压缩天然气站及高中压调压站可行性研究报告 42页

'1总论1.1项目名称项目名称：压缩天然气站及高中压调压站。1.2建设单位本项目建设单位：青岛泰能高新燃气有限公司。青岛泰能高新燃气有限公司成立于2009年3月，坐落于青岛市国家高新技术产业开发区，是青岛泰能燃气集团有限公司与青岛新瑞燃气发展有限公司共同出资设立的有限责任公司，主要承担青岛高新技术产业开发区天然气管道的建设、经营和管理、燃气供应与运行服务等任务，是青岛高新区管道燃气运营的主导企业。2009年6月公司获得青岛高新区公用事业服务中心授予城市管道燃气特许经营权30年。青岛泰能高新燃气有限公司注册资本3000万元，现有正式职工28人，专业技术人员12人。公司设有综合管理部、市场发展部、安全运行部3个职能部门，各部门分别承担行政管理、后勤保障，用户发展、工程建设，管网维护、供气安全和服务等工作。青岛泰能高新燃气有限公司经营区域：青岛高新区规划区域，总规划面积约63.44平方公里，是临近青岛市主城区唯一的大面积待开发区域，被青岛市委市政府列入“环湾保护、拥湾发展”的重要组成部分。主要经营业务包括：燃气经营、燃气管网建设、燃气设备的开发生产和燃气技术咨询服务。青岛泰能高新燃气有限公司作为青岛高新区专业天然气经营企业，将以“做高新区最佳能源提供商”为战略定位，以“巩固核心区域，抢占周边用户，做好常规业务，拓展能源服务”为发展战略。以“创造效益、创新服务、保障安全、不断超越”为宗旨，秉承“诚信守法，安全稳健，客户至上”的经营理念，抓住青岛市委市政府提出的“环湾保护，拥湾发展”42 的战略机遇，依托集团公司强有力的核心竞争力，以客户需求为导向，以安全稳健为保障，以满意服务为归宿，努力打响泰能品牌，让青岛泰能高新燃气有限公司成为环胶州湾区域具有影响力的公用事业品牌企业。1.3项目概况1.3.1建设用地与相关规划建设用地：本项目位于洪江河以西，规划东11号线以北地块，需要用地约19.94亩。相关规划：《青岛市高新区燃气专业规划》（2008～2020年）及关于《青岛高新技术产业新城区燃气专项规划》的批复“青规综函字[2009]226号”。1.3.2建设规模压缩天然气站：总规模为16万Nm3/日，其中：压缩天然气站近期规模为8万NM3/日，远期规模为16万Nm3/日。高中压调压站：根据《青岛市高新区燃气专业规划》，预计本高中压调压站天然气需求量为2020年用气量为6万Nm3/h。1.4项目建设背景青岛市高新技术产业新城区（以下简称青岛市高新区）位于胶州湾底部红岛北侧，辖区范围包括国家批准的市北新产业园、原海玉盐场、原城阳区新材料团地、原东风盐场东半场、东风盐场西半场，总规划面积约69.6Km2，一期面积约34Km2，是临近青岛市主城区唯一的大面积待开发区域，被青岛市委市政府列入“环湾保护、拥湾发展”的重要组成部分。燃气工程是城市的重要基础设施之一，燃气现代化也是城市现代化的重要标志，燃气现代化对合理利用资源、改善城市环境、节约能源、提高城市人民生活水平、促进城市现代化建设和调整产业结构发展经济等方面都有十分重要的意义。2008年，泰能集团已将天然气引入高新区，基本具备供气条件。为避免重复投资和指导工程建设，本可研42 根据高新区总体规划和高新区燃气专业规划，对高新区青岛泰能洪江河压缩天然气站及高—中压调压站工程进行可行性研究。1.5项目建设的必要性青岛市作为我国东部沿海重要的旅游城市和计划单列市，正在向国际化、现代化大都市迈进。长期以来，青岛市的交通能源以汽、柴油为主，城市的大气污染也在日益增大。减轻大气污染，改善投资环境，最根本的措施就是要改变传统燃料结构，积极引进和推广应用天然气——这一洁净、优质、高效能源。青岛市利用天然气是坚持能源、经济、环境可持续发展战略，优化能源结构，保护环境的重大措施。它对拉动国民经济增长、提高人民生活质量、加快城市现代化基础设施建设，具有很好的促进和推动作用。无论在经济效益、社会效益和环境效益上，都将产生深远影响。因此，青岛泰能高新燃气有限公司根据《青岛市高新区燃气专业规划》（2008～2020年），并结合《能源发展“十一五”规划》(国家发展改革委，二ＯＯ七年四月)，计划建设压缩天然气站和高中压调压站一座，为高新区在应急情况下供应压缩天然气和管输天然气。1.6编制依据、原则1.6.1编制依据1）青岛泰能高新燃气有限公司关于“青岛泰能洪江河压缩天然气站及高—中压调压站项目建议书的设计委托书”；2）青岛泰能高新燃气有限公司提供的基础设计资料；3）《投资项目可行性研究指南》（试用版）；4）《青岛市高新区燃气专业规划》（2008～2020年）；5）《城镇燃气设计规范》GB50028-2006；6）《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》SH3063-94；7）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005；42 8）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92；9)《水泥混凝土路面施工及验收规范》GBJ97-87；10）《建筑设计防火规范》GB50016-2006；11）《钢制管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007-1999；12)《供配电系统设计规范》GB50052-95；13)《10千伏及以下变电所设计规范》GB50053－94；14)《低压配电设计规范》GB50054-95。1.6.2编制原则1）严格执行国家、行业现行标准、规程和管理规定；2）压缩天然气站的建设应尽量避开市繁华地段、重要建筑物和人口密集地区；3）根据压缩天然气站的特点，站内布置尽量紧凑、合理，站内建筑尽量美观、别致，与城市建筑相协调；4）尽量利用闲置土地，减少征地，节省投资；5）站内工艺设计应以满足安全生产为原则，工艺技术先进、成熟。1.7研究内容本可研的研究内容主要是：1）应急备用气源的选择；2）压缩天然气站的规模确定；3）青岛泰能高新燃气有限公司所规划建设的压缩天然气站方案描述；4）投资建设压缩天然气站方案的技术性和经济性分析。1.8研究结果本研究报告根据委托方提供的基础资料利用拟建设的次高压燃气管道中取气，进行过滤、调压、计量、压缩等过程，供应压缩天然气。42 本项目总投资3020.4万元。通过研究分析，该项目实施后能够优化能源消费结构，改善大气环境，具有良好的社会效益和经济效益。42 2高新区气源概况高新区所用的天然气气源主要通过青岛市高压主管网供应，来源于胜利油田、中原油田、中海油渤南油气田、中国石油气源。2.1胜利油田胜利油田富油贫气，而且天然气主要以伴生气为主，2005年产气8.1亿m3，其中4亿m3油田自用，对外供气为4.1亿m3，预测在未来的几年内将维持这一产量，产量波动不大。2.2中原油田中原油田是我国东部重要的石油天然气生产基地，是中国石化集团公司第二大油气田，主要勘探开发区域东濮凹陷横跨河南、山东两省6市12个县区，总部位于河南省濮阳市。于1975年发现，经过30年的勘探开发建设，经全国第三次资源评价，东濮凹陷石油资源总量12.37亿吨、天然气资源总量3675亿m3，累计生产原油1.12亿吨、天然气339亿m3。现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一。2.3中海油气田中海油渤南油气田群距龙口96km，由BZ28－1等4个油气田联合开发，已探明天然气储量225亿m3，国家储委确认的可采储量为85亿m3，可保证向烟台地区及周边连续供气15年以上，由烟台中世天然气有限公司投资经营。渤南油气田天然气在山东省龙口市屺母岛登陆，再通过长输管道把天然气输送到龙口电厂（2×150MW）和烟台市五区及莱州、招远、龙口和蓬莱市。输气干线管道总长186Km，其中龙口到烟台和龙口到莱州是本项目的主干线，长度为150Km；蓬莱和招远支线的总长36km。设计输气能力4.5亿m3/年，设计压力3.5MPa。42 2.4中石油气源中国石油是我国最大的天然气生产供应企业，天然气供应量占全国的近80%。目前在山东已建成中沧、沧淄、冀宁联络线三条天然气管线，2008年供应天然气12亿立方米，占我省总用气量的50%以上（不含胜利油田）。2007年12月山东省与中国石油签署了战略合作框架协议，成立了战略合作领导小组。根据山东省发改委关于《我省与中国石油合作建设山东天然气管网泰安至威海管线项目实施方案（建议稿）》的有关内容：中国石油山东天然气管网泰安至威海管线项目设计干线全长650公里，支线460公里，年可供气120亿立方米，该管线2009年9月份开工建设，预计2010年9月建成。3高新区应急备用气源3.1备用气源储气量为保证高新区天然气管道稳定供气，由于上游中石化供给青岛市天然气为长管线末端，故必须考虑在上游长输管线出现故障时，城市输配系统要有自主的气源储备，以保证在长输管线紧急抢修时（一般不超过48～72小时），高新区内居民和主要工、商业用户不间断供气。根据《青岛市高新区燃气专业规划》，2020年规划居民天然气日供应量为5.03万Nm3/日，再考虑部分重要的工业及商业用户的需求量（按照居民用量的30%计取），预计高峰月天然气最大需求量为6.5万m3/日，高峰小时流量7583Nm3/小时计算，备用气源的储备时间按长输管线最大维修时间3天考虑，则高新区天然气备用气源的规模按2020年规划居民和公建用户供气量计算需19.5万m3。3.2备用气源选择做为管输天然气的备用气源储存方式有多种：42 第一种是将天然气进行液化，储存在LNG低温罐内，即在管道气运行低谷时，将多余的天然气进行液化储存，一但上游管网出现故障，则将储存在低温罐内的LNG进行气化，向市内管网供气；第二种为CNG，即将多余的管道天然气进行加压，储存在25MPa的地下高压储气井筒内、撬装CNG拖车或储气瓶组内；第三种为在高新区建设大型LNG储存站，外购LNG进行储存，站内设高压低温泵和高压空温气化器，在平时将外购的LNG储存在储罐内，当上游发生事故时，将储罐内的LNG通过空温气化器进行气化后送入管网。第四种为次高压球罐或低压干式罐储存天然气。综合分析各种情况，本项目建议书建议采用第二种方案，即CNG方案。3.3CNG储气方案高新区内工业用气客户较多，大部分工业客户都要求生产连续稳定运行，因此对燃气公司的安全稳定供气提出了较高的要求。当上游长输管线出现故障或高新区供气管网因不可抗拒外力出现故障时，势必对用气客户的生产、生活造成不可估量的损失，因此建设安全可靠的压缩天然气应急备用气源迫在眉睫。撬装式CNG集成设备集成化高、系统自动化程度高、操作方便、运行稳定、占地面积小、可移动运行等优点，被越来越多的客户所青睐。结合高新区的实际用气需求状况，本项目建议书按撬装式CNG集成设备作为应急备用气源，通过压缩天然气站的加气柱给撬装式CNG拖车加气，CNG拖车将备用气运送到用气点，通过减压设备将高压天然气降到客户需气压力提供客户使用，以解燃眉之急。42 4技术方案4.1建站规模和型式4.1.1基础参数4.1.1.1气源组分和物性参数青岛市区目前使用的主要是中原油田气，其组分和物性参数为：1）管输天然气组分(%)（体积）C1C2C3iC4nC4nC5C6C7N2CO295.651.570.390.110.160.060.060.10.970.872）管输天然气特性高热值（MJ/m3）39.499（9434Kcal/m3）低热值（MJ/m3）35.162（8263kcal/m3）华白数（MJ/m3）48.88（11675kcal/m3）燃烧势（CP）45.18相对密度（Kg/Nm3）0.597临界温度（0℃）-66.52运动黏度（m2/s）12.072×10-6爆炸极限（%）上限15.77下限4.914.1.1.2建站地区气象资料1）气温：极端最高气温：37.4℃极端最低温度：-12.4℃全年平均气温：25.1℃2）大气压力：冬季室外大气压力：101.69KPa42 夏季室外大气压力：99.72KPa4.1.2压缩天然气站及高中压调压站建站规模压缩天然气站按每天平均压缩管道天然气量16万Nm3计，最高储存压力为25MPa，最低储存压力为0.5MPa；根据《青岛市高新区燃气专业规划》，预计本高中压调压站天然气需求量为2020年用气量为6万Nm3/h。压缩天然气站设在洪江河以西，规划东11号线以北，所规划的次高中压调压站的南侧，总占地面积约为19.94亩，总规模为16万NM3/日，其中：压缩天然气站近期规模为8万NM3/日，远期规模为16万NM3/日。4.1.3压缩天然气站简述压缩天然气站的主要功能是为车载储气瓶充装压缩天然气。其站址一般选在离天然气管道较近且天然气压力较高的区域，直接从管道内取气，它主要包括天然气脱水装置、压缩系统、储存单元、充气系统和控制系统。天然气经过预处理（脱硫和脱水）后，经过进站过滤、调压、计量后，以一定的压力进入站内脱水装置，使燃气的露点达到车用压缩天然气标准，然后进入压缩机增压，使其压力达到22MPa，通过加气柱对CNG拖车加气。4.2建站方案根据《青岛市高新区燃气专项规划》7.2.2条，青岛泰能高新燃气有限公司在洪江河以西，规划东11号线以北设一座次高中压调压站，站内设调度中心、抢修、服务中心和营业所；在调压站的南侧建设一座压缩天然气站作为应急备用气源储备站，压缩天然气站内设站房、加气柱、工艺区、加气罩棚、门卫室等，总占地面积约为19.94亩；根据已建成的次高压管网情况，次高压管设计压力为1.6MPa，管径为DN500，拟建设的高中压调压站燃气管道燃气均来自门站，门站经过深度脱水、除污、过滤后，经调压分别进入次高压燃气管网。本项目压缩天然气站利用已建次高压管道，从新建高中压调压站取气进行天然气压缩。42 4.2.1压缩天然气站方案4.2.1.1压缩天然气站工艺流程压缩天然气站的工艺流程大致为：1.25MPa～1.6MPa天然气经过滤、调压、计量后，保证进气压力稳定在1.2MPa，进入低压干燥装置进行脱水处理，使天然气含水量达到国家汽车用气标准，并且能够保障压缩机系统的正常运行。经过脱水后的干燥气体，通过缓冲罐进入压缩机系统，经过压缩后压力达到22MPa，级间气体通过风（或水）冷却器和油水分离过滤器进入下一级。增压后的天然气（22MPa）由加气柱向转运车装气加气。工艺流程图见附图2。压缩天然气站的工艺流程示意图：过滤调压计量装置置脱水装置缓冲罐压缩机加气柱管道气4.2.1.2压缩天然气站主要设备选择压缩天然气站系统主要有以下部分组成：1）调压计量部分①调压调压采用3＋1结构，即三路调压（两开一备）、一路旁通。调压器、安全放散阀、调压器前的超压切断阀均采用进口设备；橇体其它设备均采用国产优质产品。调压器进口压力为1.25～1.6MPa，出口压力为1.2MPa。调压器单路流量在入口压力为1.25MPa，出口压力为1.2MPa时大于或等于6000Nm3/h。当调压器入口压力小于1.2MPa时天然气应能直通。42 调压计量橇入口设手动球阀，手动球阀后设电动切断球阀。每路调压器前设高效过滤器，过滤精度为5μm。过滤器前后设球阀，调压器后设球阀。调压器及过滤器前后均设压力仪表，调压器出口设安全放散阀和压力自动记录仪表。调压器前所有管道、管件及阀门、设备公称压力均为2.5MPa，调压器后所有管道、管件及阀门、设备公称压力均为1.6MPa。②计量计量采用3＋0结构，即两路计量、一路备用、不设旁通。计量表采用国产优质涡轮流量计。涡轮流量计采用1.0级精度。流量计前后直管段不小于5D和3D。涡轮流量计前设三通Y式过滤器，其过滤精度为5μm。涡轮流量计后设无约束型补偿器，便于拆卸涡轮流量计。三通Y式过滤器前和无约束型补偿器后均设球阀。流量计单路流量在压力1.2MPa时最大流量5200Nm3/h，最小流量为260Nm3/h（工况流量20～400m3/h）。涡轮流量计带压力温度自动补偿仪，带RS485通讯接口，信号通到控制室。③调压计量部分采用橇式结构，其噪声应符合《城市区域环境噪声标准》GB3096类别3的要求。④所有阀门、补偿器、弯头、三通采用具有AZ认证企业生产的。过滤器必须具有压力容器制造许可证的企业生产，按压力容器制造。调压器前法兰垫片采用金属缠绕式垫片，调压器后采用氟橡胶垫片。⑤调压计量部分出口处设止回阀。进出口端设绝缘接头。⑥调压计量部分进口总管设压力表、压力变送器、温度变送器，橇体设静电接地装置，设燃气体浓度检测器等测控仪表。所有现场的电气、仪表的接线应汇总至附带的防爆接线箱内。2）脱硫装置由于本加气站采用中石化供应的天然气，根据中石化提供的天然气组份含硫量极低，本设计暂不设脱硫装置，但预留脱硫装置位置。预留接口位置及安装由初步设计阶段详细预留。3）脱水装置42 天然气经调压计量系统后，即进入深度脱水装置，经过脱除水份的天然气进入压缩机，对压缩机亦有一定的保护作用。脱水装置主要是对天然气进行脱水，使天然气的水露点在22MPa的压力下，使天然气的水露点比最低环境温度低5℃，满足-17.4℃的要求。本工程采用橇装式脱水装置前置脱水方式。根据建站规模和气源组分，拟选用双塔再生脱水装置，整体橇装式结构，吸附塔为双塔设置。脱水介质为分子筛，可实现深度脱水。再生时可在双塔间切换，可实现24小时连续工作，不间断输出洁净、干燥的气体，确保输出气体的露点满足车用天然气国家标准。其性能特点：①橇装式结构使设备紧凑集中，占地面积小；②双塔切换，不停机再生，可实现24小时连续工作；③入口设置高过滤精度的过滤器，可有效的去除气体中夹带的固体粉尘及游离态的液雾微粒，保护吸附剂不被液体浸泡、污染、延长吸附剂寿命；再生为闭式循环，不减压，零排放，不污染环境；为了能够实时掌握压缩天然气水露点情况，保证压缩机的正常运转，在系统中拟设置在线式水露点检测报警仪，以便实时监测脱水装置的水露点，当脱水装置出口的水露点超过设定值时，发出报警信号，提示操作人员将脱水装置切换到再生工作程序。低压脱水装置设计压力1.6MPa。工作压力为1.2MPa时，每台低压脱水装置处理气量不少于6000Nm3/h。.低压脱水装置设计选用两台。4）压缩系统压缩系统是加气站的核心。国内外生产厂家均有定型产品，也可根据用户要求设计制造。国内外压缩机效果比较如下：进口压缩机以空水混冷为主，冷却效果较好，结构紧凑，由于没有水泵房和冷却水塔，工艺简单，因此占地小，并质量较好，维修量少，使用寿命长，相同排量耗电量少，但一次性投资较大。国产压缩机以水冷为主，水冷却效果较好，一次性投资较少,但由于需要设置水泵房和冷却水塔，需要压缩机房，因此42 占地大，由于质量较差，维修量多，使用寿命短，相同排量耗电量多。本工程天然气的进口压力1.2MPa，出口压力要求22MPa，综合比较本工程选用进口压缩机，橇装压缩机带不锈钢外壳，选择4台全开。在进口压力为1.2MPa时，排气量为2500Nm3/h，主电机功率250KW。5）控制系统加气站的控制系统对于加气站的正常运行非常重要，一个自动化程度高，功能齐全的控制系统可以大大地提高加气站的工作效率，保证加气站的安全、可靠运行。它主要包括电源控制、压缩机运行控制和售气控制。压缩机运行控制的采用，国内外相差不大，其主要有压缩机的自动启停、进出口压力控制，气缸润滑油压、油位、流量控制等，国内压缩机的控制灵敏度低于进口压缩机。一般加气柱的控制系统设置在加气柱内。本套装置拟采用PLC（可编程序控制器）自动控制系统。PLC放置在控制室内的控制柜中，可以集中控制压缩机所有功能，并可同时控制电机、冷却系统、回收系统的所有操作，保证压缩机能安全运行。6）加气系统加气机和加气柱有单枪和双枪之分，进线有单线和三线之别。国内外生产厂家较多，国产设备性能和外观也能满足要求。本站拟选用国产单线进气单枪加气柱，核心部件质量流量计为进口产品，具有温度和压力补偿功能，计量精度可达0.5级，带有防拖断阀。加气柱设四台。公称压力22MPa，每柱加气量为4500Nm3/h。7）缓冲罐缓冲罐设置一套，考虑到三台压缩机同时启动，有大于10秒的缓冲量，缓冲罐水容积选用2.0m3,设计压力1.6MPa,工作压力压力1.2MPa。8）排污罐排污罐一套，水容积1.0m3,设计压力1.6MPa，工作压力0.2MPa。9）回收罐回收罐一套，水容积2.0m3,设计压力4.5MPa，工作压力1.6MPa。42 4.2.1.3主要设备材料表加气部分主要设备配置序号内容规格单位数量备注1低压双塔脱水装置Q=6000m3/hDN80台2橇装2调压计量装置Q=12000m3/h套1橇装3压缩机Q=2500Nm3/h台4（进口）橇装（不锈钢外壳）4加气柱Q=4500m3/h台4一柱一枪5缓冲罐PN1.6MPa2m3台16排污罐PN1.6MPa1m3台17回收罐PN4.5MPa2m3台14.2.2高—中压调压站方案4.2.2.1调压柜方案本项目调压柜为次高压A-中压B调压柜。（1）调压采用3+0结构，即三路调压。（2）调压器进口压力为0.6～1.6Mpa，出口压力为0.38Mpa。调压器单路流量在入口压力为0.8Mpa，出口压力为0.38Mpa时大于或等于30000Nm3/h。（3）每路调压器前设罐型过滤器，过滤精度为20μm。过滤器带差压计。所选用的过滤器应严格按国家现行有关规定和标准《钢制压力容器》（GB150）和设计，制造和检验，设备制造压力级别为2.5MPa。过滤器单路流量在入口压力为0.8Mpa时大于或等于35000Nm3/h。（二）其他要求（1）所有调压器采用轴流式调压器，调压器前带出口压力超压切断阀。（2）调压器及过滤器前后均设压力仪表，调压器出口设安全放散阀和压力自动记录仪表。阀门选择详见系统图。（3）为便于拆卸维修调压器，在每路调压器和旁通管上的截止阀后均设无约束型补偿器。42 （4）调压器、安全放散阀、调压器前的超压切断阀均采用进口设备；柜内其它设备均采用国产优质产品。调压器前阀门采用固定球阀，型号为Q347F-25C。调压器后阀门采用固定球阀，型号为Q347F-16C。（5）柜内调压器和旁通管上的截止阀及之前的所有阀门、过滤器等设备公称压力均为2.5MPa。调压器和旁通管上的截止阀之后的所有阀门、补偿器等设备公称压力均为1.6MPa。补偿器带外保护套，轴向补偿量为36～48mm。（6）调压柜内设备设静电接地装置和防雷接地装置。调压柜进出口设绝缘接头或绝缘法兰，绝缘接头或绝缘法兰设计、制造应符合《绝缘法兰设计技术规程》SY/T0516的规定，绝缘法兰选用比压密封型（I型绝缘法兰），采用带锥颈的对焊法兰。（7）调压柜内调压器前后应预留压力和温度信号远传接口。（8）调压柜的噪声昼间不大于55dB,夜间不大于45dB。（9）调压柜外壳采用304L不锈钢板，厚度为1.5mm。（10）调压器应采取安全可靠的电伴热带保温措施。（11)调压柜内阀门、补偿器、弯头、三通采用具有AZ认证标志的企业生产的产品。（12）调压柜内调压器和旁通管上的截止阀之前的法兰垫片采用金属缠绕式垫片，调压器和旁通管上的截止阀之后的法兰垫片采用氟橡胶垫片。（13）调压柜应考虑通风和泄压，柜门应外开。调压柜工艺布置应紧凑，高度自定，但应便于维修、操作。撬装与壳体部分必须加可靠的钢结构骨架，保证装卸或搬运过程吊装安全。（14）调压柜其它部分应符合CJ/T275-2008《城镇燃气调压箱》和《城镇燃气设计规范》GB50028-2006-6.6节的有关规定。4.2.2.2计量柜方案（1）计量撬柜采用4＋0结构，即四路计量。（2）计量撬最高工作压力为1.6Mpa,计量表公称压力为2.5MPa。计量表采用进口涡沦流量计。单路流量在入口压力0.7Mpa时为20000Nm3/h。（3）计量撬每路计量表前设三通Y型过滤器各一个；42 （4）计量表精度为0.5级。（5）计量表配压力、温度补偿修正仪，带RS485通讯接口。为便于拆卸维修计量表，在每路计量表后均设无约束型补偿器。补偿器带外保护套，轴向补偿量为36～48mm。（6）过滤器前及计量表前后设指示式压力仪表。计量柜进出口设绝缘接头。（7）阀门采用优质国产铸钢固定球阀，型号为Q347F-25C。柜内其他产品均采用国产优质产品。（8）补偿器，阀门、弯头、三通采用具有AZ认证标志的企业生产的。（9）计量撬法兰垫片采用金属缠绕式垫片。（10）计量表前后的所有设备、管件、垫片公称压力均为2.5MPa。（11）计量撬工艺布置应紧凑，高度自定，但应便于维修、操作。撬装部分必须加可靠的钢结构骨架，保证装卸或搬运过程吊装安全。4.3公用工程和辅助生产设施4.3.1总图根据《青岛市高新区燃气专项规划》，本项目高—中压调压站站内设调度中心、抢修、服务中心和营业所；在调压站的南侧建设一座压缩天然气站，压缩天然气站内设站房、加气柱、工艺区、加气罩棚、门卫室等，总占地面积约为19.94亩。压缩天然气站周围没有重要公共建筑，根据现行《城镇燃气设计规范》、《汽车加油加气站设计与施工规范》的间距规定，符合安全规定要求。天然气工艺设施与站外建、构筑物的防火距离分别不应小于下表的规定：气瓶车固定车位与站外建、构筑物的防火间距（m）气瓶车在固定车位最大储气总容积（m3）项目＞3000～≤10000＞10000～≤30000明火、散发火花地点，室外变、配电站25.030.0民用建筑20.025.0甲乙丙类液体储罐，易燃材料堆场，甲类物品库房25.030.0其他建筑耐火等级一、二级15.020.0三级20.025.0四级25.030.042 铁路（中心线）40.0公路（路肩）高速，Ⅰ、Ⅱ级20.0Ⅲ、Ⅳ级15.0架空电力线路（中心线）1.5倍杆高架空通信线路（中心线）Ⅰ、Ⅱ级20.0Ⅲ、Ⅳ级1.5倍杆高气瓶车固定车位与站内建、构筑物的防火间距（m）气瓶车在固定车位最大储气总容积（m3）项目＞3000～≤10000＞10000～≤30000明火、散发火花地点25.030.0压缩机室、调压室、计量室10.012.0变、配电室、仪表室、燃气热水炉室、值班室、门卫15.020.0综合办公生活建筑20.025.0消防泵房、消防水池取水口20.0站内道路（路边）主要10.0次要5.0围墙6.010.0压缩天然气工艺设施与站外建、构筑物的防火距离（m）名称项目储气瓶组、脱硫脱水装置放散管管口加气机压缩机重要公共建筑物100100100明火或散发火花地点302520民用建筑物保护类别一类保护物302520二类保护物202014三类保护物181512甲、乙类物品生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐252518其它类物品生产厂房、库房和丙类液体储罐以及容积不大于50m3的埋地甲、乙类液体储罐181813室外变配电站252518铁路303022城市道路快速路、主干路12106次干路、支路1085架空通讯线国家一、二级1.5倍杆高1.5倍杆高不应跨越加油站一般1倍杆高1倍杆高架空电力线路电压（＞380V）1.5倍杆高1.5倍杆高不应跨越加油站42 电压（≤380V）1.5倍杆高1.5倍杆高压缩天然气站、高中压调压站及附属设施总占地面积为19.94亩，站区南侧、西侧和东侧设置为实体围墙，高度为2.2米。整个站区均由北向南坡下，坡度为1%且坡向站外。4.3.2给排水根据现行《城镇燃气设计规范》以及《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2002）2006年版的规定，压缩天然气站在同一时间内的火灾次数按一次考虑，消防给水量按汽瓶固定车位最大储气总容积的一次消防用水量确定，所以本站的消防水量为20L/s，同时根据规范设置必要的灭火器材、灭火毯和堆沙。本工程给水主要为生活用水、生产用水等。综合生活用水定额取120L/人.天，合计给水量约1.2m3/d，考虑其他不可预见量，总计给水量约1.48m3/日。给水水源可取自厂区内给水管网。压缩天然气站内排水主要有雨水、生活污水等，可排至站外，进入厂区排水管网。生活排水量大约为1.1m3/日。站内供水和排水依托站区周围城市给排水管网。站内地面雨水散流排出站外。站内污水经化粪池处理后，通过管道排到站外城市污水管道内。生活用水量为每年540吨，污水量为每年400吨。4.3.3采暖通风压缩天然气站内的仪表控制室建筑物内应根据规范要求进行采暖和通风设计。冬季采暖热源可利用当地的供热管网或空调采暖，夏季降温应采用空调。4.3.4电气和电信压缩天然气站内的供电负荷等级为三级，用电等级一般为380/220伏，用电负荷约为1600KW。站内仪表另配5KW不间断供电电源。在站棚等构筑物内设置事故应急照明，照明灯具应采用防爆型节能灯具。42 1）设计范围站内电气设计主要包括供配电、防雷、防静电设计。设计主要内容为室内照明、配电、动力、防雷、静电接地等设计。2）用电负荷本站主要用电是有压缩机、脱水装置等动力用电，其次是站区照明和建筑物照明、仪表用电等，动力用电负荷约1500KW，其他用电考虑100KW，总用电负荷按1600KW设计，用电等级一般为380/220伏，按GB50052《供配电系统设计规范》设计1路电源，由场外电源（1万伏）引入站内变配电室。3）供电电源压缩天然气站电源可就近由正阳路市政电源线路接入10kV电源，另外站内仪表另配5KW不间断供电电源。4）防雷及防静电接地①在爆炸危险区域的建、构筑物，按第二类防雷要求设计，其于按三类防雷设置防雷设施；站内低压系统接地保护采用TN-S系统，并结合工艺要求，设置相应的防静电接地装置；站内爆炸危险区域内金属设备及工艺管道均座静电接地处理，接地电阻不大于4欧姆。在站棚、营业室等建筑物内设置事故应急照明，照明灯具应采用防爆型节能灯具。②站区内的办公和值班电话接入城市电信网。电话设置3部。站内电气设计主要包括供配电、防雷、防静电设计。站区内设三部外线电话，电话接入城市电信网。4.3.5自控站区加气系统采用PLC 控制。每台压缩机由1套PLC控制，每套PLC可以完成对各自的压缩机系统进行数据、信号采集、故障显示和诊断、顺序启动/停机等全过程管理，并可同时控制电机、冷却系统、气体回收系统、优先顺序控制系统、紧急关断系统的所有操作，保证压缩机能安全运行。由设置在控制室内的主PLC通过与各压缩机PLC通信联络，可以实现机间控制。整个系统的压力、温度、流量以及其它报警信号参数也由主PLC来完成。且备有远程通讯接口。42 在压缩机橇内、储气装置、调压计量区、脱硫区、脱水区、加气区等区域应设置可燃气体浓度检测器，设置6个探头，对各区域检测。4.3.6建筑和结构站内主要新建建、构筑物有：高—中压调压站站内新建燃气公司办公楼和调度中心、正阳路抢修服务中心和营业所；压缩天然气站内新建站房、加气柱、工艺区、加气罩棚等。站内建、构筑物地震烈度按6度设防。42 5消防天然气属于易燃、易爆的介质，在天然气的应用中，安全问题始终是放在非常重要的位置。在考虑CNG站的安全问题时，首先要了解CNG的特性及其潜在的危险性。针对这些潜在的危险性，充分考虑对人员、设备、环境等可能造成的危害，考虑相应的防护要求和措施。其次是了解相关的标准。对于压缩天然气的生产、运输和减压供气等各个环节，主要考虑的安全问题就是围绕如何防止天然气泄漏，与空气形成可燃的混合气体，消除引发燃烧的基本条件以及压缩天然气设备的防火及消防要求；防止压缩天气设备超压，引起超压排放或爆炸；由于压缩天然气的高压特性，对材料选择和设备制作方面的相关要求，在进行压缩天然气操作时，操作人员的防护等要求。5.1编制原则1)严格执行国家、地方以及行业有关标准、规程和规范；2)充分考虑工程的火灾危险性，采取有效措施提高系统的安全性、可靠性，确保安全平稳供气；3)采用先进、成熟、适用的技术和设备材料；4)实现可靠性和经济性的良好统一，优化技术方案，确保较好的经济效益和社会效益。5.2编制依据1)《中华人民共和国消防法》（1998年）；2)《城镇燃气设计规范》(GB50028-2006)；3）《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2002）2006年版；4)《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）；5)《建筑物防雷设计规范》（GB50057-1994，2000年版）；6)《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）。42 5.3工程范围压缩天然气站、高中压调压站及配套的电气、自控、通信、给排水、总图、建筑结构等公用工程及管线。5.4工程概况5.4.1工程概述本工程为压缩天然气站及高中压调压站，压缩天然气站作为高新区应急备用气源，高—中压调压站供应洪江河以西（西岸）、204国道以南、羊毛沟以东、海边以北地块供应天然气。5.4.2工艺概述压缩天然气站的主要功能是为车载储气瓶充装压缩天然气。其站址一般选在离天然气管道较近且天然气压力较高的区域，直接从管道内取气，它主要包括天然气脱水装置、压缩系统、储存单元、售气系统和控制系统。天然气经过预处理（脱硫和脱水）后，经过进站过滤、调压、计量后，以一定的压力进入站内脱水装置，使燃气的露点达到车用压缩天然气标准，然后进入压缩机增压，使其压力达到22MPa，通过加气柱对CNG拖车加气。5.4.3其他公用工程站内的设备清洗污水和生活污水以及处理天然气所产生的少量污水及其他污染物均排至厂区内排水沟。站内主要建、构筑物有：站办公室、控制室、变配电间、储气装置和加气柱棚、压缩机橇等。5.5工程的火灾危险性分析本工程为天然气调压、压缩、输送等工程，天然气为易燃易爆物质，在静电、明火、雷电、电气火花等火灾诱因隐患存在条件下，存在相应的火灾危险。42 5.5.1主要火灾爆炸危险物品天然气为易燃物质，属甲类火灾危险品，具有燃爆性，与空气按一定比例混合能形成爆炸性混合物。引燃温度组别：T3，引燃温度在482～632℃，爆炸极限浓度（体积）：5～15%，遇明火高热易引起燃烧爆炸。5.5.2主要生产场所及装置的火灾性分析根据《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》、《建筑设计防火规范》以及《城镇燃气设计规范》等有关规定，本工程主要生产场所及装置的火灾爆炸危险性主要为2区，生产类别为甲类，危险介质为天然气。生产过程有害作业因素有：1）火灾、爆炸危险因素；2）触电危险因素；3）高压天然气危害因素。5.6总图布置本站为易燃易爆的甲类生产场所，压缩机组、加气柱均属于甲类生产区域，火灾爆炸危险性主要为2区，辅助用房为丁类生产厂房。5.6.1总图设计原则1）站址选择须保证与周边建、构筑物、设施之间的防火安全间距；2）满足工艺和安全防火要求，保证设施、管线布置合理性；3）因地制宜，合理分区，方便管理，确保安全生产。5.6.2平面布置平面布置严格按照国家有关规范、规定进行。根据生产工程和火灾危险性不同，将该站合理分区布置。42 工艺流程要求：设施布置合理，便于生产管理，有利于满足安全防火间距要求，有效利用土地。站区内调压、卸车区均以天然气为主要操作介质，属于甲类生产区，区内严禁烟火，非工作人员不得随便出入。平面布置满足《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）、《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）以及《汽车加油加气站设计与施工规范》的规定，与站内、外建构物的安全间距要求。5.6.3消防给水1）消防水源本站消防水管网接自站外LPG储罐区消防水通过管道。消防水压力不小于0.2MPa。2）消防水量根据《城镇燃气设计规范》GB50028-2006中6.5.19条规定，本站区的消防用水量为20L/s，同一时间内火灾次数按一次考虑，火灾延续时间3h。在站内设置地上消防栓2个，进站消防水管道管径为DN150，接LPG储罐区的消防水管道。5.6.4灭火器设置灭火器配置：按规范要求，站区内调压橇车区设置35Kg的手推式干粉灭火器1台，MF8干粉灭火器2台；压缩机区设置4台MF8干粉灭火器；储罐区设置35kg推车式干粉灭火器2台；加气机区设置4台4kg手提式干粉灭火器；控制室设4Kg手提式干粉灭火器4台。5.7主要防范措施严格执行国家和企业的各种有关防火防爆方面的规范、规定，积极做到“以防为主，防消结合”。5.7.1防火防爆设计1)严格按有关技术规范、标准要求进行设计，达到规范要求的安全间距；2)所有站区分区布置，有利于日常管理和生产安全；42 3)站内道路设计按有关规定执行，站区设消防道路，宽度符合总图运输及消防规范，充分保证发生火灾时道路畅通，保证道路畅通；4)在工艺设计中，选用良好的设计方法、采用安全适用的设备，达到在整个管道运行中无泄露，最大限度地消除火灾、爆炸的可能性；5)工艺设备和管线均有防静电、防雷击接地；6)本项目的设计均为密闭系统，易燃、易爆物料在操作条件下置于密闭的设备和管道系统中，设备管线连接处采用相应的密封措施；7)在压缩机橇内、加气柱、储气罐、脱水装置区、调压计量橇等区域设置可燃气体报警器，共设置6个报警探头；8)在防爆区内，电气设备和仪表均选用防爆型产品；9)所有压力容器和设备按国家现行标准和规范进行设计、制造和检验。5.7.2其它防范措施1)凡需要经常操作、检查的设备均设有操作平台、梯子及操作保护栏杆，平台和框架周围设有扶手、围栏和护栏等。装置及配套系统内机泵等转动设备均设有防护罩；2)站内装有直拨外线电话，在发生意外事故时可及时报警；3)办公室、控制室等采用空调，冬季采暖；配电室等采用自然通风；4)配备必要的劳保用品；5)站区区内严禁吸烟，操作人员上岗时必须穿戴工作服、防护服和使用专用防护设施，工作服必须是防静电工作服，严禁穿着带钉鞋入厂上岗；6)设置健康安全部，设专职安检人员，并由公司主管领导直接负责；7)加强对全厂职工的安全思想教育，提高职工的安全生产意识，树立“安全第一”的指导思想；8)健全各种规章制度和安全操作规程，并上墙，制定事故抢修预案。42 6节能6.1概述天然气的利用，不仅减少了公共交通车辆用油产生的环境污染，而且也减少了油及其废水、废渣的运输量，节约了大量人力、物力。本项目中工艺所需设备在保证安全、可靠、经济、适用的前提下，尽量采用国内外性能好、技术先进、节能效果显著的优质新产品。在施工及运行中加强管理，减少工艺线路中的“跑、冒、滴、漏”现象。6.2主要能耗分析本工程能耗包括以下几个方面：1）事故和检修时天然气放空损失以及设备、接头等密封不严密造成的天然气损失。2）站内生活照明用电和生产用电消耗；年总用电负荷为480万KW·h，折合标准煤耗约为590.4吨。3）站内生产、生活用水及天然气采暖等消耗；生活用水量为每年540吨，污水量为每年400吨。天然气采暖为200000立方米/年，折合标准煤耗约为234吨。因本项目的产品是天然气，能耗最大的设备是压缩机。如何减少压缩机的电耗是本项目节能的重点。6.3节能措施本工程采用的节能措施有：1)在工艺条件允许的条件下，压缩天然气站选用合理的压缩机形式，提高压缩机效率；2)简化站内流程，减少站场压力损失；3)工艺中选用可靠的阀门和设备，减少天然气的损耗；4)照明采用节能型灯具。42 综上所述，本项目通过工艺设备的合理选择，能源浪费极少。7生态环境影响环境保护是保护与改善生产和生活环境及生态环境，防治污染及其他公害，是我国的一项基本国策。天然气项目是为了减少大气污染，改善投资环境，本工程既是能源项目，又是环保项目，清洁优质的天然气的应用将大大改善燃料结构，减少大气污染。7.1设计原则与依据7.1.1设计原则在设计中全面执行“同步设计、同步施工、同步投产”和“预防为主、防治结合、综合治理”的原则，采用先进的生产工艺，选用可靠的设备和材料，完善职工队伍管理，提供运营效率，尽量减少污染物排放，并对排放的污染物进行有效的处理。7.1.2设计依据法律、法规与标准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》（主席令第87号）；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环境防治法》（2004年）；6）《中华人民共和国环境影响评价法》（2002年）；7)《建设项目环境保护管理条例》[国务院（98）253号令]；8）《环境空气质量标准》（GB50395-96）；9）《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）；10)《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）；11)《大气污染物综合排放标准》（GB16297-96）；12）《大气污染综合排放标准》（GB16297-1996）；42 13）《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）。7.2主要污染源和污染物7.2.1大气污染源和污染物本项目主要是天然气的预处理、压缩和加气等工序，一个物理过程，可燃气体的处理、压缩、储存、加气等均在密闭的管道和容器中进行，所采用的设备均为专用设备，正常运行时不会发生泄漏，可能有极少量的天然气外逸。7.2.2水污染源和污染物水污染源主要是站内的含油废水：少量含油废水主要来自机泵冷却水、地面冲洗水以及各分离罐排水。生活污水，站场设备、场地冲洗水,其排放量很小。7.2.3噪声污染源压缩机房和变压器室等处产生少量噪音。7.2.4固体废弃物站内产生的少量生活垃圾。7.3环境保护措施1）高压气体管道均采高压锅炉用无缝钢管，其他管道为20#无缝钢管；2）天然气管道上的阀门选用密封性能良好的球阀，垫片选用金属缠绕垫片，以减少气体的泄漏量；3）站内设备与管道检修时，有少量间歇排放的天然气，采用引高排放方式，以利于污染区的扩散和降解；42 4）积极选用低噪声设备。确保控制室、办公室等处的噪声符合GBJ87-85的规定，边界噪声符合GB12348-90的规定，设计选用的空压机为整体橇装结构，采取了隔音措施，噪音不超过50dB(A)；5）制定并遵守严格科学的操作规程和应急处理措施。6）站区四周围墙上设隔噪音防护板。7.4环境影响评价压缩天然气站项目本身是一个环保项目。天然气燃烧后，主要产生二氧化碳及水蒸气。燃烧时几乎不对大气层释放二氧化硫或小微粒物质，所释放的有害物质也比其他矿物燃料如煤及原油为少得多，燃烧尾气中基本不产生SO2，CO2的排放量远远低于其它燃料。推广使用天然气，可以从根本上调整能源结构、对减少城市的环境污染，改善大气环境质量，具有显著的社会效益和环境效益。42 8职业安全与卫生8.1设计执行的主要法律、法规及标准1）《中华人民共和国劳动法》（2008年1月1施行）；2）《中华人民共和国安全生产法》（2002年）；3）《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》劳动部门1996年3号令；4）《石油化工企业职业安全卫生设计规范》（SH3047-93）；5）《生产过程安全卫生要求总则》（GB2801-91）；6)《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）；7)《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）；8）《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）；9）《特种设备质量与安全监察规定》（国家质量技术监督局第13号令）；10）《压力管道安全管理与监察规定》（劳动部发【1996】140号）；11）《汽车用压缩天然气钢瓶》（GB17258-1998）；12)《建设项目（工程）劳动安全卫生预评价导则》（LD/T106-1998）。8.2生产过程中主要危害物本工程以天然气为原料，经过处理后产生的主要可燃气体是甲烷，其爆炸与火灾危险性见下表：名称化学式密度kg/m3特性爆炸范围V%自燃点℃闪点℃火灾危险甲烷CH4～0.747无色气体5～15645＜-66.7甲天然气储存在密闭压力容器及管道内，正常操作条件下可能会有极少的天然气外漏。由于量小，一般不会对操作人员的健康产生影响，也不会对环境造成污染。42 8.3生产过程中职业危害因素本项目原料和产品为可燃物质，生产区内大部分区域为爆炸危险2区；生产过程有害作业因素有：1）火灾、爆炸危险因素；2）触电危险因素；3）高压天然气危害因素；4）机械危害因素。8.4主要防范措施严格执行国家和企业的各种有关防火防爆方面的规范、规定，积极做到“以防为主，防消结合”。8.4.1防火、防爆1)设计中充分考虑消防措施；2)防爆场所内电器设备选用防爆或隔爆型产品。工艺装置区内管道、设备均设防雷、防静电设施；3)在容易积聚易燃、易爆气体的场所设置可燃气体报警器；4)所有压力容器和设备按国家现行标准和规范进行设计、制造和检验；5)在必要设备、管道上设置安全放散阀和放气阀，被放散的天然气通过放散管引至高出放散；6)按规范要求在站内设置消防器材；7)严禁火种进入站内。8.4.2其他防护措施1)站区内严禁吸烟，操作人员上岗时必须穿戴防静电工作服，严禁穿着带钉鞋进场上岗；2)加强对全场职工的安全思想教育，提高职工的安全生产意识，树立“安全第一”的指导思想；42 3)站内各级管理和操作人员必须经过安全教育，考试合格才能上岗。生产过程中也要经常参加学习，提高职工素质。在工作中必须遵循安全操作规程，严禁有火源接触，严禁与场区无关人员进入。42 9组织机构和劳动定员9.1组织机构和劳动定员为更有效地组织生产经营活动，项目建设和运行应纳入到泰能燃气集团有限公司的直属管理系统。根据压缩天然气站的工作特性，做到人员一专多能，每个岗位人员既精通本岗位的专业，又能配合其它岗位工作，压缩天然气站及高—中压调压站岗位设置和劳动定员见下表：压缩天然气站岗位设置和劳动定员表序号岗位定员（人）1站长12调度13会计、出纳24安全员15值班26加气工人167运行、维修工人4合计27高—中压调压站岗位设置和劳动定员表序号岗位定员（人）1中心负责人12调度43安全员14值班25抢修中心176服务中心177营业所108直燃机房（四班三运转）49财务部（含预算）610市场发展部911工程管理部1112管理人员842 合计909.2人员培训天然气是易燃易爆的一次能源，压缩天然气的供应管理是特殊行业管理，站内管理、技术应具有相应的专业知识和管理经验；操作人员应进行专业培训，进行考核，考核合格并熟悉操作规程后方能上岗。42 10投资估算10.1投资估算的范围项目投资估算范围包括建设投资、建设期利息和流动资金。其中建设投资估算包括固定资产投资、无形资产投资、其它资产投资和预备费。10.2投资估算依据1）中国石油化工集团公司暨股份公司《石油化工项目可行性研究投资估算编制办法》（2006年）；2）中国石油化工集团公司暨股份公司《石油化工项目可行性研究报告编制规定》（2005年）；3)《中国石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据》（2006年）。10.3投资估算编制说明10.3.1设备、材料价格通用设备或专用设备、电气设备、自控设备等按近期询价、标价计算。主要材料价格按近期市场价格计算。10.3.2安装费、建筑工程费用安装费综合估算指标或按占设备费的百分比计算。总图竖向、建筑物和构筑物均按综合造价指标进行估算。10.3.3固定资产其他费用和其他资产费用1）建设单位管理费参考中石化（2000）建字476号文的有关规定计算。42 2）临时设施费参考中石化（2000）建字476号文的有关规定计算。3）可行性研究编制费国家发展计划委员会计价格[1999]1283号《建设项目前期工作咨询收费标准》的通知。4）工程设计费工程设计费根据《工程勘察设计收费标准》（2002年修订版）的有关规定计算。5）环境影响评价费环境评价费依据国家计委计价格[2002]125号文。6）劳动安全卫生评价费按5万元估列。7）工程建设监理费工程建设监理费依据发改价格[2007]670号国家发展改革委、建设部关于印发《建设工程监理与相关服务收费管理规定》的通知。10.3.4不可预见费计取依据不可预见费=（固定资产＋无形资产＋其它资产）×不可预见费费率不可预见费费率：8%10.3.5项目建设期本项目预计建设期4个月，为了计算方便评价过程中按1年考虑。10.3.6流动资金的估算方法按分项详细估算法估算流动资金42 10.4投资估算结果10.4.1建设投资估算采用次高压燃气管网内燃气进行过滤、调压、计量、脱水、压缩、加气等过程生产压缩天然气。（1）压缩天然气站主要设备及其他建设投资序号内容规格单位数量备注单价（万）投资（万）1低压双塔干燥器Q=6000m3/hDN80台2撬装40802调压计量装置Q=12000m3/h套1撬装50503压缩机Q=2500Nm3/h(含控制系统)套4撬装一撬一机25010004加气柱Q=4500m3/h台4一柱单枪13525地上储气罐1.125m3×4套145456变电站16000KV·A台11201207缓冲罐2m3（PN1.6Mpa）台1558排污罐1m3（PN1.6Mpa）台1449回收罐2m3（PN4.5Mpa）台16610路面100元/m2m23000303011站房1500元/m2m2500757512设备基础、加气柱罩棚4013站房装修费1014管线4015电缆2016施工费15017其他费用1118设计费、监理费、管理费，环境、安全评价费17519价格因素费用19120不可预见费用193合计225742 （2）高—中压调压站主要设备及其他建设投资序号内容规格单位数量备注单价（万）投资（万）1调压计量装置Q=12000m3/h套1撬装2002002设备基础203路面100元/m2m2250025254综合楼1500元/m2m29601441445装修费用400元/m2m296038.438.46施工费1507其他费用708价格因素费用649不可预见费用52合计763.4本项目压缩天然气站建设投资为2257万元，高—中压调压站建设投资763.4万元，总投资为3020.4万元。10.4.2资本金筹措该项目建设总投资3020.4万元，自筹资金3020.4万元。42 11项目实施11.1项目管理本项目由青岛泰能高新燃气有限公司组织实施和管理。其职责是：（1）负责与贷款银行、招标公司、咨询公司、承包商等对外的联络和日常事务性管理工作。（2）负责编制项目实施过程的总体计划并做督促、协调工作；负责土建安装工程开工前的各项准备工作，负责对监理公司的联络、协调、监督检查工作和负责组织工程试车投产。（3）负责项目的设计工作管理和处理有关的工程技术问题。（4）负责组织编制采购标书、招标、评标、签订采购合同、验货和处理合同纠纷。（5）负责资金筹措、审查和支付各种费用以及日常财务管理。11.2工程进度安排由于本工程项目规模大，内容多，涉及面广和建设周期短，各项工作应交叉进行，必须由建设单位牵头，勘察设计、供应、施工等单位共同合作，才能完成本工程。本工程于2011年3月开始建设，预计2011年10月完工，施工期间因不可抗力或规划部门有特殊要求而造成的延期，工期亦将顺延。42 12经济和社会效果分析本项目属于高新区应急保障气源及高新区部分区域燃气供应的基础设施，不对外经营，无经济效益。该项目关系到高新区稳定供气及高新区内企业生产的稳定运行，该项目实施后能够优化能源消费结构、改善大气环境、促进城市现代化建设和调整产业结构发展等方面都有十分重要的意义，具有良好的社会效益。42 13存在问题和建议1）气源问题目前青岛主要使用中石化的中原油田天然气，该气源气源能力有限，供应量较少，压力较低，特别是在冬季供气量不足，已经限制了下游城市的用户发展，严重制约了天然气用户发展。本项目方案所选天然气压缩机入口约1.2MPa，如果管网压力较低，压缩机的排量偏低，效率下降，运行费用增大，并且压力不满足所选压缩机进口压力的情况下，则压缩机不能正常工作，导致压缩机组开工时间短，压缩天然气站难于达产，严重影响公司的经济效益。2）基础资料需要进一步落实由于缺乏现状气源以及未来气源的具体的物性参数、供气压力和站区征地详细的土地征用情况及站区测绘地形图，本项目建议书暂时无法详细布置压缩天然气站平面图以及高中压调压站平面图，可能在一定程度上影响了投资的准确性。下一步需要尽快落实征用土地相关问题，以便为今后设计工作提供可靠依据。3）建议投资方积极落实好上游燃气管道的供气压力、供气量以及气质质量，保障CNG站运行正常，达到预期的效果。42'