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LNG加氣站BOG放散原因分析及降低措施

文檔作者：高華偉聶廷哲解東來文檔來源：深圳中燃哈工大燃?xì)饧夹g(shù)研究院有限公司		點擊數(shù)：	更新時間： 2021年11月18日
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第36卷第9期
2016年9月
煤氣與熱力
GAS ＆ HEAT
V0I．36 No．9
Sep．2016
· 燃?xì)馄?#183;船舶·加氣站·
LNG加氣站BOG放散原因分析及降低措施
高華偉， 聶廷哲， 解東來
(深圳中燃哈工大燃?xì)饧夹g(shù)研究院有限公司，廣東深圳518033)
摘要： 針對未連接城市燃?xì)夤芫W(wǎng)的LNG加氣站，調(diào)研BOG放散量與儲罐充裝間隔期的關(guān)
系，發(fā)現(xiàn)對于未做特殊保冷的普通LNG加氣站，當(dāng)儲罐充裝間隔期在4 d及以內(nèi)時，基本不發(fā)生
BOG放散。當(dāng)儲罐充裝間隔期超過4 d時，BOG放散量隨著充裝間隔期的增加而增大。結(jié)合實際
運行中的LNG儲罐壓力的變化，分析BOG放散量與LNG充裝間隔期的關(guān)系。針對日銷氣量少、充
裝間隔期長的LNG加氣站，提出對LNG加氣站進(jìn)行分卸以控制充裝間隔期在4 d及以內(nèi)，建立判
斷分卸是否經(jīng)濟(jì)的數(shù)學(xué)模型。
關(guān)鍵詞： LNG加氣站； BOG放散； 充裝間隔期； 分卸
中圖分類號：U473．8 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：B 文章編號：1000—4416(2016)09—0B16—04
作者簡介：高華偉，男，工程師，碩士，從事燃?xì)夤こ淘O(shè)
計研究工作。
1 概述
盡管LNG加氣站設(shè)備和管道有良好的絕熱措
施，但是由于LNG是低溫液體，在儲存和操作的過
程中，由于自然的熱量傳遞和系統(tǒng)冷卻需要，都不可
避免地會產(chǎn)生一定數(shù)量的BOG。BOG是非常潔凈
的燃料，排放到空氣中會產(chǎn)生浪費，而且BOG是可
燃?xì)怏w，排放到空氣中具有潛在的危險。因此，我們
必須采取措施以減少BOG的放散。這不僅符合節(jié)
收稿日期：2016—01—28； 修回日期：2016—06—20
能減排的方針政策，也有利于提高裝置的經(jīng)濟(jì)性和
安全性 卜 。
LNG加氣站中BOG產(chǎn)生的原因有：儲罐的自然
蒸發(fā)，槽車卸車時的空間置換，LNG泵池和管道與
環(huán)境進(jìn)行的熱量交換，加氣過程中的容積置換 。
通常，連接城市燃?xì)夤芫W(wǎng)的LNG加氣站，其BOG通
過壓縮機(jī)加壓到管網(wǎng)所需壓力后可輸入城市燃?xì)夤?
網(wǎng)；未連接城市燃?xì)夤芫W(wǎng)的L—CNG加氣站，可將
BOG回收到高壓儲氣井(或儲氣瓶組)內(nèi)，作為CNG
補(bǔ)充氣源。以上兩種情況不產(chǎn)生BOG的放散。未
連接城市燃?xì)夤芫W(wǎng)的LNG加氣站，當(dāng)廠站儲罐內(nèi)壓
力達(dá)到安全放散壓力時，通過站內(nèi)管道放空掉，會產(chǎn)
生BOG的放散浪費，產(chǎn)生較大的經(jīng)濟(jì)損失。本文研
究對象是未連接城市燃?xì)夤芫W(wǎng)的LNG加氣站。
為了減少LNG加氣站的BOG放散量，本文從
儲罐充裝間隔期對BOG放散量的影響、罐內(nèi)壓力變
化對BOG放散量的影響以及運行中的儲罐壓力變
化等方面，分析BOG放散的主要原因，提出降低
BOG放散量的方案。
2 儲罐充裝間隔期對BOG放散量的影響
儲罐充裝間隔期越長，LNG通過儲罐、LNG泵
· B l6 ·
高華偉，等：LNG加氣站BOG放散原因分析及降低措施 第36卷第9期
池等設(shè)備及工藝管道與外部發(fā)生的熱交換就越多，
產(chǎn)生的BOG量越大。當(dāng)BOG造成儲罐的壓力達(dá)到
安全閥設(shè)定壓力時，安全閥開啟，將BOG超壓部分
通過放散管向外放散。圖1為某公司LNG加氣站
(未做特殊保冷措施)BOG放散量與儲罐充裝間隔
期的關(guān)系。從圖1可以看出，對于未做特殊保冷措
施的普通LNG加氣站，當(dāng)儲罐充裝間隔期在4 d及
以內(nèi)時，廠站基本不產(chǎn)生BOG放散；當(dāng)儲罐充裝間
隔期超過4 d時，BOG放散量隨著儲罐充裝間隔期
的增加而增大。
l2O
— lOO
80
60
箍
校40
0
20
o l 2 3 4 5 6 7 8 9 lU ll lZ
儲罐充裝間隔期，d
圖1 LNG加氣站BOG放散量與儲罐充裝間隔期的關(guān)系
3 LNG飽和壓力與BOG放散量
LNG壓力越大，對應(yīng)的飽和溫度越高。當(dāng)儲罐
內(nèi)壓力達(dá)到1．2 MPa時，LNG的飽和溫度為一118
℃ 。
調(diào)研發(fā)現(xiàn)大部分LNG加氣站設(shè)定的儲罐安全
放散壓力為1。2 MPa，但實際運行數(shù)據(jù)顯示，當(dāng)儲罐
壓力接近1．2 MPa放散BOG時，罐內(nèi)LNG的溫度
并沒有達(dá)到一118 o(二，而是在一130 左右，此時的
飽和壓力應(yīng)該在0．7 MPa左右。這表明儲罐內(nèi)的
LNG氣相和液相并不是飽和的，儲罐上部氣相過
熱。如果在儲罐壓力接近安全放散壓力時，從儲罐
上部注入過冷LNG，儲罐內(nèi)的氣相會被迅速液化，
可以有效避免BOG的放散。因此，對于連續(xù)使用的
LNG加氣站，BOG的產(chǎn)生是不可避免的，但由于儲
罐可以承受一定的壓力，BOG的放散可以通過周期
性充裝LNG來避免。
4 運行中的LNG儲罐壓力變化
中南某地LNG加氣站日加氣設(shè)計能力為2×
10 m ／d，儲罐容積為60 m 。圖2為該站2015年
10月1—11日儲罐罐內(nèi)壓力變化。從圖2可以看
出，儲罐在剛充裝完LNG后壓力最低，之后罐內(nèi)壓
力隨著加氣時間的延長不斷升高，在壓力達(dá)到0．7
MPa以上后，該站由于及時充裝LNG使罐內(nèi)壓力降
至0．35～0．40 MPa，避免了廠站BOG的放散損失。
圖2中的A點、 點和c點均表示充裝結(jié)束點。根
據(jù)調(diào)研情況，如果加氣站充裝間隔期控制在4 d及
以內(nèi)，可以基本避免BOG的放散。
礎(chǔ)
皇
R
磐
逛
g
皿
0
時間
圖2 中南某地LNG加氣站10月1—11日儲罐罐內(nèi)
壓力變化
5 降低BOG放散量分卸方案及經(jīng)濟(jì)性分析
為避免BOG大量放散，對于日均銷氣量較小的
廠站，首要措施是加大市場開發(fā)力度，增加日銷氣
量，從而使儲罐充裝間隔期控制在4 d及以內(nèi)。
若日銷氣量難以迅速提高，縮短儲罐充裝間隔
期意味著減少儲罐的每次充裝量，可以考慮LNG槽
車在相鄰廠站間依據(jù)用氣情況分卸LNG。對LNG
槽車進(jìn)行分卸，需要統(tǒng)籌考慮LNG加氣站日銷氣
量、運輸成本及節(jié)省的BOG費用等以確定經(jīng)濟(jì)合理
性。下面以兩座LNG加氣站為例，分兩種情況予以
考慮。
① A站無BOG放散，B站有BOG放散
假設(shè)有A、B兩個LNG加氣站：A站無BOG放
散，日銷氣量為q ；B站有BOG放散，BOG年放散
量為 ，日銷氣量為q 。
不分卸單獨充裝(以下簡稱不分卸)時：A站
LNG到站價為P ，B站LNG到站價為P 。
分卸聯(lián)合充裝(以下簡稱分卸)時：如果選擇同
一LNG槽車對2個站分卸，槽車整車的LNG到站
價為P 。考慮到A站本無BOG放散，不應(yīng)承擔(dān)分
卸所產(chǎn)生的運輸成本增加，A站LNG到站價仍為
P 。B站分卸后無BOG放散損失，需承擔(dān)所有的由
于分卸產(chǎn)生的額外運輸成本。
a．不分卸時
· B 17 ·
第36卷第9期 煤氣與熱力
A站儲罐充裝間隔期計算公式為：
t A：—旦— (L 1)
gmA
式中 — —A站儲罐充裝間隔期，d
m——槽車儲氣量，t
qmA— —A站日銷氣量，t／d
B站儲罐充裝間隔期計算公式為：
t R：—旦— (2)
q B
式中f ——B站儲罐充裝間隔期，d
q B——B站日銷氣量，t／d
A站LNG年成本計算公式為：
kA1=365PAq A (3)
式中 —— 單獨充裝時A站LNG年成本，元／a
P ——A站LNG到站價， t
B站LNG年成本計算公式為：
kB1=365PBq B+PBmBoG
．
B (4)
式中 ——單獨充裝時B站LNG年成本，元／a
P — —B站LNG到站價， t
m BoG
．B——B站BOG年放散量，t／a
b．分卸時
兩個LNG加氣站儲罐聯(lián)合充裝問隔期計算公
式為：
t =：— — ()5)
g A+q B
式中to——兩個LNG加氣站儲罐聯(lián)合充裝間隔
期，d
A站LNG年成本計算公式為：
A2=365PAq A (6)
式中 此——聯(lián)合充裝時A站LNG年成本， a
B站LNG年成本計算公式為：
kB2=365[Pc(g A+q B)一PAq A] (7)
式中 。 — — 聯(lián)合充裝時B站LNG年成本， a
P ——聯(lián)合充裝時LNG槽車整車的LNG到
站價， t
C．不分卸與分卸的LNG年總成本之差
不分卸與分卸的LNG年總成本之差計算公式
為：
：kA1+kBl一 A2一kB2= B1一kB2 (8)
式中 —— 不分卸與分卸的LNG年總成本之差，
元／a
如果 >0，則分卸方案經(jīng)濟(jì)；如果k<0，則分卸
方案不經(jīng)濟(jì)。
② A、B兩個LNG加氣站均有BOG放散
假設(shè)A、B兩個LNG加氣站均有BOG放散，分
卸后均無BOG放散損失。分卸增加的運輸成本由
A站和B站共同承擔(dān)。
a．不分卸時
A站LNG年成本計算公式為：
A1=365PAq A+PA，nBoG
．
A (9)
式中m。。。． — —A站BOG年放散量，t／a
B站LNG年成本計算公式為：
B1=365PBq柵 +PBmBoc
． B (10)
式中mBoc． ——B站BOG年放散量，t／a
b．分卸時
分卸方案針對同一公司兩個站的總體經(jīng)濟(jì)性，
為便于分析，LNG采用了同一個價格。
A站LNG年成本計算公式為：
kA2=365Pcq A (11)
B站LNG年成本計算公式為：
B2=365Pcq B (12)
c．不分卸與分卸的LNG年總成本之差
不分卸與分卸的LNG年總成本之差計算公式
為：
k=kA1+kB1一kA2～ B2 (13)
如果 >0，則分卸方案經(jīng)濟(jì)；如果 <0，則分卸
方案不經(jīng)濟(jì)。
6 結(jié)論
① LNG加氣站BOG大量放散的主要原因是
日銷氣量少，儲罐充裝間隔期較長，罐內(nèi)壓力達(dá)到安
全放散壓力前沒有及時充裝LNG將儲罐壓力降下
來。
② 對于未做特殊保冷措施的普通LNG加氣
站，調(diào)研數(shù)據(jù)表明儲罐充裝問隔期控制在4 d及以
內(nèi)，可以降低BOG的大量放散。
③ 對LNG加氣站進(jìn)行分卸，將儲罐充裝間隔
期控制在4 d及以內(nèi)，可以避免BOG的放散。建立
了判斷分卸是否經(jīng)濟(jì)的數(shù)學(xué)模型，可用于評價分卸
的經(jīng)濟(jì)性。
參考文獻(xiàn)：
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散量的措施[J]．煤氣與熱力，2014，34(11)：B16一
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WW1N．gasheat．CFI 高華偉，等：LNG加氣站BOG放散原因分析及降低措施 第36卷第9期
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方法與處理工藝[J]．油氣儲運，2012，31(12)：931—
933
Cause Analysis of BOG Emission in LNG
Filling Station and Reduction M easures
GAO Huawei，NIE Tingzhe，XIE Donglai
Abstract： Aimed at the LNG filling station that
is not connected to urban gas pipe network，the rela—
tionship between the BOG emission and filling interval
of tank is investigated．It is found that for conventional
LNG filling stations without special cold insulation，
there iS 130 BOG emission when the filling interval of
tank iS within 4 days．W hen the filling interval of tank
iS longer than 4 days．BOG emission increases with the
filling interva1．The relationship between the BOG e．
mission and LNG filling interval iS analyzed based on
variation of LNG tank pressure in the actual operation．
For the LNG stations with less sales and long filling in．
terval，it is proposed that the split unloading is per—
formed to control the filling interval within 4 days．A
mathematical model is built to iustify the economic effi．
ciency of split unloading operation．
Key words： LNG filling station；BOG emission；
filling interval；split unloading
· 信息·
法國電力貿(mào)易公司將從日本進(jìn)15／液化天然氣
法國電力貿(mào)易公司(以下簡稱法電貿(mào)易公司)
是法國能源巨頭—— 法國電力公司(EDF)的全資
子公司。法電貿(mào)易公司與日本Jera公司于2016年
5月26日宣布，雙方已簽署液化天然氣購銷協(xié)議。
該協(xié)議約定從2018年6月起約兩年半的時間
內(nèi)，日方將向法電貿(mào)易公司銷售150 X 10 t LNG并
負(fù)責(zé)運輸至法電貿(mào)易公司位于歐洲的LNG接收站，
但并未約定具體的接收站，只確定法國北部的敦刻
爾克(Dunkirk)將成為首個接收站，預(yù)計于2018年
7月初接收第一艘LNG船。
Jera公司是日本中部電力公司與東京電力公
司的合資企業(yè)。Jera公司稱，所銷售的LNG價格將
與歐洲天然氣市場價格聯(lián)動，而銷售量則由該公司
自主調(diào)整。這可以確保Jera公司具備平衡LNG需
求波動所需要的靈活性，同時擴(kuò)大將來進(jìn)行LNG貿(mào)
易的機(jī)會。Jera公司也將繼續(xù)尋求此類LNG靈活
購銷合作，以降低亞洲市場的LNG價格。
． -·
!
j
隨著需求的收縮，Jera公司LNG運輸船的簽約
購買量過剩，這提供了一個處置過剩供給能力的渠
道。
法電貿(mào)易公司CEO John Rittenhouse說：“我們
與Jera合作，在新加坡成功運營著一項煤炭購銷與
貿(mào)易業(yè)務(wù)，而這次協(xié)議將擴(kuò)大雙邊合作。LNG是法
國電力集團(tuán)重要的燃料，這也是我們與Jera公司合
作項目的自然延伸?！?
Jera公司已簽約，自2016年7月起每年購買
4 000×10 t IJNG和2 000×10 t煤炭。按照2016
年2月制定的計劃，其LNG的年購買量將在2040
年前降至(3 000—4 000)×10 t，而煤炭的年購入
量將上升至3 000×10 t左右。
(摘編自歐洲天然氣網(wǎng)站
http：／／www．naturalgaseurope．com／edf—trading—
to—buy—lng—from—japanese—jv—jera一29815)
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