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黄石优质燃气设备安装行情

2020-05-09
黄石优质燃气设备安装行情

近日,从沈鼓集团传来消息,沈鼓集团与中国五环工程有限公司成功签订了哈密广汇乙二醇项目荒煤气压缩机组合同。该项目的成功签约,创造了沈鼓国内首台套常压进气荒煤气压缩机组的新业绩。项目签约仪式现场长期以来,荒煤气资源的有效利用一直是行业难题。荒煤气成分复杂,含氮量高,从中获得合格的合成气资源,需要通过一系列净化工序,难度极大。以往荒煤气大多被用于燃烧发电或直接燃烧放空,能源利用率低,资源浪费重,环保压力大。哈密广汇乙二醇项目利用荒煤气生产40万吨/年乙二醇,通过对净化装置中合理配置各个处理单元,不断对工艺参数进行核算调整,同时在转化过程中将荒煤气中有机硫转化成易于回收的H2S,并通过湿法硫回收装置生产硫磺,实现了对荒煤气资源的最大化利用,最终可实现将复杂的荒煤气资源转变为有效的合成气资源,每年可直接减排CO2约60万吨,间接减排CO2约170万吨。项目进展2019年3月广汇能源与南京三圣物流有限公司共同出资成立控股子公司哈密广汇环保科技有限公司,其中广汇能源持股比例95%。该项目计划总投资355,980万元,建设地点新疆哈密地区伊吾县淖毛湖工业园区。项目以控股子公司新疆广汇煤炭清洁炼化有限责任公司所投建的1000万吨/年煤炭分级提质综合利用项目副产的荒煤气为原料,通过转化、气体净化分离装置提纯获得合格的一氧化碳、氢气,再经草酸酯法生产乙二醇。该项目分两期建成,一期20万吨,总投资18.7亿元,二期20万吨,总投资16.86亿元;项目投产后将生产40万吨乙二醇等产品。2019年6月15日,哈密广汇环保科技有限公司荒煤气综合利用年产40万吨乙二醇项目EPC总承包合同在乌鲁木齐签订。签约双方为广汇能源哈密广汇环保科技有限公司与中国化学所属中国五环工程有限公司。

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8月24日,在中国石油天然气销售业务2019年年中工作会上获悉,今年前7个月,中国石油天然气销售终端用户总量突破1000万户,非气业务全面推进,比去年同期增长51%,推动天然气销售高质量发展。2018年以来,中国石油全力推动天然气销售管理体制改革落地,大力发展天然气销售终端。中国石油严格执行国家价格政策,根据市场需求合理把握资源引进节奏,有效保障民生用气。2017年年底到目前,中国石油居民、工业、商业等各类终端用户从近900万户增至1000万户。  中国石油天然气销售终端业务包括城镇燃气、CNG(压缩天气)/LNG(液化天然气)加气站点、天然气发电和分布式能源业务、LPG销售业务。截至2017年年底,拥有各类加气站点1200余座,天然气汽车加气终端数量位居全国前列;黄石优质燃气设备安装行情LNG工厂24座,设计日加工能力2290万立方米;在河北唐山、辽宁大连和江苏如东管理运营LNG接收站3座,年接卸能力1900万吨,约占国内接卸能力的38%。今年上半年,天然气销售平稳有序,产业链运行机制更加顺畅。河北、山东、江苏、湖北和河南等分公司终端市场开发成效显著。天然气销售分公司围绕客户增值服务、资源整合利用和延伸产品销售,推动终端零售业务量效齐增。黄石优质燃气设备安装行情中国石油不断加大天然气基础设施建设力度。上半年以来大力推进LNG接收站项目布局和建设工作。唐山LNG接收站应急调峰保障工程和江苏LNG接收站扩建工程按计划推进。今年前7个月,LNG加工量比去年同期增幅超过70%。在LNG车船加注方面,着力构建车用LNG和船用LNG的规划布局,综合考虑接收站、工厂资源分布及潜在市场需求,在长江、京杭运河、黄石优质燃气设备安装行情珠江水系积极推进水运LNG加注项目,稳步推进“气化长江”工程由于国内天然气资源禀赋较差,产量无法满足快速增长的消费需求,而进口气价格高,在价格政策的限制下,天然气批发环节难以实现有效益发展。中国石油在严守国家价格政策的前提下,有力保障民生用气,引导市场在公平条件下均衡发展。进入终端,就是对冲高成本资源带来的亏损,推动资源价值合理回归。黄石优质燃气设备安装行情随着国家天然气产业深化改革方案的实施,资源供应多元化,终端市场参与竞争主体多元化,中国石油强调依法合规处理好与合作伙伴的竞合关系,实现上中下游均衡有序的协调发展,构建民生改善、经济企稳、环境向好、产业振兴、各方受益的共享发展。

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近几年,LNG车型逆势而上,成为惨淡商用车市场中仅有的亮点。与此同时,目前该车型仍有诸多问题被用户诟病,比如:气价上涨、售后服务缺失、加气站较少等。然而,除了上述问题外,LNG车辆的气瓶摆放问题也必须引起注意。●  摆放位置决定安全程度    天然气到底安不安全一直是业内争论的话题。从理论上说,天然气密度比空气轻,稍有泄漏即可挥发扩散。另外,LNG爆炸极限为4.7%-15%,比汽柴油都要宽,因此LNG更难达到爆炸的条件。仅从理论对比上来看,LNG汽车比汽柴油车更安全。不过,从实际发生过的几起LNG车祸事故来看,结果恰恰相反,车体损坏程度甚至可以用惨不忍睹来形容。究其原因,并不是燃气车本身的安全问题,而是气瓶摆放位置挤占了驾驶员的生存空间。    在国内,LNG车的气瓶布置基本采用驾驶室后侧悬挂的方式。“之所以使用‘后背式’气罐布置,主要是为了追求长距离的续驶里程。”有业内人士告诉记者,目前LNG车增加续航里程必须通过增加气瓶的数量来实现,而牵引车由于轴距较小,气瓶的放置就成了不小的问题。因此,目前常见的摆放方式是将气瓶背在驾驶室上。    “这种‘后背式’方式从整车设计来说的确比较容易布置,但目前我国发生的道路事故仍以追尾居多,采用‘后背式’布置气瓶的LNG车一旦发生追尾,由于驾驶室后方没有缓冲的空间,使气罐受挤压造成气体泄漏,那时天然气会成为助燃剂,而且释放的速度要比油快得多,造成的后果也将不堪设想。”天津大学内燃机燃烧学国家重点实验室副主任姚春德表示。    其实,我国法规对公路牵引车的外观、尺寸等有着严格规定,这为驾驶员提供了生命缓冲区,这部分空间在事故撞击时,一定条件下挽救了司乘人员的性命。“但是在国内,天然气车只是近几年才开始发展,由于该种车型基数较小,发生的事故也较罕见,因此没有引起大家足够的重视,在制定标准时也没有设定很苛刻的要求。与此同时,人的认知需要经历一定的过程。到了现在,在燃气车一年有几万辆上路的情况下,我们有义务告知整车厂如何生产更安全的车。”姚春德指出。    因此,姚春德建议,将来LNG车最好效仿柴油车,将气瓶放置在油箱的位置。使用“侧置式”会给驾驶室后方留有一定空间,即使发生事故,对于驾乘人员来说,也会留有保护和缓冲的空间。●  国外普遍使用“侧置式”    姚春德所提到的将气瓶放置在类似柴油车油箱的位置上并不是先例,在欧洲、北美等地区,“侧置式”已是主流的气瓶放置方式。由于国土、地势等原因,欧洲各国对LNG车辆的使用有严格限制。据了解,欧洲相关法规规定,LNG气瓶必须布置在牵引车两侧,这样可以发挥LNG的安全优势。由此,“侧置式”气瓶布置方式成为欧洲惟一合法选择。    在北美地区,由于地域广阔、高速公路路况较好,因此相关的车辆安全法规和标准并不算严格,对LNG气瓶的布置方式要求也相对宽松,但实际生产和使用的LNG车仍以“侧置式”居多。而且值得注意的是,北美是以长头车为主,虽然也有“后背式”的气瓶布置方式,但对长头车而言,在车辆碰撞的时候缓冲力被前部吸收,从而对驾驶员的影响较小。    还需要指出的是,在北美,气瓶布置在驾驶室后方的车辆基本为城市工程车辆、环保车辆、短驳集装箱运输等,这些车辆基本以中短途为主,使用半径仅300-500公里左右。    澳大利亚是两种方式组合使用的国家,也是中国主要模仿的对象之一。但与中国不同的是,澳大利亚内陆面积广阔,人口和车辆相对稀少,卡车司机经常会行驶几百公里也不见人烟,他们可以追求最大续驶里程。而我国车多人多,目前也没有明确的限速规定。另外,在商用车领域,我国的行驶安全仍然是比较突出的问题,如果真的出现追尾事故,那么驾驶员的人身安全将得不到保证。    “无论怎样布置和设计,国外LNG车辆的设计制造都是以驾驶员的生命安全为基准。希望国内的整车厂也能以此为准,保证驾驶员在道路运输的过程中不仅高效,而且可以更加安全。”姚春德说。此外,由于国家层面缺乏对LNG车型的相关规定,姚春德建议今后政府应该加强LNG车辆安全性的规范,特别是在标准制定时就要明确气瓶摆放的位置。●  气瓶问题不可忽视    除了气瓶布置需合理化外,其本身质量和寿命周期的问题也应值得关注。众所周知,LNG气瓶价值不菲,检测或更新的费用对于LNG车辆的整个经营成本来讲影响较大。    记者在走访时了解,很多用户对气瓶质量并不满意。山东一家大型物流公司早在几年前便购置了一批LNG车,该公司负责人介绍说:“在使用过程中,LNG车的经济性十分突出,这是我们十分满意的地方。但用了2年后,气瓶开始出现问题,加完气后也没有以前跑的路程远。如果重新更换气瓶,每个需要3万-4万元,对于拥有50多辆LNG车的企业而言,更新气瓶需要很大一笔钱。”    此外,用户对气瓶该何时检测也众说纷纭。“不是2年一检么?”“车管所并没有要求进行LNG气瓶的检测啊?”“我们这儿根本没有这项业务。”用户的迷茫也折射出目前LNG气瓶法规和标准的缺乏以及管理的缺失。    因此,业内人士认为,相关部门应及时出台LNG气瓶质量检验标准和强制检测法规。“目前,LNG气瓶的许多环节没有得到明确的规范,不仅让LNG车用户在使用过程中存在困难,也使LNG车潜在用户心存疑虑,同时也不利于LNG汽车的推广和发展。”该业内人士说。

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天然气的主要组分是甲烷,其临界温度为-83℃,故在常温下,无法仅靠加压将其液化。通常的液化天然气(Liquefied Natural Gas,简称LNG)多存储在温度为-162℃、压力为0.1MPa左右的低温储罐内,其密度为标准状态下甲烷的600多倍,体积能量密度为汽油的72%,十分有利于输送和储存。液化天然气是经过净化处理(脱水、脱烃、脱酸性气体)后,采用节流膨胀及外加冷源冷却的工艺使得天然气液化的。预处理主要包括 H2O、H2S、C2O的清除,以免低温下冻结、堵塞。天然气液化装置按用途可分为两大类, 即基本负荷型天然气液化装置和调峰型天然气液化装置。基本负荷型天然气液化装置由天然气预处理系统、液化系统、储存系统、控制系统、装卸设施和消防系统等组成,是一个复杂庞大的系统工程, 投资高达数十亿美元。由于项目投资巨大, LNG项目大多由壳牌、道达尔等大型跨国石油公司与资源拥有国政府合资建设。基本负荷型天然气液化装置的液化单元常采用级联式液化流程和混合制冷剂液化流程。20 世纪60 年代最早建设的天然气液化装置, 采用当时技术成熟的级联式液化流程。到70年代又转而采用流程大为简化的混合制冷剂液化流程(MRC)。80 年代后, 新建与扩建的基本负荷型天然气液化装置则几乎无一例外地采用APCI 公司的丙烷预冷混合制冷剂液化流程(C3/MRC) 。  调峰型天然气液化装置是小流量的天然气液化装置, 并非常年连续运行。因此, 调峰型液化流程要求具有高效、灵活、简便、低成本的特点。一般, 对于管道气压力较高的情况, 为充分利用其压力能, 可考虑使用膨胀机液化流程。选择调峰型LNG液化流程, 必须根据具体的设计要求和外围条件对上述因素进行综合考虑, 即对不同液化流程的投资成本、比功耗、运行要求以及灵活性进行全面对比, 才能最终决定采用何种液化流程。天然气液化工厂的工艺流程不同,出厂LNG的温度和压力也有所不同,如新疆广汇液化工厂出厂LNG温度约为-162℃,压力为常压;中原绿能高科液化工厂出厂LNG温度约为-145℃,压力为0.35MPa。

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确保油气开发安全风险受控助力企业绿色发展8月24日从规划总院获悉,股份公司油气田高风险装置设施检测技术支持中心落户规划总院,标志着该院在油气田高风险装置设施检测技术方面获得新突破据悉,为统筹油气田高风险装置设施检测资源,确保油气开发重点领域、关键装置、要害部位的重大安全风险受控,股份公司以“一个技术中心+四个区域检测评价中心”的模式,分区域分专业设立了高风险装置设施检测评价机构。截至目前,除技术支持中心外,股份公司已在4家油气田企业成立了区域检测中心。下一步,规划总院将充分依托技术支持中心功能,加强内部专业技术资源优化和集团公司检测评估资源整合,逐步开展高风险装置设施检测评价的新技术研发与应用推广工作,持续为勘探与生产分公司、各油气田企业,以及四家区域性检测评价机构提供有力的决策支持、技术服务和智力支撑,助力中国石油绿色发展、安全发展、高质量发展。

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