CNG加气站解析.ppt

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1、CNG加气站解析v压缩天然气供应系统泛指以符合国家标准的二类天然气作为气源在环境温度为4050时，经加压站净化、脱水、压缩至不大于25MPa的条件下充装入气瓶转运车的高压储气瓶组，再由气瓶转运车送至城镇CNG汽车加气站，供汽车发动机作为燃料或送至CNG供应站(CNG储配站或减压站)，供人居民、商业、工业企业生活和生产的燃料系统压缩天然气的生产、运输供应系统流程见图12-1。v城镇压缩天然气供应系统的优势在于：在长输天然气管道尚未敷设的区域，运输距离一般在200km左右的范围内较适合采用压缩天然气作为气源实现城镇气化，并可节省大量建设投资；以天然气替代车用汽油，减少汽车尾气排放量，收善城区大气环

2、境质量，利于环境保护；以天然气代替车用汽油，由于价格相对便宜，可以节省交通运输费和公交车、出租车等的运营成本。第一节 压缩天然气加气母站v加气母站是指通过气瓶转运车向汽车加气子站或压缩天然气储配站供应压缩天然气的加气站，此外，母站还可根据需要与CNG汽车加气站合建，具有直接给天然气汽车加气的功能。进入加气母站的天然气一般来自天然气长输管线或城镇燃气主干管道，因此母站多选择建设在长输管线、城镇燃气干线附近或与城市门站合建。v压缩天然气加气母站一般由天然气管道、调压、计量、压缩、脱水、储存、加气等主要生产工艺系统及控制系统构成。一、加气母站的工艺流程v来自城镇高、中压燃气管道的天然气，首先进行过滤

3、、计量、调压，经缓冲罐进入压缩机将压力提高至2025MPa，然后进入高压脱水装置，脱除天然气中多余的水分。加气母站与CNG汽车加气站合建的典型工艺流程见图12-2。1-天然气进气管（0.2-0.4MPa）；2-球阀；4-流量计；5-调压器；6-安全放散阀；7-缓冲罐；8-压缩机；10-压缩机出气管（25MPa）；11-再生气回收管；12-冷却水给水、回水管；13-高压脱水装置；14-干燥器再生调压器；15-回收罐；16-加气控制盘；17-高压起充储气瓶组；18-中压起充储气瓶组；19-低压起充储气瓶组；20-加气机加气管；21-加气机；22-加气软管；23-CNG气瓶转运车加气管线；24-单向

4、阀v经过处理的压缩天然气在压力、质量等条件满足加气要求时，通过顺序控制盘完成储气或加气作业。一般加气母站在顺序控制盘的控制下可完成以下三种作业：v(1)通过加气柱为气瓶转运车的高压储气瓶组加气。v(2)将压缩天然气充入站内储气瓶组（或储气井）。为便于运行操作，降低压缩费用，v储气瓶组（或储气井）一般按起充压力分为高、中、低三组，充气时按照先高后低的原则对三组气瓶分别充气。v(3)为天然气汽车加气。有两种方式：一是直接经压缩机为天然气汽车加气；二是利用储气瓶组（或储气井）内的压缩天然气为天然气汽车加气。v若加气母站仅作为城镇气源向气瓶转运车加气，而后由其将CNG运输至CNG储配站，则可不设控制盘

5、、储气瓶组（或储气井）和加气机，只需设置压缩机和加气柱等主要工艺设备。v加气母站压缩机的进气压力根据进站天然气压力确定，并经调压器稳压。压缩机排气压力一般设定为25MPa，当只为气瓶转运车加气时，压缩机出口压力可设定为20MPa。二、加气母站的主要工艺设备v对于仅向气瓶转运车加气的CNG母站，由于功能相对单一，其主要工艺设备也较天然气汽车加气站简单。一般可包括以下几部分：v1调压计量装置v对于气源来自城镇燃气主干管道的加气母站，其进口压力取决于天然气进气压力。由于城镇燃气主干管道在运行中压力是波动的，为保证压缩机进口处天然气的压力稳定，需在压缩机前设置调压装置，调压装置出口压力根据压缩机要求确

6、定。v天然气进入加气站后需设置计量装置，一般采用具有一定计量精度的涡轮流量计。v2天然气净化装置 (1)脱硫 v当进入加气站的天然气含硫量高于车用天然气的要求时，应在站内设置脱硫装置，以避免硫化氢对站内管线、设备和车载高压储气瓶组产生腐蚀而引起破坏事故，保证设备的使用寿命。(2)除尘v进入压缩机的天然气含尘量不应大于5mg/m3，微尘直径应小于5m。当天然气含尘量超过规定值时，应设除尘净化装置。（3）脱水v在汽车驾驶的特定区域内，设备在最高操作压力下，天然气露点不应高于13；当最低气温低于-8时，天然气露点应比最低气温低5。因此，当天然气含水量超过该规定时，站内必须设脱水装置，以减轻二氧化碳、

7、硫化氢水溶物对系统的腐蚀，以及防止压缩天然气在减压膨胀降温过程中供气系统出现冰堵现象。天然气脱水是设备正常运行的最关键环节之一。v根据设置位置的不同，天然气脱水装置可分为低压脱水、中压脱水和高压脱水三种。v低压脱水装置位于压缩机进口之前，由前置过滤器、干燥吸附塔和后置过滤器组成脱水系统；由加热器、循环风机和冷却器组成再生系统。图12-3为低压脱水装置流程图。v图示箭头方向袭示干燥塔A工作、塔B再生时气体的流动方向，阀门2、3、5、8关闭，阀门1、4、6、7打开，当干燥塔B工作、塔A再生时，各阀门开关状态相反。v低压脱水装置为闭式循环再生方式，占地面积较大，投资费用高，能耗大；但维修费用较低，对

8、压缩机具有一定保护作用。一般国外进口压缩机在运行中限制凝水量，常选用低压脱水装置。v高压脱水装置位于压缩机之后，由前置过滤器、分离器、干燥吸附塔和后置过滤器组成脱水系统；由调压器、加热器和冷却器组成再生系统。再生气来自压缩后的成品气，经调压器减压后依次进入加热器、再生塔，带走再生塔中解析的水分，进入冷却器将水冷凝，再生气回压缩机进口或进入燃气管网。图12-4为中、高压脱水装置流程图。图示箭头方向表示干燥塔A工作、塔B再生时气体的流动方向，阀门2、3、5、8关闭，阀门1、4、6、7打开；干燥塔B工作、塔A再生时，阀门开关状态相反。v高压脱水装置结构紧凑，占地面积小，投资费用低，能耗小，脱水效果好

9、，是较为常用的脱水方式。v中压脱水装置位手压缩机中间级出水口与下一级进口的管路中，压力在4.0MPa左右。其工作流程与高压脱水装置流程相同。该装置投资费用较低，能耗和维修费用较高。v压缩天然气加气站脱水装置采用的吸附剂多为4A分子筛。在处理含水量较高的天然气时，也可用硅胶脱除部分水分，再利用分子筛进一步脱水，以降低脱水成本。v天然气经脱水装置后，需采用在线露点仪或便携式露点仪检测脱水后的天然气露点是否达到要求。v3天然气压缩系统 天然气压缩系统主要由进气缓冲罐、压缩机、润滑系统、冷却系统、控制系统及附件等组成。v(1)压缩机 压缩机是加气站最重要的设备，其性能好坏直接影响加气站运行的可靠性和经

10、济性。CNG加气站使用的压缩机排气压力高、排气量小，一般采用往复活塞式压缩机，按结构形式可分为立式、卧式、角度式和对称平衡式 压缩机总排气量与加气站工功能、规模、储气容积、充装速度以及工作时间等因素有关，一般可根据各类用途的平均日用气量总和与压缩机每日工作的小时数（一般1012h）；并考虑储气设施可能补充的气量确定压缩机总排气量。由于CNG汽车车载气瓶承压的规定所限，压缩机排气压力不应大于25MPa（表压），出口温度不应大干40，多台并联运行的压缩机机单台排气量，应按公称容积流量的的80%-85%计。v(2)润滑系统v根据气缸与活塞之间润滑方式又可将缩机分为有油润滑与无油润滑两种。v压缩机一般

11、使用润滑油泵将集油池中的润滑油强制输送到各润滑点，润滑点经循环油路进行过滤、冷却后返回集油池，如此循环往复。当采用有油润滑压缩机时，润滑油可能被带入压缩天然气中，因此压缩机各级级间、级未及高压脱水装置前应设置油气分离器或除油过滤器。v无油润滑是指活塞环具有自润滑功能。国外进口压缩机多为无油润滑方式。v(3)冷却系统v跟据冷却方式式一般可将压缩机冷却系统分为风冷和水冷两种形式。水冷系统由冷塔、水池或水箱、循环泵、压缩机级间、级后冷却器及气缸夹套等组成。冷却循环水升温后，送至冷却塔、水池进行冷却，然后再通过水泵循环使用。风冷压缩机的气缸一般设置散热翅片，排出的高温气体进入冷却器的散热管束后，经风扇

12、吹风冷却，风冷压缩机噪声较大，需采取隔声措施。压缩机的冷却除包括气缸、压缩天然气的冷却外，还包插润滑油的冷却等。v(4)压缩机的控制系统及附件v压缩机的控制系统包括进气、排气压力越限报警、连锁；排气温度越限报警、连锁；水压、油压越限报警、连锁等保护装置。v压缩机附件包括各级安全阀、油水分离器等。为保证吸气压力稳定，压缩机入口前一般没有缓冲罐。此外，为回收压缩机排污、卸载释放的天然气，还应设有收集罐，也可利用缓冲罐回收释放的天然气。v三、加气母站的平面布置v加气母站多选择建设在长输管线、城镇燃气干线附近或与城市门站合建，具备适宜的交通、供电、给水排水、通信及工程地质条件。v压缩天然气加气母站的总

13、平面应分区布置，即分为生产区和辅助区，压缩天然气工艺设施与站内外建、构筑物应具有安全的防火间距。加气母站总平面布置示例如图12-5所示。第二节 压缩天然气的运输v压缩天然气通常采用气瓶转运车运输，也可采用船载运输。目前较为常用、技术相成熟的为气瓶转运车公路运输方式。v一、公路运输 v压缩天然气主要采用公路运输方式，即将压缩天然气用装载有大容积无缝钢瓶的气瓶转运车（国外一般称长管拖车）运输到汽车加气子站或城镇小型CNG储配站。该种运输方式机动灵活，运输成本较低，风险小，见效快，适用于短途压缩天然气的转运。v常用的压缩天然气气瓶转运车多采用集装管束的形式，即由牵引车、拖车、框架式储气瓶束构成，整车

14、如图126所示。储气瓶束一般为8管、15管等大容积无缝锻造压力钢瓶组，总几何容积为1020m3。我国目前常用的压缩天然气气瓶转运车型号及主要技术规格见表12-2。v1行走机构v压缩天然气气瓶转运车的牵引车和拖车既是运输部件又是主要的承载部件，合称为行走机构。行走机构要求既能承受载气瓶和介质的压力又应具有运输平稳特性。行走机构多采用骨架式结构，车架为16Mn高强度贯穿梁及鹅颈加强型设计，并加装ABS防抱死制动系统以提高车辆运行的安全性。行走机构的重心尽量降低，以提高车辆的侧向稳定性。v2集装管束v装管束由框架、端板、大容积无缝钢瓶，安全仓、操作仓几部分组成。框架尺寸执行国家集装箱标准。安全仓设置

15、在拖车前端，由瓶组安全阀、爆破片、排污管道组成。为便于操作，操作仓设置在拖车尾端由高压管道将各气瓶汇集在一起，进行加气和卸气作业，并设有温度、压力仪表及安全阀、加气卸气快装接头等。v二、水路运输v压缩天然气的水路运输，是采用专门的设备CNG运输船实现水上短途的CNG转运。在接收端，天然气可直接利用，而不必像液化天然气那样还需将液态转换为气态，节省了高昂的建设投资。由于CNG船在短途运输的经济性优于LNG船，因此，有望成为水上短途运输天然气的主要交通工具。第三节 压缩天然气储配站v压缩天然气储配站的功能是接收压缩天然气气瓶转运车从加气母站运输来的压缩天然气，经卸气、加热、调压、储存、计量、加臭后

16、送入城镇燃气输配管道供用户使用。对于距离燃气长输管线较远，建设天然气高压支线不经济的校城镇或距现有城镇燃气管网较远的小城镇或区域，适和采用压缩天然气供应。v一、压缩天然气储配站的工艺的工艺流程v采用压缩天然气供气的城镇，一般规模较小，且燃气输配管网多采用中、低压系统。因此，高压的压缩天然气在进入城镇燃气管网前需经调压器分级减压。压缩天然气储配站的工艺流程见图127。v压缩天然气气瓶转运车进入CNG.储配站后，通过卸气柱及高压天然气管路将天然气送人一级换热器和一级调压器进行换热和调压，将压力降至约6.0MPa：再进入二级换热器和二级调压器进行二次换热和调压，将压力降至储罐的工作压力的1.6MPa

17、，部分天然气进入三级调压器将压力降至0.20.4MPa，供城镇燃气管网用户使用部分天然气进入储罐储存；当气瓶转运车流量不能满足用户使用要求时，储罐储存的天然气进入三级调压器，调压后送人城镇燃气管网。v由于进站的天然气从高压20MPa降压至中压0.20.4MPa出站，压力下降较大，在气体减压膨胀过程中会伴随温度降低，温度过低则有可能对燃气管道、调压器皮膜及储罐等设备连成破坏，从而引发事故，因此对于减压幅度较大的天然气站内分别在两级调压器前设置换压器对气体进行加热升温。为防止加热后的天然气温度过高或过低，可采用以下两种方式：v（1）在换热器进口处设置与调压器出口温度连锁的温控阀；v(2)每台换热器

18、对应安装一台热水循环变频泵，该泵并与调压器前后的温度变送器连锁，并与调压器出口压力连锁，对热水流量进行调节。v压缩天然气储配站的天然气总储气量根据气源、用气量、加气站情况、运距和气候等条件确定，但不应小于本站计算月平均日供气量的1.5倍。天然气总储气量包括停靠在站内固定车位的压缩天然气气瓶转运车储气瓶组的总储气量。储配站根据供气规模大小，考虑是否设置固定储罐。v当总储气量大于30000m3时，除采用气瓶转运车储气瓶组储气外还应建天然气储罐等储气设施。对于规模较小的储配站，如果气瓶转运车直供的气量能够满足用户需要，储配站内也可不设储罐，直接由二级调压器将压力调节至城镇输配管网的压力，为用户供气。

19、v气瓶转运车的数量应根据用户用气量、气瓶转运车储气瓶组的储气量、运距、充卸气时间是否作为储存设备使用及检查情况等因素确定。v为防止调压器失效时出口压力超高，调压器前应设置快速切断阀或选用内置切断阀的调压器。切断阀的切断压力根据调压器后设施的工作压力确定，一般应小于调压器后设施工作压力的0.9倍或小于其最大工作压力。v压缩天然气储配站多为管道天然气来气之前的过渡气源，因此一般采用气瓶转运车储气瓶组作为储气设施进行直供。储配站的工艺设备组成如下：压缩天然气气瓶转运车、调压器、流量计、换热器及配套设施。当天然气无臭味或臭味不足时，还需设加臭装置。通常将调压器、流量计、换热器及配套阀门、仪表组成一个撬

20、装体，称为CNG撬装调压计量站。常用压缩天然气储配站的工艺流程见图12-8。二、压缩天然气储配站的平面布置v1站址选择v压缩天然气储配站站址选择应符合下列要求：v(1)应具有适宜的地形、工程地质、交通、供电、给排水及通信条件；v(2)少占农田、节约用地并注意与城镇景观的协调；v(3)符合城镇总体规划的要求。v2总平面布置v压缩天然气储配站总平面布置应与工艺流程相适应，做到功能区分合理、紧凑统一，便便于生产管理和日常维护，确保储配站与站内外建（构）筑物的安全间距以及站内设备布置的安全间距满足设计规范要求。v压缩天然气储配站与常规天然气储配站的功能基本相同，不同之处在于增设了压缩天然气气瓶装运车的

21、固定车位、卸气柱以及卸气柱至压缩天然气撬装调压计量站的超高压管路。因此，为保证安全，压缩天然气储配站总平面应分区布置，一般分为生产区和辅助区。生产区包括卸气柱、压缩天然气气瓶转运车位、调压计量装置等；辅助区主要包括综合楼、热水炉间、仪表间等。站区宜设两个对外出入口。v站内每个压缩天然气气瓶转运车固定车位宽度不应小于4.5m,长度宜为气瓶转运车长度，并在车位前留有足够的回车场地。v卸气柱宜设置在固定车位附近，距固定车位23m。气瓶转运车固定车位，卸气柱与站内外建构筑物之间的安全距离应符合城镇燃气设计规范和建筑设计防火规范的相关规定。压缩天然气储配站总平面布置示例如图129.第四节第四节 压缩天然

22、气汽车加气站压缩天然气汽车加气站v压缩天然气汽车加气站根据气源来气方式不同等因素一般可分为加气子站和标准站（也称常规站）。引入标准站站内的天然气需经脱水、脱硫、计量、压缩等工艺后为压缩天然气汽车充装压缩天然气。v一、压缩天然气汽车加气站的分类v1加气子站v加气子站是指利用气瓶转运车从母站运输来的压缩天然气为天然气汽车进行加气作业的加气站。当存在以下客观情况时，常采用加气子站：v(1)站址远离城镇燃气管网；v(2)燃气管网压力较低，中压B级及以下不具备接气条件；v(3)建设加气站对燃气管网的供气工况将产生较大影响。v通常一座加气母站根据规模可供应几座加气子站。v2.标准站v标准站是指由城镇燃气主

23、干管道直接供气为天然气汽车进行加气作业的加气站。此类加气站适用于距压力较高的城镇燃气管网较近、进站天然气压力不低于中压A级、气量充足的情况。标准站工艺流程如图12.10所示。v二、压缩天然气汽车加气站的工艺流程v压缩天然气汽车加气站一般由天然气引入管、调压、计量、压缩、脱水、储存、加气等主要生产工艺系统及控制系统构成。进站的天然气应达到二类天然气气质标准，并满足压缩机运行要求，否则还应进行脱水、脱硫等相应处理，使其符合车用压缩天然气的使用标准。v1加气子站工艺流程v加气子站气源为来自母站的气瓶转运车的高压储气瓶组，一般由压缩天然气的卸气、储存和加气系统组成，其典型工艺流程如图12-11所示。v

24、为避免压缩机频繁启动对设备使用寿命产生影响，同时为用户提供气源保障，CNG加气站应设有储气设施，通常采用高压、中压和低压储气井（或储气瓶组）分级储存方式，由顺序控制盘对其充气和取气过程进行自动控制。充气时，车载高压储气瓶组内的压缩天然气经卸气柱进入压缩机，将20MPa加压至25MPa后按照起充压力由高至低顺序向站内储气井（或储气瓶组）充气，即先向高压储气井充气，当压力上升到一定值时，开始向中压储气井充气，及至中压储气井压力上升到一定值时，再开始向低压储气井充气，随后三组储气井同时充气待上升到最大储气压力后充气停止。v储气井（或储气瓶组）向加气机加气的作业顺宇与充气的过程相反。为汽车加气时，按照

25、先低后高的原则先由低压储气井（或储气瓶组）取气，当压力下降到一定值时，再逐次由中压、高压储气井（或储气瓶组）取气，直至储气井（或储气瓶组）的压力下降到与汽车加气压力相等时，加气停止。如仍有汽车需要加气，则由压缩机直接向加气机供气。这种工作方式可以提高储气井（或储气瓶组）的利用率，同时提高汽车加气速度。v当车载高压储气瓶组内压力降至2.0MPa时，气瓶转运车返回加气母站加气。v2.标准站工艺流程v标准站的气源来自城镇燃气管道，仅为CNG汽车供气，而不具备为气瓶转运车加气的功能，因此其工艺流程中无需设置为气瓶转运车高压储气瓶组充气的燃气管路系统和加气柱，其余与加气母站工艺流程类似。三、压缩天然气汽

26、车加气站的主要设备三、压缩天然气汽车加气站的主要设备vCNG汽车加气站一般需要设置调压计量装置、天然气净化装置、天然气压缩系统、高压储气系统、加气设备、控制调节装置及仪表、消防、给排水、电气等辅助没施。在此主要介绍高压储气系统、加气设备及控制调节装置，其余设备可参考加气母站。v1.高压储气系统v目前CNG汽车加气站常用的储气设施有地上储气瓶和地下储气井两种，设计压力一般为25MPa。v地上储气瓶按单瓶水容积大小分为小容积储气瓶和大容积储气瓶。小容积储气瓶单瓶水容积有60、80、90L等规格，多个气瓶组成瓶组。该种储气设施初投资费用低，但漏点较多，使用维护费用高。大容积储气瓶单瓶水容积有250、

27、500、1000、1750、2000L甚至更大，为大型无缝锻造压力容器。每个气瓶上设有排水孔，无定期检查要求，初投资费用高，但使用维护费用相对较低。v地下储气井是利用石油钻井技术将套管打人地下，并采用固井工艺将套管固定，管口、管底采用特殊结构形式封闭而形成的一种地下储气设施。储气井具有占地面积小、运行费用低、安全可靠、操作维护简便和事故影响范围小等优点，是CNG加气站较常用的储气方式。目前已建成并运行的储气井规模为：储气井井简直径：177.8298.4mm；井深：80200m；储气井水容积：24m3；最大工作压力：25MPa。v储气设施的容积大小与储气压力和压缩机向储气设施充气时间等因素有关。

28、我国压缩天然气加气站储气设施的总容积应根据加气汽车数量、每辆汽车加气时间等因素综合确定，在城镇建成区内储气设施的总容积应符合下列规定：v(1)管道供气的加气站固定储气瓶（井）不应超过18m3；v(2)加气子站的站内固定储气瓶（井）不应超过8m3，包括气瓶转运车高压储气瓶组的总容积不应超过18 m3。v2加气设备v压缩天然气加气设备分为快充式加气机和加气柱，分别为天然气汽车和气瓶转运车加气。v加气机由计量仪表、加气控制阀组、拉断安全阀、加气枪、微机显示屏、压力保护装置和远传装置等构成。加气机的微机控制器自动控制加气过程，并对流量计在计量过程中输出的流量信号和压力变送器输出的电信号进行监控、处理和

29、显示。加气机气路系统负责对售气过程的顺序进行控制并在售气结束后自动关闭电磁阀。此外，一般加气机还配有压力温度补偿系统，也称防过充系统，以保证在加气时根据温度调节充装压力。加气柱一般由阀门组构成，可根据情况配备计量仪表和压力温度补偿装置。v加气机流量计量仪表常采用质量流量计，以避免天然气密度、黏度、压力、温度等变化对体积流量的影响。测定的质量流量可通过设定的计算程序转换为体积流量，在显示屏上显示。v汽车加气站内加气机设置数量应根据加气站规模、高峰期加气汽车数量等因素确定。v3控制调节装置v加气站内的控制调节装置主要指顺序控制盘，其作用是控制站内设备的正常运转和对有关参数进行监控，并在设备发生故障

30、时自动报警或停机。v压缩机按起充压力高、中、低压为储气井（或储气瓶组）充气过程的顺序由充气控制盘控制；从储气设施向汽车加气过程的顺序由加气控制盘控制。目前，国外进口压缩机常将加气控制盘和充气控制盘合二为一，采用PLC实现设备的全自动化操作。v四、压缩天然气加气站的平面布置v压缩天然气加气站的站址宜靠近气源，并应具有适宜的交通、供电、给水排水、通信及工程地质条件，且应符合城镇总体规划的要求。v压缩天然气加气站的总平面图应分区布置，即分为生产区和辅助区。生产区一般包括压缩机房、储气瓶组或储气井、汽车加气岛、CNG气瓶转运车加气柱等；辅助区指用于实现生产作业以外的建构筑物，如综合楼、花坛等。加气站车辆出口和入口应分开设置。压缩天然气加气站和加油加气合建站的压缩天然气工艺设施与站内外建、构筑物的安全防火间距应符合国家相关规定的规定。此此课件下件下载可自行可自行编辑修改，修改，仅供参考！供参考！感感谢您的支持，我您的支持，我们努力做得更好！努力做得更好！谢谢!