LNG 接收站BOG 處理工藝綜合對比分析

國家管網集團粵東液化天然氣有限責任公司

根據相關報道，2019 年我國進口液化天然氣6 025×104t，同比上漲12.2%[1]。目前中國大陸已有20 座LNG 接收站建成投產，25 座擬建或待建。由于卸船、環境溫度和大氣壓變化，以及罐內泵電動機運轉等外界能量的輸入，在LNG 接收站會產生大量的蒸發氣（以下簡稱BOG）[2]。一般地上儲罐日蒸發率為0.05%[3]，按照3個16×104m3儲罐計算，卸船工況BOG 產生量為20.6 t/h，非卸船工況BOG 產生量為12.1 t/h[4]。為了維持儲罐壓力的穩定，保證接收站安全運行，必須處理產生的BOG[5-7]。LNG 接收站BOG 處理工藝流程通常有直接輸出和再冷凝兩種[8]。但隨著LNG 接收站的發展，接收站的運行工況越來越復雜，上述兩種工藝已不能滿足LNG 接收站的BOG 處理需求，部分接收站根據外輸管線建設情況采用了BOG 再液化或CNG 外輸流程，以達到在管線投產前減少BOG 放空的目的。

1 BOG 處理工藝

1.1 直接輸出工藝流程

直接輸出工藝流程是利用壓縮機將BOG 升壓后直接輸送至下游管網，流程簡圖如圖1 所示。該工藝較少單獨設置，一般與再冷凝工藝混合使用，適用于下游用氣量小，投用再冷凝器不足以回收所有BOG 的工況。

該流程可以只啟動BOG 壓縮機或者和高壓壓縮機配套使用，具體根據工況確定。如果配套管道是LNG 接收站站線一體化項目，在投產初期下游用氣量較小，用氣壓力低于1 MPa，且BOG 可以滿足客戶氣質要求時，可僅啟動BOG 壓縮機進行BOG 低壓外輸，但應利用站內LNG 氣化器對BOG進行換熱，以避免低溫BOG 進入管網。在下游管網投產后，如果用氣量仍然較小，則可啟動高壓壓縮機進行高壓BOG 外輸。

1.2 再冷凝工藝流程

再冷凝工藝是將BOG 經過壓縮機加壓后送入再冷凝器，利用過冷的LNG 將BOG 冷凝，經過升壓、氣化后進入管網，流程見圖2。BOG 再冷凝器除了可以吸收BOG 外，還可作為高壓泵的入口緩沖罐，同時滿足高壓泵入口汽蝕余量要求。

該工藝一般要求BOG 和LNG 的氣液質量比為1∶9，即需要9 t LNG 才能吸收1 t BOG，因此只有在高壓外輸達到一定量后才能投用再冷凝器進行BOG 回收。以上述BOG 產生量為例，不卸船工況下高壓外輸量至少需達到108.9 t/h 才能維持罐壓；而卸船工況下高壓外輸量則需達到185.4 t/h 才能完全吸收所產生的BOG。因此，再冷凝工藝適用于下游用氣量大的工況。

1.3 再液化工藝流程

按照制冷方式分類，天然氣的液化流程包括級聯式液化流程、混合制冷劑液化流程和帶膨脹機的液化流程三種方式[9]。級聯式液化流程主要應用于基本負荷型天然氣液化裝置[10]，國內LNG 接收站主要采取后兩種液化流程。以混合冷劑液化流程為例，該液化流程采用氮氣、甲烷、乙烯、異戊烷和丙烷五種組分，按照一定比例配成混合冷劑，經過冷劑壓縮機加壓后氣液兩相分別進入冷箱，利用節流降壓產生的冷量將經過低溫BOG 壓縮機和原料氣壓縮機加壓后的BOG 液化，然后輸送至LNG 儲罐儲存，流程簡圖如圖3 所示。

圖1 BOG 直接輸出工藝流程簡圖Fig.1 BOG direct sendout process diagram

圖2 BOG 再冷凝工藝流程簡圖Fig.2 BOG re-condensation process diagram

圖3 BOG 再液化流程簡圖Fig.3 BOG re-liquefaction process diagram

再液化裝置能耗大，運營成本高，一般僅適用于沒有建設外輸管線或外輸管線不能與接收站同步投產的接收站。

1.4 CNG 外輸工藝流程

LNG 接收站一般較少采用CNG，主要是因為除了投資建設CNG 母站外，還需租賃CNG 槽車進行運輸，且CNG 槽車運力小，每車僅能運輸4 000～5 000 m3天然氣，單位運輸成本高，導致CNG 運營成本較高。但如果接收站沒有建設配套管線，或者配套管道不能與接收站同步建成投產，為減少BOG放空，CNG 外輸也可作為備選方案。某接收站利用BOG 壓縮機將BOG 升壓至0.6～0.9 MPa，輸送至CNG 母站，經過CNG 壓縮機升壓、加氣柱計量后進入CNG 槽車，然后運輸至下游用戶，一般CNG槽車裝車壓力不高于20 MPa，流程如圖4 所示。

2 BOG 處理工藝對比

自從我國引進LNG 接收站后，眾多專家學者和從業人員對BOG 直接輸出工藝和再冷凝工藝這兩種BOG 處理工藝展開了一系列研究[11-16]，發現BOG 再冷凝比直接外輸更為節能，且直接輸出工藝僅適用于調峰型接收站。因此，以下將著重對比分析再液化流程和CNG 外輸流程。某接收站因下游配套管道不能與接收站同步建成投產，設有1 臺再冷凝器、1 套15×104m3/d 的混合冷劑再液化回收裝置和1 套同等規模的CNG 母站。在下游用氣量滿足投用再冷凝工藝前，通過再液化回收裝置和CNG母站進行BOG 處理，以避免BOG 放空。

2.1 裝置對比

混合冷劑再液化回收裝置由原料氣系統、冷劑系統、冷箱、潤滑系統和冷卻水系統五部分組成，工藝流程復雜，包括20 臺動設備和其他相關輔助設施，投資成本高；而CNG 母站則由壓縮、計量和冷卻系統三部分組成，工藝流程簡單，僅10 臺動設備，投資成本較低。兩套裝置動設備統計見表1。

圖4 CNG 外輸流程簡圖Fig.4 CNG transmission process diagram

表1 BOG 處理裝置動設備統計Tab.1 Statistical table of BOG treatment unit rotating equipment

2.2 能耗對比

根據混合冷劑再液化回收裝置工藝復雜、啟停時間長和CNG 母站能快速啟停的特點，除設備檢修外，一般情況下再液化回收裝置保持連續運行；而CNG 裝車則可以根據罐壓情況隨時啟停，但受下游客戶用氣量和槽車周轉情況影響較大。某接收站再液化回收、CNG 外輸量及能耗統計見表2。

從表2 可以看出再液化回收裝置能耗與再液化回收量成反比，回收量越高則能耗越低，按照設計產量和設備額定功率計算，再液化能耗為0.55 kWh/m3（標況，下同），根據表2 的統計平均能耗為0.67 kWh/m3；而CNG 能耗則受外輸量影響較小，外輸平均能耗僅為0.13 kWh/m3，因此再液化裝置回收能耗遠高于CNG 母站。

表2 2018 年BOG 處理裝置能耗統計Tab.2 Statistical table of energy consumption of BOG treatment unit

2.3 運營成本對比

在不考慮設備折舊和人工成本的情況下，再液化運營成本主要包括水費、電費、維修費和冷劑四部分，而CNG 運營成本則包括水費、電費、維修費和運輸費。電費是再液化裝置最主要的運營成本，占比約84%；而運輸費則是CNG 外輸最主要的成本，在整個CNG 外輸費用中占比將近85%。根據廣東省物價局文件[17]，該接收站所處地區用電低谷時段8 h，高峰時段6 h，其余10 h 為平時段。由于再液化回收和CNG 裝置均24 h 運轉，根據廣東省發改委調整電價的文件[18]，可以計算出平均電價為0.496 元/kWh，結合基本電價和各項政府性基金及附加，實際電價高于上述值。為便于計算，平均電價取1 元/kWh，根據表2 統計的能耗計算，BOG 再液化成本為0.8 元/m3，而CNG 外輸成本則為1 元/m3，因此BOG 再液化成本低于CNG 外輸成本。

2.4 綜合對比

再液化回收裝置系統工藝復雜，設備較多，投資費用較高；CNG 母站工藝簡單，設備較少，投資費用較低。根據上述統計，再液化回收裝置運轉設備額定功率為3 469.5 kW，平均能耗為0.67 kWh/m3；CNG 母站運行額定功率為165 kW，平均能耗為0.13 kWh/m3。因此再液化回收裝置投資成本和能耗均高于CNG 母站。

由于CNG 需租賃槽車外運，單位運輸成本高，導致CNG 運營成本較高，根據統計分析，BOG 再液化成本為CNG 外輸成本的80%，按15×104m3/d 處理量計算，BOG 再液化的運營成本與CNG 外輸相比每年可節約1 000 萬元。按照《中華人民共和國企業所得稅法實施條例》的規定，房屋、建筑物和機械設備分別按20 年、10 年折舊。由于兩套裝置投資均低于1 億元，即使所有裝置全部采用直線法按10 年進行固定資產折舊，BOG 再液化整體經濟效益仍然明顯優于CNG 外輸。

目前國家推行氣改電政策，作為CNG 主要用戶的公交車和出租車用氣量將逐漸減少。因此，綜合BOG 再液化的經濟效益和CNG 未來的發展前景，LNG 接收站采用再液化回收工藝優于CNG外輸。

3 BOG 處理工藝優化

BOG 直接輸出、再冷凝、再液化和CNG 外輸四種BOG 處理工藝各有優缺點，適用于不同工況。隨著LNG 行業的發展，單一處理工藝難以滿足BOG 處理需求，因此，接收站設計和管理人員在設計階段，應充分考慮項目的外輸工況，綜合采用BOG 處理工藝，以減少或避免BOG 放空。目前國內LNG 接收站通常同時采用BOG 直接輸出和再冷凝兩種工藝，運營期間根據下游用氣量進行兩種模式切換：當下游用氣量大時，采用能耗最低的再冷凝模式；當春節或受其他因素影響導致下游用氣量小時，則采用BOG 直接輸出模式。

隨著國家天然氣產供儲銷體系的日趨完善和國家管網公司逐步走上正軌，國內天然氣管道的建設將走上快車道，為提高接收站的利用率，具備條件的LNG 接收站均將建設配套外輸管道。新建LNG接收站管理人員應評估下游外輸管道的建設情況，如果不能與LNG 接收站同步建成投產，建議綜合采用再冷凝和再液化工藝，并在原料氣壓縮機出口增加三通，使經過加壓后的BOG 可直接外輸或進入冷箱再液化，但在原料氣壓縮機和冷箱選型時應注意與下游管網的壓力等級相匹配。BOD 處理優化流程簡圖如圖5 所示。

圖5 BOG 處理優化流程簡圖Fig.5 BOG treatment optimization process diagram

4 結束語

BOG 直接輸出和再冷凝是LNG 接收站常見的兩種BOG 處理工藝流程，但隨著LNG 接收站運行工況越來越復雜，部分LNG 接收站沒有外輸管道或外輸管道不能與接收站同步投產，為避免BOG放空，采用了BOG 再液化或CNG 外輸工藝流程。通過從裝置構成、能耗、運營成本和發展前景等方面對BOG 再液化和CNG 外輸進行對比分析，結果表明，再液化裝置雖然投資成本和能耗比CNG高，但再液化綜合經濟效益優于CNG 外輸。同時，提出新建LNG 接收站管理人員需考慮下游管網建設和投用情況，如果不能與LNG 接收站同步建成投產，可以采用再冷凝和再液化回收流程，并對其進行了優化，使經過再液化原料氣壓縮機加壓后的BOG 既能進行再液化回收，也能直接外輸進入管網，可為新建LNG 接收站提供借鑒和參考。