天然氣加氣站降本增效的措施

沈 斌

〔中國石化銷售股份有限公司 北京 100728〕

眾所周知，隨著加氣站的迅猛發展，加氣站的競爭也日益激烈。如何從加氣站的管理上下功夫，為企業創造更多的效益，進一步提升核心競爭力是擺在管理者面前的重要課題。一般來說，天然氣加氣站按照氣源分類，有CNG加氣站(壓縮天然氣加氣站)、LNG加氣站(液化天然氣加氣站)和L-CNG加氣站(壓縮液化天然氣合建站)。天然氣加氣站在建設及運營當中，若規劃不合理，管理不到位，對加氣站經濟效益將產生巨大影響，甚至導致虧損。為此，對天然氣加氣站的建設和運營中的降本增效問題需持續深入研究，及時發現管理問題并有效解決，才能有效提升加氣站競爭力，保障加氣站安全高效地平穩運行。

1 加氣站的技術特點及經濟性

天然氣加氣站的種類大致有三種：CNG加氣站、LNG加氣站和L-CNG加氣站。目前國內已建成的加氣站中大部分使用流程簡單、技術成熟的CNG加氣站，是國內最為主要的天然氣加氣站。隨著液化技術的成熟及LNG汽車市場需求的發展，LNG加氣站成為除CNG加氣站之外另一種主流加氣站，并隨著LNG汽車制造技術的日趨成熟，逐漸形成了一定規模。LNG加氣站相對CNG加氣站建設成本較低，且安全性能高，運輸具有更高的效率和便利性，近年來發展極為迅速，目前全國已建成超過3 000座LNG加氣站。

考慮到加氣站運營的經濟性，必須結合氣源和消費群體的特點來選擇加氣站類型，對于CNG 氣源豐富、管網發達的西南、西北地區，應以CNG加氣站為主；對于氣源不豐富、管網不發達的南方地區則以LNG加氣站和L-CNG加氣站為主。如果在原有加油站上擴展加氣站建設，則更加有利于油氣綜合運營和管理，經濟性會更加明顯。各類加氣站特點如下：

1.1 CNG加氣站

CNG加氣站可分為CNG標準站、母站和子站。

CNG標準站又被稱為CNG常規站，它是將來自中壓管網(0.3～0.4MPa)的天然氣經過過濾、計量、穩壓后通過脫硫裝置除硫，再用壓縮機加壓至25MPa高壓脫水后經控制系統送入儲氣瓶組，最后由加氣機對外計量加氣。在使用方面，標準站適合建設在天然氣輸氣管網覆蓋的特定區域內，一般都距離主城區比較近。標準站主要設備包括脫硫裝置、干燥裝置、壓縮機、CNG儲氣瓶組、CNG加氣機、控制系統等。

CNG母站是從高壓管道(1.0～1.5MPa)取氣經過濾、計量、加臭、穩壓至1.0MPa后, 在前置脫水裝置中干燥處理進入緩沖罐，經壓縮機加壓后由加氣柱給CNG管束車充氣,再通過 CNG管束車輸送給子站供氣, 同時具備直接給CNG汽車加注的能力。對比標準站只能夠在輸氣管網覆蓋區域建設，CNG子站、母站的建設、輸氣具有更

強的靈活性，通過在尚未敷設輸氣管的區域使用無管網輸配技術配送，建站區域不受距離限制，能夠遠離主城區。主要設備包括:干燥裝置、壓縮機、CNG儲氣瓶組，加氣柱，卸氣柱、CNG 加氣機、控制系統等。在加氣站建設發展階段，CNG子站、母站靈活性要與標準站相互配合、互相彌補，應根據不同的加氣市場環境和客戶需求，建設完善的天然氣加氣網絡。

從運營角度分析，用戶愿意“油改氣”。測算模型如下：按照車輛的理論運營數據計算，小型汽車百公里能耗按照8L汽油計算，CNG與汽油比例為1.05m3∶1L測算。國際原油價格大于80美元/桶或小于40美元/桶，且國內成品油實施地板價的情況下，預計汽油與CNG噸差價達到2 153元/t，汽油單價與CNG單價差達到1.875元，折算單公里成本差價達到0.15元/km，用戶對CNG替代汽油有較強的積極性。

1.2 LNG加氣站

LNG加氣站是將罐內LNG通過潛液泵加壓后輸送至LNG加氣機向LNG汽車加液。LNG加氣站在能量密度上遠遠大于CNG，并且在充裝速度方面，LNG對比CNG有著巨大的優勢，即使是大型車輛的充裝也只需要幾分鐘時間。與此同時，LNG加氣站建設所需設備當中并沒有大型動力設備，加氣站占地面積相對比較少，能夠在建設時與加油站、LPG加氣站等進行合作建設，因此在建設方面具有更高的經濟效益，使用上也更為便利。

從運營角度分析，用戶愿意“油改氣”。測算模型如下：按照車輛的理論運營數據計算，大型汽車百公里能耗按照20L柴油計算，LNG與柴油比例為1.4m3∶1L測算。國際原油價格大于80美元/桶或小于40美元/桶，且國內成品油實施地板價的情況下，預計柴油與LNG噸差價超過850元/t，柴油單價與LNG單價達到1元，單公里成本差價達到0.2元/km，用戶對LNG替代柴油有較強的積極性。

2 加氣站管理與降本增效

2.1 CNG加氣站

2.1.1 選擇安全經濟的壓縮機

隨著CNG加氣站建設以及工藝技術的發展，CNG加氣站專用壓縮機的生產工藝也趨于成熟。CNG加氣站專用的壓縮機在操作簡便程度、供氣量、可靠性、安全性以及經濟性方面都有了眾多優勢。目前CNG加氣站根據動力配置的不同需求，一般來說會選擇以下兩種專用壓縮機：第一種是隔爆型異步電動機連接飛輪盤，直接驅動壓縮機；第二種是天然氣發動機通過皮帶傳動驅動壓縮機。第一種在連接方面更為簡單，且運轉具有更強的平衡性，噪音相對較小，而第二種安全性較高，啟動迅速，在使用壽命方面具有一定的優勢，同時維修方便，因此運營的經濟性比較突出。

2.1.2 完善自控設置 ，防止泄漏和事故發生

加氣工藝參數檢測和自動控制加氣全過程，采用計算機實時監視與控制，實現數據集中管理。根據工藝條件用可燃氣體傳感器監測天然氣的泄漏情況，用計算機實時采集顯示，設置報警聯鎖等功能，報警發生時及時通知操作人員檢查設備運行情況，防止發生事故。安裝和連接控制室內PLC可編程序控制器與液壓撬裝子站上的儀表信號電纜、控制電纜、自控閥門的氣源管線等外網線；新建加氣站可燃氣體泄漏報警系統。

2.1.3 做好加氣站校準管理

一是加氣機檢定環節需注意檢定前設備完好，各閥門開關自如，安全閥、加氣管等無泄漏點，電磁閥如有內漏對檢測準確度影響較大。二是加氣機檢定前應進行充分預熱，在良好工作狀態下誤差較小。三是檢定裝置需進行可靠接地，使設備負荷得到有效釋放，提升檢定準確度。四是質量流量計如多次發生零點漂移，應及時進行應力調整，內部清洗等，使計量準確，控制異常損耗的發生。

2.1.4 重視設備巡檢

一是設備設施巡檢過程中，對壓縮機，儲氣井各種管線閥門，法蘭連接部分進行巡查，發現問題及時處理和上報解決，減少異常損耗的發生。二是對壓縮機放散口正常啟停機放散量按要求進行定期檢測，發現異常超量放散需及時查明原因，進行處置，減少放散損耗。三是對卸氣柱、加氣機內部及安全閥、電磁閥進行巡查，防止安全閥、電磁閥內漏放散引起異常放散損耗。

2.2 LNG加氣站

結合LNG 加氣站的運行特性，低溫的LNG在進銷存各環節極易形成BOG氣體排放，造成損耗和經濟損失。根據現場調研，如果損耗率在5%以下的加氣站，BOG數量每月可達2～5t；損耗率在5%以上的加氣站，BOG數量每月可達5～10t，因此，LNG降本增效管理應將重點放在BOG的控制上。表1為2015年江蘇某公司LNG加氣站(含L-CNG加氣站)的月銷量與損耗情況。

表1 江蘇某公司LNG加氣站(含L-CNG加氣站)的月銷量與損耗情況

2.2.1 BOG產生原因及降低措施

LNG加氣站的工藝流程主要包括卸車、增壓、儲存、加氣等環節，在這些環節中會產生蒸發氣體BOG(Boil Off Gas)，大量BOG天然氣的放散會給LNG加氣站造成巨大的經濟損失，系統分析BOG氣體產生原因及研究解決方案是提升加氣站創效能力的有效手段。

(1)卸車環節。目前我國LNG槽車基本上是通過尾部卸液，出液管在槽車尾部，在接卸時需要有接卸平臺或者墊砧木采取措施讓槽車頭高尾低停放。如卸液時槽車停放頭低尾高，卸車尾聲時就會有部分LNG液體滯留在槽車前部，每車大約造成0.1t接卸不凈。同時，卸車環節有兩個設備在使用過程會導致BOG氣體的產生：一個是低溫輸送管道，LNG槽車到站將LNG卸入儲罐時，無論采用低溫泵法還是增壓器法對槽車進行增壓，都必須使用低溫輸送管道，管道外界的熱量會使部分LNG氣化，產生BOG。另一個是低溫卸車泵。在卸車環節，國內的LNG加氣站通常采用低溫卸車泵，它擁有一個保冷外殼，比潛液泵具有更高的保冷效果。在使用過程當中，由于卸車泵質量問題或者保冷措施不到位，LNG吸收部分熱量之后就會產生一定量的BOG氣體。

(2)存儲環節。LNG通常是使用儲罐進行儲存，儲罐由內、外殼組成，大多采用高真空多層絕熱和真空粉末絕熱兩種絕熱方式。兩種儲罐都需要做絕熱保冷處理，避免LNG吸收熱量產生BOG氣體。雖然目前的絕熱材料性能大大提升，絕熱技術也相當成熟，但還是無法達到絕對的真空絕熱，不可避免地在運輸過程中使外部熱量進入儲罐當中，引起部分BOG氣體的產生，造成氣損。

盡管損耗不可避免，通過有效措施及管理，仍能減少BOG氣體的產生。首先定期檢驗LNG儲罐及真空管道真空度，不合格時及時進行抽真空處理，使設備處于最佳工作狀態，同時應對設備管線采用絕緣效果好的材料進行保溫，盡量減少LNG液體與外界發生熱交換。當設備長時間停機時，可將儲罐所有氣相根部閥關閉，液相根部閥打開，當管線及潛液泵池內壓力上升時，LNG液體被壓力壓回儲罐。因管線吸熱效率比儲罐高，所以能減少儲罐壓力上升，減少BOG氣體排放，降低儲存損耗。另外LNG存儲管理中常見的是儀表顯示不準，為此需要在實踐中對比過磅單與電腦或液位表的數據，找出相對準確的儀表做參考基準。如通過多次卸車，累計記錄電腦和液位表顯示數據，記錄誤差數據，計算一段時期平均值，找出相對準確的儀表，便于站內損耗數據分析。

(3)設備管理環節。一是加氣站巡檢過程中，對各種管線閥門和法蘭連接部分進行巡查，發現結霜問題及時處理和上報解決，減少異常損耗的發生。二是對設備管線維修后裸露部分應及時聯系廠家做管線保溫，防止因部分管線溫度升高，儲罐壓力上升，引起BOG氣體排放致損耗增大。

(4)工藝設計環節。工藝設計單位由于沒有全面了解LNG的性質和技術要求，工藝設計時保冷措施沒有做到位，造成LNG的蒸發量增大，從而產生較多的BOG氣體。管線設計時未考慮最近距離，造成運行后損耗較大。

LNG加氣站的工藝管線分為真空管和不銹鋼焊管保溫兩種方式。真空管原理同儲罐一樣，也是采用雙層夾套管，內層采用不銹鋼材料，但不銹鋼材料在低溫工作狀態下會有0.3 %的收縮量，所以內層不銹鋼管材上有波紋管。其危險性在于夾套真空失效后，管材內LNG 吸熱，大量氣化，在排放不及時的情況下，會將波紋管段破壞，最終導致大量泄漏產生嚴重的危害。而普通不銹鋼管大部分是焊接，但也有個別地方為法蘭連接，由于LNG 運行時的冷熱交替，很可能會導致法蘭墊片冷收縮，導致LNG 泄漏。增壓汽化器的進出口和LNG 儲罐與LNG 槽車的液相出口連通，同樣可能出現密封失效而產生泄漏。

綜合分析投運的LNG加氣站的設計布局、設備管理、運營維護、運行操作，可知LNG加氣站產生氣損的原因和途徑主要是：工藝設計不合理、設備(如儲存設備、管道、低溫泵等)無法絕對絕熱、卸車過程不規范及其他管理方面缺陷。LNG加氣站設計了很多保證安全的閥門及用于連接的彎頭、變徑法蘭等，導致LNG在流經這些部位時，局部阻力增大，產生摩擦熱，增加了氣損。另外，在加氣站設計時，會根據所批土地規模進行布局，若土地使用面積大，為了整體布局而增大了儲罐到加氣機之間的距離。管線越長，交換散熱面積就越大，也增加了氣損。

2.2.2 LNG加氣站BOG控制措施

LNG在運輸、儲存和銷售過程中低溫和蒸發的性質，不可避免地會產生BOG氣體，為了最大程度減少BOG氣體的產生，盡可能減小損耗，圍繞LNG加氣站BOG產生的原因，提出以下控制措施(見圖1)。

圖1 LNG加氣站BOG的產生及“零排放”技術示意圖

(1)低溫設備、管路等的優化。①LNG儲罐宜采用絕熱性能更好的高真空多層纏繞絕熱。目前LNG儲罐主要有真空粉末絕熱和高真空多層纏繞絕熱。由于高真空多層纏繞絕熱要求的真空度高且有防輻射屏，能有效地抑制熱輻射，其絕熱性能較真空粉末絕熱好。②低溫閥門、管路、加液機的絕熱優化，如液相管路采用真空管路，液相閥門和關鍵法蘭采用真空設計，加液機模塊做整體真空絕熱處理。③在管路設計中，應管路短、彎頭少，越簡單越好，特殊場站可以增大管道口徑，在儲罐出液管路和泵池回氣管路處盡量不要出現N型彎，且應避免過多閥門、濾網的使用。

(2)LNG加注過程的優化。①盡量采用集中加液或長時間采用同一加液機，以免長時間不用重新預冷造成大量BOG產生。②BOG的返回處理：汽車鋼瓶中的BOG氣體在返回LNG儲罐過程中，先與潛液泵換熱，再從LNG儲罐底部進入，對BOG進行部分液化并起到對儲罐調壓的作用。

(3)試點安裝回收設備。①對于L-CNG加氣站，建議采用BOG壓縮制CNG技術進行站場和槽車BOG的回收。②對于LNG加氣站，建議采用大冷量低溫制冷機再液化BOG進行站場和槽車BOG的回收。

目前BOG壓縮回收系統的投資費用大約在50～80萬元，按照目前加氣站的BOG排放和槽罐車余氣造成的損耗普遍在每年50 t左右，折合大約25萬元，可測算出2年半即可回收投資成本。運營成本相對較低，每回收100 m3LNG僅需要30kWh電，相當于耗電0.3 kWh/m3(約0.3元)。因此，建議在新建LNG加氣站設計中增設BOG壓縮回收裝置，同時對于已建成的加氣站也可以根據實際，試點改造安裝，一定會取得較好的經濟和環保效益。

3 加氣站降本增效優化案例

3.1 中石化A加氣站安裝BOG回收裝置

中石化A加氣站為L-CNG加氣站，試點安裝BOG再液化回收裝置。設備于2016年4月20日現場安裝驗收合格，至2016年5月1日完成調試。經過三個月的連續運行，驗證了該BOG回收系統的可行性，更為重要的是，設備的安全性、穩定性和可靠性，在夏天極端高溫天氣情況下得到了驗證。

表2 2016年與2015年5、6、7三個月BOG損耗量的對比

表2給出了2016年5、6、7三個月與2015年同期氣站損耗對比數據，2015年的BOG平均損耗量為13.8 t，平均損耗比為25 %，2016年該氣站安裝使用了單制冷機BOG再液化回收系統后，BOG平均損耗量為10.8 t，平均損耗比為18 %。同期三個月的BOG總損耗量減少了9 t，平均損耗比降低了約7 %，其中6月份最為明顯，損耗量減少了5 t，損耗比降低了10.6 %。

3.2 中石化B加氣站加強損耗管理

中石化B加氣站2016年損耗率13.6 %，2017年損耗率8.6 %，液位計進貨損耗每車1.2 t，損耗率約為6 %，過泵200 kg之內，損耗異常。2018年6月協調廠方技術人員查找原因，經多次現場對比過泵數與液位計收貨誤差，發現導入PLC系統內LNG儲罐數據與加氣站LNG儲罐數據不符，廠方調整了LNG罐直徑與長度，對比多車進貨后，過泵數與液位計收貨誤差在100 kg之內。站內損耗真實體現在儲發環節，站內針對儲發環節的損耗采取了校驗LNG加氣機精度，LNG發貨精度由±0﹪調整為±0.5﹪，并通過開發客戶，使得日均銷量穩定在5 t以上，大循環次數減少，降低LNG儲發損耗，2018年7-9月份損耗率降為6.3 %。

3.3 中石化C加氣站強化設備管理

中石化C加氣站2013年建成投運，LNG管線全長約127 m，保溫采用普通的聚氨酯發泡保溫材料，廠家的推薦使用年限是2～3年，2年以后保溫能力逐步衰減，3年以后保溫性能基本失效。自2015年起LNG損耗情況不斷惡化，至2017年3月底綜合損耗高達16 %。4月起更換新型保溫材料，用于溫度低至-200 ℃的保冷絕熱，損耗下降至7 %。

以上成功案例表明，需要對加氣站運行過程中各個薄弱環節采取相應措施，強化設備管理，及時引進新技術，在運行管理中規范操作流程，不斷減少各個環節中的氣體損耗，通過管理創效增效，達到降本增效目的。

4 結語

當前，我國經濟發展已由高速發展轉向高質量發展，能源的集約使用是重中之重。天然氣加氣站的優化建設、降本增效需要人們不斷思索，深入探究設備選型、進貨、接卸、儲存、銷售等各環節管理，并在實踐中考證解決問題，探索新知識、新工藝，不斷提高加氣站綜合管理水平。