新型l-cng加气站设备工艺流程介绍有几点？

传统加气站设备工艺与新型加气站设备工艺对比：

传统 L-CNG 工艺说明及劣势

1、工艺说明：液化 LNG 经低温柱塞泵将 LNG 转化成低温高压天然气，再由高压汽化器对低温天然气进行升温，复热器辅助加热后，经顺序控制盘进行控制、分流，分别进入低，中，高储气瓶组进行储存，再经加气柱对外售气；

2、高压气化器的开启：取决于后端温度变送器，当 I 号高压气化器后端温度达到设定值时，关闭其前端的紧急气动切断阀，打开 II 号高压气化器前端的紧急气动切断阀，高压气化器 II 进入气化状态，高压气化器 I解冻备用；当 II 号高压气化器后端温度达到设定值时，关闭其前端的紧急气动切断阀，打开 I 号高压气化器前端的紧急气动切断阀，高压气化器 I 进入气化状态，高压气化器 II 解冻备用；

3、储气瓶组功能：大量存储天然气，避免供不应求；

4、结合此工艺配置使用情况，有以下劣势：

a.其中L-CNG受LNG控制，CNG不能独立工作；

b.低温高压柱塞泵工作压力 25MPa，泵电机的负载大，泵损耗高，易损件容易损坏，泵使用周期 5-8 个月，每次更换易损件费用 1 万以上，成本高；

c.此工艺必须配有复热器，稳定性差，且耗电量大，运行成本高；

d.传统工艺打高压时转换率低，所需存储量大，浪费投资;

e.场站需 BOG 回收功能时会与 L-CNG 出现重复投资，造成资源浪费；

f.出气率低，客户尤其是出租车司机反映加气量不足，无法正常交接班；

g. 浪费能源，每立方消耗电能 0.04-0.05度电，与子站相当，无法保证整站的收益最大化。

新型加气站设备工艺说明及优势（LNG站实现BOG回收同时兼顾子母站）

1、L-CNG功能：液化LNG进入L-CNG泵撬后经高压气化器进行气化，这时天然气经过卸车软管进入卸气柱进行计量，其中一路气体进入加气机售气，同时低压瓶组为BOG压缩机入口天然气缓冲，一路进入BOG压缩机将天然气打成高压进入中，高压瓶组储存，去加气机售气；

2、具有子站功能：CNG槽车经加气柱卸车，一路天然气去加气机进行加气，一路经进入BOG压缩机进行压缩打成高压进入中（低压作为中压瓶组），高压瓶组储存，去加气机售气；

3、高压气化器的开启：取决于后端温度变送器，当I号高压气化器后端温度达到设定值时，关闭其前端的紧急气动切断阀，打开II号高压气化器前端的紧急气动切断阀，高压气化器II进入气化状态，高压气化器I解冻备用；当II号高压气化器后端温度达到设定值时，关闭其前端的紧急气动切断阀，打开I号高压气化器前端的紧急气动切断阀，高压气化器I进入气化状态，高压气化器II解冻备用；

4、加（卸）气柱功能：在子站模式下，卸气软管接入CNG槽车，卸气柱起卸气作用；在L-CNG模式下，卸气软管接入管道中的快插接头，卸气柱对L-CNG来气进行计量；

5、储气瓶组功能：在L-CNG模式下，低压储气瓶组作为BOG压缩机的入口气缓冲；在子站模式下，低压瓶组并入中压瓶组，增加中压储气量；

6、其中LNG的控制不受L-CNG和BOG压缩机模式影响，独立工作。

7、结合此工艺配置使用情况，将BOG压缩机融入到L-CNG中，取代了复热器和顺序控制盘，同时还具有以下优势：

a.从工艺上说，满足各设备间配合的同时也降低了阀门管道的使用数量，降低成本；

b.低温高压柱塞泵工作时压力最大达到15MPa即可，减少了泵电机的负载，提高了泵的工作效率，延长泵使用寿命，节省了维修成本；

c.由于含有BOG压缩机，可以将LNG加注过程中产生的放散气体经过汽化器气化升温后进行回收，然后用压缩机进行压缩利用，减少了气体的排放，同时降低了使用成本；传统工艺每立方消耗电能0.05度；BOG每立方消耗电能0.01度；子站每立方消耗电能0.04度；而L-CNG结合BOG压缩机每立方消耗电能只有0.02度，此新工艺成本最低，设备使用寿命最长；

d.变频控制，耗电量小，运行成本低.

e.ＢＯＧ压缩机集升压、复热、回收、顺序控制于一体，三种功能由一台设备完成，整站的站用设备减少，但功能增加，场站布置更加简洁，可有效缩小设备与站内站外建筑设施等的安全间距。

f.ＢＯＧ压缩机的入口压力范围很宽，不但可以进行ＬＮＧ部分的气体回收，而且此设备具备ＣＮＧ子站的功能，当站内ＬＮＧ供应量不足或是ＬＮＧ转换ＣＮＧ收益低于母站ＣＮＧ时，可从母站直接用ＣＮＧ拖车引气接入压缩机中，可保证整站的收益最大化。

g.PLC远程服务管理系统通过数据总线及互联网起到对客户设备运行数据进行远程观测、分析、指导操作、维护等；了解和分析压缩机工作状态，及时为客户提供设备维护、保养的建议，快速、高效地协助客户解决设备出现的问题，降低设备的故障率，提高了加气效率和东燃公司的售后服务质量。

f.独立撬装，便于管理。