资源简介
ICS 75-010 CCS E 01
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 6833—2025
代替SY/T 6833—2011
天然气加气站经济运行规范
Economical operation specification for natural gas fuelling station
2025-12-18发布 2026—06-18实施
国家能源局发布
目次
前言 Ⅱ
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 1
4 总体要求 2
5 管理要求 3
6 技术要求 3
6.1 CNG加气站 3
6.2 LNG加气站 4
6.3 L-CNG加气站 4
7 判别与评价 4
7.1 重点用能设备经济运行评价 4
7.2 CNG加气站经济运行评价 4
7.3 LNG加气站经济运行评价 5
前言
本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
本文件代替SY/T 6833—2011《CNG 加气站经济运行规范》,与SY/T 6833—2011相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：
a) 更改了文件名称，由《CNG加气站经济运行规范》调整为《天然气加气站经济运行规范》;
b) 更改了范围(见第1章，2011年版的第1章);
c) 删除了术语“压缩天然气加气站”(见2011年版的3.1);
d) 增加了术语“天然气加气站”“CNG加气站”“CNG加气母站”“CNG加气子站”“LNG 加气站”“L-CNG 加气站”“LNG 加气站损耗率”“单位加液量电耗”及其定义(见3.1、3.3~
3.7、3.9、3.11);
e) 更改了术语“天然气加气站经济运行”“单位加气量电耗”及其定义(见3.2、3.10,2011年版的3.2、3.4);
f) 更改了第4章的标题，由“基本原则”改为“总体要求”(见第4章，2011年版的第4章);
g) 更改了“总体要求”中的要求条款(见4.3,2011年版的4.1.3);
h) 增加了“总体要求”中的要求条款(见4.5、4.6);
i) 更改了“管理要求”中的要求条款(见5.1、5.2、5.4～5.6,2011年版的4.2.1、4.2.2、4.2.3、 4.2.5、4.2.7),增加了要求条款 (见5.3、5.7～5.11);
j) 更改了CNG加气站经济运行的技术要求(见6.1,2011年版的第5章);
k) 增加了LNG加气站、L-CNG 加气站经济运行的技术要求(见6.2、6.3);
1)更改了加气站经济运行指标要求、判别和评价方法的相关内容(见第7章，2011年版的第6章)。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由石油工业标准化技术委员会石油工业节能节水专业标准化技术委员会(CPSC/TC 24) 提出并归口。
本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中国石油天然气股份有限公司油气和新能源分公司、中国石油工程建设有限公司西南分公司、国家石油天然气管网集团有限公司科学技术研究总院分公司、中国石油天然气股份有限公司天然气销售分公司、中国石油化工股份有限公司天然气分公司、中海石油气电集团有限责任公司、中国石油集团昆仑制造有限公司。
本文件主要起草人：林冬、苏明、赵靓、刘春艳、张余、周非、董栖君、马建国、徐源、马胜利、王嘉琪、潘腾、于巧燕、谢海强、刘健、傅贺平、邓梦捷、李杨、周赟、毛霖、易伟、戴忠。
本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：
——2011年首次发布为SY/T 6833—2011;
——本次为第一次修订。
Ⅱ
1 范围
本文件规定了天然气加气站经济运行的总体要求、管理要求和技术要求，描述了相应的判别和评价方法。
本文件适用于车用天然气加气站的经济运行管理与评价。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T 12497 三相异步电动机经济运行
GB/T 13462 电力变压器经济运行
GB/T 13466 交流电气传动风机(泵类、空气压缩机)系统经济运行通则
GB/T 13469 离心泵、混流泵与轴流泵系统经济运行
GB 17167 用能单位能源计量器具配备和管理通则
GB 18047 车用压缩天然气
GB/T 20901 石油石化行业能源计量器具配备和管理要求
GB/T 50034 建筑照明设计标准
GB 50156—2021 汽车加油加气加氢站技术标准
SY/T 7458 天然气加气站耗能设备能耗测试和计算方法
3 术语和定义
GB 50156界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
天然气加气站 natural gas fuelling station
具有储气设施，使用加气机为机动车加注车用CNG ( 压缩天然气)、LNG ( 液化天然气)等车用燃气的场所。
[来源：GB50156—2021,2.1.3, 有修改]
3. 2
天然气加气站经济运行 economical operation for natural gas fuelling station
在满足工艺要求、安全运行的前提下，通过科学管理、优化配置和技术改进，使天然气加气站在高效、低耗状态下运行。
3.3
CNG 加气站 CNG fuelling station
各类CNG 加气站的统称。
[来源：GB 50156—2021,2.1.5] 3.4
CNG加气母站 primary CNG fuelling station
从站外天然气管道取气，经过工艺处理并增压后，通过加气柱给服务于CNG加气子站的CNG 长管拖车或管束式集装箱充装CNG的场所。
[来源：GB 50156—2021,2.1.7] 3.5
CNG加气子站 secondary CNG fuelling station
用CNG长管拖车或管束式集装箱运进CNG, 通过加气机为汽车CNG储气瓶充装CNG的场所。 [来源：GB 50156—2021,2.1.8]
3. 6
LNG 加气站 LNG fuelling station
具有LNG储存设施，使用LNG 加气机为LNG汽车储气瓶充装车用LNG的场所。
[来源：GB 50156—2021,2.1.9]
3.7
L-CNG 加气站 L-CNG fuelling station
能将LNG转化为CNG, 并为CNG汽车储气瓶充装车用CNG的场所。
[来源：GB 50156—2021,2.1.10]
3.8
CNG 加气站损耗率 rate loss of CNG fuelling station
CNG 加气站天然气在增压、存储、销售等过程中的损耗量与天然气进站气量的比值，以百分数表示。
3.9
LNG 加气站损耗率 rate loss of LNG fuelling station
LNG加气站天然气在卸车、存储、销售等过程中的损耗量与LNG 进站液量的比值，以百分数表示。
3.10
单位加气量电耗 electricity consumption per unit ofCNG addition
CNG加气站在运行过程中的电消耗量与天然气加气量的比值。
3.1 1
单位加液量电耗 electricity consumption per unit of LNG addition
LNG加气站在运行过程中的电消耗量与天然气加液量的比值。
4 总体要求
4.1 天然气加气站的设计和建设，在遵循国家、行业现行规范规定的前提下，应充分考虑经济运行的需求。
4.2 天然气加气站经济运行应遵循安全、环保、节能、降碳的相关规定。
4.3 当天然气加气站未经济运行时，应进行分析，并采取相应的调整或改造措施。
4.4 加气站不应使用国家明令淘汰的高耗能落后设备。
4.5 加气站宜根据实际情况合理利用太阳能等可再生能源。
4.6 变压器的运行应符合GB/T 13462的要求;交流电气传动泵类和风机的运行应符合GB/T 13466
的要求;离心泵、混流泵与轴流泵的经济运行应符合GB/T 13469的要求;三相异步电动机的运行应符合GB/T 12497的要求。
5 管理要求
5.1 能源计量器具的配备和管理应符合GB 17167 和GB/T 20901的要求。
5.2 应建立用能设备台账，用能设备的铭牌信息应齐全、完好;主要用能设备操作、维护、检修等关键环节应形成作业文件;应定期对用能设备进行维护保养。
5.3 应建立耗能用水原始记录台账，并定期开展用能分析与经济运行评价。
5.4 主要用能设备应实施能耗定额管理，设置能源绩效参数，制订并落实相应的控制措施。
5.5 应定期对主要用能设备及系统进行节能监测。
5.6 应定期巡检，杜绝“跑、冒、滴、漏”现象，及时消除影响经济运行的因素、设备故障。
5.7 应对管理和操作人员进行经济运行培训。
5.8 变频器、软启动器、无功补偿装置等节能设施应正常投入使用。
5.9 宜实施天然气加气站能源管理，实现能耗状况的实时监测，逐步实现能源智能管控。
5.10 照明系统应在符合GB/T 50034要求的前提下，采用高效照明灯具并根据生产运行需要进行分组、分时控制。
5.11 应根据生产实际情况，合理安排用电设备使用时间，做好电力错峰填谷、绿电消纳。
6 技术要求
6.1 CNG 加气站
6.1.1 在确保产品气质量符合GB 18047要求的前提下，宜根据在线微量水分析仪的检测数据，合理延长脱水装置吸附及再生切换周期。
6.1.2 设置有高压、低压两套再生工艺流程的脱水装置，当原料气压力能够满足低压再生条件时，宜选用低压再生流程。
6.1.3 应按操作规程对分离器定期进行排污。应定期对过滤器前后端压差进行检查，当超过额定值时，应进行清洗或更换。
6.1.4 额定功率在200KW及以上的电动机，宜采用高压电动机。
6.1.5 荷波动较大的电驱压缩机组，宜采用变频电动机作为动力设备。
6.1.6 对天然气进行冷却时，应根据环境温度变化，合理调节冷却系统运行参数。
6.1.7 实时监控压缩机运行参数，当排气量、各级进气和排气温度、压力和润滑油消耗量等偏离额定值时，应及时分析排查原因并进行处置。
6.1.8 应定期对脱水塔保温情况进行检查，及时消除保温缺陷。
6.1.9 宜定期对顺序(程序)控制盘的气动顺序阀进行调校。储气顺序应按先高压后中压再低压，加气顺序按先低压后中压再高压进行设置。
6.1.10 压缩机分离器排污、停机卸载、分子筛再生、储气罐(井)排污等过程中排放的天然气应通过回收罐进行回收。加气机的放空天然气宜进行回收利用。
6.1.11 根据环境温度的变化，调整冷却塔风机的运行状态。当循环水池水温低于15℃时，宜停运冷却塔风机。
6.1.12 宜定期对压缩机级间换热器、循环水系统进行清洗;宜定期对循环水质进行检测。
6.1.13 CNG加气母站应实时监控润滑油工况，避免压缩机组因润滑不足或过度润滑带来额外的能源
3
消耗。
6.1.14 有多台压缩机组的CNG 加气母站，应合理调配机组运行数量，使机组处于稳定和高效运行状态。
6.1.15 机械式CNG 加气子站应定期监控压缩机运行参数，当排气量、各级进气和排气温度、压力和润滑油消耗量等偏离额定值时，应及时分析排查原因并进行处置。
6.1.16 液压式CNG加气子站应定期监控液压装置运行参数，当液压油压力、温度、排气量、回油时长、液压油消耗量等偏离额定值时，应及时分析排查原因并进行处置。
6.2 LNG 加气站
6.2.1 LNG卸车前宜先对槽车和储罐压力进行平衡操作后再对槽车进行增压。
6.2.2 LNG加气站产生的BOG气体宜回收利用。
6.2.3 若加液设备停机时间较长，可通过泵池及管道中的残留液体气化产生的BOG, 将管道及泵池部分LNG回收。
6.2.4 宜采取措施，减少BOG的排放，增加储罐储存时间，降低放散卸压频率。
6.2.5 当LNG加气站内或加气站周边设置有以天然气作为燃料的燃气设备时，可将排放的BOG收集用于燃气设备供气。
6.2.6 加液过程中宜尽量使用同一加液机，避免频繁重新预冷。
6.2.7 应定期检验真空设备及真空管道的真空度，不合格时重新抽真空或更换真空管。
6.3 L-CNG 加气站
6.3.1 L-CNG 加气站为CNG 汽车储气瓶充装车用CNG 的部分，应按6.1的规定执行。
6.3.2 L-CNG 加气站为LNG汽车储气瓶充装车用LNG 的部分，应按6.2的规定执行。
6.3.3 应将加气站的BOG回收到站内CNG 储气设备中，降低场站天然气损耗。
6.3.4 LNG的冷能宜回收利用。
7 判别与评价
7.1 重点用能设备经济运行评价
7.1.1 压缩机组运行效率的测试和计算按照SY/T 7458的规定执行。
7.1.2 电驱压缩机组经济运行状态的评价分为运行经济、运行合理及运行不经济三个级别，评价指标要求见表1。
表1电驱压缩机组经济运行评价指标要求
指标名称
评价指标值
评价结论
电驱压缩机组运行效率η1
%
η₁ ≥67.8
运行经济
62.0≤η<67.8
运行合理
η₁ <62.0
运行不经济
7.2 CNG 加气站经济运行评价
7.2.1 CNG 加气站经济运行评价范围包括CNG常规站、CNG母站、机械式子站。
4
7.2.2 CNG加气站经济运行状态的评价分为运行经济、运行合理及运行不经济三个级别。
7.2.3 CNG 加气站经济运行的综合评价指标包括三项：压缩机组运行效率、CNG加气站损耗率、单位加气量电耗。
7.2.4 CNG加气站损耗率按公式(1)计算，评价指标要求见表2。
5
式中：
n₂——加气站损耗率，用百分数表示;
…………………………………
(1)
Q—— 天然气进站气量(po=101.325 kPa, T₀=293.15 K),单位为立方米(m³);
Qx——天然气加气量 (po=101.325 kPa,To=293.15 K), 单位为立方米( m³)。
表2 CNG加气站损耗率经济运行评价指标要求
CNG加气站损耗率n2
n2≤2.1
2.1
n2>2.9
7.2.5 CNG加气站单位加气量电耗的测试和计算按照SY/T 7458的规定执行，评价指标要求见表3。
表3 CNG加气站单位加气量电耗经济运行评价指标要求
进站
压力
单位加气量电耗D kW ·h/m³
p≤
MPa
Da≤0.15
0.15
Dm>0.21
D.<0.10
1 MPa
0.10
D.>0.13
p>3MPa
Da≤0.04
0.04
D.>0.06
7.2.6 当压缩机组运行效率、CNG 加气站损耗率、单位加气量电耗三项指标均运行经济时，则认定 CNG加气站运行经济;当压缩机组运行效率、CNG加气站损耗率、单位加气量电耗三项指标中有运行不经济时，则认定CNG加气站运行不经济;其余情况则认定CNG加气站运行合理。
7.3 LNG 加气站经济运行评价
7.3.1 LNG加气站经济运行状态的评价分为运行经济、运行合理及运行不经济三个级别。
7.3.2 LNG加气站经济运行的综合评价指标包括两项：LNG 加气站损耗率、单位加液量电耗。
6
7.3.3 LNG加气站损耗率按公式(2)计算，评价指标要求见表4。
n₃ ——LNG加气站损耗率，用百分数表示;
Que LNG 补充前，LNG 储罐剩余量，单位为千克( kg);
Qm—LNG 补充量，单位为千克( kg);
Qou——下一次补充前，LNG加注量，单位为千克 (kg);
Qem——下一次补充前，LNG 储罐剩余量，单位为千克(kg)。
表4 LNG加气站损耗率经济运行评价指标要求
………………………
(2)
LNG加气站损耗率n3
n₃≤1.44
1.44<ηs≤2.13
n₃>2.13
7.3.4 单位加液量电耗的测试和计算按照SY/T 7458的规定执行，评价指标要求见表5。
表5 LNG加气站单位加液量电耗经济运行评价指标要求
单位加液量电耗Dy kW ·h/kg
D.≤0.017
0.017
D.y>0.038
7.3.5 LNG加气站损耗率、单位加液量电耗两项指标均运行经济时，则认定LNG加气站运行经济; 当LNG加气站损耗率、单位加液量电耗两项指标中有运行不经济时，则认定LNG 加气站运行不经济;其余情况则认定LNG加气站运行合理。
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