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
2、用 LNG/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
3、.1.3 企业概况：山西省国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
4、，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
5、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
6、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，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
7、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
8、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
9、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
10、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
11、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/m 3，天然气 LNG 的市场价暂以 4.8元Nm 3。 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，
12、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， 1m 3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 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
13、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
14、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 8.35 降至 0.03，NO x由 1.92 降至1.23、SO x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 C
15、H 减少 72%，NO x减少 39%，CO 减少 24%，SO 2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
16、，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
17、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 加气站设备工程，即 L-CNG 加气站设备主要包括：
18、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）立足于成熟的生产技术，尽量选择国产优质设备，引
19、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）
20、140 号危险化学品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
21、规范 （GB50116-98） 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 （GB5
22、0052-95）大气污染物综合排放标准 （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 5104Nm
23、3/d 。 1.7.3 工程概况 建 L-CNG 加气站十二座，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
24、亩/ 座，建、构筑面积 3143.4 m2/座，12 个标准槽车位/座。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 2012 年 2013时间项目3月4月5月6月
25、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1.7.5 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，
26、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 数量序号 名称 单位规划备注一 规模 5104Nm3/d10二 年操作时间 d 365三 天然气 107Nm3/a 18四 商品 LNG/CNG 104t/a 65.5五 电力 104kwh/a 157.7六 水 104t/a 1七 定员 人 200八 总占地面积 m2 6670九 建筑面积 m2 31434十 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
27、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
28、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30050
29、0 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
30、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
31、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）
32、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
33、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
34、、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。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
35、产量 kg/h 13522 密度 kg/m3 406.23 热值（平均） kcal/Nm3 8685.64 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1 C1 0.980942 C2 0.014793 C3 0.002544 I-C4 0.000425 N-C4 0.000396 I-C5 0.000207 N-C5 0.000118 N2 0.000289 H 0.0002811 CO2 0.00000表 4.3.3 液化天然气产品指标表 序号 产品参数 单位
36、 数值1 产量 kg/h 13522 密度 kg/m3 406.23 热值（平均） kcal/Nm3 8685.64 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 加气工艺过程包括卸
37、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 3 180 m32 LNG/CNG 潜液泵 台 53 LNG/CNG 加气机 套 44 卸液泵 台 15 EAG 气化器 台 22
38、000N m3/h6 饱和气化器 台 17 BOG 加热器 台 1 300N m3/h8 EAG 加热器 台 1 300N m3/h9 高压气化器台1 1000N m3/h10 高压柱塞泵 台 111 PLC 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 m2 1三 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 m2 16 消房用房 132m2 17 卫生
39、间 14m2 18 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 单座投资估算表估 算 价 值 （万元） 备注序号工 程和费用名称 建 筑工 程设备 安装工程其它费用合 计占投资额（%）一 L-CNG 加气站1 土建 200 2 储槽 60 m3 240.00 10.0 250 3 潜液泵 180.00 8.0 188 4 卸液泵 60.00 3.8 63.8 5 BOG 加热器 25.00 1.1 26.16 EAG 加热器 20.00 1.0 217 高压气化器 18.00 1
40、.0 198 高压柱塞泵 15.00 0.9 15.99 LNG/CNG 加气机150.00 6.4 156.410 饱和汽化器 60.00 2.8 62.8 11 汽化器 20.00 1.0 21.012 加气站控制系统50.00 3.4 53.4 9 安全报警 20.00 1.5 21.5 10 工艺外管路 40.00 2.0 42.011 阀门仪表 24.00 1.2 25.212 VIP 13.00 0.5 13.513 仪表系统 15.00 0.6 15.6计 200 950 45.2 1195.2 二 其他费用 1 征地费补偿费435 435 2 建设单位管理费30 30 1.5%
41、3 建设工程监理费与相关服务费12.0 12.0 4 前期工作费 6 6 5 勘察费 3 3 1.0%6 设计费 2 2 7 环境影响评估费2 2 8 劳动安全卫生评审费5 5 0.1%0.5%9 场地准备费及临时设施费15 15 0.5%2.0%10 工程保险费 2 2 11 生产职工培训费5 5 12 办公和生活家具购置费5 5 13 联合试运转费5 5 14 招标代理服务费2 2 15 施工图审查费2 2 16 施工图预算编制费3 3 17 竣工图编制费2 2 计 536 536 第一、二部分费用合计200 950 45.2 536 1731.2 三 基本预备费8%160 160 四 建
42、设投资 200 950 45.2 196 1391.2 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200 950 45.2 696 1500 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
43、采用卸车增压器卸车方式，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，
44、缺点是升压时间长。L-CNG 加气站储罐升压与 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
45、调压时问，理论上计算可在 3.04.0h 实现，从而确保加气时间。5.1.3 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 L
46、NG/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 L
47、NG 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 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
