最新天然气加气站ppt课件.ppt

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1、天然气加气站第一节、概述世界石油资源短缺和生态环境保护是21世纪人类面临的主要问题“清洁燃料”，可再生能源电能太阳能氢能生物能气体燃料(如天然气、液化石油气)天然气加气站的建设是天然气燃料推广的重要基础设施。国外天然气加气站历史与现状阿根廷：天然气在汽车燃料消耗中所占比例达11.5%。美国2003年底CNG加气站1300座，约占全世界CNG加气站总量的20%。美国联邦政府为解决汽车排放污染问题，早在 1990年的清洁空气条例修正案中就提出，天然气应成为被广泛选择使用的汽车替代燃料。1995年颁布的美国CNG汽车工业战略计划，美国CNG汽车数量2010年将增加到200万辆，加气站将增加到9000

2、座。日本从1990年开始，就积极鼓励发展CNG汽车。以东京等大城市为中心，已经有100多个天然气加气站投入使用，2003年底日本拥有1.8万辆CNG汽车和226座CNG加气站，力争到2010年将天然气汽车增加到100万辆。目前，几乎所有的日本汽车制造厂都在开发CNG汽车，一些汽车生产厂已经开始采用流水线生产CNG单燃料汽车。国家天然气汽车（辆）CNG加气站（座）国家天然气汽车（辆）CNG加气站（座）阿根廷1，200，0001105乌克兰42，000130巴西600，000600俄国36，000218巴基斯坦410，000423孟加拉22，03025意大利400，800463加拿大20，5052

3、22印度159，159166哥伦比亚19，40056美国130，0001300日本18，463226中国69，300270玻利维亚15，48637埃及47，28978德国15，000337委内瑞拉44，146147法国6，500105天然气汽车保有量及加气站数量状况（截至日期2003.10）二、国内天然气加气站研究历史和现状 20世纪50年代，四川沪州、自贡就开始使用背囊式天然气汽车60年代初，在国家科委和汽车局组织下于四川完成了两辆CA10H型加气站CNG汽车的运行试验及其它试验，但由于当时油价低和加气站少，CNG汽车不能表现出经济性好的特点，使得这一技术未能进一步发展，实验站于1978年撤

4、销。80年代中期，为解决燃油供需矛盾，四川省又率先在国内提出“以汽带油”发展天然气汽车，加快了CNG汽车的发展步伐，于1988年从新西兰和澳大利亚引进50套车用装置和一套高压充气站设备进行示范。1993年，中国石油天然气总公司开始系统引进国外天然气汽车技术。1997年科技部下文成立全国燃气汽车专家组1999年4月，成立全国清洁汽车行动协调领导小组，开展了“空气挣化工程一清洁汽车行动”，启动了北京、上海、重庆、四川等12个城市和地区开展以发展燃气汽车为主的清洁汽车试点示范工作。在“空气净化工程一清洁汽车行动”的“十五规划”中，我国共安排5个系列轿车、3个系列大型公交车用柴油机和2个系列中巴车用汽

5、油机的燃气化开发，并确定一汽、东风、上汽、天汽及长安公司等5家企业为燃气汽车生产基地。2003年底全国己建成 CNG加气站275座，保有天然气汽车70000多辆。北京市1997年北京市科委下达了“北京市车用燃气加气站地面设施规划研究”课题。北京市城市规划设计研究院会同有关部门负责编制北京市清洁燃料汽车及车用燃气加气站近期发展规划。1998年9月在北京衙门口建成第一座CNG加气站。到2003年底共建成CNG加气站30站。北京2008年奥运会的申办成功，北京市政府已郑重承诺到2008年，95%的公交车将采用天然气发动机。四川省20世纪90年代初期，开始发展CNG汽车及其相关产业，1999年至200

6、2年是发展高峰期，现已成为我国CNG汽车及加气站保有量最多、发展最快的地区。到2003年底，四川省建成加气站163座，推广CNG汽车4.7万余辆。绵阳、德阳、自贡、沪州、成都等市85%以上的公交车使用CNG,95%以上出租车是CNG汽车。三、武汉市天然气发展现状概述 目前，武汉市石油成品油消耗重点是交通运输业，占消耗份额的80%。为降低该市对成品油的依赖，缓解石油供需矛盾，其突破口在于大力推广“油改气”工作，加快天然气加气站建设。据有关专家测算，压缩天然气（CNG）价格低于汽油价格30%，尤其适合城市公交车和出租车。使用压缩天然气（CNG），每台公交车每月可节约燃料费1000元，出租车可节约6

7、001000元。同时，汽车尾气污染物排放量大大低于汽油和柴油，且安全性能较高。武汉市天然气项目武汉市天然气项目又称“川气入汉”项目，是国家“西气东送”工程的重要补充部分，入汉天然气来自重庆忠县。整个忠武输气管道全长1375公里，其中一期工程1034公里，包括忠武干线、武汉至黄石支线和荆州至襄樊支线。2003年8月28日线路工程全面铺开，2004年11月16日，忠县首站输气阀门开启，2004年11月19日，川气相继抵达武汉、黄石和襄樊。按照有关合同，到2008年，武汉市天然气年供气量为12亿立方米。预计到2020年，天然气需求总量可超过25亿立方米。2003年，武汉市提出发展天然气汽车的设想，当

8、年10月，市计委、城管局组织实施武汉市压缩天然气（CNG）汽车加气站项目建设法人招标，江钻股份公司、武汉天然气公司、广东大隆公司三家企业中标，开始启动我市天然气加气站建设。2004年9月，市公交集团组织公交车辆使用天然气及车辆改装项目招标，江钻股份公司再次中标，承担市公交集团1500辆公交车的改装及供气任务。江钻股份公司在江夏区五里界镇投资建设的第一座天然气汽车加气母站已建成投产，日加工天然气20万标方，是目前国内最大的天然气加气母站，位于中北路的一座加气子站也已建成。同时，由该公司垫资改装的首批30台“油改气”公交车投入营运。公交车出租车小公共汽车江钻股份公司建设2座天然气加气母站和2025

9、个子站武汉市发改委、规划局武汉市天然气加气站布局规划。规划提出，到2010年全市新建天然气加气站51座，其中高压母站9座、公交加气站11座、社会加气站31座，基本实现公交车、出租车“油改气”目标，每年可减少汽油消耗11。5万吨，节约燃料成本1.31.5亿元，其经济效益和社会效益将十分可观。四、天然气作为汽车燃料主要形式 天然气作为汽车替代燃料的形式主要有以下四种：压缩天然气(CNG)该技术主要是将天然气处理后压缩到20Mpa（体积缩小到1/300），然后经高压储罐或者罐车再用加气机加给汽车。液化天然气(LNG)该技术主要是将天然气液化，用罐车和高压液化储罐低温运输储存，经加气站加给汽车。吸附天

10、然气(ANG)该技术的要点是运用多孔吸附剂填充在储存容器中，在中高压（3.5Mpa左右）条件下，利用吸附剂对天然气高的吸附容量来增加天然气的储存密度。天然气水合物(NGH)：天然气水和物（NGH）可在一定的温度和压力条件下，由水和天然气的类冰笼形结晶化合物。1m3的NGH标准条件下可以携带150-170m3的天然气。研究表明，NGH可以在0-20C 压力为2-6MPa条件下制备；常压-15C以上稳定储存，加热或降压可以实现NGH 的分解。下表是几种天然气形式的比较 项目CNGLNGANGHGH储气压力20MPa压力要求低3.5-6.0中低压储存设备材质要求高，制瓶工艺复杂，成本高，自身重量大材

11、质要求高，需低温(-161.3)保冷材质要求低，制瓶工艺及钢瓶成本较CNG低材质要求低，制瓶工艺较复杂，低温保冷措施要求高加气站高压加气设备，建站投入大，运行操作费高站内主体设备需低温保冷，加气站投入预计比CNG还大建站费用较CNG低1/3-1/2,设备性能稳定，使用寿命长不需加气站，但HNG的生产困难，生产装置的投入预计较CNG还高关键技术加气站及站网建设液化能耗与储存设备吸附剂HNG的生产与安全储存技术的成熟性技术成熟技术成熟，但作汽车燃料应用国内外还处于研发阶段研究与中试阶段，小规模用于天然气短距离储运研究初期发展预测建站费用投入大，但国内已有一定基础，可望得到较大发展成本高，发展可能缓

12、慢，但沿海地区可考虑从国外进口基于其良好的经济性与安全性，可望用于天然气汽车及短距离天然气无管网储输等，市场潜力大有耐于技术的成熟和经济的可比性第二节、压缩天然气加气站分类标准站固定式加气站 具有主要设备完全固定、技术成熟、生产稳定的特点，可以设计为大型加气站。移动式加气站 因其设备的限制，只适用于小型站。通常母站都设置储气装置，快充站 是加气速度很快的加气站，加气时间通常为310分钟，城市公共加气站多属于此类。慢充站 加气速度慢、时间长，通常是在晚上对车辆加气，适用于私有加气站或工作条件适合的内部加气站。也可根据所属关系，将加气站分为商业加气站、私有加气站和公共加气站。常规站 建在有天然气管

13、线通过的地方，从天然气管线直接取气，经过脱硫、脱水、压缩等工艺，然后进入储气瓶组储存或通过加气机给车辆加气，日加气量为600010000 m3母站 建在临近天然气管线的地方，从天然气管线直接取气，经过脱硫、脱水、压缩等工艺，然后进入储气瓶组储存或通过加气机给子站转运车或车辆加气，子站 建在加气站周围没有天然气管线或环境限制建前两种站的地方，通过子站转运车从母站运来天然气，经增压器将转运车内的低压气体升压后，转存在地面瓶组或直接给车辆加气。天然气加压站(母站)的作业流程框图第三节、压缩天然气母子站 一、天然气汽车母子加气站的概念1、CNG子母站在不具备或尚未具备天然气管网的地区，将城区外天然气主

14、管网的天然气压缩后，利用专用拖车运送到城区天然气子站的形式被称为天然气子母站系统。其中，具备天然气管线、装备天然气压缩机等设备的增压站称为“压缩天然气母站”；而在异地仅进行售气的站称为“压缩天然气子站”。通常情况下，一座母站可供应十个左右的子站。2、母站建设条件母站通常建在天然气主管线附近。输送压力一般为1.5-2.5MPa。设置三台以上大排量压缩机、深度脱水装置、气瓶组拖车等设备。设置三台以上压缩机是为了保证稳定地供应足够大流量的天然气。同时，当其中一台压缩机进行正常维修保养时，其余压缩机仍能满足所有子站压缩天然气的需求。母站。子站。储存CNG装置的拖车运输二、母站的工艺流程及设备母站天然气

15、管线直接取气除尘脱水脱硫压缩充气:天然气被增压至25MPa.给气瓶或气瓶拖车充气。母站设施压缩机 储罐 处理装置：干燥器 调压计量装置 加气柱加气机压缩机技术及要求进气压力排气压力级数排气量缸径行程压缩比温度压缩机压缩机组的安全保护系统(1)压缩机出口与第一个截止阀之间应设安全阀，安全阀的泄放能力不小于压缩机的安全泄放量;(2)压缩机进、出口应设置高、低压报警和高压越限停机装置；(3)压缩机的冷却系统应设置温度报警及停机装置；(4)压缩机的润滑系统应设置低压报警及停机装置(5)压缩机卸载排气不得对外放空，回收的天然气可输至压缩机进口缓冲罐.机前机后排出的废油及冷凝液均应集中处理.撬装压缩机大型

16、撬装压缩机组自动化程度很高，在每一台机组(撬块）上面均安装了PLC 充气优先控制盘(撬块PLC).它与电机控制中心、储气系统、风冷系统和气动阀、仪表用压缩空气系统等组成完整的压缩系统.压缩机组启动优先级控制功能、运行顺序功能、选择启动形式功能、冷却和停机功能、充气优先级控制功能、操作人员紧急切断功能和空压机启/停机功能，都汇总到主控室的PLC 盘上，主PLC 可决定何时启动和启动哪一个撬块(某台压编机组).压缩机活塞式储气装置平衡CNG 供需在数量和时间上的不同步和不均匀性储气装置在CNG 加压站或加气站的工程投资中占有较大比重在工艺平而设计中须恰当考虑其占地面积及相对位置CNG 储气方式目前

17、已采用的主要有四种:(1)小气瓶组储气方式.采用钢或复合材料制成水容积为40-80L 的气瓶，可几十上百地把气瓶分为若干组设置，这种方式主要用于规模较小的CNG 加压站或加气站，每站总瓶数不宜超过180 只，由于气瓶数量多，管道连接及阀件也多，泄漏概率大，因此，维修工作量和费用高.(2)大气瓶组储气方式.钢制大气瓶形同管束每只水容积为500L 以上，以3-9 只组成瓶组，并用钢结构框架固定相对于小气瓶组储气方式，其具有快充性能较好、容积利用率较高的特点，并由于气瓶数量显著减少，因而系统的可靠性较高，维护费用较少(3)大容最高压容器储气方式这是指用水容积为2m3以上的钢制压力容器储气，由于容器的

18、水容积较大，其壁厚相应较大，材质选用和制造工艺都会要求更高，因而工程费用要高于上述储气方式(4)地下管式竖井储气方式采用无缝钢管作为容器.管材有很高的强度和防腐性能井管一般采用150 的无缝钢管每根长100m，水容积约2m3，投入运行后无需定期检验.使用年限为25 年.然而却受站址地质条件的限制管束大气瓶美国机械工程学会(ASME)压力容器标准水容积：500L、1000L、1750L.工作压力为25MPa平地安装.可按3 X n 组(单组或多组）框架卧式固定布置，设有安全装置和手动切断阀。图：美国CPI 公司产品，参数如 下:L1=6261mm;L2=6109mm;外径D=610mm;H=22

19、35mm;壁厚=29.3mm;单瓶水容双1.314m;按25MPa压力计.单瓶储气能力约300m 耐压实验压力40.8MPa.设计压力27.2MPa.储气瓶组小气瓶储气水容积小气瓶：美国运输部标准(DOT-3AAX)40-80L大工作压力为25 Mpa干燥器加气柱加气机三区三线加气机构造图母站监控系统采用压缩机自动监控系统，对进站的压力、流量和压缩机各级压力温度、脱水装置后的水含量、再生气的压力温度流量、加气过程中的压力和加气量进行自动监测、记录、和控制。主要监控点；a)进站管线 进站压力监控：当进站压力超过设定值，计算机自动报警，关断进站电磁阀并作自动记录。自动计量：自动记录进站任意、累计流

20、量，当流量超过设定流量，计算机自动报警，关断进站电磁阀并作自动记录。b)压缩区 自动监控；监测压缩机各级压力、温度、脱水装置后的水含量、再生调压器后的压力，在超过设定值时，系统自动报警、并停机，自动记录。c)加气区 自动监控记录；自动记录加气柱对每车次罐车的加气压力和加气量，当罐车压力达到设定值时自动关闭电磁阀;三、压缩天然气汽车加气站（子站）子站主要设备压缩机 缓冲罐 卸气柱和售气机 CNG 加气站站址及其设置原则1.单独设置或与加油站合建的CNG 加气站，气源由气瓶转运车供应;2.合建站根据储油储气容器的容积划分等级3.成镇建成区内不宜建一级合建站4.重要公共建筑和涉及其他重要建筑物周围1

21、00m 范围内不得建加气站或合建机5.加气站的设计规模应根据车辆充装用气量和气源的供应能力确定;6.1日气机的数量应根据加气汽车类型及其数量和快充加气作业时间确定;7.加气机的额定工作压力为20MPa;8.加气速度不应大于0.25m3/min;9.加气机应以每立方米为计量单位，最小分度值为0.1m3，并进行压力温度补偿一、子站加气作业流程加气子站与加压母站不同之处在于其气源压力很高(气瓶转运车额定压力为20MPa)，也不需要对天然气再进行预处理。首先必须将站内部气柱的卡套软管快速接头与气瓶转运车的卸气主控阀接好，经优先/顺序控制盘选择启动顺序控制阀，在压缩机、储气装置和加气机之间形成以下四种流

22、程:(1)气瓶转运车加气机(计量充车载气瓶(2)气瓶转运车压缩机加气机（计量）充车载气瓶(3)储气装置加气机(计量)充车载气瓶3(4)气瓶转运车压缩机储气装置。注意问题容积利用率压缩机频繁启动方案低、中、高压瓶组顺序取气优先级和压缩机补气为最后优先级的系统流程，提高气瓶利用率和最大限度地减少压缩机频繁启动。方案比较方案一：6个气瓶不分组直接用于为气瓶充气到压力20MPa（汽车瓶压），则全部6 个气瓶可资利用的压差为5MPa，为简单计，不考虑压缩因子，其容积利用计算如下:将储气装置按3:2:1 的容积比例分成低压区、中压区和高压区瓶组各瓶组的补气设定起充压力分别为13.1MPa、18.2MPa

23、和20.0MPa.则上述瓶组可资利用的压差分别为11.9MPa、6.8MPa 和5.0MPa.不考虑压缩因子，其容积利用计算如下工艺管线二区三线：是指加气机设三条取气线，即来自低压瓶组、中压瓶组和压缩机三条线路三区四线：是指加气机设四条取气线，即来自低压瓶组、中压瓶组、高压瓶组和压缩机四条线路。现行行业标准汽车用燃气加气站技术规范CJJ84 推荐各瓶组内天然气补气起充压力和储气瓶数量的比值储气与充气的优先顺序流程是指压缩机向站内储气装置储气时，控制气流先充高压级、后充中、低压级直至都达到25MPa 即可停机车载气瓶自储气装置取气时，则采取顺序取气原则，即控制气流先从低压区取气，后从中、高压区取气；当储气装置无法快充加满车载气瓶时、也可从压缩机出口直接取气。这样的优先顺序均由程序控制气流分配系统，能提高储气装置容积利用率，一般可达32%-50%.优先/顺序控制系统优先/顺序控制系统具有决定设备进出口气体流向、启闭切换、参数检测和系统自我保护功能控制压缩机向高、中、低压瓶组充气的阀组系统称为优先盘。控制从低、中、高压瓶组取气的阀组称为顺序盘。上述阀组系统通常是一系列气动或电动阀门，气动阀与气动仪表公用气源，由压缩空气系统供给。优先/顺序控制系统分类（1）PLC优先/顺序控制系统（2）自动优先/顺序控制系统（3）人工优先/顺序控制系统.四、气瓶转运车储气瓶压力：3 20MPa操作舱