CNG加气子站工艺设备

CNG加气子站工艺设备技术交流

汇报单位：四川金科环保科技有限公司2012年7月12日奉献清洁能源设备，携手共创清新环境1

汇报提纲

一、CNG加气站种类及其典型工艺流程简介

二、液压式CNG加气子介绍

三、液压压缩机机式CNG加气子站介绍

四、在加油站上增压CNG加气技术解决方案

1、采用液压式CNG加气子站工艺油气合建方案

2、液压活塞式CNG加气子站免除站内固定储气瓶组（井）解决方案

2奉献清洁能源设备，携手共创清新环境

一、CNG加气站种类

及其典型工艺流程

3CNG加气站种类及流程4一）、天然气（NaturalGas，缩写NG），其成分主要是甲烷（CH4）。是一

种无色、无味、无毒的气体。标准状态下，密度为0.717Kg/M3，比空

气重。二）、车用天然气：根据物理形态不同，车用天然气一般分为压缩天然气

（CNG)和液化天然（LNG）。三）、压缩天然气（CNG）：经多级压缩增压，将天然气加压到20MPa左右，

并储存在高压容器中供天然气汽车（NGV）作为车用燃料使用。四）、液化天然气（LNG）：是由油/气田产生的天然气经过净化(脱水、脱

烃、脱酸性气体)后，常压下将天然气冷冻到-162℃左右，采用节流，

膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成，低温常压储存供NGV使用。五）、汽车天然气加气站总体分为：1、CNG加气站——加注高压常温气态CNG；2、LNG加气站——加注常压低温液态LNG；3、L-CNG加气站——将液态LNG转化为气态CNG并加注CNG。车用天然气分类5一）CNG常规加气站：建设在城市天然气管道附近，从城市天然气管道开口取气，经过站内净化工艺处理和压缩增压后，进入储气设施，最后通过加气机对天然气加气车辆（NGV）加气，完成加气的场所。

——常规站集天然气的取气、净化、增压和加气在同一个站内完成。二）CNG加气母站：从天然气长输管道开口取气，经过站内净化工艺处理，和压缩增压，进入储气设施，最后经加气柱对CNG长管拖车充装，完成对子站长管拖车分发CNG气体的场所。——母站负责天然气的取气、净化、压缩和对子站拖车的分发作业。三）CNG加气子站：用CNG车载储气瓶组拖车（通常为长管半挂车）从CNG母站运来CNG气体，利用站内卸车、增压设备完成CNG气体卸车和增压，并经加气机对天然气汽车NGV加气的场所。——CNG子站负责CNG气体的卸车、增压和加气作业。

其中CNG加气子站，按其卸车增压设备的不同，又分为三种工艺形式：1、机械压缩机CNG加气子站；2、液压式CNG加气子站站；3、液压压缩机CNG加气子站；

各种天然气加气站如下图所示：CNG加气站种类6CNG加气站种类天然气加气站LNG加气站CNG加气站LNG加气站L-CNG加气合建站L-CNG/LNG加气合建站液压式CNG加气子站机械压缩机CNG加气子站CNG常规加气站CNG加气母站CNG加气子站液压压缩机CNG加气子站从城镇燃气中压管道取气，经站内工艺处理，加压后给汽车加气。通常需要设置脱硫、脱水等净化装置。进站气源受城镇燃气管网用气高峰时段的影响。工艺设备多，占地面积较大，施工期较长。适合建站单纯加气站。7几种CNG加气站典型流程优先顺序控制控盘储气瓶组（井）CNG常规站流程城市燃气管道压缩机组脱水装置脱硫装置进气系统8几种CNG加气站典型流程天然气长输管道压缩机组优先顺序控制控盘储气瓶组（井）脱水装置脱硫装置进气系统CNG母站流程从长输高压管道取气，增压后给瓶

组拖车加气分发。通常应设置脱硫、脱水等净化设备。设备多、成本高，占地面积大，建

设周期长。根据需求也可配置加气机加气。适合加气规模：15～30万Nm3/d。

长管拖车加气柱9几种CNG加气站典型流程长管拖车压缩机组优先顺序控制控盘储气瓶组（井）卸气柱机械压缩机CNG加气子站流程用长管拖车从母站运来CNG气体，经站内压缩机卸车，加压后给汽车加气。需要设置卸气柱、储气瓶组（井）、优先顺序控制盘。建设周期较长。能耗较高、取气率较低、维护成本较高。适合单一CNG加气站。10几种CNG加气站典型流程用长管拖车从母站运来CNG气体，经站内压缩机卸车，加压后给汽车加气。需要设置卸气柱、储气瓶组（井）、优先顺序控制盘。能耗较低、取气率较高、维护成本较低。配置液压活塞式压缩机，振动小，噪音低。长管拖车液压活塞压缩机优先顺序控制控盘（可与压缩机集成一体）储气瓶组（井）卸气柱液压压缩机CNG加气子站流程11几种CNG加气站典型流程基于液体相对不可压缩的性质，用液压系统将液体增压至高

压，并将其注入长管拖车钢瓶，将钢瓶内撬体置换出来，经

加气机给车辆加气。不需要设置卸气柱、储气瓶组（井）等。能耗低、取气率高、维护成本低。配置液压子站专用拖车，振动小，噪音低。液压式CNG加气子站流程

二、液压式CNG加气子站

工艺技术及设备介绍

12液压式CNG加气子站介绍131、注液取气10度的倾角,保证取气充分且液压油快速回流。注油取气（油推气）液压式CNG加气子站介绍——工作原理

液压式CNG加气子站，基于液体性对不可压缩性质，通过高压泵将专用油液增压到高压（不超过22MPa），并将其注入CNG长管拖车的储气钢瓶中。将储气钢瓶中的CNG气体等压置换出来，经过加气机计量，完成对车辆加气。142、注液结束，气阀门关闭保留5%的剩余气体（利于回液）注油结束（切换）液压式CNG加气子站介绍——工作原理153、余气膨胀回液气体膨胀回液（气推油)气体余压膨胀,将液压油推回到油箱中液压式CNG加气子站介绍——工作原理16液压式CNG加气子站介绍——成套设备构成液压平推式CNG加气子站设备系统由液压CNG管束拖车（一撬二车）、液压增压撬体（PLC含控制系统、仪表风设备）和CNG加气机等三部分组成。17液压式CNG加气子站介绍——工艺流程18液压式CNG加气子站介绍——工艺流程19液压式CNG加气子站介绍——工艺流程20液压式CNG加气子站介绍——系统优势

液压CNG加气子站系统，由于液压式加气子站特有的工艺原理和在系统工艺设计中充分遵循“节能、集成、高效”的原则，使其体现出如下技术特点：一）、节能效果明显：

1、原理上，液压CNG加气子站利用液体相对不可压缩性质，通过高压柱塞泵将液体加压到高压，注入到长管拖车钢瓶中，将钢瓶中气体等压置换出来，整个取气过程只有“推”的过程，不存在传统机械子站吸气和压缩的做功过程。所以节约能源消耗；且其取气过程，没有气体压缩，不产生气体温度升高，也就不需要将气体冷却降温，故而节约能耗；2、液压CNG加气子站电机装机容量，大约是同等供气能力机械活塞子站的60～70%；3、大量在运行统计数据显示，液压CNG加气子站单位加气量，消耗电量约为0.04kWh/NM3，远远低于机械活塞子站的0.06kWh/NM3。二）、无需储气系统，建站面积省：

液压CNG加气子站无需配置储气系统，不用建设储气井（储气瓶组），建站面积省，特别适合油气合建，或在已建成加油站基础上改/扩建CNG加气站。21液压式CNG加气子站介绍——系统优势三）、取气效率高：

液压CNG加气子站取气率，也即注入长管拖车钢瓶内液体占据钢瓶容积比率，不低于95%，完成取气回液，拖车钢瓶天然气余压1MPa。对比机械子站取气率约为80～85%。完成取气，拖车钢瓶天然气余压3～3.5MPa四）、加气速度快

1、液压CNG加气子站，是以高压液体直接等压置换拖车钢瓶中的高压CNG气体，拖车钢瓶基本维持高压取气。从钢瓶推出的气体完成气液分离和过滤后，仅以高压通过单线加气机对车辆加注。不存在低、中、高压线切换（仅有高压），故而加气速度快。2、统计数据显示，液压CNG加气子站（以2000NM3/h系统为例）对出租车加气约2分钟/车，对公交车加气约9～12分钟/车。五）、使用维护简便，运行成本低

液压CNG加气子站液压系统，多采用标准件，维修简便快捷，维护成本低。22液压式CNG加气子站介绍——结构和分类

液压CNG加气子站，按其液压动力电机泵数量分为：单泵系统和双机双泵并联系统液压子站两种。

单泵系统配置一台电机一台液压柱塞泵，适用于1500Nm³/h以下排量规格。23

双机双泵并联液压CNG加气子站系统，采用两台电机两台柱塞泵并联，加气高峰期双泵工作，低谷期一主一辅、开一备一，节能高效，维修不停机，加气站正常经营和服务，系统稳定可靠。适用于2000Nm³/h以上排量。液压式CNG加气子站介绍——结构和分类24

液压式CNG加气子站按照其建设方式及集成程度分为：分体式系统，部分集成式系统和整体撬装集成式系统三类：

分体式液压CNG加气子站：将液压增压撬体设置室外安装，加气机安装在加气区罩棚加气岛固定位置，并将PLC控制系统和仪表风系统安装在站房控制室内。液压式CNG加气子站介绍——结构和分类分体式液压CNG液压增压撬分体式液压CNG子站布置示意25

部分集成式液压CNG加气子站：将液压增压撬体设置室外安装，并PLC控制系统及仪表风系统整体集成，建设加气区（罩棚）将加气机安装在加气岛上，免除土建控制房。液压式CNG加气子站介绍——结构和分类部分集成式液压CNG液压增压撬部分集成式液压CNG子站布置示意26

集成式液压CNG加气子站：将液压增压系统，并PLC控制系统和加气机全部整体集成在一个撬装集装箱上，无需建设土建控制房和加气岛，占地面积小，安装简便，建设周期极短。液压式CNG加气子站介绍——结构和分类集成式液压CNG液压增压撬集成式液压CNG子站布置示意27液压式CNG加气子站介绍——集成式实景28液压式CNG加气子站介绍——技术规格

目前国内液压CNG加气子站，按其小时供气量确定规格，有1000Nm³/h、1500Nm³/h、2000Nm³/h、2500Nm³/h、3000Nm³/h五中规格

。

型号HPC1000/20HPC1500/20HPC2000/20HPC2500/20HPC3000/20排气量Nm3/h10001500200025003000电机功率Kw37/3055（37+37）/7537+5555+55工作介质CNG（压缩天然气）工作压力MPa

20排气率％95系统噪音dB≤

75（厂界）排气温度℃环境温度+15排气含油量ppm≤10防爆等级ExdembibⅡAT3设备重量Kg5500

～8000撬体尺寸mm长×宽×高（5500～8000）×2200×2870

目前3000型为行业排量最大，可同时供多辆公家车加气。液压式CNG加气子站介绍——技术规格2930液压式CNG加气子站介绍——双线液压子站双线加气液压式CNG加气子站系统与较单线系统比较，能够提供瞬时大供气量，满足集中加气期间较大供气量需求，但并不能够较单线系统更加降低能耗。双线加气液压CNG加气子站：1、瞬时大排量。2、瓶组自压低压预充+注油高压加满（充分利用瓶组自压能量，补充流量）双线加气液压式CNG加气子站实际运用

（浙江衢州）31液压式CNG加气子站介绍——双线液压子站32液压式CNG加气子站介绍——油气循环安全措施一）、工作介质安全保障：

液压子站采用的工作油液为丙类液体，其闪点位163℃，高于其工作温度。完全符合GB50156-2012关于液压式CNG增压设备不应使用甲、乙类可燃液体，且工作温度低于介质闪点至少5℃的要求。

二）、油/气分离即介质清洁度保障：

经全国已经投运近千座液压式CNG加气子站实际运行证明，高压油液注入钢瓶，完成油气置换，不会相互发生化学反应生成其他物质，污染CNG气体和油液本身。

但CNG气体和油液高压接触下，会发生分子的相互渗透。即高压油液换出来的CNG气体含油微量油液分子。此CNG气体再次回到液压设备内的缓冲分离罐（其结构类似压缩机的油气分离器），完成油气分离（脱油率达99.8%以上），再经高精度气体过滤其过滤除去固体微粒，并进一步除去微量液体成分，最后进入加气机其含油量低于10ppm。

注油取气结束，钢瓶内剩余约5%的高压气体膨胀，将油液压回到储油罐中。回到储油罐的油液，由于解除了负荷压力，其中渗入的微量天然气分子回自动析出，经储油罐顶部的排空呼吸管口排出。

33液压式CNG加气子站介绍——油气循环安全措施三）、防静电及雷击危害：

为防止静电或雷击对储油罐造成危害，设备设置了防雷等电位连接和防静电接地装置，并在放空呼吸管口设置金属阻火器，有效防止火星或火源进入储油罐内。四、限压保护：

1、液压系统限压：为防止液压系统超压，系统在泵出口管路设置了机械溢流限压装置（见工作原理图），设定压力不超过22MPa，当系统压力达到设定限压值时，该装置将自动开启溢流口，将高压油液回到储油罐，确保系统压力安全。

此外液压管路并联设置了电子式压力传感器，其限定压力设定在23.5MPa，当管路压力达到限定值，传感器将对PLC控制系统发出信号，由其控制强制紧急切断注油，并停止泵工作。阻火器接地块溢流限压电子限压34液压式CNG加气子站介绍——油气循环安全措施

2、气路限压：在天然气路系统设置电子压力传感器，并与PLC连锁，当传感器检测到系统天然气压力达到20.5MPa，PLC控制电机泵停止注油，防止压力继续升高，当传感器检测到天然气压力达21MPa，系统强制关断并停机。

此外，还在在天然气管路设置机械安全阀，整定压力26.5MPa，当气体管路压力达到整定压力，安全阀将自动开去泄压，确保系统压力安全。五）、注、回油准确性保障：液压式CNG加气子站注入拖车钢瓶油量，由设置在储油罐的液位检测装置发出信号，经PLC连锁控制。其具体措施是：气路安全阀电子压力传感器35液压式CNG加气子站介绍——油气循环安全措施

在储油罐上设置了“最高”、“换瓶”和“紧急停机”三个液位点。“最高”液位确保不应储油罐油量过多，造成过量注油。“换瓶”液位，为系统停止向拖车钢瓶注油，并启回油和动切换下一单元的控制点。“最高”液位至“换瓶”液位间油量即为注入拖车钢瓶的油量，其体积为拖车钢瓶容积的95%。

为保证系统不致超量注油，设备厂家，均在“换瓶”液位控制点下方增加设置“紧急停机”液位控制点，二者油液量体约为45升（即拖车钢瓶容积的2%）。这样，即便注油工作中，液位到达“换瓶”液位点（注油量达拖成钢瓶容积95%），因偶发故障并未完成“换瓶”，系统继续向钢瓶注油，达到“紧急停机”液位控制点，注油量达97%，系统紧急停机，强制切断注油。确保不致将钢瓶注满，并“溢出”到加气机或NGV车载钢瓶，造成加气事故。防止油量过多高点报警换瓶切换95%紧急停机97%36液压式CNG加气子站介绍——油气循环安全措施

六）、回油带气安全性保障：

液压式CNG加气子站注油结束，拖车钢瓶内油液凭借剩余气体膨胀回到储油罐。如何准确捕捉到回油结束信号，及时切断回油阀门，对于减少CNG气体回到储油罐，降低排放至关重要。

由于液压式CNG加气子站回油过程的末期，往往呈现两相流状态。这无疑关闭了通过计量方法，捕捉回油结束信号的技术通道大门。于是设备研制者只能通过“转移信号法”（采集回油带气压力）实现控制的目的：

回油过程中，油液在钢瓶剩余气体膨胀作用压回到储油罐，由于液体具有相对不可压缩性，且储油罐通过放空呼吸口连通大气，不能对其提供背压，所以回到储油罐的油液，压力瞬时消失，储油罐除液位上升外，压力不会明显上升。

当回油结束瞬间，钢瓶内少量天然气（压力已降至约1MPa）跟随油液回到储油罐。又由于气体具有可压缩性，回到储油罐的气体迅速膨胀，并通过储油罐顶部放空口卸放。进入储油罐气体与通过放空口卸放气体流量差，即在储油罐气相空间瞬时建立一个微小的压力差（约3~6kPa）。

设置在储油罐气相空间的压差传感器立即捕捉到这一信号，将其作为回油结束信号，传送到PLC系统，由其发出指令，控制回油阀门关闭，完成回油控制的目的，保证储油罐压力不再升高。37液压式CNG加气子站介绍——油气循环安全措施

双压差控制装置，准确检测回油结束信号，并确保储油罐安全。

安全盖在储油罐超压时自动紧急开启泄压。

储油罐限压回油结束信号安全盖超压开启泄压

二、液压压缩机CNG加气子站

工艺技术及设备介绍

38液压压缩机CNG加气子站介绍39液压压缩机CNG加气子站——原理及主要类型液压压缩机CNG加气子站：其由液压系统直接驱动活塞往复运动，实现对气体的压缩做功，完成气体卸车和增压。取代传统机械压缩机以电机驱动曲轴连杆机构和十字头，推动活塞运动做功，传动链短，运动件少，设备功耗和振动较机械压缩机小。有立式两段缸和卧式三段缸两类形式。卧式三段缸液压压缩机立式两段缸压缩机附：机械压缩机结构示意拖车气体通过卸气柱对压缩机和加气机低压线供气，压力18MPa以上时，拖车直接充装，压缩机可暂不启动，拖车18~7MPa，压缩机Ⅰ级工作，7MPa以下时Ⅰ、Ⅱ同时工作。40液压压缩机CNG加气子站——工艺流程41液压压缩机CNG加气子站——工艺流程拖车气体通过卸气柱对压缩机和加气机低压线供气，压力18MPa以上时，拖车直接充装，压缩机可暂不启动，拖车18~7MPa，压缩机Ⅰ级工作，7MPa以下时，Ⅰ、Ⅱ同时工作。42液压压缩机CNG加气子站——系统设备组成长管拖车液压活塞压缩机优先顺序控制控盘（可与压缩机集成一体）储气瓶组（井）卸气柱液压压缩机CNG加气子站系统设备包括，长管拖车（2台以上）、卸气计量装置（一台）、液压CNG子站压缩机（1台）、优先顺序控制装置、（1台），储气设施（可独立或与压缩机集成）、加气机（2台以上）等组成，见下图：43液压压缩机CNG加气子站——介质的冷却经液压CNG加气子站压缩机压缩增压的气体，内能将增加，具体体现是气体温度升高。在进入下一级压缩和储气设施前，需要对其进行换热冷却。压缩机冷却方式根据换热介质的不同分为风冷、水冷和混合冷却三钟方式。

一）需要冷却的设备部位主要有：1、Ⅰ、Ⅱ级排出天然气；2、液压油；3、气缸壁。

二）三种冷却方式的利弊：1、纯粹风冷：没有液体冷却介质，冷却效率低，风冷器噪音大，气缸壁只能采用环槽翅片散热。2、纯粹水冷：没有风冷器，冷却效率高，管路复杂、外接水源。3、混合冷却：高温气体及液压油均采用液体换热，液体换热介质采用风冷换热，结合风冷、水冷二者优势，冷却系统模块化集成，无需外接水源，结构紧凑、换热效率高。为压缩机较高冷却配置。

44液压压缩机CNG加气子站——缸体形式液压压缩机自进入中国市场以来，设备缸体有立式两段缸体（简称立式）和卧式三段缸体（简称卧式）两种形式。因活塞组件重量远小于活塞力，其影响完全忽略不计；故二者就加气效果、能量消耗和耐用性等来说，无明显区别，不存在孰优孰劣的问题。但它们存在以下几点区别：1、立式两段缸体单缸占地面积小，Ⅰ、Ⅱ级缸串联与卧式缸体接近，但重心高，稳度较后者稍差；卧式三段缸体占地面积较前者稍大，但重心低，稳度好。2、立式两段缸体天然气体和液压油同缸，液压油参与换热；卧式三段缸体天然气和液压油各处独自缸体，液压油不参与换热，油、气品质较前者高；3、立式两段缸体，一条缸体仅完成一级压缩，二级缸串联使用；双系统，必须设置至少4条缸体（Ⅰ、Ⅱ级缸各2条）。卧式三段缸体，一条缸体集Ⅰ、Ⅱ级压缩一体，2条缸体并联即构成双系统。

45液压压缩机CNG加气子站——系统优势

液压压缩机CNG子站与机械压缩机子站相比，由于其动力传动方式的创新，具有如下系统优势：1、以液压系统直接驱动活塞运动做功，代替机械压缩机电机驱动曲轴连杆机构，推动活塞运动做功；以液体柔性传动，取代机械刚性出传动。故机械运动件少，运动平稳，振动小，噪音低。2、系统能耗低，较机械压缩机低20%左右；3、换向频次低，系统密封性好，泄漏率低于0.01%；

4、易损件减少，且多为标准件。维修简便，维护费用低；5、可以实现双系统并联（见下页图），相当于两台压缩机并联，开一备一，可免停机维护，可靠性高；且较机械压缩机备用必须设置两台压缩机，节约场地。6、撬装化设计、制造，安装简单，投运周期短。

46液压压缩机CNG加气子站——系统优势

双机双泵双系统液压缩机

47液压压缩机CNG加气子站——结构和规格

液压压缩机CNG加气子站按照其建设方式及集成程度分为：分体式系统，部分集成式系统和集成式系统三类：

分体式液压压缩机CNG加气子站：将卸气设施、液压压缩机撬、站内独立储气瓶组（井）设置室外安装，加气机安装在加气区罩棚加气岛固定位置，并将PLC控制系统和仪表风系统安装在站房控制室内。48液压压缩机CNG加气子站——结构和规格部分集成式液压压缩机CNG加气子站：

将液压压缩机、储气设施、PLC控制柜整体成撬。并在加气区建设加气岛安装加气机，将储气设施、PLC系统与压缩机整体成撬，免除独立储气瓶组（井）和控制房土建。49液压压缩机CNG加气子站——结构和规格

集成式液压压缩机CNG加气子站：将液压压缩机、卸气设施、储气设设施、卸气装置、PLC控制系统和加气机均整体集成一个集装箱橇。连接好来自母站的CNG拖车，就可实现加气要求。液压压缩机CNG加气子站——结构和规格50液压压缩机CNG加气子站——结构和规格液压压缩机CNG加气子站——结构和规格

目前国内液压压缩机CNG加气子站，按其小时供气量确定规格，有1000Nm³/h、1500Nm³/h、2000Nm³/h、2500Nm³/h、3000Nm³/h五中规格

。

序号项目指标1型号规格JHC1000/2.5-25JHC1500/2.5-25JHC2000/2.5-25JHC2500/2.5-25JHC3000/2.5-253最低吸气压力MPa2.54额定排气压力MPa255运动频次次/min8～1814～268～1810～2018～286平均供气量Nm³/h

10001500200250030007噪声dB≤758防爆标志ExdeibⅡBT39主电机功率kW4537+3745+4555+5575+7510外形尺寸mm4000（7700）×2200×29005000（7700）×2300×27805500×2400×290011排气温度℃环境温度+13℃12成品气含油量ppm≤513取气率%87.5（取气后钢瓶余压≤2.5MPa）14泄漏率%0.02四、加油站增加CNG加气业务

解决方案51奉献清洁能源设备，携手共创清新环境CNG加气站的报批

1、项目投资规模项目主要内容、投资规模和资金筹措

2、工程技术方案主要设备选型和配套工程方案

3、拟征（占）用地现有建设用地及相关规划选址说明

4、国土部门意见国土资源部门出具项目用地预审意见

5、规划部门意见城市规划部门出具规划、选址意见书

6、环境影响评价政府环保部门认可的中介机构提出报告

7、安全条件评价政府安监部门认可的中介机构提出报告

土地是关键！可借用加油站土地←←加油站增加CNG加气子站解决方案—问题提出“环评”“安评”

容易通过←问题：在加油站上增建CNG加气站的好处？

结论52一）、液压式CNG加气子站

无需储气设施，无冷却系统，加气区可与加油区整合占地面积小，设备撬装，安装周期短，投运快捷，且运营费用低。

若采用部分集成式，可免除土建控制房。

若采用整体橇装集成式，全部设备（除拖车）整橇集成，几乎无安装，占地可小至1000平方以内。53加油站增加CNG加气子站解决方案

——液压式CNG加气子站CNG加气机CNG加气机CNG加气站控制方舱设备选择1、CNG液压增压撬体：1台（排量：1000～3000

Nm3/h）2、CNG液压长管拖车：2台3、CNG加气机：2台～4台（单线双枪），共用加油/气

岛用CNG加气机置换原有的加油机

4、PLC控制柜：放到加油站的仪表控制房内。也可选择控制方舱，即可免除土建控制房。加油机加油站增加CNG加气子站解决方案

——液压式CNG加气子站（设备构成）54*长度：13m+3.5m+5.5m+3m=25m*宽度：3m+2.5m+1m+2.5m=9m*面积：25m×9m=225㎡

*省去冷却系统*省去储气系统*设备全部撬装占地面积小*此平面图的长管拖车的车位为2个*此平面图的增压撬体位为2个（1个备用）*此平面图在站房后面可放置控制方舱加油站增加CNG加气子站解决方案

——液压式CNG加气子站（平面布置）55

新疆乌鲁木齐中石化安宁渠加油加气站油气合建液压式CNG加气子站

——应用案例56

黑龙江省大庆市路航加油加气站油气合建液压式CNG加气子站

——应用案例57

安徽省合肥市常青加油加气站油气合建液压式CNG加气子站

——应用案例58

黑龙江省大庆市仁泉加油加气站油气合建液压式CNG加气子站

——应用案例59二）、液压压缩机和储气

设施整体撬装集成

60加油站增加CNG加气子站解决方案——液压压缩机子站，储/压一体化

液压平推液压

61液压压缩机撬装集成中、高压储气设施（储存/压缩一体化），拖车作为低压直供，免除站内独立储气瓶组（井）

该方案采用部分集成式液压压缩机CNG加气子站产品，主设备配置一台平均排气量1500Nm³/h的液压活塞式CNG加气子站压缩机，并在压缩机撬内整体集成一组0.92m³×3储气瓶组（按高压：中压=1:2分组，储气压力25MPa）。

子站采用普通瓶组拖车从母站运来CNG气体，经液压式压缩机卸车增压，经压缩机撬整体集成的混合冷却装置冷却后，进入撬内储气设施，通过加气机对NGV加气。瓶组拖车同时作为低压供气，经加气机低压线对NGV直充加气。现已由河北唐山渤海、江西南昌公用等地企业成功营运，其日均加气量达15000Nm³/d。加油站增加CNG加气子站解决方案——液压压缩机子站，储存/压缩一体化

液压平推液压

62该整体撬装集成设备，将中、高压储气设施及PLC控制系统与液压压缩机整体撬装集成，免除了场站内独立储气井（瓶组）的设置，节约场站面积约60㎡，省去场站土建控制房。加油站增加CNG加气子站解决方案——液压压缩机子站，储存/压缩一体化三）、液压压缩机CNG子站

运输/储存一体化解决方案

63加油站增加CNG加气子站解决方案

——液压压缩机子站储/运一体化

液压将液压式CNG加气子站“车、撬一体控制”理念与液压压缩机CNG加气子站工艺有机结合。在拖车瓶组集装箱前、后舱设置气动控制阀门，将瓶组拖车钢瓶进行分组为“供气组”和“储气组”，拖车气动阀门由压缩机PLC系统与压缩机联机控制，形成整体系统，拖车同时具备运输和储气功能。

64该新型储/运系统，将拖车钢瓶分为2瓶一组，其中一组作为储气组（高压组），其余组作为供气组（低压组）。

系统采用二阶储气，双线加气工艺：拖车供气瓶瓶按逐组顺序作为低压组对加气机低压线加气或对液压压缩机进气口供气。经液压压缩机压缩增压的气体，经集成在压缩机撬内混冷装置冷却后，进入拖车储气瓶组并经加气机高压线对NGV加气。加油站增加CNG加气子站解决方案

——液压压缩机子站，运输/储存一体化65当供气瓶组压低达到设定值1（如4MPa），系统PLC系统控制关闭当前供气组阀门，切换到下一组供气；加气闲时PLC控制再次开启前序关闭供气组阀门，由压缩机取，增压后返回储气瓶组，将供气瓶组压力最终降低至设定值2（如2MPa）关闭。系统卸气率较机械压缩机子站更高。

免除站内储气设施，节约土地面积70㎡左右，节约建设投资40万元左右。储运一体化拖车（2台/站）专用拖车后舱序号专利名称专利号取得时间1一种CNG储运加气拖车ZL2011204443605X2012年3月30日2一种CNG加气子站ZL201120443237.92012年3月30日加油站增加CNG加气子站解决方案