石油与天然气化工  2019, Vol. 48 Issue (6): 39-43, 48
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    李彦波
    LNG接收站BOG直接外输可行性分析
    李彦波     
    中石化北海液化天然气有限责任公司
    收稿日期：2019-09-05
    作者简介：李彦波(1986-)，工程师，2010年毕业于西南石油大学石油工程学院油气储运专业，大学本科(工学学士)，现就职于中石化北海液化天然气有限责任公司，从事天然气长输管道及液化天然气接收站的建设和管理工作。E-mail：lybo1003@126.com.
    摘要：介绍了目前LNG接收站蒸发气BOG的处理方式，分析了接收站再液化工艺存在的问题，提出了通过低压管道外输BOG的解决办法，并进一步对低压管道外输BOG在工艺、能耗以及市场等方面进行了可行性分析。新方案工艺优化简单，解决了接收站试生产初期BOG难处理、正常运行后BOG处理能耗仍然较高的问题，提高了经济效益。
    关键词：LNG    BOG    外输    能耗    
    Feasibility analysis of direct external transportation of BOG from LNG receiving station
    Li Yanbo     
    Sinopec Beihai LNG Co., Ltd., Beihai, Guangxi, China
    Abstract: The current treatment processes of BOG in LNG receiving station are indtroduced in this paper. The existing problems in the reliquefaction process of receiving station are analyzed. The solution of BOG external transportation by low-pressure pipeline is put forward and the feasibility in terms of process, energy consumption and market is analyzed. The process optimization of the new scheme is simple, which solves the problems that BOG is difficult to deal with in the initial stage of trial production of receiving station and the BOG processing energy consumption is still high after normal operation. Therefore, the economic benefits improved.
    Key words: LNG    BOG    external transportation    energy consumption    

    常压下，LNG的储存温度低至-160 ℃左右。在储存和运输LNG过程中，不论是储罐还是管线，都不可能做到绝对的热绝缘，这些热量促使LNG蒸发为气体(boil off gas, 以下简称BOG)。如果储罐中的BOG不及时处理将会导致储罐温度升高，继而导致压力升高，给安全生产造成极大的风险。因此，对BOG的处理是保障LNG接收站安全稳定运行的重要工艺措施。根据国内类似项目的投产和运行经验，在接收站的投产和运行期会产生大量的BOG，而在此阶段接收站气化外输系统尚未平稳运行, 同时由于外输气量较小，无法完全回收站内产生的BOG，导致大量的BOG通过火炬放空。此外，在接收站正常运行后，处理BOG同样面临能耗较高的问题。因此，BOG的合理利用对于提高各接收站的经济效益具有重要意义。

    1 BOG的来源及性质
    1.1 BOG的来源

    外输BOG为接收站在储存及生产过程中产生的，主要来源如下：

    (1) 储罐储存过程中，吸热导致LNG气化所产生的蒸发气。

    (2) 站场内LNG管道、容器机泵等设备吸热导致LNG气化所产生的蒸发气。

    (3) 站场内LNG储罐内低压泵运行时，由于机械损失发热所产生的蒸发气。

    (4) LNG卸船作业时，液体充装到储罐过程中所发生的大呼吸产生的蒸发气。

    (5) LNG卸船作业时，温度较高的LNG充装到储罐时，气化产生的蒸发气。

    对于大型气源型LNG接收站，LNG容积较大，其中BOG最主要的来源为储罐蒸发产生，此部分BOG来源稳定，由此可以保证BOG外输量的稳定。

    1.2 BOG的性质

    由1.1可知，BOG主要来源于接收站LNG的蒸发气，以某接收站气源为例，表 1给出了BOG的组成，经分析，其成分及性质均符合GB 17820-2018《天然气》气质标准。

    表 1    BOG组成 Table 1    Components of BOG

    2 BOG处理工艺流程介绍

    目前，LNG接收站BOG的处理工艺大致可以分为BOG直接压缩工艺和再液化工艺。

    2.1 直接压缩工艺

    BOG直接压缩工艺如图 1所示。该工艺是指LNG储罐产生的BOG通过压缩机直接加压至外输管网所需的压力，以高压天然气形态进入输气管网供下游客户使用。BOG直接压缩工艺适用于外输管网压力较小(2~3 MPa)的LNG接收站，如日本大阪瓦斯及东瓦斯公司等的接收站。由于日本的LNG接收站较多，输气管网的辐射区域面积较小，输气管网的压力较低，故BOG直接压缩工艺较适合在日本的LNG接收站使用[1]。另外，该工艺也适用于BOG量小、LNG外输量不稳定的小型调峰型LNG接收站。

    图 1     BOG直接压缩工艺流程 Figure 1     BOG direct compression process

    2.2 再液化工艺

    对于大型气源型LNG接收站，当LNG接收站外输管网压力较大时(5~9 MPa)，BOG直接压缩到外输管网压力，压缩机的功耗较大，一般不采用压缩式工艺[2]，而普遍采用再液化工艺[3-4]。BOG再液化工艺主要原理是利用加压后LNG自身的冷量冷凝BOG，即LNG经低压泵增压后，过冷的LNG与BOG接触换热，将BOG冷凝为LNG。BOG再冷凝器液化工艺中，LNG与BOG在再冷凝器中直接接触混合传热传质，其工艺流程见图 2。BOG压缩后从再冷凝器的顶部与接近再冷凝器顶部用来冷凝BOG的一股LNG，同时进入再冷凝器内进行直接接触混合，进入再冷凝器的BOG全部被液化，冷凝液与进入再冷凝器下部的LNG一并经LNG泵加压进入气化器气化，并输送至高压管网。

    图 2     再冷凝器液化工艺流程 Figure 2     Recondenser liquefaction process

    2.3 工艺对比

    直接压缩工艺所用压缩机处理量和功率较大，相比再液化工艺，其功耗更大，适用于BOG量小、管输压力低的调峰型LNG接收站[5]；大型气源型LNG接收终端因BOG气体量大且外输气管道压力高，普遍采用再液化工艺回收BOG气体[6]。但再液化工艺仍存在系统功耗大、天然气输气管网负荷波动时操作困难以及流程复杂等问题，同时还应注意再冷凝工艺需要冷源，即接收站要连续不断地有LNG气化。

    2.4 存在问题

    LNG接收站在接收首船调试气后，一般并不具备外输条件，按照试车先后顺序高压泵及再冷凝器还未预冷试车，BOG只能暂时送火炬系统，造成巨大浪费。另外，对于部分接收站投产后的初期运行阶段，天然气外输量较少，达不到LNG高压泵起泵条件，此时再冷凝器无法投用，接收站内的大量BOG只能送入火炬燃烧。而在正常外输时，由于BOG需要LNG持续冷凝，BOG经LNG冷凝后还需经高压泵增压后气化外输，能耗较高。

    2.5 解决思路

    若接收站外部具备一定的天然气消费市场，在原有工艺流程上增加一条BOG低压外输管道，理论上能够解决接收站调试和试生产初期BOG难处理以及正常运行后BOG处理能耗较高的问题，同时减少了经济损失，增加了经济效益。

    3 BOG直接低压外输的可行性分析
    3.1 BOG低压外输工艺的可行性

    工艺上增加BOG低压外输管道的主要影响因素是采用再液化处理工艺的BOG压缩机出口压力较低。经调研发现，国内主流LNG接收站BOG压缩机出口压力一般控制在0.8 MPa左右，城市燃气管网接收端压力一般为0.4 MPa左右。

    BOG低压外输工艺的流程为：储罐、管道、机泵等产生的BOG进入接收站的BOG总管，BOG经减温器、压缩机缓冲罐进入压缩机加压，将BOG加压到0.8 MPa左右，升压后的BOG进入新建的外输管道。根据接收端的管道压力和管道压降确定外输管道距离，其流程如图 3所示；若接收端距离较远，则还应增设低压压缩机来提高BOG的出口压力，如图 4所示。

    图 3     低压外输流程1 Figure 3     Process 1 of low pressure external transportation

    图 4     低压外输流程2 Figure 4     Process 2 of low pressure external transportation

    BOG压缩机通过逐级调节来实现流量控制，其处理能力(质量分数)(0%-25%-50%-75%-100%)通过储罐的压力来调节。BOG压缩机可以实现自动控制，也可以手动控制。为了控制管路的压力、流量，需要增加压力调节阀和流量计。新增1台压力调节阀，保证压缩机出口压力不低于工艺要求，同时控制调节阀下游压力不超过设计压力。

    3.2 管道距离计算
    3.2.1 不增加压缩机

    管路的理论最大压降△p=p1-p2(p1、p2分别为已知的BOG压缩机出口及接收端压力)。通过计算可以得出BOG外输管道的最大建设距离L。以此距离为建设半径，在L范围内只要存在稳定供气市场，理论上不需要增设压缩机便可实施供气。此时，BOG气体经BOG压缩机压缩后(0.8 MPa)通过低压管线直接输送至城市燃气管网(0.4 MPa)，根据管道压降模拟软件分析，在此条件下最大输送距离约为27 km(其余条件参数参照其他类似地区已建成投产管道设定)。

    3.2.2 增加压缩机

    经调查发现，国内LNG接收站周边有燃气供应需求的工业区普遍在50 km以内。若BOG输送距离超过L，此时需增设压缩机提高输出压力，增加输送距离。若BOG最大外输距离按60 km设计，此时可以通过BOG的输送距离计算管路压降，从而计算压缩机的出口压力，在此压力下保证BOG的外输距离。

    3.3 新增设备及控制方案

    新增设备阀门均可以依托现有站内控制系统实现，相关连锁及报警均可以利用现有DCS系统实现控制，简化BOG外输方案的控制操作。因此，工艺控制系统在依托现有控制系统条件下具备实施的可行性。具体操作如下：

    (1) 新增设2台流量计(1用1备)，实现对外输气体贸易级计量，拟选用多声道计量级超声波流量计。

    (2) 新增设1台气质采样设备，进行色谱、水露点、烃露点、H2S等含量分析，现场配套气体分析小屋，以满足外输气体对气质控制的要求。

    (3) 为了便于中心控制室控制，参与控制的阀门均选用整体防爆气动阀门。

    (4) 其余过程参数如：管道压力、温度、运行状态等送入DCS系统进行显示、报警及联锁等操作。

    (5) 在新增BOG外输设施可能有可燃气体释放的区域设置可燃气体报警器，报警信号进入DCS系统。

    (6) 若需增设压缩机增压，则压缩机相关控制送入DCS系统进行显示、报警及联锁等操作，且压缩机采取1用1备方式。

    3.4 管道输气量确定

    根据国内已运行LNG接收站经验推算，年外输气量300×104 t LNG的接收站在正常工况下的BOG产生量为5.7 t/h左右，卸船工况时BOG的产生量可达到12 t/h以上；年外输气量600×104 t LNG的接收站在正常工况下的BOG产生量为8.5 t/h左右，卸船工况时BOG的产生量可达到15 t/h以上。考虑到用户用气的不均衡性及接收站的操作需要，管道设计输气量按不小于用户年均小时输气量的2倍考虑。

    4 能耗分析
    4.1 当BOG外输距离符合压降允许输送范围时

    由第3.2节分析可知，当BOG外输距离符合压降允许范围时，在不需要增加额外的BOG压缩机的情况下，利用某LNG接收站BOG处理系统实际运行时的相关工艺数据及设备参数，对厂内的再冷凝工艺和BOG直接外输工艺能耗进行分析，见表 2。

    表 2    再冷凝工艺与低压外输工艺1的能耗对比分析 Table 2    Comparative analysis of energy consumption between recondensing process and process 1 of low pressure external transportation

    由表 2计算可以看出，通过低压管道直接输送BOG能耗更低，节约的主要能耗来自于高压泵。

    4.2 当BOG外输距离超过压降允许输送范围时

    由第3.2节中计算可知，当BOG外输距离超过压降允许输送范围时，需要增加低压压缩机进行增压。同样借助广义伯努利方程分析可得[7]，如表 3所列。

    表 3    再冷凝工艺与低压外输工艺2的能耗对比分析 Table 3    Comparative analysis of energy consumption between recondensing process and process 2 of low pressure external transportation

    由表 3中数据可知，通过低压管道直接输送BOG时，若要节约能耗，新增低压压缩机的功率必须小于高压泵的功率。且功率差△W=W2-W4的值越大，其节约能耗的作用越明显。

    4.3 建设低压管道直接输送BOG的经济性分析
    4.3.1 LNG接收站投料试车期间

    根据国内LNG接收站投产经验，在投料试车期间无法回收BOG，BOG只能经火炬放空燃烧。LNG接收站整个试车流程大约需要20~25天。此时，产生BOG的量按照10 t/h计算，整个试车期间经火炬燃烧的BOG经济总价值约为3000万元(天然气价格参照工业用气标准)。采用再冷凝工艺的接收站在投料试车期间，BOG回收系统按照试车步骤应最后试车，此部分BOG在试车期间无法回收。而BOG直接外输时，只要压缩机试车成功便可以回收BOG，不受其他系统试车影响。因此，接收站投料试车期间，BOG经低压外输管道可以充分回收。

    4.3.2 LNG接收站无法建立正常外输时

    根据国内类似项目运行经验，LNG接收站在运行初期，由于接收站气化外输系统尚未平稳运行，同时由于外输气量较小，高压泵达不到起泵条件，会导致再冷凝器无法使用，BOG气体则经火炬燃烧，造成很大的经济损失。等到LNG接收站建立正常外输后，BOG才能通过再冷凝工艺得到回收。而何时能够建立正常外输，取决于外部供气市场的进一步开发和培育。因此，在无法建立正常外输期间，BOG可以经低压外输管道充分回收。

    4.3.3 LNG接收站投产运行期间

    接收站投料试车后，需要进一步分析BOG通过低压外输管道直接外输的建设成本。

    4.3.3.1 BOG外输不需要增设压缩机时

    当外输距离小于压降允许输出距离27 km时，由第4.1节计算结果可知，在不增加压缩机的情况下，即使接收站建立正常外输，BOG通过低压外输管道直接外输的能耗远小于采用再冷凝工艺的能耗。根据国内低压城市燃气管网建设工程经验，管道建设费用可参照一般线路段和站场主要设备进行估算，见表 4。

    表 4    低压外输工艺1的管道投资估算 Table 4    Pipeline investment estimate for process 1 of low pressure external transportation

    因此，在L范围内有低压城市燃气管网时，建设低压外输BOG管道相对而言方案最优，投资最小，节能最明显，回报率最大；且输送距离越短，投资越小，运行年限越久，回报率越高。

    4.3.3.2 BOG外输需要增设压缩机时

    在增加压缩机的情况下，假定外输距离为60 km时，此种条件下管道建设费用如表 5所列。同时还需考虑压缩机设备费用，压缩机的设备及选型根据管道输气量、压力及介质等其他物性要求进行初选，如表 6所列。

    表 5    低压外输工艺2的管道投资估算 Table 5    Pipeline investment estimate for process 2 of low pressure external transportation

    表 6    低压外输工艺2的压缩机投资估算 Table 6    Compressor investment estimate for process 2 of low pressure external transportation

    当BOG输送距离在L至60 km范围内有低压城市燃气管网时，BOG通过二次增压后外输的总体投资费用随外输距离的增加而增大。同样，输送距离越短，投资越小；运行年限越久，回报率越高。当外输距离为60 km时，通过综合考虑接收站投料试车、运营初期及运营周期内的减排、节能效应等因素，并与总体投资对比分析可知，BOG低压外输仍具有可观的投资回报率。

    若接收站投料试车后仍长期不能建立正常外输，由第4.3.2节可知，其BOG直接外输的投资回报率将会大幅增加。

    5 市场分析

    外部市场需求是BOG直接外输工艺实施的重要影响因素，就近拥有稳定的天然气外部市场可以保证接收站的平稳运行，对接收站安全有效地处理BOG具有重要意义。积极开发和培育LNG接收站周边的供气市场，对于接收站降低运行成本、提高经济效益有着积极的意义。

    6 结论

    分别从工艺条件、运行能耗、投资回报以及外部市场等方面，对BOG直接外输工艺的可行性进行了分析，认为此方案可行。在一定条件下，相比BOG再液化处理工艺更加节能，为今后LNG接收站BOG的处理方式提供了新的解决思路。同时，对LNG接收站降低运行成本、提高经济效益方面有着重要指导意义。

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