1、6632011 年 9 月 第 30 卷第 9 期 总第 273 期文章编号：1000-8241(2011)09-0663-04LNG 接收站蒸发气量计算方法康正凌1 孙新征2（1.海军后勤技术装备研究所，北京 100072；2.广东珠海金湾液化天然气有限公司，广东珠海 519015）康正凌等.LNG 接收站蒸发气量计算方法.油气储运，2011，30（9）：663-666.摘要：采用 LNG 接收站蒸发气量单元计算方法，将 LNG 接收站再冷凝工艺流程划分为储罐蒸发、管道吸热、储罐闪蒸、大气压变化、泵做功等 11 个基本流程单元，结合珠海 LNG 接收站一期的设计方案，进行了各个流程单元的蒸发
2、气量计算。比较各个单元的蒸发气量计算结果，得出结论：卸料置换单元产生的蒸发气量和返回 LNG 船的蒸发气量较大，二者与 LNG 船的尺寸密切相关，是蒸发气量计算的关键参数；大气变化亦对蒸发气量产生较大影响，在设计过程中应充分考虑气候因素。该方法使 LNG 接收站设计考虑的因素更加全面，且站内与蒸发气量相关的所有设备和管路均可基于单个或组合单元的计算结果进行选型，因此亦使设计更加灵活高效。关键词：液化天然气；接收站；蒸发气；计算方法中图分类号：TE81 文献标识码：A DOI：CNKI:13-1093/TE.20110628.1632.001蒸发气（Boil Off Gas，BOG）计算在 LN
3、G 接收站设计中占有举足轻重的地位，是站内火炬、BOG 压缩机、再冷凝器、储罐安全阀、真空阀、火炬分液罐、BOG缓冲罐、BOG 总管等重要工艺管路和设备的选型基础。BOG 系统设计不合理，可能导致站内 BOG 的大量放空，产生较大的经济损失。目前国际上主要的LNG 工程公司大多采取工艺模拟的方法进行 BOG 计算，其缺点是无法对影响 BOG 生成的各部分因素进行直观分析。以下采用单元计算的方法，按单元对 BOG进行计算，简单直观，可以明确获取影响 BOG 量的因素，从而在生产运营中进行相应的控制和预防。该方法对于国内 LNG 接收站 BOG 系统设计具有一定的借鉴意义。1 LNG 接收站工艺在
4、 LNG 的卸料、储存和外输过程中，由于外界热量的摄入、气液置换及大气压等条件的变化，储罐、输送管路及设备中会产生蒸发气。LNG 接收站对蒸发气的处理工艺流程可分为直接压缩和再冷凝两类：前者将蒸发气压缩至外输压力后直接送至输气管网；后者将蒸发气压缩至较低压力（通常为 0.7 MPa），与低压LNG 于再冷凝器中混合，利用加压后处于过冷状态的LNG 将蒸发气再冷凝，经高压泵加压后外输。相比直接压缩工艺，再冷凝工艺利用了 LNG 的冷量，减少了蒸发气压缩功的消耗，是蒸发气量大且外输管道压力高的大型 LNG 接收站较为理想的工艺流程1。珠海 LNG 接收站采用再冷凝工艺，一期设计 2 个16104
5、m3储罐，自 16.5104 m3LNG 船上卸料，卸料速度为 1.32104 m3/h，一期 LNG 外输量为 720 t/h，正常外输时运行 5 台低压泵、4 台高压泵、4 台开架式气化器（ORV）和 8 台槽车。其工艺流程为：LNG 通过卸料臂由 LNG 船卸入 LNG 储罐，通过罐内低压泵、罐外高压泵对 LNG 进行加压；其后 LNG 进入气化器，在气化器内气化为常温高压天然气，计量外输（图 1）。2 蒸发气量计算蒸发气量计算过程涉及工况繁多，为避免在设计中顾此失彼，将接收站按工艺流程划分为储罐蒸发、管网络出版时间：2011-6-28 16:32:00网络出版地址：http:/ 1LN
6、G 接收站再冷凝工艺流程?LNG?BOGBOGBOG设计计算油气储运OIL&GAS STORAGE AND TRANSPORTATION油气储运 OIL&GAS STORAGE AND TRANSPORTATION2011 年 9 月 第 30 卷第 9 期 总第 273 期空间中等体积的蒸发气。但在实际操作中，这种情况一般不会发生，因为进入储罐的部分蒸发气会被低温LNG 冷凝。按保守工况考虑，采用等量置换的原则计算蒸发气量的公式为：M3 Qc MvT0 pT/（22.4 TT p0）将表 1 中的相关数值代入上式求得 M3 26 011 kg/h。2.4 槽车装车置换珠海 LNG 槽车装车速
7、率设计为 60 m3/h，在装车过程中，槽车内的蒸发气会通过连接在槽车顶部的回气管道返回储罐。与卸料置换算法相同，可分别计算求得单台槽车装车置换的蒸发气量（200 kg/h）和储罐由于向槽车外输所“减少”的蒸发气量（118 kg/h），二者相减则得单台槽车在装车过程中增加的储罐内蒸发气量：82 kg/h，即全部 8 台槽车装车置换的蒸发气量M4 656 kg/h。2.5 卸料过程罐内闪蒸LNG 进入储罐时，从气相空间吸热，导致 LNG 处于过热状态而发生闪蒸（图 2）。选取船上 LNG、储罐进料管道出口和储罐 LNG 液面的 A、B、C 三点进行计算。对 A 点和 B 点，由热力学第一定律的稳
8、定流动能量方程2得：hB hA m0 g（zBzA）/103qwp 式中：hA为船上 A 点的 LNG 焓，取5 398.12 kJ/kg （160 /10 kPa）。hB为储罐进料管道出口 B 点的LNG焓，kJ/kg。m0为LNG质量，取1 kg。（zBzA）为A、B 两点 LNG 液面高差，取 15 m。q 为卸料过程的吸热量，取 0.304 kJ/kg。wp为船上的泵对单位质量 LNG2.1 罐内自然蒸发由于太阳辐射和大气吸热，储罐内的 LNG 会自然蒸发。对全包罐满容时蒸发率的选取，国际上一般采用日蒸发量为满罐容量的 0.05%，站内储罐每小时自然蒸发气量 M1的计算公式为：M1 0
9、.05%NT VT/24将表 1 中的相关数值代入上式求得 M1 2 924 kg/h。2.2 站内管道吸热接收站内从低压泵经过再冷凝器、高压泵到 ORV气化器的输送管道中均充满低温 LNG，在运行过程中会从环境中吸热而导致部分 LNG 蒸发。接收站内管道每小时蒸发气量的计算公式为：M2 3.6（D2）LW/以高压泵后管道为例，管道长 L 100 m、管径D 508 mm，保冷层厚度 165 mm，该管段蒸发气量 M2 45 kg/h。依该计算方法可以得出站内工艺管道吸热产生的蒸发气总量 M2 1 108 kg/h（表 2）。2.3 卸料置换LNG 船进行卸料时，理论上会置换出储罐气相道吸热、
10、储罐闪蒸、泵做功等若干不同的单元。分别对各流程单元进行蒸发气量计算（表 1），在计算过程中可以根据不同的设计工况将流程单元进行相应组合与调整。表 1LNG接收站蒸发气量计算基本参数变量含义取值变量含义取值NT站内储罐数量2Qc 卸料速率1.32104 m3/hVT 储罐容积16104 m3LNG 气化潜热523.4 kJ/kgPT 储罐气相压力119 kPaLNG 密度438.7 kg/m3TT储罐气相温度133 KcT 储罐内罐比热容0.502 kJ/kgp0 标准状态压力101.325 kPaT 储罐内罐密度7 850 kg/m3T0 标准状态温度273.15 KVUT 卸船过程内罐管壁冷
11、却体积247.5 m3M蒸发气摩尔质量18.3 g/molS储罐内罐截面积5 023.8 m2Vc LNG 船容量16.5104 m3W工艺管道吸热强度25 W/m2pcLNG 船上气相压力111 kPat卸料时间12.5 hTc LNG 船上气相温度133 Kdp/dt气压变化速率0.27 kPa/h管段长度/m管径/mm保冷层厚度/mm蒸发气量/（kgh 1）卸料臂储罐3501 066.8175268低压泵再冷凝器600609.6175311再冷凝器高压泵250711.2175143高压泵 ORV100508165 45 低压泵槽车342254150102站内保冷管道600406.4165
12、239表 2LNG接收站工艺管道吸热产生的蒸发气量设计计算2011 年 9 月 第 30 卷第 9 期 总第 273 期所做的功，wpgH/，而 H 为 LNG 船的泵扬程，取 145 m；为 LNG 船的泵效率，取 60%，因此可求得wp2.37 kJ/kg。进而求得 hB5 395.59 kJ/kg。LNG 进入储罐闪蒸产生的蒸发气量计算公式为：M5（hChB）QC/式中：hC为储罐内 C 点的 LNG 焓，取5 395.03 kJ/kg（162 /18 kPa），将表 1 中的相关数值代入上式求得 M5 6 196 kg/h。2.6 冷凝罐体LNG 经卸料管道进入储罐后，可使内罐罐壁冷却
13、至162 140，进而造成部分 LNG 吸热气化3（图 3）。冷凝罐体产生蒸发气量的计算公式为：M6 cT TVUTT/（t）式中：T 22，将表 1 中的相关数值代入上式求得 M6 3 280 kg/h。2.7 高低压泵作功外输过程中高低压泵对 LNG 所做的功全部转化为 LNG 的能量4，产生的蒸发气随保冷循环流量返回储罐。单台高压泵每小时做功产生返回储罐的蒸发气量计算公式为：MHPP FztzQb1/（Qz）Fz Fmin（FedFmin）（QzQmin）/（QedQmin）式中：Fz、Fmin、Fed分别为 LNG 高压泵正常输送时的功率、最小功率和额定功率，珠海高压泵最小功率取1 2
14、40 kW，额定功率为 1 800 kW；Qz、Qmin、Qed分别为LNG 高压泵正常输送时的流量、最小流量和额定流量，分别取 173 t/h、63 t/h 和 180 t/h；Qbl为保冷循环流量，取 2 t/h；tz 3.6103 s。计算得 MHPP 140 kg/h，同理可计算得到每台低压泵产生的蒸发气量为 30 kg/h。故站内 4 台高压泵和 5 台低压泵做功产生的总蒸发气量 M7=710 kg/h。2.8 大气压变化2.8.1 蒸发气量正常情况下，LNG 储罐和外界大气环境是隔离的，外界大气压变化不会影响到罐内气相压力的变化，但如果压缩机采用表压控制方式，当外界气压下降时（如台
15、风过后），储罐内外的表压增大，压缩机将抽出“增加”的蒸发气。由大气压变化产生的蒸发气量计算公式为：M8 NT MvVzf pTT0/（22.4 p0TT）式中：Vzf为按空罐计算的由大气压变化每小时产生的蒸发气体积，m3/h。将表 1 中的相关数值代入上式求得 M8 1431 kg/h。2.8.2 闪蒸气量罐内表压增加，罐内蒸发气量亦随之增加。该闪蒸气量可以根据HT Hasheim/HR Wesson公式5计算：Msz 0.008 2 Sps4/3式中：Msz为闪蒸气量，lb/h；ps为饱和蒸汽压力，英寸水柱（inchH2O）；S 为储罐内罐截面积，ft2。根据法国索非公司的经验，在相同气压变
16、化速率下，罐容为 20%时因气压变化产生的闪蒸气量最大。在此条件下，单罐闪蒸蒸发气量为正常满罐自然蒸发气量的 50%，即 731 kg/h。此时罐内饱和蒸气压 ps11 621/（0.008 254 077）3/4 2.633 inchH2O 2.633249.08 Pa 655.8 Pa。若大气压变化，储罐内的压力：ps2=ps1+dp/dt 2.633+1.08 3.713 inchH2O 3.713249.08 Pa 924.8 Pa。气压变化后的闪蒸蒸发气量计算公式为：?ABCLNG?LNG?图 2LNG 卸料闪蒸示意图图 3LNG 内罐罐壁冷凝示意图?设计计算Calculation
17、method of evaporating volume for LNG receiving stationLNG 接收站蒸发气量计算方法油气储运 OIL&GAS STORAGE AND TRANSPORTATION2011 年 9 月 第 30 卷第 9 期 总第 273 期M9 0.453 6 NT （0.008 2 Sps24/32.204 650%0.05%VT/24）计算求得 M9 849 kg/h。2.9 卸料返回 LNG 船卸料时，LNG 船内的气相空间压力下降，为了平衡船上的气相压力，部分蒸发气通过回气管道返回LNG 船，返船的蒸发气量为卸料量与船上 LNG 蒸发气量之差。LN
18、G 船上的蒸发率一般取 0.15%。返回LNG 船的蒸发气量计算公式为：M10 MvQc pcT0/（22.4 p0TT）0.15%Vc/24 将表 1 中的相关数值代入上式求得 M10=19 738 kg/h。2.10 LNG 储罐外输LNG 储罐外输时，罐内空间增大，从而“减少”了蒸发气的生成量，LNG 储罐外输产生的蒸发气量计算公式为：M11 pT（Gws/）T0Mv/（22.4 p0TT）式中：Gws为珠海 LNG 接收站正常运行时的外输量，取 7.2105 kg/h。将表 1 中的相关数值代入上式求得M11 3 234 kg/h。综上所述，在正常卸船外输、大气压下降的情况下，接收站内
19、产生的蒸发气总量为 20.2 t/h。3 结论（1）LNG 船的尺寸是蒸发气计算的关键参数。对蒸发气量影响最大的是卸料置换单元（M3）和返回LNG 船的蒸发气量（M10），二者均直接与 LNG 船的尺寸相关（14.5104 m3船的卸料速度为 12104 m3/h，21.6104 m3船的卸料速度为 14104 m3/h）。因此，在港口和船期允许的情况下，降低卸料速度可以有效降低蒸发气的产生量；同时，根据返回 LNG 船的蒸发气量的计算结果，如果卸料速度相同，则 LNG 船的吨位越大，返回 LNG 船的蒸发气量越小，需要处理的蒸发气量越大。（2）大气变化亦是影响蒸发气量的主要因素。以上计算过程
20、基于正常的压力变化，若有台风时，气压下降速率会是正常压降速率的 67 倍，蒸发气量会相应增加 7 倍左右。在储罐数量较多的情况下，产生的蒸发气量将相当大。珠海 LNG 接收站的 8 台储罐，台风引起的蒸发气量可达 70 t/h，因此，在设计过程中应充分考虑气候因素。（3）LNG 接收站内与蒸发气量相关的所有设备和管路均可基于 11 个单元组合计算的结果进行选型，如基于台风工况下上述各单元的计算结果进行储罐补气阀的选型设计。（4）蒸发气量流程单元计算法不仅全面考虑了LNG 接收站设计过程所涉及的各种因素，而且可以使设计更加灵活高效。刘浩，金国强.LNG 接收站 BOG 气体处理工艺J.化工设计，
21、2006，16（1）：13-16.沈维道，蒋智敏，董钧耕.工程热力学M.北京：高等教育出版社，2000：37-38.European Committee for Standardization.BS EN 1473-2007 Installation and equipment for liquefied natural gas gas-design of onshore installationsS.Brussels：European Committee for Standardization，2007：85-88.陈雪，李明.LNG 储罐内 BOG 动态模拟研究J.油气储运，2008，27
22、（11）：37-40.Hashemiht，WessonhrCut LNG storage costsJHydrocarbon Processing，1971，50（8）：117-120.（收稿日期：2010-12-21）12345参考文献：作者简介：康正凌，工程师，1975 年生，2004 年博士毕业于中国石油大学（北京）油气储运专业，现主要从事复杂天然气管网系统的工艺设计和成品油管道输送技术研究。电话：010-66975397；Email：设计计算OIL&GAS STORAGE AND TRANSPORTATIONOGST4Sept.25,2011 Vol.30 No.9 Total 273
23、Development of RealPipe-Gas simulation software for gas pipeline networkZheng Jianguo，Song Fei，Chen Guoqun，et alOGST，Vol.30 No.9，pp.659662，9/25/2011.ISSN 1000-8241；In Chinese The key technologies and their implementation methods of RealPipe-Gas simulation software for gas pipelines are discussed.The
24、 simulation engine can describe and explain the gas pipeline network with arbitrary topological structure effectively.Linearizing the created system of nonlinear equations and discretizing the system of linear equations in time and space are carried out，and then a large-scale sparse coeffi cient mat
25、rix is formed.An effi cient solver has been developed to solve the model and“Leapfrog”strategy is used to solve hydraulic system and thermal system.Through these methods，the computational effi ciency and stability are greatly improved.By comparing and analyzing the computational results by RealPipe-
26、Gas1.0 and SPS（Stoner Pipeline Simulator），it is concluded that the computational accuracy，effi ciency and stability of RealPipe-Gas1.0 have reached the advanced level of some international commercial simulation softwares.The research will lay the groundwork for the localization of oil and gas pipeli
27、ne simulation software.Key words：gas pipeline，simulation software，RealPipe-Gas，numerical model，linearizationZheng Jianguo：CNPC Key Laboratory of Oil&Gas Storage and Transportation，PetroChina Pipeline R&D Center，Langfang，Hebei，065000.Tel：0316-2077407；Email：zjg_DESIGN&CALCULATION/INTEGRITYCalculation
28、method of evaporating volume for LNG receiving stationKang Zhengling and Sun XinzhengOGST，Vol.30 No.9，pp.663666，9/25/2011.ISSN 1000-8241；In Chinese By means of the unit calculation method of evaporating volume for LNG receiving station，the re-condensation technological process of LNG receiving stati
29、on is divided into 11 primary technology units such as tank evaporation，pipeline decalescence，tank fl ash vaporization，atmospheric pressure change，working of pump，etc.Evaporating volume in each technology unit is calculated based on the fi rst-period design scheme of Zhuhai LNG Receiving Station.Thr
30、ough comparing the computational results of evaporating volume in each technology unit，it could be concluded that evaporating volume produced in unloading displacement unit and returning LNG ship unit are more than that of other units，and both of them are closely related to the LNG ships size，which
31、are the key parameters to calculate the evaporating volume.Atmospheric pressure change is also an important parameter，so the climate factors should adequately be considered in the design.This method makes the factors considered in design of LNG receiving station more perfect，and all equipments and p
32、ipes related to evaporating volume in the station could be selected on basis of computational results for a single unit or combination units.Therefore，the design is more fl exible and effective.Key words：LNG，receiving station，evaporating volume，calculation method Kang Zhengling：Navy Logistical Techn
33、ology and Equipment Institute，Beijing，100072.Tel：010-66975397；Email：Infl uence of wall thickness error on bearing capacity of seamless pipelineTan JunqingOGST，Vol.30 No.9，pp.667670，9/25/2011.ISSN 1000-8241；In Chinese Baiyunebo Iron Slurry Pipeline Engineering of Baotou Steel Works was built by X65 seamless steel pipeline with a diameter of 355.615.5 mm.In order to understand the impact law of wall
