LNG接收站BOG再液化工艺选择

LNG接收站BOG再液化工艺选择

徐涛

中石化天津液化天然气有限责任公司天津市300457

摘要：BOG处理是接收站的关键工艺，是接收站的核心部分。BOG是LNG接收站的关键之一，关系到接收站能否安全平稳经济的运行。本文就LNG接收站BOG再液化工艺选择展开探讨。

关键词：LNG接收站；BOG；再液化工艺

1LNG接收站BOG处理工艺

1.1直接压缩工艺

直接压缩工艺是指将LNG储罐内的多余的BOG直接输送到外输管网供给下游用户的工艺，将储罐内的BOG通过压缩机压缩到外输管网相应压力后送至输气管网。如图1所示，该工艺系统LNG储罐、BOG压缩机、高压压缩机及外输管网的相应管道组成，储罐内的BOG经BOG压缩机，高压压缩机提压至外输管网压力后，通过外输管道输送给用户。由于该工艺系统的能耗较高，处理量少，且当接收站有气化外输时会浪费LNG的冷能，只有少数的调峰型LNG接收站与卫星型接收站运用该工艺为主要工艺，国内大部分LNG接收站都将至设为备用工艺。只有当接收站BOG产生量不大并且外输量小，无法进行气化外输时，才采用此工艺来处理适量的BOG，即可维持储罐压力稳定，同时也可避免BOG直接火炬放空造成的经济损失。当BOG处理量过大超出直接压缩工艺的处理能力时，无法被处理的BOG只能通过火炬系统进行燃烧放空，造成LNG接收站的巨大损失。

图1BOG直接外输工艺

1.2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。

1.3再冷凝液化工艺

再冷凝工艺是将储罐内的BOG再冷凝至液化状态的工艺。储罐内的BOG通过BOG压缩机输送至再冷凝器与通过低压输送泵送出的LNG相混合。通过低压输送泵加压的LNG处于过冷状态，与BOG进行充分换热，使BOG发生相变，冷凝至再液化状态。进行再冷凝液化后的BOG与低压输送泵送出的LNG一起经高压泵加压进入汽化器气化达到外输管网压力，通过外输管道输送给用户。如图2所示。

图2BOG再冷凝液化工艺

该工艺系统由BOG压缩机、低压输送泵、高压泵、再冷凝器及相应管道组成。能耗较低，处理量大，是国内大部分接收站的BOG主要处理工艺。该工艺过度依赖LNG接收站LNG气化外输量，一般LNG接收站外输负荷波动导致该再冷凝工艺操作困难。当LNG气化外输量无法满足BOG处理量的需求时，剩余的BOG必须通过火炬系统燃烧放空，保证接收站安全运行，同时造成LNG站的巨大损失。

2BOG再液化工艺方案选择

2.1工艺特点对比

其工艺特点对比列于表3

表3BOG再液化回收工艺比较

三种工艺比较来看，区别主要在于以下几个方面：①工艺流程及操作复杂程度：高压射流制冷工艺最为简单，膨胀制冷工艺较复杂，混合冷剂制冷最为复杂。②负荷调整：三种工艺均能适应操作弹性要求，当BOG处理量较大，需要设置多套高压射流制冷系统时，可通过控制运行的高压射流装置台数适应BOG处理量，理论能耗较低；膨胀制冷和混合冷剂制冷通过回流方式实现，理论能耗较高。③组分中氮气含量要求：膨胀制冷和混合冷剂制冷在液化过程中可以将氮气不凝气排出，对原料气中氮气含量无要求；高压射流工艺一次液化率只有30%，其余气体作为循环气，随原料气中氮气含量升高，导致不凝气循环量增加，能耗上升。④适应处理规模：单套高压射流适应处理规模最小，仅有10×104Nm3/d（φ（N2）≤10%情况下）；膨胀制冷适应处理规模较小，为20×104Nm3/d；混合冷剂适应处理规模最大，大于20×104Nm3/d均可。⑤单位能耗：混合冷剂单位能耗最低，膨胀制冷单为能耗最高，高压射流单位能耗介于二者之间。⑥技术成熟度和工艺包垄断性：膨胀制冷和混合冷剂制冷成熟，应用范围广，工艺包及设备制造厂家多，技术垄断性弱；高压射流应用较少，且目前工艺国内为重庆耐得专利技术，设备俄罗斯进口，技术垄断性强，增加了采购难度。

2.2技术经济对比

接收站运行工况较多、BOG处理量波动性大，根据以往项目经验，不卸船-装船-最小外输-不装车工况下BOG产生量最大，BOG处理量一般不大于16t/h，因此在0.5~16t/h范围内对三种再液化工艺进行技术经济比选，得到三种工艺的技术经济曲线，对每种工艺的适用范围进行分析。技术经济分析按照年操作365天计算，年运行消耗电价、循环水价格和市场冷剂、天然气价格计算标准如下：①电价按照0.63元/kWh计算；②循环水按照5元/m3计算；③混合冷剂按照甲烷3元/kg、氮气1元/kg、乙烯15元/kg、丙烷9元/kg、异戊烷9元/kg计算；④LNG销售价按3000元/t计算。以16t/h处理规模为例，做三种再液化工艺的具体经济技术性分析。表4为16t/h处理规模下，模拟计算及设备询价后三种液化工艺的技术经济对比表。

表4技术经济对比表

从表3可以看出，当BOG处理量为16t/h时，三种方案综合比较来看：①年运行消耗上，混合冷剂制冷消耗最低，高压射流制冷消耗较高，膨胀制冷消耗最高；②利润上，三种工艺的利润与年运行消耗直接相关，混合冷剂制冷利润最高，高压射流制冷利润次之，膨胀制冷利润最低；③投资回收期、设备一次性投资、20年费用现值上，混合冷剂最低，膨胀制冷次之，高压射流制冷最高。综合比较可以看出，混合冷剂制冷技术经济性最高。按照上述16t/h处理量分析过程，可以得到三种工艺在不同处理量下的20年费用现值曲线，如图5所示。从图中可以看出，随BOG处理量的增加，三种工艺的费用现值不断增加，这是由于随处理量增加，运行能耗增加导致。当BOG处理量大于4t/h时，混合冷剂费用现值最低，且随处理量增加，混合冷剂工艺的优势更加明显。当BOG处理量小于4t/h时，三种工艺费用现值差距不断减小。这是由于随处理规模减小，年运行消耗减小，所以使三种工艺的费用现值差减小。

图5三种工艺20年费用现值比较

结语

LNG接收站在无气态外输管网时，BOG可采用膨胀制冷、混合冷剂制冷、高压射流制冷再液化工艺回收，回收产品以液态形式分销。需要根据实际运行中BOG产量情况，合理选择再液化工艺。

参考文献：

[1]尹清党.BOG压缩机在LNG接收站的应用[J].压缩机技术，2017.

[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，2017.