一、引言
天然气汽车（NGV）是交通运输领域清洁能源转型的重要方向之一。相比于传统汽柴油车，天然气汽车的尾气中CO₂排放减少约25%，NOx减少约80%，几乎无颗粒物排放。根据用途和技术路线的不同，天然气汽车主要分为CNG（压缩天然气）汽车和LNG（液化天然气）汽车两大类型，分别对应CNG加气站和LNG加气站两类基础设施。截至2025年底，中国在运CNG加气站超过8000座、LNG加气站超过5000座，形成了覆盖全国主要公路干线的天然气加注网络体系。
二、CNG加气站技术
CNG加气站将来自管网的天然气（压力通常为0.2~0.4MPa）经过脱水、脱硫预处理后，由压缩机增压至20~25MPa，储存于高压储气系统中，再通过加气机向CNG汽车的气瓶加注。
2.1 CNG加气站类型
根据功能定位和供气方式，CNG加气站分为三类：
标准站（常规站）：直接从城市管网取气，经压缩机增压后储存和加注。标准站规模一般为日产气量1万~3万Nm³，可满足200~600辆CNG出租车的日加气需求。标准站的典型工艺流程为：进站调压—计量—脱水—脱硫—压缩—储气—加气。
母站：建在长输管线分输站或城市门站附近，利用压差（母站本身配备压缩机）将天然气压缩至20~25MPa，通过CNG长管拖车（管束式集装箱）向子站转运CNG。母站规模一般为日产气量5万~15万Nm³，一台母站可服务于10~20座子站。
子站：不直接连接管网，通过接收母站运来的CNG长管拖车进行储气和加气。子站规模较小，日产气量通常为5000~15000Nm³。子站利用压缩机（液推式或机械式）将长管拖车中的CNG卸出并增压至加注压力，加注至车辆气瓶。
2.2 压缩机选型
压缩机是CNG加气站的核心设备，其选型直接影响加气站的运行效率和能耗。CNG压缩机按结构形式可分为：
往复式活塞压缩机：应用最广泛，适用于20~25MPa的高压工况，排气量范围覆盖1~20m³/min。国内主流品牌包括固安、中油、金星等。往复式压缩机的能效较高（比功率约0.17~0.22kW·h/Nm³），但振动较大，需设置隔振基础和消声装置。
液压活塞式压缩机：采用液压驱动替代传统曲轴连杆机构，结构紧凑、噪音低，适用于子站和中小型标准站。
隔膜压缩机：无油润滑，压缩气体纯度高，适用于对气质要求较高的场合，但排量较小，应用有限。
2.3 储气系统
CNG加气站的储气系统包括储气瓶组和储气井两种形式。
储气瓶组：由多只高压钢瓶（或复合材料气瓶）通过管路并联组成。钢瓶材质一般为4130X高强钢，设计压力27.5MPa，单瓶容积50~80L。复合材料气瓶（全缠绕或环缠绕）具有重量轻、耐疲劳性能好的优势，但成本较高。储气瓶组通常按"三级储气"方式分组——高压组、中压组、低压组，通过顺序控制技术实现气体梯级利用，提高压缩机的效率和气瓶利用率。
储气井：采用地下深井（井深80~200m）作为储气容器，具有安全性好、使用寿命长、占地面积小的优点。储气井井筒采用N80或L80套管，底部封死，顶部井口与站内工艺管线连接。单口储气井的水容积通常为2~8m³，可储存CNG量约200~800Nm³。储气井的耐压测试和定期检测是安全管理的重点。
2.4 加气机计量系统
CNG加气机负责向车辆气瓶加注CNG并完成贸易计量。核心计量元件为质量流量计（科里奥利力原理），精度等级一般为0.5级或1.0级。加气机具备加气速度控制（加满后自动停机）、漏气检测、IC卡结算和数据远传等功能。
加气速度是衡量加气机性能的重要指标，目前主流加气机加注速度为20~40L/min（气态），加满一辆出租车（气瓶容积约100L）约需3~5分钟。
2.5 脱水与脱硫预处理
CNG加气站对进站天然气有严格的预处理要求。脱水方式分为前置脱水（压缩机前）和后置脱水（压缩机后）。前置脱水通常采用分子筛吸附脱水工艺，将天然气露点降至-60℃以下，防止压缩机运行过程中析出液态水腐蚀管道和气缸。后置脱水则将露点控制至-70℃以下，确保高压CNG在冬季低温环境下不结冰。脱硫处理采用活性炭吸附或氧化铁脱硫工艺，脱除H₂S和有机硫，满足GB 18047《车用压缩天然气》标准要求（总硫含量≤200mg/m³，H₂S含量≤15mg/m³）。
三、LNG加气站技术
LNG加气站为LNG汽车（主要应用在重卡、长途客车、港口牵引车等领域）提供低温LNG加注服务。与CNG加气站不同，LNG加气站涉及-162℃低温操作，对设备和材料提出了更高的要求。
3.1 LNG低温储罐
LNG储罐是加气站的核心储气设施，采用双层真空绝热结构。内胆材质为S30408奥氏体不锈钢，设计温度为-196℃，设计压力1.0~1.6MPa（根据当地环境温度和蒸发压力计算）。外壳材质为Q345R碳钢。内外层之间填充珠光砂（膨胀珍珠岩）并抽真空至≤10Pa，绝热效果确保LNG日蒸发率≤0.3%。
标准站用LNG储罐的容积通常为30~60m³，母站则配置100~200m³的储罐。沿海地区和大型LNG加气站逐步推广60m³及更大容积储罐。
3.2 低温泵与加液机
LNG低温潜液泵安装在储罐泵井内，将LNG增压至1.0~2.0MPa后输送到加液机。低温泵的关键技术包括：电机液氮冷却、低温轴承润滑、泵池的绝热设计。单台低温泵的流量一般为340~400L/min。
加液机集成了流量计量、管路吹扫、回气回收和安全保护功能。加液枪采用特殊低温密封结构，在加注过程中与车辆受液口自动锁定，防止意外脱落。加液机可同时加注两辆LNG重卡，单辆车加注时间约5~10分钟（LNG重卡单车加注量约300~450L）。
3.3 真空绝热管道
LNG加气站中，储罐至加液机之间的管路采用真空绝热管（真空夹套管），内管为S30408不锈钢，外套管为碳钢，夹层抽真空至0.1~0.5Pa并填充多层绝热材料（铝箔+玻璃纤维纸），绝热效率使得管道在运行中表面不结霜。真空绝热管设置真空监测（真空规管），当真空度恶化时报警提示维护。
3.4 BOG回收系统
LNG加气站在运行中持续产生BOG，主要来源包括：储罐自蒸发、回气（加液时车辆气瓶气相空间的低温天然气回收到加液机再返回储罐）、LNG潜液泵运行产生的热量输入等。BOG如果不能有效处理，将导致储罐压力持续上升，不仅造成天然气损失，还可能触发安全阀起跳放散。
BOG回收处理方式包括：
**BOG自增压**：将BOG引至储罐自增压管路循环，保持储罐微正压运行
**BOG压缩回收**：设置BOG压缩机，将BOG增压至0.4~0.6MPa后并入附近燃气管网
**BOG深冷再液化**：适用于大型LNG加气母站，通过小型制冷机将BOG再液化后返回储罐
四、安全设计规范
天然气汽车加气站的安全设计严格执行GB 50156《汽车加油加气站设计与施工规范》（2021年版）和GB/T 50957《汽车加油加气站消防设施技术规范》。
4.1 防火间距
加气站与周边建（构）筑物之间的防火间距需按站内设施类型和周边设施分类分别核算。以CNG加气站为例，储气瓶组与站外民用建筑的距离至少为20m（一级站）~25m（二级站）；LNG储罐与明火地点的距离不小于35m。
4.2 防爆区域划分
加气站按照释放源类型划分防爆区域：CNG加气机周围1m范围内为0区（连续存在爆炸性气体环境），加气机侧面和上部1.5m范围为一区（正常运行时可能出现爆炸性气体环境）。所有电气设备必须符合相应防爆等级要求（Ex dⅡBT4或Ex eⅡBT4）并经过防爆认证。
4.3 安全设施配置
加气站需配备以下安全设施：干粉灭火系统（CNG站配置ABC干粉，LNG站配置D类干粉或ABC干粉）、火灾自动报警系统、可燃气体检测报警系统（报警浓度设定为爆炸下限的25%）、紧急切断系统（设置手动紧急切断按钮，可一键停机和切断电源）。
五、站场选址要求
加气站的选址需综合考虑供气来源（管网接入条件或LNG运输条件）、交通流量、目标用户分布、土地性质和周边环境等因素。CNG标准站应靠近城市中压管网且有稳定气源；LNG加气站应选址于国道、省道、高速公路服务区等重卡流量大的干道沿线。
加气站用地面积因建设规模不同而异：CNG标准站约3000~6000m²，LNG加气站约5000~8000m²（含LNG储罐区、加气区和LNG槽车停车区）。在城市建成区选址受限的情况下，撬装式加气站（集成化、模块化设计）正日益成为满足城市天然气汽车加气需求的有效方案。
六、结语
CNG与LNG加气站作为天然气汽车产业链的基础设施支撑，正在经历从"规模扩张"到"质量提升"的阶段转型。CNG加气站向智能化、集约化方向发展，LNG加气站向网络化、大型化方向演进。在"双碳"目标驱动下，天然气作为清洁过渡能源的汽车应用将继续受到重视。同时，加氢站的兴起也为加气站企业的综合能源转型提供了新方向，"油—气—氢—电"综合能源站模式有望成为未来交通能源补给设施的主流形态。