近年来，液化天然气(liquefied natural gas，LNG)在交通运输行业应用发展迅速。使用LNG的重型卡车，与使用传统燃料的汽、柴油车辆相比，不论在尾气排放达标还是每百公里燃料消耗，都具有明显的优势。与此同时，随着国内接收站和液化工厂的大量建设，以液化天然气为气源的LNG加气站建站数量也迅速增加。以内蒙古华油天然气有限责任公司(以下简称内蒙华油)为研究实例，目前，该公司在内蒙古中西部建成并投运不同规模的LNG加气站20余座。
LNG是将天然气经过净化处理、通过多级制冷冷凝液化，形成常压、-162 ℃、体积缩小625倍的低温液体。不同于汽油、柴油、压缩天然气(compressed natural gas，CNG)等常温下易储存燃料，LNG对储罐、设备、管道的绝热性要求较为严格。如果储运过程中隔热条件不好，LNG会因吸热迅速升温，产生大量蒸发气(boiled off gas，BOG)，最终不得不进行安全放散。
结合不同级别(表 1)LNG加气站内的设备，从销售计量、贸易采购、卸车工艺和储存等方面，分析LNG加气站供销差产生原因。
LNG槽车配送总质量一般为19.5~20.5 t/车，依据国家计量检定规程Class Ⅲ级秤标准，60 t或80 t地磅分度值为20 kg，极端误差时会导致0.3%的供销差，最大误差可达61.5 kg。
有入库计量地磅的LNG加气站可以对槽车卸车前后配送质量进行复测，从而使得该环节产生供销差相对较小。没有地磅复测的LNG站点，通常以配送方提供的上游LNG工厂装车磅单为依据入库。如果依磅单入库的LNG质量作为实际质量，上游计量误差、运输中途槽车安全放散、燃料消耗等各种损失会不可避免地传递给下游LNG加气站。
JJG 1114—2015 《液化天然气加气机检定规程》规定，LNG加气机所用的低温流量计的质量流量≤80 kg/min，计量准确度等级不低于0.5级，最大允许误差为1.5%。
依据目前国内的技术水平，LNG加气机整机最大允许误差不超过1.0%[1]。
通常，采购方与供应商的贸易采购合同约定，LNG槽车配送总质量与出厂计量磅单在±200 kg范围内不做调整。该约定产生供销差范围为±1%。
LNG加气站基本工艺流程：槽车将LNG运至加气站内后，采用卸车增压气化器、潜液泵将槽车中的LNG卸入站内储罐。槽车卸车产生的供销差主要表现在以下两方面：①卸车管道残留放散：LNG槽车接驳口至储罐(以及低温泵橇)间经卸液管道连接，槽车卸液完毕，该段管道内残存液体难以回收，损耗量受卸车管长短影响；②槽车车内残留LNG(含气相、液相混合残留)：直接以槽车装车磅单为依据入库的LNG加气站，不论车内残留气相介质或LNG，均存在卸车损耗。
LNG加气站采用增压卸车方式，即使卸车完毕再进行罐体与槽车气相平压，LNG槽车内空车余压通常为0.20~0.30 MPa。按照理想气体状态方程，槽车容积为52 m3，配送总质量19.5~20.5 t/车，估算每车气相损耗导致的供销差率为0.63%~0.67%，并且卸车后空车余压每升高0.10 MPa，供销差率将增加0.33%[1]。按照内蒙华油生产统计数据，如采购的LNG到站温度略高，卸车完毕时，LNG槽车内空车余压通常为0.35~0.45 MPa。
LNG加气站如采用潜液泵卸液，即使增加卸车坡度，也很难确保槽车无残液，这部分经统计有0.26%的气损[2]。
综合工艺流程，卸车过程产生供销差范围为0.9%~1.0%。
由于LNG具有低温易挥发的特性，储存过程中不可避免地会产生BOG[3]，主要表现在以下4个方面：①LNG气源对BOG的产生影响较大；②管路保冷材料选择不当和弯头数量多、管路过长都易造成冷量损失，形成BOG；③储罐和泵橇的非绝对隔热保冷，会有BOG的产生；④储罐因放散导致罐内压力变化，引起气液界面处的过热LNG气化产生BOG[4]。
内蒙华油生产运行数据统计，部分LNG站点储存过程中BOG产生的供销差最高时超过35%。
综合销售计量、贸易、卸车3个方面产生的供销差极端工况，供销差累计最大不超过3%，管控LNG储存过程所产生的BOG是降低供销差的重点。
LNG出厂温度不同，主要跟工厂的生产工艺和生产气源组分有关系。在内蒙古地区，不管生产LNG的气源是煤制气还是管道气，大多LNG工厂出液温度都低于-150 ℃。槽车运输到站卸车后48 h内LNG储罐升温不明显；但有的工厂由于生产工艺原因，LNG出液温度相较其他工厂更高，槽车卸车后储罐升温相对较快。
内蒙华油曾使用某工厂生产的LNG，LNG槽车到站压力为0.40~0.50 MPa，卸车入罐后LNG液温多为-145~-140 ℃。一级站内管道长、汇管多，储存过程中(罐压为0.60~0.70 MPa，LNG温度高于-135 ℃时)罐体升温导致LNG迅速气化，产生大量BOG。因此，对于日销量低于5 t的固定站和日销量低于3 t的橇装站，必须选择温度更低的LNG以相对减少BOG量。
固定式LNG加气站和分体橇装式加气站，从加液机至泵橇段通常都采用真空管。固定站从罐体到泵橇这一段往往采用低温不锈钢0Cr18Ni9绝热保冷管道连接(真空管需要工厂定制，精确度要求高，施工现场稍有偏差就很难连接)，橇装站则一般使用真空软管连接(成本较高)。事实上，即便管道全部采用真空管，管道与周围环境之间也不可能完全绝热。对于来车加液间歇期相对较长的加气站，为尽可能减少管道内LNG升温气化形成BOG，需要定时(一般为20 min)启动潜液泵，通过储罐内低温LNG与管路自闭冷循环，保持管道低温。
在符合安全规范间距的前提下，储罐出口与泵橇入口间的管线长度最佳在3 m以内，泵橇到加液机的管线长度在30 m以内，最长不超过40 m[5]。
内蒙华油LNG加气站建设时，储罐到泵橇之间的管道选用耐低温不锈钢管。保冷材料选用了耐低温(-196 ℃)深冷型三聚脂，材料的常温下导热系数要求不高于0.045 W/(m·K), 氧指数不低于30。保冷材料的选择需关注导热系数和材料密度两个指标：材料密度越小，其导热系数越小；导热系数直接与管道的热损失成正比。
绝热保冷材料施工时，管道外包镀锌铁皮，内层保冷层设计厚度应不小于100 mm，以确保管路保冷效果明显。
LNG潜液泵属于低温离心泵，泵的出口压力=泵的进口压力+泵的扬程产生的增压压力[6]。潜液泵是LNG加气站卸液、加注、系统预冷的关键设备，低温电机与泵体安置在密封真空泵池内，整体浸泡在LNG中[7]，泵采用叶轮旋转离心方式排出液体。
GB 50156-2021《汽车加油加气加氢站技术标准》规定，为保证潜液泵正常运行，储罐底部与潜液泵顶部高差应满足LNG潜液泵的性能要求[8]，即必须保障泵进口处足够的正压头。但实际情况中，由于LNG低温易气化的特点，当潜液泵进口LNG压力小于输送温度下LNG的饱和蒸汽压力时，潜液泵的进口和叶轮处即会发生汽蚀，所以泵进口处液体压头需高出液体气化压力外，还要有一定富余才能防止汽蚀。另外，实测总结为定时启动潜液泵(夏季时每隔20 min启动一次内循环，冬季时每隔30 min启动一次内循环), 利用储罐内低温LNG冷却泵池，能够有效防止泵池内LNG因升温气化形成BOG而导致的汽蚀。否则，加气时只能先通过泵池管路放空BOG，才能保证潜液泵正常运转。
内蒙华油对原有部分站点改造和后续新建LNG站点时，进一步明确储罐出口与泵橇入口距离不超过3 m，保障卧式储罐底部DN50 mm出口与泵橇入口顶部净高差不小于1.2 m，立式储罐底部DN50 mm出口与泵橇入口顶部高差不小于0.9 m，潜液泵入口防汽蚀效果明显，有效减少了泵池BOG放散。
常用储罐有高真空多层缠绕绝热罐和真空粉末绝热罐两种[9]，内罐采用奥氏体不锈钢[10]，内蒙华油各LNG加气站使用的都是真空粉末绝热储罐。尽管该类储罐绝热性能良好，但并非绝对隔热(国家规范要求储罐日蒸发率不得大于0.3%)。储罐内的LNG吸收热量后升温气化，超过储罐设定安全压力就需要放散。泄压后，由于压力变化，储罐内原来的气液相平衡发生改变，所以气液界面处的过热LNG会再次气化产生BOG。防止储罐内过热LNG气化放散造成浪费有以下3种方法：①从储罐上进液口注入比储罐内更低温度和更多质量的LNG，对气相冷却回凝；②增加小型液化设备，将放散的BOG回收再冷凝液化[11-12]，重注回储罐；③通过增加工艺装置，将放散的BOG回收进入城市管网利用。
如果两站合卸一车LNG，卸车过程产生供销差、卸车管道残留放散较单次卸车会增加1次，并且槽车运费通常都按装车质量运达最远站点距离结算，造成先卸车站点摊销运费高；生产数据统计，两站合卸一车LNG，整体核算并不经济。新增小型液化设备，核算动力消耗和投资回报，也未达到节约成本的目的。
LNG加气站分为固定式及橇装式(又分整体橇和分体橇)两种建设形式，主要是根据储罐、泵橇、放散管、加气机、气化器等LNG设备布置进行区分。整体橇和分体橇则按设备全部或部分装配在一个橇体上区分，橇装站具有高度集成、安装简便、机动灵活、安全可靠、操作方便等特点。
LNG加气站在建设方案论证时，应根据站址所在位置经过车辆数量、线路上车辆发展情况和趋势、布点是否合理等因素预估建站规模。如果一级站和二级站不考虑分期建设而是直接建成，通常要做LNG储罐发生泄漏时的倒罐工艺流程设计。图 1为一级站工艺流程图，图 2为三级站工艺流程图，对比图 1和图 2可看出，一级站管道与设备接口、管道盲端、汇管和弯头数量较三级站整体要增加很多，冷能损失因素也相应增多。因此，分期建设对于建站初期加气车辆不足时降低LNG加气站供销差非常必要。
(1) 随着近年来市场上LNG加气车辆的增多，一些影响LNG加气站供销差的因素因销售量加大而降低。内蒙华油对部分LNG加气站进行工艺改造后，加气站的供销差已降低至2.5%以下。
(2) 日销量低于5 t的固定站和日销量低于3 t的橇装LNG加气站，尽可能选择出厂温度相对较低的LNG。
(3) 有条件的LNG加气站在卸车工艺端增加BOG回收装置，以降低槽车内残留LNG产生的卸车损耗。
(4) 建设优先选择三级站模式，尽可能减少因站内工艺管道长度过长而产生的BOG。
(5) 距离城市燃气管网较近的LNG加气站，可增加工艺装置，回收站内放散气体进入城网再利用。
2023, Vol. 52 Issue (4): 61-65 2023, Vol. 52 Issue (4): 61-65