LNG与L-CNG加气站设备选型探讨

江 宁，张健中，许 光，赵雯晴

（1.中国石化销售有限公司，北京 100728；2.中国石化青岛安全工程研究院，山东 青岛 266071)

LNG与L-CNG加气站设备选型探讨

江 宁1，张健中2*，许 光2，赵雯晴2

（1.中国石化销售有限公司，北京 100728；2.中国石化青岛安全工程研究院，山东 青岛 266071)

针对LNG/L-CNG加气站中设备选型与实际需求不匹配的问题，在确定拟建加气站日加气能力、建站位置、占地面积、加气时间集中与否、停运影响大小、LNG存储时间等基本条件的基础上，根据国家相关标准要求和行业经验，给出加气站主要设备的选型方法，包括LNG储罐、LNG泵撬、加液机、L-CNG泵撬、L-CNG气化撬、程序控制盘、储气系统、CNG加气机、卸车撬及控制系统等。提出的方法能够在满足加气站日加气量和高峰时段加气要求的基础上，节省投资和运维成本，提高加气站的运行效率及系统可靠性。

LNG加气站；L-CNG加气站；设备；选型

天然气相比汽柴油具有明显的价格和环保优势，因此近年来车用天然气发展迅速，其用户主要为城市出租车、公交车、客运车辆等[1]。目前国内加气站的站型主要为CNG加气站、LNG加气站和LCNG加气站等。随着国内接收站和液化工厂的大量建设，以液化天然气为气源的LNG和L-CNG加气站建站数量迅速增加[2]。

加气站的合理设备选型是保证其高效运行的前提。设备选型必须在满足日加气量要求和高峰时段加气要求的基础上，确保设备流程简单、操作方便，并尽可能节省投资和运维成本。对于服务于公交车等关乎民生的加气站，还要考虑必要的备用设备，保证重要设备检修期间加气站也能正常运行。由于目前LNG和L-CNG加气站建站速度过快，相关规范标准不够健全，已建的LNG和L-CNG加气站存在设备选型与加气能力不匹配，设备规格参数差异大、接口不标准等问题。

本文针对LNG和L-CNG加气站，在确定拟建加气站日加气能力、建站位置、占地面积、加气时间集中与否、停运影响大小、LNG存储时间等基本条件的基础上，根据国家相关标准要求和行业经验，给出加气站主要设备的选型方法，为合理化LNG和L-CNG加气站设备选型提供参考。

1 LNG/L-CNG加气站介绍

LNG加气站是为汽车储气瓶充装车用LNG的场所[3]。LNG加气站的主要设备有：储罐、潜液泵撬、加液机等。如图1所示，图中LNG槽车和LNG燃料车为站外设备。

图1 LNG加气站工艺流程图

储罐用于存储LNG，加液机用于给用户充装LNG，LNG泵撬包含低温潜液泵、增压气化器及EAG气化器等设备。潜液泵置于泵池，浸泡在LNG中，用于LNG加注及卸车。增压气化器具备在卸车时为槽车增压，不卸车时为储罐调温和调压的功能，EAG气化器为安全放散气体加热，保证放散气体密度低于空气密度而达到安全泄放的目的。LNG加气站的功能主要有：卸车功能、槽车增压功能、调饱和功能、加气功能和泄压功能等[4,5]。

L-CNG加气站是指能将LNG转化为CNG，并为CNG汽车储气瓶充装车用CNG的场所[3]。

L-CNG加气站主要设备包括LNG储罐、L-CNG泵撬、L-CNG气化撬、顺序控制盘、CNG储气系统及加气机等。其工艺流程如图2所示。

图2 L-CNG加气站工艺流程图

L-CNG泵撬由柱塞泵及其配套管道等附件组成，用于将储罐内的LNG加压并输送至气化撬。L-CNG气化撬用于将LNG气化为CNG。顺序控制盘用于将CNG依照一定的次序输送至储气系统。储气系统分为储气瓶或者储气井，加气机则用于向汽车充装CNG。L-CNG加气站的功能主要包括加气功能和泄压功能，LNG柱塞泵从LNG储罐内抽出LNG，加压进入高压气化器气化后，进入CNG储气装置。当CNG储气装置内压力超过某一设定压力值时，安全阀自动打开，释放储气装置内的气体，降低压力，确保安全[6]。

在实际中，有许多LNG和LCNG合建的案例，这种合建站中，储罐、控制系统等设备可以共用，具有较强的经济性。

2 LNG/L-CNG加气站设备选型方法

2.1 储罐

(1)确定储罐容积和储罐数量

目前国内的加气站储罐主要有30m3和60m3，根据标准要求和现场经验，对储罐的选择有如下限制条件：

①储罐满足GB50156《汽车加油加气站设计与施工规范》中表3.0.12和表3.0.15中不同建站等级对LNG储罐总容积和单罐容积的规定。

②选用多个储罐时，各储罐容积须相同。

③30m3的储罐最多选2台，60m3的储罐最多3台。

根据经验，LNG/L-CNG加气站所需储罐总容积按式(1)计算：

其中：V-储罐总容积 （LNG），m3；t-LNG的储存天数，一般取为1～5之间的整数；Qr-平均日用气量，kg/d；θ-最高工作温度下的储罐允许充装率，一般不超过0.8。

计算得到后，储罐按照如下规则选取：

0＜V≤30时，选择1台容积为30m3的储罐；30＜V≤60时，选择2台容积为30m3的储罐，也可选择1台容积为60m3的储罐；30＜V≤60时，选择2台容积为30m3的储罐，也可选择1台容积为60m3的储罐；60＜V≤120时，选择2台容积为60m3的储罐；120＜V≤180时，选择3台容积为60m3的储罐。

当V＞180时，说明储罐容积大于国标规定的最大允许罐容，需减小日用气量或缩短储存时间。

(2)确定储罐安装形式

根据建站位置（站外临近建筑物的性质、规模和类型），以及土地资源情况（面积和形状），确定储罐安装形式。判断方法如下：

判断1：当建站土地面积＞1000m2时，若建站位置不在人口和建筑物密集区、地面安装情况下与站外安全间距不足；或建站位置在人口和建筑物密集区、地面安装情况下与站外安全间距不足，则选择卧式储罐，安装方式全地下或半地下，不宜全撬装。

判断2：当建站土地面积＞1000m2时，若建站位置在人口和建筑物密集区、地面安装情况下与站外安全间距充足，则选择卧式储罐，安装方式不受限制，可以地上、全地下或半地下，全撬装。

判断3：若建站土地面积≤1000m2且为正方形；或建站土地面积＞1000m2、建站位置不在人口和建筑物密集区、地面安装情况下与站外安全间距充足且储罐结构、安装方式不受限制，则选择立式储罐。

同时，应考虑台风、地震等自然灾害对立式和卧式储罐存在不同程度的影响，以及部分地区需要遵循当地法规对储罐高度或形式的要求。

(3)确定储罐保温方式

LNG储罐普遍采用性价比较高的珠光砂填充储罐。考虑站点液源质量较差、日均加气量较少及BOG对站点运营的影响，可以采用高真空缠绕储罐，其日蒸发率优于珠光砂填充储罐。

2.2 LNG泵撬

(1)确定低温潜液泵数量

潜液泵实际排量 （本文气量均指标态）设定为2万～2.5万m3/d，LNG加气站低温潜液泵数量按以下规则确定：

判断1：若日加气量≤2.5万m3且停机不敏感和加气时间分散，或日加气量≤1.5万m3且加气时间集中，或土地资源面积＜1000m2，则潜液泵数量N1=1。

判断2：当土地资源面积≥1000m2时，若日加气量≤2.5万m3且停机敏感，或1.5万m3≤日加气量≤2.5万m3且加气时间集中，或2.5万m3≤日加气量≤4.5万m3且停机不敏感和加气时间分散，则潜液泵数量N1=2。

判断3：当土地资源面积＞2000m2时，若2.5万m3≤日加气量≤4.5万m3且停机敏感或加气时间集中，或4.5万m3≤日加气量≤6.5万m3且停机不敏感和加气时间分散，或4.5万 m3≤日加气量≤5.5万m3且加气时间集中，则潜液泵数量N1=3。

判断4：当土地资源面积＞2000m2时，若5.5万m3≤日加气量≤6.5万m3且停机敏感或加气时间集中，或6.5万m3≤日加气量≤8.5万m3，则潜液泵数量N1=4；

判断5：当土地资源面积＞2000m2时，若8.5万m3≤日加气量≤10.5万m3，则潜液泵数量N1=4。

(2)增压气化器选型

综合考虑经济性及卸车时间（控制在2h左右）最优配比，推荐选用300m3/h的增压气化器。

(3)EAG气化器选型

综合考虑经济性及单位时间内可能造成的排放量，推荐选用150m3/h的EAG气化器。

2.3 加液机

通常选用单加液枪加液机，当加气量较大且受场地面积或安全间距限制时，可选双加液枪双回气枪加液机。加液机每条枪加液能力按照15000m3/d计，每增加1条加液枪按照增加10000m3/d计。

加液枪数量N2=(日加气量/单枪加注能力)取整。若选择单枪加液机，则加液机数量N3=N2；若选择双枪加液机，则加液机数量N3=N2/2。

当设计日加气量小于1.5万m3且加气时间集中时，需在原配置基础上增加一台加液机作为备用。对于加气相对分散、站点停运影响大且仅有一台加液机的站点，可在原配置基础上增加一台加液机作为备用。

2.4 L-CNG泵撬

(1)确定泵的低温部件设计温度上限Tmax和下限Tmin，及出口工作压力下限pmin：

Tmax≤-196℃，Tmin≥50℃；pmin≥25MPa。

(2)确定柱塞泵的数量和平均排量Qc

柱塞泵的平均排量总和需大于等于加气站小时排量Q。柱塞泵通常设计排量有1500L/h、2500L/h等规格，1500L/h加气能力为700～800m3/h。判断方法为：

判断1：若设计日加气量≤5000m3且停机不敏感和加气时间分散，则选用1台1500L/h柱塞泵。

判断2：若设计日加气量≤5000m3且停机敏感或加气时间集中，则选用2台1500L/h柱塞泵。

判断3：若5000m3＜设计日加气量≤10000m3，或10000m3＜设计日加气量≤15000m3且停机不敏感，则选用2台1500L/h柱塞泵。

判断 4：当土地资源面积≥1000m2时，若10000m3＜设计日加气量≤15000m3且停机敏感，或15000m3＜设计日加气量≤20000m3，则选用 3台1500L/h柱塞泵。

判断 5：当土地资源面积≥1000m2时，若20000m3＜设计日加气量≤30000m3，则选用 4台2500L/h柱塞泵。

判断6：若设计日加气量＞30000m3，则从4台开始，每增加10000m3，则增加1台2500L/h柱塞泵，总数不超过6台。

2.5 L-CNG气化撬

(1)确定高压空温式气化器的规格和数量

L-CNG高压空温式气化器常用规格有1000m3/h、1500m3/h、2000m3/h和2500m3/h。实际大小按如下方式进行计算：柱塞泵的实际排量（换算为标方）乘以系数，系数取值方法为：当气化器安装于地下时，系数取1.5；当气化器安装于半地下时，系数取1.4；当气化器安装于地上时，系数取1.3。原则上气化器数量与柱塞泵数量一一对应。

(2)确定高压水浴式气化器的类型和数量

原则上环境最低温度低于5℃时需配置水浴式气化器，其排量大小与高压空温式气化器一致。一般情况下水浴式气化器仅需配置一台，当站点加气量较大，柱塞泵配置数量大于4台及以上时，可配置二台。

2.6 程序控制盘

程序控制盘的常用规格有 1500m3、2000m3、2500m3、3000m3、4000m3/h，根据小时排量向上取对应的数值作为程序控制盘流量。顺序控制盘可根据工程要求选择为机械式或气动式。机械式程序控制盘一般为串联式结构，气动式程序控制盘一般为并联式结构。

2.7 储气系统

储气设备可根据工程情况选择储气瓶组或者储气井，推荐常用的高中低压容积配比关系为1∶2∶3、1∶1∶2或1∶1∶1。储气瓶一般设置3～6只单瓶，单瓶水容积相等，可选0.92m3、1.13m3、1.3m3、2m3，可露天放置；储气井埋设于地下，常用单井规格为2m3、3m3、4m3、5m3水容积。

2.8 CNG加气机

针对高、中、低压三级存储系统，加气机进气管线采用三线。根据经验，单支CNG加气枪的日平均加气量通常为 2500m3，加气机一般选为双枪机(5000m3/d)。判断方法为：

判断1：如果日加气量≤5000m3，则选用1台三线双枪加气机。

判断2：如果5000m3＜日加气量≤30000m3且停机不敏感和加气时间不集中，则双枪加气机数量N4=(日加气量/5000)取整；若停机敏感且加气时间集中，则双枪加气机数量N4=(日加气量/5000)取整+1。

判断3：如果日加气量＞30000m3，则双枪加气机数量N4=(日加气量/5000)取整。当站点受场地限制，既需要满足较大加气量，又无法布下足够的双枪加气机，且加气车辆以小型车为主时，可选择三线四枪加气机。

2.9 卸车撬

(1)选择是否带泵

卸车时可采用自增压卸车、泵卸车或联合卸车。一般考虑减少卸车时间、减少BOG产生和容易卸干净，选择带泵的卸车撬，卸车时间一般在2h左右；不带泵的卸车撬，仅能采用自增压卸车，卸车时间一般在4h左右，产生BOG较大，而且不容易卸干净。

(2)增压气化器选择

增压气化器主要用于对储罐增压和卸车时对槽车增压，一般选用300m3/h的增压气化器。

(3)EAG气化器选择

EAG气化器主要用于将所有需要紧急排放的气体或液体增温至常温后经放散塔集中排放，一般选用150m3/h的EAG气化器。

2.10 控制系统

LNG/L-CNG站级SCADA系统根据其监控站点的工艺设备配置情况分为不同的种类。通常根据储罐和泵的数量来确定控制系统。采集控制柜和动力拖动柜组成站控系统的关键部分，LNG/L-CNG加气站控制系统能够实现加气站运营必须的控制。

采集控制柜必须与储罐数量保持匹配，根据加气站中LNG储罐配置数量及泵配置数量，选择站控系统中采集控制柜采集和控制的配置规格，如LNG单泵（单罐）采集控制柜、LNG双泵（双罐）采集控制柜、LNG双泵（三罐）采集控制柜。

动力拖动柜要与泵规格、数量保持匹配，如单泵、双泵、三泵，确定动力拖动柜的配置规格，如L-CNG单泵动力拖动柜、L-CNG双泵动力拖动柜、L-CNG三泵动力拖动柜。

3 结语

本文基于拟建LNG/L-CNG加气站的日加气能力、建站位置、占地面积、加气时间集中与否、停运影响大小、LNG存储时间等条件，给出了加气站内关键设备的选型方法。包括LNG储罐、LNG泵撬、加液机、L-CNG泵撬、L-CNG气化撬、程序控制盘、储气系统、CNG加气机、卸车撬及控制系统等。根据该方法选择LNG/L-CNG加气站的主要设备，能够在满足加气站基本加气能力的基础上，节省投资和运维成本，提高加气站的运行效率，对LNG/L-CNG加气站的建设具有指导意义。

[1]Vivoda V.Natural gas in Asia:trade,markets and regional institutions[J].Energy Policy,2014,74(11):80-90.

[2]陈叔平,谢高峰,李秋英,等.LNG，L-CNG，CNG加气站的比较[J].煤气与热力,2007,27(7):27-30.

[3]中国石油化工集团公司.GB 50156-2012汽车加油加气站设计与施工规范[S].北京:中国计划出版社,2012.

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[5]胡韶琴,吴小芳,侯文东,等.LNG加气站的工艺设计[J].辽宁化工,2013,42(12):1487-1489.

[6]罗东晓，林越玲.L-CNG加气站的推广应用前景[J].天然气工业,2007,27(4):123-125.

Abstarct:To solve the problem that the selected equipment could not match the actual demand in LNG/L-CNG filling stations, after determining the basic conditions including daily filling volumes,station locations,station areas,concentrated gas filling hours or not,station outage’s impact and LNG storage time,based on the national standards and industrial experiences,proper selection methods were proposed for main equipment,such as LNG tanks,LNG pumps,LNG dispensers,L-CNG pumps,L-CNG gasifiers, program boards,gas storage facilities,CNG dispensers,unloading device,control systems and other equipment.The methods could not only meet the requirements of daily gas filling and gas filling in peak hours,but also could reduce investments and operation and maintenance costs while improving the efficiency and reliability of filling stations.

Equipment selection for LNG/L-CNG filling stations

JIANG Ning1,ZHANG Jian-zhong2,XU Guang2,ZHAO Wen-qing2
(1.SINOPEC Sales Corporation,Beijing 100728,China; 2.SINOPEC Research Institute of Safety Engineering,Qingdao 266071,China)

LNG filling station;L-CNG filling station;equipment;selection

TE64

B

1001-9219(2015）05-66-04

（王熙庭）

2015-01-08；基金项目：国家重点基础研究发展计划项目 (2012CB724210)；作者简介：江宁(1962-)，男，高级工程师，电话 010-59969118，电邮 jiangn@sinopec.com；*

张健中，男，高级工程师，电话 18661780963，电邮zhangjz.qday@sinopec.com。

GTC公司将天然气转化为液体产物的新技术

2014年美国GTC技术有限公司获得的天然气制芳烃(GT-G2A)技术正在改变天然气制液体产品的游戏。最新的GT-G2A技术是一种使用甲烷偶联的合成方法将天然气转化为液体产品的新手段。该技术也可用于生产丙烯(GT-G2P)、丁二烯(GT-G2BD)和乙苯/苯乙烯(GT-G2EBS)。历史上，诸如氧气、卤素或硫等共反应物被用于将甲烷活化，转化为高级烃。当氧气用作共反应物时，就像在很多的天然气制液体燃料(GTL)和甲醇制烯烃(MTO)工艺中一样，甲烷被活化制得甲醇或轻烯烃，但此工艺受碳排放量大阻碍。GTC的新技术，用溴活化甲烷。溴为该过程的理想试剂，因为其在构建较大的分子时碳效率最高。该工艺也提供了创造一个更多样化的产品构成(包括芳烃)的机会。此转化天然气的四步工艺，首先是甲烷溴化为溴甲烷，然后转化为燃料和溴化氢，溴化氢再转变为Br2，然后分离产品-大部分为芳烃和柴油，制芳烃的碳效率一般在88%～92%之间。工艺经济性好，可在任何规模生产烯烃和芳烃石化产品。GTC正在寻找工业合作伙伴。