面对日益严峻的环境压力，人类对清洁能源的需求不断增大。液化天然气(liquefied natural gas，LNG)因其在远洋运输、储存及调峰方面的巨大优势，越来越受到人们的重视，LNG接收站也由此得以快速发展[1-2]。LNG接收站主要由专用码头、卸货装置(LNG卸料臂)、LNG输送管道、LNG储罐、LNG气化装置、蒸发气(boil off gas，BOG)处理装置、计量装置、控制及安全保护系统、维修保养系统等组成[3-4]。在LNG接收站，由于存在漏热、管道保冷循环、LNG卸船、LNG槽车装车等操作，会产生大量的BOG[5-10]。从安全和经济角度考虑，对LNG接收站产生的大量BOG必须进行妥善处理[11-17]。在LNG接收站对BOG的处理工艺通常有直接压缩工艺和再冷凝工艺两种[18-19]。目前，国内外大多数LNG接收站都采用BOG再冷凝工艺[20-22]。
再冷凝器作为BOG再冷凝工艺的关键设备，也成为LNG接收站控制的重点和难点，其运行状况关系到整个接收站的生产运营成本[23-24]。青岛LNG接收站再冷凝器入口LNG流量调节阀灵敏度不够，导致再冷凝器入口LNG流量调节不能实现自动控制，液气比(入口LNG与入口BOG的质量比)无法实时维持设定值，影响再冷凝器的液位稳定。青岛LNG接收站在BOG经BOG压缩机压缩后、进入再冷凝器之前设置了BOG冷换器，可精确控制进入再冷凝器的BOG温度，故本研究以再冷凝器入口BOG的温度为研究对象，探讨其对再冷凝器控制的影响。
青岛LNG接收站采用再冷凝工艺处理BOG，其基本过程是：把LNG储罐中、卸船过程中、管道保冷循环、设备及管道漏冷、动设备运转等产生的BOG经BOG压缩机压缩到一定的压力(通常为0.7 MPa)后，与由LNG低压泵从LNG储罐中泵出的LNG在再冷凝器中混合。由于LNG加压后处于过冷状态，可以使BOG再冷凝，冷凝后的LNG经LNG高压泵加压后，再经气化器气化外输。再冷凝法可以利用LNG的冷量，减少BOG压缩机的功耗，从而节省能耗[25]。
青岛LNG接收站BOG再冷凝工艺流程如图 1所示。LNG储罐TK-01中的LNG经罐内低压泵P-01压缩过冷后分成两路，一路去再冷凝器V-01上部冷凝BOG，另一路去再冷凝器下部与冷凝液混合。LNG接收站内经多种原因产生的BOG先在分液罐V-02中缓存并分离凝液，气相进入BOG压缩机C-01增压(出口BOG压力约0.75 MPa，温度在-12~+120 ℃)。增压后的BOG进入BOG冷换器E-01，利用高压汇管的LNG对BOG进行降温，经过降温后的BOG从顶部进入再冷凝器，在再冷凝器的填料段中与经过罐内低压泵增压到相同压力的过冷LNG进行接触换热并冷凝，之后与再冷凝器下部的LNG混合，经高压泵P-02增压至外输管网压力后进气化器VP-01气化，输送至下游管网[26]。从上述流程可以看出，BOG再冷凝工艺的核心设备是再冷凝器，而再冷凝器的主要工艺参数是液位及液气比。
青岛LNG接收站再冷凝器目前采用的工艺控制流程如图 2所示。再冷凝器的作用主要是将BOG再冷凝为LNG，同时也作为高压泵的入口缓冲罐[27]，保证高压泵的流量和入口压力稳定。因而，青岛LNG接收站再冷凝器的控制方案为液位控制，即维持再冷凝器的液位在合理范围内波动，并保持高压泵入口压力稳定，整体控制策略主要针对再冷凝器液位正常和异常两种情况。
当再冷凝器的液位在正常范围内波动时，控制系统并不对再冷凝器液位进行直接控制。本研究期间，青岛LNG接收站再冷凝器的气相操作压力约为0.66 MPa，液相出口压力约为0.70 MPa，气相操作温度约为-80 ℃，液相操作温度约为-130 ℃，液位正常操作范围约为50%~55%。进入再冷凝器的过冷LNG流量由调节阀FV0001控制。自动控制下，控制器FIC0001利用进入再冷凝器的BOG压力、温度、流量及再冷凝器压力，计算出所需LNG流量，进而控制阀门FV0001的开度。但是，由于青岛LNG的流量调节阀FV0001灵敏度不够，只能采用手动控制，需要操作员根据进入再冷凝器的BOG的流量、温度、压力等参数对阀门FV0001的开度适当调节，保证进入再冷凝器的BOG能够被完全冷凝。另外，通过旁路阀PV0102A/B控制再冷凝器的出口压力，从而保证高压泵的入口压力和流量稳定。
当再冷凝器液位异常(超出合理范围)时，液位控制器LIC0004根据液位状态自动选择合适的控制方案来调整再冷凝器液位。通过液位变送器LT0004监测再冷凝器液位，当液位高于设定高值时，通过液位控制器LIC0004打开液位控制阀LV0004，引入高压气进入再冷凝器，从而压低再冷凝器液位。当再冷凝器液位低于设定低位时，将液位信号、高压泵入口LNG饱和蒸气压差信号及旁路LNG流量信号传递给函数计算模块FY0101，然后将计算所得信息传输给BOG压缩机控制系统来调节BOG压缩机的处理量，以达到恢复液位的目的。
为了尽量避免再冷凝器的液位出现异常，目前操作员只能频繁操作入口LNG流量调节阀，导致操作员的任务量较重，调节阀的寿命也大幅缩短。尽管如此，由于入口LNG流量调节阀的精度不高，所以再冷凝器的液位仍然会有较大幅度的波动。值得注意的是，目前再冷凝器的控制策略没有考虑入口BOG温度的影响。虽然BOG在进入再冷凝器前先进入BOG冷换器E-01进行降温，但是在再冷凝器的整体控制策略中并没有考虑入口BOG温度对再冷凝器的液位、出口LNG温度、高压泵入口饱和蒸气压差等参数的影响。因此，需要充分考察入口BOG温度对再冷凝器的影响，为优化控制再冷凝器液位波动提供依据和数据支撑。
为了研究入口BOG温度对再冷凝器控制的潜在应用价值，本研究通过实验考察了入口BOG温度对再冷凝器液位的影响。实验过程中调节青岛LNG接收站两台BOG压缩机的负荷分别是100%+50%和100%+100%，对应BOG量约为8 890 kg/h和11 800 kg/h。再冷凝器入口BOG的温度由冷换器自动控制，实验中设置的主要温度点为：-75 ℃、-80 ℃、-85 ℃、-90 ℃、-95 ℃、-100 ℃。记录不同温度点下再冷凝器的液位和出口LNG温度，每个温度点运行1 h，再冷凝器的液位取8个瞬时值，然后求平均值，实验结果如表 1和表 2所列。实验过程中再冷凝器入口LNG和BOG的液气质量比保持在7.2左右，再冷凝器中气相压力约为0.66 MPa，出口压力约为0.70 MPa，保持外输量145 000 m3/h。
控制进入再冷凝器的LNG和BOG液气比恒定，入口BOG温度越低，再冷凝器液位越高，且再冷凝器液位随入口BOG温度几乎呈线性变化(见图 3；R2>0.995)。在入口BOG温度小幅度调整时(-75~-100 ℃)，再冷凝器的液位产生了比较明显的变化(约1%~1.5%)。所以，如果降低入口BOG温度，再冷凝器内部需要的冷量会减少，需要的LNG质量随之减少，即可以增大再冷凝器处理BOG的能力；同理，如果提高入口BOG温度，再冷凝器内部需要的冷量增多，需要的LNG质量随之增多，再冷凝器处理BOG的能力下降。
除了再冷凝器的液位，本研究还记录了再冷凝器出口LNG的温度(见图 4)和饱和蒸气压差(作为保护高压泵、防止汽蚀的参考数据)。随着入口BOG温度的降低，再冷凝器出口液体(即高压泵入口LNG)温度随之小幅下降，高压泵入口LNG的饱和蒸气压减小，高压泵入口LNG的饱和蒸气压差增大(高压泵入口LNG压力保持恒定)，从而可有效避免高压泵发生汽蚀。在实验过程中，入口BOG温度从-75 ℃降低到-100 ℃，BOG量为8 890 kg/h和11 800 kg/h时，出口LNG温度降幅分别为1.3 ℃和2.0 ℃，饱和蒸气压差分别从0.22 MPa升高到0.24 MPa和0.25 MPa。
另外，当BOG量较大时，入口BOG的温度变化对再冷凝器的液位和出口温度的影响较大(见图 3、图 4)。所以，当LNG接收站出现BOG产生量较大的工况时，可以通过降低入口BOG温度来提高BOG的处理量。例如，青岛LNG接收站每年接船超过80艘次，每次卸船前，针对卸船过程中可能出现的BOG管网压力上升的情况，可以提前降低入口BOG的温度，适当提高再冷凝器液位的操作上限，以提高BOG的处理量，从而减少因BOG管网超压而产生的BOG排火炬量，节约资源。
利用低压泵输出的过冷LNG提供的冷量，压缩后的BOG气体在再冷凝器内部完成降温和相变两个过程，入口BOG温度的变化会影响降温过程中需要的冷量，从而影响再冷凝器的液位。根据青岛LNG接收站的实际运行情况，采用式(1)和式(2)计算降温和相变[28]过程的冷量。
式中：Qj、Qx分别为降温和相变过程中的冷量，J；qm为介质质量流量，kg；cp为介质定压比热容，J/(K·kg)；t1、t2分别为介质降温前后的温度，K；ΔH为介质相变焓，J；ΔvapHm为介质摩尔蒸发焓，J/mol；m为物质的量，mol。
再冷凝器入口BOG温度的变化会影响降温过程中需要的冷量，从而间接影响再冷凝器的液位。根据式(1)，如果改变入口BOG温度t1，再冷凝器内部需要的冷量相应改变，需要的LNG质量随之改变，再冷凝器处理BOG的能力也会相应改变。如果降低入口BOG温度，但不改变液气比，再冷凝器液位就会因冷量剩余而升高(见图 3)，此时再冷凝器处理BOG的能力增大。另外，相变只能在再冷凝器中完成，根据式(2)，改变t1不会改变相变所需冷量。因此，以入口BOG温度作为再冷凝器液位的辅助控制手段理论上可行。
由于BOG的产生源很多，入口BOG的量变化频繁且变化幅度较大，操作员也需频繁调节入口LNG流量调节阀，以尽可能维持再冷凝器的液位。但是，由于动设备启停、LNG槽车装车、卸船等产生BOG的扰动过程是按计划进行的，因此可以通过“同步”调整再冷凝器入口BOG温度来抵消其影响，使再冷凝器液位变化趋势更明显，从而避免入口LNG流量调节阀的“误动作”，减少动作次数，减轻操作员的工作强度，提高阀门使用寿命，实现再冷凝器设备的安全平稳运行。
另外，在控制再冷凝器的过程中还要避免高压泵发生汽蚀。高压泵入口LNG的饱和蒸气压差报警值为0.15 MPa，低于该值，高压泵容易发生汽蚀。根据克拉贝龙方程，LNG的饱和蒸气压随温度的升高而增大[28]。高压泵入口LNG的饱和蒸气压差见式(3)。
式中：Δp为高压泵入口LNG的饱和蒸气压差，MPa；p为高压泵入口LNG压力，MPa；p0为高压泵入口LNG的饱和蒸气压，MPa。
由于高压泵入口LNG压力在自动控制下保持恒定，所以大幅升高入口BOG温度仍有可能导致高压泵入口饱和蒸气压差低于报警值。结合图 4和文献资料[29]，LNG的饱和蒸气压随温度升高近似线性增大，再冷凝器入口BOG温度在一定范围内(约±50 ℃)调节时，不会导致高压泵发生汽蚀。在少数需大幅提高再冷凝器入口BOG温度的情况时，可以采取以下操作：①通过调节旁路阀PV0102A/B(见图 2)控制高压泵入口LNG压力，将高压泵入口饱和蒸气压差控制在正常范围内，从而避免高压泵发生汽蚀，此时再冷凝器入口BOG温度的可调节范围得到进一步扩大；②优先调节再冷凝器入口LNG流量调节阀(不会导致频繁动作)，从而直接避免入口BOG温度的大范围调节。
本研究通过实验测试了两种负荷下入口BOG温度梯度变化时再冷凝器系统的响应。在进入再冷凝器的LNG和BOG液气质量比恒定的情况下，入口BOG温度越低，再冷凝器液位越高，出口LNG温度越低；BOG量越大，入口BOG温度对再冷凝器液位和出口温度的影响越大；高压泵入口LNG的饱和蒸气压差随入口BOG温度的降低而升高，在入口BOG温度较大的调节区间内不会引起高压泵发生汽蚀。通过对操作工艺和现有控制方案的剖析，认为可以通过调节入口BOG温度，改善再冷凝器液位控制的稳定性和精度，减少入口LNG流量调节阀的动作次数。需要注意的是，为防止高压泵发生汽蚀，对于少数需要大幅提高入口BOG温度的情况，可以优先调节入口LNG流量调节阀，或通过调节旁路阀将高压泵饱和蒸气压差控制在正常范围内。
在现有控制方案的基础上，操作员在操作过程中，当遇到再冷凝器液位波动较大时，可以优先调节入口BOG温度来控制再冷凝器的液位稳定，该操作方法对整个BOG再冷凝系统的影响很小，可以减少调整BOG压缩机负荷对BOG管网的影响，降低引入高压外输补气引起的能耗损失。在低外输工况下，可以通过降低BOG入口温度来提高再冷凝器的处理量，减少因BOG排火炬而产生的浪费，同时保护高压泵免受汽蚀影响。对于再冷凝器的自动控制，考虑到入口BOG温度对再冷凝器液位的影响，可以对现有的控制方案进行改进，比如增加根据再冷凝器液位值调节入口BOG温度的控制回路，以维持再冷凝器的液位稳定。
2020, Vol. 49 Issue (5): 50-55
2020, Vol. 49 Issue (5): 50-55