LNG加氣站用小型撬裝式BOG再液化裝置的研制開發(fā)

祝鐵軍，張華，巨永林，楊沖偉，阮偉民，胡劍英，陳帥，李海冰

（1上海交通大學(xué)機(jī)械與動(dòng)力工程學(xué)院，上海200240；2上海昆侖新奧清潔能源股份有限公司，上海200086；3中科力函 （深圳）低溫技術(shù)有限公司，廣東 深圳518055）

引言

天然氣作為一種清潔能源，具有熱值高、污染小等優(yōu)點(diǎn)，近2 0年來發(fā)展迅速。目前，天然氣在世界一次能源消耗中占比已達(dá)到2 3.7%［1］。液化天然氣 （L NG）作為天然氣的一種重要的儲運(yùn)方式和貿(mào)易形式，近年來得到了廣泛關(guān)注。L NG在儲運(yùn)過程中，由于不可避免的傳熱過程，低溫的L NG受熱蒸發(fā)產(chǎn)生B OG （b o i l e d o f f g a s，蒸發(fā)氣），導(dǎo)致L NG儲罐內(nèi)壓力升高。當(dāng)儲罐內(nèi)壓力高于安全值時(shí)，須對B OG進(jìn)行排放。B OG的直接排放不僅會(huì)造成能源浪費(fèi)，還會(huì)帶來相關(guān)的環(huán)境污染和安全隱患等問題。

常規(guī)的L NG儲運(yùn)裝置主要有L NG運(yùn)輸船、L NG接收站、L NG加氣站和L NG運(yùn)輸槽車等。L NG運(yùn)輸船和L NG接收站等大型L NG儲運(yùn)裝置的B OG放散量大，可采用基于混合制冷劑循環(huán)（MR C）或氮膨脹制冷循環(huán)的B OG再液化裝置進(jìn)行回收［2-3］。B OG再液化回收比將B OG壓縮至C NG （壓縮天然氣）等方法的經(jīng)濟(jì)效益高3 0%～6 0%或以上［4］。因此，B OG再液化裝置受到了廣泛關(guān)注，多種不同類型的大放散量的B OG再液化方案被提出，并且針對L NG運(yùn)輸船和L NG接收站的B OG再液化裝置已經(jīng)建成［5-8］。

陸上的小型L NG儲運(yùn)裝置如L NG加氣站和L NG運(yùn)輸槽車等生成的B OG量較小，目前的處理方式一般為直接排放至大氣中。目前，小型L NG儲運(yùn)裝置的B OG主要采用接入管網(wǎng)和壓縮至C NG的手段進(jìn)行回收［9］。采用接入管網(wǎng)和壓縮至C NG的B OG回收方式雖然具有經(jīng)濟(jì)性好、因地制宜等優(yōu)點(diǎn)，但也有較大的局限性。本研究針對這種現(xiàn)狀，將大功率制冷機(jī)應(yīng)用于B OG再液化回收，研發(fā)了一套小型撬裝式B OG再液化裝置，具有結(jié)構(gòu)緊湊、適應(yīng)性好和經(jīng)濟(jì)性好等優(yōu)點(diǎn)。

1 小型撬裝式BOG再液化裝置的設(shè)計(jì)與計(jì)算

小型撬裝式再液化裝置的主要設(shè)備有大功率脈管制冷機(jī)、真空液化杜瓦、制冷機(jī)控制器、LNG儲槽、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)及管路閥門等。其中，大功率脈管制冷機(jī)主要為BOG的再液化提供冷量，液化杜瓦主要作為BOG液化和制冷機(jī)安裝的場所。

小型BOG再液化系統(tǒng)流程如圖1所示。圖中，LNG儲槽 （1）內(nèi)的低溫LNG （2）吸收外界傳入的熱量蒸發(fā)產(chǎn)生BOG （5），BOG （5）通過BOG管路 （6）進(jìn)入液化杜瓦 （7）。BOG （5）在大功率脈管制冷機(jī) （3）冷頭 （4）的制冷作用下再液化成為LNG，儲存在液化杜瓦 （7）的底部，在一定條件下液化杜瓦 （7）內(nèi)的LNG可通過回液管路 （8）回流至L NG儲槽 （1）中，從而實(shí)現(xiàn)L NG儲槽的B OG零損耗［10-12］。

1.1 BOG液化能力計(jì)算

圖1 小型撬裝式BOG再液化系統(tǒng)流程Fig.1 Schematic diagram of small scale BOG re-liquefaction system

小型BOG再液化裝置的核心設(shè)備是大功率同軸型脈管制冷機(jī)，其設(shè)計(jì)冷量可達(dá)1000W＠120 K。通過制冷機(jī)的理論制冷功率，可計(jì)算出裝置處理BOG的能力。

理想狀態(tài)下，假設(shè)該再液化裝置冷損為零，即制冷機(jī)冷頭產(chǎn)生的所有冷量均被飽和狀態(tài)下的BOG吸收。根據(jù)穩(wěn)態(tài)開口系統(tǒng)能量方程［13］，BOG再液化系統(tǒng)的方程可簡化為

式中，為BOG單位時(shí)間所吸收的冷量，即制冷機(jī)提供的制冷功率，W；為BOG的質(zhì)量流量，kg·s-1；Δh為BOG吸收冷量前后的焓差，kJ·kg-1。

由式 （1）可推出小型BOG再液化裝置處理BOG能力的計(jì)算公式，如式 （2）所示

式中，P為大功率脈管制冷機(jī)的理論制冷功率，W；ΔH為BOG從氣態(tài)轉(zhuǎn)化成液態(tài)過程的焓差變化，kJ·kg-1；為小型BOG再液化裝置處理BOG的最大流量，kg·d-1。

通常情況下，LNG儲槽中的BOG可看作飽和狀態(tài)的天然氣。在通過放散管路向外排放的過程中，由于不斷吸收熱量，BOG的溫度會(huì)升高。因此，可認(rèn)為進(jìn)入再液化裝置的BOG氣體溫度介于LNG飽和溫度和273K之間。下文給出了小型BOG再液化裝置分別處理飽和狀態(tài)BOG和273K過熱狀態(tài)BOG的能力的計(jì)算。

1.1.1 裝置處理飽和BOG的能力 通常情況下，小型撬裝式BOG再液化裝置的工作壓力為0.1～0.9MPa。裝置在處理飽和狀態(tài)BOG時(shí)，只要克服LNG的汽化潛熱即可實(shí)現(xiàn)BOG從氣態(tài)向液態(tài)的轉(zhuǎn)變。式 （2）中，P為制冷機(jī)在LNG溫區(qū)的制冷功率，其值為1000W；Δh為LNG的汽化潛熱。表1給出了不同工作壓力下裝置處理飽和BOG的最大理論流量。

1.1.2 裝置處理273K過熱BOG的能力 小型BOG再液化裝置在處理273K過熱狀態(tài)的BOG時(shí)，需要克服LNG的汽化潛熱和顯熱才能實(shí)現(xiàn)BOG的液化。因此，式 （2）中，P為制冷機(jī)在LNG溫區(qū)的制冷功率，取為1000W；Δh為LNG的汽化潛熱與顯熱之和。表2給出了不同工作壓力下裝置處理過熱BOG的最大理論值。

表1 不同壓力下飽和BOG的液化量Table 1 Re-liquefaction capacity of saturated BOG at different pressures

表2 不同壓力下273K過熱BOG的液化量Table 2 Re-liquefaction capacity of superheated BOG（273K）at different pressures

由表1和表2可以看出：隨著工作壓力的升高，裝置處理飽和BOG和過熱BOG的能力均會(huì)增強(qiáng)，而且其處理飽和狀態(tài)BOG的能力更強(qiáng)。一般情況下進(jìn)入再液化裝置的BOG溫度介于飽和溫度和273K之間，因此小型BOG再液化裝置的再液化能力應(yīng)介于兩種工況的計(jì)算結(jié)果之間。

1.2 LNG回流計(jì)算

為了實(shí)現(xiàn)小型撬裝式BOG再液化系統(tǒng)的無泵循環(huán)，需要將再液化裝置提高，使之與LNG儲槽形成一個(gè)高度差。BOG液化為LNG后，依靠重力勢能克服LNG回液管路的管程阻力，回流至LNG儲槽。LNG回流管長為6m；取工作壓力為0.5MPa；為保證足夠的余量，取LNG回液流速為1m·s-1。

工質(zhì)在管內(nèi)流動(dòng)時(shí)，管路壓降的主要來源有管道摩擦阻力、彎頭阻力和變徑接頭阻力。

1.2.1 管道流動(dòng)摩擦阻力 管道流動(dòng)摩擦阻力可采用式 （3）～式 （5）進(jìn)行估算［14］

式中，Δp1為管道流動(dòng)壓降，Pa；f為管道流動(dòng)阻力系數(shù)；l為LNG回流管管長，m；d為LNG回流管內(nèi)徑，m；ρ為LNG密度，kg·m-3；υ為LNG流速，m·s-1；Re為LNG流動(dòng)Reynolds數(shù)；ν為LNG運(yùn)動(dòng)黏度，m2·s-1。

通過計(jì)算可得：Δp1=1347.1Pa。即LNG回液管路中管路摩擦阻力所造成的管路壓降為1347.1Pa。

1.2.2 彎頭阻力 由于安裝和施工需要，小型BOG再液化裝置的LNG回液管路上設(shè)置了若干同徑彎頭。LNG回液管道內(nèi)的LNG流動(dòng)時(shí)，其在彎頭處的阻力可采用式 （6）進(jìn)行估算［15］

式中，K1為流體阻力系數(shù)，對于同徑彎頭K1=1。

小型BOG再液化裝置LNG回流管路中共有6個(gè)90°的同徑彎頭，通過計(jì)算可得：Δp2=1155.1 Pa。即LNG回液管路中彎頭阻力所造成的管路壓降為1155.1Pa。

1.2.3 變徑接頭阻力 由于安裝和施工需要，小型BOG再液化裝置的LNG回液管路上設(shè)置了變徑接頭。LNG回液管道內(nèi)的LNG流動(dòng)時(shí)，其在管路上的擴(kuò)散接頭處的阻力可采用式 （7）和式 （8）進(jìn)行估算

式中，A1為擴(kuò)散接頭進(jìn)口處流道截面積，m2；A2為擴(kuò)散接頭出口處流道截面積，m2。

對于LNG回液管路上的擴(kuò)散接頭，其進(jìn)口和出口處的管徑分別為16mm和50mm。通過計(jì)算可得：K2=0.81，Δp3=155.9Pa。即在LNG回流管路的變徑接頭上的阻力造成的管路壓降為155.9Pa。

1.2.4 總壓降 小型BOG再液化裝置的LNG回流管路的總壓降即為管路摩擦阻力、彎頭阻力與變徑接頭阻力所造成的壓降的線性疊加，可按照式（9）進(jìn)行計(jì)算

計(jì)算可得：LNG回液管路總壓降Δp=2658.1Pa。

1.2.5 再液化裝置與LNG儲槽高度差 小型BOG再液化裝置液化杜瓦內(nèi)的LNG需要在重力作用下自動(dòng)回流至LNG儲槽中，實(shí)現(xiàn)整個(gè)系統(tǒng)的無泵循環(huán)，則小型BOG再液化裝置需要安裝在與LNG儲槽存在一定高度差的平臺上，此高度差可按照式 （10）進(jìn)行計(jì)算

式中，g為當(dāng)?shù)刂亓铀俣?，m·s-2；ρ為LNG密度，kg·m-3。

通過計(jì)算可得：小型BOG再液化裝置至少需要與LNG儲槽頂部存在0.69m的高度差，才能保證系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)無泵循環(huán)。

2 小型撬裝式BOG再液化裝置的現(xiàn)場運(yùn)行

2.1 LNG加氣站介紹

進(jìn)行BOG再液化實(shí)驗(yàn)的LNG加氣站位于上海市寶山區(qū)，該區(qū)擁有大量以LNG作為燃料的集裝箱車，對LNG的需求量較大。該站的LNG儲槽體積為30m3，LNG零售價(jià)為6.5元·kg-1，每天LNG的銷售量約為5～8t。根據(jù)其運(yùn)營記錄，其日均BOG排放量為50～200kg，BOG放散壓力為1MPa左右。

2.2 小型撬裝式BOG再液化裝置的現(xiàn)場施工

小型撬裝式BOG再液化在LNG加氣站的施工主要包括小型BOG再液化裝置安裝平臺的搭建、BOG管路和LNG回流管路的設(shè)計(jì)與加工、管路閥門的選取與安裝、控制室的建設(shè)、冷卻水路和電路的連接等。小型撬裝式BOG再液化裝置的現(xiàn)場照片如圖2所示。

圖2 小型BOG再液化裝置在LNG加氣站現(xiàn)場運(yùn)行圖Fig.2 Photograph of BOG re-liquefaction installation at LNG filling terminal

在施工過程中，為確保加氣站的安全，裝置中的所有供電和信號接頭均采用防爆類型；為減少冷損，BOG管路和LNG回流管路均采用聚氨酯發(fā)泡材料保溫；此外，為了更好地對再液化系統(tǒng)進(jìn)行參數(shù)采集和控制，系統(tǒng)中的所有信號均接入控制室。圖3和圖4分別給出了制冷機(jī)控制器和現(xiàn)場施工的圖片。

圖3 制冷機(jī)控制器Fig.3 Control panel of PTC

2.3 BOG再液化現(xiàn)場運(yùn)行實(shí)驗(yàn)

運(yùn)行前，LNG儲罐內(nèi)壓力為0.56MPa，液位高490.8mm，LNG凈重為7.80t。運(yùn)行時(shí)間為8：15～18：15，持續(xù)時(shí)間約為10h。在此期間，加注站共售出約3tLNG，LNG儲槽內(nèi)壓力從0.56MPa上升至0.64MPa。小型撬裝式BOG再液化裝置運(yùn)行過程中共形成22.0cm的LNG液位，折算成LNG體積約為90L。通過計(jì)算，在BOG液化進(jìn)入到平穩(wěn)階段時(shí)，BOG再液化裝置的凈制冷功率達(dá)到550W （考慮到進(jìn)入液化杜瓦的預(yù)冷和BOG并非處于飽和氣態(tài)，實(shí)際的凈制冷功率應(yīng)該大于此計(jì)算值），其BOG日均處理量可達(dá)106kg·d-1。

2.3.1 液化杜瓦及LNG儲槽內(nèi)壓力變化曲線運(yùn)行過程中，液化杜瓦內(nèi)氣體壓力始終高于再液化裝置的目標(biāo)壓力，制冷機(jī)維持滿負(fù)荷狀態(tài)運(yùn)行。圖5給出了運(yùn)行過程中液化杜瓦和LNG儲槽內(nèi)氣體壓力的變化規(guī)律，可以看出：隨著實(shí)驗(yàn)的進(jìn)行，液化杜瓦和LNG儲槽內(nèi)的壓力始終保持基本一致；LNG儲罐內(nèi)壓力的上升趨勢變緩。

2.3.2 液化杜瓦內(nèi)LNG液位變化曲線 圖6給出了液化杜瓦內(nèi)LNG液位的變化曲線，可以看出：0～3h內(nèi)液位計(jì)的數(shù)值一直為0，原因在于這一階段制冷機(jī)冷量主要用于冷卻液化杜瓦的缸體，而且形成的LNG液位低于液位計(jì)測量范圍 （液位計(jì)底部與杜瓦底部存在一定距離）；從第3h開始，杜瓦內(nèi)LNG液位基本保持穩(wěn)定升高的趨勢，此時(shí)液位平均每小時(shí)約升高3.5cm。通過計(jì)算可得在BOG液化進(jìn)入到平穩(wěn)階段時(shí)BOG再液化裝置的凈制冷功率達(dá)到550W?？紤]到進(jìn)入液化杜瓦的BOG不是飽和氣態(tài)，實(shí)際的凈制冷功率應(yīng)該大于此計(jì)算值。同時(shí)，制冷機(jī)電機(jī)的最大運(yùn)行功率僅為7000W左右，與滿負(fù)荷功率下的10000W的功率相比存在一定的差距，550W的凈制冷功率可以接受。

圖4 現(xiàn)場施工圖Fig.4 Site construction photograph

圖5 液化杜瓦與LNG儲槽內(nèi)壓力變化Fig.5 Pressures in liquefaction tank and LNG tank

圖6 液化杜瓦內(nèi)LNG液位的變化Fig.6 LNG level in liquefaction tank

2.3.3 制冷機(jī)冷頭與液化杜瓦內(nèi)溫度變化曲線圖7給出了BOG再液化裝置運(yùn)行階段制冷機(jī)冷頭和液化杜瓦內(nèi)溫度變化曲線，可以看出：制冷機(jī)冷頭溫度在45min內(nèi)迅速降至BOG液化溫度130K以下并基本維持穩(wěn)定，隨后制冷機(jī)冷頭溫度始終維持在128K左右；液化杜瓦內(nèi)BOG的降溫速度稍小于制冷機(jī)冷頭，需要約60min才能降溫至液化溫區(qū)，此時(shí)可認(rèn)為液化杜瓦內(nèi)已形成一定的LNG液位。

圖7 制冷機(jī)冷頭與液化杜瓦內(nèi)溫度變化Fig.7 Temperatures of PTC cold head and liquefaction tank

2.3.4 制冷機(jī)電機(jī)功率變化曲線 開啟制冷機(jī)前，設(shè)定制冷機(jī)最大工作電壓為195V。圖8給出了制冷機(jī)電機(jī)功率隨時(shí)間的變化曲線，可以看出：制冷機(jī)開機(jī)后，電機(jī)功率在20min內(nèi)迅速上升至7000 W左右并基本維持穩(wěn)定。

2.3.5 回流過程LNG液位變化曲線 BOG再液化過程結(jié)束后，對小型BOG再液化裝置的回流性能進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)?；亓鲗?shí)驗(yàn)開始前，LNG儲槽壓力為0.64MPa，液化杜瓦內(nèi)壓力為0.63MPa。打開回流閥，LNG迅速開始回流。

圖8 制冷機(jī)電機(jī)功率隨運(yùn)行時(shí)間的變化Fig.8 Electrical power of PTC

圖9給出了液化杜瓦內(nèi)LNG液位隨回流時(shí)間的變化曲線，可以看出：液化杜瓦內(nèi)約130L LNG在20min內(nèi)回流完畢；回流過程中回流速度逐漸變小，原因在于隨著液化杜瓦內(nèi)LNG液位的下降上下液面的勢能差逐漸變小，從而回流速度變小。

圖9 回流實(shí)驗(yàn)中LNG液位變化Fig.9 LNG level during back flow experiment

3 結(jié) 論

（1）小型撬裝式BOG再液化裝置能有效地控制LNG儲槽內(nèi)壓力的升高，從而避免LNG加氣站的BOG放散。

（2）裝置的日均BOG再液化量可達(dá)106kg，凈制冷量達(dá)到550W＠120K以上。在后期的優(yōu)化中，隨著制冷機(jī)電機(jī)功率偏低和系統(tǒng)冷損較大等問題的解決，裝置的BOG再液化量和制冷功率會(huì)進(jìn)一步提高。

（3）在LNG加氣站的BOG再液化實(shí)驗(yàn)中，系統(tǒng)無泵循環(huán)的可行性得到了驗(yàn)證。

（4）計(jì)劃對制冷機(jī)的冷頭、測控系統(tǒng)和內(nèi)部元件進(jìn)行進(jìn)一步優(yōu)化，優(yōu)化后小型撬裝式BOG再液化系統(tǒng)的理想制冷功率可高達(dá)1800W＠120K，具有更大的BOG再液化能力。此外，將小型撬裝式再液化裝置用于LNG槽車殘氣和殘液的回收也是今后的一個(gè)方向。

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