摘 要 为了解决LNG 接收站在低输量工况下闪蒸气（Boil-Off Gas，以下简称BOG）回收不完全的问题，在不增加冷凝工艺复杂性的前提下，基于现有设备的实际工况及工艺流程，以热力学原理、静态仿真计算结果为依据，在传统的蓄冷式BOG 冷凝方案的基础上，结合LNG 冷能利用方式，提出了一种基于LNG 接收站制氮系统的蓄冷回收BOG 新工艺，并进行了BOG 温度、冷凝器入口压力、LNG 组分等参数的敏***分析，明确了新工艺的适用条件。运用效果表明：①新工艺充分利用了LNG 接收站的现有设备，每年可为LNG 接收站节能创收近160 万元；②新工艺可实现高负荷下的BOG 冷凝，其冷凝外输工艺可作为辅助冷凝工艺，冷凝回罐工艺可作为应急工艺——液氮用于蓄冷、气氮用于吹扫，可满足接收站的多种需求；③较之于前人提出的4 种BOG 处理工艺（多级压缩、级间冷却、预冷和透平回收轴功），新工艺在对外输量的依赖性、流程安全性及操作性等方面均有优势。结论认为：新工艺在设备***、能耗、工艺安全性及经济效益上都具有明显的优势，值得推广应用。
关键词 LNG 接收站 BOG 处理 冷能利用 蓄冷 再冷凝 站场吹扫 液氮 工艺模拟
我国LNG 接收站广泛分布于各沿海城市，未来还有更多的LNG 接收站将兴建。LNG 接收站的核心工艺是闪蒸气（BOG）处理，它是储存与外输工艺间的纽带。因此优化BOG 处理系统性能，对LNG 接收站的安全运行以及节能降耗具有重要意义。然而BOG 处理工艺的改进空间因流程的复杂性而降低，为此，在不增加冷凝工艺复杂性的前提下，从LNG 接收站工艺需求着手，探讨一种兼顾BOG 冷凝与站场管线排液吹扫的方案。以热力学原理为基础，利用静态仿真结果作为基础设计的依据。
1 LNG 接收站BOG 处理系统
1.1 BOG 的产生
LNG 接收站作为进口LNG 的接卸终端，身兼液化***储存、低压外输、装车、增压气化和外输计量等功能。在正常工况下，BOG 的产生主要有以下3 个来源：①漏热（罐体导热、空气对流及日照辐射）引起的LNG 自然蒸发；② LNG 设备运行产生的热量被LNG 吸收，引起蒸发量上升；③卸船过程中LNG 置换储罐气相空间与液相存在一定温差，LNG接触罐壁并与气相换热，引起蒸发气增加。
1.2 BOG 处理工艺
LNG 接收站BOG 的处理工艺主要分为两大类：①直接高压压缩外输；②再冷凝增压外输。分述于下。
1）直接高压压缩外输工艺设备简单，流程控制方便，其主要设备是BOG 高压压缩机，BOG 经压缩机加压至匹配下游管网压力后外输。
2）再冷凝增压外输工艺相比直接压缩工艺在设备与控制上更为复杂，BOG 先经蒸发气压缩机增压，后与来自低压外输泵的一股LNG 于再冷凝器充分接触，由LNG 提供冷量将BOG 冷凝液化，***后经高压外输泵增压、气化器气化后外输。我国LNG 接收站普遍采用此工艺。
2 LNG 接收站工况及流程模拟
2.1 工况及模拟假设
为维持LNG 密度均匀，预防分层与旋涡现象，常用低压泵在罐内打循环，促进LNG 混合均匀，因此，将储罐LNG 视为均质饱和液，因环境漏热从外界输入热流，饱和液吸收热量气化形成闪蒸气。某LNG接收站建有3 座全容式储罐，总有效容积为48×104m3，设计***大外输量为28 800 t/d。以日蒸发率为0.5‰（质量分数）计算自然蒸发的BOG 量，约为4 620 kg/h。考虑管线漏热，假定蒸发气总量为***大外输量的5‰（6 000 kg/h）。再冷凝器入口BOG 温度为－130 ℃，操作压力0.7 MPa，气化器为开架式气化器（ORV）。海水泵扬程为32 m，外输***温度不低于2 ℃ ；海水温度为15 ℃，***大温度降不大于5 ℃ ；输气干线压力为9 MPa。
工质状态远离理想体系，应采用真实流体状态方程法进行物系相平衡及焓熵计算。选用PR（Peng-Robinson）方程的相平衡计算结合LKP（Lee-Kesler Plocker）方程的焓熵计算方法。在***的低温流程设计中，常采用PR 方程，因其在预测烃体系稠密区液体密度等方面比SRK（So***e-Redlich-Kwong）方程更具有优势。SRK 与PR 方程对***组分进***液相平衡计算，其结果与国外实验值进行比较，PR 方程计算气相摩尔分数精度略高于SRK 方程。
LKP 方程是被广泛认同的计算物质压缩因子、热容及焓熵的***佳方法。其焓熵的计算具有很高的精度。工质的焓熵常用余函数法表示，实际流体总焓熵值等于理想流体焓熵值与余焓熵之和。
2.2 新工艺模拟
2.2.1 LNG 接收站氮气系统
LNG 接收站设有氮气系统，氮气的主要功能为密封与吹扫，根据其消耗特征可分为连续用氮与间断吹扫用氮。连续用氮包括：①低温泵及压缩***封用氮；②火炬吹扫。间断用氮包括：①卸船臂及气相返回臂吹扫；②吹扫LNG 储罐绝热空间；③吹扫和置换管道。变压吸附（PSA）制氮系统为LNG接收站提供连续用氮，另设有液氮储存与气化系统，用于高峰用氮。液氮外购，由槽车运至LNG 接收站卸入液氮罐，需用氮气时由空气加热气化器气化。
2.2.2 基于PSA 制氮系统的液氮蓄冷再冷凝工艺
笔者在蓄冷式BOG 冷凝方案的基础上，结合LNG 冷能利用，提出了一种基于LNG 接收站PSA 设备以液氮为蓄冷介质的再冷凝方案。PSA 制氮系统气源为工厂空气系统，空气经加压、干燥脱除游离水进入PSA 制氮系统。氮气含氧量低于1%，温度为常温，压力为0.6 ～ 0.7 MPa。PSA系统氮气进入冷能液化装置，LNG 正常外输提供高品质冷量，将氮气液化储存于液氮储罐。当下游用气需求量降低时，外输LNG 减少，冷量不足的部分由液氮系统供给。BOG 冷凝后外输，或是节流后分离出凝液后返回罐内储存。
2.2.3 HYSYS 工艺模拟
在BOG 再冷凝工艺基础上增加了氮气液化系统、BOG 冷凝外输及回罐流程，PSA 系统供氮（N2 摩尔分数为99.5%，O2 摩尔分数为0.5%），氮气温度为15 ℃，压力为0.7 MPa。换热设备压降取10 kPa，换热条件***小温差大于2 ℃，对数平均温差大于5 ℃。
正常外输LNG 流程如图1-a 中深蓝色所示。LNG 首***入氮气液化系统，分出两股物流，一股用于氮气预冷降低氮气压缩机功耗，另一股用于深冷氮气使其液化。经节流减压至0.69 MPa，进入分液罐，液氮输出进入储存系统；氮气与预冷氮气混合进入压缩循环。
计算表明，单位质量氮气液化能耗为0.034 kW。因液氮消耗部分冷能，气化器需求海水量减少使得海水泵需求能耗降低。PSA制氮系统生产单位质量氮气能耗约为0.4 kW，液氮在气化后进入氮气储存系统或直接用以吹扫站场相关设施设备或是对外销售，不将制氮能耗计入蒸发气处理系统。
当外输LNG 量低于***小冷凝外输量，可由液氮提供冷能将BOG 冷凝，冷凝外输流程如图1-a 中橙色流程所示。若LNG 处于“零输出”工况，BOG 冷凝后可返回罐内储存。BOG 冷凝后经节流装置减压至储罐压力，气液分离后气相进入压缩循环，液相回罐。需注意回罐LNG 的密度变化，BOG 轻烃组分含量高，冷凝后为低密度LNG，须从储罐底充注防止分层。冷凝回罐流程如图1-a 中绿色流程所示。
回罐流程每小时需要液氮23.06 m3（0.69 MPa，－174.8 ℃），折合为氮气的液化能耗为555.8 kW。BOG 冷凝节流后气相进入压缩循环，使得压缩机进口流量增大，压缩能耗为419.3 kW，相比正常外输工况增加15.5%。冷凝回罐工艺综合能耗为975.2kW，能耗为直接压缩方案的0.78 倍；冷凝外输流程每小时需要液氮18.31 m3（0.69 MPa，－174.8 ℃），综合能耗为804.4 kW，为直接压缩方案的0.65 倍。