[8]等學者開發(fā)了LNG加氣站BOG回收工藝方案。本工藝方案由高黎敏等人提出，針對ING加氣站的BOG回收問題進行了全面分析和解決方案設計。該方案具有高效分離、節(jié)能環(huán)保、自動化程度高和可擴展性強等技術(shù)特點，能夠有效解決加氣站運行中的BOG回收問題。實施本工藝方案將有助于提高加氣站運行效率，降低環(huán)境污染，實現(xiàn)資源回收，為企業(yè)帶來經(jīng)濟效益和社會效益。因此，本工藝方案具有很高的實用價值和推廣意義。1.3本文主要內(nèi)容本文旨在優(yōu)化LNG加氣站的設計。在確保加氣站基本運行要求的前提下，旨在降低投資成本，合理規(guī)劃流程，降低運營成本，并實現(xiàn)經(jīng)濟效益的最大化，從而推動清潔環(huán)保能源LNG的應用和發(fā)展。（1）LNG加氣站的設計現(xiàn)狀、LNG的特點、應用、加氣站的分類進行了探討。同時，對LNG加氣站的布置原理進行了討論，對其基本流程進行了分析，并評價了已有的設計優(yōu)點和不足，為今后的發(fā)展指明了方向。（2）針對LNG加氣站的功能要求，分析了LNG加氣站的卸車工藝、BOG回收流程。對影響LNG加氣站的主要因素進行了分析，并對其進行了定量和可行性測評。在此基礎上,本文提出了一種基于流程優(yōu)化的方法，并將其與實際的工程工藝流程進行了對比。第2章JY加氣站工藝流程概述在確定了LNG加氣站的發(fā)展方向及技術(shù)路線之后，本章對LNG加氣站的相關概念進行了較為詳盡的界定，并對當前LNG加氣站的主要設計要點及工藝流程進行了詳細的闡述。同時，本章還對設備的選型方法及具體的生產(chǎn)流程進行了詳細的闡述。LNG加氣站的主要功能是將儲罐內(nèi)的液化天然氣通過低溫潛液泵的壓力差送入加氣機進行計量，再將其注入到LNG車輛的車載氣瓶中。為LNG車輛提供燃料。為確保LNG加氣站具備一定的儲存能力、輸送能力、安全性和經(jīng)濟效益。現(xiàn)階段，我國LNG加氣站設計規(guī)模選擇主要考慮加氣車輛的LNG需求量，還要考慮LNG槽車是否能一次完成卸液[9]。根據(jù)現(xiàn)有的市場調(diào)研和分析，目前最常用的是站內(nèi)儲罐容量不超過60m3，每天的加氣量不低于20000m3的三級LNG加氣站。為提高設計優(yōu)化的針對性和工程應用價值，本文擬選取幾個具有代表性的工程實例進行分析，從而為今后的設計優(yōu)化工作打下堅實的基礎。經(jīng)過比選，我們決定選取中石油JY縣YY鎮(zhèn)的LNG加氣站作為例子進行分析。JY的LNG加氣站坐落于312國道JY縣境內(nèi)，每天大約有100輛車需加氣，按照三級標準站的設計要求，該站的設備和工藝流程由美國查特公司提供。國內(nèi)現(xiàn)有的LNG加氣站流程基本上都是根據(jù)這種流程發(fā)展而來，因此該站具有很高的代表性，適用于大多數(shù)LNG加氣站。接下來的內(nèi)容將以該站的工藝設備為例展開研究。2.1LNG加氣站設計任務及分類（1）LNG加氣站設計任務在進行設計前，必須對市場進行調(diào)研，編寫可行性研究報告，以確定其品質(zhì)。選擇的氣源應滿足GB17820-2012《天然氣》中二類氣體的標準。此外，液化天然氣具有特殊的輸送特性，因此，在選擇氣源地和加氣站時應綜合考慮。LNG加氣站的設計工作主要是在進行可行性分析和確定施工后，選擇設備類型，確定最佳設計方案，選擇合適的LNG加氣站。根據(jù)LNG加氣站的設計原理，確定其技術(shù)需求及基礎架構(gòu)，為LNG加氣站的建設提供參考。LNG加氣站的設計涉及工程總圖，工藝流程，設備安裝，自動控制，建筑，結(jié)構(gòu)，暖通和給排水等多方面。（2）LNG加氣站等級劃分及分類加氣站可以根據(jù)設計規(guī)模和用途等級進行分類。依據(jù)《汽車加油加氣站設計與施工規(guī)范》GB50156-2012的規(guī)定，根據(jù)設計規(guī)模劃分為三個等級，詳見表2-2。表2-2LNG加氣站等級劃分級別LNG加氣站LNG儲罐總?cè)莘e（m3）LNG儲罐單罐容積（m3）一級120＜V≤180≤60一級--二級60＜V≤120≤60二級--三級V≤60≤60三級--注意：帶有“*”的加氣站是指使用LNG儲罐作為補充氣源的CNG站。根據(jù)用途的不同，可以把加氣站分成汽車用的，比如液化天然氣加氣站、L-CNG加氣站，還有液化石油氣/壓縮天然氣混合站等。還有供船舶使用的液化天然氣加氣站。具體的分類和主要設備請參考表2-3。表2-3LNG加氣站分類加氣站類型供氣車輛類型主要設備名稱LNG加氣站LNGVLNG儲罐、氣化器、潛液泵、LNG加氣機L-CNG加氣站CNGVLNG儲罐、LNG高壓氣化器、LNG高壓泵、CNG儲氣罐、CNG加氣機LNG/L-CNGLNGVCNGVLNG儲罐、氣化器、潛液泵、LNG加氣機LNG船用LNG加氣站LNG船高壓氣化器、LNG高壓泵、CNG儲氣罐、CNG加注意：LNGV指液化天然氣汽車，CNGV指壓縮天然氣汽車。2.2LNG加氣站選址作為設計的關鍵考慮因素，合理選址可以有效地減少施工費用，提高能源利用率。LNG加氣站的選址受國家相關標準、地方經(jīng)濟條件、交通需求量、城市規(guī)劃、LNG供氣量、用戶需求、技術(shù)水平等因素的影響。在進行LNG站選址規(guī)劃時，應對市場需求和現(xiàn)狀進行調(diào)查分析，在現(xiàn)有技術(shù)、資本、資源等條件的約束下，考慮所在區(qū)域的經(jīng)濟發(fā)展情況和道路規(guī)劃情況及相關運輸企業(yè)的發(fā)展規(guī)劃，制定合理可行的選址方案[13]。液化天然氣作為燃料的特性液需要考慮到，并在站點設計階段綜合考慮建設成本等因素。2.2.1選址影響因素分析（1）服務對象需求LNG加氣站的顧客以LNG為燃料，目前以公交、重卡運輸車為主。由2.1節(jié)所述，這些汽車有著不同的行駛路徑和特征（見表2-4），所以對加氣站的要求也有所不同。所以，在對LNG加氣站進行選址時，必須充分考慮車輛用氣特點。表2-4LNG汽車加氣特征車型行駛特點用氣特點對加氣站需求公交車路線、距離固定加氣時間、量固定選址時應盡量靠近車輛運輸路線，可考慮于車站內(nèi)建站重卡路線、距離有波動加氣量大，時間不固定，加氣時間、加氣量波動大選址時在其運營路線上，并且線路連續(xù)，滿足長距離運輸要求，部分定向運輸可考慮起終點建站（2）規(guī)劃地物流業(yè)交通流量隨著物流行業(yè)的發(fā)展，人們對運輸車輛的需求越來越大，其中以重卡運輸車為主，這種汽車是以LNG為主要燃料。所以，在LNG加氣站的選址中，應充分考慮到本地物流業(yè)的發(fā)展狀況以及今后的發(fā)展方向。在大流量條件下，LNG加氣站的選址，要充分考慮數(shù)量更多的車輛加氣要求，否則會造成加氣車輛排隊等候。這就會對經(jīng)營的效率和經(jīng)濟效益產(chǎn)生一定的影響。（3）技術(shù)、安全因素在加氣站選址時，應充分考慮技術(shù)因素。站點間距要與加氣車的續(xù)航要求相一致，而從氣源地到加氣站的時間也要比站內(nèi)的周轉(zhuǎn)時間短。加氣站的增壓容量必須符合LNG汽車的增壓要求。如果站址選擇不當，則必須增加存儲裝置的儲氣容量，從而提高LNG的存儲容量。此外，在高峰時段，若有車輛等候，可考慮增加泵及加氣機的流量，但過度配置會造成高峰時段后的資源浪費。在選址時，要避免人口密集地區(qū)、重要設備等對安全有高要求的區(qū)域。車站內(nèi)各工序設備應保持安全間距，設置安全警告系統(tǒng)，建立進出車輛流量導向通道，以及其它有關的安全要求。（4）政策法規(guī)應該重視政策法規(guī)對項目的影響。選址階段需要考慮到發(fā)改、土地等政策限制，而在項目建設和運營過程中則必須遵守安全監(jiān)管、質(zhì)量監(jiān)督和環(huán)保等規(guī)定。政府對液化天然氣（LNG）應用的推廣程度也將直接影響相關產(chǎn)業(yè)的發(fā)展速度，因此在選址時需充分考慮政策法規(guī)方面的因素。2.2.2選址步驟根據(jù)以上影響因素，可以根據(jù)下列步驟選擇站址。（1）首先對選址現(xiàn)場進行調(diào)查，對影響選址的因素進行匯總、分析，為以后的工作提供資料，避免因位置不合理或重復施工造成的損失。（2）根據(jù)需要，對LNG加氣站的建設進行詳細的需求分析。從當前需求狀況、未來潛在需求、需求特征和需求分配等幾個方面進行了研究。利用合理的數(shù)學模型，可以確定LNG加氣站的大小、數(shù)量，并對各個區(qū)域的LNG加氣站進行預測。（3）依據(jù)第一個階段的情況調(diào)查和第二個階段的需求分析，對服務區(qū)域進行了劃分。可以采用區(qū)位模型，找出最優(yōu)地點。2.3基本設計圖（2-2）展示了一般三級LNG加氣站的平面布置圖，具體設計會根據(jù)實際需求進行調(diào)整。圖2-2LNG加氣站平面布置圖LNG加氣站可以為槽車卸液，也可以為LNG車輛加注。在下表（2-5）中列出了三級LNG加氣站的主要工藝參數(shù)。表2-5LNG加氣站的主要技術(shù)參數(shù)序號主要工藝參數(shù)指標1儲氣能力約30000m32泵前后工作壓力泵前1.6MPa，泵后2.5PMa3系統(tǒng)設計溫度-196℃4總卸車時間約3.5小時5單車加注時間約10分鐘6儲罐內(nèi)LNG液體利用率90%7系統(tǒng)總放空率0.3%2.3.1站內(nèi)主要設備儲罐、調(diào)壓（BOG）氣化器和緊急放空（EAG）氣化器、低溫潛液泵、加氣機、壓縮空氣系統(tǒng)和控制系統(tǒng)都是液化天然氣（LNG）加氣站的核心設備。（1）LNG真空儲罐加氣站內(nèi)的LNG儲存常采用臥式或立式的雙層金屬結(jié)構(gòu)的低溫儲罐，儲罐內(nèi)罐采用奧氏體不銹鋼[14]，按照國家相關的安全技術(shù)規(guī)范要求，儲罐帶有真空隔離閥、液位計、高（低）液位報警器、壓力表、溫度計、安全閥、根部閥門等，安全閥與儲罐間設置切斷閥。由于LNG的溫度極低，容器的主要材料和密封件容易受到溫度影響而變脆，導致失效。為了防止泄漏，儲罐通常與其它設施采用焊接連接。儲罐應當配置至少兩個全啟閉式安全閥，以確保安全。在JY站，選擇了一種臥式的真空粉末絕熱儲罐。示意圖2-3展示了常見的臥式液化天然氣加氣站儲罐的樣式。圖2-3LNG加氣站臥式儲罐圖LNG加氣站的儲存容量需要足夠大，因為液化天然氣具有一定的周期性需求。儲罐的儲存容積應根據(jù)以下公式來確定：V=nGrρYθ式中V—總儲存容積，m3；n—儲存天數(shù)，d；Gr—平均日用氣量，kg/dρY—最高工作溫度下的液化天然氣密度，380kg/m3θb—θb＝90（2）LNG潛液泵及泵池LNG加氣站在卸車和加氣時需要使用特殊泵，這些泵需要能夠在低溫環(huán)境下安全運行，并具有防爆功能。一般采用離心泵。根據(jù)設計需要，將LNG泵全部置于真空絕熱泵池內(nèi)，保證泵在運行期間處于較低的溫度，從而可以在任何時候啟動。潛液泵配有壓力、溫度監(jiān)控設備，并可向控制柜遠程傳送數(shù)據(jù)，以實現(xiàn)對水泵操作的控制。泵出口壓力實時顯示，并有汽蝕保護裝置。圖2-4顯示了低溫離心泵和真空保溫泵的構(gòu)造。通常會選擇離心泵作為解決方案。設計要求將LNG泵整體安裝在真空絕熱泵池中，以確保泵在整個工作過程中保持在低溫狀態(tài)，以便隨時啟動。潛液泵配備有壓力和溫度監(jiān)測裝置，并能將數(shù)據(jù)遠程傳輸至控制柜，實現(xiàn)對泵的運行控制。泵的出口壓力可在現(xiàn)場顯示，并具有汽蝕保護功能。潛液泵及泵池結(jié)構(gòu)如圖2-4所示。圖2-4LNG潛液泵及泵池由于LNG的特性，對泵的設計、生產(chǎn)都有很高的要求。LNG泵除選用物料以外，還必須有足夠的流量和揚程才能達到工藝要求。泵特性及流量計算一般采用下面的公式[15]：①泵的揚程泵的揚程按照下式進行計算：Hc=ZA式中ZAZBPAPB????ρ—流體密度，kg/m3；g—重力加速度，g=9.81m/s2；②泵的流量泵的流量按照下式進行計算：qm=ρqν式中qmρ—密度，kg/m3；qν—體積流量，m3③泵的功率：泵的功率按照下式進行計算：P=PS+Δ式中qVT—理論體積流量，m3HtPSΔP④泵的機械效率泵的機械效率按照下式計算：ηM=PS⑤泵的效率ηM=PEF或η=ηQηHLNG密度小，可達-162℃，易于氣化。LNG低溫潛液泵在使用過程中，會出現(xiàn)汽蝕，從而對泵產(chǎn)生巨大傷害。泵在進行吸入作業(yè)時，容易產(chǎn)生負壓。當泵進口壓力小于相應液體溫度的飽和壓時，LNG迅速氣化，并形成大量的氣泡。當氣泡隨液體從前面涌出時，葉輪會以極快的轉(zhuǎn)動速度來供給能源，從而使泵中的液壓上升。在一定的壓力下，周邊的高壓液體會對氣泡進行壓縮，從而導致氣泡快速收縮，乃至破裂。氣泡在破裂時會產(chǎn)生高的壓力和頻率，使液體的體積快速地填滿，產(chǎn)生液體撞擊，使泵的流量、揚程和效率大大降低。（3）氣化器液化天然氣在一些流程中需要升溫升壓，氣化器是一種專門用于液化天然氣調(diào)壓的換熱器[16]。傳熱的來源可以是環(huán)境中的空氣、水，也可以是燃燃料或水蒸氣。由于天然氣具有易燃、爆炸等特性，所以不建議進行燃燒加熱，目前LNG加氣站使用的是空氣溫度氣化器?？紤]到空氣中水蒸氣會影響氣化器的換熱效率，所以在選擇時會傾向于選擇比計算結(jié)果更大的型號，以確保有一定的余量。氣化器的換熱量經(jīng)驗計算公式如下：Q總=Q1Ql=MΔtQ2=MΔt式中Q總—吸收總熱負荷，JQ1—預熱熱負荷，JQ2—升溫熱熱負荷，J；Δt1—工作壓力下LNG的氣化溫度與進口LNG溫度差，Cp1—工作壓力下LNG的平均定壓比熱容，Δt2—外界環(huán)境溫度與氣體出口溫度差，Cp2—工作壓力下NG的定壓比熱容，M=uρπd式中M—表示質(zhì)量流量，kg/h；ρ—進口LNG的密度，425.51kg/m3；u—進口LNG的流速，1.5m/s，d—氣化器換熱管內(nèi)襯管道內(nèi)徑，m；根據(jù)以上公式可確定總熱負荷Q總S=Q總KΔΔt=Q總式中Δt—加權(quán)平均溫度，KK—平均換熱系數(shù)，4.3Kcal/（K·m2·h）；根據(jù)計算結(jié)果，選擇了一臺BOG氣化器和一臺卸車氣化器來滿足JY的LNG加氣站卸車和加氣需求，每臺的處理量均為350Nm3。（4）加氣機LNG加氣機是加氣站內(nèi)完成LNG加注到車載瓶計量工作的設備，作為一個獨立功能單元，包括所有必要的計量系統(tǒng)、閥門、安全裝置，具有顯示計量結(jié)果和售氣量的功能，即加氣量、金額、單價等，這些數(shù)據(jù)可以通過通訊接口傳送給控制系統(tǒng)上位機，實現(xiàn)數(shù)據(jù)的遠程采集和管理[17]。請根據(jù)表（2-6）查看具體參數(shù)：表2-6LNG加氣機的主要技術(shù)參數(shù)序號適用介質(zhì)液化天然氣1流量范圍60~220L/min2額定工作壓力1.6MPa3環(huán)境溫度-40℃～55℃4管路溫度-196℃～55℃5計量單位kg、Nm36讀數(shù)最小分度值0.01kg、Nm37工作電源220VAC5A8防爆等級ExdⅡCT42.3.2基本工藝流程目前，國內(nèi)LNG加氣站的基本工藝設計大多是從國外引進的，美國查特公司的工藝是經(jīng)典和普遍采用的。該工藝包括卸車、加氣、飽和增壓、放空和輔助工藝。槽車運輸LNG到達站點后，利用卸車氣化器和潛液泵將LNG輸送至站內(nèi)的儲罐；在卸車完畢之后，將低溫儲罐的飽和壓力調(diào)節(jié)到0.4~0.6MPa；在汽車有加氣需求時，用低溫泵和加氣機把LNG送入車內(nèi)的儲氣瓶。具體流程可參考如下圖（2-5）所示：圖2-5LNG汽車加氣站系統(tǒng)流程示意圖通過上圖，可以清晰了解到，LNG加氣站的卸車流程、調(diào)壓流程以及加氣流程可以如下所述：（1）卸車流程：槽車→LNG潛液泵→真空管道→真空儲罐卸車過程就是利用槽車和儲罐的壓差或LNG泵所提供的揚程轉(zhuǎn)移至儲罐內(nèi)的過程，是為了把把LNG卸到站內(nèi)貯存。這個過程和CNG子站的運行方式是不一樣的，更像是加油站的卸車流程，槽車卸完就可以離開。（2）加氣流程：真空儲罐→LNG潛液泵→加氣機→車載氣瓶開始操作時，在汽車氣瓶進液接口處連接一個專門的LNG加氣槍，通過LNG潛液泵對LNG進行增壓，再將LNG送入加氣機，并對其進行測量，然后將其注入到車載氣瓶中。充填總壓為罐壓力與泵送壓力之和，最高可達到1.6MPa。在充填前，必須保證車載氣瓶的壓力不高于此壓力。（3）調(diào)壓流程：LNG真空儲罐→增壓氣化器→LNG真空儲罐該工藝包括向BOG氣化器注入LNG，以吸收空氣中的熱量，再將其氣化后的LNG回流到儲罐中。這個過程的目的是保證車載氣瓶內(nèi)添加LNG可以滿足發(fā)動機的燃燒要求。據(jù)有關研究顯示，LNG汽車引擎必須采用氣化后的天然氣，其溫度在-140°C左右。LNG汽車燃油系統(tǒng)的氣化要求為0.8MPa。低溫會對發(fā)動機的工作效率產(chǎn)生一定的影響。LNG飽和曲線請參考圖2-6。圖2-6LNG飽和曲線圖（4）放空流程：真空儲罐/真空管路—安全閥—EAG加熱器—放空管在LNG儲罐內(nèi)的壓力大于安全閥的整定壓力時，安全閥會自動開啟，通過管路將BOG氣體輸出到EAG加熱器進行加熱和排氣；當管路壓力超出安全閥的調(diào)整壓力時，安全閥會自動開啟，通過管路輸出到EAG加熱器進行加熱和排氣。加氣站還必須具備卸車前泵預冷、卸車增壓、計量氣液分離和售氣機預冷等子流程，這些子流程都應滿足各工序的要求。以上四個基本過程都包括在內(nèi)。在加氣站的設計中，通過管道將主要的設備連接起來，增加閥門，管件，傳感器，儀表等。圖2-7為JYLNG加氣站的工藝流程圖，本站既具有加氣、卸車、調(diào)壓、放空等環(huán)節(jié)，又沒有BOG回收過程。圖2-7JYLNG加氣站工藝流程圖2.4設計原則在LNG加氣站的設計中，必須遵守下列設計原則。（1）嚴格執(zhí)行現(xiàn)行設計規(guī)范，遵守消防、環(huán)保、勞動安全及行業(yè)衛(wèi)生法規(guī)。要配合當?shù)匾?guī)劃部門，做到科學規(guī)劃、合理布局、統(tǒng)籌協(xié)調(diào)。（2）采用先進、節(jié)能、可靠的新技術(shù)，減少能源消耗，提高產(chǎn)量。在成熟的生產(chǎn)工藝基礎上，選用國產(chǎn)可靠的設備，減少項目投資，保證設備長期運行的安全性。積極引進新技術(shù)、新材料，力求在各項指標上達到國內(nèi)同類裝備的先進水平。

第三章LNG加氣站工藝流程分析及優(yōu)化目前的加氣站工藝設計在運行中存在以下問題：卸車時耗損大，每次卸載至少排放200公斤BOG氣體；卸車時間較長。如果液溫偏低，則卸車時間可達3～4h；車站整體隔熱能力尚需提高，BOG產(chǎn)出量大，設計比較保守，設備利用率低，互備性差。易出現(xiàn)問題。通過上一章選型與優(yōu)化設計，主要設備各項性能指標都得到了提高。這一章將優(yōu)化對加氣站技術(shù)水平有重要影響的卸車流程。并結(jié)合BOG的直接排放情況，對BOG的回收工藝進行了比較和優(yōu)化。3.1卸車流程優(yōu)化卸車基本流程在2.4.2節(jié)中已經(jīng)進行了介紹，目前的方案也是基于這個基本流程而進行的改善，由于JY站采用的技術(shù)路線發(fā)展較早。其他的設計也是基于此設計而進行的，對這一過程進行分析是很有代表性的。3.1.1流程分析在JY車站的具體工藝流程見圖2-6，在卸車區(qū)設有氣相、液相和液相增壓三個接口。通過管線連接卸車泵，卸車泵與儲罐及一臺加氣機相連，雙泵兩臺發(fā)動機滿足普通三級站日進氣量氣20000m3。為了便于對卸車流程進行分析，將流程圖2-6的卸車流程簡化成如圖3-1所示。圖3-1卸車流程簡化圖在LNG槽車運輸中，為了安全、減少運輸時的損失，槽車必須維持罐體低溫、低壓的狀態(tài)，通常到站時的壓力在0-0.1MPa之間。而卸車前儲罐壓力普遍較高，基本高于0.5MPa，如果站內(nèi)加氣量較小，則壓力較大，槽內(nèi)液體難以流入儲罐。此時卸車需經(jīng)過一定流程，槽車壓力大于儲罐壓力0.2MPa時為好，這時液體最易卸載。卸車流程可以分成以下三個階段。（1）儲罐、槽車平壓從圖3-1可以看出，槽車的氣相端口連接到設備卸車的氣相端口，此時若閥門打開，則儲罐內(nèi)的BOG會經(jīng)由泵池的氣相空間流入槽車，從而為槽車提供壓力，一直持續(xù)到出關于槽車間的壓力達到平衡。（2）槽車升壓如果汽蝕余量不足（NPSH），在LNG潛液泵工作之前會出現(xiàn)汽蝕現(xiàn)象，使泵無法正常工作甚至設備發(fā)生損壞。所以，在平壓完畢后，槽車必須進行升壓。平壓后連接槽車液相增壓口和卸車液相增壓口，連接槽車氣相口和卸車氣相口，工藝連通后槽車內(nèi)的LNG利用液位高差進入卸車氣化器中[19]，利用空氣中的熱量加熱氣化后回到槽車的頂部，增加槽車的壓力，采用自增壓方式增壓速度相對較慢，但無需消耗電能。（3）卸車在設定了壓力差后，將槽車的液相管連接到卸車的液相孔上，然后打開LNG潛液泵，液體通過泵的壓力進入儲罐中。3.1.2存在問題分析目前的設計在實施流程中出現(xiàn)了以下問題；①槽車在運輸過程中，罐體幾乎是滿載狀態(tài)，55m3的槽車在滿載狀態(tài)下的氣相空間僅為3m3左右。由于卸車站儲罐氣相空間一般大于50m3，因此槽車升壓較快，但儲罐降壓效果不好，故在平壓后。儲罐氣相空間壓力還是很大。如果此時開始下一個步驟，壓力差就會很快消失，所以很難實施這一操作。②儲罐經(jīng)平衡壓制后，其內(nèi)部壓力僅略有降低。考慮到此刻槽車的壓力通常維持在0.5MPa或以上，如果立即啟動提升槽車的壓力程序，普遍情況下，槽車的安全閥（預設啟動壓力介于0.7至0.8MPa）極易觸發(fā)，導致釋放揮發(fā)BOG氣體。③在對槽車進行加壓的過程中，液化天然氣通過自身的重力流入氣化設備。此階段中，液化天然氣的溫度和壓力均處于較低水平，導致壓力增長緩慢。通常情況下，使用具有300m3/h的氣化器，要想將壓力從0MPa提升到0.4MPa通常需要耗時30至40分鐘，這段時間占據(jù)了整個加壓過程的四分之三。④由于加氣站的設計僅預留了一個液化天然氣泵用于卸車，設備出現(xiàn)故障時，將導致站點無法進行卸車作業(yè)，進而使得整個加氣站面臨停擺。雖然還有另一臺泵具備所需的功能性，卻因為流程上的不協(xié)調(diào)，未能實現(xiàn)替代使用。⑤在卸車的過程中，當車輛需要卸車時，如果卸車泵未能對配套的加氣機施加必要的壓力，而此刻若有眾多車輛排隊等待加氣，單個加氣機提供的流量可能無法迎合高需求量，這將不可避免地招致車輛堆積現(xiàn)象。與此同時，原本應當處于工作狀態(tài)的加氣機卻閑置無用，這不僅造成了資源的不必要揮霍，也凸顯了系統(tǒng)布局上存在的缺陷。⑥站內(nèi)槽車為了增壓專門配置了一臺具有每小時300m3處理能力的卸車氣化器。這種設備在功能上與用于飽和氣體氣化（BOG）的氣化器有著密切的相似性。但目前觀察到，此類設施在實際應用中的使用頻率并不高，導致了額外費用的產(chǎn)生。關于上述問題，它們可以被劃分為兩大類。先看前三個問題，它們指的是對于槽車進行充壓的挑戰(zhàn)，這涉及到在槽車和儲罐之間建立壓力梯度，這一過程往往耗時并充滿挑戰(zhàn)性；而后續(xù)的三個問題歸因于生產(chǎn)流程布置的不當，這導致了設備的使用頻率不足。在具體的卸車操作中，一些設備因工藝問題而被迫空閑。3.1.3卸車流程優(yōu)化設計及驗證通過分析總結(jié)，槽車增壓和設備利用率低是卸車流程出現(xiàn)問題的主要原因，以下是對這兩個問題的優(yōu)化方案及驗證。（1）增壓問題優(yōu)化當槽車與儲罐建立壓差時，如果槽車卸車前氣相體積為3m3、壓力0.1MPa、儲罐卸車前壓力0.5MPa，氣相體積50m3時。按照理想氣體狀態(tài)方程（3-1）可估算平壓后儲罐與槽車之間的壓力在0.47MPa左右，為槽車預留的升壓空間很小，難以實現(xiàn)建立壓差。PV=nRT（3-1）做出以下的分析：建立壓差的實質(zhì)是減小儲罐的壓力，增加槽車的壓力。降低儲罐壓力有兩種方法，第一種是直接放空儲罐內(nèi)氣體，但這樣的操作無論是在經(jīng)濟上，還是在環(huán)境上，都是不推薦的；另外一種方法是把儲罐的氣相和槽車液相連接起來（見圖3-2）。在高溫高壓環(huán)境下，儲罐中的天然氣通過壓力差異流動至槽車的液相中。在此過程中，槽車內(nèi)液體的溫度遠低于儲罐中的溫度。利用槽車內(nèi)低溫液體的特性，可以有效地將這部分BOG重新液化，從而顯著降低儲罐的壓力?；谙嗤募僭O，我們可以從公式（3-1）中推導出，當儲罐壓力為0.35MPa時，再液化過程可以使儲罐壓力達到平衡狀態(tài)。此外，該設計還具有另一優(yōu)勢，即利用儲罐氣相BOG的能量來提升槽車內(nèi)液化天然氣（LNG）的壓力。如果將兩個容器中的LNG視為一個整體系統(tǒng)，這種設計不僅實現(xiàn)了冷能的節(jié)約，還降低了BOG的生成量。這一創(chuàng)新方法在提高能源效率和減少能源消耗方面具有重要的學術(shù)和實踐價值。圖3-2平壓示意圖在槽車的升壓過程中，根據(jù)流程圖所示，當前的卸車增壓液相和氣相管是相連接的。通過利用槽車內(nèi)液體的重力作用，液體被送入卸車氣化器進行氣化。氣化后的氣體隨后通過氣相口返回至槽車，從而實現(xiàn)槽車的升壓。這一流程設計巧妙地結(jié)合了重力和氣化過程，有效地提高了槽車的壓力，為天然氣的儲存和運輸提供了便利。在此過程下，影響槽車升壓的主要因素有槽車和卸車氣化器的高差δh、卸車氣化器處理量V（ma、T）、增壓液相管以及氣相管管徑φ等。如果δh、V（ma、T）、φ增大，升壓速率加快，t減小。由于受到經(jīng)濟、技術(shù)規(guī)范的制約，在設備選擇和計算時，已確定了V（ma、T）、φ，而在加氣站中，高差δh也不能太大。而且氣化器工作時因LNG氣化，壓力大，靠LNG流體重力自流作用差，根據(jù)公式（3-10），如果δh=1m，那么增壓到0.5MPa至少需要40分鐘，因此通過設備改型和提高高差并不能很好地改善卸車流程。這時，根據(jù)工藝的最優(yōu)布局，可以從以下方面著手：在卸車之前，儲罐中的液溫要比槽車里的液溫高30°C左右。以儲罐中LNG為升壓液體比采用槽車內(nèi)液體更有效；通過低溫泵供能，向卸車氣化器中注入LNG，流速大于自流增壓速度?？梢杂行У乜s短加壓時間；所以，在圖3-3中對流程進行了改進。圖3-3卸車流程泵連接優(yōu)化布置圖（1）改進后的流程分析如下：首先，儲罐液相與泵池液相之間通過液相聯(lián)通管實現(xiàn)連接，這種設計使得兩者之間的液體可以相互流通。當需要進行卸車加壓操作時，啟動LNG潛液泵，通過管道的連接和閥門的精確控制，將儲罐中的高溫液體引入氣化器中進行增壓。同時與卸車液相管的連接，使得在槽車的液體進入儲罐的過程中，可以同步進行自流增壓。這一設計通過減少泵送的液體量，LNG泵的運行速度得以降低。這一變化不僅延長了泵的使用壽命，還顯著降低了電力消耗，從而實現(xiàn)了能源的高效利用。經(jīng)試驗，LNG泵轉(zhuǎn)速維持在4000r/min，輸出流量300L/min，將數(shù)據(jù)帶入式（3-10），得出的增壓時間τ為21.5分鐘，如果增壓到最大壓力0.7MPa，僅需25.04分鐘；降低了卸車液相增壓口設置及連接過程。如果只考慮單一地增加增壓速率，確實可以采取其他方法，如完全依賴泵加壓和提高泵的轉(zhuǎn)速來實現(xiàn)。三種方案經(jīng)濟技術(shù)參數(shù)比較：原設計方案：加壓方式：首先對液位LNG槽車進行加壓，卸車后需向槽車降壓。能量來源：加壓過程不耗電，完全依賴槽車內(nèi)的液體進行加壓。排放量：每次卸車排放的燃氣量大約為220Nm3。耗電量：卸車耗電約25kw·h。卸車時間：約為3.5小時。方案一（泵卸車）：加壓方式：僅通過提高泵速進行增壓處理，將LNG槽車內(nèi)的液體由潛液泵卸進儲罐內(nèi)。假設泵速：卸車泵轉(zhuǎn)速為5000r/min。耗電量：約為27.5kw·h。卸車時間：約2.2小時方案二（氣化器和泵聯(lián)合卸車）：加壓方式：采用泵與氣化器同時進行增壓，通過氣化器增加LNG槽車的氣相壓力。泵速：泵的速度保持在4000轉(zhuǎn)/分鐘左右。耗電量：卸車過程耗電量大約為22kw·h。三種方法的技術(shù)和經(jīng)濟效益比較表如下。表3-1卸車指標對照表卸車方式卸車時間（h）能耗（kw·h）BOG產(chǎn)量（m3）原設計方案3~425200方案一2.227.5180方案二2.422180由上表可知，原來的JY車站設計周期較長，生產(chǎn)BOG最多；方案一充分發(fā)揮了儲罐中流體溫度高、泵送壓力大的優(yōu)點。卸車時間明顯變短，BOG總產(chǎn)也有一定程度的減少；方案三綜合了兩種方法的優(yōu)點，雖然卸車時間稍有增加，但整體能源消耗下降。僅需要22kw的電力，BOG的生產(chǎn)也有所下降，所以采用方案三更優(yōu)。（2）設備利用率低問題優(yōu)化從流程圖2-6可知，卸車液相管只連接一臺泵池的液相，如果卸車泵發(fā)生故障，則不能轉(zhuǎn)換到另一個泵上運行，從而影響卸車。而且，在卸車時，另外一臺沒有工作的泵的出口僅與一臺加氣機相對應，無法保證兩臺加氣機在卸車時能夠同時運轉(zhuǎn)。通常一輛LNG卡車裝有450L的氣瓶2個，完全充氣時間大約15分鐘，單機效率非常低。在實際應用中，設備的穩(wěn)定性和可靠性對于整體系統(tǒng)的運行至關重要。一旦某個設備出現(xiàn)故障，它可能會對整個系統(tǒng)的穩(wěn)定性和工作效率產(chǎn)生連鎖反應。為了解決這個問題，可以對流程進行優(yōu)化，如圖3-4。①在泵出口設置三通閥門，通過三通閥門的一個出口連接至卸車氣化器。當需要卸車時，開啟相應閥門，將儲罐內(nèi)的液體送入氣化器內(nèi)。氣化器的作用是將LNG液體轉(zhuǎn)化為氣體，便于快速卸車和降低儲罐壓力。確保泵的壓頭大于槽車內(nèi)液體的自重壓頭，以此增加LNG液體流向氣化器的流速。這一設計有助于減少卸車時間，提高卸車效率。三通的另一個出口連接至加氣機，用于為LNG車輛加氣。這樣，泵在卸車的同時，也可以為加氣機提供LNG液體。三通的最后一個出口連接至儲罐上進液口。通過上進液方式，可以利用槽車上LNG液體的冷能來冷卻儲罐，從而降低儲罐的壓力。這種方式不僅有助于加快裝卸速度，還能提高系統(tǒng)的能效。②將卸車口、加氣機和儲罐與泵連接起來，每個泵都具備卸車功能，一個泵對應兩臺加氣機。③設置相應氣動閥門，用以流程自動切換：在PLC（可編程邏輯控制器）內(nèi)設置控制程序，利用PLC控制電磁閥給氣動閥供氣，用以控制氣動閥開閉狀態(tài)來實現(xiàn)流程[20]。圖3-4卸車流程泵連接優(yōu)化布置圖（2）3.2BOG回收流程優(yōu)化LNG在吸熱變?yōu)闅怏w時體積劇增，因而形成BOG。考慮到保持保溫的技術(shù)約束和部分流程需求，BOG的形成似乎是不可避免的，這對加氣站的操作產(chǎn)生了顯著影響。受限于當前技術(shù)狀況，大量加氣站傾向于將BOG直接釋放，這種做法可能在周邊地區(qū)聚集易爆氣體，帶來潛在的安全風險同時也意味著財務損耗。值得注意的是，LNG的主要組成是甲烷CH4，它在大氣回旋中起到不利作用，作為一種有害的溫室氣體，對自然環(huán)境構(gòu)成了嚴重威脅。若要降低BOG產(chǎn)生，工藝流程優(yōu)化顯得尤為關鍵。本節(jié)旨在設計一種再液化BOG的策略。分析BOG產(chǎn)生的根本原因，并預測其蒸發(fā)量將是優(yōu)化步驟的先決條件，進而能夠制訂出對策。3.2.1BOG產(chǎn)生因素和產(chǎn)量（1）當LNG在JY的LNG加氣站中儲存與分發(fā)時，BOG的生成主要由幾個因素引起：①LNG儲罐儲存過程中產(chǎn)生的BOG即便利用了真空隔熱技術(shù)對儲罐進行了設計優(yōu)化，儲罐和外界依舊存在熱能的交換。這種能量交換使得罐內(nèi)LNG發(fā)生蒸發(fā)，形成BOG。環(huán)境溫差、熱輻射等眾多因素共同作用于儲罐的熱交換過程。為此，一般基于儲罐的靜態(tài)蒸發(fā)率來進行計算。計算過程所需遵循的特定數(shù)學表達式如下文所示，具體的計算公式見公式3-7。GT=εηρV式中GTε—儲罐的靜態(tài)蒸發(fā)率，%；η—儲罐充裝率，%；ρ—LNG密度，kg/m3；Vg—儲罐有效容積，m3②LNG管道產(chǎn)生BOG在儲罐類似情況下，在執(zhí)行流程中，站場內(nèi)的工藝管道在操作過程中也可能出現(xiàn)由環(huán)境換熱引起的BOG情況，相關的計算公式可以參考（3-8）。GP=3.6ql/式中GPq—管道單位距離冷量損失，w/m；l—管道長度，m；γ—LNG氣化潛熱，kJ/kg；③LNG潛液泵產(chǎn)生的BOG在執(zhí)行站內(nèi)的卸車或天然氣充填過程中，操作者需依靠液態(tài)天然氣潛液泵來提供所需動力。潛液泵在工作狀態(tài)下，不僅其本身會釋放熱量，還有泵和液體之間的摩擦也會產(chǎn)生熱量，這些熱量隨即傳遞至LNG液體中。這導致LNG液化為BOG。潛在地，這種BOG的產(chǎn)生受到上述泵的工作效率以及LNG的氣化潛熱二者所共同影響，如式（3-9）所示。Gb=3600P/式中GbP—LNG潛液泵功率，15kw；γ—LNG氣化潛熱，kJ/kg；④空間置換產(chǎn)生的BOG儲存LNG的設施在卸車與加氣期間，會經(jīng)歷液位的動態(tài)調(diào)整。隨著液態(tài)燃料的移動，如儲罐與泵系統(tǒng)等單元內(nèi)部的液位不斷變動。液位變化涉及的空間將由LNG或BOG充填，它們的體積流速變動保持一致性，對應的計算公式分別為（3-10）和（3-11），其中Gx和Gj分別代表卸載和加氣過程中由空間置換產(chǎn)生的BOG量。Gx=(Vin-Vout)式中GxVin—進入儲罐的LNG體積，m3；Vout—流出儲罐的LNG體積，m3；ρg—LNG密度，kg/m3Gj=Mρ式中M—加氣流量，kg/h；ρ1—BOG密度，kg/m3ρ2—LNG密度，kg/m3⑤氣壓變化產(chǎn)生的BOG儲罐中的壓力水平受大氣壓強變動的影響，并進一步作用于BOG的生成量。依照公式（3-12）所示，大氣壓力的上升導致BOG生成量的增長，相反地，大氣壓力的下降則引致生成量的減少。當儲罐的壓力水平趨近于1.0MPa，這一現(xiàn)象尤為明顯。GA=?ρ式中GAP—設備運行壓力，Kpa；dp/dtV—氣相空間體積，m3；⑥卸車液體溫度不同產(chǎn)生的BOG卸車時，倘若槽車內(nèi)的液體溫度超過儲罐中液體的溫度，各自的液體會依據(jù)其獨有的溫度保持各自的飽和蒸氣壓。混合這兩種液體時，它們會逐漸達到一個共同的飽和點，這一過程導致了BOG的生成，而生成的BOG與混合之前的飽和狀態(tài)相關，這包括其溫度及壓力。。計算方法可以參考式（3-13）和（3-14）：GH=F?=1?exp?[式中GHM?F?—cpT1T2γ—LNG氣化潛熱，kJ/kg；（2）BOG產(chǎn)量計算在對多種氣站運行狀態(tài)進行分析的過程中，本研究綜合考慮了是否存在卸車以及加氣操作，并且是以最大可能的加氣容量為計算依據(jù)。我們采取的詳細假設情形如下：a.同時進行卸車和充入最高量的加氣；b.僅進行卸車，不進行加氣動作；；c.不進行卸車，但是執(zhí)行最大容量的加氣操作；d.既不進行卸車流程也不執(zhí)行加氣。除此之外，本研究還依據(jù)表3-2至表3-6所示數(shù)據(jù)進行了附加的計算分析，其中設定每個泵的功效為15千瓦。①LNG基礎組分BOG的主要成分是甲烷，還包含少量氮氣。根據(jù)JY站BOG氣質(zhì)報告，基本成分如下表3-2所示：表3-2LNG摩爾組分含量甲烷乙烷丙烷丁烷氮氣LNG952102②LNG管道參數(shù)及保溫層性能參數(shù) 表3-3LNG管道參數(shù)管道規(guī)格實際管道外徑（mm）材質(zhì)DN505706Cr19Ni10表3-4LNG管道保溫層參數(shù)絕熱層材料導熱系數(shù)W/（m·K）保溫層厚度mm單位管長允許冷損失W/mPIR0.0121005③LNG潛液泵和加氣機參數(shù)表3-5潛液泵和加氣機參數(shù)管道規(guī)格工作溫度（℃）流量范圍（L/min）流量范圍（L/min）潛液泵-162~-1200.1～1.60～450加氣機-162~-1200.1～1.430～90經(jīng)計算不同工況組合下BOG產(chǎn)生量如下表：表3-6BOG氣化量（m3）卸車最大加氣量卸車無加氣無卸車最大加氣量無卸車無加氣287.65152.16130.6294.8計算結(jié)果分析研究表明，液化天然氣（LNG）氣化所需的熱量隨著其內(nèi)部氮含量的提升而呈現(xiàn)非線性遞減。同時，如果LNG的飽和點溫度降低，就能觀察到更大的溫度差距和熱交換量增加，這有助于加速LNG的氣化過程。因此，含氮量提高不僅會增加BOG的產(chǎn)生量，而且還應注意，LNG的蒸發(fā)速度會隨著壓力的升高而降低。這一現(xiàn)象的原因是LNG的飽和點溫度受壓力影響而上升，導致在更高的壓力環(huán)境下，BOG的生成速度減慢。在達到一定的安全釋壓閾值時，系統(tǒng)會排出一部分BOG，使得BOG的產(chǎn)量最終達到相對平穩(wěn)的狀態(tài)。在液化天然氣傳輸過程中，攝入的氮氣含量對其穩(wěn)定性產(chǎn)生明顯影響。具體來說，氮氣的比例增加會導致BOG量顯著上升。此外，管道的冷損失與管道溫度差的擴大成正比，這進一步促使BOG的產(chǎn)量增加。顯然，提高保溫層的性能和厚度可以有效地降低BOG的生成，因為這樣增強了隔熱效果。根據(jù)計算公式（4-3）還可以發(fā)現(xiàn)，BOG的生成量與管道的實際長度直接相關，長度越長，產(chǎn)生的BOG也越多。在進行液化天然氣（LNG）卸車時，若罐中的LNG飽和溫度和壓力相比儲存容器里的高，會立即引起儲罐內(nèi)LNG的氣化，進而產(chǎn)生大量的BOG。由此可見，在儲罐和槽車之間，壓力和溫度的差異愈大，生成的BOG就愈多。為了降低這種現(xiàn)象出現(xiàn)的機率，加氣站應當努力避免接收高溫的液態(tài)氣體。一旦設定了泵的輸出能力，那么BOG的數(shù)量也隨之固定；另一方面，BOG生成的過程，在氣體壓力波動方面相當穩(wěn)定，至于其微小的影響則可視作無關緊要。在其他情況下，BOG產(chǎn)生還包括以下原因：當進行卸車時，存在對液相管道進行事先冷卻的需求。所用的軟管為非絕熱類型，其直徑規(guī)格為DN50且其長度為12m。在冷卻階段，管道內(nèi)約有四分之三的體積被液體占據(jù)，這部分的液體轉(zhuǎn)換為BOG。具體而言，預冷過程中約0.0147m3的LNG轉(zhuǎn)變，產(chǎn)生了9.188m3的BOG。該加氣站每日可提供60m3的加氣能力，這足以滿足大約90輛各裝有2個450升LNG儲備罐的車輛的加氣需求。一般情況下，LNG車輛在加氣期間，其瓶內(nèi)的剩余壓力大約是0.8MPa。此過程中，大概產(chǎn)生了350m3的BOG，而這些BOG會被完全收集到儲罐中去。當槽車卸完LNG后，車內(nèi)剩余的氣體轉(zhuǎn)變?yōu)锽OG。目前，市場上普遍使用的槽車容量為55m3，卸車后，車內(nèi)的氣相壓力大約是0.5MPa。而BOG回收的最低可接受壓力是0.2MPa，回收的氣相BOG總體積約為155.42m3?；谟嬎?，考慮到BOG產(chǎn)生最大工況考慮，JY的LNG加氣站的BOG日產(chǎn)量估計可達到802.26m3。3.2.2BOG回收流程設計及優(yōu)化驗證在加氣站，每天產(chǎn)生的BOG量相當可觀。針對BOG的處理，考慮到其產(chǎn)生原因和特點，可以從兩個方面進行考慮。（1）減少BOG的產(chǎn)生在本質(zhì)上，BOG的形成是冷能流失的一種表現(xiàn)。為了減少BOG的產(chǎn)生，根據(jù)上一節(jié)的探討，影響B(tài)OG產(chǎn)量的關鍵因素包括壓力容器保溫損失、卸車和加氣流程的空間置換，以及在卸車環(huán)節(jié)出現(xiàn)的壓力增加現(xiàn)象。所描述壓力容器的保溫涉及多個關鍵設備，包括儲罐、泵池和管道。正如表3-7所示，在選擇設備的設計階段，我們決定采用高真空多層繞包絕熱儲罐。這種儲罐的真空度能夠達到5Pa，因此其保溫效果顯著優(yōu)于傳統(tǒng)的真空粉末存儲罐，每天的蒸發(fā)率極低，僅為0.1%，進而極大程度地降低了BOG的排放量。我們也借鑒了LNG站的實用經(jīng)驗，識別出泵池蓋漏熱是站內(nèi)重要的冷能損失來源。為了緩解這個問題，可以采用真空泵池蓋以減少熱量流失。至于LNG的輸送管道，雖然早期的構(gòu)想是采用真空管道以增強保冷效果，但鑒于當前的技術(shù)水平和長距離的站內(nèi)管路，維護起來較為困難，一旦發(fā)生真空泄露，那么這些管道的隔熱效果將會遠遜于專用保溫管。因此，在站內(nèi)設計時，考慮采用聚異氰酸脂PIR作為保溫層。PIR是一種先進的有機聚合物材料，具備極低的熱導率，極其適合作為LNG加注站的保溫選材。表3-7主要設備保溫效果對照表項目設備選型日蒸發(fā)率JY站設計優(yōu)化設計JY站設計優(yōu)化設計LNG儲罐真空粉末高真空纏繞3‰1‰低溫離心泵不銹鋼泵蓋真空泵蓋3%0.5%工藝管道真空管道PIR1%2%在LNG加氣站的日常運作中，不可避免地會有BOG的產(chǎn)生，特別是因為空間置換的發(fā)生。在卸車流程中，通過槽車提升壓力會額外產(chǎn)生大量BOG，根據(jù)卸車后儲存壓力的平衡狀況，這個數(shù)量通常在200到300m3之間，成為站點內(nèi)BOG產(chǎn)量的主要部分。正如前文中優(yōu)化卸車流程所討論的，通過將儲罐中的BOG輸送至槽車的液體接口，既能有效減緩儲罐內(nèi)的壓力上升，也為槽車提供了必要的加壓。這種方法比直接使用槽車的氣化器進行加壓可以減少約100m3的BOG生成。為了降低LNG長期儲存的可能性，合理的加氣站選址和設計至關重要，包括確保加氣站的規(guī)模與需求相匹配。此外，工程設計應當努力縮減過程管道的長度并降低卸液及回氣的阻力，同時，應避免利用泄放儲罐內(nèi)氣相增快液體輸入速率的做法。通過減小過程中閥門和彎頭的使用，不僅可在不影響工藝流程的情況下減小壓力損耗，同時也能顯著降低BOG的生成量。通過實施這些設計策略，加氣站的總體效率得到提升，同時也減少了能量損失。（2）BOG利用上述研究表明，通過改良設計可以降低LNG加氣站產(chǎn)生BOG。然而，想要徹底根除是不可能的?，F(xiàn)如今，大部分的LNG加氣站都選擇將BOG直接釋放到大氣中。而本文便探討了若干可供選擇的方案，并就這些方案與直接釋放法的利弊進行了深入分析和比較。①直接放空由于技術(shù)和經(jīng)濟因素，早期LNG加氣站設計中，通常會選擇直接放空站內(nèi)的BOG。當儲罐中的BOG積累到一定量后，需要手動進行排放。通過EAG氣化器加熱BOG至-104℃以上，然后將其排放到大氣中。這一流程無需額外的硬件投資，只需利用加氣站內(nèi)現(xiàn)有設備即可實現(xiàn)。具體流程如下圖4-5所示：圖3-5直接放空流程示意圖結(jié)果分析：根據(jù)3.2.1節(jié)的計算，一般的三級LNG加氣站每天會產(chǎn)生約800立方米的氣體，按照目前SX省的天然氣價格每立方米2元計算，每天的放空損失就達到了1600元，如果按照每年360個工作日計算，那么一年的氣體損失就達到了57萬元。此外，直接排放氣體不僅對環(huán)境保護要求十分不利，還會導致溫室氣體的污染。②將BOG輸進配氣管網(wǎng)在規(guī)劃LNG加氣站時，假如該站點鄰近存在天然氣輸送和分配的管道網(wǎng)絡，應當將蒸發(fā)產(chǎn)生的BOG進行加壓處理后，引入這些網(wǎng)絡中進行輸送。具體來說，加氣站需配備相應的設施：一臺增加BOG溫度的氣化換熱裝置；一臺能夠調(diào)節(jié)壓力的BOG壓縮機，用以確保BOG完全氣化后可以被輸送至下游管道；實現(xiàn)氣體流量監(jiān)測的流量計；以及相應的臭氣添加裝置和相關配套管道?；诩託庹井a(chǎn)生BOG的量，建議選用每小時處理能力為100m3的空溫式氣化器，并使得BOG壓縮機的輸出壓力達到0.4MPa。站內(nèi)儲罐中氣態(tài)空間積存的BOG，在需要輸送至管網(wǎng)時，經(jīng)歷了先進的處理流程。顯于圖3-6，以低溫狀態(tài)存在的BOG，首先會被送入BOG壓縮機，此時壓力會提升至符合管網(wǎng)輸送的標準，通常這一壓力水平是0.4MPa。之后，BOG的溫度通過空溫式氣化器得以升至常溫。氣溫正常后，其流向調(diào)壓閥以進行壓力調(diào)整。最終，BOG在計量和加臭后，安全輸送入城市的燃氣管網(wǎng)中。在考慮到LNG的成本遠高于市面通用的城市燃氣，其增加在硬件和能源消耗方面的投入，僅可被視為一項環(huán)境保護的舉措。在商業(yè)效益方面，此種設施并不具有顯著的利潤潛能，且在缺乏周邊燃氣管網(wǎng)配套的情況下，該設計無法得以實施。圖3-6BOG進管網(wǎng)流程示意圖經(jīng)研究表明，該策略的實施確保了BOG利用效率達到完美的百分之百。然而，這一成果的取得須付出在氣化器、調(diào)壓閥、流量計、壓縮機、加臭裝置等等基礎設施上的額外資本投入。進一步地，維持操作的能耗及添加臭劑的成本會導致經(jīng)濟效益的下降，因回收的資金與成本相抵消，出現(xiàn)財務逆差的情形。③站內(nèi)自用考慮到加氣站工作人員的日常用氣需求，BOG能夠作為站點的能源供給。遵循《GB50156-2012汽車加油加氣站設計與施工規(guī)范》，只要保持必要的安全間隔，便允許在生活區(qū)部署燃燒設施，以此來滿足站點內(nèi)對氣體的常規(guī)需求和取暖用途。為了達到此目的，需額外裝置一臺每小時處理能力為100m3的空溫式氣化器，搭配一座容量為0.5m3的緩沖儲罐和一個調(diào)節(jié)閥。詳細的操作流程見圖3-7。流程分析：氣化器使得儲存于罐中的BOG進行熱交換直至回歸常溫。鑒于氣體在站點內(nèi)分配的不平衡性，加熱至常溫的BOG需暫存于緩沖儲罐里。用氣高峰期到來時，經(jīng)調(diào)節(jié)閥門將儲存罐中的然氣調(diào)至3KPa后，便可供應站內(nèi)暖氣及滿足其他生活需求。圖3-7BOG站內(nèi)自用流程示意圖4）BOG再液化由于LNG與民用燃氣存在差價，并且部分站由于地處偏遠，無法連接管道等客觀因素，近年來發(fā)展趨勢集中在BOG再液化，一般天然氣液化流程主要包括階式制冷循環(huán)流程、混合制冷循環(huán)流程（MRC）、膨脹機制冷循環(huán)流程、焦耳-湯姆遜節(jié)流制冷循環(huán)流程及冷劑換熱液化流程等[21]。對于混合制冷循環(huán)流程，與階式制冷循環(huán)相較，它呈現(xiàn)出更為簡潔的結(jié)構(gòu)，不僅減少了機組數(shù)量、流程亦顯得簡化，而且初始的資金投入相較后者降低了大約15%到20%。盡管這種方式的能源消耗略微提高了約10%到20%，且混合制冷劑的優(yōu)化搭配頗具挑戰(zhàn)，但其可直接利用現(xiàn)場的液化天然氣作為制冷介質(zhì)。此外，這種循環(huán)的方式有開式和閉式兩種模式。展現(xiàn)相對簡約的特質(zhì)的膨脹機制冷技術(shù)，由于其運作和維護的便捷性，能在使用天然氣作為冷卻介質(zhì)時，節(jié)省制冷劑的生產(chǎn)、運輸及儲存成本。然而，該技術(shù)要求輸入氣體必須徹底干燥，同時這一系統(tǒng)的回流壓力較低，且所需的熱交換面積較大。至于焦耳-湯姆遜節(jié)流制冷循環(huán)流程，它更適用于在較大的壓力差條件下對天然氣進行液化。那些流程簡明、設備數(shù)量有限的冷劑換熱液化技術(shù)，通常采用液氮作為冷卻介質(zhì)，由于成本較低，這種方案被認為適宜小型BOG液化設施的應用。經(jīng)初步比選，氮膨脹循環(huán)液化流程及冷劑換熱液化流程設備投資較少，處理量適中，較適合LNG加氣站內(nèi)BOG再液化，本文設計BOG再液化設計兩種方案進行比較[22][23]。①氮膨脹循環(huán)液化流程圖4-8展示了單循環(huán)混合制冷劑液化流程，巧妙地結(jié)合了氮氣冷劑循環(huán)回路與BOG液化回路，在這一流程中，BOG的冷能被有效利用于換熱器2中，為氮氣和液化氣源提供了寶貴的冷量。并使BOG經(jīng)歷兩次復溫過程。在該循環(huán)系統(tǒng)中，壓縮機將氮氣加壓，使其溫度與壓力同步提升。接著，氣體在冷凝器2中釋放熱量，恢復到常溫狀態(tài)。此后，氮氣被引導至換熱器2，借助存儲在罐內(nèi)的BOG的冷卻作用降低溫度。當BOG的冷能被氮氣充分吸收之后，氮氣送入膨脹機內(nèi)，此處通過焦耳-湯姆孫效應引發(fā)氮氣膨脹并產(chǎn)生冷能，該冷能隨后被用于BOG的液化過程。氮氣在完成冷能傳遞后，從換熱器中排出，以啟動新一輪的循環(huán)過程。在BOG液化循環(huán)系統(tǒng)中，存儲在罐內(nèi)的BOG首先被送入換熱器2以及換熱器1，以此進行熱交換，使其具備了入口的氣候條件。此后，該氣體被壓縮機所吸收，壓力得以提升。接著，氣體依次穿過冷凝器1與緩沖罐，并返回至換熱器2。在此過程中，氮氣的膨脹作用參與并促成了其液化過程。最終，BOG通過節(jié)流裝置JT進行了降壓處理，最終流入LNG儲罐中。圖4-8單循環(huán)混合冷劑液化流程②以液氮為介質(zhì)冷凝BOG參見圖3-9，該圖為液氮冷卻流程。當罐內(nèi)BOG的壓力達到一定時，它被輸送至液氮儲罐。在該容器中，換熱盤管浸在液態(tài)氮中，BOG通過從液態(tài)氮得來的冷量進行冷卻并液化。液化成LNG的氣體之后會被重新存放于罐內(nèi)。液氮儲罐配備了專門的進氣口和氮氣排放口，以此來補充新的液態(tài)氮并維護其水平。在這個冷凝系統(tǒng)中還安裝了展示溫度、壓力和液位等數(shù)據(jù)的監(jiān)測儀器，并且配備了用于安全放散的設施。此外，該系統(tǒng)在運行過程中不需要耗費電力，大約需要每立方米BOG消耗2升液氮來實現(xiàn)冷凝。圖3-9液氮冷凝BOG液化流程通常而言，LNG的存儲壓力不超過0.9MPa，而在對BOG進行回收時，其壓力設置為0.8MPa，此處理論上僅考慮了天然氣的甲烷（CH4）成分。一旦儲罐內(nèi)的壓強增至0.8MPa，BOG達到其飽和點。同理，此時的LNG轉(zhuǎn)變?yōu)轱柡鸵簯B(tài)。通過使用HYSYS軟件的模擬，我們可以獲得核心設備的使用情況與能源消耗水平，詳見下方列表3-8。表3-8BOG再液化方案對比BOG再液化方式主要設備及裝置能耗kw·h/Nm3氮膨脹循環(huán)液化壓縮機、膨脹機、換熱器、冷凝器、緩沖罐0.44液氮冷凝換熱器、低溫儲罐、液氮運輸車/根據(jù)以上分析，當BOG產(chǎn)量高而加氣需求相對較低的情況下，比較適宜選擇投資成本較高的氮膨脹循環(huán)液化裝備。雖然初始投資較液氮冷凝裝置來得更為昂貴，但考慮到氮膨脹循環(huán)在運作中消耗能量較少且設備成本較為低廉，該技術(shù)適合被應用于二級或更高級別的加氣站。而對于液氮冷凝技術(shù)，需增設專用的液氮儲存罐和運輸車。面對每日最高800m3的BOG產(chǎn)