LCNG加氣站冷能用于油氣回收的初步方案

中國(guó)石化銷售有限公司河南分公司 克紅娟

上海交通大學(xué)制冷與低溫工程研究所 阮斌輝 林文勝 邱 維

LCNG加氣站冷能用于油氣回收的初步方案

中國(guó)石化銷售有限公司河南分公司 克紅娟

上海交通大學(xué)制冷與低溫工程研究所 阮斌輝 林文勝 邱 維

文章提出了一套將LCNG加氣站冷能用于油氣回收的低溫蓄冷系統(tǒng)。由于LNG氣化供氣的不連續(xù)，無法持續(xù)穩(wěn)定地提供冷量，提出采用蓄冷的方式來利用冷能，并且詳細(xì)介紹了該低溫蓄冷系統(tǒng)的工作流程。低溫相變材料以及相應(yīng)載冷劑都是該系統(tǒng)的關(guān)鍵組成部分。文章文獻(xiàn)中的油氣組分?jǐn)?shù)據(jù)進(jìn)行了處理，得出：為了達(dá)到油氣回收的要求，低溫蓄冷的溫度應(yīng)在-110 ℃以下。對(duì)常見有機(jī)物進(jìn)行了篩選比較，發(fā)現(xiàn)相變溫度為-114.1 ℃的乙醇是比較合適的低溫相變材料，并且通過分析比較，選用丙烷作為合適的載冷劑。最后，以實(shí)際加油站為例，計(jì)算分析了該系統(tǒng)能夠帶來的經(jīng)濟(jì)效益。

LCNG加氣站 LNG冷能 油氣回收 低溫蓄冷

0 引言

LCNG加氣站以LNG為氣源為CNG汽車加氣，是一種正在興起、具有良好推廣應(yīng)用前景的加氣站類型。它以液相、低溫的天然氣進(jìn)站，通過液相泵加壓、氣化后實(shí)現(xiàn)對(duì)汽車加氣，無需高耗電量和噪音大的氣體壓縮機(jī)，是一種投資省、占地少、能耗低、噪音小、充裝速度快、不依賴管網(wǎng)和靈活方便的多功能加氣站。隨著我國(guó)液化天然氣工業(yè)的快速發(fā)展，這種具有較多優(yōu)勢(shì)的加氣站類型必將很快得到推廣應(yīng)用。

LNG儲(chǔ)存溫度在-161.5 ℃，具有高品位的低溫冷能。然而在LCNG加氣站中傳統(tǒng)的LNG氣化工藝是空溫式氣化，大量冷能被空氣帶走，造成大量浪費(fèi)。同時(shí)，LNG與周圍空氣進(jìn)行熱交換后使氣化器周圍降溫至水蒸氣露點(diǎn)溫度以下，造成大量霧氣，嚴(yán)重時(shí)甚至影響站場(chǎng)周圍人們的交通、生活。所以，回收利用 LCNG加氣站的冷能應(yīng)該引起重視。

石油及其產(chǎn)品是多種碳?xì)浠衔锏幕旌衔铮渲休p組分在常溫下蒸氣壓較高，極易揮發(fā)，故在油品從油庫(kù)到加油站再到用戶的整個(gè)儲(chǔ)運(yùn)過程中，廣泛存在著油品蒸發(fā)損耗的問題。油品蒸發(fā)損耗給企業(yè)和社會(huì)帶來諸多嚴(yán)重危害，如降低油品質(zhì)量、環(huán)境污染、資源浪費(fèi)、造成火災(zāi)隱患以及危害人身安全等。據(jù)表1的趨勢(shì)預(yù)測(cè)，我國(guó)加油站在2030年油氣排放量將達(dá)1 196×103t，經(jīng)濟(jì)損失達(dá)幾十億人民幣。因此，對(duì)油蒸氣進(jìn)行回收勢(shì)在必行，而油氣回收裝置則是石油生產(chǎn)、儲(chǔ)存和運(yùn)輸中不可或缺的配套工程設(shè)施。

表1 我國(guó)加油站油品消耗量、VOC排放量增長(zhǎng)趨勢(shì)預(yù)測(cè)

冷凝法油氣回收因其運(yùn)行成本低、投資回報(bào)高被廣泛應(yīng)用。為了達(dá)到《加油站大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 20952—2007)所要求的排放的油氣質(zhì)量濃度(非甲烷總烴含量)不高于25 mg/L和處理效率不低于95%，冷凝法油氣回收采用多級(jí)復(fù)疊或自復(fù)疊制冷技術(shù)，系統(tǒng)流程相當(dāng)復(fù)雜，最后一級(jí)要冷凝至-110 ℃，使得系統(tǒng)能耗大大增加，其設(shè)備耗電量為0.17~0.25 kW·h/m3。按照預(yù)測(cè)的2030年油氣排放量計(jì)算，冷凝法回收這些油氣需要耗電(2.3~3.4)×108kW·h，而LNG儲(chǔ)存溫度在-160 ℃左右，如果用 LNG的冷能來代替這些冷量將節(jié)約不少成本。

由于城市規(guī)劃的限制，新增加油、加氣站在許多地區(qū)都較為困難，所以，作為較為新型的天然氣加氣站，很有可能是在原有加油站范圍內(nèi)建設(shè)，形成油氣混合站，LCNG加氣站也是如此。在這樣的油/LCNG共建站中，正好可以利用LNG冷能來回收油氣。

1 LCNG加氣站冷能用于油氣回收系統(tǒng)

在LCNG加氣站中，由于LNG氣化供氣不連續(xù)，無法持續(xù)穩(wěn)定地提供冷量，所以需要采用蓄冷的方式，在 LNG的冷能過多時(shí)將其儲(chǔ)存于相變材料中，在沒有氣化供氣時(shí)相變材料融化釋放冷量。

該蓄冷裝置與常規(guī)的冰蓄冷有所不同。常規(guī)冰蓄冷一般在夜里用廉價(jià)電制冰，白天化冰釋放冷量，蓄冰和融冰分開進(jìn)行。在油/LCNG共建站中，提供冷量來回收油氣的同時(shí)，LNG會(huì)間歇地氣化向蓄冷槽供冷，所以蓄冷裝置必須能夠同時(shí)蓄冷和供冷，以保證系統(tǒng)的正常運(yùn)行。系統(tǒng)流程如圖1所示。

系統(tǒng)中，LNG從LNG儲(chǔ)罐1流出，經(jīng)低溫高壓泵2加壓到25 MPa后進(jìn)入蓄冷槽3的盤管內(nèi)與相變材料換熱，把冷量傳遞給相變材料。相變材料吸收冷量后開始凝固。

溫度較高的載冷劑由低溫泵4送入蓄冷槽3取冷，融化相變材料。之后，載冷劑將冷量帶到油氣換熱器7中。油氣先經(jīng)過過濾器8除去其中的水分和塵埃，再進(jìn)入換熱器7吸收冷量冷凝，同時(shí)，吸收熱量升溫的載冷劑回到溶液儲(chǔ)罐6中，再由泵送出，在系統(tǒng)中循環(huán)。

經(jīng)過蓄冷槽3的LNG最后經(jīng)過末端的空溫式換熱器5達(dá)到需要的溫度。

系統(tǒng)分兩個(gè)工作狀態(tài)：(1)取冷狀態(tài)：此時(shí)LNG不需要?dú)饣?，所以沒有提供冷量，只有載冷劑不斷地和相變材料換熱取冷；(2)邊蓄邊供狀態(tài)：此時(shí)LNG向蓄冷槽提供冷量，同時(shí)載冷劑從蓄冷槽取走冷量。

圖1 LCNG加氣站冷能用于油氣回收系統(tǒng)

2 蓄冷相變溫度和相變材料

本文共收集了 20組在文獻(xiàn)中提到的詳細(xì)油氣組分，如表2所示。

表2 文獻(xiàn)中提到的不同油氣的組分體積分?jǐn)?shù)(%)

其中，水蒸氣、C1~C6和C6+的組分不等，空氣的體積分?jǐn)?shù)為57.13%~85.01%。

用HYSYS進(jìn)行模擬，發(fā)現(xiàn)需要達(dá)到表3所示的冷凝溫度，才能達(dá)到排放標(biāo)準(zhǔn)。從表3可以看到，需要達(dá)到的冷凝溫度集中在-106.7~-84.3 ℃。當(dāng)冷凝溫度達(dá)到-106.7 ℃時(shí)就能冷凝回收所有油氣達(dá)到排放標(biāo)準(zhǔn)?？紤]傳熱溫差，相變材料的相變溫度必須低于-110 ℃，這在已有的商用和實(shí)驗(yàn)室用的相變材料中是前所未有的。Koizumi等人在專利中提出采用質(zhì)量分?jǐn)?shù) 80%以上的乙醇水溶液作為低溫相變材料，并在其中加入了表面活性劑，但其相變溫度不低于-100 ℃，這也是相關(guān)專利中能夠達(dá)到的最低的相變溫度。

表3 每種組分對(duì)應(yīng)的冷凝溫度和相應(yīng)回收率、排放量

在有機(jī)物手冊(cè)和制冷劑中尋找合適的相變材料，符合要求的常見有機(jī)物如表4所示。乙醇的相變點(diǎn)離-110 ℃比較接近，并且有較大的融化焓值，容易獲得，是合適的相變材料。

表4 較符合要求的常見有機(jī)物的物性

3 載冷劑的選擇

常規(guī)冰蓄冷系統(tǒng)一般選用乙二醇水溶液作為載冷劑，但是在上述的蓄冷系統(tǒng)中，相變材料的蓄冷溫度過低，容易導(dǎo)致乙二醇水溶液結(jié)冰，所以需要選用合適的載冷劑來攜帶冷量。有機(jī)物一般凝固溫度較低，所以在有機(jī)物中進(jìn)行了尋找。

作為載冷劑，在低溫下應(yīng)該有較小的粘度，以及較好的導(dǎo)熱性能。烷烴類物質(zhì)化學(xué)性質(zhì)比較穩(wěn)定，而且在低溫下粘度較小，導(dǎo)熱系數(shù)較大，所以選擇了常見而且容易獲得的丙烷作為載冷劑。

4 經(jīng)濟(jì)效益

在普通油氣站中，以中石化第68加油站為例，去年銷售汽油5 000 t，如果揮發(fā)率為千分之五，那么一年揮發(fā)的油氣可達(dá)到 25 t。HYSYS上模擬得到，用常規(guī)冷凝法回收這些油氣需要提供冷量1.2×107kJ。如果利用LNG為油氣冷凝提供高品位的冷能，在一個(gè)普通的 LCNG加氣站中(若兩天用完50 m3LNG)，每年能夠至少提供1.5×108kJ冷量(假設(shè)在冷能利用系統(tǒng)中LNG經(jīng)低溫高壓泵加壓到25 MPa，通過裝有乙醇的蓄冷槽，出口溫度為-120 ℃)，供應(yīng)量遠(yuǎn)大于油氣回收需要的冷量。

目前，常用的冷凝法油氣回收設(shè)備耗電量為0.17~0.25 kW·h/m3，上述第68加油站回收25 t油氣需要耗電(4.9~7.1)×103kW·h，如用LNG的冷量來回收油氣，可為該加油站每年節(jié)省常規(guī)冷凝法耗電費(fèi)用3 500~4 900元(電價(jià)0.7元/kW·h)，一年回收的油氣價(jià)值可達(dá)17.5萬元(汽油價(jià)格7 000元/t)。

5 結(jié)語

LCNG加氣站在我國(guó)具有良好的推廣應(yīng)用前景。在LCNG加氣站中，LNG的高品位冷能利用應(yīng)予以重視。本文提出了一套將LCNG加氣站冷能用于油氣回收的低溫蓄冷系統(tǒng)，介紹了該系統(tǒng)的流程。通過計(jì)算，確定了低溫蓄冷的溫度應(yīng)在-110 ℃以下，并選擇相變溫度為-114.1 ℃的乙醇作為蓄冷材料，丙烷作為載冷劑。最后，以中石化第 68加油站為例，計(jì)算了該方案能夠帶來的經(jīng)濟(jì)效益，每年可以節(jié)省常規(guī)冷凝法耗電費(fèi)用3 500~4 900元(電價(jià)0.7元/kW·h)，一年回收油氣價(jià)值可達(dá)17.5萬元(汽油價(jià)格7 000元/t)。

Preliminary Scheme of Oil Vapor Recovery Using LNG Cold Energy in LCNG Filling Station

Sinopec Sales Co., Ltd. Henan Branch Ke Hongjuan
Institute of Refrigeration and Cryogenics, Shanghai Jiao Tong University
Ruan Binhui Lin Wensheng Qiu Wei

This paper proposes a low temperature cold energy storage system for the use of cold energy in LCNG filling station for oil vapor recovery. As the LNG gasification is discontinuous and the station can’t produce cold energy steadily, this paper proposes to store the cold energy,and the working process of such system is introduced in detail.The datum of the oil and gas components is dealt in detail and the conclusion is thatlow temperature phase change material and the corresponding secondary refrigerant is the key component of this system.After comparison,ethanol is the suitable phase change material and propane is the suitable secondary refrigerant. Finally, the economic benefit of the system is analyzed with an actual gas station.

LCNG filling station, LNG cold energy, oil vapor recovery, low temperature cold energy storage