中国石化天津LNG接收站BOG回收工艺系统研究

王保庆（中石化天津液化天然气有限责任公司，天津300457）

0 引言

天津LNG 接收站一期工程已于2018 年2 月投产，二期扩建工程建设工作已全面启动，计划2024年建成达产。扩建工程建设完成后，LNG 接收站整个站场规模达1080x104t/a，供气能力达126×108m3/a,汽车装车能力达180x104t/a。LNG 在接卸、储存、生产及运输过程中，因环境热量的流入、装卸船过程中的体积置换、闪蒸以及大气压力的变化等因素，导致相当部分的液化天然气气化[1]。这部分蒸发气(BOG)会引起LNG储罐、工艺设备和工艺管网压力升高，进而引发事故，需要及时引出处理。本文结合天津LNG 接收站工艺实际，介绍项目BOG 产生的机理回收常用的直接压缩工艺、再冷凝工艺为基础进行对比，并结合工艺技术的发展相撞，选择合理的工艺技术方案。

1 BOG产生量计算

LNG在生产及运输过程中环境热量的流入、装卸船过程中的体积置换、闪蒸以及大气压力的变化等因素，导致相当部分的液化天然气气化。生产过程中BOG主要来热量的流入，装卸船过程中的体积置换和闪蒸，温差和压差的变化[2]。

1.1 单台LNG储罐BOG量

1）热量吸收产生的BOG量：

外部环境向LNG储罐内不断传递热量，储罐内LNG吸收热量后气化。通常为了安全，选择一年中温度最高的夏季一昼夜的平均吸热量作为计算标准，采用公式(1)计算BOG量：

qm,1=F/r（1）

式中：qm,1--从环境正常吸热产生的BOG量，kg/h

F--LNG高液位(满液位的80%)下，最热昼夜从环境的正常平均吸热量，kJ/h

r--LNG的气化潜热，kJ/kg

2)大气压力下降产生的BOG量：

LNG 储罐一般都装有自动泄压装置。通过压力表测量储罐内的压力，将数据反馈给控制单元，当压力超过一定值时自动泄压以维持储罐的稳定运行[2]。由于大气压力下降而引起的这部分BOG量可用以下公式(2)进行估算：

式中:qm,2--由于大气压力下降产生的BOG量，kg/h

qm,G--气压下降直接排空的BOG量，kg/h

qm,L--LNG液面过热产生的BOG量，kg/h

VT--储罐的气相空间体积，m3

ρNG--泄放时天然气的密度，kg/m3

qm,L--外界大气压变化时段内的大气压最低压力，Pa

△Pmax--外界大气压变化时段内大气压的最大变化率，Pa/h

qm,X--低液位(满液位的20%)下从环境吸热产生的BOG量，kg/h

P1--外界大气压变化时段内1h内的大气压最大变化量，Pa

P2--满液位下对应的气液界面压力，Pa

AL--气液界面面积，m2

3）单台机泵散发热量产生的BOG量：

LNG泵在工作过程中会消耗电能，其中一部分电能会转化为热能被LNG吸收，由此产生的BOG量按计算公式(3)计算：

式中:qm,3——吸收LNG泵电能转化的热量产生的BOG量，kg/h

L——散热系数

P——LNG泵的额定功率，kW

4)卸料过程的容积置换产生的BOG量：

体积置换指的是随着LNG 来液的增加，储罐中的空间被LNG 所填充，使得气相空间缩小，为维持储罐的微正压，部分BOG被挤出储罐。依据其定义，体积置换产生的BOG量可用公式(4)进行计算：

式中:qm,4——吸收LNG泵电能转化的热量产生的BOG量，kg/h

vF——LNG充装速率，m3/h

5）LNG储罐BOG产生总量

qm,5i=qm,1+qm,2+qm,3×nP+ qm,4

式中:qm,5--LNG储罐区产生的BOG量，kg/h

qm,5i—第i台储罐产生的BOG量，kg/h

nP--单台储罐馆内泵的运行数量，台

1.2 槽车装运产生的BOG量

LNG槽车装运过程中，由于槽车罐槽吸热、罐容置换、压力变化引起BOG的产生，并通过装车返回臂输送至储罐。

式中:qm,6--LNG槽车充装站产生的BOG量，kg/h

qc--单台槽车产生的BOG量，kg/h

nc--槽车充装作业台数，台

1.3 LNG船舶卸船作业产生的BOG量

LNG槽车装运过程中，由于槽车罐槽吸热、罐容置换、压力变化引起BOG的产生，并通过装车返回臂输送至储罐。

式中:qm,7—卸船作业产生的BOG量，kg/h

qi—指i艘LNG船舶产生的BOG量，kg/h

1.4 天津LNG项目BOG总量计算结果

LNG接收站BOG回收系统的工艺配置过程中，系统最大负荷通常按各单元最高运行负荷计算，同时兼顾BOG 压缩机和BOG运行负荷限制。表1 是不同工况下BOG总量计算值。

表1 不同工况下BOG总量计算表

2 天津LNG接收站BOG回收工艺系统

2.1 国内外工艺技术现状

从国内外已建LNG接收站现状，BOG处理方式主要有再冷凝、直接压缩、返补真空、代替氮气充填隔热层、燃烧等多种形式[3]。当外输量小无法提供足够的冷能冷凝BOG时或接收站临近区域有低压天然气用户或城市低压管网时，BOG增压外输较再冷凝更具节能和环保优势；再冷凝工艺根据冷源供给有形成再冷凝增压外输、蓄冷式再冷凝和外加冷源再冷凝等不同形式。表2 是不同BOG回收工艺的优缺点。

图1 BOG再冷凝工艺流程图

表2 不同BOG回收工艺的优缺点

2.2 天津LNG接收站BOG系统工艺流程

根据天津LNG项目下游用户用气需求实际，全年外输气化负荷稳定，季节、月、日峰谷差小，所以本项目采用再冷凝增压工艺方案。来自BOG 总管的低压、低温天然气经BOG 压缩机增压后进入混合器，与部分低温LNG混合，冷凝成低温液体，经不凝汽分离罐分离出不凝汽，液体自分凝器底部进入高压泵入口总管增压气化外输，工艺流程见图1。

2.3 主要设备

BOG 主要是由于外界能量的输入产生的，如罐内泵运转，外界热量传入，大气压变化、及卸船时LNG 送入储罐时造成罐内LNG 体积的变化。为操作灵活，一期工程设置2 台流量为9.9t/h（考虑10%的裕量）的BOG 压缩机；扩建工程（二期）增加1 台处理量为16.1 t/h 的BOG 压缩机，满足装置BOG 最高负荷需求。当一台压缩机维修时，另两台压缩机仍可维持无卸船或1座码头卸船期间的正常操作,因此不再配置备用压缩机。

由于再冷凝设施核心涉笔采用了项目新开发的静态混合器，全年的维修时段较少，不考虑备用。一期工程已设置1套处理能力为17.6t/h 的BOG 静态混合再冷凝设施。二期工程增设1 套17.6t/h 静态混合再冷凝设施，共2 台。表3 是BOG 压缩机配置及负荷分配情况。

表3 BOG压缩机配置及负荷分配表

3 技术创新点

资料显示国内外已建LNG 接收站的BOG 再冷凝器主要是填料塔式再冷凝器，BOG 与过冷的LNG 顺流或逆流接触，在填料层内被冷凝变为液体；填料一般为散堆填料或规整填料，设备体积大。本项目采用静态混合再冷凝器来再冷凝BOG，BOG进入静态混合器微孔管内，通过微孔分布产生微气泡与部分低温LNG 充分回合，迅速降温冷凝；静态混合器包括气体分布段和混合段，气体分布段采用316L不锈钢粉末烧结微孔管束，混合段采用技术成熟SK 型静态混合器；静态混合器是一种没有运动部件的高效混合设备，静态混合器工作原理是利用固定在管内的混合单元改变流体在管内的流动状态，达到BOG和过冷LNG 直接混合充分接触冷凝的目的。表4 静态混合器和塔式再冷凝器优缺点。

表4 静态混合器和塔式再冷凝器优缺点

4 运行情况

项目一期工程于2018 年3 月BOG 静态混合再冷凝器开始预冷、进料、调试和运行，BOG再冷凝器设备运行正常，未出现因卸船作业、气化负荷等生产条件变化引起BOG压缩机负荷调整，再冷凝系统压力、液位快速大幅度波动并引发事故停机情况，BOG 得到全部回收[6]。表5 是BOG 再冷凝系统部分运行典型记录。

表5 BOG再冷凝系统部分运行典型记录表

表5第1至2项高负荷（卸船作业）和及3～6正常生产低负荷（非卸船作业）数据显示，BOG和高压LNG的流量和压力较稳定，BOG再冷凝器的液气质量比稳定，处理能力和设计值相当。

5 结语

通过项目一期工程实际运行检验证明，中国石化天津LNG接收站BOG回收工艺系统技术方案基本满足了生产实际需要，系统运行稳定；静态混合再冷凝器开发和应用克服了塔式再冷凝器负荷顺势变化引起运行工况急剧变化，导致系统连锁停车等固有缺陷。静态混合器作为LNG 接收站BOG 再冷凝核心设备的开发和工程应用在国内尚属首次，工程实际运行时间短、复杂负载工况的出现记录少，其可能存在的缺陷还需要长时间生产实践验证发现。考虑目前静态混合再冷凝器在实际生产运行过程中表现出的较优越性能，在国内拟建、新建和改扩建LNG接收站项目中具有较好的应用前景和推广价值。