L N G接收站BO G处理工艺浅谈

王肖肖 刘福安 苏幼明(中海油福建漳州天然气有限责任公司,福建 漳州 363122)

LNG接收站的主要功能是接收、储存和气化LNG，并通过天然气管道向燃气电厂和城市用户供气，并通过LNG槽车装车，向用户直接供应LNG[1]。

目前LNG工艺最主要的问题是LNG在运输和储罐储存过程中会产生大量的BOG。这是由于机泵运转产生的热量、卸料和外输时体积的置换、压力差、闪蒸、环境热量对系统的侵入等原因，会导致LNG接收站储罐、管线中产生BOG（Boil Off Gas，即蒸发气）[2,3]。若不能合理地对BOG回收和利用，会极大地增加接收站的运行操作成本，且会对环境造成不良影响。如何正确处理这些BOG是LNG接收站工艺的关键[4]。目前在LNG接收站中有以下几种BOG处理方法：

1 返回LNG船

在卸船期间由于热量的传入和物理位移，会在储罐中产生蒸发气。可通过气相返回管线经气相返回臂将储罐中的部分BOG返回LNG船舱中，以保持卸船系统的压力平衡。

这种方法高效简便，但只有在进行LNG卸船时才可以平衡掉部分BOG气体，没有卸船时则不能使用。

2 作为燃料气回收利用

燃料气来自BOG压缩机出口的压缩蒸发气，蒸发气经过减压后其温度也相应降低，为达到必要的燃料气温度，一般设有空气加热器，另为确保燃料气在低温天气也能满足温度要求，在空气加热器的下游也可设置电加热器。

2.1 作为火炬点火装置及长明灯等用户的燃料

天然气可用于向火炬点火装置及长明灯等用户提供燃料。在有的接收站中，为防止燃料气不足设置有备用气源，如丙烷瓶或LPG钢瓶气（Liquefied Petroleum Gas液化石油气）。

2.2 作为SCV的燃料

分流的BOG为SCV（Submerged combustion type浸没燃烧式气化器）提供燃料。SCV以燃料气和压缩空气在气化器的燃烧室内燃烧，燃烧后的气体以气泡的形式直接通过水中，将作为传热介质的水加热，LNG经过浸没在水中的盘管，由热水加热而气化。

由于SCV需消耗接收站生产的天然气，所以其在运行费用和环境方面没有竞争力，但SCV具有设备投资费用低，结构紧凑，不需要海水设备包括海水水管和排水口，通过燃烧天然气获取热量升温快，可应对紧急状况等优势。当所处环境的海水温度低、海水污染或者包含对设备有害的物质而不能使用海水时，就可以选择SCV。

3 送往火炬燃烧

3.1 火炬系统用于处理蒸发气总管超压排放的气体。当产生的蒸发气流量高于再冷凝器或BOG压缩机的处理能力时，储罐和BOG总管的压力就会升高，当超过压力控制阀的设定值时，超压部分气体排入火炬系统。

3.2 火炬系统是LNG接收站一项重要的安全环保措施，必须设计合理，能满足及时安全地将所产生的火炬气放空燃烧，且处理结果满足环保要求，从而保证接收站的正常运行[5]。

3.3 直接火炬燃烧法此办法简单直接，但直接燃烧不仅会对环境造成影响，而且会导致巨大的浪费，是不得已而为之的处理方式。

4 直接排空

4.1 放空系统用于处理蒸发气总管超压排放的气体，是通过安全阀将超压的BOG排往安全处。在接收站中一般海水开架式气化器安全阀就地放空，码头液体管线上热膨胀安全阀就地放空，LNG储罐上压力安全阀放空直接排到大气中，排放点应位于安全处。也有LNG接收站站将气化器的安全阀接入火炬系统。

4.2 直接将气体排空，气体会在工艺区扩散，存在一定的安全隐患；直接放空的甲烷气体会产生一定的温室效应，会对环境造成不良影响；若是接收站处在雷暴多发区，甲烷气体在直接排放过程中若遇到雷暴天气，存在爆炸的危险，对接收站安全不利[6]。

5 直接外输工艺

5.1 原理

直接输出工艺是将储罐中产生的BOG先通过低压压缩机初步加压，然后再由高压压缩机直接加压至所需的压力，然后输送至外输管网。

5.2 主要设备

直接外输工艺主要设备为BOG压缩机。BOG压缩机是蒸发气处理的关键设备，一般采用低温无油往复压缩机，又分为立式迷宫密封式和卧式对置平衡式两种。两种类型的压缩机各有优缺点，在实际选型时，除了需要满足工艺参数外，尚需综合考虑效率、可靠性、价格、运行成本等因素。目前卧式对置平衡式压缩机市场占有率较高[1]。

5.3 应用

2006 年刘浩等[7]通过流程模拟提出，BOG直接压缩工艺适用于BOG量小，且LNG外输量不稳定的小型调峰型LNG接收站。该工艺一般也适用于外输管网压力较小（2--3MPa）的小型LNG接收站[2]。

6 再冷凝工艺

6.1 原理

经罐内低压泵加压后的LNG压力增大，温度基本不变，此时的LNG拥有一定的过冷度称为过冷LNG。再冷凝工艺是在BOG压缩机和高压泵之间增设再冷凝器[2]，将储罐中产生的BOG通过压缩机加压后进入再冷凝器，与从低压泵输出的过冷LNG直接接触换热后被冷凝，再由高压泵加压输送至气化器内气化后外输。

再冷凝器在此处主要有三个功能：一是提供BOG和LNG接触的足够空间，保证足够的接触时间，利用过冷LNG的冷量冷凝BOG，二是作为LNG高压输送泵的入口缓冲容器，保证高压泵的入口压力。三是再冷凝器内部的液位高度可满足LNG高压泵入口的NPSH（Net Positive Suction Head汽蚀余量）值的要求。

6.2 主要设备

BOG再冷凝器工艺的最主要设备是再冷凝器。从目前已建的LNG接收站中可以看到，选用的再冷凝器主要有两种形式，一种选用同向式，一种选用逆向式，所谓的同向式即是BOG和LNG均从再冷凝器的上部进入，两者同时进入再冷凝器的填料层进行直接接触冷凝液化，如图1所示；逆向式即是LNG从再冷凝器的填料层上面进入，BOG从再冷凝器的填料层下部进入，两者同时进入再冷凝器的填料层进行直接接触冷凝液化，如图2所示。咨询厂家得知，上述两种再冷凝器在使用上没有明显的优劣，只是在外形上有明显差异。同向式再冷凝器是“高瘦”型的，逆行式再冷凝器是“矮胖”型的。

图1 同向式再冷凝器Fig.1 Co-current after condenser

图2 逆向式再冷凝器Fig.2 Counter-current after condenser

6.3 应用

再冷凝工艺可以利用LNG冷量，是目前国际和国内接收站通行的办法。相比较于直接外输工艺，因为直接外输工艺利用的是压缩机进行加压至外输压力，需要的能耗多，而再冷凝工艺采用的是泵加压，需要的能耗少[2]。所以再冷凝工艺更节能。

但再冷凝工艺的实施有严格的前提条件：需要连续的冷源。因为处理所有的BOG，需7倍量的LNG，在LNG接收站调试及投产初期，受下游市场开发条件的影响，天然气需求量较小时将没有足够量的LNG去冷凝处理BOG。

7 再液化工艺

随着中国天然气市场化的逐步完善，管道气与进口LNG的气化气竞争愈趋激烈，且进口LNG气化在总体价格上处于劣势。这带来了越来越多的LNG接收站气态外输气被管网作为备用气源使用，零气态外输工况越来越成为接收站运行的常态。

当下游管网不具备接收条件时，或在项目投产初期，接收站不具备天然气外输的条件，再冷凝工艺和直接加压至外输管网处理BOG的方法将暂时不能运行，BOG将面临直接排入火炬的问题，此时就可以启动再液化装置将BOG回收至储罐。

BOG再液化回收工艺常用的工艺路线有氮膨胀制冷工艺、混合制冷剂制冷工艺。其基本流程是BOG经低压压缩机加压到一定压力后，进入冷箱中与制冷剂进行热交流后液化为LNG，之后经过减压后排入LNG储罐。

8 直接充装CNG工艺

直接充装CNG（Compressed Natural Gas压缩天然气）工艺是将来自BOG总管的BOG先经过低压压缩机压缩后，送往高压压缩机机组继续增压，之后输入到CNG储存单元，根据需要通过CNG罐车加注装置装车，实现CNG的外输。

该工艺适用于无法进行管网外输时，且具有单独销售CNG产品需求时。考虑到该工艺需要的压力高，耗能也高，在选用时需要统筹考虑业务范围和市场需求。

9 结语

9.1 返回LNG船只有在卸船时才可使用。

9.2 直接送往火炬燃烧是不得已而为之的处理方式。

9.3 再冷凝工艺需要增加再冷凝设备，且需要有可靠的冷源才能运行。兼顾实际和节能的考虑，可以采用以再冷凝工艺为主，直接压缩工艺为辅的工艺。

9.4 当下游管网不具备接收条件时，或在项目投产初期，接收站不具备天然气外输的条件时可选用再液化工艺。

如何正确处理LNG接收产生的BOG是LNG接收站工艺的关键，各个接收站在选择BOG处理的方法时，需要结合接收站的实际情况进行选择。

[1]尹清党.BOG压缩机在LNG接收站的应用[J].压缩机技术，2009，（6）：35-39.

[2]张奕，孔凡华，艾邵平.LNG接收站再冷凝工艺及运行控制[J].技术纵横，2013,32（11）：133-135.

[3]王小尚，刘景俊，李玉星等.LNG接收站BOG处理工艺优化[J].集输与加工，2014,34（4）:125-130.

[4]刘名瑞，陈天佐.LNG接收站及其工艺发展现状[J].当代化工，2014,43（6）:1056-1063.

[5]周乃杰，叶郁，王晶石.LNG接收站火炬系统设计应注意的问题[J].河北化工，2007,30（1）：30-31.

[6]蔡荣，赵顺系.LNG接收站火炬防回火设施的设置[J].科技创新与应用，2014,（16）:4-5.