1、国道与高速交叉处新建LNG储配调峰及加注站项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月国道与高速交叉处新建LNG储配调峰及加注站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113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 录前 言11总 论21.1项目名称21.2项目建设背景和意义21.3编制依据和编制原则31.4编制范2、围、规模及内容41.5技术路线的确定51.6主要工程量71.7 研究的简要结论71.8 主要技术经济指标81.9产业政策性分析91.10遵循的主要标准、规范102 气源分析、市场预测132.1气源分析132.2市场情况预测152.3产品价格分析232.4市场风险253站址选择及总图运输263.1城镇概况263.2工程概况273.3总图运输274建设规模及项目建设方案294.1基础条件294.2建设方案比选294.3工艺流程304.4监控系统314.5主要工艺设备选型324.6管道、管件、阀门364.7施工技术要求364.8防腐385公用工程395.1给排水395.2自动控制395.3供（配）电3、435.4通信455.5采暖通风455.6道路455.7土建456环境保护486.1编制依据及主要标准486.2主要污染源和主要污染物486.3工程设计采取的控制措施及预期效果496.4站区绿化496.5环境评价497节能篇507.1工程能耗分析507.2能源供应情况507.3能耗计算507.4节能措施507.5节能评价518消防528.1设计依据及采用标准528.2火灾危险性分析528.3爆炸危险区域划分568.4防火安全设计568.5安全防火、防爆措施578.6加注站消防设计及设施设置579安全609.1设计依据及采用的标准609.2主要危害因素分析609.3主要设备危险有害因素分析6394、.4工艺过程主要危险有害因素分析639.5对主要危害因素采取防范措施6410职业卫生6610.1设计依据6610.2职业病危害因素分析6610.3职业病危害防护措施6610.4职业卫生专项投资概算6710.5预期效果6711结构与定员6911.1 工作制度6911.2组织机构设置6911.3劳动组织及定员6911.4 人员培训7012项目实施规划7112.1 项目实施原则7112.2 实施计划7113经济评价7213.1项目实施进度7213.2基础数据7213.3编制依据7213.4投资估算与资金筹措7213.5成本与费用估算7513.6销售税金及附加7613.7资金来源与应用7613.8资产5、负债7613.9财务评价7614结论和建议7914.1结论7914.2建议79附表13-2 流动资金估算表80附表13-3 投资使用计划与资金筹措81附表13-4 总成本费用估算82附表13-5 年销售收入和年销售税金及附加83附表13-6 损益表84附表13-7 资金来源与应用85附表13-8 资产负债表86附表13-9 现金流量表（全部资金）87附图1山东xxLNG储配调峰及加注站工程 总平面布置图附图2山东xxLNG储配调峰及加注站工程 LNG储配调峰气化部分流程图前 言xx县位于山东最南端，总面积1312平方公里。境内交通四通八达，地处xx交通要冲，东距港城白塔埠机场50公里，北距临沂6、国际机场50公里，徐州机场向西100公里，东望连云港码头90公里，向北100公里直达岚山港，纵横交错的道路交通网把xx编织成一个投资兴业的 “风水宝地”，辖区内的xx镇被誉为xx高速公路在境内开通的“鲁南第一出口”。近年来，随着经济的发展，xx县机动车数量急速增加。汽车尾气则是空气的主要污染源之一，城镇公共交通对空气污染的“贡献率”最大，尾汽排放污染将占空气总量的30%左右，形势十分严峻。在公共交通上使用天然气（LNG）作为清洁能源，根据取样分析对比，LNG汽车与燃油车相比，LNG汽车的有害排放降低约85%左右，综合碳排放降低约95%，减排效果显著，是现阶段理想的替代燃料，是提升空气质量的长效7、措施。另外为提高人民生活质量和生活水平，xx镇规划发展城镇管道天然气供应，为城镇各类用户提供高效清洁能源，适应国家新农村建设的需要；发展城镇天然气管道供应的同时，对天然气输配系统的可靠性、稳定性提出更高要求，从技术上考虑应建设应急调峰设施，目前国内普遍采用建设LNG应急调峰储配站的方式解决应急调峰问题。综上所述，xx镇建设LNG应急调峰站和LNG加注站项目，对改善能源结构，促进节能减排，提高城镇管道天然气供气的可靠性和稳定性具有重要意义，天然气作为一项清洁高效能源，无疑应得到重点发展；2011年8月15日，我院受山东xx能源有限公司委托，进行山东xxLNG储配调峰及加注站工程可行性研究报告编制8、工作，接受委托后，我院立即组织相关专业人员调查xx县车用液化天然气市场需求情况、xx镇城镇燃气用气规划情况，进行方案比选来确定本项目的建设方案，并进行投资估算和经济效益分析。1总 论1.1项目名称项目名称：山东xxLNG储配调峰及加注站工程项目主办单位：山东xx能源有限公司设计单位：济南xx设计院1.2项目建设背景和意义 项目建设背景石油作为一种不可再生资源，决定了它是确保国家安全，保证经济持续发展的重要战略资源。近年来，随着经济飞速发展，我国各种形式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之一。这严重危害人们的身心健康，也影响到我国可持续发展战略和9、国际形象，成为城市经济发展和社会进步的巨大障碍。“十一五”期间，我国汽车消耗燃料以两位数比例逐年增长，汽车交通已成为我国成品油的主要消耗领域。据预测，2020年汽车交通领域的石油消耗将达到2.5亿吨，我国经济发展与能源安全将进入石油资源风险期。LNG液化天然气作为一种清洁能源，越来越受到各级政府和企业的重视。天然气在一次能源消费中的比重，世界平均约占四分之一，而中国则只占4%左右，这说明我国天然气利用程度还很低，发展潜力很大。使用清洁能源替代汽车燃油，是国家能源政策的要求，发展清洁燃料汽车不仅可以节约能源、促进节能减排，而且可以为经济发展与能源安全提供重要保障。xx县位于山东省最南部，东临江苏10、省东海县，南接江苏省新沂市，是山东“南大门”。经济以农业为主，辖区内的xx镇地处xx交通要冲，被誉为xx高速公路在境内开通的“鲁南第一出口”，交通便利。目前xx县境内有货运车3000余量，客运车200余辆，公交车100余量，并且呈逐年增长趋势，与之而来的环境污染问题也原来越突出，环境保护倍受关注，为改善能源结构，促进节能减排，亟需引进新型高效清洁的汽车燃料；另外xx镇规划建设城镇管道燃气，为确保居民、商业、以及部分工业用户用气，需建设应急调峰站，提高城镇燃气供气的安全性、可靠性。基于以上所述，亟需在xx镇建设LNG应急调峰站和LNG加注站项目，2011年8月15日，我院受山东xx能源有限公司委11、托，进行山东xxLNG储配调峰及加注站工程可行性研究报告编制工作，接受委托后，我院立即组织相关专业人员调查xx县车用液化天然气市场需求情况、xx镇城镇燃气用气规划情况，进行方案比选来确定本项目的建设方案，并进行投资估算和经济效益分析。1.2.2 项目建设意义LNG是目前全球增长最快的一种能源，在中国大力发展LNG，将对优化我国的能源结构，有效解决能源供应安全、生态环境保护的双重问题，实现经济和社会的可持续发展发挥重要作用。对xx县而言，充分把握国家能源结构调整战略实施的机遇，发展液化天然气，具有以下几方面的意义：（1）满足山东省天然气利用发展规划实施的需要根据山东省天然气利用发展规划，鼓励发展12、汽车用天然气，这也符合国家发展改革委员会制定的天然气利用政策，确保天然气高效、合理的应用。（2）提高城镇天然气供应的可靠性和稳定性所建的xx储配调峰及加注站的储配调峰部分既能保证xx镇的事故用气，同时又弥补了xx镇正常情况下用气高峰时的用气不足，确保xx镇城镇燃气供应的可靠稳定。（3）促进节能减排，加快经济增长xx县地理位置优越，xxxxLNG储配调峰站的加注部分对xx县发展车用液化天然气事业有着至关重要的作用。在当前油价不断攀升、环境污染不断加重的形势下，发展LNG为现阶段能源利用的主导方向。LNG汽车与燃油车相比， LNG汽车的有害排放物降低约85%左右，综合碳排放物降低约95%左右，节能13、减排效果显著，同时LNG与汽油、柴油相比，具有明显的价格优势，是现阶段理想的替代燃料。（4）建设LNG加注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，比燃油节约20%费用，以气代油的经济效益较为可观；同时天然气是一种高辛烷燃料，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寿命是十分有益的。（5）项目示范效应目前LNG加注站技术已成熟，但在山东，LNG加注站处于发展的初级阶段，通过本项目的建设，为全面治理车辆的排放污染、发展清洁汽车、打造绿色城镇做出贡献，也为xx县后期建设LNG加注站积累工程建设经验。1.3编制依据和编制原则1.3.1编制依据（1）山东省天14、然气利用规划（2009年版）；（2）产业结构调整指导目录(2011年本)（发改委发布）（3）燃气工程设计手册 中国建筑工业出版社（4）山东xx能源有限公司关于xxLNG储配调峰及加注站可行性研究报告的编制委托书；（5）山东xx能源有限公司与我公司签署的xxLNG储配调峰及加注站可行性研究报告编制合同；（6）xx县车辆调研情况；（7）其他相关依据。1.3.2编制原则（1）符合城市总体规划部门的要求，遵循有关规定、规程和规范，做到合理规划，合理布局，统筹兼顾。（2）贯彻国家关于节约能源和加强环境保护方面的方针和政策；贯彻社会效益、经济效益并重，远近结合，以近期为主，适当留有发展余地。（3）严格执行15、国家及行业颁发制定的有关标准、规范和规定，进行各类建、构筑物的防火、防爆抗震、防雷等设计。严格执行现行的规范要求，保证与周围各建、构筑物安全防火间距。（4）坚持科学态度，积极采用国内外成熟的新工艺、新技术、新设备和新材料，保证工程的安全性和先进性。力求技术先进，经济合理、安全可靠。（5）在设备选型过程中，在保证性能要求的情况下，充分考虑经济上的承受能力等因素，做到技术先进、可靠，同时又经济合理。（6）合理确定LNG储配调峰及加注站的建站规模，努力降低工程造价、节省投资、减少占地。（7）美化环境，创建良好的生产、工作环境。1.4编制范围、规模及内容1.4.1编制范围本可行性研究报告编制范围包括：16、建设方案与建设规模的确定，站区内液化天然气的储配气化部分及汽车加注部分等所有工艺设施的选择，工艺流程的确定，总图运输以及配套的公用工程（给排水、消防、电气、污水处理）设计。1.4.2工程规模根据xx县液化天然气市场发展情况，本项目主要面向城镇液化天然气事业服务，主要功能一是作为xx县xx镇镇区的储配应急调峰用气，储气能力为2.8104Nm3，满足xx镇10天的应急工况下用气，小时设计规模为500Nm3/h；二是为城镇公交车、客运车、货运车等加注液化天然气，设计供气规模为5104Nm3/d，日运行15h；站区占地18054m2（约合27亩）。1.4.3编制内容 根据合同要求，参照国家相关建设项目17、的规定，本可研报告主要内容有：（1）通过对xx县xx镇市场分析、方案比选来确定本项目的建设方案及建设规模。（2）确定LNG储配调峰及加注站的工艺流程以及设备选择。（3）根据项目总体要求，对工程的总图、运输、公用工程及配套设施，进行合理规划和设计。（4）对项目的技术安全性进行分析。（5）分析项目建设、运行对环境的影响。（6）进行项目投资估算，对项目财务效益进行初步计算、分析和评价。1.5技术路线的确定1.5.1设计原则及设计理念 根据xxxxLNG储配调峰及加注站中加注部分及气化部分的运行压力及工况特点的不同，本工程采用分开式、单独运行的方针。其中两个储罐作为LNG汽车加注部分的气源，另外一个储18、罐作为xx镇储气应急调峰的储气罐。在正常运行工况下，两个罐可作为汽车加注部分的储罐使用；在城镇燃气调峰工况下，另外一个罐可作为城镇调峰供气；在城镇燃气事故工况下，三个储罐可同时为城镇各类用户供气；同时三个罐具有相互备用、相互倒罐的作用。车辆的实用型（1）长期以来，公路运输车辆以石油为燃料，在世界性的石油紧张、价格一路飚升得严峻现实下，发展天然气汽车，减少对石油的依赖、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。国外在20世纪40年代已开始清洁燃料汽车研究，清洁燃料从LPG开始，目前有天然气、生物燃料、二甲醚及燃料电池等。随着天然气工业的快速发展，天然气作为清洁汽车燃料19、比其他燃料在方便性、环保性、动力性、经济型等方面更优越。不少国家开始大力发展天然气汽车，汽车使用天然气有压缩天然气（CNG）和液化天然气（LNG）两种方式。CNG技术简单方便，LNG能量密度大，压力低，车载气瓶轻，一次充气续驶里程长，原料气源远距离运输成本小。同时由于液化天然气单位体积能量较压缩天然气高，所以在车辆气瓶容积有限的情况下，LNG适合运距相对较长、耗能大的车辆；CNG适合运程短、耗能小的车辆。一些发达国家近年大力推广使用LNG汽车，美国、加拿大、欧洲等国家，除城市公交、出租车使用外，已成功用于城际大巴及重载卡车的商业运营。美国在LNG汽车的技术及应用上处于世界领先地位，现有LNG加20、注站百余座。国内天然气汽车始于上世纪50年代的四川地区，国内其他城市北京、上百、成都、重庆、西安等12个城市作为示范城市。在“十一五”期间已开始发展天然气汽车，随着西气东输管道的建成以及沿海一些城市LNG进口接收站项目的建成，天然气汽车正在我国大面积发展。（2）清洁汽车的购置国外发达国家已生产出了各种燃料的发动机，国内目前已有厂家研制成功LNG重卡车辆。本项目为新建项目，根据目前LNG重卡车辆的测试，改装车辆耗气量大，运行部稳定。所以本项目考虑直接新购LNG重型卡车车辆。LNG的经济性重型卡车使用LNG和柴油作为燃料相比，每年可节约20%费用，因此以LNG代油的经济效益较为可观。对于本项目来说21、，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或者用气化器气化；空温式气化器不耗能，低温泵单台功率一般在11kw左右，而CNG加气站主要耗电设备为压缩机，功率一般在100kw。LNG加注站比CNG加气站耗电量低，另外此加注站还有储配应急调峰的作用，因此LNG储配调峰及加注站相对于CNG加气站既节约了运行成本又增加了社会效益。LNG安全性天然气的燃点为650，比汽柴油、液化天然气（LNG）的燃点高，点火性能也高于汽油、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，稍有泄露即挥发扩散；而LPG的爆炸极限为2.49.5%，燃点为466，且气化后密度22、大于空气，泄露后不易挥发；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0.4Mpa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采用常温高压储存，压力高达25Mpa。LNG加注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都要安全。对周边环境所造成的危险性相对小一点。LNG环保性CNG加气站增压用的压缩机，冷却用的冷却塔及脱水装置等噪音往往超标，对周围居民的生活环境造成不良影响。LNG加注站采用低温泵运转液体，噪音23、很小，无其他噪声源，环保性能更好。LNG由于脱除硫和水分更为彻底，其组分比CNG更纯洁，因而LNG汽车的排放性能要优于CNG汽车。与燃油车相比，LNG汽车的尾气排放中二氧化碳和有害物排放量大大减少，被称为真正的环保汽车。1.6主要工程量xxLNG新能源项目的主要工程内容及工程量见表1-1。表1-1 主要工程内容及工程量表项目名称子项名称概 况备注xxxxLNG储配调峰及加注站项目总图占地18054m2（27亩）生产区加注部分LNG储罐3套，单罐容积60 m3LNG潜液泵，2台一备一用BOG气化器300（Nm3/h）、EAG气化器300（Nm3/h）PN1.6MPa卧式立式BOG储罐（缓冲罐） 24、5 m3，PN1.6MPa气化部分空温式气化器2台（500Nm3/h）PN1.6MPa水浴式复热器2台（500Nm3/h）PN1.6MPa一用一备调压计量加臭撬（500Nm3/h）放散立管高10 m卸车增压器，（200Nm3/h）消防消防水泵2台消防水池（28m12m）地上消火栓4个营业区站房（210.75m2）罩棚672m2（28m24m）加注机4台辅助区箱变160KVA，1套锅炉房43.2m第二电源机房43.2m厕所33.6m1.7 研究的简要结论xxLNG新能源项目位于xx县xx镇G205国道与xx高速交叉口北侧，区位优势明显，地势平坦、交通便利、场地周边配套设施完善，具有得天独厚的建设25、条件和环境优势，主要研究结如下：（1）项目建成投产后，加注部分最大日供气量可达5104Nm3/d；气化部分储气能力为2.8104Nm3，满足xx镇10天的应急工况下用气，小时设计规模为500Nm3/h，可满足xx县事故用气及调峰时的用气量需求。 （2）LNG与汽油柴油相比具有明显的经济效益和环境效益，对促进地方经济发展和保护环境起到积极作用。（3）本项目的生产工艺流程采用先进、环保新技术，成熟且安全可靠，节能高效。对环境无任何危害，属于绿色产业。 （4）本项目主要为汽车提供清洁高效的替代能源，属于利民工程，本项目通过合理规划，可实现年平均利润总额1070万元，所得税后财务内部收益率为15.3126、%，投资回收期7.1年，说明本项目仍有一定的经济效益，在经济上是可行的。通过研究，认为本项目符合国家“十二五”规划提出的清洁能源规划，符合国家发改委发布的天然气利用政策，符合环保要求，项目的实施解决了xx县车用液化天然气的需求。项目具有一定的盈利能力。该项目从技术上和经济上都是可行的，宜尽快实施。1.8 主要技术经济指标主要技术经济指标见表1-2：表1-2主要技术经济指标表序号项目名称单 位指 标备 注1建设规模万m3/a17005万m3/d2燃料动力消耗（1）电万kwh/a44.88（2）水万m3/a0.4423劳动定员人36（1）管理人员人3（2）技术人员人4（3）操作人员人294总投资万27、元2233.3（1）固定资产投资万元2087.3（2）流动资金万元1465占地面积m2180546建筑面积m236437全年工作天数天3408员工工作天数天2519营业收入万元/年6486.6（1）LNG销售收入万元/年6486.610总成本万元/年5893.8（1）经营成本万元/年5755.8（2）固定成本万元/年565.1（3）可变成本万元/年5328.711利润总额万元/年47312销售税金及附加万元/年166.313所得税万元/年106.614税后利润万元/年319.915财产内部收益率%21.69税前%15.31税后16财务净现值万元2081税前万元1070税后17投资回收期年5.528、税前年7.1税后18盈亏平衡点%56.991.9产业政策性分析为缓解天然气供需矛盾，优化天然气使用结构，促进节能减排工作，经国务院同意，国家发展改革委员会研究制定的天然气利用政策于2007年8月30日正式颁布实施。其指导思想是按照科学发展观和构建社会主义和谐社会的要求，以改善环境和提高人民生活质量为目的，加大调控和引导力度，强化需求管理，优化天然气使用结构，提高资源利用效率，促进天然气市场健康有序发展。其基本原则是坚持全国一盘棋，国家对天然气利用进行统筹规划，同时考虑天然气产地的合理需要；坚持区别对待，明确天然气利用顺序，确保天然气优先用于城镇燃气，促进天然气科学利用、有序发展；坚持节约优先，29、提高资源利用效率。天然气利用政策将天然气利用领域归纳为四大类，即城镇燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工。综合考虑天然气利用的社会效益、环保效益和经济效益等各方面因素，并根据不同用户的用气特点，将天然气利用分为优先类、允许类、限制类和禁止类。属于优先供气范畴的有：城镇（尤其是大中城镇）居民炊事、生活热水等用气；公共服务设施（机场、政府机关、职工食堂、幼儿园、学校、宾馆、酒店、餐饮业、商场、写字楼等）用气；天然气汽车（尤其是双燃料汽车）；分布式热电联产、热电冷联产用户。属于允许供气范畴的有：集中式采暖用气（指城区的中心地带）；分户式采暖用气；中央空调；建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中以30、天然气代油、液化石油气项目及环境效益和经济效益较好的以天然气代煤气项目等；xx镇的居民炊事、生活热水等用气，公共服务设施用气、天然气汽车，分布式热电联产（热电冷联产）用户均属于优先类。根据产业结构调整指导目录(2011年本)，本项目属于第一类“鼓励类”，符合第二十二条“城镇基础设施”的第十款“城镇燃气工程”，所以符合产业政策调整的要求，希望政府大力支持。1.10遵循的主要标准、规范一、总图城镇燃气技术规范GB 50494-2009城镇燃气设计规范GB50028-2006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（国家能源局，2011年11月1日实施）汽车加31、油加气站设计与施工规范（GB50156-2002，2006年版）二、工艺城镇燃气技术规范GB 50494-2009城镇燃气设计规范GB50028-2006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（国家能源局，2011年11月1日实施）汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-2002，2006年版）低温绝热压力容器（GB18442-2001）工业金属管道设计规范（GB50136-2000，2008年版）工业金属管道工程施工规范GB50235-2010输送流体用无缝钢管GB/T8163-2008流体输送用不锈钢无缝钢管GB/T14976-2002压力容32、器安全技术监察规程质技监局锅发1999154号承压设备无损检测JB/T4730.14730.6-2005三、土建建筑设计防火规范GB50016-2006 液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（国家能源局，2011年11月1日实施）建筑抗震设计规范（GB50011-2010）建筑内部装修设计防火规范（GB50222-95，2001版）建筑地面设计规范 GB50037-96建筑地基基础设计规范 GB50007-2002混凝土结构设计规范 GB50010-2010砌体结构设计规范 GB50003-2001建筑结构荷载规范（GB50009-2001，2006年版）四、电气供配电系统设计规范GB50033、52-2009城镇燃气设计规范GB50028-2006控制室设计规定HG/T 20508-2000低压配电设计规范GB 50054-95建筑照明设计标准GB50034-2004建筑物防雷设计规范（GB 50057-94，2000版）电力工程电缆设计规范GB50217-2007通用用电设备配电设计规范GB50055-93电气装置的电测量仪表装置设计规范GB/T 50063-2008五、自控仪表石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范SH3063-1999自动化仪表选型设计规定HG/T20507-2000电力工程电缆设计规范GB50217-2007通用用电设备配电设计规范GB50055-9334、电气装置的电测量仪表装置设计规范GB/T 50063-2008爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92六、消防建筑设计防火规范GB50016-2006 城镇燃气设计规范GB50028-2006液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（国家能源局，2011年11月1日实施）汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-2002，2006年版）建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005七、劳动安全与工业卫生石油天然气工业健康、安全与环境管理体系SY/T6276-1997工业企业设计卫生标准GBZ12002工业企业厂界噪声标准及测量方法GB123481234990压力容器安全监察规定35、劳锅字442号文（93）特种设备安全监察条例国务院令373号八、环保城镇燃气设计规范 GB50028-2006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大气污染物综合排放标准DB11/ 501-2007工业企业厂界噪声标准及其测量方法GB1234812349902 气源分析、市场预测2.1气源分析 LNG特点天然气是一种产于地表下的天然气体，主要成份为甲烷及微量的乙烷、丙烷、丁烷及其它杂质如硫化氢、水份、二氧化碳、氮气等。天然气经净化处理，及超低温冷冻液化后（-162），则称为液化天然气（Liquefied Natrual 36、Gas，简称LNG），以便于储存及越洋运送。液化天然气除具有天然气作为清洁、高效燃料的特点外，还由于液化天然气产业链自身特点所带来的在储存、运输、贸易等方面的不同。LNG主要特点有：（1）天然气在常压下深冷到-162成为液态。为了避免原料气中的H2S、CO2、H2O、Hg、重烃等在低温下冻结而堵塞设备和管路，因而，在液化之前必须将这些组分脱除。这此杂质含量低于商品天然气的质量指标，LNG是一种高质量的天然气。其组分较纯，燃烧完全，有利于保护环境，是一种更为绿色的能源。（2）LNG是天然气以液态形式存在，其体积为气态时的1/625。由于体积小，适合于用船远洋运输和贸易。形成了天然气除管道运输以外37、的另一种重要运输方式。另外，天然气管道运输受点对点的限制，而LNG运输灵活，不但可以转换出售对象，还可以进行现货市场交易，促进了LNG贸易的发展。（3）LNG气化潜热高，气化过程中的冷量可回收利用。（4）LNG气化后密度比空气轻，比重约0.56（空气为1），稍有泄漏扩散快，较为安全。（5）LNG储存效率高，占地少，投资省。（6）LNG作为优质的车用燃料，与汽油燃料相比，具有抗爆性能好、发动机寿命长、燃料费用低、环保性能好等优点。汽车尾气中HC减少72%，NOx减少39%，CO减少75%，SOxPb降为零。国内液化天然气资源我国常规天然气资源丰富，但勘探开发落后于许多国家，尤其是开发处于初级阶段38、，以致资源量虽处前列，但尚待发现储量较大，此外因开发资金较大等原因，致使我国天然气产量处于世界第17位，仅为俄罗斯的4.5%，为美国的5.5%，为加拿大的17.6%，为英国的28.6%，为阿尔及利亚的38.7%，为印尼的48.2%，只比印度多14.7%，显然产量不高，国内处于供不应求阶段。近几年，LNG工业发展迅速，LNG气源渠道不断拓宽，举例如下：（1）新疆广汇设计能力150万m3/日，按330天生产约合42万吨/年。据称最终将达到12000万m3/日，约合320万吨/年，届时可达到规模生产。（2）北海新奥设计能力：60万m3/日，约合16.8万吨/年。此项目是将北海油田的石油伴生气液化之后39、外运。后续规模约60万m3/日。（3）中原油田设计能力：30万m3/日，约合8.4万吨/年。这是我国第一个小型LNG装置。此液化厂是将中原油田石油伴生气液化后外销。按其资源量，后续液化生产能力还有望增加。（4）海南福田设计能力：30万m3/日，约合8.4万吨/年。该项目是将海南福田气井气液化后送琼海发电。由于天然气产量有限，同时还要供海口市用气，只有少量LNG出岛外运，其后续能力不大。（5）上海液化调峰厂设计能力：10万m3/日，约合2.8万吨/年。这是我国第一个天然气液化生产装置。建此厂的目的是为下游调峰用，液化规模较小，但储库为20000m3。按其液化能力要近4个月才能装满20000m3储40、罐，若满负荷生产其外售量也不过5万吨/年左右。（6）山西晋城煤层气液化厂设计能力：85万m3/日，约合22.5万吨/年。这是山西港华煤层气有限公司建设的第一座国产化混合制冷工艺液化厂，目前液化厂一期（25万m3/日）已投产，二、三期液化厂项目正在筹建。（7）泰安深燃液化厂设计能力：15万m3/日，约合4.2万吨/年。此项目是泰安深燃液化天然气利用有限公司在山东建设的第一座液化厂，液化规模较小。（8）中石化青岛LNG项目中石化规划在青岛建设LNG项目，设计规模为一期工程每年300万吨，远期为每年500万吨，一期项目计划在2012年投产。 （9）江苏如东LNG接收站江苏如东LNG接收站一期工程建设41、规模为350万吨/年，选用16万吨储气罐两座，二期增加10万吨储气罐一座，建设规模达到600万吨/年。一期外输供气量为1942.97104Nm3/d，折合LNG量为1.46104t/d；二期外输供气量为2620.03104Nm3/d，折合LNG量为1.97104t/d。随着全国LNG工业的迅速发展，山东省LNG气源渠道进一步拓宽，对于本项目可利用的LNG气源主要有：中原油田液化厂、山西晋城煤层气液化厂、泰安深燃液化厂以及规划建设的中石化青岛LNG项目的液化天然气气源，可确保本项目气源供应。 根据本工程地点分析，本项目选用气源为泰安深燃液化厂、中石化青岛LNG项目和江苏如东LNG接收站，气源供应42、有充分保证。2.2市场情况预测xx镇管道供气部分（1）应急调峰对象及计算原则本燃气规划的供气范围是xx县xx镇。根据山东省xx县城市总体规划（2008-2025），规划城镇体系等级结构形成中心城区、重点镇、一般镇三层结构。xx镇属于重点镇，镇区现有人口约为2万人，远期人口约为3万人。天然气供应对象主要分居民、商业、工业、采暖四个类型。其中商业用户包括医院、学校、宾馆、餐饮业、商场以及机关单位食堂等。（2）各类用户不均匀系数城市各类燃气用户的用气是不均匀的，是随月、日、时而变化的，这是城市用气的一个显著特征。用气不均匀系数是确定燃气输配管网规模、储气容积及设备能力的重要参数。合理确定不均匀系数对43、城市燃气输配系统的设计和运行具有十分重要的意义。各类用户的用气不均匀性可用月不均匀系数、日不均匀系数、时不均匀系数三个系数来反映，其最大值为高峰系数。1） 居民及商业用户的不均匀系数由于城市居民用户和商业用户具有基本相同的用气规律，因此居民及商业用户不均匀系数有比较接近的变化规律，可以将它们合在一起考虑其不均匀性。城市居民、商业用户燃气耗量与城市性质、气候、供气规模、用户结构、流动人口状况、居民生活水平和习惯以及节假日等均有密切关系，由于影响因素较多，所以不均匀系数可根据城市历年管道燃气供气统计数据并参照其它相近城市来确定，远期随着燃气使用范围的扩大和商业用气量比例的加大会逐步改善城市用气的不44、均匀性。根据xx镇实际居民和商业用户的用气特点确定不均匀系数：K月1.2K日1.1K时3.02） 工业用户的不均匀系数工业企业用气的月不均匀性主要取决于气候以及生产工艺流程的影响。工业企业用气的日不均匀性较小，工业企业用气小时不均匀性主要与生产班制有关。根据xx镇县工业用户月用气量变化情况，确定不均匀系数：K月1.1K日1.0三班制用户：K时1.0两班制用户：K时1.5一班制用户：K时3.03）采暖用户xx县采暖季为120天，根据调研现状采暖用户的采暖季内的月不均匀系数为0.62-1.18，并结合建筑采暖负荷模拟计算结果，确定不均匀系数：K月1.18K日1.36K时1.3（3）各类用户用气量预45、测1）居民用气量预测通过与xx县相近城市居民耗热指标的分析和比较，结合xx县的实际情况并综合调查统计结果，确定本次可研xx县xx镇居民耗热定额为：2010年2015年：4.60MJ/人.日（0.11万Kcal/人.日）；2016年2020年：4.01MJ/人.日（0.10万Kcal/人.日）。2008年xx镇镇区居民人口2万人，镇区居民暂无管道燃气；规划2015年xx中心城人口规模是2.5万，管道燃气普及率30；2020年人口规模将达到3万人，管道天然气普及率达50。按照前文所述的居民耗热定额以及气化人口数，近远期居民用户耗气量如表2-1和表2-2所示：表2-1 xx镇镇区居民管道燃气普及率规46、划项目年份规划人口（万人）管道燃气普及率（%）气化人口（万人）2015年2.5300.752020年3501.5表2-2 xx镇镇区居民用气量预测项目年份气化人口(万人)居民耗热定额（无壁挂炉）(兆焦/人日)天然气耗气量(m3/d)2015年0.754.60958.602020年1.54.011671.302） 商业用户用气量预测商业用户主要包括高级宾馆、普通宾馆、饭店、小吃店，幼儿园、企事业单位职工食堂、学校、医院等。这部分用户耗热定额由于其规模、效益、类别、管理模式等各不相同，所以各个单独商业用户的耗热定额是互不相同的，有的还相差较大。星级高档宾馆因其服务设施完善，相比一般的旅馆和招待所，47、从房间热水到洗浴中心、洗衣房等用热耗量较大。餐饮业的营业时间、规模、上座率相互差别很大。医院的耗热主要集中在热水供应、消毒、洗衣及医院内部职工和病人的饮食。大中专学校、幼儿园的耗热主要为热水供应及教师与学生的饮食。政府机关、企事业单位食堂耗热主要为其部分职工就餐。本规划结合调查统计结果并参照其它相近城市燃气商业用户的耗热数据，确定本规划商业用户的耗热指标如表2-3所示：表2-3 xx县主要商业用户耗热定额类别单位耗热指标高级宾馆兆焦/床年（万大卡/床年）8400（200）普通宾馆、招待所有餐厅兆焦/床年（万大卡/床年）5040(120)无餐厅兆焦/床年（万大卡/床年）1050(25)餐饮业高档48、兆焦/座年（万大卡/座年）8400（200）一般兆焦/座年（万大卡/座年）5040（120）大中专学校兆焦/人年（万大卡/人年）2100（50）托幼兆焦/人年（万大卡/人年）1470（35）职工食堂兆焦/人年（万大卡/人年）1890（45）医院兆焦/床年（万大卡/床年）3350(80)对于商业用户用气需求量的预测采用比例系数法，即根据城镇的规模、性质、经济发展状况和本城镇历年居民用户和商业用户的用气比例，推测规划年份商业用户与居民用户的用气比例，再依据居民耗气量计算出商业用户耗气量。根据对xx镇镇区现状管道燃气消费比例结构的统计结果，参照xx镇实际调研情况以及临沂市、xx县燃气规划，预测xx镇49、商业用气与居民用气的比例近期为45%，远期为50%。用气量计算如表2-4所示：表2-4 城区商业用户用气需求量项目年份商业用气量（m3/d）2015年431.372020年835.653）工业用户用气量预测工业用户燃气应用主要有生产工艺加热（加热炉、窑炉等）用气和锅炉用气两大部分。由于各种工业用户的规模、生产工艺、班制、生产时间大不相同，其耗热情况有很大差别。工业用户生产耗热一般按所调查的企业的工艺设备实际燃料消耗量进行折算；工业锅炉耗热指标根据锅炉的额定蒸发量（吨/时）、锅炉燃烧效率进行折算。城镇工业用户指位于城镇供气范围内的工业用户的工艺设备生产用气和工业锅炉，其应用范围为：冶炼炉、熔化炉50、加热炉、退火炉、干燥炉、烘烤、熬制等。行业包括建材、轻工、石化、机械、加工、食品、电子、纺织、医药等。工业用户对燃料的选择不同于居民和商业用户。煤、燃料油、液化石油气、天然气均可作为工业燃料。使用何种燃料取决于两个方面：一是工艺的要求；二是燃料对生产成本的影响。因此对工业用户进行天然气耗量预测必须立足于当地工业企业现状，放眼未来工业企业发展的方向和规模，对工业企业的构成进行分析，继而较合理地做出各阶段的天然气需求量预测。根据xx镇镇区工业发展现状和工业燃料情况，从环境保护、社会效益以及经济效益方面考虑，近远期城区耗气工业将主要以发展中小型工业为主。根据xx县工业用户现用燃气量调研及临沂市燃气51、规划，预测近远期城区工业用户用气量占总用气量的比例为65%。预测量如表2-5所示：表2-5 xx县城区工业用户用气需求量预测项目年份工业用气量（m3/d）2015年2581.372020年4655.764）采暖用户用气量预测采暖用户主要指冬季利用燃气锅炉采暖的用户。经过对xx镇采暖用户的调查，根据相关规范并参考临近城市的办公建筑及居民建筑热指标，得出xx镇办公建筑及居民建筑热指标，如表2-6所示：表2-6 xx县采暖热指标建筑类型既有建筑（W/m2）新建建筑（W/m2）办公5533.4居民4528根据xx镇居民及公共建筑采暖用户的实际情况，本规划取平均日用气量的20%，得出xx镇镇区天然气采暖52、用户用气量。计算结果如表2-7所示：表2-7xx县城区采暖用气需求量预测年份日平均用气量（m3）用气比例采暖用气量（m3）采暖2015年3971.320%794.262020年6662.820%1332.565）未可预见量考虑到未来的各种不可预见因素，为保证充足供气，取未可预见量为5。根据以上对几种燃气用户的负荷预测，得到xx镇镇区2015年和2020年的用气量,如表2-8所示：表2-8xx县城区各类天然气用户的用气需求预测（单位： m3/d）项目2015年2020年居民958.61671.3商业431.37835.65工业2581.374155.76采暖794.261332.56未可预见2353、8.28339.26合计5003.888324.53（4）天然气气量平衡及计算流量1）气量平衡表2-9 xx镇镇区各类用户计算月计算日用气量项目2015年2020年用气量（m3/d）比例（%）用气量（m3/d）比例（%）居民958.617.801671.320.08商业431.379.2835.6510.04工业2581.3752.594155.7649.79采暖794.2616.371332.5616.01未预见量238.284.76339.264.08合计5003.88100.008324.53100.002）高峰小时计算流量表2-10xx县城区各类用户高峰小时计算流量项目2015年20254、0年计算小时流量（m3/h）比例（%）计算小时流量（m3/h）比例（%）居民39.9418.9769.6420.05商业19.979.4934.8610.04工业107.5651.09173.1649.86采暖33.0915.7255.5215.98未预见量9.954.7314.144.07合计210.51100.00347.32100.00（5）储配调峰1）季节调峰城镇燃气各类用户用气量是不断变化的。特别是居民和商业用户的用气量，每月、每日、每时都在变化，高峰与低谷用气量相差悬殊。为了使城镇各类用户能够得到稳定的燃气供应，要求气源或城市燃气设施应有相应的调节能力以解决城镇用气调峰问题。xx镇55、的季节调峰由上游和大用户供气解决，严格控制发展采暖这样的季节性用户，适当发展一批冬季可用其他燃料的天然气用户，例如双燃料汽车，冬季缺气时用油，其他季节用天然气。2）日调峰为了平衡各类用户天然气用气的日、时不均匀性，需要一定的储气容积。确定储气容积基本上有三种方式，即图解曲线法、容积直接迭加法及经验法，本规划采用容积直接迭加法对储气量进行计算。容积直接迭加法就是估测各类用户所需的储气容积，然后把各类用户所需储气容积迭加，这可能造成总储气容积略微偏大，由于城市燃气工程所面对的用户种类繁多，用户的用气规律又存在着许多不确定性，这种算法还比较能贴近实际情况。本规划储气量是考虑调节小时不均匀性，采暖储气56、系数改为20%。各类天然气用户的储气系数见表2-11：表2-11 各类天然气用户储气系数项目居民商业工业采暖储气系数50%30%20%各类天然气用户储气容积见表2-12：表2-12 各类天然气用户储气容积项目2015年2020年储气容积（m3）储气容积（m3）居民492.8835.65商业215.69417.83工业774.411246.73采暖158.8567.85合计1641.752568.06经计算2015年和2020年xx镇镇区储气容积占计算月平均日用气量的32.8%和30.85%，分别为1641.75m3和2568.06m3。小时计算流量为500m/h。储气能力为2.8104m。2.57、2.2车用LNG部分（1）国内外发展液化天然气汽车的概况LNG汽车是随着LNG工业的发展而发展起来的，早在60年代就有人将汽车改为LNG-燃油两用燃料汽车，由于当时LNG工业尚在起步阶段，LNG供应不是十分普遍，因此LNG汽车并不受人们的重视。进入80年代，随着世界范围内LNG工业的规模化发展和燃气汽车推广速度的加快，美国、加拿大、德国和法国等国家开始重视LNG汽车技术的研究。到90年代初开始小规模推广，效果十分理想，其显著的特点是不仅能满足严格的车辆排放法规的要求，更重要的是克服了CNG汽车的主要缺陷，兼有CNG、LPG汽车的优点，能满足长途运输的需要，更具实用性。因而LNG汽车被认为是燃气58、汽车的发展方向，倍受车队经营者的关注。目前全世界约有数十个加注站投入了使用，其中美国有40多个LNG汽车加注站，LNG汽车年增长率约60，市场前景巨大。随着经济和社会的发展，我国已成为能源消费大国，从1993年起我国已成为石油净进口国，能源短缺也威胁到国家的战略安全。从市场供需矛盾引发油品短缺及价格波动，特别是近几年，随着市场需求量大规模的增加，这种矛盾更加突出。近年来，我国机动车保有量增长迅速。油燃料机动车尾气含有上千种化学物质，如一氧化碳、氮氧化物和碳黑等，都会对空气造成严重污染。城市环境空气中的首要污染物为氮氧化物和碳黑，这表明机动车排放已成为我国空气质量恶化的最大污染源。随着经济的发展59、和汽车保有量的高速增长，我国大部分城市城区均面临汽车能源需求和环境保护的双重压力。因此，将LNG加注站纳入xx县推广汽车新能源的计划，减轻对油品的依赖是调整xx县能源结构的战略需要。（2）车辆预测车用液化天然气汽车耗热量定额燃气汽车主要供应对象为公交汽车、客运车和货运车辆。根据调研资料，公交车平均日行程180km，按每百公里耗天然气25Nm3计算；客运车辆平均日行程300公里左右，按每百公里耗天然气25Nm3；省内货运车辆平均日行程400公里左右，按每百公里耗天然气30Nm3。目前车用液化天然气主要面向公交车、客运车、货运车服务，根据甲方提供的资料，xx县现有公交车约100 辆，客运车200余60、辆，货运车3000余辆，目前只有少量公交车改装为CNG双燃料车，其他为汽油车和柴油车，并且公交车、客运车、货运车每年按照2%的速率增长，2015年和2020年预测车辆发展情况详见表2-13。表2-13 xx县公交车、客运车、货运车车辆预测表序号车辆类型现状车辆数（辆）2015年预测车辆数（辆）2020年预测车辆数（辆）1公交车1001101212客运车2002202423货运车300033003630（3）车用液化天然气需求量预测根据公交车、客运车、货运车车辆预测情况，并结合当地实际情况，本可研取2015年汽车气化率为7%，2020年汽车气化率为15%，车用液化天然气需求量预测详见表2-14。61、表2-14 xx县车用液化天然气需求量预测表时间车辆类型预测车辆数（辆）气化率(%)气化车辆数量（辆）燃气汽车日气耗量（Nm3）日总耗气量（Nm3）2015年公交车11078346.529221.5客运车2207151155货运车33007231277202020年公交车1212024108091800客运车24220483600货运车363020726871202.3产品价格分析（1）气化部分液化天然气价格分析根据目前国内外形势及液化天然气供需情况，上游天然气价格有一定幅度上调，本项目预计液化天然气进站价格（含税）3.2元/Nm3（约4400元/t）。根据目前天然气市场价格，以及xx镇管道天62、然气利用实际情况，本可研建议xx镇民用、商业及工业用户采用统一售价的方式，价格（含税）暂定为3.60元/Nm。鉴于LNG进价较高，且储配应急调峰为一项便民项目，其差价可由政府补贴补偿。（2）加注部分液化天然气价格分析1）汽车用LNG与CNG、LPG及柴油的消费价格对比LPG主要成份是丙烷、丙烯、丁烷、丁烯等化合物。CNG一般成分以甲烷为主，纯度较高，含80%甲烷以上，其它烷烃占15%。作为一种清洁燃料，LNG要占领市场并得以发展，除LNG本身具有的很好的环保指标以外，其消费指标是使其能通过市场认可的一个重要指标，因此我们对LNG、CNG、LPG和柴油燃料的使用成本进行了对比，详见对比表2-1563、表2-16。表2-15柴油、LPG、CNG、LNG使用成本比较表燃料名称热值(MJ)价格(元)单位价格(元/MJ)1Nm3天然气(CNG)36.223.800.1051Nm3天然气(LNG)36.224.200.1161Kg液化石油气43.387.000.1611L柴油（0#）46.047.320.159从表2-15可以看出采用LNG作为燃料其单位能源价格明显优于柴油和LPG，比CNG单位能源价格稍高，但是LNG与CNG相比，具有体积小、便于储存、续驶里程长等优点，综合比较LNG作为代用燃料不仅具有很好的环保功效同时也是有着明显的价格优势。表2-16公交车、客运车、货运车燃料使用成本比较表车64、种燃料种类单位价格油耗当量燃料消耗率/100km单车百公里耗燃料费用（元/km）单车百公里节约费用（较柴油）公交车柴油（0#）7.32（元/L）1.00L32L234.24液化石油气7.0(元/Kg)1.40L22.7Kg158.975.34液化天然气4.5（元/m3）1.28L25m3112.5121.74客运车柴油（0#）7.32（元/L）1.00L24L175.68液化石油气7.0 (元/Kg)1.20L20 Kg140.035.68液化天然气4.5（元/m3）0.96L25m3112.563.18货运车柴油（0#）7.32（元/L）1.00L30L219.6液化石油气7.0 (元/Kg65、)1.18L25.5 Kg178.541.1液化天然气4.5（元/m3）1.00L30m3126.093.6从表2-16可以看出，使用LNG和LPG作为汽车燃料均比传统燃料柴油经济节约，同时使用LNG比使用LPG还要经济。为此，公交车、客运车、货运车都愿意选择LNG作为其汽车燃料。根据上述比较可以看出，无论从热值比较还是单车百公里节约成本方面，LNG都优于LPG和柴油，可以说LNG是最好的汽车替代燃料。因此发展LNG作为车辆燃用油的替代产品，必将会有广阔的市场。2）主要原材料、动力价格确定主要原材料价格确定本项目的原料为液化天然气，其到厂价（含税价）由购买价格加运杂费等确定。根据目前国内天然气66、市场产品销售现状及预测，本项目确定原料进站价格（含税价）：液化天然气3.2元/Nm3，并以此为依据进行经济效益测算。动力价格按当地实际执行价格（含税价）确定：新鲜水：3.42元/m3；电：1.0元/度。3）承受能力分析车用LNG的市场价格承受能力取决于其替换燃料（汽油和柴油）的价格。根据等热值等价原则，柴油热值：46.04MJ/kg，密度：840kg/m3，当前xx县0#柴油售价：7.32元/L；天然气热值按：36.22MJ/Nm3，按热值计算出LNG替代柴油的可承受价：6.86元/Nm；2007年11月8日，国家发改委下发关于调整天然气价格有关问题的通知（发改电（2007）301号），车用天67、然气与90#汽油的价格比值为0.75:1，根据此规定，xx县车用天然气价格为5.4元/Nm3左右，综合考虑以上两点，本可研取山东xxLNG储配调峰及加注站出售液化天然气替代汽油的可承受价为5.4元/Nm。目前xx县车用液化天然气市场处于初步开发阶段，目前尚没有液化天然气加注站，为了进一步推广清洁能源液化天然气的利用，车用液化天然气在价格上必须具有一定的优势，因此本可研考虑山东xxLNG储配调峰及加注站加注部分售气价格为4.20元/Nm3。对于LNG应急调峰用气部分，作为社会公共服务事业，本可研不考虑盈利，LNG售价与当地管道天然气售价相同，暂按3.6元/ Nm3。2.4市场风险本项目最主要的风68、险来自于气源和下游用户的保证，以上这些因素对市场的影响很大，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：尽快与上游供气方签订供气协议；与下游用户确定LNG车辆购置计划，签订用气协议；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，做到投资最少。天然气市场是一个变化发展较快的市场，市场风险性较大，发展潜力也很大。随着xx县经济总量的增加，工业化和城市化速度的加快，对气价的承受能力逐渐增强，市场风险性相对会减小。3站址选择及总图运输3.1城镇概况地理位置及城镇性质xx县位于山东省最南端，东邻江苏省东海县，南与江苏省邳州、新69、沂市毗连，是山东的“南大门”。辖17个乡镇，674个行政村，98.6万口人，总面积1312平方公里。xx县处鲁中南低山丘陵区南部，临郯苍平原腹心地带，系沂蒙山区冲积平原。地形由东北向西南缓缓低下。东部马陵山绵延南北，中西部平原沂沭河纵贯南北。境内地势平坦，平均海拔约38米，自然比降为0.03%。辖区内的xx镇地处xx交通要冲，南靠陇海铁路15公里，东距港城白塔埠机场50公里，北距临沂国际机场50公里，徐州机场向西100公里，东望连云港码头90公里，向北100公里直达岚山港。xx高速公路过境11公里，205国道过境11公里，310国道过境9公里，胶新铁路过境9公里，纵横交错的道路交通网把xx编织70、成一个投资兴业的 “风水宝地”。xx高速公路在境内开通的“鲁南第一出口”，更为xx的发展打开了便捷的通途。全县年平均降雨750850毫米，平均气温12.3，四季分明，光照充足，属温带季风气候。历史沿革xx县历史悠久，氏族社会末期，境内已有人群定居。时境为“东夷”之地，太嗥氏为东夷一著名酋长，少嗥氏为黄帝族向东发展的一支，与夷族杂居于此，称“炎”地。周封炎族首领于此，称炎国，后演化为郯国。春秋时期，郯国附鲁，“郯子朝鲁”、“孔子师郯子”即出于此。战国时期（约公元前414年）为越国所灭。秦置郯郡，后改称东海郡，置郯县，属徐州刺史部，为县、郡、刺史部治所。唐贞观六年撤县入下邳，元和中复置，始有“xx71、”县之名，不久又省入临沂。元末复置xx县，明清之后县域有变，县名未易。建国后隶属临沂地区。气象条件县内属暖温带季风区半湿润大陆性气候，四季分明，年平均气温13.2C 。境内马陵山绵延东境，沂、沐河贯穿南北，形成大面积的冲积平原，素有“鲁南粮仓”之称。人口民族xx县主要系汉民族聚居区。自明代以后，有回族人移此定居。新中国成立后，由于干部职工调动，大中专学生分配及婚姻等因素，有少数民族人口迁入。全县共有汉族、回族、满族、藏族、朝鲜族、白族、高山族、壮族等个民族。其中，汉族人口最多，占全县总人口的99.57，其次为回族，占总人口的0.42，其他个民族人口数很少。仅占总人口的0.01。1990年人口普72、查，全县共有汉族、回族、蒙古族、藏族、苗族、 彝族、壮族、朝鲜族、满族、白族、土家族、傣族、傈僳族、佤族、高山族、水族和达斡尔族等17个民族。其中汉族占总人口的99.55，回族占总人口的0.44；其它15个民族仅占总人口的0.01。3.2工程概况山东xx能源有限公司在xx县拟建1座LNG储配调峰及加注站。该站位于xx县xx镇，G205与xx高速交叉口北侧，占地18054m3（约合27亩）。包括办公辅助区、生产区、营业区等。本项目储配站部分，储气能力为2.8104Nm3，满足xx镇10天的应急工况下用气，小时设计规模为500Nm3/h；加注能力为5104Nm3/d，日运行15h。3.3总图运输373、.3.1 站址选择原则（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求，并应选择在交通便利、车流量较大的地方。（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（国家能源局 2011年11月1日实施）、车载燃料系统规范NFPA52及建筑设计防火规范GB50016-2006的防火安全要求，避开重要建筑物和人流密集区。3.3.2 站址的确定本项目拟选址于xx县xx镇G205国道与xx高速交叉口北侧。站内地势平坦、开阔，面向东侧道路做敞开式，出入口分开设置，方便车辆的出入。站外无重要建筑物和人流密集区。根据地质勘察资料，该地块地质情况良好，符合建站要求。3.3.3总74、平面布置xxxxLNG储配调峰及加注站按火灾危险性分类属于甲类场所，站区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放回间距以及进出车辆回车场地的前提下，力求做到布局合理，布置紧凑，节约用地。站内布置有生产区和生活辅助区。生产区分为生产部分、加注部分、消防部分。加注部分主要设备有：3台LNG地温储罐（一台用于气化，两台用于汽车加注）、一台BOG加热器、两台低温泵、一台EAG加热器、BOG储罐，储罐与储罐增压器布置于围堰区内；气化部分主要设备有：两台空温式气化器、两台水浴式复热器；消防主要设施及设备：两个消防水泵、两个消防水池、四个地上消火栓。营业区主要设备有：四台加注机、站房75、罩棚 。生产辅助区包括箱变、辅助电源机房、锅炉房。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依照液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（国家能源局2011年11月1日实施）相关规定执行。3.3.4维护设施LNG汽车加注站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，罐区周围设围堰，围堰高1.0米，围堰内侧距储罐的水平距离不小于储罐高度的一半，本工程取8.5m。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建设规模及项目建设方案4.1基础条件天然气组分及参数（1）组分（V76、%）液化天然气组分详见表4-1。表4-1 液化天然气组分成分CH4C2H6C3H6C4H10C5H12其它%97.971.580.310.060.040.04（2）高热值 40.69兆焦/米（9734千卡/米）（3）低热值 36.22兆焦/米（8665千卡/米）（4）密度 0.736千克/米（5）运动粘度 14.3210-6米/秒（6）爆炸极限 上限14.92%下限4.91%（7）华白数 42.78兆焦/米 公用工程条件（1）电源：高压电 10kV 三相 50HZ（2）水源：自来水管线接入现有的城镇供水管网。4.2建设方案比选4.2.1建设方案本项目主要市场一是为xx镇事储配应急调峰用气，根据77、计算所得xx镇储配量为2.8104m3，小时设计规模为500m3/h。二是供应xx县公交车、客运车、货运车液化天然气，根据市场预测，设计规模为5104Nm3/d，工程建设方案有以下两种方案可供选择，一是建设两个100立方米LNG储罐；二是建设三个60立方米LNG储罐。4.2.2 方案比选（一）方案一（建设两个100立方米LNG储罐）优点：储罐少，运行管理难度低。占地面积较小。缺点：本项目包括LNG应急调峰和LNG加注两部分，用技术方面考虑，两部分运行压力不同，在正常工况下，一个罐作为LNG应急调峰，另一个罐为LNG加注储气，不能相互备用以及倒灌，运行安全可靠性低。（二）方案二（建设三个60立方78、米LNG储罐）优点：（1）三个储罐中的两个储罐作为加注部分储气，可以相互倒灌，运行安全可靠性低；（2）单个槽车容积跟单个储罐的有效容积正好相同，装卸车方便；（3）三个储罐可相互作为对方的备用储罐，降低了运行管理难度。缺点：三个储罐占用面积较大。综合考虑站区功能等各种因素，本可研确定方案二：为确保车用液化天然气供应及城镇储配调峰所需的液化天然气的量，确定为三个60立方米LNG储罐。总平面布置详见附图1。4.3工艺流程山东xxLNG储配调峰及加注站的工艺主要分2个部分：加注流程、气化流程。加注流程：（1）通过卸车增压器和LNG潜液泵联合作用把汽车槽车内的LNG卸入站区LNG储罐内。（2）储罐中的L79、NG通过泵加压后，通过加注机给汽车加气，最高加气压力可达到1.2MPa。在给车载瓶加气前应先给车载瓶卸压，通过回气口回收车载瓶中余气。（3）储罐在使用过程中，储罐中的液体在不断地蒸发，这部分气化了的气体如不及时排出，储罐压力会不断增大；当储罐压力大于设定值时，打开储罐气相管将罐中气体回收处理后并入管网。过程中产生的EAG气体通过放散管放散。气化流程：LNG储罐内的液化天然气由储罐增压器增压后，利用压差经低温管道将罐内液态LNG送至空温式气化器进行气化，同时，考虑在冬季环境温度低，空温式气化器无法保证出站天然气的温度，增加一台水浴式NG复热器，将天然气温度提高，以保证天然气能够正常进入城镇管网使80、用。其工艺流程示意图如图4-1、4-2所示：具体流程详见附图2。图4-1 LNG加注流程框图 图4-2 LNG储配调峰气化流程框图4.4监控系统本工程采用计算机自动监控系统，对储罐压力、温度、液位，泵池压力、温度，气化过程中的压力、温度以及加气过程中的压力、流量进行自动监测、记录和控制。主要控制点：（1）LNG储罐自动监控：监测储罐压力、温度、液位，当超过设定值时，系统自动报警，并自动记录。（2）泵池自动监控：监测泵池进出液压力、泵池温度、泵池进液温度，当超过设定值时，系统自动报警，停机，并自动记录。（3）加气区自动监控纪录：自动记录加注机每车次加气压力和加气量，并作统计报表。（4）燃气浓度报81、警系统自动监控：自动监测储罐区、卸车区、加气区等爆炸危险区域天然气浓度，当天然气浓度达到爆炸下限的20%时，系统自动报警，并进行相关自动控制。（5）气化区自动监控：自动监控空温式气化器出口温度、水浴式复热器出口温度。空温式气化器出口的温度，当出口结霜时能自动报警，手动或自动切换到另一组空温式气化器进行气化。当空温式出口温度低于-5时自动开启水浴式复热器。当水浴式复热器出口温仍低于0时，自动关闭空温式气化器，并进行声光报警。4.5主要工艺设备选型xxLNG新能源项目主要工艺设备如下：（1）LNG储罐表4-2 LNG储罐参数表序号参数名称参数1材质（内筒/外筒）0Cr18Ni9/16MnR2设计压82、力（内筒/外筒）1.3MPa/-0.1MPa3设计温度（内筒/外筒）-196/504工作压力（内筒/外筒）0.450.80 MPa/-0.1MPa5工作温度（内筒/外筒）-146/环境温度6充装率95%7蒸发率0.19%8有效容积60 m3，立式9数量2套（2）潜液泵表4-3 LNG潜液泵参数表序号参数名称参数1工作温度/-1462设计温度/-1963设计流量/(Lmin-1)83404设计压力/MPa2.55设计扬程/m1206转速范围/(rmin-1)150060007所需进口净正压头/m0.73.0数量2套（3）加注机表4-42加注机参数表序号参数名称参数1最小喷嘴压力/MPa0.41283、流量/(m3min-1)61503喉管配置单管计量4计量精度/%1.05工作温度/-1466设计温度/-1967数量4套（4）卸车增压器表4-5卸车增压器参数表序号参数名称参数1单台处理量/(m3h-1)2002进口温度/-1623出口温度/-1464最高工作压力/MPa1.35设计压力/MPa1.66设计温度/-1967数量1套（5）储罐增压器表4-6卸车增压器参数表序号参数名称参数1单台处理量/(m3h-1)3002进口温度/-1623出口温度/-1464最高工作压力/MPa1.35设计压力/MPa1.66设计温度/-1967数量2套（6）BOG气化器表4-7 BOG气化器参数表序号参数名84、称参数1单台处理量/(m3h-1)3002进口温度/-1623出口温度/-1464最高工作压力/MPa1.35设计压力/MPa1.66设计温度/-1967数量1套（7）EAG气化器表4-8 EAG气化器参数表序号参数名称参数1单台处理量/(m3h-1)3002进口温度/-1623出口温度/-1464最高工作压力/MPa1.35设计压力/MPa1.66设计温度/-1967数量1套（8）缓冲罐表4-9 BOG储罐参数表序号参数名称参数1容积/m352设计压力/MPa1.63设计温度/-19504数量1套（9）空温式气化器表4-10 空温式气化器参数表序号参数名称参数1单台处理量/(m3h-1)5085、02进口温度/-1623出口温度/-1464最高工作压力/MPa1.35设计压力/MPa1.66设计温度/-1967数量2套（10）水浴式复热器表4-11 水浴式复热器参数表序号参数名称参数1单台处理量/(m3h-1)5002进口温度/-503出口温度/-104最高工作压力/MPa1.35设计压力/MPa1.66设计温度/-1967数量2套（11）消防泵表4-12 消防泵参数表序号参数名称参数1工作温度/小于等于802设计温度/常温3设计流量/(Lmin-1)1204设计压力/MPa2.55设计扬程/m286转速范围/(rmin-1)150060007所需进口净正压头/m0.73.0数量2套486、.6管道、管件、阀门4.6.1管道设计压力为1.6MPa，且设计温度低于-20的低温工艺管道采用高压不锈钢无缝钢管，材质为0Cr18Ni9，其技术性能应符合现行的国家标准流体输送用不锈钢无缝钢管（GB/T14976-2002）的规定。设计压力为1.6MPa，设计温度为常温的工艺管道采用输送流体用热轧无缝钢管，其材料为20#，技术性能符合输送流体用无缝钢管（GB/T8163-2008）的规定。4.6.2管件与连接（1）管件设计压力为1.6MPa，且设计温度低于-20的管件须采用不锈钢无缝管件，材质为0Cr18Ni9；设计压力为1.6MPa，设计温度为常温的管件采用碳钢无缝管件，材质为20#，均符87、合国家标准钢制对焊无缝管件GB/T12459-2005的规定。设计压力为1.6MPa，且设计温度低于-20的法兰应符合突面带颈对焊钢制法兰（HG20595-2009），材质为0Cr18Ni9；设计压力为1.6MPa，且设计温度为常温的法兰应符合突面带颈对焊钢制法兰（HG20595-2009），材质为20#，。（2）连接工艺管道与管道、管件、阀门、设备的连接，除个别部位采用法兰连接外，其余均采用焊接。4.6.3阀门本项目工艺阀门根据介质温度分为两种：低温阀门及常温阀门。LNG储罐根部阀门采用进口产品，其他阀门采用国产阀门。低温阀门原则上采用焊接，紧急切断阀、调压阀采用法兰连接。低温安全阀进出口连88、接方式采用螺纹连接，在进出口处加活接头，活接头材质为0Cr18Ni9。4.7施工技术要求4.7.1管道焊接管道焊接执行现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范GB50236-98。管道焊接采用全焊透工艺，手工钨极氩弧焊打底，盖面采用手工电弧焊。氩弧焊焊丝采用H0Cr21Ni10；电弧焊焊条牌号不锈钢之间采用A302或A307；不锈钢与20#之间采用A302或A307；20#之间采用J427，奥氏体不锈钢焊接接头焊后应进行酸洗与钝化处理。4.7.2焊接检验 不锈钢低温管道焊缝应进行100%射线照相检验，合格等级不低于级；20#管道进行抽样射线照相检验，抽检比例不得低于20%，合格等级不低于级；压89、缩空气或氮气管道焊缝抽检比例不得低于5%，合格等级不低于级。射线透照质量等级不得低于AB级。4.7.3管道压力试验天然气管道试验压力为1.84Mpa，试验介质为压缩空气。试验按工业金属管道工程施工及验收规范（GB50235-97）中条规定执行。设备在生产厂家进行压力试验，现场不再进行单体设备压力试验。4.7.4管道系统气体泄漏性试验该试验在压力试验合格后进行；管道泄漏性试验压力为1.6Mpa（管道的设计压力），试验介质为压缩空气。试验按工业金属管道工程施工及验收规范（GB50235-97）中条规定执行。4.7.5吹扫与置换施工完毕，管线吹扫按照工业金属管道工程施工及验收规范（GB50235-990、7）中8.1及8.3条规定执行。开工前应使用液氮进行管线和设备预冷，预冷时应同时吹扫和置换站内低温部分管线和设备，预冷过程结束后用LNG储罐中残存的液氮气化后吹扫、置换常温设备及管道。4.7.6设备及管道刷色LNG储罐由制造厂家涂刷白色进口遮光漆。空温式气化器材料为防锈铝，不用涂色。放空管为银灰色底色，加大红色环。低温不锈钢管道不用刷色，保冷管道有镀锌白铁皮保护层，不要刷色，其它管道按照下表要求涂色。如公司有涂色规定，也可按照规定进行表面色和标志色的涂刷。现场操作平台和走台刷黑、黄相间色环，间隔为200mm。具体详见表4-13：表4-13 管道刷色一览表序号介质名称表面色标志色1LNG大红2低91、温NG黄色大红3常温NG黄色橘红4氮气兰色5压缩空气白色4.8防腐所有非不锈钢管道及管件均要求除锈后进行防腐处理，其中地上管道（包括地沟内管道）采用氯磺化聚乙烯防腐涂料，做法为：底漆两道，中间漆两道，面漆两道。埋地钢管：采用石油沥青防腐，防腐等级为特加强级。管道出地面及穿墙处采用保护套管，套管地下部分长250mm，地上部分长150mm。钢管与套管之间采用油麻沥青填实。5公用工程5.1给排水5.1.1供水设计（1）给水水源该站水源由本项目拟建址xx镇生活用水市政管网引入，水质符合生活饮用水卫生标准GB5749-2006的要求。（2）用水量本项目用水主要为生活用水，绿化用水，汽车冲洗用水等，站内用92、水由市政管网供给。加注站用水量如表5-1：表5-1加注站用水量统计表项目生活用水生产用水绿化用水合 计年用水量山东xxLNG储配调峰及加注站2m3/d8m3/d3m3/d13m3/d4420m35.1.2 排水设计（1）污水本项目站内污水主要为生活污水，生活污水经化粪池处理后，排入站外市政管网。站内污水排放量2.0090%=1.8m/d。（2）雨水站内雨水采用有组织排水，排至站外市政雨水管网。5.2自动控制5.2.1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，应保证系统安全、可靠、先进、经济。（2）在满足使用功能的前提下，尽量采用先进技术，达到国内目前先进水平。（3）系统配93、置应满足安全可靠、运行操作灵活和便于检修、维护的要求。设计范围山东xxLNG储配调峰及加注站实时测量工艺流程中的压力、液位、温度、流量、燃气浓度等参数及工艺设备运行参数，并将以上各参数上传至计算机监控系统，计算机监控系统可根据上传参数自动完成显示、记录、报警及连锁控制等功能，值班人员也可根据上传参数以手动方式调整工艺状况。5.2.3控制方案5.2.3.1控制总体方案本工程采用计算机自动监控系统，对工艺流程中的天然气的各项工艺参数进行自动检测、记录和控制。站内的防爆区域等级应划分为1区和2区，防爆区域内的各检测装置均选具有相应防爆等级的产品。信息系统均增加UPS电源，延续供电时间按4小时设计，以94、保证生产需要。（1）主要监控点1）LNG储罐对LNG储罐的压力、温度、液位、进行检测，并由山东xxLNG储配调峰及加注站内的计算机自动监控系统进行记录、报警，并由PLC控制系统实现相关控制。2）LNG潜液泵池对LNG潜液泵池的进出液压力、泵池温度、泵池进液温度进行检测，并由山东xxLNG储配调峰及加注站内的计算机自动监控系统进行记录、报警，并由PLC控制系统实现相关控制。3）LNG加注机对LNG加注机的加注机每车次加气压力和加气量进行检测，并由山东xxLNG储配调峰及加注站内的计算机自动监控系统进行记录。4）燃气浓度监测对LNG储罐区、卸车区、加气区进行天然气浓度检测，当天然气浓度达到爆炸下限95、的20%时，并由山东xxLNG储配调峰及加注站内的计算机自动监控系统报警，并由PLC控制系统实现相关控制。5）环境温度监测对站区环境温度进行自动检测，当环境温度低于-4时，应能发出声光报警，同时关闭储罐进出口的阀门和空温式气化器。6）气化区自动监控：自动监控空温式气化器、水浴式复热器。自动监控空温式气化器出口温度，当气化器出口结霜时能自动报警，手动或自动切换到另一组空温式气化器进行气化。当两个空温式气化器出口温度均低于-5时，自动开启水浴式复热器，当水浴式气化器出口温度低于0时，则空温式气化器。7）紧急停车系统（ESD）在卸车点、储液池、控制室、加气机房四个地方设置紧急停车系统，当操作或值班人96、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，火灾报警事故时，能自动或手动在ESD设置处远距离快速停车，快速切断危险源，使系统停运在安全位置上。（2）计算机系统1）数据采集站房内设置1套可编程逻辑控制器（PLC），采集站区内各检测点的参数。可编程逻辑控制器上配置各类I/O模块（如AI、DI、DO和数字通讯端口等），以适应多种联络方式。2）数据显示与控制站区控制室内设置1套计算机及信号转换装置。计算机均配置相应的操作系统和组态软件，通过显示器动态显示加注站内工艺流程画面、各检测点的实时参数及变配电系统图并通过程序自动或键盘手动发出控制指令。397、）通讯系统在站区控制室内设置1套通讯系统，通过DDN或GPRS通讯平台与外界进行数据通讯联系。上述3部分通过加注站控制室内局域网进行网络联结。5.2.3.2检测及控制方案站内系统功能：具有监视站内所有相关设备控制点的功能，并能实现站内安全装置自动化联动控制。安全生产连锁：根据设置的进气压力高限值自动切断相关电动阀，并停止LNG潜液泵的运行。可燃气体检测：对主要工艺设备区进行泄漏检测，当可燃气体浓度达到爆炸下限的20%时，即自动报警，并通过计算机控制系统，停止LNG潜液泵的运行，并关闭相关阀门。5.2.3.3安全连锁方案为保障安全，于储罐区、卸车区和加气区附近设置燃气泄漏探测器，进行燃气泄漏报警98、。当燃气泄露浓度达到设置量时，报警控制器进行报警且同时对LNG潜液泵产生急停信号对LNG潜液泵进行急停，同时关闭相关阀门。5.2.3.4可燃气体检测报警系统在本站内的储罐区、卸车区、气化区和加气区等危险场所设置天然气检漏报警探头、当可燃气体浓度达到爆炸下限的20%时，即自动报警。报警装置集中设置值班室。检漏报警装置的安装和使用应符合爆炸性环境用电气设备（GB3836）的有关规定。天然气环境可燃气体检测器安装高度不低于1.2m。可燃气体检测器和指示报警仪的技术性能，应符合作业环境气体检测报警仪通用技术要求的有关规定。5.2.3.5信息管理加注站信息管理系统采用加注机加气量数据集中管理，通过本系统99、，加注机可将每次加气量上传至控制室，进行集中管理和统计，并且有打印加气清单和自动生成报表等功能，该系统采用安全仪表，具有防爆、抗强电磁干扰的性能。5.2.4仪表及控制系统选型根据城镇燃气设计规范（GB50028-2006）以及液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（国家能源局，2011年11月1日实施）生产区防爆等级为2级，现场安装的电气仪表防爆等级为隔爆型，仪表系统设计为安全防爆系统，全部仪表信号模式为：4-20mA或1-5VDC信号，仪表选用国产仪表。（1）仪表选型原则山东xxLNG储配调峰及加注站所有仪表检测点均采用总线式隔爆型的检测、控制仪表，可燃气体检测器采用420mA信号送至可燃气100、体报警仪，并将以上各参数通过PLC采集系统上传至计算机监控系统。1）典型仪表采用隔爆型，防护等级IP65；2）仪表材质采用防腐、防爆型；3）执行机构应能根据报警控制器的报警信号，进行逻辑判断，及时开启相应的动作；4）进行仪表接地及防感应雷保护，所有仪表的接地均与全厂接地系统接地可靠连接，其接地电阻1欧。（2）控制系统选型原则安全，可靠，能准确执行报警系统及各种急停的指令。5.2.5仪表供电、接地及其他（1）仪表的供电由PLC提供24V的电源，燃气泄露探测器由泄露报警仪提供电源，所有仪表的接地均与全厂接地系统可靠连接，其接地电阻1欧。（2）所有仪表的接地均与全厂接地系统可靠连接，其接地电阻1欧。101、（3）仪表配管和电缆敷设采用穿钢管直埋敷设方式。5.2.6控制室控制室内设置低压配电柜、PLC控制柜、仪表风系统以及燃气报警器，为方便管理和操作，控制室大约需要20平米的房间。5.3供（配）电5.3.1用电负荷等级依据城镇燃气设计规范（GB50028-2006）和液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（国家能源局，2011年11月1日实施），规定山东xxLNG储配调峰及加注站供电系统负荷为二级负荷。山东xxLNG储配调峰及加注站用电负荷见表5-2：表5-2用电负荷统计表序号名 称安装容量（KW）运行负荷（KW）负荷等级1xxxxLNG储配调峰及加注站160110二级 年耗电量计算年耗电量为：4102、4.88x104KWh5.3.3 电气设计（1）山东xxLNG储配调峰及加注站供电要求xxxxLNG储配调峰及加注站由甲方向当地供电部门申请一路10KV电源，同时在站内新建150KW柴油发电机房，作为站内备用电源。（2）变配电站本站设变配电站一座，包括10KV配电干式变压器室、低压配电室、控制室。10KV电源经10KV开关柜，采用高压计量方式，至1台160KVA干式变压器。干式变压器0.4KV侧至低压柜配电。10KV配电系统为单母线系统，低压配电系统为双母线，三相五线。（3）低压配电本站设低压配电室，与站房合建。0.4KV市电电源经低压开关柜，采用低压计量方式。为使0.4KV母线上功率因数达到103、0.95，需低压电容补偿，装于箱变电容器柜内，自动关闭。低压配电系统为单线不分段，三相五线。（4）电力设备配电电力设备配电主要采用放射式，少数采用树干式或链式。（5）照明照明标准依据建筑照明设计标准（GB50034-2004） 确定。建筑物及某些构筑物设置正常工作照明。控制室（仪表间）、变电站均设置局部应急照明。5.3.4爆炸危险区域划分根据城镇燃气设计规范（GB50028-2006）以及液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（国家能源局，2011年11月1日实施）中爆炸危险区域的等级范围划分，明确了级别、组别，其电气设备的选择应符合以下要求：（1）根据爆炸危险区域的分区、电气设备的种类和防爆104、结构的要求，应选择相应的电气设备。（2）选用的防爆电气设备的级别和组别，不应低于该爆炸性气体环境内爆炸性气体混合物的级别和组别。当存在有两种以上易燃性物质形成的爆炸性气体混合物时，应按危险程度较高的级别和组别选用防爆电气设备。（3）爆炸危险区域内的电气设备，应符合周围环境内化学的、机械的、热的、霉菌以及风沙等不同环境条件对电气设备的要求。电气设备结构应满足电气设备在规定的运行条件下不降低防爆性能的要求。5.3.5防雷、防静电及接地加注站内具有爆炸危险性建、构筑物的防雷等级设计符合城镇燃气设计规范（GB50028-2006）、液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（国家能源局，2011年11月1105、日实施）以及建筑物防雷设计规范（GB50057-94，2000版）的有关规定。防雷接地装置的冲击接地电阻值不应大于10。（1）山东xxLNG储配调峰及加注站的防雷、防静电设计符合下列规定：a、LNG储罐、潜液泵橇、卸车增压器、BOG/EAG气化器、加注机做防雷、防静电接地。防雷接地装置可兼作防静电接地装置，接地电阻4；b、汽车加气罩棚的防直击雷措施采用避雷带保护，接地电阻不大于10；c、在汽车加气或槽车卸气过程中，由于摩擦会产生静电，故加注站设汽车加气或槽车卸气时的防静电接地装置，接地电阻不大于10；d、静电接地体的接地电阻值不大于 10；（2）山东xxLNG储配调峰及加注站的下列设备采取防静106、电措施：a、加注机以及加气枪设置静电接地栓；b、LNG储罐设置接地装置；c、LNG潜液泵设置接地装置；d、LNG空温式气化器设置接地装置；e、LNG水浴式复热器设置接地装置；f、LNG槽车卸车处设置静电接地栓；g、在燃气管道的始端、终端、分支处应设置接地卡；静电跨接：天然气胶管两端（装卸接头与金属管道）间采用断面不小于6mm2的绞铜线跨接，以防电荷积聚。5.4通信山东xxLNG储配调峰及加注站内根据实际需要设置外线电话，并接入市政公网。5.5采暖通风站区内设置一个小型锅炉房，为工艺区水浴式复热器提供热水。采暖管道采用镀锌钢管。站房内的有人居住或有员工工作的房间安装壁挂式分体空调，冬季采暖所需的107、热量及夏季供冷所需的冷量由该空调提供。通风方式采用自天然通风。5.6道路（1）站区行车部分、场区地坪采用混凝土地面，其余场地填平夯实。在加注站四周种植草坪。（2）加注站场区内的天然气管道采用架空和管沟敷设，以方便维护、检修。管沟为混凝土结构，沟顶设水泥盖板，采取密封、防水措施。5.7土建5.7.1设计原则（1）依据项目建设要求，综合考虑地区地理环境、建筑物使用功能、结构施工、材料和建筑经济等方面问题，因地制宜进行设计。（2）遵守国家及企业标准、规范、法规，建筑物设计做到：“安全性、适用性、耐久性、经济性”。安全性：建筑结构应能承受在正常使用过程中可能出现的各种情况，在偶然事件发生时及发生后，仍108、能保持整体稳定性。适用性：建筑结构在正常使用过程中应具有良好的工作性能。耐久性：建筑结构在正常维护条件下，能够完好地使用到设计所规定的年限。经济性：建筑选型、材料合理，节约资金、降低成本。建筑物、构筑物设计在满足工艺使用功能以及同时，做到外观选型美观大方，与厂区环境相协调。5.7.2基础资料基本风压： W0=0.40KN/m2基本雪压： W0=0.40KN/m2抗震设防烈度： 8度建筑物抗震设防类别： 丙类建筑场地类别： 类地基承载力特征值： 100KPa5.7.3土建部分主要工作量加注站土建部分主要工程量为办公楼、站房、辅助用房、消防泵房、消防水池、加气罩棚、设备基础和围墙等。本气站土建部分109、主要工作量见表5-3。表5-3土建部分主要工程量表序 号名 称单位数量结构类型1站房座1砖混结构2消防泵房座1砖混结构3消防水池座2混凝土基础4备用发电机房座1砖混结构5罩棚座1网架结构6储罐的基础座2混凝土基础7泵基础座2混凝土基础8卸车增压器基础座1混凝土基础9BOG/EAG气化器基础座1混凝土基础10空温式气化器基础座4混凝土基础11水浴式复热器基础座2混凝土基础12缓冲罐基础座1混凝土基础13加注机基础座4混凝土基础14围墙米508.5砖混结构15防护堤米105.6混凝土结构16锅炉房座1砖混结构根据现行的国家标准有关规范的规定。xx县的抗震设防烈度为8度，本可研考虑LNG站储罐基础按110、9度设计，站内其他建、构筑物均按8度设防，建、构筑物耐火等级不低于“二级”，站房所有门、窗都外开。6环境保护环境保护是现代化城镇建设的中心议题之一，山东xxLNG储配调峰及加注站工程本身是一项环境、社会效益非常显著的工程，但其自身也有少量的污染源需进行控制和治理。6.1编制依据及主要标准6.1.1编制依据建设项目环境保护设计规范 国环字（87）003号6.1.2主要标准城镇燃气设计规范 GB500282006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（国家能源局，2011年11月1日实施）建筑设计防火规范 GB500162006111、工业企业厂界噪声标准及其测量方法 GB12348123491990工业企业噪声控制设计规范 GBJ87-85大气污染物综合排放标准 DB11/ 501-2007环境空气质量标准 GB3095-966.2主要污染源和主要污染物（1）生产过程中的气体分析天然气本身属洁净能源，本工程物料（LNG）为液化后的天然气，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。通过加注站供给车辆的天然气或者是通过气化器输送到城镇管网的天然气均不用经过任何加工，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112、何污染物。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25米以内建构筑物高出2.5米左右，放散后的天然气立即上升扩散。表6-1系统超压排放表 气体污染源名称组成及特性排放标准集中放散管温度压力pa连续间断不正常情况高度（m）直径（mm）天然气甲烷常温常压短暂超压10DN100（2）生产过程中的噪声分析LNG加注站工艺装置中主要是低温泵撬中的LNG低温泵，其结构是浸没式，封闭在泵池内，LNG泵的噪声在距泵一米处约为40dB，远小于国家规定的工业企业卫生标准及城镇区域环境噪音标准，在噪声污染方面LNG加注站比CNG加气站具有无可比拟的优势。（3）本工程正常生产过程中，没有生产113、废水产生，只有生活污水及清洗废水。6.3工程设计采取的控制措施及预期效果（1）系统超压预防方案本工程借鉴国内外LNG汽车加注站经验，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。在日常运行过程中，加强企业加注站内工艺装置的维护、管理，防止大气介质对工艺装置的腐蚀，杜绝天然气的非正常放散。在加注站工艺装置区域内设置天然气泄漏报警装置。（2）声源主要来自LNG潜液泵，选用噪音低的潜液泵使站内噪声达到更低值，以减少噪声污染。管道内气体流动时也会产生的噪声，在设计管道管径时，控制管道内天然气的流速，一般在1020m/s范围内不产生噪音。设114、置一定高度的防护堤，不但可拦蓄泄露的LNG，还可以防止噪声扩散。（3）本项目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。污水主要为生活污水，为生活用水量的90%，即2.0090%=1.8m/d。本站站内生活污水经站内排水系统收集至化粪池初步处理后，排入市政污水管网。6.4站区绿化在站内各空旷地带种植树木花草，提高绿化水平。绿化净化空气、调节气温、减弱噪声、美化环境，提高环境的自净能力，让职工生活、工作在良好的环境中，文明管理，文明生产。因而站区绿化是保护环境的根本性措施之一。6.5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LNG加注部分只是简单的运转、储存115、加注。LNG气化调峰部分只是气化、调压、计量、加臭，而不需要进行任何再加工，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，整体环境评价合格。7节能篇7.1工程能耗分析本工程工艺流程系统简洁，能耗主要为LNG潜液泵、加注机、水浴式复热器及辅助系统耗电量，照明、仪表监控等生产辅助设施耗电量以及少量生产生活用水。不存在能源（变）转换的问题，只是储配调峰及加注站在生产运行中将有少量的天然气事故、检修漏损量，一般考虑0.5%的漏量。此漏损量是造成本项目能源损失的主要因素。投入的能源为天然气、电力消耗和水，能源产出仍为天然气。7.2能源供应情况本工程电源由附近10KV高压线引入站内16116、0KVA箱式变电站，电压等级10/0.4KV，电源可靠。消防用水由消防水池调节水量，由消防水泵加压供给。站内设一台柴油发电机作为消防系统备用电源。7.3能耗计算投入产出物及耗能工质的折算系数投入物、产出物及消耗的各类能源和耗能工质折算为标准能源（标准楳29307.6KJ/kg）的折算系数如表7-1。表7-1年耗能表 序号项目年消耗量年能源消耗量单位数量折标煤系数能耗量单位1电104 KWH44.880.1229kgce/（KWh）55.16tce2水t4.4200.0857kgce/t0.38tce3燃料104 Nm3/a4.251.2143 kgce/m351.61tce年综合消耗（tce）117、107.05单位产品能耗（kgce/104m3）62.977.4节能措施（1）增压器、EAG加热器均采用空温式换热器，利用空气作为热源，在工作过程中降低了能耗。相对CNG汽车加气站，LNG加注站工艺生产装置耗电量很小；本工程在设计中借鉴国外先进流程，与国内现有流程相比，通过合理的阀门控制减少LNG低温泵的启动次数，并对低温泵采用变频控制，从而也降低了耗电量。（2）工艺上采用自动控制，使生产随用户用气量变化而自动调节，从而节约能源。（3）照明采用节能型灯具。（4）厂区内建筑物的建筑材料、门、窗均采用节能材料制作，提高建筑物的保温性能，降低能耗。（5）厂区管道系统，经过优化设计，减少弯头和管件，选118、择最佳方案，减少因管道阻力产生的气化现象，从而减少放空气体量。（6）管道、管件、阀门关键部位均采取保温措施，减少BOG量。不可避免产生的BOG气体，首先通过进入液体内部，被液体吸收其热量，使之冷凝，减少放空气体量，正常工作状态下基本没有气体排出。（7）气化器和储罐露天布置，四周敞开，白天不用照明，通风采用自然通风。（8）设备和管道安装施工严格执行相应的施工和验收规范，减少事故漏损量。7.5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的自然能源。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。8消防8.1设计依据及采用标准建119、筑设计防火规范 GB50016-2006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（国家能源局，2011年11月1日实施）建筑物防雷设计规范 GB50057-94（2000年版）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005城镇燃气设计规范GB50028-20068.2火灾危险性分析本工程LNG液化天然气主要是xx镇居民、商业、工业用户应急用气及以LNG为燃料的公交车、客运车、货运车的用气。站区主要建构筑物为办公楼、站房、生产辅助用房和罩棚，主要设备为LNG储罐、LNG潜液泵120、卸车增压器、BOG/EAG气化器、空温式气化器、水浴式复热器、调压计量加臭撬和LNG加注机。流动介质为天然气。天然气为无色无味，其点火能仅为29.0110-5（J），爆炸范围为5%-15%左右。在静电、明火、雷击、电气火花等微弱火源的诱发下，均会引起火灾甚至爆炸的危险。介质的危险性（1）液化天然气是以甲烷为主的液态混合物，储存温度约为-162。泄露后地面和空气的热量传递，会产生白色蒸气云。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-162，天然气与空气混合后，体积百分数在一定的范围内就会产生爆炸，其爆炸下限约为5%，上限为15%。天然气121、的燃烧速度相对于其他可燃气体较慢（约0.3m/s）。（2）低温特性LNG储存温度约为-162，泄露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，甚至会发生部分液体来不及气化而被防护堤拦蓄。LNG泄漏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伤、冻伤等危害。LNG泄露后的冷蒸气云，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，会对加注站、气化区设备如储罐、低温泵、加注机、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变122、形，导致真空失效，爆冷性能降低失效，从而引起内筒液体膨胀造成更大的事故。（3）火灾危险类别天然气会在危险类别按照建筑设计防火规范化为甲类。（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规定，天然气的物态属工厂爆炸性气体，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。8.2.2装置的危险性（1）LNG低温储罐LNG低温储罐，容积为60，采用立式真空粉末隔热储罐，双层结构，内筒为0Cr18Ni9奥氏体不锈钢，外筒为Q345R容器板123、材制造，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受热而气化，储罐内压力剧增，此时安全放散管自动开启，通过集中放散管释放压力。其次可能的危险还有储罐根部阀门之前产生泄露，如储罐进出液管道或内罐泄露，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，且这些事故发生的概率很小。（2）LNG低温泵LNG低温泵设在LNG储罐旁边，泵的进出口有可能因密闭失效产生泄露，但在关闭了储罐或LNG槽车的出液口后，泄漏量很小。（3）LNG加注机LNG加注机直接给汽车加注，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露。在关闭了储罐出液口后或低温泵停止工作后，泄124、漏量很小。（4）卸车软管LNG卸车软管与槽车连接，危险性铜LNG加注机。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，但一般卸车时间控制在2小时左右，每天最多卸车两次，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。（6）空温式气化器空温式气化器进口LNG的温度约为-162，在进口处容易成霜，进口管件变脆，减少寿命。空温式气化器一般分为两组，一组工作另一组化霜备用。发生事故几率较小。8.2.3工艺液相管道的危险性（1）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125、力剧增，此时安全阀自动开启，可以降低管道内的压力。（2）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，液相管道内的流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。（3）管道中的两相流与管道振动在LNG的液相管道中，管道内液体在流动的同时，由于吸热、摩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126、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，当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，尤其是在流经弯头时振动更为剧烈。（4）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，气体压力增大客服储罐中的静压（即液柱和顶部蒸发气体127、压力之和）时，气体就会突然喷发，喷发时将管路中的液体也推向储罐内，管道中的气体、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“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。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，128、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启前需要预冷，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露事故，易使工作人员冷灼伤，或者大量泄漏导致火灾爆炸发生。（3）BOG气体LNG储罐或液相工艺管道，由于漏热而自然蒸发一定量的气体，这些气体称为BOG气体。产生的BOG气体首先通入储罐的液体内，通过给储罐内的液体升温，使之冷凝，根据计算，一个使用周期内，正常状况不会产生防空的BOG气体。（4）人为因素造成的燃气泄漏产生爆炸及火灾。（5）电器设备引起的火灾。8.3爆炸危险区域划分加注站内的用电场所爆129、炸危险区域划分见表8-1。表8-1爆炸危险区域划分表释放源位置设置地点说明从释放源计算（m）水平距离垂直距离1区的界限2区的界限1区的界限2区的界限卸车口室外卸车软管充、卸等泄漏卸车口半径为1m的球形空间卸车口半径为3m的球形空间卸车口半径为1m的球形空间卸车口半径为3m的球形并延伸至地面LNG储罐室外罐体外壁，接口等泄漏距罐壁3m范围内距罐壁3m范围内并延伸至地面LNG潜液泵、卸车增压器、BOG/EAG气化器、空温式气化器、水浴式复热器室外释放气运行排放距释放源壳体外缘半径3m范围内和距释放源壳体外缘半径6m范围内距释放源壳体外缘半径3m范围内和距释放源壳体外缘半径6m范围内并延伸至地面放散130、管室外释放气运行排放33加注机开敞加气枪充、卸等泄漏内部5内部0.158.4防火安全设计（1）xxxxLNG储配调峰及加注站选址于xx县xx镇G205国道及xx高速交叉口北侧，本站与站址周围重要公共建筑物及其它各类建、构筑物防火间距符合建筑设计防火规范（GB500162006）、液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（国家能源局，2011年11月1日实施）、城镇燃气设计规范（GB50028-2006）等的有关规定。（2）山东xxLNG储配调峰及加注站站内各建筑物耐火等级、结构型式、地面做法均同样是按防火、防爆要求设计建造。（3）危险场所电气设计是严格按照爆炸和火灾场所电力装置设计规范设计建造的131、，具有可靠的电气防爆和安全措施。（4）加注站内室外工艺设备、站房、办公楼、罩棚、生产辅助用房等建构筑物防雷、接地均是严格按照建筑物防雷设计规范和化工企业静电接地装置设计规定设计、施工。（5）各危险场所干粉灭火器配置的数量和要求均满足建筑灭火器配置设计规范，以便能及时扑灭初起火灾。（6）本工程在加注站内储罐区、卸车区和加气区等区域设置天然气泄漏自动报警设施，用以监测事故泄漏报警和设备的泄漏检测。警告操作、施工人员采取必要的安全措施。8.5安全防火、防爆措施为确保加注站安全、稳定、可靠运行，除在工程设计上采取各种防火、防爆措施以外，在运行管理上，尚需继续完善各项措施。（1）完善组建安全防火委员会，132、义务消防队和各岗位消防防火队员，并与当地消防部门制定消防方案，定期进行消防演练。（2）做好职工的安全教育和技术培训，生产岗位职工经考试合格后方可上岗。（3）建立健全各种规章制度。如防火责任制、安全操作规程、安全动火规程、定期检修制度。（4）完善各危险区域门口、入口的警示牌。设置明显的入站须知、严禁吸烟、严禁明火等标志牌。（5）加强完善站场设备、站场巡查及监督工作，及时发现泄漏源，及时抢修。确保加注站系统始终处于安全运行状态。8.6加注站消防设计及设施设置8.6.1 设置原则 贯彻“预防为主，防消结合”的消防工作方针，正确处理生产和安全的关系，积极采用先进的防火和灭火技术，做到保障安全生产、方便133、使用、经济合理。严格执行国家和地区有关工程建设的各项方针、政策、规定。8.6.2消防系统设计(1) 消防对象山东xxLNG储配调峰及加注站为液化天然气储存及充装装置，主要消防对象为LNG储罐、LNG潜液泵、卸车增压器、BOG/EAG气化器、空温式气化器、水浴式复热器、放散管、加注机、站房、生产辅助用房和办公楼等。(2) 消防给水1）消防水池容量计算：根据城镇燃气设计规范GB50028-2006、建筑设计防火规范GB50016-2006和液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（国家能源局，2011年11月1日实施）规定，消防用水量应按同一时间内的火灾次数和最大一次灭火用水量确定，按储罐固定喷淋装134、置和水枪用水量之和计算。本工程三个储罐单罐容积均为60m超过20m且总容积超过50m，按规定应设置固定喷淋装置。喷淋装置的供水强度不应小于0.15 L/Sm2。着火储罐的保护面积按全面积计算，距着火储罐直径（卧式储罐按其直径和长度之和的一半）1.5倍范围内（范围的计算应以储罐的最外侧为准）的储罐按其表面积的一半计算。水枪采用带架水枪。按照规范要求，本工程水枪用水量为30L/s。消防水量的计算详见下表。表8-2 消防水量表设备类型储罐类型供水强度保护面积冷却用量冷却时间消防冷却总蓄水量固定式着火罐0.15L/Sm2146m221.9L/s6h473.04m相邻罐0.15L/Sm2146m221.135、9L/s6h473.04m移动式30L/s6h576m合计1522.08m3由以上可知，消防总水量为：1522.08m3。根据厂区给水条件，设1600m3消防水池一座。2）消防设施选择消防给水管道及消防栓站区消防给水管道按环状布置，环状管道的进水管，不少于两条；环状管道用阀门分成若干独立管段。地下独立的消防给水管道，埋设在冰冻线以下150mm。场内拟采用SS100-65/1.6地上式消防栓4套，生产辅助区和生活区的消火栓保护半径可按120m确定；工艺装置区、罐区四周的消火栓保护半径按60m确定。储罐喷淋装置由于罐区可燃气体、可燃液体量大，且属高大设备群，结合实际情况，在罐区储罐上设置固定喷淋装136、置。消防泵房及消防水泵本项目采用临时高压消防给水系统，消防水泵布置在消防泵房内。消防水泵采用自吸式启动，消防水泵设置备用泵，消防水泵在接到报警后30s内可投入运行。在泵房旁边设置柴油发电机满足消防泵另一电源的需求。 灭火器材配置表8-3 加注站灭火器配置一览表建筑物名称CO2型（MT）干粉型（MF/ABC)备注5kg（手提）8kg（手提）35kg（推车）加气区4加注生产区4气化区41站房2罐区33卸车口2柴油发电机房 22锅炉房2泵房2箱变2总计82149安全9.1设计依据及采用的标准工业企业设计卫生标准GBZ12002工业企业厂界噪声标准及测量方法 GB123481234990爆炸和火灾危险137、环境电力装置设计规范GB5005892城镇燃气设计规范GB500282006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（国家能源局，2011年11月1日实施）汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006年版）建筑物防雷设计规范 GB5005794（2000年版）压力容器安全技术监察规程质技监局锅发1999154号9.2主要危害因素分析9.2.1火灾、爆炸本项目中存在的能引起火灾爆炸危险的主要物质是天然气。由于物料具有易燃易爆的危险特性，而且大多在一定的压力和温度条件下进行操作，决定了在储存及运行过程中都存在危险作业，其场所为甲类爆炸危险作138、业场所。火灾爆炸事故的主要原因有：（1）人的因素由于操作者缺乏物料、设备等有关知识，在火灾与爆炸险情面前思想麻痹，存在侥幸心理，不负责任，违章作业等引起的。（2）设备原因由于设备的设计、选型、安装等不符合防火防爆要求，如：储罐、管线、增压器接地不符合要求，储罐和管线渗漏、电气设备不符合防爆要求等。（3）物料的原因本项目中主要存在的可燃物质为天然气。在物料输送过程中产生静电、受到撞击、泄漏等均会引发火灾爆炸。（4）环境的原因如高温、通风不良、静电、雷电等。（5）管理原因规章制度不健全，没有合理的安全操作规程，没有设备的计划检修制度；虽有制度但未能贯彻落实；生产经营管理人员不重视安全，不重视宣传教139、育和安全培训等。9.2.2物理破裂本项目中的增压器、储气罐等均为压力容器，如果系统超压，或因材质缺陷、制造质量差，或安全阀失灵等，可能发生物理破裂。同时，这些压力容器还可能造成天然气泄漏引起人员中毒。9.2.3粉尘危害本项目中的粉尘危害主要来自在施工期间，尤其是管线施工，由于其施工线路长、开挖、回填、装运等工程量大、工期长，产生的扬尘对施工地段附近得环境空气影响较大。9.2.4车辆伤害在本项目装卸车区域内运行的车辆，当车辆和人员违反管理规定时，可能发生人员车辆伤害事故。在加气区内给各类汽车加气，在加气区的车辆，当车辆和人员违反管理规定时，可能发生人员车辆伤害事故。9.2.5噪声危害噪声对人体的140、危害目前列为石油化工行业主要职业危害因素之一，可能引起听力暂时性位移，继而发展为听力损失，严重者致噪声聋，还可能引起心血管、神经内分泌系统疾病等。本项目的主要噪声源有：天然气增压器、机泵等转动设备。在项目施工期间，施工机械会产生噪声，对周围居民的生活会造成一定的影响。项目建成运行期间，天然气调压设施会产生气流噪声。9.2.6机械、电器危害（1）机泵等转动设备具有较大、操作压力较高、结构较复杂等特点，这些设备调试、检修有一定难度，易发生机械故障，存在发生机械伤人、设备损坏、停工停产事故的危险。尤其是设备的转动轴防护罩不完善时，可能发生人员绞伤事故。（2）人员在操作、检修各供配电设施、各类机泵、设141、备的过程中，存在着发生触电伤亡，电弧灼伤、设备短路损坏、装置停电事故等危险。9.2.7高度危害装置中最大高度超过2米，在操作、巡检、检修作业中，有发生坠落，滑跌受伤危险。9.2.8中毒危害本项目在天然气处理、加气等操作过程中，岗位工人有可能接触到泄漏的天然气，若长期接触一定浓度的此类气体，可出现头痛、头晕、睡眠不佳、易疲劳、情绪不稳及植物神经功能紊乱。一旦发生大面积得泄漏事故，人体接触会发生不同程度的窒息危险。9.2.9低温危害当LNG泄漏后迅速蒸发，然后降至某一固定的蒸发速度。开始蒸发时其气体密度大于空气密度，在地面形成一个流动层，当温度上升到约110以上时，蒸汽与空气的混合物在温度上升过程142、中形成密度小于空气的“云团”，同时，由于LNG泄漏时得温度很低，其周围大气中的水蒸气被冷凝成“雾团”，然后，LNG进一步与空气混合过程完全气化。LNG的低温危险性能使相关设备脆性断裂和遇冷收缩，从而损坏设备和低温伤及操作者。为了防止低温LNG设备超压，引起超压排放和爆炸，在装置中设有BOG系统、放散系统和氮气吹扫系统等。另外，根据LNG的低温特性，除材料选择和设备制作方面提出相关要求外，在进行LNG操作时，操作人员应做好防护。保证本站的安全运行，还必须做到以下几点：（1）工艺设备（如储罐）上必须设置紧急关闭系统，以控制LNG的连续释放产生的危害；（2）在易产生LNG溢出和泄漏的部位应设置可燃气143、体泄漏检测仪及低温检测仪，并设有报警装置；（3）低温设备和材料必须根据温度条件进行选定；（4）低温设备实施、管道阀门等必须严格按规范设计、制造、安装、使用；（5）建立健全各项规章制度，对员工必须进行操作规程和常规事故处理方法的培训，经考试合格取得上岗证后方可上岗。9.3主要设备危险有害因素分析（1）液化天然气储罐由于储罐的液化天然气易燃易爆，因此存在的危险因素较多。如消防道路损坏、坑洼不平、堵塞等情况，将影响消防车辆通行；储罐基础如果严重下沉，尤其是不均匀下沉，将直接危及罐体的稳定；罐体如果变形过大影响强度，腐蚀简薄甚至穿孔，焊缝开裂等因素都是安全生产的隐患；装置的防雷及接地需要经常检查以避免144、引起火灾爆炸。（2）低温烃泵装置中的高压低温烃泵的介质天然气为易燃易爆物料，在输送过程中，机泵的密封面若不能保证完全密封良好，出现腐蚀或泄漏情况，则易使泄漏的天然气与空气形成爆炸性混合物，遇火源即发生爆炸。同时机泵在运行过程中会产生振动，从而使与之相连的管线产生应力拉伸及疲劳老化而导致管线破裂，使天然气泄漏引起火灾爆炸。而且，机泵在运行过程中的振动会增加其他部件的疲劳损坏，缩短设备的使用寿命，导致机泵故障的频发，从而进一步引起火灾爆炸事故的发生。（3）站内用截止阀、球阀、安全阀等阀门较多，其密封件易损坏，也可能出现阀门砂眼及裂缝破坏或开启、关闭、调压等功能失效，其结果造成系统可燃介质泄漏或操作145、失控。因此，工艺流程中的各种阀门使系统中可能发生泄漏的薄弱部位，其中安全阀和调压阀易于出现不能起跳和不能调压等故障，可能造成系统超压破坏，引起介质泄漏，引发火灾爆炸事故，使防范阀门类事故的重点。（4）储罐区场地地质不符合安全要求，当出现坡表滑坡等情况时，易损坏储储罐，造成天然气泄漏。（5）储压设备较多，多属压力容器，如果不定期监测和监察管理，当其承压能力下降至承载能力时，可导致爆炸事故。9.4工艺过程主要危险有害因素分析（1）系统管道、设备中的天然气具有一定压力和流速，放空、卸料中容易产生静电，出入站场的人员不穿防静电服装也可能产生静电，静电放电在天然气等可燃物料泄漏时常常是引发火灾爆炸事故的146、重要点火源。（2）操作人员未按操作规程操作，有可能致使加注机憋压，若安全阀故障不动作，造成站内管到、阀门、设备超压运行，甚至造成天然气泄漏和火灾爆炸事故。（3）人员在操作维修各供电设施、电器设备时，存在电击伤亡、电弧灼伤和设备短路损坏等事故危险。（4）维修作业时如果容器或管道末放空、带压操作甚至动火，容易造成高压伤人，引起火灾爆炸事故。（5）天然气流动会产生大量静电，作业过程中，若未将接地线与车辆相连，或接地设施失效不能消除静电，则可能产生静电火花引起火灾爆炸。（6）加气车辆停在加气位置后，要先熄火再加气，如不熄火或汽车突然启动，有将加气枪拉断、引起火灾爆炸的可能。（7）泵、加注机等是站内噪声147、源，噪声超标对人体有一定危害。9.5对主要危害因素采取防范措施9.51自然危害因素的防范措施（1）xx县的抗震设防烈度为8度，加注站站内LNG储罐基础按9度设计，其余加气罩棚、设备基础、电气仪表间、站房、办公楼等均按地震设防烈度8度进行抗震设计。（2）山东xxLNG储配调峰及加注站站址选择应避开不良地质地段，减少自然危害因素的影响。（3）山东xxLNG储配调峰及加注站建、构筑物均属二类工业防雷建筑，设计采用避雷带（针）防直击雷，并在屋顶设置与避雷带共同构成的金属网防感应雷。9.5.2 生产过程中危害因素的安全防范措施（1）山东xxLNG储配调峰及加注站站址远离居民区，交通便捷，与周围道路、建筑148、物、高压线路留有足够安全距离，符合建筑设计防火规范（GB500162006）、城镇燃气设计规范（GB500282006）以及液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（国家能源局，2011年11月1日实施）之规定。（2）山东xxLNG储配调峰及加注站储罐区、卸车区和加气区均设置可燃气体泄漏报警装置。（3）本山东xxLNG储配调峰及加注站输气系统的管道及设备均按设计要求进行制作、采购、安装，并进行强度试验和严密性试验，使在生产操作过程中气体泄漏极微。集中放散管按要求设置，并应高出周围25m范围内建构筑物2米以上，且高出地面10米以上。（4）站内管道的施工及验收将严格执行现行的国家有关规范之规定。（5149、）为了防止触电事故并保证检修安全，多处操作的设备拟设机旁事故开关操作指示标牌、安全标志、事故照明或应急照明，有关设备设置必要的接零接地或漏电保护装置。在危险的场所、部位设置相应的安全防护栏杆等防护措施。（6）加注机旁都设有防撞柱，防止车辆碰撞设备引起事故。（7）遵守有关规定，完善安全防火设施，保障职工安全。（8）按劳动法的有关规定，确保职工的劳保待遇，同时对加注站、事故抢修维修人员的工作服要求必须采用棉制品，加强防暑降温饮品的发放工作。（9）定期对职工进行身体检查本工程经采取上述措施后，安全卫生设施，劳动保护比较完善，有害气体防范、防火、防爆及其它安全卫生方面，达到了“保证安全生产、保护职工身150、心健康”的目的。本工程的生产对象为液化天然气。天然气站内储存、加注属甲类火灾危险性区域，按有关规定进行消防设计，其它区域属一般性区域。10职业卫生10.1设计依据工业企业设计卫生标准GBZ1-2002工业企业厂界噪声标准及测量方法 GB1234812349-90爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92城镇燃气设计规范GB50028-2006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（国家能源局，2011年11月1日实施）汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006年版）建筑物防雷设计规范GB5005794（2000年版）压力151、容器安全技术监察规程质技监局锅发1999154号10.2职业病危害因素分析10.2.1 自然因素自然危害因素包括气温、雷电、暴雨、地震和风向等产生的危害。10.2.2 生产过程中职业危害因素（1）震动和噪音LNG潜液泵在运行过程中会同时产生震动和噪音。噪音干扰影响信息交流，听不清谈话或信号，促使误操作发生率上升容易造成工伤事故，影响安全生产。（2）中毒本工程充装与输送的气体为天然气，长时间接触会引起急性中毒，出现头昏、呕吐、乏力、甚至昏迷等症状，影响安全生产。（3）火灾爆炸本工程充装与输送的气体的天然气为易燃易爆物质，操作不当造成泄漏会引起火灾乃至爆炸。冻伤事故、火灾事故、爆炸事故均能造成人员152、的伤亡和财产的损失。10.3职业病危害防护措施10.3.1自然危害因素的防范措施（1）xx县的抗震设防烈度为8度，加注站站内LNG储罐基础按9度设计，其余加气罩棚、设备基础、电气仪表间、站房等均按地震设防烈度8度进行抗震设计。（2）山东xxLNG储配调峰及加注站站址选择应避开不良地质地段，减少自然危害因素的影响。10.3.2 生产过程中危害因素的安全防范措施（1）山东xxLNG储配调峰及加注站站址交通便捷，与周围道路、建筑物、高压线路留有足够安全距离，符合建筑设计防火规范（GB50016-2006）、城镇燃气设计规范（GB50028-2006）、液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（国家能源153、局，2011年11月1日实施）之规定。（2）LNG储罐区、卸车区和加气区均设置可燃气体泄漏报警探头。（3）本站输气系统的管道及设备均按设计要求进行制作、采购、安装，并进行强度试验和严密性试验，使在生产操作过程中气体泄漏极微。（4）站内管道的施工及验收将严格执行现行的国家有关规范之规定。（5）为了防止触电事故并保证检修安全，多处操作的设备拟设机旁事故开关操作指示标牌、安全标志、事故照明或应急照明，有关设备设置必要的接零接地或漏电保护装置。在危险的场所、部位设置相应的安全防护栏杆等防护措施。（6）加注机旁设有防撞柱，防止车辆碰撞设备引起事故。10.3.3 管理措施（1）遵守有关规定，完善安全防火设154、施，保障职工安全。（2）按劳动法的有关规定，确保职工的劳保待遇，同时对企业加注站、事故抢修维修人员的工作服要求必须采用棉制品，加强防暑降温饮品的发放工作。（3）定期对职工进行身体检查本工程经采取上述措施后，安全卫生设施，劳动保护比较完善，有害气体防范、防火、防爆及其它安全卫生方面，达到了“保证安全生产、保护职工身心健康”的目的。10.4职业卫生专项投资概算本加注站职业卫生专项投资包含在管理费用内。10.5预期效果通过对项目中存在的危害因素进行了充分论述，提出了合理可行的安全对策措施，得出以下结论：（1）加注站的选址、总平面布置满足加注站建设的安全要求，符合工业卫生的控制标准。（2）对可能存在天155、然气泄漏的工作场所进行严格监控，消除燃气零星泄漏时对劳动人员造成危害的可能性。（3）设专职人员承担员工培训和工作保护职责，定期安排劳动人员进行体检和救护设施的维护。11结构与定员11.1 工作制度全年工作日为330天，生产人员采用三班倒工作制。11.2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、工程师、班长及其它管理岗位，LNG汽车加注系统主要岗位职责如下：（1）站长隶属公司领导，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。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）工程师主156、要负责全站的技术和安全工作。（4）班长对本班的工作负全部责任。（5）加注工在班长的领导下，负责给车辆加注天然气。（6）其他管理人员按岗位各负其责。11.3劳动组织及定员根据建设部（85）城劳字第5号关于城市各行业编制定员试行标准的有关规定，结合本工程的规模，充分考虑市场经济体制的要求，按照统一管理、人员统一调度的原则，劳动组织及定员如下：表11-1 劳动定员编制表序号岗位在岗人数班/日小计文化程度专业技能1站长111大学或大专燃气，机械2副站长212大学或大专燃气，机械3工程师414大学或大专燃气，机电4财务人员212大专或中专财会5站房操作224大专或中专机，电，仪6加气工（含班长）326中157、专7维修维护236大专或中专机，电，仪8司机111中专9调度人员224大专或中专工程管理10应急储配部236大学或大专机，电，仪合计3611.4 人员培训本项目是一个技术密集型企业，是一门汇集了多学科多专业的高新技术产业。它设计到燃气、低温基础知识；压力容器、压力管道的安全运行管理；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应急调峰及加注站不只是进行卸车、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培训，使职工在燃气、设备、压力容器、真空管道、自动158、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，作到平时安全操作，战时有条不紊。 12项目实施规划12.1 项目实施原则（1）集中力量统一调度，及早建成本项目，作为LNG汽车加注站的示范工程。（2）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。（3）掌握关键工程，把握重点和工期较长的子项工程，以利于控制进度。（4）开工后平行作业，交叉施工，节约时间。（5）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。（6）工期预先安排时尽量做到合理把握时159、机，适当提前安排，留出必要的时间余量。12.2 实施计划本项目实施规划从项目前期开始工作之日起，计划用8个月的时间建成并试车投产。:项目初步进度计划见表12-1：表12-1 项目初步进度计划表 年月份阶段20xx第二年备 注91011121234可研报告编制及审批安全预评价报告编制及审批工程设计土建施工设备购置安装调试试车投产13经济评价13.1项目实施进度该项目为xx山东xxLNG储配调峰及加注站可行性研究报告，该项目建设期为一年。13.2基础数据本次经济评价所采取的基础数据，部分由建设单位提供，部分参照同类工程确定。13.3编制依据（1）投资估算：依据主要工程量及设备生产厂家的报价和询价，160、按照工程所在地物价水平及类似项目。（2）取费依据：参照中国石油天然气总公司（95）中油基字79号文和全国统一市政工程预算定额山东省单位估价表估算，建筑工程参考山东省建筑工程综合预算定额。13.4投资估算与资金筹措该项目投资包括：站内投资、投资方向调节税、建设期利息和流动资金等。投资估算见表13-1。表13-l 投资估算表(万元)序号工程和费用名称概算价值（万元）备注建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计一工程费1站区工艺设备安装420544742热工设备及安装454493电气设备及安装120131334自控设备及安装140151555消防给排水安装1501201626土建78607867总161、图及绿化1818第一部分小计8048759801777二其他费用1设计费30302站外供电工程费用25253定员培训费用664办公家具购置费用555置换通气开车试运行446电话通讯0.80.87建设单位管理费12128建设监理费25259征地费202.5202.5小计310.3310.3两项费用合计80487598310.32087.3预备费0总值2087.3建设期利息00铺底流动资金0146总投资2233.313.4.1固定资产投资a）工程费为1777万元。b）其它费用为310.3万元。c）预备费为0万元。13.4.2固定资产投资方向调节税根据国家规定该项目税率取零。13.4.3流动资金估算162、流动资金采用详细估算法，估算值为146万元，见流动资金估算表（附表13-2）。13.4.4建设期利息本项目建设期利息为0万元。13.4.5资金筹措根据实际情况，本项目资金主要来自自有资金。详见投资使用计划与资金筹措表（附表13-3）。13.4.6项目总投资项目总投资=固定资产投资+投资方向调节税十流动资金+建设期利息=2087.301460=2233.3万元13.5成本与费用估算13.5.1生产成本费用估算依据（1）折旧费：按直线折旧法折旧，综合折旧年限20年，残值按照5%计取。（2）修理费：按折旧费的40计取。（3）材料费：a电费：耗电量为448.8103kwh/a，电价按 1.0元/ kw163、h计。b水费：耗水量为4.42103 m3/a，水价按 3.42元/ m3计。c天然气费：漏气耗量为42.5104Nm3/a，天然气价格按3.6元/ m3计。（4）人员工资：劳动定员36人，人员工资按4.3万元/a.人计。（5）职工福利费：按人员工资的15%计。（6）财务费用：固定资产投资借款和流动资金借款利息计入财务费用。（7）销售费用：按销售收入的0.5%计取。（8）管理费：按人员工资和职工福利费的0.9倍计。13.5.2生产成本费用估算成本估算值见总成本费用估算（附表13-4）。13.6销售税金及附加13.6.1销售收入的估算本项目民用天然气价格为3.6元/m3，车用天然气价格为4.20164、元/m。13.6.2销售税金及附加估算本项目应交纳的销售税金包括：增值税、教育费附加和企业所得税。a）增值税：根据国家规定天然气增值税为13%，价格按销项税减进项税计算。b）教育附加：根据国家规定取增值税的3。年销售收入和年销售税金及附加估算详细情况见附表13-5。13.6.3利润的估算及分配利润总额=年销售收入-年总成本费用-年销售税金及附加企业所得税=利润总额25税后利润为可供分配利润，按可供分配利润的20提取盈余公积金，其余为应付利润和未分配利润，详见损益表。（附表13-6）。13.7资金来源与应用本工程资金来源与应用情况见附表13-7。13.8资产负债本工程资产负债情况见附表13-8。165、13.9财务评价13.9.1盈利能力分析通过分析计算，所得税后内部收益率为25.31%，财务净现值为1070万元，投资回收期为7.1年；所得税前内部收益率为21.69%，财务净现值为2081万元，投资回收期为5.5年（附表13-9）。从以上计算结果看，该项目财务评价指标满足行业基准要求，在财务上是可行的。13.9.2敏感性分析本项目就固定资产投资、经营成本、销售价格及购入价格的变化对税后内部收益率的影响作了敏感性分析。分析结果见敏感性分析表、敏感性分析图：表13-10敏感性分析表变化幅度经营成本工程投资售气价格购气价格售气量基准收益-10.00%17.35%14.42%8.21%23.58%9166、.71%12.00%-5.00%16.62%14.87%11.41%19.74%12.58%12.00%0.00%15.31%15.31%15.31%15.31%15.31%12.00%5.00%14.69%16.12%19.52%11.69%17.60%12.00%10.00%13.58%16.58%23.68%8.56%19.40%12.00%图13-l 敏感性分析图由敏感性分析图得出本项目对售气价格和购气价格非常敏感，对经营成本和售气量较为敏感，对工程投资较不敏感。可以看出，当购气价格上升4%左右时，其财务内部收益率不能满足行业要求，售气价格下降2%时，其财务内部收益率不能满足行业要求，167、所以该项目具有一定的抗风险能力。13.9.3盈亏平衡分析以生产能力利用率表示的盈亏平衡点（BEP）其公式为：BEP=年固定成本/（年销售收入-年可变成本-年销售税金）=565.1/（6486.6-5328.7-166.3）100%=56.99%计算表明，该项目只要达到设计能力的56.99%，企业即可保本运营，因此该项目具有较好的经济性能。14结论和建议14.1结论经上述技术和经济论证分析，本项目在民用天然气价格为3.6元/m3，车用天然气价格为4.20元/m3的情况下，各项经济指标能满足行业基准要求，因此该项目在经济上可行。该工程的建设对改善城镇环境、节约能源，提高人民生活水平，改善投资环境起168、到重要的作用；工程的社会效益、环境效益和经济效益是明显的，因此该工程是切实可行的。14.2建议（1）本工程投资估算未考虑物价上涨因素。（2）可研报告中山东xxLNG储配调峰及加注站平面布置按照国家相关规范制作，鉴于本项目的特殊性，需得到消防部门的初步确认。（3）本项目包含城镇应急调峰用气，确保民生，本可研不考虑盈利，是一项公共服务事业，望政府在政策上给与支持。（4）建议生产过程中加强资金回收力度，加快资金周转，减少流动资金占用，提高流动比率和速度比率，降低经营风险。（5）由于本工程是一项利国利民的环保项目，具有较大的社会效益和环境效益，但是该项目投资回收期较长，因此，希望政府有关部门对该项目的169、建设在政策上给予大力支持，以便该项目早日建成投产。附表13-2 流动资金估算表序号年份最低周转天数周转次数建设投产期达到设计能力生产期项目12345678910111213141516171819201流动资产60.3176.4176.4176.4176.4176.4176.4176.4176.4176.4176.4176.4176.4176.4176.4176.4176.4176.4176.4176.41.1应收帐款13605.616.516.516.516.516.516.516.516.516.516.516.516.516.516.516.516.516.516.516.51.2存货9170、4045138138138138138138138138138138138138138138138138138138138外购原料44.8136.0136.0136.0136.0136.0136.0136.0136.0136.0136.0136.0136.0136.0136.0136.0136.0136.0136.0136.0燃料0.220.680.680.680.680.680.680.680.680.680.680.680.680.680.680.680.680.680.680.68动力(水)(电)0.381.161.161.161.161.161.161.161.161.161.161.171、161.161.161.161.161.161.161.161.161.3现金20189.322.022.022.022.022.022.022.022.022.022.022.022.022.022.022.022.022.022.022.02流动负债10.130.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.62.1应付帐款218010.130.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.630.63流172、动资金501461461461461461461461461461461461461461461461461461461464流动资金增加额50960000000000000000005流动资金借款6利 息附表13-3 投资使用计划与资金筹措序号年份合计建设期建设投产期达到设计能力生产期项目12345678910111213141516171819201总资金2233.31.1固定资产投资2087.32087.31.2建设期利息00.01.3流动资金146146.02资金筹措0.02.1自有资金2233.32233.3其中：用于流动资金0.02.2引资0.00.02.3贷款0.00.0附表13173、-4 总成本费用估算序号年份建设期建设投产期达到设计能力生产期项目1234567891011121314151617181920生产负荷(万m3)56017001700170017001700170017001700170017001700170017001700170017001700170017001外购原料1792 5440 5440 5440 5440 5440 5440 5440 5440 5440 5440 5440 5440 5440 5440 5440 5440 5440 5440 5440 2燃料9 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27174、 27 27 27 27 27 27 3动力(水)(电)15 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 46.4 4工资及福利59 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 5折旧费36 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 175、110 110 110 110 110 110 110 110 6摊销费11 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 7修理费14 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 8租地费0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9利息支出0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10管理费用108 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 2176、16 216 216 216 216 216 216 216 216 11总成本费2045 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 其中 固定成本229 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 可变成本1816 5514 5514 5514 5514 5514 5514 5514 5514 5514 5514 5514 5514 551177、4 5514 5514 5514 5514 5514 5514 12经营成本1998 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 附表13-5 年销售收入和年销售税金及附加序号项 目建设投产期达到设计能力生产期1234567891011121314151617181920万元万元万元万元万元万元万元万元万元万元万元万元万元万元万元万元万元万元万元万元1销售收入2210.9 6711.6 6711.6 6711.6 6711.6 6711.6 6711178、.6 6711.6 6711.6 6711.6 6711.6 6711.6 6711.6 6711.6 6711.6 6711.6 6711.6 6711.6 6711.6 6711.6 2销项税(13%)287.4 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 872.5 3进项税234.9 713.2 713.2 713.2 713.2 713.2 713.2 713.2 713.2 713.2 713.2 713.2 7179、13.2 713.2 713.2 713.2 713.2 713.2 713.2 713.2 4增值税（2-3）52.5 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 5城市维护建设税（5%）2.6 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 6教育附加(3%)1.6 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 180、4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 7销售税金及附加56.7 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 附表13-6 损益表序号年份建设投产期达到设计能力生产期项目12345678910111213141516171819201销售收入2211 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6181、712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 2销售税金及附加57 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 172.0 3总成本费用2045 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 6096 4利润总额109 443 443 443182、 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 5弥补以前年度亏损6应纳税所得额109 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 443 7所得税（25%）27 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 8税后利润82 332 332 332 332 332 332 332 332 332 332 332183、 332 332 332 332 332 332 332 332 9盈余公积金（10%）8 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 10盈余公益金（5%）4 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 11未分配利润70 283 283 283 283 283 283 283 283 283 283 283 283 283 283 283 283 283 283 283 12累计未分配利润70 352 635 917 1200 1482 1765 20184、48 2330 2613 2895 3178 3460 3743 4025 4308 4591 4873 5156 5438 13累计盈余公积金、公益金12 62 112 162 212 262 311 361 411 461 511 561 611 661 710 760 810 860 910 960 附表13-7 资金来源与应用序号年份合计建设投产期达到设计能力生产期项目12345678910111213141516171819201资金来源2390 586 586 586 586 586 586 586 586 586 586 586 586 586 586 586 586 586 5185、86 586 1.1利润总额1094434434434434434434434434434434434434434434434434434434431.2折旧费36 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 1.3摊销费10.9 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 33.0 1.4长期资金借款01.5流动资金借款1.6自有资金2233.3 1.186、7其他0.0 1.8回收固定资产余值1.9回收流动资金2资金运用2164.7 206.4 110.8 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 2.1固定资产投资2087.3 2.2建设期利息0.0 2.3流动资金50 96 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.4所得税27 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 2.5长期借款本金偿还00000000187、0000000000002.6流动资金借款偿还3盈余资金224.8 379.7 475.2 475 475 475 475 475 475 475 475 475 475 475 475 475 475 475 475 475 4累计盈余资金224.8 604.4 1079.6 1555 2030 2505 2981 3456 3931 4406 4882 5357 5832 6307 6783 7258 7733 8208 8683 9159 附表13-8 资产负债表序号年份建设投产期达到设计能力生产期项目12345678910111213141516171819201资产4357 2664188、 3036 3409 3782 4155 4528 4901 5274 5647 6020 6393 6766 7139 7512 7885 8258 8631 9004 9377 1.1流动资产总值285 781 1256 1731 2207 2682 3157 3632 4107 4583 5058 5533 6008 6484 6959 7434 7909 8385 8860 9335 应收帐款6 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 存货45 138 138 138 138 138 138 138 138 13189、8 138 138 138 138 138 138 138 138 138 138 现金9 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 累计盈余资金225 604 1080 1555 2030 2505 2981 3456 3931 4406 4882 5357 5832 6307 6783 7258 7733 8208 8683 9159 1.2在建工程2087 1.3固定资产净值1985 1883 1780 1678 1576 1474 1371 1269 1167 1065 962 860 758 655 553 45190、1 349 246 144 42 1.4无形及递延资产净值2负债及所有者权益10 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 2.1流动负债总额10 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 应付帐款10 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 短期借款其中：流动资金借款2.2长期借款0 负债小计（2.1+2.2）10 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 3191、1 31 31 31 31 31 31 31 31 2.3所有者权益2315 414 747 1079 1412 1744 2076 2409 2741 3074 3406 3739 4071 4403 4736 5068 5401 5733 6066 6398 自有资金2233 累计盈余公积金、公益金12 62 112 162 212 262 311 361 411 461 511 561 611 661 710 760 810 860 910 960 累计未分配利润70 352 635 917 1200 1482 1765 2048 2330 2613 2895 3178 3460 374192、3 4025 4308 4591 4873 5156 5438 资产负债率(%)0.23 1.15 1.01 0.90 0.81 0.74 0.68 0.62 0.58 0.54 0.51 0.48 0.45 0.43 0.41 0.39 0.37 0.35 0.34 0.33 计算指标流动比率(%)0.0 2549.0 4100.5 5652.0 720387551030611858134091496116512180641961521167227182427025821273732892430476速动比率(%)0.0 2099.0 3650.5 5202.0 6753.5 8305.0 193、9856.5 11408.0 12959.5 14511.0 16062.5 17613.9 19165.4 20716.9 22268.4 23819.9 25371.4 26922.9 28474.4 30025.9 附表13-9 现金流量表（全部资金）序号年份建设投产期达到设计能力生产期项目12345678910111213141516171819201现金流入2211 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 1.1销售收入2211 671194、2 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 6712 1.2回收固定资产余值1.3回收流动资金2现金流出4219 6382 6382 6382 6382 6382 6382 6382 6382 6382 6382 6382 6382 6382 6382 6382 6382 6382 6382 6382 2.1固定资产投资2087 2.2流动资金50 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146 146195、 146 146 146 146 2.3经营成本1998 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 5954 2.4销售税金及附加57 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172 172 2.5所得税27 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 3净196、现金流量-2009 329 329 329 329 329 329 329 329 329 329 329 329 329 329 329 329 329 329 329 4累计净现金流量-2009 -1679 -1350 -1020 -691 -361 -32 298 627 957 1286 1616 1945 2275 2604 2934 3263 3593 3922 4252 5所得税前净现金流量-1981 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 6累计所得税前净现金流量-1981 -1541 -1101 -660 -220 220 661 1101 1541 1981 2422 2862 3302 3743 4183 4623 5064 5504 5944 6384 计算指标所得税后所得税前财务内部收益率（FIRR）15.31%21.69%财务净现值（FNPV）：IC=8%￥1,070￥2,081投资回收期（从建设期算起）7.1 5.5