燃气专业技术培训教材(第8章)

第八章压缩天然气供应天然气作为城镇民用、工商业和交通动力用燃料具有显著的优越性，它不仅资源丰富，价格便宜，而且燃烧反应后生成物中的可反应烃、二氧化碳、一氧化碳、水蒸气等有害物质很少。汽车使用的天然气，除被压缩到高压和杂质含量控制得更严格以外，与民用和工商业用天然气无本质区别。车用压缩天然气CNG是压缩到20～25MPa的天然气，约为标准状态下同质量天然气体积的1/250，同车载气瓶携带方便，其辛烷值在122～130之间。压缩天然气（CNG）供应是指：以符合现行国家标准《天然气》GB17820之Ⅱ类的天然气为气源，经加压站净化、脱水、压缩升压至不大于25.0MPa之后，充装给气瓶转运车送至城镇布点的CNG汽车加气站或城镇燃气公司的CNG供应站（储配站或减压站），供作汽车发动机燃料或居民、商业、工业、企业生活和生产用燃料。用于生产压缩天然气的天然气还应符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB18047（表8-1）的各项规定。汽车用CNG技术指标表8-1项目质量指标高位发热量/（MJ/m3）硫化氢（H2S）/（mg/m3）总硫（以硫计）/（mg/m3）二氧化碳/%氧/%水露点＞31.4≤15≤200≤30.5在汽车驾驶点特定地理区域内，在最高操作压力下，水露点不应高于－13℃。当最低气温低于－8℃时，水露点应比最低气温低5℃。注：1、为确保压缩天然气的使用安全，压缩天然气应有特殊气味，必要时适量加入加臭剂，保证天然气的浓度在空气中达到爆炸下限的20%前能被察觉。2、气体体积为101.325MPa、20℃状态下的体积。建设城镇压缩天然气（CNG）供应系统的意义在于：一是在燃气长输管道尚未敷设的区域，以压缩天然气作气源较易实现城镇气化，并可节省大量建设投资；二是解决城镇交通拥挤引起的汽车尾气排放总量超标，以减轻城区大气环境污染的压力；三是以天然气替代车用汽油、柴油，可缓解石油资源枯竭的趋势。（一）城镇压缩天然气（CNG）供应系统主要由加压站（母站）、城镇CNG供应站（子站）、CNG汽车加气站、气瓶转运车、CNG汽车及城镇燃气管网所组成。城镇燃气管网即属于天然气输配管网。1、天然气加压站（母站）天然气加压站是城镇压缩天然气系统的母站。加压站的主要功能是对来自管道的天然气进行加压、储存，以高压气瓶转运车向CNG供应站及CNG汽车加气站供气。同时加压站也可具有部分加气站功能，为汽车进行加气。其作业流程框图见图8-1.天然气加压站的工艺要求使压缩天然气（CNG）达到汽车用CNG的技术指标，并且不得超压过量充装；保证CNG汽车的压力容器在该城镇地域内极端环境温度下安全运行，即该压力容器工作压力始终在允许的最高工作压力（最高温度补偿后）以下。规定该压力容器加满后的公称压力为20MPa。加压站以充气瓶转运车为主，以售气为辅。CNG气瓶转运车在母站加气柱充装作业一般可在40～60min内完成。2、城镇CNG供应站（子站）城镇居民、商业和工业燃气用户是依靠中、低压管网系统供气的，故由母站经气瓶转运车运送来站的CNG必须经由城镇管网系统的起点建立的相当于城镇燃气储配站（或门站）的设施进行卸车、降压、储存工艺设施统称为城镇CNG供应站。它是以加压站为母站的子站，其作业流程框图。见图8-2.为了节省投资，简易的城镇CNG供应站可以把CNG气瓶转运车卸载一级减压至中压B级管网压力，站内也不设调峰储罐，在站内经计量、加臭后直接输送给城镇燃气分配管网。但是为了不间断供气和调节平衡城镇燃气用户小时不均匀性，在卸气柱处必须有气瓶转运车随时在线供气。这样，CNG气瓶转运车投资比例大一些，并必须严格管理。3、CNG汽车加气站（子站）汽车加气站是CNG供应中仅供CNG汽车加气（售气）的子站，可根据城镇管理和道路规划要求进行布点。在经营内容和形式上可以只供CNG，称为CNG加气站；或者在城镇原有的加油（汽、柴油）站的基础上扩建CNG加气系统，称为油气合建站。在CNG汽车供应系统中，CNG加气站的作业流程框图。见图8-3.根据加气作业所需的时间，加气站可按快充来作业。快充作业则按CNG汽车车载燃料瓶的大小可在3～10min内完成。值得指出的是，作为子母站纽带的CNG气瓶转运车，在业务管理上分成行车和输送气体两部分，前者由交通监管部门监督，而后者归锅炉压力容器检查机构管理。（二）压缩天然气加压站城镇CNG加压站的建设规模，应根据各类型CNG汽车数量及其快充加气高峰小时用气量和CNG供应站的各类用户高峰小时用气量以及二者的用气比例来确定，并符合《城镇燃气设计规范》GB50028的相关规定，以确保其气源的稳定供气能力。多级压缩机是CNG供应的关键设备，通常它的高峰日的操作时数宜取10～12h。根据城镇CNG汽车加气站和CNG供应站的布点位置、气瓶转运车运输距离、气源供应规模等因素，可在城镇区域内均衡设置数个CNG加压站，但规模不宜太小，一般为2500～6000m3/h。1、CNG加压站站址选择CNG加压站宜靠近气源，如城郊边缘的门站、储配站以及外环高、中压管线附近。站址附近应具备适宜的交通、供电、给排水设施及工程地质条件。天然气的爆炸极限范围为5%～15%，属于《建筑设计防火规范》GBJ16-87（2001修订版）中甲类火灾危险性特征的物质，故CNG的各项设施均应按城镇当地的燃气总体规划有关环境保护和消防安全的要求进行设计。通常母站都要设置储气装置，总储气容积（标准状态）根据站址附近人口密集程度可按三级区分：一级站为3000＜V≤4000（m3）；二级站为1500＜V≤3000（m3）；三级站为V＜1500（m3）。根据站内储气装置、瓶组、放散管管口和加气柱的布置，要求它与站外建、构筑物保持最小的防火间距（m），如表8-2所示。2、CNG加压站工艺设计加压站一般从天然气中压以上管线直接取气，并过滤、计量、调压、压缩、脱水、储存、加气等主要生产工艺系统以及自控、供电、供气、润滑油回收及冷凝液处理等辅助生产工艺系统所组成。在合理规划的条件下，加压站也可以与城镇天然气门站合建。这种合建的加压站可以有更高的管线取气压力，可以显著节省天然气加压的电费。此时门站即具有同时以管输天然气与压缩天然气供应城镇的能力。加压站与城镇天然气门站（储配站）合建时，还应符合《城镇燃气设计规范》GB50028关于门站（储配站）的相关规定。1）加压站的平面布置加压站的总平面应分区布置，即分为生产区和辅助区。加压站与站外建、构筑物相邻的一侧，设置高度不低于2.2m的非燃烧实体围墙；但面向进出口道路一侧可设置非实体围墙或敞开。站内平面布置要以适于气瓶转运车的进、停、出为主要考虑，进站的气瓶转运车取正向行驶，车辆进、出口分开设置。在站区内停车场设置拖挂气瓶车（或称气瓶转运车）固定车位，每台气瓶转运车的固定车位宽度不小于5m，长度不小于气瓶车长度，在固定车位场地上要有明显的边界线，每台车位对应一个加气嘴，在固定车位前需留有足够的回车场地；站内的道路转弯半径按行驶车型确定且不宜小于9.0m，道路坡度不应大于6%，且坡向站外，固定车位按平坡设计；站内停车场和道路路面应采用不发火花水泥路面。加压站的压缩机室一般为单层建筑或撬装箱体，其与站外建、构筑物的防火间距，应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GBJ16-87的规定。站内设施之间的防火距离（m）不应小于表8-3的规定。图8-4为CNG加压加气站平面布置图。该站的功能是向子站气瓶转运车和域区公交车车载气瓶加气。它充分利用城镇天然气储配站原站址与城市道路边缘之间的空地兴建。2）加压站的供应流程根据加压、加气站的设备配置情况，目前有两种组合形式：一是选用个别散装设备，其自动化程度低，优化匹配欠缺，但投资较小；二是选用成套设备，集成撬装，其自动化程度高，操作优化控制很完善，但投资较大。图8-5为CNG加压加气站的工艺流程图，该站选用了干燥器、多级压缩机组、储气瓶组、加气机和加气柱等成套设备，操作功能完善，自动化程度很高。一般多级压缩机对吸入气体有比较严格的要求，主要原因是若吸入气体的水分、尘粒和含腐蚀性杂质较高会对压缩机运行发生直接的影响，如活塞气缸磨损严重、管线易腐蚀和冰塞、操作脉冲较大易发生故障等，甚至把水带入CNG汽车气瓶进入气缸，使发动机不能正常工作。因此，CNG加压站多级压缩机前必须对吸入的天然气进行预处理，它的内容包括：过滤、计量、调压和深度脱水，并要求进站天然气的压力足以克服预处理设备的阻力，符合多级压缩机最低吸入压力。天然气进站压力以0.6～0.8MPa为宜，但从城市天然气分配管网上往往没有这种次高压B的供气条件。对进行压力既可以由供气方按协议调压，也可以自选调压器。预处理工序中深度脱水的方法很多，低压脱水装置可设于天然气压缩增压之前；高压脱水装置安装在多级压缩机出口之后，它的脱水原理是相同的，都是采用固体干燥剂进行吸附，干燥剂普通选用分子筛（0.4nm），脱水装置按双塔配置，各塔可在运行与再生脱水之间切换。干燥剂脱水再生采取塔内干天然气加热吹扫封闭循环方式。根据经预处理后天然气压力的不同，一般选用3～4级压缩机就可使天然气升压至25MPa。通常按工艺设计计算小时排气量（标准状态）的大小选用电动机驱动往复式压缩机。按该类型压缩机气缸的设置情况有角度式W形、V形或水平对置平衡式之分。当加压站规模大且压缩机计算总排量很大时，可采用多台并联。压缩机系统包括主机、驱动机、油箱及各级气缸润滑系统、风冷换热装置、油及冷凝液回收罐和末级出口过滤器等，这些设备均可安装在撬装底座防爆、隔声、密封的箱体内，简化了建站的设计、施工、安装，可减少工程建设周期和占地面积。压缩机气缸的润滑给维修工作带来许多麻烦。因为润滑油难免在气缸活塞高温摩擦时挥发并混入天然气中，增加了从天然气中分离废油的处理工作量及费用。现代较大型的天然气压缩机采用活塞环和填料环无油润滑方式，设计成对称平衡式结构，机械振动小，可克服上述种种缺陷。为了减小压缩机频繁启动操作，一般在压缩机下游设置储气装置，因为在绝大多数加压、加气站中给气瓶转运车和CNG汽车的加气能力（流量）的需求要大于压缩机的供气能力（排量），需由储气装置提供部分气量。对于小型加气、加压站可能储气装置小，虽可节省投资，但缓冲能力小，使得压缩机需经常启动而耗能多。对于加气负荷大而不均匀的大型站，需要设置容积较大的缓冲能力。储气装置的设置一般采取分区方式，按1：2：3的体积比将储气装置的容积分成高、中、低压力区，与压缩机共同构成储气与充气的优先/顺序系统。储气与充气的优先/顺序流程是指对站内储气装置在压缩机向其储气时。通过优先程序控制气流，先充高压级，后充中、低压级直至都达到25MPa压缩机即可停机；而车载气瓶由储气装置取气时，则采取顺序控制取气方式，即通过顺序程序控制气流，先从低压区取气，后从中、高压区取气。对压缩机而言，向车载气瓶充气为最后顺序。即当储气装置对车载气瓶快充加气到一定压力时，由压缩机直接供气，使气瓶压力达到规定值（20MPa）。只有车载气瓶取气过程完毕后，压缩机才向储气装置补气。这样的优先/顺序气流分配系统，能提高储气装置容积利用率，一般可达32%～50%。在CNG加压站中，加气柱要通过主气流阀向气瓶转运车加气。操作时加气柱上的卡套快装接头（加气抢）必须与位于转运车瓶框架操作仓侧的气瓶（或管束）装卸主控阀紧密连接好，充气至规定压力（20MPa）即告充满。根据需要加气柱一般安装质量流量计显示，快充加满整车（约4000m3）需时约45min。加压站设备的配置及其设置要求1）过滤净化装置进入加压站的天然气含尘量大于5mg/m3、微尘直径大于10μm时，应进行除尘净化。除尘装置应设在天然气气源进口后。常用的过滤装置是滤芯为玻璃纤维的筒形滤芯式过滤器。筒形滤芯式过滤器由圆筒形玻璃纤维过滤件与不锈钢金属丝除雾网组成。为达到不同的过滤效果，过滤器由两级过滤装置组成。第一级为可更换的管状玻璃纤维模压滤芯，用于过滤气体中的固体颗粒和液滴；第二级为金属丝网高效微小液体分离件，装置底部设有储液罐。通常它的最大工作压力为1.2MPa，最大压降0.015MPa，当过滤器前、后压力降超过上述值后，可离线启开筒体盖更换新的滤芯，维修方便。2）计量装置进站天然气管道上应设计量装置，计量精度不低于1.0级；计量显示按公制单位：m3，最小分度值为0.1m3。凡以体积计量时，需附设压力-温度传感器，经压力-温度补偿校正后换算成基准状态下（101.325Kpa，20℃）的读值。通常可选用远传速度式体积流量计，如涡轮流量计。气体速度式流量计按其检出元件的叶轮体类型，通常分为：叶轮表，其叶轮为径向平直叶片，叶轮轴与气流方向垂直；涡轮表，叶轮为螺旋弯曲形叶片，叶轮轴与气流方向平行。气体涡轮流量计由流量变送器、前置放大器和涡轮流量显示仪组成，同时可实现流量的指示和累计。若与DDZ型温度、压力仪表组合，并配以LGJ-02流量计算仪或XSL-09型流量积算仪，则可将工作状态下的气体参数转换显示成基准状态下的读值。它具有结构紧凑、重复性好、量程较宽、反应灵敏、压力损失小等优点，但其轴承零部件耐磨要求和安装技术要求很高。变送器的工作原理是将磁性材料制成的叶片旋转，发生磁电感应信号传给流量计壳外的检出器的磁钢，其磁路的磁阻周期性变化，经感应线圈产生正弦波电脉冲放大信号。该信号频率在被测流体一定的流量和黏度范围内的体积流量与被测流体的体积流量成比例，并进入流量显示仪进行运算处理。3）调压装置调压装置设置可根据供气参数和建设合同而定。如天然气长输门站、储配站，供气方选择供气压力的余地很大，可在供气方调压后专线进CNG加压站。若在市政公共高、中压天然气管线上取气，随取气点越远离调压站其压力波动越大，这样CNG加压站内需设调压装置，并按最有把握的调压器出口压力确定压缩机的吸入压力。进站调压器调压装置一般选用单体间接作用式调压器，并根据调压装置天然气入口的压力级制按《城镇燃气设计规范》GB50028的相关规定进行工艺设计。4）脱水装置由于进站的天然气已符合现行国标的质量要求，因此选择脱水的方法应力求简便实效。一般采用固体干燥剂吸附法较多，工艺设备简单。固体干燥剂种类很多，对合格的天然气气源应选用那些吸水能力比吸烃类等其它气体能力还强的吸附剂，如4A（0.4mm）分子筛，它的使用寿命可达3年之久，强度高不易粉碎，可深度干燥气体的水分达到0.016g/m3以下。干燥剂脱水的过程是周期性的，处理量不大的普遍采用双塔切换轮流吸附和再生，循环周期可取8h，即用6h加热2h冷却，再生加热温度约220℃左右，干天然气循环量为通过该装置全部气流量的10%左右。干天然气露点均能低于－40℃。用4A（0.4nm）分子筛吸附的双塔深度脱水工艺流程见图8-6，工艺简介如下。1A和1B为内热式4A分子筛吸附干燥塔。入口天然气（湿气）可由气动阀控制进1A塔或1B塔。若1B塔投入分子筛再生脱水操作时，则1A塔可以同时进行分子筛吸附干燥湿天然气的操作，天然气经干燥是否达标可由露点指示器2监控，并通过过滤器3截流颗粒粉尘后送至压缩机入口。1B塔再生用的干天然气来自储气装置的某气瓶组。为了保证双塔壳体的安全，应根据其强度要求选用合适的减压器4，其出口应安装压力仪表监控，干天然气通过1B塔再生入口气动阀控制通过电阻丝加热至220℃，进入分子筛床层加热和吹扫湿蒸汽，吹扫气通过再生塔出口，吹扫气经风冷器冷凝及时排除，天然气可汇入湿天然气管线。采用这种流程的双塔脱水装置，其最大的工作压力为1.5MPa，经干燥后的天然气水露点接近－60℃。5）压缩机压缩机的选型和台数，需根据加压站压缩天然气出口压力、总加气能力及其加气负荷变化的特征确定。一般压缩机型号宜选一致，装机总数不宜超过5台，其中2台为备用。针对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）。当多台压缩机并联运行时，则其单台排气量按公称容积流量的80%～85%计。压缩机一般采用电动机驱动。压缩机前设缓冲罐稳压。天然气压缩机的布置应考虑维修空间、操作值班通道、仪表及观察设施的环境保护。压缩机按独立机级（或撬装）配置进、出气管、阀门、旁通、冷却器、安全放散、润滑和风（水）冷等各项辅助系统与设施。目前国内已选用的一些CNG压缩机型号和性能参数如表8-4所示。压缩机的机械部分需要配置一个润滑油供给系统来润滑气缸、活塞等运动部件，为此还必须采取措施将带入气体中的润滑油进行分离，通常要设置过滤器和分离器系统。过滤器通常设在压缩机的入口和出口处，内嵌式分离器安装在压缩机各级之间。气体分离器中分离出的凝结液（主要成分是水和油）会不断积累，必须定期将其排出并自动收容到大容积的回收罐内等候处理。压缩机工作过程产生的热量，采用风冷换热器强制排出撬体外，它的结构形式是，按各级气缸出口管线分别配置各自独立分离的换热器和风扇。另外一个重要的系统是泄压回收系统，包括一个回收罐和各种自动阀门。该系统用于机器关闭或闭路切断时回收压缩系统中的气体，并通过储存和循环这些气流形成一个回路，该系统可以使压缩机实现卸荷启动和停机，即压缩机启动时通过旁通循环使压缩机不压缩气体，这些气体大部分储存在回收罐中。为了便于PLC控制盘采集数据参数，在设备和管道上设置有采集压力。温度。计量等参数用的传感器接口。6）储气装置为平衡CNG供需在数量和时间上的不同步和不均匀性，有必要在站内设储气装置。对于加压站或加气站，它在工艺流程中都是重要的中间环节设备。储气装置的最高工作压力达到25MPa，属于甲类气体、Ⅲ类压力容器检查管理的范畴。储气装置在CNG加压站或加气站的工程投资中占有相当大的份额，并在工艺平面设计中须仔细考虑其占地面积及相对位置。目前已采用的主要有四种。a、小气瓶组储气方式采用钢或复合材料制成水容积40～80L的气瓶，可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。b、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，它具有快充性能较好、气体容积率较高的特点，并由于气瓶数量显著减小，因而系统的可靠性和维护费用较优。c、大容量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。d、地下管式竖井储气方式采用无缝钢管作为容器，管材为适用于未经处理的石油天然气采输工作条件，它具有很高的强度和防腐性能。井管一般采用Ø150的无缝管，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，它要受站址地质条件的限制。储气井管直埋地下，温度波动幅度小，有利于CNG计量的准确性，储气井底通常设置排污管，地面设有露天操作阀组和仪表，储气设施显得小巧。在安全性方面，试验表明井管万一爆破可通过地层吸收压力波而泄压，震撼就会小，对周围环境影响小，因而所需安全防火间距可以缩小。每座加压站储气设施的总容积应根据加气车辆的数量及加气时间等因素综合确定，在城镇建成区最大总容积不得超过16m3水容积。加压站的储气瓶宜选用大容积管束式系列且规格型号一致。储气瓶应固定在独立框架内，且宜卧式存放。对于小容积气瓶卧式布置限宽为一个气瓶的长度，限高为1.6m，限长为5.5m，气瓶之间的净距不应小于30mm，储气瓶组间距应不小于1.5m。储气瓶组与站内车辆通道相邻一侧应设有坚固的安全防护栏或采取其它防撞措施，并必须安装防雷接地装置，接地点不小于2处。7）PLC优先/顺序控制盘在加压、加气站上围绕提高储气装置容积利用率和控制压缩机运行状态而设置的PLC优先/顺序控制盘，其原理概括起来就是将储气装置分成独立的高、中、低三种压力区，压缩机向储气装置按高、中、低压三级顺序优先充气，而加气装置则按低、中、高压三级顺序从储气装置取气。优先/顺序控制原理流程简图见图8-7。从图8-7可知，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启动或电动阀门，气动阀的气源由压缩空气系统供给，与气动仪表共用气源。通常，加气柱可用压缩机直接高效快充。但CNG汽车车载气瓶容积较小，从储气瓶组按低、中、高压顺序取气是不成问题的，即分别通过7#或11#、6#或10#、5#或9#气动控制阀实现取气过程。当储气瓶组压力不足以充满车载气瓶时，可通过启动气动控制阀4#或8#让加气机直接由压缩机取气供CNG汽车。也就是说，每一个加气机都有四条供CNG线路，即一个压缩机总出口供气线和高、中、低压储气瓶三个总出口供气线，只是存在一个从何处优先顺序取气的问题。当加压、加气站无车需要加气时，则压缩机可通过1#、2#、3#气动控制阀使气流转向高、中、低压储气瓶组，直至达到预先设定的冲满最高压力才自动停机。8）加气岛及加气柱加气岛、加气柱及其气瓶转运车泊位宜设在采用非燃烧材料建成的罩棚内，罩棚有效度不应小于4.5m，罩檐与加气柱的水平距离不小于2.0m；加气岛略高出车位地坪0.15～0.2m，其宽度不小于1.2m，其端部与罩棚支柱净距不应小于0.6m。加气柱设施应根据地区环境、温度条件建设，应设有截止阀、泄压阀、拉断阀、加气软管、加气嘴（抢）和计量表（压力-温度补偿式流量计），其进气管道上应设止回阀。拉断阀在外力作用下分开后，两端应自行密封。当加气软管内CNG工作压力为20MPa时，分离拉力范围在400～600N，包括软管接头在内都应选用防腐蚀性材料制造的专用标准件。加气柱充装CNG的额定压力为20MPa，计量准确度不应小于1.0级，最小计量分度值为0.1kg。9）气瓶转运车CNG母站的气瓶转运车的气瓶组，与加压、加气柱内储气装置的气瓶组一样有两种形式，但管束式大气瓶转运车用得较多，必须持有中华人民共和国道路运输经营许可证（危险货物运输《2类》）才能在我国疆域内行驶。气瓶转运车由框架管束储气瓶组、运输半挂拖车底盘和牵引车三部分组成，实际上它本身就是CNG子站的气源。常用管束气瓶组有7管和8管等几种组合，如按美国运输部DOT-3AAX标准制造的管束式气瓶，使用高性能4130X钢材系列材质，运输过程不允许有天然气泄漏，设计安全系数为3，露天高温下有足够的承压强度，并在各管束前端安全仓侧安装了安全阀。美国8管束气瓶转运车单气瓶的规格：外径D=559mm，长度L=10.95m，壁厚δ=16.4mm，水容积V=2.25m3。车宽为2.4m，车高为2.7m，车长为12.2m。管束气瓶半挂拖车的构造见图8-8.框架管束气瓶组由框架、气瓶压力容器、前端安全仓、后端操作仓四部分组成，气瓶压力容器两端瓶口均加工有内、外螺纹。两端瓶口的外螺纹上拧上固定容器用安装法兰，又将安装法兰用螺栓固定在框架两端的前、后支撑上。瓶口内螺纹上旋紧端塞，在端塞上连接管件，前端设有爆破片装置构成安装仓；而后端设有CNG进、出气管路、温度计、压力表、快装接头以及爆破片等构成操作仓。操作仓各个瓶CNG进、出气路安装有球阀和下端排污阀，通过各支路汇总到本转运车的进、出气主控阀及快装接头，同时在汇总管路上设置温度计、压力表，同理，也将各个瓶的排污阀通过各支路汇总并设有排污总阀，可与子、母站内排污系统连接统一处理污物。操作仓简图见图8-9.在安全仓每个瓶口的安全装置上有泄放口，通过各个支管路将其汇入放散管，安全仓简图见图8-10。半挂拖车的管理，除了要求充装单位在锅炉压力容器安全监察机构注册登记外，还要在每个气瓶上粘贴符合国家标准《气瓶警示标签》GB16804的相应警示标签和充装标签。气瓶必须防止助燃气体的错装，管束气瓶充装后在20℃时的压力不得超过20MPa，卸载后气瓶的剩余压力不应小于2MPa。4、加压站设施的安全防护为了在偶发事故时能及时切断气源，避免次生灾害产生：1）应在进站天然气管道上设置手动快速切断阀，一般设于阀井内。若加压站从城镇高、中压输配管道上取气时，还需在紧急切断阀后再设安全阀。2）安全阀选用全启封闭弹簧式，其开启压力为站外输配系统允许最高压力的0.9倍。3）站内每个储气瓶都需设安全阀、截止阀及紧急放散管。各瓶组分设压力表（压力传感器）和超压报警器。4）站内压缩机前的缓冲罐和各级出口均设置安全阀，设置要求及定压Po应符合《压力容器安全监察规程》的相关规定，并且其最高操作压力P还需符合下列规定：当P≤1.8MPa时，Po=P+0.18MPa；当1.8＜P≤4.0MPa时，Po=1.1P；当4.0＜P≤8.0MPa时，Po=P+0.4MPa；当8.0＜P≤25.0MPa时，Po=1.05P；站内的泄压装置应具备足够的泄压能力。泄放气体方式有如下要点。①泄放量较小的气体（如仪表泄气）可排入大气；设有放散管时，放散管垂直向上。管口高出设备平台不小于2m，且应高出所在地面5m。②泄放量大于2m3，泄放次数平均每小时2～3次以上的操作排放，要设专用回收罐。③泄放量大于500m3的高压气体，如储气瓶组放气、火灾或紧急检修设备时，排放系数统内气体通过放散管迅速排放。天然气放散管按不同压力级别系统分别设置放散管；放散管设置在室外安全区内，排出管口高于建筑2m。高压所在地面5m，与封闭或半敞开建筑物门窗的水平间距不小于2.5m，安全阀放散管口上设防雨罩。站内的设备及管道，凡经增压、输送、储存需显示压力的地方，均设压力测点，各压力表量程范围为2倍的工作压力，准确度不低于1.5级，并设有拆卸压力表用安全泄压孔。5）站内调压箱、压缩机组、变配电间、储气装置和加气岛等危险场所需设置天然气检漏警报探头。检漏警报装置的安装与使用应符合现行国家标准《爆炸用环境用电气设备》（GB3836）的相关规定并集中设置，并与本站供电系统（不包括消防泵）连锁和配置不间断电源。加压站根据工艺参数的检测和控制调节自动化程度不同，除应明示全流程设备、仪表、动力的配置，还要标出一、二次仪表、遥控调节、参数记录或累计、报警与联锁装置的设置点及其功能。6）加压站供电符合等级为三级，对流程上的信息系统设置应急电源。供电电源可采用6/10kV外接电源，供电系统设单独的计量装置。当加压站设置小型内燃发电机组时，在其排烟口处安装排气阻火器。排烟口至爆炸危险区域边界的水平距离（S）可按下列方式设计：排烟口高度小4.5m时，S=5m；排烟口高度大于4.5m时，S=3m。加压站内爆炸危险区域及等级范围划分，按现行国家标准《汽车加压加气站设计与施工规范》GB50156附录B确定。操作危险区域内电气设备的类型、安装及其电力线路敷设等应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058的规定。低压配电装置允许设在加压、加气站的站房内，其配电装置所在的房门、窗口均与生产工艺操作装置保持大于6m的净距。7）站内各操作间和营业室均设置事故照明，其连续照明时间不少于20min。站内爆炸危险区域以外的照明，可选用非防爆型灯具，但罩棚下的灯具要选防护等级不低于IP44级的节能型灯具。（三）压缩天然气供应站CNG供应站技术设施的规模在很大程度上取决于城镇用气调峰的性质。如果给CNG供应站要承担城镇建筑物的采暖，显然其季节不均匀性很突出，则计算月、小时用气量峰值比不计采暖用量的小时用气量峰值可能要大数倍之多。因此，在规划阶段时必须对城镇气化对象作缜密的调查研究。CNG供城镇作燃料的另一个特点是：CNG在供应站降压膨胀的压能得不到利用。相反，还得解决CNG从20MPa逐级降压至城镇管网系统压力所造成的CNG绝热、节流、降温冷凝的问题。如果能在CNG供应站中采用类似于钢铁联合企业高炉气余压发电透平（TRT）回收余能措施的话，将对降低供气成本起到很大的作用。1、CNG供应站站址的选择及其平面布置CNG供应站工程设计的内容包括：卸气、调压、储气、计量、加臭以及相关的辅助设施。从有利于选择城镇输配系统的角度出发，为了充分利用压能调峰储气方式选次高压级储存较为合理，其储气能力不小于供应站计算月平均日2～3天的用气量，并且供应站的计算月平均日供应量不小于6000m3/d。CNG供应站站址的选择应符合城镇总体规划的要求，远离居民稠密区、大型公共建筑、重要物资仓库以及通信和交通枢纽等重要设施，尽可能靠近公路或设在靠近建成区的交通出入口附近。供应站站址需具有较好的地形、工程地质、供电和给排水等条件。气瓶转运车泊位及卸气柱与站外建、构筑物的防火净距应符合表8-2中对加气柱的要求。供应站内天然气次高压、重要储气设施及调压计量装置与站外建、构筑物的防火间距应参照现行国家标准《建筑设计防火规范》GBJ16—87的规定。CNG供应站的系统由生产储气区和配套设施区组成。生产储气区包括卸气柱、调压、计量、储存和天然气输配等主要生产工艺系统；配套设施区由供燃气锅炉的调压装置、循环热水、供水、供电等辅助的生产工艺系统及办公用房等组成。卸气柱应设置在站内的前沿，且便于CNG气瓶转运车出、入的地方。供应站设高度不低于2.2m的非燃烧实体围墙；面向气瓶转运车进、出道路的一侧宜敞开，也可建非实体围墙或栅栏。站内道路的设置应符合表8-5的规定。供应站天然气储罐及罐区紧急放散阀总管管口，与站内建、构筑物的防火间距应符合《城镇燃气设计规范》GB50028相应的规定；卸气柱与站内建、构筑物的防火间距应符合表8-3的规定。调压计量装置与站内建、构筑物的防火间距应符合表8-5的规定。CNG供应站的调压装置一般采用一体化CNG专用调压柜，进口压力不大于20MPa。CNG调压箱应采用落地式，箱底距地坪高度为30mm；箱体避免被碰撞，不影响观察操作，并在开箱门作业时不影响CNG气瓶转运车出入。CNG专用调压箱由调压器、高压切断阀、放散阀、换热器及截止阀等组成，并设置备用。对于采用中、次高压储气的输配系统设三级调压流程的专用调压箱，选取第二级调压出口联通储罐，且按储气工艺要求在储气罐出口设置调压器。在其一级、二级调压前、后还分别设置高压切断阀和换热器，其换热量按天然气绝热节流过程焦耳-汤姆逊效应补偿热功率计算，热源采用天然气锅炉的循环热水。在每级调压器前、后必须设相应的压力表、温度计。CNG专用调压箱的通过能力为最大供气量的1.2倍。此外，专用调压箱要求通风，每小时不小于2次，并设泄漏报警器。作为主要辅助设施的专用天然气锅炉，其烟囱排烟温度不大于300℃，烟囱出口与天然气安全放散口的水平距离大于5m。供应站内设置在压力小于1.6MPa的管线上的计量仪表，计量精度不低于1.0级，以m3为单位显示，最小分度值为1.0m3，计量时附设温度压力传感器，经校正后可换算成标准状态的读数值。卸气柱的设置数量根据供应站的规模、气瓶转运车的数量和运输距离等因素确定，但不少于两个卸气柱及相应的汽车转运车泊位。卸气柱为露天设置，因而通风良好，上部设置非燃烧材料的罩棚，罩棚的净高不小于5.0m。罩棚上安装防爆照明灯。相邻卸气柱的间距不小于2.0m，卸气柱由高压软管、高压无缝钢管、球阀、止回阀、放散阀和拉断阀组成。软管应耐腐蚀，承压不应小于80MPa。软管长度为2.5～5.0m，软管总成能耐压系统设计压力的2倍以上，并配置与气瓶转运车充、卸接口相应的快装卡套加气嘴接头。次高压储罐的选型，要根据城镇输配系统所需储气总容积、输配管网压力和储罐本身的相关技术设施等因素进行技术、经济比较后确定。储罐的设计制造按现行国家标准《钢制压力容器》GB150和《压力容器安全技术监察规程》执行。CNG供应站内储罐工艺安装设计应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB50028的相关规定。CNG供应站供电系统按现行国家标准《供电系统设计规范》GB50052中的“二级负荷”进行设计。生产区的防爆等级按《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》中的“1区”的设计标准设防。进入CNG供应站的气瓶转运车应满足《机动车安全技术条件》GB7258的验车标准的要求。图8-11为CNG供应站平面布置图，其内设有一套专用调压装置（通过能力4000m3/h）和调峰储罐（700m3水容积）。2、CNG供应站工艺流程及设备CNG供应站按流程和设备功能分为：1）卸车系统，即与气瓶转运车对接的卸车柱及其阀件、管道；2）调压换热系统，由高压紧急切断阀、一和二级换热器、调压器、一和二级放散阀组成；3）流量计量系统；4）加臭系统（加臭机）；5）控制系统（含与在线仪表、传感器相联系的中央控制台）；6）加热系统（燃气锅炉、热水泵等）；7）调峰储罐系统。按三级调压的CNG供应站工艺流程见图8-12.上述系统之2）、3）、4）及其在线仪表和储罐出口调压器都集成在CNG专用调压箱内，并预留了与站内输配系统的连接口。目前国内组装的CNG专用调压箱，根据调节CNG压力参数的差别，其工艺流程区分为二级调压工艺流程和三级调压工艺流程，设备和仪表的配置大同小异，仅在压力调节参数上有所不同。CNG专用调压箱（三级调压）工艺流程见图8-13，其要点如下。首先用CNG供应站上卸车柱的高压胶管卡套快装接头与气瓶转运车装卸主控阀连接好，20MPa的CNG通过进口球阀和高压切断阀进入一级换热器。在一级换热器内以循环热水对气体进行加热后经一级调压器压力减到3.0～7.5MPa；再经二级换热器加热和二级调压器减至1.25～1.6MPa.此后分成两路：一路是天然气送至储气系统，在用气高峰时储气罐出口的天然气经调压输入站内中压输配管道；另一路是可直接通过三级调压器调压至0.1～0.4MPa，将天然气输入站内中压输配管道。最后，在站内中压输配管道上对天然气进行计量和加臭后，便可输配到城镇中压管网。调峰储气罐有三种功能：一是高峰时补充三级调压器后专用调压箱供气能力不足的部分；二是低峰时专用调压箱可间歇停止供气，维持管网低负荷供气；三是卸车柱无气瓶转运车卸气时保持不间断供气。值得注意的是，储气罐出口管道应接在三级调压器之前。与专用调压箱配套的中央控制台可对以下参数进行远程显示及连锁控制；气体进口压力；一级和二级换热器前、后气体温度；专用调压箱气体出口压力和温度；一级和二级换热器回水温度；一级、二级和三级调压器出口压力；入口高压切断阀启闭；流量计参数；燃气浓度报警和加臭机剂量等。各种设计规模的专用调压箱的结构形式一般采用一用一备流程，以热水作为热源供CNG在一、二级调压前两级所需的补偿热量，通常进水温度取65～85℃，回水温度取60℃，CNG出口温度控制在10～20℃范围内。3、气体绝热节流膨胀过程的热力学1）焦耳-汤姆逊效应在CNG供应系统中选用了许多阀门和调压器等节流设备，这些节流设备前、后有较大的压力降，并会引起CNG组分温度下降而出现气相组分结霜冰塞的现象。根据工程热力学关于焦耳-汤姆逊效应的原理，非理想气体经节流压力降低的情形下会出现温度变化，其大小和方向同当时气体的压力与温度有关。按焦耳-汤姆逊理想气体绝热节流原理，气流在试验区段内不做外功，节流过程只是一个稳定流动初、终态焓值相等的降压过程，情形见图8-14和图8-15。假设气体在降压之前能借助与热交换器的热量预先升温，以抵消气体发生焦耳-汤姆逊效应引起的降温，那么，该热交换器所提供的热功率按下式计算Q=qnCp（△PdT/dP+△T）（8-1）式中Q——热功率，kJ/h；qn——标准体积流量，m3/h;Cp——气体容积定压热熔，kJ/(m3·K)；△T——附加温差，可取为5～7K；△P——降压前、后的压力差，MPa；dT/dP——焦耳-汤姆逊系数，K/MPa。上式中，若dT/dP作为常数来计算，则根据气体的性质和工况就可确定其所需的热功率。CNG的dT/dP值可以根据天然气（CH4）的状态图来确定。在其初态参数P1、T1已知时，可确定初状态点的焓值h1。按焦耳-汤姆逊系数（MJ）的定义：绝热节流其焓不变。这样，由终状态的焓h2=h1和节流后的压力（P2）参数就可确定中温T2值。焦耳-汤姆逊系数平均值可按下式求得MJ=dT/dP≈△T/△P=（T1－T2）/（P1－P2）（8-2）在工程界，一般把微分的温度降都近似取为常数来确定天然气的焦耳-汤姆逊系数平均值。例如，在高压长输系统中，对于CH4含量大于85%的天然气，其M1平均值可按下式计算MJ=1（0.98×106－1.5）（8-3）Cp TavCp=A1＋A2TavA3T3av（8-4）式中Tav——计算平均温度，K；Cp——天然气的质量定压热熔，kJ/（kg·K）； A1——常数1.695； A2——常数1.838×10－3 A3——1.96×106（Pav－0.1） Pav——计算平均压力，MPa.为了估算方便可取MJ值为4℃/MPa。这样根据天然气流的参数可确定计算热功率Q（kJ/h），以便选用合适的热交换器系统，如〔例8-1〕的算例。【例8-1】有一通过能力4000m3/h的CNG供应站专用调压箱，试估算其换热器按两级换热所需的热功率。设定CNG参数：第一级调压参数为P1=20MPa，P2=7.5MPa；第二级调压参数为P1=7.5MPa，P2=1.6MPa；焦耳-汤姆逊系数取MJ=dT/dP=4K/MPa；平均容积定压热熔Cp=1.65kJ/（kg·K）；补偿热量按每级降压附加温差取5K计算。解：根据计算公式（8-1）计算。（1）第一级换热器所需的热功率Q1Q1=qnCp（△PdT+△T） dP=4000×1.65×[（20－7.5）×4＋5]=4000×1.65×55=363000（kJ/h）（2）第二级换热器所需的热功率Q2Q2=qnCp（△PdT+△T） dP=4000×1.65×[（7.5－1.6）×4＋5]=4000×1.65×28.6=188760（kJ/h）（3）理论总热功率QQ=Q1＋Q2=363000＋188760=551760（kJ/h）2）CNG压能的回收问题CNG的露点和干度在压缩前的预处理工艺已被严格控制，故在绝热节流膨胀过程的冷效应问题不会对膨胀机带来许多麻烦，这是对回收CNG压能的预期或设想有利的。理论上，绝热膨胀透平发电机做功与气源的压能之间的关系可由以下公式描述，示于图8-16.（1）透平发电机出力计算透平发电机出力计算公式如下L=G△HiŋTŋG（8-5）式中L——透平发电机端的出力，kW；G——天然气质量流量，kg/s；△Hi——天然气高压端与低压端之间的绝热焓降，kJ/kg；ŋT——透平机效率，取0.82；ŋG——发电机效率，取0.95；（2）绝热焓降的计算绝热焓降按下式计算 △Hi=CpT1[1－（P1/P2）（K－1）/K] （8-6）式中Cp——天然气质量定压热容，kJ/（kg·K） T1——天然气入口温度，K P1——天然气入口压力（绝），MPa； P2——天然气出口压力（绝），MPa； K——天然气的绝热系数。（3）透平机出口天然气温度计算透平机出口天然气温度由下式热焓计算 Hi2=Hi1－3600L （8-7）式中Hi1，Hi2——天然气入口（1）、出口（2）状态下的热焓，kJ/（kg·K）；L——透平机对外做功量，kW；3600——热工当量，1kW·h相当于热量3600kJ值。【例8-2】设CNG供应站供应能力为4000m3/h（基准状态）。天然气参数：20℃时基准状态下的密度为0.75kg/m3；由20MPa绝热膨胀至2MPa的平均定压热容（Cp）为2.2kJ/（kg·K）；天然气的绝热指数K=1.3。从理论上，估算透平发电机输出功率。解：由公式（8-6）得△Hi=CpT1[1－（P1/P2）（K－1）/K]=2.2×293×[1－（2/20）（1.3－1）/1.3]=265（kJ/kg）由公式（8-5）的L=G△HiŋTŋG=（4000×0.75/3600）×265×0.82×0.95172（kW）（四）压缩天然气（CNG）汽车加气站发展城镇公共交通有利于减轻大气环境污染，以CNG替代公交车用汽、柴油，在这方面的作用尤其明显。目前，我国的大气污染情况相当严重。据国家环保局的数据，全国660各大、中城市的大气环境检测结果显示，大气环境质量达到国家一级标准的仅有1%，而其中汽车排放是城市大气污染的重要因素。推广和应用天然气汽车（NGV），是解决严峻的排放形势的一个有效的途径。1998年1月，全国燃气汽车协调小组提出了我国发展燃气汽车的工作设想和实施建议；同年7月，选出了北京、上海、重庆等12个城市作为推广天然气汽车（NGV）的实验示范城市。从趋势上看，NGV作为解决石油资源短缺和改善汽车排放的有效手段，将在我国得到更进一步的应用和推广。CNG汽车加气站的建设应侧重考虑交通线路布局及其经营效益等要素。一般情况下，对于欲建天然气汽车加气站的城镇，约束条件甚多。不仅其站址是否理想，而且从减少征地和有利线路调度的角度看，都难于做出主观选择。根据国外经营CNG汽车加气站的经验表明，采取子、母站运营方式比较好。即在天然气气源处兴建颇具规模的加压站或加压、加气站作为母站，再按征地条件、交通线路及CNG汽车允许行驶距离范围在城区均匀布置若干规模大小不一的子站，，并兼顾出租车、公务车和家用私车的加气。子站既可单独设置，也可与汽车加油站合建。1、CNG加气站站址及其设置原则对拟设点的加气站主要考虑具备防火间距条件和道路交通等外部条件。CNG加气站的设置有下列原则：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、储气容器的容积按表8-6划分等级；合建站的等级划分表8-6级别油品储罐容积/m3压缩天然气瓶总容积/m3总容积单罐容积一级61.1≤50≤12二级＜60≤30注：表中油品总容积系汽油储罐容积，柴油储罐容积乘系数0.5后计入总容积。3）城镇建成区内不宜建一级合建站；4）对重要公共建筑和涉及国计民生的其他重要建筑物周围100m范围内不得建加气站或合建站。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）加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）加气机的计量精度不低于1.0级，计量单位可用m3或kg，最小分度值0.1m3或0.1kg；9）加气速度不大于0.25m3/min；10）加气机的加气软管、切断阀、加气抢与CNG加油站和供应站的加气柱的要求相同；11）供电系统的设计与CNG供应站的要求相同。单独设置的加气站的选址可参考表8-2和表8-3的相关规定。对于合建站，汽油和柴油罐应采用地下直埋卧式罐，将柴油罐布置在汽油和CNG储气装置之间，同时还应符合表8-7关于油罐、加气机与站外建、构筑物防火距离的规定。2、CNG加气站的工艺设计加气站宜由CNG的接受、储存、加气等系统组成。在子站内可配置小型压缩机用于储气装置瓶组之间天然气的转输。1）CNG加气站主体设施可参照《汽车用燃气加气站技术规范》CJJ84—2000的相关要求进行布置。加气站内CNG储气装置与站内设施的防火间距和加气站、合建站设施之间的防火间距均不应小于表8-8和表8-9规定。加气站、合建站与站外建筑物相邻一侧，应建造高度不低于2.2m的非燃烧实体围墙；面向车辆进、出口道路的一侧宜敞开，也可建造非实体围墙、栅栏；车辆进、出口要分开设置。加气站、合建站内的停车场和道路设计要求：单车道宽度不小于3.5m，双车道宽度不小于6.5m；气瓶转运车的道路转弯半径不小于12.0m，一般道路转弯半径不宜小于9.0m；道路坡度不大于6%，且坡向站外；站内场地和道路路面应采取不发火花水泥路面。图8-17为加气站主体设施平面布置图。本图是为120辆BK6111CNG公交车而配置的技术设施。加气高峰在上午7：00至中午13：00之间，目前实际平均加气量为4700kg/d左右，约每日加气55辆次，每辆次加气量为85kg左右。2）CNG加气站工艺流程及其设备的配置加气子站与加压母站的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。对负荷不均匀的快充加气系统，除了和配置容量和级数较少的多级压缩机外，在加气作业快速、精确、安全和高效方面有很高的要求。图8-18为某加气站工艺流程简图。按上述流程，首先必须将站内卸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程：1）气瓶转运车→加气机（计量）→充装载气瓶；2）气瓶转运车→压缩机→加气机（计量）→充装车载气瓶；3）储气装置→加气机（计量）→充装载气瓶；4）气瓶转运车→压缩机→储气装置→充车载气瓶。如同图8-7所示的优化/顺序控制原理一样，通过一系列气动阀或电动阀不断的切换，控制着储气装置瓶组的取气顺序和压缩机的自动启闭。随着CNG汽车车载气瓶一辆接一辆地取气，站上储气装置中被利用的某瓶组的压力就不断下降，直至两者压力平衡时则按充气顺序原则把车载气瓶切换到更高一级的瓶组取气，依次逐级阶式起充转移储气装置中各瓶组的气体。当加气负荷很大且储气装置无法满足车载气瓶取气时，可以启动压缩机直接向车载气瓶补气直至定级压力。这样，以低、中、高压瓶组顺序取气优先级和压缩机补气为最优先级的系统流程，可以提高气瓶的利用率和最大限度地减少压缩机频繁启动。储气装置的容量是不可能全部被利用的，其容积利用率与其利用方式有很大关系，主要影响因素是储气装置设定的起充压力的高低及其分组情况。应用气体状态方程进行分析，可设计出储气装置的利用方案，以期得到较高目标的容积利用率，如例〔8-3〕的算例。【8-3】设有6个水容积为1m3气瓶所组成的储气装置，设定最高储气压力为25MPa。汽车CNG气瓶取气时使储气装置压力降低而需要压缩机补气，按如下两种不同的利用方案使其维持系统连续运行，试分析计算其容积利用率（为简单计，不考虑压缩因子）。解：〔方案1〕设上述6个气瓶不分组，直接用于为气瓶充气到压力20MPa，则全部6个气瓶可供利用的压差5MPa，其容积利用计算如下储气装置容积利用率=储气装置可供出气量最高储气压力下储气装置的总气量 =（250－200）×6=300=20% 250×6 1500〔方案2〕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，各储气瓶的供气中止压力分别为13.1MPa、18.2MPa和20.0MPa，则上述瓶组可供利用的压差分别为11.9MPa、6.8MPa和5.0MPa，其容积利用计算如下储气装置容积利用率=各区瓶组可供出气量之和 最高储气压力下储气装置的总气量=3×（250－131）+2×（250－182）+（250－200）=36.2% 250×6通过上述两种储气装置利用方案的比较可见，采用按压力分区和改变其设定补气起充压力的方法可显著提高储气装置的容积利用率。表8-10所示为某CNG加气站的储气装置瓶组（二区三线和三区四线）容积利用率测试结果。所谓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。所谓三区四线是指加气机四条取气线，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—2000还推荐各瓶组内天然气补气起充压力和储气瓶数量的比值，见表8-11。站上储气装置的设置容积大小，取决于加气负荷、加气时间（压缩机供气份额）和储气容积分区比例等因素，容积设置得稍大一些实际上可以减少压缩机的启动时间，以节省能耗和降低CNG的成本。按工业标准选择多级压缩机，遵循的基本原则如下：1）典型的压缩比为4：1；2）在相同中压下，较低的吸入压力选择较多的级数；3）级数少和各级效率平衡的压缩机较廉价和节能；4）压缩比小，多级中间冷却的压缩机，一般m3/kW指标较高；5）按照气体状态方程，为了最大限度升压，需逐级优化最小升温。由此不难看出，根据加气负荷大小，在CNG加气子站安装二级压缩机就已经足够了，若吸入压力较高（0.2～3.6MPa），其工作效率就显著提高。CNG的生产和应用技术已走过了六十余年的历史，能提供成套加气站设备和CNG压缩机的公司很多，部分高吸入压力、风冷式和水冷式有润滑的压缩机可从表8-4中参考查阅。一般在加气子站内用于天然气储气装置之间的压送和卸车所设置的小型压缩机，应符合下列规定：1）采用风冷式压缩机；2）由气瓶转运车供气，进气压力不小于0.6MPa；3）排气压力不大于25.0MPa；4）排气量可按大于天然气储存量的20%计算，并按2～4h内完成转输；加气机又称售气机，与加气柱不同，CNG汽车的加气机，它装有质量流量计、压力-温度补偿系统和微型计算机系统。当加气抢与汽车加气接口的快速连接发出音响信号，加气开始，经从储气装置顺序取气依次传送输气参数设定值，在延时时间内维持不变；直至“最终充气压力”，加气过程结束音响信号为止，即可卸抢和静电卡，完成一次充气的全过程。和加油机一样，加气机显示板上可读出加气量、单价和总价。单独加满CNG气瓶所需时间根据车型大小而不同，一般为3～10min。除了在设备设置和管理上需要严格的安全措施之外，更重要的是必须设置压力-温度补偿系统，并根据环境温度调整充气结束时的加气压力，以防只向车载气瓶过量充装，其原因是天然气和其它气体一样，会随温度的变化而膨胀和收缩，导致气瓶内压发生相应的变化。图8-19为不同环境温度下充气校正关系曲线。现在加气机加气压力的温度补偿措施采用更先进一些电子温度补偿系统，应用气状态方程及其计算公式软件并设置压力-温度传感器，以便计算出正确的最终压力。同时，它也可解决由于压缩过程发热造成计量不准确的问题加气站收费的依据是加气机给汽车车载气瓶加气时所显示的计量值，计量表采用质量流量计将测出的气体流速反映到数字显示器上。该流量计工作时需要外接电源，其传感器对流体的温度和流速有广泛的适用范围。加气机包括过滤器、流量计、管道、阀件、加气抢、仪表以及电气装置。在加气机主机箱内设置按不同进气压力接管的切换阀门。加气程序采用计算机控制系统。图8-20为三区三线加气机构造图。加气机设置的数量应根据加气站的规模、加气汽车数量等因素确定。汽车加气抢的数量按一级站6~8台、二级站2~6台设置。汽车加气时间可按4~6min/车次来计算。加气系统设计压力为25MPa。加气速度按切换充装压力确定，在工作状态下的单枪加气速度不小于0.12m3/min，双枪加气速度不小于0.18m3/min；在最大工作压差时的单枪加气速度不大于0.25m3/min。3、CNG加气站初步设计实例根据实践经验，一个75L空的车载气瓶可在2min内充至20MPa，而且可认为压缩过程气体终状态的温升与压缩机或储气装置来气初状态的温度无关。若环境温度为15℃，初态瓶内气温为15℃、表压为0MPa，充气量为0m3；终态瓶内气温为50℃、表压为20MPa，此时应用状态方程可求出充气量为17.1m3。经一段时间，最终瓶内气温与环境温度（15℃）趋于平衡，瓶内表压为14MPa，充气量仍为17.1m3。由此可以估测，按每辆车由储气装置快充2min为基准，那么一台200m3/h排气量的压缩机每小时充装10辆车是不成问题的。实际情况下车载气瓶会有剩余气，假设实际充气量平均为气瓶储气能力的90%，即等于15.4m3。对于快充加气站，一般平均每辆车充气过程用时6min。其中1min用于接通加气抢，2~3min用于加气，2~3min用于卸加气抢和办理支付手续。设计加气系统需要评估如下可变因素：1）压缩机大小及台数。2）储气规模及储气装置分区情况。3）加气抢数量。4）每日充气车辆数。5）是否预留慢充加气系数。6）投资能力。为此，CNG加气站初步设计应考虑以下步骤：1）确定一日中和高峰小时欲充装的汽车类型和数量。2）建立逐时加气车辆数变化表，平均充装量可按15.4m3/辆计算。3）选定充装用时（快、中和慢速），CNG需要在高峰小时内每个加气抢按充装10辆车计。4）确定优先/顺序系统及其储气容积利用率（%），参考表8-10.5）设定压缩机型号及其所推荐的储气装置瓶组大小，对较大型加气站可参考如下压缩机容量（m3/h）与储气水容积（m3）相对比例关系压缩机200m3/h——储2m3；压缩机400m3/h——储4m3；压缩机800m3/h——储8m3；6）做出逐时供需气量平衡表。7）调整所需压缩机或储气装置瓶组，满足加气要求即告完成计算。4、CNG汽车及其基本性能CNG汽车的概念很广。若以车载天然气的形态，可把天然气汽车区分为：压缩天然气、液化天然气和压力吸附式（用金属）天然气汽车。若以替代燃料的程度可把天然气汽车区分为：压缩天然气单一燃料、压缩天然气和汽油切换两用燃料以及压缩天然气加柴油喷射双燃料汽车。实际应用最为广泛的是后两种。由原装汽油机改成适用于CNG的发动机，相对于柴油机的改装要简单容易得多，因为汽油机是奥托电火花点燃式内燃机，但改装后其功率要比原机下降8%以上。由于燃料的改变，天然气以气态进入气缸，点火提前角、压缩比、空燃比控制和混合特性等还需要调整优化。由原装柴油机改成适用于单燃料CNG的发动机，则需将狄塞尔机改成奥托机，采用火花点火。天然气燃点高，即使在高压缩比（ε）之下也不易点着，若ε过高还易引发爆震，因此发动机需作较大的改动，以选择合适的压缩比。然而，天然气的辛烷值高，抗爆性能好，改装后其动力性不降低。改装后的汽油或柴油车辆，由于要增加CNG气瓶（公称压力20MPa）的荷载和随之需提高车身高度（承载弹簧加力引起的），无疑其造价要比原车贵一些。根据1997年日本丰田汽车公司的经验，把汽油机和柴油机改装后车辆的动力性、经济性和污染物排放特性作了综合比较，见表8-12.21世纪前夕，汽车制造商在全球生态环境恶化的压力下，汽油机广泛采用电子喷射、三元催化剂、O2传感器和空燃比反馈控制技术等新技术。向超低排放技术发展，促使CNG汽车不能停留在简单的燃料替代改造的水平，进一步跨向CNG汽车发动机整机性能优化匹配的研制和开发。CNG在火花点火式汽油机上的应用技术主要是混合器的改进，由机械调节改成电子控制，进而又变成全电子数字控制，其控制功能日趋完善。CNG在重型柴油机上引燃柴油和CNG的形式，围绕其引燃油量和气量的控制问题，已进入到电子控制时代。还有一项是围绕着发动机效率、燃料经济性、动力性和排放性能的问题，采用了理论空燃比反馈控制和稀燃技术等。具有新技术特点的CNG单一燃料汽车见图8-21，其CNG燃料系统如图8-22所示。评价新技术在整车性能上的成效