珠海CNG加气站储气装置

      天然气汽车加气站储存系统作为加气站主体部分之一所处的重要地位直接影响到加气站储气技术的发展。我国的天然气汽车事业初始于20世纪50年代的低压橡胶皮包天然气汽车，直至80年代才真正发展起来，1988年在四川兴建了第一座全进口新西兰的CNG加气站，继而，国产天然气汽车改装部件及加气站设备，如压缩机、气体处理设备、售气机、储存容器等相继问世。近年来，天然气加气站储气技术的完善和提高为天然气汽车产业的发展打下了良好的基础，十几年来，CNG加气站储存容器由最初的氧气瓶走向了天然气专用瓶、从小型气瓶组发展到大型瓶组，90年代中期又出现了井式储气技术，近几年在四川大型焊接容器储气形式的出现立即得到了人们的关注，伴随着天然气汽车及加气站设备技术的发展，天然气加气站储气技术也得到了不断的发展，储气技术愈来愈向安全、可靠、经济的大型化方向发展。

目前，储气方案主要有DOT储气瓶组、ASME容器单元、地下储气井三种方案可供选择，现分别介绍如下。

设计压力25MPa，设计标准为DOT49CFR之178.37节压缩气体运输标准。安全系数为2.48，一般不作为地面存储，DOT没有制定地面应用标准的权限；不允许有排污口；初期投资低，运行维修成本高，每3年必须把单元拆开，对每只瓶子进行水压实验；场地面积在50m²以上，属于松散结构，没有结构整体性，容器多，接头多，存在泄露危险且管线尺寸小，流动阻力大。

设计压力27.6MPa，设计标准为ASME第Ⅷ章1节压缩气体地面存储设计标准。安全系数3，容器壁厚比同等DOT瓶壁厚高出39%；通常作为地面存储。ASME允许容器上有排污口；初期投资高，运行和维修成本低，除一般的外部和内部直观检测外，不需再检测；场地要求5～7m²，坚固，整体结构能更好地承受冲击载荷及地震波动；其容器数量少，接头少，管线尺寸大，流动阻力较小。

设计压力为25MPa，储气井的深度一般为100m。它由十几根石油钻井工业中常用的18cm套管通过管端的扁梯形螺纹和接头连接而成，封底和封头由焊接平盖的接头与套管通过螺纹连接，套管是按照API标准5CT制造的N80钢级石油套管，钢号为30Mn4和28CrM06。其占地面积很小，有利于站场平面布置；虽然初期投资较大，但据四川石油管理局提供的资料表明该储气井至少可以使用25年以上，并可以节省检验维修费，安全可靠性好。其缺点是耐压试验无法检验强度和密封性，制造缺陷也不能及时发现，排污不彻底，容易对套管造成应力腐蚀。以某个有六口储气井的CNG加气站为例，包括高压一口、中压二日、低压三口，其主要性能参数如下。材料：APIP110钻井用套管；规格：18cm×100cm(内径157mm，壁厚10.36mm)；压力(表压)：25MPa。

根据以上的分析，目前国内应用较多的储气方案为ASME容器单元储气和地下储气井方式，两种储气方式的优缺点比较见表7-3。

小型储气瓶组技术是大型化储气技术发展的基础；而大型化储气技术的发展是小型气瓶组储气技术的未来。大型的气瓶具有多方面的优势：安装简单、占地少、使用年限长、不需检测、日常维修费用低，更重要的是，大气瓶的安全性能比小气瓶更优，且运行成本低，这也是当前建设CNG加气站多采用大型瓶组的主要原因。