液化天然气和压缩天然气加气合建站建设项目概况.doc

《液化天然气和压缩天然气加气合建站建设项目概况.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《液化天然气和压缩天然气加气合建站建设项目概况.doc（34页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、液化天然气和压缩天然气加气合建站建设项目概况某天标天然气有限公司是某省国新能源发展集团有限公司直属企业某省国新能源发展集团玉鑫煤炭有限公司和介休市振林煤化厂合资成立的公司，成立日期 2014 年 5 月 7 日，地址位于某省晋中市介休市宋古乡洪善村 108 国道以北；法定代表人：白玉生；注册资本：2000 万元（人民币）；经营范围：天然气技术服务、研究咨询（依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动）。本项目原建设主体为某省国新能源发展集团有限公司，2014 年 7 月 16 日介休市发展和改革局以介发改审函字【2014】64 号将本项目的建设主体由某省国新能源发展集团有限公司更改为

2、某天标天然气有限公司。某天标天然气有限公司目前已取得由某省发展和改革委员会出具的“四气”从业资格，详见附件“晋发改地区函【2014】510 号”。1.1建设项目概况1.1.1项目名称和建设地点项目名称：某天标天然气有限公司介休市洪善村液化天然气和压缩天然气加气合建站建设单位：某天标天然气有限公司企业性质：有限责任公司建设地址：某省晋中市介休市宋古乡洪善村 108 国道以北建设规模：新建LNG加气能力3.0 万Nm3/d，CNG加气能力1.0 万Nm3/d工程总投资：2107.83万元占地面积：7814.73 m2总建筑面积：1437 m2立项审批部门：介休市发展和改革局（介发改审核字【2014

3、】128号）1.1.2建设内容1、具体建设内容见表1.1-1。表1.1-1液化和压缩天然气加气站工艺设施序号设备种类规格、型号单位数量1LNG 储罐立式V=60 m3台22LNG 潜液泵橇LNG 潜液泵Q=340L/min台23卸车/储罐增压器Q=300 N m3/h台14EAG 加热器Q=200 N m3/h台15CNG液压活塞式压缩机台16双管放散塔座17LNG 加液机3180L/min单枪48CNG 加气机130 N m3/min双枪49储气瓶组V总=6m3台310仪表风系统套111消防泵房座112配电室、站房座12、LNG/CNG加气站等级加气站设有60m3 立式LNG 储罐2 台、储

4、气瓶组V=6m3及气瓶拖车V=18m3，根据汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-2012 2014局部修订版）第3.0.12A规定，该加气站属于一级加气站。1.1.3地理位置与周边环境本项目选址在某省晋中市介休市宋古乡洪善村 108 国道西北侧，位于城市建成区外，周围100m无重要公共建筑物。加气站北侧为农田，西侧围墙外有一预制板储存库（目前已废弃），东侧、南侧为绿化带，距108国道为50m，该加气站扼守交通要道，车流量大，配套设施齐全，符合介休市总体规划、环境保护、消防安全和供气方便等要求，满足建站条件。见区域位置图。项目所在地图1.1-1 加气站区域位置图站址108国道50北预制

5、板储存库（已废弃）农田空地单位：m图1.1-2 加气站周边示意图 图1.1-3 洪善加气站东侧108国道 图1.1-4 洪善加气站南侧空地 图1.1-5 洪善加气站西侧预制板储存库 图1.1-6 洪善加气站北侧农田（目前已废弃） 1.1.4自然条件1.1.4.1地理位置介休市位于某省中南部，太行山北侧，距省会太原120千米。地理坐标为东径1114410-1121014、北纬365001-371104。北起义安镇任家堡村，南至绵山顶端艾蒿坡;西起义棠镇圪塔头村，东至张兰镇南窑头村。东北与平遥、汾阳接壤，西南与灵石相连，东南与沁源毗邻，西北与孝义相望。全市东西最宽处38.5千米，南北纵长38千米，

6、总面积743平方千米。介休市洪善村液化天然气和压缩天然气加气合建站位于某省晋中市介休市宋古乡洪善村 108 国道西北侧，紧邻108国道，通往介休市城区，交通相当方便。1.1.4.2地形、地貌介休市地势东南高西北低，按地貌单元可分为山地、丘陵、平原三部分。主要为南部土石山区、中部黄土丘陵和北部平川区三大部分，每部分各约三分之一。 1.1.4.3地质构造介休市境内地层出露比较齐全，其分布特征为由南向北，由新到老。主要包括：太古界前震旦系、元古界震旦系、古生界寒武系、奥陶系、石炭系及二迭系、中生界三迭系、新生界第三系及第四系。第四系地层为区域内主要的含水层。介休市地处某台背斜中部、跨吕梁隆起，为太岳

7、沁水构造及太原断陷盆地等次一级构造单元，主要构造为祁吕弧形及“多”字型。市域内断裂、断层主要有：绵某边缘大断裂组、白牛旦正断层、化家窑地垒、后崖头正断层、黄土长梁前缘隐伏正断层。此外，全市在新构造运动上表现为两种特点：一为运动的继承性，在老构造的基础上，山区继续上升，出现高山峡谷，盆地相对下降，继续接纳物质堆积，且沉降速度大于堆积速度；另一种为运动幅度的差异性，南部绵山高峻险要，向北逐渐低缓浑圆。近代介休市地震频繁，就是新构造运动的表现。1.1.4.4水文地质境内地表水主要以河流、泉水、农灌渠、水库为主。 境内河流主要有7条，分别为汾河及其支流磁窑河、文峪河、龙凤河、樊王河、东涧河、西涧河、兴

8、地河。由于近年来气候干燥，除雨季外，各河流平时基本无水。主要泉水有洪山泉、槐柳泉、闷津泉等。全市农灌渠主要有东西支渠、红旗渠、团结渠。并修建有下梁水库、西湖龙水库、张村水库等。场地内地下水为松散岩类孔隙潜水。勘察期间，勘探深度（13.0m）内未见地下水。据附近打井资料，地下水位埋深大于20.0m。 孔隙潜水主要补给来源为大气降水及农田灌溉用水的入渗补给，向地势低洼及河流下游方向排泄。地下水对拟建加气站无影响。1.1.4.5地震烈度介休市为度地震烈度区，设计基本地震加速度为0.20g。按建筑抗震设计规范（GB50011-2010 ），站内建筑物按8度烈度设防。根据关于介休市洪善液化和压缩天然气加

9、气合建站项目工程抗震设防要求的通知（晋震标2014263号），工程场地在遭遇抗震设防烈度度影响时，不会产生震陷、地震崩塌与滑坡地质灾害。1.1.4.6气候条件介休市处于中纬度大陆性季风气候区域，属暖温带大陆性气候。一年中大部分时间在干燥的大陆性气团控制之下，雨季时间较短，干燥期较长，一年四季分明，雨热同季。由于地形复杂，高低悬殊，山区与平原气温有较大差异，但主要农业区平川及丘陵区之间差异较小。主要气象条件如下：年平均气温 10.7 极端最高气温 38.5极端最低气温 -23.3年平均相对湿度 60%年平均大气压 93.13kPa最高气压 95.66 kPa最低气压 90.63 kPa年最大降雨

10、量 120.5mm年平均降雨量 454.9mm全年主导风向 西南风(SW)年平均风速1.2m/s雷暴日 38天1.1.5交通运输条件介休境内南同蒲铁路复线及祁临高速公路、大运一级路、东厦公路等6 条公路呈网格状贯穿全境，市乡公路四通八达，与国道交错连接。全市现有火车站5座，铁路专用线15条，其中介休火车站为国家特等站，站内建有大型编组站一个，年客运量390 万人次，货物吞吐量1590 万t，担负着原临汾铁路分局70%的货运任务，是南同蒲沿线最大的货运站。1.1.6总图布置1、总平面布置根据加气站的功能，可分为加气区、加气工艺装置区、站房、辅助用房区。站区东南侧面向公路，在临近公路各设进出口一个

11、，加气区位于站区开阔部分，站房布置在厂区中央，站房内部设置有控制室、营业室、空压机房、办公室，厕所等，加气机布置在站区东侧，LNG 工艺装置区设在厂区南部边界处，CNG 工艺装置区布置在厂区东北侧。预留城市调峰供气管道接口设置在厂区北侧，站房的西北方向。站房西、南两侧和罐区周围布置有绿化隔离，这样布置既方便了管理又美化了环境。2、竖向布置加气站竖向设计整体坡向站外道路为平坡式布置，站内雨水散排至站外。3、道路 站内布置尽量做到简捷、顺畅，能使车辆进出方便，并严格按照国家有关规范的规定，满足防火间距和消防通道的要求。加气区进、出口分开设计，加气区最小转弯半径为15 米，满足加气车辆和LNG槽车的

12、转弯半径要求。4、绿化站内绿化选择除植油脂之外的，含水量较多的树木。1.1.7气源情况本项目LNG 气源由某平遥液化天然气有限公司提供。CNG气源由祁县国新天然气有限公司提供。（1）项目CNG气源气质根据建设单位提供资料，CNG 气源气质如下：表1.1-2 天然气组分及性质序号项目数值备注一组分含量（%）体积百分比1CH494.29452C2H663C3H80.42144IC4H100.06695nC4H100.12616IC5H120.03857NC5H120.01218C6+0.01409He1.71210H30.000011N20.282812CO2（3.0%）1.827113H20（m

13、g/m3）（20）1.827114总硫（mg/m3）（200）15总烃97.890116比重0.5962二性质数值1高热值（MJ/Nm3）37.492低位热量（MJ/Nm3）33.803平均密度(kg/ m3)0.71784临界温度（K）196.995临界压力（MPa）4.655由以上可知， 本项目CNG气源质量符合国家标准天然气（GB17820-2012）中规定的二类气质标准，并符合压缩运行要求的有关规定；压缩天然气符合车用压缩天然气（GB18047-2000）中规定的气质标准，满足CNG 加气站的建设要求。（2）LNG 气质情况建设单位提供的天然气气质分析报告，其气质成分及特性如下：表1.

14、1-3液化天然气组分表序号项目数值备注一组分含量（%）体积百分比1乙烷0.632氦气0.2683丙烷0.03014新戊烷05异丁烷0.0036正丁烷0.0037正戊烷0.00238C6以上组分9甲烷98.92210Hg0.00811露点0.3712总硫0.0313沃泊指数48.669214高热值55.4095MJ/m315低热值49.894116LNG密度(101.325Kpa0)425.51kg/m317气化率(101.325Kpa20)11484.85 kg/m3上述LNG 气质符合天然气（GB17820-2012）中二类气质标准，满足城镇燃气设计规范（GB50028-2006）对天然气质

15、量的要求，并可判定其属城市燃气分类和基本特性（GB/T13611-2006）中12T 基准气的可互换燃气。该液化天然气气质符合液化天然气的一般特性（GB/T19204-2003）的规定。1.1.8公用工程1.1.8.1电气1、供电电源：供电主电源由就近市政10KV 电网T接引入一回路电缆，架空引入站内变配电站终端杆，经跌落熔断器及避雷器保护后，以电缆暗埋敷设进线方式引入箱式变配电室；另外站内火灾报警系统、可燃气体检测系统、计算机信息系统配置不间断电源UPS。2、配电系统：（1）本项目变配电系统由箱式变电站向站内动力设备放射式配电。并在供电系统的10kV 侧设置集中无功补偿。（2）低压配电系统采

16、用TN-S 系统，对站内用电设备采用放射式配电，低压配电系统层次不超过两级。（3）根据工艺条件，LNG 潜液泵电机采用变频启动控制；其它电机负荷较小，均采用低压全压启动。LNG 潜液泵连锁控制由设备成套供应商所提供的控制柜完成。（4）各类用电设备的馈电线路电压损失控制在5%以内。3、防雷、防静电（1）防雷防直击雷：本工程的工艺装置区，储罐外壁厚度大于10mm，其他设备壁厚度均大于4mm。根据建筑物防雷设计规范GB50057-2010及石油化工企业设计防火规范GB50160-2008，储罐等设备壁厚大于4mm，可利用设备本体兼作接闪器，不专设避雷针。设备本体与工艺装置区接地网不少于两点连接即可。

17、站内所有建（构）筑物屋面装设避雷带，二类防雷网格不大于1010m 或128m；第三类防雷建筑物屋面装设避雷网，网格不大于2020m 或2416m。经避雷带引下线与室外接地网可靠相连，形成电气通路。接地极尽量利用建、构筑物基础或底板钢筋作自然接地装置，无自然接地装置时，另设独立角钢人工接地系统。 防雷电波侵入：低压电缆埋地敷设，电缆金属外皮均接到接地装置上，所有管道在进出建筑物时与接地装置相连，管道分支处、直行管道每隔25m 接地一次。防雷击电磁脉冲：低压电磁脉冲主要侵害对象为计算机信息系统，信息系统进线处设置相应等级浪涌保护器，信息系统的配电线路首、末端与电子器件连接时，装设与电子器件耐压水平

18、相适应的过电压（电涌）保护器。 低压进线柜内设置相应的避雷器，低压线路进入各用电设备的控制柜时均加装避雷器。站房、辅助用房等建筑物电源进线处设置等电位端子箱，实现室内等电位联接；站内各接地系统均采用热镀锌扁钢连接，形成全场等电位。4、防静电措施本工程设备每台至少两处接地。管道在进出装置区处、分岔处以及爆炸危险场所分界处应进行接地，管道每隔25m 接地一次，金属固定管道、钢架等进行等电位接地，槽车装卸处设置防静电接地夹，并设置静电接地检测仪。本工程其它设备如加气机做防静电接地； LNG卸车口须设置防静电接地夹，槽车卸车时与其连接形成等电位连接；围堰区设置防静电释放球，防止工作人员带静电操作；管道

19、首末端、分支处及跨接处均作可靠接地。除绝缘接头外的阀门、法兰加跨接线，当金属法兰采用金属螺栓或卡子相紧固时，可不另装接跨接线，但应保证至少有五个螺栓或卡子间具有良好的导电接触面，并测试导电的连续性，若连接处导电不良，则需加跨接线（16mm2软铜线）。5、通信加气站控制室、休息室、站长室和营业室等岗位设行政电话和生产调度电话，行政电话和生产调度电话共用一套系统。站区设视频监控系统1 套，监控系统设置于控制室，营业室及站区内主要部位设置摄像前端。各摄像前端将采集到的视频图像信号传输到监控主机，进行监视并对前端进行控制。1.1.8.2给排水系统（1）给水水源本项目用水由洪善村供水管网提供，供站内生活

20、用水、消防水池补水、浇洒道路和场地及绿化用水等，出水水质须满足生活饮用水卫生标准GB5749-2006 的要求。（2）用水量站区用水主要是生活给水用水及浇洒绿化、道路及场地用水，用水量约为4.91m3/d。供水压力不低于0.30MPa。（3）排水系统a）生活排水系统本项目不设食堂，厕所采用防渗旱厕，旱厕定期由当地村民清掏用于田地施肥，产生的废水主要为洗漱废水，洗漱废水经过沉淀池处理以后用于道路及场地的洒水降尘，不外排。b）雨排水系统站内雨水采用有组织排放，经雨水管道收集后，排放至附近雨水系统。表1.1-4具体用水部位及水量见下表。序号分类部位用途水量（m3）备注1生活用水站房饮用、卫生洁具1.

21、502生活用水壁挂炉间壁挂炉补水0.363道路净化用水站区道路、绿地浇灌1.60取部分面积4全站1085未予见0.45按前两项和的10%考虑6合计总用水量4.91m3/d，1767 m3/d（按350天计）不含消防用水（4）消防水系统消防泵房设置2台消防泵，单台功率20kW，一用一备，工作泵事故时备用泵自动投入运行。消防系统为“二级”负荷，采用双动力源，正常工作电源引自市电，另一回路引自备用柴油发电机组，保证消防系统供电的可靠性。在消防泵房设有应急照明灯（自带蓄电池组）保证消防照明需要。柴油发电机组的额定功率为80kW。1.1.8.3建、构筑物表1.1-5站内主要建构筑物一览表 序号名称单位建

22、筑面积结构耐火等级备注1站房m2243砖混二2罩棚m21748钢网架二3围堰m2187.5钢筋混凝土二1.1.8.4采暖与通风（1）采暖本工程位于某省介休市，属暖温带大陆性气候；根据站房和辅助用房的采暖负荷，选择空调采暖，为采暖房间提供热量。（2）通风工艺装置区：敞开式设置，天然气泄漏时不会造成堆积形成燃爆环境，采用自然通风；空压机房：采用边墙排风机进行机械排风，门窗自然补风，换气次数为10 次/h；配电室：采用边墙排风机进行机械排风，门窗自然补风，换气次数为8 次/h；消防泵房：采用边墙排风机进行机械排风，门窗自然补风，换气次数为8 次/h；卫生间：采用边墙排风机进行机械排风，门窗自然补风，

23、换气次数为10 次/h；发电机房：采用防爆边墙排风机进行机械排风，门窗自然补风，换气次数为12 次/h；1.1.8.5消防本项目为一级LNG/CNG加气合建站，根据汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-2012 2014年修订稿），本站消防设用水量为20L/s 的消防给水系统。消防管网采用临时高压消防系统，由于消防用水量大，因此需设置专用消防水池和消防水泵。本站总消防用水量为144m3，站内设置7.5m6m3.5m 消防水池一座，用于存放消防用水；消防水池采用钢筋混凝土结构。消防泵选用两台(1 用1 备)，其性能为Q=72m3/h H=40m N=15kW。根据建筑灭火器配置设计规范（

24、GB50140-2005 ）及汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-2012）规定，在可能发生火灾的各类场所、工艺装置、主要建筑物、仪表及电器设备间等，根据其火灾危险性、区域大小等实际情况，分别设置一定数量的移动式灭火器，以便及时扑救初始零星火灾。站区只配备相应数量的灭火器，灭火器材配置如下：表1.16 灭火器配置表序号配置灭火器区域灭火器配置规格及数量数量备注1站房5kg手提式ABC类干粉灭火器2具7kg 手提式二氧化碳灭火器2具2辅助用房5kg手提式ABC类干粉灭火器2具4围堰区及工艺装置区35kg推车式ABC类干粉灭火器2具8kg手提式ABC类干粉灭火器4具电气灭火用5箱变7kg

25、 手提式二氧化碳灭火器2具6加气区5kg手提式ABC类干粉灭火器6具7消防泵房5kg手提式ABC类干粉灭火器2具1.1.8.6仪表控制系统本站自动化监控系统主要由电控室监控计算机、站控PLC 控制柜、可燃气体报警控制系统等组成。配置UPS不间断电源，蓄电池续流能力一小时以上。在系统停电时仍能为仪表系统的监视和纪录系统提供电源。本工程设计工艺及生产管理自动化控制系统包含下述自动控制流程：安全连锁控制；LNG 潜液泵控制；可燃气体报警控制系统；IC卡卡机联动及网络管理系统等。控制系统的主要功能是通过各种仪表对现场储罐、LNG潜液泵、增压器、LNG加气机、CNG加气机等设备的正常运转和相关设备的运行

26、参数进行监控，并在设备发生故障时自动报警并紧急切断。1、安全联锁控制LNG潜液泵和LNG加气机设备安全联锁控制系统由厂家完成，根据联锁控制需要相关电动执行机构参与ESD控制。2、LNG 潜液泵控制站控系统通过RS-485 通讯接口与LNG潜液泵变频控制柜进行通讯。由LNG 潜液泵变频控制柜实现LNG潜液泵的启动、停车、保护停车、报警、紧急停车等控制。3、可燃气体报警控制系统系统由可燃气体探测器、控制主机、声光报警、信号输出接口等部分组成，完成对各个区域的可燃气体泄漏量的动态监测、区域和声光报警、报警和联锁控制信号输出等功能。通过RS-485 通讯接口与站控系统控制器通讯。报警探头按如下区域配置

27、： LNG 加气区 2 个探头 卸车口 1 个探头 工艺装置区 3 个探头4、IC卡卡机联动及网络管理系统IC卡网络管理系统采用平台系统模式，集IC卡管理、数据监控、气瓶安全管理、价格管理、客户服务管理、银行联网系统管理为一体，采用新型数据库结构和非常可靠的安全机制，保障系统运行安全、可靠、快捷，数据查询统计快速准确。系统能自动识别合法卡及非法卡、实现IC卡加气机的卡机联动功能及加气交易自动结算；可与银行合作，通过先进的软件合作协议及接口，建立全面统一的银行联网收费体系。1.1.8.7控制室 站内设置控制室，控制室具有对加气站的控制管理功能，控制室内安装LNG泵撬控制柜、站控控制柜、可燃气体报

28、警控制器等控制设备，实现全站的集中控制管理。控制室和现场设置对仪表空压机的手动启、停控制。控制室内地面敷设抗静电活动地板。本项目在加气区、卸车口、潜液泵及电控室设置紧急停车按钮，当操作或值班人员在操作、巡检、值班时发现系统偏离设定的运行条件，如系统超压、液位超限、温度过高以及出现LNG 泄漏，能自动或手动在设备现场或电控室远距离快速停车，快速切断危险源，使系统停运在安全位置上，现场（加气区、卸车口、潜液泵）等级优先于电控室。1.1.9管理机构和人员编制为保证加气站安全稳定运行，站内的劳动定员为10人，站内副站长分管安全技术，加气员兼职安全员，负责站内的安全卫生管理，并负责对站内的安全卫生措施进

29、行定期维修、保养和日常监测工作。表1.1-7 加气站定员表序号组织机构人员职责备注岗位人数1站长办站 长 1全面负责副站长1主管技术、安全兼安全负责2运行部 运行员6负责加气兼安全员3财务部会 计 1财务、经营出 纳 1财务管理1.2工艺及设备1.1.1加气工艺流程1.1.1.1 LNG加气工艺流程卸车加气工艺流程框图如下：（1）卸车该项目采用增压器和泵联合卸车。先将LNG 槽车和LNG 储罐的气相空间和液相空间连通，在卸车的过程中，利用液柱高度将液体送入卸车汽化器，低温液体汽化后进入LNG槽车，增大槽车的气相压力，槽车与LNG储罐形成一定的压差，LNG通过泵和差压两种卸车方式进入到LNG低温

30、储罐。（2）加气LNG加气站储罐中的饱和液体LNG通过潜液泵加压后，由加气机通过计量装置后加给LNG汽车车载气瓶中。加注方式为上进液喷淋式，加进去的LNG直接吸收车载气瓶内气体的热量，使瓶内压力降低，减少放空气体，并提高了加气速度。（3）调饱和卸车后，用低温泵将LNG储罐中部分LNG送至气化器，液体被加热中返回储罐，直到罐内压力达到设定工作压力。（4）泄压系统漏热以及外界带进的热量致使LNG气化，产生的气体会使系统压力升高。当系统压力大于设定值时，系统中的安全阀打开，释放系统中的气体，降低压力，保证系统安全。1.1.1.2、CNG 加气工艺流程1）、加气站工艺流程示意简图拖车卸气柱阀门压缩机止

31、回阀优先顺序控制盘储气瓶加气机阀门压缩机组2）、工艺流程拖车将的压缩天然气运到加气站，通过拖车储气瓶组、卸气柱、撬装压缩机、控制系统、储气瓶组系统、加气机构成的加气系统实现给汽车加气。CNG拖车储气瓶组由拖车运至加气站，天然气从入口管线进来，经过过滤，然后在液压活塞式天然气压缩机组一级气缸中被压缩；经一级冷却后经过级间过滤器过滤，然后进入二级气缸被压缩，再由二级冷却后经过末级精密过滤器，进入储气瓶组或者给汽车加气。拖车储气瓶组与站内的储气瓶组形成高、中压两级，当开始车载储气瓶的压力较高时，可直接向地面储气瓶组加气，直到压力平衡，优先控制系统将给PLC启动压缩机的信号，将站内高、中压储气瓶组加压

32、到25MPa，构成了高、中压二组储气方式。当汽车来加气时，选择与汽车气瓶压力最接近的瓶组给车加气，当压力、流速降低，将自动切换到中、高压站内储气瓶组取气，从而保证快速充装气体到20MPa。如果站用储气瓶组中的压力低，压缩机启动，直接对车辆加气，而不经过储气瓶组，避免汽车等候。1.1.2 主要设备1.1.1.1 LNG设备LNG加气站设备主要包括：2座60立方米LNG立式储罐、1座LNG双泵撬（含低温潜液泵、增压汽化器、各类阀组等）、4台单枪LNG加液机。 1）、LNG储罐 表1.2-1 LNG储罐主要技术参数表技术参数如下： 项目内壁外壁设计压力（MPa）1.44-0.1工作压力（MPa）1.

33、2-0.1工作温度（）-162-1950设计温度（）-19250介质液化天然气高真空充装系数0.9容积60 m3最大充装量（Nm3）32400 2）、LNG 泵撬 LNG 泵撬包括储罐/卸车增压气化器、LNG 潜液泵、控制阀门及管路器。LNG 潜液泵是加注站关键设备之一，既要求能够耐低温(-162 摄氏度)，又要求设备的可靠性高。本项目每个LNG 潜液泵选用全浸润型潜液泵, 其技术参数为：表1.2-2 LNG泵撬主要技术参数表序号项目指标一、LNG潜液泵1介质LNG2流量340L/min（液态）3最大扬程220m4所需进口净正压头1-4m5电机功率11KW6电源380V二、LNG低温泵池1工作

34、介质LNG2工作压力1.2MPa/-0.1MPa3设计压力1.6MPa/-0.1MPa4工作温度-162/常温5设计温度-196/506焊缝系数1.0/0.857几何容积75L3）、卸车/储罐增压汽化器 增压汽化器是完成卸车系统和储罐升压的设备，选用环境式换热器。增压器选用空温式加热器，增压借助于列管外的空气给热，使管内LNG 升高温度来实现， 空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。表1.2-3 卸车/储罐增压汽化器主要技术参数表序号项目技术参数1气化量300Nm3/h2进口介质LNG3出口介质CNG4设计压力1.92 MPa5设计温度-1966设计环境温度-40507进口温度-

35、1628出口温度环境温度4）、EAG空温式加热器 本站设置1台加热能力为200 Nm3/h的EAG空温式加热器。EAG空温式加热器的功能是LNG通过该设备将放散管内的低温气体与周围环境进行热交换吸热，将低温天然气加热为常温的天然气。空温式加热器的参数如下：表1.2-4 空温式加热器主要技术参数表序号项目技术参数1气化量（Nm3/h）2002进口介质LNG低温气体3出口介质NG4设计压力1.92 MPa5设计温度-1966设计环境温度-40507进口温度-1628出口温度环境温度5）、LNG加气机 本站设置4台单枪LNG加液机。其功能是LNG燃料汽车加气，其具体参数见下表：表1.2-5 LNG加

36、气机主要技术参数表序号项目技术参数1流量范围180L/min2适用介质液化天然气（LNG）3计量准确度1.0%4额定工作压力1.6 MPa5环境温度-30556管路温度-196557计量单位Kg、L、Nm38读数最小分度值0.01 Kg（L、Nm3）9单次计量范围09999.99 Kg（L、Nm3）10累计计量范围99999999.99 Kg（L、Nm3）11工作电源220伏 AC 5安12防爆等级整机防爆 Exdibem AT41.1.1.2 CNG设备表1.2-6 CNG设备表序号设备名称规格型号数量备注1液压式活塞式压缩机组YSJZ2000-2/25进气压力： 2-25MPa额定排气压力：25MPa电机功率：245KW额定电压：380V1套2CNG拖车2台8管18m3储气量3CNG加气机三线双枪4台4站用储气瓶组6 m3三只瓶