張寧徐雅沈愜張沖邵斌孫大明

（1浙江大學(xué)制冷與低溫研究所，浙江 杭州310027；2浙江大學(xué)常州工業(yè)技術(shù)研究院，江蘇 常州213000；3浙江大學(xué)化工機(jī)械研究所，浙江 杭州310027；4江蘇克勞特低溫技術(shù)有限公司，江蘇 常州213000）

引 言

液化天然氣 （LNG）是一種優(yōu)質(zhì)的清潔能源，它的主要成分為甲烷，其燃燒熱值高，對環(huán)境污染輕微。隨著提高環(huán)境質(zhì)量的呼聲越來越高，LNG日益受到人們的重視，目前已廣泛地應(yīng)用于居民生活、汽車燃料、發(fā)電及其他的各種工業(yè)應(yīng)用領(lǐng)域中［1－3］。

近年來，汽車工業(yè)面臨著世界能源問題和環(huán)境保護(hù)問題的嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，LNG作為汽車燃料已經(jīng)被世界許多國家重視和推廣，與汽油、柴油以及壓縮天然氣相比，LNG具有環(huán)保性、經(jīng)濟(jì)性和安全性等優(yōu)點(diǎn)，LNG汽車已經(jīng)成為天然氣汽車行業(yè)新的發(fā)展趨勢。為了滿足LNG汽車的加氣需求，LNG加氣站的數(shù)量日益增多，與傳統(tǒng)的CNG加氣站相比，LNG加氣站的建設(shè)不受管網(wǎng)的束縛和限制，而且具有占地面積較小、安全性能高的特點(diǎn)，所以LNG加氣站具有較大的發(fā)展空間和優(yōu)勢［4］。

但是LNG在生產(chǎn)、儲運(yùn)過程中的蒸發(fā)氣（BOG）損耗巨大，BOG的回收利用是及其重要的。目前，大型LNG接收站BOG處理工藝主要有以下4種［5－9］：①BOG直接壓縮工藝；②BOG再冷凝液化工藝；③BOG間接熱交換再液化工藝；④蓄冷式再液化工藝。但是這些BOG回收工藝只適用于大型的接收站和儲備庫，對于小型的LNG加氣站，尚沒有應(yīng)用成熟、使用廣泛的回收工藝。這將導(dǎo)致LNG加氣站的BOG大量損耗，造成巨大的經(jīng)濟(jì)浪費(fèi)，以單站日加氣量8t的LNG加氣站為例，BOG月經(jīng)濟(jì)損失達(dá)4×104CNY，全國2000座LNG加氣站，一年經(jīng)濟(jì)損失將高達(dá)9.6×108CNY。同時，如果BOG直接放空燃燒，還將造成嚴(yán)重的資源浪費(fèi)和環(huán)境污染。因此為了保證LNG加氣站的節(jié)能環(huán)保和安全運(yùn)行，必須明確BOG產(chǎn)生的原因，并確定合理的BOG氣體處理工藝。

本文采用大冷量斯特林制冷機(jī)的BOG再液化回收技術(shù)，以期解決傳統(tǒng)回收方式對天然氣管網(wǎng)和CNG（壓縮天然氣）站的依賴，實(shí)現(xiàn)液化天然氣儲運(yùn)過程中的 “零排放”，并探討了單級整體式斯特林制冷機(jī)的制冷能力以及BOG的液化量，以滿足我國小型LNG站BOG回收過程對冷量的需求。

1 基于斯特林制冷機(jī)的BOG再液化回收方式及比較

根據(jù)現(xiàn)有資料，LNG加氣站的BOG一般都是直接放空燃燒，不做回收利用，浪費(fèi)和污染巨大。有的學(xué)者根據(jù)廣州LNG加氣站的實(shí)際情況，提出了如下兩種回收方案［10－11］。

方案一，將BOG就近回收到加氣站附近的民用燃?xì)夤芫W(wǎng)，如圖1所示，LNG產(chǎn)生的BOG經(jīng)管路匯集接到空溫式氣化器，加熱到常溫后，再經(jīng)過BOG調(diào)壓、BOG計(jì)量、加臭，最后送入民用燃?xì)夤芫W(wǎng)。

方案二，在加氣站自身有CNG儲氣設(shè)施的情況下，將BOG回收到高壓氣罐 （瓶組）中，作為CNG的補(bǔ)充裝置，如圖2所示，LNG產(chǎn)生的BOG經(jīng)管路匯集接到空溫式氣化器，加熱到常溫后，經(jīng)過調(diào)壓，送入BOG高壓壓縮機(jī)，增壓到25MPa，成為CNG加氣站的氣源。

這兩種回收方式都是將BOG復(fù)溫后增壓輸入到民用管網(wǎng)或者作為CNG氣源，回收系統(tǒng)的建立必須以民用管網(wǎng)和CNG氣站作為依靠，使用范圍受到限制，無法廣泛應(yīng)用于LNG加氣站。

圖1 BOG回收方式一Fig.1 The first recovery method of BOG

圖2 BOG回收方式二Fig.2 The second recovery method of BOG

本課題組 （公司）依據(jù)自身的專業(yè)背景和技術(shù)儲備，提出了第3種回收方案，即一種基于大冷量斯特林制冷機(jī)提供冷源，實(shí)現(xiàn)BOG再液化回收技術(shù)，技術(shù)原理如圖3所示，LNG加氣站的BOG氣體經(jīng)管路匯集后進(jìn)入BOG液化裝置，再液化為LNG，最后通過自身重力或者低溫泵送回LNG儲罐，實(shí)現(xiàn)BOG的回收利用。

圖3 BOG回收方式三Fig.3 The third recovery method of BOG

以2013年廣東惠州石油分公司LNG／L－CNG加氣站為例，對比分析上述3種回收方案的優(yōu)劣。單站LNG儲罐為60m3，每月加氣量約240t，BOG總損耗為5.16t，經(jīng)濟(jì)損失3×104CNY。其中，考慮LNG泵池、LCNG高壓柱塞泵手工排氣、密封件慢性滲漏等不可回收量，BOG實(shí)際可回收率約70%，折合LNG為每月2.70t；同時考慮LNG槽車卸液結(jié)束后仍需保留0.2MPa壓力不可回收，按50%回收率、每月13車次計(jì)算，可回收LNG為0.65t。總計(jì)，LNG單站每月可回收量為3.35t，可回收效益月為2×104CNY。分別采用上述3種回收方式，對比分析如表1所示。

通過上述對比可以發(fā)現(xiàn)，BOG回收方案一最簡單經(jīng)濟(jì)，但是受制約也最大，LNG加氣站附近必須有城市燃?xì)夤芫W(wǎng)，而且還需要和燃?xì)夤緶贤ê献鳌；厥辗桨付顿Y成本高，高壓壓縮機(jī)功耗大，而且必須是LNG／CNG混合加氣站才能使用。這兩種方案設(shè)計(jì)，LNG加氣站都不能獨(dú)立使用，使用范圍的限制必然影響這兩種BOG回收方案的應(yīng)用和推廣。而采用大冷量斯特林制冷機(jī)的BOG再液化回收方案三，雖然一次性設(shè)備投資高，但是回收效益更高。由于對比方案中BOG回收量為每月3.35t，遠(yuǎn)沒有達(dá)到單模塊每月設(shè)計(jì)回收量8t，所以投資回收周期較長，達(dá)到35月，但是仍遠(yuǎn)高于一次性投資成本相同的方案二，而且月經(jīng)濟(jì)效益也略高于方案一。當(dāng)BOG再液化回收模塊滿負(fù)荷工作時，月經(jīng)濟(jì)效益將成倍數(shù)增加，只需要17個月即可回收投資成本，即回收方案三＊，而且作為一個獨(dú)立的回收模塊，使用和推廣不受地域和環(huán)境的限制，占地較小，安全可靠，安裝方便，可以根據(jù)LNG加氣站的需求，靈活安裝，對氣站改造較小，安裝周期短。

表1 回收方案對比分析Table 1 Analysis of BOG recovery method

如圖4所示，為應(yīng)用斯特林制冷機(jī)模塊實(shí)現(xiàn)LNG儲罐BOG再液化回收的3種方式。圖4（a）所示為過冷方式，通過低溫泵將LNG儲罐內(nèi)液體抽吸到斯特林制冷機(jī)內(nèi)過冷，然后噴淋到LNG儲罐的上部，將BOG氣體重新冷凝。圖4（b）所示為重力回流方式，LNG儲罐的BOG氣體在制冷機(jī)內(nèi)部冷凝后，通過重力回流到儲罐。圖4（c）所示為泵送回流方式，LNG儲罐的BOG氣體在制冷機(jī)內(nèi)部冷凝后，在冷凝儲罐內(nèi)匯集，最后通過低溫泵泵送 （或者自增壓方式）回LNG儲罐 （即方案三和方案三＊的安裝方式）。這3種回收方式各有優(yōu)勢，都是通過斯特林制冷機(jī)產(chǎn)生的冷量來彌補(bǔ)LNG儲罐從環(huán)境吸收的熱量，實(shí)現(xiàn)LNG儲運(yùn)中的 “零排放”。

圖4 LNG儲罐BOG回收方式Fig.4 BOG recovery method of LNG storage tank

2 大冷量斯特林制冷機(jī)制冷性能與BOG再液化能力

BOG再液化的冷量由斯特林制冷機(jī)［12－15］提供。斯特林制冷機(jī)以氦氣或氫氣為工質(zhì)，在封閉系統(tǒng)中應(yīng)用回?zé)嵩韺?shí)現(xiàn)氣體制冷循環(huán)以獲得低溫和冷量的機(jī)械［16－17］，單級單臺制冷機(jī)在173～77K溫區(qū)內(nèi)提供kW級的冷量，滿足BOG再液化所需要的冷量。圖5所示為課題組開發(fā)的新型斯特林制冷機(jī)。系統(tǒng)主要包括驅(qū)動模塊、制冷模塊以及附屬裝置。附屬裝置主要包括閉式冷卻水系統(tǒng)、控制系統(tǒng)和高真空泵機(jī)組。制冷模塊主要包括回?zé)崞?、室溫端換熱器、冷端換熱器、壓縮腔和膨脹腔，制冷機(jī)構(gòu)的主要尺寸由Sage軟件設(shè)計(jì)完成［18－20］。

圖5 大冷量斯特林制冷機(jī)Fig.5 High power Stirling cryocooler

圖6所示為斯特林制冷機(jī)在充氣壓力為1.4 MPa時的降溫曲線，在該工況下獲得77K所需的時間為2.26min，獲得110K僅需1.85min，制冷機(jī)最低制冷溫度可以達(dá)35.7K，且冷端溫度穩(wěn)定性好，溫度波動范圍在±0.3K以內(nèi)。在77K時，可以提供1kW的冷量；在110K時，可以提供約2.0kW的冷量，滿足小型LNG儲備和運(yùn)輸過程中的冷量需求。

斯特林制冷機(jī)通過管殼式［21］冷端換熱器為BOG氣體提供冷量，制冷機(jī)冷量Q和冷頭壁面溫度Tw的性能曲線擬合式為

在一定的冷凝壓力下，純質(zhì)蒸汽的冷凝溫度Tsat可以確定。因此，如果冷端換熱器的換熱性能不佳，則換熱溫差ΔT＝Tsat－Tw就會增大，導(dǎo)致制冷機(jī)冷頭壁面溫度Tw下降，進(jìn)而使得冷量Q的輸出下降。

圖6 斯特林制冷機(jī)降溫曲線Fig.6 Cooling curve of Stirling cryocooler

根據(jù)傳熱基本方程

式中，U為總傳熱系數(shù)，A為傳熱面積，ΔT為傳熱溫差。且U＝1／Rt，Rt為總熱阻。

在管殼式冷端換熱器中，蒸氣在豎直壁面發(fā)生層流冷凝，采用Nusselt公式［22］計(jì)算冷凝傳熱系數(shù)α

式中，g為重力加速度，LH為冷凝潛熱，λl為液體熱導(dǎo)率，ρl為液體密度，ηl為液體黏度，l為豎壁長度，Ts為蒸氣飽和溫度，Tw為壁面溫度。則冷凝換熱熱阻

管壁傳熱熱阻［23］

式中，λ為固體熱導(dǎo)率，do、di分別為管外徑和管內(nèi)徑。

總換熱熱阻

管壁熱阻與冷凝熱阻之比設(shè)為w

制冷機(jī)對1MPa以內(nèi)壓力的BOG再液化性能計(jì)算結(jié)果見圖7所示，產(chǎn)液量m隨著壓力上升逐步升高，傳熱溫差ΔT也隨著壓力的上升穩(wěn)步增加。與此同時，冷凝傳熱系數(shù)α也隨著壓力的上升而緩慢下降，下降速度趨緩。w表明管壁導(dǎo)熱熱阻為冷凝熱阻的10%～15%，判斷冷凝熱阻為換熱主要熱阻?？傮w性能上，制冷機(jī)的BOG再液化量折算為每月≥8t。

圖7 BOG回收液化能力Fig.7 Cooling capacity of BOG recovery

3 結(jié) 論

本文探討了LNG加氣站中BOG的產(chǎn)生和回收問題，通過經(jīng)濟(jì)性和實(shí)用性對比分析，指出了基于大冷量斯特林制冷機(jī)的BOG再液化回收技術(shù)具有更高的經(jīng)濟(jì)效益，投資回收周期短。提供冷量的單級整體式斯特林制冷機(jī)的制冷量達(dá)到1kW＠77K和2kW＠110K，每月BOG再液化能力≥8t，滿足了我國小型LNG站BOG回收過程對冷量的需求。而且作為一個獨(dú)立的BOG再液化回收模塊，可以根據(jù)LNG加氣站的需求，靈活安裝，對氣站改造較小，安裝周期短，使用和推廣不受地域和環(huán)境的限制，占地較小，安全可靠，可以完美地解決LNG儲運(yùn)過程中的資源浪費(fèi)和安全環(huán)保問題。

符 號 說 明

A——傳熱面積，m2

di——管內(nèi)徑，m

do——管外徑，m

G——重力加速度，m·s－2

LH——冷凝潛熱，kJ·kg－1

l——豎壁長度，m

Q——制冷機(jī)冷量，W

Rcon——冷凝換熱熱阻，K·m－2·W－1

Rt——總熱阻，K·m－2·W－1

Ts——蒸汽飽和溫度，K

Tsat——冷凝溫度，K

Tw——冷頭壁面溫度，K

ΔT——換熱溫差，K

U——總傳熱系數(shù)，W·m－2·K－1

w——熱阻之比

α——傳熱系數(shù)，W·m－2·K－1

ηl——液態(tài)黏度，Pa·s

λ——固體熱導(dǎo)率，W·m－1·K－1

λl——流體熱導(dǎo)率，W·m－1·K－1

ρl——液態(tài)密度，kg·m－3

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