港中加气站建设工程可行性研究报告.docx

第一章 总 论1第一节编制依据及原则1第二节 项目建设背景及意义I第三节研究范围3第四节自然条件3第五节设计遵循的主要标准规范5第六节研究结论6第二章市场研究10第一节天然气资源10笫二节CNG市场11第三章总图运输13第一节站址选择13第二节总平面布置13第四章力口气站工艺技术15第一节气源15第二节 工艺流程16第三节主要设备选择16第四节管材及管线敷设20第五章辅助生产设施21第一节给排水21第二节消防21第三节供配电23第四节仪表自动化25第五节通信27笫六节暖通27第七节土建28第六章防火篇31第七章 职业安全卫生篇35第一节生产过程危险因素分析35第二节防范措施35第八章环境保护篇374第九章组织机构及人员编制39第十章 项目实施规划40第十一章投资估算及资金筹措41第一节投资估算41第二节资金筹措42第十二章经济评价43第一节编制依据及基础数据43第二节成本及费用估算43第三节销售收入估算44第四节销售税金及附加计算45第五节所得税45第六节损益计算45第七节现金流量计算46第八节盈亏平衡分析47第九节财务清偿能力分析48第十节敏感性分析50第十一节结论52附表11-1工程项目建设投资估算表附表11-2资金使用及筹措表附表11-3流动资金估算表附表12-1成本及费用表附表12-2销售收入及税金估算表附表12-3损益估算表附表12-4现金流量表（自有资金）附表12-5现金流量表（全部投资）附表12-6资金来源与运用表附表12-7借款还本付息计算表附表12-8资产负债表附表12-9敏感性分析计算表附表12-10经济评价综合指标一览表附图1：区域位置图附图2：平面布置图附图3：工艺原理流程图附件1：设计委托书附件2：物资供销公司提供的相关资料第一章总论第一节编制依据及原则一、编制依据1、人港油田集团物资供销公司设计委托书（见附件1）。2、大港油田集团物资供销公司提供的相关基础资料（见附件2）。3、2004年11月3日大港油田集团公司规划计划部交流会议精神。4、2005年1月12日港中加气站（CNG）工程可行性研究报告评审 会会议精神。二、编制原则1、以提高经济效益为中心，优化总体方案和总体布局，严格执行 国家、行业有关标准规范及规定。2、采用国内外成熟、先进、可靠、适用的技术，关键设备国外引 进，提高项目建设整体技术水平，确保加气站长期安全生产。3、仪表自控水平在满足工艺要求及生产管理的前提下，优化测控 点，力求达到最优性能价格比。4、充分利用油田已建设施，尽量降低建设投资；坚持安全生产、 保护坏境、节约能源，注重项目经济效益和社会效益。第二节项目建设背景及意义天然气是一种清洁能源，在经济和环保方面都远较其他燃料优越， 预计它将成为二十一世纪增长最快的能源。目前，天然气主要用于民用、 城市汽车替代燃料,天津市为贯彻国家关于发展能源和加强环境保护方 面的方针政策，在天津市燃气“十五”规划屮，明确提出“十五”期间, 在能源领域优先发展利用天然气。为了大力发展利用天然气，天津市计划在2001-2005年投资87570 万元,敷设长达411km,共11条路线的天然气高压长输管道，目前由津 沽储备站-咸水沽-汉沽-渤西储备库-宁河，长达113km的输气管线已经 开始敷设，届时，天津市年天然气需求量将从2000年的3. 02X 108m3/a 达到2005年的1& 8X108m3/a,其在一次能源消费结构中的比重将由 2000年的1.87%提高到2005年的6.86%。因此，在大港油田建设CNG 站与天津市大力推广应用天然气的总体规划相一致。随着人们环境保护意识的增强，随着居民生活水平的不断提高，使 用天然气作为汽车、企业及民用燃料是今后的发展趋势。为了推动清洁 汽车的发展，天津市成立了清洁汽车推广应用工作办公室，目前年CNG 需求量超过1X10卅；经调查，大港周边地区的不少居民小区要求使用 CNG燃料，需求量超过10X104m3/d,因此，CNG市场前景广阔。随着陕京输气管线及其大港油田配套地下储气库群的建成投产和 新港沧输气管线的建成，已形成了京津地区比较完善的天然气产、供、 储、输系统。大港油田处于该系统的中间环节；即将建成的陕京二线输 气管道，再加上大港油田和华北油田所产天然气，使大港油田乃至天津 地区享有丰富的天然气资源。因此，在人港油田建设CNG站具有资源优 势。大港油田天然气公司在2004年已建成隶属中国石油大港油田分公 司的CNG母站。CNG母站具有给拖车和汽车加气的双重功能，由于CNG 母站建成时，油田内汽车改造尚未开始进行，因此CNG母站冃前只给拖 车进行加气。而大港油山集团公司华孚公司CNG汽车改装厂目前已开始 营业，年改车能力1000辆。面对CNG加气市场的美好前景，大港油山集团有限责任公司已与中 国石油大港油田分公司协商确定共同开发大港油田CNG汽车加气的市 场，为维持CNG汽车加气市场的稳定，两公司决定统一天然气售价。港 中加气站工程面对目前人港油区出租车市场，决定免费或优惠为500辆 出租车改用CNG燃料，也就是说保守估计，至少有500辆CNG出租车的 市场。加上CNG汽车木身的经济性优势，在500辆CNG汽车的带动下， 将会有更多的汽车使用CNG作为燃料。因此，在大港油田建设CNG站对 拓宽大港油田集团物资销售公司乃至大港油田集团有限公司的天然气 市场、提高企业经济效益具有重要意义。第三节研究范围1、在大港油田集团物资销售公司所属港中加油站附近建设一座IX 104mVd的CNG加气常规站；2、对加气站工艺技术和相关辅助设施T程进行技术论证和经济评价。第四节自然条件一、地理位置大港油田位于天津市大港区以南约10公里，大港油田集团物资供 销公司港中加油站在大港油田所管辖的区域内，位于津歧公路以西，红 旗路以北。二、社会经济现状大港油田始建于1964年1月，经过四十多年的艰苦创业，大港人 用自己辛勤的劳动在昔日的盐碱荒滩上，建成了一个集石油勘探、油气 生产、原油加工、机械修造、科研设计、施工作业、后勤服务、社会公 益、多种经营等多种功能于一体的油气生产基地。三、工程地质根据钻孔揭露及静探测试，可将地层由上而下分为如下儿层：第一层：素填土，黄褐色，主要由粘性土组成，稍密状态，厚度为0. 50. 6 米。第二层：粘土，黄褐色，软塑状态，高压缩性，含褐色锈斑，贝壳 碎片，针状孔隙，植物根系。厚度为132.2米。第三层：淤泥质粘土，灰色，流塑状态，高压缩性。厚度为0.8 2.0 米。第四层：粉土，灰色，中密状态，含长石、石英、云母等。厚度为 0. 6-1.6 米。第五层：粉质粘土，灰色，软一流塑状态，高压缩性，底部富含贝 売碎片。厚度为1.3-2. 7米。第六层：粉土，灰色，中密状态，含石英、云母碎片。厚度为0.5 1.8 米。场区为泥摊地，受潮汐影响较人，地表有约30cm的软泥。地势比 较平坦，地形起伏不大高程在0. 80-0.87米Z间。四、气象资料建设区域内属大陆性气候区。年季降水变化很大，多年平均降水量 500600mm。因受季风影响，全年降水量分布极不均匀，约80%的降水 集屮在六至九月份，尤其七、八川份，降水常以集中几次暴雨的形式出 现。大气压力（kPa） : 100. 48冬季日照率（%）：62最小频率风向：（冬季）风频：3风向：东南（夏季）风频：3风向：北风速（m/s） :3. 1（冬季平均）2.6 （夏季平均）月平均最高温度（C）：26月平均最低温度（C）：-2.7极端最高温度（C）：39.7极端最低温度（C）：-22. 9相对湿度（%）： 53 （最冷月平均）78 （最热月平均）最大冻土深度（m） :0. 69五、地震大港油田附近地区可以划分为三个主要地震带：河北平原地震带、 鄰庐地震带及汾渭地震带。大港油田、永清、北京一带位于河北平原地 震带区域内。大港油田内地质构造特征为北东向大城及沧东断裂，其深 部位于上地幔高导层边侧，河北廊坊境内为北东向牛东断裂，北京境内 为北东向黄庄-高丽营断裂带和南口-孙河断裂相交汇，其深部为北东向 重力梯度带。唐山大地震后河北平原地震带的活动已进入能量大释放后 的剩余释放阶段，应变释放速率将低丁两次活动周期的平均水平，未来 百年将主要处于剩余释放阶段，总应变累积量将是1.55X107Jl/2,相当 于一次6. 5级地震。根据1992年5月22日国务院批准正式发行施行的内蒙、河北地 震烈度图，线路所经地区的地震烈度，河北永清县为7度，廊坊市及 安次区为78度，北京市（大兴、通县、朝阳区）为8度，天津市为7 度。第五节设计遵循的主要标准规范汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-2002）建筑设计防火规范（2001年版）（GBJ16-87）石油天然气工程总图设计规范（SY/T0048-2000）石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范（SH3063-1999）汽车库、修车库、停车场设计防火规范(GB50067-97)建筑灭火器配置设计规范（1997年版）(GBJ140-90)建筑抗震设计规范(GB50011-2001)低压配电设计规范(GB50054-95)（10KV及以下变电所设计规范(GBJ50053-94)第六节研究结论一、工程概况本项目设计在港屮加油站以北建设1座规模为1 X 10lm：7d的CNG加 气常规站，从已建大港油山民用天然气环状供气管网管道中取气，取气 点为管网红旗路段III号调压计量间内，经CNG加气站增压，给天然气 汽车加气。1、工艺常规站设置CNG压缩机2台，地下储气井组（水容积为2 m3） 6组, 双枪加气机4台。2、总图运输本项目CNG常规站位于大港油田红旗路和港兴道交口，以港中加油 站为基础进行扩建，新增占地面积为3000m2（4. 5亩）。站区道路及车场 为水泥混凝土路面。出入口一侧的围墙为金属栅栏围墙，其余为非燃烧 实体围墙。3、土建罩棚为轻钢结构棚顶，钢筋混凝土柱，棚顶铺彩色钢板。常规站建 筑物有站房，供生产使用。压缩机基础采用钢筋混凝土结构，均应坐在 未扰动的原土层上，且基础埋深0.7m。4、仪表口动化加气站设置工控机作为工作站，可以通过接口卡采集生产数据，并 通过标准通讯接口与压缩机控制器以及火灾报警控制器进行双向通讯， 及时存储生产数据和报警信息。工控机带有网络接口，可以通过电话线 或者局域网向管理部门传送数据。5、供排水与消防新建站址周边有较好的排水协作条件。红旗路北侧有d600的市政 污水干线，站内生活污水通过排水暗管排至原有污水检查井。排水管线 出建筑物及接入市政管线前均设水封井。新建加气站内雨水通过散流排 至站外。CNG常规站内消防设施为干粉灭火器。6、供配电电源引自411#6kV架空线路。由架空线路T接出站用电源，采用高 压电缆YJV22-10kV-3x95mm2埋地敷设至站内。在常规站内建设1座 6/0. 4KV变配电室，其内设置6kV开关柜4台，630kVA干式变压器1台, 低压抽屉式配电柜4台。7、通信通信外线就近从钻井运输分公司办公楼四侧的电话交接箱内引1条 10通信电缆。8、采暖与通风冬季采暖热源依托大港油田集中供暖系统；夏季采用分体壁挂式空 调。二、主要工程量及技术经济指标1、主要工程量加气站主要工程量见表1. 6-1表1. 6-1加气站工程量表项目规格单位数量备注天然气压缩机进气压力0. IMPa；设计排气压 丿J 25MPa,单台排量800m7h台2干燥器处理能力2000m3/h套1自动顺序控制盘套1与压缩机成套地下储气井V=2m3组6加气机最大流量20Nm7min （双枪）台4非标设备具3站外管线*168X6m500仪表口控系统套1配电系统项1消防及给排水项1通信系统项1站房m2159. 84加气罩棚m2480设备基础项12、主要技术经济指标主要技术经济指标见表16-2表1.6-2主要技术经济指标表序号指标名称单位数量备注1设计规模X lOmVd12电X 104kWh/a1023水m7d1.54泄员人85占地面积in30004. 5亩6总投资力元880. 977建设投资力元841.048工程费用力元650. 529税厉内部收益率%13.02全部投资10投资回收期年7. 5011税片财务净现值力元44. 293、研究结论1）通过对天然气资源及市场情况调研、分析，结果显示：本项冃 天然气资源可靠、市场有保证。2）CNG常规站设备如压缩机、加气机等立足国产设备，尽量节省项 冃投资，从目前国内CNG站国产设备运行情况看，设备是可靠的，技术 上是可行的。3）根据技术经济评价结果：全部投资税后动态内部收益率为 13. 02%,大于行业基准收益率12%,财务净现值44. 29 元，人于零， 投资冋收期7. 50年，小于行业基准9年，项目盈利能力满足行业要求, 项目的实施在经济上是可行的。项目的盈亏平衡点偏高,存在一定的风 险。目前天然气购入价格在115元/方左右，CNG的最低销售价格反测为 2元/方左右，低于目前汽柴油的零售价格，CNG是一种很好的替代能源, 有很强的竞争力，项目的实施为存续企业的发展奠定了基础。三、存在问题及建议1、需尽快与中国石油大港油田分公司签定用气协议；2、尽快开展项冃的安评和环评工作。54第二章市场研究第一节天然气资源一、油田净化天然气（干气）资源人港油田各作业区来气在南阀组内分别计量后，根据压力不同，形 成三股原料气（其中低压气:0. 6MPa, 55-65 X10 m7d；中压气:1. 3Mpa, 2030X10b3/d；高压气：3. OMPa, 2030X10卅/d）进入天然气处理 站的天然气处理装置（处理能力为100X104n?/d15%）处理后作为产品 外输，日产干气量80lOOXIOh/d。天然气处理站所产干气在南阀组通过港沧管线、港津管线和港内输 气管线输送到各干气用户，目前大港干气用户情况如下表：表2. 1-1目前大港干气用户情况用八单位用气量天津用气m3/d20 60X10油田民用m3/d5 10X10沧州化肥厂m3/d80X10*沧州液化石汕气公司m/d0. 1X10由上表可看出，目前大港干气主要用于民用，已无富余。二、陕京气资源目前陕甘宁气区向华北地区供应天然气的途径是陕京输气管道，输 气规模为30X10油7a,远远不能满足华北地区天然气市场的需要，按照 中国石油天然气股份公司要求，陕京二线将于2005年7月建成投产， 届时，陕廿宁气区向华北地区增加100120X10h7a输气量，因此， 2005年后华北地区的天然气供应紧张局面将会大大改善。目前陕京气通过大港油田主要向沧州、淄博供气；正常情况下不向 天津、大港油FH供气；但是，股份公司根据CNG市场的发展前景，已将 大港CNG站用气纳入计划，计划明年通过大港油田开始向天津市郊区供 气 4000X 104m3/a、向大港油田供气 2000 X 1050 00 X 104m：7a,因此， 本工程气源有保障。三、系统情况1999年，大港油田实施的油区天然气上楼工程，在油区范围内建成 了环状中压燃气管网，为油区居民用气和部分生产用气提供气源，管网 运行压力0. IMpag左右，管网在用气点附近均设置有计量阀组间，预留 部分扩展空间。第二节CNG市场由于CNG是一种高压状态下的天然气产品，而口外供时采用的是 CNG专用车，决定了产品的销售范围应在较近的距离内，因此市场应该 在京、津以及华北地区。但是考虑到京、津以及华北地区天然气集输管 网发达，大港油田集输区、长庆油田、华北油田以及屮原油田天然气在 该区域的销售优势，该项口产品主要定位于天津及河北沧州地区包括: 天然气管网无法覆及而又有大量天然气需求的城市小区、边远区县等地 域的居民、工厂、饭店用气；大港及其附近地区公交车、中巴车、出租 车用气。根据2004年11 n 3 H大港油田集团规划计划部技术交流会会议精 神，本工程CNG常规站只为CNG汽车服务，将主要面对大港及其附近地 区公交车、中巴车、出租车，为CNG汽车加气。CNG汽车推广的前提条件，是CNG汽车能比其它汽车燃料有更低的 运行成本，同时由于CNG的高压易燃易爆特性，必须保证其有足够的安 全性。从四川、重庆、北京等CNG汽车的运行情况看，CNG汽车的安全 性是有保障的。现就汽车用CNG与液化石油气、汽油经济性比较，以体 现CNG汽车的经济性。料,以其价廉、安全、资源丰富等原因成为0前我国首选的清洁汽车燃汽车用CNG与液化石油气、汽油经济性比较见表2. 2-2表2. 2-2车用燃料操作成本比较表（按单车日行200km）车 种燃料种类单位价格油耗当 量燃料消耗率/100km单车Fl耗燃 料费用单车日节 约费用公交车汽汕3. 4 元/L1.00L28L190. 4 元液化石汕气2. 0 元/L1.4L39. 2L156. 8 元33. 6 元天然气2. 0元加0. 90m325. 2 m3100. 8 元89. 6 元屮巴车汽汕3. 4 元/L1.00L18L122.4 元液化石汕气2. 0 元/L1.41,25. 2L100. 8 元21. 6 元人然气2. 0 元/n?0. 90m316. 2 m364. 8 元57. 6 元出租车汽汕3. 4 元/L1.00L10L68元液化石汕气2. 0 元/L1.4L14L56元12元天然气2. 0 元/n?0. 90m39. 0 m 36元32元从上表可以看出，使用CNG作为汽车燃料比汽油和LPG更经济，无 论从热值比较还是单车日节约成本方面，CNG都优于LPG,而且液化石 油气作为汽车燃料在我国存在资源少的问题，而压缩天然气作为汽千燃料，因此发展CNG作为车用燃油的替代产品，必将会有广阔的市场。根据市场调查情况，天津市天然气汽车改造及CNG站建设已经开始 运作，随之也推动了郊区CNG汽车发展。大港油田集团公司华孚公司CNG 汽车改装厂已开始营业，年改车能力1000辆。本工程面对目前大港油 区出租车市场，决定免费或优惠为500辆出租车改用CNG燃料，也就是 说保守估计，至少有500辆CNG出租车的市场。加上CNG汽车本身的经 济性优势，在500辆CNG汽车的带动下，将会有更多的汽车使用CNG作 为燃料。同时，从总体规模考虑，若500辆汽车每天运行200公里左右，则 每天的天然气总消耗将达到9000m7d,因此本工程设计规模1 X 104m7d 也是合理的。第三章总图运输站址选择和站区总平面布置满足地区规划和设计规范要求，力求布 局合理，节省用地和工程投资。第一节站址选择根据委托书要求，站址建设在港中加油站站内或周围适当位置。从 现场情况看，天然气气源在港中加油站东面的港兴道路东的天然气阀组 间内，离加油站较近。从港屮加油站目前情况看，站内设施建设的比较 集中，无剩余空间可以利用，站内无法建设CNG的常规站。加油站东面 和南面分别为港兴道和红旗路，港兴道东面建设有大量的建筑物，无空 间利用；红旗路南面为空余场地，但地势较低，总图和道路工作量较大, 且离加油站较远，不利于管理；西边为钻井培训实习场地，只有加油站 北面有一小片空地可以用做本项0的站址。设计考虑以节省投资为原则，充分利用港中加油站已建设施，在加 油站基础上进行扩建，需耍新增占地约3000平方米，约4. 5亩。具体 见区域位置图。第二节总平面布置一、总平血布置根据汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002,按照周围 道路情况，站区总平面布置，生产流程合理，满足设施之间的安全距离 要求。港中加油站现分为加油及生产管理区和储罐区。储罐区共有五具汽 柴油储罐，其屮93#汽油储罐三个，90#柴油罐一个，20#柴油罐一个， 每具储罐容量均为50忆储罐为架空布置。加油及生产管理区位于在罐 区南侧，均布置加油站加油罩棚下，两间生产管理厂房将加油区分为汽 油加油区、93#柴油加油区和20#柴油加油区。港屮加气站由工艺设备区、汽车加气区和生产管理设施三部分组 成。平面初步布置考虑将工艺设备区布置在加油站罐区北侧，工艺设备 包括干燥器、压缩机撬、储气井组等生产设施；同时考虑到方便车辆进 出，将汽车加气区紧靠港兴道路边布置，位于加油站的东侧；生产管理 设施设在工艺设备区东侧和加气区北侧夹角内。具体见平面布置图。由于建设部口前要求，加油站储罐必须埋地设置，因此，港中加气 站建设时需与港中加油站改造一并考虑。二、道路、围墙站区道路及车场为水泥混凝土路面、场地雨水由地面漫流排至站 外。站区的车辆入口和出口分开设置、并设有钢制人门。出入口一侧的 围墙为金属栅栏围墙，其余为高度不低于2. 2m的非燃烧实体围墙。三、主要工程量总图道路部分主要工程量见表3. 3-1表3. 3-1主要工程量表序号指标及工程名称单位数量备注1站区用地而积m23000 （4.5 亩）2水泥混凝土路面2040其中：站内m21815汽车加气区站外mJ225进站道路3场地平整：填方m；!24004绿化面积mJ5005围墙：实体围墙m110金属栅栏围墙m856钢制大门座2宽10m/座7碎石场地1500生产装置区第四章加气站工艺技术第一节气源一、汽车用压缩天然气质量要求项 目质量指标高位发热值M31.4硫化氢(H2S) (mg/m3)20总硫(以硫计)含量(mg/m3)270二氧化碳(COJ含量B (%)3.0人港地区极端最低气温为229c二、气源情况木项目建设地在大港油区中压环状管网覆盖区域内，主要气源为大 港油田天然气公司天然气处理站生产的干气，其组成及参数见表4. 1-1。表4. 1-1天然气处理站干气组成及参数表组分CIUC2H6CallsC02合计摩尔分率0. 88980. 07230. 00420. 00660. 0271100天然气水露点-80C (常压)供气压力0. 070. 15Mpa (g)处理方式无需脱硫、湿气时需脱水考虑到天然气处理站每年检修时供气为湿气，需要设干燥设施。根据委托书要求，本项目CNG常规站建设于大港油田集团物资供销 公司港中加油站附近，从油田天然气管网及配气系统情况看，港中加油 站位于人港油田民用中压天然气环状管网红旗路段III号调压计量间附 近，气源距站场约500m,气源设计运行压力0. 070. 15Mpa (g),可作 为本项口的气源。大港油山民用中圧天然气环状管网由中国石油大港油 田天然气公司天然气处理站供气，主要为该站生产的十气，但每年天然 气处理装置需检修一次，检修期间为管网提供的是湿气。三、设计规模：本次设计常规站CNG生产能力:lX104m：7do四、产品要求：符合GB18047-2000压缩天然气的技术指标。在最高操作压力下， 水露点不高于-13Co第二节工艺流程原料气（0. IMpa）经压缩机增压至25Mpa,再进干燥器处理后，通 过顺序控制阀给加气机充气，也可为地面储存瓶组储气；同时地面储存 瓶组也可为加气机充气。详细流程示意如下：原料气一压缩机一干燥器一顺序控制阀一加气机一汽车原料气一压缩机一干燥器一顺序控制阀一地下储气井组地下储气井组一顺序控制阀一加气柱（或加气机）第三节主要设备选择一、设计原则结合CNG站工艺需要，设备选型立足国产，保证设备运行安全可靠, 尽量降低工程投资。二、天然气压缩机天然气压缩机是本项目中的关键设备,天然气压缩机的特点是出口 压力高（25Mpa）、排量小，只能选往复式压缩机；目前国内生产的高压 压缩机单台最大排量达到1500m3/h,设计制造工艺成熟可靠，且相对于 进口压缩机具有价格低，维修维护方便等优点，能够满足本工程的生产 运行要求。根据本工程的设计规模，按压缩机每天运行时间12小时计算，所 需压缩机的排气量为833m7ho按本工程的原料气压力条件，0.07 0. 15Mpa考虑，经与压缩机生产厂家交流进行压缩机优化配置，在原料 气来气压力只有0. 07Mpa情况下，该压缩机的排气量为680m7h,近期 市场不饱和情况下，可以做到一用一备，即使市场饱和，也只有小部分 时间2台同时运行，确保生产装置可靠运行，提供稳定的CNG产品。在 入口压力为0. IMpa时，压缩机排气量为800m7h,在入口压力为0. 15Mpa 吋，压缩机排气量为1000m3/h,均可达到一用一备，同吋可满足远期市 场发展需要。该配置既满足生产需要，又能最大程度的节省工程一次性 投资。机组均采用撬装型式。驱动电机功率220kW,供电380V, 3P50Hzo 压缩机的供货范围是从压缩机一级进口阀门起至末级排气单向阀 口间的主机，辅机（如空冷器、气体回收罐、末级分离器）；隔音房； 全自动控制用气动球阀；循环泵及管线、阀门；放空总管至管口（包 括各级安全阀，各级放空管、漏气回收管）；电机、电控（开关柜、控 制柜）；底撬。机组采用整体撬装结构，将空冷器、废气回收罐、分离器、电机等 均置于一个撬上。用隔音罩将撬上所有设备罩上，整台机组可置于露天 使用。冷却方式（空冷配置）：压缩气体的级间和末级排气均分別进入空 冷器冷却，冷却后的气体温度可以达到不高于环境温度10C （或W45 C）；气缸、填料通水冷却，冷却效果好，循环冷却水由空冷器冷却。 该配置只需少量循环水来对气缸、填料进行冷却。空冷器与压缩机布置 在同一个撬体上成为一个整体，控制也是与压缩机联锁联动的PLC控制 的整体控制系统。压缩机控制系统：主电机控制：采用交流电动机软起动器，通过相角控制，限定电动 机转矩和起动电流，实现电动机的安全平滑起动。极大地避免了起动时 的扭矩冲击，从而降低了对整个控制系统的要求；同吋使网络不会受到 如同直接起动时所出现的人起动电流冲击，降低用户配电容量、减少增 容投资费用。PLC电控柜完成主要逻辑控制功能。系统进气压力、各级排气压力、冷却水压力、润滑油压力采用高灵 敏的压力变送器进行参数采集，并转换为可靠的控制电流信号，进行远 程监控操作；PLC对空冷器的运行情况进行监控，压缩机启动、停车时空冷器也 随之提前启动、延后关闭。全自动控制系统，实现压缩机无人值守。当储气系统的压力高于设 定值时，压缩机自动停机，进入待机状态，当储气系统压力低于设定值 时，压缩机自动启动，这样就实现了压缩机的全自动操作，当然，如果 系统运行不正常（如进、排气压力超高、油压过低、水压过低等）时， 压缩机也会报警，并联锁停机，当系统恢复正常后，压缩机再运行。三、干燥器本项目干燥器为间断操作，冃前国产设备质量完全可满足加气站运 行要求，干燥器采用撬装型式。供货范围包括高压再生双塔干燥器、高 压粉尘精过滤器、再生气加热器、再生气冷却器、底架、连接管路及阀 门。根据压缩机选型情况，干燥撬配套处理量为2000 Nm3/h, CNG露点 温度一55CO四、顺序控制器由于本常规站面对CNG汽车用户，CNG通过加气机直接提供给 CNG汽车，所以为维持系统压力平衡，合理利用能量，设置CNG加气 顺序控制器，将己增压、脱水的成品气按优先顺序向汽车直充或分别向 高、中、低压储气装置供气，达到既节能又能保证高压储气系统压力的冃的。该设备由压缩机厂家成套供应。五、地下式储气井目前，国内外储气装置的形式有三种：一种是采用大容积储气罐储 气，另一种是采用储气瓶(60升或80升)，用管线串联成组储气；第三 种是采用地下储气井储气。三种方式各有其特点：大容积储气罐储气：优点是检修方便，接口少，即泄漏点少，施工 安装简单；其缺点是投资较高，且国内尚不能生产。储气瓶组储气：优点是投资少，Inf水容积投资约5万元，且利于储 气瓶容积按高、中、低压1： 2： 3的比例分组，取气率可达40%；缺点是 接口多，即泄漏点多，占地大，安全隐患较人。地下储气井储气：优点是占地小，地上连接简单，泄漏点少，安全 可靠性高，维护维修工作量小；缺点是施工较困难，投资较大，水容 积投资约7万元，而且，储气井不适宜建在腐蚀性土壤且地下水位较高 的区域。结合中油大港油田天然气公司母站地下储气井建设的成功经验，建 议采用地下储气井方式，单组水容积2代,分成高、中、低压3组配置，公 称容积比例按1： 2： 3配置。共6口 12m3。六、加气机根据业主要求，本次设计CNG常规站只为CNG汽车加气，售气方式 采用加气机。根据汽车加油加气站设计与施工规范(GB50156-2002) 第8. 4.2条，“加气机的数量应根据加气汽车的数量、每辆汽车加气时 间46min计算确定”。前述市场情况，本工程现主要市场对象为500辆出租车，按每辆车 每天加气一次计算，需要3000分钟，即50小时，即使加气机不间断加 气，按每天有效加气时间12小时计算，至少需要4个加气头。而500辆汽车不可能每次都能加满1天的用量，而且汽车也不可能在16小时能不间断的加气。综合考虑加气汽车流量的不均衡性，为满足目前市场要求和远期发 展需要，设计选用4台加气机，均采用单台双枪配置。七、主要外购设备一览表加气站主要设备表见表4. 3-1表4. 3-1 主要设备表项目规格单位数量备注天然气压缩机进气压力0. IMpa；设计排气压 力25Mpa,单台排量800m7h台20. 07Mpa 进口压力,680m7h0. 15Mpa 进口 压力,1000m7h干燥器处理能力2000m7h套1口动顺序控制盘套1与压缩机成套地下储气井V二加组6加气机最大流量20Nm7min （双枪）台4站外管线1)168X6m500R hi号调压计量间八、非标设备根据CNG常规站的设计流程要求和木工程的实际情况，需要设置原料气进站入口分离器、再生气收集罐和放空筒。具体规格见下表4. 3-2：表4. 3-2非标设备表项目规格单位数量备注入口分离器PNO. 6MPa DN1200X4200具1再牛气收集罐PNO.6MPa DN800X2400具1放空筒DN150具1第四节管材及管线敷设一、管材选用高压部位（操作压力25MPa）的工艺管道选用高强合金钢管材；低 压部位的工艺管道，选用20钢管材。二、管线敷设站内管线采用管沟敷设，沟内填实干沙，上加盖板。第五章辅助生产设施第一节给排水一、给水原有加油站南侧有DN100市政供水管线，新建加气站直接引一条 DN40的供水管线供站内洗手、打扫用水。二、排水新建站址周边有较好的排水协作条件。红旗路北侧有d600的市政 污水干线，站内生活污水通过排水暗管排至原有污水检查井。排水管线 出建筑物及接入市政管线前均设水封井。三、雨水新建加气站内雨水通过散流排至站外。第二节消防一、设计原则严格执行国家现行给水排水及消防标准规范。选用技术先进、性能 可靠的设备和材料。做到设计合理，便于施工，方便管理、维修，力求 节省投资。二、消防设计1、主耍消防对象：天然气压缩机撬、天然气干燥撬、储气井、加 气机等。辅助设施包括值班室、配电室、仪表控制室等。2、设计内容：根据汽车加油加气站设计与施工规范 GB50156-2002第9. 0. 2条“加油站、压缩天然气加气站、加油和压缩天 然气加气合建站可不设消防给水系统。因此港中加气站不考虑设置消防 给水。3、灭火器设置：根据汽车加油加气站设计与施工规范 GB50156-2002和建筑灭火器配置设计规范GBJ140-90 （1997年版） 规定灭火器配置如下：加气机周边设置6具净重4Kg的手提式磷酸钱盐 干粉灭火器，生产装置区周边设置净重8Kg手提式磷酸鞍盐干粉灭火器 6具，35Kg推车式磷酸钱盐干粉灭火器2具。加气站辅助设施中配电间、 仪表控制间为带电火灾，中危险级，各设置净重7Kg手提式二氧化碳灭 火器2具。其余地方为轻危险级，A类火灾，设置4具净重2Kg手提式 磷酸钱盐干粉灭火器。灭火器均置于灭火器箱中，置于明显及便于取用 处，并设专人管理。4、加气站内配置灭火毯5块，砂子2m3o三、主要工程量主耍工程量见表5. 2-1表5. 2-1主要工程量表序号设备及规格单位数量备注1净重2Kg手提式磷酸钱盐干粉灭火器具42灭火器箱（内设2Kg手提式磷酸钱盐干粉灭火器2具）具23净重4Kg手提式磷酸鞍盐十粉灭火器具64灭火器箱（内设4Kg手提式磷酸馁盐干粉灭火器2具）具35净重8Kg手提式磷酸钱盐干粉灭火器具66灭火器箱（内设4Kg手提式磷酸钱盐干粉灭火器2具）具377Kg手提式一氧化碳火火器具48灭火器箱（内设7Kg手提式二氧化碳灭火器2具）具29净重35Kg推车式磷酸桜盐干粉灭火器具210钢板网复合管 DN40米120111000污水检査井座1012GS-202型水封井座413d200混凝土管米20c141000圆形立式阀门井座215灭火毯块516砂子m3217UPVC排水管米30第三节供配电一、用电负荷等级及预测1、用电负荷等级依据汽车加油加气站设计与施工规范(GB50156-2002)规定, 常规站工艺及照明用电设备负荷均为三级负荷。2、用电负荷统计用电负荷见负荷统计表5. 3-1 o表5. 3-1常规站用电负荷统计表序号负荷名称安装容量(kW)运行负荷(kW)负荷等级1压缩机220X2220X2三级2压缩机空冷器1 1 X211X2三级3压缩机其它负荷13. 95X211. 75X2三级3干燥器25.716. 7三级4其它2015三级合计535.6517.2最大能力时六、设计说明1、供配电网络电压等级：供电电压为6/0. 4KV2、输变电1) 输电常规站站外411#线路0前所带负荷已接近满负荷,不能满足新建常 规站的供电要求。其它供电电源距用电负荷乂太远，从经济供电的角度 考虑应切改部分411#线路的负荷腾出供电空间为新建常规站供电。411# 线路由滨海35kV变电站供电，在411#线路的起点处带有为李园小区供 电的分支线路，应将这条分支线路从411#线路上切除，改由滨海35kV 变电站直接供电。现滨海35kV变电站己无备用出线开关柜，需将现有 的锅炉房出线和东二区出线口合并，腾出的东二区出线带李园小区线 路。常规站外电源引自411#6kV架空线路。采用高压电缆 YJV22-10kV-3x95mm2埋地敷设至站内。电缆引下处需加隔离开关及高压计量装置。2）变配电在常规站内建设1座6/0. 4KV变配电室，其内设置6kV环网柜4 台，630kVA干式变压器1台，低压抽屉式配电柜4台。75KW及以上电机 采用降压启动。3、照明1）场区内照明采用投光灯。4、接地1）站内低压配电接地系统采用TN-S系统。2）站内设联合接地网，新建变压器屮性点及站内所有的电气、工 艺设备外壳均与联合接地网相连，接地电阻不大于4欧姆。3）站内所有容器、设备均利用设备壳体自身做接闪器，并与联合 接地网相连。4）站内所有工艺设备、管线的始末端均设防静电接地装置。法兰 与法兰之间采用RV-500 16型导线作可靠电气跨接，其接地电阻应不大 于10欧姆。表5. 3-2主要工程量序号项目名称位数量1滨海35kV变电站出口调整项126kV负荷调整项136kV 开关柜 HXGN1 10面44干式变压器 SCB9-630/6. 35%/0. 4KV台15低压抽屉式开关柜GCK面46照明箱PXT-IMI17高压电缆 YJV22-1 OkV-3 X 95m300电缆YJV22-0.6kV/lkV-3xl85+lx95m200YJV22-0.6kV/lkV-4x4m400YJV22-0. 6kV/lkV-3x4m400第四节仪表自动化一、设计范围工艺过程压力的显示；采用压力联锁系统控制压缩机的启停；站内 可燃气体浓度检测、报警。二、自控内容和方案1、由于天然气进站压力较低,设计进站天然气引自中压环状管网 红旗路调压计量间调压阀前，为提高压缩机入口压力，进站天然气不做 调压，待环状管网运行压力提高后，再考虑调压设施。另外在计量间设 置交接计量流量计；2、压缩机进出口、储气瓶进岀口设置压力的就地指示，储气井温 度的就地指示。3、在压缩机撬块、干燥器、储气井组以及加气区设置可以现场指 示可燃气体浓度的检测探头，值班室设可燃气体报警仪，进行可燃气体 浓度检测和报警。可燃气体报警仪可以实时显示可燃气体的浓度，达到 20%LEL时进行报警，同时配备1台便携式可燃气体检测仪用于口常巡 检。压缩机自带控制系统，其工作参数通过标准通讯接口传输到工控 机。4、值班室设置工控机作为工作站，可以通过接口卡采集生产数据, 并通过标准通讯接口与压缩机控制器以及火灾报警控制器进行双向通 讯，及时存储生产数据和报警信息。工控机带有网络接口，可以通过电 话线或者局域网向管理部门传送数据。三、仪表选型的原则1、加气站的生产介质以甲烷为主，在仪表选型及自控系统设计中 严格按照防爆区域的要求选用和设计合适的仪表。2、仪表系统的安全接地、静电接地和木安接地应严格按照有关要 求进行，接地电阻符合要求。3、仪表的精度和灵敏度满足生产要求；PLC和工控机性能稳定，安 全可靠。四、仪表及设备的选型可燃气体报警仪的检测探头带现场浓度指示。五、电缆及电缆敷设电缆选用适应于含盐、腐蚀的环境，电缆为多股线，线芯截面不小 于0. 75mm2o对于多芯电缆，根据其传输信号的类型，优先选用分屏/总 屏电缆。电缆采用埋地敷设方式，电缆露出地面部分穿钢管保护，仪表与护 管采用防爆挠性管连接。由于检测点较多，为减少电缆根数，方便安装，从中控室采用多芯 电缆敷设至现场防爆接线箱，再从接线箱分线至现场仪表。六、供电从配电室给仪表控制系统提供220VAC 50Hz电源，送至仪表控制室。 仪表控制系统配1台在线式UPS,后备时间60mino七、防爆及接地仪表防爆等级不低于ExdIIBT4,防护等级不低于IP55o 仪表系统接地由电气专业统一完成，接地电阻小于4欧姆。序号设 冬单位数量备注1压力表台112温度计台33旋进旋涡流量计台24石英玻璃管液位计台15PLC控制系统套16可燃气体报警仪（6回路，含探头）套17便携式可燃气体报警仪台18工控机（含软件）套19辅助材料顶1表 5. 4-1主要自控设备表第五节通信一、设计原则遵守有关设计标准、规范，充分利用己建通信系统，满足本T程& 产需要。二、设计内容通信外线就近从钻井运输分公司办公楼西侧的电话交接箱内引1条 10通信电缆约300米，埋地敷设至办公室内的壁挂式电话分线箱。室内 暗配电话线，共安装市话电话2部，值班室电话用于