摘要：BOG(Boil-Off Gas)系统是LNG接收站设计阶段中必须重点考虑的关键问题之一。与大型LNG液化工厂中主要考虑BOG提供燃料气和LNG装船工况下BOG直接通过火炬燃烧情况完全不同，LNG接收站设计中则应结合气化外输压力、最小外输流量等不同项目特点，对于BOG的回收、处理和利用有更多的选择。为此，按照LNG接收站卸船和非卸船两种基本工况划分，对设计阶段保守估算BOG产生量引入完整的静态计算方法，通过实例计算，提出了BOG压缩机的合理配置方案，以期实现技术与经济两方面的优化。该计算方法对于国内自主进行LNG接收站的设计具有参考意义，对于小型LNG卫星站的设计亦有借鉴意义。
关键词：LNG接收站；储罐；BOG设计；计算；模型
一个典型的LNG接收站包括7大组成部分：LNG卸船系统(含码头、靠泊等)、LNG储罐、LNG气化器、LNG罐内泵和外输泵系统、蒸发气处理系统(Boil-Off Gas，以下简称BOG)、公用工程与安全控制系统、基础设施等[1～3]。其中，BOG系统是与LNG接收站各主要生产单元紧密相关的一个全厂性系统，直接影响到LNG接收站生产运营的安全性、经济性与环境保护，因而成为LNG接收站设计阶段中必须重点考虑的关键问题之一。与大型LNG液化工厂中主要考虑BOG提供燃料气和LNG装船工况下BOG直接通过火炬燃烧情况完全不同[4～6]，LNG接收站设计中则应结合气化外输压力、最小外输流量等不同项目特点，按照如下优先顺序考虑BOG的回收、处理和利用：①返回LNG船补气；②返回LNG储罐；③再液化，与LNG一并外输；④压缩，与管道高压气一并外输；⑤燃料气利用(厂区内生活、空调、小型发电等自用)；⑥火炬燃烧或直接排空。
1 LNG接收站中BOG处理系统的组成
BOG处理系统通常由以下4部分组成：BOG收集管道系统、BOG回气(至LNG运输船)系统、BOG压缩机和再冷凝器系统。BOG处理系统流程示意图如图1所示：
BOG收集管道系统包括储罐BOG与其他含有LNG容器的管道连接、含有LNG的管道与设备的排气管道连接、LNG槽车和小型LNG运输船装载置换气体的管道连接等。BOG回气(至LNG运输船)系统有时还包括鼓风机或增压压缩机等设备。
BOG压缩机主要用于再冷凝工艺，即将LNG接收站内产生的BOG压缩后送至再冷凝器冷却为LNG一并外输。BOG压缩机采用低温往复式压缩机或离心式压缩机，可通过逐级调节来实现流量控制，其流量开度由LNG储罐的压力来调节，但最大流量受再冷凝器的能力限制。在自动操作模式下，LNG储罐压力由绝压控制器来控制，该控制器町根据LNG储罐操作压力自动选择压缩机的运行负荷等级。在手动操作模式下，由操作人员根据LNG储罐的操作压力确定压缩机的运行负荷等级。
再冷凝器主要有3个功能：①冷凝BOG；②作为LNG高压输送泵的入口缓冲容器；③再冷凝器内部的液位高度可满足LNG高压泵入口的气蚀余量(NPSH)值的要求。再冷凝器由上下两部分组成：上部为进料塔，蒸发气和LNG从再冷凝器的顶部进料后，在进料塔中换热，BOG被冷凝液化；下部可作为LNG高压输送泵的缓冲罐。再冷凝器设有流量比例控制系统，根据蒸发气的流量来控制进入再冷凝器的LNG流量，以确保进入高压输送泵的LNG处于过冷状态，同时保证LNG高压输送泵不会产生气蚀现象。
2 LNG接收站中BOG的静态计算模型
LNG接收站中BOG的产生主要来源于以下7个方面[7]：①LNG储罐、设备及循环管线的外界热量输入导致的LNG蒸发气化；②最大卸船(装载)流速下的空间置换(LNG船、槽车与槽船等)；③卸船时LNG注入LNG储罐导致的闪蒸；④泵循环产生的热量输入；⑤大气压力变化导致的相平衡变化；⑥BOG减温器中LNG的蒸发气化；⑦LNG储罐内的“翻滚(Roll over)”。
2.1 外界热量输入(VT)
外界热量输入包括LNG储罐、设备及循环管线等。理论上讲，VT应是正常操作：工况下的最高环境温度、LNG储罐满载和最大LNC-循环流速下的最大值。通常计算时，LNG储罐气体蒸发率按照常规大型LNG储罐的给定BOG速率考虑，一般而言，LNG储罐满罐的日蒸发率为其质量分数的0.05%～0.06%。循环管线的BOG速率应根据管道尺寸规格和长度分别进行计算。
2.2 流体置换(VL)
对于LNG接收站，流体置换VL主要包括LNG卸船操作期间LNG储罐内气相空间的置换和LNG槽车(槽船等)装载期间LNG储罐内液相空间的负置换。在计算时，通常可以近似使用理想气体方程，或使用HYSYS核算准确的BOG物性参数。
2.3 卸船时LNG注入储罐导致的闪蒸(VF)
卸船操作时，LNG注入LNG接收站储罐将发生闪蒸。闪蒸K包括LNG船泵做功的热输入、卸料臂和卸船管线的环境热输入、LNG储罐内液位上升不断“冷却”罐壁、两种不同状态LNG的混合以及带压LNG(相平衡状态不同)进入LNG储罐后“膨胀”导致的闪蒸。
一种较为准确的计算方法是分开计算LNG进入LNG储罐发生“膨胀”前后的焓差和“冷却”管壁带来的热输入：
VF=[(H1+H2+H3+H4)-HT]/L+[CIN·(T0-T1)·M]/(t·L) (1)
式中H1为LNG船舱中的LNG质量焓，kJ；H2为LNG船舱泵的热输入，kJ；H3为LNG卸料臂的热输入，kJ；H4为LNG卸料管线的热输入，kJ；HT为LNG储罐中的LNG质量焓，kJ；L为NG气化潜热，kJ/kg；CIN为NG储罐内壁的热容，kJ/(kg·K)；T0为NG储罐内壁进料前的温度，℃；T1为NG储罐内壁进料后的温度，℃；M为NG储罐内壁的质量，kg；t为船时间，h。
另外一种更加简化的估算方法是假设LNG储罐内的LNG初始处于相平衡状态，则：
VF=F×卸船流速-{1-exp[C·(Tb-Tf)/L])×船流速 (2)
式中F为膨胀前LNG温度比储罐内泡点温度高而导致进罐后发生气化的LNG比例；C为NG热容，kJ/(kg·K)；Tb为NG储罐内压力下的泡点温度，K；Tf为储罐前的LNG温度，K。
2.4 LNG泵打循环产生的热量输入(VR)
即由于泵做功和打循环最后回入LNG储罐的LNG引入热量VR产生的BOG。其计算较为简单，即泵做功和循环产生的热量与LNG的气化潜热之比。
2.5 大气压力变化导致的相平衡变化(VA)
由于大气压力的突然变化，尤其是当LNG储罐内的操作压力较高甚至接近最大操作压力时，外界大气压如果突然降低将会引起LNG储罐内气相空间的膨胀和液相空间的过热蒸发。反之则有可能导致LNG储罐内出现类真空状态。其中，液相空间过热蒸发的情况类似于公式(2)中的F，故计算方式也基本相同。
当然，对于该液相空间过热蒸发引起的BOG的计算也有其他更加准确的方法。根据H-T.Hasheim关系式[8]，可以得出：
式中V为LNG储罐内的气相空间，m3；p为LNG储罐内的操作压力(绝压)，Pa；dp/dt为大气压力变化速率，Pa/h；ps为LNG储罐内气液界面的过饱和压力，Pa；VT1为LNG储罐满罐静态蒸发率的一半(即对应于储罐内仅有20%LNG时的液位)，kg/h；A为LNG储罐内气液界面面积，m2。
2.6 卸船工况下的回气和外输气体的负置换
在卸船工况下，一部分BOG将返回LNG船以平衡船舱内压力，计算时应减去LNG船自身蒸发产生的BOG量。一般而言，LNG船满舱的日蒸发率为其质量分数的0.13%。而正常气体外输时，即与LNG储罐内外输的LNG对等体积的BOG量减少了。
2.7 LNG储罐内发生“翻滚(Roll-over)”(VB)
由于LNG储罐内发生“翻滚”而产生的BOG量计算较为复杂，通常采用CFD模型或其他特殊的计算工具。VB对于一般设计计算BOG产生量的意义并不明显。但作为估算，根据过去发生的实例和相关试验，有如下大致关系[9]：
VB=100·VT (6)
3 实例计算
以广东省某LNG接收终端项目为例，相关参数为：LNG沸点温度(常压下)为-162℃；LNG密度(常压下)为424.7kg/m3；LNG气化潜热(常压下)为514kJ/kg；蒸发气密度(标态)为0.6693kg/m3；BOG操作温度为-140℃；LNG储罐配置为16×104m3(3座)；LNG储罐操作压力为18kPa；LNG船舱操作压力为10kPa；循环管线最大热输入速率为25W/m2；环境大气压力变化速率为5.6Pa/h；LNG卸船流速为13200m3/h；槽车装车流速为600m3/h；槽车操作压力为100kPa。计算结果如表1所示。
根据上述计算结果，BOG处理系统对应的最大处理量为20.6t/h。在考虑BOG压缩机配备时，为了避免不必要的投资增加，提高设备利用效率，仅需配备2台BOG压缩机即可，其中要求单台压缩机处理能力满足非卸船工况下的正常要求，即12.5t/h，而2台压缩机的总处理能力满足卸船工况下的处理要求。该BOG压缩机配置方式相应决定了LNG接收站运行操作方式。一旦其中1台BOG压缩机发生故障，仍有1台压缩机能够满足正常(非卸船)工况下的需求，仅在卸船工况下发生部分BOG放空，仍是经济合理的。
4 结束语
笔者主要探讨了设计阶段保守估算BOG产生量的完整静态计算方法，并结合工程实例进行了计算，提出了BOG压缩机输量和能力的合理配置方案。该计算方法主要采用静态计算且应用于设计，结果是相当保守的，而在LNG接收终端的生产运营中，BOG的实际产生量会较大程度上小于上述设计量，不设置备用BOG压缩机的配置方式的合理性更加突出。该计算方法对于国内自主进行LNG接收站的设计有重要的参考意义，对于小型LNG卫星站的设计亦有借鉴意义。
参考文献
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[6] 李佩铭，焦文玲.天然气液化流程模拟中立方型状态方程的计算[J].石油与天然气化工，2007，36(6)：444-447.
[7] HASHEMI H T，WESSON H R.Cut LNG storage costs[J].Hydrocarbon Processing，1971，50(8)：117-120.
[8] British Standards Institution(BSI).BS EN 1473：2007 Installation and equipment for liquefied natural gas design of onshore installations[S].London：BSI，2007.
[9] KOYAMA K.CFD simulation on LNG storage tank to improve safety，and reduce cost[M]∥Systems Modelling and Simulation，2007，part 2，part 1，39-43.New York：Springer Japan，2007.
(本文作者：付子航 中海石油气电集团有限责任公司技术研发中心)
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