1、XXXXXXXXXXXXX有限公司农业综合开发项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月135可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录1 总 论11.1 项目概况11.2 编制要求和原则21.3主要技术经济指标52 城市概况72.1 基本概况72.2 自然地理条件82、2.3 交通能源通讯92.4经济概况102.5 工业概况113 用气市场分析133.1用户概况133.2市场预测133.3承受能力分析143.4市场风险154 气源选择与供气规模174.1气源选择174.2气源概况184.3各类用户耗热定额的确定194.4各类用户高峰系数的确定214.5各类用户耗气量平衡与高峰流量计算224.6用气量测算235 储气与调峰275.1储气调峰量确定275.2储气设施的选择286 汽化站设计316.1 站址选择316.2 总平面布置316.3 气化站设计326.4 道路及出入口476.5 围护设施476.6 排水及竖向设计476.7 绿化477 城市燃气输配管网43、87.1城市燃气输配管网压力级制确定487.2城市燃气输配管网布置原则507.3管网布置517.4管网水力计算527.5管道管材、管道敷设527.6阀门及管道敷设537.7管道穿跨越548 仪表及自动监控系统568.1 设计依据的规范及设计原则568.2 设计范围568.3 控制系统要求578.4 仪表选型578.5 安全技术措施598.6 仪表的防护措施598.7 动力供应598.8自控设备材料表609 公用工程629.1 建(构)筑物设计629.2 电气设计649.3 给排水设计7010 消防设计专篇7310.1 防火设计依据7310.2 工艺流程简述7310.3 危险性分析7410.4 4、事故紧急预案7811 环境保护专篇8111.1 设计依据8111.2 生产过程污染物分析8111.3 设计中采取的防治措施及预期效果8211.4 站区绿化8311.5 环境评价8312 节能专篇8512.1 能源消耗8512.2 能源供应状况8512.3 主要耗能的部位及能源种类8512.4 主要节能措施8512.5 节能评价8713 劳动安全卫生专篇8813.1 设计依据8813.2 建筑及场地布置8813.3 生产过程中职业危险、危害因素分析8913.4 劳动安全卫生防范措施8913.5 劳动安全卫生机构9114 组织机构及定员9214.1 组织机构设置9214.2 劳动组织及定员92145、.3 人员培训9315 项目实施进度9415.1 项目实施原则9415.2 实施计划9416 投资概算9616.1编制依据9616.2取费说明9716.3投资估算结果9716.4流动资金估算9716.5建设投资筹措及建设期利息估算9716.6项目总投资估算9717 财务分析10017.1 财务分析的范围、依据和方法10017.2 评价参数和基础数据10117.3总成本费用估算10217.4收入、税金及利润估算10217.5 财务分析10217.6 不确定性分析10417.7 财务评价分析结论10518结论及建议10618.1 结论10618.2 建议10718.3 施工图设计前需解决的问题106、71 总 论1.1 项目概况建设单位湖南省xx县xx燃气有限公司项目名称湖南省xx县城市管道液化天然气能源工程可行性研究报告建设规模本站为LNG、 CNG合建站及CNG站，给xx县主城区居民、商业和工业用户、车辆提供车用天然气清洁燃料。本项目设计总规模为年供气1552.35m3。1.1.4项目性质和建设内容.1项目性质xx县城市管道液化天然气能源工程是项有显著节能效益和社会、环境效益的城市基础设施，功在国家，利在人民，福荫子孙，项目建设将对xx县的经济发展和文明进步作出新的贡献。.2项目建设内容新建主城区天然气输配系统，包括：（1）液化天然气气化站；（2）中低压气输管网1.1.5项目建设的必要7、性及意义（1）长期以来，公路运输车辆以汽油、柴油为燃料，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”，xx县也相继出台了一系列治理机动车辆排放污染的地方法规。（3）随着城市能源结构的优化和环境质量的提高，xx县城市将变得更年轻，形象更加美好，内涵更加丰富。城市文明程度的8、提高，必将激励xx县特有的旅游资源的深入开发和旅游观光事业的快速发展，改善投资环境，吸引更多的外来资金，推进城市现代化建设和地区经济、社会、环境和资源相结合的可持续发展。1.2 编制要求和原则 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：（1） 全站总图；（2） 全套工艺装置的工艺、设备布置、配管；（3）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；（4）全站土建。 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，xx县天然气加气站可行性研究报告主要内容有：（1）研究xx县营运出租车辆和公交车辆使用清洁燃料的技术路线以及建设LNG、CN9、G气化站的可行性，对本项目作出建议。（2）研究该LNG、CNG气化站的工艺技术方案。（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。 编制依据（1）湖南省xx县xx燃气有限公司提供的有关技术资料；（2）湖南省xx县城市总体规划说明书； 编制原则（1）符合xx县规划部门的要求，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加气站的成功经验，保证工程工艺技术的先进性、可靠性10、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。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 HGJ28-20011、0（7）液化天然气（LNG)生产、储存和装运GB20368-2006（8）输气管道工程设计规范GB50521-2003(9) 城镇燃气设计规范（GB50028-2006)(10) 原油和天然气工程设计防火规范GB50183-93(11) 建筑设计防火规范（GB50016-2006）(12) 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92）(13)建筑灭火器配置设计规范（GBJ140-90）1997版(14)供电系统设计规范（GB50052-95）(15) 建筑物防雷设计规范（GB50057-94）（2000年修订版）(16)自动化仪表工程施工及验收规范（GB50093-2002）(112、7)油气田及管道仪表控制系统设计规范（SY/T090-96）(18)天然气输送企业计量器具配备规范（SY/T6045-95）(19)石油化工企业可燃气体检测报警设计规范（SH3063-94）(20)石油天然气工业输送钢管 交货技术条件第一部分：A级钢管（GB/T 9711.1-1997）(21)原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范-穿越工程（SY/T0015.1-98）(22)工业金属管道工程施工及验收规范（GB 50235-97）(23)埋地钢质管道聚乙烯防腐涂层技术规范标准（SY/T4013-2002） (24)低合金钢焊条（GB5118-85）(25)钢制弯管（SY5257-91）(213、6)聚乙烯燃气管道工程技术规范（CJJ63-95）(27)原油和天然气工程建设场站总图设计规范（SY/T0450-97）(28)城镇燃气输配工程施工及验收规范（CJJ33-2005）(29)输油输气管道线路工程施工及验收规范（SY040198）(30)涂装前钢材表面处理规范（SY/T0407-97）1.3主要技术经济指标表1-1 主要技术经济指标表序号指标单位数量备注1生产规模1.1供气能力万Nm3/a1552.35LNG、CNG1.2年工作天数天3604定员人385加气站占地面积m211333.396建设项目总投资额万元100006.1建设投资万元8864.756.2建设期贷款利息万元10414、.256.3流动资金万元10317年均销售收入万元6013.418年均总成本费用万元4770.169年均利润总额万元1178.0610财务评价指标10.1所得税前财务内部收益率12 10.2所得税后财务内部收益率1510.3所得税前财务净现值万元9.7010.4所得税后财务净现值万元8.9810.5税前投资回收期年2669.29 10.6税后投资回收期年4773.9810.7资本金财务内部收益率13 10.8资本金财务净现值万元3102.56 11盈亏平衡点%402 城市概况2.1 基本概况xx县地处湘中偏西南东经1108 11157，北纬26512722。东西长80.15公里，南北宽65.315、公里，总面积2199.38平方公里，约占湖南省总面积的1.04%。位于湖南省西南部，雪峰山东麓，资江上游。东接隆回，南接武冈，北临淑浦县，西南邻绥宁县，西北界黔阳县。东经邵阳至长沙市328公里。xx县辖22个乡、镇，人口83万，以汉族为主，有瑶、回、苗、侗、满、土家、高山、傣、水、哈萨克、朝鲜、白、东乡、仫佬族等15个少数民族（其中少数民族乡3个），共1万余人，其中瑶族8800余人。 xx人文荟萃、底蕴深厚。这里是革命老区县、红军长征经过地，是抗日战争的“收官”之战“雪峰会战”的主战场，也是“护国讨袁、再造共和第一人”蔡锷将军、原海军参谋长袁也烈将军、“中国消费经济学”创始人尹世杰、著名教育家16、刘寿祺、著名作家谢璞、著名画家黄铁山的家乡，也是“爱民模范”宋文博生前工作、战斗过的地方。 xx民风淳朴、勤劳友善。xx人素有“四会”（会喂猪、会砌屋、会读书、会种谷）之美誉，人民能耕善读、重情崇义、重诺守信、纯朴敦厚。xx钟灵毓秀、风光旖旎。这里是全国生态建设示范县、湖南省重点林区县，全县森林覆盖率达66.8%。 境内xx潭壁立千仞，堪称“天下奇观”；回龙洲塔影移江，俨然得道老者；罗溪瑶寨风情多姿多彩，原始次生林古老神奇，已被认定为省级生态森林公园；还有湘 黔古道、蔡锷将军故里、红军长征路、抗日阵亡将士纪念塔等，都是追古抚今、旅游观光的理想之处。唐代“十大才子”钱起夜宿xx驿，吟出“野竹通溪17、冷，秋泉 入户鸣”的不朽佳句。明末大学士方以智在此乐游三载，留下了“天地一时小，惟余xx宽”的千古绝唱。 xx地阜物丰，资源富饶。周总理亲自命名的“雪峰蜜桔”誉满中外，明朝贡品“雪峰云雾茶”香溢四海，非物质文化遗产墨晶石雕名扬宇内，是全国粮食生产先进县、商品粮基地县、瘦肉型生猪生产十强县、全国速生丰产林基地县。境内蕴藏矿产20余种，其中煤、锰、铁、铅、锌等蕴藏量大，煤储量1680万吨，铁矿储量2.85亿吨，锰已探明储量788万吨，远景储量3000万吨。全县水能理论蕴藏量22.5万千瓦，可开发利用量18.4万千瓦。 xx交通便利、区位优越。未来几年，xx将正式形成以邵怀高速、洞新高速、洞张高速和18、怀邵衡快速铁路为干线，以320国道和省道S220、S221线为辅线，以四通八达的县道、乡道、村道为支线的“大交通”网络，xx县区域性交通商贸物流中心地位将进一步奠定。勤劳淳朴的83万xx人民敞开胸怀，竭诚欢迎海内外人士前来观光旅游、投资兴业、共谋发展。2.2 自然地理条件xx县地处亚热带，由于雪峰山的影响，境内气候分区现象明显。东南部属中亚热带季风湿润气候，冬季受西伯利亚南下的干冷气团控制，盛行偏西北风，气候寒冷干燥，春夏之交，处在南北冷暖气团相互交替的过度带，阴湿多雨，天气多变，盛夏初秋，受副热带高压的控制，天气晴热少雨；而西北部的雪峰山区属典型的山地气候，严寒期较长，海拔在1300米以上的19、山地根本不具备夏季气候这一特色。因此，xx县气候具有以下四大特色：严寒酷热期短，作物生长季长：县境内夏热酷暑天气不显著，除西部高寒山地外，严寒期不长，冬长107天左右，冬季可见霜、雪、冰冻，但出现次数少，其量甚微，往往随降随溶。春末夏初多雨，盛夏秋季多旱。春温多变，寒流频繁。山区丘陵两地，季节相差各异。xx县年平均气温16.6，年平均气压977.7hPa，年平均风速1.5m/s，该地区静风频率很高，风频为29%，常年主导风向为西南，风频为10%，年均相对湿度81%，年均降水量1482.5mm，年均蒸发量1247.2 mm，平均日照1523.5小时，无霜期290天。2.3 交通能源通讯（1）交通20、xx区位条件较好，自古就有“南方丝绸之路”湘黔古驿道贯通全境，现有320国道、1805、1806省道交汇于此，成为通往大西南的交通要地。经过近几十年的发展，全县形成东西纵横、南北交错总长达600余公里、以县城为中心、国省道为主线、县乡公路为干线、乡村公路为支线，通外地，连集镇，系农村的公路运输网络，是湖南最早实现村通公路、乡乡通客班车的县之一。目前，每天有几十辆客车直驶广州、深圳、长沙等地。尤其值得庆欣的是，随着上（海）端（丽）高速公路和渝怀铁路的规划建设，将为xx的交通事业带来更加空前的发展机遇。（2）能源该县城电力事业发展很快，1991年，经国务院批准被列为第二批全国100个农村水电初级电21、气化县之一，1995年经验收达标。全县发电机总装机容量31140千瓦，2002年发电量达1.2812亿千瓦时，县电网已与湘中电网并网运行。县内最大的水电站茶路电站，装机容量2.8万千瓦、年发电量为9976万千瓦。此外，国家11万伏高压线路贯通县境，邵阳市重点工程，高沙22万伏输变电工程已完成。煤炭生产稳步发展，全县2002年年产煤炭13.25万吨。（3）通讯该县程控电话交换容量已达8.7万门，电话用户6.6万户，移动电话用户45000余户。有2条国家一级光缆和1 条省二级光缆穿越全镜。综合通讯能力在全国县市中居领先地位。可直拨世界180多个国家和地区。图文传真，特快传递业务通达内外。2.4经济22、概况2012年，xx县完成国内生产总值498128万元，按可比价计算，比2010年增长11.7%，增速快于上年1.1个百分点，为近十年来最高水平。从三次产业看，第一产业完成增加值186160万元，增长5.6%；第二产业完成增加值68219万元，增长20.4 %；第三产业完成增加值163746万元，增长12.4%。人均国内生产总值5221元，增长14.9%。三次产业结构由上年的44.1:15.5:40.4调整为44.5:16.3:39.2，二产业比重逐步提高。三次产业对经济增长的贡献率分别为22.7%、29.4%、47.9%。 初步统计，2008年，全县完成生产总值59.77亿元，按可比价计算，23、比2007年增长11.6%，增速比上年提高0.4个百分点。从三次产业看，第一产业完成增加值23.96亿元，增长6%；第二产业完成增加值15.06亿元，增长18.2%；第三产业完成增加值20.75亿元，增长13.1%。按常住人口计算，人均生产总值8033元，比上年增长8.9%。三次产业结构为40.1：25.2：34.7，二产业比重逐步提高。三次产业对经济增长的贡献率分别为20.2%、38%、41.8%。 工业增长强劲，对经济增长的贡献率达13.0%；城镇化进程加快，年末城镇化水平达到19.9%,比上年提高0.5个百分点。全县农村外出务工人员14.8万人；劳务总收入61982万元，增长25.5%。24、 全县规模工业中非国有制企业增加值完成16142万元，增长49.5%,比国有工业快38.0%，所占比重由上年的68.5%上升到74.6%；全县全部工商税收中非国有经济占77%。全县私营企业发展到228户，个体工商业发展到12150户，分别比上年增长78.1%、19.7%。 xx县竹市家禽。2.5 工业概况全年全部工业增加值40783万元，比上年增长13.9%。其中国有及年销售收入500万元以上的非国有工业企业增加值21639万元，增长23.2%；从经济类型看，国有工业企业增加值5497万元，增长10.%；非国工业企业增加值16142万元，增长49.5%。从轻重工业看，轻工业增加值11560万元25、，增长40.3%；重工业增加值10079万元，增长13.8%；轻工业发展快于重工业。全县规模以上工业产品产量中，原煤12.25万吨，比上年减少0.4%；水泥32.66万吨，增长19.4%；内燃机8.17 万千瓦，增长40.1%；发电量8009万千瓦时，减少27.3%；糖果32020吨，增长32.0%；罐头10100吨，增长18.5%；鲜、冻畜肉12500吨，增长124.4%。 xx县农业综合开发全县规模以上工业企业实现销售产值67802万元，增长31.5%；工业产品销售率为102.1%。工业产品出口增速明显提升，出口交货值比上年增长4.6倍。 规模以上工业企业经济效益综合指数为124.42，创26、历史最高水平，比上年提高21.37点；实现利润总额387万元,比上年增长4倍；全年完成利税总额2489万元，增长8.3%。3 用气市场分析3.1用户概况本项目主要为xx县主城区居民生活；医院、学校、宾馆、餐厅等商业部门；食品加工企业等到工业部门；营运出租车辆以及汽运集团内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，建设方拟在xx县建设一座LNG、CNG合建站，为出租车和汽运集团内公交车辆提供清洁燃料，首先使xx县部分交通车辆先期清洁化，同时为整个xx县机动车辆的大规模清洁化起示范带头作用。3.2市场预测根据现场调查，对xx县主城区天然气市场情况及可能的需求量归纳如下27、：（1）xx县2002年底在册户数为224840户，总人口784809人，平均每户3.5人，主城区现状人口80494万，近3万户。xx县总体规划修编中，xx县主城市区到2020年人口将达到16万人。（2）商业用气主要是医院、学校、餐厅、宾馆的用气。（3）工业用气主要是食品加工企业的用气。（4）车用加气近年来，xx县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县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县空气质量恶化的最大污染源。随着经济的发展和汽车保有量的高速28、增长，xx县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县推广汽车新能源的计划，减轻对油品的依赖是调整xx县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；能充分利用中海石油的气源协调及技术管理优势，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。结合xx县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县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29、也不会很激烈。3.3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35.78MJ/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6.1元/L计，用户可承受1Nm3天然气价格最高为6.1/130、.1=5.55元。按照发改电2010211号，1Nm3天然气最高售价为6.10.75=4.575元。比用户可承受的最高价格5.55元还要低0.975元；若气油价格以6.5元/L计，用户可承受1Nm3天然气价格最高为6.5/1.07=6.07元。按照发改电2010211号，1Nm3天然气最高售价为6.50.75=4.875元。比用户可承受的最高价格6.07元还要低1.195元。目前，本项目参考周边市场售价，LNG、CNG售价均定为4.60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县油气市场价格变动情况等各种因素，确定柴油按照7.1元/L、汽油按照7.5元31、/L、 LNG、CNG 按照4.60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：表3-1 燃油燃气消耗比较表 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7.5元/L100辆9.35L3002805L2.103万元天然气4.6元/Nm3100辆10Nm33000.3万Nm31.380万元公交车柴油7.1元/L100辆27.3L2005460L3.877万元天然气4.6元/Nm3100辆30Nm32000.6万Nm32.760万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，0.723万元；32、公交车，1.117万元。可见，在xx县相对于汽油、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。3.4市场风险发展清洁能源是提高xx县城人民生活质量的一大民心工程，项目需求会稳步提高。同时，为发展绿色环保和清洁能源的LNG公交车，xx县汽运集团已准备向市场投放LNG、CNG公交车，并且今后将会陆续增加相应公交车和客运车辆，天然气加气站市场潜力巨大，但至今xx县尚未有CNG汽车天然气加气站。所以天然气加气站的配套建设必须得尽早建设完成，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33、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县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小。4 气源选择与供气规模4.1气源选择根据我国能源发展方针及地区的不同，目前能作为城镇燃气气源选择的主要有：天然气随着我国经济发展、国力增强以及天然气利用的认识加深，我国已经确定21世纪内把天然气开发利用作为34、能源发展的战略重点； CNG在远离“天然气输气主干线或输气支线，若运距小于200Km或最大不超过300Km的中小城镇，可考虑已使用上天然气、且建有CNG(压缩天然气)加气母站的城市，采用CNG高压气体运输半挂车，从CNG加气母站充气，通过公路运送至城镇CNG供气站；LNG液化天然气，我国始于2000年上海浦东LNG工厂,供气量10104m3/d，主要用作城市调峰及备用气源。现在河南璞阳、新疆广汇、鄂尔多斯、松源油田、山西晋城等地均建有LNG工厂，其中新疆广汇规模最大，日供气量达150104m3，是我国最大的LNG生产基地，并已在中南和东部沿海地区建有LNG中转站。另外，在我国的广东、福建、浙江35、上海、山东、天津和辽宁等省市均在筹建LNG接收站，从国外引进LNG。LNG在LNG工厂或LNG中转站充入LNG槽车（或箱式集装箱车），经公路运输至LNG气化站。所以，随着LNG供量的增加，在选择气源时，可根据LNG供气和运输情况加以考虑。LPG液化石油气经气化或混空作为城镇燃气，在我国已有10余年历史，但因近几年国际油价的飚升，加上我国每年需进口原油1亿多吨，又考虑到LPG供应的稳定性和价格的不定性，所以如何合理的选择LPG作为城镇燃气气源应充分研究，但能保证LPG供气的城镇还是可以考虑，或作为过渡气源；煤制气可根据当地可供煤源、煤质及供应价进行制气工艺选择，三废处理应列为重点研究。煤制气虽36、可作为城市燃气气源考虑，但真正实施要严加慎重。对城市燃气气源的选择，必须贯彻多种气源、多种途径、因地制宜、合理利用能源的发展方针，优先使用天然气，合理利用液化石油气，慎重发展煤制气。所以在选择气源时要对当地或周边可供能源，在工艺技术上、在工程投资上、在环境保护方面、在气源供应稳定性和燃气售价等方面，需经环境效益、社会效益、经济效益的综合性分析和比较后确定。根据xx县实际情况，本工程拟定xx县管道燃气气源以LNG液化天然气和CNG压缩天然气为主导气源。4.2气源概况4.2.1气源保证本项目气源主要来自新疆广汇，新疆广汇LNG项目一期工程于2003年9月完工，首期投资6亿元，在鄯善县利用吐哈油田提37、供的天然气资源，建设一套日处理150万M3天然气的液化装置。通过汽车把LNG运输到全国能源紧缺的地区。4.2.2天然气组份表4-1天然气组份一览表组份C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6C7C8N2mol%86.894.734.830.931.240.290.210.100.050.020.594.2.3天然气参数爆炸极限： 4.9115.77低发热值： 39.67MJ/m3气相密度： 0.772/m3运动粘度： 12.072105/s华白数： 54.23MJ/m3天然气质量：符合国家标准GB17820-1999二类气的技术标准。4.2.4供气压力气源CNG经减压至0.4MPa后送入城市中38、压管网；LNG液化天然气经气化调压至0.4MPa后送入城市中压管网。4.3各类用户耗热定额的确定1、居民生活用气耗热定额：居民生活的耗热定额是确定居民用气量的一个重要的基础数据，决定着城市居民用气量预测的准确性、可靠性，关系到整个工程的规模和投资。影响居民生活耗热定额的因素很多，主要有当地的气候条件、居民的生活水平和饮食习惯、住宅内用气设备的设置情况、公共生活服务网（食堂、熟食店、饮食店、浴室、洗衣房等）的发展程度以及社会副食的成品、半成品供应情况，热水供应情况，社会气化普及程度、燃气价格等。因此各城市和地区的居民耗热定额不尽相同，需具体情况具体考虑，根据城市的不同情况确定。结合xx县居民生活39、水平及参照周边城市的耗热定额的数据，确定本工程居民生活耗热定额为折合2508MJ/人年（60104kcal/人年），则居民耗气定额为0.64Nm3/户天。2、商业用气商业用气主要包括部分宾馆、学校、医院、幼儿园和餐饮的用气。表4-2 部分商业建筑用气指标类 别单 位用气量指标职工食堂MJ/人年（1.0104kca1/人年）1884-2303（45-55）饮食业MJ/座年（1.0104kca1/人年）7955-9211（190-220）托儿所幼儿园全托MJ/人年（1.0104kca1/人年）1884-2512（45-60）半托MJ/人年（1.0104kca1/人年）1256-1675（30-4040、）医 院MJ/床位年（1.0104kca1/床位年）2931-4187（70-100）旅 馆招待所有餐厅MJ/床位年（1.0104kca1/床位年）3350-5024（80-120）无餐厅MJ/床位年（1.0104kca1/床位年）670-1047（16-25）高级宾馆MJ/床位年（1.0104kca1/床位年）8374-1046（200-250）理 发MJ/人年（1.0104kca1/人年）（）根据xx县主城区居民生活习惯和经济水平，考虑到气源的供气能力，并参照周边城市，本工程确定商业户耗气量占居民户用气量的比例为30%。3、工业用气根据xx县现有的工业发展状况及总体规划中关于工业的发展规划41、，工业用户用气量按总用气的15%进行估算。4、汽车用气根据统计，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县已有加气站状况和车辆加气的随机性，本工程按照满足约100辆公交车、110辆出租车的日加注要求设计。确定本工程CNG加注站总设计规模为10000 Nm3/d。4.4各类用户高峰系数的确定4.4.1居民及商业用户燃气用气量的不均匀性是居民生活与公建用气的一个显著特点，其用气量是逐月、逐日、逐时不断变化的，这种用气42、的不均匀性通常用三种不均匀系数来反映，即月不均匀系数、日不均匀系数、时不均匀系数，三种系数中的最大值分别为月高峰系数Km、日高峰系数Kd和时高峰系数Kh。Km、Kd、Kh的确定非常重要，不仅关系到燃气输配管网的管径、设备通过能力和储气能力，同时还直接影响到规划投资及以后的运行管理（如用气量预测和调度等）。按照城镇燃气设计规范GB50028-2006中相关章节规定，居民生活和公建燃气小时计算流量按下式计算：Qh =(KmKdKhQa)/（36524）式中：Qh 燃气小时计算流量（m3/h）Qa 年燃气用量（m3/a）参照城镇燃气设计规范GB50028-2006推荐数据和类似规模城市的情况，确定城43、市的用气不均匀系数。1、月不均匀系数以及月高峰系数 我国城市月不均匀系数一般在1.101.30之间，由于地理位置及气候原因，南北方城市用气月高峰系数偏差很大，但随着社会的发展，城市基础设施进一步完善，南北方城市月高峰系数偏差逐渐减小，近年来基本相近。根据xx县用气规律，确定xx县月高峰系数Km为1.2。2、日不均匀系数以及日高峰系数 根据实测资料，城市用气在一周中，从星期一到星期五用气量变化小，而星期六、星期日用气量较多，节假日用气量更多，以春节前几天用气量最大。据调查本城市的日不均匀系数在1.051.2之间，因此确定日高峰系数Kd为1.10。3、时不均匀系数以及时高峰系数城市居民和公建用户的44、用气不均匀性波动幅度很大，表现为傍晚最大，中午次之，早上再次之。一般城市小时不均匀系数在2.23.2之间，因此确定时高峰系数Kh为3.0。即：月高峰系数：1.2 日高峰系数：1.10 时高峰系数：3.04.4.2工业企业工业用户的用气不均匀性，主要取决于生产工艺、气侯变化及轮休和节假日。就总体而言，工业用户的用气不均匀性主要有生产班制来决定，据调查本工程有用气需求的工业企业均为连续性三班制，因此其月、日、时不均匀系数为1.5。4.5各类用户耗气量平衡与高峰流量计算按照xx县总体规划修编，2020年本县主城区人口将发展到16万人，按每户3.6人计，共计4.5万户。居民气化率为65%，则气化数达到45、近3万户。xx县天然气用户包括居民生活、商业、工业用户、车辆，总用气量除上述各类用户的用气量外，还包括其他不可预知的用气量，其用气量按全部用气量的5%计算。各类用户供气量平衡数据见表4-3。各类用户高峰小时流量表见表4-4。表4-3各类用户供气量平衡表序号用户类型日用气量（104m3/a）年用气量（104m3/a）比例（%）1居民用气量1.85674.520.432商业用气量0.55202.360.133工业用气量0.64232.850.154车用用气量1.00365.000.245其他用气量0.2177.620.056合计1552.351表4-4各类用户高峰小时流量表序号用户类型高峰小时流量46、（m3/h）比例（%）1 居民用气量3049.20 0.46 2 商业用气量914.76 0.14 3 工业用气量897.12 0.14 4 车用用气量1406.25 0.21 5 其他用气量299.04 0.05 6 合计6566.37 1.00 4.6用气量测算一、测算指标：1.天然气热值：按35.58MJ/立方米（8500kcal/立方米）测算。2.居民耗热指标：251.16 MJ/人.年（60万千卡/人.年），户均3.5人。3.公建生活用气（包括福利户）、居民生活用气指标：按居民日用气量的75%考虑。4.工业园用气指标：年用气天数按350日计，每天按平均用气16小时计算。5.供热用气量47、：按居民+公建年用气量总和的100%考虑，用气时间为11月15日转年3月15日，计120日。6.其它用气量测算其它用气量为不可预见气量，考虑到XX县几个工业园均为新建工业园，用气潜力巨大，工业用户该用气量按总用气量的35%考虑，其他用户均按20%考虑。8、用气不均匀系数（1）民用与公建高峰用气系数： 月高峰系数： K月=1.24 日高峰系数： K日=1.10 时高峰系数： K时=3.02（2）采暖用户高峰用气系数： 月高峰系数： K月=1.24 日高峰系数： K日=1.00 时高峰系数： K时=2.00（3）工业用户高峰用气系数： 月高峰系数： K月=1.05 日高峰系数： K日=1.00 时48、高峰系数： 一班制： K时=3.00二班制： K时=1.50三班制： K时=1.00二、用气量（一）xx县城区用气xx县人口83万人，其中城区现有人口65万人，各小区分布相对比较集中；到2015年规划人口将达到120万人,天然气气化率取80，每户按3.5人计算，至2015年可为20.74万户居民供气。至2015年xx县居民用户用气量预测如下表所示。居民用户用气量预测（万立方米）序号项目平均日用气量（万m3/日）高峰小时用气量（万m3/小时）年用气量（万m3/年）占百分比%1居民用户2.130.27776.24234.422公建用户1.590.20581.76325.793供热用户3.720.349、1446.28419.794未遇见用气量1.240.15451.071205合计8.680.932255.36100.00（二）工业用户用气情况xx县规划建设了大高航空城高科技园区、电力工业园区、思源湖工业园区、温州工业园区、沿海盐及盐化工业园区“五个园区”，该县引进的项目均为污染严重，高耗能，高附加值的生产企业 ，均以电、煤为主要燃料，随着政府环保意识的增强，能源替换将成为突出问题，天然气利用前景广阔。根据建设单位提供资料，目前用气意向较大的工业用户有3家，（1）皮革厂，共有锅炉50吨，日用气量2.8万立方；（2）庆祥金属厂，冶炼镍、铁等金属，现用能源为电，2009年试生产，2010年规模生50、产，日用气量1万立方；（3）万斯顿食品工业园，生产航空食品，计划总投资4亿元，现已完成1亿元，2009年5月份试运行，试运行期间每天用气2700立方，正式投产后每天用气1.3万立方。另外，xx县是枣制品企业聚集地，加热锅炉煤改气意向较大，甲方调查现有企业用气情况如下表所示： 年份年用气量（单位）201020112012201320142015年用气量98115901840214022902465皮革厂8208909409509701000庆祥金属厂60280350380390400万斯顿食品工业园76360400440480500滨博化工有限公司51050120120120沾化恒润盐化工有限公51、司52040100100120沾化亿政新型建材有限公司5104080100120香港政阳国际能源有限公司055101530山东亿人食品有限公司555101545沾化凯润化工有限公司5101050100130至2015年xx县工业用户用气量用气平衡表如下表所示：序号项目平均日用气量（万m3/日）高峰小时用气量（万m3/小时）年用气量（万m3/年）占百分比%1工业用户7.040.442465652未遇见用气量3.790.241327.30353合计10.830.683792.31100.00三、xx县各区域用气量汇总表序号项目平均日用气量（万m3/日）高峰小时用气量（万m3/小时）年用气量（万m352、/年）占百分比%1城区8.680.932255.365.592工业园10.830.683792.3115.604合计19.511.616047.67100.005 储气与调峰城市燃气用气量是不断变化的，特别是居民和商业用户的用气量，每月、每日和每时都在变化，高峰低谷相差悬殊。但气源的供应，是不可能完全按照城市用气量的变化而随时调节。为确保用户连续供气，解决供气和用气的平衡问题，可供采纳的方法有如下三种：一是设置机动气源，建设生产能力足够大，调度调整非常灵活的气源厂，其最大生产能力要能满足最大月内最大用气日的最大小时用气量，同时又能方便灵活的将供气能力降低至最小用气量的负荷；二是利用缓冲用户，选53、择一些调峰用户，高峰时这些用户少用气或不用气，气源生产能力能保证正常用户最高用气量的需求；三是建设容量足够大的储气设备，气源设施按年用气量满负荷均匀生产（或上游供气），在用气低谷时，能将剩余的燃气全部存入储气设备，到用气高峰时，再从储气设备取出供给用户。5.1储气调峰量确定为解决城市燃气输配过程中的用气高、低峰，城市燃气供应一般由储气设施来解决，特别是对那些产气量或供气量恒定的城市燃气气源则需要建设一定规模的储气设施用来解决高峰时燃气供应量不足，而低峰时燃气又无处供应的情况，利用储气设施采用低峰时储气，高峰时供气的方法来平衡燃气的生产与供应的矛盾，一般情况下，储气设施可以解决时调峰问题。根据x54、x县工业用户的情况，工业用户的特点为常年连续用气（检修期除外），用气量基本是均匀的，因此城市储气量主要考虑工业用户用气量以外的居民及公建的用气和CNG汽车的用气调峰。由于气源采用LNG和CNG双气源供气，确定储气调峰量为7205.8 m3。其后的储气量待远期气源确定后统一考虑，以使设计更为合理，避免重复建设。5.2储气设施的选择 LNG储气设施的选择LNG储气设施主要有卧式储罐和立式储罐两种，其主要参数如下：表5-1 LNG储气设施参数序号项 目立式低温储罐卧式低温储罐1外形尺寸3454mm17000mm3200mm22030mm2设计压力0.80.83设计温度-196-196从上表可以看出立55、式低温储罐与卧式低温储罐相比，其占地面积小，价格便宜，而设计参数基本一致。所以本工程选用立式低温储罐。 CNG储气设施的选择CNG储气设施根据储气压力的不同，可分为低压储气和高压储气。由于来气压力较高，为充分利用其压力，设计采用高压储气。目前，国内外采用的天然气高压储气方式有高压球罐储气、高压管束储气、高压管道储气（长输管道末端储气和城市高压管道储气）、地下储气库储气等。根据实际情况，该城市不具备地下储气库储气的条件。现就高压球罐储气、高压管束储气、高压管道储气和CNG高压气体半挂拖车储气进行比较选择。高压球罐储气：高压储罐又称定容储罐，是靠改变储罐中的压力来储存燃气的。由于定容储罐没有活动部56、分，因此结构比较简单。高压罐按其形状可分为圆筒形和球形两种。与圆筒形储罐相比，球形储罐具有受力好、省钢材、占地面积小、投资少等优点，在世界各国应用广泛。国内外较广泛采用的球罐容积为3000m3-10000m3，工作压力一般在1.01.6MPa左右。但是球罐制造较为复杂，制造安装费用较高。所以一般小容量的储罐多用圆筒形罐，而大容量的储罐则多用球形罐。高压储罐储存的天然气主要用于城市配气系统工作日或小时调峰供气。高压管束储气：高压管束储气是利用天然气压缩机等加压设备将天然气继续加压并储存至专门设置的高压管束中。高压管束储气是用若干钢管构成的管束埋设于地下，构成储气设备，利用其能承受高压的特性进行储57、气。管束所用的钢管直径一般为1.0m1.5m，长度从几十米到几百米。管束储气主要用作城市配气系统的昼夜调峰。高压管束的设置压力特别高，可以达到20Mpa以上，因此，很小的管径和长度就可以获得大量的天然气储存量。但由于高压管束储气压力非常高，需要设置专门的加压设备，同时对管束的要求也非常高，管束的价格比较贵，因此，管束储气早期在国外一些国家如美国、英国等采用过，但在我国还没有使用的先例。高压管束储气可以结合城市的加气站建设来考虑，利用加气站中压缩机进行压缩。高压管道储气：高压管道储气是利用本身需要建设的各种输气管线，在满足输气能力的同时，适当增加管径，使其具有一定的管道储气能力。高压管道储气包括58、长输管线末段储气和城市高压管道储气。长输管线末段储气是利用从最后一座压气站到终点配气站之间的长输管线进行储气；城市高压管道储气是利用敷设在城市的高压城市管道进行储气。城市高压管道储气目前在城市天然气利用工程中是最为广泛应用的调峰方式，在我国大型城市天然气供应系统中基本上都有采用。其主要是利用扩大城市高压输气管道管径，或沿城市外围建设专用高压管道，在高压管道满足完成输气任务的同时，储备城市调峰所需的天然气。高压管道储气，其储气能力主要取决于设计压力、管径和长度，同时高压管道所连接的高中压调压站流量大小也会对储气能力造成较大影响。为了获得较大的储气能力，采用该方式储气时一般管道设计压力应该在2.559、Mpa以上，其最低压力可根据高中压调压站入口压力确定，一般不宜低于0.6Mpa。在确定高压管道流量和压力后，其储气能力主要就随管径和长度的变化而变化了。高压管道储气应具有下列三个条件:1）在储存和补充供气不足的过程中，管道能保证所连接用户的稳定流量。2）管道末端的最高工作压力不能高于门站压力，管道终点的最低压力不能低于高压管所连接用户所需最低工作压力。3）管道强度应能承受有最高压力和最低压力所决定的各点压力和平均压力城市高压管道储气的最大优点是，合理的利用了城市输气高压管，节约投资，运行维护管理方便。其最大缺点是，为了保证输气供应，存在提前建设储气设施，同时，设计压力要求较高，当高压管道靠近城60、市区域范围时，由于安全间距的要求，存在对城市建设的一定的影响。6 汽化站设计6.1 站址选择（一）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。（二）站址确定根据xx县天然气发展的趋势初步确定，拟在xx县建设一座LNG、CNG合建站，其中LNG站占地13亩，CNG站占地2亩；通过实地踏勘，拟在xx县工业园区，主要提供xx县主城区居民用气、工业用气、商业61、用气。另外在邵怀高速xx县出口两公里处建CNG站，占地2亩，主要对汽运集团公交车辆以及城市营运出租车辆加气。本项目两处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LNG槽车出入。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、CNG合建站、CNG站的建设要求，符合xx县总体规划。6.2 总平面布置LNG、CNG合建站、CNG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。总图布置时，站区与62、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卸车点、LNG加注机）与储罐之间的防火间距及工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。6.3 气化站设计工艺流程（一）LNG工艺说明本站LNG工艺流程可分为卸车流程、加气流程以及卸压流程等三部分。（1）卸车流程把集装箱或汽车槽车内的LNG转移至加气站的储罐内，使LNG从储罐上进液管进入储罐。卸车有3种方式：增压器卸车、泵卸车、增压器和泵联合卸车。 增压器卸车通过卸车增压器将气化后的气态天然63、气送入LNG槽车，增大槽车的气相压力，将槽车内的LNG压入LNG储罐。此过程需要给槽车增压，卸完车后需要给槽车降压，每卸一车排出的气体量约为180Nm3。 泵卸车将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，通过潜液泵将槽车内的LNG卸入LNG储罐。卸车约消耗电量18kwh。 增压器和泵联合卸车先将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，然后断开，在卸车的过程中通过增压器增大槽车的气相压力，用泵将槽车内的LNG卸入储罐，卸完车后需要给槽车降压。约消耗电量15kwh。第种卸车方式的优点是节约电能，工艺流程简单，缺点是产生较多的放空气体，卸车时间较长；第种卸车方式的优点是不用产生放空气体，工艺流程简单，缺64、点是耗电能；第种卸车方式优点是卸车时间较短，耗电量小于第种，缺点是工艺流程较复杂。综合各种因素，本设计采用第种方式卸车。 （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65、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，不宜在卸完车后立即增压。（二）CNG工艺说明CNG加气站工艺流程的设计，影响到建站投资及运行成本、站的运行效率、长期运行中对各种因素变化的适应性及运行的安全可靠性。由于加气站发展至今，其工艺流程已相当成熟，根据现行国家标准车用压缩天然气（GB18047-2000）和汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-20022006版）的规定，CNG66、加气站的工艺流程应包括以下几个部分：原料天然气气质处理（过滤、脱硫、脱水）、计量及天然气增压、高压天然气储存及分配、天然气充装。由于长呼天然气管道来的天然气H2S含量远远小于15mg/m3，因此本站可不考虑脱硫装置。工艺技术方案的变化主要是根据脱水方式的不同来确定，根据脱水方式的不同，本站可采用两种工艺技术方案：方案1：压力约0.8MPa原料天然气进站后，先经过滤、计量、调压（调压后压力稳定在0.3MPa）进入前置脱水装置深度脱去其中的水分，使其露点达到或低于-62（常压下），脱水后的天然气进入压缩机，经压缩机三级增压，达到25Mpa；压缩后的天然气经分配装置进入储气装置再通过售气机给车辆加气67、或直接通过售气机给车辆加气。方案2：压力约0.8MPa原料天然气进站后，先经过滤、计量后、调压（调压后压力稳定在0.3MPa）后进入压缩机，经压缩机三级增压，达到25MPa后进入后置高压脱水装置深度脱去其中的水分，使其露点达到或低于-62（常压下），脱水后的天然气经分配装置进入储气装置再通过售气机给车辆加气或直接通过售气机给车辆加气。由于本站原料气气质稳定，含水量变化不大，进站压力较低,所以本站推荐采用方案1流程，即前置低压脱水方式。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。6.3.2 装置布置LNG、CNG合建站、68、CNG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。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卸车点、LNG加注机）与储罐之间的防火间距及工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。6.3.3 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69、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槽车和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70、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2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1.2/-0.1 MPa（内筒/外筒）。储罐设计参数如下：材质： 0Cr18Ni9/Q3471、5R（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2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：型 号： 浸没式二级离心泵适用介质： LNG、LN2流 量： 220L/min扬 程： 72、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。其主要工艺参数如下：处理量： 200Nm3/h 进口介质： LNG出口介质： NG/LNG73、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）； 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： 2074、0Nm3/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： -1975、6（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2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76、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2台，交替使用，一台气化，一台化霜。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77、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如下：流 量： 030Nm3/min额定压力： 20Mpa最大工作压力： 25Mpa设计压力： 278、7.5Mpa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79、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80、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：表6-1 2m3（水容积）储气井技术参数表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储气井套管规格TP80表6-2 3m3（水容积）储气井技术参数表序号项目技术参数备注1总储气量1500Nm381、2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、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GB/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82、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、CNG站内83、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。（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84、自动化仪表气源压力范围和质量的要求。6.3.4 主要工程量表6-3 加气站设备材料表 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22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25高压柱塞泵Q=1200L/h台26高压气化器Q=1500Nm3/h台27LNG加注机Q=190L/min台48CNG加气机Q=30 Nm3/min台49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 材 料1管子573.5GB/T14976米630Cr18Ni9453.85、0GB/T14976米1180Cr18Ni9323.0GB/T14976米900Cr18Ni9324.5GB/T14976米30Cr18Ni925x4.0GB/T14976米2410Cr18Ni92阀门低温截止阀DN 32 PN2.5GB/T12221-2005个10Cr18Ni9DN 25 PN4.0GB/T12221-2005个80Cr18Ni9DN 15 PN4.0GB/T12221-2005个20Cr18Ni9DN 50PN2.5GB/T12221-2005个60Cr18Ni9DN 40 PN2.5GB/T12221-2005个40Cr18Ni9DN 15 PN2.5GB/T1222186、-2005个20Cr18Ni9DN 20 PN2.5GB/T12221-2005个20Cr18Ni9低温紧急切断阀DN50 PN4.0GB/T12221-2005个40Cr18Ni9DN40 PN4.0GB/T12221-2005个80Cr18Ni9气动紧急切断阀DN25PN32 GB/T12221-2005个20Cr18Ni9低温止回阀DN50 PN2.5GB/T12221-2005个10Cr18Ni9DN40 PN4.0GB/T12221-2005个20Cr18Ni9低温安全阀DN15 PN4.0GB/T12221-2005个70Cr18Ni9DN15 PN32GB/T12221-200587、个10Cr18Ni9DN15 PN2.5GB/T12221-2005个30Cr18Ni9截止阀DN15 PN4.0GB/T12221-2005个70Cr18Ni9DN15 PN32GB/T12221-2005个10Cr18Ni9DN15 PN2.5GB/T12221-2005个30Cr18Ni9高压截止阀DN32 PN32GB/T12221-2005个50Cr18Ni9DN25 PN32GB/T12221-2005个20Cr18Ni9DN15 PN32GB/T12221-2005个20Cr18Ni9高压球阀DN6 PN32GB/T12221-2005个120Cr18Ni9DN15 PN32GB88、/T12221-2005个10Cr18Ni9高压止回阀DN15 PN32GB/T12221-2005个20Cr18Ni9高压安全阀DN15 PN32GB/T12221-2005个40Cr18Ni9三 绝热材料1福利凯热固性保冷材料57x100m4345x100m11832x80m302镀锌低碳钢丝丝径1.6mmkg15.03镀锌铁皮0.5mmm2138.8 4十字盘头自攻螺钉ST4.2X16kg3.06.4 道路及出入口在从道路进站的大门口，设置减速板。为使加气车辆和LNG槽车进出通畅，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、大型公交车和槽车的转弯要求。6.5 围护设施天然89、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。6.6 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。6.7 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90、边进行绿化。7 城市燃气输配管网7.1城市燃气输配管网压力级制确定（一）设计依据城镇燃气设计规范（GB50028-2006）（二）压力级制的确定在一般情况下，城市燃气供应系统压力越高，输送能力越大，输配管网的管径也越小，工程投资也越省。但输配管网压力越高，对安全间距的要求也越大。在确定压力级制时，要考虑到城市规模及道路地下管线设施布置和安全间距等情况。在充分满足各类用户用气压力和管网投资增加不多的前提下，尽量降低管网的起点压力。根据现行城镇燃气设计规范（GB50028-2006）对输送燃气的压力（表压）分级见表7-1。表7-1城镇燃气设计压力（表压）分级表名称压力（Mpa）高压燃气管道A2.591、p4.0B1.6p2.5次高压燃气管道A0.8p1.6B0.4p0.8中压燃气管道A0.2p0.4B0.01p0.20低压燃气管道p0.01在确定压力级制时，要综合考虑城市规模及道路地下管线设施布置和安全间距等因素。中压管道的功能主要是输气配气，中压管道的管径大小直接影响输配系统的投资，管网投资在输配系统中约占40%左右。在天然气输配系统中，中压管道压力越高，管径越小，投资越省。因此，确定管网压力级制的基本原则是：在充分满足各类用户用气压力和中压管网投资增加不多的前提下，尽量降低中压管网的起点压力；符合当地有关规划，特别是能源发展规划和燃气工程规划；应充分利用来气压力，以减少工程投资；要根据用92、户对用气压力的要求，确定压力级别，保证供气；考虑长远发展的弹性要求；中小城市输配的输气管网系统压力级制，一般采用中压一级和中压低压二级这两种压力级制。现将两种压力级制主要优缺点分析如下中压一级系统：减少管道长度。该系统可避免在同一条道路上敷设两条不同等级压力的管道，据几个城市设计方案统计，可减少管道长度10%20%；节省投资。通过提高输送压力降低了管径，中压一级系统比中低压两级系统节省管道投资约20%；提高灶具燃烧效率，采用箱式调压装置供气，易保证所有用户在额定压力工作，从而提高燃烧效率约3%。由于避免了灶具在超负荷下工作，从而减少烟气中CO含量，改善了厨房的卫生条件；要求安装水平高，尤其是中93、压庭院管道在中压下运行，须保证安装质量，否则漏气量将比低压管道大的多，易发生事故；供气安全性较低压供气差，一旦发生庭院管道断裂、漏气，其危及范围较大；楼栋调压装置数量较多，不易管理；中低压两级系统：调压设施数量较少，易于运行管理；安全距离易保证。按照规范要求，低压管道比中压管道的安全距离要求小；由于增加了管道长度及管径，使投资增加；区域调压站与周围各建筑物有一定安全距离要求，因此在城市人口密集的地区选择调压站的位置十分困难。燃气输配系统的压力级制与其供气规模，气源特点，供应方式及管材的选择密切相关，而且受到现状输配系统压力级制及城市发展状况的制约。因此在确定输配系统压力级制时，不仅要满足近期供94、气要求，还要考虑远期城市不断发展的需要，同时应考虑到现有燃气管网的压力级制，在满足供气要求下，应尽量避免原有管网的大规模改造。考虑到xx县城市的发展，供气的安全性并参照同等规模城市天然气管网压力级制，确定xx县主城区输配系统为中低压两级供气。压力级制为：中压管网起点压力0.4MPa，低压管网供气压力为3000Pa。7.2城市燃气输配管网布置原则根据确定的中压燃气管道A级，即0.2P0.4MPa压力级制，其管网布置应按下列原则：中压管网的布置应按城市总体规划和燃气利用规划，并贯彻近远期结合，以近期为主布置街区主管网，并应考虑到分期建设；中压管道应尽量布置在用气负荷区，但应避免布置在交通干道和闹市95、区繁华街道，以减少施工难度和建成后运行管理、维修的麻烦；中压管道要布置成环网，以提高其输出气配气的安全可靠性；中压管道的布置，应考虑到用气大户的直接供气可能性，并应使管道通过这些地区时尽量靠近这类用户，以利于缩短连接支管的长度；中压管道的布置应考虑到调压箱的布点位置，使管线尽量靠近各调压箱，以缩短连接支管的长度；中压管道应尽量避免穿越铁路、河流和其他大型障碍物，以减少工程量和投资。表7-2地下燃气管道与建筑物、构筑物或相邻管道之间水平净距（米） 项目地下燃气管道低压中压次高压BABA建筑物的基础0.71.01.5-外墙面（出地面处）-4.56.5给水管0.50.50.51.01.5污水、雨水排96、水管1.01.21.21.52.0电力电缆（含电车电缆）直埋0.50.50.51.01.5在导管内1.01.01.01.01.5通信电缆直埋0.50.50.51.01.5在导管内1.01.01.01.01.5其它燃气管道DN300毫米0.40.40.40.40.4DN300毫米0.50.50.50.50.5热力管直埋1.01.01.01.52.0在管沟内（至外壁）1.01.51.52.04.0电杆（塔）的基础35千伏1.01.01.01.01.035千伏2.02.02.05.05.0通讯照明电杆（至电杆中心）1.01.01.01.01.0铁路路堤坡脚5.05.05.05.05.0有轨电车钢轨297、.02.02.02.02.0街树（至树中心）0.750.750.751.21.2表7-3地下燃气管道与构筑物或相邻管道之间垂直净距（米）项 目地下燃气管道（当有套管时，以套管计）给水管、排水管或其它燃气管道0.15热力管的管沟底（或顶）0.15电缆直埋0.50在导管内0.15铁路轨底1.20有轨电车轨底1.007.3管网布置xx县中压干管成环布置，详见xx县中压干管平面布置图。7.4管网水力计算中压管道按2020年高峰小时用气量进行计算。中压燃气管道的单位长度摩擦阻力损失按下式计算。 式中：P1燃气管道起点压力（绝压kpa）P2燃气管道终点压力（绝压kpa）Z压缩因子L燃气管道计算长度（km）98、Q燃气管道计算流量（m3/h）d管径（mm）燃气密度（kg/m3）T设计中所采用的燃气温度（k）T0273.16（k）燃气管道的摩阻系数中压管网起点压力定为0.4兆帕时，管网最低点压力为0.39兆帕，为远期发展留有余量。7.5管道管材、管道敷设（一）管材选择目前，用于输送城市中压天然气（设计压力为0.40MPa）管道主要有焊接钢管、铸铁管和PE管等，这几种管材在我国生产的历史较长，使用广泛，具有一定的生产力，而且价格适中。本工程结合管道的输送压力，经过比较，在保证工程质量的前提下，确定本工程所采用的管道材质为：中、低压天然气干管采用燃气用埋地聚乙烯管（PE管），中压选用壁厚规格为SDR11,低99、压用壁厚规格为SDR17.6；低压支管、入户引入管采用低压流体输送用焊接钢管。（二）防腐工程本工程中压干管及低压庭院管道采用中密度聚乙烯管道（PE管），无需进行管道外防腐；低压支管、入户引入管采用低压流体输送用焊接钢管，需要进行管道外防腐，埋地钢制管道外防腐涂层选用环氧煤沥青冷缠带加强级防腐。（三）管道敷设7.6阀门及管道敷设7.6.1阀门阀门设置：为了保证城市管网稳定、连续供气，必须分段、分片供气，以保障在管道检修、扩建及事故处理时不影响整个管网的正常供气。本工程在以下各处设置阀门：储配站出站处；中压支管起点处；调压柜、站外10100处的进、出口管线上；每2km管道的分段上；同时近期为远期预100、留的接口，也设置阀门。阀门选型：以上燃气管道阀门的选用应符合国家现行标准，应选择适用燃气介质的阀门。7.6.2管道的敷设1、管道敷设方式中压管道采用直埋式敷设。其埋设的最小覆土深度（管顶距路面）应符合下列要求：埋设在车行道下时，不小于0.9米；埋设在非车行道下时，不小于0.6米；埋设在水田下时，不小于0.8米。2、管沟断面形式管沟断面形式根据沟深情况、土壤类别和物理力学性质的不同，采用不同的边坡比，必要时采取临时护坡措施。3、管道附件 为保证管道在事故和维修状态下，尽可能减少对周围环境的影响及经济损失，应在管道沿途及重要穿越地段（如大型河流、国家铁路干线等）处设置截断阀。管道截断阀要设在易于接101、近，但要防止易受人为损坏处，同时还应避开地下原有设施，中压管线阀门具体设置位置待施工图阶段确定。根据该工程的特点及工艺要求，管线阀门可选用国内具有一定知名度的手动式钢制球阀。为有效地保护燃气管道，在埋地燃气管道上方0.5米处设管道标志带，材质为黄色塑料薄膜，上面印有红色“天然气中（低）压管道（DN）”字样。埋设PE管道金属示踪线是为了管道测位的方便，能够在运行时准确描绘出PE管道的走向。在埋地PE燃气管顶上方4CM左右敷设金属示踪线。7.7管道穿跨越本工程的穿越工程包括公路、河渠。由于穿越段管道难于维护；发生事故影响大，维修困难；同时也易于受到外力损伤，因此穿越段设计应首先确保管道的安全运行。102、穿越现有公路时，对于不允许开挖的道路，应尽量采用顶管施工，管道加钢套管；当受地形限制，顶管施工确实无法实施时，可采用小型定向钻的方式。可开挖施工的道路，穿越段设钢套管。穿越规划公路时，采用开挖施工，预埋钢套管。套管穿越公路时，保护套管距路基底的间距不小于1.5m，距公路边沟底面不小于1m。套管端管端部伸出路基坡脚外不小于m；当有路边沟时，套管端部伸出边沟外侧顶部不小于2m。当采用小型定向钻时，管线与路基坡脚的最小间距不得小于1.2m。穿越河渠根据现场情况，采用大开挖或定向钻穿越方式。穿越用钢套管的外防腐采用环氧煤沥青特加强级防腐。8 仪表及自动监控系统8.1 设计依据的规范及设计原则8.1.1103、 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/T20509-20008.1.2 设计原则（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104、于检修、维护的要求。8.2 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。8.3 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105、控制和管理。8.3.1 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。8.3.2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。8.4 仪表选型8.4.1 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106、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107、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。8.4.2 现场仪表（1）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；（2）集中温度测量选用一体化温度变送器；（3）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；（4）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。8.5 安全技术措施（1）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108、双重化设置，使PLC系统具有很高的可靠性和安全性。（2）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。（3）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。（4）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。（5）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。8.6 仪表的防护措施（1）仪表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。8.7 动力供应8.7.1 仪表电源控制室仪表设备需UPS电源供电109、。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。8.7.2 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。8.8自控设备材料表表8-1 自控设备材料表序号名 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2控制站 I/O点：50点套12打印机 A3/A4激光台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 110、带液晶显示 420mA输出台12可燃气体报警器工作点数：14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114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2三、自控材料1仪表屏蔽信号电缆ZR-KVVRP22 8x1.5米430ZR-KVVRP22 4x1.5米760ZR-KVVRP22 2x1.5米3302电源电缆YJV 3x2.5米703镀锌水煤气管A3 3/4米300A3 2米1409 公用工程9.1 建(构)筑物设计9.1.1 建筑设计本工程的建(构）筑物主要包括加气罩棚和围堰等。（1）建筑设计的安全要求本站按所在地区地震基本裂度为6度，基本加速度为0.0111、5g，所有建构筑物抗震设计按6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。（3）构筑物构筑物包含储罐围堰、加气罩及设备基础等。LNG加注站主物料LNG介质工作温度约为-162，储罐围堰、加气罩及设备基础等构筑物在设计中均考虑抗低温112、措施，防止液体泄漏时产生的低温对结构产生低温损害。9.1.2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：6度；设计基本地震加速度：0.05g；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）围堰结构设计围堰采用钢筋混凝土结构，并采取防冷冻措施。9.1.3建、构筑物特征表9-1 建、构筑物特征表序号名称层数体量或长度耐火等级结构113、形式备注1站房一二656.5m2二级钢筋混凝土2站房二二451.5m2二级钢筋混凝土3站房三二251.5m2二级钢筋混凝土4100m3LNG储罐基础二24 m3/座二级钢筋混凝土5100m3BOG储罐基础二32 m3/座二级钢筋混凝土6气化区、调压区地面二75 m3二级混凝土7 气化器基础二混凝土量6 m3二级钢筋混凝土8综合楼二1037 m3二级钢筋混凝土9消防水池2000 m310消防泵房343砖混11加气罩棚858m2 二级钢网架、轻钢12围堰78.0m二级钢筋混凝土13围墙186.7 m砖混9.2 电气设计9.2.1 依据规范汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002（200114、6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 SH3097-20009.2.2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115、设计施工。9.2.3 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160KVA箱式变电站，电压等级10/0.4KV。9.2.4 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140.88KVA。本站年耗电量约为50.3万kWh。表9-2 用电负荷统计表 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18.5221.00.853722.9343.5366.142潜液泵11221.00.852213.6325.8839.333潜污泵0.75111.00.850.750.116、460.881.344空压机2.2111.00.852.21.362.593.935加气机0.2881.00.851.60.991.882.866自控UPS4111.00.8542.484.717.157原有站房用电500.90.854527.8952.9480.448室外照明及其他80.90.857.24.468.4712.87合计0.85119.7574.2140.88214.05低压无功补偿容量及补偿后的功率因数0.9534.85箱变容量(kVA)1609.2.5 供配电系统9.2.4.1 供电系统工作电源由站外10KV公网埋地引入，站内设置一座160KVA箱式变电站户外布置，低压侧以放117、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UPS提供不间断电源。9.2.4.2 配电系统（1）本项目站内设置一座10/0.4kV，160kVA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，118、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。9.2.6 配电线路（1）电源电缆：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119、乙烯铠装电缆埋地敷设。9.2.7 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。9.2.8 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电设备及照明灯具均采用隔爆型电器设备，规格为dBT4。9.2.9 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120、，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1010m。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121、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。9.2.10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，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。槽车装卸作业，应采用接地夹与装卸设备实行等电位连接。9.2.11 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)122、 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，接地电阻不大于1欧姆。9.2.12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123、用交联聚乙稀铠装铜芯电缆，埋地敷设9.2.13主要工程量表9-3 站内主要设备材料表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35ZR-YJV22-1.0KV -4X50+1X25米35ZR-YJV22-1.0KV-3X35+2X16米15ZR-YJV22-1.0KV-3X25+2X16米15ZR-YJV-22-1.0KV-5X16米55ZR- YJV22-1.0KV-5X6米80ZR-YJV-22-1.0KV-4X10米130ZR-YJV-22-1.0KV-4X16米130ZR-YJV-22-1.0KV-4X2.5米160ZR-Y124、JV22-1.0KV-3X4米1080ZR-YJV22-1.0KV-3X2 .5米760二 材料1镀锌钢管DN20米650DN25米920DN40米280DN80米170DN100米502槽钢10米10三 防雷接地1镀锌扁钢-40X4米6702镀锌角钢L50X50X5 单根长2.5米米753镀锌圆钢12米1304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YBM102-160KVA 10/0.4KV座12柴油发电机组100KW 台13低压配电柜GGD2台24变频控制柜GGD2套25照明配电箱PXTR-改台26防爆泛光灯1X 250w套4配杆高6米7防爆路灯125、1X250w套8配杆高6米8防爆灯BAD81-68gH 68W个129带应急防爆灯BAD81J-68gH 68W 个12T30min9.3 给排水设计9.3.1 给排水10.3.1.1 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 GB50242-200210.3.1.2 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126、已有设施，只对用水量做以统计及消防器材的布置。9.3.2 给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20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100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9-4。表9-4用水量表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1.802其他用水道路浇洒、冲洗5.08绿地浇127、灌0.34合计日用水量7.22m3 年用水量2527m3一年按350天计9.3.3 排水（1）污水量本站生活污水量取生活用水量的90%，即1.8090%=1.62m3/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。9.3.4主要工程量表9-5 主要工程量及材料表编号设备名称型 号 规 格单位数量备 注1镀锌钢管60.33.8米5集液池2128、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110 消防设计专篇10.1 防火设计依据（1）汽车加油加气站设计与施工规范GB501562002（2006年版）（2）车载燃料系统规范 NFPA 52（3）建筑设计防火规范 GB500162006（4）建筑物防雷设计规范GB5005794（5）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB5005895（6）建筑灭火器配置设计规范GB50140200510.2 工艺流程简述LNG加气工艺是将来自LNG槽车的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L129、NG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、增压器、潜液泵、LNG加注机等。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130、低温到常温的过程，然后经加气机给车辆加气。10.3 危险性分析10.3.1 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131、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储罐和LNG槽车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20MP132、a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。10.3.2 装置的危险性 LNG、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，133、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134、行。（3）潜液泵潜液泵的进出口有可能因密封失效产生泄漏，但在关闭了储罐或LNG槽车的出液口后，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。（5）卸车软管LNG卸车软管与槽车连接，危险性同LNG加注机。但在关闭了LNG槽车出液口或潜液泵停止工作后泄漏量不大。（6）LNG槽车LNG槽车危险性与LNG储罐相同，但一般卸车时间控制在2小时左右，每天最多卸车一次，时间短，次数少，卸车时要求操作人员在现场，发生事故几率较小。10.3.3 工艺液相管道135、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136、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137、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，致使安全阀开启而放散。10.3.4 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138、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2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139、据计算，一个使用周期内，正常状况不会产生放空的BOG气体。 10.4 事故紧急预案10.4.1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140、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141、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”。10.4.2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142、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”。11 环境保护专篇11.1 设计依据（1）中华人民共和国环境保护法（2）中华人民共和国大气污染防治法（3）环境空气质量标准(GB3095-1996)（4）工业企业设计卫生标准(TJ36-79)（5）工业“三废“排放试行标准(GBJ4-73)（6）中华人民共和国环境、噪声污染防治条例（7）城市区域环境噪音标准(GB3096-93)11.143、2 生产过程污染物分析（1）本工程是一项环保工程，建成后可日供天然气3.0万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、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144、物高出2米，安装在罐区的低温储罐上，放散后的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。表11-1 系统超压气体排放表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145、环境噪音标准。潜液泵、高压柱塞泵都设置在围堰内，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。表11-2 本站噪声一览表序 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2台402高压柱塞泵2台4011.3 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，LNG槽车卸车工艺采用潜液泵与增压器联合卸车，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146、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。11.4 站区绿化本站位于xx县汽运集团内，虽然占地面积小，但为了绿化环境，支持环保，但可在边角场地如围墙处培植少量绿地，美化环境。11.5 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147、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，148、整体环境评价良好。12 节能专篇12.1 能源消耗本工程的能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。12.2 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。12.3 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合计备注1站区用电电50.3万K149、W.h2生活用水水2527t不含消防水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。12.4 主要节能措施（1）工艺生产节能1）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。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。2）相对常规的CNG汽车加气站，LNG、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，并对潜液泵采用变频控制，从而也降低了耗电量。3）由于LNG加气站的成品为LNG，因此工艺流程中针对BOG气体不150、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。4）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）151、其它节能措施1）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。2）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。3）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。 12.5 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152、取先进合理的技术，节能效益整体评价是可行的。13 劳动安全卫生专篇13.1 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（1153、2）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SH3047-9313.2 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6度设防，并考虑由水平和垂直加速度引起的水平力、垂直力。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 站区通道畅通，方便LNG槽车、加气车辆、消防车进出回车，方便站区职工通行。储罐围堰设置安全通道，便于操作、154、维修、人员逃生。 站区各设施之间总平面布置时防火间距满足规范要求，LNG储罐露天布置，微量泄漏气体容易扩散。13.3 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，本站设置两台容积为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155、时安全放散阀自动开启，通过集中放散管释放压力。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。(4) 本工程受到职业危害的人数每班约8人，受害特征可能为冷灼伤、冻伤、火灾、爆炸危险，但几率很小。13.4 劳动安全卫生防范措施13.4.1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，156、以确保质量可靠。(3)加气机LNG加注机选择国内性能良好，品质佳的产品。CNG加气机选择国内知名品牌产品。13.4.2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。13.4.3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，157、并根据预先设置的程序进行判断，越限报警，紧急自动停车。(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。13.5 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158、动安全卫生领导小组每周定期培训职工。14 组织机构及定员14.1 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。14.2 劳动组织及定员根据建设部（85）城劳字第5号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、人员统一159、调度的原则，劳动组织及定员如下： 表14-1 劳动组织及定员表 组织机构人员职 责备注岗位人数站长办站长2全面负责运行部运行员和设备员30负责加气及设备维护、安全兼安全员财务部会 计2财务、经营出 纳2财务管理后勤部后勤保安2负责站内后勤兼安全员合计3814.3 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，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160、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。15 项目实施进度15.1 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161、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。15.2 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。本项目于本可研被批准后，开始施工，预计在10个月内建成气化站和城市主干管并通气，以后逐步建设小区管网和庭院管网，同时进行用户发展，本项目建设期持续至计算期第10年，气化站建设及主要管网在10个月之内建设完成，并在第二年投产使用。各阶段实施进度见表16-1。表15-1 项目进度表 阶段 月数内容第2月第4月第6月第8月第10月前 期项目建议可行性研究报告（可行性研究报告162、)评审勘察设计施工勘察施工图设计施 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16 投资概算16.1编制依据1、xx县液化天然气可行性研究报告说明书、设备材料表及设计文件；2、湖南省建设委员会1995年湘建1995监字第318号文颁布的湖南省市政工程单位估价表及相关配套文件；3、湖南省建设委员会1995年湘建1995监字第318号文颁布的湖南省市政工程取费标准及相关配套文件；4、湖南省建设厅二年湘建2000256号文颁发全国统一安装工程基价表及相关配套文件；5、湖南省建设委员会1998年湘建1998价字第566号颁发的湖南省施工企业统一安装工程取费标准；6163、湖南省建设工程造价管理总站二年湘建价2002第19号文颁发的湖南省统一安装工程计价表；7、建设部建标1996628号文颁发的市政工程可行性研究投资估算编制办法（试行）。8、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。9、近期建设的类似项目的有关造价资料。16.2取费说明各项费用取费标准见工程建设其他费用估算表。16.3投资估算结果项目静态投资8864.75万元，其中土建工程费7146.43万元，设备购置费1685.00万元，安装工程费用4555.43万元，工程建设其他费912.43万元，基本预备费805.89万元。16.4流动资金估算 流动资金采用分项目详细法估算。经计算，项164、目满负荷生产年份需流动资金万元，流动资金估算见表17-2。16.5建设投资筹措及建设期利息估算 本项目建设资金通过企业自筹与银行贷款解决。企业自筹形成资本金。根据本项目融资方案，确定本项目申请银行贷款计3000万元，建设投资期利息利率按7.05%计算，建设期利息共计104.25万元。16.6项目总投资估算 项目总投资由静态投资、涨价预备费、建设期贷款利息、流动资金组成，根据国家原计委规定，本项目不计算涨价预备费。由以上估算得本项目总投资为10000万元。表16-1 项目投资估算表序号项目名称估算价值（单位：万元）土建工程设备购置安装工程其他费用小计占比（%）一第一部分费用906.00 1685165、.00 4555.43 0.00 7146.43 0.71 1气化站590.00 1565.00 585.13 0.00 2740.13 0.27 1.1工艺1200.00 400.00 1600.00 0.16 1.2土建230.00 230.00 0.02 1.3电气仪表300.00 110.00 410.00 0.04 1.4气化站消防65.00 75.13 140.13 0.01 1.5总图360.00 360.00 0.04 1.6车辆购置0.00 0.00 2管网316.00 120.00 3970.30 0.00 4406.30 0.44 2.1主干管750.00 750.00 166、0.08 2.2支干管420.00 420.00 0.04 2.3庭院及户内管网2800.30 2800.30 0.28 2.4管道跨越96.00 96.00 0.01 2.5管道路面开挖恢复220.00 220.00 0.02 2.6管网维修抢险车辆及设备120.00 120.00 0.01 二工程建设其他费912.43 912.43 0.09 三基本预备费805.89 805.89 0.08 四建设期利息104.25 104.25 0.01 五流动资金1031.00 1031.00 0.10 六总投资906.00 1685.00 4555.43 2853.57 10000.00 1.00 167、表16-2 建设其他费估算表序号费用名称计算表达式金额(万元)1土地征用及拆迁补偿费17 6.5万元/亩110.502建设单位管理费工程费用*1.2%85.763工程建设监理费工程费用*1.2%85.764生产准备费估列48.005办公和生活家具购置费设计定员*400015.206勘察设计费438.45（1）编制项目建议书估列20.00（2）编制可行性研究报告估列30.00（3）工程设计费发改委建设部有关设计费规定263.00（4）工程勘察费发改委建设部有关设计费规定86.00（5）施工图预算费设计费*15%39.457竣工图编制费设计费*8%6.888联合试运转费设备费*1%62.409招标168、费用累进计价36.0010环境评价工程费用*0.1%7.1511燃气建设管理费工程费用*0.4%10.9612工程保险费工程费用*0.3%4.8013建设工程质量监督费工程费用*0.25%0.58合计912.43表16-3 流动资金估算表序号项 目最低周转天数周转次数计 算 期123451流动资产891.001271.001271.001271.001.1应收帐款606420.00650.00650.00650.001.2存货436.00576.00576.00576.00原辅材料1524330.00360.00360.00360.00燃料、动力3012106.00210.00120.0012169、0.00在产品572产成品30121.3现金201820.0025.0025.0025.001.4预付帐款45815.0020.0020.0020.002流动负债1202402402402.1应付帐款606120.00240.00240.00240.002.2预收帐款4583流动资金（12）771.001031.001031.001031.004各年流动资金增加额771.00260.000.000.0017 财务分析17.1 财务分析的范围、依据和方法17.1.1 财务分析的范围本次财务效益评价范围是对xx县天然气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170、方案、原材料和燃料及动力供应、建站条件和站址方案、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。17.1.2 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。（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。17.1.3 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，编制了相关辅助性报表。对171、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不含税销售价差进行分析。17.2 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设计年总供气量1552.35万Nm3/a，损耗率按3%考虑。本项目发展用户较为缓慢，需要到计算期11年才能达到设计生产能力。（3）基准折现率：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%。财务评172、价基础数据详见基础数据表（如下） 表17-1 基础数据1、计算评价期限建设期（非经营期）+经营期=1+19年2、进价3元(不含税价)损耗率:按3%考虑3、差价1.6元销售价格不含税价格4.60元/ Nm34、电耗量（元/KWh）0.6550.3万度/年5、水（元/吨）22527吨/年6、人工费用（万元/年）2福利：14%工资，项目人员：38人7、工程维护及维修费用按固定资产原值(扣除建设用地费及建设期利息)的2.5%计取10、折旧费用折旧采用直线法，折旧年限为15年，固定资产净残值率为3%，无形资产按10年，递延资产按5年，残值为0 11、贷款利率建设期长期贷款利率为7.05%12、盈余公积金173、按税后利润的10%计提13、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%。17.3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。为了概算简便，将各年经营过程中消耗的外购原料、辅助材料、燃料、动力、人工工资福利以及维修费、租用费、其他营业费用、折旧费、摊销费、管理费用、财务费用和其它费用归类概算后分别列出。具体见总成本费用估算表。17.4收入、税金及利润估算本项目经营收入是按天然气的进销差价计算。根据建设方提供的当地的现行市场价格：进价3元/Nm3（不含税价），售价：4.60元/Nm3（不含税价）。税金包括增值税、营业税金及附加和所得税（其中对燃气初装费收取营业174、税）。增值税，由于本工程营业收入是按天然气的进销差价计算的，因此销项税只对差价部分征收，进项税只对燃料及动力费进行征收，增值税按照销项税和进项税的差价计算。本项目利润分为投资者分配利润，提取法定盈余公积金。具体见利润分配表。17.5 财务分析17.5.1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%，项目资本金的基准收益率为10%。表17-2主要盈利能力指标汇总表 指标名称单位指标值所得税后项目财务内部收益率12 所得税前项目财务内部收益率15所得税后项目投资回收期(含建设期)年9.70所175、得税前项目投资回收期(含建设期)年8.98所得税后项目投资财务净现值（i=8%）万元2669.29 所得税前项目投资财务净现值（i=8%）万元4773.98资本金财务内部收益率13 资本金投资财务净现值（i=10%）万元3102.56 资本金净利润率13 项目总投资收益率12根据拟定方案，项目税后财务内部收益率为12%，所得税后项目投资净现值2669.29万元，项目税前财务内部收益率为15%，所得税前项目投资净现值4773.98万元，资本金财务内部收益率为13%，资本金财务净现值为3102.56万元。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176、可以被接受的。17.5.2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27%，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5年，资产负债率降为6%，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。具体见附表。17.5.3 财务生存能力分析财177、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。17.6 不确定性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。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一178、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% =40%即，当产品销售量达到设计规模的40%时,本项目达到盈亏平衡。说明本项好的抗风险能力一般。17.7 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40%时，项目就可达到盈亏平衡。因179、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。18结论及建议18.1 结论通过前面各章的认真分析和研究，可得出如下结论：（1）建设xx县天然气加气站，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）工程所采用的工艺路线合理、设备先进、抢险措施完善，对LNG、CNG系统的安全稳定运行，起到了有力的保障作用。（3）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。（4）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。（5）本工程在社会、环境、节能和经济等方面的效益十180、分显著，是利国利民，造福于人民的工程。（6）本工程具有良好的市场前景。（7）xx县天然气的建设，对促进清洁能源在xx县的大力推广具有重要意义。综上所述，xx县天然气能源工程气源充足，技术先进成熟，设施布置合理，投资估算及资金筹措切实，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。18.2 建议生产原材料，建设单位应有长期供应商，在价格和供应能力满足城市用户的发展和正常使用。用户发展，当地政府应参照相关城市对管道燃气发展，颁发相关的文件，鼓励居民用户使用管道燃气，尽快发展用户。18.3 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天然气加181、气站的批复。(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。附表附表1 营业收入、营业税金及附加附表2 外购原辅材料费和燃料和动力费估算表附表3 固定资产折旧费估算表附表4 无形资产和其他资产摊销估算表附表5 总成本费用估算表附表6 利润和利润分配表附表7 项目投资现金流量表附表8 项目资本金现金流量表附表9 资产负债表附表10 借款还本付息估算表附表1 营业收入和税金182、及附加估算表（万元）序号项目单位合计计算期23456789101营业收入2196.12 2535.20 3249.28 3963.35 4677.43 5391.51 6105.59 6819.67 7533.75 1.1居民用气465.42 775.70 1085.98 1396.26 1706.54 2016.81 2327.09 2637.37 2947.65 1.2商业用气139.63 232.71 325.79 418.88 511.96 605.04 698.13 791.21 884.30 1.3工业用气160.67 267.78 374.89 482.00 589.11 696183、.23 803.34 910.45 1017.56 1.4车用用气251.85 419.75 587.65 755.55 923.45 1091.35 1259.25 1427.15 1595.05 1.5其他用气53.56 89.26 124.96 160.67 196.37 232.08 267.78 303.48 339.19 1.6燃气初装费1125.00 750.00 750.00 750.00 750.00 750.00 750.00 750.00 750.00 2营业税金及附加69.22 66.16 67.03 61.37 62.24 63.11 63.98 64.84 68.9184、6 2.1消费税2.2营业税0.05 56.25 56.25 56.25 56.25 56.25 56.25 56.25 56.25 56.25 2.3城乡维护建设税0.05 8.10 6.19 6.74 3.20 3.74 4.29 4.83 5.37 7.94 2.4教育费附加0.03 4.86 3.72 4.04 1.92 2.25 2.57 2.90 3.22 4.77 3增值税162.06 123.85 134.71 64.02 74.87 85.73 96.58 107.43 158.85 3.1销项税0.13 285.50 329.58 422.41 515.24 608.07 185、700.90 793.73 886.56 979.39 3.2出口退税0.11 3.3进项税123.43 205.72 287.70 451.22 533.19 615.17 697.15 779.12 820.54 3.4进项税转出续附表1序号项目单位合计计算期111213141516171819201营业收入7515.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 1.1居民用气3102.79 3102.79 3102.79 3102.79 3102.79 3102.79 3102.79 186、3102.79 3102.79 3102.79 1.2商业用气930.84 930.84 930.84 930.84 930.84 930.84 930.84 930.84 930.84 930.84 1.3工业用气1071.12 1071.12 1071.12 1071.12 1071.12 1071.12 1071.12 1071.12 1071.12 1071.12 1.4车用用气1679.00 1679.00 1679.00 1679.00 1679.00 1679.00 1679.00 1679.00 1679.00 1679.00 1.5其他用气357.04 357.04 357.187、04 357.04 357.04 357.04 357.04 357.04 357.04 357.04 1.6燃气初装费375.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2营业税金及附加68.78 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 2.1消费税2.2营业税0.05 56.25 56.25 56.25 56.25 56.25 56.25 56.25 56.25 56.25 56.25 2.3城乡维护建设税0.05 7.83 5.39 5.39 5.39 5.39 5.3188、9 5.39 5.39 5.39 5.39 2.4教育费附加0.03 4.70 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23 3增值税156.57 107.82 107.82 107.82 107.82 107.82 107.82 107.82 107.82 107.82 3.1销项税0.13 977.05 928.30 928.30 928.30 928.30 928.30 928.30 928.30 928.30 928.30 3.2出口退税0.11 3.3进项税820.49 820.49 820.49 820.49 820.49 820.49 189、820.49 820.49 820.49 820.49 3.4进项税转出附表2 外购原材料燃料及动力费估算表（万元）序号项目单位合计计算期23456789101原材料719.51 1199.19 1678.86 2638.21 3117.88 3597.56 4077.23 4556.91 4796.75 2燃料和动力8.58 14.30 17.62 20.94 24.26 27.58 30.90 34.22 39.18 2.1电万元/万kwh228.87 4.90 8.17 11.44 14.71 17.98 21.25 24.52 27.79 32.70 单价0.65 0.65 0.65 190、0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 数量7.55 12.58 17.61 22.64 27.67 32.70 37.73 42.76 50.30 2.2水万元/万吨2.65 0.08 0.13 0.18 0.23 0.28 0.33 0.38 0.43 0.48 单价2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 数量0.04 0.06 0.09 0.11 0.14 0.16 0.19 0.21 0.24 2.3其他万元/万吨63.60 3.60 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 单191、价数量3外购燃料及动力费合计728.09 1213.49 1696.48 2659.15 3142.15 3625.14 4108.13 4591.13 4835.92 4进项税合计123.43 205.72 287.70 451.22 533.19 615.17 697.15 779.12 820.54 续附表2序号项目单位合计计算期111213141516171819201原材料4796.75 4796.75 4796.75 4796.75 4796.75 4796.75 4796.75 4796.75 4796.75 4796.75 2燃料和动力38.77 38.77 38.77 38.192、77 38.77 38.77 38.77 38.77 38.77 38.77 2.1电万元/万kwh228.87 32.70 32.70 32.70 32.70 32.70 32.70 32.70 32.70 32.70 32.70 单价0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 数量50.30 50.30 50.30 50.30 50.30 50.30 50.30 50.30 50.30 50.30 2.2水万元/万吨2.65 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 单价2.0193、0 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 数量0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 2.3其他万元/万吨63.60 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 单价数量3外购燃料及动力费合计4835.52 4835.52 4835.52 4835.52 4835.52 4835.52 4835.52 4835.52 4835.52 4835.52 4进项税合计820.49 820.49 820.49 820.49 820.49194、 820.49 820.49 820.49 820.49 820.49 附表3 固定资产折旧费估算表（万元）序号项目折旧年限合计计算期23456789101厂房、建筑物20.00 原值906.00 906.00 862.97 819.93 776.90 733.86 690.83 647.79 604.76 561.72 当期折旧费43.04 43.04 43.04 43.04 43.04 43.04 43.04 43.04 43.04 净值862.97 819.93 776.90 733.86 690.83 647.79 604.76 561.72 518.69 2机器设备25.00 原值6195、240.43 6240.43 6003.29 5766.16 5529.02 5291.88 5054.75 4817.61 4580.48 4343.34 当期折旧费237.14 237.14 237.14 237.14 237.14 237.14 237.14 237.14 237.14 净值6003.29 5766.16 5529.02 5291.88 5054.75 4817.61 4580.48 4343.34 4106.20 3合计原值7146.43 6866.26 6586.09 6305.92 6025.74 5745.57 5465.40 5185.23 4905.06 当期196、折旧费280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 净值6866.26 6586.09 6305.92 6025.74 5745.57 5465.40 5185.23 4905.06 4624.89 续附表3序号项目折旧年限合计计算期111213141516171819201厂房、建筑物20.00 原值906.00 518.69 475.65 432.62 389.58 346.55 303.51 260.48 217.44 174.41 131.37 当期折旧费43.04 43.04 43.04 43.04 43197、.04 43.04 43.04 43.04 43.04 43.04 净值475.65 432.62 389.58 346.55 303.51 260.48 217.44 174.41 131.37 88.34 2机器设备25.00 原值6240.43 4106.20 3869.07 3631.93 3394.79 3157.66 2920.52 当期折旧费237.14 237.14 237.14 237.14 237.14 237.14 净值3869.07 3631.93 3394.79 3157.66 2920.52 2683.38 3合计原值4624.89 4344.72 4064.55 198、3784.37 3504.20 3224.03 260.48 217.44 174.41 131.37 当期折旧费280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 43.04 43.04 43.04 43.04 净值4344.72 4064.55 3784.37 3504.20 3224.03 2943.86 217.44 174.41 131.37 88.34 续附表3附表4 无形资产和其他资产摊销估算表（万元）序号项目摊销年限合计计算期23456789101无形资产1.1土地使用费50原值110.5110.50 108.29 106.08 103.87 1199、01.66 99.45 97.24 95.03 92.82 当期摊销2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 净值108.29 106.08 103.87 101.66 99.45 97.24 95.03 92.82 90.61 1.2其他无形资产10原值2743.07 2743.07 2468.76 2194.45 1920.15 1645.84 1371.53 1097.23 822.92 548.61 当期摊销274.31 274.31 274.31 274.31 274.31 274.31 274.31 274.31 274.31 净值2200、468.76 2194.45 1920.15 1645.84 1371.53 1097.23 822.92 548.61 274.31 2其他资产10原值00.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 当期摊销0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 净值0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 3合计原值2853.57 2577.05 2300.53 2024.02 1747.50 1470.98 1194.47 917.95 641.43 当期摊销27201、6.52 276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 净值2577.05 2300.53 2024.02 1747.50 1470.98 1194.47 917.95 641.43 364.92 续附表4序号项目摊销年限合计计算期111213141516171819201无形资产1.1土地使用费50原值110.590.61 88.40 86.19 83.98 81.77 79.56 77.35 75.14 72.93 70.72 当期摊销2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 202、2.21 净值88.40 86.19 83.98 81.77 79.56 77.35 75.14 72.93 70.72 68.51 1.2其他无形资产10原值2743.07 274.31 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 当期摊销274.31 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 净值0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2其他资产10原值00.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.203、00 0.00 当期摊销0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 净值0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 3合计原值364.92 88.40 86.19 83.98 81.77 79.56 77.35 75.14 72.93 70.72 当期摊销276.52 2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 2.21 净值88.40 86.19 83.98 81.77 79.56 77.35 75.14 72.93 70.72 68.51 附表204、5 总成本费用估算表（万元）序号项目合计计算期（年）23456789101外购原辅材料、燃料及动力费728.09 1213.49 1696.48 2659.15 3142.15 3625.14 4108.13 4591.13 4835.92 2工资及福利费86.64 86.64 86.64 86.64 86.64 86.64 86.64 86.64 86.64 3修理费及研发费用178.66 171.66 164.65 157.65 150.64 143.64 136.64 129.63 122.63 4其他费用53.43 89.06 115.31 146.36 172.61 198.86 2205、25.12 251.37 275.24 4.1其他制造费用7.80 13.00 17.83 27.46 32.29 37.12 41.95 46.78 49.23 4.2其他管理费用15.21 25.35 32.49 39.63 46.77 53.92 61.06 68.20 75.34 4.3其他营业费用30.42 50.70 64.99 79.27 93.55 107.83 122.11 136.39 150.67 5经营成本（1+2+3+4）1046.83 1560.84 2063.08 3049.80 3552.04 4054.28 4556.52 5058.77 5320.43 6折206、旧费280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 7摊销费276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 8利息支出211.50 174.76 135.43 93.32 48.25 8.1长期借款利息211.50 174.76 135.43 93.32 48.25 8.2短期借款利息9总成本费用（6+7+8+5）1815.02 2292.29 2755.20 3699.81 4156.98 4610.97 5113.21 5615.46 207、5877.11 其中：固定成本1079.12 1065.80 1040.89 1013.20 982.55 948.71 963.13 977.55 991.97 可变成本735.89 1226.49 1714.31 2686.61 3174.43 3662.26 4150.08 4637.91 4885.15 续附表5序号项目合计计算期111213141516171819201外购原辅材料、燃料及动力费4835.524835.524835.524835.524835.524835.524835.524835.524835.524835.522工资及福利费86.6486.6486.6486.6208、486.6486.6486.6486.6486.6486.643修理费及研发费用115.62108.62101.6194.6187.6180.606.515.444.363.284其他费用274.70263.45263.45263.45263.45263.45263.45263.45263.45263.454.1其他制造费用49.2249.2249.2249.2249.2249.2249.2249.2249.2249.224.2其他管理费用75.1671.4171.4171.4171.4171.4171.4171.4171.4171.414.3其他营业费用150.32142.82142.821209、42.82142.82142.82142.82142.82142.82142.825经营成本（1+2+3+4）5312.475294.225287.225280.215273.215266.205192.115191.045189.965188.896折旧费280.17280.17280.17280.17280.17280.1743.0443.0443.0443.047摊销费276.522.212.212.212.212.212.212.212.212.218利息支出8.1长期借款利息8.2短期借款利息9总成本费用（6+7+8+5）5869.165576.605569.605562.59555210、5.595548.585237.365236.285235.215234.13其中：固定成本984.42691.86684.86677.85670.85663.85352.62351.54350.47349.39可变成本4884.744884.744884.744884.744884.744884.744884.744884.744884.744884.74附表6 利润及利润分配估算表（万元）序号项目合计计算期（年）23456789101营业收入2196.122535.203249.283963.354677.435391.516105.596819.677533.752营业税金及附加69.2211、266.1667.0361.3762.2463.1163.9864.8468.963总成本费用1815.022292.292755.203699.814156.984610.975113.215615.465877.114补贴收入5利润总额（1-2-3+4）311.89176.75427.05202.17458.21717.43928.401139.371587.686弥补以前年度亏损7应纳税所得额（5-6）311.89176.75427.05202.17458.21717.43928.401139.371587.688所得税77.9744.19106.7650.54114.55179.362212、32.10284.84396.929净利润（5-8）233.92132.56320.29151.63343.66538.07696.30854.531190.7610期初未分配利润11可供分配的利润（910）233.92132.56320.29151.63343.66538.07696.30854.531190.7612提取法定盈余公积金（10%）23.3913.2632.0315.1634.3753.8169.6385.45119.08累计盈余公积23.3936.6568.6883.84118.21172.01241.64327.10446.1713可供投资者分配的利润（11-12）210.213、52119.31288.26136.47309.29484.27626.67769.071071.6814应付优先股股利15提取任意盈余公积金16应付普通股股利（13-14-15）17各投资方利润分配210.52119.31288.26136.47309.29484.27626.67769.071071.6818未分配利润（13-14-15-17）210.52119.31288.26136.47309.29484.27626.67769.071071.6819累计未分配利润210.52329.83618.09754.561063.851548.122174.792943.864015.5520214、息税前利润(利润总额+利息支出)523.39351.51562.48295.50506.47717.43928.401139.371587.6821息税折旧摊销前利润（20+折旧+摊销）1080.08908.201119.17852.191063.151274.121485.091696.062144.36续附表6序号项目合计计算期（年）111213141516171819201营业收入7515.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 2营业税金及附加68.78 64.88 64.88215、 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 3总成本费用5869.16 5576.60 5569.60 5562.59 5555.59 5548.58 5237.36 5236.28 5235.21 5234.13 4补贴收入5利润总额（1-2-3+4）1577.85 1499.31 1506.31 1513.32 1520.32 1527.33 1838.55 1839.63 1840.70 1841.78 6弥补以前年度亏损7应纳税所得额（5-6）1577.85 1499.31 1506.31 1513.32 1520.32 1527.33 183216、8.55 1839.63 1840.70 1841.78 8所得税394.46 374.83 376.58 378.33 380.08 381.83 459.64 459.91 460.18 460.45 9净利润（5-8）1183.39 1124.48 1129.74 1134.99 1140.24 1145.50 1378.91 1379.72 1380.53 1381.34 10期初未分配利润11可供分配的利润（910）1183.39 1124.48 1129.74 1134.99 1140.24 1145.50 1378.91 1379.72 1380.53 1381.34 12提取法217、定盈余公积金（10%）118.34 112.45 112.97 113.50 114.02 114.55 137.89 137.97 138.05 138.13 累计盈余公积564.51 676.96 789.93 903.43 1017.46 1132.01 1269.90 1407.87 1545.92 1684.06 13可供投资者分配的利润（11-12）1065.05 1012.03 1016.76 1021.49 1026.22 1030.95 1241.02 1241.75 1242.48 1243.20 14应付优先股股利15提取任意盈余公积金16应付普通股股利（13-14-15218、）17各投资方利润分配1065.05 1012.03 1016.76 1021.49 1026.22 1030.95 1241.02 1241.75 1242.48 1243.20 18未分配利润（13-14-15-17）1065.05 1012.03 1016.76 1021.49 1026.22 1030.95 1241.02 1241.75 1242.48 1243.20 19累计未分配利润5080.59 6092.63 7109.39 8130.88 9157.10 10188.05 11429.07 12670.82 13913.29 15156.50 20息税前利润(利润总额+利息219、支出)1577.85 1499.31 1506.31 1513.32 1520.32 1527.33 1838.55 1839.63 1840.70 1841.78 21息税折旧摊销前利润（20+折旧+摊销）2134.54 1781.69 1788.70 1795.70 1802.70 1809.71 1883.80 1884.87 1885.95 1887.03 附表7 项目投资现金流量表（万元）序号项目合计计算期（年）123456789101现金流入2196.12 2535.20 3249.28 3963.35 4677.43 5391.51 6105.59 6819.67 7533.75220、 1.1营业收入2196.12 2535.20 3249.28 3963.35 4677.43 5391.51 6105.59 6819.67 7533.75 1.2补贴收入1.3回收固定资产余值1.4回收流动资金1.5回收无形资产余值2现金流出6644.45 2109.07 2109.03 2352.14 3333.20 3836.31 4339.42 4842.53 5345.64 5611.41 2.1建设投资6644.45 222.03 222.03 222.03 222.03 222.03 222.03 222.03 222.03 222.03 2.2流动资金771.00 260.0221、0 2.3经营成本1046.83 1560.84 2063.08 3049.80 3552.04 4054.28 4556.52 5058.77 5320.43 2.4营业税金及附加69.22 66.16 67.03 61.37 62.24 63.11 63.98 64.84 68.96 2.5维持运营投资3所得税前净现金流量-6644.45 87.05 426.17 897.14 630.16 841.12 1052.09 1263.06 1474.03 1922.33 4累计所得税前现金流量-6644.45 -6557.40 -6131.23 -5234.10 -4603.94 -3762222、.82 -2710.73 -1447.67 26.36 1948.69 5调整所得税77.97 44.19 106.76 50.54 114.55 179.36 232.10 284.84 396.92 6所得税后净现金流量-6644.45 9.07 381.98 790.37 579.61 726.57 872.73 1030.96 1189.18 1525.42 7累计所得税后现金流量-6644.45 -6635.37 -6253.39 -5463.02 -4883.41 -4156.84 -3284.10 -2253.15 -1063.96 461.45 8计算指标所得税前所得税后财务内223、部收益率0.15 0.12 财务净现值（万元）￥4773.98 ￥2,669.29 投资回收期(年)8.98 9.70 续附表7序号项目合计计算期（年） 111213141516171819201现金流入7515.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 8328.63 1.1营业收入7515.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 1.2补贴收入1.3回收固定资产余值88.34 1.4回收流动224、资金1031.00 1.5回收无形资产余值68.51 2现金流出5603.28 5359.10 5352.09 5345.09 5338.08 5331.08 5256.99 5255.91 5254.84 5253.76 2.1建设投资222.03 2.2流动资金2.3经营成本5312.47 5294.22 5287.22 5280.21 5273.21 5266.20 5192.11 5191.04 5189.96 5188.89 2.4营业税金及附加68.78 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 2.5维持运营投资3225、所得税前净现金流量1912.51 1781.69 1788.70 1795.70 1802.70 1809.71 1883.80 1884.87 1885.95 3074.87 4累计所得税前现金流量3861.20 5642.89 7431.59 9227.29 11029.99 12839.70 14723.50 16608.37 18494.32 21569.19 5调整所得税394.46 374.83 376.58 378.33 380.08 381.83 459.64 459.91 460.18 460.45 6所得税后净现金流量1518.05 1406.86 1412.12 1417226、.37 1422.62 1427.88 1424.16 1424.97 1425.77 2614.43 7累计所得税后现金流量1979.50 3386.36 4798.48 6215.85 7638.48 9066.35 10490.51 11915.48 13341.25 15955.68 8计算指标财务内部收益率所得税前所得税后财务净现值（万元）0.15 0.12 投资回收期(年)￥4773.98 ￥2,669.29 附表8 项目资本金现金流量表（万元）序号项目合计计算期（年） 123456789101现金流入2535.20 3249.28 3963.35 4677.43 5391.51 227、6105.59 6819.67 7533.75 1.1营业收入2196.12 2535.20 3249.28 3963.35 4677.43 5391.51 6105.59 6819.67 7533.75 1.2补贴收入1.3回收固定资产余值1.4回收流动资金1.5回收无形资产余值2现金流出3644.45 1926.66 2403.84 2969.52 3894.36 4461.48 4296.75 4852.60 5408.45 5786.30 2.1项目资本金3644.45 2.2流动资金借款偿还2.3建设投资借款本金偿还521.15 557.89 597.22 639.33 684.40228、 2.4借款利息支付211.50 174.76 135.43 93.32 48.25 2.5经营成本1046.83 1560.84 2063.08 3049.80 3552.04 4054.28 4556.52 5058.77 5320.43 2.6营业税金及附加69.22 66.16 67.03 61.37 62.24 63.11 63.98 64.84 68.96 2.7所得税77.97 44.19 106.76 50.54 114.55 179.36 232.10 284.84 396.92 3净现金流量-3644.45 -1926.66 131.36 279.75 68.99 215.229、95 1094.76 1252.99 1411.21 1747.45 4累计净现金流量-3644.45 -1926.66 -1795.30 -1515.55 -1446.56 -1230.61 -135.85 1117.14 2528.36 4275.80 计算指标资本金内部收益率0.13 续附表8序号项目合计计算期（年） 111213141516171819201现金流入7515.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 8328.63 1.1营业收入7515.79 7140.79 7140.79 7230、140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 7140.79 1.2补贴收入1.3回收固定资产余值88.34 1.4回收流动资金1031.00 1.5回收无形资产余值68.51 2现金流出5775.71 5733.92 5728.67 5723.42 5718.16 5712.91 5716.63 5715.82 5715.01 5714.21 2.1项目资本金2.2流动资金借款偿还2.3建设投资借款本金偿还2.4借款利息支付2.5经营成本5312.47 5294.22 5287.22 5280.21 5273.21 5266.20 5192.1231、1 5191.04 5189.96 5188.89 2.6营业税金及附加68.78 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 64.88 2.7所得税394.46 374.83 376.58 378.33 380.08 381.83 459.64 459.91 460.18 460.45 3净现金流量1740.08 1406.86 1412.12 1417.37 1422.62 1427.88 1424.16 1424.97 1425.77 2614.43 4累计净现金流量6015.88 7422.74 8834.86 10252.23 1232、1674.85 13102.73 14526.89 15951.86 17377.63 19992.06 计算指标资本金内部收益率附表9 资产负债表（万元）序号项目合计计算期（年） 123456789101资产11447.34 11650.65 15397.82 14841.13 14284.45 13727.76 13171.07 12614.38 12057.69 1.1流动资产总额89112713422.933422.933422.933422.933422.933422.933422.93货币资金202525252525252525应收帐款420650565.75565.75565.7233、5565.75565.75565.75565.75预付帐款1520680680680680680680680存货4365762152.182152.182152.182152.182152.182152.182152.181.2在建工程6644.45 222.03 222.03 222.03 222.03 222.03 222.03 222.03 222.03 222.03 1.3固定资产净值6866.26 6586.09 6305.92 6025.74 5745.57 5465.40 5185.23 4905.06 4624.89 1.4无形及其他资产净值2577.05 2300.53 20234、24.02 1747.50 1470.98 1194.47 917.95 641.43 364.92 2负债及所有者权益2.1流动负债总额120240240240240240240240240短期借款应付账款1202402402402402402402402402.2建设投资借款3000.00 2478.85 1920.96 1323.74 684.41 0.00 2.3流动资金借款2.4负债小计31202718.852160.9589251563.736529924.40995452402402402402.5所有者权益7233.92 366.48 686.77 838.40 1182.06235、 1720.13 2416.43 3270.96 4461.72 资本金7000.00 2.5.2累计盈余公积金23.39 36.65 68.68 83.84 118.21 172.01 241.64 327.10 446.17 2.5.3累计未分配利润210.52 329.83 618.09 754.56 1063.85 1548.12 2174.79 2943.86 4015.55 资产负债率（%）0.27 0.23 0.14 0.11 0.06 0.02 0.02 0.02 0.02 流动比率7.43 5.30 14.26 14.26 14.26 14.26 14.26 14.26 14236、.26 速动比率3.79 2.90 5.29 5.29 5.29 5.29 5.29 5.29 5.29 续附表9序号项目合计计算期（年）111213141516171819201资产11501.01 10996.60 10714.21 10431.83 10149.45 9867.07 7138.44 7093.20 7047.95 7002.71 1.1流动资产总额3422.933422.933422.933422.933422.933422.933422.933422.933422.933422.93货币资金25252525252525252525应收帐款565.75565.75565.237、75565.75565.75565.75565.75565.75565.75565.75预付帐款680680680680680680680680680680存货2152.182152.182152.182152.182152.182152.182152.182152.182152.182152.181.2在建工程222.03 1.3固定资产净值4344.72 4064.55 3784.37 3504.20 3224.03 2943.86 217.44 174.41 131.37 88.34 1.4无形及其他资产净值88.40 86.19 83.98 81.77 79.56 77.35 75.1238、4 72.93 70.72 68.51 2负债及所有者权益2.1流动负债总额240240240240240240240240240240短期借款应付账款2402402402402402402402402402402.2建设投资借款2.3流动资金借款2.4负债小计2402402402402402402402402402402.5所有者权益5645.11 6769.59 7899.32 9034.31 10174.56 11320.05 12698.97 14078.69 15459.22 16840.55 资本金2.5.2累计盈余公积金564.51 676.96 789.93 903.43 10239、17.46 1132.01 1269.90 1407.87 1545.92 1684.06 2.5.3累计未分配利润5080.59 6092.63 7109.39 8130.88 9157.10 10188.05 11429.07 12670.82 13913.29 15156.50 资产负债率（%）0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03 0.03 流动比率14.26 14.26 14.26 14.26 14.26 14.26 14.26 14.26 14.26 14.26 速动比率5.29 5.29 5.29 5.29 5.29 5.29 5240、.29 5.29 5.29 5.29 附表10 借款还本付息估算表（万元）序号项目合计计算期（年） 123456789101借款及还本付息1.1期初借款本息累计本金30002478.85 1920.96 1323.74 684.41 建设期利息105.751.2本年借款30001.3本年应计利息105.75 211.50 174.76 135.43 93.32 48.25 计入建设期利息105.75计入生产期利息211.50 174.76 135.43 93.32 48.25 1.4本年应还本付息732.65732.65 732.65 732.65 732.65 还本521.15557.89 241、597.22 639.33 684.40 付息211.5174.76 135.43 93.32 48.25 2偿还借款本金的资金来源689.25 876.98 708.32 900.35 2.1净利润233.92 132.56 320.29 151.63 343.66 538.07 696.30 854.53 1190.76 2.2固定资产折旧费280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 280.17 2.3无形及其他资产摊销费276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 276.52 2.4短期借款3计算指标3.1利息备付率(%)2.99 2.60 6.03 6.12 3.2偿债备付率(%)1.37 1.18 1.38 1.09