《LNG汽车加气站内BOG的处理方式探究》12000字（论文）

LNG汽车加气站内BOG的处理方式研究目录TOC\o"1-2"\h\u18705LNG汽车加气站内BOG的处理方式研究 1243421、引言 292612、LNG汽车加气站工艺过程BOG产生影响因素分析 2257632.1LNG汽车加气站类型 2175412.2LNG标准加气站工艺流程 240341.卸车流程 3167192.升压流程 4140923.加液流程 5107724.卸压流程 5148362.3LNG汽车加气站BOG产生影响因素 5241581.LNG低温储罐 520962.LNG泵撬 619451（1）LNG潜液泵 627008（2）增压气化器（储罐/卸车增压器） 74146（3）EAG加热器 7124313.LNG加液机 870514.阀门 866645.管道型存储空间 8136162.3.2操作流程对BOG产生的影响因素 9248461.LNG气相饱和压力对BOG产生的影响 9250612.容积置换对BOG产生的影响 1073523、LNG汽车加气站BOG处理措施 1051603.1BOG产生的控制措施 11220903.2BOG产生的处理措施 13302101.利用液氮冷能直接换热的液化法 1515882.膨胀节流再液化法 16252143.2.4BOG处理措施综合对比 18220594、结语 185110参考文献 19摘要：蒸发气（Boil-OffGas,BOG）处理是LNG加气站需要考虑的重点问题之一，它关系到加气站能耗和安全顺利运行。在本文中，我们对国内外已经存在的多种BOG回收技术做了一个梳理与分析，并且用A市LNG汽车加气站的实际生产经营数据作了佐证，结合液化天然气有关场站BOG再利用模式的国内外研究成果，研究了LNG汽车加气站主要装备及标准工艺流程，探讨BOG生成及充分利用生成BOG的有效途径。关键词：LNG汽车加气站；BOG；处理措施1、引言液化天然气（LiquefiedNaturalGas，简称LNG），其主要化学成分为甲烷，无色无味、无毒，无腐蚀性，体积等于标况气态天然气的1/625，液化天然气单位质量约为同体积水单位质量的0.425倍。LNG生产过程是指从气田产出天然气经过净化处理后，经过一系列的低温液化工艺，经由LNG槽车或LNG船输送至接收终端，是公认的一种安全、环保、节约清洁能源。国内已初步形成LNG液化厂和LNG接收站、LNG加注站以及与之相配套的冷能利用工程等产业链健全。对于LNG/L-CNG加气站，它的气源全部采用槽车输送，由装货点至卸货点，需要经过装液，运输，卸液等过程、贮存与使用等工序，特别适用于加气站的使用，难免有损失。造成损耗因素很多，存在LNG组分自身问题，存在着工艺设计上的不合理因素造成的，还关系到生产运营期间操作人员的经验，以及进站加气频率，LNG存货周转率。从2010年加气站市场崛起至今，各种回收利用的方法不断涌现、降耗增效等途径，对于LNG/L-CNG加气站BOG的回收具有很好的推动作用。2、LNG汽车加气站工艺过程BOG产生影响因素分析2.1LNG汽车加气站类型LNG常压储存温度约为-162°C，贮存和运输时，无论是在设备制造工艺上，还是在选材上，或从制作的工艺流程来考虑，LNG均难以与外界环境实现充分绝热。作为利用LNG作为气源进行汽车加气站的首要问题，受站主要装备、设施因外部的热量源源不断地通过罐体材料，管材、附属管件和保温材料等源源不断涌入的冲击：第二个问题，在低温潜液泵机械能向热转换作用下：第3个，受卸液过程中LNG由储罐顶部进入过程中容积置换的影响，使场站中LNG挥发生成BOG气体。通常，大型LNG低温储罐每天蒸发量在0.03~0.08%之间（质量），以降低超压所造成的隐患，一定要安全泻放。2.2LNG标准加气站工艺流程LNG汽车加气站的施工形式不管是标准加气站还是LNG撬装站，或者LNG移动站的基本工艺流程均由卸车流程，升压流程和加液流程组成、卸压流程这四个环节。图2-1是它的工艺流程框图。图2-1LNG汽车加气站工艺流程框图各功能模块流程详述如下：1.卸车流程卸车流程为LNG槽车中LNG经专用设备及管道转运到LNG汽车加气站LNG低温储罐。一般卸车方式为增压器卸车、泵卸车方式，增压器与泵共同卸车方式。（1）增压器卸车。主要装置有卸车增压器，卸车台（阀组）等。流程：增压器卸车就是利用卸车液相管道把LNG槽车中一部分LNG运输到卸车增压器中气化，然后，气态天然气经气相管道输送到LNG槽车，为了增加LNG槽车内部压力，然后通过这个压力差，液化天然气被槽车挤压到LNG低温储罐中。为满足加气站安全性要求及LNG汽车加气站正常运行要求，LNG槽车和LNG低温储罐之间压差应保持在0.4~0.48MPa附近，所以相同条件下，经增压器卸车比泵卸车耗时更长。受液化天然气槽车和储罐设备承压能力制约，增压时若有超压预警，相应装置也需要压力泻放，在这个过程中放散气体就是BOG放散。采用增压器卸车，它与泵卸车相比较具有优越性：流程操作比较简单，管道连接小，不消耗设备能源；其缺点：自动化程度不高，卸液周期长、超压预警时产生的BOG气体多。（2）泵卸车。主要装置有卸车增压器，卸车台（阀组）等。流程：经LNG槽车卸车液相管道导入LNG至低温潜液泵，通过潜液泵作功，使槽车中LNG进入LNG低温储罐进行作业。槽车液相口、气相口单独连接LNG低温储罐，确保稳定卸车时，槽车与LNG低温储罐内气相一直处于平衡状态。通常全过程LNG低温储罐没有卸压也就是没有BOG生成。但是LNG槽车卸载后，罐内液体的温度会过高，将出现LNG低温储罐和LNG槽车气相很难均衡，这时为维持场站维稳运行而卸载之前、卸车时，储罐的压力需要采用放散的方法来减小，导致BOG释放量大。采用泵卸车，它与增压器卸车相比较具有优越性：卸车周期短，不需要泄压；其缺点：运行过程比较复杂，需耗费更多能量（电能）。（3）增压器和泵联合卸车。就LNG汽车加气站设计而言，任何卸车方式都可以根据场站的实际条件进行选择，还可两法配合应用，兼顾卸车的效率与经济性。也就是卸车前期LNG槽车中的LNG量比较足，当LNG储罐和槽车的压差比较大时，选择增压器卸车；卸车晚期LNG槽车中LNG液体所占比例下降，LNG储罐和槽车之间的压差很小，当LNG卸流速度较慢时，采用泵卸车方式。2.升压流程LNG汽车发动机对车载气瓶中饱和液体的压力要求很高，通常为0.45~0.8MPa；以及LNG的运输与存储等，为了避免气化，LNG饱和液体的压力要求尽可能高。在这两个阶段，LNG的各个方面都有不同的需求，故我们应针对LNG发展的不同时期，过渡期内LNG周围条件的适应性调整是：为LNG汽车加气前，首先对罐内LNG升压升温。LNG汽车加气站调压流程通常指给储罐升压，也就是为了适应充装LNG车辆对压力的要求，储罐气相需要升压运行，升压是为了获得某一压力下饱和液体并针对LNG特性进行升压，温度随之上升至相应饱和压力时的饱和温度，为了获得液态平衡状态。LNG汽车加气站升压为下进气，升压方式分为2种：其一，由增压器进行升压，二是由增压器和泵配合升压。第一种方式的好处就是不耗电，不足之处在于升压时间较长，理论的时间要5个小时以上。第二种方式优点是升压时间短，减少放空损失，缺点是需要电耗。两种升压方式介绍如下：（1）增压器升压流程。罐内LNG液体通过罐内出液口流入增压气化器，气化气体通过储罐气相管回流至储罐气相空间，实现升压。对增压器升压方式而言，储罐调压之前气相压力和储罐内存储LNG所产生液柱静压力总和即为增压气化器进口压力，但储罐内气相压力为增压气化器出口压力且压差较低，因此，该调压方式的调压速度较慢，调压效果较好。（2）增压器与泵联合升压流程。罐内LNG液体由罐内出液口流入潜液泵，通过潜液泵增压，再送入增压气化器气化，气化气体由储罐气相管回到储罐气相空间，达到储罐调压目的。对联合调压方式，潜液泵出口压力为增压气化器进口压力，某汽车加气站潜液泵设计最高出口压力达1.6MPa，一般设置为1.2MPa；增压气化器出口压力为储罐气相压力，一般在0.6MPa左右。增压气化器入口和出口压力差较大，故采用增压气化器与潜液泵组合调压，具有快速，耗时少，压力大等特点。此外，针对储罐压力状况和加注车辆加气频率，在汽车加气的两个小时之前给储罐增压是比较合适的；且槽车卸载后，不宜马上增压，以免造成无谓放散损失。3.加液流程加液流程是指LNG汽车加气站罐内饱和液体LNG经低温潜液泵压出，由加气机经过测量，为车辆添加液体的工序。通常用双管加液，LNG能源车辆车载储气瓶采用上进液喷淋式结构，加注LNG低温液体与车载气瓶中气体交换热量，从气瓶中吸取气体热，减少瓶内压力，在降低放空气体BOG生成的前提下，还增加加气的速度。4.卸压流程因系统漏热和外部带入热，将导致LNG低温储罐中LNG液体气化生成BOG气体，BOG将累积于储罐中，导致储罐及泵撬系统压力不断增大，系统压力超过设定值后，系统内安全阀开启，将气体从系统内放出以减少压力，确保系统安全，这个过程就是卸压的过程。按需要在安全阀跳闸时，安全阀须由受过专门机构训练的压力容器操作工进行调节复位后，才能再次投入使用。所以为了不使安全阀跳闸，到达设定值前，储罐卸压作业可以采用手动控制放散。具体操作根据厂家的设备说明书，以厂家设备说明书为指导，实施有关控制与调整。2.3LNG汽车加气站BOG产生影响因素2.3.1LNG汽车加气站主要设备及其对BOG影响因素LNG汽车加气站设备主要有LNG低温储罐、低温潜液泵，增压气化器，LNG加液机等、仪表风系统，工艺管线和阀门，一般低温潜液泵、增压气化器将整合为一体，合称“泵撬”。本论文所研究课题实体工程是A市LNG汽车加气站，是LNG标准加气站三级站之一，场站内设备有：60立罐LNG卧式低温储罐1台、低温潜液泵撬（双泵双机）1台，加液机2台。1.LNG低温储罐国产LNG汽车加气站选用LG低温储罐，它的材质基本相同，按围护结构的保温方式（或称保冷方式）分类，大体上存在真空粉末保温、正压堆积隔热和高真空多层隔热3种类型。本次课题所要研究的LNG汽车加气站，选择高真空多层隔热储罐为应用方案，与其它保温方法相比，它有如下特点：（1）绝热真空夹层厚度远小于真空粉末绝热，外形尺寸不变时可具有较大装载容积。（2）采用高真空多层绝热方式使输运容器空载质量大幅度降低，运输效率和贮能密度均有所提高。（3）使用高真空多层绝热方式，本实用新型能够避免容器在运输时震动导致隔热材料的下沉，导致绝热效果降低的现象。LNG通过卸车流程流入LNG低温储罐中存储，甚至选择最佳保温材料及保温工艺，环境热量仍可或多或少地通过热传导转移到储罐中，最后使储罐内少量LNG气化产生BOG。按照现行国家有关规范的要求，LNG低温储罐日蒸发率不应超过0.3%，并且需要通过设置检测口这样的检测方式来实现，约束不合格储罐。此外储罐还需要定期检测真空度，为了保证保温性能。日常管理可以通过站点的日常数据报表进行统计，若气损和其他资料有异常，要及时找出原因。2.LNG泵撬在该项目设计中，采用我国广泛使用的一体化泵撬，泵撬内部装有低温潜液泵、增压气化器，EAG气化器以及连接管道和阀件。（1）LNG潜液泵由于LNG具有低温特点，该装置要求在-162°C低温条件下工作；由于LNG具有易燃性，因此在保证电气设备安全的前提下，对其气密性也提出了一定的要求。目前，国产低温设备技术的开发要比国外晚，低温泵制造工艺水平及质量同国外相比还存在差距，因此，我国已建LNG汽车加气站使用的LNG潜液泵全部为国外进口。该站是以当前市场上技术成熟的产品为基础挑选的，决定选择340L/min流量LNG潜液泵装置，主要参数为：由于LNG具有低温特点，该装置要求在-162°C低温条件下工作；潜液泵的制造，因机械能而引起热能转化，也有一定BOG气体生成。（2）增压气化器（储罐/卸车增压器）储罐/卸车增压器的作用有二，一种是为了调整储罐中介质饱和状态，另一种是用作加气/卸车系统中升压和升温的装置。增压器选空温式加热器，增压是借助列管外部空气来给予热量，使管中LNG提高温度以达到目的，空温式换热器以空气为热源，节能且运行成本低。在该项目中，依据项目实际大小，选择一台处理量300Nm3/h增压器。主要工艺参数有以下几个：单台理论处理量：345Nm3/h单台设计处理量：300Nm3/h进口介质：LNG出口介质：NG/LNG进口温度：≥-162℃出口温度：>-146℃工作压力：0.4~1.2MPa设计压力：2.5MPa设计温度：-196℃工作温度：-146℃（3）EAG加热器场站内配置1台EAG加热器，设计流量100Nm3/h，选用空温式气化器。主要工艺参数如下：设计压力：2.5MPa设计温度：-196~+60℃进口温度：-145℃出口温度：≥环境温度-5℃安装方式：立式3.LNG加液机LNG加液机用于液化天然气能源车辆的加液与计量。所述LNG加液机包括机壳、电脑控制器，压力传感器等、防爆接线盒，进口截止阀，安全阀、质量流量计（或双显），电磁阀，单向阀，真空软管，加液枪座、所述加液枪头与无缝不锈钢管，不锈钢接头及其他零件构成，两个核心设备分别为流量计和加液枪。流量计是一种计量设备，使用质量流量计，有温度补偿功能；加液枪，用于为车载LNG气瓶添加气体的快装接头。液化天然气通过输送管道输送至加气机，顺序流过入口截止阀和安全阀、质量流量计，电磁阀，单向阀，真空软管，加液枪头等，最后，进入充装汽车车载瓶中。该项目选择了双枪双流量计计量加液机。在完成加液过程之后，在加液枪和加液机连接软管上有一部分LNG残留，但是，因为加液完成后在将枪头插在回气枪座上，剩余LNG液体将流入低温管路，也就是剩余LNG液体仍在LNG低温管道系统中，故可将加液机过程产生的BOG量计入低温管道系统内。4.阀门在液化天然气加气站的全系统范围，针对不同区块进行功能划分，各种阀门型式的管道系统都将被配置，它是工艺系统自动化控制得以实现的载体。在低温管道系统中，阀门是其组成部分，可以在低温管道系统中考虑阀门生成的那一部分BOG量。5.管道型存储空间LNG汽车加气站的站内管道、管件的选择规范：氮气（仪表风）管线为20#无缝钢管，技术性能达到《输送流体用无缝钢管》GB/T8163标准；EAG之后放散管道为热轧无缝钢管16Mn，技术性能达到了《高压化肥设备用无缝钢管》GB6479标准。剩余的管道由不锈钢管无缝钢管制成，其材料是06Cr19Ni10，技术性能达到GB/T14976标准。材质为06Cr19Ni10的管道配用的管件，其材质为06Cr19Ni10，符合标准《钢制对焊无缝管件》GB/T12459-2005的规定；热轧无缝钢管16Mn管管件是由钢制无缝管件制成，材料是16Mn，其标准满足国家标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T12459-2005要求；在设计时需要专门制作一些非标管件，必须由有资质的企业进行设计和生产，并且符合国家的有关规范规定。LNG汽车加气站在整个生产过程中都要对LNG进行贮存，卸载、加注均需低温管道才能进行，在这种出入的流转中，低温管道与LNG低温储罐普通，将无法避免地和外界环境进行热传导，在满足气化条件的温度条件下，低温管道中少量LNG变可以气化生成BOG气体。但影响BOG生成的最核心因素是低温管道外部保温层保温性能的好坏。该项目所选用保温绝热材料是聚异三聚氰酸酯泡沫塑料PIR，在我国已得到广泛应用。2.3.2操作流程对BOG产生的影响因素操作流程对于BOG的影响，主要体现在运行的LNG低温储罐，其压力的改变对BOG生成的影响，储罐充装周期的长短对BOG的生成有影响。1。运行中的LNG低温储罐压力变化对BOG产生量的影响，主要表现在LNG气相饱和压力以及卸液过程中LNG由储罐顶部进入过程中容积置换作用。1.LNG气相饱和压力对BOG产生的影响图2-2是LNG处于各种温度时饱和压力示意图，从图示中可以看出LNG饱和压力和相应饱和温度程之间存在线性关系，也就是饱和压力越大，饱和温度却愈高。目前，在我国已建成LNG汽车加气站，储罐安全放散压力一般设定在1.2MPa，它与饱和蒸汽压力相对应，在-117.8°C左右。但是在实践中，由于LNG低温储罐上气相一直处于过热状态，造成罐内气相和液相不能完全饱和，也就是说：LNG低温储罐放散压力为1.2MPa时，其罐内温度达不到相应的-117.8°C。这时，例如储罐上进液管通入过冷LNG等，然后罐内温度过高，气相将很快冷却液化，该方法一方面可以使储罐内压下降，另一方面可避免BOG的放散。图2-2LNG在不同温度下的饱和压力2.容积置换对BOG产生的影响图2-3是A市LNG汽车加气站观测日序列中（15个工日）储罐出口压力趋势图。由图可知储罐刚刚充满后，压力达谷底值，然后LNG低温储罐内部压力随场站车辆加液时间延长而增大。当压力为0.73MPa或更高时，采用再充装LNG的方法，罐内压力可降至较低的0.33~0.39MPa之间，即当LNG低温储罐中的压力达到某一值后，通过适时加注LNG，可以避免场站BOG的释放和丢失。图2-3A市某加气站5月1日-11日储罐出口压力变化趋势3、LNG汽车加气站BOG处理措施当前LNG加气站BOG回收总体流程主要分为两类：一是BOG的直接压缩工艺，LNG储罐生成的BOG经过缓冲罐之后由压缩机压入外输管网中需要的压力并进行测量、加臭之后，直接向民用燃气管网输出；另一类为BOG蓄冷式再液化工艺，通过低温压缩机将BOG加压，并和同等压力的LNG一起在蓄冷式换热器内对BOG进行重新液化，通过空温式气化器对液化LNG进行气化处理，外输能耗小，装置结构简单，安全性能较高者为LNG加气站BOG再液化装置需要考虑的内容。上述2种回收方式只使用LNG储罐BOG和槽车卸车、潜液泵做功，车载气瓶充液以及其他工序中产生的BOG被加热，都进入到集中放散系统，导致能源损耗，环境污染等。储罐内生成的BOG经加压和已完成气化的LG掺混后，输送到民用燃气管网，限于邻近设有燃气管网之加气站，可操作性不强，限制了应用范围。3.1BOG产生的控制措施3.1.1工程调研、设计阶段当前，国内设计单位的技术水平良莠不齐，一些设计单位对于液化天然气加气站技术认识不足，仅利用历史工艺模板生搬硬套，最后人为导致场站功能缺陷，有的甚至有硬伤。因而请求：（1）在项目的前期研究过程中，要对潜在客户做细致的分析，然后决定场站选址，避免了运行后因负荷率偏低（低效站）的问题、加气时间不够紧凑，导致BOG产量过高。（2）LNG汽车加气站站址选择，除了满足国家有关规范的要求，要尽可能选在有管道天然气资源，这就使得不管是什么运行条件，不管生成的BOG有多大，均可集中处理，然后直接送入地下燃气管网，本实用新型避免清洁能源浪费。若邻近天然气管道运行压力大于储罐最高运行压力，BOG进天然气管道与否，应通过经济技术分析加以认定。因此，LNG汽车加气站站址的选择是当前面临的重要课题。（3）在系统工艺设计上：尽可能减少场站中液相管道的管路长度；液相管道力求顺直，不应该多设置拐点；遇到管道管位冲突时，宜采用气相避让液相。（4）低温工艺管道采取了适当的保冷措施，BOG气体生成明显减少。因此，在管道和设备进行保温设计之前，设计单位就进行了，要和先进设备厂家充分沟通，为了清楚地了解时令绝热材料类型和使用参数的需求，严禁生搬硬套史料，与时俱进。在进行保冷设计时，绝热材料包覆法使用时应明确其技术参数、保冷层厚度和施工要求等；在使用真空管技术进行保冷时，封结真空度取值要求要明确、真空漏放气速率和正常使用寿命（也就是确保真空度正常使用循环），若由生产厂家提供直装的真空管，那么更多的应该是细致的技术要求了，厘清双方职责。（5）设计文件中对LNG储罐要有明确保冷指标。不论是真空粉末绝热储罐还是高真空多层绝热储罐对保冷都应有明确的要求，也就是一定容积的储罐均要相应地具有真空度，静态蒸发率等，超过了上述数值指标，保冷效果将无法达到，蒸发气体的生成量也随之增多。（6）在工艺设计中，尽可能推广应用带上进液的LNG低温储罐，以通过该功能，降低卸液过程中罐体内LNG温度，或者液化已经生成BOG，为了减少BOG气体。（7）LNG低温储罐设计压力1.44MPa，以避免安全阀起跳停检现象，故可将站内潜液泵以前的安全阀整定压力设置为l.32MPa，潜液泵后管道安全阀整定压力设l.76MPa，即以调节压力的方式来推迟放散。3.1.2系统、设备选择及维护（1）相关人员对装备的选型，应首选技术领先型的设备，不要仅仅关注前期的一次性投资，而是在长期经营中、维护角度兼顾了它的经济性。（2）有关部门及业主需要强化设备厂家监督管理，要求它对产品的质量与服务要精益求精、持续改进，特别适用于LNG低温储罐、以及用于低温潜液的泵撬装置。（3）加大管道线路和设备维检修，跑，冒，滴等事故时有发生、漏检或检测仪表数据不正常、输差异常的情况下，应及时找出原因，解决问题，避免了问题的扩大。（4）要对场站全部设备进行周期性检查和维护计划，以及气量等日常数据报表、气损异常，要及时找出原因，避免了问题的扩大。3.1.3操作方式在调研了国内外众多LNG汽车加气站后可知，LNG汽车加气站BOG无法避免，但是BOG放散是可以用合适的操作方式来避免。（1）由以上节A市LNG加气站观测日序列中（15个工日）罐出口压力趋势图得知，储罐刚充LNG时，压力最低，罐内压力随加气时间增加而增大。当压力超过0.7MPa时，采用再充装LNG的方法，罐内压力可降至较低的0.35MPa~0.4MPa，即当罐内压力为某一数值时，通过适时加注LNG，可以避免场站BOG的释放和丢失。（2）LNG汽车加气站BOG无法避免，但是因为储罐能承受部分压力，BOG被释放却能避免。由上一节有关LNG低温储罐内部压力改变对BOG放散量的影响，从理论上可以看出，一般在满足安全放散压力的条件下，储罐中LNG气相与液相不饱和，也就是储罐上部气相温度过高。若这时储罐上部的过冷LNG被注入，罐中气相将快速液化，使储罐压力下降，能有效地避免BOG被释放。（3）卸车作业过程，要根据气源特点、装置的压力状况，调整操作顺序。储罐中压力大于0.4MPa，选用上进液，为了使罐内LNG温度下降，由此减少罐内气相压力，减少蒸发气体量；在罐内压力小于0.3MPa时，选用罐下进液方式。3.2BOG产生的处理措施LNG能源车辆是一种清洁的能源车辆，近年来，进展迅速，LNG汽车加气站也在大范围内兴起，但是，它所凸显出来的能源问题，例如，BOG回收问题困扰着众多LNG汽车加气站经营企业。目前，在许多地区大部分LNG汽车加气站中，以节约项目的前期投入，且没有到场站加装BOG回收系统，生成的BOG全部被直接排出，造成能源的浪费，带来安全风险。故本章节将运用相关理论，从工艺技术和关键设备出发，分析了有关的过程，研究了LNG汽车加气站BOG处理方式，并进行了归纳与总结。目前，我国各类LNG汽车加气企业针对BOG主要采取以下3种应对方案：方案一：将生成的BOG气体通过站内放散管直接放空。方案二：加工后的外输工艺。（1）对于外围具有城市燃气管网LNG汽车加气站，把BOG经管路汇集至空温式气化器进行气化，然后进行稳压，到了城市燃气管网的输气压力以后，然后经计量，加臭后送入城市燃气管网或者车站自用。（2）提出了与CNG加气站联合建设场站的设想，BOG可以直接采用压缩工艺压缩成CNG，而后通过管线输送到CNG加气站的高压气井（或高压气瓶组），给CNG加气站供气。方案三：BOG再液化工艺。（1）采用LNG作为制冷介质：回气管道用于将BOG气体送入LNG低温储罐重新液化过程，该方法一方面可以实现低温潜液泵的预冷，另一方面，BOG气体可以在理论上得到有效的回收。（2）液化法采用液氮冷能与液氮直接传热：通过对LNG汽车加气站装置加装预冷模块及附加设备，使用沸点较低的液氮，产生的BOG气体液化存储于LNG低温储罐中。（3）产生的BOG气体经回收，复温后重新液化，增压后由低温泵输送到储罐及LNG加液机。总结：方案一是在前期工艺技术尚不够成熟的情况下，以及业主常用的BOG气体处理方法，以降低项目的一次投资，但是这种方案在经济和节能的角度、环保等等很多方面都没有合理性，故本文将不对该法进行讨论；方案二的这两种方式都是对BOG气体进行处理，然后重新使用，只不过加工的工艺过程与产出的材料不一样而已，具体办法是什么，需要综合考虑场地的条件，计算经济性（投资回收期）后才能决定；方案3（1）已经用于许多早期的加气站，但仅能使一部分BOG气体得到均衡，在某些极端情况下（如压力升高时）不能使用，局限性较大，所以该方法就不细述了；方案3（2）和（3）在工艺上是可行的，但是需要增加一些工艺设备，方案能否使用，还要结合项目的具体情况，通过经济性（投资回收期）计算后才能决定。3.2.1BOG气化后输入燃气管网的工艺对于周边具备城市输配管网LNG汽车加气站，可将系统内产生的BOG通过空温式气化器（BOG加热器在北方地区还需要加装复热器）进行加热，当升温到接近环境温度时，由调压装置将其稳压到城市燃气管网的调压范围，然后计量，加臭（如果管道长度不超过100米，则可以不加异味），就可以直接进入城市燃气管网。工艺流程图如图3-1所示。图3-1BOG气化后输入燃气管网工艺流程图注：如场站内有用气需求，BOG的加热可采用同法，到接近环境温度时，经调压装置将其稳压到用气设备的额定压力区间，然后测量，加臭，即可以直接与站内用气点相连。该方法对周围存在城市输配管网工程。3.2.2BOG气化压缩后输入CNG加气站的工艺对和CNG加气站联合建设的场站，可以通过管路把BOG与空温式气化器连接，加热至环境温度附近，并汇聚至缓冲储罐内，在BOG调压器的调压下，送BOG压缩机加压至24~25MPa，再与顺序控制盘连接，将压力为25MPa的CNG注入CNG储气设施（储气井或储气瓶组），给CNG加气站供气。工艺流程图如图3-2所示。图3-2BOG气化后输入CNG加气站工艺流程图该法适用于站外邻近有CNG加气站的项目。3.2.3BOG的再液化工目前，以LNG场站为对象回收BOG有多种途径，如利用LNG作为制冷介质进行再液化等方法、采用氮气作为制冷介质进行液化法、采用液氮冷能换热液化回收方法、膨胀节流和再液化法等等。实际应用中，各种再液化工艺已经越来越凸显出其优点和缺点，与其它再液化法比较，利用LNG作为制冷介质进行再液化法，是在前期工艺技术尚未成熟的情况下，由于其在经济上和环保上均存在缺陷，故不建议推广，本文不作详述。其它再液化的方法详述如下。1.利用液氮冷能直接换热的液化法采用液氮冷能进行直接传热的液化法，就是在常压下以沸点低于LNG（-162°C）的液氮（-196°C）作为制冷剂，使生成BOG再液化等方法。需要制作LNG低温储罐时，应事先在储罐内安装一组列管（或称换热管），且储罐留有1个入口管，1个出口管。在回收的过程中只需要从进口不断地注入液氮，由出口处直接排空就可以了。在此过程中液氮经列管从储罐中吸收气相与液相的热，然后气化（被吸热后BOG液化），在储罐内部压力到达预设压力时，可以停止液氮注入。该方法工艺流程图如图3-3所示。图3-3利用液氮冷能直接换热的液化法工艺流程图此法工艺简单，优点是操作方便，液化效率高；其局限性主要体现在以下两方面：（1）液氮不能循环使用，用完之后直接放掉，按厂家经验值计算，采用液氮冷能液化法直接传热回收LNG，其费用约占回收LNG值的65%。也就是整个过程都要消耗液氮资源。（2）该方案需要LNG低温储罐生产时，应事先在储罐内安装一组列管（或称换热管），且储罐留有1个入口管，1个出口管。也就是已经投运或者已经生产的LNG低温储罐设备不能改造，或者改造费用非常昂贵。因氮气无毒、不存在燃烧和爆炸危险气体，它的排放比天然气的排放更为安全；此法能否采用，主要看加气站周围有无较易买到的液氮，以及LNG相对液氮价格的高低，但是从当前LNG价格变化趋势来看，大多数加气站的业主更愿意采用这种方式，故可建议推广使用此方案。2.膨胀节流再液化法膨胀节流再液化过程为单级压缩，采用单级膨胀+节流制冷方式，液化用作制冷剂BOG的技术。从管道，设备系统的整体来看，在压力到达预设值后，设备开始工作，液化一部分BOG气体，直到系统内部压力回升，停止工作。具体过程见图3-4。系统内BOG通过冷量回收，并顺序送入单级压缩系统压缩、送入空冷器降温、进入换热器进一步降温液化、送入气液分离器中分离，然后将分离出来的一部分气体再送入换热器复热，至室温后送入压缩机，分离得到的液体经低温潜液泵泵送回LNG储罐，或者进入换热器供冷，再返回BOG压缩机。工艺流程图如图3-4所示。图3-4膨胀节流再液化法工艺流程图该计划要求增加更多装置，并且核心设备中存在高耗能设备，我国液化天然气加气站很少采用这种方法。该方案具有可以在邻近不设城市燃气管网，不设CNG加气站的情况下使用等优点，也不存在易购买液氮地区，避免直接空置BOG。它的不足之处主要表现在如下三个：（1）膨胀节流再液化法的工艺设备众多，核心设备中存在高耗能设备即前置设备期中一次性投资及后期的运营维护费用都很高。（2）与氮气作为制冷介质液化法相比较，其操作过程较为复杂，对于操作员工技术水平也有着一定的要求。（3）这种方式目前只在少数几个场站进行了小撬装，即占用了部分土地成本。该种方法相比于其它回收方式其回收期更长，它需要经过细致的经济测算后，才能推广应用。但是场站周围没有城市燃气管网，也没有CNG加气站，也没有易购买液氮地区可免计而直接施用。3.2.4BOG处理措施综合对比上文中笔者从场站的选址地点、场站周围环境、场站周围物料资源的角度，提出几种BOG的处理措施，现就各BOG回收方式是否适用进行优先级排序判断。1.BOG气体直放过程，放空后蒸发气体自身就是天然气，属清洁能源燃料，若直接排入大气，它自身就造成了能源的浪费，环境的污染，如果放散气体混入空气中达爆炸危险浓度，同时也存在潜在爆炸危险性，故此办法不建议采用。2.BOG气化再送入燃气管网过程，本实用新型应用于车站以外具有城市配套燃气管网范围内。与直接放空相比较，它具有明显的节能效益和环保效益，故此方案是首选的使用方案。3。将BOG气化压缩后送入CNG加气站，本实用新型用于车站外部相邻设有CNG加气站工程中。这一过程需要增加BOG空温式气化器，压缩机和缓冲罐等设备、稳压装置和其他各种装置，尽管要添置更多器材，但是，由于这一工艺在我国CNG常规加气站中的应用已经趋于成熟高度，故也是首选使用方案。4.再液化工艺。再液化工艺的研究现状是多种多样。相比之下：（1）采用LNG作为制冷介质进行再液化法，因技术上有不足，故不建议推广。（2）采用液氮冷能直接换热的方法，适合场站附近没有城市燃气管网和没有CNG加气站的情况，但是存在易于购买液氮资源地区。（3）膨胀节流再液化法是针对场站周围没有城市燃气管网，没有CNG加气站的情况而设计的，也没有易于购买液氮资源地区。4、结语LNG加气站用于向LNG汽车提供LNG燃料。目前，我国LNG加气站的技术基本趋于成熟，并且在世界范围内显示了强劲发展势头；但是，就全国而言，各省LNG加气站的发展程度极不平衡，这种状况与欧美发达国家相比，有