LNG加氣站BOG再液化工藝研究及經(jīng)濟(jì)性分析

焦紀(jì)強(qiáng) 彭 斌 張春燕

LNG加氣站BOG再液化工藝研究及經(jīng)濟(jì)性分析

焦紀(jì)強(qiáng)1彭 斌2張春燕3

1.蘭州理工大學(xué)石油化工學(xué)院 2.珠海格力電器股份有限公司 3.蘭州北方燃?xì)夤こ淘O(shè)計(jì)有限公司

蒸發(fā)氣(Boil-Off Gas,BOG)的處理是LNG加氣站應(yīng)考慮的關(guān)鍵問題之一,關(guān)系著加氣站的能耗及安全平穩(wěn)運(yùn)行。為此,建立了LNG加氣站BOG產(chǎn)生量靜態(tài)計(jì)算模型,以蘭州市某加氣能力為1.5×104m3/d的加氣站為研究對(duì)象,設(shè)計(jì)提出了1套利用液氮冷量的BOG再液化裝置(1臺(tái)液氮儲(chǔ)罐,1臺(tái)BOG/液氮換熱器,1臺(tái)LNG收集罐及管路閥門),以避免BOG直接放散造成的能源浪費(fèi)和環(huán)境污染,實(shí)現(xiàn)加氣站BOG“零排放”。在此基礎(chǔ)上,理論計(jì)算了BOG再液化裝置的再液化能力,并對(duì)其進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益分析。結(jié)果表明,加氣站BOG的產(chǎn)生量為322 kg/d,BOG再液化量與液氮消耗量質(zhì)量比為1∶1.92,為試驗(yàn)裝置的設(shè)計(jì)提供了理論依據(jù)。該裝置安全壽命期內(nèi)靜態(tài)分析總投資費(fèi)用為39萬元,稅前年利潤總額為14.4萬元,凈利潤為10.5萬元,經(jīng)濟(jì)效益較為顯著。由此可知,LNG加氣站應(yīng)考慮BOG再液化裝置投資。

LNG加氣站 BOG 液氮冷量 再液化 經(jīng)濟(jì)性分析 零排放

液化天然氣(Liquefied Natural Gas,以下簡稱LNG)主要成分為甲烷,其體積為同氣態(tài)天然氣體積的1/625,是一種優(yōu)質(zhì)清潔能源。由于其具有燃燒發(fā)熱量大,燃燒后對(duì)環(huán)境污染小等優(yōu)點(diǎn),近年來需求量呈快速增長趨勢,目前已廣泛用于城市燃?xì)狻⑷剂掀?、船舶、發(fā)電等工業(yè)領(lǐng)域[1-2]。LNG作為交通運(yùn)輸燃料[3],燃燒生成的二氧化碳僅為同發(fā)熱量汽油和柴油的3/4。LNG汽車(Liquefied Natural Gas Vehicle,以下簡稱LNGV)是繼CNG汽車和LPG汽車后發(fā)展起來的一種新型高效環(huán)保汽車,續(xù)航能力是CNG汽車的3倍,可超過400 km。2015年起,我國將每年增加10萬輛LNGV,至2020年累計(jì)投放量高達(dá)200萬輛。LNGV已應(yīng)用于新疆、海南、廣東、深圳、蘭州等地的重型卡車和公交客車。為滿足大量LNGV供氣需求,具有建站投資少、占地少、不受城市燃?xì)夤芫W(wǎng)束縛的LNG加氣站數(shù)量日益劇增。

LNG加氣站工作過程中,由于低溫液體LNG沸點(diǎn)極低,吸收外界環(huán)境熱量不可避免蒸發(fā)產(chǎn)生大量蒸發(fā)氣(Boil-Off Gas,以下簡稱BOG),致使LNG儲(chǔ)罐及低溫管道壓力升高,當(dāng)壓力大于安全閥整定壓力時(shí),BOG直接經(jīng)空溫式氣化器復(fù)熱后進(jìn)入火炬系統(tǒng),造成能源浪費(fèi)和環(huán)境污染[4-5]。以加氣能力為1.5×104m3/d的LNG加氣站為例,BOG產(chǎn)生量約為300 kg/d,按國內(nèi)加氣站LNG平均銷售價(jià)計(jì)算,月經(jīng)濟(jì)損失為2.8×104元,截止2017年,我國共有2 460座LNG加氣站,年經(jīng)濟(jì)損失高達(dá)8.3×108元。

本研究針對(duì)LNG加氣站BOG直接放散造成的能源浪費(fèi)和環(huán)境污染等問題,建立BOG產(chǎn)生量靜態(tài)計(jì)算模型,結(jié)合蘭州市某日加氣能力為1.5×104m3的LNG加氣站,設(shè)計(jì)提出1套利用液氮冷量的BOG再液化裝置,通過理論計(jì)算得出裝置的BOG再液化能力,并分析其經(jīng)濟(jì)效益,為我國LNG加氣站BOG回收技術(shù)及經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)提供參考。

1 LNG加氣站BOG靜態(tài)計(jì)算模型

對(duì)LNG加氣站而言,產(chǎn)生BOG的主要來源有:LNG儲(chǔ)罐漏熱、槽車卸車時(shí)與儲(chǔ)罐容積置換、潛液泵工作、加氣機(jī)預(yù)冷和車載氣瓶充液。其總產(chǎn)生量見式(1):

式中:G為LNG加氣站BOG總產(chǎn)生量,kg/h(單位下同);G1為儲(chǔ)罐受熱產(chǎn)生的BOG量;G2為槽車卸車時(shí)與儲(chǔ)罐容積置換產(chǎn)生的BOG量;G3為潛液泵工作時(shí)產(chǎn)生的BOG量;G4為預(yù)冷加氣機(jī)產(chǎn)生的BOG量;G5為車載氣瓶在壓差作用下產(chǎn)生的BOG量。

1.1 LNG儲(chǔ)罐漏熱產(chǎn)生的BOG量

即使對(duì)LNG儲(chǔ)罐使用新型高性能絕熱材料,外界環(huán)境熱量總會(huì)侵入儲(chǔ)罐內(nèi)部,低溫液體不可避免蒸發(fā)產(chǎn)生BOG,其BOG蒸發(fā)量計(jì)算式見式(2):

式中:ε為儲(chǔ)罐靜態(tài)蒸發(fā)率,%/d;φ為儲(chǔ)罐充裝率,%;ρLNG為LNG密度,kg/m3;V為儲(chǔ)罐有效容積,m3。

1.2 槽車卸車與儲(chǔ)罐容積置換產(chǎn)生的BOG量

槽車卸車時(shí),LNG由槽車進(jìn)入儲(chǔ)罐,BOG由儲(chǔ)罐進(jìn)入槽車。這部分BOG是由槽車自然蒸發(fā)及槽車與儲(chǔ)罐容積置換產(chǎn)生,BOG量按式(3)計(jì)算。

式中:εc為槽車靜態(tài)蒸發(fā)率,%/d;Vc為槽車有效容積,m3:ω為卸車時(shí)LNG進(jìn)料速度,kg/h;ρBOG為BOG密度,kg/m3;N為槽車數(shù)量,臺(tái)。

1.3 LNG潛液泵產(chǎn)生的BOG量

槽車卸車、加氣槍給車載氣瓶充液時(shí),需要用低溫潛液泵提供動(dòng)力,潛液泵工作時(shí)將機(jī)械能轉(zhuǎn)化為熱能,產(chǎn)生的BOG量見式(4):

式中:η為潛液泵效率;P為潛液泵功率,k W;γLNG為LNG氣化潛熱,kJ/kg。

1.4 預(yù)冷LNG加氣機(jī)產(chǎn)生的BOG量

LNG加氣機(jī)長時(shí)間未加氣時(shí),再次啟動(dòng)需將加氣槍插入插槍口,預(yù)冷加氣管道和加氣機(jī),過冷液體氣化產(chǎn)生的BOG量見式(5):

式中:q為加氣管道的冷損,最大值為25 W/m2·h[6];A為加氣管道總表面積,m2;γBOG為BOG氣化潛熱,kJ/kg。

1.5 LNG車載氣瓶充液產(chǎn)生的BOG量

潛液泵將LNG加壓后由加注槍通過計(jì)量系統(tǒng)給車載氣瓶充液,由于車載氣瓶壓力小于加注時(shí)的LNG壓力,在壓差作用下將會(huì)產(chǎn)生BOG,計(jì)算式為:

式中:ρ1為加氣壓力下BOG密度,kg/m3;ρ2為氣瓶壓力下BOG密度,kg/m3;VP為氣瓶容積,m3;t為單個(gè)氣瓶充液時(shí)間,h。

2 實(shí)例計(jì)算及分析

圖1給出了LNG加氣站工藝流程,主要分為待機(jī)流程、卸車流程、調(diào)壓流程和加注流程4部分。主要設(shè)備為LNG儲(chǔ)罐、增壓器、高真空潛液泵池和LNG加氣機(jī)。加氣站操作過程中,BOG的產(chǎn)生為動(dòng)態(tài)過程,且隨著BOG的大量產(chǎn)生,LNG組分和熱力學(xué)性質(zhì)均發(fā)生變化,計(jì)算模型較為復(fù)雜,需用Fluent軟件和數(shù)值求解方法計(jì)算[7]。但在某一時(shí)間內(nèi),可認(rèn)為BOG的產(chǎn)生為靜態(tài)過程[8],計(jì)算時(shí)將LNG組分、氣化潛熱、密度和供氣壓力等參數(shù)取為固定值,以便簡化計(jì)算。

以蘭州市某加氣能力為1.5×104m3/d LNG加氣站為例,LNG和BOG組分含量見表1。儲(chǔ)罐內(nèi)筒材料為S30408不銹鋼,外筒為16Mn R,采用高真空多層纏繞絕熱形式,儲(chǔ)存周期為2天。表2給出了加氣站技術(shù)性能參數(shù),其他相關(guān)參數(shù)為:LNG沸點(diǎn)-160.7℃、密度 432.88 kg/m3、氣化潛熱 494 kJ/kg。蒸發(fā)氣BOG密度(標(biāo)況下)0.633 5 kg/m3,操作溫度-120℃。LNG進(jìn)液管及回氣管公稱直徑為DN50、加氣機(jī)進(jìn)液管及回氣管DN25,壓力等級(jí)均為PN40。

表1 LNG和BOG組分含量Table 1 Mole fraction of LNG and BOG components y/%

表2 LNG加氣站技術(shù)性能參數(shù)Table 2 Technical property parameters of LNG filling station

LNG加氣站選用1臺(tái)50 m3LNG槽車對(duì)儲(chǔ)罐進(jìn)行充液,充液時(shí)利用卸車增壓器配合泵的方式,以縮短卸車時(shí)間。槽車日靜態(tài)蒸發(fā)率為0.25%,卸車絕對(duì)壓力為1.2 MPa,卸車速率為6 854 kg/h,卸車時(shí)間約為3 h。假設(shè)加氣站全部給公稱容積為500 L(有效容積475 L)的車載氣瓶充液,1臺(tái)50 m3LNG儲(chǔ)罐液體能滿足100輛LNGV的供氣需求,每輛車的加氣時(shí)間為4 min,平均每天加氣時(shí)間共計(jì)3.33 h。

LNG加氣站BOG產(chǎn)生量靜態(tài)計(jì)算結(jié)果見表3。表3數(shù)據(jù)表明,單位時(shí)間內(nèi)潛液泵循環(huán)工作時(shí)BOG產(chǎn)生量最大,因此,在槽車卸車、給車載氣瓶充液時(shí)需控制運(yùn)行壓力,以減少BOG產(chǎn)生量。依據(jù)加氣站的工作要求,加氣站運(yùn)行工況分為卸車工況、加氣工況和待機(jī)工況。經(jīng)計(jì)算,3種工況下BOG產(chǎn)生量依次為192.81 kg/d、184.45 kg/d和51.36 kg/d。因此,加氣能力為1.5×104m3/d的LNG加氣站運(yùn)行時(shí),BOG的產(chǎn)生量為322 kg/d,約508 m3/d。假設(shè)322 kg/d BOG全部液化為LNG,則每年再液化BOG量為10.6×104kg,可滿足約518臺(tái)公稱容積為500 L車載氣瓶的供氣需求。

表3 LNG加氣站BOG產(chǎn)生量靜態(tài)計(jì)算結(jié)果Table 3 Static calculation results of BOG production at LNG filling station

3 BOG再液化裝置設(shè)計(jì)與計(jì)算

3.1 BOG再液化工藝流程

目前,LNG加氣站回收BOG的整體工藝有兩種[9]:一種是BOG直接壓縮工藝,工藝流程見圖2,LNG儲(chǔ)罐產(chǎn)生的BOG經(jīng)緩沖罐后用壓縮機(jī)加壓至外輸管網(wǎng)所需壓力,計(jì)量、加臭后直接輸出至民用燃?xì)夤芫W(wǎng);另一種是BOG蓄冷式再液化工藝,工藝流程見圖3,BOG經(jīng)低溫壓縮機(jī)加壓后與相同壓力下的LNG在蓄冷式換熱器中實(shí)現(xiàn)BOG再液化,液化后的LNG經(jīng)空溫式氣化器氣化后,外輸能耗低,設(shè)備結(jié)構(gòu)簡單,安全性能高,這是LNG加氣站BOG再液化裝置應(yīng)考慮的問題。以上兩種回收方式僅利用LNG儲(chǔ)罐BOG及槽車卸車、潛液泵工作、車載氣瓶充液等過程產(chǎn)生的BOG加熱后全部進(jìn)入集中放散系統(tǒng),造成能源損耗和環(huán)境污染。儲(chǔ)罐產(chǎn)生的BOG加壓與完成氣化的LNG混合后輸送至民用燃?xì)夤芫W(wǎng),僅限于附近有燃?xì)夤芫W(wǎng)的加氣站,可操作性差,應(yīng)用范圍受到限制。

LNG加氣站BOG溫度約為-120℃,液氮常壓下沸點(diǎn)為-196℃,較BOG溫度低。因此,本文提出1套利用液氮冷量的LNG加氣站BOG再液化裝置,其BOG再液化工藝流程見圖4。BOG再液化裝置只需增加1臺(tái)液氮儲(chǔ)罐、1臺(tái)BOG/液氮換熱器、1臺(tái)LNG收集罐、1臺(tái)N2加熱器及管路閥門等。LNG儲(chǔ)罐受熱蒸發(fā)、槽車卸車、高真空潛液泵池、預(yù)冷加氣機(jī)及車載氣瓶充液產(chǎn)生的BOG達(dá)到一定量時(shí),進(jìn)入BOG/液氮換熱器再液化后輸送至LNG收集罐,當(dāng)收集罐液位達(dá)到設(shè)定值時(shí)打開排液閥,LNG回流至高真空潛液泵池與儲(chǔ)罐LNG混合后給車載氣瓶充液,實(shí)現(xiàn)加氣站BOG“零排放”。進(jìn)入換熱器的液氮量依據(jù)BOG量調(diào)節(jié),液氮吸熱氣化經(jīng)N2加熱器加熱至常溫后輸送至儀表風(fēng)系統(tǒng)或進(jìn)行管路吹掃。該BOG再液化裝置構(gòu)成獨(dú)立的再液化單元,不受加氣站環(huán)境影響,可根據(jù)現(xiàn)場條件靈活安裝,占地面積小。同時(shí),BOG再液化后與儲(chǔ)罐LNG進(jìn)入高真空潛液泵池給車載氣瓶充液,基本不影響原LNG發(fā)熱量。核心設(shè)備BOG/液氮換熱器具有成本低、操作彈性大等優(yōu)點(diǎn),且再液化過程中無運(yùn)動(dòng)部件,實(shí)現(xiàn)BOG氣量波動(dòng)較大條件下的連續(xù)化生產(chǎn)。

3.2 BOG再液化能力

3.2.1 液氮消耗量計(jì)算

LNG加氣站利用液氮提供的冷量再液化全部BOG,忽略BOG再液化裝置冷損,其液氮消耗量計(jì)算式為:

式中:GLN2為再液化BOG所需液氮量,kg/h;GBOG為加氣站運(yùn)行時(shí)產(chǎn)生的BOG量,kg/h;γLN2為液氮?dú)饣瘽摕?kJ/kg。

該LNG加氣站的BOG產(chǎn)生量GBOG=13.42 kg/h。假設(shè)液氮進(jìn)入BOG/液氮換熱器的壓力為0.15 MPa,該壓力下液氮?dú)饣瘽摕幡肔N2=192.812 kJ/kg,則再液化BOG所需液氮量GLN2=25.75 kg/h。BOG再液化量與液氮消耗量質(zhì)量比為1∶1.92,即再液化1 kg BOG需要消耗1.92 kg的液氮。

3.2.2 BOG/液氮換熱器熱力計(jì)算

BOG再液化核心設(shè)備為BOG/液氮換熱器,為了使BOG完全被液化,必須保證換熱器的換熱面積,換熱面積計(jì)算如式(8)所示。

式中:A為換熱器換熱面積,m2;K為換熱系數(shù),kJ/(m2·h·K);ΔT為換熱對(duì)數(shù)平均溫差,K。

根據(jù)國內(nèi)外低溫?fù)Q熱器廠家設(shè)計(jì)要求,BOG/液氮換熱系數(shù)K=0.52×103kJ/(m2·h·K)[10],在不考慮液氮過冷度的情況下,對(duì)數(shù)平均溫差ΔT=37 K,所需換熱器換熱面積A=0.3 m2。因此,選用換熱面積為1 m2的換熱器可滿足設(shè)計(jì)要求。

4 BOG再液化經(jīng)濟(jì)效益分析

4.1 BOG再液化收益計(jì)算

目前,LNG加氣站產(chǎn)生的322 kg/d BOG全部經(jīng)空溫式氣化器復(fù)熱后進(jìn)入火炬系統(tǒng)燃燒。以2016年蘭州市LNG平均銷售價(jià)格4.2元/kg計(jì)算,加氣站全部BOG再液化為LNG后,每年(按330天計(jì)算)的收益為44.6萬元?？紤]到LNG潛液泵池、槽車卸車、LNG收集罐蒸發(fā)等不可再回收因素[11],BOG實(shí)際再液化率按95%計(jì)算,則每年回收BOG帶來的收益為42.4萬元。

4.2 總投資費(fèi)用估算

在工藝設(shè)備配置上,依據(jù)節(jié)能原則,選用新型高效BOG再液化設(shè)備,滿足LNG加氣站BOG再液化要求。對(duì)加氣能力為1.5×104m3/d的LNG加氣站,以目前國內(nèi)市場加氣站設(shè)備價(jià)格估算,增設(shè)1套BOG再液化裝置的總投資為39萬元,具體費(fèi)用見表4。

表4 BOG再液化裝置總投資費(fèi)用估算Table 4 Estimation of total investment of BOG re-liquefaction equipment

4.3 年總成本費(fèi)用估算

BOG再液化設(shè)備年總成本費(fèi)用為實(shí)現(xiàn)BOG再液化所發(fā)生的全部費(fèi)用,主要包括:

(1)原材料費(fèi)(購置液氮費(fèi)用):液氮到站價(jià)格按800元/t計(jì)算。

(2)人工工資及福利費(fèi):定員1人,工資3萬元/a。

(3)制造費(fèi)用(設(shè)備折舊費(fèi)和維護(hù)修理費(fèi)):綜合折舊年限為15年,預(yù)計(jì)凈殘差為3%,按平均年限法折舊。

(4)管理費(fèi):管理人員為1人,工資3.5萬元/a。

總投資費(fèi)用為100%自出資金,不考慮建設(shè)期借款和鋪底流動(dòng)資金。經(jīng)估算,年總成本費(fèi)用為28萬元,見表5。

表5 BOG再液化裝置年總成本費(fèi)用估算Table 5 Estimation of annual total cost of BOG re-liquefaction equipment

4.4 經(jīng)濟(jì)效益分析

BOG再液化裝置安全壽命期內(nèi)靜態(tài)分析總投資為39萬元,年總成本為28萬元,全部再液化322 kg/d BOG帶來的收益為42.4萬元/a。該加氣站營業(yè)稅稅率為3%,所得稅稅率為25%,則稅前年利潤總額為14.4萬元,稅后年利潤總額為14萬元,凈利潤為10.5萬元,靜態(tài)投資回收期為3.6年,此后每年可為國民經(jīng)濟(jì)帶來10.5萬元收益,經(jīng)濟(jì)效益較為顯著。平均投資利潤率為28%,大于我國石化行業(yè)原油加工平均投資利潤率(14%)。因此,LNG加氣站應(yīng)考慮BOG再液化裝置投資。

5 結(jié)論

針對(duì)蘭州市某加氣能力為1.5×104m3/d的LNG加氣站,建立了BOG產(chǎn)生量靜態(tài)計(jì)算模型。通過實(shí)例分析,設(shè)計(jì)了1套利用液氮冷量的BOG再液化裝置,此外,理論計(jì)算了BOG再液化能力,并對(duì)其進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)效益分析,具體研究結(jié)果為:

(1)BOG再液化裝置主要設(shè)備為1臺(tái)液氮儲(chǔ)罐、1臺(tái)BOG/液氮換熱器、1臺(tái)LNG收集罐和1臺(tái)N2加熱器,該裝置利用液氮提供的冷量實(shí)現(xiàn)BOG再液化是可行的。

(2)加氣站BOG的產(chǎn)生量為322 kg/d,再液化BOG所需液氮量為618 kg/d,再液化BOG量與液氮消耗量質(zhì)量比為1∶1.92,為后續(xù)試驗(yàn)裝置的設(shè)計(jì)提供了理論依據(jù)。

(3)BOG再液化裝置安全壽命期內(nèi)靜態(tài)分析總投資為39萬元,年總成本為28萬元,稅前年利潤總額為14.4萬元,凈利潤為10.5萬元,靜態(tài)投資回收期為3.6年。平均投資利潤率為28%,滿足我國石化行業(yè)平均投資利潤率的要求。因此,LNG加氣站應(yīng)考慮BOG再液化裝置投資。

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Study and economic analysis on BOG re-liquefaction process at LNG filling station

Jiao Jiqiang1,Peng Bin2,Zhang Chunyan3
1.School of Petrochemical Engineering,Lanzhou University of Technology,Lanzhou,Gansu,China;2.Gree Electric Appliances,Inc.of Zhuhai,Zhuhai,Guangdong,China;3.Lanzhou North Gas Engineering Design Co.,Ltd,Lanzhou,Gansu,China

The BOG(Boil-Off Gas)process related to energy consumption and safe operation is one of the critical issues that should be considered at LNG filling station.Therefore,the model of BOG static calculation is established,taking the 1.5×104m3/d capacity of LNG filling station in Lanzhou as an example,a set of BOG re-liquefaction equipment(mainly including one liquid nitrogen tank,one BOG/liquid nitrogen exchanger,one LNG collection tank,a few pipeline and valve)which uses liquid nitrogen cooling capacity is designed to avoid energy dissipation and environmental pollution caused by BOG direct discharge.BOG re-liquefaction capacity of the equipment is theoretically calculated and its economical benefit is analyzed.The results show that the amount of BOG production is 322 kg/d,the mass ratio of BOG re-liquefaction capacity and liquid nitrogen consumption is 1∶1.92,which provides the theoretical basis for the design of the test equipment.The total cost of static analysis of the BOG re-liquefaction equipment is 0.39 million yuan,the total profit before tax is 0.144 million yuan,and the net profit is 0.105 million yuan.Therefore,it has good economical benefit.Accordingly,the investment should be considered to BOG re-liquefaction equipment of LNG filling station.

LNG filling station,BOG,liquid nitrogen cooling capacity,re-liquefaction,economic analysis,zero emission

焦紀(jì)強(qiáng)(1990-),男,甘肅蘭州人,蘭州理工大學(xué)石油化工學(xué)院碩士研究生,研究方向?yàn)榈蜏刭A運(yùn)技術(shù)及設(shè)備和LNG液化技術(shù)。E-mail:jjq_cryogenics@163.com

TE646

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.06.008

2017-07-07;編輯:康 莉