1、天然气公司内蒙古煤矿地区建设LNG重卡加气站项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月天然气公司内蒙古煤矿地区建设LNG重卡加气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17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.11.1项目名称11.2建设单位简介11.3项目背景11.4建设的必要性31.5市2、场分析51.6研究目的和范围81.7编制依据及编制原则81.8遵循的主要标准、规范91.9工程内容及规模101.10项目实施进度安排111.11存在问题和建议112、站址选择.132.1xx镇概况132.2站址选择133、气源、工艺流程及工程量.153.1气源153.2 LNG的特性及用途153.3总工艺流程163.4 LNG加气站工艺设备设施的选择配置原则及依据173.5主要工程量184、自动控制.224.1自控水平确定的依据224.2自控系统方案选择224.3 仪表设置224.4 安保系统245、公用工程.255.1给排水255.2供配电255.3爆炸危险区域划分255.4防雷防静电2553、.5通信265.6采暖与通风266、总图运输.276.1站区总图设计277、建筑结构.297.1建筑物种类及规模297.2站内建筑297.3建筑的防火、卫生及消防标准297.4建筑装修标准297.5建筑节能措施298、消防.308.1消防原则308.2消防对象308.3消防设施309、环境和生态影响分析.319.1 概述319.2主要污染物分析319.3主要防范措施319.4 绿化设计3210、安全3310.1工程危险、有害因素分析3310.2危险、有害因素防范与治理措施3310.3建议3611、职业卫生3711.1危害因素分析3711.2职业病危害因素防护措施3711.3预期效果3812、组4、织机构和定员3912.1加气站组织机构3912.2人员培训3913经济效益评价.4013.1概述4013.2评价原则4013.3 基础数据4013.4财务评价4113.5 结论431、概 述1.1项目名称xx天然气有限责任公司xx区xx煤矿LNG加气站项目。1.2建设单位简介 xx天然气有限责任公司是xx天然气股份有限公司于2010年3月15日在乌海市注册成立的独资子公司。注册资本为1亿元人民币。2011年4月10日，在香港举办的蒙港经贸合作周上，乌海市人民政府与xx天然气股份有限公司签定了乌海市焦炉煤气节能减排综合利用项目投资协议书，自治区主席巴特尔、副主席潘逸阳、布小林及乌海市相关领导参加5、了签约仪式。1.3项目背景现代汽车工业高速发展，给社会带来经济繁荣的同时，也带来了大气污染和能源紧张。目前，国内原油生产难以满足我国经济社会发展需要，对外依存度逐年提高。近年来，许多国家都一直努力研发氢汽车、电动汽车、天然气汽车等，相比之下，天然气汽车在中国更具发展潜力和可操作性。天然气汽车不仅具有清洁环保、价格相对低廉、安全性能好等特点，而且由于我国天然气资源丰富，开发利用潜力大，因此可操作性强。我国目前的天然气汽车大多集中在城市公交和出租行业，使用的范围和群体有限，大部分既耗能、又污染的重型卡车和农用车还不能使用洁净的燃料。内蒙古幅员辽阔，蕴藏着丰富的矿产资源，已探明储量的有300多处626、种，主要有硫、铜、铅、煤、银、稀土、石墨、铬铁、宝石等，富矿多，矿体厚，宜于开发。铜、铅、锌、硫铁等储量在内蒙古自治区乃至全国名列前茅。有全国最大的锌冶炼、铜冶炼企业。一批重大项目特别是电力建设包括临河热电、乌拉山电厂、xx金能热电以及国电龙源、富汇、鲁能等风电项目相继落地建设，规模和技术水平明显提高，有力地支撑了“三大基地”的构建和“四大支柱”产业的打造与形成。乌海素有“乌金之海”、“塞外煤城”的美誉，矿产资源十分丰富，具有得天独厚的资源优势。已探明金属、非金属矿藏达37种。其中，煤炭现有探明储量30多亿吨，多为优质焦煤，占全自治区已探明焦煤储量的60%，是国家的重要焦煤基地；石灰石储量207、0亿吨以上，平均氧化钙含量50-54%，是发展水泥、电石、PVC等建材、化工产品的优质原料；高品质的石英砂、石英岩总储量达50亿吨，是生产玻璃及其制品的上等原料；煤系高岭土储量11亿吨以上,约占全国探明储量的五分之一，是生产精细高岭土、特种氧化铝的优质原料；耐火粘土3.85亿吨；石膏1300万吨；硅石1200万吨；此外，乌海还有白云岩、铁矿石、铅、锌等资源，苏里格气田的天然气资源已经引入城市。在乌海市周边150公里半径范围内还有丰富而大量的天然盐、碱、芒硝、石膏、无烟煤等资源。内蒙古中西部及周边地区(包括鄂尔多斯、呼和浩特市、包头市、乌海市、巴彦淖尔市、乌兰察布市、阿拉善盟及陕西神木、府谷地区8、)城际之间运距较大，故煤矿及货运一般选用重型卡车运输。截止2008年底的统计数据显示，区域大、中型货车的保有量为20万辆，大、中型客车保有量约为2万辆(不包括城市公交车、出租车、公务车及私家车)。保守估算，按大、中型货、客车保有量80%在区域内运行，且5年气化60%来计算，目标市场的货车数量确定为9万辆，客车数量确定为1万辆，用气量约为42亿m3/年（按每辆重卡每年消耗天然气3.6万m3计算）。内蒙古地区天然气资源丰富，仅鄂尔多斯盆地天然气总资源量即11.14万亿立方米，占全国22%，2009年长庆油田在鄂尔多斯盆地的天然气产量将达180亿立方米，到2015年天然气产能将达到300亿立方米/年9、。内蒙古境内资源量占全盆地资源量的41%，全盆地探明储量1.25万亿立方米，自治区境内天然气探明储量7900亿立方米，且开发利用技术条件也非常成熟，已有靖边、榆林、乌审旗、大牛地、苏里格五大超千亿Nm3的大型气田逐年开发建设，具备向外供气80多亿Nm3的产能，目前已建成3座天然气净化厂，并且仍在加速推进新净化厂的建设，2013年净化供气能力将达200亿Nm3。随着勘探程度的深入和勘探面积的扩大，自治区境内天然气储量将进一步增大。同时，内蒙古自治区作为煤炭资源大省，除气藏气外煤层气资源也非常丰富，达到了全国储量（36万亿立方米）的50%以上，潜在发展前景更加广阔。为内蒙天然气产业的发展创造了得天10、独厚的优势。随着内蒙古西部天然气股份有限公司长-呼管道、长-乌-临管道于2007年底相继建成投产，内蒙古自治区的天然气事业发展进入了一个新的纪元，管道沿线的鄂尔多斯市、包头市、呼和浩特市的天然气利用项目在近两、三年获得了突飞猛进的发展，各级政府、企业、社会对天然气利用的认知程度也越来越高。2008年12月11日，由鄂尔多斯星星能源有限公司投资建设的年产20万吨液化天然气LNG项目正式投产，成为鄂尔多斯市首个天然气液化项目。目前内蒙古鄂尔多斯的乌审旗、包头市的右旗、呼和浩特的土左旗、巴彦淖尔的xx等相继在建LNG液化天然气生产厂，为内蒙古天然气事业的发展创造了良好条件。中国石油xx天然气有限责任11、公司分别在陕西的xx和内蒙古的巴彦淖尔市xx县建设200万方/年和30万方/年的LNG生产厂。为发展LNG重卡加气项目提供了有力的气源保障。为此，在内蒙古西部地区建设LNG重卡加气站项目已经成熟，而且是势在必行。1.4建设的必要性1.4.1 LNG汽车经济可行天然气净热值8500kcal/m3，0#柴油净热值8788kcal/L。1立方米天然气的热值相当于0.97升的0号柴油。据测算：目前0号柴油的价格为6.70元/L，35号柴油7.50元/升（2010年12月最新价），LNG天然气价格为4.0元/ m3。重型汽车每车按年运行20万公里，每百公里耗油量约45升，消耗天然气约55 m3，则重型一12、年燃油费为分别为日60万元（0#）、68万元（35#），燃气费44.0万元；油改气后每辆重型汽车一年可节省燃料费分别为16万元和24万元，占总燃料费的27%和35.3%。重型车改装为LNG汽车改装费用为8万元，按此测算，半年节省的费用就可收回改装成本。此外，根据(中华人民共和国公路法)中费改税的规定，燃油车辆使用汽油、柴油将在现有价格基础上平均增加1.05元/升。届时，油气差价将在50以上，LNG汽车的经济性将更加显著。1.4.2天然气汽车是汽车工艺发展的一个重要方向LNG不但适用于城市公交车，同样也适用于出租车和大型货运车辆，尤其是长途车辆。在我国，从2001年以来，燃气汽车保有量目前已超过13、22万辆，19个重点推广应用城市（地区）加气站数量达712座以上。可以预见，随着人民生活水平的提高和汽车工业的迅速发展，随着国内各个城市供气系统和全国范围内的加气站网络建设的完善，天然气汽车必将得到大力推广。天然气液化后体积变小，可作优质的交通运输工具燃料。与用汽油相比，用LNG驱动车辆具有辛烷值高、抗爆性好、燃烧完全、污染排放少、发动机寿命长、运输成本低等优点；即便与压缩天然气（CNG）比，它也具有储存效率高，一次装填续驶行程远，燃料容器压力低、重量轻、装填地点不受供气管网限制等优点。随着环境保护的日益受到重视，社会对汽车的节能减排提出了更高的要求。我国政府提出了“发展清洁能源汽车，调整能源14、结构，减少环境污染，改善大气质量”的重要方针，把发展清洁能源环保汽车作为本世纪我国工业发展的一个重要方向，汽车燃料的清洁化、多样化将是我国汽车工业发展的必然趋势。我国现有城市的污染源主要在于车辆尾气。若汽车改LNG做燃料，有害物排放将大大减少。据美国的测试资料，LNG车与汽油车相比，尾气中的CH将由0.54降至0.26，CO将由8.35降至0.03，NOx由1.92降至1.23、SOx由0.71降至0，Pb也由0.08降至0。另据国内测试者资料，LNG车比汽油车排放的CH减少72%，NOx减少39%，CO减少24%，SO2减少90%。LNG的燃点为650，比汽油高230多度；爆炸极限为4.7%15、15%，比汽油（1%5%）更不易爆炸。它与空气相比更轻，泄漏时更容易向上扩散，而不易积聚在地面而引起爆炸。汽车燃用LNG比燃用柴油噪声降低40%，保养费减少10%。正由于LNG具有这样的特性，它使用起来要比汽油安全得多。它的这一特点使LNG经历了30年几乎无事故的发生。1970年以来，全世界只发生过16起与LNG有关的事故。1980年以来，全世界只有两人的死亡与LNG有关。LNG的上述特性使它的推广使用不存在安全方面的顾虑和障碍。不同燃料车辆对环境污染程度的比较燃料污染类别汽油液化石油气（LPG）天然气（CNG/LNG）碳氢化合物（HC）1004065氮氧化合物（NOX）1006050一氧化碳16、（CO）100995发动机噪声1005050各种天然气汽车尾气污染物指标车种测定方法单位CNG汽车污染物平均标准汽油车柴油车COHCNOXNOXNOX客车1015g/kW2.10.250.120.250.40轻型卡车1015g/kW132.10.250.50-小型重卡1015g/kW2.10.250.180.250.40中型重卡1015g/kW132.10.30.400.70大型重卡G13g/kWh1026.23.64.54.5现代汽车工业高速发展，给社会带来经济繁荣的同时，也带来了大气污染和能源紧张。目前，国内原油生产难以满足我国经济社会发展需要，对外依存度逐年提高。近年来，许多国家都一直努17、力研发氢汽车、电动汽车、天然气汽车等，相比之下，天然气汽车在中国更具发展潜力和可操作性。天然气汽车不仅具有清洁环保、价格相对低廉、安全性能好等特点，而且由于我国天然气资源丰富，开发利用潜力大，因此可操作性强。我国已从八十年代开始着手燃气汽车应用，先后在四川、北京、天津、上海、广州、海口、哈尔滨、乌鲁木齐等城市进行此项目的推广，国家科委为开展燃气汽车项目的推广应用，已将北京、上海、广州、成都、乌鲁木齐数十座城市列为代用燃料推广试点城市。目前国内以天然气为燃料的汽车有两种，一种为CNG汽车，另一种为LNG汽车，相比较而言，LNG汽车具有单次加气行驶里程长的特点，受到越来越广泛的关注。2000年以来18、，LNG汽车已在上海、深圳、珠海、乌鲁木齐、长沙等十几个城市得到应用且在全国范围得到推广。因此，LNG作为汽车动力燃料具有强劲的市场需求和非常广阔的市场前景，是落实“节能减排”政策、治理大气污染、提高城市环境质量的有效途径。同时，随着燃油价格的不断增长，开发天然气作为汽车燃料，其经济效益也十分显著。综上所述，建设LNG加气站可作为优质廉价的车用燃料气，因此建设本项目是可行的、必要的。1.5市场分析1.5.1国内LNG市场情况天然气将是21世纪的能源主角，加快天然气工业的发展将成为不可逆转的趋势。目前全国天然气在一次能源结构中所占的比例还很低，大约只有2.8左右。为加大天然气在一次能源消费结构中19、的比例，改善人居和生态环境，提高人民生活质量，国家制定了“油气并举”的战略方针，大力鼓励开发利用天然气资源。据预测“十一五”期间天然气产业将会快速发展。根据我国中长期能源需求的预测：天然气在能源总需求中构成的比重将从3提高到10，即年需求量从500亿立方米提高到2000亿立方米。天然气可供资源需求增幅为1500亿立方米。其中：1）国内天然气工业，现年产500亿立方米，要提高到10001200亿立方米；2）沿海进口LNG项目，共8个项目，全部建成后年可进口LNG 300400亿立方米；3）俄罗斯中亚天然气项目，建成后每年可以向中国供气300400亿立方米；在我国今后的发展过程中，天然气市场需求主20、要有： 1）新增城镇居民燃气用气，按气化率40%计算，可增天然气需求300400亿立方米；2）替代进口工业燃料油（高硫重油），约23 千万吨，可增天然气需求 200300 亿立方米；3）替代燃料汽油和柴油（交通用油），约23千万吨，可增天然气需求200300亿立方米；4）替代工业燃料用煤，约可替代燃煤12亿吨标准煤，可增天然气需求8001500亿立方米；5）新增电厂发电与电网调峰用气，按35%计算，可增天然气需求300500亿立方米；6）新增化工工业原料用气，按年增长510%计算，可增天然气需求100200亿立方米；7）弥补一次能源供应缺口，约46亿吨标准煤，可增天然气需求30004500亿立21、方米；8）天然气需求约为49007700亿立方米，约占我国一次能源需求的1020% 。扣除国内产量10001200亿立方米/年、进口10001500亿立方米/年，天然气需求缺口高达25005000亿立方米。9）而管道输送远远不能满足需要，可见液化天然气的市场前景是相当广阔的。1.5.2内蒙古地区的市场情况今后的竞争来自不同能源技术和产品之间的竟争，来自市场终端的价格竟争，来自上游资源供应的争夺。没有资源就谈不上市场，而没有一个能够合理有效利用资源的市场，将无法获得可靠持续的资源供应保障。我们的目的是采用正确的技术以效率最高、效益最好的方式解决加气车辆推广问题，从中获得最大的利润空间以开辟拓展更22、多的市场。1）车用市场消费市场是项目的关键，液化天然气消费市场的大小和开发进程直接关系到项目的技术路线、工程投入及项目经济效益。本工程项目的主要目标市场为： 天然气发动机卡车（运煤汽车） 营运车辆及环卫车、政府专用车等汽车用户2) 车辆运输状况液化天然气汽车在内蒙古地区具有广阔的发展前景：一是比较完善的公路交通网络。“三横九纵”公路布局网络是以三条横贯自治区东西、九条纵贯南北的公路主干线，总规模14700公里。第一横是银川满洲里公路，长3188公里，利用国道110、111、301线穿越我区路段，东至中俄界满洲里口岸，西至大西北内宁界头关，横贯巴彦浩特、乌海、临河、包头、呼和浩特、集宁、赤峰、通23、辽、乌兰浩特、海拉尔等10个自治区盟市所在地，是内蒙古南部贯通东西的公路大动脉，将自治区大部分城市和工业区连成系统的经济整体。第二横是石咀山至黑山头公路。利用国道109、111、303线，西起内宁界石咀山大桥，东至中俄界重镇黑山头口岸，全长2694公里，途经东胜、呼和浩特、赛汉塔拉、锡林浩特、林西、通辽、乌兰浩特、莫力达瓦、加格达奇、鄂伦春、黑山头口岸，是自治区北部贯通东西的公路主干线。第三横是三道明水至伊木河公路，全长3803公里，是沿疆敷设、横贯东西的边防公路。该路西起内甘界三道明水，东至中俄界伊木河，贯通达来库布、赛乌苏、满都拉、二连浩特、珠恩嘎达布其、阿尔山、满洲里、黑山头、伊木河等重24、要口岸，是边防部队巡逻值勤、生产生活的重要通道。国道和高速公路以外的省级及地方公路建设的等级标准也有了显著提高，省级公路和各盟（市）之间的交通干道均达到二级公路以上标准，交通面貌发生了翻天覆地的变化。二是交通运输业蓬勃发展。在便捷、发达的交通网络的带动下，自治区交通运输业取得了较快发展。到2005年底，全区道路运输经营业户达到19万户，从业人员达到52万人，全区营运车辆达到23.5万辆。其中：营运客车达到5万辆，营运货车达到18.5万辆、141万个吨位，全区民用汽车拥有量较“九五”末增长120 %，达到79.5万辆，而全自治区超过60的营运和民用汽车集中在这一区域，成为推动第三产业快速发展和促25、进经济建设、提高群众生活水平的重要途径之一。公路运输车辆和运输能力快速增长，公路运输的基础性地位进一步增强。三是内蒙古地区经济快速发展的势头为交通运输业的健康稳定发展提供了强劲的支撑，为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。但由于缺乏大规模、完善的液化天然气供应网站，严重制约液化天然气汽车大范围推广使用。鄂尔多斯气田的开发和长呼管道的建成投产，以及近两年来内蒙地区LNG液化厂的蓬勃发展，使在这一区域大范围推广和使用液化天然气汽车、在更大范围内实现交通能源气化成为可能。1.5.3当前内蒙古地区的公路交通状况内蒙古地区是矿产和能源富集区，也是重化工发展比较快的地区。近些年随着矿产26、资源开发力度的加大，和就地转化步伐的加快，对公路运输能力的要求也在不断提高。经济发展对公路建设的迫切需要促进了全区的公路建设，伴随经济的发展，交通状况也有了很大改善，丹萨高速与110国道自东至西将北京与内蒙古的乌兰察布市、呼和浩特市、包头市、巴彦淖尔市、乌海市与银川市连为一体；包茂高速与210国道又将国家能源基地与北方重工业城市和铁路货运码头公路紧紧联结在一起；上述交通主干道与109国道大饭铺至东胜段、东胜至棋盘井段与省道103、214 和曹羊线，德敖线等地方公路组成密集的公路交通网络。交通网络的发展使货物运输更加畅通、快捷，运输特点更加突出，以煤炭等矿产资源为重点的大宗货物运输迅猛增加，通过27、公路运输转运、外运煤炭的比重达到80。公路运输对经济发展的促进和保障能力显著提高。1.6研究目的和范围1.6.1研究目的本项目可行性研究的主要目的在于针对内蒙古 LNG重型汽车加气站市场，以技术先进、节省投资和经济效益为原则进行全面优化，最终得出优化合理的方案及投资估算，在全面分析LNG的市场基础上完成整个项目的经济评价，为做出正确的投资决策提供依据。1.6.2研究范围本可行性研究的范围包括：LNG加气站站址的选择及建设条件、市场预测，LNG加气站内内容以及项目的投资估算、资金来源和项目的财务评价结论等。1.7编制依据及编制原则1.7.1编制依据1）内蒙古xx天然气有限责任公司提供的关于LNG28、资源数据，项目厂址的地质、水文、气象、规划，周边市场，国家、地方、行业相关政策等各项资料。2）天然气组分分析数据报告。3）关于上报修订“十二五”规划和编制2011年投资计划通知华气公司发 201090号文件。1.7.2编制原则1）本着投资少、产出多、见效快、效益高的方针，合理利用天然气资源，开拓天然气应用的新途径，生产出市场潜力大，而且附加值高的产品。2）利用先进、节能、可靠的新技术，降低能耗，提高收益。3）重视安全生产、环境保护，严格执行国家、地方及主管部门制定的环保和职业安全卫生设计规程、规定和标准。4）立足于成熟的生产技术，尽量选择国产过关设备，引进部分国内欠成熟的关键设备及自控仪表，以29、保证装置安全长期运行。5）对项目的费用和效益本着实事求是、稳妥可靠的原则进行估算和评价。6）根据项目及市场发展状况，进行合理预留。1.8遵循的主要标准、规范1.8.1法规中华人民共和国劳动法（1995年1月1日施行）中华人民共和国消防法（1998年9月1日施行）中华人民共和国职业病防治法（2002年5月施行）建设工程安全生产管理条例国务院令第393号（2004年2月1日施行）压力容器安全技术监察规程国家质量技术监督局1999154号建筑项目（工程）劳动安全卫生监察规定（原劳动部第3号令）压力管道安全管理与监察规定劳动部颁发（1996）140号危险化学品建设项目安全许可实施办法国家安全生产监督管30、理总局令第8号中华人民共和国节约能源法中华人民共和国环境保护法中华人民共和国环境噪声污染防治法1.8.2标准和规范液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范 （NB/T1001-2011）石油天然气工程总图设计规范 （SY/T0048-2000） 建筑设计防火规范 （GB50016-2006）石油天然气工程设计防火规范 （GB50183-2004）液化天然气（液化天然气）生产储存和装运 （GB/T20368-2006）液化天然气的一般特性 (GB19204-2003)工业设备及管道绝热工程设计规范 （GB50264-1997） 工业金属管道设计规范 （GB50316-2000）火灾自动报警系统设计31、规范 （GB50116-98）石油化工企业可燃气体检测报警设计规范 （SH3063-94）输气管道工程设计规范 （GB50251-2003） 流体输送用不锈钢无缝钢管 （GB/T 14976-2002） 压力容器安全技术监察规程 1999 版 钢制压力容器 （GB150-1998）高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范2002年版 （GB50196-93）建筑灭火器配置设计规范 （GB50140-2005）建筑给水排水设计规范 （GB50015-2003）工业与民用电力装置的接地设计规范 （GBJ65-83） 电力工程电缆设计规范 （GB50217-2007） 供配电系统设计规范 （GB5005232、-95）大气污染物综合排放标准 （GB16297-1996）污水综合排放标准 （GB8978-1996）1.9工程内容及规模1.9.1工程内容1）本工程项目研究范围包括LNG加气站主体工程，主要包括LNC储罐、调压气化器、LNG低温泵、加气机及控制系统的安装和站房及辅助用房的建设。2）本项目对加气站进行设计，确定加气站工艺方案、主要设备、总平面布置等技术方案论述。3）进行加气站内水、电、仪表等公用工程以及相关的安全、防火、环境与工业卫生工程技术方案的描述。4）做出项目的投资估算，财务运行成本分析等。5）经综合评价，提出项目可行与否的结论。6）对于燃气汽车改造不做技术论述，不计入工程总投资估算范33、围内。1.9.2建设规模本工程主要在内蒙古自治区乌海市xx区xx煤矿建设1座日销售量为3万方的LNG加气站，主要为提前抢站有利位置和市场，实现更远的续航里程。1.10项目实施进度安排根据本项目的实际情况和现有的条件，本项目从审批立项开始至工程试生产和竣工验收，项目时间需10个月。项目进度保障措施：1）科学管理，建立完善项目管理体系，实行项目经理负责制。2）严格执行项目建设进度计划，及时协调运行计划，采取纠偏措施，保证项目按进度计划突破。3）严格执行项目监理制度，严把质量关，保证施工质量。4）定期组织工程质量检查，抓好“三查四定”，发现问题及时解决。5）把好定货质量关，到货必须逐件认真检查，发现34、质量问题及时处理。6）组织编制好施工计划和技术措施，为项目顺利推进提供组织、技术保障。7）组织好单机试运、试压、吹扫、置换、液氮预冷、抽真空、投料试产等各项投产工作，确保按期投产。1.11存在问题和建议1.11.1项目存在问题项目选址和征地是主要影响项目实施和进展的关键，但在选址及征地上面问题较多。因为内蒙古地域辽阔，煤车线路较偏僻的地方需要增设辅助用房，职工需要住宿，这样从建设费用和运营人员成本上增加不少。但是离城区较近的站点，土地价格又很高、对加气站投资影响大，是影响投资收益率的较敏感因素。1.11.2项目建议1）对用气市场进行深度调研，尽快签订用气意向书；2）争取各相关盟市或乡镇的政府支35、持，在加气站选址和办理手续上给予简化和高效，以便我们尽快占领有利位置从而为占据市场主导地位打下基础。2、站址选择2.1xx煤矿概况内蒙古自治区乌海市xx区xx煤矿地理坐标东经10646至10705，北纬3931至3952之间。总面积529平方千米。总人口24万，其中城镇人口18万。有蒙、汉、回、满等20个民族。xx区地处鄂尔多斯高原西北部，乌兰布和沙漠南缘的中山丘陵、河谷及部分平缓起伏区内。整个地势是东南高，西北低。东南部以丘陵山地为主，西北部较为开阔平坦，平均海拔1100米。属典型的极端大陆性气候。年平均气温为10.3（19611980年），年均降水量154.8毫米，年蒸发量为3500毫米左36、右，平均日照为3047.3小时。内蒙古乌海市xx区xx煤矿气象条件属典型的干旱、半干旱大陆性季风气候，四季分明，无霜期短，日照丰富，降水少，蒸发强烈，多风沙。2.2站址选择2.2.1站址选择原则1）符合当地规划政策，符合国家相关民族政策；2）交通、通信、电力、水源等配套设施比较齐全；3）靠近煤车专线及坑口；4）当地安全、环境、水文、地质、气象符合厂址要求。站址分布及基本情况xx镇地处xx旗南部，坐落于著名的xxxx城内，面积5平方公里。xx镇的LNG加气站主要为乌海、阿拉善左旗金三角、阿拉善左旗xx、阿拉善右旗xx镇、甘肃酒泉钢厂、xx旗xx镇、xx旗策克口岸、xx之间的运输车辆提供燃料保障。37、阿拉善盟LNG加气站分布图3、气源、工艺流程及工程量3.1气源本项目目前主要气源为xx天然气有限责任公司在陕西xx和内蒙巴彦淖尔xx的LNG工厂。下一步可利用乌海焦炉煤气节能减排项目的焦炉煤气转换出的液化天然气。3.2 LNG的特性及用途LNG是液化天然气英文名称Liquefied natural gas的缩写，是将天然气净化冷却而成的深冷液体，因此也称液态天然气，常压沸点为-162，其密度为标准状态下天然气的600多倍，体积能量为汽油的72%，输送和储存十分便利。目前，液化天然气（LNG）已成为世界上一门新兴的工业而得到迅速发展。3.2.1 LNG的特性1）LNG在液化过程中已经脱除了水、C38、O2、N2、重烃等杂质，是最为清洁的能源之一。2）天然气在液化后，体积缩小600倍左右。3）LNG必须在低温状态下存储。4）爆炸极限为515%。液化天然气指标表 表3.1.3序号产品参数单位数值1销售量Nm3/a9901042密度kg/m34503热值（平均）kcal/Nm38685.64储存压力MPa（G）（0.5-0.8）5储存温度-162 液化天然气组分表 表3.1.4序号组分摩尔分率1C10.980942C20.014793C30.002544I-C40.000425N-C40.000396I-C50.000207N-C50.000118N20.000289H0.0002811CO2039、.000003.2.2 LNG在城市燃气中的用途1）工业气体原料和燃料，用于化工、发电、陶瓷、玻璃等行业。2）相对于LPG、重油、柴油，LNG有很大的优越性，燃烧温度达到1870，燃烧稳定，接收站投资小，建站灵活，对于高质量的玻璃、陶瓷有很大的适用性。3）作为清洁燃料，汽化后供城市居民使用，具有安全、方便、快捷、污染小的特点。4）作代用汽车燃料使用。采用LNG作为汽车发动机燃料，发动机仅需做适当改装，运行安全可靠，噪音污染小，对城市的环境状况有很大的改善。5）作为城市管道天然气的调峰，对民用燃气系统的用气量进行调节和保障6）作为冷源用于生产速冻食品，以及塑料、橡胶的低温粉碎等供应。3.3总工艺40、流程LNG加气站的工艺分4个部分：卸车流程、调压流程、加气流程、卸压流程。卸车流程LNG槽车将LNG运输到加气站内，通过卸车增压汽化器或低温泵把槽车内的LNG存储到站内储罐。本加气站采用卸车增压器与泵联合方式进行卸车。该方式的优点是工艺简单、节省时间。调压流程对储罐内液体进行调压是为了满足液体储存压力和低温泵的进口压力的要求。调压包括升压和降压。升压主要通过站内储罐增压汽化器使液体升温，体积膨胀后回到储罐，达到储罐增压的效果；降压主要是通过储罐安全放散阀，将部分气体放散来实现的。加气流程储罐中的饱和液体通过泵加压后由加气枪给汽车加气，最高加气压力可达到1.6MPa。在给车载瓶加气前应先给车载瓶41、卸压，通过回气口回收车载瓶中余气。增设车载瓶到储罐气相的回流管，同时设置计量装置，便于对车载瓶中余气进行回收和计量。卸压流程在给储罐升压过程中，储罐中的液体同时在不断地蒸发，这部分气化了的气体如不及时排出，储罐压力会越来越大。当储罐压力大于设定值时，相关阀门打开，释放储罐中的气体，降低压力，保证储罐安全。3.4 LNG加气站工艺设备设施的选择配置原则及依据3.4.1 LNG工艺设备设施的选择原则1）相关设备设施要具备可靠的耐低温深冷性能。特别是储存设备应至少满足耐低温-162以下，应达到-196C。 2）储存设备保冷性能要好。若LNG储存设备保冷性能不好，将引起设备内温度升高，压力上升，危险性42、增大。 3）LNG输送管道、截止阀门等的耐低温性应与LNG储存设施一致。 4）除满足工艺要求外，所有安全阀件(装置)应耐低温且完好、灵敏可靠。 3.4.2 LNG加气站工艺设备设施的选择与配置 据上述选择原则及依据，考虑了LNG的特殊性及风险性，并对供气工艺流程反复讨论、研究确定后，对如下LNG站工艺设备设施进行了选择与配置。 1）LNG储罐LNG储罐可分为地下储罐、地上金属储罐和金属混凝土储罐三类，地上LNG金属储罐又分金属子母式储罐和金属单罐两种。考虑到当地建材企业的布局、LNG储罐的运输、今后天然气的推广应用等因素，结合相关设计规范的要求，将LNG储罐确定为LNG金属单罐。立式圆筒形低温43、真空粉末绝热储罐最高工作压力1.26MPa，最低工作温度-196。单台净几何水容积60m3，内罐材质0Crl8Ni9，外罐材质16MnR。夹层充填珠光砂并抽真空；罐高约18m。考虑工艺、安全等因素，确定所有接管开口均在外罐底部，主要包括：底部进液管、顶部进液管、出液管、气相管、检液管等，接管材质0Crl8Ni9。每台LNG储罐设ITT液位计一套(美国产品)及差压变送器、压力变送器、压力表各一套，以实现对储罐内LNG液位、压力的现场指示及远传控制。外罐顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽真空接口及真空度测试口。2）汽化器LNG气化器根据热源不同，可分为空浴气化器、(热)水浴气化器及蒸汽浴气化器等几种44、。本项目采用的气化器有卸车增压汽化器、储罐增压汽化器和EAG复热器均为空温式汽气化器。3）LNG运输槽车一般使用52m3 LNG运输槽车,该车可装运49m3 LNG产品，相当于3.0万立方米天然气。采用真空纤维进行绝热，储罐内筒及管道材料选用0Cr18Ni9奥氏体不锈钢，外筒选用16MnR。槽车包括进排液、气系统，自增压系统，紧急截断阀安全系统。 4）低温泵用于LNG储罐的充装。要满足在管路背压较高的情况下启动或者在流量较大的情况下连续运转。5）LNG加气机用于向载重货车气瓶进行充装。要求整体采用不锈钢材质制作，内部装有质量流量计、气动操作阀等设备，配置有加气枪和回气接口。3.5主要工程量3.45、5.1 LNG加气站主要工程量3万方LNG加气站主要工程量表 表3.5.1序号项目名称规模单位数量备注一工艺装置3104Nm3/d1液态天然气储罐60m3台12LNG低温泵台13LNG加气机套24卸车增压汽化器300m3/h台15储罐增压汽化器200m3/h台25BOG空温式汽化器400m3/h台1二辅助生产设施1放空系统套12备用柴油发电机台1三公用工程1给排水2变配电3采暖系统（锅炉及锅炉房系统）套1站区总图工程1站房1层座1可移动站房3站区动力及照明工程14电话及电话网套13.5.2投资估算表3万方LNG加气站站投资序号LNG加气站（1座）规模3104序工 程估 算 价 值 （万元）占投46、和建 筑设 备安 装其 它合 计资额备 注号费 用 名 称工 程工 程费 用（%）一LNG加气站1移动板房41.10 41.10 2辅助用房0.00 0.00 3通用工程（水、电、暖）35.00 35.00 4设备基础（罐区、工艺管沟）10.00 10.00 5工艺设备安装335.00 335.00 6工艺、管材、仪表设备安装65.00 65.00 7罩棚20.00 20.00 8围墙、硬化80.00 80.00 9工器具及生产家具购置费6.40 6.40 10小 计166.10 335.00 91.40 592.50 二其他费用11征地费补偿费150.00 12建设单位管理费22.40 2247、.40 13建设工程监理费与相关服务费12.00 12.00 14前期工作费50.00 50.00 15勘察费4.00 4.00 16设计费16.20 16.20 1.8%17环境影响评估费7.00 7.00 18劳动安全卫生评审费5.00 5.00 19场地准备费及临时设施费13.00 13.00 20工程保险费3.50 3.50 21生产职工培训费14.00 14.00 22联合试运转费9.00 9.00 23招标代理服务费5.00 5.00 24施工图审查费10.00 10.00 25施工图预算编制费审计10.00 10.00 3.5工程费、7.5%核减值26竣工图编制费5.00 5.048、0 27小 计186.10 186.10 28第一、二部分费用合计166.10 335.00 91.40 186.10 778.60 29基本预备费62.29 62.29 8.0%30建设投资166.10 335.00 91.40 248.39 840.89 31建设期贷款利息35.32 70%*6%32铺底流动资金33罐车34建设项目总投资876.21 注：这个投资里不包含土地费用4、自动控制4.1自控水平确定的依据根据工艺控制要求对工厂所有控制点进行远程监控，满足装置生产要求。4.2自控系统方案选择根据该项目工艺和生产管理的要求，自控系统本着安全、可靠、平稳、经济的原则进行设计。自动化水平49、位于国内同类装置的先进水平。为保证生产装置的安全、平稳、长期运行，对工艺过程进行集中控制、显示、记录和报警。 4.3 仪表设置1、仪表、控制柜控制室内安装成橇控制柜(包括仪表显示和 PLC 控制)和一台中央控制台。集中显示现场一次仪表的远传信号。1）仪表显示显示如下远传参数： l 储罐液位l 储罐压力 储罐温度 低温泵出口温度l 低温泵出口压力l 泵池压力l 加气机流量l 仪表风压力2）PLC 控制PLC 控制为全站工艺系统控制中心，控制柜内可编程控制器，主要功能为：l 低温泵的软启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。PLC 控制系统可采用国外著名产品。3）50、中央控制台中央控制台上设置一台工控机，监视工艺流程及生产过程。4）不间断电源及电涌保护在电源进线处设置 3KVA、断电延时 30min 的UPS，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。为防止雷电及防止操作过电压，在仪表及PLC柜内电源进线处设有电涌保护器。2、现场检测仪表检测仪表是采集现场工艺运行参数的设备，是完成加气站自动化控制的重要前提，现场仪表均安装在转运橇上。因此仪表的选型应选用具有经验成熟、信誉良好、质量可靠的、便于维护，经济实用的原则。变送器采用智能型带就地显示产品。热电阻采用双支Pt100带变送器 420mA 输出。 桥架采用热51、浸式镀锌钢桥架控制电缆和计算机电缆均采用本安阻燃型。根据本工程的工艺特点及控制系统要求，现场检测仪表设置有：l储罐液位 l储罐压力l储罐温度l低温泵出口温度 l低温泵出口压力 l增压器出口压力l仪表风压力l罐区设置可燃气体泄漏报警器l加气区设置可燃气体泄漏报警器 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。3、压缩空气系统压缩空气系统主要供应气动阀门的仪表用气体，供气设计压力 0.40.8MPa。4、控制系统接地仪表系统的52、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 欧姆。4.4 安保系统加气站设置天然气泄漏检测系统，设置4条泄漏检测回路，2 个可燃气体检测探头安装于转运橇上，并在转运橇内设置1个火焰探测器。2 个可燃气体检测探头安装于加气区处。报警器安装在站房里，并配有备用电源。泄漏检测仪表选用催化燃烧式可燃气体报警装置，设置高、低限报警，能自动开启紧急切断阀进行联锁控制。安保系统设置见下表： 安保系统设置表 表 4-1报警器信息报警方式紧急停机锁存报警按 F1 键前先解除锁存报警售气机处泄漏低限报警甲烷含量达到爆炸低限的 20%报警LNG 贮罐/泵处泄漏低限报警甲烷含量达到爆炸低限的 20%报警L53、NG 泵抽空报警LNG 泵抽空，出口压力过低报警储罐超压报警压力大于 1.1MPa报警储罐液位低限报警允许充装液位的 5报警储罐液位高限报警允许充装液位的 90报警仪表风欠压报警压力小于 0.4MPa报警停电报警报警5、公用工程5.1给排水水源1）水源的选择本工程供水水源由市政供水管网提供及考虑自打井供水。2）水源水质要求符合市政自来水水质。3）水源的能力站内有保证运行用水和生活用水的可靠水源保障。排水场区内主要的废水是生活用水，因此如果周边有市政排污管网，就将废水直接排到市政管网中。如果没有管网，则自建排污和化粪池，来满足站用需求。5.2供配电供电原则：全站为二级负荷。配电装置建设做到远近期54、结合，以近期为主，适当考虑长远发展的需要。在满足供电可靠性的前提下，实现运行安全、投资经济、控制灵活、维护简便。5.3爆炸危险区域划分根据爆炸性混合物出现的频繁程度和持续时间划分：0区：指正常运行时连续出现或长时间出现爆炸性气体混合物的环境。 1区：在正常情况下可能出现爆炸性气体混合物的环境。2区：在正常情况下不可能出现而在不正常情况下偶尔出现爆炸性气体混合物的环境。危险区内所有电气设备选择防爆型，满足防爆要求。5.4防雷防静电为防止直击雷、感应雷、雷电反击和静电对人身和设备造成的危害，在场区内设置综合接地网，接地电阻不大于4欧姆。场区工艺设备、容器、放散管、管线、金属罩棚、管架、金属平台、高55、杆灯等均与接地网可靠连接。工艺装置区进行等电位连接。电气设备设保护接地。变压器中性点及开关柜、配电箱壳体均应接地。输送易燃、易爆气体或物料的工艺管线的阀门或法兰两端，应进行防静电接地跨接。在主装置区的两侧及罐区设置去静电接地装置。低压电缆入户处设重复接地，并与场区的接地网相连。接地装置采用-404扁钢作为水平接地体，5052500角钢作为垂直接地体，接地装置材料为热镀锌。接地极在距人行道或建筑物出入口小于3米时，水平接地体局部埋深1米，其它处埋深0.7米。380V系统采用TN-S接地系统。所有电气设备金属外壳均设保护接地线。5.5通信通信部分包括：存储装置区、公用工程区及其它辅助生产设施（站房56、配电室、控制室）等的视频监控、行政电话、调度电话及综合数据宽带网等。在站内设电视监控系统，操作台由仪表统一考虑，监控主机置于操作台内，液晶显示器置于台上。5.6采暖与通风根据当地气象资料，本工程办公楼、宿舍楼及附属用房冬季采用燃气热水锅炉采暖，办公楼及宿舍楼夏季考虑采用空调。6、总图运输6.1站区总图设计总平面布置原则1）总平面布置在满足生产、工艺流程要求的同时，合理利用地形、地貌等自然条件，因地制宜，使土方工程量最小，节省工程投资。2）满足规划要求，平面布置与其相适应。3）满足生产要求，工艺流程合理，根据实际地形情况，合理确定平面布局。4）考虑风向、朝向，减少污染，满足节能减排的要求。5）57、在保证各种安全距离的同时，努力节约用地，使相关建、构筑物布置合理。6）满足国家现行的有关防火、防爆、环保和卫生的要求。6.1.2总平面布置1、区域位置吉兰泰镇金三角LNG加气站选址地理位置邻近资源地，交通、通信、电力、水源等配套设施比较齐全，且周边比较空旷，当地安全、环境、水文、地质、气象符合建站要求。2、总平面布置要点 罐区、工艺设备区布置在满足工艺流程要求的同时，合理利用地形、地貌等自然条件，满足、检修、运输、安全、卫生及防火要求，避免与建筑物、构筑物、地下设施的布置相互影响。 总平面布置在满足工艺流程要求的同时，充分、合理利用地形、地貌等自然条件，因地制宜，使土方工程量最小，节省工程投资58、；在生产上尽可能的采用先进的技术、节能的技术降低生产的能耗。 加气站内主要为液化天然气，产品采用汽车槽车运输，产品需有一定的储存能力，根据周边市场需求状况、交通状况及相关规范要求。站内、外物料运输布局合理。3、道路布置道路布置符合生产、维修、消防等通车的要求，有达到方便生产运输，站容美观，并尽可能地减少工程量。道路与竖向相结合，道路网的布局有利于场区地面雨水的排放，符合防火、环保的规定，道路交叉采用正交。消防路路面宽度为6m，道路转弯半径为12m，加气区汽车回转半径为25米，路面结构为混凝土路面。道路布置主要遵循厂矿道路设计规范（GBJ22-87）、石油天然气工程设计防火规范（GB50183-59、2004）。 4、进出口设置加气站设置一个入口和一个出口，出入口大小并要充分考虑煤车等大型车辆进出。5、绿化绿化布置应根据企业性质，环境保护及厂容、景观的要求，结合当地自然条件、植物生态习性、抗污性能和苗木来源，因地制宜进行布置；并与周围环境和建（构）筑物相协调。根据站区绿化布置形式，结合当地土壤、气候条件，选择乡土植物和苗木来源可靠、产地近的植物进行绿化，可以选择吸尘能力强、减噪效果好的乔、灌木或草皮。6.1.3竖向布置原则1、竖向设计充分考虑工程地质和水文地质条件，满足工程地质，水文地质的要求，满足工艺流程、站内外运输装卸及管道敷设对坡向、坡度、高程的要求；2、竖向设计结合道路装卸线标高、60、站址地形，建（构）筑物及其地面标高符合安全生产、运输、管理、站容要求，合理确定场地内各单元标高，尽量减少场地内土方量。3、竖向设计与道路设计相结合，运输、装卸、存储。站区采用平坡式布置方法，坡度按千分之二考虑；站内外道路的标高应统一考虑，并与竖向相一致；主要出入口的道路路面标高，高于站区外地面标高，同时与站区内道路标高衔接得当。总平面布局采用平坡布置，地面雨水依靠竖向坡度、坡向雨水口，雨水进入污水池。7、建筑结构7.1建筑物种类及规模1、依据建筑设计防火规范场区内所有的建筑均按耐火等级二级建筑物考虑。2、使用年限50年，建筑结构安全等级为二级。3、生产的火灾危险性应根据生产中使用或产生的物质性61、质及其数量等因素确定，储存物品的火灾危险性应根据储存物品的性质和储存物品的可燃物数量等因素确定。4、根据甲方提供的工程地质勘察报告，抗震设防类别为丙类，抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g。7.2站内建筑站内建筑包括站房、辅助用房、加气岛、罐区及工艺区，根据设备尺寸、安全间距及工艺流程确定建筑面积。7.3建筑的防火、卫生及消防标准1、生产及消防用疏散距离严格按规范要求进行布置，采用自然通风，配备相应的灭火器。2、加气罩棚，甲类，耐火等级为二级，刷防火涂料，非火花地面。3、储罐区，甲类，耐火等级为二级，刷防火涂料，非火花地面。7.4建筑装修标准建筑内部装修设计防火规范 (GB5062、222-95) 7.5建筑节能措施根据建筑物的使用特点和全国热工设计区划图，采用建筑节能材料，采取合理的建筑构造措施和朝向布置，确定节能方案。根据民用建筑热工设计规范及公共建筑节能设计标准的要求，场区内的建构筑物尽量采用南北朝向。8、消防8.1消防原则石油天然气工程设计防火规范 （GB50183-2004）石油化工企业设计防火规范 （GB50160-92）水喷雾灭火系统设计规范 （GB50219-95）高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范 （GB50196-93）建筑灭火器配置设计规范 （GB50140-2005）建筑设计防火规范 （GB50016-2006）固定消防炮灭火系统设计规范 （GB563、0338-2003）8.2消防对象本工程主要消防对象为：60 m3 LNG储罐（1台）及工艺装置区及其它主要配套设施。8.3消防设施罐区四周配置移动式干粉灭火器，站房及辅助用房四周设置相应数量的干粉灭火器。（1）干粉灭火器 在围堰内设置干粉灭火器，一旦泄漏气体被引燃时，人工快速释放干粉灭火，避免火势扩大，把事故消灭在萌芽状态。（2）泡沫灭火器在 LNG 储罐区内设置泡沫灭火器主要用于扑灭流淌火灾；隔绝流体与空气的接触。本站灭火器配置表建筑物名称灭火器型号数量LNG储罐区及工艺装置区手推式 MFT/ABC35磷酸铵盐干粉灭火器手提式MF/ABC8磷酸铵盐干粉灭火器2个2个LNG汽车加气岛及罩棚手64、推式 MFT/ABC20磷酸铵盐干粉灭火器手提式MF/ABC8磷酸铵盐干粉灭火器2个4个生产辅助用房MF/ABC8手提式磷酸铵盐灭火器6个9、环境和生态影响分析9.1 概述整个储存、装卸过程不存在产品的再加工，没有化学反应过程，因此没有“三废”产生。液化天然气装置是低温系统，物料均在密闭的贮罐和管道中运行，密封性能好，泄漏量极少，本站正常运行时，对环境无污染。9.2主要污染物分析 生产过程中主要污染物分析把集装箱或汽车槽车内的LNG通过LNG低温泵和卸车增压气化器卸至加注站的LNG储罐内，然后采用储罐压力调节器与泵低速循环联合使用进行的方式给储罐升压，最后通过LNG低温泵加压后由加气枪给汽车加65、气。在生产运行过程中没有化学反应过程，不存在产品的再加工及生产新的物质。主要污染源如下：（1）噪声：声源主要来自LNG低温泵。LNG经LNG低温泵时产生噪声。（2）废气：卸液柱、加气枪在操作过程中其接头处尚有少量余气。（3）废水：站内生活污水排放。 施工过程中主要污染物分析（1）工程施工过程中会产生一定的噪声。在施工作业过程中，需要有运输车辆运送材料，由于施工机械和车辆产生的噪声使附近居民产生一定的影响，但这种影响是暂时的。（2）设备和构件运输及修建辅助设施时会产生扬尘。施工期间大气污染源主要为工程车及运输车辆排放的尾气及扬尘，主要污染物有NO2、CO及TSP。（3）管道冲洗试压时的废水及生活66、污水。施工期间的水污染物主要为施工人员的生活污水及管道试压后排放的工程废水。9.3主要防范措施 生产过程中的防范措施为减少汽车槽车卸车点、加气机在装卸作业中部分液化天然气的泄漏量，采用快速接头，端部设阀门操作。并且，由于操作均在室外，有大气流通，少量的泄漏会很快散失到大气中去。由于泄漏积聚量远低于爆炸下限，也不会达到对人体有害的浓度，故不会造成危险和污染。 施工过程中的防范措施对于特殊敏感地区，在施工时通过避开高峰时间，尽量避免对环境的影响。施工中注意采取洒水措施，防治施工扬尘对周围环境产生的不利影响。提高工程施工效率，缩短施工时间。严格控制施工作业时间，夜间严禁高噪声设备施工。施工人员驻地应67、建造临时化粪池、生活污水、粪便水经化粪池处理后由环卫部门清除或堆做农肥，不准随意排放。管道试压水主要污染物为SS，建议施工前作好规划，在施工场地设置简单混凝土沉淀池，废水加荷沉淀后排放。 主要设备选择的防范措施主要设备采用国际或国内优质产品，能够达到先进、可靠、适用、不影响环境等要求。9.4 绿化设计为减小工业噪声，改善工作环境，美化站内环境，建成文明单位。本工程设环保专项投资，专款专用，利用空地种植草地和难燃树种，结合绿地的平面和空间造型，美化场站景观，以确保不造成环境污染。10、安全10.1工程危险、有害因素分析物料危险性分析本工程涉及到的主要为液化天然气，液化天然气具有易燃、易爆、易挥发68、低温的危险性。同时生产装置均具有潜在危险性，在施工、调试、运行、检修等工作环境中均存在一定风险。因此必须对该工程项目的危险、有害因素进行辨识分析，以便采取安全对策，确保生产安全运行。工艺过程危险、有害因素分析1）如场区发生火灾、爆炸事故，可能会污染周边大气。2）若低温槽车在运输过程中，发生意外可能对沿途设施和人员造成危害。3）液体泄漏容易引起低温灼伤、燃烧、爆炸等事故的发生。4）加气站运行过程中一旦停电、冷却介质中断等引起温度上升、压力加大，易造成液体泄漏、燃烧、爆炸等事故的发生。5）加气站运行工程中，在有易燃、易爆危险的场合，电火花、静电放电、雷电放电均可成为引起燃烧、爆炸的点火源，导致火69、灾、爆炸事故的发生。6）电器设备若不按规程操作或设备本身质量、规格不符合要求（如在易燃、易爆场所的电器设备、照明、开关不防爆等），易引起触电伤害事故，甚至引起二次事故，造成燃烧、爆炸、中毒等事故的发生。其它危害因素分析1）地震灾害：如场区发生地震灾害，可能造成建筑倒塌、管线破裂等事故的发生，进而使原料、产品燃烧、爆炸和人员伤亡等事故的发生。2）雷击危险：由于加气站内存在大量带电、导电设备，部分设备较高，在夏季可能产生雷击事故，造成原料、产品燃烧、爆炸和人员伤亡等事故的发生。10.2危险、有害因素防范与治理措施安全防范与治理措施1）区域布置的防火间距、卫生防护距离根据本项目的生产流程及各组成部分70、的生产特点和火灾危险性，结合风向、地形等条件，按功能分区集中布置。本场区共设有2个安全出口，分别为人流出口和物流出口，场区内设有6m宽环形消防通道，路面净空高度均大于5m，场区各安全距离满足石油天然气工程设计防火规范和建筑设计防火规范要求。2）采用的保证安全生产的自动连锁保护和紧急停车措施 重要的机泵均考虑备用。如果安全连锁系统中突然停电后，需立即启动的用电设备配置应急保护电源。 场区设控制室，根据工艺流程特点，重点工段（工序）采用先进、可靠的可燃气体报警、配置完善的监控、报警、安全连锁和通讯设施，有效的防止误操作及其它事故的发生。 电器设备设有完善的继电保护系统，当电器设备和线路发生故障时，71、避免伤害操作人员和损坏设备。 在装置区、液化天然气储罐区等可燃气体易泄漏的位置设置可燃气体探测器，监视其可燃气体的浓度；在控制室、配电室及其它电器设备间设置感烟探测器，液化天然气储罐区设置火焰探测器。3）气体泄放防护措施 压力容器及各种安全附件（如安全阀、压力表等）定期经相关部门检验合格；安全阀、压力表，进行定期校验。爆炸危险场所使用的特种设备，符合防爆安全技术要求。 根据特种设备质量监督与安全监察规定的要求，新增特种设备在投入使用前企业持监督检验机构出具的验收检验报告和安全检验合格标志，在所在地区特种设备安全监察机构注册登记。将检验合格标志固定在特种设备显著位置上后再投入正式使用。 在可能产72、生密闭段的管道、设备上安装安全阀，防止因生产装置停车造成带压天然气随外界温度升高而膨胀造成爆炸。 严格按照全场危险区域划分图进行防爆设备的选型，以确保安全生产。在防爆区域内使用的操作工具等均选用防爆型。4）建筑与结构安全防护措施本工程抗震设防烈度7度（参照建筑抗震设计规范）。5）静电、雷击防护措施 为防止直击雷、感应雷、雷电反击和静电对人身和设备造成的危害，在场区内设置综合接地网，接地电阻不大于4欧姆。场区工艺设备、容器、管线、金属罩棚、管架、金属平台、高杆灯等均与接地网可靠连接。工艺主装置区进行等电位连接。 电器设备设接地保护，变压器中性点及开关柜、配电箱壳体均接地。 输送易燃、易爆气体或物73、料的工艺管线的阀门或法兰两端，进行防静电接地跨接。 所有高出屋面的各种金属构件均与避雷网焊接连通，露天布置的储罐、容器等，顶板厚度不小于4mm的均设防雷接地设施。 接地装置采用-404扁钢作为水平接地体，5052500角钢作为垂直接地体，接地装置材料热镀锌。 接地极在距人行道或建筑物出入口小于3米时，水平接地体局部埋深1米，其它处埋深0.7米。 操作人员穿戴防静电工作服，绝缘工作鞋，进行操作。6）紧急和其它防护措施 操作人员上岗前应学习防冻伤、防火、防爆和冻伤、烧伤抢救知识和实际方法。 为确保操作人员安全，特别是夜间巡回检查人员的安全，露天设备及框架平台设有满足亮度要求的照明设施。在防爆区域严74、格按标准规范要求严禁使用白炽灯。关键岗位配置安全应急灯。 设计中除考虑设备及管道的保温、保冷要求外，按照标准规范的有关要求，认真考虑设备及管道的防冻、防烫措施，保证现场人员的安全。 在控制室、操作时内设空调或吊扇、暖气设施，保证操作人员工作环境的适宜温度。 加强管理，严格控制遵守安全生产规章制度，确实做到安全文明生产。各生产岗位设置安全标志，定期进行安全培训。安全数据做到文字化、影像化。 消防器材、严禁人员进入的危险场所、安全信道、高危作业场所、紧急信道及紧急出入口依照安全色安全标志规定进行着色，并设置相应的警示标志。7）操作人员经过专业培训，考试合格后再上岗。并在在岗期间穿戴好相应的防护用品75、。使用、储存、维修负责人（含技术人员）熟练掌握工艺过程和设备性能，并能正确指挥事故处理。在生产过程、储存、运输等现场配备抢修器材。8）规章制度及后勤服务 本项目需制定相关的站规、站纪包括：安全生产管理制度、卫生管理制度、质量管理制度、后勤管理制度等。加气站运行后需严格执行上述相关制度以保证加气站的安全平稳运行。同时在生产中需严格执行相关的安全生产管理制度包括：动火证制度、禁火制度、安全操作规程制度、十不登高制度等以保证加气站的劳动安全。 本项目需制定相关的安全应急预案包括：灭火救灾应急预案、高压天然气泄露事故应急预案、紧急停电事故应急预案、装置大修安全预案、天然气及其产品泄露事故应急预案，进入76、有限空间作业安全预案等，并定期组织学习、培训、考核、演练，以确保在发生意外事故等情况时的加气站和人员安全。 本项目为员工配备必要的人体保护设施包括：安全帽、防静电工作服、工作手套、防护工鞋、耳塞等以保证人员安全。安全管理机构设置本项目由站长负责全站的安全管理工作。预期效果本工程设计采用的工艺路线和设备自动化水平高，工艺技术环保、安全。各专业在设计中严格把关、认真执行现行的有关标准、规范，认真贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针。从工程设计到施工、安装以至将来的运行，采取相应的安全卫生技术措施，可保证消除有害未知的排放污染，杜绝人身伤亡事故的发生，完全能够满足国家法律、法规对安全方面的诸项要求。77、项目建成后该企业完全能够达到安全、卫生、文明生产的目标。10.3建议建议加气站内部做好安全工作，在可能有易燃、易爆气体散发地点的危险范围之内杜绝明火，工作人员必须穿防静电服，机动车辆严禁驶入工艺装置区。11、职业卫生11.1危害因素分析1）液化天然气具有低温、易挥发、易燃易爆性，有冻伤危害。2）天然气可能使人窒息，泄漏的液化天然气其低温可能使人冻伤，或造成设备或建筑物材料损坏。3）在加气过程中，输送泵等机械设备会产生不同程度的噪音。人员长期处于噪音环境，可危害耳膜及人身健康。11.2职业病危害因素防护措施为确保生产安全，防止灾害和事故的发生及蔓延，在项目建设中充分设置各种安全、卫生和消防设施。78、如下：1）选择优质的设备、材料，保证工程质量，确保生产安全、正常。杜绝不正常的泄漏。按照有关标准、规范，在火灾爆炸危险场所内的建构筑物的结构形式、建筑材料及设备符合防火防爆要求。2）设备、管道、建构筑物之间保持足够的防火距离，并符合有关标准、规范的要求。3）在具有火灾、爆炸危险的生产设备和管道上设置安全阀、爆破片、阻火器等防爆阻火设施。4）设置可燃气体监测及火灾报警系统，可及时准确地探测可能发生的气体泄漏及火情。5）配备计算机监测、控制系统，设置事故连锁、报警和紧急切断设施。便于处理突发事件，保证生产的安全进行。6）在防爆区内的所有金属设备、管道、储罐等设有静电接地。对可能产生静电危害的工作场79、所，配置个人防静电防护用品。7）按介质的组份及泄漏源的实际情况严格划分防爆区域。8）尽量将电气设备或容易产生火花的其它设备安装在远离防爆区域的地方。9）必须设在防爆区域内的电气设备，严格按规范规定选用相应等级的防爆电气设备，并采取相应的防爆措施。10）根据工作环境特点配备各种必需的防护用具和用品。包括洗眼器、淋浴器、眼面防护用具、工业安全帽、工作帽、防护手套、防护鞋靴、耳塞及护肤用品等。11）加强安全培训、制定规章及责任制。11.3预期效果本项目设计中严格执行各种安全卫生标准、规范，采取完善的安全卫生措施，可有效地防止火灾、爆炸、窒息、机械伤害、触电和噪声等事故的发生。一旦因泄漏等原因而可能发80、生燃爆之类事故，依靠装置区内设置的安全监控系统，防护设施和消防设施，也能及时加以控制，防止事故发生和扩大。本设计能使操作人员在安全和良好的劳动环境中操作，生产安全和人体健康均有可靠保证。12、组织机构和定员12.1加气站组织机构LNG加气站的自动化水平较高，所以现场操作人员应采取少而精的配备方案。本站组织机构按部门分设两层机构即管理层和操作层，管理层为技术岗，操作层分为主控室、生产及检修等。站内劳动定员表 表12.1.1岗 位人 数合 计操作工人4班2人/班8维修22电仪11后勤11站长11合计131312.2人员培训LNG加气站涉及的多为易燃易爆的天然气、液化气物质，一旦发生事故，其危害不可81、估量，同时超低温和高温操作对人体也会构成大的伤害。各级生产人员及管理人员必须具备一定的文化素质和技术水平，具备天然气处理和安全生产的基本知识。各类操作人员都要精通业务，达到“四懂”和“三会”，即懂设备结构、懂设备原理、懂设备性能、懂工艺流程；会分析数据、会判断事故、会处理事故。生产人员需经培训合格后持证上岗。管理干部和职工的培训，应与工程建设同步进行。13经济效益评价13.1概述xx天然气有限责任公司xx区xx煤矿LNG加气站项目,项目建成后，可实现年供气量990104Nm3。本报告按一期进行经济分析。本工程建设项目投资1104.41万元，建设期贷款利息为23.19万元，流动资金为681.5万82、元，项目资金总需求为1809.1万元。经测算，财务内部收益率36.90%（税前），全部投资回收期4.25年，贷款偿还期为4年，生产能力盈亏平衡点29.3%，经济效益较好。13.2评价原则（1）本评价依据国家计委、建设部2006年联合发布的建设项目经济评价方法与参数(第三版)以及国家的相关政策和法规。（2）将该工程视为一个独立的系统，按照费用效益计算口径一致的原则进行计算和分析。（3）评价中涉及的所有价格均为含税价。13.3 基础数据13.3.1产品方案液化气设计产量：990104Nm3。 总投资使用计划与资金筹措本工程建设项目投资1104.41万元，其中30%为自筹，70%为银行贷款，银行贷款83、利率按6%。全部流动资金为681.5万元（按经营成本的25%估算），其中铺底流动资金204.45万元，30%由自有资金解决，其余的流动资金通过贷款解决，流动资金贷款利率按5.58%。建设期贷款利息为23.19万元，全部由自有资金解决；详见项目总投资使用计划与资金筹措表（附表1）。项目周期工程建设期为1年。第二年投产45%，第三年投产75%，第四年100%达产。生产经营期按15年计算。13.3.4劳动定员岗位定员13人。13.4财务评价销售收入液化气出厂价2.64元/m3（含税价，折合不含税价 2.389 元/m3），运输费用0.145元/ m3, 到气站价格约2.785元/m3（含税价），年均84、销售收入420.3万元。详见营业收入、营业税金及附加和增值税估算表（附表2）。 成本及费用计算（1）岗位定员13人，工资按30000元/人年计算。（2）固定资产折旧残值率取5%，综合折旧年限15年。修理费按固定资产1%计算，销售费用按销售收入2%估算，管理费用按销售收入3%估算。经计算，LNG单位平均制造成本为3.15元/m3,年均总成本费用为3187.62万元，正常年经营成本3227.73元，详见总成本费用估算表（附表3）。13.4.3 税金及利润计算本产品增值税率为13%，城市维护建设税及教育费附加分别为增值税的7%和3%，所得税按应纳税所得额的25%计取。经计算，生产期税前年均利润总额485、42.59万元，年税后利润331.94万元。详见利润与利润分配表（附表4）。13.4.4 现金流量分析根据利润表计算静态指标如下:总投资收益率：36.9% 经测算所得税后全部投资财务内部收益率：29.9，静态投资回收期4.25年，计算的借款偿还期4年（包括建设期）。详见项目投资现金流量表、项目资本金现金流量表（附表5、6）。13.4.5 财务计划现金流量项目计算期内的累计盈余资金138.78万元。项目计算期内各年的净现金流量及累计盈余资金均为正值，各年均有净现金流量维持项目的正常运营，可保证项目财务的可持续性。详见财务计划现金流量表（附表7）。13.4.6偿债能力分析偿债能力分析中采用按比例同86、时还，按年结息，按比例偿还偿还期为5年。 经计算，项目偿债能力指标：平均利息备付率539.7（%）与平均偿债备付率129.39（%）见项目还本附息计划表（附表8）。从表中可见，在偿还期内各年的利息备付率、偿债备付率均大于1，说明项目的偿债能力较强。资产负债率47.68%（第4年）。计算见资产负债表（附表9）。13.4.7 不确定性分析（1）盈亏平衡分析以生产能力利用率表示的盈亏平衡点：第4年只要达到设计能力的29.66%，表示项目盈亏平衡，当超过此能力时该项目即可盈利。（2）敏感性分析该项目作了所得税后全部投资的敏感性分析，考虑项目实施过程中一些不定因素的变化，分别对销售价格、销售量、投资、经87、营成本作了20%、10%、5% 的单因素变化对全部投资内部收益率影响的敏感性分析。由单因素敏感分析表可看出，产品销售价格、经营成本最为敏感，项目的抗风险能力较好。详见单因素敏感性分析表（附表10）。13.5 结论本工程各项经济指标详见财务评价指标汇总表（附表11）。可以看出，本工程建设项目投资1104.41万元，年均税后利润280.33万元，总投资收益率36.9%，投资利税率25.8%，所得税后全部投资财务内部收益率29.9%，投资回收期4.25年，各项财务评价指标较好，项目可行。附件A附表1 项目总投资使用计划与资金筹措表 单位：万元序号项目名称合计12341投资合计2142.121335.88、19382.22231.66193.051.1建设投资1104.411104.411.2建设期利息23.1923.191.3流动资金681.5378.22200.66103.052资金筹措2142.121335.19382.22231.66193.052.1项目资本金661.86419.78242.08用于建设投资392.32392.32.1股本投资392.32392.32用于流动资金242.08242.08.1股本投资242.08242.08用于建设期利息27.4627.46.1股本投资27.4627.462.2债务资金1480.26915.41140.14231.66193.05用于建设投89、资915.41915.41银行贷款915.41915.41用于建设期利息银行贷款用于流动资金564.85140.14231.66193.05流动资金借款564.85140.14231.66193.05银行贷款2.3其他资金附表2 营业收入、营业税金及附加和增值税估算表 单位：万元序号项目名称单位合计123456789101112131415160收入合计万元562321782297039603960396039603960396039603960396039603960396039601.1LNG营业收入万元562321782297039603960396039603960396039603990、6039603960396039603960销售价格元4444444444444444销售数量万m3445.5742.5990990990990990990990990990990990990990销项税额万元6469.17205.009341.681455.575455.575455.575455.575455.575455.575455.575455.575455.575455.575455.575455.575455.5752增值税1617.0951.2485.41113.88113.88113.88113.88113.88113.88113.88113.88113.88113.881191、3.88113.88113.882.1销项税金6468.95205341.67455.56455.56455.56455.56455.56455.56455.56455.56455.56455.56455.56455.56455.562.2进项税金4851.86153.76256.26341.68341.68341.68341.68341.68341.68341.68341.68341.68341.68341.68341.68341.683营业税金及附加161.745.138.5411.3911.3911.3911.3911.3911.3911.3911.3911.3911.3911.391192、.3911.393.1营业税3.2消费税3.3城市建设维护费113.183.595.987.977.977.977.977.977.977.977.977.977.977.977.977.973.4教育费附加48.561.542.563.423.423.423.423.423.423.423.423.423.423.423.423.423.5资源税4增值税退税附表3 总成本费用估算表 单位：万元序号项目名称合计123456789101112131415161生产成本44338.351480.792371.793114.293114.293114.293114.293114.293114.29393、114.293114.293114.293114.293114.293114.293114.291.1直接材料421741336.52227.529702970297029702970297029702970297029702970297029701.2原材料421741336.52227.529702970297029702970297029702970297029702970297029701.3直接燃料及动力燃料动力1.4直接工资及福利费5853939393939393939393939393939391.5制造费用1579.35105.29105.29105.29105.29105.294、9105.29105.29105.29105.29105.29105.29105.29105.29105.29105.29折旧费1268.484.5684.5684.5684.5684.5684.5684.5684.5684.5684.5684.5684.5684.5684.5684.56修理费310.9520.7320.7320.7320.7320.7320.7320.7320.7320.7320.7320.7320.7320.7320.7320.73其它制造费用2管理费用118879.279.279.279.279.279.279.279.279.279.279.279.279.279.295、79.22.1无形资产摊销2.2其他资产摊销2.3其它管理费用118879.279.279.279.279.279.279.279.279.279.279.279.279.279.279.23财务费用600.9862.7470.9369.650.9931.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.523.1短期负债利息净支出438.337.8220.7531.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.523.2长期负债利息净支出162.6554.9250.1896、38.0819.473.3其它财务费用4营业费用1686.9653.4689.1118.8118.8118.8118.8118.8118.8118.8118.8118.8118.8118.8118.8118.85总成本费用47814.291676.192611.023381.893363.283343.813343.813343.813343.813343.813343.813343.813343.813343.813343.813343.816经营成本45944.911528.892455.533227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.7397、3227.733227.733227.733227.733227.733227.737固定成本3953.33286.23294.42293.09274.48255.01255.01255.01255.01255.01255.01255.01255.01255.01255.01255.018可变成本43860.961389.962316.63088.83088.83088.83088.83088.83088.83088.83088.83088.83088.83088.83088.83088.8附表4 利润和利润分配表 单位：万元序号项目名称合计123456789101112131415161营业98、收入562321782297039603960396039603960396039603960396039603960396039602增值税及附加1778.8356.3793.95125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.273总成本费用47814.281676.192611.023381.893363.283343.813343.813343.813343.813343.813343.813343.813343.813343.813343.813343.814贴补收入5利润总额(199、-2-3+4)6638.8949.44265.03452.84471.45490.92490.92490.92490.92490.92490.92490.92490.92490.92490.92490.926弥补以前年度亏损7应纳税所得额(5-6)6638.8949.44265.03452.84471.45490.92490.92490.92490.92490.92490.92490.92490.92490.92490.92490.928所得税1659.7212.3666.26113.21117.86122.73122.73122.73122.73122.73122.73122.73122.7100、3122.73122.73122.739净利润(5-8)4979.1737.08198.78339.63353.59368.19368.19368.19368.19368.19368.19368.19368.19368.19368.19368.1910期初未分配利润117.02342.7582.65498.09413.53328.97244.41159.8575.2911可供分配的利润（9+10）37.08198.78456.65696.29950.84866.28781.72697.16612.6528.04443.48368.19368.19368.19368.1912提取法定盈余公积金3101、50.643.7119.8833.9635.3636.8236.8236.8236.8236.8236.8236.8213可供投资者分配的利润（11-12）33.37178.9422.69660.93914.02829.46744.9660.34575.78491.22406.66368.19368.19368.19368.1914应付优先股股利15提取任意盈余公积金16应付普通股股利（13-14-15）33.37178.9422.69660.93914.02829.46744.9660.34575.78491.22406.66368.19368.19368.19368.1917各投资方利润分102、配：4628.5333.3761.8879.9978.28415.93415.93415.93415.93415.93415.93406.66368.19368.19368.19368.1918未分配利润（13-14-15-17）117.02342.7582.65498.09413.53328.97244.41159.8575.2919息税前利润7239.86112.18335.96522.44522.44522.44522.44522.44522.44522.44522.44522.44522.44522.44522.44522.4420息税折旧摊销前利润8508.26196.74420.5103、2607607607607607607607607607607607607607附表5 项目投资现金流量表 单位：万元序号项目名称合计123456789101112131415161现金流入57105.69178229703960396039603960396039603960396039603960396039604833.691.1营业收入562321782297039603960396039603960396039603960396039603960396039601.2补贴收入1.3回收固定资产66.7666.761.4回收流动资金806.93806.931.5其他收入2现金流出498104、38.41307.731967.482781.143546.053353335333533353335333533353335333533353335333532.1建设投资1307.731307.732.2流动资金806.93382.22231.66193.052.3经营成本45944.911528.892455.533227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.732.4增值税及附加1778.8356.3793.95125.27125.27125.27125.105、27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.272.5维持运营投资2.6其它现金流出3所得税前净现金流量（1-2）7267.29-1307.73-185.48188.86413.956076076076076076076076076076076071480.694累计所得税前净现金流量-1307.73-1493.21-1304.35-890.4-283.4323.6930.61537.62144.62751.63358.63965.64572.65179.65786.67267.295调整所得税1809.9728.0583.991106、30.61130.61130.61130.61130.61130.61130.61130.61130.61130.61130.61130.61130.616所得税后净现金流量（3-5）5457.32-1307.73-213.53104.87283.34476.39476.39476.39476.39476.39476.39476.39476.39476.39476.39476.391350.087累计所得税后净现金流量-1307.73-1521.26-1416.38-1133.04-656.66-180.27296.12772.511248.91725.292201.682678.073154107、.463630.854107.245457.32计算指标：1-所得税前；2-所得税后12项目投资财务内部收益率（%）25.920.38项目投资财务净现值（I=12%）1614.08934.77项目投资回收期（年）3.874.25附表6 项目资本金现金流量表 单位：万元序号项目名称合计123456789101112131415161现金流入57105.69178229703960396039603960396039603960396039603960396039604833.691.1营业收入5623217822970396039603960396039603960396039603960396108、03960396039601.2补贴收入1.3回收固定资产余值66.7666.761.4回收流动资金806.93806.931.5其他现金流入2现金流出52126.55419.781981.532888.243846.053846.363507.253507.253507.253507.253507.253507.253507.253507.253507.253507.254072.12.1项目资本金661.86419.78242.082.2借款本金偿还1480.2679.08201.58310.24324.51564.852.3借款利息支付600.9762.7470.9369.650.993109、1.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.522.4经营成本45944.911528.892455.533227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.732.5增值税及附加1778.8356.3793.95125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.27125.272.6所得税1659.7212.3666.2110、6113.21117.86122.73122.73122.73122.73122.73122.73122.73122.73122.73122.73122.732.7维持运营投资2.8其它3净现金流量(1-2)4979.14-419.78-199.5381.76113.95113.64452.75452.75452.75452.75452.75452.75452.75452.75452.75452.75761.59计算指标资本金内部收益率(%)38.6附表7 财务计划现金流量表 单位：万元序号项目名称合计123456789101112131415161经营活动净现金流量6848.54184.38111、354.26493.79489.14484.27484.27484.27484.27484.27484.27484.27484.27484.27484.27484.271.1现金流入56232178229703960396039603960396039603960396039603960396039603960营业收入56232178229703960396039603960396039603960396039603960396039603960增值税销项税额1.2现金流出49383.461597.622615.743466.213470.863475.733475.733475.733475112、.733475.733475.733475.733475.733475.733475.733475.73经营成本45944.911528.892455.533227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.733227.73增值税进项税额营业税金及附加161.745.138.5411.3911.3911.3911.3911.3911.3911.3911.3911.3911.3911.3911.3911.39增值税1617.0951.2485.41113.88113.88113.88113、113.88113.88113.88113.88113.88113.88113.88113.88113.88113.88所得税1659.7212.3666.26113.21117.86122.73122.73122.73122.73122.73122.73122.73122.73122.73122.73122.732投资活动净现金流量-2114.66-1307.73-382.22-231.66-193.052.1现金流入2.2现金流出2114.661307.73382.22231.66193.05建设投资1307.731307.73维持运营投资流动投资806.93382.22231.66193114、.053筹资活动净现金流量-4595.11307.73207.02-102.72-266.78-453.78-447.45-447.45-447.45-447.45-447.45-447.45-438.18-399.71-399.71-399.71-964.563.1现金流入2142.121335.19382.22231.66193.05项目资本金投入661.86419.78242.08建设投资借款915.41915.41流动资金借款564.85140.14231.66193.053.2现金流出6737.2227.46175.2334.38459.83453.78447.45447.45447115、.45447.45447.45447.45438.18399.71399.71399.71964.56各种利息支出628.4327.4662.7470.9369.650.9931.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.5231.52偿还债务本金1480.2679.08201.58310.24324.51564.85应付利润（股利分配）4628.5333.3761.8879.9978.28415.93415.93415.93415.93415.93415.93406.66368.19368.19368.19368.194净现金流量（1+2+3）116、138.789.1919.8833.9635.3636.8236.8236.8236.8236.8236.8246.0984.5684.5684.56-480.295累计盈余资金9.1929.0763.0298.38135.2172.02208.84245.66282.48319.3365.39449.95534.51619.07138.78附表8 项目还本付息计划表 单位：万元序号项目名称合计12345一借款还本付息1银行贷款1.1期初本息余额915.41836.33634.75324.511.2当期借款915.41915.411.3当期应计利息190.1227.4654.9250.1838117、.0819.471.4当期还本金915.4179.08201.58310.24324.511.5当期付利息190.1227.4654.9250.1838.0819.471.6期末借款余额915.41836.33634.75324.51二还本资金来源942.8727.4679.08201.58310.24324.511当期可还本的未分配利润582.65117.02225.68239.952当期可还本的折旧费332.7679.0884.5684.5684.563当期可还本的摊销费4其他还本资金27.4627.465以前年度结余可用于还本资金三指标计算1息税前利润（EBIT）1493.02112.1118、8335.96522.44522.442其他还利息资金27.4627.463用于投资的利润4还利息281.7327.4662.7470.9369.650.995还本金915.4179.08201.58310.24324.516息税折旧摊销前利润（EBITDA）1831.26196.74420.526076077其他还本资金8所得税309.6912.3666.26113.21117.869用于投资的折旧摊销10利息备付率（%）539.799.99178.79473.68750.591024.6111偿债备付率（%）129.3999.99130130130130.2612银行贷款5附表9 资产负债119、表 单位：万元序号项目名称123456789101112131415161资产1335.191876.952201.32474.922425.722377.982330.242282.52234.752187.012139.272100.82100.82100.792100.791535.941.1流动资产总额626.321035.231393.421428.781465.61502.421539.241576.061612.881649.71695.791780.351864.911949.471469.18货币资金15.6536.971.98107.34144.16180.98217.82120、54.62291.44328.26374.35458.91543.47628.03147.74应收账款230.33370.66487.61487.61487.61487.61487.61487.61487.61487.61487.61487.61487.61487.61487.61预付账款50.3484.06112.17112.17112.17112.17112.17112.17112.17112.17112.17112.17112.17112.17112.17存货330543.61721.66721.66721.66721.66721.66721.66721.66721.66721.6672121、1.66721.66721.66721.661.2在建工程1335.191.3固定资产净值1250.631166.071081.5996.94912.38827.82743.26658.69574.13489.57405.01320.45235.88151.3266.761.4无形及其他资产净值2负债及所有者权益1335.191876.942201.292474.932425.722377.982330.242282.52234.762187.022139.282100.812100.812100.812100.811535.962.1流动负债总额234.9392.27523.46523.46122、523.46523.46523.46523.46523.46523.46523.46523.46523.46523.46523.46短期借款应付账款100.67168.11224.34224.34224.34224.34224.34224.34224.34224.34224.34224.34224.34224.34224.34预收账款134.23224.16299.12299.12299.12299.12299.12299.12299.12299.12299.12299.12299.12299.12299.122.2建设投资借款915.41836.33634.75324.512.3流动资金借款123、140.14371.8564.85564.85564.85564.85564.85564.85564.85564.85564.85564.85564.85564.852.4负债小计915.411211.371398.821412.821088.311088.311088.311088.311088.311088.311088.311088.311088.311088.311088.31523.462.5所有者权益419.78665.57802.471062.111337.411289.671241.931194.191146.451098.711050.971012.51012.51012.5124、1012.51012.5资本金419.78661.86661.86661.86661.86661.86661.86661.86661.86661.86661.86661.86661.86661.86661.86661.86资本公积累计盈余公积金3.7123.5957.5592.91129.73166.54203.36240.18277313.82350.64350.64350.64350.64350.64累计未分配利润117.02342.7582.65498.09413.53328.97244.41159.8575.29计算指标资产负债率（%）68.5664.5463.5557.0944.87125、45.7746.747.6848.749.7650.8751.851.851.851.834.08附表10 单因素敏感性分析序号不确定因素不确定因素变化率(%)项目评价指标指数税前内部收益率税后内部收益率借款偿还期偿债备付率敏感系数临界点0基本方案36.929.94.25129.391建设投资2022.6417.846140.580.6289.5-2030.1923.665157.411024.1719.036151.9-1027.8821.95141.8852519.696158.37-526.8521.115135.322销售价格2054.9143.164198.115.59-9.66-2126、0-12.92-12.921040.7532.084144.35-109.427.3311132.39533.4526.345166.87-517.9814.17141.533经营成本20-3.86-3.865.959.8-2050.3639.564180.71012.459.729136.49-1038.3630.184135.92519.3615.27151.36-532.2125.355160.64产量变化2035.6428.065178.31.88-20.33-2015.5312.158144.631030.8224.275153.53-1020.8216.366134.2528.38127、22.345141.39-523.3918.396149.67附表11 财务评价指标汇总表 单位：万元序号项目名称数据1项目总投资1809.1其中计算注册资本的总投资1331.841.1建设投资1104.411.2建设期利息23.191.3流动资金681.5其中铺底流动资金204.452资金筹措1809.12.1项目资本金661.86其中注册资本661.862.2项目债务资金1480.26其中与注册资本匹配资金915.412.3其他资金3年均销售收入3748.84年均总成本费用3187.625年均销售税金及附加10.786年均增值税107.817年均息税前利润（EBIT）482.668年均利润128、总额442.599年均所得税110.6510年均净利润331.9411总投资收益率（%）(税前)36.912投资利税率（%）25.8213项目资本金净利润率（%）50.1514贷款偿还期银行贷款(年)415平均利息备付率（%）539.716平均偿债备付率（%）129.3917项目投资税前指标财务内部收益率（%）25.9财务净现值（I=12%）1614.08全部投资回收期（年）5.4718项目投资税后指标财务内部收益率（%）20.38财务净现值（I=12%）934.77全部投资回收期（年）6.3819资本金内部收益率(%)32.4420盈亏平衡点生产能力利用率（%）34.78销售价格（%）85.93附件BLNG工艺流程图附件CLNG加气站总图布置方案