石油与天然气化工  2018, Vol. 47 Issue (6): 50-54
LNG加气站槽车BOG压缩液化回收研究
鲍磊 1,2, 赵海燕 3, 王全国 1,2     
1. 中国石油化工股份有限公司青岛安全工程研究院;
2. 化学品安全控制国家重点实验室;
3. 中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司供水公司安全环保科
收稿日期：2018-05-30
基金项目：中国石油化工股份有限公司科技部课题“LNG加气站BOG回收技术研究与应用”(316013)
作者简介：鲍磊(1987-), 男, 山东淄博人, 工程师, 毕业于上海交通大学, 现就职于中国石化青岛安全工程研究院, 从事LNG加气站BOG回收、LNG产业风险评估等方面的研究工作。E-mail:baol.qday@sinopec.com.
摘要：近年来, 在LNG加气站快速发展的同时, LNG车辆发展相对缓慢, 导致LNG加气站蒸发气(boil-off gas, 简称BOG)量较大, 特别是LNG槽车卸车后残余压力为0.2~0.4 MPa的BOG, 给LNG加气站带来了较大的经济损失和安全隐患。提出了基于BOG压缩机的BOG压缩液化工艺和装置, 利用LNG冷量回收BOG, 实现加气站BOG零排放。在此基础上, 搭建了实验装置, 并采用液氮和LNG开展了BOG回收实验。实验数据表明, 当BOG和LNG质量比为3%时, 该工艺BOG液化回收率在90%左右。由此可知, 该工艺可以实现槽车的BOG快速高效回收。
关键词：压缩液化    BOG回收    LNG加气站    槽车    
Research on BOG compression and re-liquefaction of LNG cargo at LNG filling station
Bao Lei1,2 , Zhao Haiyan3 , Wang Quanguo1,2     
1. Qingdao Safety Engineering Institute, SINOPEC, Qingdao, Shandong, China;
2. State Key Laboratory of Safety and Control for Chemicals, Qingdao, Shandong, China;
3. Safety and Environmental Protection Division of Water Supply Company, Liaohe Oilfield of CNPC, Panjin, Liaoning, China
Abstract: In recent years, with the rapid development of LNG filling station, the amount of boil-off gas(BOG) is very large because of the relatively slow development of LNG vehicles.Especially after LNG unloading for the LNG tanker, the pressure of BOG is 0.2 to 0.4 MPa.The BOG process related to energy consumption and safe operation is one of the critical issues that should be considered at LNG filling station.A set of BOG compression and re-liquefaction process and equipment is established by using the LNG cold energy to recover BOG to avoid energy dissipation and environmental pollution caused by BOG direct discharge.A BOG recovery experimental setup is built and some experiments are carried out with liquid nitrogen and LNG.The results show that the ratio of BOG recovery is 90% when the ratio of BOG and LNG is 3%.Accordingly, the process of BOG compression and re-liquefaction is an effective way for BOG recovery.
Key words: compression and re-liquefaction    BOG recovery    LNG filling station    LNG tanker    

在LNG加气站(包含L-CNG加气站)运行过程中, 由于LNG槽车运输、储罐蒸发、卸车、调压、预冷、管道吸热、储罐闪蒸和泵工作外输等原因都会产生大量的BOG气体[1], 给LNG加气站带来了巨大的安全风险和经济损失。目前针对LNG加气站BOG放散问题, 国内学者对其进行了一定的研究。何东红等从储罐材质、工艺优化等提出了BOG回收方案[2]; 杨国柱等提出了液氮回收加气站BOG的方案[3-4]; 吴晓南等提出了BOG再液化工艺[5]; 王坤等提出采用大冷量低温制冷机液化回收BOG的方案[6-7]; 李兆慈等提出采用BOG为燃料的BOG利用方案[8]; 王景心针对LNG车气瓶BOG进行了吸附回收测试[9]; 廖晓梦等提出将LNG加气站BOG回收用作站内生活用气的思路[10]。分析目前国内学者的研究, 主要围绕LNG加气站储罐BOG进行回收处理且BOG回收设备工艺较复杂, 功耗大; 而针对槽车BOG回收研究较少。目前尚无有效、快捷、高效的槽车BOG回收工艺。

本文针对该问题, 提出基于LNG冷量的BOG压缩液化回收方案, 并搭建了实验装置, 采用液氮和LNG开展了BOG回收实验测试。

1 BOG压缩液化回收工艺

从LNG槽车来的LNG含有一定规模的冷量, 可以用该部分冷量对槽车BOG进行液化回收。建立如图 1所示的BOG压缩液化回收模型, 以LNG换热器模拟LNG与压缩后的BOG换热过程, LNG换热器效率为100%。槽车残余BOG经压缩机加压后(此时称为CNG), 进入LNG储罐底部, 与过冷的LNG(LNG0)进行直接接触进而被液化成为LNG1。为便于计算, 假设过冷LNG换热后变为饱和态LNG(LNG2), BOG被液化成饱和态LNG。其中, 槽车BOG压力为0.3 MPa, 经压缩机加压后压力为0.5 MPa。模拟了加压后BOG温度为-60~40 ℃对储罐内LNG的影响。

图 1     BOG压缩液化流程模拟示意图 Figure 1     Simplified flow of the simulation model of BOG compression and re-liquefaction

为便于分析, 假设储罐内LNG经BOG换热后完全变为饱和态LNG, 分析所需要的LNG过冷度。其中, LNG储罐内压力为0.3 MPa, 对应饱和温度为-146.6 ℃。

具体参数如表 1所列。

表 1    BOG压缩液化模拟参数 Table 1    Parameters of the model of BOG compression and re-liquefaction

表 2    BOG压缩液化主要物料参数 Table 2    Parameters of the main materials of BOG compression and re-liquefaction

由图 2可以看出, 随着CNG温度的上升, LNG0温度从-147.50 ℃降到-147.85 ℃, 过冷度为0.9~1.2 ℃, 即只需要1 ℃左右的过冷度即可实现BOG的完全液化。

图 2     不同BOG进气温度所需要的LNG液源（LNGO)温度 Figure 2     Temperature of LNG for different temperatures of input BOG

2 实验开展与结果分析
2.1 实验装置与实验过程

BOG压缩液化实验装置主要包括10 m3储罐、2 m3储罐、压缩机、压力传感器、温度传感器, 流量计等。具体连接如图 3所示。

图 3     BOG压缩液化实验示意图与实物图 Figure 3     Simplified and real flow of BOG compression and re-liquefaction

图 4     BOG压缩液化出、回气温度(液氮介质) Figure 4     Temperature of gas of input and output in BOG compression and re-liquefaction process (liquid nitrogen)

实验参数设置:压缩机进气压力为0.2~0.3 MPa, 压缩机排气压力为0.6~0.65 MPa。

为表征BOG压缩后液化量, 定义BOG压缩液化比λ为BOG液化量与BOG进气量的质量比。

实验过程包括压缩机开启和压缩液化过程:

(1) 压缩机开启过程:关闭阀门V1、V5, 打开阀门V2、V3、V4、V6, 2 m3储罐内的气体经阀门V3、10 m3储罐内的气体经阀门V2进入BOG压缩机加压后, 由排气口经阀门V4、V6进入2 m3储罐, 待BOG压缩机运行稳定后, 关闭阀门V4、V6, 打开10 m3储罐阀门V5。

(2) 压缩机压缩液化过程:10 m3储罐内的BOG经阀门V2、2 m3储罐内的气体经阀门V3进入压缩机加压后, 经阀门V5进入10 m3储罐液相空间; 当2 m3储罐压力降低时(罐内气体基本被抽空时), 关闭阀门V3, 打开阀门V1, 继续上述压缩液化过程。

2.2 实验结果
2.2.1 液氮蒸气压缩液化回收实验结果

液氮蒸气在压缩液化过程中压缩机进排气温度随时间的变化如图 5所示。

图 5     BOG压缩液化过程储罐的压力和液位变化 Figure 5     Change of pressure and level of the tank in BOG compression and re-liquefaction process

其中, 回气量为67.9 kg(19 min); 压缩机排气量为171 m3/h; 压缩机进气压力为0.2~0.3 MPa; 压缩机进气温度由-70 ℃降至-139.4 ℃, 压缩机排气温度由20 ℃降至-58.4 ℃, 进排气最小温差为81 ℃。

由图 5可以看出, 随着压缩机排气进入储罐, 储罐压力(表压)出现一定的上升, 从最初的0.36 MPa上升到0.41 MPa(20 min这段时间忽略储罐漏热引起的储罐压力变化), 液位在736~740 mm之间震荡。

压缩机停机后的过程:进气管温度和排气管温度逐步上升, 且两者温差越来越小。

为计算BOG压缩液化比, 这里做两个假设:①BOG没有被液化, 储罐液相体积不变; ②BOG完全被液化, 储罐液相体积增加83 L。

由储罐压力(表压)0.46 MPa上升到0.51 MPa, 所需要的气体量分别为5.6 kg和4.5 kg。

该实验条件下, 计算得到:91.7%＜λ＜93.4%。

2.2.2 LNG蒸气压缩液化回收实验结果

LNG蒸气在压缩液化过程中压缩机进排气温度随时间的变化如图 6所示。

图 6     BOG压缩液化出、回气温度(LNG介质) Figure 6     Temperature of gas of input and output in BOG compression and re-liquefaction process(LNG)

其中, 回气量为35.4 kg; 压缩机排气量为223 m3/h; 压缩机进气压力为0.2~0.3 MPa; 压缩机进气温度由-100 ℃降至-106.7 ℃, 压缩机排气温度由-20 ℃降至-60.4 ℃, 进排气最小温差为46.3 ℃。

由图 7可以看出, 随着压缩机排气进入储罐, 储罐压力(表压)出现一定的上升, 从最初的0.39 MPa上升到0.43 MPa(20 min这段时间忽略储罐漏热引起的储罐压力变化), 液位在247~255 mm之间震荡, 这主要是由于BOG气体的进入对液位产生了轻微的扰动。

图 7     LNG蒸气压缩液化过程储罐的压力和液位变化 Figure 7     Change of pressure and level of the tank in BOG compression and re-liquefaction process

压缩机停机后的过程:进气管温度和排气管温度逐步上升, 且两者温差越来越小。

BOG压缩液化比λ的计算:

实验过程共有35.4 kg BOG气体进入储罐, 若全部液化, 则体积增加83 L。

由于LNG气化后体积远大于LNG体积, 假设BOG压缩进入储罐后, 储罐液位变化忽略不计(液位计读数变化也很小), 储罐气相空间体积为7.2 m3。

假设BOG全部液化, 则体积增加83 L, 储罐气相空间为7.117 m3, 则BOG液化率处于这两者之间。

储罐压力(表压)由0.49 MPa上升到0.53 MPa, 则储罐的气相LNG蒸气增加量为3 373-3 101=272 mol=3.808 kg或者3 334-3 101=233 mol=3.262 kg;

BOG压缩液化比λ＞1-3.808/35.4=89.2%;

BOG压缩液化比λ＜1-3.262/35.4=90.8%。

2.2.3 小结

不同的实验介质对应的实验参数如表 3所示。

表 3    液氨和LNG压缩液化回收主要实验参数 Table 3    Main parameters of BOG compression and re-liquefaction for liquid nitrogen and LNG

由表 3可以看出, 回气量与液体总量比值越小, 则BOG液化程度越大。对于站上刚卸完车的LNG储罐, 卸车后储罐内LNG假设为20 t, 而BOG量为100 kg以内, 则对应的回气量与液体总量比值＜0.5%, 依照上述的实验结果趋势, 则BOG液化程度更高, 与模拟的结果保持一致。

2.3 LNG储罐无损存储研究

由上述实验结果可以看到, BOG经BOG压缩液化后, 低温储罐压力均有一定程度的上升, 为了更好地测试BOG进储罐后对储罐压力的影响, 本研究对BOG压缩液化进入储罐后储罐压力进行模拟计算分析。为便于分析, 作如下假设:

(1) LNG储罐容积:60 m3。

(2) BOG回收量为100 kg, 其对应的储罐压力升至0.12 MPa左右(假设BOG压缩液化比与上述LNG实验保持一致), 即BOG进气后储罐压力由0.3 MPa上升到0.42 MPa。

(3) BOG压缩液化进入储罐后, 储罐不对外加液, 仅由于外界漏热导致储罐压力上升。

(4) LNG加气站储罐压力升至1 MPa时, 对外排放, 即从储罐当前压力升至1 MPa所经历的时间为储罐的无损存储时间。

采用HYSYS模拟计算, 储罐压力随时间的变化如图 8所示。

图 8     储罐压力随时间变化情况 Figure 8     Tank pressure varies with different time

由图 8可以看出, 储罐气相压力从0.42 MPa到1 MPa, 需要时间大于58 h。由此可以判断: ①对于加液卸液频繁的LNG加气站, 则可以实现槽车的BOG回收; ②对于加液不频繁的LNG加气站, 则保守估计可以维持2~3天时间无排放存储。

3 结论

本研究针对槽车BOG无有效回收的问题, 提出了基于BOG压缩机利用LNG冷量进行BOG压缩液化回收的工艺, 并开展了实验测试, 测试结果表明:

(1) BOG回收量与储罐液体总量比值越小, 则BOG液化回收率越高。

(2) 对于站上刚卸完车的LNG储罐, BOG压缩液化回收率大于90%。

(3) BOG压缩液化进入LNG储罐后, LNG储罐依然可以保持长达58 h的无损存储时间, 这对于LNG加气站减小BOG排放具有重要的意义。

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