LNG加气站槽车BOG压缩液化回收研究

鲍磊 赵海燕 王全国

1.中国石油化工股份有限公司青岛安全工程研究院 2.化学品安全控制国家重点实验室3.中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司供水公司安全环保科

在LNG加气站(包含L-CNG加气站)运行过程中，由于LNG槽车运输、储罐蒸发、卸车、调压、预冷、管道吸热、储罐闪蒸和泵工作外输等原因都会产生大量的BOG气体[1]，给LNG加气站带来了巨大的安全风险和经济损失。目前针对LNG加气站BOG放散问题，国内学者对其进行了一定的研究。何东红等从储罐材质、工艺优化等提出了BOG回收方案[2];杨国柱等提出了液氮回收加气站BOG的方案[3-4];吴晓南等提出了BOG再液化工艺[5];王坤等提出采用大冷量低温制冷机液化回收BOG的方案[6-7];李兆慈等提出采用BOG为燃料的BOG利用方案[8];王景心针对LNG车气瓶BOG进行了吸附回收测试[9];廖晓梦等提出将LNG加气站BOG回收用作站内生活用气的思路[10]。分析目前国内学者的研究，主要围绕LNG加气站储罐BOG进行回收处理且BOG回收设备工艺较复杂，功耗大;而针对槽车BOG回收研究较少。目前尚无有效、快捷、高效的槽车BOG回收工艺。

本文针对该问题，提出基于LNG冷量的BOG压缩液化回收方案，并搭建了实验装置，采用液氮和LNG开展了BOG回收实验测试。

1 BOG压缩液化回收工艺

从LNG槽车来的LNG含有一定规模的冷量，可以用该部分冷量对槽车BOG进行液化回收。建立如图1所示的BOG压缩液化回收模型，以LNG换热器模拟LNG与压缩后的BOG换热过程，LNG换热器效率为100%。槽车残余BOG经压缩机加压后(此时称为CNG)，进入LNG储罐底部，与过冷的LNG(LNG0)进行直接接触进而被液化成为LNG1。为便于计算，假设过冷LNG换热后变为饱和态LNG(LNG2)，BOG被液化成饱和态LNG。其中，槽车BOG压力为0.3 MPa，经压缩机加压后压力为0.5 MPa。模拟了加压后BOG温度为-60～40℃对储罐内LNG的影响。

为便于分析，假设储罐内LNG经BOG换热后完全变为饱和态LNG，分析所需要的LNG过冷度。其中，LNG储罐内压力为0.3 MPa，对应饱和温度为-146.6℃。

具体参数如表1所列。

表1 BOG压缩液化模拟参数Table 1 Parameters of the model of BOG compression and re-liquefaction

表2 BOG压缩液化主要物料参数Table 2 Parameters of the main materials of BOG compression and re-liquefaction

由图2可以看出，随着CNG温度的上升，LNG0温度从-147.50℃降到-147.85℃，过冷度为0.9～1.2℃，即只需要1℃左右的过冷度即可实现BOG的完全液化。

2 实验开展与结果分析

2.1 实验装置与实验过程

BOG压缩液化实验装置主要包括10 m3储罐、2 m3储罐、压缩机、压力传感器、温度传感器，流量计等。具体连接如图3所示。

实验参数设置:压缩机进气压力为0.2～0.3 MPa，压缩机排气压力为0.6～0.65 MPa。

为表征BOG压缩后液化量，定义BOG压缩液化比λ为BOG液化量与BOG进气量的质量比。

实验过程包括压缩机开启和压缩液化过程:

(1)压缩机开启过程:关闭阀门V1、V5，打开阀门V2、V3、V4、V6，2 m3储罐内的气体经阀门 V3、10 m3储罐内的气体经阀门V2进入BOG压缩机加压后，由排气口经阀门V4、V6进入2 m3储罐，待BOG压缩机运行稳定后，关闭阀门V4、V6，打开10 m3储罐阀门V5。

(2)压缩机压缩液化过程:10 m3储罐内的BOG经阀门V2、2 m3储罐内的气体经阀门V3进入压缩机加压后，经阀门V5进入10 m3储罐液相空间;当2 m3储罐压力降低时(罐内气体基本被抽空时)，关闭阀门V3，打开阀门V1，继续上述压缩液化过程。

2.2 实验结果

2.2.1 液氮蒸气压缩液化回收实验结果

液氮蒸气在压缩液化过程中压缩机进排气温度随时间的变化如图5所示。

其中，回气量为67.9 kg(19 min);压缩机排气量为171 m3/h;压缩机进气压力为0.2～0.3 MPa;压缩机进气温度由-70℃降至-139.4℃，压缩机排气温度由20℃降至-58.4℃，进排气最小温差为81℃。

由图5可以看出，随着压缩机排气进入储罐，储罐压力(表压)出现一定的上升，从最初的0.36 MPa上升到0.41 MPa(20 min这段时间忽略储罐漏热引起的储罐压力变化)，液位在736～740 mm之间震荡。

压缩机停机后的过程:进气管温度和排气管温度逐步上升，且两者温差越来越小。

为计算BOG压缩液化比，这里做两个假设:①BOG没有被液化，储罐液相体积不变;②BOG完全被液化，储罐液相体积增加83 L。

由储罐压力(表压)0.46 MPa上升到0.51 MPa，所需要的气体量分别为5.6 kg和4.5 kg。

该实验条件下，计算得到:91.7%＜λ＜93.4%。

2.2.2 LNG蒸气压缩液化回收实验结果

LNG蒸气在压缩液化过程中压缩机进排气温度随时间的变化如图6所示。

其中，回气量为35.4 kg;压缩机排气量为223 m3/h;压缩机进气压力为0.2～0.3 MPa;压缩机进气温度由-100℃降至-106.7℃，压缩机排气温度由-20℃降至-60.4℃，进排气最小温差为46.3℃。

由图7可以看出，随着压缩机排气进入储罐，储罐压力(表压)出现一定的上升，从最初的0.39 MPa上升到0.43 MPa(20 min这段时间忽略储罐漏热引起的储罐压力变化)，液位在247～255 mm之间震荡，这主要是由于BOG气体的进入对液位产生了轻微的扰动。

压缩机停机后的过程:进气管温度和排气管温度逐步上升，且两者温差越来越小。

BOG压缩液化比λ的计算:

实验过程共有35.4 kg BOG气体进入储罐，若全部液化，则体积增加83 L。

由于LNG气化后体积远大于LNG体积，假设BOG压缩进入储罐后，储罐液位变化忽略不计(液位计读数变化也很小)，储罐气相空间体积为7.2 m3。

假设BOG全部液化，则体积增加83 L，储罐气相空间为7.117 m3，则BOG液化率处于这两者之间。

储罐压力(表压)由0.49 MPa上升到0.53 MPa，则储罐的气相LNG蒸气增加量为3373-3101=272 mol=3.808 kg或者3334-3101=233 mol=3.262 kg;

BOG压缩液化比λ＞1-3.808/35.4=89.2%;

BOG压缩液化比λ＜1-3.262/35.4=90.8%。

2.2.3 小结

不同的实验介质对应的实验参数如表3所示。

表3 液氨和LNG压缩液化回收主要实验参数Table 3 Main parameters of BOG compression and re-liquefaction for liquid nitrogen and LNG

由表3可以看出，回气量与液体总量比值越小，则BOG液化程度越大。对于站上刚卸完车的LNG储罐，卸车后储罐内LNG假设为20 t，而BOG量为100 kg以内，则对应的回气量与液体总量比值＜0.5%，依照上述的实验结果趋势，则BOG液化程度更高，与模拟的结果保持一致。

2.3 LNG储罐无损存储研究

由上述实验结果可以看到，BOG经BOG压缩液化后，低温储罐压力均有一定程度的上升，为了更好地测试BOG进储罐后对储罐压力的影响，本研究对BOG压缩液化进入储罐后储罐压力进行模拟计算分析。为便于分析，作如下假设:

(1)LNG储罐容积:60 m3。

(2)BOG回收量为100 kg，其对应的储罐压力升至0.12 MPa左右(假设BOG压缩液化比与上述LNG实验保持一致)，即BOG进气后储罐压力由0.3 MPa上升到0.42 MPa。

(3)BOG压缩液化进入储罐后，储罐不对外加液，仅由于外界漏热导致储罐压力上升。

(4)LNG加气站储罐压力升至1 MPa时，对外排放，即从储罐当前压力升至1 MPa所经历的时间为储罐的无损存储时间。

采用HYSYS模拟计算，储罐压力随时间的变化如图8所示。

由图8可以看出，储罐气相压力从0.42 MPa到1 MPa，需要时间大于58 h。由此可以判断:①对于加液卸液频繁的LNG加气站，则可以实现槽车的BOG回收;②对于加液不频繁的LNG加气站，则保守估计可以维持2～3天时间无排放存储。

3 结论

本研究针对槽车BOG无有效回收的问题，提出了基于BOG压缩机利用LNG冷量进行BOG压缩液化回收的工艺，并开展了实验测试，测试结果表明:

(1)BOG回收量与储罐液体总量比值越小，则BOG液化回收率越高。

(2)对于站上刚卸完车的LNG储罐，BOG压缩液化回收率大于90%。

(3)BOG压缩液化进入LNG储罐后，LNG储罐依然可以保持长达58 h的无损存储时间，这对于LNG加气站减小BOG排放具有重要的意义。