CNG加气站常规站气损控制措施

■　管理・窦跬，Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ＆Ｐｒａｃｔｉｃｅ　ＣＮＧ加气站常规站气损控制措施　吴建祥　朱厚明　罗杨　莫政平　（１．西南油气田分公司重庆气矿；２．西南油气田分公司质量安全环保处）　摘要　减少气损是ＣＮＧ加气站常规站节能的关键措施。结合常规站的工艺流程，重点分析　了计量误差、放空、排污、工艺设备缺陷等造成气损的原因，提出了减少气损的对应措施。以　某加气站气损异常治理为实例，针对不同的气源情况，提出了设备优选、加强保养、工艺优化　等减少气损的方法，为ＣＮＧ加气站推进节能管理工作提供技术指导。　关键词　ＣＮＧ加气站　常规站　气损　节能　ＤＯＩ：１０．３９６９／ｉ．ｉ　ｓｓｎ．２０９５—１４９３．２０１３．００２．０１６　随着汽车工业的蓬勃发展，ＣＮＧ加气站作为一　的，受环境因素影响较小，精度控制在±０．５％以　种提供清洁能源的平台应运而生并发挥越来越大的　内。天然气密度可能发生变化，当密度变小时，质　作用。根据站区现场或附近是否有管线天然气，　量流量计计量值小于真实体积值，造成气损增大。　ＣＮＧ加气站可分为常规站、母站和子站。除人工费　２）放空、排污损耗。在ＣＮＧ常规站整个工艺　外，常规站运行成本主要有天然气、电、水、脱硫　流程中，不同管段和设备均会设置放空和排污阀，　剂、脱水剂、润滑油、工艺配件消耗。其中，天然　压缩机组低压放空一般直接排人大气；进气分离器　气气损程度是影响加气站经济效益的一个重要　排污时也带走部分气体；脱水装置各过滤器、分离　因素。　器排污时均会带走气体；储气井排污也将带走部分　１　ＣＮＧ加气站常规站产生气损的原因　ＣＮＧ加气站常规站的一般流程是连接城市燃气　气量，各个环节的放空排污均会造成一定程度的天　然气损耗。　３）工艺设备泄漏。安全阀、放空阀、排污阀　管网获得天然气，经计量、增压、脱水后储存或销　等因使用时间久、产品质量、保养不到位等原因产　售川。由于整个流程工艺设备较多，设备放空排污　生内漏，造成气体泄漏；电磁阀和拉断阀密封不　时不可避免地产生气损，一般用输差来量化气损程　严，三通枪阀泄漏；压缩机组活塞杆磨损，与填料　度。产生气损的原因主要有以下几种。　１）计量本身的误差。ＣＮＧ加气站常规站的计　成。对川渝地区进行统计发现目前流量计采用最广　不能完全密封，导致高压天然气窜人曲轴箱从呼吸　口冒出；加气机电磁阀因气质脏关闭将产生高压时　４）工艺设备缺陷。填料靠气体压力进行密　量装置由气源处的流量计和销售机的计量系统组　不计量，导致气损增大。　泛的是罗茨流量计，少部分站采用了高级孔板阀。　封，填料在密封过程中会泄漏部分天然气　，目前　其中高级孔板阀受人的维护保养、上下游直管段长　仍有部分加气站的压缩机组填料气没有进行回收，　度和粗糙度、差压信号管路以及仪表自身误差的影　机组处于运行状态时则一直有气体排人大气中。加　响，出现计量不准确的机率较大。罗茨流量计的精　气枪每加完１辆汽车后将进行高压放空，也未进行　度达到了±１．５％，但对气源的气质要求较高，若气　回收。存在错峰的场站，单向阀容易损坏，错峰停　源脏，含水量高，则计量偏大。销售机采用的美国　机后再生气将返回上游管网引起重复计量，气源压　费希尔・罗斯蒙特质量流量计（或丹麦ｍａｓｓｆｌｏ质量　力降低时引起天然气回流，气损进一步增大。若压　流量计）是依据科氏力原理来测量流体的质量流量　缩机前的所有压力容器（脱硫塔、缓冲罐、回收　第一作者简介：吴建祥，硕士，２００９年毕业于西安石油大学，从事增压　站和ｃＮｃｔｎ气站技术管理，Ｅ－ｍａｉｌ：ｗｕｊｉａｎｘｉａｎｇ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ，地　址：四川省广安市邻水县环城路邻水采输气作业区，６３８５００￣　罐、加湿器等）水容积为１２　ｍ。，每日错峰３次，每　次压力从０．８　ＭＰａ降低到０．４　ＭＰａ，则产生的气体重　复计量为１４４　ｍ　／ｄ。　４６　１　ｗｗｗ．。ｙ　ｈｊ　．。。ｍ　管理・实残，Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ＆Ｐｒａｃｔｉ￣　■　５）正常耗损。天然气是以各种碳氢化合物为　高；站内单流阀损坏，受上游网管压力波动，单流　主的混合气体，在低于最高凝析温度的某一温度值　阀后的已经计量的天然气返回上游进一步增大气　时，压力升高到露点线后，重烃将会形成液态；在　损；站内２台老式压缩机填料气、售气机放空均没　一定压力下，温度下降至露点温度时，重烃也会形　有进行回收，直接排人大气。　从表１看出，随着销售气量的增加，输差也随　之增大，因为工艺设备随着销售气量的增加而运行　时间加长，各设备的良好状态变差，气损程度增　大。２０１１年全年输差达８．４％，主要原因是该站采　成液态排出，增大了天然气气损。此项影响由气源　气质决定，高者可达到５％　。　２减少气损的措施　针对ＣＮＧ加气站常规站各个环节出现的气损情　用气为原料气，与邻水县城共用１条网管，每日３　况，结合现场技术人员的管理经验，提出以下的解　次错峰停机。停机后，前端管线压力降低，分子筛　决措施。　１）减小计量本身误差。首先应结合场站的气　质条件、流量计与压缩机组的距离，选择合适的流　量计。推荐优先考虑罗茨流量计，但针对气质较　脏、距离压缩机组较近时则可考虑使用高级孔板阀　流量计。使用孔板阀时，要保证上下游直管段长度　和粗糙度符合计量要求、差压信号管路的正确安　装；同时，应加强流量计的维护保养工作，根据气　质条件定期清洗孔板，对不合格的孔板进行更换。　对于售气机的质量流量计，要定期对电磁阀进行清　洗，根据天然气密度进行流量计参数设置，减少因　天然气密度变小而产生气损。　２）减少放空、排污损耗。首先应定期对阀门　进行注脂，减少放空阀、排污阀内漏。再者，根据　储气井压力合理安排机组运行状态，减少机组的启　停次数，从而减少压缩机向空气中的排放量。应优　先考虑城市管网净化气，原料气由于气质脏、含水　量大，将增加排污次数，增大气损。但若存在错峰　问题，则可考虑其他气源。应加强压缩机组的维　护，防止设备损伤后产生更大的泄漏量。要定期对　压缩机组活塞杆、填料、各高压阀门等进行检查，　若活塞杆与填料密封性较差，则应更换活塞杆或　填料。　３）改造工艺设备。目前国内各大ＣＮＧ压缩机　生产厂家已基本实现了填料气回收。填料气经冷却　器冷却、通过缓冲罐进入进气系统中，从而极大减　少了气损。部分国产售气机也实现了加气枪放空回　收系统，避免了高压气体放空造成气损。　３　加气站气损治理实例　邻水ＣＮＧ站销售气量０．７×１０　ｍ　／ｄ，前端计量　０．７６×１０４　ｍ　／ｄ，气损量６００　ｍ　／ｄ左右。气损主要由　３个方面的因素造成：该站采用气源为原料气，没　有经过净化处理，气质差，含水量大，正常气损　再生倒流入前端造成重复计量。由停机停再生实验　得出，气损减少为３００　ｍ　／ｄ左右，输差降到５％　以下。　表１　某加气站历年输差统计　２０１２年上游管网改变，不再存在错峰，２０１２　年输差逐渐下降。如表２所示，２０１２年１月到３月　输差异常，日均气损量达到１　３００　ｍ　，输差达　１６％。气损增大主要由售气机和压缩机组造成。联　系地方质检局检测售气机流量计，发现３支加气枪　中有１支偏差达到了１８％，更换后第２日气损减少　５００　ｍ　。检修２　压缩机组发现填料气泄漏严重，停　用后日均气损继续减少５００　ｍ　，输差控制在５％左　右。４月初对２　机组活塞杆进行了更换，但５月因１　机组填料气泄漏导致输差继续增大，５月底更换１　机组后输差降低。公司已初步决定更换２台压缩机　和售气机，将压缩机填料气和售气机放空量进行回　收，初步分析日气损量将控制在２００　ｍ　以内。长远　规划中，采用净化气作为气源，进一步减少气损。　表２某加气站２０１２年输差统计　４　结论　１）气源的气质好坏决定了加气站正常气损的　大小，在建站时应尽量选择净化气作为气源。对于　己口旧年第　期石油石化节能Ｉ　４７　■　一理・窦鹾，Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ＆Ｐｒａｃｔｉｃｅ　县城等管网压力波动较大的地区，压缩机的选型应　问题并及时整改，压缩机组、高压脱水装置的高压　充分考虑错峰的应对措施，建议选用变频、可调余　放空排污应人回收罐回收。　隙式机组。日常运行时必须保证各工艺阀门的维护　保养，特别是对于上游管网压力变化较大的站，单　参考文献：　　流阀坏后将引起气损程度增大，因此应合理安排压　［１］刘锡麒．ＣＮＧ加气站的系统配置［Ｊ］．城市煤气．２００１．４：５—９．　缩机组的运行时间。　２）前端流量计推荐罗茨流量计，但针对气质　较脏、距离压缩机组较近时则可考虑使用高级孔板　［２］姬忠礼．邓志安，赵会军，等．泵和压缩机［Ｍ］．北京：石油　工业出版社．２０１０：２４１－２４３．　阀流量计。使用孔板阀时须规范安装，加强维护保　养。售气机流量计须定期进行检验，偏差超过ｌ％　［３］文其志．民用天然气输差分析及其对策探讨［Ｊ］．重庆科　技学院学报，２００５（２）：５７—６０．　［４】侯长保．ＣＮＧ加气站压缩机设备选型初探［Ｊ】．设计与开　发．２００３（４）：２２—２３．　的流量计须更换。ＣＮＧ站在运行时应定时巡检、排　污，避免杂质过多影响计量。　３）选择压缩机时，优先考虑填料气可回收的　类型　。对于填料气不能回收的老机组，须适时监　控运行状态，通过压力、温度、电流变化发现机组　（收稿日期：２０１２—０９—０５）　（上接第４　５页）　国内节能服务公司基本上是靠单一的节能技术起　合同管理项目改造的主要对象。合同能源管理项目　家，如照明节能、电动机节能等，还很难满足油气　的技术方案的确定应以安全生产为前提，不能影响　生产企业整体综合优化的节能要求。西南油气田内　气井的正常生产；新增设备的制造、安装及投用必　部以服务为主的科研机构、矿区服务部等长期围绕　须遵循相关标准规范和安全要求；增加的零部件和　油气企业主营业务开展技术服务，对油气生产各环　运转材质应满足天然气生产的相关要求，不能影响　节较为熟悉，可有选择地支持部分单位，组建内部　原设备的正常运行。　开展　节能服务公司，进入合同能源管理服务领域，按照　能源管理模式不仅可以推动油气生产中的系统优化　４．３　完善合同能源管理运行机制，保障项目顺利　内部合同能源管理模式　开展节能服务。内部合同　合同能源管理项目的运行涉及用能单位、节能　和综合节能，还可以避免企业节能效益“外流”的　公司以及监测评价机构等多方主体。且不同的合同　问题，有助于提高节能的总体效益。　能源管理运作模式对应的资金来源、般务内容、运　　营管理、节能量检测、利润来源等方面也各不相　参考文献：同。因此，首先必须对国家、集团公司合同能源管　［１］张海燕．ＥＭＣ市场化节能新机制——访中国节能协会节　理政策进行分析，全过程跟踪合同能源管理试点项　目，完善合同能源管理的运行机制，包括费用核算　能服务产业委员会主任委员沈龙海［Ｊ】．建设科技．２００６　（３）：２６－２８．　等；其次，应结合西南油气田节能节水管理现状和　公司财务、资产等相关管理制度，提出适合西南油　［２］谢仲华．合同能源管理是节能市场化运作的新机制［Ｊ］．　上海电力．２００４．１　７（６）：４９５—４９７．　气田合同管理项目的运行、监管办法以及合同能源　管理项目示范合同文本，为合同能源管理在西南油　气田的推广应用提供制度保障。　４．４尝试推行内部合同能源管理，提高节能效益　［３］马杰．苟小静．张岚．等．中国石油合同能源管理模式探　讨［Ｊ］．天然气技术与经济，２０１１，５（３）：６４—６７．　（收稿日期：２０１２—０９—０５）　油气行业无论是勘探开发还是净化储运，其工　艺、控制系统都非常复杂，且专业性很强，而目前　４８　１　ｗｗｗ．ｓｙｓｈｊｎ．ｃ。ｍ