LNG接收站蒸發(fā)氣（BOG）增壓再液化技術路線選擇及條件限制

傅 皓，張 健，暢梓博，李 賽

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

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

對于常規(guī)外輸管網配套成熟的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。國內一些接收站受管網建設時間上不匹配等情況的影響，在投運初期無下游氣態(tài)分銷配套，這類接收站則直接配備燃氣發(fā)電機組或再液化的方案對BOG進行回收。由于燃氣發(fā)電機組一次投資過高，使得在此階段增加BOG再冷凝回收工藝更加符合項目的實際需求，即將儲罐內的低溫BOG通過BOG壓縮機增壓后送入再液化裝置液化后返罐。在項目中后期具備高壓氣化外輸條件后，再建設再冷凝器及相關配套，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行橫向比較及國內實際投運案例的情況統(tǒng)計；缺乏在設計中考慮接收站約束條件對液化包工藝設計的限制等。

本文結合某LNG接收站的實際數(shù)據，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增壓液化方案進行流程、操作性能、技術壟斷性、能耗及投資等方面的對比，并按運行時限要求進行技術經濟比選，以確定合理的流程方案，填補此前文獻中缺乏增壓-再液化組合方案比選及數(shù)據的空白。然后，收集并給出了國內接收站投入運行的BOG再液化回收裝置統(tǒng)計表，將統(tǒng)計結果與本文形成的方案進行比較。最后，結合以往項目經驗，介紹了再液化工藝設計中受接收站約束的限制條件，以期為后來設計者提供重要參考。

1 LNG接收站BOG再液化工藝

目前，國內外的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種工藝均有相關應用[6]，但各有優(yōu)缺點。以下分別對3種工藝進行介紹。

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，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要求更為嚴格。

1.2 氮膨脹制冷再液化工藝

根據選用制冷劑的不同，膨脹機制冷循環(huán)可分為：氮-甲烷膨脹機制冷循環(huán)、氮膨脹機制冷循環(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氣通過透平膨脹機絕熱膨脹（克勞德循環(huán)）降溫為天然氣提供冷量實現(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即可獲得滿負荷產品；運行靈活，適應性強，易于操作和控制，安全性好，放空不會引起火災或爆炸危險。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，經擴壓段后溫度降低，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經過增壓機增壓至20 MPa后，進入換熱器冷卻至BOG臨界溫度以下10 °C，再進入噴射器，利用噴射器工作原理制冷液化。在該流程中，進入LNG儲罐的BOG可由噴射器吸入，重新進入噴射循環(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，運行費用較氮膨脹制冷再液化工藝更低，但總投資較高，且存在一定技術壟斷，技術和設備的可獲得性較低。

2 LNG接收站BOG增壓再液化技術路線比較

以某LNG接收站項目為例，進行技術路線方案比較。

2.1 設計基礎要求

某LNG接收站項目設計基礎見表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進行再液化前需要對BOG進行增壓，增壓方案也會影響到再液化裝置的投資運行費用，再結合后期再冷凝的壓力需要，BOG增壓方案一般按BOG低壓機（以下簡稱“低壓機”）+BOG增壓壓縮機（以下簡稱“增壓機”）的配置進行。也就是在接收站投運前期外輸管網尚未建成的情況下，BOG經低壓機壓縮后，再進入增壓機壓縮至目標壓力后再液化。待接收站投運后期外輸量充足時，則可以采用再冷凝工藝處理BOG，BOG再液化裝置不再投運。流程配置如圖4所示。

圖4 近期和遠期BOG處理流程示意

BOG是低溫介質，增壓機第一級的配置可有兩種方案：（1）空溫器+常溫壓縮機方案，即增設空溫器，將低壓BOG升溫至環(huán)空冷境溫度低10 °C左右進入增壓機，則增壓機第一級可以按常溫壓縮機進行選材和設計，壓縮機的投資可有所下降，但由于BOG升溫后進入壓縮機，其運行費用會有所增加。（2）空冷器+第一級可耐低溫的增壓機方案，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BOG壓縮機機組出口溫度控制空冷器運行，同時壓縮機入口溫度低，壓縮機本身效率也較高，機組整體能耗更低，運行操作也更為簡單。

2.2.2 BOG增壓-再液化方案組合

根據增壓機配置方式的不同，并結合上述3種主要再液化路線，在該項目中組合出如表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

通過流程模擬和設計、設備分析計算、資料查閱及廠商詢價等工作，對各方案從流程復雜性、啟?？炻?、負荷調節(jié)性、能耗比、占地、技術成熟性、技術壟斷性、設備投資比等多方面進行了對比分析，從投資、技術成熟性、技術壟斷性出發(fā)推薦了4種可行性較高的方案，之后通過運行年限內投資-運行總費用比較得出了最優(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” 方案較 “空溫器+常溫壓縮機”方案運行能耗均更低，一次投資均略高。以下從不同方面對再液化流程進行比較分析。

表5 不同方案工藝對比

（1）再液化流程簡單-復雜性：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雜，混合冷劑制冷再液化工藝由于混合冷劑組分復雜，運行中存在一定損耗，需要定期檢測成分并補充混合冷劑，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到滿負荷的時間相對較短。LNG的出液時間主要取決于冷箱的預冷速度，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可生產出LNG；而冷態(tài)啟動時，1 h內即可生產出LNG。

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

（5）負荷調整簡單-復雜性：從負荷操作要求上看，3種方案均可以滿足負荷條件的操作需求。高壓射流制冷再液化工藝受制于最大能力，需要設置多臺組合，這極大地增加了投資成本，但是也提高了負荷條件的區(qū)間，特別是在低負荷工況下，通過多套組合，仍然可以實現(xiàn)高效率運行，在負荷調整上更具有優(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)據很差，一般不建議在此區(qū)間運行。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荷調節(jié)操作相對簡單一些。

（6）能耗比：通過能耗比計算可知，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：壓縮機存在多臺，壓縮機本身難以撬裝，需要分體供貨。其中，離心壓縮機撬裝程度相對較高，主要是分撬供貨，現(xiàn)場連接撬間管路；往復壓縮機（BOG增壓機）可以采用主體撬裝，如壓縮機曲軸箱、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）技術及應用成熟度：3種再液化工藝均有對應工程應用，其中混合制冷劑和氮膨脹制冷再液化工藝應用更多一些，高壓射流制冷再液化工藝應用極少且目前國內為重慶耐德專利技術，從俄羅斯進口設備，技術壟斷性很強，采購難度較大。

（9）設備投資：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高于前兩種工藝。

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

2.3.2 運行年限內投資-運行總費用比較

據實際情況，目前部分接收站從初投運到建設好管網，一般按5年周期進行考慮，但缺乏該時間段長度的投資-運行綜合費用情況比較。鑒于本項目BOG再液化回收運行時限需求，對方案1至方案4進行了5年投資運行總費用差比較（以方案2為基準方案），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為年總電費差，萬元/a；U為單位電費，元/(kW·h)；ΔCT為操作年限內總電費差，萬元；t為液化裝置在本項目操作年限，a；Ii為第i種方案（i=1～6）設備投資費用，萬元；ΔI為投資費用差，萬元；ΔAC為投資運行總費用差，萬元。

4種方案5年投資運行總費用計算結果如表6所示。從表6可以看出，本項目以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行經濟性具有明顯優(yōu)勢。同樣，對比兩種增壓機方案，“空冷器+壓縮機第一級可耐低溫”方案也優(yōu)于“空溫器+常溫壓縮機”方案。

表6 4種方案5年投資運行總費用對比

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

2.4 國內接收站BOG增壓再液化裝置已投用案例的使用情況統(tǒng)計

目前文獻中缺乏國內接收站實際投運BOG增壓再液化裝置應用案例使用情況的統(tǒng)計及比較，通過收集國內接收站實際應用案例的使用情況，可為后來BOG增壓再液化裝置的設計提供重要實踐數(shù)據支撐。表7為國內接收站投運的BOG增壓再液化裝置情況統(tǒng)計。從表7可以看出，目前國內LNG接收站投入運行的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)計結果與上述比選數(shù)據結論吻合。

表7 國內接收站投運的BOG增壓再液化裝置情況統(tǒng)計

一般來說，BOG再液化工藝的選擇需要根據BOG規(guī)模、運行時間等因素綜合考慮[10]。結合上表，可以看出混合冷劑制冷再液化工藝雖然投資略高，但運行費用更低，中長期運行下優(yōu)于氮膨脹制冷再液化工藝，因此受到更多用戶的歡迎。但是對于短期運行且BOG規(guī)模很小的項目，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合投資-運行總費用進行比選。

3 接收站條件對BOG再液化工藝設計的限制

接收站部分約束條件會限制BOG再液化工藝的設計，從而對液化包的設計產生影響。但目前文獻中缺乏關于接收站條件對BOG再液化工藝設計限制分析的報道，這也使得相關單位在進行設計時缺乏直接參考，容易出現(xiàn)設計缺陷，對裝置運行及安全產生重大影響。為此，本文結合以往項目經驗，提出以下幾條重要限制條件，以期為后來設計者提供參考。

3.1 BOG壓縮機選型和再液化裝置設計流量

BOG 再液化后返LNG 儲罐會閃蒸產生新的BOG，因此BOG壓縮機及再液化裝置的處理流量應按接收站操作所直接產生的BOG量+BOG再液化返回儲罐新產生的BOG量計算。后者在設計過程中容易被遺漏掉，造成BOG壓縮機和再液化裝置能力不足。

3.2 再液化產品回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項目為例，其中一組原料的BOG中：φ(CH4)=82.5%，φ(N2)=17.5%。根據計算，若將BOG全凝無放空回收，則回罐的液體溫度可能到-185 °C，該溫度遠遠低于儲罐和相關管線的設計溫度（-165 °C），儲罐方明確不允許低于設計溫度的流體進入儲罐系統(tǒng)，以避免安全事故。因此設計單位只能在再液化單元的設計目標中鎖定BOG液化產品回罐溫度不低于-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液化產品則必須要達到很低的溫度（罐壓下的飽和溫度）回罐，但是這股低溫流會為罐和相關的管線帶來很多驗證復核和修改的工作（目前國內LNG儲罐設計溫度大多在-165 °C左右），有一定的安全風險且會加大投資，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項目的BOG再液化包進口氣中氮氣含量高，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，而使尾氣中的氮氣含量過高，則可能造成火炬熄滅。為了確?；鹁婺軌虺掷m(xù)燃燒不熄滅，與火炬廠家確認排放氣中含氮量限制要求，廠家明確回復氮氣含量（物質的量分數(shù)）控制在60%以下為宜，若氮氣含量達到70%時，則需要摻入甲烷伴燒才能維持燃燒。因此在BOG再液化工藝的設計中，應通過適當提高液化裝置出口溫度和降低閃蒸罐壓力等，使得排放氣中氮氣含量（物質的量分數(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險。

4 結論

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和再液化技術的思路，結合某LNG接收站的實際數(shù)據，對6種組合方案從流程復雜性、啟?？炻?、負荷調節(jié)性、能耗比、占地、技術成熟性/壟斷性和設備投資比等多方面進行了對比分析，并按運行時限要求進行了技術經濟比選，確定采用第一級可耐低溫的BOG增壓機的混合冷劑制冷再液化工藝方案。然后，通過對國內現(xiàn)已投入運行的BOG再液化回收裝置的統(tǒng)計和對比，進一步驗證了混合冷劑制冷再液化工藝流程占主導的分析。最后，結合以往項目經驗，從BOG壓縮機選型和再液化裝置設計流量、再液化產品回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計中受接收站約束的限制條件。