1、天然气供气工程LNG气化站CNG汽车加气标准站新建项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月天然气供气工程LNG气化站CNG汽车加气标准站新建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132可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目录前言171 总论181.1编制依据181.1.1委托性文件及相关批复文件181.1.2、2技术性文件181.2编制原则181.2.1政策及法规181.2.2政策及法规181.2.3技术方案191.2.4线路191.2.5工艺方案191.2.6土地191.3项目研究的必要性191.3.1城市现代化建设的需要191.3.2能源结构调整的需要201.3.3改善城市环境的需要211.3.4改善城市人民生活质量的需要211.3.5城市安全供气的需要221.4 项目研究的目的和范围231.4.1项目研究的目的231.4.2项目研究的范围231.5遵循的标准、规范241.5.1管道设计规范241.5.2消防241.5.3管材241.5.4安全251.5.5计量251.5.6燃气性质251.5.3、7腐蚀与防护261.5.8环境保护261.5.9建筑261.5.10燃气设备261.5.11运行管理271.6城市概况271.6.1自然概况271.7工程概况271.7.1工程概况271.7.2后方配套设施及抢修维护机具272燃气气源302.1气源选择302.1.1煤制气302.1.2天然气312.1.3液化石油气312.2液化天然气（LNG）322.2.1我国LNG生产状况322.2.2 LNG作为城市燃气的特点332.2.5 LNG的特点352.3液化石油气（LPG）352.3.1 LPG作为城市燃气的特点352.3.2液化石油气（LPG）的组分参数383供气范围、规模及气化率383.1供4、气范围383.2供气对象383.3气化人口及气化率393.4汽车用户及气化率403.5各类用户耗热定额403.5.1居民用户耗热指标的确定403.5.2主要公建用户耗热指标的确定413.5.3工业用户耗热指标的确定423.5.4 CNG汽车用户耗热指标的确定423.6供气量计算及气量平衡423.6.1居民与商服业用户高峰系数的确定423.6.2天然气耗气量计算公式443.6.3天然气耗气量计算463.7储气调峰474天然气储配站474.1站址选择原则474.2站址选择474.3总平面布置474.4竖向设计484.4.1竖向布置原则484.4.2竖向布置形式484.5建构筑物主要指标494.6交5、通运输504.7储配站规模及储罐选型514.7.1储配站规模确定514.7.2储罐选型514.8门站工艺设计524.8.1工艺流程简述534.8.2主要设计参数534.8.3设备选型534.9 LNG气化站工艺设计554.9.1卸车工艺564.9.2增压工艺564.9.3 BOG工艺574.9.4气化加温工艺584.9.5调压计量加臭工艺584.9.6氮气系统584.9.7主要设备594.10 LPG混气站工艺设计594.10.1混气工艺的确定594.10.4主要工艺设备选型614.10.5工艺监控和运行安全保护654.10.6管材选择及防腐664.11 CNG加气标准站664.11.1CNG6、加气标准站站址选择664.11.2CNG加气标准站工艺设计674.11.3 CNG加气标准站的设计参数674.11.4加气标准站主要设备一览表684.12公用工程设计684.12.1建筑、结构设计684.12.2通讯设计704.12.3消防给排水设计704.12.4电气设计714.12.5自控仪表设计745自动控制及通讯（SCADA系统）755.1项目概述755.1.1概述755.1.2设计采用的标准及规范755.1.3站控系统765.1.4硬件配置775.1.5软件配置785.1.6场站的通讯系统795.1.7 UPS电源后备795.1.8站内可燃气体泄漏报警（预警）805.2区域监控子站系7、统设计805.3 现场检测仪表、变送器及执行机构805.3.1压力变送器805.3.2温度传感器805.3.3燃气泄漏报警器816 城市输配系统816.1中压输配系统压力级制确定816.2管网布置原则826.2.1中压管网布置原则826.2.2低压管网布置原则836.3中压管道管材选择及敷设836.3.1管材选择836.3.2管道敷设846.4城区中压管网布置846.5管网水力计算846.6庭院户内管857组织机构、人员编制及后方设施857.1组织机构及人员编制867.2职责范围877.3人员培训877.4后方设施878 环境保护888.1总则888.2污染控制与环境保护目标898.2.1大气8、环境保护目标898.2.2地面水环境保护目标898.2.3噪声环境保护目标898.3环保设计原则898.4环境保护危害因素分析898.4.1建设期环境影响因素分析908.4.2运行期间环境影响因素分析908.4.3生产工艺与环境影响因素分析908.4.4污染物排放分析908.5环境保护及污染防治措施918.5.1大气污染防止措施918.5.2污水处理措施918.5.3噪声污染防治措施918.5.4固废处理措施918.5.5安全防护措施928.5.6事故防范措施928.6环境管理机构和环境监测938.7环境影响结论938.7.1产业政策948.7.2弃方948.7.3场站选址948.7.4施工99、48.7.5输送介质948.7.6环境保护949节能949.1综合能耗分析949.2节能措施959.3节能效益9510消防9610.3工程防火和消防措施9610.3.1功能、性质以及火灾危险9710.3.2总平面布置9710.3.3正常生产9710.3.4建、构筑物9710.3.5建、构筑物9810.3.6爆炸和火灾危险场所9810.3.7易燃易爆场所9811 劳动安全与卫生9811.1设计依据9811.1.1有关法律、法规和规章9811.1.2国家及行业的有关规范和标准99安全色GB289310011.2主要危险有害因素辨识与分析10011.2.1主要危险、有害物质10011.2.2 生产过10、程危险、有害因素分析10011.2.3本工程采用的安全对策与措施10812安全管理机构11613工程项目实施计划11614 投资估算投资估算及资金筹措11714.1投资估算11714.1.1编制范围11714.1.2编制依据11714.1.3编制说明11714.1.4估算结果11914.2 资金筹措11915财务评价11915.1评价原则及基础数据11915.1.1评价原则11915.1.2基础数据11915.2总成本费用估算12115.2.1生产成本12115.2.2管理费用12215.2.3财务费用12215.2.4销售费用12215.2.5运营成本12215.3 财务分析12315.3.11、1销售12315.3.2营运税金及附加12315.3.3利润及分配12415.3.4财务盈利能力分析12415.3.5其它重要财务指标12515.3.6偿债能力分析12515.3.7资产负债12615.4 不确定性分析12715.4.1敏感性分析12715.4.2盈亏平衡分析12815.5 评价结论13015.6 主要财务报表131 附表：1.表 B1 财务指标汇总表2.表 B21 建设投资估算表(形成资产法)3.表 B22 建设投资估算表(形成资产法)4.表 B61 营业收入、营业税金及附加和增值税估算表5.表 B62 营业收入、营业税金及附加和增值税估算表6.表 B81 总成本费用估算表(12、生产成本加期间费用法)7.表 B82 总成本费用估算表(生产成本加期间费用法)8.表 B81基1、2、4 主要投入价格依据表9.表 B82、3基3 固定资产折旧估算表10.表 B91 项目投资现金流量表11.表 B92 项目投资现金流量表12.表 B101 项目资本金现金流量表13.表 B102 项目资本金现金流量表14.表 B121 利润与利润分配表15.表 B122 利润与利润分配表16.表 B131 财务计划现金流量表17.表 B132 财务计划现金流量表18.表 B141 资产负债表19.表 B142 资产负债表20.表 B151 借款还本付息计划表21.表 B152 借款还本付息计划13、表22.图 B1、2、3 盈亏平衡分析图（生产能力利用率）23.图 B2 敏感性分析图24.图 B31、2 盈亏平衡点（生产能力利用率）图前言城市燃气是城市建设的重要基础设施，实现燃气管道化是建设现代化城市的重要组成部分之一，它是节约能源、减少环境污染、改善人民生活条件的有效途径，也是向现代化居住环境迈进的重要标志之一。xxxx市燃料能源主要以灌装液化石油气及煤燃料，对于煤燃料环境污染量大，液化石油气使用不太方便，远远滞后于城市的发展，影响了城市发展的速度。xxxx投资控股有限公司于2007年注册成立，注册资本约30亿元。公司主要是以“加速绿色能源普及，助推和谐社会建设”为宗旨，发展定位为“发14、展中小城市燃气事业，推进中小城市天然气的普及”。受其委托，承担xxxx市燃气工程可行性研究报告的编制任务。为完成本报告的编制，我院派出设计人员赴现场对报告范围内的有关问题进行了深入全面的调查了解，并对城区燃气管道路由进行了踏勘，广泛收集资料，着重对项目的建设规模、建设的必要性、技术方案以及技术可行性、经济合理性等进行全面分析研究，现已完成了本项目的可行性研究报告的编制。在本可研报告的编制过程中，得到了xxxx投资控股有限公司及xxxx市政府相关部门各位领导和同行们的大力支持和帮助，对此表示衷心的感谢！1 总论项目名称：xxxx市燃气工程项目建设单位：xxxx投资控股有限公司项目设计单位：1.115、编制依据1.1.1委托性文件及相关批复文件中原石油勘探局勘察设计研究院与xxxx投资控股有限公司签订的设计合同1.1.2技术性文件投资项目可行性研究指南（试用版）市政公用工程设计文件编制深度规定（中华人民共和国建设部2004年3月）1.2编制原则1.2.1政策及法规以国家政策及法规为基础，以经济效益为中心，从实际出发，远近期结合，统筹安排、采用成熟、先进的工艺和新技术、新材料、新设备，做到技术先进、安全可靠、经济合理。1.2.2政策及法规贯彻国家能源政策，从资源条件出发，统筹兼顾能源资源的综合利用，保护生态环境，优化能源结构并合理利用，节能降耗，既要取得良好的环境效益、社会效益，也要取得较好的16、经济效益。实行可持续发展的战略。1.2.3技术方案推荐的技术方案应技术先进，线路走向合理，选择的线路方案尽可能利用和靠近现有公路，以方便运输、施工和中压燃气管道运营管理。1.2.4线路选择线路应注重地形地貌，避开施工难点和不良工程地质地段，确保管道安全可靠运行。1.2.5工艺方案在工艺方案、总图布置和设备材料选择上，遵守国家有关政策规范，充分考虑消防安全、环境保护和劳动安全卫生等要求，注意节能。1.2.6土地合理利用土地。1.3项目研究的必要性1.3.1城市现代化建设的需要自进入21世纪以来，我国已把天然气列为城镇主要能源之一，哪个地区拥有天然气供应设施，那个地区就掌握经济社会发展的先机。我国17、天然气发展政策为城市天然气的发展提供保障。目前天然气事业已经成为城市能源供应的一个重要组成部分，是城市建设及城市进步的重要基础设施。xxxx市济建设正处在快速增长的关键时期，天然气作为社会进步的保障措施，也必须进一步发展和提高。大力发展城市天然气能源，就需要建设好城市的天然气供应系统，提高天然气供应的可靠性和安全性。随着xxxx市经济的快速发展，xxxx市燃气事业面临城市建设发展的迫切需要，而目前xxxx市采用瓶装液化石油气作为城市燃气的主气源，已经显示气量供应不足，单位热量价格高，用户负担过大，严重影响了各类用户的发展，致使供气设施建设滞后，已凸现制约和阻碍xxxx市经济的发展。xxxx市实18、施引进管道天然气工程，发展天然气工业，增加城市基础设施建设，为xxxx市的城市建设提供有力的保障。不仅可以改善能源结构，而且可以进一步推进城市经济、社会的可持续发展。符合国家的天然气发展政策。1.3.2能源结构调整的需要xxxx市长期以来能源供应以外来液化石油气和煤炭为主，随着经济的快速发展，能源需求量将不断增加。随着xxxx市城市建设发展规划的实施，以及近年来城区各居住小区的开发建设，全县一次能源供需缺口进一步加大，对燃气供应提出了更高的要求，用气量将大幅度增加，迫切需要寻找新的能源。天然气具有购入成本低，系统建设投资少、周期短，运行费用低，适应性强，安全性高等优点，天然气的利用是一项即经济19、合理切实可行的举措，一方面可以满足能源供应多样化的需求，提高当地的能源保障水平，另一方面还可以优化能源结构，进一步提升传统企业。1.3.3改善城市环境的需要天然气作为世界公认的清洁、优质气体燃料，能源利用效率高，燃烧产物污染少、温室效应低，以天然气作为燃料可以减少氮氧化物排放量6080%，天然气燃烧后二氧化碳的排放量比燃煤低41%，比燃油减少24%，二氧化硫减少量巨大，天然气燃烧产物基本不含二氧化硫。天然气燃烧造成的污染约为石油的1/40、煤炭的1/800，与烧煤和烧油相比，形成酸雨和温室效应情况将大大减少，同时天然气燃烧无烟尘，对大气的污染很小，对保护城市生态环境有明显的效益。天然气的大规模20、使用将切实改善城市环境质量，提升城市品位，为人民群众营造生态良好、清洁优美的创业环境、旅游环境和人居环境。因此，xxxx市引入天然气本身就是一项环保工程，政府及有关部门应给予大力支持。1.3.4改善城市人民生活质量的需要随着城市建设规划的实施和城市进程的加快，城市人口逐年增多，规划范围内城市新区相继建成，城市的发展必然导致用气范围的不断扩大，目前采用的管道液化气、瓶组液化气等供气方式局限性大，如供气范围小、供气规模小、安全隐患大等问题已显露出来。天然气是清洁优质的能源，燃烧过程中不会产生污染，对环境的影响很小，且天然气属无毒气体，安全性较高。在城市中利用管道天然气作为城市燃气，有助于提高城市供21、气的安全可靠性，方便人民生活，提高生活质量，对提高城市的整体水平十分显著。使用天然气作为城市能源，是市政基础建设中一项重要的能源设施工程，将明显改善城市人民的生活质量。1.3.5城市安全供气的需要目前天然气在世界总能源构成中占20%以上，发达国家接近30%，而我国天然气在总能源的比例中远远低于世界平均水平。我国实行西气东输，北方从俄罗斯引进天然气，南方从海上引进液化天然气是改变我国能源结构的一项重要措施，我国将在近2030年内实现城市天然气化。因此天然气具有供气规模大、供气稳定等特点。天然气是一种使用方便、安全、供应可靠、便于输送的优质生态性燃料，做为城市气源有其无可比拟的优越性。发达国家无论22、有无天然气资源，城市燃气的气源基本上都选用天然气。随着我国城市发展，城市范围不断扩大，城市人口数量持续攀高，城市燃气系统安全供气关系到城市生产、生活的稳定和社会的和谐发展。因此，安全供气的重要性在当前局面下将更加突出。1.4 项目研究的目的和范围1.4.1项目研究的目的1.4.1.1气源及市场根据该项目的气源及市场条件，提出经济合理、技术先进成熟、安全可靠的建设方案。1.4.1.2企业与社会研究该项目建设企业与社会效益是否良好。1.4.1.3主管部门提出该项目是否可行的结论供主管部门决策。1.4.2项目研究的范围在天然气资源评价、市场预测的基础上，提出合理的供气方案，并通过对城区中压燃气管道线23、路方案的优选、主要工艺参数和输送工艺方案的优化以及经济评价，寻求一个符合国家有关政策法令、技术上成熟且实用、经济及财务指标符合工程投资要求的设计方案，工程决策时提供合理、可靠的依据。研究工作包括如下内容：1.4.2.1市场根据本地区有关天然气需求市场的研究、分析，提出用气量。确定天然气的流向，提出合理的供气方案。1.4.2.2线路确定城区中压燃气管道线路走向，优选输气工艺方案，提出管道工程、站场工程以及自控、通信、电力、消防等相应配套工程的设计方案。1.4.2.3管道对城区中压燃气管道的建设投资、运营成本进行估算及工程经济评价。1.5遵循的标准、规范1.5.1管道设计规范城镇燃气设计规范 GB24、50028液化天然气（LNG）生产储存和装运 GB/T20368工业金属管道设计规范 GB50316聚乙烯燃气管道工程技术规范 CJJ63原油和天然气工程建设站（厂）总图设计规范SYJ481.5.2消防建筑设计防火规范） GB50016石油化工企业设计防火规范 GB50160石油天然气工程设计防火规范 GB50183建筑灭火器配置设计规范 GB50140 1.5.3管材输送流体用无缝钢管 GB/T8163流体输送用不锈钢无缝钢管 GB/T14976燃气埋地用聚乙烯管材 GB15558.1燃气埋地用聚乙烯管件 GB15558.21.5.4安全建筑物抗震设计规范 GB50011建筑物防雷设计规范 25、GB50057爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058可燃气体报警控制器技术要求和试验方法 GB16808室外给排水和煤气热力工程抗震设计规范 GB50032火灾报警器系统设计规范 GBJ116石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范SH3063化工企业静电接地装置设计规程 HGJ28消防安全标志设置要求 GB156301.5.5计量天然气计量系统技术要求 GB/T18603天然气输送企业计量器具配备规范 SY/T6045 1.5.6燃气性质天然气 GB17820天然气的组成分析 GB/T136101.5.7腐蚀与防护钢质管道聚乙烯胶带防腐层技术标准 SY/T0414埋地钢质管26、道聚乙烯防腐层技术标准 SY/T04131.5.8环境保护城市区域噪声标准 GB3096环境空气质量标准 GB3095大气污染物综合排放标准 GB16297污水综合排放标准 GB8978工业企业厂界噪声标准 GB123481.5.9建筑建筑地基基础设计规范 GB50007建筑结构荷载规范 GB50009混凝土结构设计规范 GB50010建筑抗震设计规范 GB50011供配电系统设计规范 GB50052低压配电设计规范 GB50054 建筑给水排水设计规范 GB500151.5.10燃气设备管道阀门 API Spec 6D城镇燃气调压器 GB16802钢制管法兰、垫片、紧固件 HG20592-227、0635钢制压力容器 GB1501.5.11运行管理城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程CJJ511.6城市概况1.6.1自然概况xxxx市由于受气源限制，目前尚无管道燃气设施。xxxx市区范围内现有出租车800辆，公交车30辆，所有车辆一部分为燃油车，一部分为液化气车，市区范围内无汽车加气站。1.7工程概况1.7.1工程概况本工程项目xxxx市燃气工程，工程内容主要包括建设LNG气化站一座，CNG汽车加气标准站一座，天然气储配站一座，城区中压管线约40Km，管道设计压力0.4MPa，管径De200、De160、De110。1.7.2后方配套设施及抢修维护机具包括办公楼、营业所、管线所及用28、以维护和抢修抢险的机器设备、机具等。1.8主要工程量序号项目名称单位数量备注（一）管道敷设De200Km20De160Km16De110Km4（二）穿越工程穿越公路处（三）线路附属工程支线阀门个（四）建设场站LNG气化站座1CNG汽车加气标准站座11.9主要工程、经济技术指标工程总投资6094.552万元，其中建设投资5729.1704万元，建设期贷款利息83.002万元，铺底流动资金(自有)282.380万元。项目全投资内部收益率所得税前为18.97%，所得税后为16.74%，税前税后投资回收期分别为11.6年和12.09年（含1年建设期），全部贷款可在运行期内按计划偿清。从敏感性分析和盈亏29、平衡分析来看，项目抗风险能力强。 因此，从财务评价的角度本项目可行。序 号项 目单 位数 量备 注一年供气量二主要材料用量1聚乙烯燃气管道PE80SDR17.6 De200Km162聚乙烯燃气管道PE80SDR17.6 De160Km143聚乙烯燃气管道PE80SDR17.6 De110Km8三水、电消费量1水m3/a25552电力万kWh/a38.55四定员人32五天然气储配站总占地面积m219423.52六总建筑面积m21233.50七工程总投资万元6094.551建设投资万元5729.172建设期贷款利息万元83.003流动资金万元282.38八财务评价指标1天然气购入价格元/m33.830、02税后财务内部收益率%16.743税后投资回收期（静态）年12.09包括建设期4盈亏平衡点 %16.655投资收益率%23.546投资利税率%37.657利息备付率6.10 2 8偿债备付率20.761.39资产负债率(%)%57.61406010流动比率1.901211速动比率0.630.61.22燃气气源2.1气源选择发展城市燃气的原则是必须贯彻多种气源、多种途径，因地制宜，合理利用能源的方针，城市燃气的气源主要有天然气、人工煤制气、液化石油气等。气源的选择要因地制宜，合理利用。2.1.1煤制气煤制气生产工艺有很多种，主要有炼焦制气，加压气化以及两段炉制气等，但煤制气作为城市气源，其工艺31、复杂，建设用地多，投资大，建设周期长，经济效益差，工业三废排放超标，对环境产生严重污染，进入二十一世纪以后，该种制气方式在城市燃气建设中已逐渐被淘汰。2.1.2天然气天然气是城镇燃气中最理想的气源，并且投资少，具有热值高，气质无毒，洁净等优点，天然气根据存储和输送的方式分压缩天然气(CNG),液化天然气（LNG）和长输管道天然气，天然气是xxxx市燃气气源的首选。2.1.3液化石油气在城镇燃气事业中，液化石油气供应具有投资少，建设速度快，供应灵活等优点。xxxx市因供气规模较小，地理位置制约，近期无法实现天然气管道输送，但可用其他非管道运输方式。一种方式是液化天然气（LNG），将液化天然气通过32、铁路或公路用低温容器运输到xxxx市的LNG气化站；另一种方式是压缩天然气（CNG），将天然气净化压缩后，装在高压容器里通过汽车运送到xxxx市的储配站。xxxx控股有限公司已确定液化天然气（LNG）购气意向，因此，结合xxxx市的实际情况，按照“统一规划、分期实施、逐步完善”的原则，其城镇燃气的气源近期即20102015年，选择采用液化天然气（LNG）为主气源，液化石油气掺混空气为辅助气源；远期即20162020年，选择采用管道天然气为主气源，液化天然气（LNG）为辅助气源。2.2液化天然气（LNG）2.2.1我国LNG生产状况随着我国西气东输工程的蓬勃开展，天然气在我国城市气源的选择中已受33、到高度重视，大力推广天然气已成为我国的能源政策。液化天然气（LNG）技术应用超低温冷冻技术使天然气变为液态，采用低温保冷储罐，通过汽车、火车、轮船等方式远距离输送天然气，然后经低温保冷储罐储存，再气化。LNG输送效率高，完全可靠，能够更好地解决城市天然气气源问题。我国LNG生产厂家不多。中原油田的濮阳天然气液化工厂一期工程已于2001年10月投产，天然气液化能力为30104m3/d，二期达到50104m3/d，最终规模达到150104m3/d。上海浦东天然气液化工厂天然气液化能力为2104m3/d，主要用作调峰备用气源。新疆广汇集团在吐哈油田兴建大型天然气液化工厂，初期天然气液化能力为150134、04m3/d，最终规模达到1000104m3/d，将成为我国最大的LNG生产基地。同时，我国根据地域分布和能源供需情况，在经济发达的东南沿海（广东、福建、浙江、山东和上海）地区积极开展进口LNG的接受与利用工作。此外，福建莆田、浙江宁波、山东青岛等进口LNG项目也在进行中。不久的将来，使用LNG这种供气方式的城市将会迅猛增加。2.2.2 LNG作为城市燃气的特点其气源LNG是将天然气液化缩小620倍的液体，可在公路、铁路和海上，通过汽车槽车、火车槽车、罐式集装箱和轮船进行灵活高效的运输；LNG供气站站内的储罐大小、数量可根据建站地区的具体用气量和运距决定，方式灵活；供气站的主要设备为真空粉末低35、温储罐、空温式气化器、水浴式气化器、排气筒、加臭机等，建设投资省，见效快；LNG本身加价格比LPG价格至少要便宜30%，价格比较平稳，成本低，经济合算；与LPG相比，安全可靠。其气相密度0.868Kg/m3，比空气轻，稍有泄漏，即可随空气逸散，其着火点为650，比LPG的460要高，其爆炸极限为比LPG略窄，使用起来会更加安全；LNG的主要成份为甲烷，燃烧后排出的二氧化碳比LPG要少34倍，减少了温室效应，是非常理想的民用燃料、工业燃料、发电燃料和汽车用燃料等；LNG气化工艺流程简单，容易实现自动化操作，建设城市LNG卫星站可作为城市供气主要设施。2.2.3液化天然气（LNG）的组分名称体积（36、%）备注甲 烷98.62285乙烷、乙烯0.490314丙 烷0.48069新戊烷0.05492异戊烷0.06339正戊烷0.12812正巳烷0.07640苯0.00186环巳烷0.01725甲苯0.01046辛烷0.01011庚烷0.01172对二甲苯0.02909其 他1002.2.4物性参数液相天然气的密度：486.28kg/m3；气态天然气的密度：0.868kg/m3；低热值：42.3MJ/m3；燃 点：650；水露点：-10；烃露点：-40。2.2.5 LNG的特点天然气液化后，体积缩小约600多倍，可以在公路、铁路、船舶上实现经济运输；储存效率高、占地少、投资省（建设一座1MPa、37、100m3的LNG储罐的费用为建设6座1万m3天然气储罐的1/10）；建设模式机动灵活，可由小到大，由点到面，逐步投入和发展；LNG生产使用安全可靠。其燃点为650，比汽油高230，天然气爆炸极限为515，气相密度0.868kg/m3左右，常温下比空气轻，稍有泄漏立即飞散，不致引起爆炸。2.3液化石油气（LPG）2.3.1 LPG作为城市燃气的特点在城镇燃气事业中，液化石油气供应具有投资少，建设速度快，供应灵活等优点。目前液化石油气为xxxx市燃气供应的重要气源，其供应方式主要是瓶装供应。瓶装供应分散，不宜管理，劳动强度大，不宜做城镇主导气源，只能作为零星散户和管道燃气难以达到的零散小区及偏远38、地区的用户使用。管道液化石油气供气有两种形式：一是纯气态液化石油气管道供气，其工艺流程是：液态液化石油气 气化 调压器 管网 用户此种方式具有工艺简单，投资省，见效快，运行费用不高，无污染等优点。二是液化石油气掺混空气，此种方法是气态液化石油气与空气按一定比例掺混，从而降低液化石油气的分压，使混合气体的露点降低，管道供气范围扩大，可以满足城市管网输配系统的技术要求，并且也可以满足城市燃气互换性的需要，该种方法技术成熟，运行安全可靠，无污染，建设周期短，启动灵活，随时开启，可用于调峰和临时供气等。利用此种方式，液化石油气和空气按适当的比例掺混后，其混合气的华白指数接近天然气，可以与天然气进行互换39、。液化气直供工艺，其燃气热值高，工艺流程简单，投资少，运行成本低，但其最大的缺点是燃气露点高，（一般在-5左右），在输送过程中有再液化的可能，适用于气温较高的南方城市，因铁岭市高新技术产业开发区地处东北，冬季寒冷，不适宜采用液化气直供方式，故可采用混气方式供气。目前，国内外采用的液化石油气混空气工艺流程主要有两种方式：一种是引射式，另一种是高压比例式。两种方式比较如下：引射式混合器利用液化气在通过一超音速喷嘴时加速所产生的动能，使混合器内变成半真空状态形成负压，从而将大气中的空气吸入混合器内。液化气与空气混合后，在混合器的扩散部分被压缩成为均匀的混合气。其操作是分段进行的，利用混合器出口缓冲罐40、压力的高低来控制压力开关。因此，这种混合器出口压力较低，一般在10000Pa以内。适合供气规模较小的工程，若用于中等规模以上的工程，需要增建储气柜，二次加压或采用二进制程序编排的引射式混合器提高空气压力，建净化压缩空气站，这样使引射式混合器的出气压力可能提高至0.2MPa。因此，这种混气装置操作较为复杂，噪音大，适应用户气量变化能力较小；尤其是采用低压引射时，后续系统建储气柜，即增加一次投资，又带来二次加压增加运行费用问题。因此，目前各地采用引射式混合方式供气较少。高压比例式混合器配备一台自动比例调节仪器，可准确地设定两种气体的混合比例。与引射式混合器不同是比例式混合器采用两种气体等压掺混，调41、至额定压力的空气和液化气分别由不同截面积的入口进入混合阀，那么，入口截面积一旦确定后，只要控制好空气与液化气的入口压力，即可控制好混合效果，操作简便、噪音小，且适应气量波动范围大，混气压力高，易于控制。2.3.2液化石油气（LPG）的组分参数液化石油气（LPG）的基本参数：成份丙烷丙烯异丁烷丁烯异戊烷体积132527341低热值 108.9 MJ/Nm3（气相）26018 Kcal/Nm310932 Kcal/Kg （液相）密度 2.38 Kg/Nm3（气相）546 Kg/Nm3（液相）爆炸极限 1.6%-9.8%3供气范围、规模及气化率3.1供气范围根据建设单位提供资料，本工程供气范围为xx42、xx市区范围内的燃气用户。3.2供气对象城镇燃气供气对象是按用户分类，分居民用户、商业（公共建筑）用户、工业企业用户和锅炉采暖用户等。根据xxxx市实际调查的情况，xxxx市城区以居民用户为主，其次是发展供气范围内的宾馆、饭店、饮食业、医院、学校等商业公共用户用气和出租车、公交车用气。3.3气化人口及气化率根据xxxx市的总体规划，城区人口规模的增长率按1.1%递增，其气化人口及气化率详见下表：项目年份城区人口数气化人口（3.5人/户）气化率（万人）（人） （户） % 2010年 10 5000014286 50 2015年 10.5673920 21120 70 2020年 11.15 1043、0383 28681 90 居民用户的耗热定额受居民的生活水平、气候条件等因素的影响，根据调查现状居民的耗热定额为1515MJ/人年（合36.2104 kcal /人年）。考虑到xxxx市居民生活水平的不断提高和使用天然气后燃气热水器的普及，根据城镇燃气设计规范(GB/T 50028),居民生活用气量标准为2303-2721MJ/人.年，耗天然气为76 m3/人.年（合65104 kcal /人年）。表 居民用气量时间段城区规划总人口数（万）城市人口气化率气化人口数万）年耗气量（万m3）2010年1050%50000380.002015年10.5670%73920561.792020年11.144、590%100383762.913.4汽车用户及气化率根据xxxx市出租车和公交车的近几年的发展趋势，可以推算出的出租车和公交车增长率均为5%，其气化数量及气化率详见下表：项目年份城区出租车数量（辆）城区公交车数量（辆）气化率（%）实际数量气化数量实际数量气化数量2010年800100308252015年10215103618502020年13039124632703.5各类用户耗热定额3.5.1居民用户耗热指标的确定居民用户指标是确定居民用气量的一个重要数据，其准确性和可靠性决定了城市居民用气量计算及预测的准确性和可靠性。影响生活耗热指标的因素很多，主要有以下几个方面：居民住宅炊事、热水和采45、暖的类型和数量以及其它民用燃气器具的增加量；住宅建筑等级和卫生设备的设置水平；居民住宅的空调、采暖方式及对能源种类的要求；xxxx市人民生活习惯；居民日常生活费用支出水平及增长率；xxxx市的气候条件Z.；家庭生活服务设施社会化的普及程度，如家庭主食和副食的成品半成品的社会化生产程度、公用浴室普及程度；民用燃气价格。随着居民生活水平提高，人均生活能耗必将增加，同时由于采用天然气实现燃气现代化科学管理，高效低耗服务，燃气与电及其它燃料有较强的竞争能力，燃气市场扩大，燃气热水器将会普及，因此本工程结合xxxx市近几年居民使用液化石油气情况，参照国内同等规模城市的耗热指标，确定本工程的居民用户的耗热46、指标为：2820MJ/人年（67.14104kcal/人年）。3.5.2主要公建用户耗热指标的确定根据xxxx市的具体情况，并结合GB50028城镇燃气设计规范,确定公建用户的耗热定额为： 公建用户耗热定额序号类别耗热定额单位1高级宾馆8372（200104 ）MJ/床年（kcal/床年）2一般宾馆4186（100104 ）MJ /床年（kcal /床年）3招待所4186（100104 ）MJ /床年（kcal /床年）4餐饮业8372（200104 ）MJ /座年（kcal /座年）5医院3349（80104 ）MJ /床年（kcal /床年）6大专院校2512（60104 ）MJ /人年（47、kcal /人年）xxxx市城镇餐馆大型五百平左右的酒店近10家，主要用柴油、液化气，经过换算，每家大型餐饮户每月天然气用气量约为1400方；其他小饭店大多数烧煤，没计入潜在用户，年递增按5%算。3.5.3工业用户耗热指标的确定 xxxx市工业企业的主导产业为采掘业、食品业、轻纺业、医药制造业，经过走访，各企业目前不准备引进天然气。故在此不作考虑。3.5.4 CNG汽车用户耗热指标的确定本工程拟建设三座供气能力为1.0104Nm3/d的汽车加气标准站，因此确定汽车用户用气量与居民用气量的比例约为2：1。3.6供气量计算及气量平衡3.6.1居民与商服业用户高峰系数的确定用气不均匀是城市燃气供应的48、重要特点，居民和商业用户不均匀性尤为突出。由于城市居民和商业用户具有基本相同的用气规律，因此居民及商业用户的不均匀系数有比较接近的变化规律，在设计上可以将它们一起考虑其不均匀性。居民与商业用户的燃气用量是逐月、逐日、逐时在变化的，它是与城市性质、气候、供气规模、用户结构、流动人口状况、居民生活水平和习惯、节假日等有密切的关系，不均匀系数一般可根据城市历年管道燃气供气状况的统计数据，经分析并考虑到发展变化进行选取。燃气使用的高峰系数的确定直接影响到管网通过的能力，储气设施、储气能力和工程投资的经济性。月高峰系数：月高峰系数（Km）是指计算月平均日用气量和年平均日用气量之比。影响月高峰系数的重要因49、素为气候条件、节假日及流动人口状况，其表现为季节的不均匀性。据许多城市的统计资料，月高峰一般出现在冬季，由于气候低、水温低、居民耗热较大所致。现鲅xxxx市无管道燃气，对于月高峰系数是参照与其气候条件相似的周边城市，确定本工程月高峰系数Km=1.20。日高峰系数：日高峰系数（Kd）是指计算月中日最大用气量与该月日平均用气量之比。影响居民和商服业用气日不均匀系性主要取决于居民生活习惯、工业企业的作息制度及气温变化等。在一周内，从星期一至星期五用气变化较小，而周六、周日用气量增大。节假日用气量最大。根据xxxx市居民的居民的生活规律，参照烟台等气候条件相似的附近城市日高峰系数，并考虑到xxxx市的50、经济发展和居民生活水平，确定本工程的日高峰系数Kd=1.10。小时高峰系数：小时高峰系数（Kh）是指计算月中最大用气量日的小时最大用气量与该日小时平均用气量之比。居民和商服业用气小时用气不均匀性波动较大，小时不均匀性与居民生活习惯、城市大小、供气规模及工作作息制度等因素有关。每日早、中、晚三个用气高峰。小时高峰系数与供气规模是密切相关，据统计资料，用气户越少，时高峰系数越大，随着用气户数的增加，时高峰系数将减小。对于时高峰系数也是参照周边城市和xxxx市居民生活实际确定新本工程的时高峰系数Kh=3.00。即：月高峰系数Km=1.20日高峰系数Kd=1.10时高峰系数Kh=3.003.6.2天然51、气耗气量计算公式按照已确定的居民用户耗热定额、人口、气化率及居民用户，经用下式对居民用户用气量计算：式中：V居民耗气量（m3/a）Q-居民耗热指标（兆焦/人年）M-规划人口（人）n-规模气化率（%）Q低天然气低热值（兆焦/m3）高峰小时天然气计算流量按下式计算：式中：Qh燃气小时计算流量（立方米/时）Qa年燃气用量（立方米/年）Km月高峰系数Km=1.20Kd日高峰系数Kd=1.10Kh时高峰系数Kh=3.3.6.3天然气耗气量计算年份规划人口数（人）气化率（）气化户数（户）居民年耗气量104Nm3商业年耗气量104Nm3汽车年耗气量104Nm3未预见量104Nm3总耗气量104Nm3201052、年1050%50000380.0016.822019.84636.642015年10.5670%73920561.7921.441123.5885.341792.152020年11.1590%100383762.9127.371525.82115.811822.623.7储气调峰一年之中，城市燃气用量每季、每月、每日及每时都是变化的，特别是居民用户和商业性用户的用气量有非常悬殊的用气高峰和用气低谷，为保障用户稳定用气，应采取调峰措施来解决用气的波动性。理想状态下，气源点的供气量如随着用气量的变化而变化，可满足用气的峰谷波动。但由于现实中气源供气量的调节幅度有限，因此，调峰措施应以储气调峰为主。53、现用液化石油气混气站作为城市的调峰补充设施。4天然气储配站4.1站址选择原则站址的选择应尽量靠近公路，便于运输；站址应靠近城镇用气负荷中心地区，保证输气工艺合理性和经济型；站址选择应符合城市规划要求，并考虑生产发展的余地；选择的站址与周围建筑物的防火间距，必须符合现行的国家标准城镇燃气设计规范和建筑设计防火规范的规定。4.2站址选择本工程天然气储配站站址选择在沿河路路南，富华路西侧。4.3总平面布置整个天然气储配站分区布置，分为门站预留区、LNG气化区、LPG气化混气区、CNG汽车加气区和生产辅助区。站区东侧为生产区，西侧为辅助区，中间以围墙相隔。生产区的由西向东依次为门站工艺装置区、LNG气54、化装置和储罐区、LPG混气和储罐区、CNG汽车加气区。辅助区包括消防水池、消防泵房、柴油发电机室、配电间、空压机间、燃气热水炉间、仪表控制间、车库、办公楼。本平面布置场站占地面积为19423.52m2。4.4竖向设计4.4.1竖向布置原则竖向设计与天然气储配站的生产工艺流程相适应，建（构）筑物及其地面标高应符合安全生产、运输、管理的要求，并为施工创造良好的条件；竖向与道路设计相结合，处理好储配站地面的雨水排放；竖向与总平面统一考虑，做到因地制宜，合理利用地形；竖向为储配站内各种管线创造有利的通行条件，方便主要管线的敷设、穿（跨）越及交叉等；竖向设计力求减少储配站内外土石方工程量，力求填挖平衡，55、调运短捷；依据当地防洪要求以及站外公路运输条件综合考虑场地的设计标高，确保生产的正常运行。4.4.2竖向布置形式竖向布置形式采用平坡式布置，场地雨水采用无组织排水方式，场区的雨水沿场地坡度流向路面，通过路面的纵向坡度将雨水汇集后排至站外。场区排水坡度不小于3。储配站主要出入口的道路路面标高高于站外道路标高。储配站建构筑物室内地坪标高高出室外场地设计平整后的标高0.3m和0.15m以上；生产装置区高于厂区地坪0.15m，停车及回转场设置不小于0.3的坡度。场区用地范围内进行平整，清除地表腐植土。场区标高的确定满足防洪、排水要求。4.5建构筑物主要指标天然气储配站建构筑物一览表 4.6站区主要技术56、经济指标4.6交通运输站内环形消防通道路面宽4m，道路转弯半径为9.0 m。各路面具体结构组合如下：道路及场地采用水泥砼整体路面，35cm C25砼面层+42cm泥灰结碎砾石或级配碎砾石掺灰基层+15cm天然砂砾垫层素土夯实。4.7储配站规模及储罐选型4.7.1储配站规模确定根据供气规模测算，近期天然气日均供气量为11414.80Nm3/d，即LNG日均供气量为19.03m3/d，LPG日均供气量9.52t/d。根据供气方供气情况和交通运输延误等不利因素，备用气源按5天的储存量考虑，因此选用总容积100m3LNG低温储罐，选用总容积100m3液化石油气地上储罐。4.7.2储罐选型4.7.2.157、 LNG储罐选型低温储罐有立式和卧式两种。立式低温储罐与卧式低温储罐相比，其占地面积小，价格便宜，而设计参数基本一致。但由于卧式低温储罐相对与立式低温储罐占地面积较大，因此本工程本着节约用地的原则采用立式低温储罐。4.7.2.2 LPG储罐选型液化石油气地上储罐有球罐和卧式两种。球罐的储存量、投资和占地面积均比卧式储罐大，因此按照本工程备用起源的储气量计算，选用地上卧式储罐。因此本工程选用LNG100m3低温立式储罐1台，总容积100m3，选用50m3液化石油气地上卧式储罐2台，总容积100m3。4.8门站工艺设计门站工艺设计应符合下列要求:功能应满足输配系统输气调度要求；站内应根据输配系统调58、度要求分组设置计量和调压装置，装置前应设有过滤器；门站进站总管上设置分离器；调压装置应根据燃气流量、压力降等工艺条件确定；对于天然气，在站内也设有加臭装置。站内计量调压装置可设在露天布置；进出站管线应设置切断阀门和绝缘法兰；站内管道上应根据系统要求设置安全保护及放散装置，放散管应引出站外，放散管管口高度应高出站内建筑物2米以上；进、出管道上应设置燃气流量的指示及累计仪表、压力的指示及自动记录仪表和温度的指示仪表；站内设备、仪表、管道等安装的水平间距和标高均应便于观察、操作和维修；且能保证连续供气。4.8.1工艺流程简述天然气从孟家台分输站经输气管道输入到本门站，输入到站内的天然气先后经汇气管、59、过滤分离器、涡轮流量计、调压器后，压力稳定在0.4MPa；进入城区中压管线。4.8.2主要设计参数进气压力： 0.81.6MPa出气压力： 0.4MPa燃气加臭量： 30mg/m34.8.3设备选型门站的工艺设备选用整体调压计量橇，橇内的工艺管件设备选型如下：4.8.3.1调压器调压器的选择应能满足进口燃气的最高、最低压力的要求；调压器的压力差，应根据调压器前燃气管道的最低设计压力与调压器后燃气管道的设计压力之差值确定；调压器的计算流量，应按该调压器所承担的管网小时最大输送量的1.2倍确定；本工程选择的调压器有监控调压器加主控调压器的结构，其中主调压器消音器，监控调压器带有超压切断功能，并在主60、调器上带限流的微流阀，以控制出口的压力来控制流量。根据已建天然气门站调压器使用情况了解，为保证安全生产，稳定供气。在门站所选调压器结构如下：调压器设计压力调压器入口压力1.60.8MPa，调压器出口压力0.4MPa；调压器设计温度：-2060。4.8.3.2流量计选择的涡轮流量计有流量指示、记录和累计功能，并有带温带压补偿。4.8.3.3过滤器本工程输送的天然气虽经净化，气体在正常输送过程中虽无凝液析出，但有些颗粒粉状机械杂质，并考虑近远期用户发展，过滤器选用MCC1215滤芯过滤器，该过滤器绝对过滤精度为50，悬浮固体颗粒及液滴的去除率达到99%。设备本体采用快开盲板卧式结构。本工程选择的过61、滤器安装在调压器、流量计前。4.8.3.4加臭装置供城镇的燃气，应具有可以察觉的臭味，本工程在调压计量橇内设有自动加臭装置一台，其燃气中加臭剂的最小量应符合下列规定：无毒燃气泄漏到空气中，在达到爆炸下限的20%时，应能察觉。有毒燃气泄漏到空气中，达到对人体允许的有害浓度时，应能察觉。调压计量橇内选择的加臭装置适用天然气20035000立方米/时流量，该装置可露天设置、安装方便，并能根据燃气流量的大小而自动调节加入加臭剂，也可人工设定加入量，并可定时，即时显示、打印累计加臭装置运作情况。4.8.3.5阀门调压计量橇内主要截断阀采用手动球阀和电动球阀，手动球阀安装在过滤器、计量装置和调压装置前，电62、动球阀安装在过滤器、计量装置和调压装置后及进出站管道上；放空及排污均采用双阀串联。4.8.3.6管材选择及防腐调压计量橇内的管道选用无缝钢管，20号钢，防腐选用聚乙烯胶带做加强级防腐。此外，在进站管道上装有清管收球装置。并且在进出站管道前、后分别安装绝缘法兰，保护其不受化学腐蚀，延长管线和设备使用寿命。4.9 LNG气化站工艺设计LNG供气站工艺较为简单，其技术成熟。LNG由低温槽车运至供气站，在卸车台利用槽车自带的增压器对槽车储罐加压，利用压差将LNG送入站内LNG储罐储存。气化时通过储罐增压器将LNG增压，然后自流进入空浴式气化器，LNG发生相变，成为气态天然气，夏季直接去管网，冬季经水浴63、加热，再去管网。工艺流程图如下：4.9.1卸车工艺低温槽车中的LNG在0.2Mpa（以下压力如未加说明，均为表压）、-145条件下，利用槽车增压器给槽车储罐增压至0.7MPa，利用压差将LNG送入LNG储罐。卸车工艺管线包括液相连接管线、气相连接管线、气液连通管线。正常情况下，只需要连接卸车台和槽车的液相管线即可完成卸车工艺；特殊情况下，如槽车的压力较低时，可分别连通卸车台和槽车的气相和液相液管线，利用储罐的BOG气体加快对槽车的增压，同时也可回收槽车内的高压BOG气体；另外，气液连通管线用于回收液相软管段的LNG，在必要情况下（开车和每次卸车之前），也可以利用储罐BOG对液相管道进行预冷。464、.9.2增压工艺LNG储罐储存参数为0.4MPa、-145，运行时随着储罐内LNG的不断排出，压力不断降低。因此需要对LNG储罐进行增压，以维持其0.4MPa的压力，保证后续工艺的顺利进行。一套增压设备包括空温式气化器、升压调节阀及若干低温阀门和仪表。正常情况下，增压工艺不需要连续运行，因此选用空温式气化器不需定期化霜，不需设置备用路进行切换，可以满足增压工艺的要求。当LNG储罐压力（升压调节阀后压力）低于设定压力0.4MPa时，调节阀开启，LNG进入空温式气化器，气化为NG后通过储罐顶部的气相管进入罐内，储罐压力上升；当LNG储罐压力高于设定压力0.4MPa时，调节阀关闭，空温气化器停止气化65、，随着罐内LNG的排出，储罐压力下降。通过调节阀的开启和关闭，从而将LNG储罐压力维持在0.4MPa。4.9.3 BOG工艺本工程中BOG气体 (Boil Off Gas)包括：储罐的蒸发气体；槽车的蒸发气体。低温真空粉末绝热储罐和低温槽车的日蒸发率一般为0.3，这部分气化了的气体如不按时排出，会使储罐上部气相空间的压力升高。另外，在进行卸车操作时，首先需要从储罐的顶部进液管喷洒LNG液体以对储罐进行预冷，此操作初期会产生较多的BOG气体，同样需要及时排出。为保证储罐的安全，装有降压调节阀，可根据压力自动排出BOG。根据增压工艺中升压调节阀的设定压力以及储罐的设计压力，该降压调节阀的压力可设定66、为高于升压调节阀设定压力，且低于储罐设计压力。自动排出的BOG气体为高压低温状态，因此需设置BOG加热器及BOG调压输出系统并入用气管网。4.9.4气化加温工艺本设计采用空温式和水浴式相结合的串联流程，夏季使用自然能源，冬季用天然气补充不足热量，即可满足生产需要，又可降低能耗，减少操作费用。在冬季空温式气化器不能正常工作时，可使用水浴式气化器进行气化，保证供气。空温式气化器又分为强制通风和自然通风两种，强制通风因换热面积较小。价格较自然通风便宜，还可减少结霜、延长除霜的切换时间，但因设备外面有风罩，不能手工除霜，并且因使用风扇要消耗电能，运行费用较自然通风要贵一些。使用喷淋水化霜，自然通风就可67、满足设计要求，因此本设计采用自然通风空温式气化器。4.9.5调压计量加臭工艺根据气化加热工艺设计，调压包括两部分：主调压工艺：将主气化器输出的高压NG（0.4-0.7Mpa）减压至0.3Mpa（绝压）；BOG调压工艺：将BOG加热器输出的高压NG0.5-0.7Mpa）减压至0.3Mpa（绝压）。调压后，进入计量段，计量完成后经加臭，其加臭剂应有在空气中能察觉的加臭剂含量指标，然后输入城区管网。4.9.6氮气系统本设计中，氮气系统包括两部分：吹扫系统：包括卸车台工艺管线吹扫。气动阀门控制系统：供应储罐底部进出液管道上的气动紧急切断阀用动力。4.9.7主要设备LNG气化站主要设备一览表序号设备名称68、规格单位数量备注1 LNG低温立式储罐100m3台 1 2 LNG卸车增压器 300m3台 1 3 LNG水浴式气化器9000m3/h台 1 4 LNG空温式气化器6000m3/h台 2 5 LNG储罐增压器 300m3/h台 2 6 BOG空温式气化器400m3/h台 4 7 EAG空温式气化器400m3/h台 1 8 BOG调压系统 400m3/h套 1 9 撬装调压柜 15000m3/h台 1 4.10 LPG混气站工艺设计4.10.1混气工艺的确定目前，国内外采用的液化石油气混空气工艺流程主要有两种方式：一种是引射式，另一种是高压比例式。两种方式比较如下：引射式混合器利用液化气在通过一69、超音速喷嘴时加速所产生的动能，使混合器内变成半真空状态形成负压，从而将大气中的空气吸入混合器内。液化气与空气混合后，在混合器的扩散部分被压缩成为均匀的混合气。其操作是分段进行的，利用混合器出口缓冲罐压力的高低来控制压力开关。因此，这种混合器出口压力较低，一般在10000Pa以内。适合供气规模较小的工程，若用于中等规模以上的工程，需要增建储气柜，二次加压或采用二进制程序编排的引射式混合器提高空气压力，建净化压缩空气站，这样使引射式混合器的出气压力可能提高至0.2MPa。因此，这种混气装置操作较为复杂，噪音大，适应用户气量变化能力较小；尤其是采用低压引射时，后续系统建储气柜，即增加一次投资，又带来70、二次加压增加运行费用问题。因此，目前各地采用引射式混合方式供气较少。高压比例式混合器配备一台自动比例调节仪器，可准确地设定两种气体的混合比例。与引射式混合器不同是比例式混合器采用两种气体等压掺混，调至额定压力的空气和液化气分别由不同截面积的入口进入混合阀，那么，入口截面积一旦确定后，只要控制好空气与液化气的入口压力，即可控制好混合效果，操作简便、噪音小，且适应气量波动范围大，混气压力高，易于控制。因此，本工程选用高压比例式混合器进行混气的方式。4.10.2工艺流程LPG气化混气站的功能是液化石油气储存和液化石油气气化混气。液化石油气由槽车从供应基地运到站内，用压缩机卸入液化石油气储罐储存，供气71、时储罐中的液化石油气通过站内的烃泵将其一部分送至气化器中加热气化，气态液化石油气进入混合器后，经调压送入燃气管网向用户供气；另一部分送至灌瓶间灌瓶。整个系统可在仪表间内的控制盘上操作控制，实现监控和安全切断，4.10.3设计参数液化石油气总储存量：100m3总气化量： 1500kg/h总混气量： 4000m3/h系统最高设计温度： 48系统最低设计温度： -10系统最高设计压力： 1.6MPa燃气加臭量： 30mg/m3燃气出站压力： 0.25Mpa气化器热水温度： 进口90 出口754.10.4主要工艺设备选型4.10.4.1液化石油气地下卧式储罐： 100 m3 1台参数为：设计压力：1.72、77MPa最高工作压力：1.68MPa设计温度：-1950公称直径：3000mm卧罐总长：14840mm公称容积：100m3几何容积：100m3柱腿数量：2柱储存介质：LPG球壳板材质：16MnR（正火）壳板厚度：20mm腐蚀余量：1.5mm4.10.4.2液化石油气压缩机利用液化石油气压缩机卸车是目前液化气站最常用的卸车方式，其流程是压缩机自储罐抽吸气态液化石油气并压入汽车槽车的气相空间，使槽车和储罐之间形成卸车所需要的压差，将液态液化石油气卸入储罐。卸车所需要的压力应能克服气相、液相管道的总阻力，一般为0.15-0.2MPa。根据卸车流量为20m3/h，卸车温度取-10，则压缩机排量为Q=73、68.4m3/h。本工程选择立式压缩机参数如下：进气压力： 1.0MPa排气压力： 1.5MPa进气温度： 50排气温度： 80排气量： 68.4m3/h功率： 15Kw/台共选用2台（1开1备）4.10.4.3烃泵烃泵主要是灌瓶和配合压缩机进行倒罐、装卸车。本设计选用螺杆烃泵，其性能参数如下：泵进口直径： 50mm泵出口直径： 50mm泵进口压力： 1.0MPa泵出口压力： 1.5MPa工作压差： 0.5MPa工作温度： 4050功率： 7.5Kw/台共选用2台（1开1备）4.10.4.4气化器气化器主要是将储罐来的液态液化石油气转换成气态的液化石油气。本设计选用温水循环式气化器，其性能参数74、如下：气化能力： 4000kg/h电磁阀开启温度： 60工作水温： 6575设计压力： 1.8Mpa安全阀起跳压力： 1.76 Mpa共选用2台（1开1备）4.10.4.5气体混合器气体混合器是将液化石油气和加压空气按一定的比例进行混合的装置。本设计选用高压比例混合器，其性能参数如下：混气量： 8480Nm8/h混合气比例： 1：1.5混合气出口压力： 0.25Mpa电源： 220V/50Hz 500W共选用2台（1开1备）4.10.4.6加臭装置本工程选用的加臭装置以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将臭味剂注入燃气管道中。加臭装置中设隔膜式计量泵2台，计量筒1个和控制系统1套，加臭剂采用四氢75、噻吩，最大加臭量为30mg/m3h。4.10.4.7安全放散阀：安全放散阀是站内重要的运行安全保护设备。在站内管道和设备上设置安全放散阀，当超过设定压力时自动放散。本站选用全启式安全阀，精度高，放散速度快，保证站内系统的安全运行。本工程设计在100m3储罐上设弹簧全启式安全阀；液相管道上设开敞式管道安全阀 。另外在液化石油气储罐、液相出口管上设紧急切断阀，以防止管道及附件破裂、误操作或发生火灾等事故时，可以紧急切断管道，防止液化石油气泄漏，本设计选用气压外装式紧急切断阀。4.10.5工艺监控和运行安全保护工艺监控：本站的测控系统包括工艺装置的运行参数采集和自动控制联锁控制和越限报警。测控点的设76、置包括以下内容：4.10.5.1为了巡检和开工调试的方便，在以下地点设有就地检测和显示仪表：液化石油气装卸柱管道设压力；液化石油气储罐设液面、温度、压力；烃泵进、出口管道设压力；液化石油气压缩机进、出口管道设压力；气化器进出口管道设压力；混合器进出口管道设压力；4.10.5.2集中采集运行参数点：液化石油气储罐压力、液位；液化石油气储罐区、气化混气间、机泵间、装卸柱液化石油气泄漏浓度信号报警；安全保护措施：液化石油气储罐设安全放散阀，超压后安全放散；液化石油气储罐气、液相进出口设紧急切断阀，遇紧急情况可切断阀门；在储罐区、气化混气间、机泵间、装卸柱设有液化石油气泄漏浓度探测器。当其浓度超越报警77、限值时发出声、光报警信号，并可在控制室迅速切断阀门；混气机出口管道设含氧分析仪及热值仪。烃泵出口设安全回流阀。4.10.6管材选择及防腐管材选择：本设计液化石油气混气部分采用无缝钢管（输送流体用无缝钢管GB/T8163），材质为20#钢。管道防腐：本LPG混气站内管道压力较高，除考虑管材选择外，防腐层的选择及施工质量的好坏，直接关系到管道的建设投资和管道寿命，也是保证管道安全可靠运行的重要措施。地上管道部分，考虑延长防腐涂层年限、减少日常维修，在钢管基底严格除锈处理后，采用高质量的环氧富锌底漆，面漆采用醇酸磁漆。埋地管道部分，由于本工程埋地管道很少，采用冷缠胶带加强级防腐层。4.11 CNG加78、气标准站4.11.1CNG加气标准站站址选择CNG汽车加气标准站站址选择必须严格按照汽车加油加气站设计与施工规范GB 50156及汽车用燃气加气站技术规范CJJ84中的相关规定执行。CNG汽车加气标准站选址原则为：应结合天然气管网布置，要距离中压管网较近，以保证供气的稳定性；要满足国家有关安全间距要求；要合理利用气源，降低运行成本，并要保证加气标准站有合理的服务区域布局，并具有供电、给水、排水、消防用水的条件。4.11.2CNG加气标准站工艺设计由中压管道来的天然气，经过滤、计量，进入缓冲罐供气流稳定后，通过压缩机加压，使天然气出口压力达到25Mpa，再经过深度脱水干燥，使符合要求的压缩成品气79、由加气机直接给CNG汽车加气。将站外天然气主管道引到站内。首先进行过滤、调压、计量、缓冲后进入压缩机加压，加压后的天然气进入站内储气井管，当储气井管压力达到25Mpa时，天然气经程序控制盘旁路优先给汽车加气，当压力大于20Mpa时，依次由低到高的取气顺序，分别从低、中、高压储气井管经售气机给CNG汽车加气。当储气井管压力小于20Mpa时，压缩机自动启机，依据由高到低的顺序对储气井管进行补气。CNG加气标准站工艺流程简图如下:详细工艺流程参见附图。4.11.3 CNG加气标准站的设计参数设计日流量 10000Nm3/日CNG汽车加气压力 20MPa日工作时间 16小时压缩设备小时处理能力 62580、Nm3/h每日可供CNG汽车（50 m3/辆）辆数 200辆每辆CNG汽车加气时间 4min售气机计量准确度 0.54.11.4加气标准站主要设备一览表CNG加气标准站主要设备见下表：名称 单位 数量 备注 调压器 台 2 625Nm3/h 压缩机 台 2 一开一备 脱水干燥装置 套 2 废气回收罐 座 1 污水回收罐 座 1 储气井管 组 3 缓冲罐 座 1 加气机 台 2 4.12公用工程设计4.12.1建筑、结构设计4.12.1.1建筑设计本站区域内设置的建、构筑物包括：液化石油气储罐区、气化混气间、压缩机间、卸车台、液化天然气储罐区、变配电间、空压机间、仪表控制间、燃气热水炉间、消防泵81、房及消防水池和办公楼。本工程建筑设计在满足工艺流程和总平面布置的前提下，力求使建筑物简洁明快、和谐统一，满足当地规划部门的要求。站内变配电、消防泵房及热水炉间和生产辅助用房建筑物为一、二级耐火等级。甲类生产区地面采用不发火花地面。站内建构筑物均按建筑设计防火规范和城镇燃气设计规范的要求进行设计。站内建筑物按照工艺要求设置房间功能。结合地形、地貌，平面体形采用局部园弧设计的布局，立面造型利用局部玻璃幕的形式使建筑物活泼、大方。建筑物外墙均采用高级建筑外墙涂料粉刷，内墙为一般常规做法、中级抹灰，单框双玻塑钢门窗，地砖地面，屋面采用高分子防水卷材，并加设通风隔热层，建筑为砖混结构。施工图设计将根据当82、地规划部门的指导意见进行下一阶段的设计工作。施工图设计时采用辽宁省标准图集，并充分采用当地工程习惯做法。4.12.1.2结构设计主要设计原则：在满足生产工艺要求的条件下，设计力求做到安全可靠、技术先进； 全部建（构）筑物按设计年限为50年设计；建（构）筑物结构设计应尽量首先采用国家通用图，在不能满足要求的情况下，可采用地方或我院标准图；建（构）筑物均应体现适用、经济、美观的原则。结构形式：建筑物结构形式：所有建筑物均采用砖混结构及框架结构两种结构形式，现浇钢筋混凝土板屋面和轻钢彩板屋面，砖墙，钢筋混凝土柱。基础形式：建筑物基础形式采用天然地基条形基础（钢筋混凝土）。构筑物结构形式：设备基础采用83、现浇混凝土或钢筋混凝土基础。4.12.1.3建筑抗震根据现行中国地震烈度区划图（1：400万），本工程的建、构筑物所处区域，地震设防裂度为7度，采取抗震措施根据建筑抗震设计规范规定进行设计。4.12.2通讯设计站内至少设置直通外线的电话3部，便于与外界联系。4.12.3消防给排水设计4.12.3.1给水站内给水系统包括站内消防给水、站内生产、生活给水。消防用水：液化天然气储罐消防用水量应按其储罐固定喷淋冷却水量和水枪用水量之和计算。喷淋装置的供水强度为0.15L/sm2，则喷淋用水量为112m3/h；水枪用水量108m3/h。则消防用水量为220m3/h，火灾连续时间按6小时计算确定，则需总消84、防水量为1320m3。站内设600m3消防水池两座，水源和消防补水水源均由市政供水管道提供。消防给水管网采用环形布置，其给水干管不少于两条。当其中一条发生事故时，其它干管仍能供应消防总用水量。水枪出口的供水压力不小于0.25MPa。生产用水：站内生产用水主要是储罐降温喷淋用水，喷淋用水量为112m3/h，供水压力不小于0.2MPa。生活用水：站内生活用水主要是工作值班人员生活、卫生用水。生活用水量：气化站定员为32人，最大班人数32人，生活用水定额35升/人.班，Kn=2.5，t=8h，淋浴用水定额40升/人.班，Kn=1，t=1h。则最大日生活用水量为4.80m3/日，最大时生活用水量为1.85、68m3/时。浇洒道路用水量：气化站站内道路及回车场面积为8843.20m2，用水定额1.0升/ m2.次，2次/日，每次1小时内完成，则最大日浇洒道路用水量为17.8m3/日，最大时浇洒道路用水量为8.90m3/时。综合上述数据，气化站最高日用水量为22.6 m3，最大时用水量为10.58m3，年耗水量8249 m3。4.12.3.2排水本工程站内排水主要为：雨水及生产废水和生活污水。雨水按地面坡度自然排出站外，罐区内的喷淋水通过积液池、阀门井、水封井处理后排入站内排水管网，有组织地排除站外。4.12.4电气设计设计内容及界限：站内配电、电力及照明、防雷、静电接地系统，站外电源不在本设计范围86、内。负荷等级：为保证正常生产及安全操作的要求，本工程用电负荷及其供配电系统设计符合现行国家标准供配电系统设计规范 “二级”负荷的有关规定。电力配电系统：工作电源取自低压市电，备用电源为站内自备柴油发电机，工作及备用电源由双投开关切换，不可能并列。各用电设备根据工艺要求在现场或控制室进行控制，总体原则现场优先。低压动力采用放射式供电方式，照明则采用树干式供电，电压为380/220V。配电级数不多于两级。一般设备由配电室动力配电箱供电，室内照明由照明配电箱供电。当采用长输管道天然气和LNG方案供气时，无生产用电，仅为生活用电44kW，则天然气储配站年耗电量38.55104 kWh。防爆区域划分：按87、爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范进行设计。储罐区和气化区为爆炸危险场所，防爆场所电气设备选用隔爆型产品，其它非防爆场所按一般正常环境选用电气设备。照明系统：本工程各建筑物的照度标准按建筑照明设计标准进行设计。灯具形式视其环境不同采用防爆、防水、防尘或普通型。仪表控制间、配电室等重要场所设置平时/应急照明两用灯具，应急时间不少于60分钟。光源：一般场所为荧光灯、金卤灯；路灯为防水防尘型灯、增安型灯。设备选择及安装：电源动力箱安装于配电室内，其后有维护通道，动力配电箱宽*厚=800600毫米，前后开门，便于接线及维修。照明箱暗设于配电室的墙内，底边距地1.5米。电缆敷设方式：室内电缆采用聚氯乙烯88、绝缘电力电缆沿电缆沟或穿管敷设。室内照明线路采用导线穿半硬聚氯乙烯管墙内或屋顶暗敷。室外电缆采用钢铠聚氯乙烯绝缘电力电缆直埋敷设。室外电缆进入室内时应穿钢管保护。钢管向外倾斜15其始端应超过散水200毫米，室外电缆进入室内电缆沟时进口处要加深250毫米并根据电缆数量挖一适当直径的圆坑。防雷及接地：根据国标建筑物防雷设计规范，防爆场所按二类防雷建、构筑物进行设计。并采取防直击雷、雷电感应、雷电波侵入的措施。生产区设防雷、防静电综合接地网其接地电阻不大于10欧姆。辅助用房设电气重复接地网，接地电阻不大于10欧姆。所有电气设备正常不带电的金属外壳，穿线钢管、电缆钢带、工艺设备及管线全部接地。为防雷击89、时产生的过电压损坏电器设备在配电箱电源进线处设置电涌保护器。工艺设备及管道均需作防静电接地。4.12.5自控仪表设计站内生产系统的温度、压力、液位参数采用就地检测，并将重要的参数信号远传到仪表控制室集中显示。站区安全联锁系统的执行单元采用气动紧急切断阀，紧急切断阀气源采用瓶装氮气。当发生紧急情况需要切断时，只要将氮气管路放空，即可实施切断功能。具体安全联锁系统的内容如下：4.12.5.1调压计量橇天然气调压计量橇内，进气和出气压力过高时紧急切断阀切断。4.12.5.2 LNG气化站LNG气化站，储罐液位与储罐气动阀联锁，当储罐液位过高或过低时切断气动阀。电加热器出口温度与汽化器入口管道气动阀联90、锁，当温度过低时切断气动阀。储罐增压器压力与出站总管气动阀联锁，当压力过高时切断气动阀。站内设有事故切断系统，当发生事故时，将以上气动阀同时切断。在调压气化区区域、装卸台区域、储罐区域设置多个低温检测报警用温度变送器，将温度信号送至仪表控制室内的盘装式巡回检测仪，当环境温度低于设计值时报警。在调压气化区区域、装卸台区域、储罐区域设置多个可燃气体探测器，当可燃气体浓度超过设定值时报警。壁挂式可燃气体报警器安装在办公楼仪表控制室内，并24小时有人值守。4.12.5.3液化石油气混气站液化石油气混气站，液化石油气储罐压力、液位过高或过低时切断进出液阀门；在储罐区、气化混气间、机泵间、装卸柱设有液化石91、油气泄漏浓度探测器。当其浓度超越报警限值时发出声、光报警信号，并可在控制室迅速切断阀门；混气机出口管道设含氧分析仪及热值仪，当混合气氧含量过高或热值不够时，切断混合气进气阀门。5自动控制及通讯（SCADA系统）5.1项目概述5.1.1概述根据输气工艺生产运行及管理的需要，铁岭高新区管道燃气工程项目自动控制系统采用了以计算机为核心的监控及数据采集（Supervisory Control And Data Acquisition 简称SCADA）系统。SCADA系统主要由公司调度中心的调度计算机系统（另建）、站控系统和通讯系统构成。SCADA系统应设置在公司调度中心的调度控制室内，便于调度人员全面92、掌握整条管线的运行情况，统一调度、管理。全线由调度中心对各站进行数据采集、监视控制和生产调度管理。5.1.2设计采用的标准及规范石油天然气工程设计防火规范GB50183电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范GB50257仪表配管、配线设计规定SH3019工业自动化仪表工程施工及验收规范GBJ935.1.3站控系统站控系统（SCS）的主要功能：站控系统SCS（Station Control System）分别设置在首站和末站，是SCADA系统的基础和远程终端，是保证SCADA系统正常运行的基础。站控系统的主要功能为：对现场的工艺参数进行数据采集和处理经过通信接口与第三方的监控系93、统或智能设备交换信息监控各种工艺设备的运行状况站内可燃气体泄漏的监视和报警显示动态工艺流程提供人机对话的窗口显示各种工艺参数和其它有关参数显示报警一览表数据存储及处理显示实时趋势曲线和历史曲线压力、流量的调节与控制逻辑控制、连锁保护紧急停车（ESD）打印报警和事件报告打印生产报表数据通信管理（预留）为调控中心提供有关数据（预留）接受并执行调控中心下达的命令（预留）5.1.4硬件配置站控系统SCS主要由过程控制单元、操作员工作站、计算机网络系统及进行数据传输的通信设备组成。过程控制单元采用可编程序逻辑控制器（PLC），操作员工作站采用微型计算机。可编程序逻辑控制器（PLC）：PLC所选用的模板应94、是可带电插拔型模板，且每块模板都应有自诊断功能。主要包括：处理器模件（处理器、存储器）、I/O模件（模拟输入模件、模拟输出模件、热电阻输入模件、开关量输入模件、开关量输出模件、通信模件、网络）、安装附件（PLC机柜、布线）、电源、便携式编程器等。操作员工作站：操作员工作站是操作人员与站控系统的人机接口。操作员通过它可详细了解运行情况，并可下达操作控制命令，从而完成对所处站场的监控和管理。ETHERNET网络：站控计算机系统的上层网络采用冗余ETHERNET，处理机与I/O的连接采用冗余工业标准网络。打印机：为站控计算机系统配置两台打印机。打印报表、报告用的A3幅面激光打印机，另一台为打印报警/95、事件用的针式点阵打印机。5.1.5软件配置为完成站控系统任务，最少应配下列软件：实时多任务操作系统软件PLC程序编程软件用户应用软件HMI组态软件HMI用户应用软件高级软件（需要时）站控系统结构见下图：5.1.6场站的通讯系统与调度中心的通讯：与调度中心的通讯特点是数据量大，因此对通讯系统要求较高。它与调度中心的通讯是间歇式，即每隔一个固定间隔（几秒或几分钟）进行一次通讯。站内通讯系统：计算机与RTU间采用标准串行通讯协议，计算机与智能仪表之间通讯采用标准协议或根据仪表厂商提供的协议进行通讯。5.1.7 UPS电源后备为保证系统中重要设施的连续不间断运行，各站应配置UPS后备电源或小型柴油发电96、机。5.1.8站内可燃气体泄漏报警（预警）在重要部位应设置可燃气体泄漏检测器，且各路独立，互不干扰。当气体浓度大于检测器设定浓度时，远传至控制箱自动报警（预警），并上传计算机记录报警信息。5.2区域监控子站系统设计构成及功能： 现场检测仪表（压力、温度等）通讯单元 RTU是系统的最低层设备。它直接采集各远程监控站现场的压力、流量及电机等设备运行状态等信号，并根据二级监控站的命令将采集的数据上传，是整个系统正常、可靠运行的基础。RTU应选择户外安装型，具有工业级别的模块化，无排风扇结构，符合现场防爆、防水、防尘、抗震、防静电、防腐蚀和抗干扰等要求。5.3 现场检测仪表、变送器及执行机构系统采集的97、参数有以下几大类：流量、压力、温度、和设备状态（开关量）等，需要控制的有电控阀门，信号种类较多。选型时主要考虑防爆环境，稳定性，可靠性，性能价格比，信号标准化等因素。以下分别加以说明。5.3.1压力变送器本系统中天然气压力为高压和中压，每个区域调压箱都测量压力。压力变送器可选用智能变送器。变送器为全智能型。5.3.2温度传感器天然气储配站和区域调压箱内测量调压器出口的天然气温度，选择隔爆铂电阻温度传感器，其电阻信号直接输入到数据采集单元的相关通道中。性能指标：温度范围：-50450隔离电阻：100兆欧，500VDC5.3.3燃气泄漏报警器燃气泄漏报警器安装在天然气储配站各工艺装置区内，实时采集98、站内天然气浓度信号并将浓度标准模拟信号输入到RTU中。一旦发生泄漏情况可及时发现。气体探测器，采用进口传感器，响应迅速准确；可检测各种可燃气体；抗干扰、寿命长；本安防爆，标准信号或数字485信号输出。6 城市输配系统6.1中压输配系统压力级制确定输配系统的压力级制是与供气规模、气源特点、供应方式及管道材质是密切相关，因此，在确定输配系统压力级制时，不仅要满足近期供气要求，同时要考虑到远期燃气发展的需要。随着城镇建设的发展，城镇居民区、商贸区及城区主干道中各种基础设计的续建，因此管道一经埋入地下，重新翻建的难度和经济损失都会十分巨大，这就要求在设计城镇燃气输配管网时，应考虑一定的余量。供气方式：99、城市管道燃气向最终用户的供气方式有两种：一种是低压供气方式，即通过区域中低压调压站将中压燃气调压至低压燃气后，再通过低压管网将燃气送到各用户；另一种是中压供气方式，即取消区域中低压调压站，将中压燃气直接通过管网送至用户楼前的用户调压箱，调压后的低压燃气可供应一栋或几栋楼居民用户。本工程经中、低压方案比较，又结合国内一些城镇中的燃气输配，本工程拟定采用中压供气，它具有管径小、节约管材、投资少等较为明显的优点，另外还减少区域中低压调压站的占地和建设费用。中压输配系统压力级制：中压输配系统管网压力级制确定，主要是从技术可靠性、经济性和实用性来进行分析比较，从经济性来说，当然是压力高有利，管径小、投资100、少，现经分析比较，本工程将城区燃气管网工程输送压力定为0.25MPa（表压）。中压管道进庭院，利用楼栋调压箱进行调压，低压进户，其主要优点是节省投资并保证稳定供气。6.2管网布置原则6.2.1中压管网布置原则压力级制确定为中压燃气管道B级压力输送，其中压管网布置应按下列原则：根据城镇总体规划，并贯彻近远期结合，以近期为主布置街区主管网，还要考虑到工程的分期建设；中压管道要布置在用气负荷区，但应避免布置在交通干道和闹市区繁华街道，以减少施工难度和建成后运行管理，维修的麻烦；中压管道要布置成环网，以提高其输气和配气的安全可靠性；中压管道的布置，应考虑到用气大户的直接供气可能性，并应使管道通过这些地101、区时尽量靠近这类用户，以利于缩短连接支管的长度；中压管道的布置要考虑到调压箱的位置，使管线尽量靠近各调压箱，以缩短连接支管的长度；中压管道的敷设应遵循先人行道，后慢车道，再快车道的原则。6.2.2低压管网布置原则低压管网是城市的配气管网，布置低压管网时，主要考虑用户分布的密度进行布线。6.3中压管道管材选择及敷设6.3.1管材选择适用于城市燃气输配中压管网的管材有：无缝钢管、聚乙烯塑料管、焊接钢管、球墨铸铁管。近年来国内许多城市的天然气中压管网均采用聚乙烯塑料管敷设。聚乙烯塑料管与钢质管道相比，表现出显著优点。在使用年限上，聚乙烯塑料管使用年限可达到50年。耐腐蚀性能：除少数强氧化剂，聚乙烯塑102、料管可耐多种化学介质腐蚀，因此管道可不作防腐处理。此外，聚乙烯塑料管还具有以下优点：聚乙烯塑料管内壁光滑，当量绝对粗糙度小,K=0.01。而钢管的K=0.1，因此相同管径条件下，聚乙烯塑料管输气能力比钢管大，同样供气规模，采用聚乙烯塑料管，可减小管径，节省管道材料，降低投资；与钢管比较，聚乙烯塑料管韧性好，耐冲击能力强，能有效地承受内压力和外荷载。另外聚乙烯塑料管焊接接口强度高于管材本体，不易断裂，安全可靠性好；聚乙烯塑料管由于韧性好，管道轻，维修时可采用压扁工具断气更换管道，避免了大范围停气，影响用户。但聚乙烯塑料管强度比钢管低，对地质条件要求较高，聚乙烯塑料管与其他给水、排水、电力等市政管103、线的水平和垂直净距要求要高。因此，在实际施工时，应根据现场条件合理选用聚乙烯塑料管，局部地区可考虑选用钢管。聚乙烯管道选用SDR11 PE80，钢制管道选用焊接钢管。6.3.2管道敷设本工程管道均埋地敷设。管道埋深按城镇燃气设计规范街区中压干管各分支处设阀门井一座，阀门采用PE球阀（有关要求执行。最小埋深为：车行道下时0.9m；非车行道下时0.6m。带双放散）。管道在穿越主要干道时应敷设在套管内，套管埋深要大于1.2米，套管直径大于管道直径100mm以上，套管要伸出路边2.0米。6.4城区中压管网布置城镇燃气管网采用这种环枝结合的布置方式，一是环状供气平衡稳定；二是此种方式供气安全可靠，还有利104、维修。城市燃气由天然气储配站经调压、计量、加臭后，进入城区中压管网。城区管网布置见城区管网布置图。6.5管网水力计算城镇燃气管道的计算流量，应按计算月的小时最大用气量计算，本工程中压燃气管道的单位长度摩擦阻力损失是采用城镇燃气设计规范推荐公式，并参照有关计算图表，进行管网水力计算。各区域供气量按节点法计算。各节点供气量，按现有用户情况进行分摊。管网中各管段流量在保证节点流量和节点压力的前提下，与管段直径密切相关。为保证管网在满负荷运行时，最低点压力应能满足配气管道压降和调压箱（柜）的起动压力要求，在水力计算时设定管网任一点压力不低于0.08MPa。6.6庭院户内管本输配管网是中压输送楼栋前采用105、箱式调压、低压入户。庭院管道布置应遵循下列原则：管道长度应最短；地下燃气管道与建构筑物或相邻管道之间的水平净距和垂直净距应符合城镇燃气设计规范规定要求；应尽量避开并远离上、下水井及化粪池等；庭院管道应尽量敷设在街坊、里弄的道路上；在有载重车经常通行的道路上布置燃气管道时，应尽量敷设在人行道上；庭院管道一般为枝状布置,采用聚乙烯燃气管道。户内管道采用水煤气热镀锌钢管，全部用丝扣连接。7组织机构、人员编制及后方设施城市燃气供应系统的管理设施的任务是组织和安排气源的生产运行，搞好输配、调度、储存，保证安全运行，稳定供气，提供优质服务等，建立一个使液化天然气储存、气化、输配、供应能密切配合指挥灵敏有效106、的组织机构，实行现代化科学管理，并合理配备各类人员和设施，确保系统安全、可靠，在保证社会效益和环境效益的前提下取得较好的经济效益。7.1组织机构及人员编制当建立开发区天然气储配站后，必须建立一套完整的管理机构,以便对天然气储配站、全区管网及用户进行管理和维护。按现代企业制度，公司分为综合管理部门（计划、调度、财务、人事、技术、质量等），生产部门（天然气储配站）、营业部门（营业所）和工程部（工程建设、材料、管线维护、抢修中心），其中抢险中心由公司直接调度。公司按照现代企业管理要求进行机构内的责职分工和人员设置。：燃气公司 综合管理部门营业部 生产部 工程部 营业所 天然气 储配站管线维护 抢修中107、心由于燃气系统规模不大，因此管理机构必须精简，确定近期管理人员共32人。详见下表：人员编制表序号 部门（职位） 人员（人） 1 总经理 1 2 调度中心 2 3 财务 2 4 综合管理部门 2 5 天然气储配站 6 6 汽车加气站 8 7 工程部 11 总计 327.2职责范围天然气供应系统的管理设施的任务是组织和安排天然气储配站及整个管网系统的生产运行，搞好输配调度，保证安全运行，稳定供气，优质服务等。建立一个使燃气生产、输配、供应能密切配合的，指挥灵敏有效的组织机构，实行现代化科学管理，并要合理配备各类人员和配备设施，才能确保系统安全、可靠。7.3人员培训天然气属易燃易爆危险物质，对生产、108、管理人员必须具备一定的专业知识和一定的操作管理经验，所以投产前需要在同类工厂进行实践培训，达到独立操作，并掌握生产工艺过程及排除故障的能力，经考试合格取得上岗证后，方可上岗操作。7.4后方设施根据上述组织机构及人员编制，结合工程分期情况，后方设施主要内容有：调度抢修中心，抢修车辆，机具等，根据实际情况分期投入实施。抢修、维修车辆： 管道抢修车：1辆管道检漏车：1辆巡线车：1辆手推式燃气检漏仪：2台维修、抢修机具： PE管焊机：1套PE管带气开口设备：1套便携式燃气检漏仪：6台空压机Z-0.3/7：1台交、直流电焊机：各1台气焊机：1台割管机：1台台钻Z4012：1台砂轮机：1台手工操作工具：1109、套防护救生器材：6套8 环境保护8.1总则天然气是一种无色、比空气轻的含炭量低的烷烃混合物，发热量高，其单位体积的发热量约是同体积煤制气（如焦炉煤气）的两倍多；天然气中不含硫和其他有害杂质，所以天然气作为燃料利用与矿物燃料煤和油相比，它是一种优质高效和洁净能源，热值高，燃烧产生的有害物质少，因此被人们称为“绿色燃料”，经济评价和环保评价最好。据有关资料表明，相当热值的天然气和煤炭燃烧时，燃用天然气排放的颗粒只是燃煤的1/616、二氧化硫只是燃煤的1/120、一氧化碳只是燃煤的1/132、二氧化碳还不足燃煤的2/3。如以1108m3的天然气替代煤炭供城镇居民生活用，还可节煤1735104吨，节煤110、约占原煤用量的5070，并减少二氧化硫排放量3600吨，减少烟尘排放量300吨。所以，天然气作为城镇燃气较之其它矿物燃料，如在气体质量、输送使用、环境保护、减少大气污染等方面有不能相比优越之处。因此，本项目时一项环境、社会效益非常显著的环保工程。但是工程在施工过程中或因操作不甚，对周围环境会产生少许污染，所以必须依据上述标准、规范进行环境保护工程设计。8.2污染控制与环境保护目标8.2.1大气环境保护目标采取措施防止各类污染及安全事故的发生，严格控制天然气放空量，保护区域大气环境质量，使其不至于因本工程的实施而下降。8.2.2地面水环境保护目标保护工艺站场附近的地面水环境质量，使其不至于因本工111、程的实施而下降。8.2.3噪声环境保护目标天然气储配站站界噪声达到GB12348中的II标准，天然气储配站周围100m内的噪声敏感点不至于因本工程的建设实施而受影响。8.3环保设计原则本工程，认真贯彻“全面规划、合理布局、保护环境、造福人民”的方针，本着与主体工程“同时设计、同时施工、同时投产和预防为主、综合治理”的原则设计。采用合理的工艺，选用可靠的设备和材料，采取先进的施工方法和措施，完善职工队伍管理，尽量减少污染物的排放；并对排放的污染物采取有效的处理，达标排放，以使管道所经地区的大气、水体、土壤、植被等自然生态与生活环境免受伤害。8.4环境保护危害因素分析输气管道工程对环境的影响分为建112、设期和运行期两种情况。建设期对环境的影响主要是各种施工活动对生态环境的破坏，其排污产生的影响相对较小且持续时间短；运行期对环境的影响主要是LNG气化站、LPG混气站排污及可能产生的环境风险。8.4.1建设期环境影响因素分析建设施工主要包括清理和平整场地、开挖管沟焊接管道、试压、下沟、管沟回填等；建设期间对环境的影响主要来自管道施工中的开挖管沟和施工机械、车辆、人员等活动对周围居民的影响，以及工程占地对镇区内的交通的影响。此外，建设期间各种机械、车辆排放的废气和产生的噪声、施工产生的固体废物的丢弃、管道试压产生的废水等，也将对环境产生一定的影响，但这类影响是暂时的，待施工完成后将在较短的时间内消113、失；永久性占地主要用于场站的建设，将改变现有的土地利用状况。8.4.2运行期间环境影响因素分析输气管道在正常情况下对环境的影响主要来自站内污水排放。8.4.3生产工艺与环境影响因素分析生产工艺对环境产生影响的主要因素包括：阀门和管线产生的噪声；少量生活污水及生活垃圾了；若系统超压或站内检修时，将产生一定量的天然气由站内放空管排放至大气中等。8.4.4污染物排放分析大气污染物排放：天然气储配站排放的大气污染物主要是设备检修以及站内系统超压排放的天然气。废水排放：天然气储配站排放的废水主要是生活污水，排放量不大。噪声：天然气储配站噪声主要超压排放天然气时会产生噪声。固体废物：天然气储配站产生的固体114、废物除生活垃圾外，在设备检修时也会有一定量固体废物从产生。8.5环境保护及污染防治措施为在本工程建设的同时，尽可能减少对环境的影响，工程拟采用如下污染防止措施和安全措施：8.5.1大气污染防止措施天然气储配站超压排放的天然气，送至放空立管集中排放。8.5.2污水处理措施站内设一座化粪池，将生产及生活污水排至池内，经发酵沉淀处理后，排入市政污水系统或排水沟。8.5.3噪声污染防治措施天然气储配站选址远离居民区；在设备选型时尽可能选用低噪声设备。8.5.4固废处理措施各场站的生活垃圾送至城市垃圾场。8.5.5安全防护措施 在管道沿线支线处阀井，以减少一旦管道发生事故的天然气排放；站内设备按照防爆等115、级进行设计，并按规范采取防静电、防雷等措施；设置专门的管线维修抢修队伍，进行日常维护和遇事故及时处理。8.5.6事故防范措施由于环境风险具有突发性和破坏性（有时体现为灾难性）的特点，所以必须采取措施加以防范，加强控制和管理是杜绝、减轻和避免环境风险的有效办法。8.5.6.1设计中采取的事故防范措施选用低噪声的设备，减少对环境噪声影响；事故情况下，天然气采用集中排放；在可能发生天然气泄漏或积聚的场所应按照规范要求设置可燃气体报警装置；天然气储配站内设有安全泄放系统，当系统出现超压时，通过设在系统中的安全阀，自动放空；天然气储配站内利用道路进行功能分区，将生产区和辅助区分开，减少了生产区和辅助区的116、干扰，减少危险隐患，同时便于生产管理。8.5.6.2施工阶段的事故防范措施建立施工质量保证体系，提高施工检验人员的水平，加强检验手段；制定严格的规章制度，发现缺陷及时正确修补并做好记录。8.5.6.3运行阶段的事故防范措施定期进行管道的测量，及时维修更换，避免爆管事故发生；定期检查管道安全保护系统（如支线阀门、安全阀、放空系统等），使管道在超压时能够得到安全处理，使危害影响范围减少到最低程度；加大巡线频率，提高巡线的有效性：检查管道施工带，查看地表情况，并关注在此地带情况，发现对管道安全有影响的行为，应及时制止、采取相应措施并向上级报告；事故放空时应注意防火。8.6环境管理机构和环境监测建立专117、职的环境保护机构，配备环境保护工作人员，由公司统一领导和监督。管线投入正常生产后，管线全程密闭输气，LNG气化站废水、废气产生量很小，监测控制重点应放在工艺站场对环境的影响上。对天然气储配站进行定期的监测，监测频率为每年至少一次。管线投入正常生产后，应配备甲烷泄漏检测仪，对管线、天然气储配站做定期巡查，在巡查过程中做好甲烷泄漏监测工作，发现有泄漏处，要及时做好整改工作。当发生事故时，根据事故性质及影响范围，及时对大气、土壤等环境要素进行监测。正常生产时监测工作由生产管理部门组织实施，事故性监测由当地市、县环境监测站承担。8.7环境影响结论8.7.1产业政策项目的建设符合国家产业政策要求。项目的118、建设具有较好的环境效益和经济效益。8.7.2弃方本工程弃方量不大，基本都是可利用的土源，与当地有关部门协商后可用于农田改造，对环境影响不大。8.7.3场站选址本工程场站选址符合沿线城市的规划要求，综合考虑与项目相关的各种因素，场站选址可行；8.7.4施工项目建设施工期，会对生态环境带来阶段性不利影响，按照评价要求的施工方式和防护、恢复措施，环境不利影响可以有效控制，影响程度和范围不大。8.7.5输送介质本工程输送介质天然气属于易燃易爆物质。主要事故类型为天然气泄漏，管道泄漏为最大可信事故，但发生概率较低。8.7.6环境保护按照评价提出的环境保护措施及要求，可以有效降低施工及运营期的环境影响程度119、及范围，工程建设不会对环境造成明显不利影响，项目建设可行。9节能9.1综合能耗分析主要能源消耗：站内压降；工艺设备的内漏和外漏、安全放空、设备检修放空、清管时排污和放空等；工艺场站设备耗水、耗电；值班人员耗气、耗电、耗水；输气管道输送压降；检修、超压时放空等天然气损耗。9.2节能措施认真贯彻国家有关节能措施政策，积极采用节能技术和设备，合理利用能量，努力降低能源消耗是本工程设计的指导思想。在本工程设计中主要采取了以下节能措施：在工艺流程制定过程中采用节能新技术、新工艺；在设备选型中优先采用节能产品和设备；按要求配置能源计量仪表，树立节能意识；在建筑设计中充分考虑节能的需要，使单位面积能耗指数达120、到现行国家和行业标准水平。9.3节能效益本工程项目是一项改善环境质量，特别是大气环境质量的环保项目。工业企业燃料结构由燃煤、燃油改烧天然气后，能耗将大大降低。由于发展管道天然气用户，城市内瓶装液化石油气用户的减少将节约槽车运输量及汽、柴油消耗量。该项目建成后，其节能效益显著。10消防10.1建筑物等级划分场 所 耐火等级 生产类别 防火防爆等级 储 罐 区 一、二 甲 类 1区 气 化 区 一、二 甲 类 1区 调压装置区 一、二 甲 类 1区 10.2消防系统本工程生产区内包括液化石油气储罐区和工艺生产区，液化天然气储罐区和工艺装置区，在确保两个储罐区的安全距离前提下，消防水量按最大生产设施121、的消防水量计算，因此，本工程的消防水量按液化天然气的生产设施的消防水计算。液化天然气储罐消防用水量应按其储罐固定喷淋冷却水量和水枪用水量之和计算。喷淋装置的供水强度为0.15L/sm2，则喷淋用水量为112m3/h；水枪用水量108m3/h。则消防用水量为220m3/h，火灾连续时间按6小时计算确定，则需总消防水量为1320m3。站内设两座600m3消防水池，总水量为1200m3，水源由市政供水管道提供。消防给水管网采用环形布置，其给水干管不少于两条。当其中一条发生事故时，其它干管仍能供应消防总用水量。水枪出口的供水压力不小于0.25MPa。10.3工程防火和消防措施10.3.1功能、性质以及122、火灾危险本工程各种设施按其功能、性质以及火灾危险性的大小，结合自然条件全面地、因地制宜地分类分区布置，力求紧凑合理，最大限度地达到节约用地，节省投资，防止发生爆炸火灾等目的；10.3.2总平面布置本工程建设区域的总平面布置根据生产性质、工艺要求及火灾危险性的大小等因素，同时考虑地形与风向等因素，各设施之间均按建筑设计防火规范、城镇燃气设计规范及原油和天然气工程设计防火规范等规范的要求设置相应的防火安全间距，防止一旦发生火灾造成火势扩大、蔓延；10.3.3正常生产本工程在正常生产情况下，一般不易发生火灾，在操作失误、违反规程、管理不当及其它非正常生产情况下，可能有各种因素导致火灾发生。因此，为了123、防止火灾的发生或减少火灾发生造成的损失，本工程在设计上采取了相应的防范措施，具体如下：采用密封良好的设备输送天然气，防止泄漏；系统管道超压、检修、放散均汇集至放空管；系统设置各类自动紧急切断装置。10.3.4建、构筑物在天然气输送系统中，对温度、压力、流量等参数均设有仪表监测并设置可燃气体报警装置、火灾探测装置，天然气系统的设备及管道均采用防静电接地措施，以防止意外事故的发生；10.3.5建、构筑物本工程生产建、构筑物的耐火等级为一、二级，严格按建筑设计防火规范相应的具体规定进行设计。在火灾危险性较大的场所按建筑灭火器配置设计规范的相应规定设置足够数量的移动式消防器材，以满足防火及消防的要求；124、10.3.6爆炸和火灾危险场所在爆炸和火灾危险场所严格按照环境的危险类别或区域配置相应的电气设备和灯具，防止电气火花引发的火灾。放空管、风帽按规范要求采取相应的防雷措施；10.3.7易燃易爆场所本工程在易燃易爆场所设火灾自动报警系统，并设相应的通讯设施，以便火灾发生时能及时报警以及进行通讯联系。11 劳动安全与卫生11.1设计依据11.1.1有关法律、法规和规章中华人民共和国安全生产法中华人民共和国消防法中华人民共和国职业病防治法危险化学品安全管理条例中华人民共和国劳动法关于特种作业人员安全技术培训考核工作的意见爆炸危险场所安全规定特种设备安全监察条例危险化学品登记管理办法关于加强化学危险品管125、理的通知生产经营单位安全培训规定劳动防护用品监督管理规定危险化学品建设项目安全许可实施办法压力管道安全管理与监察规定特种设备注册登记与使用管理规则特种设备作业人员监督管理办法工伤保险条例其他有关燃气、消防等方面的法律、法规、规章和文件规定。11.1.2国家及行业的有关规范和标准城镇燃气设计规范GB50028城镇燃气输配工程施工及验收规范CJJ33危险化学品经营企业开业条件和技术要求GB18265建筑设计防火规范GB50016建筑物防雷设计规范GB50057防止静电事故通用导则GB12158消防安全标志设置要求GB15630消防安全标志GB13495石油化工企业设计防火规范GB50160石油化工126、企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范（SH3063建筑灭火器配置设计规范GB50140建筑抗震设计规范GB50011爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058职业接触毒物危害程度分级GB5044供配电系统设计规范GB50052低压配电设计规范GB50054火灾自动报警系统设计规范GB50116安全标志GB2894安全色GB2893企业职工伤亡事故分类GB/T6441生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则AQ/T9002其他燃气、消防等相关标准和规范。11.2主要危险有害因素辨识与分析11.2.1主要危险、有害物质本项目涉及的主要危险、有害物质有：天然气、液化天然气、氮气（置换用）、液127、化石油气。11.2.2 生产过程危险、有害因素分析11.2.2.1爆炸危险火灾爆炸危险性分析11.2.2.1.1天然气火灾、爆炸危险天然气泄漏遇到点火源便可引发池火灾或爆炸等事故。液化天然气泄漏后形成的冷气体在初期比周围空气重，易形成云层或云流。泄漏的液化天然气的气化（蒸发量取决于地面和大气的热量供给），刚泄漏时气化率很高，随即趋近于一个常数，如果泄漏的液化天然气数量较大，这时余留在地面的液化天然气就会在地面上形成一种液流。若无围护设施，则泄漏的液化天然气就会沿地面扩散，遇到点火源（最小点火能量为0.28mJ）便可引发池火灾或蒸气云爆炸等事故。液化石油气泄漏后因密度比空气重，会在地表上集聚，不128、易散去，遇到点火源便可引发池火灾或爆炸等事故。11.2.2.1.2电气电气火灾11.2.2.1.2.1变压器火灾、爆炸危险性分析本项目使用的变压器是干式变压器。变压器的其它绝缘材料，如电缆线、漆布、木材、黄漆布带、棉布、棉纱、浸渍纸等属可燃物质，在变压器长时间过载发热、短路或其它异常情况下，均易燃烧着火。造成变压器绝缘损伤短路，产生电弧的主要原因有：变压器里的绝缘材料如电缆纸、棉纱、布料、木块等长期在较高温度作用下逐步老化，使绝缘强度降低、脱落，引起线圈匝间短路。 在过电压冲击下，变压器发生穿越性故障。检修质量不良使局部绝缘损伤。变压器油质劣化或变压器进水受潮。变压器长期过载发热。11.2.2129、.1.2.2电缆火灾危险性分析电缆的绝缘材料、填充物和保护层如浸渍纸、漆布、橡胶、塑料等均属可燃物质,具有火灾危险性。引起电缆火灾的原因有外部起火引起的着火；有电缆本身缺陷引起的着火。外部起火引起电缆着火的原因主要有：变压器、互感器等充油电器设备故障漏油至电缆上遇明火引燃电缆；开关设备及其他电气设备短路或接触电阻过大产生高温起火将附近电缆引燃；安装施工和检修时高温焊渣等掉到电缆上引起着火；其他可燃、易燃物质着火后将附近电缆引燃。电缆本身缺陷引起电缆着火的原因：电缆本身在制造时有缺陷，在敷设时保护铅皮损坏或在运行中电缆绝缘受到机械损伤，引起电缆相间或相与铅皮之间的绝缘击穿而发生电弧。电弧高温能引130、燃电缆内的绝缘材料和电缆外层的麻布等；电缆长期受水、酸、碱和其他有腐蚀性气体或液体腐蚀使保护层破坏，绝缘强度降低，引起电缆短路起火；在长时间运行中，由于过负荷、过热等原因使电缆绝缘加速老化、干枯，绝缘强度降低，引起电缆相间或对地击穿短路起火；电缆外护套破损或密封不良，使电缆发生水渗浸受潮，导致绝缘击穿短路；过电压使电缆绝缘击穿发生短路起火；安装时电缆的曲率半径过小，致使绝缘折断受损发生短路；电缆终端接头和中间接头接触不良发生爆炸短路事故，引起电缆着火。11.2.2.1.2.3其它电气火灾危险性分析常用电气包括断路器、隔离开关、电动机、照明灯具等火灾危险性较大的电气设备。这些电气设备在发生故障时131、，可能会引燃绝缘材料或其它可燃物质，造成火灾事故的发生。11.2.2.1.3其它火灾爆炸其它火灾爆炸危险性分析11.2.2.1.3.1气焊（割）火灾危险在进行气焊（割）作业时，使用的乙炔是易燃易爆气体，使用的氧气具有强烈的助燃性，如果控制不好，很容易发生燃烧或引起爆炸；气焊（割）所用溶解乙炔气瓶、氧气瓶属移动式压力容器，具有爆炸的危险性；电、气焊（割）作业过程中高温焊渣或熔融的金属火星飞溅到可燃物质上，会引起火灾。11.2.2.1.3.2辅助生产设施火灾爆炸危险性分析控制室、办公室、档案室等都存在有大量可燃性材料、电器设备和电缆电线等，如管理不当，会发生火灾事故；机修间若存放有易燃物质，具有火132、灾危险；本项目使用一台220KW柴油发电机作为备用电源，柴油发电机房通风不良或是柴油泄漏，有发生火灾爆炸的危险。11.2.2.2窒息危险分析本项目使用氮气作置换气体，如气瓶破裂，氮气大量泄漏，有造成窒息事故的危险。本项目生产设备、管道、阀门、仪表等在运行中易受到磨损，必须按期进行维护、保养、检测和维修。在检修过程中，设备、管道中残存有易燃易爆物质，而检修又离不开动火、进罐作业，若在作业前未严格按照有关规程进行隔绝、置换、吹扫、清洗并分析合格，极易发生窒息和爆炸事故。11.2.2.3电伤害危险性分析本项目发生触电伤害事故的主要危险有：11.2.2.3.1安全防护电气设备及线路绝缘破损、漏电且无接133、地接零保护、高压裸体导体无安全防护栅栏或安全屏蔽保护。11.2.2.3.2工作制度不严格执行工作制度，违章作业，操作失误等。11.2.2.3.3安全保护高压带电作业未采取有效的安全保护措施。11.2.2.3.4工具、用具电工工具、用具绝缘不合格或绝缘破损。11.2.2.3.5断路器断路器失效。11.2.2.3.6手提式或移动式低压电器手提式或移动式低压电器设备无漏电保护器或漏电保护器失效。11.2.2.3.7厂房、设备厂房、设备无避雷保护装置，或避雷装置损坏失效。11.2.2.4高处坠落危险性分析本项目有2座LPG地上卧式储罐和1座LNG立式储罐和一个BOG储罐，在安装、运行、检修过程中，经常134、需要进行高处作业，如不采取有效的安全防护措施和使用可靠的安全保护装置，很容易发生高处坠落事故。造成高处坠落事故的主要因素有：11.2.2.4.1安全防护无安全防护栏、坑（沟）盖板等设施或设施损坏。11.2.2.4.2安全防护高处作业时没有按要求佩戴安全带（绳）、安全帽或采取其他有效的安全防护措施。11.2.2.4.3安全保护高处作业时不按规定使用安全保护装置或安全防护装置有缺陷。11.2.2.4.4违章违章作业。11.2.2.4.5作业疏忽大意，疲劳过度或酒后作业。11.2.2.4.6安全管理高处作业安全管理不到位。11.2.2.4.7室外高处在雷暴雨、浓雾、六级以上大风等恶劣天气进行室外高处135、作业。11.2.2.5机械伤害危险性分析本项目有大量的泵类、电机等传（转）动机械设备，如果没有可靠的安全防护装置，设备有缺陷，违章作业等，易发生作业人员被切、绞、轧、挤、压、撞击等事故。导致发生机械伤害事故的主要因素有：11.2.2.5.1违章违章作业或操作不当；11.2.2.5. 安全防护安全防护装置缺乏或损坏、或被拆除等；11.2.2.5.3操作人员操作人员疏忽大意，身体误入机械危险部位；11.2.2.5.4检修设备不停机检修设备；11.2.2.5.5停留、休息在不安全的机械上停留、休息；11.2.2.5.6劳动保护不按规定穿戴劳动保护用品；11.2.2.5.7启动在停车检修和正常作业时，136、机器突然被别人误启动。11.2.2.6车辆伤害危险分析本项目建成投产后，经常会有槽车出入，如没有严格的交通管制措施，易发生交通事故造成车辆伤害。发生车辆事故的原因可归纳为下列几点：11.2.2.6.1安全技术缺乏安全技术知识，无证驾驶；11.2.2.6.2交通安全违反交通安全规定；11.2.2.6.3车辆车辆有缺陷；11.2.2.6.4路况路况不良；11.2.2.6.5交通管理交通管理混乱。11.2.2.7物体打击危险物料装卸，安装、检修作业，机械加工作业等存在物体打击或砸伤危险。11.2.2.8冷冻伤害本项目液化天然气最低温度到-162，当液化天然气大量泄漏时，因蒸发吸热可使周围气温急剧下降137、，导致人员冻伤。11.2.2.9容器爆炸本项目使用的LNG、LPG储罐和BOG储罐属压力容器，如超压运行，或是生产、安装质量不合格，安全附件不起作用，有导致容器爆炸的危险。使用的氮气气瓶，也属于压力容器，同样存在容器爆炸的危险。11.2.2.10噪声危害分析噪声对人的危害是多方面的。噪声可以使人耳聋，还可能引起高血压、心脏病、神经官能症等疾病。11.2.3本工程采用的安全对策与措施11.2.3.1安全对策与措施本工程在设计上对防火、防爆、防雷、抗震等方面作了全面的考虑。11.2.3.1.1总体布局天然气储配站内利用道路和围墙进行功能分区，将生产区和辅助区分开，这样既减少了生产区和生产管理区的相138、互干扰，又能使危险隐患减少，同时便于生产管理；站内路面宽度及转弯半径应能满足消防、运输通行的要求。11.2.3.1.2工艺设计储罐之间的净距3.0m；储罐组四周设置周边封闭的不燃烧实体防护墙，防护墙的设计应保证在接触液化天然气时不被破坏。防护墙内的有效容积（V）不小于防护墙内所有储罐的总容积。液化天然气放散总管管口高度且距地面10m，应高出距其25m内的建、构筑物2m以上。储罐区、气化装置区域等火灾爆炸危险场所设置燃气浓度检测报警器。报警浓度取爆炸下限的20%，报警显示器设在仪表控制室内，室内设有值班人员。气化站按7度设防，对管道壁厚进行抗震设计校验。对动力设备基础进行专门设计。设置紧急截断阀139、，可保证压力超限时不危害设施安全；对压力容器及管道进行保护，设置安全放散系统。根据噪声源和噪声区域的布局，采用低噪声设备，减小输气流速，通过隔声、消声、吸声等综合技术措施，控制噪声危害；11.2.3.1.3消防设计LNG、LPG储罐设置固定喷淋装置。喷淋装置的供水强度不小于0.15L/S.m2。消防系统中的消防泵房的设计应符合现行国家标准建筑设计防火规范GB50016的有关规定。站内具有火灾和爆炸危险的建、构筑物、液化天然气储罐、液化石油气储罐和工艺装置区应设置小型干粉灭火器。LNG储罐区设置8Kg粉灭火器4具和35Kg干粉灭火器2具，槽车装卸台设置8Kg干粉灭火器2具，工艺装置区设置8Kg干140、粉灭火器4具和35Kg干粉灭火器1具，LPG储罐区设置8Kg粉灭火器4具和35Kg干粉灭火器1具，卸车台设置8Kg干粉灭火器2具，压缩机间和混期间分别设置8Kg干粉灭火器2具，辅助用房每个房间设置8Kg干粉灭火器2具。除此外还应符合建筑灭火器配置设计规范GB50140的其他规定。设计防止液化天然气流入下水道或其他以顶盖密封的沟渠中的措施。消防泵房采用双电源供电。11.2.3.1.4电气设计为防止爆炸，站内电器设备、设施的选型、设计、安装及维修等均按相应等级要求进行防爆设计，设有安全放散系统，电气设备为防爆型，灯具为防爆灯具，符合爆炸或火灾危险环境电力装置设计规范的规定；重要的检测仪表、控制回路141、及中控室等设置不间断电源；电器设备、设施执行漏电保护器安装和运行的规定；储配站防雷设计符合建筑物防雷设计规范GB50057中“第二类防雷建筑物”的有关规定。储配站防静电接地设计符合化工企业静电接地设计规程HGJ28的规定。储配站内至少应设置2台直通外线的电话。电话如果设在爆炸危险场所，应采用防爆型。对系统进行了防雷和防静电设计。11.2.3.1.5建筑结构储配站劳动保护采用防冷冻设施；储配站建筑做防腐处理；11.2.3.1.6自动化控制系统在天然气储配站内建立中央控制室，采用上位工业控制计算机储运管理系统与过程控制PLC采集、监控系统及摄像监视、报警联动系统，对整个站区的工艺生产运行测控参数进142、行集中显示及管理，并将LNG气化站生产运行的重要参数传送至中央控制室仪表盘上显示和控制。控制室监控、采集系统配备UPS不间断电源。对LNG、LPG储罐的液位、温度及压力设置就地显示仪表检测并远传至控制室显示。LNG、LPG储罐设置高、低限液位报警及超压报警装置，并按工艺运行控制条件进行紧急联动切断控制，以防超装和抽空，确保储罐和管道系统的安全运行。在控制室与LNG储罐区、LNG气化区、LPG储罐区、混期间、压缩机间、工艺配管区等部位设置紧急关闭系统（即ESD系统），并在有可能发生天然气泄漏的区域设置低温检测报警装置并按工艺条件进行连锁控制。在LNG、LPG储罐的进出口管线上和天然气出站总管上均143、设置气动紧急切断阀，并按照工艺运行控制条件进行紧急边动切断控制。在两组空温式气化器入口设气动紧急切断阀，正常工作时两组空温式气化器利用气动紧急切断阀，在控制室内通过工控机与PLC储运计算机管理系统，按照工艺运行控制条件进行定时切换，设低温报警并连锁切换气化器。在各连接设备的工艺管道上设置就地显示仪表，并在对应区域设置可燃气体泄漏检测报警装置，报警信号通过信号线引入控制室仪表盘，在工控机上显示，并在报警浓度范围内紧急联动，切断站内工艺运行控制的紧急切断阀。气化后的天然气在进入城市管网前在站区内进行流量温压补偿运算计量，并将瞬时流量与累计流量值信号远传至控制室的PLC数据采集系统内。PLC数据采集144、系统向加臭控制系统发送计量后的标准计量数据，加臭控制系统按照相对应的流量值对天然气进行加臭。设置自动消防灭火系统。在罐区设置火灾控测器，当遇失火时，向总控室发出报警信号，同时打开相应喷淋阀门，启动消防水泵，实施消防灭火。在生产区设置电视监视摄像镜头，在控制室动态监视站内人员生产与工艺设施安全运行情况，并设录像机进行记录，保证安全生产有备可查。11.2.3.1.7其他按安全标志、消防安全标志、安全色的要求设计安全标志的名称、数量和悬挂位置，并按相关要求对管道等设备设施正确涂色并标明介质流向。对系统进行安全生产维护设计和抢险设计，配备较好的设备和相应的设施。现场人员穿防静电工作服，且禁止在易燃易爆145、场所穿脱，禁止在防静电工作服上附加和配带任何金属物件，并在现场设置消除静电的触摸装置；11.2.3.2管线安全对策与措施设计选用质量可靠的管材和工艺设备，保证管道的运行安全；定期巡线，发现问题，及时检修。11.2.3.3安全管理安全管理对策与措施11.2.3.3.1设计、施工、监理建设单位选择的设计、施工、监理单位，必须持有省级以上建设行政主管部门核发的等级资质证书。如果是省外燃气工程设计、施工、监理专业队伍，应当持相应等级资质证书到省建设行政主管部门办理有关手续，方可进行燃气工程单项目的设计、施工、监理。11.2.3.3.2公安消防部门项目设计图纸应报当地公安消防部门进行审核。11.2.3.146、3.3特种设备本项目储罐、压力管道、BOG罐等均属特种设备，根据特种设备安全监察条例作出如下要求：本项目所选用的特种设备的设计、制造、安装单位必须持有相应的资质证书。所有的特种设备在进厂时必须检查生产厂家的设计文件、产品质量合格证明、安装及使用维修说明、监督检验证明等文件是否齐全，是否符合要求。本项目所涉及的压力管道在现场安装时必须按经安全设施设计审查通过的施工图进行施工。设计选定的管道材质、管径、管道布置、支吊架的型式及安装位置等不得改变，若要变动必须经过原设计单位的同意并下达设计修改通知书。在特种设备安装前应向特种设备安全监察部门报装，安装竣工后应经特种设备安全监察部门验收合格，办理使用登147、记证。11.2.3.3.4人员培训认真贯彻执行中华人民共和国安全生产法中华人民共和国消防法、中华人民共和国职业病防治法、生产经营单位安全培训规定等有关法律、法规以及行业的有关规章制度。企业主要负责人和安全生产管理人员应由安监部门培训考核合格后方可任职。每班工作必须有不少于1名的持证安全员跟班作业。生产人员必须参加就业前培训，经考核合格后持证上岗，并定期进行健康检查，凡患有职业禁忌症的要按规定调动其工作岗位。特种作业人员必须经有关部门培训考核合格、持证上岗。11.2.3.3.5槽车外部运输槽车外部运输虽然没有纳入到本次评价范围，但槽车运输是一重要的危险因素。如果运输由供货单位提供，应与供货单位签148、订相应的运输安全协议。如果是自己运输，必须办理危险货物运输许可证，驾驶员、押运员必须经过专门培训后持证上岗。11.2.3.3.6建设单位建设单位应按生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则要求编事故应急救援预案并定期组织演练。11.2.3.3.7重大危险源本项目已构成重大危险源，应按重大危险源的管理规定到当地安监部门备案。11.2.3.3.8安全制订完善的安全生产责任制和安全管理规章制度及安全操作规程、工艺规程。各项安全防护工作制度均应有人管理并认真贯彻执行。11.2.3.3.9抢险抢修制定抢险抢修预案，当发生事故时，为不使事故扩大，防止二次灾害的发生，要求及时抢险抢修。必须对各种险情进行事故149、前预测，并针对性演练做到遇险不乱，才能化险为夷。应保证抢险队伍的素质，并能全天候出动，力求尽早尽好地恢复安全生产，同时遇险时应及时与当地消防部门取得联系，以获得有力支持。11.2.3.3.10保险企业必须参加工伤保险，为职工缴纳工伤保险费。11.2.3.3.11劳动防护企业必须为职工提供符合国家标准或行业标准的劳动防护用品，并监督、教育职工按使用规则佩戴、使用。11.2.3.3.12站区内站区内严禁吸烟，禁止携带火种、穿带钉的皮鞋及未关闭电源的手机进入易燃易爆区域。车辆进入必须在排烟管口安装合格的阻火器。11.2.3.3.13动火动火必须按动火审批手续进行并采取严格的防范措施。11.2.3.3150、.14防爆使用防爆型电器。进入罐内使用的照明应用安全电压和防爆灯。11.2.3.3.15卫生防护项目建成后，在卫生防护距离范围内不允许新建居民区、学校、医院等环境敏感点。11.2.3.3.16安全评价项目建成并经试运行正常后，需选择具有相关资质的安全评价单位进行安全验收评价并出具安全验收评价报告。12安全管理机构设置安全科专门安全机构，具体人员配备如下：职务 人数 科长 1人 维修员 1人 保养员 1人 日常检测检验员 1人 安全教育员 2人 合计 6人 13工程项目实施计划2010年32010年3月：完成项目可行性研究报告及评估的审批；2010年45月：完成项目初步设计的设计及审查；2010151、年55月：完成项目施工图的设计；2010年69月：完成城区管网及天然气储配站的建设；2010年10月xxxx市燃气用户用上天然气。14 投资估算投资估算及资金筹措14.1投资估算投资估算执行国家政策规定，客观反映工程等内容。14.1.1编制范围工程投资估算包括气源至调压配气站输气干线16Km、城区主干管网、调压配气站1座、汽车加气站1座、配套公司服务大楼、办公楼各一栋，相应的配套工程等内容。14.1.2编制依据国家计委、建设部计价格200210号文发布的工程勘察设计收费管理规定；中石油总公司石油建设工程概算指标2005年；中石油总公司建设项目经济评价参数（2005-2006）；中石化集团公司颁152、发的石油化工工程建设费用规定(2007版)的通知 (中石化建200881号）。14.1.3编制说明项目总投资由建设投资、固定资产投资方向调节税、建设期利息及流动资金组成,建设投资包括：工程费用、其他工程费用（包括固定资产其他费用、无形资产费用、递延资产费用）和预备费等组成。 14.1.3.1工程费用工程费用包括设备购置费、安装工程费、建筑工程费。14.1.3.2递延资产费用递延资产费用包括生产准备费和办公及生活家具购置费。14.1.3.3固定资产其他费用固定资产其他费用包括可行性研究编制及评审费、勘察费、设计费、工程保险费、建设单位管理费、工程监理费、环境影响评价费、水土保持评价费、场地准备及153、临时设施费、联合试运转费、劳动安全卫生评价费、地质灾害评价费、地震安全性评价费、及HSE专项费用等。14.1.3.4预备费。基本预备费=（固定资金费用+无形资产费用+其他资产费用）12%14.1.3.5固定资产投资方向调节税根据国家计委、国务税务总局计投资199394号文件“关于印发固定资产投资方向调节税石油行业税目注释的通知”，本工程固定资产投资方向调节税为0%。14.1.3.6建设期贷款利息项目建设投资的60%为银行贷款，建设期借款利息按复利计算。建设期贷款有效年利率按6.07%计，根据有关规定，项目建设期贷款利息计入固定资产原值。14.1.3.7流动资金流动资金的60%为银行贷款，流动资154、金估算采用扩大指标估算法，本项目流动资金按当期年经营成本的25%计算。项目流动资金的60%为银行贷款，贷款有效年利率按5.42%计。14.1.4估算结果该项目工程总投资为6094.5523万元，其中建设投资为5279.170万元，建设期利息为83.002元，铺底流动资金(自有)为282.380万元。14.2 资金筹措项目建设投资申请银行贷款，贷款年利率6.07%。项目所需流动资金贷款。流动资金贷款年利率5.42%。15财务评价15.1评价原则及基础数据15.1.1评价原则15.1.1.1财务评价财务评价将依据国家计委、建设部发布的建设项目经济评价方法与参数（第三版）及中国石油天然气股份公司项目155、经济评价参数（2005-2006）的规定经济评价方法进行评价计算。15.1.1.2分析动态分析与静态分析相结合，以动态分析为主，定量分析与定性分析相结合，以定量分析为主。15.1.1.3可靠依据遵循投入与产出对应的原则，客观、公正、科学、全面地反映项目的经济效益，为项目的前期投资提供可靠依据。15.1.2基础数据15.1.2.1建设进度项目建设期为1年。项目建设为二期第一期为第1年，第二期为第7年。15.1.2.2生产负荷项目建设期为1年，生产期30年，计算期31年。生产负荷为100%,分别为第二年、第七年、第十一年三种负荷。15.1.2.3行业基准收益率本项目以收益率为8%（税后）进行计算。156、15.1.2.4建设投资及资金来源项目所需资金的来源按如下方式考虑： 建设投资60%为贷款，长期贷款年利率为6.07%。一期建设投资40%为自有资金。二期建设投资100%为自有资金。15.1.2.5流动资金流动资金采用扩大指标估算法，以当期年经营成本的25%进行计算。流动资金的60%为贷款。流动资金的40%为自有。流动资金贷款年利率为5.42% 。15.1.2.6税收城市建设维护税及教育费附加分别为营业税的7%和3%。所得税按照国税发200247号文有关政策按利润总额的25%计取，盈余公积金按税后利润的10%计取，公益金按税后利润的10%计取。营业税税率为5%。增值税税率为13%,工业用气缴增157、值税,税率为收入价格的11.50% 销项税税率为13%,税率为支出价格的11.50% 。 15.2总成本费用估算15.2.1生产成本日常运行成本包括燃料费、动力费、生产工人工资、职工福利费、折旧费、维护及修理费等采用生产要素估算法进行估算。15.2.1.1第2年天然气 636.64104 N m3 3.80元/ Nm3耗电：38.500104kwh 0.75元/ kwh 耗水：0.2555104 m3 3.5元/ m3 销售费用: 销售收入的0.5% 15.2.1.2第7年天然气1792.150104 N m3 3.80元/ Nm3耗电：38.500104kwh 0.75元/ kwh 耗水：0158、.2555104 m3 3.5元/ m3 销售费用: 销售收入的0.5% 15.2.1.3第12年天然气1822.620104 N m3 3.80元/ Nm3耗电：38.500104kwh 0.75元/ kwh 。耗水：0.2555104 m3 3.5元/ m3 。销售费用: 销售收入的0.5% 15.2.1.4生产定员、工资及福利费本工程定员：32人 人工工资：6万元/年.人(含四费) 职工福利费：按人工工资的14%计取。15.2.1.5折旧费和摊销费固定资产折旧、无形资产摊销及递延资产摊销按平均年限法计算，固定资产折旧年限为30年，综合考虑残值率为3%。无形资产的摊销年限为10年；递延资产159、的摊销年限为5年。15.2.1.6修理费：按折旧费的50%计取。15.2.2管理费用管理费用采用指标估算法进行估算包括摊销费、矿产资源补偿费和其他管理费用。其他管理费按生产定员、工资及福利费130%考虑 。15.2.3财务费用财务费用包括流动资金借款的利息和生产经营期长期借款的利息及其他财务费用。15.2.4销售费用销售费用按销售收入的0.5%考虑 。15.2.5运营成本年均运营成本为6891.818万元，年运营成本估算详见表 B81、2 。15.3 财务分析15.3.1销售15.3.1.1产品销量、销价(1) 第2年: 民用气(下线) 380104 N m3 3.90元/ Nm3商业用气 1160、6.80104 N m3 4.40元/ Nm3其它用气 19.84104 N m3 4.60元/ Nm3CNG汽车用气 220104 N m3 5.40元/ Nm3（2）第7年:民用气(下线) 561.79104 N m3 3.90元/ Nm3商业用气 21.44104 N m3 4.40元/ Nm3其它用气 85.34104 N m3 4.60元/ Nm3CNG汽车用气 1123.6104 N m3 5.40元/ Nm3 （3）第12年:民用气(下线) 762.91104 N m3 3.90元/ Nm3商业用气 27.37104 N m3 4.40元/ Nm3其它用气 115.81104 N161、 m3 4.60元/ Nm3CNG汽车用气 1525.80104 N m3 5.40元/ Nm315.3.2营运税金及附加营业收入为计税依据，营业税税率为5%、城建税、教育费附加以营业税税额为计税依据，城建税税率为7%、教育费附加为3%。计算年均营业税金及附加为637.562万元。15.3.3利润及分配本项目年均利润总额为1657.157万元，年均所得税为552.386万元，盈余公积金和公益金按税后利润的20%计取。15.3.4财务盈利能力分析根据财务现金流量表计算以下财务评价指标财务内部收益率（FIRR）：是指项目在整个计算期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率。财务净现值：是指项目按行162、业的基准收益率或设定的收益率，将项目计算期内各年的净现金流量折现到建设期初的现值之和。静态投资回收期：是指项目的净收益抵偿全部投资所需要的时间。从建设起点年算起。项目主要财务评价指标汇总如下：序号项目指标1全投资所得税前财务内部收益率（%）18.97财务净现值（万元i=8%）18821.07投资回收期（静态）11.60年2全投资所得税后财务内部收益率（%）16.74财务净现值（万元i=8%）12976.13投资回收期（静态）12.09年 从上表可见，本工程建成投产后，整体运营良好，内部收益率大于行业基准收益率（8%），财务净现值大于零。说明项目盈利能力能够满足行业最低要求，本项目在财务上是可行163、的。15.3.5其它重要财务指标投资利润率：项目达到设计生产能力后的一个正常年份的年利润总额与项目总投资的比率。投资利税率：项目达到设计生产能力后的一个正常年份的年利税总额与项目总投资的比率。资本金利润率：项目达到设计生产能力后的一个正常年份的年利润总额与项目资本金的比率。总投资收益率：项目收益与总投资的比率。主要指标汇总如下：序号项 目指标1投资利润率（%）27.192投资利税率（%）（年平均）37.653资本金利润率（%）（年平均）0.004总投资收益率(ROI)23.5415.3.6偿债能力分析由“借款还本付息表”计算得出，本工程利息备付率、偿债备付率。大于行业基准。本项目有贷款清偿能力164、，能够满足行业基准值的要求。15.3.7资产负债15.3.7.1资产负债公用数据应收帐款周转天数 15存货周转天数 20现金周转天数 30应付帐款周转天数 45应收帐款周转天数 60原材料周转天数 60辅助材料周转天数 60在产品周转天数 5产成品周转天数 30现金周转天数 15预付帐款周转天数 30应付帐款周转天数 30预收帐款周转天数 3015.3.7.2主要指标汇总如下：序号项 目指标1资产负债率（%）57.612流动比率1.903速动比率0.6315.3.7.3行业标准资产负债率（%） 4060流动比率 12速动比率 0.61.215.3.7.4结论主要指标符合行业标准，项目可行。15165、.4 不确定性分析15.4.1敏感性分析分别以销售价格、经营成本、工程投资的变化对项目所得税前内部收益率在30%的幅度内作单因素敏感性分析，结果见下表：敏感性分析表(税后)序号变化范围-30%-20%-10%0%10%20%30%1基准折现率8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%2销售价格2.98%7.94%12.41%16.74%21.07%25.45%29.89%3工程投资19.29%18.60%17.61%16.74%15.98%15.29%14.68%4经营成本28.01%24.08%20.31%16.74%13.40%10.26%7.30%图 B2 敏166、感性分析图感性分析图从敏感性分析结果看，销售价格最为敏感,其次是经营成本,工程投资不敏感 。15.4.2盈亏平衡分析以生产能力利用率表示盈亏平衡点（BEP）。BEP=年固定成本/（营业收入-可变成本-税金及附加-增值税(进项税)）100% 。结果见下表：项目生产能力利用率变化率0.680.680.670.660.660.420.450.440.440.440.170.170.170.170.17年份12345678910111213141516二至十六年 图 B31 盈亏平衡点(生产能力利用率)图项目生产能力利用率变化率#0.140.130.090.090.090.090.090.090.09167、0.090.090.090.090.09年份171819202122232425262728293031十七至三十一年 图 B32 盈亏平衡点(生产能力利用率)图正常年份盈亏平衡点为16.65%,小于70%,抗风险能力强。15.5 评价结论项目总投资6094.5523万元，其中建设投资5729.170万元，建设期贷款利息83.002万元，铺第流动资金（自有）282.380万元。则项目全投资内部收益率所得税前为18.97%，所得税后为16.74%，税前税后投资回收期分别为11.60年和12.09年（含1年建设期），利息备付率、偿债备付率。大于行业基准，全部贷款可在运行期内按计划偿清。资产负债率、168、流动比率、速动比率均符合行业基准。从敏感性分析和盈亏平衡分析来看，项目抗风险能力强。 因此，从财务评价的角度本项目可行。15.6 主要财务报表主要财务报表如下：1、表 B1 财务指标汇总表2、表 B21 建设投资估算表(形成资产法)3、表 B22 建设投资估算表(形成资产法)4、表 B61 营业收入、营业税金及附加和增值税估算表5、表 B62 营业收入、营业税金及附加和增值税估算表6、表 B81 总成本费用估算表(生产成本加期间费用法)7、表 B82 总成本费用估算表(生产成本加期间费用法)8、表 B81基1、2、4 主要投入价格依据表9、表 B82、3基3 固定资产折旧估算表10、表 B91 项目投资现金流量表11、表 B92 项目投资现金流量表12、表 B101 项目资本金现金流量表13、表 B102 项目资本金现金流量表14、表 B121 利润与利润分配表15、表 B122 利润与利润分配表16、表 B131 财务计划现金流量表17、表 B132 财务计划现金流量表18、表 B141 资产负债表19、表 B142 资产负债表20、表 B151 借款还本付息计划表21、表 B152 借款还本付息计划表22、图 B1、2、3 盈亏平衡分析图（生产能力利用率）23、图 B2 敏感性分析图24、图 B31、2 盈亏平衡点（生产能力利用率）图