液化天然气(LNG)作为能源储存的一种重要形式，在国内外得到了广泛的应用。近年来，随着国内天然气利用速度加快及沿海LNG接收站和内陆大量LNG工厂的建成投产，各地LNG加气站(包括L-CNG加气站)建设发展迅速。
接收站和工厂的LNG主要通过槽车运输至LNG加气站。不同于汽油、柴油、CNG等常温下易储存燃料，LNG会因吸热而迅速升温，产生大量的蒸发气(boil off gas，BOG)。皮晓东等[1-3]从LNG气化站供销差控制方面对BOG的放散进行了分析研究，张英等[4-7]对BOG再液化工艺和回收利用进行了研究。
研究表明，受目前卸液工艺的影响[8-9]，LNG槽车每次卸车作业后，残存在槽车储罐内的气、液相混合物压力约为0.4 MPa。槽车在工厂再次装车时，如采用带压装车工艺，槽车储罐内的BOG会被工厂回收利用；工厂如要求不带压装车，槽车就必须提前排放掉罐内大部分BOG，保持较低压力入厂。目前，绝大多数工厂都要求不带压装车，LNG槽车内残存的BOG入厂前只能排放。对于LNG气化站来说，LNG槽车运输合同约定的计重结算误差范围一般为±1%，已付费却不能利用的槽车残留LNG损失，也是影响产销差的主要因素之一。槽车内BOG的排放，不仅在车辆周边容易形成可燃气体包围的危险空间，同时还造成资源的浪费及环境污染[10-12]。从增加企业效益角度考虑，回收利用槽车卸车后罐内残存的BOG，对降低LNG气化站的产销差非常必要。
以国内某镇LNG气化站为研究实例，该镇常住居民约3万人，建有设计供气能力为2 000 m3 /h的LNG气化站1座，站内包含控制系统、放散系统、安全系统和仪表风系统等。城镇中心区集中居住在楼房内的居民约5 600户，已建成De160中压PE管网约10 km。
满装LNG的槽车至加气站或气化站卸液前，通常其储罐内压力为0.10~0.35 MPa，卸液后槽车储罐内LNG压力为0.35~0.40 MPa(不论采用储罐增压卸车、站内泵卸车，还是增压和泵联合卸车，卸液后槽车储罐内压力均有差别，但相差不大)。由于LNG槽车罐体管路设计原因，槽车储罐内的LNG一般很难全部卸净，卸车完毕会残留80~150 kg的LNG[13]。
设定LNG槽车至气化站时，储罐内条件为全部气相、压力0.35 MPa、温度-145 ℃，并以GB 17820-2018《天然气》中101.325 kPa、20 ℃作为标准参比条件(下同)，BOG回收后槽车储罐压力降至0.03 MPa，容积为52 m3储罐槽车可回收BOG量约为380 m3(不同工厂所生产LNG组分不同，液态转换为气态的气化率也不同。特别是气化后甲烷体积分数高于90% 时的LNG，其气化率的研究需准确应用状态方程[14-16])。
LNG槽车到站后，利用站内卸车增压气化器先对LNG槽车储罐进行升压，使槽车储罐与站内储罐之间形成一定的压差，利用压差将槽车储罐中的LNG卸入气化站储罐内。LNG气化输送至城市燃气管网时，打开储罐出液管将LNG注入空温式气化器(若罐压较低则进行增压)，LNG经空温式气化器换热转换为比环境温度低10 ℃、压力在0.45~0.60 MPa的气态天然气(空温式气化器出口的天然气温度小于5 ℃时，通过水浴式加热器升温)，最后经调压、计量、加臭后进入城市中压输配管网。
在站内卸车管路上增加压缩机，回收卸车后LNG槽车储罐内的BOG(包括途经的LNG槽车)进入城镇燃气管网，或进入储罐后再利用，工艺流程简图见图 1。
因为槽车罐内的BOG压力不高，直接输送至城市燃气管网只能回收一小部分BOG；若增加压缩机回收槽车罐内的BOG，则可以将槽车储罐内残存的气、液相大部分回收。从LNG物理特性考虑，随着槽车储罐内压力降低，其中残存的液相会进一步减压气化，能够比较充分地回收BOG，因此，选定以气相管路连接BOG压缩机的改造方案。
BOG压缩机的选用需要根据工艺设计方案从BOG进气温度、设备能效、回收量和经济性等多方面进行比较。委托国内某压缩机厂进行常温与低温两种压缩机工况模拟，测定两种压缩机在正常工作后，设备功率、气量及罐内压力随时间的变化并没有太大的区别。对比单级和两级压缩机工况，其参数随时间的变化差别明显。
常温压缩机回收BOG的操作流程：连接槽车气相管接口与空温式气化器入口，槽车内低温的BOG经气化器换热达到常温压缩机适用温度范围后进入缓冲罐，压缩机将气体加压至0.4 MPa，再通过调压橇加臭、计量后送入城市燃气管网。当BOG压缩机入口压力低于设定值时，压缩机自动停机。常温压缩机回收BOG工艺流程见图 2。
常温压缩机的选用要适合吸气压力区间，具备高、低压报警停车联锁保护等功能[17]，并与空温式气化器工作能力相匹配，因此设计时不常选用。受槽车容积和BOG压力的影响，常温压缩机工作时BOG的流量波动较大，工艺调节很困难。常温压缩机的优点是技术成熟，单体设备造价相对较低；缺点是换热后压缩机需要做更多的功来调节，运营费用较高。
国内一些工厂生产的低温压缩机是在压缩机进气口端增加1个换热器。利用压缩机加压后气体发出的热量，加热进气口的低温气体，使之达到正常压缩机能够使用的水平(压缩机缸体与相关零部件的选材均符合短时低温要求，以满足压缩机出气口端的温度要求)。适用低温工作条件的往复式压缩机机组配置相对灵活，操作也更为简单，一次性投资也较低，因而成为BOG压缩机的首选型式[18]。
低温压缩机操作时，将槽车气相管接口与低温压缩机入口相连，抽取槽车储罐内的BOG，当压缩机入口压力低于设定值时，压缩机自动停机。低温压缩机回收BOG工艺流程见图 3。
单级压缩机工作时，储罐压力、压缩机流量及功率等参数变化见图 4、图 5。
由图 4、图 5可以看出，单级压缩机工作至25 min时达到设备极限值，从图 4(a)可得罐压约为0.15 MPa，从图 5(b)可得罐内余气仍超过220 m3。压缩机继续工作，排气量与有效工作效率明显下降。
两级压缩机工作时，储罐压力、压缩机流量及功率等参数变化见图 6、图 7。
由图 6、图 7可以看出，压缩机工作至50 min时，排气量一直较为稳定。由图 6(a)可知，两级压缩机工作状态下罐内压力可从0.35 MPa降至0.03 MPa；由图 7(b)可知，两级压缩机工作状态下罐内BOG回收量接近300 m3。
按照槽车至气化站时储罐压力0.35 MPa、温度-145 ℃全部为气相以及BOG回收后压力降至0.03 MPa进行测算，工艺设备选用额定电机功率37 kW、排气量300 m3/h，两级压缩机每天工作时间8 h可回收BOG 2 400 m3。
选用常温两级压缩机改造工艺，压缩机成本21万元，气化器及缓冲罐成本6.5万元，管道及材料费1.5万元，安装费用1.5万元，改造费用总投资为30.5万元。
选用低温两级压缩机改造工艺，压缩机成本23万元，管道及材料费1.5万元，安装费用1.5万元，改造费用总投资为26万元。
选用两级常温压缩机回收BOG工艺，为保障压缩机能够连续稳定运行，需在LNG槽车储罐与压缩机中间增加气化器和缓冲罐等设备；选用两级低温压缩机改造工艺，尽管低温压缩机设备投资较常温压缩机略贵，但总的改造投资较常温压缩机更节省。
研究实例运营公司除气化站外还自营8座LNG加气站，给加气站配送LNG的槽车卸车完毕返回工厂时，途经研究实例所在地。测算该城镇居民及商业用户每日用气量约为2 200 m3，气化站每天回收8辆槽车的BOG，即可满足气化站所供城市管网用户每日用气需求。
研究实例的居民用气价格为3.92元/m3，压缩机正常工作动力成本为0.053元/m3，维护费用为0.033元/m3(设备工作500 h更换润滑油费用为400元，工作满8 000 h大修费用为2万元)。不论选用常温压缩机还是低温压缩机改造工艺，改造后的气化站每月可产生收益约27.5万元，即气化站进行BOG回收工艺改造后，1个月或略长一些时间产生的收益可与投资相抵。
(1) 回收LNG槽车储罐内的BOG，可有效实现减排和降低槽车卸车损耗的目的。对于气化站，改造时选用低温两级压缩机回收工艺，回收的BOG通常还可以经储罐内LNG再冷凝进行短时间适量储存，更为经济和适用。
(2) 对管道天然气无法引入人口比较集中的乡镇，建设以LNG为供气源的气化站时，若过路LNG槽车内BOG组分指标符合GB 17820-2018《天然气》的质量要求，可增设回收利用过路LNG槽车内BOG的工段。
2023, Vol. 52 Issue (1): 54-57, 68 2023, Vol. 52 Issue (1): 54-57, 68