天然气综合利用工程项目可行性研究报告 50页

'1.总论1.1项目名称及企业简介1.1.1项目名称XXXX燃气有限公司库车县天然气综合利用工程项目。1.2企业简介1.2.1建设单位简介XXXX集团股份有限公司系疆内一家本土企业，于2010年12月17日在深圳证劵交易所上市。公司当前主营业务为三大板块，即天然气能源业务、钢结构业务和金融服务业务板块。目前公司支柱产业为以“XXXX燃气有限公司”为核心的天然气能源综合利用和开发，其前身为“阿图什庆源燃气”公司，该公司于2007年初正式涉入天然气能源行业，并将油气能源开发、天然气综合利用确立为公司发展方向。公司目前总资产为亿元，主要在XXXXXXX从事民用、车用、工业用CNG（压缩天然气）生产、运输、销售和天然气管道储输、销售配套设施的建设、运营管理以及天然气应用技术的研发和推广。当前公司新增并取得XXXXX天然气管线阀口的经营权，有长输管线200公里，有CNG运输车辆XXXX，全疆分布近50个标、子站汽车加气站。在此基础上，公司积极向天然气能源的上游方向拓展，在气田的开发建设包括煤层气的开发上都进行了长远的战略规划和布局。在全面制定公司中长期战略规划的基础上，从公司实际出发，积极努力探索与中石油及疆内外其他有志于新疆能源开发和建设的企业进行深度合作，力争在合作的领域、层次和模式上有大的进展，努力实现在合作体制机制上的突破。从而更好地完成气化新疆、造福新疆人民的神圣使命。1.3项目背景和建设的必要性1.3.1项目背景1.3.1.1天然气在汽车领域的优势45 现代汽车工业高速发展，给社会带来经济繁荣的同时，也带来了大气污染和能源紧张。目前，国内原油生产难以满足我国经济社会发展需要，对外依存度逐年提高。近年来，许多国家都一直努力研发氢汽车、电动汽车、天然气汽车等，相比之下，天然气汽车在中国更具发展潜力和可操作性。天然气汽车不仅具有清洁环保、价格相对低廉、安全性能好等特点，而且由于我国天然气资源丰富，开发利用潜力大，因此可操作性强。我国目前的天然气汽车大多集中在城市公交和出租行业，使用的范围和群体有限，大部分既耗能、又污染的重型卡车和农用车还不能使用洁净的燃料。从2012年12月1日起实施的新版《天然气利用政策》首次将液化天然气（LNG）动力汽车纳入鼓励范围内，并特别提出要鼓励和支持汽车、船舶天然气加注设施和设备的建设。LNG动力汽车正式获得国家政策层面的认同，将驱动天然气汽车进入新的一轮爆发增长期。而作为其配套基础设施建设的关键一环，LNG/CNG加气站的建设蓝图有望就此铺开。全国对口援疆工作的不断深入，让新疆迈上了跨越式发展的快车道，极大地促进了新疆交通运输业，特别是公路货运市场的快速发展。据统计，2014年新增重卡1.5万辆，疆内重型卡车保有量达到10.46万辆，中重型货车总量将达到近18万辆。但随着油价的持续上涨，运输成本不断增加，LNG（CNG）汽车已逐渐成为广大重卡用户和小型汽车的优选车型。1.3.1.2液化天然气在民用方面的应用乡镇气源是我国“西气东输”工程的重要组成部分。考虑到部分与气源距离远、市场容量较小、采用管道输送不经济的中小城市，以及由于各种原因暂时无法使用管输气的城市，采用国际通常的发展模式：即推广和使用液态天然气，是解决其天然气起源问题的有效方法。这种模式在美国和日本等发达国家普遍采用。液态天然气小区气化的工艺技术和设备在世界上来说是成熟的，已有30年的历史，因而，在技术上是可行的。1.4建设的必要性1.4.1LNG或CNG汽车的可行性1.4.1.1随着国四排放标准的出台，LNG（CNG）汽车因其清洁、污染少等优点，将会受到越来越多的客户的青睐；1.4.1.2天然气液化后体积变小，可做为优质的交通运输工具燃料。与用汽油相比，用LNG（CNG）驱动车辆具有辛烷值高、抗爆性好、燃烧完全、污染排放少、发动机寿命长、运输成本低等优点；LNG同时也具有储存效率高，一次装填续驶行程远，燃料容器压力低、重量轻、装填地点不受供气管网限制等优点。1.4.2天然气汽车是汽车工艺发展的一个重要方向LNG/CNG45 不但适用于城市公交车，同样也适用于出租车和大型货运车辆，尤其是长途车辆。在我国，从2001年以来，燃气汽车保有量目前已超过22万辆，19个重点推广应用城市（地区）加气站数量达712座以上。可以预见，随着人民生活水平的提高和汽车工业的迅速发展，随着国内各个城市供气系统和全国范围内的加气站网络建设的完善，天然气汽车必将得到大力推广。随着环境保护的日益受到重视，社会对汽车的节能减排提出了更高的要求。我国政府提出了“发展清洁能源汽车，调整能源结构，减少环境污染，改善大气质量”的重要方针，把发展清洁能源环保汽车作为本世纪我国工业发展的一个重要方向，汽车燃料的清洁化、多样化将是我国汽车工业发展的必然趋势。我国现有城市的污染源主要在于车辆尾气。若汽车改LNG做燃料，有害物排放将大大减少。据美国的测试资料，天然气汽车与汽油车相比，尾气中的CH将由0.54降至0.26，CO将由8.35降至0.03，NOx由1.92降至1.23、SOx由0.71降至0，Pb也由0.08降至0。另据国内测试者资料，天然气汽车比汽油车排放的CH减少72%，NOx减少39%，CO减少24%，SO2减少90%。天然气的燃点为650℃，比汽油高230多度；爆炸极限为4.7%~15%，比汽油（1%~5%）更不易爆炸。它与空气相比更轻，泄漏时更容易向上扩散，而不易积聚在地面而引起爆炸。正由于天然气具有这样的特性，它使用起来要比汽油安全得多。尤其是液化天然气的这一特点，使它经历了30年几乎无事故的发生。1970年以来，全世界只发生过16起与液化天然气有关的事故。1980年以来，全世界只有两人的死亡与液化天然气有关。液化天然气的上述特性使它的推广使用不存在安全方面的顾虑和障碍。不同燃料车辆对环境污染程度的比较燃料污染类别汽油液化石油气（LPG）天然气（LNG/CNG）碳氢化合物（HC）1004065氮氧化合物（NOX）1006050一氧化碳（CO）100995发动机噪声1005050各种天然气汽车尾气污染物指标45 车种测定方法单位CNG汽车污染物平均标准汽油车柴油车COHCNOXNOXNOX客车10·15g/kW2.10.250.120.250.40轻型卡车10·15g/kW132.10.250.50-小型重卡10·15g/kW2.10.250.180.250.40中型重卡10·15g/kW132.10.30.400.70大型重卡G13g/kW·h1026.23.64.54.5我国已从八十年代开始着手燃气汽车应用，先后在四川、北京、天津、上海、广州、海口、哈尔滨、乌鲁木齐等城市进行此项目的推广，国家科委为开展燃气汽车项目的推广应用，已将北京、上海、广州、成都、乌鲁木齐数十座城市列为代用燃料推广试点城市。目前国内以天然气为燃料的汽车有两种，一种为CNG汽车，另一种为LNG汽车，相比较而言，LNG汽车具有单次加气行驶里程长的特点，受到越来越广泛的关注。2000年以来，LNG汽车已在上海、深圳、珠海、乌鲁木齐、长沙等十几个城市得到应用且在全国范围得到推广。因此，LNG作为汽车动力燃料具有强劲的市场需求和非常广阔的市场前景，是落实“节能减排”政策、治理大气污染、提高城市环境质量的有效途径。同时，随着燃油价格的不断增长，开发天然气作为汽车燃料，其经济效益也十分显著。综上所述，建设LNG加气站可作为优质廉价的车用燃料气，因此建设本项目是可行的、必要的。1.4.3液化天然气气化站建设的必要性随着全地区城镇化进程和新农村建设工作的不断推进，城镇居民和乡镇场农牧民的生活条件发生了巨大的变化，其中变化之一就是城镇居民已普遍用上了天然气，但乡镇场农牧民还未能实现，这是目前城乡差别突出表现之一。气化农村，已成为我国城镇化进程中的一大重要课题。本项目建成后主要满足库车县牙哈镇、阿格乡等适宜建气化站的乡镇居民的生活用气需要。并以此为代表，向库车县域内所有乡镇发展。最终达到气化全县的目的。使库车县县城及周边城镇居民都能用上安全、环保、清洁、经济的天然气资源。届时，将极大的提高当地人民群众的生活质量。45 1.4.3.1居民用液化天然气与液化石油气比较表1居民用液化天然气与液化石油气比较月耗燃料量日耗燃料费月节约燃料费年节约燃料费液化石油气管道天然气液化石油气液化天然气14公斤16.8方95元50.4元44.6元535.2元28公斤33.6方190元100.8元89.2元1070.4元42公斤50.4方285元151.2元133.8元1605.6元说明：1、一瓶液化石油气约15公斤，但能被用户使用的气量为14公斤/瓶，按1公斤液化石油气约等于1.2立方米管道天然气计算，1瓶液化石油气相当于16.5立方米管道天然气左右（1公斤液化石油气热值10800—11000大卡，1立方管道天然气热值8500—9000大卡）；2、燃料价格：目前液化石油气的平均价格为6.8元/公斤，即95元/瓶，天然气3元/标方。1.4.3.2用户投资回报根据表1计算，每户使用管道天然气的入户费大约为1700元，如果用户每月使用2瓶液化石油气的话，如换成管道天然气每年可节约的燃料费大约为1070.4元，则每户居民的投入回收期为1.6年。1.5库车县情况1.5.1库车县介绍库车县位于中国新疆维吾尔自治区阿克苏地区，古代龟兹王国之地。库车县位于中国新疆维吾尔自治区中西部，阿克苏地区东部，天山中段南麓，塔里木盆地北缘。东与轮台县交界，南与沙雅县相连，西与新和县、库车县接壤，北部与和静县毗邻。县城库车镇距乌鲁木齐市公路里程750千米。全县总面积14528.74平方千米，总人口近50万人45 。有维吾尔、汉、回、柯尔克孜、哈萨克、蒙古、俄罗斯、锡伯、满、乌孜别克等14个民族。素有“歌舞之乡”、“西域乐都”、“瓜果之乡”的美誉。库车县是阿克苏地区和南疆四地州的东大门，是连接南北疆的交通枢纽和五地州交通要道。库车区域已探明的天然气储量占全盆地已探明储量的66%以上，原油储量占全盆地已探明储量的50%以上，其中凝析油占储量的88%以上。库车牙哈凝析油气田距库车县城3一60公里，是新近探明的亿吨级的凝析油气田，其探明储量占全盆地已探明储量 的四分之一，牙哈凝析油气田也是全国已探明的最大凝析油气田，这预示着库车区域石油勘探开发的良好前景。1.5.2库车县地理气候库车县位于天山中部南麓，塔里木盆地北缘，地理位置为北纬40°46′～42°35′，东经82°35′～84°17′之间，东与巴音郭楞蒙古自治州的轮台县为邻，东南与尉犁县相接，南靠塔克拉玛干沙漠，西南与沙雅县相连，西以渭干河为界与新和县隔河相望，西北与拜城县接壤，北部与巴音郭楞蒙古自治州和静县毗连，属阿克苏地区东端。县境南北长193千米，东西宽164千米，全县面积1.52万平方千米，县城东距自治区首府乌鲁木齐市直线距离448千米，公路里程753千米，西距行署驻地阿克苏市直线距离227.5千米，公路里程257千米。库车县地势北高南低，自西北向东南倾斜。主要河流有库车河、渭干河、拉依苏河、二八台河等。属暖温带大陆性干旱气候，冬季干冷，夏季酷热，昼夜温差大，年均气温11.4℃，年均降水65毫米。1.5.3库车县水文地质 库车县境内主要河流有库车河（苏巴什河）、渭干河和塔里木河。库车河发源于天山山脉木孜塔格山，年径流量3.31亿立方米，6、7、8月占总径流量的58.4%，灌溉面积15333.3公顷。渭干河发源于天山南麓哈雷克群山和汗腾格里峰，年径流量22.46亿立方米，库车县按39.5%分水，实际水量为8.87亿立方米，灌溉面积为44840公顷。塔里木河是通过库车南部的过境河流，由西向东横穿草湖地区。 45 库车县地势北高南低，北部为天山山区，海拔在1100—3800米之间，相对高差2700米左右，侵蚀地貌发育，以流水侵蚀和风蚀为主，岩石裸露。山区具有明显的带状分布规律，由北往南在气温上表现为由湿寒山地逐渐过渡为干旱平原；中部为冲洪积砾石戈壁地，南部为冲洪积土质平原。有五种地貌单元。从北往南依次为冰缘作用高山区，侵蚀、剥蚀作用的中山区、剥蚀作用的低山区，剥蚀作用的低山丘陵区、冲洪积平原区。1.6市场分析1.6.1国内LNG市场情况天然气将是21世纪的能源主角，加快天然气工业的发展将成为不可逆转的趋势。目前全国天然气在一次能源结构中所占的比例还很低，大约只有2.8％左右。为加大天然气在一次能源消费结构中的比例，改善人居和生态环境，提高人民生活质量，国家制定了“油气并举”的战略方针，大力鼓励开发利用天然气资源。据预测“十一五”期间天然气产业将会快速发展。根据我国中长期能源需求的预测：天然气在能源总需求中构成的比重将从3％提高到10％，即年需求量从500亿立方米提高到2000亿立方米。天然气可供资源需求增幅为1500亿立方米。其中：1）国内天然气工业，现年产500亿立方米，要提高到1000~1200亿立方米；2）沿海进口LNG项目，共8个项目，全部建成后年可进口LNG300~400亿立方米；3）俄罗斯中亚天然气项目，建成后每年可以向中国供气300~400亿立方米；在我国今后的发展过程中，天然气市场需求主要有：1）新增城镇居民燃气用气，按气化率40%计算，可增天然气需求300~400亿立方米；2）替代进口工业燃料油（高硫重油），约2~3千万吨，可增天然气需求200~300亿立方米；3）替代燃料汽油和柴油（交通用油），约2~3千万吨，可增天然气需求200~300亿立方米；4）替代工业燃料用煤，约可替代燃煤1~2亿吨标准煤，可增天然气需求800~1500亿立方米；5）新增电厂发电与电网调峰用气，按3~5%计算，可增天然气需求300~500亿立方米；6）新增化工工业原料用气，按年增长5~10%计算，可增天然气需求100~200亿立方米；7）弥补一次能源供应缺口，约4~6亿吨标准煤，可增天然气需求3000~4500亿立方米；8）天然气需求约为4900~7700亿立方米，约占我国一次能源需求的10~20%45 。扣除国内产量1000~1200亿立方米/年、进口1000~1500亿立方米/年，天然气需求缺口高达2500~5000亿立方米。9）而管道输送远远不能满足需要，可见液化天然气的市场前景是相当广阔的。1.6.2库车县周边的市场情况今后的竞争来自不同能源技术和产品之间的竟争，来自市场终端的价格竞争，来自上游资源供应的争夺。没有资源就谈不上市场，而没有一个能够合理有效利用资源的市场，将无法获得可靠持续的资源供应保障。我们的目的是采用正确的技术以效率最高、效益最好的方式解决加气车辆推广问题，从中获得最大的利润空间以开辟拓展更多的市场。1）车用市场消费市场是项目的关键，液化天然气消费市场的大小和开发进程直接关系到项目的技术路线、工程投入及项目经济效益。本工程项目的主要目标市场为：①天然气发动机卡车（运煤汽车）②营运车辆及环卫车、政府专用车等汽车用户2)车辆运输状况液化天然气汽车在库车县具有广阔的发展前景：一是比较完善的公路交通网络。库车县是阿克苏地区和南疆四地州的东大门，是连接南北疆的交通枢纽和五地州交通要道，同时也是历史上著名的丝绸之路重镇和西域军事重镇，境内有两条国道相交，国道314线东西贯穿全县，国道217线连接天山南北，南疆铁路横穿县域，民航直达乌鲁木齐，具有东进西出、南联北拓的地域优势。国道314线新线建设总规模为1500万吨。国道217线路起点独山子，终点和田，是新疆第二条沙漠公路。库车处于此线路的中心，与独山子、和田相距均为550公里左右，交通要道的地位尤其显现。南北疆隔天山将会形成“一山挑两城”的油气隆起带，库车县明显的区位优势和便利的交通条件。将成为拉动新疆经济发展的重要力量。二是交通运输业蓬勃发展。45 目前，库车煤矿如俄矿，铁矿如山格拉铁矿、乌库布拉克铁矿、阿艾铁矿、夏阔坦西铁矿、阿艾夏阔坦铁矿、依里木札尔得铁矿、窝特拉克铁矿等矿产资源主要分布在县城以北、库车河西岸50～150千米的地段,已探明储量约40万吨左右，品位一般在20%～40%。锰矿共有5处，分别是卡尔古力锰矿、依奇克巴什锰矿、库尔干锰矿、龙池南锰矿、琼木孜力克锰矿。主要分布在县城以北、140～160千米的地段，已探明储量约40万吨以上，品位一般在30%～45%。铜矿共有3处，分别是库兰康铜矿、恰克玛克铜矿、窝特拉克铜锌矿。主要分布在库车县城北、库车河西岸，22～45千米地段，已探明储量约2 500吨，品位一般在0.5%～3%。县域内丰富的矿产资源，为交通运输业的蓬勃发展奠定了坚实的基础。，拥有运煤重型卡车约3000辆，若每辆车每天行驶400km，LNG汽车每瓶气（220方）的运程为：LNG汽车按标准吨位运营，每瓶气运程为400至500km，最高可达600km；按运程400km计算，3000辆LNG重卡车日消耗LNG约500t。鉴于以上市场需求，我公司将加大LNG加气站点的建设力度。三是库车县经济快速发展的势头为交通运输业的健康稳定发展提供了强劲的支撑，为推广使用天然气汽车提供了广阔的市场空间和坚实的发展基础。但由于缺乏大规模、完善的液化天然气供应网站，严重制约液化天然气汽车大范围推广使用。伴随着XXXX化工LNG项目的建成投产及该公司在阿克苏地区范围内LNG加气站的布点建设，使在这一区域大范围推广和使用液化天然气汽车、在更大范围内实现交通能源气化成为可能。3）库车县现有燃气经营单位库车县现有天然气公司有库车鑫泰燃气公司、库车升高燃气公司新捷燃气公司等多家燃气公司在此经营，其中新捷燃气公司在库车有LNG加气站。其它燃气公司均为CNG加气站及民用天然气的经营。因此，在库车县建立LNG/CNG加气站较为适宜，市场前景较为广阔。1.7研究目的和范围1.7.1研究目的本项目可行性研究的主要目的在于：针对新疆阿克苏地区LNG工厂及LNG重卡加气市场以及天然气民用户，在充分利用阿克苏地区已有LNG工厂设施条件下，以技术先进、节省投资和经济效益为原则进行全面优化，最终得出优化合理的方案及投资估算，在全面分析LNG及CNG的市场基础上完成整个项目的经济评价，为作出正确的投资决策提供依据。1.7.2研究范围本可行性研究的范围包括：LNG/CNG合建站及气化站站址的选择及建设条件、市场预测，LNG/CNG合建加气站、气化站内内容以及项目的投资估算、资金来源和项目的财务评价结论等。1.8编制依据及编制原则1.8.1编制依据1）XXXX燃气有限公司提供的关于LNG及CNG45 资源数据，项目厂址的地质、水文、气象、规划，周边市场，国家、地方、行业相关政策等各项资料。2）天然气组分分析数据报告1.8.2编制原则1）本着投资少、产出多、见效快、效益高的方针，合理利用天然气资源，开拓天然气应用的新途径，生产出市场潜力大，而且附加值高的产品。2）利用先进、节能、可靠的新技术，降低能耗，提高收益。3）重视安全生产、环境保护，严格执行国家、地方及主管部门制定的环保和职业安全卫生设计规程、规定和标准。4）立足于成熟的生产技术，尽量选择国产过关设备，引进部分国内欠成熟的关键设备及自控仪表，以保证装置安全长期运行。5）对项目的费用和效益本着实事求是、稳妥可靠的原则进行估算和评价。6）根据项目及市场发展状况，进行合理预留。1.9遵循的主要标准、规范1.9.1法规《中华人民共和国劳动法》（1995年1月1日施行）《中华人民共和国消防法》（1998年9月1日施行）《中华人民共和国职业病防治法》（2002年5月施行）《建设工程安全生产管理条例》国务院令第393号（2004年2月1日施行）《压力容器安全技术监察规程》国家质量技术监督局[1999]154号《建筑项目（工程）劳动安全卫生监察规定》（原劳动部第3号令）《压力管道安全管理与监察规定》劳动部颁发（1996）140号《危险化学品建设项目安全许可实施办法》国家安全生产监督管理总局令第8号《中华人民共和国节约能源法》《中华人民共和国环境保护法》《中华人民共和国环境噪声污染防治法》1.9.2标准和规范《石油天然气工程总图设计规范》（SY/T0048-2000）《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）45 《液化天然气（液化天然气）生产储存和装运》（GB/T20368-2006）《液化天然气的一般特性》(GB19204-2003)《工业设备及管道绝热工程设计规范》（GB50264-1997）《工业金属管道设计规范》（GB50316-2000）《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-98）《石油化工企业可燃气体检测报警设计规范》（SH3063-94）《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）《流体输送用不锈钢无缝钢管》（GB/T14976-2002）《压力容器安全技术监察规程》1999版《钢制压力容器》（GB150-1998）《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》2002年版（GB50196-93）《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）《建筑给水排水设计规范》（GB50015-2003）《工业与民用电力装置的接地设计规范》（GBJ65-83）《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007）《供配电系统设计规范》（GB50052-95）《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）《污水综合排放标准》（GB8978-1996）《液化天然气LNG加气站设计与施工规范》（GB15/T471-2010）1.10工程内容及规模1.10.1工程内容1）本工程项目研究范围包括LNG/CNG合建加气站主体工程，即LNG/CNG加气站设备，主要包括LNG槽车、LNC储罐、调压气化器、LNG低温泵、LNG加注机、CNG压缩机、CNG储气瓶组、CNG加气机等系统。2）本项目对加气站进行设计，确定加气站工艺方案、主要设备、总平面布置等技术方案论述。3）进行加气站内水、电、仪表等公用工程以及相关的安全、防火、环境与工业卫生工程技术方案的描述。4）做出项目的投资估算，财务运行成本分析等。45 5）经综合评价，提出项目可行与否的结论。6）对于燃气汽车改造不做技术论述，不计入工程总投资估算范围内。1.11建设规模本项目拟在库车县建设LNG/CNG加气合建站2座，单站占地面积约12亩，建设规模为日加气5×104Nm3/d(其中LNG为2×104Nm3/d、CNG为3×104Nm3/d)。液化天然气气化站2座，建设规模为：0.5×104Nm3/d1.12工程投资该工程总投资：3957.28万元1.12.1资金筹措本项目资金筹措全部为企业自筹。1.13项目实施进度安排根据本项目的实际情况和现有的条件，本项目从审批立项开始至工程试生产和竣工验收，项目时间需8个月。项目进度保障措施：1）科学管理，建立完善项目管理体系，实行项目经理负责制。2）严格执行项目建设进度计划，及时协调运行计划，采取纠偏措施，保证项目按进度计划突破。3）严格执行项目监理制度，严把质量关，保证施工质量。4）定期组织工程质量检查，抓好“三查四定”，发现问题及时解决。5）把好定货质量关，到货必须逐件认真检查，发现质量问题及时处理。6）组织编制好施工计划和技术措施，为项目顺利推进提供组织、技术保障。7）组织好单机试运、试压、吹扫、置换、液氮预冷、抽真空、投料试产等各项投产工作，确保按期投产。1.14主要技术经济指标1.14.1LNG/CNG加气合建站主要技术经济指标一览表（单站）序号名称单位数量备注规划45 一规模×104m3/d5.0二年操作时间d330三天然气×104Nm3/a16501商品LNG×104Nm3/a660LNG气化率1410Nm3/t2商品CNG×104Nm3/a990五电力×104kwh/a63.36六水×104t/a0.2七定员人12八总占地面积m2800412亩九建筑面积m2255十工程总投资万元1418.641建设投资万元1358.642流动资金万元60.001.14.2LNG气化站主要技术经济指标一览表（单站）序号名称单位数量备注规划一规模×104m3/d0.5二年操作时间d365三商品LNG×104Nm3/a182.5五电力×104kwh/a5.0六水×104t/a0.1七定员人6八总占地面积m240026亩九建筑面积m2150十工程总投资万元560.001建设投资万元540.002流动资金万元20.001.15存在问题和建议1.15.1项目存在的问题1）项目选址和征地是主要影响项目实施和进展的关键，在选址及征地上面问题较多；45 1.15.2项目建议1）对用气市场进行深度调研，尽快签订用气意向书；2）争取相关政府部门的大力支持，在加气站选址和办理手续上给予简化和高效，以便我们尽快占领有利位置从而为占据市场主导地位打下基础；3）为抢占市场先机，一定要加大市场开发和建设力度，占领有利位置，从而为今后在阿克苏地区重卡LNG加气项目上占据有利地位打下基础。2站址选择2.1站址选择2.1.1站址选择原则1）符合当地规划政策，符合国家相关民族政策；2）交通、通信、电力、水源等配套设施比较齐全；3）靠近煤车专线；4）当地安全、环境、水文、地质、气象符合厂址要求；2.1.2本项目LNG/CNG加气站选址一座位于库车XXXX，一座位于位于库车县XXXXX。气化站站址可根据乡、镇、团场所在地就近设置。2.1.3站址选择地概况本项目各站点所选地理位置地质条件稳定、交通便利，是库车县主要重卡车辆经过的线路，是建设LNG/CNG加气合建站的理想位置，可以满足投产后生产及运营的需求。2.1.4站址图库车县XXXX建站站址图45 3气源、工艺流程及工程量3.1气源3.1.1气源本项目主要气源为XXXX化工厂的LNG气源及库车当地燃气公司的CNG气源，在新疆的xxxx等地还有LNG工厂，可以保障本项目气源的充足。3.1.2LNG的特性及用途LNG是液化天然气英文名称Liquefiednaturalgas的缩写，是将天然气净化冷却而成的深冷液体，因此也称液态天然气，常压沸点为-162℃，其密度为标准状态下天然气的600多倍，体积能量为汽油的72%，输送和储存十分便利。目前，液化天然气（LNG）已成为世界上一门新兴的工业而得到迅速发展。3.1.3LNG的特性1）LNG在液化过程中已经脱除了水、CO2、N2、重烃等杂质，是最为清洁的能源之一。2）天然气在液化后，体积缩小600倍左右。3）LNG必须在低温状态下存储。4）爆炸极限为5~15%。液化天然气指标表表3.1.3序号产品参数单位数值1销售量Nm3/a990×1042密度kg/m34503热值（平均）kcal/Nm38685.64储存压力MPa（G）（0.5-0.8）5储存温度℃-162液化天然气组分表表3.1.4序号组分摩尔分率1C10.980942C20.014793C30.002544I-C40.0004245 5N-C40.000396I-C50.000207N-C50.000118N20.000289H0.0002811CO20.000003.1.4LNG在城市燃气中的用途1）工业气体原料和燃料，用于化工、发电、陶瓷、玻璃等行业。2）相对于LPG、重油、柴油，LNG有很大的优越性，燃烧温度达到1870℃，燃烧稳定，接收站投资小，建站灵活，对于高质量的玻璃、陶瓷有很大的适用性。3）作为清洁燃料，汽化后供城市居民使用，具有安全、方便、快捷、污染小的特点。4）作代用汽车燃料使用。采用LNG作为汽车发动机燃料，发动机仅需做适当改装，运行安全可靠，噪音污染小，对城市的环境状况有很大的改善。5）作为城市管道天然气的调峰，对民用燃气系统的用气量进行调节和保障6）作为冷源用于生产速冻食品，以及塑料、橡胶的低温粉碎等供应。3.1.5建设规模本项目共建设5×104Nm3/dLNG/CNG加气合建站2座，0.5×104Nm3/aLNG气化站2座，年销售量天然气为3665×104Nm3/d。3.2总工艺流程3.2.1LNG加气站的工艺流程LNG/CNG加气站的主要工艺分为5个部分：卸车流程、调压流程、压缩流程、加气流程、卸压流程等。3.2.2卸车流程把集装箱或汽车槽车内的LNG转移至LNG加气站储罐内，有3种方式：卸车增压器卸车、浸没式加气泵卸车、增压器和泵联合卸车。本加气站采用卸车增压器卸车方式，储罐上、下同时进液的方式。该方式的优点是工艺简单、不耗电能。缺点是卸车时间长，卸1台40m3标准集装箱的时间为2.5～3.0h。在加气站场地许可的情况下，加大卸车增压器。如选用300m3／h的卸车增压器，则卸1台40m3标准集装箱的时间约2.0h。45 3.2.3调压流程由于汽车上车载瓶中的液体必须是饱和液体，为此在给汽车加气之前须对储罐中的LNG进行升压升温，使之成为饱和液体方可给汽车加气。升压方式也有3种：通过储罐压力调节器升压、通过泵低速循环进行升压、通过储罐压力调节器与泵低速循环联合使用进行升压。第1种方式优点是工艺、设备简单且不耗能，缺点是升压时间长。LNG加气站储罐升压与LNG气化站储罐增压有所不同，LNG气化站储罐增压只要得到所需压力的LNG即可，而LNG加气站储罐升压是要得到一定压力的饱和液体，在升压的同时需升温。故采用同规格的压力调节器对同样的储罐调节同样的压力需要的时间大不一样。实际工作测得：采用200m3／h的压力调节器对50m3的储罐调节饱和液体压力，达到0.5MPa时所需时间为8～10h，依外界环境温度不同而异，这给汽车加气带来很大不便。储罐升压采用第3种方式较为合理，并且压力调节器应有备用，若有可能还应增大其规格。这样，虽然增加了造价、能耗，但大大缩短了调压时问，理论上计算可在3.0～4.0h实现，从而确保加气时间。3.2.4加气流程储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后由加气枪给汽车加气，最高加气压力可达到1.6MPa。在给车载瓶加气前应先给车载瓶卸压，通过回气口回收车载瓶中余气。计划增设车载瓶到储罐气相的回流管，同时设置计量装置，便于对车载瓶中余气进行回收和计量。CNG经压缩机加压后经顺序控制盘分高、中、低压进入储气瓶组及加气机管线，加气时再通过加气机的自带的压力转换系统以低、中、高的顺序向CNG汽车加气。3.2.5卸压流程在给储罐升压过程中，储罐中的液体同时在不断地蒸发，这部分气化了的气体如不及时排出，储罐压力会越来越大。当储罐压力大于设定值时，相关阀门打开，释放储罐中的气体，降低压力，保证储罐安全。3.2.6压缩流程45 CNG从卸气机讲量后进入压缩机进行压缩处理，压力升至20MPa时，经顺序控制盘进入储气瓶组及CNG加气机管线。3.2.7LNG气化站工艺流程3.2.7.1供气流程1.1供气流程说明1、利用液厂生产的LNG，用LNG专用槽车拉运至库车县乡镇气化站，经气化调压至0.4MPa以下，送入区域管网再经调压后供用户使用。液化天然气作为清洁能源，燃烧充分，且能满足昼夜24小时连续稳定供气的需要。2、本项目工艺流程较为简单，技术成熟，工艺过程中存在的风险因素较小。1.2主要设备选型1、建设规模为：LNG按0.5×104Nm3/d。序号名称参数数量备注1LNG储罐50m3地上式金属单罐1台2空温式气化器运行出口温度≤环境温度－10℃，设计压力1.0Mpa1台3储罐增压器处理量100m3/h，运行出口温度≤－162℃，设计压力1.0Mpa1台4BOG加热器设计出口温度－20～50℃1台5EAG加热器设计出口温度－20～50℃1台6水浴式加热器1台7排气筒1台8卸车增压器处理量100m3/h，设计压力1.6MPa1台9加臭装置1套10二氧化氯发生器1台11消防水泵2台12固定式高倍数泡沫发生器1台13移动式高倍数泡沫发生器1台14空压机1台15热水锅炉0.7MW1台16热水循环泵5.5KW2台设备选型1.3工艺流程叙述1.3.1气化器工艺流程45 LNG采用罐式集装箱贮存，通过公路运至贮存气化站，在卸气台通过集装箱自带的增压器对集装箱贮槽增压，利用压差将LNG送至贮存气化站低温LNG贮槽。非工作条件下，贮槽内LNG贮存的温度为-162℃，压力为常压；工作条件下，贮槽增压器将贮槽内的LNG增压到0.35MPa（以下压力如未加说明，均为表压）。增压后的低温LNG自流进入主空温式气化器，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℃，压力在0.35Mpa；当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温。最后经加臭、计量后进入输配管网送入各类用户。1.3.2卸车工艺采用槽车自增压方式。集装箱贮槽中的LNG在常压、-162℃条件下，利用自带的增压器给集装箱贮槽增压至0.6MPa，利用压差将LNG通过液相管线送入气化站低温贮槽。另外，卸车进行末段集装箱贮槽内的低温NG气体，利用BOG气相管线进行回收。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。1.3.3储存增压工艺在LNG气化供应工作流程中，需要经过从贮槽中增压流出、气化、加臭等程序，最后进入供气管网。而LNG贮槽贮存参数为常压、-162℃，所以在运行时需要对LNG贮槽进行增压，以维持其0.35～0.40MPa的压力，保证LNG的输出量。中小型LNG贮存气化站常用的增压方式通常有两种，一种是增压气化器结合自力式增压调节阀方式；一种是增压气化器结合气动式增压调节阀方式。本工程的设计选用增压气化器结合气动式增压调节阀方式。该增压系统由贮槽增压器（空温式气化器）及若干控制阀门组成。当LNG贮槽压力低于升压调节阀设定开启压力时，调节阀开启，LNG进入空温式气化器，气化为NG后通过贮槽顶部的气相管进入罐内，贮槽压力上升；当LNG贮槽压力高于设定压力时，调节阀关闭，空温气化器停止气化，随着罐内LNG的排出，贮槽压力下降。通过调节阀的开启和关闭，从而将LNG贮槽压力维持在设定压力范围内。1.3.4气化加热工艺采用空温式和水浴式相结合的串联流程，夏季使用自然能源，冬季用热水，利用水浴式加热器进行增热，可满足站内的生产需要。45 空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，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。在两组空温气化器的入口处均设有气动切断阀，正常工作时两组空温气化器通过气动切断阀在控制台处的定时器进行切换，切换周期为6小时/次。当出口温度低于0℃时，低温报警并连锁切换空温气化器。水浴式加热器根据热源不同，可分为热水加热式、燃烧加热式、电加热式等等。本设计采用热水加热式，利用热水炉生产的热水与低温NG换热。水浴加热器1台。冬季NG出口温度低于0℃时，低温报警并手动启动水浴加热器。1.3.5BOG处理工艺由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体(BoilOffGas)，本工程中BOG气体包括：ØLNG贮槽吸收外界热量产生的蒸发气体ØLNG卸车时贮槽由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体Ø受入贮槽内的LNG与原贮槽内温度较高的LNG接触产生的蒸发气体Ø卸车时受入贮槽内气相容积相对减少产生的蒸发气体Ø受入贮槽内压力较高时进行减压操作产生的气体Ø集装箱式贮槽内的残余气体本设计采取槽车自压回收方式回收BOG。回收的BOG的处理采用缓冲输出的方式，排出的BOG气体为高压低温状态，且流量不稳定。因此需设置BOG加热器及缓冲调压输出系统并入用气管网，冬季可经过调压后去热水炉（供应水浴加热器）。1.3.6安全泄放工艺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，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、放散塔组成。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25m高的放散塔高点排放，EAG加热器采用500Nm3/h空温式加热器。常温放散NG直接经阻火器后排入放散塔。阻火器内装耐高温陶瓷环，安装在放空总管路上。为了提高LNG贮槽的安全性能，采用降压装置、压力报警手动放空、安全阀（并联安装爆破片）起跳三层保护措施。安全阀设定压力为贮槽的设定压力0.78Mpa。缓冲罐上设置安全阀及爆破片，安全阀设定压力为储罐设计压力。45 在一些可能会形成密闭的管道上，设置手动放空加安全阀的双重措施。管道设计压力为1.0Mpa。1.3.7计量加臭工艺主气化器及缓冲罐气体进入计量段，计量完成后经过加臭处理，输入用气管网。计量采用气体涡轮流量计，计量精度1.5级。量程比大于1:16，可满足最小流量和最大流量时的计量精度要求。流量计表头为机械的字轮显示，不丢失计量数据。流量计配备体积修正仪，自动将工况流量转换成标准流量，并自动进行温度、压力和压缩系数的修正补偿。可存储一年或更长时间内的数据，对流量实现自动管理和监控功能。流量计设旁路，在流量计校验或检修时可不中断供气。加臭设备为撬装一体设备。根据流量计或流量计积算仪传来的流量信号按比例地加注臭剂，也可在按固定的剂量加注臭剂，臭剂为四氢塞吩。具有运行状态显示，定时报表打印等1.3.8气化站布置气化站可分为两大区域：生产区及辅助生产区。生产区：主要有LNG储罐、空浴式气化器、水浴式加热器、缓冲罐、加臭装置等生产设备，也包括卸车台及槽车回转场地。辅助生产区：包括控制室、变配电室、柴油发电机房、消防泵房、消防水池和氮气棚等。根据设计规范要求，生产区与辅助生产区用实体围墙分开。站区对外开有2～3个大门，生产区只允许LNG槽车进出，不允许无关人员出入，不卸车时生产区大门关闭。气化站的操作人员进入站内从辅助生产区的大门进出，做到人货分流。生产操作人员进入生产区由辅助生产区与生产区之间的隔墙便门进出。1.4LNG气化站主要设备1.4.1LNG储罐本设计确定贮槽采用50m3地上式金属单罐，其结构形式为真空粉末绝热、立式圆筒形双层壁结构，采用四支腿支撑方式。内槽采用耐低温的奥氏体不锈钢0Cr18Ni9-GB4237制成。材料将按《压力容器安全技术监察规程》，GB150和产品图样规定：制造时应有焊接工艺评定及做焊接试板力学性能检验，同时还将经受真空检漏，包括氦质谱真空检漏考核，以符合真空绝热要求。外槽采用压力容器用钢板16MnR-GB6654制成。材料应附材质证明。外槽是为了满足夹层真空粉末绝热要求而设计的保护壳。外槽属于真空外压容器，对外槽的检验除经受0.115Mpa内压气密检查外，还应进行真空检查，包括氦质谱真空检漏考核，以符合真空绝热要求。外槽上方安装有外槽安全泄放口，以保证外槽安全。45 内外槽间安装有内外槽的固定装置，固定装置将满足生产、运输、使用过程强度、稳定性需要及绝热保冷需要。夹层内填装优质专用珠光砂保冷材料用于保冷，同时夹层内还设置抽真空管道。工作介质：LNG操作温度：－145℃最高工作压力：0.6MPa（表压）＋液位静压充装系数：0.95内罐材料：0Cr18Ni9外罐材料：16MnR支腿材料：16MnR绝热材料：真空粉末绝热夹层抽真空，其封结真空度不低于4Pa。1.4.2空浴式气化器空温式气化（加热）器的导热管是将散热片和管材挤压成型的，导热管的横截面为星形翅片。气化器的材质必须是耐低温（-162℃）的，目前国内常用的材料为铝合金（LF21），其结构型式为一般为立式长方体。本工程空温气化（加热）器包括有LNG主气化器、贮槽增压器、BOG加热器、EAG加热器。1.4.3水浴式加热器根据热源不同，可分为热水式、蒸汽加热式、电加热式等。本设计采用热水式，由1台热水炉供应热源。其结构为将导热盘管放入热水槽中，导热管中的低温NG与热水进行热交换，成为常温NG。导热盘管采用不锈钢(0Crl8Ni9)，筒体采用碳钢，立（卧）式圆筒形。主加温管路主要工艺参数如下：Ø设计进口温度/运行进口温度：－196℃/≮－162℃Ø设计出口温度/运行出口温度：－20~50℃/5~15℃Ø设计压力：1.0MpaØ运行压力：0.4Mpa1.4.4缓冲罐设置缓冲罐的主要目的是为了缓冲经过加温后的BOG气体，稳定出站天然气压力。设计选用1台200m3高压贮槽，主要工艺参数如下：设计温度：-20℃~50℃45 设计压力：1.0MPa运行压力：0.4MPa设计水容积：200m3材质：Q235A1.4.5加臭装置本设计采用沈阳贝尔生产的燃气加臭装置，该装置一体化撬装，型号为RJZ2001B-DD，单泵单路臭剂输出。该装置配备200Kg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15~20mg/m3。加臭控制器采用工业单片机，可以根据流量计提供的4~20mA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±5V、10A电源，控制室至现场敷设KVV22-4×1.5mm2铠装电缆3条。3.3LNG/CNG加气站工艺设备设施的选择配置原则及依据　3.3.1LNG为低温深冷介质，对站内工艺设备设施的选择应遵循如下原则1）相关设备设施要具备可靠的耐低温深冷性能。特别是储存设备应至少满足耐低温-162℃以下，应达到-196C。2）储存设备保冷性能要好。若LNG储存设备保冷性能不好，将引起设备内温度升高，压力上升，危险性增大。3）LNG输送管道、截止阀门等的耐低温性应与LNG储存设施一致。4）除满足工艺要求外，所有安全阀件(装置)应耐低温且完好、灵敏可靠。3.3.2LNG/CNG加气合建站工艺设备设施的选择与配置据上述选择原则及依据，考虑了LNG和CNG的特殊性及风险性，并对供气工艺流程反复讨论、研究确定后，对如下LNG/CNG站工艺设备设施进行了选择与配置。1）LNG储罐　　LNG储罐可分为地下储罐、地上金属储罐和金属/混凝土储罐三类，地上LNG金属储罐又分金属子母式储罐和金属单罐两种。考虑到当地建材企业的布局、LNG储罐的运输、今后天然气的推广应用等因素，结合相关设计规范的要求，将LNG储罐确定为LNG金属单罐。　　立式圆筒形低温真空粉末绝热储罐最高工作压力0.5MPa，最低工作温度-196℃。单台净几何水容积60m3，内罐直径2500×7mm，材质0Crl8Ni9；外罐直径3000×10mm，材质16MnR。夹层充填珠光砂并抽真空；罐高约18m。内罐为内压容器，外罐为外压容器。　　45 考虑工艺、安全等因素，确定所有接管开口均在外罐底部，主要包括：底部进液管、顶部进液管、出液管、气相管、检液管等，接管材质0Crl8Ni9。　　每台LNG储罐设ITT液位计一套(美国产品)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。2）储罐自增压汽化器　　LNG气化器根据热源不同，可分为空浴气化器、(热)水浴气化器及蒸汽浴气化器等几种。本项目采用空温气化器3）LNG阀门、LNG输送管道及管件LNG阀门应满足输送LNG压力、流量要求，且具备耐低温性能(-196℃)。主要包括LNG截止阀、安全阀、止回阀、紧急切断阀、升压调和节阀等，各满足工艺流程位置技术要求。LNG输送管道及管件　　LNG输送管道：材质OCrl8Ni9，具备原厂质量检验、合格资料。　　LNG管件：与LNG输送管道相同(或相匹配)技术要求。法兰：材质0Crl8Ni9；密封垫片：不锈钢金属缠绕垫片。4）LNG运输槽车一般使用52m3LNG运输槽车,该车可装运47m3LNG产品，相当于2.8万m3天然气。采用真空纤维进行绝热，储罐内筒及管道材料选用0Cr18Ni9奥氏体不锈钢，外筒选用16MnR。槽车包括进排液、气系统，自增压系统，紧急截断阀安全系统。5）低温泵用于LNG储罐的充装。要满足在管路背压较高的情况下启动或者在流量较大的情况下连续运转。6）LNG加气机用于向载重货车气瓶进行充装。要求整体采用不锈钢材质制作，内部装有质量流量计、气动操作阀等设备，配置有加气枪和回气接口。7）CNG槽车用于压缩天然气的运输，一般选用10管束高压槽车，水容积22.5m3，可装载压缩天然气5600m3，要求管束材质为4130X不锈钢，管束壁厚22mm。8）CNG压缩机45 用于将气态原料天然气进行加压处理，增压至25MPa后通过顺序控制盘进入站用储气瓶组或加气机管线。要求压缩机要有稳定的性能，同时具备超压、超温、震动、低液位等安全报警。8）CNG加气机用于向CNG汽车计量充装，要求整体采用不锈钢材质制作，内部装有质量流量计、紧急切断阀、超压切断等，配置有加气枪和放散口。10)站用CNG储气瓶组用于临时储存经压缩的天然气，保证加气机在较常时间内保持高压状态，避免压缩机的频繁起停机。要求站用储气瓶组水容积不超过12m3，材质为4130X不锈钢。瓶组上设置有切断阀、安全阀、排污阀、放散阀等安全装置。3.4主要工程量3.4.1LNG/CNG加气站主要工程量（单站）主要工程量表序号项目名称规模单位数量备注一工艺装置5×104Nm3/d套11液化天然气储罐60m3座1站用储气瓶组水容积12m3组12LNG低温泵11KW台2一备一用天然气压缩机90KW台13LNG加气机单枪台2CNG加气机双枪台24增压汽化器台15BOG空温式汽化器台1二辅助生产设施1放空系统套12备用柴油发电机台1三公用工程1给排水套12变配电套13采暖系统（锅炉及锅炉房系统）套1㈡站区总图工程1站房1层座12职工宿舍1层间345 2加气区m29003道路硬化、站区绿化m252004站区动力及照明工程套15电话及电话网套13.5LNG/CNG加气合建站投资估算表（单站）投资估算表序号工程和费用名称估算价值（万元）占投资额（%）备注建筑工程设备安装工程其它费用合计一LNG加气站1土建150.00150.002工艺设备安装480.0050.00530.003电气、仪表设备安装55.006.0061.004给排水设备及安装5.005.005暖通设备及安装5.005.006工器具及生产家具购置费2.002.00CNG槽车180180一头两挂7合计150.00727.0056.00933.00二其他费用1征地费补偿费240.00240.0012亩　　2建设单位管理费10.0010.003建设工程监理费与相关服务费8.008.001.5%4前期工作费6.006.005勘察费8.008.006设计费15.0015.007环境影响评估费6.006.008劳动安全卫生评审费2.002.009场地准备费及临时设施费2.502.500.1%~0.5%10工程保险费2.502.5045 0.5%~2.011生产职工培训费3.003.0012人　12办公和生活家具购置费2.002.0013联合试运转费9.009.0014招标代理服务费4.004.0015施工图审查费2.002.0016施工图预算编制费3.003.0017竣工图编制费2.002.0018　合计325.00325.0019　第一、二部分费用合计150727.0056.00325.001258.00三基本预备费100.64100.648%　四建设投资1358.64五建设期贷款利息00六铺底流动资金60.0060.00七建设项目总投资100.0377.0036.00320.801418.643.6LNG气化站主要工程量及投资估算表（单站）序号内容名称单位数量备注一建设项目总投资万元5601LNG加气站征地6亩费用万元1202LNG加气站设备、电器仪表投资（包括设计费、安装、土建）万元3003LNG槽车一辆万元120.00铺底流动资金万元20.004自动控制4.1自动控制水平4.1.1自控水平确定的依据根据工艺控制要求对LNG/CNG加气合建站及LNG气化站所有控制点进行远程监控，满足装置生产要求。45 4.2自动控制系统方案4.2.1自控系统方案选择根据该项目工艺和生产管理的要求，自控系统本着安全、可靠、平稳、经济的原则进行设计。自动化水平位于国内同类装置的先进水平。为保证生产装置的安全、平稳、长期运行，对工艺过程进行集中控制、显示、记录和报警。5公用工程5.1给排水5.1.1水源1）水源的选择本工程供水水源由地下水及市政供水管网提供。2）水源水质要求符合市政自来水水质。3）水源的能力站内有提供生产、生活用水的可靠水源保障。5.1.2排水本工程排水系统分为，生活污水排水系统、生产污水排水系统及雨水排水系统。生活污水采用埋地塑料管道排入污水调节池，生产污水及雨水采用砖砌明沟排放。经截流井入污水调节池，送入污水处理系统。5.2供配电5.2.1用电和负荷分级供电原则：全站为二级负荷。配电装置建设做到远近期结合，以近期为主，适当考虑长远发展的需要。在满足供电可靠性的前提下，实现运行安全、投资经济、控制灵活、维护简便。5.3爆炸危险区域划分根据爆炸性混合物出现的频繁程度和持续时间划分：0区：指正常运行时连续出现或长时间出现爆炸性气体混合物的环境。45 1区：在正常情况下可能出现爆炸性气体混合物的环境。2区：在正常情况下不可能出现而在不正常情况下偶尔出现爆炸性气体混合物的环境。危险区内所有电气设备选择防爆型，满足防爆要求。5.4防雷防静电为防止直击雷、感应雷、雷电反击和静电对人身和设备造成的危害，在站区内设置综合接地网，接地电阻不大于4欧姆。站区工艺设备、容器、火炬塔架、管线、金属罩棚、管架、金属平台、高杆灯等均与接地网可靠连接。工艺装置区进行等电位连接。电气设备设保护接地。变压器中性点及开关柜、配电箱壳体均应接地。输送易燃、易爆气体或物料的工艺管线的阀门或法兰两端，应进行防静电接地跨接。在主装置区的两侧及罐区设置去静电接地装置。低压电缆入户处设重复接地，并与场区的接地网相连。接地装置采用-40×4扁钢作为水平接地体，∠50×5×2500角钢作为垂直接地体，接地装置材料为热镀锌。接地极在距人行道或建筑物出入口小于3米时，水平接地体局部埋深1米，其它处埋深0.7米。380V系统采用TN-S接地系统。所有电气设备金属外壳均设保护接地线。5.5通信通信部分包括：生产装置区、公用工程区及其它辅助生产设施（站房、配电室、控制室）等的视频监控、行政电话、调度电话及综合数据宽带网等。在仪表控制室设电视监控系统，操作台由仪表统一考虑，监控主机置于操作台内，液晶显示器置于台上。5.6采暖与通风5.6.1采暖热负荷和空调冷负荷根据当地气象资料，本工程办公区及附属用房冬季采用壁挂炉采暖，办公室及员工宿舍夏季降署采用自然通风及电风扇。6总图运输6.1站区总图设计6.1.1总平面布置6.1.1.1总平面布置原则45 1）总平面布置在满足生产、工艺流程要求的同时，合理利用地形、地貌等自然条件，因地制宜，使土方工程量最小，节省工程投资。2）满足规划要求，平面布置与其相适应。3）满足生产要求，工艺流程合理，根据实际地形情况，合理确定平面布局。4）考虑风向、朝向，减少污染，满足节能减排的要求。5）在保证各种安全距离的同时，努力节约用地，使相关建、构筑物布置合理。6）满足国家现行的有关防火、防爆、环保和卫生的要求。6.1.1.2总平面布置1）区域位置库车县地理位置邻近资源地，交通、通信、电力、水源等配套设施比较齐全，当地安全、环境、水文、地质、气象符合建站要求。2）项目组成单元设计项目中LNG/CNG加气合建站规模为5×104Nm3/d。站内布置主要分为五部分：生活办公区、生产装置区、公用工程区、加气区、LNG罐区、CNG储气区。LNG气化站规模为0.5×104Nm3/d，站内布置主要分为五部分：生活办公区、生产装置区、公用工程区、LNG罐区、调压计量区。3）总平面布置要点①生产装置区、罐区、辅助生产区的布置在满足生产、工艺流程要求的同时，合理利用地形、地貌等自然条件，满足、检修、运输、安全、卫生及防火要求，避免与建筑物、构筑物、地下设施的布置相互影响。②总平面布置在满足生产、工艺流程要求的同时，充分、合理利用地形、地貌等自然条件，因地制宜，使土方工程量最小，节省工程投资；在生产上尽可能的采用先进的技术、节能的技术降低生产的能耗。③加气站产品主要为液化天然气，产品采用汽车槽车运输，产品需有一定的储存能力，根据周边市场需求状况、交通状况及相关规范要求。站内、外物料运输布局合理。4）道路布置道路布置符合生产、维修、消防等通车的要求，有效地组织车流、物流、人流，达到方便生产运输，站容美观，并尽可能地减少工程量。道路与竖向相结合，道路网的布局有利于场区地面雨水的排放，站45 区内道路采用环状布置，符合防火、环保的规定，道路交叉采用正交。消防路路面宽度为6m，道路转弯半径为12m，加气区汽车回转半径为25米，路面结构为混凝土路面。道路布置主要遵循《厂矿道路设计规范》（GBJ22-87）、《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）。①道路及场地布置以能满足现场施工和正常生产所需运输及设备检修、保证在火灾发生时消防车能安全迅速到达各防火区域、与外部道路连接短、出入方便为原则。②满足生产、运输、安装、检修、消防及环保卫生的要求。③划分功能区，并与站区内主要建筑物轴线平行或是垂直，宜呈环行布置。④与竖向设计相协调，有利于场地及道路的雨水排放；与站外道路连接短捷。⑤建设工程施工道路应与永久性道路结合。5）围墙、大门、安全门设置加气站设置两个出入口，充分考虑煤车等大型车辆进出。6）绿化绿化布置原则绿化布置应根据企业性质，环境保护及厂容、景观的要求，结合当地自然条件、植物生态习性、抗污性能和苗木来源，因地制宜进行布置；并与周围环境和建（构）筑物相协调。①充分利用厂区非建筑地段及零星空地进行绿化。②满足生产、检修、运输、安全、卫生及防火要求，避免与建筑物、构筑物、地下设施的布置相互影响。③不得妨碍有害气体扩散及生产操作、检修、运输和消防作业。④绿化布置，应根据不同类型的企业及其生产特点、污染性质的程度，以及所要达到的绿化效果，合理地确定各类植物的比例与配置方式。绿化布置方案及植物选择根据站区绿化布置形式，结合当地土壤、气候条件，选择乡土植物和苗木来源可靠、产地近的植物进行绿化，可以选择吸尘能力强、减噪效果好的乔、灌木或草皮。6.1.2竖向布置6.1.2.1自然地形6.1.2.2竖向布置方式竖向布置原则1）竖向设计充分考虑工程地质和水文地质条件，满足工程地质，水文地质的要求，满足工艺流程、站内外运输装卸及管道敷设对坡向、坡度、高程的要求；45 2）竖向设计结合道路装卸线标高、厂址地形，建（构）筑物及其地面标高符合安全生产、运输、管理、站容要求，合理确定场地内各单元标高，尽量减少场地内土方量。3）竖向设计与道路设计相结合，方便生产、运输、装卸、存储。竖向布置方式站区采用平坡式布置方法，坡度按千分之二考虑；站内外道路的标高应统一考虑，并与竖向相一致；主要出入口的道路路面标高，高于站区外地面标高，同时与站区内道路标高衔接得当。6.1.2.3地表雨水排除总平面布局采用平坡布置，地面雨水依靠竖向坡度、坡向雨水口，雨水进入污水池。7建筑结构7.1建筑7.1.1建筑物种类及规模1）依据《建筑设计防火规范》，站区内所有的建筑均按耐火等级二级建筑物考虑。2）使用年限50年，建筑结构安全等级为二级。3）生产的火灾危险性应根据生产中使用或产生的物质性质及其数量等因素确定，储存物品的火灾危险性应根据储存物品的性质和储存物品的可燃物数量等因素确定。4）根据甲方提供的工程地质勘察报告，抗震设防类别为丙类，抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g。7.1.2生产建筑生产建筑包括站房、生产辅助厂房、加气岛、罐区及工艺区，根据生产需要和生产设备尺寸及工艺流程确定建筑面积。7.1.3建筑的防火、卫生及消防标准1）生产及消防用水附属用房，丁类，疏散距离严格按规范要求进行布置，采用自然通风，配备相应的灭火器。2）加气罩棚，甲类，耐火等级为二级，刷防火涂料，非火花地面。3）储罐区，甲类，耐火等级为二级，刷防火涂料，非火花地面。7.1.4建筑装修标准《建筑内部装修设计防火规范》(GB50222-95)7.1.5建筑节能措施45 根据建筑物的使用特点和全国热工设计区划图，采用建筑节能材料，采取合理的建筑构造措施和朝向布置，确定节能方案。根据《民用建筑热工设计规范》及《公共建筑节能设计标准》的要求，站区内的建构筑物尽量采用南北朝向。8消防8.1消防方案8.1.1消防原则《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-92）《水喷雾灭火系统设计规范》（GB50219-95）《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》（GB50196-93）《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）《固定消防炮灭火系统设计规范》（GB50338-2003）8.1.2消防对象本工程主要消防对象为：LNG储罐、CNG储气瓶及生产装置区及其它主要生产配套设施。8.2消防设施8.2.1消防灭火系统罐区四周设置地上式消火栓、消防水炮、并配置移动式高倍数泡沫灭火系统及干粉灭火器，储罐罐顶设置固定消防喷淋冷却水系统，罐顶安全阀泄放处设置固定干粉灭火装置。生产装置区及辅助用房四周设置地上式消火栓及干粉灭火器，装置区较高处设置消防水炮。9环境保护9.1环境影响分析9.1.1主要污染源和污染物1）废气生产过程中有液化天然气蒸发气收集系统，将蒸发气回收利用，正常情况下，几乎没有烃类物质释放到大气环境中，故不会给周围大气环境带来影响。2）废水45 加气站每天产生少于1m3的生活污水，在站内通过埋地式生活污水集中处理装置处理，达标后排放。设备清洗、维修等环节产生少量的含油污水，收集后送污水处理装置集中处理，达标后排放。3）废液装置产生的废液主要有：废弃润滑剂（油）。废弃润滑剂主要是在装置检修维护（更换）时产生的，通常采用桶装回收，返回厂家（相关生产处理厂家）回收利用，另外废液主要来源是运转机械泄漏引起，由于选用设备档次高，并做到维修、保养及时，泄漏量极少，不会对周围水源造成不良影响。4）噪音设计选用低噪音控制设备，对单机超标的噪声源采用安装消音器或隔音罩等有效措施，操作人员出入高噪声区时必须配带耳罩或耳塞等防护用品，在噪声作业区设置隔音操作间。通过采取这些措施使得厂界噪声符合国家标准，避免对周围环境造成影响。9.2环境保护措施1）废气：事故状态冷放空的概率很小，且火炬位于站区的最小频率上风向，扩散条件良好，不会对地面大气环境造成大的影响。2）污水处理工艺：站内生活污水，排放到市政排水管道集中处理。3）噪音：操作人员出入高噪声区时必须配带耳罩或耳塞等防护用品，在噪声作业区设置隔音操作间4）绿化：可以改善环境，降低噪声。植物既可以吸收污染物，清洁环境，又可以作为环境污染的警报器，在站内种植一些敏感植物，可以检测污染物是否超标。因此，终端内的绿化是必不可少的。9.3环境影响结论根据以上分析，本工程是可行的，不会对站址周围的环境造成不利的影响。45 10安全10.1工程危险、有害因素分析10.1.1物料危险性分析本工程涉及到的原料主要为液化天然气，液化天然气具有易燃、易爆、易挥发、低温的危险性。同时生产装置均具有潜在危险性，在施工、调试、运行、检修等工作环境中均存在一定风险。因此必须对该工程项目的危险、有害因素进行辨识分析，以便采取安全对策，确保生产安全运行。10.1.2工艺过程危险、有害因素分析1）如站区发生火灾、爆炸事故，可能会污染周边大气。2）若低温槽车在运输过程中，发生意外可能对沿途设施和人员造成危害。3）设备若使用时间过长，加之腐蚀性使用，易造成穿孔泄漏而引起燃烧、爆炸、中毒等事故的发生。4）生产过程中一旦停电、冷却介质中断等引起温度急剧上升、压力加大，易造成冲料、燃烧、爆炸、中毒等事故的发生。5）生产过程中，在有易燃、易爆危险的场合，电火花、静电放电、雷电放电均可成为引起燃烧、爆炸的点火源，导致火灾、爆炸事故的发生。6）企业所用产品、辅助品等需要经常使用车辆，若站内道路、车辆管理、车辆状况、驾驶人员素质等方面存在缺陷，可能引发车辆伤害事故，同时可能造成燃烧、爆炸事故。7）电器设备若不按规程操作或设备本身质量、规格不符合要求（如在易燃、易爆场所的电器设备、照明、开关不防爆等），易引起触电伤害事故，甚至引起二次事故，造成燃烧、爆炸、中毒等事故的发生。10.1.3其它危害因素分析1）地震灾害：如站区发生地震灾害，可能造成建筑倒塌、管线破裂等事故的发生，进而使原料、产品燃烧、爆炸和人员伤亡等事故的发生。2）雷击危险：由于站内存在大量带电、导电设备，部分设备较高，在夏季可能产生雷击事故，造成原料、产品燃烧、爆炸和人员伤亡等事故的发生。45 10.2危险、有害因素防范与治理措施10.2.1安全防范与治理措施1）区域布置的防火间距、卫生防护距离根据本项目的生产流程及各组成部分的生产特点和火灾危险性，结合风向、地形等条件，按功能分区集中布置。本站区共设有2个安全出口，分别为人流出口和物流出口，站区内设有6m宽环形消防通道，路面净空高度均大于5m，站区各安全距离满足《石油天然气工程设计防火规范》和《建筑设计防火规范》要求。2）生产过程密闭防护措施①设备、管道设计按有关规定留有满足要求的安全系数，并按照规范和本项目实际情况制作相关管道材料统一规定、设备一览表和管道一览表。②设备、管道均按规范进行强度实验、严密性测试和防腐措施检验。③从事压力容器制造和安装的单位是已取得相应制造资格的单位或者经安装单位所在地的省级安全监察机构批准的安装单位。3）采用的保证安全生产的自动连锁保护和紧急停车措施①重要的机泵均考虑备用。如果安全连锁系统中突然停电后，需立即启动的用电设备配置应急保护电源。②站区设控制室，根据生产工艺流程特点，重点工段（工序）采用先进、可靠的可燃气体报警、配置完善的监控、报警、安全连锁和通讯设施，有效的防止误操作及其它事故的发生。③电器设备设有完善的继电保护系统，当电器设备和线路发生故障时，避免伤害操作人员和损坏设备。④在装置区、液化天然气储罐区等可燃气体易泄漏的位置设置可燃气体探测器，监视其可燃气体的浓度；在控制室、配电室及其它电器设备间设置感烟探测器，液化天然气储罐区设置火焰探测器；在重要设备、出入口设置手动报警按钮，在紧急情况下能够提醒工作人员及时处理。4）气体泄放防护措施①压力容器及各种安全附件（如安全阀、压力表等）定期经相关部门检验合格；安全阀、压力表，进行定期校验。爆炸危险场所使用的特种设备，符合防爆安全技术要求。②45 根据《特种设备质量监督与安全监察规定》的要求，新增特种设备在投入使用前企业持监督检验机构出具的验收检验报告和安全检验合格标志，在所在地区特种设备安全监察机构注册登记。将检验合格标志固定在特种设备显著位置上后再投入正式使用。③在可能产生密闭段的管道、设备上安装安全阀，防止因生产装置停车造成带压天然气随外界温度升高而膨胀造成爆炸。④防爆、隔爆、安全电气措施⑤严格按照全场危险区域划分图进行防爆设备的选型，以确保安全生产。⑥在防爆区域内使用的操作工具等均选用防爆型。5）建筑与结构安全防护措施本工程抗震设防烈度8度（参照《建筑抗震设计规范》）。6）静电、雷击防护措施①为防止直击雷、感应雷、雷电反击和静电对人身和设备造成的危害，在场区内设置综合接地网，接地电阻不大于4欧姆。场区工艺设备、容器、管线、金属罩棚、管架、金属平台、高杆灯等均与接地网可靠连接。工艺主装置区进行等电位连接。②电器设备设接地保护，变压器中性点及开关柜、配电箱壳体均接地。③输送易燃、易爆气体或物料的工艺管线的阀门或法兰两端，进行防静电接地跨接。④在主装置区的两侧及罐区设置消除静电接地装置。⑤所有高出屋面的各种金属构件均与避雷网焊接连通，露天布置的储罐、容器等，顶板厚度不小于4mm的均设防雷接地设施。⑥接地装置采用-40×4扁钢作为水平接地体，∠50×5×2500角钢作为垂直接地体，接地装置材料热镀锌。⑦接地极在距人行道或建筑物出入口小于3米时，水平接地体局部埋深1米，其它处埋深0.7米。⑧操作人员穿戴防静电工作服，绝缘工作鞋，进行操作。9）机械伤害防护措施a.在机械设备电动机、转轴等转动设备暴露部分设置防护罩。b.对操作人员进行严格培训，在进行巡检、设备维修时严格按照操作规程，以减少意外事故的发生。c.设备高处操作平台、阶梯、污水池、、排水沟等均设置护栏、盖子、警示牌等安全防护设施。d.高处作业时，需严格按照相关操作规程佩戴安全防护装置，系安全带等，避免有发生滑跌、高空坠落的危险。45 e.起重机严格遵守起重机的相关操作、检验规范，定期对吊具、索具或起升用的钢丝进行检查。f.起重机运行时，严格控制现场人员活动，无关人员远离，并由经过培训的专业操作工配合起吊工作。g.起重机操作人员必须经过专业培训持证上岗，并选用工作经验丰富的人员操作。h.在站内道路上设置交通标志，限制站内车辆车速，以防止意外发生。i.运行过程中可能超过极限位置的生产设备或零部件配置可靠的限位装置。j.工作时注意力要集中，要注意观察。k.正确穿戴好劳动防护用品。l.机器设备要定期检查、检修，保证其完好状态。10）噪音危害防护措施①在加气站设计设备和选型时，选用噪声较小的设备。站内噪声较大的设备均设置消音器以减少噪音危害。②为操作人员配备防噪音用耳塞。③设置减振、声阻尼等装置。④实行时间防护，即事先做好充分准备，尽量缩短在噪音较大区域的不必要停留时间。11）紧急和其它防护措施①站内设急救室，配备必要的急救器具及药品。②操作人员上岗前接受触电及触电抢救知识和实际方法。③为确保操作人员安全，特别是夜间巡回检查人员的安全，露天设备及框架平台设有满足亮度要求的照明设施。在防爆区域严格按标准规范要求严禁使用白炽灯。关键岗位配置安全应急灯。④设计中除考虑设备及管道的保温、保冷要求外，按照标准规范的有关要求，认真考虑设备及管道的防冻、防烫措施，保证现场人员的安全。⑤在控制室、操作时内设空调或吊扇、暖气设施，保证操作人员工作环境的适宜温度。⑥设计中充分考虑减小或避免噪声污染并采取相应措施。按《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）的有关条款，确保8小时限制90分贝以下。依据时间减半分贝加3的原则，在控制室内确保有电话70分贝，无电话75分贝。⑦加强管理，严格控制遵守安全生产规章制度，确实做到安全文明生产。各生产岗位设置安全标志，定期进行安全培训。安全数据做到文字化、影像化。45 ⑧高温场所充分利用自然通风辅以机械通风。⑨消防器材、严禁人员进入的危险场所、安全信道、高危作业场所、紧急信道及紧急出入口依照《安全色》《安全标志》规定进行着色，并设置相应的警示标志。12）操作人员经过专业培训，考试合格后再上岗。并在在岗期间穿戴好相应的防护用品。使用、储存、运输车间（部门）负责人（含技术人员）熟练掌握工艺过程和设备性能，并能正确指挥事故处理。在生产过程、储存、运输等现场配备抢修器材。13）规章制度及后勤服务①本项目需制定相关的规章制度，包括：安全生产管理制度、卫生管理制度、质量管理制度、后勤管理制度等。加气站运行后需严格执行上述相关制度以保证加气站的安全平稳运行。同时在生产中需严格执行相关的安全生产管理制度包括：动火证制度、禁火制度、安全操作规程制度、十不登高制度等以保证加气站的劳动安全。②本项目需制定相关的安全应急预案包括：灭火救灾应急预案、高压天然气泄露事故应急预案、紧急停电事故应急预案、装置大修安全预案、天然气及其产品泄露事故应急预案，进入有限空间作业安全预案等，并定期组织学习、培训、考核、演练，以确保在发生意外事故等情况时的站区和人员安全。③本项目在急救室配备常用的医疗、保健用药，由后勤部提供日常保健用品包括：毛巾、香皂、脸盆等生活保健用品，哑铃、球拍、羽毛球等健身保健用品以提高员工的身体素质。④本项目为员工配备必要的人体保护设施包括：安全帽、防静电工作服、工作手套、防护工鞋、耳塞等以保证人员安全。10.2.2安全管理机构设置本项目中LNG/CNG加气合建站及LNG气化站均由各站站长负责全站的安全管理工作。10.2.3预期效果本工程设计采用的工艺路线和设备自动化水平高，工艺技术环保、安全。各专业在设计中严格把关、认真执行现行的有关标准、规范，认真贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针。从工程设计到施工、安装以至将来的生产运行，采取相应的安全卫生技术措施，可保证消除有害未知的排放污染，杜绝人身伤亡事故的发生，完全能够满足国家法律、法规对安全方面的诸项要求。项目建成后该企业完全能够达到安全、卫生、文明生产的目标。10.3建议45 建议加气站内部做好安全工作，在可能有易燃、易爆气体散发地点的危险范围之内杜绝明火，工作人员必须穿防静电服，机动车辆严禁驶入生产装置区。11职业卫生11.1危害因素分析11.1.1原料、辅料的危害1）由于液化天然气具有低温、易挥发、易燃易爆性，有冻伤危害。2）天然气可能使人窒息，泄漏的液化天然气其低温可能使人冻伤，或造成设备或建筑物材料损坏。3）在生产过程中，输送泵等机械设备会产生不同程度的噪音。人员长期处于噪音环境，可危害耳膜及人身健康。4）高处作业，如果安全防护装置不齐全，未系安全带等，踏脚处有污油，护栏不完善或操作不慎等，有造成摔伤的危险。11.2职业病危害因素防护措施11.2.1防护措施为确保生产安全，防止灾害和事故的发生及蔓延，在项目建设中充分设置各种安全、卫生和消防设施。如下：1）选择优质的设备、材料，保证工程质量，确保生产安全、正常。杜绝不正常的泄漏。按照有关标准、规范，在火灾爆炸危险场所内的建构筑物的结构形式、建筑材料及设备符合防火防爆要求。2）设备、管道、建构筑物之间保持足够的防火距离，并符合有关标准、规范的要求。3）在具有火灾、爆炸危险的生产设备和管道上设置安全阀、爆破片、阻火器等防爆阻火设施。4）设置火炬，使排放的可燃气体和液体通过火炬经过燃烧后排放。5）设置可燃气体监测及火灾报警系统，可及时准确地探测可能发生的气体泄漏及火情。6）配备计算机监测、控制系统，设置事故连锁、报警和紧急切断设施。便于处理突发事件，保证生产的安全进行。7）在防爆区内的所有金属设备、管道、储罐等设有静电接地。对可能产生静电危害的工作场所，配置个人防静电防护用品。45 8）按介质的组份及泄漏源的实际情况严格划分防爆区域。9）尽量将电气设备或容易产生火花的其它设备安装在远离防爆区域的地方。10）必须设在防爆区域内的电气设备，严格按规范规定选用相应等级的防爆电气设备，并采取相应的防爆措施。11）根据工作环境特点配备各种必需的防护用具和用品。包括洗眼器、淋浴器、眼面防护用具、工业安全帽、工作帽、防护手套、防护鞋靴、防毒面具、耳塞及护肤用品等。12）设置工业电视监视系统，便于监控和处理突发事件，保证生产的安全进行。13）加强安全培训、制定规章及责任制。11.3预期效果本项目设计中严格执行各种安全卫生标准、规范，采取完善的安全卫生措施，可有效地防止火灾、爆炸、窒息、机械伤害、触电和噪声等事故的发生。一旦因泄漏等原因而可能发生燃爆之类事故，依靠装置区内设置的安全监控系统，防护设施和消防设施，也能及时加以控制，防止事故发生和扩大。本设计能使操作人员在安全和良好的劳动环境中操作，生产安全和人体健康均有可靠保证。12组织机构和定员12.1组织机构LNG加气站的自动化水平较高，所以现场操作人员应采取少而精的配备方案。本站组织机构按部门分设两层机构即管理层和操作层，管理层为技术岗，操作层分为主控室、生产及检修等。12.2加气站定员（单站）加气站劳动定员表岗位人数合计操作工人3班×3人/班9维修11核算员11站长11合计121245 12.3LNG气化站定员（单站）加气站劳动定员表岗位人数合计操作工人3班×1人/班3维修11核算员11站长11合计6612.4人员培训LNG加气站涉及的多为易燃易爆的天然气、液化气物质，一旦发生事故，其危害不可估量，同时超低温和高温操作对人体也会构成大的伤害。各级生产人员及管理人员必须具备一定的文化素质和技术水平，具备天然气处理和安全生产的基本知识。各类操作人员都要精通业务，达到“四懂”和“三会”，即懂设备结构、懂设备原理、懂设备性能、懂工艺流程；会分析数据、会判断事故、会处理事故。生产人员需经培训合格后持证上岗。管理干部和职工的培训，应与工程建设同步进行。13经济效益评价13.1编制依据1）本经济评价依据国家发改委、建设部2006年联合发布的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）及国家现行财税政策、会计制度与相关法规进行编制。2）将该项目作为一个系统，按照费用效益对应一致的原则进行项目的总体经济效益计算与评价。13.2生产规模本项目建设规模为5×104Nm3/d的LNG/CNG加气合建站2座,0.5×104Nm3/d的LNG气化站2座，项目建成达产后，可实现年供气量3665×104Nm3。13.3项目计算期及生产负荷项目计算期为16年，其中：建设期1年，营业期15年。45 项目建设、投达产计划见下表：表1项目建设、投达产计划表建设期投产期达产期第1年第2年第3年第4年45%75%100%13.4投资估算与资金筹措13.4.1投资估算1.项目总投资建设项目总投资3957.28万元，其中：1）建设投资3817.28元；2）建设期无贷款利息；3）流动资金为160.00万元。13.4.2资金筹措建设期资金全部为企业自筹。13.4.3资本金比例按国发（1996）35号文，建设项目总投资为项目动态投资与铺底流动资金之和，为3957.28万元。13.5总成本费用13.5.1计算依据（1）本项目共岗位设置定员30人，工资按40000元/人·年计算。（2）固定资产折旧残值率取5%，综合折旧年限15年。（3）其他资产摊销分10年摊销。13.5.2总成本费用加气站LNG到站价格定为为3.0元/方（含税价）测算。LNG零售价按阿克苏现行价格5950元/吨计算，折合为4.25元/方（含税）测算。CNG到站价格按1.8元/方（含税价），零售价按库车县现行价格2.4元/方（含税）测算。气化站LNG到站价格按照2.5元/方（含税价）测算，用户用气价格为3.0元/方测算。项目建成后年平均总成本及费用为8768.94万元。45 13.5.3营业收入项目达产后年全部销售收入2554.78万元（不含税），年纯利润收入2222.66万元。13.5.4税金及利润计算增值税税率为13%。经计算，正常年增值税为332.12万元。13.6财务分析本项目投资收益率高，投资回收期1.78年，说明XXXX燃气有限公司库车县天然气综合利用工程项目在整个计算期内有较好的盈利能力，本项目在财务上是可行的。13.7评价结论XXXX燃气有限公司库车县天然气综合利用工程项目是本着少投入多产出的原则进行建设。从上述财务评价看，财务内部收益率较高。投资回报期较低。因此，项目从财务上讲是可行的。附件1财务评价表45 序号内容名称单位数量合计（万元）备注一项目总投资3957.28二成本费用8902.221LNG原料气成本3.0元/方1320×104Nm3/a3960.00加气站2LNG原料气成本2.5元/方365×104Nm3/a912.50气化站3CNG原料气成本1.8元/方1980×104Nm3/a3564加气站4人工成本4万元/人/年30人120.0012人5电费成本0.6元/kwh136.72×104kwh/a82.036水费成本2.7元/方2000t/a0.547维修费用5.08年固定资产及费用摊销15a3797.28（万元）253.159管理费用5.0三年销售收入11457.001LNG4.25元/方1320×104Nm3/a5610.00加气站2LNG3.0元/方365×104Nm3/a1095.00气化站3CNG2.4元/方1980×104Nm3/a4752.00加气站四年毛利润额2554.78五年上缴利税332.1213%六年纯利润收入2222.66七投资回报率年1.7845 附件2LNG加气工艺流程图51XXX燃气有限公司 附件3CNG加气工艺流程图51XXX燃气有限公司 附件4LNG加气总图布置方案站用储气瓶组压缩撬LNG储罐LNG加气机LNG加气机CNG加气机CNG加气机51XXX燃气有限公司 附件5LNG气化站工艺流程图51XXX燃气有限公司 XXXX燃气有限公司库车县天然气综合利用工程项目可行性研究报告编制委托书XXXX燃气设计院：现委托贵单位承担以下项目可行性研究报告的编制任务：项目名称：《XXXX燃气有限公司库车县天然气综合利用工程项目可行性研究报告》设计规模：年处理原料天然气3665×104Nm3，LNG/CNG合建站年运行时间按330日计，LNG气化站年运行时间按365日计。请贵单位接到编制委托函后两日内与我公司联系，并尽快签订编制协议。具体事项以约定为准。联系人：委托单位（公章）：XXXX燃气有限公司2016年2月51XXX燃气有限公司'