L-CNG加气站工艺流程.doc

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L-CNG加气站工艺流程
1、卸车流程：在加气站将LNG从糟车内转移至加气站LNG储罐；
2、调压流程：卸车完毕，由LNG高压泵将LNG加压至20Mpa以上，再通过高压汽化器化成CNG，并进入高压储气井或高压瓶组储存；
3、加气流程：储气井中压力低至无法正常加气时，高压泵重启并汽化给储气井补气加压，并向汽车加气。
工艺流程图如下：
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1、设备和造价
L-CNG加气站是将LNG在站内气化后使之成为CNG，并对CNG汽车加气的加气站。这种加气站需要的主要设备有LNG储罐、LNG泵、气化器、储气瓶组和CNG加气机、压缩机。新建的L-CNG站不使用压缩机；对由已建的CNG加气站改装成的L-CNG站，设备中包括压缩机，主要是将原有CNG站的压缩机作为LNG泵不能工作时的备用手段。其工艺流程为：用高压LNG泵将LNG送人气化器气化后，通过顺序控制盘将其储存于高压CNG储气瓶组内，当需要时通过CNG加气机对CNG汽车进行计量加气。其中LNG储罐的作用与LNG加气站中LNG储罐的作用相同。
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LNG高压泵的主要作用是将LNG储罐内的LNG输送至高压气化器进行气化。它可以保证足够的压力而不再用压缩机进行压缩。高压气化器的作用是将LNG转化为CNG。它的主要形式有3种：开架式气化器、浸没式气化器和中间媒体式气化器，其中最为常用的是开架式气化器。
顺序控制盘的主要作用是对经过高压气化器气化后流人储气瓶组和加气时由储气瓶组流入加气机的气体进行分配，以使其效率达到最高。根据经验，可以对加气站的高压储气装置采用编组的方法以提高加气效率。具体方法是：将储气瓶按1:2:3的容积比例分为高、中、低压3组，当高压气化器向储气瓶组充气时，应按高、中、低压的顺序进行；当储气瓶组向汽车加气时，则相反，应按低、中、高压的顺序进行。这些工作都是通过顺序控制盘来完成的。
由于L-CNG加气站比LNG加气站增加了高压LNG泵、气化器和储气瓶组等设备，其占地面积有所增加。对于规模为1×104 m3/d的加气站，其占地面积在1000 m2左右，相应的土建费用也有一定程度的增加。
如果想在L-CNG加气站内对LNG用户供气，则只需要增加1台LNG加气机和1套LNG管道即可，其增加的造价有限(不到20×104 元)。因此在LNG和CNG用户均存在的情况下可以建立LNG和L-CNG联合加气站。

表1：1×104 m3/d天然气加气站设备和造价
类型
项目
单价
数量
合计/元
LNG
储罐
18.0×104 元/台
2
36.0×104

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加气站

加气机
12.0×104 元/台
2
24.0×104
管道
6.0×104 元/套
1
6.0×104
土建
—
—
50.0×104
其他
—
—
20.0×104
合计
—
—
136.0×104
L-CNG
加气站
储罐
18.0×104 元/台
2
36.0×104
LNG高压泵
5.0×104 元/台
2
10.0×104
加气机
6.5×104 元/台
2
13.0×104
高压气化器
18.0×104 元/台
1
18.0×104
顺序控制盘
5.0×104 元/台
1
5.0×104
储气瓶组
20.6×104 元/组
2
41.2×104
土建
—
—
70.0×104
其他
—
—
28.0×104
合计
—
—
221.2×104
CNG
加气站
进气系统
3.5×104 元/套
1
3.5×104
脱硫装置
24.0×104 元/台
1
24.0×104
压缩机
40.0×104 元/台
3
120.0×104
脱水装置
14.0×104 元/台
1
14.0×104
储气系统
20.6×104 元/套
3
61.8×104
顺序控制盘
5.0×104 元/台
1
5.0×104
加气机
6.5×104 元/台
3
19.5×104
冷却水系统
12.0×104 元/套
1
12.0×104
高压管道
11.5×104 元/套
1
11.5×104
土建
—
—
130.0×104
其他
—
—
60.0×104
合计
—
—
461.3×104
2、运行费用
由于L—CNG加气站比LNG加气站增加了部分设备，从而使其工艺流程较为复杂，增加了动力设备及高压管道，因而增加了管理和维修量，各方面的运行费用也随之增加。它的年运行成本概算(原料气除外)见表2
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表2 1×104 m3/d天然气加气站年运行成本概算(原料气除外)
类型
项目
单价
数量
合计/(元·a-1)
LNG
加气站
水
3.3 元/t
112 t
370
电
0.62 元/(kW·h)
1.6×104 kW·h
9920
维修
—
—
1.5×104
管理
—
—
2.0×104
折旧
—
—
10.8×104
工资及福利
1.4×104 元/(人·a)
5人
7.0×104
合计
—
—
22.3×104
L-CNG
加气站
水
3.3 元/t
2880 t
1.0×104
电
0.62 元/(kW·h)
5.8×104 kW·h
3.6×104
维修
—
—
4.0×104
管理
—
—
3.0×104
折旧
—
—
19.8×104
工资及福利
1.4×104 元/(人·a)
7人
9.8×104
合计
—
—
41.2×104
CNG
加气站
水
3.3 元/t
3690 t
1.2×104

0.62 元/(kW·h)
7.2×104 kW·h
4.5×104
维修
—
—
8.5×104
管理
—
—
6.0×104
折旧
—
—
38.0×104
工资及福利
1.4×104 元/(人·a)
10人
14.0×104
合计
—
—
72.2×104

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注：加气站按年运行330 d计算。

3、安全性
决定加气站安全性的主要因素有高压管道、动力设备、高压储气设备和系统复杂程度几个方面。为了保证加气站的安全运行，每一种加气站的建设方案在其主要设备上都采取了严密的安全措施。3种加气站的不安全因素及采用的主要安全措施比较见表3。
表3 三种加气站的不安全因素及安全措施比较
类型
LNG加气站
L-CNG加气站
CNG加气站
高压管道
无高压管道
高压管道较少，有安全隐患
高压管道多，安全隐患较大
动力设备
动力设备少
动力设备较多
动力设备繁多
高压储气设备
无高压储气设备
有高压储气设备，有安全隐患
有高压储气设备，有安全隐患
系统复杂程度
系统流程简单，易操作
系统流程较复杂
系统流程最复杂，难操作
安全措施
LNG储罐设有充满指示口、液位计、安全阀等安全装置。在主要管道上都装有防超压的安全阀。在管道的每个独立段都装有紧急切断阀
LNG储罐设有充满指示口、液位计、安全阀等安全装置。在压缩机房上部安装机械排风系统，保证空气流通。在管道的每个独立段都装有紧急切断阀及安全阀
在压缩机房上部安装机械排风系统，保证空气流通

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