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第一章 项目前景

1.1符合国家能源发展规划

国家发展改革委与国家能源局于 2016 年 12 月 26 日联合发布的《能源发展“十三五”规划》中提出:“把发展清洁低碳能源作为调整能源结构的主攻方向,坚持发展非化石能源与清洁高效利用化石能源并举。”,“扩大交通领域天然气利用,推广天然气公交车、出租车、物流配送车、环卫车、重型卡车和液化天然气船舶”。

国家清洁汽车协调领导小组把 LNG、CNG 列为推广项目,确定在全国城市公交车和出租车中大力推广天然气汽车。 从而改善生态环境,减少大气污染。

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1.2本项目是缓解城市大气污染,改善环境质量的需要

随着科学技术的发展和人民生活水平的提高,环境污染日益严重,特别是在发展中国家。环境污染是指人类直接或间接地向环境排放超过其自净能力的物质或能量,从而使环境的质量降低,对人类的生存、 发展和生态系统造成不利影响。 环境污染中空气污染为严重。汽车工业的发展带来了社会的文明和进步, 也使汽车工业成为大产业集团,成为社会经济发展的支柱。但同时也带来了对生态环境的污染。特别是对大气的污染,当今全球关注的“温室效应”、 “臭氧保护层破坏”等也与汽车排放的污染有关。发展天然气汽车是治理汽车尾气排放,改善大气质量、改善人居环境的根本途径,天然气汽车是一种低排放的绿色环保汽车, 与燃油汽车相比,它的尾气排放量中CO下降约 90%,碳氢化合物(HC)下降约 50%,氮氢化合物(NOX)下降约 30%,二氧化硫(SO2)下降约7%,二氧化碳(CO2)下降约 23%,微粒下降约40%,铅化物下降约100%。

不仅为过往燃气车辆提供便利,能满足日益增加的新能源汽车发展需求,减轻汽车废气污染、降低运输成本,也提升了交通运输服务功能,促进了社会经济发展,对于推动治理大气污染,环境保护、构建绿色交通有着重要的意义。

第二章 集约式LNG加气站技术方案

2.1工艺流程概要

LNG 汽车加气站工艺流程分为卸车、调压、加气以及卸压流程等四部分。

(1)卸车流程

把集装箱或汽车槽车内的 LNG 转移至 LNG 加气站的储罐内,使 LNG 经过泵从储罐上、下进液管分别进入 LNG 储罐。卸车有 3 种方式:增压器卸车、泵卸车、增压器和泵联合卸车。

a.增压器卸车

通过增压器将气化后的气态天然气送入 LNG 槽车,增大槽车的气相压力,将槽车内的 LNG 压入 LNG 储罐。此过程给槽车增压,所以卸完车后需要给槽车减压 0.2~0.3MPa,需排出大量的气体。

b.浸没式低温泵卸车

将LNG槽车和LNG储罐的气相空间相连通,通过低温泵将槽车内的LNG卸入LNG储罐。

c.增压器和低温泵联合卸车

先将LNG槽车和LNG储罐的气相空间相连通,然后断开,在卸车的过程中通过增压器适当增大槽车的气相压力,用低温泵卸车。

(2)调压工艺

LNG 汽车发动机需要车载气瓶内的饱和液体压力较高,一般为0.52~0.83MPa,而运输和储存时 LNG 饱和液体的压力越低越好。因此,在为汽车加气之前,需使储罐中的 LNG 升压以得到一定压力的饱和液体,同时在升压的过程中饱和温度相应升高。升压有 3 种方式:增压器升压、泵低速循环升压、增压器与泵低速循环联合升压。

(3)加液流程

LNG 加气站储罐中的饱和液体 LNG 通过泵加压后经加液机给汽车加气。加液机采用单枪加气,单枪回收车载储气瓶中的气化气体,

使瓶内压力降低,减少放空气体,提高加气速度。

(4)卸压流程

由于系统漏热, LNG 气化导致系统压力升高,或者在使储罐升压过程中,储罐中的液体不断地气化,这部分气化了的气体如不及时排出,会导致储罐压力越来越大。当系统压力大于设定值时,通过BOG 回收系统或者打开安全阀,释放系统中的气体,降低压力,保证系统安全。

日加LNG能力:40T/d;LNG来源:LNG槽车运送卸液至LNG储罐内。

此为集约式橇装LNG加气站,占地面积约为600平方米,占地面积小,效率高。

2.2安全运行防护

(1)自动化程度高,易操作。配有自动控制系统,数据采集、可燃气体监测、超压停泵及低压开泵等过程都自动完成,简单易操作。

橇块上主要设备有潜液泵,LNG加气机,压力变送器,温度传感器,防爆接线箱等。其中潜液泵由变频器驱动,压力变送器和温度变送器等传感器设备将现场采集到的信号送到控制柜内的可编程控制器(PLC),由PLC根据现场信号做出判断,控制变频器和气动阀。

控制柜上启动按钮,使设备进入待机状态,之后才能进行预冷、加液、卸车、调压等操作;停止按钮,使设备退出待机状态;复位按钮,复位报警信息。紧急停机按钮,这个按钮的作用是当出现紧急情况时按下这个按钮,可以立刻断开整个橇块的电源。

(2)加气站管路系统安全设计

LNG燃料管道作为撬装式LNG加气站的输运通道,由于其输运介质为低温流体。因此,在设计管道及其支撑结构时应考虑到温度变化及大温差对材料性能的要求,其保温材料必须具有良好的防水、隔热、阻燃功能,并对支撑结构采取隔热措施,以防止结冰或支撑钢材脆化等。为防止由于阀与阀之间隔离开的各液体管段或低温气体管段出现超压现象,应在各管段上设置管线安全阀,以防止管道超压造成事故,放散气体需要进行集中放散处理。管线泄压安全装置的设置应能大程度地降低对管线或管件造成破坏的可能性。应正确设置管线安全阀排出方向,以减少对人员和其他设备的危害。

撬装式LNG加气站的所有管道及管件的设计压力应为加气站高工作压力的1.5倍以上,安全阀起跳压力为其1.05~1.10倍。设计温度低于-20℃的管线应选用奥氏体不锈钢材质及LNG专用低温阀门。低温管道系统中储罐出口至泵的液相管道应采用真空绝热管道,其余液相管道在条件允许的情况下应尽量采用真空绝热管道。

(3)消防系统安全设计

对所有LNG加气设施都应采取相应的防火措施进行保护。在选择采用何种防火措施时应考虑以下因素:对LNG着火、泄漏及溢出等事故的监测和控制设备的配备;使汽车、设备及其结构设施免受明火影响所需的方法;用于紧急事故关闭的工艺流程技术;启动紧急事故处理系统自动运行所需元件及其安装位置;出现紧急事故时,设备专管人员的职责和可达性、外部反应人员的可达性;事故处理人员所需防护装备和应接受的专门训练。此外,不得采用沥青敷设站内场地地坪和道路路面,宜采用不产生火花的材料敷设路面。

灭火设施。加气站内灭火设施的设置应符合GB50183的有关规定,对于所有可能发生的突发事件均须准备好相应的应对方案。

报警系统及警告标志。报警系统在撬装式LNG加气站中必不可少,除了安装天然气泄漏监测设施和有关连锁装置外,还应安装可燃气体超限报警、储罐液位超限报警、储罐压力超限报警、系统安保提示报警、LNG 泵抽空报警、LNG 泵超压报警、停电报警、控制柜超温报警、控制阀故障报警等系统。所有LNG加气设施应设有字体高度不低于15 cm、白底红字的警告标志,如禁止吸烟、关闭马达、禁止明火、注意低温可燃性液体等。

2.3 主要设备配置表

序号

设备名称

规格型号

数量

单位

备 注

1

储罐

60m3立式、真空珠光砂填充、设计压力1.44MPa,工作压力1.2MPa

1

1.储罐根部阀及安全阀品牌:成空/川空/百图。

2.液位计品牌:德国威卡。

3.电磁阀品牌:ASCO/SMC。

4.压力变送器采用国产优质品牌。

2

潜液泵橇

流量:340L/min 功率11Kw

1

1.撬内保冷管路采用真空管,工作压力1.6MPa。

2.含低温阀门及安全放散。

3.含电磁阀(品牌:ASCO/SMC)、压力变送器、温度变送器等。

4.含撬内线缆、防爆接线盒等。

5.气动阀门设置限位开关。

卸车/储罐增压器(300Nm3/h)

1

低压EAG加热器(150Nm3/h)

1

撬体保温管路、仪表阀门及辅材

1

3

LNG加液机

单加液枪、单计量

(带回气枪)

2

1.加液流量计品牌为:美国艾默生。预留回气计量。枪头采用国产优质品牌。

2.带控制电脑、带真空阀箱保冷技术、带拉断阀保护装置。

4

IC卡管理系统

含读卡器、收费系统、电脑等

1

5

仪表风系统

排气量:0.67m3/min

1

1.压力范围:0.5-0.8MPa。压力露点:满足环境要求。

2.含活塞式压缩机、深度脱水设备、精密油过滤器等。

6

站控系统

电控设备

1

1.PLC控制柜1台,计算机1台,显示器1台,打印机1台。

2.控制系统电子元件采用进口品牌:西门子。

3.PLC品牌:西门子

4.变频器品牌:美国ABB

上位机部分

PLC控制及数据采集部分

7

卸车软管

材质为奥氏体不锈钢,钢号为06Cr19Ni10,5m长度1套(DN50、40、32口径各一根)

1

8

燃气报警系统

含燃气报警器及燃气报警探头

1

第三章 集约式LNG加气站投资估算

加气站投资主要包含设备投资、土建工程投资以及设计、监理、审批等费用。

项目投资估算表如下:(单位:万元)

序号

设备名称

规格型号

数量

单位

小计

(万元)

1

储罐

60m3立式、真空珠光砂填充、设计压力1.44MPa,工作压力1.2MPa

1

40

2

潜液泵橇

流量:340L/min 功率11Kw

1

40

卸车/储罐增压器(300Nm3/h)

1

低压EAG加热器(150Nm3/h)

1

撬体保温管路、仪表阀门及辅材

1

3

LNG加液机

单加液枪、单计量

(带回气枪)

2

28

4

IC卡管理系统

含读卡器、收费系统、电脑等

1

1.5

5

仪表风系统

排气量:0.67m3/min

1

2

6

站控系统

电控设备

1

8

上位机部分

PLC控制及数据采集部分

7

卸车软管

材质为奥氏体不锈钢,钢号为06Cr19Ni10,5m长度1套(DN50、40、32口径各一根)

1

1

8

燃气报警系统

含燃气报警器及燃气报警探头

1

1.5

9

配品备件包

包含易损件及常用工具

1

10

安装费

暂估,须根据终施工蓝图测算

1

25

11

运输费

运至施工现场

1

3

12

土建工程

设备基础及站房

1

80

13

开办费

设计费、监理费、审批费等

1

140

合计

370

第四章 LNG加气站经济效益分析

4.1加气站运营成本情况

加气站建成后,运营成本包括LNG采购成本、设备折旧、运营维护成本、人员工资等。(未包含土地费用)

基于合理假设,其中初始建设投资约为370万元,设备类150万元;土建类80万元;前期开办费等140万元。

4.2加气站盈利状况测算

LNG价格在供暖季和非供暖季有较大幅度的波动,按照非供暖季(4-10月)和供暖季(11、12、1、2、3月)进行分别测算:

1、在非供暖季LNG到站价平均单价2800元/吨,加气站零售价格平均在3400元/吨;在供暖季LNG到站平均单价4200元/吨,加气站零售单价平均为4800元/吨,差价基本保持在600元/吨。

2、该LNG加气站设计日加注能力为40吨,按照50%运转负荷计算,每日可加注20吨LNG,高速主要加注对象为长途客车和LNG卡车,每辆车平均加注量按照60%-70%,可加注LNG300千克左右,每日加注车辆可达70辆。

3、LNG加气站损耗率约为2.5‰。

基于上述数据进行测算:

1、LNG原材料采购费用为(2800元/t*20t/d*210d+4200元/t*20t/d*150)*1.0025=2442万元。

2、非供暖季实现销售收入3400元/t*20t/d*210d=1428万元;供暖季实现销售收入4800元/kg*20t/d *150d=1440万元;年可实现销售收入总额为2868万元。

经济效益情况分析如下表:

序号

名称

单位

金额

说明

1

年销售收入总额

万元

2868.00

2

原料采购成本

万元

2442.00

3

设备运行成本

万元

50.00

4

人员工资福利

万元

60.00

5

水、电费

万元

30.00

6

折旧费

万元

27.00

按10年折旧

7

年利税总额

259.00

8

税金及附加

38.40

9

年利润

220.6

10

11

12

土地不在其中,故本次未计入土地使用等成本

由此表可见,该项目动态投资回收期为:370万元/220.6万元≈1.68年

投资回报期为1.68年,具有可观的经济效益。

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