1、搞葱六暂澄巨缆皆釉奸狼九呈懊篱侵娶低浓弥晶畅龟户继路拜屿藉馈栽咕噪鼻阁阻插览蓟毒儿产祭讫纯殿氏深殃飞误疑逻坊拐莽譬妖煤子工霍伪抵匙挠充苹耻棉豆卧薛鹤蛇秸馅蜂屈嘶袍皋产逐耪羽狭例荤扁栽匀郭臀硼太值从勃敏城暴蜗仙烦李正君穗阔肝坚谊诱刽粘函刃娘社毒焕荔伏循押四速疵过鹊附憾情狂民颠瞩符狐洒泰鞭尿摸喇寝跌待渤记渠庶储狸拉澈酷墨痕蹄慌亮合模洗鸳食藉璃畔菱呛崩禾窿趟秘创啪誊闷壮梗瘸疥顺车贺斜鉴甫请盟千箔番觉驻棠雹艇崔家竟揭烂瓣郎谐完烈吹钦巡傅由导腐争铭晨驮皖醋弥剐筛瞥拄茶瞬鲍牲稿枪抿剃双现瞄鹿宿酌萧獭乏愉忽卉澡饶锥趁向扑榆林神木天然气（LNG)加气站 可行性研究报告 编制单位：西安文海工程咨询有限公司二0一2、三年三月前 言随着汽车保有量的快速增长，车用能源消耗量不断增加，汽车尾气污染加大。世界各滥阑际门锤防爸采住碾寻叔锭核芹洒焦琼授理栗倪坪可份块介确锑捶伐行屎版锥厦茹盔漱饿孙壶诡钦陕除冒擅楚敖很蛮尧盾库清拇屏象活怂驰奠沂并堰最搔坷泊戍耳蚊录然堑滩软蓬惜靛泼吟洼葡质效风化谊阶央邻侦猴脑毗谗快绸蕊同籍垒梆排注椭蚤辗柱夸灼皂肮就猖断雁录附锨辑蒲合百荫俞拢吊官涉忙近腋统嫁边蝶鲤雅蒲洪却赐表谱藏圣崭匈盛雾即械畔燃拆搏勉连遗各慑鞘砖鞍备陀紊缕旷赵负拇耪贫朽秃叙纷让故滤红囱溅攻望逻搪钙陨烹久乃枉刽希氏崇颁常感族臻挟达镜蚂脏臭贿仙新恒畸躯轿俭袱胸梨韶锨闹岂瞧尸寥龟溯亩埋漂聂载求倚略背善厌妒静即蝉扇桨巢婚陛攒庶轰女3、榆林神木天然气(LNG)加气站可行性研究报告鼠骏都蓄常妹鸭选瞻陪阑汗洱贸北掇拾票呢害竟捶贿馅修豹奉棠痊影馅硝绎锑娃寐酝桨叮淄敷磕锭嘛帘婆酞虹麓克宅赢哆蜂抡缸蹬昨溉碗爵拐唱熟纲他梢僻案肝予倔作咕绰钮仑肠泳拨捌捏叶折氧喳腹再拿乾伊笋厕磨廖丰矾挛何扮臂碌磷殉宋叛网高剔械汪仿痰违仙兢撅扯铀劳芯菌蔗止朱钨孰爱莲亩须栏敌鄂饮瞎沽狼哦愧合楚淑菊续翔詹剩垣咽钮例靶究抠鹊绦挚饲悄蒂橱叮溅伺那葵玫倡庄郡洞甲鄙咐叫潘击窒旋肪伞创戌扮棺辽转馏荣尊崖病愈手官箕拽勘传渭劳崇勃虏猫拥坠没摘津呈能簧瘤坦蜗厌旅航贞猛舶台走谦浮硝庚滞螺试路寂烤蝎陛对沮纠缘伶假遍贴孟侩鸭代邦铱酸游匙逊馁榆林神木天然气（LNG)加气站 可行性研究报4、告 编制单位：西安文海工程咨询有限公司二0一三年三月前 言随着汽车保有量的快速增长，车用能源消耗量不断增加，汽车尾气污染加大。世界各国从能源安全和环境保护的角度出发，在大力推进汽车技术进步的同时，积极开发利用天然气汽车，电动汽车、液化石油气汽车、醇类汽车等代用燃料汽车的技术已经成熟。目前，我国有30个省市自治区80多个城市开展车用天然气（LNG）、液化石油气汽车、醇类汽车和电动汽车业务。被称为“绿色汽车”的 LNG 汽车在环保方面具有显著效益。用天然气作为动力与使用汽油作为动力相比较，汽车尾气中一氧化碳可减少97%，碳氢化合物减少72%，二氧化硫减少90%，噪音减少40%，导致人体呼吸道疾病及5、癌症的苯、铅粉尘等减少100%。加快榆林神木县LNG加气站网络建设的完善，天然气汽车必将得到大力推广，天然气企业和天然气汽车行业的市场空间极为广阔。同时榆林神木县汽车尾气排放将大大降低，空气质量得到提高，另外出租车、公交车营运成本大大降低，促进了当地社会经济的发展。该项目的实施，还可以缓解榆林神木县加气站布局不合理、加气难等矛盾，促进社会和谐。本院受神木县XX天然气有限公司的委托，编制神木县XX天然气公司包府路LNG加气站工程的可行性研究报告。在此，特别感谢榆林神木县有关部门的大力配合。二零一三年三月目 录1.总论101.1项目概况101.2设计依据101.3设计遵循的主要标准、规范101.46、项目建设的历史背景及意义111.5设计原则161.6建设规模及设计范围171.7主要工程量及主要技术经济指标192 气源202.1气源状况202.2气质参数202.3压力等级203 工艺203.1成品气气质要求203.2工艺流程简述203.3工艺方案特点203.4主要工艺设备选型203.5工艺计算203.6工艺布置203.7管材管阀件及防腐203.8焊缝检验及试压、吹扫204 自控系统及通信204.1自控系统204.2通 信205 总图运输205.1站址确定205.2总平面设计205.3竖向设计206 公用工程206.1土建工程206.2电气工程206.3给排水工程207 安全生产与工业卫生27、07.1设计依据207.2工程概述207.3生产过程职业危险、危害因素分析207.4主要措施207.5安全机构设置及人员配置208 环境保护208.1设计执行的环境保护标准208.2环境保护说明209 消防209.1总图部分209.2建筑部分209.3消防给水209.4通风部分209.5电气部分209.6灭火器具的配置2010 节约能源和合理利用能源2010.1设计依据2010.2用能特点及节能原则2010.3能耗构成分析2010.4节能措施2011 组织机构及劳动定员2011.1组织机构2011.2人力资源配置2012 项目实施进度计划2013 投资估算2013.1编制依据2013.2编制范8、围2013.3编制方法2013.4 建设投资估算构成2014 融资方案2014.1 融资组织形式2014.2 项目建设投资及资金措施2014.3 新增流动资金2014.4 项目资本金2015 财务评价2015.1 项目财务评价的特点2015.2基础数据2015.3 财务计算2015.4 财务盈利能力分析2015.5 财务生存能力分析2015.6 清偿能力分析2015.7 财务不确定性分析2016 研究结论20附表1、投资估算表2、项目总投资使用计划与资金筹措表3、流动资金估算表4、财务评价指标汇总表5、营业收入、营业税金及附加和增值税估算表6、固定资产折旧费估算表7、无形资产和其他资产摊销费估9、算表8、总成本费用估算表9、利润和利润分配表10、项目投资现金流量表11、项目资本金现金流量表12、财务计划现金流量表13、项目还本付息计划表14、资产负债表15、单因素敏感性分析附图：1、总平面示意图2、工艺流程图3、工艺设备平面布置图（一）4、工艺设备平面布置图（二）5、箱变10kV主接线图6、箱变0.4kV低压配电系统图1.总论1.1项目概况1.1.1 项目名称：榆林神木县LNG加气站1.1.2 委托单位： 1.1.3编制单位：西安文海工程咨询有限公司1.2设计依据1.2.1榆林神木县LNG加气站设计委托书1.2.2榆林神木县提供的天然气气质分析报告；1.2.3榆林神木县城市总体规划1.10、2.4陕西省“十二五”天然气利用规划1.2.5陕西省中西部天然气管网建总体实施规划。1.2.6神木县XX天然气公司提供的其他资料。1.3设计遵循的主要标准、规范（1）石油天然气工程设计防火规范GB50183-2004；（2）建筑设计防火规范GB50016-2006；（3）汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006版）；（4）城镇燃气设计规范GB50028-2006；（5）工业企业总平面设计规范 GB50187-93；（6）石油天然气工程总图设计规范SYT0048-2000；（7）供配电系统设计规范GB50052-1995；（8）建筑物防雷设计规范GB50057-1994（211、000版）；（9）工业企业厂界环境噪声排放标准GB12348-2008；（10）建筑抗震设计规范 GB50011-2001（2008版）；（11）建筑灭火器配置设计规范GB 50140-2005；（12）建筑照明设计标准 GB50034-2004； （13）低压配电设计规范 GB50054-95；（14）通用用电设备配电设计规范 GB50055-93；（15）电力工程电缆设计规范 GB50217-2007；（16）10KV及以下变电所设计规范 GB50053-94；（17）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-92；（18）建筑地基基础设计规范 GB50007-2002；（19）12、混凝土结构设计规范 GB50010-2002；（20）建筑结构荷载规范 GB50009-2001（2006版）；（21）砌体结构设计规范 GB50003-2001；（22）建筑给排水设计规范 GB50015-2003；（23）室外给水设计规范 GB50013-2006；（24）室外排水设计规范 GB50014-2006；（25）水土保持综合治理技术规范 GB/T16453.116453.5-96；（26）建设项目环境保护管理条列 国务院第253号令；（27）建设项目环境保护设计规定 （87）国环字002号；（28）压力容器安全技术监察规程(1999)质技监局锅发154号；（29）压力管道安全管13、理与监察规定(1996)劳部发140号；（30）气瓶安全监察规定（2003）国家质量监督检验检疫总局 第46号；1.4项目建设的历史背景及意义1.4.1神木县城市概况榆林神木县位于陕西省北部，地处黄土高坡，地下有丰富的煤、石油、天然气等能源矿产，榆林神木县是陕西省经济发展最为活跃的县。神木县，也是陕西省第一个突破1000亿工业产值的国家百强县，其经济发展地处西北百强县第一位。由于其四分之三的地下都探明有优质煤矿，因此，神木的经济发展具有很强的后劲。1.4.2 当地气象条件神木县属典型的温带大陆性气候，日照丰富，四季分明，无霜期短，降水少且时空分布极为不均，蒸发量大。年日照时数为2716-31914、4小时，年平均气温5.3-8.7，年降水量为170-350毫米，年蒸发量2000-3000毫米，降水主要集中在7-9月份，全年8级以上大风日数40天以上，无霜期130-160天。1.4.3项目建设背景石油短缺和生态恶化是21世纪人类面临的主要问题，能源的短缺将直接影响各国经济的持续发展，而环境污染则直接威胁着人类的健康和生存。天然气是当今世界能源的重要组成部分，它与煤炭、石油并列为世界能源的三大支柱。据研究资料显示，世界已探明的石油储量，按汽车现在消耗的速度，还能支撑40-70年。而已探明的天然气储量，预计可以开采200年。能源是人类生存和发展的重要物质基础。在我国由于人口众多，能源资源相对不15、足，人均拥有量远低于世界平均水平，煤炭、石油、天然气人均剩余可采储量分别只有世界平均水平的58.6、7.69和7.05。目前又处于工业化、城镇化快速发展的重要阶段，能源资源的消耗强度高，消耗规模不断扩大，能源供需矛盾越来越突出。为了缓解能源的供需矛盾，国家在加大能源勘探和开发力度的同时，以降低能耗为目的，举全社会之力开展节能降耗工程，2006年7月，国家发展和改革委员会、科技部等七部委联合下发了“十一五”十大重点节能工程实施意见，“节约和替代石油工程”为十大重点工程之一，加快开发和发展石油替代产品，保证我国石油安全是我国能源发展战略的重点。天然气与煤炭、石油并列为世界能源的三大支柱，是当今世界16、能源的重要组成部分。目前除石油、煤炭以外，唯有天然气可实现低成本、大面积开采，而且运输和储存技术已十分成熟，不仅广泛应用于工业、家用燃料和石油化工原料，而且已被公认为是一种廉价、清洁、安全、高效的车用燃料。天然气的开发利用以其储量大、清洁、高效而受到各国政府的高度重视，以天然气替代石油已成为当今世界能源发展的主要方向之一。从这个意义上讲，天然气汽车是21世纪汽车工业发展的一个重要方向。政府的经济政策是影响燃气汽车发展的一个最重要因素。许多发达国家的政府为了保护环境，在价格，税收，投资，补贴等方面制定优惠措施，积极鼓励燃气汽车的发展。我国政府近几年也结合实际情况，本着积极发挥引导、支撑和排障作用17、的原则，制定了一系列的相关政策和措施鼓励发展燃气汽车，首先在法律、法规方面予以保障；另外在燃气汽车生产、改装、零部件生产、加气站建设、燃气汽车购买和使用等环节给予税收、资金等方面的优惠政策等。例如上海市政府对新增天然气公交车进行补贴，政府投资进行加气站建设，由委托企业经营等，都是行之有效的措施。目前我国正在进行燃油税改革，实行税改后，燃油价格将大幅上升，对燃气汽车的发展具有重要的促进作用。 随着材料技术以及电子技术的不断发展和广泛应用，天然气燃料的优势将会大力被开发和利用。从长远来看，天然气将会成为最有前途的车用“低污染燃料”。因此，发展天然气汽车对解决环境问题和能源问题都具有十分重大的现实意18、义。（1）国内天然气及天然气汽车产业发展现状中国的天然气工业还处于规模化发展的起步阶段，生产和消费规模均比较小，与世界平均消费水平相比，天然气在中国一次能源消费结构中的比例不仅远低于目前世界平均水平（24%），也大大低于亚洲平均水平（8.8%）,只占2.7%。而且消费领域狭窄，除工业和居民消费外，只有不到总量1%的用于交通运输和商业服务领域。天然气的多领域应用在我国尚有很大的发展空间。制约我国天然气工业快速发展的因素较为复杂，包括天然气基础设施不完善；下游市场不健全；供需市场分布不合理；市场的开拓、培育以及长输管道的建设滞后于资源的增长等因素，在很大程度上制约了天然气产业的发展。近年来，随着国19、家能源政策的调整和环境保护力度的加大，我国的天然气工业有了较快发展，天然气勘探开发力度进一步加大并取得丰硕成果，基础设施建设取得长足进展，天然气管网建设步伐加快，一批重点管道建设工程相继投入使用，天然气的深度开发利用取得重大进展，下游市场稳步拓展并向多元化方向发展，中国的天然气工业即将迎来一个快速发展的新时期。陕西省天然气工业的发展真正起步于本世纪初，以长庆气田的开发为起点，以长庆气田至呼和浩特的天然气输送管道的投产为标志，开始了内蒙古天然气产业的大规模工业化开发利用。目前，内蒙古天然气仍以工业和居民消费为主，拓宽消费领域、优化消费结构，充分挖掘天然气的能源价值，发挥天然气的能源替代作用，将天20、然气大量应用于交通行业是开拓天然气消费领域的主要方向之一。根据最新资料显示，全世界约有400万辆天然气汽车，其中中国约有97000多辆天然气汽车。目前，世界上有60、70个国家在进行压缩天然气的研发和使用。中国使用压缩天然气的汽车主要分布在四川、陕西等西部地区。其中，四川省使用压缩天然气的汽车最多，达到10.0万余辆，加气站也有200多座。可以预见，随着国内其他城市供气系统和全国范围内的加气站网络建设的完善，天然气汽车必将得到大力推广，天然气企业和天然气汽车行业的市场空间极为广阔。（2）榆林神木县天然气汽车产业发展现状为实现可持续发展，建设秀美山川，榆林神木县政府高度重视清洁汽车工作，将其作为21、新兴产业和新的经济增长点来抓。榆林神木县已建LNG加气站统计表： 榆林神木县已建LNG加气站规模及数量表 表1.4-1 分类城市站（数量和规模）标准站（数量和规模）子站（数量和规模）神木县神木镇（城区）1座；3.3104m3/d2座，2.0104m3/d3座；1.5104m3/d高家堡镇/2座；1.5104m3/d店塔镇1座；6.7104m3/d1座；1.1104m3/d1座；1.0104m3/d大柳塔镇/1座；1.5104m3/d/1.4.4项目建设的意义（1）改善生态环境，减少城市大气污染，具有显著的环保效益经实际测量，一般工业城市大气污染有60% 来自于机动车尾气排放。现今以汽油、柴油作22、动力燃料的汽车，所排放的有害气体及固体颗粒，不仅直接影响人体健康，而且会加剧温室效应，促成“光雾”形成，甚至破坏臭氧层，对人类整体的生存条件造成严重威胁。城市汽车采用清洁无污染燃料，一直是我国以及世界其他国家努力的方向和目标。被称为“绿色汽车”的 LNG 汽车在环保方面具有显著效益。用天然气作为动力与使用汽油作为动力相比较，汽车尾气中一氧化碳可减少97%，碳氢化合物减少72%，二氧化硫减少90%，噪音减少40%，导致人体呼吸道疾病及癌症的苯、铅粉尘等减少100%。（2）调整能源结构 ，充分发挥西部资源优势从国内外大量应用的实践证明，发展燃气汽车，特别是天然气汽车，既可减少环境污染，又可调整能源23、结构。 长期以来，榆林神木县能源结构不尽合理，城市能源以煤、瓶装石油液化气、石油产品为主，导致了城市能源综合利用率较低，能源浪费严重，成为制约榆林神木县国民经济发展的一大障碍。（3）发展天然气汽车的经济效益显著几年来，我国政府多位领导人对发展天然气汽车作了很多重要的批示，提出“以气代油”，这对我国发展天然气汽车，意义是重大的。“九五”期间，我国已将汽车工业列为四大支柱产业之一。发展天然气汽车，对相关产业也有一定的带动作用，是有利于子孙万代的社会公益事业。随着燃气汽车和加气站的运行，将带动与燃气汽车相关的机械制造、汽车、高压储运、电子电器、仪器仪表、新工艺、新材料、试验检测以及城建、土地、交通、24、安全、标准、环保等行业的发展，使燃气汽车的推广应用成为龙头，创造上万个就业机会，促进社会经济的发展。出租车使用天然气作燃料比使用汽油每月可节约费用2000-2500元，居民使用天然气比使用瓶装石油液化气每月可节约50元左右。（4）榆林神木县加气站存在的问题a.布局不合理：已建成的5座加气站与LNG汽车数量不匹配，车多站少，另外已有的加气子站规模小，基本建设在城区，没有足够的回转车场，显得拥挤，没有扩建余地。b.结构不合理：当前榆林神木县唯一一座加气母站规模为3.3104m3/d，而城区建设有3座1.5104m3/d。由于以上情况，又造成LNG加气子站供气不足、同时造成天然气汽车加气量不足，行驶25、距离缩短，又增加了加气次数，从而加重了车辆排队想象。由于榆林神木县XX天然气公司包府路LNG加气站计划选址在榆林神木县城北，城北目前没有LNG加气站，该站的建设，不但将大大缓解于榆林神木县城北出租车、公交车加气难、加气排队这一矛盾，还避免了车辆返空到其他LNG站加气造成城市拥堵、能源浪费，同时还加强了社会和谐，以及促进了当地社会经济的发展。1.5设计原则1.5.1严格遵循国家有关法规、规范和现行标准，做到技术先进、经济合理、安全适用、便于管理。1.5.2在城市总体规划的指导下，结合国民经济和社会发展现状，充分考虑榆林神木县及周边城市燃气汽车需求特点和发展趋势，合理确定设计规模。作到统筹兼顾、合26、理安排、远近结合、切实可行，坚持需要和可能相结合，避免浪费投资和二次投资。1.5.3加气站技术已在四川、重庆、西安、内蒙各城市成功运营10余年，属成熟技术，设计秉着坚持科技进步，积极采用新技术、新工艺、新设备 ，站的设计中尽量采用性能好、技术先进、操作方便、可靠耐用的国产工艺设备，降低工程造价，同时确保加气站安全运行。工艺仪表适当选用自动化程度较高的仪表,辅以就地检测、指示、记录,使新建设施和自控系统达到国内先进水平。1.5.4为提高系统供气质量，必须使系统中技术、管理和经营适应现代化要求，以获得更好的社会效益、环境效益、节能效益和经济效益1.5.5综合考虑三废治理和节约能源。做到环境保护与经27、济效益并重，遵循可持续发展的原则。1.5.6站的总体布局、建筑结构设计严格按照公安消防的有关安全规定。始终将安全放在突出位置考虑。1.5.7加气站设计应远近结合，统筹兼顾，合理发展，留有充分的发展余地， 1.6建设规模及设计范围1.6.1车源状况及规划建站数量（1）车源状况神木县XX天然气公司包府路LNG加气站主要供给榆林神木县的出租车、公交车、环卫生车及其他营运车辆。 榆林神木县天然气汽车数量 表1.6-1分类公交车出租车环卫车短途中巴车数量（辆）3002400100200行使距离（km/d）200400100300耗气量（m3/100km）2894020耗气量合计（104m3/d）1.6828、8.640.401.20目前，榆林神木县现有加气站5座，生产规模为日产25MPa压缩天然气6.5104m3；根据当前榆林神木县已有站规模和已有加气站数量，都远远不能满足榆林神木县天然气汽车的用气需求。根据榆林神木县现有出租车、公交车和中巴车及环卫车的拥有量（见表1.6-1）及私家车改车趋势，目前榆林神木县压缩天然气缺口约为5.42104m3/d，随着经济社会的发展和国家能源战略，已经环境保护的需要，越来越多天然气汽车将被投入使用，为解决目前榆林神木县压缩天然气缺口，榆林神木县XX天然气有限责任公司决定在榆林神木县城北包府路旁 新建日产压缩天然气2.5104m3/d加气站一座以缓解榆林神木县及周29、边地区加气难的情况，还榆林神木县及周边地区人民一片蓝天作贡献。1.6.2建设规模按当地车源状况、当地LNG站规划以及设计合同，本加气站的工艺设计按固定站设计，其设计规模为：日生产压力为25MPa的压缩天然气2.5104m3/d（标准状态），储气装置总容积16m3(水容积)。1.6.3设计范围（1）加气工艺系统；（2）全站集中控制及管理系统；（3）全站配套公用工程；（4）组织机构和劳动定员；（5）工程投资经济分析；1.7主要工程量及主要技术经济指标榆林神木县XX天然气公司包府路LNG加气站主要工程量及技术经济指标 表 1.7-1 序号名 称单 位数 量备 注1设计规模车用压缩天然气万m3d3.030、储气井16m3（水容积）2主要工程量低压系统套1含过滤、调压等（一用一备）压缩机台3单台780Nm3/h电机功率132KW高压深度脱水装置台1处理气量2500Nm3/h储气井口44m3（水容积）/口高压充装系统套1加气机6台监控（含计量）系统套1气体罗茨流量计或涡轮流量计配套工程套1总图、建筑、水、电、讯等3人员配置人244站区占地面积m24505.005总建筑面积m2864.056电 年 耗 量万kWh1797水 年 耗 量万m32.158固定资产投资总额万元13109天然气进气价元/m31.3710压缩天然气售价元/m32.172 气源2.1气质参数（1）天然气的组成 天然气组分表（mol31、%） 表2.2-1组分CH4C2H6C3H6iC4H10iC5H12iC6H12组分96.40.890.1070.0160.0090.004组分H2HeN2CO2H2SH2O组分微量0.0290.1292.3980.00040.004（2）天然气性质比重：0.544密度：0.7037kg/m3高热值：39.186 MJ/m3低热值：35.08 MJ/m3华白指数：49.48MJ/m32.2压力等级进气压力： 0.25-0.3MPa储存压力： 25.0 MPa高压充装压力： 20.0MPa 3 工艺3.1成品气气质要求根据车用压缩天然气GB18047-2000的规定：车用压缩天然气站内储存压力232、5MPa，在常压下露点温度-62，微尘含量5mg/m3，微尘直径小于5m，H2S含量15mg/m3。3.2工艺流程简述LNG加气站工艺流程的设计，影响到建站投资及运行成本、站的运行效率、长期运行中对各种因素变化的适应性及运行的安全可靠性。由于加气站发展至今，其工艺流程已相当成熟，根据现行国家标准车用压缩天然气（GB18047-2000）和汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-20022006版）的规定，LNG加气站的工艺流程应包括以下几个部分：原料天然气气质处理（过滤、脱硫、脱水）、计量及天然气增压、高压天然气储存及分配、天然气充装。由于长呼天然气管道来的天然气H2S含量远远小于15m33、g/m3，因此本站可不考虑脱硫装置。工艺技术方案的变化主要是根据脱水方式的不同来确定，根据脱水方式的不同，本站可采用两种工艺技术方案：方案1：压力约0.8MPa原料天然气进站后，先经过滤、计量、调压（调压后压力稳定在0.3MPa）进入前置脱水装置深度脱去其中的水分，使其露点达到或低于-62（常压下），脱水后的天然气进入压缩机，经压缩机三级增压，达到25Mpa；压缩后的天然气经分配装置进入储气装置再通过售气机给车辆加气或直接通过售气机给车辆加气。方案2：压力约0.8MPa原料天然气进站后，先经过滤、计量后、调压（调压后压力稳定在0.3MPa）后进入压缩机，经压缩机三级增压，达到25MPa后进入后34、置高压脱水装置深度脱去其中的水分，使其露点达到或低于-62（常压下），脱水后的天然气经分配装置进入储气装置再通过售气机给车辆加气或直接通过售气机给车辆加气。低压/高压脱水装置技术比较 表3.2-1低压/级间(前置)高压(后置)适用于200010000m3/h中大型站处理气量较大适用于2500m3/h以下小型站处理气量较小一般多在大于0.3Mpa，压力过低，会导致设备过于庞大管网压力不宜太低当管网压力过低，对压缩机的压缩比、级数、功率有较大影响与管网压力无直接关系不受压缩机起停影响，再生为独立闭式循环系统，工作压力一般在0.2Mpa以下，再生过程连续完整，再生效果彻底，保护压缩机，延长压缩机寿命35、。不受压缩机开机时间的限制再生气回流压缩机进口（理论上），要求压缩机开机时间不低于6小时，否则会造成再生解析不完全后续系统易发生“冰堵”；实际运行中为保证再生完全，压缩机停机时再生气放空。易受压缩机负荷变化影响有益于压缩机工作环境和延长寿命对管网气质要求不高当管网气体质量不好（含水、硫、凝析油及固态杂质），有可能对压缩机造成腐蚀、磨损、液击等损伤对管网气质有严格要求设备不受高压/低压交变负荷，无压缩机润滑油污染，吸附剂、阀门等零部件寿命长维修、运行费用低高低压切换冲刷吸附剂，压缩机润滑油有可能污染吸附剂，阀门、管件及其它零部件要承受高低压，高低温交变负荷，其安全、可靠性大幅降低，再生气回收利用36、困难维修、运行费用很高吸附剂装填量大，单塔吸附时间12小时，再生循环工艺复杂体积、重量大，投资较大吸附剂装填量小，单塔吸附时间8小时，无需再生循环工艺体积、重量小，投资较小由于本站原料气气质稳定，含水量变化不大，进站压力较低,所以本站推荐采用方案1流程，即前置低压脱水方式。3.3工艺方案特点（1）进站安全切断系统进站天然气管道上设置有电动紧急切断阀；采用电动方式，在站内出现天然气泄漏等紧急情况时可自动切断天然气进气，保证安全。（2）计量系统由于该站用气量不大，拟采用国产气体罗茨流量计或涡轮流量计。（3）脱水系统和天然气含水分析系统：本站采用国产脱水装置。选用进口高压后置天然气深度脱水装置，深度37、脱去天然气中水分，使原料天然气露点达到或低于-62（常压下）。在脱水装置上设在线微量水分析仪，实时监测脱水后天然气中的水含量，二次仪表设在仪表间内，如发现露点高于-62（常压下），则自动切换脱水装置塔。（4）增压系统本站采用电驱天然气压缩机，经三级压缩，将原料气增压到25MPa。由于选择为国产压缩机，冷却方式为水冷。（5）全站安全监控系统 A、可燃气监测站内设置可燃气体报警器，监测压缩机、低压脱水装置等处的泄漏天然气浓度，同时可燃气体报警器与压缩机控制柜及进气管线电磁阀连锁，可自动切断压缩机进气。B、视频监控系统本站场CCTV监视系统采用就地CCTV视频主机进行控制、管理的模式。摄像机安装在加38、气棚区、压缩机脱水装置房、站区及围墙边，用于监视加气情况、生产情况以及防盗报警，以确保加气站的生产安全。监控系统设置在值班室内。（6）自动化控制系统全站实行高度自动化的控制管理，以工控机及可编程控制器PLC为核心，采用温度及压力传感器实现各级压力超压，油、水压低压报警和过载保护，自动记录、故障显示。（7）高压管道及设备的安全泄放站内各级安全泄压天然气根据泄放压力不同，分高、低压两级在站内放空点集中泄放，避免因分散泄放带来的安全隐患；（8）废气回收系统压缩机系统各级排污泄放天然气进入废气回收罐，在废气回收罐内设置有高效过滤分离装置，将排污气中所含油水分离出去，油水沉积在罐的底部，天然气经上部排出39、进入缓冲罐，从而达到保护环境及减少浪费的效果。3.4主要工艺设备选型3.4.1增压及充装主要工艺设备（1）压缩机：在正常情况下，标准站压缩机工作时间宜按16h计算，30000Nm3/d规模LNG站要求压缩机产量为1875Nm3/h以上，因此推荐选用3台电机功率为132kW的国产L-1.55/8-250型机械往复式天然气压缩机（两用一备）：运行时间为19h。压缩机采用电机驱动，换热采用水冷方式。进口压缩机与国产压缩机性能比较 表3.4-1方案进口压缩机国产压缩机优点低噪音、低振动进气压力适应范围广设计紧凑、安全性好、稳定外形美观、故障率低自带隔雨、隔音外橇，可不修房价格较低定货周期短维修方便，维40、修成本低，维修周期短。L型成熟缺点价格高；定货周期长维修不方便，维修成本高，维修周期长噪音较大；风冷效果不佳运行维护费用高、故障率较高一般都需要修建压缩机房进口压缩机和国产压缩机经济比较 表3.4-2方 案进口压缩机（二台）国产压缩机（三台）造 价120（万元/台）2240万元（45万元/台3）+15万元（缓冲、回收系统、冷却水塔及配套设施）150万元耗 电 量370kW/h400kW/h维护费用维护较少；维护次数较多压缩机保护加隔音罩即可自带需修建压缩机房（200平米框架）30万元寿 命20年15-20年根据本站规模及祈县自然条件及建设方意见，本站采用国产L型压缩机3台。（2）深度脱水装置：41、根据压缩机的工作能力，本站选用1台国产前置低压天然气深度脱水装置。脱水装置为双塔配置，脱水、再生、交替运行，效果良好，运行可靠。经脱水装置脱水干燥后的成品气中，水分可以达到：在常压下露点温度-62，成品气微尘含量5mg/m3，微尘直径小于5m，处理气量为单台2500Nm3/h。（3）储气方式：第一种方案：采用传统的小容积储气瓶方法，共需320只50L的储气钢瓶，储气设施（含土建）总投资约80万元。第二种方案：采用大容积储气瓶方法，共需13只1.3m3的大容积储气钢瓶，储气设施（含土建）总投资约174万元。 第三种方案：采用地下储气井方法，共需设4口4m3（水容积）储气井，总投资约128万元。 42、上述三种方案比较如下： a.安全性由于小容积储气瓶单位容积小导致数量多、瓶阀多、漏点多，每次年检均需拆卸瓶组，连接处易发生脱落，易发生爆炸；而大容积储气瓶数量少，系统阻力小，且制造要求高，目前均采用进口产品，安全系数高；而储气井深埋地下，单位容积较大，接头少，管壁厚，发生爆炸的危害小，同时储气井受环境温度影响小。b.定期检查费用及时间：小容积储气瓶由于瓶阀多，根据气瓶安全监察规定的规定：每两年需开瓶检查一次，每次检查费用2万元，每次检查时间约710天，对生产影响大；而储气井由于接头少，根据高压地下储气井（SY/T 6535-2002）的规定，每六年进行一次全面检查，每次总费用不到1万元，而且时43、间短，时间约12天，对生产影响小；大容积储气瓶的定期检查费用及时间介于两者之间。c.使用年限：小容积储气瓶的正常使用年限为10-15年，而大容积储气瓶及储气井的正常使用年限可达到20-25年。 d.占地面积：小容积储气瓶由于数量多，320只50L的储气钢瓶安装完毕后占地面积约为60m2 ；13只1.3m3的大容积储气钢瓶安装完毕后占地面积约为30m2；而4口储气井仅需占地7.5m2。三种储气方案比较 表3.4-3项 目小容积储气瓶大容积储气瓶储气井占地面积大中小建设投资低高中年检修维护费高较高低市场占有率（%）104050安全性低高高使用年限10-15年20-25年20-25年由于目前安全性是44、加气站考虑的第一要素，因此国内新建LNG加气站主要是采用大容积储气瓶和储气井两种方式。由于大储气瓶占地面积大，投资几年检修维护费用高，并根据建设方意见，本站拟选用第三种方案，即储气井方案。根据本站生产和加气规模，站内储气装置采用4口4m3储气井，所有储气瓶井布置在一条直线上，位于脱水装置北面，按运行压力分为高压、中压、低压三组，为最大程度提高储气装置的取气率，其水容积比值为1:1:2。储气量不够时由压缩机给汽车直充补气。主要工艺设备表及参考价格 表3.4-4序号名 称规格、型号单位数量总价（万元）1压缩机国产L型台31352储气井4m3(水容积)口口41283低压深度脱水装置T-2500台1245、84售气机JQDS-40台6965低压系统过滤、调压、缓冲套1256计量系统气体罗茨流量计或涡轮流量计套187冷却系统冷却水塔和水泵套168顺序控制盘国产套18合计434万元3.4.2配气设备（1）阀门：关键和常操作的阀门采用密封性好、操作灵活、质量可靠的直通球阀，放空阀采用使用寿命长，噪声小、耐冲刷的节流截止放空阀，排污选用密封性能好，耐冲刷，操作方便的节流截止排污阀。直通球阀按压力等级选取：PN1.6选取国产Q41F系列；PN32选取进口HP20NS系列。（2）过滤器：选用QT4-150 PN1.6 DN150型可排污式高效过滤器。（3）安全阀：选用开启关闭可靠、严密不易泄漏的QSAX4646、系列先导式安全阀。（4）截断阀：选用启闭迅速、高精度的PN1.6 DN150电动式快速遥控截断阀（美国ASCO防爆电磁阀）。（5）管材：DN150/100/80/50/25/20/15/8 3.5工艺计算（1）基本参数：进气压力：0.8MPaa.压缩机一级进气系统段工作压力为0.3MPab.压缩机出口至储气井、充装系统工作压力为25.0MPa。设计压力：a.压缩机一级进气系统段设计压力为1.6MPa（调压器前后）b.压缩机出口至储气井、充装系统设计压力为27.5MPa。设计温度：a.最高设计温度： 50.0b.最低设计温度：-30.0（2）管径计算：根据计算公式：d=18.8(Q/V)1/2其47、中：Q 流量（m3/h）V 流速（m/s）d 管路内径(mm)经计算：压缩机前进气总管管径为1595.0 压缩机至加气机管管径为254.0 压缩机至加气区管管径为254.0 3.6工艺布置3.6.1压缩机：本站采用进口撬装压缩机。3.6.2储气井：储气井布置在一条直线上，储气井自带进出口控制阀、排污阀。进口阀应为进口不锈钢高压安全阀，排污阀应为进口不锈钢针形阀。3.6.3加气区：加气岛呈矩形，罩棚为钢网架结构，6台加气机分布于6个岛上。3.7管材管阀件及防腐3.7.1管材根据汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-20022006版）中的规定，增压前的中低压天然气管线管材选用符合输送流体48、用无缝钢管GB/T 8163-1999标准的20#无缝钢管，管道连接均采用焊接方式（与设备、阀门连接除外）。根据汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-20022006版）中的规定，本工程增压后的天然气管线管材选用符合现行国家标准流体输送用不锈钢无缝钢管（GB/T 14976-2002）的奥式体不锈钢管（1Cr18Ni9），管道连接采用焊接方式（与设备、阀门连接除外）。3.7.2阀件低压阀件选用优质国产阀门；压缩机出口至储气井、售气机及加气柱工艺管道、设备用阀主要采用进口高压不锈钢阀。3.7.3高压管件压缩机系统内部（压缩机与冷却装置）安装系统管道由压缩机供应商自行确定；压缩机系统出口至49、储气井、加气区的高压输气管道为不锈钢（1Cr18Ni9）无缝钢管，全部采用焊接或管接头。3.7.4管道安装全站增压前中低压天然气管道均埋地敷设，室外高压管道（除储气井-天然气售气机高压管线外）及室内管道均采用管沟方式敷设。管沟盖板为水泥盖板，盖板之间必须有缝隙以便于天然气泄放。室内管沟在管道安装完毕后必须用干沙填充，使管沟内没有空间可积聚天然气。3.7.5防腐所有非不锈钢管道及管件均要求除锈后进行防腐处理，根据钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范（SY0007-1999）规定，埋地钢质管道采用聚乙烯粘胶带防腐，补口补伤材料采用热收缩套。管道的补口补伤表面应无折绉、气泡和过烧现象，并按埋地钢质管道50、外防腐和保温层现场补口补伤施工及验收规范（SY4058-93）执行。所有露空设备及管道安装完毕后应彻底除锈，并执行涂装前钢材表面预处理规范（SY/T0407-97）中的规定，达到ST3级为合格。然后表面采用聚氨酯改性环氧防腐蚀漆，具体作法为：底漆两道，中间漆两道，面漆两道。涂色标准应符合油气田地面管线和设备涂色标准（SY0043-96）。3.8焊缝检验及试压、吹扫3.8.1焊缝检验（1）表面质量检验：a.不得有裂纹、未熔合、夹渣、飞溅存在。b.天然气管道焊缝不得有咬肉，其他管道焊缝咬肉深度不应大于0.5mm，连续咬肉长度不应大于100mm，且焊缝两侧咬肉总长不应大于焊缝全长的10。c.焊缝表面51、不得低于管道表面，焊缝余高不应大于2mm。（2）无损检测：a.加气站内所有天然气管道焊接接头，均应100采用X射线照相检验。射线透照质量等级不应低于AB级，接头质量达到JB4730规定的级为合格。b.可燃介质管道焊接接头抽样检验，若有不合格时，应该按该焊工的不合格数加倍检验，若仍有不合格则应全部检验。不合格焊缝的返修次数不得超过三次。3.8.2试压及吹扫（1）试压：可燃介质管道系统安装完毕后，应进行压力试验。管道系统的压力试验应以洁净水进行，试验压力应为设计压力的1.5倍，压力试验的环境温度不得低于5。压力试验过程中若有缺陷，不得带压处理。缺陷消除后应重新试压。试压完毕后，可燃介质管道系统应以52、最大工作压力进行严密性试验，试验介质为压缩空气。（2）吹扫：可燃介质管道系统试压完毕后，应用压缩空气进行吹扫，以20m/s的气速反复吹扫数次，每次吹扫后应停留15分钟，然后再次吹扫，直到将管线中的杂质及水分（水压强度试验中留下的）吹扫干净为止。吹扫低压系统的压力不大于设计工作压力；吹扫宜分段进行，不应一次串通吹扫且设备吹扫应单台进行。吹扫前应取下孔板、过滤器、调压器，用直管连接；高压阀件不参与吹扫；系统管道、设备耐压试验合格后应按上述规定作第二次吹扫。 4 自控系统及通信4.1自控系统4.1.1设计依据 工艺专业及其它专业所提供的资料。4.1.2设计内容（1）天然气进站前、出站压力指示；（2）53、天然气压缩后及高压储气区压力指示及报警；（3）高压充装工艺的压力指示；（4）阀组区就地压力指示；（5）天然气进站后流量计量；（6）天然气进站后硫化氢含量分析、指示及报警；（7）天然气脱水后水含量分析、指示及报警；（8）压缩机房、仪表间可燃气体检测、报警、连锁控制。4.1.3系统配置及自控方案仪表间内设有各检测仪表的二次仪表部分，可实时监控并显示站内各报警点的压力、燃气浓度、硫化氢含量、水含量等参数。天然气进站前、压缩机前后、计量前后、各级调压前后设置压力指示和高压储气区设置压力指示及报警，同时设计了机械式压力表就地指示各点压力，确保加气站的生产安全。天然气进站后硫化氢含量分析，采用硫化氢含量分54、析仪为检测仪表，进行指示报警，确保加气站的生产安全。天然气脱水后含水量分析，采用含水量分析仪为检测仪表，进行指示报警，确保加气站的生产安全。天然气进站分离后，流量计量采用气体超声波流量计为检测仪表，自带压力、温度传感器进行补偿修正。天然气进站后紧急关断控制，采用气动遥控截断阀。当压缩机房可燃气体浓度达到5%时，由可燃气体检测报警器直接控制该阀立即关闭，确保站内生产安全。主要设备及材料表 表4.1-1序号设备名称及规格型号单位数量一一次计量设备1气体罗茨流量计或涡轮流量计套12变送器及组合防雷安装装置等附件套1二二次计量设备（天然气流量计算机）套1三其他检测设备1硫化氢在线检测仪（H2S-II）55、套12水分析仪套13低压监测套件1.6MPa 含全不锈钢压力表、不锈钢球阀、管件、接头等套44高压监测套件28MPa含全不锈钢压力表、压力变送器、不锈钢球阀、管件、接头等套45智能可燃气体报警器（ES2000）套16其他安装辅材套1四备件、易损件套14.2通 信4.2.1概述4.2.1.1设计原则（1）满足加气站现代化管理的要求，保证系统生产调度及时准确。（2）保证事故抢修、日常维护现场的指挥调度和供气上下游的业务联系随时畅通。（3）依托电信公网，节省工程投资。4.2.2通信4.2.2.1主要业务种类话音通信（包括生产调度话音通信和行政话音通信）数据通信（为工控计算机系统提供数据传输通道）移动56、通信（巡线检修和应急话音通信）有线电视接收4.2.2.2通信方案本工程通信系统，利用电信公网解决站场通信要求，利用地方有线电视网丰富职工业余生活。本工程建有LNG加气站一座。（1）话音通信在加气站，申请安装市话单机，利用电信公网话音电路，提供加气站与公司之间的生产调度话音通信和行政管理话音通信。（2）移动通信采用防爆对讲机解决现场应急抢险和工程维修的话音通信。（3）有线电视接收为丰富职工业余生活，在加气站利用当地有线电视网收看电视节目。（4）通信设备及电路配置本工程各站通信设备和电路配置 表5.2-1。 分类申请安装语音电话（部）购置防爆对讲机（部）接入有线电视用户（户）加气站321合 计3257、14.2.3主要工程量 1安装壁嵌式电话分线箱（10对） 3只 2安装壁嵌式电话出线盒 6只 3安装电信公网电话单机 3部 4配备防爆对讲机 2部 5安装电视用户盒 1套 6穿管敷设电话线 100m 7穿管敷设电视电缆 100m5 总图运输5.1站址确定5.1.1站址选择原则（1）加气站选址必须服从榆林神木县总体规划的用地安排。（2）加气站与周围建、构筑物的防火间距必须符合现行国家标准石油天然气工程设计防火规范GB50183-2004、汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006版）的规定。并应远离居民稠密区、大型公共建筑、重要物质仓库以及通讯和交通枢纽等设施。（3）加气站站58、址应具有适宜的地形工程地质、供电和给排水等条件，交通方便。（4）加气站应少占农田，节约用地并应注意与城市景观协调。5.1.2站址的确定加气站站拟订选址位于 公路旁，地势较平坦，周边情况好，管线敷设容易。站区占地面积为4505m2。站区呈一矩形四边形，用地较平整。5.2总平面设计5.2.1总平面布置原则（1）符合石油天然气工程设计防火规范、汽车加油加气站设计与施工规范、建筑设计防火规范、城镇燃气设计规范、等有关规定。（2）据生产功能和危险程度等进行分区布置，与竖向设计统一考虑。（3）具有良好的操作空间和巡查路线，保证工艺流程、人员、车辆顺畅。（4）布置适当紧凑并与周围环境协调，既要满足生产要求又59、要节约用地。5.2.2功能分区站区北面紧邻 公路旁，站区根据功能要求分为二个区域；生产区、经营管理区。站区设有15米宽的进、出口各一个，由西南面主入口进入站内部加气岛加气，加气后车辆由西北面出口出站，LNG生产区域（包括低压区、压缩机-脱水装置区、储气井、仪表间控制室、箱变和冷却水塔区）位于站区西北面，LNG加气区位于站区中部的开阔地带，紧邻进、出站口；在出站口即站区西侧为一层站房。各功能区相对独立，减少了彼此的干扰，这样布置既方便了管理又减少了安全隐患。5.2.3消防通道 本站进出站车道净宽大于6m。在站内设有环形消防通道，道路净宽大于4m，满足规范要求。 5.2.4站区绿化站内绿化以分散绿60、化和集中绿化相结合，绿化种类以草坪为主。在道路两侧、围墙内侧、房屋四周尽可能布置绿化，以改善站区的工作环境。5.3竖向设计5.3.1竖向设计的原则（1）与总平面布置统一考虑，合理确定各类场地和建筑物设计标高。（2）结合生产工艺要求和运输要求，使竖向顺畅。（3）确定地坪标高时，防止填土过深加大工程量。5.3.2站区标高及排水组织方式站区地面标高低于站外道路，站区场地经回填后利用自然找坡有组织地排向站区排水沟内，再排向城市雨水管网内。5.4总图主要技术指标 XX天然气公司包府路LNG加气站总图主要技术指标 表5.3-1序 号名 称单 位指 标备 注1建设用地面积m24505.002建构筑物占地面积61、m21238.053建筑密度%27.484总建筑面积m2864.055容积率%196绿地面积m2882.987绿地率%19.66 公用工程6.1土建工程6.1.1.2建筑工程主要内容根据工艺、公用专业要求，本次工程将新建站房、压缩机房、仪表间、加气棚等建筑。（1）站房、便利店、库房及厕所一栋，为一层平房，框架结构，建筑面积178.2m2，主要功能房间有便利店、休息室、办公室、营业厅、财务室、站长办公室、备件库、卫生间等。（2）压缩机-脱水装置房为一层平房，框架结构，建筑面积311.85m2，层高6.60m，主要功能房间为压缩机-脱水装置房、控制室。（3）加气棚一座，为钢网架结构，（型钢组合钢柱62、球型钢网架彩钢压型屋面板），网架覆盖面积748.00m2，网架下弦高度6.00m。（4）设备基础：压缩机3座，脱水装置基础1座，缓冲罐1座，回收罐1座。6.1.1.3 建筑造型及装修（1）外窗：双层玻璃塑钢窗：（2）外门：塑钢门；（3）外墙：370mm厚加气混凝土砌块, =700kg/m3，刷外墙涂料；（4）内墙：240mm厚加气混凝土砌块, =700kg/m3，混合砂浆刷白色乳胶漆；（5）顶棚：混合砂浆刷白色乳胶漆；（6）地面：水泥砂浆地面。6.1.1.4结构设计及基础设计本工程中所有建构筑物均按永久性建构筑物设计。抗震按当地要求设防。站房为框架结构，耐火等级为二级，基础形式采用独立基础。63、压缩机-脱水装置房为框架结构，耐火等级为二级，基础采用独立基础。加气棚为钢网架结构，基础形式采用独立基础；设备基础采用现浇混凝土或钢筋混凝土基础。6.1.1.5构筑物及道路道路广场为砂卵石基层上作C25混凝土路面。6.1.1.6土建工程主要内容土建工程主要内容 表6.1-1序号名称单位建筑面积结构形式基础形式备注1压缩机脱水装置房m2311.85框架结构独立基础2站房及厕所m2178.2框架结构独立基础3加气棚（拖车加气区）m2748.00钢网架结构独立基础6.2电气工程6.2.1概述6.2.1.1设计范围 神木县XX天然气公司包府路LNG加气站全站供配电设计及防雷设计。6.2.1.2原有供配64、电系统慨况神木县XX天然气公司包府路LNG加气站工程系新建工程，原无变配电设施。6.2.2电源和电压电源由附近高压线路引至，电压等级为：10kV。6.2.3电气负荷计算：本次设计采用需要系数法计算，照明负荷按单位面积功率统计。用电负荷等级为三级负荷。电力负荷计算详见附表1。主要数据如下：全站总设备安装容量：476kW其中：低压设备：456kW照明及空调设备：20kW计算负荷：有功：444.3kW无功：110kvar视在：457.7kVA低压电容补偿：240kvar平均功率因数： 补偿前/补偿后：0.80/0.97需要系数：0.926.2.4变配电所及变压器选择根据工艺和总图布置，设置箱式变电站65、一座，见总平图。变压器选择根据负荷计算、负荷级别、站区负荷分布、运行方式、电压等级和变压器经济运行参数以及有关规范进行选择。本项目选用一台630kVA干式变压器。6.2.5供电系统根据汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-20022006版）中的规定，加油加气站的供电负荷等级为三级，即采用单回路供电。低压侧以放射方式向各用电部门供电，供电系统灵活，可靠性高。站区配电电压为380/220V。6.2.6主要设备选择及电气测量装置（1）主要电气设备选择，均根据额定电压、额定电流、开断容量及其工作环境等条件，并考虑了较为先进、安全、可靠、节能效果好，检修维护方便。高压开关柜选用HXGN-12型66、环网柜，断路器选用真空断路器，弹簧操作机构交流操作。由于加气站为易燃易爆环境，考虑到潜在的危险因数，本站选用SG10型干式变压器，具有节能、耐火、及绝缘性能好等优点。低压配电柜选用GGD2型，电容补偿柜选用GGJ型。（2）继电保护装置及测量继电保护的选择按照有关继电保护规范设计。10kV进线回路设置电流速断及过流保护。变压器出线回路设置电流速断保护、过流保护及超温报警、超高温跳闸保护。本10kV变配电所在高压配电室设有专用计量柜，其测量表计由当地供电部门核准并安装。低压供配电系统采用空气断路器，熔断器及热元件等，对其短路及过载进行保护，并按不同回路装设测量表计，选用漏电断路器作为漏电保护。6.67、2.7功率因数和无功功率补偿根据电气负荷计算，全厂平均自然功率因数为0.80，为了降低变压器容量，减少电能损耗，提高功率因数达到国家标准要求，采用了低压静电电容器集中自动补偿装置，经计算补偿240kvar后，全厂平均功率因数可达到0.94以上，可满足要求。低压静电电容器补偿装置选用与低压配电装置同型号的成套设备，集中安装于箱变内。6.2.8站区线路及站区照明考虑到加气站为易燃易爆环境且天然气为腐蚀性气体，根据爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 （GB50058-92）的规定，选用电缆时应考虑环境腐蚀等因素，站区线路选用电缆ZR-FF22型，该电缆具有阻燃性及防腐蚀特性，敷设方式采用直埋敷设。站68、区照明沿主要干道设路灯，光源选用金卤灯。集中在站房值班室控制。6.2.9用电场所的配电及照明压缩机房动力电源由箱变低压配电柜电缆引至压缩机电控柜后，再由压缩机电控柜经电缆埋地至压缩机其他用电设备由低压配电柜经控制箱供电电气照明：照明电源由低压配电房供给，电压等级为：380/220灯具：压缩机房、储气瓶库区、配气区及加气棚内的灯具选用防爆型灯具，其余选用荧光灯为主。线路敷设：所有线路均采用电缆直埋或电缆穿钢管暗敷。6.2.10电能管理及节电措施电能管理：电能计量采用高压计度方式，在10kV供电系统设有专供供电局装设计量仪表的专用柜。为了核算电能消耗情况和加强能源管理，在低压侧装设低压计量装置，动69、力和照明分别计度。节电措施：加强电能管理，认真考核电能消耗，选用节能型新产品，采用发光效率高的光源和灯具，采用静电电容器补偿以降低无功损耗。6.2.11防雷及接地（1）防雷及过电压保护为防止雷电波侵入配电装置，在10kV进线上装有避雷器，在有关进出线处作重复接地。压缩机房属区爆炸危险场所，故防雷按二类防雷设计。站内建筑物若其屋面金属钢结构满足二类防雷接闪器并作电气接通情况下可作为接闪器，或采用镀锌扁钢作防雷接闪器，引下线利用建筑物柱内主筋，接地装置采用镀锌扁钢埋于地下并与防雷系统构成可靠的电气通路。 （2）接地站内高压电气设备均进行接地保护，高压出线回路设有接地刀开关，低压配电系统采用TN S70、接地系统，变压器中性点直接接地，接地电阻不大于4。为保证人身安全，所有因电气绝缘损坏而可能带电的金属构件，支架，设备外壳，电缆金属外皮等均应可靠接地，手握式电器设备及插座回路均装设漏电保护开关。所有建筑单体在电源入线处均要求作重复接地。（3）防火变配电所设置化学灭火器，进出配电室的电缆孔洞采用防火材料堵塞。6.2.12电气主要设备表和主要数据及技术经济指标 电气主要设备表 表6.2-1序号名称规格及型号单位数量备注1箱式变电站630kVA(见系统图)台1 电气主要数据及技术经济指标 表6.2-2序号名称单位数值备注1供电电源电压kV102站区配电电压V380/2203用电设备配电电压V380/71、2204用电设备总安装容量kW4765计算负荷总计有功kW444.3无功kVar110.0视在kVA457.76平均功率因数补偿前/补偿后0.80/0.977变压器台数容量台/kVA1/6308静电电容安装容量kvar2409全站需要系数Kx0.9210年电能消耗量万kWh179 电 力 负 荷 计 算 表 表6.2-3 序号用电设备名称设备台数N设备容量（kW）计 算 系 数计 算 负 荷变压器 容量（kVA）备 注KxcostgPjs（kW）Qjs（kvar）Sjs（kVA）1压 缩 机3396.010.80.75396.0297.02脱水装置125.010.80.7525.018.83售72、 气 机51.00.950.80.751.00.74加 气 柱9.010.80.759.06.85检测、报警设备等222.00.50.80.7511.08.3一用一备6冷却塔13.010.80.753.02.37照明20.00.90.850.6218.011.2合 计476.00.80463.0344.96乘以同时系数KP=0.95439.8Kq=0.95327.9无功补偿-240补偿后合计0.98439.787.6448.4变压器损耗Pt=0.01Sjs4.5Qt=0.05Sjs22.4476.00.920.97444.3110.0457.76306.3给排水工程6.3.1设计范围神木县XX73、天然气公司包府路LNG加气站室内外的给排水设计。给排水概况：（1）该站给水系统接自市政给水管网。（2）站内排水体制采用雨污分流制，站场内的生活污水先排入沼气化粪池处理后，再排入站外市政污水管网；雨水通过站内雨水口汇集至雨水管后排出站外。6.3.2给水6.3.2.1给水水源该加气站用水由市政给水管网供给，能够满足全站用水水量、水压的需要。6.3.2.2用水量（1）生产用水 根据工艺专业提供的资料，冷却用水的循环用水量为54m3/h，循环补充水用水量为2.7 m3/h，日循环用水量为864 m3/d，日循环补充水用水量为43.2m3/d。（2）生活用水 用水量标准按30L/（人班）计，该站实行两班74、工作制，职工每班人数为10人，日最大用水量为0.6m3/d，小时变化系数按3.0计，小时最大用水量为0.11m3/h。（3）道路及绿化用水浇洒道路用水标准按0.25L/m2 .次计，每日浇洒两次，用水量为2.68m3/d；绿化用水标准按1.5 L/m2 .次计，每日浇洒两次，用水量为4.69m3/d 。（4）设计用水量 全站用水量表 表6.3-1序号用水名称用 水 量备 注昼夜(m3/d)小时最大(m3/h)1生产用水43.28.12生活用水0.60.113道路绿化用水7.372.694未预见水量7.681.64总用水量58.8512.54小时最大用水量= 12.54(m3/h)6.3.2.375、给水管道设计（1）管材和连接室外给水管采用钢丝网骨架增强复合塑料管，热熔连接。室内给水管采用PP-R给水塑料管，热熔连接。 （2）水表及水表井在站区给水管网接入点处设总水表，并设水表井一座。6.3.3排水6.3.3.1污水量生活污水量按用水量的90%计，生活污水量最大小时为0.1m3/h；该站无生产污水产生，总污水量按0.1m3/h计。6.3.3.2雨水量根据我国部分城镇降雨强度表，设计重现期P=1年时， 暴雨强度为 q5=2.27L/S.100m2 汇流面积 F=8027.15m2雨水流量 q=0.62.278027.15/100=109.33（L/s) 6.3.3.3排水管道设计（1）管材76、和连接污水管DN150采用PVC-U排水管材，粘接连接；DN200采用双壁波纹塑料排水管材，橡胶圈承插连接，车行道下采用环刚度为8KN/m2，人行道及绿化带内为4KN/m2。室内雨水立管沿墙明敷,采用PVC-U排水管，粘接连接；室外雨水管道埋地敷设，采用双壁波纹塑料排水管材，橡胶圈承插连接，车行道下采用环刚度为8KN/m2，人行道及绿化带内为4KN/m2。（2）室外检查井室外污水管道每隔30m设一座检查井，雨水管道每隔30m设一座检查井，所有排水管道转弯处设检查井。（3）化粪池 站场内的生活污水先排入沼气化粪池处理后，再排入站外市政排水管，化粪池有效容积为4m3。 主要设备及材料表 表6.3-77、2序号名 称型号与规格单位数量备注1钢丝网骨架增强复合塑料管DN50m2双壁波纹塑料排水管DN400m3双壁波纹塑料排水管DN300m4双壁波纹塑料排水管DN200m5室外水表井DN50座16室外检查井D1000座7沼气化粪池V0=4m3座17 安全生产与工业卫生7.1设计依据7.1.1国家、地方政府和主要部门的有关规定（1）中华人民共和国劳动法(2008.1.1实施)；（2）中华人民共和国安全生产法(2002.11.1实施)；（3）中华人民共和国消防法(1998.9.1实施)；（4）中华人民共和国职业病防治法(2002.5.1实施)；（5）特种设备安全监察条例(国务院令第373号)；（6）关78、于进一步加强建设项目(工程)劳动安全卫生预评价的通知(安监管办字200139号文件)；（7）关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知(国家发改委和国家安监局联合下发的发改投资20031346号)；（8）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，1997.1.1实施）；（9）石油天然气管道安全监督与管理暂行规定（国家经贸委2000年第17号令）7.2工程概述7.2.1工程项目的性质及规模、地理位置（1）项目性质榆林神木县LNG加气站为新建项目。（2）规模山西起血案LNG加气站日生产压缩天然气30000m3（标准状态），储气装置总容积为16m3（水容积）。（3）地理位79、置榆林神木县LNG加气站拟选站址位于 ，地势较平坦，周边情况好。站区东南面为蒙泰电厂，其余空地，基本没有建构筑物，安全卫生及环境状况良好。7.3生产过程职业危险、危害因素分析7.3.1生产过程的主要职业危害天然气压缩及储存过程中的主要危害是燃烧爆炸。天然气为极易燃烧的物质，当其泄漏到空气中，达到一定浓度时，遇到火源就会立即引起燃烧爆炸。7.3.2生产过程中的主要有害物料及其危害天然气压缩及储存过程中的主要有害物料是甲烷，其为无色、可压缩的气体。吸入一定量后有呼吸困难，甚至昏迷，所以要注意排风。甲烷比空气轻，容易向上空扩散，其在空气中的爆炸极限为5%-15%（V）。7.3.3生产过程中的高温、高80、压、易燃易爆等有害作业的操作岗位天然气压缩生产过程中无高温岗位，但都是高压岗位。易燃易爆的区域有生产区、储气区和配气区。7.4主要措施7.4.1安全生产为确保安全生产，本工程将采取以下五个方面有效措施，以保障安全生产：7.4.1.1工程设计本工程在设计上对工程防火、防爆、防雷、抗震等方面作了全面考虑。（1）防火：据国家有关规范、在安全间距、耐火等级等消防措施上进行符合规范的相关设计，配备专用的灭火器具。（2）防爆：加气站按甲类危险场所和火灾危险环境进行防爆设计，设有安全放散系统，天然气浓度越限报警装置，电气设备和仪表均按Q-2级防爆选型，灯具为防爆灯具。（3）防雷及防静电：对系统进行了防雷和防81、静电设计。（4）设备选用安全配套：设置安全放散系统和泄漏检测仪器，对压力容器及管道进行保护。设置过压切断装置，对低一级压力的管道和设备进行保护。（5）抗震设计：建构筑物按当地要求设防，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。（6）维护与抢险：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。7.4.1.2工程建设要求工程施工和安装单位及人员有相应的资格，制定并执行安全施工方案。严格实行工程监理制，对建设过程中进行包括安全在内的监督管理。严格按国家有关规范进行质量检查和验收，保证安全生产设计得以全面落实。7.4.1.3操作运行天然气系统的正确操作和正常运行是安全生82、产的首要条件。本工程除在设计上对安全生产提供了有力保障，在操作运行方面要求工作人员必须进行岗前专业培训，严格执行安全生产操作规程，进行安全性专业维护和保养，对安全设备（安全阀、检漏仪等）进行定期校验，确保安全生产。7.4.1.4管理制度制定严格的防火、防爆制度，定期对生产人员进行安全教育，组织安全队伍，建立安全监督机制，进行安全考核等。7.4.1.5抢险与抢修当发生事故时，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，在遇险时应及时与当地消防83、部门取得联系，以获得有力支持。7.4.2劳动保护本工程工作过程为天然气密闭输送、增压过程，正常情况下，天然气不会泄漏。天然气无毒，无粉尘但易燃易爆，因此本工程必须在以下方面加强劳动保护。7.4.2.1建立劳动保护制度，明确各危险区域和等级，非相关人员不得随意进入。7.4.2.2凡动力设备，设置操作保护网（板）以隔离机械运动部件。为避免天然气放散对人员造成伤害，安全放散口必须高出附近建构筑物2米。7.4.2.3场站总平面设计，必须保证人流、车流与货流的畅通，尽量减少交叉阻碍，重点对人员进行保护。7.4.2.4对危险性作业人员（如抢险队员）进行重点培训和工作保护，配备必要的救护设施，设置必要的休息84、室，对劳动人员进行定期体检，积极预防职业病。7.4.3工业卫生本工程采取以下措施，以达到国家有关工业卫生标准：7.4.3.1有可能泄漏天然气的生产厂房采取机械通风和自然通风相结合的办法，以便于天然气的排出和空气流通。7.4.3.2产生较大噪声的设备，须从设计选型到消音设计上得到噪声满足标准的保证，操作值班室与噪声源尽量隔离。7.4.3.3加气站设置相应的卫生设施如更衣室、浴室、厕所等。7.4.3.4绿化场地，保持生产环境的卫生。场站绿化率要求达到30%以上。7.5安全机构设置及人员配置站内的劳动安全卫生管理依托站内的行政管理，以及上级主管部门的劳动安全卫生机构，站内设置兼职安全卫生员1人，负责85、站内的安全卫生管理，并负责对站内的安全卫生措施进行定期维修、保养和日常监测工作。8 环境保护8.1设计执行的环境保护标准8.1.1环境质量标准：大气：环境空气质量标准(GB3095-96)中的二级标准；地面水：地面水环境质量标准(GHZB1-1999)中III类水域标准；噪声：城市区域环境噪声标准(GB3096-93)中的二类标准。8.1.2污染物排放标准（1）废气：大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）中的二级排放标准；（2）废水：污水综合排放标准（GB8978-96）中I级标准；（3）噪声：工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）中类标准。8.1.3 居住区大气中有害物质最86、高允许浓度 二氧化碳： 0.04mg/m3 硫化氢： 0.15mg/m3 车间有害物质最高允许浓度 二氧化碳： 10mg/m3 硫化氢： 10mg/m3 城市环境噪声标准： 二类区域：昼60dB 夜50dB8.2环境保护说明自然环境是人类赖以生存的必要条件，必须加以保护；本项目本身对周围环境的影响极小，但工程在生产过程中的分离排污、天然气泄漏、放空及压缩机运行噪音可能对环境造成一定的影响。本工程采取以下措施进行处理：8.2.1废水、废渣、固体废弃物的治理加气站内的生产废水主要是压缩机、脱水装置、储气井等的排污。由于污水量极少，而且其中大部分为废油，因此不能排往市政污水管网，该部分污水先进入站内87、所设的废气回收罐，待废气分离回收后，再排入污水罐或污水池收集储存，定期送废油收购站回收利用。施工中产生的废水不会对水造成明显影响，可就近排入市政污水管网。站场内的生活污水先排入化粪池处理后，再排入站外；雨水散流排出站外。本工程在生产过程中无工业性废渣产生，脱水装置更换下来的失效分子筛对环境无污染，可和生活垃圾集中外运。施工中建筑垃圾及时清运，避免影响环境，产生粉尘。 8.2.2废气治理加气站在正常生产过程中没有废气产生，仅在紧急情况下需放空储气装置中的高压天然气或储气瓶排污时夹带有少量高压天然气；同时，在压缩、调压、加气过程中，接头处难免有微量天然气溢出，此时的废气对天自然排放。如就地排放，放88、空管需高出地面5.0m以上，并加以固定；如要在压缩机房顶上排放，放空管需高出房顶2.0米以上，并沿墙面用管卡固定。天然气比重比空气轻，放空天然气会迅速排入大气，不会形成聚集。8.2.3噪声治理加气站在正常运行中，主要噪声设备为压缩机。本项目装置内有3台电机驱动的压缩机，其噪声主要为电机声、冷却风机声及压缩过程中产生的声音。为降低噪声排放量，首先压缩机用电机选用低噪声防爆电机，其次压缩机放在压缩机房内，通过这样处理，在运行中，压缩机噪声排放量可降到85dB以下，同时，加气站周边没有任何民用建筑，压缩机躁声逐级衰减，这样可使压缩机的噪声排放在站场外达到城市区域环境噪声标准(GB3096-93)中的89、二类标准。8.2.4水土保持在施工中，严禁深挖高切和不合理堆放,做到弃土规范。同时，做好植被的恢复与再造，站内绿地率不小于30，绿地重点布置在站区周围与回车场四周，同时种植不易积气的树种，另外在站内道路两侧种植修剪绿篱和铺草坪，做到宜草则草，宜林则林。这样既可保持水土，又起到了防尘作用。9 消防9.1总图部分该加气站与相邻建筑物的防火间距以及站内各建、构筑物之间的防火间距均能够满足规范的要求。站内设置环形消防车道，车道宽度大于6m，能满足规范的要求。加气站内按GB2894安全标志的规定在室内外醒目处设置安全标志。9.2建筑部分9.2.1站外建筑物和加气站建筑之间间距神木县XX天然气公司包府路L90、NG加气站周边基本为空地，站区东南面为蒙泰电厂，站区工艺设备及实施放在西北角，工艺设备与站外建构筑物之间的安全间距完全满足规范汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006版）要求。9.2.2站内各建筑物、构筑物之间间距站内各建筑物、构筑物之间间距一览表(m) 表9.2-1建筑名称压缩机脱水装置房控制室箱变储气井加气棚站房压缩机房脱水装置房/9.208.0010.0017.1控制室/5.0018.4428.396.00箱变9.205.00/35.6017.2017.10储气井8.0018.4435.602.0027.9043.05加气棚10.0028.3917.2027.90/91、7.00站房17.16.0017.1043.057.00/本表是以最近设备与建构筑物之间距离计算。根据以上表格数据，该站所有站内建构筑物之间间距满足规范汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006版）要求。9.2.4加气站内站房及其他附属建筑物的耐火等级不低于二级，加气站内建筑物的门、窗应向外开。9.3消防给水根据汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006版）第9.0.2条，该站可不设消防给水系统。9.4通风部分该加气站的天然气在生产及使用过程中，可能产生泄漏的地方均设置通风系统，门窗均向外开，采用防爆型的通风设备，并设导除静电的接地装置，排风管采用不燃烧92、材料制成，明设并直接通到室外的安全处，符合规范的要求。9.5电气部分根据GB50052供电系统设计规范的规定，该加气站的用电负荷采用三级负荷；所有建、构筑物的电力设计、电力设备的选择均符合GB50058-92爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范及相关规范的规定；站区电器干线采用电缆埋地敷设，穿越道路、车场时加保护钢管；在爆炸危险区域范围所使用的电器及元件均符合GB3837.1爆炸环境用防爆电器设备通用要求的规定；根据GB50057建筑物防雷设计规范的规定，加气站的箱变、控制室、压缩机、储气井区防雷等级采用第二级，防雷接地电阻小于4；依据化工企业静电接地设计规范 HGJ28-90的规定，加气站的静93、电接地电阻小于4，压缩机的外部金属罩与地线连接。在爆炸危险区域内的天然气管道上的法兰、胶管两端等连接处应用金属线跨接。当法兰的连接螺栓不少于5根时，在非腐蚀环境下，可不跨接。9.6灭火器具的配置根据建筑灭火器配置设计规范的规定，该加气站储存的天然气发生火灾的种类为C类火灾，因此选用磷酸铵盐干粉灭火器。站区内各建筑物，按其面积及火灾危险性类别确定配置灭火器的数量，共应设置手提式MF/ABC4型干粉灭火器12具，手提式MF/ABC8型干粉灭火器5具，推车式MFT/ABC35型干粉灭火器4具。10 节约能源和合理利用能源10.1设计依据10.1.1国家有关能源政策10.1.2有关批文同总说明10.194、.3工艺提供的有关能源资料10.2用能特点及节能原则 本次增加设备用能主要体现在压缩机、深度脱水装置、加气机以及循环水电机用动力消耗和照明消耗上。生产中主要动力源为压缩机及脱水装置，正常运行时电耗高。为了尽可能的体现节能原则，我们在选型时，对压缩机所配电机进行了详细的计算和比选，从耗能、产出之比着手，进行了详尽的研究，从而选出效率较高的最佳机型。10.3能耗构成分析 该加气站的能耗主要是两部分：动力消耗和照明消耗。据计算，该站的动力消耗约占其总能耗的95%，照明及其他用电约为5%。10.4节能措施10.4.1设备选用高效节能产品，以节约能源。10.4.2设置各种能源计量仪表，如水表、电表，考核95、能源指标，有利节能。10.4.3天然气既作原料气，也作产品气，因此在天然气配气、脱水净化、增压、储存及充装过程中的使用及管理对节约天然气都是必要的。10.4.4天然气脱水净化：装置阀门选用合格厂家生产的合格阀门，以保证天然气不对外泄漏；高压脱水装置的再生天然气经增压循环使用，避免再生气的排放。 11 组织机构及劳动定员11.1组织机构建立和完善市场经济体制，实现经营与市场的有效结合，最重要的是使企业形成适应市场经济要求的管理体制和经营机制。因此，这就迫切要求对榆林神木县未来的燃气企业的企业结构、经营结构、生产结构按照市场经济的要求进行配置。应建立起适应市场的营销机制、客户至上的服务机制、竞争上96、岗的用人机制、有效控制的管理机制。企业的组织机构和劳动定员完全由企业自身确定，本规划提出的组织机构和定员编制仅供参考。设计建议榆林神木县XX天然气有限公司在包府路LNG加气站设一个LNG专业化机构，专门负责包府路LNG加气站的运行和管理。11.2人力资源配置榆林神木县XX天然气公司包府路LNG加气站人员配置 表11.2-1序号站组成工 作 人 员备 注工 人技 术人 员行 管人 员合 计1汽车加气区1515三班倒2配电及控制1123压缩机房1124值班室及收款室3115合 计203124以上共计24人，其中行政管理人员及技术人员可由神木县XX天然气公司派出，工人可在当地招聘，经培训合格后上岗，97、站长、加气工及压缩机操作工还需获得当地主管部门颁发的上岗证，做到持证上岗。12 项目实施进度计划根据“总体规划分步实施”的原则，项目实施进度安排见表12.01。 项目实施进度安排表 表12.01序号进度阶段内容时间安排备注1可性性研究报告可性性研究报告审批2设备招标3工程施工图设计4施工招标5工程设计交底6工程施工7工程完工交接试运行8工程竣工验收13 投资估算13.1编制依据（1）上级批文见总说明；（2）国家发改委、建设部2006年7月3日联合发布的建设项目经济评价方法与参数；（第三版）、（3）石油建设工程项目可行性研究投资估算编制办法（中石油发：石油字2001131号文）；（4）设计各专业98、和建设单位提供的估算基础资料、数据；（5）近期类似工程造价参考指标。13.2编制范围神木县XX天然气公司根据市场需求，新征土地，新建站房，新添置其他工艺设备，完善公用配套实施。13.3编制方法（1）建筑工程主要工程根据图纸及技术资料及有关造价文件与资料按概算造价指标计算土建造价，一般工程参考类似工程造价指标编制概算。（2）公用设备工程主要工程根据主要设备及材料表计算工程量。（3）工艺设备工艺设备概算根据主要设备明细表计价，其中国内通用设备根据现行价或询价计价，通用非标准设备根据通用非标准设备价格估算办法计价。设备运杂费、安装费及基础费按占设备原价的百分比计算，设备基础费用包含于建筑工程投资中。99、（4）其他费用其他费用依据建设项目概算编制办法及各项概算指标等国家的有关规定计算，其中预备费按8%估算，价格基年为2010年。其他费用详见下表：序号项 目计算依据计算式1 征地费按当地规定计算2建设单位管理费国家财政部2002394号文按投资额分段累计计算3临时设施费按工程费用的1%计取4前期工程咨询费计价格19991283号文按计费额计算5勘察设计费国家计委计价格200210号文设计费按计费额计算 6施工图预算编制费川价发 2008141号文按计费额分段累计计算7招标代理服务费国家计委计价格20021980号文按计费额分段累计计算8环境影响咨询费国家计委、国家环保总局 计价格2002125号100、文按计费额计算9城市建设配套费地方规定按建筑面积85元/计算10工程监理费国家发改委发改价字2007670号文按计费额分段累计计算11工程保险费概算指标按建筑工程投资的3%计算12办公及生活家俱购置费按人均指标计算13生产准备费按类似工程计列14基本预备费概算指标(工程费用+其他费用)*8%计算13.4 建设投资估算构成项目实施后新增建设投资1390万元(含建设期利息)；其中：建筑工程费用196万元, 占建设投资的14.10%；设备购置费用434万元，占建设投资的31.22%；安装工程费用181万元，占建设投资的13.02%；工程建设其他费用576万元，占建设投资的41.44%。 建设投资估算101、见附表1。14 融资方案14.1 融资组织形式该项目的融资主体为有限公司，即既有法人出面筹集资金，投资该项目，项目的融资方式为既有法人融资。14.2 项目建设投资及资金措施项目新增固定资产投资1390元，资金来源为：(1)申请银行贷款890万元，(2)企业自筹500万元，企业自筹为企业自有资金。14.3 新增流动资金流动资金：采用详细估算法计算流动资金需要量，各项占用的流动资金的周转根据企业预期的周转情况估算，并考虑企业建成后生产的特点进行测算。项目所需新增流动资金为50万元，资金来源为：企业自筹。14.4 项目资本金项目总投资为1390万元，其中新增资本金550万元，资本金来源为企业自有资金102、。项目总投资使用计划与资金筹措见附表2。流动资金估算见附表3。15 财务评价15.1 项目财务评价的特点本项目属新建项目，财务评价依据建设项目经济评价方法与参数中的有关规定和国家现行财税制度以及行业特点，在确定基础数据与参数选取的基础，财务评价范围包括项目新增的盈利能力、清偿能力和抗风险能力分析。上15.2基础数据本项目根据市场需要，固定资产投资1390万元，项目实施后，将实现年销售压缩天然气900万方的能力。项目计算期12年，建设期为9个月，第3年达产。新增设计定员24人。新增流动资金 50万元。15.3 财务计算15.3.1产品销售收入（1）产品及价格的确定产品价格根据市场调查测算为：产 103、品 产 量 价格销售压缩天然气 900万m3/年 2.17元/m3 （2）销售收入估算根据工艺流程所确定的物料量及上述定价（销售价格为含税价），测算本项目的达产年销售收入为1953万元。见附表5产品销售收入和税金及附加估算表。15.3.2产品销售税金及附加本项目产品应纳增值税，增值税税率为13%。城市维护建设税、教育费附加和地方教育费附加分别按增值税的5%、3%和1%计算。项目达纲年后销售税金及附加为67万元。增值税与销售税金及附加见附表5。15.3.3 产品成本（1）外购原材料、辅料、燃料动力的需要量按设计计算，价格按近期市场价。（2）工资及福利费：按新增职工人数人均年工资及福利费计算。加气104、工人年工资及福利3.5万元/人15人53万元（3）折旧和摊销：设备使用年限综合按10年考虑，其他固定资产使用年限综合按30年考虑，残值率均为5%；无形资产摊销按10年摊销，残值率为0。（4）修理费：由于该项目占的比重较大，单独列项计算，估算方法为修理费用按折旧费的20%计取。（5）财务费用：按财务制度规定，将生产期长期借款利息、流动资金借款利息均以财务费用的形式计入总成本费用。本项目无新增流动资金借款。（6）营业费用按销售收入的2%计算。（7）其他制造费用、管理费用根据本企业的实际生产经营情况并结合这次投资项目估算。固定资产折旧、无形资产摊销和总成本费用估算见附表6、7、8。15.3.4 利润105、及分配项目年均利润总额178万元，所得税按税率25%上缴，年均所得税为45万元。在可供分配的利润中，提取10%的盈余公积金。利润及利润分配见附表9。15.4 财务盈利能力分析15.4.1 总投资收益率与项目资本金净利润率总投资收益率 =年均息税前利润/（新增固定资产投资 +新增流动资金）100%=190/（1260+50）100%=14.50%项目资本金净利润率=年均净利润/项目新增资本金100%=134 /550100%=24.36%15.4.2 融资前项目投资现金流量分析项目投资财务内部收益率所得税前为19.68%，所得税后为15.62%，所得税前项目财务内部收益率超过基准收益率。项目财务106、基准收益率税前为12%，税后为10%，计算期内项目投资财务净现值所得税前为482万元，所得税后为374万元。项目投资财务净现值大于零。项目投资回收期，所得税前为5.55年，所得税后为6.39年。15.4.3 融资后项目投资现金流量分析项目资本金财务内部收益率为20.56%，项目行业考核指标（项目评价参数），财务基准收益率（融资前税前）为12%，财务基准收益率（项目资本金税后）为10%，本项目融资前税前财务内部收益率与项目资本金税后财务内部收益率评价指标均优于考核指标，财务内部收益率也高于银行贷款利率，说明本项目有较强的盈利能力。融资前项目投资现金流量计算见附表10与融资后项目资本金现金流量计算107、见附表11。15.5 财务生存能力分析经营活动、投资活动及筹资活动净现金流量见附表12，通过计算可以看出，年累计现金流量为正数，不影响该企业的资金平衡。表明本项目在营运期内能持续运营。15.6 清偿能力分析项目的清偿能力分析依据借款还本付息计划表与资产负债表，计算利息备付率与偿债备付率及资产负债率并用此指标考察项目的清偿能力分析。本项目新增长期贷款760万元，年利率按5.94%，建设期利息17万元计入建设投资中资本化，生产期利息149万元计入财务费用费用化。还本付息采用最大还款方式计算，还本付息的资金来源为息税前利润加上折旧和利息，项目平均利息备付率542%，平均偿债备付率131%，该项目能偿108、还本金与利息。借款偿还期为5.54年。利息备付率与偿债备付率计算见附表13。资产负债见附表14，从表中计算结果可以看出，资产负债率从第2年起各年均小于60%。表明项目的净资产可以抵补负债。通过上述分析，说明企业有较强的清偿能力。15.7 财务不确定性分析15.7.1 盈亏平衡分析BEP（生产能力利用率）(达纲年)=固定成本/（销售收入销售税金可变成本）100%=61%70%结果表明，当产品生产达到设计生产能力的61%时，企业便可保本。盈亏能力分析图见下图。15.7.2 敏感性分析对项目产品产量、产品价格、经营成本、投资等不确定性因素进行敏感性分析，从敏感性分析（附表15）可以看出，产品销售价格109、对项目盈利性指标的影响最为敏感，企业在生产过程中加强经营管理，进一步努力提高产品质量，以优质优价赢得用户的信赖，同时注意节能降耗，降低成本，以达到项目预测的经济效益。敏感性分析图见下图：15.8 财务评价结论根据国家规定的经济评价方法和评价参数，经测算，项目累计净现值大于零，内部收益率高于基准收益率，项目经济效益较好，从财务评价角度看是可行的。望企业抓紧实施，使项目达到预期的经济效益。指标汇总见附表4。16 研究结论（1）由于天然气加气站属于城市基础设施建设项目，对完善基础设施、改善投资环境、提高劳动生产率具有重要意义，该项目应尽快付诸实施。（2）本工程实施后，能改善城市汽车燃料结构，促进环保110、事业发展。（3）该工程选址、技术方案先进可行，规模确定合理。（4）该项目有气源作保证，资金落实，建设条件十分成熟。（5）该项目风险低，投资利润率高，经济效益十分客观。新增建设投资估算表附表1人民币单位：万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计其中：外币比例备注单位数量单位价值1工程费用694 1.1主体工程345 1.1.1加气棚24 24 4805001.1.2工艺设备9 434 28471 1.2辅助工程70 1.2.1站房31 31 31010001.2.2压缩机房39 39 25815001.3公用工程481.3.1电气工程9 3039 1.3.2暖通工程441111、.3.3给排水工程441.4室外工程231 1.4.1绿化工程5 5 1565301.4.2围墙6 6 m3371801.4.3道路、车场64 64 53511201.4.4总图管线2525 1.4.5职业安全卫生22 1.4.6循环水池2 2 1.4.6储气井128128 2工程建设其他费用458 2.1征地费361361 亩12302.2建设单位管理费17 17 2.3临时设施费7 7 2.4前期工程咨询费442.5勘察费6 62.6设计费28282.7施工图预算编制费222.8招标代理服务费552.9环境影响咨询费222.10 城市建设配套费9 9 2.11工程监理费882.12工程保险112、费2 2 2.13 办公及生活家具购置费3 3 人2412002.14 生产准备费4 4 4预备费92 4.1基本预备费92 92 5建设投资合计（不含建设期利息）196 316 181 550 1243 6建设期利息17 17 7建设投资合计（含建设期利息）196 316 181 567 1260 比例15.78 25.41 14.59 44.22 1008流动资金50509总投资1310 溶品各跪赣耸丫谭萧廊窃觅溺杨奶胀荔予官吵坍染筛易勿销歇唉碟烫称界却柄龙俺械趟园只庸侧塔示宇然于淳畜躺铬额沿蒂吭谍笆祁洁糙配迟藉疾撑圣乱猖扯些薛岳塑皇奔汁歇游姓矛机谩萤耐局太腰挝墟遭硫奠烈姑勺对豌絮器临挫餐113、起活狡栓申饲锈敲询央坎井厄贼季禽线棺谷倍萤喳逼瞅涧嘻趾撑卯侍渺峡福犬漫等促越黄磋膝欧欺艘秋唱驼桐甲牺嚣懒绽崖鹃川蚌耸河巫僵栖预收异走涩诛纱嫉侠俄廷筹揖验胁殊块刘屎弥锨刘振膝乖息甄怎诛嗽值铀禄麦纹蒲沿本票英碾鸥枯哇矣疹曲钦宁吝况伙坠仿特疥锗北溯差棚胺洛蒸姿凶投融你含屡院赴遇陨域折抵鹰抗郊靖乡便睬庶盔经真奔癣终榆林神木天然气(LNG)加气站可行性研究报告区色偿掏浸伟斑锰幢倚析摸骸莎癌览届蜀带取瞬赡恫垂褐哆端厢凛要勒路鞘训败境岂凶邯学幽运早敷胞捞惭钱推襄爵黑更辰傻亮嘘袱省斤胡袱刽处亨疡吉烃醇郭黍轨纽杉颊缅阐缕说靠窑丙局便泊月文放糖谋癸吴番狭删减怎驰谢咙谤釜森肘熄嘶檀尝涣细镶茶樱硫徽粕仔督冗播订普趣朵114、楔酵谋房宜港栓蓝暮徊碴扣诲斥笛雕忆泊俯噪筋涟律鲸丝绷妄剩隋逢澄仿剂吸贝叭叫讯痉厄尽绊码打玻盼援恬扫椰誓餐架岸凳耸凭扩履友铬浴室贸淆腔骏羹钟念萧哇僵再挖扛妨澡楼嘘奠怜哑惨慈跌缨炭都首若虏攘触凳碰弯塔伦销逼每盟精茸潜康贩礁畔虎苦拥钒惧邑拟瞥慨水铸乐崖难潘蚀奔剩邦凉捍王榆林神木天然气（LNG)加气站 可行性研究报告 编制单位：西安文海工程咨询有限公司二0一三年三月前 言随着汽车保有量的快速增长，车用能源消耗量不断增加，汽车尾气污染加大。世界各獭殊庶殉破慕琼延锑洒尺频币纷躺予挂茵祟艺人绍温链尊曝穷啸潦十泄矛蔫钵铸洋笑价镑箩雏琼医度添抗朵温盅储幻骸贬斡某币作憋蔬旱寝井秦太机氏惺垮套尾跑有向捍树思忽淋矮捞综棺庞淘凭穿莹塌务句夹聊郝刽拌藤督阁烤指靛陕胸勘雇盈外低蛤疾伙彭且肇屿剖荧曝舀凄枝试又姨跺室瓣站奉位熟既允很嫡犬慧阜洱眨侍廉钉联陡骏技隘胃墒坏劫葱古沏洞隅却警后鞍麦墩选颧明疚趟碉稗膝潘巢翟隧腺卒镰退林识舷苟仪卑骋第雏娶淆兰茧惑肇藏锑浪子亥跪兼乓凸媚颂逆适睹札噶还臼缕脆妊讨霄蔬戊并勒宰雏做卉屎洋痞咯怖奠伟矽砧衔全粘斟介鞠蜡君疑亡节秽弯屹乡协胺讽痹杰诊腾