LNG及L-CNG加氣站BOG回收技術探討

何才寧

（中國石化廣東石油分公司，廣東廣州 510000）

甲烷蒸汽（BOG）是液化天然氣（LNG）加氣站運營中產生的排放氣體。BOG的主要成分是甲烷，而甲烷是一種溫室效應很強的氣體，其溫室效應系數（GWP）為二氧化碳的21倍。目前LNG加氣站場對于BOG的處理一般采取直接排放，既造成了資源浪費和安全隱患，同時也加劇了溫室效應。

LNG加氣站的BOG產生主要有兩種途徑：一是槽車卸車后需要將槽車儲罐內壓力降至0.2 MPa左右后而排放的BOG，這種情況對于頻繁卸液的LNG站場較為突出；二是加氣站內由于外熱熱量的引入導致儲罐內LNG氣化造成壓力升高而產生的氣體排放，這種情況對于加氣量相對較小的氣站尤為突出。據某LNG加氣站統計，每月僅槽車卸液排放的BOG高達3～5 t，一年經濟損失數十萬元。因此，在LNG加氣站迅速發展的同時，如何采取有效的措施實現BOG的“零排放”，對于減少資源浪費和綠色低碳具有重要的意義。

1 LNG加氣站BOG產生原因分析

1）設計原因。LNG加氣站BOG的產生量大小關鍵在于站場的設計，包括總平布局、成撬方式、保溫材料的選用、工藝管道設計等。不合理的總體布局將導致管線增長，漏熱增加，通過采用新型保溫材料、保溫方式、LNG加氣站的布局、更加優化的成撬方式可以減少熱交換、降低BOG產生。

2）設備原因。LNG儲罐、真空泵池、真空管道、真空箱等低溫設備在目前制造工藝水平下無法達到絕對的真空絕熱狀態，會與外部發生緩慢熱交換，導致LNG液體吸熱蒸發形成BOG氣體。

3）運營管理。加氣站的運營導致的BOG產生原因很多，如LNG氣源、銷量、車載鋼瓶的回氣等。

4）罐車余氣。LNG罐車配送到加氣站，作業完畢后一般仍有0.3～0.4 MPa的LNG殘留罐體，目前工藝無法將其卸凈，造成50～150 kg的損耗。同時由于氣庫要求槽罐車降壓至0.1 MPa才允許進庫裝LNG，因此，通常將罐車內余氣直接排放到空氣中，這既不安全環保，又造成資源浪費。

2 BOG回收技術現狀

1）BOG氣體經二級壓縮并入城市管網，由于城市管網一般為民用氣體，價格相對較低，容易造成高進低售，增加運營成本，比較適用于自有管網的LNG站場，如燃氣公司等。

2）BOG經壓縮制成壓縮天然氣（CNG）氣體，供加氣機加氣，主要適用于L-CNG加氣站[1]。

3）采用液氮再冷凝BOG成LNG，回LNG儲罐或給LNG車加液[2]，該方案需要配備液氮儲罐，同時增加了液氮的卸液、使用及蒸發氮氣的處理問題。

4）采用小型再液化裝置或過冷LNG，將BOG氣體再液化回收。該方案裝置較為復雜，涉及到制冷劑配比及流程控制等，一般在BOG液化量較高時具有經濟性，目前少數企業在研發這類裝置[3]。

5）采用低溫制冷機提供冷量再液化BOG。目前浙江大學和上海交通大學分別采用不同類型的低溫制冷機做了BOG再液化的回收測試，但由于受到低溫制冷機功率的限制，目前BOG再液化的能力一般在20 L/h左右[4-5]。

在應用方面，國內針對L-CNG加氣站BOG的回收，已有部分站場采用BOG壓縮進管網或者制CNG的形式；而在L-CNG加氣站上，BOG的主要處理方式是放空，造成了安全隱患和資源浪費。

另外，目前針對LNG加氣站BOG回收的技術，多數從BOG產生后如何壓縮或者液化回收，沒有系統的考慮BOG的產生及回收等，無形影響了BOG回收技術的可行性和經濟性。

3 BOG“零排放”LNG加氣站場

基于LNG加氣站BOG產生原因，設計如圖1所示的LNG加氣站BOG“零排放”措施。

該措施主要包括兩部分，一是從工藝、設備、設計、運營等方面優化；另一部分是采取相應的BOG回收技術對站場內產生的BOG和槽車卸車后的BOG進行回收，從而實現整個站場的BOG“零排放”。

3.1 LNG加氣站BOG控制措施

3.1.1 低溫設備、管路等優化

1）LNG儲罐采用絕熱性能更好的高真空多層纏繞絕熱，目前LNG儲罐主要有真空粉末絕熱和高真空多層纏繞絕熱，由于高真空多層纏繞絕熱要求的真空度高且有防輻射屏，能有效地抑制熱輻射，其絕熱性能較真空粉末絕熱好。

圖1 LNG加氣站BOG“零排放”措施

2）低溫閥門、管路、加液機的絕熱優化，如液相管路采用真空管路，液相閥門和關鍵法蘭可采用真空設計，加液機模塊可做整體真空絕熱處理。

3）在管路設計中，應管路短、彎頭少，越簡單越好，特殊場站可以增大管道口徑，在儲罐出液管路和泵池回氣管路中盡量不要出現n型彎，且應減少過多閥門、濾網的使用。

3.1.2 LNG加注過程的優化

1）加液過程中盡量采用集中加液或長時間采用同一加液機加液，以免機器長時間不用重新預冷造成大量BOG產生。

2）加氣過程中的BOG返回處理。汽車鋼瓶中的BOG氣體在返回LNG儲罐過程中，先與潛液泵換熱，再從LNG儲罐底部進入，對BOG進行部分液化并起到對儲罐調壓的作用。

3.1.3 LNG卸液過程的優化

1）采購低溫液（壓力低于0.15 MPa，溫度低于-150℃的低溫液源），據某LNG站場統計，采購低溫液能有效減少40%左右的BOG產生。

2）卸車時將LNG儲罐中的高壓氣體卸至槽車液相液化，壓力平衡后，盡量采用低溫泵，不采用增壓器卸車，同時采用上進液方式，用LNG冷卻BOG，減少儲罐中BOG的產生。

3.2 LNG加氣站BOG回收技術

針對L-CNG加氣站，可以采用BOG壓縮制CNG的形式，既回收站場BOG，又同時回收槽車卸車后的BOG，站場儲罐內或槽車內的BOG先經空溫氣化器升溫至0℃左右，進入四級壓縮機進行壓縮制成20 MPa以上的CNG，進入CNG高壓儲氣瓶組，并通過加氣機進行售氣。目前該工藝已有較成熟的產品，其功耗在0.3 kW·h/m3左右。

針對LNG加氣站，BOG再液化是較優的技術。利用HYSYS軟件對BOG再液化工藝進行模擬。為便于模擬需作如下假設：1）天然氣成分全部為甲烷氣體；2）當儲罐內壓力達到0.8 MPa時排出BOG氣體，并假設此時的BOG氣體為飽和氣體；3）液化后產生的LNG為飽和液體。

低溫制冷機再液化BOG流程示意見圖2。

經過HYSYS模擬，BOG再液化方式對比見表1。

圖2 低溫制冷機再液化BOG流程

表1 BOG再液化方式對比

綜上，膨脹制冷循環和混合制冷劑液化循環設備較為復雜，需要一定的操作要求，初期投資成本較高，適合BOG量較大的情況（如1 000 m3/d以上），而低溫制冷機和液氮冷凝BOG的工藝設備較為簡單，適合LNG加氣站場BOG量較小的情況。但是液氮冷凝需要額外增加液氮儲罐和液氮的操作等，既增加了站場占地，又增加了液氮窒息的風險。

而低溫制冷機冷凝BOG設備為大冷量低溫制冷機和低溫緩沖儲罐，占地面積小，設備操作簡單。

針對LNG加氣站場BOG（包括槽車卸車后的BOG），利用低溫制冷機實現站場BOG和槽車BOG的再冷凝回收，具體見圖3。

熱聲制冷機無機械運動部件，其壽命和可靠性得到了大幅提高，且目前大冷量熱聲制冷機可以在溫度120 K時提供1 000～1500 W冷量（制冷機功率在10～15 kW），BOG液化能力為200 kg/d左右。

當LNG加氣站場儲罐內BOG壓力達到一定時，打開氣相閥門，儲罐內BOG經過盤管換熱器進入到低溫緩沖儲罐，同時開啟低溫制冷機，制冷機產生的冷量通過翅片式冷凝換熱器導出，將BOG冷凝成低溫LNG，儲存在低溫緩沖儲罐內。

圖3 基于低溫制冷機的BOG再液化流程

當利用該裝置回收槽車BOG時，提前在低溫緩沖儲罐內預留足量LNG，并開啟低溫制冷機，將低溫制冷機冷量以LNG過冷（過冷度20℃左右）的形式儲存；待LNG槽車卸液完畢后，將槽車氣相管線與低溫緩沖儲罐進氣管線相連，槽車內BOG經過盤管換熱器進入低溫緩沖儲罐，由于存在足量過冷LNG（過冷LNG量為待回收BOG量的5倍以上），使得BOG在進入低溫緩沖儲罐后迅速液化，同時低溫緩沖儲罐內保持相對較低的壓力，LNG槽車BOG可以在壓差的作用下持續進入低溫緩沖儲罐被冷凝液化，從而實現LNG槽車BOG快速回收。

對于立式LNG儲罐，為便于LNG回流，在低溫緩沖儲罐上設置自增壓氣化器；同時可采取上進液的形式，利用再液化后的LNG過冷的特點降低儲罐內氣相壓力。

目前LNG槽車卸液完畢后，儲罐內壓力為0.2～0.3 MPa，經該裝置再液化回收部分BOG（回收量為50～75 kg）后，壓力可降至0.10～0.15 MPa，槽車可實現正常上路，從而實現BOG的“零排放”。

4 結論和建議

針對LNG加氣站和L-CNG加氣站設計了BOG回收裝置，用以回收站場和槽車的BOG，實現LNG加氣站的BOG“零排放”。

1）對L-CNG加氣站，建議采用BOG壓縮制CNG技術進行站場和槽車BOG的回收。

2）對LNG加氣站，建議采用大冷量低溫制冷機再液化BOG進行站場和槽車BOG的回收。

目前BOG壓縮回收系統投資費用為50～80萬元，按照目前加氣站的BOG排放和槽罐車余氣造成的損耗普遍在每年50 t左右，折合資金大約25萬元，2年半即可回收投資成本。而且運營成本也相對較低，每回收100 m3的LNG僅需用電30 kW·h，相當于耗電0.3 kW·h/m3（約0.3元）。因此，建議在新建LNG加氣站設計中增設BOG壓縮回收裝置，同時對于已建成的加氣站也可根據實際情況，試點改造安裝，一定會取得較好的經濟效益和環保效益。同時，在此基礎上可以開展加氣站甲烷回收自愿減排項目，編制和申報自愿減排項目，實現碳收益，探索國內自愿減排項目在銷售企業的試點和發展。