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在国内，新奥集团股份有限公司是应用城镇CNG供气技术最多的单位，同时对其他三种供气技术也有应用。
因此此部分以新奥集团的实践工作为基础，综合介绍城镇CNG供气技术，并对其适用性进行分析。
一、城镇CNG供气技术介绍
城镇CNG供气技术是一种非管输供气技术，将天然气通过公路等运输方式运到用气地，为提高单趟运输量并降低运输成本，在气源地将较低压力的天然气压缩至20.0MPa或25.0MPa的高压（目前我公司生产运行压力分别为20.0MPa和25.0MPa的两种CNG运输车）。
主要有三个环节：
A、CNG生产：
将天然气净化并压缩到20.0MPa或25.0MPa；
B、CNG运输：
将CNG输入CNG运输车中并运输到用气地；
C、CNG减压：
将高压的CNG减压到城市管网压力，然后计量、加臭送入管网。
1、CNG生产
新奥集团目前已建成并成功运营了廊坊站和山东站两个CNG加气站，分别负责京津大区和山东大区的非管输天然气供应，盐城站业已建成并准备对江浙地区供应非管输天然气。
CNG加气站主要生产工艺系统由过滤、计量、压缩、脱水、储存等组成。
下面介绍主要的工艺及相关的参数。
a压缩
压缩工艺是CNG生产技术的核心。
气源的压力一般较低，需要经压缩机压缩至20.0MPa。
新奥集团采用了水冷活塞式压缩机，四级压缩流程。
以廊坊加气站为例,CNG生产能力为2500Nm3/h，采用了排量为500Nm3/h的天然气压缩机5台，如图1所示。
气源压力为0.3MPa，经压缩机一级气缸增至0.98～1.08MPa，然后进入一级冷却器进行冷却，再进入一级油水分离装置进行油水分离；
然后进入二级气缸，压力被增至2.98～3.29MPa，再进入二级冷却器冷却；
然后经三级气缸增至9.5～10.7MPa，再进入三级
图1廊坊CNG加气站压缩机
冷却器进行冷却；
然后经四级气缸增至20.0MPa，再进入四级冷却器进行冷却，高压气体经四级油水分离装置进行油水分离后，经单向阀进入高压脱水装置。
b脱水
天然气在高压状态下容易析出水分和形成水化物。
水和二氧化碳、硫化氢结合，会对钢类容器造成腐蚀；
水化物在聚集状态下类似冰或致密的雪，会缩小管道流通截面，堵塞管路、阀件和设备。
因此为保证生产设备的安全，尤其是用于运输的高压钢瓶的安全，按照美国DOT—E8009标准要求，出站天然气所含水分应少于7.8mg/m3。
通常采用的脱水方式有两种：
高压脱水和低压脱水。
当采用无油润滑式压缩机时，应采用低压脱水方式；
当采用有油润滑压缩机时，一般采用高压脱水方式。
新奥集团由于采用的是有油润滑压缩机，因此采用了固体吸附高压脱水装置，用分子筛做吸附剂。
吸附剂吸水饱和后，采用电加热天然气来再生吸附剂。
如图2所示。
2、CNG运输（以运行压力20.0MPa运输车为例）
经过大量调研，新奥集团确定采用瓶组式拖车做为CNG运输车。
单车瓶组由8只筒形钢瓶组成，每只钢瓶水容积为2.25m3，单车运输气量为4550Nm3。
由于CNG运输车必须耐高压，且处于运动状态，因此对安全性要求高，美国标准DOT-E8009对此有明确的规定。
如何在保证安全性的前提下，尽量提高单车运输量？
这与钢瓶的参数、材质、组装工艺、牵引车性能、公路等都有关。
其中，钢瓶参数与天然气储量的关系如表1所示。
由表中数据可知，设计压力对钢瓶的直径、最小壁厚有很大影响，从而影响了单瓶的储气量，新奥集团通过调研，选择了设计压力为20.0MPa、直径为559mm的钢瓶。
新奥集团自己生产的CNG运输车如图3所示。
表1钢瓶参数与运输量的关系
设计压力
MPa
直径
mm
最小壁厚
长度
m
平均重量
kg
公称水容积
m3
天然气储量
Nm3
16.6
559
13.6
10.97
2293
2.311
493.1
20.0
16.4
2747
2.254
568.8
26.6
457
17.9
2424
1.441
446.3
图3新奥CNG运输车
3、CNG减压供气
CNG经运输车运输进站后，卸车进入调压间，经三级或二级调压减至0.3～0.4MPa，然后经计量、加臭后进入城市管网。
下面介绍CNG减压供气的主要工艺及相关参数。
CNG减压的过程可近似地看作绝热过程，伴随着温度降低现象，由于压降较大，减压后的天然气温度会降到零下几十度。
为避免低温对调压器等装置造成损伤，增加减压稳定性，并充分利用CNG的压力进行储气，通常采用三级减压。
对于较小流量的减压装置，若不考虑储气，也可采用二级减压方式。
以平谷的CNG减压站为例。
来自运输车的CNG先进入一级紧急切断阀，然后进入一级换热器进行加热（换热器采用管壳换热器，气体走管程，热水走壳程），升温后的气体进入一级调压器进行减压，压力减至7.0MPa；
再进入二级换热器进行加热，然后进入二级调压器（内装紧急切断阀）进行减压，压力减至1.6MPa后；
如果储罐需要储气，则调节相应阀门向储罐充气，否则燃气进入三级调压器，将压力减至0.3MPa；
然后经计量和加臭工序输往城市管网。
新奥集团自己生产的减压装置如图4所示。
图4新奥CNG减压设备
二、城镇CNG供气技术适用性分析
管输供气、CNG供气、LNG供气及LPG混空气技术各有自己的适用条件。
新奥集团在不同的城市分别应用了这四种技术。
下面结合实践，通过CNG供气方案与其他方案的比较及实例，来分析城镇供气技术的适用性。
1、CNG供气方案与管输供气方案的比较
目前新奥集团共有三个城市采用管线供气方案，这三个城市皆临近天然气长输管线且用气量较大。
实践证明，管线供气具有供气稳定可靠、便于运行管理的优点，并且在距离较近的条件下，其经济性也较好。
不过，管输供气方案在某些情况不宜使用。
例如，诸城现状人口有17万，远期的用气量较大，附近并无气源，铺设几百公里的长输管线来供气显然是不经济的。
但采用CNG供气方案，则具有投资省、工期短、见效快、运营成本较低的优点。
CNG供气与管线供气方案的选择主要取决于供气规模和气源距离，如图5所示,其中，CNG供气方案中包括了CNG加气站、运输车、减压站、管网；
管输供气方案包括长输管道、门站、管网[1]。
天然气原料价格取1.2元/m3。
结合大量的实践，可得出如下结论：
a供气规模相同的情况下，随着运距的加大，CNG输送和管线输送的投资及成本均呈现增长趋势，其中管线方案的增幅较大；
b当供气规模较小时（2万户），当运距超过一定距离时（80km）CNG供气方案优于管线供气方案，距离越大，CNG供气方案的优势越明显；
随着供气规模的增大（5万户），CNG供气方案优于管线方案的运距也增大（300km）。
A、管输供气方案（2万户）的燃气成本；
B、管输供气方案（5万户）的燃气成本；
C、CNG供气方案（2万户）的燃气成本；
D、CNG供气方案（5万户）的燃气成本
图5CNG与管输供气成本比较
因此，CNG供气方案相对于管线供气方案，更适于向气源相对较远、用气规模不大的中小城镇供气。
2、CNG供气方案与LPG混空气供气方案的比较
许多城镇采用LPG混空气做为主要气源，但新奥集团仅将该方案作为备用气源。
例如葫芦岛分公司采用管输气为主气源，而将LPG混空气做为管线检修时的备用气源；
黄岛分公司采用CNG为主气源，将LPG混空气做为备用或调峰用气源。
这主要是从燃料综合成本上来考虑的。
LPG混空气方案的燃料成本如下表所示。
表2LPG混空气方案燃料成本
热值
MJ/m3
原料成本元/m3
其他成本
元/m3
综合成本
售价
盈亏
比价
元/100MJ
45
3.3
1.0
4.3
3.8
-0.5
8.3
CNG供气方案中，气源价格取为1.2元/Nm3,热值为40MJ/Nm3，经加气站核算压缩加气成本为0.3元/Nm3，假设城市日用气量为40000m3。
我们分别对100km和500km的运输距离进行测算，燃料成本如下表所示。
表3CNG供气方案燃料成本
距离
km
CNG运输车（辆）
运输成本
元/Nm3
100
5
0.25
0.4
2.15
2.5
0.35
6.0
500
9
0.66
2.56
-0.06
事实上，从新奥集团的两个CNG加气站到各减压站之间的距离均在100～200km之间，CNG到减压站的价格均在1.7～2.0元间，因此实践证明CNG供气方案优于LPG混空气方案。
另外，如果CNG原料价格较低，使压缩后的CNG价格低于1.4元/Nm3，即使运输距离为500km，采用CNG方案仍然能盈利，优于LPG混空气方案。
3、CNG供气方案与LNG供气方案的比较
新奥集团准备在蚌埠采用城镇LNG供气技术。
分析结果表明[3]，CNG与LNG供气方案各有自己的优势，影响方案选择的因素主要有：
气源情况、运输距离、供气规划、供气规模。
a气源情况
CNG加气站生产设备已实现国产化，投资成本较小，运行费用较低，因而对气源地的要求不高。
这使着我们能较灵活地在靠近用气城市的周围选择CNG生产地，从而降低CNG的运输成本。
而对于LNG母站，由于净化、液化工艺复杂，要将天然气冷却到-163℃以下，设备投资大，运行费用高。
LNG液化站一般应建在气源处，气源充足，气价低，LNG产量大，便于回收投资。
因此，LNG液化站一般距离用气城市较远。
由于LNG液化站的投资比CNG压缩站要大得多，在此不予分析，我们仅对LNG和CNG的出厂价给予比较：
表4CNG与LNG出厂价格（调查价格）
CNG
北京压缩站
廊坊压缩站
LNG
濮阳液化站
深圳接收站
日本接收站
1.75元/Nm3
1.75元/Nm3
1.6元/Nm3
1.65元/Nm3
1.46元/Nm3
b运输距离
从单车运输量看，水容积为27m3的LNG运输车单车运输量为16740Nm3，是CNG运输车运输量（4550Nm3）的3.6倍，因此LNG的运输费用明显低于CNG。
我们计算了LNG运输车的运输成本：
对于前述供气能力，当运输距离为100km时，需2台LNG运输车，运输成本为0.0405元/Nm3；
当运输距离为500km时，需3台LNG运输车，运输成本为0.1817元/Nm3。
CNG相应运输成本如表3所示，所以在相同运输距离条件下，CNG运输成本明显高于LNG。
不过，前面已提出，LNG气源地一般较远，而CNG的气源地相对较近，这在方案比较中必须充分考虑。
c供气规划
在何时通过长输管道供气也是影响方案选择的一个主要因素。
因为如果在较短的时间内即可通气，CNG方案中的球罐就可发挥作用，LNG储配则需另建球罐；
CNG系统较简单，可方便地挪为他用。
假设系统供气设计能力为4000Nm3/h，日用气量为4万Nm3。
则考虑相同的储气能力，LNG供气方案中气化站的主要设备投资为620万元；
CNG供气方案中减压站的主要设备投资为946万元，其中球罐投资为780万元，在长输管线到达后还可继续利用[1]。
如果在较长时间内仍无管道供气的可能，考虑到气源价格及运输费用，应优先考虑LNG方案。
d供气规模
对于在一定时间内有可能长输管道供气的城市，暂时采用非管输供气，逐年用气规模的大小对方案的选择影响很大。
对于刚开发的且在三、四年内能实现管输供气的中小城市，用CNG供气方案可较快速地实现供气。
尽管CNG运到储配站的价格可能会高于LNG方案，但由于前几年用气量不大，且考虑到初投资及设备的使用连续性，选择CNG方案会更好。
对于短期内用气规模较大的城市，考虑到运行费用的原因，LNG方案可能是较好的选择。
4、平谷减压站实例
平谷燃气公司是新奥集团第一家成功将CNG技术应用于城镇的燃气公司，距气源地-廊坊加气站约115Km，平谷市城区人口约10万余人。
廊坊加气站建设周期为5个月，包括土建和设备在内的总投资为550万元。
平谷场站建设投资进度如表5所示。
平谷燃气公司从签定合同到通气点火仅用了5个月的时间，用2辆CNG运输车轮流供给燃气；
随着用户的增多，逐步增加储罐、CNG运输车等投资。
通过这种方式，平谷迅速地用上了天然气，达到见效快的目的，同时也减少了初期投资。
表5平谷CNG减压站投资进度
时间
1999年
2000年
2001年
合计
投资项目
减压系统、计量加臭系统、
2辆CNG运输车及站内其他投资
1000m3储罐
1辆CNG运输车
投资额（万元）
810
150
130
1090
平谷燃气公司从廊坊母站购买的CNG价格为1.75元/Nm3，加上运输成本、子站和管网折旧及其他相关成本，燃气综合成本价格为2.25元/Nm3，售出价格为2.5元/Nm3，每标方CNG可盈利0.25元/Nm3，具有一定的经济效益。
三、总结
通过对城镇CNG供气技术的介绍及其适用性的分析，我们不难发现城镇CNG供气技术具有工艺简单、投资省、成本低、工期短、见效快的优点，适于向距离气源相对较远、用气规模不大的中小城镇供气，特别适于向规划管输供气的城市供应过渡气源。
第二部分天然气加气站介绍
一、天然气汽车的优越性
随着国家和地方政府关于燃气利用的有关具体政策、法规、鼓励措施的相继出台和完善，为天然气汽车的发展提供了广阔的空间。
以天然气为燃料的汽车与以汽油、柴油为燃料的汽车相比具有明显的优势，具体有如下几个方面：
1、污染少
据统计，目前各大城市汽车尾气排放是造成城市空气污染的主要原因，它占了空气污染源总量的60%以上，将汽车燃料由汽（柴）油改为天然气后，尾气污染会明显减少。
与汽油相比，天然气汽车尾气中，CO减少97%，HC减少72%，NOX减少39%，CO2减少24%，SO2减少90%，汽车噪音亦降低40%，可以说天然气是汽车最佳的清洁燃料。
2、运行费用低
天然气与汽油按同等热值相比较，有关费用比较如下表：
天然气与汽油比较分析
燃料
价格
运行里程
运行价
汽油
43.953（kj/kg）
3元/kg
4.77km/kg
0.63（元/km）
天然气
44.688（kj/kg）
1.5元/m3
4.1km/m3
0.37（元/km）
通过上表可见，1立方米天然气的热值要比1公斤汽油产生的热值略高，但使用天然气的汽车与使用汽油的汽车相比，每公里可节省费用约0.26元。
若将汽油车改装为双燃料汽车所需要费用为6000-10000元/辆，正常运行情况下，一年时间即可收回改装费用。
3、运行安全
天然气相对密度（空气为1）小，为0.58-0.62，泄露后很快升空，易散失，不易着火；
汽油蒸汽较重，液态挥发有过程，易着火爆炸。
另外，天然气汽车的钢瓶系高压容器，其材质及制造、检验、实验在各国均有严格的规定控制，在我国有《汽车用压缩天然气钢瓶标准》，钢瓶实验压力高于工作压力4倍，并安装防爆设施，不会因汽车碰撞或翻覆造成失火或爆炸，而汽油汽车的油箱系非压力容器，着火后容易爆炸。
4、汽车燃料可备用
天然气汽车的天然气燃烧完毕，可能一时难以找到天然气加气站充气，可继续保留汽车的汽（柴）油供气系统，另增天然气供应系统，将天然气减压后直接供给内燃机，可通过转换装置选择天然气或燃油。
二、天然气汽车加气站分类
由上面介绍可知，天然气汽车必将在国内快速发展，这必将带动加气站的建设。
下面根据我公司的建站经验和我们现有的这方面的资料，对加气站的分类、工艺、设备投资等做一简要介绍，供大家参考：
根据该行业的惯例，可以将加气站分为以下几类：
加气母站：
直接从天然气管网取气，将天然气压缩到25Mpa，通过加气柱将压缩天然气充装进入高压气体运输半挂车，向加气子站或中小城市供气以及通过售气机向天然气汽车供气，目前国内也有的加气母站不给天然气汽车加气，只向高压气体运输半挂车充气。
加气子站：
接收高压气体运输半挂车运来的压缩天然气，通过储存、加压等一系列工艺进行后，通过售气机给天然气汽车加气。
标准站：
直接从天然气管网取气，通过过滤、加压、脱水、高压储存等一系列工艺，通过售气机将压缩天然气充装进入天然气汽车储气罐中。
三、天然气加气站设计参数
1、建站方案
由于没有具体项目，以下介绍分别以假想的工艺条件分别就加气母站、子站，标准站分别进行介绍，等用户有具体项目时，再根据实际情况为用户编制方案。
项目概况：
某城市准备在市区内建设给天然气汽车加气站4座，城市中压管网运行压力0.3MPa，进入城市门站以前的长输管网运行压力1.0-1.6MPa，鉴于以上假设情况。
我公司提供两种建站方案供用户选择：
方案一：
采用加气母站、加气子站的形式，将母站建在城市门站内或门站以前的天然气长输管网上，直接从天然气高压管道上取气，经脱水、压缩、后处理等工艺，通过加气柱将高压天然气充装进入高压气体运输半挂车（以下简称子站拖车），利用子站拖车给子站供天然气。
在子站内利用子站拖车从母站运来的高压天然气，通过子站压缩机、高压储气瓶组和售气机给车辆加气。
此种方式的规模如下：
▲给半挂车供气的加气母站1座，日供气量40000Nm3；
▲给天然气汽车加气的加气子站4座，每座子站日加气量10000Nm3；
▲运输部分，通过优化设计，配置CNG子站拖车8部，牵引头4辆。
方案二：
采用标准站的形式，将加气站建在市区内，直接从城市中压管网取气，经脱水、压缩、后处理等工艺后，高压天然气进入储气瓶组，通过售气机给车辆加气。
给天然气汽车加气的标准站4座，每站的日加气量10000Nm3；
2、主要工艺参数
气质情况
由于没有天然气成分组成及其物理特性等参数，该方案以气质满足现行国家标准《天然气》（GB17820）的二类气质指标和行业标准《汽车用压缩天然气》（ST/Y7546--1996）的规定为依据进行方案设计。
建站参数：
进气压力：
1.0-1.6MPa
排气压力：
21.0MPa
日供气量：
60000Nm3
4.0-20.0MPa
25.0MPa
单机排气量：
680-1400Nm3/h
日加气量可满足15000Nm3
子站拖车：
工作压力：
20.0MPa
运输气量：
4550Nm3/部
剩余压力：
3.5MPa
0.3MPa
排气压力：
日加气量：
15000Nm3
四、建站过程中及建站设备需执行的技术标准
GB50028-98《城镇燃气设计规范》
GB50236-98《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》
GB7258-1997《机动车运行安全技术条件》
JB4185-1986《半挂车通用技术条件》
Q/SHJ11-2001《高压气体长管拖车》
SY/T7546-96《汽车用压缩天然气》
API618-1995《用于石油、化学和天然气工业的往复式压缩机》
JB/T90115-1999《大型往复活塞式压缩机技术条件》
Q/JJJ64-2000《CNG压缩机技术规范》
GB50156-2002《汽车加油加气站设计与施工规范》
JB/T10298-2001《汽车加气站用天然气压缩机》
GB38361-83《爆炸性环境用防爆电器设备通用要求》
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