天然气是由甲烷组成的可燃性气体，是从气田中自然开采出来.随着经济的发展，

环境受到了很大的污染，亟需清洁无污染的能源。而液化天然气( LNG)是在常压的环境下通过把开采出的天然气冷却到约-162℃时，气体就变成了无色、无味、无毒且无腐蚀性的液体，并且通过这个冷却过程天然气的体积缩小600倍，从而也有利于天然气的远距离运输。我国是一个能源消费大国，天然气的消费量还相对较少，在能源消费结构中所占比例还很低。众所周知，我国的天然气资源非常有限，其开采量远远小于需求量。为了缓解我国经济的快速发展对环保和能源的需求，我国在沿海地区已经先后建成投产深圳大鹏、福建莆田、上海洋山港、江苏如东、辽宁大连和浙江宁波共6座接收站，在沿海区域在建和运营的LNG接收站已经达到了14座，LNG接收站在我国蓬勃的发展。

1、LNG接收站概述

1.1 LNG接收站的工艺

LNG一般由专用运输船运输到LNG接收站接受。LNG接收站一般建设在沿海地区专门为了接受海运的LNG的汽化工厂，是将通过远洋运输船输送来的LNG进行卸船、储存、BOG汽化，LNG汽化外输给用户、工程等。

1.2 LNG接收站中BOG处理的工艺

根据LNG接收站中LNG储罐产生的蒸发气(BOG)的处理方式的不同，LNG接收站整体的工艺可分为两种。其中一种是BOG直接输出工艺，LNG储罐中产生的BOG经过BOG压缩机压缩直接增压到外输管网压力，然后直接外输，如图1所示;

另一种是BOG再冷凝工艺，如图2所示。LNG储罐中生成的BOG首先经低压BOG压缩机加压，加压后输出到再冷凝器，在冷凝器中由从储罐中输出的LNG并经低压泵加压的过冷LNG冷却液化，混合均匀后，由高压泵继续加压至外输管网压力，并由汽化器汽化后直接外输。

目前国内的接收站类型可分为三种即气源型接收站，调峰型接收站和卫星型接收站它们的外输压力分别为5~9 、2~3、0.1~0.8MPa。气源型接收站储罐多，能产生大量BOG，为了达到远距离的运输，所以外输管道的输气压力很高，并且外输量也大，从而LNG储罐内的低压泵始终保持运行，所以也就确保了有足够的过冷LNG来充当BOG再冷凝器的冷源。所以国内外气源型的LNG接收站多采用再冷凝工艺。调峰型接收站规模小，距离用户较近，一般为了适应用户用气量的波动而建，无法保证LNG的持续供应，因此较多的采用BOG直接压缩工艺，节能效果不明显。而卫星型接收站规模更小，所以也采用直接外输工艺。

1.3 BOG再冷凝工艺的控制系统

在再冷凝器中发生的是气体的BOG被过冷的LNG冷却成液体，BOG在冷凝器中发生了相变，从而只需要控制好进人到再冷凝器中的BOG和过冷LNG的气液比和出口、人口的进出平衡，再冷凝器就能稳定运行。目前在我国的LNG接收站中再冷凝器的控制方式主要有两种形式。第一种，通过再冷凝器的液位以及进人到再冷凝器中的BOG的量来控制气体和液体的进人比例，而再冷凝器的物料平衡是通过控制再冷凝器出口压力。第二种，通过再冷凝器卜部气体产生的压力来控制再冷凝器中的气体和液体的进人比例，再冷凝器的物料平衡是通过控制液位来实现的。进人到再冷凝器的BOG的流量由阀控制，根据外输高压泵的进口压力通过压力 信号源来设定再冷凝器的出口压力，然后将BOG的流量以及进口压力经由计算公式计算，并根据此值来控制阀门的开度大小，从而控制进人的低压过冷的LNG的流量，这样就维持了再冷凝器的液位的稳定以及保证了高压泵进口压力的恒定。通过高压泵吸人端的压力信号源同时还需要调节阀门的开度来一并维持吸人端的压力恒定。

目前BOG处理工艺存在系统能耗高，对输气负荷波动适应性差，并且BOG再冷凝器液位波动，控制系统操作稳定性较差。

2、BOG处理工艺的优化

2.1 直接压缩工艺的优化

将BOG直接压缩工艺中的单阶压缩改为多阶压缩，与不断加压后过冷的LNG进行混合换热，其中每一阶的BOG压缩机的出口压力与LNG泵的出口压力相同，然后进人混合器进行混合换热，一部分BOG被过冷的LNG冷却，然后经气液分离器分离后，LNG液体再进人泵加压(图3)。

众所周知，单位质量的液体加压要易于单位质量的气体，因此功耗比原直接压缩工艺低。而未被冷凝的BOG通过与LNG混合冷却降温后再进人下一阶BOG压缩机进行压缩，当压缩机人口的气体温度降低时，压缩能耗也会减少。这个过程不断继续，最后直到蒸发气被全部液化或加压到外输压力。采用多阶压缩后，阶数越多，节能效果越明显，但是当阶数增加到一定的范围后，通过增加阶数的节能效果不明显，因此考虑了投资成本与节能效果后，存在一个最佳阶数。

2.2BOG再冷凝工艺的优化

当对外长距离运输时，外输压力较大，再冷凝工艺要比直接压缩工艺的功耗低，LNG接收站中再冷凝工艺的能耗主要取决于:高压泵的进口压力、管网外输压力和储罐中BOG气体的产量。再冷凝器和BOG压缩机是再冷凝工艺的主要设备，再冷凝工艺的主要影响因素是进人到再冷凝器中的BOG的压力以及冷却BOG所需要的过冷LNG量。杨志国、向丽君等人采用Aspen和Hysy，等化工模拟软件对再冷凝工艺进行模拟计算，并对能耗进行对比分析，得出对总能耗影响最大的是BOG压缩机的能耗，因此如果能大幅降低BOG压缩机的能耗就能达到节能的效果。在外输LNG量不变的情况下，冷却经BOG压缩机加压后的BOG，降低其进人再冷凝器的温度，就能降低压缩机的出口压力，降低能耗如图4所示。

2.3 综合BOG回收工艺

刘浩等采用化工模拟软件对两种工艺进行模拟计算并对比分析，分别得出两者的适用范围，但再冷凝工艺比直接压缩工艺更节能，但再冷凝工艺也存在一个缺点:需要有不断的冷源，所以再冷凝工艺适合于大型的气源型接收站，直接压缩工艺适合小型的调峰型接收站。李兵等人提出将直接压缩工艺和再冷凝工艺相结合的新工艺，从而避免了当外输量较小时或者无外输时，再冷凝工艺无法冷凝BOG，也避免了当外输压力较大时直接回收工艺中BOG压缩机能耗较高的问题如图5。

2.4 BOG再冷凝工艺控制系统的优化

再冷凝工艺中BOG再冷凝控制系统存在以下两种问题:(1)外输负荷变动时，再冷凝器的压力控制系统反应比较慢，不能随压力的变化很快地做出响应。(2)液位升高时，采用补人高压NG的方法来降低液位，十分耗能。所以当外输负荷波动较大时，再冷凝器仍能稳定操作，并且避免调整液位时对再冷凝器经常补气造成的浪费。

以某沿海LNG接收站的控制系统为例来进行分析说明。陈等人在不增加外部设备同时也不改变现用再冷凝器结构的情况下，对控制系统进行了优化。再冷凝器通过的自身控制点来控制再冷凝器的压力和液位。通过优化后，由再冷凝器的压力控制器的设定值来决定BOG压缩机的出口压力，用液化BOG的LNG的流量来维持再冷凝器的压力。并且同时再冷凝器的压力也由排气阀和补气阀共同调节。调节液位控制器来控制液位控制阀的开度来调

整再冷凝器的液位。

3、近年国内经济迅猛发展，能源需求量越来越大，促进了液化天然气项目的迅猛发展，随之LNG接收站的建设也如雨后春笋一般。LNG接收站的重中之重是储罐中产生BOG的处理。而目前的BOG处理工艺能耗都比较高，并且存在当外输负荷波动时工艺操作困难的问题。因此科学合理的BOG处理工艺可节约投资、降低生产成本和工艺能耗、改善工艺操作弹性和提高能源利用率，对促进能源结构优化和实现效益的最大化有深刻意义。