CNG加气工艺及设施

CNG加气工艺及设施（一）CNG加气站是指以压缩天然气（CNG）形式向天然气汽车（NaturalGasVehicle）和大型CNG子站车提供燃料的场所。一般根据站区现场或附近是否有管线天然气，可分为常规站、母站和子站。海川企业为你简单介绍一下这几类常规站常规站是建在有天然气管线能过的地方，从天然气管线直接取气，进站压力0.4Mpa，天然气经过脱硫、脱水等工艺，进入压缩机进行压缩，经过压缩后压力为25Mpa。然后进入售气机给车辆加气。通常常规加气量在600-1000Nm3/h（标准立方每小时）之间。母站母站从天然气线管线直接取气，进站压力1-1.5Mpa，经过脱硫、脱水等工艺，进入压缩机压缩，然后经有储气瓶（25Mpa）的槽车运输到子站给汽车加气，它也兼有常规站的功能。母站多建在城市门站附近，母站的加气量在2500-4000Nm3/h之间。子站子站是建在加气站周围没有天然气管线的地方，一般建设在城市内，以方便车辆加气，或者建设在没有燃气管道敷设的乡镇的工业区，供给天然气作为能源。母站利用压缩机将天然气加压储存，再由专用运输车将25Mpa压缩天然气运往子站，子站再给CNG汽车加气。对于工业区的子站，工艺流程简介：低压或者中压天然气通过压缩机，增压至20-25Mpa,将其压缩到特制的钢瓶或管束，放到带牵引机构的橇车上，运至子站，连接卸气柱经卸气系统进入CNG调压设备，通过减压橇将高压天然气减至用户所需的压力0.2-0.4Mpa后进入输送管网，供给用户使用天然气。一、CNG常规加气站和加气母站工艺设施天然气进站管道宜采取调压或限压措施。天然气进站管道设置调压器时，调压器应设置在天然气进站管道上的紧急关断阀之后。天然气进站管道上应设计量装置。计量准确度不应低于1.0级。体积流量计量的基准状态，压力应为101.325kPa，温度应为20°Co进站天然气硫化氢含量不符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB18047的有关规定时，应在站内进行脱硫处理。脱硫系统的设计应符合下列规定：1、脱硫应在天然气增压前进行。2、脱硫设备应设在室外。3、脱硫系统宜设置备用脱硫塔。4、脱硫设备宜采用固体脱硫剂。5、脱硫塔前后的工艺管道上应设置硫化氢含量检测取样口，也可设置硫化氢含量在线检测分析仪。进站天然气含水量不符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB18047的有关规定时，应在站内进行脱水处理。脱水系统的设计应符合下列规定：1、脱水系统宜设置备用脱水设备。2、脱水设备宜采用固体吸附剂。3、脱水设备的出口管道上应设置露点检测仪。4、进入压缩机的天然气不应含游离水，含尘量和微尘直径等质量指标应符合所选用的压缩机的有关规定。5、压缩机排气压力不应大于25MPa(表压）。压缩机组进口前应设分离缓冲罐，机组出口后宜设排气缓冲罐。缓冲罐的设置应符合下列规定：1、分离缓冲罐应设在进气总管上或每台机组的进口位置处。2、分离缓冲罐内应有凝液捕集分离结构。3、机组排气缓冲罐宜设置在机组排气除油过滤器之后。4、天然气在缓冲罐内的停留时间不宜小于10s。5、分离缓冲罐及容积大于0.3m3的排气缓冲罐，应设压力指示仪表和液位计，并应有超压安全泄放措施。6、设置压缩机组的吸气、排气管道时，应避免振动对管道系统、压缩机和建(构)筑物造成有害影响。天然气压缩机宜单排布置，压缩机房的主要通道宽度不宜小于2m。压缩机组的运行管理宜采用计算机集中控制。压缩机的卸载排气不应对外放散，宜回收至压缩机缓冲罐。压缩机组排出的冷凝液应集中处理。固定储气设施的额定工作压力应为25MPa，设计温度应满足环境温度要求。CNG加气站内所设置的固定储气设施应选用储气瓶或储气井。固定储气瓶（组）宜选用同一种规格型号的大容积储气瓶，并应符合现行国家标准《站用压缩天然气钢瓶》GB19158的有关规定。储气瓶(组）应固定在独立支架上，地上储气瓶（组）宜卧式放置。固定储气设施应有积液收集处理措施。储气井不宜建在地质滑坡带及溶洞等地质构造上。储气井本体的设计疲劳次数不应小于2.5X104次。储气井的工程设计和建造，应符合国家法规和现行行业标准《高压气地下储气井》SY/T6535及其他有关标准的规定。储气井口应便于开启检测。二、CNG加（卸)气设备设置应符合下列规定：1、加（卸）气设施不得设置在室内。2、加（卸）气设备额定工作压力应为20MPa。3、加气机流量不应大于0.25m3/min(工作状态）。4、加（卸）气柱流量不应大于0.5m3/min(工作状态）。5、加气(卸气)枪软管上应设安全拉断阀。加气机安全拉断阀的分离拉力宜为400N〜600N，加气卸气柱安全拉断阀的分离拉力宜为600N〜900N。软管的长度不应大于6m。加卸气设施应满足工作温度的要求。储气瓶(组）的管道接口端不宜朝向办公区、加气岛和临近的站外建筑物。不可避免时，储气瓶（组）的管道接口端与办公区、加气岛和临近的站外建筑物之间应设厚度不小于200mm的钢筋混凝土实体墙隔墙，并应符合下列规定：1、固定储气瓶(组）的管道接口端与办公区、加气岛和临近的站外建筑物之间设置的隔墙，其高度应高于储气瓶（组）顶部lm及以上，隔墙长度应为储气瓶（组）宽度两端各加2m及以上。2、车载储气瓶组的管道接口端与办公区、加气岛和临近的站外建筑物之间设置的隔墙，其高度应高于储气瓶组拖车的高度lm及以上，长度不应小于车宽两端各加lm及以上。储气瓶(组)管道接口端与站外建筑物之间设置的隔墙，可作为站区围墙的一部分。3、加气设施的计量准确度不应低于1.0级。三、CNG加气子站工艺设施1、CNG加气子站可采用压缩机增压或液压设备增压的加气工艺。采用液压设备増压工艺的CNG加气子站，其液压设备不应使用甲类或乙类可燃液体，液体的操作温度应低于液体的闪点至少5°C。2、CNG加气子站的液压设施应采用防爆电气设备，液压设施与站内其他设施的间距可不限。3、CNG加气子站储气设施、压缩机、加气机、卸气柱的设置。4、储气瓶(组）的管道接口端不宜朝向办公区、加气岛和临近的站外建筑物。四、CNG工艺设施的安全保护天然气进站管道上应设置紧急切断阀。可手动操作的紧急切断阀的位置应便于发生事故时能及时切断气源。站内天然气调压计量、增压、储存、加气各工段，应分段设置切断气源的切断阀。储气瓶(组）、储气井与加气机或加气柱之间的总管上应设主切断阀。每个储气瓶(井）出口应设切断阀。储气瓶（组）、储气井进气总管上应设安全阀及紧急放散管、压力表及超压报警器。车载储气瓶组应有与站内工艺安全设施相匹配的安全保护措施，但可不设超压报警器。加气站内各级管道和设备的设计压力低于来气可能达到的最高压力时，应设置安全阀。安全阀的设置，应符合现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004的有关规定。安全阀的定压P。除应符合现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004的有关规定外，尚应符合下列公式的规定：1当Pw1.8MPa时：P0=Pw+0.18(8.3.5-1)式中：P。——安全阀的定压(MPa)。加气站内的所有设备和管道组成件的设计压力，应高于最大工作压力10%及以上，且不应低于安全阀的定压。加气站内的天然气管道和储气瓶（组）应设置泄压放空设施，泄压放空设施应采取防堵塞和防冻措施。泄放气体应符合下列规定：1、一次泄放量大于500m3(基准状态）的高压气体，应通过放散管迅速排放。2、一次泄放量大于2m3(基准状态），泄放次数平均每小时2次〜3次以上的操作排放，应设置专用回收罐。3、—次泄放量小于2m3(基准状态）的气体可排入大气。加气站的天然气放散管设置应符合下列规定：1、不同压力级别系统的放散管宜分别设置。2、放散管管口应高出设备平台2m及以上，且应高出所在地面5m及以上。3、放散管应垂直向上。压缩机组运行的安全保护应符合下列规定：1、压缩机出口与第一个截断阀之间应设安全阀，安全阀的泄放能力不应小于压缩机的安全泄放量。2、压缩机进、出口应设高、低压报警和高压越限停机装置。3、压缩机组的冷却系统应设温度报警及停车装置。4、压缩机组的润滑油系统应设低压报警及停机装置。CNG加气站内的设备及管道，凡经增压、输送、储存、缓冲或有较大阻力损失需显示压力的位置，均应设压力测点，并应设供压力表拆卸时高压气体泄压的安全泄气孔。压力表量程范围宜为工作压力的1.5倍〜2倍。CNG加气站内下列位置应设高度不小于0.5m的防撞柱(栏）：1、固定储气瓶(组）或储气井与站内汽车通道相邻一侧。2、加气机、加气柱和卸气柱的车辆通过侧。3、CNG加气机、加气柱的进气管道上，宜设置防撞事故自动切断阀。CNG管道及其组成件天然气管道应选用无缝钢管。设计压力低于4MPa的天然气管道，应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T8163的有关规定；设计压力等于或高于4MPa的天然气管道，应符合现行国家标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976或《高压锅炉用无缝钢管》GB5310的有关规定。加气站内与天然气接触的所有设备和管道组成件的材质，应与天然气介质相适应。站内高压天然气管道宜采用焊接连接，管道与设备、阀门可采用法兰、卡套、锥管螺纹连接。天然气管道宜埋地或管沟充沙敷设，埋地敷设时其管顶距地面不应小于0.5m。冰冻地区宜敷设在冰冻线以下。室内管道宜采用管沟敷设，管沟应用中性沙填充。埋地管道防腐设计，应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447的有关规定。