傅 皓，張 健，暢梓博，李 賽

（1.中國成達(dá)工程有限公司，四川 成都 610041；2.成都深冷液化設(shè)備股份有限公司，四川 成都 611730；3.四川大學(xué) 化學(xué)工程學(xué)院，四川 成都 610065）

對于液化天然氣（LNG）接收站，蒸發(fā)氣（BOG）的產(chǎn)生主要是由于外界熱滲入或能量輸入造成，如泵運(yùn)轉(zhuǎn)、外界熱量導(dǎo)入、大氣壓變化和環(huán)境的變化等，LNG注入儲罐時造成罐內(nèi)LNG體積氣相容積的變化等[1,2]。

對于常規(guī)外輸管網(wǎng)配套成熟的LNG接收站，BOG氣體的處理方式主要有直接增壓輸送至外輸管網(wǎng)和再冷凝后去加壓氣化外輸兩種處理工藝[3]，后者能耗更低[4,5]，但這兩種工藝都需要有一定的氣化外輸量作為前提。國內(nèi)一些接收站受管網(wǎng)建設(shè)時間上不匹配等情況的影響，在投運(yùn)初期無下游氣態(tài)分銷配套，這類接收站則直接配備燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組或再液化的方案對BOG進(jìn)行回收。由于燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組一次投資過高，使得在此階段增加BOG再冷凝回收工藝更加符合項(xiàng)目的實(shí)際需求，即將儲罐內(nèi)的低溫BOG通過BOG壓縮機(jī)增壓后送入再液化裝置液化后返罐。在項(xiàng)目中后期具備高壓氣化外輸條件后，再建設(shè)再冷凝器及相關(guān)配套，之后停用再液化裝置。目前BOG再液化主要有3種工藝：氮膨脹制冷再液化工藝、混合冷劑制冷再液化工藝和高壓射流制冷再液化工藝，各工藝都有投用案例。但在目前的BOG再液化工藝領(lǐng)域中仍存在一些問題，如未考慮再液化前不同增壓方案的影響，缺乏對三種路線投資運(yùn)行橫向比較及國內(nèi)實(shí)際投運(yùn)案例的情況統(tǒng)計(jì)；缺乏在設(shè)計(jì)中考慮接收站約束條件對液化包工藝設(shè)計(jì)的限制等。

本文結(jié)合某LNG接收站的實(shí)際數(shù)據(jù)，基于2種BOG增壓方案和3種再液化路線組合而成6種增壓液化方案，對各BOG增壓液化方案進(jìn)行流程、操作性能、技術(shù)壟斷性、能耗及投資等方面的對比，并按運(yùn)行時限要求進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)比選，以確定合理的流程方案，填補(bǔ)此前文獻(xiàn)中缺乏增壓-再液化組合方案比選及數(shù)據(jù)的空白。然后，收集并給出了國內(nèi)接收站投入運(yùn)行的BOG再液化回收裝置統(tǒng)計(jì)表，將統(tǒng)計(jì)結(jié)果與本文形成的方案進(jìn)行比較。最后，結(jié)合以往項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)，介紹了再液化工藝設(shè)計(jì)中受接收站約束的限制條件，以期為后來設(shè)計(jì)者提供重要參考。

1 LNG接收站BOG再液化工藝

目前，國內(nèi)外的BOG再液化回收工藝主要有混合冷劑制冷再液化工藝、氮膨脹制冷再液化工藝兩種，另有少量高壓射流制冷再液化工藝報道。3種工藝均有相關(guān)應(yīng)用[6]，但各有優(yōu)缺點(diǎn)。以下分別對3種工藝進(jìn)行介紹。

1.1 混合冷劑制冷再液化工藝

混合制冷劑制冷循環(huán)是采用N2和C1～C5烴類多組分混合物作為循環(huán)制冷劑，通過逐級的冷凝、蒸發(fā)、節(jié)流膨脹進(jìn)行制冷并得到不同溫度水平的冷量，使天然氣逐步冷卻并液化的工藝?；旌侠鋭┲评湓僖夯に嚨湫土鞒倘鐖D1所示。

圖1 混合冷劑制冷再液化工藝典型流程示意

混合冷劑制冷再液化工藝的特點(diǎn)是在制冷循環(huán)中采用多組分混合制冷劑，全過程只需要一臺壓縮機(jī)，流程有所簡化，造價有所降低，能耗較氮膨脹制冷再液化工藝和高壓射流制冷再液化工藝更低。但是從理論上講，混合冷劑的組成比例應(yīng)隨原料天然氣的組成、壓力和工藝流程的不同而不同，因此對冷劑的配比和原料氣的氣質(zhì)要求更為嚴(yán)格。

1.2 氮膨脹制冷再液化工藝

根據(jù)選用制冷劑的不同，膨脹機(jī)制冷循環(huán)可分為：氮-甲烷膨脹機(jī)制冷循環(huán)、氮膨脹機(jī)制冷循環(huán)和天然氣膨脹制冷循環(huán)。氮膨脹制冷循環(huán)是指利用加壓后的高壓氮?dú)馔ㄟ^透平膨脹機(jī)絕熱膨脹（克勞德循環(huán)）降溫為天然氣提供冷量實(shí)現(xiàn)其再液化的工藝。氮膨脹制冷再液化工藝典型流程如圖2所示。

圖2 氮膨脹制冷再液化工藝典型流程示意

與混合冷劑制冷再液化工藝相比，氮膨脹制冷再液化工藝流程非常簡單、緊湊[7]，造價略低，啟動快，熱態(tài)啟動2～4 h即可獲得滿負(fù)荷產(chǎn)品；運(yùn)行靈活，適應(yīng)性強(qiáng)，易于操作和控制，安全性好，放空不會引起火災(zāi)或爆炸危險。制冷劑采用單組分氣體，因而消除了如混合冷劑制冷再液化工藝中分離和存儲制冷劑的麻煩，也避免了由此帶來的安全問題，使液化冷箱更簡化和緊湊，但能耗要比混合冷劑制冷再液化工藝流程高40%左右。

1.3 高壓射流制冷再液化工藝

高壓射流制冷再液化工藝是高壓流體經(jīng)過噴嘴，在吸入室形成高速、低壓區(qū)，將低壓流體吸入；在混合室充分混合形成高速混合流體，經(jīng)擴(kuò)壓段后溫度降低，為天然氣提供冷量使其液化的工藝[8]。典型的流程見圖3。

圖3 高壓射流制冷再液化工藝典型流程示意

高壓射流制冷再液化工藝中BOG經(jīng)過增壓機(jī)增壓至20 MPa后，進(jìn)入換熱器冷卻至BOG臨界溫度以下10 °C，再進(jìn)入噴射器，利用噴射器工作原理制冷液化。在該流程中，進(jìn)入LNG儲罐的BOG可由噴射器吸入，重新進(jìn)入噴射循環(huán)系統(tǒng)回收；由于BOG增壓較高，在液化的同時，也可將其作為壓縮天然氣（CNG）進(jìn)行外輸，可較好地處理LNG站場BOG量較大的情況[9]。高壓射流制冷再液化工藝整個裝置可以模塊化，占地小，工藝流程較簡單，運(yùn)行費(fèi)用較氮膨脹制冷再液化工藝更低，但總投資較高，且存在一定技術(shù)壟斷，技術(shù)和設(shè)備的可獲得性較低。

2 LNG接收站BOG增壓再液化技術(shù)路線比較

以某LNG接收站項(xiàng)目為例，進(jìn)行技術(shù)路線方案比較。

2.1 設(shè)計(jì)基礎(chǔ)要求

某LNG接收站項(xiàng)目設(shè)計(jì)基礎(chǔ)見表1～表3。

表1 BOG貧、富組分與組成

表2 各工況下BOG處理量

表3 BOG液化包入口溫度/壓力（BOG壓縮機(jī)增壓后）

2.2 BOG增壓-再液化路線方案配置

2.2.1 BOG增壓方案

BOG進(jìn)行再液化前需要對BOG進(jìn)行增壓，增壓方案也會影響到再液化裝置的投資運(yùn)行費(fèi)用，再結(jié)合后期再冷凝的壓力需要，BOG增壓方案一般按BOG低壓機(jī)（以下簡稱“低壓機(jī)”）+BOG增壓壓縮機(jī)（以下簡稱“增壓機(jī)”）的配置進(jìn)行。也就是在接收站投運(yùn)前期外輸管網(wǎng)尚未建成的情況下，BOG經(jīng)低壓機(jī)壓縮后，再進(jìn)入增壓機(jī)壓縮至目標(biāo)壓力后再液化。待接收站投運(yùn)后期外輸量充足時，則可以采用再冷凝工藝處理BOG，BOG再液化裝置不再投運(yùn)。流程配置如圖4所示。

圖4 近期和遠(yuǎn)期BOG處理流程示意

BOG是低溫介質(zhì)，增壓機(jī)第一級的配置可有兩種方案：（1）空溫器+常溫壓縮機(jī)方案，即增設(shè)空溫器，將低壓BOG升溫至環(huán)空冷境溫度低10 °C左右進(jìn)入增壓機(jī)，則增壓機(jī)第一級可以按常溫壓縮機(jī)進(jìn)行選材和設(shè)計(jì)，壓縮機(jī)的投資可有所下降，但由于BOG升溫后進(jìn)入壓縮機(jī)，其運(yùn)行費(fèi)用會有所增加。（2）空冷器+第一級可耐低溫的增壓機(jī)方案，即第一級過流部件材料需選用不銹鋼，成本略高，但是可根據(jù)BOG壓縮機(jī)機(jī)組出口溫度控制空冷器運(yùn)行，同時壓縮機(jī)入口溫度低，壓縮機(jī)本身效率也較高，機(jī)組整體能耗更低，運(yùn)行操作也更為簡單。

2.2.2 BOG增壓-再液化方案組合

根據(jù)增壓機(jī)配置方式的不同，并結(jié)合上述3種主要再液化路線，在該項(xiàng)目中組合出如表4所示的6種方案。

表4 BOG再液化包的方案組合

2.3 不同方案情況對比分析

通過流程模擬和設(shè)計(jì)、設(shè)備分析計(jì)算、資料查閱及廠商詢價等工作，對各方案從流程復(fù)雜性、啟?？炻⒇?fù)荷調(diào)節(jié)性、能耗比、占地、技術(shù)成熟性、技術(shù)壟斷性、設(shè)備投資比等多方面進(jìn)行了對比分析，從投資、技術(shù)成熟性、技術(shù)壟斷性出發(fā)推薦了4種可行性較高的方案，之后通過運(yùn)行年限內(nèi)投資-運(yùn)行總費(fèi)用比較得出了最優(yōu)推薦方案。

2.3.1 不同方案工藝情況分析比較

各方案工藝情況對比見表5。對于增壓方案，從表5可以看出，與不同的再液化流程搭配時，“第一級可耐低溫的增壓機(jī)” 方案較 “空溫器+常溫壓縮機(jī)”方案運(yùn)行能耗均更低，一次投資均略高。以下從不同方面對再液化流程進(jìn)行比較分析。

表5 不同方案工藝對比

（1）再液化流程簡單-復(fù)雜性：高壓射流制冷再液化工藝和氮膨脹制冷再液化工藝相對簡單，混合冷劑制冷再液化工藝相對復(fù)雜。

（2）操作簡易程度：高壓射流制冷再液化工藝最為簡單，氮膨脹制冷再液化工藝相對復(fù)雜，混合冷劑制冷再液化工藝由于混合冷劑組分復(fù)雜，運(yùn)行中存在一定損耗，需要定期檢測成分并補(bǔ)充混合冷劑，操作最為繁瑣。

（3）啟動/停止快慢：高壓射流制冷再液化工藝方案啟動迅速，可以做到即停即起；而混合制冷劑和氮膨脹制冷再液化工藝方案整個冷箱啟動較慢，其中氮膨脹制冷再液化工藝達(dá)到滿負(fù)荷的時間相對較短。LNG的出液時間主要取決于冷箱的預(yù)冷速度，對氮膨脹及混合冷劑制冷再液化工藝快速啟動時，如為熱態(tài)啟動，冷箱以30～40 °C/h的速率降溫，5～7 h可生產(chǎn)出LNG；而冷態(tài)啟動時，1 h內(nèi)即可生產(chǎn)出LNG。

（4）設(shè)備達(dá)到滿負(fù)荷的時間（從氣體進(jìn)入冷箱開始，含預(yù)冷時間，不含前端預(yù)處理裝置的啟動時間）：氮膨脹制冷再液化工藝流程達(dá)到滿負(fù)荷的時間約為6～8 h，混合冷劑制冷再液化工藝流程達(dá)到滿負(fù)荷的時間約為12～16 h。

（5）負(fù)荷調(diào)整簡單-復(fù)雜性：從負(fù)荷操作要求上看，3種方案均可以滿足負(fù)荷條件的操作需求。高壓射流制冷再液化工藝受制于最大能力，需要設(shè)置多臺組合，這極大地增加了投資成本，但是也提高了負(fù)荷條件的區(qū)間，特別是在低負(fù)荷工況下，通過多套組合，仍然可以實(shí)現(xiàn)高效率運(yùn)行，在負(fù)荷調(diào)整上更具有優(yōu)勢。而混合冷劑制冷再液化工藝流程和氮膨脹制冷再液化工藝的操作區(qū)間一般是50%～110%，極限狀態(tài)下可以做到30%，但是此時能耗數(shù)據(jù)很差，一般不建議在此區(qū)間運(yùn)行。對比混合冷劑制冷再液化工藝方案，氮膨脹制冷再液化工藝的負(fù)荷調(diào)節(jié)操作相對簡單一些。

（6）能耗比：通過能耗比計(jì)算可知，混合冷劑制冷再液化工藝在能耗比上明顯更有優(yōu)勢，高壓射流制冷再液化工藝次之，氮膨脹制冷再液化工藝能耗比最高。

（7）占地及撬裝情況：相較而言，混合制冷劑制冷再液化工藝流程更為復(fù)雜，占地最大，氮膨脹制冷再液化工藝次之，高壓射流制冷再液化工藝方案占地最小。撬裝方面：壓縮機(jī)存在多臺，壓縮機(jī)本身難以撬裝，需要分體供貨。其中，離心壓縮機(jī)撬裝程度相對較高，主要是分撬供貨，現(xiàn)場連接撬間管路；往復(fù)壓縮機(jī)（BOG增壓機(jī)）可以采用主體撬裝，如壓縮機(jī)曲軸箱、曲軸、連桿等撬裝，十字頭、中體、氣缸、緩沖罐等采用現(xiàn)場安裝的方式。

（8）技術(shù)及應(yīng)用成熟度：3種再液化工藝均有對應(yīng)工程應(yīng)用，其中混合制冷劑和氮膨脹制冷再液化工藝應(yīng)用更多一些，高壓射流制冷再液化工藝應(yīng)用極少且目前國內(nèi)為重慶耐德專利技術(shù)，從俄羅斯進(jìn)口設(shè)備，技術(shù)壟斷性很強(qiáng)，采購難度較大。

（9）設(shè)備投資：氮膨脹制冷再液化工藝流程投資最少，混合冷劑制冷再液化工藝流程略高于氮膨脹制冷再液化工藝流程，高壓射流制冷再液化工藝流程則遠(yuǎn)高于前兩種工藝。

綜合以上，考慮到高壓射流過高的成本、應(yīng)用成熟程度及采購難度，該項(xiàng)目不再考慮高壓射流制冷再液化工藝流程。下面將按該項(xiàng)目運(yùn)行年限結(jié)合兩種增壓方案，對二者進(jìn)行投資-運(yùn)行總費(fèi)用比較，選取最優(yōu)方案。

2.3.2 運(yùn)行年限內(nèi)投資-運(yùn)行總費(fèi)用比較

據(jù)實(shí)際情況，目前部分接收站從初投運(yùn)到建設(shè)好管網(wǎng)，一般按5年周期進(jìn)行考慮，但缺乏該時間段長度的投資-運(yùn)行綜合費(fèi)用情況比較。鑒于本項(xiàng)目BOG再液化回收運(yùn)行時限需求，對方案1至方案4進(jìn)行了5年投資運(yùn)行總費(fèi)用差比較（以方案2為基準(zhǔn)方案），使用的公式如下：

式中，Ni為第i種方案（i=1～6）每噸BOG處理電耗，(kW·h)/t；ΔNi為每噸BOG處理電耗差，(kW·h)/t；ΔNT為年總電耗差，(kW·h)/a；Q為年處理BOG量，t/a；ΔCy為年總電費(fèi)差，萬元/a；U為單位電費(fèi)，元/(kW·h)；ΔCT為操作年限內(nèi)總電費(fèi)差，萬元；t為液化裝置在本項(xiàng)目操作年限，a；Ii為第i種方案（i=1～6）設(shè)備投資費(fèi)用，萬元；ΔI為投資費(fèi)用差，萬元；ΔAC為投資運(yùn)行總費(fèi)用差，萬元。

4種方案5年投資運(yùn)行總費(fèi)用計(jì)算結(jié)果如表6所示。從表6可以看出，本項(xiàng)目以5年作為操作年限，相較于氮膨脹制冷再液化工藝，混合冷劑制冷再液化工藝的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性具有明顯優(yōu)勢。同樣，對比兩種增壓機(jī)方案，“空冷器+壓縮機(jī)第一級可耐低溫”方案也優(yōu)于“空溫器+常溫壓縮機(jī)”方案。

表6 4種方案5年投資運(yùn)行總費(fèi)用對比

綜合以上，該項(xiàng)目最優(yōu)方案為方案2，即采用空冷器+第一級可耐低溫的BOG增壓機(jī)的混合冷劑制冷再液化工藝流程方案。

2.4 國內(nèi)接收站BOG增壓再液化裝置已投用案例的使用情況統(tǒng)計(jì)

目前文獻(xiàn)中缺乏國內(nèi)接收站實(shí)際投運(yùn)BOG增壓再液化裝置應(yīng)用案例使用情況的統(tǒng)計(jì)及比較，通過收集國內(nèi)接收站實(shí)際應(yīng)用案例的使用情況，可為后來BOG增壓再液化裝置的設(shè)計(jì)提供重要實(shí)踐數(shù)據(jù)支撐。表7為國內(nèi)接收站投運(yùn)的BOG增壓再液化裝置情況統(tǒng)計(jì)。從表7可以看出，目前國內(nèi)LNG接收站投入運(yùn)行的BOG增壓再液化裝置大多采用的是混合冷劑制冷再液化工藝，該統(tǒng)計(jì)結(jié)果與上述比選數(shù)據(jù)結(jié)論吻合。

表7 國內(nèi)接收站投運(yùn)的BOG增壓再液化裝置情況統(tǒng)計(jì)

一般來說，BOG再液化工藝的選擇需要根據(jù)BOG規(guī)模、運(yùn)行時間等因素綜合考慮[10]。結(jié)合上表，可以看出混合冷劑制冷再液化工藝雖然投資略高，但運(yùn)行費(fèi)用更低，中長期運(yùn)行下優(yōu)于氮膨脹制冷再液化工藝，因此受到更多用戶的歡迎。但是對于短期運(yùn)行且BOG規(guī)模很小的項(xiàng)目，氮膨脹制冷再液化工藝的優(yōu)勢則會更加明顯，此時的工藝路線選擇需結(jié)合投資-運(yùn)行總費(fèi)用進(jìn)行比選。

3 接收站條件對BOG再液化工藝設(shè)計(jì)的限制

接收站部分約束條件會限制BOG再液化工藝的設(shè)計(jì)，從而對液化包的設(shè)計(jì)產(chǎn)生影響。但目前文獻(xiàn)中缺乏關(guān)于接收站條件對BOG再液化工藝設(shè)計(jì)限制分析的報道，這也使得相關(guān)單位在進(jìn)行設(shè)計(jì)時缺乏直接參考，容易出現(xiàn)設(shè)計(jì)缺陷，對裝置運(yùn)行及安全產(chǎn)生重大影響。為此，本文結(jié)合以往項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)，提出以下幾條重要限制條件，以期為后來設(shè)計(jì)者提供參考。

3.1 BOG壓縮機(jī)選型和再液化裝置設(shè)計(jì)流量

BOG 再液化后返LNG 儲罐會閃蒸產(chǎn)生新的BOG，因此BOG壓縮機(jī)及再液化裝置的處理流量應(yīng)按接收站操作所直接產(chǎn)生的BOG量+BOG再液化返回儲罐新產(chǎn)生的BOG量計(jì)算。后者在設(shè)計(jì)過程中容易被遺漏掉，造成BOG壓縮機(jī)和再液化裝置能力不足。

3.2 再液化產(chǎn)品回LNG儲罐溫度

BOG再液化與LNG液化的顯著不同在于，由于BOG是LNG的蒸發(fā)氣，其組成比LNG更輕，氮含量更高，因此在達(dá)到相同液化率的前提下液化BOG的溫度比LNG更低。

以表7中廣西LNG項(xiàng)目為例，其中一組原料的BOG中：φ(CH4)=82.5%，φ(N2)=17.5%。根據(jù)計(jì)算，若將BOG全凝無放空回收，則回罐的液體溫度可能到-185 °C，該溫度遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于儲罐和相關(guān)管線的設(shè)計(jì)溫度（-165 °C），儲罐方明確不允許低于設(shè)計(jì)溫度的流體進(jìn)入儲罐系統(tǒng)，以避免安全事故。因此設(shè)計(jì)單位只能在再液化單元的設(shè)計(jì)目標(biāo)中鎖定BOG液化產(chǎn)品回罐溫度不低于-165 °C的要求，確保后續(xù)儲罐及管線安全。

綜合分析，如果不接受部分火炬排放，BOG液化產(chǎn)品則必須要達(dá)到很低的溫度（罐壓下的飽和溫度）回罐，但是這股低溫流會為罐和相關(guān)的管線帶來很多驗(yàn)證復(fù)核和修改的工作（目前國內(nèi)LNG儲罐設(shè)計(jì)溫度大多在-165 °C左右），有一定的安全風(fēng)險且會加大投資，通常會被儲罐承包方拒絕接收。因此只能考慮各工況下均允許再液化包向火炬排放不凝氣，同時通過提高再液化包出口溫度和降低閃蒸罐壓力等措施來滿足BOG液化產(chǎn)品回罐溫度不低于-165 °C的要求。

3.3 高氮BOG再液化后不凝氣的組成

由于廣西LNG項(xiàng)目的BOG再液化包進(jìn)口氣中氮?dú)夂扛?，難以被完全液化（見3.2節(jié)中描述），因此BOG再液化包中有尾氣持續(xù)排放至火炬進(jìn)行燃燒。如果僅考慮盡量減少排放氣中的甲烷含量以降低損耗，而使尾氣中的氮?dú)夂窟^高，則可能造成火炬熄滅。為了確?；鹁婺軌虺掷m(xù)燃燒不熄滅，與火炬廠家確認(rèn)排放氣中含氮量限制要求，廠家明確回復(fù)氮?dú)夂浚ㄎ镔|(zhì)的量分?jǐn)?shù)）控制在60%以下為宜，若氮?dú)夂窟_(dá)到70%時，則需要摻入甲烷伴燒才能維持燃燒。因此在BOG再液化工藝的設(shè)計(jì)中，應(yīng)通過適當(dāng)提高液化裝置出口溫度和降低閃蒸罐壓力等，使得排放氣中氮?dú)夂浚ㄎ镔|(zhì)的量分?jǐn)?shù)）維持在60%以下，以滿足火炬的燃燒要求，避免火炬熄滅的安全風(fēng)險。

4 結(jié)論

本文介紹了常規(guī)BOG再液化的主要3種工藝，提出了組合考慮增壓技術(shù)和再液化技術(shù)的思路，結(jié)合某LNG接收站的實(shí)際數(shù)據(jù)，對6種組合方案從流程復(fù)雜性、啟?？炻?、負(fù)荷調(diào)節(jié)性、能耗比、占地、技術(shù)成熟性/壟斷性和設(shè)備投資比等多方面進(jìn)行了對比分析，并按運(yùn)行時限要求進(jìn)行了技術(shù)經(jīng)濟(jì)比選，確定采用第一級可耐低溫的BOG增壓機(jī)的混合冷劑制冷再液化工藝方案。然后，通過對國內(nèi)現(xiàn)已投入運(yùn)行的BOG再液化回收裝置的統(tǒng)計(jì)和對比，進(jìn)一步驗(yàn)證了混合冷劑制冷再液化工藝流程占主導(dǎo)的分析。最后，結(jié)合以往項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)，從BOG壓縮機(jī)選型和再液化裝置設(shè)計(jì)流量、再液化產(chǎn)品回LNG儲罐溫度以及高氮BOG再液化后不凝氣的組成等方面介紹了再液化工藝設(shè)計(jì)中受接收站約束的限制條件。