液化天然气(Liquefied Natural Gas，以下简称LNG)主要成分为甲烷，其体积为同气态天然气体积的1/625，是一种优质清洁能源。由于其具有燃烧发热量大，燃烧后对环境污染小等优点，近年来需求量呈快速增长趋势，目前已广泛用于城市燃气、燃料汽车、船舶、发电等工业领域[1-2]。LNG作为交通运输燃料[3]，燃烧生成的二氧化碳仅为同发热量汽油和柴油的3/4。LNG汽车(Liquefied Natural Gas Vehicle，以下简称LNGV)是继CNG汽车和LPG汽车后发展起来的一种新型高效环保汽车，续航能力是CNG汽车的3倍，可超过400 km。2015年起，我国将每年增加10万辆LNGV，至2020年累计投放量高达200万辆。LNGV已应用于新疆、海南、广东、深圳、兰州等地的重型卡车和公交客车。为满足大量LNGV供气需求，具有建站投资少、占地少、不受城市燃气管网束缚的LNG加气站数量日益剧增。
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[4-5]。以加气能力为1.5×104 m3/d的LNG加气站为例，BOG产生量约为300 kg/d，按国内加气站LNG平均销售价计算，月经济损失为2.8×104元，截止2017年，我国共有2 460座LNG加气站，年经济损失高达8.3×108元。
本研究针对LNG加气站BOG直接放散造成的能源浪费和环境污染等问题，建立BOG产生量静态计算模型，结合兰州市某日加气能力为1.5×104 m3的LNG加气站，设计提出1套利用液氮冷量的BOG再液化装置，通过理论计算得出装置的BOG再液化能力，并分析其经济效益，为我国LNG加气站BOG回收技术及经济评价提供参考。
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)：
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。
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)：
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。
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。
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。
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)：
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。
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)：
式中：q为加气管道的冷损，最大值为25 W/m2·h[6]；A为加气管道总表面积，m2；γBOG为BOG气化潜热，kJ/kg。
潜液泵将LNG加压后由加注枪通过计量系统给车载气瓶充液，由于车载气瓶压力小于加注时的LNG压力，在压差作用下将会产生BOG，计算式为：
式中：ρ1为加气压力下BOG密度，kg/m3；ρ2为气瓶压力下BOG密度，kg/m3；VP为气瓶容积，m3；t为单个气瓶充液时间，h。
图 1给出了LNG加气站工艺流程，主要分为待机流程、卸车流程、调压流程和加注流程4部分。主要设备为LNG储罐、增压器、高真空潜液泵池和LNG加气机。加气站操作过程中，BOG的产生为动态过程，且随着BOG的大量产生，LNG组分和热力学性质均发生变化，计算模型较为复杂，需用Fluent软件和数值求解方法计算[7]。但在某一时间内，可认为BOG的产生为静态过程[8]，计算时将LNG组分、气化潜热、密度和供气压力等参数取为固定值，以便简化计算。
以兰州市某加气能力为1.5×104 m3/d LNG加气站为例，LNG和BOG组分含量见表 1。储罐内筒材料为S30408不锈钢，外筒为16MnR，采用高真空多层缠绕绝热形式，储存周期为2天。表 2给出了加气站技术性能参数，其他相关参数为：LNG沸点-160.7 ℃、密度432.88 kg/m3、气化潜热494 kJ/kg。蒸发气BOG密度(标况下)0.633 5 kg/m3，操作温度-120 ℃。LNG进液管及回气管公称直径为DN50、加气机进液管及回气管DN25，压力等级均为PN40。
LNG加气站选用1台50 m3 LNG槽车对储罐进行充液，充液时利用卸车增压器配合泵的方式，以缩短卸车时间。槽车日静态蒸发率为0.25%，卸车绝对压力为1.2 MPa，卸车速率为6 854 kg/h，卸车时间约为3 h。假设加气站全部给公称容积为500 L(有效容积475 L)的车载气瓶充液，1台50 m3LNG储罐液体能满足100辆LNGV的供气需求，每辆车的加气时间为4 min，平均每天加气时间共计3.33 h。
LNG加气站BOG产生量静态计算结果见表 3。表 3数据表明，单位时间内潜液泵循环工作时BOG产生量最大，因此，在槽车卸车、给车载气瓶充液时需控制运行压力，以减少BOG产生量。依据加气站的工作要求，加气站运行工况分为卸车工况、加气工况和待机工况。经计算，3种工况下BOG产生量依次为192.81 kg/d、184.45 kg/d和51.36 kg/d。因此，加气能力为1.5×104 m3/d的LNG加气站运行时，BOG的产生量为322 kg/d，约508 m3/d。假设322 kg/d BOG全部液化为LNG，则每年再液化BOG量为10.6×104 kg，可满足约518台公称容积为500 L车载气瓶的供气需求。
目前，LNG加气站回收BOG的整体工艺有两种[9]：一种是BOG直接压缩工艺，工艺流程见图 2，LNG储罐产生的BOG经缓冲罐后用压缩机加压至外输管网所需压力，计量、加臭后直接输出至民用燃气管网；另一种是BOG蓄冷式再液化工艺，工艺流程见图 3，BOG经低温压缩机加压后与相同压力下的LNG在蓄冷式换热器中实现BOG再液化，液化后的LNG经空温式气化器气化后，外输能耗低，设备结构简单，安全性能高，这是LNG加气站BOG再液化装置应考虑的问题。以上两种回收方式仅利用LNG储罐BOG及槽车卸车、潜液泵工作、车载气瓶充液等过程产生的BOG加热后全部进入集中放散系统，造成能源损耗和环境污染。储罐产生的BOG加压与完成气化的LNG混合后输送至民用燃气管网，仅限于附近有燃气管网的加气站，可操作性差，应用范围受到限制。
LNG加气站BOG温度约为-120 ℃，液氮常压下沸点为-196 ℃，较BOG温度低。因此，本文提出1套利用液氮冷量的LNG加气站BOG再液化装置，其BOG再液化工艺流程见图 4。BOG再液化装置只需增加1台液氮储罐、1台BOG/液氮换热器、1台LNG收集罐、1台N2加热器及管路阀门等。LNG储罐受热蒸发、槽车卸车、高真空潜液泵池、预冷加气机及车载气瓶充液产生的BOG达到一定量时，进入BOG/液氮换热器再液化后输送至LNG收集罐，当收集罐液位达到设定值时打开排液阀，LNG回流至高真空潜液泵池与储罐LNG混合后给车载气瓶充液，实现加气站BOG“零排放”。进入换热器的液氮量依据BOG量调节，液氮吸热气化经N2加热器加热至常温后输送至仪表风系统或进行管路吹扫。该BOG再液化装置构成独立的再液化单元，不受加气站环境影响，可根据现场条件灵活安装，占地面积小。同时，BOG再液化后与储罐LNG进入高真空潜液泵池给车载气瓶充液，基本不影响原LNG发热量。核心设备BOG/液氮换热器具有成本低、操作弹性大等优点，且再液化过程中无运动部件，实现BOG气量波动较大条件下的连续化生产。
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：
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=13.42 kg/h。假设液氮进入BOG/液氮换热器的压力为0.15 MPa，该压力下液氮气化潜热γLN2=192.812 kJ/kg，则再液化BOG所需液氮量GLN2=25.75 kg/h。BOG再液化量与液氮消耗量质量比为1:1.92，即再液化1 kg BOG需要消耗1.92 kg的液氮。
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(8)所示。
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=0.52×103 kJ/(m2·h·K)[10]，在不考虑液氮过冷度的情况下，对数平均温差ΔT=37 K，所需换热器换热面积A=0.3 m2。因此，选用换热面积为1 m2的换热器可满足设计要求。
目前，LNG加气站产生的322 kg/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[11]，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。
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1.5×104 m3/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，具体费用见表 4。
BOG再液化设备年总成本费用为实现BOG再液化所发生的全部费用，主要包括：
(1) 原材料费(购置液氮费用)：液氮到站价格按800元/t计算。
(2) 人工工资及福利费：定员1人，工资3万元/a。
(3) 制造费用(设备折旧费和维护修理费)：综合折旧年限为15年，预计净残差为3%，按平均年限法折旧。
(4) 管理费：管理人员为1人，工资3.5万元/a。
总投资费用为100%自出资金，不考虑建设期借款和铺底流动资金。经估算，年总成本费用为28万元，见表 5。
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322 kg/d BOG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。
针对兰州市某加气能力为1.5×104 m3/d的LNG加气站，建立了BOG产生量静态计算模型。通过实例分析，设计了1套利用液氮冷量的BOG再液化装置，此外，理论计算了BOG再液化能力，并对其进行了经济效益分析，具体研究结果为：
(1) BOG再液化装置主要设备为1台液氮储罐、1台BOG/液氮换热器、1台LNG收集罐和1台N2加热器，该装置利用液氮提供的冷量实现BOG再液化是可行的。
(2) 加气站BOG的产生量为322 kg/d，再液化BOG所需液氮量为618 kg/d，再液化BOG量与液氮消耗量质量比为1:1.92，为后续试验装置的设计提供了理论依据。
(3) 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，税前年利润总额为14.4万元，净利润为10.5万元，静态投资回收期为3.6年。平均投资利润率为28%，满足我国石化行业平均投资利润率的要求。因此，LNG加气站应考虑BOG再液化装置投资。
2017, Vol. 46 Issue (6): 45-50
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