石油与天然气化工  2015, Vol. 44 Issue (1): 39-44
LNG储备库蒸发气回收工艺研究
陈利琼 , 韩晓瑜 , 黄坤 , 吴晓南 , 吴世娟 , 卢泓方 , 朱淑君     
西南石油大学石油与天然气工程学院
收稿日期：2014-08-29
基金项目：四川省教育厅重点项目“LNG加气站、气化站、储备库的BOG再液化工艺研究”(13ZA0175)
作者简介：陈利琼(1976-)，女，副教授，博士后，主要从事油气管道及设备的安全性和可靠性研究。E-mail：alice_clq@163.com.
摘要：蒸发气(BOG—Boil Off Gas)的处理是LNG储备库必须考虑的关键问题之一，它关系着LNG储备库的能耗、安全及平稳运行。为减少因BOG放空而造成的巨大损失，有必要采用BOG回收技术。在分析适用于LNG储备库的BOG回收方法的基础上，又提出甲烷制冷剂液化循环、混合制冷剂液化循环及氮气膨胀制冷液化循环3种BOG再液化方案，进一步减少由LNG储备库运行所产生的热量损失。用HYSYS软件模拟工艺流程对比分析了3种方案所需制冷剂流量及系统功耗，结合有效能相关理论确定适用于LNG储备库的BOG再液化方案—混合制冷剂液化循环方案。该方案的压缩机轴功率比甲烷制冷剂再液化方案小15.30 kW，比氮气膨胀再液化方案小146.42 kW，且系统功耗相对较小；混合制冷剂液化循环方案系统有效能损失较氮气膨胀液化方案小22.06%，较甲烷制冷剂再液化方案小35.78%；此外，该方案所需制冷剂流量较少，适用于储备规模较大的LNG储备库。
关键词：LNG    储备库    BOG    回收    液化工艺    有效能    系统功耗    
Study of boil off gas recovery process in LNG repository
Chen Liqiong , Han Xiaoyu , Huang Kun , Wu Xiaonan , Wu Shijuan , Lu Hongfang , Zhu Shujun     
School of Petroleum Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
Abstract: The boil off gas (BOG) processing system is one of the key issues directly relating to the energy consumption, safe and steady operation of LNG repository. In order to reduce huge losses caused by the venting of BOG, it is necessary to adopt the BOG recovery technology in LNG repository. To reduce the energy loss caused by the heat leakage, three BOG reliquefaction processes (methane refrigerant liquefaction cycle, the mixed refrigerant liquefaction cycle and nitrogen expansion refrigeration liquefaction cycle) were proposed based on analyzing the BOG recovery methods of LNG repository. Using Aspen HYSYS software to simulate the BOG reliquefaction process, the refrigerant flow and the power consumption of the system needed in three processes were compared and analyzed, and the most suitable BOG reliquefaction process (the mixed refrigerant liquefaction cycle) in LNG repository was determined with the effective energy related theory. The shaft power of compressor is 15.30 kW less than that of the methane refrigerant liquefaction cycle process and 146.42 kW less than that of the nitrogen expansion refrigeration cycle process. Moreover, the effective energy loss of mixed refrigerant cycle system reduced 22.06% compared with that of the nitrogen expansion refrigeration cycle process, and lowered 35.78% than methane refrigerant liquefaction cycle process; the required refrigerant flow was small. It is applicable to LNG repository with large storage scale.
Key Words: LNG    repository    BOG    recovery    liquefaction process    effective energy    power consumption of system    

目前，国内正处于大力兴建LNG储备库的时期，用于城市调峰等方面的LNG储备库储量巨大。LNG系统的漏热、动设备能量输入、卸料和外输体积置换、压力差、闪蒸等因素必定导致LNG储备库的储罐、操作设备、管线内产生大量蒸发气(BOG—Boil Off Gas)[1-2]。

以一个储存规模为1×104 m3的LNG储备库为例，BOG日蒸发量约为1.5×104 m3。若将这部分BOG放空，则每天因放空造成的经济损失近3万元，每年损失高达数百万元。此外，BOG的主要成分为甲烷，是一种典型的温室气体，泄放到大气中会造成一定程度的环境污染。因此，有必要对LNG储备库BOG的回收方法进行研究，降低经济损失，减少环境污染。

1 LNG储备库BOG回收方法

适用于储存规模较大的LNG储备库的BOG回收方法是：将BOG集中回收后经BOG加热器进入BOG综合利用站，由CNG压缩机增压至25 MPa，进入CNG气瓶车或高压储气井。该方法将储罐和槽车中的BOG集中处理，其工艺流程如图 1所示。LNG子母储罐中产生的BOG由降压调节阀控制自动排出。当子母罐中的压力升高至0.55 MPa时，BOG管路上开启气动调节阀，罐内BOG排放至BOG总管，进入BOG加热器进行加热后，供给BOG综合利用站。全容罐内的BOG由BOG压缩机根据所设定的压力抽出；LNG槽车在卸车完成后，其槽车内充满了BOG气体，需将槽车内的气体进行回收，通过卸车撬的气相罐汇集到BOG总管线后，再经BOG加热器进行加热，供给BOG综合利用站。槽车内的压力降低至0.1 MPa时，停止BOG的回收。

图 1     LNG储备库BOG回收工艺流程 Figure 1     BOG recovery process of LNG repository

但在实际操作中，储罐内压力升高的同时，罐内温度也随之上升，导致漏热损失严重，仅利用上述回收方法无法高效地控制热损失，故在后期LNG储备库建设过程中，除了将BOG回收至储气井，增压输出外，还可将储备库正常运行中产生的部分BOG回收，并进一步采用BOG再液化工艺，将BOG冷凝后回注于储罐中循环使用。该方法可有效降低储罐温度，减少储罐热量损失，将储罐温度与压力控制在一定范围内。加入BOG再液化系统的LNG储备库工艺流程如图 2所示。

图 2     增加BOG再液化系统的LNG储备库工艺流程 Figure 2     LNG repository process of adding BOG reliquefaction system

2 LNG储备库BOG再液化流程方案选择

由于LNG储备库并非全年连续工作，库内LNG进液不连续，不宜利用LNG自身冷能冷凝BOG，而应采用其他制冷循环进行BOG再液化。

BOG的液化流程主要有级联式循环、混合制冷剂循环(MRC)、带膨胀机的制冷循环[3-4]。几种液化工艺流程对比见表 1。

表 1    BOG液化工艺流程对比 Table 1    Comparison of BOG liquefaction processes

对于LNG储备库中产生的BOG，应选用具有设备简单、工作可靠、启停快等特点的再液化方案。综合对比以上BOG液化流程的优缺点，本文主要研究混合制冷剂循环与带膨胀机制冷循环的再液化流程，初步设计了甲烷制冷剂循环、混合制冷剂循环、氮气膨胀制冷循环3种BOG再液化方案，并利用HYSYS软件对各工艺流程进行模拟、分析和比较。为了进一步选择出适用于LNG储备库的BOG再液化方案，本研究又分析对比了3种方案的功耗和有效能损失情况。

2.1 甲烷制冷剂液化循环(方案一)

在此循环中包括两个回路：BOG回收回路和甲烷制冷剂回路。BOG回收回路：低温的BOG经气化器升温至常温，然后经压缩机增压，进入液化冷箱，液化后的LNG经过节流阀降压后回注于LNG储罐，完成BOG的回收再液化。甲烷制冷剂回路：甲烷制冷剂先经过压缩机增压，高温高压的甲烷制冷剂再经过冷却器，变为常温高压的甲烷制冷剂蒸汽，进入液化冷箱；在冷箱中，降温后的制冷剂经过节流阀节流降压，实现从高压向低压的转变，进而达到为天然气提供冷量的目的。甲烷制冷剂液化循环流程如图 3所示。

图 3     甲烷、混合制冷剂液化循环 Figure 3     Liquefaction cycle process of methane & mixed refrigerant

2.2 混合制冷剂液化循环(方案二)

利用混合制冷剂进行BOG再液化的流程与甲烷制冷剂流程相似, 混合制冷剂的制冷原理也与纯组分制冷剂的制冷原理大致相同，都是通过制冷液体的气化与被冷介质进行热交换使其降温。与纯组分制冷剂的制冷原理不同的是，混合制冷剂产生的冷量是在一个连续的范围之内，而纯组分制冷剂产生的冷量是在一个固定的温度上。

2.3 氮气膨胀制冷循环(方案三)

该循环由两部分构成，一是BOG经空温式气化器升温变为常温气体后，由压缩机增压至5.0 MPa，冷却至常温的BOG随后进入换热冷箱与氮膨胀循环所产生的低温氮气进行换热，液化变为LNG后再次回到LNG储罐；另一部分为氮气循环，低压氮气经压缩冷却之后进入液化冷箱中进行预冷，然后经膨胀机等熵膨胀变为低温低压的氮气。氮气膨胀制冷循环流程如图 4所示。

图 4     氮气膨胀制冷循环 Figure 4     Process of nitrogen expansion refrigeration cycle

3 LNG储备库BOG再液化流程模型建立

根据参考文献[5]和[6]提供的计算方法, 得到储存规模为1×104 m3的LNG储备库的BOG蒸发量为1.5×104 m3/d。其中，因储罐漏热产生的BOG量所占比例较大，且储罐内温度、压力波动明显[7]。

对于LNG储罐，其工作压力一般在0.8 MPa以内，取回收过程中BOG的压力为0.6 MPa，天然气压缩机出口压力为5.0 MPa。BOG压缩机以及混合制冷剂压缩机的等熵效率取0.75；膨胀过程中，膨胀机的膨胀效率取0.85；模拟过程采用PR(Peng-Robinson)方程对天然气的气液相平衡进行计算[8]。3种方案除制冷剂组成不同外，所采用的BOG组分及其余初始参数均一致，见表 2。

表 2    BOG气体的组成 Table 2    Composition of BOG

利用HYSYS软件模拟LNG储备库中BOG再液化工艺，对比甲烷制冷剂循环、混合制冷剂循环与氮气膨胀制冷循环能耗与制冷剂流量。3种BOG再液化工艺流程如图 5和图 6所示，其中，图 5表示方案一和方案二。

图 5     LNG储备库BOG再液化工艺流程(甲烷、混合制冷剂) Figure 5     BOG reliquefaction process in LNG repository (methane & mixed refrigerant)

图 6     LNG储备库BOG再液化工艺流程(氮气膨胀制冷） Figure 6     BOG reliquefaction process in LNG repository (nitrogen expansion refrigeration cycle)

4 BOG再液化工艺功耗对比与有效能分析
4.1 功耗对比

3种方案系统功耗及所需制冷剂流量列于表 3。

表 3    LNG储备库BOG再液化方案功耗及制冷剂流量汇总 Table 3    Power consumption and refrigerant flow of BOG reliquefaction process schemes

由表 3可知，混合制冷剂循环方案的压缩机轴功率要比甲烷制冷剂制冷方案功耗小15.30 kW，比氮气膨胀制冷方案压缩机轴功率小146.42 kW，系统功耗相对较低，且所需制冷剂流量较小。因此，从功耗角度来看，LNG储备库BOG再液化工艺选用混合制冷剂液化循环较为合理。

4.2 有效能分析

作为能量品位的判据，有效能(㶲)即一定形式的能量，是由可逆变化到给定环境状态，达到平衡时，理论上所能做出的最大有用功[9-10]。对于稳流过程，系统在一定状态下的有效能EX，就是系统从该状态(p，T)变化到环境状态(p0，T0)过程所作的理想功，其通用计算公式为：

$ {E_X} = (H-{H_0})-{T_0}(S-{S_0}) = {T_0}\Delta S - \Delta H $ (1)

在实际的能量传递和转换过程中，能量可以转化为功的程度，除了与能量的质量、体系所处的状态有密切关系外，还与过程的性质有关。通过有效能分析，可以计算其中各种物流和能流的有效能，作有效能衡算，评价能量利用情况，揭示有效能损失的原因，指明减少损失的途径。

LNG储备库BOG再液化工艺研究中主要涉及的能量交换和转化的过程为热交换、压缩和膨胀等[7]。因此，本文对3种BOG再液化方案中的各个设备进行有效能分析，利用设备有效能损失求出系统总有效能损失，并结合系统功耗对比结果，从而选择出适用于LNG储备库的BOG再液化工艺流程。

4.2.1 甲烷制冷剂液化工艺流程(方案一)

LNG储备库BOG再液化工艺流程中压缩机、膨胀机、换热器等设备的有效能损失计算公式分别如式(2)、式(3)、式(4)所示。

(1) 膨胀机的有效能损失[11]

膨胀机的有效能损失计算公式为：

$ \Delta {E_{\rm{X}}} = ({H_2}-{H_1}) \times (1-{\eta _{{\rm{ex}}}}) + {T_0}({S_2}-{S_1}) $ (2)

式中，T0为环境温度，取298 K；H1，H2为输入输出物流焓值；S1，S2为输入输出物流熵值；ηex为膨胀机的效率，取85%。

(2) 压缩机的有效能损失

压缩机的有效能损可表示为：

$ \Delta {E_{\rm{X}}} = ({H_2}-{H_1}) \times (1/{\eta _{{\rm{com}}}}-1) + {T_0}({S_2}-{S_1}) $ (3)

式中，ηcom为压缩机效率，取75%。

(3) 换热器的有效能损失

换热器的有效能损失计算公式为：

$ \Delta {E_{\rm{X}}} = {T_0} \times (\Sigma {S_2}-\Sigma {S_1}) $ (4)

如图 5所示，甲烷制冷剂液化方案中共有BOG压缩机1台、制冷剂压缩机1台、换热器2台，其物流数据及有效能损失计算结果见表 4和表 5。

表 4    压缩机的物流数据(方案一) Table 4    Stream data of compressor (scheme 1)

表 5    换热器物流数据 Table 5    Logistics data of heat exchanger

由表 4、表 5中数据计算方案一系统有效能损失，见表 6。

表 6    方案一系统有效能损失 Table 6    Effective energy loss of system (scheme 1)

4.2.2 混合制冷剂液化工艺流程(方案二)

混合制冷剂液化方案的设备与甲烷制冷剂液化方案设备相同，其物流数据及有效能损失计算结果见表 7和表 8。

表 7    压缩机的物流数据(方案二) Table 7    Stream data of compressor (scheme 2)

表 8    换热器物流数据 Table 8    Stream data of heat exchanger

由表 7和表 8中数据计算方案二系统有效能损失，见表 9。

表 9    方案二系统有效能损失 Table 9    Effective energy loss of system (scheme 2)

4.2.3 氮气膨胀制冷再液化工艺流程(方案三)

如图 6所示，氮气膨胀制冷液化方案中共有BOG压缩机1台、制冷剂压缩机1台、换热器2台、膨胀机1台，其物流数据及有效能损失计算结果见表 10和表 11。

表 10    压缩机、膨胀机的物流数据(方案三) Table 10    Stream data of compressor and expander (scheme 3)

表 11    换热器物流数据 Table 11    Stream data of heat exchanger

由表 10和表 11中数据计算方案三系统有效能损失，见表 12。

表 12    方案三系统有效能损失 Table 12    Effective energy loss of system (scheme 3)

根据有效能损失相关理论，系统由状态1变化到状态2的有效能损失ΔEX < 0，说明系统可对外做功，有效能减少，无效能ΔAN(即损失功)增加，根据能量守恒，有效能的减少量等于无效能的增加量[12]，即-ΔEX=ΔAN。因此，|ΔEX|越小，能量利用情况越好。

图 7为3种方案所需制冷剂量、系统功耗及有效能损失对比结果。由图 7可知，方案二的系统功耗和有效能损失远低于其他两种液化方案，且此时的站内空间较大，能够对混合制冷剂作出合理的储配。故出于对运行条件、能耗以及站内空间等方面的考虑，LNG储备库BOG再液化应优选混合制冷剂液化循环方案，其重要工艺参数见表 13。

图 7     3种方案所需制冷剂流量、功耗及有效能损失对比结果 Figure 7     Comparison of the refrigerant flow, power consumption and effective energy loss of 3 schemes

表 13    混合制冷循环液化方案工艺参数模拟 Table 13    Process parameters simulation of mixed refrigerant liquefaction cycle

5 结论

对于储存规模较大的LNG储备库，BOG蒸发量也相对较大，若将其直接放空，将造成巨大经济损失与环境污染，故有必要采用有效的BOG回收方法，将BOG集中回收并进一步处理为符合加气要求的CNG，以供CNG气瓶车与CNG汽车使用。

根据LNG储备库的实际运行特点，本文分析适用于LNG储备库的BOG回收方法，并提出甲烷制冷剂、混合制冷剂循环与氮气膨胀制冷循环3种外加冷源液化方案。利用HYSYS软件模拟工艺流程，对比分析3种方案所需制冷剂流量与系统功耗，并结合有效能的相关理论得出结论：混合制冷剂循环方案的压缩机轴功率比甲烷制冷剂再液化方案功耗小15.30 kW，比氮气膨胀再液化方案小146.42 kW，系统功耗相对较低；混合制冷剂循环方案系统有效能损失较氮气膨胀再液化方案减少22.06%，较甲烷制冷剂再液化方案减少35.78%；且所需制冷剂流量较少。建议将增加BOG混合制冷剂再液化循环的BOG回收方法合理运用到储存规模较大的LNG储备库中，该方法不仅满足环保要求，更具有一定的经济效益。

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