LNG 接收站BOG 处理工艺综合对比分析

国家管网集团粤东液化天然气有限责任公司

根据相关报道，2019 年我国进口液化天然气6 025×104t，同比上涨12.2%[1]。目前中国大陆已有20 座LNG 接收站建成投产，25 座拟建或待建。由于卸船、环境温度和大气压变化，以及罐内泵电动机运转等外界能量的输入，在LNG 接收站会产生大量的蒸发气（以下简称BOG）[2]。一般地上储罐日蒸发率为0.05%[3]，按照3个16×104m3储罐计算，卸船工况BOG 产生量为20.6 t/h，非卸船工况BOG 产生量为12.1 t/h[4]。为了维持储罐压力的稳定，保证接收站安全运行，必须处理产生的BOG[5-7]。LNG 接收站BOG 处理工艺流程通常有直接输出和再冷凝两种[8]。但随着LNG 接收站的发展，接收站的运行工况越来越复杂，上述两种工艺已不能满足LNG 接收站的BOG 处理需求，部分接收站根据外输管线建设情况采用了BOG 再液化或CNG 外输流程，以达到在管线投产前减少BOG 放空的目的。

1 BOG 处理工艺

1.1 直接输出工艺流程

直接输出工艺流程是利用压缩机将BOG 升压后直接输送至下游管网，流程简图如图1 所示。该工艺较少单独设置，一般与再冷凝工艺混合使用，适用于下游用气量小，投用再冷凝器不足以回收所有BOG 的工况。

该流程可以只启动BOG 压缩机或者和高压压缩机配套使用，具体根据工况确定。如果配套管道是LNG 接收站站线一体化项目，在投产初期下游用气量较小，用气压力低于1 MPa，且BOG 可以满足客户气质要求时，可仅启动BOG 压缩机进行BOG 低压外输，但应利用站内LNG 气化器对BOG进行换热，以避免低温BOG 进入管网。在下游管网投产后，如果用气量仍然较小，则可启动高压压缩机进行高压BOG 外输。

1.2 再冷凝工艺流程

再冷凝工艺是将BOG 经过压缩机加压后送入再冷凝器，利用过冷的LNG 将BOG 冷凝，经过升压、气化后进入管网，流程见图2。BOG 再冷凝器除了可以吸收BOG 外，还可作为高压泵的入口缓冲罐，同时满足高压泵入口汽蚀余量要求。

该工艺一般要求BOG 和LNG 的气液质量比为1∶9，即需要9 t LNG 才能吸收1 t BOG，因此只有在高压外输达到一定量后才能投用再冷凝器进行BOG 回收。以上述BOG 产生量为例，不卸船工况下高压外输量至少需达到108.9 t/h 才能维持罐压；而卸船工况下高压外输量则需达到185.4 t/h 才能完全吸收所产生的BOG。因此，再冷凝工艺适用于下游用气量大的工况。

1.3 再液化工艺流程

按照制冷方式分类，天然气的液化流程包括级联式液化流程、混合制冷剂液化流程和带膨胀机的液化流程三种方式[9]。级联式液化流程主要应用于基本负荷型天然气液化装置[10]，国内LNG 接收站主要采取后两种液化流程。以混合冷剂液化流程为例，该液化流程采用氮气、甲烷、乙烯、异戊烷和丙烷五种组分，按照一定比例配成混合冷剂，经过冷剂压缩机加压后气液两相分别进入冷箱，利用节流降压产生的冷量将经过低温BOG 压缩机和原料气压缩机加压后的BOG 液化，然后输送至LNG 储罐储存，流程简图如图3 所示。

图1 BOG 直接输出工艺流程简图Fig.1 BOG direct sendout process diagram

图2 BOG 再冷凝工艺流程简图Fig.2 BOG re-condensation process diagram

图3 BOG 再液化流程简图Fig.3 BOG re-liquefaction process diagram

再液化装置能耗大，运营成本高，一般仅适用于没有建设外输管线或外输管线不能与接收站同步投产的接收站。

1.4 CNG 外输工艺流程

LNG 接收站一般较少采用CNG，主要是因为除了投资建设CNG 母站外，还需租赁CNG 槽车进行运输，且CNG 槽车运力小，每车仅能运输4 000～5 000 m3天然气，单位运输成本高，导致CNG 运营成本较高。但如果接收站没有建设配套管线，或者配套管道不能与接收站同步建成投产，为减少BOG放空，CNG 外输也可作为备选方案。某接收站利用BOG 压缩机将BOG 升压至0.6～0.9 MPa，输送至CNG 母站，经过CNG 压缩机升压、加气柱计量后进入CNG 槽车，然后运输至下游用户，一般CNG槽车装车压力不高于20 MPa，流程如图4 所示。

2 BOG 处理工艺对比

自从我国引进LNG 接收站后，众多专家学者和从业人员对BOG 直接输出工艺和再冷凝工艺这两种BOG 处理工艺展开了一系列研究[11-16]，发现BOG 再冷凝比直接外输更为节能，且直接输出工艺仅适用于调峰型接收站。因此，以下将着重对比分析再液化流程和CNG 外输流程。某接收站因下游配套管道不能与接收站同步建成投产，设有1 台再冷凝器、1 套15×104m3/d 的混合冷剂再液化回收装置和1 套同等规模的CNG 母站。在下游用气量满足投用再冷凝工艺前，通过再液化回收装置和CNG母站进行BOG 处理，以避免BOG 放空。

2.1 装置对比

混合冷剂再液化回收装置由原料气系统、冷剂系统、冷箱、润滑系统和冷却水系统五部分组成，工艺流程复杂，包括20 台动设备和其他相关辅助设施，投资成本高；而CNG 母站则由压缩、计量和冷却系统三部分组成，工艺流程简单，仅10 台动设备，投资成本较低。两套装置动设备统计见表1。

图4 CNG 外输流程简图Fig.4 CNG transmission process diagram

表1 BOG 处理装置动设备统计Tab.1 Statistical table of BOG treatment unit rotating equipment

2.2 能耗对比

根据混合冷剂再液化回收装置工艺复杂、启停时间长和CNG 母站能快速启停的特点，除设备检修外，一般情况下再液化回收装置保持连续运行；而CNG 装车则可以根据罐压情况随时启停，但受下游客户用气量和槽车周转情况影响较大。某接收站再液化回收、CNG 外输量及能耗统计见表2。

从表2 可以看出再液化回收装置能耗与再液化回收量成反比，回收量越高则能耗越低，按照设计产量和设备额定功率计算，再液化能耗为0.55 kWh/m3（标况，下同），根据表2 的统计平均能耗为0.67 kWh/m3；而CNG 能耗则受外输量影响较小，外输平均能耗仅为0.13 kWh/m3，因此再液化装置回收能耗远高于CNG 母站。

表2 2018 年BOG 处理装置能耗统计Tab.2 Statistical table of energy consumption of BOG treatment unit

2.3 运营成本对比

在不考虑设备折旧和人工成本的情况下，再液化运营成本主要包括水费、电费、维修费和冷剂四部分，而CNG 运营成本则包括水费、电费、维修费和运输费。电费是再液化装置最主要的运营成本，占比约84%；而运输费则是CNG 外输最主要的成本，在整个CNG 外输费用中占比将近85%。根据广东省物价局文件[17]，该接收站所处地区用电低谷时段8 h，高峰时段6 h，其余10 h 为平时段。由于再液化回收和CNG 装置均24 h 运转，根据广东省发改委调整电价的文件[18]，可以计算出平均电价为0.496 元/kWh，结合基本电价和各项政府性基金及附加，实际电价高于上述值。为便于计算，平均电价取1 元/kWh，根据表2 统计的能耗计算，BOG 再液化成本为0.8 元/m3，而CNG 外输成本则为1 元/m3，因此BOG 再液化成本低于CNG 外输成本。

2.4 综合对比

再液化回收装置系统工艺复杂，设备较多，投资费用较高；CNG 母站工艺简单，设备较少，投资费用较低。根据上述统计，再液化回收装置运转设备额定功率为3 469.5 kW，平均能耗为0.67 kWh/m3；CNG 母站运行额定功率为165 kW，平均能耗为0.13 kWh/m3。因此再液化回收装置投资成本和能耗均高于CNG 母站。

由于CNG 需租赁槽车外运，单位运输成本高，导致CNG 运营成本较高，根据统计分析，BOG 再液化成本为CNG 外输成本的80%，按15×104m3/d 处理量计算，BOG 再液化的运营成本与CNG 外输相比每年可节约1 000 万元。按照《中华人民共和国企业所得税法实施条例》的规定，房屋、建筑物和机械设备分别按20 年、10 年折旧。由于两套装置投资均低于1 亿元，即使所有装置全部采用直线法按10 年进行固定资产折旧，BOG 再液化整体经济效益仍然明显优于CNG 外输。

目前国家推行气改电政策，作为CNG 主要用户的公交车和出租车用气量将逐渐减少。因此，综合BOG 再液化的经济效益和CNG 未来的发展前景，LNG 接收站采用再液化回收工艺优于CNG外输。

3 BOG 处理工艺优化

BOG 直接输出、再冷凝、再液化和CNG 外输四种BOG 处理工艺各有优缺点，适用于不同工况。随着LNG 行业的发展，单一处理工艺难以满足BOG 处理需求，因此，接收站设计和管理人员在设计阶段，应充分考虑项目的外输工况，综合采用BOG 处理工艺，以减少或避免BOG 放空。目前国内LNG 接收站通常同时采用BOG 直接输出和再冷凝两种工艺，运营期间根据下游用气量进行两种模式切换：当下游用气量大时，采用能耗最低的再冷凝模式；当春节或受其他因素影响导致下游用气量小时，则采用BOG 直接输出模式。

随着国家天然气产供储销体系的日趋完善和国家管网公司逐步走上正轨，国内天然气管道的建设将走上快车道，为提高接收站的利用率，具备条件的LNG 接收站均将建设配套外输管道。新建LNG接收站管理人员应评估下游外输管道的建设情况，如果不能与LNG 接收站同步建成投产，建议综合采用再冷凝和再液化工艺，并在原料气压缩机出口增加三通，使经过加压后的BOG 可直接外输或进入冷箱再液化，但在原料气压缩机和冷箱选型时应注意与下游管网的压力等级相匹配。BOD 处理优化流程简图如图5 所示。

图5 BOG 处理优化流程简图Fig.5 BOG treatment optimization process diagram

4 结束语

BOG 直接输出和再冷凝是LNG 接收站常见的两种BOG 处理工艺流程，但随着LNG 接收站运行工况越来越复杂，部分LNG 接收站没有外输管道或外输管道不能与接收站同步投产，为避免BOG放空，采用了BOG 再液化或CNG 外输工艺流程。通过从装置构成、能耗、运营成本和发展前景等方面对BOG 再液化和CNG 外输进行对比分析，结果表明，再液化装置虽然投资成本和能耗比CNG高，但再液化综合经济效益优于CNG 外输。同时，提出新建LNG 接收站管理人员需考虑下游管网建设和投用情况，如果不能与LNG 接收站同步建成投产，可以采用再冷凝和再液化回收流程，并对其进行了优化，使经过再液化原料气压缩机加压后的BOG 既能进行再液化回收，也能直接外输进入管网，可为新建LNG 接收站提供借鉴和参考。