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摘要：ＬＮＧ加气站工作过程中，由于低温液体ＬＮＧ沸点极低，吸收外界环境热量不可避免蒸发产生大量蒸发气（Ｂｏｉｌ－Ｏｆｆ Ｇａｓ，以下简称ＢＯＧ），致使ＬＮＧ储罐及低温管道压力升高，当压力大于安全阀整定压力时，ＢＯＧ直接经空温式气化器复热后进入火炬系统，造成能源浪费和环境污染。
关键词：LNG加气站；BOG再液化工艺；经济性
1BOG回收再液化两种小型装置方法
1.1采用液氮作为冷源回收再液化BOG
因为液氮(LN2)在常压下沸点约为－196℃，而LNG在常压下沸点约为－162℃，液氮沸点温度远低于LNG沸点温度，故可利用LN2的冷能对BOG从头液化。
LNG大储罐中的低温LNG吸收外界传入的热量蒸腾发生BOG，BOG经过管路从一侧进入独自设置的高效低温换热器(HE—如浙江大学研制的微通道高效换热器)，液氮储罐中的LN2从另一端进入换热器把冷能传递给BOG，完成BOG的再次液化，液化后的LNG经过回流管路回来LNG大储罐，冷N2直接排空，多余的LN2回来LN2储罐。详细所需的液氮储罐尺度能够依据所需液化的BOG量的多少进行选择设计。
一般LN2储罐的体积在5～10m3，因为LN2需求持续损耗，需求定时有LN2槽车来加注储罐，关于一些偏僻的液氮运输不便的地址此种收回再液化办法受限。液氮收回加气站BOG的含义:削减温室气体排放，改进环境;节约能源，具有必定经济效益;氮气排放较天然气排放更安全，无毒，无焚烧爆破风险;无电气设备，无电火花引发风险;建造本钱低，保护修理本钱低，液氮本钱不高、简略购买，LNG和L-CNG站均适用，易于完成，可行性高，适合在国内广泛推行。一起此种办法因为液氮储罐的体积较大，需求有必定的场所要求，也可考虑做成液氮储罐和换热器集成的撬块，便于在不同地址进行收回。
1.2运用低温制冷机作为冷源收回再液化BOG
LNG大储罐中的低温LNG吸收外界传入的热量蒸腾发生BOG，经过管道进入小型低温制冷机区域，BOG在低温制冷机的冷头供给的冷量效果下液化成LNG，并且储存在LNG低温小储罐中，并且在必定条件下，LNG能够经过回液管路回流至LNG储罐中，然后完成LNG储槽的BOG零损耗。
根据该制冷工艺流程简略、技能老练、能耗低，设备数量少、出产运转牢靠，设备操作安稳、修理简略，开停工快捷，设备出资较低。设备、阀门、外表、电气等会集组装在一个钢结构底座上，此撬块可在工厂制作、组装、预调试，再运往现场装置、调试后即可投产。现在液化撬块(20～25万)尺度小，十分便于拆开用于在不同地址。低温制冷机是选用氦气作为循环介质，日常保护中仅需求定时查看腔体中氦气是否有走漏即可，运用过程中能够做到零排放，一起系统仅需求用电和少数的水，在偏僻的当地也适用。
2ＬＮＧ加气站ＢＯＧ静态计算模型
对ＬＮＧ加气站而言，产生ＢＯＧ的主要来源有：ＬＮＧ储罐漏热、槽车卸车时与储罐容积置换、潜液泵工作、加气机预冷和车载气瓶充液。其总产生量见式（1）：
（1）
式中：Ｇ为ＬＮＧ加气站ＢＯＧ总产生量，ｋｇ／ｈ（单位下同）；Ｇ1为储罐受热产生的ＢＯＧ量；Ｇ2为槽车卸车时与储罐容积置换产生的ＢＯＧ量；Ｇ3为潜液泵工作时产生的ＢＯＧ量；Ｇ4为预冷加气机产生的ＢＯＧ量；Ｇ5为车载气瓶在压差作用下产生的ＢＯＧ量。
2.1ＬＮＧ储罐漏热产生的ＢＯＧ量
即使对ＬＮＧ储罐使用新型高性能绝热材料，外界环境热量总会侵入储罐内部，低温液体不可避免蒸发产生ＢＯＧ，其ＢＯＧ蒸发量计算式见式（2）：
（2）
式中：ε为储罐静态蒸发率，％／ｄ；φ为储罐充装率，％；ρＬＮＧ为ＬＮＧ密度，ｋｇ／ｍ3；Ｖ为储罐有效容积，ｍ3。
2.2槽车卸车与储罐容积置换产生的ＢＯＧ量
槽车卸车时，ＬＮＧ由槽车进入储罐，ＢＯＧ由储罐进入槽车。这部分ＢＯＧ是由槽车自然蒸发及槽车与储罐容积置换产生，ＢＯＧ量按式（3）计算。
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（3）
式中：εｃ为槽车静态蒸发率，％／ｄ；Ｖｃ为槽车有效容积，ｍ3：ω为卸车时ＬＮＧ进料速度，ｋｇ／ｈ；ρＢＯＧ为ＢＯＧ密度，ｋｇ／ｍ3；Ｎ为槽车数量，台。
2.3ＬＮＧ潜液泵产生的ＢＯＧ量
槽车卸车、加气枪给车载气瓶充液时，需要用低温潜液泵提供动力，潜液泵工作时将机械能转化为热能，产生的ＢＯＧ量见式（4）：
（4）
式中：η为潜液泵效率；Ｐ为潜液泵功率，ｋＷ；γＬＮＧ为ＬＮＧ气化潜热，ｋＪ／ｋｇ。
2.4预冷ＬＮＧ加气机产生的ＢＯＧ量
ＬＮＧ加气机长时间未加气时，再次启动需将加气枪插入插枪口，预冷加气管道和加气机，过冷液体气化产生的ＢＯＧ量见式（5）：
（5）
式中：ｑ为加气管道的冷损，最大值为25Ｗ／ｍ2?ｈ；Ａ为加气管道总表面积，ｍ2；γＢＯＧ为ＢＯＧ气化潜热，ｋＪ／ｋｇ。
3ＢＯＧ再液化能力
3.1液氮消耗量计算
ＬＮＧ加气站利用液氮提供的冷量再液化全部ＢＯＧ，忽略ＢＯＧ再液化装置冷损，其液氮消耗量计算式为：
（6）
式中：ＧＬＮ2为再液化ＢＯＧ所需液氮量，ｋｇ／ｈ；ＧＢＯＧ为加气站运行时产生的ＢＯＧ量，ｋｇ／ｈ；γＬＮ2为液氮气化潜热，ｋＪ／ｋｇ。
该ＬＮＧ加气站的ＢＯＧ产生量ＧＢＯＧ＝13.42ｋｇ／ｈ。假设液氮进入ＢＯＧ／液氮换热器的压力为0.15ＭＰａ，该压力下液氮气化潜热γＬＮ2＝192.812ｋＪ／ｋｇ，则再液化ＢＯＧ所需液氮量ＧＬＮ2＝25.75ｋｇ／ｈ。ＢＯＧ再液化量与液氮消耗量质量比为1∶1.92，即再液化1ｋｇＢＯＧ需要消耗1.92ｋｇ的液氮。
3.2ＢＯＧ／液氮换热器热力计算
ＢＯＧ再液化核心设备为ＢＯＧ／液氮换热器，为了使ＢＯＧ完全被液化，必须保证换热器的换热面积，换热面积计算如式（7）所示。
（7）
式中：Ａ为换热器换热面积，ｍ2；Ｋ为换热系数，ｋＪ／（ｍ2?ｈ?Ｋ）；ΔＴ为换热对数平均温差，Ｋ。
根据国内外低温换热器厂家设计要求，ＢＯＧ／液氮换热系数Ｋ＝0.52×103ｋＪ／（ｍ2?ｈ?Ｋ），在不考虑液氮过冷度的情况下，对数平均温差ΔＴ＝37Ｋ，所需换热器换热面积Ａ＝0.3ｍ2。因此，选用换热面积为1ｍ2的换热器可满足设计要求。
4ＢＯＧ再液化经济效益分析
4.1ＢＯＧ再液化收益计算
目前，ＬＮＧ加气站产生的322ｋｇ／ｄ ＢＯＧ全部经空温式气化器复热后进入火炬系统燃烧。以2016年兰州市ＬＮＧ平均销售价格4.2元／ｋｇ计算，加气站全部ＢＯＧ再液化为ＬＮＧ后，每年（按330天计算）的收益为44.6万元。考虑到ＬＮＧ潜液泵池、槽车卸车、ＬＮＧ收集罐蒸发等不可再回收因素，ＢＯＧ实际再液化率按95％计算，则每年回收ＢＯＧ带来的收益为42.4万元。
4.2总投资费用估算
在工艺设备配置上，依据节能原则，选用新型高效ＢＯＧ再液化设备，满足ＬＮＧ加气站ＢＯＧ再液化要求。对加气能力为1.5×104ｍ3／ｄ的ＬＮＧ加气站，以目前国内市场加气站设备价格估算，增设1套ＢＯＧ再液化装置的总投资为39万元。
4.3经济效益分析
ＢＯＧ再液化装置安全寿命期内静态分析总投资为39万元，年总成本为28万元，全部再液化322ｋｇ／ｄＢＯＧ带来的收益为42.4万元／ａ。该加气站营业税税率为3％，所得税税率为25％，则税前年利润总额为14.4万元，税后年利润总额为14万元，净利润为10.5万元，静态投资回收期为3.6年，此后每年可为国民经济带来10.5万元收益，经济效益较为显著。平均投资利润率为28％，大于我国石化行业原油加工平均投资利润率（14％）。因此，ＬＮＧ加气站应考虑ＢＯＧ再液化装置投资。
结论
BOG再液化需选择使用的BOG液化工艺。混合冷剂制冷和膨胀制冷循环工艺均可以用于BOG回收。通过对比，混合冷剂制冷循环液化工艺的比功耗较小。同时，BOG再液化方案需要考虑加气站不同时间段BOG量的波动性。
参考文献：
［1］宋振兴.LNG加气站工艺技术、安全及经济性分析［D］.哈尔滨:哈尔滨工业大学，2010.
［2］何东红，盛璘，刘俊德，等.减少LNG加气站BOG放散量的措施［J］.煤气与热力，2014，34(11):58－61.
论文作者:林燕飞 王海田
论文发表刊物:《建筑学研究前沿》2017年第34期
论文发表时间:2018/5/21
标签：液氮论文; 储罐论文; 槽车论文; 换热器论文; 万元论文; 低温论文; 潜热论文; 《建筑学研究前沿》2017年第34期论文;