瓶装压缩天然气输配工艺研究（共3篇）
瓶装压缩天然气输配工艺研究 篇1
天然气输配过程中的余能回收
通过天然气输配系统的工艺分析,依据北京市天然气用量统计资料,进行了以透平膨胀机带动发电机的出力计算.估算了北京地区压能回收的发电潜力和通过压能回收降低燃气企业运行成本的.经济效益.
作 者：李峥 张文宽 牛文波 谢红林 作者单位：北京市通州燃气发展中心,北京,101101刊 名：节能与环保英文刊名：ENERGY CONSERVATION AND ENVIRONMENTAL PROTECTION年，卷(期)：“”(11)分类号：X7关键词：余能利用 透平膨胀机 节能
瓶装压缩天然气输配工艺研究 篇2
1 压缩天然气输配技术简介
压缩天燃气 (CNG) 输配技术, 是利用压缩天然气汽车加气、储运技术, 同城市燃气调压、储配技术相结合的产物。它充分利用了压缩天然气汽车成熟的加压工艺, 经减压输送到城市燃气管网, 供给不同燃气用户使用。压缩天然气输配技术由四个下艺部分组成;
1.1 加压工艺
利用多级压缩机将天然气由0.3～1兆帕加压到20-25兆帕, 压入储气瓶组储存。天然气在加压以前必需经过脱油、深度脱水处理 (露点达到-60℃) 。
1.2 储运工艺
将压缩天然气瓶组通过汽车、船舶运输到使川地。目前刚于此输送过程的压缩天然气瓶组主要有两种形式, 管束式、集装箱型。单体运送能力为2800～5000标准立方米。
1.3 减压输送
将瓶组内的压缩天然气由20-25兆帕减乐到0.2～1.0兆帕, 输送到城市管网系统。在此过程中, 由于压缩天然气减压过程是一个绝热膨胀过程, 因此需要伴热系统提供热源。
1.4 减压工艺流程
减压输送工艺是压缩天然气输配技术的核心部分, 根据用户使用压力、储气装置的不同需要, 减压工艺略有不同。
2 燃气长输管线建设的制约条件
天然气长输管线是输送天然气的主要手段, 但是长输管线的建设受以下几个方面的限止。
2.1 用气量限止
[文献1]指出, 天然气管道与用气量的关系如下:
式中:Y=燃气管道长度 (km)
X=年燃气用量 (109m3)
由于长输管线的长度与用气量存在正比关系, 当用气量没有达到设计规模时, 经济效益较差。目前我国天然气产业的利润率较低, 在达不到设计用气量时, 很难保证投资的有效回收。
2.2 地形复杂, 施工技术装备要求高
长输管线经常穿越复杂地形, 如过河、沿桥铺设、穿越高等级公路等等。这些工程项目需要的技术装备先进, 工程人员素质高。因此造成工程成本高, 施工难度大, 工期难以保证。
2.3 管线维护费用大
为保证输气正常运行, 保证输气管线、设备的完好率, 长输管线需要专业人员日常维护和定期维修。按照我国的现行下程成本, 天然气长输管线的年维护费约占管线投资的5～8%。维护费随管线使用时间的不断延长, 逐渐加大。
2.4 长输管线建设受用户分布的限制
如第一点所述, 天然气长输管线的铺设, 适合刚气量大、用户集中的地区。但是由于我国幅员辽阔, 城市分散, 人口密度相差很大, 村镇分布更加散乱。因此天然气管线的建设初期必然以大中型城市为主, 对于广大的农村用户, 只能做为远期发展用户。目前我国农村正在开展‘撤村并镇’工程, 长输管线对于实现农村电气化建设, 现实意义并不明显。
3 压缩天然气技术可以作为天然气长输管线的有效补充手段
3.1 压缩天然气的主要服务对象
压缩天然气的主要服务对象是用气量小、距离长输管线远、分布比较分散的用户。如前所述, 用气量是制约长输管线铺设的主要因素, 由于压缩天然气具有供气灵活, 组合随意的特点, 可以满足刚气量小的用户需要。根据目前我国天然气价格情况, 考虑用户可承受能力, 压缩天然气的供气规模可以在500～20000立方米/日范围内任意调整。
3.2 压缩天然气的有效输送范围
由于压缩天然气输送方式是采用汽车 (或船) 为运输工具, 运输距离直接影响压缩天然气供气的经济效益和安全性。压缩天然气的有效输送范围 (R) , 主要受用气量 (Q) 、加气站位置 (S) 、*作时间 (T) 的制约。约束关系如下式所示
式中:m、n、k为修正指数 (技术因素指数) , 考虑压缩天然气储存量、设备特性、道路状况、人员技术水平等因素的影响。
同时经济性条件对有效输送范围同样有制约性, 考虑工程投资的可比性 (与长输管线的投资比较) 、运营成本的可比性 (与长输管线的管输费比较) 、销售价格的可比性 (液化石油气价格、用户承受能力) 。压缩天然气的有效输送范围在150公里左右。与长输管线比较, 压缩天然气建设成本小
从工程建设成本分析, 压缩天然气的建设成本约为900元/m3 (包括加气站、储运瓶组、减压供气设备) 。日用气量小于10000立方米, 管线超过30公里, 采用长输管线在经济上是不合适的。以日用气量10000立方米计算, 压缩天然气建设投资为900万元。同等规模长输管线的建设费用按40万元/公里计算, 可以铺设长输管线22.5公里。仍以长输管线的建设费用按40万元/公里计算, 150公里长输管线的建设费用为6000万元, 以此投资可以提供压缩天然气6.7万立方米/日。即长输管线的日输气能力必需超过70000立方米, 建设投资上才能与压缩天然气持平。
4 压缩天然气供气需要解决的问题
4.1 规范标准
压缩天然气供气工艺, 作为城市气源没有相关的设计、施工标准。目前国内已有的燃气规范 (城市燃气设计规范GB 50028-93、汽车用燃气加气站技术规范CJJ 84-2000) 均没有涉及相关内容。因此, 在建设压缩天然气供气站时, 只能参照液化石油气气化站、混气站、瓶组站标准执行。以此标准建设防火间距较大, 小区开发商难于提供合适的站场用地。
笔者认为, 完善压缩天然气供气站设计、施工规范是当务之急。根据压缩天然气的物化特性、热力燃烧特性, 压缩天然气的危险性不高于液化石油气。将压缩天然气供气站与汽车用压缩天然气加气站相比, 供气站*作的危险性不高于加气站 (除减压设施外, 供气站设备与加气站设备相同) 。参照美国压缩天然气加气站标准, 加气站可以建在住宅区内。
对于供气站储气使用的瓶组应有明确的界定 (属于瓶组、储罐、其他) 。
规范需明确瓶组储气设备的制造标准、联接标准、装卸标准、验收标准。
4.2 用户选择
压缩天然气可以满足大多数燃气用户的需要。最为理想用户是民用户 (不含燃气采暖) ;用气量不大的工业用户 (日用气量小于20000立方米) 。燃气采暖用户应慎重考虑。
压缩天然气的单站供气规模受供气范围、运营成本、销售价格的影响。对于民用户由于用气量小, 冬夏两季用气量相差不大, 适合压缩天然气供气特点。对于工业用户用气量大, 但十分稳定, 小时流量均衡, 也利于压缩天然气供气。
4.3 气价政策
压缩天然气多数是在管网气基础上, 净化处理后加压供应。因此, 其成本高于管网气。因此, 制定销售价格时, 压缩天然气的供气价格应同液化石油气价格相比较, 这样有利于用户接受。
综上所述, 压缩天然气供气技术可以满足用气量小、距离主管网远、地形复杂的用户。因此, 压缩天然气供气技术作为长输管线的补充手段是可行的。
摘要：本文就压缩天然气输配技术作为燃气长输系统补充手段的可行性进行如下几个方面的阐述:加压工艺;储运工艺;减压输送;减压工艺流程;燃气长输管线建设的制约条件;压缩天然气的主要服务对象;压缩天然气的有效输送范围;压缩天然气供气需要解决的问题等。
关键词：供气站,长输管线,瓶组储气设备
参考文献
瓶装压缩天然气输配工艺研究 篇3
【关键词】天然气；DPC2803；天然气压缩机；补气
引言
压缩机在运转时，往往因压缩机排气参数的改变，使机器实际运行点偏离设计工况，从而改变压缩机的负载特性。运行时天然气压缩机进气压力随着气井储量递减而井压逐渐下降，活塞完成一个循环所吸入的气体体积折算到标准状况下的流量就随着减少。此外，克75天然气处理工艺必须要求增压、换热、节流后天然气温度在-10℃～-15℃之间，所以环境温度不变时进气压力降低而排气压力恒定，压比会升高，使容积系数下降，排气量降低。
1、DPC2803压缩机技术的难点
天然气压缩机，进气压力不断降低，排气温度逐渐上升，排气量不断下降，无论是安全性和输气需要，都要求进行相应的调节。
转速调节：压缩机功率变化与转速成正比，因此可以对天然气压缩机进行排气量和功率调节。而整体式天然气压缩机的发动机是二冲程的燃气发动机，具有一定的调速范围，可以实现压缩机转速的调节。但是过低的转速（<350rpm）容易造成在进气压力变化时非正常停机以及加剧缸内积碳。
余隙调节：天然气压缩机在一级缸头往往配置有余隙缸，通过改变余隙活塞的位置来改变余隙容积。设计工况的余隙是最小余隙。进站压力随着时间递减时，余隙应调至大值，以平衡进口压力减少所引起的功率下降，使压缩机不至于在低功率的负荷下运转，同时达到保持较大排气量的目的。
单作用运行：压缩机气缸只在载荷一端来压缩气体，但是在两用一备的运行并车下，不能灵活组合适应原料气的气量，且改变了气流脉冲频率，容易使压缩机机体振动加剧，造成十字头、活塞杆等连接部位旷动，出现故障，因此单作用运行并不能达到稳定的运行效果。
以现有工艺条件无法解决DPC2803压缩机在非额定工况下正常运转的问题，同时五八区气田进入开采后期，无法对单井调产，也就无法实现稳定气源保证平稳的额定工况，必须从其它节点寻找解决问题的突破口。
2、压缩机的技术创新
一般自力式调压阀单纯靠弹簧弹性系数设定调节范围，反应较慢，灵敏度较低，气田开采到后期，气井携液能力较差，所以气量会有波动，造成压缩机进口压力波动而故障停机。
而C1P控制器带比例、积分控制，相当一个气动的变送器。通过波纹管提高反馈压力控制挡板运动速度、灵敏度，排放阀门动作的气源压力，从而控制阀门的开关量。这种结构使控制器的输出开关从完整的输出压力信号。此功能降低了感应弹簧弹性系数，提高了阀门的反应速度与控制灵敏度，能够更有效的降低压缩机的故障停机率，保证气田稳定连续生产。
3、压缩机的技术的先进性分析
3.1自力式调节阀
自力式调节阀是一种无须外加驱动能源，依靠被测介质自身的能量，按设定值进行自动调节的控制装置。它集检测、控制、执行诸多功能于一身，自成一个独立的仪表控制系统。具有以下特点：无需外加驱动能源；节能，运行费用低；适用于爆炸性危险环境，安全性高；结构简单，维护工作量小；可以实现无人值守；集變送器、控制器及执行机构的功能于一体，价格低廉，节约工程投资。
以油田常用的三相分离器为例，使用自力式调节阀工程投资仅为使用电动单元组合仪表的三分之一。配置的C1控制器通过仪表风压力与阀门进口压力成反比控制阀门开关量。比例波纹管连接阀门进口的压力，压在连接梁感受到压力的变化。通过梁调节排气阀拨片的开度，从而改变驱动阀门动作的气源压力，与阀门内弹簧弹力成比例控制阀门开度。
3.2气动调节阀
气动调节阀通过控制模块，采集阀前反馈压力信号，按照设定值依靠输出24V电压电流控制阀门定位器从而驱动执行机构进行自动调节的控制装置。气动调节阀主要由DCS控制系统，阀门定位器、气动阀、压力变送器组成的控制回路。具有以下特点：可实现远程观察运行状态；调量小，精确度高；适用于爆炸性危险环境，较安全；可实现无人值守。
3.3自力式调节阀的优点
自力式调节阀与气动调节阀相比具有以下几方面优点：（1）气动调节阀需要24V供电，而自力式调节阀不需要。天然气压缩机基本置于室内，在有限的空间中自力式调节阀安全性更高。（2）自力式调节阀纯机械结构控制，气动调节阀属于精密仪器，易干扰。相比较自力式调节发操作简单，运行维护方便.（3）自力式调节阀比气动调节阀工作原理简单。成本低。
4、压缩机自动补气工艺技术成果应用
通过补气阀将对应的压缩机出口高压气补充至压缩机进口，保证了压缩机在额定负荷下正常平稳的运行。在原料气气量不变的基础上，2011年4月26日3号天然气压缩机投用补气系统。可以通过补气阀调节，压缩机进气压力实现设定范围0.5-0.9Mpa，对该压缩机进行运行状态跟踪考核。根据设备实际运转记录趋势可以看出，3号压缩机在额定不同转速下，均可以达到额定设计载荷，3个动力缸温度相差小，且进口压力保持不变。说明补气系统可以根据压缩机不同负载能力补充对应的处理气量，从而压使压缩机在稳定的工况内正常运转。不会因为往往因进气参数（压力、温度）逐渐递减，即压缩机排气参数的改变，使机器实际运行点偏离设计工况，从而改变了压缩机的负载特性。消除了压缩机的变工况运行状态。该结果表明克75天然气处理站工艺优化取得了实际效果。
5、效益评价
5.1经济效益
2011年4月26日，3号压缩机安装补气系统后可以再设定的工况下正常运转，消除了平均每月因压缩机动力缸积碳非正常状态故障停机，减少了放空量损失。
消除压缩机长期在低负荷下运转，减少造成曲轴受力不均造成偏磨，增长了DPC2803天然气压缩机的大修周期。DPC2803天然气压缩机大修一次费用230000元，三台压缩机为690000元。降低了动力端由于润滑油不能充分燃烧，造成气门和活塞环积碳。因此补气系统延长了部分配件的使用周期。改造后压缩机的运转平稳，降低了故障率，延长了配件使用周期，减少了大修一次，节约费用约989418元。
5.2社会效益
通过重新选型改造DP2803天然压缩机的补气执行机构，实现该压缩机补气功能。首先消除压缩机在非设定工况下低负荷运转的状态。在不稳定工况下，该压缩机均能以额定负荷平稳运转。该系统提高了天然气压缩机在气田晚期开采应用的适应性，降低了压缩机的故障率，并且减少人员的工作强度。