CNG加气站建设项目可行性研究报告

'CNG加气站可行性研究报告 目录※※※※※※1.总论61.1项目概况61.2设计依据61.3设计遵循的主要标准、规范61.4项目建设的历史背景及意义81.5设计原则121.6建设规模及设计范围131.7主要工程量及主要技术经济指标152气源及气质参数162.1气源162.2气质参数172.3压力等级173工艺173.1成品气气质要求173.2工艺流程简述183.3工艺方案特点193.4主要工艺设备选型213.5工艺计算253.6工艺布置253.7管材﹑管阀件及防腐263.8焊缝检验及试压、吹扫274自控系统及通信284.1自控系统284.2通信305总图运输325.1站址确定325.2总平面设计335.3竖向设计336公用工程346.1土建工程346.2电气工程356.3给排水工程417安全生产与工业卫生447.1设计依据44 7.2工程概述447.3生产过程职业危险、危害因素分析457.4主要措施457.5安全机构设置及人员配置478环境保护488.1设计执行的环境保护标准488.2环境保护说明489消防509.1总图部分509.2建筑部分509.3消防给水519.4通风部分519.5电气部分519.6灭火器具的配置5110节约能源和合理利用能源5210.1设计依据5210.2用能特点及节能原则5210.3能耗构成分析5210.4节能措施5211组织机构及劳动定员5311.1组织机构5311.2人力资源配置5312项目实施进度计划5413投资估算5513.1编制依据5513.2编制范围5513.3编制方法5513.4建设投资估算构成5614融资方案5814.1融资组织形式5814.2项目建设投资及资金措施5814.3新增流动资金5814.4项目资本金5815财务评价5915.1项目财务评价的特点5915.2基础数据5915.3财务计算59 15.4财务盈利能力分析6115.5财务生存能力分析6215.6财务不确定性分析6215.7财务评价结论6216研究结论63附表1、投资估算表2、项目总投资使用计划与资金筹措表3、流动资金估算表4、营业收入、营业税金及附加和增值税估算表5、固定资产折旧费估算表6、无形资产和其他资产摊销费估算表7、总成本费用估算表8、利润和利润分配表9、项目投资现金流量表10、财务计划现金流量表 1.总论1.1项目概况1.1.1拟建项目名称：XX省XXCNG加气站1.1.2编制单位：1.2设计依据1.2.1XX省XX市天然气气质分析报告；1.2.2《XXXX城市总体规划》1.2.3《XX省天然气现状及十二五规划》1.2.4《XX省CNG（压缩天然气）和LNG（液化天然气）专项计划》1.2.5XX的其他资料1.3设计遵循的主要标准、规范（1）《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004；（2）《建筑设计防火规范》GB50016-2006；（3）《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）；（4）《城镇燃气设计规范》GB50028-2006；（5）《工业企业总平面设计规范》GB50187-93；（6）《石油天然气工程总图设计规范》SYT0048-2000；（7）《供配电系统设计规范》GB50052-1995；（8）《建筑物防雷设计规范》GB50057-1994（2000版）；（9）《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-2008；（10）《建筑抗震设计规范》GB50011-2001（2008版）；（11）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005；（12）《建筑照明设计标准》GB50034-2004；（13）《低压配电设计规范》GB50054-95；（14）《通用用电设备配电设计规范》GB50055-93；（15）《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007；（16）《10KV及以下变电所设计规范》GB50053-94； （17）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92；（18）《建筑地基基础设计规范》GB50007-2002；（19）《混凝土结构设计规范》GB50010-2002；（20）《建筑结构荷载规范》GB50009-2001（2006版）；（21）《砌体结构设计规范》GB50003-2001；（22）《建筑给排水设计规范》GB50015-2003；（23）《室外给水设计规范》GB50013-2006；（24）《室外排水设计规范》GB50014-2006；（25）《水土保持综合治理技术规范》GB/T16453.1～16453.5-96；（26）《建设项目环境保护管理条列》国务院第253号令；（27）《建设项目环境保护设计规定》（87）国环字002号；（28）《压力容器安全技术监察规程》(1999)质技监局锅发154号；（29）《压力管道安全管理与监察规定》(1996)劳部发140号；（30）《气瓶安全监察规定》（2003）国家质量监督检验检疫总局第46号； 1.4项目建设的历史背景及意义1.4.1XX镇概况XX镇位于XX市西南部12公里处，总面积180平方公里，辖145个行政村，10.2万口人，其中耕地面积11.5万亩，是全国最宜人居名镇、XX省中心镇、XX省村镇建设新型乡镇、XX省最具成长性乡镇、XX省环境优美镇、XX省绿化示范镇和XX省先进基层党组织。1.4.2当地气象条件XX地处于北温带季风区，背陆面海，属暖温带季风型半湿润性气候。四季特点为：冬冷夏热，四季分明；春季风多雨少；夏季炎热多雨，温高湿大；秋季天高气爽，晚秋多干旱；冬季干冷，寒风频吹。年日照时数为2520-2669小时；<10℃的积温是4100-4341℃，年平均气温在11.9-12.8℃，最热月（七月）在25.3-26.3℃，最冷月（一月）在-3.9—-2.3℃；年平均降水量605.8毫米；无霜期183-211天。全年降水量在615-795毫米之间，全年60-65%的降水量集中在七、八月份，春季降水仅占13-14%；年平均蒸发量为1322.4毫米，最小值为1039.8毫米，一年中五、六月份的蒸发量最大。1.4.3项目建设背景石油短缺和生态恶化是21世纪人类面临的主要问题，能源的短缺将直接影响各国经济的持续发展，而环境污染则直接威胁着人类的健康和生存。天然气是当今世界能源的重要组成部分，它与煤炭、石油并列为世界能源的三大支柱。据研究资料显示，世界已探明的石油储量，按汽车现在消耗的速度，还能支撑40-70年。而已探明的天然气储量，预计可以开采200年。能源是人类生存和发展的重要物质基础。在我国由于人口众多，能源资源相对不足，人均拥有量远低于世界平均水平，煤炭、石油、天然气人均剩余可采储量分别只有世界平均水平的58.6％、7.69％和7.05％。目前又处于工业化、城镇化快速发展的重要阶段，能源资源的消耗强度高，消耗规模不断扩大，能源供需矛盾越来越突出。为了缓解能源的供需矛盾，国家在加大能源勘探和开发力度的同时，以降低能耗为目的，举全社会之力开展节能降耗工程，2006年7 月，国家发展和改革委员会、科技部等七部委联合下发了《“十一五”十大重点节能工程实施意见》，“节约和替代石油工程”为十大重点工程之一，加快开发和发展石油替代产品，保证我国石油安全是我国能源发展战略的重点。天然气与煤炭、石油并列为世界能源的三大支柱，是当今世界能源的重要组成部分。目前除石油、煤炭以外，唯有天然气可实现低成本、大面积开采，而且运输和储存技术已十分成熟，不仅广泛应用于工业、家用燃料和石油化工原料，而且已被公认为是一种廉价、清洁、安全、高效的车用燃料。天然气的开发利用以其储量大、清洁、高效而受到各国政府的高度重视，以天然气替代石油已成为当今世界能源发展的主要方向之一。从这个意义上讲，天然气汽车是21世纪汽车工业发展的一个重要方向。政府的经济政策是影响燃气汽车发展的一个最重要因素。许多发达国家的政府为了保护环境，在价格，税收，投资，补贴等方面制定优惠措施，积极鼓励燃气汽车的发展。我国政府近几年也结合实际情况，本着积极发挥引导、支撑和排障作用的原则，制定了一系列的相关政策和措施鼓励发展燃气汽车，首先在法律、法规方面予以保障；另外在燃气汽车生产、改装、零部件生产、加气站建设、燃气汽车购买和使用等环节给予税收、资金等方面的优惠政策等。例如上海市政府对新增天然气公交车进行补贴，政府投资进行加气站建设，由委托企业经营等，都是行之有效的措施。目前我国正在进行燃油税改革，实行税改后，燃油价格将大幅上升，对燃气汽车的发展具有重要的促进作用。随着材料技术以及电子技术的不断发展和广泛应用，天然气燃料的优势将会大力被开发和利用。从长远来看，天然气将会成为最有前途的车用“低污染燃料”。因此，发展天然气汽车对解决环境问题和能源问题都具有十分重大的现实意义。（1）国内天然气及天然气汽车产业发展现状中国的天然气工业还处于规模化发展的起步阶段，生产和消费规模均比较小，与世界平均消费水平相比，天然气在中国一次能源消费结构中的比例不仅远低于目前世界平均水平（24%），也大大低于亚洲平均水平（8.8%）,只占2.7%。而且消费领域狭窄，除工业和居民消费外，只有不到总量1% 的用于交通运输和商业服务领域。天然气的多领域应用在我国尚有很大的发展空间。制约我国天然气工业快速发展的因素较为复杂，包括天然气基础设施不完善；下游市场不健全；供需市场分布不合理；市场的开拓、培育以及长输管道的建设滞后于资源的增长等因素，在很大程度上制约了天然气产业的发展。近年来，随着国家能源政策的调整和环境保护力度的加大，我国的天然气工业有了较快发展，天然气勘探开发力度进一步加大并取得丰硕成果，基础设施建设取得长足进展，天然气管网建设步伐加快，一批重点管道建设工程相继投入使用，天然气的深度开发利用取得重大进展，下游市场稳步拓展并向多元化方向发展，中国的天然气工业即将迎来一个快速发展的新时期。XX省利用天然气的历史较早，随着胜利油田的开发建设，天然气在黄河三角洲部分区域开始推广使用。在2000年以前，全省天然气的利用水平非常低，利用总量一直维持在年10亿立方米左右的水平，以胜利油田的伴生气为主，中原油田有少量的气供给菏泽市的个别县区。胜利油田年产天然气约9亿立方米，有近3亿立方米的天然气供齐鲁石化公司第二化肥厂生产尿素，其余部分一直以胜利油田自产自销满足生产需要和当地居民生活用气为主。近几年来，随着中国石油、中国石化、中国海油等三大公司在XX天然气市场开发力度逐步加大和众多燃气公司在中小城市积极开办燃气业务，全省天然气利用发展迅速。截至2008年底，全省已建成天然气输气干线管道2173公里，支线管道740公里，全省已有16个地级市通上了管道天然气，通过管道天然气、CNG和LNG等方式利用上天然气的县（市、区）已达到105个，占全省140个行政县（市、区）的75%，其中利用上管道天然气的县（市、区）已达95个，占全省140个县（市、区）的68%。2008年全省利用天然气32.5亿立方米，预计占全省一次能源消费总量的比重达到1.2%。但是目前，XX天然气仍以工业和居民消费为主，拓宽消费领域、优化消费结构，充分挖掘天然气的能源价值，发挥天然气的能源替代作用，将天然气大量应用于交通行业是开拓天然气消费领域的主要方向之一。根据最新资料显示，全世界约有400万辆天然气汽车，其中中国约有97000多辆天然气汽车。目前，世界上有60、70 个国家在进行压缩天然气的研发和使用。中国使用压缩天然气的汽车主要分布在四川、陕西等西部地区。其中，四川省使用压缩天然气的汽车最多，达到10.0万余辆，加气站也有200多座。可以预见，随着国内其他城市供气系统和全国范围内的加气站网络建设的完善，天然气汽车必将得到大力推广，天然气企业和天然气汽车行业的市场空间极为广阔。（2）XX市天然气汽车产业发展现状为实现可持续发展，建设秀美山川，XX市政府高度重视清洁汽车工作，将其作为新兴产业和新的经济增长点来抓。1.4.4项目建设的意义（1）改善生态环境，减少城市大气污染，具有显著的环保效益经实际测量，一般工业城市大气污染有60%来自于机动车尾气排放。现今以汽油、柴油作动力燃料的汽车，所排放的有害气体及固体颗粒，不仅直接影响人体健康，而且会加剧温室效应，促成“光雾”形成，甚至破坏臭氧层，对人类整体的生存条件造成严重威胁。城市汽车采用清洁无污染燃料，一直是我国以及世界其他国家努力的方向和目标。被称为“绿色汽车”的CNG汽车在环保方面具有显著效益。用天然气作为动力与使用汽油作为动力相比较，汽车尾气中一氧化碳可减少97%，碳氢化合物减少72%，二氧化硫减少90%，噪音减少40%，导致人体呼吸道疾病及癌症的苯、铅粉尘等减少100%。（2）调整能源结构，充分发挥西部资源优势从国内外大量应用的实践证明，发展燃气汽车，特别是天然气汽车，既可减少环境污染，又可调整能源结构。长期以来，XX市能源结构需要进行调整，城市能源以煤、瓶装石油液化气、石油产品为主，导致了城市能源综合利用率较低，能源浪费严重，成为制约XX市国民经济发展的一大障碍。（3）发展天然气汽车的经济效益显著几年来，我国政府多位领导人对发展天然气汽车作了很多重要的批示，提出“以气代油”，这对我国发展天然气汽车，意义是重大的。 “九五”期间，我国已将汽车工业列为四大支柱产业之一。发展天然气汽车，对相关产业也有一定的带动作用，是有利于子孙万代的社会公益事业。随着燃气汽车和加气站的运行，将带动与燃气汽车相关的机械制造、汽车、高压储运、电子电器、仪器仪表、新工艺、新材料、试验检测以及城建、土地、交通、安全、标准、环保等行业的发展，使燃气汽车的推广应用成为龙头，创造上万个就业机会，促进社会经济的发展。出租车使用天然气作燃料比使用汽油每月可节约费用2000-2500元，居民生活用天然气比使用瓶装石油液化气每月可节约50元左右。（4）XX市加气站存在的问题a.布局不合理：已建成的2座加气站与CNG汽车数量不匹配，车多站少，另外已有的加气子站规模小，全部建设在城区，没有足够的回转车场，显得拥挤，没有扩建余地。b.结构不合理：当前XX市唯一一座加气母站规模为30×104m3/d，而城区建设有2座3×104m3/d。由于以上情况，又造成CNG加气子站供气不足、同时造成天然气汽车加气量不足，行驶距离缩短，又增加了加气次数，从而加重了车辆排队想象。目前XX市现有的2个CNG加气站均位于城区，在城郊并未布局。而XX镇地处交通要道，是大盛镇、郚山镇、柘山镇和辉渠镇通往XX市的必经之地，故本CNG加气站计划选址在XX市XX镇，该站的建设，不但将大大缓解于XX市西南部私家车、出租车以及短途中巴车加气难、加气排队这一矛盾，还避免了车辆返空到其他CNG站加气造成城市拥堵、能源浪费，同时还加强了社会和谐，降低了当地人民生活和农资运输成本，夯实了当地社会经济的发展基础。1.5设计原则1.5.1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。1.5.2在城市总体规划的指导下，结合国民经济和社会发展现状，充分考虑XX市 及周边城市燃气汽车需求特点和发展趋势，合理确定设计规模。作到统筹兼顾、合理安排、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。1.5.3加气站技术已在四川、重庆、西安、内蒙各城市成功运营10余年，属成熟技术，设计秉着坚持科技进步，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，降低工程造价，同时确保加气站安全运行。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,使新建设施和自控系统达到国内先进水平。1.5.4为提高系统供气质量，必须使系统中技术、管理和经营适应现代化要求，以获得更好的社会效益、环境效益、节能效益和经济效益1.5.5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，遵循可持续发展的原则。1.5.6加气站的总体布局、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。1.5.7加气站设计应远近结合，统筹兼顾，合理发展，留有充分的发展余地，1.6建设规模及设计范围1.6.1车源状况及规划建站数量（1）车源状况XX镇地理位置优越，北邻昌乐，南与兴安街道即原白芬子镇、现辉渠镇接壤，西与大盛镇交界，东接兴安街道(现在因并乡镇,红山沟镇,慈埠镇,并入XX镇2007年)。镇驻地距省会济南220公里，距青岛港170公里，距济青高速入口40公里，距潍莱高速公路入口30公里，即将建设的潍日高速下口也设在镇驻地附近，同时也是大盛镇、郚山镇、柘山镇和辉渠镇通往XX市的必经之地，过境车辆甚多。XX市XX镇CNG加气站覆盖区域统计表区域自然村（个）家庭（万户）人口（万人）大盛镇6213.9 郚山镇681.09243.8柘山镇550.873.4辉渠镇1191.716.7XX镇1452.610总计4497.272427.8根据相关资料估算，XX镇及其覆盖区域汽车拥有量约为1.22万辆，由于天然气作为汽车燃料，比燃油费用要节约40-50%左右，以气代油的经济效益较为可观。按保守估算，一般私家车年可节省1万左右。同时天然气是一种高辛烷值燃料，辛烷值是评定燃料性能的一项重要指标，汽车使用高辛烷值的燃料时，发动机不易出现爆震燃烧现象，这对延长发动机的寿命，提高发动机压缩比是十分有益的。根据前期市场调研有近80%的私家车预计改装为CNG汽车。同时根据XX辖区及周边近年来GDP增长率、人口自然增长率及道路改善等情况，预计汽车总量年均增长率为10%以上，可见，5-10年XX辖区车用燃气市场预期规模相当大，这还未考虑城乡众多的便民小客运和燃气车普及率高于50%的情况，以及众多的过境车辆，所以这是一个有潜力的市场。（2）规划建站数量a.根据XX镇辖区及周边现有私家车拥有量及改车意愿，目前该地区压缩天然气缺口约为1.22万辆*80%*15km/d（行驶距离）*9.5m3/100km（耗气量）=1.39×104m3/d，该数据这还未考虑城乡众多的便民小客运和燃气车普及率高于50%的情况，以及众多的过境车辆，随着经济社会的发展和国家能源战略，已经环境保护的需要，越来越多天然气汽车将被投入使用，为解决目前XX镇辖区及周边压缩天然气缺口并兼顾后期发展，XXXX天然气有限责任公司决定在XX市XX镇一期新建日产压缩天然气2.5×104m3/d加气站一座。以缓解XX镇及周边地区加气难的情况，还XX镇及周边地区人民一片蓝天，同时降低了生产及流通成本。b.二期同样建设一座CNG加气站，该工程在一期建成投产一年后开工建设， 同样选址在XX市XX镇，建设规模与一期相当。c.三期规划建设为镇驻地及镇辖中心村铺设天然气管道，该工程计划投资7000—10000万元，该工程的建设对于有效改善我镇能源结构，减少大气污染，促进能源与经济、社会和环境协调发展，夯实承载功能、改善投资环境、积极转变发展方式、加快建设低碳城镇，提高中心城镇凝聚力，提升我镇居民生活质量及品位及新型城镇的建设等都具有深远意义。同时也将有利于我镇产业结构调整和升级，促进经济发展，加快经济强镇、文化强镇、生态强镇的步伐。1.6.2建设规模按当地车源状况、当地CNG站规划以及设计合同，本加气站的工艺设计按固定站设计，其设计规模为：日生产压力为25MPa的压缩天然气2.5×104m3/d（标准状态），储气装置总容积16m3(水容积)。1.6.3设计范围（1）加气工艺系统；（2）全站集中控制及管理系统；（3）全站配套公用工程；（4）组织机构和劳动定员；（5）工程投资经济分析；1.7主要工程量及主要技术经济指标XX省XX市XX镇CNG加气站主要工程量及技术经济指标表1.7-1序号名称单位数量备注1设计规模车用压缩天然气万m3／d3.0储气井16m3（水容积）2主要工程量低压系统套1含过滤、调压等（一用一备）压缩机台3单台780Nm3/h 电机功率132KW高压深度脱水装置台1处理气量2500Nm3/h储气井口44m3（水容积）/口高压充装系统套1加气机6台监控（含计量）系统套1气体罗茨流量计或涡轮流量计配套工程套1总图、建筑、水、电、讯等3人员配置人244站区占地面积m24505.005总建筑面积m2864.056电年耗量万kWh1797水年耗量万m32.158固定资产投资总额万元13909天然气进气价元/m32.810压缩天然气售价元/m33.82气源及气质参数2.1气源本站主要气源：潍坊中石油昆仑天然气利用有限公司XX母站，其天然气来源属于西气东输二线工程的泰青威管线,该管线路经XX,气体主要由哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦提供。XX母站的设计送气能力为日压缩气体30万立方米,如果所有机组全开,压缩能力将超40万立方米。目前XX市区仅有的2座加气子站日产压缩天然气均为3×104m3/d，故XX母站的完全能满足本站气源需求。备用气源： a.青州宏源燃气有限公司CNG母站，其天然气来源属于中石化济青管道，其设计送气能力为日压缩气体20万立方米；b.中石油临朐金捷能源开发有限公司，其天然气来源同样属于西气东输二线工程的泰青威管线，其设计送气能力为日压缩气体10万立方米.2.2气质参数（1）天然气的组成天然气组分表（mol%）表2.2-1组分CH4C2H6C3H6iC4H10iC5H12iC6H12组分96.40.890.1070.0160.0090.004组分H2HeN2CO2H2SH2O组分微量0.0290.1292.3980.00040.004（2）天然气性质比重：0.544密度：0.7037kg/m3高热值：39.186MJ/m3低热值：35.08MJ/m3华白指数：49.48MJ/m32.3压力等级进气压力：0.25-0.3MPa储存压力：25.0MPa高压充装压力：20.0MPa3工艺3.1成品气气质要求根据《车用压缩天然气》GB18047-2000的规定：车用压缩天然气站内储存压力≤25MPa，在常压下露点温度≤-62℃，微尘含量≤5mg/m3，微尘直径小于5μm，H2S含量≤15mg/m3。 3.2工艺流程简述CNG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。由于加气站发展至今，其工艺流程已相当成熟，根据现行国家标准《车用压缩天然气》（GB18047-2000）和《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2002〈2006版〉）的规定，CNG加气站的工艺流程应包括以下几个部分：原料天然气气质处理（过滤、脱硫、脱水）、计量及天然气增压、高压天然气储存及分配、天然气充装。由于长呼天然气管道来的天然气H2S含量远远小于15mg/m3，因此本站可不考虑脱硫装置。工艺技术方案的变化主要是根据脱水方式的不同来确定，根据脱水方式的不同，本站可采用两种工艺技术方案：方案1：压力约0.8MPa原料天然气进站后，先经过滤、计量、调压（调压后压力稳定在0.3MPa）进入前置脱水装置深度脱去其中的水分，使其露点达到或低于-62℃（常压下），脱水后的天然气进入压缩机，经压缩机三级增压，达到25Mpa；压缩后的天然气经分配装置进入储气装置再通过售气机给车辆加气或直接通过售气机给车辆加气。方案2：压力约0.8MPa原料天然气进站后，先经过滤、计量后、调压（调压后压力稳定在0.3MPa）后进入压缩机，经压缩机三级增压，达到25MPa后进入后置高压脱水装置深度脱去其中的水分，使其露点达到或低于-62℃（常压下），脱水后的天然气经分配装置进入储气装置再通过售气机给车辆加气或直接通过售气机给车辆加气。低压/高压脱水装置技术比较表3.2-1低压/级间(前置)高压(后置)适用于2000~10000m3/h中大型站适用于2500m3/h以下小型站处理气量较小 处理气量较大一般多在大于0.3Mpa，压力过低，会导致设备过于庞大管网压力不宜太低当管网压力过低，对压缩机的压缩比、级数、功率有较大影响与管网压力无直接关系不受压缩机起停影响，再生为独立闭式循环系统，工作压力一般在0.2Mpa以下，再生过程连续完整，再生效果彻底，保护压缩机，延长压缩机寿命。不受压缩机开机时间的限制再生气回流压缩机进口（理论上），要求压缩机开机时间不低于6小时，否则会造成再生解析不完全后续系统易发生“冰堵”；实际运行中为保证再生完全，压缩机停机时再生气放空。易受压缩机负荷变化影响有益于压缩机工作环境和延长寿命对管网气质要求不高当管网气体质量不好（含水、硫、凝析油及固态杂质），有可能对压缩机造成腐蚀、磨损、液击等损伤对管网气质有严格要求设备不受高压/低压交变负荷，无压缩机润滑油污染，吸附剂、阀门等零部件寿命长维修、运行费用低高低压切换冲刷吸附剂，压缩机润滑油有可能污染吸附剂，阀门、管件及其它零部件要承受高低压，高低温交变负荷，其安全、可靠性大幅降低，再生气回收利用困难维修、运行费用很高吸附剂装填量大，单塔吸附时间12小时，再生循环工艺复杂体积、重量大，投资较大吸附剂装填量小，单塔吸附时间8小时，无需再生循环工艺体积、重量小，投资较小由于本站原料气气质稳定，含水量变化不大，进站压力较低,所以本站推荐采用方案1流程，即前置低压脱水方式。3.3工艺方案特点（1）进站安全切断系统 进站天然气管道上设置有电动紧急切断阀；采用电动方式，在站内出现天然气泄漏等紧急情况时可自动切断天然气进气，保证安全。（2）计量系统由于该站用气量不大，拟采用国产气体罗茨流量计或涡轮流量计。（3）脱水系统和天然气含水分析系统：本站采用国产脱水装置。选用进口高压后置天然气深度脱水装置，深度脱去天然气中水分，使原料天然气露点达到或低于-62℃（常压下）。在脱水装置上设在线微量水分析仪，实时监测脱水后天然气中的水含量，二次仪表设在仪表间内，如发现露点高于-62℃（常压下），则自动切换脱水装置塔。（4）增压系统本站采用电驱天然气压缩机，经三级压缩，将原料气增压到25MPa。由于选择为国产压缩机，冷却方式为水冷。（5）全站安全监控系统A、可燃气监测站内设置可燃气体报警器，监测压缩机、低压脱水装置等处的泄漏天然气浓度，同时可燃气体报警器与压缩机控制柜及进气管线电磁阀连锁，可自动切断压缩机进气。B、视频监控系统本站场CCTV监视系统采用就地CCTV视频主机进行控制、管理的模式。摄像机安装在加气棚区、压缩机脱水装置房、站区及围墙边，用于监视加气情况、生产情况以及防盗报警，以确保加气站的生产安全。监控系统设置在值班室内。（6）自动化控制系统全站实行高度自动化的控制管理，以工控机及可编程控制器PLC为核心，采用温度及压力传感器实现各级压力超压，油、水压低压报警和过载保护，自动记录、故障显示。（7）高压管道及设备的安全泄放 站内各级安全泄压天然气根据泄放压力不同，分高、低压两级在站内放空点集中泄放，避免因分散泄放带来的安全隐患；（8）废气回收系统压缩机系统各级排污泄放天然气进入废气回收罐，在废气回收罐内设置有高效过滤分离装置，将排污气中所含油水分离出去，油水沉积在罐的底部，天然气经上部排出进入缓冲罐，从而达到保护环境及减少浪费的效果。3.4主要工艺设备选型3.4.1增压及充装主要工艺设备（1）压缩机：在正常情况下，标准站压缩机工作时间宜按16h计算，30000Nm3/d规模CNG站要求压缩机产量为1875Nm3/h以上，因此推荐选用3台电机功率为132kW的国产L-1.55/8-250型机械往复式天然气压缩机（两用一备）：运行时间为19h。压缩机采用电机驱动，换热采用水冷方式。进口压缩机与国产压缩机性能比较表3.4-1方案进口压缩机国产压缩机优点低噪音、低振动进气压力适应范围广设计紧凑、安全性好、稳定外形美观、故障率低自带隔雨、隔音外橇，可不修房价格较低定货周期短维修方便，维修成本低，维修周期短。L型成熟缺点价格高；定货周期长维修不方便，维修成本高，维修周期长噪音较大；风冷效果不佳运行维护费用高、故障率较高一般都需要修建压缩机房进口压缩机和国产压缩机经济比较表3.4-2 方案进口压缩机（二台）国产压缩机（三台）造价120（万元/台）×2240万元（45万元/台×3）+15万元（缓冲、回收系统、冷却水塔及配套设施）150万元耗电量370kW/h400kW/h维护费用维护较少；维护次数较多压缩机保护加隔音罩即可自带需修建压缩机房（200平米框架）30万元寿命20年15-20年根据本站规模及当地自然条件及建设方意见，本站采用国产L型压缩机3台。（2）深度脱水装置：根据压缩机的工作能力，本站选用1台国产前置低压天然气深度脱水装置。脱水装置为双塔配置，脱水、再生、交替运行，效果良好，运行可靠。经脱水装置脱水干燥后的成品气中，水分可以达到：在常压下露点温度≤-62℃，成品气微尘含量≤5mg/m3，微尘直径小于5μm，处理气量为单台2500Nm3/h。（3）储气方式：第一种方案：采用传统的小容积储气瓶方法，共需320只50L的储气钢瓶，储气设施（含土建）总投资约80万元。第二种方案：采用大容积储气瓶方法，共需13只1.3m3的大容积储气钢瓶，储气设施（含土建）总投资约174万元。第三种方案：采用地下储气井方法，共需设4口4m3（水容积）储气井，总投资约128万元。上述三种方案比较如下：a.安全性 由于小容积储气瓶单位容积小导致数量多、瓶阀多、漏点多，每次年检均需拆卸瓶组，连接处易发生脱落，易发生爆炸；而大容积储气瓶数量少，系统阻力小，且制造要求高，目前均采用进口产品，安全系数高；而储气井深埋地下，单位容积较大，接头少，管壁厚，发生爆炸的危害小，同时储气井受环境温度影响小。b.定期检查费用及时间：小容积储气瓶由于瓶阀多，根据《气瓶安全监察规定》的规定：每两年需开瓶检查一次，每次检查费用2万元，每次检查时间约7～10天，对生产影响大；而储气井由于接头少，根据《高压地下储气井》（SY/T6535-2002）的规定，每六年进行一次全面检查，每次总费用不到1万元，而且时间短，时间约1～2天，对生产影响小；大容积储气瓶的定期检查费用及时间介于两者之间。c.使用年限：小容积储气瓶的正常使用年限为10-15年，而大容积储气瓶及储气井的正常使用年限可达到20-25年。d.占地面积：小容积储气瓶由于数量多，320只50L的储气钢瓶安装完毕后占地面积约为60m2；13只1.3m3的大容积储气钢瓶安装完毕后占地面积约为30m2；而4口储气井仅需占地7.5m2。三种储气方案比较表3.4-3项目小容积储气瓶大容积储气瓶储气井占地面积大中小建设投资低高中年检修维护费高较高低市场占有率（%）104050安全性低高高使用年限10-15年20-25年20-25年 由于目前安全性是加气站考虑的第一要素，因此国内新建CNG加气站主要是采用大容积储气瓶和储气井两种方式。由于大储气瓶占地面积大，投资几年检修维护费用高，并根据建设方意见，本站拟选用第三种方案，即储气井方案。根据本站生产和加气规模，站内储气装置采用4口4m3储气井，所有储气瓶井布置在一条直线上，位于脱水装置北面，按运行压力分为高压、中压、低压三组，为最大程度提高储气装置的取气率，其水容积比值为1:1:2。储气量不够时由压缩机给汽车直充补气。主要工艺设备表及参考价格表3.4-4序号名称规格、型号单位数量总价（万元）1压缩机国产L型台31352储气井4m3(水容积)／口口41283低压深度脱水装置T-2500台1284售气机JQDS-40台6965低压系统过滤、调压、缓冲套1256计量系统气体罗茨流量计或涡轮流量计套187冷却系统冷却水塔和水泵套168顺序控制盘国产套18合计434万元3.4.2配气设备（1）阀门：关键和常操作的阀门采用密封性好、操作灵活、质量可靠的直通球阀，放空阀采用使用寿命长，噪声小、耐冲刷的节流截止放空阀，排污选用密封性能好，耐冲刷，操作方便的节流截止排污阀。直通球阀按压力等级选取：PN1.6选取国产Q41F系列；PN32选取进口HP20NS系列。（2）过滤器：选用QT4-150PN1.6DN150型可排污式高效过滤器。 （3）安全阀：选用开启关闭可靠、严密不易泄漏的QSAX46系列先导式安全阀。（4）截断阀：选用启闭迅速、高精度的PN1.6DN150电动式快速遥控截断阀（美国ASCO防爆电磁阀）。（5）管材：DN150/100/80/50/25/20/15/83.5工艺计算（1）基本参数：进气压力：0.8MPaa.压缩机一级进气系统段工作压力为0.3MPab.压缩机出口至储气井、充装系统工作压力为25.0MPa。设计压力：a.压缩机一级进气系统段设计压力为1.6MPa（调压器前后）b.压缩机出口至储气井、充装系统设计压力为27.5MPa。设计温度：a.最高设计温度：50.0℃b.最低设计温度：-30.0℃（2）管径计算：根据计算公式：d=18.8(Q/V)1/2其中：Q┄流量（m3/h）V┄流速（m/s）d┄管路内径(mm)经计算：压缩机前进气总管管径为Φ159×5.0压缩机至加气机管管径为Φ25×4.0压缩机至加气区管管径为Φ25×4.03.6工艺布置3.6.1压缩机：本站采用进口撬装压缩机。3.6.2储气井： 储气井布置在一条直线上，储气井自带进出口控制阀、排污阀。进口阀应为进口不锈钢高压安全阀，排污阀应为进口不锈钢针形阀。3.6.3加气区：加气岛呈矩形，罩棚为钢网架结构，6台加气机分布于6个岛上。3.7管材﹑管阀件及防腐3.7.1管材根据《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2002〈2006版〉）中的规定，增压前的中低压天然气管线管材选用符合《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-1999标准的20#无缝钢管，管道连接均采用焊接方式（与设备、阀门连接除外）。根据《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2002〈2006版〉）中的规定，本工程增压后的天然气管线管材选用符合现行国家标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》（GB/T14976-2002）的奥式体不锈钢管（1Cr18Ni9），管道连接采用焊接方式（与设备、阀门连接除外）。3.7.2阀件低压阀件选用优质国产阀门；压缩机出口至储气井、售气机及加气柱工艺管道、设备用阀主要采用进口高压不锈钢阀。3.7.3高压管件压缩机系统内部（压缩机与冷却装置）安装系统管道由压缩机供应商自行确定；压缩机系统出口至储气井、加气区的高压输气管道为不锈钢（1Cr18Ni9）无缝钢管，全部采用焊接或管接头。3.7.4管道安装全站增压前中低压天然气管道均埋地敷设，室外高压管道（除储气井-天然气售气机高压管线外）及室内管道均采用管沟方式敷设。管沟盖板为水泥盖板，盖板之间必须有缝隙以便于天然气泄放。室内管沟在管道安装完毕后必须用干沙填充，使管沟内没有空间可积聚天然气。3.7.5防腐 所有非不锈钢管道及管件均要求除锈后进行防腐处理，根据《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》（SY0007-1999）规定，埋地钢质管道采用聚乙烯粘胶带防腐，补口补伤材料采用热收缩套。管道的补口补伤表面应无折绉、气泡和过烧现象，并按《埋地钢质管道外防腐和保温层现场补口补伤施工及验收规范》（SY4058-93）执行。所有露空设备及管道安装完毕后应彻底除锈，并执行《涂装前钢材表面预处理规范》（SY/T0407-97）中的规定，达到ST3级为合格。然后表面采用聚氨酯改性环氧防腐蚀漆，具体作法为：底漆两道，中间漆两道，面漆两道。涂色标准应符合《油气田地面管线和设备涂色标准》（SY0043-96）。3.8焊缝检验及试压、吹扫3.8.1焊缝检验（1）表面质量检验：a.不得有裂纹、未熔合、夹渣、飞溅存在。b.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％。c.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：a.加气站内所有天然气管道焊接接头，均应100％采用X射线照相检验。射线透照质量等级不应低于AB级，接头质量达到JB4730规定的Ⅱ级为合格。b.可燃介质管道焊接接头抽样检验，若有不合格时，应该按该焊工的不合格数加倍检验，若仍有不合格则应全部检验。不合格焊缝的返修次数不得超过三次。3.8.2试压及吹扫（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洁净水进行，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最大工作压力进行严密性试验，试验介质为压缩空气。 （2）吹扫：可燃介质管道系统试压完毕后，应用压缩空气进行吹扫，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；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。4自控系统及通信4.1自控系统4.1.1设计依据工艺专业及其它专业所提供的资料。4.1.2设计内容 （1）天然气进站前、出站压力指示；（2）天然气压缩后及高压储气区压力指示及报警；（3）高压充装工艺的压力指示；（4）阀组区就地压力指示；（5）天然气进站后流量计量；（6）天然气进站后硫化氢含量分析、指示及报警；（7）天然气脱水后水含量分析、指示及报警；（8）压缩机房、仪表间可燃气体检测、报警、连锁控制。4.1.3系统配置及自控方案仪表间内设有各检测仪表的二次仪表部分，可实时监控并显示站内各报警点的压力、燃气浓度、硫化氢含量、水含量等参数。天然气进站前、压缩机前后、计量前后、各级调压前后设置压力指示和高压储气区设置压力指示及报警，同时设计了机械式压力表就地指示各点压力，确保加气站的生产安全。天然气进站后硫化氢含量分析，采用硫化氢含量分析仪为检测仪表，进行指示报警，确保加气站的生产安全。天然气脱水后含水量分析，采用含水量分析仪为检测仪表，进行指示报警，确保加气站的生产安全。天然气进站分离后，流量计量采用气体超声波流量计为检测仪表，自带压力、温度传感器进行补偿修正。天然气进站后紧急关断控制，采用气动遥控截断阀。当压缩机房可燃气体浓度达到5%时，由可燃气体检测报警器直接控制该阀立即关闭，确保站内生产安全。主要设备及材料表表4.1-1序号设备名称及规格型号单位数量一一次计量设备1气体罗茨流量计或涡轮流量计套1 2变送器及组合防雷安装装置等附件套1二二次计量设备（天然气流量计算机）套1三其他检测设备1硫化氢在线检测仪（H2S-II）套12水分析仪套13低压监测套件1.6MPa含全不锈钢压力表、不锈钢球阀、管件、接头等套44高压监测套件28MPa含全不锈钢压力表、压力变送器、不锈钢球阀、管件、接头等套45智能可燃气体报警器（ES2000）套16其他安装辅材套1四备件、易损件套14.2通信4.2.1概述4.2.1.1设计原则（1）满足加气站现代化管理的要求，保证系统生产调度及时准确。（2）保证事故抢修、日常维护现场的指挥调度和供气上下游的业务联系随时畅通。（3）依托电信公网，节省工程投资。4.2.2通信4.2.2.1主要业务种类话音通信（包括生产调度话音通信和行政话音通信）数据通信（为工控计算机系统提供数据传输通道）移动通信（巡线检修和应急话音通信）有线电视接收4.2.2.2通信方案 本工程通信系统，利用电信公网解决站场通信要求，利用地方有线电视网丰富职工业余生活。本工程建有CNG加气站一座。（1）话音通信在加气站，申请安装市话单机，利用电信公网话音电路，提供加气站与公司之间的生产调度话音通信和行政管理话音通信。（2）移动通信采用防爆对讲机解决现场应急抢险和工程维修的话音通信。（3）有线电视接收为丰富职工业余生活，在加气站利用当地有线电视网收看电视节目。（4）通信设备及电路配置本工程各站通信设备和电路配置表5.2-1。分类申请安装语音电话（部）购置防爆对讲机（部）接入有线电视用户（户）加气站321合计3214.2.3主要工程量1．安装壁嵌式电话分线箱（10对）3只2．安装壁嵌式电话出线盒6只3．安装电信公网电话单机3部4．配备防爆对讲机2部5．安装电视用户盒1套6．穿管敷设电话线100m7．穿管敷设电视电缆100m 5总图运输5.1站址确定5.1.1站址选择原则（1）加气站选址必须服从XXXX总体规划的用地安排。（2）加气站与周围建、构筑物的防火间距必须符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004、《汽车加油加气站设计与施工规范》 GB50156-2002（2006版）的规定。并应远离居民稠密区、大型公共建筑、重要物质仓库以及通讯和交通枢纽等设施。（3）加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，交通方便。（4）加气站应少占农田，节约用地并应注意与城市景观协调。5.1.2站址的确定加气站站拟订选址位于公路旁，地势较平坦，周边情况好，管线敷设容易。站区占地面积为4505m2。站区呈一矩形四边形，用地较平整。5.2总平面设计5.2.1总平面布置原则（1）符合《石油天然气工程设计防火规范》、《汽车加油加气站设计与施工规范》、《建筑设计防火规范》、《城镇燃气设计规范》、等有关规定。（2）据生产功能和危险程度等进行分区布置，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功能分区站区X面紧邻公路，站区根据功能要求分为二个区域；生产区、经营管理区。站区设有15米宽的进、出口各一个，由西南面主入口进入站内部加气岛加气，加气后车辆由西北面出口出站，CNG生产区域（包括低压区、压缩机-脱水装置区、储气井、仪表间控制室、箱变和冷却水塔区）位于站区西北面，CNG加气区位于站区中部的开阔地带，紧邻进、出站口；在出站口即站区西侧为一层站房。各功能区相对独立，减少了彼此的干扰，这样布置既方便了管理又减少了安全隐患。5.2.3消防通道本站进出站车道净宽大于6m。在站内设有环形消防通道，道路净宽大于4m，满足规范要求。5.2.4站区绿化 站内绿化以分散绿化和集中绿化相结合，绿化种类以草坪为主。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低于站外道路，站区场地经回填后利用自然找坡有组织地排向站区排水沟内，再排向城市雨水管网内。5.4总图主要技术指标XX省XX市XX镇CNG加气站总图主要技术指标表5.3-1序号名称单位指标备注1建设用地面积m24505.002建构筑物占地面积m21238.053建筑密度%27.484总建筑面积m2864.055容积率%196绿地面积m2882.987绿地率%19.66公用工程6.1土建工程6.1.1.2建筑工程主要内容根据工艺、公用专业要求，本次工程将新建站房、压缩机房、仪表间、加气棚等建筑。（1）站房、便利店、库房及厕所一栋，为一层平房，框架结构，建筑面积178.2m2，主要功能房间有便利店、 休息室、办公室、营业厅、财务室、站长办公室、备件库、卫生间等。（2）压缩机-脱水装置房为一层平房，框架结构，建筑面积311.85m2，层高6.60m，主要功能房间为压缩机-脱水装置房、控制室。（3）加气棚一座，为钢网架结构，（型钢组合钢柱、球型钢网架彩钢压型屋面板），网架覆盖面积748.00m2，网架下弦高度6.00m。（4）设备基础：压缩机3座，脱水装置基础1座，缓冲罐1座，回收罐1座。6.1.1.3建筑造型及装修（1）外窗：双层玻璃塑钢窗：（2）外门：塑钢门；（3）外墙：370mm厚加气混凝土砌块,ρ=700kg/m3，刷外墙涂料；（4）内墙：240mm厚加气混凝土砌块,ρ=700kg/m3，混合砂浆刷白色乳胶漆；（5）顶棚：混合砂浆刷白色乳胶漆；（6）地面：水泥砂浆地面。6.1.1.4结构设计及基础设计本工程中所有建构筑物均按永久性建构筑物设计。抗震按当地要求设防。站房为框架结构，耐火等级为二级，基础形式采用独立基础。压缩机-脱水装置房为框架结构，耐火等级为二级，基础采用独立基础。加气棚为钢网架结构，基础形式采用独立基础；设备基础采用现浇混凝土或钢筋混凝土基础。6.1.1.5构筑物及道路道路广场为砂卵石基层上作C25混凝土路面。6.1.1.6土建工程主要内容土建工程主要内容表6.1-1序号名称单位建筑面积结构形式基础形式备注1压缩机脱水装置房m2311.85框架结构独立基础2站房及厕所m2178.2框架结构独立基础3加气棚（拖车加气区）m2748.00钢网架结构独立基础 6.2电气工程6.2.1概述6.2.1.1设计范围XX省XX市XX镇CNG加气站全站供配电设计及防雷设计。6.2.1.2原有供配电系统慨况XX省XX市XX镇CNG加气站工程系新建工程，原无变配电设施。6.2.2电源和电压电源由附近高压线路引至，电压等级为：10kV。6.2.3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。电力负荷计算详见附表1。主要数据如下：全站总设备安装容量：476kW其中：低压设备：456kW照明及空调设备：20kW计算负荷：有功：444.3kW无功：110kvar视在：457.7kVA低压电容补偿：240kvar平均功率因数：补偿前/补偿后：0.80/0.97需要系数：0.926.2.4变配电所及变压器选择根据工艺和总图布置，设置箱式变电站一座，见总平图。变压器选择根据负荷计算、负荷级别、站区负荷分布、运行方式、电压等级和变压器经济运行参数以及有关规范进行选择。本项目选用一台630kVA干式变压器。6.2.5供电系统 根据《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2002〈2006版〉）中的规定，加油加气站的供电负荷等级为三级，即采用单回路供电。低压侧以放射方式向各用电部门供电，供电系统灵活，可靠性高。站区配电电压为380/220V。6.2.6主要设备选择及电气测量装置（1）主要电气设备选择，均根据额定电压、额定电流、开断容量及其工作环境等条件，并考虑了较为先进、安全、可靠、节能效果好，检修维护方便。高压开关柜选用HXGN-12型环网柜，断路器选用真空断路器，弹簧操作机构交流操作。由于加气站为易燃易爆环境，考虑到潜在的危险因数，本站选用SG10型干式变压器，具有节能、耐火、及绝缘性能好等优点。低压配电柜选用GGD2型，电容补偿柜选用GGJ型。（2）继电保护装置及测量继电保护的选择按照有关继电保护规范设计。10kV进线回路设置电流速断及过流保护。变压器出线回路设置电流速断保护、过流保护及超温报警、超高温跳闸保护。本10kV变配电所在高压配电室设有专用计量柜，其测量表计由当地供电部门核准并安装。低压供配电系统采用空气断路器，熔断器及热元件等，对其短路及过载进行保护，并按不同回路装设测量表计，选用漏电断路器作为漏电保护。6.2.7功率因数和无功功率补偿根据电气负荷计算，全厂平均自然功率因数为0.80，为了降低变压器容量，减少电能损耗，提高功率因数达到国家标准要求，采用了低压静电电容器集中自动补偿装置，经计算补偿240kvar后，全厂平均功率因数可达到0.94以上，可满足要求。低压静电电容器补偿装置选用与低压配电装置同型号的成套设备，集中安装于箱变内。6.2.8站区线路及站区照明 考虑到加气站为易燃易爆环境且天然气为腐蚀性气体，根据《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）的规定，选用电缆时应考虑环境腐蚀等因素，站区线路选用电缆ZR-FF22型，该电缆具有阻燃性及防腐蚀特性，敷设方式采用直埋敷设。站区照明沿主要干道设路灯，光源选用金卤灯。集中在站房值班室控制。6.2.9用电场所的配电及照明压缩机房动力电源由箱变低压配电柜电缆引至压缩机电控柜后，再由压缩机电控柜经电缆埋地至压缩机．其他用电设备由低压配电柜经控制箱供电．电气照明：照明电源由低压配电房供给，电压等级为：380/220Ｖ．灯具：压缩机房、储气瓶库区、配气区及加气棚内的灯具选用防爆型灯具，其余选用荧光灯为主。线路敷设：所有线路均采用电缆直埋或电缆穿钢管暗敷。6.2.10电能管理及节电措施电能管理：电能计量采用高压计度方式，在10kV供电系统设有专供供电局装设计量仪表的专用柜。为了核算电能消耗情况和加强能源管理，在低压侧装设低压计量装置，动力和照明分别计度。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。6.2.11防雷及接地（1）防雷及过电压保护为防止雷电波侵入配电装置，在10kV进线上装有避雷器，在有关进出线处作重复接地。压缩机房属１区爆炸危险场所，故防雷按二类防雷设计。站内建筑物若其屋面金属钢结构满足二类防雷接闪器并作电气接通情况下可作为接闪器，或采用镀锌扁钢作防雷接闪器，引下线利用建筑物柱内主筋，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 站内高压电气设备均进行接地保护，高压出线回路设有接地刀开关，低压配电系统采用TN–S接地系统，变压器中性点直接接地，接地电阻不大于4Ω。为保证人身安全，所有因电气绝缘损坏而可能带电的金属构件，支架，设备外壳，电缆金属外皮等均应可靠接地，手握式电器设备及插座回路均装设漏电保护开关。所有建筑单体在电源入线处均要求作重复接地。（3）防火变配电所设置化学灭火器，进出配电室的电缆孔洞采用防火材料堵塞。6.2.12电气主要设备表和主要数据及技术经济指标电气主要设备表表6.2-1序号名称规格及型号单位数量备注1箱式变电站630kVA(见系统图)台1电气主要数据及技术经济指标表6.2-2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kW4765计算负荷总计有功kW444.3无功kVar110.0视在kVA457.76平均功率因数补偿前/补偿后0.80/0.977变压器台数容量台/kVA1/6308静电电容安装容量kvar2409全站需要系数Kx0.9210年电能消耗量万·kWh179 电力负荷计算表表6.2-3序号用电设备名称设备台数N设备容量（kW）计算系数计算负荷变压器容量（kVA）备注KxcosΦtgΦPjs（kW）Qjs（kvar）Sjs（kVA）1压缩机3396.010.80.75396.0297.0　　2脱水装置125.010.80.7525.018.8　　3售气机51.00.950.80.751.00.7　　4加气柱9.010.80.759.06.8　　5检测、报警设备等222.00.50.80.7511.08.3　一用一备　6冷却塔13.010.80.753.02.3　　7　照明20.00.90.850.6218.011.2　　　合计476.00.80463.0344.96　　　乘以同时系数K∑P=0.95439.8　　　K∑q=0.95327.9　　　无功补偿-240　　　补偿后合计0.98439.787.6448.4　　　变压器损耗　　　ΔPt=0.01Sjs4.5　　　ΔQt=0.05Sjs22.4　　　　476.00.920.97444.3110.0457.7630XX为民天然气有限责任公司-39- 6.3给排水工程6.3.1设计范围XX省XX市XX镇CNG加气站室内外的给排水设计。给排水概况：（1）该站给水系统接自市政给水管网。（2）站内排水体制采用雨污分流制，站场内的生活污水先排入沼气化粪池处理后，再排入站外市政污水管网；雨水通过站内雨水口汇集至雨水管后排出站外。6.3.2给水6.3.2.1给水水源该加气站用水由市政给水管网供给，能够满足全站用水水量、水压的需要。6.3.2.2用水量（1）生产用水根据工艺专业提供的资料，冷却用水的循环用水量为54m3/h，循环补充水用水量为2.7m3/h，日循环用水量为864m3/d，日循环补充水用水量为43.2m3/d。（2）生活用水用水量标准按30L/（人．班）计，该站实行两班工作制，职工每班人数为10人，日最大用水量为0.6m3/d，小时变化系数按3.0计，小时最大用水量为0.11m3/h。（3）道路及绿化用水浇洒道路用水标准按0.25L/m2.次计，每日浇洒两次，用水量为2.68m3/d；绿化用水标准按1.5L/m2.次计，每日浇洒两次，用水量为4.69m3/d。（4）设计用水量全站用水量表表6.3-1序号用水名称用水量备注昼夜(m3/d)小时最大(m3/h)XX为民天然气有限责任公司-76- 1生产用水43.28.12生活用水0.60.113道路绿化用水7.372.694未预见水量7.681.64总用水量58.8512.54小时最大用水量=12.54(m3/h)6.3.2.3给水管道设计（1）管材和连接室外给水管采用钢丝网骨架增强复合塑料管，热熔连接。室内给水管采用PP-R给水塑料管，热熔连接。（2）水表及水表井在站区给水管网接入点处设总水表，并设水表井一座。6.3.3排水6.3.3.1污水量生活污水量按用水量的90%计，生活污水量最大小时为0.1m3/h；该站无生产污水产生，总污水量按0.1m3/h计。6.3.3.2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=2.27L/S.100m2　　汇流面积F=8027.15m2　　雨水流量q=0.6×2.27×8027.15/100=109.33（L/s)6.3.3.3排水管道设计（1）管材和连接污水管DN≤150采用PVC-U排水管材，粘接连接；DN≥200采用双壁波纹塑料排水管材，橡胶圈承插连接，车行道下采用环刚度为8KN/m2，人行道及绿化带内为4KN/m2。XX为民天然气有限责任公司-76- 室内雨水立管沿墙明敷,采用PVC-U排水管，粘接连接；室外雨水管道埋地敷设，采用双壁波纹塑料排水管材，橡胶圈承插连接，车行道下采用环刚度为8KN/m2，人行道及绿化带内为4KN/m2。（2）室外检查井室外污水管道每隔30m设一座检查井，雨水管道每隔30m设一座检查井，所有排水管道转弯处设检查井。（3）化粪池站场内的生活污水先排入沼气化粪池处理后，再排入站外市政排水管，化粪池有效容积为4m3。主要设备及材料表表6.3-2序号名称型号与规格单位数量备注1钢丝网骨架增强复合塑料管DN50m2双壁波纹塑料排水管DN400m3双壁波纹塑料排水管DN300m4双壁波纹塑料排水管DN200m5室外水表井DN50座16室外检查井D1000座7沼气化粪池V0=4m3座1XX为民天然气有限责任公司-76- 7安全生产与工业卫生7.1设计依据7.1.1国家、地方政府和主要部门的有关规定（1）《中华人民共和国劳动法》(2008.1.1实施)；（2）《中华人民共和国安全生产法》(2002.11.1实施)；（3）《中华人民共和国消防法》(1998.9.1实施)；（4）《中华人民共和国职业病防治法》(2002.5.1实施)；（5）《特种设备安全监察条例》(国务院令第373号)；（6）《关于进一步加强建设项目(工程)劳动安全卫生预评价的通知》(安监管办字[2001]39号文件)；（7）《关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知》(国家发改委和国家安监局联合下发的发改投资[2003]1346号)；（8）《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》（中华人民共和国劳动部令第3号，1997.1.1实施）；（9）《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》（国家经贸委2000年第17号令）7.2工程概述7.2.1工程项目的性质及规模、地理位置（1）项目性质XX省XX市XX镇CNG加气站为新建项目。（2）规模XX省XX市XX镇CNG加气站日生产压缩天然气30000m3（标准状态），储气装置总容积为16m3（水容积）。XX为民天然气有限责任公司-76- （3）地理位置XX省XX市XX镇CNG加气站拟选站址位于，地势较平坦，周边情况好。站区XX面为XX，其余空地，基本没有建构筑物，安全卫生及环境状况良好。7.3生产过程职业危险、危害因素分析7.3.1生产过程的主要职业危害天然气压缩及储存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。7.3.2生产过程中的主要有害物料及其危害天然气压缩及储存过程中的主要有害物料是甲烷，其为无色、可压缩的气体。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）。7.3.3生产过程中的高温、高压、易燃易爆等有害作业的操作岗位天然气压缩生产过程中无高温岗位，但都是高压岗位。易燃易爆的区域有生产区、储气区和配气区。7.4主要措施7.4.1安全生产为确保安全生产，本工程将采取以下五个方面有效措施，以保障安全生产：7.4.1.1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：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。XX为民天然气有限责任公司-76- （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。设置过压切断装置，对低一级压力的管道和设备进行保护。（5）抗震设计：建构筑物按当地要求设防，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。7.4.1.2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。7.4.1.3操作运行天然气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，确保安全生产。7.4.1.4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。7.4.1.5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，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。7.4.2劳动保护XX为民天然气有限责任公司-76- 本工程工作过程为天然气密闭输送、增压过程，正常情况下，天然气不会泄漏。天然气无毒，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。7.4.2.1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。7.4.2.2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。7.4.2.3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。7.4.2.4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。7.4.3工业卫生本工程采取以下措施，以达到国家有关工业卫生标准：7.4.3.1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。7.4.3.2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。7.4.3.3加气站设置相应的卫生设施如更衣室、浴室、厕所等。7.4.3.4绿化场地，保持生产环境的卫生。场站绿化率要求达到30%以上。7.5安全机构设置及人员配置站内的劳动安全卫生管理依托站内的行政管理，以及上级主管部门的劳动安全卫生机构，站内设置兼职安全卫生员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。XX为民天然气有限责任公司-76- 8环境保护8.1设计执行的环境保护标准8.1.1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》(GHZB1-1999)中III类水域标准；噪声：《城市区域环境噪声标准》(GB3096-93)中的二类标准。8.1.2污染物排放标准（1）废气：《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中的二级排放标准；（2）废水：《污水综合排放标准》（GB8978-96）中I级标准；（3）噪声：《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）中Ⅱ类标准。8.1.3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/m3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50dB8.2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、天然气泄漏、放空及压缩机运行噪音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：8.2.1废水、废渣、固体废弃物的治理加气站内的生产废水主要是压缩机、脱水装置、储气井XX为民天然气有限责任公司-76- 等的排污。由于污水量极少，而且其中大部分为废油，因此不能排往市政污水管网，该部分污水先进入站内所设的废气回收罐，待废气分离回收后，再排入污水罐或污水池收集储存，定期送废油收购站回收利用。施工中产生的废水不会对水造成明显影响，可就近排入市政污水管网。站场内的生活污水先排入化粪池处理后，再排入站外；雨水散流排出站外。本工程在生产过程中无工业性废渣产生，脱水装置更换下来的失效分子筛对环境无污染，可和生活垃圾集中外运。施工中建筑垃圾及时清运，避免影响环境，产生粉尘。8.2.2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高压天然气或储气瓶排污时夹带有少量高压天然气；同时，在压缩、调压、加气过程中，接头处难免有微量天然气溢出，此时的废气对天自然排放。如就地排放，放空管需高出地面5.0m以上，并加以固定；如要在压缩机房顶上排放，放空管需高出房顶2.0米以上，并沿墙面用管卡固定。天然气比重比空气轻，放空天然气会迅速排入大气，不会形成聚集。8.2.3噪声治理加气站在正常运行中，主要噪声设备为压缩机。本项目装置内有3台电机驱动的压缩机，其噪声主要为电机声、冷却风机声及压缩过程中产生的声音。为降低噪声排放量，首先压缩机用电机选用低噪声防爆电机，其次压缩机放在压缩机房内，通过这样处理，在运行中，压缩机噪声排放量可降到85dB以下，同时，加气站周边没有任何民用建筑，压缩机躁声逐级衰减，这样可使压缩机的噪声排放在站场外达到《城市区域环境噪声标准》(GB3096-93)中的二类标准。8.2.4水土保持XX为民天然气有限责任公司-76- 在施工中，严禁深挖高切和不合理堆放,做到弃土规范。同时，做好植被的恢复与再造，站内绿地率不小于30％，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，又起到了防尘作用。9消防9.1总图部分该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。站内设置环形消防车道，车道宽度大于6m，能满足规范的要求。加气站内按GB2894《安全标志》的规定在室内外醒目处设置安全标志。9.2建筑部分9.2.1站外建筑物和加气站建筑之间间距XX省XX市XX镇CNG加气站周边基本为空地，站区XX面为XX，站区工艺设备及实施放在西北角，工艺设备与站外建构筑物之间的安全间距完全满足规范《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）要求。9.2.2站内各建筑物、构筑物之间间距站内各建筑物、构筑物之间间距一览表(m)表9.2-1建筑名称压缩机脱水装置房控制室箱变储气井加气棚站房压缩机房脱水装置房//9.208.0010.0017.1控制室//5.0018.4428.396.00箱变9.205.00/35.6017.2017.10储气井8.0018.4435.602.0027.9043.05加气棚10.0028.3917.2027.90/7.00站房17.16.0017.1043.057.00/本表是以最近设备与建构筑物之间距离计算。根据以上表格数据，该站所有站内建构筑物之间间距满足规范《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）要求。XX为民天然气有限责任公司-76- 9.2.4加气站内站房及其他附属建筑物的耐火等级不低于二级，加气站内建筑物的门、窗应向外开。9.3消防给水根据《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）第9.0.2条，该站可不设消防给水系统。9.4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，采用防爆型的通风设备，并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。9.5电气部分根据GB50052《供电系统设计规范》的规定，该加气站的用电负荷采用三级负荷；所有建、构筑物的电力设计、电力设备的选择均符合GB50058-92《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》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、车场时加保护钢管；在爆炸危险区域范围所使用的电器及元件均符合GB3837.1《爆炸环境用防爆电器设备通用要求》的规定；根据GB50057《建筑物防雷设计规范》的规定，加气站的箱变、控制室、压缩机、储气井区防雷等级采用第二级，防雷接地电阻小于4Ω；依据《化工企业静电接地设计规范》HGJ28-90的规定，加气站的静电接地电阻小于4Ω，压缩机的外部金属罩与地线连接。在爆炸危险区域内的天然气管道上的法兰、胶管两端等连接处应用金属线跨接。当法兰的连接螺栓不少于5根时，在非腐蚀环境下，可不跨接。9.6灭火器具的配置根据《建筑灭火器配置设计规范》的规定，该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。站区内各建筑物，按其面积及火灾危险性类别确定配置灭火器的数量，共应设置手提式MF/ABC4型干粉灭火器12具，手提式MF/ABC8型干粉灭火器5XX为民天然气有限责任公司-76- 具，推车式MFT/ABC35型干粉灭火器4具。10节约能源和合理利用能源10.1设计依据10.1.1国家有关能源政策10.1.2有关批文同总说明10.1.3工艺提供的有关能源资料10.2用能特点及节能原则本次增加设备用能主要体现在压缩机、深度脱水装置、加气机以及循环水电机用动力消耗和照明消耗上。生产中主要动力源为压缩机及脱水装置，正常运行时电耗高。为了尽可能的体现节能原则，我们在选型时，对压缩机所配电机进行了详细的计算和比选，从耗能、产出之比着手，进行了详尽的研究，从而选出效率较高的最佳机型。10.3能耗构成分析该加气站的能耗主要是两部分：动力消耗和照明消耗。据计算，该站的动力消耗约占其总能耗的95%，照明及其他用电约为5%。10.4节能措施10.4.1设备选用高效节能产品，以节约能源。10.4.2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。10.4.3天然气既作原料气，也作产品气，因此在天然气配气、脱水净化、增压、储存及充装过程中的使用及管理对节约天然气都是必要的。10.4.4天然气脱水净化：装置阀门选用合格厂家生产的合格阀门，以保证天然气不对外泄漏；高压脱水装置的再生天然气经增压循环使用，避免再生气的排放。XX为民天然气有限责任公司-76- 11组织机构及劳动定员11.1组织机构建立和完善市场经济体制，实现经营与市场的有效结合，最重要的是使企业形成适应市场经济要求的管理体制和经营机制。因此，这就迫切要求对XX为民天然气有限责任公司的企业结构、经营结构、生产结构按照市场经济的要求进行配置。应建立起适应市场的营销机制、客户至上的服务机制、竞争上岗的用人机制、有效控制的管理机制。企业的组织机构和劳动定员完全由企业自身确定，本规划提出的组织机构和定员编制仅供参考。设计建议在XX镇CNG加气站设一个CNG专业化机构，专门负责CNG加气站的运行和管理。11.2人力资源配置XX省XX市XX镇CNG加气站人员配置表11.2-1序号站组成工作人员备注工人技术人员行管人员合计1汽车加气区1515三班倒2配电及控制1123压缩机房1124值班室及收款室3115合计203124以上共计24人，其中行政管理人员及技术人员可由XX为民天然气有限责任公司指定，工人可在当地招聘，经培训合格后上岗，站长、加气工及压缩机操作工还需获得当地主管部门颁发的上岗证，做到持证上岗。XX为民天然气有限责任公司-76- 12项目实施进度计划根据“总体规划分步实施”的原则，项目实施进度安排见表12.0—1。项目实施进度安排表表12.0—1序号进度阶段内容时间安排备注1可性性研究报告可性性研究报告审批2设备招标3工程施工图设计4施工招标5工程设计交底6工程施工7工程完工交接试运行8工程竣工验收XX为民天然气有限责任公司-76- 13投资估算13.1编制依据（1）上级批文见总说明；（2）国家发改委、建设部2006年7月3日联合发布的《建设项目经济评价方法与参数》；（第三版）、（3）《石油建设工程项目可行性研究投资估算编制办法》（中石油发：石油字[2001]131号文）；（4）设计各专业和建设单位提供的估算基础资料、数据；（5）近期类似工程造价参考指标。13.2编制范围XX为民天然气有限责任公司根据市场需求，新征土地，新建站房，新添置其他工艺设备，完善公用配套实施。13.3编制方法（1）建筑工程主要工程根据图纸及技术资料及有关造价文件与资料按概算造价指标计算土建造价，一般工程参考类似工程造价指标编制概算。（2）公用设备工程主要工程根据主要设备及材料表计算工程量。（3）工艺设备工艺设备概算根据主要设备明细表计价，其中国内通用设备根据现行价或询价计价，通用非标准设备根据通用非标准设备价格估算办法计价。设备运杂费、安装费及基础费按占设备原价的百分比计算，设备基础费用包含于建筑工程投资中。（4）其他费用XX为民天然气有限责任公司-76- 其他费用依据建设项目概算编制办法及各项概算指标等国家的有关规定计算，其中预备费按8%估算，价格基年为2013年。其他费用详见下表：序号项目计算依据计算式1征地费按当地规定计算2建设单位管理费国家财政部［2002］394号文按投资额分段累计计算3临时设施费按工程费用的1%计取4前期工程咨询费计价格［1999］1283号文按计费额计算5勘察设计费国家计委计价格［2002］10号文设计费按计费额计算6施工图预算编制费鲁价费发[1999]第73号按计费额分段累计计算7招标代理服务费国家计委计价格［2002］1980号文按计费额分段累计计算8环境影响咨询费国家计委、国家环保总局计价格［2002］125号文按计费额计算9城市建设配套费地方规定按建筑面积85元/㎡计算10工程监理费国家发改委发改价字[2007]670号文按计费额分段累计计算11工程保险费概算指标按建筑工程投资的3%计算12办公及生活家俱购置费按人均指标计算13生产准备费按类似工程计列14基本预备费概算指标(工程费用+其他费用)*8%计算13.4建设投资估算构成项目实施后新增建设投资1390万元；其中：建筑工程费用199万元,占建设投资的14.32%；XX为民天然气有限责任公司-76- 设备购置费用464万元，占建设投资的33.28%；安装工程费用181万元，占建设投资的13.02%；工程建设其他费用546万元，占建设投资的39.28%。建设投资估算见附表1。XX为民天然气有限责任公司-76- 14融资方案14.1融资组织形式该项目的融资主体为有限公司，即既有法人出面筹集资金，投资该项目，项目的融资方式为既有法人融资。XX为民天然气有限责任公司为在XX当地新注册成立企业。14.2项目建设投资及资金措施项目新增固定资产投资1390元，资金来源为：全部为企业自筹。14.3新增流动资金流动资金：采用详细估算法计算流动资金需要量，各项占用的流动资金的周转根据企业预期的周转情况估算，并考虑企业建成后生产的特点进行测算。项目所需新增流动资金为50万元，资金来源为：企业自筹。14.4项目资本金项目总投资为1390万元，资本金来源为企业自有资金。项目总投资使用计划与资金筹措见附表2。流动资金估算见附表3。XX为民天然气有限责任公司-76- 15财务评价15.1项目财务评价的特点本项目属新建项目，财务评价依据《建设项目经济评价方法与参数》中的有关规定和国家现行财税制度以及行业特点，在确定基础数据与参数选取的基础，财务评价范围包括项目新增的盈利能力、清偿能力和抗风险能力分析。15.2基础数据本项目根据市场需要，固定资产投资1390万元，项目实施后，将实现年销售压缩天然气500万方的能力。项目计算期15年，建设期为9个月，第2年达产。新增设计定员24人。新增流动资金50万元。15.3财务计算15.3.1产品销售收入（1）产品及价格的确定产品价格根据市场调查测算为：产品产量价格销售压缩天然气　500万m3/年　3.8元/m3（2）销售收入估算根据工艺流程所确定的物料量及上述定价（销售价格为含税价），测算本项目的达产年销售收入为1900万元。见附表4《产品销售收入和税金及附加估算表》。15.3.2产品销售税金及附加本项目产品应纳增值税，增值税税率为13%。XX为民天然气有限责任公司-76- 城市维护建设税、教育费附加和地方教育费附加分别按增值税的5%、3%和1%计算。项目达纲年后销售税金及附加为62.70万元。增值税与销售税金及附加见附表4。15.3.3产品成本（1）外购原材料、辅料、燃料动力的需要量按设计计算，价格按近期市场价。（2）工资及福利费：按新增职工人数人均年工资及福利费计算。加气工人年工资及福利＝3.5万元/人×15人＝53万元（3）折旧和摊销：设备使用年限综合按10年考虑，其他固定资产使用年限综合按30年考虑，残值率均为5%（基本预备费及其它费用按建筑工程和工艺设备所占投资比例分摊到固定资产原值中提取折旧）；无形资产摊销按10年摊销，残值率为0。（4）修理费：由于该项目占的比重较大，单独列项计算，估算方法为修理费用按折旧费的20%计取。（5）财务费用：按财务制度规定，将生产期长期借款利息、流动资金借款利息均以财务费用的形式计入总成本费用。本项目无新增流动资金借款。（6）营业费用按销售收入的2%计算。（7）其他制造费用、管理费用根据本企业的实际生产经营情况并结合这次投资项目，按销售收入的1%计算。固定资产折旧、无形资产摊销和总成本费用估算见附表5、6、7。15.3.4利润及分配项目年均利润总额204.14万元，所得税按税率25%上缴，年均所得税为51.04万元。在可供分配的利润中，提取10%的盈余公积金。利润及利润分配见附表8。XX为民天然气有限责任公司-76- 15.4财务盈利能力分析15.4.1总投资收益率与项目资本金净利润率总投资收益率=年均息税前利润/（新增固定资产投资+新增流动资金）×100%=204.14/（1390+50）×100%=14.18%项目资本金净利润率=年均净利润/项目新增资本金×100%=153.10/1440×100%=10.63%15.4.2融资前项目投资现金流量分析项目投资财务内部收益率所得税前为13.34%，所得税后为10.45%，所得税前项目财务内部收益率超过基准收益率。项目财务基准收益率税前为8%，税后为7%，计算期内项目投资财务净现值所得税前为481.77万元，所得税后为307.52万元。项目投资财务净现值大于零。项目投资回收期，所得税前为10.12年，所得税后为11.32年。15.4.3融资后项目投资现金流量分析本项目无融资，本项目融资前税前财务内部收益率与项目资本金税后财务内部收益率评价指标均优于考核指标，财务内部收益率也高于银行贷款利率，说明本项目有较强的盈利能力。项目投资现金流量计算见附表9。XX为民天然气有限责任公司-76- 15.5财务生存能力分析经营活动、投资活动及筹资活动净现金流量见附表10，通过计算可以看出，年累计现金流量为正数，不影响该企业的资金平衡。表明本项目在营运期内能持续运营。15.6财务不确定性分析15.6.1盈亏平衡分析BEP（生产能力利用率）(达纲年)=固定成本/（销售收入－销售税金－可变成本）×100%=71.25%结果表明，当产品生产达到设计生产能力的71.25%时，企业便可保本。15.7财务评价结论根据国家规定的经济评价方法和评价参数，经测算，项目累计净现值大于零，内部收益率高于基准收益率，项目经济效益较好，从财务评价角度看是可行的。望企业抓紧实施，使项目达到预期的经济效益。XX为民天然气有限责任公司-76- 16研究结论（1）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、提高劳动生产率具有重要意义，该项目是可行的，应尽快付诸实施。（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。（3）该工程选址、技术方案先进可行，规模确定合理。（4）该项目有气源作保证，资金落实，建设条件十分成熟。（5）该项目风险低，投资利润率高，经济效益十分客观。XX为民天然气有限责任公司-76- 附表1：新增建设投资估算表附表1　　　　　　　人民币单位：万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计其中：外币比例备注单位数量单位价值1工程费用　　　　844　　　　　1.1主体工程　　　　495　　　　　1.1.1加气棚24　　　24　　㎡4805001.1.2工艺设备943428　471　　　　　1.2辅助工程　　　　70　　　　　1.2.1站房31　　　31　　㎡31010001.2.2压缩机房39　　　39　　㎡25815001.3公用工程　　　　47　　　　　1.3.1电气工程930　　39　　　　　1.3.2暖通工程4　　　4　　　　　1.3.3给排水工程4　　　4　　　　　1.4室外工程　　　　232　　　　　1.4.1绿化工程5　　　5　　㎡1565301.4.2围墙6　　　6　　m3371801.4.3道路、车场64　　　64　　㎡53511201.4.4总图管线　　25　25　　　　　1.4.5职业安全卫生2　　　2　　　　　1.4.6循环水池2　　　2　　　　　1.4.7储气井　　128　128　　　　　2工程建设其他费用　　　　457　　　　　2.1征地费　　　360360　　亩9402.2建设单位管理费　　　1717　　　　　2.3临时设施费　　　77　　　　　2.4前期工程咨询费　　　44　　　　　2.5勘察费　　　66　　　　　2.6设计费　　　2828　　　　　2.7施工图预算编制费　　　22　　　　　2.8招标代理服务费　　　55　　　　　2.9环境影响咨询费　　　22　　　　　2.1城市建设配套费　　　99　　　　　2.11工程监理费　　　88　　　　　XX为民天然气有限责任公司-76- 2.12工程保险费　　　22　　　　　2.13办公及生活家具购置费　　　33　　人2412002.14生产准备费　　　44　　　　　3预备费　　　　89　　　　　3.1基本预备费　　　8989　　　　　4建设投资合计1994641815461390　　　　　　比例14.3233.3813.0239.28100　　　　　5流动资金　　　5050　　　　　6总投资　　　　1390　　　　　XX为民天然气有限责任公司-76- 附表2：项目总投资使用计划与资金筹措序号项目合计第1年第2年第3年人民币外币小计人民币外币小计人民币外币小计人民币外币小计(万美元)(万美元)(万美元)(万美元)1项目投入总资金144014401390139050500001.1建设投资13901390139013900001.2建设期借款利息0000001.3流动资金5050005050002资金筹措144014401390139050500002.1项目资本金144001440139001390500500002.1.1用于建设投资139013901390139000002.1.2用于流动资金5050005050002.1.3用于建设期借款利息000000002.2债务资金000000002.2.1用于建设投资0000002.2.2用于建设期借款利息000002.2.3用于流动资金000000XX为民天然气有限责任公司-76- 附表3：流动资金估算表单位：万元周转天数周转次数1234567891011121314151流动资产1.1应收账款13601.2存货1.2.1原材料1.2.2燃料1.2.3在产品1.2.4产成品1.2.5其他1.3现金2流动负债2.1应付账款3流动资金4流动资金增加XX为民天然气有限责任公司-76- 附表4：产品销售收入和税金及附加估算表单位：万元合计1234567891011121314151天然气销售收入（含税）26600190019001900190019001900190019001900190019001900190019002销售税金及附加877.7962.7062.7062.7062.7062.7062.7062.7062.7062.7062.7062.7062.7062.7062.702.1增值税805.3157.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.522.1.1销项税（13%）3060.18218.58218.58218.58218.58218.58218.58218.58218.58218.58218.58218.58218.58218.58218.582.1.2进项税2254.87161.06161.06161.06161.06161.06161.06161.06161.06161.06161.06161.06161.06161.06161.062.2城建税（5%）40.272.882.882.882.882.882.882.882.882.882.882.882.882.882.882.3教育费附加（3%）24.161.731.731.731.731.731.731.731.731.731.731.731.731.731.732.4地方教育费附加（1%）8.050.580.580.580.580.580.580.580.580.580.580.580.580.580.583税后营业收入25722.211837.301837.301837.301837.301837.301837.301837.301837.301837.301837.301837.301837.301837.301837.30XX为民天然气有限责任公司-76- 附表5：固定资产折旧费估算表　　　　　　　　　　　　　单位：万元　　序号项目合计折旧率计算期（%）1234567891011121314151房屋及建筑物1.1原值242.851.2本年折旧费3.177.697.697.697.697.697.697.697.697.697.697.697.697.697.691.3净值235.16227.47219.78212.09204.4196.71189.02181.33173.64165.95158.26150.57142.88135.192机械设备2.1原值787.152.2本年折旧费9.5074.7874.7874.7874.7874.7874.7874.7874.7874.7874.782.3净值712.37637.59562.81488.03413.25338.47263.69188.91114.1339.353固定资产合计3.1原值10303.2折旧费82.4782.4782.4782.4782.4782.4782.4782.4782.4782.477.697.697.697.693.3净值947.53865.06782.59700.12617.65535.18452.71370.24287.77205.3158.26150.57142.88135.19XX为民天然气有限责任公司-76- 附表6：无形资产摊销费估算表（万元）单位：万元序号项目摊销合计计算期年限1234567891011121314151无形资产360324288252216180144108723601.1原值3601.2本年摊销费10363636363636363636361.3净值32428825221618014410872360　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　XX为民天然气有限责任公司-76- 附表7：总成本费用估算表单位：万元序号项目合计计算期1234567891011121314151买气费19600140014001400140014001400140014001400140014001400140014002电费112080808080808080808080808080803水费42333333333333334职工工资及福利费74253535353535353535353535353535折旧费855.4682.4782.4782.4782.4782.4782.4782.4782.4782.4782.477.697.697.697.696摊销费360363636363636363636367修理费171.0916.4916.4916.4916.4916.4916.4916.4916.4916.4916.491.541.541.541.548营业费53238383838383838383838383838389其他制造费、管理费266191919191919191919191919191910总成本23688.551727.961727.961727.961727.961727.961727.961727.961727.961727.961727.961602.231602.231602.231602.23其中:固定成本3290.552270.96270.96270.96270.96270.96270.96270.96270.96270.96270.96145.23145.23145.23145.23可变成本203981457145714571457145714571457145714571457145714571457145711经营成本22473.0921609.491609.491609.491609.491609.491609.491609.491609.491609.491609.491594.541594.541594.541594.54XX为民天然气有限责任公司-76- 计算指标:盈亏平衡点(BEP)=固定成本/(销售收入-可变成本-营业税金)*100=71.25%附表8：利润与利润分配表（万元）单位：万元序号项目合计计算期1234567891011121314151营业收入26600.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.002营业税金及附加72.485.185.185.185.185.185.185.185.185.185.185.185.185.185.183增值税805.3157.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.524总成本费用23688.551727.961727.961727.961727.961727.961727.961727.961727.961727.961727.961602.231602.231602.231602.236利润总额2033.66109.34109.34109.34109.34109.34109.34109.34109.34109.34109.34235.07235.07235.07235.077弥补以前年度亏损0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.008应纳税所得额2033.66109.34109.34109.34109.34109.34109.34109.34109.34109.34109.34235.07235.07235.07235.079所得税508.4227.3327.3327.3327.3327.3327.3327.3327.3327.3327.3358.7758.7758.7758.7710净利润1525.2582.0082.0082.0082.0082.0082.0082.0082.0082.0082.00176.30176.30176.30176.3011期初未分配利润0.0073.80147.60221.41295.21369.01442.81516.62590.42664.22738.02896.701055.371214.0512可供分配的利润1525.2582.00155.81229.61303.41377.21451.01524.82598.62672.42746.22914.331073.001231.681390.3513提取法定盈余公积金152.528.208.208.208.208.208.208.208.208.208.2017.6317.6317.6317.6314可供投资者分配的利润1372.7273.80147.60221.41295.21369.01442.81516.62590.42664.22738.02896.701055.371214.051372.72XX为民天然气有限责任公司-76- 15应付优先股股利0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.0016提取任意盈余公益金0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.0017未分配利润1372.7273.80147.60221.41295.21369.01442.81516.62590.42664.22738.02896.701055.371214.051372.7218息税前利润2033.66109.34109.34109.34109.34109.34109.34109.34109.34109.34109.34235.07235.07235.07235.0719息税折旧摊销前利润3249.12227.81227.81227.81227.81227.81227.81227.81227.81227.81227.81242.76242.76242.76242.76XX为民天然气有限责任公司-76- 附表9：项目投资现金流量表（万元）序号项目合计计算期1234567891011121314151现金流入26650.000190019001900190019001900190019001900190019001900190019501.1营业收入26600.00　190019001900190019001900190019001900190019001900190019001.2补贴收入0.00　　　　　　　　　　　　　　　1.3回收固定资产余值0.00　　　　　　　　　　　　　　　1.4回收流动资金50.00　　　　　　　　　　　　　　50.002现金流出24790.881390.001722.191672.191672.191672.191672.191672.191672.191672.191672.191672.191657.241657.241657.241657.242.1建设投资1390.001390.00　　　　　　　　　　　　　　2.2流动资金50.00　50.00　　　　　　　　　　　　　2.3经营成本22473.09　1609.491609.491609.491609.491609.491609.491609.491609.491609.491609.491594.541594.541594.541594.542.4营业税金及附加72.48　5.185.185.185.185.185.185.185.185.185.185.185.185.185.182.5增值税805.31　57.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.522.6维持运营投资0.00　　　　　　　　　　　　　　　3所得税前1859.12(1390.00)177.81227.81227.81227.81227.81227.81227.81227.81227.81227.81242.76242.76242.76292.76净现金流量4累计所得1859.12(1390.00)(1212.19)(984.39)(756.58)(528.77)(300.97)(73.16)154.65382.46610.26838.071080.831323.591566.361859.12税前净现金流量5调整所得税508.42　27.3327.3327.3327.3327.3327.3327.3327.3327.3327.3358.7758.7758.7758.776所得税后净现金流量1350.71(1390.00)150.47200.47200.47200.47200.47200.47200.47200.47200.47200.47183.99183.99183.99233.99XX为民天然气有限责任公司-76- 7累计所得税后1800.35(1390.00)(1239.53)(1011.72)(783.91)(556.11)(328.30)(100.49)127.31355.12582.93810.731022.061264.831507.591800.35净现金流量计算指标所得税前所得税后财务内部收益率(%)　　13.34%　　　　　10.45%　财务净现值(I=8%)万元　　481.77万元　　　　208.19万元投资回收期（年）　　10.12年（含建设期）　　　　11.32年（含建设期）XX为民天然气有限责任公司-76- 附表10：财务计划现金流量表（万元）序号项目合计计算期1234567891011121314151经营活动净现金流量64846.85200.47200.47200.47200.47200.47200.47200.47200.47200.47200.47183.99183.99183.99183.991.1现金流入2533611.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001.1.1营业收入2533611.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001900.001.1.2补贴收入1.1.3其他流入1.2现金流出2468764.151699.531699.531699.531699.531699.531699.531699.531699.531699.531699.531716.011716.011716.011716.011.2.1经营成本2385897.781609.491609.491609.491609.491609.491609.491609.491609.491609.491609.491594.541594.541594.541594.541.2.2营业税金及附加5317.325.185.185.185.185.185.185.185.185.185.185.185.185.185.181.2.3增值税59081.3557.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.5257.521.2.4所得税18467.6927.3327.3327.3327.3327.3327.3327.3327.3327.3327.3358.7758.7758.7758.771.2.5其他流出2投资活动净现金流量(1440.00)(1390.00)(50.00)0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.1现金流入0.002.2现金流出1440.001390.0050.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.2.1建设投资1390.001390.002.2.2维持运营投资0.002.2.3流动资金9951.087960.861990.222.2.4其他流出0.00XX为民天然气有限责任公司-76- 3筹资活动净现金流量1440.001390.0050.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003.1现金流入1440.001390.0050.000.003.1.1项目资本金投入1440.001390.0050.000.003.1.2建设投资借款0.003.1.3流动资金借款0.003.1.4债券0.003.1.5短期借款0.003.1.6其他流入0.003.2现金流出0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003.2.1各种利息支出0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003.2.2偿还债务本金0.000.000.003.2.3应付利润（股利分配）0.003.2.4其他流出0.004净现金流量2740.710.00200.47200.47200.47200.47200.47200.47200.47200.47200.47200.47183.99183.99183.99183.995累计盈余资金200.47400.95601.42801.891002.361202.841403.311603.781804.252004.732188.722372.722556.712740.71XX为民天然气有限责任公司-76-'