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摘要：LNG在国内建设已形成规模，目前建设的加气站大多采用潜液泵加压的方式，但在部分加气站也有使用低压柱塞泵进行加气，最近几年有公司推出了一种新的加气方式，取消泵的加压，利用储罐与汽车气瓶之间的压差进行加气，本文从建设投资、运行平稳性、安全性及后期维护进行阐述三种加气方式的优劣。
关键词：LNG加气站、LNG潜液泵、LNG柱塞泵、气态天然气BOG
引言
目前LNG加气站较多是采用潜液泵加压，将LNG输入车载气瓶，设备及工艺发展成熟，运行过程安全可靠，但国内潜液泵技术发展较晚，技术尚未成熟，目前大多采用进口品牌，购置及后期维护费用高昂。为摆脱技术及资金的限制，经国内部分厂家研究改进，将用于输出高压的柱塞泵经过技术改造，使出口压力与车载气瓶工作压力匹配，即用低压柱塞泵替代潜液泵；另一种是利用储罐与车载气瓶之间的压差将LNG输入车载气瓶，将储罐与加气机之间的泵取消，减少了泵的能耗及与外界的热量交换，本文对以上三种加气方式进行探讨，分析各自的优劣。
1.潜液泵加气
1.1潜液泵加气工艺简述
LNG通过槽车运输到加气站后，利用潜液泵或压差将槽车内的LNG卸至站内储罐，储罐经调饱和保持压力在0.4MPa以上，有车辆来加气时，适当对车载气瓶进行回气，并对系统进行预冷，通过加气机与潜液泵的信号联动，启动潜液泵便可进行加气，流程简图如下：
图1潜液泵加气工艺流程简图
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1.2优点
1）潜液泵可以单独卸车，也可以升高槽车压力与泵进行联合卸车，缩短卸车时间；2）利用潜液泵可以对刚卸完车的低压储罐进行调饱和，以达到加气所需要的压力；3）潜液泵由于其特殊的设计，将离心泵安装于高真空缠绕的泵池内，泵体及电机始终浸润在LNG液体中，通过LNG液体进行冷却及润滑，减少了泵及管路与外界换热，减少BOG的产生；4）潜液泵启动通过变频器控制，启动冲击小，信号反馈速度快，加液流量大且稳定，极大的缩短了加气时间，并且泵池及泵出口均设置安全保护及放散装置，保证了运行的安全性及平稳性。5）潜液泵可以待机，缩短加注等待时间。
1.3缺点
1）国内潜液泵技术发展晚，目前已建成的LNG加气站，潜液泵大多使用美国ACD、法国低温之星及加拿大等国外品牌，一定程度上受技术限制，购置及维护成本相对较高。2）厂家为减少现场工作量及保证泵的安装质量，将潜液泵集成在橇体上，管道及阀门等部件相对集中，后期维护及维修空间狭小。3）站内布局受潜液泵压头限制，泵出口到加气机管道一般要求不超过50米，对地形狭长且管道较长的的站点，加液流量偏小，在一台潜液泵带两台加气机运行的情况下，会出现偏流现象。4）在储罐内LNG液位较低或液温较高时，泵池回气受阻，泵气蚀严重甚至空转，此时需要从泵池手动放空阀放散引流，造成BOG放散损失。
2.低压柱塞泵加气
2.1低压柱塞泵加气工艺简述
槽车到站平压并自增压后，利用压差将槽车内LNG卸至储罐内，利用低压柱塞泵将LNG加压送至车载气瓶，流程框图如下：
图2 低压柱塞泵加气工艺流程框图
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2.2优点
低压柱塞泵全由国产设备厂家生产，一次性设备投资小，给资金压力较大的建设者一个可选项；
2.3缺点
1）柱塞泵没有卸车功能，每次卸车均需要用卸车增压器给槽车增压，用压力将槽车内的液体卸至站内储罐，卸车时间长，产生的BOG量多。2）柱塞泵经过给电机降速及扩大缸体，将泵出口压力调至1.6MPa，由于其增压是靠活塞的往复推力，压力不稳定，偶尔会超压，使车载瓶上的安全阀起跳，给加气用户造成不安全印象3）由于活塞往复运动，使液体在管道内脉冲式流动，震动严重，缩短了管道及管件的使用寿命。4）柱塞泵泵头不能做保冷处理，透冷严重，泵头及气液缓冲罐上的LNG大量气化为BOG，致使储罐升压速度快，再无BOG回收设备的站点，造成经济损失。5）柱塞泵维护频繁，每半年左右需要更换密封填料，虽初期投资小，但后期维护成本较高。6）柱塞泵不能待机，加注等待时间长。
3.无泵加气
3.1无泵加气工艺简述
无泵加气工艺是利用LNG储罐和车载气瓶之间的压差，用增压设施使储罐内的压力高于车载气瓶压力，即可将LNG储罐内的液体加注给车载气瓶。由于需要储罐的工作压力高于车载瓶的压力，一般设置两台储罐，一台用于低压储存，另外一台用于高压加气。储存罐主要承担LNG的储存，和加气机不直接相连，LNG液温在整个储存过程中基本不变，不受加气过程影响。加气罐和加气机连接，加气机回收车载气瓶的气体，一方面降低了车载气瓶的压力，另外增加了给加气罐压力，提高加气速度。
由于有两台储罐可以及时卸车，该方式适合三级LNG加气站的建设。根据《汽车加油加气站设计与施工规范》GB-50156(2014年版)要求，三级LNG加气站的总容积≤60m³，且单罐容积≤60m³，故在实际应用中，站内设置两台储罐一般按30+30m³或50+10m³的容积进行配置，对30+30m³模式配置的站，应用于日加气量较大的站点，两台储罐的设计压力均为1.76MPa，每台储罐均能加气，在一台卸车时，另外一台即可加气。对50+10m³模式，10m³罐设计压力1.76MPa，50m³罐设计压力0.84 MPa，大罐用来卸车和储存，小罐进行加气，以下为50+10m³模式的工艺流程简图：
图3 无泵加气工艺流程简图
3.2优点
1）无泵加气利用储罐及车载气瓶之间的压差提供动力，取消柱塞泵或潜液泵，将储罐和加气机直接连接，不需要再经过潜液泵或柱塞泵，使工艺系统的管路及阀门减少，因此其管路简单，节省了投资及潜液泵运行的电耗，相应后期的维护也减少；2）可以配置BOG回收压缩机，能快速卸车并回收槽车内剩余的BOG，卸车结束能使槽车剩余气体压力降到0.2MPa以下。3）利用一个储存罐，一个加气罐，可以将储存罐内的BOG通过回收压缩机强制抽至加气罐内，一方面回收了储存罐内的BOG，另外给加气罐增压，尤其在低销量的站点，大幅减少BOG排放损耗。4）加气时通过配套的加气机，能快速将车载瓶内的高温气体回收，降低车载瓶的压力，快速的将LNG加注到车载瓶内。
3.2缺点
1）无泵加气利用储罐的压力加气，使加气罐的运行压力高于国标储罐，而且储罐容积不定，故需要向储罐厂家定制，经咨询储罐制造厂家，购置两台配套使用的储罐，其费用比国标罐高出约10万左右。2）从占地面积比较，虽然减少了泵橇，但增加了一台储罐，故围堰的占地面积并未减少。3）由于需要将储存罐内的BOG回收至加气罐内，故需要配置BOG回收压缩机。4）储罐采用50+10m³模式配置时，加气罐倒液或卸车时不能加气，来车需要等待，影响营运。
结束语：
三种加气方式中，潜液泵应用广泛，安全性及稳定性均比较可靠，但泵的购置及维修费用较高，运行中电耗较高；柱塞泵虽在加气站有所应用，但多用于高压的LNG气化，低压加气由于泵的结构特性，会带来较大的气损，并且加气流量及压力不稳定，后期的维护成本也较高，使用范围小；无泵加气工艺思路新颖，取消机械加压设备，降低了电耗及泵与外界的换热，随着应用的推广及技术的完善，为加气站的建设提供了一种新的建设方向。
参考文献：
[1]梁骞、历延忠、谭宏博等，潜液式LNG泵的结构特点及其应用优势，天然气工业 2008，28（2），123-125；
作者简介：
张文辉 1981.7 男 学位：学士 毕业学校及专业：中北大学 化学工程与工艺 主要从事天然气相关的工程设计、建设技术管理，公司：易高清洁能源管理服务（西安）有限公司。
陈峰 1985.10 男 毕业学校及专业：郑州大学 自动化专业 主要从事天然气相关的设备管理与维护，公司：易高清洁能源管理服务（西安）有限公司。
郭景涛 1982.1 男 毕业学校及专业：山东建筑大学 建筑环境与设备工程 主要从事天然气相关的工程建设与技术管理，高级工程师，公司：易高清洁能源管理服务（西安）有限公司。