天然气场站讲义 - 图文

前 言

近年来，作为补充备用气源和汽车用燃料，压缩天然气和液化天然气已经逐渐得到广泛应用。因此，国内各燃气公司建设的各类天然气场站也逐年增多，为了进一步规范燃气公司各类天然气场站的运行管理，提高安全运行水平，燃气管理办公室组织相关专家特此编写了此《天然气场站讲义》，望各单位认真组织员工学习，促进本单位的安全生产，提高企业的经济效益。

由于时间短，难免有疏漏和错误，敬请批评指正！ 。

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第一章 天然气的基本知识

1）天然气的物理性质，如：分子量、密度和相对密度、饱和蒸汽压、粘度、临界参数、真实气体和理想气体状态方程及气体偏差系数、体积系数、含水量、溶解度和烃露点等；2）天然气的相态性质和相平衡计算；3）天然气的热力学性质如：比热容、绝热指数、导热系数、汽化潜热、焓、熵、热值和爆炸性等。限于篇幅，本章只涉及与日常工程中经常用的几个参数。

第一节 天然气的分类与组成

一、天然气的分类

依据不同的原则，有三种天然气的分类方式： 1、 按矿藏特点分类

按矿藏特点的不同可将天然气分为气井气、凝析井气和油田气。前两者合称非伴生气，后者也称为油田伴生气。

气井气：即纯气田天然气，气藏中的天然气以气相存在，通过气井开采出来，其中甲烷含量高。

凝析井气：即凝析气田天然气，气藏中以气体状态存在，是具有高含量可回收烃液的气田气，其凝析液主要为凝析油，其次可能还有部分被凝析的水，这类气田的井口流出物除含有甲烷、乙烷外，还含有一定量的丙烷、丁烷及C5+以上的烃类。

油田气：即油田伴生气，它是伴随原油共生，是在油藏中与原油呈相平衡接触的气体，包括游离气（气层气）和溶解在原油中的溶解气，从组成上亦认为属于湿气。在油井开采情况中，借助气层气来保持井压，而溶解气则伴随原油采出。油田气采出的特点是：组成和气油比（一般为20～500m3气/t原油）因产层和开采条件不同而异，不能人为地控制，一般富含丁烷以上组分。当油田气随原油一起被开采到地面后，由于油气分离条件（温度和压力）和分离方式（一级或二级）不同，以及受气液平衡规律的限制，气相中除含有甲烷、乙烷、丙烷、丁烷外，还含有戊烷、己烷，甚至C9、C10组分。

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液相中除含有重烃外，仍含有一定量的丁烷、丙烷，甚至甲烷。与此同时，为了降低原油的饱和蒸气压，防止原油在储运过程中的挥发耗损，油田上往往采用各种原油稳定工艺回收原油中C1～C5组分，回收回来的气体，称为原油稳定气，简称原稳气。 2、按天然气的烃类组成分类

按天然气的烃类组成（即按天然气中液烃含量）的多少来分类，可分为干气、湿气或贫气、富气。

（1）C5界定法：干、湿气的划分。

根据天然气中C5以上的烃液含量的多少，用C5界定法划分为干气和湿气。

干气：指在1Sm3(基准立方米)井口流出物中，C5以上烃液含量低于13.5cm3的天然气。

湿气：指1Sm3井口流出物中，C5以上烃液含量高于13.5cm3的天然气。 注：1Sm3是指101.325kPa、20℃下计量的气体体积，中国气体计量采用的标准，有时又称基方。

（2）C3界定法：贫、富气的划分。

根据天然气中C3以上烃类液体的含量多少，用C3界定法划分为贫气和富气。

贫气：指在1Sm3井口流出物中，C3以上烃类液含量低于94cm3的天然气。 富气：指在1Sm3井口流出物中，C3以上烃类液含量高于94cm3的天然气。 在北美地区的文献中定义两种气体为贫气：①在天然气加工装置回收天然气液体之后的剩余残气；②几乎不含或无可回收天然气液体的未加工气体。而富气指适合作天然气加工厂原料并能从中提取产品的气体，这与上述的定义无原则上区别。相反，干气和湿气包括两方面的内容：一则是针对天然气是否含有水分来划分为干、湿气；二则是与贫、富气的划分相类似。 3、按酸气含量分类

按酸气（指CO2和硫化物）含量多少，天然气可分为酸性天然气和洁气。 酸性天然气指含有显著量的硫化物和CO2等酸气，这类气体必须经处理后才能达到管输标准或商品气气质指标的天然气。

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洁气是指硫化物含量甚微或根本不含的气体，它不需净化就可外输和利用。

由此可见酸性天然气和洁气的划分采取模糊的判据，而具体的数值指标并无统一的标准。在我国，由于以CO2的净化处理要求不严格，而一般采用西南油田分公司的管输指标即硫含量不高于20mg/Nm3作为界定指标，把含硫量高于20mg/Nm3天然气称为酸性天然气，否则为洁气。把净化后达到管输要求的天然气称为净化气。

二、天然气的组成

天然气是指自然生成，在一定压力、温度下蕴藏于地下岩层孔隙或裂缝中的混合气体，其主要成分为甲烷及少量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及以上烃类气体，并可能含有氮、氢、二氧化碳、硫化氢及水蒸汽等非烃类气体及少量氦、氩等惰性气体。天然气中还可能含多硫化氢、以胶溶态粒子形式存在于气相中的沥青质，还可能微含水银。

表示天然气组成的方法有三种： 1、摩尔组成：

这是目前最常用的一种表示方法，常用符号yi表示气中组分i的摩尔组成，其表达式为

yi?nin （1-1）

i?ni?1式中 ni——气组分i的摩尔数；

2、体积组成： 也常用符号yi表示

?ni?1ni——气体总摩尔数，n为气体组分总数。

yi?Vi?Vi?1n （1-2）

i4

式中 Vi——气组分i的体积；

?Vi?1ni——气体总体积。

当考虑天然气满足阿佛加德罗定律（体积相同、压力温度条件相同的各种气体具相同数量分子，1g物质的分子数6.02×1023）时，天然气中任何组分的体积组成在数值上等于该组分的摩尔组成。1kg摩尔气体在psc=0.101325MPa、

Tsc=273k、zsc=1下的体积均22.4m3/kmol，克摩尔气体为22.4cm3/gmol。

3、质量组成：即为各组分的质量百分数，用符号wi表示 wi?min （1-3）

i?mi?1式中 mi——气组分i的质量；

?m——气体总质量。

i因为mi/Mi?ni，故将质量组成换算为摩尔组成，可利用下式 yi?mi/Mi?m/Mii?1n （1-4）

i式中：Mi——气组分i的分子量。

第二节 天然气的分子量、相对密度、密度和比容

对于已知化学分子式的纯物质，可根据分子式得知其分子量（又称摩尔质量）。但天然气是多组分组成的混合物气体，不可能写出一个分子式，也就不能象纯物质那样由分子式算出其恒定分子量。天然气的分子量在数值上等于在标准状态下1摩尔天然气的质量。显然，天然气的分子量是一种人们假想的分子量，故称为视分子量。同时，由于天然气的分子量随组成的不同而变化，没有一个恒定的数值，因此又称为“平均分子量”。通常，多将上述数值简称为天然气的分子量。

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一、天然气分子量

分子量计算常用的方法是当已知天然气中各组分i的摩尔组成yi和分子量

Mi后，天然气的分子量按加合法则可由下式求得

M??(yiMi) （1-5）

i?1n式中 M——天然气分子量，克摩尔或公斤摩尔（g/gmol，kg/kmol）； yi——天然气各组分的摩尔组成； Mi——组分i的分子量。 二、天然气密度

天然气的密度定义为单位体积天然气的质量。在理想条件下，可用下式表示

?g?mpM? （1-6） VRT式中 ?g——气体密度，kg/ m3； m——气体质量，kg； V——气体体积，m3； P——绝对压力，MPa； T——绝对温度，K；

M——气体分子量，kg/kmol； R——气体常数，0.008471MPa?m。

kmol?K3对于理想气体混合物，用混合气体的视相对分子质量MWa代替单组分气体的相对分子质量M，得到混合气体的密度方程

?g?

三、天然气相对密度

天然气相对密度定义为：在相同温度、压力下，天然气的密度与空气密度之比。相对密度是一无因次量，常用符号?g表示。则

?g??g/?a （1-8）

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pMWa （1-7） RT式中 ?g——天然气密度 ?a——空气密度。 因为空气的分子量为28.96故

?g?M/28.96 （1-9） 一般天然气的相对密度在0.5—0.7之间，个别含重烃多的油田气或其它非烃类组分多的天然气相对密度可能大于1。

四、天然气的比容

天然气的比容定义为天然气单位质量所占据的体积，在理想条件下，可写成： ??

式中 υ——比容，m3/kg。

VRT1?? （1-11） mp?MWa?g第三节 天然气的粘度

粘度是流体抵抗剪切作用能力的一种量度。牛顿流体的动力粘度?定义为下列比值

????xy/(?ux/?y) （1-12）

式中 ?xy——剪切应力；

ux——在施加剪应力的x方向上的流体速度； ?ux/?y——在与x垂直的y方向上的速度ux梯度。

对纯流体，粘度是温度、压力和分子类型的函数；对于混合物，除了温度、压力外，还与混合物的组成有关。对于非牛顿流体，粘度同时是局部速度梯度的函数。

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方程式（1-12）定义的粘度称为绝对粘度，也称动力粘度。动力粘度的单位，由方程式（1-12）可导出，是Pa·S（帕·秒）。最常使用的粘度单位是厘泊。它与帕·秒的关系为：

1帕·秒[g/（cm·秒）]=10泊=1000厘泊 1泊=1（dyne）（sec）/cm2

此外，流体的粘度还可以用运动粘度来表示。运动粘度定义为绝对粘度?与同温、同压下该流体密度ρ的比值：

v?? （1-13） ?式中 v——运动粘度，mm2/s（厘沱），1厘沱=10-2cm2/s（沱） ?——绝对（动力）粘度，mPa.s； ρ——真空密度，kg/m3。

第四节 天然气含水量

大多数气田属气—水两相系统。天然气在地下长期与水接触过程中，一部分天然气溶解在水中，同时一部分水蒸汽进入天然气中。因此，从井内采出的天然气中，或多或少都含有水蒸汽。

一、天然气的水露点和烃露点

天然气的水露点是指在一定压力下与天然气的饱和水蒸汽量对应的温度；天然气的绝对湿度是指在一立方米天然气中所含水蒸汽的克数；天然气的烃露点是指在一定压力下，气相中析出第一滴“微小”的烃类液体的平衡温度。天然气的水露点可以用实验测定，也可由天然气的水含量数据查表得到。天然气的烃露点可由仪器测量得到，也可由天然气烃组成的延伸分析数据计算得到。与一般气体不同的是天然气的烃露点还取决于压力与组成，组成中尤以天然气中较高碳数组分的含量对烃露点影响最大。

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二、天然气中的含水量 1、天然气含水量表示方法

描述天然气中含水量的多少，统一用绝对湿度和相对湿度（水蒸汽的饱和度）表示，即每1 m3的湿天然气所含水蒸汽的质量称为绝对湿度，其关系式如下

X?Wp?VW （1-14） VRWT式中 X——绝对湿度，kg/ m3； W——水蒸汽的质量，kg； V——湿天然气的体积，m3； pVW——水蒸汽的分压，kg/ m2； T——湿天然气的绝对温度，K；

Rw——水蒸汽的体积常数，Rw=47.1kg. m3/(kg.K)。

若湿天然气中水蒸汽的分压达到饱和蒸汽压，则饱和绝对湿度可写成 Xs?psw （1-15） RwT式中 Xs——饱和绝对湿度，kg/ m3； pSW——水蒸汽的饱和蒸汽压，kg/ m2。

饱和绝对湿度是指在某一温度下，天然气中含有最大的水蒸汽量。在同样温度下，绝对湿度与饱和绝对湿度之比，称为相对湿度φ，它们的关系可写成

??Xp?VW （1-16） XSpSW绝对干燥的天然气，pVW=0，则φ=0；当湿天然气达到饱和时，pVW=pSW，则φ=1，一般湿天然气，0<φ<1。

2、影响天然气中含水汽量的因素

气藏形成过程中始终伴随地层水共存，即使没有边、底水，至少也存在束缚水，因此，气藏的气态流体中也总是含有水蒸汽，而且由于有共存水存在，所以水蒸汽总是处于饱和状态。水蒸汽含量高低主要与储层温度、压力、气体组成、液态水的含盐量等有关，具体如下：

（1）含水蒸汽量随压力增加而降低；

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（2）含水蒸汽量随温度增加而增加；

（3）在气藏中，与天然气相平衡的自由水中盐溶解度有关，随含盐量的增加，天然气中含水量降低；

（4）高密度的天然气组分，含水量少。 （5）气中N2含量高，会使水蒸汽含量降低。 （6）气中含CO2和H2S高会使水蒸汽含量上升。

随着天然气从地层条件下采出并输送到集气站时温度、压力的变化，水蒸汽可能从天然气中析出，形成凝析水，并可能在气井井底、管线中形成积液，从而导致气井产能、管线输气能力降低；此外，析出的游离态水在一定的温度和压力条件下还可能与天然气生成固态水合物，引起阀门、管线的堵塞；水与H2S、CO2一起，还会使管线、设备和仪表加剧腐蚀，直接影响天然气计量的准确度，给天然气的安全生产、输送和加工造成很大的危害。因此，天然气中水含量的准确确定，对于天然气的开采、输送和加工都有着极其重要的意义。

三、天然气中含水量的确定方法

天然气中含水量的确定方法有三大类，即实验测定、查图版、公式计算法。

第五节 天然气的热值

天然气是洁净、优质燃料，热值是其重要的指标。

天然气热值为其完全燃烧（燃烧反应后生成最稳定的氧化物或单质）所发出的热量，用每千克或每立方米千焦表示，单位为kJ/m3，4.1868kJ=1kcal（千卡）。天然气热值有高热值（或总热值）和低热值（或净热值）之分。天然气自身完全燃烧后发出的热量加上燃烧生成的水蒸汽又凝析成水所放出的汽化潜热的热值为高热值，水的汽化潛热为2256.7kJ/kg。气体燃烧时，由于烟筒内烟道气温还很高，水蒸汽常不可能凝析成水，汽化潜热常不能利用，所以低热值就是从高热值中减去这部分汽化潜热所获得的净热值，工程上通常用的是这部分热值。

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组气化器增压，通过阀门切换，可简化流程，减少设备，降低造价。 6.2 卸车增压气化器

由于LNG集装箱罐车上不配备增压装置，因此站内设置气化量为300m3/h的卸车增压气化器，将罐车压力增至0.6MPa。LNG进气化器温度为-162.3℃，气态天然气出气化器温度为-145℃。 6.3 BOG加热器

由于站内BOG发生量最大的是回收槽车卸车后的气相天然气，故BOG空温式加热器的设计能力按此进行计算，回收槽车卸车后的气相天然气的时间按30min计。以1台40m3的槽车压力从0.6MPa降至0.3MPa为例，计算出所需BOG空温式气化器的能力为240m3/h。一般根据气化站可同时接卸槽车的数量选用BOG空温式加热器。通常BOG加热器的加热能力为500～1000m3/h。在冬季使用水浴式天然气加热器时，将BOG用作热水锅炉的燃料，其余季节送入城市输配管网。 6.4 空温式气化器

空温式气化器是LNG气化站向城市供气的主要气化设施。气化器的气化能力按高峰小时用气量确定，并留有一定的余量，通常按高峰小时用气量的1.3～1.5倍确定。单台气化器的气化能力按2000m3/h计算，2～4台为一组，设计上配置2～3组，相互切换使用。 6.5 水浴式天然气加热器

当环境温度较低，空温式气化器出口气态天然气温度低于5℃时，在空温式气化器后串联水浴式天然气加热器，对气化后的天然气进行加热。加热器的加热能力按高峰小时用气量的1.3～1.5倍确定。 6.6 安全放散气体(EAG)加热器

为了防止安全阀放空的低温气态天然气向下积聚形成爆炸性混合物，设置1台空温式安全放散气体加热器，放散气体先通过该加热器加热，使其密度小于空气，然后再引入高空放散。

EAG空温式加热器设备能力按100m3储罐的最大安全放散量进行计算。经计算，100m3储罐的安全放散量为500m3/h，设计中选择气化量为500m3/h的空温式加热器1台。进加热器气体温度取-145℃，出加热器气体温度取-15℃。

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对于南方不设EAG加热装置的LNG气化站，为了防止安全阀起跳后放出的低温LNG气液混合物冷灼伤操作人员，应将单个安全阀放散管和储罐放散管接入集中放散总管放散。 7. 调压、计量与加臭装置

根据LNG气化站的规模选择调压装置。通常设置2路调压装置，调压器选用带指挥器、超压切断的自力式调压器。

计量采用涡轮流量计。加臭剂采用四氢噻吩，加臭以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将加臭剂注入燃气管道中。

第二节 CNG卸气站主要设备

大于2米撬车位撬车位撬装卸气柱部分撬装调压装置大于6米进管网CNG释放系统CNG卸气站主要设备包括卸气柱、调压计量撬。 卸气柱就是由阀组连接成的高压天然气管道。 调压计量撬包括：

1. 换热器：换热方式：一般采用二级换热，换热方式可选用电加热式或热水炉循环水。

2.备用方式：一般采用两路一开一备或三路两开一备。

3. 调压方式：一般两级调压或三级调压，一、二级调压器均选用自力式调压器，第一级调压出口压力1.6-2.5MPa，第二级出口压力0.1MPa～0.4MPa.

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4. 安全措施：入口带紧急切断，第一级调压出口、装置总出口带安全放散； 5. 计量方式：涡轮流量计或质量流量计；

第三节 CNG加气站主要设备

标准加气站设备供气系统主要由：干燥器、撬装压缩机、控制系统、站用气瓶组、售气机组成

加气母站设备供气系统主要由：干燥器、撬装压缩机、控制系统、加气柱组成。

加气子站设备供气系统主要由：槽车、子站撬装压缩机、控制系统、卸气柱、站用气瓶组、售气机组成。

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一、压缩机系统

天然气加气站压缩机是专为CNG行业设计和生产的机械往复式压缩机，压缩气缸采用无油润滑结构，曲轴、连杆、十字头等为强制润滑，安装在不带压的曲轴箱内。压缩机在开机时有预润滑功能。压缩机为撬装结构，整体安装在特制的一个基座上。撬装压缩机组安装在保护外壳中。压缩机的控制系统包含有：标准电控盘，优先顺序控制系统和遥控系统。安装在安全

区域的标准电控盘，盘内装有PLC控制系统。该系统对设备所有关键参数进行监控，控制功能包括有紧急停车和报警。遥控系统通过站上的电话线可以与供货商技术服务中心联系，在有技术问题时，专家可以通过该系统快速了解现场问题并进行远程干预。

在紧急情况下（例如漏气），或电源被切断或ESD按钮被按下，气动球阀旋转到关闭位置，切断气瓶组的气体。此外，所有到压缩机、控制面板和售气机的电源将被切断，显示报警信号。另外，撬体外设有手动的ESD按钮，当设备运行时，周围环境有紧急情况或其他需要人工停止设备运行情况时，可以人工停机，切断气路；

1. 压缩机性能特点：

? 平衡往复式设计，低转速、震动小、噪音低、寿命长；

? 系统工作时，仪表盘显示系统的状态、温度和压力（入口，级间和终

极）；

? 电气控制面板（PLC/MCC）带报警状态显示；

? 压缩机汽缸、活塞、活塞环和阀采用先进的无油或少油润滑方试。排

出气体油含量小于5ppm；这样可以得到不含油的纯净压缩天然气，减少了油污对售气机管路和汽车管路、发动力机的损害；同时避免了压缩机汽缸润滑油的消耗，大大降低了运行成本。

? 自润滑特氟隆（Teflon）复合材料活塞环和连杆填料，使用寿命更长；

保障6000～8000小时； ? 1级1类防爆电机；

? 高效的级间和终极风冷却；终级排气温度只高于环境10-15℃； ? 入口过滤器（10.0微米）、出口过滤器（0.3微粒）除尘率为99.95%；

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? 电气控制面板（PLC/MCC）带报警状态显示，并设灯光指示； ? 入口、出口处的单向阀和手动截止阀；

? 残余气体自动泄载到符合ASME标准的回收罐中； ? 曲轴箱加热器（一台300瓦防爆沉浸型）； ? 级间气体脉动的缓冲和冷凝排放； ? 入口，级间管路和回收罐上装有安全阀。 ? 最高输出压力: 25.0 MPa 2、压缩机驱动马达

电动机为异步笼式防爆电机： 电源电压：380V 频率 ： 50Hz 主电机功率： 200KW

启动方式：可选星三角启动或软启动

3、过滤分离系统 入口过滤器

压缩机入口处安装有一个过滤器。过滤器主要过滤气体中的固体杂质。该过滤器设手动排污。过滤器为筒式，滤芯可更换。 后分离器

压缩机配有一分离器, 可将气体中的液体分离出去并具有缓冲作用,使气体向售气机稳定输送。分离器配有手动阀用以排放分离出的液体。经分离后天然气中油含量不超过10ppm。

4、回收系统特点（撬装内）：

压缩机停机时，回收系统将残留在系统中的气体回收到回收罐中，这样压缩机下一次可以空载启动。当压缩机重新启动时，将气体调压后输送到压缩机入口的管路系统中，这样残余气体不会排放到大气中。

回收系统由一个具有压力容器许可证的压力容器和过压释放阀、调压器、仪器仪表组成，整个系统安装在撬体内。

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4、润滑系统

对曲轴齿轮强制润滑的油泵启动系统包括：油泵、用于润滑回路的过滤器（可更换型）、预装式管件、油箱及附属元件。

润滑油由一个辅助电机驱动的泵吸入，然后送入润滑回路。该回路装有泄压阀，用来维持润滑油处于一定的压力操作值。通过油标，可以观察到油箱中油位的减少情况。该回路配有一个筒式过滤器，安装在齿轮泵的下游，配有可更换金属滤芯，过滤精度为25微米。油位必须保持在可见指示标尺的中部。最大允许操作温度是65℃。通过压力，差压，温度，液位仪表和PLC系统对润滑油的压力，温度，液位等参数进行监控。

润滑油特性如下：

寒冷天气的粘度级别 炎热天气的粘度级别 闪点

5、冷却系统

冷却系统按环境温度-20℃～+40℃设计，保证了压缩机可以在复杂的气候条件下有效地工作；压缩机自身装有气-水热交换器，在其闭环回路中流动的水使气体冷却。同样这些水也起到冷却汽缸及润滑油的作用。系统自带有储水的储液罐。冷却水的循环是通过电动泵来实现，循环水的冷却是通过空冷器来实现。气－水冷却方式，在消除了冷却的不平衡性的同时，极大的减少了活塞环的磨损。这种高效的冷却方式提高了压缩机的潜在排量，同时延长部件运行寿命。冷却后天然气温度不超过环境温度15度。

6、仪表风系统

空压机安装在压缩机撬座上。压缩空气驱动仪表风系统，该系统包括气动阀及其他所有气动部件，同时该系统可提供售气机及加气柱仪表风源。

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润滑油 ISO VG68 ISO VG100 >2500C 气动阀运行所需空压机有以下特性: -空气储罐

7、压缩机控制系统

使用用户应将自动操作系统的配电盘安装在安全区域。 配电盘由以下部分组成: 7、1自动控制模块部分 ? 序列逻辑部分:

? 自动开车:

? 当输出压力降到最小额定数值 ? 自动停车:

? 当输出压力达到最高额定数值 ? 自动切断: ? 主电机过载 ? 辅助电机过载 ? 最低吸入气体压力 ? 最高吸入气体压力 ? 级间压力达到高值 ? 最高压缩机输出压力 ? 压缩机级间温度达到高值 ? 润滑压力低 ? 润滑压力高 ? 润滑油油位达到低限 ? 润滑油温度达到高限 ? 仪表空气压力低 ? 水压低

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-最高出口压力1.0MPa -1.5KW功率防爆电机 -包括过滤，润滑及压力开关

? 水温高

? 显示系统包括:

? 到达的压力 ? 配电盘给电 ? 从电控盘:

? 显示操作参数及辨别紧急停车的起因 ? 显示压缩机工作时间 ? 控制按钮

? 压缩机紧急停车后重新启动 ? 紧急停车

? 系统控制及安全仪表 7、2系统控制及安全仪表

? 压缩系统控制仪表：吸入压力传感器、级间压力表、压缩机的各条输气线的

高/低压的“开-停”传感器。

? 水冷系统控制仪表：位于压缩机上游及下游的水温表、高温恒温器、低压压

力传感器。

? 压缩机的维护及润滑系统仪表：油面高度视觉指示器、温度表、高温自动启

闭装置、低润滑传感器、润滑回路上的压力表、润滑及维护压力调节阀。 ? 压缩机停机时有进口电磁阀进行隔离。

控制系统

控制系统采用PLC自动编程控制，由标准电气控制系统、三线快充控制系统组成。 6．1标准电气控制系统

电气控制面板上有一个液晶显示窗，可以显示或查询设置值、故障报警及运行状态。另外，通过给PLC控制器输入数字和模拟信号并编程，还可显示设备的其它运行状态

①安装在处远的控制间内的电控箱，这样在压缩机运行时，可以安全地检查、监测运行状态；

②包括开关、电机启动器、保险、变压器、接线端子板；

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③符合国家规范；

④可编程控制器（PLC）监测和控制整个运行过程、紧急故障和设备启动停止； ⑤自监测系统在监测到以下状态时将自动显示报警信号并关机；并具有故障诊断、记录和自排除功能，当故障排除后，压缩机自动恢复工作： ◇入口压力过高\\低 ◇级间排气温度过高 ◇电机启动失败 ◇冷却风机启动失败 ◇级间压力过高\\低 ◇油位过低 ◇ESD按钮被按下 ◇油压低 ◇探测器检测到气体浓度超标；

8．远程监控系统

压缩机配有远程监控系统可通过调制解调器监控压缩机的运行。远程监控系统接收信号包括现场电控盘显示的所有压缩机运行参数。此系统可通过与电话线相连来达到远程监控的目的。

9．优先顺序控制系统

优先顺序控制系统组成主要有：电磁阀、气动执行机构和变送器。优先顺序控制盘由PLC控制，对压缩机输出的天然气保证先直充，高压，再中压，最后低压的顺序对储罐进行充装。系统对高压管线进行优先充装时，如果在高压输出管路上的变送器检测到压力已达到设定值时，在关闭高压管路上的气动阀的同时通过PLC指定中压气动阀打开。当中压罐充满后，以同样的方式切换到低压罐。

优先控制控制气体从压缩机出口按顺序流向①售气机；②高压瓶组；③大流量加气桩；④中压瓶组；⑤低压瓶组；气瓶组充满时，压缩机不用启动，通过售气机内的顺序控制系统就可以从气瓶组按低、中、高顺序给汽车直接加气。当汽车来加气时，首先选择接近车载气瓶压力的站用瓶组给车充气（一般是低压瓶组），当流速降低时，自动切换到高一级气瓶组继续充气；如果储气瓶组压力低，压缩机直接将气体排向正在加气的车辆，而不经过储气瓶组，避免汽车等候。

10. 防护罩

防护罩主要是用来克服不良的天气和避免使机器免受外界恶劣环境的侵蚀

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和降低噪音的作用。防护罩的吸音层使距离1米时噪音降至70分贝(关闭机罩的情况下)。防护罩同时设置有良好的通风系统，当罩内天然气含量达到爆炸极限的20％LEL，强制通风系统启动。同时防护罩装有吸音板以降低噪音。另外，防护罩设置有防爆灯和开关及空气压缩机，防护罩装有一个可燃气体检测器，当可燃气体含量达到爆炸极限的20%LEL时可燃气体检测器发出报警信号，当可燃气体含量达到爆炸极限的30%LEL时可燃气体检测器发出停机信号。防护罩设有便于检修维护的通道和门。 撬装壳体特点：

? 放置压缩机和附件；

? 撬体内人员可以行走，便于在撬体维修压缩机； ? 向外开的门便于人员进入维修设备； ? 为方便维修设置吊具轨道； ? 撬装壳体内有防爆灯；

? 所有的墙壁上装有绝缘消声材料（75dBa@1m）； ? 装在外面的ESD按钮；

? 可燃气体探测器、报警和通风系统； ? 外形尺寸较小;

? 表面处理：一层底漆，两层工业磁漆。

二、干燥器 1. 设备工艺流程

低压深度脱水装置的工艺流程包含吸附流程和再生流程。

1) 吸附流程：天然气经前置过滤器后进入吸附塔，由吸附塔中的分子筛除去天然气中的饱和水，通过出口粉尘过滤分离器，过滤掉可能由吸附塔中带出的粉尘，最后进入压缩机，吸附完成。

2) 再生流程：当分子筛正常吸附达到饱和后，应对其进行再生处理。其流程为：再生管内天然气经循环增压机增压后进入电加热器，通过电加热器对再生气加热，使再生天然气温度升至200～250℃后，进入吸附塔，热气带出分子筛所吸附的水分，经阀进入冷却器进行冷却后,至气水分离器分离，经分离后的气体重

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新进入循环增压机进行新一轮循环直至再生处理完成。

2. 设备性能参数举例

处理气量： 2000Nm3/h 设计压力： 2.0 MPa 工作压力： 1.6MPa 设计温度： 250℃ 再生温度： ≤220℃ 成品气常压露点： －60℃ 成品气含尘粒径： 3μm

设备压降： 0.03～ 0.05 MPa 再生方式： 闭式循环电加热再生 电加热器功率： 30Kw 循环风机功率： 5.5KW 冷却器功率： 0.55KW 吸附周期： ≥12小时 再生周期： ≤6小时 控制方式： PLC半自动控制 吸附剂： 分子筛

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连接尺寸： PN2.5 DN100HG20595 防爆等级： dⅡBT4 设备重量： 6800Kg 3. 设备性能描述

（1）双塔结构，可连续工作，不间断输出洁净、干燥的气体。壳体按GB150《钢制压力容器》及国家质量技术监督局颁发的《压力容器安全技术监察规程》设计、制造、检验、验收。提交全套符合规定的压力容器文件。

（2） 干燥塔入口配置一级高效气液分离器。其分离元件材料为进口不锈钢纤维烧结材质，其精度高、效率高、容尘量大，能有效过滤、分离入口气体中夹带的游离态液体（固体）粒子，并且这种材料特别适合分离极性粒子如：水、天然气凝析油等。这样可以有效保护吸附剂不被液态水冲击、污染，大大延长吸附剂寿命。

（3） 干燥塔出口配置一级粉尘过滤器。其过滤元件同样采用不锈钢纤维烧结材料，过滤精度1微米，能有效除去干燥过程中，吸附剂粉末脱落造成的二次污染。除此之外，干燥塔壳体进出口设置了管道式过滤器，既能过滤分离粒子又能起到气流均匀分布作用，如此两重保护，绝对保证成品气中不含大颗粒粒子，不会威胁压缩机的正常工作。

（4）干燥塔壳体上设置压力表和温度表，直观显示工作压力及再生温度等工作状况。壳体包覆高效保温棉，保温层外表面覆盖银白色铝合金波纹板，保温效果好，外观漂亮。壳体上下封头设有加料口和排料口，方便更换吸附剂。 （5） 多点温度传感器监控，准确显示、控制加热器出口、再生气出口、冷却器出口温度，控制参数输入PLC中央处理器处理，并按设定程序控制再生系统动作。加热器过热保护开关，避免加热器干烧，保护电加热元件寿命。

（6）控制器面板设置再生手动方式及自动方式，且手动方式优先。当再生循环时，可根据实际需要随时启动或停止加热器、冷却器，干预既定工作程序。控制程序中编入工作顺序和互锁关系，避免人为误操作带来损失。

（7）电加热元件采用不锈钢材质，且表面发热功率按2w/cm2设计，大大延长加热管寿命。

（8）冷却器采用高效板翅式换热器，比表面积高达2500～4000m2/m3，与相同

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换热面积的管翅式换热器相比，体积减小1.3倍，重量减轻1倍以上。 （9） 控制

① 除干燥塔、再生塔切换需人工操作阀门外，其余一切动作由装置自动进行。即工作塔吸附时，输出干燥气体；再生塔脱附时，加热器自动控制加热温度，当再生结束时，加热器自动停止加热，继续余热再生，余热再生结束时，自动停止并进入待机状态，控制器可发出声光提示信号，提示操作人员切换阀门。 ② 所有控制参数均可在控制器上重新修改，灵活方便。 ③现场电器元件，传感器、接线盒采用防爆型。 （10） 主要配置

① 循环风机 选配国产优质天然气专用风机或原装进口罗茨风机，技术成熟，性能稳定，经济实用。

② 吸附剂 选配分子筛。技术、工艺先进，品质稳定有保证。

③ 冷却器 选配烟台冰轮集团板翅式高效换热器，体积小、重量轻、换热面积大、冷却效果好。

④ 阀门 选配高品质耐温球阀。

⑤ 电加热元件 选配低表面负荷设计的全不锈钢电热元件。 ⑥ 控制元件 PLC可选配西门子产品。 （11） 设计思想

对关键设计参数的确定，如动态吸附率、空塔流速、接触时间等，以可靠、安全为原则；在关键元器件的选择上，以性能稳定为标准；在关键技术的处理上，如吸附剂的保护、气流的均匀分布、防止吸附剂床层窜动、过滤分离等，避免用户在使用中出现露点不合格、吸附剂频繁更换的烦恼。整套装置力求：性能可靠、稳定；操作安全、简单；维护维修方便；外观整洁、漂亮

三、储气设备

1. 站用ASME UPV储存单元

容器规范： ASME，VIII. Div 1, Appendix 22，安全系数为3 设计温度： -40℃---93.3℃ 容器材质： SA372 Grade J, Class 70

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设计压力： 27.6Mpa 操作压力： 25Mpa

容器尺寸： 610mm O.D×6.1m Long 容器数量： 3 设备单元水容积： 3.94m3 设备重量： 约9,300 kg CNG容量： 1168 Nm3

安装外形： 1容器宽×3容器高

容器水平安装在工字梁上。每只容器装有一个全通不锈钢球阀，在端部装有弹簧式安全阀和3/4”的全通不锈钢球阀，并在每只容器的封头最低点设排放口和手阀。容器组喷涂环氧树脂底漆及高颗粒度的白色氨基甲酸乙酯面漆。

3. 储气井

地下储气井就是将无缝钢管竖直埋于地下，高压压缩天然气就储存在埋于地下的无缝钢管内。同时，通过注水泥将无缝钢管固定，一是减少因温差、压变引起钢管频繁的伸缩、膨胀产生的疲劳破坏；二是通过四周包裹的水泥环保护无缝钢管免受地下腐蚀介质的侵害。

具有诸多优势：安装简单、占地面积小、使用年限长、安全可靠、每年无维护检验费、输出气体恒温、地面无需基础和构筑物、节约投资等。

地下储气井主要技术指标

项 目 指 标 额定工作压力 25MPa 井管直径 177.8—244.5mm (钢级API N80) 井 深 100-300m 29

占地面积 0.5m/井 2耐压试验 37.5Mpa（稳压4小时） 气密试验 25Mpa（稳压24小时） 检测周期 6年 使用寿命 25年

四、加气设备 1. 双枪售气机

主要参数举例

? 型号： 3000MXH-2

? 显示:体积、单价、总价；0-40MPa压力表显示充气压力； ? 计量单位：Nm3、人民币元；

? 三线供气，每线均带有隔离阀和过滤器，保证售出纯净气体；

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? 最大流量是2800Nm3/Hr；

? 质量流量计，Micro Motion CNG050； ? 计量精度：±0.5%； ? 标准充气压力20Mpa；

? 不锈钢三通充气阀和NGV1-Ⅱ型-P30快接头加气嘴； ? 标有ASMI“UV”标记的安全释放阀。 ? 紧急手动切断球阀和泄放针阀； ? 加气软管的拉脱保护（气体自动切断）；

? 4.5米长挠性加气软管，承压大于80Mpa;包括加气和排空双软管； ? 管牵引器可以消除软管和地面的接触； ? 售气机电气部分按1级1类设计； ? 工作环境温度：-20～45℃；

2. 大流量加气柱（带计量）

主要参数

? 型号:FP-5000-1-1-M

? 显示，体积、单价、总价；0-40MPa压力表显示充气压力； ? 计量单位：Nm3、人民币元；

? 单线供气，带有隔离阀和过滤器，保证售出纯净气体； ? 最大流速5400Nm3/Hr； ? 罗斯蒙特质量流量计CNG050； ? 计量精度：±0.5%； ? 标准充气压力20Mpa；

? 高流量HANSEN8HP-36快速接头； ? 标有ASME“UV”标记的安全释放阀。 ? 紧急手动切断球阀和泄放针阀； ? 加气软管的拉脱保护（气体自动切断）；

? 外径1英寸，4.5米长挠性加气软管，包括加气和排空双软管； ? 管牵引器可以消除软管和地面的接触；

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? 售气机电气部分按1级1类设计； ? 工作环境温度：-20～45℃；

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第三章 天然气场站工艺流程

第一节 LNG储配站工艺流程

如图所示，LNG通过低温汽车槽车运至LNG储配站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至储配站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45－0.60 MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。

第二节 CNG卸气站工艺流程

首先用CNG供应站上卸车柱的高压胶管卡套快装接头与气瓶转运车装卸主控阀口连接好，20MPa的CNG通过进口球阀和高压切断阀进入计量段，对天然气进行计量后进入一级换热器。在一级换热器内以循环热水对气体进行加热后经一级调压器压力减到1.6MPa；再经二级换热器加热后经二级调压器减压至0.4MPa和加臭进入中压管网。

在其一级、二级调压前后还分别设置高压切断阀和换热器，热源采用天然气

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热水炉的循环热水。在每级调压器前后设置相应的压力表、温度计。

现场显示及连锁控制：气体进口压力；一级和二级换热器前后气体温度；专用CNG减压撬气体出口压力和温度；一级和二级换热器回水温度；一级和二级调压器出口压力；入口高压切断阀启闭；流量计参数；燃气浓度报警和加臭机剂量等。CNG减压撬的结构形式采用两路，一用一备流程．以热水作为热源供CNG在一、二级调压中两级换热所需的补偿热量，进水温度取65—85℃，回水温度取60℃，NG出口温度控制在10—20℃范围内。

第三节 CNG加气站工艺流程 一、CNG加气标准站

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进入压缩机系统的气体首先经过滤和流量计(由管网单位提供)后入口压力稳定在一定范围内；然后通过干燥器进行干燥，过滤处理，用以减少气体中的水含量和天然气中的杂质微粒，使天然气气质达到国家标准，同时保障压缩机系统正常运行。干燥后的气体经过专业压缩机4（或3）级压缩到25Mpa，由控制系统通过PLC编程控制，站用储气瓶组高、中、低按1：2：3配置，实现三线快充。其基本加气流程是：首先，压缩气体直接流向站用高压储气瓶组补气、再给中压瓶组补气，然后再给低压瓶组补气，当瓶组充到25Mpa时，构成了高、中、低压三级储气方式。当汽车来加气时，选择与汽车气瓶压力最接近的瓶组给车加气（一般是低压瓶组），一旦压力平衡，再从中、高压站用瓶组取气。专用压缩机和控制系统,储气瓶组相配合，使得加气站加气速度达到最快。设备内部附有完整的检测、安全控制系统。保证了设备的优良性能，安全，可靠。

控制系统由标准电器控制、三线快充控制和远程监控系统构成，标准电器控制通过PLC监测和控制整个运行过程，显示、查询设置数据和运行状态.电气控制箱安装在远处的控制间内，而不是安装在橇内的防爆型，这样在整个系统设备运行过程中可以随时获得数据。三线快充控制包括：优先控制、顺序控制、紧急切断控制。通过这套控制系统，使得压缩机的气体按①售气机（汽车）——②站用储气高压瓶组——③大流量加气桩（拖车）——④站用储气中压瓶组——⑤站用储气低压瓶组的顺序加气，这样可以实现快速给汽车和拖车充气。

控制系统通过PLC监测和控制整个运行过程，显示、查询设置数据和运行状态. 的电气控制箱安装在远处的控制间内，而不是安装在橇内的防爆型，这样在整个系统设备运行过程中可以随时获得数据。

紧急切断控制除自动控制外，增加人工控制（橇装外的ESD按钮）。在紧急情况下将切断所有的气路，显示报警信号。加装人工ESD按钮目的是周围环境出现紧急事故时，需要人工停机。

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二、加气母站

管道输送来的原料气首先经过滤、调压和计量（由管网单位提供），使气体较为纯净，并使压力稳定在1.4-1.6Mpa;再经过干燥器进行脱水处理，使得气质含水量达到汽车用气标准，同时保障压缩机系统正常运行；进入压缩机的天然气经过压缩3级压缩，排气压力达到25Mpa。

母站压缩出的气体，通PLC编程自动控制，主要是直接通过大流量加气桩为拖车加气。

母站控制系统由标准电器控制构成，标准电器控制通过PLC监测和控制整个运行过程，显示、查询设置数据和运行状态.电气控制箱安装在远处的控制室内，整个系统运行过程中可以随时获得相关数据。

紧急切断控制除自动控制外，增加人工控制（撬装外的ESD按钮）。在紧急情况下将切断所有的压缩机撬体的进出气路，显示报警信号。加装人工ESD按钮目的是避免周围环境出现的紧急事故需要人工停机，构成母站快速、高效、安全的充气系统。

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三、CNG加气子站

转运拖车将压缩后的天然气运到固定的天然气加气子站，通过由拖车集气管束、子站撬装压缩机、子站控制系统、子站储气瓶组、售气机构成的子站加气系统实现给汽车加气。为了将压缩后的天然气快速加给汽车，拖车集气管束作为低压储气瓶组，子站储气瓶组作为中压和高压，由子站控制系统通过PLC编程实现三线快充，其基本加气流程是：首先，拖车中的压缩天然气直接流向站用储气高、中压瓶组，然后，压缩机启动将高、中压瓶组增压到25Mpa，这时就构成了高、中、低压三组储气方式。子站快充系统与子站专用压缩机相配合。

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第四章 天然气场站运行维护

第一节 压缩机维护与保养规程 （一） 首期保养

设备运行一段时间后（一般为500小时）以厂家使用手册上时间为准，要进行首期保养。

（二） 日常维护保养

1 操作人员交班前检查、擦拭设备，保持设备本体及周围现场干净、整洁，接

班人员应清楚掌握设备状况。

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操作人员应每天巡检设备，观察设备的运行情况：压缩机是否正常启动和停机，检查系统工作是否正常，观察是否有异常情况发生。 3

温度变送装置的校对

压缩机运行管理人员应定期用测温装置检查装有温度变送装置部位的实际温度并和压缩机控制系统所显示的数值进行校对，同时作出记录，当偏差值较大时应查明原因，必要时应校准或更换变送装置。 4

压力变送装置的校对

压缩机运行管理人员应定期校对装有压力变送装置部位的压力表数值和压缩机控制系统所显示的数值，同时作出记录，当偏差值较大时应查明原因，必要时应校准或更换变送装置。 5

压缩机内压力容器的校验

压缩天然气用压缩机内的附属压力容器，如过滤器、换热器、分离器、缓冲罐及仪表风储气罐等应按照特种设备监督检验规则严格执行，上述附件在投用之前均应到当地监督检验机构办理使用手续，上述附件的投用、定期检验及报废均应按照相关管理规定执行并应建立台帐由专人管理。 6

安全附件的校验

压缩天然气用压缩机内的压力表、温度计及安全阀应按照特种设备安全附件的定期检验规程进行定期检验工作，压力表的检验周期为半年，温度计、安全阀的检验周期为一年，新购置安全附件在投入使用之前或在用安全附件有效期满时，应送当地监督检验机构进行登记、校验。安全阀的泄放压力应按照特种设备的相关条款进行设定。

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安全附件的投用、检验、报废均应建立台账由专人管理。当安全附件的性能不能满足设备运行需要时必须立即更换。 7

燃气泄漏报警系统的校验

压缩机内燃气泄漏报警系统是压缩机连锁保护系统的重要组成部分，对压缩机的安

全运行至关重要，必须确保压缩机内燃气泄漏报警系统的可靠性，应定期用天然气对燃气泄漏报警系统进行测试。燃气泄漏报警器检测部份达到使用寿命或性能不能满足使用需要时必须进行更换。燃气泄漏报警系统必须定期进行校验，校验周期为一年。 8

压缩机的震动监测

应定期监测压缩机的震动情况并作出记录，若出现震动值超出正常范围或震动值突然增大的情况应立即停止运行并仔细查找原因。通常震动值过大即表明压缩机内部有隐患存在，若不及时消除可能导致压缩机的严重损坏。 9

润滑系统的维护保养

压缩天然气用压缩机的润滑系统的正常运行是压缩机正常运行的前提，润滑系统的维护保养应重视以下内容：

A.选择合适的润滑油 应根据压缩机的工况和环境温度等因素选择合适的润滑油品种，并应考虑润滑油的粘度、热稳定性以及抗氧化性等指标以保证压缩机的良好运行，冬季与夏季润滑油要区别使用。

B．定期更换油过滤器

定期观察润滑油颜色有无异常变化，油过滤器一旦达到使用期限或性能不能满足使用要求时必须立即更换油过滤器或滤芯，观察油过滤器内有无金属碎屑或其它杂质，当出现类似情况时应引起重视，必要时应对设备进行检查。

C. 应定期检查油泵的出口压力以及运行中的油温情况并作出记录，应定期观测油路调压器的稳定性，必要时更换易损件，避免因油压不当造成对压缩机的损伤。 D.应跟踪观察设备的油耗情况并对加油等作业作出记录，一旦设备的油耗超出正常范围或有明显的油耗上升情况时，应立即查明原因，直至情况消除方可再次运行压缩机。通常油耗的异常即表明设备有较大隐患，必须予以重视，必要时应对设备进行检查。

10 冷却系统的维护保养

A.应根据环境温度的变化决定是否需要向冷却系统添加防冻液，防冻液的添加应确

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保添加后的冷却介质能够满足压缩机在最不利环境温度下待机的需要。

B.因定期观测水泵的出口压力以及运行中的水温情况并作出记录，避免因冷却不足造成对压缩机的损伤。

C.应定期观测冷却系统中的气体含量，必要时及时排气，通常水泵出口压力表指针的大幅抖动即表明冷却系统中含有较多气体，若不及时排除可能影响压缩机的换热效果，严重时可能会对水泵造成损坏。

D.应定期清洗冷却介质与空气换热器表面，确保换热效果，当使用翅片式换热器时，因注意清洗水压不可过高，避免造成对换热器的损坏。 11 仪表风系统的监测

仪表风系统的正常工作是压缩机正常运行的前提，同时也是压缩机连锁保护系统的

重要组成部分，应定期对仪表风系统的运行情况进行监测，对空压机、储气罐及管线（天然气作仪表风的调压器、电磁阀）进行必要的维护及测漏，保证仪表风系统的可靠工作。 12 定期排污

压缩机应对各级过滤器和缓冲罐进行定期排污，同时应观察排污量有无突然上升情况，必要时应对压缩机进行检查。 13 排空集管：

排空集管是将安全释放阀的管路汇聚在一起的排空总管，以便将可燃气体安全排放到大气中，应定期对排空集管进行一次排放以检查排空管的可靠性。 14 曲轴箱排空管

曲轴箱排空管是将压缩机缸体泄露出的天然气通过曲轴箱安全排放到大气中的集管，通过观察排空管和曲轴箱内的天然气泄漏量，可分析压缩机油气封的性能。 15 电机润滑

压缩机主电机每运行至一定时间应对其轴承润滑一次。

A.驱动电机的启动：主电机有润滑脂接嘴和润滑剂释放口。设备在出厂前已经被润滑，在启动之前，建议加注一定量的润滑脂，因为在装卸和运输的过程中可能有损失。在加润滑脂的过程中，注意不要过量。如果在轴承帽周围有油渗漏，说明加的润滑油过量了。打开润滑剂释放口，临时启动压缩机清除过量的润滑脂。

B.润滑说明：在加润滑脂之前要首先清理接嘴保证没有污垢。打开润滑脂盖或塞，用低压润滑脂枪按照说明注入一定量的润滑脂。一定不要过量加油！

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2.4.5、压力失去控制。

2.4.6储气设施容器与管道发生严重振动，危及安全运行。 2.5、储气设施内部有压力时，不得对容器进行任何修理和紧固工作。

2.6、储气设施的使用应严格按操作规程进行，应“平稳操作，防止超载”，当压力超过最高许用压力，应立即采取紧急措施，按规定程序切断上流气源，并打开外泄压装置，使压力下降至规定范围内。

2.7、 操作人员应“定时、定员、定线”进行巡回检查，及时发现问题及时处理并上报职能

部门。检查时应重点检查：

2.7.1、各连接部位有无泄漏、渗漏现象。 2.7.2、安全装置及附件是否完好。

2.7.3、检查操作条件。如压力、温度、液位等。

2.8、 储气设施应加强维护保养，保证安全，可靠运行，其内容包括：

2.8.1、保持安全附件、阀门等零部件的完整、清洁、灵敏、可靠有效工作。 2.8.2、对泄漏点应及时修复或采取相应的安全措施。 2.8.3、紧固件应保持齐全、完整。 2.8.4、保持绝热、保温层的完好。

2.8.5、表面应保持整洁，如发现裂纹、鼓泡或基础倾斜、下沉应立即采取有效措施。 2.8.6、发现有振动应及时分析原因并采取有效措施，使之消除或减轻。 2.8.7. 储气设施应按规定定期检验，检验时需由有资质的单位进行。 3、 储气设施技术资料的管理

储气设施的技术资料，应分类、归集后存档保管。储气设施的技术资料应包括： 3.1、储气设施的原始技术资料，包括设计资料和制造资料。设计资料应包括容器设计总图

和受压部件图（重要受压元件应有计算书），制造资料应有质量证明书、出厂合格证、重要受压元件的材料理化性数据、探伤报告、强度试验记录和报告、热处理工艺和报告以及压力容器监督检验证书等。

3.2、 储气设施的使用资料，应包括的实际操作条件（工作压力、工作温度、工作介质、

压力及温度的波动范围、工作介质的特性等），开始使用日期，每次开、停用日期，使用条件的变更记录，及每次检修或改造的文件、方案等。

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3.3、 储气设施的检验资料，包括：检验方案、检验日期、检验内容、检验结果、液压试

验情况、发现、存在的缺陷及修理情况。

3.4、 储气设施应按照规定，逐台建立技术档案，档案内容应包括：压力容器登记卡、容

器的设计技术资料、容器的制造资料和安装技术资料、检验、检测资料、检修、修理资料、安全件校验、修理、更换记录、有关事故的记录和处理记录等。

4、 储气设施安全附件的管理

储气设施的安全附件包括：安全阀、爆破片、压力表、测温仪表。 4.1、 安全阀：

4.1.1安全阀应垂直安装。

4.1.2储气设施正常运行时，储气设施与安全阀之间阀门必须保持全开。 4.1.3安全阀应定期校验但必须加装铅封，铅封不全者不得使用。 4.2、 压力表：

4.2.1压力表精度的选用应按容器的压力要求进行选择，中压容器不低于1.5级，高

压容器不低于1.0级(宜选耐震压力表)。

4.2.2压力表盘量程上限值应为容器最高工作压力的1.5—2倍，刻度盘上宜划有红

线，指示容器设计规定的最高工作压力，表盘直径不小于150mm。

4.2.3压力表应定期检定，每年一次，检定合格的压力表应有检验合格报告，不合格者不得使用。 4.3、 测温仪表：

容器上测试温度的仪器、仪表应定期检查、检定，并做好记录。检定周期应符合国家相关规程的规定。

5、储气瓶组的检查维护

5.1、检查气瓶组外观有无漆皮脱落，瓶组间连接处的卡套、手阀有无锈迹。

5.2、检查气瓶组手阀开启是否灵活，有无泄漏现象，定时查漏，若开启不灵活用时更换。 5.3、检查连接管道处有无泄漏、卡套是否松动，泄漏，泄压后方可重新紧固。 5.4、每月开启和关闭气瓶阀门一次。

5.5、正常工作时，应每周定期排污一次，排污时按如下操作步骤进行： 5.5.1关闭旋塞阀后，打开排污球阀。

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5.5.2再缓慢打开旋塞阀，进行排污，防止油污外濺。 5.5.3排污过程中要监护周围，保证安全，不得有火源。 5.5.4排污结束，先关闭排污球阀，再关闭旋塞阀，。 5.5.5排除的油污要集中回收，妥善保管，保证安全和环保。 6、储气瓶组放散操作指引

6.1.、需放散时，首先考虑周围环境有无隐患，是否适合放散，然后数疏散周围非工作人员，围好警戒线，放置警示标志。

6.2、操作人员必须穿防静电服装。

6.3、关闭储气瓶上游进气阀门，逐步加大放散阀门开度。

6.4、放散每隔3分钟停1～2分钟，再继续进行，反复直到放散完全才可进行后面的工作。阴天或雨天间隔可适当延长2～3分钟，大雾天气严禁对气瓶实施放散。

6.5、球阀或手阀放散时，操作人员应处于与放散气流方向大于90度夹角的位置，角阀应先打开一圈，到放散最后时，再完全打开，冬天放散时，严禁强行开启阀门。

6.6、放散时宜先进行排污,，放散完全后须等待十五分钟，再进行其它的操作。

7、储气井操作规程

7.1、 2—3月内排一次污水，具体操作是：将常闭球阀开，另把常闭针阀微微打开，排出气体3分钟后还未见水份出来，说明气井是干净的。若有水份，将水份排尽为止。

7.2、 若高压系统出现紧急问题，关闭常开球阀，若常开球阀有问题，就关闭常开检修球阀。

7.3、储气井区禁止接、打手机，禁止烟火。 7.4、储气井区禁止任何人敲打、震动。

7.5、若压力表需更换，要先关闭两个常开球阀，再把压力表卸下进行更换。 7.6、 储气井阀门的开或闭应派专人管理，悬挂阀门开关指示牌，不准任何闲人开或关才能确保安全。

8、储气井检测及维护保养

8.1、储气井检验周期按照SY/T6535-2002 《高压气地下储气井》的行业标准执行。 8.2、定期检测井口装置有无损坏、泄漏及严重锈蚀，平时保持清洁干燥。 8.3、严禁带压操作，储气井泄压时应注意因压差引起的冰堵，防止伤人。

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8.4、储气井区要有良好的通风条件，井区不能堆放杂物。

8.5、生产运行期间经常观察表阀及管接口处有无泄漏，压力表在未加气时有无压降、井管是否有上升、下降现象，如有异常，应予整改。

第六节 CNG槽车瓶组的维护规程

（一）CNG瓶组的定期检验：

1、瓶式压力容器应到符合国家标准《气瓶定期检验站技术条件》的具有省级以上质量技术

监督行政部门锅炉压力容器安全监察机构核准资格的检验站定期检验。

2、瓶式压力容器应每五年检验一次，到期未检验的容器不得再行使用。库存或停用时间超

过一个检验周期的容器，启用前应重新进行检验。 3、爆破片装置应定期更换，视情况应在2～3年检验或更换。 4、压力表一年校验二次。 5、温度计一年校验一次。

（二）瓶式压力容器的维护和维修：

为了确保运输车的使用安全，充装人员、驾驶员和押运员必须进行以下例行检查和维护： 1、 每天应检查：

1.1应观察瓶体和瓶体连接管有无异常和明显变形； 1.2球阀连接部位有无泄漏；

1.3压力表连接部位有无渗漏；指示器有无损坏； 1.4装卸软管有无裂口；密封处有无渗漏；接头自锁装置功 能是否正常。 2、 每月应检查：

2.1球阀接头有无磨损，手柄功能是否正常； 2.2安全阀铅封是否完好；密封面有无渗漏； 2.3灭火器外观有无损坏，性能是否完好。 2.4站内操作人员对槽车进行排污。

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第五章 紧急情况下的处理措施

在天然气储配站内，通常所说的紧急情况主要是指两种情况：一种情况是设备发生了大量的泄漏，随时都有着火和爆炸的危险，另一种情况是已经发生了着火和爆炸，并且尚未得到控制，还在延续下去。对这两种情况，都需要采取措施尽快加以有效地控制，以减少灾害和损失。但由于它们还存在着一定的差别，因此，采取的处理措施也不完全相同，下面分别加以讨论。

一、发生了严重的泄漏，但尚未发生着火和爆炸

在这种情况下，虽然未发生着火或爆炸，但天然气已经泄漏出来，与空气形成了爆炸性混合气体，此时若有着火源，就随时可能引起着火或爆炸。这样，会造成很大，很严重的事故和损失。因此，这时首先应控制着火源的产生，使天然气的严重泄漏不发展成为火灾和爆炸事故；然后应尽快消除泄漏现象，这是彻底消除事故隐患的措施。

（一）消除着火源

发生泄漏后，应立即将附近的着火源消除，包括熄灭明火，不准动用非防爆电器，不要，发生金属撞击及碰撞可能产生火花的物品等等；在事故现场周围设警戒线，在警戒范围以内不准有任何着火源存在，并严禁将任何着火源带到警戒范围以内。警戒范围的大小应根据泄漏情况决定，并应在下风方向布置较大范围的警戒地区，这样，就为消除泄漏创造了条件。

（二）消除泄漏

在发生泄漏后，仅消除着火源是不够的，也不是目的。最终必须将泄漏消除。这是由于泄漏若继续下去，随着泄漏时间的延长，天然气扩散到的地区越来越大，浓度越来越高，警戒范围也就越来越大，而消除泄漏也就越来越困难，以至控制着火源将会成为不现实。此时若再发生着火或爆炸事故损失将更大。既使不发生着火或爆炸，也要动用大量的人力物力建立警戒线，消除着火源。泄漏量增大，直至全部漏光，这是不可取的。因此，在消除着火源的同时，必须尽快消除泄漏。

由于泄漏发生的部位不同，消除的方法也不同。如关闭上游阀门，就是一种紧急消除泄漏的方法，这是切断气源的一种方法；但有些泄漏发生在无上游阀门（如贮罐本身或接管等处）或距离上游阀门很远处。这时，或无上游阀门可关闭，或关闭上游阀门后泄漏量仍很大。这就需要尽快采取其他措施控制天然气的泄漏的范围、浓度、温度。

除切断气源外，还可以采取临时堵漏的方法，，如用预制的卡箍将泄漏点堵住或用冷冻法等。但这些方法只适用于一定范围内，同时，在操作时还须十分小心，防止产生火花引起着火或爆炸。

当然，发生泄漏时若天然气存量极少，不会造成较大的危险，且消除泄漏又很困难，也可以单纯消除着火源，而不采取紧急消除泄漏的措施。

二、着火或爆炸事故的处理

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