1、燃气公司储配站天然气分布式能源示范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日目录第一章 项目概况71.1项目概况71.2编制依据71.3编制原则81.4 研究范围81.5投资规模及主要技术经济指标91.6结论及建议10第二章 项2、目建设背景和必要性122.1项目建设背景122.2建设必要性及意义14第三章 环境资源及条件分析163.1站址条件163.2气象条件163.3给排水条件163.4燃气条件173.5电力条件18第四章 冷热电负荷分析194.1负荷需求概况194.2冷、热负荷204.3电负荷21第五章 天然气压力能发电方案235.1压力能回收利用选型原则235.2工艺技术方案的选择235.3压力能发电机组选型方案255.4压力能发电机组规模275.5压力能发电机组选型30第六章 天然气分布式冷热电联供系统方案326.1设计原则326.2设备选型326.3发电机组规模及装机方案366.4发电机组选择386.5余热设3、备选择39第七章 天然气分布式能源利用工程方案407.1工艺流程407.2布置方案417.3运行模式42第八章 天然气分布式能源利用工程设想448.1总图规划448.2电气仪表478.3采暖通风568.4供、排水系统578.5建筑部分60第九章 环境保护649.1项目区域环境现状649.2 项目主要污染源和污染物679.3 设计依据和采用的环境保护标准679.4 污染防治措施689.5 环境影响分析699.6 环境管理与监测709.7 小结71第十章 节约与合理利用能源7310.1 概述7310.2 用能标准和节能规范7310.3 能耗状况和能耗指标分析7410.4 节能措施7610.5能效指4、标及效果分析78第十一章 劳动安全7911.1 设计依据7911.2 主要原材料及主要化学危险品7911.3 主要危险有害因素辨识7911.4 劳动安全措施8111.5 劳动安全机构与设施8511.6应急救援体系的设置8511.7综合评价85第十二章 职业卫生8712.1设计依据8712.2项目职业危害因素分析8712.3职业卫生防护措施8812.4职业卫生警示标识的设置9212.5职业卫生管理机构及应急救援体系设置9212.6综合评价92第十三章 消防9413.1 消防设计的原则和规范9413.2 装置主要组成和火灾危险等级9413.2 总体布局和消防道路9413.3 消防设施和措施94第十5、四章 劳动组织与定员96第十五章 社会稳定风险评估9715.1 编制依据9715.2 风险识别与估计9715.3 风险防范和化解措施10115.4风险等级105第十六章 项目实施进度10716.1 项目实施计划及条件10716.2 交通运输条件及大件设备运输107第十七章 投资估算与财务分析10817.1 投资估算10817.2财务评价12217.3 经济评价结论137第一章 项目概况1.1项目概况项目名称：XXXX燃气有限公司XX储配站天然气分布式能源示范项目项目地点：XXXX燃气有限公司XX储配站内建设规模：2900kW螺杆式压力能发电机组+11560kW内燃发电机组+1套余热利用设施建设6、单位：XXXX长燃能源服务有限公司1.2编制依据本项目可行性研究报告依据下列文件及资料编制：（1）XXXX长燃能源服务有限公司与我公司签订的“技术咨询合同”（2016长咨100号）；（2）XXXX长燃能源服务有限公司提供的有关设计基础资料（3） 国家三部委发布热电联产项目可行性研究技术规定计基础200126号；（4）有关设计规程规范：1)燃气分布式能源站设计规范（DL/T5508-2015）2)燃气热电冷三联供工程技术规程（CJJ145-2010）3)锅炉房设计规范（GB50041-2008）4)城镇燃气设计规范（GB50028-2006）5)建筑设计防火规范（GB50016-2014）6)分7、布式电源接入电网技术规定（Q/GDW4802010）7)锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）8)采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）9)20kV及以下变电所设计规范( GB50053-2013)10)供配电系统设计规范 (GB50052-2009)11)低压配电设计规范(GB50054-2011)12)建筑给水排水设计规范(GB50015-2009)13)声环境质量标准（GB3096-2008）14)建筑照明设计标准( GB50034-2013)1.3编制原则本可行性研究以科学发展观为指导，把能源安全放在核心位置，综合项目资源情况提高能源综合利用效率，为门站提供8、安全、稳定、经济、清洁、高效的能源保障。本项目遵照国家及有关部委制订的标准、规范设计，并遵循以下主要设计原则：（1）遵循余热利用最大化。根据门站冷热负荷需求，系统配置考虑余热利用最大化，提高能源综合利用效率，分布式能源系统的年平均能源综合利用效率大于70%。（2）并网不上网。天然气门站压力能利用最大化，发电规模满足门站耗电需求，发电机组并网不上网。（3）采用成熟可靠的工艺设备。选用技术成熟、节能排放指标有市场竞争力的设备，保证系统安全可靠运行。（4）项目总体利益最大化。充分利用站区现有土地，对设备布置和流程进行优化，实现效益最大化。1.4 研究范围根据技术咨询合同（2016长咨100号）的要求9、，本项目咨询内容主要为： （1）对本项目进行全面、系统、科学、合理的分析评估，论证本项目的必要性和可行性；（2）提出天然气分布式能源示范项目规模及工程设想；（3）天然气分布式能源利用工程投资估算和技术经济评价；（3）提出本项目的结论和建议。1.5投资规模及主要技术经济指标本项目建设工程建设投资为3142.81万元，建设期贷款利息为53.90万元，铺底流动资金61.63万元，项目计划总资金为3258.34万元。所得税后项目投资财务内部收益率为10.92%，投资回收期为8.21年（含建设期1a）。在不考虑政府补贴收入的情况下，项目所得税后投资财务内部收益率大于基准收益率8%，项目可行。具体经济指标10、如下：表1-1 主要技术经济指标一览表序号指标名称单位数量备注1发电量万元/a1730.00 2能源供应量外供电量万kwh/a1700.003能源站能源消耗电耗万kwh/a30.00 天然气消耗万Nm3/a226.00 水耗万吨/a1.20 4投资及资金筹措4.1项目总投资万元3258.34 建设投资万元3142.81 建设期利息万元53.90 流动资金万元61.63 4.2项目报批总投资万元3215.20 建设投资万元3142.81 建设期利息万元53.90 铺底流动资金万元18.49 4.2资金筹措4.2.1项目资本金万元1058.37 建设投资万元942.84 建设期利息万元53.90 11、流动资金万元61.63 4.2.2债务资金万元2199.97 建设投资万元2199.97 流动资金万元5成本与费用达产年平均5.1总成本费用万元/a1006.93 5.2经营成本万元/a810.84 6营业收入、税金及利润达产年平均6.1营业收入 万元/a1352.18 6.2营业税金及附加万元/a12.42 6.3增值税万元/a103.49 6.4利润总额万元/a229.34 6.5所得税万元/a57.33 6.6净利润万元/a172.00 6.7未分配利润万元/a154.80 6.8息税前利润万元/a249.35 6.9息税折旧摊销利润万元/a440.29 7清偿能力7.1偿还贷款本息和万12、元2654.17 其中：本金万元2199.97 利息万元454.20 7.2贷款偿还期a7.60 含建设期1a8盈利能力指标8.1项目投资财务内部收益率所得税前%14.00 所得税后%10.92 8.2项目投资财务净现值(ic=8%)所得税前万元1148.00 所得税后万元545.30 8.3项目投资回收期含建设期1a所得税前a6.93 所得税后a8.21 8.4资本金财务内部收益率%15.00 8.5总投资收益率%7.65 达产年平均8.6资本金净利润率%16.25 达产年平均1.6结论及建议1.6.1主要结论（1）本项目采用天然气分布式冷热电联供+天然气压力能发电的天然气分布式能源综合利用13、系统，符合国家“十三五”发展规划及节能减排的要求，具有较好的经济效益、环境效益和社会效益，项目建设是必要的。（2）本项目是一种新型的天然气分布式能源综合利用系统技术集成，充分利用天然气压力能和余热实现冷热电联供，并且利用压力能发电后的冷能冷却循环水，具有较好示范和推广意义。（3）本项目装机容量为3360kW，其中分布式冷热电联供系统装机容量为1560kW,压力能发电装机容量为1800kW；年节标煤3963t，其中分布式冷热电联供系统年节标煤1351t，压力能发电年节标煤2612t；减少SO2年排放量约316t，减少NOx年排放量约155t，减少烟尘年排放量约2734t；本项目分布式冷热电联供系14、统能源综合利用效率为75%,节能率为0.49。（4）经分析论证，本项目建设站址、水、电、气等外部条件均基本具备，项目建设是可行的。（5）本项目总投资3258.34万元，财务内部收益率为10.92%，投资回收期为8.21年，具有较好的经济效益。1.6.2存在问题及建议（1）本项目节能减排压力能余热充分利用，属于国家扶持项目范畴，建议当地相关政府及主管部门支持该工程的尽快建设，推动压力能利用在分布式冷热电多联供系统工程中科学有序发展；（2）天然气门站压力能发电已有建成的项目和在建即将投产的项目，但已投产正常运行的工程不多，建议业主进一步考察落实，确保本项目安全可靠连续运行;（3）根据业主要求，本项15、目采用“并网不上网”的模式，建议下阶段落实余电上网的可行性，进一步提高工程的经济效益。第二章 项目建设背景和必要性2.1项目建设背景2.1.1建设单位基本情况XXXX燃气有限公司XX储配站地处湖南省XX市XX县XX镇，位于XX开元东路与东七路交会处东北角。储配站于2012年建成投产，集天然气门站、管道气液化以及LNG汽化等功能于一身，占地面积约为60000m2，储气规模达到1200万m3，投资总额近3亿。XX储配站于2012年6月25日竣工投产，建成投产后可保证XX市全体用户810天的气量供应，为保障城市天然气安全、可靠、持续和稳定供应奠定坚实的基础。XX储配站内20万m3/天LNG液化装置以16、及LNG汽化装置均属于应急调峰装置，LNG装置由储配公司负责运营管理。XXXX长燃能源服务有限公司是XXXX燃气有限公司股东按照原股比注册成立，主要从事分布式综合能源的投资、建设、运营、销售、管理。XX储配站内的天然气门站主要是将高压（约3.4 MPa(g)）的管网气减压至1.4 MPa(g)，加臭并送至城市次高压燃气管网。进站高压天然气减至次高压，其中蕴含的能量并没有得到利用，造成极大的浪费。LNG液化装置是将天然气经净化处理后，在常压下深冷至-162，由气态变成液态。LNG液化装置耗电设备主要有压缩机、冷却塔、胺泵、导热油循环泵、BOG压缩机等。天然气LNG系统中净化工艺的加热方式采用导热17、油锅炉加热，门站导热油锅炉导热油量为101m3/h，高温油供回油温度为240/220，低温油供回油温度为160/140。2.1.2政策背景2011年10月，国家发改委、财政部、住建部和国家能源局联合下发了关于发展天然气分布式能源的指导意见，意见指出，“十二五”期间建设1000个左右天然气分布式能源项目，并拟建设10个左右各类典型特征的分布式能源示范区域，意见专门提出电网方面要加强对天然气分布式能源并网的配合，并提出今后将在财政、标准等多方面，进一步加强对天然气分布式能源的支持。2014年10月国家发改委、能源局、住建部联合发布关于印发天然气分布式能源示范项目实施细则的通知。2013年，湖南省颁18、布了湖南省天然气分布式能源发展规划；XX市颁布了XX市天然气分布式能源中长期发展规划。XX规划建设20个天然气热电冷多联供项目，鼓励在新建建筑推广小型天然气分布式能源系统。为推进能源梯级利用，促进天然气分布式能源的有序发展，XX市制定了相关鼓励政策，推动能源梯级利用、促进分布式能源发展，节能减排财政策综合示范领导小组办公室关于做好2013年度XX市节能减排财政策综合示范城市奖励资金支持备选项目申报工作的通知（长节能减排20135号）支持分布式能源示范项目健康有序发展。2014年7月，XX市出台XX市促进天然气分布式能源发展暂行办法，XX成为继上海之后，我国第二个推出针对天然气分布式能源补贴政策19、的城市。2.1.3分布式供能系统技术背景分布式能源系统，常可称冷热电联供(combined cooling heating and power, CCHP)：一种建立在能源梯级利用概念基础上，将制冷、供热及发电集成的多联供总能系统，目的在于提高能源利用效率。分布式供能相对于传统供能方式而言。是指将发电系统以小规模、分散式的方式布置在用户附近，可独立地输出电、热或(和)冷能的系统，具有能效高、清洁环保、安全性好、削峰填谷、经济效益好等优点，综合能源利用效率在70%以上。分布式供能系统是目前在发达国家广泛应用以及我国政府积极倡导的一种先进能源系统技术。分布式供能系统多使用天然气等清洁能源，按照能源20、梯级利用的原则，采用高品位能源发电、低品位能源供热制冷的方式，构建稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系，达到最大化能源利用效率，控制排放污染、调整产业结构等作用。2.1.4天然气压力能发电技术背景天然气已经成为石油和煤炭的重要补充能源，随着国家能源结构的逐渐调整，用气量将持续增长。我国天然气管道大多采用高压管输送方式，输送的高压天然气经调压站降至中压标准进入城市燃气管网，再借助调压箱或调压柜将压力降至低压后供用户使用。由工程热力学理论可知，当天然气具备一定的压力和温度时，就具备了一定的能量，即由压力所体现的势能和温度所体现的动能，二者合称为天然气的内能。天然气在调压过程中将损失大量的能量，还会21、因为急剧降温对调压及管道设备运行安全构成威胁。节能减排“十二五”规划将余热压力能利用列为国家实施节能减排的重点工程。2016年12月22日国家发改委、科技部、工信部和环境保护部四部委联合发布“十三五”节能环保产业发展规划，在余能回收利用中指出“推动中低品位余热余压资源回收利用”。余热压力能充分利用，将提高能源综合利用率，减少资源浪费。目前，国外发达国家对压力能发电技术特别重视，取得了较好的效果。国内压力能发电技术尚处于上升阶段，部分化工、石油加氢裂化、海水淡化、钢铁、冶金等行业在原有工艺的基础上采用压力能发电回收技术，取得了一定的效益。国内第一台安装的TRT压力能发电设备在首都钢铁公司，于1922、81年引进日立造船的设备，国内从20世纪70年代开始组织力量研究国产TRT技术，国内天然气门站或燃机调压装置附近已有部分单位投资建设了压力能发电回收利用装置，已调试成功，可正常运转。天然气压力能发电将天然气导入压力能发电装置，驱动发电机发电的一种能量回收技术。该技术利用门站调节阀组泄放的能量，有效解决原调压阀组减压时产生的噪音污染和管道震动，全过程零消耗、零排放、零污染，是公认的绿色环保技术。2.2建设必要性及意义（1）节能减排。天然气管道压力能回收利用，利用品位高，节约常规能源消耗量，降低了污染物排放，社会效益和经济效益明显，在管道压力能领域具有示范推广意义。（2）能源综合利用效率高。天然气23、分布式冷热电多联供系统工程，采用分布式联供技术，实现能源梯级利用，余热利用最大化，系统能源综合利用效率70%以上。（3）提高门站供电可靠性。门站采用能源综合利用系统后，发电机作为自备电源与市政电网并网运行，当市政电网出现事故停电时，具有特殊设计的能源综合利用系统仍能保持正常运行，保证门站用电负荷，提高供电的安全性和可靠性。（4）回收压力能、冷能和余热。本项目充分利用管道压力能发电和发电后天然气冷能，综合现有工艺冷热负荷模式，配套采用天然气分布式冷热电多联供系统，为门站提供冷热电能量供应，减少门站从市网取电，优化原有冷热负荷利用方式，实现能源梯级利用，提高综合利用效率。（5）具有示范推广意义。本24、项目在调压装置旁边设置压力能发电装置，配套建设天然气分布式冷热电联供系统，创新了天然气分布式能源综合利用工程发展的新内容，具有示范推广意义。第三章 环境资源及条件分析3.1站址条件本项目位于XXXX燃气有限公司XX储配站内，站内西北角两处用地可以作为项目用地，一处为原有废弃的临时LNG生产区，距离门站综合楼约30m，占地面积约3000m2，拟考虑拆除废弃的设施，作为本项目用地；另一处为调压计量系统附近的导热油锅炉和氮气系统中间的空地，占地面积约160m2。3.2气象条件XX属于亚热带季风气候，四季分明，夏冬季长，春秋季短，夏季约118127天，冬季约117122天，春季6164天，秋季596925、天。春温变化大，伏秋高温久，冬季严寒久。夏季酷热少雨，日平均气温在30以上约90天，11月下旬至第二年3月中旬，进入寒冷期，全年以一月最冷，月平均为4.45.1。具体气象资料如下：夏季空气调节室外计算干球温度()：35.8夏季空气调节室外计算湿球温度()：27.7夏季空气调节室外设计日平均温度()：31.6夏季室外平均风速（m/s）：2.4夏季大气压力（Pa）：999200冬季空气调节室外计算温度()：-1.9冬季室外相对湿度：83%冬季室外平均风速（m/s）：2.4冬季大气压力（Pa）：1019603.3给排水条件来自市政给水，工业水接口位于望仙路与黄兴大道交接往西100米，管径DN200，26、日用量200吨，压力0.4MPa。污水处理系统为门站办公楼西边4米处。3.4燃气条件XXXX燃气有限公司XX储配站内的天然气门站主要是将高压（约3.4 MPa(g)）的管网气减压至1.4 MPa(g)，加臭并送至城市次高压燃气管网。天然气物性参数详见下表3-1：表3-1天然气成分及参数组分单位数值备注甲烷(CH4)mol %93.31乙烷(C2H6)mol %2.70丙烷(C3H8)mol %0.45正丁烷(C4H10)mol %0.17异戊烷(C5H12)mol %0.05C6mol %0.06二氧化碳(CO2)mol %1.07氮气(N2)mol %2.18气相密度kg/m30.77低热值27、（20）kJ/kg46686注：天然气计量标准为气体标准状态(绝对压力101.325kPa，环境温度20)门站2015年供气量统计数据，如下图3-1所示：图3-1 XX门站2015年供气量从趋势中看，4月至10月为供气低谷，时段内门站平均流量约为65000 Nm3/h，而其余月份供气有显著上升，峰值可达180000 Nm3/h。2016年供气量数据如下图3-2所示：图3-2 XX门站2016年小时供气量从趋势中看，3月中旬至10月为供气低谷，时段内门站平均流量约为80000 Nm3/h，峰值可达201000Nm3/h。与2015年的月度同期数据进行比较，可得出供气量比同期增长了1038%。根据28、门站市场用气需求及现有管道布置管径的影响，公司预测，后续供气量不会有太大变化，基本在近期天然气流量范围之内。3.5电力条件XX储配站目前采用从市网取电，满足门站LNG液化装置、导热油锅炉、压缩机等用电需求，本项目发电拟考虑与市电并网，接入系统最终实施应以电力行政管理部门批复的接入系统方案为准。第四章 冷热电负荷分析XXXX燃气有限公司XX储配站有冷热电负荷需求，电力主要用于LNG液化工艺，主要耗电设备是制冷剂压缩机、BOG压缩机、配套运行泵组等；热力主要用于LNG气化时除湿，主要设备为导热油锅炉；空调用于办公区与宿舍区舒适性空调，以及卫生热水负荷，现有设备为燃气中央空调。4.1负荷需求概况4.29、1.1储配站2015年能源消耗情况（1）燃气中央空调，年度消耗7.5万Nm3燃气。（2）导热油锅炉，年度消耗80.1万Nm3燃气。（3）制冷剂压缩机年消耗电力1908.2万kWh，BOG压缩机消耗80万kWh。（4）冷却塔输配消耗电力183.7万kWh。（5）胺泵设备消耗电力59.4万kWh。（6）导热油循环泵消耗电力34.8万kWh。（7）其他设备消耗电力26.5万kWh。（8）冷却水耗：10.8万t/a，约327t/d。（9）总电力消耗：2292.6万kWh，总燃气消耗：87.6万Nm3，总水耗：10.8万t，总能源费用为1938.7万元。4.1.2主要用能设备设备名称规格数量备注制冷剂压30、缩机单台：1400 kW22台并联运行高峰压缩天然气8200m/h，低谷压缩天然气6600m/h，平均7400m/hBOG压缩机2台2500Nm3/h级1台500Nm3/h级3总功率：100kW导热油锅炉热功率：900kW热效率：88%2导热油流量101m3/h燃气中央空调制冷功率：115kW热水功率：39kW2制冷150天，采暖90天，卫生热水24小时运行冷却塔400吨塔组3台，冷却水泵 90kW*3冷却水泵15kW*3冷却风机11kW*31冷水水泵，全部两用一备脱酸胺液泵功率：75kW21用1备导热油循环泵功率：22kW42用2备4.1.3设备运行情况（1）两台1400kW的压缩制冷机，总31、功率2800kW，全天24h运行，日耗电67200kWh，高峰压缩天然气8200m/h，低谷压缩天然气6600m/h，平均7400m/h，功率系数取0.9，平均消耗功率2520kW。（2）工艺用导热油，分高温与低温，高温供240，回温220；低温供160，回温140。导热油锅炉平均小时用气101m/h。（3）燃气中央空调，制冷115kW主机2台，供应办公区3000m2，公寓区750m2，空调与卫生热水。（4）办公大楼（1-4层为办公，5层为公寓）空调面积：3750m2。热水负荷30人，按每人80L计算，共2400L/天。（5）根据2013至2015年的统计数据，液化装置的年运行时间为300天，32、即7200小时，检修时间为每年的5至6月。4.2冷、热负荷本项目采用燃气中央空调，制冷规模115kW，共两台，空调冷负荷为230kW，空调热负荷为150kW。导热油锅炉总热负荷为900kW，其中低温导热油负荷为380kW。高温导热油热负荷不稳定，波动较大，因工艺原因，本次不考虑高温导热油热负荷。故本次考虑的导热油负荷为低温导热油380kW。生活热水负荷39kW。门站制冷机压缩机、BOG压缩机、净化系统等冷却水通过冷却塔塔组散热，散热负荷为4601kW。4.3电负荷门站常用电负荷包括压缩机2800kW，冷却塔组232kW，胺液泵75kW，导热油泵44kW，BOG压缩机100kW，共计3251kW33、。2015年全年用电负荷如下表4-1所示：表4-1 2015年全年用电负荷表日期电量（kWh）小时电量（kW）2015年1月23211003224 2015年2月21275402955 2015年3月21732003018 2015年4月118170016502015年5月587820820 2015年6月19213802668 2015年7月21846603034 2015年8月23698803290 2015年9月22892403180 2015年10月18163202523 2015年11月15892202207 2015年12月17673602455 2015年全年用电负荷变化趋势，如34、图4-1所示：图4-1 2015年耗电量分析此表，5月份为耗电低谷阶段，LNG液化装置在该阶段检修，但该装置全年运行小时数为7200h，全年日用电负荷变化范围为587820kWh2369880kWh,全年小时用电负荷约3100kW。根据门站用电设备实际运行情况，全年电力负荷波动范围为27593251kW,电力基本负荷为3251kW。综合以上，本工程用电高峰负荷为3251kW,平均用电负荷为3100kW。第五章 天然气压力能发电方案5.1压力能回收利用选型原则（1）安全性。安全的概念有两个含义，其一，确保压力能回收系统不影响门站调压装置正常工作，压力能回收系统正常启停、运行过程中，不得影响天然气35、调压系统的稳定性，保证门站和下游用气管网用气稳定安全。其二，天然气易燃易爆，极易造成爆炸，压力能回收系统关键设备均需具有防爆功能，确保设备的安全性。（2）可靠性。压力能回收系统与门站调压系统并联运行，系统配置能满足门站变工况时的生产状况，保证安全的同时，尽可能多回收能量。（3）连续性。门站各种工况条件下，能满足压力能回收系统连续运行。上述原则中，最重要的是压力能回收系统必须不影响天然气调压系统的稳定性，系统启停、运行不能引起调压系统压力的波动。5.2工艺技术方案的选择目前常用的压力能回收利用方式包括压力能发电及压力能制冷两大类，主要用于发电、制冰、冷水空调、燃气轮机进气冷却、天然气脱水及其液化36、制取干冰及液态二氧化碳、轻烃分离、LNG及天然气水合物（NGH）调峰、橡胶粉碎和冷库等领域。日本用天然气压差发电来回收管道的压力能已实现产业化；欧美国家利用管道压力能为液化天然气提冷量的技术比较成熟。目前国内首个压力能利用项目深圳燃气集团求雨岭压力能发电制冰项目为我国的压力能回收利用提供了典范；在压力的其他利用方面，国内外均在开展相关技术的研究，但均尚未建设相应的回收装置。目前，管网压力能利用技术研究成果随着天然气产业的蓬勃发展而取得了很大的进展，研究领域涉及面较广。国内外在压力能利用方面的成功案例仍局限于发电和制冰，且压力能利用效率也较低，因此，国内外的学者一直致力于压力能的利用效率研究以37、提高压力能利用效率。5.2.1利用压力能制LNG该工艺将来自高压天然气管网的天然气经过透平膨胀机做功，驱动液化工艺的压缩系统压缩机运行，达到节能降耗的目的。高压气体在降压膨胀后，产生的低温流体中蕴涵着非常大的冷能。对于这部分冷能的回收利用，美国专利介绍了利用高压管网压力能制冷液化管道天然气的工艺，对冷能也有较好的回收利用。为解决城市用气的不均匀性，有一种通过回收天然气调压过程中的压力，利用膨胀制冷来制取液化天然气的流程。还有一种为废旧橡胶低温粉碎提供冷源的制冷装置，在此装置中将高压天然气分为两股，分别用于通过气波制冷机降压产生低温和高压天然气的预冷，最后用循环氮气作为冷媒为废旧橡胶提供冷源。该38、装置不仅有效回收了管网压力能，还降低了废旧橡胶低温粉碎的成本。基于输气管网压力能的天然气液化调峰方案是在调压过程中进行天然气液化，液化后的天然气可以用于城市燃气的日、时调峰；并对目前常用的调峰方案进行了比较，认为该方案几乎无须消耗电能，运行费用低。5.2.2利用压力能回收轻烃该方法采用膨胀后的低压天然气进入脱甲烷塔，用于分离高热值天然气中的轻烃。该工艺由天然气预冷、轻烃分离、冷能利用三部分构成。以某门站为例，利用模拟软件对该工艺进行模拟计算，轻烃回收率可达到90%。此工艺在降低天然气热值的同时，可以回收大量的轻烃资源，而且整个系统的能耗较低，经济效益干分显著。为解决城市用气的不均匀性，可以通过39、回收天然气调压过程中的压力，利用膨胀制冷来制取液化天然气的流程，在增强燃气企业调峰能力，平稳运行天然气管网的同时，也可以回收天然气中的轻烃资源。5.2.3压力能发电天然气膨胀发电技术利用天然气在膨胀机内进行绝热膨胀，内能降低而对外做功，并由膨胀机发电机将能量转换为电能进行回收。将管网压力能制冷与天然气水合物调峰新技术联合，在高效回收管网压力能的同时，又实现了天然气的安全储存与调峰。将高压天然气管网调压过程中回收的电能和冷能与天然气水合物的制备工艺有机结合，优化和简化了天然气水合物的生成条件和制备流程，实现了天然气水合物技术的规模化利用。美国兰森能源公司发明了总流量发电机，一种主要适用于回收蒸汽40、和天然气压力能的螺杆膨胀机。将此发电机用于压力能回收的工艺流程为：高压天然气先通过加热器进行预热，进入螺杆膨胀机膨胀发电，膨胀发电后的天然气温度降低，再根据中压管网的最低输送温度要求，在必要时进行加热后通过中压管网输送给下游用户。回收压力能所发的电量除了可供调压站用电设施，还可以在允许发电上网的地方直接入网。深圳燃气集团的求雨岭压力能发电制冰项目是我国首个压力能利用项目，该项目工艺包括三个系统：天然气膨胀发电系统、电压缩制冷系统及制冰系统。将天然气压力能通过膨胀发电供给电压缩系统的压缩机制冷，联合调压后的低温天然气为制冰系统协同供冷。压力能制LNG,压力能回收轻烃，均是利用管道压力能膨胀制冷，41、回收轻烃资源；压力能发电直接利用管道压力能发电，电能用于工艺生产。综合考虑门站能源消耗主要为电力、空调负荷和热负荷,门站内LNG系统已经配套相关设施，本次拟采用压力能发电的方式回收管道压力能。5.3压力能发电机组选型方案压力能发电机按能量转换方式的不同，可分为速度式和容量式两大类。速度式膨胀机适用于流量大、负荷稳定的场合，如蒸汽透平、燃气透平等；容量式膨胀机适用于小流量、负荷波动大的场合，如螺杆膨胀机等。国内已有很多压力能发电机组设备制造商，如上海711所、江西华电、开山集团、南京南自生物科技、西安交大赛尔、四川空分等，这些公司的产品利用蒸汽、热水发电较多，压力能发电在钢铁冶金行业也有应用，天42、然气压力能发电近几年处于上升期。5.3.1螺杆膨胀机的技术特点螺杆膨胀发电机属于回转容积式膨胀机，兼有活塞膨胀机和透平膨胀机二者之特点，螺杆膨胀动力机能将低品位热能转化为高品位机械能或电能，其由一对螺杆转子、缸体、轴承、同步齿轮、密封组件以及连轴节等组成，气缸呈两圆相交的“”字形，两根按一定传动比反向旋转相互啮合螺旋形阴、阳转子平行置于气缸中。螺杆膨胀发电机工作过程是由吸气过程、膨胀过程和排气过程三个过程组成。吸气过程：高压气体由吸气孔口进入由阴、阳螺杆和气缸之间形成的“V”字形齿间容积，推动阴、阳螺杆反向旋转；而齿间容积不断扩大，当后面一齿切断进气孔口时，吸气过程结束。膨胀过程：在吸气过程结43、束后，齿间容积充满高压气体，在压力差作用下形成一定转矩，阴、阳螺杆转子反向旋转，于是齿间容积不断扩大，气体膨胀，螺杆转子旋转对外做功；当齿间容积达最大值时，膨胀过程结束。排气过程：当膨胀过程结束时，齿间容积与排气孔口接通，将膨胀后的气体向排气孔口推赶，气体经排气孔口排出，直到齿间容积达到最小值为止。具体特点如下：1）是一种容积式的全流动力设备，能适应气体、过热蒸汽、饱和蒸汽、汽水两相流体和热水等各种工质；2）无极调速，转速一般为15003000r/min，相比同功率汽轮机，有较高内效率，一般在65%以上；3）在入口参数、功率及负荷50%变化范围内，内效率基本不变，能保持机组平稳、安全运行，机组44、负荷调节范围一般为30100%；4）单机功率一般在502000kW；5）机组结构简单，设备紧凑，占地少，通用性强，可以整机快装和移动，工程施工量少；6）启动不需要盘车、暖机，直接冲转启动，而且具有除垢自洁能力，操作运行维护简单，不会造成飞车等生产安全事故，噪音低、平稳安全可靠，可全自动无人值守运行；7）螺杆发电机零部件少，维修容易，长期无需大修，正常每年一次小修维护，检修简单方便，不需要专业维护技术人员。5.3.2透平膨胀机特点透平膨胀机是一种使压缩气体膨胀并输出功率，因而压力降低和能量减少的原动机。在透平膨胀机中，气体的能量交换发生在导流器的喷嘴叶片间与工作叶轮内。高压气流在喷嘴内进行部分膨45、胀，然后以一定的速度进入叶轮，推动叶轮旋转。气流进入叶轮后还会进一步膨胀，气流的反冲力进一步推动叶轮旋转，旋转的叶轮轴可驱动发电机组进行发电。由于气体在膨胀机中通过的时间极短，来不及与周围环境进行热量交换，因而绝热效率很高，此过程可视为等熵膨胀。进入透平膨胀机的气体流量可通过导流叶片进行调节，以适应系统负荷。具体特点如下：1）单机功率高于螺杆膨胀机，最高可达8000kW；2）整机效率较螺杆膨胀机高30%；如能综合利用其发电后伴生的冷能，经济效益更显著；3）进气流量参数相对稳定，对压差无限制；4）单机功率低于500kW时，成本高于螺杆膨胀机；5）较螺杆膨胀机应用范围更广。通过以上对比分析，螺杆膨46、胀机对各种工况的适应性很强，密封效果好，寿命长，能实现无人值守运行，本次拟选择螺杆膨胀发电机作为压力能发电单元的核心设备。5.4压力能发电机组规模5.4.1门站供气量分析根据建设单位提供的2016年门站流量统计表，门站天然气流量日负荷情况如下图5-1所示：图5-1 2016年门站天然气流量日负荷图从图中可以看出，3月中旬至11月中旬门站天然气每天流量为17000003000000Nm3/d，11月中旬至第二年的3月，门站天然气每天流量为30000004900000Nm3/d。综合分析年负荷曲线，按由大到小的顺序排列，年日负荷曲线变化趋势如图5-2图5-2 2016年门站天然气流量年负荷曲线图247、016年门站日负荷流量数据从2016年1月1日至2016年11月28日，总共333天，还有12月份的数据没有统计进来，从图上趋势判断，负荷情况与1月份接近。从年负荷曲线图，可以看出，全年日负荷范围为15900004920000Nm3/d，其中全年有120天门站现有日负荷范围为22000004920000 Nm3/d，时间集中在11月份至第二年的2月份，为供气高峰期，该时段现有平均日负荷为3300000Nm3/d；213天现有日负荷范围为15900002200000 Nm3/d，时间集中在3月份至10月份，为供气低谷期，该时段现有平均日负荷为1900000Nm3/d。5.4.2门站管道压力能发电48、计算根据2016年门站流量统计表，根据天然气成分和物性参数，对门站压力能转换成电能进行初步计算，具体结果如表图5-3所示：图5-3 门站压力能发电曲线图从以上图表分析可知，利用门站管网压力能发电，发电功率范围为8002500kW，供气高峰期发电功率为12002500kW，该时段平均发电功率可达1700kW；供气低谷期发电功率为8001200kW，该时段平均发电功率可达1080kW。5.4.3门站管道压力能发电规模压力能发电机组的装机规模按照“压力能利用最大化，并网不上网”的同时，综合分布式冷热电多联供系统“以热定电”的基本原则，考虑门站供气负荷高峰期和低谷期负荷变化情况，确定门站内发电机组规模49、，尽量提高天然气分布式能源综合利用项目设备利用小时数，本项目压力能发电规模拟选定16002000kW，拟选用2套单机容量在8001000kW压力能发电机组满足门站高峰期和低谷期用气流量变化。压力能发电机组发电功率在8001000kW范围，涉及到两种不同的规格的螺杆机：一种900型螺杆机,螺杆大小为312mm，装机装机容量为900kW,在本站进出气参数情况下，额定发电功率为830kW;另一种为1000型螺杆机，螺杆大小为408mm，最小发电功率为900kW,最大连续发电功率为1600kW。900型螺杆机投资约450万元，发电出力为830kW；1000型螺杆机投资约550600万元，设备本身出力为50、9001600kW,而门站流量发电出力最大为1200kW,大部分时间只能部分负荷运行，比900型螺杆机投资增加约100万元，综合考虑门站天然气流量压力能发电出力，本项目拟选定2套900型装机容量为900kW的压力能发电机组。5.5压力能发电机组选型本项目压力能发电机组拟选用2套900型螺杆式压力能发电机组，具体技术规范如下：5.5.1螺杆式压力能机组技术参数型式：900型装机功率：900kW额定功率：830kW数量：2台入口工质：天然气天然气入口流量：70000Nm3/h天然气入口压力：3.4MPa（g）天然气入口温度：30天然气出口压力：1.4MPa（g）天然气出口温度：10安装区域：防爆区51、域安装位置：室外5.5.2发电机组技术参数额定功率：900kW额定电压：10.5kV功率因数：0.85效 率：96%安装方式：IMB3安装位置：室外5.5.3螺杆式压力能发电机组供货范围1) 螺杆式压力能机组 1台2) 防爆异步发电机 1台3) 齿轮箱 1套4) 润滑油系统 1套5) 一次仪表系统 1套6) PLC控制系统 1套7) 并网发电系统 1套8) 调节阀 1套9) 切断阀 1套10) 机组底座范围内管路系统 1套11) 膨胀机组公用底座 1套第六章 天然气分布式冷热电联供系统方案6.1设计原则（1）保证安全供能为首要前提。天然气门站内采用分布式能源冷热电联供系统，实现了能源就近供应，52、就近利用，以门站供能和用能安全为首要前提。（2）提高能源综合利用效率。分布式冷热电联供系统充分考虑能源梯级利用的用能原则，以热定电确定发电规模，余热利用最大化配置辅助设备，能源综合利用效率70%以上。（3）并网不上网。分布式冷热电联供发电负荷和压力能发电负荷，满足门站内部电耗要求，发电并网不上网，自发自用的原则。（4）自动调节运行工况。天然气分布式冷热电联供系统布置天然气门站内，要求有较高的自动化配置，能够随着外部负荷变化，自动调整运行工况。6.2设备选型6.2.1发电设备选型三联供系统常涉及到的发电设备有微燃机、燃气轮机、燃气内燃机、燃气外燃机，以及燃料电池，其中燃料电池、燃气外燃机由于成本53、较高还未得到广泛应用，因此在三联供的系统中，应用较多的发电形式以微燃机、燃气轮机和燃气内燃机为主。目前几种较为常用的燃气发电设备比较如下表所示。表6-1 燃气发电设备比较表燃气内燃机燃气轮机微燃机燃料电池容量（kW）20-90001000-50000030-25010-2000发电效率(%)25-4621-3618-2830-63综合效率(%)70-9050-8050-7060-80燃料供应压力低、中压中、高压中、高压低、中压噪音高(中)中中低NOX含量(ppm)较大小小更小燃气轮机单机容量较大，较为成熟的设备单机容量均远大于1000kW；燃气微燃机单机容量较小，一般在250kW以下，但是其发54、电效率及综合热效率均较低，生产厂家也较少，相应的设备价格较高；燃料电池应用较少，相对成本更高。本项目对于系统的经济性及稳定可靠性均有较高的要求，根据门站耗电情况，全年耗电负荷为27593251kW，综合螺杆式压力能发电机组额定出力规模约1660kW，初步拟定分布式冷热电多联供总发电量约1500kW。综合考虑本项目有空调负荷和热水负荷需求，本项目的方案设计中将主要考虑发电效率较高且设备技术成熟的燃气内燃发电机组。燃气内燃发电机组突出的优势是发电效率高、环境变化（海拔高度、温度）对发电效率的影响力小、所需燃气压力低、单位造价低，当然也有余热利用较为复杂、氮氧化物排放量略高的缺陷。但应用于分布能源电55、源方面，燃气内燃发电机组有其它原动机所不及的优点：（1）燃气内燃机生产历史悠久，设备技术成熟，各种配套设备及控制系统都已经形成模块化组合，与发电机组的联合应用稳定、可靠，发电机组也已经形成了从小到大的系列化产品，在5000kW以下的发电容量范围内具有较多的选择。（2）地理环境造成动力输出影响最小，高温、高海拔下仍可正常运行。（3）由下图可见，当电负荷在50%100%范围内变化时，燃气内燃机发电效率变化趋势平缓，具有良好的变工况特性。不同发电机随负荷率变化曲线图（4）燃气内燃机一般只需要中低压燃气即可，燃气内燃机进气压力约0.2bar3bar左右，一般的城市中压管网完全能满足其要求。（5）燃气内56、燃机的启动速度时间比其它发电机快，有利于故障工况下的快速恢复。（6）与其它形式的发电机相比，燃气内燃机的噪音较大。燃气内燃发电机技术已很成熟，在国际上亦有很多著名制造商。如美国康明斯公司、美国卡特比勒公司、美国瓦克夏公司、德国 MWM 公司、芬兰瓦锡兰公司、美国 GE 公 司（颜巴赫）等。这些公司的产品质量可靠，技术先进，是目前燃气内燃发电设备中普遍选用的产品。综上所述，发电设备选择燃气内燃发电机组安全、经济、可靠。6.2.2余热利用设备选型分布式冷热电多联供系统余热利用工艺需要综合考虑发电机组的热效率、余热品质等参数后确定。6.2.2.1空调设备选型直接利用余热的溴化锂机组设备制造技术在近年57、来发展成熟，使得余热利用工艺和设备得以简化,具有工艺简单、占地少的突出优势。溴冷机组在各种型式的分布式能源系统中，都至少可以利用蒸汽、热水和高温烟气三种热能中的一种，在系统中配置溴化锂机组，可充分发挥其利用低品位能源的优势，有效提高系统的能源综合利用率，节约能源，提高系统经济性。余热利用制冷供热的溴冷机组有烟气热水型和热水型两种类型。方案一：热水型溴冷机组，方案二：烟气热水型溴冷机组。方案一：热水型溴冷机组直接利用热水制冷供热。本项目烟气余热加热低温导热油后，排烟温度约230，考虑到便于烟气管道布置，运行维护方便，将加热低温导热油后的温度加热软化水至90，将烟气排烟温度降至120。方案二：烟气58、热水型溴冷机组制冷供热。本项目烟气余热加热低温导热油后，烟气余热通过三通阀和高温缸套水进入烟气热水型溴冷机组，烟气余热和高温缸套水需要配置不同的比例满足溴冷机制冷供热需求，系统相对复杂，烟气三通阀温度高，切换频繁容易固执，且烟气温度高，烟气热水型溴冷机组比热水型溴冷机组投资增加约10%的投资。综合门站冷热负荷需求等因素后，考虑能源梯级利用，拟选用热水型溴化锂机组，实现能源梯级利用，余热利用最大化。6.2.2.1换热设备选型本项目热负荷有低温导热油耗热负荷、压力能发电机组预热天然气或复热天热气需要耗热负荷、废热型溴化锂机组需要消耗热负荷，均需采用换热设备回收余热。本项目其他余热利用设备主要为换热59、器，有烟气换热器（加热油和软化水）、天然气预热器和天然气复热器。考虑到低温导热油供回油温度较高，天然气预热和复热温度偏低，考虑能源梯级利用，燃气内燃发电机组烟气余热拟首先采用烟气换热器加热低温导热油；加热低温导热油后的烟气余热加热软化水，降低排烟温度至120，配套热水型溴冷机组制冷供热；高温缸套水余热拟选用水浴式换热器预热天然气（复热天然气采用门站已有的循环水加热或LNG检修（非空调季）采用高温软化水复热）；中冷水提供生活热水热量。低温导热油供回油温度为160/140，内燃机出来的烟气温度较高，换热设备密封性要求较高，拟采用管壳式换热设备；天然气余热和复热均考虑采用管壳式换热设备；为降低内燃机60、排烟温度至120，拟考虑采用板式换热设备吸收烟气热量。6.3发电机组规模及装机方案6.3.1发电机组规模根据冷热电三联供系统发电机组选型原则，优先考虑发电机组的余热利用最大化的同时，发电机组发电量满足门站耗电要求，尽量提高多联供系统设备年利用小时数。门站全年耗电负荷为27593251kW，压力能发电机组规模为1800kW，额定发电功率为1660kW,初步拟定分布式冷热电多联供总发电量约11001590kW。本项目160低温导热油热负荷为380kW（需高温烟气换热）；空调冷负荷为230kW，空调热负荷为150kW，生活热水负荷39kW。天然气预热温度可以采用90热水负荷约490kW，复热负荷可以61、全部采用低温热负荷1000kW(冷却水有4601kW热量利用冷却塔散热（温度低于40）)。综合分析，本项目需要的高温（大于160）热负荷为380kW；空调负荷可采用90热水负荷，考虑制冷系数，最大热负荷为330kW； 预热需90热水负荷490kW，共计90热水负荷820kW，生活热水负荷39kW。总计热负荷为1239kW(没有考虑换热损失。）不同规模内三联供机组的余热量如下表6-1。表6-1 不同规模燃气内燃发电机组的余热利用量总发电容量 kW总余热利用量 kW6006607501100100010001200120015001530注：根据发电效率和热效率折算，不同发电机组，余热量有一定波动62、。以热定电为原则。本项目需要的热负荷约1239kW，可选择机组规模为12001500kW。6.3.2发电机组装机方案本项目考虑到余热利用主要以供冷采暖为主。根据以上分析，燃气内燃机组总发电量为12001500kW之间。从实际运行经验，用户的供电可靠性要求，以及工艺用电负荷分析，负荷存在波动性等方面考虑，并结合燃气内燃发电机低负荷工况效率降低等因素影响，根据设备单机规模，以总发电量基本相当为基准，结合余热梯级利用，选择以下两种比选方案。方案一：11560 kW燃气内燃发电机组+1套余热利用设施优点：燃气内燃发电机技术虽已很成熟，但在不同级别的机型上差异较大，目前国内已投运的中小型燃气内燃发电机中63、，国际主流制造商均有该级别机型；国内该级别的机型正积极推广，1560kW级别设备效率高，机组性能稳定。余热利用设备方面，本方案考虑设置1套余热利用设施，内燃机出来的高温余热烟气经烟气换热器先加热140导热油，加热导热油后再加热软化水，软化水进入1套热水型溴冷机组，高温缸套水热量用于加热压力能发电系统中的天然气。方案一设备性能好，运行稳定，布置紧凑，便于维护。方案二：2750kW燃气内燃发电机组+2套余热利用设施；优点：燃气内燃发电机台数多，运行灵活，控制及配电等辅助系统相对复杂。国内该级别的内燃机较少，本方案考虑设置2套余热利用设施，2台内燃机出来的高温烟气余热经两套烟气换热器加热导热油，加热64、导热油后再加热软化水，软化水进入2台热水型溴冷机组，高温缸套水热量用于加热压力能发电系统中的天然气。本方案系统复杂，运营维护相对复杂，投资增加。综上所述，针对本项目，推荐选择方案一，即11560 kW燃气内燃发电机组+1套余热利用设施。6.4发电机组选择1560kW（电压等级10kV）级别发电机组的技术参数如下表6-2：表6-2 燃气内燃发电机组参数表项目单位数值发电功率kW1560总燃料消耗量Nm3/h349缸套水温度出/入93/80缸套水流量m3/h36/56缸套水热量kW650中冷水温度出/入43/40中冷水流量m/h28中冷水热量kW115排烟温度430排烟质量流量(湿)kg/h87365、0烟气冷却至120热量kW770电效率%43热效率%44总效率%87转速1/min1500润滑油消耗g/kWh0.2电压/电压范围/ cosV/%400/10/1转速/频率1/min/Hz1500/50空气通风流量=15Kkg/h29356烟气背压mbar30/50燃气进气压力范围mbar20/200启动方式DC24V润滑油容量dm3机组尺寸m5.361.812.21重量kg该燃气内燃机组的技术参数满足项目要求，机组结构简单，发电效率高，适应所供天燃气的压力。因此，本项目暂按该发电机组燃气内燃机进行研究，具体机组的选定待深入的研究后确定。6.5余热设备选择分布式能源站余热利用工艺需要综合考虑发66、电机组的种类、热效率、余热品质等参数后确定。本项目空调设备选用一套热水型溴化锂机组（热水温度90，制冷量230kW，供热量150kW）；根据能源梯级利用，其他余热利用设备选择如下：选用1台烟气换热器加热油和软化水（烟气温度430，供回油温度160/140；烟气温度230，软化水供回水温度90/20）；2台250500kW天然气预热器(高温缸套水90，天然气供回温度2028/10）；2台1000kW天然气复热器（90热水或40循环水，天然气供回温度-10/20）。第七章 天然气分布式能源利用工程方案7.1工艺流程7.1.1燃气流程门站调压装置设置压力能回收装置旁路系统，压力3.4MPa（g），温67、度为常温的天然气经过紧急切断阀、进口调节阀、进口过滤器和水域预热器进入压力能发电机膨胀发电，排气压力降压到1.4MPa（g），温度从20降到-10左右，采用门站循环水复热天然气至20供气温度，输送至下游用户次高压管网。从次高压管网引入一路天然气经调压装置和稳压净化装置，进入内燃机组发电供热，余热利用后的排气温度拟定120。7.1.2烟气流程燃气内燃发电机组约430的烟气，首先经过烟气-油换热器，将低温导热油从140加热至160，然后进入烟气-热水换热器，将20软化水加热至90，排烟温度降至120排放至大气。考虑到要求日益严格的排放指标，本次考虑脱销位置预留。7.1.3.高温缸套水流程燃气内燃发68、电机组约90的高温缸套水进入天然气水浴式换热器，将天然气温度从10预热至20，高温缸套水温度冷却至82，满足内燃机高温缸套水进水温度要求，发电机组高温缸套水在天然气水浴式换热器进口出可设三通调节阀，可根据缸套水回水温度调节开度，控制进入水浴式换热器和散热器的缸套水量。当从天然气水浴式换热器出来的缸套水温度高于设定温度时，通过调整回水管路上的三通阀开度使部分或全部高温冷却水流经专门设置的换热器冷却以保证内燃发电机组的正常运行工况。7.1.4中冷水流程 燃气内燃发电机组中冷水出口温度约45，水温较低且热能较少，因此一般不再加以利用，本项目考虑提供生活热水，其余部分通过系统冷却水路换热器进行冷却至设69、定温度再回到发电机。7.1.5烟气高温水流程 经烟气余热加热的90软化水直接进入热水型溴冷机组，制冷供热满足门站空调冷热负荷要求。7.1.6 冷温水流程热水型溴化锂空调冷温水，并入原有燃气中央空调冷温水管道。7.1.7 冷却水流程热水型溴化锂机组冷凝器冷却所需的冷却水直接通过冷却塔进行冷却。7.1.8热水流程能源站生产的卫生热水并入原有生活热水管道，满足门站生活热水需求。7.2布置方案 本项目包括分布式冷热电联供系统设备和压力能发电系统设备，主要有压力能发电机组、天然气预热器和复热器、内燃发电机组、热水溴化锂机组、烟气-油换热器、烟气热水换热器等设备。门站提供的场地有两处：一处为原有已淘汰临时70、LNG生产区，拟考虑拆除废弃的设施，另一处为调压计量系统附近的导热油锅炉和氮气系统中间的空地。考虑余热利用，烟气热水管道布置，电缆布置，本次考虑采用两套方案（详见布置图）：方案一：能源站所有设施设备集中布置在原有已淘汰临时LNG生产区；方案二：压力能发电、预热器、复热器、溴化锂装置布置在原有已淘汰临时LNG生产区；燃气内燃发电机组、烟气-油换热器、高温缸套水散热水箱以及中低温散热水箱紧邻储备站现有导热油炉东侧布置；考虑到压力能发电机组需要考虑防爆，门站内属于甲类生产环境，本次方案一和方案二均考虑露天布置，方案一所有设施集中布置在已淘汰的临时LNG生产区，压力能发电设备布置在原有淘汰LNG储罐区71、，地势相对较低平整；内燃发电机组及其他余热利用设备布置在临时LNG生产区的南边空地上，地势相对较高。方案一集中布置便于余热利用设备靠近余热资源附近，缩短管道电缆布置流程，节省管道材料和电缆设施，便于维护管理。方案二余热利用设备与余热资源相对较远，热力管道敷设较长，管道复杂，投资增加，不便维护管理，因此，本项目推荐采用方案一布置。7.3运行模式根据门站用气情况，全年可分为用气高峰期和低谷期，11月份至第二年的2月份，为供气高峰期;3月份至10月份为供气低谷期，压力能发电机组可据气量单开或双开以充分回收管道压力能发电。空调系统分采暖季和制冷季，12月份至第二年的2月份为采暖季，7月份至9月份为制冷72、季，这些变量的排列组合形成了四种工况，因此，在全年的7200小时运行周期内，天然气分布式将以不同的运行方案确保满足门站用能需求。工况描述持续小时备注C1低气量，无空调3420小时3月6月、10月C2低气量，空调制冷900小时月月C3高气量，无空调720小时11月C4高气量，空调采暖2160小时12月2月7.3.1 用气低谷期、无空调负荷C1工况，用气低谷期，没有空调冷热负荷，时间集中在3月份至6月份、10月份，持续3420小时，内燃发电机运行，一台压力能发电机组运行。用气低谷期时段，平均用气量1900000Nm3/d，小时用气量为79000Nm3/h，运行一台压力能发电机组，输出额定电功率8373、0kW；内燃机发电输出功率1560kW，内燃机排出的烟气余热加热低温导热油，加热的高温热水复热天然气。内燃机高温缸套水用于预热天然气至25。中冷水提供39kW生活热水。7.3.2 用气低谷期、空调冷负荷C2工况，用气低谷期，有空调冷负荷，时间集中在7月份至9月份，持续900小时，内燃发电机配套热水溴冷机组运行，一台压力能发电机组运行。用气低谷期时段，平均用气量1900000Nm3/d，小时用气量为79000Nm3/h，运行一台压力能发电机组，输出额定电功率830kW；内燃机发电输出功率1560kW，内燃机排出的烟气余热加热低温导热油，加热的高温热水用于热水溴化锂机组制冷，复热天然气采用来自门站74、的循环水。内燃机高温缸套水用于预热天然气至25。中冷水提供39kW生活热水。7.3.3 用气高峰期、无空调负荷C3工况，用气高峰期，无空调负荷，时间集中在11月份，持续720小时，内燃发电机运行，两台压力能发电机组运行。用气高峰期时段，平均用气量3300000Nm3/d，小时用气量为137500Nm3/h，运行两台压力能发电机组，输出额定电功率1660kW；内燃机发电输出功率1560kW，内燃机排出的烟气余热加热低温导热油，加热的高温热水用于复热天然气。内燃机高温缸套水用于预热天然气至10。中冷水提供39kW生活热水。7.3.4 用气高峰期、空调热负荷C4工况，用气高峰期，空调热负荷，时间集中75、在12月份至2月份，持续2160小时，内燃发电机配套热水型溴化锂机组运行，两台压力能发电机组运行。用气高峰期时段，平均用气量3300000Nm3/d，小时用气量为137500Nm3/h，运行两台压力能发电机组，输出电功率1660kW；内燃机发电输出功率1560kW，内燃机排出的烟气余热加热低温导热油，加热的高温热水用于热水型溴化锂机组供热，复热天然气采用来自门站的循环水。内燃机高温缸套水用于预热天然气至10。中冷水提供39kW生活热水。第八章 天然气分布式能源利用工程设想8.1总图规划8.1.1区域概况8.1.1.1地理位置和厂区现状本项目位于XXXX燃气有限公司XX储配站内。XX储配站位于X76、X开元东路与东七路交会处东北角，占地面积约为60000m2，于2012年建成投产，集天然气门站、管道气液化以及LNG汽化等功能于一身。可保证XX市全体用户810天的气量供应，站内20万Nm3/天LNG液化装置以及LNG汽化装置均属于应急调峰装置，LNG装置由储配公司负责运营管理。8.1.1.2地形XXXX燃气有限公司XX储配站现已经建成投产，整个厂区地形平坦，本项目建设在储配站现有设施场地上，场地条件好。8.1.1.3地震烈度根据中国地震动参数区划图（GB18306-2015）确定该项目所在地基本地震动峰值加速度值为0.05g，基本地震动加速度反应谱特征周期为0.35s，地震烈度为6度。8.177、.1.4建设规模新建分布式冷热电联供系统能源站配套2900kW螺杆式压力能发电+ 11560kW内燃机+1热水溴冷机组（制冷量230kW，制热量150kW）。8.1.2能源站平面及竖向布置8.1.2.1能源站组成 本项目设计为冷热电联供系统能源站，主要建构筑物及设施设备有：控制室及配电室、溴化锂制冷机组、热水循环泵、生活热水增压泵、生活热水换热器、2组天然气膨胀发电机组、2组天然气预热器、2组天然气复热器、燃气内燃发电机组、烟气换热器、高温缸套水散热水箱以、中低温散热水箱。8.1.2.2能源站方案选择 通过对能源站工艺流程和XX储配站现有设施及场地进行综合分析，并结合现场踏勘，确定两个能源站布78、置方案： 方案一：能源站所有设施设备集中布置在储配站西北角已经淘汰停用的燃气储罐场地区域； 方案二：能源站压力能发电机组、热水型溴化锂机组布置在储配站西北角已经淘汰停用的燃气储罐场地区域，燃气内燃发电机组、烟气换热器、高温缸套水散热水箱以及中低温散热水箱紧邻储备站现有导热油炉东侧布置； 方案二将有明火的现有导热油炉和设计新增燃气内燃发电机组设施设备集中布置，利于整个站区的安全管理，但受场地限制，燃气内燃机发电机组与其北侧的天燃气调压计量设备区域间的距离不足20m，不能满足城镇燃气设计规范（GB50028-2006）6.5.5中对于储配站内设备与散发明火设施间距的要求，因此，本次能源站平面及竖向79、设计根据方案一进行布置。8.1.2.3能源站平面布置的原则1)在满足规范要求的前提下，充分利用现有场地及其附属设施，在平面及竖向设计上与场地周围现有的设施设备实现无缝衔接；2)建、构筑物的布置力求紧凑合理，选取合适的通道宽度和间距，做到既满足各项规范要求，又节约用地；3)各建筑物及设施设备之间保持良好的通风、采光条件，同时预防废气、废水等有害因素的互相干扰；8.1.2.4设计依据工业企业总平面设计规范（GB50187-2012）建筑设计防火规范(GB50016-2014)建筑抗震设计规范（GB50011-2010）城镇燃气设计规范（GB50028-2006）石油天然气工程设计防火规范（GB5080、183-2004）等有关国家的现行规范。8.1.2.5能源站平面及竖向布置根据生产特点和工艺流程，将2组天然气压力能发电机组、2组天然气预热器、2组天然气复热器布置在场地南侧，场地设计标高49.85m；溴化锂制冷机组、热水循环泵、生活热水增压泵、生活热水换热器、高温缸套水散热水箱以及中低温散热水箱、燃气内燃发电机组、烟气换热器自南向北分组布置在原防液堤内场地上，标高47.85m。控制室配电室布置在场地东侧，场地设计标高49.85m。根据城镇燃气设计规范（GB50028-2006）6.5.5中规定：“站内露天工艺装置区边缘距明火或散发火花地点不应小于20m。” 配电室控制室与距其最近的站内北侧调81、压箱设计间距24.00m，与天然气压力能机组B设计间距23.38m；燃气内燃机发电机组距站内北侧调压箱设计间距25.60m，与天然气压力能发电机组设计间距21.23m，满足规范要求。本次设计场地排雨水利用站区现有排水系统，雨水经雨水口进入雨水管排至市政雨水管网。总平面具体布置详见C3057SQ1-01图。8.1.3内外部运输8.1.3.1内、外部运输方式及劳动定员 该项目内部设施设备之间运输方式为管道运输，无外部运输，本次设计不新增运输设备及相关人员。8. 1.3.2道路及铺砌场地内道路设计采用城市型道路，道路设置以方便实用为原则，便于设施设备检修及日常维护。路面宽4m，路内缘转弯半径6.0m82、，路面及场地铺砌为沥青混凝土结构，做法同储配站现有沥青混凝土路面结构。8. 1.3.3场地绿化绿化不仅能美化厂区环境，而且还对防治粉尘污染、减弱噪声、保护和改善环境质量具有重要作用。对于本项目场地，待施工完毕后，道路两侧及其它可以利用的空地宜进行绿化，树种宜与储配站现有绿化树种一致。8.2电气仪表8.2.1 设计依据1）20KV及以下变电所设计规范GB50053-2013；2）供配电系统设计规范GB50052-2009；3）低压配电设计规范GB50054-2011；4）建筑照明设计标准（GB50034-2013）；5）建筑物防雷设计规范GB50057-2010；6）电力工程电缆设计规范（GB583、0217-2007）；7）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-2014）；8）相关专业提供的条件；9）业主的要求及提供的资料。8.2.2 项目概况及设计范围本工程为XXXX储配公司分布式能源系统工程，建设规模：2900kW螺杆式压力能发电机组+11560kW内燃发电机组+1套余热利用设施。能源站作为XXXX燃气有限公司XX储配站配套工程，为该储配站进行冷热电三联供。本工程设计范围包括：能源站发电机组的电气接入，能源站内部的供配电、电力传动、照明、防雷接地、消防报警、弱电通讯及仪表自控设计。8.2.3 门站电力电量平衡根据门站用电设备实际运行情况，XXXX燃气有限公司XX储配站全84、年电力负荷波动范围为27593251kW,平均用电负荷为3100kW。本工程建设2900kW螺杆式压力能发电机组+11560kW内燃发电机组，站用电按1.5%考虑，约50kW。在本站进出气参数情况下，螺杆式压力能发电机组实际发电量额定发电功率最大情况只有830kW，内燃发电机组可按90%发电1350kW考虑，能源站投运后，可为门站提供2960kW瞬时电量。经过电量平衡计算可知：能源站投运后，XXXX燃气有限公司XX储配站在用电高峰时段，尚需要从电网获取291kW电量，用电平均时段，尚需从电网获取140kW电量，用电低谷时段，可向电网提供201kW电量。8.2.4电力接入条件经过现场踏勘，XXX85、X燃气有限公司XX储配站现有中心配电站一座，内有一段10kV母线，采用双进线单母线结线方式，断路器分断能力25kA。母线上共9台开关柜，2台进线柜，2台计量柜，1台母线PT柜，2台变压器柜，2台10kV压缩机柜，无备用柜，但有备用位置。两台变压器容量1250kVA，站内现有低压负荷仅为400kW左右，变压器尚有足够容量可供利用。0.4kV母线采用单母线分段结线方式，两段母线均有备用回路可作为本能源站的电源。本能源站的发电机接入采用并网不上网的方式，需在总变配电室的2路市电进线处增加逆功率保护器或正/反双方向功率变送器，监测门站实时用电功率，防止发电机发出的有功功率向系统方向倒送。8.2.5 电86、气接入系统方案方案一：本能源站设置两台10.5kV，900kW的螺杆式压力能发电机组和一台10.5kV，1560kW的内燃发电机组。各发电机组通过厂家配套的并网控制柜采用10.5kV、50HZ接入能源站新建的10kV母线(设置在门站变配电室内)，再通过联络母排将发电量送入门站变配电室的10kV母线，为门站用电负荷供电。根据本项目具体情况，在三台发电机的出口开关柜设置同期并网点，利用发电机并网控制柜实现同期并网操作。发电机启动后，同期装置对机端电压进行监测，当检测到发电机电压的频率、幅值及相位与系统侧电压的频率、幅值及相位的差在允许范围之内时启动同期并网，使发电机顺利接入系统。发电机接入采用并网87、不上网的方式，通过并网控制柜自动调整发电机的发电功率，以适应门站的用电负荷波动，达到电量不外送出的目的。三台发电机的保护及控制均由厂家成套的并网控制柜完成。电气接入详见方案一电气主接线。方案二：本能源站压力能发电机区域设置两台10.5kV，900kW的发电机组，内燃发电及区域设置一台10.5kV，1560kW的发电机组。各发电机组通过厂家配套的并网控制柜采用10.5kV、50HZ接入各自区域发电站的10kV母线，再通过联络线将发电送入门站变配电室的10kV母线，为门站用电负荷供电。根据本工程具体情况，在三台发电机的出口开关柜设置同期并网点，利用发电机并网控制柜实现同期并网操作。发电机启动后，同88、期装置对机端电压进行监测，当检测到发电机电压的频率、福值及相位与系统侧电压的频率、福值及相位的差在允许范围之内时启动同期并网，使发电机顺利接入系统。发电机接入采用并网不上网的方式，通过并网控制柜自动调整发电机的发电功率，以适应门站的用电负荷波动，达到电量不外送出的目的。三台发电机的保护及控制均由厂家成套的并网控制柜完成。电气接入详见方案二电气主接线。本工程电气接入系统方案需经电力行政管理部门批复以后确定。接入方案只是暂定方案，最终实施应以电力行政管理部门批复的接入系统方案为准。8.2.6 用电负荷及低压配电方案根据工艺专业资料，能源站自用电负荷约50kW左右，其中压力能发电机单套安装负荷20k89、W，380V，单套运行负荷约10kW；内燃机多联供系统安装电负荷30kW，单台运行负荷为15kW；溴化锂系统安装电负荷21kW，运行负荷为13kW。能源站自用电均为0.4kV低压负荷，其中大部分为二类用电负荷。据此，在能源站设置一段0.4kV低压母线，低压母线采用双进线单母线接线方式，主、备用电源均由门站变配电室0.4kV低压母线引来，两路电源相互独立，自动切换。0.4kV母线采用放射式为能源站用电负荷配电。 8.2.7 配电室及控制室方案一：能源站不设10kV配电室，将能源站10kV母线上的开关柜布置在门站变配电室内预留的位置，发电机并网控制柜及接入系统控制盘柜布置在门站变配电室的值班控制室90、内。能源站设置控制室一个，布置能源站低压配电柜和机组热工控制柜。控制室尽量位于爆炸危险环境以外，并采用正压通风。方案二：能源站设置配电室一个，控制室一个，控制室位于配电室楼上。配电室、控制室均采用正压通风。8.2.8 电力传动及控制本项目站用电气负荷均采用塑壳断路器配电，低压电动机设置马达保护器。电动机采用就地/自动两种控制方式，在能源站控制室设置DCS控制系统一套，负责所有站用电动机的自动控制，电动机旁设置就地/自动转换开关，方便必要时进行就地手动控制。8.2.9 电缆线路及敷设能源站发电机组及其附属配套设备的动力及控制电缆均采用阻燃型交联聚乙烯铜芯电缆。配电及照明线路采用阻燃型绝缘电线。电91、缆沿电缆沟、电缆桥架或穿保护钢管敷设。除爆炸性危险环境以外，配电及照明线路穿厚壁钢管沿顶棚、墙壁或地面暗敷。8.2.10 照明能源站区域除正常照明外，在必要的地方设置应急照明及疏散照明，应急照明的照度及应急时间的应满足规范要求。照明灯具根据不同场所环境选型，照明光源均采用绿色环保节能型光源。在有可能发生人身触电危险的地方设置36V或以下安全电压照明，也可采用灯具外壳接地保护措施。8.2.11 防雷及接地能源站采用露天布置，根据建筑物防雷设计规范GB50057-2010要求采取防直击雷措施，XXXX燃气有限公司XX储配站已有的避雷设施经过核算以后能利用的尽量利用，原防雷设施保护不到的地方，另行设92、置避雷设施。保护本工程的10kV母线设置避雷器防止系统过电压，接入开关柜设置过电压保护器防止操作过电压。本工程低压动力柜及DCS控制柜均设置SPD一套，防止系统过电压。能源站10kV发电机采用不接地系统。0.4kV配电系统的接地方式采用TN-S系统。站内的防雷接地、工作接地、保护接地及计算机系统接地共用接地装置，接地电阻按其中最小要求，能源站接地装置与站区接地装置连为一体。8.2.12 电气防爆能源站内有防爆要求的场所均按爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-2014）及其它有关标准进行设计。设备选型及安装、线路敷设及接地保护均严格执行该标准。8.2.13 电气消防为满足消防要求93、，能源站站用低压母线采用双进线单母线接线方式，主、备用电源均由门站变配电室0.4kV低压母线引来，两路电源相互独立，自动切换。电缆通道在必要的地方采取相应的防火措施。站内设置火灾报警烟感、温感探测器，可燃气体探测器，信号纳入门站原有的火灾自动报警系统。8.2.14 节能环保本项目均采用节能环保电气设备，必要时采用变频调速装置，并利用自动控制系统实现工艺设备的合理节能运行。将10kV开关柜上安装的智能数显表数据传输至DCS控制系统，实时监控门站发电机组的运行状态，随时调整燃气发电机组的发电状态。本项目利用发电机并网控制柜实时调整发电机无功功率，满足电网对门站10kV系统的无功功率要求。8.2.194、5 通讯能源站设置电话分机一台，接入能源站原有弱电机房的通讯交换机。控制室内预留数据传输网络接口两个，方便与站区的数据共享与通讯。8.2.16 建议本能源站的发电机接入采用并网不上网的方式，电量不能外送至系统，但通过电量平衡不难发现：在门站用电低谷时段，当发电机满发时，电量会有剩余，此时只能调整发电机发电功率，保证电量不外送，这将在一定程度上降低机组效率，影响项目经济性。为此建议业主后期进一步与市政电力部门沟通，争取调整发电机接入方式为并网且上网的方式，以保证机组的整体效率，提高项目的经济指标。8.2.17仪表及自动控制8.2.17.1工艺特点本系统采用燃气冷热电联合供应方案为核心，并配有燃气95、内燃机及热水型溴化锂制冷机组能源回收、烟气换热器、天然气预热器、天然气复热器转换利用技术，为工艺生产系统提供电力、热力和空调用能。典型的工艺过程是燃气进入压力能发电机发电，压力能发电后经复热进入下游用户次高压管网，从该管网上引出一路气源，经调压、过滤、稳压进入内燃发电机组发电，发电机组经并网柜与市电并网，优先使用自发电匹配负荷，若不足以市电补充，共同提供电力；在内燃发电过程中产生的余热（形式为烟气和缸套水）实现余热梯级利用，优先进入烟气换热器，加热导热油，然后加热软化水，软化水进入热水型溴化锂制冷机组，缸套水预热压力能发电系统天然气，根绝冷热负荷需求，通过控制系统优化整合余热利用，使本工程余热96、利用最大化，根据冷热负荷，调整内燃机发电功率。8.2.17.2设备特点本工程设备，主要采用螺杆式压力能发电机组、燃气内燃发电机组、热水型溴化锂制冷机组和换热器等装置，单体设备为技术成熟的产品，并自身带有单独的控制器，可满足独立运行的要求。但一般只考虑在独立状态下的使用，不能或没有完全考虑在分布式能源系统中的联合应用，为了实现工艺的要求与其它设备的互相协调运行，应要求设备厂商提供补充功能或响应用户提出的要求，以满足本项目自动控制化程度要求更高的方案设计需要。8.2.17.3控制系统目标本系统拟采用分散控制系统与带微处理器的控制器系统对工艺流程和成套设备进行监视和控制，就近全自动集中控制。运行管理97、人员以显示器和键盘实现对系统的监视和控制,可达到如下水平: （1）在就近运行人员的配合下,实现系统的启停; （2）实现正常运行工况的监视和调整; （3）实现异常工况报警和紧急事故处理。8.2.17.4控制系统设计原则方案先进：体现冷热电联合供应系统的工艺特点。不仅能够实现一般自动控制系统都应达到的安全、持续、稳定的目标，而且有先进的控制方案，集中管理各种设备，统筹优化冷热电能源的供应，达到最佳的运行效果（节能、节费）。技术适用：在多种的技术（硬件和软件）中，根据需要选择合适的类型、水平，以系统目标为准，兼顾先进性和实用性。经济合理：在技术适用的基础上，全面核算各项成本，力求节约，实现系统总费用98、（建设和运行）的经济合理。结构清晰：为实现工艺、设备与功能的要求，结合使用和维护的需要，使系统的结构简单、明确。功能完备：为达到系统的目标，设计对应的功能，并划分、协调各功能的内容，使之全面、有效。操作方便：人机界面良好，各种信息全面、及时、准确、简洁、易于理解，操作符合规程和习惯。维护简单：具有自诊断功能，模块化结构，功能相对独立，容易判断故障的范围和位置，替换方便。安全可靠：系统（硬件、软件）性能稳定，具有较强的抗干扰水平。功能分配合理，操作分级授权。控制分散，管理集中，适当冗余，互为后备。使局部故障不扩散影响系统。系统功能：有效的控制能源系统的运行，使全部设备的状态、工况和系统的工艺过程99、，在负荷变化的情况下，确保在最佳状态，持续、稳定的满足用户冷热电的需求；全面的管理能源系统的运行，在变化的环境条件下，统筹冷热电的需求，灵活的调度系统的工艺过程与设备出力，优化运行，实现能源供应的最佳效果；综合的分析能源系统的运行，周期性的（实时和累计）从能源的产量、能源的利用率、系统能力的使用率、系统能源的贡献率等方面体现节能、节费的效果；可靠的系统与设备安全，各种完善的监控、报警与应急保障。8.2.17.5控制系统结构根据能源站的方案，考虑工艺特点和设备特点，本项目DCS结构的系统设立三个层次，分别是中央管理级，分散控制级，过程执行级。中央管理级（上位机）：集中的对压力能发电和冷热电联合供100、应系统进行控制与管理，实现能源系统的优化调度，提供全面的监控信息服务，具体设备包括：主操作站：具有运行的优化和调度，操作和管理功能。数据服务器：具有数据加工、管理和存储功能。工程师站：具有为主操作站和数据服务的在线后备功能。分散控制级（下位机）：独立实现对螺杆式压力能发电机组、内燃发电机组、溴冷机、辅助设备，以及过程参数的控制，提供单机或分类设备的管理。过程执行级（仪表、设备、执行器）：数据采集、动作执行，实施管理与控制要求的具体过程。8.2.17.6控制系统运行根据工艺路线和设备组成方案，本项目属于天然气分布式能源利用系统，包括天然气压力能发电和天然气分布式冷热电联供系统。电力需求可以采用发101、电或市电的独立或混合来满足，工艺性冷热负荷需求可以采用余热或利用原有供能系统独立或混合来满足。运行目标是在保障冷热电总量供应的条件下，实现费用的最经济。根据系统工艺，控制系统设置四种运行工况：低谷期空调季、低谷期非空调季、高峰期空调季、高峰期非空调季，冷热电负荷需要按运行模式初始化。系统设置二种运行控制方式：自动（联供），手动（选择）。自动：冷热电联供方式，设备完好；手动：选择联供或分供方式。根据选定的系统运行方案，确定系统的运行方式。在自动方式下，使螺杆式压力能发电机组跟踪门站流量，自动切换螺杆式压力能发电机组运行台数和机组进气量，切换过程门站管道压力平稳；内燃发电机组跟踪冷热电负荷需求，产102、生的余热按运行模式利用。在手动方式下，人为安排各设备的工况和系统的工艺，产生的余热按运行模式利用，但顺序可人为改变。8.2.17.7空调系统控制与调节新建系统与已有控制系统协调一致，采用优化控制（智能控制）系统，根据工艺生产系统的工作班制、测定的气象条件及负荷侧回水温度、流量，通过计算预测全天逐时负荷，然后制定主机设备的逐时负荷分配（运行控制）情况，控制主机输出，最大限度地发挥余热利用量，以达到节约电费的目的。采用自控或常规仪表分别计量各部分的冷量消耗情况，为运行管理提供最可靠的数据。8.2.17.8系统运行控制优化冷热电联合供应系统时应及时根据负荷变化调整各设备的出力和运行状态，保证各设备均103、在高效区域运行，而不应该只是简单的采取“以热定电”的运行模式。上述控制系统只是保障系统的安全稳定运行和运行人员对系统的调节和管理顺利实施，并不具备为实现系统经济性最优等目标所必需的系统调节功能，因此要使得冷热电联合供应系统的优越性充分发挥，效益最大化，需要在常规控制系统基础上增加对全系统运行优化的控制，根据设定的运行优化目标实现全自动无人值守。8.2.17.9控制系统电源设自控总电源盘，分别取自两个不同回路电源，两回互为备用电源。自控总电源盘至各用户采用放射性供电方式。8.3采暖通风本项目设备均采用露天布置，配套电气控制室需要考虑机械通风。8.3.1设计依据（1）采暖通风与空气调节设计规范（G104、B50019-2003）；（2）建筑设计防火规范(GB50016-2006)；（3）全国民用建筑工程设计技术措施暖通空调 动力2009版；（4）锅炉房设计规范 (GB50041-2008)；（5）小型火力发电厂设计规范（GB50049-2011）；（6）公共建筑节能设计标准(GB50189-2005)；（7）火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）。8.3.2 通风系统设计配电控制室房间内设置动力开关配电柜、干式变压器等。低压配电室采用气体灭火，设计事故通风系统兼平时通风用，事故排烟风机采用消防排烟风机，风机前设与火灾时联动排烟风机和电动防火阀关闭，灭火后再开启风机排除室内有害气105、体。通风量按房间换气次数每小时不小于12次计算。为节约空调用电，过度季节和冬季考虑采用“自然进风、机械排风”的通风方式消除室内余热余湿。事故风机兼作正常机械通风系统的排风机用。变配电室采用四面出风嵌入式风冷热泵空调机进行降温通风，以使夏季室内环境温度35。8.4供、排水系统8.4.1 设计依据及设计范围8.4.1.1 设计依据1)建筑设计防火规范（GB50016-2006）；2)室外给水设计规范（GB50013-2006）；3)室外排水设计规范（GB50014-2006）；4)工业循环冷却水设计规范（GB/T50102-2003）；5)工业循环冷却水处理设计规范（GB50050-2007）；6106、)建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）；7)建筑给水排水设计规范（GB50015-2003 2009年版）；8)污水再生利用工程设计规范（GB500335-2002）；9)泵站设计规范（GB50265-2010）；10)污水综合排放标准（GB8978-2002）；11)消防给水及消火栓系统技术规范（GB50974-2014）；12) 各专业提供的给排水设计条件。8.4.1.2 设计范围本项目设计内容为项目的生产、生活给排水及消防设计。8.4.2用水量总用水量为1719m3/d，其中循环水量1680m3/d，新水量40m3/d（生活用水3m3/d，生产用水37m3/d），消耗水量3107、1m3/d，循环利用率为98%。详见用水量表8-1。表8-1 给排水水量表（m3/d）序号用水单位总用水量新水量循环水量消耗水生产用水生活用水生产废水生活污水总排水量一压力能发电机房1715341168027718二内燃发电机房111三共计1715342168027729四未预计水量4314五合计17193731680317298.4.3 水源本工程建于XX天然气门站。工业水接口位置在望仙东路与黄兴大道交接往西100米（靠北面道路），管径DN200，日用量200吨，压力为0.4MPa。生产、生活及消防用水由原XX市天然气利用工程储配站厂区管网直接供应，供水管路已敷设至建筑物附近。8.4.4 给108、水系统给水系统分为生产、消防给水系统、生活给水系统和循环水系统。1) 生产给水系统本工程生产用水量为37m3/d。生产用水由厂区原生产给水管网供给。2) 生活给水系统本工程生活用水量为3m3/d。生活用水由厂区原生活给水管网供给。3) 循环给水系统本工程循环水量为1680m3/d。供一台热水溴冷机组冷却水使用。循环水系统工艺流程:冷却水经设备后，利用差压流至冷却塔冷却，冷却后的水进入循环冷水池，由循环水泵扬送至工艺的用水设备。工艺流程见图8-2。补充水热水溴冷机组循环水泵冷水池冷却塔消耗旁滤系统排水管网图8-2 循环水系统流程图循环水系统：循环冷水池容积为75m3,尺寸为LBH=553m。设备109、选型：冷却塔：GBNL3-70系列工业型逆流玻璃钢冷却塔1台，Q70m3/h，t=10，P2.2kW。循环水泵：DFW80-125（I）/2/11卧式离心泵2台,1用1备,水泵性能为Q70m3/h，H23.5m，P11kW。旁滤器： 1台，P0.18kW。4) 消防给水系统XX天然气门站厂区内现已有消防供水系统，本项目供水从厂区消防供水管网引入，内部形成环状供水管网。本项目宜设置以下消防系统：（1）压力能发电机房水消防系统：采用临时高压给水系统，平时用稳压泵稳压，室外消防用水量标准为20L/s，室内消防用水量标准为10L/s，消防水量由216 m3消防/工业用蓄水池供应。a 消火栓灭火系统：厂110、区铺设消防给水管网，室外设置地上式消火栓，厂区主要构筑物设置室内消防管道和室内消火栓。b移动式灭火器：室内适当位置设置干粉灭火器。（2）内燃发电机房移动式灭火器：室内适当位置设置干粉灭火器。8.4.5排水系统8.4.5.1 排水量本项目产生的排水量为486m3/d，其中生产废水量为480m3/d，生活污水量为6m3/d。8.4.5.2 排水系统压力能发电机房和内燃发电机房的生活污水均排入建筑物室外散水。生产废水主要来自设备冷却排水、循环水池溢流水，除温度有所升高，钙离子浓度较高，含微量尘外，不含有害物质,生产废水经生产废水管道收集排入厂区现有雨水管网。生产废水管道采用双壁波纹管，承插连接。8.111、4.6安全与节能1) 水泵运行是生产安全隐患因素之一，水泵机械设备运行传动部位设有安全罩或安全栏杆；并设有防突发停泵事故产生水锤的安全装置。2) 为防人误落入无盖水池中，因此在水池周围设置安全防护拦杆。3) 在设备选型时，选用高效节能设备，使其工况点保持在高效区内，节约电能，减少运行费用。8.5建筑部分本项目压力能发电设备和内燃机设备配套余热设备均采用露天布置，电气配电控制室室内布置，控制室为5m10m。火灾危险性分类为丁类，耐火等级为二级。8.5.1主要的设计标准及规范1）建筑制图标准 GB50104-20102）房屋建筑制图统一标准 GB50001-20103）建筑设计防火规范 GB500112、16-20144）有色金属工程建筑设计防火规范 GB50630-20105）建筑钢结构防火技术规范 CECS200:20066）建筑采光设计标准 GB/T50033-20137）工业建筑防腐蚀设计规范 GB50046-20088）建筑防腐蚀工程施工及验收规范 GB50212-2002 9）小型火力发电厂设计规范 GB50049-201110）屋面工程技术规范 GB 50345-20128.5.2建筑和结构形式的确定本项目建筑物主要为电气配电控制室，依据电气特点及生产用途要求、当地气候条件，电气配电控制室就近布置在螺杆式压力能发电机组旁边，考虑室内采光、通风、隔热、隔声、防水、排尘、防火、防爆等113、要求，采用相应的保护措施。为提高设计标准化，施工机械化的水平，加快设计施工进度，降低造价，本项目控制室尽可能采用国家与区域标准图集对影响建筑物内部建筑功能的结构承重部分的（梁、柱、屋架）和外墙、内墙、门窗等尽量通过对比例、尺度、色彩、材质等不同手法的处理，结合门站环境，充分考虑与门站内现有建筑物协调一致。8.5.3建筑设计的一般配置1）墙体 240厚加气混凝土砌块，用于钢筋混凝土框排架结构厂房； 240厚烧结多孔砖，用于砖混结构厂房； 彩色压型夹芯钢板，用于钢结构厂房。2）地面 细石混凝土用于承载重或磨损较大的地面； 防静电地板，用于控制室； 水泥砂浆用于其它楼地面； 建筑物四周设散水或明沟；114、3）屋面防水及保温 钢筋混凝土屋面防水采用APP改性沥青卷材防水，有保温隔热要求的屋面采用40厚挤塑聚苯乙烯泡沫塑料板保温隔热； 彩色压型夹芯钢板屋面为自防水； 檐口标高小于或等于8m为自由落水，檐口标高大于8m时采用有组织排水。4）粉刷装修 外墙面粉刷：墙面采用水泥砂浆打底，面刷外墙涂料，勒脚贴面砖； 踢脚：做法同地面； 天棚粉刷：做法同内墙面。5）门窗 一般门用木门，大门、变压器室门按要求选用钢大门或钢门；采光天窗采用钢通风天窗架及普通塑钢窗。6）采光控制室天然采光等级一般为、级，采光窗口的总透光面积与楼面面积之比为1/61/10；尽量采用自然采光。7）通风控制室主要采用自然通风。8）防火115、设计控制室属于丁类，耐火等级均为2级，其防火分区的最大允许建筑面积不限，满足规范要求。控制室的安全疏散a.控制室安全出口的数目除符合防火规定要求外，均不少于两个。b.控制室安全疏散距离根据生产的火灾危险性类别为依据分别确定。9）防水地下构筑物、池、坑及有防水要求的楼地面等可采用防水混凝土、防水砂浆、卷材、涂膜等相配合的防水、防潮措施。10）隔声有隔声要求的房间设隔声室或设置隔声障壁、隔声门窗等。11）防爆本控制室位于甲类站天然气门站内，应采用不发火花的地面。12）在建筑结构设计中，尽量考虑构件的通用性，优先采用国家标准图集。第九章 环境保护9.1项目区域环境现状9.1.1自然环境（1）地形地貌116、 本地区处湘江河流冲积IV级阶地，地貌形态为低丘垅岗，地形波状起伏。因长期流水侵蚀，冲沟较发达，多为“”型开阔地。规划区内呈树枝状分布的多条垅沟及大小相间的山塘是降雨期地表水径流发达的地域。区域内海拔30-100m，相对高差70m。区域内普遍为第四纪地层所覆盖，下伏为第三系地层，地层结构简单，层序较清晰，分网纹状粉质粘土、砂砾石层和紫红色粉砂质泥岩、泥岩软弱层两个工程地质层。新生界第四纪更新新开铺组上部为深棕红色、暗紫红色网纹状粉砂质粘土，下部为棕红色、黄红色，底部褐黄色砾石层和砂砾层；中生界白垩系上统戴家坪组第二段上部紫红色粉砂质泥岩为钙质泥岩夹钙质砂岩；下部紫红色中至厚层钙质泥质砂岩夹砂泥117、质砂岩、粉砂质泥岩及粉砂岩。岩层呈北东走向，向南东倾斜，倾角小于5。（2）气候气象本区地处亚热带季风湿润气候区，四季分明、热量充足、雨水集中、春湿多变、夏季酷热、冬季湿冷、秋季干燥、暑热期长，严寒期短。主要气候参数如下所示：平均气压 1002.09hPa历年最高气温40.7历年最低气温 -11.3年平均气温 17年平均降雨量 1389.8mm多年相对湿度 80%年平均蒸发量 1382mm年平均日照时数 1478.2h年平均风速 1.8m/s最大风速 24m/s年主导风向 N（17.64%）夏季主导风向 S(13.92%) 冬季主导风 N(20.83%)年静风频率 23%（3）地表水 浏阳河是区118、域内主要的地表河流，是湘江最大的一级支流。其源于罗霄山脉西麓浏阳境内的大围山，有大溪河和小溪河两个源流，自东向西蜿蜒而来，流经浏阳市、XX县市共40个乡镇，最终在XX市开福区陈家屋场落刀咀附近汇入湘江，全长222km，流域面积3211km2。浏阳河在XX县境内长37.5km，纳县内30条溪港之水，呈脉状自东向西横穿县境，流域面积611km2，河面宽约200400m，平均水位30.29m，平均流量约为95.7m3/s，枯水期浏阳河XX段流量为31.9 m3/s，流速为0.28 m/s。（4）地下水本区地下水资源贫乏，年平均产水只有28.82亿立方米，年平均径流总量只有12.86亿立方米。区域地下119、水类型简单，主要是裂隙水，为低矿化弱酸性水，水质显弱酸性，水中Mn、Fe离子较高，随着工业企业的增多，地下水水质污染呈逐年上升趋势。水化学类型比较简单，浅层水质以HCO3-Ca为主，深层地下水具弱承压性，水质以HCO3-CL为主，矿化度0.170.55g/L，pH值为5.48.3，属低矿化重碳酸氯化物钙镁型水，水中离子较高。9.1.2社会环境 （1）经济及产业发展环境XX经开区建区以来，坚持“工业立区、产业兴区、招商活区、科技强区、建设扩区、和谐安区”的发展思路，初步走出了一条高速度、高科技、高效益的科学发展之路。截至2013年底，全区拥有企业497家，其中规模以上工业企业109家，年产值亿元120、以上企业54家，过10亿元企业14家，世界500强企业26家。形成了以工程机械、汽车及零部件、电子信息为主导，新材料、食品饮料、轻印包装等为补充的产业发展格局。XX经开区已经成为XX乃至湖南工业发展的重要增长极和核心驱动力。放眼未来，XX经开区将进一步突出主业，致力打造“中国力量之都”，全力建设现代化生态工业新城，更好地发挥园区在区域经济中的示范和辐射带动作用。争取未来五年，实现工业总产值3000亿元以上，力争达到3500亿元，形成工程机械和汽车及零部件两个1000亿产业集群，培育十大100亿元企业，着力打造“世界工程机械之都”、“中国汽车产业集群新板块”。（2）社会经济XX市经济技术开发区自121、2000年晋升国家级开发区以来，工业总产值、税收收入年均增长分别为36.17%、35.73%，呈现出超常规、跨越式发展的态势。按国家商务部关于国家级经开区综合发展水平排名，XX市经济技术开发区进入前20强。2013年全区实现工业总产值1406.8亿元，全年实现工商税收85.3亿元。9.1.3环境质量现状（1）空气环境质量现状根据工程建设地相关项目的环境监测数据，对SO2、NO2、TSP、PM10连续监测7天。监测结果显示，SO2、NOx、PM10、TSP监测浓度均符合环境空气质量标准（GB3095-96）二级标准要求。总体来看，本评价区内环境空气质量良好。（2）水环境质量现状根据工程建设地相关122、项目的监测数据，对浏阳河水质中的pH、CODCr、氨氮、石油类、粪大肠菌群、SS、总磷、挥发酚等监测因子进行了监测，结果显示监测因子均达到地表水环境质量标准(GB3838-2002)中的类标准的要求。（3）噪声环境质量现状项目所在区域声环境质量能满足声环境质量标准（GB3096-2008）2类标准要求，区域声环境质量现状良好。9.2 项目主要污染源和污染物本项目的主要设备为燃气内燃发电机组，螺杆式压力能发电机组，热水型溴化锂制冷机组，换热器，泵等，以及配套的公共工程系统。本项目主要的污染源和污染物详见表9.2-1。表 9.21 “三废”排放一览表名称三废来源三废名称排放量污染物组份排放规律排放123、方式及地点废气内燃机发电机组烟气6500Nm3/h氮氧化物：400mg/m3，其余为N2,CO2,H2O等。连续排入大气废水设备冷却水、循环水池溢水废水钙离子、微量含尘间断经生产废水管道收集排入厂区现有雨水管网废固(液)压力能发电机/机泵废机油少量废机油间断送有资质的单位处置噪声内燃发电机组噪声8087 dB(A)连续压力能发电机噪声8087 dB(A)连续泵类噪声85 dB(A)连续9.3 设计依据和采用的环境保护标准9.3.1设计依据及相关文件（1）关于发展天然气分布式能源的指导意见（国家发改委、财政 部、住房和城乡建设部 国家能源局发改能源20112196 号）；（2）国务院国发22 号124、关于加快发展循环经济的若干意见（2005）；（3）固定污染源延期排放连续监测技术规范（HJ/T75-2007）。9.3.2采用的环境保护标准（1）环境质量标准1）环境空气质量标准（GB3095-2012）二级标准；2）地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准；3）地下水质量标准（GB/T14848-93）类标准；4）声环境质量标准（GB3096-2008）2 类、3 类和 4a 类。（2）污染物排放标准1）工业企业厂界环境噪声排放标准(GB12348-2008)3类标准；2）建筑施工场界环境噪声排放标准(GB12523-2011)。9.4 污染防治措施9.4.1大气污染防治措施本能源125、站采用洁净燃料天然气作燃料，烟尘和SO2排放量极少，烟气中主要污染物为NOx。9.4.2废污水治理措施厂区排水采用完全分流制，清污分流。生产废水主要来自设备冷却排水、循环水池溢流水，除温度有所升高，钙离子浓度较高，含微量尘外，不含有害物质,生产废水经生产废水管道收集排入厂区现有雨水管网。9.4.3 噪声防治措施 从能源站的噪声源强和分布来看，噪声防治的重点区域为内燃发电机组、螺杆式压力能发电机组、水泵和冷却塔等。1）在设备订货时要求厂家制造的设备噪声值不超过设计标准值，并在一些必要的设备上加装消音、隔音装置。特别是内燃发电机组、螺杆式压力能发电机组、热水型溴冷机组等采用多层复合隔声紧身封闭，空126、气进口、烟气排气口设消声器。2）配电控制室采用高隔声量轻质复合隔声结构；在结构设计中采用减振措施，大型设备采用独立的基础，以减轻共振引起的噪声。在管道布置、设计及支吊架选择上注意防震、防冲击，以减轻噪声对环境的影响。3）在厂区总体布置中统筹规划、合理布局、注重防噪声间距。在厂区、厂前区及厂界围墙内外广泛设置绿化带。4）冷却塔选用低噪声设备，进风口排风口设消声器，塔体外轮廓采用混泥土围护结构降低噪声。5）在设备、管道设计中，注意防振、防冲击，以减轻振动噪声和气流噪声。6）设计中尽可能合理布置，防止噪声叠加和干扰。根据噪声预测结果，采取以上措施后，本项目厂界昼、夜间噪声满足工业企业厂界环境噪声排放127、标准（GB12348-2008）3类限值要求。9.4.4固体废物防治措施 压力能发电机产生的废机油和油水分离装置产生的废油泥属于危险废物，交有资质的接受、运输和处理单位进行统一接受处理。9.4.5绿化绿化在防止污染、保护和改善环境方面起着特殊的作用。它具有较好的调温、调湿、吸灰、改善小气候、净化空气及减弱噪声等功能。本项目充分利用站区空地、道路两旁进行绿化，种植适合本地气候条件且抗污染力强的树木和花草，从而达到美化环境、净化空气、防止污染、降低噪声的目的。9.5 环境影响分析9.5.1空气环境影响分析 本项目对大气的污染主要来自于内燃机燃烧过程中产生的烟气。根据负荷初步计算，本能源站需配置 1128、 台内燃发电机组。由于天然气属于清洁能源，主要污染物为NOx。NOx 排放浓度约为500mg/m3，为满足环保日益严格的排放要求，本项目在能源站内预留燃气内燃机烟气脱硝处理设备的位置。9.5.2水环境影响分析 本项目产生的各类废污水经处理达标后优先回用，未能综合利用部分则外排，外排水主要为冷却塔排污水，为清净下水。生活污水经地埋式污水处理系统处理达标后回用于厂区绿化。项目外排水对周边地表水环境影响很小。9.5.3声环境影响分析 厂区内各车间均有密闭门窗等隔音装置，厂区内噪声值满足工业企业设计卫生标准（GBZ1-2010）规定的“工业企业生产车间和作业场所的工作地点的噪声卫生限值为 85dB（A129、）”。根据同类项目运行经验分析， 本项目采取适当的降噪措施后，厂界噪声值满足工业企业厂界噪声标准（GB12348-2008）3 类标准要求。9.6 环境管理与监测9.6.1环境管理（1）环保管理机构设置XXXX长燃能源服务有限公司现有较完善的环保管理机构，本项目建设在XX储配站现有储配站内，拟利用原有环保管理机构和措施，由现有环保管理专职人员负责各类环保设施的管理，保证各类设施的正常运转，同时配合各级环保管理和监督机构实施对项目的环保工作。（2）环保管理职责在环境保护工作中，管理和治理是相辅相成、缺一不可的。通过管理可以防止新污染、促进治理、巩固和发挥治理效果。本项目利用原来的环境管理机构，由130、专人负责组织、落实、监督其环保工作。环境管理机构的主要职责如下：1）贯彻执行环境保护法规和标准；2）组织制定和修改本单位的环境保护管理规章制度并监督执行；3）制定并组织实施环境保护规划和计划；4）领导和组织本单位的环境监测；5）检查本单位环境保护设施的运行；6）推广应用环境保护先进技术和经验；7）组织开展本单位的环境保护专业技术培训，提高人员素质水平；8）组织开展本单位的环境保护科研和技术交流。9.6.2环境监测（1）环境监测机构设置本项目不设置专门的环境监测机构，其日常环境监测工作可依托当地的环境监测部门来进行，监测项目、监测点设置、监测频率等将依据本项目环境影响评价报告，在下一步设计中提出131、。（2）环境监测职责环境监测是环境保护中最重要的环节和技术支持，是环境管理的眼睛，开展环境监测的目的在于：1）检查项目施工期存在的对裸露施工面的保护以及施工扬尘、施工废水、施工噪声、施工固体废物等环境问题，以便及时处理。2）检查、跟踪项目投产后运行过程中各项环保措施的实施情况和效果，掌握环境质量的变化动态。3）了解项目环境工程设施的运行状况，确保设施的正常运行。4）了解项目有关的环境质量监控实施情况。5）为改善项目周围区域环境质量提供技术支持。6）了解项目对周围敏感点的影响程度。9.7 小结（1）本项目建设符合国家产业政策和相关环保法律法规的要求，符合相关环境功能区划要求。（2）本项目所需的排132、污总量控制指标，需向当地环保部门申请和确认。（3）本项目基本没有废污水，生活用水接入门站原处理系统统一处理，对周边水环境没有影响。（4）本项目在采取适当的降噪措施后，厂界昼夜噪声值满足工业企业厂界环境噪声排放标准(GB12348-2008)中的相应标准的要求，噪声对周边声环境影响较小。 综上所述，本项目对生产各污染环节采取了相应的严格处理措施，采用的环保技术成熟，设备运行可靠、治理效果良好，满足达标排放要求，工程建设对周边环境影响较小，符合环境功能区划要求。第十章 节约与合理利用能源10.1 概述本项目为天然气分布式能源项目，为XXXX储配站的天然气门站提供冷、热、电负荷。发电设备采用内燃式发133、电机组和螺杆式压力能发电机组，其中内燃式发电机组以天然气为燃料，螺杆式压力能发电机组利用门站天然气压力能进行发电。内燃机余热一部分用来加热导热油，一部分用来制冷、供热及天然气压力能发电前的预热。本项目实现冷、热、电联供，实现能源的梯级利用，与传统集中供能方式相比，具有能效高、清洁环保、安全性好、削峰填谷、经济效益好等优点。10.2 用能标准和节能规范本项目工程设计遵守中华人民共和国节约能源法中规定的“合理用能标准和节能设计规范”，并结合企业的实际情况，设计尽力采用新技术及高效节能设备，提高能源利用率；采用先进的工艺流程和合理的工艺布局以降低能耗；加强能源计量器具配备，提高计量精确度，对能源的合134、理使用情况实施有效的监督。本项目遵循的用能法律、标准和规范有：1）中华人民共和国节约能源法（2008年4月1日施行）；2）国务院关于加强节能工作的决定（国发200628号）；3）节能中长期专项规划(发改环资20042505号)；4）热电联产项目可行性研究技术规定计基础（2001）26号；5）工业企业能源管理导则（GB/T15587-2008）;6）用能单位能源计量器具配备和管理通则(GB17167-2006)；7）综合能耗计算通则（GB/T2589-2008）；8）产业结构调整指导目录（2011年本）国家发展改革委第40号9）用能设备能量测试导则（GB6422-2009）；10）火力发电企业能135、源计量器具配备和管理要求（GB/T 21369-2008）；11）工业设备及管道绝热工程设计规范（GB50264-2013）；12）清水离心泵能效限定值及节能评价值（GB/T 19762-2007）；13）三相配电变压器能效限定值及节能评价值（GB120052-2013）；14）通风机能效限定值及能效等级（GB19761-2009）。10.3 能耗状况和能耗指标分析10.3.1能源供应情况1）燃料供应XXXX燃气有限公司XX储配站集天然气门站、管道气液化以及LNG汽化等功能于一身，储气规模达到1200万Nm3，站内20万Nm3/天LNG液化装置以及LNG汽化装置均属于应急调峰装置。XX储配站内136、的天然气门站则主要是将高压（约3.4 MPa(g)）的管网气减压至1.4 MPa(g)，加臭并送至城市次高压燃气管网。本项目所用燃料主要是内燃机耗天然气，天然气年耗量为226万m3/a。门站储气量完全满足本项目天然气耗气量需求。2）供电条件项目的主、备用电源均由门站变配电室0.4kV低压母线引来，两路电源相互独立，自动切换。3）供水条件本项目建于XX天然气门站。工业水接口位置在望仙东路与黄兴大道交接往西100米（靠北面道路），管径DN200，日用量200吨，压力为0.4MPa。生产、生活及消防用水由原XX市天然气利用工程储配站厂区管网直接供应，供水管路已敷设至建筑物附近。项目总用水量为1719137、m3/d，其中循环水量1680m3/d，新水量40m3/d（生活用水3m3/d，生产用水37m3/d），循环利用率为98%。10.3.2项目用能情况本项目主要消耗的能源品种有天然气、电力、水。其中天然气主要用于内燃发电机组发电；电力主要用于能源站自用的耗电设备，如泵类、冷却塔等；水主要用于循环冷却水的补水。全年消耗的能源、耗能工质及折合标煤计算见表10-1。表10-1 全年消耗的能源和耗能工质计算表序号能源及耗能工质单位实物量折标系数综合能源消耗量（tce）消耗比例名称来源等价值当量值等价值当量值(%)1单项能耗1.1一次能源天然气外购万Nm32261.21431.21432744.3 274138、4.399.11.2二次能源电力外购k-kwh200.00.3300.122966.024.580.881.3耗能工质水外购km312 0.08570.08571.01.00.022综合能耗2811.32769.88 100注：天然气折标煤系数为1.2143kgce/m3，电力折标煤系数为0.1229 kgce/kWh（当量值），新水折标煤系数为0.0857 kgce/t。10.3.3能耗指标分析单位综合能耗指标具体反映企业单位产品的用能水平，单位综合能耗指标的提高或降低意味着产品结构、能源品种的变化，是一项综合指标。本天然气分布式能源利用工程能耗指标表如表10-2所示。表10-2 能耗指标表139、序号项目单位数据一天然气分布式冷热电联供系统1年发电量万kWh9702年有效余热供冷量GJ10653年有效余热供热量GJ251255能源站年耗天然气量万Nm32266能源站年自用电量万kWh207能源站年自用水量t120008发电设备年利用小时数h72009设备自主化率%6010系统能源综合利用效率%7511年节标煤量t135112节能率%48.6二天然气压力能发电1年发电量万kWh7602自用电量万kWh7503年节标煤t2612三分布式能源利用工程年总节标煤量t396310.4 节能措施本项目采用高效的内燃发电机组,充分利用天然气进行压差发电，通过选择合理的工艺系统，选用先进的主辅机设备等140、一系列的措施，具有较好的节能效果，达到了良好的经济效益和社会环保效益，具体节能措施详述如下：10.4.1工艺节能措施1）利用天然气管道压力能发电，回收调压装置损失的管道压力能，提高资源利用率，减少资源浪费。2）利用燃气内燃机发电后的余热制冷、制热，实现能源梯级利用，节能减排。3）根据本项目冷、热、电负荷分析，合理选择内燃机、余热利用设备和螺杆发电机组，较好地进行制冷、供热设备的匹配，降低了一次能源消耗，提高了能源利用效率。4）选用高效的烟气换热器，提高换热效率，降低热量损失。5）冷热电能源供应靠近负荷中心，减少输送损失。7）泵及冷却塔等设备采用变频控制技术，通过改变设备运行转速使设备流量和系统141、循环流量相匹配，可以取得显著节能效果。8）分布式能源站采用DCS控制，使冷、热等供应实现优化运行，降低能源消耗和提高设备使用周期。9）能源站内的供热、供冷设备、管道保温材料使用导热系数低、性能稳定的材料；采用结构合理的保温方式等，降低冷、热损耗。10.4.2电气专业节能措施1） 采用无污染、高效节能的照明装置及电器设备；选用高效率的发电机，降低发电机损耗；提高发电机效率，保证效率98.95；采用合理的冷却方式，降低电能损耗。2） 合理选择变压器容量及台数；选择节能型变压器；加强运行管理，实现变压器经济运行；配电线路选用高导电率的导体，尽量采用铜芯线，不采用铝芯线；变电所应设置在负荷中心，同时各142、层配电间、层配电箱也应尽量设置在负荷中心，减少线路的长度；在满足规范要求的情况下，尽量提高电压等级和功率因数。当采用提高自然功率因素的措施后，仍达不到电网合理运行要求时，采用并联电力电容器作为无功补偿装置。3） 采用高效率电机，变频调速的电动机可以节约电量；根据负荷特性合理的选择电动机；采用星-三角切换装置；根据负荷情况根据负荷情况对电动机采取就地无功补偿，减少线损和电压损失；需要根据负荷变化调节的设备采用调速电机。4） 照明线路尽量采用三相四线制，以减少电压损失，尽量使三相负荷平衡；除为了安全必须采用36V以下照明电器外，尽量采用较高电压的照明电器；使用高效率的镇流器以减少线路损失；使照明电143、器的工作电压保持在允许的电压偏差之内，在采用气体的电光源较多的场所应采用补偿电容器提高功率因数。5）严格控制照明用电指标，优选光通利用系数较高的照明设计方案；加强管理工作，房间或办公室无人工作时，应及时关灯；增加照明开关，每个开关控制的灯数不要过多。 6）分布式能源站采用DCS智能控制，使冷、热等供应实现优化运行，降低能源消耗和提高设备使用周期。10.4.3 给水排水专业的节能措施1）计量设施：能源站用水设水表计量，节约用水，同时为运行管理、节能管理提供基础数据。2）能源站设备冷却水采用循环利用，提高水利用率。10.5能效指标及效果分析本项目年耗天然气量约226万Nm3，本项目年总发电量为17144、30万kWh，其中压力能发电年发电量为760万kWh，冷热电联供发电量约970万kWh。冷热电联供全年综合能源效率高达75%，节能率达48.6%，能效指标较先进，节能效果较好。第十一章 劳动安全11.1 设计依据 （1）国家和地方相关法律、法规1）中华人民共和国安全生产法（中华人民共和国主席令第13号，2014年12月1日起实施）；2）建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定（中华人民共和国劳动部令第3号）；3）危险化学品生产储存建设项目安全审查办法（国家安全生产监督管理局令，第17号）。（2）相关标准规范、规定1）固定式钢梯及平台安全要求 第3部分：工业防护栏杆及钢平台（GB4053.3-200145、9）；2）化工企业安全卫生设计规范（HG20571-2014）；3）石油化工企业职业安全卫生设计规范（SH3047-1993）；4）建筑设计防火规范（GB50016-2014）；5）生产过程安全卫生要求总则（GB12801-2008）；6）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-2014）；7）重大危险源辩识（GB18218-2009）；8）安全标志及其使用导则（GB2894-2008）。11.2 主要原材料及主要化学危险品本项目的主要危害物料为天然气，属于易燃气体。天然气有上述主要危险特性外，还可能存在其它的危险特性，如毒性等。11.3 主要危险有害因素辨识11.3.1主要危险物146、质 本项目在生产过程中使用的主要危险物料包括易（可）燃物（如燃气、变压器油等）。11.3.2在生产过程中存在的主要危险、有害因素在生产运行过程中，本项目存在的主要危险、有害因素有：（1）地震、洪水等自然灾害；（2）易燃可燃物引起的火灾、爆炸；（3）电气设备火灾、爆炸；（4）电伤害；（5）起重伤害；（6）各种转、传动设备的机械伤害；（7）各种平台、楼梯、吊装孔洞的高处坠落；（8）车辆伤害；（9）淹溺；（10）灼伤。11.3.3本项目的潜在事故及潜在事故场所本项目潜在的事故类型及事故发生场所见表11-1。风险程度等级划分见表11-2。表 11-1本项目潜在事故及潜在事故场所序号潜在事故潜在事故场所147、/设备（危害范围）风险程度1水淹厂房、坍塌厂房2火灾、爆炸天然气系统、电缆隧道等。3机械伤害转（传）动设备等。4起重伤害内燃机、压力能发电机、架空管道等房、安装检修等。5高处坠落6车辆伤害车辆运输7触电伤害电气设备、电缆等8淹溺循环冷却塔9灼伤高温设备等注：上表的“风险程度”分为 4 级，具体内容见表 11-2。表 11-2 风险程度等级划分级别风险程度可 能 的 后 果安全的不会造成人员伤亡和系统损坏。临界的处于事故的边沿状态，暂时不会造成人员伤亡和系统损坏或降低系统性能，但应予以排除或采取控制措施。危险的会造成人员伤亡和系统损坏，要立即采取防范对策措施。灾难性的造成人员重大伤亡及系统严重破148、坏的灾难性事故，必须予以果断排除并进行重点防范。11.4 劳动安全措施本项目主要工艺系统设备主要采用国产设备，自动化、机械化程度较高，劳动安全设施及措施在设计方案中均作了考虑，以确保项目投产后符合安全生产要求，保障劳动者在劳动过程中的安全。11.4.1厂址选择及总平面布置对策措施厂区总平面布置充分考虑工艺流程、功能分区、交通运输、建筑物防火间距、厂区绿化等因素，按现行有关规定进行设计。11.4.2防火、防爆 本项目防火设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，执行现行的小型火力发电厂设计规范、建筑设计防火规范、石油天然气工程设计防火规范和火力发电厂及变电站设计防火规范等规范，对建筑物和设备的防火防149、爆措施和消防设施进行合理的设计。（1）建（构）筑物防火设计原则 建筑物的防火设计主要从火灾危险类别和耐火等级、防火间距、安全疏散和消防设施等方面考虑。1）耐火等级、防火间距、安全疏散 本项目各建（构）筑物的耐火等级，按其在生产过程中的火灾危险类别，按建筑设计防火规范、小型火力发电厂设计规范的规定执行。本项目主要建（构）筑物的最小间距满足建筑设计防火规范及小型火力发电厂设计规范中发电厂各建（构）筑物的最小间距要求，对个别不满足处均采取特殊处理措施，如设置防火墙等。力求做到工艺布置合理，符合有关防火规程规范的要求，确保安全生产。2）消防设施 为满足消防要求，能源站站用低压母线采用双进线单母线接线方150、式，主、备用电源均由门站变配电室0.4kV低压母线引来，两路电源相互独立，自动切换。电缆通道在必要的地方采取相应的防火措施。根据不同保护对象，本项目除设有室内、外消火栓系统外，站内设置火灾报警烟感、温感探测器，可燃气体探测器，信号纳入门站原有的火灾自动报警系统。（2）燃气系统防火措施1）在燃气危险区及有可能泄漏燃气的有人操作的部位，设置可燃气体探测器。在所有需设置报警探测器的场所均设置手动报警按钮和警铃，本系统可联动控制自动灭火系统和风机等设备。2）燃气系统设备、管道设防雷防静电接地装置。（3）各种危险品的防火、防爆措施1）各种危险品均储存在专用仓库内，性质相忌的化学品不混存，不超量储存。2）151、危险化学品的专用仓库按消防、安全的规定要求设计，并设有明显标志。（4）电气设备的防火、防爆措施1）变压器的防火措施 主变压器与厂房柱墙之间留有足够的间距，并设有火灾监测及报警装置，水喷雾灭火装置。此外，室外变压器设有水喷雾灭火系统。2）电缆的防火措施 本项目电缆选择与敷设及防火设计按发电厂、变电所电缆选择敷设设计技术规程、电力工程电缆设计规范的规定设计，在主厂房及其他易燃易爆场所采用 C 类阻燃电缆；各类电缆分层敷设，靠近热体的电缆加装隔热板等。3）电气设备的防爆措施 项目电气设备、继电保护和安全自动装置按继电保护和安全自动装置技术规程及爆炸和火灾危险环境电气装置设计规范的规定设计，如在燃机进152、气系统等易燃易爆场所采用防爆型电气设备。11.4.3防电伤措施 本项目防雷接地按现行的交流电气装置的过电压保护和绝缘配合、建筑物防雷设计规范的有关要求进行设计。根据不同建筑物和设备的防雷要求，设置相应的防直击雷和感应雷的设施。为防止人员触电，按高压配电装置设计技术规程、电力设备安全设计导则等有关规程的要求，电气设备的布置满足带电设备的安全防护距离要求；带电裸露部位、避雷针等与人行通道、栏杆、管道等满足最小安全距离要求；电气设备的绝缘水平和接地接零保护均满足国家规定的要求。为防止电气误操作事故，按防止电力生产重大事故二十五项目重点要求、高压配电装置设计技术规程等有关规定，采用带有“五防”功能的设153、备，设置相应的闭锁装置。11.4.4 防起重伤害措施（1）选用与所需的工作载荷相匹配的起重机械设备；起重机操纵室设有预防触电的联锁装置。（2）设备选型时，要求制造厂家提供符合现行的起重机械安全规程要求的报警器、限位器等完备的安全设施。（3）起重机械各部位、吊载及辅助用具与输电线或其它建筑物或设备间设有足够安全距离。（4）主厂房内的桥式吊车均采用安全滑触线，并设有双行程限位器。11.4.5 防机械伤害及防坠落措施（1）本项目的防机械伤害设计，按现行的工厂安全卫生规程、机械设备防护罩、生产设备安全卫生设计总则及生产过程安全卫生要求总则等有关标准、规范的规定进行设计。设备之间、设备与建筑物和人行通道154、之间留有足够的安全间距；转动机械设备外露的转动部分设防护罩，转动机械设备设闭锁装置；对输煤系统等重要转动机械设事故紧急停机开关，在运行通道两侧设防护栏等。（2）本项目的防坠落设计，按现行的固定式钢直梯、固定式钢斜梯、固定式工业防护栏杆、固定式工业钢平台及建筑楼梯标准等有关标准、规范的规定进行设计，如在吊物孔、平台扶梯孔、上下人栈桥等处设防护栏杆，在井、坑、池、沟边等处设盖板或防护栏杆，需登高作业的地点设防护平台等。11.4.6防高温根据高温作业分级、工业企业设计卫生标准，本项目工艺装置中，燃气发电机及烟气余热回收等设备及部分管道操作温度高，设计中应采用保温的材质，并尽量做好保温防烫措施，定期检155、查高温设备、管道、阀门等确保不出现泄漏。11.4.7防车辆伤害措施 厂区道路按工业企业总平面设计规范、厂矿道路设计规范设计，实行人物分流，并设置相应的交通安全标志。11.4.8机械化、自动化措施 提高生产的机械化、自动化水平，是减轻生产人员劳动强度，保证运行安全可靠性的重要措施。（1）本项目热工控制系统采用微机集散控制系统 DCS，实现全 LCD（CRT）运行监视，开环、闭环控制。（2）各设备订货时，有特殊拆、装要求的，均要求制造厂配供必要的特殊检修或拆装工具。（3）各种需要检修起吊的热力设备、换热器、水泵等上方均设置行车或专门的吊车等设施。11.4.9安全警示标志本项目在有可能导致事故发生的156、危险场所均设置有安全警示标志，设置地点按火力发电厂职业安全设计规程（DL5454-2012）执行，设置的安全标志满足现行的标准安全标志、安全色及安全标志使用导则等的规定。11.5 劳动安全机构与设施（1）本项目在劳动定员中，利用原有安全措施和人员。（2）重大危险源管理根据重大危险源辨识和国家安全生产监督管理局关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见的规定，本项目重大危险源有：燃气管道、天然气调压箱等。根据安全生产法的规定，“生产经营单位对重大危险源应当登记建档，进行定期检测、评估、监控，并制定应急预案。”因此，建设单位在营运期应按有关规定加强重大危险源管理。11.6应急救援体系的设置 本项目应157、急救援体系纳入门站现有的事故应急救援机构和应急救援队伍，其事故应急救援预案按现行的生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则（AQ/T9002-2006）的有关规定进行编制，同时配备有足够的应急救援设施、个人防护用具及应急药品等。11.7综合评价 本项目可研设计中着重对防火、防爆、防电伤等方面按各项规程、规范、标准等采取了相应的技术防范措施，力图做到避免事故，尽可能将危害职工身体健康的各种因素控制到最小或最低程度，可以使职工的劳动条件，达到国家和行业关于劳动安全标准及规范、规定的要求，为安全生产、减少事故发生以及保障职工的安全与健康创造了较好的条件。为使上述设计方案的各种技术措施、各种防范设施得158、以实施，在施工中要确保工程质量，保证安全设施与主体工程同时施工、同时投产。能源站投产运行后应严格执行运行、检修、操作规程，本项目将在劳动安全方面达到良好的效果。第十二章 职业卫生12.1设计依据 （1）中华人民共和国职业病防治法（中国人民共和国主席令2001 年第 60 号）；（2）工业企业设计卫生标准（GBZ 1-2010）；（3）工业企业噪声控制设计规范（GB/T50087-2013）；（4）工业场所有害因素职业接触限值（GBZ2-2007）；（5）火力发电厂职业卫生设计规程（DL5454-2012）。12.2项目职业危害因素分析根据本项目所使用的燃料、辅助材料、燃烧产物以及类比工程调查资159、料等综合分析，本工程在正常运行时存在或可能存在的职业病危害因素有噪声、粉尘、高温、化学毒物和工频电磁场等，其中主要职业病危害为噪声和粉尘。化学毒物主要包括一氧化碳、氮氧化物等。生产过程主要职业病危害因素识别见表12-1。表 12-1生产工艺过程中可能存在的职业病危害因素序号产生部位可能存在的职业病危害因素1燃气系统化学因素一氧化碳、氮氧化物物理因素噪声2电气系统物理因素噪声、工频电磁场3辅助系统物理因素噪声12.3职业卫生防护措施本项目主要工艺系统设备采用国产设备，自动化、机械化程度较高，职业卫生设施和措施在设计方案中均作了考虑，同时，依据国家有关职业卫生法律法规和技术标准要求，设计中拟采取各160、项防止职业危害的技术措施，以确保工程投产后符合职业卫生的要求，保障劳动者在劳动过程中的健康。下面分章节介绍本工程设计中采取的职业卫生措施。12.3.1防毒、防化学伤害措施本项目防毒、防化学伤害措施的设计，按照工业场所有害因素职业接触限值 （GBZ 2-2007）、火力发电厂职业卫生设计规程（DL5454-2012）、等有关标准的规定执行。12.3.2防腐蚀措施（1）各车间的排水沟、废水池均进行防腐处理。地下沟道设防水层， 用沟盖板盖严。（2）涉及酸、碱的生产装置、设备，除选用相应的耐腐蚀材料外， 并根据情况采取防腐蚀措施。12.3.3防噪声、振动危害措施（1）防噪措施 本项目生产系统，集中了机161、械设备、电气设备等大量设备，所以其噪声来源比较复杂。但从噪声的产生机理来看，可分为机械动力性噪声、空气动力性噪声、交通噪声和其它噪声等。本项目各工作地点噪声设计值控制在工业企业设计卫生标准规定的限值以下，主要采取以下措施：1）各主设备及辅助设备选型时，要求制造厂家提供符合国家规定噪声标准的设备。2）对于长期连续运行产生高噪声的地方采取消声、隔声措施，如风机入口加装消音器，集控室和值班室采用隔音性能好的门窗及有较好吸声性能的墙面材。3）在主厂房、泵房等高噪声场所进行巡视作业的人员配备有个人防护用品，如耳罩、耳塞等。（2）防振动措施 主、辅设备的基础及平台的防振动设计，按照作业场所局部振动卫生标准162、动力机器基础设计规范等的要求执行，并采取以下措施：1）主设备、辅助设备选型时，要求制造厂家提供符合国家规定振动标准的设备。2）对易产生振动的水及油管道等采用防振设计，在管系的适当位置设固定支架。3）在大型烟、风道和空调管道设计时，适当控制流速，提高结构刚度，以减轻振动。4）集中控制室的通风管道与围护结构及楼板间的连接，采取减振措施；其空调系统也采取减振措施。12.3.4防辐射措施高压配电设备和电气设备设定足够的安全间距，对人员作业场所和区域采取隔离措施，对易受干扰的电子设备采取屏蔽保护措施，可防止电磁辐射伤害。对设备作定期无损检验时产生的电离辐射伤害，采取隔离防护措施。12.3.5防暑降温、163、防潮措施本项目采暖、通风与空调系统按现行的工业企业设计卫生标准、小型火力发电厂设计规范以及采暖通风与空气调节设计规范的要求执行。1）项目所在区域属亚热带季风气候，四季分明，日照充足。防寒问题并不突出，主要是防暑问题。由于生产操作人员一般在集中控制室或值班室内工作，因此，对重要或生产人员集中的地方设置空气调节系统，以保护运行人员身体，并提高工作效率。2）对运行维护人员可能接触的高温设备及管道均设置保温隔热层，保证其外表面温度小于 50，以减少热辐射、防止接触烫伤。3）各生产厂房零米以下墙体设防潮层，地下设施用防水砂浆抹面。4）主控室等采取相应的防潮措施。12.3.6采光与照明 采光以自然采光与人164、工采光相结合，在自然采光不足的场所配以人工照明。本项目照明系统按建筑照明设计标准和火力发电厂和变电所照明设计技术规定进行设计，按工作场所的环境条件和使用要求选用照明灯具，合理布置，使之照度均匀，亮度合适，限制眩光对运行人员产生的不良影响，从而保证各类场所的照度要求，满足值班运行的视觉卫生条 件。12.3.7车间建筑卫生设计 为了保护作业人员职业健康，设计中对人员作业的车间建筑物均考虑了卫生要求。（1）车间地面平整防滑，易于清扫；地面不透水，废水流入污水处理系统。（2）根据生产工艺要求，参照建筑照明设计标准（GB50034-2004）、建筑采光设计标准（GB/T50033-2001）确定各场所的165、照度。一般生产车间的一般照明的照度为150200Lx，办公室和值班室的照度为 200300 Lx，一般作业一般照明照度范围75150 Lx，精细作业一般照明照度范围150300Lx。（3）车间建筑物的朝向设计，便于散热和扩散有害物质。12.3.8个体防护用品根据劳动防护用品的选用规则（GB11651-2008）和呼吸防护用品的选择、使用与维护（GB/T18664-2002）的有关要求，为噪声作业人员配备有声衰减性能好的耳塞或耳罩；为粉尘作业人员配备有防尘口罩；为高温作业人员配备有防热服。12.3.9其它职业性有害因素防护（1）合理调节视频作业人员办公环境，使工作人员尽可能在比较舒适的环境中工作166、，既可以使精神得到放松，又可以提高工作效率。（2）为视频作业人员配备可调式的电脑桌椅，加强坐姿的人机工效学宣传，纠正不良的坐姿习惯。（3）适当增加空调办公环境的自然通风次数。12.4职业卫生警示标识的设置 对于可能产生职业病危害的工作场所、设备及产品，根据工作场所实际情况，设置可以使劳动者对职业病危害产生警觉，并采取相应防护措施的图形标识、警示线、警示语句和文字等各类警示标识。12.5职业卫生管理机构及应急救援体系设置（1）根据安全生产法规定，本能源站投运后建立职业卫生管理体系， 设安全卫生管理机构，配 2 名专职安全卫生管理人员。（2）应急救援体系的设置 本项目应急救援体系纳入门站现有的职业167、卫生事故应急救援机构和应急救援队伍，其事故应急救援预案按现行的生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则（AQ/T 9002-2006）的有关规定进行编制，同时配备有足够的应急救援设施、个人防护用具及应急药品等。12.6综合评价 本项目着重对防尘、防化学伤害、防暑、防潮、防噪声、防振动以及应急预案等方面按照各项规程、规范、标准，结合工艺系统及特点采取了必要且可行的技术防范措施，力图做到避免事故，尽可能将危害职工身体健康的各种因素控制到最小或最低程度，为能源站安全生产、减少事故发生以及保障职工的安全与健康创造了较好的条件。为使上述设计的各种技术措施、各种防范设施得以实施，在施工中要确保工程质量，保168、证安全卫生设施与主体工程同时施工、同时投产。能源站投产运行后应严格执行运行、检修、操作规程，本项目将在职业卫生方面达到良好的效果。第十三章 消防13.1 消防设计的原则和规范根据火灾危害的特点，消防安全设计遵照“预防为主，防消结合”的原则，并依据国家现行消防法规的要求，从预防火灾，防止火灾蔓延和灭火三个方面采取措施，以确保生产中的防火安全。本项目设计所依据的国家现行规范和法规：（1）中华人民共和国消防法；（2）石油化工企业设计防火规范（GB50160-2008）；（3）建筑设计防火规范（GB50016-2014）；（4）火灾自动报警系统设计规范（GB50116-2013）；（5）建筑灭火器配置169、设计规范（GB50140-2005）。13.2 装置主要组成和火灾危险等级本装置压力能发电及换热网络区域，生产类别均为甲类。内燃发电机区域，生产类别为丁类。13.2 总体布局和消防道路本装置占地面积小，处于储配站的一个区块，整体消防布局遵从储配站原有布局不变。13.3 消防设施和措施13.1水消防系统消防管网利用储配站原有消防管网。13.2火灾报警系统能源站内设置火灾报警烟感、温感探测器，可燃气体探测器，信号纳入门站原有的火灾自动报警系统。13.3生产装置消防设计装置周边设置消防水炮，用以在火灾发生时对装置进行降温。13.4辅助生产设施消防设计（1）消防队储配站周边有消防队。（2）灭火器配置为170、了扑灭初起火灾和小型火灾，在压力能发电及换热网络区域配置适量8kg手提式干粉灭火器和50kg推车式干粉灭火器。13.5消防管理消防管理依托储配站现有的消防管理机制，安全检查贯穿生产的全过程，定时、定位、定人进行防和消的安全教育和责任制。第十四章 劳动组织与定员分布式能源站的主要设备选型自动化程度较高，生产管理水平也宜相应提高。在组织结构和人员编制时本着精减、高效的原则。实行项目经理负责制，可以设20名运行人员编制，考虑四班三运转。项目经理分别为有实践经验的动力设备、电气工程师，负责生产技术管理和日常维护。发电机、烟气热水型溴化锂机组、余热锅炉等大型主设备的中大修工作委托专业技术服务公司完成。第171、十五章 社会稳定风险评估15.1 编制依据（1）国家发展改革委重大固定资产投资项目社会稳定风险评估暂行办法（发改投资20122492号）（2）重大固定资产投资项目社会稳定风险分析篇章和评估报告编制大纲（试行）（3）重大固定资产投资项目社会稳定风险评估报告编制大纲及说明（试行）（发改办投资2013428号）15.2 风险识别与估计XXXX燃气有限公司XX储配站地处湖南省XX市XX县XX镇，位于XX开元东路与东七路交会处东北角。储配站于2012年建成投产，集天然气门站、管道气液化以及LNG汽化等功能于一身，占地面积约为60000m2，储气规模达到1200万m3，投资总额近3万元。XX储配站于201172、2年6月25日竣工投产，建成投产后可保证XX市全体用户810天的气量供应，为保障城市天然气安全、可靠、持续和稳定供应奠定坚实的基础。XX储配站内20万m3/天LNG液化装置以及LNG汽化装置均属于应急调峰装置，LNG装置由储配公司负责运营管理。XX储配站内的天然气门站主要是将高压（约3.4 MPa(g)）的管网气减压至1.4 MPa(g)，加臭并送至城市次高压燃气管网。进站高压天然气减至次高压，其中蕴含的能量并没有得到利用，造成极大的浪费。本项目充分利用管道压力能发电，降低门站电耗，采用分布式冷热电多联供系统，取代原有燃气中央空调，实现能源梯级利用，降低运行成本。创新了天然气分布式系统工程发展173、的新内容，具有示范推广意义。针对项目的实际情况和今后潜在的不定事件的因素，以及根据类似工程项目的经验，最终确定该项目的风险因素是5个大方面的风险因素，分别为技术经济、生态环境、经济社会影响、项目管理、安全卫生。15.2.1技术经济1）根据XX储配站既有建筑的冷、热、电负荷特点，最终选择的方案：2900kW螺杆式压力能发电机组+11560 kW燃气内燃发电机组+1套余热利用设施。该方案为天然气分布式能源利用系统，该系统分布式冷热电联供技术成熟、可靠，在国内外已有大量综合楼宇型（商场、医院、写字楼等）应用的案例；压力能发电系统在国内有已建和在建案例，属于发展上升阶段。2）本项目建设单位资金筹措方案174、为30%自筹，因此在建设期可能会拖欠工程款，建设资金链条断裂和建设过程中出现非常规的停工等情况。因此，该事件发生的概率较低，如果发生的话，发生阶段在项目的全过程，其影响是持久的的，影响范围大，影响程度大。15.2.2生态环境1）大气污染物排放（1）扬尘的排放施工期主要为运输和倾卸过程中产生的扬尘。（2）氮氧化物排放根据燃料天然气的组分分析，天然气中的含硫量和灰份量几乎等于零，并采用低氮燃烧等技术，因此排放的废气中只含有NOX和热量，烟气中NOX的排放浓度也很低，满足允许排放浓度的限值。因此，所带来的风险发生可能性很小。2）水体污染物排放XX储配站排出的废水主要是发电装置地面冲洗的排水（石油类）175、，对环境无毒害。经含油污水处理装置处理后用于绿化、道路浇洒及车库冲洗等。因此，所带来的风险发生可能性很小。3）噪声XX储配站的噪声主要有机械噪声、空气动力噪声、电磁噪声。主要高噪声设备有：燃气内燃发电机组（120dB）、水泵（90dB）、压力能发电机（90dB）等。 本项目将采用噪声治理采用综合防治措施，噪声符合我国对工业噪声的标准工业企业厂界噪声标准（GB123482008）中2类标准的要求，白天不高于55dB（A），夜间不高于50dB（A）。由于XX储配站位置较偏僻，离居民区有一定距离，因此，本项目工业噪声对居民的影响小，只对储配站的工作人员有一定的影响。4）固体废弃物本项目运营期生产流程176、基本不产生固体废弃物。建设期所产生的固体废弃物主要为建筑垃圾等。项目建设期将加强施工管理，减少固体废弃物的排放。本项目固体废弃物排放量很少，不会对周边环境及居民身体健康造成，风险发生的可能性很小。该风险事件的关键风险因素是废气、废水、噪声振动、固体废弃物等防治措施是否做到位，其发生的概率较大，如果发生的话，发生阶段在项目运营阶段，其影响事件是持久性的，影响范围较小，而且影响程度较小。15.2.3经济社会风险1）不同的区域之间，风俗习惯都不同，尤其是外来务工人员与当地居民的风俗习惯相互排斥、针锋相对；2）项目建设和运行期间，施工队伍、监理人员和项目实施人员的陆续进入项目建设基地，导致当地市场出现177、供不应求的状态，物价上涨，当超过当地居民心理价位时，会给当地居民带来内心的恐慌；3）外来务工人员与当地居民之间等的各种纠纷的处理。也给当地居民的生活带来许多不便比如：外来务工人员与当地居民之间的各种纠纷；4）施工期间施工车辆对道路的破坏引发交通拥挤加剧、交通事故增多，给当地居民带来了诸多不便。因此，该风险事件发生的概率一般，如果发生的话，发生阶段在项目全过程，其影响是持久性的，影响范围大，影响程度较大。15.2.4安全卫生1）XX储配站生产系统中有易爆物质和装置，也有各高架建（构）筑物，如平台、楼梯、配电装置。因此，该项目在生产过程中存在的安全危害因素：火灾、爆炸、车辆伤害、高处坠落、电气伤害178、起重伤害、机械伤害。2）本项目的建设过程中，施工队伍会给当地居民不便，甚至有人可能会滋事生非，给当地居民带来社会安全隐患。因此，该风险事件的关键风险因素是管理模式、工程施工、运行人员素质和生产设施的管理与维护，其发生的概率较低，如果发生的话，发生阶段在项目实施阶段，其影响事件是间断性的，影响范围小，且影响程度较大。15.2.5项目管理由于不利的自然条件（比如：旱灾，施工现场所需的生产用水和当地居民的日常生活用水的矛盾等）、施工队伍的人员素质参差不齐，难免有少数或者个别施工人员会违反文明施工和质量管理的相关规定，造成环境污染、停水、停电、停气，影响交通等突发情况，诱发社会稳定风险。因此，该风险179、事件的关键风险因素是施工队伍的素质、项目管理制度的完善性和执行力度，其发生的概率较高，如果发生的话，发生阶段在项目实施阶段，其影响是间断性的，影响范围小，影响程度较大。15.3 风险防范和化解措施根据该项目的5个大方面的风险因素，即技术经济、生态环境、经济社会影响、项目管理、安全卫生。分别提出相应的防范、化解措施，详见表15-1。表15-1 风险防范和化解措施汇总表序号风险类型风险发生阶段风险因素主要防范、化解措施实施时间和要求责任主体协助单位1技术经济项目准备阶段资金筹措制定合理的资金的筹措方案和进度计划表项目准备阶段开始实施；预付工资保证金XXXX燃气有限公司2生态环境项目全过程大气污染采180、用低氮燃烧等技术；施工场地需配洒水车定期洒水，运输易起尘的材料时应使用密闭车辆或帆布覆盖。项目决策之时就要开始考虑；办理好环评、安评、水保等手续，搞好排污处理设施，确保企业“三废”排放符合国家排放标准的同时做好项目基地绿化和防洪。XXXX燃气有限公司政府相关部门水体污染排至现有污水、雨水处理系统，处理后排入城市污水和雨水管道。噪声和振动采用噪声治理采用综合防治措施如：安装有效消声器，噪声符合我国工业企业厂界噪声标准（GB123482008）中2类标准的要求。固体废弃物加强施工管理、定期清理施工废弃物3经济社会项目全过程文化、风俗习惯把与当地居民风俗习惯不同的务工人员集中到一起，统一安置。项目准181、备阶段开始陆续实施；实现“开发一方资源，带动一方经济，造福一方百姓”的宗旨，当地居民能够安居乐业、出行便利、越过越好。政府相关部门、XXXX燃气有限公司交通要尽快配套该区域的交通设施、成立交通协调管理小组、对全体施工人员进行交通安全教育。生活成本完善市场机制，加大补给力度，加强价格行政执法，定期公开物价指标流动人口管理坚持“谁用工、谁管理、谁负责”的原则严格、实行暂住证管理制度、缴纳民工工资支付保证金；给员工缴纳社会保险；做好工人工资发放工作4安全卫生项目运营施工运行人员素质严格把握好施工、运行人员招聘的关口、完善员工岗前培训制度。项目准备阶段开始陆续实施；企业就有完善的企业制度、有效的激励机182、制、健全的培训体制和招聘流程、有一群高素质施工、运行人员，使得人身、设备事故的发生率降到最低。XXXX燃气有限公司政府相关部门5项目管理项目全过程文明施工和质量管理严格把握好施工、运行人员招聘的关口；落实工伤保险措施；规范作业做到“四查”，做好“六充分”工作；制定适合的施工安全管理的制度和重大安全技术措施；认真执行安全施工规则制度；和当地居民保持良好的沟通，在缺水缺电等特殊情况下，优先考虑当地居民的生活质量。项目准备阶段开始陆续实施； 人人遵守相关管理制度，企业和居民和谐相处。XXXX燃气有限公司政府相关部门15.4风险等级15.4.1社会稳定风险等级标准根据社会稳定风险特点及相关文件规定，本183、次分析采用风险等级见表15-2。表15-2 社会稳定风险等级判断参考表 风险等级参考标准高风险中风险低风险单风险因素程度2个及以上重大或5个及以上较大单风险因素1个重大或2到4个较大单风险因素1个较大或1到4个一般单风险因素整体综合风险指数0.640.360.640.36调查结果采用面向特定对象征求意见的方式，征求意见结果，明确反对者超过33%采用面向特定对象征求意见的方式，征求意见结果，明确反对者占10%到33%采用面向特定对象征求意见的方式，征求意见结果，明确反对者低于10%可能引发的风险事件大规模群体性事件，如围堵施工现场、堵塞交通、冲击党政机关、集体械斗、聚众闹事、人员伤亡等一般群体性184、事件，如集体上访、静坐请愿、非法集会/集体散步、示威等个体矛盾冲突，如个体信访、网络发布、散发宣传品、挂横幅等风险事件参与人数单次事件200人以上单次事件10200人单次事件10人以下15.4.2落实措施后各风险因素风险变化情况根据工程影响分析、各部门反馈意见、相关利益单位调查以及通过各专业专家对各项风险防范、化解措施落实的可行性和有效性分析，预测落实措施后每个主要风险因素可能引发风险的变化趋势，综合判断拟建项目落实措施前后各因素风险变化情况见下表15-3：表15-3 经评估的落实措施前后各因素风险变化汇总对比表序号风险因素风险概率影响程度风险程度措施前措施后措施前措施后措施前措施后1技术经济185、一般小很大较大较大较小2生态环境影响较小小大较大较大一般3经济社会影响较小小较大较小较大较小4安全卫生较大较小较大一般一般较小5项目管理较大较小较大一般一般较小15.4.3落实措施后的风险等级经定性分析，在落实风险防范和化解措施后，本项目的综合风险判定为低风险。15.4.4落实风险防范、化解措施的有关建议风险责任主体和协助单位应高度重视社会稳定风险防范工作，建议由责任主体和协助单位一把手亲自挂帅，负责风险防范、化解措施的落实工作，并制定落实措施方案报XX（XX经济开发区）维稳办。第十六章 项目实施进度16.1 项目实施计划及条件根据建设单位安排，本项目计划建设周期12个月，前期工作包括：可行性186、研究编制与评审、立项申请与核准批复等。项目建设进度计划见表16-1所示。表16-1 分布式能源站建设进度计划表序号项目计划节点计划完成时间1可行性研究报告编制完成及评审2016年12月2可研报告修改完成2017年1月3核准所需专题报告采购主设备、土建、安装招标2017年2月4完成各专题报告并取得相关政府部门批复2017年3月5提交核准申请并获得省发改委核准批复2017年4月6能源站基坑开挖2017年5月7项目竣工投产2017年12月由于项目前期申报阶段的不可控制性，如果此段时间比计划延长，则整个项目的实施进度计划往后顺延。16.2 交通运输条件及大件设备运输本项目拟建站址，位于XX天然气门站内187、，交通十分方便，能源站所需材料可通过公路运输。燃气内燃发电机组、螺杆式压力能发电机组、热水型溴化锂机组、各类型换热器、变压器等大件设备，由公路均可运输至建设场地。第十七章 投资估算与财务分析17.1 投资估算17.1.1编制说明本项目建设规模为2900kW螺杆式压力能发电机+11560kW燃气内燃发电机组+一套余热利用设施。项目内容主要包括：能源站热力系统、电气工程、循环水系统、厂区给排水管网、土建工程、总图平面布置等。17.1.2估算编制依据 （1）项目划分：执行国能电力（2013）289号文颁布的火力发电工程建设预算编制与计算标准(2013年版)中项目及费用性质划分办法； （2）工程量：根188、据各设计专业提供的工程量及设备材料清册进行计算； （3）定额及指标：建安工程定额采用电力工程建设概算定额（2013年版）和类似工程造价指标； （4）设备价格：燃气内燃机发电机组、烟气热水型溴化锂机组等按设备厂家成套设备报价计算，其他设备价格参考现行中国机电产品报价目录和工程建设全国机电设备价格汇编进行计算，或按近期类似工程设备价格资料编制； （5）材料价格：采用发电工程装置性材料综合预算价格（2013年版） 和电力建设工程装置性材料预算价格（2013年版）进行计算，或参考当地现行建设工程市场信息价格资料编制； （6）取费标准：国能电力（2013）289号文颁布的火力发电工程建设预算编制与计算标189、准(2013年版)； （7）工程建设其他费用：按国能电力（2013）289号文颁布的火力发电工程建设预算编制与计算标准（2013年版）计取。17.1.3投资估算及投资分析本项目建设投资为：3142.81万元其中： 建筑工程：72.98万元 设备购置：2391.97万元 安装工程：260.03万元 工程建设其他费用：268.17万元 基本预备费：149.66万元投资估算表详见表17-1；各单位工程估算表详见表17-2表17-8。表17-1 项目建设投资估算总表编号工程及费用名称估 算 价 值 （万元 ）占总值（%）技术经济指标建筑设备安装工器具其他总值单位数量指标一工程费用72.98 2391.190、97 260.03 2724.9886.71 1 能源站72.98 2391.97 260.03 2724.981.1土建工程58.00 58.001.2能源站热力系统工程2212.61 186.25 2398.861.3 电气工程174.20 67.00 241.201.4 循环水系统5.16 1.10 6.261.5 厂区给排水管网0.00 5.68 5.681.6 总图平面布置14.98 14.98二工程建设其他费用15.54 252.63 268.178.53 1建设管理费41.6441.641.1项目法人管理费（建安工程费*3.75%）12.49 12.491.2招标费（工程费用*0191、.34%）9.26 9.261.3工程监理费（建安工程费*2.65%）8.82 8.821.4设备材料监造费（设备购置费*0.2%）4.78 4.781.5工程结算审核费（建安工程费*0.25%）0.83 0.831.6工程保险费（工程费用*0.2%）5.45 5.452项目建设技术服务费185.75 185.752.1项目前期工作费（建安工程费*3.75%)12.49 12.492.2可行性研究报告编制费16.00 16.002.3知识产权与研究试验费20.00 20.002.4设备成套技术服务费(设备购置费*0.3%）7.18 7.182.5勘察设计费106.41 106.412.5.1工192、程勘察费（工程费用*0.4%）10.90 10.902.5.2基本设计收费(计价格200210号）95.51 95.512.6设计文件评审费21.43 21.432.6.1可行性研究设计文件评审费（计价格【1999】1283号）5.00 5.002.6.2初步设计文件评审费15.00 15.002.6.3施工图文件审查费（基本设计费*1.5%）1.43 1.432.7项目后评价费（建安工程费*0.15%）0.50 0.502.8工程建设检测费1.41 1.412.8.1电力工程质量检测费（建安工程费*0.16%）0.53 0.532.8.2特种设备安全监测费（3200kw*1.5元/kw）0.193、48 0.482.8.3环境监测验收费(湖南省环境监测专业技术服务收费标准）0.40 0.402.9电力工程技术经济标准编制管理费（建安工程费*0.1%）0.33 0.333整套启动试运费4.38 4.383.1燃料费15.10 15.103.2其他材料费0.09 0.093.3厂用电费0.08 0.083.4售出电费-10.89-10.894生产准备费15.5410.8626.394.1管理车辆购置费（设备购置费*0.58%）13.87 13.874.2工器具及办公家具购置费（建安工程费*0.5%）1.671.674.3生产职工培训及提前进厂费（建安工程费*3.26%）10.8610.865194、大件运输措施费1010.00三基本预备费（一+二）*5%149.66149.664.76 四项目建设投资（一+二+三）72.982391.97260.0315.54402.29 3142.81100.00 占建设投资%2.3276.118.270.4912.80 100.00表17-2 土建工程估算表项 目 名 称XXXX燃气有限公司XX储配站天然气分布式能源示范项目第 号 估 算 表估算价值（元）580000 单 项 工 程能源站土建工程2016 年价格和定额编制工程数量（） 单 位 工 程土建根 据 第 号 图 纸技经指标（元/） 序号单价依据工 程 或 费 用 名 称结构形式单位数量单 195、位 价 值（元）总 价 值（元）框架砖混合 计其 中总 计其 中人工费机械费人工费机械费1雨篷40012505000002循环水冷水池（地上式）m75800600003排水检查井1000座5 3000150004阀门井1200座1 50005000合计580000表17-3能源站热力系统工程设备及安装估算表项 目 名 称XXXX燃气有限公司XX储配站天然气分布式能源示范项目第 号 估 算 表估 算 价 值 （元）23988580 单 项 工 程热力系统工程根椐2016年价格和定额编制工 程 数 量 单 位 工 程标准设备及安装根 据 第 号 图 纸技 术 经 济 指 标 顺序号定额编号设备及安196、装工程名称单位数量重量(吨)单位价值（元）总 价 值（元）单重总重设备安装其 中设备安装其 中人工费机械费人工费机械费1螺杆式压力能发电机组台26640000132800002燃气内燃发电机台1580000058000003烟气热水型余热直燃机台16000006000004烟气换热器台12200002200005天然气器预热器台21400002800006天然气复热器台23000006000007烟气热水机组热水换热器台11400001400008生活热水加热器台11000001000009循环水增压泵台27000014000010烟气热水循环水泵台27000014000011生活热水增压泵台197、27000014000012热水管道及安装项1147300147300 小计 21440000147300 设备运杂费%3.2686080 设备安装费%81715200 单位工程估算价值22126080 1862500 表17-4 电气工程设备及安装估算表项 目 名 称XXXX燃气有限公司XX储配站天然气分布式能源示范项目第 号 估 算 表估 算 价 值 （元）2412006单 项 工 程电气工程根椐2016年价格和定额编制工 程 数 量 单 位 工 程供电设备及安装根 据 第 号 图 纸技 术 经 济 指 标 顺序号定额编号设备及安装工程名称单位数量重量(吨)单位价值（元）总 价 值（元）单198、重总重设备安装其 中设备安装其 中人工费机械费人工费机械费一发电机房设备1高压开关柜（防爆）台22000004000002低压开关柜（防爆）台5600003000009配电箱（防爆）台860004800012事故照明配电箱（防爆，非标）台1100001000013电动机现场控制箱（防爆）台1250006000014直流系统100H,220V套0120000015发电机保护控制屏(防爆，厂家成套）台30016发电机并网柜（防爆，厂家成套）台30017综合屏台110000010000018远动通讯屏台110000010000019光差保护台020000023综合自动化系统套16000060000二199、接入系统设备1电站接入母线米105000500002光差保护台02000003进线逆功率保护台215000300004调度数据网屏台11000001000005光端机屏台11000001000006综合配线屏台11000001000007系统侧综合配线屏台1100000100000三电缆1高压电力电缆米600283.00 1698002低压电力电缆米1200120.00 1440003控制电缆米200015.00 300004计算机电缆米6007.00 42005光纤及附件米60010.00 6000四电缆敷设管材1电缆桥架米150160240002保护钢管米4506027000五照明1发电机200、房套1120000120000六防雷接地1避雷带米10055002人工接地体米20091800七消防1火灾自动报警系统套11300001500002防火材料公斤450177650小计1688000534950设备运杂费%3.254016 设备安装费%8135040 单位工程估算价值1742016 669990 表17-5 循环水系统设备及安装估算表项 目 名 称XXXX燃气有限公司XX储配站天然气分布式能源示范项目第 号 估 算 表估 算 价 值 （元）62600 单 项 工 程循环水系统根椐2016年价格和定额编制工 程 数 量 单 位 工 程标准设备及安装根 据 第 号 图 纸技 术 经 201、济 指 标 顺序号定额编号设备及安装工程名称单位数量重量(吨)单位价值（元）总 价 值（元）单重总重设备安装其 中设备安装其 中人工费机械费人工费机械费1GBNL3-70玻璃钢冷却塔台130000300002DFW80-125（I）/2/11卧式离心泵台210000200003管道及阀门费用套150005000 小计 500005000 设备运杂费%3.21600 设备安装费%126000 单位工程估算价值51600 11000 表17-6 厂区给排水管网设备及安装估算表项 目 名 称XXXX燃气有限公司XX储配站天然气分布式能源示范项目第 号 估 算 表估 算 价 值 （元）56810 单 202、项 工 程厂区给排水管网根椐2016年价格和定额编制工 程 数 量 单 位 工 程标准设备及安装根 据 第 号 图 纸技 术 经 济 指 标 顺序号定额编号设备及安装工程名称单位数量重量(吨)单位价值（元）总 价 值（元）单重总重设备安装其 中设备安装其 中人工费机械费人工费机械费1镀锌钢管DN100米30075 224252PP-R给水管de15米50 73253焊接钢管DN200米100 146145604双壁波纹管de200米100 19519500 小计 056810 设备运杂费%3.20 设备安装费%120 单位工程估算价值0 56810 表17-7 总图工业场地估算表项 目 名 称203、XXXX燃气有限公司XX储配站天然气分布式能源示范项目第 号 估 算 表估算价值（元）149800 单 项 工 程总图平面布置根椐2016年价格和定额水平工程数量（） 单 位 工 程 工业场地根 据 第 号 图 纸技经指标（元/） 序号单价依据工 程 或 费 用 名 称结构形式单位数量单 位 价 值（元）总 价 值（元）框架砖混合 计其 中总 计其 中人工费机械费人工费机械费1填方 (压实度93%)m3200020400002沥青混凝土路面，18cm厚5%水泥稳定碎石土，20cm厚级配碎石m240020080000 3 路缘石m100190 19000 4绿化m23603010800合计149204、80017.2财务评价本可行性研究财务评价是按照国家发展改革委员会和建设部于2006年联合颁布的建设项目经济评价方法与参数（第三版）、热电联产项目可行性研究财务评价方法、火力发电工程经济评价导则进行的。本项目是在XX天然气门站内新建能源站一座，门站天然气进气压力为3.4MPa（g），经调压装置调压后，出口压力为1.4MPa（g），项目拟利用天然气管道压力能发电，配套内燃发电机组实现门站内冷热电联供。本财务分析直接对新建能源站产生的成本和收益进行分析，以评价该项目的盈利能力。根据项目特点及建设进度安排，项目估算期设定为21a，其中建设期1a、生产期20a。17.2.1项目流动资金本项目流动资金采205、用分项估算法估算，项目达产年需流动资金61.63万元。流动资金估算表详见表17-8。表17-8 流动资金估算表序号项 目周转周期(次/年)生 产 期23211流动资产106.48 106.48 1.1应收账款1267.57 67.57 1.2存货27.51 27.51 1.2.1燃料、动力2422.43 22.43 1.2.2备品备件45.08 5.08 1.3现金1211.41 11.41 2流动负债44.85 44.85 2.1应付账款1244.85 44.85 3流动资金61.63 61.63 4流动资金增加额61.63 17.2.2项目总投资项目总投资为建设投资、建设期利息、流动资金之206、和。项目建设投资为3142.81万元，建设期利息为53.90万元，流动资金为61.63万元，项目总投资为3258.34万元。项目报批总投资为建设投资、建设期利息、铺底流动资金之和。项目建设投资为3142.81万元，建设期利息为53.90万元，铺底流动资金为18.49万元，由此估算项目报批总投资为3215.20万元。17.2.3项目融资方案项目建设投资3142.81万元，其中70%申请银行贷款，30%由企业自筹；建设期利息53.90万元，为企业自筹资金；流动资金61.63万元，全部由企业自筹。17.2.4资金使用计划项目建设期为1a，建设投资在一年内分批投入。项目计算期第二年投产并达产。资金使用207、计划见表17-9。表17-9 资金使用计划表序号项目建设期生产期合计12生产负荷100%1项目总投资1.1建设投资3142.81 3142.81 1.2建设期利息53.90 53.90 1.3流动资金61.63 61.63 合计3196.71 61.63 3258.34 2资金筹措2.1项目资本金996.74 61.63 1058.37 2.1.1建设投资942.84 942.84 2.1.2建设期利息53.90 53.90 2.1.3流动资金61.63 61.63 2.2债务资金2199.97 2199.97 2.2.1建设投资借款2199.97 2199.97 2.2.2建设期利息2.2.208、3流动资金合计3196.71 61.63 3258.34 17.2.5成本费用估算 （1）成本估算原则及依据 项目总成本费用按照生产要素估算法，项目成本费用估算包括外购燃料和动力费、职工薪酬、折旧费、修理费、政府性基金和附加、财务费用。本设计成本费用以含税价估算。 项目成本估算中的各种材料消耗定额以相关专业提供的条件为基准，参照类似项目情况合理确定。成本费用估算中燃料动力价格按照甲方所提供的价格进行估算。 （2）成本估算 1）成本估算主要参数天然气价格：2.36元/Nm3（含税）；能源站天然气耗量： 226万Nm3/a 电价：0.72元/kwh（含税）； 能源站耗电量：30.00万kwh/a。209、 水费：4.08元/t（含税）；能源站新水耗量：1.2万t/a。 年人均职工薪酬：生产工人年均职工薪酬为60000元/人.a，技术管理人员年均职工薪酬为80000元/人.a； 项目定员：需劳动定员20人，其中技术管理人员1人。 2）固定资产修理费 固定资产修理费率建筑按固定资产原值的1%，设备按照固定资产原值的2.5%估算。 3）折旧费本项目形成固定资产原值2814.87万元，固定资产折旧按资产类别分项估算，建筑物折旧年限按25年，工艺设备折旧年限按15年，净残值率取5%。固定资产折旧费估算见表17-10。经估算，项目年平均折旧费为176.07万元/a。综合折旧率6.26%。4）政府性基金和附210、加根据湖南省物价局关于向自备电厂征收基金、附加及系统备用费相关问题的通知湘价重（2005）71号文件规定，向自备电厂征收政府性基金和附加的具体征收标准：三峡基金每千瓦时1.3分、农网还贷基金每千瓦时2分、公用事业附加每千瓦时0.7分。据此，本项目建成后年外供电量1700万kWh，年需缴政府性基金和附加费为68.00万元/a。5）成本费用估算 项目总成本费用估算见表17-11。根据估算，项目达产年平均总成本费用为1006.93万元/a，经营成本为810.84万元/a。表17-10 固定资产折旧费估算表 单位：万元序号项目折旧年限234567891011121314151617181920211建211、筑物及构筑物251.1固定资产原值87.00 1.2折旧费3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 3.31 1.3维持运营投资1.4净值83.69 80.39 77.08 73.78 70.47 67.16 63.86 60.55 57.25 53.94 50.63 47.33 44.02 40.72 37.41 34.10 30.80 27.49 24.19 20.88 2机器设备152.1固定资产原值2727.87 2.2折旧费172.77 212、172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 172.77 2.3维持运营投资800.00 2.4净值2555.11 2382.34 2209.58 2036.81 1864.05 1691.28 1518.52 1345.75 1172.99 1000.22 827.46 654.69 481.92 309.16 936.39 763.63 590.86 418.10 245.33 72.213、57 3维持运营投资800.00 4固定资产原值合计2814.87 5折旧费合计176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 6净值合计2638.80 2462.73 2286.66 2110.59 1934.52 1758.45 1582.37 1406.30 1230.23 1054.16 878.09 702.02 525.95 349.87 973.80 214、797.73 621.66 445.59 269.52 93.45 表17-11 总成本费用估算表 单位：万元/a序号项目名称生产期达产年平均23456789101112131415161718192021生产负荷（%）100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1燃料费533.36 533.36 533.36 533.36 533.36 533.36 533.36 533.36 533.36 533.36 533.36 533.36 533.36 533.36 533.36 5215、33.36 533.36 533.36 533.36 533.36 533.36 2动力费4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 4.90 3折旧费176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07216、 4修理费67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 67.72 5职工薪酬122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 122.00 6政府性基金和附加68.00 68217、.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 7其他费用14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 14.87 8财务费用107.80 90.66 72.94 54.65 39.77 24.91 9.57 20.0218、1 8.1建设投资借款利息107.80 90.66 72.94 54.65 39.77 24.91 9.57 20.01 8.2流动资金借款利息9总成本费用1094.71 1077.57 1059.86 1041.56 1026.68 1011.83 996.48 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 1006.93 其中：可变成本608.92 608.92 608.92 608.92 608.92 608.92 608.92 608.92 608.9219、2 608.92 608.92 608.92 608.92 608.92 608.92 608.92 608.92 608.92 608.92 608.92 608.92 固定成本485.79 468.65 450.94 432.64 417.76 402.91 387.56 377.99 377.99 377.99 377.99 377.99 377.99 377.99 377.99 377.99 377.99 377.99 377.99 377.99 398.01 10经营成本810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 8220、10.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 11进项税额66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 17.2.6营业收入、营业税金及附加、利润及利润分配 （1）营业收入项目建成后，所产生的收益有三部分：第一部分收入是螺杆式压力能发电机组外供电量为750万k221、Wh，内燃机外供电量950万kWh；第二部分收入为压力能发电后的冷量可以冷却循环水，减少冷却塔耗电量42万kwh/a，减少的外购电费做为收入；第三部分收入是利用内燃气烟气余热加热导热油和烟气热水直燃机组制冷供热，可减少门站天然气消耗量41.5万Nm3/a，相应增加外供天然气量41.5万Nm3/a。这三部分收益可作为新建能源站的营业收入。达产年年均供电量为1700万kWh，以含税价0.72元/kWh计算；减少外购电量为42万kwh/a，以含税价0.72元/kWh计算；外供天然气量41.5万Nm3/a，天然气价格2.36元/ Nm3。经估算，项目达产年年均营业收入1352.18万元/a。 （2）税222、金及附加项目增值税应纳税额为当期销项税额抵扣当期进项税额后的金额，增值税为价外税，不计入当期项目损益。根据中华人民共和国增值税暂行条例（中华人民共和国国务院令第538号，自2009年1月1日起施行）。本项目供电增值税率为17%；天然气、水增值税率为13%。在维持现行增值税税率不变的前提下，允许全国范围内的所有增值税一般纳税人抵扣其新购进设备所含的进项税，未抵扣完的进项税结转下期继续抵扣。经计算，可抵扣项目外购设备进项税为350.82万元，分年抵扣完毕。根据不动产进项税额分期抵扣暂行办法国家税务总局公告2016年第15号，建安工程费抵扣31.02万元，分两年抵扣。项目城市维护建设税、教育费附加、223、地方教育费附加分别按增值税的7%、3%、2%估算。 各年的营业收入、税金及附加和增值税估算表见表17-12。 经估算，达产年均应交增值税为103.49万元/a，达产年均税金及附加为12.42万元/a。 （3）利润及利润分配 所得税按利润总额的25%上缴，盈余公积金按净利润的10%计取。利润及利润分配表见表17-13。 经估算，项目达产年平均利润总额为229.34万元/a，所得税为57.33万元/a，净利润为172.00万元/a，息税前利润为249.35万元/a，息税折旧摊销前利润为440.29万元/a。表17-12 营业收入、税金及附加和增值税估算表序号项 目单位生 产 期达产年 平 均234224、567891011121314151617181920211营业收入万元/a1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1.1电力销售收入万元/a1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1225、224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 1224.00 外供电量万kwh/a1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 电价元/kwh0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.7226、2 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 1.2天然气销售收入万元/a97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 97.94 外供天然气量万kW/a41.50 41.50 41.50 41.50 41.50 41.50 41.50 41.50 41.50 41.50 41.50 41.50 227、41.50 41.50 41.50 41.50 41.50 41.50 41.50 41.50 41.50 天然气价元/kW2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 2.36 1.3减少外购电量收入30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30.24 30228、.24 减少外购电量42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 42.00 电价0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 2税金及附加万元/a13.02 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71229、 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 12.42 2.1城市维护建设税万元/a7.59 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 7.24 2.2教育费附加万元/a3.25 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.10 2.3地方教育费附加万元/a2.17 2.45 2.45 2.45230、 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.07 3增值税万元/a108.50 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 103.49 3.1销项税万元/a189.11 189.11 189.11 189.11 189.11 189.11 189.11 189.11 189.11 189.11 189.11 189.11 1231、89.11 189.11 189.11 189.11 189.11 189.11 189.11 189.11 189.11 3.2外购原辅材料及动力进项税万元/a66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 66.53 3.3外购设备及建安工程进项税抵扣万元/a122.59 122.59 122.59 14.09 19.09 表17-13 利润及利润分配表 单位：万元/a序号项目名称生产期达产年平均23232、456789101112131415161718192021生产负荷100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1营业收入1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 2税金及附加13.02 1233、4.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 12.42 2.1城市维护建设税7.59 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 8.58 7.24 2.2教育费附加3.25 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.68 3.10 2234、.3地方教育费附加2.17 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.45 2.07 3增值税108.50 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 103.49 4总成本费用1094.71 1077.57 1059.86 1041.56 1026.68 1011.83 996.48 986.91 986235、.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 986.91 1006.93 5补贴收入 6利润总额257.47 274.61 292.32 189.10 188.20 203.06 218.40 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 229.34 7所得税64.37 68.65 73.08 47.28 47.05 50.76 54.60 56.99 5236、6.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 57.33 8净利润193.10 205.96 219.24 141.83 141.15 152.29 163.80 170.98 170.98 170.98 170.98 170.98 170.98 170.98 170.98 170.98 170.98 170.98 170.98 170.98 172.00 9法定盈余公积金19.31 20.60 21.92 14.18 14.12 15.23 16.38 17.10 17.10 17.10 17.1237、0 17.10 17.10 17.10 17.10 17.10 17.10 17.10 17.10 17.10 17.20 11末分配利润173.79 185.36 197.32 127.64 127.04 137.06 147.42 153.88 153.88 153.88 153.88 153.88 153.88 153.88 153.88 153.88 153.88 153.88 153.88 153.88 154.80 12息税前利润365.27 365.27 365.27 243.75 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 238、227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 227.97 249.35 13息税折旧摊销前利润556.20 556.20 556.20 434.69 418.91 418.91 418.91 418.91 418.91 418.91 418.91 418.91 418.91 418.91 418.91 418.91 418.91 418.91 418.91 418.91 440.29 17.2.7项目偿债能力分析（1） 债务资金本项目的债务资金为建设投资贷款，建设投资贷款额为2199.97万元，贷款利率为4.9%（贷款年限5年239、期以上）。（2） 可偿还资金来源可偿还债务资金的资金来源，包括可分配利润、折旧费、摊销费。期间的生产期贷款利息计入财务费用。（3）贷款偿还分析建设期贷款利息由企业自有资金偿还，生产期的贷款利息按财务制度已计入总成本费用。根据项目最大偿还能力计算的贷款偿还期为7.60a（含建设期1a），期间共支付本息和2654.17万元。本项目贷款偿还能力较强。借款还本付息估算详见表17-14。表17-14 借款还本付息估算表序号项 目建设期生产期12 3 4 5 6 7 8 1年初借款余额2199.97 1850.10 1488.67 1115.28 811.57 508.46 195.32 2本年借款219240、9.97 3本年应计利息53.90 107.80 90.66 72.94 54.65 39.77 24.91 9.57 4当年还本付息53.90 457.66 452.09 446.33 358.36 342.88 338.05 204.89 其中:还本349.86 361.43 373.39 303.72 303.11 313.13 195.32 付息53.90 107.80 90.66 72.94 54.65 39.77 24.91 9.57 5年末借款余额2199.97 1850.10 1488.67 1115.28 811.57 508.46 195.32 6还本资金来源349.86 241、361.43 373.39 303.72 303.11 313.13 323.49 6.1未分配利润173.79 185.36 197.32 127.64 127.04 137.06 147.42 6.2折旧费176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 176.07 6.3摊销费6.4其他资金7盈余资金128.17 8借款偿还期（a）7.60 17.2.8财务盈利能力分析项目投资现金流量、资本金现金流量分别见表17-16、17-17。项目投资财务评价指标见表17-15。表17-15 财务评价指标表单位指标名称单位数量备注1项目投资财务内部收益率所得税前%242、14.00 所得税后%10.92 2项目投资财务净现值（ic=8%)所得税前万元1148.00 所得税后万元545.30 3项目投资回收期含建设期1a所得税前a6.93 所得税后a8.21 4资本金财务内部收益率15.00 5总投资收益率%7.65 达产年平均6资本金净利润率%16.25 达产年平均 以上财务盈利能力标表明，项目所得税后投资财务内部收益率为10.92%，大于基准内部收益率8%，项目可行。表17-16 项目投资现金流量表 单位：万元序号项 目建设期生产期123 4 5 6 7 8 91011121314151617181920211现金流入1474.77 1474.77 1474243、.77 1366.27 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1507.25 1.1营业收入1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1244、352.18 1.2补贴收入1.2回收流动资金61.63 1.3回收固定资产余值93.45 1.4外购设备进项税抵扣122.59 122.59 122.59 14.09 2现金流出3142.81 872.47 810.84 810.84 932.36 948.14 948.14 948.14 948.14 948.14 948.14 948.14 948.14 948.14 948.14 1748.14 948.14 948.14 948.14 948.14 948.14 2.1建设投资3142.81 2.2流动资金61.63 2.3经营成本810.84 810.84 810.84 810.8245、4 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 2.4增值税108.50 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 2.5营业税金及附加13.02 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.246、71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 2.6维持运营资金800.00 3所得税前净现金流量-3142.81 602.30 663.92 663.92 433.91 404.04 404.04 404.04 404.04 404.04 404.04 404.04 404.04 404.04 404.04 -395.96 404.04 404.04 404.04 404.04 559.12 4累计所得税前净现金流量-3142.81 -2540.51 -1876.59 -1212.67 -778.76 -374.71 29.33 433247、.37 837.41 1241.45 1645.50 2049.54 2453.58 2857.62 3261.67 2865.71 3269.75 3673.79 4077.83 4481.88 5040.99 5调整所得税91.32 91.32 91.32 60.94 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 6所得税后净现金流量-3142.81 510.98 572.61 572.61 372.97 347.05 347.05 347.05248、 347.05 347.05 347.05 347.05 347.05 347.05 347.05 -452.95 347.05 347.05 347.05 347.05 502.12 7累计所得税后净现金流量-3142.81 -2631.83 -2059.22 -1486.62 -1113.64 -766.59 -419.55 -72.50 274.55 621.60 968.65 1315.70 1662.75 2009.80 2356.85 1903.90 2250.95 2598.00 2945.05 3292.10 3794.22 8所得税前计算指标 FIRR：14.00%NPV(i249、=8%)1148.00 万元投资回收期6.93 年9所得税后计算指标FIRR：10.92%NPV(i=8%)545.30 万元投资回收期8.21 年表17-17 资本金现金流量表 单位：万元序号项 目建 设 期生产期123 4 5 6 7 8 91011121314151617181920211现金流入1474.77 1474.77 1474.77 1366.27 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352250、.18 1507.25 1.1营业收入1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1352.18 1.2补贴收入1.2回收流动资金61.63 1.3回收固定资产余值93.45 1.4外购设备进项税抵扣122.59 122.59 122.59 14.09 2现金流出996.74 1394.50 1331.58 1330.26 1338.00251、 1338.06 1336.95 1207.63 1005.13 1005.13 1005.13 1005.13 1005.13 1005.13 1005.13 1805.13 1005.13 1005.13 1005.13 1005.13 1005.13 2.1项目资本金996.74 61.63 2.2经营成本810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 810.84 2.3252、增值税108.50 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 122.59 2.4营业税金及附加13.02 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 14.71 2.5所得税64.37 68.65 73.08 47.28 47.05 50.76 54.60 56.99 56.99 56.99 253、56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 2.6偿还借款本金349.86 361.43 373.39 303.72 303.11 313.13 195.32 2.7偿还借款利息107.80 90.66 72.94 54.65 39.77 24.91 9.57 2.8维持运营投资800.00 3净现金流量-996.74 80.27 143.18 144.51 28.27 14.12 15.23 144.55 347.05 347.05 347.05 347.05 347.05 347.05 347.05 -452.95254、 347.05 347.05 347.05 347.05 502.12 4计算指标资本金财务内部收益率15.00%17.2.9不确定性分析 （1）盈亏平衡分析正常生产年以生产能力利用率估算的盈亏平衡点为54.46，即项目完成后达到设计能力的54.46即可达到不亏不盈。说明项目的抗风险能力较强。 （2）敏感性分析根据本项目的特点，设计分析了产品产量、产品价格、经营成本和建设投资对项目投资财务内部收益率(所得税后)的影响程度。估算结果详见表17-18。估算结果表明，从敏感度系数来看，项目产品价格的变化最为敏感,其次为产品产量，再次为建设投资，最后为经营成本。在项目建设期间严格控制建设投资，缩短工期255、，使项目能尽快投产，达到设计规模，确保预期的经济效益。表17-18 敏感性分析序号变化因素变化率（%）内部收益率（%）敏感度系数基本方案10.921产品价格512.193.09 -58.863.22 2产品产量511.611.99 -59.492.02 3建设投资59.661.70 -511.541.86 4经营成本59.721.59 -511.391.57 17.3 经济评价结论本项目是XX天然气门站新建天然气管网余压冷热电联供能源站一座，门站天然气进气压力为3.4MPa（g），经调压装置调压后，出口压力为1.4MPa（g），充分利用门站天然气进出站气压差，配套拟建设2x900kW螺杆式压力256、能发电+ 1x1560kW内燃机+1套余热利用设施。本项目符合国家节能减排的政策，充分利用进站高压天然气减至次高压气所产生的热能来发电，以减少整个储配站的外购电量和自用天然气量，并且配置相关设备实现冷热电联供，最大限度提升企业经济效益。本项目总投资为3258.34万元，其中建设投资为3142.81万元，建设期利息为53.90万元，流动资金为61.63万元。项目建成后，达产年平均可实现利润总额229.34万元/a、净利润为172.00万元/a，所得税后项目投资财务内部收益率10.92%，投资回收期8.21a(含建设期1a)。在不考虑政府补贴收入的情况下，项目所得税后投资财务内部收益率大于基准收益257、率8%，项目可行。本项目的主要技术经济指标见表17-19。表17-19 主要技术经济指标表序号指标名称单位数量备注1发电量万元/a1730.00 2能源供应量外供电量万kwh/a1700.003能源站能源消耗电耗万kwh/a30.00 天然气消耗万Nm3/a226.00 水耗万吨/a1.20 4投资及资金筹措4.1项目总投资万元3258.34 建设投资万元3142.81 建设期利息万元53.90 流动资金万元61.63 4.2项目报批总投资万元3215.20 建设投资万元3142.81 建设期利息万元53.90 铺底流动资金万元18.49 4.2资金筹措4.2.1项目资本金万元1058.37 258、建设投资万元942.84 建设期利息万元53.90 流动资金万元61.63 4.2.2债务资金万元2199.97 建设投资万元2199.97 流动资金万元5成本与费用达产年平均5.1总成本费用万元/a1006.93 5.2经营成本万元/a810.84 6营业收入、税金及利润达产年平均6.1营业收入 万元/a1352.18 6.2营业税金及附加万元/a12.42 6.3增值税万元/a103.49 6.4利润总额万元/a229.34 6.5所得税万元/a57.33 6.6净利润万元/a172.00 6.7未分配利润万元/a154.80 6.8息税前利润万元/a249.35 6.9息税折旧摊销利润万元/a440.29 7清偿能力7.1偿还贷款本息和万元2654.17 其中：本金万元2199.97 利息万元454.20 7.2贷款偿还期a7.60 含建设期1a8盈利能力指标8.1项目投资财务内部收益率所得税前%14.00 所得税后%10.92 8.2项目投资财务净现值(ic=8%)所得税前万元1148.00 所得税后万元545.30 8.3项目投资回收期含建设期1a所得税前a6.93 所得税后a8.21 8.4资本金财务内部收益率%15.00 8.5总投资收益率%7.65 达产年平均8.6资本金净利润率%16.25 达产年平均