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1、目 录1概述11.1项目申报单位基本情况11.2项目概况21.3主要经济技术指标61.4结论92市场分析102.1天然气汽车概况102.2 LNG的工业应用概况122.3价格承受能力分析和预测132.4 LNG产品定位132.5武安市LNG用气现状分析132.6武安市LNG市场需求预测132.7供气规模的确定143自然条件与社会条件153.1地理位置及自然条件153.3社会经济153.4交通运输163.5武安市天然气发展现状164基础数据174.1设计说明174.2实施规划174.3气源情况175工艺技术185.1 LNG分装站工艺技术185.2 LNG加气站工艺技术196资源利用与节能226
2、.1节能措施226.2主要法律、法规设计依据267生态环境影响分析以及安全卫生与消防277.1环境保护277.2安全卫生298项目定员与员工培训328.1组织机构328.2生产班制和定员328.3人员来源与培训339项目计划进度349.1项目组织与管理349.2项目实施进度3410投资估算与资金筹措3510.1投资估算3510.2资金筹措及运用3611财务分析3711.1基础数据3711.2财务评价3811.3评价结论3912风险分析4113结论与建议4213.1综合评价4213.2项目存在的主要问题43 附表：（1）主要技术经济指标表（2）营业收入、营业税金及附加和增值税估算表（3）总成本费
3、用估算表（4）利润与利润分配表（5）项目投资财务现金流量表（6）LNG分装站营业收入、营业税金及附加和增值税估算表（7）LNG分装站总成本费用估算表（8）LNG分装站利润与利润分配表（9）LNG分装站项目投资财务现金流量表（10）LNG加气站营业收入、营业税金及附加和增值税估算表（11）LNG加气站总成本费用估算表（12）LNG加气站利润与利润分配表（13）LNG加气站项目投资财务现金流量表1概述1.1项目申报单位基本情况1.1.1项目申报单位简介单位名称：北京金捷能源投资有限公司单位性质：有限责任公司法人代表：王新良单位地址：北京市朝阳区慧忠里103号洛克时代中心B座15A121.1.2项目
4、申报单位概况北京金捷能源投资有限公司成立于2002年10月23日，是中国石油昆仑能源有限公司（以下简称“昆仑能源”）所属的，以天然气终端市场为主要业务发展方向的专业化天然气产业运营企业。北京金捷能源投资有限公司在中国天然气的供气、加气站运营等方面具有较强的市场开拓和丰富的运营管理经验，通过多年的投资经营，拥有专业的技术与管理团队，积累了大量的天然气产业投资运营经验。1.2项目概况1.2.1项目名称、项目性质、建设地点、经营机制及管理体制项目名称：武安新捷能源有限公司LNG规划项目立项报告项目性质：新建项目建设地点：河北省武安市按照现代企业制度要求，结合本项目的特点，本着精简机构，提高劳动生产率
5、的原则，建立完善的经营体制及管理体制，设置生产管理、人力资源、财务管理、市场开拓、品质管理等职能部门，合理理顺内部经营机制与外部市场竞争关系，增强公司竞争力。公司注重管理手段信息化、管理思维现代化等，为公司科学决策、提升管理效率、适应市场竞争提供了实用的高效管理体系，是21世纪企业管理发展的必然选择。在十二五期间，将在武安市开展LNG综合利用业务，预计发展3000辆天然气汽车，建设LNG分装站1座，LNG加气站15座。1.2.2项目提出的背景近年来，随着国际油价持续走高，我国国内成品油价格不断攀升，机动车单一的燃油能源结构和成品油价格的不断上涨，使汽车的运行成本不断增长，已经对城市经济发展产生
6、较大的负面影响。燃油供需的紧张矛盾成为束缚我国国民经济，特别是汽车工业发展的重要因素。如何缓解这种矛盾和降低运行成本，是当前我国能源战略方面迫切需要解决的问题。相同热值的天然气的费用比汽油、柴油的费用要低的多。根据天然气燃烧特性和运行试验结果，1Nm3天然气的行驶里程等效于0.95升柴油，1.2升汽油。2011年10月，武安地区90#、93#、97#汽油的零售价格已经分别达到6.59、7.52、7.91元/升的高价，0#柴油的价格也已达到7.32元/升，CNG零售价按3.6元/ Nm3。重型货运汽车每车按年运行90000km计算，每百公里耗柴油约45升，耗天然气55Nm3，重型货运汽车一年耗油
7、约40500升，合人民币29.646万元，耗天然气49500Nm3，合人民币17.82万元，则使用CNG作为燃料时一年可节约燃料费用为11.826万元左右。此外，根据中华人民共和国公路法中费改税的规定，燃油车辆使用汽油、柴油将在现有价格基础上平均增加1.05元/升，届时，油气差价将增大，CNG汽车的经济性将更加显著。同时，据国内测试者资料，CNG车比汽油车排放的CH减少72%，NOx减少39%，CO减少24%，SO2减少90%。而LNG汽车在具有CNG汽车优点的同时，更具有能量密度大、运输方便、排放物污染小、安全性能好、经济效益显著等优点。在工业领域，以LNG代替乙炔、丙烷作为工业切割气体，具
8、有良好前景。武安当地用LNG代替丙烷的技术已经成熟。经过前期市场调研得知，武安16家大中型钢铁企业丙烷用量约为300吨/月，同等热值的LNG约为310吨。采用LNG作为工业切割气体，单月毛利润在75万左右，利润十分客观，并且分装的杜瓦瓶还可向周边玻璃厂、陶瓷厂提供工业用气体，市场前景广泛。武安市拥有良好的经济基础，但在长期粗放型发展的过程中造成了资源过度消耗，空气污染，对居民的生活产生巨大影响。因此，武安市政府在近期召开的武安市第二次创业办公会上，明确强调“淘汰落后产能，重点发展低碳、环保项目”的口号。本项目的立项正切合这一主题，故将武安新捷能源有限公司LNG规划项目列入武安市重点项目。在切割
9、气利润的支持下，本项目将快速发展。武安在册载重车三分之二为短途倒运车辆，日形成在150公里至200公里，非常适合LNG业务的推广。立足当地资源，以点带面，发挥晋冀鲁豫节点位置的优势，支撑山东、河南现有站点，将武安市场做专、做大、做强。因此，发展LNG项目是前景广阔的。目前，武安市正处于经济大发展的关键时期，天然气利用的经济性和环保性已经深入人心，车用燃气用户及工业用户将呈逐年增多趋势，拥有良好的市场前景。武安新捷能源有限公司LNG规划项目的优势明显，产品结构适应市场需求，能够为新捷公司的做大做强，奠定良好的基础。综上所述，本项目的建设符合时代的需求，符合国家的产业政策、技术政策和环保政策。1.
10、2.3项目投资的意义（1）符合国家发展能源工业的政策根据国家天然气产业“十二五”规划，未来五年我国天然气消费量年均增速将达到25%以上，这意味着到2015年我国天然气的消费量将达到2600亿立方米以上。此外，国家在能源建设方面，要求使用清洁能源，并逐步提高清洁能源的利用比例。依据国家发改委能源20072155号关于印发天然气利用政策的通知的基本要求，为加快武安市液化天然气进入工作，以气代汽柴油节能环保、减少碳排放。该项目的建设有利于武安市能源产业结构多元化发展，是科技进步、能效升级、严格环保的必然趋势，符合且顺应国家能源变革的总体方向，也与世界能源发展总趋势相一致，具有良好的经济和社会效益。本
11、项目符合国家相关产业政策和战略发展需要，能在一定程度上提高和改善该市在国民经济发展过程中的能源、环境承载能力，对创建社会主义和谐社会和提高人民群众生活质量具有积极意义。（2）满足开发目标市场价值的需要 随着经济的不断发展，汽车尾气污染日趋严重，LNG站的建设势在必行。在国家不断加大天然气等清洁能源的开发力度和引进力度的政策下，新捷公司利用这一契机，积极筹建LNG站，努力提升自身的综合竞争力，并为可持续发展目标的实现提供强有力的支撑。对其实现能源结构的优化配置，带动相关产业发展，拓宽新的经济增长点等都具有十分重要的意义。1.2.4项目建设的有利条件（1）气源条件本项目近期气源为江苏如东LNG接收
12、站。为满足发展的需要，本项目远期气源将由唐山LNG接收码头、如东LNG接收站以及河北霸州、任丘、山东泰安等LNG工厂供给，气源供应有保证。在武安市大力发展液化压缩天然气，不仅具有充分的天然气资源和巨大的用气市场，而且对该地区实现资源的优化配置，带动相关产业发展，拓宽新的经济增长点都具有十分重要的意义。为此，新捷公司充分利用有利条件，抓住国家对城市液化天然气大力支持的机遇，快速而有效地建设和经营液化天然气加气站，实现企业经济效益的最大化。 （2）政策支持武安市的天然气入市工程，为武安市实施LNG汽车及加气站项目创造了有利的条件。本项目抓住这个有利时机，积极与当地政府沟通，取得了当地政府的支持，可
13、大大加快开展相关业务。（3）市场机遇根据武安市目前天然气需求量及未来发展状况，预计，2011年武安市车用天然气用气量约为120104Nm3，工业用户天然气用量约为90104Nm3，到2020年，武安市车用天然气用气量将达到26400104Nm3，工业用户天然气用量约为3500104Nm3，总用气量将达到29900104Nm3。综合来看，武安市天然气市场十分广阔，有较大的发展空间和良好的发展前景。1.2.5编制依据和编制原则1.2.5.1编制依据（1）化工投资项目项目申请报告编制办法中石化协产发（2006）76号；（2）建设项目经济评价方法与参数（第三版）；（3）城镇燃气设计规范（GB50028
14、2006）；（4）武安市天然气市场调研报告2011年5月；（5）昆仑能源北京金捷能源投资有限公司与武安市大明物流经贸有限公司合作开发武安市天然气项目框架协议2011年7月；（6）北京金捷能源投资有限公司提供的基础资料；（7）项目组收集的有关资料。1.2.5.2编制原则（1）严格执行国家有关法律法规、强制性设计标准及规范，保证工程质量；（2）结合LNG站站址地形，做到布局合理、流程顺畅；（3）选择技术上适度先进、工艺上成熟可靠、操作安全的技术和装备；（4）贯彻“预防为主、安全第一”的方针，加强消防、抗震、工业卫生与安全生产等方面的配套设计，保障操作人员在生产过程中的安全与健康；（5）按照国家、行
15、业和地区发展规划，国家产业政策要求，对本项目的建设条件、技术路线、经济效益等多方面的分析对比，为领导决策提供依据。1.2.6编制范围本项目申请报告的范围将就项目建设的背景和意义、市场分析、工艺技术方案、投资估算、资金筹措、财务和经济评价等主要问题进行分析，提出建设性意见和建议。1.3主要经济技术指标本项目设计规模及原材料、动力消耗见表1.3-1，LNG分装站主要技术经济指标表见表1.3-2，LNG加气站主要技术经济指标表见表1.3-3。表1.3-1 设计规模及原材料、动力消耗表序号项目名称单位指标备注1设计规模1.1LNG分装站104m3/a852.93共1座1.2LNG加气站104m3/a1
16、0800共15座，每座2104m3/d2原料消耗2.1LNG分装站天然气Nm3/a854.641042.2LNG加气站天然气Nm3/a10821.61043动力消耗3.1电力kWh/a28.81043.2新鲜水m3/a57604年操作天数d3605劳动定员人195表1.3-2 LNG分装站主要技术经济指标表序号项目名称单位指标备注1项目总投资万元906.221.1建设投资万元881.21.2铺底流动资金万元25.022年营业收入万元3925.013成本和费用3.1年总成本费用万元3560.933.2年经营成本万元3495.163.3主要产品单位生产成本万元/吨3.814年利润总额万元354.9
17、35年营业税金及附加万元9.166年增值税万元114.447财务分析盈利能力指标7.1总投资收益率%37.117.2权益投资净利润率%27.837.3投资回收期年3.98静态7.4全员劳动生产率万元/人48.087.5项目投资财务内部收益率所得税前%43.51所得税后%34.027.6项目投资财务净现值（Ic=12%）所得税前万元1632.63所得税后万元1110.017.7权益投资内部收益率%34.028盈亏平衡点%59.489综合能耗总量t标煤/a2.23表1.3-3 LNG加气站主要技术经济指标表序号项目名称单位指标备注1项目总投资万元8287.941.1建设投资万元80401.2铺底流
18、动资金万元247.942年营业收入万元44920.443成本和费用3.1年总成本费用万元42742.323.2年经营成本万元42151.763.3主要产品单位生产成本万元/吨3.734年利润总额万元2108.485年营业税金及附加万元69.636年增值税万元870.417财务分析盈利能力指标7.1总投资收益率%23.717.2权益投资净利润率%17.547.3投资回收期年5.32静态7.4全员劳动生产率万元/人32.057.5项目投资财务内部收益率所得税前%28.24所得税后%22.347.6项目投资财务净现值（Ic=12%）所得税前万元7768.73所得税后万元4755.987.7权益投资内
19、部收益率%22.348盈亏平衡点%68.29综合能耗总量t标煤/a33.671.4结论经过市场调查与预测、技术论证、财务评价，该项目在技术上可行，在经济上有较强的抗风险能力，且天然气供应有保证，具有较好的社会效益，在技术上、经济上是可行的。2市场分析2.1天然气汽车概况2.1.1清洁汽车简介为改善城市空气质量，促进城市经济和建设的可持续性发展，国家科技部推广应用清洁燃料汽车。目前使用的汽车清洁能源主要有以下几种：电力、乙醇汽油、生物柴油、煤基车用燃料、压缩天然气（CNG）、液化天然气（LNG）及液化石油气（LPG）、等。电动汽车具有节能、能源多样化、环保等突出的特性，同时具有电能网络齐备、输送
20、方便、充电站建设费用低等优点，但由于储能部件（电池）等能量密度、充电时间、循环寿命等技术尚未彻底解决，目前不宜大面积推广。乙醇汽油作为一种新型清洁燃料，是目前世界上可再生能源的发展重点，符合我国能源替代战略和可再生能源发展方向，技术上成熟安全可靠，在我国完全适用，具有较好的经济效益和社会效益。但与普通汽油相比较，动力下降，油耗增加，天热时还易于气阻熄火。另外由于乙醇汽油一旦遇水就会分层，无法采用成本很低的管道输送，乙醇汽油储运周期只有45天，这影响使用乙醇汽油的方便性。生物柴油的应用是解决环境和能源问题的具有战略意义的措施，利用我国广大的荒山野岭组织生产生物柴油原料还有利于农业经济的发展。但工
21、艺复杂，且醇必须过量，要求后续工艺必须有相应的醇回收装置，能耗高，设备投入大，有一定的局限性。煤炭资源占我国能源总量的比例超过70%，高效、清洁地利用煤炭能源显得十分重要。煤基车用燃料的推广应用，但煤基车用燃料的生产工艺以及燃用煤基燃料的相关车辆技术还不成熟，推广还有一定困难。压缩天然气汽车简称CNG（Compressed Natural Gas）汽车，是将天然气（主要成分是甲烷）压缩至20MPa，储存于气瓶中，经减压器减压后供给汽车内燃机燃烧的技术。国内自上世纪80年代开展天然气汽车技术的应用研究，现已实现天然气汽车的燃料系统和加气站系统两部分全套国产化。液化天然气汽车简称LNG（Lique
22、fied Natural Gas）汽车。LNG汽车是继CNG汽车之后于近年才发展起来的一种新型环保汽车，但由于汽车携带的LNG比CNG具有更高的燃料密度、压力低、所需燃料箱自重轻，汽车一次充气的行驶里程较CNG远的多，LNG同时又像油品一样运输，同时具有CNG的优点，而且克服了他们的不足，因此具有更强的实用性，且由于我国能源战略结构的调整，被认为是今后燃气汽车的反展方向。2.1.2LNG汽车的优点LNG汽车更具有以下特有优点：（1）能量密度大同样容积的LNG车用储罐装载的天然气是CNG储气瓶的2.5倍。目前国外大型LNG货车一次加气可连续行驶10001300km，非常适合长途运输的需要。（2）
23、运输方便在陆上，通常用2050m3（可储存1.21043.0104Nm3CNG）的汽车槽车，将LNG运到LNG汽车加气站，也可根据需要利用铁路槽车运输。在海上，通常用1210413104m3的LNG轮货运输。（3）排放物污染小LNG汽车的排放效果要优于CNG汽车。与燃油汽车相比，LNC汽车污染物的排放量大大降低，被称为真正的环保汽车。（4）安全性能好LNG的燃点为650，比汽油、柴油和LPG（液化石油气）的燃点高；点火能也高于汽油、柴油和LPG，所以比汽油、柴油和LPG更难点燃。LNG的爆炸极限为515，气化后的密度小于空气；而LPG的爆炸极限为2.49.5，气化后密度大于空气；汽油爆炸极限为
24、1.07.6，气化后密度大于空气；柴油爆炸极限为0.54.1，气化后密度大于空气。可见，LNG汽车比LPG、汽油、柴油汽车更安全。（5）经济效益显著由于LNG的价格比汽油和柴油低，且LNG燃烧完全，不产生积碳，不稀释润滑油，能有效减轻零件磨损，延长汽车发动机的寿命，所以LNG的经济效益显著。2.2 LNG的工业应用概况钢铁产业是经济发展的重要基础产业，目前仍是推动我国国民经济快速发展的一个支柱产业。目前国内钢铁企业，连铸火焰切割系统所用的工业燃气主要有乙炔气、丙烷等。乙炔在很长一段时间内成为工业切割、焊接、火焰喷图等工艺不可替代的燃料，乙炔较其它燃气更具有特殊的优势，操作简便、适用性强、火焰喷
25、图因其具有速度快、质量好等优点受到广大企业的青睐。但是乙炔的污染重、耗能大、成本高、切割质量差、易爆易燃等特性，对员工的身体健康与安全造成一定危害，因此，替代乙炔早已成为业界共识。而用丙烷作为连铸机火焰切割系统的工业燃气，可以避免焦炉煤气用于火焰切割系统的所有缺点，但其吨钢成本比较高、气化能力较差、运行压力不稳定。火焰切割系统普遍存在的问题是：工业燃气供气压力不稳定、工业燃气消耗量大、切割缝隙较宽、钢坯切割的断面质量较差。钢铁企业连铸火焰切割系统对工业燃气和切割机具的要求是：安全高效、稳定性好、成本低廉，连续使用不间断，在恶劣环境下使用的可靠性强。选择一种安全、高效的能够满足连铸机火焰切割系统
26、要求的工业燃气，根据此种燃气的理化性质，研制一种与燃气配套的切割机具，来消除上面所述连铸机火焰切割系统所存在的缺陷，实现钢铁企业节能降耗、降本增效的目的，针对这些特点，LNG无疑是用于连铸切割的首选。LNG代替乙炔、丙烷作为工业切割气体，具有良好前景。武安当地丙烷售价约为8000元/吨，乙炔每吨售价为20000多元。当地钢厂多采用丙烷对钢坯进行热切割，当地市场用LNG完全代替丙烷的技术已经成熟。经过前期市场调研得知，武安16家大中型钢铁企业一月丙烷用量约为300吨，同等热值的LNG约为310吨，以此计算，（LNG价格暂定为2.6元/方，如东运至武安总距离为1026公里，运费0.85元/吨.公里
27、计算，1吨LNG到武安的价格约为4500左右，暂定工业气体售价7000元/吨）单月毛利润在75万左右，利润十分客观，并且分装的杜瓦瓶还可向周边玻璃厂、陶瓷厂提供工业用气体，市场前景广泛。2.3价格承受能力分析和预测车用LNG市场的价格承受能力取决于替换燃料（汽油和柴油）的价格。根据等热值等价的原则，可推算车用天然气价格。汽油热值为45.2MJ/kg，密度为743kg/m3，90#汽油的零售价格为6.59元/升；天然气热值为36.9MJ/m3，计算出天然气代替汽油的可承受价格为7.42元/Nm3。根据相关资料，1Nm3天然气替代汽油不低于1.13升，计算出天然气替代汽油的可承受的上限价格为7.4
28、5元/Nm3。根据国内外的运行经验，结合车用领域与工业领域的实际情况，本报告中LNG分装站售价按5.2元/Nm3计，LNG加气站售价按4.7元/Nm3计。2.4 LNG产品定位 武安市工业基础较强，对天然气需求比较迫切，市场空间巨大。但因气源有限，工业用户极少。本项目建成投入使用后，预计将在武安市场以开发工业用气和车用气市场为主，择机进入民用气市场。2.5武安市LNG用气现状分析2.5.1武安市LNG用气现状 武安市地处中原地区腹地，大多地区为山区，天然气管道修建难度大，致使市内无天然气管网，武安市居民、工业用气以煤气为主。近年来随着武安市经济持续快速的发展，武安市政府已认识到天然气在节能减排
29、中的贡献，现正积极寻求合作渠道发展天然气能源。本项目的建设对促进该区域天然气汽车的快速发展，保障提供充足的气源起到了重要作用。2.5.2武安市已建LNG子站现状 武安现有一家企业经营天然气，即河北省武安市鸿浩社会福利气体厂。该厂在武安市经营2座CNG加气站，1座位于邯长路明芳钢铁厂旁，对社会开放，1座专供公交车使用。气源从外地拉至武安，气价已达3.85元/m3。2.6武安市LNG市场需求预测2009年末，武安市拥有各类机动车47432辆，其中大型车辆3662辆（实际数量为8600辆左右，当地大型车辆多用于短途倒运，有利于LNG加气站前期实现盈利），小型车货车35220辆，农用车8550辆。20
30、09年全市公路完成货运量9349万吨，公路客运量200万人，货运周转量210301万吨/公里，旅客周转量57324万人/公里。武安市拥有公交车600余辆，出租车800余辆。现已有30辆公交车，400余辆出租车及少数家用车辆改装为CNG燃气车辆。武安市现有16家大中型钢铁企业，每个月的丙烷用量约为300吨，若改用LNG作为工业切割气体，同等热值的LNG约为310吨，年需要量约为3720吨。根据武安市目前天然气需求量及未来发展状况，预测武安市未来液化天然气市场需求状况如下表所示。表2.6-1 武安市2011-2020年总需求量预测表单位：104Nm3年份2011年2012年2013年2014年20
31、15年2020年车用1203300660099001320026400工业907001050140017503500合计21040007650113001495029900 由表2.3-1可知，2011年武安市车用天然气用气量约为120104Nm3，工业用户天然气用量约为90104Nm3，到2020年，武安市车用天然气用气量将达到26400104Nm3，工业用户天然气用量约为3500104Nm3，总用气量将达到29900104Nm3。综合来看，武安市天然气市场十分广阔，有较大的发展空间和良好的发展前景。2.7供气规模的确定 根据企业的总体规划与武安市LNG市场分析，本项目将建设年供气量852.
32、93104Nm3的LNG分装站1座、年供气量720104Nm3的LNG加气站15座。3自然条件与社会条件 3.1地理位置及自然条件3.1.1地理位置武安位于河北省南部，太行山东麓，东经11345至11422，北纬3628至3701。东邻邯郸市、永年县，以紫金山为界，南接磁县、峰峰矿区，以鼓山、天井寨山、南大垴为界，西倚涉县、山西左权县，以青阳山、万寿山、青崖寨为界，北连邢台沙河市，以摩天岭、梅龟寨、皇母山为界，总面积1806平方千米，城区面积16.5平方千米。武安总体可分为山区（占总面积的29.7%）、低山丘陵区（占45%）及盆地（占25.3%）三大类型。根据建筑抗震设计规范（GB50011-
33、2010）规定，武安市场区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g，设计地震分组第二组。3.1.2自然条件 武安属温带大陆性季风气候，四季分明。年平均气温11至13.5，极端最高温42.5，极端最低温-19.9；年平均降水560毫米，年最大降雨量1472.7毫米；年日照时数平均2297小时，年日照百分率平均为52%；四季之中，屡起西北、西南及西风，年平均风速2.6米/秒，极端最大风速29米/秒；年平均无霜期196天；主要自然灾害有旱灾、水灾、雹灾、风灾、虫灾、地震、霜冻等。3.3社会经济武安市是河北省经济较为发达的市县之一，在第九届全国县域经济基本竞争力百强县（市）评比中名列51位
34、，在全省域经济综合实力前三十强中稳居第3位。2009年全市实现国内生产总值438.2亿元，比上年增长11.6%，其中第一产业增加值10.4亿元，增长8.7%；第二产业增加值292.1亿元，增长10.9%；第三产业增加值130.3亿元，增长14.1%。完成固定资产投资136.5亿元，全年实现消费品零售总额68.1亿元。人均国内生产总值达56000元，农民人均纯收入6294元，城镇居民人均可支配收入15419元。3.4交通运输武安市作为钢铁、资源大市，其交通十分便利，是晋冀鲁豫四省的交汇处。境内交通便捷，路网纵横交错。309国道横穿东西，邢都公路纵贯南北，京港澳高速、青兰高速行程市周2条大动脉，公
35、路通车里程达966公里。有5条越境铁路，全长141.31千米，设18个客货混用站，为全国拥有火车站最多的地区。3.5武安市天然气发展现状武安市地处中原地区腹地，大多地区为山区，天然气管道修建难度大，致使市内无天然气管网。武安市内现有2座CNG加气站，起源从外地拉至武安，气价已达3.85元/Nm3。4基础数据4.1设计说明（1）设计文件中气体体积除注明外，均指在101.325kPa，20状态下的体积。（2）LNG分装站及LNG加气站的设计年开工天数为360天。4.2实施规划 根据本项目市场预测情况分析，LNG分装站设计规模为852.93104Nm3/a，设置一座，LNG加气站设计规模为76010
36、4Nm3/d，设置15座。5工艺技术5.1 LNG分装站工艺技术5.1.1 LNG分装站工艺流程（1）卸车流程：LNG槽车密闭接头低温烃泵（汽化器）LNG储罐LNG槽车将LNG液体从LNG液化工厂运至LNG站，连接好LNG卸车软管密闭接头。LNG液体通过卸车软管、真空管道、低温阀门进入低温烃泵，经低温烃泵加压后，LNG液体被灌注到分装站的LNG储罐中。LNG站也可利用增压汽化器进行卸车。槽车内的LNG液体通过LNG槽车的增压口进入，LNG液体经增压汽化器汽化后，通过LNG槽车的气相口返回LNG槽车气相空间，提高LNG槽车的气相压力。LNG槽车内的液体在压差的作用下，经过卸车软管、真空管道、低温
37、阀门被灌注到加气站的LNG储罐中，完成LNG分装站的自增压卸车。（2）调压流程：LNG储罐低温烃泵增压汽化器LNG储罐（气相）卸车完成后，用低温烃泵将储罐中的部分LNG液体输送到增压汽化器，汽化后通过气相管路返回储罐；返回的气体与LNG液体进行热交换以改变LNG液体的饱和蒸气压力，从而提高储罐的压力。当罐内的压力达到设定的压力值时，系统完成LNG液体的饱和状态调整（或调压流程）。（3）杜瓦瓶加液流程：LNG储罐低温烃泵（汽化器）充装排杜瓦瓶给杜瓦瓶充液，先将充装排上的加注管路通过专用的LNG加液口与杜瓦瓶的进液接口相连接。通过LNG储罐的压力将LNG输送到低温烃泵中，通过充装排来控制低温烃泵运
38、转，低温烃泵将LNG液体加压，LNG液体通过低温管路、阀门、充装排加注到到杜瓦瓶中。图5.1-1 LNG分装站工艺流程图5.1.2 LNG分装站主要设备本项目工艺设备包括LNG储罐、低温烃泵、充装排、杜瓦瓶等。表5.1-1 LNG分装站主要设备表序号名称规格/型号单位数量备注1LNG储罐工作压力：1.0MPa，有效容积：100m3台2国产2ACD低温烃泵扬程：192m、流量：170L/min功率：5.5kW台1进口3充装排81套1国产4杜瓦瓶工作压力：1.0MPa，有效容积：195L个100国产5.2 LNG加气站工艺技术5.2.1 LNG加气站工艺流程（1）卸车流程：LNG槽车密闭接头低温烃
39、泵（汽化器）LNG储罐LNG槽车将LNG液体从LNG液化工厂运至LNG站，连接好LNG卸车软管密闭接头，LNG液体通过卸车软管、真空管道、低温阀门进入低温烃泵，经低温烃泵加压后，LNG液体被灌注到加气站的LNG储罐中。LNG站也可利用增压汽化器进行卸车。通过LNG槽车的增压口排出LNG液体，LNG液体经增压汽化器汽化后，通过LNG槽车的气相口返回LNG槽车气相空间，为LNG槽车增压。LNG槽车内的液体在压差的作用下，经过卸车软管、真空管道、低温阀门被灌注到加气站的LNG储罐中，完成LNG汽车加气站的自增压卸车。（2）调压流程：LNG储罐低温烃泵增压汽化器LNG储罐（气相）卸车完成后，用低温烃泵
40、将储罐中的部分LNG液体输送到增压汽化器，LNG液体汽化后通过气相管路返回储罐，返回的气体与LNG液体进行热交换以改变LNG液体的饱和蒸气压力，从而提高储罐的压力。当罐内的压力达到设定的压力值时，系统完成LNG液体的饱和状态调整（或调压流程）。（3）汽车加液流程：LNG储罐低温烃泵（汽化器）加气机LNG车载气瓶给车辆加气，先将加气机上的加注管路通过专用的LNG加液枪与LNG汽车上的车载LNG低温气瓶的进液接口相连接，通过LNG储罐的压力将LNG输送到低温烃泵中，通过加气机来控制低温烃泵运转，低温烃泵将LNG液体加压，LNG液体通过低温管路、阀门、加气机加注到到车载LNG低温气瓶中。加气机中LN
41、G质量流量计计量出输送的液体的量，在加气机控制面板上显示质量（或标方数）和价格。（4）泄压流程：LNG储罐、低温管路安全阀（泄压）LNG储罐或低温管路中的LNG液体因吸热汽化，LNG储罐或低温管路内的压力升高，当气相压力高于安全阀整定压力时，气态的天然气气体通过安全阀管路、安全阀进行泄压。图5.1-2 LNG加气站工艺流程图5.2.2 LNG加气站主要设备LNG加气站工艺设备采用撬装式，即LNG撬体、LNG储罐、ACD低温烃泵、单枪加液机、变频器、PLC控制柜安装在防爆箱内集成安装在加气橇上。加气、卸车的连接管线根据用户的要求进行现场安装。表5.2-1 LNG加气站主要设备表序号名称规格/型号
42、单位数量备注1LNG撬体（含LNG储罐、潜液泵、增压汽化器、加气机及控制系统）外型尺寸：48002300台12LNG储罐工作压力：1.0MPa，有效容积：50m3台1国产3ACD低温烃泵扬程：192m、流量：170L/min功率：5.5kW台1进口4单枪加液机流量范围：0-150L/min 台2国产6资源利用与节能6.1节能措施6.1.1概述本项目的建设主要能源为电力、新鲜水的消耗。6.1.2能耗指标电力：主要用于各生产装置的各种运转设备驱动电机的耗电以及照明用电等。本项目年耗电量为28.8104kWh/a，其中LNG分装站的年耗电量为1.8104kWh/a，LNG加气站的年耗电量为27104
43、kWh/a。新鲜水：主要为循环水补水以及生活用水等。本项目年耗水量为5760m3/a，其中LNG分装站的年耗水用量为360m3/a，LNG加气站的年耗水量为5400m3/a。表6.1-1 LNG分装站能耗折算表序号能耗项目耗能单位年耗量折算当量能耗系数折算能耗（折标煤tce）1电力kWh1.81040.1229kgce/（kWh）2.22新鲜水m33600.0857kgce/m30.03合计2.233单位产品综合能耗tce/104Nm30.003由表6.1-1可知，LNG分装站的综合能耗为2.23tce，单位产品综合能耗为0.003tce/104Nm3。表6.1-2 LNG加气站能耗折算表序号
44、能耗项目耗能单位年耗量折算当量能耗系数折算能耗（折标煤tce）1电力kWh271040.1229kgce/（kWh）33.22新鲜水m354000.0857kgce/m30.47合计33.673单位产品综合能耗tce/104Nm30.003 由表6.1-2知，LNG加气站的综合能耗为33.67tce，单位产品综合能耗为0.003tce/104Nm3。表6.1-3 本项目能耗折算表序号能耗项目耗能单位年耗量折算当量能耗系数折算能耗（折标煤tce）1电力kWh28.81040.1229kgce/（kWh）35.42新鲜水m357600.0857kgce/m30.5合计35.9由表6.1-3知，本项目全年综合能耗指标为35.9tce。6.1.3节能措施6.1.3.1工艺设计的相关节能措施（1）在满足生产要求的前提下，选用节能效果好的工艺设备和装置以及国家推荐的新型节能机电产品，减少无功消耗，提高效率，降低电耗。办公及福利设施照明等选用节能
