城市門站中BOG回收系統(tǒng)設(shè)計

唐維華

(吉林省華生燃氣集團有限公司，吉林四平136000)

1 概述

吉林省華生燃氣集團有限公司建設(shè)西八大新門站(以下簡稱新門站)，在新門站建設(shè)中設(shè)有液化天然氣(LNG)氣化站及LNG加氣站內(nèi)容。由于LNG工藝的特殊性，必然要產(chǎn)生BOG氣體。同時BOG的壓力只有0.7 MPa，而城市天然氣管網(wǎng)運行壓力為1.0 MPa，因此，BOG無法直接進入城市天然氣管網(wǎng)。為了實現(xiàn)BOG的有效利用，本文研究BOG回收系統(tǒng)。

2 BOG的產(chǎn)生量

新門站中的LNG工程主要包括LNG氣化站及LNG加氣站。BOG產(chǎn)生的主要部位及原因是LNG氣化站及LNG加氣站儲罐冷損及槽車卸車引起。根據(jù)規(guī)范中的相關(guān)規(guī)定對BOG產(chǎn)生量進行測算。

① 對于LNG氣化站儲罐，根據(jù)GB 18443.5—2010《真空絕熱深冷設(shè)備性能試驗方法 第5部分：靜態(tài)蒸發(fā)率測量》(以下簡稱GB 18443.5—2010)第8.2.2條，100 m3的立式LNG儲罐的日蒸發(fā)率為0.2%，經(jīng)計算，4臺100 m3的立式LNG儲罐每日產(chǎn)生的BOG量為480 m3。

② 對于LNG加氣站儲罐，根據(jù)GB 18443.5—2010第8.2.2條，60 m3的臥式LNG儲罐的日蒸發(fā)率為0.316%，經(jīng)計算，該儲罐每日產(chǎn)生的BOG量為120 m3。

③ LNG槽車卸車產(chǎn)生BOG，按0.6 MPa工作壓力，根據(jù)有關(guān)參數(shù)進行測算，則每車BOG量為350 m3。

由于無法計算未來槽車卸車頻度及準確損耗，BOG回收系統(tǒng)中的BOG壓縮機選型暫以LNG氣化站及LNG加氣站儲罐產(chǎn)生的BOG量作為依據(jù)。LNG槽車卸車產(chǎn)生的BOG按常規(guī)工藝放散。同時，其他設(shè)備和管道產(chǎn)生的BOG按常規(guī)工藝放散。

根據(jù)以上考慮和計算，每日產(chǎn)生的BOG量約600 m3，年產(chǎn)生的BOG量約21.9×104m3。如果不進行回收，則每年造成的經(jīng)濟損失按照LNG全年平均價格5 000 元/t計算，每年的經(jīng)濟損失超過70×104元。

3 BOG回收系統(tǒng)

3.1 基本情況

門站距離市區(qū)約10 km，正常輸配時主氣源為中石化1.6 MPa的管道天然氣，門站將接收的管道天然氣調(diào)壓至1.0 MPa，通過10 km次高壓管道輸送至市區(qū)，在進入市區(qū)前進行二次調(diào)壓，將壓力調(diào)整為0.2 MPa進入市區(qū)中壓管網(wǎng)。

此門站中LNG氣化站僅作為應(yīng)急儲備使用，只有上游中石化管道天然氣斷供時，LNG氣化站才啟用。氣化站啟動時，將LNG儲罐中的LNG氣化后，按照0.5 MPa壓力輸送至市區(qū)，經(jīng)二次調(diào)壓至0.2 MPa，進入市區(qū)中壓管網(wǎng)。由于上游氣源斷供屬于突發(fā)情況，LNG氣化量可能低于市區(qū)實際需求量，按照優(yōu)先保證居民、學校、供暖的原則進行限量供應(yīng)。

前期已建成的門站中，在考慮LNG氣化站及LNG加氣站BOG放散時，已經(jīng)在LNG氣化站設(shè)置處理能力為500 m3/h的水浴式BOG加熱器，能夠?qū)OG加熱到5 ℃以上。

在考慮BOG回收過程中，關(guān)鍵需要解決因BOG壓力低于主氣源供氣壓力，無法直接進入城市管網(wǎng)的問題。

3.2 BOG回收總體方案

① LNG氣化站僅作為應(yīng)急氣源，啟動時輸出天然氣壓力為0.5 MPa。正常情況下門站出口壓力為1.0 MPa，BOG壓縮機出口壓力設(shè)定為1.1 MPa。因此，LNG氣化站的BOG回收系統(tǒng)僅在此LNG氣化站靜止時啟動，即LNG氣化站運行期不進行BOG回收。LNG加氣站在加氣及靜止時均正常回收BOG。在運行時，LNG氣化站和LNG加氣站無法回收的BOG直接進行放散處理。

② 在LNG氣化站及LNG加氣站的儲罐設(shè)置壓力傳感器，將壓力數(shù)據(jù)傳輸至站區(qū)控制系統(tǒng)。

③ 將LNG氣化站及LNG加氣站的BOG回收管道，匯總至BOG回收系統(tǒng)，即BOG壓縮機房。

④ 建設(shè)BOG壓縮機房，其中設(shè)置BOG緩沖罐及小型壓縮機。壓縮機的啟停由站區(qū)控制系統(tǒng)控制。

⑤ 當LNG儲罐壓力達到0.7 MPa時，BOG壓縮機啟動，將BOG壓力提升至1.1 MPa(略高于城市天然氣管網(wǎng)1.0 MPa的運行壓力)，通過出站管道進入城市天然氣管網(wǎng)。當LNG儲罐壓力低至0.4 MPa時，BOG壓縮機自動關(guān)閉。

⑥ 當LNG氣化站運行時，由于氣化后輸出天然氣壓力為0.5 MPa，低于BOG回收系統(tǒng)的輸出壓力(1.1 MPa)，因此，此時LNG氣化站和LNG加氣站產(chǎn)生的BOG不回收，直接放散。

⑦ BOG回收系統(tǒng)采用PLC進行自動控制及手動雙重操作系統(tǒng)，實施自動提示、報警及人工啟動相結(jié)合，安全性高。

⑧ 采用LNG氣化站現(xiàn)有的BOG加熱器將LNG氣化站和LNG加氣站的BOG加熱到5 ℃以上，然后BOG進入緩沖罐、BOG壓縮機。BOG壓縮機選用常規(guī)的天然氣壓縮機。

3.3 LNG氣化站BOG回收工藝流程

LNG氣化站BOG回收工藝流程見圖1。

圖1 LNG氣化站BOG回收工藝流程

LNG作為四平市備用氣源，只有在中石化氣源斷供時才啟動。通過儲罐增壓器給LNG儲罐增壓，LNG由LNG儲罐進入空溫式氣化器進行氣化，再通過調(diào)壓橇將壓力調(diào)整為0.5 MPa，然后進入城市天然氣管網(wǎng)。此時，BOG不回收，直接放散。

當冬季室外溫度低于-20 ℃時，為了防止后續(xù)管道和設(shè)備被低溫氣體損壞，需要通過水浴式復(fù)熱器進行加熱升溫，保證LNG氣化后的天然氣能夠達到5 ℃以上，再通過調(diào)壓橇，然后進入城市天然氣管網(wǎng)。此時，BOG不回收，直接放散。

只有在LNG氣化站靜止時(即氣化工藝系統(tǒng)不運行時)，BOG回收系統(tǒng)才運行。LNG儲罐中產(chǎn)生的BOG經(jīng)過BOG加熱器進行加熱升溫，將BOG升溫至5 ℃以上，保證低溫氣體不會對BOG回收系統(tǒng)的管道和設(shè)備造成損傷。在LNG儲罐達到設(shè)定壓力時，啟動BOG壓縮機，將BOG壓力提升至1.1 MPa，然后進入城市天然氣管網(wǎng)。

3.4 LNG加氣站BOG回收工藝流程

LNG加氣站BOG回收工藝流程見圖2。

LNG加氣機與LNG儲罐通過氣相管連通，達到加氣機與儲罐的壓力平衡。

啟動LNG潛液泵，將儲罐中LNG通過加氣機輸送至待加氣車輛，完成加氣過程。潛液泵在運行中會產(chǎn)生一定的熱量，使泵池中的LNG升溫；在潛液泵不工作時，因受到外部環(huán)境影響，泵池中的LNG也會升溫。而升溫會引起泵池內(nèi)壓力提高，為保護潛液泵安全使用，將泵池的氣相空間與儲罐的氣相空間連通，保證潛液泵在低溫下安全運行。

LNG加氣站儲罐中產(chǎn)生的BOG，經(jīng)過BOG加熱器加熱，將溫度提升至5 ℃以上，并通過管道與LNG氣化站的BOG回收管道連接，統(tǒng)一進行回收。在LNG儲罐達到設(shè)定壓力時，啟動壓縮機，將BOG壓力提升至1.1 MPa，然后進入城市天然氣管網(wǎng)。

如果出現(xiàn)中石化天然氣氣源斷供情況，LNG氣化站啟動，氣化后輸出氣體壓力為0.5 MPa，低于BOG回收壓力(1.1 MPa)，因此，此時LNG加氣站的BOG直接放散。

3.5 設(shè)備選型

BOG壓縮機選擇DFW-1.5/(4-7)-11型，主機為D型、一級壓縮、雙作用活塞式壓縮機。進氣溫度為0～40 ℃,進口壓力為0.4～0.7 MPa，出口壓力為1.1 MPa，出口工況體積流量為1.5 m3/min。冷卻方式采用風冷，氣缸采用無油潤滑。壓縮機額定電功率為22 kW，轉(zhuǎn)速為730 r/min。

BOG緩沖罐設(shè)計壓力為1.6 MPa,容積為1 m3。為節(jié)約設(shè)備占地，在采購時要求廠家將緩沖罐橇裝在BOG壓縮機上。

由于LNG氣化站和LNG加氣站產(chǎn)生的BOG利用已有的水浴式BOG加熱器進行加熱，統(tǒng)一回收。因此，在BOG回收系統(tǒng)改造工程中不需要增加BOG加熱設(shè)備。

4 投資及投資回收期

① 投資費用

BOG回收系統(tǒng)主要投資項目包含儲罐的傳感系統(tǒng)、BOG壓縮機(含緩沖罐)、壓縮機房、BOG回收自控系統(tǒng)等費用，見表1。由于各儲罐本身自帶壓力傳感系統(tǒng)，因此，此部分費用忽略。BOG壓縮機房占地不計算費用。由于在BOG回收系統(tǒng)改造工程中不需要增加BOG加熱設(shè)備，因此，此部分的投資不考慮。

表1 BOG壓縮機及機房費用

② 壓縮機的運行費用

壓縮機電動機功率為22 kW，處理量為500 m3/h。按照每日需要處理BOG量為600 m3計算，每日運行1.2 h，用電量26.4 kW·h，電價按1元/(kW·h)計，每日運行費用僅為26.4 元，運行成本幾乎可以忽略。

③ BOG加熱器的運行費用

實際運行統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，水浴式BOG加熱器需進行水浴加熱的運行時間非常短，因此，其運行費用可以忽略不計。

④ 投資回收期

每日回收BOG約600 m3，則每年回收BOG約219 000 m3，約156.42 t。LNG價格按5 000元/t計算，BOG回收每年可挽回經(jīng)濟損失約78×104元，靜態(tài)投資回收期為0.7 a。

⑤ 運行效果

目前LNG氣化站、LNG加氣站及BOG回收系統(tǒng)已經(jīng)運行2 a，系統(tǒng)運行平穩(wěn)，回收效果明顯。

5 結(jié)論

① 通過建設(shè)BOG回收系統(tǒng)，可以使LNG氣化站及LNG加氣站的BOG得到回收利用。

② BOG回收系統(tǒng)已運行2 a，使用平穩(wěn)，回收效果明顯，為燃氣企業(yè)節(jié)能降耗作出較大貢獻。