LNG加氣站中BOG處理方法淺談

韓先友

摘 要：進(jìn)入21世紀(jì)以來(lái)，在經(jīng)濟(jì)需求、節(jié)能環(huán)保、治理霧霾大背景下，隨著新能源LNG在汽車(chē)行業(yè)的快速應(yīng)用，作為充裝LNG場(chǎng)所的加氣站也得到了蓬勃發(fā)展，在站的運(yùn)行過(guò)程中，會(huì)產(chǎn)生不需要的BOG氣體，針對(duì)產(chǎn)生的BOG會(huì)降低經(jīng)濟(jì)效益，對(duì)大氣造成污染，該文對(duì)LNG加氣站中產(chǎn)生的BOG進(jìn)行了闡述，重點(diǎn)闡述了BOG的產(chǎn)生原因、BOG的產(chǎn)生量和不同的回收方法。對(duì)每種不同的回收方法進(jìn)行了比較，每種回收方法需要的設(shè)備、投資額度、不同的適用條件、需要克服的不利條件等。

關(guān)鍵詞：LNG加氣站 BOG 回收 功能

中圖分類(lèi)號(hào)：U473.8 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1674-098X（2015）08（c）-0128-02

進(jìn)入21世紀(jì)以來(lái)，在經(jīng)濟(jì)需求、節(jié)能環(huán)保、治理霧霾大背景下，天然氣及其相關(guān)行業(yè)得到了快速蓬勃發(fā)展。數(shù)據(jù)顯示，我國(guó)天然氣消費(fèi)量預(yù)計(jì)2020年需求將達(dá)3000億m3。特別是近幾年來(lái)，隨著柴油、汽油的價(jià)格高位運(yùn)行，液化天然氣（簡(jiǎn)稱(chēng)LNG）作為優(yōu)勢(shì)燃料，在長(zhǎng)距離運(yùn)輸行業(yè)得到了快速發(fā)展，2013年底，中國(guó)LNG動(dòng)力車(chē)總保有量大約為130，000輛，預(yù)計(jì)到2020年中國(guó)LNG動(dòng)力車(chē)總保有量大約為800，000輛，屆時(shí)中國(guó)LNG動(dòng)力車(chē)對(duì)天然氣燃料的總需求量也將增長(zhǎng)至目前的10倍，從18億m3提高到180億m3。針對(duì)此需求，LNG加氣站如雨后春筍般冒出來(lái)，據(jù)卓創(chuàng)資訊數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，目前截至2014年底中國(guó)在運(yùn)營(yíng)LNG加氣站共有1962座，預(yù)計(jì)到2015年底將會(huì)增長(zhǎng)至2600座以上。

1 BOG的產(chǎn)生原因

LNG加氣站不同于CNG加氣站，供應(yīng)的產(chǎn)品為低溫天然氣。由于吸熱或壓力變化造成LNG的一部分蒸發(fā)為氣體BOG（boil off gas）。

LNG加氣站中，通常將LNG低溫絕熱地儲(chǔ)存在儲(chǔ)罐中，運(yùn)行時(shí)經(jīng)低溫絕熱的管道轉(zhuǎn)移至潛液泵、加氣機(jī)等設(shè)備中。雖然LNG儲(chǔ)罐和運(yùn)輸設(shè)備都采用低溫絕熱結(jié)構(gòu)，但存運(yùn)設(shè)備與外界環(huán)境仍不可避免地存在熱量交換，加上LNG具有低溫性、易蒸發(fā)氣等特點(diǎn)，在儲(chǔ)存運(yùn)輸設(shè)備中難免會(huì)產(chǎn)生蒸發(fā)氣體。此外在加氣站的運(yùn)行工藝流程中，特別是LNG卸車(chē)和加氣過(guò)程，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)也跟環(huán)境存在接觸，這也會(huì)導(dǎo)致BOG的產(chǎn)生。一般在LNG加氣站中，BOG產(chǎn)生的原因可以歸結(jié)為以下幾點(diǎn)：第一，儲(chǔ)存運(yùn)輸設(shè)備漏熱；第二，卸車(chē)和加氣過(guò)程中的空間置換；第三，LNG潛液泵運(yùn)行時(shí)產(chǎn)生熱量；第四，其他一些原因，包括環(huán)境大氣壓變化以及卸車(chē)時(shí)壓力閃蒸等。

2 BOG的產(chǎn)生量

由于實(shí)際中每個(gè)LNG加氣站的儲(chǔ)罐容積大小和管道長(zhǎng)度不同，BOG產(chǎn)生的氣體量也不同，為便于比較和計(jì)算，我們以常見(jiàn)的加氣站為例進(jìn)行計(jì)算，假設(shè)以二級(jí)LNG加氣站為例，站內(nèi)設(shè)置2座60 m3儲(chǔ)罐和敷設(shè)150 mDN40低溫管道，進(jìn)行BOG蒸發(fā)量計(jì)算。

2.1 LNG儲(chǔ)罐日蒸發(fā)量計(jì)算

該工程選用2臺(tái)LNG儲(chǔ)罐，單罐容積為60 m3，儲(chǔ)罐額定日蒸發(fā)率為0.30%，每罐用完的周期為2天，為簡(jiǎn)化計(jì)算，按照均勻用氣計(jì)算，即儲(chǔ)罐日蒸發(fā)量為145 Nm3。

2.2 管道日蒸發(fā)量計(jì)算

該項(xiàng)目站內(nèi)低溫管道長(zhǎng)度為150 m（D45×3.5），考慮低溫閥門(mén)以及其它設(shè)備，站內(nèi)管道當(dāng)量長(zhǎng)度為260 m（D45×3.5），每平方米管道吸收熱量按25W/m2考慮，即日總吸收熱量為79354 kJ。

液化天然氣氣化包括顯熱和潛熱兩部分，在飽和狀態(tài)下，計(jì)算主要以潛熱為主：

Q總= Q潛=rm

式中：Q總為液化天然氣氣化吸收總熱量（kJ），即79354 kJ

m為天然氣質(zhì)量（kg）；

r為液化天然氣氣化潛熱（kJ/kg），取515.4 kJ/kg

經(jīng)計(jì)算，站內(nèi)管道系統(tǒng)吸收79354 J熱量后，氣化216 Nm3/d。

2.3 LNG槽車(chē)釋放量

卸車(chē)完畢后，一般LNG槽車(chē)內(nèi)氣體壓力為0.4MPa，如果將氣體進(jìn)行放空處理，將造成能源浪費(fèi)以及環(huán)境污染，考慮將其回收，當(dāng)槽車(chē)壓力降至為0.1 MPa時(shí)。每輛LNG槽車(chē)可回收天然氣162 Nm3。二級(jí)站日加氣規(guī)模為2.5×104 Nm3，每天需1輛LNG槽車(chē)到站，即平均每天需回收243 Nm3天然氣。

合計(jì)每日本站BOG的排放量大約為604 Nm3。

3 BOG的回收方法

為安全運(yùn)行，此部分BOG氣體若不經(jīng)過(guò)措施處理，只能通過(guò)放散管放散掉，對(duì)于LNG加氣站的運(yùn)行成本無(wú)形中就增加很多。針對(duì)此問(wèn)題，我們是否可用以下幾種方法把BOG氣體進(jìn)行回收。

3.1 進(jìn)入城市管網(wǎng)

LNG加氣站產(chǎn)生的BOG氣體通過(guò)站內(nèi)設(shè)置氣化調(diào)壓計(jì)量裝置換熱調(diào)壓后進(jìn)入城市管網(wǎng)。流程為：LNG加氣站產(chǎn)生的BOG氣體均回到LNG儲(chǔ)罐，通過(guò)空溫式氣化器和電復(fù)熱器換熱成為常溫氣體后，根據(jù)城市管網(wǎng)的壓力機(jī)制經(jīng)過(guò)調(diào)壓器調(diào)壓后進(jìn)入城市管網(wǎng)。此方法的回收優(yōu)點(diǎn)是設(shè)備投資少，只投資氣化調(diào)壓計(jì)量裝置，投資額約為4萬(wàn)元。以每日BOG的排放量大約為604 Nm計(jì)，每標(biāo)準(zhǔn)立方米的回收價(jià)格約是2.0元/Nm3，與直接排放比較，回收收入是1208元。不利條件是此方法要求站外附近有城市管網(wǎng)，站外沒(méi)有城市管網(wǎng)就沒(méi)法回收。（見(jiàn)圖1）

3.2 設(shè)置CNG加氣功能

在站內(nèi)設(shè)置小型CNG壓縮機(jī)，將產(chǎn)生的BOG氣體氣化后加壓為CNG，設(shè)置CNG加氣機(jī)或者將CNG外銷(xiāo)至CNG加氣站。流程為：LNG加氣站產(chǎn)生的BOG氣體均回到LNG儲(chǔ)罐，通過(guò)空溫式氣化器和電復(fù)熱器換熱成為常溫氣體后，為減少壓縮機(jī)的頻繁啟動(dòng)，設(shè)置緩沖罐儲(chǔ)存和緩沖，氣體經(jīng)過(guò)壓縮機(jī)壓縮后進(jìn)入CNG加氣機(jī)或停在站內(nèi)的CNG拖車(chē)。此方法需要設(shè)置設(shè)備為小型CNG壓縮機(jī)，投資約為60萬(wàn)元，壓縮過(guò)程中的運(yùn)行成本為0.4元/Nm3，外銷(xiāo)回收價(jià)格約是3.0元/Nm3，以每日BOG的排放量大約為604 Nm計(jì)，回收收入是1812元，一年內(nèi)可回收投資成本。不利條件是當(dāng)站內(nèi)設(shè)置加氣機(jī)時(shí)，由于CNG車(chē)輛行駛路途較短，主要是在城市及周邊運(yùn)輸，加氣站若距離城市較遠(yuǎn)，較少的CNG車(chē)輛來(lái)加氣，滿足不了BOG放散量的回收。當(dāng)站內(nèi)設(shè)置的是外銷(xiāo)時(shí)，需增加CNG拖車(chē)提車(chē)位，根據(jù)《汽車(chē)加油加氣站設(shè)計(jì)與施工規(guī)范》GB50156-2012（2014年版）規(guī)定，LNG加氣站的建站等級(jí)發(fā)生了變化，增加了建站投資。（見(jiàn)圖2）。

3.3 BOG再液化

原理：液氮的液化溫度為-196 ℃，LNG的液化溫度為-162 ℃，在LNG加氣站中，采用低溫液氮作為載冷介質(zhì)循環(huán)供冷使BOG再液化。

方式：液氮管道在LNG儲(chǔ)罐的氣相空間內(nèi)形成液氮盤(pán)管，構(gòu)成液氮冷凝裝置。將裝載有LNG的槽車(chē)和LNG儲(chǔ)罐通過(guò)進(jìn)出液管連接，開(kāi)啟LNG儲(chǔ)罐內(nèi)的液氮冷凝裝置，液氮儲(chǔ)罐中的液氮流經(jīng)LNG儲(chǔ)罐的氣相空間，使LNG儲(chǔ)罐中的BOG冷凝轉(zhuǎn)化成LNG，直接降落在LNG儲(chǔ)罐液相空間，此種方式需要LNG出廠前增加液氮盤(pán)管，站內(nèi)需要設(shè)置小型液氮儲(chǔ)罐。投資約為30萬(wàn)元左右。成本是消耗液氮成本，回收價(jià)格還是LNG價(jià)格。缺點(diǎn)是：加氣站周邊不能夠容易買(mǎi)到液氮的，此法處理比較不方便。（見(jiàn)圖3）

3.4 BOG發(fā)電

LNG加氣站產(chǎn)生的BOG可經(jīng)過(guò)在站內(nèi)設(shè)置的小型天然氣發(fā)電機(jī)并網(wǎng)發(fā)電，這樣既可以滿足站內(nèi)用電需要，也能輸出電量。需要設(shè)置小型發(fā)電機(jī)，投資約為30萬(wàn)元左右。以上述產(chǎn)生的氣量為例，每日可發(fā)電1800度左右，站內(nèi)自用400度電，每度電的回收價(jià)格0.3元，可回收收入為420元，2年內(nèi)可回收投資成本。（見(jiàn)圖4）

4 結(jié)語(yǔ)

綜上所述，不同的BOG回收方式均能降低加氣站的運(yùn)行成本，帶來(lái)巨大的經(jīng)濟(jì)效益，還能減少大氣污染，起到節(jié)能減排作用。不同的BOG回收方式要因地制宜的選擇。隨著LNG產(chǎn)業(yè)的發(fā)展及國(guó)家對(duì)節(jié)能減排的重視，相信各種新技術(shù)將會(huì)在BOG回收上大有可為。

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