1、四川新建3万立方液化天然气及压缩天然气加气站工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月四川新建3万立方液化天然气及压缩天然气加气站工程项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月118可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录1.总 论71.1.项目概况71.2.项目建设背景及意义71.3.编制要求101.42、.技术路线确定131.5.气源概况151.6.主要工程量及技术经济指标151.7.研究结论172.基础资料192.1.地理位置192.2.地形地貌192.3.气象条件192.4.自然资源202.5.交通状况203.市场分析213.1.车辆概况213.2.市场预测213.3.承受能力分析223.4.市场风险234.站址及总图运输254.1.站址选择原则254.2.站址的确定254.3.总平面布置254.4.围护设施264.5.排水及竖向设计264.6.项目外部条件274.7.主要技术经济指标275.工艺流程及装置295.1.遵循规范标准295.2.加气站技术参数295.3.工艺流程305.4.装3、置布置345.5.设备选型345.6.场站主要工程量426.自控仪表456.1.自控仪表的设计原则及范围456.2.自控系统描述456.3.控制系统介绍466.4.紧急停车系统(ESD)476.5.仪表设置476.6.仪表及自动控制系统选型486.7.仪表风氮气系统486.8.安全监控摄像系统486.9.控制系统接地487.公用工程487.1.建（构）筑物487.2.电气487.3.给排水487.4.热工与暖通488.消 防488.1.遵循和参照的主要规范488.2.工程概况488.3.危险性分析488.4.防火安全设计488.5.消防系统489.环境保护489.1.设计依据489.2.工程概4、况489.3.生产过程污染物分析489.4.设计中采取的防治措施及预期效果489.5.站区绿化489.6.环境评价4810.劳动安全卫生专篇4810.1.工程概况4810.2.建筑及场地布置4810.3.生产过程中职业危险、危害因素4810.4.劳动安全卫生防范措施4810.5.劳动安全卫生机构4810.6.项目劳动安全卫生结论4811.节能4811.1.工艺流程简述4811.2.能源消耗4811.3.能源供应状况4811.4.主要耗能的部位及能源种类4811.5.主要节能措施4811.6.节能评价4812.组织机构及定员4812.1.组织机构设置4812.2.劳动组织及定员4812.3.人员5、培训4813.项目实施进度4813.1.项目实施原则4813.2.实施计划4814.投资估算4814.1.投资估算4814.2.资金来源及使用计划4815.经济评价4815.1.经济效益评价范围4815.2.编制依据4815.3.经济评价的内容、方法及采用的价格体系4815.4.评价参数和基础数据4815.5.收入、税金及利润估算4815.6.财务分析4815.7.不确定性分析与风险分析4815.8.财务评价分析结论和建议4816.结论及建议4816.1.结论4816.2.实施建议48附件一：六盘水市钟山区发展和改革委员会关于本项目的备案通知48附件二：六盘水市规划局关于本项目选址意见书48附6、图：1、DWG-0000建01-01：总平面布置图2、DWG-0000规01-01：区域位置图3、DWG-0000燃01-01：工艺流程图附表：1、估算表2、项目投资现金流量表3、项目资本金现金流量表4、投资方现金流量表5、利润与利润分配表6、财务计划现金流量表7、资产负债表8、财务指标汇总表9、流动资金估算表10、项目总投资使用计划与资金筹措表11、营业收入、营业税金及附加和增值税估算表12、总成本费用估算表13、固定资产折旧费估算表1. 总 论1.1. 项目概况1.1.1. 项目业主：六盘水xx天然气有限责任公司1.1.2. 项目名称：xx液化天然气及压缩天然气加气站工程（以下简称xxLN7、G、L-CNG加气站工程）1.1.3. 本项目建设LNG、L-CNG加气站1座，具体规模如下：LNG、L-CNG加气站加气能力为3.0104Nm3/d，其中LNG1.5104Nm3/d，CNG1.5104Nm3/d，站内主要工艺设备包括：2台60m3卧式LNG储罐（其中1台预留）、1组储气瓶组、1台LNG加液泵撬、1台BOG加热器撬、1台LCNG高压泵撬、1台顺序控制盘、3台LNG加气机（单枪）、3台CNG售气机。1.2. 项目建设背景及意义1.2.1. 建设背景近年来，随着经济飞速发展，我国的大气污染日益严重，城市空气质量越来越差。尤其是汽车尾气排放，更是大气污染的罪魁祸首。严重危害了人们的8、身心健康，也影响到我国可持续发展战略和国际形象，成为城市经济发展和社会进步的巨大障碍。众所周知，我国是一个石油资源相对不足的国家，石油储量增长有限，供需缺口大，进口依存度高。因此，国家制定了油气并举方针，将天然气放在与石油同等重要的位置，加快天然气的开发和利用，逐步改善能源结构，据国家有关部门规划，未来15年我国的能源消费结构将会有较大改变，天然气在一次能源消费中的比例将会从目前的2.7%上升到8%，发展LNG、L-CNG产业更是迫切。 1.2.2. 项目意义1） 建设LNG、L-CNG加气站，推广清洁燃料是治理、减少机动车排放污染，改善环境质量，打造绿色城市的需要。根据有关资料统计，城市大气9、环境污染60%来自机动车辆的尾气排放，公路路网的大气环境污染100%来自机动车辆，由机动车尾气而导致的大气污染已严重影响居民健康并制约经济持续快速的发展。建设LNG、L-CNG汽车加气站发展天然气汽车是治理机动车辆排放污染，改善大气环境质量的有效举措，是落实我国政府建立资源节约型，环境友好型城市的重要举措。要全面彻底的治理汽车排放污染，必须治理交通干道的汽车污染排放。发展天然气清洁汽车、打造绿色物流是治理交通干线及沿线区域大气污染的根本途径。通过公交车用改LNG燃料，汽车尾气综合排放与燃油车辆相比可下降80%，这可使城市区域的大气环境得到明显的改善，为建设山川秀丽、蓝天碧水的新城市做出巨大贡献10、。2） 建设LNG、L-CNG加气站发展LNG和CNG能源产业是调整能源结构，实现能源战略安全的重要举措。长期以来，各类车辆均以燃油为燃料，在世界性的石油紧张、价格一路飙升的严峻现实下，发展LNG、CNG汽车，减少对燃油的依赖，实现能源多元化，有利于我国的能源安全，有利于我国国民经济的可持续发展。3） 建设LNG、L-CNG加气站发展LNG能源产业符合国家产业政策。发展LNG产业的经济效益显著。随着LNG、CNG汽车增加和LNG、L-CNG加气站的运行，将带动与LNG、CNG汽车相关的机械制造、汽车、低温贮运，电子电器、仪器仪表、新工艺、新材料、试验检测以及教育培训业等行业的发展，创造成千上万11、个就业机会，促进社会经济的发展。目前，汽车行业是用油的大户，也是城市大气污染的主要制造者，对全国的节能减排，具有着重要影响。天然气是“十二五”期间的汽车节能减排的首选代用燃料，燃气汽车替代燃油汽车是纲要提出的优先发展主题。节能减排是全面落实科学发展观的重要举措，对加快建设资源节约型、环境友好型社会具有重大意义。4） 建设LNG、L-CNG加气站发展天然气汽车是运输业经济效益最大化的途径之一。LNG作为汽车燃料，比燃油费用节约37%左右，以气代油的经济效益较为可观；同时天然气是一种高辛烷值燃料，辛烷值是评定燃料性能的一项重要指标，高辛烷值对延长发动机的寿命是十分有益的。5） 项目示范效应。LNG12、加气站的技术和建设在贵州省处于起步阶段。通过本项目建设过程，积累工程建设的经验，为整个六盘水市逐步建设 LNG、L-CNG加气站、全面发展清洁汽车创造一条健康之路，为全面治理中小型及大型车辆的排放污染、打造绿色城市做出贡献。1.3. 编制要求1.3.1. 编制范围本报告编制范围为：本项目为建设规模为3.0104Nm3/d的LNG、L-CNG加气站的站内工程设计。具体范围如下：1） LNG、L-CNG加气站总平面布置；2） LNG加气站工艺系统（含工艺流程、工艺设备）、L-CNG加气站工艺系统（含工艺流程、工艺设备）；3） 与LNG、L-CNG加气站工艺装置配套的公用工程（总图运输工程、建筑与结13、构、给排水及消防、电气与自动控制、电信、暖通等）。1.3.2. 编制内容根据建设单位要求，结合中国石油天然气集团公司2009年9月城市燃气项目可行性研究报告编制规定（试行）和建设部市政公用工程（燃气）设计文件编制深度规定，本项目可行性研究报告主要内容包括：1） 研究六盘水市LNG、CNG汽车使用清洁燃料的技术路线以及建设LNG、L-CNG加气站的可行性，对本项目作出建议。2） 研究LNG、L-CNG加气站的工艺技术方案。3） 从现场条件研究LNG、L-CNG加气站建设的可行性。4） 对本项目作出投资估算、财务分析。5） 给出工艺流程、总平面布置等图纸及确定主要设备。1.3.3. 编制原则1） 14、符合当地政府规划部门的要求，做到合理规划，合理布局，统筹兼顾。2） 严格执行国家现行设计规范，贯彻国家有关消防、环境保护、劳动安全及工业卫生的有关法规。3） 积极采用国内外成熟的新工艺、新技术、新设备、新材料，借鉴已建成LNG、L-CNG加气站的成功经验，保证工程工艺技术的先进性、可靠性、安全性、经济性，使工程整体建设达到目前国内先进水平。4） 设计中尽一切努力节能降耗，在工艺流程和设备方面，采用先进的节能降耗工艺和设备，减少对水、电等动力的消耗，以达到国家有关节能减排的要求。1.3.4. 编制依据1） 六盘水钟山区发展和改革局关于本项目的备案通知，见附件一。2） 六盘水市城乡规划局关于本项目15、的规划选址意见，见附件二。1.3.5. 执行的主要相关标准、规范1） 汽车加油加气站设计与施工规范 【GB50156-2002（2006年版）】；2） 液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范（NB/T 1001-2011）；3） 建筑设计防火规范 （GB50016-2006）；4） 石油天然气工程总图设计规范 （SY/T0048-2009）；5） 建筑灭火器配置设计规范 （GB50140-2005）；6） 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 （GB50058-1992）；7） 建筑物防雷设计规范 （GB50057-2010）；8） 化工企业静电接地设计规程 （HG/T 20675-1990）；16、9） 自动化仪表选型设计规定 （HG/T20507-2000）；10） 控制室设计规定 （HG/T20508-2000）；11） 仪表供电设计规定 （HG/T20509-2000）；12） 仪表供气设计规定 （HG/T20510-2000）；13） 信号报警、安全联锁系统设计规定 （G/T20511-2000）；14） 仪表配管配线设计规定 （HG/T20512-2000）；15） 仪表系统接地设计规定 （HG/T20513-2000）；16） 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范 （GB50493-2009）；17） 综合布线系统工程设计规范 （GB 50311-2007）；18） 建17、筑物电子信息系统防雷技术规范 （GB 50343-2004）；19） 通信工程建设环境保护技术规定 （YD 5039-1997）。20） 中华人民共和国环境保护法；21） 中华人民共和国大气污染防治法；22） 环境空气质量标准 （GB3095-1996）；23） 工业企业设计卫生标准 （GBZ1-2010）；24） 声环境质量标准 （GB3096-2008）；25） 中华人民共和国环境、噪声污染防治条例；26） 工业企业噪声控制设计规范 （GBJ87-1985）；27） 工业企业厂界环境噪声排放标准 （GB12348-2008）；28） 国家发改委编发的建设项目经济评价方法与参数第三版；29）18、 参考市政公用设施建设项目经济评价方法与参数（2008年版）；30） 中国石油天然气集团公司油库和加油（气）站建设项目经济评价方法与参数（2007版，中油计字2007455号）；31） 中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数（2010版，中油计字2010211号）；32） 国家发改委编发的投资项目可行性研究指南；33） 市政公用工程设计文件编制深度规定；34） 石油化工项目可行性研究报告编制规定。1.4. 技术路线确定1.4.1. 车辆的适用性六盘水市的汽车现以汽油或CNG为燃料，相对于汽油，天然气的成本低、污染小，更适合于做汽车能源。由于重卡及客车等大型车辆连续工作时间长，耗气量大等特点19、，要求一次加注量大，LNG相对CNG单位几何容积的能量密度大，所以LNG更适合大型车辆。世界发达国家已生产出了各种燃料的发动机，我国前已有多个厂家研制成功LNG车辆。本项目为新建项目，根据目前对原装LNG燃气车和改装LNG燃料车等LNG车辆的测试，改装车辆耗气量大，运行不稳定，所以本项目建议LNG车辆可直接新购，无需改装。1.4.2. LNG、CNG的经济性汽车使用LNG作燃料，每年的燃料费可节约38左右，以气代油的经济效益极为可观。对于加气站来说，利用LNG的物性特点，无需再加工，只是用低温泵简单加压灌注；低温泵单台功率一般在11kW左右，LNG加气站比CNG加气站耗电量低，因此LNG加气站20、相对CNG加气站节约了运行成本。1.4.3. CNG、LNG安全性天然气的燃点为650，比汽油、柴油、液化石油气（LPG）的燃点高，点火性能也高于汽柴油和LPG。天然气的爆炸极限为4.614.57%，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2.49.5%，燃点为466，且气化后密度大于空气，泄漏后不易挥发；汽油爆炸极限为1.07.6%，燃点为427；柴油爆炸极限为0.54.1%，燃点为260。由此可见，在某种意义上天然气比LPG、汽油、柴油更安全。车用LNG采用低温低压储存，在0.40MPa下温度一般在-137，LNG车载气瓶采用双层抽真空绝热技术，车用CNG采21、用常温高压储存，压力达25.0MPa。LNG加气站由于工作介质的低温低压，相对于CNG加气站的常温高压，储存容器及生产设备相对都更安全。对周边环境所造成的危险性相对小一些。 CNG高压设备和管道最高工作压力达25.0MPa，压力波动频繁、波动幅度大、应力分布不均容易造成严重漏气，同时存储系统和充装系统都存在一定的安全隐患。目前，一系列的新设备和新技术大大提高了车用CNG的安全性能，CNG的危险性相对变小。1.5. 气源概况重庆xxxx天然气有限责任公司是由中石油昆仑能源下属xx天然气xx有限公司与重庆xx天然气有限责任公司出资组建，xx天然气xx有限公司控股。xx天然气xx有限公司已在四川xx22、市兴建了一座日处理量100104Nm3/d的天然气液化工厂，能够提供充足的LNG气源。同时，中石油昆仑能源xx天然气广元有限公司目前正在四川广元兴建天然气日处理量100104Nm3/d的LNG液化天然气工厂，预计20xx年年中投产，也能为本项目提供足够的气源。1.6. 主要工程量及技术经济指标表1.6-1 站场工艺主要设备及配套工程量表序号名称及规格单位数量备注一工艺专业1LNG储罐 V=60m3/座 座2预留1座2储气瓶组 V=9m3（33m3）组13BOG加热器撬台14LNG加液泵撬台15LCNG高压泵撬台16LNG单枪加气机（6200L/min）台37CNG售气机台38顺序控制盘台1二配23、套专业1消防系统套12给排水系统套13供配电及自动控制系统套14可燃气体报警系统套15仪表风氮气瓶组套1表1.6-2 主要技术经济指标表序号指标名称单位单站指标备注1.生产规模1.1加气能力104Nm/d3.0含LNG和CNG1.2年工作天数天3302LNG储存容积m60一期60m3 二期120m33公用动力消耗不含消防水3.1用水量104t/a0.163.2总年耗电量104kWh75.924总定员人245征地面积m235006项目总投资万元1446.056.1建设投资万元1377.436.2建设期利息万元31.636.3铺底流动资金万元11.17建设期年18生产期年209营业收入万元335824、生产期平均10年均总成本万元2485生产期平均11年均经营成本万元2408生产期平均12年均营业税金及附加万元17生产期平均13年均利润总额万元856生产期平均14年均所得税万元214生产期平均15年均税后利润万元642生产期平均16年均利税总额万元214生产期平均17财务盈利能力分析17.1项目总投资收益率59.9017.2主要指标所得税前财务内部收益率45.43所得税后财务内部收益率37.75所得税前财务净现值万元6563所得税后财务净现值万元4787税前投资回收期年4.12税后投资回收期年4.52资本金财务内部收益率%54.10财务净现值万元4818借款偿还期年3.8818盈亏平衡点3225、.71生产期平均1.7. 研究结论目前，全国的LNG、L-CNG加气站场建设已进入一个相对成熟的阶段，设计上充分考虑了适应该站加气规模的工艺配套设备，确保投产运行后，液化天然气、压缩天然气正常的供给能力，站内各个功能区块按设计要求亦达到安全距离要求。本项目通过财务评价分析，财务内部收益率为37.75%，高于8%的基准率，财务净现值4787万元，且可在 3.88年（包括1年建设期）偿清全部贷款本息，经济效益好，从企业财务角度看，本项目是可行的。本项目技术成熟、工程技术安全可靠。工程建成后，能开发六盘水LNG燃料汽车市场，能解决或缓解六盘水CNG汽车使用CNG的需求，在改善本地区的环境质量，保护和26、开发自然资源等方面具有良好的社会、经济效益。本项目主要经济指标见。本可研认为，本项目建设在技术上和经济上是可行的。2. 基础资料2.1. 地理位置六盘水市位于贵州省西部，位于北纬251944265533、东经10418201054250之间，总面积9926平方公里，占全省总面积的5.63%。市境东与安顺市相连，南与黔西南布依族苗族自治州接壤，西与云南省曲靖市交界，北与毕节地区毗邻；钟山区的大湾镇飞地嵌于毕节地区西南部。市中心区由黄土坡片区、钟山开发区、凤凰新区、xx新区、双水新区、水钢片区、荷城片区、红桥新区8个片区组成。2.2. 地形地貌境内岩溶地貌类型齐全，发育典型。山峦众多，延绵起伏；沟27、壑纵横，深履险峻。地势西北高，东南低。地面最高点为乌蒙山脉的韭菜坪，海拔在2900.3m人称“贵州屋脊”；最低点在六枝特区毛口乡北盘江河谷，海拔586米。境内平均海拔在14001900米之间，海拔1400米以上的山峰共1020座。2.3. 气象条件境内亚热带湿润季风气候地区。整体气温变化幅度小，年均温13-14，1月均温3.06.3，7月均温19.822.0。无霜期230300d。降雨量12001500mm。冬暖夏凉，气候宜人。地形起伏较大，局部地区气候差异明显。全市总水量约142.18108m3，其中地表水体平均年流量64108m3。2.4. 自然资源境内地理环境复杂，植被种类繁多，展布错杂28、，地理区域分异明显。地带性植被为中亚热带常绿阔叶林，东部植被为湿润性中亚热带常绿阔叫林，西部植被为中亚热带半湿润阔叶林。由于境内海拔差异较大，垂直分异特征也较明显。境内原生态植被破坏严重，现存植被多为次生植被。上世纪八九十年代，六盘水市森林覆盖率最低时跌至7.55%；2008年六盘水市森林覆盖率36.02%，每年以1.8个百分点的速度恢复植被。2.5. 交通状况随着株六铁路复线、水柏铁路、内昆铁路、六盘水南编组站的建成，加上滇黔铁路、内昆铁路，六盘水将处于华南、西南铁路大通道交汇点，形成北上四川入江，南下广西入海，东出湖南到华东，西进云南进入东南亚的铁路大“十”字，六盘水将成为西南地区又一重要29、的铁路枢纽城市，不仅彻底改变西南路网结构，增加路网的灵活性，增加内陆省份与沿海港口城市的联系，而且对保证铁路四通八达，安全营运，促进相关地区的物资交流、繁荣市场及发展区域经济都有着重要作用。3. 市场分析3.1. 车辆概况本项目主要用户为六盘水市出租车、公交车及私家车，市区车辆及用气情况如下：贵州六盘水市LNG、CNG天然气汽车的数量稳定。云贵川市场公路交通网络四通八达纵横交错，因此六盘水市的公路交通网络比较完善，有稳定的汽车用气需求。同时，云、贵、川经济快速发展的势头也为六盘水市交通运输业的健康稳定发展提供了强劲的支撑，为六盘水市推广使用天然气汽车提供了广阔的市场空间和坚实的发展基础。3.230、. 市场预测随着经济和社会的发展，我国已成为能源消费大国，但是我国的能源利用结构仍然以煤炭、石油为主，这不仅不利于环境的可持续发展，而且单一的能源利用结构也威胁到国家的战略安全。天然气以其成本上的优势，和清洁、安全、方便等特点，在国内能源消费利用领域越来越受到重视和青睐。可以预见的是，天然气利用领域的推广、利用范围的扩大是我国未来能源利用的一个发展趋势。天然气市场前景将日益广阔。使用LNG、CNG作为车用燃料具有以下优势：符合国家节能减排政策，属于国家扶持的朝阳产业；LNG、CNG作为车用燃料还具有无比的价格优势。结合六盘水市能源行业的发展现状，可知当前本地天然气行业的发展方兴未艾，天然气车用31、燃气市场前景广阔。本项目建成后将会促进天然气燃料车辆的大力发展，特别是出租车和公交车将直接以LNG为燃料，对市场发展十分有利。3.3. 承受能力分析3.3.1. 车用燃料价格分析1） 油价目前国内油价一直处于高位运行的状态，虽然自2010年以来，国家发改委多次出台规定下调油价，但国内有关能源机构认为，其主要目的是缓和国内强烈的通胀预期，对油品批发市场的走势影响甚微。随着近年来国际油价的不断上涨，不排除国内主营单位继续联手推高油价的可能。2） 气价国家发改委改进了天然气价格管理办法，取消价格“双轨制”，为理顺车用天然气与成品油之间的比价关系，要求各地原则上按照天然气与汽油最高零售价格不低于0.732、5：1的比价关系，理顺车用天然气价格，保持车用气的合理比价。国家发改委相关负责人表示，适当上调天然气价格，对于合理有效配置天然气资源，保证天然气供应，十分必要且紧迫。3.3.2. 用户承受能力分析承受能力取决于其替换燃料（主要为汽油和柴油）的价格。根据热值等价的原则，可推算出车用天然气价格。汽油热值为45.2MJ/kg，密度为0.743kg/L，即汽油热值为33.58MJ/L；柴油热值为42.6MJ/kg，密度为0.840kg/L，即柴油热值为35.78MJ/L；天然气热值以31.4MJ/Nm3计。由此可以推算出，在产生相同热值的情况下，1L汽油相当于33.58/31.4=1.07Nm3天然气33、，1L柴油相当于35.78 / 31.4=1.1Nm3天然气。 由此可知，柴油价格以2010年的7.03元/L计，用户可承受1Nm3天然气价格最高为7.03/1.1=6.39元。按照国家发改委文件发改电2010211号，1Nm3天然气最高售价为7.030.75=5.27元。综合上述内容可知，相对于柴油和汽油，汽车使用LNG、CNG做燃料，具有明显的价格优势。3.4. 市场风险本项目最主要的风险来自于气源和下游用户的保证，以上这些因素对天然气市场的影响很大，对本项目的效益影响至关重要。充分考虑不利因素，采取切实可行的措施规避风险是十分必要的。规避风险的措施为：在政府部门的协调下，与下游用户确定L34、NG车辆购置计划和CNG汽车的改造计划，签订用气协议；对出租车和公交车运行的重点线路布置相应的LNG加气站，满足出租车和公交车LNG的补给；同时建设CNG加气站，以满足出租车、公交车、私家车的CNG补给；对项目投资和运行成本进行控制和压缩，对工艺及线路方案进一步优化，做到投资省、安全性能高。天然气市场是一个变化发展较快的市场，存在一定的市场风险性，但发展潜力大。随着六盘水市经济总量的增加，工业化和城市化速度的加快，生活水平的不断提高，对气价的承受能力逐渐增强，市场风险性相对会减小。4. 站址及总图运输4.1. 站址选择原则4.1.1. 一般要求站址选择应符合城市总体规划、消防安全和环境保护的要35、求，并应选择在交通便利、车流量较大的地方。4.1.2. 安全要求站址选择应符合液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范(NB/T1001-2011)、汽车加油加气站设计与施工规范【GB50156-2002（2006年版）】、建筑设计防火规范（GB50156-2006）等的防火安全要求，避开重要建筑物和人流密集区。4.2. 站址的确定拟建站场位于xx片区人民西路与xx路交叉口西北侧，具体详见总平面布置图DWG-0000建01-01。站址周边地势开阔、交通方便，周边环境适合选址要求。初步选址符合天然气站场的建设要求，符合当地的总体规划。4.3. 总平面布置天然气站场按火灾危险性分类属于甲类场所，站区36、平面布局严格按现行防火规范的有关规定布置。在满足规范要求的最小防火间距以及进出车辆的回车场地的前提下，力求做到布局合理，布置紧凑，节约用地。站场布置符合液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范(NB/T1001-2011)、汽车加油加气站设计与施工规范【GB50156-2002（2006年版）】、建筑设计防火规范（GB50156-2006）等规范要求。站内布置：站场总体规划包括LNG、L-CNG加气站及综合办公生活区。站区与站外建（构）筑物及其它设施的防火间距、站内工艺设施与站内建（构）筑物及其它辅助设施的防火间距均参照液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范(NB/T1001-2011)、汽车加37、油加气站设计与施工规范【GB50156-2002（2006年版）】等规范的相关规定执行。4.4. 围护设施天然气站场属于易燃易爆性生产场所，为了站区的安全管理，应作适当封闭。为防止储罐发生事故时影响范围扩大，根据规范要求，罐区四周设拦蓄池（围堰），高1.2m，采用钢筋混凝土结构，内侧使用耐低温防火涂料进行保护。4.5. 排水及竖向设计本项目拟建场地自然坡度较为陡峭。场地雨水通过设置在路边的雨水沟收集雨水，汇总后排入市政管道或公路边沟。围堰内设有集液池，集液池内积水通过自流方式进入排水系统。4.6. 项目外部条件4.6.1. 供、排水条件本项目拟选址附近有市政供水管网，站内用水可由市政给水管网提38、供，站内的生活污水和雨水由站内污水管网和雨水管网分别排入市政污水管网和雨水管网。4.6.2. 供电条件本项目供电可向建设项目选址所在地电力部门申请，工程由当地电业局工程公司施工，将所需电源引入所建站内。4.6.3. 交通条件站场位于xx片区人民西路与xx路交叉路口西北侧，远离城市繁华区和人员密集区域，车流量大、交通便利。4.6.4. 其它条件站内按规范设置灭火器及其它消防设施，满足防火需求。4.7. 主要技术经济指标根据场站总平面布置图（推荐方案），xxLNG、L-CNG加气站工程的主要技术经济指标：征地红线面积： 3500.00 m2站场用地面积： 3500.00 m2站场建筑红线面积： 339、500.00 m2总建筑面积： 1617.92 m2总建筑占地面积： 1133.00 m2 建筑密度： 32.36%容积率： 0.46绿化率： 12.60%5. 工艺流程及装置5.1. 遵循规范标准1） 液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB/T 1001-2011）；2） 汽车加油加气站设计与施工规范 【GB 50156-2002（2006年版）】；3） 工业设备及管道绝热工程设计规范 （GB50264-1997）；4） 工业金属管道设计规范 【GB50316-2000（2008年版）】；5） 压力管道安全技术监察规程-工业管道（TSGD0001-2009）；6） 压力管道规范 工业管40、道 （GB/T 20801.11.6-2006）；7） 流体输送用不锈钢无缝钢管 （GB/T14976-2002）；8） 钢制对焊无缝管件 （GB12459-2005）；9） 固定式压力容器安全技术监察规程 （TSGR0004-2008）；10） 特种设备安全检察条例 国务院【2003】第373号。5.2. 加气站技术参数5.2.1. 设计规模1） 根据对六盘水市加气车辆（出租车、公交车、重型卡车及私家车）的调研，结合其他城市加气车辆气化率及气源情况，本工程近期考虑场站LNG加气量为3.0104Nm3/d，其中LNG1.5104Nm3/d，CNG1.5104Nm3/d。2） LNG、CNG储量41、本项目LNG的气源由xx天然气xx有限公司提供；结合本工程加气量大的特点，考虑到汽车运输状况，本工程场站内拟建LNG储罐（60m3/座）2座，储气量约为7.56104Nm3。CNG储气瓶组1组，储气容积为9m3（单台为3 m3），储气量约为0.57104Nm3。5.2.2. 设计压力根据LNG车辆发动机的工作压力及气源LNG拖车确定LNG加气站的加气系统工作压力及储罐系统压力，其中低温烃泵后加气系统工作压力为1.2 MPa，储罐系统最大工作压力为1.2 MPa。因此，本工程LNG加气管路系统的设计压力为1.6MPa，储罐系统设计压力为1.32MPa。CNG系统设计压力为27.5MPa，最高工作42、压力为25MPa。5.2.3. 设计温度LNG系统采用液氮进行置换和预冷，液氮的温度为-196，LNG管路系统、BOG系统及EAG复热器前系统的设计温度确定为-196。EAG复热器后放空管路和氮气系统为常温。5.3. 工艺流程LNG加气生产工艺共分为五个流程：卸车流程、调压流程、加液流程、BOG回收流程、卸压流程。L-CNG加气生产工艺共分为六个流程：卸车流程、增压流程、气化流程、CNG加气流程、BOG回收流程、卸压流程。5.3.1. LNG加注工艺流程1） 卸车流程把汽车槽车内的LNG转移至LNG加气站储罐内。采用增压器与潜液泵联合的卸车流程。LNG槽车到站后，启动潜液泵，将槽车中的LNG卸43、入站内的低温储罐内进行储存。当出现停电情况时，也可利用泵橇上的空温式增压气化器对槽车储罐进行升压，使槽车与LNG储罐之间形成一定的压差后，开启车、罐之间的卸液管道将槽车中的LNG卸入站内的低温储罐内。2） 调压流程LNG储罐低温烃泵LNG增压汽化器LNG储罐由于部分的车载瓶本身不带增压器，因此加注到车载瓶中的液体必须是经调压后的饱和液体。为此在给汽车加液之前首先对储罐中的LNG进行调压后方可给汽车加注。用LNG低温泵将LNG贮罐中的部分LNG输送到增压汽化器，使加热后液体通过液相回气管路返回LNG贮罐，直到罐内压力达到设定的工作压力。本流程具备调压的功能。3） 加液流程LNG储罐LNG潜液泵加44、气机LNG车载气瓶。储罐中的饱和LNG通过潜液泵加压、加气机计量后通过加液枪给汽车加液，加液压力1.2MPa。在给车辆加液时，先将加注、回气管路通过专用的LNG加液、回气接软管与汽车上的LNG瓶进液、回气接口相连接，通过回气口回收车载瓶中余气以降低LNG贮罐内的压力。将低温储罐内的LNG输送到低温潜液泵中，通过加液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，再在面板上显示出加液量及价格。4） BOG回收流程LNG储罐BOG加热器-BOG缓冲罐BOG压缩机CNG储气瓶LNG低温储罐LNG泵；LNG潜液泵泵池预冷过程中，LNG储罐中LNG进入LNG潜液泵泵池，部分LNG气化，产生45、的BOG通过回气管道返回LNG低温储罐，既可达到预冷潜液泵泵池的目的，又可回收BOG气体和对储罐进行压力调节。在给LNG储罐调压过程中，储罐中的液体同时在不断的蒸发和气化，这部分气化了的气体如不及时排出，储罐压力会越来越大，设置BOG压缩系统，全部充分回收并利用蒸发气体。LNG车载气瓶LNG低温储罐；给车辆加气时，将回气管路通过专用的回气接头与汽车上的LNG瓶回气接口相连接，通过回气管路将LNG瓶中的余气回收到LNG储罐中，同时用流量计计量出回收的气体量。5） 泄压流程LNG储罐、低温管路安全阀（泄压）LNG贮罐内气相压力、管道内气相压力因操作管理等各种原因，如高于安全阀设定压力，安全阀自动泄46、压。5.3.2. L-CNG加气工艺流程1） 卸车流程把汽车槽车内的LNG转移至LNG加气站储罐内。采用增压器与潜液泵联合的卸车流程。LNG槽车到站后，启动潜液泵，将槽车中的LNG卸入站内的低温储罐内进行储存。当出现停电情况时，也可利用泵橇上的空温式增压气化器对槽车储罐进行升压，使槽车与LNG储罐之间形成一定的压差后，开启车、罐之间的卸液管道将槽车中的LNG卸入站内的低温储罐内。2） 增压流程LNG储罐LNG柱塞泵LNG高压空温汽化器采用LNG低温高压柱塞泵直接增压。3） 气化流程LNG储罐LNG柱塞泵LNG高压空温汽化器(LNG水浴复热高压器(冬季使用)顺序控制盘CNG储气瓶从LNG储罐出来47、的LNG经过低温高压泵增压到2025MPa后进入到高压空温式汽化器，汽化器通过对LNG的加温汽化，使低温的LNG汽化成常温的CNG并且储存到现场的CNG存储装置中去。汽化器的设计和选型是根据LNG的特性，当地的气候条件和L-CNG站加气负荷计算来确，确保足够的汽化率保证汽化后的CNG不带入潜热进入CNG储气瓶。4） CNG加气流程CNG售气机利用三线双枪售气机，通过从CNG储气瓶组取气，给CNG车辆进行加气。5） BOG回收流程LNG储罐BOG加热器-BOG缓冲罐BOG压缩机CNG储气瓶L-CNG加气站工艺系统（储罐、设备、管道、卸车、增压、余气回收装置）所产生的BOG气体通过专用BOG加热器48、升温、压缩后进入CNG输气总管进行统一控制调配。5.4. 装置布置装置布置的原则是按照工艺流程的顺序布置设备，尽量缩短管线，方便操作维修，且方便加注的大型车辆进出。场站工艺装置中LNG储罐、LNG加液泵撬、LCNG低温高压泵撬布置在围堰内，CNG储气瓶、BOG加热器撬、顺序控制盘等设备布置在工艺装置区，LNG加气机、CNG加气机布置在加气棚区。5.5. 设备选型根据本场站气源状况及加气规模，主要工艺设备设置如下：2台60m3 LNG储罐（预留1台）、1组储气瓶组、1台BOG加热器撬、1台LNG加液泵撬、1台LCNG高压泵撬、1台顺序控制盘、3台LNG单枪加气机、3台CNG售气机。5.5.1. 49、LNG储罐LNG储罐按围护结构的隔热方式分类，大致有以下2种：1）真空粉末隔热常用的单罐公称容积为60 m3以下的圆筒形双金属LNG储罐通常采用这种绝热方式。在LNG储罐内外罐之间的夹层中填充粉末(珠光砂)，然后将该夹层抽成高真空。通常用蒸发率来衡量储罐的绝热性能。目前国产LNG储罐的日静态蒸发率体积分数0.3。真空粉末绝热储罐由于其生产技术与液氧、液氮等储罐基本一样，因而目前国内生产厂家的制造技术也很成熟，由于其运行维护相对方便、灵活，目前LNG加气站使用较多。2）高真空多层隔热多用于LNG槽车和罐式集装箱车，采用高真空多层缠绕绝热。应用高真空多层绝热技术的关键在于绝热材料的选取与工装以及夹50、层高真空的获得和保持。LNG 储罐的绝热材料一般有20 层到50 层不等，多层材料在内容器外面的包装方式目前国际上有两种:，以美国为代表的机器多层缠绕和以俄罗斯为代表的多层绝热被。多层缠绕是利用专门的机器对内容器进行旋转缠绕，其缺点是不同类型的容器需要不同的缠绕设备，尤其是大型容器旋转缠绕费时费力。多层绝热被是将反射材料和隔热材料先加工成一定尺寸和层数（一般为10 的倍数） 的棉被状半成品， 然后根据内容器的需要裁减成合适的尺寸固定包扎在容器外。根据本站的LNG用气量需求特点，本工程选用真空粉末隔热LNG储罐；该储罐生产制作技术成熟，安装简单，运行维护方便，适合类似本站性质的LNG加气站。根据51、系统的工作压力，并考虑其经济性，选用CFW-60/1.2型卧式储罐。其设计压力为1.32 /-0.1 MPa（内筒/外筒），具体设计参数如下： 表 5.5-1 储罐技术特性表 指标项目内罐外罐工作压力 MPa（G）1.2-0.10设计压力 MPa1.32-0.10工作温度 -162环境温度设计温度 -1960介质LNG膨胀珍珠岩腐蚀裕度 mm01有效容积 m360/主体材料X5CrNi18-10Q345R无损检测100%RTII级+100%PTI级100%RT级+ MT100%级日蒸发率0.19%/d（LNG）为了确保安全， LNG储罐工艺中包括进、排液系统，进、排气系统，扫置换系统，仪表控制52、系统，紧急截断系统与气控系统，安全系统，抽真空系统和测满分析取样系统。5.5.2. LNG加液泵撬1) 低温烃泵 TC34 1x2x6-2VSL：最大流量： 340L/min（液态）最大扬程： 250mLNG；所需进口正净正压头： 0.9m2) EAG加热器：液化天然气气化后的温度低于-107时，气体的密度比空气的密度大，不易放空。EAG加热器是保证安全放散系统正常工作的设备之一，其作用是对超压放散的低温气体进行加热，并考虑温度对后面管材的影响，使其温度大于-15。本项目EAG加热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EAG升高温度来实现，空温式加热器使用空气作为热源，节约能源53、，运行费用低。EAG加热器选择下列空温式换热器：单台处理量： 150Nm3/h工作介质： NG进口温度： -162出口温度： 环境温度最高工作压力： 1.2MPa设计压力： 1.6MPa设计温度： 1963) 储罐增压器：单台处理量： 150Nm3/h4) 卸车增压器：单台处理量： 300Nm3/h5.5.3. BOG加热器撬1)BOG加热器：单台处理量： 300Nm3/h工作介质： NG进口温度： -162出口温度： 环境温度最高工作压力： 1.2MPa设计压力： 1.6MPa设计温度： 1962)NG复热器：型号： YTY-100功率： 12kW3)调压器：型号： RTZ-50/1.6KF54、Q5.5.4. LCNG高压泵撬1) LCNG低温高压泵：单台处理量： 1500L/h最大进口压力： 0.6MPa最大出口压力： 25MPa最小进口压力： 0.02MPa功率： 22kW2) 空温式高压EAG复热器：单台处理量： 300Nm3/h设计压力： 27.5MPa设计温度： -196+65进口温度： -166出口温度： 环境温度-103) 高压空温式气化器：型号： VQLCNG-1000/320流量： 1500Nm3/h设计压力： 32MPa最高工作压力： 25MPa进口介质： LNG出口介质： CNG进口温度： -145-162出口温度： 环境温度-10进口管径： DN25出口管径：55、 DN254) 电热式CNG加热器：流量： 1000Nm3/h设计压力： 25MPa最高工作压力： 25MPa设计温度： 管程：-50 壳程：90进口温度： 管程：-30 壳程：6070出口温度： 管程：10 壳程：60705.5.5. LNG单枪加气机加气机是给LNG气瓶加气和计量的设备，主要包括流量计和加气枪两大部件。流量计是计量设备，采用质量流量计，具有温度补偿功能；加气枪是给车载LNG气瓶加注的快装接头。本设计选用流量为6200L /min的加气枪。所选LNG加气机的主要参数如下：适用介质： 液化天然气（LNG）流量范围： 6200L/min计量准确度： 1% 设计压力： 1.6 MP56、a最大工作压力： 1.2MPa环境温度： -4055管路温度： -19655计量单位： kg（L或Nm3）读数最小分度值： 0.01 kg、（L、Nm3）单次计量范围： 09999.99 kg（L、Nm3）累计计量范围： 99999999.99 kg（L、 Nm3）加气软管： 1不锈钢软管 4m气相回收软管： 1/2不锈钢软管 4 m加气枪头： 进口1LNG专用加气枪气相管接头： 1/2快速接头。工作电源： 220V AC 5A外形尺寸： 1020mm（长）600mm（宽）2080mm（高）重量： 250kg防爆等级： ExdibemAT4整机防爆5.5.6. 储气瓶设计压力：27.5MPa工57、作压力：25MPa设计温度：-19工作温度：-1950水容积：（3、3、3）m35.5.7. CNG售气机JQJ-C-型双枪自控程序售气机单枪流量：Q=125kg/min/枪计量精度：1级最大工作压力：25MPa工作电源：220VAC(+10%-15%)功率：130W环境温度：-30+50防暴等级：Exdemib AT3(整机防爆)单次记数范围：9999.99m3累计记数范围：99999999.99m35.5.8. 阀门阀门是实现系统开闭、系统自动化控制和系统安全运行的关键设备。LNG工艺部分的阀门应具备耐低温性能，储罐根部阀及气动阀应选用进口产品，其余阀门选用国产的高品质产品。站内工艺系统设58、有手动截止阀、调节阀、气动切断阀、安全放散阀、止回阀等。LNG储罐的进、出液管道上设有气动紧急切断阀；为了实现自动化控制，LNG低温泵的进口均设有紧急切断阀；液相管道上每2个截止阀之间设置安全阀。CNG工艺部分的主要截断阀门选用操作方便灵活、密封性能好、结构紧凑、关闭严密、质量可靠的不锈钢球阀。放空采用密封性能好、使用寿命长、噪音小、耐冲刷的节流截止放空阀；安全阀选用流通能力大、反应迅速、起跳回座精度高且严密不易泄漏的先导式安全泄压阀。5.5.9. 管道设计管道布置原则：合理、紧凑、整齐、美观，方便维修和操作。低温管道管材选用0Cr18Ni9不锈钢真空管道；加气站高压管道选用0Cr18Ni9不59、锈钢管；0Cr18Ni9不锈钢材质满足流体输送用不锈钢无缝钢管（GB/T14976-2002）要求；场站低压天然气管道选用符合输送流体用无缝钢管（GB/T8163-2008）标准的20#输送流体用无缝钢管；低压管件采用材质为20#的无缝管件，低温管件采用材质为0Cr18Ni9的无缝管件，高压管件采用材质为0Cr18Ni9高压不锈钢管件。管件应符合钢制对焊无缝管件（GB12459-2005）标准。5.6. 场站主要工程量 表5.6-1 站场工艺主要设备及配套工程量表序号名称及规格单位数量备注一工艺专业1LNG储罐 V=60m3/座 座2其中预留1台2储气瓶组 V=9m3（3+3+3）组13BOG60、加热器撬台14LNG加液泵撬台15LCNG高压泵撬台16LNG单枪加气机（6200L/min）台37CNG售气机台38顺序控制盘台1二配套专业1消防系统套1灭火器布置2给排水系统套13供配电及自动控制系统套14可燃气体报警系统套15仪表风氮气瓶组套16. 自控仪表6.1. 自控仪表的设计原则及范围6.1.1. 自控仪表的设计原则及范围6.1.2. 设计原则1） 自控仪表系统设计遵循在确保设备及人身安全的前提下，保证系统安全、可靠、先进、经济性原则。2） 在满足使用功能的前提下，尽量采用国内外先进的技术设备、可靠的控制系统，以达到国内目前先进水平。3） 系统配置应满足安全可靠、运行操作灵活和便于61、检修、维护的要求。6.1.3. 设计范围本项目自控仪表设计范围为工艺装置LNG储罐、低温泵、增压器、EAG加热器、加气机及管道等构成的LNG加注工艺系统以及L-CNG高压泵、顺序控制盘、CNG储气瓶组、加气机及管道等构成的L-CNG加气工艺系统的监视、控制和保护。6.2. 自控系统描述LNG、L-CNG加气站自控设计必须保证系统在安全、可靠、满足生产的条件下运行。本项目设站控系统，采用以微处理器为基础的可编程序控制器(PLC)进行程序控制，程控逻辑设计符合工艺系统的控制要求。站内设置一台21LCD作为上位机操作员站，完成对整个工艺系统集中监视、管理和自动控制，可实现远程手自动操作，并能够计算所62、需技术参数，绘制所需曲线、图形，也可以完成各种报表及事故报警的记录和打印。站内设置安全监控摄像系统一套，监控生产区的安全状况。6.3. 控制系统介绍6.3.1. 场站控系统的主要功能是通过各种仪表对现场储罐、低温泵、增压器、售气机等设备的正常运转和相关设备的运行参数进行监控,并在设备发生故障时自动报警并紧急切断。6.3.2. 低温泵控制系统采用厂家配套提供的可编程序控制器(PLC)、变频调速等控制技术，实现设备的全自动化操作，并通过通信接口与站控系统连接，控制室实现在线监控，减轻操作人员的劳动强度。6.3.3. 工艺设备的压力、温度、流量等参数经传感器送至PLC控制柜，经可编程控制器计算后存入63、PLC中的CPU数据存储区，由程序实时调用。这些信号送至监控系统，显示工艺设备实时运行状态，确保系统的安全可靠运行。 控制系统的主要联锁控制过程如下：1） 储罐压力、液位超限时控制室声光报警，同时与之联锁的紧急切断阀切断进液管和出液管。2） 事故状况下，如工艺区燃气泄漏、低温液体泄漏等，控制室采用声光报警，同时可自动或手动关闭与之联锁的各个储罐的进、出液气动紧急切断阀，或根据故障情况进行总切断。6.4. 紧急停车系统(ESD)本工程站内设置紧急停车系统，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泄漏或火灾报警事故时，能自动或手动64、在设备现场或控制室远距离快速停车，快速切断危险源，使系统停运在安全位置上。6.5. 仪表设置在站房内设置有控制室，控制室安装一台仪表柜，一台PLC控制柜和一台中央控制台。集中显示现场一次仪表的远传信号。1） 仪表柜接收从设备现场远传的测量参数如下：储罐液位储罐压力储罐温度低温泵出口温度低温泵出口压力加气机流量仪表风压力2） PLC控制柜PLC控制柜为全站工艺系统控制中心，控制柜内有可编程控制器，主要功能为：低温泵的软起动及变频调速系统启动、停止和运行状态监控可燃气体泄漏报警显示超限紧急切断低温探测报警显示3） 中央控制台中央控制台上设置两台工控机，一台监视工艺流程及生产过程，一台监视安全摄像系65、统。4） 不间断电源（UPS）设置5kVA-380VAC 的UPS电源，断电延时30min，在系统短时间停电时能为仪表控制系统提供电源，监视和记录系统的运行状况，保证系统的安全运行。为防雷电及防止操作过电压，在仪表柜及PLC 柜内电源进线处设有电涌保护器，室外仪表的420mA信号线在仪表柜侧设置信号浪涌保护器。6.6. 仪表及自动控制系统选型6.6.1. 测量仪表测量仪表是采集现场工艺运行参数的检测设备，是完成LNG加气站自动化控制的重要前提。因此仪表的选型应遵循具有经验成熟、信誉良好、质量可靠、便于维护，经济实用的原则。5) PLC控制系统采用国内外著名公司产品。6) 变送器采用智能型带就地66、显示产品。7) 热电阻采用Pt100带变送器420mA输出。8) 控制电缆和计算机电缆均采用阻燃型铠装屏蔽电缆。6.6.2. 现场检测仪表根据本项目的工艺特点以及控制系统要求，本项目中的现场检测仪表设置有：1） 储罐液位2） 储罐压力(储罐顶部和底部压力)3） 储罐温度4） 低温泵出口温度5） 低温泵出口压力6） 卸车区设置可燃气体泄漏报警器7） 罐区设置可燃气体泄漏报警器8） 加气区设置可燃气体泄漏报警器9） 罐区设置能连续检测LNG泄漏的低温控制报警装置10） 站内设置火焰探测报警装置现场采用本安或隔爆型仪表，各仪表均带就地显示及420mA标准信号输出。现场仪表和二次仪表之间设置隔离式安全67、栅，以防止危险能量窜入现场，同时增强系统的抗干扰能力，提高系统的可靠性。仪表电缆采用本安电缆穿钢管沿地暗敷。6.7. 仪表风氮气系统仪表风系统主要供应气动阀门的仪表用气体，气源采用氮气瓶组，供气设计压力0.40.8MPa。6.8. 安全监控摄像系统站内设置安全监控摄像系统一套，以便值班人员随时掌握全站运行及安全状况。6.9. 控制系统接地仪表系统的保护接地和工作接地接入站区电气接地网，接地电阻不大于1。7. 公用工程7.1. 建（构）筑物7.1.1. 建筑设计的安全要求1） 站内的所有建（构）筑物防火等级不低于二级，加气棚为轻钢网架结构，耐火极限为0.25h。2） 站内所有建筑物的门窗均向外开68、启。3） 爆炸危险区域内的房间的地坪采用不发火地面。4） 加气区罩棚用非燃烧材料。5） 站址所在地区地震基本裂度为7度，设计基本加速度为0.10g，设计分组为第二组。本项目所有建（构）筑物抗震设计按7度设防。7.1.2. 建筑设计的美观要求本着简单、大方、美观的原则，建筑物在满足使用功能的前提下要注意美观，造型要新颖，尽量与周围城市建筑物协调，力争成为城市一个新的亮点。7.1.3. 建筑节能1） 建筑物外墙体采用240mm（厚）承重空心砖，外墙外贴60mm（厚）XPS挤塑板。2） 建筑物屋面保温采用90mm（厚）憎水膨胀珠岩板保温，导热系数小于等于0.070W/mK。3） 建筑外窗选用白色塑钢69、窗，6mm（厚）双层中空玻璃。7.1.4. 构筑物构筑物包含LNG围堰区及各个设备基础、C20毛石砼挡墙、围墙、道路等。7.1.5. 建构筑物一览表 表7.1-1 建构筑物一览表序号名称层数面积或长度耐火等级结构形式备注1LNG、CNG加气棚一814.00m2二级单层网架37m22m2站房三617.76m2二级三层框架26.4m7.8m3LNG、CNG卸车棚一40.00m2二级单层网架10m4m4LNG围堰区336.54m2二级钢筋砼23.7m14.2m5BOG回收工艺区48 m28.0m6.0m6公共卫生间二146.16m2二级二层框架8.7m8.4m7.2. 电气7.2.1. 设计范围本项70、目电气设计范围为LNG、L-CNG加气站站内供配电、防雷防静电接地、照明系统设计。7.2.2. 设计依据本工程依照电气现行国家颁发的有关规范、标准进行编制，具体为：1） 10kV及以下变电所设计规范 （GB50053-1994）；2） 低压配电设计规范 （GB50054-1995）；3） 供配电系统设计规范 （GB50052-2009）；4） 建筑物防雷设计规范 （GB50057-2010）；5） 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 （GB50058-1992）；6） 建筑照明设计标准 （GB50034-2004）；7） 电力工程电缆设计规范 （GB50217-2007）；8） 化工企业静电接71、地设计规程 （HG/T20675-1990）；9） 汽车加油加气站设计与施工规范 【GB50156-2002（2006年版）】；10） 液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范 （NB/T 1001-2011）；11） 电力装置的继电保护和自动装置设计规范 （GB50062-2008）；12） 通用用电设备配电设计规范 （GB50055-1993）；13） 工业与民用电力装置的接地设计规范 （GBJ65-1983）；14） 工业与民用电力装置的过电压保护设计规范 （GBJ64-1983）。7.2.3. 用电负荷及电源条件1） 用电负荷表 表7.2-1 用电负荷统计表序号配电设备容量（kW）数量（72、台）设备功率（kW）负荷等级1LCNG高压泵撬95195三2LNG加液泵撬15115三3LNG加气机0.2530.75三4CNG售气机0.2530.75三5仪表UPS313二6照明1616三7空调插座1212三装机容量143（kW）运行容量合计143（kW）需要容量合计128（kVA）2） 电源条件本项目电源进线由站外就近10kV市政公网至站外终端杆引下埋地引入至站内箱式变电站。根据各站用电负荷，在站内建设一座160kVA的箱式变电站，其中自控系统按二级负荷考虑，为自控系统提供一套不间断UPS电源供电，UPS备用时间不低于30min。其它跟生产过程无关的办公及其它用电负荷定为三级负荷。3） 电73、压等级供电电压：10kV配电电压等级：0.4kV。7.2.4. 供配电线路1） 电源电缆：电源进线由站外就近10kV市政公网至站外终端杆引下埋地引入至站内箱式变电站，电缆为交联聚乙烯铜芯电缆穿管引入。2） 配电线缆：由箱变引至各用电设备或建筑物，均采用阻燃型交联聚乙烯铠装电缆埋地敷设。3） 控制电缆：控制电缆由配电柜或设备随机配套的控制柜引至现场控制设备，均采用阻燃型交联聚乙烯铠装控制电缆埋地敷设。4） 照明线路：室外线路，如照明箱电源线路或路灯电源线路均采用阻燃型交联聚乙烯铠装电缆埋地敷设。7.2.5. 配电柜、照明箱选择6） 配电柜选用GGD型设备，落地式安装。7） 照明箱选用XRM型，嵌74、墙暗装。7.2.6. 防爆等级及防爆电器1） 加气站生产区：低温高压泵撬、LNG加液泵撬、LNG储罐(卧式）、（LNG、CNG加气棚）、LNG卸车口、顺序控制盘、BOG增压橇、CNG储气瓶、集中放空管属气体区爆炸危险场所。2） 站区内其余环境为正常环境。3） 爆炸危险环境场所用电设备及照明灯具均采用隔爆型电器设备，防爆等级为dBT4。7.2.7. 防雷区域划分及防雷措施5) 防雷区域划分：低温高压泵撬、LNG加液泵撬、LNG储罐(卧式）、（LNG、CNG加气棚）、站房按第二类防雷建筑物考虑。6) 防雷措施a） 防直击雷：本项目的工艺装置区，储罐外壁及其他设备壁厚度均大于4 mm。根据建筑物防雷75、设计规范（GB50057-2010），同时参照石油化工企业设计防火规范（GB50160-2008），钢质管道壁厚大于2.5mm，储罐等设备壁厚大于4 mm，可利用钢质管道、设备本体兼作接闪器，不专设避雷针，但应保证设备本体有良好的电气性能。 本项目工艺装置材质均为碳钢、不锈钢、铝型材等，导电性能良好，均可利用设备本体兼作接闪器，不单独设置避雷针。上述设备本体与工艺装置区接地网连接即可。第二类防雷建筑物采用屋面装设避雷网，网格不大于1010m或128m。b） 防雷电感应：罐区所有设备、管道、管架、平台、电缆金属外皮等金属物均接到接地装置上。c） 防雷电波侵入：低压电缆埋地敷设，电缆金属外皮均接到76、接地装置上，所有管道在进出建筑物时与接地装置相连，管道每隔25m接地一次。d） 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，站房的控制室等建筑物屋面装设避雷针网格，网格不大于1010m。供配电系统，进入信息系统的配电线路首末端均装设电涌保护器。7.2.8. 防闪电静电感应措施本项目在生产过程中，因液体、气体在设备、管道中高速流动而产生静电，静电电荷有可能高达数千伏，有可能产生静电放电火花，引燃泄漏的可燃气体，防止静电火花最根本的方法是设备管道作良好的接地，设备每台两处接地，管道每隔25m接地一次，法兰、阀门之间作电气跨接。槽车装卸作业，应采用接地夹与装卸设备实行等电位连接。各站在77、工艺区设置人体静电接地金属棒，采用人体触摸接地的方式进行人体放电。7.2.9. 接地系统各站接地系统有：b） 供配电系统采用TN-S接地形式，引入低压电源进线在配电室重复接地，接地电阻不大于4。c） 电气设备的金属外壳均作保护接地，防止人身触电，接地电阻不大于10。d） 防雷接地：接地电阻不大于10。e） 防静电接地：接地电阻不大于30。f） 自控仪表等系信息统接地：接地电阻不大于1。所有接地系统如防雷接地、电气系统接地、防静电接地、信息系统共用接地装置，接地电阻不大于1。7.2.10. 电力拖动、控制与信号LNG、L-CNG加气站内电机采用两地控制，站房控制室计算机监控系统上有设备运行状况信78、号。7.2.11. 照明3） 照明设计主要考虑建筑物内如站房及室外如加气罩棚、场地照明。站房为普通场所采用节能型荧光灯具；室外工艺区为防爆场所，照明灯具选择隔爆型灯具。并考虑一定的带应急功能的灯具作为事故照明。4） 照明配电箱安装于站房，挂墙暗装。5） 室外照明电缆选用交联聚乙稀铠装铜芯电缆，埋地敷设。7.3. 给排水7.3.1. 设计范围站区内给水工程、排水工程。给水工程包括生活生产；排水工程包括站区雨水和污水系统。7.3.2. 给水工程4） 给水水源给水水源由城市市政给水管网提供，水质符合要求。 5） 全站用水部位及用水量本项目用水主要为生活用水、绿化用水、场地及设备清洗用水，生活用水主要79、为站内人员饮用水和卫生器具用水。6） 生活用水本项目总定员为24人，其中办公人员9人，用水时间为12h，最高日生活用水定额按150L/人班计，日生活用水量为1.35m3/d。运行部加气人员和设备维护人员为15人，实行三班制，用水时间为24h，最高日生活用水定额按50L/人班计，日生活用水量为0.75m3/d。客人最高用水定额按10L/人次计，客流量按100人次/d计，时变化系数按2.0计，则日用水量为1.0m3/d。7） 道路及绿化用水浇洒道路用水定额和绿化用水定额按2.0L/m2次计，面积为2000 m2每次用水量为4.0m3/d。8） 不可预见用水量不可预见用水量按其它总用水量的10%计算80、。具体用水部位及水量见下表。 表7.3-1 生活用水量估算表 用水类别日用水量Qd（m3/d）最大小时用水量Qh（m3/h）用水量标准时变化系数用水时间备注办公1.35 0.135150L/人班1.20129人运行人员0.750.037550L/人班1.202415人，三班制客人1.00.1610L/人d2.0012按100人算绿化及道路浇洒422L/d1.002按2000算小计7.12.3325不可预见用水量0.7 按总用水量10%合计7.8 注：绿化及道路浇洒用水，业主可根据实际情况进行浇洒，按平均每三天浇洒一次计，年用水量为1615m。9） 管道的平面布置及管材生活生产给水管道的室外地下81、部分采用聚乙烯管材（PE），管道与建筑物基础以及其他管线和构筑物的最小水平、垂直净距按规范确定。室内给水管道采用PPR管材。7.3.3. 排水工程1） 污水量各站生活污水量取生活用水量的90%，污水量为3.190%=2.79 m3/d。2） 排水系统本项目执行国家相关环境保护的政策，排水体制采用雨污分流制。排水系统分污水系统与雨水系统。a） 污水系统站内生活污水经站内排水系统收集至化粪池处理，经过初步处理后排入市政污水管网。生产装置中天然气系统为密闭式工艺系统，生产过程中不产生任何污水。b） 雨水系统站内雨水通过设置在路边的雨水明沟收集雨水，排入公路排水边沟。（储罐围堰内设有集水坑，集水坑与雨82、水管网连接，雨水经过水封井处理后排入雨水管网 ）c） 管材站区室外污水管采用PVC-U排水管，承插连接，橡胶圈接口。室内排水管采用PVC-U排水塑料管，专用胶粘接。7.4. 热工与暖通7.4.1. 设计范围采暖工程包括加气站房。通风工程包括配电室和卫生间等。空调工程包括加气站房。7.4.2. 设计原则本工程招标文件依照暖通现行国家颁发的有关规范、标准进行编制，具体为：1） 汽车加油加气站设计与施工规范【GB50156-2002（2006年版）】；2） 液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB/T 1001-2011）；3） 采暖通风与空气调节设计规范 （GB50019-2003）；4） 公83、共建筑节能设计标准 （GB50189-2005）。7.4.3. 采暖与空调设计本项目地处贵州省六盘水市，属亚热带地区，加气站中需考虑冬季采暖的建筑为加气站房。根据项目实际情况和项目建设所在地的气候情况，本加气站采暖设计采用一拖多型中央空调为空调房间分别提供冷热负荷。本系列中央空调采用直流变频技术，在制冷和制热时均能保持高COP值，节能又省电。本项目LNG、L-CNG加气站房需要设计采暖与空调的房间有：营业室、值班室、控制室。根据采暖与空调房间的总负荷，选择一拖三型中央空调一套，室外设计在屋顶或实体外墙上，室外机制冷量为11.2kW，制热量为12.5kW。室内机采用天花板嵌入式，四面吹风，室内机84、为三台。室内机设计为：营业室、值班室、控制室各设计一台。制冷量为3.6kW，制热量为4.0kW。空调冷媒管道采用紫铜管，管径大小和机组配套，由空调厂家提供。空调的控制系统由厂家成套提供。管道保温：冷媒管道、冷凝水管道均做保温，保温材料采用难燃橡塑保温材料，厚度为：冷媒管30mm，凝结水管15mm，所有缝隙均要求用专用胶水粘接严密。管道穿墙及楼板处应加套管，待管道安装完毕后予以堵严。空调冷凝水就近排放至室外或集中排放至卫生间下水。考考虑到卫生间在极端低温情况下管道不会冻裂，可在卫生间内设电暖器采暖，电气专业预留插座。卫生间内的水管道，均需要做保温处理。7.4.4. 通风设计卫生间：采用通过门窗自85、然通风。空压机房：采用通过门窗自然通风。配电室：采用通过门窗自然通风。8. 消 防8.1. 遵循和参照的主要规范4） 汽车加油加气站设计与施工规范【GB501562002（2006年版）】；5） 液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范 （NB/T 1001-2011）；6） 建筑设计防火规范 （GB50016-2006）；7） 建筑物防雷设计规范 （GB50057-2010）；8） 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 （GB50058-1992）；9） 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范 （GB50493-2009）；10） 火灾自动报警系统设计规范 （GB50116-1998）；1186、） 建筑灭火器配置设计规范 （GB50140-2005）。8.2. 工程概况8.2.1. 站址概况本项目拟选址区位于xx片区人民西路与xx路交叉口西北侧，远离明火场所，交通便利。8.2.2. 设计规模设计总规模为3.0104Nm3/d，其中LNG1.5104Nm3/d，CNG1.5104Nm3/d。8.2.3. 主要工艺设备本项目LNG、L-CNG加气站的主要工艺设备如下：LNG储罐（60m3） 2座（预留1座）LNG加液泵撬 1台LNG单枪加气机 3台LCNG高压泵撬 1台BOG加热器撬 1台CNG储气瓶组 (3、3、3)m3顺序控制盘 1台CNG售气机 3台。8.2.4. 工艺流程简述液化87、天然气由LNG槽车运至站内，利用卸车增压器将槽车中的LNG卸至LNG储罐中。加气时通过低温泵将LNG储罐中液化天然气增压，压力增至1.01.2 MPa后通过LNG加气机送入加气车辆的车载气瓶里。压缩天然气由LNG储罐，经过LCNG高压泵撬进入储气瓶，然后利用三线双枪售气机从储气瓶取气，送入加气车辆的车载气瓶里。8.3. 危险性分析8.3.1. 介质的危险性1） 火灾、爆炸特性 液化天然气（LNG）是以甲烷为主的液态混合物，储存温度约为-137。泄漏后由于地面和空气的热量传递，会生成白色蒸气云。当气体温度继续被空气加热直到高于-107 时，由于此时天然气比空气轻，会在空气中快速扩散。在储存温度为88、-137时，液体密度约是标准状态下气体密度的540倍。压缩天然气（CNG）或蒸发后的液化天然气（LNG）与空气混合后，体积百分数在一定的范围内就会产生爆炸，其爆炸下限为4.6，上限为14.57。天然气的燃烧速度相对于其它可燃气体较慢（大约是0.3m/s）。压缩天然气（CNG）在超压时将可能破坏管道或容器，发生爆炸危险。2） 低温特性LNG饱和压力为0.4MPa的条件下，储存温度约为-137，泄漏后的初始阶段会吸收地面和周围空气中的热量迅速气化。但到一定的时间后，地面被冻结，周围的空气温度在无对流的情况下也会迅速下降，此时气化速度减慢，甚至会出现部分液体来不及气化而被防护堤拦蓄的情况。LNG泄漏89、后的冷蒸气云或者来不及气化的液体都会对人体产生低温灼烧、冻伤等危害。LNG泄漏后的冷蒸气云、来不及气化的液体或喷溅的液体，会使所接触的一些材料变脆、易碎，或者产生冷收缩，材料脆性断裂和冷收缩，会对加气站设备如储罐、低温泵、加气机、加注车辆造成危害，特别是LNG储罐和LNG槽车储罐可能引起外筒脆裂或变形，导致真空失效，保冷性能降低失效，从而引起内筒液体膨胀造成更大事故。3） 火灾危险类别 天然气火灾危险性类别按照建筑设计防火规范（GB50016-2006）划为甲类。4） 爆炸危险环境分区根据我国现行规范爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-1992）规定，天然气的物态属工厂爆炸性气90、体，分类、分级、分组为：类，B级，T4组，即dBT4，防爆电器应按此选择。 爆炸性气体环境区域划分为2级区域（简称2区），即在正常运行时，不可能出现爆炸性气体混合物，即使出现也仅是短时存在的环境。8.3.2. 装置的危险性 LNG加气站的工艺设施的危险性如下：1） LNG低温储罐 LNG低温储罐2座，单罐容积为60m3，内罐材质为X5CrNi18-10，外罐材质为Q345R，其最大的危险性在于真空破坏，绝热性能下降。从而使低温深冷储存的LNG因受热而气化，储罐内压力剧增，此时安全放散阀自动开启，通过集中放散管释放压力。其次可能的危险性还有储罐根部阀门之前产生泄漏，如储罐进出液管道或内罐泄漏，如91、内罐泄漏，此时爆破片就会打开，从而降低内外的压力，不会引发储罐爆裂，且这些事故发生概率很小。2） LNG低温泵LNG低温泵设在LNG工艺处理区内，泵的进出口有可能因密封失效产生泄漏，但在关闭了储罐或LNG槽车的出液口后，泄漏量很小。3） LNG加气机LNG加气机直接给汽车加注，其接口为软管连接。接口处容易漏气，也可能因接口脱落或软管爆裂而泄漏。在关闭了储罐出液口后或低温泵停止工作后，泄漏量很小。4） 卸车软管LNG卸车软管与槽车连接，危险性同LNG加气机。但在关闭了LNG槽车出液口或低温泵停止工作后泄漏量不大。5） LNG槽车LNG槽车危险性与LNG储罐相同，一般卸车时间控制在1小时左右。根据92、本站一期设计规模，每天平均卸车5次左右，时间短，次数少，卸车时要求操作人员在现场，发生事故几率较小。8.3.3. 工艺液相管道的危险性11） 保冷失效 LNG液相管道为低温深冷管道，采用真空管或绝热材料绝热，但当真空度破坏或绝热性能下降时，液相管道压力剧增，此时安全阀自动开启，可以降低管道内的压力。12） 液击现象与管道振动 在LNG的输送管道中，由于加注车辆的随机性，装置反复开停，液相管道内的液体流速发生突然变化，有时是十分激烈的变化，液体流速的变化使液体的动量改变，反应在管道内的压强迅速上升或下降，同时伴有液体锤击的声音，这种现象叫做液击现象（或称水锤或水击），液击造成管道内压力的变化有时93、是很大的，突然升压严重时可使管道爆裂，迅速降压形成的管内负压可能使管子失稳，导致管道振动。13） 管道中的两相流与管道振动 在LNG的液相管道中，管内液体在流动的同时，由于吸热、磨擦及泵内加压等原因，势必有部分液体要气化为气体（尽管气体的量很小），液体同时因受热而体积膨胀，这种有相变的两相流因流体的体积发生突然的变化，流体的流型和流动状态也受到扰动，管子内的压力可能增大，这种情况可能激发管道振动。 当气化后的气体在管道中以气泡的形式存在时，有时形成“长泡带”；当气体流速增大时，气泡随之增大，其截面可增至接近管径，液体与气体在管子中串联排列形成所谓“液节流”；这两种流型都有可能激发管道振动，尤其94、是在流经弯头时振动更为剧烈。14） 管道中蒸发气体可能造成“间歇泉”现象 与LNG储罐连接的液相管道中的液体可能受热而产生蒸发气体，当气体量小时压力较小，不能及时的上升到液面，当随着受热不断增加，蒸发气体增大时，气体压力增大克服储罐中的静压（即液柱和顶部蒸发气体压力之和）时，气体会突然喷发，喷发时将管路中的液体也推向储罐内，管道中气体、液体与储罐中的液体进行热交换，储罐中液面发生闪蒸现象，储罐压力迅速升高，当管道中的液体被推向储罐后管内部分空间被排空，储罐中的液体又迅速补充到管道中，管道中的液体又重新受热而产生蒸发，一段时间后又再次形成喷发，重复上述过程，这种间歇式的喷发有如泉水喷涌，故称之为95、“间歇泉”现象，这种现象使储罐内压力急剧上升，致使安全阀开启而放散。8.3.4. 生产运行中的危险性1） 储罐液位超限 LNG储罐在生产过程中要防止液位超限，进液超限可能使多余液体从溢满阀流出来，出液超限会使泵抽空，并且下次充装前要重新预冷。此种情况下，监测报警系统会启动，并连锁关闭阀门，避免事故发生。2） LNG设施的预冷 LNG储罐在投料前需要预冷，同样在生产中工艺管道每次开车前需要预冷，如预冷速度过快或者不进行预冷，有可能使工艺管道接头阀门发生脆性断裂和冷收缩引发泄漏事故，易使工作人员冷灼伤，或者大量泄漏导致火灾爆炸发生。8.4. 防火安全设计8.4.1. 总图布置6） 根据相邻建（构）96、筑物特点，结合地形、风向等因素布置储罐等危险源设备，远离人口密集区，远离明火场所。7） 站内各设施之间防火间距按规范确定。所有布置均满足汽车加油加气站设计与施工规范【GB50156-2002（2006年版）】、建筑设计防火规范（GB50016-2006）、液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范(NB/T 1001-2011)等规范的防火间距要求。8） 根据系统的工艺流程按照功能分区布置，如生产区、加气区、辅助用房区，各区之间分区明显，其中储罐区、加气区为爆炸危险环境。9） 设置围堰拦蓄池由围堰构成。根据规范，LNG储罐的周围应设置围堰，围堰的作用是在发生泄漏时，为防止流体流淌蔓延，将流体限制在97、一定区域内。 10） 设置集液池在围堰内设置集液池一座，以便收集泄漏的LNG或雨水，当发生LNG泄漏时，关闭起排出管道上的不锈钢阀门，当需要排雨水时，启动开启不锈钢阀门使雨水排入拦蓄区外的排水系统。11） 出入口分开设置站区内加气区的出入口分开设置。方便消防车辆的出入。12） 装置露天化、敞棚化LNG气体泄漏后扩散挥发迅速，与空气混合后容易形成爆炸混合物。密闭房间内部易积聚气体，易引发火灾爆炸事故。本工程在设计时充分考虑了装置露天化、敞棚化，如LNG储罐采用露天化布置，加气区是经常性工作场所，采用四周完全敞开的罩棚。8.4.2. 建（构）筑物设计1） 耐火等级，耐火极限按照建筑设计防火规范（G98、B50016-2006），站内建（构）筑物耐火等级为2级；耐火极限不低于2h 。加气区罩棚采用网架结构，工艺设施界区内如储存区（围堰内）、加气区采用不发火地面。2） 耐低温性能站内工艺设施基础如LNG储罐基础、加气机基础等构筑物采用钢筋混凝土结构；加气区罩棚采用网架结构；围堰采用钢筋混凝土结构。3） 抗震设计建（构）筑物及设备基础按7度设防。8.4.3. 工艺安全设计6） 工艺流程 工艺流程为密闭型系统，从物料的投入和物料的输出始终在一个由装置和管道组成的密闭系统内，被加工的物料始终在受控条件下（安全状态下）工作，当物料状况超出预先设定的受控条件，系统设备的安全保护装置立即启动、关闭物料进出口99、（包括储罐）的紧急切断阀或者打开安全阀放散泄压。7） 储运设施储运设施的设计严格执行汽车加油加气站设计与施工规范【GB50156-2002（2006版）】及液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB/T 1001-2011）等有关规定。a） LNG储罐 储罐的进、出液相管道上设置紧急切断阀，当储罐内液面过高、过低、超压及与之连接的工艺管道泄漏等事故状况下，自动报警并切断紧急切断阀，储罐同时安装安全放散阀和人工放散阀，当储罐超压时，安全阀会自动开启，通过集中放散管泄压。b） 低温泵 低温泵装置中设置超压放散管，超压后安全阀会自动开启。c） 加气机加气机设置拉断阀，在受气车辆未脱离加注软管而行驶100、时，拉断阀断开，以保证受气车辆的车载气瓶和加气机两设施中的介质不泄漏。 d） 工艺管道工艺管道的管材、管件、阀门均采用奥氏体不锈钢，LNG液相管道的绝热采用真空管保冷。 液相管道的两个截断阀之间设置安全放散阀，一旦液体受热膨胀或气化时，安全放散阀自动打开泄压，防止管道超压。气相总管上设置安全放散阀，一旦操作失误或系统超压时，安全阀打开放散泄压，保护了气相管道的安全。针对各种原因引起的管道振动，设计中根据应力计算设计支架。e） 集中放散 站内各工艺设施如储罐、低温泵、工艺管道等设备统一设有集中的放散管，使安全放散阀或人工放散阀需要放散的气体集中排放，放散管设置在站内全年最小频率风向的上风侧，放散101、方向为无建（构）筑物和无人活动的空旷地带。 f） 紧急停车系统（ESD） 系统内设置紧急停车系统，当系统内装置的监测仪表监测系统超限时，能自动报警并切断系统（首先切断储罐等危险源装置）；当系统内场地监测仪表检测到系统发生泄漏等事故时，能自动报警并快速切断系统（同样首先切断储罐等危险源装置）。站内在控制室、加气区等经常操作的区域内，设置紧急停车系统人工按钮，当操作者判断系统不在受控制的条件下时，可以通过人工手段快速实现停车。g） 控制系统失“源”保护 当控制系统失去电源或仪表风气源时，系统应能中止在安全的状态，并保持这一状态直至系统重新启动或长期安全。8.4.4. 监测报警系统5） 装置检测仪表102、 储罐上分别设置现场和远传液位计、压力表，并对液位、压力实行联锁，超限自动报警、切断；低温泵上设有现场和远传压力表、温度计，加气机上设有现场和远传流量计、压力计、温度计，所有仪表均远传到控制室。6） 现场监测仪表罐区、加气区设置可燃气体泄漏报警器；8.4.5. 电气安全设计装置的电气设计严格执行汽车加油加气站设计与施工规范【GB50156-2002（2006版）】、液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB/T 1001-2011）及其它防爆、防雷、防静电设计规范。1） 按照汽车加油加气站设计与施工规范【GB50156-2002（2006年版）】、液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB103、/T 1001-2011）划定的爆炸和火灾危险区域，罐区、加气区划分为气体2区爆炸危险环境，在爆炸区域内选择相应防爆级别的电器设备、灯具、电缆等。2） 采用阻燃型电缆，并对电缆沟填实封堵，防止气体和液体进入配电室、控制室内。3） 按照建筑物防雷设计规范（GB 50057-2010）划定防雷区域，结合六盘水市的实际情况，采用如下防雷措施：a） 防止直击雷：将加气区罩棚屋面彩钢板厚度设计为不小于0.5mm（满足雷电直击要求）。b） 防止感应雷：将所有工艺设施，如LNG储罐、管道、放散管、加气机及网架的加气区罩棚等，接到防雷电感应的接地装置上。c） 防止雷电波侵入：电缆外皮、保护钢管接到防雷电感应的104、接地装置上，架空工艺管道每隔25m接地一次，并与防感应雷接装置相连。d） 防雷电磁脉冲：LNG、L-CNG加气站的信息系统需要防雷击电磁脉冲，主要措施有：将建筑物内的金属构架、支撑物、金属门窗、钢筋混凝土的钢筋等自然构件、工艺设备、管道采取屏蔽接地措施；配电系统的保护架与防雷装置组成一个共同接地系统，设置等电位连接板等。e） 为了防止雷电及雷击电磁脉冲，在低压进线屏上设置浪涌保护器，在信息系统的电源入口处设置浪涌保护器。4） 按照化工企业静电接地设计规程（HG/T 20675-1990），对工艺装置、管道等进行防静电接地，对卸车处的LNG槽车、CNG拖车及加气机处的加气车辆进行防静电接地。5）105、 全站的防雷接地，防静电接地与电气接地共用接地装置，接地电阻不大于1。8.4.6. 排水系统4.1 储罐区的集液池与外部排水管道之间无直接联系，防止LNG流入排水管道。4.2 当储罐区的集液池的雨水需要排出时，在排出系统上设置水封井，隔离夹杂的LNG。8.5. 消防系统8.5.1. 设计原则本项目按原料和产品性质及生产特点，在设计工作中做到符合国家有关防火规范的要求，对不同建筑物的危险等级和生产特性，采取相应的消防措施，防止火灾的发生和蔓延，积极贯彻“预防为主、防消结合”的方针，防患于未然，以保护站内生产的安全和全体员工的生命财产安全。 8.5.2. 灭火器配置根据汽车加油加气站设计与施工规范106、【(GB50156-2002)（2006年版）】及液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB/T 1001-2011）要求：本站属于2级站，站内可不设置消防给水系统。站内需配置大量的消防器材，在发生小型火灾时，依靠站内力量灭火；在有大的火警时除使用站内消防力量外，主要依托市政消防力量灭火。本工程加气区、储罐区、工艺区、均按严重危险级配置灭火器，其余建筑按中危险级配置灭火器。根据不同种类火灾和具体场所，灭火剂种类分别采用ABC类干粉，灭火器型式采用手提式或推车式。按汽车加油加气站设计与施工规范【(GB50156-2002)（2006年版）】及液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB/T 1107、001-2011）的相关要求：加气机区域设置MF/ABC4型干粉灭火器4kg（手提式）8具；站房每层楼设置MF/ABC4型干粉灭火器4kg（手提式）2具；共6具。储罐区设置MF/ABC35型干粉灭火器（推车式）2具和MF/ABC4型干粉灭火器4kg（手提式）4具。9. 环境保护9.1. 设计依据1） 中华人民共和国环境保护法；2） 中华人民共和国大气污染防治法；3） 环境空气质量标准 （GB3095-1996）；4） 工业企业设计卫生标准 （GBZ1-2010）；5） 声环境质量标准 （GB3096-2008）；6） 中华人民共和国环境、噪声污染防治条例；7） 工业企业噪声控制设计规范 （GB108、J87-1985）；8） 工业企业厂界环境噪声排放标准 （GB12348-2008）。 9.2. 工程概况本工程为xxLNG、L-CNG加气站工程，日设计总加气规模为3.0104Nm3/d，其中LNG1.5104Nm3/d，CNG1.5104Nm3/d。本项目主要生产物料为液化天然气和压缩天然气。9.3. 生产过程污染物分析天然气本身属洁净能源，本工程的物料LNG为液化后的天然气，质量符合液化天然气的一般特性（GB/T19204-2003）要求。天然气在液化过程中，由于工艺及设备管道的要求，一些有害物质如：水、硫、汞等脱除的更为纯净，所以LNG比管输气态天然气更为洁净。通过加气站供给受气车辆的109、天然气不用经过任何再加工，只是经过简单物理变化。无任何“三废”物质。正常时介质在密闭的系统内运行，不产生任何污染物。本工程的物料CNG的主要组分为甲烷，不含硫化氢。其质量符合天然气（GB17820-1999）中二类天然气气质要求，在输送过程中采用密闭流程输送，正常输送过程中无污染物排放，不会对环境造成污染。 系统正常工作状态下安全阀不会排放，系统超压时集中放散，放散管比周边25m以内建构筑物高出2.5m左右，安装根据实际位置确定，放散后的天然气立即上升扩散。LNG、L-CNG汽车加气站主要工艺设备中动力设备有低温LNG潜液泵，低温LNG潜液泵是浸没式结构，封闭密闭在泵池内，LNG泵的噪声在距泵110、1m处约为40dB，远小于国家规定的工业企业卫生标准及城市区域环境噪音标准。L-CNG工艺系统设计均为密闭系统，易燃、易爆物料在操作条件下运行在密闭的设备和管道系统中；所有压力容器和设备按国家现行标准和规范进行设计、制造和检验；设备选用低噪声型号的产品，不能满足的，要求加装消声设备。本工程正常生产过程中，没有生产废水产生，只有生活污水和少量清洗废水产生。9.4. 设计中采取的防治措施及预期效果9.4.1. 系统超压预防方案本工程借鉴国内外LNG汽车加气站经验，LNG槽车卸车工艺采用低温泵与增压器联合卸车，加气工艺中尽量少给储罐增压，减少带进系统的热量，从而减少气化量。L-CNG工艺系统中可能超111、压的容器、管线等设置安全阀及放空系统，放空气体集中设放散塔排放，系统管道超压、检修放散均汇集至放散管。9.4.2. 噪音防治1） 减噪防噪措施对产生噪声的设备如低温泵、压缩机，在设备布置时远离站外人口密度大的场所，如办公楼、居民住宅，远离站内办公用房。低温泵选用浸没式，主要产生噪声的部位如泵腔浸没在LNG液体中。设置一定高度的防护提，不但可防止拦蓄泄漏的LNG，还可防止噪声扩散。放散管口设有消声器，降低噪音污染。2） 噪声影响评估本项目的噪声源低温泵、高压泵所产生的噪声符合工业企业设计卫生标准（GBZ1-2010）、工业企业噪声控制设计规范 （GBJ87-1985），对站内操作工人身体无任何影112、响，站内职工工作场所职业卫生标准达标。本项目整体噪声影响符合国家及建设地有关城市区域环境噪声标准，对站外居民无任何影响。9.4.3. 污水处理本工程污水为生活污水，污水量同给水量，因其量小，对环境造成的污染很小。站内设化粪池一座，达标后排入市政排污系统。9.5. 站区绿化本项目在绿化区内种植适宜的树木、花木、草坪，美化环境，净化空气，让职工生活、工作在良好的环境中，文明管理，文明生产。9.6. 环境评价本项目所涉及物料及成品均为高纯度的洁净能源，生产过程只是简单的转运、储存、加注，不进行任何再加工，无“三废”污染物，噪声控制符合国家及地方有关标准，站区边角绿化，建筑物新颖大方与周边环境协调，整113、体环境评价合格。10. 劳动安全卫生专篇10.1. 工程概况10.1.1. 设计范围本工程设计所承担的是LNG、L-CNG加气站站内工程设计。10.1.2. 工程性质、位置、规模、系统组成1） 工程性质为LNG、L-CNG加气站，主要给各类LNG、CNG汽车加注燃料；2） 项目所建 LNG、L-CNG 加气站位于xx片区人民西路与xx路交叉口西北侧，站址紧邻主要道路。3） 设计规模为日加气3.0104Nm3/d，其中LNG1.5104Nm3/d，CNG1.5104Nm3/d。4） 系统由卸车、储存、汽化、增压、加气等部分组成；5） 加气站总定员为24人，操作班制为三班制；6） 本项目主要原料为114、LNG，物料属高纯度、高洁净的优质能源，生产过程LNG、CNG无需再加工，只是简单转运、储存、加注，流程中无“三废”污染物，无噪声污染；职业危险危害主要有：a） 在饱和压力0.4MPa下，LNG温度约为-137，泄漏后可能对人体造成冷灼伤或冻伤；b） LNG、CNG泄漏后在空气中浓度过大时可能对人体造成窒息；c） LNG、CNG泄漏后与空气混合有可能产生火灾爆炸危险。10.2. 建筑及场地布置10.2.1. 自然灾害及其防范措施地震可能造成LNG储罐基础破坏，储罐受损，管道断裂，引起LNG泄漏，设计中的预防措施是LNG储罐基础设计按照7度设防，并考虑由水平和垂直加速度引起的水平力、垂直力，管道115、支架间距满足抗震要求。雷电可能对储罐及加气罩棚产生雷击现象，雷电有可能产生火灾爆炸危险事故，站区按建筑物防雷设计规范（GB50057-2010)第二类防雷建筑物设防，储罐、管道、网架结构进行防雷接地设计。强风有可能造成加气罩棚受损，加气罩棚设计考虑风压荷载。10.2.2. 站区通道运输及劳动安全站区通道畅通，方便LNG槽车、重型卡车、消防车等大型车辆进出回车，方便站区职工通行。储罐拦蓄区（围堰）内设置安全通道，便于操作、维修、人员逃生。站区各设施之间总平面布置时防火间距满足规范要求，加气罩棚采光、通风良好，LNG储罐露天布置，微量泄漏气体容易扩散。10.3. 生产过程中职业危险、危害因素10.116、3.1. 工艺系统为密闭系统，操作中无职业危险、危害，加气机快装接头长期磨损有可能产生微量泄漏，但泄漏后立即随风上升扩散，不会对操作工造成伤害。10.3.2. 不正常情况下如发生管道破裂、阀门连接处泄漏，有可能对操作工造成冷灼伤或冻伤，但此种事故几率不大，工程设计时已考虑了安全措施。10.3.3. 本工程危险因素最大的设备是LNG低温储罐。其次是CNG管道系统和CNG高压储气瓶。10.3.4. 本工程受到职业危害的人数每班约7人，受害程度可能为冷灼伤、冻伤、火灾、爆炸危险，但几率较小。10.3.5. 储罐中的分层及漩涡现象。LNG储罐内的液体长期静止时，再充装新的LNG液体后，由于新注入的LN117、G液体密度不同于储罐中现有的LNG液体，就会形成两个液相层。由于两个液相层之间的热量的交换出现“过热”，进而强烈混合出现漩涡现象，使储罐内压力急剧上升，但此种现象不常见。10.3.6. LNG设施的预冷。LNG储罐再投料前需要预冷，同样再生产中工艺管道每次开车前也需要预冷，如预冷速度过快或者不进行预冷，有可能使工艺管道接头阀门发生脆性断裂和冷收缩引发泄漏事故，易使工作人员冷灼伤，或者大量泄漏导致导致火灾爆炸发生。10.3.7. CNG管道系统和CNG高压储气瓶：生产运行中由于需要给系统增压，压力会达到25MPa，当CNG气体压力过高时需要进行安全放散，否则有可能造成设备管道超压而产生爆裂事故。118、10.4. 劳动安全卫生防范措施10.4.1. 工艺设备1） LNG储罐低温储罐内筒采用X5CrNi18-10，外筒采用Q345R，子罐采用真空粉末隔热；严格按照规范加工、试验，确保产品安全。2） LNG低温泵由于我国LNG设备制造历史较短，LNG低温泵设计制造工艺复杂，流量计精度不够，本工程建议直接选择国外著名品牌。3） CNG高压储气瓶高压储气瓶采用国内具有压力容器设计、制造企业生产的设备，并按国家特检中心相关规定定期检测，确保储气瓶安全运行。4） LNG加气机和CNG售气机与上条（2）的原因相同，加气机和加气机关键部位如加气枪及质量流量计宜选择国外著名品牌。10.4.2. 工艺管道1） 119、选材及设计低温管道选择材质为不锈钢，外加不锈钢真空管保冷，配管设计时尽量采用自然补偿方式，防止冷收缩引起的断裂现象。CNG高压管道选用0Cr18Ni9不锈钢管，满足流体输送用不锈钢无缝钢管（GB/T14976-2002）要求，高压管件采用高压不锈钢管件，除小口径管道的弯管可采用现场煨制外，推荐采用符合钢制对焊无缝管件（GB/T12459-2005）冲压无缝不锈钢管件。2） 管道布置储罐区管道低支架布置，罐区外采用管沟布置，方便紧急情况下逃生。10.4.3. 电气设备9） 防爆电器电气设备一律选用dBT4型防爆电器。10） 电缆电缆选用阻燃型铜芯电缆。10.4.4. 系统设计3） 工艺设备如储罐120、管道设置安全阀，系统超压时进行集中放散。4） 系统设置紧急停车系统，当系统在不正常情况下或不受控制情况下立即切断，紧急停车。5） 系统监测仪表及自动控制储罐、管道、低温泵进出口、加气机、加气机上等工艺装置设置压力、液位、温度、流量等监测仪表。罐区内设置可燃气体泄漏报警器。加气罩棚下设置可燃气体泄漏报警器。上述仪表均在现场显示并远传到控制室控制台上自控系统，并根据预先设置的程序进行判断，越限报警，紧急自动停车。6） 电气设计所有电气设备外壳一律接地，防止人身触电。按规范对储罐、管道、钢结构进行防雷接地，防止雷电引起火灾和爆炸事故。加气车辆和卸气车辆设计防静电接地，工艺管道设计防静电接地，防止静121、电火花引起火灾和爆炸事故。7） 事故抢救、疏散和应急措施a） 配置防冷灼伤、冻伤药物。b） 配置防毒面具，以便事故抢修。c） 培训教育职工，学习自救、互救常识，如人工呼吸等。d） 内平时注意通道畅通，便于疏散。e） 制定事故应急方案，平时注意演练。10.5. 劳动安全卫生机构10.5.1. 成立劳动安全卫生领导小组，小组成员共3人，由站长兼任组长。负责劳动安全卫生事宜。10.5.2. 每班设置专职维修保养人员1名。10.5.3. 每班设置专职安全值班人员，职责是监测设置运行及巡监。10.5.4. 劳动安全卫生领导小组每周定期培训职工。10.6. 项目劳动安全卫生结论本项目物料洁净安全，工艺流程122、简单可靠，设备选型先进，生产过程危险因素已在本工程设计中采取了一定的防范措施，本项目职业劳动安全卫生符合国家现行标准要求。11. 节能11.1. 工艺流程简述LNG加气站的工艺流程是将来自LNG液化厂罐装的液化天然气用低温泵转运至LNG储气罐储存，用泵再将LNG从储罐中经管道送到加气机，由加气机加注给LNG天然气汽车。此过程只消耗电能，LNG汽车加气站的优势是充分利用介质的物态特点，即液化天然气容易转运、加注的特点，简单经过低温泵输送。相对CNG汽车加气站需经多级压缩，用电量大的生产过程，LNG汽车加气站耗能特别少。11.2. 能源消耗本工程的能源消耗主要为场站的生产、生活消耗的水、电等。为了123、达到节能的目的，在本工程的设计中已充分考虑了各种节能措施，在以后的生产、生活中也应制定相应的节能措施，以达到本工程的节能目的。11.3. 能源供应状况本工程中供电来自于就近高压电网，自来水均可保证站内用水条件。11.4. 主要耗能的部位及能源种类本项目主要能耗指标、定额选用原则均以国家已颁布的标准和规范为依据。本项目所耗能源主要是水、电，全年能源需要量见下表。 表11.4-1 LNG、L-CNG加气站总年耗能表序号项目年消耗量单位各期总量1电104kWh75.922水104t0.1611.5. 主要节能措施11.5.1. 工艺生产节能增压器采用空温式换热器，利用空气作为热源，在工作过程中降低了124、能耗。同规模的CNG加气站年耗电量大约为200104kWh电，相对CNG汽车加气站，LNG汽车加气站工艺生产装置耗电量很小；本工程仪表风系统采用氮气系统代替空压机系统，降低了耗电量；并在设计中借鉴国外先进流程，与国内现有流程相比，LNG低温泵采用变频控制，从而也降低了耗电量。由于LNG加气站的介质为LNG，因此工艺流程中针对产生BOG气体，本工程设置BOG换热系统，多余的BOG可进行回收利用，供站内锅炉等设施用气。本工程卸车时采用增压泵回液和卸车系统相连通，充分利用增压系统压能。场站管道系统，经过优化设计，减少弯头和管件，选择最佳方案， 减少因管道阻力产生的气化现象，从而减少了放空气体量。11125、.5.2. 建筑物节能加气罩棚四周敞开，白天基本不用照明，通风采用自然通风。11.6. 节能评价本项目利用LNG的物态优势，工艺装置耗能少，主要工艺流程采用节能新技术。建筑物设计考虑了充分利用自然能源。设计符合国家、地方各行业节能设计规范、标准，是一个节能型的项目。12. 组织机构及定员12.1. 组织机构设置根据实行现代企业制度的有关要求，本着机构精简、工作高效等原则，本项目实行公司领导下的站长负责制，下设副站长、班长及其它管理岗位，LNG、L-CNG加气站主要岗位职责如下：1） 站长隶属于公司领导，对全站工作负主要责任。2） 副站长隶属于站长领导，协助站长工作。主要负责全站的技术和安全工作126、，在站长临时离开工作岗位时，根据上级或者站长的授权代行站长职责。3） 班长对本班的工作负全部责任。4） 设备安全员在站长的领导下，全面负责设备维修和安全工作。5） 加气工在班长的领导下，负责给车辆加气。12.2. 劳动组织及定员 表12.2-1 劳动组织及定员表序号组织机构人 员职 责备注岗位数量1站长办站 长1全面负责副站长2主管技术、安全兼安全负责2运行部运行员12负责加气及其他设备员3设备维护、安全兼安全员3财务部会 计1财务、经营出 纳1财务管理4运输部司机25后勤保安2负责站内后勤兼安全员合计2412.3. 人员培训LNG、L-CNG加气站是一个技术密集型的企业，它汇集了多学科多专业127、的高新技术，涉及到燃气、低温基础知识；它涉及到压力容器、压力管道的安全运行管理；涉及到防爆电器，防雷接地等专业知识。由于它的易燃易爆特性，消防安全管理更是重中之重，LNG、L-CNG加气站不只是进行卸车、售气的简单操作和重复劳动，更是一个需要一定的专业知识，一定技术水平和时刻保持高度责任心的职工队伍的高新技术产业。本报告建议建设单位，应对职工进行一定的专业脱产取证，使职工对燃气、设备、压力容器、真空管道、自动控制、电气操作、消防安全等方面具有较高的专业知识；应对职工进行岗位责任、职业道德方面的教育，使职工具有崇高的责任感和使命感；应对职工进行消防安全方面的教育及实际事故抢险预案的演练，作到平时128、安全操作、战时有条不紊。13. 项目实施进度13.1. 项目实施原则6） 集中力量统一调度，及早建成本项目，作为本地区LNG、L-CNG汽车加气站的示范工程。7） 扎扎实实，有条不紊，作好项目前期工作，使项目早日开工建设。8） 掌握关键工程，把握重点的和工期较长的子项工程，以利于控制进度。9） 开工后平行作业，交叉施工，节约时间。10） 在工作中应采纳既能保证质量，又不增加投资并可缩短工期的方案。11） 工期预先安排时尽量做到合理把握时机，适当提前安排，留出必要的时间余量13.2. 实施计划按照工程建设程序，结合本工程实际需要完成的工作内容，本工程建设分为前期、勘察设计、施工、人员培训、调试投129、产五个阶段。各阶段实施进度见下表。 表13.2-1 项目进度表月份内容20xx年备 注3456789101112前 期项目建议可行性研究报告（可行性研究报告）评审勘察设计施工勘察施工图设计施 工土建安装工艺电气、给排水场站道路施工人员培训专业知识，消防安全教育调试投产调试、运行14. 投资估算14.1. 投资估算14.1.1. 工程概况本工程为xxLNG、L-CNG加气站工程。加气站设计日加气能力3.0104Nm3/d，其中LNG1.5104Nm3/d，CNG1.5104Nm3/d。站内主要工艺设备包括：2台60m3的卧式LNG储罐（预留1台）、1组储气瓶组、1台LNG加液泵撬、1台BOG加热130、器撬、1台LCNG高压泵撬、1台顺序控制盘、3台LNG单枪加气机、3台CNG售气机。14.1.2. 估算范围LNG、L-CNG加气工艺工程、电气工程、自控仪表安装工程、通信工程、给排水安装工程、消防工程、暖通工程、建筑工程、总图运输等工程费用。14.1.3. 投资组成设备购置费、安装工程费、建筑工程费、工程建设其他费、预备费、贷款利息、铺底流动资金。14.1.4. 投资估算编制及依据1） 国家及行业的相关政策及法规，本项目设计方案文件，按照现行指标及设备材料价格对项目实事求是，以确保估算投资额的准确性；2） 参考市政工程投资估算编制办法建标2007164号；3） 中国石油天然气股份有限公司（油131、计字2006945号）；4） 设备按询价，其它材料按最新市场价，建筑工程按当地的造价指标；5） 基本预备费按照工程费用和其他费用的8%考虑；6） 贷款按最新商业银行利率；7） 近期建设类似项目的有关资料及造价指标。14.1.5. 其它费用说明详见其它费用表。14.1.6. 建设项目总投资规模为3.0104 Nm3/d的LNG、L-CNG加气站总投资为1446.05万元，建设投资为1377.43万元。 表14.1-1 投资构成表序号费用名称3.0104 Nm3/d加气站投资（万元）备注一工程费用1设备购置费536.952安装工程费197.373建筑工程费208.60二建设工程其他费用327.68132、三预备费102.03四建设期贷款利息31.63五铺底流动资金11.1六报批总投资1420.15七建设项目总投资1446.0514.2. 资金来源及使用计划14.2.1. 资金来源该项目报批投资为1420.15万元，其中30%为企业自筹资金，其余70%为贷款，建设期贷款利率为6.56%。流动资金30%为企业自筹，其余70%申请银行贷款，贷款利率为6.10%。14.2.2. 使用计划本站建设期为一年，即第一年投入全部建设投资。15. 经济评价15.1. 经济效益评价范围本次财务效益评价范围是对六盘水市新建的3.0104 Nm3/d LNG、L-CNG加气站进行财务计算、分析及财务效益的评价。根据市133、场需求、生产规模、工艺技术方案、原材料和燃料及动力供应、建站条件和站址方案、公用工程和辅助设施、环境保护、项目组织和劳动定员及项目实施规划等诸方面进行研究论证，并且经多方案比较后，在确定了最佳方案的前提下进行的经济效益评价。15.2. 编制依据5） 国家发改委编发的建设项目经济评价方法与参数第三版。6） 参考市政公用设施建设项目经济评价方法与参数（2008年版）；7） 中国石油天然气集团公司油库和加油（气）站建设项目经济评价方法与参数（2007版，中油计字2007455号）；8） 中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数（2010版，中油计字2010211号）；9） 国家发改委编发的投资项目134、可行性研究指南；10） 由甲方及各相关专业提供的基础资料。15.3. 经济评价的内容、方法及采用的价格体系本评价首先研究和预测选取了必要的基础数据进行成本费用估算、销售收入和相关税费估算，编制了相关辅助性报表。对项目融资前及融资后的盈利能力进行分析，并根据筹资方式对项目的偿债能力进行分析、评价。通过对项目投入与产出的各种经济因素进行分析、计算，从而对项目建设的经济效果进行客观、科学和公证的技术经济评价。本次财务评价采用固定价格体系，以建设期初年为基准年。15.4. 评价参数和基础数据本次评价物价水平为20xx年物价水平。基准折现率：根据市政公用设施建设项目经济评价方法与参数的相关规定，市政燃气135、基准收益率为8%。 表15.4-1 LNG、L-CNG加气站基础数据1、计算评价期限1+20年2、进价气价3.0元/Nm3（含税价）2、进价3、售价气价5.0元/Nm3（含税价）4、电耗量（元/kWh）0.91元/度4、电耗量（元/kwh）5、水（元/吨）5.0元/m35、水（元/吨）6、工资及福利（万元/年）人员工资平均2.69万元/人，福利费为工资的14%6、工资及福利（万元/年）7、修理费按固定资产原值的2%计取8、其他管理费用按每人2.5万元计取9、销售费用销售收入的0.1%10、固定资产折旧费用直线法，年限14年，残值为4%11、摊销资产摊销年限无形资产摊销年限为10年，其他资产摊销136、年限为5年， 残值为012、税收及附加增值税13%，城市建设维护税7%，教育费附加3%，所得税25%13、法定盈余公积金按税后净利润的10%提取法定盈余公积金14、财务费用经营期长期借款年利息和流动资金贷款利息根据年初借款额计算，计入财务费用。银行存款利息冲抵财务费用的其他各项支出，建设期借款年利率按6.56%计算，流动资金贷款利率6.10%计算。15、基准折现率项目基准折现率按8%计算。 16、销售规模根据六盘水市情况，确定第1年为30%，第2年为50%，第3年为70%，第4年为90%，第,5年为100%。15.5. 收入、税金及利润估算本项目经营收入是按LNG、CNG的含税销售价计算。由于137、本工程CNG是由本站LNG汽化而成，其购气成本、运输成本、运行成本与直接进行LNG加注的成本相当，故CNG的销售价格与LNG销售价格相同。税金包括增值税、营业税金及附加和所得税。销项税率和进项税率按13%计算。税金及附加包含城市建设维护税和教育附加费，城市建设维护税按增值税的7%计取，教育附加费按增值税的3%计取。企业所得税按利润总额的25%计算。本项目利润分为提取法定盈余公积金、投资者分配利润。投资者分配利润在贷款未偿还完时优先偿还贷款，贷款偿还完后由企业进行分配。项目生产经营期总收益、年平均收益及主要损益指标见下表： 表15.5-1 LNG、L-CNG加气站主要损益指标汇总表指标名称年平均138、值（万元）营业收入3358总成本费用2485营业税金及附加17利润总额856所得税214提取法定盈余公积金13可供投资者分配利润84715.6. 财务分析15.6.1. 总成本费用估算采用生产要素概算法概算各年总成本费用。为了概算简便，将各年经营过程中消耗的外购原料、辅助材料、燃料、动力、人工工资福利以及维修费、折旧、摊销、财务费用和其它费用归类概算后分别例出。生产经营期平均各年总成本各项费用及比例见下表。 表15.6-1 LNG、L-CNG加气站成本构成分析表序号成本费用名称单位单站年均成本1外购原材料费万元20152外购燃料及动力费万元503职工薪酬万元654修理费万元275其他制造费万元139、206其他管理费用万元607经营成本万元24088折旧费万元679摊销费万元310财务费用万元1011总成本费用万元248512销售量万Nm375913单位成本元/Nm33.7015.6.2. 盈利能力分析相对于项目的财务现金流量分析，资本金现金流量分析的实质是融资后项目盈利能力分析。市场经济条件下，在对项目基本获利能力有所判断的基础上，资本金盈利能力指标，是比较和取舍融资方案的重要依据。主要盈利能力指标汇总见下表。 表15.6-2 主要盈利能力指标汇总表指 标 名 称单 位单站指标值所得税后项目财务内部收益率37.75所得税前项目财务内部收益率45.43所得税后项目投资回收期（含建设期）年4140、.52所得税前项目投资回收期（含建设期）年4.12所得税后项目投资净现值（i=8%）万元4787所得税前项目投资净现值（i=8%）万元6563资本金财务内部收益率54.10资本金净现值（i=8%）万元4818资本金净利润率148.11项目总投资收益率：%59.9015.6.3. 盈利能力分析结论从上面的分析结果可以看出，本站的项目所得税后财务内部收益率为37.75%，资本金财务内部收益率为54.10%，投资净现值均大于零，财务内部收益率均高于市政燃气的基准收益率8%，说明该项目在财务上是可以被接受的。15.6.4. 偿债能力分析1） 资产负债分析资产负债计算结果表明：本站项目在生产期第一年的资141、产负债率为71，本站项目在生产期第四年的资产负债率为24，说明企业具备较好的偿还贷款的能力。各年资产负债见基本报表4。2） 借款偿还能力分析借款偿还能力分析采用最大还款能力进行分析，偿还贷款的资金来源包括折旧、摊销费、未分配利润中可用于偿还贷款部分三个部分，经计算，本站贷款偿还期为3.88年。根据建设项目经济评价方法与参数（第三版）的相关规定，市政燃气行业的最低可接受的利息备付率为2.0，最低可接受的偿债备付率为1.3。本站利息备付率在生产期第1年为2.21，高于行业的最低可接受值2。偿债备付率在生产期第1年为0.78，低于行业的最低可接受值1.3，到2015年达到1.42，高于行业最低可接受142、值。 表15.6-3 LNG、L-CNG加气站各年利息备付率和偿债备付率表指标名称20132014201520162017利息备付率2.216.0415.5042.190偿债备付率0.780.961.422.460从资产负债能力和借款偿还能力分析来看，本项目具备较好的偿债能力。15.6.5. 财务生存能力分析财务生存能力分析主要是通过考察项目计算期内的投资、融资和经营活动所产生的各项现金流入和流出，计算净现金流量和累计盈余资金，分析项目是否有足够的净现金流量维持正常运营，以实现财务可持续性。从现金流量表、财务计划现金流量表中可以看出，随着企业盈利能力增强，经营期内每年经营活动现金流入均大于现金143、流出。从经营活动、投资活动全部净现金流量看，也同样如此。因此，项目具备财务生存能力。15.7. 不确定性分析与风险分析本项目经济评价所采用的数据，一部分来自测算和概算，有一定程度的不确定性。为了分析不确定性因素对经济评价指标的影响，需进行不确定性分析，以概算项目可能承担的风险，确定项目在经济上的可靠性。15.7.1. 盈亏平衡分析盈亏平衡分析是通过盈亏平衡点（BEP）分析项目成本与收益平衡关系的一种方法。盈亏平衡点越低，表明项目适应市场变化的能力越大，抗风险能力越强。计算结果表明：盈亏平衡点从投产初期到后期呈逐年降低趋势，其主要原因是由于固定成本费用变化的影响。单站生产能力利用率的盈亏平衡图 144、单站产品销售量达到设计规模的32.71%时， 即产量达到0.82万方每天时，本项目达到盈亏平衡。说明本项目具有良好的抗风险能力。15.7.2. 敏感性因素分析销售价格、经营成本、销售规模和建设投资等数据来源于预测，存在变化的可能，具有一定的不确定性。因素敏感性分析是通过分析、预测其主要因素发生变化时对项目财务评价指标的影响，从中找出敏感因素，并确定其影响程度。 表15.7-1 LNG、L-CNG加气站敏感性分析表序号敏 感 因 素变化幅度项目财务分析指标FIRR FNPVPt基本方案45.43%6563 4.12 1 建设投资30%36.60%6142 4.63 20%39.12%6282 4145、.46 10%42.03%6423 4.29 -10%49.45%6704 3.94 -20%54.33%6844 3.71 -30%60.37%6985 3.49 2产出价格30%81.03%14558 2.95 20%69.58%11893 3.20 10%57.77%9228 3.55 -10%32.19%3898 5.03 -20%16.96%1233 7.44 -30%1.96%-1431 21.00 3 原材料价格30%17.84%1376 7.21 20%27.93%3105 5.46 10%36.96%4834 4.63 -10%53.53%8292 3.73 -20%61.3146、8%10021 3.43 -30%69.04%11750 3.21 4 负 荷30%56.88%7640 3.53 20%52.99%7281 3.70 10%49.17%6922 3.91 -10%41.80%6204 4.36 -20%38.33%5845 4.68 -30%35.02%5486 5.09 单因素敏感性分析结果可以看出，各种因素不同程度影响财务盈利指标。其敏感性大小依次为产品经营成本、销售价格、销售规模和建设投资。说明产品经营成本和销售价格对企业的经营效果影响比较大。因此，希望企业在生产经营活动中能够加强生产和市场营销管理，降低成本，使企业经营风险降到最小。本项目为基础设施147、建设项目。从项目素敏感性分析看，项目的抗风险能力较强。敏感性分析图项目的财务效果受各种风险因素的影响，为了降低项目的投资风险，获得预期的经济效益，必须在经济效果评价的基础上，对项目进行风险评估。影响项目效益的风险因素有市场风险、建设风险、融资风险、建设工期风险、运营成本风险、政策风险等。针对于本项目，对本项目效益影响的因素主要在市场风险、建设风险和运营成本风险上。因此，在项目运营中，投资者必须对各种风险进行识别、估计、和评价，采取合理的应对措施，尽量回避、转移和分担风险。15.8. 财务评价分析结论和建议本项目为市政基础设施建设项目，项目的建设对减少大气环境污染、调整能源结构有着十分重要的意义148、。由以上财务计算和分析可以看出，本项目税前、税后各项经济指标均优于行业的一般水平，此项目在财务上则是可行的。从财务生存能力、清偿能力和敏感性分析来看，项目的抗风险能力较好。附表1） 投资估算表2） 主要经济数据及评价指标表3） 流动资金估算表4） 项目总投资使用计划与资金筹措表5） 总成本费用估算表（要素成本法）6） 营业收入、营业税金及附加和增值税估算表7） 利润与利润分配表8） 项目资本金现金流量表9） 项目投资现金流量表10） 借款还本付息计划表11） 财务计划现金流量表12） 资产负债表16. 结论及建议16.1. 结论通过以上分析和研究，本报告结论如下：本项目气源稳定、可靠，项目采用149、的工艺成熟可靠，运行成本低，项目在技术上可行。本项目主要技术经济指标好于行业基准值，项目的经济效益较好，具有一定的抗风险能力，项目在经济上是可行的。本项目建成后，由于所提供的商品是一种优质、高效、洁净经济型能源，所供的LNG、CNG燃料使得汽车尾气排放对大气的污染减轻，从而减少了环境污染，改善了城市大气质量，再则节约了能源，降低了运输成本，社会及环境效益明显。总而言之，本项目原料气供应稳定、生产工艺成熟、设备先进、市场前景广阔，符合国家环保、能源政策，是国家重点支持的产业工程。项目建成后具有良好的经济和社会效益，项目是完全可行的。16.2. 实施建议LNG、L-CNG加气站项目是一项能源型、环150、保型、基础设施型的建设工程。同时，LNG、L-CNG加气站又是一种特殊的工业行业，专业性较强、安全要求较高。为加快天然气汽车的项目建设、规范LNG、L-CNG加气站市场管理、保护经营企业和用户的合法权益、保证天然气供应和使用安全、促进产业的发展，按照国家有关规定，借鉴国内其他城市的建设管理经验，建议六盘水市政府给予以下政策倾斜及技术支持：d） 六盘水市各级政府应把LNG、L-CNG加气站项目纳入六盘水市国民经济和社会发展计划。制定相应的产业政策和扶持新兴行业的优惠条件。在批准、扶持xx天然气有限责任公司建设本项目的同时，应选择如xx天然气有限责任公司一样具有相应天然气供应、管理资质和经验的企业151、承担六盘水市其他LNG、L-CNG加气站项目的建设和管理工作。e） 应实行统一规划、配套建设、因地制宜、合理布点、节约能源、建设和管理并重的原则。政府在其职权范围内对LNG、L-CNG加气站项目的征地、建设配套费用、税收等方面实行最优惠的政策。可采用市以下优惠条件，即：a） LNG、L-CNG加气站建设用地，享受公共设施用地优惠条件；b） 给予LNG、L-CNG加气站一定的补助资金；c） 建立燃气汽车推广基金，用于支持LNG、L-CNG加气站的建设及车辆特别是重型卡车更新、改造；对积极更新、改装使用LNG、CNG的车辆进行一次性补助资金和天然气气费补助资金；d） LNG、L-CNG加气站在启动和发展的5年内，采用免税或即收即退的方式，减免LNG、L-CNG加气站的所得税。e） 六盘水xx天然气有限责任公司尽快落实用电的意向性协议。f） 六盘水xx天然气有限责任公司尽快落实用水的意向性协议。g） 六盘水xx天然气有限责任公司尽快落实购气的意向性协议。h） 尽快落实地方国土资源局、安全监督管理局、公安消防支队等单位的相关批复。