低温储罐与低温槽车内的LNG的有一定的日蒸发率，这部分蒸发气体（温度较低）简称BOG 闪蒸汽(BoilOff Gas)，使储罐气相空间的压力升高。为保证储罐的安全及装卸车的需要，在设计中设置了储罐安全减压阀（可根据储罐储存期间压力自动排除BOG），产生的BOG气体通过放空阀至EAG加热器加热后放空，或通过BOG加热器进入BOG储罐储存利用。
一、BOG形成的来源
BOG形成后会逐渐增加储罐内的气体压力，当其气体压力积累到一定时（安全阀设定值）会冲开储罐安全阀，把多余压力的天然气排放到大气中，以求缓解储罐内部压力，避免爆炸险情。
LNG加注站BOG的形成大多来自于三个方面：一是LNG储罐本身与环境漏热形成BOG，二是LNG槽车卸车和LNG车辆加注时低温泵运行时部分机械能转化为热能产生的BOG，三是加气站通过回收车载LNG气瓶内的BOG。
二、BOG自然放散的经济损失与危害
大量BOG天然气的放散不仅造成巨大的经济损失（60立方米储罐可日回收200余标方，按每标方4元成本核算，一年损失近30万元），还形成了二氧化碳（CO2）温室效应20倍以上的环保危害；另一方面是，当BOG在冲开安全阀排放时，形成巨大噪音，造成较严重的噪声污染。
三、BOG产生后的处理方式及经济比较
1.BOG处理方式
因LNG储气设备漏热及各种操作引起BOG的产生。为了安全生产BOG量达到一定量后必须采取措施将其处理。从能量利用和安全的角度分析，主要有以下几种处理方式：
（1）将BOG 气体沿回气管路返回LNG 储罐进行液化，既可达到预冷潜液泵泵池的目的，又可回收小部分BOG气体和对储罐进行压力调节，（LNG设备默认操作流程，没有实际意义，最终导致超压放空，经济性与（5）基本相同）。
（2）将生成的BOG气体通过再液化装置液化成LNG 输出。
（3）将生成的BOG气体直接气化后经调压计量输入城市管网。
（4）将生成的BOG气体通过压缩充入CNG储气瓶组（只有L-CNG加气站可用）。
（5）通过站内放空管道放空掉。
2.BOG 回收方式
1）再液化工艺
再液化工艺是指将需要液化的BOG作制冷剂，采用单级压缩，单级膨胀加节流的制冷方法，使BOG 达到液化的目的。当系统压力达到设计的控制值时，BOG 再液化装置自动启动，把系统内多余的BOG 液化一部分，使系统内的温度和压力下降，当系统压力降低到要求值时，再液化装置自动停机。储罐中的BOG 经过换热器回收冷量后进入压缩机，高压高温的天然气先经过空冷器冷却，然后再换热器中进一步被冷却而液化，之后节流到低压后进行气液分离，分离气体返回换热器复热到常温后回到压缩机，分离出的液体一部分由LNG 加气站的LNG低温泵抽回LNG 储罐，另外一部分则进入换热器提供冷量后回到压缩机形成循环。
2） 直接气化调压后外输工艺
直接气化后外输工艺是指LNG 储罐的BOG 气体通过EAG 加热器气化后经稳压到城市燃气管网输气压力后，再经计量进入城市燃气管网。经过EAG 加热器后增加调压计量橇，对放空的气体进行调压、计量后输送至城市管网。
3）L-CNG加气站将BOG压缩成CNG销售
采用单级压缩，使BOG 达到转换成CNG的目的。当系统压力达到设计的控制值时，BOG 压缩装置自动启动，把系统内多余的BOG压缩成CNG并将其输送至CNG系统储存、销售，当系统压力降低到要求值时，BOG压缩装置自动停机。
3. BOG 回收经济效果分析
本文中再液化设备采用国产小型橇装BOG 再液化装置进行分析，小型橇装BOG 再液化装置含压缩机、空冷器、换热器及气液分离器及配套管线等，前期投资约65 万元；直接气化后外输工艺设备采用国内常规规格进行分析，直接气化外输工艺设备主要包括BOG 加热器1 台，流量计1 台，调压器1 台，配套阀门及管线若干，前期投资约10 万元；L-CNG加气站BOG转换CNG装置国内目前未完全成熟（尤其是小型压缩机），但已有部分厂家已提出撬装设备，前期投资约15万元。
下面以某LNG 汽车加气站为例，按每年73吨（日均200立方米）BOG 气体进行计算，详细经济效果分析见下表：
注：其他费用均忽略不计，年节约损失是相对于放空损失而言,20年折旧计算。
由上表可以看出，再液化工艺和供城市燃气的年销售利润均为负值，是因为BOG气体回收主要考虑减少损失。由于再液化工艺前期投资和耗电费用高，其他维护运营费用也比较高，虽然年销售收入可达10.95 万元，但综合考虑各项费用后，按20年使用年限计算，则相对于放空而言每年可节约损失12.73 万元。直接气化后外输工艺前期投资和运营费用小，无需电消耗，但因其城市燃气管网输气价格比LNG 进气价格低，相对于放空而言其主要损失为销售差价损失，按20年使用年限计算，考虑前期投资和运行费用后，每年可相对节约投资25.29万元。BOG转换CNG方案最为可行，不但没有亏损反而创造8.47万元净利润（相对）显而易见，LNG加注站建设时首选考虑LNG/L-CNG合建站，其次LNG加气站选址时尽量能带起周边居民用气（未气化乡镇或乡镇点对点项目等）项目，最后才是BOG再液化工艺来减少LNG放散损失。
4. 结论
通过对汽车加气站BOG气体来源、回收工艺及经济效果进行分析、比较，得出以下结论：
1. 再液化工艺能耗和前期投资都很高，且设备占地面积大，但分离后的液体进入LNG储罐，减少放散气量，环境影响小，且对城网建设没有要求。适用于环境要求极高，但附近没有城市燃气管网和燃气需求的LNG 站场。
2. 直接气化调压后外输工艺前期投资小，后期运行能耗低，设备占地面积较小，对环境的影响较小，适用于站外有城市配套燃气管网，且燃气管网运行压力为中压的LNG站场。一般城网燃气售价低于LNG 进气价格，但相对于BOG气体放空来说经济效果还是比较可观，每年可节约约25万元左右，是值得推荐的一种BOG回收工艺。
3. BOG转换CNG工艺前期投资较小，但设备占地面积大，压缩后的BOG并入CNG系统，减少放散气量，增加部分收入，环境影响小，且对城网建设没有要求。适用于环境要求极高，但附近没有城市燃气管网和燃气需求的LNG/L-CNG 站场。
4. BOG气体直接放空无前期投资和能耗，但放空的损耗大，环境污染影响大，但对于站场面积小，环境影响范围小且周转率高的站场可采取此种方式。
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