1、XX天然气汽车加气站、调压站项目可行性研究报告天然气汽车加气站、加压站项目可行性研究报告项目名称：XX天然气汽车加气站、加压站项目工作阶段：可行性研究目 录1 总 论11.1 项目概况11.2 编制要求和原则41.3技术路线确定61.4 气源情况71.5主要技术经济指标91.6主要用地指标102 市场分析112.1 用户概况112.2市场预测112.3承受能力分析122.4市场风险143 选址区域地理状况153.1地理位置153.2自然条件153.3经济状况163.4基础设施条件203.5结论204 站址及总图运输214.1 站址选择原则214.2 站址确定214.3 总平面布置214.4 道2、路及出入口244.5 围护设施244.6 排水及竖向设计254.7 绿化255 工艺方案265.1加气站工艺方案265.2燃气调压站及其安全装置436 仪表及自动监控系统566.1 设计依据的规范及设计原则566.2 设计范围566.3 控制系统要求576.4 仪表选型586.5 安全技术措施596.6 仪表的防护措施596.7 动力供应606.8自控设备材料表607 公用工程627.1 建(构)筑物设计627.2 电气设计647.3 通信707.4 给排水设计727.5 热工与暖通748 消 防798.1 防火设计依据798.2 工程概况798.3 危险性分析818.4 防火安全设计858.3、5 事故紧急预案909 环境保护939.1 设计依据939.2 工程概况939.3 生产过程污染物分析949.4 设计中采取的防治措施及预期效果959.5 站区绿化969.6 环境评价9610 劳动安全卫生9810.1 设计依据9810.2 工程概况9810.3 建筑及场地布置9910.4 生产过程中职业危险、危害因素分析10010.5 劳动安全卫生防范措施10010.6 安全条件论证10210.7 劳动安全卫生机构10310.8 专用投资估算10310.9 项目劳动安全卫生结论10411 节 能10511.1 工艺流程简述10511.2 能源消耗10511.3 能源供应状况10511.4 主4、要耗能的部位及能源种类10611.5 主要节能措施10611.6 节能评价10712 组织机构及定员10912.1 组织机构设置10912.2 劳动组织及定员10912.3 人员培训11013 项目实施进度11113.1 项目实施原则11113.2 实施计划11114 投资概算11314.1 工程概况11314.2 编制依据11314.3取费说明11414.4工程建设总投资及投资构成分析11414.5资金来源及资金使用计划11515 财务分析11615.1 财务分析的范围、依据和方法11615.2 评价参数和基础数据11715.3总成本费用估算11815.4收入、税金及利润估算11915.5 5、财务分析12015.6 不确定性分析与风险分析12315.7风险分析12615.8 财务评价分析结论12716 结论及建议12916.1 结论12916.2 建议13016.3 施工图设计前需解决的问题131附表：利润与利润分配表132总成本费用估算表133财务计划现金流量表134资产负债表(税后偿债分利后)135项目资本金现金流量表136项目投资现金流量表137生产销售收入与相关税费表138原辅料件年用量与相关税费表139年经营成本概算表140流动资金估算表141建设投资估算表（形成资产法）142项目总投资使用计划与资金筹措表143固定资产折旧无形与其他资产摊销计算表144内销应纳增值税与出6、口抵退税表145营业税金及附加和增值税计算表146附图：项目地理位置图147总平面布置图148 105XX天然气汽车加气站、调压站项目可行性研究报告1 总 论1.1 项目概况1.1.1建设单位XXXX加气站1.1.2项目名称XX天然气汽车加气站、调压站项目1.1.3建设规模本站为LNG 、CNG天然气汽车加气站、调压站，给车辆提供车用天然气清洁燃料。设计规模：LNG 、CNG总加气规模50000Nm3/d。站内主要工艺设备包括：3台全容积60 m3的LNG低温卧式储罐、3台潜液泵、3台高压柱塞泵、1台EAG加热器、1台增压器、6台LNG加注机、6台CNG加气机、3台高压气化器、1个顺序控制盘和7、3个储气井。1.1.4建设单位概况XXXX加气站是从事天然气加气业务的综合加气站。主要职责是负责XX部分区域的天然气加注站点的运营，为XX推广汽车新能源提供清洁能源支持服务。建站以来，以其优质的服务和信誉，赢得了广大用户的的广泛赞誉，经济效益不断提高，根据当地天然气消费市场的情况，建设单位将不断增加天然气加注站点，以满足用户需要。1.1.5项目目标本项目通过在XX增加汽车使用清洁燃料天然气，为整个XX车辆大规模清洁化开辟一条健康之路，并落实节能减排的国策，使市区环境效益最佳化，经济效益最大化。1.1.6项目建设的必要性及意义1.1.6.1项目建设的必要性（1）长期以来，公路运输车辆以汽油、柴油8、为燃料，在世界性的石油紧张、油价不断上涨的严峻现实下，发展天然气运输车辆，减少对石油的依赖、实现能源的多元化，有利于我国的能源安全，有利于我国国民经济的可持续发展。（2）天然气是一种优质、高效、经济的清洁能源，运输车辆通过使用天然气代替燃油，可有效降低排放污染、改善环境质量、调整交通运输设备能源结构、降低能源成本、提高经济效益。我国政府早在“十五”期间已经开始实施“清洁汽车行动”，西安市也相继出台了一系列治理机动车辆排放污染的地方法规，XX也提出了相关要求。（3）通过本项目的建设过程，可以为全区大规模建设天然气汽车加气站，全面发展清洁能源汽车创出一条健康之路。1.1.6.2项目建设的意义（1）9、建设天然气加气站，推广清洁燃料是治理机动车排放污染、改善环境质量，打造绿色城市的需要根据有关资料统计，城市大气环境污染60%来自机动车辆的尾气排放。公路路网的大气环境污染100%来自机动车辆。由机动车尾气而导致的大气污染已严重影响居民健康并制约经济持续快速的发展。建设天然气汽车加气站是治理机动车辆排放污染，改善大气环境质量的有效举措；是落实我国政府建立资源节约型，环境友好型城市的重要举措。 出租车辆和家庭车辆通过使用天然气燃料，汽车尾气综合排放与燃油车辆相比可下降80%。这可使城市区域的大气环境得到明显的改善，为建设山川秀美的新XX做出很大贡献。（2）建设天然气加气站，发展天然气能源产业是调整10、能源结构、实现能源战略安全的重要举措长期以来，各类车辆均以汽油、柴油为燃料，在世界性的石油紧张、价格一路飙升的严峻现实下，发展天然气汽车，减少对石油的依赖，实现能源多元化，有利于我国的能源安全，有利于我国国民经济的可持续发展。（3）建设天然气加气站，发展天然气能源产业符合国家产业政策发展天然气能源产业的经济效益显著。随着天然气汽车和天然气加气站的运行，将带动与天然气汽车相关的机械制造、汽车、低温贮运，电子电器、仪器仪表、新工艺、新材料、试验检测以及教育培训业等行业的发展，使天然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。汽车行业是用油的大户，也是城市大气污染的主要制造者，11、对全国的节能减排具有着重要影响。天然气是“十二五”期间的汽车节能减排的首选代用燃料，燃气汽车替代燃油汽车是纲要提出的优先发展主题。节能减排是全面落实科学发展观的重要举措，对加快建设资源节约型、环境友好型社会具有重大意义。（4）建设天然气加气站，发展天然气能源产业是运输业经济效益最大化的途径之一天然气作为汽车燃料，其费用与燃油费用相比要节约2030%，以气代油的经济效益较为可观。同时天然气是一种高辛烷值燃料，辛烷值是评定燃料性能的一项重要指标，汽车使用高辛烷值的燃料时，发动机不易出现爆震燃烧现象，这对延长发动机的寿命，提高发动机压缩比是十分有益的。1.1.7 项目示范效应天然气加气站的技术和建设12、在我国处于发展阶段。通过本项目建设过程，积累工程建设的经验，为XX逐步建设天然气加气站，全面发展清洁汽车创出一条健康之路，为全面治理机动车辆的排放污染，打造绿色XX做出贡献。1.2 编制要求和原则1.2.1 编制范围本报告编制范围为本项目的站内工程设计，具体如下： 全站总图； 全套工艺装置的工艺、设备布置、配管； 与工艺装置配套的公用工程如给排水、消防、电气、通信、自控、暖通等； 全站土建。1.2.2 编制内容根据建设单位要求和建设部市政公用工程(燃气)设计文件编制深度规定，本项目可行性研究报告主要内容有：（1）研究XX汽车车辆使用清洁燃料的技术路线以及建设LNG 、CNG加气站、调压站的可行13、性，对本项目作出建议。（2）研究该LNG 、CNG站的工艺技术方案。（3）对本项目作出投资估算、概算和效益评价。（4）结合初步设计深度要求，给出工艺流程、总平面布置等图纸及主要设备材料表。1.2.3 编制原则（1）符合XX规划部门的要求，做到合理规划，合理布局，统筹兼顾。（2）严格执行国家现行设计规范，贯彻国家消防、环境保护、劳动安全及工业卫生的有关法规。（3）积极采用国内外成熟的新工艺、新技术、新设备、新材料，借鉴已建成LNG 、CNG汽车加气站的成功经验，保证工程工艺技术的先进性、可靠性、安全性、经济性，使工程整体建设达到目前国内先进水平。（4）设计中尽一切努力节能降耗，在工艺流程和设备方14、面，采用先进的节能降耗工艺和设备，减少对水、电等动力的消耗，以达到国家有关节能减排的要求。（5）美化环境，创建良好的工作环境。1.2.4遵循的主要标准规范（1）汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006年版）（2）加油加气站建设项目设计手册中国海油(2006年版)（3）建筑设计防火规范 GB50016-2006（4）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-92（5）建筑物防雷设计规范 GB50057-94(2000年版)（6）化工企业静电接地设计规范 HGJ28-2000（7）液化天然气（LNG)生产、储存和装运GB20368-20061.2.5参考规范 车载燃15、料系统规范NFPA521.3技术路线确定1.3.1 车辆的适用性由于液化天然气单位体积能量较压缩天然气高，所以在车辆气瓶容积有限的情况下，LNG适合运距相对较长、耗能大的车辆，比如公交车辆；CNG适合运距短、耗能小的车辆，比如出租车。本项目主要服务对象为出租车辆和公交车辆，根据车辆各自的特点，使用LNG给公交车辆加气，使用CNG给出租车辆加气。1.3.2 天然气作为车载燃料的经济性城市交通车辆使用天然气作燃料，每年的燃料费可节约2030，以气代油的经济效益较为可观。对于LNG或L-CNG加气站来说，利用LNG的物性特点，无需再加工，LNG加注部分只是用潜液泵简单加压灌注，L-CNG部分利用高压16、柱塞泵加压，空温式高压气化器加热气化后给车辆加注，比一般的CNG加气站运行成本低。1.3.3天然气的安全性天然气的燃点为650，比汽柴油、 液化石油气（LPG）的燃点高，点火性能也高于汽柴油和LPG。天然气的爆炸极限为4.614.57%，且密度很低，只有空气的一半左右，稍有泄漏即挥发扩散；而LPG的爆炸极限为2.49.5%，燃点为466，且气化后密度大于空气，泄漏后不易挥发；汽油爆炸极限为1.07.6%，燃点为427；柴油爆炸极限为0.54.1%，燃点为260。由此可见， 在某种意义上天然气比LPG、汽油、柴油更安全。1.3.4 天然气的环保性天然气本身属洁净能源，本工程的原料（LNG）为液化17、后的天然气，天然气在液化过程中，由于工艺及设备管道的要求，一些有害物质如：水、硫、汞、COS等脱除的更为纯净，所以LNG比管输气态天然气更为洁净。通过加气站供给受气车辆的天然气不用经过任何再加工，只是经过简单物理变化，无任何“三废”物质。正常时介质在密闭的系统内运行，不产生任何污染物。与燃油车相比，天然气汽车的尾气排放中二氧化碳的量大大减少，有害物排放量降低约80%，被称为真正的环保汽车。综上所述，本天然气加气站技术路线是：在XX建设一座LNG、L-CNG合建站，主要为城市部分营运出租车、家庭汽车以及汽运集团公交车辆提供清洁燃料，使XX部分城市交通车辆先期清洁化。1.4 气源情况本项目气源在陕18、西靖边，通过西渭管线传输，在XX分流，设有XX天然气公司，拥有天然气资源的有利条件，结合本项目所处的地理位置和本项目气源需求的实际情况，确定本项目选择XX天然气公司作为项目的LNG主气源。接收站气源参数如下表：液化天然气组分表(体积百分比) 表1-2序 号项目数值备注一组 分含 量(体积)1甲烷91.462乙烷4.743丙烷2.594正丁烷0.545异丁烷0.576异戊烷0.01氮气0.09二特性数 值1低热值(MJ/Nm3 )39.672高热值(MJ/Nm3 )43.823气相密度(kg/Nm3)0.8024液态密度(kg/m3)456.55运动粘度(m2/s)21.8510-66华白指数519、3.287爆炸上限(20)14.57%爆炸下限(20)4.60%以上天然气气质符合天然气GB17820中二类气质标准，满足城镇燃气设计规范对天然气质量的要求。并可判定其属城市燃气分类GB/T13611中13T基准气的可互换燃气。以上天然气气质符合液化天然气的一般特性(GB/T19204)及车用压缩天然气(GB18047)的规定。1.5主要技术经济指标主要技术经济指标表表1-2序号指标单位数量备注1生产规模1.1加气能力万Nm3/d3.0LNG2.0L-CNG1.2年工作天数天3602原料2.1进气万Nm3/a18003公用动力消耗量3.1新鲜水t/a5871.63.2年耗电量万kWh/a60.20、54定员人305加气站总占地面积m213334加气站实际占地面积m211282.76建设项目总投资额万元36806.1建设投资万元33806.2流动资金万元3007年销售收入万元74888年总成本费用万元6487.929年利润总额万元802.4310财务评价指标10.1所得税前财务内部收益率20.0910.2所得税后财务内部收益率16.7810.3所得税前财务净现值万元4565.7710.4所得税后财务净现值万元3020.3910.5税前投资回收期年6.2910.6税后投资回收期年6.9710.7资本金财务内部收益率11.8510.8资本金财务净现值万元1656.2411盈亏平衡点%30.6321、1.6主要用地指标建设用地指标一览表序号项目计算单位控制指标项目指标备 注1总占地面积亩2013334平米代征路面积平米2051.3未含在总占地面积内2总建筑面积平方米45093建、构筑物占地面积平方米45094道路及场坪面积平方米5773.75绿化面积平方米10006容积率0.52计算容积率面积5829平米7建筑密度%408绿化率%8.99投资强度万元/公顷2996.52 市场分析2.1 用户概况本项目主要为XX营运出租车辆、家庭汽车以及公交车辆提供清洁燃料。为响应节能减排，优化能源结构，建设绿色城市的号召，鉴于陕西独有的LNG能源优势，建设方拟先期在XX建设一座LNG、L-CNG合建站，为22、出租车、家庭汽车和公交车辆提供清洁燃料，为整个XX机动车辆的大规模清洁化起示范带头作用。2.2市场预测随着经济和社会的发展，我国已成为能源消费大国，从1993年起我国已成为石油净进口国，能源短缺也威胁到国家的战略安全。由市场供需矛盾而引发油品短缺及价格波动，特别是近几年，随着市场需求量大规模的增加，这种矛盾更加突出。近年来，XX机动车保有量增长迅速。机动车尾气含有上千种化学物质，如一氧化碳、氮氧化合物和碳黑等，都会对空气造成严重污染。根据XX城区空气质量自动监测系统数据显示，市区环境空气中的首要污染物为氮氧化合物和碳黑，这表明机动车排放已成为XX空气质量恶化的最大污染源。随着经济的发展和汽车保23、有量的高速增长，XX面临汽车能源需求和环境保护的双重压力。因此，将天然气加气站纳入XX推广汽车新能源的计划，减轻对油品的依赖是调整XX能源结构的战略需要。使用天然气作为车用燃料具有以下优势：符合国家节能减排政策，属于国家扶持的朝阳产业；能充分利用陕西气源优势，为项目提供持续、可靠、充足的清洁能源供应；天然气作为车用燃料还具有无比的价格优势。目前XX只有少量公交车和出租车使用天然气，尚未大面积推广使用。为发展绿色环保和清洁能源的LNG公交车，XX汽运机构已投放近百辆LNG公交车，并且今后将会陆续增加LNG公交车和客运车辆。根据调查，至2012年底XX拥有LNG公交车、CNG出租车1100辆；预计24、至2015年拥有LNG公交车、CNG出租车3000辆。结合XX天然气加气站的发展现状，加气站数量和加气能力明显不足，可知XX天然气行业的发展方兴未艾，天然气车用燃气市场前景广阔。本项目建成后将会促进天然气燃料车辆的大力发展，对市场发展十分有利。本项目建成后不会对该行业产生很大的冲击，市场竞争也不会很激烈。2.3承受能力分析用户对车用天然气价格的承受能力取决于其替换燃料（主要为汽油和柴油）的价格。根据热值等价的原则，可推算出车用天然气价格。汽油热值为45.2MJ/kg，密度为0.743kg/L，即汽油热值为33.58MJ/L；柴油热值为42.6MJ/kg，密度为0.840kg/L，即柴油热值为325、5.78MJ/L；天然气热值以31.4MJ/Nm3计。由此可以推算出，在热值相等的情况下，1L汽油相当于33.58/31.4=1.07Nm3天然气，1L柴油相当于35.78 / 31.4=1.1Nm3天然气。 由此可知，若柴油价格以7.21元/L计，用户可承受1Nm3天然气价格最高为7.21/1.1=6.55元。按照发改电2010211号规定的系数计算，1Nm3天然气最高售价为7.210.75=5.4元。比用户可承受的最高价格6.55元还要低1.15元；若汽油价格以6.93元/L计，用户可承受1Nm3天然气价格最高为6.93/1.07=6.48元。按照发改电2010211号规定的系数计算，1N26、m3天然气最高售价为6.930.75=5.19元。比用户可承受的最高价格6.48元还要低1.74元。目前，本项目参考周边市场售价，LNG、L-CNG售价均定为4.16元/Nm3，符合用户可承受价格及发改委限价的规定。综合上述内容，并参考新规出台后XX油气市场价格变动情况等各种因素，确定柴油按照7.21元/L、汽油按照6.93元/L、 LNG、CNG 按照4.16元/Nm3的价格计算，对出租车及公交车使用两种燃料进行比较分析，详见下表：燃油燃气消耗比较表 表2-1 项目燃料燃料单价车辆数每辆车百公里燃料耗量每辆车日行程车辆日总耗量费用合计出租车汽油6.93元/L100辆9.35L3002805L27、1.943万元天然气4.16元/Nm3100辆10Nm33000.3万Nm31.248万元公交车柴油7.21元/L100辆27.3L2005460L3.937万元天然气4.16元/Nm3100辆30Nm32000.6万Nm32.496万元由以上表格可以看出，按照各车辆日行程，以100辆车为准，每天分别可以节省：出租车，0.695万元；公交车，1.441万元。可见，在XX相对于汽油、柴油而言，城市交通车辆使用天然气更具有价格优势，用户具有较强的承受能力。2.4市场风险为发展绿色环保和清洁能源的LNG公交车，XX已向市场投放近百辆LNG公交车，并且今后将会陆续增加LNG公交车和客运车辆。加上XX现28、有的LNG车辆，天然气加气站市场潜力巨大，所以需加快天然气加气站的配套建设，以保证下游市场资源稳定的供给本项目最主要的风险来自于上游气源的保证，以及由于地处经济发达地区所导致投资额大大增加，以上这些因素对天然气市场的影响很大，对本项目的效益影响至关重要。充分考虑不利因素，采取切实可行的措施规避风险是十分必要的。规避风险的措施为：尽快与上游供气方签定供气协议，对项目投资和运行成本进行控制和压缩，对工艺及线路方案进一步优化，做到投资最省。天然气市场是一个变化发展较快的市场，市场风险较大，发展潜力也非常大。XX随着经济总量的增加，工业化和城市化速度的加快，对气价的承受能力逐渐增加，市场风险性相对会减29、小。3 选址区域地理状况3.1地理位置3.2自然条件3.2.1地形地貌项目区海拔高度440460m，相对高差20m。地势东高西低，南高北低，地形高差较为平坦。总体呈东南向西北微倾，唯该区北段有一古河道，形成东西向的带状凹地，横亘区内。规划区地貌属山麓洪积平原，属于湿陷性黄土。由于长期的农业生产活动，自然地貌特征已无存。当地抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g。3.2.2气候条件项目区的气候属于暖温带半湿润大陆性季风气候，光照充足，气候温和，四季分明，干湿季显著。年日照2094小时，年平均温度13.4，一月平均温度-1.3，七月平均温度27.2，10活动积温4.429。无霜期2130、5天，干燥指数1.5以上，年平均降水量550毫米，多集中在7、8、9三个月内，占年降水量的50%。春旱和伏旱时有发生。全年主导风向为西南风，冬季多西北风。 3.3经济状况2012年全区生产总值完成210亿元，同比增长13.5%；地方财政一般预算收入突破8亿元，增长27.9%；全社会固定资产投资151亿元，增长28%；社会消费品零售总额56.5亿元，增长19%；城镇居民人均可支配收入24483元，增长15.1%；农民人均纯收入10585元，增长16.2%，突破万元大关；人口自然增长率5.8；万元生产总值综合能耗降低3.5%。3.4基础设施条件 3.4.1交通条件项目区交通便利，东临310国道，对31、外交通十分便捷。3.4.2水电资源项目区由xx市政供电，电力供应充足。建设单位自备水井，生产、生活用水便利。3.5结论站址的选择规划由XX规划定位，周围环境良好，交通方便，所以在此址建设可行。4 站址及总图运输4.1 站址选择原则（1）一般要求站址的选择应符合城市总体规划、消防安全和环境保护的要求，并应选择在交通便利、车流量较大的地方。（2）安全要求站址选择应符合汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006年版）、车载燃料系统规范NFPA 52的防火安全要求。避开重要建筑物和人流密集区。4.2 站址确定根据XX天然气汽车发展的趋势初步确定，在XX建设一座LNG、L-CNG合建32、站，通过实地踏勘，拟在XX斜口街道办事处建设一座LNG、L-CNG合建站，主要对汽运公交车辆、家庭用车以及城市营运出租车辆加气。拟建站的占地面积约20亩，位于108国道北侧，距离西潼高速出口500m。本加气站站址周边地势平坦、开阔、交通方便，方便出租车辆、公交车辆及家庭汽车出入。站外无重要建筑物和人流密集区，周边环境良好。加气站所需土地、水、电等可利用周边条件解决，初步选址符合LNG、L-CNG合建站的建设要求，符合XX总体规划。4.3 总平面布置LNG、L-CNG合建站及加压站按火灾危险性分类属于甲类场所，站区平面布局严格按现行防火规范的有关规定布置。在满足规范要求的最小防火间距以及进出车辆33、的回车场地的前提下，力求作到布局合理，布置紧凑，节约用地。XX汽车天然气加气站内布置有工艺区、加气区和辅助区。工艺区位于站区中心偏南侧，围堰内布置LNG卧式低温储罐、潜液泵、高压柱塞泵、增压器以及EAG加热器，围堰外布置高压气化器、顺序控制盘和储气井；加气区位于站区北侧，布置有CNG加气机和LNG加注机；辅助区位于站区的东侧。详见总平面布置图（附图）。主要建筑物一览表序号项目建筑面积（平米）占地面积（平米）备注1加油站站房5805801F2加油棚132013201F层高9m3储气区175017504储气井995设备区8008006卫生间50507道路、场坪5773.78绿地1000合计450934、11282.7建设用地指标一览表序号项目计算单位控制指标项目指标备 注1总占地面积亩2013334平米代征路面积平米2051.3未含在总占地面积内2总建筑面积平方米45093建、构筑物占地面积平方米45094道路及场坪面积平方米5773.75绿化面积平方米10006容积率0.52计算容积率面积5829平米7建筑密度%408绿化率%8.99投资强度万元/公顷2996.5总图布置时，站区与站外建（构）筑物及其它设施的防火间距、站内工艺设施与站内建（构）筑物及其它辅助设施的防火间距参照汽车加油加气站设计与施工规范中LPG加气站的相关规定执行；站内LNG转运设施（LNG加注机）与储罐之间的防火间距及工35、艺设施之间的防火间距参照车载燃料系统规范NFPA52的相关规定执行。压缩天然气站周围没有重要公共建筑，根据现行城镇燃气设计规范、汽车加油加气站设计与施工规范的间距规定，符合安全规定要求。天然气工艺设施与站外建、构筑物的防火距离分别不应小于下表的规定：气瓶车固定车位与站外建、构筑物的防火间距（m） 气瓶车在固定车位最大储气总容积（m3）项目3000100001000030000明火、散发火花地点，室外变、配电站25.030.0民用建筑20.025.0甲乙丙类液体储罐，易燃材料堆场，甲类物品库房25.030.0其他建筑耐火等级一、二级15.020.0三级20.025.0四级25.030.0铁路（中36、心线）40.0公路（路肩）高速，、级20.0、级15.0架空电力线路（中心线）1.5倍杆高架空通信线路（中心线）、级20.0、级1.5倍杆高气瓶车固定车位与站内建、构筑物的防火间距（m） 气瓶车在固定车位最大储气总容积（m3）项目3000100001000030000明火、散发火花地点25.030.0压缩机室、调压室、计量室10.012.0变、配电室、仪表室、燃气热水炉室、值班室、门卫15.020.0综合办公生活建筑20.025.0消防泵房、消防水池取水口20.0站内道路（路边）主要10.0次要5.0围墙6.010.0压缩天然气工艺设施与站外建、构筑物的防火距离（m） 名 称项目储气瓶组、脱硫37、脱水装置放散管管口加气机压缩机重要公共建筑物100100100明火或散发火花地点302520民用建筑物保护类别一类保护物302520二类保护物202014三类保护物181512甲、乙类物品生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐252518其它类物品生产厂房、库房和丙类液体储罐以及容积不大于50m3的埋地甲、乙类液体储罐181813室外变配电站252518铁路303022城市道路快速路、主干路12106次干路、支路1085架空通讯线国家一、二级1.5倍杆高1.5倍杆高不应跨越加油站一般1倍杆高1倍杆高架空电力线路电压（380V）1.5倍杆高1.5倍杆高不应跨越加油站电压（380V）1.5倍杆高1.5倍38、杆高4.4 道路及出入口在从道路进站的大门口，设置减速板。为使加气车辆进出通畅，加气区的进出口分开设置。加气区最小转弯半径分别满足出租车辆、家庭用车、大型公交车的转弯要求。4.5 围护设施天然气加气站属于易燃易爆性生产场所，为了加气站的安全管理，应作适当封闭。站内与站外利用新建围墙相隔，墙高不低于2.2米；为防止储罐发生事故时，LNG液体骤变成气体前四处流淌，范围扩大，根据规范要求，罐区四周设围堰，围堰高1米，采用钢筋混凝土结构。4.6 排水及竖向设计结合站区场地的地形特点，自然坡度较为平缓，故本工程竖向设计采用平坡式设计方案，设计坡向与原地自然坡向相同。场地雨水按照设计坡向出站后排入站外市政39、雨水管网。围堰内设有集液池，集液池内设有潜污泵，收集后的雨水经过潜污泵排出围堰后排出站外。4.7 绿化站内可种植草坪、设置花坛，但不得种植油性植物。本项目绿化主要对站区南侧及工艺区西侧的围墙周边进行绿化，绿化面积为1000m2,占站区总面积的8.9。5 工艺方案5.1加气站工艺方案5.1.1 技术参数（1）设计规模根据统计，公交车车辆平均日行程按200公里计，百公里消耗天然气约30Nm3，则每辆公交车每天天然气耗量约为60Nm3；营运出租车平均日行程按300公里计，百公里消耗天然气约10Nm3，则每辆出租车每天天然气耗量约为30Nm3。结合XX已有加气站状况和车辆加气的随机性，确定本工程LNG40、加注站设计规模为：30000Nm3/d，CNG加注站设计规模为：20000Nm3/d，总设计规模为50000 Nm3/d。LNG储量按下式计算： 式中： V：总储存容积（m3）； n：储存天数（d）； Gr：平均日用气量（kg/d）； Y：最高工作温度下的液化天然气密度（kg/m3），取356 kg/m3； b：最高工作温度下的储罐允许充装率，b90。综合考虑各种因素，确定储存天数按1.5天考虑，天然气标况下的密度取0.717356 kg/m3。计算过程如下：V=（1.5500000.717）/（3560.9）=167.8m3经计算，本站总储存容积为167.8m3。因此，确定本站的储存规模为141、80m3，选择3台全容积为60m3的LNG储罐。（2）设计压力根据LNG车辆发动机的工作压力确定LNG储罐的工作压力为0.40.8MPa，LNG储罐的设计压力为1.2MPa。（3）设计温度系统采用液氮进行置换和预冷，液氮的温度为-196，系统的设计温度确定为-196。5.1.2工艺流程5.1.2.1 LNG工艺说明本站LNG工艺流程可分为输气流程、加气流程以及卸压流程等三部分。（1）输气流程把天然气管道中的的LNG输至加气站的储罐内，使LNG从储罐上进液管进入储罐。（2）加气流程储罐中的LNG通过泵加压经流量计计量后由加气枪给汽车加气。车载储气瓶为上进液喷淋式，加进去的LNG直接吸收车载气瓶内42、气体的热量，使瓶内压力降低，减少放空气体，并提高了加气速度。（3）卸压流程由于系统漏热以及外界带进的热量，致使LNG气化产生的气体，会使系统压力升高。当系统压力大于设定值时，系统中的安全阀打开，释放系统中的气体，降低压力，保证系统安全。通过对目前国内外先进工艺的LNG加气站的调查了解，正常工作状态下，系统的放空与操作过程和流程设计有很大关系。操作和设计过程中尽量减少使用增压器。设计中由于系统漏热所带进系统的热量，先通过给LNG储罐内的液体升温，充分利用自然产生的热量，减少人为产生的热量，从而减少放空气体的量。操作过程中如果需要给储罐增压时，应该在车辆加气前两个小时，根据储罐液体压力情况进行增压43、，不宜在卸完车后立即增压。5.1.2.2 L-CNG工艺说明L-CNG汽车加气站工艺是将低温(-162-137) 、低压(0.10.4MPa)的LNG转变成常温、高压(20MPa) 的天然气，然后将天然气加注给CNG汽车。其主要设备包括：LNG储罐、高压柱塞泵、高压气化器、顺序控制盘、储气井、加气机等。 该工艺是利用高压柱塞泵将LNG增压到20MPa，在液态下完成低压变高压的过程，然后通过高压气化器，使其气化变成常温高压天然气(CNG)，完成由液态到气态、低温到常温的过程，再通过加气机直接给车辆加气。在不加气的情况下将产生的CNG储存在储气井中，使CNG有一定的储量，这样可以减少高压柱塞泵的开44、停次数，增加设备的使用寿命。该过程不使用天然气压缩机，仅使用小功率高压柱塞泵，无需冷却水，大大降低了噪声污染，节约了大量的电能。5.1.3 装置布置装置布置的原则是按照工艺流程的顺序布置设备，尽量缩短管线，方便操作维修，方便加气的车辆进出。本站LNG工艺装置设有3台LNG卧式储罐、1台增压器、1台EAG加热器、3台潜液泵、3台高压柱塞泵、3台高压气化器以及配套的管道阀门等。LNG设备布置在围堰内，高压柱塞泵布置在围堰内储罐西侧偏北，围堰外西侧为L-CNG装置区，从北至南依次布置有高压汽化器、顺序控制盘、高压储气井等设备。围堰外北侧布置有6台CNG加气机和6台LNG加注机，方便公交车辆加气。5.45、1.4 设备选型本站主要设备有LNG低温储罐、潜液泵、增压器、高压柱塞泵、高压气化器、顺序控制盘、储气井、LNG加注机、CNG加气机等。（1）LNG储罐LNG储存常用的小型储罐按围护结构的隔热方式分类，大致有以下2种：真空粉末隔热隔热方式为夹层抽真空，填充粉末(珠光砂)。真空粉末绝热储罐由于其生产技术与液氧、液氮等储罐基本一样，因而目前国内生产厂家的制造技术也很成熟，由于其运行维护相对方便、灵活，目前LNG加注站、气化站使用较多。高真空多层缠绕绝热 采用高真空多层缠绕绝热，多用于LNG汽车加注站。应用高真空多层绝热技术的关键在于绝热材料的选取与工装以及夹层高真空的获得和保持。LNG 储罐的绝热46、材料一般有20 层到50 层不等，多层材料在内容器外面的包装方式目前国际上有两种：以美国为代表的机器多层缠绕和以俄罗斯为代表的多层绝热被。多层缠绕是利用专门的机器对内容器进行旋转, 其缺点是不同类型的容器需要不同的缠绕设备, 尤其是大型容器旋转缠绕费时费力。多层绝热被是将反射材料和隔热材料先加工成一定尺寸和层数(一般为10 的倍数) 的棉被状半成品, 然后根据内容器的需要裁减成合适的尺寸固定包扎在容器外。由于真空粉末隔热具有真空度要求不高、工艺简单、隔热效果好、施工难度低的特点，故本站选用全容积为60 m3卧式圆筒形真空粉末绝热储罐3台。根据系统的工作压力，并考虑其经济性，确定储罐的设计压力为47、1.2/-0.1 MPa（内筒/外筒）。储罐设计参数如下：材质： 0Cr18Ni9/Q345R（内筒/外筒）设计压力： 1.2/-0.1MPa（内筒/外筒）最低工作温度： -162/环境温度（内筒/外筒）设计温度： -196/50（内筒/外筒）充装系数： 90%蒸发率： 0.2/d（2）潜液泵潜液泵的流量根据加注站的设计规模及加注机的流量选定，本项目选择3台潜液泵，其设计流量为8220L/min。潜液泵包括泵体和泵池两部分，泵体为浸没式两级离心泵，整体浸入泵池中，无密封件，所有运动部件由低温液体冷却和润滑。潜液泵由一台变频器控制。根据LNG泵的性能曲线对潜液泵进行选型，所选潜液泵的主要参数如下48、：型 号： 浸没式二级离心泵适用介质： LNG、LN2流 量： 220L/min扬 程： 220m电机功率： 11kW转 速： 15006000 rpm电 源： 三相，380V，50Hz进口静压头： 14m（3）增压器增压器是完成系统卸车的设备，选用空温式换热器。增压借助于列管外的空气给热，使管内LNG升高温度来实现，空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。根据公式： 式中： Q 升压所需热量（kJ），； h1 升压前LNG的比焓（kJ/kg）； h2 升压后LNG的比焓（kJ/kg）； 介质的密度； V 储存介质的体积；通过上式计算，本设计选用处理量为200Nm3/h的增压器1台49、。其主要工艺参数如下：处理量： 200Nm3/h 进口介质： LNG出口介质： NG/LNG进口温度： -162出口温度： -137（饱和压力为0.4 MPa时的液体温度）设计温度： -196最高工作压力： 1.2MPa 设计压力： 1.6 MPa主体材质： 铝翅片管（4）EAG加热器EAG加热器是LNG系统安全放散的设备，选用空温式换热器。加热借助于列管外的空气给热，使管内EAG升高温度，实现EAG的安全放散。空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。根据公式： 式中： Q 升温所需热量（kJ），； h1 升温前LNG的比焓（kJ/kg）； h2 升温后LNG的比焓（kJ/kg）；50、 介质的密度； V 储存介质的体积；通过计算，EAG加热器选择下列空温式换热器：处理量： 200Nm3/h 进口温度： -162出口温度： -20设计温度： -196最高工作压力： 1.2 MPa 设计压力： 1.6 MPa主体材质： 铝翅片管（5）LNG加注机LNG加注机是给车上的LNG气瓶加气和计量的设备，主要包括流量计和加气枪两大部件。流量计是计量设备，采用质量流量计，具有温度补偿功能；加气枪是给车载LNG气瓶加注的快装接头，根据流量，本设计选用流量为0.19m3/min的加气枪。所选LNG加注机的主要参数如下：最小喷嘴压力： 0.41MPa流 量： 0.19 m3/min（液态）喉管配51、置： 单管计量计量精度： 1.0%工作介质： LNG最低工作温度： -162设计温度： -196（6）高压柱塞泵高压柱塞泵是将LNG转变成CNG过程中的主要设备，其可靠性要求非常高，既要求能耐低温(-162)，又要求能够增压 (出口压力达20MPa)。本工程设计选用3台高压柱塞泵。适用介质： LNG、LN2流 量： 1200L/h工作温度： -162进口压力： 0.020.8MPa出口压力： 20MPa电机功率： 22kW转 速： 301 rpm（7）高压气化器高压气化器是完成LNG高压气化的设备，选用空温式换热器。本站选用空温式加热气化器，借助于列管外的空气给热，使管内高压LNG升高温度，实52、现LNG的气化。空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。根据公式： 式中： Q 升温所需热量（kJ），； h1 升温前LNG的比焓（kJ/kg）； h2 升温后LNG的比焓（kJ/kg）； 介质的密度； V 储存介质的体积；通过上式计算，本设计选用处理量为1500Nm3/h的高压气化器3台，交替使用，2台气化，1台化霜。其主要工艺参数如下：单台处理量： 1500Nm3/h 进口温度： -162设计温度： -196最高工作压力： 25 MPa 设计压力： 27.5 MPa主体材质： 铝翅片管（8）顺序控制盘顺序控制盘是保证储气设施的充气按一定顺序进行的设备。给储气设施充气的顺序是从高53、压到低压，先将压力较高的储气设施充满到高压(20MPa)，再向压力较低的储气设施充气，直至全部充满到高压。充气方式： 直充型进气/出气口： 一进三出控制方式： PLC程序控制最大工作压力： 25MPa调节压力： 22MPa(可根据用户使用要求现场调整)试验压力： 37.5MPa工作流量： 02100Nm3/h（9） CNG加气机（三线双枪）CNG加气机是对CNG汽车进行计量加气的设备。加气时加气机自动先开启低压储气井充气，待充气压力较低流速度较慢时，切换到到中压，待充气压力较低流速度较慢时，再自动开启高压柱塞泵直接进行充气，直到CNG汽车气瓶压力达20MPa方结束充气。CNG加气机主要技术参数54、如下：流 量： 030Nm3/min额定压力： 20Mpa最大工作压力： 25Mpa设计压力： 27.5Mpa额定静态压力： 35MPa计量精度： 1.0%设计温度： -45+55工作电源： 220V15% ，50Hz1Hz功率： 200W（10）储气井本项目储气系统用于储存高压压缩天然气，以便节省给汽车充气的时间，储气系统分为高压、中压、低压3组，储气方式为地下井式储气，本站设置水容积为2m3的高压储气井1口、3m3中压储气井1口，3m3低压储气井1口，合计8m3，可储存压缩天然气2000Nm3。CNG加气站储气设施主要有储气瓶组、储气罐和地下储气井等。井式储气是区别于现行地面金属容器(如储55、气瓶组或储气罐)储气的一种先进储气方式。井式储气装置采用石油钻井技术，采用符合国际标准API的石油天然气套管扣连接接入地下，并用耐高压的专用密封脂进行密封，实行全井段水泥封固成形，井式储气的优点是：井式储气安全性能好，井式储气装置最高工作压力为25MPa，套管具有足够的强度和抗疲劳性且深埋于地下，与地面金属容器装置比较，不受环境温度变化影响，不受大气环境污染，可最大限度地避免恶性事故的发生，即使万一发生事故时，所造成的损失远比地面金属容器装置小。占地少、省空间、缩短了防火间距井式储气装置由于深埋于地下，节省了占地面积，节省了空间，缩短了防火间距，节约了土地，提高站内、站外环境安全等级。使用寿命56、长根据SY/T6535-2002高压气地下储井的规定，储气井的使用寿命为25年。根据我国压力容器安全技术监察规程规定，地面金属压力容器储气瓶的使用寿命为15年。本工程采用地下井式储气。储气井主要技术参数见下表：2m3（水容积）储气井技术参数表表5-1序号项目技术参数备注1总储气量500Nm32最高工作压力25MPa3强度及水压试验37.5MPa4储气井井口数1口5单井储气量500Nm36单井水容积2m37进管疲劳循环次数不小于2.5104次8井斜程度最大井斜1.59井与井间距1.5m10井口离地高度0.3m11连接方式单进出、双阀双保险、全螺纹连接12储气井使用寿命不少于25年13储气井套管规57、格TP803m3（水容积）储气井技术参数表表5-2序号项目技术参数备注1总储气量1500Nm32最高工作压力25MPa3强度及水压试验37.5MPa4储气井井口数2口5单井储气量750Nm36单井水容积3m37进管疲劳循环次数不小于2.5104次8井斜程度最大井斜1.59井与井间距1.5m10井口离地高度0.3m11连接方式单进出、双阀双保险、全螺纹连接12储气井使用寿命不少于25年13储气井套管规格TP80（11） 管材及附件LNG、L-CNG合建站内的所有设备和管道组成件均与天然气介质相适应，系统设计压力应比最大工作压力高10%以上，且在任何情况下不低于安全阀的定压。站区低温管道管材选用G58、B/T14976-2002输送流体用不锈钢无缝钢管GB/T14976-2002不锈钢无缝钢管，增压后的天然气管道选用输送流体用不锈钢无缝钢管GB/T14976-2002不锈钢无缝钢管。LNG系统中的管径根据以下公式确定：式中： d管道的内径（mm）； u工作状态的流量（m3/h）;工作状态的流速（m/s）;站区工艺管道布置合理、紧凑、整齐、美观，方便维修和操作。低温管道和高压管道管材选用0Cr18Ni9不锈钢无缝钢管。LNG部分低温管道和L-CNG加气部分高压柱塞泵前管道采用发泡保冷。站区除管道与设备连接采用法兰连接外，其余均采用焊接。低温管道采用平面借助L型弯头补偿器，地上工艺管道采用高效隔59、热支吊架（管托），管架采用型钢低支架。去加气机的管道采用管沟敷设方式。（12） 阀门LNG、L-CNG合建站站内工艺管道上设有手动截止阀、球阀、调节阀、气动切断阀、安全放散阀、止回阀等。LNG储罐的进、出液管道上设有气动紧急切断阀；液相管道上两个阀门之间设有去EAG系统的安全阀等。阀门是系统实现自动化运行和安全运行管理的关键设备，低温管道上阀门应具备耐低温性能。高压管道上设有高压控制阀，加气枪前设置拉断截止阀。所有阀门选用定点生产厂家的高品质产品。站内安全放散阀选用全启式安全阀。根据以下公式进行计算：式中，压力容器安全泄放量，（kg/h）； q在泄放压力下液化气体的汽化潜热，（kJ/kg）; 60、保温层厚度,（m）； 常温下绝热材料的导热系数,（kJ/(mh) t泄放压力下的饱和温度，； Ar容器受热面积，m。 立式压力容器 压力容器外径；压力容器内最高液位，（m）。储罐安全阀的选择： 由于 时，有：其中：C 气体特性系数， ， k为气体绝热系数k=Cp/CvK 排放系数，与安全阀结构有关，应根据实验数据确定，全起式安全阀 K=0.600.70；Pd 安全阀的排放压力（绝压），Pd =1.1PS+0.1，（Mpa）；其中PS为安全阀的整定压力，（Mpa）；M 气体摩尔质量，（kg/kmol）；T气体的温度，（K）；Z气体在操作温度压力下的压缩系数；A 安全阀最小排气截面积，（mm）；全61、起式安全阀，即hd1时，式中：h安全阀的开启高度，（mm）； d1安全阀最小流道直径，（阀座喉径），（mm）；所以，有：（13）仪表风系统LNG加气站工艺系统中，在需要紧急切断或需要实现自动化控制的部位均设置气动阀，仪表风系统就是为气动阀提供符合要求的动力控制气源。本项目确定采用的控制气源为压缩空气。仪表风系统主要设备为无油空压机、冷干机、氮气瓶、压力变送器等，出口气质满足工业自动化仪表气源压力范围和质量的要求。根据气动阀的仪表风压力和用量，对仪表风系统设备进行如下选型：设备名称： 全无油空气压缩机规格型号： AW-0.22/7(AW-30)尺寸（mm）： 1340520975排气量： 0.262、2m3/min最高排气压力：0.70.8MPa机体转速： 400转/min电机功率： 2.2KW5.1.4 主要工程量XX汽车天然气加气站设备材料表 表5-3序号设备及材料名称型号规格标准或图号单位数量备注一 设 备1LNG储罐V=60 m3台32增压器Q=200 Nm3/h台13EAG加热器Q=200 Nm3/h台14潜液泵Q=220L/min台35高压柱塞泵Q=1200L/h台36高压气化器Q=1500Nm3/h台37LNG加注机Q=190L/min台68CNG加气机Q=30 Nm3/min台69顺序控制盘2100m3/h台110储气井2 m3口111储气井3 m3口212仪表风系统套1二63、 材 料1管子573.5GB/T14976米105 0Cr18Ni9453.0GB/T14976米197 0Cr18Ni9323.0GB/T14976米150 0Cr18Ni9324.5GB/T14976米5 0Cr18Ni925x4.0GB/T14976米402 0Cr18Ni92阀门低温截止阀DN 32 PN2.5GB/T12221-2005个20Cr18Ni9DN 25 PN4.0GB/T12221-2005个130Cr18Ni9DN 15 PN4.0GB/T12221-2005个30Cr18Ni9DN 50PN2.5GB/T12221-2005个100Cr18Ni9DN 40 PN2.64、5GB/T12221-2005个70Cr18Ni9DN 15 PN2.5GB/T12221-2005个30Cr18Ni9DN 20 PN2.5GB/T12221-2005个30Cr18Ni9低温紧急切断阀DN50 PN4.0GB/T12221-2005个70Cr18Ni9DN40 PN4.0GB/T12221-2005个130Cr18Ni9气动紧急切断阀DN25PN32 GB/T12221-2005个30Cr18Ni9低温止回阀DN50 PN2.5GB/T12221-2005个20Cr18Ni9DN40 PN4.0GB/T12221-2005个30Cr18Ni9低温安全阀DN15 PN4.0G65、B/T12221-2005个120Cr18Ni9DN15 PN32GB/T12221-2005个20Cr18Ni9DN15 PN2.5GB/T12221-2005个50Cr18Ni9截止阀DN15 PN4.0GB/T12221-2005个120Cr18Ni9DN15 PN32GB/T12221-2005个20Cr18Ni9DN15 PN2.5GB/T12221-2005个50Cr18Ni9高压截止阀DN32 PN32GB/T12221-2005个80Cr18Ni9DN25 PN32GB/T12221-2005个30Cr18Ni9DN15 PN32GB/T12221-2005个30Cr18Ni966、高压球阀DN6 PN32GB/T12221-2005个200Cr18Ni9DN15 PN32GB/T12221-2005个20Cr18Ni9高压止回阀DN15 PN32GB/T12221-2005个30Cr18Ni9高压安全阀DN15 PN32GB/T12221-2005个70Cr18Ni9三 绝热材料1福利凯热固性保冷材料57x100m7245x100m19732x80m502镀锌低碳钢丝丝径1.6mmkg253镀锌铁皮0.5mmm22314十字盘头自攻螺钉ST4.2X16kg55.2燃气调压站及其安全装置5.21 高中压燃气调压站的设计5.2.11 相关的设计标准 标准化是一项给有关安全、67、技术、经济的常见问题找到实际答案的活动，它趋向于在具体情况下找到最佳的解决问题的方案。所以，制定标准就是要应付局面，解决问题，而不是为其所缚，束手无策；制定标准就是要让社会，特别是经理、供应商和设计师这些燃气经营者有章可循，有例可引，严格遵守安全规则且易于操作；制定标准还意味着实际而具体，对规则随时调整，使其成为促进因素而不是一种负担。5.212 国际通用标准 EN12186 Gas supply systems-Gas pressure regulation stations for transmission anddistribution-Functional requirements(进68、口压力16MPa以上，流量200Nm3h以上)； EN12279 Gas supply systems-Gas pressure regulating installations on service lines-Functional requirements(含进口压力16MPa以下，流量200Nm3h以下)； EN334 Gas pressure regulators for inlet pressures up to 10MPa； ANSl 318 Gas transmission and distribution piping systems； ASME Rules for const69、ruction of pressure vessels： DIN3380 调压器德国标准。5.213 国家标准 GB 50028 城镇燃气设计规范 GB 16802 城镇燃气调压器(进口压力16MPa以下)5.22 调压站设计的通用准则 在当地环境中应保证调压站的功能可以正常发挥； 调压站设计时，站中的相关部件应便于操作和维护： 整站或站中不同的气路应可以通过截断阀门宋分离阻断； 站中所有的供气路，包括旁通备用路都应符合功能性的要求； 同时，在设计时应考虑到诸如安装地基的沉陷，管路腐蚀等不利因素，并采取有效的措施预防之。5.23 燃气调压站的构成 通常一个完整的燃气调压站由以下三大部分构成： 70、进口管段：由调压站上游的管路构成，气体由此进入调压站中； 主管段：由各功能性管路构成的，实现调压计量功能的管路集成，通常包括气体预处理功能段，调压段和计量段几个部分； 出口管段：由调压站下游的管路构成，气体由此流出调压站。如果对其进行细分的话，系统中可能由以下部分组成： (1) 主开关阀； (2) 上游绝缘接头； (3) 上游主引出接头； (4) 上游开关阀； (5) 过滤器； (6) 上游压力表； (7) 切断阀； (8) 换热器； (9) 执行监控器； (10) 监控器； (11) 压力表(测中间压力)； (12) 执行(主)调压器； (13) 一级调压器： (14) 执行(主)调压器内装71、切断阀； (15) 执行(主)调压器内装监控器； (16) 下游主引出接头； (17) 下游开关阀； (18) 排空装置(可选)； (19) 下游主引出接头； (20) 下游绝缘接头。5.2.3 调压站的安全性 燃气调压站顾名思义，它的主要目的是将上游气体通过减压至下游管网(或设备)所需的压力，使其满足下游设备的正常工作，也是为了满足正常的减压功能，才会需要增加上面所提到的一些设备，以在各方面增加其在调压时的安全性。那么，我们通常在哪些方面考虑呢?归纳一下，主要有以下几个方面： 改变调压方式； 增加气体预处理系统； 加装安全装置(紧急切断阀、安全放散阀)； 设置燃气调压站监控系统； 其它安全措72、施(对周围环境的影响)；5.2.31 改变调压方式5.2.311 加装监控器 监控器是一应急调压器，如因某种原因使调压器出口压力达到预定的监控器介入压力时，监控器就会替代主调压器进入工作状态，而在正常供气状态时监控器是全开的。 与调压器配用的监控器可以是一台同型号或不同型号的调压器。与主调压路调压器并联安装则称为并联式监控器(也就是备用调压器)，而调压器则称为主调压器，如图(并联监控)所示。图1 并联监控 它安装在调压器之前称为串联式监控器，而调压器则称为主调压器，如图2所示。此时，监控器也可直接安装在主调压器的阀体上，即两台调压器共用一只阀体，而有各自的头部、预调器与导阀，称为内装式监控器。73、图2 串联监控 监控器的工作原理与主调压器相同，唯一不同点是： 串联监控时，其驱动压力设定得略高于主调压器的驱动压力，调节监控器导阀的设定弹簧就可做到这一点。所以正常状态下监控器处于全开状态，而主调压器在起调压作用。如果主调压器发生故障使出口压力升高，监控器就自动进入工作状态，此时出口压力将略高于原出口压力。 并联监控时，其驱动压力设定得略低于主调压器的驱动压力，调节监控器导阀的设定弹簧就可做到这一点。所以正常状态下监控器处于全关状态，而主调压器在起调压作用。如果主调压器发生故障使出口压力升高，监控器就自动进入工作状态，此时出口压力将略高于原出口压力。5.2.312 进行多级调压供气 在调压器74、选用时，经常需兼顾多方面的因素，如调压器的开启度、马赫数(调压器出口法兰流速)、噪声等方面。一般当流量要求确定后，调压器的开启度就会与进、出口压力差有关，马赫数与出口压力有关。故当进、出口压力降很大时，建议采用多级调压的供气方式(图3)，图3 多级调压供气 以使所选用的调压器始终处于最佳的工作位置(一般为最大开启度的1580左右)。5.2.313 进行多路并联供气 同样在进行系统设计时，经常会碰到当流量较大时，往往即使选用最大的调压器，仍不能满足系统所需流量的要求；或者当下游用户投产初期流量较小，若直接选用较大调压设备，初期调压器的开启度就会很小，使调压器难以处于正常的开启位置。此时，就需要考75、虑采用多路并联的供气模式，如图4所示：图4 多路并联供气5.2.32 增加气体的预处理系统 为保证调压设备的正常工作，通常需对气体进行预处理。一般，对气体的预处理部分可以分为燃气的过滤与分离以及燃气预热两大部分。 1、气体的过滤与分离 在固体杂质或者液体有可能进入燃气管路并影响正常的调压、计量功能的时候(通常此类情况在实际工况中无法避免)需要在整个系统中设置固体或液体杂质的捕捉和收集装置。在设计此类设备时应考虑最苛刻的使用工况，即流量最大，压力最低的情况。 对于过滤器来说，应设置差异指示装置，以便于了解过滤元件的污染程度。 过滤分离设备开启部位的设计结构应能保证操作人员在开启过程中没有任何危险76、，对于集液器来说，设备上应有手动或自动的排放装置，在必要的情况下还可加装废液收集装置。 2、气体的加热当燃气减压过程导致燃气温度降低到有可能影响系统中设备的正常运行时，需要对燃气进行加热。但是在设置气体加热装置的时候，需要注意加热的方式和方法应符合相应防爆等级的要求。此外，作为直接加热气体的替代方法之一，可以在燃气中注入抑制剂(甲醇)以降低气体的露点。5.2.33 加装安全装置 压力调节系统应保证下游压力在设定范围内，不超过允许值，在这里所说的下游系统应包括下一压力边界前的所有管线。然而在调压系统失灵的情况下，安全装置应自动工作防止下游压力超过允许值(考虑设定误差)。 对于不同压力的燃气调压站77、应设置不同的安全装置，但可归纳为非排放式和排放式两大类，其中非排放式安全装置有监控器、超压紧急切断阀和超压截断阀等；排放式安全装置有直接作用式和间接作用式的安全放散阀等。在这里，下列几个方面必须值得注意： 全流量放散阀只能用作第二安全装置，且必须与非排放式的安全装置一起使用，以保证排放到大气中的燃气越少越好； 安全装置的选择原则应遵循在任何情况下，都不使压力超过限定值的原则； 监控器的允许值与在调压装置控制下的临时工作压力有关，而其它安全装置的允许值与系统在安全状态下短时间的工作压力有关； 决定安全装置的设定值时应考虑系统的反应时间，以保证压力值不超过系统在安全状态下短时间的工作压力。 然后，78、讲一下压力调节系统中安全装置的选用，在这之前，需对下列术语符号进行解释。 DP设计压力； OP工作压力； MOP最大工作压力，系统在正常工作状态下可持续工作的压力； TOP临时工作压力，系统在调压装置控制下的临时工作压力； MIP最大突发压力，系统在安全状态下短时间的工作压力； STP强度测试压力； MOPu最大上游工作压力； MOPd最大下游工作压力； MIPd最大下游事故压力； STPd下游强度测试压力。 其中压力关系见表1。表1 MOP、OP峰值、TOP和MIP的关系MOP(1)(bar)OP峰值TOPMIPMOP401.025MOP1.1MOP1.5MOP16MOP401.025MOP79、1.1MOP1.20MOP5MOP161.050MOP1.2MOP1.30MOP2MOP51.075MOP1.3MOP1.40MOP0.1MOP21.125MOP1.5MOP1.75MOPMOP0.11.125MOP1.5MOP2.50MOP(2)(1)MOPDP ，但以上公式只有在DP等于MOP时才成立。(2)如果燃气用具的气密性在150mbar下测试，并且被直接安装在用户屋内管路上，最后一个调压器的MIP值不应超过150mbar。 当不需要安全装置时，对于由调压器上游MOP100mbar的系统供气的用户屋内设备而言，调压器下游的TOP和MIP值与下游压力的MOP值无关。注： aMOP小于D80、P，表1中的压力关系应与DP相关。例如：DP等于01bar，MOP等于0075bar时，TOP等于1501bar，MIP等于2501bar。 b调压系统应保证出口压力不超出下游的允许范围。设定的压力值不应超过MOP。但OP由于调压系统的动态特性可能超出设定值。调压系统应使下游压力不超过表1第二例中的数值。 c无外能源的调压器应符合EN334标准。不在EN334范围内的设备可作为替代品用于调压系统，只要其适应性已得到证实。 如何应用安全装置： 在下列情况下，可以不使用安全装置： MOPuMIPd MOPu100mbar 在下列情况下，可以只安装一个安全装置，第二个安全装置是为增加安全性： MOP81、UMIPd： MOPu-MOPdSTPd而MOPuMIPd。5.2.34 设置燃气调压站监控系统 这个话题，我就不再展开，在后面蔡博士关于城市燃气管网输配调度综合信息平台将有详细的阐述。5.2.35 减少对周围环境的影响基于环保的考虑 1、噪声控制 燃气在减压过程中会产生噪声，如果不加以控制的话，噪声会通过管道或者系统中的设备发散出来并导致以下后果： 影响调压站附近居民的生活； 对调压站工作人员的听力造成损伤： 导致设备故障。 设计中如何考虑噪声的影响： 采用更大口径的调压器； 采用不同结构形式的调压器； 调压器加装消音器； 管路中加装消音器。 2、为减少污染物的影响，可采用集中放散和排污的方82、式5.2.4 典型调压设备的改进过程5.2.41 最简单的安全模式调压器和全流量放散阀的组合 图5显示了一套欧美国家上世纪六十年代常用的简易减压系统，它采用了一个调压器和一个全流量放散阀，全流量放散阀可在调压器出现故障时将整个系统中的气体排入大气中。图5 调压器和全流量放散阀的组合 这种安全方式目前仍在美国及某些国家内普遍采用，但由于具有下列原因，我们不建议我们的用户采用。 排入大气的气体会造成污染，产生温室效应； 排入大气的气体碰到强风等恶劣气候条件，若排入人口密集的住宅就会造成事故； 从经济方面考虑，天然气是一种昂贵的能源，排入大气的气体造成了很大的浪费。5.2.42 最经济的安全模式调压83、器、紧急切断阀和微流量放散阀的组合 图6显示了一套欧美国家上世纪七十年代常用的简易减压系统，它采用了一个调压器、一个紧急切断阀和一个微流量放散阀。图6 简易减压系统 微流量放散阀是一种微量放散装置(一般为最大流量的15)，所起的作用是将非故障引起的出口压力升高的气体排出，以避免紧急切断阀因误动作而切断导致该调压路切断。但当真正的故障发生时，超压的气体来不及放散，紧急切断阀就会按正常方法切断。这种安全方式目前在我国普遍采用，但由于若调压器发生故障时必将引起紧急切断阀的关闭，故我们建议我们的用户在选用该种安全方式时，为保证下游的正常供气，必须采用两条具有自动切换功能的调压路。5.2.43 最安全的84、城市供气模式调压器和两套安全装置的组合 1、调压器、微流量放散阀+两个紧急切断阀的安全模式(图7)图7 调压器、微流量放散阀+两个紧急切断阀的安全模式2、调压器、微流量放散阀、监控器+紧急切断阀的安全模式(图8)图8 调压器、微流量放散阀、监控器+紧急切断阀的安全模式 3、调压器、微流量放散阀、紧急切断阀+全流量放散阀的安全模式(图9)图9 调压器、微流量放散阀、紧急切断阀+全流量放散阀的安全模式 在我国的能源使用方面，最近几年天然气已日显重要，国家能源委员会也已将天然气列为未来的主要能源之一。这种燃料因清洁、方便、用途广泛且费用低廉，使用量在不断增加，无论是使用地区还是用户数量均在不断扩大，85、并已基本进入了使用能源的各个方面。对这种依靠管道输送的能源，只有使天然气从采集地送到最终用户这一整套输送系统具有绝对的可靠性，才能使最终用户得到稳定、持续的天然气。6 仪表及自动监控系统6.1 设计依据的规范及设计原则6.1.1 设计中主要依据的规范石油化工自动化仪表选型设计规范 SH 3005-1999石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范 SH 3063-2009石油化工控制室和自动分析器室设计规范SH 30061999石油化工仪表供气设计规范 SH 3020-2001石油化工仪表接地设计规范 SH/T 3081-2003仪表供电设计规范 HG/T20509-20006.1.2 设86、计原则（1）自控仪表系统设计遵循在确保设备及人身安全的前提下，保证系统安全、可靠、先进、经济性原则。（2）在满足使用功能的前提下，尽量采用先进技术，集成化设计，达到国内目前先进水平。（3）系统配置应满足安全可靠、运行操作灵活和便于检修、维护的要求。6.2 设计范围本站的自控仪表设计范围包括：本站的站控系统设计，站内可燃气体的泄漏检测报警和火灾检测报警系统的设计以及储罐液位超限和潜液泵压力超限的紧急切断。各工艺设备上的自控设备由厂家成套带，不在本次设计范围内。6.3 控制系统要求控制系统的主要功能是通过各种传感器对现场工艺装置、设备的正常运转和对相关设备的运行参数进行监控，并在设备发生故障时自动87、报警并记录故障，方便维修人员进行故障诊断和故障分析。由于该工程工艺生产介质为易燃易爆物品，控制要求精确，过程参数的控制要求非常严格。基于这一特点，决定采用目前比较先进可靠的可编程控制系统（简称PLC）对该生产的全过程进行集中监视控制和管理。6.3.1 控制系统主要功能控制系统采用可编程控制器（PLC）的监控模式，对加气站的各工艺参数及设备运行情况进行全方位的监视和联锁控制，并对液位、温度、压力等工艺参数实现显示、报警、控制、查询、打印等功能。6.3.2控制点要求主要远传显示参数如下：储罐液位、压力；潜液泵压力；高压柱塞泵出口压力；高压气化器出口温度；高压气瓶组压力等参数。主要控制参数如下：潜液88、泵的启停控制、高压柱塞泵启停控制、紧急切断阀的开停控制和可燃气体泄漏报警显示、及超限紧急切断等控制参数。6.4 仪表选型6.4.1 选型原则在安全可靠的基础上，尽量采用先进的技术和设备，使整个场站的设计体现安全可靠、技术先进、经济合理、符合环保的要求。系统应运行稳定、功能强大、方便、灵活、易于扩展和维护。主要体现在以下几个方面：（1）可靠性系统设计充分考虑高可靠性要求，选择成熟、稳定、可靠的硬件设备，保证系统长期、不间断运行。并在通讯和重要节点采用冗余设备方案，确保整个系统的可靠运行。（2）先进性系统应结合计算机技术、通信技术、自动化控制技术，实现数据自动采集、传输、处理、报警、控制、报表打印89、等功能，从而保证全站操作自动化。（3）安全性系统对用户访问权限进行设置；数据库和应用软件的访问和修改权限设置限制；RTU设备进入防爆区域回路均采用隔爆设计等措施，确保系统的安全运行。（4）经济性系统充分考虑本站的应用需求和目前的自动化水平，结合工程特点及系统的实际情况，建立一套满足应用需要，价格合理的自动化控制系统。6.4.2 现场仪表在防爆区域环境下的仪表选型为隔爆型或本安型，其防爆等级不低于Ex dIICT6；集中温度测量选用一体化温度变送器；安全检测分析仪表选用催化燃烧式可燃气体探测器和三波长红外火焰探测器；紧急切断阀的执行机构可通过开关量（ON/OFF）信号实现PLC远程控制阀门位置全90、开或全关，并反馈阀位开关信号，行程开关可送出常开，常闭接点一对（DPDT型，干接点），接点容量220VAC，3A。6.5 安全技术措施PLC系统选用的控制站具有冗余容错技术，电源单元和通讯总线等采用双重化设置，使PLC系统具有很高的可靠性和安全性。根据生产装置危险区域划分，现场电动仪表选用防爆型仪表，其防爆等级不低于ExdIICT6。在易燃易爆介质危险区域，设置可燃气体探测器和火焰探测器。仪表接地：分安全保护接地和系统工作接地。采用等电位接地, 接地电阻不大于1殴姆。紧急切断阀的故障安全位置，根据工艺生产过程的安全要求，选用故障关(FC)或故障开(FO)的形式。6.6 仪表的防护措施（1）仪表91、测量管线材质应与工艺管线或设备材质一致或比工艺管线或设备材质略高。（2）现场仪表防护等级应不低于 IP65。6.7 动力供应6.7.1 仪表电源控制室仪表设备需UPS电源供电。当正常供电系统出现故障时, UPS电源应能为PLC系统连续供电30分钟，UPS容量4KVA。6.7.2 仪表气源装置的仪表空气要求压力: 0.40.8MPa（G）温度： 环境温度露点： -40油和灰尘：无仪表用气量为40Nm3/h。6.8自控设备材料表自控设备材料表表6-1序号名 称规格及型号单位数量备 注一 、控制系统1PLC系统套1其中：操作站 21液晶显示器套3控制站 I/O点：50点套12打印机 A3/A4激光台92、13UPS电源4KVA,30min台14操作台800（高）2000（宽）800（深）台15控制柜2200（高）800（宽） 600（深）台1二、自控仪表1温度变送器智能型 带液晶显示 420mA输出台12可燃气体报警器工作点数：23点台1带声光报警（其中包含厂家成套带的三个检测点）3可燃气体探测器个194火灾报警控制器台1带声光报警5三波长红外火焰探测器个4三、自控材料1仪表屏蔽信号电缆ZR-KVVRP22 8x1.5米717ZR-KVVRP22 4x1.5米1267ZR-KVVRP22 2x1.5米5502电源电缆YJV 3x2.5米1173镀锌水煤气管A3 3/4米500A3 2米233793、 公用工程7.1 建(构)筑物设计7.1.1 建筑设计本工程的建(构）筑物主要包括站房、加气罩棚和围堰。（1）建筑设计的安全要求本站按所在地区地震基本裂度为8度，所有建构筑物抗震设计按8度设防。站内的所有建（构）筑物防火等级不低于二级。CNG加气区罩棚为钢网架结构，LNG加气区罩棚采用轻钢结构，储气井区遮阳棚采用轻钢结构，耐火极限为均为0.25h，罩棚采用非燃烧材料。站内所有建筑物的门窗均向外开启。爆炸危险区域内的房间的地坪采用不发火地面。（2）建筑设计的美观要求本着简单、大方、美观的原则，建筑物在满足使用功能的前提下要注意美观，造型要新颖，尽量与周围城市建筑物协调，力争成为城市一个新的亮点。94、（3）构筑物构筑物包含储罐围堰、加气岛及设备基础等。LNG加注站主物料LNG介质工作温度约为-162，储罐围堰、加气岛及设备基础等构筑物在设计中均考虑抗低温措施，防止液体泄漏时产生的低温对结构产生低温损害。7.1.2结构设计（1）设计遵循的主要规范储罐区防火堤设计规范GB50351-2005；建筑抗震设计规范GB50011-2001(2008局部修订版)。（2）本站内结构设计，抗震设计烈度：8度；场地类别：类。基础采用：钢筋混凝土独立基础，抗震等级：二级。承载力计算按如下确定：Pkfa 式中：Pk相应于荷载效应标准组合时，基础底面处平均压力值；fa修正后的地基承载力特征值。（3）围堰结构设计围95、堰采用钢筋混凝土结构，并采取防冷冻措施。7.1.3建、构筑物特征建、构筑物特征表表7-1序号名称层数面积或长度耐火等级结构形式备注1站房二580m2二级砖混2加气罩棚1320m2 二级钢网架、轻钢3围堰120.0m二级钢筋混凝土4围墙322.57 m砖混7.2 电气设计7.2.1 依据规范汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006年版）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-1992建筑防雷设计规范GB50057-1994（2000版）供配电系统设计规范GB50052-2009建筑照明设计标准GB50034-2004低压配电设计规范GB50054-2009通用用电96、设备配电设计规范GB50055-1993电力工程电缆设计规范GB50217-2007石油化工企业静电接地设计规范 SH3097-20007.2.2设计范围本工程设计范围为本加气站内照明、动力供配电以及防雷防静电系统。以电源电缆进户电缆头为设计分界点，电缆头以下的动力供配电及防雷防静电接地系统由本院设计，电缆头及以上部分（电源外线）由建设单位另行委托设计施工。7.2.3 电源情况本工程电源由站外就近10kV市政公网埋地引入站内180KVA箱式变电站，电压等级10/0.4KV。7.2.4 负荷统计根据工艺和各专业提供的电气条件，经计算本项目总需要电力负荷为176.52KVA。本站年耗电量约为60.97、5万kWh。用电负荷统计表 表7-2序号负荷名称设备容量(kW)设备数量(台)需要系数Kx计算负荷备注安装工作cosPj(kW)Qj(kvar)SjkVA)Ij(A)1高压柱塞泵18.5331.00.8555.522.9365.2966.142潜液泵11331.00.853313.6338.8239.333潜污泵0.75111.00.850.750.460.881.344空压机2.2111.00.852.21.362.593.935加气机0.212121.00.852.40.992.822.866自控UPS4111.00.8542.484.717.157站房用电500.90.854527.8998、52.9480.448室外照明及其他80.90.857.24.468.4712.87合计0.85150.0574.2176.52214.05低压无功补偿容量及补偿后的功率因数0.9544.85箱变容量(kVA)2007.2.5 供配电系统7.2.4.1 供电系统工作电源由站外10KV公网埋地引入，站内设置一座200KVA箱式变电站户外布置，低压侧以放射方式向各用电部位供电。根据本工程情况，本站工艺设备用电按二级负荷考虑，其余用电负荷为三级，站内设置一台100KW柴油发电机组作为二级负荷的备用电源。备用电源应与工作电源实行机械联锁，严禁并网运行。另外本站自控仪表PLC系统、信息及监控系统由UPS99、提供不间断电源。7.2.4.2 配电系统（1）本项目站内设置一座10/0.4kV，200kVA箱式变电站，由0.4kV侧为站内主要用电负荷放射式配电，在0.4kV侧进行电能计量。（2）本工程无功功率补偿采用低压侧集中自动补偿方式，补偿容量为45Kvar，补偿后高压侧功率因数不低于0.95。（3）低压配电采用TN-S系统，对站内用电设备采用放射式配电，低压配电系统层次不超过2级。（4）高压柱塞泵、潜液泵电机采用变频控制，控制信号来自站内PLC控制系统，其他电机均采用低压全压启动。所有电机均在控制室内进行控制。（5）各类用电设备的馈电线路电压损失控制在5%以内。7.2.6 配电线路（1）电源电缆：100、站外10KV终端杆由电缆埋地引入至站内，电缆为交联聚乙烯10KV铠装铜芯电缆。（2）配电线缆：由箱变引至各用电设备或建筑物，均采用阻燃型交联聚乙烯铠装电缆埋地敷设。（3）控制电缆：控制电缆由配电柜或设备随机配套的控制柜引至设备现场控制设备，均采用阻燃型交联聚乙烯铠装控制电缆埋地敷设。（4）照明线路：室外线路，如照明箱电源线路或路灯电源线路均采用交联聚乙烯铠装电缆埋地敷设。7.2.7 配电柜、照明箱选择配电柜选用GGD型设备，落地式安装。照明箱选用PXTR型，嵌墙式安装。7.2.8 防爆等级及防爆电器（1）加气站生产区：气体区爆炸危险场所。（2）站区内其余环境为正常环境。（3）爆炸危险环境场所用101、电设备及照明灯具均采用隔爆型电器设备，规格为dBT4。7.2.9 防雷区域划分及防雷措施（1）防雷区域划分：加气站罐区、站房防雷等级按第二类防雷考虑。（2）防雷措施防直击雷：本工程工艺装置区有：储罐，外壁厚度大于10mm；其他设备壁厚均大于4 mm。根据建筑物防雷设计规范及石油化工企业设计防火规范。储罐等设备壁厚大于4 mm，可利用设备本体兼作接闪器，不专设避雷针，但应保证设备本体有良好的电气性能。本工程工艺装置材质均为碳钢、不锈钢、铝型材等导电性能良好，均可利用设备本体兼作接闪器，不单独设置避雷针。上述设备本体与工艺装置区接地网连接即可。第二类防雷建筑物采用屋面装设避雷网，网格不大于1010102、m。防雷电感应：站内所有设备、管道、构架、平台、电缆金属外皮等金属物均接到接地装置上。防雷电波侵入：低压电缆埋地敷设，电缆金属外皮均接到接地装置上，所有管道在进出建筑物时与接地装置相连，管道分支处、直行管道每隔25m接地一次。防雷击电磁脉冲：低压电磁脉冲主要侵害对象为计算机信息系统，信息系统进线处设置相应等级浪涌保护器，信息系统的配电线路首、末端与电子器件连接时，应装设与电子器件耐压水平相适应的过电压（电涌）保护器。供配电系统的电源端，进入信息系统的配电线路首末端均装设电涌保护器。7.2.10 防静电措施本工程在生产过程中，因液体、气体在设备、管道中高速流动而产生静电，静电电荷有可能高达数千伏103、，有可能产生静电放电火花，引燃泄漏的可燃气体，防止静电火花最根本的方法是设备管道做良好的接地，每台设备两处接地，管道每隔25m接地一次，法兰、阀门之间作电气跨接。7.2.11 接地系统本站接地系统有：(1) 配电系统采用TN -S接地形式，引入低压电源进线在配电室重复接地，接地电阻不大于4欧姆。(2) 电气设备的金属外壳均作保护接地，防止人身触电，接地电阻不大于10欧姆。(3) 防雷接地：接地电阻不大于10欧姆。(4) 防静电接地：接地电阻不大于100欧姆。(5) 自控仪表等系信息统接地：接地电阻不大于1欧姆。所有接地系统如防雷接地、电气系统接地、防静电接地、信息系统共用接地装置，接地电阻不大104、于1欧姆。7.2.12照明系统(1)照明设计主要考虑原有站房和室外照明。原有站房为普通场所采用节能型荧光灯具；室外工艺区为防爆场所，照明灯具选择隔爆型灯具，罩棚内采用钢管顶部安装，罐区采用露天布置。并考虑一定的带应急功能的灯具作为事故应急照明。 (2)照明配电箱安装于站房配电室内。(3)室外照明电缆选用交联聚乙稀铠装铜芯电缆，埋地敷设7.2.13 主要工程量站内主要设备材料表表7-3序号名称型号及规格单位数量备注一 电线电缆1动力电缆ZR-YJV22-1.0KV -4X70+1X35米52.5ZR-YJV22-1.0KV -4X50+1X25米52.5ZR-YJV22-1.0KV-3X35+2105、X16米22.5ZR-YJV22-1.0KV-3X25+2X16米22.5ZR-YJV-22-1.0KV-5X16米82.5ZR- YJV22-1.0KV-5X6米120ZR-YJV-22-1.0KV-4X10米195ZR-YJV-22-1.0KV-4X16米195ZR-YJV-22-1.0KV-4X2.5米240ZR-YJV22-1.0KV-3X4米1620ZR-YJV22-1.0KV-3X2 .5米1140二 材料1镀锌钢管DN20米975DN25米1380DN40米420DN80米255DN100米752槽钢10米15三 防雷接地1镀锌扁钢-40X4米10052镀锌角钢L50X50X5 106、单根长2.5米米112.53镀锌圆钢12米1954等电位端子箱台15防静电接地夹套16消除人体静电接地棒套2四 配电设备1箱式变电站YBM102-200KVA 10/0.4KV座12柴油发电机组100KW 台13低压配电柜GGD2台34变频控制柜GGD2套35照明配电箱PXTR-改台26防爆泛光灯1X 250w套6配杆高6米7防爆路灯1X250w套12配杆高6米8防爆灯BAD81-68gH 68W个189带应急防爆灯BAD81J-68gH 68W 个18T30min7.3 通信7.3.1 通信需求本项目各部门需要语音、数据和视频监控系统，详见表7-4。加气站通信业务需求表表7-4序号业务种类单107、位名称行政电话调度电话工业电视有线电视数据电路备注1控制室2路1路2路2营业室2路1路2路7.3.2 设计方案1）话音通信话音通信主要解决控制室、营业室的行政电话和生产调度电话，本工程在以上房间均安装电话出线盒，行政电话和生产调度电话共用一套系统。2）数据传输本站在营业室、控制室设宽带局域网口，外线接入当地通信网络，实现本站的对外数据传输和局域网。控制系统预留与上级管理部门进行数据通信的接口；3）视频监控通过监视系统对全站实现实时监控。为方便工作人员进行监视和操作，在控制室设置视频监控主机，在营业室以及室外关键部位设置视频摄像机，在控制室内对整个站场实现集中监控。7.3.3 主要工程量表本工程108、通讯主要工程量见表7-5主要工程量表表7-5序号项目型号规格单位数量1工业监视主机500G硬盘、19寸液晶显示器套12硬盘录像机8路台13防爆云台摄像机台94球型摄像机台25电话插座个206信息插座个207电源线VVR-1.0KV-3X2.5米5258控制信号线RVVP-0.5KV-4X1.5米5259视频线SYWV-75-5米52510网线米40511电话线米4057.4 给排水设计7.4.1 给排水7.4.1.1 设计原则（1）根据工艺专业所提要求及参数，在满足现行国家标准与规范的前提的下进行设计，给排水系统需满足工程正常运行所需给水与排水，消防系统为站区安全提供安全保障；（2）执行国家相109、关环境保护的政策，本项目站内排水采用雨污分流设计；（3）主要设备材料的选型根据当地实际情况，优先采用国内成熟、高效率、低能耗、运行可靠的设备。7.4.1.2 设计主要规范汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006年版）建筑给水排水设计规范 GB50015-2003 （2009年版）建筑设计防火规范 GB50016-2006建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范 GB50242-20027.4.1.3 设计任务及范围本专业负责加气站站内给排水工程及消防器材的设计，包括：1）站区给水系统；2）站区排水系统；3）消防器材布置。其中1）、2）均利用站区已有设施，只对用水量做以统计及110、消防器材的布置。7.4.2 给水本工程主要为生活用水及绿化、浇洒用水，其中生活用水主要为站内人员饮用水。生活用水定额根据建筑给水排水设计规范(GB50015-2003（2009版）)的规定，按50升/（人班次）计，用水时间T24h，站区工作人员为30个；绿化用水定额2.0L/m2次，按1次/d，1h /次完成；道路及回车场地浇洒用水定额2.0 L/m2次，按1次/d，1h /次完成。考虑210人次/日；流动人口用水量，用水定额5.0L/ 人次，时变化系数Kn1.2，用水时间T10 h。本项目用水量表见表7-6。用水量表表7-6序号分类部位用途水量（m3/d）备注1生活用水站房饮用、卫生器具2.111、762其他用水道路浇洒、冲洗11.55绿地浇灌2合计日用水量16.31m3 年用水量5871.6m3一年按360天计7.4.3 排水（1）污水量本站生活污水量取生活用水量的90%，即2.7690%=2.48m3/d。（2）排水系统划分本项目执行国家相关环境保护的政策，排水体制采用雨污分流制。排水系统为已有设施。1） 雨水系统站内雨水采用顺坡自流外排。围堰内设有集液池，集液池内设有防爆型潜污泵，雨水经过潜污泵排出围堰，事故状态下，切断潜污泵。2）污水系统生产装置中天然气系统为密闭式工艺系统，生产过程中不产生任何污水。7.4.4主要工程量主要工程量及材料表表7-7编号设备名称型 号 规 格单位数量112、备 注1镀锌钢管60.33.8米5集液池2防爆潜污泵50WQB20-7-0.75（dBT4型电机）扬程:7m，流量:20m3/h， 功率:0.75kW台17.5 热工与暖通7.5.1 设计范围本工程为XX汽车天然气加气站的暖通空调工程设计。通风工程包括变配电室、发电机室、空压机室和卫生间。空调工程包括营业室、办公室、休息室、控制室等。7.5.2 设计原则本工程初步设计根据招标文件内容及相关专业提供的设计条件，并依照暖通现行国家颁发的有关规范、标准进行设计，具体为：（1）城镇燃气设计规范GB50028-2006（2）汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006年版）（3）采暖通113、风与空气调节设计规范GB50019-2003（4）建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范 GB50242-2002（5）通风与空调工程施工质量验收规范GB50243-20027.5.3 设计参数（1）室外空气计算参数夏季空调室外计算干球温度：34.2；夏季空调室外计算湿球温度：27.8；冬季空调室外计算干球温度：5.3；通风室外计算干球温度：夏季31.9，冬季10.3；冬季空调室外相对湿度：74%；夏季通风室外相对湿度：66%；夏季平均室外风速：1.5m/s，主导风向：SE；冬季平均室外风速：2.4m/s，主导风向：N；大气压力：夏季1002.9hPa，冬季1020.7hPa；（2）室内空气设114、计参数冬季室内计算温度： 根据设计规范和相关专业要求，室内设计参数如下：营业室、办公室、休息室、控制室： 18；夏季空调室内计算温度： 营业室、办公室、休息室、控制室： 262；（3）冷、热负荷指标参数：冷负荷指标：100W/m2；热负荷指标：80/m2。7.5.4 供热设计本项目冬季采用空调取暖。2P以内采用挂机，2P以上采用柜机。7.5.5 通风设计配电室：采用边墙型排风机进行机械排风，利用门窗自然补风。空压机室：采用边墙型排风机进行机械排风，利用门窗自然补风。发电机室：采用边墙型排风机进行机械排风，利用门窗自然补风。卫生间：利用门窗自然补风。加气站工艺设备均为露天安装，天然气泄漏时不会造115、成堆积，形成燃爆环境，采用自然通风方式即可满足。站房内没有可燃气体泄漏源，因此采用自然通风即可满足要求。7.5.6 空调设计本加气站夏季需要考虑采用电热泵分体式空调降温（兼顾冬季采暖），站房中的空调房间为营业室、办公室、休息室、控制室。7.5.7 主要消耗指标主要消耗指标表 表7-9 序号项目分类单位数量备注1燃料104m3/a无2电力kWh/a13400空调、风机等3水m3/a无7.5.8 主要工程量表供热与暖通主要工程量表 表7-10序号名称及规格单位合计备注一设备部分1电热泵分体式冷暖空调：KFR-72LW台3营业室/办公室/控制室制冷量：7200W；电功率：2275W制热量：8400W116、；电功率：2410W电压：220V2电热泵分体式冷暖空调：KFR-50LW台1休息室制冷量：5000W；电功率：1623W制热量：5400W；电功率：1607W电压：220V3边墙排风机：WEX-250E4-0.05台1配电室风量：800m3/h；风压：60Pa电压：220V；输入功率：50W4边墙排风机：WEX-250E4-0.05台1发电机室风量：800m3/h；风压：60Pa电压：220V；输入功率：50W5换气扇：FV-15VW2台1空压机房风量：288m3/h；电压：220V；输入功率：16W8 消 防8.1 防火设计依据1)中华人民共和国消防法（1998年）；2)城镇燃气设计规范(117、GB50028-2006)；3）汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-2002）2006年版；4)建筑设计防火规范（GB50016-2006）；5)建筑物防雷设计规范（GB50057-1994，2000年版）；6)建筑灭火器配置设计规范（GB 50140-2005）。8.2 工程概况8.2.1 站址概况XX天然气汽车加气站址位于XX斜口街道办事处108国道北侧，周边地势平坦、开阔、交通方便，100米以内无重要建（构）筑物，周边环境适合选址要求。8.2.2 设计规模 根据城市营运公交车、家庭用车、出租车耗气量计算，本工程LNG、L-CNG合建站总设计规模为50000Nm3/d，年总加气1118、800万Nm3(年工作天数为360天)。8.2.3 主要工艺设备本加气站主要工艺设备为：60 m3 LNG低温卧式储罐 3台潜液泵 3台高压柱塞泵 3台增压器 1 台EAG加热器 1台高压气化器 3台顺序控制盘 1个储气井 3口CNG加气机 6台LNG加注机 6台8.2.4 工艺流程简述LNG加气工艺是将来自天燃气公司天然气管道的LNG用潜液泵和增压器联合卸车至LNG储罐储存，用潜液泵再将LNG从储罐中经管道送到LNG加注机，由加注机加注给LNG汽车，此过程只消耗电能。LNG加气站的优势是充分利用介质的物态特点，即液化天然气容易转运、加注的特点，简单经过潜液泵输送。其主要设备包括：LNG储罐、119、增压器、潜液泵、LNG加注机等。L-CNG加气工艺是将低温、低压的LNG转变成常温、高压的天然气，然后将天然气加注给汽车。其主要设备包括：LNG储罐、高压柱塞泵、高压气化器、CNG储气井、CNG加气机等。 该工艺是利用高压柱塞泵将LNG增压到20MPa来完成系统升压。高压柱塞泵的控制及操作中泵的超压停、低压开、流体计量等都由控制系统自动完成。用高压气化器加热LNG，使其气化加热变成高压天然气(CNG)，完成由液态到气态、低温到常温的过程，然后经加气机给车辆加气。8.3 危险性分析8.3.1 介质的危险性（1）火灾、爆炸特性液化天然气是以甲烷为主的液态混合物，储存温度约为-137。泄漏后由于地面120、和空气的热量传递，会生成白色蒸气云。当气体温度继续被空气加热直到高于-107时，由于此时天然气比空气轻，会在空气中快速扩散。储存温度下液体密度约是标准状态下气体密度的570倍，天然气与空气混合后，体积百分数在一定的范围内就会产生爆炸，其爆炸下限为4.6，上限为14.57。天然气的燃烧速度相对于其它可燃气体较慢(大约是0.3m/s)。（2）低温特性本站LNG储存温度约为-137，泄漏后的初始阶段会吸收地面和周围空气中的热量，迅速气化。但到一定的时间后，地面被冻结，周围的空气温度在无对流的情况下也会迅速下降，此时气化速度减慢，甚至会发生部分液体来不及气化而被防护堤拦蓄。LNG泄漏后的冷蒸气云或者来121、不及气化的液体都会对人体产生低温灼烧、冻伤等危害。LNG泄漏后的冷蒸气云、来不及气化的液体或喷溅的液体，会使所接触的一些材料变脆、易碎，或者产生冷收缩，材料脆性断裂和冷收缩，会对加气站设备如储罐、潜液泵、加气机、加气车辆造成危害，特别是LNG储罐可能引起外筒脆裂或变形，导致保冷性能降低失效，从而引起内筒液体膨胀造成更大事故。（3）高压特性LNG经高压柱塞泵增压、高压气化器气化，把LNG转化为20MPa的CNG储存在储气井内。储气井属第三类压力容器，工艺管道为压力管道，均属危险设施。（4）火灾危险类别 天然气火灾危险性类别按照建筑设计防火规范划为甲类。（5）爆炸危险环境分区根据我国现行规范爆炸和122、火灾危险环境电力装置设计规范规定，天然气的物态属工厂爆炸性气体，分类、分组、分级为：类，B级，T4组，即dBT4，防爆电器应按此选择。 爆炸性气体环境区域划分为2级区域（简称2区），即在正常运行时，不可能出现爆炸性气体混合物，即使出现也仅是短时存在的环境。8.3.2 装置的危险性 LNG、L-CNG合建站的工艺装置的危险性如下：（1）LNG低温储罐LNG低温储罐单罐容积60m3，采用珍珠粉末绝热储罐，双层结构，内筒为0Cr18Ni9奥氏体不锈钢，外筒为Q345R容器板材制造，内外筒之间采用珍珠粉末绝热并抽真空，最大的危险性在于破坏真空，绝热性能下降，从而使低温深冷储存的LNG因受热而气化，储罐123、内压力剧增，此时安全放散阀自动开启，通过集中放散管释放压力。其次可能的危险性还有储罐根部阀门之前产生泄漏，如储罐进出液管道或内罐泄漏，如内罐泄漏，此时爆破片就会打开，从而降低罐内的压力，不会引发储罐爆裂，且这些事故发生概率很小。（2）储气井储气井为压力容器，最大的危险性在于气瓶压力过大而发生物理爆炸。在储气井进气口设置压力变送器，和高压柱塞泵及紧急切断阀联锁，可在储气井超压时自动切断进气口并停止泵的运行。（3）潜液泵潜液泵的进出口有可能因密封失效产生泄漏，但在关闭了储罐的出液口后，泄漏量很小。（4）LNG、CNG加气机LNG、CNG加气机直接给汽车加气，其接口为软管连接。接口处容易漏气，也可能124、因接口脱落或软管爆裂而泄漏。在关闭了储罐出液口、储气井出气口或泵停止工作后，泄漏量很小。8.3.3 工艺液相管道的危险性（1）保冷失效LNG液相管道为低温深冷管道，采用真空管或绝热材料绝热，但当真空度破坏或绝热性能下降时，液相管道压力剧增，此时安全阀自动开启，可以降低管道内的压力。（2）液击现象与管道振动由于加气车辆的随机性，装置反复开停，液相管道内的液体流速发生突然变化，有时是十分激烈的变化，液体流速的变化使液体的动量改变，反应在管道内的压强迅速上升或下降，同时伴有液体锤击的声音，这种现象叫做液击现象(或称水锤或水击)，液击造成管道内压力的变化有时是很大的，突然升压严重时可使管道爆裂，迅速降125、压形成的管内负压可能使管子失稳，导致管道振动。（3）管道中的两相流与管道振动 在LNG的液相管道中，管内液体在流动的同时，由于吸热、磨擦及泵内加压等原因，势必有部分液体要气化为气体(尽管气体的量很小)，液体同时因受热而体积膨胀，这种有相变的两相流因流体的体积发生突然的变化，流体的流型和流动状态也受到扰动，管子内的压力可能增大，这种情况可能激发管道振动。 当气化后的气体在管道中以气泡的形式存在时，有时形成“长泡带”；当气体流速增大时，气泡随之增大，其截面可增至接近管径，液体与气体在管子中串联排列形成所谓“液节流”；这两种流型都有可能激发管道振动，尤其是在流经弯头时振动更为剧烈。（4）管道中蒸发气126、体可能造成“间歇泉”现象 与LNG储罐连接的液相管道中的液体可能受热而产生蒸发气体，当气体量小时压力较小，不能及时的上升到液面，当随着受热不断增加，蒸发气体增大时，气体压力增大克服储罐中的静压(即液柱和顶部蒸发气体压力之和)时，气体会突然喷发，喷发时将管路中的液体也推向储罐内，管道中气体、液体与储罐中的液体进行热交换，储罐中液面发生闪蒸现象，储罐压力迅速升高，当管道中的液体被推向储罐后管内部分空间被排空，储罐中的液体又迅速补充到管道中，管道中的液体又重新受热而产生蒸发，一段时间后又再次形成喷发，重复上述过程，这种间歇式的喷发有如泉水喷涌，故称之为“间歇泉”现象，这种现象使储罐内压力急剧上升，致127、使安全阀开启而放散。8.3.4 生产运行中的危险性（1）储罐液位超限LNG储罐在生产过程中要防止液位超限，进液超限可能使多余液体从溢满阀流出来，出液超限会使泵抽空，并且下次充装前要重新预冷。此种情况下，监测报警系统会启动，并联锁关闭阀门，避免事故发生。（2）LNG设施的预冷 LNG储罐在投料前需要预冷，同样在生产中工艺管道每次开车前也需要预冷，如预冷速度过快或者不进行预冷，有可能使工艺管道接头阀门发生脆性断裂和冷收缩引发泄漏事故，易使工作人员冷灼伤，或者大量泄漏导致火灾爆炸发生。（3）BOG气体LNG储罐或液相工艺管道，由于漏热而自然蒸发一定量的气体 (一般情况下,制造厂家提供的数据为每昼夜2128、的蒸发量)，这些气体称为BOG气体。产生的BOG气体首先通入储罐的液体内，通过给储罐内的液体升温，使之冷凝，根据计算，一个使用周期内，正常状况不会产生放空的BOG气体。 8.4 防火安全设计8.4.1 总图布置 （1）根据相邻建(构)筑物特点，结合地形、风向等因素布置储罐等危险源设备，远离人口密集区，远离明火场所。（2）站内各设施之间防火间距严格按照相关规范确定。新建XX禅城区城北天然气加气站站内各工艺设施之间的防火间距均满足相关标准和规范。站区布置满足汽车加油加气站设计与施工规范的防火间距要求。（3）设置拦蓄区 拦蓄区由防护堤（也称围堰）构成，根据规范LNG储罐的周围应设置拦蓄区，拦蓄区的作129、用是在发生泄漏时，为防止流体流淌蔓延，将流体限制在一定区域内。 （4）设置集液池 在拦蓄区内设置集液池一座，以便收集泄漏的LNG或雨水，集液池内安装防爆潜水泵，当发生LNG泄漏时，潜水泵不工作，当需要排雨水时，启动潜水泵将雨水排入拦蓄区外的排水系统。（5）出入口分开设置站区内加气区的出入口分开设置，方便消防及加气车辆的出入。（6）装置露天化、敞棚化天然气泄漏后扩散迅速，与空气混合后容易形成爆炸混合物。密闭房间内部易积聚气体，易引发火灾爆炸事故。本工程在设计时充分考虑了装置露天化、敞棚化，如LNG储罐采用露天化布置，加气区是经常性工作场所，采用四周完全敞开的罩棚。8.4.2 建(构)筑物设计（1130、）耐火等级，耐火极限按照建筑设计防火规范，站内建(构)筑物耐火等级为2级；耐火极限不低于2h 。工艺装置界区内如储存区(拦蓄区)采用不发火地面。（2）抗震设计建(构)筑物及设备基础抗震按8度设防。8.4.3 工艺安全设计（1）工艺流程 工艺流程为密闭型系统，从物料的投入和物料的输出始终在一个由装置和管道组成的密闭系统内，被加工的物料始终在受控条件下(安全状态下)工作，当物料状况超出预先设定的受控条件，系统设备的安全保护装置立即启动、关闭物料进出口(包括储罐)的紧急切断阀或者打开安全阀放散泄压。（2）储运设施储运设施的设计严格执行汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006年版131、）、车载燃料系统规范NFPA52的相关规定。 LNG储罐 储罐的进、出液相管道上设置紧急切断阀，当储罐内液面过高、过低、超压及与之连接的工艺管道泄漏等事故状况下，自动报警并切断紧急切断阀，储罐同时安装安全放散阀和人工放散阀，当储罐超压时，安全阀会自动开启，通过集中放散管泄压。 LNG泵 LNG泵装置中设置超压放散管，超压后安全阀会自动开启。 加气机加气机设置拉断阀，在受气车辆未脱离加气软管而行驶时，拉断阀断开，以保证受气车辆的车载气瓶和加气机两设施中的介质不泄漏。 集中放散 站内各工艺设施如储罐、潜液泵、工艺管道等设备统一设有集中的放散管，使安全放散阀或人工放散阀需要放散的气体集中排放，放散管132、高出周围20米之内的建构筑物2米，且管口竖向距周围地坪高度不小于5米，放散管设置在站内全年最小频率风向的上风侧，放散方向为无建(构)筑物和无人活动的空旷地带。 控制系统失“源”保护当控制系统失去电源或仪表风气源时，系统应能中止在安全的状态，并保持这一状态直至系统重新启动或长期安全。工艺管道 工艺管道的管材、管件、阀门均采用奥氏体不锈钢，工艺管道的绝热采用特级闭孔阻燃型聚氨酯泡沫塑料保冷。气相总管上设置安全放散阀，一旦操作失误或系统超压时，安全阀打开放散泄压，保护了气相管道的安全。8.4.4监测报警系统（1）装置检测仪表储罐上分别设置现场和远传液位计、压力表，并对液位、压力实行联锁，超限自动报警133、切断；潜液泵上设有现场和远传压力表、温度计，加气机上设有现场和远传流量计、压力计、温度计，所有仪表均远传到控制室。（2）现场监测仪表罐区、储气井区、加气区设置可燃气体泄漏报警器；罐区、储气井区、加气区设置火焰探测器。8.4.5 电气安全设计装置的电气设计严格执行汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（2006年版）、车载燃料系统规范NFPA52及其它防爆、防雷、防静电设计规范。（1）按照爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范划定爆炸和火灾危险区域，罐区划分为气体2区爆炸危险环境，在爆炸区域内选择相应防爆级别的电器设备、灯具、电缆等。（2）采用阻燃型电缆，并对电缆沟填实封堵，防止气体134、和液体进入配电室、控制室内。（3）按照建筑物防雷设计规范划定防雷区域，采用如下防雷措施： 防止感应雷：将所有工艺设施，如LNG储罐接到防雷电感应的接地装置上。 防止雷电波侵入：电缆外皮、保护钢管接到防雷电感应的接地装置上，架空工艺管道每隔25米接地一次，并与防感应雷接装置相连。 防雷电磁脉冲：本工程的信息系统需要防雷击电磁脉冲，主要措施有：将建筑物内的金属构架、支撑物、钢结构、金属门窗、钢筋混凝土的钢筋等自然构件、工艺设备、管道采取屏蔽接地措施；配电系统的保护架与防雷装置组成一个共同接地系统，设置等电位连接板等。为了防止雷电及雷击电磁脉冲，在低压进线屏上设置浪涌保护器，在信息系统的电源入口处设135、置浪涌保护器。（4）按照化工企业静电接地设计规范，对工艺装置、管道等进行防静电接地。（5）全站的防雷接地，防静电接地与电气接地共用接地装置，接地电阻不大于1欧姆。8.4.6消防水系统事故状态下，为了给相临设施降温，本站利用室外消火栓，减小事故扩大的范围，站区设置的消火栓可以满足消防要求。本项目设计消防用水量20L/s，延续时间3h，站区消防利用原有消防给水管道直接供给。8.4.7灭火器设置根据建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005规定，在可能发生火灾的各类场所、工艺装置、主要建筑物、仪表及电器设备间等，根据其火灾危险性、区域大小等实际情况，分别设置一定数量的移动式灭火器，以便及时扑救初136、始零星火灾。（1）干粉灭火器 在围堰内、装置区、站房、加气区等设置干粉灭火器，一旦泄漏气体被引燃时，人工快速释放干粉灭火，避免火势扩大，把事故消灭在萌芽状态。（2）气体灭火器 在控制室内设置气体灭火器，如二氧化碳型灭火器等扑灭电气火灾。（3）泡沫灭火器 在卸车口附近设置移动式泡沫灭火器，主要用于扑灭流淌火灾，隔绝流体与空气的接触。 （4）本站灭火器配置表灭火器配置表 表8-1序号配置灭火器区域灭火器配置规格及数量数 量1站房5Kg手提式ABC类干粉灭火器8具7Kg手提式C02灭火器4具2工艺装置区35Kg推车式ABC类干粉灭火器6具8Kg手提式ABC类干粉灭火器9具125Kg推车式泡沫灭火器2137、具3箱变7Kg手提式C02灭火器2具4加气区8Kg手提式ABC类干粉灭火器12具综上所述，LNG、L-CNG合建站在设计中采取相应的防护措施，将危险降至最小，符合国家相关法律、法规、标准及规范的要求。8.5 事故紧急预案8.6.1泄漏但未发生火灾（1）微量泄漏，可及时切断储罐进出液口LNG在微量泄漏时，泄漏处呈现结霜现象，此时应切断结霜处两侧阀门，检查并更换泄漏处管道或管道附件，LNG储罐紧急切断阀以后发生泄漏时，达到爆炸下限的20时，检测仪表检测报警（可燃气体泄漏报警器）并及时通过与检测仪表联锁的紧急切断阀切断LNG来源（即关闭了储罐上的阀门），或现场发现后通过人工操作关闭紧急切断阀，或直接138、在现场手动关闭储罐第一道阀门。这些情况下，及时切断了储罐的出液口，使得LNG的泄漏量不会太大。微量泄漏后的LNG可直接气化为冷蒸气云，冷蒸气云再吸热后立即升空扩散，泄漏量稍大时因来不及气化有可能通过集液池收集，此时可用泡沫灭火器喷洒液体表面，隔绝空气，降低气化速度，留下宝贵的处理事故时间。（2）储罐第一道阀门之前泄漏，不能切断泄漏源储罐第一道阀门之前泄漏，由于不能切断储罐进出液口，防护堤的容积设计时已按储罐的容积设计，泄漏的液体全部拦蓄在防护堤内，不会产生溢出防护堤的现象，此时，液体的表面升起冷蒸气云，冷蒸气云会扩散到下风向处。在泄漏初始发现时，检测仪表（如可燃气体泄漏报警器）检测出后立即声光139、报警，并切断紧急切断阀，但由于泄漏发生在紧急切断阀之前，泄漏仍然继续发生，直到储罐无液体。此种情况下，抢险人员应在上风向通过移动式泡沫灭火器喷洒液体表面，隔绝空气，降低气化速度，等待消防支队及时赶到。消防队来后可用雾状水枪驱赶冷蒸汽云向无人员的地方扩散，同时事故发生初期应立即疏散无关人员，向119、120报警，封闭站前道路，关闭站内电源。上述事故情况可归结为“燃料源不能切断未发生火灾”。8.6.2泄漏后发生火灾 （1）在少量泄漏后，首先切断储罐进出液口，确认火灾不可能造成人员伤亡，或二次破环时，可让大火继续烧完。但当着火部位处于储罐附近时，由于大火可能烧毁储罐根部部件或直接传热给储罐造成更大危140、害时，应立即扑灭火灾。 （2）在少量泄漏后，不能切断燃料源的情况下（如着火部位发生在储罐处并烧毁了储罐根部部件），此时是最危险的情况之一，应该立即使用灭火器扑灭火灾，同时疏散站内无关人员，设立警戒线，向119、120报警，封闭站前道路。 （3）在大量泄漏后如储罐第一道阀门之前泄漏，并发生了火灾，此时与（2）种情况类似，扑救措施同样。上述（2）、（3）情况均可归结为“燃料源不能切断，发生了火灾”。9 环境保护9.1 设计依据1）中华人民共和国环境保护法；（1989年）；2）中华人民共和国水污染防治法（主席令第87号）；3）中华人民共和国大气污染防治法（2000年）；4）中华人民共和国环境噪声污染141、防治法（1996年）；5）中华人民共和国固体废物污染环境防治法（2004年）；6）中华人民共和国环境影响评价法（2002年）；7)建设项目环境保护管理条例国务院（98）253号令；8）环境空气质量标准（GB50395-96）；9）地表水环境质量标准（GB3838-2002）；10)城市区域环境噪声标准（GB3096-93）；11)大气污染物综合排放标准（GB16297-96）；12）大气污染综合排放标准（GB16297-1996）；13）城镇燃气设计规范（GB50028-2006）。9.2 工程概况（1）工程概况本站建设规模为日加注LNG 30000Nm3，日加气CNG 20000Nm3，设置142、3台全容积60 m3的LNG低温卧式储罐、3台潜液泵、1台EAG加热器、1台增压器、6台LNG加注机、3台高压柱塞泵、6台CNG加气机、3台高压气化器、1个顺序控制盘和3个储气井，满足部分城市公交车辆、家庭用车和部分营运出租车辆的用气。（2）装置区组成该加气站装置区由LNG低温储罐、增压器、潜液泵、高压柱塞泵、高压气化器、EAG加热器和储气井组成。（3）原料成品介绍本项目原料为液化天然气，成品为LNG、CNG，天然气在液化过程中，由于工艺、设备及管道的要求，一些有害物质如水、硫化物及重烃在液化过程中已经脱除，所以比管道气CNG加气站更为环保。9.3 生产过程污染物分析（1）本工程是一项环保工程143、，建成后可日供天然气5.0万Nm3，对减少市内机动车辆尾气污染，提高市内大气质量起到一定的推进作用。天然气本身属洁净能源，本工程的原料LNG为液化后的天然气，天然气在液化过程中，由于工艺及设备管道的要求，一些有害物质如：水、硫、汞、 COS等脱除的更为纯净，所以LNG比管输气态天然气更为洁净。通过加气站供给受气车辆的天然气不用经过任何再加工，只是经过简单物理变化。无任何“三废”物质。正常时介质在密闭的系统内运行，不产生任何污染物。 LNG、L-CNG只是在系统超压情况下，安全阀通过集中放散排出微量天然气，量小且时间短暂，集中放散管比周边20米以内建筑物高出2米，安装在罐区的低温储罐上，放散后的144、天然气立即上升扩散。正常工况下不会排放。本项目是一个密闭系统，不存在再加工，除了排放少量生活污水、设备、场地冲洗水外，再无其它污水排放。管道事故状态时可能会泄漏天然气。本工程无大量废气、废水、废渣等现象。系统超压气体排放表表9-1气体污染源名称组成及特性排放标准集中放散管备注温度压力Pa连续间断不正常情况高度（m）直径（mm）天然气甲烷常温常压短暂超压1057（2）生产过程中噪声分析LNG、L-CNG加气站主要动力设备是潜液泵、高压柱塞泵，潜液泵结构是浸没式，封闭在泵池内，其噪声在距泵1米处约为40dB，远小于国家规定的工业企业卫生标准及城市区域环境噪音标准。潜液泵、高压柱塞泵都设置在围堰内，145、这对减小泵产生的噪音也有一定的作用。在噪声污染方面比CNG汽车加气站具有无可比拟的优势。本站噪声一览表表9-2序 号噪声源名称数量工作情况声压级(dB)备 注连续断续瞬时1潜液泵3台402高压柱塞泵3台409.4 设计中采取的防治措施及预期效果（1）系统超压预防方案本工程借鉴国内外LNG汽车加气站经验，加气工艺中尽量少给储罐增压，减少带进系统的热量，从而减少气化量。（2）噪音防治 减噪防噪措施对产生噪声的设备如潜液泵、高压柱塞泵，在设备布置时远离站外人口密度大的场所如：办公楼、居民住宅，远离站内办公用房。设置一定高度的围堰，除拦蓄泄漏的LNG外，还可防止噪声扩散。LNG加注系统的潜液泵选用浸没146、式，主要产生噪声的部位如泵腔浸没在LNG液体中，泵外噪音很小。放散管口设有消声器，降低噪音污染。 噪声影响评估本站的噪声源所产生的噪声符合工业企业卫生标准，对站内操作工人身体无任何影响，站内职工工作场所职业卫生标准达标。本站整体噪声影响符合国家及有关城市区域环境噪声标准，对站外居民无任何影响。9.5 站区绿化本站在边角场地如围墙处培植绿地，美化环境。9.6 环境评价工程本身就是一项环保工程，天然气代替汽油、柴油对减少城市的环境的污染，改善大气环境质量，具有显著的作用。LNG作为气源更为纯净，在其低温液化过程中已脱除了其中的H2O、S、CO2和其它有害物质，其主要成份为甲烷，纯度很高，气化后燃烧147、尾气中SO2的含量几乎为零，CO2排放量也远远低于其它燃料。燃烧后的废气中SOX、NOX含量也大大低于其它燃料。因此，本项目环境效益显著。项目中安全阀放空符合大气污染物综合排放标准GB16297-1996二级标准。噪声符合工业企业厂界噪音标准GB12348-90II类标准。综上所述，本站物料及成品均为高纯度的洁净能源，生产过程只是简单的转运、储存、加气，不进行任何再加工，无“三废”污染物，噪声控制符合国家及地方有关标准，整体环境评价良好。10 劳动安全卫生10.1 设计依据（1）中华人民共和国安全生产法（2）中华人民共和国消防法（3）中华人民共和国特种设备安全监察条例（4）汽车加油加气站设计与148、施工规范GB50156-2002（2006年版）（5）车载燃料系统规范NFPA 52（6）建筑设计防火规范GB50016-2006（7）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92（8）职业性接触毒物危害程度分级GB5044-85（9）建筑物防雷设计规范GB50057-94(2000年版)（10）工业企业设计卫生标准TJ36-79（11）工业企业噪声控制设计规范GBJ87-85（12）城市区域环境噪声标准GB3096-93（13）石油化工企业职业安全卫生设计规范SH3047-9310.2 工程概况10.2.1设计范围本工程设计所承担的是XX天然气汽车加气站站内工程设计。10.2.2工149、程性质、位置、规模、系统组成(1)工程性质为LNG、L-CNG合建站，主要给XX营运出租车辆、家庭用车以及公交停车场内停靠公交车辆加气；(2)项目位于XX斜口街道办事处；(3)本站设计规模日加气50000Nm3；(4)系统由储存、加压、加气等部分组成；(5)本站工厂定员为30人，操作班制为三班制；(6)本项目主要原料为LNG，成品为LNG、CNG，物料属高纯度、高洁净的优质能源，生产过程无需再加工，只是简单转运、储存、加注，无“三废”污染物，无噪声污染，职业危险危害主要有：l LNG储存温度为-137，泄漏后可能对人体造成冷灼伤或冻伤；l LNG泄漏后在空气中浓度过大时可能对人体造成窒息；l 150、LNG泄漏后气化与空气混合有可能产生火灾爆炸危险。10.3 建筑及场地布置(1) 自然灾害及其防范措施 地震可能造成LNG储罐基础破坏，储罐受损，管道断裂，引起LNG泄漏，设计中的预防措施是LNG储罐基础抗震设计按照8度设防，并考虑由水平和垂直加速度引起的水平力、垂直力。l 雷电可能对储罐产生雷击现象，雷电有可能产生火灾爆炸危险事故，站区按建筑物防雷设计规范第二类防雷建筑物设防，储罐、管道、钢结构进行防雷接地设计。(2) 站区通道运输及劳动安全l 站区通道畅通，方便加气车辆、消防车进出回车，方便站区职工通行。l 储罐围堰设置安全通道，便于操作、维修、人员逃生。l 站区各设施之间总平面布置时防火151、间距满足规范要求，LNG储罐露天布置，微量泄漏气体容易扩散。10.4 生产过程中职业危险、危害因素分析(1) 工艺系统为密闭系统，操作中无职业危险、危害，加注机快装接头长期磨损有可能产生微量泄漏，但泄漏后立即随风上升扩散，不会对操作工造成伤害。(2) 不正常情况下如发生管道破裂、阀门连接处泄漏，有可能对操作工造成冷灼伤，但此种事故几率不大，工程设计时已考虑了安全措施。(3) 本工程危险因素最大的设备是LNG低温储罐，本站设置3台容积为60m3的储罐。不正常情况下如发生真空破坏，储罐保冷失效从而使低温深冷储存的LNG因受热而气化，储罐内压力剧增，此时安全放散阀自动开启，通过集中放散管释放压力。如152、内罐泄漏，此时爆破片就会打开，从而降低罐内的压力，不会引发储罐爆裂，且这些事故发生概率很小。(4) 本工程受到职业危害的人数每班约10人，受害特征可能为冷灼伤、冻伤、火灾、爆炸危险，但几率很小。10.5 劳动安全卫生防范措施10.5.1工艺系统设备(1) 低温储罐LNG低温储罐内筒采用不锈钢，外筒采用Q345R钢板，内外筒之间采用真空粉末绝热保冷，按照工艺要求计算容器壁厚，并留有一定裕量，严格按照规范加工、试验，确保产品安全。(2) 潜液泵、高压柱塞泵我国LNG设备制造历史较短，潜液泵设计制造工艺复杂，本工程LNG加注系统的潜液泵选择国内著名品牌，以确保质量可靠。(3)加气机LNG加注机选择国153、内性能良好，品质佳的产品。CNG加气机选择国内知名品牌产品。10.5.2电气设备(1)防爆电器电气设备一律选用dBT4型防爆电器。(2)电缆电缆选用阻燃型铜芯电缆。10.5.3系统设计(1)工艺设备如储罐、管道设置安全阀，系统超压时进行集中放散。(2)系统设置紧急停车系统，当系统在不正常情况下或不受控制情况下立即切断，紧急停车。(3)系统监测仪表及自动控制储罐、管道、潜液泵、高压柱塞泵进出口、加注机等工艺装置设计压力、液位、温度、流量等监测仪表。储罐、加气区和储气井附近设置可燃气体泄漏报警器。上述仪表均在现场显示并远传到控制室内控制台上的自控系统，并根据预先设置的程序进行判断，越限报警，紧急自154、动停车。(4)电气设计所有电气设备外壳一律接地，防止人身触电。按规范对储罐、管道、钢结构进行防雷接地，防止雷电引起火灾和爆炸事故。(5)事故抢救、疏散和应急措施l 配置防冷灼伤、冻伤药物。l 配置防毒面具，以便事故抢修。l 培训教育职工，学习自救、互救常识，如人工呼吸等。l 站内平时注意通道畅通，便于疏散。l 制定事故应急方案，平时注意演练。10.6 安全条件论证10.6.1 建设项目内在危险、有害因素对建设项目周围单位生产、经营活动的影响本项目位于XX斜口街道办事处108国道北侧，站区东、西、北侧为耕地。本加气站的布置满足汽车加油加气站设计与施工规范GB50156- 2002（2006年版）155、等规范标准的防火间距要求。在正常情况下，建设项目内在火灾危险对周边环境不会产生影响。此外，该项目无严重的噪声、粉尘、三废的危害。10.6.2 建设项目周围单位生产、经营活动对建设项目的影响拟建的LNG、L-CNG合建站与周围用实体围墙相隔。站外的其他活动对本站基本无影响，但加气站场区车辆流通相对较大，人员流动相对频繁，如果管理不善，可能造成危险，因此项目建成后应加强站内安全管理。10.6.3 当地自然条件对建设项目的影响（1）地震：根据建筑抗震设计规范GB50011-2001（2008年修订），XX抗震设计烈度为8度。站内所有建构筑物抗震设计按8度设防，将危险程度降至最小。（2）雷击：各类电气156、设备在雷雨季节均有可能遭受雷击，产生火灾、爆炸、设备损坏等事故。设计中均采用设备、管道接地等措施，将危险程度降至最小。（3）高温：该项目属温带季风气候，夏季气温较高。操作人员长时间室外作业存在高温中暑危害。采取站房设空调的措施防暑降温。10.7 劳动安全卫生机构(1)成立劳动安全卫生领导小组，小组成员共3人，由站长兼任组长。负责劳动安全卫生事宜。(2)每班设置专职维修保养人员一名。(3)每班设置专职值班人员，职责是监测设置运行及巡监。(4)劳动安全卫生领导小组每周定期培训职工。10.8 专用投资估算本站劳动安全卫生专项估算单位：万元 表10-1项 目名 称数 量总费用备 注监测装备可燃气体报警157、器火灾报警控制器117.8810.85教育装置职业安全教材200.20职业卫生教材200.20防范措施1.防毒面具2.防静电工作服3.防静电工作鞋2020202.000.400.10应急措施1.手推式灭火器2.手提式灭火器3.应急照明灯524120.850.581.20合 计24.2610.9 项目劳动安全卫生结论本项目物料洁净安全，工艺流程简单可靠，设备选型先进，生产过程危险因素已在本工程设计中采取了一定的防范措施，本项目职业劳动安全卫生符合国家现行标准要求。11 节 能11.1 工艺流程简述LNG工艺流程：将天燃气公司天然气通过管线输至加气站，再用潜液泵至LNG储罐储存，用潜液泵再将LNG158、从储罐中经管道送到加注机，由加注机加给LNG汽车，此过程只消耗电能。LNG加气站的优势是充分利用介质的物态特点，即液化天然气容易转运、加注的特点，简单经过潜液泵输送。相对常规的CNG汽车加气站原料天然气需经多级压缩，用电量大的生产过程，LNG加气站耗能特别少。L-CNG工艺流程：L-CNG加气工艺是将低温、低压的LNG用高压柱塞泵增压到20MPa，经高压空温式气化器加热，使其气化变成高压天然气(CNG)，完成由液态到气态、低温到常温的过程，然后经加气机给车辆加气。该过程不使用天然气压缩机，仅使用小功率高压潜液泵，无需冷却水，这样大大降低了噪声污染，节约了大量的电能。11.2 能源消耗本工程的能159、源消耗主要为站内的生产、生活消耗的水、电等。为了达到节能的目的，在本工程的设计中已充分考虑了各种节能措施，在以后的生产、生活中也应制定相应的节能措施，以达到本工程的节能目的。11.3 能源供应状况本工程中供电引自站外市政公网，供电可靠。站内给水引自市政供水管网，压力和水量均可保证站内用水条件。本工程设计中水、电均采用独立计量。11.4 主要耗能的部位及能源种类本项目主要能耗指标、定额选用均以国家已颁布的标准和规范为依据。本站所耗能源主要是电、水，全年能源需要量如下表：本站年耗能表序号耗能部位种类年耗能量折合标煤吨备注1站区用电电60.5万KW.h74.352生活用水自来水5871.6t1.51160、不含消防水合计75.86生产装置耗能主要设备：潜液泵用电功率11KW，高压柱塞泵18.5KW，LNG加注机每台约0.2KW，CNG加气机每台约0.2KW。经初步计算本项目年需要折标煤总量75.86吨。单位产值综合能耗：10.13kg标煤/万元产值，满足节能控制要求。11.5 主要节能措施（1）工艺生产节能l 增压器采用空温式换热器，利用空气作为热源，在工作过程中降低了能耗。L-CNG工艺设计采用空温气化器气化，利用空气作为热源，降低能耗。l 相对常规的CNG汽车加气站，LNG、L-CNG加气站工艺生产装置耗电量很小；本工程在设计中参考国外先进流程，通过合理的阀门控制而减少潜液泵的启动次数，并对161、潜液泵采用变频控制，从而也降低了耗电量。l 由于LNG加气站的成品为LNG，因此工艺流程中针对BOG气体不能利用的缺点。系统增压优先考虑系统漏热吸收的热量，尽量减少使用增压器的次数。l 场站管道系统，经过优化设计，选择最佳方案。减少弯头和管件，减少因管道阻力产生的气化现象，从而减少放空气体量。（2）回收放空气体系统中因为漏热产生的BOG气体，首先通过下进液口进入液体内部，被液体吸收其热量，使之冷凝，减少放空气体量，正常工作状态下基本没有气体排出。（3）减少天然气泄漏站内选用密闭性能好，使用寿命长，能耗低的阀门和设备，避免和减少由于阀门等设备密封不严造成的天然气损耗；设置紧急切断阀，将天然气排放162、泄漏量限制在最小范围内。（4）建筑物节能储罐露天布置，四周敞开，白天基本不用照明，通风采用自然通风。（5）其它节能措施 本项目中的建筑用材均采用节能型材料，以减少冷、热能的消耗及不可再生能源的使用。 选择高效、节能型的光源和灯具等电气设备，户外照明用灯采用光电集中控制。 选择节能型的卫生洁具和用水设备，树立职工节约用水意识。 11.6 节能评价本项目利用LNG的物态优势，工艺装置耗能少，主要工艺流程采用节能新技术。建筑物设计考虑了充分利用自然能源。设计符合国家、地方和行业节能设计规范、标准，是一个节能型的项目。本项目在节能方面采取了诸多措施，节能效益十分显著。首先工程本身就是一个节能工程，通过163、改变汽车燃料，节约了能源，符合我国能源结构调整的政策，降低了车辆运行成本。站内工艺设施的设计、运行采取先进合理的技术，节能效益整体评价是可行的。12 组织机构及定员12.1 组织机构设置根据实行现代企业制度的有关要求，本着机构精简、工作高效等原则，本项目实行公司领导下的站长负责制，下设三个运行班及其它管理岗位，主要岗位职责如下：(1)站长隶属于公司领导，对全站工作负主要责任。(2)班长对本班的工作负全部责任。(3)设备员在站长的领导下，全面负责设备维修和安全工作。(4)加气工在班长的领导下，负责给车辆加气。(5)其它管理人员按岗位各负其责。12.2 劳动组织及定员根据建设部（85）城劳字第5号164、关于城市各行业编制定员试行标准的有关规定，结合本工程规模，充分考虑市场经济体制的要求，按照统一管理、人员统一调度的原则，劳动组织及定员如下：LNG、L-CNG合建站劳动组织及定员表 表12-1组织机构人员职 责备注岗位人数站长办站长1全面负责运行部运行员和设备员26负责加气及设备维护、安全兼安全员财务部会 计1财务、经营出 纳1财务管理后勤部后勤保安1负责站内后勤兼安全员合计3012.3 人员培训加气站是一个技术密集型的企业，它汇集了多学科多专业的技术, 涉及到燃气、低温基础知识；涉及到压力容器、压力管道的安全运行管理；涉及到防爆电器，防雷接地等专业知识。由于它的易燃易爆特性及周边环境的特性，165、消防安全管理更是重中之重。天然气加气站不单是进行卸车、售气等简单操作和重复劳动的产业，更是一个需要一定的专业知识，一定技术水平和高度责任心的职工队伍的高新技术产业。本报告建议建设单位，应对职工进行一定的专业脱产培训，使职工对燃气、设备、压力容器、管道、自动控制、电气操作、消防安全等方面具有较高的专业知识；应对职工进行岗位责任、职业道德方面的教育，使职工具有崇高的责任感和使命感；应对职工进行消防安全方面的教育及实际事故抢险预案的演练，作到平时安全操作，战时有条不紊。13 项目实施进度13.1 项目实施原则(1)扎扎实实，有条不紊，作好项目前期工作，使项目早日开工建设。(2)掌握关键工程，把握重点166、的和工期较长的子项工程，以利于控制进度。(3)开工后平行作业，交叉施工，节约时间。(4)在工作中应采纳既能保证质量，又不增加投资并可缩短工期的方案。(5)工期预先安排时尽量做到合理把握时机，适当提前安排，留出必要的时间余量。13.2 实施计划按照工程建设程序，结合本工程实际需要完成的工作内容，本工程建设分为前期、勘察设计、施工、人员培训、调试投产五个阶段。项目建设期1年，各阶段实施进度见表13-1。XX天然气汽车加气站、调压站项目可行性研究报告 项目进度表 表13-1阶段 月数内容第1-3月第4-6月第7-9月第10-12月备 注前 期项目建议可行性研究报告（可行性研究报告)评审勘察设计施工勘167、察施工图设计施 工土建安装工艺电气、给排水场站道路施工人员培训专业知识，消防安全教育调试投产调试14314 投资概算14.1 工程概况本项目为XX天然气汽车加气站、加压站项目，位于XX斜口街道办事处。LNG设计规模为30000Nm3/d，L-CNG设计规模为20000Nm3/d，站区占地面积为20亩，站内设置3台60m3 LNG卧式储罐、1台增压器、1台EAG加热器、3台高压柱塞泵、3台潜液泵、3台高压气化器、3个CNG储气井、6台LNG加注机和6台CNG加气机。本站设计定员30人，工作天数为360天。14.2 编制依据1、XX禅城区城北天然气加气站项目建议书、设备材料表及初步设计文件；2、中168、海石油加油加气站建设项目设计手册（2006版）；3、建筑工程费用参考陕西省建设工程计价通则、陕西省建筑与装饰工程综合定额、陕西省市政工程综合定额和陕西省园林绿化工程综合定额。4、安装工程费用依据以下标准编制：（1）依据中国石油天然气股份有限公司（2005）（油计字2005358号）；（2）石油建设安装工程费用（中油计字2005519号）；（3）关于下发石油建设安装工程概算指标2007年度调整系数的通知（油计字2007484号）；5、中国石油天然气集团公司建设工程其他费用及相关费用规定（计划2010543号）；6、设备按询厂家价计费，主要材料价格根据建设地现行市场价格计算。7、近期建设的类似项目169、的有关造价资料。14.3取费说明各项费用取费标准见工程建设其他费用估算表。14.4工程建设总投资及投资构成分析本项目建设项目总投资为3680万元。其中：建设投资为3380万元，流动资金为300万元。建设投资构成表 表14-1序 号工程或费用名称建 筑设 备安 装其 他合 计比 例工 程 费购 置 费工 程 费费 用（ % ）1固定资产费用369.561890.00189.0091.222539.7875.14%1.1工程费用369.561890.00189.002448.5672.44%1.1.1站房29.00840.0084.00953.0028.20%1.1.2加气棚132.000.000170、.00132.003.91%1.1.3储气区87.50150.0015.00252.507.47%1.1.4设备区32.00900.0090.001022.0030.24%1.1.5卫生间2.000.000.002.000.06%1.1.6道路及场坪75.060.000.0075.062.22%1.1.7绿化12.000.000.0012.000.36%1.2 固定资产其他费用91.2291.222.70%2无形资产费用666.70666.7019.72%3其他资产费用12.5712.570.37%4预备费160.95160.954.76%5建设投资合计369.561890.00189.009171、31.443380.00100.00%比 例 （%）10.93%55.92%5.59%27.56%100.00%14.5资金来源及资金使用计划14.5.1资金来源根据建设单位的投资计划，本项目总投资为3680万元，全部由建设单位自筹。14.5.2资金使用计划本项目建设期短，因此在项目建设期初一次性投入建设投资，流动资金在第二年、第三年分别投入270万元、30万元。15 财务分析15.1 财务分析的范围、依据和方法15.1.1 财务分析的范围本次财务效益评价范围是对XX天然气汽车加气站总体进行财务计算、分析及财务效益的评价。是根据市场需求，生产规模、工艺技术方案、原材料和燃料及动力供应、建站条件172、和站址方案、公用工程和辅助设施、环境保护、工厂组织和劳动定员及项目实施规划诸方面进行研究论证和多方案比较后，确定了最佳方案的基础上进行的。15.1.2 编制依据（1）国家发改委编发的建设项目经济评价方法与参数第三版。（2）中海石油加油加气站建设项目设计手册（2006版）；（3）建设部市政公用设施建设项目经济评价方法与参数（建标2008162号）；（4）中国国际工程咨询公司投资项目经济评估指南。（5）国家发改委编发的投资项目可行性研究指南。（6）由建设方及各相关专业提供的基础资料。15.1.3 财务评价的方法本评价首先研究和预测选取了必要的基础数据进行成本费用估算、销售收入和相关税费估算，编制了173、相关辅助性报表。对项目的盈利能力进行分析、评价。通过对项目投入与产出的各种经济因素进行分析、计算，从而对项目建设的经济效果进行客观、科学和公正的技术经济评价。本次财务评价采用固定价格体系，以建设期初年为基准年。本项目的财务评价价格采用含税销售价差进行分析。15.2 评价参数和基础数据（1）本次评价物价水平为2012年物价水平（2）生产规模及商品量本项目LNG设计年总供气量1080万Nm3/a, L-CNG设计年总供气量720万Nm3/a。损耗率按1%考虑。项目达产期为三年，其中：生产经营期第一年达到设计能力的80%，第二年达到设计能力的100%，即完全达产。（3）基准折现率：根据建设项目经济评174、价方法与参数第三版的相关规定，市政燃气项目的行业基准收益率为8%，资本金行业基准收益率为10%。财务评价基础数据详见基础数据表（如下） 基础数据表15-11、计算评价期限建设期（非经营期）+经营期=1+20年2、进价3.22元(含税价)损耗率:按1%考虑3、差价0.94元销售价格含税价格4.16元/ Nm34、电耗量（元/KWh）0.8760.5万度/年5、水（元/吨）35871.6吨/年6、人工费用（万元/年）5.37福利：14%工资，项目人员：30人7、折旧费用折旧采用直线法，折旧年限为19年，固定资产净残值率为3%，无形资产按19年，递延资产按5年，残值为0 8、盈余公积金按税后利润的5175、%计提9、税收及附加增值税13%，城市建设维护税7%，教育费附加3%，所得税25%。15.3总成本费用估算采用生产要素概算法概算各年总成本费用。(1) 外购原辅料件 含运费外购料件年支出 5796.00 万元。含运费进项增值税 666.80 万元。 详见原辅料件年用量与相关税费。 说明：原辅料件年用量是按各产品的生产目标和其单位产品的消耗定额计算得到。 国内采购价格是含增值税价格，国内采购含税购货金额加运费是某项国内采购材料的含运费料件年支出合计。 (2) 外购能源动力 详见年外购能源动力费用估算表 金额单位：万元人民币 名 称 计量单位 含税价格 日均用量 年用天数 年用数量 购进金额 年运176、输费 含增值税 水 (吨) 0.00032 16.31 360 5871.6 1.88 0.00 0.22 电 力 (千度) 0.087 1.68 360 604.8 52.62 0.00 7.65 合 计 购进金额 54.50 0.00 7.86 以上各项含税购进金额合计 54.50 万元，含增值税合计 7.86 万元。 (3) 低值易耗品年含税费用 20.00 万元。其中含税 2.91 万元。 低值易耗品指使用年限和价值标准不够作为固定资产核算的各种用具物品，如工具、管理用具、玻璃器皿、及在经营过程中周转使用的包装容器等的平均年消耗量金额。划分价值标准为1000元/单件价值。 (4) 修理177、备件年含税费用 6.00 万元。其中含税 0.87 万元。 指平均每年消耗的修理更换设备备件和相关维护材料的购进金额。由于初始几年费用较少，所以修理相关费用列为可变成本。 (5) 其他修理费年费用 10.00 万元。 指平均每年雇厂外人员对设备或设施的检修人工费和其他相关费用。已在编制定员中的检维修人员的相关费用不在此内。 (6) 工资总额及相关提取 详见机构设置人员编制工资总额估算。 年工资总额及相关提取总计 161.21 万元。 其中： 年工资总额包括:全体职工的基本工资、奖金、津贴、补贴、年终加薪、加班工资等。 年工资总额 98.00 万元。人均工资总额 3.27 万元。全员人数 30 178、人。生产人数 26 人。 以年工资总额为基数年提取相关费用 63.21 万元。 提取总比例为 64.50%。其中： 基本医疗保险费提取比例 10.00%，基本养老保险费提取比例 20.00%，失业保险费提取比例 2.00%， 工伤保险费提取比例 1.00%，生育保险费提取比例 1.00%，职工福利费提取比例 14.00%， 职工教育经费提取比例 2.50%，工会经费提取比例 2.00%，住房公积金提取比例 12.00%。15.4收入、税金及利润估算 1、产品含税销售收入 产品全部内销。 内销含税销售收入合计 7488.00 万元。 以上为生产负荷100%时，详见生产销售收入与相关税费表。 2、179、内销产品应纳增值税 内销产品销项税额合计 861.45 万元。 内销产品进项税额合计 678.44 万元。 内销产品应纳增值税 183.02 万元。 以上为生产负荷100%时，详见内销应纳增值税与出口抵退税 3、营业税金及附加和增值税 内销产品应纳增值税 183.02 万元。 城维税与教育附加费的纳税基数 183.02 万元。 缴纳城维税比例 5.00%，缴纳城维税 9.15 万元。 缴纳教育附加费比例 3.00%，缴纳教育附加费 5.49 万元。 合计缴纳 营业税金及附加 14.64 万元。 以上各项正比于生产负荷变化，得到各年的营业税金及附加和增值税。 注：建设期购买设备可以抵减的设备增值180、税 21.79万元，在投产后抵减应纳增值税。 详见营业税金及附加和增值税计算表15.5 财务分析15.5.1盈利能力分析项目的盈利能力的高低决定着项目是否对投资者有足够的吸引力。根据建设项目经济评价方法与参数第三版的相关规定，市政燃气项目的行业基准收益率为8%，资本金行业基准收益率为10%。主要盈利能力指标汇总表表15-4 指标名称单位指标值所得税前项目财务内部收益率20.09所得税后项目财务内部收益率16.78所得税后项目投资回收期(含建设期)年6.97所得税前项目投资回收期(含建设期)年6.29所得税后项目投资财务净现值（i=8%）万元3020.39所得税前项目投资财务净现值（i=8%）万181、元4565.77资本金财务内部收益率11.85资本金投资财务净现值（i=10%）万元165644资本金净利润率16.18 项目总投资收益率21.66根据拟定方案，项目税后财务内部收益率为16.78%，所得税后项目投资净现值3020.39万元，资本金财务内部收益率为11.85%，资本金财务净现值为1656.44万元。由此可以看出项目财务内部收益率均高于行业的基准收益率，投资净现值均大于零，说明该项目在财务上是可以被接受的。15.5.2偿债能力分析根据建设项目经济评价方法与参数第三版的相关规定，市政燃气项目的行业的合理资产负债率区间为40%-60%，最低可接收的利息备付率为2.00，最低可接受的偿182、债备付率为1.30。根据分析资料可知，项目在经营期第1年的资产负债率为26.61%，之后随着经营的拓展及借债资金的偿还，资产负债率在一定范围内波动，但处于逐渐下降中，到经营期第7年，资产负债率降为21.37%，在行业的合理负债区间之内。本项目借款偿还分析采用最大还款能力分析法进行分析，偿还贷款的资金来源为固定资产折旧费、无形资产及递延资产摊销费及未分配利润中可用来偿还贷款的部分。根据计算，流动比率 = 流动资产流动负债。 流动资产 = 货币资金 + 应收账款 + 预付账款 + 存货，流动负债 = 应付账款 + 预收账款 + 流动借款本息额。流动比率越高，说明资产变现越快，偿还短期借款能力越强。183、各年的流动比率自建设初年起依次为如下： - 1.28 1.52 2.04 2.36 2.68 3.00 3.32 3.64 3.95 4.27 自投产年起各年流动比率范围 1.28-4.27 与各行业流动比率的合理区间 1.5-2.5 相比，项目流动比率较高，偿还短期借款能力较强。 详见资产负债表(税后偿债分利后) 速动比率 = 速动资产流动负债。速动资产 = 流动资产-存货。由于存货变现相对较慢，将其从流动资产扣除后，速动比率更加可靠地反映资产变现快慢，偿还短期借款能力高低。 各年的速动比率自建设初年起依次为如下： - 0.34 0.58 1.11 1.43 1.75 2.06 2.38 2184、.70 3.02 3.34 自投产年起各年速动比率范围 0.34-3.34 与各行业速动比率的合理区间 0.6-1.3 相比，项目速动比率较高，偿还短期借款能力较强。 详见资产负债表(税后偿债分利后)15.5.3 财务生存能力分析财务生存能力分析主要是通过考察项目计算期内的投资、经营活动所产生的各项现金流入和流出，计算净现金流量和累计盈余资金，分析项目是否有足够的净现金流量维持正常运营，以实现财务可持续性。从现金流量表、财务计划现金流量表中可以看出，经营期内每年经营活动现金流入均大于现金流出。从经营活动、投资活动全部净现金流量看，也同样如此。因此，项目具备财务生存能力。15.6 不确定性分析与185、风险分析本项目经济评价所采用的数据，一部分来自测算和概算，有一定程度的不确定性。为了分析不确定性因素对经济评价指标的影响，需进行不确定性分析，以概算项目可能承担的风险，确定项目在经济上的可靠性。15.6.1盈亏平衡分析盈亏平衡分析是通过盈亏平衡点（BEP）分析项目成本与收益平衡关系的一种方法。盈亏平衡点越低，表明项目适应市场变化的能力越大，抗风险能力越强。计算结果表明：盈亏平衡点从投产初期到后期呈逐年降低趋势，其主要原因是由于固定成本费用变化的影响。（生产负荷）= 100% 计算得到以生产负荷表示的各年的盈亏平衡点如下： - - 68.71% 31.16% 30.85% 30.85% 30.6186、3% 30.63% 30.63% 30.63% 30.63% 13.01% 13.01% 13.01% 13.01% - 自正式投产年起以生产负荷表示的盈亏平衡点最高 68.71%，最低 13.01%。 项目选择“正常年”第 8 年做图，以生产负荷表示的项目盈亏平衡点等于 30.63%。 在“正常年”只要达到生产目标的 30.63% 就可“保本”。说明本项好的抗风险能力较强。15.6.2敏感性因素分析1、单因素单指标敏感分析 以产品价格、产品产出率、生产负荷、预备费率、原料价格作为敏感因素。以各种财务内部收益率为目标。计算当某 1 种敏感因素单独变化20%、40%、60%、80% 100%时，187、该财务内部收益率的变化数值，计算该敏感因素的敏感度系数和临界点。其中：预备费率的变化代表建设投资的变化,计算临界点的基准收益率是8.00%。 临界点是财务内部收益率等于基准收益率时的敏感因素变化值，由软件精确计算。 敏感系数 （基准收益率-目标财务内部收益率20%）（20%），敏感系数越大因素越敏感。 本报告以项目所得税前、所得税后、资本金、投资者的财务内部收益率为目标的单因素分析图象的相关坐标与计算值高度一致，详见各图表。以下是其中表的部分。 项目所得税前财务内部收益率单因素分析图表 敏感因素 -60.00% -40.00% -20.00% 0.00% 20.00% 40.00% 60.00188、% 临界点 敏感系数 产品价格 -59.02% -32.65% -6.28% 20.09% 46.46% 72.58% 98.70% -8.14% 1.3185 产品产出率 -59.02% -32.65% -6.28% 20.09% 46.46% 72.58% 98.70% -8.14% 1.3185 生产负荷 6.08% 11.73% 16.24% 20.09% 23.49% 26.57% 29.39% -53.82% 0.1925预备费率 35.77% 28.37% 23.56% 20.09% 17.44% 15.32% 13.57% -0.1326 原料价格 31.60% 27.76% 189、23.93% 20.09% 16.25% 6.57% -3.11% 36.93% -0.1918 资本金财务内部收益率单因素分析图表 敏感因素 -60.00% -40.00% -20.00% 0.00% 20.00% 40.00% 60.00% 临界点 敏感系数 产品价格 -48.01% -26.61% -5.20% 16.20% 37.61% 57.05% 76.09% -6.23% 1.0703 产品产出率 -48.01% -26.61% -5.20% 16.20% 37.61% 57.05% 76.09% -6.23% 1.0703 生产负荷 4.58% 9.16% 12.94% 16.190、20% 19.12% 21.81% 24.31% -45.49% 0.1632预备费率 19.30% 18.20% 17.16% 16.20% 14.06% 12.17% 10.27% -0.1069 原料价格 23.70% 21.20% 18.70% 16.20% 13.70% 1.83% -10.04% 29.45% -0.1249 投资者整体财务内部收益率单因素分析图表 敏感因素 -60.00% -40.00% -20.00% 0.00% 20.00% 40.00% 60.00% 临界点 敏感系数 产品价格 -38.85% -21.95% -5.05% 11.85% 28.76% 45.191、82% 62.38% -4.34% 0.8451 产品产出率 -38.85% -21.95% -5.05% 11.85% 28.76% 45.82% 62.38% -4.34% 0.8451 生产负荷 3.00% 6.22% 9.14% 11.85% 14.39% 16.80% 19.09% -27.99% 0.1356预备费率 15.82% 14.37% 13.07% 11.85% 11.13% 10.43% 9.75% -0.0363 原料价格 1.55% 4.99% 8.42% 11.85% 15.29% 5.41% -4.48% 35.22% 0.1717 由上述可知最敏感因素排序是：192、产品价格、产正品率、原料价格、生产负荷。 以不同财务内部收益率为目标得到的各敏感因素的临界点和敏感系数的大小不同。 在投资者整体财务内部收益率单因素分析图表中的临界点的意义如下： 当产品价格单独降低 4.34% 时，或当原料价格单独增加 5.46% 时，或当生产负荷单独降低 27.99% 时，是投资者整体财务内部收益率是否满足本项目投资者期望的最低投资回报率 Ic (8.00%)的临界点。 这说明项目有较强的抗风险能力。 2、多因素多指标复合分析 我们不能预测各敏感因素将来一定会怎样变化，也难以准确预测各敏感因素如何变化的概率分布，但可以估计各种可能发生的复合变化，并计算分析复合变化发生时的投193、资回报结果，甚至计算出各种复合变化的临界点，以补充单因素分析的不足，多因素的复合变化分析更体现项目对风险的承受能力。 各敏感因素在如下各分析方案中单独或几个或全部同时发生时，各评价指标相应变化如下：分析因素与分析方案 方案一 方案二 方案三 方案四 方案五 方案六 方案七 方案八 方案九基本预备费率绝对变化量 10.0% 10.0% 10.0% 10.0% 10.0% 10.0% 10.0% 10.0%产品内销价格相对变化量 -1.0% -2.0% -3.0% -4.0% -5.0% -6.0% -7.0% -8.0%原料内购价格相对变化量 1.0% 2.0% 3.0% 4.0% 5.0% 6194、.0% 7.0% 8.0%生产目标实现相对变化量 -1.0% -2.0% -3.0% -4.0% -5.0% -6.0% -7.0% -8.0%流动资金增加相对变化量 1.0% 2.0% 3.0% 4.0% 5.0% 6.0% 7.0% 8.0%多因素复合变化评价指标 - - - - - - - - -项目税前财务内部收益率 20.09% 16.2% 13.6% 10.9% 8.2% 5.4% 2.3% -1.2% -80.0%项目税前财务净现值 4566 3203 2143 1103 83 -918 -1898 -2862 -3812项目税前静态投资回收期 6.29 7.28 8.17 9.195、37 11.04 13.55 17.72 项目税前动态投资回收期 7.79 9.62 11.50 14.54 19.68 项目税后财务内部收益率 16.78% 13.5% 11.3% 9.1% 6.8% 4.3% 1.7% -1.2% -80.0%项目税后财务净现值 3020 1962 1159 369 -413 -1196 -1999 -2862 -3812项目税后静态投资回收期 6.97 8.01 8.92 10.10 11.76 14.35 18.58 项目税后动态投资回收期 9.09 11.30 13.78 18.04 资本金财务内部收益率 16.20% 12.7% 10.3% 7.9196、% 5.2% 2.3% 资本金财务净现值 2870 1692 817 -51 -965 -1849 -2672 -3620 -4410投资者整体财务内部收益率 11.85% 9.81% 8.13% 6.43% 4.70% 2.88% 0.64%-80.00%-80.00%投资者财务净现值 1656 771 56 -643 -1313 -1932 -2490 -2967 -3501投资者整体静态投资回收期 10.61 12.41 14.24 16.77 19.11 19.44 19.88 多因素多指标复合分析的意义，以第 6 分析方案为例，说明如下： 当基本预备费率绝对变化量10.00%，产品内197、销价格相对变化量-5.00%，原料内购价格相对变化量5.00%，生产目标实现相对变化量-5.00%，流动资金增加相对变化量5.00%，同时复合发生时,项目税前财务内部收益率5.37%，项目税后财务内部收益率4.33%，资本金财务内部收益率2.34%，投资者整体财务内部收益率2.88%。15.7风险分析本项目面对的主要风险有市场风险、价格风险、气源风险、运营风险等风险。本项目最主要的风险来自于上游气源和下游用户的保证，根据敏感性因素分析结果，本项目的年均加注量设计加注量的30.63%时，本项目可行。因此，做好LNG、L-CNG的推广，加速LNG、L-CNG的投入运营，对本项目是否可行有着极其重要198、的意义。本项目面临的价格风险主要为可替代能源价格的波动带来LNG价格的波动，因此，做好LNG、L-CNG销售价格管理，控制好进售价差，根据相关市场价格的波动，制定良好的价格制定机制，才能保证项目有良好的收益。本项目面临的气源风险主要是气源能不能满足本项目需要带来的风险，根据各城市LNG、L-CNG的发展状况，气源成为影响LNG、L-CNG顺利发展的一个重要因素，充足的气源可以保证LNG、L-CNG加注站的正常运营和LNG、L-CNG用户的改装积极性。因此，必须做好本项目的气源管理，拓宽购货渠道，保证LNG的供应是十分必要的。本项目面临的运营风险主要是运营中出现的各种不确定因素对LNG、L-CN199、G加注站的影响。因此必须在项目的运营过程中必须加强管理，预防各种不利因素，降低经营成本，以期在项目的运营中获得更大的经济效益。15.8 财务评价分析结论从项目的盈利能力分析来看，本项目的财务内部收益率均高于行业基准收益率，财务净现值均大于零，项目盈利能力显著。从项目的财务生存能力来看，本项目各年的资金流入均大于资金流出，项目具有财务生存能力。从项目的抗风险能力来看，本项目生产利用率达到设计生产能力的30.63%时，项目就可达到盈亏平衡。因此，本项目的抗风险能力符合行业的一般要求。从以上分析可以看出，本项目在经济上是可行的。16 结论及建议16.1 结论通过前面各章的认真分析和研究，可得出如下结200、论：（1）建设XX天然气汽车加气站、调压站，对减少大气环境污染、调整能源结构有着十分重要的意义。（2）陕西气源丰富，在气源上有充分的保障。（3）工程所采用的工艺路线合理、设备先进、抢险措施完善，对LNG系统的安全稳定运行，起到了有力的保障作用。（4）本工程在调整能源结构、改善环境质量、进一步实施天然气汽车项目提供宝贵的经验，尤其与国内同类项目比较，更加符合节能减排政策。（5）本工程选用质量可靠、性能稳定以及标准化的设备，给以后大规模建设LNG加气站的设备选型提供了可借鉴经验。（6）本工程资金来源可靠。经测算，本工程建成后，有较好的盈利能力。（7）本工程在社会、环境、节能和经济等方面的效益十分显201、著，是利国利民，造福于人民的工程。（8）本工程具有良好的市场前景。（9）XX天然气汽车加气站、调压站的建设，对促进清洁能源在XX的大力推广具有重要意义。综上所述，XX天然气汽车加气站、调压站工程气源充足，技术先进成熟，设施布置合理，投资估算及资金筹措切实，在开展清洁汽车工作，改善环境质量，保护人民身体健康，调整能源结构，提高管理水平等方面具有十分重要的意义。建设XX天然气汽车加气站、调压站为XX大规模建设天然气加气站，全面发展清洁汽车创出一条健康之路。16.2 建议LNG加气站项目是一项能源型、环保型、城市基础设施型的建设项目，同时，LNG加气站又是一种特殊的工业行业，专业性较强、安全要求较高202、。由于本项目LNG、L-CNG合建站为XX建设的天然气加气示范站，主要起示范和试验作用，为后续XX建设加气站提供经验，积累数据。本站运行初期配套车辆可能比较少，随着示范作用的扩大，配套车辆应随之逐步增加。为加快天然气汽车的项目建设、规范天然气加气站市场管理、保护经营企业和用户的合法权益、保证天然气供应和使用安全、促进产业的发展，按照国家有关规定，借鉴国内其他城市的建设管理经验，建议制定以下优惠条件：（一）XX各级政府应把天然气汽车加气站项目纳入XX国民经济和社会发展计划。制定相应的产业政策和扶持新兴行业的优惠条件。（1）给予加气示范站一定的补助资金；（2）建立天然气汽车推广基金，用于支持加气站203、的建设及车辆改造；（3）示范站在启动和发展的3年内，采用免税或即收即退的方式，减免加气站的所得税；（二）建议尽快出台购车、改车实施方案。16.3 施工图设计前需解决的问题(1) 尽快取得规划部门及消防部门对XX天然气汽车加气站、调压站的批复。(2) 落实气源及其特性参数。(3) 站区场地在施工图设计前应进行详细的地质勘探和测绘，以利于施工图结构计算中确定合理的参数及纳入城市坐标。(4) 提供站区内已有地下管线的综合资料。(5) 提供主要已订购设备的技术、安装资料。(6) 外部供电、供水、排水、通讯协议及接口条件。利润与利润分配表金额单位:万元 计算期年序1 2 3 4 5 6 7 8 9 10204、-1920 生产负荷0.00%80.00%90.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00% 价格策略0.00%80.00%90.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%1 含税销售收入0.004792.326065.287488.007488.007488.007488.007488.007488.007488.007488.002 营业税金及附加0.000.005.9214.6414.6414.6414.6414.6414.6414.641205、4.643 增值税0.000.0073.97183.02183.02183.02183.02183.02183.02183.02183.024 总成本费用0.005238.035871.956494.166490.566490.566487.926487.926487.926487.926284.135 营业利润 (1-2-3-4)0.00-445.71113.44796.18799.79799.79802.43802.43802.43802.431006.216 利润总额 （5+6+7+8)0.00-445.71113.44796.18799.79799.79802.43802.43802.206、43802.431006.217纳税扣除调整 0.006.407.208.008.008.008.008.008.008.008.008应纳税利润(9-8-7+10)0.00-439.31120.64804.18807.79807.79810.43810.43810.43810.431014.219可祢补以前年度亏损0.000.00-120.64-318.670.000.000.000.000.000.000.0010 应纳税所得额(11-12)0.000.000.00485.52807.79807.79810.43810.43810.43810.431014.2111 应纳税额0.000.0207、00.00121.38201.95201.95202.61202.61202.61202.61253.5512 所得税 （14-15）0.000.000.00121.38201.95201.95202.61202.61202.61202.61253.5513 净利润 (9-16)0.00-445.71113.44674.80597.84597.84599.82599.82599.82599.82752.6614 祢补以前年度亏损0.000.00-113.44-332.270.000.000.000.000.000.000.0015 可供分配的利润0.000.000.00342.54597.84208、597.84599.82599.82599.82599.82752.6616 提法定赢余公积金0.000.000.0034.2559.7859.7859.9859.9859.9859.9875.2717 可供投资者分配利润0.000.000.00308.28538.05538.05539.84539.84539.84539.84677.3918提任意盈余公积金0.000.000.0015.4126.9026.9026.9926.9926.9926.9933.8719应付普通股股利0.000.000.00292.87511.15511.15512.85512.85512.85512.85643.209、5220 普通股实分利润0.000.000.00292.87511.15511.15512.85512.85512.85512.85643.5221 息税前利润0.00-445.71122.71799.79799.79799.79802.43802.43802.43802.431006.2122 息税折旧摊销前利润0.00-185.49382.931060.001060.001060.001060.001060.001060.001060.001060.0023 各年的盈亏平衡点0.00%0.00%68.71%31.16%30.85%30.85%30.63%30.63%30.63%30.63%210、13.01%年平均息税前利润797.07总投资收益率21.66%年平均净利润595.33资本金净利润率16.18%总成本费用估算表金额单位:万元 计算期年序12345678910-1920 生产负荷0.00%80.00%90.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00% 工资调整0.00%80.00%90.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%1 外购原辅料件04636.805216.405796.005796.005796.005796.0211、05796.005796.005796.005796.002 外购能源动力0.0043.6049.0554.5054.5054.5054.5054.5054.5054.5054.503 低值易耗品0.0016.0018.0020.0020.0020.0020.0020.0020.0020.0020.004 修理备件0.004.805.406.006.006.006.006.006.006.006.005 其他修理费0.008.009.0010.0010.0010.0010.0010.0010.0010.0010.006 工资总额及相关提取0.00103.17130.58161.21161.21212、161.21161.21161.21161.21161.21161.217 国内的外雇销售运费0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.008 广告与宣传费用0.0040.0045.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.009 其他销售费用0.008.009.0010.0010.0010.0010.0010.0010.0010.0010.0010 汇兑损失0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.0011 污染治理费0.000.000.000.000.000.000.0213、00.000.000.000.0012 排污费0.001.601.802.002.002.002.002.002.002.002.0013 印花税0.003.193.593.993.993.993.993.993.993.993.9914 资源税0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.0015 其他缴政府可变税费0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.0016 业务招待费0.0016.0018.0020.0020.0020.0020.0020.0020.0020.0020.0017 上缴政府固定税费0.00214、36.6536.6536.6536.6536.6536.6536.6536.6536.6536.6518 财务费用0.000.009.273.600.000.000.000.000.000.000.0019 折旧摊销0.00260.22260.22260.22260.22260.22257.58257.58257.58257.5853.7920其他固定费用0.0060.0060.0060.0060.0060.0060.0060.0060.0060.0060.0021 总成本费用合计0.005238.035871.956494.166490.566490.566487.926487.926487215、.926487.926284.13其中 可变成本0.004881.165505.816133.696133.696133.696133.696133.696133.696133.696133.69 固定成本0.00356.87366.14360.47356.87356.87354.23354.23354.23354.23150.44 经营成本0.004977.815602.466230.346230.346230.346230.346230.346230.346230.346230.34其中 固定成本 =（19+20+21+22+23+24）可变成本 = 总成本费用合计固定成本经营成本 = 总216、成本费用合计22-23财务计划现金流量表金额单位:万元 计算期年序12345678910-19201 经营活动现金流量0.00-185.49382.93938.62858.06858.06857.39857.39857.39857.39806.451.1 现金流入0.004792.326065.287488.007488.007488.007488.007488.007488.007488.007488.001.1.1 含税营业收入0.004792.326065.287488.007488.007488.007488.007488.007488.007488.007488.001.1.2 不征217、税收入0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.1.3 其他收入0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.2 现金流出0.004977.815682.356549.386629.946629.946630.616630.616630.616630.616681.551.2.1 含税经营成本0.004977.815602.466230.346230.346230.346230.346230.346230.346230.346230.341.2.2 营业税金及附加0.000.005.9214.641218、4.6414.6414.6414.6414.6414.6414.641.2.3 增值税0.000.0073.97183.02183.02183.02183.02183.02183.02183.02183.021.2.4 所得税0.000.000.00121.38201.95201.95202.61202.61202.61202.61253.552 投资活动净现金流量-3380.00-270.00-30.000.000.000.000.000.000.000.000.002.1 现金流入0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.2 现金流出338219、0.00270.0030.000.000.000.000.000.000.000.000.002.2.1建设投资与建期利息3380.000.000.000.002.2.2 流动资金(新增）0.00270.0030.000.000.000.000.003 筹资活动净现金流量3380.00455.49-92.71-368.52-511.15-511.15-512.85-512.85-512.85-512.85-643.533.1 现金流入3380.00455.4930.000.000.000.000.000.000.000.000.003.1.1 资本金投入3380.00270.0030.000.220、000.000.000.000.003.1.2 亏损短期借款0.00185.490.000.000.000.000.000.000.000.000.003.2 现金流出0.000.00122.71368.52511.15511.15512.85512.85512.85512.85643.533.2.1 各种利息支出0.000.009.273.600.000.000.000.000.000.000.003.2.2 偿还债务本金0.000.00113.4472.050.000.000.000.000.000.000.003.2.3 利润分配0.000.000.00292.87511.15511.1221、5512.85512.85512.85512.85643.524 净现金流量(1+2+3)0.000.00260.22570.10346.90346.90344.55344.55344.55344.55162.925 累计盈余资金0.000.00260.22830.311177.221524.121868.672213.222557.772902.324713.206 偿债分利前存款0.000.00382.931198.841688.372035.272381.512726.063070.613415.165356.73资产负债表(税后偿债分利后)金额单位:万元 计算期年序1234567891222、0-19201 资 产3380.004365.854504.314814.194900.884987.565074.545161.515248.485335.466404.641.1 流动资产总额0.001246.071644.742214.842561.742908.643253.193597.743942.294286.846097.721.1.1 货币资金0.0032.58296.41866.511213.411560.311904.862249.412593.962938.514749.391.1.2 应收账款0.00155.76173.07173.07173.07173.07173.223、07173.07173.07173.07173.071.1.3 预付账款0.00144.90161.00161.00161.00161.00161.00161.00161.00161.00161.001.1.4 存 货0.00912.831014.261014.261014.261014.261014.261014.261014.261014.261014.261.1.5 其 他1.2 固定资产净值0.002446.032225.302004.571783.841563.111342.371121.64900.91680.18306.931.3无形及其他资产净值0.00673.75634.27224、594.78555.30515.82478.97442.13405.28368.440.001.4 长期投资资产0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.5 在建工程3380.000.000.000.002 负 债0.001161.561156.581084.531084.531084.531084.531084.531084.531084.531084.522.1 流动负债0.00976.071084.531084.531084.531084.531084.531084.531084.531084.531084.522.1.1 应付账款0.0225、0434.70483.00483.00483.00483.00483.00483.00483.00483.00483.002.1.2 预收账款0.00541.37601.52601.52601.52601.52601.52601.52601.52601.52601.522.1.3 流动借款本金额0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003 所有者权益3380.003204.293347.733729.663816.353903.043990.014076.984163.964250.935320.123.1 资本金3380.003650.00368226、0.003680.003680.003680.003680.003680.003680.003680.003680.003.2 资本公积金0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003.3 未祢补亏损0.00-445.71-332.270.000.000.000.000.000.000.000.003.4 累计盈余公积金0.000.000.0049.67136.35223.04310.01396.99483.96570.941640.133.5 累计未分配利润0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003.227、6 当年待分利润0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.004 资产负债率 %0.00%26.61%25.68%22.53%22.13%21.74%21.37%21.01%20.66%20.33%16.93%5 流动比率1.28 1.52 2.04 2.36 2.68 3.00 3.32 3.64 3.95 5.62 6 速动比率 0.34 0.58 1.11 1.43 1.75 2.06 2.38 2.70 3.02 4.69 项目资本金现金流量表金额单位:万元 计算期年序12345678910-19201 现金流入0.004792.326065.228、287488.007488.007488.007488.007488.007488.007488.008094.921.1 含税销售收入0.004792.326065.287488.007488.007488.007488.007488.007488.007488.007488.001.2 回收流动资金0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00300.001.3回收固定资产余值0.000.000.000.000.000.000.000.00306.932 现金流出3380.005247.815835.066625.036629.956629.956630.229、616630.616630.616630.616681.562.1 资本金3380.00270.0030.000.000.000.000.000.000.000.000.002.2 支付各种借款利息0.000.009.273.600.000.000.000.000.000.000.002.3 实际偿还借款本金0.000.00113.4472.050.000.000.000.000.000.000.002.3.1 偿还流动借款本金0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.3.2 偿还亏损借款本金0.000.00113.4472.050.000.0230、00.000.000.000.000.002.4 经营成本0.004977.815602.466230.346230.346230.346230.346230.346230.346230.346230.342.5 营业税金及附加0.000.005.9214.6414.6414.6414.6414.6414.6414.6414.642.6 增值税0.000.0073.97183.02183.02183.02183.02183.02183.02183.02183.022.7 所得税0.000.000.00121.38201.95201.95202.61202.61202.61202.61253.5231、52.8 其他支出0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003 资本金净现金流-3380.00-455.49230.22862.97858.05858.05857.39857.39857.39857.391413.374 资本金3680.00资本金财务内部收益率16.20%投资者整体财务内部收益率11.85%4.1 自有流动资金出资300.00(Ic=8.00%)资本金财务净现值2869.74万元(Ic=8.00%)投资者财务净现值1656.244.2 出资资产作价出资0.00资本金静态投资回收期7.20年投资者整体静态投资回收期10.614.3 232、其他货币资金出资3380.00资本金动态投资回收期9.47年投资者整体动态投资回收期16.624.4 维持运营资本出资0.00资本金净现值率0.8478投资者整体净现值率0.48935 资本金现值3384.92投资者净现金流仅以投资者整体的资本出资为流出，仅以实际分配利润和清算所得为流入。6 投资者净现金流-3380.00-270.00-30.00292.87511.15511.15512.85512.85512.85512.855963.65项目投资现金流量表金额单位:万元 计算期年序12345678910-19201 现金流入0.004792.326065.287488.007488.00233、7488.007488.007488.007488.007488.008094.921.1 含税销售收入0.004792.326065.287488.007488.007488.007488.007488.007488.007488.007488.001.2 回收固定资产余值0.000.000.000.000.000.00306.931.3 回收流动资金0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00300.002 现金流出3380.005247.815712.356552.606629.946629.946630.616630.616630.616630.61234、6681.552.1 融资前建设投资3380.000.000.00融资前建设投资不含融资费用及其预备费和建设期利息.2.2 流动资金0.00270.0030.000.000.000.000.000.002.3 经营成本0.004977.815602.466230.346230.346230.346230.346230.346230.346230.346230.342.4 营业税金及附加0.000.005.9214.6414.6414.6414.6414.6414.6414.6414.642.5 增值税0.000.0073.97183.02183.02183.02183.02183.02183.235、02183.02183.022.6 调整所得税0.000.000.00124.60201.95201.95202.61202.61202.61202.61253.553 所得税后3.1 净现金流-3380.00-455.49352.93935.40858.06858.06857.39857.39857.39857.391413.373.2 折现系数0.9259259260.857338820.7938322410.7350298530.6805831970.6301696270.5834903950.5402688850.5002489670.4631934880.2145482073.3 净236、现金流折现值-3129.63-390.51280.17687.55583.98540.72500.28463.22428.91397.14303.243.4 折现值累计-3129.63-3520.14-3239.97-2552.42-1968.45-1427.73-927.44-464.22-35.31361.833020.394 所得税前4.1 净现金流-3380.00-455.49352.931060.001060.001060.001060.001060.001060.001060.001666.934.2 折现系数0.9259259260.857338820.7938322410.73237、50298530.6805831970.6301696270.5834903950.5402688850.5002489670.4631934880.2145482074.3 净现金流折现值-3129.63-390.51280.17779.13721.42667.98618.50572.69530.26490.99357.644.4 折现值累计-3129.63-3520.14-3239.97-2460.84-1739.42-1071.44-452.94119.75650.011141.004565.775 项目全投资3680.00所得税前评价指标所得税后评价指标5.1 融资前建设投资3380.238、00项目投资税前财务内部收益率20.09%项目投资税后财务内部收益率16.78%5.2 流动资金300.00(Ic=8.00%)项目投资税前财务净现值4565.77万元(Ic=8.00%)项目投资税后财务净现值3020.395.3 维持运营投资0.00项目税前静态投资回收期6.29年项目税后静态投资回收期6.975.4 对外投资0.00项目税前动态投资回收期7.79年项目税后动态投资回收期9.096 项目全投资现值3384.93项目投资税前净现值率1.3489项目投资税后净现值率0.8923生产销售收入与相关税费表金额单位:万元产品种类数1 产品名称天然气00000000(单位)万立方米000239、00000年生产销售数量0180000000000内销比例%100.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%内销数量0180000000000内销含税价格万元4.1600000000内销含税销售收入万元7488.000.000.000.000.000.000.000.000.00内销年外雇销售运费万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.00内销增值税税率%13.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%内销消费税从价定率%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0240、.00%0.00%0.00%0.00%内销从价定率消费税万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.00内销消费税从量定额1元人民币0.000.000.000.000.000.000.000.000.00内销从量定额消费税万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.00出口比例%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%出口数量0000000000出口离岸价格1美元000000000出口销售收入万美元0.000.000.000.000.000.000.000.000.00出口销售收入万元0.241、000.000.000.000.000.000.000.000.00出口年外雇销售运费万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.00出口退税率%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%年销售运费合计万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.00年含税销售收入合计万元7488.000.000.000.000.000.000.000.000.00原辅料件年用量与相关税费表金额单位:万元料件种类数1料件名称单位年用量天然气000项目名称单位合计万立方米000天然气右面同行各格数量是同行产品对242、不同原辅料件的年用量18000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000原辅料件年用量合计18000000000国内采购含税价格万元3.220000000国内采购含税购货金额万元5796.005796.000.000.000.000.000.000.000.00国内采购增值税税率%13.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%国内采购增值税(进项)万元666.80666.800.000.000.000.000.000.000.00国内发生外雇运费243、万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.00国内运费增值税(进项)万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.00含运费进项增值税小计万元666.80666.800.000.000.000.000.000.000.00含运费料件年支出合计万元5796.005796.000.000.000.000.000.000.000.00年经营成本概算表金额单位:万元项 目国内发生运费内含外汇支付进 口进 口进 口进口含税本币支付内购进项进 项外雇运费增 值 税(万美元)关 税消 费 税增 值 税购货金额内购金额增 值 税增 值 税1 外购原辅料件244、0.000.000.000.000.000.000.005796.00666.80666.802 外购能源动力0.000.0054.507.867.863 低值易耗品20.002.912.914 修理备件0.000.000.000.000.006.000.870.875 其他修理费0.000.000.0010.006 工资总额及相关提取0.00161.217 国内的外雇销售运费0.000.000.008 广告与宣传费用0.000.0050.009 其他销售费用10.0010 汇兑损失0.0011 污染治理费0.000.0012 排污费2.0013 印花税3.9914 资源税0.0015 其他缴245、政府可变税费0.0016 业务招待费0.000.0020.0017 按产提付技术转让费0.000.0018 其他可变费用0.000.0019 差旅费办公费0.000.000.0010.0020 劳动安全卫生保护费0.000.000.0030.0021 各项人身财产保险费0.0020.0022 房产税6.6523 车船税10.0024 城镇土地使用税20.00合 计0.006230.34678.44流动资金估算表金额单位:万元 计算期年序12345678满负荷年日参考量 生产负荷0.00%80.00%90.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%各项占用日经营246、成 流动资金投入率0.00%90.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%资金数量本或用量1 流动资产0.001246.071384.521384.521384.521384.521384.521384.521384.521.1 存 货0.00912.831014.261014.261014.261014.261014.261014.261014.261.1.1 原辅料件0.00289.80322.00322.00322.00322.00322.00322.00322.00 天然气0.00289.80322.00322.00322.00322.247、00322.00322.00322.0016.10 0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00 0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00 0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.1.2 燃料0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.1.3 在产品0.00311.52346.13346.13346.13346.13346.13346.13346.1317.311.1.4 产成品0.00311.52346.13346.13346.133248、46.13346.13346.13346.1317.311.2 应收账款0.00155.76173.07173.07173.07173.07173.07173.07173.0717.311.3 预付账款0.00144.90161.00161.00161.00161.00161.00161.00161.0016.101.4 现 金 0.0032.5836.2036.2036.2036.2036.2036.2036.201.212 流动负债0.00976.071084.521084.521084.521084.521084.521084.521084.522.1 应付账款0.00434.70483249、.00483.00483.00483.00483.00483.00483.0016.102.2 预收账款0.00541.37601.52601.52601.52601.52601.52601.52601.5220.803 流动资金（1-2）0.00270.00300.00300.00300.00300.00300.00300.00300.004 流动资金本年增加0.00270.0030.000.000.000.000.000.00建设投资估算表（形成资产法）金额单位:万元序 号工程或费用名称建 筑设 备安 装其 他合 计其 中比 例固定资产其他费用工 程 费购 置 费工 程 费费 用外 币（ 250、% ）名 称费 用1固定资产费用369.561890.00189.0091.222539.780.0075.14%工程前期费用5.001.1工程费用369.561890.00189.002448.560.0072.44%工程勘察费5.001.1.1站房29.00840.0084.00953.000.0028.20%场地准备临时设施费5.001.1.2加气棚132.000.000.00132.000.003.91%工程设计费22.001.1.3储气区87.50150.0015.00252.500.007.47%可研费用5.001.1.4设备区32.00900.0090.001022.000.00251、30.24%研究试验费5.001.1.5卫生间2.000.000.002.000.000.06%特殊设备安全检查费5.001.1.6道路及场坪75.060.000.0075.060.002.22%工程质量监督检测费0.841.1.7绿化12.000.000.0012.000.000.36%工程保险费11.0200.000.000.000.000.000.00%项目各项评审费8.3800.000.000.000.000.000.00%工程建设监理费6.9800.000.000.000.000.000.00%工程建设管理费12.0000.000.000.000.000.000.00%合 计91.2252、200.000.000.000.000.000.00%A 土地使用权666.7000.000.000.000.000.000.00%生产前培训费5.0000.000.000.000.000.000.00%低值生产办公工器具5.6800.000.000.000.000.000.00%联合试运转费1.891.2 固定资产其他费用91.2291.220.002.70%融资费用0.002无形资产费用666.70666.700.0019.72%其他0.003其他资产费用12.5712.570.000.37%合 计12.574预备费160.95160.954.76%预备费合计160.955建设投资合计36253、9.561890.00189.00931.443380.000.00100.00%基本预备费160.95比 例 （%）10.93%55.92%5.59%27.56%100.00%涨价预备费0.00项目总投资使用计划与资金筹措表基本预备费率5.00%合 计第 1 年第 2 年第 3 年第 4 年涨价预备费率0.00%折合合计外 汇本 币外 汇本 币外 汇本 币外 汇本 币外 汇本 币项目序号名称万 元万美元万 元万美元万 元万美元万 元万美元万 元万美元万 元1 总投资3680.000.003680.000.003380.000.00270.000.0030.000.000.001.1 建设投资254、3380.000.003380.000.003380.000.000.000.000.00项目资本金计算基数1.1.1 固定资产费用2539.780.002539.780.002539.780.000.000.000.003680.00 万元1.1.1.1 工程费用2448.560.002448.560.002448.560.000.000.000.00按照相关规定最低的1.1.1.1.1设备购置安装2079.000.002079.000.002079.000.000.000.000.00资本比例20.00%1.1.1.1.1.1 国内设备2079.002079.002079.000.000.255、000.000.001.1.1.1.2 建筑工程费369.560.00369.560.00369.560.000.000.000.001.1.1.1.2.1 新建修缮369.560.00369.560.00369.560.000.000.000.00自有流动资金出资额1.1.1.2固定资产其他费用91.220.0091.220.0091.220.000.000.000.00300.00 万元1.1.2 无形资产费用666.700.00666.700.00666.700.000.000.000.001.1.2.1出资作价0.000.000.000.000.000.001.1.2.2现汇购买与费用256、 666.700.00666.700.00666.700.000.000.000.001.1.3 其他资产费用12.570.0012.570.0012.570.000.000.000.001.1.4 预备费160.95160.95160.950.000.001.1.4.1 基本预备费160.95160.95160.950.000.001.1.4.2 涨价预备费0.000.000.000.000.001.2 建设期利息0.000.000.000.001.3 流动资金300.00300.000.00270.0030.002 资金筹措3680.000.003680.000.003380.000.00257、270.000.0030.002.1 资本金出资3680.000.003680.000.003380.000.00270.000.0030.002.1.1 自有流动资金300.000.00300.000.000.000.00270.000.0030.002.1.2其他货币资金3380.000.003380.000.003380.000.000.000.000.00固定资产折旧无形与其他资产摊销计算表金额单位:万元 计算期年序12345678910-19201 固定资产原值合计2666.76含建期利息预备费和其他应摊218.21残值合计306.93 当年折旧合计0.00220.73220.732258、20.73220.73220.73220.73220.73220.73220.7316.95 当年净值合计0.002446.032225.302004.571783.841563.111342.371121.64900.91680.18306.931.1 机器设备原值小计2264.27折旧年限10残值率10%残值226.43年折旧值203.78 当年折旧0.00203.78203.78203.78203.78203.78203.78203.78203.78203.780.00 当年净值0.002060.491856.701652.921449.131245.351041.57837.78634259、.00430.21226.431.2 房产设施原值小计402.49折旧年限19残值率20%残值80.50年折旧值16.95 当年折旧0.0016.9516.9516.9516.9516.9516.9516.9516.9516.9516.95 当年净值0.00385.54368.60351.65334.70317.76300.81283.86266.92249.9780.502 无形资产原值合计700.04含建设期利息、预备费33.34残值合计0.00 当年摊销合计0.0036.8436.8436.8436.8436.8436.8436.8436.8436.8436.84 当年净值合计0.006260、63.19626.35589.50552.66515.82478.97442.13405.28368.440.002.1 土地使用权配套费原值小计700.04摊销年限19残值率0%残值0.00年摊销值36.84 当年摊销0.0036.8436.8436.8436.8436.8436.8436.8436.8436.8436.84 当年净值0.00663.19626.35589.50552.66515.82478.97442.13405.28368.440.003 长期待摊费用原值小计13.20含建设期利息、预备费0.63摊销年限5年摊销值2.64 当年摊销0.002.642.642.642.64261、2.640.000.000.000.000.00 当年净值0.0010.567.925.282.640.000.000.000.000.000.004 当年折旧摊销合计0.000260.22260.22260.22260.22260.22257.58257.58257.58257.5853.795 当年净值合计03119.792859.572599.352339.142078.921821.351563.771306.201048.62306.936 固定与无形、其他资产原值合计3380.00建设投资3380.00建期利息0.00#REF!0.007 固定与无形其他资产残余值合计306.93原262、值合计3380.00折摊合计2385.17no内销应纳增值税与出口抵退税表金额单位:万元项 目原辅料件各 产 品燃 动 力低值耗品内 销内 销内 销内 销内 销内 销(含运费)销 售 额(含运费)修理备件销售运费增 值 税增 值 税含 税增 值 税产 品 名进项税额比 例进项税额进项税额比 例进项税额进项税额税 率销 售 额销项税额天然气666.80100.00%7.863.78100.00%0.00678.4413.00%7488.00861.4500.000.00%0.000.000.00%0.000.000.00%0.000.0000.000.00%0.000.000.00%0.000.000.00%0.000.0000.000.00%0.000.000.00%0.000.000.00%0.000.0000.000.00%0.000.000.00%0.000.000.00%0.000