高新技术产业园区燃气（LNG气化站）项目可行性研究报告 110页

'XX燃气有限公司X高新技术产业园燃气（LNG气化站）项目可行性研究报告工程号：G86KX省石油化学工业设计院二O一一年三月1 目录1总论11.1项目概述11.2项目地区自然条件11.3企业概况11.4项目建设的重要性和必要性31.5项目建设的有利条件61.6可研编制依据和遵循的规范、标准71.7编制原则91.8可行性研究的范围91.9可行性研究的主要过程101.10研究初步结论101.11主要技术经济指标112市场调查、用气量计算132.1市场分析132.2用气量计算133.总体设计方案163.1气源选择及气源技术参数163.2总体设计方案174LNG气化站194.1设计规模194.2建设条件和站址方案2090 4.3总图运输244.4工艺流程274.5主要工艺设备选型及布置314.6工艺管道及附件374.7自控仪表424.8公用工程485输气管道655.1设计参数655.2压力级制655.3输气管道水力计算655.4管道材料665.5管道防腐675.6管道布置675.7管道敷设686工厂组织与劳动定员696.1企业体制与组织机构696.2劳动定员696.3人员来源及培训697消防717.1编制依据717.2工程的消防环境现状747.3工程的火灾危险性类别777.4主要消防措施和设施7790 8环境保护838.1编制依据838.2目所在地区的环境现状838.3项目主要环境污染因素分析868.4主要防范措施898.5绿化设计929节能篇949.1编制依据949.2能耗分析949.3节能措施959.4建立、健全能源管理制度959.5节能效益9510劳动安全卫生9610.1编制依据9610.2自然环境安全条件分析9610.3安全生产条件的分析9710.4主要危害因素分析9810.5安全防范措施9910.6劳动保护10010.7劳动安全及职业卫生管理机构和制度10110.8劳动安全及职业卫生投资10111项目实施计划10211.1建设周期的规划10290 11.2项目实施进度规划10212投资估算和资金筹措错误！未定义书签。12.1项目说明错误！未定义书签。12.2建设投资估算错误！未定义书签。12.3建设期借款利息错误！未定义书签。12.4固定资产投资错误！未定义书签。12.5流动资金估算错误！未定义书签。12.6项目总投资错误！未定义书签。12.7资金筹措错误！未定义书签。13财务分析错误！未定义书签。13.1分析方法错误！未定义书签。13.2基础数据错误！未定义书签。13.3总成本估算错误！未定义书签。13.4营业收入、销售税金及附加和增值税估算表错误！未定义书签。13.5盈利能力分析错误！未定义书签。13.6清偿能力分析错误！未定义书签。13.7不确定性分析错误！未定义书签。13.8评价结论错误！未定义书签。附图：（1）总平面布置图（2）管道及仪表流程图90 （3）XX燃气有限公司X高新技术产业园燃气（LNG气化站）项目区域位置图90 1总论1.1项目概述项目名称：XX高新技术产业园区燃气（LNG气化站）项目建设地点：X省漳州市X高新技术产业园建设单位：X省X燃气有限公司项目内容:LNG气化站工程(包括LNG储存、气化、调压计量、加臭等工艺)和配套的公用设施。项目负责人：可研编制单位：X省石油化学工业设计院1.2项目地区自然条件XX高新技术产业园区燃气（LNG气化站）项目拟选址于X省漳州市X高新技术产业园，地理位置见附图。项目地区自然条件见第4章有关章节阐述。1.3企业概况XX燃气有限公司系中海石油新能源有限公司的下游合作企业，专业从事天然气项目的投资、建设及运营。企业团队成员均来自燃气行业，曾参与X海上LNG项目的规划、气源谈判以及相关配套项目的建设，主持过省内外多个大型LNG储配站的建设，在项目启动、施工过程管理和后期安全运行保障方面积累了丰富的经验。同时，与中海油、广汇天然气以及中原绿能等多家老牌上游能源供应商保持着多年良好的合作关系，在气源选择上有着较大的空间，能够通过合理、高效的气源调配为用气企业提供坚实的气源保障，供气质量符合国标GB17820—1999标准。90 在X海上LNG项目投产之前，即在2008年之前，X市场上的液化天然气基本来自新疆的鄯善地区，主要供应商是广汇天然气公司。广汇公司除了以槽车运输方式向X市场供应天然气外，还与当地公司合作，在X的德化、闽清和晋江分别建立了截至今日仍为X最大型的LNG储配站，最大供气能力达24万m3/日，各站工程建设标准均达到国家及行业标准和设计要求。X燃气团队参与了上述各站从项目落地到投运的整个过程，对审批程序、建设过程的关键环节以及投运后的生产安全管理有一定的认识，积累了丰富的经验。据X省X燃气有限公司一期工程耗能用量预测，近期XX高新技术产业园区天然气耗气量（最大）为20.0万Nm3/d。二期天然气耗气量（最大）为50.0万Nm3/d。目前天然气市场繁荣，XLNG总体项目采购印度尼西亚东固气田的液化天然气，通过海运到莆田秀屿港接收站，项目规划为500万吨/年，其中第一期为260万吨/年，现已供气。XX高新技术产业园区燃气（LNG气化站）占地面积约33亩，站址由开发商划定，选在漳州市X高新技术产业园规划用地内东北角，站址西侧为X高新技术产业园区规划道路，站址东面围墙外为规划用地，现为待拆除的零星民房，北面为待拆除的养猪场，南面为园区规划用地，现还未建设。场地已平整，LNG气化站储罐与东面零星民房距离约115米。LNG气化站储罐与北面养猪场距离约75米。站址共有二处对外出入口，并和厂区路网连接，交通便利。项目所需的水、电能源均由产业区统筹调配。运行期间所发生的废水纳入产业园排污系统。站址的区域位置合适，有较好的建站条件。90 该项目建成后可向XX高新技术产业园区提供天然气6000万Nm3/年（一期），将促进用气企业节能减排进展，对加大XX高新技术产业园区可持续发展力度将起到不可或缺的作用。1.4项目建设的重要性和必要性1.4.1项目建设的重要意义（1）本项目建设适应我国能源发展形势，对于调整漳州地区能源结构，缓和能源供应紧张局面将发挥重要作用；改变燃料结构是解决燃料供应紧张的必然途径。根据能源专家预测，我国原油产量将达到高峰，总产量约1.9~2.0亿吨。到2020年，我国石油产量仅能满足我国需求量的40%左右，缺口量将达到60%，因此在我国石油供应紧张的局面将持续一个较长的时间。面对这样的形势，以其它燃料代替石油产品将是我国能源结构发展的必然趋势。2010年我国天然气产量将达到800亿立方米，2020年预计为1000亿立方米，而需求量将达到2000亿立方米，50%的缺口依赖进口。但据专家预测，世界天然气市场比较乐观。其中俄罗斯、中亚、南亚、澳洲诸国的生产潜力很大。由于这些国家距离我国很近，交通便利有利于天然气的输配，对于我国进口天然气态度积极。估计2020年我国从陆上引进天然气的将达到700亿立方米，通过液化天然气从海上引进将达到800亿立方米，总计可达到1500亿立方米，远大于1000亿立方米需求量缺口。综上所述，我国以石油产品为燃料的企业，要改变燃料供应的紧张局面，以天然气代替石油产品作工业燃料无疑是一最佳途径。奋安铝业的决策者顺应形势，提出了“以气代油”，即以天然气为燃料，取代原有的重油、液化石油气的方案是解决企业燃料供应紧张的必然途径，也是十分必要的。90 （2）项目建设有利于降低企业的生产成本，提高企业经济效益，促进企业的持续发展；未来我省天然气供应市场相对比较稳定、输配成本低，将是解决企业燃料供应紧张，提高企业经济效益的必要保证。（3）本项目有利于改善XX高新技术产业园的投资环境，进一步提升产业园竞争能力，有利于招商引资，促进开发区的持续发展；（4）本项目有利于改善企业的生产环境，减少环境污染，符合我国环境保护有关政策，对于创建文明、卫生城市，实现城市现代化具有重要意义。随着我国改革开发的深入发展，我国经济政策正处于完善与调整阶段。在注重提高企业的经济效益的同时，不断提升企业的环境效益和社会效益，将是十分重要的。单纯的高经济效益，而对环境造成影响的企业将难以生存。以煤或石油产品为燃料的企业，由于燃烧后废气中含有较多有害物质，必然对环境造成污染，有效的处理废气污染，以期达到环保标准是企业生产的重要任务。众所周知，天然气是绿色燃料，本身不含有有害物质，燃烧后不会产生有毒有害物质，因此改变燃料结构，以天然气代替石油产品是企业根本解决环保问题的最好途径，也是我国环保政策的要求和环境保护的必然趋势。(5)天然气成份稳定、燃烧完全，能提高加工产品质量。1.4.2项目建设的必要性⑴符合X省能源发展规划和政策天然气工业被列为“十五”期间国民经济鼓励发展的重要产业，X省亦提出以“覆盖全省、对接两洲、纵深推进、清洁安全”为目标，以“满足需要、服务发展、安全保障、综合布局、统筹协调、统一调度”90 为原则，通力协作，密切配合，加快推进天然气管网建设的发展规划和政策要求。海峡西岸天然气管网规划和建设，对于促进经济社会又好又快发展、优化能源结构、促进节能减排、提升城乡人民生活品质、带动相关行业发展、建设沿海战略具有重要意义。此项目的建设，符合且顺应国家能源变革的总体方向，也与X省能源发展规划和政策相一致，是科技进步、能效升级、严格环保的必然趋势。⑵符合节能减排的政策要求，大幅降低有害物排放天然气是一种清洁、高效的城市绿色能源，低温液化生产过程中已脱除H2O、S、CO2和其它有害杂质，其主要成分90%以上为甲烷，燃烧过程中基本不产生大气污染源。天然气替代LPG及重油作为燃料使用，能减少二氧化硫排放量近100%，减少烟尘排放量81%，减少氮氧化合物排放量46%，减少一氧化碳排放量56%，并有助于减少酸雨形成，舒缓地球温室效应。天然气工程是一项环保工程。本项目的建设实施，必将大大地降低X高新技术产业园区环境中大气中烟尘、粉尘、二氧化硫、二氧化碳、氮氧化物的排放量，为工作人员创造良好的生活和工作环境。⑶提高安全性本项目实施后，企业所需的燃料供应系统由专业的燃气公司负责运营、管理和维护，消除了企业危险源隐患，生产安全性大幅提高。另一方面，天然气着火温度高，自燃温度约为590℃，爆炸极限4.57-14.56%，且轻于空气易于扩散，不易形成燃、爆等危险事故。⑷降低企业生产成本重油热值为9600kcal/kg。LPG热值为107.20MJ/m3。X天然气在20℃，绝对压力101.3kP90 a状态下高位热值为38.164MJ（9115kcal/m3）。根据目前对LPG市场的调查，XLPG价格为7200元/吨，按热值45.0MJ/kg计算等热值单价约0.16元/MJ；重油价格（含运费）运抵企业约4450元/吨,折算成天然气价格约4.12元/m3。天然气价格拟定为3.20元/m3，热值为38.574MJ/Nm3计算等热值单价约0.083元/MJ。以目前油品市场价格计算，每替代一吨重油可节约成本991元、替代液化石油气每MJ可节约成本0.075元。且天然气是洁净的气态能源，燃烧完全，燃烧后产生二氧化碳和水，以天然气替代柴油、重油等燃料，能从根本上改变上述问题，降低企业生产成本。本项目立足于解决入园用气企业的燃料供应，采用集中管道供气方式对企业供应质优、价廉的天然气，解决入园企业在燃料方面的后顾之忧。既减少了企业的固定资产投资，同时也减少了企业经营费用，降低了企业的生产经营成本，提高了产品质量，消除了一定的安全隐患，对企业是非常有利的，并能大大提高产业园区的招商引资效果。综上所述,说明本项目的建设是非常必要的。1.5项目建设的有利条件1.5.1气源条件本项目主气源由市场供应，采购进口与国产液化天然气，多渠道保证气源稳定、可靠。X液化天然气（LNG）项目接收站位于X湄洲湾北岸开发区最南端的莆田秀屿港区。一期项目包括两座16万立方米的地面全容式混凝土储罐（外罐内径约为82米，罐壁高度约为38米90 ）、LNG气化设施及辅助工程设施。一期液化天然气资源供应方为印尼Tangguh气田，通过海上运输运至位于X莆田秀屿港的LNG接收站。本项目的液化天然气从LNG接收站通过LNG槽车运输至XX高新技术产业园区LNG气化站，经气化后进入输气管道输送到各用户使用。1.5.2站址条件本项目站址位置条件较好。站址现为山坡地，符合建设LNG气化站要求。项目将修建搭接站外的道路，保证LNG槽车运输。本项目在产业园总平面布置东北侧，占地面积满足建设要求，同时可预留一定的发展用地。LNG储罐与站外建、构筑物的安全防火间距满足《城镇燃气设计规范》GB50028-2006要求。1.5.3公共设施条件本工程气化站用电、用水、排水等公用设施，由X高新技术产业园统筹解决。根据本站生产和消防用水要求，提供水源，通过供水管网引至站区。产业园建有完善的供电系统，供电负荷能够满足本站生产及消防用电要求。园区内有完善的排水系统，由于站内污水无有害物质，可直接排入厂区内排水系统。1.6可研编制依据和遵循的规范、标准1.6.1编制依据①XX高新技术产业园总平面布置图;②X省X燃气有限公司与中闽海油燃气有限公司签订的供气意向协议;③X省X燃气有限公司与X省石油化学工业设计院签订的《工程设计合同》，合同编号：S20110107；④《XX高新技术产业园区天然气（LNG站）项目环境影响报告书》90 ⑤甲方提供的其他基础资料和技术资料。1.6.2编制遵循的规范和标准本工程项目可行性研究遵循的现行国家主要规范、标准和规定如下：a.《城镇燃气设计规范》GB50028-2006b.《建筑设计防火规范》GB50016-2006c.《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92d.《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（2000年版）e.《供配电系统设计规范》GB50052-2009f.《低压配电设计规范》GB50054-95g.《建筑照明设计标准》GB50034-2004h.《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-92i.《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003j.《生活饮用水卫生标准》GB5749-2006k.《污水综合排放标准》GB8978-1996l.《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005m.《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-2008n.《建筑抗震设计规范》GB50011-2001(2008年版)p.《构筑物抗震设计规范》GB50191-93q.《声环境质量标准》GB3096-2008r.《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-88s.《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010t.《液化天然气的一般特性》GB/T19204-2003u.《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493-2009v.《低温绝热压力容器》GB18442-200690 w.《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》GB/T20368-2006z.《市政公用工程设计文件编制深度规定》住房和城乡建设部1.7编制原则（1）贯彻国家节能减排、环保的能源产业政策，严格服从国家及省市现行颁发的设计规范、规定和标准，并参照国外先进、适用的标准。（2）以企业的发展规划为指导，远近结合，分步实施。（3）坚持科学态度，设计方案以安全为首要原则，做到技术先进、实用、投资经济合理、操作灵活、适应性强、便于管理，并充分考虑全面实现运行管理自动化的需求。（4）坚持节能原则，做好能源的综合利用，力求取得良好的经济效益、社会效益和环境效益。（5）合理进行建、构筑物的布局和土地使用，尽量节省用地。（6）严格执行“三同时”原则，积极推行“安全文明清洁”生产工艺，做到环境保护、劳动安全卫生、消防设施与工程建设同步规划、同步实施、同步运行。（7）进行技术方案比选和优化，以节约投资和运作成本，满足投资和成本控制要求。（8）形成以人为本、美观的生产环境，体现企业文化和企业形象。（9）充分估计工程各类风险，采取规避措施，满足工程可靠性要求。1.8可行性研究的范围本工程建设范围分为LNG气化站和天然气输气管道两部分：（1）LNG气化站气化站建设内容包括LNG卸车、LNG储存增压、气化加热、BOG处理、安全泄放、调压计量、加臭等工艺设计；LNG气化站控制室、配电室、消防泵房、办公楼90 等土建、给排水、电气、仪表等工程设计；LNG气化站的天然气管道、氮气管道、消防水管道、给排水管道等设计。根据XX省X燃气有限公司的设计委托合同，可行性研究报告对本建设项目的必要性、有利条件、市场需求、工艺技术方案、公用工程和辅助设施、环境保护、劳动安全和职业卫生、消防、节能以及财务评价等问题进行研究，分析论证，提出初步评估意见，为业主对建设项目的投资决策提供依据。1.9可行性研究的主要过程在企业前期工作的基础上，本可行性研究报告的编制按以下过程进行：（1）配合业主进行站址方案选择；（2）对动力的供应和产品需求进行调研，确定生产规模；（3）调查工艺技术，结合项目具体情况，进行分析比较，确定最佳工艺技术路线；（4）现场落实总图、运输、供电、给排水等情况，了解建设项目所在地对环境、劳动安全和职业卫生以及消防的要求；（5）了解企业现有生产水平、消耗水平及财务状况；（6）编制本可行性研究报告。1.10研究初步结论利用市场提供的优质的天然气资源和XX高新技术产业园区已有的、便利的动力供应条件,发挥企业的人才优势和技术优势,建设LNG气化站1座、年供应6000万Nm3/a（近期）天然气装置，项目环境可靠、安全风险小是企业产品高端化、增强市场竞争力、做强做大企业的必然选择。从财务评价分析看，本项目工程总投资1945.47万元，财务内部收益率，35.75%(税后)，投资回收期为3.9490 年(税后，含建设期)，具有较强的还贷能力和抗风险能力；另一方面，本项目对企业产品从低端向高端转化、增强企业可持续发展的能力以及提高企业产品市场竞争力有重要的意义。因此，本项目是可行的。1.11主要技术经济指标项目主要技术经济指标见表1.11-1表1.11-1主要经济技术指标表序号项目单位数量备注一LNG气化站座1　1储存规模m36004台150m3贮罐（预留）2气化规模Nm3/h120003建筑面积m22786.8二供气规模1日供气量（最大）104Nm3/d20一期2全年供气量（最大）104Nm3/d6000一期3高峰小时流量Nm3/h100004全年供气日天300三动力消耗1电104kWh/a30.24一期　　2水t/a1260一次用水　四定员人12五年运输量运进104m3/a6000槽车输出104m3/a6000管道六氮气用量m3/a～200仪表及扫管线用，瓶组供应七三废排放量废气m3/a~48废水m3/a6480八工程总投资万元1945.47　其中：固定资产投资万元1840.47流动资金万元75.0九投资回收期年3.49税前年3.94税后十财务内部收益率%44.55税前%35.75税后十一年平均利润总额万元826.2十二总投资收益率%43.11　十三投资利税率%51.490 十四年平均所得税万元206.55十五盈亏平衡点%29.490 2市场调查、用气量计算2.1市场分析随着我国改革开放的深入发展，我国经济政策正处于完善与调整阶段。在注重提高企业的经济效益的同时，不断提升企业的环境效益和社会效益，将是十分重要的。单纯的高经济效益，而对环境造成影响的企业将难以生存。以煤或石油产品为燃料的企业，由于燃烧后废气中含有较多有害物质，必然对环境造成污染，根据我国能源政策和环保法规，应逐步转换能源结构，以天然气等清洁能源代替原有燃料，是必然的趋势。根据我国能源政策和环保法规，在面对天然气燃料具有绝对优势的情况下，优先选择天然气为燃料将是企业实现持续性发展的必然趋势。天然气作为二十一世纪的清洁能源，与油、LPG相比，具有明显的价格优势、环保优势。天然气替代油、LPG作为工业燃料，能降低生产成本,提高产品质量,增强企业产品竞争力，天然气利用市场十分广阔，潜力很大，用气企业多,用气量及用气稳定性较好,在进行天然气利用工程规划建设时，在已落实的用户及用气量的基础上，应留有充足的余量，以满足其它用户燃料转化或对天然气选择的要求。2.2用气量计算本报告对漳州市X高新技术产业园入园企业用气量计算本着以调查为依据，科学预测为基础，通过理论计算确定合理的用气量规模。入园企业用气量计算分为两个阶段，即近期建设（园区在建企业申请用气量）和远期建设（留有可持续发展能力，如预留4个150m3的LNG贮罐及配套设施位置等）。根据X燃气有限公司提供的资料，近期规划最大日用气量为20.0万Nm3/d，年最大用气量约6000万Nm3/a，远期将以企业的规划为发展依据，本报告按供气能力50.0万Nm3/d预留天然气贮罐（4×150m3）及配套设施作为发展余地。90 2.2.1近期用气规模（据闽升公司提供的资料）序号企业名称用气设备燃料类型吨位或热负荷主要用途生产班次1万利太阳能公司天然气总计48条生产线，1.5～2万立方/天，2011年4月份约7万方/天，2011年6月份约10万/天，2012年12条生产线，约24万方/天，远期全部达产48条生产线，约80万方/天陶瓷生产3班（每月生产20～22天）同盛达电工材料有限公司天然气一期约10000～1600方/天，2011年上另外一条生产线，总计约2万方/天～3万方/天，后期熔炉生产线3条，总计可达6万方/天熔炉2班（每月生产20～22天）天裕隆五金有限公司天然气0.25吨/天柴油约合天然气。0.31吨/天烤漆3班（每月生产20～22天）鑫威铝业公司天然气2011年6月前月5000立方/天，远期可达3万立方/天熔炉3班（每月生产20～22天）素霸亚洲食品有限公司天然气3万立方/天烘烤2班（每月生产20～22天）合计：max20万Nm3/d（平均用量17万Nm3/d）；⑶供气规模高峰供气：200000Nm3/d=147.6t/d，平均供气125.4t/d。贮存量为：(150m3×4)×0.9=540m3LNG=242.5t90 242.5/147.6=1.6d；2.2.2高峰小时流量计算XX高新技术产业园区燃气（LNG气化站）项目年生产时间为300日，每日生产24小时。由于本项目年平均日小时流量与要求的最大小时流量相差较大，本项目高峰流量按同时工作系数确定。以最大小时流量运行的同时工作系数取0.8。2.3可研报告采用的天然气价格本报告采用的天然气采购与销售价格为市场询价（进价3.0元/m3，出（用）价3.25元/m3），仅作为计算项目的技术经济分析用，不作为今后的运作依据，项目运行时发生的天然气价格将随行就市、按市场实际发生计算。90 3.总体设计方案3.1气源选择及气源技术参数天然气利用市场十分广阔，潜力很大，用气企业多。在进行天然气利用工程规划建设时，在已落实的供应商意向供应基础上，进行市场调研、择优选购，为企业降低生产成本、促进市场良性竞争是有必要的。国家重点工程XLNG总体项目一期工程建设规模为260万吨／年LNG，目前已投产，将为X用天然气提供一定的保证。根据福州天然气市场提供资料，天然气技术参数如表3.1-1：表3.1-1天然气组份及物性参数序号项目典型示例一典型示例二平均值范围平均值范围平均值轻重轻重1N2,mol%0.4510.3690.40.190.110.150.282C1,mol%97.03296.07196.29992.0089.3890.6993.493C2,mol%2.0142.7892.5854.655.765.213.904C3,mol%0.3460.530.4892.583.302.941.715iC4,mol%0.070.1020.10.350.780.560.336nC4,mol%0.0780.1290.1180.230.660.450.287iC5,mol%0.0020.0030.0030.000.000.008nC5,mol%0.0020.0030.0030.000.000.009硫化氢:(ppminvolume)<3.5<3.5<3.5<1<1<110总硫份:(mg/kg)33.833.433.5<5<5<511杂质及其它无无无12分子量,kg/kmol16.5416.7316.6917.718.418.0417.3713气化温度.T-162.5-162.1-162.2-160.9-163.3-160.6-161.414液相密度,kg/m3435.2438.3437.7454.6466.6460.6449.1515液相热值,MMBtu/T52.0652.0552.0451.551.851.751.8716气相密度170°C,kg/Nm30.73990.74830.74640.82310.85640.83980.79311820°C,kg/m30.6890.69680.69510.76640.70730.78170.738419液态/气态膨胀系数200℃,Nm3/m3LNG588.2585.7586.4552545549567.72120℃,m3/m3LNG631.6629629.6593585589609.390 220℃状态下,1.01325bar23低热值,kJ/m336,62137,04436,9414213643717429273993424高热值,kJ/m340,63841,09140,9804665348348475014424125华白指数,kJ/m353,76954,06453,986545465541854982544842620℃状态下1.01325bar27低热值,kJ/m334,10234,49434,4023923440700399673718528高热值,kJ/m337,84238,26338,1644343944994442174119129华白指数,kJ/m350,07050,34450,27554580554515501652646本工程取以上二例的平均值为基础，进行计算。3.2总体设计方案LNG供气方式主要有三种：一是长输管道供应，适用于用气量大，距离供气总站相对较近的用户；二是将LNG用槽车运输到用户附近，通过气化站和输配管道供应，适用于用气量较大，距离供气总站相对较远的用户；三是通过气化站灌装钢瓶，利用气瓶槽车将钢瓶运到用户附近，通过瓶组气化站气化后供用户使用。本项目采用LNG槽车运输，通过气化站和输配管道供应方式为奋安铝业的用气车间供气。总体工艺流程简述如下：在LNG供气总站将LNG充装到LNG槽车中，LNG槽车将LNG运输到本项目LNG气化站，在气化站内储存、气化，气化后的天然气进入中压输气管道，通过中压管道将天然气送到用气企业的专用调压柜，调压后通过企业内低压管道送到用气车间。总体工艺流程方框图如下：90 供气总站调压计量中压输气管道LNG气化站LNG槽车用气车间90 4LNG气化站4.1设计规模4.1.1供气规模本LNG气化站的设计供气规模为确保向漳州市X高新技术产业园内用气企业连续供应天然气，满足其生产要求。近期建设供气规模：年供气规模：6000×104Nm3/a；年平均（最大）日供气：20.0×104Nm3/d。小时供气量：8300Nm3/h。（各生产线同时开机10000Nm3/h（瞬时））远期供气规模：本设计为近期建设期的工程设计，本着远近期结合的原则，建设用地一次征用，根据发展规划期供气规模，总图布置预留储罐等设备位置，工艺管道预留接头，以利于两期工程的衔接，确保工程建设经济合理。4.1.2设计参数①设计压力（表压）液化天然气储罐0.8MPa低温天然气管道系统0.8MPa常温天然气管道系统（调压前）0.6MPa常温天然气管道系统（调压后）0.4MPa②设计温度液化天然气储罐-196℃液化天然气管道系统-196℃常温天然气管道系统常温90 ③天然气出站参数出站流量：Qmax=10000Nm3/h出站压力：0.2MPa（g）出站温度：≥5℃。4.1.3LNG站运输规模本工程的主要原料为液化天然气，按气源来自莆田秀屿港的LNG接收站计算，采用40m3汽车槽车运输至气化站内。气化站近期建设年最大日供气规模为，20.0×104Nm3/d，约合LNG量为147.6t/d，40m3汽车槽车充装系数为0.9，一车次运输量为16.2tLNG，日运输车次最多为9.1车次。远期发展预期或能够以管网供气。本站不备汽车槽车、不单独设置槽车库，LNG运输全部外协解决。4.1.4LNG储存规模根据《城镇燃气设计规范》规定，LNG气化站的储存量（天数）应根据气化站规模、运输距离、运输道路状况、上游LNG接收站生产、检修情况等因素确定。根据用气量计算产业园近期年平均日用气量为147.6t/d，本工程近期储存规模确定为600m3LNG，采用4台150m3储罐，充装系数为0.9，存储量为242.5tLNG。高峰供气时LNG储存天数1.6天；平均供气时LNG储存天数1.93天；4.2建设条件和站址方案4.2.1建设条件4.2.1.1站区的地理位置及自然条件90 本LNG气化站站址位于漳州市X高新技术产业园内。X县位于X省南部，介于东经117°0′12″—117°36′36″、北纬24°26′20″—24°59′58″之间。距漳州港50多公里，厦门港、厦门国际机场80多公里，金门90多公里，319国道、漳龙高速公路、龙厦高速铁路穿境而过。XX高新技术产业园区设立于2000年3月，总规划面积7.78平方公里，其中工业用地5.78平方公里,2005年12月经国家发改委公告通过列为省级开发区，是漳州市唯一一家高新技术园区。产业园区坐落于X最东部，与漳州市区毗邻，国道319线贯穿其间，在建的龙厦铁路货运站距离园区5公里。漳龙高速公路、沈海高速复线三个出口环绕南北两端，距离海西重点建设城市，台商祖籍地漳州市16公里，交通十分便捷。X高新技术产业园区建区以来，按照“高层次规划、城市化布局、高品位建设”的要求，以工业项目开发为主体，经过八年的开发建设，产业园初具规模，工业总产值达50亿元（人民币），出口创汇4.8亿美元，又经县委、县政府授权赋予园区23项经济管理、审批权限和“无费区政策，实行“封闭式管理、开放式经营、一站式服务”，为海内外客商营造良好的发展环境和优质的服务。目前，开发区已初步形成电子信息、食品加工、汽车配件、精密五金、家具制造、模具制造、化工涂料、聚合物锂电池等八大产业群体，吸引了香港、台湾等地区和美国、菲律宾等十来个国家的众多投资者在此投资。截止2008年底，全区利用外资1.5亿美元，安排就业25000多人。拟建LNG气化站站址属丘陵平原地貌，地势总体东北高西南低，90 场地标高约为16.0米。(1)气象条件X县属亚热带季风气候，冬无严寒，夏无酷暑，雨量充沛，年平均气温21.1℃，年降雨量1732mm，年无霜期330天；风向随季节变化显著，常年主导风向3~8月为东南风，9～2月为偏北风，年平均风速2.1m/s，静风频率24%，夏秋季节常有台风袭击，频率为2～3次/年，主要自然灾害为雷暴和山洪。(2)工程地质据区域地质资料，场地内无活动性断裂构造通过，地质构造相对简单稳定。(3)水文地质具体水文地质情况还有待于施工图设计前进行详细勘察工作。(4)地震烈度根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）及X省区划一览表，福清市取地震基本烈度为VII度区。4.2.1.2建设地点的社会经济条件XX高新技术产业开发区是漳州市唯一的一家省级高新区。位于漳州市郊，处厦门和汕头两个经济特区之间，319国道线贯穿其间，漳龙高速公路、沈海高速公路复线均设有出口，龙厦高速铁路X客运站、漳州货运站均设在开发区内。距漳州港口50公里，距厦门国际机场、厦门港口只有45分钟车程。属厦门1小时经济圈范围。总体规划面积65平方公里，形成“一区三园”，即：万利达产业集群项目区：12平方公里、丰田项目区：8平方公里、南凌项目区：45平方公里。90 工业区水、陆交通便利，水、电、通讯配套齐全，基础设施工程建设不断，经济发达。这些条件为开发建设提供了较好的依托条件。为本项目的进行提供了保证。4.2.1.3外部交通运输状况本区域距漳州港50多公里，距厦门港、厦门国际机场均为80多公里，属厦门1小时经济圈范围内。319国道、漳龙高速公路、龙厦铁路三条交通大动脉贯穿全境。漳龙高速公路在X有三个互通口，龙厦铁路在X设有三个客运站和一个闽南地区最大的市级货运站。厂界西侧为X高新技术产业园区规划道路，站址共有二对外出入口，并和园区道路网连接。可满足站区物流运输及消防要求。4.2.1.4公用工程条件本区域引水水源依托X高新技术产业园区可满足站区用水的要求。用电依托XX高新技术产业园区，统筹安排，能满足站区用电的要求。4.2.1.5用地条件场址为XX高新技术产业园区规划用地，无其它拆迁或搬迁情况。本工程的实施符合园区总体规划要求4.2.1.6场址选择场址选择是一项综合性工作，根据企业生产特点全面考虑建设地区的自然条件和社会环境进行综合比较。4.2.2场址选择的原则及依据(1)场址位于XX高新技术产业园区规划用地内，具备良好的协作条件。(2)各功能区和综合利用场地等应同时规划，有利于资源合理配置。(3)可持续发展，近、远期结合，远期预留发展用地。(4)对“三废”采取治理措施，有害物质达标排放。4.2.3厂址方案站址方案由开发商划定，站址选在XX高新技术产业园区规划用地内东北角一空地上，厂界西侧为X高新技术产业园区规划道路，距离LNG90 气化站储罐约102米。站址东面围墙外为规划用地，现为待拆除的零星民房，北面为待拆除的养猪场，南面为园区规划用地，现还未建设。场地已平整，LNG气化站储罐与东面零星民房距离约115米。LNG气化站储罐与北面养猪场距离约75米。站址共有二处对外出入口，并和厂区路网连接，交通便利。用水、接电有保证，因此，站址的区域位置合适，有较好的建站条件。XX高新技术产业园区燃气（LNG气化站）项目总占地33亩。4.3总图运输4.3.1全厂总图4.3.1.1总平面布置（1）设计依据的主要规范、规定①建设单位提供的实测地形图。②《建筑设计防火规范》GB50016-2006③《化工企业总图运输设计规范》GB50489-2009④《城镇燃气设计规范》GB50028-2006（2）平面布置原则结合厂区现有的实际情况，严格执行国家颁布的规范，在满足安全要求的前提下，力求因地制宜、节约用地、保护环境、节省投资。注意美化站区，创造一个良好的生产、生活环境。在保证生产安全的条件下，做到生产工序流程合理、顺畅，功能分区明确。道路、运输组织便捷、顺畅、有利消防。力求减少对周围环境的影响。配套设施齐全，坚持“生态化、可持续发展”。（3）总平面布置（见附图：总平面布置图）气化站总平面布置：生产区包括液化天然气储罐、储罐增压撬、空温式气化器、槽车卸车增压撬和调压计量加臭综合撬；辅助生产用房包括控制室、配电间、消防泵房、消防水池。能满足站区用水、用电等的要求。气化站内LNG低温储罐共8台150m3总容积为1200m3，其中预留4台90 150m3，在满足安全间距的前提下，罐区、生产区尽量布置在空旷地带，并考虑生产、管理及所需辅助设施用地。为了保证气化站的安全运行和统一管理，气化站周边设置2.2m高的不燃烧体实体围墙，储罐四周设1.2m高的防火堤。储罐布置在防火堤内有以下优点：（1）防火堤能有效地将储罐分隔开,当储罐发生意外时,能减少事故储罐对其它设备的影响；（2）一旦有LNG液体外逸，可使液态天然气在较小范围内迅速升温气化,避免事态扩大；站内设置4m宽环形消防通道，转弯半径不小于12m，便于事故状况下消防。气化站内的液化天然气储罐与厂内建、构筑物间的防火间距见表90 （4.3-2）。4.3.1.2竖向布置（1）竖向布置原则A场地竖向设计应不受洪水和地区积水的威胁。B场地竖向设计应与站外道路竖向布置衔接。C场地竖向设计应满足工艺流程对高程的要求。（2）竖向布置方式站区竖向应和西侧X高新技术产业园区规划道路的竖向布置衔接。站内的各街区竖向设计有利于场地雨水就近排入园区排水系统。（3）土方工程：场地已平整。4.3.2运输90 4.3.2.1站内外交通运输方案厂界西侧为X高新技术产业园区规划道路，站址共有二对外出入口，并和园区道路网连接，交通便利。可满足站区物流运输及消防要求。站内道路设计满足生产运输及消防要求，便于专用槽罐车和事故状况下大型消防车的顺利通过。储罐四周设置4m宽环形消防通道，转弯半径不小于12m。4.3.2.2运输量近期年运输量见表4.3-3表4.3-3年运输量序号项目天然气（万Nm3/年）运输方式备注1年运入量6000进：槽车2年运出量6000出：管道4.3.3绿化站区内应进行绿化，美化环境。并设绿化专用投资，保证实施。利用四周空地处设置一些绿地，为整个站区创造一个优美的生产、经营环境。绿地草坪以“马尼拉草”为主。本项目绿地率19.8%。4.4工艺流程4.4.1工艺设计参数（1）气化能力近期供气高峰流量为10000Nm3/h，在满足上述供气要求前提下，留有一定余量，本站气化能力确定为12000Nm3/h。（2）设计压力、温度低温管道，即LNG管道、BOG及EAG加热器前管道：设计压力：0.8MPa；设计温度：-196℃。常温管道，即NG管道：90 调压前设计压力：0.6MPa；调压后设计压力：0.2MPa。设计温度：常温。4.4.2工艺流程LNG槽车将LNG通过公路运输至本站后，在卸车台通过卸车增压器对槽车储罐增压，利用压差将LNG送至气化站LNG储罐。非工作条件下，储罐内LNG储存的温度为-162℃，压力为常压；工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6MPa（以下压力如未加说明，均为表压）。增压后的低温LNG自流进入空温式气化器，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0.4～0.6MPa，最后经调压（调压后出口压力为0.2MPa）、计量、加臭后进入输配管网送入厂内用气设备。工艺流程图如下：工艺流程简图管道及仪表流程图见附图。⑴卸车工艺根据本站的设计规模，同时考虑经济因素，设计采用给槽车增压方式卸车。站内卸车增压器给槽车增压至0.6MPa左右，利用压差将LNG送入低温储罐储存。卸车完成后，末段管道至集装箱槽车内的低温NG气体，利用BOG气相管线进行回收。卸车工艺布置2个装卸柱，选用2台卸车增压器（空温式），2台车可同时进行装卸作业。⑵储存工艺90 当LNG储罐压力低于升压调节阀设定开启压力时，升压调节阀开启，LNG进入储罐增压器，气化为NG后通过储罐顶部的气相管进入储罐内，储罐压力上升；当LNG储罐压力高于减压调节阀设定开启压力时，减压调节阀开启，NG通过储罐顶部的气相管排入BOG加热器，储罐压力下降。通过调节阀的作用，从而将LNG储罐压力维持在设定压力（0.55～0.60MPa）范围内。⑶气化工艺本工程气化器气化能力按12000Nm3/h设计。设计采用空温式流程，可满足生产需要。空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，本工程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，近期设计选用4台气化器，二开二备，切换使用，单台设计流量6000Nm3/h。在每台空温式气化器的入口处均设有切断阀，正常工作时空温式气化器定时进行切换，切换周期为夏季6小时/次，冬季4小时/次。当出口温度低于-10℃时，低温报警并切换空温式气化器。根据气象资料，X县属亚热带季风气候，冬无严寒，夏无酷暑，雨量充沛，年平均气温21.1℃，在冬季极端最低温度条件下，气化后的天然气温度也能达到5℃以上，可以保证天然气的正常气化。⑷BOG处理工艺BOG是由于LNG吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发的气体，主要包括：①LNG储罐吸收外界热量产生的蒸发气体；②LNG卸车时储罐由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体；③进入储罐内的LNG与原储罐内温度较高的LNG接触产生的蒸发气体；④储罐内压力较高时进行减压操作产生的气体；⑤槽车卸完车后储罐内的残余气体。为保证气化站运行时储罐的安全以及卸车时工艺的顺利进行，储罐气相管装有降压调节阀及手动BOG90 排气阀。降压调节阀可根据设定压力自动排出BOG，手动BOG排气阀用于储罐内压力较高时对储罐进行减压操作。因为排出的BOG气体为低温状态，且流量不稳定，需对其加热及稳定压力后并入用气管道。BOG工艺处理能力为800Nm3/h。（5）安全泄放工艺天然气为易燃易爆物质，根据其特性，按照规范要求必须进行安全排放，设计采用集中放散的方式。安全泄放工艺系统由安全阀、爆破片、放散塔组成。常温放散NG经阻火器后通过15m高的放散塔高点排放，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储罐的安全性能，采用降压装置、压力报警手动放空、安全阀（并联安装爆破片）起跳三层保护措施。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。LNG管道的2个截断阀门之间的管段上均设安全阀，并通过安全泄放工艺管道，将需要保护的设备、管道安全排放和手动排放的气体经EAG加热器处理后集中排放。（6）调压、计量、加臭工艺调压工艺将气化器出口的天然气由0.4～0.6MPa调压至0.2MPa后向输配系统输出，工艺采用撬装调压计量加臭设备，近期调压部分采用“2＋1”结构，单路设计流量12000Nm3/h；计量部分采用“1＋1”结构，设计额定流量12000Nm3/h。主空温式气化器出口天然气进入调压段，调压至0.2MPa，汇同BOG加热器出来的天然气进入计量段，计量完成后经过加臭处理，输入用气输配管网。加臭工艺选用四氢塞吩为燃气气味添加剂，工艺采用工业单片机控制加臭控制器，可根据天然气流量变化自动控制加臭。⑺氮气系统本设计中，氮气系统包括两部分：吹扫系统：用于卸车台工艺管线吹扫以及投产时管线和储罐吹扫。90 气动阀门控制系统：供应储罐底部进出液管道上的气动紧急切断阀用动力。氮气气源由奋安铝业提供（本站附近的熔铸车间内有设置制氮系统）组成，气源+控制阀门、仪表构成氮气系统。4.5主要工艺设备选型及布置除储罐和主气化器外，其它工艺设备组装为3个撬体:①卸车撬由卸车增压器和附属阀门管道组成1座撬体;②储罐增压撬由储罐增压器和氮气控制系统、附属阀门、管道组成一座撬体;③综合撬由BOG加热器、调压计量、加臭设备、附属阀门、管道组成1座撬体。4.5.1选型原则LNG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：相关设备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-196℃。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。气化设备气化能力要满足设计要求，气化效率要尽量高。LNG输送管道、阀门等的耐低温性应与LNG储存设施一致。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。据上述选择原则，本LNG站工艺设备设施的选型见表4.5-1。90 表4.5-1气化站主要工艺设备一览表序号设备名称设备规格单位数量备注1LNG贮罐150m3台8预留4台2卸车增压器500m3/h台23储罐增压器500m3/h台44空温式气化器6000m3/h台4三开一备5BOG加热器800m3/h台16BOG调压器800m3/h台17调压器6000m3/h套28加臭机套19涡轮流量计12000m3/h套14.5.1.1LNG贮罐一期工程选用4台150m3LNG贮罐，可以满足近期最大日用气规模5天以上的用气量。主要工艺参数如下：1）结构形式立式，LNG槽罐工作压力0.6MPa，设计温度-196℃。内胆材质OCrl8Ni9，外罐材质16MnR。夹层填充珠光砂并抽真空;罐标称容积为150m3，充装系数0.90。内罐为内压容器，外罐为外压容器。蒸发率≤3wt‰/d。2）接管形式90 考虑工艺、安全等因素，确定所有接管开口均在外罐后侧底部，主要包括：底部进液管、顶部进液管、出液管、气相管、检液管等，管道材质为OCrl8Ni9。3）安全附件LNG贮罐设ITT液位计一套及差压变送器、压力变送器、压力表各一套，以实现对储罐内LNG液位、压力的现场指示及远传控制。外罐顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽真空接口及真空度测试口。4.5.1.2主空温式气化器LNG气化器选用自然气化空温式气化器，空温式气化器的导热管是将散热片和管材压成型的，导热管的横截面为星形翅片。空温式气化器由蒸发部和加热部构成。蒸发部由端板管连接并排的导热管构成，加热部由用弯管接头串联成一体的导热管组成。由于空温式气化器要定期除霜，定期切换，因此设计近期选用4台6000Nm3/h气化器，二开二备,切换使用。主要工艺参数如下：工作压力：0.4～0.6MPa设计温度：－196℃～60℃工作温度：进口温度：－145～－162.3℃出口温度：≥环境温度－10℃安装方式：立式材料：LF214.5.1.3储罐增压撬体储罐增压控制撬由储罐增压器、氮气控制系统、附属连接管道组成。储罐增压控制撬和储罐本体采用金属软管连接。90 ⑴撬体接管及形式储罐增压控制撬接口主要有：接储罐上进液管：DN50接储罐下进液管：DN50接储罐出液管：DN40接储罐BOG管：DN50接储罐区进液总管：DN50接储罐区出液总管：DN50接储罐区BOG总管：DN50接管材质均为0Crl8Ni9，撬体留有DN40、DN50法兰片，通过管道和其他设备和撬体连接。⑵撬体主要设备储罐增压器：储罐增压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），其结构型式一般为卧式长方体。其主要工艺参数如下：设计进口温度/运行进口温度：－196℃/≮－162℃设计出口温度/运行出口温度：－196℃/≮－162℃运行压力：0.55-0.6MPa单台设计流量：500Nm3/h满负荷连续运行时间：≮6小时90 氮气控制系统：氮气控制系统压力为0.4-0.6MPa，平时紧急切断阀保压常开；当出现事故状况，紧急切断阀撤压关闭，阻止储罐内液体进出，从而将储罐从气化站系统隔离出去，保障储罐使用安全。4.5.1.4综合撬包含：BOG加热器、调压、计量、加臭等设备及阀门组成BOG加热器BOG工艺处理能力为800Nm3/h，采用自然气化空温式气化器。主要设计参数同主空温式气化器。调压计量加臭设备调压设备主要是对气化器气化后出站气体进行压力调节，从而可以保证工业用户所需稳定的供气压力；计量设备则主要完成对于工业供气流量精确计量；加臭设备主要是为了保证用气安全。调压段与计量段中间留有BOG入气管接口，设计参数如下：⑴调压结构形式：2+1结构；介质温度：-10℃～20℃；入口压力：0.4～0.60MPa；出口压力：0.20MPa；单路设计流量：12000Nm3/h。⑵计量90 计量段设置气体涡轮流量计一台，计量介质为天然气，工作压力0.2MPa，计量精度1.5级，最大流量12000m3/h的计量及精度要求。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（即“1＋1”结构），便于在流量计校验或检修时不中断正常供气。⑶加臭根据流量计或流量计积算仪传来的流量信号按比例加注臭剂，单泵单路臭剂输出，臭剂为四氢噻吩。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噻吩的滴入，滴入量控制在15～20mg/Nm3。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。4.5.1.5卸车撬卸车撬由卸车增压器和附属连接管道组成。卸车撬接口主要有：卸车出液总管：DN50卸车BOG总管：DN50接管材质均为0Crl8Ni9，撬体留有DN50法兰片，通过管道和其他设备和撬体连接。卸车撬主要设备为卸车增压器。卸车增压器设计流量500Nm3/h，选用自然气化空温式气化器，采用卧式结构。其主要设计参数为：设计进口温度/运行进口温度：－196℃/≮－162℃90 设计出口温度/运行出口温度：－196℃/≮－162℃运行压力：0.6-0.7MPa单台设计流量：500Nm3/h满负荷连续运行时间：≮6小时4.5.1.6放散放散塔现场制作，采用自支撑式结构形式。放散塔总高度19米。4.5.2设备布置本项目中LNG储罐与主气化器为单独布置，基于生产管理和操作的方便，其余设备、控制阀门、仪表及其联络管道组成三个橇体。设计将LNG储罐与储罐增压橇布置在罐区内；其余设备橇的布置由东北至西南方向依次为：主气化器、综合橇、卸车橇。这样布置的最大益处是流程简捷顺畅，减少管道投资，利于管理。4.6工艺管道及附件4.6.1低温管道及管件管道材质为奥氏体不锈钢，钢号为0Crl8Ni9，符合GB/T14976-2002《流体输送用不锈钢无缝钢管》;管件材质为奥氏体不锈钢，钢号为0Crl8Ni9，符合GB/T12459-2005标准的对焊无缝管件（冲压）；法兰材质为奥氏体不锈钢，钢号为0Crl8Ni9，符合HG/T20592-200990 标准的公制凸面带颈对焊钢制法兰；与法兰相应的紧固件采用专用级全螺纹螺柱符合HG/T20613-2009标准、II型六角螺母（0Cr18Ni9）符合GB/T6175-2000标准；密封垫片采用C型不锈钢金属缠绕垫片，金属材料为0Crl8Ni9，非金属材料为PTFE;阀门采用专用低温阀门，应满足输送LNG压力（压力级别PN2.0MPa）、流量要求，且具备耐低温性能(-196℃)。主要包括：专用长轴截止阀、三通阀、安全阀、仪表用针阀、止回阀等等，另外还包括气动低温阀门：紧急切断阀、升压调节阀、减压调节阀及管道压力控制阀等。管道阀门选用按照API标准制造的专用液化天然气用不锈钢阀门，钢号为0Cr18Ni9。阀门与管道间的连接可采用焊接型式连接（DN40及以下为承插焊，DN50及以上为对接焊）或法兰连接型式。4.6.2常温工艺管线管道采用无缝钢管，材质20#/SMLS（GB/T8163-2008）或Q235（GB/T3091-2008），管道标准符合GB/T8163-2008《流体输送用无缝钢管》；管件材质20#/SMLS，符合GB/12459-200590 标准的对焊无缝管件（冲压）；法兰材质20#，符合HG/T20592-2009标准的公制凸面带颈对焊钢制法兰；与法兰相应的紧固件采用专用级全螺纹螺柱符合HG/T20613-2009标准、II型六角螺母（35CrMo）；符合GB/T6175-2000标准；密封垫片采用柔性石墨复合垫片，芯板采用低碳钢。4.6.3阀门低温阀门应满足输送LNG压力（压力级别PN1.6MPa）、流量要求，且具备耐低温性能(-196℃)，材料为0Cr18Ni9。主要包括球阀、安全阀、止回阀、紧急切断阀、升压调节阀和减压调节阀等。阀门与管道间的连接可采用焊接形式连接（DN40及以下为承插焊，DN50及以上为对接焊）或法兰连接形式。常温阀门有球阀、安全阀、逆止阀、仪表阀等。4.6.4安全泄压、放空系统安全泄压系统主要由安全阀、安全阀出口支管、各手动放空支管组成。⑴安全阀及爆破片根据泄放介质及泄放量的不同，本气化站可分为三种不同的安全阀，依次为低温弹簧封闭全启式安全阀、低温弹簧封闭微启式安全阀和常温弹簧封闭全启式安全阀。在每个LNG90 储罐的内槽及外槽设置爆破片。LNG储罐安全阀设定压力不大于内槽的设计压力，且大于压力报警设定压力值，设计内槽安全阀起跳压力为0.70MPa，设计内槽爆破片爆破压力为0.75MPa。外槽爆破片由储罐生产厂家根据国家有关规范设计安装。LNG储罐安全阀泄放的是储罐上部的气相低温天然气，所以选用低温弹簧封闭全启式安全阀，口径为DN25。⑵放空系统设计本工程采用集中放散方式。⑶安全阀设置见表4.6-1表4.6-1安全阀设置一览表序号位置介质温度（℃）介质流态口径（mm）安全阀型式备注1LNG储罐进口－162液相DN15弹簧全启式2LNG储罐出口－162液相DN15弹簧全启式3增压器进口－162液相DN15弹簧全启式4增压器出口－162BOGDN40×25弹簧全启式5气化器出口－10气相DN40弹簧全启式6LNG液相管－162液相DN25弹簧全启式7调压装置进口常温气相DN65弹簧全启式8调压装置出口常温气相DN65弹簧全启式4.6.5保冷及防腐⑴管道保冷90 输送LNG低温液体及BOG、EAG低温气体的管线需进行保冷，法兰、阀门均设阀门保冷套。采用深冷型三聚酯(Cryo-PIR)材质进行保冷。计算条件为保护层外表面不结露，计算参数如下：λ=0.00698W/m×K，隔热层材料导热系数α=4.33W/m2×℃，表面放（吸）热系数（根据日本JIS9501传热公式计算）⑵管道保温室外需要进行保温的热水管道采用岩棉外包镀锌铁皮保温。⑶管道防腐埋地钢管表面除锈光洁度达到《石油化工企业设备与管道涂料防腐蚀设计与施工规范》St3级标准，3PE防腐。架空管线：无缝钢管除锈应达到《石油化工企业设备与管道涂料防腐蚀设计与施工规范》St3级的要求,涂层为：一道环氧富锌底漆（每道干膜厚度为30um），两道环氧云铁中间漆（干膜总厚度为140um），两道可复涂聚氨酯面漆（干膜总厚度为120um）,面漆采用黄色。管架、管卡防腐同无缝钢管，面漆用黄色。4.6.6管道支吊架设计根据所要支撑的管道的不同，可以分为常温管托和低温管托。撬中各设备连接管道的支架宜直接安装在撬体上。由于低温管线采用架桥聚乙烯作为保冷材料，为软性，在管架或管墩上对管道起不到支撑作用，低温管托选用硬性聚氨脂材料的成型管托。其保冷性能与架桥聚乙烯保冷材料相当，根据安装位置的不同，可分为390 种型号分别为URJX型、URHD型、URGD型。常温裸管滑动管架采用U形螺栓固定，螺栓材料为碳钢，螺母采用GB/T6170-2000，材料为碳钢。4.7自控仪表4.7.1设计原则⑴保证系统的可靠性、合理性和高的性价比。⑵采用国内外成熟的先进技术和设备,充分满足设计精度。⑶设置事故检测和应急装置,避免和减少事故造成的危害和损失。⑷保证数据检索简捷、数据安全、提高数据的访问性能。⑸改善操作条件，易于维护与维修，减轻劳动强度。4.7.2控制方案为保证本站安全、稳定地运行，提高工作效率，LNG站的相关运行参数采用就地及控制室显示，并通过站控系统对生产过程进行监视和控制。控制室控制系统采用点对点数显仪表形式，通过控制盘可监视、控制整个气化站运行的全过程。同时考虑到整个系统的安全性，同时布置按钮操作柱和操作盘，可通过按钮开关对现场设备进行操作。由于工艺流程较为简单，整个气化站主要采用常规监控，对于关键参数采用联锁控制。主要联锁控制过程如下：⑴主空温气化器出口温度检测超限，根据温度变送器设置温度超限自动声光报警，提醒值班人员注意检查出气温度，以及相关运行参数是否正常，是否手动启动水浴式电加热器。⑵故障状况下，如工艺区燃气泄漏报警、火警等等，控制室声光报警，同时可自动或手动关闭各个储槽的进出液气动紧急切断阀，90 或根据故障情况进行总切断。⑶各控制阀均设有盘装控制按钮及现场控制按钮。另外，各气动控制阀均设阀位开关，在控制室显示阀的启闭状态，状态转换时进行声光报警。对LNG储存气化站的工艺变量、设备状态及其它过程变量进行巡回监测和数据处理。4.7.3工艺监控菜单及控制盘该系统主要需进行监控的工艺参数类型包括：压力、液位、温度、流量、燃气泄漏。本项目根据工艺特点设计2个仪表盘，分别为工艺参数显示及控制盘（1#）和燃气泄漏报警显示和加臭控制盘（2#）。盘上操作按钮完成以下控制功能：系统启动运行方式切换加臭装置控制紧急停车报警器控制主要监控菜单见表4.7-1：90 表4.7-1主监控菜单项目位置现场显示控制柜显示连锁报警压力储罐●●●●储罐增压器出口●卸车撬出液管●进液总管●进主调NG总管●●●●出站NG总管●●液位储罐●●●●温度出站总管●●●流量流量计●●●泄漏储罐区●气化区●调压计量加臭●卸车撬●紧急切断阀位储罐●●紧急切断阀储罐切断按钮设置断电延时30min的UPS，在系统短时间停电时能为仪表系统提供电源，监视和记录系统的运行状况，保证系统的安全运行。为防雷及防止过电压，在仪表及控制盘内电源进线处设有电涌保护器。在现场可能发生燃气泄漏的场所设置工作稳定、使用寿命长、误报率低的催化燃烧型泄漏检测装置，在燃气泄漏时向控制室发出声光报警信号。仪表系统的保护接地和工作接地接入厂区电气接地网，接地电阻不大于4欧姆。4.7.4仪表设备选型（1）温度计根据工艺操作控制要求设置温度测量点一体化温度变送器选WZPK-246型隔爆型铠装铂热电阻，附保护套管。90 温度变送器主要技术参数如下：工作电压24V，DC；输出信号：2线制，4-20mA输出；带本地显示；适应温度：-40～70℃；防护等级：IECIP65;防爆等级：隔爆型。（2）压力表压力表分为低温压力表、低温远传压力表、常温压力表、常温报警压力表四种。根据所测压力处压力及介质工况的不同选用压力表型式。选用原则：正常使用的测量范围在静压下不超过测量上限的3/4，不低于测量上限的1/4，在波动压力下不应超过测量上限的2/3，不低于测量上限的1/3。压力变送器选用EJA系列智能压力变送器，EJA压力变送器为两线值，4-20mA输出信号。EJA压力变送器主要技术参数如下：工作电压:24V，DC；输出信号：2线制，4-20mA输出；数字通讯:BRAIN协议加载在4-20mA的信号上；精度：0.075级；稳定性：+0.1%量程上限/5年，无漂移；测量元件材质：哈氏合金C-276；90 本体材料：CSC14A；防护等级：IECIP67;适用温度：-40～85℃；适用湿度：5～100%；防爆等级：隔爆型；安装形式：引压管集中安装；可通过手操器对变送器进行设定、监控和维护；现场显示：变送器本体带现场数字显示，显示精度为0.5级；（3）流量计流量计根据最大小时用气量6000Nm3／h选型，选用智能涡轮流量计，量程比高于1:16，精度为1.5级。流量计设有压力、温度探头，利用流量计算机把工况流量修正为标准状况下的流量，变送器远传瞬时流量、累计流量信号。涡轮表与管道的连接为法兰连接。在流量计前后各设1个检修用阀门，并设置旁通管路。（4）液位显示装置每个储槽需设置一套液位显示装置，每套液位显示装置由ITT液位计、压力变送器、压差变送器、压力表组成。以实现对储罐内LNG液位、压力的现场指示及远传控制。远传仪表选用EJA系列智能差压变送器。（5）泄漏报警器90 在可燃性气体容易泄漏或汇聚的地方设置隔爆型可燃气体检测变送器，并将信号远传至控制室，进行指示和报警。可燃气体变送器特点：采用先进的催化燃烧式传感器性能稳定。灵敏可靠使用寿命长体积小超量程限流保护反极性保护可长期连续工作抗中毒性好，抗干扰能力强输出4-20mA标准信号工作电压：24V，DC测量范围：0-100%LEL监测误差：小于±5%防护等级：IP65工作温度：-20--+50℃4.7.5一次仪表安装及管道设计⑴压力表接管压力表必须垂直安装。压力表的引出管都为DN15小管径管嘴，对于管径小于DN40的管道，采用异径三通，引出压力表管嘴与三通及管道与三通的焊接都为承插焊；对于大于等于DN40的管道，采用在管道上钻孔，引出DN15压力表管嘴，管嘴与管道采用环形焊。安装时勿将表壳后部防爆口阻塞，以免影响防爆性能。90 ⑵温度计接管管道温度计选用WZC型铜电阻式温度计。温度计保护管直径为Ø16，长度为250mm，插入长度为70mm，保护管材料选用不锈钢。由于安装处管道都不小于DN150，在管道上钻孔引出DN15温度计管嘴，管嘴与管道采用环形焊，温度计保护管放入管嘴，插入深度符合要求后，管嘴与保护管需做承插焊连接。4.8公用工程4.8.1建筑、结构设计（1）编制依据①《建筑结构可靠度设计统一标准》GB50068-2001。②本院相关专业(工艺、给排水、电气、总图等)提供的可行性研究设计资料。（2）气象条件详见“总图运输”章节，根据《建筑结构荷载规范》附表:《全国各城市的50年一遇雪压和风压》:取50年一遇基本风压值：Wo=0.30kN/m2,地面粗糙度取B类。（3）抗震资料根据国标《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010)和国家地震局颁布的《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001)X省区划一览表,拟建场地位于：X县靖城镇高新技术产业园区内，本场地抗震设防烈度为VII度，地震动峰值加速度值为0.10g，设计地震分组为第二组。拟建场地为中软场地土，建筑场地类别为Ⅱ90 类。场地设计特征周期为0.40s。（4）地形地貌及地质构造拟建场地原始地貌属冲洪积台地地貌。场地内现为空地已进行填土整平，钻孔孔口高程为14.40～16.26米（黄海高程）。拟建物场地四周均为空地。场地平整后不会形成陡坎、临空面等。（5）地质资料根据钻探及区域地质资料，区域内上覆地层较复杂，表层为素填土、之下为粉质粘土、淤泥质土、圆砾、全风化花岗岩、土状强风化花岗岩、碎块状强风化花岗岩。各岩土层的工程地质特征分别叙述如下：①素填土（Qml）：褐黄色，松散，湿～饱和，主要成份为残坡积粘性土，局部含少量碎石等硬杂质。堆填时间为近期，欠固结、未经系统压实。该层场地内ZK01-04、49、51、53孔未分布，厚度为3.00～5.50m，现场在本层内进行59阵击轻型圆锥动力触探测试，校正后的锤击数为2.0～8.0击，标准值为2.5击。工程地质性能差。②粉质粘土（Q4al-pl）：新近沉积土，灰黄色、灰色，可塑，湿～饱和，以粘、粉粒为主，含有石英砂约10～20%。无摇振反应，韧性中，干强度中，切面稍光滑。该层场地内均有分布，顶板埋深0.00～5.00m，顶板标高9.20～15.84m，层厚为3.10～10.70m，标贯修正击数7.0～15.5击，标准值8.8击，工程性能一般。③淤泥质土（Q4al-pl）：新近沉积土90 ，深灰、灰黑色，流塑～软塑状态，饱和。湿土摇震反应慢、韧性中等、干强度中等，切面光滑，含腐殖质，具臭味，该层属高压缩性土，易触变，力学强度低，局部含有细砂。场地内ZK21、43、44、46、47孔未分布，顶板埋深8.00～11.50m，顶板标高3.82～7.47m，层厚为0.90～4.90m。工程性能差。④圆砾（Q3al-pl）：老堆积土，灰白色或灰黄色，饱和，稍密～中密状，颗粒组成以粗砾砂为主，含有约占50％的粒径为2～4cm的卵石，小于0.075mm的含量约占8%，胶结程度较差，分选性一般，卵石磨圆度稍差，呈次圆状，母岩成份以火山岩、花岗岩为主。该层场地内ZK01-04孔未分布，顶板埋深11.70～14.70m，顶板标高0.94～3.99m，层厚为2.70～5.40m，现场在本层内进行75阵击重型圆锥动力触探测试，校正后的锤击数为3.9～10.1击，标准值为5.7击。工程地质性能好。⑤全风化花岗岩（γ53）：褐黄色，中粗粒花岗结构，散体状构造，主要由长石风化而成的粘性土及石英颗粒组成，原岩结构已基本破坏，岩芯呈散体状，岩体完整程度为极破碎，结合很差，其中石英颗粒约占15％，岩心采取率为70～80%，具软化及崩解性，具原岩残余结构，属于极软岩，岩体基本质量等级为Ｖ级。本层均有揭露，层顶埋深10.40～17.70m，层顶标高为-2.80～5.14m，揭露厚度为1.25～11.50m。校正后标贯击数22.5～34.3击，标准值28.9击，工程地质性能较好。⑥土状强风化花岗岩（γ53）：浅黄、褐色，中细粒结构，散体状构造，主要由长石风化而成的粘性土及石英颗粒组成，原岩结构已破坏，岩芯呈散体状，岩体完整程度为极破碎，结合很差，其中石英颗粒约占25％，岩心采取率为60～65%，具软化性及崩解性，具原岩残余结构，属于软岩，岩体基本质量等级为Ｖ级。本层均有揭露，层顶埋深18.60～21.90m，顶板标高-2.77～-6.68m，揭露厚度为2.30～7.00m。校正后标贯击数35.7～45.5击，标准值40.1击。工程地质性能好。90 ⑦碎块状强风化花岗岩（γ53）：浅黄、浅灰色，中细粒结构，碎块状构造，主要由长石风化而成的粘性土及石英颗粒组成，原岩结构已大部分破坏，岩芯呈碎块状，岩体完整程度为极破碎，结合很差，其中石英颗粒约占25％，岩心采取率为50～60%，具原岩残余结构，属于较软岩，岩体基本质量等级为Ｖ级。本层ZK01、04、05、07、09、11-14孔有揭露，层顶埋深22.60～24.30m。工程地质性能好。（6）设计采用的现行国家标准、规范和操作规程《建筑设计防火规范》GB50016-2006《城镇燃气设计规范》GB50028-2006《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《储罐区防火堤设计规范》GB50351-2005《建筑结构荷载规范》GB50009-2001（2006年版）《钢结构设计规范》GB50017-2003《门式刚架轻型房屋钢结构技术规程》CECS102:2002《建筑地基基础设计规范》GB50007-2002《混凝土结构设计规范》GB50010-2002《砌体结构设计规范》GB50003-2001《建筑抗震设计规范》GB50011-2010《公共建筑节能设计标准》GB50189-2005《工业建筑防腐蚀设计规范》GB50046-2008《建筑桩基技术规范》JGJ94-2008《民用建筑设计通则》GB50352-200590 《办公建筑设计规范》JGJ67-2006《X省居住建筑节能设计标准实施细则》DBJ13-62-20044.8.1.1建筑设计生产装置的建、构筑物、辅助生产厂房及生活设施应满足生产工艺和使用功能要求，按国家有关标准进行建筑节能、防火、防腐、防热、防噪音、抗震、防冻等设计。建筑风格力求与环境协调统一，外观造型在满足使用功能要求的前提下，力求简洁新颖，独特大方，建.构筑物群体与周围环境、空间协调,外墙颜色以浅色调为主，适当点缀其它颜色以丰富建筑立面，玻璃采用浮法净片玻璃，点窗与条窗相结合，虚实对比，营造一个具有现代气息的工业建筑风格，形成以人为本和美观的工厂环境，体现企业文化和企业形象。4.8.1.2防腐蚀设计对于有腐蚀性介质的车间，在结构选材上优先采用钢筋砼结构，并按《混凝土结构设计规范》（GB50010-2002）第3.4条进行耐久性设计，对于楼地面（或水池内表面）接触强或中等程度腐蚀性液体的区域进行重点设防，拟采用花岗岩，过氯乙烯，耐酸瓷砖及环氧勾缝等进行防护。对受气态腐蚀介质侵蚀的梁、柱及构件表面涂刷过环氧涂料防腐漆。4.8.1.3建筑节能设计a.建筑的主朝向尽量选择本地区最佳朝向；b.优化建筑体型系数；90 c.屋面、墙面、墙体采用保温隔热性能良好的材料；d.门窗采用节能门窗，玻璃优先采用双层中空玻璃及热反射镀。4.8.1.4防火、防爆、防冻要求根据生产的火灾危险性类别（详见建、构筑物一览表）及各主导专业的功能要求,厂区所有建、构筑物的耐火等级均不得低于二级；罐区地面采用不发火花细石混凝土地面。主气化器地面要求采用防冻措施。4.8.1.5结构设计⑴结构体系办公楼、辅助用房及门卫等采用现浇钢筋砼框架结构，储罐、主气化器等设备基础均采用为现浇钢筋混凝土结构。⑵抗震设计本工程抗震设防烈度为VII度，地震动峰值加速度值为0.10g，设计地震分组为第二组。建筑场地类别为Ⅱ类。场地设计特征周期为0.40s。⑶地基基础办公楼采用柱下钢筋混凝土独立基础，辅助用房、门卫、储罐、主气化器等设备采用预应力高强混凝土管桩。建设场地应确保稳定，当有特殊地质情况，应根据地质报告中的建议，及时处理。表4.8-1主要建、构筑物一览表序号建构筑物名称占地面积m2建筑面积生产类别耐火等级结构形式层数层高m90 1罐区35×56=1960甲类二级钢筋砼特种结构2辅助用房6×24=144144m2丁类二级钢筋砼框架15.43办公楼15×20.1=301.5904.5m2民用二级钢筋砼框架33.64门卫3.9×7=27.327.3m2民用二级钢筋砼框架13.34.8.2给排水4.8.2.1概述本项目站址位于XX高新技术产业园内，站区包括液化天然气储罐区（一期4个150m3LNG低温储罐，预留二期4个150m3LNG低温储罐）、空温式气化器、槽车卸车增压撬和调压计量加臭综合撬、办公楼及辅助用房等。站内生活及生产用水由产业园区市政自来水管供给，消防用水由站区消防泵站供给；站区排水采用雨污分流制，近期生活污水经化粪池及地埋式污水处理装置处理达一级排放标准后排放，远期污水经化粪池处理后排入产业园区市政污水管网，接入园区污水处理厂，雨水由雨水管网汇集并经水封井处理后排入市政雨水管道。4.8.2.2编制依据《建筑设计防火规范》GB50016-2006《城镇燃气设计规范》GB50028-2006《建筑给排水设计规范》GB50015-2003（2009年版）《室外给水设计规范》GB50013-200690 《室外排水设计规范》GB50014-2006《污水综合排放标准》GB8978-1996《生活饮用水卫生标准》GB5749-2006本院工艺、总图等专业及甲方提供的条件资料。4.8.2.3研究范围LNG气化站给排水及消防系统可研报告编制。4.8.2.4水源站区水源由产业园区市政自来水管供给，供站内生活、生产及消防补充用水，市政给水管供水能力：近期2万m³/d，远期4万m³/d，站区附近供水管管径为DN250，供水压力为0.45～0.6MPa，引入管管径为DN100。4.8.2.5给水系统（1）用水量站区主要用水有生活用水、生产用水及消防补水，总用水量见表4.8.2-1。表4.8.2-1项目总用水量估算表（m3/h）序号用水项目用水量备注1生活用水0.162生产用水5.0冬季锅炉用水3消防补水（32）消防补水时用水4合计5.16（32）（2）生活、生产给水系统站区生活用水量为1.5m3/d，最大时生活用水量为0.16m3/h，生产用水量为5.0m3/h，要求供水压力≥90 0.25MPa，由市政自来水管供给。给水管采用钢塑复合管。（3）消防给水系统根据《城镇燃气设计规范》规定，本站同一时间内的火灾次数按一次考虑，消防用水量按需水量最大的LNG储罐区（甲类）一次消防用水量确定，罐区总容积为1200m3，一期150m3（φ3.7*22.0）LNG低温储罐4个，预留二期150m3LNG低温储罐4个。消防用水量按储罐固定喷淋水量和水枪用水量之和计算，经计算储罐固定式喷淋冷却水量为41L/s，水枪用水量为30L/s，火灾时的消防设计流量为71L/s，火灾延续时间按6小时计，火灾延续时间内所需的消防用水量为1534m3；储罐区集液池及卸车区附近分别布置一台PFS-4/300移动式高倍数泡沫灭火装置。本工程消防给水采用临时高压消防给水系统，消防给水由站区消防水泵站供给。消防给水管采用焊接钢管（DN＞150）及热镀锌钢管（DN≤150）。消防设计详消防章节。4.8.2.6排水系统站区排水主要为生活污水及雨水，排水系统采用雨污分流制。（1）生活排水系统站区生活污水量约1.35m3/d，近期生活污水经化粪池及地埋式污水处理装置处理达一级排放标准后排放，远期污水经化粪池处理后排入产业园区市政污水管网，接入园区污水处理厂。室内排水管采用硬聚氯乙烯（UPVC）排水管，室外排水管采用UPVC双壁波纹管。（2）雨水及消防事故排水系统90 防护墙内的雨水及消防事故排水由雨水管网汇集并经水封井处理后排入市政雨水管道。雨水排水管采用UPVC双壁波纹管。4.8.2.7给排水设备给排水主要设备一览表序号名称设备型号性能参数单位数量备注1潜水泵80WQ50-10-3Q=50m3/hH=10mn=1450r/minN=3kW台1一用4.8.3供配电(1)设计依据：①《供配电系统设计规范》GB50052-2009②《低压配电设计规范》GB50054-95③《城镇燃气设计规范》GB50028-2006④《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92⑤《建筑物防雷设计规范》GB50057-94(2000年版)⑥《石油化工静电接地设计规范》SH3097-2000⑦《建筑照明设计标准》GB50034-2004⑧《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007各专业用电条件。(2)设计范围：本设计包括站区的动力、照明配电和防雷、防静电接地的设计。(3)电源情况：站区用电由所在X县靖城高新园区利达变利宝I线906提供，供电电压10kV。10kV架空线引至站区围墙边，再采用YJV22-10kV-3×90 50mm2高压电缆埋地敷设引至站区变配电室。(4)负荷情况本站区生产负荷和消防负荷均属二级负荷。负荷计算见下表：名称装机容量（kW）Kc／COSø计算负荷备注Pp（kW）Qp(kvar)一、生产负荷办公用电1280.7/0.889.667.2Sp＝114kVA（经补偿后COSø=0.93）锅炉用电18.70.7/0.813.19.8潜污泵31.0/0.832.3二、消防负荷消防泵1351/0.89067.5Sp＝119kVA稳压泵111/0.85.54.1站区生产计算负荷114kVA，消防计算负荷119kVA。消防时应切除生产负荷。(5)供配电方案电能计量方式为高进低量。根据负荷计算结果及站区平面布置，站区设变配电室及柴油发电机房。变配电室设高压配电柜一面，200kVA干式变压器一台，低压配电柜三面。办公楼、辅助用房及门卫设分配电箱。由站区变配电室放射式供电至各分配电箱，再放射式供电给各用电设备。市电电源与柴油发电机通过双电源自动切换装置在末端对消防设备供电，该装置可有效防止机组与市电并网运行。站区气体爆炸危险区域划分：以槽车装卸口为中心，半径为1m90 的范围为1区爆炸危险环境，储罐区集液池为1区爆炸危险环境；LNG生产区，包括储罐区、气化区及卸车区为2区爆炸危险环境。1、2区内所有电气设备均选用级别组别不低于ExdⅡA级T1组，防护等级不低于IP65。室外配线采用(阻燃)铠装交联塑铜电力电缆及(阻燃)铠装塑铜控制电缆埋地敷设，室内配线采用(阻燃)交联塑铜电力电缆及(阻燃)塑铜控制电缆穿钢管敷设。爆炸危险区域内，线缆进设备处均应作防爆隔离密封。办公楼、辅助用房及门卫属正常环境，电气设备安装、线路敷设均按有关规范执行。消防设备配电线路采用阻燃型线缆，当暗敷设时，敷设在不燃烧结构内，且保护层厚度不小于30mm；当采用明敷设时，采用金属管刷防火涂料保护。照明线路的敷设，在正常环境采用BV-0.45/0.75kV-2.5mm2导线穿钢管沿楼板及墙暗设。生产区照明设置防爆投光灯，线路采用阻燃铠装交联塑铜电力电缆埋地敷设。消防泵房、变配电室、控制室及楼梯间设有应急照明，楼梯间及走道设有疏散指示灯。应急照明、疏散指示灯在灯具内设有蓄电池，当突然停电时，蓄电池放电，提供照明供电，供电时间均大于30分钟。应急照明、疏散指示的供电回路采用阻燃导线。线路敷设，暗埋时，埋深≥30mm，穿钢管明设时，钢管涂防火漆，并且线路设明显的标志，灯具满足《消防安全标志》GB13495及《消防应急灯具》GB17945的要求。(6)节电措施①选用低损耗、新型节能变压器；90 ②380V低压侧设置无功自动补偿装置，功率因数达到0.9以上；③用电设备单台电机容量在30kW及以上，设软起动器，以减轻电机起动时对电网的冲击，改善供电质量；④选用荧光灯、金卤灯等光效高，寿命长，显色性好的新型光源；⑤选用合理电力电缆截面，降低线路损耗。(7)防雷及防静电接地储罐区、气化区及卸车区属于第二类防雷建构筑物，采用防雷防静电综合接地系统。重要工艺设备如储罐、空温式气化器等主要工艺设备两处以上接地，接地点沿设备外围均匀布置；其它工艺设备单点接地。储罐区储罐壁厚大于4mm，可利用其本体做接闪器避雷；气化区空温式气化器及卸车增压器，当本体无法达到做接闪器的要求时，需在气化区设避雷针对其进行保护。办公楼、辅助用房及门卫属于第三类防雷建构筑物，设防直击雷和雷电波侵入。防直击雷：在屋面及四周设避雷带，网格不大于20×20m或24×16m；防雷电波侵入：凡是进入该建筑的电缆金属外皮、穿线钢管及各种金属管道在进入处进行接地，即就近与接地装置相连。LNG在管道和设备中流动时，会产生静电，当静电能量大于可燃混合物的最小引燃能时，将引起静电危害。LNG装置设静电接地装置，避免静电危害。管道上的所有法兰盘连接处均应采用6mm2铜芯软绞线跨接（当法兰的连接螺栓不少于5根时，在非腐蚀环境下，可不设跨接），所有管道和管道支架间隔20-30米90 应作防静电接地。在槽车卸车处设临时接地接线柱。站区防雷接地与防静电接地及电气安全接地共用接地装置，接地电阻要求不大于4欧。(8)主要电气设备选型：①干式变压器200kVA1台②柴油发电机200kW1台③高压配电柜XYN11-121面④低压配电柜GGD3面⑤动力配电箱XL-211面⑥照明配电箱XZMR7个⑦24V直流电源箱非标箱，内置直流电源模块1个⑧电力电缆室外:(ZC-)YJV22-0.6/1kV室内:(ZC-)YJV-0.6/1kV控制电缆室外:(ZC-)KVV22-450/750V室内:(ZC-)KVV-450/750V4.8.4供热系统(燃气锅炉)(1)概述：本系统的设置为保证循环水加热器的正常工作。①设计依据:工艺用汽负荷、水质资料、燃料特性。②设计范围:锅炉房工艺③设计采用标准、规范:《锅炉房设计规范》GB50041-2008《工业锅炉水质》GB1576-200190 《锅炉大气污物排放标准》GB13271-2001④供热规模、供热方案及热能综合利用概况：锅炉房规模为0.7MW燃气热水锅炉提供95℃加热用水（回水温度70℃）输往气化区的循环水加热器加热用水。⑤锅炉供热装置在厂区位置：锅炉房位于厂区南侧、辅助厂房中。⑥锅炉给水水质要求，炉水控制指标：锅炉给水硬度：≤0.03mmol/l，氧含量0.1mg/l炉水总碱度≤20me/l，相对碱度＜0.2⑦.燃料：天然气为燃料。表4.8-1燃料特性表（成分体积分数）项目质量指标项目质量指标备注H2C4H100.28C0CH496.01Qnet36007KJ/NM3比重~0.7435Kg/m3N2＜1.1%（2）全厂热负荷表（生产用汽）表4.8-2全厂热负荷表项目用水压力用汽温度用水量：（t/h）凝结水回收（Ⅰ期）夏季冬季夏季冬季正常最大正常最大正常正常1.加热器0.3饱和10.0512.514.215.62.管道及排污损失10%~12%①根据工艺用水需求，本设计选用燃气热水锅炉LSS0.7-1.0/95/70-Q90 一台，锅炉燃用天然气，其热效率能达到国家有关规定（90%以上）的要求，锅炉配有电控台能保证安全的运行。并配有循环水泵，补水泵，燃烧器等辅助设备，以保证锅炉高效，安全运行。②给水软水器供给,其供水能力为2t/h；出水水质小于0.03mmol/l，达到《工业锅炉水质标准》所规定的指标。根据有关规定锅炉配有钢烟囱，其上口内径370mm，高度为9米，大大减低对环境的污染。烟尘排放浓度可达到II类地区排放标准。（3）设备布置①锅炉房采用零米布置，锅炉间跨度为6米,屋架下弦标高为5.0米，其开窗面积为4.5平方米，以保证锅炉安全、通风、干净，可靠运行。水处理间为3.0×3.0平方米，屋架下弦标高为5.0米。②锅炉小时用气量约为85.0NM3/h燃气管道输送进炉燃烧，管道进炉前设置快速切断阀、阻火器以及放空管，以保证安全运行。4.9标准化本次建设项目各装置中所需用的标准设备如机泵等均选用标准的高质量产品。非标设备的制造应符合设备制作的有关规范标准，这样即有利于标准部件的选用，又提高了材料及配件的标准化程度。各装置中使用的管材、阀门、管件、配件、仪表均按有关标准确定的范围选用和设计。本项目在工艺、设备、仪表设计中采用的主要规定、规范及标准如下：4.9.1材料标准《碳素结构钢和低合金结构钢热轧薄钢板和钢带》GB912-2008《不锈钢冷轧钢板和钢带》GB/T3280-200790 《不锈钢热轧钢板和钢带》GB/T4237-2007《锅炉和压力容器用钢板》GB713-2008《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008《钢制对焊管件》GB/T12459-2005《化工配管用无缝及焊接钢管尺寸选用系列》HG20553-93《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG/T20592～20635-2009《钢制化工容器材料选用规定》HG20581-98《化工装置管道材料设计规定》HG/T20646-19994.9.2非标压力容器及常压容器《钢制压力容器》GB150-98《钢制管壳式换热器》GB151-89《钢制化工容器结构设计规定》HGJ17-89《钢制化工容器制造技术要求》HGJ18-89《钢制塔式容器》JB/T4710-2005《钢制焊接常压容器》JB/T4735-1997《承压设备无损检测》JB/T4730-20054.9.3化工工艺设计《压力管道安全技术监察规程-工业管道》TSGD0001-2009《城镇燃气设计规范》GB50028-2006《工业金属管道设计规范》（2008年版）GB50316-2000《工业设备及管道绝热工程设计规范GB50264-97《化工设备、管道外防腐设计规定》HG/T20679-1990《化工装置设备布置设计规定》　　HG/T20546-2009《化工装置管道机械设计规定》HG/T20645-199890 4.9.4自控设计《过程测量和控制仪表的功能标志及图形符HG/T20505-2000《自动化仪表选型设计规定》HG/T20507-2000《控制室设计规定》HG/T20508-2000《信号报警、安全联锁系统设计规定》HG/T20511-2000《仪表配管、配线设计规定》HG/T20512-2000《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493-200990 5输气管道5.1设计参数5.1.1管道设计流量城市燃气输配管道设计应满足用气规划的要求，根据工程设计用气量调查和计算，XX高新技术产业园区燃气（LNG气化站）高峰小时供气气量为10000Nm3/h，为保证供气的可靠性，确定输气管道设计流量为10000Nm3/h，以此作为管网水力计算依据。5.1.2管道设计压力管道始点取LNG气化站出口压力：PS=0.4MPa，为中压A级。管道终点压力，即调压柜进口压力0.2MPa≤PZ≤0.4MPa，为中压A级。调压柜出口压力为中压供气0.2MPa。5.2压力级制中压输配系统为工业用气燃气工程的主要供气方式，对于工业用户燃气输配系统，多年来的实践证明，取消区域调压站，采用中压到用户调压柜前，通过中低压调压柜调压，供用户使用，不仅减少了大量的低压管道工程量，同时充分利用压降提高了管道输送能力，使整个输配管网的平均管径降低，节省投资。通常情况下燃气供应系统压力越高，输送能力越大，输配管网的管径也较小，工程投资也越省。考虑到南平铝业生产特点、气源情况、供气规模、用气负荷的分布以及燃气管道敷设的安全间距要求等诸多因素，确定输配管道采用中压A一级系统,中压输配管网设计压力为0.4MPa，供气压力为0.2-0.4MPa。5.3输气管道水力计算5.3.1水力计算公式中压燃气管道的单位长度摩擦阻力损失按下式计算：90 式中：P1---燃气管道起点压力（绝压kPa）;P2---燃气管道终点压力（绝压kPa）;Z---压缩因子；L---燃气管道计算长度（km）;Q---燃气管道计算流量(m3/h);d---管径(mm);ρ---燃气密度(kg/m3);T---设计中所采用的燃气温度（K）；T0---273.16(K)λ---燃气管道的摩阻系数。5.3.2水力计算结果管道计算流量的取值为气化站的小时最大供气能力，即3000Nm3/h，以此作为计算基础。在水力计算中，中压管道起点压力取0.4MPa（表压、下同）时，经计算管道末端压力为0.387MPa。5.4管道材料适用于输送城市中压燃气的管材有：无缝钢管，聚乙烯塑料管，焊接钢管。根据多年来城市中压燃气管道管材使用及施工情况，中压A级设计压力下，普遍采用PE管和焊接钢管。根据工程经验和实际运行情况，当管径DN≤200时，PE管的综合造价低于钢管。本工程中压燃气主管管径≥DN200，采用焊接钢管。穿跨越工程的管道采用厚壁无缝钢管，调压柜出口至用气车间管道采用无缝钢管，材质为20#钢，应符合《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008标准。90 5.5管道防腐PE管道不做防腐处理。埋地钢管防腐采用三层聚乙烯（PE）防腐层，加强级防腐。架空钢管防腐采用不除锈底漆二道，氯化橡胶面漆二道。5.6管道布置（1）管道布置原则管道布置尽量靠近用户，以减少管道长度。管道布置根据奋安铝业区地下管线现状和规划统筹考虑，以保证运行安全。管道布置时严格执行《城镇燃气设计规范》中“地下燃气管道与建、构筑物或相邻管道之间的水平净距”的规定，见表5.6-1。表5.6-1地下燃气管道与建筑物、构筑物或相邻管道之间的水平距离单位：m项目中压管道低压管道BA建筑物的基础11.50.7给水管0.50.50.5排水管1.21.21电力电缆111通讯电缆直埋0.50.50.5在导管内111电杆（塔）的基础≤35kV111>35kV222通讯照明电杆（至电杆中心）111铁路钢轨555街树（至树中心）0.750.750.75（2）管道布置本工程LNG气化站位于奋安铝业总平面布置的东北侧，气化站出口总管（DN300）离站外围墙1米为本次设计界面。90 5.7管道敷设5.7.1管道敷设为了保证埋地管道安全运行，管道敷设除满足《城镇燃气设计规范》GB50028-2006规定的燃气管道与建、构筑物和相邻管道间的水平、垂直净距外，管道覆土深度还应满足下列要求：车行道下不小于0.9m；非车行道下不小于0.6m。5.7.2阀门设置为了便于维修及事故切断气源，下列各处应设置阀门：（1）管段终端；（2）中压管道上的分支管起点处；（3）气化站出口及调压站的进出口处。阀门选用球阀。90 6工厂组织与劳动定员6.1企业体制与组织机构XX高新技术产业园区燃气（LNG气化站）是民营企业，隶属X闽升燃气有限公司。X闽升燃气有限公司实行董事会监督下的经理负责制管理模式。公司下设研发部、生产部、质保部、设备部、物资供应部、营销部、人事部、行政部、市场部等职能部门。负责公司的生产、技术、安全、销售、贮运等管理。公司已设立完善的管理网络，进行规范化科学管理，建立健全了各项规章制度，建立项目管理体系、质量管理体系，实现科学的实时的网络化管理，达到高效、快捷的运行。本项目为闽升公司属下的一场站，依照“减少层次，职责分明，有利生产，提高效率”的管理原则，本项目编制精简非生产性机构，行政与技术管理依托公司统筹安排，以场站形式定员定编。6.2劳动定员本工程为奋安铝业LNG供气项目，人员编制见表6.2-1：表6.2-1气化站人员定编一览表名称编制职责班制备注站长1总体负责气化站运行管理正常班技术员3站内机电、仪表维修管理，气化站安全运行管理；输气管道巡线和用户调压箱管理正常班安全运行1人气化站操作工6设备运行操作及维修，控制室值班四班三运转1人/班输气管道维护工2输气管道巡检，安全维护二班合计126.3人员来源及培训90 操作工原则上向社会公开招聘，择优录用。岗位操作人员应具有中专（或高中）以上文化程度，上岗前须经严格的岗位培训、劳动、安全职业卫生等必须课教育，考试合格后持证上岗。本项目为石化工程性质，应按相应的规范、规章、标准进行特种作业人员培训。企业的主要负责人和安全生产管理人员的安全生产知识和管理能力应经考核，持相应级别安监组织的培训合格证上岗。特种作业人员应经有关业务主管部门考核，取得特种作业特种资格证书，持证上岗。根据国家现行法规要求，企业设立法人代表直接领导下的安全生产管理机构，负责安全管理工作，配备不少于占本企业从业人员的1%至少有1名专职安全生产管理人员。所有上岗人员必须定期进行继续教育，保持技术更新要求，所有持证上证人员，须按期进行换证考核。90 7消防7.1编制依据(1)《中华人民共和国消防法》（2009年5月1日起施行）(2)《城镇燃气设计规范》GB50028-2006(3)《建筑设计防火规范》GB50016-2006(4)《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005(5)《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（2000版）(6)《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-98(7)《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92（8）《室外给水设计规范》GB50013-2006（9）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005（10）《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003（11）《室外排水设计规范》GB50014-2006（12）《室外给水设计规范》GB50013-2006（13）《供配电系统设计规范》GB50052-957.2工程的消防环境现状本项目布置在XX高新技术产业园内，消防设计贯彻“预防为主、防消结合”的方针，为了保证生产安全，企业内将配备一批兼职消防员，定时进行消防知识学习和消防培训，以增强防火意识，提高扑灭火灾能力。当地消防部门与本企业距离较远，接警后约需40分钟才能到达本企业。7.3工程的火灾危险性类别天然气组分主要为CH4，比重0.57，自燃温度约为590℃，爆炸极限4.57-14.56%，站区火灾危险性类别为甲类。7.4主要消防措施和设施90 7.4.1消防给水系统根据《城镇燃气设计规范》规定，本站同一时间内的火灾次数按一次考虑，消防用水量按需水量最大的LNG储罐区（甲类）一次消防用水量确定，罐区总容积为1200m3（包括二期），一期150m3（φ3.7×22.0）LNG低温储罐4个，预留二期150m3LNG低温储罐4个，储罐间间距大于储罐直径的1.5倍。消防用水量按储罐固定喷淋装置用水量和水枪用水量之和计算，喷淋装置的供水强度为0.15L/s.m2，着火罐的保护面积按其全表面积计算，经计算储罐固定式喷淋用水量为41L/s，水枪用水量为30L/s，火灾时消防用水设计流量为71L/s，火灾延续时间按6小时计，一次火灾所需的消防用水量为1534m3。储罐固定式水喷淋系统设有手动控制和应急操作两种控制方式。本工程消防给水采用临时高压消防给水系统，站区消防泵房内设消防水泵3台（二用一备），型号为XBD6.8/40-125-235,单台：Q=40L/s，H=68m，n=2960r/min，N=45kW；消防稳压设备一套：QX0.5-0.45，配稳压泵两台（一用一备）：XBD5/5-50，单台：Q=5L/sH=50m，n=2950r/min，N=5.5kW；稳压罐一个：有效容量V=0.45m3。消防给水系统管网压力正常情况由稳压泵维持在0.50MPa，火灾发生时依靠管网压降信号自动启动消防主泵。消防水池总储量为1600m3（2座800m3），消防水池设有液位检测及高低液位报警装置，报警信号引至消防值班室。消防水泵房设两条D273*8出水管与站区D273×8的环状消防给水管网连接，站区消防环管上设置SS100/65-1.6地上式室外消火栓，间距不大于60米，在室外消火栓附近配置QJ32A型带架水枪及消防水带箱（箱内存KD65水带接扣4个、DN65L25水带4条），消防给水管采用焊接钢管（DN＞150）及热镀锌钢管（DN≤150）。90 7.4.2高倍数泡沫灭火系统储罐区及卸车区集液池附近分别布置一台PFS-4/300((配3%YEGB泡沫灭火剂)移动式高倍数泡沫灭火装置，灭火时压力水取自室外消火栓或由消防车直接供水,组成移动式高倍数泡沫灭火系统。7.4.3小型灭火器配置LNG气化站、办公楼、辅助用房、门卫按《城镇燃气设计规范》及《建筑灭火器配置设计规范》要求配置小型磷酸铵盐干粉灭火器，扑灭初期火灾。7.4.4其他消防措施生产区为防爆防火区域，严禁带入火源，并应设置明显的禁烟、禁火标志。7.5消防设备消防主要设备一览表序号名称设备型号性能参数单位数量备注1消防泵XBD6.8/40-125-235Q=40L/sH=68mN=45k，Wn=2960r/min台3二用一备2稳压设备QX0.5-0.45套1包括：稳压泵XBD5/5-50Q=5L/s,H=50m,N=5.5kWn=2950r/min台2一用一备气压罐有效容积：V=0.45m3个13移动式高倍数泡沫灭火装置PFS-4/300混合液流量：4L/s进水压力：0.5-1.0MPa泡沫液桶容积：300L套290 7.6消防设施费用本工程列出专项资金80万元，用于消防设施、器材的购置与安装。7.7相关专业采取的消防措施7.7.1总图布置总平面布置按《建筑防火设计规范》及有关规定设计。各建构筑间的间距按其生产类别，耐火等级，保持相应的安全距离，车间的周边留有消防通道，路宽不小于4米并呈环形布置，道路的转弯半径为9米，保证消防车辆顺利通行。各相邻建（构）筑物防火间距详见附图：总平面布置图中技术参数。7.7.2建筑本项目建构筑结构采用钢筋混凝土框架，建筑物泄压面积和安全疏散要求、耐火等级等执行《建筑设计防火规范》规定。站内建、构筑物主要包括：工艺装置区、附属用房等。站内综合用房建筑物为二级耐火等级，工艺装置区为甲类生产场所。建构筑物等级划分场所耐火等级生产类别防火防爆等级储罐区二甲类1区、2区气化区二甲类2区调压装置区二甲类2区7.7.3电气1.供电系统消防系统的供电电源为两回路，采用互为备投的方式。在仪表间、站区内各消火栓箱内设置起动按钮，并且将消防报警信号及消防泵起动信号传至站内控制室，及时反映消防系统的供电及运行状态。90 消防用电设备采用专用供电回路，当生产、生活用电被切断时，应仍能保证消防用电。其配电设备应有明显标志。2.防雷及接地（1）站内防雷及接地设计应符合国标《建筑物防雷设计规范》及《工业与民用电力装置的接地设计规范》的要求。（2）站内有爆炸危险环境的场所按“第二类”防雷建筑物的防雷要求设计，其接地电阻不大于10Ω。（3）站内电气装置采取保护接地，接地方式采用TN-S系统。（4）站内地上的工艺管线按规范要求均装设静电接地装置。7.7.4工艺本工程在正常生产情况下，一般不易发生火灾，在操作失误、违反规程、管理不当及其它非正常生产情况下，可能有各种因素导致火灾发生。因此，为了防止火灾的发生或减少火灾发生造成的损失，本工程在设计上采取了相应的防范措施，具体如下：a.采用密封良好的设备输送天然气，防止泄漏；b.系统管道超压、检修、放散均汇集至放空管；c.系统设置各类自动紧急切断装置。d.站内安全放散的气体经高空放散，避免放散气体时对周围影响。在天然气输送系统中，对温度、压力、流量等参数均设有仪表监测并设置可燃气体报警装置、火灾探测装置，天然气系统的设备及管道均采用防静电接地措施，以防止意外事故的发生。7.7.5自控仪表站内生产系统的温度、压力采用就地观测，重点数据在控制室显示，LNG贮罐液位测量采用差压式液位计，贮罐液位除就地显示外，并远传至控制室仪表盘集中显示和报警。90 LNG贮罐区贮罐进、出液管道上设气动紧急切断阀，空温气化器进液管道上也设紧急切断阀，紧急切断阀气源采用瓶装氮气。氮气管道设电磁阀，与储罐液位和空温气化器温度信号连锁，当发生紧急情况需要切断时，切断氮气管路，将管路放空，即可实施切断功能。在控制室采用PLC（ProgrammableLogicController）系统集中控制，PLC是由模仿原继电器控制原理发展起来的。它以存储执行逻辑运算、顺序控制、定时、计数和运算等操作的指令，并通过数字输入和输出操作，来控制各类机械或生产过程。用户编制的控制程序表达了生产过程的工艺要求，并事先存入PLC的用户程序存储器中，运行时按存储程序的内容逐条执行，以完成工艺流程要求的操作。该系统具有以下功能：对气化站的工艺变量、设备状态及其它过程变量进行巡回监测和数据处理；根据需要实现流程的自动化切换及设备的顺序启停；对工艺流程及设备进行连锁保护；流量计算及数据归档；显示本站的工艺流程图，数据趋势图、棒状图等；工艺变量的越限或故障报警、打印；各种报警画面显示；UPS电源的运行及报警现实。该系统主要需进行监控的工艺参数类型包括：压力、液位、温度、流量、燃气泄漏、烟感。站内设固定式可燃气体泄漏报警器一台，并分别在贮罐区、气化区、装卸台、调压装置，计量、加臭装置等处设置可燃气体探测器。监控盘安装在辅助生产区的控制室内，并24小时有人值守。90 站内生产区的电子仪表采用防爆型仪表，仪表电缆采用铠装电缆埋地敷设。站内设自动控制系统一套，对生产运行主要参数进行监控。主要检测储罐液位、压力、空温气化气温度、调压器前后压力、电动阀门开关、天然气泄漏浓度等，控制电动阀门的开启，实现自动化安全生产运行。7.5.6运行管理防火措施为保证燃气供应系统安全运行，除在设计上采用上述安全防火措施外，在运行管理上尚应采取下列措施。（1）为了保证生产安全，企业设有兼职消防队员，并定期进行消防知识学习和消防培训，增强消防防火意识，提高扑灭火灾能力。（2）建立健全各项规章制度，如：岗位安全操作规程、防火责任制、岗位责任制、日常和定期检修制度，职工定期考核制度等。（3）做好职工安全教育和技术教育，生产岗位职工经考试合格后方可上岗。（4）建立技术档案，做好定期检修和日常维修工作。（5）重要部门设置直通外线的电话，以便发生事故时及时报警。（6）设置消防报警器，发生事故时，迅速通知本单位职工和邻近单位，切实做好警戒。（7）生产区入口设置（入厂须知）揭示板。生产区外墙和生产区内设置明显的（严禁烟火）警戒板。（9）严格遵守国家安全部门和燃气行业安全管理的有关规定。（10）对消防设施加强管理和维护，并对运行管理进行监督检查。（11）及时扑灭初起火灾：为了迅速扑灭初起火灾，应迅速起动消防水泵和消防给水系统及时进行自救，并使用配置的推车式干粉灭火器，手提式干粉灭火器，以灵活机动地有效扑灭初起火灾。（12）当发现站内生产车间内外或各部位管线设备发生燃气泄漏着火时，应立即切断气源，封闭有关设备、管线（关闭进出口紧急切断阀切断该部分管线），并采取有效措施，及时向消防部门和中心控制室报警。90 （13）严格执行动火规定，严禁携带火种，烟火等物进入防火区。8环境保护8.1编制依据8.1.1环境保护法规(1)《中华人民共和国环境保护法》(1989年)(2)《中华人民共和国水污染防治法》(2008年)(3)《中华人民共和国大气污染防治法》（2000年）(4)《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（1996年）(5)《中华人民共和国固体废物污染防治法》（2004年）(6)《建设项目环境保护管理条例》，中华人民共和国国务院（1998）第253号(7)《中华人民共和国清洁生产促进法》（2003年）(8)《危险化学品安全管理条例》（国务院令第344号文）（9）《环境空气质量标准》GB3095-1996（10）《大气污染物综合排放标准》GB16297-1996（11）《污水综合排放标准》GB8978-1996（12）《声环境质量标准》GB3096-2008（13）《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-2008（14）《X省环境保护条例》（2002年）8.1.2技术性依据(1)国家计委、环委（87）国环字002号文：关于颁布《建设项目环境保护设计规定》的通知。（2）国家计委、国务院环委[87]国环字第002号文《建设项目环境保护设计规定》8.2目所在地区的环境现状90 8.2.1厂址地理位置XX高新技术产业园区燃气（LNG气化站）项目站址由开发商划定，站址选在XX高新技术产业园区规划用地内东北角一空地上，厂界西侧为X高新技术产业园区规划道路，距离LNG气化站储罐约102米。站址东面围墙外为规划用地，现为待拆除的零星民房，北面为待拆除的养猪场，南面为园区规划用地，现还未建设。场地已平整，LNG气化站储罐与东面零星民房距离约115米。LNG气化站储罐与北面养猪场距离约75米。站址共有二处对外出入口，并和厂区路网连接，交通便利。用水、接电有保证，因此，站址的区域位置合适，有较好的建站条件。8.2.2环境现状（1）地形地貌及水文概况见第4章4.2～4.3节有关内容。（2）社会经济环境①XX高新技术产业园区的发展现状XX高新技术产业园区，坐落于X最东部，与漳州市区毗邻，国道319线贯穿其间，与建设中的龙厦铁路货运站距离5公里，漳龙高速公路，沈海高速复线三个出口环绕南北两端，距离海西重点建设城市、台商祖籍地之一的漳州市16公里，交通十分便捷。2000年3月经X省政府批准为省级高科技工业开发区。园区总规划面积为24.75平方公里，其中工业用地15.2平方公里。2005年12月经国家发改委公告通过列为省级开发区，是漳州市惟一的新技术园区。按照“高层次规划，城市化布局、高品位建设”的要求，X90 高新技术产业园区以工业项目开发为主体，经过八年的开发建设，产业园区粗具规模，工业总产值达50亿元，出口创汇48亿美元，又经县委、县政府授权赋予园区23项经济管理、审批权限和“无费区”政策，实行“封闭式管理，开放式经营，一站式服务”，为海内外客商营造良好的发展环境和优质的服务。目前，开发区已初步形成电子信息、食品加工，汽车配件、精密五金、家具制造、模具制造、化工涂料、聚合物锂电池等八大产业群体，吸引了香港、台湾等地区和美国、菲律宾等十来个国家的众多投资者在此投资，截止到2007年底，全区共引进企业43家，总投资2亿美元，其中外资12家，合同利用外资15亿美元，实际利用外资1亿美元，安排就业25000多人。园区一期征地1380亩，现有企业40家，年产值56亿元。园区内重点企业有：万利达集团、优科能源（漳州）有限公司、漳州永裕隆塑胶制品有限公司、漳州永裕隆精密五金有限公司、漳州台兴化工涂料有限公司、漳州三德利油漆涂料有限公司、X泰源塑胶工业有限公司等。规划区功能结构为“一心三轴六片区”，一心即管理和综合服务中心；三轴即靖城路、兰陵路商贸发展轴和科技大道工业发展轴；六片区即五个工业片区和一个生活居住区。工业片区包括两个电子信息产业区和三个相关产业生活区，居住片区为靖城生活片区。8.2.3环境功能区划类别及环境现状项目附近的九龙江西溪评价河段目前各项评价指标均符合《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准，水环境质量较好。X县靖城镇大气环境质量现状良好，根据X县环境监测站2008年8月监测数据可知，项目区域环境空气质量较好，符合《环境空气质量标准》（GB3095-1996）表1二级标准。（1）执行环境质量标准根据《XX高新技术产业园区天然气（LNG站）项目环境影响报告书》项目执行环境质量标准见表8.2-1。表8.2-1环境功能区划环境要素环境功能区划类别执行环境质量标准90 水环境III类区《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）III类标准大气环境二类区《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准声环境3类区《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类标准（2）排放标准①废水：项目废水主要为员工生活污水。近期，污水管网进入污水处理厂前，项目废水排放执行《污水综合排放标准》GB8978-1996表4一级标准。远期待项目污水接入园区污水处理厂后，项目废水排放执行《污水综合排放标准》GB8978-1996表4三级标准。②废气：非甲烷总烃排放执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2中的二级标准，即无组织排放监控浓度（周界外浓度最高点）限值为4.0mg/m3。③噪声：厂界噪声排放执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3类标准。（3）环境质量现状根据本项目环评资料表明，项目所在地环境质量可达功能区标准，详见《XX高新技术产业园区天然气（LNG站）项目环境影响报告书》8.3项目主要环境污染因素分析本工程对环境的影响分为建设期和运行期两个阶段。8.3.1建设期污染因素分析①大气污染物90 施工期间大气污染源主要为工程车及运输车辆排放的尾气及扬尘，主要污染物有NO2、CO及TSP。②噪声在施工作业过程中，要使用挖掘机开挖管沟，需要有运输车辆运送材料，由于施工机械和车辆产生的噪声使附近居民产生一定的影响，但这种影响是暂时的。③废水施工期间的水污染物主要为施工人员的生活污水及管道试压后排放的工程废水。管道试压一般采用清洁水，试压后排放水中的污染物主要是悬浮物，管道试压一般在两个阀门之间一段一段进行。施工期生活污水的主要污染物是COD、SS，生活污水不得随地排放，要求经收集后，由环卫部门定期抽取。④固体废弃物施工中的固体废弃物来源于废弃物料（如焊条、防腐材料等）和生活垃圾。⑤对生态的影响对生态的影响主要表现在对地表保护层的破坏、植被的破坏、土壤结构的改变、土壤养分的流失以及不良地质条件下带来的水土流失等。8.3.2运行期污染因素分析本工程输送、储存介质为天然气，工艺流程为简单的物理过程，运行期在正常情况下，基本无废水、废渣、废气产生。当设备、管道检修时有少量天然气排放。①废气LNG气化站排放的大气污染物主要是设备检修以及站内系统超压排放的天然气。90 在正常运行情况下，主要为在每次更换滤芯时排放的少量天然气。一般一个月排一次，一次10分钟。据估算，每次更换滤芯时排放的天然气量约3～4m3（正常大气压，25℃）。输配系统的工艺设备和管道检修或非正常工作时安全保护装置（如安全放散阀等）动作，安全保护装置（主要安全放散阀）主要设在罐顶部或相应的工艺管道上，排放超压天然气，排放量为体积与绝对压力的乘积。采取就地低空排放。②废水a.站区污水主要为生活污水，排水量约0.04m3/h。站区生活污水经地埋式污水处理装置处理达到《污水综合排放标准》一级排放标准后排入厂区污水管网。b.雨水及消防事故水LNG常温常压下为气态，其蒸气比空气轻，消防事故排水中不含污染物，消防灭火时的排水可经雨水管网收集后排放，储罐区雨水排水出口及气化器区域排水明沟在排入雨水管之前、防护墙内的排水系统在排出围墙之前均设有水封井，防止液化天然气流入厂区雨水系统。③噪声设备（水泵等）运转时有噪声产生及天然气气体放空时产生噪声。④风险事故影响本工程的主要危害有以下几个方面：①是工艺过程涉及的主要输送介质为天然气，属危险物质；②是可能令危险物质泄漏或释放的危险事故；③是危险物质的泄漏或释放可能造成燃烧、爆炸、中毒等危害。90 本项目在建设期和运营期会地影响部分人群，主要是施工期占用土地、噪声扰民、拆迁、运营期噪声影响等。建议建设单位在建设前和建设期间多宣传本项目的重要意义，确保补偿等事务。将工程带来的不利影响降到最低。8.4主要防范措施天然气利用工程本身是环保工程。天然气是公认的清洁能源，它燃烧产生的二氧化碳、二氧化硫比起其它燃料燃烧产生的要少得多。社会环境效益显著。但由于天然气属危险物质，在运行期间天然气一旦泄漏或释放可能会造成燃烧、爆炸、中毒等危害，场站调压装置、安全放散、机泵运行时还有噪声污染；在施工期埋设输气管线对沿线植被会产生破坏和影响，运输车辆产生扬尘和噪声污染，施工机械的噪声影响及工程施工废水、施工人员生活废水等不利的环境影响因素。在对天然气输配工程有利及不利影响，正效应及负效应全面系统分析、综合评价的基础上，为更有效地进行环境管理、控制污染事故发生提出以下对策。8.4.1工程事故防范措施天然气输配工程防止事故发生，工程的设计、工程施工质量至关重要。据上海、沈阳等城市经验，发生抢修事故的原因中，有一部分是由于在燃气管道附近进行其它地下工程施工时，对附近燃气管道设备未采取充分保护措施而受到损坏或隐患所造成的，因此涉及到燃气管道附近的施工时，应报知燃气公司以便采取安全保护措施。8.4.2施工期污染防治措施施工期的影响包括农业、生态、社会经济、施工期噪声、施工期空气、施工期废水、施工期固体废弃物等方面。为做好施工期环境保护工作，污染防治对策如下：①施工期社会经济90 天然气工程对社会经济环境的影响主要体现在征地、拆迁对人们的影响。征地使一些农民失去土地和房屋，建设部门一应按规定标准发放补偿费，应由属地政府妥善安置，以保持社会安定。由于本工程实施时，不可避免有居民需要拆迁。拆迁会给这些人带来一些影响，需制定切实可行的实施方案，做好拆迁安置工作。②施工期生态（1）合理规划设计，尽量利用已有道路，少建施工便道。方便管道施工机具、管材运输。（2）施工中产生的废物主要是弃土方可选择合理地点填埋或堆放，施工完毕后要及时运走废弃的土石方，弃土石方可用于修理垫路基，剩余部分应设专门渣场堆放，但应征得当地水土保持和环管理部门的同意。渣场选择要合理，应避开泄洪道，堆渣场应修筑拦碴坝、截水沟，并进行平整绿化。③施工期噪声a为减少施工噪声对周围敏感点的影响，施工设备应选用优质、低噪设备。尽量避免高噪设备同时运转，调整高噪设备同时运行的台数。b严格控制施工作业时间，夜间严禁高噪设备施工。敏感点周围凌晨7∶00以前，晚22∶00以后严禁施工。c为减少高噪机械设备对本工程施工人员造成的影响，可考虑采用高噪设备接触时间进行控制，85dB(A)8h。d单台施工机械噪声值均大于72dB，施工现场周界有人群时，必须严格按GB12523-1990《建筑施工场界噪声限值》进行施工时间、施工噪声控制。选用优质低噪设备、液间严禁高噪声施工作业。④施工废水90 施工期间废水主要来自施工人员生活污水，地下渗水及管道试压后排放的工程废水。施工人员驻地应建造临时化粪池，生活污水、粪便水经化粪池处理后，由环卫部门清除或堆做农肥，不得随意排放。⑤固体废弃物施工期固体废弃物主要来源于废弃物料和生活垃圾，这类固废物应收集后填埋。⑥其它因燃气管网属隐蔽工程，在管路工程施工中应将有关地下管道及设备的资料系统收集、记录、存档，以便于运行中进行管理、维修、检查、监护。8.4.3运营期污染防治措施①空气污染防治措施运行期废气污染物主要来自场站更换过滤器的滤膜（每月一次）时管路内的输送介质的释放，以及安全放散装置在压力超限时的天然气泄放，可采用站内集中放空（高空）的方式，将天然气排放掉。当管道发生事故排放时，这些气体与空气混合达到爆炸浓度极限时，遇明火就会发生爆炸，因此，应针对发生天然气事故排放，根据燃气泄漏程度确定警戒区，在警戒区内严禁明火。②噪声污染防治措施运行期噪声主要来自场站机泵类噪声、天然气经过管路管壁产生摩擦产生的气流噪声以及放空产生的空气动力噪声。a机泵类设备、调压器设备选型尽可能选择低噪声设备。b放空口可考虑设置消声装置。90 c站场周围栽种树木进行绿化，厂区内工艺装置周围，道路两旁。可种植花卉、树木。③水污染防治措施运行期水污染主要来自门站及辅助设施工作人员所产生的生活污水。厕所污水经化粪池处理后与其它生活污水一起进入一体化污水处理装置经达标处理达一级标准后作为绿化用水或排放。④固体废弃物运行期固体废弃物主要是场站工作人员产生的生活垃圾及更换过滤器作业时产生一定量的废渣。据上海浦东门站调查废渣量每月约几公斤，主要成份为粉尘和氧化铁粉末。这类废渣与生活垃圾可一同填埋处理。8.5绿化设计本工程气化站应创建花园式文明单位，为美化站内环境，改善工作条件，减小工业污染，绿地率力求达到19.8%。90 9节能篇9.1编制依据9.1.1编制依据（1）《中华人民共和国节约能源法》（2）《重点用能单位节能管理办法》（原国家经贸委令第7号）（3）《节能减排综合性方案》（国务院国发[2007]15号文）（4）《X省节能减排综合性工作方案》（X省人民政府闽政文[2007]218号文）（5）《“十五”十大重点节能工程实施意见》（国家发改委发改环资[2006]1457号文）（6）《石油化工合理利用能源设计导则》SH/T3003-2000（7）《综合能耗计算通则》GB/T2589-2008⑻《关于固定资产投资工程项目可行性研究报告“节能篇”（章）编制及评估的规定》（国家计委、国家经委、建设部文件[1997]2542文件）编制9.1.2指导思想本建设项目节能设计是以节能降耗和能量的合理利用为指导思想，贯彻执行国务院“节能减排”的战略方针，采用行之有效的节能措施，降低各项消耗指标，使本项目建成投产后达到高产低耗的先进能耗水平。9.1.3设计原则（1）不得选用陈旧、落后的淘汰工艺、设备；（2）不得选用已公布淘汰的机电产品；（3）积极采用先进的节能新技术、新设备；（4）选用新型先进的绝热材料。9.2能耗分析①工艺场站站内压降；90 ②工艺设备的内漏和外漏、安全放空、设备检修放空、清管时排污和放空等；（3）工艺场站设备耗水、耗电；（4）值班人员耗气、耗电、耗水；（5）输气管道输送压降；（6）管网漏损、检修时安全放空等天然气损耗。9.3节能措施（1）充分利用气源压力输送，合理利用自身能量；（2）在工艺流程中采用节能新技术、新工艺，优先采用节能产品和密封性能好的设备阀件，减少天然气漏损；（3）输气管道设截断阀门，事故及检修状态下迅速关闭阀门，将天然气的排放或泄漏量限制在最小范围内；（4）充分考虑节能的需要，使单位面积能耗指标达到现行国家和行业标准水平；（5）合理定员、降低生活用气、用水、用电。9.4建立、健全能源管理制度为完善能源管理机构，组织能源管理网，配置能源计量装置，配备专职人员具体负责能耗制定、考核、统计，定期进行能源计量仪器校核，加强员工的节能教育，提高员工贯彻有关节能规定和执行政策的自觉性，全员自觉做好节能减排工作。9.5节能效益本工程项目是一项改善城镇环境质量，特别是大气环境质量的环保项目，本项目实施后，工业企业燃料结构由燃重油、液化石油气改烧天然气，能耗将大大降低。将大量节约槽车运输量及汽柴油消耗量。该项目建成后，其节能效益显著。90 10劳动安全卫生10.1编制依据（1）《中华人民共和国劳动法》（2）《中华人民共和国安全生产法》（2002年1月1日施行）（3）《中华人民共和国职业病防治法》（2002年5月1日施行）（4）《职业性接触毒物危害程度分级》GBZ230-2010（5）《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010（6）《危险化学品安全管理条例》（2002年3月颁布实施）（7）《压力管道安全技术监察规程—工业管道》TSGD0001-2009（8）《化工企业静电接地设计规程》HG/T20675-1990（9）《建设项目（工程）劳动安全监察规定》[劳动部3号令]（10）《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-88（11）《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-2008（12）《建筑设计防火规范》GB50016-2006（13）《城镇燃气设计规范》GB50028-2006（14）《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（2000年版）（15）《建筑抗震设计规范》GB50011-2001（16）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92（17）《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004-2009（18）《工作场所有害因素职业接触限值第1部分：化学有害因素》GBZ2.1-2007（29）《工作场所有害因素职业接触限值第2部分：物理因素》GBZ2.2-200710.2自然环境安全条件分析10.2.1自然条件对该项目的影响97 XX高新技术产业园区燃气（LNG气化站）选址在XX高新技术产业园区东北侧兴建，站址周边环境、自然条件良好，拟建项目与周边环境不会相互影响。10.2.2周边环境安全性分析该拟建项目周围安全距离范围内没有明火设施和散发火花地点，该项目在运行过程中存在的危险、有害因素对建设项目周边单位生产、经营活动或者居民生活影响较小，总平面布置时已事先考虑留足LNG装置与外界的安全防火间距，可满足相关安全规范要求。10.3安全生产条件的分析10.3.1主要工艺技术和装置、设备、设施的安全可靠性分析该项目所选用的工艺技术成熟、先进，选用的生产设备合理，安全防范措施可行。10.3.2装置、设备（设施）与生产、储存过程的匹配情况该项目主要工艺装置、设备与生产自动控制设计方案，总体上与生产、储运过程相匹配。10.3.3配套和辅助工程的安全条件分析（1）总平面布置安全性XX高新技术产业园区燃气（LNG气化站）总图布置合理，站区内的主要建（构）筑物的耐火等级、占地面积、抗震、安全疏散、液化天然气储罐区布置、管线布置等符合规范要求。（2）电气系统安全性本工程电气系统，如电气防火防爆、低压电气接地保护、防雷防静电及接地、事故照明设置等符合规范要求。（3）消防系统安全性XX高新技术产业园区燃气（LNG气化站）项目消防供水、97 建筑物的消火栓用水量的计算、移动式灭火器的配置、消防车道设置、通讯联络方式等均符合规范要求。（4）给、排水系统的安全性该拟建工程设置的给排水系统依托产业园给排水系统统筹，可以满足生产、生活及消防补水的要求。排水系统也符合规范要求，而且排出的废水不会对环境造成污染。（5）事故应急救援措施和器材、设备配置该拟建工程在火灾爆炸事故的救援方面采取了一些相应的措施，事故应急求援措施和器材、设备配置齐全，符合要求。10.4主要危害因素分析本工程的主要危害因素分为生产过程中产生的危害因素和自然危害因素。生产过程中产生的危害因素主要包括噪声、火灾爆炸、振动、触电、冻伤等各种因素。自然因素包括地震、雷击、台风、气温等。本工程场站主要工艺设备为卸车撬、LNG储罐、储罐增压撬、气化器、综合撬等；输配管网主要为无缝钢管及相应的阀门。本项目涉及的主要危险化学品有3种：天然气（液态和气态）、四氢噻吩和氮气：天然气：GB2.1类，UN编号1972,液化天然气储罐区存储量2×50m3，约40.4吨；四氢噻吩GB3.2类，UN编号2412用于加臭，极少量；氮气GB2.2类，UN编号1066,用于吹扫卸车台和紧急切断阀的气源，所用的氮气用氮气瓶组供应。10.4.1生产危害因素分析（1）火灾：火灾的产生来源于泄漏和放散的天然气。当空气中天然气的含量达到爆炸范围内，遇明火等火源爆炸着火，从而酿成事故。（2）噪声：噪声主要来源于LNG气化站超压排放天然气和调压器。97 （3）冻伤：LNG为低温储运，如果隔热措施不当或设备、管道有泄漏，操作人员易被低温液态天然气冻伤。其它事故：机电设备的触电等。10.4.2自然危害因素分析（1）地震：地震是一种产生巨大破坏力的自然现象，尤其对建、构筑物的破坏作用更为严重。（2）雷击：雷击能破坏建筑物和设备，并可能导致火灾和爆炸事故的发生，其出现的频率不大，作用时间短暂。（3）台风：台风能破坏建筑物和设备，对建、构筑物有一定的破坏作用。（4）气温：当环境温度超过一定范围时，会产生不舒服感，气温过高会使人发生中署。10.5安全防范措施10.5.1防火（1）为保证储罐区的生产正常，罐区按规范设置防火堤，储罐上设有液位显示、安全放散阀；主要管道上亦设置安全放散阀和放气阀，被放散天然气通过放散塔放散。（2）关键的阀门选用进口阀门，以减少漏气的可能性。（3）站内建筑物均按二级耐火等级设计。（4）在场站除设置消防水池、消防泵房、消防水系统外，另配置消防器材。（5）钢管选用优质钢管，符合国家现行的有关规范规定要求。（6）管道配置管道检漏和抢修设备，能快速、准确地发现漏点，并能及时地进行处理。10.5.2防爆97 （1）调压器均选用超压自动切断型调压器，并在进出口设安全放散阀，使系统在设计压力范围内工作。（2）在各场站生产区设可燃气体检测报警装置。浓度达到报警时自动报警。报警装置柜设在24小时有人值班的生产控制室。（3）生产区的电气、仪表均按防爆规定选型。（4）严禁火种进入生产区10.5.3防噪声：选择适当调压器，且调压器具有消声装置。机泵选用低噪音设备，并采取相应的隔音防护措施，将噪声控制在《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-2008标准范围内。10.5.4防雷、防静电（1）场站均按规定设置工业建筑物防雷设计。（2）站内工艺管道和设备均有静电接地装置。（3）工作人员穿棉织品或防静电工作服、鞋等。10.5.5抗震及其它（1）抗震：本场地抗震设防烈度为VII度，地震动峰值加速度值为0.10g，设计地震分组为第二组，所有建构筑物按有关设计规范，按III级抗震措施设防。，（2）空气调节：门卫、生产控制室、办公区域内设空调，改善因气温过高、过低对人产生的不良影响。（3）低温运行部分的隔热措施到位，防止因泄漏和保冷材料破损造成冻伤事故。10.6劳动保护（1）场站建成后，应按设计荷载使用，不得超载运行。（2）为便于事故或临时的停电人员疏散，生产区域，设置应急灯及出口标志。97 （3）非明火生产工序，不得随意动火，有动火的需要，应经有关安全部门的批准，在安全人员监督下进行。（4）厂区除规定不发火地面外，应进行绿化，保证绿化率的实施，以减少粉尘、噪声的危害，美化生产环境，创造良好的劳动条件，使工作人员在一个良好的作业氛围中工作。10.7劳动安全及职业卫生管理机构和制度本项目建成后，按天然气贮存量形成重大危险源。企业应相应成立安全管理机构管理日常劳动安全及职业卫生工作，配备专职管理人员并在各车间配备兼职安全员，企业应及时制定各项安全管理制度并按规定向有关部门报备。所有上岗人员须按规定进行岗前培训，考核合格后，持证上岗。10.8劳动安全及职业卫生投资本建设项目劳动安全及职业卫生投资80万元。（1）在公司内部建立医务所，负责全公司员工的身体保健和一般性的治疗。（2）在站内设置浴室、休息室和卫生间。（3）定期发放劳保用品。（4）站内设兼职安全员，并由站长负责全站安全工作，按相应安全管理规定和健全各项管理制度。97 11项目实施计划11.1建设周期的规划X高新技术产业园区燃气（LNG气化站）建设周期按12个月计划。项目的前期筹备工作，包括项目的设计及审查、设备采购计划。由于时间安排较紧，企业须作出合理的实施进度计划网络，有序安排交叉作业,及时落实工程进度的各项指标，确定施工和安装队伍，进行切实可行的资金运作，确保实施进度。本项目实施计划：(1)项目可行性研究报告及审批1个月(2)施工图设计及设备加工定购2个月(3)土建施工及操作培训3个月(4)设备及管道安装及调试2个月(5)试车及验收4个月11.2项目实施进度规划项目实施进度见表11-1。表11-1项目实施进度序号时间项目月份1234567891011121项目可行性研究报告及审批2施工图设计（审查）及设备定购、三通一平3土建施工及操作培训4设备及管道及调试5联动试车项目前期工作至项目建成投入正式生产，项目管理的每一环节都须体现计划、实施、处理（PDCA）有序过程，实施计划才能如期完成预期目标。97 12．投资估算和资金筹措12.1工程概况XX燃气有限公司X高新技术产业园燃气（LNG气化站）项目，年销售天然气6000万m3；本项目总投资1945.47万元，其中（1）建设投资1840.47万元（2）建设期借款利息30万元（3）流动资金75万元；融资方案:本项目总投资1945.47万元,其中(1)项目资本金962.61万元（2）债务资金982.86万元;项目建设期1年；定员12人。12.2编制依据（1）建设投资估算编制依据各专业提供的设备表、材料表、建构筑物一览表；（2）中石化协办发（2009）193号《化工建设设计概算编制办法》；（3）X省建设厅闽建筑[2007]52号《X省建设厅关于印发的通知》；（4）《X省安装工程综合单价表》（2002年）；（5）《X省建筑工程消耗量定额》（2005年）；（6）《X省建筑工程综合单价表》（2005年）；（7）《X省建筑装饰工程消费量定额》（2005年）；（8）《X省建筑装饰工程综合单价表》（2005年）；（9）《X省市政工程消费量定额》（2005年）；（10）《X省市政工程综合单价表》（2005年）；（11）《X省建筑安装工程费用定额》2003版及闽建筑[2005]15号调整利润率、闽建筑[2005]25号调整企业管理费率；（12）闽建筑[2007]15号文《X7 省建设厅关于调整建设工程人工预算单价的通知》；（13）X县2011年2月主要材料综合价格；（14）2010年第四季度《X省施工机械台班单价》；（15）建设单位管理费按中石化协办发（2009）193号文计；（16）工程监理费按发改价格[2007]房670号文计；（17）勘察费按工程费的0.5%计；（18）设计费按计价格[2002]10号文计；（19）建筑施工图审查费按闽价房[2009]168号文计；（20）环境影响评价费按计价格[2002]125号文计；（21）安劳动全卫生评价费按建标[2007]164号文计即按工程费用x0.2%；（22）招标代理费按计价格[2002]1980号文计;(23)建设单位临时设施费按中石化协办发（2009）193号计；（24）施工图预算编制按计价格[2002]10号文计；(25)竣工图编制按计价格[2002]10号文计；（26）送审工程造价咨询服务费按闽价[2002]房457号文计；（27）工程保险费按工程费的0.3%计；（28）土地征用费264.64万元由甲方提供；(29)生产准备费按中石化协办发（2009）193号文计；(30)生产用办公及生活家具购置费按中石化协办发（2009）193号文计；（31）前期工程费按计价格[1999]1283号计；(32)基本预备费按(固定资产费用+无形资产费用+其他资产费用)x8%；（33）价差预备费按计投资（1999）1340号文计。7 12.3建设投资构成分析(详见表2)本项目建设投资1840.47万元,其中：建筑工程费276.4万元，占建设投资15.02%；设备购置费726.4万元，占建设投资39.47%；安装工程费230.5万元，占建设投资12.52%；其他费用607.17万元，占建设投资32.99%。12.4建设期借款利息本项目建设投资借款930.36万元，年借款利率按6.45%计,建设期借款利息为30万元。12.5流动资金估算(详见表3)本项目需要流动资金75万元。12.6项目总投资项目总投资为建设投资、建设期利息、流动资金之和，共1945.47万元。12.7资金筹措(详见表4)12.7.1资金来源12.7.1.1权益资本本项目资本金962.61万元，其中(1)建设投资910.11万元(2)建设期利息30万元（3）30%铺底流动资金22.5万元。12.7.1.2债务资金本项目向银行贷款982.86万元，其中(1)建设投资930.36万元,年借款利率按6.45%计(2)70%流动资金52.5万元,年借款利率按6.06%计。7 13.财务分析13.1分析方法本项目财务分析按发改投资[2006]1325号《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）及国家颁布的有关财会等方面的政策、法规等进行编制。13.2基础数据13.2.1年销售天然气6000万m3。13.2.2实施进度本项目建设期1年，销售期10年，计算期11年;销售负荷第一年60%、第二年80%、第三年起100%。13.2.3基准收益率按8%.13.2.4本项目所得税按25%所得税率征收。13.2.5提取法定盈余公积金10%。13.2.6增值税转型：设备增值税退税待项目投产后按设备增值税发票向税务部门办理退税手续。13.3总成本估算（见表7）13.3.1年外购原材料费（含税）18000万元（见表7-1）13.3.2年外购燃料动力费（含税）20.04万元（见表7-1）；13.3.3固定资产折旧，房屋建筑费折旧年限按20年、机器设备折旧年限10年，残值率按5%计。13.3.4无形资产费摊销按10年。13.3.5其他资产摊销按5年。13.3.6每年工资及福利费按60万元计。13.3.7年修理费按建设投资2.5%计。13.3.8年其他制造费用按20万元计。7 13.3.9年其他管理费按90万元计。按以上条件计算年平均总成本17329.96万元，其中年平均固定成本391.12万元，年平均可变成本16938.84万元，年平均经营成本17154.85万元。13.4营业收入、销售税金及附加和增值税估算表(表8)本项目年销售天然气6000万m3、天然气每m3销售价格3.25元（含税）;年平均销售收入18330万元；销售税金及附加费计算：产品增值税率按13%，按扣税法计算即增值税=销项税-进项税；附加费计算，城市维护建设税按增值税5%计，教育附加费按增值税4%计。年平均销售税金及附加费为14.36万元,年平均增值税为159.48万元。13.5盈利能力分析13.5.1静态指标年平均利润总额826.2万元年均息税前利润838.75万元年平均净利润619.65万元总投资收益率43.11%投资利税率51.4%年平均所得税206.55万元全部投资回收期税前3.49年(含建设期)税后3.94年(含建设期)13.5.2动态指标投资财务内部收益率税前44.55%税后35.75%7 投资财务净现值（I=8%）税前4424.69万元税后3164.86万元13.6清偿能力分析本项目建设投资贷款930.36万元，用利润、折旧、摊销费来还贷，贷款偿还期2.93年,平均利息备付率828.86%，平均偿债备付率110.73%。13.7不确定性分析13.7.1敏感性分析(表15)13.7.1.1敏感性分析经对本项目进行建设投资増加5%-20%、建设投资减少5%-20%；销售价格提高3%-5%、降低3%-5%；经营成本提高3%-5%、降低3%-5%；产量变化提高5%-20%、降低5%-20%等敏感性分析；从表15项目评价指标来看，销售价格降低4%,财务内部收益率税前13.35%、税后10.58%，说明销售价格降低4%以上对项目最敏感。13.7.1.2敏感系数敏感系数指项目评价指标变化的百分率与不确定因素变化的百分率之比，敏感系数高，表示项目效益对该不确定因素敏感程度高；从表15敏感系数指数来看，对本项目效益影响最大，最敏感的是销售价格和经营成本。13.7.1.3临界点临界点是指不确定因素的变化使项目由可行变为不可行的临界数值，临界点越低，说明该因素对项目评价指标影响越大，项目对该因素就越敏感；从表15临界点指数来看，对本项目效益指标影响最大，最敏感的是产量变化和销售价格。13.7.2盈亏平衡分析7 以经营能力利用率表示的盈亏平衡点(BEP)年固定总成本BEP=----------------------------------------------x100%年销售收入-年销售税金及附加-年总可变成本=29.4%计算结果表明本项目只要达到经营能力29.4%，项目可达盈亏平衡，企业就能保本.13.8评价结论本项目有很好的经济效益,财务内部收益率税前44.55%、税后35.75%；年平均利润总额826.2万元；年均息税前利润838.75万元；总投资收益率43.11%；投资利税率51.4%；全投资回收期税前3.49年、税后3.94年、贷款偿还期2.93年;并具有一定的抗风险能力。因此,本项目经济可行。7'