1、XXXXXXXXXXXXX有限公司农业综合开发项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX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58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 概述41.1项目概况41.2编制依据41.3主要研究内容51.4主要研究结论51.5主要技术经济指标表52 项目背景及建设的必要2、性82.1项目建设的背景82.2项目建设的必要性103 市场分析及规模确定143.1产品介绍143.2液化煤层气（LNG）市场分析163.3规模确定184 项目选址及建设条件194.1项目选址194.2建设条件205 技术方案及设备选型235.1技术方案235.2产品方案325.3主要工艺设备选型326 气源供应366.1气源366.2气源供应的可靠性377 总图布置、土建工程及公用工程387.1主要标准及规范387.2总图布局387.3土建工程407.4公用工程438 节能488.1节能原则488.2主要节能措施489 环境保护与消防519.1环境保护519.2消防5210 劳动安全及卫生53、510.1编制依据5510.2劳动安全措施5510.3防洪安全5810.4劳动卫生5811 项目组织管理5911.1项目生产组织管理5911.2项目建设组织管理6112 项目实施进度6313 投资估算与资金筹措6413.1单项投资估算说明6413.2其他费用估算说明6613.3投资估算结果6713.4资金筹措6714 项目招投标6914.1编制依据6914.2项目基本情况6914.3招标方式6914.4招标范围6914.5招标组织形式7015 经济评价7115.1评价依据7115.2基础数据7115.3流动资金估算7215.4项目总投资7215.5投资使用计划与资金筹措7215.6年销售收入和4、年销售税金及附加估算7315.7总成本费用估算7315.8利润总额分配7415.9财务盈利能力分析7515.10清偿能力分析7615.11盈亏平衡分析7615.12评价结论7716 结论7816.1结论7816.2建议781 概述1.1 项目概况项目名称：XX公司30万m3/日煤层气液化项目申报单位：XX公司企业性质：民营法人代表：项目负责人： 项目地址： 1.2 编制依据1、 XX县XX公司30万m/日煤层气液化项目可行性研究报告编制委托书2、石油天然气工程设计防火规范 GB50183-20043、城镇燃气设计规范 GB50028-93(2002版)4、建筑物防雷设计规范 GB50057-15、994(2000版)5、工业企业总平面设计规范 GB50187-936、爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-927、建设项目环境保护管理条例 国务院第253号令8、建设项目环境保护设计规定 （87）国环字002号9、压力容器安全技术监察规程（1999）质监局锅发15410、压力管道安全管理与监察规定 （1996）劳部发140号11、国家有关政策、法律、法规12、XX县XX公司提供的基础资料1.3 主要研究内容本报告对项目建设的必要性、市场分析与预测、工艺技术及设备选型、生产方案、投资估算、经济效益等进行了重点研究分析。1.4 主要研究结论通过调研、分析，本报告认为：随着我国资源6、需求将持续大幅度增加，煤炭作为传统能源的开采力度不断加大，由于瓦斯爆炸而带来的安全事故连接不断，给国家财产和人民的生命安全带来了严重的损失。不仅如此，煤层气的排放对环境造成了严重的危害，使得环境压力越来越大。然而，煤层气本身是一种很好的清洁能源。随着我国能源问题的日益严重，能源供需关系的日益紧张，开发和利用煤层气这种新能源就显得犹为迫切和必要。因此，建立煤层气液化站，充分利用这种资源势在必行。该项目规模总投资(含铺底流动资金) 16801.11万元，投资后年销售收入24189.77万元，达产年年平均上缴税金2535.68万元，内部收益率、投资回收期、投资利润率均优于行业标准，项目可行。1.5 7、主要技术经济指标表主要技术经济指标表序号项目单位数量备注1压缩规模万m/年8959.5销售规模万m/年8511.53序号项目单位数量备注2年工作日天3303公用动力消耗量3.1年消耗量KWH2739.52万3.2年耗水量T1911364全厂劳动定员人405总占地面积亩71.366项目总投资(含全部流动资金)万元19978.65项目规模总投资(含铺底流动资金)万元16801.116.1建设投资万元15439.3 其中：基本预备费万元1110.74 其中：涨价预备费万元6.2建设期利息万元6.3流动资金万元4539.35铺底流动资金万元1361.817营业收入(不含税)万元24189.77生产期平8、均8营业税金及附加万元2535.68生产期平均增值税万元1186.77生产期平均9总成本费用万元16665.68生产期平均10利润总额万元4988.41生产期平均11所得税万元1646.18生产期平均12税后利润万元3342.24生产期平均13财务盈利能力分析13.1财务内部收益率项目投资所得税前%28.34项目投资所得税后%20.24序号项目单位数量备注项目资本金%23.9413.2财务净现值项目投资所得税前万元15702.58ic=12%项目投资所得税后万元7474.9513.3项目投资回收期含建设期静态投资所得税前年4.65静态投资所得税后年5.7动态投资所得税前年5.84动态投资所得税9、后年8.0313.4总投资收益率%26.3713.5项目资本金净利润率%21.6514清偿能力分析年14.1财务比率资产负债率%29.22达产年流动比率%415.84达产年速动比率%294.39达产年14.2借款偿还期年含建设期15盈亏平衡点%24.34生产期平均2 项目背景及建设的必要性2.1 项目建设的背景2.1.1 公司简介2007年7月18日，XX公司于2007年在XX省XX县注册新建一座日产10万m煤层气的压缩站，并拥有CNG车辆运输能力5万方/日。煤层气压缩站项目总投资2000万元，年创利润800万余元。2.1.2 项目提出的背景一、 我国国民经济的发展使得煤矿瓦斯抽放利用成为必然10、。随着我国经济的快速发展，经济规模将进一步扩大。工业化、城镇化和现代化建设的推进，居民消费结构逐步升级，资源需求将持续大幅度增加。而人口众多、资源相对不足、环境承载能力较弱，是我国的基本国情，这一基本国情使得能源资源问题成为关系到我国经济社会发展全局的一个重大的战略问题。因此，合理利用已有能源，开发新能源，是保护可持续发展的重要举措。我国具有丰富的煤炭资源，在一次能源中煤炭的比例占70%以上，长期以来，瓦斯作为煤矿“第一杀手”不仅对煤矿的生产安全和矿工生命安全构成了严重的威胁，而且还是一种具有强烈温室效应的有害气体。煤层气随着煤炭的开采泄漏到大气中，会加剧全球的温室效应、破坏臭氧层，但同时煤层11、气也是一种清洁、高效、安全的新型能源，它热值高、无污染，可用做电站燃料、工业用燃料、居民生活燃料，1m3煤层气热值相当于1.13L汽油和1.22kg标准煤。而如果能对煤层气进行回收利用，在采煤之前先采出煤层气，煤矿生产中的瓦斯将降低70%到85%。我国煤层气资源丰富，居世界第三。每年在采煤的同时排放的煤层气在130亿立方米以上，合理抽放的量应可达到35亿立方米左右，除去现已利用部分，每年仍有30亿立方米左右的剩余量，加上地面钻井开采的煤层气50亿立方米，可利用的总量达80亿立方米，约折合标煤1000万吨。在当前我国天然气的供应不足，严重制约我国经济可持续发展的情况下，煤层气资源的开发和利用，对12、缓解我国能源供应紧张状况，意义重大。二、 政府政策的支持为煤矿瓦斯（煤层气）的开发提供了可靠的保障。我国政府一直重视煤层气的开发利用。从20世纪80年代就开始鼓励煤层气利用，并且建立了煤层气工程技术中心和国家重点实验室，与此同时，我国政府把煤矿瓦斯的开发利用工作正式纳入“中国节能基本建设投资计划”，将煤层气的勘探开发研究列入“八五”至“十五”科技发展攻关项目。1996年颁发的中华人民共和国煤炭法明确规定“中国政府鼓励开发利用煤层气”，成立了中联煤层气有限责任公司，把开发利用煤层气作为一个产业来扶持，并相继出台了一系列优惠政策，主要包括进口设备税减免、免征矿区使用费以及其它税收的减免等。199813、年实施的当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录以及鼓励外商投资产业目录也将煤层气的勘探、开发和利用列入其中；在中国二十一世纪议程中国二十一世纪人口、环境与发展表皮书中，明确中国能源与环境发展的战略政策为：“贯彻开发与节约并重的方针，改善能源结构与布局，能源工业的发展以煤炭为基础，积极开发石油天然气（含煤层气），依靠科技进步，提高能源效率，合理利用能源资源，减少环境污染，”2006年，我国已经将煤层气开发列入了“十一五”能源发展规划，煤层气产业化发展迎来了较好的发展契机。2010年的煤层气开发目标是：开采比例达到90%以上；煤矿瓦斯抽采率达到50%以上；瓦斯（煤层气）抽采量达到100亿立方米14、。2010年，全国矿井瓦斯利用总量将达到50亿立方米以上，利用率50%以上。其中，民用和工业燃气利用量20亿立方米以上，发电利用量30亿立方米以上。 为了进一步提高煤层气综合利用产业化水平及效果，推动煤层气产业优化升级，促进嘉峰区域煤层气液化向小区化、城镇化方向发展，经多方考察，XX县XX公司决定在原压缩站厂址的基础上新建300000 m3/d LNG液化煤层气厂一座。公司于2008年7月和萨摩亚美中能源有限公司签订了原料气（煤层气）供气协议，可保障新建液化煤层气项目原料供给。XX公司接受委托，对XX县XX公司30万m/日煤层气液化项目进行了可行性研究。2.2 项目建设的必要性一、 项目的建设15、为煤炭事业的安全生产提供了安全保障煤矿瓦斯（煤层气）爆炸事故时煤矿安全生产的最大威胁之一。仅根据最近15年的统计，因瓦斯事故而死亡的人数约占煤炭行业工伤事故死亡人数的30%-40%，占重大事故的70%-80%，直接经济损失超过500亿元。抽放煤层气是减少矿井瓦斯涌出量，防止瓦斯事故的根本性措施。如果能在采煤之前3-5年预抽煤层气，可以使煤矿生产中的瓦斯涌出量降低70%-85%。如果煤层气能得到充分利用，至少大型煤矿的安全事故可以大大降低。利用多分支羽状井等世界领先技术，可以有效解决低渗煤层煤矿区瓦斯治理问题，在3到4年的时间里可以使抽采率达到85%以上。早在1994年，XX煤业集团就与美国一能16、源公司合作，在国内率先进行煤层气的地面开采，建成我国第一口煤层气地面抽采示范井。经过多年的探索和实践，XX煤业集团已掌握了拥有自主知识产权，包括钻井、压裂、排采、集输等技术在内的自成体系的煤层气地面抽采成套技术，建成了国内最大规模的地面煤层气抽采井群，实现了煤层气的规模化、商业化开发。此外，中联公司、大宁公司、中石油公司也在XX市从事煤层气的地面抽采。目前，全市已建成地面煤层气抽采井1764口，地面煤层气年抽采能力达到12亿立方米以上。XX县XX公司15万m/日煤层气液化项目将使XX市的瓦斯抽放与综合利用能力进一步提高，从根本上预防瓦斯（煤层气）爆炸事故，为煤炭的生产提供安全的保障。 二、项目17、的建设能促使煤层气的广泛利用，从而可以缩小能源供需缺口，改善能源供给结构煤层气是我国常规天然气最现实、最可靠的替代能源，开发和利用煤层气可以有效地弥补我国常规天然气在地域分布和供给量上的不足。通过液化煤层气厂将大量的煤层气液化用于工业建设和民用燃气，首先可以缩小能源供需缺口。能源供给可能是中国经济发展在较长一段时间内无法回避的硬约束。我国的煤层气含量丰富，与天然气储量相当。初步测算数据表明，中国拥有丰富的煤层气资源，浅层煤层气资源量达30至35万亿m，仅次于俄罗斯和加拿大，位居世界第三，大大高于美国11万亿m的煤层气资源量。合理开发利用煤层气，可以在一定程度上缓解能源供给不足的矛盾。其次，有利18、于改善能源供给结构。中国的能源消费结构不尽合理，天然气仅占2.2%，远远落后于23.5%的世界平均水平。随着终端能源需求逐步向优质高效洁净能源转化，天然气的需求迅速增长，我国天然气需求量2010年将达到1120亿立方米，而国内天然气供应能力，到2010年最高只能达800亿立方米，人均占有量极低，不足世界人均占有量的10%。专家估计，中国在2010年、2015年和2020年，天然气供需缺口分别为300亿立方米、650亿立方米和1000亿立方米，这为煤层气提供了广阔的市场空间。开发利用煤层气可将天然气在能源消费构成中的比重由目前的不到3%提高到2010年的10%。 三、项目的建设为发展循环经济，倡19、导绿色消费提供了条件循环经济是一种以资源的高效利用和循环利用为核心，以“减量化、再利用、资源化”为原则，以低消耗、低排放、高效率为基本特征，符合可持续发展理念的经济增长模式，是“大量生产、大量消费、大量废弃”的传统增长模式的根本变革。发展循环经济，可以解决经济与环境之间长期存在的矛盾，实现社会资源的综合利用，优化相互间资源的配置，达到经济与环境的双赢。煤炭产业的循环经济就是要实现煤炭产业资源的最大利用，煤层气作为煤炭产业的一种伴生、共生产品，使其的价值充分利用实现了煤炭产业的循环经济运行。煤层气是吸附于煤层中的天然可燃气体，甲烷含量高达90-99%，是一种优质清洁能源。利用煤层气进行工农业生产20、，倡导绿色消费一方面可以减少甲烷对大气的污染，另一方面，代替了煤、石油及副产品作为燃料可以减少SO2及粉尘的排放量，使人类的消费不影响大自然的环境与物种生存，为达到统筹人与自然和谐发展的目标，实现人类社会的和谐发展和全面进步做出贡献。 综上所述，该项目建设是非常有必要的。3 市场分析及规模确定3.1 产品介绍1.煤层气煤炭形成过程中，在高压和厌氧的条件下产生大量气体，其成分主要是甲烷（占85%以上），吸附在煤体上，成为煤层气，在采煤过程中通常称为“瓦斯”。在煤炭开采过程中，由于煤体卸压，煤层气在煤体上的吸附平衡条件受到破坏，大量的煤层气就会释放出来。因为瓦斯爆炸和瓦斯突出事故是煤矿安全的最大威21、胁，所以瓦斯被认为是对煤矿开采最危险地有害气体。甲烷还是一种会产生强烈温室效应的温室气体，其温室效应约为CO2的21倍，在大气环境中，甲烷对全球温室效应的贡献率高达18%，仅次于CO2。煤层气大量排入大气将导致气候变暖，影响全球环境。世界煤炭开采活动每年排放的甲烷达360-580亿立方米，约占全球甲烷排放量的5-8%。但是，煤层气又是洁净的高热值的非常规天然气，是一种能源资源，如能综合利用，将会收到增加洁净能源供应，改善煤矿安全，保护全球环境等多重效益。2.煤层气与天然气的区别人们习惯把与石油共生的天然气称为常规天然气，简称天然气。把煤成气、煤层气、生物沼气、煤化气、油页岩、沙岩、高压水域、常22、压梯度水域、超深层水域、石脑油、水合物等所含的天然气，统称为非常规天然气。无论常规和非常规天然气，成分大多相同。煤层气的成分主要是甲烷，一般大于70%，最高达98%以上，其余为少量的CO2、N2、H2等。天然气的成分中，甲烷占85%、乙烷（C2H6）占10%、丙烷（C3H8）占3%左右，其余有少量的丁烷（C4H10）、戊烷（C5H12）等的蒸汽和其他杂质。3.我国煤层气利用前景广阔 瓦斯爆炸和突出一直是我国煤矿的主要事故，抽放煤层气是减少矿井甲烷涌出量，防止瓦斯事故的根本性措施。我国煤层气年排放量约为80-100亿立方米，占全球煤层气排放量的1/4。煤层气作为一种洁净的高热值能源资源，其回收利23、用前景十分广阔，同时还具有保护全球环境，改善煤矿安全和增加新能源供应等多重效益。4.XX市XX煤田的煤层气成分与天然气基本相同 XX市XX煤田不仅有丰富的煤层气资源，而且具有得天独厚的开采条件。XX盆地资源量估计达5.5万亿立方米，预计年产量可以超过30亿立方米。目前，亚美大宁能源有限公司、XX蓝焰煤层气有限公司、中联煤层气有限公司、萨摩亚美中能源有限公司等公司已在大宁、李庄、枣园等地建成煤层气地面抽放井，经过试采和化验分析，成分与天然气基本相同，气质较好，甲烷含量高，含硫（H2S）极少，且基本不含其它杂质。5.LNGLNG（Liquefied Natural Gas）,即液化天然气的英文缩写24、。LNG是通过在常压下气态的天然气冷却至-162，使之凝结成液体。天然气液化后可以大大节约储运空间和成本，而且具有热值大、性能高等特点。3.2 液化煤层气（LNG）市场分析1. 中国LNG市场情况LNG是一种清洁、高效的能源。由于进口LNG有助于能源消费国实现能源供应多元化、保障能源安全，而出口LNG有助于天然气生产国有效开发天然气资源、增加外汇收入、促进国民经济发展，因而LNG贸易正式成为全球能源市场的新热点。 2005年1-12月，中国液化天然气进口数量为482 796.00千克，用汇182 361.00美元；2005年1-12月中国液化天然气出口数量为209 677.00千克，创汇94 25、350.00美元。 2006年1-12月，中国液化天然气进口数量为687 543 167千克，用汇115 426 165美元；2006年1-12月，中国液化天然气出口数量为150 000.00千克，创汇60 219.00美元。 2007年1-8月，中国液化天然气进口数量为1 686 958 304.00千克，用汇342 641 246.00美元；2007年1-8月，中国液化天然气出口数量为75 000.00千克，创汇34 873.00美元。 通过以上对比数字可以看出，当前中国的液化天然气进口数量远远大于出口数量，市场需求旺盛，并且当前中国的能源结构以煤炭为主，石油、天然气只占到很小的比例，远远26、低于世界平均水平。随着国家对能源需求的不断增长，引进LNG将对优化中国的能源结构，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。 中国对LNG产业的发展越来越重视，中国正在规划和实施的沿海LNG项目有：广东、福建、浙江、上海、江苏、山东、辽宁。这些项目将最终构成一个沿海LNG接收站与输送管网。除广东、福建已经进入正式实施阶段外，其余项目多处在前期准备阶段。 在内陆，中国建成的LNG卫星站已超过40个、调峰站1座、LNG工厂2座，正在建设中的LNG工厂4座，规划中的LNG接收站全部建成后总储存中转能力可达1800万吨/年。中国的LNG产业正处在蓬勃发展阶段27、。 按照中国的LNG使用计划，2010年国内生产能力将达到900亿立方米，而2020年为2400亿立方米。而在进口天然气方面，发改委预计到2020年，中国要进口350亿立方米，相当于2500万吨/年，是目前广东省接收站的总量的7倍。2.项目区周边天然气消费情况 通过调查距离项目生产区不超过1000公里XX省的XX市、XX市、XX市、XX县和XX市，XX省的XX市、XX市、XX市、XX市、XX市和XX市，XX省的XX市、XX市、XX市和XX市以及XX省的城市居民和工业天然气消费。 预计2010年，XX省的主要调查城市天然气需求量为48.95亿立方米，其中居民需求量为5.03亿立方米，化工18亿立28、方米，发电11.22亿立方米，其他工业13.7亿立方米；河南省的主要调查城市天然气需求量为37.51亿立方米，其中居民需求量为9.82亿立方米，化工16.4亿立方米，发电0.3亿立方米，其他工业10.99亿立方米；河北省的主要调查城市天然气需求量为33.52亿立方米，其中居民需求量为7.0亿立方米，工业26.52亿立方米；山东省的天然气需求量为89.4亿立方米，其中居民需求量为8.0亿立方米，化工27.4亿立方米，发电27.0亿立方米，其他工业27.0亿立方米。综上所述：项目建设具有良好的市场潜力和发展趋势。3.3 规模确定 根据投资建设方的资源情况、投资承担能力及产品市场前景，等多方面综合考29、虑：日液化煤层气300000Nm的生产规模是比较经济、合理的。4 项目选址及建设条件4.1 项目选址4.1.1 选址原则1. 有利于城乡统筹、区域统筹及经济、社会可持续发展的原则；2. 符合国家和地方产业政策的原则；3. 符合XX县城乡规划的原则；4. 有利于提升XX县城乡工程和城市空间资源合理配置的原则；5. 保障公共利益尤其是关系人的利益原则；6. 保证城乡安全原则；7. 经济效益、社会效益、环境效益相互协调的原则；8. 有利于项目建设选址合理、投资少、建设快的原则。4.1.2 项目选址根据石油天然气工程设计防火规范要求：液化石油气场站距相邻厂矿企业、100人以上居住区、村镇应大于120米30、，距公路最低不小于30米。该项目厂址初步选在XX县嘉峰镇卧虎庄村，端润公路收费站西侧，美中能源集输总站选址北侧，与美中能源集输总站相隔一条规划20米街道，大部分用地属于沁河河滩冲击区，地势平坦，厂址近梯形，厂址标高只有一半在20年一遇洪水淹没线以上，需考虑防洪度汛问题，按XX县政府规划沁河宽度90m（50年一遇洪水）留够河床宽度，打防洪护石坝（坝身高5m）保安。其选址围墙西邻沁河西岸边，距郭北村215m；东邻端润一级公路，距卧虎庄村290m；南距亚美集输总站80m，距郭南村800m，距下李村1008m；北距豆庄村800m。土地利用规划大部分为滩涂，约71.36亩。4.2 建设条件4.2.1 自31、然条件1.气象该项目区属暖温带大陆性季风气候，主要特征是大陆性气候明显，四季分明。具体气象参数如下：年平均气温 6.5-11.5年平均相对湿度 63%频率最多风向 西北风年平均风速 2.2m/s最高风速 23.0m/s年平均降水量 560-750mm日最大降雨量 176.4mm最大冻土深度 43cm最大积雪深度 21cm无霜期 110-195天年日照时数 2610小时基本风压 0.45KN/m基本雪压 0.30 KN/m设计时综合考虑以上气象条件，保证项目建设和使用。2.地形地貌 项目区块位于太行山南段西侧，地貌区划属剥蚀、侵蚀山地，以低山及丘陵为主，自北向南的沁河贯穿整个矿区，其支流潘河和下32、川河两侧为山涧宽谷。该区块所处山区山地相对高度较低，山顶起伏平缓，并有黄土覆盖，沟谷发育，切割较破碎。 项目选址位于卧虎庄村附近，沁河从场地的西边流过。地势基本平坦。建议项目设计前进行地质勘查，取得详细、准确的资料确保工程建设和运行安全。3.地震 根据建设部发布的建筑抗震设计规范（GB50011-2001）:XX县抗震设防烈度为7度，地震分组第一组，设计基本地震加速度0.10g4.2.2 公用工程条件1.交通条件 项目厂区位于嘉峰镇卧虎庄村，交通条件十分便利，其东侧为端（氏）润（城）公路，向南约10km与XX阳城高速公路相接，向北8km有“十二五”规划的XX高平高速公路，项目产品将采用LNG槽33、车运输，可通过区域高速交通网络运至各地。2.水源供应 该项目每日需补充新鲜水量320m，厂内用水依靠打井取水，采用深井及整装式气压给水设备联合供水。该工程厂内设300m新鲜水池一个，清水泵房一座（与消防泵房合建），用于厂内水循环以及生活、生产用新鲜水补充。目前XX水利部门已在端氏截浅流集中向嘉峰工矿区供水，也可向水利部门申请用水，因此项目水源有保证。3.电力供应 该项目总用电负荷为4000KW，工程用电由XX变电站和XX变电站提供双回10KV电力线。在厂区设置10KV配电装置及变配电所，在变配电所内设应急式柴油发电机，在仪表控制室内设一台容量为20KVA的不间断电源装置（UPS）作为项目备用供34、电电源。4.供热 项目供热负荷较低。冬季采暖采用空调采暖。5.防洪 该工程所在地为沁河岸边，原为沁河漫滩防地，地势平坦；由于沁河无治理堤坝，建设开始要先进行防洪堤坝建设，按水利部门三十年一遇洪水计算沁河防汛宽度为90m标准处浆砌5m高防洪石坝，以保护该项目在沁河雨季上涨时不受到洪水危害，确保洪水排泄畅通。6.通讯该项目区在电信通讯网络覆盖范围内，铺设线路非常方便。5 技术方案及设备选型5.1 技术方案5.1.1 LNG液化厂技术方案的依据国务院特种设备安全监察条例 中华人民共和国质量技术监督检验疫总局压力容器安全技术监察规程 中华人民共和国质量技术监督检验疫总局压力管道安全管理与监察规定 石油35、煤层气工程设计防火规范（GB50183-2004） 建筑设计防火规范（GB50016-2006） 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（JB50058-1992） 工厂企业总平面布置设计规范（JB50187-1993） 压力容器安全技术监察规程（1999版） 钢制压力容器（JB150-1998） 管壳式换热器（JB151-1999） 铝制板翘式换热器技术条件（JB/T7261-1994） 工业金属管道设计规范（JB50316-2000）5.1.2 LNG液化厂工艺技术方案选择煤层气液化工程的工艺过程基本包括预处理（净化）、液化、产品储存、装车及辅助系统等，主要工艺流程包括煤层气净化、液化工艺。136、.煤层气净化工艺选择该项目的原料气未进行净化处理，不符合低温液化的质量标准，因此在进行液化前必须对其进行彻底净化。即除去原料气中的酸性气体、水分和杂质，如H2S、CO2和H2O等，以免它们在低温下冻结而堵塞、腐蚀设备和管道。原料气最大允许杂质含量杂质含量极限H2O1ppmVCO250-100ppmVH2S3.5mg/Nm(4ppmV)总含硫量10-50mg/NmHg0.01g/Nm芳香烃类10ppmV环烷烃总量10ppmV该项目的原料气中CO2和水等的含量均超标，必须进行净化。煤层气中水分的存在往往会造成严重的后果：水分与煤层气在一定条件下形成水合物堵塞管路，影响冷却液化过程；另外由于水分的存37、在也会造成不必要的动力消耗；由于煤层气液化温度低，水和CO2的存在还会导致设备冻结，故必须脱除。该项目采用MDEA脱除原料煤层气中的CO2，采用固体吸附法吸附水和重烃、汞等杂质。该项目的分子筛吸附系统用净化后的原料煤层气作为冷吹和再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分离后排至原料压缩机入口或排至下游管网。2.低温液化与分馆工艺选择迄今为止，在低温液化领域中成熟的液化工艺主要有以下三种：阶式制冷循环工艺、混合制冷循环工艺和膨胀机制冷循环工艺。 A）阶式制冷循环工艺阶式制冷循环是用丙烷（或丙烯）、乙烷（或乙烯）、甲烷（或氮气）等制冷剂（蒸发温度分别为-38、-85、-160）进行的三级冷冻，使煤层38、气在多个温度等级的制冷剂中与相应的制冷剂换热，从而使其冷却和液化。经典的阶式制冷循环的优点是采用了3种制冷剂、9个制冷温度梯度（丙烷、乙烷、甲烷各3个温度等级），使各级制冷温度与原料气的冷却曲线接近，减少了熵值，比能量消耗接近理论的热力学效率的上限。而且该工艺操作灵活，开停车快捷，易于初期开车投产。 但是阶式制冷液存在一些缺点，需要三个大型循环压缩机，以及相当数量的冷换设备；流程长、设备多、控制复杂等。 B）混合制冷循环工艺 混合制冷循环式采用N2和C1-C5烃类混合物作为循环制冷剂的工艺。该工艺的特点是在制冷循环中采用混合制冷剂，只需要一台压缩机，简化了流程，降低了造价。但是从理论上讲，混合39、冷剂的组成比例应按照煤层气原料的组成、压力、工艺流程而异，因此对冷剂的配比和原料气的气质要求更为严格，一旦确定是不容易改变的。及时能做到这一点，要使整个液化过程（从常温到-162）所需的冷量与冷剂所提供的冷量完全匹配是比较困难的，充其量只能局部或一部分做到贴近冷却曲线。因此混合制冷剂循环流程的效率要比九个温度梯度水平的阶式循环流程低。 既然调节混合冷剂的组成比例使整个液化过程按冷却曲线提供所需的冷量是困难的，那么合乎逻辑的推论是采用折中的办法，分段来实现供给所需的冷量，以期液化过程的精增降至最小。 因而，在混合冷剂循环的基础上，发展成有丙烷预冷的MRC工艺，简称C3/MRC工艺，它的效率接近阶40、式循环。此法的原理是分两段供给冷量：高温段用丙烷压缩制冷，按3个温度水平预冷原料煤层气到-40；低温段的换热采用两种方式高压的混合冷剂与较高温度的原料气换热，低压的混合冷剂与较低温度的原料气换热。充分提体现了热力学上的特性，从而使效率得以最大限度的提高。 C）膨胀机制冷循环工艺 膨胀机制冷循环是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳德循环制冷来实现煤层气的液化。气体在膨胀机种膨胀降温的同时，能输出功，可用于驱动流程中的压缩机。 根据制冷剂的不同，膨胀机制冷循环可分为：氮膨胀机制冷循环、氮-甲烷膨胀机制冷循环、煤层气膨胀制冷循环。 与阶式制冷循环和混合冷剂制冷循环工艺相比，氮气膨胀循环流程41、非常简单、紧凑，造价略低。启动快，热态起动2-4小时即可获得满负荷产品，运行灵活，适应性强，易于操作和控制，安全性好，放空不会引起火灾或爆炸危险。制冷剂采用单组分气体，因而消除了像混合冷剂制冷循环工艺那样的分离和存储制冷剂的麻烦、也避免了由此带来的安全问题，使液化冷箱的更简化和紧凑。但能耗要比混合冷剂液化流程高40%左右。 为了降低膨胀机制冷循环的功耗，采用N2-CH4双组分混合气体代替纯N2，发展了N2-CH4膨胀机制冷循环。与混合冷剂循环相比，N2-CH4膨胀机制冷循环具有起动时间短、流程简单、控制容易、制冷剂测定和计算方便等优点。同时由于缩小了冷端换热温差，它比纯氮膨胀机制冷循环节省1042、-20%的动力消耗。 N2-CH4膨胀机制冷循环的液化流程由煤层气液化系统与N2-CH4膨胀机制冷系统两个各自独立的部分组成。 在煤层气液化系统中，经过预处理装置脱酸气、脱水后的煤层气，经预冷器冷却后，在气液分离器中分离重烃，气相部分进入液化器进行液化，在过冷器中进行过冷，节流降压后进入LNG贮槽。 在N2-CH4制冷系统中，制冷剂N2-CH4经循环压缩机和增压机（制动压缩机）压缩到工作压力，经水冷却器冷却后，进入预冷器被冷却到膨胀机的入口温度。一部分制冷剂进入膨胀机膨胀到循环压缩机的入口压力，与返流制冷剂混合后，作为液化器的冷源，回收的膨胀功用于驱动增压机；另外一部分制冷剂经液化器和过冷器冷43、凝和过冷后，经节流阀节流降温后返流，为过冷器提供冷量。 D）三种工艺的技术经济比较将阶式制冷循环的能耗设定为1，各种制冷循环比较见下表所列。各种制冷循环效率比较制冷工艺与阶式制冷的相对能耗阶式制冷循环1.00混合制冷剂制冷循环1.15N2-CH4膨胀制冷循环1.35各种制冷循环特性比较指标阶式制冷循环混合冷剂膨胀制冷效率高中低复杂程度高中低换热器类型板翅式板翅式或绕管式板翅式换热器面积小大小适应性高中 该项目的液化工艺选用N2-CH4循环压缩膨胀制冷工艺，达到较低液化能耗，且装置能够长周期运行和降低维护成本。5.1.3 LNG液化站工艺流程描述1.原料煤层气过滤与压缩单元 原料煤层气经过调压和44、计量，进入煤层气压缩机入口平衡分离罐，为原料气压缩机通过洁净、压力比较稳定的煤层气。 原料煤层气经煤层气压缩机多次增压冷却分离至5.5MPa.G，经过压缩机自身的末级冷却器冷却，进入出口分离器，并经计量后进入后续单元。 原料煤层气进装置设置有事故联锁切断阀，切断进入装置的原料煤层源，保证装置、人员及附近设施的安全。2.原料煤层气脱酸性气体单元 从原料煤层气过滤与压缩单元来的煤层气从吸收塔下部进入，自下而上通过吸收塔；再生后的MDEA溶液（贫液）从吸收塔上部进入，自上而下通过吸收塔，逆向流动的MDEA溶液和煤层气在吸收塔内充分接触，气体中的H2S和CO2被吸收而进入液相，未被吸收的组份从吸收塔顶45、部引出，进入脱碳气冷却器和分离器。出脱碳气分离器的气体进入原料气干燥单元，冷凝液去MDEA地下槽。处理后的煤层中的CO2含量小于50ppmV，H2S含量小于4ppmV。吸收了H2S和CO2的MDEA溶液称富液，至闪蒸塔，降压闪蒸出的煤层体送往界外燃料系统。闪蒸后的富液与再生塔底部流出的溶液（贫液）换热后，升温到-98去再生塔进行汽提再生，直至贫液的贫液度达到指标。出再生塔的贫液经过溶液换热器、贫液泵进入贫液冷却器，贫液被冷却到-40，从吸收塔上部进入。 再生塔顶部出口气体经酸气冷却器，进入酸气分离器，出酸气分离器的气体送往安全泄压系统，冷凝液去MDEA地下槽。 再生塔再沸器的热源由来自水蒸气系46、统的低压饱和蒸汽提供，冷凝液返回水蒸气系统。3.原料煤层气干燥单元原料煤层气干燥单元设三台吸附器切换操作，其中一台吸附、一台冷却、一台加温再生。从原料煤层气脱酸性气体单元来的煤层气进入吸附器顶部，通过分子筛吸附脱除水分和重烃后，从吸附器底部出来，脱水后煤层气中含水量小于1ppmV，之后进入煤层气液化单元。原料煤层气干燥单元用净化后的少量的原料煤层气节流降压后作为冷吹和再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分离后排至原料压缩机入口或排至下游管网。低压煤层气首先从下而上通过冷却状态的吸附器，之后再生气通过电加热器加热至再生温度260-280，然后从吸附器底部进入，将吸附剂吸附的水和重烃解吸。再生气从47、干燥器顶部出来，经再生冷却器冷却后进入再生气分离器，分离其中的液体后排至原料压缩机入口或排至下游管网。4.原料煤层气脱汞单元从原料煤层气干燥与脱重烃单元来的煤层气进入浸硫活性炭吸附器，求与浸硫活性炭上的硫产生化学反应生成硫化汞，吸附在活性炭上，从而达到脱除求之目的。从脱汞器出来的煤层气的汞含量小于0.01g/Nm。 脱汞器设置一台，浸硫活性炭每年更换。 过滤单元设两台过滤器，根据阻力数据切换使用，达到过滤分子筛与活性炭粉尘之目的。5.净化煤层气的液化 在进入液化单元之前，气体必须进行分析，以保证H2S与CO2含量、水含量以及汞含量达到进入液化单元的要求。 该装置在原料煤层气脱酸性气体单元设置了48、CO2含量在线分析仪，在原料煤层气干燥与脱重烃单元设置了原料煤层气水露点在线分析仪。净化后的煤层气进入液化冷箱，在液化换热器中冷却到一定温度后从冷箱抽出进入R22蒸发器冷却到一定温度后返回液化换热器中继续冷却、冷凝并过冷，再进入过冷器中过冷，经高压节流到0.45MPa.G后去LNG分离器，去除可能存在的低沸点的组分（如氮气）后，液体作为LNG产品进入LNG贮槽。6.制冷系统该煤层气液化分离工程采用氮甲烷循环压缩膨胀制冷，循环气由CH4、N2组成。N2-CH4由循环压缩机压缩，通过水冷却，进入增压透平膨胀机增压端增压冷却后，进入液化冷箱，在液化换热器中冷却到一定温度后从冷箱抽出进入R22蒸发器冷49、却到一定温度返回液化换热器中继续冷却到一定温度后进入增压透平膨胀机膨胀制冷。膨胀机出口的N2-CH4进入液化换热器的冷端，在液化换热器中复热，为煤层气液化和过冷提供冷量，出冷箱后的N2-CH4返回到循环压缩机的入口，压缩循环制冷。详见工艺流程图：煤层气输气管线预处理净化深冷液化LNG储罐存储用户公路运输装车5.2 产品方案该装置的主要产品为液化煤层气（LNG），在4.5Pa.G、-139 下用真空粉末绝热贮槽贮存。该装置日处理煤层气气量30104Nm,日生产液化煤层气28.3104Nm，按年开工330天计算，年产液化煤层气9405104Nm。5.3 主要工艺设备选型主要设备清单序号设备名称数量50、备注一 原料煤层气压缩系统1原料气过滤分离器2台2进口平衡罐2台3原料气压缩机组2台二 原料气预处理系统1吸收塔1台2脱碳气冷却器1台3脱碳气分离器1台4MDEA循环泵2台5闪蒸分离器1台6贫富液换热器1台7贫富液冷却器1台8溶液过滤器1台9酸气冷却器1台10酸气分离器1台11MDEA地下储槽1台12MDEA地下泵2台13MDEA地上槽1台14再生塔1台15再沸器1台16吸附器3台17再生气电加热器2台18再生气冷却器1台19再生气分离器1台20脱汞器1台21出口过滤器2台三 低温液化系统1液化冷箱1台1.1液化换热器1台1.2过冷换热器1台1.3LNG闪蒸罐1台1.4低温管道和手动阀门1套151、.5冷箱绝热材料足量1.6膨胀机过桥1台四 氮甲烷循环压缩系统1进口平衡罐2台2N2-CH4循环压缩机2台3N2-CH4循环压缩机附属设备2套4出口平衡罐2台五 R22预冷系统1R22压缩冷凝机组2台2R22蒸发器2台六 增压偷平膨胀机系统1增压偷平膨胀机组2台2增压机后冷却器1台七 产品储存系统1LNG贮槽1台1750m3子母槽2贮槽自增压汽化器1台3BOG加热器1台4EAG加热器1台八 氮气系统110m3液氮贮槽1套2液氮汽化器1台3氮气缓冲罐1台4氮气电加热器1台20KW5150Nm3/hPSA制氮系统1套九 仪表空气系统1螺杆空压机2台2气水分离器2台3除油过滤器2台4无热再生干燥装置52、1台56m3空气储罐1台十 仪表控制系统1中控室仪表控制系统1套1.1DCS系统1套1.2工程师/操作员站2台1.3操作员站1套1.4打印机1台1.5机柜2面1.6I/O卡件1套1.7系统软件1套2压力、差压变送器1套3可燃气体报警仪探头1套4标准孔板1套5调节阀1套6吸附塔切二位开关阀1套7二位紧急切断阀1套8气动薄膜执行机构1套9数字转速表1套10铂热电阻1套11弹簧管压力表1套12双金属温度计1套13微量水分含量分析仪1台14微量CO2含量分析仪1台15UPS1台16国产分析仪1台十一 电气控制系统1电气控制系统1套十二 手动阀门1常温手动阀门1套2低温手动阀门1套十三 放空系统1残液放53、空分离器1台2高压放空管1现场施工3低压放空管1现场施工6 气源供应6.1 气源该煤层气液化厂拟建装置的日处理煤层气气量30104Nm3，日生产液化煤层气28.5104Nm3（203吨），将采用带氟利昂预冷的氮气与甲烷透平膨胀制冷的方法将原料煤层气液化的成套设备。该项目气源为萨摩亚美中能源有限公司在潘庄区块生产的煤层气。经检验中心对煤层气的组分分析如下：组分：气源 煤层气进装置气量 30104Nm3进装置气量 0-35组成V/V介质含量甲烷0.9876乙烷0.000081丙烷异丁烷0.000049正丁烷0.000032异戊烷0.000017正戊烷0.000014己烷异构正己烷0.000010苯54、0.000007庚烷及以上组分0.000028氮0.0069二氧化碳0.0049汞7.5g/Nm3水进气压力下饱和6.2 气源供应的可靠性XX省的XX盆地资源量达5.5万亿立方米，盆地南部煤层气资源丰度为2亿立方米/km2左右，2001年在该区2718km2范围内共获得煤层气地质资源量为4074亿立方米，探明储量754亿立方米，预计年产量可以超过30亿立方米。目前气源供应商美中能源在潘庄区块的1#集气站提供的煤层气，现有6口水平分支井，日生产能力30万方煤层气，今后每年将达到日产100万方生产能力，华凯公司与美中能源签订有不少于五十年的日供气量30万立方米的供气意向书，所以气源有足够的保障。755、 总图布置、土建工程及公用工程7.1 主要标准及规范1.石油天然气工程设计防火规范 GB50183-20042.城镇燃气设计规范 GB50028-93（2002版）3.建筑物防雷设计规范GB50057-1994（2000 年版）4.工业企业总平面设计规范 GB50187-19935.爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-19926.建设项目环境保护管理条例 国务院令第253号令7.建设项目环境保护设计规定 国环字002号8.压力容器安全技术监察规程(1999)质技监局锅发154号9.压力管道安全管理与监察规定(1996)劳部发140号7.2 总图布局7.2.1 总平面布置的原则（56、1）平面布局应符合石油天然气工程设计防火规范、建筑设计防火规范、城镇燃气设计规范等有关规定；（2）注重环保，合理绿化场区；（3）根据生产功能和危险程度等进行分区布置，与竖向设计统一考虑；（4）具有良好的操作空间和巡查路线，保证工艺流程、人员、车辆顺畅；（5）布置适当紧凑并与周围环境协调，既要满足生产要求又要节约用地。7.2.2 总平面布置该项目建设内容为一座日液化煤层气300000Nm3的液化气厂，布置在XX县XX公司所征用的建设用地上。该公司所征土地面积为71.36亩，大部分为滩涂地。 液化气厂内建筑占地面积约为2700m2,绿地面积约为2800m2，硬化面积约为2000m2.设储运区、工艺57、装置区、生产辅助区、动力区和放空区。储运区位于场区西南部，主要布置有储罐、防液堤、倒液槽及集液池、装车台、罩棚、地中衡、门卫房等；工艺装置区位于场区东南部，布置有生产厂房及各主要生产设备；生产辅助区位于厂区东北部，包含办公综合用房、维修车间、消防及循环公共蓄水池、泵房等；放空区位于厂区西北部，设放空竖管及火炬塔架等；动力区位于生产辅助区和放空区之间，有变配电站、柴油发电机房、柴油储罐、仓库等，并在站内设置绿化。具体详见站区布置平面示意图。7.2.3 站内外交通组织 站区内道路呈网状布置。普通车行道路宽4m，步行道路宽1m，有大型车辆通进出的路面宽度为4.0-7.0m，道路最小转弯半径大于12m58、，路面采用混凝土路面。7.2.4 竖向布置及场地排水各站建站地形为河滩地，地势较平缓，在站区内依据地形设置一定的坡度，雨水自流排至站外的冲沟。7.3 土建工程7.3.1 设计原则（1）建筑物在满足使用功能与安全的前提下，根据所在地理位置、气候条件、使用功能等要求，结合周边地区已建的建筑物情况，采用完整统一的造型效果，做到经济适用，结构合理，建筑风格与当地建筑风格协调。特殊的工程做法可参考当地其他工程的工程做法，积极采用新技术和新材料；（2）工程建设所在地区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g，设计地震分组为第一组；抗震设防类别为丙类；该工程建筑属丙类建筑物；（3）工程设计使用年59、限为30年，建筑等级为四级，建筑结构的安全等级为二级；（4）建筑物耐火等级为二级；（5）工程地基基础设计等级为丙级，砌体施工质量控制等级为B级。7.3.2 设计依据1.建筑设计结构统一标准 GB50068-20012建筑采光设计标准 GB/T50033-20013.建筑设计防火规范 GB50016-20064.建筑结构荷载规范 GB50009-20015.建筑抗震设计规范 GB 50011-20016.建筑地基基础设计规范 GB50007-20027.混凝土结构设计规范 GB50010-20028.砌体结构设计规范 GB50003-20019.城镇燃气设计规范 GB 50028-93(200260、版)7.3.3 设计内容建筑设计：该项目的建筑均为现代式建筑风格，室内外高差0.3m，外墙刷外墙涂料，内墙乳胶漆。屋顶采用平屋顶，女儿墙高0.6m,塑钢窗，木门。屋面板为预制屋面板，防水材料选用SBS防水卷料。结构设计：生产厂房采用轻钢结构，钢筋混凝土柱及独立基础，屋面为压型钢板，无墙体围护结构。装车台采用轻钢结构，钢筋混凝土柱及独立基础和顶棚的敞开式结构。其余建筑均为砖混结构，基础采用条基，外墙厚370mm，内墙墙厚240mm，室内地坪以上用MU10砖，M5混合砂浆砌筑，室内地坪以下用MU10砖，M7.5水泥砂浆砌筑。圈梁采用C25混凝土，HPB235（）级钢筋，基础混凝土采用C30混凝土现61、浇。设备基础及水池采用C30混凝土，HPB235（）HRB335（）级钢筋。装修标准：屋面：级柔性防水层节能屋面；地面：细石混凝土地面；外墙：60厚聚苯板外贴外墙砖，外刷外墙涂料；内墙：水泥砂浆墙面，外刷涂料（白色乳胶漆）；顶棚：水泥砂浆顶棚，外刷涂料（白色乳胶漆）；台阶、坡道：混凝土台阶、坡道；散水：0.8混凝土散水。7.3.4 主要建筑物主要建筑物一览表序号名称及规格结构单位建筑面积备注一储运区1储罐基础钢筋混凝土m32252防液堤m400非燃烧实体墙3倒液槽m304集液池m31005装车台及罩棚轻钢m25006地中衡基础m31207门卫m236二工艺装置区1生产车间轻钢m26402站房砖62、混m21022.1值班室砖混m21822.1配电间砖混m2182.3仪表间砖混m2182.4变压器室砖混m2203厕所砖混m210三生产辅助区1办公综合用房砖混m23002维修车间砖混m21503消防及循环公共蓄水池钢筋混凝土m33004泵房砖混m320四动力区1变配电站砖混m2502柴油发电机房砖混m2503仓库砖混m230五其他设备基础钢筋混凝土m34007.4 公用工程7.4.1 设计依据1.建筑给水排水设计规范 GBJ50015-2003 2.室外给水设计规范 GB50013-20063.室外排水设计规范 GB50014-20064.建筑灭火器配置设计规范 GB50140-20055.63、采暖通风与空气调节设计规范 GB50019-20036.爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-927.建筑物防雷设计规范 GB50057-94(2000版)8.供配电系统设计规范 GB50052-959.低压配电设计规范 GB50054-9510.建筑照明设计标准 GB50034-200411.过电压保护及绝缘配合 GB5006411.电力工程电缆设计规范 GB50217-9413.防止静电事故通用导则 GB12518-9014.工业企业照明设计标准 GB50034-927.4.2 给排水设计1.水源 该项目用水依靠打井取水，采用深井及整装式气压给水设备联合供水。2.用水量预测该64、项目生产用水为闭路循环水，仅需为设备冷却水不给用水，生活用水为站内操作人员日常洗漱用水，其它用水主要为站内绿化及浇洒道路用水。日补水量为320m3左右，年用水量为105600m3。项目耗量（m3/h）备注原料气压缩机组780包括末级冷却器循环氮甲烷压缩机组250包括末级冷却器脱碳气冷却器7酸气冷却器5再生气冷却器干燥16增压机后冷却器72增压透平膨胀机油冷却器15R22压缩机冷凝机组93PSA制氮空压机15合计4433.给水方案设计为保障项目用水的稳定性，厂内设300m3新鲜水池一个，清水泵房一座（与消防泵房合建），用于厂内水循环以及生活、生产用新鲜水补充。4.排水设计该项目各战场排水对象主要65、是生产污水、生活污水及战场冲洗污水和雨水。由于生产用水采用了闭路循环系统，排水量很少，生产污水排至排污池，经处理后达标准排放，生活污水排入粪池定期清掏，雨水自然外排。7.4.3 采暖与通风除尘1.气象资料（1）室外计算干球温度夏季空调室外计算干球温度 35.5夏季空调室外计算湿球温度 25.9夏季通风室外计算相对湿度 55%夏季室外平均风速 3.4m/s冬季通风室外计算温度 -2冬季采暖室外计算干球温度 -7最大冻土深度 43cm（2）室内计算温度夏季空气调节 26冬季空气调节 202.主要设计内容（1）空调部分 值班室、仪表间等均设置壁挂式空调器对房间进行冬季采暖、夏季降温，以改善职工工作环66、境，满足室内温、湿度要求。空调器数量及选型：15台挂壁式空调器，KFR-36GW/（F）型，制冷量3.6KW，制热量4.2KW，电压220V，功率1.38KW。（2）通风部分以自然通风为主。7.4.4 供配电设计1.设计原则供、配电系统的设计应在满足工程用电安全、可靠的前提下，尽量做到操作简单、维护方便、节省投资等。2.设计范围站内动力及照明配电。3.负荷等级及负荷容量 负荷等级：按照供配电系统设计规范 GB50052-95规定，项目用电负荷等级为三级。 负荷容量：液化站设备运行功率为4000KW。4.配电 工程用电由曲堤变电站和郭北变电站提供双回10KV电力线，在厂内设置10KV配电装置及变67、配电所，在变配电所内设应急式柴油发电机，在仪表控制室内设一台容量为20KVA的不间断电源装置（UPS）作为项目备用供电电源。5.配电线路的敷设方式（1）动力配电采用铜芯绝缘电缆，室内部分采用穿钢管埋地敷设，室外部分采用铠装电缆直接埋地敷设；（2）照明线路采用铜芯绝缘电线穿钢管沿墙内和屋顶保温层内暗配，爆炸和火灾危险场所的照明线路采用钢管明配；（3）绝缘电线和电缆的截面选择应符合有关规定。6.电气照明设计（1）在变配电间等处装设事故应急照明；（2）爆炸和火灾危险场所的电气照明，应满足防爆要求；（3）站内道路照明拟采用钠汞混合光源。7.防雷及防静电接地（1）配电室外设环形接地网；（2）配线电缆金属68、外层或配线钢管应至少在两端并在防雷分区分界处设等电位连接及接地。在低压母线端设瞬态电涌保护器；（3）建构筑物及生产设备的防雷防静电防护措施参照建筑物防雷设计规范GB50057和石油天然气工程设计防火规范GB50183执行。对各站管道进出装置的分支处和拐弯处等均设防静电接地装置。工艺装置和电气设备的防雷接地可兼做防静电接地；（4）为保护人员安全，所有电气设备的金属外壳均应可靠接地。各站内的工作接地、保护接地、静电接地和建构筑物的防雷接地采用统一的接地系统。8 节能8.1 节能原则节能是我国经济和社会发展的一项长远战略方针。根据中国人民共和国节约能源法和国家能源节约与资源综合利用“十一五”规划，企69、业应把能源节约作为主导思想和生产原则，提高资源综合利用率。煤层的开发利用本身即是重大节能项目，对煤层气综合开发利用，可大大减少煤层气的排放而造成的消费和对空气的污染，同时可以减少过多依赖燃煤能源对环境造成的破坏，减轻由于运煤、运渣给城市或地方带来的运输负担和污染。8.2 主要节能措施根据该项目的特点，工程能耗主要包括液化厂的用水、用电、用气节能降耗和工艺过程中采用的节能降耗工艺。建议采用以下几点：1.工艺系统节能（1）采用良好性能的设备和管路连接件，可避免和减少管道检修或事故状态时煤层气外泄量；（2）采用密封良好的阀门及计量、分离、调压设备；（3）对工艺过程中产生的废气、废水进行收集，可以实现70、对能源的充分利用。2.供配电系统（1）供配电系统应进行合理设计，尽量降低供配电系统地电力损耗，提高电能的利用率同时要采用技术先进、运行可靠低损耗的变配电设备。（2）合理选择配电变压器容量，选用节能型低损耗变压器，降低损耗。要采用如下措施： 按照用电负荷的大小合理选择并保证变压器正常运行情况下的负荷率保持在60%左右，使变压器在经济状态下运行，从而减少变压器的电能损耗，达到节能的目的；选用技术先进、运行可靠的低耗能铜芯变压器。（3）线路导线截面的选择为了保证供电系统安全、可靠、优质、经济地运行，合理确定供电线路导线和电缆截面，降低损耗。选择导线或电缆截面时满足下列条件：发热条件导线和电缆在通过正71、常最大负荷电流即计算电流时产生的发热温度，不应超过其正常运行时的最高允许温度。电压损耗条件导线或电缆在通过正常最大负荷电流即线路电压损耗，不应超过其正常运行时允许的电压损耗。对于供电范围内较短的高压线路，可不进行电压损耗校验。经济电流密度导线和电缆截面按经济电流密度选择，以使线路的年费用支出最小。机械强度导线截面不应小于其最小允许截面。对于电缆，不必校验其机械强度，但需校验其短路热稳定度。对于电缆，还应满足工作电压的要求。根据设计经验，一般10kV及以下高压线路及低压动力线路，通常按照发热条件来选择截面，再校验电压损耗和机械强度。低压照明线路，因其对电压水平要求较高，因此通常先按允许电压损耗进72、行选择，再校验发热条件和机械强度。（4）其他节能措施系统无功补偿采用在集气站供电系统中设集中无功补偿，补偿后的功率因数达0.9以上。选择高效节能型灯具夏季空调温度设置不应低于26摄氏度，冬季室内空调温度设置不应高于20摄氏度，同时空调运行期间尽量避免开窗，以增强资源忧患意识、节约意识和责任意识，培育科学使用空调、节约用电的良好风尚。9 环境保护与消防9.1 环境保护1.环境质量标准：大气：环境空气质量标准(GB3095-96)中的二级标准；地面水：地面水环境质量标准(GHZB1-1999)中III类水域标准；噪声：城市区域环境噪声标准(GB3096-93)中的二类标准。2.污染物排放标准（1）73、废气：大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）中的二级排放标准；（3） 废水：污水综合排放标准（GB8978-96）中I级标准；（3） 噪声：工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）中类标准。3.环境保护说明自然环境是人类赖以生存的必要条件，必须加以保护；该项目本身即为一环保项目，对周围环境的影响极小，但工程在生产过程中的分离排污及压缩机运行噪声可能对环境造成一定的影响。该工程采取以下措施进行处理：1）液化站极少的分离出的污物（主要是废润滑油）先排入站内污水罐暂存，经自然蒸发积累到一定量后，经处理由建设单位使用。2）液化站在正常过程中有少量放空气体，气体经专门管道收集后送入最近的74、压缩机进气管循环使用。在紧急情况下需放空贮气装置中的高压气或贮气罐排污时夹带有少量高压气，此时的放空煤层气对天自然排放。如就地排放，放空管需高出地面0.5m以上，并加以固定；如要在厂房房顶上排放，放空管需高出个房顶2.0m以上，并沿墙应管卡固定，煤层气相对于空气的比重小，放空煤层气会迅速排入大气，不会形成聚集。3）该项目装置内有多台电机驱动的装置，有一定的噪声，采用带隔音罩的设备，项目与周围民房有一定的距离，设备噪声逐级衰减，这样可以使设备的噪声排放在战场外到达城市区域环境噪声标准（GB3096-93）中的二类标准。4）清洗油罐的污水采用集中处理。4.项目建设的环保效益煤层气的主要成分是甲烷，75、甲烷是一种强烈的温室气体，其温室效应约为CO2的21倍，在大气环境中，甲烷对全球温室效应的贡献率高达18%，仅次于CO2。世界煤炭开采活动每年排放的甲烷达360-580亿立方米，约占全球甲烷排放量的5-8%。项目建成后所压缩的煤层气代替煤、石油等常规能源作民用和发电燃料。一方面不仅能显著减少SO2和烟尘的排放，而且还能大大减少甲烷的排放。其减排成本一般为16.0-60元/t CO2。另一方面，煤层气热效率为煤炭的4倍，每1m3甲烷可以代替1kg标准煤。该项目每年可节约标煤4.64万吨。9.2 消防9.2.1 编制依据1.中华人民共和国消防法1997年8月29日2.石油天然气工程设计防火规范 (76、GB50183-2004)3.建筑设计防火规范 （GB50016-2006）4.建筑灭火器配置设计规定 （GB50140-2005）9.2.2 主要消防设计1.消防给水及灭火器设计 项目消防设计要遵循“以防为主、防消结合”的原则，严格执行设计规范。依据石油天然气工程设计防火规范(GB50183-2004)规定，该项目属于三级站，站内应设消防给水。消防给水量为50L/s，火灾延续时间为3h。装置区及厂房设置消防栓，按照建筑灭火器配置设计规定（GB50140-2005）的要求，在生产装置区和辅助区设置MF4型干粉灭火器16具，推车式MFT6型干粉灭火器二具。在压缩机周围设置14具8kg手提式灭火器77、，在LNG贮槽周围布置6具35kg推车式干粉灭火器。 另外，站内应备有灭火毯、砂子及其他消防桶、铲、锹等简易消防器材。2.筑部分 建筑设计根据规范要求，因生产原料为易燃、易爆的气体，其火灾危险等级为甲级，故主要生产建筑压缩机房耐火等级为二级，采用单层厂房，上部通风良好，地面采用不发生火花的材料，与控制室之间用实体墙隔开，有直通室外的出口；工艺装置区和储运区设置可燃气体报警器，报警浓度取天然气爆炸下限的20%。装车台为敞开式。各建筑物之间的防火间距、防爆及安全疏散均满足要求。3.风部分 该液化站的天然气在生产及使用过程中，可能发生泄漏的地方均设置通风系统，门窗均向外开，采用防爆型的通风设备，并设78、置导除静电的接地装置，排风管直接通到室外的安全处，符合安全要求。4.气部分 该液化站的用电负荷符合GB50052三级负荷的规定，所有建、构筑物的电力设计、电力设备的选择均符合GB50058-92爆炸和火灾危险环境电力装置及相关的规定。站区电力干线采用电缆埋地敷设，穿越道路、车场时加保护钢管；在火灾危险区域范围内使用的电气元件均符合GB3836.1-83爆炸环境用防爆电气设备通用要求的规定。5.防通道设计 消化站与相邻建筑物的防火间距能够满足规范的要求。根据规范的要求站内设置环形消防通道，通道宽度大于7m。液化站内按GB2894安全标志的规定在室外醒目处设置安全标志。10 劳动安全及卫生10.179、 编制依据（1）关于生产建设项目职业安全卫生监察的暂行规定，劳动部劳字（1998）48号文（2）工业企业设计卫生标准（3）XX省劳动保护暂行条例（4）与劳动安全、工业卫生有关的工艺、电气、建筑、设备等专业的设计规范、规定（5）石油天然气工程设计防火规范(GB50183-2004)（6）工业企业煤气安全规程（GBJB6222-86）10.2 劳动安全措施 该项目应严格遵守国家颁布的工业安全法律、法规，贯彻“安全第一、预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，做到劳动安全防护设施与建设工程同时设计、同时施工、同时投产。1.生产过程中，由于种种原因，可能发生：（1）压缩煤层气生产及贮存过程中的主80、要危害是燃烧爆炸。煤层气为极易燃烧的物质，当其泄漏到空气中，达到一定浓度时，遇到火源就会立即引起燃烧爆炸。（2）液化煤层气生产及贮存过程中的主要有害物料是甲烷，其为无色、可压缩的气体。吸入一定量后有呼吸困难，甚至昏迷，所以要注意排风。甲烷比空气轻，容易向上空扩散，其在空气中的爆炸极限为5%-15%（V）。2主要措施（1）液化站的工艺装置区、储运区与相邻建、构筑物、设施的防火间距及站内建筑与设施的安全距离满足中华人民共和国行业标准石油天然气工程设计防火规范（GB50183-2004）要求；（2）建筑物的耐火等级符合建筑设计防火规范（GB50016-2006）的规定，且不低于二级；（3）液化站室外81、消防设施设置符合建筑设计防火规范（GB50016-2006）及石油天然气工程设计防火规范（GB50183-2004）的规定；（4）液化站按现行工业与民用建筑灭火器配置设计规范的规定设置灭火器材；（5）煤层气在生产及使用过程中，可能产生泄漏的地方均设置通风系统，符合安全的要求；（6）压缩机系统各级设置自动安全保护系统；（7）站内设备选择合格生产厂家产品，严格监督生产工艺，确保设备生产质量；低压工艺管道全部选用GB8163标准流体用无缝钢管；高压管道选用符合GB5310标准规定的高压锅炉用不锈钢无缝钢管；经焊接工艺评定，选用合格的焊接工艺焊接，确保焊接质量；（8）工程施工选用合格持证施工单位，施工82、人员必须持合格上岗证施工，严格执行施工技术要求及有关施工规程；（9）供电安全：站内电器严格按“电器安全操作规程”进行操作；（10）为保证安全，工作人员必须穿戴防静电服装；（11）生产区与生活区的防火分区墙应按照规定设置2m高非燃烧实体墙；（12）居住区大气中有害物质最高允许浓度要控制在：二氧化碳0.04mg/m3以下；硫化氢10 mg/m3以下；（13）车间有害物质最高允许浓度要控制在：二氧化碳10 mg/m3以下；硫化氢10 mg/m3以下；（14）要定期组织职工学习、贯彻执行厂和车间有关安全生产的规章制度及要求；（15）认真执行交接班制度，做到班前讲安全，班中检查安全，班后总结安全；（1683、）严格劳动纪律，不违章指挥，有权制止一切违章作业，监督检查本辖区内各种作业，维护正常生产秩序；（17）发现隐患要及时解决，并做好记录。不能解决的要上报领导，同时采取有效的防范措施。发生事故要立即组织抢救并保护现场，及时报告；（18）按时巡回检查，准确分析、判断和处理生产过程中的异常情况；（19）正确使用、妥善保管各种劳动保护用品、器具和防护、消防器材；（20）不违章作业，并劝阻或制止他人违章作业；对违章指挥有权拒绝执行，并及时向有关领导报告；（21）禁止在场区范围内吸烟、禁止使用无防护的灯。10.3 防洪安全 根据中华人民共和国防洪法，该项目选址位于可能发生洪水灾害区，因此需要进行相应的洪水影84、响评价，并应考虑相应的防洪措施，相应措施如下：1.站场内生产区地坪高出周围地坪，利于防洪；2.建筑物都采用平顶式结构，以利于防洪；3.项目要建立一套防洪应急机制，由项目总负责人统一领导；4.场站内要储备一定量的防洪、防汛器材，并且定期进行检查，保证设备器材的有效性； 该项目建设应当符合防洪标准、岸线规划和其他技术要求；可行性研究报告按照国家规定的基本建设程序报请批准前，其中的工程建设方案应当附具有关水行政主管部门审查批准的洪水影响评价报告。10.4 劳动卫生1.个人防范措施，对从事危险区操作的职工，要佩戴专用劳保用品，以防突发事件的发生；2.职工上岗前必须进行培训，持证上岗；3.要经常对职工进85、行安全知识和重要性的教育，强化职工的安全意识；4.要制定各项安全规章制度，定期进行检查和考核。11 项目组织管理11.1 项目生产组织管理11.1.1 该项目组织机构如下图：厂长副厂长后勤财务生产人员设备维修图11-1 项目生产组织机构图11.1.2 岗位职责该项目财务实行独立核算。设立厂长一名，负责相关技术工作及统筹各项工作的管理，副厂长一名，辅助厂长做好各项工作。11.1.3 劳动定员液化站为安全防火重地。该项目人员配备是以岗定员，以班定员，根据劳动法的有关规定和单位的生产特点，同时参照同行同规模的实际情况确定：该项目定员40人，实行四班工作制，全站年工作日为330天。劳动定员编制表岗位人86、数（个）备注厂长1工艺工程师副厂长1设备工程师安全员1工程师操作工20装车工4维修工5电工2门卫4财务人员2合计4011.1.4 人员来源及培训1.人员来源 该项目建成后，所需管理人员由公司内部调整安排，技术人员可聘请相关专业技术人员担任，操作工人可面向社会招聘。2.人员培训 该项目作为关系社会公共利益、公众安全的项目，安全是关键。公司可以委托有资质的安全生产培训机构组织专门的培训，对所有人员进行安全及技术方面的专业培训并考核，经培训机构考核合格者，由培训机构发给生产经营单位从业人员安全生产培训等记卡，并分别报所在地市、县（区）安监部门备案。培训记录考核成绩整理归入人员档案。11.2 项目建设87、组织管理 根据国家相关政策要求，该建设工程项目应实行法人责任制、施工招标制、工程监理制，建设单位与设计、施工、监理等单位之间实行严格的合同管理制度，确保工程高质量、高效率的顺利进行。11.2.1 组织机构该项目实行项目法人制，立项后正式成立项目法人。项目法人是项目建设的责任主体，对项目建设的工程质量、工程进度、资金管理和生产安全负总责，并对项目主管单位负责。项目法人由企业总经理任命，项目法人应具备以下基本条件：良好的道德素质和高尚的个人品质；熟悉各方面技术知识；系统的思维能力；娴熟的管理能力。 有了合适的项目法人，还需要强有力的组织机构的配合和协助，根据该项目的特点，其管理机构设置如下：项目法88、人总会计师总工程师采购供应部财务部工程部合同管理部图11-2 项目建设组织机构图11.2.2 部门职责1.项目经理部 项目经理部由项目法人、总工程师、总会计师组成，是以项目法人为核心的领导班子、是项目决策的群体结构，负责项目的全面领导工作、对项目各方面工作的重大事项作出决策，并整体负责与项目相关单位沟通协调。2.工程部 负责施工现场工程质量的监控，并处理施工中的各类技术问题，定期和不定期的对工程质量和安全措施进行检查，严格控制工程进度，组织阶段验收和竣工验收，并负责技术档案汇总存档。3.财务部 负责项目的投资计划安排及财务管理。根据经批准的总概算和工期，合理安排投资计划，使阶段计划的投资安排与89、总体规划要求相适应，严格执行基本建设财务管理的各项制度，保证资金筹措到位，严格控制建设成本，确保资金使用效益。4.合同部 在筹建期负责工程的招标工作，保证合理确定工期、合理标价定标，通过招标选择设计单位、施工单位、监理单位，对设备、材料的采购也要实行招标，招投标活动要严格按照国家的有关规定进行，体现公开、公正、公平的原则。 在建设期负责合同管理，工程的设计、施工、设备材料采购和工程监理都要依法订立合同，各类合同都要有明确的质量要求，履约担保和违约处罚条款。5.采购供应部 负责项目的物资采购供应工作，配合施工单位及时供应所需物资设备，保证项目的按期完工和运营。12 项目实施进度 根据工程规模，参90、考全国统一建筑安装工程工期定额，预计项目从开工到竣工为7个月。项目进度分为四个阶段：第一阶段为科研立项等前期阶段；第二阶段为工程设计阶段；第三阶段为工程施工阶段；第四阶段为工程竣工验收、试运行阶段。具体进度安排见下表：12-1项目实施计划表项目实施计划表间时目项2010年-2011年45678910111212345前期准备工程招标工程设计土建施工设备订货设备安装竣工验收试运行人员培训13 投资估算与资金筹措（1）XX省建筑工程消耗量定额（2005年）（2）石油建设工程概算指标（2005年）（3）石油建设工程预算定额（2000年）（4）XX省建筑和装饰工程综合基价（2002年）（5）XX省建筑91、安装工程概算定额（2003年）（6）XX省建设工程其他费用标准（2002年）（7）XX省建筑工程投资估算指标（2003年）（8）2002年工程勘察设计收费标准（9）建设工程监理与相关服务收费管理规定的通知（发改价格2007670号）（10）工程建设全国机电设备2002年价格汇编及厂家报价，设备价格为含税价13.1 单项投资估算说明1.根据第七章工程方案设计，参考估算指标，并结合XX市当地市场价确定各项工程单方造价指标如下表:序号名称及规格结构数量造价指标（元/）合计 （万元）一储运区1储运基础钢筋混凝土225m65014.632防液堤400m48019.203倒液槽30m9002.704集液池92、100m14.005装车台及罩棚轻钢50090045.006地中衡基础120m6507.87门卫3611003.96二工艺装置区1生产车间轻钢64090057.602站房砖混102110011.223厕所砖混1011001.10三生产辅助区1办公综合用房砖混300130039.002维修车间砖混150110016.503消防及循环公共蓄水池钢筋混凝土300m38.004泵房砖混20m11002.20四动力区1变配电站砖混5011005.502柴油发电机房砖混5011005.503仓库砖混3011003.30五其他设备基础钢筋混凝土400m65026.00合计313.212. 室外绿化面积28093、0，按55元/估，合计15.4万元；3.道路及硬化面积2000（剩余空地不进行硬化，留作二期工程用地），采用150mm厚3：7灰土垫层，150mm厚C20细石混凝土面层，按150元/估，合计30万元；4.围墙和大门按18万元估；5.变配电设备按900万元估；6.消防设备估为22万元；7.工艺设备购置安装费按生产厂家提供的价格并结合市场调查价，合计9912万元；8.空调按15万元估。13.2 其他费用估算说明1.征地费按25万元/亩计，征地面积为71.36亩，合计1784万元。2.建设单位管理费按工程费用的1.0%考虑；3.勘察设计费1） 勘察费按建安工程费0.5%计取；2） 勘察成果审计费按勘94、察费的10%计取；3） 设计费按勘察设计收费标准（2003）计取；4） 施工图纸审查费按工程设计费的13%计取；5） 施工图预算编制费按工程设计费的10%计取；6） 可研报告编制费按XX省建设厅、计委关于发布XX省建设工程其他费用标准计取；4.建设单位临时设施费按工程费的1.0%考虑；5.工程监理费按建设工程监理与相关服务收费管理规定的通知（发改价格2007670号）计取；6.生产职工培训及提前进厂费按设12人考虑，每人2000元/人月估算，计7.2万元;7.消防设施配套费按工程的建筑面积算6元/，建筑面积为3159，合计1.89万元；8.联合试运转费按设备购置费的2.0%考虑；9.办公及生活95、家居购置费按设计定员40人考虑，按1650元/人估算，计6.6万元；10.基本预算费按工程费和其他费用之和的8%估算。13.3 投资估算结果该项目总投资(含铺底流动资金)为16801.11万元，其中：建筑工程费用347.61万元，设备购置安装费10849.00万元，其他费用3131.95万元，基本预备费1110.74万元，铺底流动资金1361.81万元。13.4 资金筹措项目总投资为16801.11万元，全部由项目单位自筹。总投资估算表 单位：万元序号工程或费用名称建筑工程设备购安其他费用合计一建筑工程及设备购安347.6110849.0011196.611液化站建构筑物313.212室外绿化96、15.403室外硬化30.004围墙及大门18.005变配电设施900.006消防设备22.007工艺设备9911.008空调15.00二其他费用3131.953131.951土地费17842建设单位管理费111.09 3建设单位临时设施费14.55 4勘察设计费447.99 4.1勘察费7.28 4.2可研编制费46.52 4.3工程设计费358.36 4.4施工图预算编制费35.84 5工程监理费115.48 6消防设施配套费1.72 7职工提前进厂和培训费6.52 8办公家具购置费6.52 9联合试运转费195.08 三基本预备费1110.74 1110.74 四铺地流动资金1488.797、4 1488.74 五总投资16801.1114 项目招投标14.1 编制依据1中华人民共和国招标投标法（主席令第21号）2XX省工程建设项目招标范围和规模标准规定（晋政办发20066号）3XX省工程建设项目勘探设计招标投标实施细则4工程建设项目自行招标试行办法14.2 项目基本情况根据XX省工程建设项目招标范围和规模标准规定，XX县XX公司15万m3/日煤层气液化项目，总投资16801.11万元其中：建筑工程费347.61万元，设备购安费10849.00万元，工程设计费358.36万元，工程勘察费7.28万元，工程监理费115.48万元。14.3 招标方式根据招投标法的有关规定，项目采用公开98、招标形式，发布媒介为XX招标网（）和建设工程信息网（）。14.4 招标范围依据招投标法及XX省工程建设项目招标范围和规模标准规定，项目的施工、设计、勘察、监理以及重要设备、材料等货物的采购进行公开招标。14.5 招标组织形式根据招投标法及工程建设项目自行招标试行办法的有关规定，项目建设单位不具备自行招标能力，招标组织形式为委托招标。项目招标基本情况表见下页：XX省建设项目招标方案和不招标申请表。15 经济评价15.1 评价依据1.国家发改委、建设部颁发的建设项目经济评价方法与参数（第三版）2.国家现行税法及财务制度3.项目单位提供的基础数据15.2 基础数据15.2.1 销售规模设计年处理煤层99、气常量8959.50万Nm，年生产液化煤层气8511.53万Nm，假设销售率为100%。15.2.2 计算期项目建设期为7个月，试营业期为6个月，试营运期达到设计能力的80%，以后的营业期达到设计生产能力，计算期确定为10年零7个月。15.2.3 主要投入物与产出物价格依据采用现行市场价（不含税价），遵循费用与效益口径一致的原则，对项目涉及的燃料动力也作相同处理。如下表：原、辅助材料及燃料动力年用量情况表序号项目单位年耗量不含税单价（元）达产年耗用（万元）1原材料及辅助材料15060.79 1.1进站气万Nm8959.50 1.412543.30 2外购燃料动力2517.49 2.1电万KWH100、4958.53 0.52479.27 2.2水吨191136.00 238.23 3销售用气万Nm8511.53 2.924683.42 15.3 流动资金估算采用分项详细计算，项目达产年后需流动资金4539.35万元。详见附表15-115.4 项目总投资项目总投资=固定资产投资+铺地流动资金 =15439.3+1361.81 =16801.11万元项目总资金=固定资产投资+流动资金 =15439.3+4539.35 =19978.65元15.5 投资使用计划与资金筹措固定资产投资15439.3万元，于建设期投入；流动资金投资4539.35万元。资金来源为自筹。详见附表15-215.6 年销售101、收入和年销售税金及附加估算15.6.1 产品销售收入；按市场价2.9元/Nm（不含税价）计算，项目达产年销售额为24748.58万元。15.6.2 销售税金及附加：项目应缴纳的销售税金及附加有增值税、城市维护建设税、教育费附加和价格调控基金。其中增值税税率为13%，城市维护建设税为增值税1%，教育费附加为增值税的3%，价格调控基金1.5%。达产年销售税金及附加总计2535.68万元。详见附表15-315.7 总成本费用估算（1） 原材料、辅助材料、动力按实际需要估算。（2）工资及福利费：该项目劳动定员为40名，按每人每年平均工资2.2万元计，福利费按工资总额的14%计，项目达产年工资及福利费总102、额为100.32万元。（3）固定资产折旧、递延资产推销估算。固定资产采用平均年限法分类折旧，建筑物折旧年限预计为10年，净残值率为5%，设备折旧年限预计为10年，净残值率为5%。无形资产按5年平均摊销。详见附表15-4和15-5（4）修理费：按每年18万元计算。（5）其他费用：包括其他制造费用、其他管理费用和销售费用，其他制造费用按年直接成本的0.5%计提，其他管理费用、销售费用分别按销售收入的0.5%、0.2%计。项目总成本费用16931.5万元，每立方米气综合成本为1.89元。详见下表及附表15-6序号项目达产年成本（万元）单位产品成本（元）1外购原材料及辅助材料12581.52 1.40103、2外购燃料及动力2479.27 0.283工资、福利及附加100.320.014折旧费1052.490.125维修费18000.006摊销178.400.027租赁费0.00 0.008利息支出277.810.038.1固定资产投资借款利息0.00 0.008.2流动资金借款利息277.810.039其他费用243.7 0.039.1其他管理费用2.640.009.2其他销售费用172.78 0.029.3其他制造费用68.280.0110经营成本15422.811.7211总成本费用16931.51.8915.8 利润总额分配达产年年年均利润总额为4988.41万元。所得税按利润总额的33%104、计算，法定盈余公积金、公益金按税后利润的10%、5%计提。所得税后年均利润为3342.24万元。详见附表15-715.9 财务盈利能力分析15.9.1 由项目全部投资现金流量（见附表15-8）可知以下指标：分项名称税前指标税后指标全部投资财务内部收益率（%）28.3420.24全部投资回收期（年）（含建设期）4.655.7全部投资财务净现（Ic=12%）(万元)15702.587474.95项目全部投资内部收益率（税后）20.24%，大于社会折现率12%，财务净现值7474.95万元，大于零，表明该项目除能满足行业最低要求外，还有超额盈余，因而在财务上是可以接受的。15.9.2 利税指标分析年105、均利润总额 4988.41投资利润率= 100% = 100% 总资金 19978.65=24.97%年均利税总额 7524.09投资利税率= 100% = =100%总资金 19978.65=37.66%15.10 清偿能力分析该项目资金全部由企业自筹，不进行清偿能力分析。15.11 盈亏平衡分析项目正常运行年的固定成本为1604.89万元，可变成本15060.79万元，则由经营能力利用率表示的盈亏平衡点为： 年固定总成本 BEP = 年销售收入-年可变总成本-年销售税金及附加 1604.89 = 100% 24189.77-15060.79-2535.68 =24.34%BEP（销量）= 106、2071.71万Nm计算结果表明，该项目只要达到设计能力的24.34%，企业就可保本经营，而不至于亏损，可见项目经营风险较小。盈亏平衡图如下：15.12 评价结论经上述评价计算，说明项目的经济效益较好，财务上可以接受。16 结论16.1 结论1.该项目的建设符合国家、行业以及煤田开发的有关政策、法规和规划，符合XX市及XX县的产业政策；2.项目工艺技术可靠，设备先进，气源充足，建设单位资金来源有保证；3.项目实施后有利于促进大气污染治理，减少瓦斯排空对大气环境造成的污染；4.项目的实施有利于煤矿的安全生产和衍生煤炭产业链。项目的实施标志着该区块煤层气商业化运营的时代即将到来，同时也表示当地煤炭开采的安全压力减少，取而代之的是巨大经济、社会效益和环保效益，对于增加国民收入改善生活环境具有重要意义；5.项目总投资16801.11，投资估算合理，建设条件具备，应尽快开工建设。16.2 建议1.在运行过程中要按环保、消防等规范要求进行，以保证项目安全进行。2.建设过程中要合理安排进度，尽快投产，及早发挥效益。79