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CNG1、什么是CNG？2、CNG加气站国产设备运行状况技术分析3、压缩天然气供应工艺及规模的探讨4、撬装式门站，撬装的原理5、进口撬装式CNG加气站常见故障的诊断和排除什么是CNG？CNG是压缩天然气。天然气经加气站由压缩机加压后，压到20至25Mpa，再经过高压深度脱水，充装进入高压钢瓶组槽车储存，再运送到各个城市输入管网，向居民用户、商业用户和工业企业用户供应天然气。CNG加气站国产设备运行状况技术分析成都市于1995年建成第一座CNG加气站，迄今共建成30余座CNG加气站，这些加气站中90％采用国产设备装备。多年来，国产设备装备的CNG加气站接受了实践的检验，运行良好、稳定，并积累了经验和教训，得到了进一步的完善与提高，运行操作也更加日趋合理。在此仅就我市部分加气站实践中的经验与教训，小结如下，以供参考。1气源调压计量系统1．1气源压力与压缩机进气压力的匹配我市CNG加气站多数由城市管网中压管道供气，供气压力一般为0.3MPa—O.4MPa。根据观察。近年来我市对CNG加气站的供气压力。在春、夏、秋三季基本能保证0.3MPa及以上水平，适应压缩机的进气要求；但冬季来临后,由于季峰用气的到来，城市气源的季峰调节能力尚无法适应城市冬季用气的需求，以至CNG加气站的供气压力普遍下降。部分加气站供气压力有时仅为0.2MPa或更低。对于要求供气压力为0.3MPa的压缩机，当供气压力下降为0.3MPa以下时，压缩机的供气量亦随之下降．如供气压力为0.2MPa时，有的V型和L型压缩机的供气量将减少约25％。因此，CNG加气站建设在一段时期内还必须认真考虑季峰供气对加气站自身能力的影响。1．2进站计量装置目前采用的计量装置有孔板流量计和涡轮流量计。其中后者使用更为广泛。为保证流量计正常、准确的运行，应按规定设置缓冲罐，同时在流量计和缓冲罐之问设置止回阀，从而实现对压缩机工况的调节和阻止压缩机捧污时气体冲击的逆向传递。避免对孔板流量计差压变送装置和涡轮流量计造成损坏。2天然气压缩机天然气压缩机是CNG加气站的关键设备，国内生产天然气压缩机始于80年代末期。我市CNG加气站已投入运行的国产压缩机主要有V型、L型和ZW型。这3种压缩机均由隔爆异步电动机带动曲轴，再通过连杆、十字头带动活塞在气缸中作往复直线运动进行气体压缩，冷却方式都为循环水冷却，V型与L型天然气压缩机系气缸有油润滑，ZW型天然气压缩机为气缸无油润滑。2．1循环水冷却系统CNG加气站压缩机循环水冷却系统普遍使用当地自来水作水源，随着运行时间的增加，循环水冷却系统在工作过程中不可避免地产生结垢，从而造成压缩机传热效率下降、温度升高、设备故障率增加甚至寿命缩短等问题。为解决压缩机结垢的问题，曾先后采用了电子除垢器、机械清洗法、化学投药法、化学清洗法、软水器等，各种方法初步效果见表l。2．2传动机构润滑系统天然气压缩机传动机构润滑系统是采用强制与飞溅润滑相结合的方法，由曲轴的非动力输入端带动轴头油泵，压力油经曲轴内油孔润滑曲轴销、连杆大头瓦，再挤入连杆体油孔输人到小头衬套、十字头销处，从连杆大小头溢出的润滑油由于离心作用而飞溅润滑到各级十字头滑道面上。经运行实践表明,十字头和滑道故障时有发生，是传动机构中故障率甚高之组件。究其原因，滑道间隙过小或变形、以及润滑油牌号不当、油压低和流量过小、缺油等均是造成十字头和滑道磨损过快或烧研的主要因素。为此，对于在运行的天然气压缩机。定期检查与保持滑道合理问隙、防止温度过高是十分必要的，同时开车前(特别是每天第一次开车前)均应手动盘车，必须十字头滑道等摩擦面上有油注入为止。另一方面，天然气压缩机制造厂亦应注意润滑方式，并结合压缩机转速、活塞行程确定十字头滑道的合理间隙，从而消除这一缺陷之高发率。2．3气缸润滑(1)汽缸有油润滑压缩机各级气缸润滑采用注器分别进行注油润滑-油止回阀设在注油点前，注油量由该机型规定的注油滴数范围确定。压缩机运行中，注油器任一柱塞均不能发生故障停止运动、油路亦不能堵塞，否则将会造成活塞缸或活塞环严重磨损甚至拉伤。注油渣效应严格按规定操作，注油滴数过少会形成润滑点油量不足．注油滴致过多会造成压缩机和高压脱水装置的油分离器负荷过重及分子筛提早污染，甚至使压缩天然气中含油量增加，影响汽车发动机运(2)气缸无油润滑ZW型天然气压缩机各级气缸润滑均为无油润滑，活塞环由金属塑料环制成，使用寿命达到耐磨性要求。此种机型在实践中得到不断完善与进步，如通过加大活塞杆空档距离(为行程2倍以上)及改进刮油环，基本解决了曲轴箱串油的问题，从而保证了无油润滑的根本要旨。2．4天然气压簟机启动方式V型、L型、ZW型压缩机在无负荷状态下启动,启动控制方式有：(1)Y-△降压启动．起动时定子每相绕组上的电压为正常工作电压的1／3，适合无负荷启动，而且启动器结构简单、价格便宜，V型机通常采用这种启动方式。(2)自耦变压器降压启动，自耦变压器有65％和80％两档抽头，可供选用，较Y一△降压起动的启动转矩大，常用于较大的压缩机电机，如L型机的启动，但其价格较高，不允许频繁起动。启动频率为5次/h，在压缩机热态时再次启动应间隔半小时以上。(3)ZW型压缩机电机采用软启动，这是一种较上述传统方法更先进的启动方式，启动时电压斜坡起动并带限流特性，启动平滑、保护拖动系统。减少启动对电网的冲击，启动器体积小、节能，启动频率为20次/h。这种启动方式提高了用户的生产率，越来越得到广泛的应用，是传统启动器的更新换代产品，但其价格高。2．5压缩机的运行在压缩机启动和运行中，操作人员必须随时在机房查看和监听有无异常现象及声音出现，并作记录。因为机械故障不受电控控制，切忌不可产生因使用了PLC控饲系统便万无一失之误解。3深度脱水装置城市天然气的含水量要求(GB／T17820)为在天然气交接点压力和温度条件下水露点应比量低环境温度低5℃。而汽车用压缩天然气的水露点为在汽车驾驶的特定地理区域内，在最高操作压力下，水露点不应高于-13℃；当最低气温低于-8℃，水露点应比最低气温低5℃(GBl8047)。显然以城市天然气为气源的CNG加气站，还必须对城市天然气进行深度脱水才能输出合格的汽车用压缩天然气。我市在运行的加气站主要采用的是低压脱水装置或高压脱水装置，低压脱水装置系硅胶与分子筛复合吸附处理方式,高压脱水为分子筛吸附处理方式高压脱水为分子筛吸附处理方式。运行中的脱水装置，如何达到与保持脱水效果的规定要求，是加气站产出合格压缩天然气的重要环节之一，它涉及到再生循环效果和分子筛的性能稳定两个方面。表l压缩机除垢方法对比类别操作环境影响对设备影响效果电子除垢器无人人操作无无结垢较多机械清洗劳动强度大无无能除垢,并能清除固体沉积物化学投药法需专人管理有污染腐蚀设备可防垢化学清洗法需技工操作有污染腐蚀设备除垢尚可,但能耗较大,受操作水平影响软水器可无人操作轻微污染无效果较好说明：(1)机械清洗法的实施，要求压缩机热交换器便于拆卸，同时铲刮后宜进行化学钝化处理，此法难于清洗气缸水套等．(2)软水嚣使用中，应适时检测软水质量，同时每年可辅以锅炉清洗剂清洗并冲洗固体沉积物：同时，循环水池尤以玻璃钢水池为佳．(3)冷却塔保持正常冷却效果，是上述清洗法达到目的之基础．3．1再生循环流程再生循环过程中，吸附剂再生温度越高，吸附剂再生越完全,残余吸附质含量越少，有利于增大干燥吸附时的吸附容量。(1)再生温度再生温度是再生工艺和设备安全运行的需要，它的确定与设备结构、工艺需要、再生剂性质、天然气性质及组份中污染成份的含量等有关。我们使用的几种设备的再生温度分别为：低压脱水装置：分子筛干燥塔为220℃-270℃或230℃-250℃：高压脱水装置：230℃(进口)/105℃(出口)或230℃(进口)、200℃-230℃(进口)由此可见，合理确定再生温度及控制点、确保再生温度的实现是保证再生与干燥效果的基础，特别是天然气中含有轻质油成份时尤为重要。(2)高压脱水装置的再生气与冷却水循环高压脱水装置进行再生操作时，需要有再生气循环及向水冷却器供应循环冷却水．通常CNG加气站都采用由压缩机循环水系统供应冷却水。当压缩机运行与再生操作不同步时。再生气与冷却水循环均不能实现，将影响再生操作的顺利完成，结果导致压缩天然气质量的下降。所以。应在压缩机运行中进行高压脱水装置的再生运行。为此，当压缩机运行时间少于再生操作时，可让压缩机轻负荷运行一定时问．以达到两者同步运行的目的。(3)再生气调压低压脱水装置再生气，利用再生塔内余气闭式循环,压力≤0.1MPa，通过系统操作，能便利的实现压力工况稳定。从而再生过程顺利完成。高压脱水装置。再生气取自压缩机后高压管路或贮气库。经调压后压力降为0.4MPa—0.8MPa。目前高压脱水装置配用的调压装置适应大调节比的能力差，出口压力波动较大、故障率高、易冰堵，影响了加热过程的平稳持续，造成再生程序不完全，以致干燥效果下降，为此寻求和选用合格的调压装置是达到再生效果重要基础之一。(4)再生过程的温度控制高压脱水装置多系外置加热器,某些脱水装置仅通过控制再生塔的进口温度和热吹时问来确定再生过程的完成与否．然而在进口温度相同时，相同热吹时问形成的塔内温度场的分布还受到再生气流速的影响，而调压器出口压力变化及冰堵将影响气流速度．因此宜以控制再生塔进、出口温度来确定过程的终结，这样能更准确的达到再生过程的温度要求。3．2吸附剂分子筛有较强的吸附能力，特别是对水的吸附尤为强烈。但分子筛有比较脆弱的一面．即油分子会污染分子筛，特别是重油。重油分子在分子筹表面附着，使分子筛的微孔被堵塞，再生时，重油分子在分子筛表面结焦使其使用寿命大大降低；对于轻质油，由于沸点较低，对分子筛的影响相对减少．再生时大部份轻质油被蒸发，少部份残留、结焦。此外。在使用过程中分子筛产生粉化，也是其失效的重要原因。为此另一方面，应定期清洗或更换分离器滤芯，以维持正常压降和保障分离效果，减小油污染；同时，对于低压脱水装置净化气源含油组分亦是十分重要的问题；另一方面，再生与干燥相互切换时，升压与降压均应缓慢进行，以防止形成冲击，升压速度宜小于5MPa／min。4地下钢管储气井随着技术的发展和相关标准的标准的制订与完善，地下钢管储气并近年在我市得到了较为广泛的应用。地下钢管储气井的建造按SY／T6535-2002高压气地下储气井实麓，但在实际建造中尚有以下问题应进一步探讨与明确规定：(1)按SY／T6535-2002中5.4固井规定，井简与井壁间环形空间应用油井水泥浆封固。实际建井中，往往以自我理解确定固井深度，有的储气井仅固井30多米，这种不规范的操作难于确保井筒质量，可能给储气井的使用与寿命留下隐患。(2)SY／T6535-2002中7．5判废规定,对上述检测不合格并无法修复和使用时间达到25年的储气井应予报废。在长达25年的使用中，储气井的薄弱环节之一的钢管连接处，按前述标准中5.3.2.5规定，套管间的连接螺纹应用套管密封脂进行辅助密封。储气管井承受8MPa-25MPa交变压力，循环次数达2.5x104。在这样条件下持续长达25年的时问．密封脂能否保持完好的辅助密封,迄今既未见相关资料明示亦无储气井实践。储气井的可靠运行是十分重要的，为此进一步探索与完善密封脂性能是十分必要的，否则将影响储气井寿命。(3)套管的防腐套管外壁与井内壁形成环形空气气体空间，固井部份被油井水泥充填。目前，储气井建造中。对于套管外壁防腐与否尚无统一认识，其一认为固井部份经混凝土包覆不会出现腐蚀；其二是认为未固井段残留空气量有限不至出现腐蚀，所以施工中有的仅涂尉防锈漆。个人认为。固井段由于混凝土的紧密包覆，起到了隔绝空气的作用，固可抵御化学腐蚀的侵袭；而未固井部份处于环状空气的包围，况且地下构造透气性也难于确定。在长时间运行中又不能再次防腐处理，为此建议采用更为有效的防腐措施，如涂覆氯璜化聚氯乙烯等，以便更有效的防止化学腐蚀。5高压管道压缩天然气高压管道最高工作压力达25MPa．同时压力波动频繁、波动幅度大。以往建站时。管道连接多用卡套