新能源发展集团公司阳城LCNG项目可行性报告

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1、山西省国新能源发展集团有限公司阳城县L-CNG汽车加气站项目可行性研究报告前 言天然气是一种优质、高效、清洁、方便的能源。发展天然气工业对于优化能源结构、保护生态环境、提高人民生活质量、促进国民经济和社会可持续发展，具有重要的意义。随着时代的发展，环保问题越来越得到人们的重视。据统计，在城市各项污染中，汽车尾气造成的污染占总污染的近40%，已经成为国内外许多城市治理污染、保护环境的一个主要方面。在汽车能源消费领域，用清洁燃气替代成品油以降低汽车废气排放对环境的严重影响是当今现代化城市的通常做法。而天然气优于其他品种燃油和燃气的清洁特性已经成为许多城市发展燃气汽车的首选能源。为了大力推广使用LN

2、G/CNG燃料汽车，保护阳城的自然条件与环境、降低汽车污染、提高空气质量、提高城市综合素质，使阳城地区的加气站布局趋于合理，方便LNG/CNG燃料车加气，山西省国新能源发展集团有限公司准备在阳城建设L-CNG汽车加气站十二座。为了使汽车加气站在技术上、经济上合理运行，充分发挥其社会经济效益，特编制山西省国新能源发展集团有限公司阳城县LCNG汽车加气站项目可行性研究报告。第一章 总 论1.1 项目名称、建设单位、企业概况1.1.1 项目名称：山西省国新能源发展集团有限公司阳城县L-CNG汽车加气站项目可行性研究报告1.1.2 建设单位：山西省国新能源发展集团有限公司1.1.3 企业概况：山西省国

3、新能源发展集团有限公司成立于1981年，是以燃气、煤炭、贸易产业为主，水泥、油页岩产业为辅的多元化、规模化、现代化国有大型能源企业集团，是省国资委监管的20户重点企业之一，是省政府扶持发展的重点企业之一，是全省10大能源企业之一。2010年集团公司营业收入突破百亿大关，2011年入围中国企业500强。目前，集团公司总资产93.6亿元，下属41家子公司，年煤炭外运能力5000万吨，拥有全省100亿立方天然气独家经营权及147亿立方混合燃气资源主导运营权，完成管网建设2100余公里。作为省委、省政府实施“气化山西”战略的主力军，省国新能源集团坚持“只有双赢，才能真赢”的合作发展理念，不断寻求战略合

4、作伙伴，拓展合作发展领域。面对“十二五”战略决战期，国新能源紧抓“气化山西”发展主线，坚定不移地走高碳能源低碳化利用的发展道路，全力推进燃气产业。1.2 设计依据及编制原则1.2.1 设计依据1）山西省国新能源发展集团有限公司阳城县L-CNG汽车加气站项目可行性研究报告；2）阳城当地的交通、产业等相关资料；3）国家有关燃气专业及相关专业标准、规范、规定等。1.2.2 编制原则1）优先采用技术成熟、安全可靠的国产设备，关键设备从国外引进；2）本工程注重环保、节能、安全生产和劳动卫生；3）本工程力求技术先进，经济合理，安全可靠，切实可行，造福于民；4）相关LNG/CNG资源数据，项目厂址的地质、水

5、文、气象、规划，周边市场，国家、地方、行业相关政策等各项资料；5）天然气组分分析数据报告。1.3 项目背景及建设的必要性1.3.1 项目背景阳城县位于山西省东南部，为山西省与河南省交界。东与晋城市郊区为界，北与沁水县为邻，西南与垣曲县接壤，南与河南省济源市相连。境内地下矿产资源多样，尤以煤炭、铝矾土、陶瓷粘土储量丰富，是国家优质化工原料无烟煤生产基地。阳城县境内交通便捷，全县通车里程达2504公里，实现了乡乡通公路，镇镇通油路，村村通机动车。尤其是旧城至济源、垣曲、晋城三条公路和候马至月山铁路的建设，为阳城“北上南下”提供了更便利的条件。作为国家优质化工原料无烟煤生产基地，阳城县自资源整合后，

6、目前拥有生产矿井9座，证载生产能力525万吨/年，建设性矿井18座，证载能力1695万吨/年。2013年至2015年，原煤产量将由800万吨/年提升到3025万吨/年，加强煤炭外销将成为阳城县当地主要任务。随着社会对低碳经济、建设绿色城市的追求，按照“生态、循环”理念，最终实现对建设地区的带动、辐射。阳城县将会成为一座产业与环境协调、人与自然和谐、可持续发展的生态、新型、现代的工业城市。着眼于构建阳城地区未来发展的战略支撑，国新能源集团把新能源、节能环保作为重点，在区域内加快发展战略性新兴产业，形成绿色增长新板块。由于我国天然气资源大部分分布在西部内陆地区，过去较长时间，天然气的利用仅仅局限在

7、离天然气资源较近、单一依靠管道输送的区域，而与气源距离远，采用管道输送不经济的城市，由于各种原因暂时无法使用管道输气，从而使城市天然气利用领域及数量都受到限制，这时LNG/CNG便应运而生。近年来，山西地面煤层气勘探开发呈现快速增长势头。晋城无烟煤矿业集团与美国美中能源公司、中联公司合作开发的潘庄井田地面煤层气项目获得较大进展，已完成30口地面井钻井压裂任务，日产量达3万m3以上，煤层气置换水煤气工作已在晋城无烟煤矿业集团全面展开。中联公司沁水盆地南部煤层气开发利用高技术产业化示范工程项目已获批准，该项目总投资3.45亿元，2005年计划钻井100口，年产气量达1亿m3以上。晋城沁南煤层气开发

8、区已获得国家批准的探明储量750亿立方米。在该区从事煤层气开发的企业有：中联公司、晋城无烟煤矿业集团公司、中石油华北油田及亚美大陆能源公司、格瑞克能源公司。在十一五期间，将主要施工常规井和水平井，预计将形成年30亿立方米产能。其中，中联公司潘河（潘庄区块一部分）高技术产业示范工程项目：年6亿m3产能；柿庄南水平井示范工程项目：年4亿m3产能；端氏油气（成庄区块）战略选区煤层气开发示范工程项目：年1亿m3产能；共计产气11亿m3。晋城无烟煤矿业集团公司潘庄、寺河采气采煤一体化项目：年8亿m3产能。中石油华北油田樊庄区块羽状水平井示范工程项目：年8亿m3产能。亚美大陆能源公司大宁多分支水平井采气采

9、煤一体化项目：年3亿m3产能。届时将建成我国第一个煤层气产业开发基地。随着晋城地区天然气开发规模的不断扩大，产能的不断提高，以及社会各界环保意识的不断提高，LNG/CNG被作为汽车燃料越来越受到各界的重视，因此本企业应该及早入市，发挥当地煤层气资源优势，主抓这一市场机遇。1.3.2 建设的必要性天然气汽车是汽车工艺发展的一个重要方向。CNG适用于城市公交车、出租车；LNG适用于大型货运车辆，尤其是长途车辆。在我国，从2001年以来，燃气汽车保有量目前已超过22万辆，19个重点推广应用城市（地区）加气站数量达712座以上并逐年快速增长。作为国家优质化工原料无烟煤生产基地，据统计，目前阳城当地拥有

10、重型卡车保有量5000辆，是阳城当地煤炭外运的主要运输力量。阳城当地大型货运车辆多为柴油动力，私家轿车日益趋多，因当地尚无正式运营的汽车加气站，当地改装燃气车辆屈指可数。天然气压缩后（CNG）、液化后（LNG）体积变小，可作优质的交通运输工具燃料。与用汽油相比，用CNG 、LNG驱动车辆具有辛烷值高、抗爆性好、燃烧完全、污染排放少、发动机寿命长、运输成本低等优点；即便液化天然气（LNG）与压缩天然气（CNG）比，它也具有储存效率高，一次装填续驶行程远，燃料容器压力低、重量轻、装填地点不受供气管网限制等优点。目前山西省的天然气CNG的价格为3.56元/m3，天然气LNG的市场价暂以4.8元Nm3

11、。 1升93号汽油的价格为7.48元/升，97号汽油的价格为7.91元/升，0号柴油7.84元/升。据乐观测算：产生同等热值时，压缩天然气CNG要比93号汽油节省52%，比97号汽油节省55%；液化天然气LNG要比0号柴油节省34.5%。以LNG汽车为例：如按每辆重型汽车日行驶500公里，100公里消耗0号燃油约45升估算，每天的燃油费需要1649.25元；一年按350天计算，每辆重型汽车一年就需要57.72万元的燃油费。油改气后， 1m3天然气价格为4.8元，平均每辆车行驶100公里消耗气约48 m3，每天的燃气费需要1152元；同样一年按350天计算，每辆重型汽车一年只需要燃气费40.32

12、万元。换句话说，油改气后每辆重型汽车一年可节省燃油费近17.4万元，阳城当地重型汽车约为5000辆，一年仅燃油费用可节省8.7亿元。以LNG为动力的重卡车购车费用要高于同类型柴油汽车78万元左右，LNG汽车改装件投资略高于CNG汽车。完全国产化后小车为1.2万元，中型车1.5万元，重型车2.2万元。则出租车改装费的投资回收期为35个月左右，重卡车购车投资回收期为1.52.5年左右。根据天然气汽车的特点，使用天然气时还可延长发动机寿命，降低发动机的维修费用50以上，因此，LNG汽车的实际投资回收期比上述投资回收期短3040。从环保角度看，燃油燃烧产生的汽车尾气含有大量的CO、NOx、HC等有害气

13、体。据统计，汽车尾气所造成的污染占大气污染的50-60%，汽车尾气污染被公认为是全球性的公害之一。因此、降低尾气排放，改善大气环境，已成为迫在眉睫的任务。随着环境保护的日益受到重视，社会对汽车的节能减排提出了更高的要求。我国政府提出了“发展清洁能源汽车，调整能源结构，减少环境污染，改善大气质量”的重要方针，把发展清洁能源环保汽车作为本世纪我国工业发展的一个重要方向，汽车燃料的清洁化、多样化将是我国汽车工业发展的必然趋势。我国现有城市空气的污染源主要在于车辆尾气。若汽车改LNG做燃料，有害物排放将大大减少。据美国的测试资料，LNG车与汽油车相比，尾气中的CH将由0.54降至0.26，CO将由8.

14、35降至0.03，NOx由1.92降至1.23、SOx由0.71降至0，Pb也由0.08降至0。另据国内测试者资料，LNG车比汽油车排放的CH减少72%，NOx减少39%，CO减少24%，SO2减少90%。LNG的燃点为650，比汽油高230多度；爆炸极限为4.7%15%，比汽油（1%5%）更不易爆炸。它与空气相比更轻，泄漏时更容易向上扩散，而不易积聚在地面而引起爆炸。正由于LNG具有这样的特性，它使用起来要比汽油安全得多。它的这一特点使LNG经历了30年几乎无事故的发展。1970年以来，全世界只发生过16起与LNG有关的事故。1980年以来，全世界只有两人的死亡与LNG有关。LNG的上述特性

15、使它的推广使用不存在安全方面的顾虑和障碍。天然气汽车的应用符合国家大力发展的低碳方针，LNG可作为优质廉价的车用燃料气，建设L-CNG汽车加气站项目是可行的、必要的，是响应省委、省政府全面气化山西号召的积极举动，符合阳城当地政府生态建设、产业规划的可持续发展规划目标要求。1.4 研究目的和范围1.4.1 研究目的本项目可行性研究的主要目的在于，针对LNG/CNG需求气量，充分利用集团公司在全省天然气（煤层气）管网及加气站项目建设方面政策优势和集团公司气源及运输战略合作优势，以技术先进、节省投资和经济效益为原则进行全面优化，最终得出优化合理的工艺流程、总图布置、用地范围、供电方案、给排水方案、投

16、资估算等，在全面分析LNG及CNG的市场基础上完成整个项目的经济评价。1.4.2 研究范围本研究的范围包括：L-CNG加气站站址的建设条件、市场预测，L-CNG加气工艺系统的优化、液化天然气的储存和运输、总图布置、给排水和消防系统、污水处理系统、供电方案、通信系统、自控系统、放空系统等加气站内的所有内容。以及项目的投资估算、资金来源和项目的财务评价结论等。1.5 工程内容及工程编制原则1.5.1工程项目概述在阳城各主要交通段建立十二座汽车加气站，设置L-CNG加液机，加气站日加气能力为125104Nm3/d。1.5.2 工程项目建设内容阳城县L-CNG加气站工程项目研究范围包括L-CNG加气站

17、设备工程，即L-CNG加气站设备主要包括：LNG/CNG槽车、LNG/CNG储罐、调压气化器、LNG/CNG低温泵、加气机等； L-CNG加气站土建工程：加气站内设有加气站房、汽车加气岛；加气站房内设有收费室、卫生间、办公室、更衣间；汽车加气岛内设置LNG/CNG加液机。1.5.3 工程编制原则1）本着投资少、产出多、见效快、效益高的方针，合理利用天然气资源，开拓天然气应用的新途径，生产出市场潜力大，而且附加值高的产品。2）利用先进、节能、可靠的新技术，降低能耗，提高收益。3）重视安全生产、环境保护，严格执行国家、地方及主管部门制定的环保和职业安全卫生设计规程、规定和标准。4）立足于成熟的生产

18、技术，尽量选择国产优质设备，引进部分国外成熟的关键设备及自控仪表，以保证装置安全长期运行。5）对项目的费用和效益本着实事求是、稳妥可靠的原则进行估算和评价。1.6 遵循的主要标准、规范1.6.1法规中华人民共和国劳动法 （1995年1月1日施行）中华人民共和国消防法 （1998年9月1日施行）中华人民共和国职业病防治法 （2002年5月施行）建设工程安全生产管理条例 国务院令第393号（2004年2月1日施行）压力容器安全技术监察规程 国家质量技术监督局1999154号建筑项目（工程）劳动安全卫生监察规定 （原劳动部第3号令）压力管道安全管理与监察规定 劳动部颁发（1996）140号危险化学品

19、建设项目安全许可实施办法 国家安全生产监督管理总局令第8号中华人民共和国节约能源法中华人民共和国环境保护法中华人民共和国环境噪声污染防治法1.6.2标准和规范石油天然气工程总图设计规范 （SY/T0048-2000 ） 建筑设计防火规范 （GB50016-2006） 石油天然气工程设计防火规范 （GB50183-2004 ）液化天然气（LNG）生产储存和装运 （GB/T20368-2006） 液化天然气的一般特性 (GB19204-2003)工业设备及管道绝热工程设计规范 （GB50264-1997）工业金属管道设计规范 （GB50316-2000）火灾自动报警系统设计规范 （GB50116-

20、98） 石油化工企业可燃气体检测报警设计规范 （SH3063-94） 输气管道工程设计规范 （GB50251-2003） 流体输送用不锈钢无缝钢管 （GB/T 14976-2002） 压力容器安全技术监察规程 1999 版 钢制压力容器 （GB150-1998）高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范2002年版 （GB50196-93）建筑灭火器配置设计规范 （GB50140-2005） 建筑给水排水设计规范 （GB50015-2003）工业与民用电力装置的接地设计规范 （GBJ65-83） 电力工程电缆设计规范 （GB50217-2007） 供配电系统设计规范 （GB50052-95）大气污染物

21、综合排放标准 （GB16297-1996）污水综合排放标准 （GB8978-1996）液化天然气(LNG)生产、储存和装卸标准 （GB/T 20368-2006）1.7主要研究结论1.7.1资源和产品流向气源：主要液化天然气资源为晋城市沁水县LNG接收站、山西易高LNG接收站、晋城港华煤层气LNG生产工厂、沁水顺泰煤层气LNG生产工厂车载分销，项目气源通过LNG/CNG槽车公路运输至加气站。产品：液态天然气；压缩天然气；产品流向：车用燃料，工业用燃料。1.7.2建设规模建设规模： L-CNG汽车加气站十二座，单座加气站建设规模5104Nm3/d 。 1.7.3工程概况 建L-CNG加气站十二座

22、，占地面积为10亩/座，共计总面积120亩。单座L-CNG加气站工程投资1500万元，共计1.8亿元。1）项目地点：阳城县町店段（大宁国营苗圃）一座八芹线 阳城县芹池杨陵段一座八芹线 阳城县西河乡境内迎宾大道处一座 阳城县八甲口镇下孔村一座陵沁县路段 阳城县演礼乡平壤段一座阳垣路 阳城县北留镇北留村到润城水泉沟段一座陵沁路 阳城县润城镇王家庄一座润端线 阳城县晋阳一级公路阳城段一座 阳城县董封乡征反坡一座阳垣路 阳城县台头乡涧坪马沟段一座阳济路 阳城县东冶镇郎装段一座阳济路 阳城县台头镇石臼段一座阳蟒路2）L-CNG加气站占地10亩/座，建、构筑面积3143.4 m2/座，12个标准槽车位/座

23、。3）主体工程：建设十二座日销售量为5104Nm3/d的L-CNG加气站；4）配套工程：配电，仪表工程，消防工程等。5) 工程总投资1.8亿元。其中：建设投资16730.4万元；铺底流动资金1305.6万元本项目充分吸收国内先进的加气工艺和生产经验，装置主产品为液化、压缩天然气，年工作日365天。1.7.4项目实施进度安排根据本项目的实际情况和现有的条件，本项目从审批立项开始至工程试生产和竣工验收，项目时间需12个月。表1.7.4 建设进度安排表 时间项目2012年20133月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1月2月可研及审批初设及审批施工图设备及材料采购施工及投产准备试运转投产1.

24、7.5项目进度保障措施1）科学管理，建立完善项目管理体系，实行项目经理负责制。2）严格执行项目建设进度计划，及时协调运行计划，采取纠偏措施，保证项目按进度计划突破。3）严格执行项目监理制度，严把质量关，保证施工质量。4）定期组织工程质量检查，抓好“三查四定”，发现问题及时解决。5）把好定货质量关，到货必须逐件认真检查，发现质量问题及时处理。2）组织编制好施工计划和技术措施，为项目顺利推进提供组织、技术保障。7）组织好单机试运、试压、吹扫、置换、液氮预冷、抽真空、投料试产等各项投产工作，确保按期投产。1.7.6主要技术经济指标表1.7.6 主要技术经济指标一览表 序号名称单位数量备注规划一规模5

25、104Nm3/d10二年操作时间d365三天然气107Nm3/a18四商品LNG/CNG104t/a65.5五电力104kwh/a157.7六水104t/a1七定员人200八总占地面积m26670九建筑面积m231434十工程总投资万元15000十一建设投资万元16994.4十二流动资金万元1305.6第二章 市场分析2.1国内天然气市场情况天然气将是21世纪的能源主角，加快天然气工业的发展将成为不可逆转的趋势。目前全国天然气在一次能源结构中所占的比例还很低，大约只有2.8左右。为加大天然气在一次能源消费结构中的比例，改善人居和生态环境，提高人民生活质量，国家制定了“油气并举”的战略方针，大力

26、鼓励开发利用天然气资源。据预测“十二五”期间天然气产业将会加速发展。根据我国中长期能源需求的预测：天然气在能源总需求中构成的比重将从3提高到10，即年需求量从500亿立方米提高到2000亿立方米。天然气可供资源需求增幅为1500亿立方米。其中：1）国内天然气工业，现年产500亿立方米，要提高到10001200亿立方米；2）沿海进口LNG项目，共8个项目，全部建成后年可进口LNG 300400亿立方米；3）俄罗斯中亚天然气项目，建成后每年可以向中国供气300400亿立方米；在我国今后的发展过程中，天然气市场需求主要有：1）新增城镇居民燃气用气，按气化率40%计算，可增天然气需求300-400亿立

27、方米；2）替代进口工业燃料油（高硫重油），约23 千万吨，可增天然气需求 200300 亿立方米；3）替代燃料汽油和柴油（交通用油），约23千万吨，可增天然气需求200300亿立方米；4）替代工业燃料用煤，约可替代燃煤12亿吨标准煤，可增天然气需求8001500亿立方米；5）新增电厂发电与电网调峰用气，按35%计算，可增天然气需求300500亿立方米；6）新增化工工业原料用气，按年增长510%计算，可增天然气需求100200亿立方米；7）弥补一次能源供应缺口，约46亿吨标准煤，可增天然气需求30004500亿立方米；天然气需求约为49007700亿立方米，约占我国一次能源需求的1020% 。扣

28、除国内产量10001200亿立方米/年、进口10001500亿立方米/年，天然气需求缺口高达25005000亿立方米。而管道输送远远不能满足需要，可见液化天然气的市场前景是相当广阔的。2. 2本项目市场情况今后的竞争来自不同能源技术和产品之间的竟争，来自市场终端的价格竞争，来自上游资源供应的争夺。没有资源就谈不上市场，而没有一个能够合理有效利用资源的市场，将无法获得可靠持续的资源供应保障。我们的目的是采用正确的技术以效率最高、效益最好的方式解决加气配送中心槽车加气车辆推广问题，从中获得最大的利润空间以开辟拓展更多的市场。国新能源集团拥有陕汽重卡、中国重汽、大运重卡等知名汽车生产商在省内的总代理

29、权限，作为安瑞科天然气槽车一级经销商，在燃油动力改装天然气动力方面拥有成熟的改装技术。目前，我集团公司已与中石油、潞安、太钢等集团就山西煤层气勘探开发、液化天然气项目合作、天然气管网综合利用等项目进行了深入的交流和洽谈，并达成了共识，作为省委、省政府扶持发展企业，“气化山西”的主力军，国新能源发展集团有限公司具有竞争对手无法比拟的技术、资源、政策优势。1）车用市场消费市场是项目的关键，液化、压缩天然气消费市场的大小和开发进程直接关系到项目的技术路线、工程投入及项目经济效益。本工程项目的主要目标市场为：天然气发动机车。2）车辆及交通状况据统计，目前，阳城当地拥有重型卡车保有量5000辆。作为国家

30、优质化工原料无烟煤生产基地，是阳城当地煤炭外运的主要运输力量。有阳济公路通往河南济源，是阳城南下北上的必经之路。有晋阳高速公路通往晋城，可达郑州、焦作、武汉、南京、济南、洛阳。晋城至陕西韩城的晋韩路，途径阳城，可直达侯马、运城、临汾、西安等省市。交通便捷，为L-CNG加气站发展提供了有力的条件。3）未来市场预测按照阳城煤炭“十二五”规划，“十二五”期间，阳城煤炭产量情况：2012年，生产矿井9座，转产矿井3座，试运行矿井7座，可生产原煤800万吨；2013年，生产矿井12座，转产矿井7座，试运行矿井3座，可生产原煤1300万吨；2014年，生产矿井17座，转产矿井3座，试运行矿井4座，可生产原

31、煤1800万吨；2015年，生产矿井20座，转产矿井4座，可生产原煤2100万吨。另外，兰花大宁、芦河，晋煤黄龙湾、诚南、上孔、固隆、上孔这五座矿井，可生产原煤610万吨，阳城地区煤炭产量可达3025万吨。随着阳城当地煤炭产能的不断释放，当地两大化工园区的建设投产，陶瓷园区的兴旺，以及当地水泥等中小企业的生产规模的扩大，对车辆运输的需求不断增加。现有车辆运力远远不能满足，势必会导致车辆的更新换代。同时，为推动清洁能源的发展，我集团公司已拟计划于2013年开始陆续向阳城地区额外投资2亿余元，投入500辆LNG天然气汽车，用以推动促进当地L-CNG市场的发展。第三章 站址及自然和社会条件3.1站址

32、选择项目站址： 阳城境内主要路段3.2站址选择原则1）符合当地规划政策，符合国家相关民族政策；2）交通、通信、电力、水源等配套设施比较齐全；3）靠近LNG/CNG接收站点和卡车运输专线；4）当地安全、环境、水文、地质、气象符合厂址要求。3.3站址选择地概况本项目所选地理位置地质条件稳定、交通便利，是建设加气站的理想位置，完全满足投产后生产及运营的需求。第四章 建设规模及总工艺流程4.1气源及条件本项目主要气源为晋城市沁水县LNG接收站、山西易高LNG接收站、晋城港华煤层气LNG生产工厂、沁水顺泰煤层气LNG生产工厂车载分销。4.2建设规模本项目为建设销售量5104Nm3/d的LNG加气站十二座

33、。4.3产品及流向4.3.1产品本项目主产品为液化天然气（LNG），产品指标见表4.3.1。表4.3.1 液化天然气产品指标表 序号产品参数单位数值1产量kg/h13522密度kg/m3406.23热值（平均）kcal/Nm38685.64储存压力MPa（G）0.035储存温度-149.5产品方案：本项目的主要产品是液化天然气，产品主要参数见下表：表4.3.2 液化天然气产品组分表 序号组分摩尔分率1C10.980942C20.014793C30.002544I-C40.000425N-C40.000396I-C50.000207N-C50.000118N20.000289H0.0002811

34、CO20.00000表4.3.3 液化天然气产品指标表 序号产品参数单位数值1产量kg/h13522密度kg/m3406.23热值（平均）kcal/Nm38685.64储存压力MPa（G）0.035储存温度-158.54.3.2产品流向LNG车用燃料：早在2004年，全国就有16个天然气汽车重点推广城市，拥有天然气汽车19.64万辆。后来CNG汽车又向其他城市推广。此后510年内，天然气汽车的数量将有大幅度增长。这些天然气汽车目前大部分是压缩天然气（CNG）汽车，而所有的CNG汽车，都是LNG的潜在用户。LNG将是今后替代成品油的最佳燃料。4.4技术路线 工艺技术路线：L-CNG加气工艺过程包

35、括卸车流程：由低温泵将L-CNG槽车内 LNG/CNG卸至LNG/CNG储罐。 加气流程：储罐内LNG/CNG由LNG/CNG低温泵抽出，通过加气机向汽车加气。 调压流程：卸车完毕后，用低温泵从储罐内抽出部分LNG/CNG通过LNG/CNG气化调压后进入储罐，当储罐压力达到设定压力时停止气化。4.5主要工程量表4.5 单座加气站主要工程量表序号项目名称规模单位数量备注一工艺装置5104Nm3/d1液态天然气储罐60m3座3180 m32LNG/CNG潜液泵台53LNG/CNG加气机套44卸液泵台15EAG气化器台22000N m3/h6饱和气化器台17BOG加热器台1300N m3/h8EAG

36、加热器台1300N m3/h9高压气化器台11000N m3/h10高压柱塞泵台111PLC加气站控制系统套1二辅助生产设施1放空系统套12加气站房288 m2座13加气岛946m24卡车保养间200m25撬车卸车站110 m21三公用工程给排水1停车场1323 m2个12汽车加水站54 m2座13消防水池900m2座14司机休息室50 m2座15变电电室72 m216消房用房132m217卫生间14m218车展中心500 m2座19职工宿舍277 m2站区总图工程1电缆km2站区动力及照明工程3电话及电话网套14.6投资估算表表4.6 单座投资估算表序号工 程和费用名称估 算 价 值 （万元

37、）占投资额（%）备注建 筑工 程设备安装工程其它费用合 计一L-CNG加气站1土建2002储槽60 m3240.0010.02503潜液泵180.008.01884卸液泵60.003.863.85BOG加热器25.001.126.16EAG加热器20.001.0217高压气化器18.001.0198高压柱塞泵15.000.915.99LNG/CNG加气机150.006.4156.410饱和汽化器60.002.862.811汽化器20.001.021.012加气站控制系统50.003.453.49安全报警20.001.521.510工艺外管路40.002.042.011阀门仪表24.001.22

38、5.212VIP13.000.513.513仪表系统15.000.615.6计20095045.21195.2二其他费用1征地费补偿费4354352建设单位管理费30301.5%3建设工程监理费与相关服务费12.012.04前期工作费665勘察费331.0%6设计费227环境影响评估费228劳动安全卫生评审费550.1%0.5%9场地准备费及临时设施费15150.5%2.0%10工程保险费2211生产职工培训费5512办公和生活家具购置费5513联合试运转费5514招标代理服务费2215施工图审查费2216施工图预算编制费3317竣工图编制费22计536536第一、二部分费用合计2009504

39、5.25361731.2三基本预备费8%160160四建设投资20095045.21961391.2五建设期贷款利息无贷款六铺底流动资金108.8七建设项目总投资20095045.26961500单座L-CNG汽车加气站总投资1500万元，阳城县拟建设L-CNG汽车加气站十二座，共计投资1.8亿元。第五章 总工艺流程5.1 L-CNG加气站的工艺流程L-CNG加气站的工艺分4个部分：卸车流程、调压流程、加气流程、卸压流程。5.1.1 卸车流程把集装箱或汽车槽车内的LNG/CNG转移至LNG/CNG加气站储罐内，有3种方式：卸车增压器卸车、浸没式加气泵卸车、增压器和泵联合卸车。本加气站采用卸车增

40、压器卸车方式，储罐上、下同时进液的方式。该方式的优点是工艺简单、不耗电能。缺点是卸车时间长，卸1台40m3标准集装箱的时间为2.53.0h。在加气站场地许可的情况下，加大卸车增压器。如选用300m3h的卸车增压器，则卸1台40m3标准集装箱的时间约2.0h。5.1.2调压流程由于汽车上车载瓶中的液体必须是饱和液体，为此在给汽车加气之前须对储罐中的LNG/CNG进行升压升温，使之成为饱和液体方可给汽车加气。升压方式也有3种：通过储罐压力调节器升压、通过泵低速循环进行升压、通过储罐压力调节器与泵低速循环联合使用进行升压。第一种方式的优点是工艺、设备简单且不耗能，缺点是升压时间长。L-CNG加气站储

41、罐升压与L-CNG气化站储罐增压有所不同，L-CNG气化站储罐增压只要得到所需压力的L-CNG即可，而 L-CNG加气站储罐升压是要得到一定压力的饱和液体，在升压的同时需升温。故采用同规格的压力调节器对同样的储罐调节同样的压力需要的时间大不一样。实际工作测得：采用200 m3h的压力调节器对50 m3的储罐调节饱和液体压力，达到0.5MPa时所需时间为810h，依外界环境温度不同而异，这给汽车加气带来很大不便。储罐升压采用第3种方式较为合理，并且压力调节器应有备用，若有可能还应增大其规格。这样，虽然增加了造价、能耗，但大大缩短了调压时问，理论上计算可在3.04.0h实现，从而确保加气时间。5.

42、1.3加气流程储罐中的LNG/CNG通过泵加压后由加气枪给汽车加气，最高加气压力可达到1.6MPa。在给车载瓶加气前应先给车载瓶卸压，通过回气口回收车载瓶中余气。计划增设车载瓶到储罐气相的回流管，同时设置计量装置，便于对车载瓶中余气进行回收和计量。5.1.4卸压流程在给储罐升压过程中，储罐中的液体同时在不断地蒸发，这部分气化了的气体如不及时排出，储罐压力会越来越大。当储罐压力大于设定值时，相关阀门打开，释放储罐中的气体，降低压力，保证储罐安全。5.2 L-CNG加气站工艺设备设施的选择配置原则及依据5.2.1 LNG/CNG为低温深冷介质，对站内工艺设备设施的选择应遵循如下原则：1）相关设备设

43、施要具备可靠的耐低温深冷性能。特别是储存设备应至少满足耐低温-162以下，应达到-196C。 2）储存设备保冷性能要好。若LNG/CNG储存设备保冷性能不好，将引起设备内温度升高，压力上升，危险性增大。 3）LNG/CNG输送管道、截止阀门等的耐低温性应与LNG/CNG储存设施一致。 4）除满足工艺要求外，所有安全阀件应耐低温且完好、灵敏可靠。 5.2.2 L-CNG加气站工艺设备设施的选择与配置 据上述选择原则及依据，考虑了LNG的特殊性及风险性，并对供气工艺流程反复讨论、研究确定后，对如下LNG站工艺设备设施进行了选择与配置。 1）LNG储罐LNG储罐可分为地下储罐、地上金属储罐和金属/混

44、凝土储罐三类，地上LNG金属储罐又分金属子母式储罐和金属单罐两种。考虑到当地建材企业的布局、LNG储罐的运输、今后天然气的推广应用等因素，结合相关设计规范的要求，将LNG储罐确定为LNG金属单罐。立式圆筒形低温真空粉末绝热储罐最高工作压力0.5MPa，最低工作温度-196。单台净几何水容积50 m3，内罐直径3000mm，材质0Crl8Ni9；外罐直径3500mm，材质16MnR。夹层充填珠光砂并抽真空；罐高约22m。内罐为内压容器，外罐为外压容器。 考虑工艺、安全等因素，确定所有接管开口均在外罐底部，主要包括：底部进液管、顶部进液管、出液管、气相管、检液管等，接管材质0Crl8Ni9。 每台

45、LNG储罐设ITT液位计一套(美国产品)及差压变送器、压力变送器、压力表各一套，以实现对储罐内LNG液位、压力的现场指示及远传控制。外罐顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽真空接口及真空度测试口。 2）储罐自增压汽化器LNG气化器根据热源不同，可分为空浴气化器、(热)水浴气化器及蒸汽浴气化器等几种。本项目采用空浴气化器 a、气化能力和配置数量的确定据连续供气量5104Nm3/d及LNG气相密度0.7722kg/Nm3，可推出空浴气化器的气化能力为3860kg/h，按二台配置，则每台气化能力为965kg/h，一开一备，这是储罐/卸车空浴气化器数量。 b、主要工艺参数设计LNG入口温度：-162 LN

46、G出口温度：环境温度100正常操作压力：0.4MPa(绝) c、结构形式立式，长方体；气化(输送)管路为翅片式。 3）LNG阀门、LNG输送管道及管件 LNG阀门应满足输送LNG压力、流量要求，且具备耐低温性能(-196)。从日本进口LNG阀门，主要包括LNG截止阀、安全阀、止回阀、紧急切断阀、升压调节阀等，各满足工艺流程位置技术要求。 LNG输送管道及管件LNG输送管道：材质OCrl8Ni9，规格DN25、DN50、DN65、DN80，具备原厂质量检验、合格资料。LNG管件：与LNG输送管道相同(或相匹配)技术要求。法兰：材质0Crl8Ni9；密封垫片：不锈钢金属缠绕垫片。4）LNG运输槽车

47、一般使用43m3 LNG运输槽车,该车可装运39m3 LNG产品，相当于2.5万m3天然气。采用真空纤维进行绝热，储罐内筒及管道材料选用0Cr18Ni9奥氏体不锈钢，外筒选用16MnR。槽车包括进排液、气系统，自增压系统，紧急截断阀安全系统。5）潜液泵（低温泵）用于LNG储罐的充装。要满足在管路背压较高的情况下启动或者在流量较大的情况下连续运转。本项目选用撬装式往复式低温泵。技术参数：介质：LNG设计流量： 4710 L/H（折合气体3000NM3/H）进口压力： 0.4 MPa电机功率： 75 HP6）L-CNG加气机用于向载重货车气瓶进行充装。要求整体采用不锈钢材质制作，装有质量流量计、气

48、动操作阀等设备，配置有加气枪和回气接口。技术参数：流量：120L/min最高工作压力：1.9MPa软管长度：2.5米计量精度：1%第六章 自动控制6.1自动控制水平6.1.1自控水平确定的依据根据工艺控制要求对工厂所有控制点进行远程监控，满足装置生产要求。6.2自动控制系统方案6.2.1自控系统方案选择根据该项目工艺和生产管理的要求，自控系统本着安全、可靠、平稳、经济的原则进行设计。自动化水平位于国内同类装置的先进水平。为保证生产装置的安全、平稳、长期运行，对工艺过程进行集中控制、显示、记录和报警。 第七章 公用工程7.1给排水7.1.1水源1）水源的选择本工程供水水源由市政供水管网提供。2）

49、水源水质要求符合市政自来水水质。3）水源的能力市政供水管网提供生产生活用水 ，厂内有可靠的水源保障。4）单站水源建设规模 ：由市政供水水25 m3/h，供水水压不小于0.3MPa，管径DN200，并要求双管线进入厂区。7.1.2排水规模站内的污水经统一收集后排入厂区内的污水处理系统，该污水处理方法推荐采用成熟的A/O生物接触氧化法。然后进入三级处理，经活性炭过滤，反渗透膜元件达到污水综合排放标准（GB8978-1996）一级排放标准。本工程排水系统分为，生活污水排水系统、生产污水排水系统及雨水排水系统。生活污水采用埋地塑料管道排入污水调节池，生产污水及雨水采用砖砌明沟排放。经截流井进入污水调节

50、池，送入污水处理系统。7.2供配电7.2.1用电负荷和负荷分级1）根据工艺装置、辅助生产设施和公用工程用等用电负荷，全厂用电负荷为182kW，年用电量为24.43万度，全站为二级负荷。2）供电原则：配电装置建设做到远近期结合，以近期为主，适当考虑长远发展的需要。在满足供电可靠性的前提下，实现运行安全、投资经济、控制灵活、维护简便。7.3爆炸危险区域划分根据爆炸性混合物出现的频繁程度和持续时间划分：0区：指正常运行时连续出现或长时间出现爆炸性气体混合物的环境；1区：在正常情况下可能出现爆炸性气体混合物的环境； 2区：在正常情况下不可能出现而在不正常情况下偶尔出现爆炸性混合物的环境。危险区内所有电

51、气设备选择防爆型，满足防爆要求。7.4防雷防静电为防止直击雷、感应雷、雷电反击和静电对人身和设备造成的危害，在场区内设置综合接地网，接地电阻不大于4欧姆。厂区工艺设备、容器、火炬塔架、管线、金属罩棚、管架、金属平台、高杆灯等均与接地网可靠连接。工艺装置区进行等电位连接。电气设备设保护接地。变压器中性点及开关柜、配电箱壳体均应接地。输送易燃、易爆气体或物料的工艺管线的阀门或法兰两端，应进行防静电接地跨接。在主装置区的两侧及罐区设置去静电接地装置，共4套。低压电缆入户处设重复接地，并与场区的接地网相连。接地装置采用-404扁钢作为水平接地体，5052500角钢作为垂直接地体，接地装置材料为热镀锌。

52、接地极在距人行道或建筑物出入口小于3米时，水平接地体局部埋深1米，其它处埋深0.7米。380V系统采用TN-S接地系统。所有电气设备金属外壳均设保护接地线。7.5通信通信部分包括：生产装置区、公用工程区及其它辅助生产设施（站房、配电室、控制室）等的视频监控、行政电话、调度电话及综合数据宽带网等。表7.5 通信业务需求表 序号业务种类用户名称火警专用电话行政电话调度电话无线对讲通信1站房2生产装置区3配电室4控制室5加气区在仪表控制室设电视监控系统，操作台由仪表统一考虑，监控主机置于操作台内，液晶显示器置于台上。场区内设置摄像机共6处。厂区选用防爆摄像机4只，球型摄像机2只，摄像机电源引自UPS

53、。摄像机支柱基础由厂家提供。7.6采暖与通风7.6.1采暖热负荷和空调冷负荷根据当地气象资料，本工程办公楼、宿舍楼及附属用房冬季采用燃气热水锅炉采暖，办公楼及宿舍楼夏季采用空调。采暖热负荷见表7.6.1，空调冷负荷见表7.6.2。表7.6.1 采暖负荷表 序号建筑物名称采暖面积（m2）采暖负荷（kW）备注1站房194.4202生产辅助用房1485.614表7.6.2 空调冷负荷表 序号建筑物名称空调面积（m2）空调负荷（kW）备注1站房194.420第八章 总 图8.1站区总图设计8.1.1总平面布置8.1.1.1总平面布置原则1）总平面布置在满足生产、工艺流程要求的同时，合理利用地形、地貌等自然条件，因地制宜，使土方工程量最小，节省工程投资。2）