压缩天然气加气站10篇(全文)
压缩天然气加气站（精选10篇）
压缩天然气加气站 第1篇
作为代替汽油的汽车清洁燃料———压缩天然气 (简称CNG) , 资源丰富, 价格低廉, 能大幅度降低汽车的运行成本。虽然它在动力性能上稍低于燃油, 但能充分满足道路运输的要求, 并且与汽油燃料相比, 碳氧和碳氢的有害物质排量分别降低60%~98%、20%~71%, 且不含铅、多环芳烃等致癌物, 具有环境污染小, 安全可靠性高、抗爆震性能好等优点。近年来, 北京、上海等全国各大城市都在大规模推广车用CNG天然气, 取得了良好的经济效益和社会效益, 是今后重点开发和推广的清洁燃料。
为此, 国内各大城市纷纷寻求气源, 相继建起了一批压缩天然气加气站。尽管目前国内加气站设计已较成熟, 但在设计过程中一些问题仍值得我们注意和重视。
1 工艺流程
兰州费家营CNG加气站的功能是主要向汽车车辆或气瓶拖车供压缩天然气。工艺流程为:费家营加气站的气源来自柳泉加气母站运来的CNG长管拖车, 拖车内气体压力为20MPa (G) 。CNG拖车同卸气柱联接后, 用压缩机向高压、中压储气瓶充气, 充气压力为25MPa (G) , 通过顺序控制盘控制并分别进入高、中压储气瓶, 当高、中压储气瓶内的压力全部达到25MPa (G) 时, 压缩机自动停机。高、中压储气瓶中的天然气由加气机控制并自动给CNG汽车加气。当储气瓶的压力接近20MPa (G) 时, 压缩机自动启动向储气瓶补气。在补气过程中, 如遇车辆加气, 顺序控制盘自动切换, 优先向车辆加气。在车辆加气高峰结束后, 由压缩机为高、中压储气瓶充气。
CNG拖车瓶组作为站上的低压储气瓶使用, 当其压力低于2.0MPa (G) 时, 拖车回柳泉母站充气。费加营CNG加气站工艺流程简图如图1所示。
2 主要工艺设施及其设计要点
由于柳泉加气母站气源来自涩宁兰管道的兰州末站, 涩宁兰输气管道主供气田来自柴达木盆地, 柴达木盆地的气体天然气品质十分优异, 热值高, 可满足作为车用燃料的标准。由于该气源的H2S含量和水含量均在国家现行标准、规范规定的范围内, 少量的H2S含量和水含量在柳泉加气母站已进行脱硫、脱水、过滤, 不需要在费家营加气站内再进行处理。
故设计的兰州费家营压缩天然气加气站工艺设施主要包括:压缩机、储气设施、加气系统、控制系统等。
2.1 压缩机
压缩机是费家营CNG加气站的核心设备, 压缩机组配置的合理性及性能好坏将直接影响工程投资、加气能力和全站的运行效率。考虑该CNG加气站生产能力不大、气体压力变化大的特点, 设计中推荐采用的是往复式压缩机。
在压缩机系统的设计中, 为避免产生由压缩机进、出口管道引起的共振, 控制管道流速也是减小管道振动的一项有效措施。要求压缩机前总管中天然气的实际流速不大于20m/s, 压缩机出口管道的设计流速不大于5m/s。
目前, 国内建成的CNG加气站采用的压缩机有进口和国产两种。美国、意大利等国的产品, 在各大城市的CNG加气站中使用较多。但也有一些CNG加气站采用了国产压缩机 (如重庆压缩机厂等) , 用户反应均良好。在费家营CNG加气站设计时, 由于建设单位的要求, 该项目从美国ANGI公司引进一台撬装往复式压缩机 (Q=1400Nm3/h、125HP) , 并配带顺序控制盘。
2.2 储气设施
目前, 国内外CNG加气站储气设备一般有两种形式, 即地上储气瓶储气和地下储气井储气。两种储气方式各有利弊, 应根据不同地区和具体工程, 综合比较, 选择一种比较好的储气方式。
国内现有地上储气瓶结构形式约十几种, 排列方式多样, 进出口接管采用卡套连接。其优点是易制造, 投资少, 维修方便。但是在设计时要做好安全防范工作, 储气瓶间应通风好、防火防爆, 特别是要做好夏季储气瓶的降温工作。
地下储气井储气是利用钻井套管制作的深80~200m的地下储气装置, 在四川、上海等地采用较多。其优点是占地面积少, 地上管道连接简单。其缺点是施工制作较困难, 投资大, 一旦漏气, 不易维修, 且高压气易串入地层。
综上所述, 在费家营CNG加气站设计中储气设施选用地上储气瓶组 (配安全阀、压力表及排污系统等) 。储气瓶组共3个储气瓶, 其中包含1个高压储气瓶2个中压储气瓶, 水容积均为V=0.92m3, 工作压力均为25MPa (G) 。
2.3 加气系统
加气机按加气枪的数量分为单枪和双枪两种。在设计中, 应按照储气设施的组数来选择几线进气的方式。对于储气设施只有一组或两组的加气站应选择一线进气或二线进气的加气机, 而费家营加气站储气设施有三组选用国产三线进气双枪加气机 (节约投资) , 具有计量精度高、安全性能好、结构坚固、操作简单、连机操作等特点。
所选用的加气机具有充装和计量功能, 质量流量计选用进口产品, 其工作状态下的加气流量不应大于0.25m3/min。加气软管设有拉断阀, 事故时能及时切断气源。
2.4 控制系统
CNG加气站的控制系统对于加气站的正常运行非常重要, 一套自动化程度高, 功能完善的控制系统可以极大提高加气站的工作效率, 保证加气站的安全、平稳、高效运行。
费家营CNG加气站的控制系统主要有电源控制、压缩机运行控制、卸气柱、储气系统的控制、加气系统控制等各单体的控制组成。采用以计算机为核心的监控系统完成上述功能, 检测信号送至营业室指示。计算机监控系统采用工业级计算机, 在控制室可对各单体进行有效的控制和监视。
压缩机运行控制及加气机的加气控制一般分别由压缩机和加气机厂家配套供应, 压缩机控制系统第一包含储气系统的优先充气控制, 第二通过顺序程控盘来实现。
控制系统基于先进的PLC逻辑控制, 安放在控制柜内, 可监视和控制整个工艺站场、自动集中控制所有系统, 保证加气站安全可靠地运行。
2.5 阀门及管道连接
阀门是设备与管道、管道与管道连接的主要配件。费家营CNG加气站采用的阀门主要为不锈钢球阀和截止阀。对于压缩后管道上的高压球阀采用国外进口的专用高压球阀, 工作压力为25MPa (G) 。在安全阀的选用上采用动作灵敏, 泄放能力大的先导式安全阀。加气站内所选用的各种阀门除满足其功能要求外, 还具有密封性能好、使用寿命长等特点, 而且安全可靠。
在管件选用方面, 设计中充分考虑了由于压缩后的天然气管道具有压力高、管径小的特点, 管道焊接比较困难, 并且每道焊缝均须射线探伤, 高压管道在地上的敷设连接 (包括弯头、三通、直通、接头等) 采用卡套式连接方式, 在地下敷设连接时, 采用承插焊管件焊接连接。
3 安全技术措施
安全性是兰州费家营加气站设计与建设考虑的第一要素。站场设计中主要的安全技术措施如下:
1) 加气站站址选择符合兰州当地的城镇规划、环境保护和防火安全的要求。严格按照《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002 (2006年版) 和《建筑设计防火规范》GB50016-2006的有关要求进行总平面布置、功能分区, 严格执行设计规范;
2) 在加气站的储气瓶、压缩机、加气机等设备区域设置了可燃气体检测及报警器, 及时检测到泄漏的可燃气体。报警器设计在控制室等有人值班的场所, 一旦发生报警, 值班人员可以立即采取控制措施;
3) 在卸气柱及加气机的加气枪上设置安全拉断阀, 拉断阀在外力的作用下分开后, 两端自行关闭;
4) 储气瓶组的进气总管上设置安全阀及紧急放空管、压力表及超压报警器, 避免因超压泄放产生安全隐患。出口设截止阀;
5) 在压缩机出口设置截止阀和安全阀及高、低压报警及高压超限停机装置。压缩机安全阀的泄放能力不能小于压缩机的安全泄放量;
6) 天然气管道材质选取阻力系数较小的高压不锈钢无缝钢管 (1Cr18Ni9) 。站场中阀门及管件的设计压力比最大工作压力高10%, 并且在任何情况下不低于安全阀的定压;
7) 加气站的放空管高出设备平台2m及以上, 且高出所在地面5m及以上;
8) 储气瓶组、压缩机等设备进行了防雷接地, 以便降低雷击点的电位、反击电位和跨步电位, 并且为了提高其接地的可靠性, 接地点不少于两处;
9) 储气瓶间采用露天敞开式布置, 压缩机采用全天候防雨隔音防护罩室外布置, 以利于可燃气体扩散, 以防止发生中毒和爆炸事故。
4 结束语
随着社会的进步, 人民生活水平的不断提高, 对环境保护意识的增强, 也随着西气东输工程的扩能, CNG加气站的建设将逐渐遍及我国的各城市。通过费家营CNG加气站的设计工作, 我们应当在严格执行相关设计规范的基础上掌握以上所述的设计要点, 不断积累设计经验, 积极学习和吸收国内外的先进技术, 从而不断提高CNG加气站的设计水平。
参考文献
[1]GB50156-2002, 汽车加油加气站设计与施工规范[G].2006.
[2]GB50251-2003, 输气管道工程设计规范[G].
加气站压缩天然气供气合同样本 第2篇
供气方： **************
用气方：**************
签订时间：**********
签订地点：********* 1
压缩天然气供气合同
甲方（供气方）：**********有限公司（以下简称甲方）
乙方（用气方）：********加气站（以下简称乙方）
上述两方在下文中合称为“两方”，单独称为“一方”。鉴于：
甲方和乙方具有在压缩天然气（CNG）市场领域长期合作的意愿和实现基础，双方本着诚信、互利、平等、合作的原则，依据《中华人民共和国合同法》以及相关法律、法规之规定，为明确甲乙双方的权利义务，就乙方购买甲方压缩天然气事宜经双方友好协商签订本合同。
第一条标的物
本合同约定的标的物为“压缩天然气”（简称天然气）英文简称CNG。
第二条压缩天然气的质量
2.1甲方供应给乙方的压缩天然气气质应符合国家国标GB18047-2000车用压缩天然气气质标准。
2.2甲方应向乙方定期提供由具备国家规定资质单位出具的压缩天然气质量检测证明。第三条合同履行期限
本合同约定甲方自 年 月 日起开始向乙方稳定供气至 年 月 日止（月份按日历月日期计算），供气期限 一年（具体供气量计划表见合同附表）。在供气期满后，如乙方继续使用CNG，则应提前 20 天向甲方提出并续签合同。第四条供气量
4.1本合同有效期内甲方日供应乙方压缩天然气 壹万 立方米（10000.00m）。
4.2除甲方保证按月供气量向乙方供应压缩天然气外，如果乙方要求甲方额外供应压缩天然气，须提前 7 日书面通知甲方，双方就额外供应的数量、时间、价格协商一致后，甲方应尽最大努力额外供应给乙方压缩天然气，但无义务承担额外供应气量。第五条运输方式及交接
5.1由乙方自备一头一10管橇体CNG运输车和甲方提供集装箱橇体一部（豫J·9544挂）负责运输。
5.2压缩天然气的交接地点为： 甲方厂区内指定位置。
5.3压缩天然气的交接以CNG槽车总阀为交接点，由甲乙双方共同配合，交接前压缩天然气的风险由甲方承担；交接完成压缩天然气的风险由乙方承担。3 3
5.4双方应委派代表在《天然气计量交接凭证》上签字确认甲方加气数量，乙方于卸气后在交验单上注明实际卸气数量。第六条压缩天然气的计量
6.1本合同约定压缩天然气的计量方式采用质量流量计计量。
6.2以甲方充装计量结果为准，乙方计量结果为复核。
6.3双方的计量器具按国家规定的检测周期进行计量周期进行计量检定，须向对方提供法定检测部门的检定书。
6.4甲乙双方约定计量误差为每辆CNG运输车充装满CNG的情况下不超过1%，计量误差在 1% 以内双方互不追究；如因甲方计量器具造成误差超过 1%，甲方应于月底前根据气量差向乙方补偿所欠气量。
6.5任何一方对对方的天然气计量有异议时，聘请双方认可的法定检测部门对双方计量器具予以检定。如果属于计量器具精度的原因造成的误差，误差方应根据检定结果修正计量值并承担由本次检定所涉及的计量器具及其他仪表的检定费、陪检人员劳务费等。第七条压缩天然气价格
7.1本合同约定甲方供应给乙方的压缩天然气价格定为： 2.3 元／立方米。
7.2双方价格调整依据为：国家发改委、上游气源单位或相关政府部门调整水、电、成品油价造成天然气供应成本变动，经双方协商一致执行新价格。新价格自双方共同确认之日起开始执行，价格调 4
整前的部分按原价格执行；如协商不成，自甲方给乙方传真协商函之日起执行新价格。第八条气款结算和付款
8.1乙方应在正式供气前 3 天向甲方支付压缩天然气首批预付款后，甲方正式向乙方供气。
8.2气量结算以双方共同签字确认的《天然气计量交接凭证》为结算依据。
8.3本合同到期后，双方一次性结清剩余部分气款和预付款。第九条年计划、周预测和日指定
9.1乙方应定期与甲方确定年、月、周、日用气计划。9.2每周周一之前乙方应向甲方提供下周将要提取的压缩天然气量的预测表，包括基本供气量和额外供气量。甲方应提前向乙方提供下一周将要供给的压缩天然气量，但甲方原则上仅对基本供气量予以保证，对额外气量部分的确认不承担短供责任。
9.3乙方应向甲方提供下一日所需的压缩天然气指定量，包括基本供气量和额外供气量。第十条双方的权利和义务 10.1甲方的权利义务
10.1.1甲方应合理安排乙方车辆加气，根据乙方用气计划及本合同约定的质量，平稳连续地向乙方供气。
10.1.2甲方在生产设备检修时或其他原因需停产时，应在检修或停产前 5 日书面通知乙方。
10.1.3因突发事件或其他原因影响供气时，应及时通知乙方并在恢复正常供气前 2 日书面通知乙方。
10.1.4在甲方装气场所内，甲方应积极协调指挥乙方车辆加气，使乙方能快速顺利加气。
10.1.5如乙方违反本合同相关规定或违背甲方实际操作规程的，甲方可以根据实际情况单方面终止合同。
10.2乙方的权利义务
10.2.1乙方应将甲方作为采购气源。
10.2.2乙方应按照用气计划提气并按照约定及时支付气款，如乙方未能及时提供预付款或支付气款（包括但不限于不予付、迟延预付或预付款达不到甲方要求的数额），甲方可在电话或书面通知后，根据实际情况采取停气、限气等措施，乙方未按照用气计划用气，而在后续五日内仍未将该日剩余气量用完，则甲方可在电话或书面通知后根据实际情况采取停气、限气等措施。
10.2.3乙方因设备年检等原因不能按用气计划提气时应提前 5 日通知甲方并经甲方书面确认，并在恢复用气前 2 日通知甲方并经甲方书面确认。
10.2.4乙方应确保遵守安全规定，保证用气安全。
10.2.5因甲方免费提供集装箱橇体一部，乙方必须保证集装箱橇体完好无损，如在运行过程中集装箱橇体自身原因出现问题由甲方承担，但修补轮胎或日常维护由乙方承担。
10.2.6乙方应交付甲方集装箱橇体使用保证金10万元整，合同到期双方均无异议甲方全额退还乙方集装箱橇体使用保证金10万元整。
第十一条违约责任
11.1甲方的违约责任
11.1.1如因甲方的原因造成乙方车辆人员或第三人损失的，甲方应负赔偿责任。
11.1.2如甲方供应给乙方的压缩天然气气质不符合本合同约定，给乙方造成的直接损失应由甲方负责赔偿。
11.2乙方的违约责任
11.2.1如因乙方未能及时提供预付款或支付气款（包括但不限于不预付、迟延预付或预付款达不到甲方要求的数额），在甲方电话或书面通知后，采取停气措施，甲方有权终止本合同并追索乙方的欠款和违约金。
11.2.2如因乙方的原因造成甲方设备人员或第三人损失的，乙方应负赔偿责任。
11.2.3乙方在设备检修或设备发生故障不能保证按用气计划用气时，未按合同约定及时通知甲方，应承担由此给甲方造成的直接或间接损失。
11.2.4乙方未经甲方允许选择其他气源或造成集装箱橇体重大损坏甲方有权扣除或扣除部分保证金。第十二条不可抗力
12.1不可抗力指超出当事人一方预见和控制范围所造成的或引起的该方未能全部或部分履行本合同义务的任何事件或情况（如台风、海啸、地震、暴雨、暴雪、洪水等），而该履行行为是该方执行合理谨慎的作业者标准所不能避免或不能克服的。
12.2甲乙双方的任何一方由于不可抗力的原因不能履行合同时，应及时向对方通报其不能履行或不能完全履行的理由，以减轻可能给对方造成的损失，并应当在合理期限内提供有关机构证明，经双方协商一致后，允许延期履行、部分履行或不履行合同，并根据情况可部分或全部免予承担违约责任。
12.3一旦本合同认定的不可抗力因素或事件得到纠正或不再产生任何影响，则受影响一方应重新履行合同义务。
12.4由于不可抗力致使合同一方不能履行合同时，不影响此前双方已经发生或履行的权利义务。
15.2本合同未尽事宜经双方协商一致签订补充条款或补充协议与本合同具有同等法律效力。
15.3双方确定的年、月、周、日用气计划是本合同的组成部分。
甲方（盖章）： 乙方（盖章）：
授权代表：
年 月 日
合同签订地点：
加气站用电机及压缩机振动测量一例 第3篇
摘要：因为电机振动导致整个系统的运行出问题的情况并不少见。随着加气站事故的发生，电机的振动越来越引起人们的注意。但是，在一个振动超标的系统中判断是否是电机的原因并进一步分析在运行系统中找到振动源是有一定难度的。现通过一个实例来说明简单的分析过程。
关键词：振动 频谱
随着新能源的越来越普及，以及人们对低碳生活的重视对生活质量和生活环境的要求越来越高，新能源越来越多的被人们开发和利用。其中天然气就是低碳能源之一，随之被应用在汽车燃料上，相应的加气站就应运而生。随着加气站数量的增加，加气站的安全运行也就提上话题。加气站安全运行对于一个加气站来说是最重要的。电机是整个加气站体系的动力源，整个加气站是否能安全的运行电机正常运行是关键。
某市内环西路加气站中结构布局如图：
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设备：电机型号：YB2-400M-10 220kW 380V天然气压缩机型号：DF-4.5/3-250II
加气站工作流程：防爆电机旋转带动往复式压缩机，往复式压缩机运行给天然气供气加压。
出现的问题：整个运行体系振动超标，目前怀疑是电机振动超标，需要针对目前的情况测量振动，根据数值分析系统振动超标的原因。
测试：
第一组测试：测点位置：1#探头位于电机轴伸端水平，2#探头位于电机轴伸端垂直，3#探头位于泵排气管，4#探头位于泵体水平。
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测量设备：速度传感器和B&K;振动测试仪
各点测量的振动频谱（速度 mm/s）
1#测点：
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2#测点：
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3#测点：
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4#测点：
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上面频谱反映在电机本体上的振动最大不超过2.1
mm/s，但是压缩机和管道上的振动值分别是5.9和4.3数值比较大。
为了明确是否是电机的振动引起的整个系统的振动超标，于是再做一次电机本体的振动测量，具体位置如下。
第二组测试：测点位置：1#探头位于电机轴伸端水平，2#探头位于电机轴伸端垂直，3#探头位于电机非轴伸端垂直，4#探头位于电机非轴伸端地脚。
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测量设备：速度传感器和B&K;振动测试仪
各点测量的振动频谱（速度 mm/s）
1#测点：
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2#测点：
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3#测点：
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4#测点：
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从上述的振动频谱可以得出电机本体的振动值都在1.6mm/s左右。电机本体的振动并没有超标。电机本体造成系统振动超标的可能性已经被排除。是不是电网的波动导致的系统振动，需要用电流互感器测量电路运行时的电流查看是否有电流波动。
第三组测试：测点位置：电流互感器安装在线L1和L3上，与仪器连接口为5#和6#。
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测量设备：电流传感器和B&K;振动测试仪频谱：
5#测点：
信号谱：
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频域谱：Y轴线性：
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6#测点：
信号谱：
■
Y轴线性：
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根据电流谱可以看出额定运转时电流在390A，与控制室内电流表读数保持一致。
控制室电流表读数：
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根据上面测的电流谱可以看出电机三相电流稳定且没有波动，加气系统振动超标不是由于电网和电机造成的，经分析可能是管道和压缩机连接没有布置合理。如果加气系统需要降低系统振动必须从进出气管道改造入手，降低系统的振动。
参考文献：
[1]陈虹微.离心压缩机碰摩振动建模及改进方法[J].噪声与振动控制，2013（02）.
[2]李文，赵慧敏，邓武.变频器驱动异步电机振动频谱特征分析[J].电机与控制学报，2012（08）.
压缩天然气加气站 第4篇
近年来,由于环保意识的增强和汽油价格的上涨,压缩天然气(CNG)汽车项目得到了政府、企业的广泛关注,各地的CNG汽车数量有了快速的增长。然而,许多地方还存在着加气难的问题,其原因很大程度上是由于加气站选址不当,缺少统一规划和布局,导致加气站整体经济效益不高,因此,研究如何科学的进行加气站选址有着重要的现实意义。本文将从运输费用、CNG汽车数量、加气站间距的角度对CNG加气站最优站址选择问题进行建模、分析并求解。
1 数学模型的建立
1.1 问题描述
在CNG加气站项目中,需要进行加气站选址工作。通常,CNG加气母站会设在离天然气油田较近的地方,而加气子站需要建在城市中CNG汽车数量和流量较大的位置。由于土地资源紧张,目前,我国许多城市已经规定新建的燃气加气站应当和加油站合建,既节约土地,又方便用户。因此,企业需要在已有加油站点中选择一定数量合建加气站,使燃气运输费用较低的同时能满足尽可能多的CNG汽车加气需求[1]。
CNG加气站选址问题为:如何在现有加油站点中选择合适的站点与之合建CNG加气站使得加气站的总收益最大?该问题的实际意义就在于花尽可能少的天然气运输费用满足尽可能多CNG汽车的加气需求。由于城市中现有加油站点较多,完全列举所有可能解是不现实的,因此,需要构造一种高效的优化方法,为CNG加气站项目管理者提供一种最优或者近似最优的选址方案。
1.2 模型参数与决策变量
为了建立模型,定义变量如下:令I={I1,I2,…,In}是备选加气站点的集合,定义矩阵D=(dij)n×n和向量F=(fi)n×1,Q=(qi)n×1,R=(ri)n×1其中dij为加油站点i和j之间的距离,fi为在加油站点i建设加气站需要支付的费用,包括将加气站建设费和压缩天然气从母站运输到子站的运输费,qi为加油站i五公里范围内的CNG汽车数量,r为加气站五公里范围内每辆CNG汽车可使加气站获得的收益。定义决策变量xi表示若站点i
修建加气站,则xi=1,否则xi=0。
1.3 数学表达式
根据上述对问题的描述以及相关的参数说明,CNG加气站选址问题的数学模型可以表述为:
其中d0表示加气站之间的最小距离,q0表示加气站五公里范围内的最少CNG汽车数量要求。
模型(1)是一个多约束优化问题,直接对其进行求解需要同时对所有约束进行判断,比较复杂,韩强等[2]在处理约束条件时采用了罚函数法,罚函数是优化理论中一类常用的约束条件处理技术,在模拟退火中处理不等式约束非常有效,本文利用罚函数法将该模型进行转化。
令hij(X)=dijxixj-d0xixj,坌i,j∈I∩j≠i,
选取罚函数为:
其中M2为罚因子。
当罚因子M1和M2充分大时,带复杂约束的优化问题就转化为如下约束简单的优化问题:
当X满足模型(1)的约束时,,则罚函数G(X)=0,H(X)=0即,说明模型(1)和(2)在可行域中具有相同的最优解和最优值;当X不满足式1的约束时,则必存在i∈I,j∈I,使得,此时充分大的罚因子M1和M2使得目标函数Z(X)变得非常小从而不能成为最大收益点,因此优化过程可以继续。
采用这种形式的罚函数计算量最小,便于计算机实现。为简便应用,在应用中M1和M2通常取10到104之间的固定值。
2 基于模拟退火算法的CNG加气站选址
Frick等[3]采用了模拟退火算法对瑞士CNG加气站选址模型进行了求解,结果证明模拟退火算法在选址模型中是有效的,本文沿用这种模拟方法进行求解。模拟退火算法的设计重在温度参数的控制、可行解的迭代策略和算法终止条件三个方面,下面就CNG加气站选址问题分别加以讨论。
2.1 温度参数的控制温度参数的控制包括两个方面:
初始温度的选取和温度下降策略。
2.1.1 初始温度t0t0=(Fmin-Fmax)/ln P0
其中,P0为初始接受概率,Fmin和Fmax分别为随机产生的L个初始可行解所的最小和最大目标函数值。
2.1.2 温度下降方法
本文采用时齐算法的定比率温度下降方法:tr+1=αtr,其中0<α<1。在同一温度下,则进行固定步数W进行迭代,在实际应用中,可以根据问题规模的大小适当调整W。
2.2 解的迭代策略
模型的可行解是长度为n的0、1字符串所组成的集合,任意可行解X邻域的个数为│N(X)│=n!。在迭代过程中,从当前解的邻域内随机产生新的可行解X′,且以等概率产生,则X′的产生概率[4]为:
2.3 终止条件
本文同时使用两个条件作为算法的出口,满足其中任意一个就可以终止。
(1)零度法:给定一个比较小的正数tmin,当温度tr燮tmin时,说明已达到较低温度,进一步优化的可能性较小,算法停止;
(2)基于不改进规则的控制法:模拟退火的一个基本思想是跳出局部最优解,在较高的温度没能跳出局部最优解,则在低的温度跳出最优解的可能性也比较小。如果在一个温度和给定的迭代次数内没有改进当前的局部最优解,则认为已收敛到最优解,停止运算。
2.4 模拟退火算法的计算步骤
总结前述的设置,下面给出CNG加气站点选址模型的模拟退火算法:
步骤一:随机产生L个初始可行解X1,X2,…XL,分别计算其目标函数值,确定出最优解X*,令其为当前解X;根据初始可行解的目标函数值,求出初始温度t0,令k=0;
步骤二:依据迭代策略,产生新解X′,并计算它对应的目标值f(X′),令k=k+1;
步骤三:若k=W,转步骤五;否则,转步骤四;
步骤四:计算Δf(X)=f(X′)-f(X),若Δf(X)叟0,则X=X′;若exp[Δf(X)/t]>random(0,1),则X=X′,转步骤二;
步骤五:若当前最优解已经在T步降温期间均未改变,则输出当前最优解,算法停止;否则,转步骤六;
步骤六:若tr>tmin,则tr+1=αtr,转步骤二;若tr燮tmin,则输出当前最优解,算法停止,返回X和f(X)。
3 算例
某CNG加气站项目计划投资建设两个CNG加气站,备选地址是7个加油站:I={I1,I2,I3,I4,I5,I6,I7}。
已知,F=(50,20,80,30,60,40,70),
利用本文提出的模拟退火算法,取L=10,P0=0.1,W=20,d0=10,q0=300,M1=103,M2=103,T=20,求得该问题的最优解为取I5和I6作为CNG加气站点,加气站总收益为2100。
摘要：压缩天然气(CNG)加气站选址对CNG汽车的发展有重要影响,合理的加气站选址能使加气站以较低的运输费用为尽可能多的CNG汽车提供加气服务,使项目有较高盈利水平,为此,构造了一个CNG加气站最大收益选址模型,通过求解该模型,可以为CNG加气站项目管理者提供一个最优或者近似最优的选址方案。
关键词：CNG加气站,选址,模拟退火算法
参考文献
[1]童岱,殷国富,骆勇,何太碧.天然气汽车加气站优化布点方法初探.四川工业学院学报.2002,(4):17-20.
[2]韩强,宿洁.一类应急服务设施选址问题的模拟退火算法.计算机工程与应用.2007,(14):202-203.
[3]Martin Frick,K.W.Axhausen,Gian Carle,Alexander Wokaun.,Optimization of the distribution of compressed natural gas(CNG)refueling stations:Swiss case studies,Transportation Research Part D12(2007),10-22.
压缩天然气加气站 第5篇
告
▄ 核心内容提要
【出版日期】2017年4月 【报告编号】20932 【交付方式】Email电子版/特快专递
【价
格】纸介版：7000元
电子版：7200元
纸介+电子：7500元
▄ 报告目录
第一章、中国加气站用天然气压缩机行业发展综述 第一节、加气站用天然气压缩机行业概述
一、加气站用天然气压缩机的概念分析
二、加气站用天然气压缩机系统组成分析
（一）、压缩机的润滑系统
（二）、气路系统
（三）、气量调节系统
（四）、冷却系统
（五）、安全保护系统
三、加气站用天然气压缩机的评估标准
（一）、制造标准
（二）、适用性
（三）、可靠性
（四）、安全性
（五）、经济型
第二节、加气站用天然气压缩机行业发展环境分析
一、行业经济环境分析
（一）、国际宏观经济环境分析
（二）、国内宏观经济环境分析
（三）、经济环境影响分析
二、行业政策环境分析
（一）、行业相关标准
（二）、行业相关政策
（三）、行业发展规划
三、行业社会环境分析
（一）、相关产业发展环境
（二）、行业发展的地区不平衡问题
四、行业技术环境分析
（一）、行业专利申请数分析
（二）、行业技术发展现状
第三节、加气站用天然气压缩机行业发展机遇与威胁分析 第二章、中国加气站用天然气压缩机行业发展状况与竞争格局分析 第一节、中国加气站用天然气压缩机行业发展状况分析
一、加气站用天然气压缩机行业企业数量规模
二、加气站用天然气压缩机行业市场规模分析
三、加气站用天然气压缩机行业资产规模分析
四、加气站用天然气压缩机行业盈利情况分析
（一）、行业利润总额分析
（二）、行业销售利润率分析
五、加气站用天然气压缩机行业运营能力分析
六、加气站用天然气压缩机行业发展能力分析
（一）、行业销售增长率分析
（二）、行业总资产增长率分析
七、加气站用天然气压缩机行业进出口状况分析
（一）、行业出口状况分析
（二）、行业进口状况分析
第二节、中国加气站用天然气压缩机行业竞争格局分析
一、行业现有竞争者分析
（一）、行业前十企业销售占比分析
（二）、行业前十企业资产占比分析
（三）、行业前十企业利润占比分析
二、行业潜在进入者威胁
三、行业替代品威胁分析
四、行业对供应商议价能力分析
五、行业对购买者议价能力分析
六、行业竞争情况总结
第三章、中国加气站用天然气压缩机行业区域市场发展分析 第一节、加气站用天然气压缩机行业区域整体结构分析
一、行业企业区域分布
二、行业销售收入区域分布
三、行业资产区域分布
四、行业利润区域分布
（一）、营业利润区域分布
（二）、利润总额区域分布
第二节、川省加气站用天然气压缩机行业发展状况分析 一、四川省加气站用天然气压缩机行业企业规模分析 二、四川省加气站用天然气压缩机行业市场规模分析 三、四川省加气站用天然气压缩机行业资产规模分析 四、四川省加气站用天然气压缩机行业盈利情况分析
（一）、四川省加气站用天然气压缩机企业营业利润分析
（二）、四川省加气站用天然气压缩机企业利润总额分析 五、四川省加气站用天然气压缩机行业运营能力分析 六、四川省加气站用天然气压缩机行业发展能力分析
（一）、四川省加气站用天然气压缩机企业销售增长率分析
（二）、四川省加气站用天然气压缩机企业总资产增长率分析 七、四川省加气站用天然气压缩机行业发展前景分析 第三节、浙江省加气站用天然气压缩机行业发展状况分析
一、浙江省加气站用天然气压缩机行业企业规模分析
二、浙江省加气站用天然气压缩机行业市场规模分析
三、浙江省加气站用天然气压缩机行业资产规模分析
四、浙江省加气站用天然气压缩机行业盈利情况分析
（一）、浙江省加气站用天然气压缩机企业营业利润分析
（二）、浙江省加气站用天然气压缩机企业利润总额分析
五、浙江省加气站用天然气压缩机行业运营能力分析
六、浙江加气站用天然气压缩机行业发展能力分析
（一）、浙江省加气站用天然气压缩机企业销售增长率分析
（二）、浙江省加气站用天然气压缩机企业总资产增长率分析
七、浙江省加气站用天然气压缩机行业发展前景预测 第四节、北京市加气站用天然气压缩机行业发展状况分析
一、北京市加气站用天然气压缩机行业企业规模分析
二、北京市加气站用天然气压缩机行业市场规模分析
三、北京市加气站用天然气压缩机行业资产规模分析
四、北京市加气站用天然气压缩机行业盈利情况分析
（一）、北京市加气站用天然气压缩机企业营业利润分析
（二）、北京市加气站用天然气压缩机企业利润总额分析
五、北京市加气站用天然气压缩机行业运营能力分析
六、北京市加气站用天然气压缩机行业发展能力分析
（一）、北京市加气站用天然气压缩机企业销售增长率分析
（二）、北京市加气站用天然气压缩机企业总资产增长率分析
七、北京市加气站用天然气压缩机行业发展前景预测 第五节、江苏省加气站用天然气压缩机行业发展状况分析
一、江苏省加气站用天然气压缩机行业企业规模分析
二、江苏省加气站用天然气压缩机行业市场规模分析
三、江苏省加气站用天然气压缩机行业资产规模分析
四、江苏省加气站用天然气压缩机行业盈利情况分析
（一）、江苏省加气站用天然气压缩机企业营业利润分析
（二）、江苏省加气站用天然气压缩机企业利润总额分析
五、江苏省加气站用天然气压缩机行业运营能力分析
六、江苏省加气站用天然气压缩机行业发展能力分析
（一）、江苏省加气站用天然气压缩机企业销售增长率分析
（二）、江苏省加气站用天然气压缩机企业总资产增长率分析
七、江苏省加气站用天然气压缩机行业发展前景预测 第六节、辽宁省加气站用天然气压缩机行业发展状况分析
一、辽宁省加气站用天然气压缩机行业企业规模分析
二、辽宁省加气站用天然气压缩机行业市场规模分析
三、辽宁省加气站用天然气压缩机行业资产规模分析
四、辽宁省加气站用天然气压缩机行业盈利情况分析
（一）、辽宁省加气站用天然气压缩机企业营业利润分析
（二）、辽宁省加气站用天然气压缩机企业利润总额分析
五、辽宁省加气站用天然气压缩机行业运营能力分析
六、辽宁省加气站用天然气压缩机行业发展能力分析
（一）、辽宁省加气站用天然气压缩机企业销售增长率分析
（二）、辽宁省加气站用天然气压缩机企业总资产增长率分析
七、辽宁省加气站用天然气压缩机行业发展前景预测 第四章、中国加气站用天然气压缩机应用市场需求前景分析 第一节、加气站用天然气压缩机在常规站的应用前景分析
一、加气站常规站的发展现状分析
二、加气站用天然气压缩机在常规站的应用现状分析
三、加气站用天然气压缩机在常规站的应用趋势分析 第二节、加气站用天然气压缩机在母站的应用前景分析
一、加气母站的发展现状分析
二、加气站用天然气压缩机在母站的应用现状分析
三、加气站用天然气压缩机在母站的应用趋势分析 第三节、加气站用天然气压缩机在子站的应用前景分析
一、加气子站的发展现状分析
二、加气站用天然气压缩机在子站的应用现状分析
三、加气站用天然气压缩机在子站的应用趋势分析 第四节、天然气加气站的发展前景分析
一、天然气加气站的发展现状分析
二、天然气加气站的发展前景分析
第五章、中国加气站用天然气压缩机行业领先企业案例分析 第一节、加气站用天然气压缩机企业整体发展概况 第二节、加气站用天然气压缩机领先企业案例分析
一、无锡压缩机股份有限公司
（一）、企业发展简况分析
（二）、企业经营情况分析
（三）、企业资质能力分析
（四）、企业加气站用天然气压缩机业务分析
（五）、企业销售渠道与网络分析
（六）、企业发展优劣势分析
（七）、企业最新发展动向分析
二、南京压缩机股份有限公司
（一）、企业发展简况分析
（二）、企业经营情况分析
（三）、企业资质能力分析
（四）、企业加气站用天然气压缩机业务分析
（五）、企业销售渠道与网络分析
（六）、企业发展优劣势分析
三、蚌埠新奥压缩机有限公司
（一）、企业发展简况分析
（二）、企业经营情况分析
（三）、企业资质能力分析
（四）、企业加气站用天然气压缩机业务分析
（五）、企业销售渠道与网络分析
（六）、企业发展优劣势分析 四、四川金星清洁能源装备股份有限公司
（一）、企业发展简况分析
（二）、企业经营情况分析
（三）、企业资质能力分析
（四）、企业加气站用天然气压缩机业务分析
（五）、企业销售渠道与网络分析
（六）、企业发展优劣势分析
（七）、企业最新发展动向分析
五、重庆气体压缩机厂有限责任公司
（一）、企业发展简况分析
（二）、企业经营情况分析
（三）、企业资质能力分析
（四）、企业加气站用天然气压缩机业务分析
（五）、企业销售渠道与网络分析
（六）、企业发展优劣势分析
第六章、中国加气站用天然气压缩机行业发展前景预测与投资建议 第一节、加气站用天然气压缩机行业发展前景预测
一、行业生命周期分析
二、行业发展前景预测
三、行业发展趋势预测
（一）、行业整体趋势预测
（二）、市场竞争趋势预测
第二节、加气站用天然气压缩机行业投资潜力分析
一、行业投资热潮分析
二、行业进入壁垒分析
（一）、产品市场准入壁垒
（二）、客户认证壁垒
（三）、技术壁垒
（四）、人才壁垒
三、行业盈利模式分析
四、行业投资风险预警
（一）、原材料风险
（二）、市场竞争风险
（三）、技术风险
五、行业投资主体分析
第三节、加气站用天然气压缩机行业投资策略与建议
一、行业投资价值分析
二、行业投资机会分析
▄ 公司简介
中宏经略是一家专业的产业经济研究与产业战略咨询机构。成立多年来，我们一直聚焦在“产业研究”领域，是一家既有深厚的产业研究背景，又只专注于产业咨询的专业公司。我们针对企业单位、政府组织和金融机构，提供产业研究、产业规划、投资分析、项目可行性评估、商业计划书、市场调研、IPO咨询、商业数据等咨询类产品与服务，累计服务过近10000家国内外知名企业；并成为数十家世界500强企业长期的信息咨询产品供应商。
公司致力于为各行业提供最全最新的深度研究报告，提供客观、理性、简便的决策参考，提供降低投资风险，提高投资收益的有效工具，也是一个帮助咨询行业人员交流成果、交流报告、交流观点、交流经验的平台。依托于各行业协会、政府机构独特的资源优势，致力于发展中国机械电子、电力家电、能源矿产、钢铁冶金、嵌入式软件纺织、食品烟酒、医药保健、石油化工、建筑房产、建材家具、轻工纸业、出版传媒、交通物流、IT通讯、零售服务等行业信息咨询、市场研究的专业服务机构。经过中宏经略咨询团队不懈的努力，已形成了完整的数据采集、研究、加工、编辑、咨询服务体系。能够为客户提供工业领域各行业信息咨询及市场研究、用户调查、数据采集等多项服务。同时可以根据企业用户提出的要求进行专项定制课题服务。服务对象涵盖机械、汽车、纺织、化工、轻工、冶金、建筑、建材、电力、医药等几十个行业。
我们的优势
强大的数据资源：中宏经略依托国家发展改革委和国家信息中心系统丰富的数据资源，建成了独具特色和覆盖全面的产业监测体系。经十年构建完成完整的产业经济数据库系统（含30类大行业，1000多类子行业，5000多细分产品），我们的优势来自于持续多年对细分产业市场的监测与跟踪以及全面的实地调研能力。
行业覆盖范围广：入选行业普遍具有市场前景好、行业竞争激烈和企业重组频繁等特征。我们在对行业进行综合分析的同时，还对其中重要的细分行业或产
品进行单独分析。其信息量大，实用性强是任何同类产品难以企及的。
内容全面、数据直观：报告以本最新数据的实证描述为基础，全面、深入、细致地分析各行业的市场供求、进出口形势、投资状况、发展趋势和政策取向以及主要企业的运营状况，提出富有见地的判断和投资建议；在形式上，报告以丰富的数据和图表为主，突出文章的可读性和可视性。报告附加了与行业相关的数据、政策法规目录、主要企业信息及行业的大事记等，为业界人士提供了一幅生动的行业全景图。
深入的洞察力和预见力：我们不仅研究国内市场，对国际市场也一直在进行职业的观察和分析，因此我们更能洞察这些行业今后的发展方向、行业竞争格局的演变趋势以及技术标准、市场规模、潜在问题与行业发展的症结所在。我们有多位专家的智慧宝库为您提供决策的洞察这些行业今后的发展方向、行业竞争格局的演变趋势以及技术标准、市场规模、潜在问题与行业发展的症结所在。
有创造力和建设意义的对策建议：我们不仅研究国内市场，对国际市场也一直在进行职业的观察和分析，因此我们更能洞察这些行业今后的发展方向、行业竞争格局的演变趋势以及技术标准、市场规模、潜在问题与行业发展的症结所在。我们行业专家的智慧宝库为您提供决策的洞察这些行业今后的发展方向、行业竞争格局的演变趋势以及技术标准、市场规模、潜在问题与行业发展的症结所在。
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压缩天然气加气站 第6篇
1 确定主工艺流程
第一, 主工艺流程。原材料可以通过加臭、过滤、调压和计量等完成干燥, 有效去除天然气中含有的水分, 然后进入压缩机组中, 借助升压将加气柱充入拖车储气瓶中, 一旦车载储气瓶内天然气压力超过20Mpa后, 完成充气。第二, 安全泄压保护流程。安全泄压是中低压和高压最重要的部分, 进行中低压安全泄压流程为:一旦主物料系统中天然气压力超过系统中压缩机低压放散热、前置脱水装置等的安全阀定压, 释放的天然气就从低压放散总管直接排入大气中。主物料系统中的天然气超过系统中的安全阀定值, 开启安全阀, 直接将天然气排放到大气中。第三, 加臭流程。天然气是一种无色无味、容易发生燃烧的气体, 一旦天然气泄漏, 就会产生不安全隐患。所以可以给燃气增加臭味剂。配置一台双泵单路输出可自动加臭的装置, 借助燃气流量发挥的信号, 实现电流信号向数字信号的转变, 进入转换器中对燃气流量的加臭量进行控制。可以利用频率设置建燃气流量控制在一定范围内, 保证加臭剂浓度稳定。
2 主要设备
2.1 压缩机
压缩天然气是加气母站的核心, 为了保证加气站安全稳定运行, 必须将性能好、技术相信的设备应用到加气站中。从结构上分析, 压缩天然气由结构式、角度式和立体式构成。角度式和立体式具体积小、排量小的特点, 可以应用到小型管道压缩天然气中;结构式主要应用于压缩天然气母站。从我国使用的现状来看, 对称式平衡方式应用范围较广。
从冷却方式上, 可以将压缩天然气分为空冷和水冷两种方式, 冷却介质是空冷的主要介质, 具有投资低、设施少的特点, 但占地面积较大;水冷容易受环境影响小, 占地小, 运行费用较低。在综合分析冷却方式后本次使用风冷方式完成冷却。
2.2 加气柱
加气柱可以应用于拖车加气计量。具有以下几个特点:
第一, 计量较准确, 可以使用微机控制技术, 计算天然气体积, 能够算出计量余额;第二, 可以完成自动化控制加气过程, 在充气过程中会显示加气量和加气金额;第三, 具有断电保护功能, 可以延时显示;第四, 加气中若突然断电, 电控系统会自动保存并延时显示, 可以完成当次加气结算;第五, 具有完整的保存、和查询功能;第六, 可以根据定金额、定气量控制停机。
2.3 调压计量装置
可以将撬装装置作为调压计量装置, 设备利用两个工作线路完成, 可以在每个工作线路上设置调压器, 根据设备出口总管设置流量计, 给流量计设置旁通路。
2.4 脱水装置
按照加气站工艺操作, 可以将常用天然气压塑机和天然气位置设置成后置干燥和前置干燥。高压脱水是在压缩机前配置的干燥器。低压脱水是压缩机前配置的干燥器。
3 自控仪表
可以将加气站自动控制划分成站控系统和现场自控仪表。
3.1 站控系统
站控系统主要对电机与压缩机的各项工艺参数进行控制和处理。在站控系统内部, 可以完成压缩机和相关工艺参数及系统运行状态等各种参数的收集、储存、修改和设置, 而且可以在紧急状况下, 对机组启动和停止运行进行制, 保证了站上正常运行、无人操守, 提升了管理水平。压缩天然气系统还可以完成天然气生产和销售等数据的采集、储存、归档及查询等操作, 具有监控功能, 可以实施显示现场模拟流程图和数据, 完成设备检测报警等操作。
压缩机组的控制系统较完善, 可以直接由压缩机供货商提供, 能够对压塑机本身进行启动、停车、控制和保护操作, 实现了通信接口和站控系统的结合, 完成了数据交换。该系统具有独立的人机接口和数据网络, 在脱离站控状态下, 也可以控制压缩机的操作方式。
3.2 现场仪表部分
可以将现场场仪表分为设备现场手动控制和现场自控仪表。现场仪表的选型要求较严格, 必须保证系统的性能稳定、使用方便和维护简单, 而且可以适应场站环境。仪表防爆灯必须为Exd (9) BT4, 室内仪表防护等级为IP65以上。现场检仪表必须具有防雷和保护功能。
4 结语
天然气是一种新型的能源, 必须石油和煤炭造成的污染小, 是一种比较优良的汽车发动燃料。而且该种燃料的成本较低, 可以节省一半的材料费用, 具有非常高的安全性, 延长了发动机使用寿命, 具有非常广泛的推广价值, 随着西气东输的实施, 给天然气汽车的发展提供了源源不断的发展动力。本文的分析具有很大的实际应用价值, 希望可以给相关研究人员提供参考。
参考文献
[1]党美娟.CNG加气站能耗分析与节能途径研究[J].西南石油大学, 2015, (06) .
[2]王夏冉.压缩天然气加气站系统配置及运行节能的研究[J].山东建筑大学, 2013, (04) .
压缩天然气加气站 第7篇
1 安全许可方式
根据国家安全生产监督管理局“关于汽车用燃料压缩天然气加气站产业划分的通知”中的相关要求, 压缩天然气是一种危险化学品, 因此, 应当根据国务院《危险化学品安全管理条例》中的相关要求开展安全监督管理[1]。从这一方面上来看, 我国相关法律法规之中已经将压缩天然气归属为危险化学品, 然而, 在相关规定之中, 却并没有明确指出压缩天然气加气母站属于危险化学品的经营企业。与此同时, 相比较于压缩天然气加气子站, 压缩天然气加气母站一般情况下从属于油气长输管道的运营管理单位, 基于这样的原因, 压缩天然气加气母站往往会和油气长输管道分输站进行合建, 但是, 油气长输管道从一般情况上来看, 属于非煤矿山安全许可, 从而出现了矛盾。此外, 危险化学品、非煤矿山两者之间的评价报告模式相对来说有着非常大的差异, 同时评价的报告、报审类别也存在一定的不同, 基于此, 在缺乏明确规定的前提下, 不同地方的安全监督管理部门也会出现不同的理解。有的认为, 压缩天然气从根本上来说是一种危险化学品, 因此, 无论是压缩天然气加气母站, 还是压缩天然气加气子站, 安全评价报告均要根据危险化学品的报告方式来做;还有的认为, 应区别对待压缩天然气加气母站、压缩天然气加气子站的安全评价报告, 由于加气母站一般情况下建于郊外, 且毗邻油气长输管线, 因此可以按照非煤矿山的安全许可方式来做, 而加气子站一般情况下建于市区, 因此其危险性相对来说较大, 所以要根据危险化学品的安全许可方式来做。针对这样的问题, 笔者建议, 有关部门应当针对压缩天然气加气母站的安全许可, 尽早制定明确的规定。
2 消防系统设计
众所周知, 压缩天然气为天然气的高压储存状态, 且有着明显的易燃性、易爆型特征, 当压缩天然气的压力超出储存设备、运输设备承压阈值的时候, 就有可能出现局部破裂、甚至是爆炸等风险事故, 造成严重的损失。因此, 必须要做好压缩天然气加气母站消防系统设计工作。而对于消防系统设计这一方面, 《汽车加油加气站设计与施工规范》中的说明“压缩天然气加气站可不设消防给水系统”, 针对这一条说明, 可以理解为:CNG加气母站、加气子站可以不设置消防给水系统。但是, 根据《城镇燃气设计规范》中的相关规定, 主要是根据天然气储罐来确定加气站的气瓶车的数量, 且每次仅能给1个气瓶车加气, 对于加气完成后即刻离站外运的加气站, 也可以不设置消防给水系统, 仅设置灭火器即可。这样的背景下, 导致现阶段压缩天然气加气子站均没有设置消防给水系统, 而对于压缩天然气加气母站, 其在消防系统设计方面的做法并不统一, 但是以设置消防给水系统的居多[2]。针对这样的问题, 笔者建议, 在对仅给1个气瓶车加气的压缩天然气加气母站, 可以不设消防水, 但是, 对于给2个及2个以上气瓶车加气的压缩天然气加气母站, 应当设置消防系统。
3 设计规范选择
目前, 我国在压缩天然气加气母站设计方面所用到的相关规范主要是上文中提到的《汽车加油加气站设计与施工规范》以及《城镇燃气设计规范》[3]。但是, 在这2个规范之中, 并没有明确指出应当根据何种要求对各种压缩天然气加气站的设计规模进行分级。《汽车加油加气站设计与施工规范》中, 对于压缩天然气加气母站、压缩天然气加气子站、压缩天然气加气站以及常规加气站这几种概念并没有清晰、明确的表述, 一般模糊地称为“加气站”, 这就容易出现混乱现象。针对这样的问题, 笔者建议, 未来在对相关规范进行修改的时候, 应进一步细化压缩天然气加气母站的内容, 并明确规定压缩天然气加气母站的规模划分。
4 结语
综上所述, 现阶段压缩天然气加气母站安全评价中仍存在诸多问题, 必须加强对这些问题的重视, 更好地开展安全评价, 以便于减少压缩天然气加气母站出现的安全事故, 保障压缩天然气加气母站的安全运行。
参考文献
[1]刘晓龙, 史少帅, 王涛.压缩天然气加气母站安全评价中若干问题的探讨[J].安全、健康和环境, 2010, 11:31-33.
[2]薛荣, 王大海, 江一舟, 刘宽, 罗飞.故障树在CNG加气母站失效分析中的应用[J].中小企业管理与科技 (中旬刊) , 2015, 04:209-211.
压缩天然气加气站 第8篇
苏10-3集气站位于内蒙古自治区乌审旗嗄鲁图镇境内的沙漠腹地，该站采用压缩机集中增压工艺进行天然气外输，其机理是依靠天然气发动机驱动往复式压缩机来提高气体输送压力。目前，该站共有天然气压缩机组9台，正常情况下运行8台，备用1台，压缩机组参数见表1。
天然气压缩机组运行中存在如下问题：
1)在夏季运行过程中，由于压缩机棚设计较为密闭，散热性差，加之机组热辐射和环境温度较高，易出现如下问题：发动机水套水温度可达到95℃，造成发动机报警停机;压缩机部分油温高，导致压缩机油压低停机;发动机空燃比变化较大，爆燃爆震率高。
2)在冬季运行过程中，室外环境温度最低可达-30℃，备用机组依靠加热系统基本可以保证在-10～0℃之间启动运行，但遇到极度低温情况时，机组润滑油黏度增大，启动气管线易发生冻堵等情况，致使机组启动困难。
3)正常运行过程中，每台发动机排烟温度在550℃左右，其烟气量较大、热焓值高，造成大量热能浪费和大气污染，因此，热能回收利用存在较大潜力。
为了有效减少压缩机组烟气余热浪费，可在排气管上安装吸收式制冷机和烟气换热器，利用能量守恒定律，将烟气余热转化为其他可利用的能量。
2 压缩机组烟气回收利用主要设备
2.1 吸收式制冷机
目前国内已有多家知名制冷公司制造吸收式制冷机，广泛应用于存在大量蒸汽和废热的化工厂、医药厂、炼钢厂等领域。
常用的吸收式制冷机有氨水吸收式制冷机和溴化锂吸收式制冷机2种，区别在于氨水吸收式制冷机使用氨水溶液作为工质，其中氨用作制冷剂，水用作吸收剂，且氨水有毒;溴化锂吸收制冷机利用80～110℃的高温水和蒸汽，以溴化锂溶液为吸收剂，以水为制冷剂，利用水在高真空下蒸发吸热达到制冷的目的[1]。溴化锂吸收式制冷机在运行过程中，当溴化锂水溶液在发生器内受到热媒水的加热后，溶液中的水不断汽化;随着水的不断汽化，水蒸气进入冷凝器，被冷凝器内的冷却水降温后凝结，成为高压低温的水;当冷凝器内的水通过节流阀进入蒸发器时，水急速膨胀而汽化，并在汽化过程中大量吸收蒸发器内冷媒水的热量，从而达到降温制冷的目的;在此过程中，低温水蒸气进入吸收器，被吸收器内的溴化锂水溶液吸收，溶液浓度逐步降低，再由循环泵送回发生器，完成整个循环。具体制冷循环见图1。
2.2 烟气换热器
高温烟气换热器的工作原理是，换热器采用烟道单回程、余热回收用水多回程串联立式悬浮插入结构，由于换热段前后温差过大，换热元件采用防膨胀组焊式结构，为了提高换热效率，管内插入扰流件，增加水的扰动，强化传热。此设备可解决高温下换热器受应力腐蚀、晶间腐蚀、磨损腐蚀、露点腐蚀造成设备渗漏和破坏问题，满足850℃以下持续干烧不变形不损坏的特征，可在管道直接施工、不加装引风机的情况下，确保压缩机正常运行。
3 压缩机组烟气余热回收利用方案
设计的方案主要依靠热交换机吸收发动机烟气所携带的热量作为动力源，通过换热器、循环泵、吸收式制冷机等设备来实现对烟气温度的调控，保证与其相连的配套设施都能正常运行，提升废气的利用效率[2]。
烟气余热回收方案是在发动机的涡轮增压器和消音器之间的排气管线上安装热交换器，将热量由初期的550℃降低到120℃所释放的能量转化至热交换器的水中(热交换中使用的水为壳牌-45℃防冻液)。一路用来给吸收式制冷机提供能量，利用制冷剂吸收和释放能量时的不同物理性质，在夏季控制工房内温度;一路供给日常取暖及伴热系统;另一路供应日常生活热水。具体的改造流程见图2。
因发动机燃烧的天然气是经过四级分离净化后的气体，气体组分相对较纯净，基本不含粉尘、杂质颗粒等，因此方案中只考虑热量换热回收，不考虑因粉尘、杂质等造成的烟道结垢使热传导系数改变引起的后续问题。
3.1 压缩机组烟气可回收利用的热量
通过计算，燃烧1 m3天然气可产生12.13 m3烟气，排出的烟气从550℃经过余热回收降低到120℃，单台压缩机每小时可回收理论热量为386.4 kW。考虑到换热器的热能回收率受其他因素影响，实际回收率只有60%～85%，此时按照60%进行计算，实际回收热量为231.84 kW。
3.2 苏10-3站供暖、制冷需消耗热量
3.2.1 提供生活热水
目前苏10-3站生活热水通过水套加热炉工作提供，而加热炉燃烧的物质是天然气，为了保证日常生活热水的供应，可通过压缩机排气烟道热量交换来实现。
本机组的主要工作原理为软化水经过给水泵进入烟气换热器，经过与烟气热交换后，产生110℃高温水蒸气，经过换热器将洗澡用水从10℃加热到60℃，供到高位水箱，高位水箱与洗浴头相连。当高位水箱水位达到设定位置时，烟气换热器供水泵和洗浴供水泵同时停止运作。当高位水箱水位低于设定值时，烟气换热器供水泵和洗浴供水泵同时运作，洗浴供水泵通过采集洗浴水温度来变频控制洗浴用水的流量。
假若生活用水的进水温度为10℃，出水温度为60℃，通过公式[3]可知单台压缩机可产生热水3.99 m3/h，而场站热水供应量为7 m3/h，只需2台压缩机组并联安装热交换机即可。
3.2.2 提供取暖及伴热
从场站伴热管线和生活区散热器回来的采暖循环水，经过除污器、循环泵后，进入烟气换热器中，采暖水吸收烟气中的余热后再进入场站伴热管线和生活区散热片。补水泵采用变频控制，压力信号来自采暖水回水压力传感器。由于补水回路中采用了平衡阀和补水泵的变频控制，实现了恒压补水功能。补水箱的水位由液位计监控，当水位低于正常值时，液位计发送信号到补水泵变频器，补水泵恢复正常工作;当液位正常时，补水泵停止工作。以上联锁控制实现了供暖的全自动控制。
假若取暖及伴热管线的出水温度为95℃，回水温度为70℃，通过公式[4]可知单台压缩机的供采暖面积为2 898 m2，而场站实际需要伴热和取暖的面积为12 076 m2，考虑到回收利用率应大于60%，故使用4台压缩机组并联安装热交换机。
3.2.3 提供中央空调制冷
系统采用溴化锂吸收式制冷机作为中央空调的制冷核心，采用烟气的余热将水加热产生蒸汽，以蒸汽作为制冷机的热能，在发生器中将溴化锂溶液浓缩的同时，将溴化锂溶液中的水蒸发成水蒸气;水蒸气先在冷凝器中凝结成水，由吸收器中的溴化锂溶液吸收，使溶液变稀，再在蒸发器中蒸发，在蒸发过程中吸收大量的热能，使制冷水变冷，变冷的制冷水经过风机盘管与空气换热，实现空气制冷，如此循环达到连续制冷的目的。
中央空调的冷负荷计算：鄂尔多斯地区压缩机空调冷负荷系数[4]按210 W/m2计算，依据公式[4]可得单台压缩机可供空调面积为1 104 m2，而压缩机棚的建筑面积为2 180 m2，使用2台压缩机组并联安装热交换机即可。
综上所述，供应热水、场站伴热和供暖、压缩机房中央空调制冷需用8台压缩机组运行就可实现，这与目前场站压缩机组实际运行情况相符，充分说明压缩机组余热回收利用是可行的。
4 压缩机组烟气余热回收利用经济评价
4.1 压缩机烟气余热回收资产投入
压缩机烟气余热回收主要用于生活热水、伴热及供暖、中央空调3方面，通过对设备及材料的优选，测算出整体式压缩机余热回收系统所需主要设备及价格，其中供水泵、水箱、补水泵、循环泵站内已有，无需再购买，计算得出总投入为174.13万元。
4.2 压缩机组烟气余热回收效益
1)节约加热炉燃烧所消耗天然气量。苏10-3集气站共有2台加热炉，其中1台为场站提供伴热和暖气循环热水，加热炉使用时间段为当年的10月中旬至次年的3月中旬，天然气的平均消耗量为80 m3/h;另1台为生活区提供生活热水，加热炉全年使用，天然气的平均消耗量为25 m3/h，则每年消耗天然气的量为507 000 m3，天然气价格按2.3元/m3计算(西安市非居民类燃气价格)，则每年费用为116.61万元，改造后2台加热炉可作为备用供暖设备。
2)解决生活持续热水供应问题。按照单台每小时可回收热量231.84 kW计算，全年2台压缩机运行，则折合天然气量430 677.38 m3，天然气价格按2.3元/m3计算，则每年节约99.05万元。
3)解决夏季和冬季室内温度对机组的影响。按照单台每小时可回收热量231.84 kW计算，夏季高温需要2台压缩机提供4个月制冷，则折合天然气量141 592.56 m3，天然气价格按2.3元/m3计算，则每年节约32.56万元;冬季低温需4台压缩机提供4个月的供暖，则折合天然气量283 185.13 m3，每年节约65.13万元。
通过经济分析比较，设备总投入为174.13万元，按照4%净残值和使用年限10年计算，则平均年折旧金额为16.72万元，而每年将节约成本313.36万元，充分说明压缩机组烟气余热回收利用在经济上是可行的(具体汇总见表2、表3)。
4.3 节能减排
使用天然气压缩机组烟气余热回收技术是通过将烟气中的热量传递给生活热水、取暖伴热以及中央控制空调，实现废气的二次利用，取代了其他外部天然气设备提供供暖、控制温度的方法，节约了供暖和生活热水所使用加热炉的资源消耗，减少了因废气排放造成的环境污染，实现了节能减排的目的。
在标准状态下煤燃烧值是5 500 kcal/kg，天然气燃烧值是9 000 kcal/m3，则1 m3天然气的燃烧值与1.636 kg煤的相当，通过烟气余热回收每年可节约天然气1 362 455.07 m3，折合成煤的量可节约2 229.47 t，少向环境中排放1 516.04 t粉尘、5 573.67 t CO2、167.21 t SO2、83.61 t NOX(1 kg煤完全燃烧释放出0.68 kg粉尘、2.5 kg CO2、0.075 kg SO2、0.037 5 kg NOX)。
从安全角度考虑，使用烟气余热回收利用技术可以省去场站2台加热炉，消除了场站内的明火源，生产安全风险降低。
5 结论
1)烟气余热回收利用可以提供生活热水、供暖和场站伴热，节省了加热炉供热所消耗的天然气，有效解决了冬季压缩机房气温低，机组润滑油黏度大，启动气管线时易发生冻堵等问题。
2)烟气余热回收利用可以提供中央空调制冷，有效避免了因夏季压缩机房温度过高出现油温高、油压低报警停机现象。
3)烟气余热回收利用可将集气站加热炉停用，消除了站内唯一的明火源，降低了安全隐患，同时，降低了因加热炉燃烧产生的粉尘和二氧化碳等物质排放量，实现了节能减排的目的。
参考文献
[1]戴永庆,郑玉清.溴化锂吸收式制冷机[M].北京:国防工业出版社,1980.
[2]张新欣,何茂刚,曾科,等.发动机余热利用蒸气动力循环的工质筛选[J].工程热物理学报,2010(1).
[3]廉乐明,谭羽非.工程热力学[M].北京:中国建筑工业出版社,2007.
天然气加气站的消防安全分析 第9篇
关键词：天然气,加气站,防火间距,消防设施
近年来, 雾霾天气经常会不同程度的出现在各个城市, 其中以中东部尤为严重。交通污染是雾霾形成的一个重要原因, 因此, 控制机动车的尾气排放成了当务之急。以天然气为燃料的汽车能有效避免汽车尾气污染城市环境。天然气汽车具有清洁、环保、节能等优点, 已成为汽车工业发展的重要方向。在国家能源环保政策的引导下, 加气站也在众多城市中如雨后春笋般的建立起来, 但由于天然气是易燃易爆甲类气体, 本身具有一定的火灾危险性, 加气站的消防安全问题就显得越来越重要。笔者根据自己工作的实际经验, 对加气站常见的消防设计问题进行探讨。
1 太原加气站的基本情况
虽然山西省没有天然气资源, 但有陕京一线、陕京二线、西气东输共3条国家级天然气主干管线过境, 到“十二五”末, 全省省级天然气长输管网要达到3 500 km, 年输气能力达到200亿m3。按照《太原市加油加气站布点专项规划方案 (2010—2020年) 》的规划, 太原将在3年内建成15座公交车加气站, 出租车、市政环保车等其他加气站39座, 共计54座。太原市将有近4 000辆公交车、9 500辆出租车、400辆市政环保车和1 500辆社会车辆改装成加气运行。
2 天然气加气站的分类及工艺流程
天然气加气站可分为CNG加气站和LNG加气站。CNG加气站是指以压缩天然气 (Compressed Natural Gas) 形式向天然气汽车 (Natural Gas Vehicle) 和大型CNG子站车提供燃料的场所。LNG加气站是为LNG汽车储气瓶充装车用LNG的场所, LNG是液化天然气英文Liquefied Natural Gas的缩写。CNG常规加气站工艺流程简图见图1, LNG加气站工艺流程简图见图2。
3 天然气加气站火灾危险性分析
3.1 介质的危险性
天然气的主要成分甲烷属一级可燃气体, 甲类火灾危险性, , 爆爆炸极限为5%~15%, 最小点火能量仅为0.28 m J, 燃烧速度快, 燃烧热值高 (平均热值为33 440 k J/m3) , 对空气的比重为0.55, 扩散系数为0.196, 极易燃烧、爆炸, 并且扩散能力强, 火势蔓延迅速, 一旦发生火灾难以施救。
3.2 工艺管道的危险性
CNG加气站的管道为高压管道, 管道压力达到25 MPa以上, 是目前国内可燃气体最高的储存容器。工艺设备和管道都需要长时间在高压状态下运行, 一旦压力超过其承受能力, 发生气体泄露或局部炸裂, 便可发生爆炸或火灾事故。LNG加气站的管道压力虽不高, 但管道为低温深冷管道, 采用绝热材料绝热保温, 但当绝热材料绝热性能下降时, 管道压力会剧增, 会引起管道的爆裂。
3.3 生产运行中的危险性
生产运行中, 频繁出入的车辆, 打火机火焰、手机电磁火花、穿钉鞋摩擦、撞击火花、化纤服装穿脱产生的静电火花, 雷击等, 可造成加气站火灾。加气系统工作时, 天然气在管道中高速流动, 易产生静电火源, 操作中使用工具不当, 或因不慎造成的摩擦、撞击火花等也可造成加气站火灾。加气站设备控制系统潜在着的电气火花也会造成加气站火灾。
4 天然气加气站消防重点问题分析
1) 加气站设备与站外建 (构) 筑物的防火间距。首先, GB50156—2012汽车加油加气站设计与施工规范要求在城市中心区内不应建一级加气站和CNG加气母站, 在城市建成区不宜建一级加气站和CNG加气母站。其次, 规范对加气站设备距重要性质的公共建筑以及明火地点或散发火花地点提出较高要求, 主要考虑如若发生泄露事故, 可控制扩延量或在10 min内能熄灭周围明火的安全距离。最后, 规范对其他民用建筑、厂房、库房、室外变配电室、道路、架空电力线路也作出了明确的要求。在实际工作中, 某些设计院和建设单位对加气站外的建筑随便定性, 认为几百平米的平房为三类保护物, 实际这些建筑已出租变为库房, 导致防火间距不满足规范要求。
2) 加气站内建筑物及平面布置。站内设施之间的防火间距应满足《汽车加油加气站设计与施工规范》要求。某加气站不按图纸设计施工, 根据自己需要扩建站房面积, 导致放散管口和天然气调压器距站房防火间距不足, 并且使用聚苯乙烯彩钢板作为站房的围护结构。《汽车加油加气站设计与施工规范》第12.2.1条规定:“加油加气作业区内的站房及其他附属建筑物的耐火等级不应低于二级。”
站内平面布置还应注意消防泵房和消防水池取水口与站内设施之间的距离, 以一级LNG加气站为例, 消防泵房和消防水池取水口距LNG储罐要求20 m, 距加气机15 m, 距放散管管口12 m。这是因为如果加气站发生事故, 确保消防泵房和消防水池与危险部位有足够的安全距离, 消防泵房和水池能正常使用。
3) 消防设施的设置。加气站的工艺装置区 (储罐、储气瓶、压缩机、泵) 和加气作业区应设可燃气体检测器, 报警器宜集中设置在控制室或值班室内, 当探测区域天然气泄漏浓度达到爆炸下限的20% (即甲烷浓度达到1%) 时, 现场和控制室声光报警, 控制器上显示报警点位置和报警时间, 操作人员可紧急切断管道上的阀门, 防止气体继续泄露。
对于地上LNG储罐的一、二级LNG加气站应设消防给水系统, 对于三级LNG加气站和CNG加气站可不设消防给水系统。设置消防给水系统的一、二级LNG加气站应注意消防水池的容量应满足连续给水时间不少于2 h, 并且消防泵采用自动起泵、泵房手动控制和控制室控制三种控制方式。LNG加气站内的室外消火栓是不能用来扑灭站内火灾的, 主要用于扑救、冷却相邻建构物的危险部位。液化天然气遇水只会加速液化天然气的气化, 加快其燃烧速度, 水对站内的火灾控制只会起到相反的作用。
灭火器材的配置应按照《汽车加油加气站设计与施工规范》第10.1.1条的规定。每2台加气机应配置不少于2具4 kg手提式干粉灭火器, 加气机不足2台应按2台配置;加气站的储气设施应配置2台不少于35 kg推车式干粉灭火器;LNG泵和压缩机应按建筑面积每50 m2配置不少于2具4 kg手提式干粉灭火器。
4) 紧急切断系统和防雷、防静电设计。加气站应设置紧急切断系统, 在事故发生初期, 迅速切断泵和压缩机的电源, 关闭管道阀门, 阻止事态进一步扩大。控制室和现场均应设置各紧急切断阀的紧急切断功能, 在紧急事故状态下, 按下紧急切断按钮, 连锁切断所有紧急气动阀。
站内的防雷及接地设计应符合国标规范《建筑物防雷设计规范》《化工企业静电接地设计规程》及《交流电气装置的接地设计规范》的相关规定。所有电气设备全部外壳一律接地, 防止人身触电;按规范对储气设施、管道、钢结构进行防雷接地, 防止雷电引起火灾和爆炸事故;工艺管道设计防静电接地, 防止静电火花引起火灾和爆炸事故。
5 结语
天然气被认为清洁、廉价的汽车燃料, 由于国家政策大力扶持, 天然气加气站发展速度极快。但天然气仍为易燃易爆的甲类气体, 有较大的火灾危险性, 一旦发生事故会造成巨大的生命财产损失。因此, 在天然气加气站的设计、施工、消防审核验收环节, 均需严格按照相关的规范标准进行, 在保证人民群众生命财产安全的前提下促进经济健康发展。
参考文献
[1]GB 50156—2012, 汽车加油加气站设计与施工规范[S].
[2]GB 50028—2006, 城镇燃气设计规范[S].
[3]GB 50016—2006, 建筑设计防火规范[S].
[4]GB 50057—2010, 建筑物防雷设计规范[S].
[5]刘海燕.天然气加气站安全评价[D].成都:西南石油大学, 2007.
从环保角度谈天然气加气站的选址 第10篇
1 天然气加气站类型
天然气加气站可分为CNG (Congress Nature Gas) 、LNG (Liquid Nature Gas) 两种基本类型, 也可与加油站合建或者以L-CNG、LNG/L-CNG形式建站。其中CNG储存压力为20~25 MPa, 部分场合可达30 MPa, 主要用于小型出租车、小轿车、城市公交车以及短途运输大巴等;LNG储存温度为-162℃, 与CNG相比, 能储存更多的燃料, 适用于大型运输车。加气站从设备布置情况看分为固定式、移动式等;从气源情况看分为常规站、子母站和LNG加气站。按照加气站储气规模又可分为一级、二级和三级站[2]。
2 天然气加气站运行期产生的污染物
未经处理的天然气含有硫、水和其他杂质, 必须进行脱水、脱烃和脱硫, 以提高热值和安全性。加气站可根据燃料来源决定是否在站内进行净化, 使产品质量达到现行的国家标准要求[3]。
天然气主要成分为甲烷, 属于易燃易爆气体, 因此存在一定的事故隐患。天然气的爆炸浓度极限为5.0%~15.0%。当浓度达到爆炸下限以上时, 遇明火就会发生爆炸。事故发生时会产生大量的燃烧废气 (主要为CO2) 、废水、废物和噪声, 同时地表植被遭到破坏。
正常的生产过程中加气站没有废气产生, 对环境没有影响。储罐等主要设备每1~2年检修一次, 检修时设备内部残留的少量天然气需要排空;系统超压安全阀开启, 也会有少量的天然气通过放空系统排空。天然气比重较空气轻, 排入大气后会迅速上升扩散, 不会造成聚集, 对环境影响很小。
加气站的废水主要为生活污水。站址周边污水管网配套齐全时, 全部排入市政污水管网, 经污水处理厂集中处理后达标排放。对于无法进入市政污水管网的生活污水, 需要单独安装污水处理设施进行处理。因此, 加气站的建设对水环境影响较小。
加气站的噪声污染主要来源为工艺设备, 如潜液泵、加气机、柱塞泵、空气压缩机、天然气压缩机等, 其次为过往加气车辆产生的交通噪声。为防止噪声污染, 对于柱塞泵、空压机等噪声较大的固定设备需要采用隔音、减震等降噪措施。交通噪声属于移动源, 由于进出站加气车辆较多, 容易出现交通拥堵, 对周边居民生活环境产生影响。
加气站的生活垃圾可集中收集处理, 有条件时可委托市政环卫部门统一收集处置, 不得随意弃置。加气站如使用有油润滑压缩机时, 会产生废机油、重烃油等危险废物, 可按照危险废物进行收集处置。加气站脱水时会使用如氧化钙、活性炭、硅胶、氯化铝和分子筛等固体干燥剂, 应由供货厂家回收处理, 避免对环境造成污染。天然气加气站的工艺流程及产排污环节见图1。
G—废气;W—废水;N—噪声;S—固体废物
3 天然气加气站选址的关键因素
通过对加气站污染物排放情况的分析, 可见天然气加气站项目是相对清洁的项目。运营期间空气、水、设备噪声、固体废物等方面的污染都能得到有效防治。因天然气属易燃、易爆气体, 因此天然气加气站在选址时应着重考虑站址周边居民对交通噪声和存在天然气爆炸安全隐患的接受程度, 另外, 还需要论证天然气加气站的建设是否符合国家产业政策、天然气加气站的专业规划、城市总体规划、土地利用规划、生态功能区划、生态经济区划、基本农田保护制度、水资源保护制度、自然保护区、风景名胜区等一系列环境保护相关法律、法规的要求, 还需要满足GB 50156—2012汽车加油加气站设计与施工规范中加气站与站外建筑物的安全距离要求。还应考虑交通、供水供电、工程地质、气源、造价等因素[4]。站址应远离学校、火车站、体育场、铁路、军事设施等重要的建筑物, 更不宜选在城市干道的交叉路口附近。
综上所述, 文章从环境保护的角度探讨了天然气加气站在选址时应注意的事项, 对于优化天然气加气站选址, 提高选址效率, 保护生态环境, 保障人民生命财产安全具有重要意义。
参考文献
[1]张涛.浅析CNG加气站的规划选址[J].上海煤气, 2007 (3) :44.
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注：本站所有资料均来源于本站老师原创写作和网友上传，仅供会员学习和参考，旨在传播知识，不代表本站观点，与本站立场无关。若有侵权等问题请及时与本网联系，我们将在第一时间删除处理。E-MAIL：iwenmi@163.com
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网址: 压缩天然气加气站10篇(全文) https://m.trfsz.com/newsview457716.html
