LNG加氣站中BOG處理方法淺談

韓先友

摘 要：進入21世紀以來，在經濟需求、節能環保、治理霧霾大背景下，隨著新能源LNG在汽車行業的快速應用，作為充裝LNG場所的加氣站也得到了蓬勃發展，在站的運行過程中，會產生不需要的BOG氣體，針對產生的BOG會降低經濟效益，對大氣造成污染，該文對LNG加氣站中產生的BOG進行了闡述，重點闡述了BOG的產生原因、BOG的產生量和不同的回收方法。對每種不同的回收方法進行了比較，每種回收方法需要的設備、投資額度、不同的適用條件、需要克服的不利條件等。

關鍵詞：LNG加氣站 BOG 回收 功能

中圖分類號：U473.8 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2015）08（c）-0128-02

進入21世紀以來，在經濟需求、節能環保、治理霧霾大背景下，天然氣及其相關行業得到了快速蓬勃發展。數據顯示，我國天然氣消費量預計2020年需求將達3000億m3。特別是近幾年來，隨著柴油、汽油的價格高位運行，液化天然氣（簡稱LNG）作為優勢燃料，在長距離運輸行業得到了快速發展，2013年底，中國LNG動力車總保有量大約為130，000輛，預計到2020年中國LNG動力車總保有量大約為800，000輛，屆時中國LNG動力車對天然氣燃料的總需求量也將增長至目前的10倍，從18億m3提高到180億m3。針對此需求，LNG加氣站如雨后春筍般冒出來，據卓創資訊數據統計，目前截至2014年底中國在運營LNG加氣站共有1962座，預計到2015年底將會增長至2600座以上。

1 BOG的產生原因

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

LNG加氣站中，通常將LNG低溫絕熱地儲存在儲罐中，運行時經低溫絕熱的管道轉移至潛液泵、加氣機等設備中。雖然LNG儲罐和運輸設備都采用低溫絕熱結構，但存運設備與外界環境仍不可避免地存在熱量交換，加上LNG具有低溫性、易蒸發氣等特點，在儲存運輸設備中難免會產生蒸發氣體。此外在加氣站的運行工藝流程中，特別是LNG卸車和加氣過程，系統結構也跟環境存在接觸，這也會導致BOG的產生。一般在LNG加氣站中，BOG產生的原因可以歸結為以下幾點：第一，儲存運輸設備漏熱；第二，卸車和加氣過程中的空間置換；第三，LNG潛液泵運行時產生熱量；第四，其他一些原因，包括環境大氣壓變化以及卸車時壓力閃蒸等。

2 BOG的產生量

由于實際中每個LNG加氣站的儲罐容積大小和管道長度不同，BOG產生的氣體量也不同，為便于比較和計算，我們以常見的加氣站為例進行計算，假設以二級LNG加氣站為例，站內設置2座60 m3儲罐和敷設150 mDN40低溫管道，進行BOG蒸發量計算。

2.1 LNG儲罐日蒸發量計算

該工程選用2臺LNG儲罐，單罐容積為60 m3，儲罐額定日蒸發率為0.30%，每罐用完的周期為2天，為簡化計算，按照均勻用氣計算，即儲罐日蒸發量為145 Nm3。

2.2 管道日蒸發量計算

該項目站內低溫管道長度為150 m（D45×3.5），考慮低溫閥門以及其它設備，站內管道當量長度為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，在飽和狀態下，計算主要以潛熱為主：

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為天然氣質量（kg）；

r為液化天然氣氣化潛熱（kJ/kg），取515.4 kJ/kg

經計算，站內管道系統吸收79354 J熱量后，氣化216 Nm3/d。

2.3 LNG槽車釋放量

卸車完畢后，一般LNG槽車內氣體壓力為0.4MPa，如果將氣體進行放空處理，將造成能源浪費以及環境污染，考慮將其回收，當槽車壓力降至為0.1 MPa時。每輛LNG槽車可回收天然氣162 Nm3。二級站日加氣規模為2.5×104 Nm3，每天需1輛LNG槽車到站，即平均每天需回收243 Nm3天然氣。

合計每日本站BOG的排放量大約為604 Nm3。

3 BOG的回收方法

為安全運行，此部分BOG氣體若不經過措施處理，只能通過放散管放散掉，對于LNG加氣站的運行成本無形中就增加很多。針對此問題，我們是否可用以下幾種方法把BOG氣體進行回收。

3.1 進入城市管網

LNG加氣站產生的BOG氣體通過站內設置氣化調壓計量裝置換熱調壓后進入城市管網。流程為：LNG加氣站產生的BOG氣體均回到LNG儲罐，通過空溫式氣化器和電復熱器換熱成為常溫氣體后，根據城市管網的壓力機制經過調壓器調壓后進入城市管網。此方法的回收優點是設備投資少，只投資氣化調壓計量裝置，投資額約為4萬元。以每日BOG的排放量大約為604 Nm計，每標準立方米的回收價格約是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，站外沒有城市管網就沒法回收。（見圖1）

3.2 設置CNG加氣功能

在站內設置小型CNG壓縮機，將產生的BOG氣體氣化后加壓為CNG，設置CNG加氣機或者將CNG外銷至CNG加氣站。流程為：LNG加氣站產生的BOG氣體均回到LNG儲罐，通過空溫式氣化器和電復熱器換熱成為常溫氣體后，為減少壓縮機的頻繁啟動，設置緩沖罐儲存和緩沖，氣體經過壓縮機壓縮后進入CNG加氣機或停在站內的CNG拖車。此方法需要設置設備為小型CNG壓縮機，投資約為60萬元，壓縮過程中的運行成本為0.4元/Nm3，外銷回收價格約是3.0元/Nm3，以每日BOG的排放量大約為604 Nm計，回收收入是1812元，一年內可回收投資成本。不利條件是當站內設置加氣機時，由于CNG車輛行駛路途較短，主要是在城市及周邊運輸，加氣站若距離城市較遠，較少的CNG車輛來加氣，滿足不了BOG放散量的回收。當站內設置的是外銷時，需增加CNG拖車提車位，根據《汽車加油加氣站設計與施工規范》GB50156-2012（2014年版）規定，LNG加氣站的建站等級發生了變化，增加了建站投資。（見圖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循環供冷使BOG再液化。

方式：液氮管道在LNG儲罐的氣相空間內形成液氮盤管，構成液氮冷凝裝置。將裝載有LNG的槽車和LNG儲罐通過進出液管連接，開啟LNG儲罐內的液氮冷凝裝置，液氮儲罐中的液氮流經LNG儲罐的氣相空間，使LNG儲罐中的BOG冷凝轉化成LNG，直接降落在LNG儲罐液相空間，此種方式需要LNG出廠前增加液氮盤管，站內需要設置小型液氮儲罐。投資約為30萬元左右。成本是消耗液氮成本，回收價格還是LNG價格。缺點是：加氣站周邊不能夠容易買到液氮的，此法處理比較不方便。（見圖3）

3.4 BOG發電

LNG加氣站產生的BOG可經過在站內設置的小型天然氣發電機并網發電，這樣既可以滿足站內用電需要，也能輸出電量。需要設置小型發電機，投資約為30萬元左右。以上述產生的氣量為例，每日可發電1800度左右，站內自用400度電，每度電的回收價格0.3元，可回收收入為420元，2年內可回收投資成本。（見圖4）

4 結語

綜上所述，不同的BOG回收方式均能降低加氣站的運行成本，帶來巨大的經濟效益，還能減少大氣污染，起到節能減排作用。不同的BOG回收方式要因地制宜的選擇。隨著LNG產業的發展及國家對節能減排的重視，相信各種新技術將會在BOG回收上大有可為。

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