CNG项目申请报告C版

精品文档太原市液化气公司CNG加气站工程项目申请报告太原市燃气设计有限公司2011年5月前言受液化气公司委托，设计公司帮助液化气公司就CNG加气经营项目可行性进行了论证和研究。我们对CNG加气项目也没有经验，只是接触这方面的信息和技术资料较多，对CNG加气站工艺相对了解，但对较深的内容认识有限。我们这个报告是参考我们现有的一些资料并向天然气CNG项目的有关人员进行咨询后编写的。我们主要结合液化气公司现有的资源储装站土地和区位优势，就液化气公司开展CNG加气业务做了一些研究和论证。我们的这份报告，只是供领导在决策CNG加气项目的种类、规模和发展做一参考。待决策后，液化气公司还要委托具有实际经验的咨询设计单位编写项目申请报告。本报告内容有不对或有错误的内容请各位领导指正。1、总论1.1项目背景 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最为严重。 我国作为发展中国家，随着国民经济的持续高速平稳发展，环境污染日益严重，已成为经济发展和社会进步的障碍。国家清洁汽车协调领导小组把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。改善生态环境，减少大气污染，合理利用资源，充分发挥天然气的优势。太原市汽车尾气污染对环境空气质量的影响还很严重，由于机动车大幅度增长，汽车排污造成的影响亦越来越严重，尾气污染已有局部性转变为连续性和累积性，城市居民成为汽车尾气污染的直接受害者。根据国务院关于大力推广和加快发展应用压缩天然气（CNG）技术及国家清洁汽车协调领导小组要求，在太原市及周边城市推广利用CNG技术，具有很大的必要性和一定的社会效益及经济效益。根据气化太原实施规划，城市建成区结合公交停车场及现状加油站分布，合理按服务范围规划加气站，服务出租车与其它燃气车的站点主要设置在高速环沿线的交通便利处及城区边缘组团的车流量密集通道附近。规划在2012年建成并投入使用加气站共38座（公交加气站9座，出租车、市政环保车等其他加气站29座），至2015年末需建成加气站56座（公交加气站14座，出租车、市政环保车等其他加气站42座）。1.2液化气储装站区域概况太原市液化气公司储装站位于冶峪河南岸，与规划中的冶峪街（规划宽度50）毗邻，距西环高速约1.4公里，距晋祠路约500米，占地面积约26.5亩。站址东侧为一片空地，南侧为太原洗涤剂污水厂厂房（三类保护物），西南角为化工厂厂房（三类保护物），西侧为8米宽现状路，现状路西侧为太原洗涤剂厂，北侧为泡沫加工厂仓库（临建）。储装站址扼守交通要道，车流量大，配套设施比较齐全，符合太原市总体规划、环境保护、消防安全和供气方便等要求，具有建设天然气加气子站和加气母站条件。详见附图。1.3CNG市场概况随着油价的不断上调，很多车主特别是出租车司机感到油价压力很大，“油改气”再次受到人们关注。燃油调价对太原的出租车行业影响很大。由于目前成品油价格大幅上调，而天然气价格调整幅度小，因此一辆出租车若改装天然气，改装费用为每台车辆六千元，每月燃料费将节省两千元以上。天然气燃料对车主有较大的吸引力，车用CNG的市场广阔，前景一片光明。 太原市目前以CNG为燃料的汽车主要是出租车和公交车。其中，太原市城六区出租车约9000辆，近期将增加到1万辆；公交车约2300辆。目前出租车中CNG和汽油双燃料汽车约为4100辆，并以每周40辆的速度在增加；公交车有1000辆为CNG和汽油双燃料汽车。自2006年9月17日，太原市建成第一座加气站以来，太原市陆续新建了多座加气站，其中，欣能集团4座，晨光煤层气公司已建成6座，在建1座；省煤运公司已建成2座，在建1座，中油洁能公司在建2座。根据气化太原实施规划，至2015年末需建成加气站56座，以每座加气站规模为1.5万Nm /d计算，子站市场规模总量为84万Nm /d，而现阶段太原市为加气子站运行的母站规模为：杨盘母站12.5万Nm /d，大盂母站30万Nm /d，西温庄母站15万Nm /d；CNG母站市场缺口为26.5万Nm /d，所以建设加气母站还有较大的市场空间。1.4气源实施方案一：CNG加气子站，原料气来自西温庄压缩天然气母站。西温庄CNG母站，日产压缩天然气15万Nm /d,其供应能力满足本方案的需求。实施方案二、方案三： CNG加气标准站、母站原料气来自规划中4.0MPa天然气环城高压管线,其距离拟建站址约1.4公里，供应能力满足本方案的需求。2、工艺方案本次编写共制定了三套方案：2.1方案一：CNG加气子站方案概述：（1） 设计能力：2.0万Nm /d；（2） 项目占地面积：2784（4.17亩）（3） 主要设备：1） 压缩机1台：单机Q=1800 Nm /h；2） 双枪三线加气机6台：单台最大流量为60 Nm /min；3） 储气井4口：单口水溶积为2 m ；4） 卸气柱1台：单台最大流量为5000Nm /h；5） 集装管束拖车2台：单车储气3600 Nm 工艺流程：工艺流程简述：由拖车运来的压缩天然气通过卸气柱给子站卸气时，拖车里的压力是20MPa。此时如果储气井里的压力低于拖车里的压力，拖车内的天然气则会通过控制盘向子站直接冲气。站内储气井天然气压力降到20MPa以下时，控制系统自动启动压缩机继续工作给站内储气井充气，使储气井的压力保持在20MPa以上，以满足汽车充气要求。储气井分为高、中压组，拖车是低压组并且是给压缩机补充气源的装置。高、中、低储气组通过独立的线路给加气机供气。加气机首先从低压组（拖车）中取气,当加气机通过内置的质量流量计探测到加气流量低于预先设定值，则自动切换到中、高压组。压缩机可以从拖车中取气低至3.54.0MPa。（1）运输系统母站的压缩天然气经拖车转运到各子站，因此必须设一定数量的集装管束拖车，每台拖车安装8瓶集装管束，在20MPa条件下可储天然气 3600 标准立方米。加气子站供气的拖车均由上游母站负责提供。一般采用的拖车技术参数如下：管束水容积： 18 立方米天然气储量/重量：3600标准立方米集装管束尺寸： 长12.2米，宽2.44米，高 1.4米（2）压缩系统为尽量卸完拖车内的气体，保持足够的加气速度和加气量，子站设有1台箱式压缩机，箱式压缩机将压缩机、缓冲罐、回收罐等设施集成在箱体内，并自带PLC控制系统，可以控制压缩机的启动、停车、自动停机卸载、紧急关断。箱式压缩机具有安装方便、管理简单，运行平稳的特点。采用压缩机是保持高压组压力、同时尽量卸出拖车内的天然气。压缩机技术参数：结构型式：活塞、风冷方式。吸气压力：3.520MPa排气压力：25MPa排气量：1800Nmh电机功率：90Kw（3）储气系统目前储气系统采用的储气方式主要有：小容积钢瓶组储气、地下储气井储气、大容积储气钢瓶储气。小容积钢瓶组由于每个钢瓶的公称容积为50L或80L，整个储气系统钢瓶数量多，占地面积大，管道连接点多，易泄漏，检测工作量大，但前期投资低。地下储气井是向地下钻井，每口井深100m200，直径177.8mmX壁厚10.36mm。储气井占地面积小，安全性能较好，但存在施工难度大，费用高，漏气不易发现等缺点。大容积储气钢瓶组属较新的储气装置，具有接口少，管理方便的优点，但生产厂家少，价格高。钢瓶组由于单瓶体积太小，在工程中使用越来越少，本工程不予考虑。根据其它已使用压缩天然气的城市建设经验并结合业主意见，推荐选用储气井储气。加气子站共设4口储气井，每口井的公称容积为2.0 m，总共储气2000 m。技术参数：公称容积：2m设计压力：32MPa工作压力：25MPa设计井深：100m。（4）加气机将储存的高压气体，通过加气机向用户进行销售，为保证售气精确计量，选用智能型质量流量计的双枪加气机6台。加气机设有拉断快速关闭阀，在加气过程中，如果汽车因意外事故突然开动，加气枪和加气机将自动断开，并能在同时快速关闭气源。技术参数：设计压力：27.5MPa工作压力：25MPa每支枪最大流量：30Nmmin（工作状态）计量准确度：0.5级方案二：CNG加气标准站方案概述：（1） 设计能力：2.0万Nm /d；（可扩至3.0万Nm /d）（2） 项目占地面积：3130（4.7亩）（3） 主要设备：1） 压缩机两台：单机Q=1800 Nm /h；2） 双枪三线加气机6台：单台最大流量为60 Nm /min；3） 储气井4口，单口水容积为2 m ；4） 撬装箱体式调压计量设备两套，单套最大通过流量不小于1800Nmh5） CNG低压深度脱水装置两套，单套最大通过流量不小于1800Nmh工艺流程：工艺流程简述：由城市管网来的天然气经计量后进入干燥器，经脱水装置脱水后使其水露点达到有关规定要求后进入缓冲罐，后经压缩机增压至25MPa，再进入储气井，进行气体的高压贮存。压缩天然气经过加气枪（或加气柱）计量后充入天然气汽车车载钢瓶，供CNG汽车使用。（1）调压和计量由于来气压力的波动和城市燃气用气量的不均衡，为保证压缩机的稳定工作，站内需设有调压和计量设施，本方案采用撬装箱体式调压计量设备。共选两套（一用一备）并联连接。调压计量通过流量不小于1800Nmh（2 ）脱水由于天然气中含有一定量的水份，在高压状态下，会压缩析出水份，冷凝水如果与一定的硫化氢结合，则会对钢类容器造成腐蚀，对容器的安全性危害很大，水与氧、二氧化碳结合，也会产生腐蚀作用，另外在充装过程中有可能产生冰堵现象，所以必须进行深度脱水。天然气脱水有低压脱水，级间脱水和高压脱水三种。常用的是低压脱水和高压脱水。考虑本工程气源压力和压缩机的排气量，考虑选用低压脱水装置。设计采用2套CNG低压深度脱水装置，与压缩机一对一配置。技术参数： 天然气处理量：1800Nmh进气压力：25MPa天然气进气温度：45脱水后天然气露点：-60（3）压缩经过脱水后的天然气进入压缩机内进行加压压缩，使其升压力到25MPa。压缩机是加气站的核心设备，为减少压缩机的台数，应采用大排量的机型，标准站设计采用2台压缩机，单台额定排气量1800mh.技术参数：吸气压力：1.0 MPa排气压力：25MPa排气量：1800Nmh电机功率：90Kw进气温度：30排气温度：45（5）储气每座标准站共设4口储气井，每口储气井公称容积为m，总共储气2000m。技术参数同上子站部分。（6）售气标准站选用智能型质量流量计的双枪加气机台。技术参数同上子站部分。方案三：CNG加气标准站+CNG加气母站方案概述：（1） 母站设计能力：15万Nm /d；标准站设计能力同上述标准站（2） 项目占地面积：4080（6.12亩）（3） 主要设备：1) 压缩机四台：单机Q=3140 Nm /h；2) 双枪三线加气机6台：单台最大流量为60 Nm /min；3） 大流量加气柱4套：单台最大流量为Q=5000 Nm h，并配有质量流量计计量及温度补偿；4) 储气井4口，单口水溶积为2 m ；5） 撬装箱体式调压计量设备两套，单套最大通过流量不小于9420Nmh6） CNG低压深度脱水装置两套，单套最大通过流量不小于9420Nmh工艺流程：母站工艺流程简述：由城市管网来的天然气经计量后进入干燥器，经脱水装置脱水后使其水露点达到有关规定要求后进入缓冲罐，后经压缩机增压至25MPa，再进入储气井，进行气体的高压贮存。压缩天然气经过加气柱计量后充入天然气运输槽车。（1）调压和计量由于来气压力的波动和城市燃气用气量的不均衡，为保证压缩机的稳定工作，站内需设有调压和计量设施，本方案采用撬装箱体式调压计量设备。共选两套（一用一备）并联连接。单台调压计量通过流量不小于9420Nmh（2 ）脱水由于天然气中含有一定量的水份，在高压状态下，会压缩析出水份，冷凝水如果与一定的硫化氢结合，则会对钢类容器造成腐蚀，对容器的安全性危害很大，水与氧、二氧化碳结合，也会产生腐蚀作用，另外在充装过程中有可能产生冰堵现象，所以必须进行深度脱水。天然气脱水有低压脱水，级间脱水和高压脱水三种。常用的是低压脱水和高压脱水。考虑本工程气源压力和压缩机的排气量，考虑选用低压脱水装置。设计采用2套CNG低压深度脱水装置，与压缩机一对一配置。技术参数：天然气处理量：大于等于9420Nmh进气压力：25MPa天然气进气温度：45脱水后天然气露点：-60（3）压缩经过脱水后的天然气进入压缩机内进行加压压缩，使其升压力到25MPa。压缩机是加气站的核心设备，为减少压缩机的台数，应采用大排量的机型，加气母站设计采用台（开备）压缩机。技术参数：工作介质：天然气。吸气压力：1.0 MPa排气压力：25MPa排气量：3140Nmh电机功率：434Kw排气温度：45（5）储气每座标准站共设4口储气井，每口储气井公称容积为m，总共储气2000Nm。技术参数同上子站部分。（6）售气天然气拖车加气柱为天然气钢瓶运输拖车充气，选用Q=5000 Nmh大流量加气柱4套，并配有质量流量计计量及温度补偿。标注站流程如上节所述。3.工程投资估算和资金筹措各方案投资系参照同等规模项目可研和咨询已建项目实际投资，得出以下项目估算投资。3.1、估算范围1.工程费用范围：加气设备、工艺管道、电气、自控、电信、暖通、给排水及消防工程的设备及安装费用，建设工程费用。2.投资组成：设备购置费、安装工程费、建筑工程费及建设工程及其它费用。3.3、建设项目总投资方案一：CNG加气子站 工程项目总投资：940万（含2台压缩天然气槽车购置费240万元）方案二：CNG加气标准站 工程项目总投资：1200万(含1.4公里的高压燃气输送专线建设费用)方案三：CNG加气标准站+CNG加气母站 工程项目总投资：2300万(含1.4公里的高压燃气输送专线建设费用)3.、资金筹措资金筹措可采用企业全额自筹或者自筹加贷款方式。4、经济效益分析经济效益分析是对项目方案选择的依据。经济效益分析基础数据见下表：基础数据序号名称年平均值（万元）备 注1进价拖车进气2.6元/Nm3管道进气2.25元/Nm3省天然气公司与市天然气公司协议供气价格为：居民：1.67元/Nm工业：2.25元/Nm其它：1.83元/Nm2售价拖车售气2.6元/Nm3汽车售气3.6元/Nm33电耗价0.7元/KWh4人工费用5.0万/年.人5工程维护及维修费用按投资额的5%计算6管理费3.0万/年.人7拖车运输费用按0.055元/Nm3计算8营业费用1%的营业收入9损耗按5%的进气量计算10营业税按3%的营业额计算11所得税按利润总额的25%计算4.1加气子站部分加气子站规模按700万Nm3/年（2万Nm3/d）进行分析。主要技术经济指标序号指标名称年平均值（万元）备 注1营业收入2520年销售700万立方米2总成本费用2357.27 购气成本1820购气价按2.6元/Nm3计算折旧62.67运输费用38人员费用7515人定员修理费50管理费45耗电70营业费用25.2损耗95.8营业税75.63利润总额162.734所得税40.685可分配利润122.056投资回收期7.7年投资额为940万4.2加气标准站部分加气子站规模分别按供气量700万Nm3/年（2万Nm3/d）和1050万Nm3/年（3万Nm3/d）进行分析。销售量700万Nm3/年（2万Nm3/d）：主要技术经济指标序号指标名称年平均值（万元）备 注1营业收入2520年销售700万立方米2总成本费用2128.7 购气成本1575购气价按2.25元/Nm3计算折旧80人员费用10020人定员修理费60管理费60耗电70营业费用25.2损耗82.9营业税75.63利润总额391.34所得税97.835可分配利润293.476投资回收期4.1年投资额为1200万销售量1050万Nm3/年（3万Nm3/d）：主要技术经济指标序号指标名称年平均值（万元）备 注1营业收入3780年销售1050万立方米2总成本费用3043.04 购气成本2362.5购气价按2.25元/Nm3计算折旧80人员费用10020人定员修理费60管理费60耗电105营业费用37.8损耗124.34营业税113.43利润总额736.964所得税184.245可分配利润552.726投资回收期2.17年投资额为1200万4.3加气母站+标准站加气母站规模分别按供气量5950万Nm3/年（标准站2万Nm3/d和母站15万Nm3/d）和6300万Nm3/年（标准站3万Nm3/d和母站15万Nm3/d）进行分析。销售量5950万Nm3/年（标准站2万Nm3/d和母站15万Nm3/d）：主要技术经济指标序号指标名称年平均值（万元）备 注1营业收入16170年销售5950万立方米2总成本费用15841.9 购气成本13387.5购气价按2.25元/Nm3计算折旧153人员费用15030人定员修理费115管理费90耗电595营业费用161.7损耗704.6营业税485.13利润总额328.14所得税82.035可分配利润246.086投资回收期9.3年投资额为2300万销售量6300万Nm3/年（标准站3万Nm3/d和母站15万Nm3/d）：主要技术经济指标序号指标名称年平均值（万元）备 注1营业收入17430年销售6300万立方米2总成本费用16756.3 购气成本14175购气价按2.25元/Nm3计算折旧153人员费用15030人定员修理费115管理费90耗电630营业费用174.3损耗746.1营业税522.93利润总额673.74所得税168.4255可分配利润505.2756投资回收期4.6年投资额为2300万销售量5950万Nm3/年（标准站2万Nm3/d和母站15万Nm3/d）：主要技术经济指标序号指标名称年平均值（万元）备 注1营业收入16170年销售5950万立方米2总成本费用13211.4 购气成本10888.5购气价按1.83元/Nm3计算折旧153人员费用15030人定员修理费115管理费90耗电595营业费用161.7损耗573.1营业税485.13利润总额2958.64所得税739.655可分配利润2218.956投资回收期1.04年投资额为2300万5.实施方案的确定通过以上技术方案和经济分析的论证，建设和经营CNG加气站技术成熟，效益稳定，投资回收期适中，并具有一定的行业垄断性，风险较小。根据液化气公司实际情况，结合太原市天然气供气设施建设的现状，即西温庄CNG母站已运行二年，且气源充足，保证方案一中CNG加气子站供气可行可靠，规划中4.0MPa天然气环城高压管线尚未动工实施。本着首先使液化气公司运作起来，同时保证营运项目投入相对较少，效益水平较高，行