CNG汽车加气站的可行性分析（共11篇）
CNG汽车加气站的可行性分析 篇1
邯郸市燃气工程从1985年起步，经过多年的建设，目前使用LPG、焦炉煤气和天然气3种气源。现有LPG储配站l座，储气量630 t，用户2.4×10户；焦炉煤气储配站2座，储气量18×10m，用户14×10户；天然气门站l座。市内3区的气化率达65%以上。
由于天然气热值高、洁净、输送方便，被称为绿色能源。随着国家西气东输工程的竣工，邯郸市煤气公司(以下简称公司)在高新技术开发区建设了1座天然气门站和天然气加气母站。天然气引入邯郸市后，公司将逐步用天然气取代焦炉煤气，发展工商业户，减少燃煤对城市的污染。
目前，城市大气最大的污染源之一是燃油汽车的尾气。在国外发达国家，为了降低能耗，减少大气污染，政府出台了许多优惠政策鼓励将燃油汽车改装成燃气汽车。在我国一些大城市，也在积极推广发展燃气汽车，汽车燃料多样化将是汽车工业发展的必然趋势。邯郸市有充足的天然气气源和资金建设CNG汽车加气站(以下简称加气站)，推广CNG汽车将给邯郸带来非常可观的社会效益。加气站的建设规模
1.1 加气站的规划4434
邯郸市计划建1座加气母站，10座加气子站，5座加气标准站。根据公司燃气设施的分布和发展情况，首先在高新技术开发区内建设1座加气母站，然后根据城市的发展规划、汽车改装的进度和数量、市区车辆的流动量和线路分布等在市区内逐步建设加气子站和加气标准站。
1.2 加气站的分类
①加气母站
公司计划于2005年，在邯郸市高新技术开发区建设1座加气母站，占地1×10m。加气母站的天然气来自高压管道，经过调压、计量脱水和压缩后装在高压储气瓶(压力为25 MPa)内.由运瓶车送至各加气子站。加气母站的设计加气量为6×10m／h。
②加气子站
加气子站占地2000～2500m，可与加油站合建。加气子站接收运瓶车运来的钢瓶组，通过小型压缩机和加气机向汽车加气。根据车辆改装情况，每年拟建2～3座加气子站，至2010年计划建成10座。加气子站的设计加气量为1000m／h。
③加气标准站
加气标准站占地2500～3000m，可与加油站合建。必须建在中压管道附近，从中压管道接收天然气，经过过滤、计量、脱水、加压后通过加气机向汽车加气。根据邯郸市天然气管道的敷设情况，每年拟建l座标准站，至2010年拟建成5座。加气标准站设计加气量为1000 m/h。32324342市场分析
邯郸市现有机动车逾10×10辆，其中公交车约1000辆，出租车约5000辆，环卫车约120辆。由于公交车和出租车的利用率高，排放量大，因此在2008年以前主要对公交车和出租车进行改造。在CNG汽车推广使用的初级阶段，可能加气子站相对较少，所以改装车需要增加储气瓶及1套CNG装置并保存燃油装置。公司计划2005年改造公交车及出租车总量的25%，2006年改造公交车及出租车总量的25%，2007年改造公交车及出租车总量的15%，2008年改造出租车总量的155%，2009年以后考虑改装其他类型的车辆。
这项计划能否顺利实施，需要市政府的支持以及群众环保意识的提高，并考虑价格因素等各方面的影响。3 资金来源 4
①加气母站
加气母站的主要设备为调压、计量、储气及脱水装置，压缩机组，配电系统，冷却系统，运瓶车等，总造价约2000×10元(不计征地费)。
②加气子站
加气子站主要设备为储气瓶组、压缩机、配电系统和加气机等，其总造价约550×10元(计征地费用200×10元)。
③加气标准站
标准站的主要设备为调压装置、计量装置、压缩机、配电系统、储气瓶组和加气机等，总造价约700×10元(计征地费用250×10元)。
④汽车改装费
改装天然气汽车需增加储气瓶及油、气转换装置。公交车改造费平均为8000元／辆，出租车改装费平均为3000～4000形辆。
⑤资金来源
建设加气母站、加气子站和加气标准站的资金由华新天然气开发有限公司提供，其中30%自筹，70%来自银行贷款。汽车改装费用由车主承担。
4经济效益和社会效益
4.1经济效益 44444
天然气购进价格为1.48元/ m。加气母站售给子站的价格为2.30元/ m，加气子站对外的售价为2.50元／m。加气子站年收入为483×10元，年毛利润为42×10。元。若考虑运输费用、各种税费及不确定因素(参照其他城市经验数据约需40×10元)，一座子站的年纯利润约2×10元，若加气子站供气量增加，相应利润会提高。加气母站供1座加气子站的年利润为67.2×lO元。若考虑运输费用、各种税费及不确定因素(参照其他城市经验数据约需50×10元)，加气母站只有达到设计规模，才能有一定的经济效益。
以天然气为燃料的双燃料汽车发动机冷启动效果好，运转平稳，气体不含杂质，因而在燃烧时不会产生积碳。由44444433
3于天然气中硫的含量和机械杂质均远低于汽油和柴油，所以对各种零部件的危害较小，也不会对机油产生稀释，能延长汽车发动机的寿命，减少50%的维修费用。
4.2社会效益
①减少对大气的污染。燃料与空气混合均匀，燃烧比较完全，可大幅度降低CO、硫化物和碳氢化合物的排放，减少微粒排放污染。
②比汽油更安全可靠。汽油燃点在430℃以内，着火极限为1.3%～7.6%。压缩天然气的燃点高，在537℃以上，着火极限为5%～15%，不易形成可燃性混合气体，所以汽车用压缩天然气不易发生火灾事故。投资回收期
5.1 子站投资回收期
总造价550×10元，子站运行年限在20a以上，因受加气量、地理位置等诸多因素影响，投资回收期不易确定。
5.2 母站投资回收期 4
总造价(包含征地费)2300×10元，若达到10座子站的规模，投资回收期为15a。四川一些城市的数据表明一般为5～6a，北方城市相对时问长些。
5.3 汽车改装成本回收期 4
据我们考察，南方发达城市，尤其在天然气丰富的省份，由于价格便宜，出租汽车半年可收回成本，公交车相对长些。在我市，由于价格相对较高，成本回收期公交车为200d，出租汽车为150～200d。结语
天然气汽车加气站的社会效益远远大于经济效益，项目的实施取决于市场和汽车改装量。目前邯郸市政府倡导天然气改装汽车，建议出台配套优惠政策，推广CNG汽车项目。
CNG汽车加气站的可行性分析 篇2
摘要：随着天然气行业和城市交通的不断发展，压缩天然气
（CNG）成为现代城市交通能源的重要组成部分，由于CNG具有易燃易爆的特点，其运行设备又处于高压状态，一旦发生事故，可能会对场站及周边地区造成巨大伤害，CNG加气母站作为生产压缩天然气的场所，其安全管理尤为重要。本文通过故障树分析对CNG加气母站主要事故进行分析，建立了CNG加气母站失效故障树，识别出引起CNG加气母站失效的主要因素，并提出了相应的安全管理措施，对CNG加气母站的安全管理有一定的指导意义。
关键词：压缩天然气 加气母站 故障树 防护措施
0 引言
为了降低汽车废气排放，改善大气环境，压缩天然气（ CNG）成为替代汽油、柴油的首选清洁燃料。该燃料能降低汽车运行费用，提高经济效益，延长汽车设备使用寿命，降低维修费用[1]。由于压缩天然气所具有的强大市场发展潜力，近年来， CNG加气母站的数量逐年增加。但是，天然气主要成分是甲烷，甲烷为一级可燃气体，甲类火灾危险性，爆炸极限为5%～15%，对空气的比重为0.55，扩散系数为0.196，具有燃烧速度快、热值高、易爆炸的特点。相对普通城市燃气，CNG加气母站内的气体为20～25MPa的高压天然气。所以CNG加气母站具有易燃、易爆、易产生静电、易泄漏等危险特性，同时压缩机、脱水撬等动设备较多，运行时处于高压状态，而CNG加气母站一般处于城市周边，一旦发生事故影响较大。因此，加强CNG加气母站的安全管理，制定科学的安全防护措施，保证CNG加气母站的连续安全平稳运行，对CNG加气母站的安全管理具有重要的意义。
1 故障树分析
1.1 故障树分析法简介 故障树分析法（FTA，Fault Tree Analysis）是对于一些不易形成逻辑图的复杂系统进行风险识别和评价的一种有效的方法。故障树分析法采用事件符号、逻辑门符号和转移符号来描述系统中各种事件之间的因果关系。
故障树是一种逻辑树，其树枝代表系统、子系统或元件的事故事件，节点代表事故事件之间的逻辑关系。逻辑门的输入事件是输出事件的“因”，逻辑门的输出事件是输入事件的“果”。故障树的组成是从系统顶事件的根出发逐级向下发展绘制，直到事件概率已知的基本事件为止，在故障树中表示事件之间最常用的逻辑关系是“与”和“或”。故障树中采用的图形符号有很多，表1列出几种常用的符号。
故障树分析在系统生产运行中能为事件是否失效提供判断依据，有助于改进相关技术管理，促进完善的生产运行管理制度的建立，从而做好设备、安全控保装置、压力容器等的检维修计划和方案，达到预防为主、防治结合的目的。故障树分析法是从系统到部件，再到零件的“下降形”分析的方法，具有可视性强、逻辑性强的特点，可以做定性分析，也可以做定量分析，体现了以系统工程方法为基础来研究安全方面问题的系统性、准确性和预测性。
1.2 故障树分析基本程序
故障树分析是系统可靠性和安全性分析的工具之一[2]。采用故障树分析法建立故障树的基本程序如下：①确定所分析的系统;②熟悉所分析的系统;③调查系统发生的事故;④确定故障树的顶上事件;⑤调查与顶上事件有关的所有原因事件;⑥故障树作图;⑦故障树定性分析;⑧定量分析;⑨安全性评价。
1.3 CNG加气母站失效故障树的建立 CNG加气母站是为CNG加气子站供应压缩天然气的加气站，通过压缩机加压后充装给槽车送至CNG加气子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的系统。CNG加气母站是一个复杂的系统，包括进站预处理、干燥脱
水、压缩、冷却、加气、储气井等系统，其工艺流程如图1所示。
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图1 CNG加气母站工艺流程图
CNG加气母站设备种类较多，工艺相对复杂，所以引发事故的因素是也多方面的、多层次的。从大量事故分析报告的统计结果来看，CNG加气母站主要事故类型包括机械伤害、火灾爆炸、触电伤害等。引发事故的危害因素则有违章操作、设计缺陷、人为损坏、设备失效等。
根据选择顶事件的原则，选取“CNG加气母站失效”作为顶事件，将主要事故分为机械伤害、火灾爆炸、触电伤害三个类型，并假设这三类事故为独立事件，然后再以这三类事故为次顶事件，采用类似方法继续深入分析，直到找到代表各种故障事件的中间事件和底事件[3-7]，建立CNG加气母站失效故障树图，如图2所示。该故障树共包含了25个底事件。故障树中的中间事件符号和底事件事件符号所表示的含义见表2和表3。
表2 中间事件含义
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表3 底事件含义
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1.4 故障树定性分析 故障树分析中，将导致故障树顶事件发生的数目不可再少的底事件的集合称为最小割集。图1所示故障树中的底事件相互独立，根据布尔代数法进行逻辑运算和化简，则有：
T= X1 + X2+X3+X4+X5+X8X10+X8X11+X8X12+X8
X3+X8X14+X9X10+X9X11+X9X12+X9X13+X9X14+X15X10+X15X11+X15X12+X15X13+X15X14+X16X10+X16
X11 + X16 X12 + X16 X13 + 16X14+X17X10+X17X11+X17
X12+X17X13+X17X14+X18X10+X18X11+X18X12+X18
X13+X18X14+X20X21+X22X23
则CNG加气母站失效故障树的所有最小割集为：
{X1}，{X2}，{X3}，{X4}，{X5}，{X8，X10}，{X8，X11}，{X8，X12}，{X8，X13}，{X8，X14}，{X9，X10}，{X9，X11}，{X9，X12}，{X9，X13}，{X9，X14}，{X15，X10}，{X15，X11}，{X15，X12}，{X15，X13}，{X15，X14}，{X16，X10}，{X16，X11}，{X16，X12}，{X16，X13}，{X16，X14}，{X17，X10}，{X17，X11}，{X17，X12}，{X17，X13}，{X17，X14}，{X18，X10}，{X18，X11}，{X18，X12}，{X18，X13}，{X18，X14}，{X20，X21}，{X22，X23}
由此可知，该故障树共有最小割集37个：5个1阶最小割集、32个2阶最小割集。一般来说，割集中所含基本事件数越少，其发生的概率就越大。因此，5个1阶最小割集对整个系统的可靠性影响最大，是系统中的相对的薄弱环节，故引起CNG加气母站失效的主要因素有：违章操作，断、送电操作不当，绝缘保护失效，设计缺陷和人为损坏。
2 安全防护措施
CNG加气母站具有高压、易燃、易爆的特点，是具有较高危险性的作业场所，生产工艺较多且复杂，一旦出现事故，会产生较大损失或较严重后果。通过对故障树的分析，识别出引起CNG加气母站失效的主要因素：违章操作，设计缺陷，人为损坏，正常生产防护不当，断、送电操作不当和设备失效。针对失效原因，给出以下CNG加气母站安全防护措施建议。
2.1 加强管理制度建设，提高员工操作技能 在日常生产管理中应利用安全活动例会、生产例会和HSE教育不断学习制度规范，常抓制度管理，使各项规章制度深入人心。做好站内操作人员的安全技术培训，严格按照操作规程进行操作，并根据实际情况进行修改完善，提高员工操作技能。
2.2 加强设备安全管理，注重检查维修工作 对设计缺陷的地方进行工艺改造。要做好设备的维护保养工作;对调压、计量监测、脱水、水露点检测、过滤设备进行定期计划检修;定期进行春检、秋检，夏季注意消除静电，冬季做好保温工作;加强巡检管理，及时发现和排除隐患，确保设备处于完好状态。
2.3 严格执行门禁管理，规范车辆人员管理 由于CNG加气母站人员流动大，对于进站人员要做好人员登记、安全教育。对于客户，认真检查备案槽车的年度检测报告等资料，槽车进站前检查槽车车头车挂号、余压、防火帽和安全附件等。对于施工作业人员严格执行“两书一表”，并根据实际情况定期进行修订完善。
2.4 扎实开展应急演练，提高安全防护意识 每月定期开展天然气泄漏、紧急切断阀异常关闭、UPS系统故障等应急演练活动，并对演练效果进行总结和分析，不断完善应急预案，提高员工应急事故处理能力，使员工从“要我安全”到“我要安全”。
3 结论
本文总结了CNG加气母站失效的原因，采用故障树分析法对失效原因进行分析，建立了比较完整的CNG加气母站失效故障树，找出了影响CNG加气母站失效的主要因素，并提出对应的安全防护措施，对CNG加气母站的安全管理有一定的指导意义。
参考文献：
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CNG汽车加气站的可行性分析 篇3
关键词：剖析；LNG/L-CNG汽车加气站；工艺设计；注意事项；措施 引言
通常情况下一般的加气站都会有几个结构组成，而这些构成也会因其性质在一些不同的站里也会有所变化，来满足个地方的不同的需要。
1LNG/L－CNG汽车加气站的相关概述
燃油汽车是空气污染的重要影响因素，随着国家对空气环境质量改善力度的加大，清洁燃料的天然气汽车得到了飞速发展。综合以上观点的阐述得出结论，各种类型的加气站在全国各地飞速的建造完成，LNG/L－CNG属于加气站现有各种类型之一，它的特点就是同时能为两种不同的汽车工作，并且储备能力很强大，所以得到大家的普遍认可。LNG/L－CNG加气站设计的主要依据为GB50156—2012《汽车加油加气站设计与施工规范》。LNG/L－CNG所指的就是LNG，因为LNG为温度低，在开展LNG/L－CNG其站点技能时，务必要关注温度低的液体的特征。
2LNG/L-CNG汽车加气站工艺设计中注意事项及处理措施 2.1 LNG的储罐高问题和处理
必须确定LNG的储罐构成基础出现顶面的所有标高为LNG/L－CNG标记的加气站能够为LNG类的汽车以及CNG汽车加满气体。LNG里面的LNG是潜液泵(也称含泵池)、LNG加气机为LNG汽车加气;LNG储罐内LNG通过LNG柱塞泵(LNG加压至25MPa)、高压气化器、CNG加气机为CNG汽车加气。LNG/L－CNG加气站储罐区内主要设备包括LNG储罐(立式或卧式)、LNG潜液泵(含泵池)、LNG柱塞泵、储罐增压器(兼作卸车增压器)。与此相关的法律法规制定有提到，防护堤里面的水平地面最少要比四周的水平矮一十分米，它的顶面最少要高出八十分米，最少要高出外面的地面四十分米。”此条内容仅对防护堤内、外地面与防护堤的顶面高度做出规定，对储罐区内各设备基础高度并未提出相关要求。在进行储罐区设计时，除满足规范相关条文要求外，另需特别注意潜液泵入口气蚀余量的要求，合理确定LNG储罐基础顶面标高。
在存罐和潜液泵撬的放置上，能够把两个轴线放置成L状，这时位于不同高度的俩接口里的管道，都能够经过两个弯头来结合，进而最大程度的减小玩头量来减小阻力。
根据前面所得的分析，对于工艺管道的设计，应该把气液两相流管道和重力自留管道列为设计优先的重点。
2.3 消防问题处理
LNG的物理和化学性质是非常的不稳定的，该加气站的地下室、禁火的危险性范围，要按标准和适用规模储备救生器材、泡沫发生管理系统、消防储水装置等；灭火剂的类型包括了干粉、泡沫以及我们日常生活中常见的水。
干粉灭火剂：干粉灭火剂适用于扑灭固体物质、油类、可燃性气体、电气设备等物品的初起火灾，是扑灭高压力、大流量天然气火灾的最有效措施。特别是在有重要作用的干粉灭火剂，因为射程及取用方便是整个器械的敏感指标，我们必须做好喷射时间的预算评估工作，自己预计出最合理的时间为50～55s，这样才能实现灭火剂效益的最大化。
泡沫型灭火器：其主要应用于易燃油状体失火的情况，原理在失火的的液体表层形成大量的泡沫，隔绝氧气，阻止火势蔓延，广泛应用于油类失火，不可以应用于化学用品的失火和触电失火。10升容量的的泡沫灭火器其喷沫时长只有60 秒，有效射程仅有8 米；而 65 升容量的泡沫灭火器其喷沫时长是170 秒，有效射程高达13.5 米。此外，若LNG出现泄漏的情况时，高倍数泡沫灭火体系能够释放出很多泡沫来遮盖于其上，从而隔绝了空气中的热能，进而大大减缓了LNG的进一步蒸发，使整个气化环境处于可以控制的范围内，进而减少了地面可燃气体的浓度，使起火、爆炸发生的概率大大减少。
消防水：LNG与水之间有非常高的传热系数，因此当泄漏的LNG接触到水时，LNG将激烈地吸热沸腾，并伴随大的响声、水雾喷出和LNG蒸气爆炸，即“LNG冷爆炸”。另外当水浇到LNG上时，造成其与空气的接触范围，进一步扩大火势。
LNG加气站的消防水并不用于扑灭明火，而主要用于降温―――吸收和控制火灾产生的热量，减轻热辐射对储罐和设备的影响，避免储罐及设备因受热超压引发更大灾害。
2.4 工艺布置问题及处理
LNG这个加气站它服务对象大致是是长途客货车、其公交车以及环卫车等，以后伴着LNG 这个技术持续发展以及加气网点持续成熟，其服务对象它也将延伸到出租车以及那些小轿车。LNG其加气站的这个日加气技能以及储存规模这个设计需整合思虑服务车辆这些特征还有用地红线还有站外情景等原因。依据实际工作经验和有关专业数据可知，每种LNG车辆每日的加气量能够依据其自身每日的驾驶路程的专业数据来计算，同事还要依照加气站本身寿命留有足够的余量；通常都是按照三到五分钟时间来进行估算。
低温工艺管道策划是工艺布置里最首要的任务。LNG加气站的管道首要包括卸车工艺内的、储罐和潜液泵里、还有泵橇与加气机内的管道。工艺装配安排应在听从总图安排的条件下，力争管线最短，以缩小流体水头亏损，另一方面也能够缩小吸热量。在工艺管道里，用来传输LNG的大多是液相管道，应该侧重减小阻力，用来去除BOG和平衡压力的是气相管，主要任务是去除BOG。LNG的加气站所使用的低温输送泵是一种潜液泵，即泵和电机全部沉浸在LNG 中使用，LNG对使用物件进行润滑还有对电机实行冷却。LNG从LNG储罐经液相管自流到泵池中，再通过潜液泵加压后向外输送，而泵池产生的BOG则通过气相管引回储罐气相空间。为使LNG能够自己流到泵池里和潜液泵必需的气蚀余量，一般来说，泵池的位置比储罐更低，由它的组织构成和流体的重力科学特性，在稳定时的状态，两者及之间的工艺管道的结构形态在图三中，两者的气相空间值是p与p＋pgh。当泵池BOG 大量产生时，泵池气相空间的压力将升高并导致泵池液位下降，当液位降至回气管管口高度后BOG从回气管排至储罐气相空间。
2.5 回气管道设计注意事项
LNG/L－CNG加气站回气流程主要包括LNG潜液泵回气、LNG柱塞泵回气及LNG加气机回气。在进行LNG/L－CNG加气站回气管道设计时，需要注意以下事项： 液化气吸收液体装置、液化气柱体堵塞装置工作时能够顺利的返回气体是加气站能够正常运营的主要保障措施之一。为保证泵内产生的BOG能够有效排到LNG储罐的气相空间，在进行回气管道设计时，从泵出口至LNG储罐气相接口之间的回气管道应有不小于1%的坡度，分别坡向LNG潜液泵、LNG柱塞泵，并且回气管道不得有“∩”、“∪”形弯出现。
由于LNG柱塞泵回气压力与 LNG潜液泵回气压力不同，为了防止柱塞泵和潜液泵两者之间的回气可能出现的交叉影响，因而很有必要在设计时，将两者的回气管分别分开布置，这样就不会接在储气罐的同一出气口。
2.6 LNG加气站的总图布置
依靠制造工巧和运行管辖的需求，LNG添加站地址平常是制造区域（储备区域、加气区域）和协助区域（站室、洗手间等）构成，储备区域重点是有预防堤、LNG储存罐和潜流泵橇，加气区域就由罩棚子及加气机器构成，站室依据运行管治的需求要分配运行室、办公区、值班区、配电区、控制区等。
在安置加气站的时候，需要根据各地的具体情况，制定最适宜的办法，达到交通便利以及方案执行最佳。因为需要加气的车辆开到加气的位置相对离开加气的位置，操作会更加困难，这样就会很容易导致出现拥挤排队加气的时候。所以在设计构造加气站图纸的时候，需要考虑到入出口的宽窄度以及需要预留停留的空间位置。
每个当站房、储存区设计都有自己独特的工艺管道的长度，特别是在有重要作用的LNG加气站，往往LNG泵的不同不仅会引起外整体靠近出口侧，同时会对现场运营产生巨大的影响，因为微小的失误即会引起失之毫厘谬以千里的巨大影响，这就要求我们综合当时的车流组织、周边的环境情况等作出综合的考量。
如果出现加气站用地不足，无法设立一个专门的加气区，那么就很有必要把加气机尽可能远离储气区，加气机应该要在出口处的两边分别摆放，这样可以为汽车加气预留一定的空间。
结语：综上所述，LNG/L－CNG汽车加气站的设计工艺关系运营安全和创造的经济效益，虽然在设计中有很多的注意事项，但只要加以重视和处理，一定会建设安全的汽车加气站。
浅谈CNG加气站的供销气差率 篇4
关键词：节能减排；CNG；供销气差率 1 前言
随着我国国民经济和汽车工业的迅猛发展，对能源的需求越来越大；石油大量消耗和汽车尾气大量排放加重了我国的环保压力，再加上国际石油价格不断攀升，迫切需要我们寻找新的替代能源。我国“十一五”规划纲要提出了“节能减排”的工作部署，2008年各地市把“节能减排”工作作为一把手工程，这是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择。而CNG汽车是清洁能源汽车中较理想的一种。“西气东输”工程为下游用户的城市提供了难得的机遇。在我国，CNG汽车加气站的发展呈蓬勃之势，许多城市都迅速建设CNG加气站。但在CNG加气站运行过程中，如何既能降低供销差率，又能公正、准确地对天然气进行计量，已经成为燃气企业生产经营管理中一项重要工作。2 影响CNG加气站供销气差率的主要原因 2.1 影响CNG液压子站的供销气差率
2.1.1 CNG液压子站购气量与销售气量的偏差大
液压子站的购气量是槽车在母站的充装气量。母站充装一般通过加气机给槽车加气，目前，国内加气母站采用的加气机，无论是进口的还是国产的，其核心绝大多数采用进口的质量流量计(如美国的罗斯特质量流量计、丹麦massflo质量流量计和德国promass60型质量流量计)，目前，绝大部分质量流量计是依据科氏力原理来测量流体的质量流量的。科氏力是指物体在旋转系统中作直线运动时所受的力：
Fc=2×△m(v.W)式中，Fc为科氏力；△m为移动物体的质量；W为角速度；v为旋转或震动时的径向速度。由此可见，科氏力与运动流体的质量△m、速度v成正比，即与流体的质量流量成正比，而与流体温度、压力、粘度及流量特性等无关。式中恒定的角速度W可以用流量计测量管的震动来代替，当流体流过两根平行的(或其他形式的)测量管时，测量管受科氏力的作用产生反向振动。在测量管中产生的科氏力会引起测量管变形，从而产生进口和出口的相位差，通过入口和出口的相位传感器即可测出测量管的震动相位。
加气机厂家之所以选择质量流量计，是为了避免密度、温度等物理因素的变化对天然气计量的影响。根据物理学原理，单位体积的气体，当质量一定时，气体的密度与体积大小成反比，而加气机通过密度设定，将质量换算为体积，作为计量。加气机的密度设定是由厂家出厂前设置的，加气机质量流量计的天然气密度值一般为0.64kg/m～0.74kg/m。
CNG加气母站和CNG加气子站通常不在同一城市，母站加气机和子站销售的加气机可能不是同一厂家的，即使是同一厂家的，出厂时密度设置值也不可能完全一样，另外，充装时温度和加气速度不同，这就造成了母站加气机和子站销售的加气机质量流量计的天然气密度是一个不确定因素，CNG加气子站购气量和销售气量不可能是完全吻合的，天然气体积
33实际偏差在5%～10%范围之间。一座CNG加气站日供气能力按20000m计算，每天损失气量为1000m～2000m左右。
2.2 CNG加气标准站、加气母站的供销气差率
2.2.1 高压天然脱水装置天然气排污放散量
天然气在加气站脱水采取两种方式，一种是前置干燥塔，即压缩机前脱水，脱水装置采用固体吸附法，采用活性氧化铝-分子筛或硅胶-分子筛两级脱水装置；另一种是后置干燥塔，即压缩后深主脱水，采用分子筛一级脱水装置。
干燥塔的前、后置过滤器每天排污一次，排污时间一般为5s，排污管直径为D=0.1m，压缩天然气温度t=50℃
高压天然气放散时出口流速为临界流速，根据工程热力学计算公式，临界流速为：
Cc—出口流速，m/s
n—绝热指数，对于多原子气体，n取1.30
R—气体常数，R=Ro/M，M为分子量
对于空气R=287，天然气R=519.6J/kmol·k
T1—进口气体温度，高压天然气T1=333K
根据上式可知放散过程下的出口流速仅与气体的种类、进口气体温度及气体的绝热指数有关，与放散管截面积无关。
将天然气参数代A式1-1，得：
Cc=442.3m/s
三个排污口天然气的放散量(工况)
V1=3CcπDt/4=3×442.3×3.14×0.01×0.01×5/4=0.52m
由气体理想状态方程
P1V1T1==P2V2TP1=25MPa V1=0.52m T1=273+50=333K
P2=0.1MPa
T2=273+20=293K
所以V2=P1V1T2/P2T1=114.4Nm
每天排污放散的天然气为114.4m，一个月放散的天然气为3432m左右，每立方米天然气按3.3元计算，一个月加气站直接经济约11325.67元。
2.2.2 加气标准站、加气母站压缩机放散量
压缩机在停机、维修时需要将压缩机中的气体进行逐级放散，压缩机在运行过程中，停机和维修次数越多，放散量越多。
2.2.3 加气标准站、加气母站储气瓶组放散量
333
333
储气瓶组的放散与气质有关，气质越差，定期排放的次数越多。3 降低供销气差率的措施
3.1 降低CNG液压子站购销气差率的措施
降低CNG液压子站购销气差率的措施有两种：一种是改变加气机的计量单位，把元/m改为元/kg，真正意义发挥质量流量计的作用，实现天然气以质量计
量，避免因天然气密度值不同而影响体积误差。另一种是对加气母站和加气子站的天然气进行气质进行分析，根据气质情况，统一设定加气机的密度值，达到购气和售气的计量标准统一，尽量缩小天然气购销气差率。
3.2 降低高压天然脱水装置天然气排污放散量的措施
在高压天然气脱水装置后设置高压回收罐和高中压调压器，先将经高压脱水装置的天然气回收到高压回收罐中，然后经高中压调压器把天然气降低到进站天然气压力范围内，输送到压缩机前管道中，循环利用。此措施需要根据高压脱水装置放散量，设计合理的高压回收罐和选择合理的高中压调压器。
3.3 降低加气标准站、加气母站压缩机放散量的措施
合理安排压缩机运行时间，减少压缩机的停开机次数和维修次数，减少压缩机向空气中的排放量。
3.4 降低加气标准站、加气母站储气瓶组放散量的措施
利用国内外先进的脱水、脱硫装置，提高压缩天然气的质量，减少储气瓶组排污放散量。4 结论
CNG加气站风险评价 篇5
CNG加气站风险评价
CNG加气站主要贮存气体为甲烷,属于易燃易爆场所,主要环境风险为可燃气体甲烷的扩散及其火灾爆炸,本文采用虚拟点源多烟团模式和蒸汽云TNT爆炸模式分别对其扩散和火灾爆炸影响进行了定量计算和影响分析,并提出风险防范措施.
作 者：彭园花 Peng Yuan-hua 作者单位：贵阳市环境保护研究所,贵州,贵阳,550002刊 名：浙江化工英文刊名：ZHEJIANG CHEMICAL INDUSTRY年，卷(期)：40(2)分类号：U4 X9关键词：CNG加气站 风险评价 定量分析
CNG加气机计量检测系统研究 篇6
关键词：计量检测；CNG加气机；构成；功能；因素
中图分类号：U473.8 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）24-0013-01
随着汽车总量的不断上升，产生了大量的安全隐患，其中汽车尾气导致环境污染的问题越来越严重。依据国家相关规定，将在“十二五”期間将清洁能源汽车作为其发展的重点内容。天然气燃料是一种清洁能源，其主要特点为燃烧充分、资源丰富、安全可靠、低污染、低成本等，目前已经成为经济发展中替代汽油的最理想的燃料。天然气汽车的发展，将改善人们居住的生活环境及有效提高国家的经济水平。为此作者主要从CNG加气机的构成及功能等方面对CNG加气机进行了分析，实现多种功能的集合，这对计量检测人员的工作将有极大的帮助，是提高计量工作者工作效率的有力保障。CNG加气机在计量检测机构的广泛应用是确保市场公平及我国CNG产业与技术快速发展的基础前提。
1 CNG加气机的构成
作为一个售气计量系统，CNG加气机主要组成部分有电脑控制器、显示器、键盘、流量计、安全阀、加气枪头、高压软管等。
经过高、中、低压储气罐中的三路管线将压缩天然气输送到加气机的进口处，再利用微机控制器遵循工作状态分别自动打开低压、中压和高压电磁阀将气体送到流量计中进行计量，利用快速切断阀、拉断阀将流量计计量后的气体送到加气枪，然后向燃气汽车储气瓶内进行有效添加。利用流量计进行计量之后，获得的流量脉冲信号和电子计控装置相符合，同时可以将运算、显示及控制电磁阀组等操作在电子计控器装置中进行，如图1所示。
2 计量检测系统的功能
2.1 计量检测系统的硬件构造
作为加气机的核心部件，现阶段计量仪表主要选用的是质量较高的CNG专用容积式流量计、速度流量计及质量流量计。
容积式流量计操作起来比较方便，但在使用过程中为准确测量介质的密度应在操作过程中与专用密度计进行有效结合。在测量操作中速度流量计具有以下几个优点：结构简单、体积较小、流量范围大、信号处理数字化等，其缺点主要是操作现场安装条件不具稳定性，很容易受流场的均匀性及稳定性等因素的作用对其测量结果的准确性造成极大的影响。在CNG加气机计量检测的三种计量方式中，质量流量计是我国应用最多的一种计量检测方式，主要是因为它可以对温度、体积、质量、密度等多个参数进行测量与显示，同时还具备操作流程少、使用方便等特性，这种计量检测方式可以应用于多种类型的加气机，更能提高加气机测量工作的准确性。现阶段在加气机计量检测应用中，一般选用高压CNG质量流量计设备都是RH08系列及8FF系列等。它应用的主要原理为科里奥利原理就是对质量流量进行直接测量，这种计量方式的优点主要是精确度高，测量范围大，应用范围广等。
2.2 CNG加气机计量检测工艺
先对检测装置进行供电作业，然后串联加气机及检测装置，同时连接检测装置的接头及电脑，并检测加气机的密封性，主要检测流程如下：先将加气枪阀门打开，压力表示值在高压状态下要控制在21 MPa以上。将加气机进口检修阀关闭，并连续进行5 min，此时压力指示会有一定的程度地降低，其降低值要小于0.2 MPa。在检查加气机密封性完成后，计量检测人员必须将检测装置数据进行彻底清除，做到清零、累计清除，此时可以将加气机开始启动。在检测加气机示值与限压保护时，计量检测人员需要将加气机阀门进行关闭，将装置里经压缩过的天然气进行有效排出，全部排出后再将加气机进气嘴去掉，同时将一定参数输入到界面上，然后准确地计算误差，将其误差值控制在加气机示值范围内的一般，以确保质量检测的合格性，再将数据信息进行保存。
在第一次对加气机进行检测的时候，如在运输后没有任何破损现象，这种情况下只需采用一级试验就可以了。当出现破损或其他因素时，这种情况下不能进行一级试验，要进行测量变换器、计算器等的二次试验，同时依据实际操作和其他装置进行配置使用。
3 影响CNG加气机计量检测的因素
现阶段我国CNG加气机计量检测工作还不完善，也没有颁布国家计量检定规程，目前主要将《压缩天然气加气机》作为其检定的主要依据。在加气机的使用过程中，对其检测影响的主要因素包括以下几个方面：
①在受到仪器精准度及环境等方面的影响都会导致质量法中的电子天平产生失误。
②如天然气组分分析的不准确等也会影响质量检测中的精确度，最终造成极大失误。
③管路长度、标准容器脱钩等装置安装的不正确都会导致管路压力下降或密封性下降。
影响CNG加气机计量检测的因素有很多，为提高加气机计量检测的质量及计量检测人员的工作效率。必须在计量检测作业中采用科学游戏啊的方式进行CNG加气机计量检测，促使工作人员在工作中及时发现问题，对问题进行分析，并根据检测数据等采取相应的处理方法来有效解决。
4 结 语
CNG加气机计量检测系统从本质上对传统计量检测管理及数据记录方式进行了极大地改变，通过对CNG加气机的构成及功能等方面的分析，为多种查询方式集合的实现提供了可靠地依据。与此同时，完善CNG加气机计量检测系统，不仅为计量检测人员提供了多种检测新途径，而且提高了计量检测工作人员的工作效率，是加气机检测质量的有效保障。
参考文献：
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[2] 侯毅，施文康，迟颖.科里奥利质量流量计的原理及其误差分析[J].自动化仪表，2001，（9）.
[3] 刘生全，马志义，司利增，等.天然气汽车性能影响因素的试验研究[A].全国天然气汽车加气站技术研讨会论文集[C].2002.
[4] 何太碧，黄海波，谭金会，等.CNG加气机技术水平评价指标体系[J].天然气工业，2005，（3）.
CNG加气站安全管理制度 篇7
安全管理检查制度
1、加强全体员工的安全教育，提高安全防范意识。认真贯彻执行国家消防安全法规，接受消防部门的监督检查及工作指导，切实落实“以防为主、防消结合”的方针；
2、学习并遵守安全生产操作规程，不违章指挥和作业，不冒险蛮干。有权制止、劝阻、纠正他人的不安全行为，有权拒绝不符合安全要求，或违反操作规程的指挥调度和安排；
3、安检人员应具有高度的责任心和安全隐患意识，对安检工作应认真负责、细心至微，严禁敷衍了事。对检查出的安全隐患问题，应及时如实汇报，未及时报告而造成的安全责任事故将追究当事人的责任，事故处理按“四不放过”原则执行；
4、安全员对安全检查工作进行不定时的检查，每月汇总安全检查工作情况，提出对安全工作的意见和建议；
5、要坚持做到防火、防盗、安全使用电器设备，下班前，应检查电源，关闭门窗，做到无遗漏，无差错；
6、加气站是防火重点区域，站内严禁烟火，严禁堆放杂物和存放各种易燃易爆品，加气站30米范围内严禁明火，严禁携带火种进站，严禁在加气区域拨打手机；
7、加强站内消防设施、设备的日常维护、保养，使之随时处于良好的状态，严禁将消防设施改作他用；
8、加气员须遵守站内规章制度，严禁穿化纤服装和尖钉皮鞋，以防静电和碰撞起火；
9、对进站闲杂人员劝其离开，发现可疑人员应及时报警；
10、提高警惕，加强防盗意识，经常巡检，防止站内物品丢失；
11、落实安全岗位责任；
12、安检范围及项目：主要针对设备区、加气现场、办公室。设备区主要检查设备有无气体泄漏、异常噪音、震动、消防器材的完好等；加气现场主要检查加气秩序，有无违章加气现象；办公室应检查电器线路的安全、财务安全及防盗措施；
CNG加气站安全管理论文 篇8
1.1天然气的泄露
天然气是以气体的形式存在的，不同于煤炭的固体和汽油的液体，它的存储和运输通常需要高压压缩且易挥发，对存储、输送设备的封闭性有极高的要求。因此，加气站的安全管理首先要从杜绝天然气的泄露开始。天然气的运输管道、储气设备都需要严格的按照国家标准进行详细的检查，并定期对这些设备质量进行评估，及时更换不合格的设备，长期闲置的设备在再次使用前需严格进行检查。
1.2天然气的高压运输风险
天然气不同于煤炭与石油，它是以气体的形式存在的，虽然其实用价值巨大，但它也存在某些方面的缺陷，在运输方面体现的尤为明显。在对天然气进行运输时，通常需要将其在高压环境下转化为液体，并选取密闭性极佳的存储设备进行运输。通常，天然气的液体状态需要在25千帕的高压之下才能够维持，这就对储气设备的密闭性提出了较高的要求，提高了运输的难度[1]。一旦出现稍许的密闭性问题，便会引发天然气的泄露，造成严重后果。
1.3CNG加气站周边明火危险
天然气作为气体燃料很容易挥发和泄露，并且，其在空气中的燃点更低，遇到明火很容易产生爆炸等严重后果。然而，CNG加气站不可避免地存在较大的人流量与车流量，其周边很容易出现不确定火源，例如发动机的点火线圈，以及许多没有相关安全意识的顾客携带的点火源等。
1.4天然气自身质量存在危险
武汉市CNG加气站建站审批流程 篇9
1、项目立项批文。（所在区、市两级计委批准立项的批文）
需准备资料文件：项目可行性研究报告、可研报告批复（市、区两级发改委的批复）。正常费用主要是做可行性报告的钱，审批不要钱。
2、土地征地。
所需准备资料：规划红线、项目选址意见书、土地权属证明等或土地租赁协议等文件。主要是审批此地符合规划可以建设加气站，不管什么性质的土地，要调规到加气站用地，如是加油站性质的土地，不用调整。审批不收钱，主要协调较难，要付出一些代价。
３、项目初步设计。
根据项目立项报告及规划部门的批复意见，委托有资质的设计部门进行项目初步设计，完成初步设计评审。
４、环评、安评、消防评审
根据项目立项报告批复的意见，完成环境影响评价、安全影响评价、消防安全评审。
５、施工图设计
根据初步设计评审结果，组织施工图设计，办理图纸审查、燃气热力项目报建、报监、办理压力容器监检手续，取得施工许可证后开工建设。
CNG汽车加气站的可行性分析 篇10
本规程规定了CNG加气站天然气压缩机生产运行、操作的内容和要求。
本规程适用于华北油田分公司第二采油厂CNG加气站天然气压缩机操作岗位。
2 岗位职责
2.1 负责天然气压缩机的正常生产及启、停操作工作。
2.2 负责操作设备、仪器及安全附件的正确使用及日常维护保养工作。
2.3 负责值班期间的定期巡检、操作及故障处理工作。
2.4 负责操作运行记录的填写工作。
2.5 负责与本岗位相关的其它工作。
3 操作内容及要求
3.1 操作
3.1.1 启机前的准备
3.1.1.1 检查压缩机曲轴箱和注油器液位在规定范围内，并启动注油器。
3.1.1.2 打开冷却水总进水阀，在总出水口处调节好水量。
3.1.1.3 检查气路各处阀门的开关情况，使压缩机处于空载启动的状态。
3.1.1.4 检查各种仪表、安全阀和继电保护装置是否处于完好状态。
3.1.1.5 清理机组附近杂物、地面油渍，检查保护装置和消防器材等齐全并放在指定位置。
3.1.1.6 盘车2～5转，各运动机构应轻巧无阻。
中国石油华北油田公司第二采油厂-3-20发布 2009-3-20实施
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3.1.1.7 检查供电电压是否在360―420V之间。
3.1.2 天然气压缩机的启动操作
3.1.2.1 压缩机空载运转1～2min，注意观察机组油压是否正常，有无异响或振动。正常后即可缓慢加载。
3.1.2.2 供气量小于排气量时，应加强监视和检查。正常运转时要求各级温度、压力以及油压等均应符合机组说明书所规定的各项指标。
3.1.2.3 压缩机在正常工作期间，各级油水分离器应每隔30～60min排放一次。
3.1.2.4 检查调整汽缸及填料的注油量，使耗油量保持在最小值。
3.1.2.5 曲轴箱不应在最小值加油，压缩机如连续运转，加油应有规律、定期定量加油，使油窗油液位保持在2/3左右为准。
3.1.2.6 监听压缩机各部位的响声是否正常，如电机的运转声、吸气管的吸气声、各级进排气阀的启闭声、气体的流动声、运转机构的运转声、油泵声响等，如有异常应及时检查并排除之。
3.1.3 正常停机
3.1.3.1 减负荷至不排气，应逐渐降低各级压力，并注意不得过快。
3.1.3.2 打开各级油水分离器排污阀使压缩机卸载。
3.1.3.3 切断电源，使压缩机停止运转，关闭进气阀门。
3.1.3.4 关闭冷却水，如长期停用，应排除各级气缸和冷却器中的冷却水。
3.1.4 运行时参数调整
3.1.4.1 润滑油温度：30℃~65℃。
3.1.4.2 润滑油压力：0.1Mpa~0.35Mpa。
3.1.4.3 冷却水压力不低于0.15～0.4MPa。
3.1.4.4 最大负荷工况下各级吸排气压力(Mpa)与温度(℃)
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3.1.4.5 级次 吸气压力 排气压力 吸气温度 排气温度
I 1.5 4.15 ≤45 <160
II 4.15 10.8 ≤45 <160
III 10.8 26.25 ≤45 ≤40
3.1.5 紧急停机
发现有下列情况之一时，须紧急停机并进行检查和处理：
3.1.5.1 任意一级排气压力超出允许值并继续升高。
3.1.5.2 突然停水、断油、电机断相或部分断电。如因断水而停车，应待机器自然冷却后再通水。
3.1.5.3 有严重的不正常响声，或发现机身、汽缸有裂纹等情况;电动机出现明显的故障。
3.1.5.4 压缩机任一部分温度升高异常。
3.1.5.5 危急机器或人身安全时。
3.2 巡回检查
3.2.1 第一方位：压缩机仪表盘 6点
3.2.1.1 吸气压力0.7～1.1Mpa
3.2.1.2 水压≥0.15～0.4Mpa
3.2.1.3 油压0.1～0.35Mpa
3.2.1.4 一级排气压力≤4.15Mpa
3.2.1.5 二级排气压力≤10.8Mpa
3.2.1.6 三级排气压力≤26.25MPa
3.2.2 第二方位：压缩机曲轴箱及注油器 5点
3.2.2.1 曲轴箱机油液位在1/2～2/3
3.2.2.2 机油压力在0.1～0.35Mpa
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3.2.2.3 机油温度≤70℃
3.2.2.4 注油器液位在1/2～2/3
3.2.2.5 注油器5个注油点：注油正常
3.2.3 第三方位：压缩机汽缸 6点
3.2.3.1 一级汽缸吸气温度≤35℃
3.2.3.2 二级汽缸吸气温度≤45℃
3.2.3.3 三级汽缸吸气温度≤45℃
3.2.3.4 一级汽缸排气温度≤120℃
3.2.3.5 二级汽缸排气温度≤133℃
3.2.3.6 三级汽缸排气温度≤130℃
3.2.4 第四方位：冷却分离系统 4点
3.2.4.1 曲轴箱、各级汽缸及冷却器(7处)上水温度≤35℃
3.2.4.2 各级分离定时排污
3.2.4.3 凉水塔蓄水池液位满，风机运转正常
3.2.4.4 循环水泵水压≥0.3Mpa，无异响
3.2.5 第五方位：控制室及其它 5点
3.2.5.1 三相电压：380±5%
3.2.5.2 电流表读数<270A
3.2.5.3 可燃气体报警仪：无报警显示
3.2.5.4 无电缆烧焦糊味
3.2.5.5 压缩机及电机声音正常
3.3 维护保养
3.3.1 每日保养(机组正常运行)：
3.3.1.1 从视窗检查压缩机润滑液位，润滑油不足时按要求补充。
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3.3.1.2 检查注油器循环指示器，按要求调整。
3.3.1.3 用手缓慢开启阀门，使进气洗涤罐的液体排入专用罐中。
3.3.1.4 检查每一个排气温度计，温度是否正常，若温度计显示温度在163℃以上，应早维修人员修理。
3.3.1.5 检查压缩机是否漏油漏气，若发现泄漏，要紧急停机修复，整改完成后才可开机。
3.3.1.6 检查仪表控制板。检查日常运行数据(数值参见手册)：
3.3.1.7 手控方式排去天然气储罐内的残液。
3.3.1.8 手控方式排去空气压缩机储气筒内的残液。
3.3.1.9 由于流体状况、气体质量的不同，建议在最初运行的三个月内每周检查一次末端排气滤芯，三个月后，可根据使用经验来确定清洗检查的周期(至少每运行400小时要检查一次)
3.3.2 800小时保养
3.3.2.1 在机械停机状态下进行下列检查：
a)清洗过滤器，补充压缩机润滑油。
b)观察驱动连轴器是否有破裂或变形。
c)检查压缩机及电动机的螺栓是否松脱。
3.3.2.2 在机械重新运转后做下列检查：
a)全部紧急停机的性能是否完好。
b)重新设定所有紧急停机限定开关。
3.3.3 4000小时保养
进行常规机油更换。除了要做800小时保养内容，还应对下列部位进行检查：
3.3.3.1拆下隔离端的上盖，肉眼观示十字头闸瓦和滑块，检查是否有异常
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3.3.1.2 检查注油器循环指示器，按要求调整。
3.3.1.3 用手缓慢开启阀门，使进气洗涤罐的液体排入专用罐中。
3.3.1.4 检查每一个排气温度计，温度是否正常，若温度计显示温度在163℃以上，应早维修人员修理。
3.3.1.5 检查压缩机是否漏油漏气，若发现泄漏，要紧急停机修复，整改完成后才可开机。
3.3.1.6 检查仪表控制板。检查日常运行数据(数值参见手册)：
3.3.1.7 手控方式排去天然气储罐内的残液。
3.3.1.8 手控方式排去空气压缩机储气筒内的残液。
3.3.1.9 由于流体状况、气体质量的不同，建议在最初运行的三个月内每周检查一次末端排气滤芯，三个月后，可根据使用经验来确定清洗检查的`周期(至少每运行400小时要检查一次)
3.3.2 800小时保养
3.3.2.1 在机械停机状态下进行下列检查：
a)清洗过滤器，补充压缩机润滑油。
b)观察驱动连轴器是否有破裂或变形。
c)检查压缩机及电动机的螺栓是否松脱。
3.3.2.2 在机械重新运转后做下列检查：
a)全部紧急停机的性能是否完好。
b)重新设定所有紧急停机限定开关。
3.3.3 4000小时保养
进行常规机油更换。除了要做800小时保养内容，还应对下列部位进行检查：
3.3.3.1拆下隔离端的上盖，肉眼观示十字头闸瓦和滑块，检查是否有异常
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的磨损或擦伤。
3.3.3.2 拆下活塞边杆总成，检查汽缸体的磨损或擦伤。。
3.3.3.3 检查活塞环的磨损，是否有断裂痕迹。
3.3.3.4 检查活塞、连杆或连杆垫片的磨损。
3.3.3.5 更换磨损过度或已损坏的活塞环。
3.3.3.6 完成重新组装，并检查注油器流量是否能满足润滑连杆和汽缸的要求。
3.3.4 8000小时保养
3.3.4.1 取下活塞连杆总成，检查汽缸内孔、活塞环、连杆密封垫、十字头导板、十字头销及衬套的磨损情况。
3.3.4.2 更换严重磨损部件。
3.3.4.3 检查联轴器，并重新上紧螺栓，使其达到额定扭矩。
3.3.4.4 检查全部紧急停机装置。
3.3.4.5 检查皮带的松紧及 磨损情况。
3.3.4.6 拆下并检查低压级压缩机排气阀。
3.3.4.7 拆下并检查高压级压缩机排气阀。
3.3.4.8 检查4000小时保养内容中规定检查的十字头、导板和连杆密封垫。
3.3.5 1小时保养
3.3.5.1 拆下曲轴箱盖板，取下连杆轴承盖，肉眼检查曲轴及轴承的磨损。
3.3.5.2 检查曲轴箱内有无金属碎粒，检查轴承轴瓦的磨损及有无剥落现象。
3.3.5.3 拆下隔离盖板，检查十字头导板，十字头销、衬套和十字头滑块。
3.3.5.4 取下活塞连杆总成，检查压缩机进、排气阀，检查汽缸的磨损及划伤情况。
GC/HBYT 02-085-2009 页码：7/7
3.3.5.5 检查连杆密封垫的磨损和积碳等。
3.3.5.6 更换已磨损和损伤的部件。
3.3.5.7 重新设定全装置，检查联轴器是否对中，全部检查整套机组。 注：800小时到12000小时的保养应由专业维修人员进行。
编写部门：资产装备中心
编 写 人：郭淑芳
审 核 人：胡万福
LNG加气站可行性分析报告 篇11
汽车给人们带来了极大的方便，对人类社会发展做出了巨大贡献，但同时消耗了大量的石油资源，排出了大量的有害气体，对人类的 生存环境造成了极大的伤害。为了改善城市的空气质量，促进城市经济和建设的可持续性发展，国家科技部推广应用清洁燃料汽车。LNG的主要成份为甲烷，燃烧后的排放物与汽油和柴油相比，其一氧化碳、二氧化碳和氧化氮的浓度均有明显下降。
LNG（液化天然气）汽车是以LNG工厂生产的低温液态 天然气为燃料的新一代天然气汽车，其突出优点是，LNG能量密度大（约为CNG的三倍，气液体积比为625：1）；汽车行驶里程长（小型车可达400km以上）；建站投资少；占地面积小；无大型动力设备；运行成本低；加气 站无噪音；LNG可用专用LNG槽车运输，建站不受 天然气管网的制约，因此便于规模化推广。
一、LNG汽车与LNG加气站
1、燃气汽车和加气站的特点（1）CNG和LPG汽车及加气站的特点
首先，CNG汽车 车用钢瓶总量大，气态储存天然气几乎每天都要加气。其次，CNG加气站占地面积大，建设成本高，一座满足100辆汽车的加气站，一般占地面积为2000—3000㎡，造价为500万以上，加气站设备噪音大，不适合市区的建站。另外，CNG加气站不能远离天然气管网，也制约了其发展，虽然可以通过建设子母站来解决，但需增加二次压缩和运输成本，经济上不理想。
LPG汽车由于排放效果不理想，其运营成本比天然气高，故无发展空间。
（2）LNG汽车和加气站的优点
A．能量密度大。同样容积的LNG车用储罐的天然气，是CNG储气罐的2.5倍，目前小型车加气一次，可行驶400km以上，大型货车可行驶1000—1300km，非常适合长途运输需要。
B．运输方便。在陆路 上通常用20—50立方米（可储存1200—3000立方米天然气）的汽车槽车，将LNG运送到LNG汽车加气站。也可根据需要使用火车槽车和海上LNG轮船运输。
C．排放物污染小。LNG汽车的排放效果要优于CNG汽车，与燃料汽油和柴油相比，LNG汽车的污染物排放量大量降低，被称之为真正的环保汽车。
D．安全性能好。LNG的燃点为650℃，比汽油、柴油和LPD的燃点都高，点火能也高于其他燃料，所以更难点燃。LNG的爆炸极限为5%—15%，气化后的密度小于空气密度，而LPG的爆炸极限为2.4%—9.5%，气化后的密度大于空气密度，气化后不易挥发。汽油的爆炸极限为1%—7.6%，柴油的爆炸极限为0.5%—4.1%，可见LNG汽车比LPG、汽油、柴油更安全。
E．经济效益显著。由于LNG的价格比汽油和柴油都低，又由于LNG燃烧完全，不产生积碳，不稀释润滑油，能有效减汽车轻零部件的磨损，延长汽车发动机的使用寿命，所以使用LNG汽车的经济效益显著。
2、LNG加气站工艺流程与车载LNG供给流程（1）卸车流程
由加气站LNG泵将LNG槽车内的LNG卸至加气站的LNG储罐。（2）加气流程
储罐内的LNG由LNG泵抽出，通过LNG加气枪向LNG汽车加气。
（3）储罐调压流程
卸车完毕后，用LNG泵从储罐内抽出部分的LNG，通过LNG汽化器气化，且调压后，进入储罐，当储罐内压力达到设定值的时候停止气化。
（4）储罐的泄压流程
当储罐压力大于设定值时，安全阀打开，释放储罐中的气体，降低压力以确保安全。
（5）车载LNG供给流程
LNG通过充气口进入并储存于车载的LNG气瓶中，工作时LNG从单向阀导出，再经汽化器气化成气相进入缓冲气罐，经过电控阀，再由减压调节阀减压后，在混合器中与空气混合，进入LNG发动机，进行燃烧。
二、发展LNG汽车的可行性分析
1、LNG汽车技术的可行性分析
以LNG为燃料的汽车称为LNG汽车，一般分三种形式，一种是完全以LNG为燃料的纯LNG汽车，一种为LNG和柴油混合使用的双燃料LNG汽车，再一种是LNG与汽油替换使用的两用LNG汽车。这三种LNG汽车的燃气系统基本想同，都是将LNG储存在车用LNG储罐内，通过气化装置气化为0.5MPa左右的气体，供给发动机，其主要构成有LNG储罐、汽化器、减压调压器、混合器和控制系统，车用LNG储罐一般采用双层金属真空加多层缠绕绝热技术，国内外均能生产，并保证LNG的日蒸发率为2%以内（7日内不产生蒸发损失）。汽化器一般采用发动机冷却水做热源，由控制系统根据发动机工况调节其气化量。减压调压阀和混合器与CNG汽车基本想同，无技术难点。总之，通过近几年对LNG汽车技术的不断改进和完善，国内LNG汽车技术已完全达到了使用水平。
2、LNG汽车加气站技术的可行性分析
LNG汽车加气站有两种形式，一种是专供LNG汽车加气的单一站，一种是对LNG汽车也可对CNG汽车加气的混合站（L-CNG加气站）。LNG汽车加气站的主要设备有LNG专用储罐、LNG低温泵、增压汽化器、LNG计量装置和自动控制装置。在加气站中，储罐一般建在地下，低温泵安装在储罐内，计量装置建在储罐上方的地面，因此整个加气站占地面积少，数百平方米即可。
L-CNG汽车加气站是在LNG汽车加气站的基础上增设一套气化系统，设备主要包括高压低温泵，高压汽化器，CNG储气钢瓶组和CNG售气机。高压低温泵将储罐内的LNG增压后注入高压汽化器，LNG吸收外界热量而气化，气化后的高压气体储存于CNG的钢瓶组内，通过售气机对CNG汽车加气，气化过程全部由控制系统自动控制，L-CNG汽车加气站技术十分成熟，其工艺原理十分简单。
3、安全保障技术分析
LNG汽车及加气站的技术安全问题，主要是LNG的泄漏问题，为了能够及时监测到LNG的泄漏，LNG汽车及加气站设有泄漏监测、冷量监测、气体监测及火焰监测等安全监测系统，LNG一旦发生泄漏，系统会采取自动保护措施。主要设备和管线上采取以下安全措施：
（1）LNG储罐设有防过量注入系统，防超压（超高和超低）注入系统。
（2）汽化器的进口管线上设有紧急切断阀，一旦汽化器发生泄漏或其他事故，立即自动动作并关闭汽化器。
（3）LNG泵设有紧急切断阀，事故工况下自动动作。（4）为使LNG的泄漏量达到最小，在管线的每个独立段，都装有紧急切断阀，另外主要的LNG管线上还装有防超压的安全阀和防泄漏的过流阀。
总之，LNG加气站系统和LNG汽车车用系统自身安全性设计要求非常高，发生事故的可能性很小，其安全是有绝对保障的。
4、LNG汽车经济性的可行性分析（1）LNG汽车设备及改装费用 A．天然气火花塞点火式发动机
由于天然气着火温度高，发动机压缩过程中，气缸内的气体温度达不到其自燃点，必须依靠电火花点火，或者靠喷入少量柴油自燃而引燃天然气，天然气发动机按点火方式分为火花塞点火式发动机和柴油引燃式发动机，由于柴油引燃式发动机目前不能从根本上解决发动机的排放污染问题，所以天然气汽车发动机多为火花塞点火式发动机，即在原有汽油机或柴油机的基础上针对天然气特点，改进设计的火花塞点火式发动机。
B．车载燃料供给电控系统
车载燃料供给的电控系统，主要是应用电脑闭环控制点火提前角、高能点火以及随机调控不同工况下的最佳空燃比，可以将汽车发动机压缩比提高到8.8，并采用了电喷技术，使LNG汽车的动力性能最大功率达到94kw，最大转矩达650N:m，使汽车使用LNG相对于汽、柴油而言其动力性能无明显下降。
C．LNG车载气瓶
LNG车载气瓶一般采用双层金属加真空缠绕绝热技术，LNG的日蒸发率为2%，因此可以保证7天内基本不发生蒸发损失。
D．LNG汽车改装成本
采用国产原件改装，小型车成本约为1.2万元，中型车成本约为1.5万元，重型车成本约为2.2万元。使用LNG燃料与使用汽油、柴油相比，燃料费可降低30%—50%，发动机的维修费可降低50%以上。
（2）LNG资源的可行性分析
我国现有广东、福建、浙江、江苏、山东和辽宁沿海地区规划和实施的LNG进口项目将构成一个沿海LNG进口接收站与输送的管网，按目前的建设项目规划，到2020年，中海油、中石油和中石化主导下的LNG进口项目将达到6000万吨的规模。
目前我国第一个LNG接收站在深圳，是由中石油昆仑天然气利用有限公司组建并经营，一期规模为300万吨/年，项目投产期间每年将从澳大利亚西北大陆架进口300万吨LNG，供应5个配套的燃气电站并向珠江三角洲城市和香港供应LNG，所以我们跟中石油昆仑公司合作在深圳建LNG加气站无需考虑资源。
（3）LNG汽车经济性分析
根据天然气燃烧性和运行实验结果，1Nm³天然气的行驶里程等效于1.2升汽油，汽油的价格为 7.75元/升，天然气的价格为5.43元/m³，故使用LNG比汽油要便宜每立方米3.87元，每年按年运行50000公里计算，小车年耗油为4500升，中型车耗油11000升，大型车耗油17000升，则使用LNG时分别节约燃料费为1.74万元，4.26万元和6.6万元。
（4）LNG汽车加气站经济性分析
LNG汽车加气站建设规模可大可小，以一座日售气量为2万Nm³的综合式L-CNG加气站为例，加气站设备全采用国产设备，总投资大约400万元，动力消耗为20KW，人员15人，按年售气720万Nm³计算，当LNG进价与零售价价差保持在0.4元/Nm³时，年利润约为150万元，两年多时间可全部收回投资。
三、LNG加气站建设及合作规模
1、中国石油昆仑天然气利用有限公司在LNG领域的优势 中石油昆仑天然气利用有限公司是中国石油在全国范围内从事天然气利用业务的专业化子公司，公司承担中石油在全国范围内的CNG和LNG加气站的建设和运营，并负责深圳LNG接收站的建设和运营管理。公司的发展规划是以城市为重点，通过 独资、合资、合作等方式加快构建LNG终端营销网络，努力做强做大LNG业务，打造“昆仑”品牌，为促进集团公司建设综合性国际能源公司做出贡献。公司的承诺，（1）LNG项目所需要的天然气由中石油天然气集团公司计划单列，不占地方用气指标，并保证供气充足稳定。（2）为促进当地公共交通业发展，对城市公交用户在社会车辆零售价格上适度予以优惠。（3）在当地合作投资建站，除核心运营管理人员外，一律实行本土化管理，促进当地就业。
2、广州奥科自动控制设备有限公司
广州奥科自动控制设备有限公司是一家集科研、生产、进口组装、系统设计、成套工程、进口贸易为一体的综合性实业公司，也是华南地区颇具实力和规模的自动控制设备公司，公司技术力量雄厚，质量体系完善，管理机制灵活，公司具有 多年从事承接石化行业 自控设备的经验，具有多年从事大型炼油厂生产管理的专业人才，可 以保证LNG加气站的安全稳定、有效的运营。
3、加气站的合作模式和利益分析
在相应国家发展新能源汽车的政策指导下，为了有效解决汽车燃料的稳定供应，中石油昆仑天然气利用公司本着从长远利益出发，在以合作企业双赢为原则的基础上，开展天然气加气站建设和燃料供应的深度合作，从而构建与用气企业的紧密相联，形成自主的商业模式，在市场公平原则下，综合考虑合作企业利益，促进双方利益最大化。
（1）加气站的合作模式
中石油昆仑天然气利用公司和广州奥科自动控制设备有限公司按各自的出资比例在深圳市龙岗区注册成立股份制公司，负责投资LNG加气站的建设、管理和运营该地区的L-CNG加气站，具体如下：
中石油昆仑公司负责策划和监管L-CNG加气站的建设与运营运作，有效保证加气站的LNG原料供应。
广州奥科自动控制设备有限公司，负责建站的立项、审批、报建等工作，并参与L-CNG加气站的筹建和运营管理。
以上的合作随着项目的深入双方将以合同的形式确定和细化管理和运行的责，权，利。
（2）投资的可行性分析
将高效、优质、清洁的LNG新型燃料车引入到城市一方面提高了城市居民的生活质量，提升了城市的品味，另一方面有利于保持良好的生态环境，这对于深圳市来说，此项目是一项环保工程，具有明显的社会效益、节能效用和可观的经济效益。
本项目气源为LNG，股东之一的昆仑公司是国家规定的天然气利用公司，在深圳拥有自己的LNG接收站，可以保证LNG的优质、稳定供应。
该项目工艺成熟可靠，技术先进，项目达产后完全满足深圳龙岗地区及周边地区的LNG汽车的用气供应。
该项目重视环保、安全、消防、工艺卫生和节能。该项目正常年各项指标较好，投资回收期合适。
总之，本项目技术先进、经济可靠，有利于促进地方经济可持续发展，社会效益和环保效益显著，建议尽快实施。
广州奥科自动控制设备有限公司
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