LNG加气站和CNG常规加气站工程初步设计的方案

目录TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"第1章概述 1\o"CurrentDocument"1.1设计依据 11.2工程概况 3\o"CurrentDocument"1.3项目周边概况及自然条件 4\o"CurrentDocument"1.4设计原则 7\o"CurrentDocument"第2章总图运输 8\o"CurrentDocument"2.1站址及周边环境状况、场区地形地貌 8\o"CurrentDocument"2.2供水、供电、排水、消防等外部条件落实情况 8\o"CurrentDocument"2.3总平面布置 82.4道路及场站设计 92.5竖向设计 9\o"CurrentDocument"2.6绿化设计 10\o"CurrentDocument"2.7主要技术指标 10\o"CurrentDocument"第3章工艺系统 11\o"CurrentDocument"3.1设计原则 11\o"CurrentDocument"LNG加气站设计 11\o"CurrentDocument"CNG常规加气站设计 19\o"CurrentDocument"第4章公用工程 25\o"CurrentDocument"4.1土建（建筑、结构）设计 25\o"CurrentDocument"4.2结构设计 25\o"CurrentDocument"4.3暖通设计 26\o"CurrentDocument"4.4给水、排水设计 264.5消防设计 28\o"CurrentDocument"4.6供配电设计 284.7自控仪表设计 30\o"CurrentDocument"第5章监控及数据采集系统 33\o"CurrentDocument"5.1概述 33\o"CurrentDocument"5.2通信系统 33\o"CurrentDocument"5.3设计方案 34\o"CurrentDocument"5.4主要工程量 34\o"CurrentDocument"第6章生产服务配套设施 35\o"CurrentDocument"6.1生产服务配套的必要性 35\o"CurrentDocument"6.2配套设施项目组成 35\o"CurrentDocument"6.3运行管理 36\o"CurrentDocument"6.4安全管理 36\o"CurrentDocument"6.5设备管理 36\o"CurrentDocument"第7章环境保护 38\o"CurrentDocument"7.1设计依据 38\o"CurrentDocument"7.2本工程主要污染物 38\o"CurrentDocument"7.3污染控制措施 39\o"CurrentDocument"第8章节能 40\o"CurrentDocument"8.1工程主要能耗分析 40\o"CurrentDocument"8.2节能措施 40\o"CurrentDocument"8.3节能效益 41\o"CurrentDocument"第9章劳动安全与卫生 42\o"CurrentDocument"9.1编制依据 42\o"CurrentDocument"9.2安全生产原则 42\o"CurrentDocument"9.3主要职业危害因素分析 42\o"CurrentDocument"9.4安全防范措施 43\o"CurrentDocument"9.5安全生产措施 44\o"CurrentDocument"9.6劳动保护 45\o"CurrentDocument"第10章消防 46\o"CurrentDocument"10.1工程概况 4610.2编制依据 4610.3编制原则 46\o"CurrentDocument"10.4生产建（构）筑物的防火间距 46\o"CurrentDocument"10.5火灾危险性分析 46\o"CurrentDocument"10.6危险区划分 46\o"CurrentDocument"10.7防火与消防设计 47\o"CurrentDocument"10.8消防 47\o"CurrentDocument"10.9消防安全管理 48\o"CurrentDocument"第11章主要工程量及实施计划 49\o"CurrentDocument"11.1主要工程量 49\o"CurrentDocument"11.2实施计划 49第12章问题与建议 5012.1目前存在的主要问题及建议 5012.2下阶段设计时需要提供的资料和勘察要求 50附件环境影响报告表的批复文件、项目核准文件及土地使用和租赁文件1.1.2主要法律、法规依据第1章概述1.1设计依据1.1.1文件及资料依据1设计委托书；2、 《市政公用工程设计文件编制深度规定》（2013年版）；3、 《扬州市燃气专项规划（2009~2020年）》；4、《扬州加油、加气与充电站布局规划（2010~2020）》；5、《扬州市区城镇燃气“十二五”发展规划》（扬府办发（ 2012）177号）；6《2012年扬州市国民经济和社会发展统计公报》；7、 《2012年扬州市年度环境质量公报》；8、 《扬州市春江路九洲汽车加气站项目申请报告》（2013年10月）9、 扬州市规划局提供的九洲加气站用地红线图及规划设计条件；10《关于扬州城市车用燃气有限公司九洲加气站项目环境影响报告表的批复》（扬环审批[2013]76号）；11《扬州市发改委关于下达扬州市春江路九洲汽车加气站工程项目核准决定书的通知》 （扬发改许发[2013]693号）；12、《扬州市九洲加气站岩土工程勘察报告》（详细勘察阶段， 2013.10；13扬州中燃提供的九洲加气站土地证等前期工作文件；14现场收集的其他资料。1、 《中华人民共和国消防法》（1998年通过，2008年修订）；2、 《中华人民共和国环境保护法》（1989年）；3、 《中华人民共和国安全生产法》（2002年）；4、 《中华人民共和国特种设备安全法》（2013年）；5、 《中华人民共和国节约能源法》（2007年）6、 《中华人民共和国大气污染防治法》（2000年）；7、《中华人民共和国土地管理法》（1999年1月1日实施）；8《中华人民共和国劳动法》（1995年）；9、《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（1996年）；10《中华人民共和国水土保持法》（1996年）；11《建设工程安全生产管理条例》（2004年）；12、《特种设备安全监察条例》（国务院令第549号）；13《民用建筑节能条例》（国务院令第530号）；14《城镇燃气管理条例》（国务院第583号令）；15《关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知》（国家发改委，国家安全生产监督管理局，国家安全生产监督管理局，发改投资〔2003〕346号）；16《危险化学品建设项目安全许可实施办法》 （国家安监局第8号）；17《压力管道安全管理与监察规定》（劳部发〔1996〕140号文）；18《压力容器安全技术监察规程》（质技监局〔1999〕154号）；19《特种设备质量与安全监察规定》（国家质量监督局第 13号令）；20、 《江苏省燃气管理条例》(2005年3月)；21、《扬州市城镇燃气管道设施保护管理办法》(扬府规〔2012〕9号)1.1.3主要设计规范、标准依据1、 《城镇燃气技术规范》GB50494-20092、 《汽车加油加气站设计与施工规范》( GB50156-2012)；3、 《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)；4、 《城镇燃气设计规范》(GB50028-2006)；5、 《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004)；&《压力管道安全技术监察规程——工业管道》(TSGD0001-2009)；7、 《工业金属管道设计规范》(GB50316-2000(2008年版))；8、 《压力管道规范一工业管道》(GB/T20801.1~6-2006)；9、 《承压设备无损检测》(JB/T4730.1~5-2005)；10《流体输送用不锈钢无缝钢管》(GB/T14976-2012)；11《输送流体用无缝钢管》(GB/T8163-2008)；12、《钢制对焊无缝管件》(GB/T12459-2005)；13《钢制管法兰、垫片、紧固件 》(HG/T20592~20635-2009)；14《钢质管道外腐蚀控制规范》(GB/T21447-2008)；15《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》(GB/T23257-2009)；16《工业设备及管道绝热工程施工规范》( GB50126-2008)；17、《工业设备及管道绝热工程设计规范》( GB50264-2013)；19《现场设备、工业管道焊接工程施工质量验收规范》(GB50683-2011)；20、 《汽车用燃气加气站技术规范》(CJJ84-2000)；21、 《高压气地下储气井》(SYT6535-2002)22、 《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010；23、 《混凝土结构设计规范》(GB50010-2010)；24、 《构筑物抗震设计规范》(GB50191-2012)；25、 《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》( GB50058-1992)；26、 《建筑物防雷设计规范》(GB50057-2010)；27、 《爆炸性环境用防爆电气设备》(GB3836-2010)；28、 《石油化工企业可燃性气体和有毒气体检测报警设计规范》( GB50493-2009)；29、 《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》( GB/T50062-2008)；30、 《火灾自动报警系统设计规范》(GB50116-2008)；31、 《石油化工静电接地设计规范》(SH3097-2000)；32、 《室外给水设计规范》(GB50013-2006)；33、 《室外排水设计规范》(GB50014-2006)；34、 《建筑灭火器配置设计规范》(GB50140-2005)；35、 《综合能耗计算通则》(GB2589-2008)；36、 《城镇燃气标志标准》(CJJ/T153-2010)。18《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》(GB50236-2011)；1.21.2工程概况站区平面分为储罐区、储气区、CNG工艺设备区、设备房和加气区。设备房包括自控室、水1.2.1工程名称扬州市春江路九洲汽车加气站工程初步设计1.2.2工程规模根据《设计委托书》要求，九洲汽车加气站主要供气对象有公交车、出租车、城际中巴、重卡、长途大巴，为LNG加气站及CNG常规加气站合建站（以下简称“合建站”）。本站站址位于春江路九洲加油站内预留加气站用地，与加油站合建，九洲加油站内设 1个30m3的97#油罐、1个30m3的93#油罐和2个40m3的柴油罐，本次设计CNG储气井总水容积18m3，LNG加气站设计储罐容积为60m3。LNG加气站规模按2XldNm3/d进行设计，CNG常规加气站规模按1Xl0Nm3/d进行设计，每年按360天计算，总年供气规模约为1080xldNm3/a。根据“《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012）”，本站属于一级站。1.2.3工程地点本站位于扬州市邗江区春江路北侧九洲加油站东侧预留加气站用地， 春江路是邗江区南侧贯穿东西的主干道。加油加气合建站项目总占地面积 13750平方米（包括二期预留服务中心）。1.2.4工程内容本合建站的LNG加气站主要设备有LNG低温储罐、潜液泵橇、增压器及LNG加气机，CNG常规加气站主要设备有调压计量设备、干燥器、缓冲罐、回收罐、压缩机、储气井及 CNG加气机等。站内的储气设施为CNG地下储气井18m3（高：中：低=1:2:3）和60m3卧式LNG储罐1台，储罐采用全地下式布置，根据《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012），本站与加油站合建，属于一级站。泵房和调压计量、干燥器间。1.2.5工程投资本工程概算总投资1225.23万元，其中建筑工程费用为167.17万元，安装工程费用为73.18万元，设备及主材费用为746.33万元，其他费用为147.79万元，预备费90.76万元。详见本设计附件“概算书”。1.2.6工程建设背景随着近几年CNG汽车燃料的不断推广，扬州市车用CNG燃料市场已初步形成规模。扬州市现有出租车1842辆，气化率为100%,已全部使用CNG作为汽车燃料；有公交车有1167辆，其中有432辆使用CNG作为汽车燃料，其余使用汽油为燃料，气化率为 37%;有客运大巴381辆，其中121辆使用LNG，气化率为32%。另靠近扬州市的仪征市现有约100辆出租车、江都市约200辆出租车也正在利用扬州现有加气站进行汽车加气。在创造经济效益的同时，也给扬州市推广清洁能源汽车（包括LNG城际客车、LNG重卡等）、改善城市大气污染环境做出了杰出贡献。目前，扬州市已经建成投产的加气站有10座，其中5座为常规站，3座为子站，1座常规加气站与LNG加气站合建站、1座为LNG加气站。具体如表1.1所示。表1.1扬州市已建加气站汇总表序号站名站址设计规模类型1汽车西站加气站汽车西站公交公司停车场内33.0万Nm/d常规站2北站加气站扬州市客运北站内32.0万Nm/d常规站3客运东站加油加气站扬州市运河东路北侧、新沙湾路西侧一 32.0万Nm/dLNG加气站4联谊加气站扬州市联谊路555号32.0万Nm/d常规站5万福加气站扬州市江阳大桥东万福路33.0万Nm/d常规站6扬菱加气站扬州市扬菱路东侧加油站南35.0万Nm/d常规站与LNG加气站合建站序号站名站址设计规模类型7吴洲加气站扬州市吴洲东路南侧33.0万Nm/d常规站8红旗加油加气站扬州市润扬路西侧、兴城西路南侧31.5万Nm/dCNG子站9文昌西路汽车加气站文昌西路中石化加油站内（火车站以西400米）31.5万Nm/dCNG子站10石塔加油加气站扬州市邗江北路、扬州墓园南一 31.5万Nm/dCNG子站根据《扬州市燃气专项规划（ 2009~2020年）、《扬州加油、加气与充电站布局规划（2010~2020）》、《扬州市区城镇燃气“十二五”发展规划》（扬府办发（2012）177号），2020年CNG汽车用气量为13.25Xl0Nm3/d、LNG汽车用气量为9Xl0Nm3/d，为方便CNG汽车和LNG汽车加气，需在春江路建设LNG加气站、CNG常规加气站合建站一座。1・3项目周边概况及自然条件1.3.1项目周边概况1、气源资料（1）LNG气源近年来，我国小型LNG工厂发展迅速。截止到2012年，我国已建成的LNG工厂有24座，总生产能力为827X1dNm3/d;在建LNG工厂有12座，总生产能力达940X101Nm3/d;我国已建成投产或即将投产的 LNG接收站有6座，接收进口天然气能力为 1830万吨/年（约238X10Nm3/a）。此外，还有秦皇岛、天津等14个LNG接收站项目正在积极建设或边建设边审批中。由此可见，从全国形势来看，LNG供应能力充足。目前扬州城市车用燃气有限公司已与中燃清洁能源（深圳）有限公司签订了LNG买卖合同，该公司主要从事LNG等新能源销售，气源来自宁夏哈纳斯液化天然气有限公司，其气源参数如表 1.2所示表1.2宁夏哈纳斯LNG气质成份及特性表项目参数组分含量%二氧化碳v0.1ppm乙烷1.40237氮气0.26800丙烷0.04048异丁烷0.06483正丁烷0.07144异戊烷0.01303正戊烷0.00779C6以上组分0.00136甲烷98.13070汞0.0008ppb露点0.37000总硫v0.5沃白指数W°[15C,V(15C,101.325kPa)]51.33气体密度p(20C， 101.325kPa)30.6867kg/m低位发热值（15C，101.325kPa）台9.71MJ/kg高位发热值（15C，101.325kPa）为5.18MJ/kgLNG密度p(0C，101.325kPa)3449.60000kg/mLNG气化率(101.325kPa，20C)3羽468Nm/t（2）CNG气源本工程CNG气源可由春江路待建dn250中压管道引入本站，该管道运行压力为0.1~0.4MPa,其参数如表1.3表1.4所示。表1.3天然气气质组分表序号名 称体积百分比1CH496.2262C2-72.3343CO20.4734N20.9675H2S0.002%6低位发热值（0C）336.17MJ/Nm (8639.63Kcal/

3Nm)7高位发热值(20C)3~:40.07MJ/Nm (9571.20Kcal/Nm3)注：以上资料除特殊表明外是指 T=273K,P=101.325kPa状况下表1.4天然气物理性质表序号名称性质1烃露点-40C2水露点-14C3密度30.75kg/Nm4相对密度0.58注：以上资料是T=273K，P=101.325kPa状况下汽车用天然气作为燃料，对气质组分有严格的要求，必须满足《车用压缩天然气》标准，车用天然气标准如表1.5所示。表1.5车用天然气标准序号名称标准1高发热值3 3不低于31.4MJ/Nm (7500Kcal/Nm)2H2S含量3<15mg/m3S含量3€00mg/m4CO2含量w.o%5O含量0.5%6水露点不高于-13C，在环境温度低于-8C时，应比环境温度低—5C由以上天然气气质组分和性质分析可知，扬州市天然气气源经过脱水后完全符合汽车用天然气标准。2、供电资料根据初步意向，本站电源接自站外南侧10kV电源，站内设1台容量为630KVA变压器，10kV电源由站外高压架空线经电缆埋地引进，低压供电方式采用单母线，配电系统以放射式向本工程用电设备供电。本站供水由站外春江路已建DN300给水管道引入，该管道运行压力0.3MPa，管顶埋深0.7m。站内雨水排至春江路已建雨水管道。生活污水排入站内化粪池，经处理后排入春江路已建污水管道。4、 消防根据《汽车加油加气站设计与施工规范》 (GB50156-2012)10.2.3节的要求，采用地下LNG储罐的各级LNG加气站，可不设消防给水系统，但需按《汽车加油加气站设计与施工规范》(GB50156-2012)及《建筑灭火器配置设计规范》 GB50140的要求配置一定数量的灭火器。5、 通讯本站通讯接自站外已建通讯系统，具体由当地通讯部门负责。1.3.2城市概况及自然条件1、城市概况地理位置扬州市地处江苏省北部，长江下游北岸，江淮平原南端。扬州市位于东经11901至11954'、北纬32°5至33°5之间。扬州市南部濒临长江，与镇江市隔江相望；西部与南京市、滁州市交界；北部与淮安市接壤；东部和盐城市、泰州市毗连。扬州市区位于长江与京杭大运河交汇处，东经11926'、北纬32°24'。全市总面积6591.2平方公里，其中市辖区面积 1020.8平方公里(建成区面积82.0平方公里)。.行政及人口扬州市现辖3区、1县、2个县级市和1个开发区，3区分别为广陵区、邗江区、江都33、供、排水资料区；1县指宝应县；2个县级市分别为仪征市、高邮市以及一个开发区湿热的东南到东风，以东南风居多；春季多东南风；秋季多东北风。扬州冬季偏长, 湿热的东南到东风，以东南风居多；春季多东南风；秋季多东北风。扬州冬季偏长, 4个多月;湿热的东南到东风，以东南风居多；春季多东南风；秋季多东北风。扬州冬季偏长, 湿热的东南到东风，以东南风居多；春季多东南风；秋季多东北风。扬州冬季偏长, 4个多月;（3（3）经济发展状况夏季次之，约3个月；春秋季较短，各为2个多月范围内，其中，市区为3范围内，其中，市区为30.034mg/m；根据《扬州统计年鉴》（2012），2012年，全市地区生产总值（GDP）2933.2亿元，可比价增长11.7%,连续十年保持两位数增长。其中，第一产业增加值203.86亿元，增长4.6%；第二产业增加值1555.78亿元，增长12.2%;第三产业增加值1173.56亿元，增长12.1%。人均地区生产总值65692元，按美元汇率折算突破10000美元。三次产业结构由上年的7.0:54.3:38.7调整为7.0:53.0:40.0。居民消费品价格指数为102.6，同比上涨2.6个百分点。其中，消费品价格上涨3.2%，

服务项目价格上涨1.3%。构成CPI的八大类指数全面上涨，分别是：食品类（ 105.5）、居住类（101.2）、医疗保健和个人用品类（100.8）、烟酒及用品类（103.2）、衣着类（103.7）、家庭设备用品及维修服务类（103.1）、交通和通信类（100.3）、娱乐教育文化用品及服务类（100.1）。全年商品零售价格总指数为 102.2。2、 地形地貌扬州市地处于江苏省中部，长江下游北岸，江淮平原南端。扬州市地形呈西高东低，从西向东呈扇形逐渐倾斜，仪征市、邗江区、扬州市区郊区北部为丘陵，京杭运河以东、通扬运河以北为里下河地区，沿江和沿湖一带为平原。境内有长江岸线 80.5公里，京杭大运河纵穿腹地，由北向南沟通白马湖、宝应湖、高邮湖、邵伯遡等 4湖，汇入长江。此外，主要河流还有宝射河、大潼河、北澄子河、通扬运河、新通扬河等。3、 气候气象扬州市属于亚热带季风性湿润气候向温带季风气候的过渡区。其气候主要特点是：盛行风向随季节有明显的变化。冬季盛行干冷的偏北风，以东北风和西北风居多；夏季多为从海洋吹来的扬州地处江淮平原南端，受季风环流影响明显，四季分明，气候温和，自然条件优越。年平均气温为14.8C，与同纬度地区相比，冬冷夏热较为突出。最冷月为1月，月平均气温18C；最热月为7月，月平均气温为27.5C。全年无霜期平均220天。出霜日一般在是10月下旬，终霜日在3月中下旬。全年平均日照2140小时，日照时数最多的月为6月（185小时），最少的月为2月（111.6b时）。全年平均降水量1020mm,夏季约占45%，冬季约占9.5%，春秋季各占22%~23%。每年夏季雨量偏多，多数年份从6月中旬到7月中旬，形成雨季（即梅雨季节”。干旱、雨涝、低温、阴雨、台风、冰雹等灾害间有出现并造成不同程度的损失。台风一般最早出现于6月，最迟11月，以8月、9月居多。扬州地区的抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.1g。4、城市环境空气质量现状根据《2012年扬州市年度环境质量公报》显示，2012年，扬州市区空气污染指数小于100的天数均大于300天，空气质量优良率为88.0%。全市空气中二氧化硫（SQ）浓度年均值在0.019-0.027mg/m3范围内，其中，市区为0.027mg/m3;二氧化氮（NO2）浓度年均值在0.013〜0.034mg/m可吸入颗粒物（PM10）浓度年均值在0.04〜0.103mg/m范围内，其中，市区为0.095mg/m3。全市二氧化硫、二氧化氮年均浓度都符合《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准浓度限值，可吸入颗粒物年均浓度除高邮市达标外，其余均超过标准限值。测定结果表明，影响我市环境空气质量的首要污染物为可吸入颗粒物。扬州市区降尘浓度6.57吨/平方公里•月，尚处于本地区环境质量标准之内，但发展趋势不容乐观。1.4设计原则1采用成熟可靠的工艺设计技术，使设计更经济合理、安全适用；2、 严格执行现行的国家、行业有关标准和规范，保证安全稳定供气；3、 设计方案、场站布置和建筑规模的确定遵循简单、实用、经济的原则，合理利用土地;4、 注重消防、安全、环保的原则；5、 贯彻节能原则，综合利用能源，力求经济效益和环境效益的最优化。第2章总图运输2.1站址及周边环境状况、场区地形地貌本站位于扬州市邗江区城南春江路北侧九洲加油站预留加气站用地，春江路是邗江区南侧贯穿东西的主干道，区位条件优越，加油加气合建站周围无大型建构筑物。整个站区满足城镇规划、环境保护和《城镇燃气设计规范》(GB50028-2006)、《建筑防火设计规范》(GB50016-2006)、《汽车加油加气站设计与施工规范》(GB50156-2012、的防火安全的要求，交通便利。站址现状为平地，西侧九洲加油站已建，九洲加油站内设 1个30m3的97#油罐、1个30m3的93#油罐和2个40m3的柴油罐，设4台加油机。东侧为二期预留服务中心，预留服务中心建筑面积5299平方米，属于二类保护物，加气站站址高差较小，适合加气站建设。2.2供水、供电、排水、消防等外部条件落实情况本站水源接自区南侧春江路上已建管径 DN300市政供水管道，供水压力0.3MPa，能提供水量大于100m3/d。本站电源接自站区南侧10kV电源，站内设1台容量为630kVA变压器，10kV电源由站外高压架空线经埋地电缆引进，低压供电方式采用单母线，配电系统以放射式向本工程用电设备供电。站区生活污水经污水管收集后经化粪池处理后排到春江路市政污水管网系统。根据《汽车加油加气站设计与施工规范》(GB50156-2012)，本站可不设计消防给水系统，故

2.3总平面布置本站的总图布置，需贯彻“预防为主，防消结合”的方针，严格遵循国家有关规范要求，做到从全局出发，统筹兼顾，正确处理生产和安全、重点和一般的关系，以促进生产，保障安全。本合建站与九洲加油站合建，位于加油站东侧，主要设备有 LNG低温储罐撬、潜液泵及增压器一体撬、调压计量设备、脱水装置、缓冲罐、回收罐、压缩机撬、储气井、加气机以及变电撬等，站区平面分为储罐区、CNG工艺设备区、设备房和加气区。设备房包括自控室、水泵房和调压计量干燥器间。站区东南侧、西南侧各设置一个 8m宽的入口和出口，作为进、出站用。站区东侧设置2.2米高实体围墙，与东侧二期预留服务中心隔开。本站设备房设置在站区的中部，设备房内分为自控室、水泵房和调压计量干燥器间。设备房以南为加气罩棚，设备房以北为LNG储罐区，设备房东侧设置缓冲罐、回收罐、压缩机、储气井和顺序控制盘。站房由九洲加油站已建站房兼用。变配电撬设置在本站的东北侧的位置。站内主要出入口及设备区设监控摄像头，方便场站实时监控管理。本站场地地形平整，无需挖填土方。站场总平面图布置符合《建筑设计防火规范》 (GB50016-2006)、《城镇燃气设计规范》(GB50028-2006、以及《汽车加油加气站设计与施工规范》 (GB50156-2012)的要求，安全间距控制如表2.1及表2.2所示。表2.1加气站主要设备与站内建构筑物安全间距一览表无消防用水CNGWLNG加型629.1删裁CNGWLNG加型629.1删裁1+1Z8LNGMf69站区阖堵39.2LNG1MLNG>M823.8CNG删ft8羽很675椎錨618.317.5267674.5LNGtt*68,8LNGW617.2210,61418J加气蛀報备与献建桶臟全瞬-腮表站区总平面布置详见附图“总平面图”。表2.2加气站主要设备与站外建构筑物安全间距一览表工艺峙机外建極㈱為解(m)喪范要求 实际鮮CNGtt熾汽油皐6595453.96617645,26847LNGiW153115235加油机83&51223,98.488.9650.3445.5650.3636.1674,52.4道路及场站设计本工程根据规范要求设置进出口道路，道路除满足生产运输的需要外，还应该满足相关规范的要求。站内满足火灾状况下消防车通行的需要。站内道路及场地采用 220厚C25混凝土路面,均为不发火花地面。2.5竖向设计1场站标咼本站标咼应结合站前道路标咼，站内咼程咼于现状春江路 0.20米，场地平整为平坡式，坡度0.5%，由站区北侧坡向南侧站内生产区LNG卧式罐罐区为全地下式，罐区底比场站地坪低4.9米，围堰东北角设置集液坑一个，围堰以内除储罐及潜液泵基础以外的区域，地坪标高坡向集液坑，坡度 0.2%，以方便排水，设备基础高于周边+0.2米。2、地下管层位本工程地下管线采取随管沟敷设，地沟净深 0.8m，局部0.5m，盖板为钢筋混凝土结构。2.6绿化设计站区绿化是环境保护的重要措施，站内除了必须的道路和场地外其余均进行绿化，站区内场地绿化选用常绿草坪。2.7主要技术指标表2.3 总图主要技术指标主要经济技术指标总征地面积13749平方米总建筑面积5841.8平方米一期加油站271.4平方米服务中心5299平方米二期加气站271.4平方米建筑密度21%容积率0.42绿化率35%55、卸压流程 1、LNG低温储罐LNG管道系统设计温度：-196C；第3章工艺系统3.1设计原则1、 严格遵循国家有关法规、规范和现行标准，做到技术先进、经济合理、安全适用、便于管理。2、 在城市总体规划、土地利用总体规划的指导下，结合国民经济和社会发展现状，充分考虑扬州市燃气汽车需求特点和发展趋势，合理布点确定设计规模。3、以提高天然气在市内能源消费结构中的比重和保护城市环境为主要目标， 鼓励汽车使用天然气。4、 坚持科技进步，积极采用新技术、新工艺、新设备，保证安全供气。3.2LNG加气站设计3.2.1设计参数设计储存能力：3.24xiONm3;设计日加气能力：2.0xiC4Nm3/d;LNG管道系统设计压力：1.6MPa；LNG管道系统运行压力：0.6~1.6MPa；BOG管路出口设计压力：0.4MPa;BOG管路出口运行压力：0.2~0.35MPa;仪表风用压力空气管道设计压力：1.0MPa；LNG管道系统运行温度：-162.3C；LNG低温储罐内胆/外壳设计压力：1.44MPa/-0.1MPa；LNG低温储罐内胆/外壳最高运行压力：1.20MPa/-0.1MPa。3.2.2工艺流程LNG加气站主要流程共分为卸车流程、升压流程、加注流程、卸压流程以及 BOG回收流程等六部分。1、卸车流程把汽车槽车内的LNG转移至LNG橇装加注站的储罐内，使LNG经过泵从储罐上进液管进入LNG储罐。卸车有3种方式：增压器卸车、泵卸车、增压器和泵联合卸车。增压器卸车通过增压器将气化后的气态天然气送入LNG槽车，增大槽车的气相压力，将槽车内的LNG压入LNG储罐。此过程需要给储罐增压，卸完车后需要给槽车降压，每卸一车排出的气体量约为180Nm3。泵卸车将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，通过LNG低温泵将槽车内的LNG卸入LNG储罐。卸车约消耗电能18kWh。增压器和泵联合卸车先将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，然后断开，在卸车的过程中通过增压器增大槽车的气相压力，用泵将槽车内的LNG卸入储罐，卸完车后需要给槽车降压。约消耗电能15kWh。仪表风用压力空气管道运行压力：0.5MPa；第(1)种卸车方式的优点是节约电能，工艺流程简单，缺点是产生较多的放空气体，卸车时间较长；第（2）种卸车方式的优点是不用产生放空气体，工艺流程简单，缺点是耗电能；第（3）种卸车方式优点是卸车时间较短，耗电能小于第（2）种，缺点是工艺流程较复杂。综合考虑节约时间和节约电能，本设计采用第（3）种方式卸车。2、 升压流程（1） 自增压（调压）储罐自增压流程主要目的是对储罐进行增压，站内储罐内的 LNG液体凭借液位产生的压差进入储罐增压器中，经空温加热气化后回到储罐的顶部，增加储罐的压力，采用自增压方式增压速度相对较慢，但无需消耗电能。（2） 泵增压（调温）泵增压主要目的是进行调饱和，主要流程是：储罐内的液体流进泵池后（需先对泵池进行预冷），经潜液泵注入气化器中，经加热器加热气化后进入储罐的底部，以提高罐内液体的温度及饱和压力。此流程主要针对不再自增压系统的车辆而设置，如果车辆本身有自增压系统，可不启动此流程，可大大减少站内BOG气体的产生。3、 预冷流程预冷主要是凭借储罐和泵池的液位差，使液体从储罐进入泵池，完成泵池的预冷。泵池预冷完成后，启动泵，完成加气枪的预冷。4、 加注流程LNG橇装加注站储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后由加注枪通过计量后给汽车加注。 车载储气瓶为上进液喷淋式，加进去的LNG直接吸收车载气瓶内气体的热量，使瓶内压力降低，减少放空气体，并提高了加注速度。由于系统漏热以及外界带进的热量，致使LNG气化产生的气体，会使系统压力升高。当系统压力大于设定值时，通过减压阀对储罐进行减压，释放罐体中的 BOG气体，通过站内BOG加热器加热，再经调压、计量输入站内已建中压管网，减少 BOG的排放。此外，在储罐压力超高时，安全阀会自动开启，对储罐进行降压，再经 EAG加热器，对排出的气体进行升温并高空排放。6、BOG回收流程本工程站内设置有BOG加热器1台，在每次卸车后或站内储罐压力较咼时，储罐减压阀开启，站内BOG通过BOG加热器加热，再经调压计量送入站内已建中压管道，最大限度的减少站内气体的排放，达到节能减排的目的。通过对目前国内外先进工艺的LNG加注站的调查了解，正常工作状态下，系统的放空与操作过程和流程设计有很大关系。操作和设计过程中尽量减少使用增压器。设计中由于系统漏热所带进系统的热量，先通过给LNG橇装加注站储罐内的液体升温，充分利用自然产生的热量，减少人为产生的热量，从而减少BOG气体的产生量。操作过程中如果需要给储罐增压时，应该在车辆加注前两个小时，根据储罐液体压力情况进行增压，不宜在卸完车后立即增压。323主要工艺设备选型LNG加气站主要设备有LNG低温储罐、潜液泵、增压器、EAG加热器、BOG加热器、LNG加气机以及仪表风系统等。为便于现场安装，主要工艺设备采用整体橇装集成， LNG低温储罐与BOG加热器整体成撬（以下简称“LNG低温储罐橇”），潜液泵、增压器、EAG加热器整体成橇（以下简称“潜液泵及增压器一体橇”）。本设备主要包含LNG低温储罐1台，BOG加热器1台内LNG液位、温度、压力的现场指示及远传控制。罐体顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽真储罐设储罐设ITT液位计、差压变送器、压力变送器、温度变送器、压力表各一套，以实现对储罐（1）LNG低温储罐LNG储罐按围护结构的隔热方式分类，大致有以下三种：真空粉末隔热隔热方式为夹层抽真空，填充粉末（珠光砂），常见于小型LNG储罐。真空粉末绝热储罐由于其生产技术与液氧、液氮等储罐基本一样，因而目前国内生产厂家的制造技术也很成熟，由于其运行维护相对方便、灵活，目前气化站使用较多。正压堆积隔热采用绝热材料，夹层通氮气，绝热层通常较厚，广泛应用于大中型 LNG储罐和储槽。通常为立式LNG子母式储罐。高真空多层隔热。采用高真空多层缠绕绝热，多用于槽罐。应用高真空多层绝热技术的关键在于绝热材料的选取与工装以及夹层高真空的获得和保持。LNG储罐的绝热材料一般有20~50层不等，多层材料在内容器外面的包装方式目前国际上有两种：以美国为代表的机器多层缠绕和以俄罗斯为代表的多层绝热被。多层缠绕是利用专门的机器对内容器进行旋转，其缺点是不同类型的容器需要不同的缠绕设备，尤其是大型容器旋转缠绕费时费力。多层绝热被是将反射材料和隔热材料先加工成一定尺寸和层数（一般为10的倍数）的棉被状半成品，然后根据内容器的需要裁减成合适的尺寸固定包扎在容器外。综合考虑目前国内市场LNG储罐的生产技术能力及市场应用经验，本工程1台60m3绝热形式选用真空粉末隔热。空接口及真空度测试口。根据系统的工作压力，并考虑其经济性，本项目所用储罐主要参数如表 3.1所示。表3.1 60m3LNG低温储罐主要技术参数（卧式圆筒形）内容内容器外壳介质名称LNG珠光砂工作温度-162.3C常温工作压力1.2MPa真空设计温度-196C50C设计压力1.44MPa-0.1MPa计算压力1.36MPa-0.1MPa全容积60m339.3m3（夹层）材质06Cr19Ni10Q345R压力容器类别n类充装系数0.95安全阀开启压力1.26MPa蒸发率切.3%/d规格尺寸储罐长13.4m，直径2.92m设备净重24569kg满载后重量48851kg设计使用年限30年（2）BOG加热器本工程配置1台BOG加热器，设计流量300Nm3/h，选用空温式加热器（卧式）。主要工艺参数如下：设计压力：1.6MPa工作压力：0.8MPa~1.2MPa设计温度：-196~+60C进口温度：-145C出口温度：二环境温度出口温度：二环境温度-10C 电机功率：11kW出口温度：二环境温度出口温度：二环境温度-10C 电机功率：11kW安装方式：卧式材料：LF21BOG加热器后设置有调压器和流量计，以便使排放的气体在进入城市中压管网之前将到合适的压力并进行计量。2、潜液泵及增压器一体橇本设备主要包含1台潜液泵，1台增压器，1台EAG加热器。（1）潜液泵由于目前国内LNG加注站的设备技术还未成熟，国内已建成的LNG加注站投入使用的LNG低温泵主要采用国外进口泵，根据目前市场产品进行选择， LNG低温泵的流量根据加注站的设计规模及加注机的流量选定，本项目LNG低温泵的设计流量为340L/min。LNG低温泵包括泵体和泵池两部分，泵体为浸没式两级离心泵，整体浸入泵池中，无密封件,所有运动部件由低温液体冷却和润滑。LNG低温泵由一台变频器控制。根据LNG燃料加注泵的性能曲线对LNG低温泵进行选型，所选LNG低温泵的主要参数如下：介质：LNG工作温度：-146C设计温度：-196C设计流量：8~340L/min（液态）扬程：255m转速范围：1500~6000RPM电源：3相，380V，50Hz（2）增压器本工程增压器选用组合式增压器1台，其功能主要包含了储罐增压器、卸车增压器及调饱和三项功能。增压器选用环境式换热器，借助于列管外的空气给热，使管内 LNG升高温度来实现,空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。本工程选用处理量为300Nm3/h的增压器1台。其主要工艺参数如下：单台处理量：300Nm3/h进口介质：LNG出口介质：NG/LNG进口温度：＞162C出口温度：＞-145C最高工作压力：1.2MPa设计压力：2.5MPa设计温度：-196C（3） EAG加热器本站配置1台EAG加热器，设计流量100Nm3/h，选用空温式气化器（卧式）。主要工艺参数如下：设计压力：2.5MPa所需进口净压头：0.7~3m设计温度：-196~所需进口净压头：0.7~3m设计温度：-196~+60C进口温度：-145C出口温度：二环境温度-5C安装方式：卧式材料：LF213、LNG加气机LNG加气机是给车载LNG气瓶加注和计量的设备，主要包括流量计和加注枪两大部件。流量计是计量设备，采用质量流量计，具有温度补偿功能。本项目所选 LNG加注机的主要参数如表3.2所示。表3.2LNG加气机主要技术参数表适用介质液化天然气（LNG）流量范围60~200L/min计量准确度±1.0%额定工作压力1.6MPa环境温度-40C〜55C管路温度-196C〜55C计量单位3Kg、Nm读数最小分度值30.01Kg、Nm单次计量范围30〜9999.99Kg、Nm累计计量范围399999999.99Kg、Nm加液软管1英寸不锈钢真空绝热软管 4m气相回收软管1/2英寸不锈钢软管4m加液枪头1英寸LNG专用加液枪气相管接头1/2英寸快速接头工作电源220VAC5A防爆等级ExdembibnAnAT4LNG加气机主要配置如表3.3所示.表3.3LNG加气机主要配置表序号名称数量1微电脑加气控制器1本安控制电源1不锈钢键盘及显示屏1计量显示屏22压力传感器13紧急切断阀24安全阀25止回阀46截止阀27质量流量计28加液枪19回气枪110柜体111电磁阀212压力表113回气连通管114LNG拉断阀115紧急切断按钮14、仪表风系统本工程中在需要紧急切断或需要实现自控的部位均设有气动阀，仪表风系统是为气动阀提供符合要求的控制气源，本设计中控制气源为压缩空气。仪表风系统主要设备有空压机、冷冻式干燥器、一级过滤器、二级过滤器、三级过滤器等，出口气质满足《工业自动化仪表气源压力范围和质量》的要求。根据气动阀的仪表风压力和用量，对仪表风系统设备进行选型：（1） 空压机型式：无油活塞式压缩机排气量：0.22m/min排气压力：0.5MPa冷却方式：风冷（2） 冷冻式干燥器处理量：处理量：0.22m3/min实现自动化控制，LNG潜液泵进出口及储罐出口均设有气动阀，液相管道上两个截止阀之间设ii, 33pm，处理量0.22m/min0.01 ，处理量0.22m3/min0.01pm，处理量0.22m3/min工作压力：0.5MPa过滤器一级过滤器：为前置过滤器，置于空压机之前，过滤精度二级过滤器：为除油过滤器，置于空压机之后，过滤精度三级过滤器：为粉尘过滤器，置于干燥器之后，过滤精度由于所选压缩空气系统未设置备用系统，为防止系统故障造成仪表风系统瘫痪，本工程在仪表风入口处并联40L氮气瓶2支(氮气自带出口调压阀，出口压力0.5MPa)，在压缩空气系统故障时，可利用氮气作为气动阀门的动力源，保障加气工作的正常进行。两套系统通过人工手动切换，仪表风系统出口设置压力变送器，在系统压力出现异常时，可通过人工及时将风系统动力源由压缩空气切断到氮气系统。324工艺管道设计1、 管材LNG低温管道采用06Cr19Ni10不锈钢无缝钢管，其技术性能应符合国家现行标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》(GB/T14976-2012)，管件符合《钢制对焊无缝管件》(GB/T12459-2005)的要求，材质为06Cr19Ni10LNG低温管道采用真空保温管架空或随管沟敷设。2、 阀门阀门是实现系统开闭、系统自动化控制和系统安全运行的关键设备。这些阀门应具备耐低温性能，储罐根部阀及气动阀应选用进口产品，其余阀门选用中外合资的高品质产品。站内工艺系统设有手动截止阀、球阀、调节阀、气动切断阀、安全放散阀、止回阀等。为了置安全阀。3、仪表设备仪表、控制柜本站控制室内安装成橇控制柜(包括仪表显示和 PLC控制)和一台中央控制台。集中显示现场一次仪表的远传信号。仪表显示本站主要显示的远传参数为：储罐液位、储罐压力、储罐温度、潜液泵进液及回流管温度、潜液泵出口压力、潜液泵泵池压力、加注机流量、仪表风压力。PLC控制PLC控制为全站工艺系统控制中心，控制柜内可编程控制器，主要功能为：低温泵的软起动及变频调速，系统启动、停止和运行状态监控，可燃气体泄漏报警显示和超限紧急切断。PLC控制系统可采用ABB、西门子、施耐德等公司产品。中央控制台中央控制台上设置一台工控机，监视工艺流程及生产过程。不间断电源及电涌保护在电源进线处设置2KVA、断电延时30min的UPS,在系统短时间停电时能为仪表控制系统提供电源，监视和记录系统的运行状况，保证系统的安全运行。为防止雷电及防止操作过电压，在仪表及PLC柜内电源进线处设有浪涌保护器。现场检测仪表检测仪表是采集现场工艺运行参数的设备，是完成本站自动化控制的重要前提，现场仪表均安装在橇体和加气机上。仪表的选型应选用具有经验成熟、信誉良好、质量可靠的、便于维护, 安装在橇体和加气机上。仪表的选型应选用具有经验成熟、信誉良好、质量可靠的、便于维护, （1）计算依据安装在橇体和加气机上。仪表的选型应选用具有经验成熟、信誉良好、质量可靠的、便于维护, 安装在橇体和加气机上。仪表的选型应选用具有经验成熟、信誉良好、质量可靠的、便于维护, （1）计算依据经济实用的原则。变送器采用智能型带就地显示产品，热电阻采用双支 PtIOO带变送器4~20mA输出，桥架采用热浸式渡锌钢桥架，控制电缆和计算机电缆均采用本安阻燃型。根据本工程的工艺特点及控制系统要求，现场检测仪表设置有：储罐液位、储罐压力、储罐温度、低温泵出口温度、低温泵出口压力、卸车增压器出口压力、仪表风压力、罐区设置可燃气体泄漏报警器、加气区设置可燃气体泄漏报警器。现场采用本安或隔爆型仪表，各仪表均带就地显示及 4~20mA标准信号输出。现场仪表和二次仪表之间设置隔离式安全栅，以防止危险能量窜入现场，同时增强系统的抗干扰能力，提高系统的可靠性。仪表电缆采用本安电缆穿钢管沿地暗敷。（3） 压缩空气系统压缩空气气系统主要供应气动阀门的仪表用气体，供气设计压力 0.8MPa，运行压力0.5MPa（4） 控制系统接地仪表系统的保护接地和工作接地接入站区电气接地网，接地电阻不大于 1欧姆。4、保温设备和管道的保温厚度根据当地自然环境条件、介质温度和保冷材料的性能，按允许最大冷损失方法计算保冷层厚度，应符合《工业设备及管道绝热工程施工规范》 （GB50126-2008）、《工业设备及管道绝热工程施工质量验收规范》 （GB50185-2008）的要求。本工程橇装设备本身管路采用真空管保冷，现场安装管路均采用真空管保冷，阀门、三通、弯头等处采用现场发泡保冷。保冷层厚度不小于 100mm。主要参考《压力管道规范一工业管道》（GB/T20801.1~6-2006）、《工业设备及管道绝热工程设计规范》（GB50264-2013）等规范计算（2）壁厚计算根据《压力管道规范一工业管道第3部分：设计和计算》（GB/T20801.3-2006）第6.1条,当t<D/6时，直管段壁厚按式（5-1）计算:tsd=tc (5-1)PD2(SpY)(5-3)5、工艺管道计算式中，t—直管计算壁厚（mm）；p—设计压力（MPa），这里为1.6MPa；D—管道外径（mm）；S—设计温度下管道的许用应力（MPa）,20#:137MPa；不锈钢：137MPa；①一焊接接头系数，查GB/T20801.2-2006表A.3；Y—系数，查GB/T20801.3-2006表16;tsd—直管设计厚度（mm）；C—厚度附加量之和（mm）；C1—材料厚度负偏差（mm）；C2—腐蚀附加量（mm）；取1mm。根据上式（5-1）~式（5-3），计算结果如表3.4、表3.5所示表3.4不锈钢强度计算表公称直径外径（mm）t(mm)C(mm)Tsd (mm)选用壁厚（mm）DN25320.191.351.693.5DN32380.221.421.723.5DN40450.261.451.764.0DN50570.331.531.834.0公称直径外径（mm）t(mm)C(mm)Tsd (mm)选用壁厚（mm）DN20250.091.031.122.5表3.5碳钢强度计算表（3）保冷层厚度计算保冷厚度修正系数k=1.1000输入聚苯乙烯1.1〜1.4;聚氨酯1.2〜1.35;泡沫玻璃1.1。则保温层厚度S为： m0.0708518=(D1-Do)*k/2 ;最大允许冷损失量，W/m（Ta-Td<4.5时）【Q】-65.128【Q】=-(Ta-Td)aTa-Td（用于计算【Q】）Ta-Td8设管道主保冷层外径为 D1:Ta-Td<4.5时单位mD1=0.1377D1Xn(D1/Do)=2x入[x(To-Ta)/【Q】-1/os]令D1/DoXn(D1/Do)=xlnx查表得：xlnx=2.1270见后面附表1x=2.4150输入见后面附表1保冷厚度修正系数k=1.1000输入聚苯乙烯1.1〜1.4;聚氨酯1.2〜1.35;泡沫玻璃1.1。则保温层厚度S为： m0.044368=(D1-Do)*k/2;以DN50为例，计算保冷层厚度如表3.6所示。表3.6保冷层厚度计算表（DN=50）管道外表面温度 cTo=-162输入4.9.1.1条规定，为介质的最低操作温度环境温度 cTa=34输入4.9.1.2中第1小条规定为当地夏季空气调节室外计算干球温度当地气象条件（最热月）的露点温度 cTd=26输入由所在地最热月的相对湿度及干球温度 Ta查露点温度表的所得绝热材料在平均温度下的导热系数W/mc0.021输入管道外径 mDo=0.057输入绝热层外表面向周围环境的放热系数，W/（m*C）a8.1414.9.4第一小条规定为8.141最大允许冷损失量，W/m2（Ta-Td>4.5时）【Q】-36.6345【Q】=-4.5aTa-Td（用于计算【Q】）Ta-Td8设管道主保冷层外径为 D1:（Ta-Td>4.5时）单位mD1=0.1858D1Mn(D1/Do)=2x入[x(To-Ta)/【Q】-1/as]令D1/DoMn(D1/Do)=xlnx查表得：xlnx=3.8517见后面附表1x=3.2600输入见后面附表1

同理，计算管径DN40的保冷层厚度为0.04219m,DN32为0.04075m,DN25为0.03924m。325管道焊缝检验钢制天然气管道焊接接头无损检测的缺陷等级评定按《压力容器无损检测》 （JB4730）的要求执行，射线透照质量等级不应低于AB级。天然气管道焊缝射线检测不低于《现场设备、工业管道焊接工程施工质量验收规范》（GB50683-2011）的U级。3.2.6吹扫、试压及预冷当管道系统安装完成后，应按《汽车加油加气站设计与施工规范》 （GB50156-2012）要求进行强度试验和严密性试验，试压完毕后，应使用空气对管道进行吹扫。1、 强度试验强度试验应使用洁净水进行，试验压力为设计压力1.5倍.要求用于奥氏体不锈钢设备及管道强度试验的水中氯离子含量不超过50mg/L。2、 严密性试验

试验介质为压缩空气或氮气，试验压力应为各系统设计压力 •3、预冷低温管道在预冷前应进行干燥处理，干燥处理后管道系统内气体露点不应高于 -20C,管道预冷采用液氮进行预冷。327原料的数量、规格及去向本站的主要原料为LNG，由LNG专用槽车从LNG液化工厂运送至本站，其储罐水容积为60m3，可气化量3.24Xl01Nm3，LNG主要通过LNG加气机售向LNG汽车，还有一部分LNG通过产生的BOG气体加热、调压、计量后进入市政中压管道。3.2.8主要能源消耗本站生产工艺主要能耗为潜液泵用电，根据设备功率，计算年用电量约 4.5万kW?Va。3.2.9主要工艺设备表3.7主要设备一览表序号名称主要设备及规格单位数量1LNG储罐橇31、 卧式低温储罐60m，最高工作压力：1.2MPa，1台2、 300Nm/hBOG加热器1台台12潜液泵及增压器一体橇1、 340L/min（液态）潜液泵1台2、 300Nm3/h增压器1台33、 100Nm/hEAG加热器1台台13LNG加气机流量：60~200L/min（液态）台24仪表用压缩空气系统31、活塞式空气压缩机 :0.22m/min1台；2、A、T、C级空气过滤器各1台（流量与压缩机配套）;3、 空气冷干机1台（流量与压缩机配套）4、 40L氮气瓶2支（配出口调压阀）套13.3CNG常规加气站设计3.3.1设计参数压缩机前设计压力：0.4MPa;压缩机后设计压力：27.5MPa;排污总管、回收总管及压缩机撬前放散总管设计压力： 0.4MPa；压缩机撬出口至储气井/加气机放散总管设计压力：27.5MPa;设计温度：-20~50C；压缩机进气压力：0.3MPa;压缩机排气压力：25.0MPa;设计小时流量：2000Nm3/h（每天工作16小时）；系统噪声：筍5dB（A）（距离设备1m处检测）;成品油含量：＜10ppm；含尘粒径：屿pm;控制方式：PLC可编程自动控制。3.3.2工艺流程进站天然气经过滤、调压、计量、脱水后，通过缓冲罐进入压缩机，将天然气压缩加压至25MPa，然后经优先程序控制器选择安排，进高压储气设施，分不同压力储气，不同高压天然气又在程序售气控制器作用下经天然气售气机向燃气汽车售气。当高压储气系统存气不足时，天然气可由压缩机加压直接供给售气机，经计量后向燃气汽车售气。1、过滤、调压、计量系统3.3.31、过滤、调压、计量系统本工程流量计采用气体涡轮流量计，计量精度 本工程流量计采用气体涡轮流量计，计量精度 1.5级。量程比大于1:16,可满足最小流量和 根据以上参数，本设计选用2台安瑞科国产压缩机，一开一备，型号为W-4.7/2-250的压最大流量时的计量精度要求，过滤器与流量计配套。流量计表头为机械的字轮显示，不丢失计量数据。流量计配备体积修正仪，自动将工况流量转换成标准流量，并自动进行温度、压力和压缩系数的修正补偿。可存储一年或更长时间内的数据，对流量实现自动管理和监控功能。调压计量路设置一路旁通，在出现障碍或者检修时可不中断供气。本站CNG过滤调压计量现场组装，便于职工在一个场所内集中巡视，维修空间也比较大，而且造价也较撬装设备低，管材、管径及壁厚均根据压力、流量合理选择，防止流速过快，具体性能参数如表3.8所示。表3.8CNG过滤、调压、计量撬参数一览表序号参数名称设计参数备注1介质0~20oCNG2结构形式1+1系统两路，一用一旁通33设计流量(Nm/h)20004进气压力(MPa)0.1~0.45出气压力(MPa)0.36噪声声功率dB(A)它57过滤精度过滤精度为9.9%药g液体及固体颗粒8工作状况连续运行2、压缩机压缩机选型的主要参数有进气压力和排气量，本站原料气来自市政中压管道，进站运行压力为0.1~0.4MPa。经调压后运行压力为0.3MPa。排气量的大小由设计规模和集中加气时间确定。 本站规模为1xi(jNm3/d，每天加气时间按连续工作16小时计算，压缩机每小时供气量：10000/16=625Nm3/h。缩机撬(均为一撬单机)，单机排气量为：429~894Nm3/h。其主要技术参数如下：额定流量：429~894Nm3/h(—橇单机)额定功率：186KW/台最高排气压力：25MPa冷却方式：水冷压缩机撬需具有高可靠性、便于安装、便于维修、运营费用低、噪音小、环境适应性强等优点。撬装底盘上应安装压缩机、电机、控制系统、安全防护系统、冷却系统等。主驱动器应为防爆电动机，整机带隔音罩房，控制噪声不大于75dB(A)。本工程所选用压缩机为撬装式压缩机,其主要功能如表3.9所示。表3.9 撬装式压缩机系统主要功能表序号配置1防爆外罩2天然气压缩机3级间冷却系统4级间安全阀5隔爆电动机6进气过滤器7压缩机控制系统8控制和操作撬体的PLC控制系统9紧急停机系统10自动灭火系统11自动放散系统12全套的阀门、执行器13其它

3、缓冲罐井管材质套管钢级为TP80CQJ根据本站规模及压缩机自身特性，设置缓冲罐一台，水容积为 2m3、缓冲罐井管材质套管钢级为TP80CQJ4、 回收罐根据国产压缩机自身特性，本站设置回收罐一台，水容积为 2m3。5、 储气系统天然气汽车加气站储存系统作为加气站主体部分之一所处的重要位置直接影响到加气站储气技术的发展。我国的天然气汽车事业初始于20世纪50年代的低压橡胶皮包天然气汽车，直至80年代才真正发展起来。目前，国内CNG汽车加气站储气装置主要有储气瓶组、储气罐和地下储气井。考虑到安全、管理等原因，本设计以地下储气井作为储气装置。本工程设置3口储气管井，其标准符合：《高压气地下储气井》（SY/T6535-2002），具体性能参数如表3.10所示。表3.10储气井性能参数表控制方式地下储气井储气储气井水容积PN323口共18m3高低压水容积分别为3m3、6m3、9m3设计压力27.5MPa额定工作压力25MPa强度及水压试验37.5MPa气密性试验25MPa疲劳循环次数丝5000次井深高、中、低«50m、"100m、羽50m储气井管径D244井口离地面咼度300~500mm进出口管径D22x3.5mm排污管D12排污阀针型阀阀门不锈钢进口阀门井中心距2.0m压力表井头设有耐震压力表，表前安装针形截止阀井口连接方式单进出、双阀双保险、全螺纹连接

6、脱水系统脱水装置分为前置式和后置式两种，其比较如表 3.11所示表3.11前置脱水与后置脱水对比表前置脱水（低压）后置脱水（高压）3适用于2000~20000m/h中大型站处理气量较大3适用于2500m/h以下小型站处理气量小一般要求压力在0.3~2.5MPa，压力过低会导致设备过于庞大，管网压力不宜太低当管网压力过低，对压缩机工作状态有一定影响，与管网压力无直接关系基本不受压缩机负荷变化影响，可设计为吸附 /解析两个独立的封闭系统，不受压缩机开机时间的限制因再生气回流压缩机进口，要求压缩机开机时间不低于6小时，否则会造成再生解析不完全，易受压缩机负荷变化影响进入压缩机的气质较好当管网气质不好（含水、硫、凝析油及固态杂质），对压缩机油影响，对管网气质要求较咼吸附剂装填量大，再生循环工艺复杂，体积、重量大，投资较大吸附剂装填量小，无需再生循环工艺，体积、重量小，投资较小对管材要求低，安装质量要求相对低对管材要求高，安装质量要求相对较高本站天然气由市政中压管网供应，压力较稳定，且加气站负荷稳定，压缩机工作时间较长,并考虑到后置脱水装置放散回收的不便，故本工程采用前置脱水装置。主要技术参数如下：设计压力：0.6MPa处理量：2000Nm3/h成品气常压下露点温度＜-54C干燥剂类型：3A专用型分子筛微尘含量屿mg/Nm3，微尘直径v5pm。本工程脱水装置选用型号为LND100-0.3/0.6SZ-N。脱水装置出口管道设露点检测仪。脱水装置出口管道设露点检测仪。(2)压缩机出口后(输送CNG)工艺管道，采用高压不锈钢无缝钢管，牌号为 304(材质7、 加气机本工程选用标准流量双枪加气机2台，采用专用质量流量计，直接计量流体质量、体积，具有计量精确度高、加气速度快的优点，同时设备本身具有温度、压力自动补偿功能，可随时提供气源密度、温度、流速等参数。加气枪设有拉断阀，其拉断阀的分离压力不得小于 400~600N。其主要技术参数如下：设计压力：27.5MPa工作压力：25MPa标准流量双枪加气机额定流量：2~30Nm3/h/枪工作温度：-30C-+50C8、 冷却系统本工程压缩机的冷却方式采用水冷，冷却效果较风冷好，比较稳定。9、 控制系统CNG汽车加气站内主要工艺设备有过滤调压计量区、 干燥器撬、缓冲罐、回收罐、压缩机撬、储气井和加气机等。其中压缩机撬和干燥器撬的运行分别由成撬配置的控制柜来完成自动控制。控制柜具有实现各项工作状态、调整参数和功能设定等作用。加气机内设有质量流量计，精度为1.0级，并具有通讯功能，可通过控制电缆将计量信号传送到营业室的结算电脑。3.3.4工艺管道设计1、管材(1)压缩机前的工艺管道及排污、放空管道，采用输送流体用无缝钢管( 20#)，其技术性能为06Cr19Ni10,其质量应符合《流体输送用不锈钢无缝钢管》 (GB/T14976-2012)的要求。2、 阀门本工程关键部位和经常操作的阀门采用密封性好、操作灵活、质量可靠的直通球阀，放空阀采用使用寿命长，噪声小、耐冲刷的节流截止放空阀，排污选用密封性能好，耐冲刷，操作方便的卡套式排污阀。压缩机出口至加气装置段工艺管道、设备用阀采用进口高压焊接不锈钢球阀。3、 仪表本工程现场压力表选用SGYF-B系列带阀型压力表(带压力变送接口)。3.3.5吹扫与试压当管道系统安装完成后，应按《汽车加油加气站设计和施工规范》 (GB50156-2012)要求进行严密性试验和强度试验，试压完毕后，应使用空气对管道进行吹扫。1、管道试验压力强度试验：强度试验应使用洁净水进行，试验压力为设计压力1.5倍。要求用于奥氏体不锈钢设备及管道强度试验的水中氯离子含量不超过25X106(25ppm);严密性试验：试验介质为压缩空气或氮气，试验压力应为各系统设计压力。所有撬装设备内的工艺管道，需提供各级工艺管道及设备试压资料，符合要求方可不作强度试验，否则，在征得供货方认可后，须进行相应压力等级的强度试验，撬装设备必须参加各级压力系统的严密性试验。强度试验时，压力升至试验压力的50%后，应保持15min,进行检查，确认无渗漏、无异常情况后方可继续升压；压力升至试