LNG加氣站BOG回收利用方法

李兆慈，姜 勇，劉照辰

(1.中國石油大學(北京) 城市油氣輸配技術(shù)北京市重點實驗室，北京 102249；2.中國石油北京油氣調(diào)控中心，北京 100007 )

2015年中國天然氣汽車保有量約500萬輛，用氣量超過200億m3。推廣使用LNG載貨汽車、推進城市公共交通行業(yè)和水運行業(yè)“油改氣”是未來天然氣車船發(fā)展的主要方向。預計到2020年，實現(xiàn)氣化車輛1000萬輛，氣化船舶6萬艘[1]。LNG為低溫液體，在儲存、裝卸和加注過程中不可避免的產(chǎn)生BOG(Boil off gas，蒸發(fā)氣)。LNG加氣站內(nèi)產(chǎn)生的BOG如采取直接放空，不僅具有安全隱患，還會造成經(jīng)濟損失與污染環(huán)境。合理的處理加氣站內(nèi)BOG，可以提高LNG加氣站的安全性，并避免不必要的浪費以及經(jīng)濟上的損失。

Chen Q S.等對LNG加氣站儲罐內(nèi)產(chǎn)生BOG的影響因素進行了分析，計算在正常儲存與對LNG汽車加注過程中，因漏熱所產(chǎn)生的BOG量，發(fā)現(xiàn)每天加注汽車數(shù)量增加，LNG燃料日損失率增加[2]。Brendeng E與Romero G J等對小型LNG運輸工具的BOG的再冷凝工藝展開研究，認為利用階式循環(huán)可提高BOG再液化效率[3-4]。

國內(nèi)研究人員對LNG加氣站的BOG產(chǎn)生與處理進行了一些研究，在分析低溫輸送管道、低溫泵、LNG儲罐以及LNG組等因素對BOG影響的基礎(chǔ)上，提出了混合制冷劑液化循環(huán)、氮膨脹制冷循環(huán)和基于BOG冷能回收的氮膨脹循環(huán)等BOG處理方案[5-12]。何東紅提出在站內(nèi)設(shè)置低溫液氮罐，通過低溫管線與LNG儲罐氣相空間連接并在罐中安裝液氮冷凝盤管，使罐內(nèi)BOG氣體重新冷凝為LNG。在給LNG車輛加注時，可將氣瓶內(nèi)的壓力較高BOG氣體引入液氮冷凝器重新冷凝為LNG返回車輛氣瓶內(nèi)[13]。

1 BOG用于站內(nèi)發(fā)電

1-LNG儲罐；2-EAG氣化器；3-升溫氣化器；4-BOG壓縮機；5-LNG回收罐；6-流量計；7-流量調(diào)節(jié)閥；8-天然氣發(fā)電機；9-LNG潛液泵；10-加氣機

圖1 BOG用于站內(nèi)發(fā)電工藝流程圖

Fig.1 Flow diagram of BOG be used for power generation

LNG加氣站內(nèi)產(chǎn)生的BOG，除LNG槽車卸車后所放散的殘余BOG外，大多數(shù)BOG都經(jīng)過氣相管路返回到LNG儲罐的氣相空間中，便于統(tǒng)一處理。當儲罐超壓時，BOG由泄放管路進入升溫氣化器后進入站內(nèi)BOG回收利用系統(tǒng)，主要包括BOG緩沖罐、壓力調(diào)節(jié)閥、流量計、流量控制閥與天然氣發(fā)電機等。工藝流程圖如圖1所示。

LNG儲罐由于罐型不同，泄放壓力一般設(shè)定為0.8～1.1MPa，罐內(nèi)壓力超過該壓力，將釋放出儲罐內(nèi)BOG氣體。在沒裝有BOG回收裝置的加氣站，需流經(jīng)EAG氣化器通過放散管路排入安全區(qū)域。將經(jīng)過升溫氣化器的BOG氣體壓縮導入BOG緩沖罐中，在卸車結(jié)束后，槽車內(nèi)的殘余BOG也可經(jīng)過升溫氣化器后，儲存進BOG回收罐中。BOG回收罐的存儲壓力約為0.7～1.0MPa，溫度為環(huán)境溫度。經(jīng)過壓力和流量調(diào)節(jié)后進入燃氣發(fā)電機為其提供燃料，向站內(nèi)各用電設(shè)施供電。加氣量3×104m3/d的LNG加氣站每日產(chǎn)生BOG約900 kg，站內(nèi)設(shè)備用電負荷約11kW·h，生活用電約10kW·h，每天用電量約500kW·h。利用50kW天然氣發(fā)電機，若發(fā)電機組效率為40%，則發(fā)電機24 h運轉(zhuǎn)消耗BOG量約350 m3(約240kg)。該功率發(fā)電機用氣量小于BOG產(chǎn)生量，會造成多余BOG直接放空，如有額外用電需求則可考慮更換更大功率的發(fā)電機機組。

對于有特殊需求的車輛，LNG加氣站要建在高速公路、礦山與油田等偏遠地區(qū)，站區(qū)接電比較困難時，限制了加氣站的建設(shè)，可以設(shè)置帶有這種BOG回收工藝的加氣站，BOG供發(fā)電使用，在野外環(huán)境下適應性更強。

2 BOG站內(nèi)壓縮循環(huán)利用

BOG站內(nèi)壓縮循環(huán)利用需要在站內(nèi)安置一臺BOG壓縮機和回收罐，BOG儲存后，作為槽車卸車和儲罐調(diào)壓的補充氣體。

BOG回收裝置的主要設(shè)備有BOG回收罐、空溫式加熱器、BOG壓縮機以及回收管線和控制閥等，如圖2所示。LNG儲罐的壓力較高時BOG進行泄放，進入空溫式加熱器和壓縮機升溫增壓后儲存進BOG回收罐中。LNG槽車BOG泄放管線也與BOG回收管線相連，這部分BOG同樣回收入回收罐中。

1)-LNG儲罐；2)-空溫式加熱器；3)-BOG壓縮機；4)-BOG回收罐

槽車卸車時，將BOG回收罐中的高壓BOG降壓后送入LNG槽車，增大槽車的氣相壓力，將槽車內(nèi)的LNG經(jīng)卸料管路壓入LNG儲罐，可不使用潛液泵卸車。卸車完成后，槽車罐中殘留的BOG氣體通過BOG回收管線重新返回BOG回收罐中，循環(huán)使用。站內(nèi)LNG儲罐調(diào)壓階段，利用回收罐內(nèi)BOG引入LNG儲罐，實現(xiàn)調(diào)飽和壓力，不再使用LNG經(jīng)空溫式氣化器產(chǎn)生BOG返回儲罐的調(diào)壓方式。

BOG回收罐的工作壓力設(shè)為5.0MPa。當LNG槽車進站卸車時，BOG壓力降低至0.7MPa進入槽車罐使其增壓，開始卸液。卸液完成，開啟槽車泄壓管線上的控制閥回收槽車中增壓所補充的BOG與LNG儲罐閃蒸出的BOG至回收罐。

加氣量3×104m3/d的LNG加氣站每日產(chǎn)生BOG約900 kg，儲存壓力5.0 MPa，溫度25℃時，體積約為24.3 m3，則BOG回收罐容為30 m3。卸車時用該部分BOG提供槽車卸車壓力，如僅考慮等體積替換52 m3槽車儲罐中LNG，則一次需要約750 kg。調(diào)壓階段，需根據(jù)站場LNG儲罐內(nèi)液位與壓力不同，調(diào)整BOG補充量。

對加氣規(guī)模較大的加氣站，每日產(chǎn)生的BOG量較大，若回收全部，BOG回收罐的總?cè)莘e較大，則占地面積較大。

3 BOG回收至燃氣管網(wǎng)

BOG回收至城市燃氣管網(wǎng)是將站內(nèi)BOG外輸至加氣站附近的城市燃氣管道中。其主要工藝流程是將站內(nèi)因漏熱、加氣預冷以及槽車泄放等原因產(chǎn)生的BOG，集中輸送至站內(nèi)BOG回收裝置，通過空溫式加熱器、調(diào)壓、加臭、計量等裝置，輸入加氣站附近的燃氣管網(wǎng)中?；厥樟鞒淌疽鈭D見圖3。

圖3 BOG回收至燃氣管網(wǎng)工藝流程圖

Fig.3 Flow diagram of BOG be transported to gas pipeline network

站內(nèi)BOG泄放的壓力一般為0.5～1.0MPa，將BOG引入空溫式加熱器，通過調(diào)壓裝置降為0.1～0.2MPa，符合城鎮(zhèn)燃氣管網(wǎng)的輸送要求后，輸入加氣站附近的城鎮(zhèn)燃氣管網(wǎng)。BOG回收裝置簡單，僅需要空溫式加熱器、調(diào)壓、計量和加臭裝置，同時無需大功率耗電設(shè)備，回收方式較為方便，對于不同加氣規(guī)模的LNG加氣站均適用，但采用此方法需具備合適的燃氣管網(wǎng)接入點。

4 BOG壓縮生產(chǎn)CNG

適用于L-CNG加氣站或LNG/L-CNG合建站。這類加氣站中通常具有高壓氣井(瓶組)與CNG加氣機等設(shè)施，站內(nèi)BOG在緩沖罐中匯集后，經(jīng)空溫式氣化器升溫至接近環(huán)境溫度，然后通過高壓壓縮機升壓至25MPa存儲入氣井(瓶組)中，以CNG產(chǎn)品進行銷售。

該方法依據(jù)加氣站內(nèi)的已有設(shè)施，僅需增加BOG緩沖罐和回收管線，便能實現(xiàn)BOG的回收利用。而對于標準LNG加氣站，該回收工藝則需添加包括BOG緩沖罐、CNG壓縮機與CNG高壓氣井(瓶組)設(shè)施等，設(shè)備較多且占地面積較大，因此不建議在標準LNG加氣站內(nèi)使用。

5 BOG再液化

利用制冷裝置將BOG再液化為LNG，輸入LNG儲罐進行儲存。目前常用的天然氣液化工藝主要有級聯(lián)式、混合冷劑和膨脹機制冷循環(huán)工藝。

級聯(lián)式液化流程的采用純物質(zhì)制冷劑，但制冷循環(huán)級較多，工藝復雜，不適用于小型液化裝置。

混合冷劑制冷循環(huán)(Mixed Refrigerant Cycle，簡稱MRC)是采用氮、甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和戊烷組成的混合冷劑制冷并液化天然氣的一種工藝，利用了制冷劑中各組分不同沸點，進行逐級冷凝、蒸發(fā)、節(jié)流膨脹得到不同溫度水平的制冷量，逐步冷卻液化天然氣。

MRC工藝和級聯(lián)式液化工藝在原理上相似，同時又克服了系統(tǒng)復雜的缺點[14]。MRC工藝簡化了制冷系統(tǒng)，降低了功耗，圖4是混合冷劑制冷BOG液化工藝流程。

MRC冷劑由CH4、C2H4、C3H8、i-C4H10和N2組成。BOG經(jīng)過換熱器HEX1預冷后，溫度降至-70℃，再經(jīng)過換熱器HEX2后，溫度降至-160℃，經(jīng)節(jié)流再液化為LNG進入儲罐。

圖4 混合冷劑制冷BOG液化工藝流程圖

Fig.4 Flow diagram of MRC liquefaction process for BOG

膨脹機液化流程是利用透平膨脹機，以氮氣、甲烷等為介質(zhì)，進行絕熱膨脹循環(huán)制冷液化天然氣的工藝。膨脹機制冷液化流程簡單、設(shè)備少，其缺點是功耗比較高，一般比MRC工藝要高40%左右[15]。

圖5所示為氮-甲烷膨脹制冷BOG液化工藝流程。BOG經(jīng)過換熱器HEX1被預冷至-60℃，再經(jīng)換熱器HEX2，溫度降至-165℃，經(jīng)過調(diào)壓閥后，進入LNG儲罐儲存。

經(jīng)過工藝模擬研究，在處理相同流量的BOG和液化率相同(97.4%)情況下，MRC液化工藝的比功耗(8.42 kW·h/mol)較小，因此可在加氣站內(nèi)設(shè)置小型MRC液化裝置回收BOG。

圖5 氮-甲烷膨脹制冷BOG液化工藝流程圖

Fig.5 Flow diagram of N2-CH4expansion liquefaction process for BOG

6 結(jié)論

BOG用于站內(nèi)發(fā)電方案由于加氣站規(guī)模不同，用于發(fā)電的BOG量也不同。對于處于偏遠地區(qū)且BOG產(chǎn)生量較少的加氣站，BOG自供電可以同時解決BOG放散與用電不便的問題。對于BOG量較大的LNG加氣站，會造成多余BOG損失。

BOG站內(nèi)壓縮循環(huán)利用將BOG回收用于卸車和調(diào)壓，可作為現(xiàn)行加氣站的補充方案，通過設(shè)置BOG回收罐，增設(shè)使用BOG卸車和調(diào)壓的工藝循環(huán)及設(shè)備，可簡化加氣站的工藝流程，回收大部分BOG。對于BOG產(chǎn)生量較大的加氣站不適合。

BOG回收至燃氣管網(wǎng)方案需具備加氣站附近有城市燃氣管網(wǎng)接入條件，任何加氣規(guī)模的加氣站均可采用此方案。

BOG壓縮生產(chǎn)CNG適用于L-CNG加氣站，是此類加氣站回收BOG的最佳方式，基本可以實現(xiàn)BOG零排放。

BOG再液化需選擇使用的BOG液化工藝?；旌侠鋭┲评浜团蛎浿评溲h(huán)工藝均可以用于BOG回收。通過對比，混合冷劑制冷循環(huán)液化工藝的比功耗較小。同時，BOG再液化方案需要考慮加氣站不同時間段BOG量的波動性。

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