作者：王付木，徐世龙，马帅杰，林文胜
第一作者单位：中国石化销售有限公司河南石油分公司
摘自《煤气与热力》年12月刊
1概述
当前全球能源结构不断调整，天然气作为一种清洁高效的能源得到越来越多国家和地区的重视。天然气主要由甲烷（体积分数为83.0%~99.7%）、乙烷、丙烷、丁烷和氮气组成，与石油燃料如汽油和柴油相比，碳含量最低［1］。在天然气的燃烧过程中，排放的CO2和NOx远低于柴油燃烧排放量，而SOx和固体颗粒物几乎是零排放，因此，天然气是非常清洁环保的能源。
中国的天然气汽车行业起步相对较晚，年才走入民众的视线，但其后续的发展势头是非常惊人的。由图1可见，到年，中国天然气汽车市场份额（天然气汽车销售量占汽车总销售量的比例）已超过3%。中国已拥有了世界上最大规模的天然气汽车市场，年中国天然气汽车保有量达.9×辆，加气站近座，分别达到世界总量的17.8%和24.4%。截至年1月的数据，中国的天然气汽车保有量已经达到了×辆，占世界总数的21.7%。根据中国庞大的人口基数和相对较低的汽车人均保有量，中国的天然气汽车行业仍具有非常广阔的增长空间。
图1—年中国天然气汽车保有量
常见的天然气加气站有3种［2］，即LNG加气站、CNG加气站和L-CNG加气站。其中，LNG和L-CNG加气站因具有不受管网限制、建站灵活、运行费用低等特点，具有广阔的发展前景，在我国发展迅速。但与此同时，也带来了一些问题。我国的大多数天然气加气站在建设过程中很少考虑节能减排的设计，存在资源浪费甚至是产生污染的情况，这与国家倡导的能源综合利用和可持续发展的思想相违背。因此，本文就当前LNG加气站、L-CNG加气站节能减排的研究情况，比选出经济有效的节能减排方案。
2L-CNG加气站冷能回收
L-CNG加气站的工艺流程是以LNG为原料，通过增压并气化得到CNG并向CNG汽车加气。传统流程中LNG气化产生的大量冷量直接排放到空气中，造成大量浪费。常压（绝对压力为.kPa，以下同。本文压力均为绝对压力）下1kg的LNG可以释放约kJ的冷量，以一座日均加气量为m3/d的L-CNG加气站来说，每天直接浪费的冷能就有5.9GJ/d。若将这部分冷能回收利用起来，将会有很好的节能效益和经济效益。
2.1L-CNG加气站冷量特点
①气化量较小且不连续
L-CNG加气站内LNG气化产生的冷量十分不稳定，波动较大。因此，无法直接对冷量进行连续利用，必须采取措施使冷量能够持续利用。
②高压低温工况
L-CNG加气站流程中，必须保证高压状态下的LNG经过换热器得到符合要求的CNG，换热器要承受超过25MPa的压力和-℃的低温，如果要回收利用冷能，此换热器还需流通另一种工质，冷热流体的压力差和温度差可能会十分巨大，这给换热器的设计制造增加了相当大的难度。另一方面，在不同压力下LNG气化所释放的有效冷能相差明显。例如，饱和纯甲烷在常压下气化时释放的总冷能为kJ/kg，而相同温度的纯甲烷在8.0MPa下气化时释放的总冷能将下降至kJ/kg，下降幅度达到18%。因此，高气化压力使得L-CNG加气站冷能回收总量受到了一定的限制。
③加气站规模有限
L-CNG加气站用来给民用CNG汽车加气，一般占地面积不大，为~0m2，而且L-CNG加气站的造价一般在（~）×元，造价和维护成本有限。因此，不可能在站内设置大型或复杂的冷能利用装置，需要选择简单紧凑的冷能回收系统。同时，要充分考虑冷能的可利用方式，回收的冷量尽可能站内自身使用，使整个系统更具有可行性。
2.2单级循环冰蓄冷系统
在徐世龙等［3-4］的研究中，提出了L-CNG加气站冷能回收用于冰蓄冷系统。该系统的流程采用最直接的单级循环的方式进行冷能回收，据此设计了适合L-CNG加气站的冷能回收系统，单级循环冰蓄冷系统见图2。该系统由3个部分组成，即高压气化段、冷介质循环段以及蓄冰槽用冷段。当CNG储罐内余量不足时，在高压气化段，略高于常压的LNG从储罐中引入低温泵，被加压至略高于25MPa的压力后，进入换热器被加热至0℃以上，成为可以销售的CNG进入储罐。在冷介质循环段，从换热器吸收了冷能后的低温液体冷介质被离心泵输送至蓄冰槽，在蓄冰槽中将冷能释放给槽中的水使其结冰，吸收了热量的冷介质离开蓄冰槽后再次进入换热器，完成冷介质的循环。冷介质可以选择多种工质，有的介质在整个循环中保持液相（如水-乙二醇溶液），有的随操作条件的不同可以始终保持液相，也可以在换热器和蓄冰槽中分别发生冷凝和蒸发的相变（如丙烷）。在蓄冰槽用冷段，来自用冷设备（如L-CNG加气站生活区的蓄冷空调等设备）的回水将热量释放至蓄冰槽中，而冷水则从蓄冰槽另一侧输送至用冷设备。在图2~4的冰蓄冷系统中，冷水输送设备未画出。
图2单级循环冰蓄冷系统
该系统解决了供冷和用冷无法同步的问题，冷能回收用于夏天空调，可以节约加气站的运行费用，整个流程简洁直观，新增设备较少，操作及维护难度低，十分适合L-CNG加气站使用。但是该系统存在冬季冷能无法利用的问题，若能配合冬季利用方案，则更为理想。
2.3两级循环冰蓄冷系统
在林苑［5］的研究中，梅林LNG安全应急气化站采用两级冷介质循环的冰蓄冷系统作为冷能回收的流程，两级循环冰蓄冷系统见图3。该系统由高压气化段、1级冷介质循环段、2级冷介质循环段以及蓄冰槽用冷段4个部分组成，其中高压气化段和蓄冰槽用冷段与单级循环冰蓄冷系统相同。在1级冷介质循环段，从换热器1吸收了冷能后的1级冷介质低温液体被离心泵1输送至换热器2，在换热器2中将冷能释放给2级冷介质，吸收了热量的1级冷介质离开换热器2后再次进入换热器1，完成1级冷介质的循环。在2级冷介质循环段，从换热器2吸收了冷能后的2级冷介质低温液体被离心泵2输送至蓄冰槽，在蓄冰槽中将冷能释放给槽中的水，使其结冰，吸收了热量的2级冷介质离开蓄冰槽后再次进入换热器2，完成2级冷介质的循环。
图3两级循环冰蓄冷系统
与单级循环的冰蓄冷系统相比，两级循环系统不可避免地会有更多冷量损失，设备的造价更高。但是选择两级循环系统也有其合理性：
①两级循环系统可以使得换热温差变小，这样就对设备的要求降低，设备的制造成本和难度降低，使用寿命相对较长。
②LNG安全应急气化站有别于常规气化站，气化量会有很大波动，经常会有LNG使用高峰期，而平时的使用量远不及高峰期的一半。对于这样的气化站，两级循环系统可以避免高峰期冷量较大导致冷介质冻堵，保证整个系统能够长期正常运行。
两级循环冰蓄冷系统的关键点在于选择合理的两级冷介质，分别保证低温区和高温区的循环运行。其中低温区可以选用凝固点较低的可相变工质，能够避免冻堵，同时也减少工质使用量；而高温区的工质要选择适合冰蓄冷使用的常用工质，方便设备匹配。但整体循环装置设备数量较多，占地面积较大，冷能回收效率低，限制了其应用在L-CNG加气站的可能性。
2.4带有机朗肯循环的冷能回收系统
L-CNG加气站气化过程压力高达25MPa，远远高于一般LNG加气站，高压给冷能回收增加了不小的难度。严波［6］、赵庆轩等［7］针对L-CNG加气站气化过程中高压这一特点，设计了一套带有机朗肯循环的冷能回收系统，见图4。该系统由朗肯循环段、高压气化段、冷介质循环段以及蓄冰槽用冷段4个部分组成，其中蓄冰槽用冷段与单级循环冰蓄冷系统相同。在有机朗肯循环段，循环泵将循环有机工质输送至蒸发器，在蒸发器中被水、空气、余热流体等热介质加热气化，进入膨胀机1膨胀做功，然后进入冷凝器中将热量释放给LNG并使自身冷凝为液体，再次进入循环泵完成循环。有机朗肯循环通常选取丙烷、丁烷等有机物及其混合物作为循环工质。在高压气化段，略高于常压的LNG从储罐中引入低温泵，被加压至约30MPa后，先进入朗肯循环的冷凝器被加热到某一中间温度（通常低于甲烷临界温度，此时LNG仍可视为液态），再进入换热器被加热至0℃以上，然后进入膨胀机2膨胀做功，压力降至25MPa，成为可以销售的CNG进入储罐。在冷介质循环段，循环过程与单级循环冰蓄冷系统基本相同，只是因为朗肯循环的冷凝器承担了部分LNG热负荷，换热器的热负荷更小了。
图4带有机朗肯循环的冷能回收系统
相对于之前的两种系统，本系统在LNG高压气化段具有明显的特点。本系统将LNG增压至30MPa，为换热器之后的膨胀做功创造了条件。这样，通过两个膨胀机做功（可用于驱动发电机发电），同时回收了冷火用和压力火用。
该流程在理论上是可行的，可以将冷能利用率提高，但整个流程与L-CNG加气站背景有一定偏离。在L-CNG加气站中，冷量小且不连续，加气站占地有限，造价有限。而该方案设备繁多，造价巨大，操作和维修困难，很难在场地狭小的L-CNG加气站应用，若实际推广还需要更加精简的设计。实际上，增加膨胀机2就增加了系统的造价和复杂性，而由于膨胀比小，能回收的功有限，因此，这一措施值得商榷。此外，换热器出口CNG温度低于环境温度，经过膨胀机2膨胀后温度很可能低于0℃，不经复热直接进入CNG储罐可能存在问题。
2.5冷能用于油气回收
阮斌辉等［8］、克红娟等［9］在其研究中提到了将L-CNG加气站冷能用于油气回收的方案。加油站在装卸油品过程中会产生轻组分的油蒸气，夏季蒸发量尤其大，由此产生的损耗量很大，造成了一定的资源浪费，同时也增加了安全隐患。因此，在加油站的油品安全管理上都会严格控制油气的排放标准，设置相应的限制装置。据调查，某些新建的L-CNG加气站可能与加油站合建，因此，可以考虑将L-CNG加气站的冷能利用于加油站的油气回收处理上。根据对加油站蒸发油气组成的分析，常压下当温度降至-℃时就能冷凝回收绝大部分油气，而LNG温度约为-℃，因此，可以利用LNG冷能冷凝回收油气。冷能用于油气回收的系统见图5。该系统由3个部分组成，即高压气化段、冷介质循环段以及蓄冷用冷段。在高压气化段，略高于常压的LNG从储罐中引入低温泵，被加压至略高于25MPa的压力后，进入换热器被加热至略低于-℃，之后进入空温式气化器被加热至0℃以上，进入CNG储罐。在冷介质循环段，从换热器吸收了冷能后的冷介质1低温液体被离心泵输送至蓄冷槽，在蓄冷槽中将冷能释放给槽中的蓄冷材料使其凝固，吸收了热量的冷介质1离开蓄冷槽后再次进入换热器，完成冷介质1的循环。在蓄冷用冷段，来自加油站油气回收装置的较高温度的冷介质2回液将热量释放至蓄冷槽中，而较低温度的冷介质2供液则从蓄冷槽另一侧输送至油气回收装置。冷介质2的输送设备在图中未画出。
图5冷能用于油气回收的系统
本方案中，冷介质将LNG的冷量传递到低温蓄冷材料中，用于加油站的油气回收。因其所需温度较低，需要选取适合低温的冷介质和蓄冷材料。经过对常见物质筛选比较，可选择凝固温度为-.1℃的乙醇作为低温相变材料，而冷介质1和冷介质2均可以选择丙烷。
L-CNG加气站冷能回收用于加油站的构思合理，可以充分利用低温段冷能。但是考虑到实际应用中，油气联合建站的情况相对较少，而且将冷能仅用于油气回收不能利用高温段冷能，从经济性的角度来看不太合理。后续研究可以同时考虑冷能用于油气回收和站内日常用冷两个方面，使冷能利用更加合理。
2.6适合L-CNG加气站冷能回收流程
对于上述4种流程，单级循环流程简单，便于实施，适应性较好，设备数量少，运行难度小，有较好的能量利用率和经济性；两级循环流程有很好的流量不稳定适应性，但设备数量多，运行难度大，且能量利用率低；有机朗肯循环流程能量利用率较高，但其设备多，造价高，运行难度大，对流量不稳定的适应性差；油气回收系统流程对流量不稳定适应性较好，设备数量也较少，但高温段冷量无法利用，且只能用于油气合建站。
通过上述4种冷能回收方式的对比分析可以看出，单级循环的冰蓄冷冷能回收系统比较适合L-CNG加气站的实际情况，值得深入研究并加以应用。
3LNG加气站BOG回收
3.1减少加气站BOG的产生
在LNG加气站中，所加注的原料LNG是低温液体，即使加气站设备和管道已经做了良好的绝热保护，但在卸车、储存和转输的过程中还是存在与环境之间的换热，不可避免地产生蒸发气（BOG）。而传统加气站缺乏BOG回收利用的装置，往往将其直接排放到环境空气中，这不仅会造成能源的浪费，增加温室气体排放，而且也对加气站的安全造成影响。因此，需要对LNG加气站进行改进以减少BOG的放散。
从产生BOG的途径来看，储罐的自然蒸发、槽车卸车时的容积置换、LNG泵池和管道与环境进行的热量交换、加气过程中的容积置换等，都可能产生大量BOG。以加气量为~1m3/h的LNG加气站为例，放散的天然气量在~m3/d。因此，需要从LNG加气站的工艺设计环节加以改进，以减少BOG的产生。
在何东红等［10］的研究中，提到LNG加气站内的LNG储罐应多采用高真空多层缠绕绝热设计，其绝热效果要好于真空粉末绝热，从而减少漏热；低温泵池盖采用真空结构，可以与外界环境实现热隔离，从而极大地减少了热交换；根据加气工艺流程改进加气装置，将管路中众多阀门集成设计在一个密闭腔室内，可以减少BOG的产生。
高华伟等［11］研究了LNG加气站内储罐充装间隔期（两次充装间隔的时间）对BOG放散量的影响，提出对于未做特殊保冷的普通LNG加气站，可以通过调整储罐充装间隔期来减少BOG放散。由中南某地LNG加气站的数据分析得到，当加气站储罐充装间隔期在4d以内时，从储罐上部注入过冷LNG可以使储罐内的气相迅速液化，有效避免BOG的大量放散。考虑到在实际情况中不同地区不同规模加气站的加气间隔期大不相同，对于部分日加气量少、加气间隔期长的LNG加气站，可以考虑LNG槽车在相邻加气站间依据用气情况分次卸载LNG。文中建立了分卸方案的经济性模型，即以加气站日销售量、LNG到站价格及BOG年放散量等作为影响成本的主要因素，通过成本分析比较出联合分卸是否经济可行，从而进一步验证减少BOG排放的可行性。
3.2BOG回注城市燃气管网
对于与城市燃气管网相邻的LNG加气站，可以将BOG送入附近的城市燃气管网中，将BOG就近回收进城市燃气管网的工艺方案见图6。BOG首先进入空温式气化器加热，经压力调整装置将天然气压力调整至管网压力，经计量仪表计量流量，并经加臭装置加臭后进入城市燃气管网。这里的压力调整装置是一个广义的说法，当BOG压力高于管网压力时，采用调压装置降压；反之，应采用压缩机增压。此外，在空温式气化器不能保证将BOG加热至0℃以上时，还应考虑辅助加热设施。本方案简单易行，但其缺点也十分显著，即LNG加气站旁边必须要有城市燃气管网，并且城市燃气管网允许在此处开口回注，这两点大部分LNG加气站都不具备。
图6将BOG就近回收进城市燃气管网的工艺方案
3.3BOG回收到CNG储气设备
对于L-CNG加气站或LNG、L-CNG合建站，可以采用将产生的BOG回收到CNG储气设备的方案，见图7。BOG经过空温式气化器加热后进入缓冲储罐。由于BOG通常积蓄到一定程度再排出储罐，其压力较高，而BOG的不稳定进入也使缓冲储罐内的压力不稳定，因此，从缓冲储罐出来后，BOG先经调压装置将压力调至稳定的压力（如0.2MPa）后进入BOG压缩机，通过CNG顺序控制盘为CNG储气罐充气。该方案可以有效地将BOG损失转化为效益，将回收的BOG作为CNG售气设备的补充气源。但由于CNG需要达到25MPa的高压，因此BOG压缩机、缓冲储罐等设备造价较高，能耗较多，使加气站的造价和运行费用增加。而对于单纯的LNG加气站，该方案无法实施。
图7将BOG回收到CNG储气设备的工艺方案
3.4BOG回收用于站内自用
BOG可以直接作为燃料用于LNG加气站内的生活用气，有效避免资源浪费。将BOG回收用于站内自用的工艺方案见图8。BOG经过加热、调压、计量、加臭等步骤后送往站内用气设施自用。以廖晓梦等［12］的研究为例，从站内冬季供暖、炊事和淋浴3方面考虑用气量与LNG加气站自身产生BOG的量之间的关系，并以新疆某LNG加气站为例，进行了经济性分析。结果表明，将BOG作为LNG加气站站内自用气，不仅可以节约能源，同时还可以降低站内用电成本，具有一定的经济性。但该方案的缺点在于LNG加气站内自身用气不稳定，受季节、站内情况影响较大，所产生的BOG与站内用气有时很难匹配，因此，可以在BOG不足时气化部分LNG使用。
图8将BOG回收用于站内自用的工艺方案
3.5液氮液化罐内BOG
BOG的产生主要是由于LNG从环境吸热，因此，可以采用液氮对LNG储罐内的BOG进行降温液化，使储罐内BOG得到液化回收。杨国柱［13］的研究就是以LNG加气站中BOG回收量和液氮使用量作为标准，计算出常规LNG加气站液氮回收BOG的成本约为回收的BOG价值的53.6%。此方案需要在LNG储罐的设计阶段加入液氮循环的管道，根据实际情况选择性地建造适当规模的液氮储罐，同时需要确保LNG加气站所在地区有便捷的液氮供应。
3.6罐外BOG再液化
在吴晓南等［14］的研究中提到在LNG加气站采用BOG再液化工艺。该研究以加气能力为1×m3/d的LNG加气站为例，计算BOG的日产生量，并使用HYSYS软件模拟适用于该LNG加气站的BOG再液化工艺流程，调整LNG流量，使得整体BOG回收率达到最佳。该方案在理论上可行，但在实际操作中，很难保证LNG储罐内过冷度和使用流量达到设计参数标准，同时在设备造价、装置能耗和运行管理上，均有明显的劣势，因此难以实际应用。
近年来，有学者提出了将原来一般用于液氮常压沸点（-℃）以下温区制冷的低温制冷机用于LNG加气站BOG回收的方案，例如采用大制冷量脉管制冷机［15］或大制冷量斯特林制冷机［16］。采用此方案有可能将BOG再液化的成本控制在经济上可以接受的范围内，但在制冷机制冷量提升和与LNG加气站流程配合等方面还需要做进一步的研发工作。相对于采用一般天然气液化厂传统流程的液化装置，采用低温制冷机的再液化系统在流程和设备方面都得到了很大的简化。随着对LNG加气站BOG回收的进一步重视，这种类型的BOG液化装置有可能具有良好的发展前景。
3.7BOG回收利用小结
将BOG就近回收进城市燃气管网的方案，造价约为10×元，回收成本为LNG与管网气气价之差，维护难度小，但方案必须依附城市燃气管网且安全性较差。
站内自用的方案，造价在（2~10）×元，回收成本为LNG与管网气气价之差，维护难度小，但易受气量波动的影响。
CNG回收方案的造价在30×元左右，回收成本主要是使用压缩机所需电费，整体来说建设及维护难度大，更适用L-CNG加气站。
BOG罐内液氮回收方案的造价约为（2~10）×元，成本约占回收的BOG价值的53.6％，具有较好的经济性且易于维护。
BOG罐外再液化回收方案的造价约为（30~50）×元，回收成本较高，操作难度相对较大。
可以看出，在普通LNG加气站中，罐内BOG液氮冷凝方案和BOG站内自用方案都是不错的选择。对于特殊情况，如LNG加气站邻近城市燃气管网，可以考虑BOG回收用于管网。对于L-CNG加气站，则可以选择将BOG加压成CNG进行回收的方案。而罐外再液化回收BOG，还需要在设备研发方面开展进一步的工作以提高装置的经济性。
4LNG加气站工艺选择
LNG加气站的工艺流程主要分为4个步骤［17］，分别是卸车流程、调压流程、加气流程和卸压流程。在这几个步骤中都有可能形成BOG，造成经济损失和温室气体排放，因此，选择合理的流程对于减少BOG排放至关重要。各个流程有不同的工艺方案可以选择，下面就差别较大的卸车流程和加气流程进行分析。
4.1卸车流程
将集装箱或汽车槽车内的LNG转移至LNG加气站的储罐内，有3种方式，分别是：增压器卸车、浸没式低温泵卸车以及两者联合卸车。
增压器卸车是通过增压器将气化后的天然气送入LNG槽车，增大槽车的气相压力，使得槽车的LNG被压入储罐。卸车结束后，需要给槽车减压，因此会排出大量的天然气，造成浪费。浸没式低温泵卸车是将LNG槽车和LNG储罐的气相空间相连通，通过低温泵将槽车内的LNG卸入LNG储罐，这样就可以避免放散天然气。联合卸车是先将LNG槽车气相口与LNG储罐的气相口连通，在卸车的过程中通过增压器适当增大槽车的气相压力，LNG通过低温泵进入储罐。联合卸车方式同时使用了增压器和泵，卸车速度比前两种方式都快。
增压器卸车节约电能，工艺流程简单，但卸车过程会产生大量BOG，且卸车时间较长。浸没式低温泵卸车方式卸车快，产生BOG量极少，但其能耗高，流程相对复杂。二者联合卸车虽然卸车快，产生BOG较少，但流程复杂，能耗和造价高。
4.2加气流程
LNG加气站的加气流程通常如下：在需要为LNG汽车加气时，LNG储罐的增压气化器启动，提升储罐内压力，然后LNG泵启动，抽取LNG向LNG汽车加气。根据LNG汽车供气系统的不同情况，实际加气站运行中，可以分为调高LNG饱和压力和不调高LNG饱和压力两种加气流程。调高LNG饱和压力的流程需要将储罐内LNG的饱和压力调高至汽车发动机需要的供气压力；而不调高LNG饱和压力的流程只需要将储罐内压力增加到略高于LNG低温泵入口所需压力，且无须LNG达到饱和。
①调高LNG饱和压力的加气流程
LNG储罐内的储存压力是0.1~0.2MPa，而天然气发动机正常运转需要的供气压力为0.6~0.8MPa。由于国内目前LNG汽车上使用的供气系统一般不具有调节压力的能力，因此，需要LNG加气站将LNG的饱和压力调高至0.6~0.8MPa后再销售。此时，LNG低温泵的入口是0.6~0.8MPa的饱和液体。LNG的饱和压力是在给定温度下，气相与液相达到动态平衡时的蒸气压力，温度越高，LNG对应的饱和压力也越高。因此，在调饱和压力的流程中，由于温度升高，LNG储罐中的液体不断气化，产生大量BOG，当储罐内压力大于设定值时，需要及时排放BOG以保证储罐的安全。为了减少能源的损失和环境污染，需要在LNG加气站设置BOG的回收系统，这无疑增加了LNG加气站的运行成本。由于BOG回收装置的造价和运行成本较高，LNG加气站基本均未配置，造成LNG加气站BOG放散，既浪费资源，又增加了温室气体排放。
②不调高LNG饱和压力的加气流程
与中国的情况有所不同，国际上很多LNG汽车的燃料储罐配置了自增压系统。这样，LNG加气站可以不需要调高LNG的饱和压力，只需要通过增压器将储罐压力提升至略高于低温泵入口所需压力既可（无须等待其达到饱和）。此时，LNG低温泵的入口是0.2MPa左右的过冷液体或饱和液体。汽车上的发动机燃料供气系统通过自带的增压系统，使供应的天然气达到天然气发动机正常运转需要的压力。这样的技术方案可以大大减少由于调压而产生的BOG放散，提高LNG加气站的经济效益。采用不调高饱和压力的技术路线是今后LNG加气站的发展方向，对于LNG加气站节能减排具有重要意义，需要大力推广。
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