液化天然气
汪玲玲，张德久，周春，曹海鹏²
2.中国化学工程第十四建设有限公司，江苏南京210044）
（1.中机国际工程设计研究院有限责任公司华东分院，江苏南京210023；
摘要：介绍液化天然气供应站蒸发气（BOG）的来源、BOG处理方式.对BOG管网外输工艺的4种方案进行探讨，明确4种方案的应用条件.
关键词：液化天然气供应站；蒸发气：管网外输
中图分类号：TE821文献标志码：B文章编号：1000-4416（2024)05-0B37-04
进入储罐.当气相空间压力超过储罐设定压力后，BOG会从储罐释放出来进行下一步处理.本文将从储罐释放出来的这部分BOG称为储罐BOG.
1LNG供应站BOG的来源
2022年，全国天然气消费量达到3646×10m²，进口天然气1503×10m²，其中管道气进口量627×10”m²，船运LNG途径进口量876×10²m²1.作为燃气供应及应急调峰设施，液化天然气供应站 （简称LNG供应站）得到了广泛的应用.LNG供应站的储存介质为LNG，其低温特性决定了在装卸、储存、增压、输送等过程中会产生蒸发气，即BOG.
2LNG供应站BOG处理方式
2.1BOG处理方式介绍
①管网外输
管网外输是指将BOG先经BOG加热器和复热器（加热器出气温度较低时设置）加热成常温气体，再根据BOG的处理量、下游管网的压力决定直接进人下游管网外输，或者经天然气压缩机加压后再进 入下游管网外输.该方式需与下游管网相结合，优点是BOG处理量灵活，投资少，运行成本很低.若不需要进行加压则基本没有运行成本.往往应用于有配套下游管网的LNG供应站.
LNG供应站生产过程中产生BOG的单元有很管道自然蒸发等.本文将产生的BOG分为卸车 多，比如卸车回收、卸车相变蒸发、储罐的自然蒸发、BOG 和储罐 BOG.
①卸车BOG
LNG供应站的卸车一般是利用卸车增压器气化一部分LNG成为天然气，送人LNG槽车中给槽 车增压至0.6MPa，再通过与LNG储罐的压力差进行卸车.卸车作业完成后，槽车内的气体压力一般为0.6MPa.这部分BOG将从LNG槽车释放出来，进行下一步处理.本文将这部分BOG称为卸车BOG.
②压缩天然气外售
压缩天然气外售是指将BOG经BOG加热器和复热器加热成常温气体，再经天然气压缩机加压成25MPa的压缩天然气，通过压缩天然气气瓶车运输外售.该方式的优点是BOG处理量灵活，无需下游管网.但由于要将BOG压缩至25MPa，因此能耗 大，投资较大，运行成本高.往往应用于没有配套建设下游管网的LNG供应站.
②储罐BOG
LNG供应站的储存、增压、输送等生产单元产生的BOG和采用常压储罐供应站的卸车BOG均会
③再冷凝回收[
机加压后输送至再冷凝器，与增压泵后大流量的 再冷凝回收是指将BOG直接经低温BOG压缩LNG进行换热从面实现液化，再经泵加压后去往气化装置.该方式优点为BOG处理量大，能耗较低且能充分利用LNG的冷能.缺点为设备复杂、投资较大.主要应用于BOG产生量大，增压管网外输不经 济且有大流量LNG的LNG接收站.
2.2BOG处理方式的确定
LNG供应站的BOG处理方式应综合考虑BOGLNG接收站相比，LNG供应站的储存规模有限，生 处理量、下游条件、投资和运行成本等因素.与沿海产过程中产生的BOG量也较小，而且供应站往往会同步建设下游管网.因此，LNG供应站的 BOG处理方式一般采用管网外输.
3BOG管网外输工艺设计
在以下方案中，阀后自力式调压阀起到稳压作用，当上游压力大于等于设定值时自动开启，小于设定值时关闭.
3.1方案1
主要适用于下游管网运行压力为0.4MPa及以下、 BOG管网外输方案1工艺流程见图1.本方案卸车量较小的压力储存LNG供应站.
图1BOG管网外输方案1工艺流程
①卸车BOG外输工艺
当LNG卸车完成后，卸车BOG直接通过BOG加热器加热和阀后自力式调压阀调压至下游管网运行压力，进入下游管网.以下游管网运行压力为0.35MPa为例，LNG槽车的容积按56.2m”计算， BOG体积为槽车气相空间体积，占槽车容积的90%.卸车后槽车内BOG压力为0.6MPa，温度为-130°℃，外输结束时BOG压力为0.35MPa，温度不变.标准状态的压力为0.101325MPa，温度为0
为238. 13 m² C.可得出单个卸车位单次的卸车BOG回收量约
②储罐BOG外输工艺
压力储存LNG供应站一般采用真空绝热储罐作为储存设施.储罐的储存压力为0.4-0.5MPa.这类LNG供应站产生的储罐BOG主要是利用储罐 的上部空间作为储存空间，达到设定压力后开启气相管道上的降压调节阀，释放BOG.再通过BOG加热器加热和阀后自力式调压阀调压至下游管网运行压力，进人下游管网.
3.2方案2
BOG管网外输方案2的工艺流程见图2.本方案主要适用于下游管网运行压力为0.4MPa及以下、卸车量较大的压力储存LNG供应站.
图2BOG管网外输方案2工艺流程
①卸车BOG外输工艺
当LNG卸车完成后，卸车BOG首先通过BOG加热器加热和阀后自力式调压阀调压至下游管网运行压力，进入下游管网.与下游管网压力平衡后，再 通过BOG压缩机将BOG增压至下游管网运行压力，进入下游管网.利用压缩机进行BOG回收，可将LNG槽车的气相空间压力降至0.1MPa.以下游管网运行压力为0.35MPa为例，LNG槽车的容积按56.2㎡计算，BOG体积为槽车气相空间体积， 占槽车容积的90%.卸车后槽车内BOG压力为0.6MPa，温度为-130℃，外输结束时BOG压力为0.1MPa，温度不变.标准状态的压力为0.101325MPa，温度为0℃.可得出单个卸车位单次的卸车BOG回收量约为476.26㎡”.由此看出，采用压缩 机对卸车BOG进行处理外输，可以将卸车BOG的回收量提高约1倍.
假设某压力储存LNG供应站每天卸车量为10台车，选择排气量为3m/min、电功率为22kW的
BOG压缩机.回收的天然气按3元/m”计算，综合 运行成本折合电价按1.5元/（kWh）计算，压缩机及配套设施投资按25×10元考虑，经测算，每天的回收效益约为7440元，33.6d即可收回投资.与方案1相比，方案2的卸车BOG外输工艺经济效时，建议优先采用方案2. 益可观.因此，当压力储存LNG供应站卸车量较大
②储罐BOG外输工艺
储罐BOG外输工艺同方案1.
3.3方案3
BOG管网外输方案3的工艺流程见图3.本方案主要适用于下游管网运行压力为0.8MPa及以上的压力储存LNG供应站.
图3BOG管网外输方案3的工艺流程
①卸车BOG外输工艺
加热器加热后，进入BOG压缩机增压至下游管网运 当LNG卸车完成后，卸车BOG直接通过BOG行压力，进人下游管网.此时同样可将LNG槽车的气相空间压力降至0.1MPa.卸车BOG的回收量需要消耗更多的电能. 与方案2相同.但由于下游管网压力较高，压缩机
②储罐BOG外输工艺
储罐BOG在降压调压阀打开后释放.由于下游管网压力较高，储罐BOG通过BOG加热器加热后进入BOG压缩机增压至下游管网运行压力，进人 下游管网.与方案2相比，储罐BOG的外输需要消耗电能.
3.4方案4
案主要适用于常压储存LNG供应站. BOG管网外输方案4的工艺流程见图4.本方
对于常压储存LNG供应站而言，常压储罐的储存压力为15-20kPa.在卸车完成后储罐内压力依然较低，因此卸车产生的BOG会直接进入储罐，一
4结论
参考文献：
图4BOG管网外输方案4的工艺流程
车BOG与其他生产过程中产生的BOG在储罐内聚 般可将槽车气相压力降至0.1MPa.进入储罐的卸积，共同形成储罐BOG.
当达到储罐释放压力后，降压调节阀打开，储罐BOG从储罐中释放出来.由于此时储罐BOG压力一般为20-22kPa，因此需要通过BOG加热 器加热后，进人BOG压缩机，增压至下游管网运行压力，再进人下游管网外输.与方案3相比，在同样的BOG外输量和同样下游管网压力的情况下，较多的电能. 由于方案4的BOG压力较低，外输工艺需要消耗
①城镇LNG供应站通常配套建有下游管网，因此BOG处理方式通常采用管网外输.
②对于下游管网运行压力为0.4MPa及以下的压力储存LNG供应站，当卸车量较小时，可以采 用方案1；当卸车量较大时，可以采用方案2.
③对于下游管网运行压力为0.8MPa及以上的压力储存LNG供应站，由于下游管网运行压力大案3. 于卸车BOG和储罐BOG的压力，因此应采用方
④对于常压储存LNG供应站，由于储罐BOG的压力远低于下游管网运行压力，因此应采用方案4.
[1]国家能源局石油天然气司，国务院发展研究中心资源与环境政策研究所，自然资源部油气资源战略研究中业出版社，2023；4-6. 心中国天然气发展报告（2023）[M].北京：石油工[2]张震，张兵兵，朱虹，等，接收站LNG储罐压力控制技术优化[J]-煤气与热力 2019(5）：B08B12 B45.
（上接第B25页）
（上接第B29页）
5结语
参考文献：
Design Scheme for BOG Pipeline Network Export of LNG Supply Station
WANG Lingling ZHANG Dejiu ZHOU Chun CAO Haipeng
Abstract: The sources and treatment methods ofBOG from LNG supply station are introduced. The four
the calculated axial stress of the flange should be lessthan the rated pressure of the flange. Taking the buriedgas pipeline vale well with design pressure of 1. 0 MPa anxd DN 500 mm as an example the calculation methodof the maximum settlement that the pipeline can with-stand is given from the perspective of preventing flangefactors affecting flange leakage are analyzed. The cal- leakage. According to different working conditions theculation results indicate that the greater the settlement
我国天然气掺氢示范项目起步较晚，目前建成的和其他在建或规划的示范性项目较少.由于天然气与氢气的火灾危险性相近，天然气掺氢混气站多用了天然气厂站的设计标准，但其作为天然气掺氢 与现有的天然气厂站贴邻或合建，一些项目直接采混气站的设计依据有待商.目前，国内已经发布实施了天然气掺氢混气站的设计标准T/CAS590-2022，但其作为团体标准属于社会自愿采用的形式，在应用中存在广泛性和权威性不足的问题.建议国 家及行业相关机构加紧制定更加完善的天然气掺氢混气站的设计标准，为天然气掺氢项目的建设提供更加权威和完善的设计依据.
[1]王洪建，张晓瑞，秦业美，等、掺氢天然气助力”端稳能源的饭碗”[J].城市燃气，2022（10）：36-38.[2]许春林，张洪奇，戴锋，天然气场站火灾危险性及消防
discussed. The application conditions of the four schemes of BOG pipeline network export technology areschemes are clarified.
network export Key words: ING supply station;BOG;:pipeline
（本文责任编辑：李欣雨）
of the upstream and downstream pipelines of the valvewell and the differential settlement rate of the pipelinesection the greater the axial stress of the flange and the greater the risk of flange leakage. The constructionshould be avoided diretly below the valve well asmuch as possible.
Key words: gas pipeline valve well; flangeleakage ;stress verification;pipeline setlement
（本文责任编辑：刘灵芝）
设计要点分析[J].化工管理，2016（10）：128129.[3]伍东，宋文华，张茹，等，火电厂氢气储罐火灾爆炸危[4]刘京京，李志军，何宏凯，天然气掺氢技术发展现状及 险性分析[J].消防科学与技术 2008（11）：847-849.相关标准体系[J].上海煤气，2022（1）：28-31.
Analysis of General Layout of Natural Gas and Hydrogen Blending Station
LU Wei QIN Yemei QIAN Yongang
Abstraet: The fire hazards of natural gas andhydrogen are aalze.Te sandard seletion and pecautions of the general layout of natural gas and hydro-gen blending station are introduced. Combined with the actual engineering case the use of the standard thegeneral layout and the trafic streamline design in the station are analyzed.
Key words: natural gas and hydrogen blendingstation ; general layout ;fire hazards analysis
（本文责任编辑：李欣雨）
