LNG点供用户LNG场站-场站BOG回收利用方案

LNG点供用户LNG场站-场站BOG回收利用方案

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近年来，随着我国能源结构调整进程的加快，天然气市场发展迅速，管道供气已从大中城市普及至中小城市，乃至乡镇。由于燃气厂站及管网建设投入资金较大、建设期长，在一定时期内，投入资金规模小、占地面积小、建设期短的区域供气站或点对点供气（简称点供）站已成为率先占领市场的主要方式。

与此同时，随着社会对绿色交通的重视，LNG加气站的建设也取得了长足的发展。LNG加气站正在从城市逐步延伸至高速公路、国道、省道、县道甚至是乡镇道路等，并逐渐形成完善的加气网络。LNG加气站的BOG若不加以利用而直接排放，不仅污染环境，还产生较大的经济损失。而常见的LNG加气站BOG回收利用方式，受限于种种条件，往往不尽人意。

小型点供用户用气量较小，距离城镇供气管网较远。点供模式一般用于在供气管网尚未到达的情况下小型用户的临时或过渡供气。针对点供用户用气特点，本文提出一种以LNG加气站为依托的点供方案，该方案通过对LNG加气站BOG常规回收利用方案进行优化调整，可以满足小型点供用户稳定连续供气需求，具有较好的经济性。

2 常规点供模式及其评价

点供气源包括LPG、CNG及LNG，按照气源类型，点供模式包括三类：①LPG气源类，可采用瓶组气化站或小型移动式混气设备等形式供气；②CNG气源类，主要采用瓶组站形式供气；③LNG气源类，有两种主要供气形式：传统的瓶组气化站供气形式（固定式或移动式）及近年来出现的小型集成式LNG供气站新方式。小型集成式LNG供气站采用新型的LNG气化站系统设备，以小型储罐为储存设施，将储存、气化、调压及加臭等设备高度集成化。其小型储罐有1 m3、2 m3、3 m3、5 m3、10 m3、15 m3、20 m3 等多种规格。

我们将小时供气量不超过300 m3/h的用户定义为小型点供用户。常规小型点供站的供气能力有限，需频繁更换钢瓶以保障稳定供气。由于其用气规模不大，因此经济效益不好。若点供用户周边建设有LNG加气站，合理利用其BOG，不仅能省去频繁更换钢瓶的麻烦，还能降低建设点供站的造价，并可完全回收利用LNG加气站产生的BOG，具有较高的经济性。

3 LNG加气站BOG回收工艺及评价

3.1 BOG产生途径及产生量

正常情况下，LNG加气站产生BOG的途径主要有3种：LNG储存设备漏热产生；LNG加气站预冷过程中产生；加气时，LNG汽车储气瓶内残余气体携带热量进入LNG储罐产生。

由于每座LNG加气站的储罐规模和管路长度各异，BOG的产生量也不同。为便于量化估计，以设有一台60 m3储罐的三级LNG加气站为例。

不考虑其他因素，环境温度为20 ℃时，储罐本体理论BOG日产生量为100 m3/d左右。若考虑其他因素或该站处于运营初期，其BOG产生量会更大。

3.2 BOG回收工艺及评价

目前，LNG加气站BOG回收利用方法可归纳为外输和站内回收2种。

3.2.1 外输

3.2.2 站内回收

①站内消耗。如站内设置燃气发电机、燃气锅炉或其他燃气设备，可回收BOG进行站内消耗。此利用方法优缺点与外输点供用户相同。

②压缩机回收。站内的BOG全部经过加热器加热，送至回收罐储存，然后经CNG压缩机加压至25 MPa，送入CNG储气瓶组。此方法适用于CNG加气站与LNG加气站合建，缺点是设备造价高，后期运行维护费用也较高。

③再液化回收。再液化工艺是指采用单级压缩、单级膨胀节流的制冷方法，使BOG液化。这种回收方式需要增加压缩机、换热器、节流阀、气液分离器等设备。此方法设备造价高，占地面积大，工艺较复杂，后期维护和运行费用较高。

④液氮回收。此方法采用低温液氮作为载冷介质，循环供冷使BOG再液化。液氮管道在LNG储罐的气相空间内形成液氮盘管，构成液氮冷凝装置。液氮储罐中的液氮流经LNG储罐的气相空间，使LNG储罐中的BOG冷凝转化成LNG，直接降落在LNG储罐液相空间。此种方法需要LNG储罐出厂前增加液氮盘管，站内需要设置小型液氮储罐，并消耗液氮，存在设备造价高、运行不方便等缺点。

4 BOG常规回收利用方案及调整方案

4.1 BOG常规回收利用方案

站内产生的BOG汇合加热后，经过调压、计量、加臭送给用户使用，其工艺流程为LNG储罐─BOG回收橇─管网─用户。BOG回收橇包括低温降压调节阀，BOG加热器（空温式），调压、计量、加臭设备等，可根据需要增设电加热装置。BOG回收橇的出口压力设定为中压0.4 MPa。

一般情况下，由于LNG加气站管路预冷及LNG汽车储气瓶内残余气体会进入LNG储罐，LNG加气站在LNG加气时比不加气时BOG产生得多。因此BOG常规回收利用方案的主要缺点为BOG产量不能持续稳定，且难以与用户的用气量相匹配。

4.2 点供用户BOG回收利用方案

针对BOG常规回收利用方案中BOG回收利用不能连续稳定供气的缺点，为提升其利用价值，笔者对LNG加气站BOG常规回收利用方案进行调整，使其可稳定连续地为点供用户供气。

为了保证系统的正常运行，潜液泵卸车流程或加气流程启动前，应先对潜液泵预冷，即LNG通过槽车卸液口或储罐出液口流入潜液泵，经潜液泵回气口经气液两相管道返回LNG储罐。潜液泵预冷完成后，需对LNG加气机进行预冷，即从潜液泵出来的LNG进入加气机，再通过加气机的回气管（气液两相管道）返回LNG储罐。

潜液泵橇包括增压器（单台气化能力为300 m3/h）2台、LNG低温潜液泵1台。增压器用于LNG卸车或储罐增压，潜液泵用于加压输送LNG。潜液泵橇内的低温升压调节阀工作原理为：低温升压调节阀有一个高压设定值和一个低压设定值，当阀后压力低于低压设定值时，该阀开启；当阀后压力高于高压设定值时，该阀关闭。本系统中，当储罐内LNG流出时，储罐内压力会降低，为维持储罐内的一定压力，当储罐内压力降到一定值时，低温升压调节阀开启，LNG气化后通过气相管道进入储罐气相空间，使储罐压力升高。BOG回收橇内的低温降压调节阀的工作原理类似，当阀前压力低于低压设定值时，该阀关闭；当阀前压力高于高压设定值时，该阀开启。即储罐内压力低于一定值时，低温降压调节阀关闭；当储罐内压力高于一定值时，低温降压调节阀开启，用于稳定储罐内气相空间的压力。

LNG加气站加气时，加气机的运行压力为0.8~1.6MPa，即潜液泵的出口压力为0.8~1.6 MPa。为使潜液泵正常运行并降低功耗，需提高并稳定潜液泵的入口压力，即通过增压器提高储罐的压力并维持在0.6~0.8 MPa。当系统超压时，BOG通过回收橇回收利用。

增压器2和BOG加热器2（灰色部分设备）为调整增加部分，即在BOG常规回收利用方案工艺流程基础上，在潜液泵橇和BOG回收橇内分别增加一台与原增压器、BOG加热器同规模的增压器和BOG加热器。增压器2是增压器1的切换设备，目的为气化结霜时切换使用。两台增压器一用一备，安装时可竖向集成于潜液泵橇内，不额外占地。LNG经过增压器气化后通过低温升压调节阀返回储罐，低温升压调节阀出口压力低压设为0.6 MPa，高压设为0.8 MPa，即储罐压力不会低于0.6 MPa,也不会超过0.8 MPa。设置BOG加热器2的目的也是为结霜时切换使用，BOG回收橇的低温降压调节阀在压力高于0.8 MPa时自动开启，低于0.6 MPa时自动关闭，用来保证LNG储罐的压力不低于0.6 MPa。因此，通过中低温升压调节阀和低温降压调节阀的设定，储罐压力可稳定在0.6~0.8 MPa，这个压力范围也可根据实际情况调整。

给点供用户供气时，只需打开图1中增压器前阀门，可气化得到较多300 m3/h的天然气，由于BOG回收橇内的流量设置与增压器相同，故产生的BOG可全部回收进入管网供给点供用户。若点供用户用气量小于增压器的气化量，BOG回收橇的出口压力会持续升高至0.4 MPa，则BOG回收橇内的调压器由于出口压力达到设定值而自动关闭，此时储罐由于增压器的持续气化还会继续升压。当升压至0.8 MPa时，图1中低温升压调节阀会自动关闭，储罐也停止升压。但此时增压器内由于有LNG的存在还会持续升压，直至将增压器入口的LNG全部压回储罐。当点供用户开始用气，BOG回收橇后的中压管网压力会降低，调压器和调节阀又会自动打开，如此重复，实现对点供用户稳定连续供气。

在点供用户BOG回收利用方案中，增压器的设计气化规模与BOG产生量相同，即为300 m3/h。若增压器的设计气化规模加大，从功能上看有超出加气站业务范围的嫌疑，从用户气源利用的角度来看，已不适合使用回收BOG，应单独建设气源厂站。因此，点供用户BOG回收利用方案的适用供气规模不宜超过300 m3/h。

5 河北润丰结语
因此，建议建设单位因地制宜，在计划建设LNG加气站的周边，若存在条件匹配的小型点供用户，可结合本方案合理利用BOG。