LNG汽车加气站项目可行性研究报告 51页

'ＬＮＧ汽车加气站项目可行性研究报告201２年１２月1.总论51 1.1项目概况1.1.1项目名称********加气站工程1.1.2建设单位西蓝公司彬县加气站1.1.3项目地点*********村组1.1.4工程内容概述1、设计加气规模：15000Nm3/d；2、加气对象：大型运输车辆1.1.5主要技术指标1、项目总投资：508.00万元2、占地面积：2089.54m23、建筑面积：m21.2编制依据、原则和范围1.2.1编制依据1.2.1.1文件及资料依据1、《天然气利用政策》（发改能源〔2007〕2155号）2、《关于实施“空气净化工程——清洁汽车行动”的若干意见》（国家科技部、国家环保总局等十三个部委局）3、《关于我国发展燃气汽车近期工作的若干要求》（全国清洁汽车行动协调领导小组办公室）4、相关地形资料1.2.1.2主要法律法规依据1、《市政公用工程设计文件编制深度规定》2、《中华人民共和国消防法》（1998年通过，2008年修订）3、《中华人民共和国环境保护法》（1989年）4、《中华人民共和国安全生产法》（2002年）51 5、《中华人民共和国劳动法》（1995年）6、《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》（1997年）7、《关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知》（国家发改委，国家安全生产监督管理局，发改投资〔2003〕346号）8、《危险化学品安全管理条例》国务院令第344号9、《压力管道安全管理与监察规定》（劳部发〔1996〕140号文）10、《压力容器安全技术监察规程》（质技监局〔1999〕154号）11、《特种设备安全监察条例》国务院令第549号12、《特种设备质量与安全监察规定》（国家质量监督局第13号令）13、《爆炸危险场所安全规定》（劳部发〔1995〕156号文）14、《建设项目环境保护条例》（1998）15、《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（1996年）16、《中华人民共和国大气污染防治法》（2000年）17、《中华人民共和国土地管理法》（1999年1月1日实施）18、《中华人民共和国水土保持法》（1996年）19、《建设工程安全生产管理条例》（2004年）1.2.1.3主要设计规范、标准1、《建筑设计防火规范》GB50016-20062、《城镇燃气设计规范》GB50028-20063、《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006年版）4、《工业金属管道设计规范》GB50316-2000（2008年版）5、《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976-20026、《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264-977、《低温绝热压力容器》GB18442-20018、《液化天然气的一般特性》GB/T19204-20039、《城市燃气分类》GB/T13611-199210、《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-9251 11、《建筑物灭火器配置设计规范》GB50140-200512、《低压配电设计规范》GB50054-9513、《建筑照明设计标准》GB50034-200414、《供配电系统设计规范》GB50052-9515、《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（2000年版）16、《化工企业静电接地设计规程》HG/T20675-199017、《构筑物抗震设计规范》GB50191-9318、《混凝土结构设计规范》GB50010-200219、《大气污染物综合排放标准》GB16297-9620、《环境空气质量标准》GB3095-9621、《污水综合排放标准》GB8978-9622、《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493-200923、《自动化仪表选型设计规定》HG/T20507-200024、《过程测量和控制仪表的功能标志及图形符号》HG/T20505-200025、《控制室设计规定》HG/T20508-200026、《仪表供电设计规定》HG/T20509-200027、《仪表供气设计规定》HG/T20510-200028、《仪表配管配线设计规定》HG/T20512-200029、《仪表系统接地设计规定》HG/T20513-200030、《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-200831、《声环境质量标准》GB3096-200832、《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-8533、《工业企业能源消耗的量化管理及节能评价》（DB22T435-2006）34、《液化天然气（LNG）生产、储存和装卸标准》GB/T20368-2006；51 1.2.2编制原则1.严格遵循国家有关法规、规范和现行标准，做到技术先进、经济合理、安全适用、便于管理；2.由于该项目的特殊性，经实地勘察后，根据项目实际情况进行总图方案比选。作到统筹兼顾、合理安排、切实可行，坚持需要和可能相结合，避免浪费投资和二次投资。3.坚持科技进步，积极采用新技术、新工艺、新设备，站的设计中尽量采用性能好、技术先进、操作方便、可靠耐用的国产工艺设备，确保加气站安全运行，降低工程造价。4.工艺仪表适当选用自动化程度较高的仪表，辅以就地检测、指示、记录。5.综合考虑三废治理和节约能源。做到环境保护与经济效益并重。6.站的总体布局、建筑结构设计严格按照公安消防的有关安全规定，始终将安全放在突出位置考虑1.3建设必要性LNG(液化天然气)汽车是以LNG工厂生产的低温液态天然气为燃料的新一代天然气汽车，其突出优点是LNG能量密度大(约为CNG的3倍)，气液体积比为625／1，汽车续驶里程长，（可达400km以上)，建站投资少，占地少，无大型动力设备，运行成本低，加气站无噪音，LNG可用专用槽车运输，建站不受天然气管网制约，因此便于规模化推广。51 目前，我国天然气汽车已在濮阳、济南、北京、郑州、开封、成都、重庆等城市得到了迅猛发展，全国天然气汽车也在快速发展。但是天然气和汽油、柴油相比更易燃易爆，对天然气气源和管网的依赖性较强，必须建设天然气管道和加气站等相应的基础设施。由于城市建设用地紧张，建站成本高，对于远离气源的城市敷设天然气管网比较困难等，影响了天然气汽车的快速发展。为此，河南中原绿能高科率先开发出了建站不依赖天然气管网，而且占地少、投资小、科技含量高、建站周期短、易操作、易于搬迁的橇装式LNG／CNG汽车加气站。进入80年代，随着世界范围内LNG工业的规模化发展和燃气汽车推广速度的加快，美国、加拿大、德国和法国等国家开始重视LNG汽车技术的研究。到90年代初开始小规模推广，效果十分理想，其显著的特点是不仅能满足严格的车辆排放法规的要求，更重要的是克服了CNG汽车的主要缺陷，兼有CNG、LPG汽车的优点，能满足长途运输的需要，更具实用性。因而LNG汽车被认为是燃气汽车的发展方向，倍受车队经营者的关注。目前全世界约有3000辆LNG汽车在运行，数十个加气站投入了使用。其中美国有40多个LNG汽车加气站，1000余辆LNG汽车，年增长率约60％，表现出强劲的发展势头。墨西哥市也在1999年初建成一座可供数百辆城市中巴加气的LNG汽车加气站，这表明LNG汽车技术已实用化。国内在90年代初注意到LNG汽车的出现并开始LNG汽车研究。1990年，开封深冷仪器厂、国家科委、北京市科委和北京焦化厂在北京建成一套小型LNG试验装置的同时，研制了一台LNG--汽油两用燃料汽车，进行了近4000km的运行试验；1993年，四川省绵阳市燃气集团公司、吉林油田分别与中科院低温中心联合研制了一台LNG--汽油两用燃料汽车，并进行了一系列的运行试验，均取得了较为理想的运行效果。1.4项目概况1、建设项目主要为LNG加气站m2。2、建设规模为：LNG按1.5～3.0×104Nm3/d。3、主要工艺装置：卸车阀组1套、橇装式低温储罐1套、低温泵橇1套、加气机2台。4、仪表与控制：所有橇内自成系统自动控制。5、供电方式：该项目各站按二类用电负荷设计，主电源由站外电线路接入。配60KW天然气发电机1台备用。51 6、供给排水；站内用水引自轮桑供水管线。该站生产没有直接的污水排放，只有极少量的设备清洗用水和生活污水直接排放至作业区的晒水池自然蒸发处理。8、消防：加气站不设消防给水系统，站内消防设置灭火器材。9、通信：由无线移动座机电话1部实行生产管理。10、土建工程；站房和厕所采用砖混建筑，面积221.1m2；加气遮阳棚按简易钢结构建设，面积43m2。11、采用电采暖方式给值班室采暖，仪控室设壁挂式空调。工艺装置采用保冷方式。1.5主要工程量及主要技术经济指标表1-1主要工程量序号名称单位数量备注1设计规模LNG104m3/d1.5LNG储罐60m3（水容积）2主要工程量LNG储罐台1总容积60m3（水容积）低温潜液泵组1卸车阀组套1加气机套2监控系统套1配套工程套1水、电、讯3站区占地面积亩5.9表1-2主要技术指标表序号名称单位数量备注1人员配置人102电年耗量万kWh47.53水年耗量m31070.184总综合能耗MJ/d15743.25平均单位综合能耗MJ×104/104Nm30.52表1-3主要经济指标表序号名称单位数量备注一建设项目总投资万元667.731工程投资万元601.82建设期利息万元19.263流动资金万元45.6751 二成本年均生产成本费用1335.76三年均销售收入1809四年均销售税金及附加7.46五财务评价指标1财务内部收益率(税前)％56.632财务内部收益率(税后)％45.723财务净现值(ic=12%)(税前)万元1956.564财务净现值(ic=12%)(税后)万元1394.15投资回收期(税前)年3.146投资回收期(税后)年3.517总投资收益率％60.78项目资本金净利润率％718.151.6研究结论由于天然气加气站属于城市基础设施建设项目，对完善基础设施、改善投资环境具有重要意义。从项目评价的主要经济指标来看，本项目的财务内部收益率均大于行业基准收益率；财务净现值也均大于零，投资回收期也小于行业基准投资回收期10年的要求，投资利润率和投资利税率也高于行业基准，所以此项目在财务上是可行的，并且有着一定的抗风险能力，经济效益良好。同时该项目不仅仅减少了汽车尾气排放污染，而且为下游用户增加了效益，有较高的的社会综合效益。2.气源及市场分析2.1气源状况西安市西蓝天然气集团（简称“西蓝集团”），51 是一家致力于全球环保节能减排事业以及新能源开发和利用的美国上市企业，也是迄今为止中国西北地区具有重要影响力的天然气专业运营企业。公司最早成立于2000年1月8日，现注册资金3.26亿元人民币。2005年12月公司在美国上市，2009年6月成功转为美国纳斯达克全球主板市场。经过多年努力，公司形成了特色鲜明的四大支柱产业，即城市气化工程设计、建设、安装、运营；CNG产品加工、运输、销售；LNG液化天然气产品的生产、运输、销售；汽车发动机“油改气”。成长为以城市气化工程建设、天然气规划设计、综合开发、输配运营、燃气设备安装及气具的批发零售为一体的、具备完善服务体系的行业领军企业，连年被金融系统评定为“AAA”级信用企业。目前，西蓝集团汽车加气站业务成长迅速，已在西安地区形成一定规模，并在河南、湖北、安徽、山西、宁夏、内蒙、甘肃等地迅速发展。居民用户业务稳定发展，在本省发展的同时，也在河南等地开展了城市气化工程业务。公司在陕北靖边的液化天然气项目，极大的改善我省的能源开发利用结构，尤其对我市冬季季节性调峰将起到至关重要的作用。公司汽车改装业务完善了公司上、中、下游产业链条。集团公司长江流域的水上加气站和LNG船舶改造，一举开创了两个全国第一。因此，本项目的LNG资源来源有着充足资源保障。LNG的运输方式主要有轮船、火车、汽车槽车等。根据目前国内LNG市场的运输情况，采用汽车槽车运输LNG是陆地运输比较理想的方式。西蓝集团公司有多辆汽车的专业运输LNG的物流车队，使LNG运输更加方便、快捷、灵活，槽车可每天一趟或三天二趟的连续运送，保证了气源供应的稳定性。国内已经建成了几十个LNG气化站，所用的LNG基本上都是通过汽车公路运输的方式进行转运，最长运距达到了4000多公里。几年来，发生过几起LNG运输事故。但事故分析结果表明，事故都不是由于LNG自身的因素引起的。这就说明了LNG槽车公路运输的安全性和可靠性。2.2气质参数2.2.1气质组分本项目原料为液态甲烷，产品规格如下：51 表2.3-1液态甲烷产品规格表项目规格产品储存温度（℃）-150.9产品储存压力（kPa·G）300摩尔质量16.80低热值（kcal/Nm3）7937.7高热值（kcal/Nm3）8810.9表2.3-2液态甲烷产品组分表组分名称摩尔%甲烷94.69乙烷1.27丙烷0.22异丁烷0.04正丁烷0.07异戊烷0.02正戊烷0.02氮气3.65合计1002.3市场简况2.3.1地域及市场概况彬县位于陕西省咸阳市西北部，离省会西安120公里，是公刘故里、能化重镇、果品之乡、旅游胜地。全县总面积1185平方公里，辖13个镇247个行政村，总人口34.8万人。2011年，全县实现生产总值106.1亿元，财政总收入28.2亿元，地方财政收入8.9亿元，全社会固定资产投资86.37亿元，城镇居民人均可支配收入21516元，农民人均纯收入6601元，分别是“十五”末的7.3倍、17.8倍、19.7倍、6.9倍、4.6倍和3.6倍，各项主要经济指标在陕西省的位次不断前移，跃至陕西县域经济社会综合监测评比第七名，并夺得了陕西省工业增长速度前十名的殊荣。51 境内富藏煤炭、陶土、油母页岩、石英砂等10多种矿藏。其中煤炭储量32.4亿吨，具有原煤埋藏浅，煤层厚，煤质好，易开采，特低硫、低磷，高发热量等特点，是优质的动力用煤、气化用煤和环保型煤，发展煤电、煤化工和建材工业的前景十分广阔，是全国煤炭生产重点县。目前，全县拥有煤炭企业8户，生产矿井11对。彬县陶土资源丰富，初步探明储量7.1亿吨，是制造釉面砖、地砖、洁具等建筑卫生陶瓷产品的优质原料，已经规划建设了建材工业园区。2.4产品市场分析和价格预测2.4.1产品市场近年来，随着国际油价的节节走高，我国也逐步大幅上调了国内油价，2008年伴随着国际经济危机的爆发，油价又大幅下滑，目前新疆地区0号柴油7.08元/L，90号汽油6.71元/升，93号汽油7.11元/L，97号汽油7.47元/L，油价仍较高。而且由于油价受国际政治、经济形式影响较大，一旦国际经济危机得到缓解，油价必然再次上涨，目前世界各主要产油国已开始纷纷减产保价，油价再次上涨指日可待。油价的上涨令汽车使用天然气的价格优势表现得更为明显。表2-4LNG和汽油的价格比较项目LNG柴油（93#）单价2.19元/L7.11元/L单位燃料热值22.875MJ/L32.74MJ/L单位价格热值10.45MJ/元4.60MJ/元3.建设规模3.1建设规模的确定原则对于LNG加气站，加气量主要是根据市场需求量来确定充装能力，必须作到统筹兼顾、远近结合、切实可行，坚持需要和可能相结合，避免浪费投资和二次投资。同时还考虑到建设地区的相关条件，结合国家相关规范的要求来确定建设规模。根据《汽车用加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2010）中规定LNG加气站储气设施的容积与等级划分，该站按二级站及三级站均可。考虑到节约投资，选用一台60m3储罐，在相同储罐容量的条件下按二级站建设。51 3.2建设规模的确定由于该加气站的服务对象主要是线路班车（近期按50%计算）、重卡车（近期按40%计算）。线路客运班车运行里程按400Km计；由于重卡主要在白天运输，重卡车运行里程按200Km计。主要车辆及用气量统计表见表3-1表3-1车辆及用气量统计车辆类型车辆数量（辆）用气量（L/d*辆）总用气量（Nm3/d）线路班车24≈901350重卡车200≈10513200合计22414550由表3-1可知油改气车辆日加气量近期约为1.5×104Nm3/d。建设规模为1.5×104Nm3/d。站内设置储气推荐使用60m3低温罐，远期在达到3.0×104Nm3/d。1个60m3低温罐储总储气量可达26500Nm3，可满足2天的加气量。设2台加气机，按10个小时加气时间计，每台车的加气时间可达5分钟，加气机按充液速度≤200L/min完全可满足要求。4.项目选址4.1站址选择原则加气站必须符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016-2006、《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）的规定。远离重要物质仓库以及重要生产厂房等设施。气站站址应具有适宜的地形、工程地质、供电和给排水等条件。气站应选择在交通方便，运输车辆过往较多的道路，同时站场进出口要避开交通主干道。4.2站址选择该项目位于陕西省咸阳市彬县城关镇姜渠村。该地区电力资源丰富，水质较好，交通便利，且有丰富的煤炭资源。厂址所在区域地势平坦，周边既无污染源，也无特殊环保要求的单位。51 5.总图布置5.1设计执行的主要标准及规范1《建筑设计防火规范》GB50016-2006；2《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006年版）；3《设备及管道保冷设计导则》GB15586-19954《低温绝热压力容器》GB18442-20015《液化天然气加气站设计规范》DB51T1118-20106《液化天然气生产、储存和装运标准》NFPA59A5.2总平面设计5.2.1总平面布置原则1.符合《建筑设计防火规范》、《汽车加油加气站设计与施工规范》、《液化天然气加气站设计规范》等有关规定。2.根据生产功能和危险程度进行分区布置，与竖向设计统一考虑。3.具有良好的操作空间和巡查路线，保证工艺流程、人员、车辆顺畅。4.布置适当紧凑并与周围环境协调，既要满足生产要求又要节约用地。5.2.2周边环境该项目中的液化天然气加气站选定在312国道以南的空地上。站区用地较为规整；根据规划要求，液化天然气加气站内建、构筑物和工艺设施与周边现状建筑及规划建筑的防火距离尽量按一类保护物的防火距离在站内退让。加气站的周边环境概况：加气站周围为空地。5.2.3功能分区站区北面向公路，在公路上设有开敞式的进出口各一个，加气区位于站区开阔部分，在加气区南侧为LNG储罐区，在加气区西侧为站房与仪控室的辅助用房。辅助用房区有绿化隔离，这样布置既方便了管理又美化了环境。51 5.2.4汽车进出站流线组织该项目中的液化天然气加气站为进出站敞开式，汽车进站后，可围绕加气岛形成车流，互不阻挡路线，道路最小转弯半径大于6m。在站内有消防通道，道路净宽大于9m，满足规范要求。5.2.5消防通道该项目各进出站车道净宽均大于9m。5.2.6站区绿化各站区内的绿化以分散绿化和集中绿化相结合，绿化种类有草坪及灌木。在道路两侧、围墙内侧、房屋四周尽可能布置绿化，以改善站区的工作环境。5.3竖向设计5.3.1竖向设计的原则1与总平面布置统一考虑，合理确定各类场地和建筑物设计标高。2结合生产工艺要求和运输要求，使竖向顺畅。3确定地坪标高时，防止填土过深加大工程量。5.3.2站区标高及排水组织方式站区地面标高略高于站外道路。站区场地利用自然找坡有组织地排向站内检查井再排入站内排水沟，最后排向站外污水沟。5.4总图主要技术指标及投资估算表5-1总图主要技术指标及投资估算序号名称单位指标投资估算（万元）备注1站区占地面积m26372612建构筑物占地面积m21966.55容积率0.315车场及道路面积m23177.456绿地面积m21295.77绿地率%208围墙长度m24051 6.工艺6.1设计执行的主要标准及规范1《液化天然气（LNG）车用燃料系统规范》NFPA57-2002；2《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）；3《城镇燃气设计规范》GB50028-20064《液化天然气(LNG)生产、储存和装运标准》GB/T20368-20065《液化天然气一般特性》GB/T19204-20036《天然气》GB178207《汽车用燃气加气站技术规范》CJJ84-20008《车用压缩天然气》GB18047-2000；9《设备及管道保冷设计导则》GB15586-199510《低温绝热压力容器》GB18442-200111《低温液体汽车槽车》JB/T4783-200712《工业金属管道设计规范》GB5013613《钢制管道及储罐防腐蚀控制工程设计规范》SY000714《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSGR0004-2009）；15《压力管道安全管理与监察规定》(1996)劳部发140号；6.2液化天然气成分及压力等级划分1.根据GB/T19204-2003《液化天然气一般特性》中描述“LNG是以甲烷为主要成分的烃类混合物，其中含有通常存在于天然气中少量的乙烷、丙烷、氮等其他组分。LNG时潜在的危险主要来源于其3个重要性质:1)LNG的温度极低。其沸点在大气压力下约为-160℃，并与其组分有关；在这一温度条件下，其蒸发气密度高于周围空气的密度；2)极少量的LNG液体可以转变为很大体积的气体。1个体积的LNG可以转变为约600个体积的气体；3)类似于其他气态烃类化合物，天然气是易燃的。在大气环境下，与空气混合时，其体积约占5%-15%的情况下就是可燃的。51 2.压力等级系统设计压力：2.5MPa。3.设计温度系统设计温度：-196℃。6.3工艺流程简述6.3.1工艺流程设计的原则LNG加气站工艺流程的设计，影响到建站投资及运行成本、站的运行效率、长期运行中对各种因素变化的适应性及运行的安全可靠性。LNG加气站的工艺设计应根据气源条件、环境状况、加气量和加气车辆的特点，经综合分析和技术、经济对比后确定。根据现行国家标准《液化天然气加气站设计规范》DB51T1118-2010和《液化天然气(LNG)生产、储存和装运标准》GB/T20368-2006的规定，LNG加气加气站的工艺流程应包括以下几个部分：卸车流程、调压流程、加气流程。6.3.2工艺流程简述1、卸车流程从LNG处理厂用低温运输槽车将LNG运至汽车加气站，通过加气站卸车接口、真空管道、卸车泵将LNG灌注到加气站的低温储罐内。2、调压流程卸车后，用LNG低压泵将储罐中的部分LNG输送到气化器，气化后通过气相管路返回储罐，直到储罐内的压力达到设定的工作压力。3、加气流程给车辆加气时，先将加注管路通过专用的LNG加液枪与汽车上的LNG储罐相连接，控制储罐内的压力将LNG输送到专用的低温潜液泵中，通过加气机来控制泵运转输送的流量。同时用LNG流量计计量出输送的液体。LNG加气站工艺系统流程图：6.4工艺方案特点6.4.1切断系统51 连接槽车的液相管道上设置紧急切断阀和止回阀，气相管道上设置紧急切断阀。紧急切断阀，具备手动或自动功能，实现就地和远程操控。由手动启动的遥控切断系统操纵关闭。并用人工复位供电。当管道出现破裂或天然气泄漏等紧急情况发生时，仪表间的闪光报警器发出警报，自动切断储气装置至加气机处管道供气，确保生产安全。6.4.6全站安全监控系统低温潜液泵泵房配可燃气体检测报警器，监测泵机内的天然气浓度，同时可燃气体报警控制器与控制系统进行连锁保护，同时启动风机进行强制排风。6.4.7自动化控制系统全站可实行分散式自动化控制管理，通过温度变送器、压力传感器采集工艺数据，实现各级压力超压报警和过载保护，自动记录、故障显示。6.4.9高压管道及设备的安全泄放站内安全泄压天然气到放空点集中泄放，避免因分散泄放带来的安全隐患。6.5主要工艺设备选型6.5.1LNG低温储罐低温储罐是整个LNG加气站最为关键的设备，所占的投资比例也最高。目前广泛采用的是圆柱形低温储罐。储罐内筒材料选用X5CrNi18-10，外筒选用优质碳素钢Q345R压力容器用钢板。内、外筒间支撑选用玻璃钢与X5CrNi18-10钢板组合结构，以满足工作状态强度及稳定性要求。LNG储罐流程包括进、排液系统，进、排气系统，自增压系统，吹扫置换系统，仪表控制系统，紧急截断阀与气控系统，安全放空系统，抽真空系统，测满分析取样系统等。51 根据该LNG加气站的建设规模，LNG储存量不大，保冷性能要求较高，因此选用高真空多层缠绕绝热储罐。根据LNG储存量，并考虑到撬装设备的运输方便性，LNG储罐选用60m3的卧式储罐。LNG储罐设液位计、差压变送器、压力变送器、温度变送器、压力表等。以实现对储罐内LNG液位、温度、压力的现场指示及远程控制。罐体顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽接口。根据系统的工作压力，并考虑并考虑经济性，确定储罐的内罐压力为1.32MPa，外罐设计压力为-0.1MPa。低温储罐主要技术参数见表6-1表6-1低温储罐主要技术参数型式卧式圆筒形、高真空多层缠绕绝热储罐有效容积（m3）60充装率（%）90内罐设计温度（℃）-196外罐设计温度50内筒材质X5CrNi18-10外筒材质Q345R内罐设计压力（MPa）1.32外罐设计压力（MPa）-0.1容器类别三类6.5.2LNG潜液泵国内LNG汽车加气站的设备技术发展较晚，目前国内已建成的LNG汽车加气站投入使用的LNG低温泵均采用国外进I：I泵。LNG低温泵的流量根据汽车加气站的设计规模及加气机的流量选定，本项目LNG低温泵的设计流量为0～200L/min。对LNG低温泵进行选型，主要参数见表6-2。表6-2潜液泵主要技术参数工作温度（℃）-146设计温度（℃）-196设计流量（L/min）200设计扬程（m）220转速范围（r×min-1）6000所需进口净压头/m0.96.5.3LNG加气机加气机是给车载LNG51 气瓶加气和计量的设备，主要包括流量计和加气枪。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气瓶加气的快装接头，本项目选用流量为60-200m3/min的加气枪，加气机主要参数见表6-3。表6-3LNG加气机主要技术参数最小喷嘴压力/MPa0.41流量/(L/min)60-200喉管配置单管计量计量精度/%±1工作温度/℃-146设计温度/℃-1966.5.4储罐增压器及卸车增压器储罐增压器及卸车增压器是完成卸车和储罐增压的设备之一，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升高温度并气化。空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。本项目选用处理量为200m3/h的卸车储罐增压器及卸车增压器1台，其主要工艺参数见表6-4。单台处理量（m3/h）200进口温度（℃）≥-162出口温度（℃）＞-146最高工作压力（MPa）0.8设计压力（MPa）1.6设计温度（℃）-1966.5.5配气设备6.5.5.1阀门：低温阀门选择LNG专用阀门，要求阀门密封性好、操作灵活、质量可靠。与仪表连接的根阀、气动球阀、电磁阀等选择进口阀门。阀门按压力等级选取：PN25选取进口阀门系列。6.5.2.2管材：主要工艺管线采用30451 不修钢管，采用夹套真空管保冷。所有焊口进行100%超声波及100%射线检测。LNG加气站在配管过程中考虑低温引起的热应力问题，防止水蒸汽渗透的防护措施，避免出现冷凝和结冰现象。LNG加气站选择的管材为奥氏体不绣钢，其膨胀系数较大，为了补偿由于温度变化引发的热膨胀和冷收缩，管路系统需合理的考虑弯管和膨胀节。6.6加气工艺布置6.6.1低温潜液泵拟采用的1台低温潜液泵。潜液泵的进、出管道及其他工艺管道采用地面敷设。6.6.2低温储气罐低温储气罐布置在低温潜液泵和加气机中间。6.6.3加气区设置2套加气机，2套加气机中心点之间间隔12米，保证加气时相互不影响。6.7管材﹑管阀件及防腐6.7.1管材根据《工业金属管道设计规范》GB50136、《液化天然气(LNG)生产、储存和装运标准》GB/T20368-2006中规定，LNG加气站管路设计时不仅要考虑低温液体的隔热要求，还应特别注意因低温引起的热应力问题，防止水蒸汽渗透的防护措施问题，避免出现冷凝或结冰的现象。管道采用304不锈钢钢管，保温方式采用真空夹套保温，管道与管道之间采用焊接方式连接。6.7.2阀件输送LNG管道和低温气相管道上的阀门应选用LNG专用阀门。LNG储罐液相管道首道阀门与管道的连接应采用焊接，阀体材质与管子材质一致即304不锈钢。保温管道上的阀门宜采用长轴式，非保温管道上的阀门可采用短轴式。6.7.3管件51 系统管路设计压力选择为2.5MPa，设计温度为-196℃。管道材质选用304不修钢管，低温保冷要求选择真空夹套保冷。管件应与管子材质相同，管件标准应符合《钢制对焊无缝管件》GB/T12459的有关规定。法兰、垫片、紧固件应符合《钢制管法兰、垫片、紧固件》系列HG20592～20635的有关规定。法兰、垫片、紧固件的配制应与相连装置、阀门等连件的标准体系、规格一致。法兰宜选用带颈法兰。公称通径＞DN50，焊接宜采用对接焊；≤DN40可采用承插焊；垫片宜选用高性能不锈钢金属缠绕垫片，外环和金属带材料宜为304不锈钢，非金属带材料宜为柔性石墨；紧固件材质与管道材料相同。6.7.4管道安装室外管道均采用地面敷设。6.8焊缝检验及试压、吹扫6.8.1焊缝检验1.表面质量检验可燃介质管道焊缝外观应成型良好，与母材圆滑过渡，宽度以每侧盖过坡口2mm为宜，焊接接头表面质量应符合下列要求：1）不得有裂纹、未熔合、夹渣、飞溅存在。2）天然气管道焊缝不得有咬肉，其他管道焊缝咬肉深度不应大于0.5mm，连续咬肉长度不应大于100mm，且焊缝两侧咬肉总长不应大于焊缝全长的10％。3）焊缝表面不得低于管道表面，焊缝余高不应大于2mm。2.无损检测天然气管道焊接接头射线检测百分率应为100%。射线透照质量等级不应低于AB级，接头质量达到JB/T4730-2005规定的Ⅱ级为合格，超声波检测时，管道焊接接头Ⅰ级合格。6.8.2试压及吹扫51 （1）试压：可燃介质管道系统安装完毕后，应进行压力试验。管道系统的压力试验应以清洁干燥的压缩空气进行，试验压力应为设计压力的1.5倍，压力试验的环境温度不得低于5℃。压力试验过程中若有缺陷，不得带压处理。缺陷消除后应重新试压。试压完毕后，可燃介质管道系统应以设计压力进行严密性试验，试验介质为清洁干燥的压缩空气。（2）吹扫：可燃介质管道系统试压完毕后，应用清洁干燥的压缩空气进行吹扫，以20m/s的气速反复吹扫数次，每次吹扫后应停留15分钟，然后再次吹扫，直到将管线中的杂质及水分（水压强度试验中留下的）吹扫干净为止。吹扫低压系统的压力不大于设计工作压力；中、高压系统吹扫压力使用2MPa。吹扫宜分段进行，不应一次串通吹扫且设备吹扫应单台进行。吹扫前应取下孔板、过滤器、调压器，用直管连接；高压阀件不参与吹扫；系统管道、设备耐压试验合格后应按上述规定作第二次吹扫。6.9工艺主要工程量及投资估算该项目中的工艺设备总投资估算为：279.5万元表6-4主要工程量及投资估算序号型号规格设备名称数量单价（万元）合价（万元）1BDW3012-0060立方高真空缠绕卧式储罐170702TC341*2*6-4SP低温潜液泵140403FRJY-I-150LNG加气机240804ZY-300卸车增压器1225JR-150增压加热器1116EAG-50EAG加热器1117DZ-00撬体底座1558FVA-30无油空压机1559SZ-6A冷冻式干燥机11110FRZK-I仪表自控系统1454511各种型号低温阀门17712各种型号低温管线18813QP-4040L氮气瓶10.50.514安装调试费18815运输费166合计1279.57.监控与数据采集系统51 7.1设计依据相关国家和行业规范标准。工艺及其它专业所提供资料。7.2设计内容7.2.1天然气压缩后及高压储气区压力指示及超限报警、联锁；7.2.2加气区工艺管道的压力指示；7.2.3加气区工艺管道装置超压、失压报警及联锁切断；7.2.4站场可燃气体检测、超限报警和联锁控制；7.2.5加气机数据采集系统设计；7.2.6站场闭路电视(CCTV)监视系统设计。7.3系统配置及自控方案7.3.1采用用一组压力变送器对压缩后、高压储气区及加气区高中低压天然气进行实时监测，满足就地指示和远程传输功能。并在仪表间实现压力的实时监视和报警联锁功能。7.3.2针对工艺介质释放源的分布情况，遵照相关规范要求合理配置可燃气体探测器进行介质含量检测。通过可燃气体报警控制器，对现场检测区域的气体含量进行实时采集、显示、记录、报警(声光)和联锁控制（控制风机启停、压缩机启停等）等，确保站内生产安全。7.3.3在高压管道上设有手动紧急气动切断阀、加气区紧急切断装置，当加气区高压管道出现破裂或天然气泄漏等紧急情况发生时，仪表间的声光报警器发出警报信号，可自动或手动切断储气装置至加气机处管道供气，确保生产安全。7.3.4加气机数据采集系统主要完成加气信息采集、传输，为加气系统计量、加气费用结算等功能的实现提供保障性支持。7.3.5为提高站场安防水平，对站区主要工艺区域进行全天候视频监视系统设计。7.3.6站控系统由UPS供电，确保系统稳定连续运行；7.3.751 压缩机各级压力和温度参数信息由对应变送器器传送至压缩机PLC控制系统，实现在线实时显示，并通过压缩机PLC控制压缩机及冷却循环系统启停；7.4仪表选型7.4.1现场所有自动化仪表及电气设备的防爆等级应满足所在场所的防爆等级要求。7.4.2仪表精度及量程满足对应环境（如高压）下的使用要求。7.4.3控制系统尽力选用安全可靠、技术先进、经济合理、性能良好、工作稳定、操作简便、扩展性强的产品。7.4.4设计中采用的仪表必须是经国家授权部门认可、取得制造许可证的合格产品，严禁使用未经工业鉴定的试制仪表。7.4.5系统配套软件均采用正版可升级软件，以确保系统的稳定性和可扩展性。7.5通信由于CNG加气站与公司以及对外的联系主要通过话音通信完成，并为了保证加气站的生产安全和公司的调度及时畅通，该站应该保证至少安装直拨电话一部。由于加气站靠近城区，通信设施较为完备，因此话音通信并入市网。7.6主要工程量及投资估算站场主要仪表设备清单如下：表7-1主要工程量及投资估算项目设施名称数量设置地点投资估算（万元）备注1可燃气体探测器10台工艺区252可燃气体报警控制器1台仪表间3声光报警器1台仪表间4站控系统1套仪表间5监视系统1套工艺区、站房8.土建及公用工程51 8.1土建工程8.1.1设计中执行的主要标准及规范1.《建筑设计防火规范》GB50016-2006；2.《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）；3.《建筑抗震设计规范》GB50011-2010；4.《建筑地基基础设计规范》GB50007-2002；5.《混凝土结构设计规范》GB50010-2002；6.《建筑结构荷载规范》GB50009-2001；7.《砌体结构设计规范》GB50003-2001；8.1.2土建工程主要内容1.新建站房一栋，为一层平房，砖混结构。主要功能房间有财务室、站长办公室、休息室、仪表间、配电间等。考虑电力情况，在加气站内预留发电机房位置。2.新建汽车加气棚一座，为简易钢网架结构。3.新建厕所一栋，为一层平房，砖混结构。4.相关设备基础。8.1.3建筑造型及装修1.门窗：塑钢门窗；2.外墙：涂防水涂料；3.内墙和顶棚：混合砂浆刷白色乳胶漆；4.地面：水泥砂浆面（站房为地砖地面）；5.围墙：面向道路一侧为非实体围墙，其余各面为2.2米高实体围墙，围墙内外面均涂防水涂料。8.1.4结构设计及基础设计该项目中所有建构筑物均按永久性建构筑物设计。抗震按6度地区设防。站房、仪控室及配电间为单层砖混结构，耐火等级不低于二级，基础形式采用条形基础。加气棚采用简易钢网架结构。51 8.1.5构筑物及道路道路广场为砂卵石基层上作C25混b凝土路面，混凝土路面厚度为220mm。8.1.6土建工程主要工作量及投资估算表8-1土建工程主要工作量及投资估算序号名称单位占地面积建筑面积投资估算（万元）备注1加气棚m243435简易钢架结构2站房（包括厕所）m2221.1221.127砖混合计328.2电气工程8.2.1设计中执行的主要标准及规范1.《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）；2.《供配电系统设计规范》GB50052-2009；3.《建筑物防雷设计规范》GB50057-1994（2000版）；4.《工业企业照明设计标准》GB50034-92；5.《低压配电设计规范》GB50054-95；6.《通用用电设备配电设计规范》GB50055-93；7.《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007；8.《10kV及以下变电所设计规范》GB50053-94；9.《化工企业静电接地设计规范》HGJ28-90；10.《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92。8.2.2设计范围该加气站工程全站供配电设计及防雷设计。8.2.3站内原有供配电系统概况该加气站为新建工程，原无变配电设施。8.2.4电气负荷计算本次设计采用需要系数法计算，照明负荷按单位面积功率统计。用电负荷等级为三级负荷。51 电力负荷计算详见附表1。主要数据如下：加气站设备总安装容量：52kW其中，潜液泵：25.00kW照明设备：27kW计算负荷：有功：44.10kW无功：9.75kvar视在：45.16kVA低压电容补偿：42kvar平均功率因数：补偿前/补偿后：0.65/0.98需要系数：0.728.2.5电源和电压该项目LNG加气站按三类用电负荷设计，主电源由站外380V供电线路，以电缆进线方式引入配电柜。电压等级为：380V。8.2.6变配电室该项目中设配电柜一套。8.2.7供电系统低压侧以放射方式向各用电部门供电，供电系统详见配电系统图。8.2.8功率因数和无功补偿本设计计算的总的平均自然功率因数为0.65，采用低压静电电容集中补偿，补偿容量为42kvar，补偿后功率因数为0.98。8.2.9主要设备选型及继电保护方式设备选型主要是根据其性能，参数、安全、经济指标、安装维护方便等因素选定。低压配电柜选用GGD型，电容补偿柜选用GGJ型。继电保护的选择按照有关继电保护规范设计，380/220V低压侧采用自动空气开关作短路和过载保护。8.2.10站区线路及站区照明站区线路选用电缆ZR-FF22型，敷设方式采用直埋敷设。51 站区照明沿主要干道设路灯，光源选用防爆型金属卤化物灯，集中在值班室控制。8.2.11用电场所的配电及照明低温潜液泵电机功率为25KW，电源为3相，380V。电气照明：照明电源由箱变供给，电压等级为：380/220V。灯具：防爆区内（压缩机房、储气井区、低压配气区及加气棚等）的灯具选用防爆型灯具，非防爆区内灯具选用荧光灯或节能灯。线路敷设：所有线路均采用电缆直埋或电缆穿钢管暗敷8.2.12电能管理及节电措施1.电能管理为了核算电能消耗情况和加强能源管理，在低压配电室装设低压计量装置，动力和照明分别计度。2.节电措施加强电能管理，认真考核电能消耗，选用节能型新产品，采用发光效率高的光源和灯具，采用静电电容器补偿以降低无功损耗。8.2.13电气安全1.防雷全站含１区爆炸危险场所，故防雷按二类防雷设计。建筑物屋面采用镀锌扁钢作防雷接闪器，引下线利用建筑物柱内主筋或镀锌扁钢，接地装置采用镀锌扁钢埋于地下并与防雷系统构成可靠的电气通路。2.接地和接零本站供电系统采用TN-S系统，接地电阻不大于1欧。为保护人身和设备的安全，所有因绝缘损坏而可能带电的金属构件、支架、设备外壳等均应可靠接地。8.2.14人员值班及维修人员依托西安市西蓝集团公司。8.2.15主要工程量及投资估算表8-2电气主要工程量及投资估算51 序号设备名称型号规格单位数量投资估算（万元）1低压配电柜GGD2台2202电容补偿柜GGJ1台13配电箱XM台34各型灯具套40表8-3电气主要数据及技术经济指标序号名称单位数值备注1供电电源电压kV102站区配电电压V380/2203用电设备配电电压V380/2204用电设备总安装容量kW525计算负荷总计有功kW44.1无功kVar9.75视在kVA45.166平均功率因数补偿前/补偿后0.65/0.988电容补偿安装容量kvar429全站需要系数Kx0.7210年电能消耗量万kWh44.98.3给排水工程8.3.1设计中执行的主要标准及规范1.《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）；2.《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003（2009年版）；3.《室外给水设计规范》GB50013-2006；4.《室外排水设计规范》GB50014-2006；5.工艺、土建等专业提供的资料。8.3.2设计范围1.加气站室内外的给排水设计；8.3.3给排水概况该工程位于新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古自治州轮台县轮南镇沙漠公路以东、南环线以南。该加气站外无成熟市政排水设施，有一D300轮一联合站～桑塔木油气处理厂输水管线。51 8.3.4给水8.3.4.1给水水源加气站水源接自轮一联合站～桑塔木油气处理厂输水管线，供水稳定,接点处水压不小于0.2MPa，水质满足GB5749《生活饮用水卫生标准》的规定，能够满足全站生产生活用水需要。8.3.4.2用水量1.生产用水根据工艺专业提供的资料，加气站内无生产用水。2.生活用水用水量标准按30L/人.班计，小时变化系数按3.0计，均实行三班工作制，职工总人数为10人，日用水量为0.3m3/d。3.道路及绿化用水浇洒道路用水标准按2.0L/m2.d计；绿化用水标准按2.0L/m2.d计。合计用水量为6.36m3/d。4.消防制度及消防用水量本工程消防贯彻“预防为主，防消结合”的方针，因地制宜，采用可靠的防火措施，做到安全适用、技术先进、经济合理，尽量节省基建投资，并执行国家有关法规。根据加气站的规模,本站属于五级油气站场，可不设消防给水设施，只考虑配置一定数量的干粉灭火器，以扑救初期火灾。站内消防依靠轮南消防站的支援。5.设计用水量见表8-4。表8-4用水量统计表序号用水名称用水量备注昼夜(m3h)小时最大(m3h)1生产用2用水0.30.3道路绿化用水6.360.274未预见用水量0.67按用水量10%计总用水量7.330.37根据上表可得：该加气子站最高日用水量为7.33m3/d51 ，设计年用水量为1070.18m3/a（季节性不均匀系数取2.5）。8.3.4.3给水系统（1）加气站采用生产、生活合流制给水系统，生活给水由轮一联合站～桑塔木油气处理厂输水管线直接供给。（2）管材室外给水管采用PE80管，室内给水管采用PP-R管。8.3.5排水8.3.5.1污水废水排水量生活污水量按用水量的90%计，生活污水量0.27m3/d；工艺污水排入晒水池。8.3.5.2雨水量根据我国部分城镇降雨强度表，设计重现期P=1年时：暴雨强度为q5=0.39L/S.100㎡汇流面积F=3316㎡雨水流量q=0.8×0.39×3316/100=10.35(L/s)8.3.5.3排水系统1.排水方式根据甲方提供的资料，站内采用雨污分流制排水系统，站场内的生活污水排入晒水池处理；雨水排向站外就近市政排洪或农田灌溉沟渠，雨水在排出站区围墙之前用水封井隔断。2.排水管网排水管DN≤150采用PVC-U排水管材，粘接；DN≥200采用双壁波纹塑料排水管材，粘接；埋地敷设。8.3.6主要工程量及投资估算表8-5主要工程量及投资估算序号名称型号与规格单位数量投资估算（万元）备注1PP-R给水管DN20m406DN40m4051 2PE80给水管DN20m1003双壁波纹塑料排水管d300m1504钢筋混凝土化粪池G2-4F座103S7025磷酸铵盐干粉灭火器MF/ABC4具8MF/ABC8具9MFT/ABC35具18.4采暖通风8.4.1设计中执行的主要标准及规范1.《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）；2.《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2003；3.《通风与空调工程施工质量验收规范》GB50243-2002；4.《严寒和寒冷地区居住建筑节能设计标准》JGJ26-2010；5.《民用建筑热工设计规范》GB50176-93；6.《建筑设计防火规范》GB50016-2006；7.《全国民用建筑工程设计技术措施(暖通空调.动力)》2009版8.4.2设计范围1、站房等有人员长期停留的房间采暖设计；2、仪表间等有可燃气体积存的空间的通风设计。8.4.3室外气象条件冬季供暖室外计算温度：-11.4℃冬季平均室外风速：1.7m/s冬季日照率：57%最大冻土深度：67cm8.4.4室内空气设计参数仪表间、站房tn=18℃8.4.5采暖8.4.5.1围护结构热工要求围护结构的外墙、屋顶及外窗的热工性能，应符合规范要求，外窗的面积不宜过大，保温性、气密性均应满足寒冷地区的要求。围护结构的传热系数如下：51 外墙（370mm厚砖墙，ρ=1800kg/m3）K=1.52W/m2·℃外墙（240mm厚砖墙，ρ=1800kg/m3）K=2.00W/m2·℃内墙（240mm厚砖墙，ρ=1800kg/m3）K=1.76W/m2·℃外窗（双层塑钢窗）K=3.0W/m2·℃外门（实木门）K=4.5W/m2·℃屋面（150mm厚沥青膨胀珍珠岩，ρ=300kg/m3）K=0.89W/m2·℃压缩机房屋面（100mm厚离心玻璃棉，ρ=130kg/m3）K=0.71W/m2·℃地面IK=0.47W/m2·℃地面IIK=0.23W/m2·℃6.4.5.2采暖热源及其参数根据业主意见，经经济分析合理决定：采用冷剂式分体式冷暖空调作为冬季采暖和夏季制冷的设备。空调由业主自行采购。8.4.6通风为满足可能有可燃气体散放的房间安全要求，设机械排风系统。在设备工作期间换气次数按15次/时计算。选用三台BT35型（三台全开）防爆型轴流通风机，该风机与可燃气体报警装置联锁。排风口处设自垂百叶风口。设备非工作期间换气次数按5次/h计算，只需开启一台BT35防爆型轴流通风机。排风口处设自垂百叶风口。8.4.7主要工程量及投资估算序号名称及型号规格单位数量投资估算（万元）1防爆轴流风机台13.52空调生产用台13生活用生活用台5表8-6主要工程量表及投资估算51 9.消防9.1执行的主要标准及规范1.《建筑设计防火规范》GB50016-2006；2.《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）；3.《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005；4.《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（2000版）；5.《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004；6.《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-1992；9.2工程概况该工程为新建项目，位于新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古自治州轮台县轮南镇沙漠公路以东、南环线以南。日销售压缩天然气1.5×104m3（标准状态），储气装置总容积60m3(水容积)。生产火灾危险性为甲级，生产的产品及使用的原材料为易燃、易爆物品。根据GB50016-2006《建筑设计防火规范》有关条款规定，全站按同一时间火灾次数一次考虑，火灾延续时间按3小时计。9.3消防9.3.1总图部分加气站与相邻建筑物的防火间距以及站内各建、构筑物之间的防火间距均能够满足规范的要求。加气站内按《安全标志及其使用导则》GB2894-2008的规定在室内外醒目处设置安全标志。9.3.2建筑部分(1)LNG储罐区根据规范的要求,因生产原材料为易燃、易爆的气体，其火灾危险性为甲类。在LNG储罐周围设置围堰区，以保证将储罐发生事故时对周围设施造成的危害降低到最小程度。(2)加气棚加气棚为简易钢网架罩棚式。加气机距站房、LNG51 储罐、变配电房的距离均满足规范的要求。9.3.3消防给水本工程消防贯彻“预防为主，防消结合”的方针，因地制宜，采用可靠的防火措施，做到安全适用、技术先进、经济合理，尽量节省基建投资，并执行国家有关法规。根据加气站的规模,本站属于二级站，可不设消防给水设施，只考虑配置一定数量的干粉灭火器，以扑救初期火灾。站内消防依靠轮南消防站的支援。9.3.4灭火器具的配置根据《建筑灭火器配置设计规范》的规定，加气站储存的天然气发生火灾的种类为C类火灾，因此选用磷酸铵盐干粉灭火器。加气站站区内各建筑物，按其面积及火灾危险性类别以确定配置灭火器的数量。加气站内均设置灭火器数量见下表。表9-1灭火器型号与数量灭火器型号MF/ABC4型手提式MF/ABC8型手提式MFT/ABC35型推车式数量（具）891另外，各加气站还备有灭火毯及其他消防桶、铲、锹等简易消防器材，并按《安全标志及其使用导则》GB2894-2008的规定在室内外醒目处设置安全标志。9.3.5通风部分该加气站的天然气在生产及使用过程中，可能产生泄漏的地方均设置通风系统，门窗均向外开，并设有百叶窗，设导除静电的接地装置，排风管采用不燃烧材料制成，明设并直接通到室外的安全处，符合规范的要求。9.3.6电气部分根据《供电系统设计规范》GB5005251 的规定，该项目中加气站的用电负荷均采用三级负荷；所有建、构筑物的电力设计、电力设备的选择均符合《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92及相关规范的规定；站区电器干线采用电缆埋地敷设，穿越道路、车场时加保护套管；在爆炸危险区域范围所使用的电器及元件均符合《爆炸环境用防爆电器设备通用要求》GB3836.1-2000的规定；根据《建筑物防雷设计规范》GB50057-1994（2000年版）的规定，加气站的变配电房、以及仪表间、LNG储液罐区防雷等级采用第二级，防雷接地电阻小于4Ω，加气站的静电接地电阻小于4Ω，LNG潜液泵的外部金属罩与地线连接。10.职业安全卫生健康10.1设计依据10.1.1国家、地方政府和主要部门的法律、法规1.《中华人民共和国安全生产法》（2002年6月29日）2.中华人民共和国国家安全生产监督管理总局“关于印发非煤矿矿山建设项目初步设计《安全专篇》编写提纲和安全设施设计审查与竣工验收有关表格格式的通知”（安监总管一字[2005]29号）3.《危险化学品建设项目安全许可实施办法》(国家安全生产监督管理总局令[2006]第8号)4.中华人民共和国劳动部令第3号《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》（1998年1月1日起实施）。5.劳动部关于“建设项目（工程）职业安全卫生设施和技术措施验收办法”（劳安字［1992］1号）10.1.2设计中执行的主要标准及规范1.《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）2.《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）3.《职业性接触毒物危害程度分级》（GB5044-85）4.《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）5.《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）51 6.《化工企业安全卫生设计规范》（HG20571-95）7.《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-2008）8.《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSGR0004-2009）；9.《压力管道安全管理与监察规定》(1996)劳部发140号10.2工程概述10.2.1工程项目的性质及规模、地理位置1.项目性质西蓝公司彬县LNG加气站为新建项目。2.规模该项目中加气站日销售压LNG1.5×104m3（标准状态），LNG储气罐总容积为60m3（水容积）。3.地理位置该工程为新建项目，位于陕西省咸阳市彬县城关镇姜渠村312国道以南。10.2.2当地的劳动安全卫生状况该项目各站周边安全卫生及环境状况良好。10.3生产过程中职业危险、危害因素分析10.3.1生产过程的主要职业危害LNG储存和加气过程中的主要危害是燃烧爆炸。天然气为极易燃烧的物质，当其泄漏到空气中，达到一定浓度时，遇到火源就会立即引起燃烧爆炸。10.3.2生产过程中的主要有害物料及其危害LNG储存及加气过程中的主要有害物质是低温液态甲烷，液态甲烷预热迅速气化为无色、无味的气体。吸入一定量后有呼吸困难，甚至昏迷，所以要注意排风。甲烷比空气轻，容易向上空扩散，其在空气中的爆炸极限为5%-15%（V）10.3.3生产过程中的高温、高压、易燃易爆等有害作业的操作岗位51 LNG加气站生产过程中无高温岗位。易燃易爆的区域有生产区、LNG储存区和充装区。10.4职业安全卫生健康对策与措施10.4.1安全生产保障措施为确保安全生产，本工程将采取以下有效措施，以保障安全生产：10.4.1.1工程设计本工程在设计上对工程防火、防爆、防雷、抗震等方面作了全面考虑。1.防火：根据国家有关规范、在安全间距、耐火等级等消防措施上进行符合规范的相关设计，配备专用的灭火器具。2.防爆：加气站按甲类危险场所和火灾危险环境进行防爆设计，设有安全放散系统，天然气浓度越限报警装置，电气设备和仪表均按Q-2级防爆选型，灯具为防爆灯具。3.防雷及防静电：对系统进行了防雷和防静电设计。4.设备选用安全配套：设置安全放散系统和泄漏检测仪器，对压力容器及管道进行保护。5.抗震设计：建构筑物按6度设防，对管道壁厚进行抗震设计校验。对动力设备基础进行专门设计。6.维护与抢险：对系统进行安全生产维护设计和抢险设计，配备较好的设备和相应的设施。10.4.1.2工程建设要求工程施工和安装单位及人员有相应的资格，制定并执行安全施工方案。严格实行工程监理制，对建设过程中进行包括安全在内的监督管理。严格按国家有关规范进行质量检查和验收，保证安全生产设计得以全面落实。10.4.1.3操作运行51 LNG系统的正确操作和正常运行是安全生产的首要条件。本工程除在设计上对安全生产提供了有力保障，在操作运行方面要求工作人员必须进行岗前专业培训，严格执行安全生产操作规程，进行安全性专业维护和保养，对安全设备（安全阀、检漏仪等）进行定期校验，以确保安全生产。10.4.1.4管理制度制定严格的防火、防爆制度，定期对生产人员进行安全教育，组织安全队伍，建立安全监督机制，进行安全考核等。10.4.1.5抢险与抢修当发生事故时，为不使事故扩大，防止二次灾害的发生，要求及时抢险、抢修。必须对各种险情进行事故前预测，建立健全安全生产应急救援预案，并针对性演练，做到遇险不乱，才能化险为夷。应保证抢险队伍的素质，并能全天候出动，力求尽早尽好地恢复安全生产。同时，在遇险时应及时与当地消防部门取得联系，以获得有力支持。10.4.2劳动保护本工程工作过程为LNG密闭输送、储存过程，正常情况下，LNG不会泄漏。LNG无毒，无粉尘但易燃易爆，因此本工程必须在以下方面加强劳动保护。10.4.2.1建立劳动保护制度，明确各危险区域和等级，非相关人员不得随意进入。10.4.2.2凡动力设备，设置操作保护网（板）以隔离机械运动部件。为避免天然气放散对人员造成伤害，安全放散口必须高出附近建构筑物2米及地面5米。10.4.2.3场站总平面设计，必须保证人流、车流与货流的畅通，尽量减少交叉阻碍，重点对人员进行保护。10.4.2.4对危险性作业人员（如抢险队员）进行重点培训和工作保护，配备必要的救护设施，设置必要的休息室，对劳动人员进行定期体检，积极预防职业病。10.4.3职业卫生健康对策与措施本工程采取以下措施，以达到国家有关工业职业卫生健康标准：51 10.4.3.1有可能泄漏天然气的生产厂房采取机械通风和自然通风相结合的办法，以便于天然气的排出和空气流通。10.4.3.2产生较大噪声的设备，须从设计选型到消音设计上得到噪声满足标准的保证，操作值班室与噪声源尽量隔离。10.4.3.3加气站设置相应的卫生设施如更衣室、浴室、卫生间等。10.4.3.4绿化场地，保持生产环境的卫生。10.5职业安全卫生机构设置及人员配置站内的职业安全卫生管理依托站内的行政管理，以及成都同能压缩天然气有限公司的职业安全卫生机构，站内设置专职安全卫生员1人，负责站内的安全卫生管理，并负责对站内的安全卫生措施进行定期维修、保养和日常监测工作。11.环境保护11.1设计依据11.1.1国家、地方政府和主要部门的法律、法规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》（2002年6月29日）；3.《建设项目环境保护设计规定》（87）国环字002号；11.1.2环境质量标准大气：《环境空气质量标准》(GB3095-96)中的二级标准；地面水：《地面水环境质量标准》(GB3838-2002)中Ⅲ类水域标准；噪声：《城市区域环境噪声标准》(GB3096-2008)中的二类标准。11.1.3污染物排放标准废气：《大气污染物综合排放标准》中的二级排放标准；废水：《污水综合排放标准》中一级标准；噪声：《声环境质量标准》（GB12348-2008）中Ⅱ类标准。11.1.4居住区大气中有害物质最高允许浓度二氧化碳：0.04mg/m3硫化氢：0.15mg/m351 车间有害物质最高允许浓度二氧化碳：10mg/m3硫化氢：10mg/m3城市环境噪声标准：二类区域：昼60dB夜50dB11.2环境保护说明自然环境是人类赖以生存的必要条件，必须加以保护；本项目本身对周围环境的影响极小，但工程在生产过程中的分离排污、LNG泄漏、放空可能对环境造成一定的影响。本工程采取以下措施进行处理：11.2.1废水、废渣、固体废弃物的治理LNG加气站无生产废水，施工中产生的废水不会对水造成明显影响，可就近排入市政排水管网。地面雨水排入站外市政雨水管网；生活污水经化粪池处理后排入站外市政污水管网。本工程在生产过程中无工业性废渣产生。施工中建筑垃圾及时清运，避免影响环境，产生粉尘。11.2.2废气治理加气站在正常生产过程中没有废气产生，仅在紧急情况下需放空储气装置中的天然气；同时，在储存、调压、充装过程中，接头处难免有微量天然气溢出，此时的废气向空气中自然排放。如就地排放，放空管需高出地面5.0m以上，并加以固定；天然气相对密度0.5804，比空气轻，放空天然气会迅速排入大气，不会形成聚集。11.2.3噪声治理加气站在正常运行中，无噪声设备。因此无需采用特殊噪声治理。11.2.4水土保持在施工中，严禁深挖高砌和不合理堆放,做到弃土规范。同时，做好植被的恢复与再造，各站站内绿地率为11％～4951 ％，绿地重点布置在站区周围与回车场四周，同时种植不易积气的树种，另外在站内道路两侧种植修剪绿篱和铺草坪，做到宜草则草，宜林则林。这样既可保持水土，又起到了防沙、防尘作用。11.2.5公众利益保护在生产过程中，为保护公众利益，需加强对站内天然气排放控制，尽量避免在深夜放空，同时在附近居民一日三餐时，避免排放站内天然气，减少引起火灾的可能性。站内加强卫生清洁力度，保持站内卫生。11.2.6环保投资加气站环保投资约10万元。11.2.7环境保护结论通过分析，在采取以上措施后，该项目从保护环境角度上看可行。12.节能、节水12.1设计依据（1）《中国节能技术政策大纲》（2006年版）；（2）《中国节水技术政策大纲》（2005年版）；12.2用能、用水特点及节能、节水原则本次设备用能主要体现在LNG潜液泵、加气机用动力消耗和照明消耗上。生产中主要动力源为LNG潜液泵，为了尽可能的体现节能原则，我们在选型时，需对LNG潜液泵所配电机进行详细的计算和比选，从耗能、产出之比着手，进行详尽的研究，从而选出效率较高的最佳机型。对于本站所配套的其他设施，也力求选用效率较高的设备，尽可能的降低用能单耗。从节水的角度考虑，LNG加气站不需要循环水系统12.3能耗、水耗构成分析该项目综合耗能见表12-1。表12-1综合能耗表一序号项目消耗量能量换算指标能耗MJ/d单位数量单位换算值1电kW·h/d1248MJ/kWh12.6015724.851 2天然气Nm3/dMJ/Nm336.63柴油L/dMJ/kg46.044水t/d7.33MJ/t2.5118.45综合能耗15743.2MJ/d6单位能耗0.52×104MJ/104Nm3项目综合能源消耗表二序号能源名称年消耗量单位折标系数折标煤（tce）百分比（%）1水2675m30.0857kg/t0.20.42电45.55万kw·h0.1229kg/kw·h56.099.612.4节能、节水措施12.3.1设备选用高效节能产品，以节约能源。12.3.2设置各种能源计量仪表，如水表、电表，考核能源指标，有利节能。12.3.3LNG既可作原料气，也作产品气，因此在LNG储存、调压及充装过程中的使用及管理对节约LNG都是必要的。12.3.4装置阀门选用LNG专用阀门，以保证LNG不对外泄漏。12.3.5LNG加气站卫生洁具选用合格厂家生产的节水型设备，以保证水资源的节约利用13.组织机构与人力资源配置13.1组织机构考虑到轮南对车辆加气的巨大需求，该项目中加气站需在加气站上设多个班组方可满足正常生产要求。由于LNG加气站与博瑞液化天然气厂距离较近，LNG加气站设备维护和仪表、控制、配电等人员可依托博瑞液化天然气厂。13.2人力资源配置51 表13-1加气子站站内人员配置人员组成人员数量班次合计加气工236轮休人员22专职站长11专职安全员兼副站长11以上共计10人，工人需经培训合格后上岗，站长、加气工还需获得当地主管部门颁发的上岗证，做到持证上岗。所有与LNG加气站有关的人员，不但应熟悉液态LNG的特性，而且应熟悉其产生气体的特性。51 14.项目实施计划14.1建设项目实施进度安排可行性研究报告（包含现场勘查）：30日初步设计：20日（设备订货后）施工图设计：20日施工：120日试运投产：20日15.投资估算及资金筹措（1）中国石油天然气股份有限公司2005《中国石油天然气股份有限公司石油建设安装工程概算指标》。（2）《石油建设安装工程费用定额》、《石油建设工程其他费用规定》、《石油建设工程概（预）算编制办法》、《石油建设引进工程概算编制办法》（[95]中油基字第79号）配套使用（3）中国石油天然气股份有限公司石油计字[2006]519号文关于印发《中国石油天然气股份有限公司石油建设工程其他费用补充规定》的通知。（4）、本方案提供的工程量。（5）、设备费、主材费按市场价格加运杂费，计算确定。（6）、土地购置费按5万元计。（7）、勘察费按10万元计。（8）、设计、咨询费按24.43万元计。（9）、监理费按3.46万元计取。（10）建设单位管理费按工程费用的2.5%计取。（11）建设单位管理费按工程费用的2.5%计取。（12）临时设施费按工程费用的0.25%计取。（13）生产准备费即站内人员培训费，共计3.60万元。51 （14）联合试运转费按安装工程费用的0.5%计取。（15）预备费用中的工程造价调整预备费根据中国石油天然气集团公司规划计划部文件计划字(1999)第93号文规定不再计取；预备费用按工程费用和其他费用的5%计取。15.1.2投资估算范围西蓝公司彬县LNG加气站的设备购置、土建、公用及相关其他费用。15.1.3投资估算结果根据上述原则及各主要工程量，估算本项目的建设投资为601.80万元，其中：1.固定资产：432.50万元2.无形及递延资产：140.64万元3.预备费用：28.66万元15.2流动资金估算流动资金估算是按详细费用法进行估算,估算总额为45.91万元，铺底流动资金为流动资金的30%,估算值为13.77万元。详见附表3《流动资金估算表》。15.3建设期利息估算本项目建设期利息估算为19.26万元。建设投资贷款利率为6.40％，流动资金贷款利率为5.85%。15.4资金筹措本项目所需资金来源于全部贷款；流动资金30%为自筹，70%为贷款。建设资金来源具体如下:银行贷款:建设资金601.80万元流动资金13.77万元自有资金:流动资金32.14万元15.5总投资及资金使用计划1、总投资51 总投资包括建设投资,建设期利息及全部流动资金。经过计算,本项目总投资为666.97万元，其中:建设投资:601.80万元建设期利息19.26万元流动资金:45.91万元2、资金使用计划本项目建设期拟定为1年建设投资第1年100％601.80万元，流动资金逐年投入。详见附表2《项目总投资使用计划与资金筹措表》和附表3《流动资金估算表》16.财务评价16.1概述新疆博瑞能源有限公司新设加气站为新建项目，其原料为天然气。本项目以新疆博瑞能源有限公司新设加气站为界定范围进行财务评价。财务评价依据《成品油销售网络建设项目可行性研究报告编制规定》（中国石油天然气股份有限公司）（石油计字[2003]144号），《中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价参数与数据（2007年版）》；以及国家和当地的税收政策等有关文件和规定进行。财务评价软件选用清华同方软件。本项目为新建项目，项目建设期1年，生产期14年，计算期15年。考虑第2年生产负荷达到60％，考虑第3年生产负荷达到80％，考虑第4年生产负荷达到,100％。16.2成本估算16.2.1原料采购新疆博瑞能源有限公司新设加气站的原料为液化天然气，价格根据内部测算确定为：51 原料原料量价格天然气556.20万Nm3/年2.10元/Nm3（标准状态）备注：天然气考虑3％的损耗，相当于按销售量的1.03计算。天然气按日销售15000Nm3。16.2.2燃燃料动力燃料动力据设计人员测算，其价格采用市场价格。电47.50万度/年0.70元/度（含税）水0.107万吨/年3.00元/吨（含税）16.2.3工资及福利定员10人，工资及福利共60万元/年。16.2.5制造费用固定资产折旧费：按15年直线折旧考虑,残值率0。无形资产摊销:无形资产按10年等额摊销考虑。递延资产摊销:递延资产摊销按5年的等额摊销考虑。修理费：按固定资产原值的4%计取。16.2.6管理费用其他管理费用：按人均1万元/年计，共10万元/年。其他营业费用：按年销售收入的2%计。经计算，本项目年均总成本费用为1341.83万元。详见附表4《总成本费用估算表》。16.3销售收入估算16.3.1产品及价格的确定产品价格根据市场调查测算为：产品产量价格压缩天然气540万Nm3/年3.5元/Nm316.3.2销售收入估算51 根据工艺流程所确定的物料量及上述定价，测算本项目的达产年销售收入为1890万元/年。见附表5《营业收入、营业税金及附加增值税估算表》。16.4税收及利润分配16.4.1增值税及附加增值税：增值税率为13％、17%城市建设维护税：以增值税为计税基数，税率7％教育费附加：以增值税为计税基数，税率3％经计算，本项目年均营业税及附加为7.46万元/年。所得税：企业所得税税率为25％。16.4.2利润分配利润按如下顺序进行计算：1）缴纳所得税：税率25％2）盈余公积金：税后利润的10％3）未分配利润：利润总额扣除上述二项经计算，本项目年均利润总额为385.08万元/年。利润分配详见附表6《利润与利润分配表》。16.5盈利能力分析现金流量计算项目评价按15年考虑，折现率12％，生产负荷根据实际情况进行估算。现金流量的计算详见附表7《全部投资现金流量表》。根据现金流量表（全部投资）计算，反映项目财务盈利能力的动态经济指标为：所得税后所得税前财务内部收益率（％）45.5956.52财务净现值（万元）13791937静态投资回收期（年）3.503.13所得税后财务内部收益率45.59％大于基准内部收益率1251 ％，投资回收期3.50年，小于基准投资回收期8年，财务净现值大于0，说明新疆博瑞能源有限公司新设加气站在整个计算期内有盈利能力16.6.1盈利平衡分析达产年固定成本为219.35万元，达产年可变成本为1201.6万元。据此计算盈亏平衡点如下：BEP（生产能力利用率）＝年固定成本/（年销售收入－年可变成本－年流转税及附加）×100％BEP＝219.35/（1890－1201.6－7.46）×100％＝32.21％该项目只要达到设计规模的32.21％，企业即可保本，由此基本可说明项目风险较小16.6.2敏感性分析为考察项目的抗风险能力，针对所得税后财务内部收益率及财务净现值指标，分析销售价格、销售量、投资和经营成本因素对项目盈利性的影响。（见附表8《单因素敏感性分析结果表》）从敏感性分析的结果可以看出：项目对投资的敏感性较小，但对经营成本和销售收入、生产负荷变动的敏感性较大。对于加气站而言，单发生经营成本增大或销售收入下降的可能性较小，大多是相互关联、同涨同落，通过计算可以看出，项目具有一定的抗风险能力。16.7贷款清偿能力分析项目的清偿能力分析依据借款还本付息测算表、，资金来源和运用表和资产负债表，计算资产负债率，流动比率，速动比率及固定资产借款偿还期来考查项目的财务状况及贷款的清偿能力。本项目拟贷款601.80万元，年利率按6.4%计，建设期利息计入固定资产投资中，生产期利息计入财务费用。偿还本金的资金来源为未分配利润，经测算，贷款偿还期自贷款之日起为9.12年（见附表11《借款还本付息计划表》）。51 《财务计划现金流量表》见附表9，通过计算可以看出，项目各年收支平衡，并有盈余。《资产负债表》见附表10，从表中计算结果可以看出，该项目的净资产可以抵补负债。通过上述分析，说明该项目有较强的清偿能力。16.8结论新疆博瑞能源有限公司新设加气站本着少投入多产出的原则进行建设。从上述财务评价看，财务内部收益率高于行业基础收益率（12％），投资回收期低于行业基准投资回收期（8年），因此，项目从财务角度上讲是可行的。各项经济指标见附表12《财评汇总表》。17.研究结论与建议17.1本项目财务内部内部收益率45.59％，高于基准收益率和银行贷款利率，投资回收期3.50年，从经济分析的结果来看，本项目各项经济指标达到要求，具有一定的抗风险能力，建议实施。17.2本工程实施后，能改善城市汽车燃料结构，促进环保事业发展。17.3该工程选址、技术方案先进可行，规模确定合理。17.4该项目属城市基础设施建设，对完善基础设施、改善投资环境、提高劳动生产率具有重要意义，该项目应尽快付诸实施。51'