海南中油深南万宁龙滚加油加气站LNG、L—CNG建设项目可行性研究报告 73页

'海南中油深南万宁龙滚加油加气站LNG、L—CNG建设项目1总论1.1项目概况（1）项目名称：海南中油深南万宁龙滚加油加气站LNG、L—CNG建设项目（2）建设单位：海南中油深南石油技术开发有限公司（3）建设规模：本站的日最大加气量为2×104Nm3/d，其中LNG加气量为1×104Nm3/d，CNG加气量为1×104Nm3/d。（4）项目目标：本项目海南省万宁市附近公交车、出租车等提供洁燃料LNG、CNG。本项目充分利用天然气资源，为公共交通系统运行提供了经济环保的清洁能源，有利于当地社会的和3和稳定；有利于节能减排、保护环境；有利于促进就业、增加政府税收收入；同时建设单位也会取得一定的经济效益；实出了社会效益和企业经济效益双盈的项目目标。1.2项目建设背景和意义1.2.1项目建设背景天然气是一种优质、高效、经济的清洁能源，出租车、公交车通过使用天然气代替燃油，可有效治理排放污染、改善万宁市环境质量、调整万宁市运输设备能源结构、降低能源成本、提高经济效益。海南中油深南石油技术有限公司成立于2002年7月2日，注册资本为：6.02亿人民币。该公司致力于海南省本地天然气资源的开发利用，其主营务为国家倡导和扶持的环保产业，主要经营压缩天然气汽车项目和无干线城市天然气项目。1.2.2项目意义（1）发展天然气汽车是治理机动车排放污染，改善周边环境质量，打造绿色万宁的需要。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，可综合降低废气污染物排放量82%，其排放物中CO可降低90%，微粒排放可降低42%，硫化物可降低70%以上，非甲烷烃可降低50%左右。 （2）发展天然气汽车是调整能源结构，实现能源站略安全的重要举措。（3）发展天然气汽车符合国家产业政策。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《中华人民和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》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）发展天燃气运输设备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，它是燃油费用用要节约15～35%左右，以气代油的经济效益较为可观。同时天然气是一种辛烷值燃料，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合，提高发动机压缩比是十分有益的。1.2.3项目示范效应LNG、L-CNG加气站的技术是和建设在克国处于发展阶段。海南省万宁市汽车加气站的建设可以对海南省全面建设LNG、L-CNG加气站提供宝贵的经验。通过建设实施，探索适合中宣部实际情况的先进技术，积累工程建设的经验，为全省大规模建设LNG、L-CNG加气站，全面发展清洁汽车创出一条健康之路，为打造绿色海南做出贡献。1.3本站周边情况本站位于海南省万宁市东线高速公路龙滚出口东侧，交通较方便。站区西侧为高速匝道，北侧为稲田、电线杆（＞380V），东侧为围墙，南侧为山地。海南中油深南石油技术开发有限公司经营状况日趋成熟，成效显著，其对天然气汽车的推广将大大优化万宁市能源结构，净化大气环境，促进生态环境、创业环境、人居环境的建设备形成天然气产业链，形成新兴产业的亮点，对改善万宁市公交车与出租车经营状况、增加税收、提供就业岗位、带动相关产业、减轻政府压力、促进海南省经济和社会的可持续发展等具有十分重要的意交。 针对海南省万宁市现有LNG、L-CNG车辆的特征，因而采用LNG、L-CNG的站形式服务燃气车辆。所以拟在万宁市龙滚镇原有加油（气）站扩建LNG、L-CNG项目，也为万宁市市内出租车，公交车提供清洁燃料。1.4气原条件1.4.1气源的选择本站供气源来于西线高速三林出口2公里处的LNG工厂，建设规模日处理量为30×104Nm3/d。气源与本站之间的距离为140公里。未来潜在气源：规划在海南省澄马村港建LNG接收站。（1）气质参数条件本站气源参数见表1.4.2天然气组分表表1.4.2序号项目数值备注一组分含量（mol%）1甲烷80.94282乙烷17.66973丙烷1.34904正丁烷0.02765异丁烷0.01006异茂烷0.00097氮气0.00008二氧化碳0.0000二特性数值1低热值（MJ/Nm3）39.012高热值（MJ/Nm3）46.093气相密度（kg/Nm3）0.84834液态密度（kg/Nm3）456.55运动粘度(m2/S)11.98×10-66华白指数56.91147爆炸上限（20°C）14.489%爆炸下限（20°C）4.3576%（2）气质判别该天然气气质满足《城镇燃气设计规范》对天然气质量的要求。 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。1.4.2站址条件加气站属易燃易爆场所，选址时要注意避开人口密度较大的场所，同时又是为万宁市附近天然气汽车服备的基础设施，要尽量在万宁市附近，并且便于大型车辆进也回转的地点进行加气站的建设。本站所需水、电、劳动力等条件当地能够解决。1.5编制要求1.5.1编制范围本报告编制范围为万宁龙滚加油加气站LNG、L-CNG建设项目设计方案。1.5.2编制内容根据建设单位要求和《建设部市政公用工程（燃气）设计文件编制深度规定》本站可行性研究报告主要内容有：（1）研究万宁市附近公交车、出租车使用清洁燃料的技术路线以及建设汽车加气站的可性性，对本项目作出建议。（2）研究本站的工艺技术方案。（3）对本项目作出投资估算的效益评价。（4）结合可行性研究报告深度要求，给出工艺流程、总平面布置等图纸及主要设备材料表。1.5.3编制原则（1）符合万宁市规划部门的要求，作到合理规划，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LNG、L-CNG汽车加气站的成功经验，保证项目工艺技术的先进性、可靠性、安全性、经济性，使项目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，创建良好的城市环境。1.5.4设计依据《汽车加油加气设计与施工规范》GB50156-2002（2006年版）《液化天然气(LNG)生产、储存和装运》GB20368-2006《建筑设计防火规范》GB50016-2006《关于海南省LNG汽车加气加设采信标准有关问题的通知》（琼城建函[2008]274号《爆炸物防雷设计规范》GB50058-92《建设物防雷设计规范》GB50057-97（2000年版）《石油化工静电接地设计规范》SH3097-2000《工业金属管道设计规范》GB50316-2000(2008年版)1.6本站技术路线的确定（1）天然气液化后（LNG）可以大大节约储运空间和成本，而且且有热值大、性能高等等特点。（2）天气然的经济性汽车使用天然气作燃料，每年的燃料费用可节约10～20%左右，以气代油的经济效益较为可观。（3）天然气的燃点为650°C,比汽柴油、液化石油气（LPG）的燃点高，点火性能也高于汽柴油和LPG。天然气的爆炸极限为4.3576～14.489%，且密度很低，只有空气的一半左右，稍有泄漏即挥发扩散；而LPG的爆炸极限为2.4～9.5%，燃点为427°C；柴油爆炸极限为0.5～4.1%，燃点为260°C。由此可见，在某种意义上天然气比LPG、汽油、柴油更安全。（4）天然气环保性 天然气汽车与燃油汽车相比，天然气汽车的尾排放中二氧化碳的含量大大减少，有害物质排放量大大降低，被称为环保型汽车。（5）LNG、L-CNG加气站是启动天然气汽车市场的便捷途径。LNG加气站是由LNG低温储罐、增太器、控制阀门、LNG低温泵、增温器、LNG加气机和控制系统等组成，采用真空管道边接而成。L-CNG汽车加气站是将低压（0～0.8Mpa）、低温（-162°C）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、L-CNG低温高压柱赛泵、空温式气化器、CNG加气机等。其优点是占地面积小，现场安装工作量小，建设周期短，便于运输。综上所述，本站技术路线是：在万宁市东线高速公路成滚出口东侧原有加油（气）站内扩建LNG、L-CNG项目，可为万宁市天然气汽车提供清洁燃料。1.7主要技术经济指标主要技术经济指标表1.7序号项目单位指标备注1总投资万元1012.871.1建设投资万元962.871.2建设期利息万元1.3流动资金万元50.002产品价格2.1L-CNG元/吨5300.002.2LNG元/吨5300.003销售收入万元/年3282.073.1L-CNG万元/年1641.043.2LNG万元/年1641.044总成本万元/年2912.025年均销售税金万元/年62.386年均销售利润万元/年306.687年均所得况万元/年76.678投资利润率%22.71 9投资利税庇%36.4410内部收益率%38.90%11净现值万元995.8412投资回收期年3.72 2站址及总图运输2.1站址选择原则（1）一般要求站址先择的原则，应符合总体规划、消防安全和环境保护的要求，并应选择交通便利、车流量较大的地方。（2）安全要求站址选择应符合《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》（GB/T20368-2006）、《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002(2006年版)的防火安全要求。避开重要建筑物和人流密集区。2.2站址确定本站加气主要对象为万宁市附近出租车、公交车、符合LNG、L-CNG加气站的服务对象要求，根据万宁市现状布局及其周边环境，本项目拟建于万宁市东线高速公路龙滚镇出口东侧原有加油（气）站内。2.3总平面布置本站建在原有加油（气）站内，站内原有3个30m3的卧式油罐，其中1个为空罐，其他两个分别为汽油罐、柴油罐，（其中柴油罐的容积折半计入油罐总容积），油罐总容积为45m3，为三级加油站，新增LNG储罐的容积为50m3，为二级加油站，由此确定本站为二级加油加气合建站。本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场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。 站内布置有拉蓄区、加油加气区、生产、生产辅助区。生产、生活辅助区站房为原有站房子；拦蓄区内布置有LNG储罐撬、LNG低温泵及L-CNG低温高柱赛泵撬、空温式气化器、EAG加热器等；加油加气区布置有一台CNG加气机、一台LNG加气机及两台加油机（原有）。拦蓄区与加气站设备的距离满足规范GB50156及GB/T20368的防火间距要求。2.4道路及出入口为使加气车辆和LNG槽车进出通畅，加油加气区场地临道路一侧采用敞开式设计，加油加气区的出入口分开设计，最小转弯半径不小于12米，满足出租车，公交车等转弯要求。2.5围设施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。站区进、出口侧围墙为敞开式，其余侧采用非燃烧实体围墙隔离，高度2.2米的；为防止储罐发生事故时范围扩大，根据规范要求，拦蓄区四周设围提，围堤高1.0米，采用耐低温的钢筋混凝土结构，内壁隔热防火涂料。2.6排水及竖向设计站区自然坡度较为平缓，故本项目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分散排放。围提内设有集液池，集液池内设有潜水泵，收集后的雨水经过潜水泵排出围堤，排入站区原有排水沟。2.7技术指标2.7.1LNG、L-CNG加气站技术指标（1）拦蓄区占地面积188.6平方米的； 3工艺流程及装置3.1LNG、L-CNG加气站技术特点及技术参数3.1.1LNG、L-CNG加气站特点LNG加气站是由LNG低温储罐、增太器、真空管道、控制阀门、LNG低温泵、增温加热器等设备组成，L-CNG加气站是由LNG低温储罐、真空管道、控制阀门、LNG低温高压柱赛泵、空温式气化器和储气瓶组等设备，其具有如下特点：（1）高度集成、一体化设计，占地面积小；（2）设备整体采购，现场安装工作量小，投入使用快；（3）关键部件采用原装件，电仪系统采用本安或防爆设计，安全可靠；（4）工艺可靠，预冷时间短，加气速度快；（5）PLC全自动控制，人机界面良好，操作方便。3.1.2技术参数（1）设计规模①本站的设计规模确定为：2×104Nm3/d。②LNG储量按下式计算：V=式中：V:总储存容积（m3）；n:储存天数（d）Gr:平均日用气量（kg/d）Pr:最高工作温度下的液化天然气密度（kg/m3）；参考值为404.1kg/m3。Ob:最高工作温度下的储罐允许装率，Ob=95%。综合考虑各种因素，选取一台50m3的LNG储罐。（2）设计压力 根据LNG车辆发动机的工作压力确定LNG加气的系统工作压力为0.45～0.8Mpa,LNG储罐的设计压力为1.2Mpa。（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-146°C,系统的设计温度为-196°C。3.2工艺流程加气站工艺流程分为卸车流程、升压流程、加气流程以及卸压流程共四部分。（1）卸车流程把汽车槽车内的LNG转移至LNG加气站的储罐内，使LNG从储罐上进液管进入LNG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。①增压器卸车部分LNG通过增压气化器与空气换热后化，气相进入LNG槽车，由于LNG气化后体积膨胀约600倍，因此，槽车内压力升高，可将槽车内的LNG压入LNG储罐。②泵卸车槽车内LNG通过LNG低温泵打入LNG储罐内，采用上进液且为喷射方式进入罐休，可使罐体的饱和蒸气（BOG）冷凝为LNG，实现气相BOG回收。用LNG低温泵卸车时需保护LNG槽车与LNG储罐的气相连通，以平衡压力。③增压器和泵联合卸车LNG槽车与LNG储罐压力平衡后断开阀门，然后利用LNG低温泵将LNG打入储罐，同时增压气化器为槽车增压，卸车完毕后将槽车泄压。第①种卸车方式的优点是不用产生放空气体，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②种卸车方式的优点是不用产生放空气体，工艺流程简单，缺点是耗电能；第③种卸车方式优点是卸车时间较短，耗电量小于第②种，缺点是工艺流程复杂。综合考虑节约时间和节约电能，本设计采用第③种方式卸车。（2）升压流程 LNG的汽车发动机需要车载气瓶内饱和液体压力较高，一般在0.45～0.8Mpa,而运输和储存需要LNG饱和液体压力越低越好，所以在给汽车加气之前须对储罐中的LNG进行升压升温。LNG加气站储罐升誇的目的是到一定压力的饱和液休，在升压的同时饱和温度相应升高。加气站的升压采用下进气方式，升压方式有两种:一种是通过增压器升压，另一种是通过增压器与泵联合使用进行升压。第一种方式优点是不耗电能，缺点是升压时间长，理论需要五个多小时。第二种方式优点是升压时间短，减少放空损失，缺点是需要电耗。本设计采用第二种方式，并且加大增压器的传热面积，大大缩短升压时间，需要一个多小时，从而确保加气时间。L-CNG低温高压柱赛泵是将LNG转变成CNG加气站的必要设备，其可靠性可求非常高，既要能够耐低温（-162°C），又要求能够升压且承受高压（出口压力达25.0Mpa）。CNG的汽车发动机需要载气瓶内气体压很高，一般在25Mpa，所以在给汽车加气之前须对储罐中的LNG进行升压升温。利用LNG低温高压柱赛泵将低压（0～0.8Mpa）、低温（-162°C）的LNG转变成低温、高压（20～25Mpa）LNG，低温高压的LNG在经过空温式气化器转变成常温、高压天然气。（3）加气流程CNG汽车是储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后进入空温式气化器，变成气体储存在CNG储气瓶组内，通过CNG加气机给CNG汽车加气。（4）卸压流程卸压流程主要是指当LNG储存压力超过储罐最高工作压力时，在没有达到低压安全阀起跳压力之前，通过手动或程控阀来现泄的过程，如果没能实现正常的超压而使储罐压力进一步升高，当达到储罐压力限定值时，低压甚至高压安全阀起跳完成泄压的过程。 通过对目前国内外先进工艺的LNG加气站的调查了解，正常工作状态下，系统的放空与操作过程和流程设计有很大关系。操作和设计过程中尽量减少使用增压器，设计中由于系统漏所带进系统的热量，选通过给LNG加气站储罐内的液体升温，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，应该在泵启动后，根据储罐液体温度、压力情况进行增压。3.3装置布置装置布置的原则是按照工艺流程的顺序布置设备，尽量缩短管线，方便操作维修，方更加气的汽车进出。本站的工艺装置（主要包括—50m3立式LNG低温储罐，一套LNG低温泵及L-CNG低温高压柱赛泵撬，一台EAG加热器、两套空温式气化器撬等）布置在拦蓄区内，CNG储气瓶组布置在拦蓄区外南侧，加气机、加油机（原有）布置在加油加气区。3.4设备选型本站工艺设备均成撬布置，包括LNG储罐撬、LNG低温泵及L-CNG低温高压柱赛泵撬、空温式气化器撬、CNG储气瓶组撬、加气机、控制系统（成撬）、安保系统等。LNG低温泵及L-CNG低温高压柱赛泵撬上布置了LNG低温泵、L-CNG低温高压柱赛泵、储罐增压器、EAG加热器、配套的阀门及仪表；空温气化器撬等设置在储罐的拦蓄区内；控制系统包括配电、PLC控制、上位机等待;加气机位于加气岛上独立布置。3.4.1加气机LNG加气机是给LNG汽车上的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气瓶加气的快速接头。本站主要加气对象为出租车及公交车等，因此所选LNG加气机的主要参数见表3.4.1-1:LNG加气机主要参数表表3.4.1-1序号参数数值备注1最大工作压力1.6Mpa2流量0-150L/min(液态) 3计量精度±1.0%4工作介质LNG5工作温度—146°C6设计温度—196°CCNG加气机是对CNG汽车进行加气、计量的设备。CNG加气机的主要参数见表3.4.1-2序号参数数值备注1最大工作压力25Mpa2流量1-30Nm3/min3额定工作压力20Mpa4计量精度±0.5%5工作介质CNG3.4.2LNG储罐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1.3/-0.1Mpa（内筒/外筒）。设计参数如下：型式：立式、低温真空、绝热储罐有效容积：50m3充装率：95%内/外罐的设计温度：-196°C/50°C内/外罐的材质：OCr18Ni9/Q345R设计压力：1.3-0.1Mpa（内筒/外筒）最高允许工作压力：1.2Mpa蒸发率：0.19%/d3.4.3LNG低温泵由于目前国内LNG/L-CNG加气站的设备技术还未成熟，国内已建成的加气站投入使用的LNG低温泵均采用国外进口泵。 （1）根据目前市场产品进行选择，LNG低温泵的流量根据加气站的设计规模及加气机的流量选定。LNG低温泵的主要参数见表3.4.3-1LNG低温泵的主要参数见表表3.4.3-1序号参数数值备注1介质LNG2工作温度—1623设计温度—196°C4设计压力1.6Mpa5设计流量8-340L/min6进口净正压头1.2m7电机功率11KW8电源3相，380V，50HZ（2）所选的L-LNG低温高压柱赛泵主要参数见表3.4.3-24最高工作压力25MPa5设计压力28MPa6设计温度-196°C（3）空温式汽化器气化器是将液化天然气气化成气态天然气的设备，要求耐温范围广（-162°C-50°C），耐高压（25.0Mpa），气化器采用空温式，通过吸收周围大气中的热量来完成LNG的气化过程。为增大与周围大气环境的换热效率，其主体采用耐低温的铝合金纵向翅片管，其气化量根据项目的实际情况进行设计，在空温式气化器的气化过程中，基本不需要其他能量。系统的稳定性强，运行成本低。所有L-CNG低温设备进出口专用高压管件、换热管及泵相关元件均能够耐-162°C，保证工作压力在25.0Mpa时不泄漏。进口介质L-CNG，出口介质L-CNG，设计压力32Mpa，出口温度不低于环境温度10°C，进口连接方式选用专用高压球面丝口管件（或法兰）。 本项目推荐选用黑色空温式气化器，可加强换热效果，提高换热效率。空温气化器的主要工艺参数见表3.4.4-3空温气化器工艺参数表序号参数数值备用1单台处理量1000Nm3/h2进口介质LNG3出口介质LNG4进口温度-196°C5出口温度大于15°C6设计压力32MPa3.4.5阀门阀门是实现系统开闭、系统自动化控制和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、球阀、气动阀、安全放散阀、止回阀等。LNG储罐的进、出液管道上设有气动阀紧急切断阀：为邻实现自动化控制，LNG低温泵的进出口均设有气动阀：增压器的出口设有气动阀：液相管道上两个截止阀之间均设置安全阀。3.4.6仪表风系统本设计中在需要紧急切断或需要实现自控均设有气动阀，仪表风系统就是为气动阀提供符合要求的控制气源，本设计中主控制气源为压缩空气，本站采用VW-0.2/7全无油空压机。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。仪表风系统设备参数表表3.4.6-1型号排气量(m3/min)最大工作压力（MPa）功率（KW）储气罐容积（L）LUD2MINI0.24122003.5管道设计3.5.1管径选择 系统中的管径根据以下公式确定：D=18.81√式中：d—管道的内径（mm）：u—工作状态的流量（m3/h）:v--工作状态的流速（m/s）：管道布置原则：合理、紧凑、整齐、美观，方便维修和操作。低温管道管材选用Ocr18N19不锈钢真空管道。 4自控设计4.1自控仪表设计的原则及范围4.1.1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，尽量在于先进技术，集成化设计，达到国内目前先进水平。（3）系统配置应满足安全可靠、运行操作灵活和便于检修、维护的要求。4.1.2设计范围加气站自动控制系统包括两个部分，一部分是加气机控制系统（LNGCNG），另一部分是站控系统，这两个部分有各自不同的控制功能，相互独立又是相互紧密联系，缺一不可。4.2自控系统描述自控设计必须保证系统在安全、可靠及设定的条件下运行。本站采用以微处理器为基础的可编程序控制器（PLC）进行程序控制，程控逻辑设计符合工艺系统的控制要求。全站设置一台21″LCD作为上位机操作员站，完成对整个工艺系统集中监视、管理和自动程序控制，可实现远方手操。并能够计算所需的技术参数，绘制所需的曲线、图形，也可以完成各种报表及事故报警记录的打印。4.3控制系统控制系统的主要功能是通过各种传感器对现场LNG储罐、LNG低温泵、L-CNG低温高压柱塞泵、泵池、增压器、气化器、CNG储气瓶组以及售气机等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切断系统。LNG低温泵、L-CNG低温高压柱塞泵控制系统采用微处理器为基础的可编程序控制器（ＰＬＣ）、RVS软启动、变频调速等控制技术，这种方式可靠性高，能实现设备的全自动化操作，也可远传到值班室实现无人值守，减轻操作人员的劳动强度。 工艺设备的压力、温度、液位、流量等参数经传感器送至PLC控制柜，经编程控制器计算后存入PLC中的CPU数据存储区，由程序实时调用。这些信号送至监控系统，显示工艺设备运行状态，确保系统的安全可靠运行。LNG加气机控制系统主要任务是完成对车载气瓶的加气，在加气过程中完成对管路、流量计中的残存气体的排空和预冷控制，发出对LNG低温泵的启停、调压的控制的命令信号：完成对加气量和回气量的准确计量、显示、结算：完成对各种参数的采集、显示、控制，同时具有对加气量、计算方式等的设定及与站控系统的通讯等功能。CNG加气站控制系统在控制过程中，主要是监控气化器出口CNG的温度和压力，然后再有PLC控制来控制LNG低温泵的起机和停机、报警以及LNG储罐出口ESD紧急关断阀的启动等等。主要连锁控制过程如下：（1）储罐压力、液位超限时控制室声光报警，同时紧急切断阀切断进液管或出液管。（2）故障状况下，如工艺区燃气泄露报警等，控制室采用声光报警，同时可自动或手动关闭各个储罐的进出液气动紧急切断阀，或根据故障情况进行总切断。4.4紧急停车系统（ESD）本站设有紧急停车系统（ESD），当操作或值班人员在操作、巡视、值班时发现系统偏离设定的运行条件，如系统超压、液位超限、温度过高以及出现LND、CND泄露，火灾报警事故时，能自动或手动在设备现场或控制室远距离快速停车，快速切断危险源，使系统停运在安全位置上。4.5仪表设置（1）仪表、控制柜控制室内安装控制柜（包括仪表显示和PLC控制）和一台中央控制台，集中显示现场一次仪表的远传信号。①仪表显示显示如下远传参数：●储罐液位●储罐压力 ●储罐温度●LNG低温泵出口温度●LNG低温泵出口压力●泵池压力●LNG加气机流量●CNG加气机流量●仪表风压力②PLC控制PLC控制为全站工艺系统控制中心，控制柜内可编程控制器，主要功能为：一台LNG低温泵的软起动及变频调速系统启动、停止和运行状态监控两台L-CNG低温高压柱塞泵的软起动机变频速系统启动、停止和运行状态监控可燃气体泄漏报警显示超限紧急切断PLC控制系统可采用AB、西门子、施耐德等公司产品。③中央控制台中央控制台上设置一台工控机，监视工艺流程及生产过程。④不间断电源及电涌保护在电源进线处设置3KVA、断电延时30min的UPS,，在系统短时间停电时能为仪表控制系统提供电源，监视和记录系统的运行状况，保证系统的安全运行。为防止雷电及防止操作过电压，在仪表及PLC柜内电源进线处设有电涌保护器。（2）现场检测仪表检测仪表是采集现场工艺运行参数的设备，是完成加气站自动化控制的重要前提，现场仪表均安装在站控系统和加气机系统上。因此仪表的选型应选用具有经验成熟、信誉良好、质量可靠的、便于维护，经济实用的原则。变送器采用智能型带就地显示产品。低温质量流量计带变压器4-20mA输出。热电阻采用双支Pt100带变压器4-20mA输出。桥架采用热侵式镀锌钢桥架。 控制电缆和计算机电缆均采用安阻燃型。根据本工程的工艺特点及控制系统要求，现场检测仪表设置有：●储罐液位●储罐压力●储罐温度●LNG低温泵出口温度●LNG低温泵出口压力●L-CNG低温高压柱塞泵入口温度●L-CNG低温高压柱塞泵出口压力●增压器出口压力●气化器出口温度●气化器出口压力●仪表风压力●拦蓄区设置可燃气体泄漏报警器●加油加气区设置可燃气体泄漏报警器现场采用本安或隔爆型仪表，各仪表均带就地显示及4-20mA标准信号输出。现场仪表和二次仪表之间设置间隔式安全栅，以防止危险能量窜入现场，同时增强系统的抗干扰能力，提高系统的可靠性。仪表电缆采用本安电缆穿钢管沿地暗敷。（3）压缩空气系统压缩空气系统主要供应气动阀门的仪表用气体，供气设计压力1.0Mpa.（4）控制系统接地仪表系统的保护接地和工作接地接入站区电气接地网，接地电阻不大于4欧姆。本项目的自动控制设备为厂家成套供货，在满足工艺要求的前提下，本部分自控设备应本着技术先进、性能可靠、操作维护方便、经济合理等原则，尽可能满足被检测变量的精度等级要求。 为确保人身、生产设备、生产工艺过程的安全，在LNG储罐区、LNG加气岛、CNG加气岛附近及管沟内等可燃气体可能泄露的位置设置可燃气体探测器，监视其可燃气体的浓度：可燃气体检测器的有效覆盖水平平面半径，室内宜为7.5m：室外宜为15m。在有效覆盖面积内，可设一台检测器，其安装高度应距地坪0.5-2.0m：若可燃气体发生泄露，可燃气体探测器将信号引至控制室的可燃气体控制器进行报警，提醒工作人员及时处理。在重要道口设置手动报警按钮，手动报警按钮的安装高度为1.2-1.5m。 5公用工程5.1建（构）筑物设计5.1.1建筑设计本项目构筑设计包括储拦蓄区围堤、设备基础，使用年限为50年。①本站属甲类火灾危险场所，站内各建（构）筑物耐火等级大于或等于二级。②罩棚、站房：加气站罩棚、站房均采用原有建（构）筑物。5.1.2结构设计①设计规范《建筑结构载荷规范》GB5009-2001；《建筑抗震设计规范》GB50011-2001（2008年局部修订）；《建筑地基基础设计规范》GB5007-2002；《储罐区防火堤设计规范》GB50351-2005；②基本参数抗震设防烈度：6度；设计基本地震加速度：0.05g；地面粗糙度：A度；基本风压：0.75KN/m2；③结构形式围堤结构设计：采用钢筋混凝土结构，内壁喷涂隔热防火涂料。5.1.3建构筑物特征LNG加气站建、构筑物特征表表5.1.3-1序号名称层数面积或长度耐火等级结构形式层面形式备注1拦蓄区188.5m2二级混凝土 2围堤55m二级钢筋混凝土高1.0m5.2电气设计5.2.1设计范围加气站站内供配电、防雷防静电接地设计、照明系统设计。5.2.2负荷及电影选择要求（1）负荷统计及负荷等级加气站用电负荷统计见表5.2.2用电负荷统计表表5.2.2序号配电设备容量（KW）负荷等级1LNG低温泵11二2L-CNG低温高压柱塞泵22二3LNG加气机0.3二CNG加气机0.2二4空压机2.2二5排污泵0.75二6照明10三7装机容量47.2(2)电源要求根据负荷等级要求，本站电源选择市电/柴油机发电机双电源供电，在配电控制室内实现双电源支洞切换，电压等级为0.4KV/0.23KV。（3）电源选择从箱变引入电压为0.4KV/0.23KV，站区自备柴油发电机。计算机信息系统设置UPS不间断供电电源。5.2.3电压等级选择（1）电源电压 市电电源：0.4KV.（2）配电电压低压供电系统：0.4KV/0.23KV5.2.4供配电线路（1）电源电缆：从箱变埋地敷设至配电室，电缆为聚乙烯铠装铜芯线。（2）配电电缆：从配电控制室引至各用电设备，均采用阻燃型聚乙烯铠装电缆埋地敷设。（3）控制电缆：控制电缆有配电柜或设备随机配套的控制柜引至设备现场控制设备，均采用阻燃型聚乙烯铠装控制电缆埋地敷设。（4）照明线路箱电源线路或路灯：室外线路，如照明箱电源线路采用聚乙烯电缆穿钢管明敷或聚乙烯铠装电缆埋地敷设。5.2.5配落电柜、照明箱选择（1）配电柜选用GGD型设备，地式安装。（2）照明箱选用XRM型，挂墙式安装。5.2.6防爆等级及防爆电器（1）加气站生产区：拦蓄区、加油加气区属气体2区爆炸危险场所。（2）站区内其余环境为正常环境。（3）爆炸危险环境所有电器设备及照明灯具均采用隔爆型电器设备，规格为ExdⅡBT4。5.2.7防雷区域划分及防雷措施（1）防雷区域划分：加气站拦蓄区、加气岛、控制室属第二类防雷建筑物。（2）防雷措施①防直击雷：本项目工艺装置区有：LNG储罐，外壁厚度等于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4 mm，可利用设备本体兼作接闪器，不专设避雷针，但应保证设备本体有良好的导电性能。本项目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10×10m。②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均接到接地装置上。③防雷电波浸入：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，管道每隔25m接地一次。④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，站房的控制室等建筑物屋面装设避雷针网格，网格不大于10×10m。供配电系统，如变压器低压侧，进入信息系统的配电线路首末端均装设电涌保护器。防静电措施5.2.8防静电措施本项目在生产过程中，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，引燃泄露的可燃气体，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，法兰、阀门之间作电气跨接，应采用接地夹与装卸设备实行等电位连接。5.2.9接地系统本站接地系统有：（1）配电系统采用TN-S接地形式，引入低压电源进线在配电室重复接地，接地电阻不大于4欧姆。（2）电气设备的金属外壳均作保护接地，防止人身触电，接地电阻不大于10欧姆。（3）防雷接地：接地电阻不大于10欧姆。（4）防静电接地：接地电阻不大于100欧姆。（5）自控仪表等信息系统接地：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。5.2.10电力拖动、控制与信号 加气站内LNG低温泵、L-CNG低温高压柱塞泵装有变频软启动装置，加气站由现场和控制室两地控制，控制室计算机监控系统有设备运行状况信号。5．2.11依据规范《供配电系统设计规范》GB50052-2009《低压配电设计规范》GB50054-95《石油化工静电接地设计规范》SH3097-2000《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92《建筑物防雷设计规范》GB50057-94(2000年版)5.3照明设计（1）照明设计主要考虑拦蓄区照明，采用露天布置。照明选择dⅡBT4型隔爆型防爆灯具，并考虑事故应急照明。（2）照明配电柜安装于控制室，挂墙安装。（3）照明电缆选用聚乙烯铜芯电缆，穿钢管埋地敷设。5.4给排水设计5.4.1设计范围本设计范围为站区内消防系统、排水系统的设计。消防系统包括移动方式高倍数泡沫灭火系统和灭火器的配置；排水系统包括站区内生产污水和雨水的排放。5.4.2给水工程（1）消防系统给水方式根据《建筑设计防火规范》表8.2.2-1的规定，该厂区同一时间火灾次数为1次，最不利点为LNG储罐区。LNG储罐区设有50m3地上立式储罐1个，根据《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50516-2010征求意见稿该站不设置消防给水系统。(2)管道的平面布置及管材排水管道采用铸铁管，管道的埋深，管道与建筑物基础以及其他管线和构筑物的最小水平、垂直净距按规范确定。5.4.3排水工程 生产装置中天然气系统为封闭式工艺系统，生产过程中不产生任何污水。场地雨水现场排散。围堤及工艺管沟设有积液池，积液池内设有潜水泵，收集后的雨污水经过潜水泵排出围堤后排入站区内原有排水沟。6消防设计专篇6.1防火设计依据（1）《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》GB∕T20368-2006（2）《建筑物设计防火规范》GB50016-2006（3）《建筑物防雷设计规范》GB50057—94（2000年版）（4）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92（5）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005（6）《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50948-20096.2项目概况6.2.1站址位置项目建设地点位于海南省万宁市东线高速公路龙滚出口东侧，交通较方便。站区西侧为高速匝道，北侧为稻田、电线杆（＞380v），东侧为山地，与本站的距离均满足《汽车加油加气站设计与施工规范》中4.0.5条中防火间距的要求。6.2.2设计规模本加气站设计规模为2×104Nm3（年计算天数为360天）。6.2.3主要工艺设备加气站主要工艺设备：LNG低温储罐50立方米1台LNG低温泵1台L-CNG低温高压柱塞泵2台(一用一备)空温式气化器2台（一用一备）CNG地面储气瓶组1组CNG加气机1台LNG加气机1台6.2.4工艺流程简述 本站包含LNG加气装置及L-CNG加气装置，其中LNG加气装置的工艺流程是LNG由LNG槽车运至本站后，用LNG低温泵将槽车中的LNG卸至LNG储罐中；加气时通过LNG低温泵，将LNG储罐中的LNG（饱和压力为0.45～0.8MPa）通过加气机关进入汽车的车载气瓶里。L-CNG加气装置的工艺流程则是储罐中的饱和液体LNG通过L-CNG低温高压柱塞泵、增压后进入空温式气化器气化为CNG，储存在CNG储气瓶内，通过CNG加气机给CNG汽车加气。工艺流程简图见下图：LNG及L-CNG流程：LNG工厂→LNG槽车↓LNG储罐→LNG低温泵→LNG加气机↓L-CNG低温高压柱塞泵→空温式气化器→CNG储气瓶组→CNG加气机6.3.1危险性分析（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－146℃。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至到高于－107℃时，由于此时天然气比空气轻，会在空气中快速扩散，液体密度约是标准状态下气体的570倍，天然气与客气混合后，体积百分数在一定范围内就会产生爆炸，其爆炸下限为4.3576%，上限为14.489。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在压力为0.45MPa的条件下，纯粹温度约为－146℃，泄露后的初始阶段会吸收地面和周围空气中的热量迅速气化。但到一定的时间后，地面被冻结，周围的空气温度在无对流的情况下也会迅速下降，此时气化速度减慢，甚至会发生部分液体来不及气化而被防护堤拦蓄。LNG泄漏后的冷蒸气云或者来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、易脆，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、LNG低温泵、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，导致真空实效，保冷性能降低实效，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）爆炸危险化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。爆炸性气体环境区域为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，及时出现也仅是短时存在的环境。6.3.2装置的危险性LNG、L-CNG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，单罐容积50m3,采用立式真空粉末绝热，双层结构，内筒为0Cr18Ni9奥氏体不锈钢，低温泵、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间产生泄漏，如储罐进出夜管道或内罐泄漏，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小。（2）LNG低温泵、L-CNG低温高压柱塞泵LNG低温泵及L-CNG低温高压柱塞泵设在拦蓄区内，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。（3）加气机 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，也可能因接口脱漏或软管爆裂而泄漏。CNG加气机通常设有意外拉断保护阀自动切断CNG，在关闭了储罐出液口后或LNG低温泵停止工作后，泄漏量很小。（4）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LNG低温泵停止工作后泄漏量不大。（5）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场，发生事故几率较小。6.3.3工艺液相管道的危险性（1）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破裂，迅速降压形成的管内负压出可能使管子失稳，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、摩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，气体压力增大客服储罐中的静压（即液柱和顶部蒸发气体之后）时，气体会突然喷发，喷发时将管道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。6.3.4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，并且下次充装前重要新预冷。此种情况下，监测报警系统会启动，并连锁关阀门，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（制造厂家提供的数据为每昼夜1.9‰蒸发量），这些气体称为BOG气体，产生的BOG气体通入储罐的液体内，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。6.4防火安全设计6.4.1总图布置（1）根据相邻建（构）筑物特点，结合地形、风向等因素布置储罐等危险源设备，远离人口密集区，远离明火场所。 （2）站内各设施之间防火间距按规范确定。本站位于海南省万宁市东线高速公路龙滚出口东侧，站内设施均满足《汽车加油加气站设计与施工规范》和《液化天然气(LNG)生产、储存和装运》等规范的防火间距要求。（3）根据系统的工艺流程按照功能分区布置，如拦蓄区、加油加气区，各区之间分区明显，其中拦蓄区、加油加气区为爆炸危险环境。（4）设置拦蓄区拦蓄区由防护堤（也称围堤）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油加气区的出入口分开设置，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。本项目在设计时充分了考虑了装置露天化、敞棚化，如LNG运输撬采用露天化布置，加油加气区是经常性工作场所，采用四周完全敞开的罩棚。6.4.2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.。罩棚、站房：加气站罩棚、站房均采用原有建（构）筑物。（2）耐低温性能站内工艺设施基础如储罐基础等构筑物，采用钢筋混凝土结构，围堤采用钢筋混凝土结构，并在内壁喷防火材料。6.4.3工艺安全设计 （1）工艺流程工艺流程为密闭型系统，从物料的投入和物料的输出始终在一个由装置和管道组成的密闭系统内，被加工的物料始终在受控条件下（安全状态下）工作，当物料状况超出预先设定的受控条件，系统设备的安全保护装置立即启动、关闭物料进出口（包括储罐）的紧急切断阀或者打开安全阀放散泄压。（2）安全实施-储运设施的设计严格执行《液化天然气（LNG）生产、储运和装运》（GB/T20368-2006）等有关规定。①LNG储罐储罐的进、出液相管道上设置紧急切断阀，当储罐内页面过高、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。②LNG低温泵及L-CNG低温高压柱塞泵LNG低温泵及L-CNG低温高压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工艺管道工艺管道的管材、管件、阀门均采用奥氏体不锈钢，工艺管道的绝热采用真空管保冷。液相管道的两个断阀之间设置安全放散阀，一旦液体受热膨胀或气化时，安全放散阀自动打开泄压，防止管道超压。气相总管上设置全球放散阀，一旦操作失误或系统超压时，安全阀打开放散泄压，保护了气相管道的安全。针对各种原因引起的管道振动，设计中根据应力计算设计支架。⑤集中放散 站内各工艺设施如储罐、LNG低温泵、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。①紧急停车系统（ESD）系统内设置紧急停车系统，当系统内设置的监测仪表监测系统超限时，能自动报警并切断系统（首先切断储罐等危险源装置）；当系统内场地监测仪表检测到系统发生泄漏等事故时，能自动报警并快速切断系统（同样首先切断储罐等危险源装置）。站内在控制室、加油加气区等经常操作的区域内，设置紧急停车系统人工按钮，当操作者判断系统不在受控的条件下时，可以通过人工手段快速实现停车。②控制系统失“源”保护当控制系统失去电源或仪表风气源时，系统应能中止在安全的状态，并保持这一状态直至系统重新启动到长期安全。6.4.4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、压力实行连锁，超限自动报警、切断；LNG低温泵上设有现场和远传压力表、温度计，加气机上设有现场和远传流量计、压力计、温度计，所以仪表均远传到控制室。（2）现场监测仪表拦蓄区、加油加气区设置可燃气体泄漏报警器；6.4.5电气安全设计装置的电气设计严格执行《液化天然气（LNG）车辆燃料系统规范》、《液化天然气（LNG）生产、储运和装运》及其它防爆、防雷、防静电设计规范。（1）按照《液化天然气（LNG）生产、储运和装运》规定爆炸和火灾危险区域，拦蓄区、加油加气区划分为气体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，结合万宁属雷电多发区的实际情况，采用如下防雷措施：①防止直击雷：在加油加气区罩棚物屋面上设置不大于10×10m或12m×8m的避雷带（满足雷电直击要求）。②防止感应雷：将所有工艺设施，如LNG运输撬、管道、放散管、加气机及钢结构的加油加气区罩棚等，均应接到防雷感应的接地装置上。③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。④防雷电磁脉冲：LNG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建、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。⑤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，对御车处的LNG槽车及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。6.4.7灭火系统设计（1）干粉灭火系统在拦蓄区、加油加气区设置干粉灭火器，一旦泄漏气体被引燃时，人工快速释放干粉灭火，避免火势扩大，把事故消灭在萌芽状态。（2）气体灭火系统在控制室等建筑物内设置气体灭火器，如二氧化碳型灭火器等扑灭电气火灾。（3）泡沫灭火系统 根据《石油天然气工程设计防火规范》10.4.6的规定，设置移动式高倍数泡沫灭火系统，泡沫用量为0.36m³(3%配合比)，泡沫系统用水量为12m³,泡沫系统消防水流量为4.85L/S，需要消防水压为0.6MPa。在罐区外设MPT125型移动式高倍数泡沫比例混合装置3套，围堤上设PFS4型高倍数泡沫发生器2台，用于扑救罐区流淌火灾，事故时消防用水由消防车提供泡沫系统所需消防水。（1）站区内灭火器配置表见6.4.7站区内灭火器配置表6.4.7建筑物灭火器拦蓄区加油加气区配电控制室备注干粉型手提式MF/ABC44手提式MF/ABC352二氧化碳型手提式MT72高倍数泡沫推车式MPT1253综上所述，本站在设计中采用相应的防护措施，将危险降至最小。符合国家相关法律、法规、标准及规范的要求。6.4天然气泄漏应急预案加气站是个高危场所，天然气易燃易爆，爆炸极限为14.489%-4.3576%。同时又是高压场所，这就决定了它的特殊性，我们在出现意外时如何处置，就需要一个行之有效的预防处置方案。（1）紧急停机。（2）切断管道进气阀。（3）切断站场所有电源。（4）站场所有加气车辆不得发动，人工推出站场。（5）关闭储气容器进出球阀。（6）打开管道安全放空阀，紧急卸压。 （1）驱散场内非工作人员，任何人不得使用手机，火种。（2）开启消防栓，用水稀释天然气雾。（3）通知119和技术主管。（4）检查原因，排除泄露点。 7环境保护专篇7.1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）《声环境质量标准》（GB3096-2008）7.2项目概况（1）项目概况本项目为万宁龙滚加油加气站LNG、L-CNG建设项目：设计规模：日加气2×104Nm3备一台50m³的立式低温储罐，一组CNG储气瓶组，一台顺序控制盘，两台空温式气化器，两台L-CNG低温高压柱塞泵，一台LNG低温泵，一台CNG加气机，一台LNG加气机以及仪表风系统等等，满足万宁市附近天然气汽车的用气需求。（2）装置区组成加气站装置区由拦蓄区和加油加气区组成，拦蓄区安装有LNG储罐撬、LNG低温泵及L-CNG低温高压柱塞泵撬，气化器等；加油加气区布置有一台CNG加气机和一台LNG加气机和两台加油机（原有），加油加气区罩棚利用原有罩棚。（3）原料成品介绍本项目原料及成品为天然气，由于工艺、设备及管道的要求，一些有害物质如水、硫化物及重烃等已彻底脱除，气质纯净。7.3生产过程污染物分析 （1）天然气本事属洁净能源，本项目的物料为天然气，由于工艺设备管道的要求，一些有害，如：水、硫、汞、COS等已脱除，更为纯洁。通过加气站供给的天然气不用经过再加工，只是经过简单物理变化。无任何“三废”物质排放。排放正常时介质在密闭的系统内运行，不产生任何污染物。系统超压后通过放散管机集中排放，放散管顶部设有消声器，放散后的天然气立即上升扩散，正常工况不会排放。系统超压气体排放表表7.3-1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0C压力pa连续间断不正常情况直径天然气甲烷常温常压短暂超压￠457.4设计中采取的预防措施及预期效果噪音防治（1）减噪防噪措施对产生噪声的设备如L-CNG低温高压柱塞泵，在设备布置时远离站外人口密度大的场所，如办公楼、居民住宅，远离站内办公用房。设置一定高度的围堤，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。仪表风系统设有储气罐，减少空压机的启动次数，降低噪音污染。仪表风系统设有储气罐，减少空压机的启动次数，降低噪音污染。（2）噪声影响评估本站的噪声源—L-CNG低温高压柱塞泵、LNG低温泵、空压机所产生的噪声符合《工业企业卫生标准》，对站内操作人员身体无任何影响，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相关城市声环质量标准噪声标准，对站外居民无任何影响。 7.5站内绿化由于本站站内占地面积较小，不能大面积绿化，但可在边角场地如围墙处种植少量树木及绿地，美化绿地环境。7.6环保投资本站因无任何“三废”污染物及噪声污染，环保方面投资较小，考虑到设备选型时的降低噪声及其他一些设施的利用，站区少量绿化等，预计环保投资占项目总投资0.2%左右。7.7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运输、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，站区边角绿化，建筑物新颖大方与周边环境协调，整体环境评价合格。 8劳动安全卫士专篇8.1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）《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》GB/T20368-2006（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》GB5044-85（8）《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（2000年版）（9）《工业企业设计卫士标准》TJ36-79（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士设计规范》SH3047-938.2项目概况8.2.1设计范围本项目设计所承担的是海南中油深南万宁龙滚加油加气站LNGL-CNG建设项目的设计。8.2.2项目性质、位置、规模、系统组成（1）项目性质为改扩建项目；（2）项目位于海南省万宁市东线高速公路龙滚出口东侧，交通较方便；（3）加气站设计规模为2×104Nm3/d;(4)系统组成有储存、加气等部分组成；（5）本站定员为12人，操作班制为三班制；（6）本项目建设总投资1012.873万元； （7）本项目主要原料为LNG,，成品为LNG、CNG，物料属高纯度、高洁净的优质能源，生产过程无需要再加工，只是简单运输、储存、加气，无“三废”污染物，无噪声污染，职业危险危害主要有：●LNG温度为-1460C，泄漏后可能对人体造成冷灼伤或冻伤；●LNG泄漏后在空气中浓度过大时可能对人体造成窒息；●LNG泄漏后气化与空气混合有可能产生火灾爆炸危险。8.2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，管道支架间距满足抗震要求。●雷电可能对储罐及加油加气区罩棚产生雷击现象，雷电有可能产生火灾爆炸危险事故，站内按《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。●强风有可能造成加油加气区罩棚受损，加油加气区罩棚设计应考虑风压荷载。（2）站区通道运输及劳动安全●站区通道畅通，方便LNG槽车，加气汽车、消防车进出回车，方便站区职工通行。●储罐拦蓄区（围堤）设置安全通道，便于操作、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，加油加气区罩棚高度满足规范要求，采光、通风良好，LNG储罐露天布置，微量泄漏气体容易扩散。●加气岛周边设置防撞柱，避免加气车辆与加气机相撞。8.3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。（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，但此事故几率不大，项目设计时已考虑了安全措施。（3）本项目危险因素最大的设备是LNGA低温储罐，设置一台容积为50m3的储罐。（4）本项目受到职业危害的人数每班约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。8.2劳动安全卫士防范措施8.5.1工艺系统设备（1）LNG储罐内采用OCr18Ni9奥氏体不锈钢，外钢采用Q345R，内外储罐之间填充光砂并抽真空绝热，储罐壁厚满足设计要求，严格按照规范加工、试验，确保产品安全。（2）L-CNG低温高压柱塞泵及LNG低温泵L-CNG低温高压柱塞泵及LNG低温泵应选择国内外性能良好，品质佳的产品。（3）加气机加气机应选择国内外性能良好，品质佳的产品。8.5.2工艺管道（1）选材及设计工艺管道选择的材质为不锈钢，外加不锈钢真空管保冷，设计时尽力采用自然补偿方式，这样既使管道的保冷有了保证，又防止了冷缩所引起管道的断裂现象。（2）管道布置LNG撬上的管道由设备生产厂家综合进行考虑，L-CNG低温高压柱塞泵、LNG低温泵至加气机的管道，采用埋入管沟的方式接至加气机。8.5.3电气设备 （1）防爆电器电气设备一律选用ExdⅡBT4型防爆电器。（2）电缆电缆选用阻燃型铜芯电缆。8.5.4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，当系统不在正常情况下或不受控情况下立即切断，紧急停车。（3）系统监测仪表及自动控制储罐、管道、LNG低温泵进出口、加气机上等工艺装置设计压力、液位、温度、流量等监测仪表。拦蓄区内设置可燃气体泄漏报警器。加油加气区罩棚下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。工艺管道设计防静电接地，防止静电火花引起火灾和爆炸事故。（5）事故抢救、冻伤药物●配置防冷灼伤、冻伤药物。●配置防毒面具，一边事故抢修。●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。8.6安全条件论证 8.6.1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。加气站的布置均满足《汽车加油加气站设计与施工规范》及《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》等规范的防火间距要求。在正常情况下，建设项目内在火灾危险对周边环境不会产生影响。此外，该项目无严重的噪声、粉尘、三废的危害。8.6.2建设项目周围单位生产、经营活动对建设项目的影响本站位于海南省万宁市东线高速公路龙滚出口东侧，附近车辆流通相对较大，人员流动相对频繁，如果站区内部管理不善，可能造成危险，因此项目建成后应加强站内安全管理。8.6.3当地自然条件对建设项目的影响（1）根据国家标准《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）附录A.0.19.5的规定，建筑工程抗震须按有关规定采取设防措施。（2）雷击：站区内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。（3）台风：海南省为台风多发地区，加气站所在地为季风气候，夏、秋两季有台风侵袭，因此，如遇台风等因素，因准备不足、建筑、构筑物防台风等级不够，有可能造成危害。设计中建筑物及设备基础均考虑台风荷载，降低危险程度。（4）高温：该项目地处万宁，气温年均240C，最热月平均为28.50C，最高达38.10C。操作人员长时间室外作业存在高温中暑危害。设计采取加油加气区设罩棚，营业厅及控制室设空调的措施。8.7劳动安全卫生机构（1）成立劳动安全卫生领导小组，负责劳动安全卫生事宜。（2）每班设置专职值班人员，职责是监测设置运行及巡监。（3）劳动安全卫生领导小组每周定期培训员工。8.8专用投资估算本项目安全卫生专项投资占总投资的比例为4%。8.9项目劳动安全卫生结论 本项目物料洁净安全，工艺流程简单可靠，设备选型先进，生产过程危险因素已在本项目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。 9节能9.1工艺流程简述LNG加气装置的工艺流程是将来自LNG液化厂的LNG用LNG低温泵输送至LNG储罐储存，用泵再将LNG从储罐中经管道送到气机，由加气机给LNG汽车加气。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，即液化天然气容易运输、加气的特点，简单经过LNG低温泵输送至加气机完成加气过程。而L-CNG加气装置，则是储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后进入空温式气化器，储存在CNG储气瓶组内，通过CNG加气机给CNG汽车加气。此过程没有采用压缩机，因而也大大减少了能耗。9.2能源消耗本项目的能源消耗主要为场站的生产、生活消耗的水、电等。为了达到节能的目的，在本项目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，以达到本项目的节能目的。9.3能源供应状况本项目中供电由箱变引至站内配电间，供电可靠。9.4主要耗能的设备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。生产装置耗能设备：LNG低温泵用电功率11kW/台，L-CNG低温高压柱塞泵用电功率22kW/台，CNG加气机约0.2kW/台，LNG加气机约0.2kW/台，空调照明系统均10kW。9.5主要节能措施（1）工艺生产节能● 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。●本项目在设计中设有压缩空气缓冲罐，减少空压机的启动次数，降低了耗电量;并在主流程设计中采用国外先进流程。●站内管道系统，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。（2）回收放空气体系统中因为楼热产生的BOG气体，首先通过进入液体内部，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）建筑物节能加油加气区罩棚设计高度不低于4.5m，四周敞开，白天基本不用照明，通风采用自然通风。9.6节能评价本项目利用LNG的物态优势，工艺装置耗能少，主要工艺流程采用节能新技术。建筑物设计考虑了充分利用自然能源。设计上符合国家、地方和行业节能设计规范标准，是一个节能型的项目。 10组织机构及定员10.1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，下设是三个运行班班长及其它管理岗位，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）其他管理人员按岗位各负其责。10.2劳动组织及定员劳动组织及定员见表10.210.3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高新技术，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，不单是卸车、加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，是职工对燃气、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，做到平时安全操作，战时有条不紊。劳动组织及定员表10.2序号组织机构人员职责备注岗位人数1站长办站长1全面负责 2运行部运行员6负责加气及其他设备员2设备维护、安全兼安全员3财务部会计1财务、经营出纳1财务管理4后勤1负责站内后勤兼安全员合计12 11项目实施进度11.1设计原则（1）扎扎实实，有条不紊，做好项目前期工作，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项目，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。11.2实施计划按照工程建设程序，结合本项目实际需要完成的工作内容，本项目建设分为前期、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11.2.项目进度表表11.2阶段1234567前期可行性研究报告（可行性研究报告）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 12主要设备材料表主要设备材料表序号名称规格型号单位数量备注一LNG储罐50m3座1二LNG低温泵8-340/min(液态)台1三储罐增压器150Nm3/h台1四EAGA加热器（高压）100Nm3/h台1五LNG加热器50Nm3/h台1六LNG加气机0-150L/min(液态)台1七L-CNG低温高压柱塞泵1500L/h(液态)台2一用一备八CNG加气机1-30Nm3/min台1九空温气化器1000Nm3/h台2一用一备十CNG储气瓶组2.76m3组1十一自控系统套1撬体十二电气系统套1十三消防系统套1十四仪表风系统套1撬体 13投资估算13.1项目概况本站为改扩建项目，站日加气能2×104Nm3/d，年总加气能力为720×104Nm3。项目建设地点位于海南省万宁市东线高速公路龙滚出口东侧，交通较方便；站区西侧为高束匝道，北侧为稲田、电线杆（>380V，）东侧为围墙，南侧为山地，与周边设施的安全距离满足《汽车加油加气站设计与施工规范》的规定。13.2编制依据（1）本项目各专业设计方案；（2）近期建设的类似项目的有关造价资料；（3）本项目工程投资基础数据依据《全国市政工程估算指标》、《工程量清单项目设置规则》、《全国统一安装工程预算定额》、《工程勘察设计收费标准》（2002年修订本等。（4）主要才料价格是根据万宁现行市场价格计算，设备按询厂家价计费。13.3取费说明（1）建设单位管理按业主提供的资料计取；（2）前期工作费按实际发生额计取；（3）勘察、设计费按《工程勘察设计收费标准》（2002年修订本）计；（4）环境影响评价费根据国家发改委计价格[2002]125号文计按第一部分费用的1%计取；（5）劳动安全卫生评价费参照国家有关取费标准。按第一部费用的3%计取；（6）工程监理费按第一部分费用的1.5%计算；（7）特殊设备安全监检验费按第一部分费用的0.3%计取;（8）联合试运转费按第一部分费设备、安装之和的1.5%计取；（9）研究调试费按第一部分的0.5%计取； （10）生产人员培训费按50000元计算；（11）办公及生活家具购置费按设计定员2500元/人计算（12）基本预备费按第一、第二部分费用的8%计算；13.4投资总估算建设项目总投资：1012.873万元建设总投次963.873万元贷款利息：0元铺底流动资金50万元总估算表名称项目费用（万元）预备费用（万元）贷款利息（万元）铺底流动资金（万元）建设总投资（万元）建设项目总投资（万元）机场路汽车加气站912.87350050962.8731012.873加气站具体估算见下表:估算表 序号工程和费用名称单位数量价值（万元）占建设项目总投资%设备购置费安装工程费建筑工程费其他工程费合计一第一部分工程费用39158.65230472.6546.66%1工艺系统项137856.7434.72电气系统项13自控系统（撬体）项14仪表风系统项15消防、给排水项1131.9514.956控制室M218.24007罩棚M2296.4008罐区地平及围堰M2188.5889设备基础及地沟项15510道路M26611备品备件项12212工器具项122二第二部分其它费用110.22311.022310.88%1建设单位管理费20202前期工作费553勘察费224设计费及审查费10105施工图审查费1.51.56竣工图编制费用1.51.57施工图预算编制费338环境影响评价费4.72654.72659设立安全评价和安全验收评价37.81237.81210工程监理费7.089757.0897511特殊设备安全监督检验费0.1417950.14179512联合试运转费7.089757.0897513工程保险费0014研究调试费2.363252.3632515生产人员培训费5516办公和生活家具购置费33一+二582.873三土地租赁费33033032.58%四预备费50504.94%962.873 建设总投资（一+二+三+四）五贷款利息00六铺底流动资金50504.94%建设项目总投资（一+二+三+四+五+六）1012.873 14财务分析14.1范围、依据及方法14.1.1范围财务分析包括成本费用的估算和分析、管理费用的估算、收入税金的估算和盈亏平衡分析。14.1.2依据及方法财务评价按中国石油《石油建设项目经济评价方法与参数》及有关规定执行。财务分析采用投入产出法。14.1.3参数和基础数据1）项目建设期6个月，生产期10年；2）行业基准收益率12%；3）总投资1012.873万元，6个月完成全部投资；4）原料气量6192.59m3,原料气价格4400元/T；5）本项目6个月建成，建成可投产，CNG销售量为1×104Nm3/d，销售气价为5.3元/Nm3，LNG销售量为1×104Nm3/d，销售气价为5.3元/Nm3。6）计算价格按含税价格计算。14.2项目资金来源及运用14.2.1项目资金来源及运用项目计划总投资1012.873万元，其中流动资金50万元；项目建设期6个月，完成建设投资962.873万元，全部为自有资金。详见附表1：项目投资及分析14.2.2成本费用估算及分析生产成本费用估算包括原料、人工费用、动力燃料、和制造费用；以投入产出法计算项目的成本费用；费用指标按照项目及设计投产实际生产所需消耗量，价格衣据合同价格或市场价格估算。（1）原料、燃料动力原料气6192.59m3，价格按采购价格4400元/T；水、电按设计用量按项目当价格计算总成本2740.63万元，其中原料气成本2724.74万元，水电费成本15.89万元。详见附表2：原料材、燃料动力表 （2）人工费用本项目定员为12人，人工工资为72万元/年，包含社保和公积金。（3）制造费用固定资产折旧按平均年限法计算。折旧年限为10年，残值率为0。固定资产投资616.87万元，年折旧41.12万元。详见附表3：固定资产折旧表修理费依据和生产设备购置投资1%估算，材料配件按生产设备购置投资1%估算。详见附表4：制造费用表14.2.3管理费用估算生产期管理费用估算40万元，其中管理人员工资福利费包含在项目定员内、办公费4万元、招待费5万元、摊销费用12.6万元、其他按4.4万元估算。详见附表5：管理费用估算莆。14.2.4收入、税金及利润估算。生产期实现销售收入3282.07万元;年均销售税金62.38万元，年均利润总额为306.68万元，年均所得税76.67万元。详见附表6：损益表14.2.5盈利能力分析项目投资回收期3.72年，总投资利润率22.71%，投资利税率36.44%，内部收益率38.90%，净现值995.84万元。说明项目具有很强的生存能力和盈利能力。附表7：投资现金流量表。14.2.6盈亏平衡分析由财务分析可知，以达产年为标准测算的生产能力利用率为：生产能力利用率(BEP)=[年固定成本÷（年销售收入-年可变成本-年运营税）]*100%经计算达产年的盈亏平衡点为：60.41%。表明项目只要达到设计规模的60.41%，企业就可保本，故该项目的风险较小。14.2.7财务分析结论 由项目的盈利能力分析、财务生存能力分析和生产成本的结果可知，项目的净现值大于零、内部收益率远大于行业基准收益率、投资加收期较短、生存能力和盈利能力强。因此项目从财务评价的角度来看是可行的。14.2.8主要经济指标汇总表主要经济指标汇总表表14.2.8序号项目单位指标备注1总投资万元1012.871.1建设投资万元962.871.2建设期利息万元1.3流动资金万元50.002产品价格2.1L-CNG元/吨5300.002.2LNG元/吨5300.003销售收入万元/年3282.073.1L-CNG万元/年1641.043.2LNG万元/年1641.044总成本万元/年2913.025年均销售税金万元/年62.386年均销售利润万元/年306.687年均所得税万元/年76.678投资利润率%22.719投资利税率%36.4410内部收益率%38.90%11净现值万元995.8412投资回收期年3.72附表：附表一项目投资及运用表附表二原材料、燃料动力表附表三固定资产折旧表附件四制造费用表附表五管理费用估算表附表六损益表附表七投资现金流量表 15结论及建议15.1结论通过前面各章的认真分析和研究，可得出如下结论：（1）建设本站，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)气源母站LNG工厂的规模，使气源上有充分的保障（3）项目所采用的工艺路线合理、设备先进、抢险措施完善，对系统的安全稳定运行，起到了有力的保障作用。（4）本项目在调整能源结构、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相比较，更加符合节能减排的政策。（5）本项目选用质量可靠、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）本项目资金源可靠。经测算，本项目建成后，有较好的盈利能力。（7）本项目在社会、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项目。（8）本项目具有良好的市场前景。（9）本项目的建设，对促进清洁能源在万宁市的大力推广具有重要意义。综上所述，本项目气源充足，技术选进成熟，设施布置合理，投资估算及资金筹措切实，在开展清洁汽车工作，改善环境质量，保护人民身体健康，调整能源结构，提高管理水平等方面具有十分重要的意义。建设本站为万宁市规模建设汽车加气站，全面发展清洁气车创出一条健康之路。15.2建议加气站项目是一项能源型、环保型、城市基础设施的建设项目，同时又是一种特殊的行业，专业性较强、安全要求较高。为加快天然气项目建设、规范天然气加气站管理、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，制定相应的产业政策和扶持新兴行业的优惠条件。15.3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海南中油深南万宁龙滚加油加气站LNG、L-CNG建设项的批复。（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察探和测绘，以利于施工图结构计算中的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、通讯议及接口条件。16附件(1)海南中油深南万宁龙滚加油加气站LNG、L-CNG建设项目设计委托书（2）工艺流程图（3）总平面图 附表1项目投资及运用表单位：万元序号名称1合计1项目投资1012.871012.871.1建设投资962.87962.871.2建设期利息1.3流动资金50.0050.002资金筹措1012.871012.872.1资本金1012.871012.872.2固定资产贷款 附表2原材料、燃料动力表单位：万元序号项目单位年耗单价（元）年总成本进项税一原料2724.74313.471天然气m36192.5944002724.74313.472MDEA吨130003丙烷吨150004乙烯吨100005液氮吨30006分子筛吨80007载硫活性炭吨8润滑油吨5000二动力、燃料15.892.311电度1884960.83615.762.292水m39101.50.140.02三燃料气m3合计2740.63315.78 附表3固定资产折旧表单位:万元序号项目折旧年限投产期234567891011一、构筑物原值23.00折旧费1.531.531.531.531.531.531.531.531.531.53净值21.4719.9318.4016.8713.8013.8012.2710.739.207.67二、设备原值449.65折旧费29.9829.9829.9829.9829.9829.9829.9829.9829.9829.98净值419.67389.70359.72329.74239.81269.79239.81209.84179.86149.88三、其他固定资产原值144.22折旧费9.619.619.619.619.619.619.619.619.619.61净值134.61124.99115.38105.7686.5386.5376.9267.3057.6948.07四、固定资产合计原值616.87折旧费41.1241.1241.1241.1241.1241.1241.1241.1241.1241.12净值5757.75534.62493.50452.37329.00370.12329.00287.87246.75205.62 附表4制造费用表单位：万元序号项目支出一小计2873.021原料2724.742动力、燃料15.893工资福利72.004制造费用60.384.1折旧费41.124.2修理费9.634.3材料备件9.635年运行费用2873.02 附表5制造费用表序号费用明细金额（万元）1办公费42招待费用23交通费44差旅费25会务费16科研费57福利费58摊销费用12.609其他4.40合计40 附表6损益表单位：万元序号项目建设期投产期达产期12345678910111销售收入3282.073282.073282.073282.073282.073282.073282.073282.073282.073282.072总成本2913.022913.022913.022913.022913.022913.022913.022913.022913.022913.023进项税315.78315.78315.78315.78315.78315.78315.78315.78315.78315.784销项税377.58377.58377.58377.58377.58377.58377.58377.58377.58377.585销售税62.3851.8867.9967.9967.9967.9967.9967.9967.9967.99设备购置449.65可抵扣进项税76.4414.646利润总额306.68369.06317.18301.07301.07301.07301.07301.07301.07301.07301.077弥补前年度亏损8应纳所得税额77.37369.06317.18301.07301.07301.07301.07301.07301.07301.07301.079所得税25%92.2679.2975.2775.2775.2775.2775.2775.2775.2775.2710税后利润76.67276.79237.88225.80225.80225.80225.80225.80225.80225.80225.8011盈余公积金230.0127.6823.7922.5822.5822.5822.5822.5822.5822.5822.5812应付利润13未分配利润249.11214.09203.22203.22203.22203.22203.22203.22203.22203.22 附表7投资现金流量表单位：万元序号项目建设期投产期达产期12345678910111现金流入3332.073332.073332.073332.073332.073332.073332.073332.073332.073332.071.1销售收入3282.073282.073282.073282.073282.073282.073282.073282.073282.073282.071.2回收固定资产1.3回收流动资金50.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.002现金流出962.873001.563040.473052.543052.543052.543052.543052.543052.543052.543052.542.1建设投资962.872.2流动资金50.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.002.3经营成本2859.292859.292859.292859.292859.292859.292859.292859.292859.292859.292.4销售税51.8867.9967.9967.9967.9967.9967.9967.9967.992.5所得税92.2679.2975.2775.2775.2775.2775.2775.2775.2775.273净现金流量-962.87330.52291.61279.53279.53279.53279.53279.53279.53279.53279.53-962.87422.78370.90345.80345.80345.80345.80345.80345.80345.80345.804累计净现金流量-962.87-632.35-340.75-61.22218.31497.84777.361056.891336.421615.951895.485所得税前净现金流量-962.87422.78370.90354.80354.80354.80354.80354.80354.80354.80354.806所得税前累计现金流量-962.87540.09-168.19185.61540.40895.201249.991604.791959.582314.382669.18 海南中油深南万宁龙滚加油站改造工程设计委托书海南中油深南石油技术开发有限公司2010-7-26 1、委托内容为了加快海南中油深南万宁龙滚加油站改造工程建设，做好开工前的准备，海南中油深南石油技术开发有限公司托委天津市振津工程设计咨询有限公司对本工程项目进行工程设计。2、项目概况本项目是公司针对LNG车辆和现有CNG车辆共存的特征，采用L-CNG的站点形式服务燃气车辆。本项目LNG加气规模为10000Nm3/d,CNG加气规模为10000Nm3/d。本次新建设施的具本内容：包括围堰、相关设备、一个加气岛（包括1个LNG加气机和1个CNG加气机）。加油机、罩棚和站房利旧。油罐利用原设备（目前有3个油罐，其中有一个罐为空罐，其他两个分别为柴油罐、气油。容积均为30m3。原站为三级加油站）。2.1设计基础资料表序号内容参数备注1进站气温度-140°C2进站气压力0.45Mpa3日处理量20000Nm3/d4气站占地面积3095m3总面积5气站电源情况外电6LNG储罐、汽化器、LNG低温泵撬、低温高压柱赛泵、CNG加气机、LNG加气机、CNG储气瓶组、优控制盘等设备设计资料厂家给定7生活用水水源情况（压力、流量、管径）深水井8消防用水水源情况无9站内排水情况散排至水沟10详勘（岩土勘察报告）已提供2.2天然气气源参数 天然气组分表序号项目数值备注一组分含量(mol%)1甲烷80.94282乙烷17.66973丙烷1.34904正丁烷0.02765异丁烷0.01006异茂烷0.00097氮气0.00008二氧化碳0.0000二特性数值1低热值（MJ/Nm3）39.012高热值（MJ/Nm3）46.093气相密度(kg/Nm3)0.84834液态密度(kg/Nm3)456.55运动粘度（m2/s）11.98×10-66华白指数56.91147爆炸上限(20°C)14.489%爆炸下限(20°C)4.3243%2.3站区内已有地下管线的综合资料已陆续提供。2.4其他水文地质资料依据设计需要将陆续提供。2.5建站地点地形图及周边情况：建站地点靠山地建造，其中东边：高速匝道大于30米，南面：山地，小于30米，西面：围墙小于30米，北面：稲田、电线杆、小于30米。2.6拟定厂址厂址拟定在——万宁龙滚加油站。3、完成时间要求在我方下设计委托书后20个工作日内守铖详细设计工作，即出施工蓝图。具体设计内容包括：按照在原站基础上改建的设计方案，包括初步设计、施工蓝图、消防专篇相关资料。4、编制和设计费用编制和设计费用见合同。 5、其他说明5.1本项目所有设备均由第三方成撬提供，第三方对提供的成套设备的工艺流程及控制系统的可行性及安全性负责。5.2供气源来自于西线高速三林出口2公里处，LNG工厂。建设规模日处理量30万标方天然气。5.3气源与本站之间的距离为140公里.5.4未来潜在的汽源：将在澄迈县老镇马村港建一座LNG储备库，岛外购买LNG。5.5所有资料将提供签字盖章版作为设计依据。海南中油深南石油技术开发有限公司对天津市振津工程设计咨询有限公司特此委托!委托人：海南中油深南石油技术开发有限公司（盖章）法定代表人或委托代理（签字）2010-7-26'