LNG加气站BOG回收工艺方案

高黎敏， 袁 辉， 高 炜

(陕西省燃气设计院有限公司，陕西西安710043)

1 概述

随着天然气产业的蓬勃发展，BOG回收成为不少业主关注的焦点。LNG槽车在LNG加气站、LNG气化站、LNG储配站卸车完成后，槽车压力约0.4 MPa。LNG槽车重新装车时，需要排放掉LNG槽车内的BOG，造成了很大的浪费。因此，部分企业考虑将LNG槽车BOG进行回收，输送至城市燃气管网。而城市燃气管网压力一般在0.3～0.6 MPa，如果靠槽车自身压力输送至管网，只能回收一小部分BOG；如果通过BOG压缩机回收，可以将LNG槽车压力降至0.1 MPa。回收LNG槽车BOG，可以避免直接排放，减少天然气损耗，增加企业效益，因此，回收LNG槽车BOG受到不少业主的青睐。

通常LNG加气站BOG回收方式有4种：

① 用于站内供暖、供生活热水；

② 注入城市燃气管网；

③ BOG压缩后作为CNG进行利用；

④ BOG冷凝再液化。

第1种方式为LNG加气站常见的BOG回收方式，在站内工艺区设置1台BOG回收橇，一般为集成设备，BOG回收橇内含1台BOG加热器、1台水浴式复热器、1台加臭机及1台调压器等，用于回收站内产生的BOG，作为燃气供暖热水炉的燃料气，用于站内供暖、供生活热水。

第2种方式，由于部分LNG加气站周边无城市燃气管网，或者因BOG量少且间歇性排放，不能作为稳定气源，燃气管网公司不同意将BOG注入城市燃气管网。

第3种方式，需要增加1台CNG压缩机、1台BOG加热器、1台水浴式复热器、1台加臭机及1台调压器。关键是还需要有接收意向的下游用户。

第4种方式，多见于天然气液化工厂或大型LNG储配站、LNG接收站。由于LNG加气站的LNG储存规模小，产生的BOG量少，且冷凝再液化装置造价较高，因此，在LNG加气站中BOG通过冷凝再液化的方式转化为LNG的回收利用工程不多见[1]。

目前LNG加气站BOG回收主要用于站内供暖、供生活热水，北方城市的LNG加气站一般设有这类BOG回收橇。南方城市的LNG加气站，由于冬季温度适宜，不需要供暖，因此，一般不设置BOG回收橇，BOG只能直接排放掉，形成能源浪费和环境污染。本文结合某三级LNG加气站技改项目实际情况，探讨BOG回收工艺方案。

2 项目简介

本文未特殊说明时，天然气的状态均指标准状态(温度为0 ℃，压力为101.325 kPa)。

本项目为三级LNG加气站技改项目，加气站日加气规模为2×104m3/d，站内原有工艺设施主要配置如下：1台60 m3的卧式LNG储罐、2台340 L/min的LNG潜液泵(含泵池)、1台300 m3/h的卸车/储罐增压器、1台150 m3/h的EAG加热器、2台180 L/min的LNG加气机以及控制系统、放散系统、安全系统和仪表风系统等。本次改扩建在原有工艺设施基础上增加BOG回收工艺设施，主要回收LNG加气站BOG及外来槽车BOG，回收的BOG输送至城市燃气管网。

LNG加气站储罐BOG压力一般控制在0.6～0.8 MPa，最大工作压力为1.0 MPa。外来槽车BOG压力为0.4 MPa，每天回收约15～20辆槽车BOG。

外来LNG槽车，指LNG槽车在其他LNG加气站、气化站卸完车后，来本站进行BOG回收的槽车。本站LNG槽车，指在本站卸车的LNG槽车。

3 工艺方案

3.1 BOG量计算

3.1.1 外来槽车BOG量的计算

LNG槽车容积为50 m3，槽车压力为0.4 MPa，经回收后压力可降低至0.1 MPa。槽车BOG经BOG加热器加热，水浴式复热器复热，再经BOG压缩机加压后回收至城市燃气管网。

BOG量可用Aspen HYSYS V11模拟计算，模拟过程为：槽车BOG通过减压器将压力由0.4 MPa减至0.1 MPa，然后分成两部分，一部分相当于回收后槽车剩余的BOG，一部分为可以回收的BOG。

模拟边界条件为：槽车BOG温度为-143 ℃，槽车BOG压力为0.4 MPa，回收BOG后槽车剩余的BOG压力为0.1 MPa。

用Aspen HYSYS V11模拟时，需要输入的基础数据如下：

外来槽车的BOG组成，见表1。

表1 BOG组成

外来槽车的BOG压力(测定值)，为0.4 MPa。

外来槽车的BOG温度(测定值)，为-143 ℃。

外来槽车的BOG在减压前的工况体积等于槽车容积，为50 m3。

外来槽车的BOG在减压后的体积相当于回收后槽车剩余的BOG的工况体积。由于槽车容积为50 m3，回收后槽车剩余的BOG的工况体积为50 m3。

经软件模拟，可以计算出回收的BOG的温度、工况体积。计算结果见表2。

表2 外来槽车BOG量模拟计算数据

根据Aspen HYSYS V11模拟结果，回收的BOG量，即在0.1 MPa、-148 ℃状态下，BOG的体积为75 m3，折算成标准状态下的BOG体积为350 m3。

因此，回收1辆LNG槽车，可以回收的BOG量为350 m3，外来LNG槽车每天约15～20辆来本站进行BOG回收，则每天可以回收的BOG量为5 250～7 000 m3。

3.1.2 LNG加气站BOG量的计算

LNG加气站BOG主要来源于LNG槽车在本站卸车后回气和站内LNG储罐、管道等的自然蒸发。

① LNG槽车卸车产生的BOG量

单辆LNG槽车卸车产生的BOG量与前文外来槽车BOG量相同，即卸1辆LNG槽车产生的BOG量为350 m3。LNG槽车容积为50 m3，卸车前槽车装满LNG时，槽车LNG压力约0.1～0.2 MPa。LNG加气站储罐压力约0.8 MPa，卸车前应先将LNG槽车气相空间与LNG加气站储罐气相空间相连通，进行气相平衡后再卸车。卸车一般采用卸车增压器和LNG潜液泵联合卸车，卸完车后LNG槽车压力约0.4 MPa。如果卸完车LNG加气站LNG储罐压力较低，小于0.4 MPa时，可以通过LNG储罐下进液管道回收少量BOG。根据部分已运营的LNG加气站现场数据，一般卸完车后LNG加气站LNG储罐压力基本维持在0.4 MPa左右，因此，槽车BOG很难回收至LNG储罐，基本都被槽车带走或者现场排放掉。

本站每天卸1辆LNG槽车，则每天LNG槽车卸车产生的BOG量为350 m3。

② 储罐日常蒸发BOG量

经估算，60 m3的LNG储罐每日蒸发产生的BOG量为110 m3。

③ 管道日常蒸发BOG量

管道日常蒸发产生的BOG回至LNG储罐，且量较少。经估算，管道每日蒸发产生的BOG量约10 m3。

④ LNG车载储气瓶回气BOG量

由于LNG车载储气瓶回气BOG量较少，本文忽略不计。

⑤ LNG加气站BOG量分类汇总

综上所述，LNG加气站产生的BOG量分两部分，一部分为LNG槽车卸车产生的BOG，每天卸1辆LNG槽车产生的BOG量为350 m3；另一部分为LNG加气站LNG储罐、管道日常蒸发产生的BOG，每日为120 m3。二者合计为470 m3。

3.2 工艺方案

LNG槽车工作压力为0.4 MPa，LNG加气站LNG储罐工作压力为0.6～1.0 MPa，城市燃气管网工作压力为0.6 MPa，城市燃气管网设计压力为0.7 MPa。根据本项目实际情况，设计了以下工艺方案。该方案的工艺流程见图1。

图1 工艺流程

LNG槽车BOG回收：LNG槽车BOG经BOG加热器加热。当BOG加热器出口温度≥-19 ℃时，可以直接进入BOG压缩机，压缩后输送至城市燃气管网，BOG压缩机出口压力为0.6 MPa。用Aspen HYSYS V11模拟可知，当压力由0.4 MPa增压至0.6 MPa时，温度由-19 ℃升至10 ℃左右。当BOG加热器出口温度<-19 ℃时，经水浴式复热器复热后，使BOG温度升至-19 ℃以上，然后再进入BOG压缩机，压缩后输送至城市燃气管网。

LNG加气站储罐BOG回收：当LNG加气站储罐压力>1.0 MPa时，开启BOG出口总管紧急气动切断阀，BOG经BOG加热器加热。当BOG加热器出口温度≥5 ℃时，进入调压器，调压至0.6 MPa，然后输送至城市燃气管网；当BOG加热器出口温度<5 ℃时，经水浴式复热器复热，使BOG升温至5 ℃以上，进入调压器，调压至0.6 MPa，然后输送至城市燃气管网。当LNG加气站储罐压力<0.8 MPa时，关闭BOG出口总管紧急气动切断阀。由于城市燃气管网工作压力为0.6 MPa，设计压力为0.7 MPa，当调压器失效，调压器后管道压力大于0.65 MPa时，连锁关闭BOG出口总管紧急气动切断阀。

用Aspen HYSYS V11模拟可知，调压器将BOG压力由1.0 MPa调至0.6 MPa时，温度由5 ℃降至 3 ℃。

3.3 主要设备

本技改项目主要设备有BOG压缩机、BOG加热器、水浴式复热器等。

① BOG压缩机

BOG压缩机排气量根据BOG回收量及回收时间来确定，一辆槽车可以回收的BOG量约350 m3。由于本站需要回收的外来槽车数量较多，15～20辆，为了加快回收进度，本项目回收时间按0.5 h考虑。每天工作7.5～10 h，回收的BOG量为5 250～7 000 m3。综合考虑，根据本项目的工况特点，选用1台往复式BOG压缩机，冷却方式为空冷。根据本项目BOG组成，已知BOG压缩机进气温度为-19 ℃，进气压力为0.1～0.4 MPa，额定排气量为185 m3/h，BOG压缩机出口压力为0.6 MPa，用Aspen HYSYS V11进行模拟计算，可得BOG压缩机的轴功率约22 kW。

② BOG加热器

本项目BOG加热器选用空温式加热器，使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。设计选用1台处理量为150 m3/h的BOG加热器(1用1备)，用于LNG加气站BOG回收；对于LNG槽车BOG回收，BOG加热器与BOG压缩机相匹配，并考虑余量，因此，选用2台处理量为1 000 m3/h的BOG加热器(1用1备)，用于LNG槽车BOG回收。

③ 水浴式复热器

在BOG加热器后设置水浴式复热器，对BOG进行加热，使其温度满足后续管道和设备要求。本项目选择1台水浴式复热器，与BOG加热器处理量相匹配，并考虑余量，确定处理量为1 150 m3/h，处理2路BOG。第1路：根据本项目BOG组成，已知BOG水浴式复热器进气温度≥-40 ℃，进气压力为0.1～0.4 MPa，处理量为1 000 m3/h，BOG水浴式复热器出口压力为0.1～0.4 MPa，出口温度为-19 ℃，用Aspen HYSYS V11进行模拟计算，可得BOG水浴式复热器热功率约10 kW。第2路：根据本项目BOG组成，已知BOG水浴式复热器进气温度≥-40 ℃，进气压力为0.8～1.0 MPa，处理量为150 m3/h，BOG水浴式复热器出口压力为0.8～1.0 MPa，出口温度为5 ℃，用Aspen HYSYS V11进行模拟计算，可得BOG水浴式复热器热功率约3 kW。因此，BOG水浴式复热器总热功率约13 kW。

4 存在问题

GB 50156—2012(2014年版)《汽车加油加气站设计与施工规范》(以下简称GB 50156—2012)对站区BOG回收没有明确规定。一般来说，LNG加气站的BOG回收利用主要为站内自用气，是否可以回收外来槽车BOG值得商榷。

从运营角度来说，回收外来槽车BOG，不便于站区运行管理。如果外来槽车数量较多，需排队等待，对总图布局要求较高，需合理考虑外来槽车与本站加气车辆交通组织路线。从规范角度来说，如果可以回收外来槽车BOG，回收的BOG输送至城市燃气管网，那么LNG加气站设备防火间距是执行GB 50156—2012，还是执行GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》(以下简称GB 50028—2006)？由于GB 50028—2006要求的防火间距明显大于GB 50156—2012要求的防火间距，若按照GB 50028—2006进行设计，LNG加气站很难满足规范间距要求。

LNG储配站、LNG调峰站产生的BOG量大，日均装卸车次数相对多，一般通过BOG压缩机回收BOG，经调压计量后输送至城市燃气管网。LNG加气站建议设置BOG回收橇，根据上文计算可知，三级LNG加气站每日产生的BOG量约120 m3，因此，根据计算数据及实际运营经验，三级LNG加气站选择50 m3/h的BOG回收橇即可，回收后用于站内供暖、供生活热水。在不需要供暖的情况下，站区BOG通过放散管进行放散。

本项目LNG加气站和城市管网隶属于同一个公司的两个子公司，且两个子公司为相邻企业；每日需回收BOG的外来LNG槽车数量可观，约15～20辆；LNG加气站有预留用地，新增设备安全间距满足GB 50156—2012要求。可见，本项目扩建BOG回收设施，具备独有的优势与条件，既有下游用户管网，又有上游LNG槽车回收市场，且新增设备间距满足规范要求，因此，BOG回收技改方案可行，不但可以带来经济收益，而且节能减排。但本项目仅作为工程个案，不具备普遍性。

5 结语

LNG储配站卸车次数多，产生的BOG量相对较大，可以考虑回收本站槽车BOG以及外来槽车BOG。LNG加气站如果可以承受BOG回收设备投资，且城市燃气管网同意接收本站区回收的BOG或者有其他下游用户，可以设置BOG压缩机回收站内BOG；也可以设置CNG压缩机回收站内BOG。LNG加气站是否可以回收外来槽车BOG值得商榷，一方面要考虑总图布局、站内交通组织；另一方面设备间距应满足规范要求。