CNG加气站常规站气损控制措施

吴建祥朱厚明 罗杨莫政平

（1.西南油气田分公司重庆气矿；2.西南油气田分公司质量安全环保处）

CNG加气站常规站气损控制措施

吴建祥1朱厚明1罗杨1莫政平2

（1.西南油气田分公司重庆气矿；2.西南油气田分公司质量安全环保处）

减少气损是 CNG加气站常规站节能的关键措施。结合常规站的工艺流程，重点分析了计量误差、放空、排污、工艺设备缺陷等造成气损的原因，提出了减少气损的对应措施。以某加气站气损异常治理为实例，针对不同的气源情况，提出了设备优选、加强保养、工艺优化等减少气损的方法，为 CNG加气站推进节能管理工作提供技术指导。

CNG加气站 常规站 气损 节能

随着汽车工业的蓬勃发展，CNG加气站作为一种提供清洁能源的平台应运而生并发挥越来越大的作用。根据站区现场或附近是否有管线天然气，CNG加气站可分为常规站、母站和子站。除人工费外，常规站运行成本主要有天然气、电、水、脱硫剂、脱水剂、润滑油、工艺配件消耗。其中，天然气气损程度是影响加气站经济效益的一个重要因素。

1 CNG加气站常规站产生气损的原因

CNG加气站常规站的一般流程是连接城市燃气管网获得天然气，经计量、增压、脱水后储存或销售[1]。 由 于 整 个 流 程 工 艺 设 备 较 多 ， 设 备 放 空 排 污时不可避免地产生气损，一般用输差来量化气损程度。产生气损的原因主要有以下几种。

1）计量本身的误差。CNG 加气站常规站的计量装置由气源处的流量计和销售机的计量系统组成。对川渝地区进行统计发现目前流量计采用最广泛的是罗茨流量计，少部分站采用了高级孔板阀。其中高级孔板阀受人的维护保养、上下游直管段长度和粗糙度、差压信号管路以及仪表自身误差的影响，出现计量不准确的机率较大。罗茨流量计的精度达到了±1.5%，但对气源的气质要求较高，若气源脏，含水量高，则计量偏大。销售机采用的美国费 希尔·罗 斯蒙 特质 量流 量计 （或丹麦 massflo 质量流量计）是依据科氏力原理来测量流体的质量流量的，受环境因素影响较小，精度控制在±0.5%以内。天然气密度可能发生变化，当密度变小时，质量流量计计量值小于真实体积值，造成气损增大。

2）放空、排污损耗。在 CNG常规站整个工艺流程中，不同管段和设备均会设置放空和排污阀，压缩机组低压放空一般直接排入大气；进气分离器排污时也带走部分气体；脱水装置各过滤器、分离器排污时均会带走气体；储气井排污也将带走部分气量，各个环节的放空排污均会造成一定程度的天然气损耗。

3）工艺设备泄漏。安全阀、放空阀、排污阀等因使用时间久、产品质量、保养不到位等原因产生内漏，造成气体泄漏；电磁阀和拉断阀密封不严，三通枪阀泄漏；压缩机组活塞杆磨损，与填料不能完全密封，导致高压天然气窜入曲轴箱从呼吸口冒出；加气机电磁阀因气质脏关闭将产生高压时不计量，导致气损增大。

4）工艺设备缺陷。填料靠气体压力进行密封 ， 填 料 在 密 封 过 程 中 会 泄 漏 部 分 天 然 气[2]， 目 前仍有部分加气站的压缩机组填料气没有进行回收，机组处于运行状态时则一直有气体排入大气中。加气枪每加完1辆汽车后将进行高压放空，也未进行回收。存在错峰的场站，单向阀容易损坏，错峰停机后再生气将返回上游管网引起重复计量，气源压力降低时引起天然气回流，气损进一步增大。若压缩机前的所有压力容器（脱硫塔、缓冲罐、回收罐、加湿器等）水容积为 12m3，每日错峰 3次，每次压力从 0.8MPa 降低到 0.4MPa，则产生的气体重复计量为 144m3/d。

5）正常耗损。天然气是以各种碳氢化合物为主的混合气体，在低于最高凝析温度的某一温度值时，压力升高到露点线后，重烃将会形成液态；在一定压力下，温度下降至露点温度时，重烃也会形成液态排出，增大了天然气气损。此项影响由气源气质决 定 ， 高 者 可达到 5%[3]。

2 减少气损的措施

针对CNG加气站常规站各个环节出现的气损情况，结合现场技术人员的管理经验，提出以下的解决措施。

1）减小计量本身误差。首先应结合场站的气质条件、流量计与压缩机组的距离，选择合适的流量计。推荐优先考虑罗茨流量计，但针对气质较脏、距离压缩机组较近时则可考虑使用高级孔板阀流量计。使用孔板阀时，要保证上下游直管段长度和粗糙度符合计量要求、差压信号管路的正确安装；同时，应加强流量计的维护保养工作，根据气质条件定期清洗孔板，对不合格的孔板进行更换。对于售气机的质量流量计，要定期对电磁阀进行清洗，根据天然气密度进行流量计参数设置，减少因天然气密度变小而产生气损。

2）减少放空、排污损耗。首先应定期对阀门进行注脂，减少放空阀、排污阀内漏。再者，根据储气井压力合理安排机组运行状态，减少机组的启停次数，从而减少压缩机向空气中的排放量。应优先考虑城市管网净化气，原料气由于气质脏、含水量大，将增加排污次数，增大气损。但若存在错峰问题，则可考虑其他气源。应加强压缩机组的维护，防止设备损伤后产生更大的泄漏量。要定期对压缩机组活塞杆、填料、各高压阀门等进行检查，若活塞杆与填料密封性较差，则应更换活塞杆或填料。

3）改造工艺设备。目前国内各大 CNG压缩机生产厂家已基本实现了填料气回收。填料气经冷却器冷却、通过缓冲罐进入进气系统中，从而极大减少了气损。部分国产售气机也实现了加气枪放空回收系统，避免了高压气体放空造成气损。

3 加气站气损治理实例

邻 水 CNG 站 销 售 气 量 0.7 × 104m3/d， 前 端 计 量0.76× 104m3/d， 气损 量 600m3/d 左 右。 气损主 要由3个方面的因素造成：该站采用气源为原料气，没有经过净化处理，气质差，含水量大，正常气损高；站内单流阀损坏，受上游网管压力波动，单流阀后的已经计量的天然气返回上游进一步增大气损；站内2台老式压缩机填料气、售气机放空均没有进行回收，直接排入大气。

从表1看出，随着销售气量的增加，输差也随之增大，因为工艺设备随着销售气量的增加而运行时间加长，各设备的良好状态变差，气损程度增大。2011 年全年输差达 8.4%，主要原因是该站采用气为原料气，与邻水县城共用1条网管，每日3次错峰停机。停机后，前端管线压力降低，分子筛再生倒流入前端造成重复计量。由停机停再生实验得 出 ， 气 损 减 少 为 300m3/d 左 右 ， 输 差 降 到 5%以下。

表1 某加气站历年输差统计

2012 年上游管网改变，不再存在错峰，2012年输差逐渐下降。如表2 所示，2012 年 1月到 3 月输 差 异 常 ， 日 均 气 损 量 达 到 1300m3， 输 差 达16%。气损增大主要由售气机和压缩机组造成。联系地方质检局检测售气机流量计，发现3支加气枪中有 1支偏差达到了 18%，更换后第 2 日气损减少500m3。检修 2#压 缩机组 发现 填料气 泄漏 严重， 停用后日均气损继续减少 500m3，输差控制在 5%左右。4月初对 2#机组活塞杆进行了更换，但 5月因 1#机组填料气泄漏导致输差继续增大，5月底更换 1#机组后输差降低。公司已初步决定更换2台压缩机和售气机，将压缩机填料气和售气机放空量进行回收，初步分析日气损量将控制在 200m3以内。长远规划中，采用净化气作为气源，进一步减少气损。

表2 某加气站 2012年输差统计

4 结论

1）气源的气质好坏决定了加气站正常气损的大小，在建站时应尽量选择净化气作为气源。对于县城等管网压力波动较大的地区，压缩机的选型应充分考虑错峰的应对措施，建议选用变频、可调余隙式机组。日常运行时必须保证各工艺阀门的维护保养，特别是对于上游管网压力变化较大的站，单流阀坏后将引起气损程度增大，因此应合理安排压缩机组的运行时间。

2）前端流量计推荐罗茨流量计，但针对气质较脏、距离压缩机组较近时则可考虑使用高级孔板阀流量计。使用孔板阀时须规范安装，加强维护保养。售气机流量计须定期进行检验，偏差超过1%的流量计须更换。CNG站在运行时应定时巡检、排污，避免杂质过多影响计量。

3）选择压缩机时，优先考虑填料气可回收的类 型[4]。 对 于 填 料 气 不 能 回 收 的 老 机 组 ， 须 适 时 监控运行状态，通过压力、温度、电流变化发现机组问题并及时整改，压缩机组、高压脱水装置的高压放空排污应入回收罐回收。

[1]刘 锡麒.CNG 加气站 的系统 配置[J].城市 煤气,2001,4: 5-9.

[2]姬忠礼,邓志安,赵会军,等.泵和压缩机[M].北京:石油工业出版社,2010：241-243.

[3]文其志.民用天然气输差分析及其对策探讨[J].重庆科技学院学报,2005(2):57-60.

[4]侯长保.CNG 加气站压缩机设备选型初探[J].设计与开发,2003(4):22-23.

10.3969/j.issn.2095-1493.2013.002.016

2012-09-05）

吴建祥，硕士，2009年毕业于西安石油大学，从事增压站和 CNG加气站技术管理，E-mail：wujianxiang@petrochina.com.cn，地址：四川省广安市邻水县环城路邻水采输气作业区，638500。