论LNG加气站异常损耗的原因及应对

王曙光

【摘  要】近10年来，我国高度重视对LNG加气站的投资建设，随着天然气加气站业务的迅速发展，加气站的管理问题也日益凸显，LNG加气站在高频率和长期使用的情况下，呈现出异常损耗的问题。对此，有必要明确LNG加气站异常损耗的原因，并采取具有较强针对性和有效性的措施加以解决。本文浅析了LNG加气站异常损耗的原因，探究了LNG加气站异常损耗的应对措施，以期为LNG加气站异常损耗的应对提供借鉴，提高当前LNG加气站经营效益。

【关键词】LNG加气站;异常损耗;原因

前言

天然气能源汽车具有良好的节能减排效果。随着天然气能源汽车的增多，天然气加气站也日益增多。LNG加气站是常见的天然气加气站。LNG加气站在实际运营的过程中，极易发生异常损耗。对此，要立足于LNG加气站运营实践，深入分析LNG加气站发生异常损耗的原因，并积极探究有效措施加以应对，实现对LNG加气站异常损耗的有效降低。

一、LNG加气站介绍

分为LNG加气站和L-CNG加气站。

1.LNG汽车加气站是指液化天然气由LNG运输槽车运抵后，通过增压器和泵联合卸车至站内LNG储罐内，通过调压装置对储罐中的LNG进行调压，使之成为饱和液体，再充装给LNG汽车。

2.L-CNG加气站是指液化天然气由LNG運输槽车运抵后，通过增压器和泵联合卸车至站内LNG储罐内，然后用LNG高压泵将LNG液体加压至20MPa，高压液体进入空温式汽化器汽化成CNG，CNG经CNG加气机向CNG汽车加气的加气站。

二、LNG加气站异常损耗的原因

结合LNG 加气站的运行特性，低温的LNG在进销存各环节极易形成BOG（Boil Off Gas）气体排放，造成损耗和经济损失。根据现场调研，如果损耗率在5%以以下的加气站，BOG数量每月可达2-5吨，损耗率在5%以上的加气站，BOG数量每月可达5-10吨，以下列出2019年5月江苏公司各地市公司LNG加气站（含L-CNG加气站）月销量与损耗情况，全省46座LNG加气站，损耗率达3.4%，但是地市公司加气站差异很大，个别地市公司达到23%;5月损耗LNG量232吨，按照当月进货平均价3750元/吨计算，影响经营效益87万元。

LNG加气站的工艺流程主要包括卸车、增压、储存、加气等环节，在这些环节中会产生蒸发气体BOG，大量BOG天然气的放散会给LNG加气站造成巨大的经济损失，为此，根据BOG产生的关键程度，从工艺设计、进货、保温、经营角度分析损耗产生的原因及研究解决方案是提升加气站创效能力的有效手段。

1.工艺设计缺陷

我国LNG加气站建设是2011年就开始了，参照国家能源局2011年《中华人民共和国行业标准（NB/T 1001-2011）液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》，后国家2012年又下发了《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012），造成部分单位的LNG加气站的工艺设计存在缺陷。例如：LNG加气站距离储气区过远（南通公司海安LNG加气站，损耗在改造前达50%，其中罐区到加气机距离达100米），不得不采用过长的管线;加气站各项设计安装与LNG具备的特性不相符合，严重影响LNG加气站的正常运营，极易造成异常损耗[1]。

2.进液温度高

在常温状态下，天然气的存在形式为气态。在常压状态下，对天然气进行冷却，大约-162℃，天然气即实现凝结，呈现为液态，形成LNG即液化天然气。我国LNG天然气主要包括如下气质档次：一类气，其气源温度保持在-162℃左右，其压力小于0.1Mpa;二类气，其气源温度保持在-152℃左右，其压力大约为0.2Mpa;三类气，其气源温度保持在-140℃左右，其压力大约为0.38Mpa;四类气，其气源温度保持在-130℃左右，其压力大约为0.5Mpa[4]。天然气气源温度越低，其售价越高，这就导致LNG加气站实际进液成本增加。对此，LNG加气站要综合考虑各种因素，对气源进行科学选择。以苏州吴中**LNG加气站为例，该加气站在5月份达到150t的LNG销量，但同时存在0.8t的损耗量，具有0.53%的实际损耗率。在6月份，该加气站对原有的二类气源进行调整，选用三类气源，在保证原有销量的情况下，该加气站的损耗量增加为3.8t。另外，加气站对LNG进行进液时，LNG气液具有较高的温度，会导致加气站系统压力保持高位运行状态，造成压力上升，并缩小减压排气相应的压力空间，这将导致气液存放的实际周期出现缩短。将具有较高压力的气液对汽车储液瓶进行注入后，难以实现良好的降压效果，需通过回气，实现正常充装，进而导致加气站整体系统出现恶化。在一定值的压力下，加气站系统将自动排放BOG，导致异常损耗[5]。

3.卸车少技巧

目前我国LNG槽车基本上是通过尾部卸液，出液管在槽车尾部，在接卸时需要有接卸平台或者垫砧木采取措施让槽车头高尾低停放。如卸液时槽车停放头低尾高，卸车尾声时就会有部分LNG液体滞留在槽车前部，每车大约造成0.1吨接卸不净。同时，卸车环节有两个设备在使用过程会导致BOG气体的产生：一个是低温输送管道，LNG槽车到站将LNG卸入储罐时，无论采用低温泵法还是增压器法对槽车进行增压，都必须使用低温输送管道，低温输送管道外界的热量会使部分LNG气化，产生BOG。另一个产生BOG气体的途径，是低温卸车泵。在卸车环节，国内的LNG加气站通常采用低温卸车泵，拥有一个保冷外壳，低温卸车泵比潜液泵具有更高的保冷效果。在使用过程当中，由于卸车泵质量问题或者保冷措施不到位，LNG吸收部分热量之后就会产生一定量的BOG气体。

4.保温方式不合理

对LNG气液进行储存，需要极低的温度。若加气站相关设备缺乏良好的保温性能，加气站系统出现整体漏热，将导致LNG气液产生大量BOG，并升高储罐的实际压力，引发损耗排放。当前，LNG加气站设备主要采用两类保温设备，即真空管道法以及发泡材料等保温法。发泡材料保温法，是指将发泡材料包裹在普通裸管上，实现保温效果，保温效果只有2-3年。真空管道法具有良好的保温效果，且美观性较强，能实现长期使用，但需要较长的制作周期，且耗费的成本相对较高。选择何种保温工艺，会对LNG加气站的异常损耗产生直接影响[2]。

5.销量偏小

我国LNG加气站建设起步较晚，近几年受新能源汽车的冲击，将LNG作为燃料的公交车以及汽车呈现出较低的占有率和市场普及率，这就从整体上导致LNG的实际销量相对偏小。加气站储备的LNG能源长期未能销售出去，极易导致液态的LNG能源出现气化[3]。同时，对LNG加气站进行维护，也将产生一定的能耗。在上述因素的综合影响下，LNG加气站将增大其异常损耗。

三、LNG加气站异常损耗的应对措施

1、对工艺设计进行调整

LNG加气站要对相关工艺设计进行调整。对管道线路进行设计，要遵循相关规范，对设备间的实际距离进行尽量缩短，实现对管道长度的有效减少，要对泵进口与储液罐二者的净正压进行增加，避免采用凹凸型方式对管道进行布置，储罐到泵之间的管道，要尽量对斜坡布置方式进行采用，并对成熟工艺及规范流程进行采用，有效减少工艺设计因素导致的异常损耗。如，南通海安城南**LNG加气站，采取调整加气机位置，把罐区与加气机之间的距离减少到20米，损耗由先前的50%降低到15%。

2、对气源进行合理选择

LNG加气站要将每日加液销量与设计每日加气销量二者的比值作为依据，对气源进行合理选择。例如，加气站在投运初期，未能取得良好销量，每日加气销量与设计量二者的比值小于15%的情况下，尽量对一类或者二类气源进行选用，这两类气源具有较低的温度，能大幅度降低排放损耗，并实现对加气站实际运营成本的有效减少。当每日加气销量与设计量二者呈现为30%的比值时，可对三类气源进行选用，当二者比值达到70%时，可对四类气源进行选用。另外，加气站要基于自身实际情况，对加液作业的具体流程进行科学制定。在加液作业过程中，要尽量避免对回气充装方式进行采用，对汽车气瓶的实际压力进行适当调整，有助于降低排放。当充装的气罐具有异常高的压力时，可将气体对空温复热器进行导入，实施放散泄压，再进行充装。对新车进行充装，要对气罐内存在的惰性气体进行彻底置换，避免其混入BOG中。要直接将新车存在的BOG放散入大气中，并避免对回气装置进行采用。

3、提高卸车技巧

LNG卸车流程实现将槽车内的LNG卸至LNG汽车加气站的LNG储罐内，使LNG从储罐上进液管进入LNG储罐的操作工艺。连接槽车的液相管道上应设置紧急切断阀和止回阀，气相管道上宜设置切断阀。是为了在出现不正常情况时，能迅速中断作业。储罐进液设二根进液管，一根在上部进液，一根在下部进液。当来料较重时，应由上进液管注入罐内，反之应由下进液管注入。其目的是力图破除罐内LNG轻重分层现象，进一步避免罐内LNG产生扰动，翻腾现象发生。储罐进液总管设有紧急切断阀，当LNG充装液位至罐容的85%时，将发出声光报警，当液位充至罐容的90%时，自动关闭进液紧急切断阀，以防止超装。

LNG卸车方式主要有2种可供选择，即潜液泵卸车方式和卸车增压器卸车方式。

（1）潜液泵卸车方式：利用潜液泵输送液体的性能，將需卸液的罐车中液态液化天然气通过低温潜液泵加压输送到LNG储罐中。

如来液压力偏高可以用泵卸车模式减少液体升温。

一般情况卸车后槽车压力在0.3MPa左右。储罐内压力高时，可以先平压，前段使用泵、选择上进液卸液，卸至储罐压力低于槽车压力后，再可转换成压差卸液，节能降耗。储罐压力低时，可以直接和槽车平压，然后槽车增压，使用压差卸法。卸液后半程要注意槽车压力，不能让槽车压力过低，适当拧小阀门控制流量，控制槽车压力。卸至最后要改用压差卸法，泵抽无法卸尽。

在卸车时槽车还剩余10吨压差小于0.1时可以选择停止卸车，让其增压到（0.1-0.2）应为槽车液越少越难增压，到后面很容易有液卸不出。卸完后除了排空卸液软管中的残液，不能让槽车朝空气中放气，要放只允许在磅后放。给槽车增压时不能超过槽车能承受的最高压力（一般时刻保持在0.65MPa）。

卸液过程中阀门不能开启太大，须保持住压差，最后剩罐底时LNG液将流尽时开启储罐下进液，将槽车内天然气气体部分从储罐下进液平压至LNG储罐，达到减少损耗的目的。

（2）增压器卸车方式：LNG与环境温度有很大温差，有很大的冷能。利用液化天然气升温后饱和蒸气压力显著提高的特性，以空气（冬天可辅以热水）作为加热源，在不改变容器容积的条件下，使液化天然气的压力增高，在罐车与储罐之间形成一定的压力差，作为装卸液化天然气的动力。

保持罐车压力与气罐压力达2.5以上，才能更好更干净的卸完液。卸车过程中，一开始把槽车卸液阀开小，使槽车压力稳定在安全阀起跳压力内一个数值不动，待槽车还有4吨液左右时，将槽车卸液阀开到最大卸液，槽车液位计为0的时候，槽车内的压力也差不多与储罐压力平了。判断槽车卸车是否卸干净，在卸车快要结束时，会明显听见槽车内的气压进储罐的声音，且卸液管会产生较大的震动，尤其是把槽车液压阀关小会明显感觉到。此时等气压进储罐的声音消失，卸车也就干净了。

4、对保温方式进行合理选用

LNG加气站要对保温方式进行合理选用。当加气站采用较长的连接管路时，要对真空保温法进行选用，对全真空管路以及相关设备进行优先选用，对加气站系统相应的综合漏热进行降低，确保设备保持正常运行状态，降低保温效果引发的异常损耗。LNG加气站通常采用较为紧凑的设计，各管线间具有相对较短的连接距离，预计加气站运营后，不会产生明显漏热的，可考虑设计成本，对发泡等新材料保温法进行采用，实现对加气站实际建设成本的有效降低。

我司江阴公司申达LNG加气站2013年建成投营，LNG管线全长约127米，保温采用普通的聚氨酯发泡保温材料，厂家的推荐使用年限是2-3年，2年以后保温能力逐步衰减，3年以后保温性能基本失效。自2015年起LNG损耗情况不断恶化，至2017年3月底综合损耗高达16%。2017年4月起更换意大利进口福勒斯软性保温材料，用于温度低至-200℃的保冷绝热，损耗下降至7%。

5、对进液周期进行调控

LNG加气站销量会对进液周期产生重要影响。通常，LNG加气站无法对市场销量进行调控，对此，可对进液频率进行提高，同时对单次进液量进行减少，实现对异常损耗的有效降低。对单次进液量进行减少，会受到LNG供应商运输成本的影响。对此，加气站在进液时，可由两座距离较近的LNG站对一车LNG液进行分卸，有效缩短单站相应的周期进液量，实现对加气站损耗的有效控制。

6、采取“一站一策、一户一策”营销活动，开发LNG重卡散户，提升LNG加气站销量。

2016年以来，随着电动新能源车辆的推广，对于LNG公交客运有一定的冲击，对于LNG重卡影响不大;为此，LNG加气站要下大力气，通过加气站充值优惠、现场送礼品等方式锁定客户，开发LNG重卡散户，提升销量。我司连云港新光路LNG加气站，港区有海通竞争对手加气站，北面有山东低价LNG冲击，为此，连云港公司制定贴近市场的销售价格，根据销量制定返利政策，销量一直稳定在17-25吨/日之间。

结语

天然气加气站的优化建设、降本增效是业务发展和对其他能源冲击的迫切需要，LNG加气站异常损耗的原因主要包括工艺设计缺陷、进液温度高、卸车粗放、保温方式不合理、销量偏小等。对此，要通过对工艺设计进行调整、提高卸车技巧、对保温方式进行合理选用、对进液周期进行调控、对气源进行合理选择等措施加以应对，实现对LNG加气站异常损耗的有效降低，提高加气站运营效益。

参考文献：

[1]郭慧君，丁永华.LNG加气站异常損耗的原因与解决措施[J].中国战略新兴产业，2018，No.156（24）：237.

[2]王友良.LNG加气站异常损耗的原因与对策[J].石油库与加油站，2017，26（6）：10-12.

[3]易平.LNG加气站和L-CNG加气站能源损耗原因分析[J].煤气与热力，2015，35（12）：25-27.

[4]何才宁，卢亿.LNG及L-CNG加气站的损溢分析及对策[J].石油库与加油站，2014，23（4）：7-9.

[5]姜文政，胡郁.关于LNG加气站损耗问题的分析[J].广东化工，2018，v.45;No.377（15）：161-162.

（作者单位：中国石化销售有限公司江苏石油分公司）