天然气加气站降本增效的措施

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1、天然气加气站降本增效的措施沈斌【摘 要】针对某些加气站因运行管理不到位使成本增加、影响加气站效益的问题, 在分别对CNG、LNG、L-CNG三种类型加气站的技术特点和经济性简要介绍的基 础上，分别阐明了各加气站所采取的降本增效的措施.CNG加气站:选择安全经济的 压缩机;完善自控装置,防止泄漏和事故发生;作好加气站校准管理;重视设备巡检.LNG加气站:在卸车、储存、设备管理、工艺设计上最大限度地减少BOG的产 生;优选低温设备和管路、优化加注流程和安装BOG回收设备等实际案例表明，降 本增效取得明显成效.期刊名称】石油库与加油站年(卷),期】2019(028)002【总页数】5页(P16-20

2、) 【关键词】 天然气;加气站;技术特点;经济性;降本增效;措施【作 者】 沈斌【作者单位】 中国石化销售股份有限公司北京 100728【正文语种】 中文众所周知，随着加气站的迅猛发展，加气站的竞争也日益激烈。如何从加气站的管理上下功夫，为企业创造更多的效益，进一步提升核心竞争力是摆在管理者面前的重要课题。一般来说，天然气加气站按照气源分类，有CNG加气站(压缩天然气 加气站）、LNG加气站（液化天然气加气站）和L-CNG加气站（压缩液化天然气合建 站）。天然气加气站在建设及运营当中，若规划不合理，管理不到位，对加气站经 济效益将产生巨大影响，甚至导致亏损。为此，对天然气加气站的建设和运营中的

3、 降本增效问题需持续深入研究，及时发现管理问题并有效解决，才能有效提升加气 站竞争力，保障加气站安全高效地平稳运行。1 加气站的技术特点及经济性天然气加气站的种类大致有三种：CNG加气站、LNG加气站和L-CNG加气站。 目前国内已建成的加气站中大部分使用流程简单、技术成熟的CNG加气站，是国 内最为主要的天然气加气站。随着液化技术的成熟及LNG汽车市场需求的发展， LNG加气站成为除CNG加气站之外另一种主流加气站，并随着LNG汽车制造技 术的日趋成熟，逐渐形成了一定规模。LNG加气站相对CNG加气站建设成本较 低，且安全性能高，运输具有更高的效率和便利性，近年来发展极为迅速，目前全 国已建

4、成超过3 000座LNG加气站。考虑到加气站运营的经济性，必须结合气源和消费群体的特点来选择加气站类型， 对于CNG气源丰富、管网发达的西南、西北地区，应以CNG加气站为主；对于 气源不丰富、管网不发达的南方地区则以LNG加气站和L-CNG加气站为主。如 果在原有加油站上扩展加气站建设，则更加有利于油气综合运营和管理，经济性会 更加明显。各类加气站特点如下：1.1 CNG加气站CNG加气站可分为CNG标准站、母站和子站。CNG标准站又被称为CNG常规站，它是将来自中压管网（0.30.4MPa）的天然气 经过过滤、计量、稳压后通过脱硫装置除硫，再用压缩机加压至25MPa高压脱水 后经控制系统送入

5、储气瓶组，最后由加气机对外计量加气。在使用方面，标准站适 合建设在天然气输气管网覆盖的特定区域内，一般都距离主城区比较近。标准站主 要设备包括脱硫装置、干燥装置、压缩机、CNG储气瓶组、CNG加气机、控制系 统等。CNG母站是从高压管道(1.01.5MPa)取气经过滤、计量、加臭、稳压至I.OMPa 后，在前置脱水装置中干燥处理进入缓冲罐，经压缩机加压后由加气柱给CNG管 束车充气,再通过CNG管束车输送给子站供气，同时具备直接给CNG汽车加注的 能力。对比标准站只能够在输气管网覆盖区域建设,CNG子站、母站的建设、输 气具有更 强的灵活性，通过在尚未敷设输气管的区域使用无管网输配技术配送，建

6、站区域不 受距离限制，能够远离主城区。主要设备包括:干燥装置、压缩机、CNG储气瓶组， 加气柱，卸气柱、CNG加气机、控制系统等。在加气站建设发展阶段,CNG子站、 母站灵活性要与标准站相互配合、互相弥补，应根据不同的加气市场环境和客户需 求，建设完善的天然气加气网络。从运营角度分析，用户愿意“油改气”。测算模型如下：按照车辆的理论运营数据 计算，小型汽车百公里能耗按照8L汽油计算，CNG与汽油比例为1.05m3:1L 测算。国际原油价格大于80美元/桶或小于40美元/桶，且国内成品油实施地板 价的情况下，预计汽油与CNG吨差价达到2 153元/t，汽油单价与CNG单价差 达到1.875元，折

7、算单公里成本差价达到0.15 元/km，用户对CNG替代汽油有 较强的积极性。1.2 LNG加气站LNG加气站是将罐内LNG通过潜液泵加压后输送至LNG加气机向LNG汽车加 液。LNG加气站在能量密度上远远大于CNG,并且在充装速度方面,LNG对比 CNG有着巨大的优势，即使是大型车辆的充装也只需要几分钟时间。与此同时， LNG 加气站建设所需设备当中并没有大型动力设备，加气站占地面积相对比较少， 能够在建设时与加油站、LPG加气站等进行合作建设，因此在建设方面具有更高 的经济效益，使用上也更为便利。 从运营角度分析，用户愿意“油改气”。测算模型如下：按照车辆的理论运营数据 计算，大型汽车百公

8、里能耗按照20L柴油计算,LNG与柴油比例为1.4m3:1L测 算。国际原油价格大于80美元/桶或小于40美元/桶，且国内成品油实施地板价 的情况下，预计柴油与LNG吨差价超过850元/t，柴油单价与LNG单价达到1 元，单公里成本差价达到0.2 元/km，用户对LNG替代柴油有较强的积极性。2 加气站管理与降本增效2.1 CNG加气站2.1.1 选择安全经济的压缩机随着CNG加气站建设以及工艺技术的发展，CNG加气站专用压缩机的生产工艺 也趋于成熟。CNG加气站专用的压缩机在操作简便程度、供气量、可靠性、安全 性以及经济性方面都有了众多优势。目前CNG加气站根据动力配置的不同需求， 一般来说

9、会选择以下两种专用压缩机：第一种是隔爆型异步电动机连接飞轮盘，直 接驱动压缩机；第二种是天然气发动机通过皮带传动驱动压缩机。第一种在连接方 面更为简单，且运转具有更强的平衡性，噪音相对较小，而第二种安全性较高，启 动迅速，在使用寿命方面具有一定的优势，同时维修方便，因此运营的经济性比较 突出。2.1.2 完善自控设置 ，防止泄漏和事故发生 加气工艺参数检测和自动控制加气全过程，采用计算机实时监视与控制，实现数据 集中管理。根据工艺条件用可燃气体传感器监测天然气的泄漏情况，用计算机实时 采集显示，设置报警联锁等功能，报警发生时及时通知操作人员检查设备运行情况， 防止发生事故。安装和连接控制室内P

10、LC可编程序控制器与液压撬装子站上的仪 表信号电缆、控制电缆、自控阀门的气源管线等外网线；新建加气站可燃气体泄漏 报警系统。2.1.3 做好加气站校准管理一是加气机检定环节需注意检定前设备完好，各阀门开关自如，安全阀、加气管等 无泄漏点，电磁阀如有内漏对检测准确度影响较大。二是加气机检定前应进行充分 预热，在良好工作状态下误差较小。三是检定装置需进行可靠接地，使设备负荷得 到有效释放，提升检定准确度。四是质量流量计如多次发生零点漂移，应及时进行 应力调整，内部清洗等，使计量准确，控制异常损耗的发生。2.1.4 重视设备巡检一是设备设施巡检过程中，对压缩机，储气井各种管线阀门，法兰连接部分进行巡

11、 查，发现问题及时处理和上报解决，减少异常损耗的发生。二是对压缩机放散口正 常启停机放散量按要求进行定期检测，发现异常超量放散需及时查明原因，进行处 置，减少放散损耗。三是对卸气柱、加气机内部及安全阀、电磁阀进行巡查，防止 安全阀、电磁阀内漏放散引起异常放散损耗。2.2 LNG加气站结合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%以下的加气站， BOG 数量每月可达25t ；损耗率在5%以上的加气站，BOG数量每月可达510t, 因此,LNG降本增效管理应将重点放在BOG的控制上。表1为2015年江苏某公 司LN

12、G加气站（含L-CNG加气站）的月销量与损耗情况。表1江苏某公司LNG加气站（含L-CNG加气站）的月销量与损耗情况名称加气站 类型2015年月均销量（t）规定总损耗率,总损耗率,进货损耗率,保管损耗 率,%A 加气站 LNG32 519.93 0.29 19.58 B 加气站 LNG28538.860.5338.15C 加 气站 LNG72528.290.3227.88D 加气站 LNG23235.560.005.56E 加气站 L- CNG141437.280.9236.02F 加油（气）站 LNG11528.450.3427.98G 加气站 L-CNG168410.710.4410.22

13、2.2.1 BOG产生原因及降低措施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(Boil Off Gas)，大量BOG天然气的放散会给LNG加气站 造成巨大的经济损失，系统分析BOG气体产生原因及研究解决方案是提升加气站 创效能力的有效手段。卸车环节。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0.1t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： 个是低温输送

14、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，管道外界的热量会使部分 LNG气化，产生BOG。另一个是低温卸车泵。在卸车环节，国内的LNG加气站 通常采用低温卸车泵，它拥有个保冷外壳，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。(2) 存储环节。LNG通常是使用储罐进行储存，储罐由内、外壳组成，大多采用高 真空多层绝热和真空粉末绝热两种绝热方式。两种储罐都需要做绝热保冷处理，避 免LNG吸收热量产生BOG气体。虽然目前的绝热材料性能大大提升

15、，绝热技术 也相当成熟，但还是无法达到绝对的真空绝热，不可避免地在运输过程中使外部热 量进入储罐当中，引起部分BOG气体的产生，造成气损。尽管损耗不可避免，通过有效措施及管理，仍能减少BOG气体的产生。首先定期 检验LNG储罐及真空管道真空度，不合格时及时进行抽真空处理，使设备处于最 佳工作状态，同时应对设备管线采用绝缘效果好的材料进行保温，尽量减少LNG 液体与外界发生热交换。当设备长时间停机时，可将储罐所有气相根部阀关闭，液 相根部阀打开，当管线及潜液泵池内压力上升时,LNG液体被压力压回储罐。因 管线吸热效率比储罐高，所以能减少储罐压力上升，减少BOG气体排放，降低储 存损耗。另外LNG

16、存储管理中常见的是仪表显示不准，为此需要在实践中对比过 磅单与电脑或液位表的数据，找出相对准确的仪表做参考基准。如通过多次卸车， 累计记录电脑和液位表显示数据，记录误差数据，计算一段时期平均值，找出相对 准确的仪表，便于站内损耗数据分析。(3) 设备管理环节。一是加气站巡检过程中，对各种管线阀门和法兰连接部分进行 巡查，发现结霜问题及时处理和上报解决，减少异常损耗的发生。二是对设备管线 维修后裸露部分应及时联系厂家做管线保温，防止因部分管线温度升高，储罐压力 上升，引起BOG气体排放致损耗增大。(4) 工艺设计环节。工艺设计单位由于没有全面了解LNG的性质和技术要求，工艺 设计时保冷措施没有做到位，造成LNG的蒸发量增大，从而产生较多的BOG气 体。管线设计时未考虑最近距离，造成运行后损耗较大。LNG加气站的工艺管线分为真空管和不锈钢焊管保温两种方式。真空管原理同储 罐一样，也是采用双层夹