摘　要：分析液化天然氣(LNG)與壓縮天然氣(CNG)汽車加氣合建站中，回收利用BOG的設計方案，計算其經(jīng)濟效益，分析其必要性。

關(guān)鍵詞：LNG加氣站　CNG加氣站　合建站　BOG　回收利用

Recycling of BOG in Combined LNG and CNG Vehicle Filling Station

Abstract：The design scheme of recycling of BOG in combined LNG and CNG vehicle filling station is analyzed．The economic benefit from recycling of boil-off gas(BOG)is calculated，and its necessity is analyzed．

Key words：LNG filling station；CNG filling station；combined station；boil—off gas(BOG)：recycling

本文以白銀市某新建LNG與CNG汽車加氣合建站為研究對象，針對該汽車加氣合建站中產(chǎn)生蒸發(fā)氣體(BOG)的放散問題，通過完善設計流程使BOG得以回收利用。

1　LNG與CNG汽車加氣合建站的工藝設計

1．1　合建站規(guī)模及主要設備

合建站規(guī)模：LNG加氣區(qū)加氣能力為730×10⁴m³／a，CNG加氣區(qū)加氣能力為730×10⁴m³／a，合建站總加氣能力為1460×10⁴m³／a。

LNG加氣區(qū)主要設備有LNG槽車l輛，LNG儲罐l臺、LNG柱塞泵2臺、LNG加氣機2臺等。CNG加氣區(qū)主要設備有調(diào)壓計量橇1臺、干燥器1臺、CNG儲氣瓶組l臺、CNG壓縮機2臺、CNG加氣機6臺等。

1．2　工藝流程

LNG加氣區(qū)工藝流程：LNG由LNG槽車運至加氣區(qū)內(nèi)，通過卸車口卸入LNG儲罐內(nèi)。當加氣時，開啟柱塞泵將儲罐內(nèi)的LNG升壓至1.0MPa后送至加氣機給汽車加氣。站內(nèi)產(chǎn)生的BOG及安全閥放散的氣體(EAG)通過低壓放散裝置放散。

CNG加氣區(qū)工藝流程：來自管網(wǎng)的1.2MPa管道天然氣，經(jīng)調(diào)壓計量后進入干燥器脫水，再經(jīng)CNG壓縮機加壓至25MPa后，一部分送至站內(nèi)儲氣瓶組，另一部分送至加氣機給汽車加氣。站內(nèi)產(chǎn)生的EAG通過高、低壓放散裝置分別放散。

2　LNG加氣區(qū)的BOC詩算

參考國內(nèi)各廠家相關(guān)設備的設計參數(shù)，各設備日蒸發(fā)率(LNG靜置達到熱平衡后，24h內(nèi)自然蒸發(fā)損失的LNG質(zhì)量和有效體積下LNG質(zhì)量的比例)如下：LNG槽車日蒸發(fā)率為0.3％，LNG儲罐日蒸發(fā)率為0.3％，柱塞泵日蒸發(fā)率為0.15％，加氣機日蒸發(fā)率為0.15％。

LNG加氣區(qū)日加氣量為2×10⁴m³／d，60m³的LNG儲罐儲存時間為2d，50m³的LNG槽車每2日往返運輸l次，充裝系數(shù)為0.9。自然傳熱產(chǎn)生的BOG約為78m³／d，卸車產(chǎn)生的BOG約為57m³／d，加氣產(chǎn)生的BOG約為l87m³／d。LNG加氣區(qū)日產(chǎn)生BOG的量為322m³／d。

3　回收利用方案

3．1　方案一

在工藝流程中增加BOG回收工藝。將加氣區(qū)內(nèi)BOG全部經(jīng)加熱器加熱到環(huán)境溫度送至回收罐中，然后送入CNG壓縮機加壓至25MPa，送入CNG儲氣瓶組。

該方案需增加的工藝設備有：容積為5m³、工作壓力為2.5MPa的回收罐l臺，l00m³／h加熱器1臺，流量為100m³／h、排氣壓力為25MPa的CNG壓縮機1臺。

3．2　方案二

工藝流程中增加BOG回收工藝。將加氣區(qū)內(nèi)產(chǎn)生的BOG全部經(jīng)加熱器加熱到環(huán)境溫度后送至回收罐中，然后送到CNG壓縮機，加壓至天然氣管網(wǎng)的進站壓力(即1.2MPa)后，送入CNG加氣區(qū)干燥器上游天然氣管道中。

該方案需增加的工藝設備有：容積為5m³、工作壓力為2.5MPa的回收罐l臺，l00m³／h加熱器1臺，流量為100m³／h、排氣壓力為l.2MPa的CNG壓縮機1臺。

3．3　方案比較

兩種方案工藝流程很相似，區(qū)別在于CNG壓縮機技術(shù)參數(shù)及造價不同。

比較兩種方案的設備技術(shù)參數(shù)和造價，方案二更合理，造價更低。因此選用方案二對本工程進行優(yōu)化設計。

優(yōu)化設計后LNG加氣區(qū)工藝流程為：LNG由LNG槽車運至加氣區(qū)內(nèi)，通過卸車口卸入LNG儲罐內(nèi)。當加氣時，開啟LNG柱塞泵將儲罐內(nèi)的LNG升壓至1.0MPa后送至加氣機給汽車加氣。產(chǎn)生的BOG全部經(jīng)加熱器加熱到環(huán)境溫度后送至回收罐中，然后送到CNG壓縮機，加壓至天然氣管網(wǎng)的進站壓力(即1.2MPa)后，送入CNG加氣區(qū)干燥器上游天然氣管道中。LNG加氣區(qū)內(nèi)產(chǎn)生的EAG，通過低壓放散裝置放散。

4　經(jīng)濟效益計算

4．1　投資估算

以目前國內(nèi)市場上LNG設備價格計算，回收罐約5.5×10⁴形臺，加熱器約2.5×10⁴元／臺，CNG壓縮機(功率為50kW)約16×10⁴元／臺，增加管道及附件等費用約2×10⁴元，共計設備費用約26×10⁴元。

4．2　耗能計算

回收BOG的能耗在CNG壓縮機的用電上，以LNG加氣區(qū)產(chǎn)生BOG的量為322m³／d計算，1d內(nèi)可充滿容積為5m³、工作壓力為2.5MPa的回收罐約2.5次，CNG壓縮機間歇性開啟，每次開啟1.25h即可將回收罐內(nèi)氣體抽空，每天共計開啟壓縮機的時間為3.2h。CNG壓縮機的電機功率為50kW，計算后可得出其日耗電量為l60kW·h／d。以當?shù)仉妰r2.0元／(kW·h)計算，日耗電費用為320元／d，年耗電費用為11.7×10⁴元／a。

4．3　節(jié)氣收益計算

以2013年10月份白銀市市天然氣價格計算，天然氣進氣價為2.45元／m³，售氣價為4.60元／m³，以BOG回收量為322m³／d計算，每日可增加的經(jīng)濟收益為692元／d，每年可增加經(jīng)濟收益為25.2×10⁴元d。

4．4　經(jīng)濟效益分析

BOG回收總投入沒備費用共計26×10⁴元，年增加售氣收入為25.2×10⁴元／a，年增加耗電費用11.7×10⁴元／a，設備折舊費及維修費約為2×10⁴元a，即年總收益為11.5×10⁴元a。那么，3年即可回收投入的資金，此后每年可增加經(jīng)濟收益ll.5×10⁴元／a。

5　回收BOG的必要性

在本文討論的汽車加氣合建站中雖然產(chǎn)生BOG的量較少，但是存在安全隱患。因此，回收BOG是減少安全隱患的十分必要的措施。隨著我國天然氣行業(yè)迅速發(fā)展，國內(nèi)天然氣產(chǎn)量無法滿足國內(nèi)市場需求，因此，日常生產(chǎn)中回收利用天然氣是十分必要的節(jié)能手段。從此項工程看，回收BOG創(chuàng)造的經(jīng)濟效益也是明顯的。

本文作者：馮伯媛  馮雪源  曲平  趙宏

作者單位：中交煤氣熱力研究設計院有限公司

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