城市门站中BOG回收系统设计

唐维华

(吉林省华生燃气集团有限公司，吉林四平136000)

1 概述

吉林省华生燃气集团有限公司建设西八大新门站(以下简称新门站)，在新门站建设中设有液化天然气(LNG)气化站及LNG加气站内容。由于LNG工艺的特殊性，必然要产生BOG气体。同时BOG的压力只有0.7 MPa，而城市天然气管网运行压力为1.0 MPa，因此，BOG无法直接进入城市天然气管网。为了实现BOG的有效利用，本文研究BOG回收系统。

2 BOG的产生量

新门站中的LNG工程主要包括LNG气化站及LNG加气站。BOG产生的主要部位及原因是LNG气化站及LNG加气站储罐冷损及槽车卸车引起。根据规范中的相关规定对BOG产生量进行测算。

① 对于LNG气化站储罐，根据GB 18443.5—2010《真空绝热深冷设备性能试验方法 第5部分：静态蒸发率测量》(以下简称GB 18443.5—2010)第8.2.2条，100 m3的立式LNG储罐的日蒸发率为0.2%，经计算，4台100 m3的立式LNG储罐每日产生的BOG量为480 m3。

② 对于LNG加气站储罐，根据GB 18443.5—2010第8.2.2条，60 m3的卧式LNG储罐的日蒸发率为0.316%，经计算，该储罐每日产生的BOG量为120 m3。

③ LNG槽车卸车产生BOG，按0.6 MPa工作压力，根据有关参数进行测算，则每车BOG量为350 m3。

由于无法计算未来槽车卸车频度及准确损耗，BOG回收系统中的BOG压缩机选型暂以LNG气化站及LNG加气站储罐产生的BOG量作为依据。LNG槽车卸车产生的BOG按常规工艺放散。同时，其他设备和管道产生的BOG按常规工艺放散。

根据以上考虑和计算，每日产生的BOG量约600 m3，年产生的BOG量约21.9×104m3。如果不进行回收，则每年造成的经济损失按照LNG全年平均价格5 000 元/t计算，每年的经济损失超过70×104元。

3 BOG回收系统

3.1 基本情况

门站距离市区约10 km，正常输配时主气源为中石化1.6 MPa的管道天然气，门站将接收的管道天然气调压至1.0 MPa，通过10 km次高压管道输送至市区，在进入市区前进行二次调压，将压力调整为0.2 MPa进入市区中压管网。

此门站中LNG气化站仅作为应急储备使用，只有上游中石化管道天然气断供时，LNG气化站才启用。气化站启动时，将LNG储罐中的LNG气化后，按照0.5 MPa压力输送至市区，经二次调压至0.2 MPa，进入市区中压管网。由于上游气源断供属于突发情况，LNG气化量可能低于市区实际需求量，按照优先保证居民、学校、供暖的原则进行限量供应。

前期已建成的门站中，在考虑LNG气化站及LNG加气站BOG放散时，已经在LNG气化站设置处理能力为500 m3/h的水浴式BOG加热器，能够将BOG加热到5 ℃以上。

在考虑BOG回收过程中，关键需要解决因BOG压力低于主气源供气压力，无法直接进入城市管网的问题。

3.2 BOG回收总体方案

① LNG气化站仅作为应急气源，启动时输出天然气压力为0.5 MPa。正常情况下门站出口压力为1.0 MPa，BOG压缩机出口压力设定为1.1 MPa。因此，LNG气化站的BOG回收系统仅在此LNG气化站静止时启动，即LNG气化站运行期不进行BOG回收。LNG加气站在加气及静止时均正常回收BOG。在运行时，LNG气化站和LNG加气站无法回收的BOG直接进行放散处理。

② 在LNG气化站及LNG加气站的储罐设置压力传感器，将压力数据传输至站区控制系统。

③ 将LNG气化站及LNG加气站的BOG回收管道，汇总至BOG回收系统，即BOG压缩机房。

④ 建设BOG压缩机房，其中设置BOG缓冲罐及小型压缩机。压缩机的启停由站区控制系统控制。

⑤ 当LNG储罐压力达到0.7 MPa时，BOG压缩机启动，将BOG压力提升至1.1 MPa(略高于城市天然气管网1.0 MPa的运行压力)，通过出站管道进入城市天然气管网。当LNG储罐压力低至0.4 MPa时，BOG压缩机自动关闭。

⑥ 当LNG气化站运行时，由于气化后输出天然气压力为0.5 MPa，低于BOG回收系统的输出压力(1.1 MPa)，因此，此时LNG气化站和LNG加气站产生的BOG不回收，直接放散。

⑦ BOG回收系统采用PLC进行自动控制及手动双重操作系统，实施自动提示、报警及人工启动相结合，安全性高。

⑧ 采用LNG气化站现有的BOG加热器将LNG气化站和LNG加气站的BOG加热到5 ℃以上，然后BOG进入缓冲罐、BOG压缩机。BOG压缩机选用常规的天然气压缩机。

3.3 LNG气化站BOG回收工艺流程

LNG气化站BOG回收工艺流程见图1。

图1 LNG气化站BOG回收工艺流程

LNG作为四平市备用气源，只有在中石化气源断供时才启动。通过储罐增压器给LNG储罐增压，LNG由LNG储罐进入空温式气化器进行气化，再通过调压橇将压力调整为0.5 MPa，然后进入城市天然气管网。此时，BOG不回收，直接放散。

当冬季室外温度低于-20 ℃时，为了防止后续管道和设备被低温气体损坏，需要通过水浴式复热器进行加热升温，保证LNG气化后的天然气能够达到5 ℃以上，再通过调压橇，然后进入城市天然气管网。此时，BOG不回收，直接放散。

只有在LNG气化站静止时(即气化工艺系统不运行时)，BOG回收系统才运行。LNG储罐中产生的BOG经过BOG加热器进行加热升温，将BOG升温至5 ℃以上，保证低温气体不会对BOG回收系统的管道和设备造成损伤。在LNG储罐达到设定压力时，启动BOG压缩机，将BOG压力提升至1.1 MPa，然后进入城市天然气管网。

3.4 LNG加气站BOG回收工艺流程

LNG加气站BOG回收工艺流程见图2。

LNG加气机与LNG储罐通过气相管连通，达到加气机与储罐的压力平衡。

启动LNG潜液泵，将储罐中LNG通过加气机输送至待加气车辆，完成加气过程。潜液泵在运行中会产生一定的热量，使泵池中的LNG升温；在潜液泵不工作时，因受到外部环境影响，泵池中的LNG也会升温。而升温会引起泵池内压力提高，为保护潜液泵安全使用，将泵池的气相空间与储罐的气相空间连通，保证潜液泵在低温下安全运行。

LNG加气站储罐中产生的BOG，经过BOG加热器加热，将温度提升至5 ℃以上，并通过管道与LNG气化站的BOG回收管道连接，统一进行回收。在LNG储罐达到设定压力时，启动压缩机，将BOG压力提升至1.1 MPa，然后进入城市天然气管网。

如果出现中石化天然气气源断供情况，LNG气化站启动，气化后输出气体压力为0.5 MPa，低于BOG回收压力(1.1 MPa)，因此，此时LNG加气站的BOG直接放散。

3.5 设备选型

BOG压缩机选择DFW-1.5/(4-7)-11型，主机为D型、一级压缩、双作用活塞式压缩机。进气温度为0～40 ℃,进口压力为0.4～0.7 MPa，出口压力为1.1 MPa，出口工况体积流量为1.5 m3/min。冷却方式采用风冷，气缸采用无油润滑。压缩机额定电功率为22 kW，转速为730 r/min。

BOG缓冲罐设计压力为1.6 MPa,容积为1 m3。为节约设备占地，在采购时要求厂家将缓冲罐橇装在BOG压缩机上。

由于LNG气化站和LNG加气站产生的BOG利用已有的水浴式BOG加热器进行加热，统一回收。因此，在BOG回收系统改造工程中不需要增加BOG加热设备。

4 投资及投资回收期

① 投资费用

BOG回收系统主要投资项目包含储罐的传感系统、BOG压缩机(含缓冲罐)、压缩机房、BOG回收自控系统等费用，见表1。由于各储罐本身自带压力传感系统，因此，此部分费用忽略。BOG压缩机房占地不计算费用。由于在BOG回收系统改造工程中不需要增加BOG加热设备，因此，此部分的投资不考虑。

表1 BOG压缩机及机房费用

② 压缩机的运行费用

压缩机电动机功率为22 kW，处理量为500 m3/h。按照每日需要处理BOG量为600 m3计算，每日运行1.2 h，用电量26.4 kW·h，电价按1元/(kW·h)计，每日运行费用仅为26.4 元，运行成本几乎可以忽略。

③ BOG加热器的运行费用

实际运行统计数据表明，水浴式BOG加热器需进行水浴加热的运行时间非常短，因此，其运行费用可以忽略不计。

④ 投资回收期

每日回收BOG约600 m3，则每年回收BOG约219 000 m3，约156.42 t。LNG价格按5 000元/t计算，BOG回收每年可挽回经济损失约78×104元，静态投资回收期为0.7 a。

⑤ 运行效果

目前LNG气化站、LNG加气站及BOG回收系统已经运行2 a，系统运行平稳，回收效果明显。

5 结论

① 通过建设BOG回收系统，可以使LNG气化站及LNG加气站的BOG得到回收利用。

② BOG回收系统已运行2 a，使用平稳，回收效果明显，为燃气企业节能降耗作出较大贡献。