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摘要：能源安全是一国经济安全的重要保障，随着国际能源尤其是石油市场的波动加剧，液化天然气（LNG）的需求日趋旺盛。本文介绍了一种通用的BOG（ Boil Off Gas，低温储罐内自然蒸发的气体）产生量的静态计算模型和储备站工况分析，结合实例进行了计算；根据BOG产生量的情况，提出了4种处理工艺，既可以节能也可以满足环保要求。
关键词：液化天然气 蒸发气体 BOG储罐 计算方法 处理工艺
一、问题的提出
随着天然气需求量的增加，液化天然气（ LNG）气化站不仅为城市（特别是无管道天然气或将LNG作为过渡气源的城市）发展天然气提供一种新的模式，而且可以在管道天然气到来时作为一种有效的调峰手段。因此，在资源充足的前提下，发展LNG供气是促进城市燃气化的有效途径之-。查阅以往LNG气化站的工艺设计资料，笔者发现，目前国内运行及在建的LNG气化站中，一部分设置了BOG（ Boil Off Gas，低温储罐内自然蒸发的气体）储罐，其余的并没有设置。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储备站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。如果站内产生的BOG不能得到回收和利用，只能排放到火炬进行燃烧，造成巨大的浪费，对环境也将造成不良影响。因此考虑如何将BOG进行处理和利用是是十分必要的。
三、 BOG外输工艺方案
BOG在储罐中处于低温状态，对它进行压缩可以采用两种处理方案，一种是采用低温压缩机对BOG进行加压，然后再进行处理；另外一种是通过空温式加热器首先对BOG进行加热，满足常温压缩机的气体温度进口要求，然后采用常温压缩机对BOG进行处理。因为低温压缩机价格昂贵，同时需要进口，因此对于储备站来说，采用常温压缩机方案是较为经济可行的。
BOG的处理一般有两种工艺方法，一种是液化的方法，另一种为直接外输的方法；其中直接外输方法有CNG外输和管道外输两种方案，液化方法有氮膨胀液化法和混合冷剂液化法。通过上述案例的计算结果，BOG在卸船工况和非卸船工况条件下，产生的BOG量差距较大，因此选择处理方案时，必须考虑BOG气量较大的波动性。
1.方案1—管道外输方案
管道外输方案需要储备站附近有稳定的用气企业，与此用户签订长期的用气合同，储备站产生的BOG经过加热和加压，通过低压管道输送到用户。由于站内BOG的产生量是波动性的，为了能够平稳的为供气企业服务，站内需要建设相应的储气设备，BOG储气设施主要有球罐储气与地下管束储气两种形式，两种储气形式都能够满足工艺要求。根据常规工程经验，管束储气相对于高压球罐储气能够节省50%建设及运行费用，管束储气还具有工艺流程简单、施工难度小、维护方便等诸多优势，且管束储气不占地上空间，地上还可以植草绿化，提高厂区的绿化率，使用地效率提高。在地质条件满足要求的前提下，储气设施推荐采用地下管束储气。
2.方案2—CNG外输方案
CNG加气站的天然气引自储备站的BOG总管，通过空温式加热器将天然气温度升至常温，通过缓冲罐进入压缩机进行加压至20MPa，进入CNG槽车加气岛给槽车加气后外运。压缩机启停由储罐的压力控制，因此在压缩机启动时，CNG加气机需要同时启动；压缩机停止工作时，CNG加气机需要同时停止工作。CNG外输方式相对管道外输更加灵活，用气市场也可以相对分散，但与管道外输有相同的问题，都要处理BOG气体波动性的特点，需要增加一部分储气设备。
除上述两种方案之外，还可以将BOG进行液化的方案，目前BOG液化方案普遍采用膨胀液化和混合冷剂液化两种方案。
四、结论
1.上述4中方案中，管道外输和CNG外输可以统称为外输方案，膨胀制冷液化和混合冷剂液化可以统称为液化方案，在外输方案具备的条件下，推荐采用外输方案，外输方案投资费用和运行费用比液化方案都要低。
2.储备站BOG处理方案都可以实现BOG的回收或利用，既满足我国对环境保护的要求，又可以满足节能要求。
3.目前国内建设的大型LNG接收站都是采用再冷凝工艺对LNG进行处理，国内储备站都在做前期工作，没有成熟的工程经验可以借鉴，上述讨论的工程方案是否切实可行需要进一步工程实例的检验。
参考文献
[1]付子航.接收站蒸发气处理系统静态设计计算模型[J].天然气工业，2011.31（1）：83-85.
[2]陈雪，马国光.流程参数对LNG接收终端蒸发气再冷凝工艺流程性能的影响[j].石油与天然气化工，2008，37（2）：100-104.
[3]王武昌，李玉星，孙法峰等.大型LNG储罐内压力及蒸发率的影响因素分析[J].天然气工业，2010，30（7）：87-92.
[4]BUKACEKRF.Release of LNG vapor from large-volume，low-pressure LNG storage storage[R].Chicago：Institute of Gas Technology.1982.
[5]HASHEMI H T，WESSON H R.Cut LNG storage costs[J].Hydrcocarbon Processing，1971，50（8）：117-120.
[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] 李健胡， 萧彤. 日本LNG接收站的建设[ J] . 天然气工业，2010， 30（ 1） ： 109- 113.
[8] KOYAMA K. CFD simulation on LNG storag e tank to improve safety， and reduce cost[ M] MSy stems Modelling andSimulation， 2007， part 2， par t 1， 39-43. New York： Springer Japan， 2007.
[9] British Standards Institut ion（ BSI） . BS EN 1473： 2007 Installation and equipment for liquefied natural gas-design o f onshore installations[ S] . Londo n： BSI， 2007.
关键词：液化天然气 蒸发气体 BOG储罐 计算方法 处理工艺
一、问题的提出
随着天然气需求量的增加，液化天然气（ LNG）气化站不仅为城市（特别是无管道天然气或将LNG作为过渡气源的城市）发展天然气提供一种新的模式，而且可以在管道天然气到来时作为一种有效的调峰手段。因此，在资源充足的前提下，发展LNG供气是促进城市燃气化的有效途径之-。查阅以往LNG气化站的工艺设计资料，笔者发现，目前国内运行及在建的LNG气化站中，一部分设置了BOG（ Boil Off Gas，低温储罐内自然蒸发的气体）储罐，其余的并没有设置。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储备站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。如果站内产生的BOG不能得到回收和利用，只能排放到火炬进行燃烧，造成巨大的浪费，对环境也将造成不良影响。因此考虑如何将BOG进行处理和利用是是十分必要的。
三、 BOG外输工艺方案
BOG在储罐中处于低温状态，对它进行压缩可以采用两种处理方案，一种是采用低温压缩机对BOG进行加压，然后再进行处理；另外一种是通过空温式加热器首先对BOG进行加热，满足常温压缩机的气体温度进口要求，然后采用常温压缩机对BOG进行处理。因为低温压缩机价格昂贵，同时需要进口，因此对于储备站来说，采用常温压缩机方案是较为经济可行的。
BOG的处理一般有两种工艺方法，一种是液化的方法，另一种为直接外输的方法；其中直接外输方法有CNG外输和管道外输两种方案，液化方法有氮膨胀液化法和混合冷剂液化法。通过上述案例的计算结果，BOG在卸船工况和非卸船工况条件下，产生的BOG量差距较大，因此选择处理方案时，必须考虑BOG气量较大的波动性。
1.方案1—管道外输方案
管道外输方案需要储备站附近有稳定的用气企业，与此用户签订长期的用气合同，储备站产生的BOG经过加热和加压，通过低压管道输送到用户。由于站内BOG的产生量是波动性的，为了能够平稳的为供气企业服务，站内需要建设相应的储气设备，BOG储气设施主要有球罐储气与地下管束储气两种形式，两种储气形式都能够满足工艺要求。根据常规工程经验，管束储气相对于高压球罐储气能够节省50%建设及运行费用，管束储气还具有工艺流程简单、施工难度小、维护方便等诸多优势，且管束储气不占地上空间，地上还可以植草绿化，提高厂区的绿化率，使用地效率提高。在地质条件满足要求的前提下，储气设施推荐采用地下管束储气。
2.方案2—CNG外输方案
CNG加气站的天然气引自储备站的BOG总管，通过空温式加热器将天然气温度升至常温，通过缓冲罐进入压缩机进行加压至20MPa，进入CNG槽车加气岛给槽车加气后外运。压缩机启停由储罐的压力控制，因此在压缩机启动时，CNG加气机需要同时启动；压缩机停止工作时，CNG加气机需要同时停止工作。CNG外输方式相对管道外输更加灵活，用气市场也可以相对分散，但与管道外输有相同的问题，都要处理BOG气体波动性的特点，需要增加一部分储气设备。
除上述两种方案之外，还可以将BOG进行液化的方案，目前BOG液化方案普遍采用膨胀液化和混合冷剂液化两种方案。
四、结论
1.上述4中方案中，管道外输和CNG外输可以统称为外输方案，膨胀制冷液化和混合冷剂液化可以统称为液化方案，在外输方案具备的条件下，推荐采用外输方案，外输方案投资费用和运行费用比液化方案都要低。
2.储备站BOG处理方案都可以实现BOG的回收或利用，既满足我国对环境保护的要求，又可以满足节能要求。
3.目前国内建设的大型LNG接收站都是采用再冷凝工艺对LNG进行处理，国内储备站都在做前期工作，没有成熟的工程经验可以借鉴，上述讨论的工程方案是否切实可行需要进一步工程实例的检验。
参考文献
[1]付子航.接收站蒸发气处理系统静态设计计算模型[J].天然气工业，2011.31（1）：83-85.
[2]陈雪，马国光.流程参数对LNG接收终端蒸发气再冷凝工艺流程性能的影响[j].石油与天然气化工，2008，37（2）：100-104.
[3]王武昌，李玉星，孙法峰等.大型LNG储罐内压力及蒸发率的影响因素分析[J].天然气工业，2010，30（7）：87-92.
[4]BUKACEKRF.Release of LNG vapor from large-volume，low-pressure LNG storage storage[R].Chicago：Institute of Gas Technology.1982.
[5]HASHEMI H T，WESSON H R.Cut LNG storage costs[J].Hydrcocarbon Processing，1971，50（8）：117-120.
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[7] 李健胡， 萧彤. 日本LNG接收站的建设[ J] . 天然气工业，2010， 30（ 1） ： 109- 113.
[8] KOYAMA K. CFD simulation on LNG storag e tank to improve safety， and reduce cost[ M] MSy stems Modelling andSimulation， 2007， part 2， par t 1， 39-43. New York： Springer Japan， 2007.
[9] British Standards Institut ion（ BSI） . BS EN 1473： 2007 Installation and equipment for liquefied natural gas-design o f onshore installations[ S] . Londo n： BSI， 2007.