李彥波

中石化北海液化天然氣有限責任公司

常壓下，LNG 的儲存溫度低至-160 ℃左右。在儲存和運輸LNG 過程中，不論是儲罐還是管線，都不可能做到絕對的熱絕緣，這些熱量促使LNG 蒸發(fā)為氣體(boil off gas,以下簡稱BOG)。如果儲罐中的BOG不及時處理將會導致儲罐溫度升高，繼而導致壓力升高，給安全生產(chǎn)造成極大的風險。因此，對BOG的處理是保障LNG接收站安全穩(wěn)定運行的重要工藝措施。根據(jù)國內(nèi)類似項目的投產(chǎn)和運行經(jīng)驗，在接收站的投產(chǎn)和運行期會產(chǎn)生大量的BOG，而在此階段接收站氣化外輸系統(tǒng)尚未平穩(wěn)運行,同時由于外輸氣量較小，無法完全回收站內(nèi)產(chǎn)生的BOG，導致大量的BOG通過火炬放空。此外，在接收站正常運行后，處理BOG同樣面臨能耗較高的問題。因此，BOG的合理利用對于提高各接收站的經(jīng)濟效益具有重要意義。

1 BOG的來源及性質(zhì)

1.1 BOG的來源

外輸BOG為接收站在儲存及生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的，主要來源如下：

(1)儲罐儲存過程中，吸熱導致LNG氣化所產(chǎn)生的蒸發(fā)氣。

(2)站場內(nèi)LNG管道、容器機泵等設備吸熱導致LNG氣化所產(chǎn)生的蒸發(fā)氣。

(3)站場內(nèi)LNG儲罐內(nèi)低壓泵運行時，由于機械損失發(fā)熱所產(chǎn)生的蒸發(fā)氣。

(4)LNG卸船作業(yè)時，液體充裝到儲罐過程中所發(fā)生的大呼吸產(chǎn)生的蒸發(fā)氣。

(5)LNG卸船作業(yè)時，溫度較高的LNG充裝到儲罐時，氣化產(chǎn)生的蒸發(fā)氣。

對于大型氣源型LNG接收站，LNG容積較大，其中BOG最主要的來源為儲罐蒸發(fā)產(chǎn)生，此部分BOG來源穩(wěn)定，由此可以保證BOG外輸量的穩(wěn)定。

1.2 BOG的性質(zhì)

由1.1可知，BOG主要來源于接收站LNG的蒸發(fā)氣，以某接收站氣源為例，表1給出了BOG的組成，經(jīng)分析，其成分及性質(zhì)均符合GB 17820-2018《天然氣》氣質(zhì)標準。

表1 BOG組成Table 1 Components of BOG組分名稱y/%組分名稱y/%CH491.0～99.9C50～0.1C2H60.1～5.0N20～0.5C3H80～2.5合計100C40～1

2 BOG處理工藝流程介紹

目前，LNG接收站BOG的處理工藝大致可以分為BOG直接壓縮工藝和再液化工藝。

2.1 直接壓縮工藝

BOG直接壓縮工藝如圖1所示。該工藝是指LNG儲罐產(chǎn)生的BOG 通過壓縮機直接加壓至外輸管網(wǎng)所需的壓力，以高壓天然氣形態(tài)進入輸氣管網(wǎng)供下游客戶使用。BOG直接壓縮工藝適用于外輸管網(wǎng)壓力較小(2～3 MPa)的LNG接收站，如日本大阪瓦斯及東瓦斯公司等的接收站。由于日本的LNG接收站較多，輸氣管網(wǎng)的輻射區(qū)域面積較小，輸氣管網(wǎng)的壓力較低，故BOG直接壓縮工藝較適合在日本的LNG接收站使用[1]。另外，該工藝也適用于BOG量小、LNG外輸量不穩(wěn)定的小型調(diào)峰型LNG接收站。

2.2 再液化工藝

對于大型氣源型LNG接收站，當LNG接收站外輸管網(wǎng)壓力較大時(5～9 MPa)，BOG直接壓縮到外輸管網(wǎng)壓力，壓縮機的功耗較大，一般不采用壓縮式工藝[2]，而普遍采用再液化工藝[3-4]。BOG再液化工藝主要原理是利用加壓后LNG自身的冷量冷凝BOG，即LNG經(jīng)低壓泵增壓后，過冷的LNG與BOG接觸換熱，將BOG冷凝為LNG。BOG再冷凝器液化工藝中，LNG與BOG在再冷凝器中直接接觸混合傳熱傳質(zhì)，其工藝流程見圖2。BOG壓縮后從再冷凝器的頂部與接近再冷凝器頂部用來冷凝BOG的一股LNG，同時進入再冷凝器內(nèi)進行直接接觸混合，進入再冷凝器的BOG全部被液化，冷凝液與進入再冷凝器下部的LNG一并經(jīng)LNG泵加壓進入氣化器氣化，并輸送至高壓管網(wǎng)。

2.3 工藝對比

直接壓縮工藝所用壓縮機處理量和功率較大，相比再液化工藝，其功耗更大，適用于BOG量小、管輸壓力低的調(diào)峰型LNG接收站[5]；大型氣源型LNG接收終端因BOG氣體量大且外輸氣管道壓力高，普遍采用再液化工藝回收BOG氣體[6]。但再液化工藝仍存在系統(tǒng)功耗大、天然氣輸氣管網(wǎng)負荷波動時操作困難以及流程復雜等問題，同時還應注意再冷凝工藝需要冷源，即接收站要連續(xù)不斷地有LNG氣化。

2.4 存在問題

LNG接收站在接收首船調(diào)試氣后，一般并不具備外輸條件，按照試車先后順序高壓泵及再冷凝器還未預冷試車，BOG只能暫時送火炬系統(tǒng)，造成巨大浪費。另外，對于部分接收站投產(chǎn)后的初期運行階段，天然氣外輸量較少，達不到LNG高壓泵起泵條件，此時再冷凝器無法投用，接收站內(nèi)的大量BOG只能送入火炬燃燒。而在正常外輸時，由于BOG需要LNG持續(xù)冷凝，BOG經(jīng)LNG冷凝后還需經(jīng)高壓泵增壓后氣化外輸，能耗較高。

2.5 解決思路

若接收站外部具備一定的天然氣消費市場，在原有工藝流程上增加一條BOG低壓外輸管道，理論上能夠解決接收站調(diào)試和試生產(chǎn)初期BOG難處理以及正常運行后BOG處理能耗較高的問題，同時減少了經(jīng)濟損失，增加了經(jīng)濟效益。

3 BOG直接低壓外輸?shù)目尚行苑治?/h2>

3.1 BOG低壓外輸工藝的可行性

工藝上增加BOG低壓外輸管道的主要影響因素是采用再液化處理工藝的BOG壓縮機出口壓力較低。經(jīng)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，國內(nèi)主流LNG接收站BOG壓縮機出口壓力一般控制在0.8 MPa左右，城市燃氣管網(wǎng)接收端壓力一般為0.4 MPa左右。

BOG低壓外輸工藝的流程為：儲罐、管道、機泵等產(chǎn)生的BOG進入接收站的BOG總管，BOG經(jīng)減溫器、壓縮機緩沖罐進入壓縮機加壓，將BOG加壓到0.8 MPa左右，升壓后的BOG進入新建的外輸管道。根據(jù)接收端的管道壓力和管道壓降確定外輸管道距離，其流程如圖3所示；若接收端距離較遠，則還應增設低壓壓縮機來提高BOG的出口壓力，如圖4所示。

BOG壓縮機通過逐級調(diào)節(jié)來實現(xiàn)流量控制，其處理能力(質(zhì)量分數(shù))(0%-25%-50%-75%-100%)通過儲罐的壓力來調(diào)節(jié)。BOG 壓縮機可以實現(xiàn)自動控制，也可以手動控制。為了控制管路的壓力、流量，需要增加壓力調(diào)節(jié)閥和流量計。新增1臺壓力調(diào)節(jié)閥，保證壓縮機出口壓力不低于工藝要求，同時控制調(diào)節(jié)閥下游壓力不超過設計壓力。

3.2 管道距離計算

3.2.1不增加壓縮機

管路的理論最大壓降△p=p1-p2(p1、p2分別為已知的BOG壓縮機出口及接收端壓力)。通過計算可以得出BOG外輸管道的最大建設距離L。以此距離為建設半徑，在L范圍內(nèi)只要存在穩(wěn)定供氣市場，理論上不需要增設壓縮機便可實施供氣。此時，BOG氣體經(jīng)BOG壓縮機壓縮后(0.8 MPa)通過低壓管線直接輸送至城市燃氣管網(wǎng)(0.4 MPa)，根據(jù)管道壓降模擬軟件分析，在此條件下最大輸送距離約為27 km(其余條件參數(shù)參照其他類似地區(qū)已建成投產(chǎn)管道設定)。

3.2.2增加壓縮機

經(jīng)調(diào)查發(fā)現(xiàn)，國內(nèi)LNG接收站周邊有燃氣供應需求的工業(yè)區(qū)普遍在50 km以內(nèi)。若BOG輸送距離超過L，此時需增設壓縮機提高輸出壓力，增加輸送距離。若BOG最大外輸距離按60 km設計，此時可以通過BOG的輸送距離計算管路壓降，從而計算壓縮機的出口壓力，在此壓力下保證BOG的外輸距離。

3.3 新增設備及控制方案

新增設備閥門均可以依托現(xiàn)有站內(nèi)控制系統(tǒng)實現(xiàn)，相關(guān)連鎖及報警均可以利用現(xiàn)有DCS系統(tǒng)實現(xiàn)控制，簡化BOG外輸方案的控制操作。因此，工藝控制系統(tǒng)在依托現(xiàn)有控制系統(tǒng)條件下具備實施的可行性。具體操作如下：

(1)新增設2臺流量計(1用1備)，實現(xiàn)對外輸氣體貿(mào)易級計量，擬選用多聲道計量級超聲波流量計。

(2)新增設1臺氣質(zhì)采樣設備，進行色譜、水露點、烴露點、H2S等含量分析，現(xiàn)場配套氣體分析小屋，以滿足外輸氣體對氣質(zhì)控制的要求。

(3)為了便于中心控制室控制，參與控制的閥門均選用整體防爆氣動閥門。

(4)其余過程參數(shù)如：管道壓力、溫度、運行狀態(tài)等送入DCS系統(tǒng)進行顯示、報警及聯(lián)鎖等操作。

(5)在新增BOG外輸設施可能有可燃氣體釋放的區(qū)域設置可燃氣體報警器，報警信號進入DCS系統(tǒng)。

(6)若需增設壓縮機增壓，則壓縮機相關(guān)控制送入DCS系統(tǒng)進行顯示、報警及聯(lián)鎖等操作，且壓縮機采取1用1備方式。

3.4 管道輸氣量確定

根據(jù)國內(nèi)已運行LNG接收站經(jīng)驗推算，年外輸氣量300×104t LNG的接收站在正常工況下的BOG產(chǎn)生量為5.7 t/h左右，卸船工況時BOG的產(chǎn)生量可達到12 t/h以上；年外輸氣量600×104t LNG的接收站在正常工況下的BOG產(chǎn)生量為8.5 t/h左右，卸船工況時BOG的產(chǎn)生量可達到15 t/h以上?？紤]到用戶用氣的不均衡性及接收站的操作需要，管道設計輸氣量按不小于用戶年均小時輸氣量的2倍考慮。

4 能耗分析

4.1 當BOG外輸距離符合壓降允許輸送范圍時

由第3.2節(jié)分析可知，當BOG外輸距離符合壓降允許范圍時，在不需要增加額外的BOG壓縮機的情況下，利用某LNG 接收站BOG 處理系統(tǒng)實際運行時的相關(guān)工藝數(shù)據(jù)及設備參數(shù)，對廠內(nèi)的再冷凝工藝和BOG直接外輸工藝能耗進行分析，見表2。

表2 再冷凝工藝與低壓外輸工藝1的能耗對比分析Table 2 Comparative analysis of energy consumption between recondensing process and process 1 of low pressure external transportation參數(shù)工況1再冷凝工藝BOG低壓外輸工藝1BOG進氣量/(kg·h-1)80008000外輸管網(wǎng)壓力/MPa5.470.77壓縮機出口壓力/MPa0.770.77罐內(nèi)泵功率/kW185185高壓泵功率/kW1 813.200.00壓縮機功率/kW928928泵和壓縮機總功率/kW2 926.201 113.00節(jié)約能耗/(kW·h·kg-1)0.23 注:計算借助廣義伯努利方程分析獲得[7],泵和壓縮機的功率均為計算的軸功率。

由表2計算可以看出，通過低壓管道直接輸送BOG能耗更低，節(jié)約的主要能耗來自于高壓泵。

4.2 當BOG外輸距離超過壓降允許輸送范圍時

由第3.2節(jié)中計算可知，當BOG外輸距離超過壓降允許輸送范圍時，需要增加低壓壓縮機進行增壓。同樣借助廣義伯努利方程分析可得[7]，如表3所列。

表3 再冷凝工藝與低壓外輸工藝2的能耗對比分析Table 3 Comparative analysis of energy consumption between recondensing process and process 2 of low pressure external transportation參數(shù)工況1再冷凝工藝BOG低壓外輸工藝2BOG進氣量/(kg·h-1)QQ外輸管網(wǎng)壓力/MPap1p2壓縮機出口壓力/MPap3p3新增壓縮機出口壓力/MPa0p4罐內(nèi)泵功率/kWW1W1高壓泵功率/kWW20壓縮機功率/kWW3W3新增低壓壓縮機功率/kW0W4泵和壓縮機總功率/kWW1+W2+W3W1+W3+W4節(jié)約能耗/(kW·h·kg-1)(W2 -W4)/Q

由表3中數(shù)據(jù)可知，通過低壓管道直接輸送BOG時，若要節(jié)約能耗，新增低壓壓縮機的功率必須小于高壓泵的功率。且功率差△W=W2-W4的值越大，其節(jié)約能耗的作用越明顯。

4.3 建設低壓管道直接輸送BOG的經(jīng)濟性分析

4.3.1LNG接收站投料試車期間

根據(jù)國內(nèi)LNG接收站投產(chǎn)經(jīng)驗，在投料試車期間無法回收BOG，BOG只能經(jīng)火炬放空燃燒。LNG接收站整個試車流程大約需要20～25天。此時，產(chǎn)生BOG的量按照10 t/h計算，整個試車期間經(jīng)火炬燃燒的BOG經(jīng)濟總價值約為3000萬元(天然氣價格參照工業(yè)用氣標準)。采用再冷凝工藝的接收站在投料試車期間，BOG回收系統(tǒng)按照試車步驟應最后試車，此部分BOG在試車期間無法回收。而BOG直接外輸時，只要壓縮機試車成功便可以回收BOG，不受其他系統(tǒng)試車影響。因此，接收站投料試車期間，BOG經(jīng)低壓外輸管道可以充分回收。

4.3.2LNG接收站無法建立正常外輸時

根據(jù)國內(nèi)類似項目運行經(jīng)驗，LNG接收站在運行初期，由于接收站氣化外輸系統(tǒng)尚未平穩(wěn)運行，同時由于外輸氣量較小，高壓泵達不到起泵條件，會導致再冷凝器無法使用，BOG氣體則經(jīng)火炬燃燒，造成很大的經(jīng)濟損失。等到LNG接收站建立正常外輸后，BOG才能通過再冷凝工藝得到回收。而何時能夠建立正常外輸，取決于外部供氣市場的進一步開發(fā)和培育。因此，在無法建立正常外輸期間，BOG可以經(jīng)低壓外輸管道充分回收。

4.3.3LNG接收站投產(chǎn)運行期間

接收站投料試車后，需要進一步分析BOG通過低壓外輸管道直接外輸?shù)慕ㄔO成本。

4.3.3.1 BOG外輸不需要增設壓縮機時

當外輸距離小于壓降允許輸出距離27 km時，由第4.1節(jié)計算結(jié)果可知，在不增加壓縮機的情況下，即使接收站建立正常外輸，BOG通過低壓外輸管道直接外輸?shù)哪芎倪h小于采用再冷凝工藝的能耗。根據(jù)國內(nèi)低壓城市燃氣管網(wǎng)建設工程經(jīng)驗，管道建設費用可參照一般線路段和站場主要設備進行估算，見表4。

因此，在L范圍內(nèi)有低壓城市燃氣管網(wǎng)時，建設低壓外輸BOG管道相對而言方案最優(yōu)，投資最小，節(jié)能最明顯，回報率最大；且輸送距離越短，投資越小，運行年限越久，回報率越高。

4.3.3.2 BOG外輸需要增設壓縮機時

在增加壓縮機的情況下，假定外輸距離為60 km時，此種條件下管道建設費用如表5所列。同時還需考慮壓縮機設備費用，壓縮機的設備及選型根據(jù)管道輸氣量、壓力及介質(zhì)等其他物性要求進行初選，如表6所列。

表4 低壓外輸工藝1的管道投資估算Table 4 Pipeline investment estimate for process 1 of low pressure external transportation公稱直徑/mm輸氣量/(m3·h-1)設計壓力/MPa最大輸送距離/km管材管道壁厚/mm投資估算/萬元25011 910127 HFW 12905.6 5800注:1.采用工藝分析軟件核算出若干種管徑,經(jīng)分析對比后推薦選取DN250管徑。2.投資估算費用會隨路由走向、工農(nóng)關(guān)系或管道穿越等發(fā)生浮動。

表5 低壓外輸工藝2的管道投資估算Table 5 Pipeline investment estimate for process 2 of low pressure external transportation 公稱直徑/mm輸氣量/(m3·h-1)設計壓力/MPa最大輸送距離/km管材管道壁厚/mm投資估算/萬元25011 9101.560HFW 12905.6 12 590注:同表4。

表6 低壓外輸工藝2的壓縮機投資估算Table 6 Compressor investment estimate for process 2 of low pressure external transportation 公稱直徑/mm輸氣量/(m3·h-1)壓縮機出口壓力/MPa壓縮機軸功率/kW機組能耗電量/104度壓縮機組投資/萬元25011 9101.12110104590 注:由于壓縮機為非標設備,具體選型及費用估算還需結(jié)合實際設計參數(shù)分析。

當BOG輸送距離在L至60 km范圍內(nèi)有低壓城市燃氣管網(wǎng)時，BOG通過二次增壓后外輸?shù)目傮w投資費用隨外輸距離的增加而增大。同樣，輸送距離越短，投資越小；運行年限越久，回報率越高。當外輸距離為60 km時，通過綜合考慮接收站投料試車、運營初期及運營周期內(nèi)的減排、節(jié)能效應等因素，并與總體投資對比分析可知，BOG低壓外輸仍具有可觀的投資回報率。

若接收站投料試車后仍長期不能建立正常外輸，由第4.3.2節(jié)可知，其BOG直接外輸?shù)耐顿Y回報率將會大幅增加。

5 市場分析

外部市場需求是BOG直接外輸工藝實施的重要影響因素，就近擁有穩(wěn)定的天然氣外部市場可以保證接收站的平穩(wěn)運行，對接收站安全有效地處理BOG具有重要意義。積極開發(fā)和培育LNG接收站周邊的供氣市場，對于接收站降低運行成本、提高經(jīng)濟效益有著積極的意義。

6 結(jié)論

分別從工藝條件、運行能耗、投資回報以及外部市場等方面，對BOG直接外輸工藝的可行性進行了分析，認為此方案可行。在一定條件下，相比BOG再液化處理工藝更加節(jié)能，為今后LNG接收站BOG的處理方式提供了新的解決思路。同時，對LNG接收站降低運行成本、提高經(jīng)濟效益方面有著重要指導意義。