LNG加气站项目建议书.docx
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LNG加气站项目建议书
中国石油
河北省张北县
LNG加气站项目建议书
2012年3月
1项目概况
1.1项目名称、拟建规模
项目名称：
张北县L-CNG加气站项目建议书
拟建规模：
张北县L-CNG项目包括：
L-CNG加气站一座，总投资为1802万元，天然气总处理规模为3万标准立方米/日。
1.2项目概况
本项目的建设单位为华气清洁能源投资有限公司，由中石油昆仑能源华气清洁能源投资有限公司，于2010年7月在北京设立的新能源投资管理公司。
公司注册资金25000万元（人民币），公司主要专业从事华北地区天然气生产销售、LNG清洁能源推广利用业务。
1年多来，已经在北京、河北、山东投资LNG生产、销售项目6个，累计投资额达13.6亿元。
尤其是将于今年7月投产的位于河北霸州日处理100万方（一期）三期将达到400万方天然气液化工厂，是目前为止华北地区最大的LNG能源供应项目。
可以作为张北县LNG加气站的气源保障，将为在京津冀地区推广LNG清洁能源汽车提供有力资源保障。
张北县位于河北省西北部，内蒙古高原的南缘，地处北纬40°57ˊ—41°34ˊ，东经114°10ˊ—115°27ˊ之间。
境域东西109公里，南北67公里，大致分为东南坝头区、西部丘陵区、中部平原区三个类型区。
南部和西南部为内蒙古高原边缘，俗称“坝头”，海拔1600——1800米；东南部与崇礼县交界，桦皮岭为全县最高点，海拔2128米；北、中部地势平坦，向西北渐低，安固里淖为最低点，海拔1300米。
全县总面积4185平方公里，现辖18个乡镇、366个行政村、1167个自然村，总人口37.2万人。
居民以汉族为主，占总人口的98%，还有蒙古族、回族、满族等。
张北北依内蒙、南临京津，闻名世界的“北方丝绸之路”张（张家口）库（库伦）商道贯穿县境。
县城距北京230公里，距张家口市和京包铁路线45公里。
207国道、张化、张沽等六条国省干线和张石高速公路于此聚集辐射，构成了以县城为枢纽、北连南接的交通运输网络。
华气清洁能源投资有限公司以“倡导清洁能源、提高生活品质、服务社会、造福民众”为使命，以“奉献清洁能源，还大地一片碧水蓝天”为口号，秉承“创业、创新、创效”的华气精神，努力将公司打造成一流的能源企业。
2项目建设规划及项目建设的必要性和可行性
2.1项目建设总体规划
2010年我国原油对外依存度已达到56%，随着社会经济的发展这一比例将会不断加大，而世界原油产量的增幅远跟不上发展中国家需求的增幅，油品保障难度将会越来越大。
随着中-吐、中-哈、中-俄、中-缅等天然气管道的建成及沿海地区LNG接收码头的相继投用，天然气这一清洁能源供应有了较为可靠的保障。
中石油昆仑能源下属所有公司开展LNG“以气代油”工作有利于保障国家能源战略安全。
目前市面上汽车加气站数量较少，加气不便，限制了CNG和LNG市场的发展，
在CNG汽车应用领域，由于天然气具有价格低、热值高、节能环保的优势，各大中城市得到了迅猛的发展，但由于受容重小、运输成本高等自身的局限性，CNG的应用领域有一定的局限性。
LNG则克服了CNG的缺点，具有能量密度大、应用压力低、便于储存且容器重量小的特点，不光大大提高了车辆的续驶里程，也大大降低了运输成本。
同时，由于LNG是液态燃料，便于运输和储存，价格低又环保。
当然由于其运输成本低，使用方便，可适用于长距离的运输，LNG其他领域的应用范围也更为广泛。
2.2项目建设的必要性
（1）推动汽车使用天然气，将有效地减少大气环境污染，是贯彻“节能减排”政策的一项有力措施。
（2）大力发展天然气，进一步改善大气环境质量，从而改善投资环境，促进章丘市经济的发展，加快基础设施的建设。
（3）环保是我国的一项基本国策，天然气的引进为促进环保工作的深入发展提供了良好的外部条件，也将为改善章丘市大气质量提供强有力的保障。
（4）改善能源消费结构，减少对石油依赖的需要。
（5）提高社会经济效益，促进公共交通运输的健康发展的需要。
通过实施该项目，在解决污染环境的同时，还能带来经济效益，解决部分人员的就业问题。
地方政府可以通过该项目的实施拉动内需，带来一定的税收。
终端用户可以节约燃料成本。
2.3可行性分析
2.3.1气源方面
本项目气源为霸州LNG液化工厂，位于河北省霸州市康仙庄乡，一期设计规模100×104Nm3/d，根据LNG工厂建设进度安排，该厂预计2012年8月底建成。
二期将增加100×104Nm3/d，三期将达到400×104Nm3/d规模，将是华北地区最大LNG资源供应商，可作为北京市LNG加气站的主打气源。
组分
C1
C2
C3
iC4
nC4
N2
CO2
He
摩尔百分数（%）
94.7
0.55
0.08
0.01
0.01
1.92
2.71
0.02
主要物性参数：
低发热值32.063MJ/Nm3；
高发热值35.59MJ/Nm3；
相对密度0.5925
2.3.2天然气燃料汽车与柴油燃料汽车的比较
世界上一些发达国家如美国早在上世纪90年代就开始发展LNG清洁汽车，LNG货运卡车在美国、加拿大等北美地区已发展到产业化运营。
我国政府先后在“十五”、“十一五”期间，分别将“单一燃料LNG公交车”和“单一燃料LNG重型商用车”列入国家863计划，承担国家863计划LNG公交车的示范城市长沙、北京、乌鲁木齐已有数年成功运行的经验，贵阳市政府也将公交巴士使用LNG列为科技攻关项目，已开始较大规模开展公交巴士LNG化。
国内玉柴、上柴、潍柴、南充东风等发动机厂家已试制成功了LNG发动机，承担国家863计划的陕西重型汽车总厂，已经试制成功并开始批量生产LNG重型商用卡车。
目前全国累计有19个城市（地区）成为国家燃气汽车示范推广城市。
到2011年3月，我国已建和在建的天然气加气站总数达1770座，其中，传统的CNG加气站达1610座，液化天然气（LNG）加气站数量快速增长，总数达160座。
如四川、重庆、乌鲁木齐、西安和兰州等，天然气供应方便，气价低（仅为油价的40%～60%）是天然气汽车快速发展的主要驱动力，在这些城市公交车、出租车主要以天然气汽车为主体，我国天然气汽车已从示范期过渡到快速发展期。
对于LNG燃料汽车，部分车辆油改气后可能成为单一LNG燃料车，本项目优先考虑购置LNG原厂新车,这些车辆一旦使用LNG，燃料的供应必须有保证，国内LNG液化工厂的建设为本项目的车用LNG提供了有力的资源保障。
2.3.2.1安全性
天然气的燃点为650摄氏度，比汽柴油、LPG的燃点高，点火性能也高于汽柴油、LPG。
天然气的爆炸极限为4.8～14.8%，且密度很低，只有空气的一半左右，稍有泄漏即挥发扩散；而LPG的爆炸极限为2.4～9.5%，燃点为466摄氏度，且气化后密度大于空气，泄漏后不易挥发；汽油爆炸极限为1.0～7.6%，燃点为427摄氏度；柴油爆炸极限为0.5～4.1%，燃点为260摄氏度。
由此可见，在某种意义上天然气比LPG、汽油、柴油汽车更安全。
LNG车用技术采用低温储存，一般在-162摄氏度，压力一般不大于1.2兆帕，LNG储存于车用低温储气瓶内，气瓶采用双层抽真空绝热技术。
2.3.2.2城市运营车辆的特点
城际、城市公交车、公路货运车辆的特点是:
载重量大,运距长,耗气量大。
根据LNG密度大、一次加注量大、续驶里程长的优点，使用LNG较为合适；城市出租车的特点是：
数量多、每天运距长、耗气量稳定。
根据CNG气体常温、可持续行驶路程较短的特点，城市出租车适合使用CNG。
目前张北县内主要运行的机动车包括城市公交车、城际客运车、出租车、私家车，以及货运卡车等。
按照以上天然气以及天然气技术的特点，张北县城际、城市公交车、货运卡车比较适合使用LNG燃料，对于出租车、部分私家车适合使用CNG燃料。
2.3.2.3LNG燃料汽车与柴油燃料汽车的比较
天然气燃料汽车是在燃油汽车的基础上发展起来的新型清洁能源汽车。
它是根据天然气发动机的特性参数重新进行整车匹配设计，布置燃料供给系统。
LNG汽车燃料采用低温液态储存方式，能量密度大。
下面针对LNG燃料汽车与柴油（汽油）车类型的车辆进行经济效益、续驶里程等方面进行比较证明天然气汽车在经济性、实用性等方面的优势。
2.3.2.4经济性比较
以公交车为例，LNG燃料汽车在价格上比柴油车贵8万左右，但由于LNG和柴油保持一定的价差，车辆价格上价格差主要通过燃料费用来得到补偿。
LNG与柴油性能对比表
燃料
热值
密度
单位体积热值
柴油
40.97兆焦/千克
0.86千克/升
35.23兆焦/升
LNG
32.063
兆焦/标准立方米
0.766
千克/标准立方米
32.063
兆焦/标准立方米
对单位体积热值的比较,用LNG取代柴油，1标准立方米天然气相当于0.91升柴油，柴油车百公里消耗燃油20升,LNG燃料汽车百公里消耗天然气21.97标准立方米天然气。
柴油和LNG作为燃料经济效益比较表：
（以公交车日行驶200公里计算）
燃料
百公里耗量
日行驶里程
单价
日燃料成本
柴油
20升
200公里
7.05元/升
282元
LNG
21.97标准立方米
200公里
3.8元/标准立方米
167元
LNG燃料汽车与柴油车相比较每天燃料成本减少115元，按年运营时间350天计算，年可以节省燃料成本4.03万，购车增加的8.0万元成本可以在运营2年后收回，按公交车运营寿命为8年，8年内由燃料费用上得到的经济效益为24.24万元，因此采用LNG燃料汽车相对于柴油车大幅度的降低了车辆的运营成本，为公交公司创造较大的经济利益。
2.3.2.5续驶里程比较
LNG燃料汽车采用低温液态储存方式，能源密度较高，其液化比为1：
625，其配置410L车用LNG储气罐，储存量大约220标准立方米天然气，在满载的情况下可以行驶700公里。
柴油车配置200升油箱，在满载的情况下可以行驶700公里，因此在续驶里程上LNG燃料汽车与柴油车一样长。
2.3.2.6车辆尾气污染排放
汽车尾气排放是造成空气污染的主要原因之一，据统计汽车尾气排放占了空气污染源总量的40％以上，将汽车燃料由燃油改为天然气后，尾气污染将会明显减少。
LNG燃料汽车尾气中相对于柴油其尾气CO2排放减少24%，CO排放减少31%、NMHE减少49%，颗粒物和SO2减少100%、烟度为0，不生产苯、铅等致癌物质，因此LNG是汽车最佳的清洁燃料之一。
能够促进污染物排放的减少。
2.3.2.7车辆的安全性能比较
LNG采用密闭真空储存设备储存，不与空气接触，而燃油储油箱内有部分空气，所有从储存方式上来说LNG比燃油更加的安全。
在大气条件下，LNG一旦在系统中发生较小的泄漏，便能很快完全蒸发，不会发生泄漏的LNG聚集的现象，从而杜绝了燃烧及爆炸的可能，保证了乘客及车辆的安全。
而燃油在发生泄漏时则不会挥发，容易发生聚集，易发生事故和污染，因此发展液化天然气汽车具有极好的安全效益。
3项目产品市场分析
3.L-CNG加气站市场分析
通过对张北县城际、城市公交车及货运卡车的运营及燃料消耗量调查，城际、城市公交车的日行驶200公里，百公里0#柴油消耗量平均约为20升；货运卡车的日行驶里程平均为300公里,百公里柴油消耗量平均约为35升。
张北县政府已批复我公司在张北建站，目前张北县政府准备采购LNG公交车50辆，待加气站确定建站后签订采购合同，另可气化CNG出租车300辆，我公司认为建站时机成熟，
LNG车辆用气指标
年份
名称
日平均里程（公里）
百公里耗油量（升/百公里）
百公里耗气量（标准立方米/百公里）
日耗气量（标准立方米/日）
城际、城市公交车
200
0#柴油20
21.98
43.96
货运卡车
300
柴油35
38.46
115.38
注:
1Nm3天然气相当于0.91L柴油。
4项目建设内容
4.1L-CNG加气站建设选址
4.1.1站址选择
本项目建设L-CNG加注站1座，加注站建设地点的选择主要依据以下原则：
4.1.1.1.站址的选择和分布应符合城市规划和区域道路交通规划，符合安全防火、环境保护、方便使用的要求。
4.1.1.2.站址应靠近城市交通干道或车辆出入方便的次要干道上。
4.1.1.3.站址地址情况良好，供水、供电方便。
4.1.1.4.与周围景观协调，与周围建筑物的安全间距符合相关规范的要求。
4.1.2总图布置
4.1.2.1设计依据
LNG加气站总图设计中，各建构筑物安全间距主要依据及参考的技术规程如下：
《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》NBT1001-2011
《建筑设计防火规范》GB50016-2006
《汽车用液化天然气（LNG）供气系统标准》NFRA57-96
《液化天然气（LNG）生产、储存和装卸标准》NFPA59A-96
4.1.2.2设计原则
采用先进成熟的技术，满足工艺流程要求，严格执行有关规范和规定，采取防止燃气泄漏的安全措施，并使加气车辆行车路线顺畅。
4.2L-CNG加气站方案
4.2.1加气站设备情况
LNG加气站技术在欧美国家已有数十年的发展历史，目前已经形成相当成熟的体系。
我国在90年代初开始LNG汽车的研究并于2001年引进国外先进工艺在北京建设了一座LNG科技加气示范站，随后在乌鲁木齐、长沙、杭州、海南等地陆续建设了多座LNG加气站，一般的LNG加气站设计日加气能力为1.5万标准立方米。
目前国内LNG加气站设备得到长足的发展，设备的可靠性在实际应用中得到了印证。
目前国内的L-CNG加气站分为固定站和撬装站，其中固定LNG加气站加气能力大，日加气能力可以达到3-8万标准立方米，站内设备主要包括LNG储罐、泵撬、气化器及LNG加液机等，但管路复杂施工周期长。
而撬装站设备集成度较高，站内核心设备为LNG加气站撬装设备，设备撬体设备集储存、卸液、加液、控制功能于一体，加气能力相对较小，日加气能力在2万标准立方米以下，自动化功能和集成度高，工艺安装简便，场站建设周期短。
4.1.2.2.设计原则
4.2.1.1固定L-CNG加气站主要设备
LNG加气站的核心设备包括LNG储罐、LNG潜液泵、LNG加液机及控制系统。
4.2.1.2LNG储罐
LNG储罐分为立式储罐、卧式储罐。
LNG加气站用储罐不锈钢内胆中间填充保温材料，内胆与外壳之间抽为真空，并充填绝热材料。
日蒸发率在0.2%∼0.5%左右。
4.2.1.3LNG低温泵
LNG低温泵是加气站关键设备，既要求能够耐低温（-162℃），又要求设备的可靠性高。
为了保证设备的使用寿命和生产安全，一般使用国外进口的低温潜液泵，泵的形式为全浸润型低温泵。
4.2.1.4LNG加液机
近年来经过国内厂家的努力，LNG加液机已经实现了国产化，设备的可靠性得到了很大的提高，目前基本取代了进口产品。
4.2.1.5站控系统
站控系统主要承担的任务是对储罐、低温泵、站内工艺阀门以及加液机的监控和管理，完成卸车、储存、调压、加气等各种工艺过程的采集、控制、显示、报警等监控功能，又具有参数查询、历史记录查询及报表打印等管理功能，同时要完成对气站的安全状态进行监测，通过泄漏报警仪等监测设备及时发现泄漏等隐患，并予报警并切断紧急切断阀。
站控系统由传感器、变送器、电磁阀、PLC、工控机等设备组成。
4.2.1.6撬装L-CNG加气站主要设备
撬装L-CNG加气站站内核心设备为LNG加气站撬装设备，该撬体设备集储存、卸液、加液、控制功能于一体，设备自动化功能和集成度高，工艺安装简便，场站建设周期短。
撬体上集成的主要设备有：
LNG储罐、LNG低温泵、储罐增压器、LNG加液机、高压气化气，CNG加气机，卸车接口、安全放散阀及各设备间的连接管道、阀门等，其控制系统也做成集装箱橇块。
4.2.2工艺流程
LNG的生产技术原理比较简单，天然气经过净化处理后，通过不同的冷却方式在常压下冷却到-162℃后转化为液态。
目前工业上应用的天然气液化方案主要有以下三种类型：
经典阶式制冷循环、混和冷却剂制冷循环、膨胀机制冷循环。
天然气通过制冷液化后，LNG就成为含甲烷（96%以上）和乙烷（4%）及少量C3～C5烷的低温液体，LNG是由天然气转变的另一种能源形式。
由于LNG96%以上都是甲烷，所以它和液化甲烷性质基本类似，LNG的物理性质及主要参数如下：
常温沸点：
-162℃
液体密度430kg/m³
气化后密度（常压）：
0.688kg/Nm3
气液体积比：
625：
1
汽化潜热：
121.87Kcal/m3
辛烷值ASTM：
130（研究法）
储存温度：
-160℃～-120℃
操作压力：
0～1.1MPa
4.2.2.1LNG加气站流程
1）LNG加气站总体流程
根据LNG加气站的运行过程及特点，总体流程如下：
即LNG槽车——卸车系统——LNG低温储存系统——低温泵加压系统——售气系统。
2）LNG加气站分项流程
A卸车流程：
LNG槽车→密闭接头→LNG泵→LNG贮罐
从LNG液化厂用低温运输槽车将LNG运至汽车加液站，通过加液站卸车接口、真空管道、潜液泵、阀门等将LNG灌注到加液站的低温贮罐中。
实现利用普通增压器卸车的功能，通过与储罐增压器共用增压器的原理实现普通LNG气化站卸车方式，可以在LNG加液站初次使用时卸车或者为了保护泵减少泵的使用频率时可以使用此普通卸车方式。
B汽车加气流程：
LNG贮罐→LNG泵→售气机→LNG车载气瓶
给车辆加气时，先将加注管路通过专用的LNG加液枪与汽车上的LNG瓶进液接口相连接，控制贮罐内的压力将LNG输送到一种专业的低温潜液泵中，通过加气机来控制泵运转输送的流量，同时用LNG流量计计量出输送的液体，在控制面板上方显示质量（或标方数）和价格。
C调压流程：
LNG贮罐→LNG泵→LNG贮罐（液相）
卸车后，用LNG低压泵将贮罐中的部分LNG通过气相管路返回贮罐，直到罐内压力达到设定的工作压力，本流程就是实现了自动调饱和的功能，可以增加LNG的温度，以提高储罐的压力。
（此调压过程也可通过增压器单独完成）
D泄压流程：
LNG贮罐→安全阀（泄压）
LNG贮罐内气相压力高于安全阀设定压力，安全阀自动泄压。
E待机状态：
在正常待机状态下，系统处于关闭状态，具备随时加气的条件。
4.2.2.2L-CNG加气站分项流程
1）卸车工艺
与LNG加气站卸车流程相同。
2）贮存增压工艺
由于LNG加气工艺的运行，储罐工作压力一直较高运行工况，储罐的工作压力完全能够满足LCNG柱塞泵吸入压力的需要，可不再进行增压。
3）汽车加气流程：
LNG贮罐→LNG柱塞泵→高压气化器→储气井→CNG售气机→CNG车载气瓶
利用LNG柱塞泵将储罐出液压力在0.6~1.0Mpa的LNG提高至2.5~2.75MPa，随后进入高压气化器进行高压气化。
根据LCNG的建设规模，LNG加压工艺采用两台1.5m3/hLNG柱塞泵，高压气化器气化能力1000m3/h，该气化能力满足该站LCNG加气规模需要。
CNG加气工艺由一套顺序控制盘、储气井及2台CNG售气机组成。
储气井用于储存CNG，减少LNG柱塞泵的频繁启动和提高CNG汽车的加气速度，其设计压力为27.5MPa，工作压力25.0MPa，水容积6.0m³。
4.3.1建筑设计
建筑设计贯彻“实用、经济、美观”的方针。
4.3.1.1.在总图中适当位置不知绿带，以创造良好的空间环境。
4.3.1.2.建、构筑物简洁明快，富有空间韵律和节奏感，与周围环境和谐统一。
4.3.1.3.站房力求庄重大方又不失明快，办公室用通体玻璃为亚光铝板装饰，给人以简洁明快之感。
4.3.1.4.加注罩棚采用轻钢斜拉杆，詹口采用彩色亚光铝板装饰，明快亮丽、引人注目。
4.3.2结构设计
详细地址资料有待于下一步进行工程地质详勘。
科研报告阶段，战区内各建筑物暂按一般地基考虑，待具体设计时，依据提供的钻探资料在进行调整。
储罐采用钢筋独立基础。
站房采用钢筋混凝土结构，罩棚采用轻型钢结构。
设备基础及防漏围堰采用耐低温钢筋混凝土结构。
建构筑物抗震设计烈度按7度设防，并按照国家统一现行规定的标准规范进行设计。
依据的主要标准规范如下：
《建筑地基基础设计规范》GBJ7-89
《建筑结构荷载规范》GBJ9-87
《混凝土建构设计规范》GBJ10-89
《建筑抗震设计规范》GBJ11-89
4.4电器设计
4.4.1设计依据
《城镇燃气设计规范》GB50028-93
《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92
《建筑物防雷设计》GB50057-94
4.4.2设计范围
设计范围为LNG加气站的动力、照明、防雷和接地等设施的设计。
4.4.3电源
本厂负荷按《城镇燃气设计规范》要求为“二级”负荷，双电源供电。
两路电源均引自附近低电压电源。
4.4.4用电负荷
本站工艺及照明用电负荷约75kW，年用电量约为30×104kW·h。
4.4.5车间动力与照明
厂内卸气台、储罐、LNG泵、加气机等处为“I区”防爆场所，用电设备及照明设备均采用隔爆型，照明线路镀锌钢管明敷。
动力及照明用电分开计量。
4.4.6配电
以办公用房配电室为中心，采用放射式配电方式，厂区电缆穿钢管直埋地敷设，在现场可能与可燃性气体接触的电气管线必须采取密封措施。
4.4.7防雷及接地
电器设计设备接地采用TN-C-S系统，接地电阻值不大于4欧姆。
储罐可靠接地点不少于2处。
爆炸危险环境内可能产生静电危险的设备和管道均采用接地措施。
所有金属构件均应接地。
地上或管沟内敷设的输气管线设置防静电及防雷接地装置。
4.4.8通信
站房内设置2部直拨电话，供生产调度、营业使用。
4.5自控设计
4.5.1设计依据
《城镇燃气设计规范》GB50028-93
《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92
《分散型控制系统工程设计规定》HG/T20573-95
《自动化仪表选型规定》HG20507-92
4.5.2设计范围及原则
4.5.2.1设计范围
设计范围为LNG加气站的仪表和自控设计。
4.5.2.2设计原则
在满足安全生产的前提下，站内仪表系统设计以满足工艺要求为原则，在办公用房设置中心控制室，内设工控机及PLC。
PLC具有逻辑控制、故障检测、报警、紧急启动自保系统等功能。
中控室工控机完成如下功能：
4.5.2.3生产过程监视功能
在显示器上显示的内容文字、表格、图形、曲线外，还能生成工艺流程，变配电系统实时动态图，主要设备运行工况，提供清晰、友善的人机界面，使生产管理人员很方便地掌握当前全厂生产运行情况。
计算机系统还可在线诊断各类故障，查找故障部位并报警。
4.5.2.4控制功能
在基于图形和中文菜单的基础上，进行工艺参数的设定。
操作人员在中控室通过键盘或鼠标下达控制命令。
4.5.2.5管理功能
设置不同的操作权限，记录操作员的工号、操作时间、操作内容，防止非法操作，确保加气站设备安全运行；完成控制事件、故障报警、历史数据、生产指标、历史趋势曲线的登录、储存、显示和查询；生成、打印各类生产运行管理报表。
现场采用本安或隔爆型仪表，各仪表均带现场显示，并具有4～20mA标准信号输出，其检测值送入各现场控制站的PLC。
现场仪表和二次仪表之间设置隔离式安全栅，以防止危险能量窜入现场，同时增强系统的抗干扰能力，提高了系统的可能性。
仪表电缆采用本安电缆穿钢管理埋
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