液化天然气储备站BOG气体处理工艺探讨

摘要：液化天然气（LNG）是实现经济、社会和环境协调发展的重要途径， 也是重大战略决策和优化能源结构。大型液化天然气接收站，需要解决的BOG量很大。如何处理这个BOG气体，成为液化天然气接收站的关键工艺。本文对液化天然气储备站BOG气体气体处理技术进行了探讨。

关键词：液化天然气（LNG）； BOG气体；处理工艺

随着国际原油价格上涨，天然气作为低消耗、低消费，高产量，低污染，高效益的能量已经被世界各地的关注和青睐，液化天然气（LNG）项目也随之上升。广东液化天然气接收站坐落在东部大鹏湾东岸深圳沙头角。该项目始于2004年， 第一阶段设两台的160000立方米储罐； 第二阶段增加一台同容量的储罐。其中，一期工程已于2006年5月。储罐采用全容式，外罐外直径为8316m， 为预应力混凝土结构，内罐材料是9%镍钢， 直径为80米，槽总是51米。液化天然气接收站通常包括以下几个分： LNG卸载系统（包括港口和码头） 、液化天然气储罐、液化天然气蒸发器、LNG泵、BOG、天然气体处理系统和其他实用程序系统。本文主要介绍并讨论BOG气体处理系统。

1、 BOG产生量的计算

由于储罐、管道的漏热，机泵的能量输入，卸料过程中的闪蒸、置换及气压变化等引起BOG产生量变化。具体分析如下：

1.1热输入产生的BOG

1.1.1储罐由于罐顶、罐壁和罐底在环境中吸收热量，储罐内部分LNG产生气化，此部分产生量计算公式如下：

VT = VTANK × DL × BOG生成速率 （t/h）

VTANK ：储罐全部容积（m3）

DL ：液体密度（kg/m3）

1.1.2由外界环境对管线热输入产生的BOG

外界环境对管线的热输入将通过排净管线和卸货管线被循环回储罐，入罐后闪蒸生成BOG。

VT = A × 热输入速率 / L

A：管道表面积（m2）

L：潜热（kJ/kg）

1.2卸货过程置换出来的BOG量

在货船的卸货过程中，陆上储罐内的BOG被卸载的LNG置换。产生BOG的量计算如下：

VL =LNG卸载速率 × DV

DV：处于LNG 陆上储罐内压力和温度条件下的BOG密度（kg/m3）

1.3 LNG装罐过程中的闪蒸

一般在向LNG储罐内装入LNG的过程中将发生闪蒸。闪蒸BOG的产生是由卸货泵的能量输入、卸货臂和卸货管线的热输入、储罐内液位升高造成罐体内壁冷却的热输入，以及货船内LNG与储罐内LNG之间的焓差共同决定的。

闪蒸BOG的产生量是LNG入罐前减压阀泄压后的闪蒸量和冷却罐体内壁产生BOG的量两部分，计算公式如下：

VF = VF1 （货船内LNG和储罐内LNG的焓差，包括卸货泵、卸货臂和卸货管线的热输入） + VF2 （冷却罐体内壁产生的BOG）

1.4 机泵对回流LNG的能量输入

对于通过机泵驱动的回流LNG，由于机泵的能量输入，这部分回流LNG将产生BOG。该BOG生成速率将通过相应流率下所对应的机泵能量输入计算得到。

VR =机泵对回流LNG的能量输入 / L

1.5 大气变化造成的储罐表压变化

由大气变化造成的储罐表压变化将产生BOG。根据站址情况，该值将影响BOG的生成量。卸船时一般气象条件较好，气压不存在长时间连续变化情况，因此，卸船工况不考虑气压变化对BOG生成量的影响。

由表压变化产生的BOG生成量是通过计算储罐内BOG气体膨胀和由LNG饱和压力变化引起的LNG气化得到的。计算方法如下：

VA = VA1 （BOG气体膨胀）+ VA2 （由LNG饱和压力变化引起的LNG气化）

VA1 = （LNG储罐罐内绝压） × （ V × dP/dt / P ） / （273.15 + 气体温度） × 273.15 / 101.325 × DV

VA2 = K × （dP/dt）4/3 × A

V： 空罐的全部容积 （m3）

dP/dt： 表压变化 （KPa/h）

P： 大气绝压 （KPaA）

DV： 标准状况下的BOG密度（kg/m3）

K：系数1.1×10-5

A： 气液界面面积 （m2）

1.6卸船时产生的回气量

卸货时，为了平衡陆上储罐和LNG货船内的压力，一部分BOG被返回到LNG货船内。

回气量的计算需要同时考虑由于LNG货船漏热在船内生成的BOG量。计算方法如下：

VRG = LNG卸载速率 × DV - 货船容积 × 货船内LNG气化速率 × DL

DV：处于LNG 货船内压力和温度条件下的BOG密度（kg/m3）

DL：处于LNG 货船内压力和温度条件下的LNG密度（kg/m3）

1.7 由LNG外输造成的BOG减少量

在装车过程中，可以认为LNG外输相当体积的BOG被消除了，计算方法如下：

VSO =LNG的外输质量流量 / DL ×DV

DL：处于LNG 储罐内压力和温度条件下的LNG密度（kg/m3）

DV：处于LNG 储罐内压力和温度条件下的BOG密度（kg/m3）

1.8储备站可能产生BOG量的组合

不同工况下，BOG的产生量不同，储备站外输模式具体组合如表1所示：

表 1 BOG计算的输出模式组合表

外输模式 卸货 装车 备注

A 是 否 BOG产生量最大

B 是 是

C 否 是

D 否 否 BOG产生量最小

1.9案例分析

某储备站建设规模60万吨，建设2台3万方储罐，卸料速度3200方/小时，10台装车位。BOG产生量计算结果如表2：

表2 BOG产生量计算结果

工况 贫组分（吨/小时） 富组分（吨/小时）

卸料+无槽车 4.01

4.35

无卸料+无槽车 1.621 1.777

无卸料+槽车 1.434 1.488

卸料+槽车 3.825

4.063

2、 BOG外输工艺方案

BOG在储罐中处于低温状态，对它进行压缩可以采用两种处理方案，一种是采用低温压缩机对BOG进行加压，然后再进行处理；另外一种是通过空温式加热器首先对BOG进行加热，满足常温压缩机的气体温度进口要求，然后采用常温压缩机对BOG进行处理。因为低温压缩机价格昂贵，同时需要进口，因此对于储备站来说，采用常温压缩机方案是较为经济可行的。

BOG的处理一般有两种工艺方法，一种是液化的方法，另一种为直接外输的方法；其中直接外输方法有CNG外输和管道外输两种方案，液化方法有氮膨胀液化法和混合冷剂液化法。通过上述案例的计算结果，BOG在卸船工况和非卸船工况条件下，产生的BOG量差距较大，因此选择处理方案时，必须考虑BOG气量较大的波动性。

2.1 方案1-管道外输方案

管道外输方案需要储备站附近有稳定的用气企业，与此用户签订长期的用气合同，储备站产生的BOG经过加热和加压，通过低压管道输送到用户。由于站内BOG的产生量是波动性的，为了能够平稳的为供气企业服务，站内需要建设相应的储气设备，BOG储气设施主要有球罐储气与地下管束储气两种形式，两种储气形式都能够满足工艺要求。根据常规工程经验，管束储气相对于高压球罐储气能够节省50%建设及运行费用，管束储气还具有工艺流程简单、施工难度小、维护方便等诸多优势，且管束储气不占地上空间，地上还可以植草绿化，提高厂区的绿化率，使用地效率提高。在地质条件满足要求的前提下，储气设施推荐采用地下管束储气。

2.2 方案2-CNG外输方案

CNG加气站的天然气引自储备站的BOG总管，通过空温式加热器将天然气温度升至常温，通过缓冲罐进入压缩机进行加压至20MPa，进入CNG槽车加气岛给槽车加气后外运。压缩机启停由储罐的压力控制，因此在压缩机启动时，CNG加气机需要同时启动；压缩机停止工作时，CNG加气机需要同时停止工作。CNG外输方式相对管道外输更加灵活，用气市场也可以相对分散，但与管道外输有相同的问题，都要处理BOG气体波动性的特点，需要增加一部分储气设备。

除上述两种方案之外，还可以将BOG进行液化的方案，目前BOG液化方案普遍采用膨胀液化和混合冷剂液化两种方案。

2.3 方案3-膨胀液化方案

膨胀机制冷使用另一种气体（例如氮气）经过压缩，进入冷箱，通过膨胀制冷来液化天然气。这种循环可以全部液化天然气，模拟工艺流程如图1。该工艺流程简单、调节灵活、工作可靠、易启动、易操作、维护方便和安全可靠、维修方便，能够满足BOG气量波动性要求；但是能耗略高些，对于储备站的建设规模，BOG产生气量较小，同时具有波动性，采用膨胀制冷工艺可行。

图1间接膨胀机（双级）制冷液化循环模拟图

2.4方案4-混合冷剂液化方案

混合冷剂制冷循环是在阶式制冷液化循环的基础上发展起来的，以N2和C1～C5烃类混合物作为一种循环制冷剂，代替了阶式制冷液化循环中的单组分的多种制冷剂，从而简化了流程，提高了操作可靠性、灵活性，强化了系统的能量利用，从而可实现较低的能耗，模拟工艺流程如图2。该流程的特点为：流程简单、机组设备少、易于控制、管理方便，但制冷剂需要专门配制供应并及时补充，适合用于基地型及大型装置；同时，混合冷剂液化方案要求气量稳定，储备站的气量波动性较大，采用本方案需要牺牲部分气量，放空到火炬燃烧。

图 2混合冷剂制冷液化循环模拟图

3、结论

1） 上述4中方案中，管道外输和CNG外输可以统称为外输方案，膨胀制冷液化和混合冷剂液化可以统称为液化方案，在外输方案具备的条件下，推荐采用外输方案，外输方案投资费用和运行费用比液化方案都要低。

2） 储备站BOG处理方案都可以实现BOG的回收或利用，既满足我国对环境保护的要求，又可以满足节能要求。

3） 目前国内建设的大型LNG接收站都是采用再冷凝工艺对LNG进行处理，国内储备站都在做前期工作，没有成熟的工程经验可以借鉴，上述讨论的工程方案是否切实可行需要进一步工程实例的检验。

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