浅谈LNG加气站BOG回收方案及经济性比较

发布时间:2018-08-30 19:37                

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低温贮罐与低温槽车内的LNG的有一定的日蒸发率,这部分蒸发气体(温度较低)简称BOG 闪蒸汽(BoilOff Gas),使贮罐气相空间的压力升高。为保证贮罐的安全及装卸车的需要,在设计中设置了贮罐安全减压阀(可根据贮罐储存期间压力自动排除BOG),产生的BOG气体通过放空阀至EAG加热器加热后放空,或通过BOG加热器进入BOG储罐储存利用。

一、BOG形成的来源

BOG形成后会逐渐增加储罐内的气体压力,当其气体压力积累到一定时(安全阀设定值)会冲开储罐安全阀,把多余压力的天然气排放到大气中,以求缓解储罐内部压力,避免爆炸险情。

LNG加注站BOG的形成大多来自于三个方面:一是LNG储罐本身与环境漏热形成BOG,二是LNG槽车卸车和LNG车辆加注时低温泵运行时部分机械能转化为热能产生的BOG,三是加气站通过回收车载LNG气瓶内的BOG。

二、BOG自然放散的经济损失与危害

大量BOG天然气的放散不仅造成巨大的经济损失(60立方米储罐可日回收200余标方,按每标方4元成本核算,一年损失近30万元),还形成了二氧化碳(CO2)温室效应20倍以上的环保危害;另一方面是,当BOG在冲开安全阀排放时,形成巨大噪音,造成较严重的噪声污染。

三、BOG产生后的处理方式及经济比较

1、BOG处理方式

因LNG储气设备漏热及各种操作引起BOG的产生。为了安全生产BOG量达到一定量后必须采取措施将其处理。从能量利用和安全的角度分析,主要有以下几种处理方式:

  • 将BOG 气体沿回气管路返回LNG 储罐进行液化,既可达到预冷潜液泵泵池的目的,又可回收小部分BOG 气体和对储罐进行压力调节,(LNG设备默认操作流程,没有实际意义,最终导致超压放空,经济性与(5)基本相同)。

  • 将生成的BOG 气体通过再液化装置液化成LNG 输出。

  • 将生成的BOG 气体直接气化后经调压计量输入城市管网。

  • 将生成的BOG气体通过压缩充入CNG储气瓶组(只有L-CNG加气站可用)。

  • 通过站内放空管道放空掉。

  • 2、BOG 回收方式

    1)再液化工艺

    再液化工艺是指将需要液化的BOG 作制冷剂,采用单级压缩,单级膨胀加节流的制冷方法,使BOG 达到液化的目的。当系统压力达到设计的控制值时,BOG 再液化装置自动启动,把系统内多余的BOG 液化一部分,使系统内的温度和压力下降,当系统压力降低到要求值时,再液化装置自动停机。储罐中的BOG 经过换热器回收冷量后进入压缩机,高压高温的天然气先经过空冷器冷却,然后再换热器中进一步被冷却而液化,之后节流到低压后进行气液分离,分离气体返回换热器复热到常温后回到压缩机,分离出的液体一部分由LNG 加气站的LNG 低温泵抽回LNG 储罐,另外一部分则进入换热器提供冷量后回到压缩机形成循环。

    2) 直接气化调压后外输工艺

    直接气化后外输工艺是指LNG 储罐的BOG 气体通过EAG 加热器气化后经稳压到城市燃气管网输气压力后,再经计量进入城市燃气管网。经过EAG 加热器后增加调压计量橇,对放空的气体进行调压、计量后输送至城市管网。

    3)L-CNG加气站将BOG压缩成CNG销售

    采用单级压缩,使BOG 达到转换成CNG的目的。当系统压力达到设计的控制值时,BOG 压缩装置自动启动,把系统内多余的BOG压缩成CNG并将其输送至CNG系统储存、销售,当系统压力降低到要求值时,BOG压缩装置自动停机。

    3. BOG 回收经济效果分析

    本文中再液化设备采用国产小型橇装BOG 再液化装置进行分析,小型橇装BOG 再液化装置含压缩机、空冷器、换热器及气液分离器及配套管线等,前期投资约65 万元;直接气化后外输工艺设备采用国内常规规格进行分析,直接气化外输工艺设备主要包括BOG 加热器1 台,流量计1 台,调压器1 台,配套阀门及管线若干,前期投资约10 万元;L-CNG加气站BOG转换CNG装置国内目前未完全成熟(尤其是小型压缩机),但已有部分厂家已提出撬装设备,前期投资约15万元。

    下面以某LNG 汽车加气站为例,按每年73吨(日均200立方米)BOG 气体进行计算,详细经济效果分析见下表:

    注:其他费用均忽略不计,年节约损失是相对于放空损失而言,20年折旧计算。

    由上表可以看出,再液化工艺和供城市燃气的年销售利润均为负值,是因为BOG气体回收主要考虑减少损失。由于再液化工艺前期投资和耗电费用高,其他维护运营费用也比较高,虽然年销售收入可达10.95 万元,但综合考虑各项费用后,按20年使用年限计算,则相对于放空而言每年可节约损失12.73 万元。直接气化后外输工艺前期投资和运营费用小,无需电消耗,但因其城市燃气管网输气价格比LNG 进气价格低,相对于放空而言其主要损失为销售差价损失,按20年使用年限计算,考虑前期投资和运行费用后,每年可相对节约投资25.29万元。BOG转换CNG方案最为可行,不但没有亏损反而创造8.47万元净利润(相对)显而易见,LNG加注站建设时首选考虑LNG/L-CNG合建站,其次LNG加气站选址时尽量能带起周边居民用气(未气化乡镇或乡镇点对点项目等)项目,最后才是BOG再液化工艺来减少LNG放散损失。

    4. 结论

    通过对汽车加气站BOG 气体来源、回收工艺及经济效果进行分析、比较,得出以下结论:

    • 再液化工艺能耗和前期投资都很高,且设备占地面积大,但分离后的液体进入LNG 储罐,减少放散气量,环境影响小,且对城网建设没有要求。适用于环境要求极高,但附近没有城市燃气管网和燃气需求的LNG 站场。

    • 直接气化调压后外输工艺前期投资小,后期运行能耗低,设备占地面积较小,对环境的影响较小,适用于站外有城市配套燃气管网,且燃气管网运行压力为中压的LNG 站场。一般城网燃气售价低于LNG 进气价格,但相对于BOG 气体放空来说经济效果还是比较可观,每年可节约约25万元左右,是值得推荐的一种BOG回收工艺。

    • BOG转换CNG工艺前期投资较小,但设备占地面积大,压缩后的BOG并入CNG系统,减少放散气量,增加部分收入,环境影响小,且对城网建设没有要求。适用于环境要求极高,但附近没有城市燃气管网和燃气需求的LNG/L-CNG 站场。

    • BOG 气体直接放空无前期投资和能耗,但放空的损耗大,环境污染影响大,但对于站场面积小,环境影响范围小且周转率高的站场可采取此种方式。



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