YL-CNG加气站项目可行性研究报告 106页

'YL-CNG加气站项目1总论1.1项目概况1.1.1建设单位X公司1.1.2项目名称X公司YL-CNG加气站1.1.3建设规模本站设计规模为6000Nm3/d，站内主要设备为60m3LNG低温卧式储罐1台；500Nm3/h卧式空温式卸车增压器1台；1500L/h柱塞泵2台；1200Nm3/h高压气化器为2台；200Nm3/hBOG气化器1台；6m3CNG储气瓶一组，自控设备、电气设备等；1.1.4建设单位概况本项目由X公司投资建设。X公司成立于2011年。公司注册于Q省M县，注册资金伍佰万元。公司经营范围为。。。。。。1.1.5项目建设的必要性及意义（1）项目建设的必要性①长期以来，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。13 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”，青海省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随着公路运输规模的不断扩大，单一的燃料结构不可避免的使公路运输体系对油品的依赖性逐渐增大。因此，成品油市场的价格调整和市场的供给不足时，将会使整个公路运输的正常运行造成严重影响。能源是城市发展的基本保障，在城市经济发展中发挥着极为重要的作用。能源结构往往反映着一个城市的现代化发展水平及经济地位。因此，提高天然气在一次能源中的比重，不但可以弥补能源供应不足问题，而且在改善环境质量、缓解交通运输压力、提高能源利用率等方面有着重大影响。④近年来，以天然气汽车引领的清洁能源行动正在我国各大中小城市如火如荼的发展。目前这种发展主要集中在城市的公交和出租车辆上，使得城市的环境质量得到了有效的改善。但是城市是过境公路的必经区域和物流客流的目的地。随着公路物流客流量的不断增大，重型商用卡车和城际大巴给城市和交通干道沿线区域造成的大气污染也受到了关注，要全面彻底的治理汽车排放污染，必须治理交通干道的汽车排放污染。发展天然气清洁汽车，打造绿色物流，是治理交通干线及沿线区域大气污染的良好途径。汽车工业的发展带来了社会的文明和进步，也使汽车工业成为最大产业集团，成为社会经济发展的支柱。但同时也带来了对生态环境的污染。特别是对大气的污染，当今全球关注的“温室效应”、“臭氧保护层破坏”13 等也与汽车排放的污染有关。根据中国社会科学院公布的北京市大气环境污染报告，全年平均大气中的大部分污染物是由机动车的尾气排放造成，大气环境质量直接关系到城市居民的身体健康。发展天然气汽车是治理汽车尾气排放，改善大气质量、改善人居环境的根本途径，天然气汽车是一种低排放的绿色环保汽车，与燃油汽车相比，它的尾气排放量中CO下降约90%，碳氢化合物（HC）下降约50%，氮氢化合物（NOX）下降约30%，二氧化硫（SO2）下降约7%，二氧化碳（CO2）下降约23%，微粒下降约40%，铅化物下降约100%。城镇建设的发展，城区规模的扩大，各类耗能用户在增加的同时，应优先利用优质、洁净、燃烧后无污染的天然气资源，调整青海省的燃料结构，解决大气污染问题，保护生态环境，提高居民生活水平，优化投资环境。因此，建设天然气利用工程是十分必要的。（2）项目建设的意义①推广清洁燃料是治理机动车排放污染，改善环境质量，打造绿色城市的需要。根据有关资料统计，城市大气环境污染60%来自机动车辆的尾气排放。公路路网的大气环境污染100%来自机动车辆。由机动车尾气而导致的大气污染已严重影响居民健康并制约经济持续快速的发展。建设天然气汽车加气站是治理机动车辆排放污染，改善大气环境质量的有效举措；是落实我国政府建立资源节约型，环境友好型城市的重要举措。通过车辆使用天然气燃料，汽车尾气综合排放与燃油车辆相比可下降80%。这可使城市区域的大气环境得到明显的改善，为建设山川秀丽、蓝天碧水的新城市做出很大贡献。②发展天然气能源产业是调整能源结构，实现能源战略安全的重要举措。13 长期以来，各类车辆均以石油为燃料，在世界性的石油紧张、价格一路飙升的严峻现实下，发展CNG、LNG汽车，减少对石油的依赖，实现能源多元化，有利于我国的能源安全，有利于我国国民经济的可持续发展。③发展天然气能源产业符合国家产业政策。发展天然气经济效益显著。随着各类天然气加气站的运行，将带动与CNG汽车相关的机械制造、汽车、低温贮运，电子电器、仪器仪表、新工艺、新材料、试验检测以及教育培训业等行业的发展，使LNG汽车的推广应用成为龙头，创造上万个就业机会，促进社会经济的发展。汽车行业是用油的大户，也是城市大气污染的主要制造源，对全国的节能减排具有着重要影响。天然气是“十一五”期间的汽车节能减排的首选代用燃料，燃气汽车替代燃油汽车是《纲要》提出的优先发展主题。节能减排是全面落实科学发展观的重要举措，对加快建设资源节约型、环境友好型社会具有重大意义。④发展天然气能源产业是运输业经济效益最大化的途径之一。天然气作为汽车燃料，它比燃油费用要节约30%左右，以气代油的经济效益较为可观。同时天然气是一种高辛烷值燃料，辛烷值是评定燃料性能的一项重要指标，汽车使用高辛烷值的燃料时，发动机不易出现爆震燃烧现象，这对延长发动机的寿命，提高发动机压缩比是十分有益的。1.2编制要求1.2.1编制范围本项目为L-CNG加气站工程，设计内容包括加气站的总图运输、工艺流程、公用工程及消防、环保和节能及相关图纸等。（1）气源：本项目原料为LNG，本站LNG通过LNG槽车由西宁市运至本站；（2）供电：本工程电源由站外就近10kV市政公网埋地引入站内125kVA变电站，电压等级10/0.4KV；站内另配一台75KW柴油发电机作为备用电源。13 （3）供水：站区供水为市政给水管网，水质符合《生活饮用水卫生标准》GB5749-2006的要求，能够满足站内的日常用水需要。1.2.2编制原则（1）符合当地规划部门的要求，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，贯彻国家有关消防、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L-CNG汽车加气站的成功经验，保证工程工艺技术的先进性、可靠性、安全性、经济性，使工程整体建设达到目前国内先进水平。（4）设计中尽一切努力节能降耗，在工艺流程和设备方面，采用先进的节能降耗工艺和设备，减少对水、电等动力的消耗，以达到国家有关节能减排的要求。（5）美化环境，创建良好的工作环境。1.2.3遵循的主要标准规范（1）《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2）《车载燃料系统规范》NFPA52（3）《建筑设计防火规范》GB50016-2006（3）《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》GB50057-2010（6）《石油化工静电接地设计规范》SH3097-20001.3技术路线确定1.3.1车辆的适用性13 天然气汽车是以天然气为燃料的一种气体燃料汽车。天然气的甲烷含量一般在90%以上，是一种很好的汽车发动机燃料。天然气被世界公认为是最为现实和技术上比较成熟的车用汽油、柴油的代用燃料，天然气汽车已在世界和我国各省市得到了推广应用。按照所使用天然气燃料状态的不同，天然气汽车可以分为压缩天然气（CNG）汽车和液化天然气（LNG）汽车两种。压缩天然气（CNG）是指压缩到20.7—24.8MPa的天然气，储存在车载高压气瓶中。压缩天然气（CNG）是一种无色透明、无味、高热量、比气轻的气体，主要成分是甲烷，由于组分简单，易于完全燃烧，加上燃料含碳少，抗爆性好，不稀释润滑油，能够延长发动机使用寿命。加工成本相对较低，极难液化，CNG汽车最大的缺点是高压钢瓶过重，体积大且储气量小，占去了汽车较多的有效重量，限制了汽车携带燃料的体积，导致汽车连续行驶里程短，另外因钢瓶的存储压力高，也具有一定的危险性。液化天然气（LNG）是指天然气在常压下冷却至-162℃后液化形成LNG，其燃点为650℃，爆炸极限为5%~15%，安全性较高。LNG汽车可以明显的压缩天然气体积，一次充气，可以行驶500km甚至1000km以上，非常适合长途运输使用。与CNG汽车相比，LNG汽车在安全、环保、整车轻量化、整车续驶里程方面更具有优势。由于液化天然气单位体积能量较压缩天然气高，所以在车辆气瓶容积有限的情况下，LNG适合运距相对较长、耗能大的车辆；CNG适合运距短、耗能小的车辆。本项目主要服务对象为公交车与出租车及其他小型车辆。针对其连续工作时间短；要求一次加气量小等特点；同时考虑到气源等因素影响，结合LNG与CNG的优势，本项目以LNG为原料，以CNG为终端产品，为L-CNG加气站。1.3.2L-CNG加气站的现状在天然气加气站中，液化——压缩天然气（L-CNG)加气站以其占地小、投资省、能耗低、噪音小、充装速度快、不依赖管网等优势而成为一种备受欢、具备良好发展前景的加气站类型。CNG及其下游应用在“十二五”13 期间面临重大机遇：新增气源和贯通全国各省的输气干线将减少供气短缺的现象；根据中华天然气全图、配套名录和行业报告的统计，到2013年6月全国的在役压缩天然气母站已达到285座，另有至少73座新规划母站将在“十二五”结束前开始服役，这些CNG生产装置是下游应用普及的关键保障；此外，低迷的经济前景、对高企油价越来越愤怒的车主，和更高环保要求正使CNG汽车市场成为更炙手可热投资领域。1.3.3L-CNG的应用L-CNG加气站在投资和运行费方面都低于CNG常规站和子母站，具有良好的经济效益。在具备LNG气源条件并推广应用CNG汽车的地区应积极建设L-CNG加气站。有助于城市加气网点的合理布局，提高资源综合利用效率，节约能源，推进天然气汽车产业的发展。1.3.4L-CNG加气站优点L-CNG加气站是一种投资省、占地少、能耗低、噪音小、充装速度快、不依赖管网、灵活方便的多功能加气站L-CNG加气站是LNG与CNG两种加气方式的有机组合，是一种正在兴起、具有良好推广应用前景的加气站类型。它以液相、低温的天然气进站，通过液相泵加压、气化后实现对汽车加气，无需高耗电量和噪音大的气体压缩机，站内用能较少，因而加压效率高，运行费用低。它使CNG汽车加气站可以远离天然气输配管网，极大地方便了燃气汽车加气站在城市的布点成网。1.4气源情况（1）气源情况1.西宁中油燃气公司自2000年3月组建成立,2001年5月向西宁市供气以来，经过十年的建设和运营发展,目前已形成工程建设设计、施工、天然气供输管理、双燃料车改装、LNG生产及CNG加气站经营为一体的综合性经营实体。西宁城市天然气工程建成投产以来，随着天然气用户的不断增加，西宁市的大气环境得到了明显的改善。截止目前，已建成西宁城西20×104Nm3/dLNG液化工厂项目与西宁城东25×104Nm3/13 dLNG液化工厂项目。拟建项目气源可由LNG运输槽车将LNG从西宁市运至本站。从西宁市出发由227国道可直达本站，沿途路况较好，运距较短（约130公里），能为本项目提供气源保障。13 13 2.青海省海西州液化天然气工厂总体规模为100x104m3/d，一期已建设完工并投产35x104m3/d。青海省海西州液化天然气工厂位于青海省格尔木市柴达木盆地三湖地区，青藏高原北部，是我国大型陆相含油气盆地之一，盆地面积25x104km2，沉淀面积12.1x104km2，截至2007年年底。总计探明天然气地质储量为2892.95x108Nm3，使柴达木盆地已经成为我国天然气的主要富集区。盆地三湖区的涩北一号、涩北二号、台南气田和南八仙油气田已具备年产73.5x108Nm3/a的能力。拟建项目气源也可由LNG运输槽车将LNG从格尔木市运至本站。沿途须经过德令哈市，乌兰县、天峻县、刚察县。由格尔木市出发，须经过柳格高速，德小高速、315国道与204省道，运距较长（约850公里）。本项目原料为LNG，该项目LNG从西宁中油燃气公司采购，作为本项目主要气源；青海省海西州液化天然气工厂为本项目备用气源，进一步为本项目提供气源保障。通过以上分析，本工程在气源上有充分的保障。（2）气质判别本工程的主要物料(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，一些有害物物质如：水、硫、汞等已脱除干净，所以LNG比管输气态天然气更为洁净。13 该天然气气质符合《天然气》(GB17820)中二类气质标准，该天然气气质符合《液化天然气的一般特性》(GB/T19204)及《车用压缩天然气》(GB18047)的规定。见下表：天然气气质组分表表1-1项目一类二类三类高位发热量J/m3>31.4总硫（以硫记）mg/m3≤100≤200≤460硫化氢mg/m3≤6≤20≤460二氧化碳%（V/V）≤3.0-水露点，（℃）在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5℃。注1本标准中气体体积的参比标准是101.325kPa,20℃。13 1.5主要技术经济指标主要经济指标表表1-2序号指标单位数量备注1生产规模1.1加气能力万Nm3/d0.61.2年工作天数天3502原料2.1年生产规模万Nm3/a2103公用动力消耗量3.1新鲜水m3/a1400.03.2年耗电量万kWh/a15.064一期定员人125加气站占地面积平方米3900.05.85亩6建设项目总投资额万元739.226.1建设投资万元734.266.2建设期贷款利息万元0.006.3流动资金万元4.967年均销售收入万元851.268年均总成本费用万元660.729年均利润总额万元151.5610财务评价指标10.1所得税前财务内部收益率％21.6610.2所得税后财务内部收益率％17.8710.3所得税前财务净现值万元496.3110.4所得税后财务净现值万元282.0810.5税前投资回收期年5.7810.6税后投资回收期年6.5411盈亏平衡点%32.6513 1.6主要工程量投资一览表工程投资一览表表1-3序号费用名称金额（万元）备注一工程费用537.7681设备购置费318.052安装工程费67.003建筑工程费152.718二其他费用142.100三预备费54.39四建设投资734.26五建设期利息0.00六铺底流动资金4.96七建设项目总投资739.2213 2市场分析2.1市场预测随着经济和社会的发展，我国已成为能源消费大国，从1993年起我国已成为石油净进口国，能源短缺也威胁到国家的战略安全。由市场供需矛盾而引发油品短缺及价格波动，特别是近几年，随着市场需求量大规模的增加，这种矛盾更加突出。随着天然气加气站的建设，将直接促进天然气汽车工程的发展。L-CNG加气站具有占地小、投资省、能耗低、噪音小、充装速度快、不依赖管网等优势。L-CNG加气站系统将更好地保障天然气汽车的用气需求。目前天然气汽车改装技术发展速度加快，可以预期未来几年，CNG车辆将呈快速发展的态势。据统计，目前门源县拥有在册CNG车辆1000余辆，同时考虑到227国道及其他营运车辆有关数据。本项目LNG汽车用户市场容量为6000Nm3/d。2.2承受能力分析承受能力取决于其替换燃料（汽油）的价格。根据热值等价的原则，可推算出车用天然气价格优势。详见下表：天然气与汽车柴油、汽油换算比较表表2-1名称燃料价格热值(单位)单位热值价格(元/万大卡)单位热值价差(元/万大卡)节约率(%)CNG3.8（暂定）元/Nm38000大卡/m34.750柴油8.42元/kg10999大卡/kg7.652.9061.05%90#9.64元/kg10299大卡/kg9.184.4393.26%93#10.2元/kg10299大卡/kg9.975.22109.89%97#10.3元/kg10299大卡/kg10.015.26110.74%89 备注：1、市场油价为2014年3月加油站售价：（柴油7.16元/升，汽油90#6.91元/升，93#7.56元/升，97#7.99元/升。）2、柴油热值为10999大卡/公斤，比重为0.85公斤/升；90#汽油热值为10299大卡/公斤，比重0.73公斤/升；93#汽油热值10987大卡/公斤，比重为0.735公斤/升；97#汽油热值为10299大卡/公斤，比重0.74公斤/升。3、1m3天然气≈0.92公斤汽油≈0.86公斤柴油。由上表可以看出：相对于汽油和柴油，车辆使用天然气做燃料，用户具有更强的承受能力。89 3选址区域自然地理状况3.1基本概况门源回族自治县（以下简称“门源县”）位于青海省东北部，属海北藏族自治州（以下简称“海北州”）管辖。距省会西宁150千米，距海北州州府驻地海晏县250千米。北负祁连山脉，南依达坂山。面积6902平方千米。2004年总人口15万人，少数民族占51.82%。有回、汉、藏、土、蒙古、撒拉、维吾尔、羌、苗、东乡、侗、黎、白等民族，1929年设门源县，1953年成立门源回族自治区，1955年改门源回族自治县。地形复杂，平均海拔2866米，山、台、丘、沟、谷、川、滩兼有。属高原亚寒带气候，1月均温－13.4℃，7月均温11.9℃，极端最低气温-30.6℃，最高气温24.5℃。年均降水量520毫米。有水资源21.43亿立方米。有煤、铜、金、铁、铅、锌及稀有金属等16种矿产资源。尤以煤分布广，探明储量5500余万吨。农牧产品有油菜籽、青稞、小麦、马铃薯、浩门马、牦牛。3.2自然地理条件3.2.1地形地貌门源县地处祁连山系东端，地形复杂，高差悬殊。北部祁连山麓群峰耸立，南部达板山高拔陡峻，大通河谷地较平坦。大通河自西向东流径全境，宁缠河、老虎沟河、讨拉河等28条大小河流汇入大通河。属高原大陆性气候，年均温-5℃，年降水量518毫米。3.2.2气候、水文门源县境北为冷龙岭，南有达坂山，大通河横贯东西，地势西北高，东南低。气候寒冷湿润，雨量丰富而稳定，年均温0.5℃，年降水量518毫米。东南部克图口以东的高山峡谷地区以林为主,林、牧、农皆宜，为青海重要林区之一，有云杉、桦、柏等天然林木；中部克图口以西至青石咀之间为平坦开阔、土质肥沃的山间盆地，89 气候：门源属高原大陆性气候，地处中纬度西风带区。冬半年受来自西伯利亚干冷气候影响，气候比较寒冷干燥。夏半年受孟加拉湾的西南暖湿气流影响，气候凉爽湿润。具有春季多雪多风，夏季凉爽多雨，秋季温和暂短，冬季寒冷漫长的特点。全年日照时数2264.8--2739.8小时，年太阳辐射130.68--154.0千卡/平方厘米，气温日较差11.6--17.5℃，年平均气温0.8℃，年平均降水520毫米，年蒸发量100毫米。以农为主，主要种植小油菜和青稞、春小麦、马铃薯等，是自治县主要粮、油产区，又是青海油料重点生产基地之一，尤以大型的国营浩门农场产量最大；北部和南部山区为四季牧场，主要放牧绵羊、山羊、牦牛、黄牛、骡、马等牲畜；西北部为高寒草甸山区，以产中国有名的良种马──浩门马（大通马）著称，建有浩门种马场。3.2.3地震资料根据《建筑抗震设计规范》GB50011-2010，门源县抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g。89 4站址及总图运输4.1站址选择原则(1)一般要求站址的选择应符合门源县当地政府部门总体规划、消防安全和环境保护的要求，并应选择在交通便利的地方。(2)安全要求站址选择应符合《建筑设计防火规范》GB50016－2006、《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012的防火安全要求。避开重要建筑物和人流密集区。4.2站址确定本项目拟建站址位于青海省海北州门源县青石嘴镇青石嘴大桥北侧（中石化加油站对面）。加气站建筑退让红线按15m考虑。站址西侧为227国道，东侧，南侧，北侧均为空地(详见附图K-01)。拟建站址南侧有一路东西走向的高压电力线，电力线杆高20m。站区周围100米内无重要公共建筑物及人流密集区。主要设备与建（构）筑物之间的距离下表所示(详见附图K-02)。L-CNG设备与站外建（构）筑物的安全间距（m）表4-1站外建（构）筑物站内LNG设备储罐CNG储气瓶LNG卸车点放散管管口加气机规范距离设计距离规范距离设计距离规范距离设计距离规范距离设计距离规范距离设计距离227国道8.050.912.055.010.038.010055.06.018.8南侧电力线30.050.630.047.330.044.530.050.030.048.0拟建项目选址地点交通便利，站区周围100米内无重要公共建筑物及人流密集区。符合门源县当地政府部门总体规划、消防安全和环境保护的要求。表4-1可见，选址符合L-CNG加气站的建设要求，符合总体规划。89 4.3总平面布置L-CNG加气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，作到布局合理，布置紧凑，节约用地。本站内布置有LNG储罐区，加气区和办公区，详细布置见总平面布置图。本项目站区与站外建（构）筑物的防火间距、站内工艺设施之间以及工艺设施与建（构）筑物及其它辅助设施的防火间距参照《建筑设计防火规范》GB50016－2006、《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012执行。站内设施的防火间距如下(见附图K-02)：站内设施的防火间距（m）表4-24.4道路及出入口为使加气车辆和LNG运输槽车进出通畅，加气区的进出口分开设置，加气站进出口道路宽度均为15m。加气区最小转弯半径为12m，以满足货运卡车和槽车的转弯要求。4.5围护设施89 LNG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。站区周边设置高度为2.2米的非燃烧实体围墙；为防止储罐发生事故时范围扩大，根据规范要求，罐区四周设防护提（围堰），防护提高1.0米，采用钢筋混凝土结构。4.6排水及竖向设计本项目拟建场地自然坡度较为平缓，故本工程竖向设计采用平坡式设计，整体坡向站外道路。场地雨水按照设计坡向出站排入站外水渠。围堰内设有集液池，集液池内设有防爆潜水泵，收集后的雨水经过潜水泵排出围堰。4.7主要工程量总图运输主要工程量表表4-3序号名称单位数量备注1占地面积m23900.05.85亩2绿化面积m21045.03总建构筑物占地面积m2677.44总建构筑物面积m2677.45填方量m3--就地取土6场地及道路硬化m22500.089 5工艺流程及装置5.1L-CNG加气站技术特点天然气作为一种新型高效、洁净能源已被广泛利用，建设天然气加气站可以节约能源、改善环境、促进工业生产，具有明显的社会效益和经济效益。在天然气加气站中，液化——压缩天然气（L-CNG)加气站以其占地小、投资省、能耗低、噪音小、充装速度快、不依赖管网等优势而成为一种备受欢、具备良好发展前景的加气站类型。各类型天然气加气站特点如下：1.CNG常规站这是目前国内建设最多（数量占全国80%以上）、技术成熟、配套设备最完善的一种加气站建设模式，又称标准站，适应于天然气输配管网的覆盖区域内，一般靠近主城区。　2.CNG子母站CNG子母站是近几年针对管网、征地、安全等条件限制而发展起来的一种无管网输配技术，可以建在输配管网尚未敷设的区域，远离主城区。母站有快速发展的趋势，它与常规站等有机结合，实现优势互补。母站一般建设在城市管网接收门站、调压站或天然气主干管附近，一个母站通常配置4~6个子站。　3.LNG加气站LNG能量密度远大于CNG，约为CNG的3倍。因此，LNG的充装速度快（100~180L/min），大型车辆的充装时间也不过4~6min。因无大型动力设备，气站占地少，可与加油站、LPG加气站合建。LNG加气站设备主要包括LNG槽车、LNG储罐、低温阀门、气化器、LNG低温泵、加气机及LNG车载系统。4.L-CNG加气站89 L-CNG加气站是LNG与CNG两种加气方式的有机组合，是一种正在兴起、具有良好推广应用前景的加气站类型。它以液相、低温的天然气进站，通过液相泵加压、气化后实现对汽车加气，无需高耗电量和噪音大的气体压缩机，站内用能较少，因而加压效率高，运行费用低。L-CNG加气站在CNG加气站的基础上增加液体高压泵、气化器等装置，利用液体气化膨胀的原理，直接升压到25MPa，免掉使用多级大功率压缩机（130kW），即可以加LNG又可以加CNG。具有设备少、工艺简单、噪声低、占地面积少、投资省、一站多用、运行成本低的特点，是国内外近期比较流行的工艺方式。和字母站一样，它使CNG汽车加气站可以远离天然气输配管网，极大地方便了燃气汽车加气站在城市的布点成网。5.2技术参数（1）设计规模①本项目拟建站址位于青海省海北州门源县青石嘴镇青石嘴大桥北侧（中石化加油站对面）。主要为附近的CNG车辆提供CNG清洁燃料，同时也可为227国道路过的其它各类型CNG车辆提供燃料。本加气站设计考虑到CNG作为汽车燃料的优越性和市场发展情况，以及为了匹配LNG槽车以方便卸车和结算，本站设计规模为6000Nm3/d，符合实际情况。②LNG储量按下式计算：式中：V：总储存容积（m3）；n：储存天数（1~2d）；Gr：平均日用气量（kg/d）；ρY：最高工作温度下的液化天然气密度（380kg/m3）；θb：最高工作温度下的储罐允许充装率，θb＝90％。本项目源由LNG运输槽车将LNG从西宁运输至本站。综合各种因素，确定储存天数按389 天考虑。经计算，本站LNG储存容积为V=（6000Nm3/d×0.717kg/Nm3）×3/(380×0.9)=37.36m3。综合考虑当地情况以及为了匹配LNG槽车以方便卸车和结算，本站的LNG储存规模选择为1台水容积60m3的LNG低温储罐。（2）设计压力根据LNG车辆发动机的工作压力确定LNG橇装加气站的系统工作压力为0.6MPa，LNG储罐的设计压力为1.20MPa。（3）设计温度因为工作介质为饱和液体，根据压力确定系统工作时的最低温度为-162℃，系统的设计温度为-196℃。5.3工艺流程L-CNG汽车加气站是将低压(0～0.6MPa)、低温(-162℃～145℃)的LNG转变成常温、高压(20～25MPa)天然气的汽车加气站。其主要设备包括：LNG储罐、LNG低温高压泵、高压汽化器、CNG储气库(井、瓶组)、顺序控制盘、售气机、自控系统等。L-CNG加气站的工艺流程，分为卸车流程、调压流程以及加气流程等三部分。1、卸车流程：在加气站将LNG从糟车内转移至加气站LNG储罐；2、调压流程：卸车完毕，由LNG高压泵将LNG加压至20MPa以上，再通过高压汽化器化成CNG，并进入高压储气井或高压瓶组储存；3、加气流程：储气瓶中压力低至无法正常加气时，高压泵重启并汽化给储气瓶补气加压，并向汽车加气。89 首先，通过卸车增压器，将LNG从糟车内转移至加气站的LNG低温储罐中；其次，储罐内的LNG通过低温高压泵把LNG送到高压空温式汽化器。在空温式汽化器中，液态天然气经过与空气换热，发生相变，转化为气态，并升高到适当的温度，空温式汽化器一用一备共两台，两组空温式汽化器的入口处均设有手动和气动切断阀，正常工作时两组空温式汽化器通过手动切换或通过气动阀自动进行切换，切换周期时间根据环境温度和用气量的不同而不同。当温度出口低于5℃时，低温报警，自动切换空温式汽化器，同时除掉汽化器上的结霜，保证使用的汽化器达到换热的最佳效果，LNG汽化后的出口温度应超过5℃以上出口压力为20MPa，当空温式汽化器出口的温度达不到5℃以上时，通过水浴式复热器使其温度达到5℃以上，经顺序控制盘进入低、中、高三个储气瓶，CNG加气机分别由低到高从三储气瓶中取气给汽车加气。该工艺是利用LNG低温高压泵将LNG增压到25.0MPa来完成低压变高压的过程。当有车辆需要加气，而储气瓶中压力低至无法正常加气时，高压泵重启并汽化给储气瓶补气加压，并向汽车加气。L-CNG的总体工艺流程如下图(详见附图K-03)：5.4物料平衡本项目消耗原料天然气用量为6000Nm3/d，年工作天数为350天。据此可核算出原料天然气的年消耗量，核算过程及结果见下表。89 原料天燃气（LNG）消耗量核定表每天体积流量（Nm3/d）每年体积流量（Nm3/a）质量流量（万t/a）6000210万1596.56本工程为YL-CNG加气站，由于自然蒸发和系统外热量带入等因素，生产过程中会产生BOG与EAG气体，本站的物料平衡图如下：5.5装置布置装置布置的原则是按照工艺流程的顺序布置设备，尽量缩短管线，方便操作维修，方便加气的车辆进出。本项目LNG加气站的工艺装置采用LNG橇装设备。本站设计规模为6000Nm3/d，站内主要设备为：水容积60m3LNG低温卧式储罐1台；500Nm3/h卸车增压器1台；500L/h柱塞泵2台；1200Nm3/h高压气化器为2台；200Nm3/hBOG气化器1台；水容积6m3CNG储气瓶一组；5.6设备选型（1）LNG储罐LNG储罐按围护结构的隔热方式分类，大致有以下2种：①真空粉末隔热89 隔热方式为夹层抽真空，填充珠光砂粉末(膨胀珍珠岩)，常见于小型LNG储罐。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，目前气化站使用较多。②高真空多层绝热。采用高真空多层缠绕绝热，多用于槽罐和LNG加气站储罐。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。通过以上论述，结合本站的LNG储存量及经济性，本站选用60m3的卧式真空粉末隔热。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/-0.1MPa（内筒/外筒）。设计参数如下：低温储罐的有效容积为60m3卧式储罐；LNG储罐的绝热方式为高真空多层缠绕；LNG储罐的设计压力为1.2MPa，设计温度为-196℃，日蒸发率小于0.2％。89 设计技术参数表表5-1指标名称指标内容或数据介质LNG介质密度(kg/m3)426绝热方式真空缠绕日蒸发率≤0.2%封结真空度≤3Pa真空夹层漏放气速率（Pa·m3/s）≤6×10-6外形尺寸(mm)（参考）长14500mm×直径3000mm　内容器外壳工作压力(MPa)0.6MPa设计压力(MPa)1.2-0.1设计温度（℃）-19660工作温度（℃）-162环境温度内容器有效容积(m3)60/主体材料封头0Cr18Ni9Q345R筒体0Cr18Ni9Q345R壁厚（以实际计算为准）封头≥10mm≥8mm筒体≥8mm≥6mm焊接接头系数10.85安全阀开启压力（MPa）1.10/（2）低温高压柱塞泵生产厂家：美国ACD低温高压柱塞泵型号：1-X9,1.97x1.38介质：LNG设计流量：1500L/H进口压力：0.5-0.6MPa（G）出口压力：25.0MPa（G）所需进口净正压头：5PSI（约合0.35kg/cm2）89 设定转速：427RPM电机功率：40HP电源：3相，380V，50Hz（3）卸车增压器增压器是完成卸车设备之一，选用空温式换热器。增压器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—吸收总热负荷；—预热热负荷，；—升温热热负荷，；—工作压力下LNG的气化温度与进口LNG温度差(K)；CP1—表示在工作压力下LNG的平均定压比热容（kJ/（kg.K））；—表示外界环境温度温度与气体出口温度差(K)；CP2—表示在工作压力下NG的定压比热容（kJ/（kg.K））；M—表示质量流量（kg/h）；u—进口LNG的流速（m/s），根据《石油化工工艺管道设计与安装》，可查取；—进口LNG的密度（kg/m3）；d—气化器换热管内衬管道内径(m)；根据以上公式可确定总热负荷Q总,再根据换热面积公式，如下：89 —加权平均温度(K)K—平均换热系数为4.3Kcal/(K.m2.h)通过上式计算，本设计选用处理量为500Nm3/h的卸车增压器1台。其主要工艺参数如下：单台处理量：500Nm3/h进口介质：LNG出口介质：NG/LNG进口温度：高于或等于-162℃出口温度：＞-146℃最高工作压力：1.6MPa设计压力：2.0MPa设计温度：-196℃（4）EAG加热器EAG加热器用于储罐和管道系统放散时加热天然气，选用空温式换热器，实现EAG的安全放散。空温式气化器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。根据储罐及管道安全阀总泄放量对EAG加热器进行选型。具体如下：安全阀在排放气体时，气体流速都处于临界状态。安全阀的排放量即可按临界流量公式计算，即：临界条件式中，－安全阀的理论排放能力（kg/h）（理论排放量Wtg=实际排放量/排放系数）；C－实际特性系数;89 Pd—实际排放压力（绝压），MPa；P0—安全阀的出口侧压力（绝压），MPa；M—气体摩尔质量，kg/mol；T—气体的温度，K；Z—气体在操作温度下的压缩系数；K—气体的绝热指数（理想气体而言k=Cp/Cv）；A—安全阀的流道面积mm2；储罐与管道安全阀泄放的气体与理想气体的差异不大，可取压缩系数Z=1，k为气体绝热系数k=Cp/Cv；K—排放系数，与安全阀结构有关，应根据实验数据确定，全起式安全阀K=0.60~0.70；Pd—安全阀的排放压力（绝压），Pd=1.1PS+0.1，（MPa）；其中PS为安全阀的整定压力，（MPa）；全起式安全阀流道面积计算公式如下:微启式安全阀流道面积计算公式如下:A=πd0h。式中：h—安全阀的开启高度（mm）；d0—安全阀座喉径（mm）；根据本系统中安全阀的公称直径、数量及开启释放时间，可计算出系统总泄放量M。换热面积计算方法同增压器计算类似，故选200Nm3/h的EAG加热器。单台处理量：200Nm3/h进口介质：NG89 出口介质：NG进口温度：高于或等于-162℃出口温度：＞-20℃最高工作压力：1.2MPa设计压力：1.6MPa设计温度：-196℃（5）高压气化器高压气化器为一台强制空温式气化器，流量为1200Nm3/h。数量2台，设计压力28MPa。为了防止冬季空温室气化器出口温度低，容易使管道内结冰造成堵塞，损坏后续管道，通常在空温式汽化器的出口端串接一台高压水浴化气化器在必要时对管内介质进行加热，经复热后的CNG温度可达到5-10℃。（6）BOG处理设备气化站BOG气化器采用空温式气化器，设计流量为200Nm3/h，设计压力为1.6MPa。（7）CNG高压储气瓶设计水容积6m3，设计压力25MPa，分高、中、低三组共3个瓶。（8）CNG加气机加气机选用国内生产的CNG加气机，加气机采用三线双枪双流量计计量，流量计选用罗斯蒙特的高压质量流量计，选用国内标准接口加气枪。89 加气机的主要技术指标表5-2序号指标名称指标内容或数据1适用介质压缩天然气（CNG）2流量范围2～40Nm3/min3计量准确度±0.5%4额定工作压力20MPa5最大工作压力25MPa6环境温度-30℃～＋55℃8计量单位Kg、Nm39读数最小分度值0.01Kg、（0.01Nm3）10单次计量范围0～9999.99Kg（Nm3）11累计计量范围0～99999999.99Kg（Nm3）12加气软管1/2英寸高压天然气软管6m13工作电源220VAC5A14防爆等级整机防爆ExdibemⅡAT4（6）阀门阀门是实现系统开闭、系统自动化控制和系统安全运行的关键设备。这些阀门应具备耐低温性能，储罐根部阀及气动阀应选用进口产品，其余阀门选用中外合资的高品质产品。站内工艺系统设有手动截止阀、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；为了实现自动化控制，LNG柱塞泵的进出口均设有气动阀和调节阀；增压器的出口设有气动调节阀；液相管道上两个截止阀之间设置安全阀。LNG设备上的阀门在制造厂家成橇时已经安装完成，现场无需安装阀门。站内安全放散阀选用全启式安全阀。根据以下公式进行计算：89 式中，－压力容器安全泄放量，（kg/h）；q－在泄放压力下液化气体的汽化潜热，（kJ/kg）;－保温层厚度,（m）；－常温下绝热材料的导热系数,（kJ/(m²·h·℃)）t－泄放压力下的饱和温度，（℃）；Ar－容器受热面积，（m²）。卧式压力容器；－压力容器外径；－压力容器内最高液位，（m）。储罐安全阀的选择：由于时，有：其中：C—气体特性系数，，k为气体绝热系数k=Cp/CvK—排放系数，与安全阀结构有关，应根据实验数据确定，全起式安全阀K=0.60~0.70；Pd—安全阀的排放压力（绝压），Pd=1.1PS+0.1，（MPa）；其中PS为安全阀的整定压力，（MPa）；M—气体摩尔质量，（kg/kmol）；T—气体的温度，（K）；Z—气体在操作温度压力下的压缩系数；A—安全阀最小排气截面积，（mm²）；全起式安全阀，即h≥¼d1时，式中：h—安全阀的开启高度，（mm）；89 d1—安全阀最小流道直径，（阀座喉径），（mm）；所以，有：（7）仪表风系统L-CNG加气站工艺系统中，在需要紧急切断或需要实现自动化控制的部位均设置气动阀，仪表风系统就是为气动阀提供符合要求的动力控制气源。本项目确定采用的控制气源为压缩空气。仪表风系统主要设备为无油空压机、冷干机、氮气瓶、压力变送器等，出口气质满足《工业自动化仪表气源压力范围和质量》的要求。根据气动阀的仪表风压力和用量，对仪表风系统设备进行如下选型：设备名称：全无油空气压缩机规格型号：AW-0.22/7(AW-30)尺寸（mm）：1340×520×975排气量：0.22m3/min最高排气压力：0.7～0.8MPa机体转速：400转/min电机功率：2.2KW（8）管道设计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）ν－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。89 低温管道管材选用06Cr19Ni10不锈钢管道。LNG储罐橇上设备之间的管道连接在制造厂完成，现场无需安装。站区除管道与设备连接采用法兰连接外，其余均采用焊接。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。CNG加气机的管道采用管沟敷设方式。5.7主要设备材料表主要设备材料表表5-3序号项目规格型号数量1立式LNG低温储罐60m3，1.2MPa1台2卸车增压器500Nm3/h，1.6MPa1台3储罐增压器300Nm3/h，1.6MPa1台4EAG加热器200Nm3/h，1.6MPa1台5BOG加热器200Nm3/h，1.6MPa1台6LNG低温高压泵[双缸]1500L/h，25MPa2台8POC泵电气控制柜二合一1台10LNG高压空温式气化器1200Nm3/h，32MPa2台11LNG电加热复热器1200Nm3/h，32MPa1台12CNG高压罐6m3113CNG加气机双枪2台14加气站站控115安装费116高压阀门［成都川力］6017顺序控制盘1台18运费89 6自控及仪表6.1设计原则及遵循的主要标准规范6.1.1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，尽量采用国内外先进的技术设备、可靠的控制系统，以达到国内目前先进水平。3）系统配置应满足安全可靠、运行操作灵活和便于检修、维护的要求。6.1.2主要标准规范（1）《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2）《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规程》GB50493-2009（3）《自动化仪表选型设计规定》HG/T20507-2000（4）《控制室设计规定》HG/T20508-2000（5）《信号报警安全联锁系统设计规定》HG/T20511-2000（6）《仪表供电设计规定》HG/T20509-2000（7）《仪表供气设计规定》HG/T20510-2000（8）《仪表系统接地设计规定》HG/T20513-2000（9）《仪表配管配线设计规定》HG/T20512-2000（10）《过程测量与控制仪表的功能标志及图形符号》HG/T20505-20006.2设计范围6.2.1自控工程设计范围本项目自控仪表设计范围为工艺装置LNG储罐、增压器、EAG加热器、加气机以及柱塞泵（L-CNG高压泵）、顺序控制盘、CNG储气瓶组、加气机及管道等构成的L-CNG加气工艺系统的监视、控制和保护。6.2.2第三方系统工程设计范围89 LNG设备橇的自控设备及控制系统全部由厂家成套供货，安装调试等工作均由成套厂家完成。并为站控系统提供第三方接入接口，可以为离散I/O点，也可为RS-485/MODBUS通讯接口，总体要求如下：1、离散I/O点DI信号：无源开关量触点，24VDC、5AAI信号：4-20mA模拟量输入DO信号：继电器隔离输出AO信号：4-20mA模拟量输出2、RS-485/MODBUS通讯接口RS-485通讯端口，支持标准MODBUS通讯协议。6.3自控水平及控制方案6.3.1自控水平站控系统的主要作用是连续监视和记录站内所有设备的运行状态、工艺参数，并有相应的联锁控制。使得整个站处于可监控、可视、安全、可靠、稳定的运行状态。由于场站内介质易燃易爆，需要有人长期监控运行，所以本站站控系统设计为有人值守站。站控系统具有自动报警和应急事故自动处理功能；对场站所有设备状态和工艺参数实时监控和记录功能；所有数据均需有存储记录，方便查询。6.3.2控制方案1、总体方案本工程设计以可编程逻辑控制器（PLC）和监控计算机为核心设备，主要完成对加气站的集中操作、监视、系统功能组态；自动化逻辑控制、ESD控制、工艺参数在线修改和设置、记录、报表生成及打印，故障报警及打印等功能。通过计算机显示器可直接监控全站各工艺流程的实时工况、观察各工艺参数的趋势，使操作人员及时掌握全站运行情况，并预留与上级站接入的通讯接口。89 本站自动化控制系统主要由控制室监控计算机、LNG设备橇控制柜；可燃气体报警控制系统等组成，系统主要设备配置如下：（1）监控计算机：双核工业计算机1台。（2）控制系统：DCS系统组态，包括I/O通讯接口，CPU。（3）可燃气体报警系统：由可燃气体报警控制器和可燃气体探测器组成（4）安全隔离栅和浪涌保护器数量根据I/O点确定；（5）电缆及镀锌钢管和仪表安装施工材料。（6）防爆施工材料及辅材（7）通讯及网络通讯系统（8）仪器仪表及第三方通讯系统（9）预留站控系统接入接口2、控制流程方案为满足工艺生产及管理的自动化控制要求，本工程设计中包含下述自动控制流程：安全联锁控制，LNG设备橇控制系统，可燃气体报警控制系统，IC卡卡机联动及网络管理系统等。（1）安全联锁控制LNG设备橇、加气机设备安全联锁控制系统由厂家完成，根据联锁控制需要相关电动执行机构参与ESD控制。（2）LNG设备橇控制系统由LNG设备橇控制柜实现设备的报警、启动、紧急停车等控制。（3）可燃气体报警控制系统系统由可燃气体探测器、控制主机、声光报警、信号输出接口等部分组成，完成对各个区域的可燃气体泄露量的动态监测，有超限报警以及联锁控制功能。按如下区域配置:①加气机4个可燃气体探测器②卸车区1个可燃气体探测器③设备橇1个可燃气体探测器89 ④柱塞泵区1个可燃气体探测器⑤L-CNG高压气化撬1个可燃气体探测器⑥CNG储罐区1个可燃气体探测器（4）IC卡卡机联动及网络管理系统加气管理系统与监控计算机进行通讯连接，把加气机的加气数据和进站计量数据实时传送到后台监控管理系统。实时传输的数据还包括：车辆编号、车型、本次气量、本次金额、交易时间、加气机编号等加气详细信息，并能反映当前加气状态及流水账号。6.4设计原则在安全可靠的基础上，尽量采用先进的技术和设备，使整个场站的设计体现安全可靠、技术先进、经济合理的要求。保证系统运行稳定，控制方便简单，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热备方案，确保整个系统的高可靠运行。（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；数据采集信号，通讯回路进入防爆区域均采用隔爆设计措施，确保系统的安全运行。（4）经济性89 系统充分考虑本站的应用需求和目前的自动化水平，结合工程特点及系统的实际情况，建立一套满足应用需要，价格合理的自动化控制系统。6.5仪表选型要求工程仪表选型依据为：采用适用于天然气介质、爆炸一区、二区、露天使用要求的外壳材质为铝合金的仪器仪表。同时考虑环境温度、湿度、震动加速度等因素。系统数据输出和导入采用RS-485/MODBUS串口通讯。1、仪表选型的一般要求(1)精确度：0.2Qmax≤Q≤Qmax…±0.5%Qmax≤Q≤0.2Qmax…±1%(2)量程比：1:20(3)重复性：优于0.2%(4)短时过载能力：1.60max时仪表无损。2、压力、温度、差压变送器设备选型要求主要仪表信号为4～20mA直流信号或Modbus总线信号。仪表选型具有高可靠性并满足精度要求；仪表精度要求不低于0.2级。爆炸危险区内选用与爆炸、火灾危险环境等级相适应的仪器仪表，防爆等级为ExdIICT6，防护等级为IP65；外壳材质为铝合金。电气特性为：二线制无源，输出信号为4-20mA和支持hart通讯，电源电压为12-45VDC。3、自控仪表及系统的防雷保护措施工艺装置区按二类防雷标准设计；站房按三类防雷设计。为了保证设备安全和系统可靠，在有可能出现雷电感应所引起的过电流与过电压引入系统的所有部位，安装浪涌保护器。在由AC220V电源供电的检测仪表，控制室UPS的电源端加装电源避雷器，以抑制出现在电力网络中的暂态浪涌电压并吸收暂态浪涌电压能量。6.6仪表供电、接地及其它1、系统供电89 控制室仪表设备需UPS电源供电。当正常供电系统出现故障时，UPS电源应能为DCS系统连续供电30min以上。2、系统接地本站接地系统采用联合接地，接地电阻小于1欧姆。3、仪表配管及电缆敷设方式信号电缆采用铠装屏蔽信号电缆。所有仪表电缆进入防爆区域设备接线时，应采用防爆挠性管并加装防爆密封器。4、仪表风氮气系统仪表风系统主要供应气动阀门的仪表用气体，气源采用氮气瓶组，供气设计压力0.4～0.8MPa。5、安全监控摄像系统站内设置安全监控摄像系统一套，以便值班人员随时掌握全站运行及安全状况。6.7控制室本工程设置一控制室，控制室放置LNG设备橇和LCNG设备橇成套带的控制柜及工控机、可燃气体报警控制器、UPS电源、监控操作台及电气配电柜、潜液泵控制柜等。本站控制柜数量较少，自控与电气合用一间控制室。89 6.8主要工程量自控仪表主工程量表6-1序号设备名称型号规格单位数量备注1控制电缆ZR-KVV224×1.0米2402通讯电缆ASTP-1202×2×1.5米1303电源电缆ZR-YJV60002.5米1004UPS6KVA,30分钟台15可燃气体报警控制器工作点数：9点台1含设备厂家成套带的一个探测器回路6可燃气体探测器个97工控机内存：2G、主频：2.8GHZ、硬盘：500G显示器：22寸液晶台18操作台2000×800×800台19打印机A3/A4激光台189 7公用工程7.1建(构)筑物设计7.1.1建（构）筑设计本工程的建筑物为站房，构筑物包括罩棚和围堰等。（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》GB50011-2010。（2）建（构）筑设计的安全要求站内建（构）筑物防火等级为二级，加气区罩棚为轻钢结构。抗震设计按8度设防。7.1.2结构设计7.1.2.1概述（1）拟建工程结构设计使用年限50年，安全等级二级。（2）拟建工程建(构)筑物抗震设防类别为重点设防类-乙类。设计地震分组为第三组。各建(构)筑物的抗震设防烈度应按高于本地区抗震设防烈度一度的要求加强抗震措施，按8度设防。设计基本加速度为0.15g。（3）地基基础设计等级为丙级。砌体结构施工质量控制等级为B级。（4）50年一遇基本分压0.35KN/m2，基本雪压0.30KN/m2，屋面均布活荷载0.50KN/m2（不上人）。（5）设计地震分组为第三组。设计特征周期0.45s，水平地震作用影响系数0.08，阻尼比0.05。7.1.2.2设计遵循的主要标准和规范（1）《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2）《建筑抗震设计规范》GB50011-2010（3）《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-2008（4）《建筑结构可靠度统一标准》GB50068-200189 （5）《构筑物抗震设计规范》GB50191-2012（6）《混凝土结构设计规范》GB50010-2010（7）《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204-2011（8）《砌体结构设计规范》GB50003-2011（9）《砌体结构工程施工质量验收规范》GB50203-2011（10）《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011（11）《建筑地基基础施工质量验收规范》GB50202-2002（12）《建筑结构荷载规范》GB50009-2012（13）《中国石油天然气集团公司视角形象手册》（14）《储罐区防火堤设计规范》GB50351-2005；（15）《建筑结构荷载规范》GB50009-2012（16）《砌体结构设计规范》GB50003-2011（17）《建筑地基处理技术规范》JGJ179-2012（18）《建筑结构可靠度设计统一标准》GB50068-2001（19）《混凝土结构设计规范》GB50010-20107.1.2.3结构设计采用主要材料:（1）基础、梁、板、柱、圈梁、构造柱C30，基础混凝土垫层C15；（2）钢筋：HPB300及HRB400级钢筋；（3）钢材：Q235-B钢。（4）砌体:±0.000以下砖基础为MU20烧结实心砖，M10水泥砂浆砌筑，±0.000以上为MU15蒸压粉煤灰砖，Ms7.5专用砂浆砌筑。7.1.2.4各单体建筑物的结构选型等（1）加气罩棚:罩棚采用钢筋混凝土独立柱，独立基础，独立基础埋深-1.8m，网架屋顶，（2）站房:站房为地上一层砖混结构,层高3.6m,屋面为120mm厚现浇钢筋混凝土屋面板,钢筋混凝土条形基础，基础埋深-1.5m。89 （3）储罐区防火堤室外地面150mm以下采用钢筋混凝土结构，室外地面150mm以上采用砌体结构。7.1.3主要工程量本站为新建站场，土建工程主要包括罩棚、站房、办公楼以及围堰的建设。建（构）筑物一览表表7-1序号名称面积（m2）耐火等级结构形式备注1围堰区166.44二级混凝土22.8x7.32罩棚325.36二级钢网架19.6×16.63站房126.0二级砖混21.0×6.07.2供配电7.2.1遵循的主要标准规范（1）《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92（3）《10KV及以下变电所设计规范》GB50053-94（4）《建筑防雷设计规范》GB50057-2010（5）《供配电系统设计规范》GB50052-2009（6）《建筑照明设计标准》GB50034-2004（7）《低压配电设计规范》GB50054-2011（8）《通用用电设备配电设计规范》GB50055-2011（9）《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007（10）《石油化工企业静电接地设计规范》SH3097-20007.2.2设计范围本工程设计范围为X公司YL-CNG加气站站内供配电、防雷防静电接地、照明系统设计。工程。以10KV89 电源电缆进户电缆头为设计分界点，电缆头以下的动力供配电及防雷防静电接地系统由本院设计，电缆头及以上部分（电源外线）由建设单位另行委托设计施工。7.2.3电源情况本项目电源进线由站外就近10kV市政公网至站外终端杆引下埋地引入至站内杆上变压器。根据各站用电负荷，在站内建设一座125kVA的杆上变压器，另配一台75KW柴油发电机为备用电源，自控系统设置一套不间断UPS电源供电，UPS备用时间不低于30min。其它跟生产过程无关的办公及其它用电负荷定为三级负荷。7.2.4用电负荷及等级全站配电按三级负荷考虑，经计算本站总需要功率为83.80KW。YL-CNG加气站年耗电量约为15.06万kW•h（按8h/d350d计算）。用电设备负荷统计表表7-2序号负荷名称设备容量(kW)设备数量(台)需要系数Kx计算负荷备注安装工作cosφPj(kW)Qj(kvar)Sj(kVA)Ij(A)1LCNG泵橇60211.00.856037.1870.59107.252加气机0.8441.00.850.80.50.944.283自控UPS3111.00.8531.863.535.364照明及其他200.90.851811.1621.1832.17合计0.8583.8051.9398.59149.79低压无功补偿容量及补偿后的功率因数0.9518.29变压器容量选定(kVA)1257.2.5供配电系统（1）供电系统本项目电源进线由站外就近10kV市政公网至站外终端杆引下埋地引入至站内125KVA变压器，0.4KV低压配电89 ；另配一台75KW柴油发电机及其附属设备为备用电源（仅供工艺装置设备用电，工艺装置功率为60KW），配置一套双电源配电箱，可实现主备电源的切换。根据本工程情况，全站用电等级按三级负荷考虑。（2）配电系统1）本项目站内设置一座10/0.4KV125KVA变压器，低压侧采用放射式供电方式，在变压器低压侧设置计量总表，各低压出线侧设置计量分表。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22.22Kvar，补偿后高压侧功率因数不低于0.95。3）低压配电系统采用TN-S系统，对站内用电设备采用放射式配电，低压配电系统层次不超过2级。4)L-CNG泵橇由厂家成套提供控制柜，其电机均采用变频启动方式，其他电机均采用低压全压启动方式，所有电机均在控制室内进行控制。5)各类用电设备的馈电线路电压损失控制在5%以内。7.2.6配电线路(1)在满足设备用电需要和保证电压损失控制在5%以内的前提下，按照经济电流密度选用电缆截面。(2)电源电缆：站外10kV终端杆由电缆埋地引入至站内杆上变压器，电缆为交联聚乙烯铠装铜芯电缆，耐压等级为8.7/15kV。(3)配电线缆：由变压器低压出线引至总配电柜的电缆，采用阻燃型交联聚乙烯铠装电缆埋地敷设，信息系统线缆应穿钢管，配线电缆金属外皮两端，保护管两端均应接地。(4)照明线路：室内线路均采用聚氯乙烯埋绝缘导线沿墙、顶棚敷设；室外线路，如路灯电源线路均采用交联聚乙烯铠装电缆埋地敷设。(5)室外电缆出地面穿钢管保护，设备电气接口处采用防爆扰性管连接。(6)安全场所建筑室内照明导线穿难燃聚乙烯（PVC）管暗配。(7)电缆不得与其它任何管道同沟敷设，并应满足施工安全距离的要求。89 7.2.7照明（1）照明种类及照度标准1）照度标准：按现行国家标准《建筑照明设计标准》GB50034-2004进行设计。2）照明种类：照明分正常照明、应急照明及室外照明。（2）光源、灯具选择，照明灯具的安装及控制方式1）光源：一般场所在保证照度的前提下优先采用高效节能灯具和使用寿命长光色好的光源，以降低能源损耗和运行费用。用于应急照明的光源采用能快速点燃的光源。2）灯具选择：办公室、营业室、控制室、采用双管高效节能灯具，吸顶安装，双极控制；卫生间采用防水防尘灯具，吸顶安装，双极控；空压机室采用单管高效节能灯具，吸顶安装，双极控制；发电机房、加气区罩棚照明采用节能型防爆灯具，管吊式安装，双/多极控制。（3）应急照明营业室、控制室、发电机房及加气区罩棚设置应急照明灯具，应急灯内自带蓄电池，要求应急照明持续供电时间T≥30min。（4）室外照明本工程设室外设泛光照明，灯具选择小功率防爆型高压钠灯，路灯采用道路单侧布置方式、220V、集中控制。（5）节能型直管荧光灯具，其效率不低于75%，配电子镇流器启动；气体放电灯具，其效率不低于70%，配电感镇流器启动；所有灯具自带电容补偿装置，补偿后功率因数不小于0.8。（6）照明、插座分别又不同支路供电，照明支路采用BV-2.5mm²导线穿PVC16暗敷；插座支路采用BV-4mm²导线穿PVC20暗敷，所有插座支路（壁挂式空调插座除外）均设剩余电流保护装置；室外照明采用ZR-YJV22-60004mm²线缆穿SC20埋地敷设。89 （7）站内各建（构）筑照明标么值及功率密度须满足下表参数：表7-3房间或场所参考平面及其高度照度标么值（LX）功率密度（w/m²）控制室0.75m水平面30011营业室0.75m水平面30012办公室0.75m水平面30011空压机房0.75m水平面2008卫生间0.75m水平面10057.2.8爆炸危险区域划分（1）爆炸危险区域划分根据《汽车加油加气站设计与施工规范》及《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》的规定，防爆区域划分如下：1）加气站加气区、围堰工艺装置区为2区爆炸危险场所。2）站区内其余环境为正常环境。（2）天然气爆炸性级别为IIA，组别为T1。爆炸危险场所内的用电设备均选用EX：dIIBT4的产品。各类用电设备的防护等级要求不低于IP54。7.2.9防雷、防静电及接地（1）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4mm。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4mm，可利用设备本体兼作接闪器，并保证设备本体有良好的电气接地性能。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。89 站房和加气罩棚屋面装设避雷带作防直击雷接闪器，其网格不大于8×12m。●防雷电感应：站内所有设备、管道、构架、平台、电缆金属外皮等金属物均接到接地装置上。●防雷电波侵入：低压电缆埋地敷设，电缆金属外皮均接到接地装置上，所有管道在进出建筑物时与接地装置相连，管道分支处、直行管道每隔25m接地一次。●防雷击电磁脉冲：低压电磁脉冲主要侵害对象为计算机信息系统，信息系统进线处设置相应等级浪涌保护器，信息系统的配电线路首、末端与电子器件连接时，应装设与电子器件耐压水平相适应的过电压（电涌）保护器。低压总配电柜内设置相应的避雷器，低压线路进入各用电设备的控制柜时均加装避雷器。（2）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作良好的接地，设备每台两处接地，管道每隔25m接地一次，当金属法兰采用金属螺栓或卡子相紧固时，可不另装接跨接线，但应保证至少有两个螺栓或卡子间具有良好的导电接触面，并测试导电的连续性，若连接处导电不良，则需加跨接线。槽车装卸处设置防静电接地夹，并设置静电接地检测仪。（3）接地系统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，如达不到，应增打接地极或采用相应的降阻措施。7.2.10主要电气设备选择本项目低压柜采用GGD型，配电箱采用PXTR型。89 电缆选用交联聚乙烯绝缘电缆，去防爆场所采用阻燃型交联聚乙烯绝缘电缆。动力电缆最小截面不小于2.5mm²，控制电缆最小截面不小于1.5mm²。爆炸危险环境场所电缆与设备连接时采用防爆扰性管保护。非防爆场所采用节能型灯具，防爆场所采用隔爆型节能灯具。7.2.11主要工程量供配电主要工程量表表7-4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-YJV22-1.0KV600010+2×6米120ZR-YJV22-1.0KV-60006+1×4米80ZR-YJV22-1.0KV60004+1×2.5米150ZR-YJV22-1.0KV-5×1米120ZR-YJV22-1.0KV-4×6米120ZR-YJV22-1.0KV-4×2.5米90ZR-YJV22-1.0KV-60004米460ZR-YJV22-1.0KV-60002.5米220二材料1镀锌钢管SC20米100SC25米120SC40米60SC80米602槽钢［10米103角钢∠50×5米20三防雷接地1镀锌扁钢-40×4米70089 2镀锌角钢L50×50×5米1503等电位端子箱台24防静电接地夹套15消除人体静电接地棒套2四配电设备1变压器S11-125KVA10/0.4kV座12柴油发电机组75KW台13动力柜GGD2台14变频控制柜GGD2台15配电箱PXTR-改台10根据现场6双电源配电箱XHB-SAV台17带应急防爆灯BAD81J-68gH68Wt≥30min盏68防爆灯BAD81J-68gH68W盏69防爆路灯1×250W盏8配6米金属灯杆10防爆投光灯1×250W盏27.3通信7.3.1通信需求本项目各部门需要语音、数据和视频监控系统，详见表7-5。加气站通信业务需求表表7-5序号业务种类单位名称行政电话调度电话工业电视有线电视数据电路备注1控制室1路1路1路2营业室2路2路3办公室1路1路7.3.2设计方案1）话音通信话音通信主要解决控制室、营业室的行政电话和生产调度电话，本工程在以上房间均安装电话出线盒，行政电话和生产调度电话共用一套系统。89 2）数据传输本站在营业室、控制室设宽带局域网口，外线接入当地通信网络，实现本站的对外数据传输和局域网。控制系统预留与上级管理部门进行数据通信的接口；3）视频监控通过监视系统对全站实现实时监控。为方便工作人员进行监视和操作，在控制室设置视频监控主机，在营业室以及室外关键部位设置视频摄像机，在控制室内对整个站场实现集中监控。7.3.3主要工程量表本工程通讯主要工程量见表7-6主要工程量表表7-6序号项目型号规格单位数量1工业监视主机500G硬盘、22寸液晶显示器套12硬盘录像机8路台13防爆带云台摄像机台54球型摄像机台15电话插座个56信息插座个57电源线VVR-1.0KV-3X2.5米4008控制信号线RVVP-0.5KV-4X1.5米4009视频线SYWV-75-5米40010网线4x2x0.5UTP.5e米6011电话线HYV-2x0.5米607.4给排水设计7.4.1遵循的主要规范《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003（2009年版）《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-201289 《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005《建筑设计防火规范》GB50016-20067.4.2设计范围该站区范围内的给排水工程设计。7.4.3给水工程（1）给水水源站区供水来自市政管网。水质处理符合《生活饮用水卫生标准》GB5749-2006的要求，能够满足站内的日常用水需要。（2）用水量本工程站内用水主要包括生产用水、生活用水。其中生活用水主要为职工的生活饮用水和卫生器具用水；生产用水主要为道路和绿地浇洒用水。1）生活用水本项目总定员为12人，生活用水定额按50L/人·班计，日生活用水量为0.60m3/d。客人最高用水定额按5L/人·次计，客流量按100人·次/d计，则最高日用水量为0.50m3/d。2）道路及绿化用水浇洒道路用水定额按0.5L/m2·次计，每日浇洒一次，用水量为1.25m3/d，绿化用水定额按1.00L/m2·次计，每日浇洒一次，用水量为1.05m3/d。具体用水部位及水量见下表:用水部位及日用水量表表7-7序号分类部位用途水量（m3/d）备注1生活用水站房饮用、卫生洁具1.102生产用水站区绿地浇灌1.05道路冲洗1.253未预见站区未预见0.60合计总用水量4.00m3/d1400.0m3/a（按350天计）89 （3）生活及生产给水方式本工程采用生产、生活联合给水方式。站区生活用水由深井泵及气压罐联合供水，水压不小于0.2MPa,满足建筑物内最不利处配水点所需要流出水头的要求。（4）管道的平面布置及管材站区生活管道采用埋地敷设，生活给水管道采用PP-R塑料管，热熔连接，管道的埋深位于冻土层以下，具体埋深由施工图设计确定。管道与建筑物基础以及其它管线和构筑物的最小水平、垂直净距按相关规范确定。7.4.4排水工程1、污水量本站生活污水量取生活用水量的90%，即：1.1×90%=0.99m3/d。2、排水系统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。排水系统分污水系统与雨水系统。（1）污水系统本站站内生活污水经站内排水系统收集至化粪池处理后，排入集水池，定期清掏。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。（2）雨水系统站内雨水采用顺坡自流外排。（围堰内设有集液池，集液池内设有潜水泵，收集后的雨水经过潜水泵排出围堰。）（3）管材站区室外污水管采用PVC-U加筋排水管，承插连接，橡胶圈接口。室内排水管采用PVC-U排水塑料管，专用胶粘接。89 7.4.5主要工程量主要工程量表7-8序号名称型号规格单位数量备注1砖砌化粪池G3-6QF参见国标03S702座12砖砌污水检查井Ø700参见国04S531座1污水3重型铸铁井盖、座Ø700参见国04S531座1污水4水表井Ø700座15截止阀J11T-10DN40个26倒流防止器DN40PN1.0个17水表LXS-40个18PP-R管DN40米50站区部分9HDPE排水管De200米20站区部分10镀锌钢管DN50米6围堰11防爆潜水泵50WQB20-7-0.75型功率：0.75KW台1围堰12管式氯片消毒器药液投加量：10ml/s台113气压罐总容积2m3,调节水量0.5m3工作压力0.1~0.2MPa台114深井泵Q=3L/sH=井深+30（m)台115灭火器批1详见消防器材布置图7.5暖通及空调7.5.1设计范围本设计为X公司YL-CNG加气站采暖通风与空调设计。设计范围为：加气站站房的采暖通风及空气调节。采暖与空气调节设计内容包括：冷、热负荷的计算、系统型式的确定、系统主要设备的选择等。通风设计内容包括：明确通风系统的型式、换气次数和系统设备的选择等。7.5.2设计原则89 （1）根据工艺专业所提要求及参数，在满足现行国家标准与规范的前提下进行设计，暖通系统需满足场站正常运行所需采暖通风与空调要求；（2）执行国家相关暖通设备节能及环保的政策；（3）主要设备材料的选型根据当地实际情况，优先采用国内成熟、高效率、低能耗、运行可靠的设备。7.5.3设计参数（1）室内空气设计参数采暖室内计算温度：冬季采暖室外计算温度：-30℃冬季空调室外计算温度：-30℃夏季空调室外计算温度：30.0℃根据设计规范和相关专业要求，冬季室内设计参数如下：控制室、办公室、营业厅、卫生间：18℃。夏季空调室内设计温度：控制室、办公室、营业厅：26±2℃；（2）冷、热负荷指标参数：冷负荷指标：100W/m2；热负荷指标：120W/m27.5.4热负荷及用热参数热负荷表表7-9序号工程名称生产设施用热生活设施用热热负荷（KW）温度（℃）备注热负荷（KW）温度（℃）备注1控制室2.65电热泵分体式空调2办公室2.26电热泵分体式空调3营业厅4.91电热泵分体式空调4男、女卫生间2.65金属面板对流电加热器7.5.5采暖设计门源属高原大陆性气候，站房及卫生间采用电热泵分体式空调或金属面板对流电加热器，以满足冬季的供热要求，电气专业预留插座。89 采暖室内机选用电热泵分体式空调，采暖房间面积大于30平方米，选用分体式柜机；采暖房间面积小于30平方米，选用分体式挂机。室内机根据实际需要情况，灵活安装，电气专业预留插座。室外机安装在实体外墙上。考虑到卫生间在极端低温情况下管道防冻需要，可在卫生间内设计金属面板对流电加热器采暖，电气专业预留插座。7.5.6通风设计工艺装置区：敞开式设置，天然气泄露时不会造成堆积形成燃爆环境，采用自然通风；卫生间：采用门窗自然通风方式；空压机室：采用边墙排风机排风，门窗补风的机械通风方式，空压机室换气次数为10次每小时；配电室：采用边墙排风机排风，门窗自然补风的机械通风方式，配电室换气次数为8次每小时。7.5.7空调设计考虑到本站夏季比较凉爽，故设计空调来进行降温处理。需要设计空调的控制室、办公室、营业厅。空调冷负荷按100W/m2计算，房间冷负荷如下：89 空调冷负荷表表7-10序号房间名称空调面积（㎡）空调负荷（Kw）备注1控制室25.22.522办公室21.62.163营业厅46.84.687.5.8主要能耗指标表主要消耗指标表表7-11序号项目分类单位数量备注1电力kW·h/a17970.6电热泵分体式空调、金属面板对流电加热器7.5.9主要工程量供热与暖通主要工程量表表7-12序号名称规格型号单位合计备注1电热泵型分体式空调型号：KFR-35GW/K台4控制室、办公室、制冷量：3500W；电功率：1266W制热量：4600W；电功率：1790W室内机循环风量：630m3/h；电压：220V2边墙排风机型号：WEX-250E4-0.05台1空压机室风量：800m3/h；风压：60Pa电压：220V；输入功率：50W3金属面板对流散热器型号：C4N15台2男、女卫生间各1台功率：1500W/组；调节温度：5~30℃电压：220V电功率：1500W89 8消防8.1防火设计依据(1)《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012(2)《车载燃料系统规范》NFPA-52(3)《建筑设计防火规范》GB50016-2006(4)《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010(5)《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92(6)《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-20058.2工程概况8.2.1站址概况本项目拟建站址位于青海省海北州门源县青石嘴镇青石嘴大桥北侧（中石化加油站对面）。8.2.2设计规模本站设计规模为6000Nm3/d；8.2.3主要工艺设备60m3LNG低温储罐1台；500Nm3/h空温式卸车增压器1台；1500L/h柱塞泵2台；1200Nm3/h高压气化器为2台；200Nm3/hBOG气化器1台；6m3CNG储气瓶一组，8.2.4工艺流程简述L-CNG加气站的工艺流程，分为卸车流程、调压流程以及加气流等三部分。1、卸车流程：在加气站将LNG从糟车内转移至加气站LNG储罐；89 2、调压流程：卸车完毕，由LNG高压泵将LNG加压至20MPa以上，再通过高压汽化器化成CNG，并进入高压储气井或高压瓶组储存；3、加气流程：储气瓶中压力低至无法正常加气时，高压泵重启并汽化给储气瓶补气加压，并向汽车加气。8.3危险性分析8.3.1介质的危险性(1)火灾、爆炸特性液化天然气是以甲烷为主的液态混合物，储存温度约为－137℃。泄漏后通过吸热蒸发，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，会在空气中快速扩散，LNG液态密度约为准状态下气态体积的600倍。天然气与空气混合后，体积百分数在一定的范围内会形成爆炸范围，其爆炸下限约为4.6％，上限约为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)低温特性由于LNG的低温特性，大量泄漏后由于不能及时蒸发会对其周边设施形成危害，同时低温液体对人类也会产生低温灼烧、冻伤等危害。LNG泄漏后的液体，会使所接触的一些材料变脆、易碎，或者产生冷收缩，形成材料脆性断裂。会对加气站设备如储罐、潜液泵、加气机、加气车造成危害，特别是LNG储罐和LNG槽车储罐可能引起外筒脆裂或变形，导致真空失效，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)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。(4)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：Ⅱ类，B级，T4组，即dⅡBT4，防爆电器应按此选择。89 爆炸性气体环境区域划分为2级区域(简称2区)，即在正常运行时，不可能出现爆炸性气体混合物，即使出现也仅是短时存在的环境。8.3.2装置的危险性LNG加气站的工艺设施的危险性如下：(1)LNG低温储罐LNG低温储罐，全容积60m3，设在LNG设备橇上，采用珠光砂粉末绝热储罐，双层结构，内筒为06Cr19Ni10奥氏体不锈钢，外筒为Q345R容器板材制造，内外筒之间用珠光砂填充并抽真空绝热，最大的危险性在于真空破坏，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，从而降低内外的压力，不会引发储罐爆裂，且这些事故发生概率很小。(2)卸车软管同样LNG卸车软管与槽车连接，危险性同LNG加气机。但在关闭了LNG槽车出液口后或潜液泵停止工作后泄漏量不大。(3)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。8.3.3工艺液相管道的危险性（1）保冷失效LNG液相管道为低温深冷管道，采用真空管或绝热材料绝热，但当真空度破坏或绝热性能下降时，液相管道压力剧增，此时安全阀自动开启，可以降低管道内的压力。（2）液击现象与管道振动89 在LNG的输送管道中，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，反映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处可能使管子失稳，导致管道振动。（3）管道中的两相流与管道振动在LNG的液相管道中，管内液体在流动的同时，由于吸热、磨擦及泵内加压等原因，势必有部分液体要气化为气体(尽管气体的量很小)，液体同时因受热而体积膨胀，这种有相变的两相流因流体的体积发生突然的变化，流体的流型和流动状态也受到扰动，管子内的压力可能增大，这种情况可能激发管道振动。当气化后的气体在管道中以气泡的形式存在时，有时形成“长泡带”；当气体流速增大时，气泡随之增大，其截面可增至接近管径，液体与气体在管子中串联排列形成所谓“液节流”；这两种流型都有可能激发管道振动，尤其是在流径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89 与LNG储罐连接的液相管道中的液体可能受热而产生蒸发气体，当气体量小时压力较小，不能及时的上升到液面，当随着受热不断增加，蒸发气体增大时，气体压力增大克服储罐中的静压(即液柱和顶部蒸发气体压力之和)时，气体会突然喷发，喷发时将管路中的液体也推向储罐内，管道中气体、液体与储罐中的液体进行热交换，储罐中液面发生闪蒸现象，储罐压力迅速升高，当管道中的液体被推向储罐后管内部分空间被排空，储罐中的液体又迅速补充到管道中，管道中的液体又重新受热而产生蒸发，一段时间后又再次形成喷发，重复上述过程，这种间歇式的喷发有如泉水喷涌，故称之为“间歇泉”现象，这种现象使储罐内压力急剧上升，致使安全阀开启而放散。8.3.4生产运行中的危险性（1）储罐液位超限LNG储罐在生产过程中要防止液位超限，进液超限可能使多余液体从溢满阀流出来，出液超限会使泵抽空，并且下次充装前要重新预冷。此种情况下，监测报警系统会启动，并连锁关闭阀门，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，根据计算，一个使用周期内，正常状况不会产生放空的BOG气体。8.4防火安全设计8.4.1总图布置(1)根据相邻建(构)筑物特点，结合地形、风向等因素布置储罐等危险源设备，远离人口密集区，远离明火场所。(2)本项目拟建站址位于青海省海北州门源县青石嘴镇青石嘴大桥北侧（中石化加油站对面）。站址西侧为227国道，东侧，南侧，北侧均为空地。站区与站外建（构）筑物的防火间距、站内工艺设施与建（构）筑物防火间距参照防火间距参照《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012的相关规定执行。89 (3)整个工艺系统为橇装布置，为爆炸危险环境。(4)设置拦蓄区拦蓄区由防护堤（也称围堰）构成，根据规范LNG储罐的周围应设置拦蓄区，拦蓄区的作用是在发生泄漏时，为防止流体流淌蔓延，将流体限制在一定区域内。(5)设置集液池在拦蓄区内设置集液池一座，以便收集泄漏的LNG或雨水，集液池内安装防爆潜水泵，当发生LNG泄漏时，潜水泵不工作，当需要排雨水时，启动潜水泵将雨水排入拦蓄区外的排水系统。(6)出入口分开设置站区内加气区的出入口分开设置，进出站道路宽度均为为12m，方便消防车辆的出入。(7)装置露天化、敞棚化LNG气体泄漏后扩散挥发迅速，与空气混合后容易形成爆炸混合物。密闭房间内部易积聚气体，易引发火灾爆炸事故。本工程在设计时充分了考虑了装置露天化、敞棚化，如LNG储罐采用露天化布置，加气区是经常性工作场所，采用四周完全敞开的罩棚。8.4.2建(构)筑物设计(1)耐火等级，耐火极限按照《建筑设计防火规范》，站内建(构)筑物耐火等级为2级；耐火极限不低于2h。工艺设施界区内如储存区(拦蓄区)采用不发火地面。(2)抗震设计建(构)筑物及设备基础按7度设防。8.4.3工艺安全设计(1)工艺流程89 工艺流程为密闭型系统，从物料的投入和物料的输出始终在一个由装置和管道组成的密闭系统内，被加工的物料始终在受控条件下(安全状态下)工作，当物料状况超出预先设定的受控条件，系统设备的安全保护装置立即启动、关闭物料进出口(包括储罐)的紧急切断阀或者打开安全阀放散泄压。(2)安全设施储运设施的设计严格执行《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012、《车载燃料系统规范》（NFPA52）。①LNG储罐储罐的进、出液相管道上设置紧急切断阀，当储罐内液面过高、过低、超压及与之连接的工艺管道泄漏等事故状况下，自动报警并切断紧急切断阀，储罐同时安装安全放散阀和人工放散阀，当储罐超压时，安全阀会自动开启，通过集中放散管泄压。②柱塞泵柱塞泵装置中设置超压放散管，超压后安全阀会自动开启。③加气机加气机设置拉断阀，在受气车辆未脱离加气软管而行驶时，拉断阀断开，以保证受气车辆的车载气瓶和加气机两设施中的介质不泄漏。④集中放散站内各工艺设施如储罐、潜液泵、工艺管道等设备统一设有集中的放散管，使安全放散阀或人工放散阀需要放散的气体集中排放，放散管高出周围20米之内的建构筑物2米，且管口竖向距地平面高度不小于5米，设置在站内全年最小频率风向的上风侧，放散方向为无建(构)筑物和无人活动的空旷地带。⑤控制系统失“源”保护89 当控制系统失去电源或仪表风气源时，系统应能中止在安全的状态，并保持这一状态直至系统重新启动或长期安全。8.4.4监测报警系统(1)装置检测仪表储罐上分别设置现场和远传液位计、压力表，并对液位、压力实行联锁，超限自动报警、切断；潜液泵上设有现场和远传压力表、温度计，LNG加气机上设有现场和远传流量计、压力计、温度计，所有仪表均远传到控制室。(2)现场监测仪表罐区、加气区设置可燃气体泄漏报警器；罐区、加气区设置火焰探测器；罐区设置低温探测器。8.4.5电气安全设计装置的电气设计严格执行《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012及其它防爆、防雷、防静电设计规范。(1)按照《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》划定爆炸和火灾危险区域，罐区划分为气体2区爆炸危险环境，在爆炸区域内选择相应防爆级别的电器设备、灯具、电缆等。(2)采用阻燃型电缆，并对电缆沟填实封堵，防止气体和液体进入配电室、控制室内。(3)按照《建筑物防雷设计规范》划定防雷区域，采用如下防雷措施：①防止感应雷：将所有工艺设施，如LNG橇装设备应接到防雷电感应的接地装置上。②防止雷电波侵入：电缆外皮、保护钢管接到防雷电感应的接地装置上，架空工艺管道每隔25米接地一次，并与防感应雷接装置相连。③89 防雷电磁脉冲：LNG橇装加气站的信息系统需要防雷击电磁脉冲，主要措施有：将建筑物内的金属构架、支撑物、钢结构、金属门窗、钢筋混凝土的钢筋等自然构件、工艺设备、管道采取屏蔽接地措施；配电系统的保护架与防雷装置组成一个共同接地系统，设置等电位连接板等。④为了防止雷电及雷击电磁脉冲，在低压进线屏上设置浪涌保护器，在信息系统的电源入口处设置浪涌保护器。(4)按照《化工企业静电接地设计规范》，对工艺装置、管道等进行防静电接地，对卸车处的LNG槽车及LNG加气机处的受气车辆进行接地。(5)全站的防雷接地，防静电接地与电气接地共用接地装置，接地电阻不大于1欧姆。8.4.6排水系统设计(1)储罐区的集液池与外部排水管道之间无直接联系，防止LNG流入排水管道。(2)当储罐区的集液池的雨水需要排出时，开启防爆潜水泵，将雨水排出罐区外。8.5消防系统8.5.1设计原则本项目按原料和产品性质及生产特点，在设计工作中做到符合国家有关防火规范的要求，对不同建筑物的危险等级和生产特性，采取相应的消防措施，防止火灾的发生和蔓延，积极贯彻“预防为主、防消结合”的方针，防患于未然，以保护站内生产的安全和全体员工的生命财产安全。8.5.2消防给水系统由于本站规模为一个60立方米LNG储罐，属于三级场站，按《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012的规定，本站设一定数量的灭火器。8.5.3灭火器配置（1）干粉灭火器89 在LNG罐区、卸车处、加气区、站房、箱变等处设置干粉灭火器，一旦泄漏气体被引燃时，人工快速灭火，避免火势扩大，把事故消灭在萌芽状态。（2）全站灭火器配置表(见附图K-04)加气站灭火器配置表表8-1建筑物名称干粉型(MF/ABC)干粉型（MFT）(MTT10)灭火器(MTT108㎏(手提)4㎏(手提)35㎏推车式10kg（手提）加气区4站房224罐区、卸车口23总计46348.6事故紧急预案8.6.1泄漏但未发生火灾（1）微量泄漏，可及时切断储罐进出液口LNG在微量泄漏时，泄漏处呈现结霜现象，此时应切断结霜处两侧阀门，检查并更换泄漏处管道或管道附件，LNG储罐紧急切断阀以后发生泄漏时，达到爆炸下限的20％时，检测仪表检测报警（可燃气体泄漏报警器和低温探测器）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89 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、低温探测器）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高倍数泡沫灭火器喷洒液体表面，隔绝空气，降低气化速度，等待消防支队及时赶到，消防队来后可用雾状水枪驱赶冷蒸汽云向无人员的地方扩散，同时事故发生初期应立即疏散无关人员，向119、120报警，封闭站前道路，关闭站内电源。上述事故情况可归结为“燃料源不能切断未发生火灾”。8.6.2泄漏后发生火灾（1）在少量泄漏后，首先切断储罐进出液口，确认火灾不可能造成人员伤亡，或二次破环时，可让大火继续烧完，但当着火部位处于储罐附近时，由于大火可能烧毁储罐根部部件或直接传热给储罐造成更大危害时，应立即扑灭火灾。（2）在少量泄漏后，不能切断燃料源的情况下（如着火部位发生在储罐处并烧毁了储罐根部部件），此时是最危险的情况之一，应该立即使用灭火器扑灭火灾，同时疏散站内无关人员，设立警戒线，向119、120报警，封闭站前道路。（3）在大量泄漏后如储罐第一道阀门之前泄漏，并发生了火灾，此时与（2）种情况类似，扑救措施同样。上述（2）、（3）情况均可归结为“燃料源不能切断，发生了火灾”。89 9环境保护9.1设计依据（1）《中华人民共和国环境保护法》1989年12月26日；（2）《中华人民共和国清洁生产促进法》2003年1月1日；（3）《中华人民共和国大气污染防治法》2000年4月29日；（4）《中华人民共和国水污染防治法》1996年5月15日；（5）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》2005年4月1日；（6）《中华人民共和国环境噪声污染防治法》1997年3月1日；（7）国务院令第253号《建设项目环境保护管理条例》1998年11月29日；（8）国务院国发（2005）39号文“国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定”；2005年12月3日（9）国家环保总局环发[2005]152号文《关于加强环境评价管理防范环境风险的通知》；环发〖2005152〗号（10）国家经贸委等第六部委[2000]1015号文《关于加强工业节水工作的意见》；（11）《危险化学品安全管理条例》2011年2月16日；（12）《石油化工企业安全、环境与健康（HSE）规范》（13）《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-20049.2生产过程污染物分析(1)天然气本身属洁净能源，本工程的物料(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，一些有害物物质如：水、硫、汞等脱除的更为纯净，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。89 系统超压后通过放散管集中排放，放散管比周边20米以内建构筑物高出2米以上，顶部设有消声器，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。系统超压气体排放表表9-1气体污染源名称组成及特性排放标准集中放散管备注温度℃压力Pa连续间断不正常情况高度（m）直径（mm）天然气甲烷常温常压短暂超压10¢57(2)生产过程中噪声分析工艺系统设计均为密闭系统，易燃、易爆物料在操作条件下运行在密闭的设备和管道系统中；所有压力容器和设备按国家现行标准和规范进行设计、制造和检验；设备选用低噪声型号的产品，不能满足的，要求加装消声设备。本站主要动力设备是LNG柱塞泵，LNG泵的噪声在距泵1米处约为40dB，远小于国家规定的工业企业卫生标准及城市区域环境噪音标准。本工程正常生产过程中，没有生产废水产生，只有生活污水和少量清洗废水产生。本站噪声一览表表9-2序号噪声源名称数量工作情况声压级(dB)备注连续断续瞬时1LNG柱塞泵2台√409.3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L-CNG汽车加气站经验，L-CNG工艺系统中可能超压的容器、管线等设置安全阀及放空系统，放空气体集中设放散塔排放，系统管道超压、检修放散均汇集至放散管。89 LNG槽车卸车工艺采用增压器卸车，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①减噪防噪措施对产生噪声的设备如潜液泵，在设备布置时远离站外人口密度大的场所，如办公楼、居民住宅，远离站内办公用房。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。设置一定高度的围堰，除主要作用是拦蓄泄漏的LNG外，并可防止噪声扩散。放散管口设有消声器，降低噪音污染。②噪声影响评估本站的噪声源—潜液泵所产生的噪声符合《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青海省有关城市区域环境噪声标准，对站外居民无任何影响。9.4环境评价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，89 10劳动安全卫生10.1设计依据（1）《中华人民共和国安全生产法》中华人民共和国主席令第70号（2）《中华人民共和国消防法》中华人民共和国主席令第6号（3）《特种设备安全监察条例》国务院令[2009]第549号（4）《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（5）《建筑设计防火规范》GB50016-2006（6）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92（7）《职业性接触毒物危害程度分级》GBZ230-2010（8）《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010（9）《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010（10）《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-85（11）《声环境质量标准》GB3096-2008（12）《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047-93（13）《安全生产许可证条例》国务院令第344号10.2工程概况10.2.1设计范围本工程设计所承担的是X公司YL-CNG加气站的设计。主要包括工艺部分、土建部分、电气部分、自控部分以及暖通给排水部分等。10.2.2工程性质、位置、规模、系统组成(1)工程性质为L-CNG加气站，主要附近CNG汽车提供燃料；(2)本项目拟建站址位于青海省海北州门源县青石嘴镇青石嘴大桥北侧（中石化加油站对面）；(3)本站设计规模日加气6000Nm3/d；(4)系统组成由储存、加气等部分组成；(5)本站工厂定员为12人，操作班制为三班制；89 (6)本项目主要原料为LNG，成品仍为CNG，物料属高纯度、高洁净的优质能源，生产过程无需再加工，只是简单转运、储存、加气，无“三废”污染物，无噪声污染，职业危险危害主要有：l在饱和压力0.4MPa下，LNG温度约为-137℃，泄漏后可能对人体造成冷灼伤或冻伤；lLNG、CNG泄漏后在空气中浓度过大时可能对人体造成窒息；lLNG、CNG泄漏后气化与空气混合有可能产生火灾爆炸危险。10.3建筑及场地布置(1)自然灾害及其防范措施l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储罐基础设计按照7度设防，并考虑由水平和垂直加速度引起的水平力、垂直力。l雷电可能对储罐产生雷击现象，雷电有可能产生火灾爆炸危险事故，站区按《建筑物防雷设计规范》第二类防雷建筑物设防，储罐、管道、钢结构进行防雷接地设计。(2)站区通道运输及劳动安全l站区通道畅通，方便LNG槽车、加气车辆、消防车进出回车，方便站区职工通行。l储罐拦蓄区(围堰)设置安全通道，便于操作、维修、人员逃生。l站区各设施之间总平面布置时防火间距满足规范要求，LNG储罐露天布置，微量泄漏气体容易扩散。10.4生产过程中职业危险、危害因素分析(1)工艺系统为密闭系统，操作中无职业危险、危害，CNG加气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。89 (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，其次是CNG管道系统和CNG高压储气瓶。本站设置1台容积为60m3的LNG低温储罐储罐。(4)本工程受到职业危害的人数本站每班约4人，受害特征可能为冷灼伤、冻伤、火灾、爆炸危险，但几率很小。10.5劳动安全卫生防范措施10.5.1工艺系统设备(1)低温储罐内筒采用不锈钢，外筒采用Q345R钢板，内外筒之间采用珠光砂填充，抽真空保冷，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)LNG柱塞泵由于我国LNG设备制造历史较短，LNG柱塞泵设计制造工艺复杂，本工程直接选择国外著名品牌，如美国ACD公司产品。(3)CNG高压储气瓶高压储气瓶采用国内具有压力容器设计、制造企业生产的设备，并按国家特检中心相关规定定期检测，确保储气瓶安全运行。(4)CNG加气机加气机和加气机关键部位如加气枪及质量流量计宜选择国外著名品牌。10.5.2电气设备(1)防爆电器电气设备一律选用dⅡBT4型防爆电器。(2)电缆电缆选用阻燃型铜芯电缆。10.5.3系统设计89 (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、潜液泵进出口、LNG加气机上等工艺装置设计压力、液位、温度、流量等监测仪表。橇内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控制台上自控系统，并根据预先设置的程序进行判断，越限报警，紧急自动停车。(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·配置防冷灼伤、冻伤药物。·配置防毒面具，以便事故抢修。·培训教育职工，学习自救、互救常识，如人工呼吸等。·站内平时注意通道畅通，便于疏散。·制定事故应急方案，平时注意演练。10.6安全条件论证10.6.1建设项目内在危险、有害因素对建设项目周围单位生产、经营活动的影响(1)天然气危险性89 本项目生产过程中使用和产生的主要危险化学品为天然气。天然气是一种火灾和爆炸危险性较大的混合气体，含低分子烷烃混合物，以烃类中的甲烷、乙烷、丙烷和丁烷为主，属甲类易燃、易爆气体，与空气混合形成爆炸性混合物，遇明火极易燃烧爆炸。其密度比空气小，如果出现泄漏则能无限制地扩散，易与空气形成爆炸性混合物，而且能顺风飘动，形成着火爆炸和蔓延扩散的重要条件，遇明火回燃。天然气中各主要组分火灾、爆炸特性参数见下表：天然气中各主要组分火灾、爆炸特性参数表10-1名称沸点℃火险分类爆炸界限V%防爆等级防护组别接触限值mg/m3甲烷-161.5甲5.3~15.0IIAT1300乙烷-88.6甲3.0~16.0IIAT1300丙烷-42.1甲2.1~9.5IIAT1300丁烷-0.5甲、甲A1.5~8.5IIAT2300硫化氢－60.4甲A4.0~46.0IIAT110由上表可以看出，天然气各主要组分的燃点、闪点都很低，爆炸范围也很宽。如有泄漏，即会散布于空气中，达到爆炸极限时，一但有明火接触，则会出现燃烧或爆炸。（2）液化天然气（LNG）低温危险特性由于LNG的低温特性，大量泄漏后由于不能及时蒸发会对其周边设施形成危害，同时低温液体对人也会产生低温灼烧、冻伤等危害。LNG泄漏后的液体，会使所接触的一些材料变脆、易碎，或者产生冷收缩，形成材料脆性断裂。会对加气站设备如储罐、潜液泵、加气机、加气车造成危害，特别是LNG储罐和LNG槽车储罐可能引起外筒脆裂或变形，导致真空失效，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）蒸发气体危险性89 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（生产厂家提供的数据为每昼夜3‰的蒸发量），生产运行中由于装车，需要给系统增压，这部分气体也储存于储罐中，这些气体称为BOG气体。当BOG气体压力过高时需要进行回收或安全放散，否则，BOG气体将大大增加，严重者使储罐内温度、压力上升过快，直至储罐破裂。（4）翻滚通常储罐内的LNG长期静止将形成两个稳定的液相层，下层密度大于上层密度。当外界热量传入罐内时。两个液相层自发传质和传热并相互混合，液层表面也开始蒸发，下层由于吸收了上层的热量，而处于“过热”状态。当二液相层密度接近时，可在短时间内产生大量气体，使罐内压力急剧上长，甚至顶开安全阀，这就是翻滚现象。其危害是储罐内压力急剧变化，当压力超过设备的极限承压能力时，就会造成设备的损坏和天然气的泄漏，甚至发生火灾爆炸事故。（5）冷爆炸当LNG泄漏遇水的情况（如集液池中的雨水），水与LNG之间有非常高的热传递速率，LNG将激烈地沸腾并伴随大的响声，喷出水雾，导致LNG蒸汽爆炸。这个现象类似水落在一块烧红的钢板上发生的情况，可使水立即蒸发。液化天然气从液态变成气态，其体积要膨胀大约600倍。液化天然气一旦发生泄漏就会立即沸腾而汽化，在汽化过程中从周围环境（地面、水泥构件、管道系统，甚至空气）中吸收热量，开始液化天然气比空气重，随着时间的推移，逐渐地吸收热量，它与周围环境温度渐渐接近，液化天然气就变得比空气轻了。在这个“比空气轻”的状态下，蒸发气体随气流或风力漂移到其他地方，会在非常低的浓度（一般是体积的5%～15%）下起火爆炸。天然气泄漏形成的蒸气云的边缘遇到火源起火爆炸，并且会迅速向蒸发的液池回火燃烧，如果对这种泄漏不采取正确的保护措施，储罐及其周围设施就会因热辐射遭受严重破坏。89 液化天然气的储存温度极低约为－163℃，如发生大量泄漏会对储罐区地坪、设备基础产生极大损害，人体接触可造成与烧伤类似的起疱灼伤，人体如接触装有LNG而未经隔离的管道和容器，极冷的金属会粘住皮肉而且拉开时将会将其撕裂。10.6.2建设项目周围单位生产、经营活动对建设项目的影响本项目拟建站址位于Q省M县青石嘴镇青石嘴大桥北侧（中石化加油站对面）。站址西侧为227国道，东侧，南侧，北侧均为空地。站场周围100米范围内无重要建（构）筑物。主要设备与建（构）筑物之间的距离见表4-1与表4-2和附图K-01与K-02；在正常情况下，建设项目内在火灾危险对周边环境不会产生影响。此外，该项目无严重的噪声、粉尘、三废的危害。10.6.3当地自然条件对建设项目的影响（1）地震地震是一种能产生巨大破坏作用的自然现象，它尤其对建筑物的破坏作用明显，作用范围大，进而威胁设备、管道和人员的安全。是影响装置及设备安全运行的事故因素之一。地震发生时，地面竖向与横向震动,可导致地面开裂、裂缝、塌陷、滑坡等自然灾害；地震可能对本主程的生产装置、辅助生产设施、建构筑物、埋地管道等造成威胁和破坏引起易燃、易爆物品泄漏,引发火灾和爆炸事故；同时地震可导致水、电、通讯线路中断。本工程所在地区抗震设防烈度为7度,在工程装置基础、建构筑物设计时按7度充分考虑地震设防问题。根据《建筑抗震设计规范》GB50011-2010，门源县抗震设计烈度为7度，设计基本地震加速度为0.15g。（2）雷击雷击能破坏建筑物和设备，破坏装置或设备绝缘,产生火花,导致火灾和爆炸事故的发生。工艺装置、设备、建构筑物等在雷暴期间存在较大的危险性,如缺少防雷接地设施或防雷接地不全、损坏等，易发生雷击、火灾爆炸等事故。89 近年来，因雷击造成的人员伤亡和火灾逐年增加，随着社会经济的迅猛发展和城镇化进程不断加快，物资资源与人口高度聚集，雷电灾害造成的损失逐年扩大。本项目为危险化学品生产项目，雷电对本项目的安全生产影响很大，由于雷电的影响，可能会发生火灾、人身伤害、建构筑物损坏，甚至会发生爆炸事故，对站区及周边的人民生命及财产安全造成重大威胁。各类电气设备在雷雨季节均有可能遭受雷击，产生火灾、爆炸、设备损坏等事故。设计中均采用设备、管道接地等措施，将危险程度降至最小。10.7劳动安全卫生机构(1)成立劳动安全卫生领导小组，小组成员共3人，由站长兼任组长。专职负责劳动安全卫生事宜。(2)每班设置专职维修保养人员一名。(3)每班设置专职值班人员，职责是监测设置运行及巡监。(4)劳动安全卫生领导小组每周定期培训职工。10.8项目劳动安全卫生结论本项目物料洁净安全，工艺流程简单可靠，设备选型先进，生产过程危险因素已在本工程设计中采取了一定的防范措施，本项目职业劳动安全卫生符合国家现行标准要求。89 11节能11.1工艺流程简述L-CNG汽车加气站是将低压(0～0.6MPa)、低温(-162℃～145℃)的LNG转变成常温、高压(20～25MPa)天然气的汽车加气站。其主要设备包括：LNG储罐、LNG低温高压泵、高压汽化器、CNG储气库(井、瓶组)、顺序控制盘、售气机、自控系统等。L-CNG加气站的工艺流程，分为卸车流程、调压流程以及加气流等三部分。1、卸车流程：在加气站将LNG从糟车内转移至加气站LNG储罐；2、调压流程：卸车完毕，由LNG高压泵将LNG加压至20MPa以上，再通过高压汽化器化成CNG，并进入高压储气井或高压瓶组储存；3、加气流程：储气瓶中压力低至无法正常加气时，高压泵重启并汽化给储气瓶补气加压，并向汽车加气。11.2能源供应状况本项目供电由站区附近10KV电源埋地引入站内，站内另配一台75KW柴油发电机作为备用电源，供电可靠。站内的给水主要来自市政管网供水，压力和水量均可保证站内用水条件。本工程设计中水、电均采用独立计量。11.3主要耗能的部位及能源种类本项目主要能耗指标、定额选用原则均以国家已颁布的标准和规范为依据。89 本项目消耗原料天然气用量为6000Nm3/d，年工作天数为350天。据此可核算出原料天然气的年消耗量，核算过程及结果见下表。原料天燃气（LNG）消耗量核定表表11-1每天体积流量（Nm3/d）每年体积流量（Nm3/a）质量流量（万t/a）6000210万1596.56本站所耗能源主要是电和原料气损耗，全年能源需要量如下表：L-CNG加气站年耗能表表11-2序号项目年消耗量单位数量1电104kW·h42.762水104m31.411.4主要节能措施(1)工艺生产节能l卸车增压器采用空温式换热器，利用空气作为热源，在工作过程中降低了能耗。l相对同规模的CNG加气站年耗电量大约为200×104kW•h电，相对CNG汽车加气站，L-CNG汽车加气站工艺生产装置耗电量较小；本工程仪表风系统采用氮气系统代替空压机系统，降低了耗电量；并在设计中借鉴国外先进流程，与国内现有流程相比，LNG柱塞泵采用变频控制，从而也降低了耗电量。l由于L-CNG加气站的成品为CNG，因此工艺流程中针对BOG气体不能利用的缺点。系统增压优先考虑系统漏热吸收的热量，尽量减少使用卸车增压器的次数。l场站管道系统，经过优化设计，减少弯头和管件，选择最佳方案，减少因管道阻力产生的气化现象，从而减少了放空气体量。89 （2）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。（3）建筑物节能加气罩棚四周敞开，储罐露天布置，白天基本不用照明，通风采用自然通风。（4）其它节能措施①本项目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选择节能型卫生洁具和用水设备，树立职工节约用水意识。11.5节能评价本工程本身就是一个节能工程，通过改变车辆燃料物质，节约了石油资源，符合我国能源结构调整的政策，降低了车辆运行成本，而且L-CNG加气站利用LNG的物态优势，使工艺装置耗能减少，在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。89 12组织机构及定员12.1组织机构设置根据实行现代企业制度的有关要求，本着机构精简、工作高效等原则，实行站长负责制，下设班长、财务及生产人员等。12.1.1站长隶属于公司领导，站长对全站工作负主要责任，其职责如下：（1）熟悉全站情况，根据公司的指示和要求，结合本站实际，安排好加气站各项工作，领导部属贯彻执行；（2）对全站的安全工作负责。领导全站落实消防措施，加强消防演练，消除各项安全隐患；（3）组织领导全站的岗位练兵工作，提高全站人员的技术水平；（4）教育和带领全站员工贯彻执行有关的规章制度，严格行政管理，遵纪守法，预防各种事故、案件；（5）教育和培养职工，提高全站人员的技术水平；（6）关心爱护员工，提高其组织指挥能力和管理能力；（7）负责全站员工的协调安排和调配。12.1.2班长对本班工作负主要责任，应履行以下职责：（1）班长在站长直接领导下，负责本班的全部工作，检查及考核本班工作情况；（2）带领全班人员履行各岗位职责，严格执行各岗位操作规程，做好每日交接班记录，生产运行记录和岗位日记；（3）组织本班人员的业务技术学习，消防安全知识学习，定期搞好岗位练兵和消防训练，不断提高全班人员综合素质；（4）带领全班搞好文明生产，优质服务，保持设备及环境清洁；（5）认真做好全班人员的出勤考核，随时向主管站长汇报工作情况，接受领导的工作检查，完成领导交办的各项任务；（6）负责管理进站车辆及站内交通疏导等其它工作。89 12.1.3设备员在站长的领导下，应履行以下责任：（1）负责设备系统的正常运行和日常维护工作；（2）严格执行各项技术管理制度，检查工艺要求；（3）严格执行设备、工艺等环节检查制度，发现隐患故障及时处理，并做好记录，防止事故发生；（4）做好工作场地设备的日常检查和保持环境卫生；（5）严格执行交接制度，上班交接，下班交接；遵守劳动纪律，不迟到、不早退、不旷工、不脱岗、不离岗、不做与工作无关的事，严禁酒后作业，集中精力工作。12.1.4运行员应履行以下职责：（1）严格按照操作规程和工艺流程操作；（2）对进站车辆进行加气前的有关安全检查；（3）视用户为上帝，热情礼貌接待，优质文明服务，严禁与用户争吵；（4）严格按加气计量，加完结帐记录，严禁徇私舞弊，一旦发现将按有关规定予以严肃处理；（5）做好工作场所的设备、场地及环境的日常维护工作和清洁卫生；（6）参加消防安全知识学习；（7）遵守各项纪律、不迟到、不早退、不旷工、不脱岗、不串岗，严格执行交接班制度；（8）服从命令、听从指挥，接受例行规定的检查考核。12.1.5安全员应履行以下职责：（1）在站长领导下负责全站的安全工作；（2）定期对全站员工进行安全培训；（3）负责站内的安全管理制度的执行情况；（4）对站内的安全设施进行定期维护、保养和日常检测；89 （5）作好安全记录工作；12.2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、人员统一调度的原则，劳动组织及定员如下：本站劳动组织及定员表表12-1组织机构人员职责备注岗位人数站长办站长1全面负责运行部运行员6负责加气及其它兼安全员设备员3设备维护、安全兼安全员财务部会计1财务、经营出纳1财务管理合计1212.3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；它涉及到压力容器、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，不单是卸车、售气的简单操作重复劳动，更是一个需要一定的专业知识，一定技术水平和高度责任心的职工队伍的高新技术产业。本报告建议建设单位，应对职工进行一定的专业脱产培训，使职工对燃气、设备、压力容器、真空管道、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。89 13项目实施进度13.1项目实施原则(1)扎扎实实，有条不紊，作好项目前期工作，使项目早日开工建设。(2)掌握关键工程，把握重点的和工期较长的子项工程，以利于控制进度。(3)开工后平行作业，交叉施工，节约时间。(4)在工作中应采纳既能保证质量，又不增加投资并可缩短工期的方案。(5)工期预先安排时尽量做到合理把握时机，适当提前安排，留出必要的时间余量。13.2实施进度办法1）严格实行项目管理，成立项目管理体系，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，进度拖后及时采取措施将进度赶上计划。3）严格执行项目监理：专业的监理人员顶在现场，严把质量关，不让隐患留下，保证施工质量一流。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）作好雨季施工准备：按进度计划安排先将压缩机棚安装完好，以备雨季时作为预制厂房用。并做好活动焊接防雨防风棚，以免影响施工进度、质量。6）在有条件的地方，可组织多个施工小分队进行竞赛，比速度，比质量，加快施工进度，确保按质按期完工投产。7）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，严防用上后再返工。8）组织编制好施工组织、技术措施；组织好单机试运、试压、吹扫、置换投料等各项投产组织、技术措施，确保按期投产一次成功。89 13.3工程建设管理1)．招（投）标本项目投资较大，社会安全责任重大，为了保护囯家利益、社会公共利益及建设项目业主的合法权益，提高经济效益，控制项目质量，需要对本工程项目进行工程招投标。根据《建设工程质量管理条例》的要求，本工程招标严格按照《中华人民共和国招标法》的规定执行。2)．工程勘察本工程需勘察内容为：场站、岩土工程勘察；工程勘察单位应具有相应的岩土勘察资质。3)．工程设计本工程需设计内容为：加气站内工艺及附属专业。作为特殊专业,要求设计院应具有工程相应设计资格的设计单位完成工程设计。3)．工程施工(1）建筑工程（含水电安装）,施工单位具有相应的施工资质。(2）管道、设备安装工程：作为特殊专业，要求施工单位具有压力管道GB1级施工资质和相应的安装施工资质，并具有工程业绩和经验。4)．工程监理要求投标监理单位具有压力管道GB级监理资质和与本工程相对应的监理资质，同时应具有类似工程建立的业绩和经验。5)．工程建设中的重要设备、材料1）设备、阀门、管材、管件要求生产单位具有生产许可证和优良业绩。2).工程的立项、开工建设许可、消防审查、安全生产许可、建设过程中的检验、预验收、调试及试运行等应国家相关规定、危险化学品项目安全管理条例及当地相关部门的要求进行。89 13.4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。各阶段实施进度见表13-189 项目进度表表13-1阶段月数内容第1月第2月第3月第4月备注51015202530510152025315101520253151015202530前期项目建议可行性研究报告（代初步设计）（可行性研究报告代初步设计)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91 14投资估算及资金来源14.1投资估算14.1.1工程概况本项目为X公司YL-CNG加气站，建设方为X公司。本项目拟建站址位于青海省海北州门源县青石嘴镇青石嘴大桥北侧（中石化加油站对面）。本站设计加气能力为6000Nm3/d，年总加气能力为210万Nm3。本站设计定员12人，实行三班倒工作制。14.1.2编制原则及依据1、本次投资估算根据青海省关于基本建设的有关文件进行编制。2、编制方法、费用构成及计算标准执行《建设工程工程量清单计价规范》（GB50500-2013）3、定额取定标准编制方法、费用构成及计算标准执行《建设工程工程量清单计价规范》（GB50500-2013）；4、建设工程其他费用费率及计算规则取定以工程建设其他费用计算依据文件及费率表作为依据。5、由于目前阶段工程实施的不可确定因素较多，本次基本预备费按工程费用及建设工程其他费之和的8%计列。6、由于受项目实施阶段影响，设备装置区基础工程、站区土石方工程费用为暂估，具体金额待工程实施阶段予以确定。站区土石方工程暂按每个站20万元计入投资。8、项目建设用地5.85亩土地，单价5万元/亩，共29.25万元计入建设投资。此费用均由建设方提供.14.1.2投资估算(1)项目估算投资：103 项目总投资为748.17万元，其中工程费用为537.768万元，工程建设其他费用为151.05万元，预备费54.39万元，建设期贷款利息为0.00万元，铺底流动资金为4.96万元。项目概算总投资构成表表14-1序号费用名称金额（万元）备注一工程费用537.7681设备购置费318.052安装工程费67.003建筑工程费152.718二其他费用151.05三预备费54.39四建设投资743.21五建设期利息0.00六铺底流动资金4.96七建设项目总投资748.17(2)工程费用范围：总图运输、建筑物、构筑物、工艺、供配电、自控及仪表、通信、给排水及消防、暖通空调工程的设备及安装费用。(3)建设项目总投资范围：设备购置费、安装工程费、建筑工程费、建设工程其它费用、预备费及流动资金.14.2资金来源和筹措本项目资金来源为：100%企业自筹。103 15财务评价15.1评价依据和方法15.1.1评价依据（1）国家发改委编发的《建设项目经济评价方法与参数》第三版。（2）建设部《市政公用设施建设项目经济评价方法与参数》（建标[2008]162号）（3）中国国际工程咨询公司《投资项目经济评估指南》。（4）国家发改委编发的《投资项目可行性研究指南》。（5）由建设方及各相关专业提供的基础资料。15.1.2评价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。15.2评价参数和基础数据（1）本次评价物价水平为2014年物价水平。（2）生产规模及商品量根据项目市场预测情况，本项目的达产期为3年，经营期第1年达产率为70%，第2年达产率为80%，第3年为90%，第四年完全达产。（3）进气价格根据建设方提供的供给价格2.6元/Nm3，售气价格根据建设项目的近期价格确定本项目的售气价格为4.2元/Nm3。（4）基准收益率：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%。财务评价基础数据详见基础数据表（如下）103 基础数据表15-11、计算评价期限1（建设期）+20=21年2、进气价（含税价）2.60元/Nm3漏损率按0.5%考虑3、售气价（含税价）4.2元/Nm34、电耗量（元/KW•h）0.5115.06万度/年5、水（元/吨）3.311400.00吨/年6.土地费用（5.85亩）售地价为每亩500007、职工薪酬（万元/年）3.6职工福利按人员工资的14%计取，设计定员12人8、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4%计取9、其它营业费按营业收入1%计取10、折旧摊销费用折旧采用直线法，固定资定按15年，固定资产残值率除土地外为5%，无形资产按10年，递延资产按5年，残值为011、税收及附加增值税13%，城市建设维护税5%，教育费附加3%，所得税25%12、法定盈余公积金按税后净利润的10%提取法定盈余公积金13、基准收益率项目基准收益率按8%计算；资本金基准收益率按10%计算。15.3总成本及经营成本估算采用费用要素法进行成本费用估算。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。详见“总成本估算表”。15.4折旧费及摊销费估算103 本项目计入固定资产原值的费用包括：固定资产投资中的固定资产投资费（扣除固定资产可抵扣税金）、基本预备费、建设期利息，本项目按年限平均法计算折旧，综合折旧年限按《市政公用设施建设项目经济评价方法与参数》（燃气篇）中关于燃气设备的综合折旧年限为16~25年，本项目按中间值取定为20年，残值率按4%。详见“固定资产折旧估算表”。15.5收入,税金及利润估算本项目经营收入按天然气含税价格计算。根据建设方提供的当地的现行市场价格：进价2.60元/Nm3（含税价），售价：4.20元/Nm3（含税价）。税金包括增值税、营业税金及附加和所得税。增值税，由于本工程营业收入是按天然气的销售价格计算的，因此销项税对营业收入部分征收，进项税对外购原材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。项目生产经营期二十年总收益、年平均收益及主要损益指标见下表：主要损益指标汇总表表15-2序号指标名称计算期合计(万元)年平均值(万元)1营业收入36675.61833.782总成本费用294891474.453营业税金及附加1240.862.044利润总额5885.8294.295所得税1471.473.576公积金441.4422.077可分配利润3973198.65注：各项损益指标计算详见基本报表2。15.6财务分析15.6.1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。103 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%。根据拟定方案，项目税后财务内部收益率为17.87%，所得税后项目投资净现值282.08万元，项目税前财务内部收益率为21.66%，所得税前项目投资净现值496.31万元。由此可以看出项目财务内部收益率均高于行业的基准收益率，投资净现值均大于零，说明该项目在财务上是可以被接受的。主要盈利能力指标汇总表表15-3指标名称单位指标值所得税后项目财务内部收益率％17.87所得税前项目财务内部收益率％21.66所得税后项目投资回收期(含建设期)年6.54所得税前项目投资回收期(含建设期)年5.78所得税后项目投资财务净现值（i=8%）万元282.08所得税前项目投资财务净现值（i=8%）万元496.31资本金财务内部收益率％17.87资本金净利润率％15.14项目总投资收益率％20.1915.6.2财务生存能力分析财务生存能力分析主要是通过考察项目计算期内的投资、经营活动所产生的各项现金流入和流出，计算净现金流量和累计盈余资金，分析项目是否有足够的净现金流量维持正常运营，以实现财务可持续性。从现金流量表、财务计划现金流量表中可以看出，经营期内每年经营活动现金流入均大于现金流出。从经营活动、投资活动全部净现金流量看，也同样如此。因此，项目具备财务生存能力。15.6.3不确定性分析与风险分析103 本项目经济评价所采用的数据，一部分来自测算和概算，有一定程度的不确定性。为了分析不确定性因素对经济评价指标的影响，需进行不确定性分析，以概算项目可能承担的风险，确定项目在经济上的可靠性。15.6.4盈亏平衡分析盈亏平衡分析是通过盈亏平衡点（BEP）分析项目成本与收益平衡关系的一种方法。盈亏平衡点越低，表明项目适应市场变化的能力越大，抗风险能力越强。计算结果表明：盈亏平衡点从投产初期到后期呈逐年降低趋势，其主要原因是由于固定成本费用变化的影响。盈亏平衡点变化图103 生产能力利用率的盈亏平衡图ＢＥＰ（生产负荷）=×100%=32.65%即，当产品销售量达到设计规模的32.65%时,本项目达到盈亏平衡。说明本项的抗风险能力较好，符合行业的一般要求。103 15.6.5敏感性因素分析单因素敏感性分析表15-4序号不确定因素不确定因素变化率(%)项目评价指标税前内部收益率税后内部收益率敏感系数临界点0基本方案40.4632.451建设投资2034.2727.61235.43-2049.4739.451037.1129.83-1044.535.59538.7131.080.84-542.3833.952销售价格2076.5560.31-13.92-201058.7746.64-1020.8416.95549.739.634.43-530.9324.983经营成本206.455.2317.38-2069.5754.941024.9520.24-1055.243.88532.8526.53.67-547.8938.224产量变化2052.2941.63-43.4-2028.1522.781046.4237.08-1034.3927.7543.4534.781.44-537.4430.09103 销售价差、经营成本、销售规模和建设投资等数据来源于预测，存在变化的可能，具有一定的不确定性。因素敏感性分析是通过分析、预测其主要因素发生变化时对项目财务评价指标的影响，从中找出敏感因素，并确定其影响程度。单因素敏感性分析结果可以看出，各种因素不同程度影响财务盈利指标。其敏感性大小依次为经营成本、销售价格、销售规模和建设投资。说明产品进经营成本和销售价格对企业的经营效果影响比较大。因此，希望企业在生产经营活动中能够加强生产和市场营销管理，降低成本，使企业经营风险降到最小。当销售价差位于临界点以上时，即含税销售价格为3.90元/Nm3时，项目在财务上才可行。从以上分析可以看出，本项目的抗风险能力符合行业的一般要求。敏感性分析图15.7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。103 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32.65%时，项目就可达到盈亏平衡。因此，本项目的抗风险能力符合行业的一般要求。从以上分析可以看出，本项目在经济上是可行的。103 附财务分析报表:基本报表1项目投资现金流量表基本报表2利润及利润分配表基本报表3财务计划现金流量表基本报表4资产负债表辅助报表1流动资金估算表辅助报表2项目总投资使用计划与资金筹措表辅助报表3营业收入、营业税金及附加估算表辅助报表4总成本费用估算表辅助报表4.1固定资产折旧费估算表103 16结论及建议16.1结论通过前面各章的认真分析和研究，可得出如下结论：（1）建设L-CNG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）本工程在气源上有充分的保障。（3）工程所采用的工艺路线合理、设备先进、抢险措施完善，对L-CNG系统的安全稳定运行，起到了有力的保障作用。（4）本工程在调整能源结构、改善环境质量、进一步实施天然气汽车项目提供宝贵的经验，尤其与国内同类项目比较，更加符合节能减排政策。（5）本工程选用质量可靠、性能稳定以及标准化的设备，给以后大规模建设L-CNG加气站的设备选型提供了可借鉴经验。（6）本工程资金来源可靠。经测算，本工程建成后，有较好的盈利能力。（7）本工程在社会、环境、节能和经济等方面的效益十分显著，是利国利民，造福于人民的工程。（8）本工程具有良好的市场前景。（9）L-CNG加气站的建设，对促进清洁能源在海北州的大力推广具有重要意义。综上所述，本项目气源充足，技术先进成熟，设施布置合理，投资估算及资金筹措切实，在开展清洁汽车工作，改善环境质量，保护人民身体健康，调整能源结构，提高管理水平等方面具有十分重要的意义。103 16.2建议L-CNG加气站项目是一项能源型、环保型、城市基础设施型的建设项目，同时，L-CNG加气站又是一种特殊的工业行业，专业性较强、安全要求较高。由于本项目运行初期配套车辆可能比较少，随着示范作用的扩大，配套车辆应随之逐步增加，经济效益会逐渐显现。为加快天然气汽车的项目建设、规范天然气加气站市场管理、保护经营企业和用户的合法权益、保证天然气供应和使用安全、促进产业的发展，按照国家有关规定，借鉴国内其他城市的建设管理经验，建议制定以下优惠条件：1、海北州各级政府应把天然气汽车及L-CNG加气站项目纳入海北州国民经济和社会发展计划。制定相应的产业政策和扶持新兴行业的优惠条件。（1）给予加气示范站一定的补助资金；（2）建立燃气汽车推广基金。用于支持加气站的建设及车辆改造；（3）示范在启动和发展的3年内，采用免税或即收即退的方式，减免加气站的所得税。2、建议门源县相关部门尽快出台购车、改车实施方案。105'