1、日照xx燃气有限公司LNG调峰储备站工程项目申请报告二一二年五月 目 录目 录1前 言2第一章项目名称及申报单位51.1项目名称51.2申报单位51.3申报单位概况5第二章项目基本情况62.1项目供气范围62.2项目期限62.3 LNG供气方案62.4工程范围62.5项目建设主要内容62.6项目建设规模72.7项目主要技术经济指标及投资来源7第三章发展规划、产业政策及行业准入83.1拟建项目区域总体规划概况83.2拟建项目与相关产业政策的关系103.3拟建项目与行业准入关系12第四章项目建设方案134.1供气用户134.2供气规模134.3总图运输134.4总平面布置144.5工艺设计164.2、6工艺设备选型224.7配管设计274.8保冷防腐设计324.9自动控制334.10公用工程42第五章项目选址及土地利用495.1项目选址及用地方案495.2土地利用合理分析495.3地质灾害影响分析51第六章资源综合利用526.1资源利用方案526.2本项目气源536.3利用天然气的优越性536.4资源合理利用55第七章节能577.1能耗指标及能耗分析577.2节能措施58第八章环境保护598.1项目对生态环境的影响598.2 环境保护措施608.3 特殊环境影响61第九章劳动安全与工业卫生629.1 主要危害因素分析629.2 主要防治措施629.3 劳动安全卫生机构及设施63第十章天然气3、价格64第十一章人力资源配置与项目实施进度6611.1 人力资源需求6611.2 项目建设工期67第十二章工程项目招标初步方案6812.1招标范围及招标内容6812.2招标初步安排6812.3招标形式6812.4招标方式6812.5评标专家来源6912.6招标程序和招标基本情况表69第十三章投资匡算及经济评价7013.1投资估算7013.2资金筹措7213.3 财务评价7313.4财务评价指标及结论78第十四章社会影响分析8014.1 社会影响与社会效益8014.2 社会环境适应性分析8014.3 社会可行性80第十五章研究结论8315.1 方案总体描述8315.2 结论8315.3 建议844、附表1 流动资金估算表85附表2利润与利润分配表86附表3 总成本费用估算表87附表4 项目投资现金流量表88附表5 财务计划现金流量表89附图-1：区域位置图附图-2：总平面布置图附图-3：带控制点的工艺流程图附件：液化天然气（LNG）销售和购买意向书前 言随着国民经济的快速发展，调整能源结构、改善大气质量等问题已引起政府和社会各界的广泛关注。城市燃气作为城市基础设施的重要组成部分，不仅关系到城市人民的生活质量、自然环境和社会环境，还关系到城市经济和社会的可持续发展，是国民经济中具有先导性、全局性的基础产业。天然气作为一种清洁、高效、环保、价廉的能源越来越受到人们的青睐。山东亚太森博浆纸有限5、公司（以下简称“亚太森博”）是由新加坡金鹰国际集团旗下亚太资源集团控股的大型制浆造纸合资企业，也是目前中国最大的制浆企业，现有总投资150亿元人民币。亚太资源集团还将追加投资300亿元人民币，建设亚太森博浆纸三期项目，届时亚太森博总投资额将累计达到450亿元人民币。 为积极响应国家和日照市政府节能减排、低碳环保、实现可持续发展的战略要求，亚太森博正全力推进天然气替代重油的“天然气直供项目”，预计2012年每天用气30万方，2015年起每天 用气可达60万方以上。“天然气直供项目”得到日照市委、市政府的密切关注和大力支持。项目实施后，亚太森博可望每年利用天然气（清洁能源）替代重油（非清洁能源）数6、十万吨，减少二氧化硫等污染气体排放96%以上，以实际行动贯彻落实市政府“还日照一片蓝天”的倡议和要求，从根本上实现清洁生产。xx集团有限公司（以下简称“xx集团”）长期以来与中石油、中石化、中海油保持非常密切的合作关系，与亚太森博结成战略合作伙伴。经充分研究和考察，xx集团具备实力和能力保障亚太森博稳定、不间断的天然气用气需求，确保亚太森博“天然气直供项目”顺利实施。为此，双方已于2011年12月签署合作意向书，双方约定，亚太森博自行建设专用天然气管道，由xx集团管理维护运营；xx集团在日照市投资建设LNG调峰储备站。2012年4月，由xx集团的全资子公司青岛xx通用燃气有限公司和中国国储能源7、化工集团股份公司的全资子公司上海中油企业集团有限公司共同出资在日照成立了日照xx燃气有限公司，由日照xx燃气有限公司为亚太森博“天然气直供项目”配套建设一座LNG调峰储备站，该工程项目建成后，不但能满足亚太森博在冬季管道天然气气源不足的情况下的天然气需求，还可在日照市天然气供应紧张季节起到调峰作用。为了进一步做好亚太森博浆纸的能源保障工作，减少燃烧重油对环境的影响。受日照xx燃气有限公司委托，组织编制了日照xx燃气有限公司LNG调峰储备站工程项目申请报告，于2012年5月完成编制。在编制过程中，得到了日照市相关政府部门和企事业机构的大力支持，亚太森博和日照xx燃气有限公司也提供了详实的资料并提8、出了宝贵意见，在此表示感谢。第一章 项目名称及申报单位1.1项目名称 日照xx燃气有限公司LNG调峰储备站工程1.2申报单位项目申报单位名称：日照xx燃气有限公司注册地：中国山东省日照市1.3申报单位概况日照xx燃气有限公司是青岛xx通用燃气有限公司和上海中油企业集团有限公司各出资50%在日照市注册的具有独立法人的有限责任公司，注册资金2000万元人民币。xx集团是一家国内领先的天然气清洁能源运营企业，拥有19家子公司，总资产超过25亿元。目前已在山东省投资7家子公司，投资总额超过10亿元，产业遍布济南、青岛、淄博等地。其中，2009年与中石油、山东省天然气投资公司合资组建山东省天然气利用有限9、公司。2010年在淄博市投资组建xx晟通天然气利用公司，建设大型液化天然气（LNG）储备站（一期工程建设2座5000立方米LNG储罐）。2011年，在淄博市投资组建xx绿博公司，建设1.5亿m/年LNG液化厂。中国国储能源化工集团股份公司在建和投入运营的LNG液化工厂供应量可达350万立方米/天。第二章 项目基本情况2.1项目供气范围本项目供气范围为：山东亚太森博浆纸有限公司。山东亚太森博浆纸有限公司是一家由亚太资源集团控股的大型现代化浆纸合资企业，现总投资150亿元。亚太资源集团还将追加投资300亿元人民币，建设亚太森博浆纸三期项目，届时亚太森博总投资额将累计达到450亿元人民币。公司一期工10、程2000年5月开工建设，2002年10月正式竣工投产,总投资37亿元，现年产漂白硫酸盐阔叶木浆31.5万吨、高档白卡纸板17万吨。该工程是国家“九五”、“十五”规划重点建设项目，也是当时国家计委重点支持的“充分利用国内外两种资源、两种资金、两个市场发展制浆造纸样板项目”。2.2项目期限项目期限：30年。2.3 LNG供气方案本项目采用LNG作为亚太森博的供气气源，LNG经调峰储备站气化后经天然气直供管道通过厂区调压站调压后由厂区中压管网供用气设备使用。2.4工程范围本项目工程范围为日照xx燃气有限公司LNG调峰储备站。2.5项目建设主要内容本工程建设LNG调峰储备站1座，占地23亩，供气能力11、一期1.5104 Nm3/h，二期3.0104 Nm3/h。站内设8台150立方米LNG储罐，生产调度中心，配电室及发电机室、消防泵房及景观式消防水池。2.6项目建设规模LNG站：储存量规模： 61万m3高峰小时流量：一期1.5104 Nm3/h；二期3.0104 Nm3/h2.7项目主要技术经济指标及投资来源主要技术经济指标项目主要技术经济指标项目单位数量备注用气量年供气总量万立方米8100计算月平均日供气量万立方米60高峰小时流量立方米30000主要工程项目LNG调峰储备站座1指标进站价格（含税）元/Nm33.8投资回收期（税后）年8.63内部收益率（税后）12.09工程建设投资万元65612、4.70工程总投资万元6741.44投资来源本工程建设投资为6564.70万元，其中50%为银行贷款，其余为公司自筹。第三章 发展规划、产业政策及行业准入3.1拟建项目区域总体规划概况（一）城市规划区范围城市规划区范围为日照市区全部行政管辖的区域，由东港区、岚山区组成，总面积1915.098平方公里（含前三岛0.298平方公里）。 （二）规划期限近期：至2010年，远期：至2020年，远景：2020年以后。（三）城市性质与规模 1、城市性质：新亚欧大陆桥东方桥头堡，临港工业和海滨旅游业发达的阳光城市。、城市规模：规划人口规模。规划日照市区城市建成区近期2010年规划人口为90万人，远期202013、年规划人口为120万人，远景2020年以后人口按照180万人控制。 城市建设用地规模。近期（2010年）106.2平方公里；远期（2020年）139.6平方公里；远景（2050年）小于198.0平方公里。(四)城市用地布局结构1、远期。规划确定“双城一区”的轴向分片布局结构。双城即主城区、岚山城区，一区即市区北部的海滨旅游区。主城区（包括主城西区、主城北区、主城南区），是日照市域中心区；岚山城区是日照主要临港工业发展区，以港口运输、临港工业、居住等职能为主；北部海滨旅游区主要满足海滨旅游业发展的需要，在加强保护的前提下参照世界海滨旅游发展的模式逐步开发利用。2、远景。涛雒镇、巨峰镇、高兴镇形成14、相向发展态势，并最终形成主城区和岚山城区之间另一新城区。日照市由“双城一区”逐步发展为“三城一区”，日照南北分片发展的框架基本形成。三城分别承担不同功能：主城区作为全市政治、经济、文化中心，它包含了日照经济开发区、日照高新技术产业园区、大学科技园、山海天旅游度假区等功能片区，其中，日照经济开发区位于主城区南部，东接石臼港区，是我市重要的临港工业和先进制造业基地；岚山城区以大港口带动临港工业发展，是日照产业发展的长期热点；涛雒城区作为日照远景发展的新城区，主要满足港后工业持续发展的需要，着重安排现代加工制造业并为岚山北部大工业提供生活居住用地；北部海滨旅游区滩平沙细、水清浪稳，有岩礁、港湾、海岛15、山丘、林地等世界海滨最典型的自然风貌，具有发展滨海旅游业得天独厚的优越自然条件。其发展应张扬特色、严格保护，采取低密度簇状开发模式, 以休闲、度假、观光、会议等功能为主，建设世界一流的海滨旅游地。(五)产业布局规划主要包括如下产业区：1、岚山产业区：重点发展钢铁及配套、石油化工和精细化工、能源、木材加工、水产品精深加工、粮油加工、港口物流等产业；2、涛雒产业区：重点发展港口物流及其加工业，粮油加工、水产加工等产业。3、日照经济开发区：重点发展汽车发动机及配件、能源、浆纸、粮油食品加工、纺织服装、精细化工、造船及配件、港口物流等产业。4、日照主城综合片区：重点发展商务服务、商贸服务、旅游会展、16、文化体育、科技信息、物流、房地产业、金融保险等产业。5、日照高新技术产业园区：电子信息、生物技术、新材料等高新技术产业、汽车零部件、都市型工业和农产品精深加工等产业。6、北部滨海旅游区：重点发展滨海旅游、休闲度假等产业。(六)港口规划发展思路：把港口作为加快发展的核心战略资源，大力推动“港城一体化、港带一体化、港桥一体化、陆海一体化”进程，完善提升港口功能，增强综合竞争力，打造我国重要的大宗散货进出口中转基地、华东地区重要的杂货进出口中转基地、亚欧大陆桥东端区域性集装箱转运中心，形成现代化、国际化枢纽港和物流中心。日照港共规划港口岸线28.8km，分石臼、岚山两个港区，规划泊位253个，港口能17、力的总容量超过6亿吨。石臼港区是以煤炭、铁矿石、粮食、水泥等大宗散货和集装箱运输为主的综合性枢纽港区。岚山港区是为腹地经济发展和后方临港工业服务的综合性港区，以石油及液体化工品、大宗干散货运输为主，兼顾粮食、钢铁、木材等散杂货运输，预留远期发展集装箱运输功能。 （七）综合交通规划充分发挥日照市的区位优势，以港口为枢纽，以高速公路、干线公路为骨架，以铁路为增长点，以区内道路为依托，形成综合海运、陆路、航空等多种运输方式全方位协调的现代化、立体化、高速化的综合交通体系， 形成两大港区（石臼港区、岚山港区）、四条高速（同三高速、日东高速、岚枣高速、日潍高速）、五条铁路（兖石铁路、日黄铁路、日连盐铁路18、坪岚铁路、两港联系铁路）、六条国省（G204、 S342、S341、 S335 、S222 、S220 ）的对外交通体系。强化港口集疏运体系,建设石臼港区、岚山港区铁路联系工程;石臼港区、岚山港区各规划建设三条疏港路;岚山港区规划建设管道走廊。规划建设日（照）黄（岛）沿海铁路，满足日黄铁路用地需求，促进日照港、青岛港合理协调发展。依托青岛、烟台、威海城际轨道交通，预留日照至青岛城际轨道交通线位和场站用地。规划预留日照、连云港港口联系铁路通道，保证未来日照港、连云港合理协调发展，满足中国东、中、西三大地域以及亚欧大陆铁路交通联系需要。强化港口集疏运体系,建设石臼港区、岚山港区铁路联系工程;石臼19、港区、岚山港区各规划建设三条疏港路;岚山港区规划建设管道走廊。(八) 生态体系规划在带形城市的发展模式下，生态环境的保护极为重要，为此建立了滨海河口湿地、山林地等生态保护区，及河流生态培育区，划定了禁建区，以形成“港城一体、组团发展、绿带隔离、轴向延伸”的可持续发展结构。3.2拟建项目与相关产业政策的关系国家发展改革委员会制定的天然气利用政策中将天然气利用顺序分为四类，即优先类、允许类、限制类、天然气发电。分类如下：第一类：优先类城市燃气：1 、城镇（尤其是大中城市）居民炊事、生活热水等用气；2 、公共服务设施（机场、政府机关、职工食堂、幼儿园、学校、宾馆、酒店、餐饮业、商场、写字楼等）用气；20、3 、天然气汽车（尤其是双燃料汽车）；4 、分布式热电联产、热电冷联产用户；第二类：允许类城市燃气：1 、集中式采暖用气（指中心城区的中心地带）；2 、分户式采暖用气；3 、中央空调；工业燃料：4 、建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中以天然气代油、液化石油气项目；5 、建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中环境效益和经济效益较好的以天然气代煤气项目；6 、建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中可中断的用户；天然气发电：7 、重要用电负荷中心且天然气供应充足的地区，建设利用天然气调峰发电项目。天然气化工：8 、对用气量不大、经济效益较好的天然气制氢项目；9 、以不宜外输或上述一、二类用21、户无法消纳的天然气生产氮肥项目；建设LNG调峰储备站不仅能够为亚太森博提供优质天然气，还可在日照市天然气供应紧张季节起到调峰作用提供天然气，并且有助于实现能源结构优化和能源供应多元化，有助于节约能源、减少污染排放。因此本项目的天然气利用形式属于优先类，投资建设LNG调峰储备站项目符合国家有关能源和环保产业政策，属于国家提倡发展项目。能源供应现状目前亚太森博主要以重油为主要能源。城市环境污染主要是由现状城市能源消费结构中燃煤、燃油占有绝大部分造成的。在城市发展的今天，环境污染和能源利用率低等一系列问题与城市的建设目标相抵触，优质能源的利用势在必行。天然气利用与相关政策关系我国产业结构战略性调整，22、是根据我国经济发展状况，充分考虑世界科学技术加快发展和国际经济结构加速调整的趋势，着眼于全面提高国民经济整体素质和效益，增强综合国力和国际竞争力。能源、通讯等基础设施是国民经济整体素质和综合国力的重要体现和现代化程度的重要标志，是在市场经济条件下政府进行规划和给予支持的重点，基础设施的完善为一系列产业发展提供了市场。“十一五”期间我国能源发展以“有序发展煤炭、积极发展电力、加快发展石油天然气、大力发展可再生能源”为方向。本项目与国家加快发展石油天然气能源政策是相一致的。利用天然气后可从根本上改善环境污染，可解决影响经济社会发展特别是严重危害人民健康的重点突出问题。天然气的利用是从源头防治污染，23、坚决改变先污染后治理、边治理边污染的状况。同时天然气工程的发展也给工业、商业等其他行业的发展提供了重要保证。3.3拟建项目与行业准入关系我国目前引导外资投资方向为“完善法律法规和政策，形成稳定、透明的管理体制和公平、可预见的政策环境。引导外资更多地投向高技术产业、现代服务业、高端制造环节、基础设施和生态环境保护”城市燃气工程是城市重要基础设施之一，对于加快国民经济发展、调整能源结构、提高人民生活质量、改善大气环境起着重要作用，是国家能源发展规划的重要内容之一。经计算，本项目近期日用气量为30104Nm3/d；二期建成之后用气量60104 Nm3/d。本项目投资额大，回收期长。第四章 项目建设方24、案4.1供气用户亚太森博燃气用户主要有：1.生产用户：主要是厂区内工业企业生产设备和生产过程作为燃料用气；2.生活用气：厂区内食堂炊事、生活用热水的用气；4.2供气规模用气规模根据建设方提供的基础资料，经计算，本项目近期日用气量为30104 Nm3/d；二期建成之后用气量60104 Nm3/d，年用气时间大约在4个半月左右。高峰用气量根据亚太森博浆纸有限公司和日照xx燃气有限公司提供的用气数据和用气规律，最终确定本项目的高峰小时用气量为：一期1.5104 Nm3/h，二期3.0104 Nm3/h。4.3总图运输4.3.1设计依据1.日照xx燃气有限公司设计委托书2.设计中主要采用的规范、规程城25、镇燃气设计规范 GB50028-2006；建筑设计防火规范 GB50016-2006；石油天然气设计防火规范GB 50183-2004。4.3.2站址选择项目选址日照经济技术开发区，位于拉萨路以东、哈密路以南（中石化分输站附近）。距离城市建成区较近，站区附近水、电、通讯等设施较完善，而且站区附近有高压线可依，场站与周围的安全距离较容易控制。站址符合总规要求。4.4总平面布置总平面布置原则根据场地基本技术条件和工艺流程的需要，在满足防火、安全、卫生、环保要求的前提下，综合考虑各项辅助设施的功能，合理进行布置。力求做到功能分区明确，工艺流程通顺，运输方便，管线短捷，节约用地，减少投资。站区的总平面26、布置确保站内与站外设施的安全间距以及站内各建、构筑物之间的安全距离符合规范要求。总图设计原则如下：1）本项目总图设计根据站区的地理位置、建设规模、交通运输、气象等条件，本着有利生产、方便管理、确保安全、保护环境，结合场地建设的具体情况，并参照国内外同类设计先例的经验进行布置。2）本站场主要介质为天然气（属于甲类火灾危险性物品），因此在总图布置设计上，需强调安全，严防火灾事故发生，对局部事故或初期火灾应具有快速处置能力。总平面布置简介本站占地面积约23亩，总平面分区布置，即分为生产区和辅助区，各区的关系为既分工明确，又相互联系。站内利用消防通道、人行道路、绿地把各功能区分隔开，确保各主体部分安全27、，同时，又利用道路使之相互联系，便于操作管理。布置方案力求交通组织顺畅，站容美观，能满足站场的功能要求及站内站外的防火间距要求。具体介绍如下：1）生产区布置生产区由工艺装置区、储罐区、放散区及卸气区组成，本工程在站址的南面布置储罐区、工艺装置区及放散区，此位置处于最小频率风向的上风侧，对其他分区相对影响较小，在站址的西南部布置卸气区，方便拖车进出站。2）辅助区布置辅助区由辅助生产用房、消防水池及门卫值班室组成，位于站区的北侧，靠近道路。总平面布置时，在满足安全间距的前提下，将辅助生产用房尽量靠近生产区布置，可以减少与生产区相关联的管线的工程量，同时方便管理。辅助区与生产区位置上相对隔开，功能上28、相互联系。3）道路、围墙、及出入口布置生产区周边设4m宽消防车道，转弯半径不小于15m，满足消防车通行的需要；拖车卸气区设较大回车场，方便车辆倒车就位。本工程围墙后退用地红线1米位置布置。站区共设两个对外出入口。4）绿化本工程沿站内道路两侧在不影响埋地管线施工及检修的前提下栽种常绿乔木或灌木，辅助用房及工艺装置区周边空地则种植草皮，尽量减少裸露地面，为给职工创造一个良好的生产和生活环境，绿地率为19.4%。详见“总平面布置图”。竖向布置本工程站址平整后地势平坦,由于对外交通及站区排水的需要,采用平坡式竖向布置，生产区由站内坡向站外道路，辅助区由站内坡向站外道路。管线综合本工程有天然气、热水、给29、排水、电缆等多种埋地管线，在管线综合布置时，与总平面布置、竖向布置统一考虑，各种管线的线路力求短捷，并使管线之间、管线与建（构）筑物之间在平面及竖向上相互协调，紧凑合理，有利厂容。在管线布置发生矛盾时，管径小的让管径大的，压力管让自流管，易弯曲的让不易弯曲的，工程量小的让工程量大的，检修次数少的、方便的让检修次数多的、不方便的。总图构筑物作法总图构筑物一般作法为：1、站内车道作250厚C25混凝土道路与站外道路相接;；2、人行道和工艺装置区做50厚混凝土彩色砌块面层；3、站区设砖砌实体围墙；站区大门设电动自动伸缩门；4、站内适当位置设砖砌排水沟。总图主要工程量及技术经济指标总征地面积 153330、3.3米2(合约23亩）净用地面积 14506.2米2（合约21.76 亩）总建筑面积 1299.24米2建筑物基地面积 703.07米2容积率 0.09%绿地率 19.4%电动伸缩门（宽8米） 2座平开式钢制大门（宽4米） 3座其余指标详见“总平面布置图”4.5工艺设计4.5.1概述LNG调峰储备站从功能上由LNG储存、LNG气化、调压计量三部分功能，当冬季管道气源不足的情况下，为调整能源结构，使用天然气，LNG调峰储备站可以作为浆纸厂的供气站，供气站设计概念图见图4-1。BOG压缩机BOG气化器低温泵LNG储罐空温式气化器装卸台LNG槽车加臭装置次高压管网调压、计量图4-1 供气站工艺设计31、概念图4.5.2功能及设计规模（1）功能本工程为了尽快实现亚太森博区供气，新建一座LNG调峰储备站作为调峰补充气源站。（2）设计规模本工程LNG调峰储备站的用气规模：30万Nm/d，储存天数按2天计，经计算需要60万Nm,实际储存规模61万Nm调峰储备站主要设计规模及参数如下：储存量规模： 61万m高峰小时流量： 30000m/小时（一期1.5万）本工程选用5000Nm/h LNG气化器14台，分两组，每组7台，两组交互使用；本工程按以上规模一次设计，业主可根据市场发展情况分期实施。4.5.3 LNG调峰储备站工艺流程.1工艺流程简述LNG槽车将液化天然气运至调峰储备站，在卸车台通过卸车增压气32、化器对槽车储罐增压（考虑装车功能），利用压差将LNG送至调峰储备站的低温LNG储罐。非工作条件下，储罐内LNG的储存温度为-162，压力略高于常压；工作条件下，储罐增压器将槽车储罐内的LNG增压到0.40MPa（气相空间表压）以上，调峰供气时，立式储罐中的LNG利用静压差进入低温泵，加压至次高压A，增压后的低温LNG流入主空温式气化器，与空气换热后转化为气态NG并升高温度，出口温度比环境温度低10。冬季当空温式气化器出口温度达不到5以上时，主空温式气化器出口的高压低温天然气进入热水水浴式加热器气相进口，在水浴式加热器中给天然气升温至5以上。气化并升温后的NG最后经调压、计量、加臭后进入输配管网33、送入各类用户。工艺流程详见“带控制点的工艺流程图”。.2 卸车工艺LNG槽车卸车工艺常采用的方式有：槽车自增压方式、槽车自增压/压缩机辅助方式、站内设置卸车增压器方式、低温烃泵卸车方式等等。本站设计工艺为站内卸车增压器方式卸车。低温槽车中的LNG在0.1MPa（本节压力如未加说明，均为表压）、-162条件下，利用站内卸车增压气化器给槽车储罐增压至0.6MPa，利用压差将LNG送入LNG储罐。卸车工艺管线包括液相连接管线、气相连接管线、气液连通管线。卸车完毕，回收槽车内的高压BOG气体；另外，气液连通管线用于回收液相软管段的LNG，在必要情况下（开车和每次卸车之前），也可以利用储罐BOG对液相管34、道进行预冷。卸车工艺管线包括液相管线、气相管线、气液连通管线、安全泄压管线、氮气吹扫管线以及若干低温阀门。根据调峰储备站日供气量和储存周期，本调峰储备站布置4个装卸口，其中一个带鹤管装车功能。.3 储存增压工艺1.储存方式的选择目前，国内外常用的LNG低温储罐有常压储存，子母罐带压储存及真空绝热罐带压储存三种方式。采用哪种储存方式，主要取决于储存量的大小，结合本站特点储存规模为1200m，储罐可选真空绝热罐带压储存，否则将增加较大投资。对此无需再做比较2.储存增压工艺LNG储罐正常工作时的储存参数为0.400.6MPa、-145，运行时随着储罐内LNG的不断排出，压力不断降低。因此需要对LNG35、储罐进行增压，以维持其最低0.40MPa的压力，保证后续工艺的顺利进行。增压设备包括空温式气化器、升压调节阀及若干低温阀门和仪表。正常情况下，增压工艺不需要连续运行，因此选用空温式气化器不需定期化霜，不需设置备用路进行切换，可以满足增压工艺的要求。当LNG储罐压力（升压调节阀后压力）低于升压调节阀开启压力（0.40MPa）时，升压调节阀开启，LNG进入增压空温式气化器，气化为NG后通过储罐气相管进入罐内，储罐压力上升；当LNG储罐压力高于升压调节阀关闭压力时，升压调节阀关闭，增压空温气化器停止气化，随着罐内LNG的排出，储罐压力下降，开始又一轮增压过程。通过升压调节阀的开启和关闭，从而维持LN36、G储罐压力不低于设定的压力。本站增压系统由储罐增压气化器（空温式气化器）及若干控制阀门组成，系统主要包括：储罐增压器（空温式气化器）300Nm/h；其他低温阀门和仪表。.4 LNG加压工艺LNG加压工艺采用美国TC-34 ACD浸润型离心泵，这种全浸润型的泵优于一般的立式泵，泵和电机完全浸没于LNG中，运行可靠，起动迅速，必需气蚀余量很低。另外，全浸润型的泵采用干膜润滑，没有传动轴的密封问题，不会有LNG因密封不严而泄漏。而一般的立式泵，采用惰性气体密封，在惰性气体压力不足时，会造成传动轴处LNG泄漏，影响运行及站区安全。本站设计流量为15000Nmh（二期3万Nmh），折合10.71th（二37、期21.42th），即液态流量约为 25mh。可选用2台泵，1开1备（二期增加2台泵，2开2备），每台泵LNG额定流量为25mh，泵出口压力为1.6MPa。.5气化加温工艺本设计采用空温式和水浴式相结合的串联、并联流程，有两种气化方式：夏季使用自然能源，即单独采用空温式气化器完成气化和升温过程；冬季用主空温式气化器气化，热水水浴式加热器进行增热升温； 空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，强制通风因换热面积较小，价格较自然通风便宜，还可减少结霜、延长除霜的切换时间，但因设备外面有风罩，不能手工除霜，并且因使用风扇要消耗电能，运行费用比自然通风高一些。使用喷淋水化霜，自然通风就可满足设计要求，38、因此本设计采用自然通风空温式气化器。自然通风式气化器需要定期除霜、定期切换，本工程设计选用14台气化器切换使用，7开7备，单台设计流量5000Nm/h。在两组空温式气化器的入口均设有手动低温截止阀和气动紧急切断阀，正常工作时两组空温式气化器通过手动开关低温闸阀进行切换，夏季切换周期为6小时/次；冬季切换周期为4小时/次。当出口温度低于0C时，系统可低温报警并手动切换空温气化器，当温度继续骤减，系统将自动开启热水水浴式气化器，将空温式气化器出口气体加热至5C以上。水浴式加热器根据热源不同，可分为热水加热式、电加热式等等。本工程考虑投资经济及可行性，选用双进口15000+1200Nm/h热水水浴式39、加热器2台。当冬季NG出口温度低于5C时，低温报警并启动热水水浴式加热器，低温NG进入热水水浴式加热器气相进口。.6 BOG工艺BOG来源：由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体（Boil Off Gas），本工程中BOG气体包括：1）LNG储罐吸收外界热量产生的蒸发气体；2）LNG卸车时储罐由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体；3）进入储罐内的LNG与原储罐内温度较高的LNG接触产生的蒸发气体；4）卸车时储罐内气相容积相对减少产生的蒸发气体；5）储罐内压力较高时进行减压操作产生的气体；6）槽车储罐内的残余气体。低温真空粉末绝热储罐日静态体积蒸发率一般为0.3，这部分气化了的气体如不按40、时排出，会使储罐上部气相空间的压力升高。另外，在进行卸车操作时，首先需要从储罐的顶部进液管喷洒LNG液体以对储罐进行预冷，此操作初期会产生较多的BOG气体，同样需要及时排出。根据本工程的LNG储存条件、卸车方式及BOG的来源，BOG的处理采用复热稳压输出方式。排出的BOG气体为高压低温状态，且流量不稳定。因此需加热、调压后并入用气管网。为保证储罐的安全，装有降压调节阀，可根据压力自动排出BOG。根据增压工艺中升压调节阀的关闭压力以及储罐的最高工作压力，该降压调节阀的开启压力可设定为高于升压调节阀的关闭压力，且低于储罐设计压力，一般比升压调节阀的关闭压力高约10%15%。自动排出的BOG气体为高41、压低温状态，因此需设置BOG加热器。BOG加热器用于加热低温NG，选用一台2400Nm/h空温式加热器和一台热水水浴式加热器。当冬季NG出口温度低于5C时，低温报警并启动热水水浴式加热器，保证冬季NG出口温度不低于5C，气体加热后经BOG压缩机压缩至此高压后进入用气管网。.7 计量加臭工艺根据本站规模，设置2路调压装置，调压器选用带指挥器、超压切断的自力式调压器，其性能参数如下：进口压力：P1=1.7MPa出口压力：P2=1.6MPa额定通过流量：Q=30000+2400Nm/h选用流量：Q=40000Nm/h调压精度：1%台 数：2台（1开1备）出站流量计量选用涡轮流量计，为输配系统的生产运42、行提供过程参数和累计参数。本站加臭装置以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将臭味剂注入燃气管道中。加臭装置中设隔膜式计量泵2台，计量筒1个和控制系统1套，加臭剂采用四氢噻吩，加臭量按照城镇燃气设计规范规定的加臭剂含量指标进行计算。.8 安全泄放工艺安全泄压系统主要由安全阀、安全阀出口支管、手动放空支管、放空总汇集管、EAG加热器、阻火器、放散塔组成。根据放散介质的不同，本站内可分为三种不同的安全阀，依次为低温弹簧封闭全启式安全阀、低温弹簧封闭微启式安全阀和常温弹簧封闭全启式安全阀。在每个LNG储罐的内槽及外槽上设置爆破片。为保证储罐安全运行，设计上采用储罐自减压调节阀、压力报警手动放散、安全阀起43、跳三级安全保护措施来进行储罐的超压保护。其保护顺序为：当储罐压力上升到减压调节阀设定开启值时，减压调节阀自动打开泄放气态天然气；当减压调节阀失灵，罐内压力继续上升，达到压力报警值时，压力报警，手动放散卸压；当减压调节阀失灵且手动放散未开启时，安全阀起跳卸压，保证LNG储罐的运行安全。对于最大工作压力0.60MPa的LNG储罐，设计压力为0.66MPa，减压调节阀的设定开启压力为0.60MPa，储罐报警压力为0.61MPa，安全阀开启压力为0.63MPa。放空系统包括低温放散系统和常温放散系统，主要由各手动放空支管、安全阀出口支管、汇集管、EAG加热器、阻火器、放散塔组成。.9 低温放散系统需经44、EAG加热器加热放空的低温天然气，主要包括卸车台区、LNG储罐区、低温液相管、增压器区、进主气化器前放空的低温天然气。天然气为易燃易爆物质，在温度低于-120左右时，天然气密度重于空气，一旦泄漏将在地面聚集，不易挥发；而常温时，天然气密度远小于空气密度，易扩散。根据其特性，按照规范要求必须进行安全排放，本设计采用集中排放的方式。安全泄放工艺系统由安全阀、爆破片、EAG加热器、放散管组成。设置EAG加热器，对放空的低温NG进行集中加热后，经阻火器后通过10m高的放散管高点排放，EAG加热器采用1000Nm/h空温式加热器。常温放散NG直接经阻火器后排入放散管。阻火器内装耐高温陶瓷环，安装在放空总45、管路上。为了提高LNG储罐的安全性能，采用降压装置、压力报警、手动放空、安全阀（并联安装爆破片）保护措施。在一些可能会形成密闭的管道上，设置管道安全阀和手动放散的双重措施。.10 常温放散系统出主气化器出口放空的常温天然气集中到常温天然气放散总管，无须经过EAG加热器，直接到汇集管上经阻火器、放散塔高点排放。4.6工艺设备选型 LNG真空储罐根据供气要求、运输能力及未来的发展，按储存2天计算，建设8台150m低温储罐可以满足供气要求。LNG储罐选用立式LNG金属储罐。主要技术参数如下：最高气相工作压力 0.7MPa内胆设计温度 -196内胆工作温度 -162物料名称： LNG绝热形式 真空粉末46、外形尺寸 3700X22280 水容积 150m材质 内罐材质0Crl8Ni9；外罐材质Q345R接管形式：考虑工艺、安全等因素，确定所有接管开口均在外罐底部，内罐接管主要包括：底部进液管、顶部进液管、出液管、气相管、上液位计接口、下液位计接口、测满口等，接管材质0Crl8Ni9。安全附件：每台LNG储罐设ITT液位计一套及差压变送器、压力变送器、压力表各一套，以实现对储罐内LNG液位、压力的现场指示及远传控制。外罐顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽真空接口及真空度测试口。 LNG气化器根据本工程工艺特点，设计采用了空温气化器，共2组，每组7台气化器。空温气化器：空温式气化器的导热管是将散热片和47、管材挤压成型的，导热管的横截面为星形翅片。空温式气化器由蒸发部和加热部构成。蒸发部由端板管连接并排的导热管构成，加热部由用弯管接头串联成一体的导热管组成。气化能力和配置数量的确定：最大高峰小时气量应达到30000m/h。由于空温式气化器要定期除霜，定期切换，因此设计选用14台5000Nm/h气化器切换使用气化器结构形式及材料：由于气化器进口是液化天然气，这就要求气化器的材质必须是耐低温（-196）的，目前国内常用的材料为铝合金（F21）；立式，长方体；气化（输送）管路为翅片式。气化器主要工艺参数如下：设计进口温度/运行进口温度：-196/-162设计出口温度/运行出口温度：环境温度-10设计压48、力：2.5MPa运行压力：1.6MPa单台设计流量：5000Nm/h满负荷连续运行时间：不大于6小时（夏季）、不大于4小时（冬季）水浴式加热器：数量2台，加热能力为15000+1200Nm/h。主要工艺参数如下：设计进口温度/运行进口温度：-196/-162设计出口温度/运行出口温度：-4050/常温设计压力：2.5MPa运行压力：1.6 MPa单台设计流量：16200Nm/h储罐增压气化器为了使储罐中的LNG能够自流进入气化器，必须保证储罐的压力高于气化器。为此设置的储罐自增压气化器，当储罐压力低于设定值时，自升压调节阀开启，LNG进入自增压气化器，气化后的天然气回到储罐顶部，达到储罐增压的49、目的。本设计考虑设置增压气化器2台，单台气化能力300Nm/h。主要工艺参数如下：设计进口温度/运行进口温度：-196/-162设计出口温度/运行出口温度：-196/-50-80设计压力：1.6MPa运行压力：0.40.6 MPa单台设计流量：300Nm/h满负荷运行时间：连续运行 BOG处理装置BOG（Boil Off Gas）是储罐及槽车蒸发气体。低温真空粉末绝热储罐和低温槽车的日蒸发率一般为0.3%，这部分气化了的气体如不按时排出，会使出罐上部气相空间的压力升高。为保证储罐的安全，装有降压调节阀，可根据压力自动排出BOG。BOG为高压低温气体，低温会对后续设备，如调压器薄膜、密封圈及出站50、PE管材产生不良影响，因此在设计中设置了BOG加热器，将加热后的BOG送入BOG压缩机增压至1.6Mpa后送入燃气管网。考虑BOG气体产生的连续性及用气的不均匀性，本设计选用一台2400Nm/h BOG加热器、2台1200 Nm/h的BOG压缩机。考虑项目所在地地处山东，冬季气温较低，故BOG加热器选用空温式BOG加热器和水浴式加热器串联方式。数量1台，加热能力为2400Nm/h。按工艺技术要求，在BOG处理装置上需设置进、出气附管、安全放散、压力指示接口。BOG加热器主要工艺参数如下：设计进口温度/运行进口温度：-196/-162设计出口温度/运行出口温度：-2050/环境温度-10设计压力51、：1.6MPa运行压力：0.500.60 MPa单台设计流量：2400Nm/h满负荷运行时间：连续运行BOG压缩机主要工艺参数如下：设计进口压力：0.7MPa设计出口压力：1.7MPa单台设计流量：1200Nm/h4.6.5安全放散气体（EAG）加热器EAG空温式加热器设备能力按150m储罐的最大安全放散量进行计算。经计算，150m储罐的安全放散量为1000m/h，设计中选择气化量为1000m/h的空温式加热器1台。主要工艺参数如下：设计进口温度/运行进口温度：-196/-162设计出口温度/运行出口温度：-2050/大于环境温度-10设计压力：常压运行压力：常压设计流量：1000Nm/h卸车52、增压气化器由于LNG集装箱罐车上不配备增压装置，因此站内设置4台气化量为400m/h的卸车增压气化器，将罐车压力增至0.6MPa。LNG进气化器温度为-162，气态天然气出气化器温度为-145。主要工艺参数如下：设计进口温度/运行进口温度：-196/-162设计出口温度/运行出口温度：-196/-162设计压力：1.6MPa运行压力：0.6MPa单台设计流量：400Nm/h满负荷运行时间：连续运行调压计量加臭撬本设计采用的燃气加臭装置，该装置与计量部分一体化撬装，该装置配备臭剂罐，采用电磁驱动隔膜式柱塞计量泵驱动加臭剂四氢塞吩的滴入，滴入量控制在1520mg/m。加臭控制器采用工业单片机，可以53、根据流量计提供的420mA流量信号控制加臭量，实现根据燃气流量变化的自动控制。控制器上盘安装，需提供220V、10A电源，控制室至现场敷设KVV22-41.5mm2铠装电缆1条。涡轮流量计规格：DN350设计压力：2.5MPa介质温度：-5+15环境温度：-29+50精度：1.0级计量范围比：1：20介质：天然气流量计具有温度、压力补偿功能。4.7配管设计根据本工程的特点，调峰储备站工艺配管设计主要内容包括以下几个方面：a.工艺管线设计：包括低温及常温下的各种工艺管道、管件及阀门；b.安全泄压、吹扫管线设计：包括氮气吹扫系统、安全放空系统；c.一次仪表安装及管道设计：包括测量压力、温度、流量等54、参数的一次仪表安装，以及气动调节阀执行机构的安装；d.管道支吊架设计；e.保冷（保温）及防腐设计。工艺管线设计1）低温工艺管线（1）管道材质为奥氏体不锈钢，钢号为0Crl8Ni9（304），符合GB/T 14976-2002流体输送用不锈钢无缝钢管。规格包括DN10、DN15、DN25、DN40、DN50、DN65、DN80。（2）管件材质为奥氏体不锈钢，钢号为0Cr18Ni9，符合GB/T 12459-2005标准的对焊无缝管件（冲压）。（3）法兰采用带颈对焊突面法兰，材质0Crl8Ni9，符合HG 20592-2009标准；与法兰相应的紧固件采用专用级双头头螺栓螺母（0Cr18Ni9），应55、经过冷加工硬化。（4）密封垫片采用金属缠绕垫片，金属材料为0Cr18Ni9，非金属材料为PTFE，垫片为C型带外环（突面法兰）。（5）阀门采用专用低温阀门，应满足输送LNG压力（压力级别PN1.6）、流量要求，且具备耐低温性能（-196）。主要包括：专用长轴截止阀、短轴截止阀、安全阀、止回阀等等，另外还包括气动低温阀门：紧急切断阀、升压调节阀、减压调节阀及管道压力控制阀等。管道阀门选用按照API标准制造的专用液化天然气用不锈钢阀门，钢号为0Cr18Ni9，液相管段采用长轴式，气相管段采用短轴。阀门与管道间的连接可采用焊接型式连接（DN40及以下承插焊，DN50及以上为对接焊）或法兰连接型式。256、）常温工艺管线（1）管道小于DN300管道采用无缝钢管，材质20#，符合GB/T8163-2008流体输送用无缝钢管，规格包括DN50、DN80、DN100、DN150、DN250；大于等于DN300管道采用螺旋缝双面埋弧焊钢管，材质为20，符合GB/T3091-2008低压流体输送用焊接钢管，规格有DN300、DN600。仪表用短管采用焊接钢管，方便套丝。（2）管件材质20，符合GB/T 12459-2005标准的对焊无缝管件（冲压）。（3）法兰材质20，符合HG 20592-2009标准的公制突面带颈对焊钢制法兰；与法兰相应的紧固件采用商品级双头螺栓螺母。（4）密封垫片采用柔性石墨复合垫片57、，芯板采用低碳钢。（5）阀门应满足输送常温NG压力（压力级别PN1.6MPa）、流量要求，主要包括：球阀、安全阀、逆止阀、仪表用针阀等等。阀门与管道间的连接主要采用法兰连接型式。3）工艺管线计算本工程低温管道管径和壁厚选择遵循以下原则：a.根据规范要求：液相管道流速取13m/s，气相管道流速取1216m/s； b.管道的壁厚按以下公式进行计算，并同时考虑无缝钢管的最小壁厚和现场吊装施工难度选取；S管子壁厚（mm）；P管道内压力（MPa）；Dn管道内径（mm）;t计算温度下的管材需用应力（N/mm2）焊缝系数，对无缝管取1.0，对焊接管取0.70.8；C厚度附加值；钢管制造负偏差，腐蚀裕度及螺纹58、深度，一般取1.52mm。安全泄压、放空系统设计安全泄压系统主要由安全阀、安全阀出口支管、各手动放空支管、放空总泄集管、EAG加热器、阻火器、放散管组成。1）安全阀根据泄放介质及泄放量的不同，本调峰储备站可分为三种不同的安全阀，依次为低温弹簧封闭全启式安全阀，低温弹簧封闭微启式安全阀和常温弹簧封闭全启式安全阀。在每个LNG储罐的内槽上设置安全阀。（1）LNG储罐安全阀LNG储罐安全阀定压不大于内侧的工作压力，且大于压力报警设定压力值，设计内槽安全阀起跳压力为0.63MPa。LNG储罐安全阀泄放的是储罐上部的气相低温天然气，所以选用低温弹簧封闭全启式安全阀。 （2）安全阀计算：本工程根据储罐及管59、道的安全泄放量，可运用以下公式计算出需选用安全阀的口径;临界条件：Ws安全阀的放散能力kg/hK排放系数，与安全阀结构有关，应根据试验数据确定；无参考数据时，可按下述规定选取：全启式安全阀 K=0.600.70带调节圈的微启式安全阀 K=0.400.50不带调节圈的微启式安全阀 K=0.250.35；Pd安全阀的排放压力（绝压），Pd1.1PsPs安全阀的整定压力MPaPo安全阀的出口侧压力（绝压）MPa安全阀最小排气截面积mm2全启式安全阀，即h1/4d1时，A=d12/4微启式安全阀，即h1/20d1时，平面密封A=Dh；式中 h=安全阀的开启高度mmd1=安全阀最小流道直径（阀座喉径）m60、mD=安全阀阀座口径mmC-气体特性系数k气体绝热系数k=Cp/CvM气体摩尔质量kg/kmolT气体温度KZ气体在操作温度压力下的压缩系数2）放空系统设计放空系统包括低温放散系统和常温放散系统，主要由各手动放空支管、安全阀出口支管、汇集管、EAG加热器、阻火器、放散管组成。如下图所示：低温放散系统：须经EAG加热器加热放空的低温天然气主要包括卸车台区、LNG储罐区、低温液相管、增压器区放空的低温天然气。常温放散系统：主气化器、水浴式气化器出口放空的常温天然气集中到常温天然气放空总管，无需通过EAG加热器，直接接到DN100的汇集管上经阻火器、至放散管高点排放。阻火器内装耐高温陶瓷环，安装在放61、空系统汇集管的末端上，当放空口管处出现着火时可以防止火焰回窜，起到阻隔火焰作用，保证设备安全。 一次仪表安装及管道设计1）压力表接管压力表必须垂直安装，测量液态天然气时，仪表需与测量点保持同一高度，引出管为水平即可。压力表的引出管都为DN15小管径管嘴，对于管径小于等于DN40的管道，采用异径三通，引出压力表管嘴与三通及管道与三通的焊接都为承插焊；对于大于DN40的管道，采用在管道上钻孔，引出DN15压力表管嘴，管嘴与管道采用环形焊，并需做补强。安装时勿将表壳后部防爆口阻塞，以免影响防爆性能。2）温度计接管温度计保护管直径为8，插入长度为50mm（可定做），保护管材料选用不锈钢。管道上钻孔引出62、8温度计管嘴，管嘴与管道采用环形焊，并需做补强，温度计保护管放入管嘴，插入深度符合要求后，管嘴与保护管需做承插焊连接。4.7.4管道支吊架设计根据所要支撑的管道的不同，可以分为常温支吊架和低温管托。常温管道支吊架采用角钢支架，采用的U形螺栓固定，不锈钢管与支架之间采用橡胶衬垫；低温管线采用硬性聚氨脂材料的成型管托，保冷性能与聚乙烯保冷材料相当，根据安装位置的不同，可分为4种型号分别为URHA型、BLXa型、URHD型、URGD型。4.8保冷防腐设计低温管道保冷输送LNG低温液体的管线需进行保冷，法兰、阀门均设法兰、阀门保冷套。设计采用深冷型三聚脂结构，保冷结构如下图所示。直管注塑保冷结构1-管63、道；2-间隔环；3-粘结剂：4-PIR三聚脂；5-外保护层；6-注入孔：7-排气孔本工程液相LNG管道设计温度为-196，插值计算复合聚乙烯发泡保冷材料导热系数0.016W/m。D0保温层外径；Di保温管道外径；为表面放(吸)热系数，取8.14W/m2；ta环境温度，弥勒累年夏季空调室外计算干球温度31.4；td露点温度，相对湿度按78考虑，则露点温度为27.1；ts保冷层外表面温度；保冷材料导热系数，架桥聚乙烯发泡保冷材料取0.016W/m.t管道外表面温度，取-196。防腐碳钢埋地管线防腐做法：聚乙烯包覆层，加强级，除锈应达到ST3级的要求。碳钢架空管线防腐做法：除锈后刷红丹两道，调和漆两64、道。除锈应达到ST3级的要求。4.9自动控制4.9.1设计范围设计范围包括LNG贮存调峰储备站的仪表和自控设计。4.9.2控制方案及监控菜单.1控制方案为保证本站安全、稳定的运行，提高工作效率，本站的相关运行参数采用就地及控制室显示，并通过站控系统对生产过程进行监视和控制。控制室设中央控制台，控制系统采用PC+PLC组成，设置一台上位计算机，配一台21”彩色显示器和一台打印机，通过中央控制台可监视、控制整个调峰储备站运行的全过程，并可计算所需的技术参数，绘制所需的曲线、图形，也可以完成各种报表及事故报警记录的打印。由于工艺流程较为简单，整个调峰储备站主要采用常规监控，对于关键参数采用联锁控制。65、主要联锁控制过程如下：1）LNG气化主要采用自然空温式气化，受季节影响设计较大，冬、夏两季系统运行方式有较大差别。另外，由于站外输配系统采用SPE管道，对输送介质温度的变化范围要求较为严格，也需要严格控制出站NG的温度。因此，本系统设计2种运行状态，由PLC编程进行声光报警并手动切换，分别为夏季、冬季，简述如下：夏季：主空温式气化器每6小时切换运行。冬季：主空温式气化器每4小时切换运行，串联水浴式气化器启动。2）贮槽增压器升压自立式调节阀，贮槽气相压力低于设定值时，自立式调节阀自动开启，增压器开始工作；贮槽气相压力高于设定值时，自立式调节阀自动关闭，增压器停止工作。同时控制室声光报警，提醒值班66、人员注意相关运行参数是否正常。3）故障状况下，如工艺区燃气泄漏报警、火警等等，控制室声光报警，同时可自动或手动关闭各个贮槽的进出液气动紧急切断阀，或根据故障情况进行总切断。4）各控制阀均设有盘装控制按钮及现场控制按钮，同时在现场和控制室各设置了1个总切断按钮，以便在紧急情况下手动切断。另外，各气动控制阀均设阀位开关，在控制室显示阀的启闭状态，状态转换时进行声光报警。.2工艺监控菜单主要需进行监控的工艺参数类型包括：压力、液位、温度、流量、燃气泄漏、烟感。主要监控菜单如下表所示。工艺监控菜单一览表项目位置现场显示控制室显示记录报警连锁压力储罐增压器出口卸车台液相管进液总管出液总管主气化器进口汇管67、主气化器出口汇管低温泵液位储罐水浴气化器加臭机温度主气化器出口汇管水浴加热器室外温度低温泵流量流量计加臭机泄漏罐区气化加热区计量加臭区卸车台锅炉间烟感变配电、发电机房.3控制盘设计在满足安全生产的前提下，站内仪表系统设计以满足工艺要求为原则，在站内设置控制室，集中显示现场一次仪表的远传信号及泄漏报警信号。本工程根据工艺特点设计2个仪表盘，分别为工艺参数显示及控制盘（1#）和燃气泄漏报警显示盘（2#）。1#盘显示远传参数如下所示：LI 1-8：1#8#贮槽液位PI 1-8：1#8#贮槽压力TIA 1：1组主气化器出口温度TIA 2：2组主气化器出口温度PIC 1：1#贮槽升压自立式调节阀后压力P68、IC 2：2#贮槽升压自立式调节阀后压力PIC 3：3#贮槽升压自立式调节阀后压力PIC 48：4#8#贮槽升压自立式调节阀后压力PIA：NG出站压力TIC：加臭装置温度TIA 3：水浴气化器水温TIA 4：水浴气化器气相出口温度TH：大气温度FI：NG流量FIR：NG流量记录FQ：NG流量累计BA：电源ZI：贮槽紧急切断阀阀位ZI：贮槽减压调节阀阀位ZI：水浴气化器管路切断阀阀位1#盘经PLC编程完成以下控制功能：系统启动运行方式切换放空控制加臭装置控制紧急停车报警器控制在电源进线处设置2KVA，断电延时30min的UPS，在系统短时间停电时能为仪表系统提供电源，监视和记录系统的运行状况，保69、证系统的安全运行。为防雷及防止过电压，在仪表及PLC柜内电源进线处设有电涌保护器。在现场可能发生燃气泄漏的场所设置工作稳定，使用寿命长，误报率低的催化燃烧型泄漏检测装置，在燃气泄漏时向控制室的PLC发出声光报警信号。仪表系统的保护接地和工作接地接入站区电气接地网，接地电阻不大于4欧姆。.4仪表选型为适应控制系统对现场仪表的要求，现场仪表的选型首先在性能上必须稳定可靠，在技术上先进而又经济合理的高质量产品。在使用上简单，维修维护方便，并具有适应恶劣环境的能力。根据爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-2008第条以及根据供配电专业对各工艺装置区的爆炸危险区域等级的划分，爆炸危险区域170、区和2区的现场仪表及电动执行机构应选择隔爆型，防爆标志为ExdIIBT4。由于工艺装置区一般设置在露天区，环境较恶劣，现场电动仪表及电动执行机构的防护等级可选用IP65。由于智能型变送器可靠性高、测量范围大、精度高、现场适应性强等特点，故采用智能型变送器对温度、压力、差压信号进行信号远传。温度电动仪表：采用智能型温度变送器，标准420mA输出；压力电动仪表：采用智能型压力变送器，标准420mA输出；液位电动仪表：采用智能型差压变送器，标准420mA输出；流量智能仪表：标准RS485输出；电动执行机构：电动执行机构具有就地电控操作和远控操作两种操作方式，将电动阀门的状态在站控室显示，并根据不同的71、工艺情况对阀门进行远控； 1）温度计根据工艺要求，共有13个温度测量点，其中12个报警用的温度计还需加装SBWZ Cu50 I一体化温度变送器，起到远传显示、报警和控制的作用。所测温度处，天然气温度的范围为-1030，热水温度范围为7095，测天然气的温度计和水浴式气化器出口的一个报警用温度计，选用WZC型铜电阻式温度计，水浴式气化器里的1个现场显示用温度计，选用SHV-02型V形工业玻璃温度计。具体参数见下表所述。电阻式温度计变送器工业玻璃温度计型号WZC-230型号SBWZ Cu50 I型号SHV-02分度号Cu50本体防爆本质安全型上体尺寸11035mm测量范围-50100电源32V D72、C测量范围0100公称电阻50M输入信号Cu50热电阻感温液红色有机液体电阻比1.428输出信号20mA DC测量精度1.0级允许误差0.5%准确度0.2级下体管长100mm试验电压10100V DC安装位置控制室插入长度100mm保护管材质1Cr18Ni9Ti预热时间8min上体材料铝保护管直径16 mm传输方式二线制下体材料黄铜保护管长度250 mm连接型式M141.5螺纹连接插入长度100 mm连接形式M272螺纹连接数量12数量12数量12）压力表压力表分为低温压力表、低温远传压力表、常温压力表、常温报警压力表四种。根据所测压力处压力及介质工况的不同选用压力表型式。选用原则：正常使用的73、测量范围在静压下不超过测量上限的3/4，不低于测量上限的1/4，在波动压力下不应超过测量上限的2/3，不低于测量上限的1/3。压力表选型如下表所示。类型名称低温压力表低温远传压力表常温压力表常温远传压力表型号YTW100TYTW100ZYTZ150TY60TYTZ150T量程范围（MPa）00.600.600.600.6表盘直径（mm）10015060150外壳材料不锈钢不锈钢不锈钢不锈钢测量精度1.0级1.0级1.0级1.0级连接形式M201.5螺纹连接M201.5螺纹连接M141.5螺纹连接M201.5螺纹连接安装形式径向直接安装式轴向直接安装式径向凸装式径向直接安装式径向凸装式3）流量计74、流量计根据20000mh选型气体涡轮燃气流量计，量程比为1：16，精度为1.0级。涡轮流量计设有压力、温度探头，利用流量计算机把工况流量修正为标准状况下的流量，变送器远传瞬时流量、累计流量信号。4）液位显示装置每个贮槽需设置一套液位显示装置，每套液位显示装置由ITT液位计、压力变送器、压差变送器、压力表组成。以实现对储罐内LNG液位、压力的现场指示及远传控制。具体由贮槽生产厂家设计安装。5）分析仪表在可燃性气体容易泄漏或汇聚的地方设置隔爆型可燃气体检测变送器，并将信号远传至控制室，进行指示和报警。6）调节阀气动紧急切断阀：在LNG罐的液相进出口总管管道上设气动低温紧急切断阀。所有气动控制阀门均75、带有阀位回讯。自力式调节阀：LNG储罐上降压调节采用进口的低温自力式减压调节阀。LNG储罐上增压调节采用进口的低温自力式增压调节阀。BOG出口设置常温自力式调节阀。7）燃气报警系统燃气泄漏报警根据城镇燃气设计规范GB50028-2006，在爆炸危险区域1区和2区内设置可燃气体报警探头，对可燃气体进行连续检测、指示，并将探测参数送至站控室燃气报警器，可燃气体检测报警（高限）设定值设定为不高于天然气爆炸下限的20%。当探测器探测到现场有燃气泄漏时，站控室内燃气报警器声光报警，提示值班人员作相应的检查。同时将报警信息由可燃气体报警器传送至站控系统PLC。火焰探测系统火灾初期，火焰燃烧表现出特有的特征76、，即火焰中含有肉眼无法辨别的不同波长的紫外线和红外线。紫外/红外复合型火焰探测器仅对特定的相对短小的波长段敏感，可以最大程度地减少因周围非火灾因素而引起的误操作，并且还带有高感度的传感器，可以用最小的消费电流达到最大的灵敏度，同时增强了对火焰的判断功能，提高了火灾探测的可信度。在站场储罐区相应位置设置紫外/红外复合型火焰探测器，将探测器探测的参数送至站控室。当探测值超过预定阀值时，站控室内火焰探测报警装置声光报警，提示值班人员作相应的检查。燃气泄漏报警器和火焰探测报警器均采用220V交流电源，并在站控室设置UPS为报警器作为不间断备用电源。4.9.3控制室站控室选择在非爆炸、无火灾危险的区域，77、建筑耐火等级不应低于二级，内墙抹灰刷白，面积不宜低于20，房间装吊顶以及双层铝合金门窗。站控室的保护措施有：房间设置防静电活动地板并可靠接地；在有外界电磁干扰的情况下，为避免对控制系统的影响，站控室应采用相应的屏蔽措施；考虑对其它灾害的防护，如非法窜入、水害、鼠虫害、雷击等；设火灾检测与报警系统；照明为无眩光或轻微眩光的照明，平均照度为300lx。设置备用照明，其照度不低于30lx；设置疏散照明和安全出口标志灯，其照度不低0.5lx；出口设置向疏散方向开启且能自动关闭的门，并能在任何情况下都能从房间内打开。为保证计算机系统的正常运行，站控室应配备空调设备。其房间的温度及湿度要求如下：温度：1878、28，温度变化率应小于5/h，并不得结露；相对湿度：4070%。4.9.4仪表供电、防雷及接地.1仪表的供电在站控室内设置专用配电箱，专用配电箱由电气专业负责一级配电设计，专用配电箱专为自控系统供电，提供220V交流电源，并利用电力变流装置为自控系统提供可靠稳定的直流电源。并在站控室设置UPS，为计算机系统提供不间断的电源，UPS电源为220V, 50Hz单相，功率为2KVA。现场变送器采用24V直流供电，现场电动阀门采用220V交流电供电。燃气泄露报警系统，在停电后仍需持续一段时间监测时，也需采用UPS供电。.2仪表的防雷及接地1）为保证设备安全和系统的可靠，在检测仪表信号传输接口、PLC系79、统的所有I/O点、数据通信接口、供电接口等有可能将感应雷所引起的高压引入系统的部位，应采取防护措施，以避免雷电感应的高压窜入，造成设备损坏。主要的现场检测仪表应具有防雷保护的功能。防雷击或浪涌的保护设备应采用可靠性高，并经实践证明过的优质产品。对于电源接口要求抗浪涌的主要技术指标：抗浪涌能力80kA（8/20s），限制电压1.2kV（测试电流：10kA，8/20s）。数据通信接口和其他的I/O点抗浪涌的主要技术指标：抗浪涌能力20kA（8/20s），限制电压40V.2）保护接地：需要做保护接地的自控设备有仪表盘、仪表柜、仪表供电设备、电缆桥架、穿线管、接线盒及铠装电缆的铠装层，以及站控室的防静80、电地板。故在站控室设置保护接地汇流排，其接地体可与电力系统的接地体共用。现场仪表桥架、穿线管应每隔30m用接地线与已接地的金属构件相连。3）工作接地：电缆的屏蔽层应作接地。现场接线箱内，端子两侧的电缆屏蔽线应在箱内进行跨接。同一信号回路，同一屏蔽层应该单点接地，一般屏蔽接地应在站控室一侧接地。工作接地可与电气专业合用接地装置。这样可减小雷击伤害，降低干扰。接地电阻应不大于1欧姆。4.10公用工程4.10.1土建工程.1土建工程的基本条件(1)、风荷载 基本风压 0.3KN/m2(2)、雪荷载 基本雪压 0.3KN/m2(3)、气象条件 年平均温度 12.6(4)、抗震设防烈度： 7度.2土建工81、程主要内容根据系统确定的方案，本工程设LNG调峰储备站。.3站场设计原则站场设计应符合日照市城市总体规划的要求。站区内规划、站内外道路、给排水、防洪、防火、防爆、绿化等部分均应在满足有关规范、规定的前提下，注意按功能分区处理，力求统一协调。建筑标准与整个工业园的标准一致并注意格调的协调，使站区内建筑、构筑物做到实用、经济、美观。.4 LNG调峰储备站土建设计(1)、LNG调峰储备站建构筑物一览表序号建构筑物名称占地面积(平方米)建筑面积(平方米)备 注1门卫室5454一层砖混2生产辅助用房207207一层砖混3发、配电、消防泵房144144一层框架4生产调度中心298.08894.24三层砖混82、(2)、LNG调峰储备站主要技术经济指标LNG站区占地面积: 14506.2平方米(围墙以内,约21.76亩)其中：建筑物面积: 1299.24平方米建筑物占地面积: 703.07平方米绿地面积： 2833.6平方米绿地率 19.4%4.10.2给排水工程 (1).给水系统 站内用水由城市市政给水管网供给。其生产用水主要为日常清洁、冲洗及绿化用水,其用水量按5.0 m/d计；生活用水主要为站内工作人员用水，站内工作人员按25人计,其用水量确定为2.5m/d。站内室外给水采用PE管；室内给水采用PP-R管。根据生产、生活用水量并满足消防用水量的要求,给水引入管管径确定为DN150；站内设水表井计83、量。(2).排水系统站内生活污水经污水管道收集后排入站内化粪池，然后排入站外市政污水管网；站内生产污水主要为设备和场地冲洗水，设备冲洗水含有少量金属腐蚀物及非金属颗粒，采取经排污管收集后排入污水池，经污水池沉淀后，清水自然蒸发，沉淀物就近深埋；场地冲洗水不含有害物质，就近排入雨水沟。站内室外污水管采用HDPE双壁波纹管,管径DN100-DN200；室内污水管采用加厚UPVC塑料管。站内雨水采用水篦子、HDPE双壁波纹管及检查井组织后就近排入市政雨水管网, 管径DN250DN400。(3).消防系统LNG调峰储备站认真贯彻“预防为主,防消结合”的方针,做到方便实用、经济合理.站内消防任务由城市消84、防系统和站内消防系统共同承担.站区消防设计任务是防火、防爆,扑灭站内零星火灾,控制工艺设备的初期火灾,保护着火部位及其邻近区域,以避免灾害,保证站区及周边安全,并最大限度的减少灾害损失。根据城镇燃气设计规范(GB50028-2006)要求: LNG调峰储备站内的消防给水系统由消防泵房、消防水池、消防管道、消火栓及消防水炮等构成,用于消防喷淋、冷却储罐、设备和管道,控制未燃烧的泄露或溢流危险物。站内用水由城市市政给水管网供给,其供水能力须满足消防水池的补水时间不宜超过48小时的要求。LNG调峰储备站内设置单台储量为150m的LNG储罐共计8台,总储量为1200m。根据城镇燃气设计规范(GB50085、28-2006)要求:在LNG储罐周围设置防火堤,以保证储罐发生事故时对周围设施造成的危害降低到最低。本工程消防水量按LNG储罐所需消防水量计算。在LNG储罐上设喷淋系统,喷淋水供给强度为0.15L/s.m2, 喷淋水压力不低于0.25MPa;喷淋用水量按着火储罐的全表面积计算,距着火储罐直径1.5倍范围内的相邻储罐按其表面积的一半计算.根据储罐布置的实际情况,单台储罐全表面积约为280 m2,按单台储罐着火考虑,经计算喷淋冷却用水量为42L/s;LNG储罐区的室外消火栓用水量为30L/s,火灾延续时间按6小时计算;站内设地下式消防水池2座,其进水由水力遥控浮球阀控制。经计算消防水用水量约为186、550 m,本工程设置2座800 m消防水池供消防取水,且消防水池之间设带阀门的连通管。本工程室外消防给水管网为环状布置,采用DN300的PE管。从消防水泵房引两条输水管线向环状管网供水,环状管网上设有6个SS100-1.0地上式消火栓;并设移动式消防水炮4台,放置在消防泵房内备用。消防泵房内设8SA-10型水泵2台(1用1备,互为备用)参数为Q=280m/h,H=63m,N=75Kw;泵房为半地下式,消防水泵采取自灌式吸水。为有效控制泄露的LNG流淌酿成火灾,在站内设高倍数泡沫系统进行保护。高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范(2002版)规范要求:采用发泡倍数为400倍的PF4型水轮式高倍数87、泡沫发生器和3的高倍数泡沫液,泡沫混合液供给强度设定为10K/min.m2。根据灌区面积,设计发泡量为10-20m,用以覆盖储罐区、管道、卸车台泄露计事故积液池内的LNG,使其安全气化,避免危险发生。系统泡沫液的连续供应时间按50 min计,泡沫液储备量应不小于1000 m。根据城镇燃气设计规范(GB50028-2006)和建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2005),本站除设有室外水消防系统外,还应在站区内具有火灾和爆炸危险的生产区、工艺区、建、构筑物等地设置一定数量的干粉灭火器材:其中35Kg推车式干粉灭火器12具;8Kg手提式干粉灭火器24具; 4Kg手提式干粉灭火器24具; 4K88、g手提式CO2灭火器4具。以快速有效扑灭初期和零星火灾。4.10.3电气设计.1设计依据站场总平面图各专业提供的电气资料有关电气专业设计规范规程的要求.2 设计范围包括站场内储罐区，工艺装置区，仪表控制室、变配电室，消防水泵房、锅炉房等的电力、照明、防雷及接地设计。电气设计分界点为10KV电源进线电缆终端头。.3电源状况及要求站场内负荷主要为动力、照明、自控仪表、通信及其它辅助生产设施用电。本工程站场用电负荷等级根据城镇燃气设计规范（GB50028-2006）的相关规定，为二级负荷。从城市电网接入10KV高压线路作为站场的主供电源，另配柴油（天然气）发电机组一套，作为备用电源。两路电源经ATS89、自动切换闭锁，以确保站场消防及电气设备的用电。LNG调峰储备站处于城市供电网络范围内，拟在附近10KV供电线路上采用LGJ-35导线架空引入10KV电源至站内。.4 供电方式. 10KV高压电源由变压器变为0.40.23KV低压电送至低压配电柜，再由低压配电柜向各用电设备进行放射式供电。.在高压侧设置计量柜，进行有功电能，无功电能总计量。.各用电设备依据工艺要求在现场或控制室进行起停。总体原则现场优先。.5 防爆区域划分根据爆炸危险场所电气安全规程规定，LNG调峰储备站属甲类爆炸危险场所。站内电气防爆分区按照爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范进行分区及设计，站区爆炸危险区域划分为：LNG 槽车90、装卸口为中心，半径为1.5m的范围，贮槽区集液池及气化区集液池为1区爆炸危险环境；LNG生产区，包括贮槽区、气化区、卸车区为2区爆炸危险环境，值班室、控制室、附属用房及消防区域为正常环境。防爆场所电气设备选用隔爆型产品，其它非防爆场所按一般正常环境选用电气设备。.6 防雷、防静电及接地站内防雷及接地设计应符合国标建筑物防雷设计规范GB50057-2008版及城镇燃气设计规范GB50028-2006的规定，工艺装置区、储罐、在爆炸危险区内域的建、构筑物，接第二类防雷设计，其余按三类防雷设施。 防感应雷：在电源进线的低压母线和供通信、仪表等的UPS进线侧及配电装置上均设置防感应雷专用避雷器，以防止91、雷击电磁脉冲的危害；防静电：各防爆区域内的工艺设备、管道均须做静电接地措施。防直击雷：以避雷带和避雷针相接合作接闪器。接地保护：站内接地系统采用TN-S系统，全站作成一闭合的联合接地网，接地装置以人工及自然接地装置相结合，防雷、防静电及接地保护共用联合接地装置，要求接地电阻小于1。工艺设备、仪表、电气设备外壳、进出站的金属管线、电缆钢铠等均就近与工艺设施作等电位联接并接地，做好PE保护。跨接：管道上的所有法兰盘连接处均应采用16紫铜线（或25x4扁钢）跨接。所有管道和管道支架间隔2030米应作防静电接地处理。等电位：各构（建）筑物均采取总等电位联结措施，配电室、控制及设备室、中控室、卫生间等重92、要场所采取局部等电位联结措施。.7 燃气浓度检测报警器站内爆炸危险厂房、工艺装置区应装设燃气浓度检测报警装置。燃气浓度检测报警器的报警浓度应为达到爆炸下限的20%。报警器应设置在值班室或仪表室等有值班人员的场所。报警器选用智能型，配置标准通信口，就地声光报警的同时与公司调度中心实现连网监控或与城市消防中心直接连网报警。.8 抗震措施LNG调峰储备站配电装置按照电力设施抗震设计规范GB50260-96的规定进行抗震设计。.9电气系统1、用电负荷根据站场工艺设备、建筑用电设备及消防系统的统计，站场总工作容量为130KW（含消防泵系统）。2、变配电站内设250KVA杆上变电站一座。低压电源从杆上变压93、器引至低压配电间，配电间内设低压配电屏3面，其中1面作为进线控制计量屏，1面作为动力屏，1面作为照明屏。配电方式采用放射式配电系统，主要用电设备由配电室直接供电。仪表和通信等不能间断供电的重要负荷，采用UPS电源供电。主要动力设备实现配电室、控制室和现场三级控制。3、照明场区防爆区域内的照明采用防爆灯具，非防爆区内采用通用型节能灯具。4、线路敷设室外线路采用阻燃型铠装电缆直埋敷设；室内线路防爆区域内采用穿钢管明设，非防爆区采用穿PVC管沿墙、顶棚暗敷设。5、在综合楼及重要工作区域设置火灾事故照明及安全疏散指示灯。第五章 项目选址及土地利用5.1项目选址及用地方案本项目建设内容包括：场站工程。本94、项目场站工程为LNG调峰储备站工程。调峰储备站选址原则(1)、LNG调峰储备站的位置尽量靠近日照中石化分输站附近。(2)、符合城镇规划和土地利用规划；(3)、与周围建筑物的防火间距，应符合城镇燃气设计规范GB50028-2006、建筑设计防火规范GB50016-2006等规范的规定；(4)、应具有适宜的地形、工程地质条件，不应设置在受洪水、内涝威胁的地带；(5)、交通方便，供电、供水、通讯条件较好；(6)、尽可能选用荒地、贫脊地。5.2土地利用合理分析本项目土地利用主要为LNG调峰储备站，选址是根据日照市当地有关部门意见，并结合场站工艺要求、道路交通条件和实际地形情况确定。总图布置在满足相关规95、范要求的前提下，紧凑布置，尽量减少占用耕地，且总图布局要有利于周边地块将来发展。调峰储备站各项指标按照国家相关要求进行设置。1、总平面布置根据天然气场站的生产特点和安全防火及场地面积要求，总平面布置应遵循以下原则：(1)、满足生产要求，工艺流程合理；(2)、对性质相通、功能相近的建筑物尽量合建；(3)、充分掌握和利用地形地貌条件，因地制宜进行布置；(4)、提供合理竖向形式，同时考虑良好的排水设计；(5)、合理利用风向条件，建筑朝向合理，保证必要的采光、通风；(6)、在满足规范的要求下，布置紧凑；(7)、内外交通合理通顺，保证必要的消防条件；(8)、统筹考虑，合理确定场地标高，减少土方量。站区四96、周设有2.2米高的砖砌实体围墙。调峰储备站根据地形和工艺特点均分为生产区和辅助区。平面布置合理，根据当地地形、风向特点，尽量将生产区和辅助区分别设在盛行风向两侧，以减少事故情况下发生泄漏时对生产辅助管理区的影响。2、竖向设计根据地形，合理确定调峰储备站设计标高和场地坡度，在保证雨水顺畅排出的条件下，尽量减少土方工程量。场站建筑物室内标高以使用功能确定，室内外高差0.30m。排水采用场地排向道路，利用道路作为排水通道，将雨水引向站外排水系统，或由站内场地通过围墙流水洞排向站外。3、交通设计各站内道路宽度4m，站内设回车场地，与站外道路连通。道路纵坡控制在15%，利于雨水排出。4、绿化设计结合当地97、自然特点和绿化资源，各站均选择生命力强、消烟滞尘性能好、油性弱并富于观赏性的树种、草木进行绿化。充分利用场地所有空域进行绿化布置，并适当配置亭阁、花架、座椅，供职工歇息纳凉，创造优美舒适的办公环境。5、防火间距根据城镇燃气设计规范GB50028-2006、建筑设计防火规范GB50016-2006等规范进行设计。站内储罐与站内建、构筑物的防火间距表 表5-1建构筑物名称有关规范间距（米）明火、散发火花地点70办公、生活建筑50围墙25天然气放散总管与站内建、构筑物的防火间距表 建构筑物名称有关规范间距（米）明火、散发火花地点30办公、生活建筑25可燃气体储罐 20室外变、配电站25调压室、压缩机98、室、计量室及工艺装置区 25控制室、配电室、汽车库、机修间和其他辅助建筑 25燃气锅炉房25消防泵房、消防水池取水口20站内道路（路边）2站区围墙25.3地质灾害影响分析依据中国地震动参数区划图（GB18306-2001），本区抗震设防烈度为7度。本工程根据GB500112010建筑抗震为7度设防区。本项目区域为地质灾害不易发生区。场站建构筑物按7度设防。建筑物耐火等级为二级。场站基础设计：单体建筑下做独立基础；设备基础采用大板基础。结构形式：单体建筑采用现浇钢筋混凝土框架结构，楼面、屋面均采用现浇钢筋混凝土现浇板。本项目场站介质均为天然气，属易燃易爆介质，选址远离地质灾害易发区，本工程不会对99、防洪和通航产生影响。第六章 资源综合利用6.1资源利用方案本工程资源利用为天然气。根据国家能源开发战略和统一部署以及山东省天然气工程规划，山东省的天然气将充分利用国际、国内多种天然气资源。管道气为提高日照市天然气供应的安全性和可靠性，进一步改善日照市的能源结构，优化投资环境，日照市在原有中石化天然气长输管道的基础上，于2011年再次引进中石油天然气长输管道南线（碑廓至东港天然气长输管道）和北线（山东天然气管网泰-青-威管线日照支线），现两条管线正在紧张的施工当中，配套接收站已全面开工建设，计划今年上半年工程竣工，下半年进行调试并具备通气投产条件。该工程项目建成后，将形成中石油、中石化长输管道“100、双气源”对日照市供气，对于日照市节能减排、发展低碳经济，加快推进转方式、调结构，促进经济平稳较快发展和人民生活水平提高具有重要保障作用。该管线将成为日照市一个充足、可靠的气源。但到日照的管线从立项到建成投运需要一定的时间，管输天然气可作为远期主要气源，另外由于管道天然气主要保障日照的民用用气，在夏季可作为浆纸公司的主气源，在冬季用气高峰通过LNG来补充。液化天然气(LNG)可为日照xx燃气有限公司提供LNG气源的厂家有：1、中石化董家口LNG接收站：中石化董家口LNG接收站项目是国家立项的重大战略能源项目，主要工程内容是建设接收站(码头)和输气干线，xx集团已和中石化签订了LNG购买意向书。其101、中，一期工程建设投资70亿元，年转接LNG300万吨，并配套建设10万吨LNG接卸泊位1个，建16万立方米储罐两座；二期工程年转接LNG 600万吨，并可根据市场需求逐步发展到年转接LNG 1000万吨规模(相当于120亿立方米天然气)；2、淄博晟通公司LNG工厂；3、上海中油集团有限公司是中国国储能源化工集团股份公司的全资子公司，中国国储能源集团在河北省张家口市建设100万标准立方米/日LNG液化工厂，2012年7月投入运营；中国国储能源集团在内蒙古自治区包头市建设30万标准立方米/日LNG液化工厂，2012年4月投入运营；中国国储能源集团在内蒙古自治区阿拉善盟建设200万标准立方米/日LN102、G液化工厂，2012年12月投入运营；xx集团在山东淄博市淄川区建设2座5000立方米LNG储配站；因此，本项目可以确保LNG的供应。液化天然气主要通过低温槽车运输，在调峰储备站内低温储存并气化后，再输入到中压管网供用户使用。槽车运送液化天然气与管道天然气的区别仅仅是输送方式不同，液化天然气气化供应的输配系统可以与管输天然气系统自然接替，无须对设备进行转换，有利于节约投资，液化天然气（LNG）可作为近期气源和远期补充气源。.压缩天然气（CNG）压缩天然气(CNG)气源只适于较小供气规模，而且CNG的运输经济半径在200公里，日照地区压缩天然气资源有限，因而也不宜作为日照市的近期气源。6.2本项103、目气源确定日照xx燃气有限公司LNG调峰储备站工程气源如下：气源种类：液化天然气（LNG）。气源产地：中石化青岛董家口LNG接收站 , 淄博晟通LNG工厂。 运输方式：LNG槽车输送。供应方式：气化后管道供应方式。6.3利用天然气的优越性煤炭在我国目前的一次能源中占70%左右，我国煤炭资源中含硫量为0.2%8%，平均灰分为17%，煤炭燃烧产生的SO2直接排放到大气中，对生态环境造成严重的破坏也带来很大的经济损失。我国每年排放到大气的SO2有18002000万吨，已成为世界上大气环境SO2严重污染的少数国家之一。天然气主要成分为甲烷，基本不含硫。是一种优质、高效、清洁的能源，其无色、无臭、无毒、104、无腐蚀性，它不但具有热值高、燃烧效率高等优点、而且燃烧排放废气污染物很少。用天然气代替煤和石油可使燃烧后废物排放量大幅度降低，有效抑制大气污染，明显改善空气质量。燃油、燃煤、燃天然气排放量对照见表6-1。油、煤、天然气燃烧高排放污染物（Kg） 表6-1 排放物1吨油1吨油当量煤1吨油当量天然气CO2310048002300SO220（S未脱）6/NOX6（工业用）11（工业用）4（工业用）CO6304.5304.5未燃烧物0.50.10.045灰/220/起灰/1.4/资料来源：世界燃气会议报告据有关资料统计，汽车尾气污染已经成为影响大气环境最重要的因素，天然气作为汽车燃料，其环保效益也是十分105、显著的。据国外有关资料统计：大气中67%的CO、33%的HC、41% 的NOX等来自汽车尾气。而据国内有关资料统计：北京市大气污染物中有63%的CO、73%的HC、46%的NOX是机动车排放尾气所造成的；上海市中心城区测得的大气污染物中86%的CO、96%的HC、56%的NOX来自机动车辆。由此可见，汽车尾气造成的大气污染相当严重。由机动车排放废气造成的空气污染，分一般烟雾污染和光化学烟雾污染。一般烟雾污染是由SO2、NOX、CO、挥发性有机物（VOCS）和铅等机动车排放混合物构成的污染。光化学烟雾污染是NOX和VOCS等先驱物在合适的气候、地理条件下受强烈光照而发生反应形成的。用天然气代替柴106、油，可大大降低SO2、NOX、非甲烷类有机物和粉尘的排放；用天然气代替汽油，可减少SO2、CO、非甲烷类有机物和铅的排放，NOX的排放量亦不大于汽油车NOX的排放量。这对于防止运输区域烟雾生成、减轻空气酸化和净化城市空气是极为有利的。同时由于NOX和VOCS等先驱物排放量及浓度的减少，臭氧等强氧化剂生产的可能性会明显降低，运输区域内的光化学烟雾污染会得到有效抑制。另外，利用天然气在限制大气变暖、保护臭氧层等方面亦起着一定的作用。在人为的温室效应中，CO2是主要的温室气体，约占整个人为温室效应的68%，第二大气体是CH4，约占19%，其它温室气体N2O占7%，氟氯烃（CFCS）占6%。CFCS被107、世界越来越多的科学家认定是破坏臭氧层、危及人类生存环境的祸首之一。而天然气燃烧后产生的CO2和N2O要少于燃煤和燃油，具体数据见表6-2。另，传统的空气调节系统大都使用CFCS或含氢氟氯烃（HCFCS）作为制冷剂，这样的物质与地球的臭氧层破坏有关。而天然气驱动的吸收式冷凝器不含这些化学物质，而是采用绝对安全的溴化锂与水相配合的液体，对臭氧层无任何破坏。矿物燃料的CO2排放系数 表6-2燃料类别煤油天然气平均排放系数（Kg/109J）95.875.955.9综上所述，以天然气为能源不仅有利于缓和大气温室效应，也有助于减少酸雨的形成，符合发展循环经济、建设节约型社会的要求。6.4资源合理利用根据第108、四章市场分析，LNG调峰储备站用气规模如下表所示。近期日用气量为30万立方米天然气；远期日用气量为60万立方米天然气。目前国内天然气资源有限，如何合理利用有限的天然气资源，使其发挥最佳效益，就必须考虑在资源约束条件下合理的发展工业用户的问题，从而体现天然气资源利用的经济性和合理性。在资源约束条件下合理的发展用户：一方面要满足城市社会的需要，另一方面能源利用效率及工业生产效益出发有选择性的发展。为了满足市场需要，同时有合理的配置有限资源，发展用户可以按以下原则进行。1、用户发展首先应满足社会需要，以保障社会效益为首要条件；2、大力发展工业用户，尤其是有助于提高生产效率，天然气利用效率较高，有助于109、改善产品质量以及效益较好的工业；4、用户发展还应综合考虑，使用气总体结构趋于优化合理，有利于运行管理。第七章 节能亚太森博引进天然气后将优化该厂区的能源消费结构，大大提高清洁能源的利用比例，提高能源的利用率。天然气工程是一项节能工程，将响应国家的有关能源政策。7.1能耗指标及能耗分析能耗指标本项目处理的物料是天然气，工艺过程主要是将LNG气化后通过管道输送至调压装置调压后供用户使用。年供气规模8100万立方米（标准状态），相当于标准煤9.8334万吨，工艺生产过程利用天然气的压力，能源消耗主要为电能（照明、电动阀门、仪表等）。投入物、产出物、耗能工质按标准能源（1吨标准煤）的折算系数见下表。折110、算系数表 表7-1序号名称单位折算系数1天然气吨/103立方米1.2142电吨/103度0.1229能耗分析本项目能耗有以下几方面：1.站内压降；2.场站内工艺设备的内外泄漏、安全放散、设备检修放散、管道维护维修时的放散等；3.工艺场站内水、电的消耗；4.站内生活用水、电、气的消耗；5.输气管道输送压降；6.管道泄漏、检修放散等天然气损耗；7.置换、通气点火时天然气损耗。对达到供气规模的全年主要能耗进行分析，见下表。能耗分析表 表7-2序号名称单位实物量折算系数折算标准煤量(1x10吨)1投入物(1)天然气万立方米81001.2149833.4(2)电万度14.6880.12291.805合计111、9835.2052产出物(1)天然气万立方米80871.2149817.623投入产出比1.00179:1由上表可见，投入和产出能源比较接近，因此本项目是一项较好的节能项目。7.2节能措施根据前面有关能耗的分析，本项目将在以下几方面采取节能措施：1. 本项目采用次高压A(1.6MPa)管道输送天然气，既考虑了厂区实际情况，又充分利用了气源自身压能；2. 在场站选用高效、节能、密封性能好的优质产品，尽可能减少天然气的漏损；3. 优化工艺流程，设置连锁和自控装置，保证设备高效运行，减少事故的发生和缩短事故处理的时间；4. 加强计量管理，本项目各站对天然气、电、水等均设置计量装置，强化运行中的经济效112、益管理，节约能源;5. 选用节能产品。站场所采用的照明电器采用节能灯；站场内建筑物的建筑材料、门、窗均采用节能材料，提高建筑物的保温性能，降低能耗；6. 合理定编定员，降低生活用电、用水、用气；7. 加强管理，减少非生产的能量消耗，如照明、空调等，采取有效措施，防止供水管线、循环水水管的跑、冒、滴、漏现象；8. 提高职工和用户的节能意识，在施工和运行中避免天然气的泄漏。第八章 环境保护环境保护就是保护与改善生产和生活环境及生态环境，防治污染极其他公害，这是关系到国家建设、人民健康和子孙后代的一件大事，是我国的一项基本国策。天然气工程建设的目的本身就是为了减少大气污染，改善投资环境。本项目的建设113、既是节能项目，又是环保项目，干净优质的天然气的广泛使用将大大改善燃料结构，减少城市的大气污染。8.1项目对生态环境的影响项目建设对环境的影响在项目建设的过程中，需要进行场地平整、土石方开挖、基槽开挖、基础设施建设、施工材料运输、设备装配等施工行为，在一定时间内会对环境造成一定的影响。1、固体废弃物本项目产生的固体废弃物主要是土石方开挖、场地平整、管线敷设及地基处理等所产生的废弃建筑材料和土石方。废弃的建筑材料和土石方为一般固体废物，如随意丢弃或处理不当，易产生水土流失和扬尘，形成雨污水径流影响地表水环境。2、扬尘在施工过程中，土石方开挖、管线敷设、弃土和沙石建筑材料的运输、装卸、堆放，都可能产114、生扬尘。尘埃将会对周边环境造成一定的影响。运输过程产生的扬尘和汽车尾气，还会对运输道路沿线造成一定的污染。3、噪声施工过程中各施工机械的运转产生的噪音会对途经周围的行人心情和交通产生一定程度的影响。4、废污水施工期产生的废污水主要是施工机具冲洗和施工场地、路基路面产生的雨污水，以及人员的生活污水。其中污染物主要为：石油类、COD等。其特点是废水量稳定，间歇式产生。这些废水污染负荷低，但如果任意排放也会对地面水环境及地下水环境造成一定的污染。项目运营期间对环境的污染本项目在输送燃气至用户过程中，均在密闭状态下进行，正常情况下，全系统不产生废气，没有毒气体排放。只是在泄漏或检修情况下才有少量污染，115、现将可能出现的环境污染进行分析，以便对可能产生的污染源进行预防、控制和治理，使之达到国家法规标准。1、废气本项目供应的天然气为经过净化的天然气，基本不含硫，在输配过程中基本无废气排放，只有在管道泄漏、检修和安全放散时才有天然气气体排放。2、废渣本项目在运行过程中，无废渣产生。3、废水本项目正常运行时无废水产生，只有少量生活污水排放。4、噪声噪声的声源主要来自合建站内调压设备，在运行时产生的噪声较小,不会对周围环境产生噪音污染。8.2 环境保护措施项目建设期间的环境保护措施1、本项目产生的固体废弃物尽量在各单位工程之间相互消化平衡，确属多余部分采取外运弃土。固体废弃物在运输过程中采取压实弃土、车116、辆装载不要过多等措施，避免运输过程中的二次污染。2、为尽量减少施工现场扬尘对环境空气的影响，建设单位将要求施工单位对施工区产尘点和运输车辆采取帘布覆盖等封闭措施，防止扬尘和遗散。必要时，对施工场地和运输路段及时清理并采取洒水降尘措施。3、为减少噪声的影响，应加强管理，文明施工，严格遵守有关规定的要求。除采用低噪声设备外，还应合理安排施工时间，尽量避免大量高噪声设备同时施工，并把噪声大的作业安排在白天，夜间（22：00以后）禁止进行产生噪声污染的施工作业，如有特殊原因，应报请环保部门审批。4、施工人员生活产生的生活污水比较集中，应收集后统一有组织排放；施工机具冲洗集中在某一地点进行，然后将冲洗水117、收集起来再进行排放；决不允许污水任意漫流，尤其不能直接排入雨水管道。必要时，对施工废污水应采取简单的隔油、沉淀措施后再排放。项目运行期间的环境保护措施1、废气因检修或安全放散排放的少量天然气一般通过专门的放散管排向天空，不会造成地面污染，对大气也无甚影响。设备、管道泄漏而造成的天然气排放，应通过加强日常巡检、监控和维护管理来控制。2、废水 生活污水经化粪池处理后，排入市政污水管网，或用运输车外运至市政污水管网。3、噪声 对站内调压器在运行时产生的噪声，除采取消音措施外，还可在站内总图布置时考虑，将有人的工作用房距离这些噪声点至少保持20米以上。另外，调压器选用低噪音的设备并配置消音装置。8.3118、 特殊环境影响采用天然气作为浆纸生产的气源，在方便使用的同时，更重要的是减少了因燃煤而产生的飞灰及二氧化硫对大气的污染，减少了酸雨现象，从而改善了大气质量，使天更蓝、草更绿。天然气工程实施后其环境效益显著。减少排放量见下表。序号项目单位数量1替煤量万吨/年25.52减少S02排放量万吨/年1.2873减少烟尘量万吨/年1.844减少CO排放量吨/年745.085减少NxO排放量吨/年268.22第九章 劳动安全与工业卫生9.1 主要危害因素分析主要危害因素分为生产过程中产生的危害因素和自然危害因素。生产过程中产生的危害因素主要包括火灾、爆炸、噪声、触电等。自然因素包括地震、雷击、洪水、不良地质119、气温等。生产危害因素分析1、火灾火灾的产生源于泄漏和放散的天然气。当空气中天然气的含量达到爆炸范围内，遇明火等火源着火，当燃烧失去控制时，便酿成爆炸事故。2、噪声噪声主要来源于调压器。3、其它事故机电设备的触电等。自然危害因素分析1、地震地震是一种产生巨大破坏力的自然现象，尤其对建、构筑物的破坏作用更为严重。2、雷击雷击能破坏建筑物和设备，并可能导致火灾和爆炸事故的发生，其出现的频率不大，作用时间短。3、气温当环境温度超过一定范围时，会产生不舒服感，气温过高会使人发生中暑。4、不良地质由于地质情况复杂，易对埋地管道或建、构筑物基础造成不利影响。9.2 主要防治措施防噪声调峰储备站站内的调压器120、选用质量、性能优越的调压器，调压器配有消音装置，使其噪音达到工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）的要求。防雷、防静电1、调峰储备站站内管道工艺区均设置独立避雷针及独立避雷装置，站场内其它非爆炸区域的建筑物按普通建筑三类防雷设计，接地电阻10。2、场站工艺管道和设备均有静电接地装置。屋面设避雷网。3、工作人员穿棉织品或防静电工作帽、鞋等。抗震根据输油(气)钢质管道抗震设计规范（SY/T0450-2004），日照市地震基本烈度为7度，按有关设计规范，建、构筑物均按7度设防，构造上提高1度处理。不良地质管道采用优质钢管以增强管道的变形能力；建、构筑物基础根据地质条件进行处理，设计121、和施工充分考虑不利影响，并采取相应措施。气温办公室设空调系统，改善因气温过高、过低对人产生的不良影响。9.3 劳动安全卫生机构及设施调峰储备站主要建筑物南北向布置，使其通风、采光良好。站内设浴室、休息室和卫生间。按国家劳动部门规定给职工适度保健费及定期发放劳保用品。按国家有关规定，设置专门的安全卫生管理机构，配备专职安全卫生人员，配备必要的安全卫生教育和安全卫生监察、检测的仪器和设备。建立健全各级人员安全生产责任制，并切实落到实处。建立健全各类安全管理规章制度，并建立安全卫生质量保证体系和信息反馈体系。制定各种作业的安全技术操作规程。规程中除正常操作运行外，还应包括紧急停车及异常情况处理等内容122、，严格工艺管理，强化操作纪律和劳动纪律。加强全员教育和培训，增强安全意识，提高安全操作技能和事故应急处理能力。建立健全安全检查制度，不断进行安全检查，及时发现和排除隐患，防止事故发生。调峰储备站应建立严格的门卫制度，对已有设施定期进行全面安全检查，加强用电安全管理，减少或避免触电事故的发生。配备必要的先进的检测、维修设备，适当提高巡线频率，并保证巡线的有效性。第十章 天然气价格本工程的商品是天然气。当前城市燃气价格的确定国家尚无统一规定，均由省市地方自定，天然气工程属公用事业环保项目，其投资和运行需要一定的资金投入，在价格的确定中既要满足企业的财务效益，又要考虑消费者的承受能力.根据目前市场L123、NG的价格，本报告确定天然气进站价格为：3.8元/立方米；根据亚太森博天然气不高于当期同等热值重油价格的要求，本报告确定天然气出站价格为：4.18元/立方米。第十一章 人力资源配置与项目实施进度11.1 人力资源需求机关组织机构根据日照xx燃气有限公司要求，日照xx燃气有限公司目前设置五部一室，即日照xx设置市场部、工程部、运营部、安全技术部、计划财务部和总经理办公室。组织结构图（24人）总经理1人计划财务部（2人）总经理办公室（2人）市场部（2人）副总经理1人工程部（4人）运营部（10人）安全技术部（2人） LNG调峰储备站劳动定员人员编制按建设部编发的城市建设各行业编制定员试行标准文件，参124、照同行业实际水平进行调整后编制如下： 1. LNG调峰储备站劳动定员 LNG调峰储备站定员编制一览表 单位：人序号岗位设置人员备注1站长兼安全员1一班制2仪表控制室6三班制3门卫2两班制4维修工1一班制合计1011.2 项目建设工期为了促进自身经济的持续发展和城市品位的不断提升，日照xx燃气LNG调峰储备站工程应得到快速发展。本项目近期建设内容至2012年12月前建成。近期新建内容包括LNG调峰储备站、辅助设施的建设。本项目实施进度安排见下表。项目实施进度安排表时间2012年项目5月6月7月8月9月10月11月12月项目申请报告及审批初设及审批施工图设备及材料采购施工及投产准备试运转投产第十二125、章 工程项目招标初步方案日照LNG调峰储备站工程是一大型保障设施,为保证工程设计和施工质量,又控制好工程投资,本工程建设将根据国家有关法规,特拟定招标初步方案如下:12.1招标范围及招标内容招标范围:需公开招标项目为工程设计、建筑工程、安装工程、工程监理以及与工程建设有关的主要设备及材料的采购。招标内容：LNG调峰储备站的工程设计；建筑工程：储罐区、设备基础、辅助用房、消防水池等施工；安装工程：各站内的设备安装、工艺配管及配套专业安装工程；工程监理：工程设计及工程建设全过程。12.2招标初步安排工程设计和工程监理的招标是在本报告批准后15天内完成；建筑工程、安装工程、主要设备及材料采购的招标，126、是在施工图完成后15天内完成。12.3招标形式根据国家有关规定，其工程设计拟采用邀请招标，其他工程将由建设单位委托有招标资格的单位代理公开招标。12.4招标方式招标方式拟采用邀请招标和公开招标，通过招标，可以在较广的范围内择优选择信誉良好、技术过硬、具有专业特长及丰富经验的设计单位、监理公司、施工企业和生产供应商，以保证工程质量和降低工程造价，并能提高工程项目的社会效益与影响。本工程设计拟采用邀请招标方式，邀请具有市政公用工程（燃气）甲级资质的三家以上单位进行招标。工程监理要求乙级（及以上）监理资质，二级项目总监（具有国家注册监理工程师资格）；建筑工程及安装工程要求二级（及以上）建筑施工和GB127、1级市政燃气工程施工企业，二级项目经理；设备材料要求具有相应设备、材料生产能力、生产许可证、产品质量认证书的生产企业。12.5评标专家来源评标委员会由建设单位代表和评标专家组成，负责根据招、投标文件对各投标者进行综合评定，出具评标报告，推荐合格的中标单位；评标委员会专家是在大项目办专家数据库根据专业需要由计算机抽取组成。12.6招标程序和招标基本情况表招标程序，按照招标投标法招标人和投标人均需遵循招标投标法律和法规的规定进行招标投标活动。招标基本情况表：招标范围招标组织形式招标方法不采用招标方式招标估算金额（元）全部招标部分招标自行招标委托招标公开招标邀请招标勘察设计建筑工程安装工程监理设备重128、要材料其他第十三章 投资匡算及经济评价13.1投资估算工程概况本工程为日照xx燃气有限公司LNG调峰储备站工程项目申请报告。本工程设计规模为60104 Nm3/d。工程内容：总图、建筑、场内工艺、仪表、自控、电气、给排水、维修、交通抢险设施及其他配套设施。编制依据1、本工程估算工程量依据可研说明书及工艺所确定的方案。2、本工程土建投资估算套用全国市政工程投资估算指标及近期类似工程概预算指标。3、主材采用现行市场价，设备价格咨询厂家按现行出厂价加运杂费计算。4、其他取费标准：根据建标2007164号文件中的有关规定计算各项费用：1)永久性土地征用费：按25万元/亩计算；2)建设单位管理费：执行财129、政部财建2002394号文；3) 建设工程监理费:执行国家发改委、建设部发改价格2007670号文；4) 建设项目前期工作费:执行国家计委计价格 19991283号文;5)研究调试费：按5万元计算；6)工程勘察费:按第一部分工程费用的1.1计算； 7)设计费:执行国家计委、建设部计价格200210号文；8)预算编制费:按设计费的10计算；9)竣工图编制费: 按设计费的8计算；10)劳动安全卫生评审费：按第一部分工程费用的0.5计算；11)场地准备费及临时设施费：按第一部分工程费用的2计算；12)工程保险费：按第一部分工程费用的0.6计算；13)生产人员培训费：按设计定员24人的60计算，培训期130、为6个月，培训费为15000元/人；14)办公及生活家具购置费：按设计定员2000元/人计算；15)联合试运转费：按第一部分设备、安装之和的1.5计取；16)招标代理服务费：执行国家计委计价格【2002】1980号文按规定计取。17)施工图审查费:执行发改价格2011534号文。18)市政公用设施费：按有关规定计取；19) 环评、安评、水保、节能、职业卫生、地震、矿产等费执行国家计委、国家环保总局计价格2002125号，川介费 2003156号，国家计委财规200047号，发改办价格 2005632号，川价发2007112号，川价函 20057号等文。建设投资估算本工程总投资估算为6741.4131、4万元，其中：工程建设投资为6564.70万元（建筑工程费426.59万元，设备购置费3871.77万元，安装工程费352.00万元，其他工程费1914.34万元），建设期利息为115.70万元，流动资金贷款为42.72万元，铺底流动资金为18.31万元。详见表13-1： 工程投资匡算总表 表13-1序号工 程 和 费 用 名 称估 算 价 值 （ 万 元 ）建筑工程设备购置费安装工程其他费合 计A第一部分工程费用426.59 3871.77 352.00 4650.36 1LNG站总平421.59421.59 2LNG站工艺1609.00298.001907.003LNG槽车（15辆）195132、0.0001950.004LNG站自控60.0024.0084.005LNG站电气35.0020.0055.006LNG站给排水5.00 5.0010.0020.007维修、交通及抢险设施100.00100.008备品备件购置费37.5937.599工器具及生产家具购置费75.1875.18B第二部分其他费用1317.55 1317.55 1永久性征地费575.00 575.00 2建设单位管理58.80 58.80 3建设工程监理费114.69 114.69 4建设项目前期工作费34.78 34.78 5研究调试费5.00 5.00 6工程勘察费51.15 51.15 7设计费178.59 133、178.59 8预算编制费17.86 17.86 9竣工图编制费14.29 14.29 10劳动安全卫生评审费23.25 23.25 11场地准备费及临时设施费93.01 93.01 12工程保险费27.90 27.90 13生产人员培训费21.00 21.00 14办公家具购置费4.80 4.80 15联合试运转费63.36 63.36 16招标代理服务费26.63 26.63 17施工图审查费7.44 7.44 18市政公用设施费10.00 10.00 19安评、环评、水保、节能、职业卫生、地震、矿产等费93.01 93.01 C基本预备费596.79 596.79 D建设投资426.59134、 3871.77 352.00 1914.34 6564.70 E建设期利息115.70 115.70 F铺底流动资金18.3118.31 G规模总投资426.59 3871.77 352.00 2048.35 6698.71 H流动资金61.0361.03 I项目总投资426.59 3871.77 352.00 2091.07 6741.43 13.2资金筹措本工程建设投资资金来源分为银行贷款和公司自筹两部分：(1)银行贷款约占50%，贷款额为3282.35万元，贷款利率为7.05%(2)公司自筹约占50%，自筹额为3282.35万元。详见表13-2项目总投资使用计划与资金筹措表 表13-2135、序号项 目合计201220132014201520161总投资67416680397771.1 建设投资6565656500001.2 建设期利息(含其他融资费用)11611600001.3 流动资金610397772资金筹措67416680397772.1项目资本金3301328212222 用于建设投资328232820000 用于流动资金18012222用于建设期利息(含其他融资费用)000000其中：注册资金000000 资本金占总投资的比例49%2.2长期借款3441339827555 建设投资借款328232820000 流动资金借款43027555 建设期利息借款11611600136、0013.3 财务评价根据国家发改委、建设部2006年7月关于印发建设项目经济评价方法与参数的通知（发改投资20061325号文）及国家有关文件规定，对本可行性研究报告进行财务效益分析与评价。 基本数据1、生产规模及计算期本工程建成后规模为8100万立方米/年（年供气时间按照135天计算）。根据工程建设进度安排，确定建设期为1年，生产期20年，整个工程计算期为21年，正常年售气规模考虑了3%的输差，以此作为本项目经济分析的依据。并在计算期内各年使用同一价格，即财务评价使用现行价格。2、流动资金来源及使用计划流动资金采用分项详细指标估算法估算本工程项目全部建成投产后所需的流动资金，流动资金全为公137、司自筹，详见附表1“流动资金估算表”。3、固定资产折旧、无形资产及其他资产摊销费的计算原则本工程中以建设投资中的房屋建筑、机械设备、计入固定资产的土地费及部分基本预备费作为固定资产原值。固定资产折旧按平均年限法计算，折旧年限为20年，残值率为4%，折旧率为4.8%，年折旧额为285万元。无形资产按8年摊销，摊销额为93万元。4、基准收益率参照市政公用设施建设项目经济评价方法与参数结合市场情况本工程基准收益率取为12%(税前),12%(税后)。年销售收入本项目目前确定进气价格3.8元/立方米（含税），售气价格确定为4.18元/立方米（含税），年均营业收入为27320.00万元。财务分析1、产品销138、售收入本工程投产后，设定正常年的生产能力为设计能力，不考虑外界因素的影响而增大或减少生产能力，则在整个生产服务期20年的年均营业收入为27320.00万元。2、销售税金及利润的计算销售税金及附加按国家规定计取，产品缴纳增值税，增值税率为：天然气13%，城市维护建设税按增值税的7%计取，教育税附加按增值税的3%,所得税25%。详见附表2“利润与利润分配表”。3、生产成本及年经营费的计算详见表13-3“生产成本计算表-基本数据”及详见附表3“总成本费用估算表”。 生产成本计算表基本数据表- 表13-3 序号名称单位基本数据1设计规模万米3/年 81002年耗电量万度4.753电费单价元/度0.84139、384年耗水量万吨0.275水费单价元/吨3.116职工定员人247人均年工资福利费万元/人年3.008折旧年限年209残值率410无形资产摊销年年811进气价(含税)元/米33.8012售气价(含税)元/米34.1813项目建设投资万元6564.704、财务现金流量分析财务现金流量分析是对项目在计算期内各年的现金收支情况，进行的财务盈利分析。本工程根据资金来源，计算所得税前财务内部收益率14.81，税后财务内部收益率12.09,所得税后财务净现值38.42万元（Ic=12%）。详见附表4 “项目投资现金流量表”。5、财务效益分析：根据本工程的具体条件,计算项目在计算期内各年的资金运用情况，以140、便全面反映项目的经济性及现实性。根据已确定的售气价4.18元/Nm3，求得年均营业收入为27320.00万元，进而求得年均利润总额为801.47万元，年均缴纳所得税200.37万元，年均缴纳增值税223.03万元，年固定资产折旧费为285.00万元。其平均投资效益分析为： 平均年利润+年固定资产折旧1平均投资收益率 = 100=16.12 项目总投资平均年利润2平均投资利润率 = 100 =11.89 项目总投资 平均年利润+平均年增值税3平均投资利税率= 100=15.20 项目总投资 平均年净利润4资本金净利润率 = 100=18.21 资本金通过以上四项静态指标的分析，可以看出项目投资效141、益良好，可为企业提供较好的利润，同时为国家增加税收。不确定性分析1、盈亏平衡计算：本指标是以生产能力利用率来计算的投产运行盈亏平衡点生产盈亏平衡点（BEP）=固定总成本/（营业收入-可变总成本-税金）100%=59.34%即：项目建成后，生产能力达到59.34%时，为生产盈亏平衡点。详见图1“盈亏平衡图”： 图1 盈亏平衡图2、敏感性分析建设投资、销售价格及原材料价格是影响财务内部收益率的三大因素，现分别按5%、10%及15%作了敏感性分析，通过分析可以看出销售价格的变化是最敏感的因素，敏感性分析变化情况详见表13-4“敏感性分析汇总表”及图2“敏感性分析图”。敏感性分析汇总表- 表14-4序142、号项目变化幅度项目财务内部收益率FIRRFNPVPt0基本方案12.09%38 8.63 1建设投资15%10.42%-753 9.56 10%10.93%-489 9.25 5%11.49%-225 8.94 -5%12.75%300 8.33 -10%13.47%560 8.02 -15%14.26%820 7.72 2销售价格15%44.55%18497 3.73 10%35.05%12345 4.32 5%24.62%6192 5.39 -5%#DIV/0!-6950 0.00 -10%#DIV/0!-15154 0.00 -15%#DIV/0!-23357 0.00 3原材料价格15143、%#DIV/0!-22055 0.00 10%#DIV/0!-14286 0.00 5%#DIV/0!-6516 0.00 -5%24.03%5867 5.47 -10%34.01%11694 4.39 -15%43.09%17521 3.81 4负荷15%13.82%802 7.99 10%13.26%548 8.18 5%12.69%293 8.40 -5%11.47%-216 8.89 -10%10.83%-471 9.19 -15%10.16%-726 9.53 图2 敏感性分析图13.4财务评价指标及结论综上述分析，本项目税后财务内部收益率12.09、税后投资回收期8.63（含建设期144、）年等评价指标均能满足行业的基本要求，项目具有良好的盈利能力。除了取得较好的直接经济效益外，同时对整个社会的环境及社会效益也是十分显著的。本工程的建成能大大改善当地人民的生活条件，提高人民的生活水平，对保护当地的自然环境起到重要作用，对经济发展有作重要意义，其间接经济效益远远大于工程的直接经济效益， 因此本工程在经济上是可行的。详见表13-5主要经济数据及评价指标表。主要经济数据及评价指标表 表13-5序号项 目单位数据说明I经济数据1项目总投资 万元6741.44其中：规模总投资 万元6698.712建设投资 万元6564.703建设期利息 万元115.704流动资金 万元61.03其中：铺145、底流动资金 万元18.315资金筹措 万元6741.44其中：债务资金 万元3440.78 项目资本金 万元3300.66 资本金比例 %49.27%6年平均营业收入 万元27320.007年平均营业税金及附加 万元22.308年平均总成本费用 万元26496.229年平均利润总额 万元801.4710年平均所得税 万元200.3711年平均净利润 万元601.1012年平均息税前利润 万元858.0913年平均增值税 万元223.0314进气价元/m3.8015售气价元/ m4.1816设计规模万m/d30.00II财务评价指标1总投资收益率 %12.73%2项目资本金净利润率 %18.21146、%3项目投资财务内部收益率(所得税前) %14.81%4项目投资财务净现值(所得税前) 万元1253.92 Ic=12%5项目投资回收期（所得税前） 年7.64 6项目投资财务内部收益率(所得税后) %12.09%7项目投资财务净现值(所得税后) 万元38.42 Ic=12%8项目投资回收期（所得税后） 年8.63 9项目资本金财务内部收益率 %14.03%10盈亏平衡点（生产能力利用率） %59.34%11贷款偿还期 年7.48第十四章 社会影响分析14.1 社会影响与社会效益天然气工程是一项利国利民的事情，对于经济和社会可持续发展具有极其重要的意义。本项目的建成，不仅能保障亚太森博冬季的稳147、定用气，同时还可为日照市调峰。用天然气代替煤、汽油和柴油等燃料，提高了能源的利用率，减少运输量，节约能源。在保护环境方面减少了因燃重油产生的飞灰及SO2对大气的污染，减少了酸雨现象，从而改善了大气质量，环境效益显著。本项目的启动可创造就业机会，增加国家税收。利用天然气资源，扩大燃气市场，对城市的经济发展和人民生活水平的提高起到促进作用。14.2 社会环境适应性分析目前亚太森博用气主要以重油为主。燃气发展现状与城市现代化进程和人民生活水平提高的要求已不相适应，随着开发区的建设加快和新城区的建成，管道燃气的需求与日俱增，供需矛盾日益突出。LNG的利用，这些问题都能迎刃而解，因此本项目的实施与社会环148、境有很好的适应性，能被浆纸厂和社会接受，将推动该地区快速健康发展。14.3 社会可行性天然气工程气源是保障，市场是根本，要大力发展城市天然气事业必须培育发展丰富广阔的应用市场，提高天然气的耗气量。对天然气应用市场存在较大影响主要是政府环保政策、天然气价格优势、能源利用率以及社会经济的发展等方面。政府政策的影响由于天然气城市应用具有环保、高效等优势，是优质的城市能源、天然气气化率也已成为城市实现现代化的标志之一，但是发展初期由于用具的改造、用户观念等原因，发展必然存在一个渐进的过程，政府完全有可能也有必要出台一系列相应的政策来推广发展天然气，尤其是结合环保、旅游、交通等部门，对锅炉等强行要求改用149、天然气，这样必然大大提高天然气的耗量。天然气价格对气量的影响天然气价格与用气量市场的发展可以说是互相影响，互相关联的，一方面气价的变化将直接影响用户的发展速度以及规模，同时随着用气量的发展变化，天然气供应单位成本将发生变化，这样就又反过来影响天然气的价格，总之，随着天然气市场的不断发展，气量将逐步增大，成本将逐步降低，气价与气量将最终走向良性发展轨道。目前城市能源主要有煤，电、油、气等几类，天然气要具有良好的经济性，则必然应该比替代能源具有更为便宜的价格。由于煤的价格很低，一般从价格方面来说天然气不具有任何优势，对于煤的替代主要是从环保出发，而对于电和油则天然气则可能成为经济的替代能源。多种能150、源比价见下表。多种能源比价表品名热值单价10元热当量(MJ)一般效率折合效率后当量10元热当量于天然气比煤22.99MJ/kg500-600元/吨383-50055%210.65-275轻油43.47MJ/kg4000元/吨10970%76.10.53柴油42.71MJ/kg4000元/吨10770%74.70.52重油41.87MJ/kg2200元/吨19065%123.70.86热力20080%160.01.10电3.59MJ/kw0.53元/kw6890%61.40.42液化气45.22MJ/kg5300元/吨8585%72.50.50天然气36.67MJ/m32.155元/m31708151、5%144.61注：由于能源市场价格变化较大，以上价格仅为分析参考价格根据以上数据计算出，天然气与各类能源的等值气价，当天然气气价高于该价格时，则从理论上替代该能源不具有经济性，较难发展该能源用户。工程期限内主要的用户为工业用户，天然气所替代的工业用户能源主要为重油，而天然气对上述气源在价格上有明显的优势。未来天然气用气量的发展是与很多其他条件息息相关的，为了大力推广天然气这一清洁能源，进一步使城市能源结构合理化，政府、环保以及有关部门有责任出台一系列执行措施，早日实现天然气的普及应用。另外，工业用气量具有很大的不可预期性，由于多种能源并存，工业用户选择能源大多考虑经济因素，而对于环境因素考虑152、较少，建议有关环保部门加大环保宣传力度，政府给以采用清洁能源的大型工业一定的优惠政策，从而使各类工业的能源选择能够更作重于环保效益，促使地区能源结构日趋合理。社会经济的发展此外社会经济的发展也将给天然气用气市场带来很大的影响，社会经济持续、良好的增长，将给天然气市场带来持续、不断增长的用户。反之将较少天然气用气市场。由于管道天然气在山东省、在全国已逐渐普及，老百姓对此事的了解和认知已有一定的基础，接受程度较高。在政府引导下，燃气公司提前做好宣传，天然气工程能够为日照市社会环境、人文环境所接纳。第十五章 研究结论15.1 方案总体描述本项目具有一定的经济效益，抗风险能力也较强。气源及建设期的成本153、问题也是可以妥善解决的。同时，本项目的建设对亚太森博的产品品位有所提高、对改善投资环境、减少环境污染都有着十分重要的意义。环境效益 城市的主要污染物是烟尘、粉尘、二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOX）。而天然气的利用将替代大量的煤和其他部分燃料，减少污染物排放，在根治环境污染，改善空气环境质量方面历来作用十分显著。节能效益 从现有的水平看，亚太森博能源利用率已经比较高，但是重油热效率不如天然气高，所以在能源利用率方面与先进省市及市主城区相比有一定的差距。天然气的利用将可以缩短这种差距，由于天然气成本低、质量高，比燃烧重油的热效率提很多，仅此一项便可节约大量的能源，同时天然气输送比重油、电等的能154、源量损失少，从而节约了能源。由于城市天然气来气压力高，依靠自身压力就可输送而无须依靠其他能源（如电力），在节约能源方面与其他能源相比，也有很好的节能效益。社会效益 通过天然气的利用，满足了生产需要；在环境保护方面的积极作用，使人民生活质量有所提高，能间接地减少疾病，延长寿命，广大群众安居乐业，从而更好地建设社会，促进社会文明、健康发展；也可以减少城市固体燃料的运输量，能够缓解交通阻塞状况；同时还可以提高工业产品质量、增加附加值，给企业带来良好的效益；能创造就业机会，调整产业结构，增加国家税收。财务效益 经测算本工程建成后，平均年销售收入为35414.81万元；财务内部收益率为13.10%（税后155、），总投资效益率14.71%，具有很好的盈利能力。15.2 结论日照工业用户众多，发展前景十分广阔，LNG引入浆纸厂，工业用气市场将有巨大的发展。该项目由日照xx燃气有限公司经营，不涉及收购其它公司资产溢价等问题，且能与山东省内的其他项目产生协同效应。投资回报分析表明，该项目NPV为287.15万元（折现率12%），项目内部收益率IRR达13.10%，总投资收益率14.71%；动态投资回收期为8.32年（税后），各项经济指标均能满足行业要求，该项目可行。15.3 建议本工程是供气的重要保障设施之一，也是减少城市大气污染，提高环境质量的环保项目和造福于市民的福利项目，建议政府有关主管部门应给予一156、定的优惠政策。本项目气源为液化天然气，建议尽快与中石油接洽，形成双气源供气，以提高LNG供气的可靠性。综上所述，本项目具有一定的经济效益、良好的社会效益和环境效益，对促进日照市镇组群的整体发展有着重要意义。因此，本项目的建设是必要的，也是可行的。同时2012年12月底前实现对厂区供气。请企业投资项目主管部门尽快对该项目申请报告予以核准立项。附表1 流动资金估算表序号项 目最低周转天数周转次数计 算 期2012201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030203120321流动资产1.1 应收账款3157、0120105515732091260926092609260926092609260926092609260926092609260926092609260926091.2 存货0000000000000000000001.3 现金152401012151717171717171717171717171717171717 预付账款小计0106515862106262626262626262626262626262626262626262626262626262626262626262626262流动负债010261539205225652565256525652565256525652565158、2565256525652565256525652565256525652.1 应付账款3012010261539205225652565256525652565256525652565256525652565256525652565256525652565 预收账款3流动资金039465461616161616161616161616161616161614流动资金当期增加额03977700000000000000005流动资金借款额02733384343434343434343434343434343434306流动资金借款利息0222233333333333333337自有流动资金012159、14161818181818181818181818181818181861附表2利润与利润分配表序号项 目合计2012201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030203120321营业收入546400011626174382325129064290642906429064290642906429064290642906429064290642906429064290642906429064290642营业税金及附加4460914192424242424242424242424242424242160、4243总成本费用529924011868173752284328310282702823028190281502805728057280572805728057280572805728057280572805728057280574营业利润160290-252493897317708108508909839839839839839839839839839839839835补贴收入00000000000000000000006利润总额160290-252493897317708108508909839839839839839839839839839839839837弥补以前年度亏损252049161、203000000000000000008应纳税所得额160290001857317708108508909839839839839839839839839839839839839所得税40070004618319320321322224624624624624624624624624624624624610净利润120220-2524934354857860863866773773773773773773773773773773773773711期初未分配利润0-252-20873537171099150111238385532680000000012可供分配的利润180210-252-20162、3134555930132417372168186015751290100573773773773773773773773713提取法定盈余公积金122700534555861646774747474747474747474747414可供投资者分配的利润167930-252-20810050187312631673210217861501121693166366366366366366366366315未分配利润0-252-208735371710991501112383855326800000000016息税前利润171620-1129059289389389389389398698698163、698698698698698698698698698617息税折旧摊销前利润036766896912711271127112711271127112711271127112711271127112711271127112711271附表3 总成本费用估算表序号项 目合计201220132014201520162017201820192020202120222023202420252026202720282029203020312032运营负荷0%40%60%80%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1164、00%1外购原材料费512087010895163432179127239272392723927239272392723927239272392723927239272392723927239272392723927239272392外购燃料及动力费910234555555555555555553工资及福利费144007272 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 4修理费22640113113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 165、113 113 5其它费用64670166225 283 341 341 341 341 341 341 341 341 341 341 341 341 341 341 341 341 341 6经营成本52234901124916756 22263 27770 27770 27770 27770 27770 27770 27770 27770 27770 27770 27770 27770 27770 27770 27770 27770 27770 7折旧费57000285285 285 285 285 285 285 285 285 285 285 285 285 285 285 285 166、285 285 285 285 8摊销费74309393 93 93 93 93 93 93 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9利息支出11320241242 203 162 123 83 43 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 其中：流动资金借款利息53022 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 长期借款利息10780240240 200 160 120 80 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 短期借款利息100010000000000000000010不予抵扣或退税的税额0000000000000167、00000000011总成本费用52992401186817375228432831028270282302819028150280572805728057280572805728057280572805728057280572805728057其中：可变成本51217801089716346217952724427244272442724427244272442724427244272442724427244272442724427244272442724427244 固定成本1774609711029104810661026986947907814814814814814814814814168、814814814814附表4 项目投资现金流量表序号项 目合计2012201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030203120321现金流入546694011626174382325129064290642906429064290642906429064290642906429064290642906429064290642906429064293581.1 营业收入5464000116261743823251290642906429064290642906429064290642906429169、06429064290642906429064290642906429064290641.2 补贴收入00000000000000000000001.3 回收固定资产余值23300000000000000000002331.4 回收流动资金610000000000000000000612现金流出529421656511298167772228927801277932779327793277932779327793277932779327793277932779327793277932779327793277932.1 建设投资65656565000000000000000000002.2 流动170、资金6103977700000000000000002.3 经营成本522349011249167562226327770277702777027770277702777027770277702777027770277702777027770277702777027770277702.4 营业税金及附加44609141924242424242424242424242424242424242.5 维持运营投资03所得税前净现金流量(1-2)17273-6565328661962126312711271127112711271127112711271127112711271127112711271171、127115654所得税前累计净现金流量-6565-6237-5576-4614-3351-2080-80946117323002427355446814808593551062611897131671443815708172735调整所得税432000741492252252252252252482482482482482482482482482482482486所得税后净现金流量(3-5)12953-6565328587813103910461046104610461023102310231023102310231023102310231023102313177所得税后累计净现金流量-65172、65-6237-5650-4837-3798-2752-1706-660386140824313454447755006523754585689591106141163712953计算指标:所得税前财务内部收益率14.81%所得税前财务净现值(Ic=12%)1254所得税前投资回收期7.64所得税后财务内部收益率12.09%所得税后财务净现值(Ic=12%)38所得税后投资回收期8.63附表5 财务计划现金流量表序号项 目合计2012201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030203120321173、经营活动净现金流量195970367668923108810781068105810481025102510251025102510251025102510251025102510251.1 现金流入61743201313719705262743284232842328423284232842328423284232842328423284232842328423284232842328423284232842 营业收入5464000116261743823251290642906429064290642906429064290642906429064290642906429064290642174、9064290642906429064 增值税销项税额71032015112267302337783778377837783778377837783778377837783778377837783778377837783778 补贴收入0000000000000000000000 其它流入01.2 现金流出59783501277019037253513175431764317743178431794318173181731817318173181731817318173181731817318173181731817 经营成本5223490112491675622263277702777027175、7702777027770277702777027770277702777027770277702777027770277702777027770 增值税进项税额66571014162125283335413541354135413541354135413541354135413541354135413541354135413541 营业税金及附加4460914192424242424242424242424242424242424 增值税4461095142190237237237237237237237237237237237237237237237237237 所得税4007000461176、83193203213222246246246246246246246246246246246246 其它流出02投资活动净现金流量-6626-6565-39-7-7-700000000000000002.1 现金流入02.2 现金流出66266565397770000000000000000 建设投资6565656500000000000000000000 维持运营投资000000000000000000000 流动资金610397770000000000000000 其它流出03筹资活动净现金流量-87426565-202-787-868-869-845-813-781-981-951-9177、51-951-934-666-666-666-666-666-666-666-7093.1 现金流入675666803921770000000000000000 项目资本金投入33013282122220000000000000000 建设投资借款3398339800000000000000000000 流动资金借款430275550000000000000000 债券0短期借款140014000000000000000000其它流入03.2现金流出15498116241808876876845813781981951951951934666666666666666666666709各种利息支178、出124811624124220316212383433333333333333 偿还长期债务本金3398005665665665665665660000000000000 偿还流动资金借款本金43000000000000000000043 偿还短期借款本金14001400000000000000000股利分配1079500092148156164172979948948948931663663663663663663663663其它流出04净现金流量42300126-1264721123325527767747474913593593593593593593593165累计盈余资金012604725949274710241091116412381312140217612120247928373196355539144230