中国天然气加气站建设与发展

1、我国加气站发展历程

1960 年，因汽油供应紧张，四川自贡利用当地丰富的天然气资源作为汽车燃料，这是我国首次出现“气包车”，实质上也可称为“常压燃气车”。 由于天然气具有环保、安全、廉价等优点，其作为理想的汽车发动机燃料开始迅速发展起来[1] 。1997 年起，随着陕京 1、2、3线，西气东输 1、2、3 线，以及忠武线、涩兰宁线、川气东送线等天然气管道相继开通，沿线 320 多个城市通气，全国天然气管网已基本形成。与此同时，各地陆续开建加气站，相关国家标准、行业标准相继出台，压缩机、售气机等加气站主要设备也相继国产化，天然气行业面临着前所未有的发展前景。结合充足的天然气资源以及中央和地方政府的政策鼓励，加气站数量于 2010 年至 2014 年间出现井喷式增长。2015 年受全球经济危机影响，天然气市场整体萎靡，加气站数量增速有所下滑，但至今加气站数量仍保持逐年稳定增长的态势。CNG加气站及 LNG 加气站重要发展历程回顾见表 1 和表 2。

2、加气站的工艺流程

2.1 CNG 加气站

CNG 加气站是指以压缩天然气（Compressed Natural Gas，简称 CNG）形式向大型 CNG 子站槽车和天然气汽车提供燃料的场所[4] 。 根据气源来源和加气用户的不同，可分为 CNG 加气母站、CNG 标准站（CNG 常规加气站）和 CNG 加气子站[5] 。

2.1.1 CNG加气母站

CNG 加气母站通常建设在长输管线、城镇燃气干线附近或与城镇门站合建，这些地方的天然气压力远高于城市管网的天然气压力，因此母站进气压力稳定，并且可以充分利用高压管网的来气压力。 加气母站从高压管网取气，经工艺处理达到车用压缩天然气使用标准后，进入压缩机增压，再通过加气柱向槽车（车载储气瓶组）充装 CNG。充装结束后，槽车将天然气运送至加气子站为用户加气。典型的 CNG 加气母站工艺流程如图 1 所示。

2.1.2 CNG标准站

CNG 标准站通常建设在城市中压管网附近的城区或城郊。 标准站从中压管网（一般压力为 0.3~0.4MPa）取气，天然气经工艺处理露点达到-55℃后，进入压缩机增压。采用深度脱水装置将天然气脱水后，利用优先顺序控制盘将天然气依次充入高、中、低压储气瓶组（井）中暂时存放。当用户有用气需求时，按低、中、高压的顺序从储气瓶组（井）中取气为用户加气。当高压储气瓶组（井）的压力不够时，压缩机自动启机为储气井补气，随后经加气机继续为汽车加气[6] 。典型的 CNG 标准站工艺流程如图 2 所示。

2.1.3 CNG加气子站

CNG 加气子站通常建设在周围无燃气管网的城区或城郊，具有投资较低、工艺简单、占 地面积小、灵活性较高等特点。当槽车运进 CNG 后，将卸气高压软管与卸气柱相连，天然气通过优先顺序控制盘注入高、中、低储气瓶组（井）进行储存。目前许多加气子站为了节能降耗，常将槽车瓶组作为低压储气瓶组，仅设置中压和高压储气瓶组（井）。若高压储气瓶组（井）压力不足时，压缩机自动启机为储气瓶组（井）补气，此时若有用户加气，也可经压缩机增压直接为用户加气，典型的 CNG 加气子站工艺流程如图 3 所示[7] 。

压缩机 是加气站的核心设备，依据压缩机选型不同将 CNG 加气子站分为机械子站、液压 平推子站和液压活塞子站三种[8] 。

（1）机械子站

机械子站 将槽车运进的高压天然气经传统的往复式压缩机增压后注入储气瓶组（井）中 储存，有供气需求时给汽车加气，也可由槽车经加气机直接给汽车加气，其工艺流程如图 4所示。

机械子站是我国出现最早、使用最多、技术最成熟的加气子站，其核心设备是传统的往 复式压缩机。往复式压缩机体积大，易损件较多，故障率较高，维修工作量大，不仅能耗高，而且不适宜频繁启动，需要配备较大容量的储气瓶组（井），但由于出现较早，相关管理规范和运行技术较为成熟，目前仍占有较大的市场份额。

（2）液压平推子站

液压平推子站是近年来加气子站领域发展起来的新型技术，主要包括液压泵撬、专用槽 车、控制柜、加气机等设备[9] 。利用防爆电机驱动液压泵推动专用液压油进入专用槽车的钢瓶，通过高压液压油将钢瓶中的压缩天然气以 20MPa 的压力稳定推出，经过滤和油气分离，再通过站内的加气机给 CNG 汽车加气，其工艺流程如图 5 所示。

这种工艺的关键在于为推出钢瓶内天然气所采用的进口专用液压油，尽管在理论上油气 不相溶，但排出的天然气很可能会携带液压油，不仅会使天然气质量下降，而且会污染下游设备；此外，液压平推子站使用的专用槽车造价昂贵且不能通用。但在整个加气过程中不使用天然气压缩机，不仅节约了大量运行费用，其投资成本、噪声污染等方面均明显降低。

（3）液压活塞子站

液压活塞子站是一种新型 CNG 加气子站，它充分结合了机械子站与液压平推子站的优点， 将传统压缩机的刚性传动转化为液压系统直接驱动活塞运动做功的柔性传动，是加气子站核心设备技术的发展方向。液压活塞子站主要包括普通槽车、卸气柱、液压活塞式压缩机、控制柜、储气瓶组（井）、加气机等设备[10] 。槽车运进的 CNG 经液压活塞式压缩机增压后，注入储气瓶组（井）中储存，有供气需求时给汽车加气，其工艺流程如图 6 所示。

液压活塞式压缩机是液压活塞子站的核心设备，与其他子站压缩机相比，液压活塞式压 缩机具备可随时带压启动、适应性强、能效高等优点，整个工作过程中液压油与天然气完全隔离，压缩后的天然气品质较好[11] 。根据气缸位置，分为卧式液压压缩机和立式液压压缩机[12] 。

卧式液压压缩机的缸体为组合缸体，中间为液压动力缸，两端为气缸，液压动力缸利用 液压推动活塞往复运动从而压缩气缸内气体，活塞的换向由位移传感器结合防爆电磁换向阀实现。卧式液压压缩机的一个工作循环即可完成两级压缩，但活塞杆重量较大，存在偏磨现象，且气缸散热较差，通常在气缸筒外增加水套缸以降低气缸温度，但这种方法不仅会增加维修难度，而且难以察觉和诊断压缩机内部的异常和损坏[13] 。立式液压压缩机利用液压推动工字型活塞杆上下往复运动，且在电液换向阀的控制下准确换向。与卧式液压压缩机相比，立式液压压缩机的一个工作循环可完成一级压缩，且每一个工作循环液压油都会冷却缸体一次，无需外套水套缸来降低温度，并且不会发生偏磨现象。因此，立式液压压缩机成为子站压缩机发展的重要方向。

2.2 LNG 加气站

LNG 加气站的工艺流程主要包括卸车工艺、调压工艺、安全泄放工艺和加气工艺。 典型的 LNG 加气站工艺流程如图 7 所示（实线为液化天然气管路，虚线为气态天然气管路）。

低压（0～0.6 MPa）、低温（-162℃～-145℃）的 LNG 由运输车运至 LNG 加气站，通常采 用低温潜液泵卸车与自增压卸车相结合的方式将 LNG 卸入低温储罐[14] 。低温潜液泵卸车方式是 LNG 液体经 LNG 运输车卸液口进入潜液泵，经潜液泵增压后充入低温储罐[15] 。运输车气相口与储罐气相口相连，储罐中蒸发气（BOG）通过气相管充入 LNG 运输车，既可解决车内因液体减少造成的气相压力降低，又可解决储罐内因液体增加导致气相压力升高的问题[16] 。自增压卸车方式的动力源是运输车与储罐之间的压力差，LNG 液体通过运输车增压口进入增压气化器，气化后返回车内从而提高车内气相压力。将低温储罐压力降至 0.4MPa 后，LNG 经运输车卸液口充入低温储罐[17] 。同样，储罐调压时，LNG 由储罐出液口进入增压气化器气化，气化后的气体经储罐气相管返回储罐的气相空间[16] 。当需要给 LNG 汽车充气时，LNG 经低温潜液泵增压进入加气机，为 LNG 汽车加气。为保证系统的安全可靠，站内通常增设安全放散气体（EAG）加热器。EAG 加热器可将低温的安全放散气体加热，使其密度小于空气，然后再经放散管引入高空放散，以排除低温天然气直接排出积聚形成爆炸物的危险[18] 。

2.3 L-CNG 加气站

L-CNG 加气站是同时能够为 CNG 汽车和 LNG 汽车服务的加气站，两种加气方式的有机结合不仅可以满足不同的加气需求，而且其可观的经济效益使这种加气站具有良好的发展前景，其工艺流程如图 8 所示（实线为液化天然气管路，虚线为气态天然气管路）。通常采用自增压卸车方式，利用 LNG 运输车和低温储罐间的压差将 LNG 卸入低温储罐。随后通过低温高压泵将储罐内 LNG 送入空温式气化器，LNG 经过与空气换热转化为气态，压力增至 20 MPa，并升至适当的温度（通常高于 5℃）。当因冬季或其他情况造成气化器出口温度小于 5℃时，加设水浴式加热器使其温度达到 5℃以上，经优先顺序控制盘进入储气瓶组（井），CNG 加气机可从储气瓶组（井）中取气为 CNG 汽车加气；当需要给 LNG 汽车加气时，启动柱塞泵，经加气机给 LNG 汽车加气。

L-CNG 加气站可以脱离天然气管网建设，可以为没有管网覆盖的地区创造发展天然气行 业的条件[19] 。另外，这种加气站不使用天然气压缩机，仅使用了功率较小的低温柱塞泵；在整个加气过程中，柱塞泵的控制及操作中的流体计量、低压开泵、超压停泵等都由控制柜完成。

3、加气站应用现状及展望

通过近五十年的发展，天然气作为汽车发动机燃料在我国的市场应用已十分广泛，加气 站建设也随之蓬勃发展。目前，国内 CNG 加气站建站数量最多，LNG 加气站次之，L-CNG 加气站最少，主要原因有以下两点：

一是受气源影响，有天然气管网覆盖的地区即可保证 CNG 加 气站的气源，但供给液化天然气的 LNG 接收站或天然气液化厂大多分布在沿海地区或能源产区，受地理位置影响较为明显；因此，在我国天然气管网逐步完善的同时，也无形中促进了CNG 加气站的建设与应用。

二是受发展时期影响，天然气最初是以 CNG 形式作为汽车燃料投 入使用的，经过五十余年的发展，关于 CNG 加气站的建设及管理规范已较为完备，且对设备与技术要求相对较低，而天然气的液化较天然气的压缩困难得多，目前仍需进口国外设备来应对超低温条件，因此限制了 LNG 和 L-CNG 加气站的推广与发展。

在对各类加气站进行调研和分析后发现：在投资造价方面，CNG 加气站系统最为复杂，整体投资最大，比建设 LNG 加气站增加约 30%的投入，比建设 L-CNG 加气站增加约 6%的投入；在运营费用方面，CNG 加气站的运营费用最高，约为 LNG 加气站的 3 倍、L-CNG 加气站的 1.5倍；在车辆改装费用方面，改装成 CNG 汽车的投资费用仅为改装成 LNG 汽车的 1/3。

预计在未来几年，加气站行业发展的方向及重点主要包括以下四点：

另外，加气站建设前不仅要考虑用户需求，其周围是否有合适的气源条件也是选择建设 何种加气站的重要依据。在我国天然气管网的逐步完善下，天然气可以覆盖到更多地区，稳定充足的气源可为加气站的选址建设提供更多选择。在站场周围气源条件允许的情况下，加气站在选址时可充分利用现有加油站的布局，建设适当数量的油气合建站；建站前应做好拟建加气站的调研分析及发展规划，综合考虑各类加气站的特点，根据周围条件及市场需求选择最为合适的加气站类型[21] 。此外，为促进天然气行业的发展，政府及相关行业应争取出台更多使用清洁能源的鼓励和优惠政策，加强各类加气站的规范化管理和市场营销，提升和促进天然气在各个领域的消费，全面健全天然气市场体系，确保我国加气站行业健康、平稳、有序的发展。

来源：《现代化工》 作者：徐秀芬，李泓霏，王孟德，刘国豪

编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）

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