國(guó)家管網(wǎng)集團(tuán)粵東液化天然氣有限責(zé)任公司

根據(jù)相關(guān)報(bào)道，2019 年我國(guó)進(jìn)口液化天然氣6 025×104t，同比上漲12.2%[1]。目前中國(guó)大陸已有20 座LNG 接收站建成投產(chǎn)，25 座擬建或待建。由于卸船、環(huán)境溫度和大氣壓變化，以及罐內(nèi)泵電動(dòng)機(jī)運(yùn)轉(zhuǎn)等外界能量的輸入，在LNG 接收站會(huì)產(chǎn)生大量的蒸發(fā)氣（以下簡(jiǎn)稱BOG）[2]。一般地上儲(chǔ)罐日蒸發(fā)率為0.05%[3]，按照3個(gè)16×104m3儲(chǔ)罐計(jì)算，卸船工況BOG 產(chǎn)生量為20.6 t/h，非卸船工況BOG 產(chǎn)生量為12.1 t/h[4]。為了維持儲(chǔ)罐壓力的穩(wěn)定，保證接收站安全運(yùn)行，必須處理產(chǎn)生的BOG[5-7]。LNG 接收站BOG 處理工藝流程通常有直接輸出和再冷凝兩種[8]。但隨著LNG 接收站的發(fā)展，接收站的運(yùn)行工況越來越復(fù)雜，上述兩種工藝已不能滿足LNG 接收站的BOG 處理需求，部分接收站根據(jù)外輸管線建設(shè)情況采用了BOG 再液化或CNG 外輸流程，以達(dá)到在管線投產(chǎn)前減少BOG 放空的目的。

1 BOG 處理工藝

1.1 直接輸出工藝流程

直接輸出工藝流程是利用壓縮機(jī)將BOG 升壓后直接輸送至下游管網(wǎng)，流程簡(jiǎn)圖如圖1 所示。該工藝較少單獨(dú)設(shè)置，一般與再冷凝工藝混合使用，適用于下游用氣量小，投用再冷凝器不足以回收所有BOG 的工況。

該流程可以只啟動(dòng)BOG 壓縮機(jī)或者和高壓壓縮機(jī)配套使用，具體根據(jù)工況確定。如果配套管道是LNG 接收站站線一體化項(xiàng)目，在投產(chǎn)初期下游用氣量較小，用氣壓力低于1 MPa，且BOG 可以滿足客戶氣質(zhì)要求時(shí)，可僅啟動(dòng)BOG 壓縮機(jī)進(jìn)行BOG 低壓外輸，但應(yīng)利用站內(nèi)LNG 氣化器對(duì)BOG進(jìn)行換熱，以避免低溫BOG 進(jìn)入管網(wǎng)。在下游管網(wǎng)投產(chǎn)后，如果用氣量仍然較小，則可啟動(dòng)高壓壓縮機(jī)進(jìn)行高壓BOG 外輸。

1.2 再冷凝工藝流程

再冷凝工藝是將BOG 經(jīng)過壓縮機(jī)加壓后送入再冷凝器，利用過冷的LNG 將BOG 冷凝，經(jīng)過升壓、氣化后進(jìn)入管網(wǎng)，流程見圖2。BOG 再冷凝器除了可以吸收BOG 外，還可作為高壓泵的入口緩沖罐，同時(shí)滿足高壓泵入口汽蝕余量要求。

該工藝一般要求BOG 和LNG 的氣液質(zhì)量比為1∶9，即需要9 t LNG 才能吸收1 t BOG，因此只有在高壓外輸達(dá)到一定量后才能投用再冷凝器進(jìn)行BOG 回收。以上述BOG 產(chǎn)生量為例，不卸船工況下高壓外輸量至少需達(dá)到108.9 t/h 才能維持罐壓；而卸船工況下高壓外輸量則需達(dá)到185.4 t/h 才能完全吸收所產(chǎn)生的BOG。因此，再冷凝工藝適用于下游用氣量大的工況。

1.3 再液化工藝流程

按照制冷方式分類，天然氣的液化流程包括級(jí)聯(lián)式液化流程、混合制冷劑液化流程和帶膨脹機(jī)的液化流程三種方式[9]。級(jí)聯(lián)式液化流程主要應(yīng)用于基本負(fù)荷型天然氣液化裝置[10]，國(guó)內(nèi)LNG 接收站主要采取后兩種液化流程。以混合冷劑液化流程為例，該液化流程采用氮?dú)?、甲烷、乙烯、異戊烷和丙烷五種組分，按照一定比例配成混合冷劑，經(jīng)過冷劑壓縮機(jī)加壓后氣液兩相分別進(jìn)入冷箱，利用節(jié)流降壓產(chǎn)生的冷量將經(jīng)過低溫BOG 壓縮機(jī)和原料氣壓縮機(jī)加壓后的BOG 液化，然后輸送至LNG 儲(chǔ)罐儲(chǔ)存，流程簡(jiǎn)圖如圖3 所示。

圖1 BOG 直接輸出工藝流程簡(jiǎn)圖Fig.1 BOG direct sendout process diagram

圖2 BOG 再冷凝工藝流程簡(jiǎn)圖Fig.2 BOG re-condensation process diagram

圖3 BOG 再液化流程簡(jiǎn)圖Fig.3 BOG re-liquefaction process diagram

再液化裝置能耗大，運(yùn)營(yíng)成本高，一般僅適用于沒有建設(shè)外輸管線或外輸管線不能與接收站同步投產(chǎn)的接收站。

1.4 CNG 外輸工藝流程

LNG 接收站一般較少采用CNG，主要是因?yàn)槌送顿Y建設(shè)CNG 母站外，還需租賃CNG 槽車進(jìn)行運(yùn)輸，且CNG 槽車運(yùn)力小，每車僅能運(yùn)輸4 000～5 000 m3天然氣，單位運(yùn)輸成本高，導(dǎo)致CNG 運(yùn)營(yíng)成本較高。但如果接收站沒有建設(shè)配套管線，或者配套管道不能與接收站同步建成投產(chǎn)，為減少BOG放空，CNG 外輸也可作為備選方案。某接收站利用BOG 壓縮機(jī)將BOG 升壓至0.6～0.9 MPa，輸送至CNG 母站，經(jīng)過CNG 壓縮機(jī)升壓、加氣柱計(jì)量后進(jìn)入CNG 槽車，然后運(yùn)輸至下游用戶，一般CNG槽車裝車壓力不高于20 MPa，流程如圖4 所示。

2 BOG 處理工藝對(duì)比

自從我國(guó)引進(jìn)LNG 接收站后，眾多專家學(xué)者和從業(yè)人員對(duì)BOG 直接輸出工藝和再冷凝工藝這兩種BOG 處理工藝展開了一系列研究[11-16]，發(fā)現(xiàn)BOG 再冷凝比直接外輸更為節(jié)能，且直接輸出工藝僅適用于調(diào)峰型接收站。因此，以下將著重對(duì)比分析再液化流程和CNG 外輸流程。某接收站因下游配套管道不能與接收站同步建成投產(chǎn)，設(shè)有1 臺(tái)再冷凝器、1 套15×104m3/d 的混合冷劑再液化回收裝置和1 套同等規(guī)模的CNG 母站。在下游用氣量滿足投用再冷凝工藝前，通過再液化回收裝置和CNG母站進(jìn)行BOG 處理，以避免BOG 放空。

2.1 裝置對(duì)比

混合冷劑再液化回收裝置由原料氣系統(tǒng)、冷劑系統(tǒng)、冷箱、潤(rùn)滑系統(tǒng)和冷卻水系統(tǒng)五部分組成，工藝流程復(fù)雜，包括20 臺(tái)動(dòng)設(shè)備和其他相關(guān)輔助設(shè)施，投資成本高；而CNG 母站則由壓縮、計(jì)量和冷卻系統(tǒng)三部分組成，工藝流程簡(jiǎn)單，僅10 臺(tái)動(dòng)設(shè)備，投資成本較低。兩套裝置動(dòng)設(shè)備統(tǒng)計(jì)見表1。

圖4 CNG 外輸流程簡(jiǎn)圖Fig.4 CNG transmission process diagram

表1 BOG 處理裝置動(dòng)設(shè)備統(tǒng)計(jì)Tab.1 Statistical table of BOG treatment unit rotating equipment

2.2 能耗對(duì)比

根據(jù)混合冷劑再液化回收裝置工藝復(fù)雜、啟停時(shí)間長(zhǎng)和CNG 母站能快速啟停的特點(diǎn)，除設(shè)備檢修外，一般情況下再液化回收裝置保持連續(xù)運(yùn)行；而CNG 裝車則可以根據(jù)罐壓情況隨時(shí)啟停，但受下游客戶用氣量和槽車周轉(zhuǎn)情況影響較大。某接收站再液化回收、CNG 外輸量及能耗統(tǒng)計(jì)見表2。

從表2 可以看出再液化回收裝置能耗與再液化回收量成反比，回收量越高則能耗越低，按照設(shè)計(jì)產(chǎn)量和設(shè)備額定功率計(jì)算，再液化能耗為0.55 kWh/m3（標(biāo)況，下同），根據(jù)表2 的統(tǒng)計(jì)平均能耗為0.67 kWh/m3；而CNG 能耗則受外輸量影響較小，外輸平均能耗僅為0.13 kWh/m3，因此再液化裝置回收能耗遠(yuǎn)高于CNG 母站。

表2 2018 年BOG 處理裝置能耗統(tǒng)計(jì)Tab.2 Statistical table of energy consumption of BOG treatment unit

2.3 運(yùn)營(yíng)成本對(duì)比

在不考慮設(shè)備折舊和人工成本的情況下，再液化運(yùn)營(yíng)成本主要包括水費(fèi)、電費(fèi)、維修費(fèi)和冷劑四部分，而CNG 運(yùn)營(yíng)成本則包括水費(fèi)、電費(fèi)、維修費(fèi)和運(yùn)輸費(fèi)。電費(fèi)是再液化裝置最主要的運(yùn)營(yíng)成本，占比約84%；而運(yùn)輸費(fèi)則是CNG 外輸最主要的成本，在整個(gè)CNG 外輸費(fèi)用中占比將近85%。根據(jù)廣東省物價(jià)局文件[17]，該接收站所處地區(qū)用電低谷時(shí)段8 h，高峰時(shí)段6 h，其余10 h 為平時(shí)段。由于再液化回收和CNG 裝置均24 h 運(yùn)轉(zhuǎn)，根據(jù)廣東省發(fā)改委調(diào)整電價(jià)的文件[18]，可以計(jì)算出平均電價(jià)為0.496 元/kWh，結(jié)合基本電價(jià)和各項(xiàng)政府性基金及附加，實(shí)際電價(jià)高于上述值。為便于計(jì)算，平均電價(jià)取1 元/kWh，根據(jù)表2 統(tǒng)計(jì)的能耗計(jì)算，BOG 再液化成本為0.8 元/m3，而CNG 外輸成本則為1 元/m3，因此BOG 再液化成本低于CNG 外輸成本。

2.4 綜合對(duì)比

再液化回收裝置系統(tǒng)工藝復(fù)雜，設(shè)備較多，投資費(fèi)用較高；CNG 母站工藝簡(jiǎn)單，設(shè)備較少，投資費(fèi)用較低。根據(jù)上述統(tǒng)計(jì)，再液化回收裝置運(yùn)轉(zhuǎn)設(shè)備額定功率為3 469.5 kW，平均能耗為0.67 kWh/m3；CNG 母站運(yùn)行額定功率為165 kW，平均能耗為0.13 kWh/m3。因此再液化回收裝置投資成本和能耗均高于CNG 母站。

由于CNG 需租賃槽車外運(yùn)，單位運(yùn)輸成本高，導(dǎo)致CNG 運(yùn)營(yíng)成本較高，根據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，BOG 再液化成本為CNG 外輸成本的80%，按15×104m3/d 處理量計(jì)算，BOG 再液化的運(yùn)營(yíng)成本與CNG 外輸相比每年可節(jié)約1 000 萬(wàn)元。按照《中華人民共和國(guó)企業(yè)所得稅法實(shí)施條例》的規(guī)定，房屋、建筑物和機(jī)械設(shè)備分別按20 年、10 年折舊。由于兩套裝置投資均低于1 億元，即使所有裝置全部采用直線法按10 年進(jìn)行固定資產(chǎn)折舊，BOG 再液化整體經(jīng)濟(jì)效益仍然明顯優(yōu)于CNG 外輸。

目前國(guó)家推行氣改電政策，作為CNG 主要用戶的公交車和出租車用氣量將逐漸減少。因此，綜合BOG 再液化的經(jīng)濟(jì)效益和CNG 未來的發(fā)展前景，LNG 接收站采用再液化回收工藝優(yōu)于CNG外輸。

3 BOG 處理工藝優(yōu)化

BOG 直接輸出、再冷凝、再液化和CNG 外輸四種BOG 處理工藝各有優(yōu)缺點(diǎn)，適用于不同工況。隨著LNG 行業(yè)的發(fā)展，單一處理工藝難以滿足BOG 處理需求，因此，接收站設(shè)計(jì)和管理人員在設(shè)計(jì)階段，應(yīng)充分考慮項(xiàng)目的外輸工況，綜合采用BOG 處理工藝，以減少或避免BOG 放空。目前國(guó)內(nèi)LNG 接收站通常同時(shí)采用BOG 直接輸出和再冷凝兩種工藝，運(yùn)營(yíng)期間根據(jù)下游用氣量進(jìn)行兩種模式切換：當(dāng)下游用氣量大時(shí)，采用能耗最低的再冷凝模式；當(dāng)春節(jié)或受其他因素影響導(dǎo)致下游用氣量小時(shí)，則采用BOG 直接輸出模式。

隨著國(guó)家天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系的日趨完善和國(guó)家管網(wǎng)公司逐步走上正軌，國(guó)內(nèi)天然氣管道的建設(shè)將走上快車道，為提高接收站的利用率，具備條件的LNG 接收站均將建設(shè)配套外輸管道。新建LNG接收站管理人員應(yīng)評(píng)估下游外輸管道的建設(shè)情況，如果不能與LNG 接收站同步建成投產(chǎn)，建議綜合采用再冷凝和再液化工藝，并在原料氣壓縮機(jī)出口增加三通，使經(jīng)過加壓后的BOG 可直接外輸或進(jìn)入冷箱再液化，但在原料氣壓縮機(jī)和冷箱選型時(shí)應(yīng)注意與下游管網(wǎng)的壓力等級(jí)相匹配。BOD 處理優(yōu)化流程簡(jiǎn)圖如圖5 所示。

圖5 BOG 處理優(yōu)化流程簡(jiǎn)圖Fig.5 BOG treatment optimization process diagram

4 結(jié)束語(yǔ)

BOG 直接輸出和再冷凝是LNG 接收站常見的兩種BOG 處理工藝流程，但隨著LNG 接收站運(yùn)行工況越來越復(fù)雜，部分LNG 接收站沒有外輸管道或外輸管道不能與接收站同步投產(chǎn)，為避免BOG放空，采用了BOG 再液化或CNG 外輸工藝流程。通過從裝置構(gòu)成、能耗、運(yùn)營(yíng)成本和發(fā)展前景等方面對(duì)BOG 再液化和CNG 外輸進(jìn)行對(duì)比分析，結(jié)果表明，再液化裝置雖然投資成本和能耗比CNG高，但再液化綜合經(jīng)濟(jì)效益優(yōu)于CNG 外輸。同時(shí)，提出新建LNG 接收站管理人員需考慮下游管網(wǎng)建設(shè)和投用情況，如果不能與LNG 接收站同步建成投產(chǎn)，可以采用再冷凝和再液化回收流程，并對(duì)其進(jìn)行了優(yōu)化，使經(jīng)過再液化原料氣壓縮機(jī)加壓后的BOG 既能進(jìn)行再液化回收，也能直接外輸進(jìn)入管網(wǎng)，可為新建LNG 接收站提供借鑒和參考。