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1、CNG 加气站根本学问内容提要一、概述二、CNG 加气站一般规定三、CNG 加气工艺及设施四、CNG 加气站的选址引言由于我国石油资源缺乏，需求冲突突出，越来越多地依赖进口，目前国际原油价又一路飚升，国内油价居高不下，资源紧急局面在加剧，这种状态直接影响到我国的能源安全。调整交通能源供给构造，缓解油源紧急状况，寻求可替代的能源，成为当务之急， 作为清洁能源的自然气正是抱负的替代者。随着经济的不断进展，我国对能源的需求逐年上涨，能源短缺问题亦日益凸出，对经济的进展形成了巨大的威逼。近年来，中国的汽车销量始终以两位数的速度增长，而中国目前每年约 1450 亿升的油品消费中， 车用油需求量为 760
2、 亿升。国内成品油零售市场面对外资的进入和参与竞争，加快加气站及加油站建设是占据终端零售市场的关键。综合以上分析可以看出，我国在今后一个相当长的时期内都将面临石油资源短缺的问题，节约每 一滴石油，进展石油替代能源关系到国家经济安全乃至军事安全，至关重要。自然气燃料汽车的推广应用适应我国油气资源格局，是一项利国利民的好工程，具有战略意义。CNG 优势：1.节约燃料费用，降低运输本钱。1 立方米自然气的动力值相当于 1.1-1.3 升汽油。2. 汽车排气污染小，具有很好的环保效果。CNG 汽车可以综合降低废气污染物排放量，其中 HC 可降低 70%，CO 可降低 90%，NOx 可降低 25%，微
3、粒物可降低 42%，铅化物可降低 100%，硫化物可降低 70%以上，非甲烷烃类可降低 50%左右。而且 CNG 不含铅、苯等制癌的有毒物质。CNG 是汽车运输行业解决环保问题的首选燃料。3. 不积碳，车辆部件损耗小，延长汽车发动机的修理周期。发动机使用自然气做燃料，运行平稳， 噪声低，无重烃可削减积碳，可延长汽车大修理时间 20%以上，润滑油更换周期延长到 1.5 万 Km。不需常常更换机油和火花塞，可节约 50%以上的修理费用。提高了发动机寿命，修理费用得到降低， 比使用常规燃料节约 50%左右的修理费用。4. 比燃油安全牢靠。CNG 自燃温度为 732 C，汽油自燃温度为 232482
4、C不易点燃，爆炸极限仅为 5%-15%。同时天 然气相对空气的比重仅为 0.6-0.7，一旦泄漏可在空气中快速集中， 不易在户外聚拢到达爆炸极限。CNG 燃料辛烷值高达 130 左右，而目前使用的汽油辛烷值最高仅在96 左右，所以 CNG 作为汽车燃料不需添加铅等抗爆剂，抗爆性能好。与汽油相比更为安全。第一节 概述1.1 自然气加气站简介压缩自然气Compressed Natural Gas,简称CNG，是指将较低压力的自然气，经压缩机加压至设定高压力状态的自然气。它与管道自然气的组分一样,主要成分为甲烷CH4。第一节 概述压缩自然气是一种最抱负的车用替代能源，其应用技术经数十年进展已日趋成熟
5、。它具有本钱低， 效益高，无污染，使用安全便捷等特点，正日益显示出强大的进展潜力。自然气加气站的分类按充气时间分为快速充装型，一般慢速充装及两者的混合型。按气源状况分为 CNG 常规站、CNG 母站和 CNG 子站；按储气量大小可分为一、二、三级站；按加气设备的设置不同，可分为固定站房式加气站，集装箱式加气站和移动式加气站。第一节 概述1.1.2 自然气质量引入加气站的自然气质量不得低于现行国家标准自然气GB17820的类气质指标，汽车用自然气质量应符合现行国家标准车用压缩自然气的规定。第一节 概述1.1.3 系统组成自然气加气站由自然气引入站管道和脱硫、脱水、调压、计量、压缩、贮存、加气等主
6、要生产工艺系统及循环冷却水、废润滑油回收、冷凝处理、供电、供水等关心生产工艺系统组成，可分为贮存加压生产区和加气营业关心区。贮存加压生产区内设自然气压缩机房含自然气过滤、调压、计量、压缩脱水装置和储气瓶库、自然气压缩机冷却系统。加气营业关心区设： 第一节 概述 加注区含自然气加气岛。 营业站房含营业室、财务室、值班室、办公室、仪表总掌握室等。 综合关心用房含凹凸压变配电室、消防水系统等。第一节 概述1.2 CNG 站根本工艺流程 来站自然气经过滤、调压计量后经缓冲稳压后进入压缩机，自然气压缩机将自然气压缩加压至 25MPa 进入高压脱水装置除去剩余水分，脱水后经程序掌握器选择安排，进高压储气瓶
7、组或高压储气井，分不同压力储气，不同高压自然气又在程序售气掌握器下经自然气售气机向燃气汽车售气。当高压储气系统存气缺乏时，经程序掌握器自然气可经压缩机加压直接供给售气机，经计量向燃气汽车售气。加气系统流程见图第一节 概述图 加气站系统流程示意图第一节 概述1.3 CNG 工程建设有关标准 CNG 工程的建设，必需符合现行国家、行业和地方标准，主要设计标准如下：建筑设计防火标准城镇燃气设计标准汽车加油加气站设计与施工标准石油自然气工程设计防火标准汽车用燃气加气站技术标准汽车用压缩自然气加气站设计标准建筑灭火器配置设计标准大气污染物综合排放标准城市区域 环境噪声标准工业企业厂届噪声标准2 CNG
8、加气站的一般规定2.1 供气压缩自然气加气站加气母站所用自然气现在根本上是承受管道供气方式，利用市区已建供气管网时，由于压缩自然气加气站用气量较大，且是连续用气， 所以要求设站或引气时不要影响管网其它用户正常使用。筹划建站时，应与当地燃气设施规划部门和 治理部门进展协商，实行适当方法做到压缩自然气加气站引气时不影响管网其它用户正常使用。2 CNG 加气站的一般规定2.2 建站加油站与液化石油气加气站或加油站与压缩自然气加气站可联合建站。汽车加油加气站设计与施工标准GB 50156-20232023 版允许汽车加油站和汽车加气LPG、CNG站合建。这样做有利于节约城市用地，有利于经营治理，也有利
9、于燃气汽车的进展。只要实行适当的安全措施，加油站和加气站合建是可以做到安全牢靠的。国外燃气汽车进展比较快的国家普遍承受加油站和加气站合建方式。2 CNG 加气站的一般规定2.3 加气站储气设施的总容积限制压缩自然气加气站储气设施的总容积应依据加气汽车数量、每辆汽车加气时间等因素综合确定，在城市建成区内不应超过 18m3。2 CNG 加气站的一般规定本条是强制性规定：压缩自然气的储气设施主要是起缓冲作用的，储气设施容量大，自然气压缩 机的排气量就可小些，压缩机工作的时间就可长些，压缩机利用率可以得到提高，购置费可以降低。四川和重庆地区是我国使用压缩自然气汽车较早也是较多的地区，这两个地方的压缩自
10、然气加气站的储气设施容积都比较大，一般为 1216m3，选择大容量储气设备，配置小规格压缩机是较经济的做法，操作治理也便利。为了掌握压缩自然气加气站风险度，节约投资，储气设施容积也不宜过大。所以，标准规定压缩自然气加气站储气设施的总容积在城市建成区内不应超过 16m3。为了适应子站拖车容积为 18m3，现规定在城市建成区内不应超过 18m3。2 CNG 加气站的一般规定2.4 加油和压缩自然气加气合建站的等级划分50156-标准汽车加油加气站设计与施工标准GB2023中，对于加油加气合建站，分为两级，需符合下表的规定。表 2-1 加油和压缩自然气加气合建站的等级划分本条是强制性规定。油品储罐容
11、积m3 级 别 总容积 单罐容积压缩自然气储气设施总容积m3 级 61100 50 二 级 60 30 12注：柴油罐容积可折半计入油罐总容积。3 CNG 加气工艺及设施3.1 自然气的质量、调压、计量、脱硫和脱水（1） 自然气的净化系统主要包括脱硫脱水装置。硫化氢与水接触，溶解于其中形成酸性很强的雾状硫化氢水溶液腐蚀机械设备，对压力容器、压缩机气缸和管道等强度和寿命造成很大的损害。假设不预先脱硫简洁引起管线腐蚀和钢质气瓶发生“氢脆现象“。 压缩自然气加气站的进站自然气的质量应符合现行国家标准自然气GB 17820 中规定的类气质标准和压缩机运行要求的有关规定。增压后进入储气装置及出站的压缩自
12、然气的质量，必需符合现行国家标准车用压缩自然气GB 18047 的规定。进站自然气脱硫处理时，脱硫装置应设在室外。脱硫装置应设双塔。当进站自然气需脱水处理时， 脱水可在自然气增压前、增压中或增压后进展。脱水装置应设双塔。常承受的脱硫方法是加湿脱硫。当进站自然气需脱水处理时，脱水可在自然气增压前、增压中或增压后进展。脱水装置应设双塔。常见的脱水方法有固体枯燥剂吸附法、甘醇液吸取法、冷分别法。依据工作压力分为高压脱水和低压 脱水。高压脱水的优点是体积小，重量轻；缺点是制造要求高，压缩机及其它设备处于带水运行，可 能造成其损坏。低压脱水的优点是制造要求简洁，可保证其它设备的安全运行；缺点是占地面积大
13、。 常用的固体枯燥剂有氯化钙、活性碳、硅胶、氯化铝、分子筛等。表3-1 是现行国家标准车用压缩自然气GB 18047-2023 对汽车用压缩自然气的技术要求。3 CNG 加气工艺及设施表 3-1 车用压缩自然气技术要求工程 技术指标 试验方法高位发热量MJ/m3 31.4 GB/T 11062总硫以硫计mg/m3 200 GB/T 11061 硫化氢mg/m3 15 GB/T 11060.1二氧化碳 yCO2% 3.0 GB/T 13610 氧气 yO2% 0.5水露点在汽车驾驶的特定地理区域内，在最高操作压力下，不应高于-13；当最低气温低于-8，应比最低气温低 5GB/T 17283注：1
14、、气体体积为在 101.325kPa、20状态下的体积。2、 压缩自然气中固体颗粒直径应小于 5 m 小量应符合当自然气泄漏到空气中，达。 3、 压缩自然气应有可觉察的臭味。加臭剂的最到爆炸下限的 20%浓度时，应能觉察。加臭剂可用具有明显臭味的硫酸、硫醚或其它含硫有机化合物配置。现行国家标准自然气GB 17820-1999 中的类气指标 H2S20mg/m3，交接点压力温度条件下水露点低 5比交接点温度低 5时才允许有游离水即液态水。1. 当 H2S20 mg/m3 时如有水会产生腐蚀，燃烧后产生有害安康的气体。输气管道供气一般符合自然气类标准，即 H2S20mg/m3、无液态水、压力一般为
15、 0.20.5MPa。2. 为保持压缩机进口压力稳定及去除来气杂质，因此在进压缩机前对来气进展分别除尘、分水， 调压、计量。对 H2S 超标车用气标准还应先进展脱 H2S。3. 压缩机进气压力 0.20.5MPa 增压后到达 25MPa,出压缩机后经脱水即可符合 GB 18047 要求输至储气设施内。4. 经售气机对汽车加气20MPa。5.在压缩机前是否进展脱 H2S 应视来气 H2S 含量而定。6.脱水可在增压前、增压中4.OMPa或增压后进展，关键是脱水深度应保证在 25MPa 及比环境温度低 5状况下无液态水。我国多在增压后高压状态下脱水，装置小，占地省。7.脱 H2S、脱 H2O 均应选用双塔轮换操作。图 W 型系列压缩机成都自然气压缩机厂3 CNG 加气工艺及设施（2） 自然气进站管道上宜设置调压装置低压原料自然气进入 CNG
