減溫器的方式更為節能。
2.減溫器對工藝設備的影響
入口減溫器是為BOG壓縮機帶來液擊風險的唯一設備，也是系統必須配置入口分液罐的主要原因。減溫器噴淋的LNG未完全蒸發，造成壓縮機入口過濾器的堵塞，壓降升高需要停機處理。
由于低溫罐巨大的容積，所以在罐頂BOG出口的氣體速度非常低，因此很難從LNG液體中將未蒸發液相的重組分帶入BOG氣體。BOG氣體中的未蒸發重組分都來自于噴淋的LNG中少量的重組分，例如：乙烷。乙烷在-80～-100℃的氣體溫度中處于不蒸發或者蒸發很慢的情況。這也是分液罐中需要增加除沫器，以及需要增加集液設施和管道的原因。
因此，減溫器本身以及配套需要的分液、集液設施增加了整體項目投資。
3.低溫BOG壓縮機在更大范圍入口溫度波動的工況下運行
在不具備入口減溫器的條件下，BOG壓縮機的進氣溫度會在很大范圍內波動，可在常溫～-160℃間波動。對于進氣溫度升高造成BOG壓縮機排氣溫度升高的情況，可以將減溫器設置在BOG壓縮機后，通過噴淋冷卻氣體出口溫度，減溫器通過再冷凝器入口溫度自動控制。
立式迷宮式壓縮機，活塞和氣缸采用相同耐受低溫的材質，熱變形系數小，而且能夠同時收縮和膨脹，適用于進氣溫度的波動。
進氣溫度升高的運行狀態，會造成臥式活塞式BOG壓縮機活塞環、導向環壽命的加速磨損。因為，活塞環、導向環在低溫BOG應用時的設計溫度為運行工況的低溫溫度，例如-150℃，如果偏離這個設計溫度去運行會加速活塞環、導向環的磨損，特別是，運行溫度和設計溫度溫差大于80度時，活塞環、導向環將很難耐受。因此，立式迷宮式壓縮機適用于更大范圍入口溫度的波動的工況。
總之，不采用入口減溫器，對于整個BOG系統更為節能，可以節省項目設備的投資，可以避免BOG壓縮機液擊的風險。立式迷宮式壓縮機更適用于沒有入口減溫器的場站，但臥式活塞環式壓縮機需要考慮更多易損件更換成本。
結語
LNG液化天然氣接收站在國內分布的越來越多，BOG壓縮機的選型關系到整個LNG接收站的運行成本和正常生產運行，應引起高度重視。立式迷宮壓縮機雖然一次性投入較多但運行成本較低。
參考文獻
[1]國家發展改革委關于印發石油天然氣發展“十三五”規劃的通知
[2]石油化工和天然氣工業用往復式壓縮機API618標準，第五版，2007
[3]中化人民共和國石油化工行業標準SH/T3143-2012—石油化工往復壓縮機工程技術規范
[4]《調溫器在LNG接收站的應用》作者：劉攀攀，中國學術期刊電子出版社，2018年，第17期
來源：本站原創
【壓縮機網】一、液化天然氣行業發展和趨勢
天然氣是一種優質、高效、清潔的低碳能源，可與核能及可再生能源等其它低排放能源形成良性互補，是能源供應清潔化的最現實選擇。加快天然氣產業發展，提高天然氣在一次能源消費中的比重，是我國加快建設清潔低碳、安全高效的現代能源體系的必由之路，也是化解環境約束、改善大氣質量，實現綠色低碳發展的有效途徑，同時對推動節能減排、穩增長、惠民生促發展具有重要意義。
世界上環保先進國家都在推廣使用液化天然氣。除了用作發電廠、工廠、家庭用戶的燃料外，其中所含的甲烷可用作制造肥料、甲醇溶劑及合成醋酸等化工原料，另外其所含的乙烷和丙烷可經裂解而生成乙烯及丙烯，是塑料產品的重要原料。
在生態環境污染日益嚴重的形勢面前，為了優化能源消費結構，改善大氣環境，實現可持續發展的經濟發展戰略，人們選擇了天然氣這種清潔、高效的生態型優質能源和燃料。現在，無論是工業還是民用，都對天然氣產生了越來越大的依賴性。液化天然氣(LNG)是天然氣的液態形式，在某些情況下，選擇液化天然氣比選擇氣態天然氣具有更多的優點。LNG的應用實際上就是天然氣的應用，但由于其特性，LNG又比天然氣有著更廣泛的用途。
LNG接受站作為管道天然氣的調峰氣源，可對民用燃料系統進行調峰，保證城市安全、平穩供氣。在美國、英國、德國、荷蘭和法國等國家，將LNG調峰型裝置廣泛用于天然氣輸配系統中，對民用和工業用氣的波動性，特別是對冬季用氣的急劇增加可起到調峰作用。
“十三五”規劃指明，根據全國天然氣資源流向和各消費區域市場實際需求，結合港口規劃統籌優化沿海LNG接收站布局。在天然氣需求量大、應急調峰能力要求高的環渤海、長三角、東南沿海地區，優先擴大已建LNG接收站儲轉能力，適度新建LNG接收站。
因此，研究液化天然氣LNG接受站工藝及設備意義重大。
二、液化天然氣接收站工藝及設備
LNG液化天然氣必須在專用的接收站完成卸船工藝。專用的LNG接收站通常具備下述條件：船舶停靠的碼頭、LNG儲罐應至少達到單個液貨倉容積、卸料設備設施、再液化系統裝置、與船舶和下游終端用戶的管道連接。
目前，LNG液化天然氣船的裝載容積范圍為15萬～26萬立方米。以15萬立方米液貨倉為例，氣化后體積為9000萬立方米，可以滿足2300萬人一個月生活用氣量。
低溫BOG壓縮機在接收站卸船工況以及低溫罐罐壓保持調節工況至關重要，相當于低溫LNG儲罐的“調壓閥”。低溫罐BOG閃蒸氣主要通過再液化裝置液化，然后通過液泵加壓、氣化器氣化外輸；部分接收站安裝往復式增壓壓縮機，直接將BOG閃蒸氣增壓輸送至天然氣管網。天然氣管網壓力為80～100barg,城市中壓管網壓力40～50barg。
LNG液化天然氣接收站工藝特點如下：
（1）LNG液化天然氣接收站的顯著特點是BOG閃蒸氣流量在很大一個范圍內波動。
（2）大流量BOG閃蒸氣一般由卸船工況產生。
（3）小流量BOG閃蒸氣一般由低溫罐靜態保持工況產生。
低溫罐靜態保持工況產生的BOG閃蒸氣流量又根據罐內液位不同而變化。以夏季極端情況為例：夏季接收站沒有外輸，低溫罐內液位低的工況，產生的BOG閃蒸氣流量甚至達不到低溫BOG壓縮機調節流量的最低檔位，因此低溫BOG壓縮機需要間歇啟停機，以等待罐內閃蒸氣增加、壓力升高，同時保持整個再液化系統處于低溫循環。
一般配置2～3臺低溫BOG壓縮機，靜態保持工況運行1臺壓縮機，卸船工況BOG蒸發氣流量最大時同時運行另外1～2臺壓縮機。例如：中海油福建、中海油寧波、中海油粵東、中海油深圳、中海油天津、中石油江蘇、中石油大連、中石油唐山、中石化青島、中石化廣西北海LNG接收站都采用2～3臺BOG壓縮機的配置。
低溫BOG壓縮機的上游一般安裝減溫器和分液罐。
減溫器的功能是將液態天然氣LNG噴淋到BOG蒸發氣管道中，氣化的過程降低BOG管道氣的溫度以保證壓縮機入口溫度不超過系統設定溫度。
減溫器一般應用于接收站投產初期，先用氮氣置換管道中的空氣，然后用BOG蒸發氣置換管道中常溫常壓氮氣，這一過程分三個步驟：
第一步：隨著BOG氣體與氮氣混合，氮氣比例從100%降至5%，氮氣對于再冷凝系統是不凝氣會降低再冷凝系統效率，所以氮氣比例高于5%時的混合氣不進入再冷凝系統，而直接去低壓火炬。這一步，最開始管道中為常溫的氮氣，然后隨著儲罐中的低溫BOG氣體進入管道，管道中混合氣的溫度不斷降低至-40～-50℃。BOG壓縮機在這一步的作用僅是傳輸氣體，而不是增壓到再冷凝需要的壓力；BOG壓縮機設計運行入口溫度范圍一般為-158～-110℃，為避免入口溫度過高造成壓縮機排氣溫度超過系統設定值，可以降低排氣壓力運行，打開放空閥，將混合氣傳送到火炬。
第二步：當氮氣與BOG氣體混合比例小于5%時，管道內混合氣溫度仍然高于壓縮機正常運行所需低溫，這時的原料氣還是只能去火炬。這一步隨著低溫BOG氣體的增加，混合氣溫度從-40～-50℃降至壓縮機正常運行所需低溫-110℃。這個過程時間的長短取決于儲罐與低溫BOG壓縮機之間管道的長度。另外，減溫器將液態LNG噴淋到管道中，能夠迅速降低混合氣溫度，減少這一步的時間，以及減少原料氣去火炬消耗。
第三步：氮氣的混合比例降至0，管道內為純凈的BOG氣體，溫度也滿足壓縮機正常運行所需低溫，關閉放空閥，增壓至再冷凝器所需壓力，進入再冷凝系統，冷循環系統建立。
減溫器在日常切換啟機中的應用：當管道系統中為冷態BOG氣體，不能抵消壓縮機啟動過程通過旁通閥返回的較高溫度原料氣，這時候有必要通過減溫器迅速將管道氣體降低至正常運行的低溫狀態。不過，冷態BOG氣體是否能夠抵消返回的熱態原料氣取決于儲罐與壓縮機入口的管線長度，中石油唐山LNG接受站夏季較常使用減溫器，然而中石油大連LNG接收站較少使用。
分液罐的作用主要是防止氣體中的凝液造成壓縮機的液擊。理論上BOG氣體是最干凈干燥的氣體，是不會存在凝液的可能。LNG接收站都安裝了分液罐，實際運行中其主要凝液來源于減溫器噴淋，以及一些微量重組分。分液罐應該保證氣體中最大液滴小于20μm。
低溫BOG壓縮機下游安裝再冷凝器。再冷凝器的操作溫度和壓力范圍對壓縮機與再冷凝器之間管線設計以及壓縮機控制邏輯非常重要。再冷凝器底部為從低溫儲罐引入的液態LNG，其閃蒸出來BOG氣體溫度為-161.6℃，頂部回收的BOG氣體的溫度高低決定了吸收過程的溫差，溫差越大熱應力越大，再冷凝器設計壁厚越厚，投資成本越高。所以在可行范圍內，盡可能減小溫差，減小再冷凝器BOG入口溫度可以減少投資成本。
三、BOG蒸發氣壓縮機的工藝要求
LNG接收站BOG蒸發氣壓縮機的工藝要求主要是能夠同時處理卸船工況和靜態保持工況。
壓縮機的流量控制主要由低溫儲罐的壓力控制，儲罐的壓力操作運行范圍5Kpa(G)～30Kpa(G)，因此壓縮機的操作入口壓力范圍與之同步。
根據低溫儲罐與壓縮機之間管道長度以及管道保冷材料效果不同，壓縮機操作入口溫度范圍-160℃～-80℃。
根據再冷凝工藝設計的操作壓力而不同，壓縮機排氣操作壓力范圍500～1100Kpa(G)。
BOG蒸發氣壓縮機為往復式壓縮機，為容積式壓縮機，所以壓縮機流量根據入口溫度、壓力狀態不同，LNG接收站BOG壓縮機流量范圍一般4,000kg/h～200,000kg/h。
下表列出了典型LNG接收站再冷凝工藝處理工況：
四、BOG蒸發氣壓縮機的選型
世界范圍內LNG接收站的BOG蒸發氣壓縮機采用往復式壓縮機，主要有兩種形式：立式迷宮壓縮機和臥式活塞環壓縮機。
1.往復式壓縮機能夠為LNG接收站BOG蒸發氣再冷凝系統形成高能效的自平衡系統
往復式壓縮機為容積式壓縮機，在不進行任何流量控制的情況下，壓縮機的轉速和行程都不會變化，所以壓縮機排量不會有任何變化。
對應卸船工況，大量的BOG蒸發氣產生，隨著儲罐內的壓力升高，同時溫度下降，BOG蒸發氣壓縮機雖然排量不會有任何變化，但是其吸入BOG氣體的密度會升高，所以質量流量會升高，抽走更多BOG蒸發氣。
對應夏季保持工況，儲罐內液位低，只有少量的BOG蒸發氣產生，隨著儲罐內壓力下降，同時溫度上升，BOG蒸發氣壓縮機雖然排量不會有任何變化，但是其吸入BOG氣體的密度會下降，所以質量流量會下降，抽走較少BOG蒸發氣。
因此，往復式BOG蒸發氣壓縮機，隨著儲罐內壓力和溫度的變化能夠自動調整質量流量，形成自平衡再冷凝系統，提高能效、減少控制調節和浪費。
2.BOG蒸發氣壓縮機自平衡系統流量調節的范圍：
根據理想氣體狀態方程，假設壓力和體積不變，若溫度變化范圍為-160～-80℃，即113～193K，物質的量極端的變化范圍為70%；假設溫度和體積不變，若壓力變化范圍為105～130Kpa(a)，物質的量極端的變化范圍為23%。
因此，就LNG接收站BOG蒸發氣再冷凝的應用，溫度變化對壓縮機質量流量影響較大，壓力變化對壓縮機質量流量影響較小。根據理想氣體狀態方程這種對質量流量的影響是以乘積的形式疊加，而且由于工藝特性，BOG蒸發氣壓縮機質量流量的范圍非常大，兩個極端工況質量流量差別甚至能夠達到2倍。
3.BOG蒸發氣壓縮機設計工況的確定
如上所述，BOG蒸發氣壓縮機質量流量變化范圍這么大，怎么樣選型才是適合呢？下圖為BOG蒸發氣壓縮機不進行流量控制時的運行曲線舉例。
首先，工藝設計能夠確定，卸船工況需要保證的質量流量、壓力高值和溫度低值條件，保持工況需要保證的質量流量、壓力低值和溫度高值條件，以及操作運行需要保證的質量流量、壓力中值和溫度中值條件。壓縮機選型時可以逐個計算，比較選出最惡劣的工況作為壓縮機的設計工況比對。
但是，現實情況是工藝設計都是對現場工況的假定和計算，工藝設計時算出卸船時需要保證的最大質量流量，就需要計算假定入口壓力和溫度等條件。此時需要注意，如果溫度設定比實際高，同時壓力設定比實際低時，會造成選型壓縮機流量大于實際需要，儲罐壓力升高，溫度下降時，很快就能把低溫儲罐中BOG蒸發氣抽光，需要經常停機，這種粗放型設計會造成投資成本上升和浪費。由于入口壓力和溫度條件對于壓縮機選型的影響比較大，所以，工藝設計計算假定入口壓力和溫度時，不應留太多裕量。
另外，由于BOG壓縮機質量流量隨儲罐內溫度和壓力變化范圍很大，當壓縮機根據設計工況選型確定以后，需要計算一個電機核算工況。當入口壓力達到儲罐安全閥設定值30Kpa(g),溫度低值-160℃條件下，質量流量達到最大，同時電機的功率消耗達到最大，電機選擇需要根據這個核算工況確定。否則，電機可能在安全閥還沒有啟動時超載損壞。當然，如果系統并不需要極限高值流量時，也可以通過別的方法保護壓縮機電機，例如，設計旁路回流以降低質量流量和軸功率。
4.立式迷宮壓縮機與臥式活塞環壓縮機的液化天然氣蒸發氣應用區別
4.1立式迷宮壓縮機和往復壓縮機結構對比分析（見左圖表）
4.2立式迷宮壓縮機和往復壓縮機可靠性對比分析:
由于迷宮密封形式的采用，使得立式迷宮密封式壓縮機的可靠性得到了有效地增強，通常活塞環密封平均無故障時間MTBF＜10,000hrs，而迷宮密封MTBF＜60,000hrs。立式迷宮壓縮機較高的MTBF使業主和總包公司都趨向于更多的使用這種更可靠性的壓縮機。
4.3立式迷宮壓縮機和往復壓縮機經濟性對比分析：
雖然國產立式迷宮壓縮機一次性采購成本比臥式往復壓縮機平均高出15%～20%，但維修運行成本方面，往復壓縮機比立式迷宮壓縮機要高很多，由于兩種類型壓縮機功率大致相同，此處不做能耗方面的比較。
兩種形式壓縮機維修成本主要體現在易損件的價格及更換周期，如表1所示。立式迷宮壓縮機由于易損件相對較少，壽命相對較長，其維修成本僅約為臥式往復維修成本的63%。
根據韓國平澤市某LNG接收站實際運行記錄及統計數據，兩種形式的BOG壓縮機運行成本比較如表2所示。立式壓縮機相比臥式壓縮機相比，運行成本大大降低。
對于低溫BOG壓縮的應用，立式迷宮式壓縮機相比臥式活塞環壓縮機備件少、大修周期長、運行成本更低，因此立式迷宮式壓縮機更適用于低溫BOG工況。
五、BOG蒸發氣壓縮機的節能及環保優化
1.減溫器對工藝條件的影響
減溫器的應用會增加BOG壓縮機入口的質量流量，增加BOG系統的功率消耗。
1噸BOG氣體每冷卻1℃需要8.2kg液相LNG，因此增加了整個BOG氣體的體積流量以及進一步增加了功率消耗，所以通過減溫器噴淋去降低BOG壓縮機入口進氣溫度的方式是能耗更高的調節方式。如果排氣溫度超過再冷凝器設計入口溫度時應該在壓縮機出口采用減溫器的方式更為節能。
2.減溫器對工藝設備的影響
入口減溫器是為BOG壓縮機帶來液擊風險的唯一設備，也是系統必須配置入口分液罐的主要原因。減溫器噴淋的LNG未完全蒸發，造成壓縮機入口過濾器的堵塞，壓降升高需要停機處理。
由于低溫罐巨大的容積，所以在罐頂BOG出口的氣體速度非常低，因此很難從LNG液體中將未蒸發液相的重組分帶入BOG氣體。BOG氣體中的未蒸發重組分都來自于噴淋的LNG中少量的重組分，例如：乙烷。乙烷在-80～-100℃的氣體溫度中處于不蒸發或者蒸發很慢的情況。這也是分液罐中需要增加除沫器，以及需要增加集液設施和管道的原因。
因此，減溫器本身以及配套需要的分液、集液設施增加了整體項目投資。
3.低溫BOG壓縮機在更大范圍入口溫度波動的工況下運行
在不具備入口減溫器的條件下，BOG壓縮機的進氣溫度會在很大范圍內波動，可在常溫～-160℃間波動。對于進氣溫度升高造成BOG壓縮機排氣溫度升高的情況，可以將減溫器設置在BOG壓縮機后，通過噴淋冷卻氣體出口溫度，減溫器通過再冷凝器入口溫度自動控制。
立式迷宮式壓縮機，活塞和氣缸采用相同耐受低溫的材質，熱變形系數小，而且能夠同時收縮和膨脹，適用于進氣溫度的波動。
進氣溫度升高的運行狀態，會造成臥式活塞式BOG壓縮機活塞環、導向環壽命的加速磨損。因為，活塞環、導向環在低溫BOG應用時的設計溫度為運行工況的低溫溫度，例如-150℃，如果偏離這個設計溫度去運行會加速活塞環、導向環的磨損，特別是，運行溫度和設計溫度溫差大于80度時，活塞環、導向環將很難耐受。因此，立式迷宮式壓縮機適用于更大范圍入口溫度的波動的工況。
總之，不采用入口減溫器，對于整個BOG系統更為節能，可以節省項目設備的投資，可以避免BOG壓縮機液擊的風險。立式迷宮式壓縮機更適用于沒有入口減溫器的場站，但臥式活塞環式壓縮機需要考慮更多易損件更換成本。
結語
LNG液化天然氣接收站在國內分布的越來越多，BOG壓縮機的選型關系到整個LNG接收站的運行成本和正常生產運行，應引起高度重視。立式迷宮壓縮機雖然一次性投入較多但運行成本較低。
參考文獻
[1]國家發展改革委關于印發石油天然氣發展“十三五”規劃的通知
[2]石油化工和天然氣工業用往復式壓縮機API618標準，第五版，2007
[3]中化人民共和國石油化工行業標準SH/T3143-2012—石油化工往復壓縮機工程技術規范
[4]《調溫器在LNG接收站的應用》作者：劉攀攀，中國學術期刊電子出版社，2018年，第17期
來源：本站原創
網友評論
條評論
最新評論