XX压缩天然气站及高中压调压站建设项目可行性研究报告.docx
《XX压缩天然气站及高中压调压站建设项目可行性研究报告.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《XX压缩天然气站及高中压调压站建设项目可行性研究报告.docx（34页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
XX压缩天然气站及高中压调压站建设项目可行性研究报告
XX压缩天然气站及高中压调压站建设项目可行性研究报告
前言
天然气是优质、高效、清洁能源l、是保护环境的最理想燃料.目前天然气行业蓬勃发展l、逐步取代石油、煤炭、柴油等l、成为世界首选清洁能源之一.
随着新《中华人民共和国节约能源法》的实施l、根据《能源发展“十一五”规划》（国家发展改革委员会l、2007年4月）的指导思想l、实现能源节约和环境保护.本项目的建成将改善目前能源结构l、强化资源节约l、保护生态环境l、加快建设“资源节约型、环境友好型社会”.
本项目提出在XX以西l、规划东11号线以北地块新建一座压缩天然气站及高中压调压站l、压缩天然气站为XX市高新区提供压缩天然气l、作为高新区天然气供应的备用气源；高中压调压站为XX以西（西岸）、204国道以南、羊毛沟以东、海边以北地块供应天然气.本工程是由XXXX高新燃气有限公司投资建设.该工程的建设实施将大大改善大气污染状况l、确保高新区安全稳定供气l、同时将给企业和社会带来较好的经济效益、环境效益.
1总论
1.1项目名称
项目名称：
XXXXXX压缩天然气站及高中压调压站.
1.2建设单位
本项目建设单位：
XXXX高新燃气有限公司.
XXXX高新燃气有限公司成立于2009年3月l、坐落于XX市国家高新技术产业开发区l、是XXXX燃气集团有限公司与XX新瑞燃气发展有限公司共同出资设立的有限责任公司l、主要承担XX高新技术产业开发区天然气管道的建设、经营和管理、燃气供应与运行服务等任务l、是XX高新区管道燃气运营的主导企业.2009年6月公司获得XX高新区公用事业服务中心授予城市管道燃气特许经营权30年.
XXXX高新燃气有限公司注册资本3000万元l、现有正式职工28人l、专业技术人员12人.公司设有综合管理部、市场发展部、安全运行部3个职能部门l、各部门分别承担行政管理、后勤保障l、用户发展、工程建设l、管网维护、供气安全和服务等工作.
XXXX高新燃气有限公司经营区域：
XX高新区规划区域l、总规划面积约63.44平方公里l、是临近XX市主城区唯一的大面积待开发区域l、被XX市委市政府列入“环湾保护、拥湾发展”的重要组成部分.主要经营业务包括：
燃气经营、燃气管网建设、燃气设备的开发生产和燃气技术咨询服务.
XXXX高新燃气有限公司作为XX高新区专业天然气经营企业l、将以“做高新区最佳能源提供商”为战略定位l、以“巩固核心区域l、抢占周边用户l、做好常规业务l、拓展能源服务”为发展战略.以“创造效益、创新服务、保障安全、不断超越”为宗旨l、秉承“诚信守法l、安全稳健l、客户至上”的经营理念l、抓住XX市委市政府提出的“环湾保护l、拥湾发展”的战略机遇l、依托集团公司强有力的核心竞争力l、以客户需求为导向l、以安全稳健为保障l、以满意服务为归宿l、努力打响XX品牌l、让XXXX高新燃气有限公司成为环胶州湾区域具有影响力的公用事业品牌企业.
1.3项目概况
1.3.1建设用地与相关规划
建设用地：
本项目位于XX以西l、规划东11号线以北地块l、需要用地约19.94亩.
相关规划：
《XX市高新区燃气专业规划》（2008～2020年）及关于《XX高新技术产业新城区燃气专项规划》的批复“青规综函字[2009]226号”.
1.3.2建设规模
压缩天然气站：
总规模为16万Nm3/日l、其中：
压缩天然气站近期规模为8万NM3/日l、远期规模为16万Nm3/日.
高中压调压站：
根据《XX市高新区燃气专业规划》l、预计本高中压调压站天然气需求量为2020年用气量为6万Nm3/h.
1.4项目建设背景
XX市高新技术产业新城区（以下简称XX市高新区）位于胶州湾底部红岛北侧l、辖区范围包括国家批准的市北新产业园、原海玉盐场、原城阳区新材料团地、原东风盐场东半场、东风盐场西半场l、总规划面积约69.6Km2l、一期面积约34Km2l、是临近XX市主城区唯一的大面积待开发区域l、被XX市委市政府列入“环湾保护、拥湾发展”的重要组成部分.
燃气工程是城市的重要基础设施之一l、燃气现代化也是城市现代化的重要标志l、燃气现代化对合理利用资源、改善城市环境、节约能源、提高城市人民生活水平、促进城市现代化建设和调整产业结构发展经济等方面都有十分重要的意义.
2008年l、XX集团已将天然气引入高新区l、基本具备供气条件.
为避免重复投资和指导工程建设l、本可研根据高新区总体规划和高新区燃气专业规划l、对高新区XXXXXX压缩天然气站及高—中压调压站工程进行可行性研究.
1.5项目建设的必要性
XX市作为我国东部沿海重要的旅游城市和计划单列市l、正在向国际化、现代化大都市迈进.长期以来l、XX市的交通能源以汽、柴油为主l、城市的大气污染也在日益增大.减轻大气污染l、改善投资环境l、最根本的措施就是要改变传统燃料结构l、积极引进和推广应用天然气——这一洁净、优质、高效能源.
XX市利用天然气是坚持能源、经济、环境可持续发展战略l、优化能源结构l、保护环境的重大措施.它对拉动国民经济增长、提高人民生活质量、加快城市现代化基础设施建设l、具有很好的促进和推动作用.无论在经济效益、社会效益和环境效益上l、都将产生深远影响.
因此l、XXXX高新燃气有限公司根据《XX市高新区燃气专业规划》（2008～2020年）l、并结合《能源发展“十一五”规划》（国家发展改革委l、二ＯＯ七年四月）l、计划建设压缩天然气站和高中压调压站一座l、为高新区在应急情况下供应压缩天然气和管输天然气.
1.6编制依据、原则
1.6.1编制依据
1）XXXX高新燃气有限公司关于“XXXXXX压缩天然气站及高—中压调压站项目建议书的设计委托书”；
2）XXXX高新燃气有限公司提供的基础设计资料；
3）《投资项目可行性研究指南》（试用版）；
4）《XX市高新区燃气专业规划》（2008～2020年）；
5）《城镇燃气设计规范》GB50028-2006；
6）《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》SH3063-94；
7）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005；
8）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92；
9）《水泥混凝土路面施工及验收规范》GBJ97-87；
10）《建筑设计防火规范》GB50016-2006；
11）《钢制管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007-1999；
12）《供配电系统设计规范》GB50052-95；
13）《10千伏及以下变电所设计规范》GB50053－94；
14）《低压配电设计规范》GB50054-95.
1.6.2编制原则
1）严格执行国家、行业现行标准、规程和管理规定；
2）压缩天然气站的建设应尽量避开市繁华地段、重要建筑物和人口密集地区；
3）根据压缩天然气站的特点l、站内布置尽量紧凑、合理l、站内建筑尽量美观、别致l、与城市建筑相协调；
4）尽量利用闲置土地l、减少征地l、节省投资；
5）站内工艺设计应以满足安全生产为原则l、工艺技术先进、成熟.
1.7研究内容
本可研的研究内容主要是：
1）应急备用气源的选择；
2）压缩天然气站的规模确定；
3）XXXX高新燃气有限公司所规划建设的压缩天然气站方案描述；
4）投资建设压缩天然气站方案的技术性和经济性分析.
1.8研究结果
本研究报告根据委托方提供的基础资料利用拟建设的次高压燃气管道中取气l、进行过滤、调压、计量、压缩等过程l、供应压缩天然气.
本项目总投资3020.4万元.
通过研究分析l、该项目实施后能够优化能源消费结构l、改善大气环境l、具有良好的社会效益和经济效益.
2高新区气源概况
高新区所用的天然气气源主要通过XX市高压主管网供应l、来源于胜利油田、中原油田、中海油渤南油气田、中国石油气源.
2.1胜利油田
胜利油田富油贫气l、而且天然气主要以伴生气为主l、2005年产气8.1亿m3l、其中4亿m3油田自用l、对外供气为4.1亿m3l、预测在未来的几年内将维持这一产量l、产量波动不大.
2.2中原油田
中原油田是我国东部重要的石油天然气生产基地l、是中国石化集团公司第二大油气田l、主要勘探开发区域东濮凹陷横跨河南、山东两省6市12个县区l、总部位于河南省濮阳市.于1975年发现l、经过30年的勘探开发建设l、经全国第三次资源评价l、东濮凹陷石油资源总量12.37亿吨、天然气资源总量3675亿m3l、累计生产原油1.12亿吨、天然气339亿m3.现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一.
2.3中海油气田
中海油渤南油气田群距龙口96kml、由BZ28－1等4个油气田联合开发l、已探明天然气储量225亿m3l、国家储委确认的可采储量为85亿m3l、可保证向烟台地区及周边连续供气15年以上l、由烟台中世天然气有限公司投资经营.渤南油气田天然气在山东省龙口市屺母岛登陆l、再通过长输管道把天然气输送到龙口电厂（2×150MW）和烟台市五区及莱州、招远、龙口和蓬莱市.输气干线管道总长186Kml、其中龙口到烟台和龙口到莱州是本项目的主干线l、长度为150Km；蓬莱和招远支线的总长36km.设计输气能力4.5亿m3/年l、设计压力3.5MPa.
2.4中石油气源
中国石油是我国最大的天然气生产供应企业l、天然气供应量占全国的近80%.目前在山东已建成中沧、沧淄、冀宁联络线三条天然气管线l、2008年供应天然气12亿立方米l、占我省总用气量的50%以上（不含胜利油田）.2007年12月山东省与中国石油签署了战略合作框架协议l、成立了战略合作领导小组.根据山东省发改委关于《我省与中国石油合作建设山东天然气管网泰安至威海管线项目实施方案（建议稿）》的有关内容：
中国石油山东天然气管网泰安至威海管线项目设计干线全长650公里l、支线460公里l、年可供气120亿立方米l、该管线2009年9月份开工建设l、预计2010年9月建成.
3高新区应急备用气源
3.1备用气源储气量
为保证高新区天然气管道稳定供气l、由于上游中石化供给XX市天然气为长管线末端l、故必须考虑在上游长输管线出现故障时l、城市输配系统要有自主的气源储备l、以保证在长输管线紧急抢修时（一般不超过48～72小时）l、高新区内居民和主要工、商业用户不间断供气.
根据《XX市高新区燃气专业规划》l、2020年规划居民天然气日供应量为5.03万Nm3/日l、再考虑部分重要的工业及商业用户的需求量（按照居民用量的30%计取）l、预计高峰月天然气最大需求量为6.5万m3/日l、高峰小时流量7583Nm3/小时计算l、备用气源的储备时间按长输管线最大维修时间3天考虑l、则高新区天然气备用气源的规模按2020年规划居民和公建用户供气量计算需19.5万m3.
3.2备用气源选择
做为管输天然气的备用气源储存方式有多种：
第一种是将天然气进行液化l、储存在LNG低温罐内l、即在管道气运行低谷时l、将多余的天然气进行液化储存l、一但上游管网出现故障l、则将储存在低温罐内的LNG进行气化l、向市内管网供气；
第二种为CNGl、即将多余的管道天然气进行加压l、储存在25MPa的地下高压储气井筒内、撬装CNG拖车或储气瓶组内；
第三种为在高新区建设大型LNG储存站l、外购LNG进行储存l、站内设高压低温泵和高压空温气化器l、在平时将外购的LNG储存在储罐内l、当上游发生事故时l、将储罐内的LNG通过空温气化器进行气化后送入管网.
第四种为次高压球罐或低压干式罐储存天然气.
综合分析各种情况l、本项目建议书建议采用第二种方案l、即CNG方案.
3.3CNG储气方案
高新区内工业用气客户较多l、大部分工业客户都要求生产连续稳定运行l、因此对燃气公司的安全稳定供气提出了较高的要求.
当上游长输管线出现故障或高新区供气管网因不可抗拒外力出现故障时l、势必对用气客户的生产、生活造成不可估量的损失l、因此建设安全可靠的压缩天然气应急备用气源迫在眉睫.
撬装式CNG集成设备集成化高、系统自动化程度高、操作方便、运行稳定、占地面积小、可移动运行等优点l、被越来越多的客户所青睐.结合高新区的实际用气需求状况l、本项目建议书按撬装式CNG集成设备作为应急备用气源l、通过压缩天然气站的加气柱给撬装式CNG拖车加气l、CNG拖车将备用气运送到用气点l、通过减压设备将高压天然气降到客户需气压力提供客户使用l、以解燃眉之急.
4技术方案
4.1建站规模和型式
4.1.1基础参数
4.1.1.1气源组分和物性参数
XX市区目前使用的主要是中原油田气l、其组分和物性参数为：
1）管输天然气组分（%）（体积）
C1
C2
C3
iC4
nC4
nC5
C6
C7
N2
CO2
95.65
1.57
0.39
0.11
0.16
0.06
0.06
0.1
0.97
0.87
2）管输天然气特性
高热值（MJ/m3）39.499（9434Kcal/m3）
低热值（MJ/m3）35.162（8263kcal/m3）
华白数（MJ/m3）48.88（11675kcal/m3）
燃烧势（CP）45.18
相对密度（Kg/Nm3）0.597
临界温度（0℃）-66.52
运动黏度（m2/s）12.072×10-6
爆炸极限（%）上限15.77
下限4.91
4.1.1.2建站地区气象资料
1）气温：
极端最高气温：
37.4℃
极端最低温度：
-12.4℃
全年平均气温：
25.1℃
2）大气压力：
冬季室外大气压力：
101.69KPa
夏季室外大气压力：
99.72KPa
4.1.2压缩天然气站及高中压调压站建站规模
压缩天然气站按每天平均压缩管道天然气量16万Nm3计l、最高储存压力为25MPal、最低储存压力为0.5MPa；根据《XX市高新区燃气专业规划》l、预计本高中压调压站天然气需求量为2020年用气量为6万Nm3/h.
压缩天然气站设在XX以西l、规划东11号线以北l、所规划的次高中压调压站的南侧l、总占地面积约为19.94亩l、总规模为16万NM3/日l、其中：
压缩天然气站近期规模为8万NM3/日l、远期规模为16万NM3/日.
4.1.3压缩天然气站简述
压缩天然气站的主要功能是为车载储气瓶充装压缩天然气.其站址一般选在离天然气管道较近且天然气压力较高的区域l、直接从管道内取气l、它主要包括天然气脱水装置、压缩系统、储存单元、充气系统和控制系统.天然气经过预处理（脱硫和脱水）后l、经过进站过滤、调压、计量后l、以一定的压力进入站内脱水装置l、使燃气的露点达到车用压缩天然气标准l、然后进入压缩机增压l、使其压力达到22MPal、通过加气柱对CNG拖车加气.
4.2建站方案
根据《XX市高新区燃气专项规划》7.2.2条l、XXXX高新燃气有限公司在XX以西l、规划东11号线以北设一座次高中压调压站l、站内设调度中心、抢修、服务中心和营业所；在调压站的南侧建设一座压缩天然气站作为应急备用气源储备站l、压缩天然气站内设站房、加气柱、工艺区、加气罩棚、门卫室等l、总占地面积约为19.94亩；
根据已建成的次高压管网情况l、次高压管设计压力为1.6MPal、管径为DN500l、拟建设的高中压调压站燃气管道燃气均来自门站l、门站经过深度脱水、除污、过滤后l、经调压分别进入次高压燃气管网.本项目压缩天然气站利用已建次高压管道l、从新建高中压调压站取气进行天然气压缩.
4.2.1压缩天然气站方案
4.2.1.1压缩天然气站工艺流程
压缩天然气站的工艺流程大致为：
1.25MPa～1.6MPa天然气经过滤、调压、计量后l、保证进气压力稳定在1.2MPal、进入低压干燥装置进行脱水处理l、使天然气含水量达到国家汽车用气标准l、并且能够保障压缩机系统的正常运行.经过脱水后的干燥气体l、通过缓冲罐进入压缩机系统l、经过压缩后压力达到22MPal、级间气体通过风（或水）冷却器和油水分离过滤器进入下一级.增压后的天然气（22MPa）由加气柱向转运车装气加气.工艺流程图见附图2.
压缩天然气站的工艺流程示意图：
4.2.1.2压缩天然气站主要设备选择
压缩天然气站系统主要有以下部分组成：
1）调压计量部分
①调压
调压采用3＋1结构l、即三路调压（两开一备）、一路旁通.调压器、安全放散阀、调压器前的超压切断阀均采用进口设备；橇体其它设备均采用国产优质产品.
调压器进口压力为1.25～1.6MPal、出口压力为1.2MPa.调压器单路流量在入口压力为1.25MPal、出口压力为1.2MPa时大于或等于6000Nm3/h.当调压器入口压力小于1.2MPa时天然气应能直通.
调压计量橇入口设手动球阀l、手动球阀后设电动切断球阀.每路调压器前设高效过滤器l、过滤精度为5μm.过滤器前后设球阀l、调压器后设球阀.
调压器及过滤器前后均设压力仪表l、调压器出口设安全放散阀和压力自动记录仪表.
调压器前所有管道、管件及阀门、设备公称压力均为2.5MPal、调压器后所有管道、管件及阀门、设备公称压力均为1.6MPa.
②计量
计量采用3＋0结构l、即两路计量、一路备用、不设旁通.
计量表采用国产优质涡轮流量计.涡轮流量计采用1.0级精度.流量计前后直管段不小于5D和3D.涡轮流量计前设三通Y式过滤器l、其过滤精度为5μm.涡轮流量计后设无约束型补偿器l、便于拆卸涡轮流量计.三通Y式过滤器前和无约束型补偿器后均设球阀.
流量计单路流量在压力1.2MPa时最大流量5200Nm3/hl、最小流量为260Nm3/h（工况流量20～400m3/h）.
涡轮流量计带压力温度自动补偿仪l、带RS485通讯接口l、信号通到控制室.
③调压计量部分采用橇式结构l、其噪声应符合《城市区域环境噪声标准》GB3096类别3的要求.
④所有阀门、补偿器、弯头、三通采用具有AZ认证企业生产的.过滤器必须具有压力容器制造许可证的企业生产l、按压力容器制造.
调压器前法兰垫片采用金属缠绕式垫片l、调压器后采用氟橡胶垫片.
⑤调压计量部分出口处设止回阀.进出口端设绝缘接头.
⑥调压计量部分进口总管设压力表、压力变送器、温度变送器l、橇体设静电接地装置l、设燃气体浓度检测器等测控仪表.所有现场的电气、仪表的接线应汇总至附带的防爆接线箱内.
2）脱硫装置
由于本加气站采用中石化供应的天然气l、根据中石化提供的天然气组份含硫量极低l、本设计暂不设脱硫装置l、但预留脱硫装置位置.预留接口位置及安装由初步设计阶段详细预留.
3）脱水装置
天然气经调压计量系统后l、即进入深度脱水装置l、经过脱除水份的天然气进入压缩机l、对压缩机亦有一定的保护作用.脱水装置主要是对天然气进行脱水l、使天然气的水露点在22MPa的压力下l、使天然气的水露点比最低环境温度低5℃l、满足-17.4℃的要求.本工程采用橇装式脱水装置前置脱水方式.
根据建站规模和气源组分l、拟选用双塔再生脱水装置l、整体橇装式结构l、吸附塔为双塔设置.脱水介质为分子筛l、可实现深度脱水.再生时可在双塔间切换l、可实现24小时连续工作l、不间断输出洁净、干燥的气体l、确保输出气体的露点满足车用天然气国家标准.
其性能特点：
①橇装式结构使设备紧凑集中l、占地面积小；
②双塔切换l、不停机再生l、可实现24小时连续工作；
③入口设置高过滤精度的过滤器l、可有效的去除气体中夹带的固体粉尘及游离态的液雾微粒l、保护吸附剂不被液体浸泡、污染、延长吸附剂寿命；
再生为闭式循环l、不减压l、零排放l、不污染环境；
为了能够实时掌握压缩天然气水露点情况l、保证压缩机的正常运转l、在系统中拟设置在线式水露点检测报警仪l、以便实时监测脱水装置的水露点l、当脱水装置出口的水露点超过设定值时l、发出报警信号l、提示操作人员将脱水装置切换到再生工作程序.
低压脱水装置设计压力1.6MPa.
工作压力为1.2MPa时l、每台低压脱水装置处理气量不少于6000Nm3/h..
低压脱水装置设计选用两台.
4）压缩系统
压缩系统是加气站的核心.国内外生产厂家均有定型产品l、也可根据用户要求设计制造.国内外压缩机效果比较如下：
进口压缩机以空水混冷为主l、冷却效果较好l、结构紧凑l、由于没有水泵房和冷却水塔l、工艺简单l、因此占地小l、并质量较好l、维修量少l、使用寿命长l、相同排量耗电量少l、但一次性投资较大.
国产压缩机以水冷为主l、水冷却效果较好l、一次性投资较少,但由于需要设置水泵房和冷却水塔l、需要压缩机房l、因此占地大l、由于质量较差l、维修量多l、使用寿命短l、相同排量耗电量多.
本工程天然气的进口压力1.2MPal、出口压力要求22MPal、综合比较本工程选用进口压缩机l、橇装压缩机带不锈钢外壳l、选择4台全开.
在进口压力为1.2MPa时l、排气量为2500Nm3/hl、主电机功率250KW.
5）控制系统
加气站的控制系统对于加气站的正常运行非常重要l、一个自动化程度高l、功能齐全的控制系统可以大大地提高加气站的工作效率l、保证加气站的安全、可靠运行.它主要包括电源控制、压缩机运行控制和售气控制.
压缩机运行控制的采用l、国内外相差不大l、其主要有压缩机的自动启停、进出口压力控制l、气缸润滑油压、油位、流量控制等l、国内压缩机的控制灵敏度低于进口压缩机.
一般加气柱的控制系统设置在加气柱内.
本套装置拟采用PLC（可编程序控制器）自动控制系统.PLC放置在控制室内的控制柜中l、可以集中控制压缩机所有功能l、并可同时控制电机、冷却系统、回收系统的所有操作l、保证压缩机能安全运行.
6）加气系统
加气机和加气柱有单枪和双枪之分l、进线有单线和三线之别.国内外生产厂家较多l、国产设备性能和外观也能满足要求.
本站拟选用国产单线进气单枪加气柱l、核心部件质量流量计为进口产品l、具有温度和压力补偿功能l、计量精度可达0.5级l、带有防拖断阀.
加气柱设四台.公称压力22MPal、每柱加气量为4500Nm3/h.
7）缓冲罐
缓冲罐设置一套l、考虑到三台压缩机同时启动l、有大于10秒的缓冲量l、缓冲罐水容积选用2.0m3,设计压力1.6MPa,工作压力压力1.2MPa.
8）排污罐
排污罐一套l、水容积1.0m3,设计压力1.6MPal、工作压力0.2MPa.
9）回收罐
回收罐一套l、水容积2.0m3,设计压力4.5MPal、工作压力1.6MPa.
4.2.1.3主要设备材料表
加气部分主要设备配置
序号
内容
规格
单位
数量
备注
1
低压双塔脱水装置
Q=6000m3/hDN80
台
2
橇装
2
调压计量装置
Q=12000m3/h
套
1
橇装
3
压缩机
Q=2500Nm3/h
台
4（进口）
橇装（不锈钢外壳）
4
加气柱
Q=4500m3/h
台
4
一柱一枪
5
缓冲罐
PN1.6MPa2m3
台
1
6
排污罐
PN1.6MPa1m3
台
1
7
回收罐
PN4.5MPa2m3
台
1
4.2.2高—中压调压站方案
4.2.2.1调压柜方案
本项目调压柜为次高压A-中压B调压柜.
（1）调压采用3+0结构l、即三路调压.
（2）调压器进口压力为0.6～1.6Mpal、出口压力为0.38Mpa.
调压器单路流量在入口压力为0.8Mpal、出口压力为0.38Mpa时大于或等于30000Nm3/h.
（3）每路调压器前设罐型
升级会员 