LNG加气站中BOG处理方法浅谈

摘 要：进入21世纪以来，在经济需求、节能环保、治理雾霾大背景下，随着新能源LNG在汽车行业的快速应用，作为充装LNG场所的加气站也得到了蓬勃发展，在站的运行过程中，会产生不需要的BOG气体，针对产生的BOG会降低经济效益，对大气造成污染，该文对LNG加气站中产生的BOG进行了阐述，重点阐述了BOG的产生原因、BOG的产生量和不同的回收方法。对每种不同的回收方法进行了比较，每种回收方法需要的设备、投资额度、不同的适用条件、需要克服的不利条件等。

关键词：LNG加气站 BOG 回收 功能

中图分类号：U473.8 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）08（c）-0128-02

进入21世纪以来，在经济需求、节能环保、治理雾霾大背景下，天然气及其相关行业得到了快速蓬勃发展。数据显示，我国天然气消费量预计2020年需求将达3000亿m3。特别是近几年来，随着柴油、汽油的价格高位运行，液化天然气（简称LNG）作为优势燃料，在长距离运输行业得到了快速发展，2013年底，中国LNG动力车总保有量大约为130，000辆，预计到2020年中国LNG动力车总保有量大约为800，000辆，届时中国LNG动力车对天然气燃料的总需求量也将增长至目前的10倍，从18亿m3提高到180亿m3。针对此需求，LNG加气站如雨后春笋般冒出来，据卓创资讯数据统计，目前截至2014年底中国在运营LNG加气站共有1962座，预计到2015年底将会增长至2600座以上。

1 BOG的产生原因

LNG加气站不同于CNG加气站，供应的产品为低温天然气。由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体BOG（boil off gas）。

LNG加气站中，通常将LNG低温绝热地储存在储罐中，运行时经低温绝热的管道转移至潜液泵、加气机等设备中。虽然LNG储罐和运输设备都采用低温绝热结构，但存运设备与外界环境仍不可避免地存在热量交换，加上LNG具有低温性、易蒸发气等特点，在储存运输设备中难免会产生蒸发气体。此外在加气站的运行工艺流程中，特别是LNG卸车和加气过程，系统结构也跟环境存在接触，这也会导致BOG的产生。一般在LNG加气站中，BOG产生的原因可以归结为以下几点：第一，储存运输设备漏热；第二，卸车和加气过程中的空间置换；第三，LNG潜液泵运行时产生热量；第四，其他一些原因，包括环境大气压变化以及卸车时压力闪蒸等。

2 BOG的产生量

由于实际中每个LNG加气站的储罐容积大小和管道长度不同，BOG产生的气体量也不同，为便于比较和计算，我们以常见的加气站为例进行计算，假设以二级LNG加气站为例，站内设置2座60 m3储罐和敷设150 mDN40低温管道，进行BOG蒸发量计算。

2.1 LNG储罐日蒸发量计算

该工程选用2台LNG储罐，单罐容积为60 m3，储罐额定日蒸发率为0.30%，每罐用完的周期为2天，为简化计算，按照均匀用气计算，即储罐日蒸发量为145 Nm3。

2.2 管道日蒸发量计算

该项目站内低温管道长度为150 m（D45×3.5），考虑低温阀门以及其它设备，站内管道当量长度为260 m（D45×3.5），每平方米管道吸收热量按25W/m2考虑，即日总吸收热量为79354 kJ。

液化天然气气化包括显热和潜热两部分，在饱和状态下，计算主要以潜热为主：

Q总= Q潜=rm

式中：Q总为液化天然气气化吸收总热量（kJ），即79354 kJ

m为天然气质量（kg）；

r为液化天然气气化潜热（kJ/kg），取515.4 kJ/kg

经计算，站内管道系统吸收79354 J热量后，气化216 Nm3/d。

2.3 LNG槽车释放量

卸车完毕后，一般LNG槽车内气体压力为0.4MPa，如果将气体进行放空处理，将造成能源浪费以及环境污染，考虑将其回收，当槽车压力降至为0.1 MPa时。每辆LNG槽车可回收天然气162 Nm3。二级站日加气规模为2.5×104 Nm3，每天需1辆LNG槽车到站，即平均每天需回收243 Nm3天然气。

合计每日本站BOG的排放量大约为604 Nm3。

3 BOG的回收方法

为安全运行，此部分BOG气体若不经过措施处理，只能通过放散管放散掉，对于LNG加气站的运行成本无形中就增加很多。针对此问题，我们是否可用以下几种方法把BOG气体进行回收。

3.1 进入城市管网

LNG加气站产生的BOG气体通过站内设置气化调压计量装置换热调压后进入城市管网。流程为：LNG加气站产生的BOG气体均回到LNG储罐，通过空温式气化器和电复热器换热成为常温气体后，根据城市管网的压力机制经过调压器调压后进入城市管网。此方法的回收优点是设备投资少，只投资气化调压计量装置，投资额约为4万元。以每日BOG的排放量大约为604 Nm计，每标准立方米的回收价格约是2.0元/Nm3，与直接排放比较，回收收入是1208元。不利条件是此方法要求站外附近有城市管网，站外没有城市管网就没法回收。（见图1）

3.2 设置CNG加气功能

在站内设置小型CNG压缩机，将产生的BOG气体气化后加压为CNG，设置CNG加气机或者将CNG外销至CNG加气站。流程为：LNG加气站产生的BOG气体均回到LNG储罐，通过空温式气化器和电复热器换热成为常温气体后，为减少压缩机的频繁启动，设置缓冲罐储存和缓冲，气体经过压缩机压缩后进入CNG加气机或停在站内的CNG拖车。此方法需要设置设备为小型CNG压缩机，投资约为60万元，压缩过程中的运行成本为0.4元/Nm3，外销回收价格约是3.0元/Nm3，以每日BOG的排放量大约为604 Nm计，回收收入是1812元，一年内可回收投资成本。不利条件是当站内设置加气机时，由于CNG车辆行驶路途较短，主要是在城市及周边运输，加气站若距离城市较远，较少的CNG车辆来加气，满足不了BOG放散量的回收。当站内设置的是外销时，需增加CNG拖车提车位，根据《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2014年版）规定，LNG加气站的建站等级发生了变化，增加了建站投资。（见图2）。

3.3 BOG再液化

原理：液氮的液化温度为-196 ℃，LNG的液化温度为-162 ℃，在LNG加气站中，采用低温液氮作为载冷介质循环供冷使BOG再液化。

方式：液氮管道在LNG储罐的气相空间内形成液氮盘管，构成液氮冷凝装置。将装载有LNG的槽车和LNG储罐通过进出液管连接，开启LNG储罐内的液氮冷凝装置，液氮储罐中的液氮流经LNG储罐的气相空间，使LNG储罐中的BOG冷凝转化成LNG，直接降落在LNG储罐液相空间，此种方式需要LNG出厂前增加液氮盘管，站内需要设置小型液氮储罐。投资约为30万元左右。成本是消耗液氮成本，回收价格还是LNG价格。缺点是：加气站周边不能够容易买到液氮的，此法处理比较不方便。（见图3）

3.4 BOG发电

LNG加气站产生的BOG可经过在站内设置的小型天然气发电机并网发电，这样既可以满足站内用电需要，也能输出电量。需要设置小型发电机，投资约为30万元左右。以上述产生的气量为例，每日可发电1800度左右，站内自用400度电，每度电的回收价格0.3元，可回收收入为420元，2年内可回收投资成本。（见图4）

4 结语

综上所述，不同的BOG回收方式均能降低加气站的运行成本，带来巨大的经济效益，还能减少大气污染，起到节能减排作用。不同的BOG回收方式要因地制宜的选择。随着LNG产业的发展及国家对节能减排的重视，相信各种新技术将会在BOG回收上大有可为。

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