何才寧

（中國石化廣東石油分公司，廣東廣州 510000）

甲烷蒸汽（BOG）是液化天然氣（LNG）加氣站運營中產(chǎn)生的排放氣體。BOG的主要成分是甲烷，而甲烷是一種溫室效應(yīng)很強的氣體，其溫室效應(yīng)系數(shù)（GWP）為二氧化碳的21倍。目前LNG加氣站場對于BOG的處理一般采取直接排放，既造成了資源浪費和安全隱患，同時也加劇了溫室效應(yīng)。

LNG加氣站的BOG產(chǎn)生主要有兩種途徑：一是槽車卸車后需要將槽車儲罐內(nèi)壓力降至0.2 MPa左右后而排放的BOG，這種情況對于頻繁卸液的LNG站場較為突出；二是加氣站內(nèi)由于外熱熱量的引入導(dǎo)致儲罐內(nèi)LNG氣化造成壓力升高而產(chǎn)生的氣體排放，這種情況對于加氣量相對較小的氣站尤為突出。據(jù)某LNG加氣站統(tǒng)計，每月僅槽車卸液排放的BOG高達3～5 t，一年經(jīng)濟損失數(shù)十萬元。因此，在LNG加氣站迅速發(fā)展的同時，如何采取有效的措施實現(xiàn)BOG的“零排放”，對于減少資源浪費和綠色低碳具有重要的意義。

1 LNG加氣站BOG產(chǎn)生原因分析

1）設(shè)計原因。LNG加氣站BOG的產(chǎn)生量大小關(guān)鍵在于站場的設(shè)計，包括總平布局、成撬方式、保溫材料的選用、工藝管道設(shè)計等。不合理的總體布局將導(dǎo)致管線增長，漏熱增加，通過采用新型保溫材料、保溫方式、LNG加氣站的布局、更加優(yōu)化的成撬方式可以減少熱交換、降低BOG產(chǎn)生。

2）設(shè)備原因。LNG儲罐、真空泵池、真空管道、真空箱等低溫設(shè)備在目前制造工藝水平下無法達到絕對的真空絕熱狀態(tài)，會與外部發(fā)生緩慢熱交換，導(dǎo)致LNG液體吸熱蒸發(fā)形成BOG氣體。

3）運營管理。加氣站的運營導(dǎo)致的BOG產(chǎn)生原因很多，如LNG氣源、銷量、車載鋼瓶的回氣等。

4）罐車余氣。LNG罐車配送到加氣站，作業(yè)完畢后一般仍有0.3～0.4 MPa的LNG殘留罐體，目前工藝無法將其卸凈，造成50～150 kg的損耗。同時由于氣庫要求槽罐車降壓至0.1 MPa才允許進庫裝LNG，因此，通常將罐車內(nèi)余氣直接排放到空氣中，這既不安全環(huán)保，又造成資源浪費。

2 BOG回收技術(shù)現(xiàn)狀

1）BOG氣體經(jīng)二級壓縮并入城市管網(wǎng)，由于城市管網(wǎng)一般為民用氣體，價格相對較低，容易造成高進低售，增加運營成本，比較適用于自有管網(wǎng)的LNG站場，如燃氣公司等。

2）BOG經(jīng)壓縮制成壓縮天然氣（CNG）氣體，供加氣機加氣，主要適用于L-CNG加氣站[1]。

3）采用液氮再冷凝BOG成LNG，回LNG儲罐或給LNG車加液[2]，該方案需要配備液氮儲罐，同時增加了液氮的卸液、使用及蒸發(fā)氮氣的處理問題。

4）采用小型再液化裝置或過冷LNG，將BOG氣體再液化回收。該方案裝置較為復(fù)雜，涉及到制冷劑配比及流程控制等，一般在BOG液化量較高時具有經(jīng)濟性，目前少數(shù)企業(yè)在研發(fā)這類裝置[3]。

5）采用低溫制冷機提供冷量再液化BOG。目前浙江大學(xué)和上海交通大學(xué)分別采用不同類型的低溫制冷機做了BOG再液化的回收測試，但由于受到低溫制冷機功率的限制，目前BOG再液化的能力一般在20 L/h左右[4-5]。

在應(yīng)用方面，國內(nèi)針對L-CNG加氣站BOG的回收，已有部分站場采用BOG壓縮進管網(wǎng)或者制CNG的形式；而在L-CNG加氣站上，BOG的主要處理方式是放空，造成了安全隱患和資源浪費。

另外，目前針對LNG加氣站BOG回收的技術(shù)，多數(shù)從BOG產(chǎn)生后如何壓縮或者液化回收，沒有系統(tǒng)的考慮BOG的產(chǎn)生及回收等，無形影響了BOG回收技術(shù)的可行性和經(jīng)濟性。

3 BOG“零排放”LNG加氣站場

基于LNG加氣站BOG產(chǎn)生原因，設(shè)計如圖1所示的LNG加氣站BOG“零排放”措施。

該措施主要包括兩部分，一是從工藝、設(shè)備、設(shè)計、運營等方面優(yōu)化；另一部分是采取相應(yīng)的BOG回收技術(shù)對站場內(nèi)產(chǎn)生的BOG和槽車卸車后的BOG進行回收，從而實現(xiàn)整個站場的BOG“零排放”。

3.1 LNG加氣站BOG控制措施

3.1.1 低溫設(shè)備、管路等優(yōu)化

1）LNG儲罐采用絕熱性能更好的高真空多層纏繞絕熱，目前LNG儲罐主要有真空粉末絕熱和高真空多層纏繞絕熱，由于高真空多層纏繞絕熱要求的真空度高且有防輻射屏，能有效地抑制熱輻射，其絕熱性能較真空粉末絕熱好。

圖1 LNG加氣站BOG“零排放”措施

2）低溫閥門、管路、加液機的絕熱優(yōu)化，如液相管路采用真空管路，液相閥門和關(guān)鍵法蘭可采用真空設(shè)計，加液機模塊可做整體真空絕熱處理。

3）在管路設(shè)計中，應(yīng)管路短、彎頭少，越簡單越好，特殊場站可以增大管道口徑，在儲罐出液管路和泵池回氣管路中盡量不要出現(xiàn)n型彎，且應(yīng)減少過多閥門、濾網(wǎng)的使用。

3.1.2 LNG加注過程的優(yōu)化

1）加液過程中盡量采用集中加液或長時間采用同一加液機加液，以免機器長時間不用重新預(yù)冷造成大量BOG產(chǎn)生。

2）加氣過程中的BOG返回處理。汽車鋼瓶中的BOG氣體在返回LNG儲罐過程中，先與潛液泵換熱，再從LNG儲罐底部進入，對BOG進行部分液化并起到對儲罐調(diào)壓的作用。

3.1.3 LNG卸液過程的優(yōu)化

1）采購低溫液（壓力低于0.15 MPa，溫度低于-150℃的低溫液源），據(jù)某LNG站場統(tǒng)計，采購低溫液能有效減少40%左右的BOG產(chǎn)生。

2）卸車時將LNG儲罐中的高壓氣體卸至槽車液相液化，壓力平衡后，盡量采用低溫泵，不采用增壓器卸車，同時采用上進液方式，用LNG冷卻BOG，減少儲罐中BOG的產(chǎn)生。

3.2 LNG加氣站BOG回收技術(shù)

針對L-CNG加氣站，可以采用BOG壓縮制CNG的形式，既回收站場BOG，又同時回收槽車卸車后的BOG，站場儲罐內(nèi)或槽車內(nèi)的BOG先經(jīng)空溫氣化器升溫至0℃左右，進入四級壓縮機進行壓縮制成20 MPa以上的CNG，進入CNG高壓儲氣瓶組，并通過加氣機進行售氣。目前該工藝已有較成熟的產(chǎn)品，其功耗在0.3 kW·h/m3左右。

針對LNG加氣站，BOG再液化是較優(yōu)的技術(shù)。利用HYSYS軟件對BOG再液化工藝進行模擬。為便于模擬需作如下假設(shè)：1）天然氣成分全部為甲烷氣體；2）當(dāng)儲罐內(nèi)壓力達到0.8 MPa時排出BOG氣體，并假設(shè)此時的BOG氣體為飽和氣體；3）液化后產(chǎn)生的LNG為飽和液體。

低溫制冷機再液化BOG流程示意見圖2。

經(jīng)過HYSYS模擬，BOG再液化方式對比見表1。

圖2 低溫制冷機再液化BOG流程

表1 BOG再液化方式對比

綜上，膨脹制冷循環(huán)和混合制冷劑液化循環(huán)設(shè)備較為復(fù)雜，需要一定的操作要求，初期投資成本較高，適合BOG量較大的情況（如1 000 m3/d以上），而低溫制冷機和液氮冷凝BOG的工藝設(shè)備較為簡單，適合LNG加氣站場BOG量較小的情況。但是液氮冷凝需要額外增加液氮儲罐和液氮的操作等，既增加了站場占地，又增加了液氮窒息的風(fēng)險。

而低溫制冷機冷凝BOG設(shè)備為大冷量低溫制冷機和低溫緩沖儲罐，占地面積小，設(shè)備操作簡單。

針對LNG加氣站場BOG（包括槽車卸車后的BOG），利用低溫制冷機實現(xiàn)站場BOG和槽車BOG的再冷凝回收，具體見圖3。

熱聲制冷機無機械運動部件，其壽命和可靠性得到了大幅提高，且目前大冷量熱聲制冷機可以在溫度120 K時提供1 000～1500 W冷量（制冷機功率在10～15 kW），BOG液化能力為200 kg/d左右。

當(dāng)LNG加氣站場儲罐內(nèi)BOG壓力達到一定時，打開氣相閥門，儲罐內(nèi)BOG經(jīng)過盤管換熱器進入到低溫緩沖儲罐，同時開啟低溫制冷機，制冷機產(chǎn)生的冷量通過翅片式冷凝換熱器導(dǎo)出，將BOG冷凝成低溫LNG，儲存在低溫緩沖儲罐內(nèi)。

圖3 基于低溫制冷機的BOG再液化流程

當(dāng)利用該裝置回收槽車BOG時，提前在低溫緩沖儲罐內(nèi)預(yù)留足量LNG，并開啟低溫制冷機，將低溫制冷機冷量以LNG過冷（過冷度20℃左右）的形式儲存；待LNG槽車卸液完畢后，將槽車氣相管線與低溫緩沖儲罐進氣管線相連，槽車內(nèi)BOG經(jīng)過盤管換熱器進入低溫緩沖儲罐，由于存在足量過冷LNG（過冷LNG量為待回收BOG量的5倍以上），使得BOG在進入低溫緩沖儲罐后迅速液化，同時低溫緩沖儲罐內(nèi)保持相對較低的壓力，LNG槽車BOG可以在壓差的作用下持續(xù)進入低溫緩沖儲罐被冷凝液化，從而實現(xiàn)LNG槽車BOG快速回收。

對于立式LNG儲罐，為便于LNG回流，在低溫緩沖儲罐上設(shè)置自增壓氣化器；同時可采取上進液的形式，利用再液化后的LNG過冷的特點降低儲罐內(nèi)氣相壓力。

目前LNG槽車卸液完畢后，儲罐內(nèi)壓力為0.2～0.3 MPa，經(jīng)該裝置再液化回收部分BOG（回收量為50～75 kg）后，壓力可降至0.10～0.15 MPa，槽車可實現(xiàn)正常上路，從而實現(xiàn)BOG的“零排放”。

4 結(jié)論和建議

針對LNG加氣站和L-CNG加氣站設(shè)計了BOG回收裝置，用以回收站場和槽車的BOG，實現(xiàn)LNG加氣站的BOG“零排放”。

1）對L-CNG加氣站，建議采用BOG壓縮制CNG技術(shù)進行站場和槽車BOG的回收。

2）對LNG加氣站，建議采用大冷量低溫制冷機再液化BOG進行站場和槽車BOG的回收。

目前BOG壓縮回收系統(tǒng)投資費用為50～80萬元，按照目前加氣站的BOG排放和槽罐車余氣造成的損耗普遍在每年50 t左右，折合資金大約25萬元，2年半即可回收投資成本。而且運營成本也相對較低，每回收100 m3的LNG僅需用電30 kW·h，相當(dāng)于耗電0.3 kW·h/m3（約0.3元）。因此，建議在新建LNG加氣站設(shè)計中增設(shè)BOG壓縮回收裝置，同時對于已建成的加氣站也可根據(jù)實際情況，試點改造安裝，一定會取得較好的經(jīng)濟效益和環(huán)保效益。同時，在此基礎(chǔ)上可以開展加氣站甲烷回收自愿減排項目，編制和申報自愿減排項目，實現(xiàn)碳收益，探索國內(nèi)自愿減排項目在銷售企業(yè)的試點和發(fā)展。