LNG加气站BOG回收利用方法

李兆慈，姜 勇，刘照辰

(1.中国石油大学(北京) 城市油气输配技术北京市重点实验室，北京 102249；2.中国石油北京油气调控中心，北京 100007 )

2015年中国天然气汽车保有量约500万辆，用气量超过200亿m3。推广使用LNG载货汽车、推进城市公共交通行业和水运行业“油改气”是未来天然气车船发展的主要方向。预计到2020年，实现气化车辆1000万辆，气化船舶6万艘[1]。LNG为低温液体，在储存、装卸和加注过程中不可避免的产生BOG(Boil off gas，蒸发气)。LNG加气站内产生的BOG如采取直接放空，不仅具有安全隐患，还会造成经济损失与污染环境。合理的处理加气站内BOG，可以提高LNG加气站的安全性，并避免不必要的浪费以及经济上的损失。

Chen Q S.等对LNG加气站储罐内产生BOG的影响因素进行了分析，计算在正常储存与对LNG汽车加注过程中，因漏热所产生的BOG量，发现每天加注汽车数量增加，LNG燃料日损失率增加[2]。Brendeng E与Romero G J等对小型LNG运输工具的BOG的再冷凝工艺展开研究，认为利用阶式循环可提高BOG再液化效率[3-4]。

国内研究人员对LNG加气站的BOG产生与处理进行了一些研究，在分析低温输送管道、低温泵、LNG储罐以及LNG组等因素对BOG影响的基础上，提出了混合制冷剂液化循环、氮膨胀制冷循环和基于BOG冷能回收的氮膨胀循环等BOG处理方案[5-12]。何东红提出在站内设置低温液氮罐，通过低温管线与LNG储罐气相空间连接并在罐中安装液氮冷凝盘管，使罐内BOG气体重新冷凝为LNG。在给LNG车辆加注时，可将气瓶内的压力较高BOG气体引入液氮冷凝器重新冷凝为LNG返回车辆气瓶内[13]。

1 BOG用于站内发电

1-LNG储罐；2-EAG气化器；3-升温气化器；4-BOG压缩机；5-LNG回收罐；6-流量计；7-流量调节阀；8-天然气发电机；9-LNG潜液泵；10-加气机

图1 BOG用于站内发电工艺流程图

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

LNG加气站内产生的BOG，除LNG槽车卸车后所放散的残余BOG外，大多数BOG都经过气相管路返回到LNG储罐的气相空间中，便于统一处理。当储罐超压时，BOG由泄放管路进入升温气化器后进入站内BOG回收利用系统，主要包括BOG缓冲罐、压力调节阀、流量计、流量控制阀与天然气发电机等。工艺流程图如图1所示。

LNG储罐由于罐型不同，泄放压力一般设定为0.8～1.1MPa，罐内压力超过该压力，将释放出储罐内BOG气体。在没装有BOG回收装置的加气站，需流经EAG气化器通过放散管路排入安全区域。将经过升温气化器的BOG气体压缩导入BOG缓冲罐中，在卸车结束后，槽车内的残余BOG也可经过升温气化器后，储存进BOG回收罐中。BOG回收罐的存储压力约为0.7～1.0MPa，温度为环境温度。经过压力和流量调节后进入燃气发电机为其提供燃料，向站内各用电设施供电。加气量3×104m3/d的LNG加气站每日产生BOG约900 kg，站内设备用电负荷约11kW·h，生活用电约10kW·h，每天用电量约500kW·h。利用50kW天然气发电机，若发电机组效率为40%，则发电机24 h运转消耗BOG量约350 m3(约240kg)。该功率发电机用气量小于BOG产生量，会造成多余BOG直接放空，如有额外用电需求则可考虑更换更大功率的发电机机组。

对于有特殊需求的车辆，LNG加气站要建在高速公路、矿山与油田等偏远地区，站区接电比较困难时，限制了加气站的建设，可以设置带有这种BOG回收工艺的加气站，BOG供发电使用，在野外环境下适应性更强。

2 BOG站内压缩循环利用

BOG站内压缩循环利用需要在站内安置一台BOG压缩机和回收罐，BOG储存后，作为槽车卸车和储罐调压的补充气体。

BOG回收装置的主要设备有BOG回收罐、空温式加热器、BOG压缩机以及回收管线和控制阀等，如图2所示。LNG储罐的压力较高时BOG进行泄放，进入空温式加热器和压缩机升温增压后储存进BOG回收罐中。LNG槽车BOG泄放管线也与BOG回收管线相连，这部分BOG同样回收入回收罐中。

1)-LNG储罐；2)-空温式加热器；3)-BOG压缩机；4)-BOG回收罐

槽车卸车时，将BOG回收罐中的高压BOG降压后送入LNG槽车，增大槽车的气相压力，将槽车内的LNG经卸料管路压入LNG储罐，可不使用潜液泵卸车。卸车完成后，槽车罐中残留的BOG气体通过BOG回收管线重新返回BOG回收罐中，循环使用。站内LNG储罐调压阶段，利用回收罐内BOG引入LNG储罐，实现调饱和压力，不再使用LNG经空温式气化器产生BOG返回储罐的调压方式。

BOG回收罐的工作压力设为5.0MPa。当LNG槽车进站卸车时，BOG压力降低至0.7MPa进入槽车罐使其增压，开始卸液。卸液完成，开启槽车泄压管线上的控制阀回收槽车中增压所补充的BOG与LNG储罐闪蒸出的BOG至回收罐。

加气量3×104m3/d的LNG加气站每日产生BOG约900 kg，储存压力5.0 MPa，温度25℃时，体积约为24.3 m3，则BOG回收罐容为30 m3。卸车时用该部分BOG提供槽车卸车压力，如仅考虑等体积替换52 m3槽车储罐中LNG，则一次需要约750 kg。调压阶段，需根据站场LNG储罐内液位与压力不同，调整BOG补充量。

对加气规模较大的加气站，每日产生的BOG量较大，若回收全部，BOG回收罐的总容积较大，则占地面积较大。

3 BOG回收至燃气管网

BOG回收至城市燃气管网是将站内BOG外输至加气站附近的城市燃气管道中。其主要工艺流程是将站内因漏热、加气预冷以及槽车泄放等原因产生的BOG，集中输送至站内BOG回收装置，通过空温式加热器、调压、加臭、计量等装置，输入加气站附近的燃气管网中。回收流程示意图见图3。

图3 BOG回收至燃气管网工艺流程图

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

站内BOG泄放的压力一般为0.5～1.0MPa，将BOG引入空温式加热器，通过调压装置降为0.1～0.2MPa，符合城镇燃气管网的输送要求后，输入加气站附近的城镇燃气管网。BOG回收装置简单，仅需要空温式加热器、调压、计量和加臭装置，同时无需大功率耗电设备，回收方式较为方便，对于不同加气规模的LNG加气站均适用，但采用此方法需具备合适的燃气管网接入点。

4 BOG压缩生产CNG

适用于L-CNG加气站或LNG/L-CNG合建站。这类加气站中通常具有高压气井(瓶组)与CNG加气机等设施，站内BOG在缓冲罐中汇集后，经空温式气化器升温至接近环境温度，然后通过高压压缩机升压至25MPa存储入气井(瓶组)中，以CNG产品进行销售。

该方法依据加气站内的已有设施，仅需增加BOG缓冲罐和回收管线，便能实现BOG的回收利用。而对于标准LNG加气站，该回收工艺则需添加包括BOG缓冲罐、CNG压缩机与CNG高压气井(瓶组)设施等，设备较多且占地面积较大，因此不建议在标准LNG加气站内使用。

5 BOG再液化

利用制冷装置将BOG再液化为LNG，输入LNG储罐进行储存。目前常用的天然气液化工艺主要有级联式、混合冷剂和膨胀机制冷循环工艺。

级联式液化流程的采用纯物质制冷剂，但制冷循环级较多，工艺复杂，不适用于小型液化装置。

混合冷剂制冷循环(Mixed Refrigerant Cycle，简称MRC)是采用氮、甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和戊烷组成的混合冷剂制冷并液化天然气的一种工艺，利用了制冷剂中各组分不同沸点，进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀得到不同温度水平的制冷量，逐步冷却液化天然气。

MRC工艺和级联式液化工艺在原理上相似，同时又克服了系统复杂的缺点[14]。MRC工艺简化了制冷系统，降低了功耗，图4是混合冷剂制冷BOG液化工艺流程。

MRC冷剂由CH4、C2H4、C3H8、i-C4H10和N2组成。BOG经过换热器HEX1预冷后，温度降至-70℃，再经过换热器HEX2后，温度降至-160℃，经节流再液化为LNG进入储罐。

图4 混合冷剂制冷BOG液化工艺流程图

Fig.4 Flow diagram of MRC liquefaction process for BOG

膨胀机液化流程是利用透平膨胀机，以氮气、甲烷等为介质，进行绝热膨胀循环制冷液化天然气的工艺。膨胀机制冷液化流程简单、设备少，其缺点是功耗比较高，一般比MRC工艺要高40%左右[15]。

图5所示为氮-甲烷膨胀制冷BOG液化工艺流程。BOG经过换热器HEX1被预冷至-60℃，再经换热器HEX2，温度降至-165℃，经过调压阀后，进入LNG储罐储存。

经过工艺模拟研究，在处理相同流量的BOG和液化率相同(97.4%)情况下，MRC液化工艺的比功耗(8.42 kW·h/mol)较小，因此可在加气站内设置小型MRC液化装置回收BOG。

图5 氮-甲烷膨胀制冷BOG液化工艺流程图

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

6 结论

BOG用于站内发电方案由于加气站规模不同，用于发电的BOG量也不同。对于处于偏远地区且BOG产生量较少的加气站，BOG自供电可以同时解决BOG放散与用电不便的问题。对于BOG量较大的LNG加气站，会造成多余BOG损失。

BOG站内压缩循环利用将BOG回收用于卸车和调压，可作为现行加气站的补充方案，通过设置BOG回收罐，增设使用BOG卸车和调压的工艺循环及设备，可简化加气站的工艺流程，回收大部分BOG。对于BOG产生量较大的加气站不适合。

BOG回收至燃气管网方案需具备加气站附近有城市燃气管网接入条件，任何加气规模的加气站均可采用此方案。

BOG压缩生产CNG适用于L-CNG加气站，是此类加气站回收BOG的最佳方式，基本可以实现BOG零排放。

BOG再液化需选择使用的BOG液化工艺。混合冷剂制冷和膨胀制冷循环工艺均可以用于BOG回收。通过对比，混合冷剂制冷循环液化工艺的比功耗较小。同时，BOG再液化方案需要考虑加气站不同时间段BOG量的波动性。

参考文献

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