LNG加气站BOG分析及降低措施

王家甫

一、LNG加气站BOG大量放散的主要原因

BOG是指LNG液体在临界温度以下加压被气化后的低温气体。由于目前的制造设备、材料、工艺水平难以与环境绝对绝热，LNG低温液体吸收环境热量而蒸发产生的BOG气体不可避免。

通常，连接管网的LNG加气站BOG通过压缩机直接加压到燃气管网所需压力后，输入城市管网;未连接管网的L-CNG加气站可将BOG回收到高压气井（或瓶组）内，作为CNG补充装置;以上2种情况不产生BOG的浪费。未连接管网的LNG加气站在场站储罐内压力接近设定的安全放散压力时，通过站内管道放空掉。会产生BOG的放散浪费，产生较大的经济损失。因此本课题研究对象是未连接管网的LNG固定站。

1. LNG储罐充装间隔期与BOG放散量关系

经调研，LNG储罐充装间隔期越长，LNG通过储罐、潜液泵等设备及工艺管道与外部发生热交换越多，BOG产生的放散量越大。集团对所属加气站的运行数据有月度统计报表，统计数据中有输差这一项。LNG场站输差产生的原因比较多，但产生的主要原因是BOG的放散。因此，本研究以统计数据中的输差作为BOG的放散量。根据中燃集团LNG加气站信息统计表和现场调研数据，得出的储罐充装间隔期与场站BOG放散量相关情况见表1。

从上表可以看出，未连接管网的LNG加气站储罐充装间隔期与场站BOG放散量基本成正比关系，间隔期越长，BOG放散量越大。

2. 罐内压力变化对BOG放散量影响的理论分析

LNG在不同温度下的饱和压力见图2。从图中可以看出，LNG压力越大，对应的饱和温度越高。当储罐罐内压力达到1.2MPa時，LNG的饱和温度为-118℃。

集团大部分LNG加气站储罐的安全放散设定压力为1.2MPa，但实际运行数据显示，当储罐压力接近达到1.2MPa放散BOG时，罐内LNG的温度并没有达到-118℃，而是在-130℃附近，此时的饱和压力应该在0.7MPa左右。这表明储罐内的LNG气相和液相并不是饱和的，储罐上部气相过热。如果此时从储罐上部注入过冷LNG，储罐内的气相会被迅速液化从而降低储罐压力，可以有效避免BOG的放散。因此，BOG的产生是不可避免的，但由于储罐可以承受一定的压力，BOG的放散却是可以避免的。

3.运行中的LNG储罐压力变化

图3为云梦曾店加气站5月1日-11日储罐出口压力变化趋势图。从图中看出，储罐在刚充装LNG后压力为最低值，罐内压力随着加气时间的延长不断升高。在压力达到0.7MPa以上后，通过再次充装LNG使罐内压力降到低位0.35MPa～0.4MPa。

在罐内压力达到一定值时，云梦曾店站通过及时充装LNG避免了场站BOG放散损失。6月份LNG月销量211吨，场站BOG放散量造成的输差为-0.27吨（负输差来源于来往加气的公交车、大巴车回气）。

4. 小结

综上，LNG加气站BOG大量放散主要是由于场站日销气量少，储罐充装间隔期较长，随着罐内压力的升高，储罐必须放散BOG降压而产生损失。

二、降低BOG放散的首要措施

经前面的分析，为降低BOG大量放散，对于日均销气量较少的场站，首先的措施是需要加大市场开发力度，增加日销气量，从而使LNG充装间隔控制在4天以内。

若日销气量难以迅速提高，缩短储罐充装间隔期意味着减少储罐的每次充装量，可以考虑LNG槽车在相邻场站间依据用气情况分卸LNG。从表1可以看出，若LNG槽车分卸措施得到实施，储罐充装间隔期缩短到4天以内，可以极大地降低BOG放散量。

对LNG槽车进行分卸，需要统筹考虑LNG加气站日销气量、运输成本及节省的BOG费用等以确定经济合理性。下面就分卸的两种情形分别进行经济性计算。

情形1.A站无BOG放散，B站有BOG放散

如图4所示，A、B两个LNG加气站：A站无BOG放散，日销气量A吨/天，B站BOG放散G吨/年，日销气量B吨/天。无分卸时，A城市LNG到站价PA元/吨，B城市LNG到站价PB元/吨。运输的槽车为20吨/车的槽车。如果选择同一槽车对2个站分卸，整车的价格变为PC元/吨。因为A站本无BOG放散，不应承担分卸所产生的运输成

本增加，因此，A站LNG到站价扔按PA元/吨，每次分卸 吨;B站每次分卸 吨，卸后无BOG放散损失，但需承担所有的由于分卸所产生的额外运输成本。

如果k>0，分卸方案是经济的，k<0，分卸方案是不经济的。

考虑某案例，假定：A站到站价为PA=3880元/吨，B站到站价PB=3880元/吨，分卸价PC=3900元/吨;A站日销气量A=6吨/天，B站日销气量B=4吨/天;B站年BOG放散量G=29.2吨/年（日均BOG放散量80kg）。经计算，不分卸与分卸的LNG年总成本差值：k=39796元，分卸方案是经济的。若方案中分卸价PC=3930元/吨，则不分卸与分卸的LNG年总成本差值k= -69204元，分卸方案是不经济的。

情形2：两个加气站均有BOG放散

如图5所示，考虑A、B两个LNG加气站：A站BOG放散GA吨/年，日销气量A吨/天，LNG到站价PA元/吨;B站BOG放散GB吨/年，日销气量B吨/天，LNG到站价PB元/吨。如果采取分卸措施，LNG整车到站价PC元/吨。分卸时，A站每次分卸 吨，B站每次分卸 吨，A、B站分卸后均无BOG放散损失。分卸增加的运输成本由A站和B站共同承担。

如果k>0，则分卸方案是经济的，k<0，分卸方案是不经济的。

考虑某案例，假定：A站到站价PA=3880元/吨，B站到站价PB=3880元/吨，分卸价PC=3930元/吨;A站日销气量A=3吨/天，B站日销气量B=3吨/天;A站年BOG放散量GA=29.2吨/年（日均BOG放散量80kg），B站年BOG放散量GB=29.2吨/年。经计算，不分卸LNG年总成本与分卸LNG年总成本差值：k=117092元，分卸方案是经济的。若方案中分卸价PC=4000元/吨，得出的不分卸与分卸的LNG年总成本差值k= -36208元，分卸方案是不经济的。

1.设计方面

场站布置时在满足相关规范安全距离要求的情况下，尽量缩短泵与储罐管口的工艺管道直线距离，最好在3m以下。工艺管路设计不合理，会增大流体流动时的阻力，增加设备运行时的放散量。

回气管线还应设置一定的坡度，由于泵运行过程中，管道会一直从外部吸热，产生气泡回储罐，设置坡度后，气泡在LNG浮力作用下将沿管道方向产生一个分力，克服管道摩擦力回到储罐，使回气速度更快。

2.设备及工艺管道方面

（1）定期检验真空设备及真空管道的真空度，不合格时重新抽真空，使设备处于最佳工作状态。

（2）LNG管道最大工作压力一般为1.6MPa，项目公司储罐工作压力一般设定为0.6-0.8MPa，将储罐的最大工作压力提高至1.0MPa-1.2MPa，可增加储罐的储存时间，减少BOG的排放。

（3）设备及工艺管道做好保温措施，减少设备内部与外部法神缓慢的热交换，造成BOG的产生。进液及回气管线尽量采用真空管道，如果条件不允许的情况下采用保温处理。下图为工艺管道阀门接口处结冰现象图。

3.加气车辆集中加液

在加气车辆一定的情况下，加气车辆越集中，工艺管路及潜液泵与外界热交换越少，BOG放散量越少。

4.设备停机时的操作

因设备加气完成后，泵会停止运行，这时候，泵池及管道中会有许多残留液体，这部分液体气化速度相当快，如果停机时间较长的时候可以用以下操作减少BOG的放散：将储罐所有气相根部阀关闭，液相根部阀打开，管道及泵池内压力上升时，LNG会被压回储罐，因管道及泵池的吸热率比储罐的吸热率高得多，这也达到了减少BOG的目的。

四、结论

1.LNG加气站BOG大量放散的主要原因为场站日销气量少，加气站储罐充装间隔期较长，罐内压力达到安全设定压力前没有及时充装LNG将储罐压力降下来。

2.加气站充装间隔期控制在4天以内，可以降低BOG的大量放散。

五、建议

1.BOG放散量大的场站，基本都是销气量小的项目。项目公司应该加大市场开发力度，增加日销气量，从而避免BOG的放散。

2.若短期内销气量难以迅速提高，则应以包含BOG放散损失的总采购成本最低为目标，减少每次充装的充气量，为此，可考虑与相邻的加气站采用同一槽车分卸LNG。

3.采用同一槽車分卸LNG会产生运输成本的增加，此时须针对项目的具体情况（相邻场站的距离，BOG量的多少，运输成本的增加额等）具体分析分卸的经济性。相关的分析方法可参考本研究的分析案例。