关于LNG/LCNG耗损原因及控制技术研究

2018-12-08周世华

海峡科技与产业 2018年7期

周世华

中国石化销售有限公司四川石油分公司，四川成都 610041

近年来LNG/LCNG加气站建设步伐较快，整体经营规模呈日渐扩大趋势，能够满足清洁能源汽车使用要求。但在加气站运营中，相关统计发现，大多加气站以定额损耗为标准，实际损耗率将超出5%～10%，甚至更多，而这种损耗来源主要以正常损耗、异常损耗为主，前者表现为系统正常放空排放损耗，而后者体现在气源温度高、销量小以及工艺设计不合理等方面，极大程度上影响加气站整体效益的提高。因此，本文对LNG/LCNG加气站损耗控制相关研究，具有十分重要的意义。

1 LNG/LCNG加气要点分析

关于LNG加气站，主要指为LNG汽车储瓶充装LNG燃料的专门场所。LCNG加气站，指由LNG转化为CNG，为CNG汽车储瓶充装CNG燃料的专门场所。LNG加气站共包括三种类型，分别为固定式加气站、撬装式加气站[全撬装站（移动式、非移动式）、半撬装站、合建站等。从加气站的功能看，表现为：①增压功能，主要用于调节储罐内LNG的饱和状态，向汽化器中注入部分LNG，后转化为BOG，回到储罐的顶部，直至储罐压力上升到额定压力停止注入；②卸车功能，一是对槽车中LNG利用低温泵向LNG储罐中抽送；二是采用自增压卸车工艺，槽车内的液体自流进入卸车汽化器中，利用导热翅片与外界环境换热，由液态天然气转变为气态天然气，然后回到槽车的气相，从而增加槽车自身压力，利用压差使槽车中的LNG灌入储罐中；③加气功能，借助低温泵抽取储罐内LNG并进行增压，为汽车加液；或将LNG经过低温高压泵增压，由空温式汽化器转化为CNG,对CNG车辆加气；④调温功能，利用增温器对抽取的液体存储，直至温度达到额定温度要求。通过上述功能也可发现，LNG加气站在构成上包括加液机、EAG加热器、卸车汽化器、储罐增压汽化器、泵撬及潜液泵以及LNG储罐等[1]。

2 LNG损耗原因分析

LNG/LCNG站的建设与投运为现代清洁能源汽车提供保证，值得注意的是，加气站运营中面临的损耗问题日趋严重，极大程度上影响加气站整体效益的提高。具体剖析损耗问题产生的原因，体现在工艺设计、人员与外部因素方面。

2.1 工艺设计与设备相关因素

工艺设计水平是影响加气站损耗情况的主要原因，具体表现为：第一，加气站中法兰、弯头与阀门较多，且工艺管路长，这便导致管路中的LNG流动可能遇到较大阻力，有热量产生。第二，潜液泵池、LNG柱塞泵头进液需充分，但运行中可能因进液口、出液口压力较大，导致进液不足情况发生，严重时将引起泵跳停情况，若出现跳停，受气相压力影响，需做泵池气相排放处理，由此带来损耗问题。第三，绝热材料使用问题。加气站工艺设计中对绝热材料的使用要求较高，但大多加气站设计选用材料中往往注意保温，对保冷问题忽视，导致绝热材料使用周期较短，效果不理想。另外，从设备使用方面看，真空管道、真空泵池、真空绝热储罐等在使用中，很难满足真空绝热要求，若使用中有热交换现象出现，便会导致BOG气体形成，同时，质量流量计在加气站中的使用，存在检定误差，以及存在零点漂移情况，由此产生隐形损耗问题[2]。

2.2 人员因素

LNG/LCNG加气站运行中，人员操作能力极为关键，其也是导致损耗问题产生的原因。如部分人员在卸车操作上不规范，一般卸车中需以储罐压力为标准，确保槽车压力相对较高，然而需注意，储罐运行中可能超出0.8MPa以上压力，此时槽车压力仅为0.2MPa左右，若人员在操作中，采取槽车卸车方式，可能增大储罐排放量。或在卸车后排放槽车压力，可能引起卸车损失问题。同时，人员操作中，若加液结束后未能及时将管道、泵池内的残留液体清除，可能在汽化后进入储罐空间内，提高加液压力，一旦有安全阀启跳情况出现，会引起气损。另外，储罐压力高需手动放空时，防控监管不力，未能监控储罐压力的排放，达到正常压力值时，未将放空阀关闭，因此出现浪费问题[3]。

2.3 其他外部因素

除上述因素外，LNG/LCNG加气站运行中，损耗问题的产生也有较多其他因素。如部分加气站投入运行初期，销售量较少，加气量与设计规模不符，致使LNG长时间存储，若加气中有较长的间隔时间，长时间的液体存储将导致吸热过多，加气后循环的热量极易提升储罐的温度，压力因此提升，所以排放问题较为突出。另外，运输中的损耗部分较为严重，如槽车LNG充装计量前涉及加水，到站称重前放水，以及地磅秤的精度误差等问题，可能使卸车数据受到影响，最终引起加气站损耗[4]。

3 LNG/LCNG加气站损耗问题控制策略

3.1 工艺设计优化与设备因素控制

针对工艺设计与设备相关因素，实际解决中，应从多方面工艺设计优化策略上着手，第一，工艺方案合理布置。设计中需以规范安全距离为依据，使泵入口、储罐管线保持较短，且加液机、泵间管线长度应保持低于30m。第二，对管线阻力控制。如在管线、管件选用方面合理，且注意潜液泵、储罐间的管线走向合理布置，切忌有管线上翻或下翻问题，导致低洼处出现，影响回气。第三，对潜液泵进液压差控制。工业设计中，可考虑将储罐的标高抬高，确保其与储罐出液口控制在1.2m以上高差。第四，保冷形式合理选择。近年来大多加气站设计中，逐渐引入PIR材料，保冷效果较好，价格低廉，可被推广应用。对于设备方面，受技术因素限制，大多设备很难符合真空设计要求，需配合有效的改进措施，如定期检查真空度，对不合格情况，采取抽真空处理方法，保证设备运行状态最佳。第五，加强巡检维护，防止LNG储罐、法兰、阀门、焊口等部位的泄漏，气相管路的泄漏等（冒汗、白雾、结霜，阻止液体流向汽化器）。第六，加气机每半年需定期检定，确保计量精准，避免零漂现象。

3.2 人员操作水平提升

人员操作水平的提升是控制加气站损耗问题的关键。除要求人员对具体的操作规程充分掌握外，还需在专业操作理论知识、实践经验方面强化。如卸车操作，在卸车前，储罐的液体饱和压力是远高于槽车的压力，我们利用高压的储罐压力对槽车增压（平压），这样既降低了储罐压力，又增加了槽车压力，同时也降低了冷损。在卸车过程中，槽车的较低饱和温度的液体通过泵进入储罐气相空间，使储罐的部分气体再次液化，也就降低了储罐的压力。这也确保了卸车过程的无排放。注意以下进液改为上进液，降低槽车压力，使卸车损耗问题得到控制。此外，若出现储罐压力高、液温低情况，可采取打循环操作即“液 - 泵 - 上进液”方式，液体经过顶部喷淋，降低气相空间部分气体温度，最后液化，以此实现控制储罐压力的目的[5]。