摘 要：介紹LNG蒸發(fā)氣(BOG)的產(chǎn)生原因以及BOG量的計算公式，探討了常用的BOG處理方法(放空或點燃、直接壓縮后送入管網(wǎng)、返補真空、充填隔熱層、再液化)的工藝流程和適用條件。
關(guān)鍵詞：液化天然氣； BOG； 回收； 冷能； 再液化
Pressent Situation and Progress of LNG BOG Recovery Technology
Abstract：The reasons for LNG BOG generation and the calculation formula of BOG are introduced．The process flow and application conditions of the common methods of BOG processing，including venting or ignition，direct compression to pipe nelwork，vacuum back to fill LNG carrier．filling thermal insulation layer and reliquefaction are discussed．
Keywords：LNG；BOG；recovery；cold energy；reliquefaction
LNG在生產(chǎn)及運輸過程中，對溫度的要求相當(dāng)苛刻，常壓下其儲存溫度為-162℃。因此，環(huán)境熱量的流入、裝卸船過程中的體積置換、閃蒸以及大氣壓力的急劇降低等因素，導(dǎo)致相當(dāng)部分的液化天然氣氣化。這部分蒸發(fā)氣(BOG)會引起罐內(nèi)壓力升高，進而引發(fā)事故，需要及時引出處理。
1 LNG蒸發(fā)量(BOG量)的確定
LNG蒸發(fā)量的確定是設(shè)備選型及壓力控制的前提，特別是對BOG回收的核心設(shè)備BOG壓縮機的選擇及再冷凝工藝中再冷凝器的氣液比確定有直接影響。正常情況下LNG蒸發(fā)氣主要來自3方面：熱量的流入，裝卸船過程中的體積置換和閃蒸，溫差、壓差的變化[1-3]。
①熱量的流入
流入的熱量主要包括環(huán)境熱量和LNG泵機械能轉(zhuǎn)化的熱量[4]。
a．吸收環(huán)境熱量產(chǎn)生的BOG量
外部環(huán)境向儲罐內(nèi)不斷傳遞熱量，儲罐內(nèi)LNG吸收熱量后氣化，產(chǎn)生大量的BOG氣體，這部分熱量會隨著季節(jié)、晝夜、太陽輻射等因素的不同而不同。通常為了安全，選擇一年中溫度最高的夏季一晝夜的平均吸熱量作為計算標(biāo)準(zhǔn)，采用公式(1)計算BOG量：
qm,1＝F/r (1)
式中qm,1——從環(huán)境正常吸熱產(chǎn)生的BOG量，kg/h
F中——LNG高液位(滿液位的80％)下，夏季一晝夜從環(huán)境的正常平均吸熱量，kJ／h
r——LNG的氣化潛熱，kJ／kg
b．吸收LNG泵機械能轉(zhuǎn)化熱量產(chǎn)生的BOG量
LNG泵在工作過程中會消耗電能，其中一部分電能會轉(zhuǎn)化為熱能被LNG吸收，由此產(chǎn)生的BOG量計算公式見式(2)：
qm,2＝3600l(P/r) (2)
式中qm,2——吸收LNG泵電能轉(zhuǎn)化的熱量產(chǎn)生的BOG量，kg／h
l——散熱系數(shù)
P——LNG泵的額定功率，kW
c．由于熱量流入產(chǎn)生的總BOG量
由于熱量流入產(chǎn)生的總BOG量計算式為：
qm,1-2＝(Q+3600lP)/r (3)
式中qm,1-2——由于熱量流入產(chǎn)生的總BOG量，kg／h
②大氣壓力下降
LNG儲罐一般都裝有自動泄壓裝置。通過壓力表測量儲罐內(nèi)的壓力，將數(shù)據(jù)反饋給控制單元，當(dāng)壓力超過一定值時自動泄壓以維持儲罐的穩(wěn)定運行。由于外界大氣壓力降低，在絕對壓力一定的情況下，壓力表測量的表壓偏高，致使泄壓，罐內(nèi)由于壓力降低又引起氣液界面LNG過熱而氣化。由于大氣壓力下降而引起的這部分BOG量可用以下公式進行估算[5]：
式中qm,3——由于大氣壓力下降產(chǎn)生的BOG量，kg／h
qm,G——氣壓下降直接排空的BOG量，kg／h
qm,L——LNG液面過熱產(chǎn)生的BOG量，kg／h
V——儲罐的氣相空間體積，m3
rNG——泄放時天然氣的密度，kg／m3
pmin——外界大氣壓變化時段內(nèi)的大氣壓最低壓力，Pa
Dpmax——外界大氣壓變化時段內(nèi)大氣壓的最大變化率，Pa／h
qm,x——低液位(滿液位的20％)下從環(huán)境吸熱產(chǎn)生的BOG量，kg／h
p1——外界大氣壓變化時段內(nèi)1h內(nèi)的大氣壓最大變化量，Pa
p2——滿液位下對應(yīng)的氣液界面壓力，Pa
AL——氣液界面面積，m2
③體積置換
體積置換指的是隨著LNG來液的增加，儲罐中的空間被LNG所填充，使得氣相空間縮小，為維持儲罐的微正壓，部分BOG被擠出儲罐。依據(jù)其定義，體積置換產(chǎn)生的BOG量可用公式(5)進行計算[4]：
式中qm,4——體積置換產(chǎn)生的BOG量，kg／h
qm,load——LNG儲罐的最大卸裝質(zhì)量流量，kg／h
rLNG——LNG的密度，kg／m3
④LNG卸裝時的閃蒸
對于LNG船上的LNG，在卸裝時由于和儲罐內(nèi)LNG溫度不同會出現(xiàn)瞬間的閃蒸現(xiàn)象。由于閃蒸而產(chǎn)生的BOG量采用公式(6)進行估算[5]：
式中c——LNG的比熱容，kJ／(kg·K)
t2——罐壓下的泡點溫度，℃
t1——進料LNG的溫度，℃
以上僅對正常情況下LNG的蒸發(fā)量進行了一定程度地估算，對于一些特殊情況下BOG量的估算請參照相關(guān)文獻。
2 常用BOG的處理方法和適用條件
正常情況下，儲罐的日蒸發(fā)量(質(zhì)量比)大約在0.03％～0.08％左右，對于大型儲罐來說，這已相當(dāng)可觀，對其進行回收可以帶來巨大的經(jīng)濟和社會效益。目前，BOG回收包括二方面內(nèi)容，一是對LNG氣化產(chǎn)生的天然氣進行回收，二是對BOG攜帶的冷量進行回收。
2.1 直接放空或點燃
為保證生產(chǎn)及運輸?shù)陌踩?，最常用?/span>BOG處理方法是將這部分氣體放空或送入火炬點燃，以維持儲罐內(nèi)的壓力。嚴(yán)格地說，被放空和點燃的氣體已不屬于BOG回收的范疇，但隨著技術(shù)的發(fā)展，這種處理方式已不再是單純的放空和點燃。放空的BOG具有一定的壓力和冷能，可以將其引出，作為制冷介質(zhì)，或經(jīng)壓縮機壓縮后用作動能載體，點燃后也可以用來聯(lián)合發(fā)電、供暖等。最常見的是在LNG船遠洋運輸過程中，BOG作為燃料，帶動動力設(shè)備驅(qū)動LNG船航行[6]。但總體來說，這種方法對能量的利用率低，浪費了大量天然氣資源，也污染了環(huán)境。而且由于有些系統(tǒng)運行過度依賴BOG，容易導(dǎo)致系統(tǒng)不穩(wěn)定，此外，氣體的排空也會對周圍造成一定的安全隱患。
2.2 直接壓縮送入輸氣管網(wǎng)
直接壓縮送入輸氣管網(wǎng)的工藝流程見圖1[7]。BOG氣體進入分離器分離掉夾帶的液體后，經(jīng)過BOG壓縮機多級壓縮，直接送入輸氣管網(wǎng)，供用戶使用。在氣量不足時可使LNG通過氣化器進行氣化，送入輸氣管網(wǎng)進行補充。
該工藝流程簡單，設(shè)備少，可以節(jié)約造價，因此，在實際中被較多采用，比如日本大阪瓦斯和東京瓦斯公司等的LNG接收站的BOG處理就是采用了這種方法[8]。但是這種方法能耗大，受下游用氣量影響較大，適應(yīng)性不強，而且BOG所攜帶的大量冷能消耗于壓縮機的壓縮過程，未得到利用，造成了浪費。
2.3 返補真空
LNG船在向儲罐卸裝液體時，由于液體流出而產(chǎn)生真空，增加了液體卸裝的阻力，極大地增加了耗能，甚至使LNG船上的液體無法完全卸入罐內(nèi)。因此，LNG接收站接收LNG時，需要及時填補LNG船艙由于液體流出所形成的真空。如采用其他氣體返補真空，既會引入新的雜質(zhì)，又會造成熱量大量流入，加速LNG氣化。而LNG儲罐中產(chǎn)生的BOG溫度大約在-140～150℃，將BOG通過氣體返回線流回船艙填補真空，可以很好地避免上述問題。同時在BOG返回船艙時，船艙內(nèi)大量LNG提供的冷量使得BOG重新液化，在一定程度上回收了BOG[7]。BOG返補真空工藝流程見圖2。
該方法雖然能夠在一定程度上對BOG進行回收，但在BOG量比較大的情況下顯然不能夠滿足處理的需求，無法獨立使用。而且這種方法只有在LNG船卸料時才能平衡掉一部分氣體，限制了其應(yīng)用范圍。
2.4 代替氮氣充填隔熱層
LNG儲存于低溫儲罐內(nèi)，對隔熱的要求較高，大容量的儲罐大多采用普通堆積型隔熱結(jié)構(gòu)。為防止外界空氣中的水分進入隔熱層而冷凝，通常向隔熱層內(nèi)充裝N2使其維持正壓，因此LNG的生產(chǎn)和儲存過程大多配有制氮設(shè)備，大大增加了運行成本[9]。
BOG氣體需要及時排出以維持儲罐的微正壓，一個辦法是使用BOG代替氮氣充填隔熱層。利用BOG充填絕熱層只需在原儲罐基礎(chǔ)上稍加改造就可實現(xiàn)，投資很少，可以省去制氮設(shè)備，經(jīng)濟高效，且熱量流入時首先會被低溫的BOG氣體吸收，儲罐的隔熱效果更好。俞樹榮、席家福[10]在這方面進行了探索和論證，并對BOG充填隔熱層進行了傳熱分析，給出了具體的計算，提出了BOG代替氮氣充填隔熱層的工藝流程(見圖3)。但是，充填隔熱層用量對于大型儲罐的日產(chǎn)BOG量來說比較小，并不能從真正意義上減少BOG的排放。
2.5 再液化
再液化工藝系統(tǒng)主要由BOG壓縮機、再冷凝器、蒸發(fā)氣管道系統(tǒng)等組成[11]。將BOG引出后，經(jīng)過壓縮機增壓，進而由再冷凝器冷卻，將BOG重新液化為LNG返回儲罐或氣化后送入管網(wǎng)外輸。根據(jù)再冷凝器的冷源不同，再液化可以分為二類[12]，一類是依靠外部制冷介質(zhì)提供冷量，最常用的為液氮；另一類是由儲罐內(nèi)的部分LNG提供冷量。
①外部制冷介質(zhì)制冷
再冷凝過程中，采用外部制冷介質(zhì)(如液氮)提供冷量使BOG液化為LNG的工藝流程見圖4，液氮和丙烷是兩種比較常見的制冷劑[13-14]。
儲罐內(nèi)的BOG經(jīng)過分離器分離后進入BOG壓縮機增壓，增壓后的氣體通過再冷凝器吸收液氮放出的冷量液化為LNG，繼而送回儲罐或外輸。白改玲等[15-16]在此基礎(chǔ)上進行了優(yōu)化，使得BOG的回收方法更具實用性。成都深冷公司[17]針對具體的加氣過程，提出了具有BOG回收功能的LNG無泵加氣方法。
②儲罐內(nèi)部分LNG制冷
利用儲罐內(nèi)部分LNG制冷的再冷凝工藝流程見圖5。
由圖5可知，相比于外部制冷劑制冷的BOG回收流程，其最大不同在于再冷凝器中BOG液化的冷量來自于儲罐中的部分LNG。由于這種方法不依靠外部制冷，節(jié)約了配套投資，其應(yīng)用更加廣泛[18-21]。
③蓄冷式再液化
為了克服LNG夜間外輸量小導(dǎo)致所提供的冷量不足以將BOG再液化的問題，在以上基礎(chǔ)上發(fā)展了蓄冷式再液化工藝，流程見圖6。
蓄冷式再液化工藝在LNG外輸供氣時，通過蓄冷劑與LNG進行冷量交換，將冷量儲存下來。白天用氣量較多，LNG可以提供足夠多冷量將BOG液化，剩余的冷量則被儲存。晚上用氣量較少，LNG流出也較少，冷量不足以使BOG完全液化。此時，通過蓄冷劑冷卻BOG彌補冷量的不足。
該工藝雖然具有較大的優(yōu)勢，但投資較高，操作較為困難，未來對這方面進行研究仍然具有很大的發(fā)展?jié)摿Α?/span>
④再液化工藝比較
無論是采用部分LNG提供冷量，還是利用外部冷源提供冷量，再液化工藝都存在以下無法克服的缺點[2，22-24]：
a．管網(wǎng)輸氣負(fù)荷波動時操作較為困難。
b．再液化后的氣體返回儲罐時，容易產(chǎn)生二次閃蒸，增加了系統(tǒng)運行的負(fù)荷。
c．BOG壓縮機及泵的選型及采購比較困難。
d．采用部分LNG提供冷量的再冷凝過程，對于進入再冷凝器的BOG和LNG的氣液比有嚴(yán)格的要求，控制起來較為困難。
一般在實踐中，將液化工藝與返補真空等BOG處理方式相結(jié)合，取其優(yōu)點，圖7為工程實踐中最常用的80G回收流程[17]。
總的來說，再液化工藝比其他工藝具有較大的優(yōu)勢，可以實現(xiàn)BOG的零排放；比直接壓縮工藝節(jié)約30％～60％的成本費用[25]。因此，絕大多數(shù)LNG接收站都采用再冷凝工藝對BOG進行回收[26]。
3 結(jié)語
對LNG生產(chǎn)和運輸過程中產(chǎn)生的BOG進行處理，不僅可以帶來巨大的經(jīng)濟效益，還能起到節(jié)能減排作用。正常情況下BOG的產(chǎn)生主要源于熱量的流入、大氣壓力的急劇下降、裝卸船過程中的體積置換和閃蒸四個方面，其中熱量流入是BOG產(chǎn)生的最主要原因。通常對BOG的回收包括兩方面：冷能回收和天然氣回收，處理方式主要有再冷凝、直接壓縮、返補真空、代替氮氣充填隔熱層、燃燒等五種。其中返補真空、代替氮氣充填隔熱層二種方式由于處理量小，一般不單獨使用；燃燒對環(huán)境的影響較大，資源利用率低，很少被采用；直接壓縮和再冷凝工藝是實踐中回收BOG的兩種主要方法。但由于再冷凝工藝的能耗比直接壓縮減少30％～60％，因此在實踐中更具優(yōu)勢；然而，再冷凝工藝同樣存在著一些無法克服的缺點，如壓縮機選型、氣液比控制困難等。隨著LNG產(chǎn)業(yè)的發(fā)展及國家對節(jié)能減排的重視，相信各種新技術(shù)將會在BOG回收上大有可為。
參考文獻：
[1]QUEROL E，GONZALEZ-REGUERAL B．Boil off gas(BOG)management in Spanish liquid natural gas (LNG)terminals[J]．Applied Energy，2010．87(11)：3384-3392．
[2]李健胡.液化天然氣接收站氣化廠主工藝設(shè)備方案選擇[J].2011，31(1)：A39-A42.
[3]陳雪，馬國光.流程參數(shù)對LNG接收終端蒸發(fā)氣再冷凝工藝流程性能的影響[J]．石油與天然氣化工，2008，37(2)：100-104．
[4]孫憲航，陳保東，張莉莉．液化天然氣BOG的計算方法與處理工藝[J]．油氣儲運，2012，32(12)：931-933．
[5]呂俊，張昌維．LNG接收站BOG壓縮機處理能力計算及選型研究[J]．化工沒計，2011，21(1)：14-16．
[6]黃海波．LNG船舶配置再液化裝置可行性分析[J]．船舶，2009，30(1)：9-11．
[7]LIU Hao，JIN Guoqiang．Process comparison and energy saving of BOG gas treatment of LNG receiving terminal[J]．Chemical Energy Design，2006，16(1)：13-16．
[8]MAHUCHI N．BOG Reliquefaction with cold energv storage and utilization of LNG cold energy using cascade process[J]．Energy and Resources，2006，27(5)：334-336．
[9]喬國發(fā)，張孔明．用蒸發(fā)氣體充填LNG儲罐隔熱層[J]．油氣儲運，2004，23(1)：55-57．
[10]俞樹榮，席家福．用蒸發(fā)氣充填液化天然氣球形儲罐隔熱層的傳熱計算[J]．蘭州理工大學(xué)學(xué)報，2009．35(1)：60-62．
[11]尹清黨．BOG壓縮機在LNG接收站的應(yīng)用[J]．壓縮機技術(shù)，2009，36(6)：35-37．
[12]丁立勛，李斌．液化天然氣船蒸發(fā)氣再液化方法分析[J]．青島遠洋船員學(xué)院學(xué)報，2009，21(2)：51-54．
[13]談?wù)?，方江敏，黎志昌?/span>LNG船用BOG再液化工藝系統(tǒng)效能優(yōu)化[J]．低溫工程，2011，7(5)：56-60．
[14]李博洋，曹海濱．液化天然氣船再液化裝置可行性研究[J]．青島遠洋船員學(xué)院學(xué)報，2005，13(4)：15-17
[15]白改玲，王紅，賈明，等．一種儲罐中的蒸發(fā)氣的回收系統(tǒng)和回收方法：中國，201110214125．0[P]．2011-07-28．
[16]三菱重工業(yè)株式會社，中部電力株式會社．液化氣再液化裝置、具有該裝置的液化氣貯藏設(shè)備及液化氣運輸船、以及液化氣再液化方法：中國．CN200980000579．9[P]．2009-02-26．[17]成都深冷科技有限公司．具有BOG回收功能的LNG無泵加氣設(shè)備：中國，201120021130．5[P]．2011-01-24．
[18]李亞軍，陳行水．液化天然氣接收站蒸發(fā)氣體再冷凝工藝控制系統(tǒng)優(yōu)化[J]．低溫工程，2011，21(3)：44-49
[19]GERALD E E，WHEATON I L．system and apparatus for condensing boil-vapor from a liquefied natural gas container：U．S．，647070681[P]．2002-10-29．
[20]DARRON G，HONEYHILL D．Natural gas vapor recondenser system：U．S．，674557681[P]．2004-06-08．
[21]LI Zhijun．Technical introduction of LNG receiving terminal[J]．China Offshore Oil and Gas：Engineering，2002，14(6)：8-9．
[22]楊志國，李亞軍．液化天然氣接收站蒸發(fā)氣體再冷凝工藝的優(yōu)化[J]．化工學(xué)報，2009，60(11)：2876-2880．
[23]陳功劍，杜文峰．提高BOG壓縮機運行可靠性的方法[J]．承德石油高等?？茖W(xué)校學(xué)報，2011，13(4)：34-38．
[24]李世斌．BOG壓縮機入口阻力增高的原因分析及改進措施[J]．上海煤氣，2011，12(3)：1-4．
[25]向麗君，全日，邱奎，等．LNG接收站BOG氣體回收工藝改進與能耗分析[J]．天然氣化工，2012，37(3)：48-57．
[26]崔婧，成永強．LNG接收站蒸發(fā)氣回收技術(shù)[J]．實驗研究，2012，31(12)：16-17．
本文作者：李景武 余益松 王榮 李輝
作者單位：中海浙江寧波液化天然氣有限公司
常州大學(xué)油氣儲運技術(shù)省重點實驗室
蘇州蘇凈保護氣氛有限公司
您可以選擇一種方式贊助本站
支付寶轉(zhuǎn)賬贊助
微信轉(zhuǎn)賬贊助
