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摘 要：本文探讨了LNG加气站槽车卸完液以后车内剩余气体回收的设计思路、回收方法，分析了必要性，并计算其经济效益，提出了回收方案。
关键词：LNG加气站；LNG槽车卸车；BOG；余气；回收利用
1 概述
LNG槽车在卸车过程中，由于卸车流程中需要向槽车内增压，让槽车内的LNG液体流入储罐，在LNG液体卸完后，槽车内剩余的气体简称BOG，本文以廊坊市某LNG加气站为研究对象，针对该加气站LNG槽车卸完液后车内剩余气体（BOG）放散问题，通过完善设计工艺流程，增加相应的工艺设备，实现了LNG槽车内余气的回收利用，达到槽车零排放，消除了安全隐患，达到本质安全的目标。
2 背景
该站主要设备为60立方米LNG储罐2台，LNG双泵撬2台，LNG加气机4台，为双罐四泵四机配置，日加气能力6×104 Nm3。在LNG加气站日常运营中，LNG槽车到站卸完液后车内通常存有0.4MPa-0.6MPa的余压，余压越高，说明LNG蒸发量越多，蒸发量增多会使LNG的量减少，在一定程度上影响经济效益[1]。LNG槽车卸完液后槽车司机通常是将车内余气直接进行放散（放散至低于0.05MPa），然后将槽车开到LNG灌装站进行下次灌装，此放散过程造成了天然气的大量浪费，同时存在安全隐患。
经计算，LNG槽车卸完液后的单次放散量在200-400Nm3之间，若将此部分气体进行回收，不但可以增加公司收入，降低供销气差率，还可消除因为放散造成的安全隐患。随着LNG加气站用户的不断增加，该站几乎每天都有LNG槽车进行卸车，每天都有放散的气量。随着我国天然气行业迅速发展，国内天然气产量早已无法满足市场需求，因此，日常生产中回收利用天然气是十分必要的节能手段[2]。
3 LNG加气站槽车余气回收的必要性
近年来，我国LNG项目发展前所未有的快，国内对LNG 的需求量也迅猛增长。预计国内LNG的需求量将从2010 年的约600 万吨增长到2015 年的2000 万吨左右，2020 年还会成倍的增长[3]。因此，我国将在长三角、珠三角地区、环渤海地区建设约10 个LNG 接收站，到2020年建成年进口量达5000 万吨以上的LNG 接收站[4]。截至2013年底，全国LNG加气站的数量约2000余座，其中新奥燃气运营的约有200余座，至2020年，国内LNG加气站总数将超过10000座[5]。这些场站的运行过程中均会产生大量的BOG，回收这些BOG产生的经济效益、社会效益均是非常可观的，因此，LNG加气站BOG的回收工作就显得尤为重要。
在这种情况下，急需设计一种安全可靠的能对LNG加气站槽车卸完液后车内剩余气体进行安全回收的装置，以便降低供销气差率，达到LNG槽车零排放，消除安全隐患，达到本质安全。
4 设计思路
LNG加气站在对LNG储罐进行降压时，一般都是将排出的气体（BOG）经过空温及水浴加热器，再经调压计量，最终接入城镇燃气管网，达到BOG回收利用的目的，基于此工艺，LNG槽车余气回收可利用现有空温及水浴加热器，再配上相应的小型增压机，设置相应的阀门及工艺管道，即可实现将槽车内余气安全回收到管网的目的。
槽车余气回收的流程为：LNG由LNG槽车运至加气站卸车区域内，通过卸车液相口卸入LNG储罐内，卸车完成后，只需通过阀门控制将槽车气相管接入空温式加热气化器入口（冬季再经过水浴汽化器，保证进入压缩机之前的天然气温度在0摄氏度以上），气体经空温式加热气化器加热后送入缓冲罐，通过缓冲罐后直接进入小型增压机，经增压机加压至0.4MPa，再经调压、计量后送入城市燃气管网（城市燃气管网压力0.3MPa），当压缩机入口压力低于0.05MPa时，压缩机自动停机，即完成了本次回收，达到安全回收的目的。另外增压机须设置旁通阀门，当槽车余压高于0.3MPa时无需开启增压机，只需直接打开增压机旁通阀门即可实现回收，当压力平衡后，槽车压力低于0.3MPa时再关闭旁通阀门，然后开启增压机实现剩余气体的回收。
5 效益分析
5.1收益计算
此种方法可回收大量的天然气，按照此加气站每天回收一车，平均每车300Nm3计算，每年可回收约11 ×104 Nm3天然气，按当地天然气平均销售价格 3.2元/ Nm3计算，每年可为公司增加收入35.2×104元，同时可降低供销气差率；另外由于此工艺实现了零排放，一定程度上消除了加气站的安全隐患。
5.2 投资估算
此项目的主要设备为增压机，以目前市场上专业做BOG回收用增压机设备厂家提供的价格计算，增压机约为10×104元/台，空温式气化器约为2×104元/台，增加管道及附件费用约为2×104元 ，安装费用约为2×104元，由于本站是利用原有空温式气化器，故本站共计设备及安装费用为14×104元。
5.3 经济效益计算
此种方法总投入共计14×104元，每年可为公司增加收入35.2×104元，设备年耗电量为9636KW*h（设备功率22KW，每天运行1.2h），每年电费为5010元（按当地平均电价0.52元/KW*h计算），设备折旧及维修费用每年约为1×104元。综上，年总收益为33.7×104元，当年即可回收投入的资金，能够实现当年投产当年盈利。
6 关键设备选型要求
增压机选型技术要求：
a、增压机要能适应一定范围的吸气压力区间（0.05-0.3MPa）；
b、增压机排气0.4MPa，当排气压力达到0.45MPa时报警停机；
c、增压机带联机保护功能（低压报警停车、高压报警停车）；
d、 增压机排量要与空温式汽化器相匹配，且满足生产需要（300Nm3/h） ；
e、增压机须自带缓冲罐，控制柜集成在现场，进出口采用软连接；
f、增压机冷却方式须采用风冷，且须带房舱（室外使用）。
增压机选型成功与否直接决定着该系统在实际生产中是否能顺利运用，因此，在设备选型上应结合公司实际生产状况与增压机厂家做充分沟通，必要时可提出相应技术参数交厂家定制，建议选用专业生产BOG回收系统用增压机的厂家。
7 结语
本文探讨的方法适用于LNG汽车加气站、LNG储配站、接收站，调峰站，液化工厂，加注站，气化站，L-CNG混合站以及其他有LNG槽车卸车业务的地方，各个站场根据具体的情况使用此方法均可获得较好的经济收益，在天然气供应日益紧张，价格日益增长的大背景下，BOG回收的价值越来越被认可，回收这部分放散气量就显得尤为重要，同时也消除了由于放散造成的安全隐患，降低了企业的购销气差率，实现了节能减排，为实现资源节约型社会做出了贡献。另外从此项工程看，槽车余气回收创造的经济效益也是显著的。
参考文献
[1] 李迎. LNG加气站建设风险及规避对策[J]. 煤气与热力，2013，33（5）：B15-B17.
[2] 冯伯媛，冯雪源，曲平，赵宏. LNG与CNG汽车加气站合建站中BOG的回收[J]. 煤气与热力，2013，33（11）：A13-A14.
[3] 盛世华研.2010—2015 年中国液化天然气（LNG）行业深度评估及投资前景预测报告[R].深圳：深圳市盛世华研企业管理有限公司，2010.
[4] 陈雪，马国光，副志林.我国LNG 接收终端的现状及发展新动向[J].煤气与热力，2007，27（8）：63-66.
[5] 李迎. LNG加气站建设风险及规避对策[J]. 煤气与热力，2013，33（5）：B15-B17.
作者简介：
张照伟（1985-）男，甘肃靖远人，助理工程师，学士，主要从事城市燃气技术管理工作。
关键词：LNG加气站；LNG槽车卸车；BOG；余气；回收利用
1 概述
LNG槽车在卸车过程中，由于卸车流程中需要向槽车内增压，让槽车内的LNG液体流入储罐，在LNG液体卸完后，槽车内剩余的气体简称BOG，本文以廊坊市某LNG加气站为研究对象，针对该加气站LNG槽车卸完液后车内剩余气体（BOG）放散问题，通过完善设计工艺流程，增加相应的工艺设备，实现了LNG槽车内余气的回收利用，达到槽车零排放，消除了安全隐患，达到本质安全的目标。
2 背景
该站主要设备为60立方米LNG储罐2台，LNG双泵撬2台，LNG加气机4台，为双罐四泵四机配置，日加气能力6×104 Nm3。在LNG加气站日常运营中，LNG槽车到站卸完液后车内通常存有0.4MPa-0.6MPa的余压，余压越高，说明LNG蒸发量越多，蒸发量增多会使LNG的量减少，在一定程度上影响经济效益[1]。LNG槽车卸完液后槽车司机通常是将车内余气直接进行放散（放散至低于0.05MPa），然后将槽车开到LNG灌装站进行下次灌装，此放散过程造成了天然气的大量浪费，同时存在安全隐患。
经计算，LNG槽车卸完液后的单次放散量在200-400Nm3之间，若将此部分气体进行回收，不但可以增加公司收入，降低供销气差率，还可消除因为放散造成的安全隐患。随着LNG加气站用户的不断增加，该站几乎每天都有LNG槽车进行卸车，每天都有放散的气量。随着我国天然气行业迅速发展，国内天然气产量早已无法满足市场需求，因此，日常生产中回收利用天然气是十分必要的节能手段[2]。
3 LNG加气站槽车余气回收的必要性
近年来，我国LNG项目发展前所未有的快，国内对LNG 的需求量也迅猛增长。预计国内LNG的需求量将从2010 年的约600 万吨增长到2015 年的2000 万吨左右，2020 年还会成倍的增长[3]。因此，我国将在长三角、珠三角地区、环渤海地区建设约10 个LNG 接收站，到2020年建成年进口量达5000 万吨以上的LNG 接收站[4]。截至2013年底，全国LNG加气站的数量约2000余座，其中新奥燃气运营的约有200余座，至2020年，国内LNG加气站总数将超过10000座[5]。这些场站的运行过程中均会产生大量的BOG，回收这些BOG产生的经济效益、社会效益均是非常可观的，因此，LNG加气站BOG的回收工作就显得尤为重要。
在这种情况下，急需设计一种安全可靠的能对LNG加气站槽车卸完液后车内剩余气体进行安全回收的装置，以便降低供销气差率，达到LNG槽车零排放，消除安全隐患，达到本质安全。
4 设计思路
LNG加气站在对LNG储罐进行降压时，一般都是将排出的气体（BOG）经过空温及水浴加热器，再经调压计量，最终接入城镇燃气管网，达到BOG回收利用的目的，基于此工艺，LNG槽车余气回收可利用现有空温及水浴加热器，再配上相应的小型增压机，设置相应的阀门及工艺管道，即可实现将槽车内余气安全回收到管网的目的。
槽车余气回收的流程为：LNG由LNG槽车运至加气站卸车区域内，通过卸车液相口卸入LNG储罐内，卸车完成后，只需通过阀门控制将槽车气相管接入空温式加热气化器入口（冬季再经过水浴汽化器，保证进入压缩机之前的天然气温度在0摄氏度以上），气体经空温式加热气化器加热后送入缓冲罐，通过缓冲罐后直接进入小型增压机，经增压机加压至0.4MPa，再经调压、计量后送入城市燃气管网（城市燃气管网压力0.3MPa），当压缩机入口压力低于0.05MPa时，压缩机自动停机，即完成了本次回收，达到安全回收的目的。另外增压机须设置旁通阀门，当槽车余压高于0.3MPa时无需开启增压机，只需直接打开增压机旁通阀门即可实现回收，当压力平衡后，槽车压力低于0.3MPa时再关闭旁通阀门，然后开启增压机实现剩余气体的回收。
5 效益分析
5.1收益计算
此种方法可回收大量的天然气，按照此加气站每天回收一车，平均每车300Nm3计算，每年可回收约11 ×104 Nm3天然气，按当地天然气平均销售价格 3.2元/ Nm3计算，每年可为公司增加收入35.2×104元，同时可降低供销气差率；另外由于此工艺实现了零排放，一定程度上消除了加气站的安全隐患。
5.2 投资估算
此项目的主要设备为增压机，以目前市场上专业做BOG回收用增压机设备厂家提供的价格计算，增压机约为10×104元/台，空温式气化器约为2×104元/台，增加管道及附件费用约为2×104元 ，安装费用约为2×104元，由于本站是利用原有空温式气化器，故本站共计设备及安装费用为14×104元。
5.3 经济效益计算
此种方法总投入共计14×104元，每年可为公司增加收入35.2×104元，设备年耗电量为9636KW*h（设备功率22KW，每天运行1.2h），每年电费为5010元（按当地平均电价0.52元/KW*h计算），设备折旧及维修费用每年约为1×104元。综上，年总收益为33.7×104元，当年即可回收投入的资金，能够实现当年投产当年盈利。
6 关键设备选型要求
增压机选型技术要求：
a、增压机要能适应一定范围的吸气压力区间（0.05-0.3MPa）；
b、增压机排气0.4MPa，当排气压力达到0.45MPa时报警停机；
c、增压机带联机保护功能（低压报警停车、高压报警停车）；
d、 增压机排量要与空温式汽化器相匹配，且满足生产需要（300Nm3/h） ；
e、增压机须自带缓冲罐，控制柜集成在现场，进出口采用软连接；
f、增压机冷却方式须采用风冷，且须带房舱（室外使用）。
增压机选型成功与否直接决定着该系统在实际生产中是否能顺利运用，因此，在设备选型上应结合公司实际生产状况与增压机厂家做充分沟通，必要时可提出相应技术参数交厂家定制，建议选用专业生产BOG回收系统用增压机的厂家。
7 结语
本文探讨的方法适用于LNG汽车加气站、LNG储配站、接收站，调峰站，液化工厂，加注站，气化站，L-CNG混合站以及其他有LNG槽车卸车业务的地方，各个站场根据具体的情况使用此方法均可获得较好的经济收益，在天然气供应日益紧张，价格日益增长的大背景下，BOG回收的价值越来越被认可，回收这部分放散气量就显得尤为重要，同时也消除了由于放散造成的安全隐患，降低了企业的购销气差率，实现了节能减排，为实现资源节约型社会做出了贡献。另外从此项工程看，槽车余气回收创造的经济效益也是显著的。
参考文献
[1] 李迎. LNG加气站建设风险及规避对策[J]. 煤气与热力，2013，33（5）：B15-B17.
[2] 冯伯媛，冯雪源，曲平，赵宏. LNG与CNG汽车加气站合建站中BOG的回收[J]. 煤气与热力，2013，33（11）：A13-A14.
[3] 盛世华研.2010—2015 年中国液化天然气（LNG）行业深度评估及投资前景预测报告[R].深圳：深圳市盛世华研企业管理有限公司，2010.
[4] 陈雪，马国光，副志林.我国LNG 接收终端的现状及发展新动向[J].煤气与热力，2007，27（8）：63-66.
[5] 李迎. LNG加气站建设风险及规避对策[J]. 煤气与热力，2013，33（5）：B15-B17.
作者简介：
张照伟（1985-）男，甘肃靖远人，助理工程师，学士，主要从事城市燃气技术管理工作。