2 气源
2.1气质参数
（1）天然气的组成
天然气组分表（mol%） 表2.2-1 组分 组分 组分 组分 CH4 96.4 H2 微量 C2H6 0.89 He 0.029 C3H6 0.107 N2 0.129 iC4H10 0.016 CO2 2.398 iC5H12 iC6H12 0.009 0.004 H2S H2O 0.0004 0.004 （2）天然气性质
比重：0.544 密度：0.7037kg/m3 高热值：39.186 MJ/m3 低热值：35.08 MJ/m3 华白指数：49.48MJ/m3
2.2压力等级
进气压力： ≧ 0.30MPa 储存压力： ﹥ 25.0 MPa 高压充装压力： ﹥20.0MPa
根据《车用压缩天然气》GB18047-2000的规定：车用压缩天然气站内储存压力≤25MPa，在常压下露点温度≤-62℃，微尘含量≤5mg/m3，微尘直径小于5μm，H2S含量≤15mg/m3。
加气站工艺流程的设计，影响到建站投资及运行成本、站的运行效率、长期运行中对各种因素变化的适应性及运行的安全可靠性。由于加气站发展至今，其工艺流程已相当成熟，根据现行国家标准《车用压缩天然气》（GB18047-2000）和《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2002〈2006版〉）的规定，加气站的工艺流程应包括以下几个部分：原料天然气气质处理（过滤、脱硫、脱水）、计量及天然气增压、高压天然气储存及分配、天然气充装。由于长呼天然气管道
来的天然气H2S含量远远小于15mg/m，因此本站可不考虑脱硫装置。工艺技术方案的变化主要是根据脱水方式的不同来确定，根据脱水方式的不同，本站可采用两种工艺技术方案：
方案1：
压力约0.8MPa原料天然气进站后，先经过滤、计量、调压（调压后压力稳定在0.3MPa）进入前置脱水装置深度脱去其中的水分，使其露点达到或低于-62℃（常压下），脱水后的天然气进入压缩机，经压缩机三级增压，达到25Mpa；压缩后的天然气经分配装置进入储气装置再通过售气机给车辆加气或直接通过售气机给车辆加气。
方案2：
压力约0.8MPa原料天然气进站后，先经过滤、计量后、调压（调压后压力稳定在0.3MPa）后进入压缩机，经压缩机三级增压，达到25MPa后进入后置高压脱水装置深度脱去其中的水分，使其露点达到或低于-62℃（常压下），脱水后的天然气经分配装置进入储气装置再通过售气机给车辆加气或直接通过售气机给车辆加气。
低压/高压脱水装置技术比较 表3.2-1
低压/级间(前置) 适用于2000~10000m3/h中大型站 处理气量较大 高压(后置) 适用于2500m3/h以下小型站 处理气量较小 3
一般多在大于0.3Mpa，压力过低，当管网压力过低，对压缩机的压缩比、级数、会导致设备过于庞大 管网压力不宜太低 功率有较大影响 与管网压力无直接关系 不受压缩机起停影响，再生为独立再生气回流压缩机进口（理论上），要求压缩闭式循环系统，工作压力一般在机开机时间不低于6小时，否则会造成再生解0.2Mpa以下，再生过程连续完整，析不完全后续系统易发生“冰堵”；实际运行再生效果彻底，保护压缩机，延长中为保证再生完全，压缩机停机时再生气放压缩机寿命。 不受压缩机开机时间的限制 空。 易受压缩机负荷变化影响 有益于压缩机工作环境和延长寿当管网气体质量不好（含水、硫、凝析油及固命 对管网气质要求不高 态杂质），有可能对压缩机造成腐蚀、磨损、液击等损伤 对管网气质有严格要求 设备不受高压/低压交变负荷，无高低压切换冲刷吸附剂，压缩机润滑油有可能压缩机润滑油污染，吸附剂、阀门污染吸附剂，阀门、管件及其它零部件要承受等零部件寿命长 维修、运行费用低 高低压，高低温交变负荷，其安全、可靠性大幅降低，再生气回收利用困难 维修、运行费用很高 吸附剂装填量大，单塔吸附时间12吸附剂装填量小，单塔吸附时间8小时，无需小时，再生循环工艺复杂 体积、重量大，投资较大 再生循环工艺 体积、重量小，投资较小 工艺方案特点
（1）进站安全切断系统
进站天然气管道上设置有电动紧急切断阀；采用电动方式，在站内出现天然气泄漏等紧急情况时可自动切断天然气进气，保证安全。 （2）计量系统
由于该站用气量不大，拟采用国产气体罗茨流量计或涡轮流量计。 （3）脱水系统和天然气含水分析系统：
本站采用国产脱水装置。
选用进口高压后置天然气深度脱水装置，深度脱去天然气中水分，使原料天然气露点达到或低于-62℃（常压下）。
在脱水装置上设在线微量水分析仪，实时监测脱水后天然气中的水含量，二次仪表设在仪表间内，如发现露点高于-62℃（常压下），则自动切换脱水装置塔。 （4）增压系统
本站采用电驱天然气压缩机，经三级压缩，将原料气增压到25MPa。由于选择为国产压缩机，冷却方式为水冷。 （5）全站安全监控系统 A、可燃气监测
站内设置可燃气体报警器，监测压缩机、低压脱水装置等处的泄漏天然气浓度，同时可燃气体报警器与压缩机控制柜及进气管线电磁阀连锁，可自动切断压缩机进气。
B、视频监控系统
本站场CCTV监视系统采用就地CCTV视频主机进行控制、管理的模式。摄像机安装在加气棚区、压缩机脱水装置房、站区及围墙边，用于监视加气情况、生产情况以及防盗报警，以确保加气站的生产安全。监控系统设置在值班室内。 （6）自动化控制系统
全站实行高度自动化的控制管理，以工控机及可编程控制器PLC为核心，采用温度及压力传感器实现各级压力超压，油、水压低压报警和过载保护，自动记录、故障显示。
（7）高压管道及设备的安全泄放
站内各级安全泄压天然气根据泄放压力不同，分高、低压两级在站内放空点集中泄放，避免因分散泄放带来的安全隐患； （8）废气回收系统
压缩机系统各级排污泄放天然气进入废气回收罐，在废气回收罐内设置有高效过滤分离装置，将排污气中所含油水分离出去，油水沉积在罐的底部，天然气经上部排出进入缓冲罐，从而达到保护环境及减少浪费的效果。
3 自控系统及通信
3.1自控系统
3.1.1设计依据
工艺专业及其它专业所提供的资料。 3.1.2设计内容
（1）天然气进站前、出站压力指示；
（2）天然气压缩后及高压储气区压力指示及报警； （3）高压充装工艺的压力指示； （4）阀组区就地压力指示； （5）天然气进站后流量计量；
（6）天然气进站后硫化氢含量分析、指示及报警； （7）天然气脱水后水含量分析、指示及报警；
（8）压缩机房、仪表间可燃气体检测、报警、连锁控制。 3.1.3系统配置及自控方案
仪表间内设有各检测仪表的二次仪表部分，可实时监控并显示站内各报警点的压力、燃气浓度、硫化氢含量、水含量等参数。
天然气进站前、压缩机前后、计量前后、各级调压前后设置压力指示和高压储气区设置压力指示及报警，同时设计了机械式压力表就地指示各点压力，确保加气站的生产安全。
天然气进站后硫化氢含量分析，采用硫化氢含量分析仪为检测仪表，进行指示报警，确保加气站的生产安全。
天然气脱水后含水量分析，采用含水量分析仪为检测仪表，进行指示报警，确保加气站的生产安全。
天然气进站分离后，流量计量采用气体超声波流量计为检测仪表，自带压力、温度传感器进行补偿修正。
天然气进站后紧急关断控制，采用气动遥控截断阀。当压缩机房可燃气体浓度达到5%时，由可燃气体检测报警器直接控制该阀立即关闭，确保站内生产安全。
3.2通 信
3.2.1概述 3.2.1.1设计原则
（1）满足加气站现代化管理的要求，保证系统生产调度及时准确。
（2）保证事故抢修、日常维护现场的指挥调度和供气上下游的业务联系随时畅