内容提要
一、概述
二、CNG加气站一般规定
三、CNG加气工艺及设施
四、CNG加气站的选址
引言 由于我国石油资源不足，需求矛盾突出，越来越多地依
赖进口，目前国际原油价又一路飚升，国内油价居高不下，资源紧张局面在加剧，这种状态直接影响到我国的能源安全。调整交通能源供应结构，缓解油源紧张状况，寻求可替代的能源，成为当务之急，作为清洁能源的天然气正是理想的替代者。随着经济的不断发展，我国对能源的需求逐年上涨，能源短缺问题亦日益凸出，对经济的发展形成了巨大的威胁。
近年来，中国的汽车销量一直以两位数的速度增长，而中国目前每年约1450亿升的油品消费中，车用油需求量为760亿升。国内成品油零售市场面对外资的进入和参与竞争，加快加气站及加油站建设是占领终端零售市场的关键。
综合以上分析可以看出，我国在今后一个相当长的时期内都将面临石油资源短缺的问题，节约每一滴石油，发展石油替代能源关系到国家经济安全乃至军事安全，至关重要。天然气燃料汽车的推广应用适应我国油气资源格局，是一项利国利民的好项目，具有战略意义。
CNG优势： 1.节约燃料费用，降低运输成本。1立方米天然气的动
力值相当于1.1-1.3升汽油。
2.汽车排气污染小，具有很好的环保效果。CNG汽车可以综合降低废气污染物排放量，其中HC可降低70%，CO可降低90%，NOx可降低25%，微粒物可降低42%，铅化物可降低100%，硫化物可降低70%以上，非甲烷烃类可降低50%左右。而且CNG不含铅、苯等制癌的有毒物质。CNG是汽车运输行业解决环保问题的首选燃料。
3.不积碳，车辆部件损耗小，延长汽车发动机的维修周期。发动机使用天然气做燃料，运行平稳，噪声低，无重烃可减少积碳，可延长汽车大修理时间20%以上，润滑油更换周期延长到1.5万Km。不需经常更换机油和火花塞，可节约50%以上的维修费用。提高了发动机寿命，维修费用得到降低，比使用常规燃料节约50%左右的维修费用。
4.比燃油安全可靠。CNG自燃温度为732 °C，（汽油自燃温度为232—482 °C）不易点燃，爆炸极限仅为5%-15%。同时天 然气相对空气的比重仅为0.6-0.7，一旦泄漏可在空气中迅速扩散，不易在户外聚集达到爆炸极限。CNG燃料辛烷值高达130左右，而目前使用的汽油辛烷值最高仅在96左右，所以CNG作为汽车燃料不需添加铅等抗爆剂，抗爆性能好。与汽油相比更为安全。
第一节 概述
1.1天然气加气站简介压缩天然气（Compressed Natural Gas,简称
CNG），是指将较低压力的天然气，经压缩机加压至设定高压力状态的天然气。它与管道天然气的组分相同,主要成分为甲烷（CH4）。
第一节 概述
压缩天然气是一种最理想的车用替代能源，其应用技术经数十年发展已日趋成熟。它具有成本低，效益高，无污染，使用安全便捷等特点，正日益显示出强大的发展潜力。
天然气加气站的分类
按充气时间分为快速充装型，普通（慢速）充装及两者的混合型。按气源情况分为CNG常规站、CNG母站和CNG子站；按储气量大小可分为一、二、三级站；按加气设备的设置不同，可分为固定站房式加气站，集装箱式加气站和移动式加气站。
第一节 概述
1.1.2 天然气质量 引入加气站的天然气质量不得低于现行国家标准《天然
气》（GB17820）的Ⅱ类气质指标，汽车用天然气质量应符合现行国家标准《车用压缩天然气》的规定。
第一节 概述
1.1.3 系统组成 天然气加气站由天然气引入站管道和脱硫、脱水、调
压、计量、压缩、贮存、加气等主要生产工艺系统及循环冷却水、废润滑油回收、冷凝处理、供电、供水等辅助生产工艺系统组成，可分为贮存加压生产区和加气营业辅助区。
贮存加压生产区内设天然气压缩机房（含天然气过滤、调压、计量、压缩脱水装置和储气瓶库、天然气压缩机冷却系统）。
加气营业辅助区设：
第一节 概述
① 加注区（含天然气加气岛）。② 营业站房（含营业室、财务室、值班室、办公室、仪表总控制室等）。③ 综合辅助用房（含高低压变配电室、消防水系统等）。
第一节 概述
1.2CNG站基本工艺流程 来站天然气经过滤、调压计量后经缓冲稳压后进入压缩
机，天然气压缩机将天然气压缩加压至25MPa进入高压脱水装置除去剩余水分，脱水后经程序控制器选择安排，进高压储气瓶组或高压储气井，分不同压力储气，不同高压天然气又在程序售气控制器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，经程序控制器天然气可经压缩机加压直接供给售气机，经计量向燃气汽车售气。加气系统流程见图
第一节 概述
图 加气站系统流程示意图
第一节 概述
1.3 CNG工程建设有关标准CNG工程的建设，必须符合现行国家、行业和地方标准，主要设计
标准如下：《建筑设计防火规范》《城镇燃气设计规范》《汽车加油加气站设计与施工规范》《石油天然气工程设计防火规范》《汽车用燃气加气站技术规范》《汽车用压缩天然气加气站设计规范》《建筑灭火器配置设计规范》《大气污染物综合排放标准》《城市区域 环境噪声标准》《工业企业厂届噪声标准》
2 CNG加气站的一般规定
2.1供气 压缩天然气加气站（加气母站）所用天然气现在基本上
是采用管道供气方式，利用市区已建供气管网时，由于压缩天然气加气站用气量较大，且是间断用气，所以要求设站或引气时不要影响管网其它用户正常使用。筹划建站时，应与当地燃气设施规划部门和管理部门进行协商，采取适当办法做到压缩天然气加气站引气时不影响管网其它用户正常使用。
2 CNG加气站的一般规定
2.2 建站
加油站与液化石油气加气站或加油站与压缩天然气加气站可联合建站。
《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156-2002）（2006版）允许汽车加油站和汽车加气（LPG、CNG）站合建。这样做有利于节省城市用地，有利于经营管理，也有利于燃气汽车的发展。只要采取适当的安全措施，加油站和加气站合建是可以做到安全可靠的。国外燃气汽车发展比较快的国家普遍采用加油站和加气站合建方式。
2 CNG加气站的一般规定
2.3 加气站储气设施的总容积限制 压缩天然气加气站储气设施的总容积应根据加气汽车
数量、每辆汽车加气时间等因素综合确定，在城市建成区内不应超过18m3。
2 CNG加气站的一般规定
本条是强制性规定：压缩天然气的储气设施主要是起缓冲作用的，储气设施容量大，天然气压缩机的排气量就可小些，压缩机工作的时间就可长些，压缩机利用率可以得到提高，购置费可以降低。四川和重庆地区是我国使用压缩天然气汽车较早也是较多的地区，这两个地方的压缩天然气加气站的储气设施容积都比较大，一般为12～16m3，选择大容量储气设备，配置小规格压缩机是较经济的做法，操作管理也方便。为了控制压缩天然气加气站风险度，节省投资，储气设施容积也不宜过大。所以，新规范规定压缩天然气加气站储气设施的总容积在城市建成区内不应超过 16m3。为了适应子站拖车容积为18m3，现规定在城市建成区内不应超过18m3。
2 CNG加气站的一般规定
2.4 加油和压缩天然气加气合建站的等级划分 新规范《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156-
2002）中，对于加油加气合建站，分为两级，需符合下表的规定。
表2-1 加油和压缩天然气加气合建站的等级划分
本条是强制性规定。
油品储罐容积（m3）
级 别 总容积 单罐容积
压缩天然气储气设施
总容积（m3）
一 级 61～100 ≤50
二 级 ≤60 ≤30 ≤12
注：柴油罐容积可折半计入油罐总容积。
3 CNG加气工艺及设施
3.1 天然气的质量、调压、计量、脱硫和脱水
（1）天然气的净化系统主要包括脱硫脱水装置。硫化氢与水接触，溶解于其中形成酸性很强的雾状硫化氢水溶液腐蚀机械设备，对压力容器、压缩机气缸和管道等强度和寿命造成很大的伤害。若不预先脱硫容易引起管线腐蚀和钢质气瓶发生"氢脆现象"。 压缩天然气加气站的进站天然气的质量应符合现行国家标准《天然气》GB 17820中规定的Ⅱ类气质标准和压缩机运行要求的有关规定。增压后进入储气装置及出站的压缩天然气的质量，必须符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB 18047的规定。
进站天然气脱硫处理时，脱硫装置应设在室外。脱硫装置应设双塔。当进站天然气需脱水处理时，脱水可在天然气增压前、增压中或增压后进行。脱水装置应设双塔。常采用的脱硫方法是加湿脱硫。
当进站天然气需脱水处理时，脱水可在天然气增压前、增压中或增压后进行。脱水装置应设双塔。常见的脱水方法有固体干燥剂吸附法、甘醇液吸收法、冷分离法。根据工作压力分为高压脱水和低压脱水。高压脱水的优点是体积小，重量轻；缺点是制造要求高，压缩机及其它设备处于带水运行，可能造成其损坏。低压脱水的优点是制造要求简单，可保证其它设备的安全运行；缺点是占地面积大。常用的固体干燥剂有氯化钙、活性碳、硅胶、氯化铝、分子筛等。表3-1是现行国家标准《车用压缩天然气》GB 18047-2000对汽车用压缩天然气的技术要求。
3 CNG加气工艺及设施
表3-1 车用压缩天然气技术要求项目 技术指标 试验方法
高位发热量（MJ/m3） ＞31.4 GB/T 11062
总硫（以硫计）（mg/m3） ≤200 GB/T 11061
硫化氢（mg/m3） ≤15 GB/T 11060.1
二氧化碳 yCO2（%） ≤3.0 GB/T 13610
氧气 yO2（%） ≤0.5
水露点（℃）
在汽车驾驶的特定地理区域内，在最
高操作压力下，不应高于-13℃；当最
低气温低于-8℃，应比最低气温低 5
℃
GB/T 17283
注：1、气体体积为在 101.325kPa、20℃状态下的体积。
2、 压缩天然气中固体颗粒直径应小于 5 m 。 3、 压缩天然气应有可察觉的臭味。加臭剂的最小量应符合当天然气泄漏到空气中，达
到爆炸下限的 20%浓度时，应能察觉。加臭剂可用具有明显臭味的硫酸、硫醚或其它含硫有
机化合物配置。
现行国家标准《天然气》GB 17820-1999中的Ⅱ类气指标 H2S≤20mg/m3，交接点压力温度条件下水露点低5℃（比交接点温度低5℃时才允许有游离水即液态水）。
1.当H2S＞20 mg/m3时如有水会产生腐蚀，燃烧后产生有害健康的气体。输气管道供气一般符合《天然气》Ⅱ类标准，即H2S≤20mg/m3、无液态水、压力一般为 0.2～0.5MPa。
2.为保持压缩机进口压力稳定及清除来气杂质，因此在进压缩机前对来气进行分离除尘、分水，调压、计量。对H2S超标（车用气标准）还应先进行脱H2S。
3.压缩机进气压力0.2～0.5MPa增压后达到25MPa,出压缩机后经脱水即可符合GB 18047要求输至储气设施内。
4.经售气机对汽车加气（20MPa）。 5.在压缩机前是否进行脱H2S应视来气H2S含量而
定。 6.脱水可在增压前、增压中（4.OMPa）或增压后
进行，关键是脱水深度应保证在25MPa及比环境温度低5℃状况下无液态水。我国多在增压后高压状态下脱水，装置小，占地省。
7.脱H2S、脱H2O均应选用双塔轮换操作。
图 W型系列压缩机（成都天然气压缩机厂）
3 CNG加气工艺及设施
（2）天然气进站管道上宜设置调压装置
低压原料天然气进入CNG加气站后，首先进入调 压计量系统、这个系统包括过滤、分离、调压、计量、 缓冲等装置。
进站管道设置调压装置以适应压缩机工况变化需要，满足压缩机的吸入压力，平稳供气，并防止超压，保证运行安全。
3 CNG加气工艺及设施
（3）天然气进站管道上应设计量装置，计量装置的设置应符合下列规定：
①天然气流量采用标准孔板计量时，应符台国家现行标准《天然气流量的标准孔板计量方法》SY/T 6143中的有关规定（现已升为国标），其流量计量系统不确定度，不应低于1.5级。
②体积流量计量的基准状态为：压力101.325kPa，温度20℃。
3 CNG加气工艺及设施
（4）加气站内的设备及管道，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。压力表量程范围应为2倍工作压力，压力表的准确度不应低于1.5级。
本条是强制性规定。压力容器与压力表连接短管设泄压孔（一般为l.4mm），是保证拆卸压力表时排放管内余压，确保操作安全。
3 CNG加气工艺及设施
3.2 天然气增压 天然气压缩系统主要由进气缓冲罐、压缩机主机、润滑
系统、冷却系统等部分组成。压缩机主机最为重要，它是加气站的心脏，其性能好坏直接影响加气站运行的可靠性和经济性。CNG加气站用压缩机的排气压力高、排量小，一般采用往复式压缩机。从润滑方式分，主要由有油润滑和无油润滑两种，对于有油润滑，在其最终排气口后应安装脱油装置。
加气站用压缩机的排气压力一般为25MPa，进气压力范围为0.035～9 MPa ，压缩机排气量可根据不同规模进行选择。
3 CNG加气工艺及设施
（l）天然气压缩机的选型和台数应根据加气站进、出站天然气压力，总加气能力和加气的工作特征确定。加气母站宜设一台备用压缩机，加气子站宜设一台小型倒气用压缩机。
3 CNG加气工艺及设施
（2）压缩机动力机宜选用电动机，也可选用天然气发动机。
加气站内压缩机动力宜选用电动机，它的投资低、占地少、运行可靠、操作维修方便、对周围影响小，因此市内有条件的地方直优先选用电为动力。尚不具备供电条件的地方也可选用天然气发动机。
（3）压缩机前应设缓冲罐。
压缩机前设置缓冲罐保证压缩机工作平稳，缓冲容积按天然气在罐内保留时间不少于1Os计算。
3 CNG加气工艺及设施
（4） 设置压缩机组的吸气、排气和泄气管道时，应避免管道的振动对建、构筑物造成有害影响。
压缩机进出口管道布置应尽量减少压缩机运行引起的振动。控制管道流速也是减少振动，保持平稳工作的措施。如压缩机前进气总管天然气流速一般不宜大20m/s；压缩机后出气总管天然气流速不宜大于5m/s。
3 CNG加气工艺及设施
（5）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。
压缩机单排布置主要考虑水、电、气、汽的管路和地沟可在同一方向设置，工艺布置合理。道路留有足够的宽度方便安装、维修、操作和通风。
3 CNG加气工艺及设施
（6）压缩机组的运行管理宜采用计算机集中控制。
压缩机组运行管理采用计算机控制，可提高机组的安全可靠程度。
3 CNG加气工艺及设施
（7）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阔之间应设安全阀，安全阀的泄放能力不应小于压缩机的安全泄放能力。
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。
本条为强制性规定。本条第1款的要求是对压缩机实施超压保护，是保证压缩机安全运行不可缺少的措施。本条第2～4款是压缩机运行的安全保护装置，应由压缩机制造厂配套提供。
3 CNG加气工艺及设施
（8） 压缩机的卸载排气不得对外放散。回收的天然气可输至压缩机进口缓冲罐。
压缩机卸载排气是满足压缩机空载启动的特定要求。泄压部分主要指工作的活塞顶部及高压管道系统的高压气体，当压缩机停机后，这部分气体应及时泄压放掉以待第二次启动。由于泄压的天然气量大，压力高又在室内，因此应将泄放的天然气回收再用，这样既经济又安全。采用缓冲罐回收卸载时，缓冲罐应设安全泄放装置，确保回收气体不超压。
3 CNG加气工艺及设施
（9）压缩机排出的冷凝液应集中处理。
压缩机排出的冷凝液中当含有凝析油等污物，有一定危险，应集中处理达到排放标准时排放。
加气站压缩机以往复活塞式居多。往复式压缩机按照汽缸排列方式分为对称平衡式、立式、角度式等。立式占地面积小，气体作用垂直作用于基础，扰力（水平不平衡力）对基础影响不大，气缸不支持活塞重量，活塞环、支撑环周圈受力均匀，不会出现偏磨现象，寿命较长，但是整个设备高度过高，维修时需要工作台；对称平衡式结构汽缸对称布置，气体作用力平行于基础，水平不平衡力通过精确配重而部分平衡掉（二阶不平衡还存在），维修方便。角度式综合了两者的优缺点。
压缩机汽缸润滑方式分为有油润滑、少油润滑和无油润滑。由于天然气汽车对天然气气质要求非常严格，所以应选择少油或无油润滑气缸。如果选择有油润滑方式，在压缩机的各级级间、末级应该加油气分离器。
压缩机气体按冷却方式分，有水冷和风冷两种。水冷有开式水循环系统和闭式水循环（在北方需要加防冻液）。开式循环适应的范围较小，加气站一般建在城市寸土寸金，若加上冷却塔和蓄水池，占地面积大。在北方水资源短缺可采用风冷，空气冷却时风机和换热器噪音较大，需采取降噪措施。风冷受周围环境温度限制。
3 CNG加气工艺及设施
3.3 压缩天然气的储存
为了满足汽车不均衡加气的需要，CNG加气站必须设置高压储气系统、以储存压缩机加压的高压气。储气系统采用的储气方式有以下几种：
1.小气瓶储气，单个小气瓶水容积仅50升，需要气瓶数量多、接点多、泄漏点多、维护与周检工作量大。
2.管井储气，使用API进口石油套管加装高压封头，立式深埋地下80米至200米、形成水容积2至4m3的储气管井。这种储气管井的有关技术，如全程固井、联接密封、维护、与检验等尚需进一步深入与提高。
3.大型容器储气、常用的有以下几种：多层包扎的天然气储气罐、公称直径为DN800、水容积规格为2、3、4m3。分卧式与立式两种；柱型(球型)单层结构高压储气罐、水容积规格为2、3、4m3或以上；引进美国CPI公司制造的高压储气瓶，单个储气瓶水容1.3m3，系无缝锻造，按需要由多个气瓶组合使用。
目前，储气方案主要有DOT（美国运输部）储气瓶组、ASME（美国机械工程师协会）容器单元、地下储气井三种方案可供选择，现分别介绍如下。
3 CNG加气工艺及设施
3.3.1储气瓶组
设计压力25Mpa，设计标准为美国DOT49CFR的178.37节（压缩气体运输标准），安全系数为2.48，不允许有排污口，初期投资低，运行维修成本高，每3年必须把单元拆开，对每只瓶子进行水压实验。场地面积在50m2以上。属于松散结构，没有结构整体性，容器多，接头多，存在泄露危险且管线尺寸小，流动阻力大。
3 CNG加气工艺及设施
3.3.2 地下储气井
四川从20世纪90年代初开始，研究成功了打地下井储存CNG的技术，实现了储气量大、加气速度快、安全可靠、占地面积小、操作管理方便、维护检测工作量少、年平均经济消耗省等优点。
3 CNG加气工艺及设施
图3-3a 某CNG储气井 图3-3b 某CNG储气井
储气井井筒直径为Ф177.8mm～Ф298.4mm；井深80-200m；储气井水容积2～4m3，设计压力为25 MPa。它由几十根石油钻井工业中常用的套管通过管端的扁梯形螺纹和接头连接而成，封底和封头由焊接平盖的接头与套管通过螺纹连接，套管是按照API标准5CT制造的N80或P110钢级石油套管，钢号为30Mn4和28CrMo6。其占地面积很小，有利于站场平面布置；虽然初期投资较大，但据四川石油管理局提供的资料表明该储气井至少可以使用25年以上，安全可靠性好。其缺点是耐压试验无法检验强度和密封性，制造缺陷也不能及时发现，排污不彻底，容易对套管造成应力腐蚀。
3 CNG加气工艺及设施
地下储气井装置有以下特点： （1）安全可靠，使用方便，免维护设计 地下储气井本身就是石油工业提供给用户的天然气又回
注井中的一个过程。 （2）不受环境影响，恒温和抗静电、雷电 因深埋于地下，本身就与大地成为一体形成良好的自然
接地。同地温保持一致。 （3）占地面积小（≤1m2） 节约了宝贵的土地资源。 （4）排水彻底 设有专门的排水装置。
3 CNG加气工艺及设施
（5）无恶性事故发生
杜绝了爆炸，使我国政府环保、能源政策安全造福于国民，使站内工作人员能安心工作。
CNG地下储气井的设计、施工按以下API标准及国家相关标准执行：
●CJJ84-2000《汽车用燃气加气站技术规范》。
●Q/CY097-98《钻井技术操作规范》
●SY/T6194-96《套管和油管》
●SY/T0420-97《埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准》
● SY/T6535 《高压气地下储气井》
3 CNG加气工艺及设施
CNG地下储气井现已成为国内CNG加气站首选储气系统。地下储气井示意图如图3-3c所示，其工艺过程如图3-3d所示，该过程是油气开采的一个逆过程。
3-3c 储气井示意图3-3d CNG地下储气井工艺流程图
3 CNG加气工艺及设施
4.3.3 ASME压力容器单元
设计压力27.MPa，设计标准为ASME第Ⅷ章1节压缩气体地面存储设计标准。安全系数3，容器壁厚比同等DOT瓶壁厚高出39%，通常作为地面存储。ASME允许容器上有排污口；初期投资高，运行和维修成本低，除一般的外部和内部直观检测外，不需再检测；场地要求5～7m2，坚固，整体结构能更好的承受冲击载荷及地震波动；其容器数量少，接头少，管线尺寸大，流动阻力较小。
3 CNG加气工艺及设施
3.3.4 三种储气方案的比较 DOT 储气瓶组 ASME 储气球 地下储气井
优点 ① 钢瓶有标准化成品，
②投资低，
①运行和维护成本低，除一般
外观及内部检测外，不需要再
检测，
②坚固，整体结构能更好地承
受冲击载荷及地震荷载，
③容器数量少，接头少，
④管线尺寸大，流动阻力较
小。
①可以安全使用 25 年以上，
②可以节省检验费。
缺点 ①运行成本高，
②每 3 年必需把单元拆开，对
每只钢瓶进行水压试验，
③容器数量多，接头多，
④管线尺寸小，流动阻力较
大，
①初期投资高，
②交货周期较长。
①初期投资高，
②耐压试验无法检测强度和密封
性，
③制造缺陷不能及时发现，
④排污不彻底，容易对套管造成
应力腐蚀
可靠性 低 高 最高
成本 低 高 最高
维护费 最高 高 低
3 CNG加气工艺及设施
在新规范《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156-2002）中，对于加气站的压缩天然气的储存，有以下一些规定。
（1）储气设施的工作压力应为25MPa，其设计温度应满足环境温度要求。
本条是强制性条文。储气设施25MPa的工作压力是目前我国加气站统一的运行压力。储气设施的设计温度应考虑当地环境温度的影响。当环境温度过低如小于-20℃，应考虑防冻措施。
（2）储气瓶应选用符合国家有关规定和标准的产品。
3 CNG加气工艺及设施
（3）加气站宜选用同一种规格型号的大容积储气瓶。当选用小容积储气瓶时，每组储气瓶的总容积不宜大于4m3，且瓶数不宜大于60个。
采用大容积储气瓶具有瓶阀少、接口少、安全性能高等优点，所以推荐加气站选用同一种规格型号的大容积储气瓶。目前我国加气站采用较多的是国产60L钢瓶，每组储气瓶总容积约为 4m3（约储天然气 1000Nm3），60L瓶 66个。限量是为了减少事故风险度。
3 CNG加气工艺及设施
（4）加气站内的储气瓶宜按运行压力分高、中、低三级设置，各级瓶组应自成系统。
储气瓶编组是根据汽车加气的工艺程序确定，加气方法是利用储气瓶的压力与汽车瓶的压力平衡进行加气。汽车加气的最高压力限定在20MPa，站内储气瓶的压力限定在25MPa，通过编组方法提高加气效率，满足快速加气的要求。常用加气方法有两种：一是将所有气瓶同时增至最高压后通过平衡充气瓶组自然形成高、中、低三组；另一种方法是把瓶组固定分成高、中、低三组，加压方法根据各站经验而定。四川经验按1：2：3比例配置高、中、低压瓶组容量取气效率可达58%。
3 CNG加气工艺及设施
（5） 小容积储气瓶应固定在独立支架上，且宜卧式存放。
（6）加气站储气井的设计、钻井、固井、验收及管理应按照国家现行标准《高压气地下储气井》SY/T 6535-2002的有关规定进行。储气并的建造应由具有天然气钻井资质的单位进行。
3 CNG加气工艺及设施
（7）储气瓶组或储气井与站内汽车通道相邻一侧，应设安全防撞栏或采取其它防撞措施。
本条是强制性规定。设安全防护栏主要是为了防止进站加气汽车控制失误撞人储气设施造成事故。
（8）压缩天然气加气站也可采用撬装式储气加气设备。
CNG站内可以采用单项站用撬装设备，如：压缩机组撬、储气瓶组撬等，但撬装设备与站内其它设施之间的防火间距应遵守站内设施的防火间距要求和站外设施距离要求。
3 CNG加气工艺及设施
3.4 压缩天然气加气机
加气站在售出CNG气体时必须经过计量。当向CNG气瓶充气时，来自加气站储存设备或压缩机的高压天然气经过售气机的质量流量计。CNG加气机通常配置有调压阀、电磁阀、流量计、加气软管、加气嘴和加气开关等。
为避免压缩机频繁启动及在不需要进行充气时提供气源，CNG加气站需设有储气装置。典型的设计是储气系统和售气系统通过优先顺序控制盘来实现高效充气和快速加气。通常加气站采用分级储存方式，将储气瓶纽分为高压、中压和低压瓶组，由优先顺序控制盘对其充气和取气过程进行自动控制。充气时，先向高压组充气，当高压组的压力上升到一定时，中压组开始充气，等到中压组压力上升到一定值时，低压组外始充气，随后三组气瓶一起充气，上升到最大储气压力后停止充气。
取气时，先从低压组取气，当低压组的压力下降到一定值时，开始从中压组取气，等到中压组压力下降到一定值时，开始从高压组取气，随后从三组气瓶一起取气，直到三组储气瓶中的压力下降到车载气瓶的最高储气压力相等时，停止取气。如果仍有汽车要加气，则直接从压缩机排气管路中取气，等到汽车加气完成后，压缩机再按照充气顺序完成三组储气瓶组的充气，然后停机。这种工作方式的优点可以保证储气瓶组充气最多，提高其利用率，也可使汽车加气的速度最快。
3 CNG加气工艺及设施
（1）加气机不得设在室内。 本条是强制性规定。加气过程中漏失的天然气在室外易
于扩散，加气机设在室外较为安全。 （2）加气机的数量应根据加气汽车数量、每辆汽车加
气时间4～6min计算确定。 CNG加气一般分为两种，即快充气与慢充气。慢充气
是指压缩机将天然气通过高压管道软管接头直接给汽车充气，经过若干小时，汽车充足后，自动停止充气。而快充气则是汽车在加气站通过加气机（或压缩机）直接充气，一般充气时间在4～6min，平均按5min计。本规范规定内容均指快加气。加气站内加气机数量是根据加气站设计规模（每日加气车辆）按每车加气平均5min计算。
3 CNG加气工艺及设施
（3）加气机应具有充装与计量功能，并应符合下列规定：
①加气机额定工作压力应为20MPa。
②气机加气流量不应大于0.25m3/min（工作状态）；
③加气机应设安全限压装置。
④加气机计量准确度不应低于1.0级。
⑤加气量计量应以立方米为计量单位，最小分度值应为0.lm3。
⑥加气量计量应进行压力、温度校正，并换算成基准状态（压力101.325kpa，温度20℃）的数值
⑦ 在寒冷地区应选用适合当地环境温度条件的加气机。
⑧加气机的进气管道上宜设置防撞事故自动切断阀。
3 CNG加气工艺及设施
本条1～3款是强制性规定。本条规定了加气机的选用要求：
①我国汽车用压缩天然气钢瓶的运行压力为16～20MPa。因此要求加气机额定工作压力与之相对应为20MPa。
②控制加气速度确保运行安全。本款规定的加气速度是参考了美国天然气汽车加气标准的限速值0.283 m3/min（工作状态）制定的。
③要求天然气按基准状态的体积容量作为交接计量值，符合我国关于天然气交接计量的相关规定。增压前为气源计量，多采用孔板或体积计算，按天然气的基准状态对压力、温度影响进行补偿。售气机一般采用质量流量
计算，不需进行压力温度补偿。
3 CNG加气工艺及设施
（4）加气机的加气软管上应设拉断阀。
本条为强制性条文。加气软管设拉断阀是为了防止加气汽车在加气时因意外启动而拉断加气软管或拉倒加气机，造成事故发生。
（5）加气软管上的拉断阀、加气软管及软管接头等应符合下列规定：
①拉断阀在外力作用下分开后，两端应自行密封。当加气软管内的天然气工作压力为20MPa时，拉断阀的分离拉力范围宜为400～600N。
②加气软管及软管接头应选用具有抗腐蚀性能的材料。
天然气中含有微量H2S、CO2等成分，因此加气软管应具有耐腐蚀能力。
3 CNG加气工艺及设施
（6）加气机附近应设防撞柱（栏）。
本条为强制性条文。加气机附近应设防撞柱（栏）是防止进站汽车失控撞上加气机的安全措施。
3 CNG加气工艺及设施
3.6 加气工艺设施的安全保护 （1）天然气进站管道上应设紧急截断阀。手动紧急截断阀的位置
应便于发生事故时能及时切断气源。 本条是强制性规定。加气站灭火的最有效办法就是切断气源。在
远离作业区的天然气进站管道上安装紧急手动截断阀，是为了一旦发生火灾或其他事故，自控系统失灵时，操作人员仍可以靠近并关闭截断阀，切断气源，防止事故扩大。
（2）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。每个储气瓶（井）出口应设截止阀。
本条是强制性规定。储气设施进口设置安全装置及出口设置的截断阀，均为保证储气设施的安全运行及事故时能及时切断气源之用。
（3）储气瓶组（储气井）与加气枪之间应设储气瓶组（储气井）截断阀、主截断阀、紧急截断阀和加气截断阀（图3-6）。本条规定了站内截断阀的设置要求。
3 CNG加气工艺及设施
图3-6 储气瓶组与加气枪间阀门设置示意图1—储气瓶组（储气井）；2 储气瓶组（储气井）截断阀；3 一主截断阀；4—输气管道；5—紧急截断阀；
6—供气软管；7—加气截断阀；8—加气枪
3 CNG加气工艺及设施
①高压系统的管道主要按工艺段设置储气瓶组截断阀、主截断阀、紧急截断阀和加气截断阀。除加气截断阀用于加气操作，其它截断阀主要用于切断区间进行检修或事故切断。
储气瓶各组的截断阀设置是为了检查、保养、维修气瓶。
储气瓶组总输出管设置主截断阀是为了储气区的维修、操作和安全的需要。紧急截断阀主要是截断加气区与储气区、压缩机之间的通道，以便于维修和发生事故时紧急切断。
加气截断阀主要用于加气机的加气操作。
②加气站站内的各类高压阀门多选用专用高压球阀，工作压力为 25MPa，要求密封性能好，高压操作安全可靠。
③阀门设置的位置应易于操作。
3 CNG加气工艺及设施
（4）加气站内缓冲罐、压缩机出口、储气瓶组应设置安全阀。安全阀的设置应符合《压力容器安全技术监察规程》的有关规定。安全阀的定压P0除应符合《压力容器安全技术监察规程》的有关规定外，尚应符合下列规定：
①当 P≤1.8MPa时，P0=P 0.18MPa
②当 1.8MPa﹤P≤4.OMPa时，P0=1.1P0
③当 4.OMPa﹤P≤8.OMPa时，P0=P 0.4MPa
④当 8.OMPa＜P≤25.OMPa时，P0=1.05P0
注：P设备最高操作压力。
本条是强制性规定。
3 CNG加气工艺及设施
（5）加气站内的天然气管道和储气瓶组应设置泄压保护装置，泄压保护装置应采取防塞和防冻措施。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2～3次以上的操作排放，应设置专用回收罐。
③一次泄放量小于2m3（基准状态）的气体可排人大气。 本条第1、2款是强制性规定。设置安全泄压保护装置迅速排放
加气站内泄漏的天然气，是防止加气站火灾事故的重要措施。拆修仪表或加气作业时泄漏少量天然气允许就地排人大气，因为天然气比重小于空气，能很快扩散，故允许其排人大气。压缩机停机卸载的天然气量比较大，排放到回收罐较为安全。事故时紧急排放的气体，很难予以回收，只能通过放散管迅速排放。
3 CNG加气工艺及设施
（6）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。
本条第2款是强制性规定。加气站放散管的设置是根据现行国家标准《原油和大然气工程设计防火规范》GB 50183－93制订的，该规范要求放散管必须保持畅通，符合下列要求：
高压、低压放散管宜分别设置，并应直接与放空总管连通；
高压、低压放散管同时接人一个放散管时，应使不同压力的放散点能同时安全排放；
安全阀泄放的少量可燃气体可排入大气。泄放管宜垂直向上，管口高出设备的最高平台，且不应小于2m，并应高出所在地面5m。安全阀泄放系统必要时应采取防堵塞及冰冻措施。
3 CNG加气工艺及设施
3.7 压缩天然气管道及其组成件 （1）增压前的天然气管道应选用无缝钢管，并应符合现行国
家标准《输送流体用无缝钢管》GB 8163的有关规定。增压后的天然气管道应选用高压无缝钢管，并应符合现行国家标准《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310或《不锈钢无缝钢管》GB/T 4976的有关规定。
本条是强制性规定。加气站用输气管道的选择除应根据增压前后的压力选用符合条文规定的管材，对压力低的管道（如压力小于 4.0MPa）可选用 GB 8163中的无缝钢管，对压力较高者应选用符合 GB 5310或 GB/T 14976的管子，对北方寒冷地区的室外架空管道选材还应考虑低温影响。
3 CNG加气工艺及设施
（2）加气站内的所有设备、阀门、管道、管件的设计压力应比最大工作压力高10%，且在任何情况下不应低于安全阀的定压。
本条是强制性规定。 （3）加气站内与压缩天然气接触的所有设备、管道、管件、
阀门、法兰、基片等的材质应与天然气介质相适应。 加气站用天然气允许含有微量H2S、CO2，并可能残存少量凝
析油等腐蚀性介质。因此所有与大然气接触的设备材料都应具有抗腐蚀耐老化能力。
3 CNG加气工艺及设施
（4）增压前的天然气管道宜理地敷设，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。
（5）加气站内室外高压管道宜埋地敷设。若采用低架敷设，其管底距地面不应小于O.3m。管道跨越道路时，管底距地面净距不应小于4.5m。室内管道宜采用管沟敷设，管沟应用干沙填充，并设活门及通风孔。
加气站内管道埋地敷设，受外界干扰小，较安全。室内管沟敷设，在沟内填充干沙可防泄漏天然气在管沟内聚集产生爆炸危险。
（6）埋地管道防腐设计应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007的有关规定，并应采用最高级别防腐绝缘保护层。
本条是强制性条文。
4CNG加气站的选址
加气站的选址合理与否直接关系到消费者的利益，同样影响着企业的经济效益，国外某著名公司曾做过一份影响消费者进入加油加气站因素的调查，其中地理因素占48%，将近一半。这说明加油加气站地理位置的好坏对消费者有着直接的利益关系。因此，对于加油加气站的选址问题，必须认真对待。
4.1选址原则
4.1.1交通便利原则
应建在需求量大、交通便利的地方。站址应便于车辆进出，视线开阔，便于司机发觉。
4CNG加气站的选址
4.1.2确保安全原则
选址时，必须充分考虑与周围建筑物、构筑物、交通线的安全距离，必须严格遵守《汽车加油加气站设计与施工规范》所规定的安全距离。
4.1.3符合城乡规划原则
随着城乡建设的发展，有许多道路在改、扩建，如果不与政府有关部门保持密切联系，沟通信息，就会导致今建明拆的严重后果。
4.1.4保护环境原则
废油、废气的收集与排放必须注意环保设计，利国利民，也会避免和消除一些不必要的民事纠纷。
4.1.5效益最大化原则
所选站址应该是最经济的，而经济的站场地形为喇叭形，沿着路口侧为大口，里面为小口。不过理想的地形是极为难得的，我们通常量地建站。一般来讲，市区加气站沿道路侧的长度可控制在40~60m之间，公路干线上沿公路侧的长度要控制在70~120m之间，与道路垂直的长度可控制在40m左右，垂直方向的长度过大会影响土地的使用率。
4CNG加气站的选址
4.2选址的步骤
4.2.1掌握车辆燃料需求情况
选址时，首先应了解道路设施与车流情况。道路设施与过境车辆息息相关。车流是加气站的生命线，所以在选址前，要掌握区域内各线路的车流数量和车流特点，了解同方向上竞争对手的情况，了解道路规划蓝图及周围环境的特点等。
4.2.2进行拟选站址位置比较
在选定区域后，要对所选区域进行充分调查，摸清地上、地下的情况，尽量避开埋地管线和上空高压线等情况。有些地质条件会使加气站建设陷入困境。初选时应拟选
4CNG加气站的选址
多个站址位置，并分别摸清地上、地下情况。在此基础上进行比较，选其最优者以后，方可开始着手《项目可行性报告》的编写。
4.2.3编制项目可行性报告
项目建设单位应在可行性论证的基础上，根据立项批复，编制方案图，征询政府有关职能部门的意见，结合调查结果，编制《项目可行性报告》。
4.3加气站的选址方法
选址时，应符合城市规划、防火要求、环境保护、交通便利等条件，一般宜设在工厂和居民区全年最小频率风向的上风侧，并通风良好的地点。在城市建设加气站网络，应与当地燃气汽车的发展、燃气供应等规划相适应。还应考虑整个加气站网络间的关系，如加气站的间距，若是油气合建站，还要考虑与原加油站网络的合理匹配等。比如许多城市加气站的稠密以环线划分，有些按区域划分，一般的考虑原则都有一个总体均衡分布，车流量大的地区优选设置。
进行CNG站选址布点时，应处理好以下几方面的关系:
1、站址应有效避开公共建筑和人员密集繁华区，以减少事故危害；
2、站址应位于交通干线和车辆出入方便的次要干道上，以方便加气；
3、常规站一般建在有城市输气管网附近，母站一般建在门站或主干线附近；
4、进出站的槽车行驶路线应符合城市易燃易爆品交通运输的有关规定，应避免在市区繁忙道路上行驶，同时应考虑转弯半径等因素；
5、还应考虑管网压力是否符合压缩机进气要求，若布点不当会影响CNG站的运行和使用，要求加气站的设置应纳入城市燃气规划。
4.4加气站的选址注意事项
1、在城市建成区不应建一级加油加气合建站
2、选址时应与政府有关部门沟通信息，听取意见，及时掌握道路和城建规划情况，以避免建成后不久搬迁，造成比必要的损失。城市中因道路拓宽、改建等市政工程，迫使加油加气站拆除迁建的事屡屡发生，因此选址时应多加注意。
3、站址应避开人员稠密的繁华区段，车流量大的交叉路口和重要建筑。若站址地处咽喉地段，将会造成站前车辆排队堵塞道路，致使车辆进站困难，影响正常营业。有时交警为了疏导交通，还可能借用站车道用于疏散车辆，最后的结果必然是被迁走。
4、站址应避开地下构筑物（古墓等文物）、空中有电信电缆、电力电缆区域；应避免在塌陷回填、地势低洼、地下水位高涨区域；应避免地质条件恶劣如流沙层、淤泥层、断裂层等区域，以
免增加施工困难，埋下。
5、站址应尽可能利用社会整体配套设施，以降低配套投资。选址时必须考虑到附近是否有便利的水源、电源和通畅的排水设施。
6、应根据实际情况和需要，开展多种经营。例如，充分利用场地空地，开发为专供过路司机吃、住的饭店、停车场。这样，司机可以将该站作为歇脚点，中途停留休息，势必增加销售收入和经济效益。
谢谢大家！
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