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山西省国新能源发展集团有限公司 阳城县L-CNG汽车加气站项目
可 行 性 研 究 报 告
前 言
天然气是一种优质、高效、清洁、方便的能源。发展天然气工业对于优化能源结构、保护生态环境、提高人民生活质量、促进国民经济和社会可持续发展，具有重要的意义。
随着时代的发展，环保问题越来越得到人们的重视。据统计，在城市各项污染中，汽车尾气造成的污染占总污染的近40%，已经成为国内外许多城市治理污染、保护环境的一个主要方面。在汽车能源消费领域，用清洁燃气替代成品油以降低汽车废气排放对环境的严重影响是当今现代化城市的通常做法。而天然气优于其他品种燃油和燃气的清洁特性已经成为许多城市发展燃气汽车的首选能源。
为了大力推广使用LNG/CNG燃料汽车，保护阳城的自然条件与环境、降低汽车污染、提高空气质量、提高城市综合素质，使阳城地区的加气站布局趋于合理，方便LNG/CNG燃料车加气，山西省国新能源发展集团有限公司准备在阳城建设L-CNG汽车加气站十二座。为了使汽车加气站在技术上、经济上合理运行，充分发挥其社会经济效益，特编制《山西省国新能源发展集团有限公司阳城县LCNG汽车加气站项目可行性研究报告》。
第一章 总 论
1.1 项目名称、建设单位、企业概况
1.1.1 项目名称：
山西省国新能源发展集团有限公司阳城县L-CNG汽车加气站项目可行性研究报告
1.1.2 建设单位：
山西省国新能源发展集团有限公司
1.1.3 企业概况：
山西省国新能源发展集团有限公司成立于1981年，是以燃气、煤炭、贸易产业为主，水泥、油页岩产业为辅的多元化、规模化、现代化国有大型能源企业集团，是省国资委监管的20户重点企业之一，是省政府扶持发展的重点企业之一，是全省10大能源企业之一。2010年集团公司营业收入突破百亿大关，2011年入围中国企业500强。目前，集团公司总资产93.6亿元，下属41家子公司，年煤炭外运能力5000万吨，拥有全省100亿立方天然气独家经营权及147亿立方混合燃气资源主导运营权，完成管网建设2100余公里。 作为省委、省政府实施“气化山西”战略的主力军，省国新能源集团坚持“只有双赢，才能真赢”的合作发展理念，不断寻求战略合作伙伴，拓展合作发展领域。面对“十二五”战略决战期，国新能源紧抓“气化山西”发展主线，坚定不移地走高碳能源低碳化利用的发展道路，全力推进燃气产业。 1.2 设计依据及编制原则
1.2.1 设计依据
1）山西省国新能源发展集团有限公司阳城县L-CNG汽车加气站项目可行性研究报告；
2）阳城当地的交通、产业等相关资料；
3）国家有关燃气专业及相关专业标准、规范、规定等。
1.2.2 编制原则
1）优先采用技术成熟、安全可靠的国产设备，关键设备从国外引进； 2）本工程注重环保、节能、安全生产和劳动卫生；
3）本工程力求技术先进，经济合理，安全可靠，切实可行，造福于民； 4）相关LNG/CNG资源数据，项目厂址的地质、水文、气象、规划，周边市场，国家、地方、行业相关政策等各项资料；
5）天然气组分分析数据报告。 1.3 项目背景及建设的必要性
1.3.1 项目背景
阳城县位于山西省东南部，为山西省与河南省交界。东与晋城市郊区为界，北与沁水县为邻，西南与垣曲县接壤，南与河南省济源市相连。境内地下矿产资源多样，尤以煤炭、铝矾土、陶瓷粘土储量丰富，是国家优质化工原料无烟煤生产基地。
阳城县境内交通便捷，全县通车里程达2504公里，实现了乡乡通公路，镇镇通油路，村村通机动车。尤其是旧城至济源、垣曲、晋城三条公路和候马至月山铁路的建设，为阳城“北上南下”提供了更便利的条件。
作为国家优质化工原料无烟煤生产基地，阳城县自资源整合后，目前拥有生产矿井9座，证载生产能力525万吨/年，建设性矿井18座，证载能力1695万吨/年。2013年至2015年，原煤产量将由800万吨/年提升到3025万吨/年，加强煤炭外销将成为阳城县当地主要任务。
随着社会对低碳经济、建设绿色城市的追求，按照“生态、循环”理念，最终实现对建设地区的带动、辐射。阳城县将会成为一座产业与环境协调、人与自然和谐、可持续发展的生态、新型、现代的工业城市。着眼于构建阳城地区未来发展的战略支撑，国新能源集团把新能源、节能环保作为重点，在区域内加快发展战略性新兴产业，形成绿色增长新板块。
由于我国天然气资源大部分分布在西部内陆地区，过去较长时间，天然气的利用仅仅局限在离天然气资源较近、单一依靠管道输送的区域，而与气源距离远，采用管道输送不经济的城市，由于各种原因暂时无法使用管道输气，从而使城市天然气利用领域及数量都受到限制，这时LNG/CNG便应运而生。近年来，山西地面煤层气勘探开发呈现快速增长势头。晋城无烟煤矿业集团与美国美中能源公司、中联公司合作开发的潘庄井田地面煤层气项目获得较大进展，已完成30口地面井钻井压裂任务，日产量达3万m3以上，煤层气置换水煤气工作已在晋城
无烟煤矿业集团全面展开。中联公司沁水盆地南部煤层气开发利用高技术产业化示范工程项目已获批准，该项目总投资3.45亿元，2005年计划钻井100口，年产气量达1亿m3以上。晋城沁南煤层气开发区已获得国家批准的探明储量750亿立方米。在该区从事煤层气开发的企业有：中联公司、晋城无烟煤矿业集团公司、中石油华北油田及亚美大陆能源公司、格瑞克能源公司。在十一五期间，将主要施工常规井和水平井，预计将形成年30亿立方米产能。其中，中联公司潘河（潘庄区块一部分）高技术产业示范工程项目：年6亿m3产能；柿庄南水平井示范工程项目：年4亿m3产能；端氏油气（成庄区块）战略选区煤层气开发示范工程项目：年1亿m3产能；共计产气11亿m3。晋城无烟煤矿业集团公司潘庄、寺河采气采煤一体化项目：年8亿m3产能。中石油华北油田樊庄区块羽状水平井示范工程项目：年8亿m3产能。亚美大陆能源公司大宁多分支水平井采气采煤一体化项目：年3亿m3产能。届时将建成我国第一个煤层气产业开发基地。随着晋城地区天然气开发规模的不断扩大，产能的不断提高，以及社会各界环保意识的不断提高，LNG/CNG被作为汽车燃料越来越受到各界的重视，因此本企业应该及早入市，发挥当地煤层气资源优势，主抓这一市场机遇。
1.3.2 建设的必要性
天然气汽车是汽车工艺发展的一个重要方向。CNG适用于城市公交车、出租车；LNG适用于大型货运车辆，尤其是长途车辆。
在我国，从2001年以来，燃气汽车保有量目前已超过22万辆，19个重点推广应用城市（地区）加气站数量达712座以上并逐年快速增长。
作为国家优质化工原料无烟煤生产基地，据统计，目前阳城当地拥有重型卡车保有量5000辆，是阳城当地煤炭外运的主要运输力量。阳城当地大型货运车辆多为柴油动力，私家轿车日益趋多，因当地尚无正式运营的汽车加气站，当地改装燃气车辆屈指可数。天然气压缩后（CNG）、液化后（LNG）体积变小，可作优质的交通运输工具燃料。与用汽油相比，用CNG 、LNG驱动车辆具有辛烷值高、抗爆性好、燃烧完全、污染排放少、发动机寿命长、运输成本低等优点；即便液化天然气（LNG）与压缩天然气（CNG）比，它也具有储存效率高，一次装填续驶行程远，燃料容器压力低、重量轻、装填地点不受供气管网限制等优点。
目前山西省的天然气CNG的价格为3.56元/m3，天然气LNG的市场价暂以4.8元／Nm3。 1升93号汽油的价格为7.48元/升，97号汽油的价格为7.91元/升，
0号柴油7.84元/升。据乐观测算：产生同等热值时，压缩天然气CNG要比93号汽油节省52%，比97号汽油节省55%；液化天然气LNG要比0号柴油节省34.5%。
以LNG汽车为例：如按每辆重型汽车日行驶500公里，100公里消耗0号燃油约45升估算，每天的燃油费需要1649.25元；一年按350天计算，每辆重型汽车一年就需要57.72万元的燃油费。油改气后， 1m3天然气价格为4.8元，平均每辆车行驶100公里消耗气约48 m3，每天的燃气费需要1152元；同样一年按350天计算，每辆重型汽车一年只需要燃气费40.32万元。换句话说，油改气后每辆重型汽车一年可节省燃油费近17.4万元，阳城当地重型汽车约为5000辆，一年仅燃油费用可节省8.7亿元。
以LNG为动力的重卡车购车费用要高于同类型柴油汽车7—8万元左右，LNG汽车改装件投资略高于CNG汽车。完全国产化后小车为1.2万元，中型车1.5万元，重型车2.2万元。则出租车改装费的投资回收期为3～5个月左右，重卡车购车投资回收期为1.5～2.5年左右。根据天然气汽车的特点，使用天然气时还可延长发动机寿命，降低发动机的维修费用50％以上，因此，LNG汽车的实际投资回收期比上述投资回收期短30～40％。
从环保角度看，燃油燃烧产生的汽车尾气含有大量的CO、NOx、HC等有害气体。据统计，汽车尾气所造成的污染占大气污染的50-60%，汽车尾气污染被公认为是全球性的公害之一。因此、降低尾气排放，改善大气环境，已成为迫在眉睫的任务。随着环境保护的日益受到重视，社会对汽车的节能减排提出了更高的要求。我国政府提出了“发展清洁能源汽车，调整能源结构，减少环境污染，改善大气质量”的重要方针，把发展清洁能源环保汽车作为本世纪我国工业发展的一个重要方向，汽车燃料的清洁化、多样化将是我国汽车工业发展的必然趋势。我国现有城市空气的污染源主要在于车辆尾气。若汽车改LNG做燃料，有害物排放将大大减少。据美国的测试资料，LNG车与汽油车相比，尾气中的CH将由0.54降至0.26，CO将由8.35降至0.03，NOx由1.92降至1.23、SOx由0.71降至0，Pb也由0.08降至0。另据国内测试者资料，LNG车比汽油车排放的CH减少72%，NOx减少39%，CO减少24%，SO2减少90%。LNG的燃点为650℃，比汽油高230多度；爆炸极限为4.7%~15%，比汽油（1%~5%）更不易爆炸。它与空气相比更轻，泄漏时更容易向上扩散，而不易积聚在地面而引起爆炸。正由于LNG具有这样的
特性，它使用起来要比汽油安全得多。它的这一特点使LNG经历了30年几乎无事故的发展。1970年以来，全世界只发生过16起与LNG有关的事故。1980年以来，全世界只有两人的死亡与LNG有关。LNG的上述特性使它的推广使用不存在安全方面的顾虑和障碍。
天然气汽车的应用符合国家大力发展的低碳方针，LNG可作为优质廉价的车用燃料气，建设L-CNG汽车加气站项目是可行的、必要的，是响应省委、省政府全面气化山西号召的积极举动，符合阳城当地政府生态建设、产业规划的可持续发展规划目标要求。 1.4 研究目的和范围
1.4.1 研究目的
本项目可行性研究的主要目的在于，针对LNG/CNG需求气量，充分利用集团公司在全省天然气（煤层气）管网及加气站项目建设方面政策优势和集团公司气源及运输战略合作优势，以技术先进、节省投资和经济效益为原则进行全面优化，最终得出优化合理的工艺流程、总图布置、用地范围、供电方案、给排水方案、投资估算等，在全面分析LNG及CNG的市场基础上完成整个项目的经济评价。
1.4.2 研究范围
本研究的范围包括：L-CNG加气站站址的建设条件、市场预测，L-CNG加气工艺系统的优化、液化天然气的储存和运输、总图布置、给排水和消防系统、污水处理系统、供电方案、通信系统、自控系统、放空系统等加气站内的所有内容。以及项目的投资估算、资金来源和项目的财务评价结论等。 1.5 工程内容及工程编制原则
1.5.1工程项目概述
在阳城各主要交通段建立十二座汽车加气站，设置L-CNG加液机，加气站日加气能力为12×5×104Nm3/d。
1.5.2 工程项目建设内容
阳城县L-CNG加气站工程项目研究范围包括L-CNG加气站设备工程，即L-CNG加气站设备主要包括：LNG/CNG槽车、LNG/CNG储罐、调压气化器、LNG/CNG低温泵、加气机等； L-CNG加气站土建工程：加气站内设有加气站房、汽车加气岛；加气站房内设有收费室、卫生间、办公室、更衣间；汽车加气岛内设置LNG/CNG加液机。
1.5.3 工程编制原则
1）本着投资少、产出多、见效快、效益高的方针，合理利用天然气资源，开拓天然气应用的新途径，生产出市场潜力大，而且附加值高的产品。
2）利用先进、节能、可靠的新技术，降低能耗，提高收益。
3）重视安全生产、环境保护，严格执行国家、地方及主管部门制定的环保和职业安全卫生设计规程、规定和标准。
4）立足于成熟的生产技术，尽量选择国产优质设备，引进部分国外成熟的关键设备及自控仪表，以保证装置安全长期运行。
5）对项目的费用和效益本着实事求是、稳妥可靠的原则进行估算和评价。1.6 遵循的主要标准、规范
1.6.1法规
《中华人民共和国劳动法》 （1995年1月1日施行） 《中华人民共和国消防法》 （1998年9月1日施行） 《中华人民共和国职业病防治法》 （2002年5月施行） 《建设工程安全生产管理条例》 国务院令第393号（2004年2月1日施行） 《压力容器安全技术监察规程》 国家质量技术监督局[1999]154号 《建筑项目（工程）劳动安全卫生监察规定》 （原劳动部第3号令） 《压力管道安全管理与监察规定》 劳动部颁发（1996）140号 《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第8号 《中华人民共和国节约能源法》 《中华人民共和国环境保护法》 《中华人民共和国环境噪声污染防治法》 1.6.2标准和规范
《石油天然气工程总图设计规范》
（SY/T0048-2000 ） 《建筑设计防火规范》
（GB50016-2006）
《石油天然气工程设计防火规范》 （GB50183-2004 ） 《液化天然气（LNG）生产储存和装运》 （GB/T20368-2006） 《液化天然气的一般特性》 (GB19204-2003) 《工业设备及管道绝热工程设计规范》 （GB50264-1997）
《工业金属管道设计规范》 （GB50316-2000） 《火灾自动报警系统设计规范》 （GB50116-98） 《石油化工企业可燃气体检测报警设计规范》 （SH3063-94） 《输气管道工程设计规范》 （GB50251-2003） 《流体输送用不锈钢无缝钢管》 （GB/T 14976-2002） 《压力容器安全技术监察规程》 1999 版 《钢制压力容器》 （GB150-1998） 《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》2002年版 （GB50196-93） 《建筑灭火器配置设计规范》 （GB50140-2005） 《建筑给水排水设计规范》 （GB50015-2003） 《工业与民用电力装置的接地设计规范》 （GBJ65-83） 《电力工程电缆设计规范》 （GB50217-2007） 《供配电系统设计规范》 （GB50052-95） 《大气污染物综合排放标准》 （GB16297-1996） 《污水综合排放标准》 （GB8978-1996） 《液化天然气(LNG)生产、储存和装卸标准》 （GB/T 20368-2006）
1.7主要研究结论
1.7.1资源和产品流向
气源：主要液化天然气资源为晋城市沁水县LNG接收站、山西易高LNG接收站、晋城港华煤层气LNG生产工厂、沁水顺泰煤层气LNG生产工厂车载分销，项目气源通过LNG/CNG槽车公路运输至加气站。
产品：液态天然气；压缩天然气； 产品流向：车用燃料，工业用燃料。
1.7.2建设规模
建设规模： L-CNG汽车加气站十二座，单座加气站建设规模5×104Nm3/d 。
1.7.3工程概况
建L-CNG加气站十二座，占地面积为10亩/座，共计总面积120亩。单座L-CNG加气站工程投资1500万元，共计1.8亿元。
1）项目地点：阳城县町店段（大宁国营苗圃）一座——八芹线
阳城县芹池杨陵段一座——八芹线 阳城县西河乡境内迎宾大道处一座 阳城县八甲口镇下孔村一座——陵沁县路段 阳城县演礼乡平壤段一座——阳垣路
阳城县北留镇北留村到润城水泉沟段一座——陵沁路 阳城县润城镇王家庄一座——润端线 阳城县晋阳一级公路阳城段一座 阳城县董封乡征反坡一座——阳垣路 阳城县台头乡涧坪马沟段一座——阳济路 阳城县东冶镇郎装段一座——阳济路 阳城县台头镇石臼段一座——阳蟒路
2）L-CNG加气站占地10亩/座，建、构筑面积3143.4 m/座，12个标准槽车位/座。
3）主体工程：建设十二座日销售量为5×10Nm/d的L-CNG加气站； 4）配套工程：配电，仪表工程，消防工程等。 5) 工程总投资1.8亿元。
其中：建设投资16730.4万元；铺底流动资金1305.6万元
本项目充分吸收国内先进的加气工艺和生产经验，装置主产品为液化、压缩天然气，年工作日365天。
1.7.4项目实施进度安排
4
3
2
根据本项目的实际情况和现有的条件，本项目从审批立项开始至工程试生产和竣工验收，项目时间需12个月。
表1.7.4 建设进度安排表 时间 项目 可研及审批 34562012年 78910111212013 2月 月 月 月 月 月 月 月 月 月 月 月
初设及审批 施工图 设备及材料采购 施工及投产准备 试运转投产 1.7.5项目进度保障措施
1）科学管理，建立完善项目管理体系，实行项目经理负责制。
2）严格执行项目建设进度计划，及时协调运行计划，采取纠偏措施，保证项目按进度计划突破。
3）严格执行项目监理制度，严把质量关，保证施工质量。
4）定期组织工程质量检查，抓好“三查四定”，发现问题及时解决。 5）把好定货质量关，到货必须逐件认真检查，发现质量问题及时处理。 2）组织编制好施工计划和技术措施，为项目顺利推进提供组织、技术保障。 7）组织好单机试运、试压、吹扫、置换、液氮预冷、抽真空、投料试产等各项投产工作，确保按期投产。
1.7.6主要技术经济指标
表1.7.6 主要技术经济指标一览表 序号 一 二 三 四 五 六 七 名称 规模 年操作时间 天然气 商品LNG/CNG 电力 水 定员 单位 5×104Nm3/d d ×107Nm3/a ×104t/a ×104kwh/a ×104t/a 人 数量 规划 10 365 18 65.5 157.7 1 200 备注
八 九 十 十一 十二
总占地面积 建筑面积 工程总投资 建设投资 流动资金 m2 m2 万元 万元 万元 6670 31434 15000 16994.4 1305.6
第二章 市场分析
2.1国内天然气市场情况
天然气将是21世纪的能源主角，加快天然气工业的发展将成为不可逆转的趋势。目前全国天然气在一次能源结构中所占的比例还很低，大约只有2.8％左右。为加大天然气在一次能源消费结构中的比例，改善人居和生态环境，提高人民生活质量，国家制定了“油气并举”的战略方针，大力鼓励开发利用天然气资源。据预测“十二五”期间天然气产业将会加速发展。根据我国中长期能源需求的预测：天然气在能源总需求中构成的比重将从3％提高到10％，即年需求量从500亿立方米提高到2000亿立方米。天然气可供资源需求增幅为1500亿立方米。其中：
1）国内天然气工业，现年产500亿立方米，要提高到1000～1200亿立方米； 2）沿海进口LNG项目，共8个项目，全部建成后年可进口LNG 300～400亿立方米；
3）俄罗斯中亚天然气项目，建成后每年可以向中国供气300～400亿立方米； 在我国今后的发展过程中，天然气市场需求主要有：
1）新增城镇居民燃气用气，按气化率40%计算，可增天然气需求300-400亿立方米；
2）替代进口工业燃料油（高硫重油），约2～3 千万吨，可增天然气需求 200～300 亿立方米；
3）替代燃料汽油和柴油（交通用油），约2～3千万吨，可增天然气需求200~300亿立方米；
4）替代工业燃料用煤，约可替代燃煤1～2亿吨标准煤，可增天然气需求
800～1500亿立方米；
5）新增电厂发电与电网调峰用气，按3～5%计算，可增天然气需求300～500亿立方米；
6）新增化工工业原料用气，按年增长5～10%计算，可增天然气需求100～200亿立方米；
7）弥补一次能源供应缺口，约4～6亿吨标准煤，可增天然气需求3000～4500亿立方米；
天然气需求约为4900～7700亿立方米，约占我国一次能源需求的10～20% 。扣除国内产量1000～1200亿立方米/年、进口1000～1500亿立方米/年，天然气需求缺口高达2500～5000亿立方米。而管道输送远远不能满足需要，可见液化天然气的市场前景是相当广阔的。 2. 2本项目市场情况
今后的竞争来自不同能源技术和产品之间的竟争，来自市场终端的价格竞争，来自上游资源供应的争夺。没有资源就谈不上市场，而没有一个能够合理有效利用资源的市场，将无法获得可靠持续的资源供应保障。我们的目的是采用正确的技术以效率最高、效益最好的方式解决加气配送中心槽车加气车辆推广问题，从中获得最大的利润空间以开辟拓展更多的市场。国新能源集团拥有陕汽重卡、中国重汽、大运重卡等知名汽车生产商在省内的总代理权限，作为安瑞科天然气槽车一级经销商，在燃油动力改装天然气动力方面拥有成熟的改装技术。
目前，我集团公司已与中石油、潞安、太钢等集团就山西煤层气勘探开发、液化天然气项目合作、天然气管网综合利用等项目进行了深入的交流和洽谈，并达成了共识，作为省委、省政府扶持发展企业，“气化山西”的主力军，国新能源发展集团有限公司具有竞争对手无法比拟的技术、资源、政策优势。
1）车用市场
消费市场是项目的关键，液化、压缩天然气消费市场的大小和开发进程直接关系到项目的技术路线、工程投入及项目经济效益。本工程项目的主要目标市场为：天然气发动机车。
2）车辆及交通状况
据统计，目前，阳城当地拥有重型卡车保有量5000辆。作为国家优质化工原料无烟煤生产基地，是阳城当地煤炭外运的主要运输力量。有阳济公路通往河
南济源，是阳城南下北上的必经之路。有晋阳高速公路通往晋城，可达郑州、焦作、武汉、南京、济南、洛阳。晋城至陕西韩城的晋韩路，途径阳城，可直达侯马、运城、临汾、西安等省市。交通便捷，为L-CNG加气站发展提供了有力的条件。
3）未来市场预测
按照阳城煤炭“十二五”规划，“十二五”期间，阳城煤炭产量情况：2012年，生产矿井9座，转产矿井3座，试运行矿井7座，可生产原煤800万吨；2013年，生产矿井12座，转产矿井7座，试运行矿井3座，可生产原煤1300万吨；2014年，生产矿井17座，转产矿井3座，试运行矿井4座，可生产原煤1800万吨；2015年，生产矿井20座，转产矿井4座，可生产原煤2100万吨。另外，兰花大宁、芦河，晋煤黄龙湾、诚南、上孔、固隆、上孔这五座矿井，可生产原煤610万吨，阳城地区煤炭产量可达3025万吨。
随着阳城当地煤炭产能的不断释放，当地两大化工园区的建设投产，陶瓷园区的兴旺，以及当地水泥等中小企业的生产规模的扩大，对车辆运输的需求不断增加。现有车辆运力远远不能满足，势必会导致车辆的更新换代。同时，为推动清洁能源的发展，我集团公司已拟计划于2013年开始陆续向阳城地区额外投资2亿余元，投入500辆LNG天然气汽车，用以推动促进当地L-CNG市场的发展。
第三章 站址及自然和社会条件
3.1站址选择
项目站址： 阳城境内主要路段 3.2站址选择原则
1）符合当地规划政策，符合国家相关民族政策； 2）交通、通信、电力、水源等配套设施比较齐全； 3）靠近LNG/CNG接收站点和卡车运输专线；
4）当地安全、环境、水文、地质、气象符合厂址要求。 3.3站址选择地概况
本项目所选地理位置地质条件稳定、交通便利，是建设加气站的理想位置，完全满足投产后生产及运营的需求。
第四章 建设规模及总工艺流程
4.1气源及条件
本项目主要气源为晋城市沁水县LNG接收站、山西易高LNG接收站、晋城港华煤层气LNG生产工厂、沁水顺泰煤层气LNG生产工厂车载分销。 4.2建设规模
本项目为建设销售量5×10Nm/d的LNG加气站十二座。 4.3产品及流向
4.3.1产品
4
3
本项目主产品为液化天然气（LNG），产品指标见表4.3.1。
表4.3.1 液化天然气产品指标表 序号 1 2 3 4 5
产品方案：本项目的主要产品是液化天然气，产品主要参数见下表： 表4.3.2 液化天然气产品组分表 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 产品参数 产量 密度 热值（平均） 储存压力 储存温度 单位 kg/h kg/m3 kcal/Nm3 MPa（G） ℃ 数值 1352 406.2 8685.6 0.03 -149.5 组分 C1 C2 C3 I-C4 N-C4 I-C5 N-C5 N2 摩尔分率 0.98094 0.01479 0.00254 0.00042 0.00039 0.00020 0.00011 0.00028
9 11 H CO2 0.00028 0.00000
表4.3.3 序号 1 2 3 4 5 4.3.2产品流向
液化天然气产品指标表
产品参数 产量 密度 热值（平均） 储存压力 储存温度 单位 kg/h kg/m3 kcal/Nm3 MPa（G） ℃ 数值 1352 406.2 8685.6 0.03 -158.5 LNG车用燃料：早在2004年，全国就有16个天然气汽车重点推广城市，拥有天然气汽车19.64万辆。后来CNG汽车又向其他城市推广。此后5～10年内，天然气汽车的数量将有大幅度增长。这些天然气汽车目前大部分是压缩天然气（CNG）汽车，而所有的CNG汽车，都是LNG的潜在用户。LNG将是今后替代成品油的最佳燃料。 4.4技术路线
工艺技术路线：L-CNG加气工艺过程包括
①卸车流程：由低温泵将L-CNG槽车内 LNG/CNG卸至LNG/CNG储罐。 ②加气流程：储罐内LNG/CNG由LNG/CNG低温泵抽出，通过加气机向汽车加气。
③调压流程：卸车完毕后，用低温泵从储罐内抽出部分LNG/CNG通过LNG/CNG气化调压后进入储罐，当储罐压力达到设定压力时停止气化。 4.5主要工程量 表4.5 序号 一 1 2 项目名称 工艺装置 液态天然气储罐 LNG/CNG潜液泵 单座加气站主要工程量表
规模 5×104Nm3/d 60m3 单位 座 台 数量 备注 3 5 180 m3
3 4 5 6 7 8 9 10 11 二 1 2 3 4 5 三 ㈠ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 ㈡ 1 2
LNG/CNG加气机 卸液泵 EAG气化器 饱和气化器 BOG加热器 EAG加热器 高压气化器 高压柱塞泵 PLC加气站控制系统 辅助生产设施 放空系统 加气站房 加气岛 卡车保养间 撬车卸车站 公用工程 给排水 停车场 汽车加水站 消防水池 司机休息室 变电电室 消房用房 卫生间 车展中心 职工宿舍 站区总图工程 电缆 站区动力及照明工程 288 m2 946m2 200m2 110 m2 1323 m2 54 m2 900m2 50 m2 72 m2 132m2 14m2 500 m2 277 m2 套 台 台 台 台 台 台 台 套 套 座 个 座 座 座 座 km 4 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2000N m3/h 300N m3/h 300N m3/h 1000N m3/h
3 电话及电话网 套 1 4.6投资估算表
表4.6 单座投资估算表
序 工 程和 建 筑 估 算 价 值 （万元） 设备 安装 其它 合 计 占投 资额 费用名称 一 L-CNG加气1 土建 2 3 4 储槽60 m 潜液泵 卸液泵 3200 200 180.00 60.00 25.00 20.00 18.00 15.00 150.00 60.00 20.00 50.00 20.00 40.00 24.00 13.00 15.00 950 8.0 3.8 1.1 1.0 1.0 0.9 6.4 2.8 1.0 3.4 1.5 2.0 1.2 0.5 0.6 45.2 250 188 63.8 26.1 21 19 15.9 156.4 62.8 21.0 53.4 21.5 42.0 25.2 13.5 15.6 1195.2 240.00 10.0 5 BOG加热器 6 EAG加热器 7 高压气化器 8 高压柱塞泵 9 LNG/CNG加10 饱和汽化器 11 汽化器 12 加气站控制9 安全报警 1.5% 1.0% 10 工艺外管路 11 阀门仪表 12 VIP 13 仪表系统 计 二 其他费用 1 2 3 4 5 6 7 8 9
征地费补偿建设单位管建设工程监前期工作费 勘察费 设计费 环境影响评劳动安全卫场地准备费435 30 12.0 6 3 2 2 5 15 435 30 12.0 6 3 2 2 5 15 0.1%~0.5% 0.5%~2.0%
10 工程保险费 11 生产职工培12 办公和生活13 联合试运转14 招标代理服15 施工图审查16 施工图预算17 竣工图编制 计 200 200 200 950 950 950 45.2 45.2 45.2 2 5 5 5 2 2 3 2 536 536 160 196 696 2 5 5 5 2 2 3 2 536 1731.2 160 1391.2 108.8 1500 无贷款 第一、二部三 基本预备费四 建设投资 五 建设期贷款六 铺底流动资七 建设项目总单座L-CNG汽车加气站总投资1500万元，阳城县拟建设L-CNG汽车加气站十二座，共计投资1.8亿元。
第五章 总工艺流程
5.1 L-CNG加气站的工艺流程
L-CNG加气站的工艺分4个部分：卸车流程、调压流程、加气流程、卸压流程。
5.1.1 卸车流程
把集装箱或汽车槽车内的LNG/CNG转移至LNG/CNG加气站储罐内，有3种方式：卸车增压器卸车、浸没式加气泵卸车、增压器和泵联合卸车。本加气站采用卸车增压器卸车方式，储罐上、下同时进液的方式。该方式的优点是工艺简单、不耗电能。缺点是卸车时间长，卸1台40m标准集装箱的时间为2.5～3.0h。在加气站场地许可的情况下，加大卸车增压器。如选用300m3／h的卸车增压器，则卸1台40m3标准集装箱的时间约2.0h。
5.1.2调压流程
3
由于汽车上车载瓶中的液体必须是饱和液体，为此在给汽车加气之前须对储罐中的LNG/CNG进行升压升温，使之成为饱和液体方可给汽车加气。升压方式也
有3种：通过储罐压力调节器升压、通过泵低速循环进行升压、通过储罐压力调节器与泵低速循环联合使用进行升压。第一种方式的优点是工艺、设备简单且不耗能，缺点是升压时间长。L-CNG加气站储罐升压与L-CNG气化站储罐增压有所不同，L-CNG气化站储罐增压只要得到所需压力的L-CNG即可，而 L-CNG加气站储罐升压是要得到一定压力的饱和液体，在升压的同时需升温。故采用同规格的压力调节器对同样的储罐调节同样的压力需要的时间大不一样。实际工作测得：采用200 m3／h的压力调节器对50 m3的储罐调节饱和液体压力，达到0.5MPa时所需时间为8～10h，依外界环境温度不同而异，这给汽车加气带来很大不便。储罐升压采用第3种方式较为合理，并且压力调节器应有备用，若有可能还应增大其规格。这样，虽然增加了造价、能耗，但大大缩短了调压时问，理论上计算可在3.0～4.0h实现，从而确保加气时间。
5.1.3加气流程
储罐中的LNG/CNG通过泵加压后由加气枪给汽车加气，最高加气压力可达到1.6MPa。在给车载瓶加气前应先给车载瓶卸压，通过回气口回收车载瓶中余气。计划增设车载瓶到储罐气相的回流管，同时设置计量装置，便于对车载瓶中余气进行回收和计量。
5.1.4卸压流程
在给储罐升压过程中，储罐中的液体同时在不断地蒸发，这部分气化了的气体如不及时排出，储罐压力会越来越大。当储罐压力大于设定值时，相关阀门打开，释放储罐中的气体，降低压力，保证储罐安全。 5.2 L-CNG加气站工艺设备设施的选择配置原则及依据
5.2.1 LNG/CNG为低温深冷介质，对站内工艺设备设施的选择应遵循如下原则：
1）相关设备设施要具备可靠的耐低温深冷性能。特别是储存设备应至少满足耐低温-162℃以下，应达到-196C。
2）储存设备保冷性能要好。若LNG/CNG储存设备保冷性能不好，将引起设备内温度升高，压力上升，危险性增大。
3）LNG/CNG输送管道、截止阀门等的耐低温性应与LNG/CNG储存设施一致。 4）除满足工艺要求外，所有安全阀件应耐低温且完好、灵敏可靠。
5.2.2 L-CNG加气站工艺设备设施的选择与配置
据上述选择原则及依据，考虑了LNG的特殊性及风险性，并对供气工艺流程反复讨论、研究确定后，对如下LNG站工艺设备设施进行了选择与配置。
1）LNG储罐
LNG储罐可分为地下储罐、地上金属储罐和金属/混凝土储罐三类，地上LNG金属储罐又分金属子母式储罐和金属单罐两种。考虑到当地建材企业的布局、LNG储罐的运输、今后天然气的推广应用等因素，结合相关设计规范的要求，将LNG储罐确定为LNG金属单罐。
立式圆筒形低温真空粉末绝热储罐最高工作压力0.5MPa，最低工作温度-196℃。单台净几何水容积50 m3，内罐直径3000mm，材质0Crl8Ni9；外罐直径3500mm，材质16MnR。夹层充填珠光砂并抽真空；罐高约22m。内罐为内压容器，外罐为外压容器。
考虑工艺、安全等因素，确定所有接管开口均在外罐底部，主要包括：底部进液管、顶部进液管、出液管、气相管、检液管等，接管材质0Crl8Ni9。
每台LNG储罐设ITT液位计一套(美国产品)及差压变送器、压力变送器、压力表各一套，以实现对储罐内LNG液位、压力的现场指示及远传控制。外罐顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽真空接口及真空度测试口。
2）储罐自增压汽化器
LNG气化器根据热源不同，可分为空浴气化器、(热)水浴气化器及蒸汽浴气化器等几种。本项目采用空浴气化器
a、气化能力和配置数量的确定
据连续供气量5×104Nm3/d及LNG气相密度0.7722kg/Nm3，可推出空浴气化器的气化能力为3860kg/h，按二台配置，则每台气化能力为965kg/h，，一开一备，这是储罐/卸车空浴气化器数量。
b、主要工艺参数
设计LNG入口温度：-162℃ LNG出口温度：环境温度－100℃ 正常操作压力：0.4MPa(绝) c、结构形式
立式，长方体；气化(输送)管路为翅片式。
3）LNG阀门、LNG输送管道及管件 ① LNG阀门
应满足输送LNG压力、流量要求，且具备耐低温性能(-196℃)。从日本进口LNG阀门，主要包括LNG截止阀、安全阀、止回阀、紧急切断阀、升压调节阀等，各满足工艺流程位置技术要求。
② LNG输送管道及管件
LNG输送管道：材质OCrl8Ni9，规格DN25、DN50、DN65、DN80，具备原厂质量检验、合格资料。
LNG管件：与LNG输送管道相同(或相匹配)技术要求。 法兰：材质0Crl8Ni9；密封垫片：不锈钢金属缠绕垫片。 4）LNG运输槽车
一般使用43m3 LNG运输槽车,该车可装运39m3 LNG产品，相当于2.5万m3
天然气。采用真空纤维进行绝热，储罐内筒及管道材料选用0Cr18Ni9奥氏体不锈钢，外筒选用16MnR。槽车包括进排液、气系统，自增压系统，紧急截断阀安全系统。
5）潜液泵（低温泵）
用于LNG储罐的充装。要满足在管路背压较高的情况下启动或者在流量较大的情况下连续运转。本项目选用撬装式往复式低温泵。
技术参数： 介质：LNG
设计流量： 4710 L/H（折合气体3000NM3/H） 进口压力： 0.4 MPa 电机功率： 75 HP 6）L-CNG加气机
用于向载重货车气瓶进行充装。要求整体采用不锈钢材质制作，装有质量流量计、气动操作阀等设备，配置有加气枪和回气接口。
技术参数： 流量：120L/min 最高工作压力：1.9MPa
软管长度：2.5米 计量精度：±1%
第六章 自动控制
6.1自动控制水平
6.1.1自控水平确定的依据
根据工艺控制要求对工厂所有控制点进行远程监控，满足装置生产要求。 6.2自动控制系统方案
6.2.1自控系统方案选择
根据该项目工艺和生产管理的要求，自控系统本着安全、可靠、平稳、经济的原则进行设计。自动化水平位于国内同类装置的先进水平。
为保证生产装置的安全、平稳、长期运行，对工艺过程进行集中控制、显示、记录和报警。
第七章 公用工程
7.1给排水
7.1.1水源
1）水源的选择
本工程供水水源由市政供水管网提供。 2）水源水质
要求符合市政自来水水质。 3）水源的能力
市政供水管网提供生产生活用水 ，厂内有可靠的水源保障。
4）单站水源建设规模 ：由市政供水水25 m3/h，供水水压不小于0.3MPa，管径DN200，并要求双管线进入厂区。
7.1.2排水规模
站内的污水经统一收集后排入厂区内的污水处理系统，该污水处理方法推荐采用成熟的A/O生物接触氧化法。然后进入三级处理，经活性炭过滤，反渗透膜元件达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级排放标准。
本工程排水系统分为，生活污水排水系统、生产污水排水系统及雨水排水系统。生活污水采用埋地塑料管道排入污水调节池，生产污水及雨水采用砖砌明沟
排放。经截流井进入污水调节池，送入污水处理系统。 7.2供配电
7.2.1用电负荷和负荷分级
1）根据工艺装置、辅助生产设施和公用工程用等用电负荷，全厂用电负荷为182kW，年用电量为24.43万度，全站为二级负荷。
2）供电原则：配电装置建设做到远近期结合，以近期为主，适当考虑长远发展的需要。在满足供电可靠性的前提下，实现运行安全、投资经济、控制灵活、维护简便。
7.3爆炸危险区域划分
根据爆炸性混合物出现的频繁程度和持续时间划分：
0区：指正常运行时连续出现或长时间出现爆炸性气体混合物的环境； 1区：在正常情况下可能出现爆炸性气体混合物的环境；
2区：在正常情况下不可能出现而在不正常情况下偶尔出现爆炸性混合物的环境。
危险区内所有电气设备选择防爆型，满足防爆要求。 7.4防雷防静电
为防止直击雷、感应雷、雷电反击和静电对人身和设备造成的危害，在场区内设置综合接地网，接地电阻不大于4欧姆。厂区工艺设备、容器、火炬塔架、管线、金属罩棚、管架、金属平台、高杆灯等均与接地网可靠连接。工艺装置区进行等电位连接。
电气设备设保护接地。变压器中性点及开关柜、配电箱壳体均应接地。 输送易燃、易爆气体或物料的工艺管线的阀门或法兰两端，应进行防静电接地跨接。
在主装置区的两侧及罐区设置去静电接地装置，共4套。低压电缆入户处设重复接地，并与场区的接地网相连。
接地装置采用-40×4扁钢作为水平接地体，∠50×5×2500角钢作为垂直接地体，接地装置材料为热镀锌。
接地极在距人行道或建筑物出入口小于3米时，水平接地体局部埋深1米，其它处埋深0.7米。
380V系统采用TN-S接地系统。所有电气设备金属外壳均设保护接地线。 7.5通信
通信部分包括：生产装置区、公用工程区及其它辅助生产设施（站房、配电室、控制室）等的视频监控、行政电话、调度电话及综合数据宽带网等。
表7.5 通信业务需求表 序号 1 2 3 4 5
在仪表控制室设电视监控系统，操作台由仪表统一考虑，监控主机置于操作台内，液晶显示器置于台上。场区内设置摄像机共6处。
厂区选用防爆摄像机4只，球型摄像机2只，摄像机电源引自UPS。摄像机支柱基础由厂家提供。 7.6采暖与通风
7.6.1采暖热负荷和空调冷负荷
业务种类 火警专用电用户名称 站房 生产装置区 配电室 控制室 加气区 话 √ 行政电话 √ √ √ 调度电话 √ √ √ √ 无线对讲通信 √ √ √ √ 根据当地气象资料，本工程办公楼、宿舍楼及附属用房冬季采用燃气热水锅炉采暖，办公楼及宿舍楼夏季采用空调。采暖热负荷见表7.6.1，空调冷负荷见表7.6.2。
表7.6.1 采暖负荷表 序号 1 2 建筑物名称 站房 生产辅助用房 采暖面积（m） 194.4 1485.6 2采暖负荷（kW） 20 14 备注
表7.6.2 空调冷负荷表
序号 1 建筑物名称 站房 空调面积（m） 194.4 2空调负荷（kW） 20 备注
第八章 总 图
8.1站区总图设计
8.1.1总平面布置 8.1.1.1总平面布置原则
1）总平面布置在满足生产、工艺流程要求的同时，合理利用地形、地貌等自然条件，因地制宜，使土方工程量最小，节省工程投资。
2）满足规划要求，平面布置与其相适应。
3）满足生产要求，工艺流程合理，根据实际地形情况，合理确定平面布局。 4）考虑风向、朝向，减少污染，满足节能减排的要求。
5）在保证各种安全距离的同时，努力节约用地，使相关建、构筑物布置合理。
6）满足国家现行的有关防火、防爆、环保和卫生的要求。
8.1.1.2 总平面布置
1）区域位置 加气站位于主要煤炭运输主干道
加气站点均位于阳城县境内。毗邻当地城市，地处阳城对外公路交通干道，是阳城煤炭走向全国的重要门户和对外通道。当地强大的公路物流可以辐射全国，丰富的自然和社会资源为阳城当地煤炭的发展提供强有力的支撑，为煤炭物流和当地工业项目建设提供了可靠的资源保证。阳城县交通、通信、电力、水源等配套设施比较齐全，当地安全、环境、水文、地质、气象符合建站要求。
2）项目组成单元
单座加气站设计项目规模为5×104Nm3/d。站内布置主要分为五部分：生活办公区、生产装置区、公用工程区、加气区、罐区。
3）总平面布置要点
①生产装置区、罐区、辅助生产区的布置在满足生产、工艺流程要求的同时，合理利用地形、地貌等自然条件，满足检修、运输、安全、卫生及防火要求，避免与建筑物、构筑物、地下设施的布置相互影响。
②总平面布置在满足生产、工艺流程要求的同时，充分、合理利用地形、地貌等自然条件，因地制宜，使土方工程量最小，节省工程投资；在生产上尽可能的采用先进、节能的技术降低生产能耗。
③加气站产品主要为液化天然气，产品采用汽车槽车运输，产品需有一定的储存能力，根据周边市场需求状况、交通状况及相关规范要求。站内外物料运输布局合理。
4）道路布置
道路布置符合生产、维修、消防等通车的要求，有效地组织车流、物流、人流，达到方便生产运输，站容美观，并尽可能地减少工程量。道路与竖向相结合，道路网的布局有利于场区地面雨水的排放，厂区内道路采用环状布置，符合防火、环保的规定，道路交叉采用正交。消防路路面宽度为6m，道路转弯半径为12m，加气区汽车回转半径为25米，路面结构为混凝土路面。道路布置主要遵循《厂矿道路设计规范》（GBJ22-87）、《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）。
① 道路及场地布置以能满足现场施工和正常生产所需运输及设备检修、保证在火灾发生时消防车能安全迅速到达各防火区域、与外部道路连接短捷出入方便为原则。
② 满足生产、运输、安装、检修、消防及环保卫生的要求。
③ 划分功能区，并与站区内主要建筑物轴线平行或是垂直，宜呈环行布置。 ④ 与竖向设计相协调，有利于场地及道路的雨水排放；与站外道路连接短捷。
⑤ 建设工程施工道路应与永久性道路结合。 5）围墙、大门、安全门设置
加气站设置两个出入口，充分考虑煤车等大型车辆进出。 6）绿化
绿化布置原则：绿化布置应根据企业性质，环境保护及厂容、景观的要求，
结合当地自然条件、植物生态习性、抗污性能和苗木来源，因地制宜进行布置；并与周围环境和建（构）筑物相协调。
① 充分利用厂区非建筑地段及零星空地进行绿化。
② 满足生产、检修、运输、安全、卫生及防火要求，避免与建筑物、构筑物、地下设施的布置相互影响。
③ 不得妨碍有害气体扩散及生产操作、检修、运输和消防作业。 ④ 绿化布置，应根据不同类型的企业及其生产特点、污染性质的程度，以及所要达到的绿化效果，合理地确定各类植物的比例与配置方式。
绿化布置方案及植物选择：
根据站区绿化布置形式，结合当地土壤、气候条件，选择乡土植物和苗木来源可靠、产地近的植物进行绿化，可以选择吸尘能力强、减噪效果好的乔、灌木或草皮。 8.2.竖向布置
8.2.1自然地形
阳城县，交通发达，道路成网。
8.2.2竖向布置方式
竖向布置原则：
1）竖向设计充分考虑工程地质和水文地质条件，满足工程地质，水文地质的要求，满足工艺流程、站内外运输装卸及管道敷设对坡向、坡度、高程的要求；
2）竖向设计结合道路装卸线标高、厂址地形，建（构）筑物及其地面标高符合安全生产、运输、管理、厂容要求，合理确定场地内各单元标高，尽量减少场地内土方量。
3）竖向设计与道路设计相结合，方便生产、运输、装卸、存储。 竖向布置方式：
站区采用平坡式布置方法，坡度按千分之二考虑；站内外道路的标高应统一考虑，并与竖向相一致；主要出入口的道路路面标高，高于站区外地面标高，同时与站区内道路标高衔接得当。
8.2.3地表雨水排除
总平面布局采用平坡布置，地面雨水依靠竖向坡度、坡向雨水口，雨水进入
污水池。
第九章 建筑结构
9.1建筑
9.1.1建筑物种类及规模
1）依据《建筑设计防火规范》厂区内所有的建筑均按耐火等级二级建筑物考虑。
2）使用年限50年，建筑结构安全等级为二级。
3）生产的火灾危险性应根据生产中使用或产生的物质性质及其数量等因素确定，储存物品的火灾危险性应根据储存物品的性质和储存物品的可燃物数量等因素确定。
4）根据工程地质勘察报告，抗震设防类别为丙类，抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g。
9.1.2生产建筑
单站生产建筑包括站房、生产辅助厂房、加气岛、罐区及工艺区，根据生产需要和生产设备尺寸及工艺流程确定建筑面积。
1）加气站站房为一层，建筑面积194.4 m。 2）加气罩棚，网架，占地面积1680m2。
3）罐区三个：天然气储罐区220m2，罐车卸载站区110 m2 4）工艺区2771m2。
9.1.3建筑的防火、卫生及消防标准
2
1）生产及消防用水附属用房，丁类，疏散距离严格按规范要求进行布置，采用自然通风，配备相应的灭火器。
2）加气罩棚，甲类，耐火等级为二级，刷防火涂料，非火花地面。 3）储罐区，甲类，耐火等级为二级，刷防火涂料，非火花地面。
9.1.4建筑装修标准
《建筑内部装修设计防火规范》 (GB50222-95) 9.1.5建筑节能措施
根据建筑物的使用特点和全国热工设计区划图，采用建筑节能材料，采取合理的建筑构造措施和朝向布置，确定节能方案。
根据《民用建筑热工设计规范》及《公共建筑节能设计标准》的要求，厂区内的建构筑物尽量采用南北朝向。
第十章 消防篇
10.1概述
本站生产用原料为天然气，天然气是无色、无味的易燃易爆气体，加气站的安全稳定生产及卫生状况直接关系到本站的每一位职工切身利益。所以在设计和设备选型时，充分考虑安全生产措施。天然气的输送及供应均是密闭系统，不允许泄漏。对甲类生产场所严禁火种和防止静电，一旦出现不正常情况应及时发现和处理。
10.2主要危害因素分析
生产过程中产生的危害因素主要包括火灾爆炸、噪声、地震、雷击等生产危害因素分析如下：
1)火灾：火灾的产生来源于泄漏。当空气中天然气的含量达到爆炸极限时，遇明火等火源着火爆炸，酿成事故。
2)地震：地震是一种产生巨大破坏力的自然现象，尤其对建、构筑物的破坏作用更为严重。
3)雷击：雷击能破坏建筑物和设备，并可能导致火灾和爆炸事故的发生，其出现的频率不大，作用时间短暂。 10.3消防方案
10.3.1消防原则
《石油天然气工程设计防火规范》 （GB50183-2004） 《石油化工企业设计防火规范》 （GB50160-92） 《水喷雾灭火系统设计规范》 （GB50219-95） 《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》 （GB50196-93） 《建筑灭火器配置设计规范》 （GB50140-2005） 《建筑设计防火规范》 （GB50016-2006）
《固定消防炮灭火系统设计规范》 （GB50338-2003） 10.3.2消防对象
本项目工程主要消防对象为：
36座60 m3 LNG储罐 （∮=3.5m H=22m）； 生产装置区及其它主要生产配套设施。 10.4消防设施
10.4.1消防给水系统
根据《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004规定着火罐冷却水供给强度不小于6L/min·m2，邻近罐冷却水供给强度不小于2L/min·m2，保护面积按其表面积一半计算。火灾延续时间6h。泡沫消防用水量为36L/s，连续供给时间1h。本工程建消防水池（600m3）12座，总容积12×600m3。消防补水来自市政消防供水管网。站区道路敷设环状消防管网，管径DN200，管道上设置室外消火栓及消防水炮。
10.4.2消防灭火系统
罐区四周设置地上式消火栓、消防水炮、并配置移动式高倍数泡沫灭火系统及干粉灭火器，储罐罐顶设置固定消防喷淋冷却水系统，罐顶安全阀泄放处设置固定干粉灭火装置。
生产装置区及辅助用房四周设置地上式消火栓及干粉灭火器，装置区较高处设置消防水炮。
10.5主要设备和主要工程量
10.5.1消防系统主要设备
表10.5.1 单座加气站主要设备表 序号 设备名称 规格 Q=150m3/h 1 消防水泵 H=30m N=75kW 2 3
10.5.2系统主要工程量
消防水炮 推车式泡沫装置 Q=40L/s 500L 套 套 2 6 台 2 单位 数量 备注 带稳压泵及气压罐 一开一备 配备高倍数泡沫液 表10.5.2 单座加气站主要工程量
序号 1
工程名称 消防水池 面积 94m2 工程名称 面积 单位 数量 1 备注 消防泵房 210 m2 座 10.6 防范措施
1)总图布置：严格遵守《建筑设计防火规范》GB50016-2006和《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006年版），确保加气站与站外设施及建、构筑物的防火间距以及站内各建、构筑物之间的防火间距满足规范要求。
2)压力容器设计、制造、安装、使用、检验、修理和改造均按国家《固定式压力容器安全技术监察规程》执行。
3)必要管道上设置相应安全放散阀和放气阀，放散天然气进行有组织放散。 4)关键的阀门选用进口阀门，以减少漏气的可能性。 5)站内建筑物均按二级耐火等级设计。 6)加气站设置必要的消防器材。
7)公司配备管道检漏和抢修设备，能快速、准确地发现漏点，并能及时地进行处理。
8)汽车加气岛及生产区的电气仪表设备和开关均按防爆要求选型。 9)各操作点设置可燃气体泄漏报警系统。 10)严禁火种进入生产区。 10.7 防雷、防静电、抗震
1)站内生产区均按二类工业建筑物防雷设计。 2)站内工艺管道和设备均有静电接地装置。 3)工作人员穿棉织品或防静电工作服、鞋等。
4）阳城县为地震烈度区，按现行规范《建筑抗震设计规范》所有建构筑工程均按烈度设防。 10.8劳动安全卫生设施
1)加气站为操作管理人员提供良好工作、生活的场所。 2)站区内工艺设施均为敞开式设置。
3)根据国家劳动保护部门有关规定给予公司职工适度保健费和配备劳保用
品。
4)根据《职工劳动保护暂行规定》给予相应的劳动保护。 5)站内设安全员，由站长负责全站的安全工作。 6)定期组织公司职工进行健康检查。 10.9绿化
站内设置绿化带，广植花木，美化站区环境，保证站内绿化率达到规定要求。
第十一章 环境保护篇
11.1 概述及编制依据
11.1.1概述
天然气在汽车燃料当中是一种清洁燃料，它主要成份是CH4,无毒，含总硫不超过200毫克/标准立方米，含H2S不超过1毫克/标准立方米，燃烧后产生的二氧化硫也很少，并且全部在封闭系统中运行。因此，它是公共交通车辆理想的燃料，大大降低了城市车辆尾气对城市大气环境的污染。
11.1.2编制依据
设计中所遵循的国家有关标准和规范有：
《中华人民共和国环境保护法》 《建设项目环境保护设计规定》
《工业企业厂界噪声排放标准》 GB12348—2008 《工业企业噪声控制设计规范》 GBJ87—85）(1988年版) 《大气污染物综合排放标准》 GB16297—96
《建筑设计防火规范》 GB50016-2006 《污水综合排放标准》 GB8978—96 《环境空气质量标准》 GB3095—96 《声境空气质量标准》 GB3096—2008
11.2 工程概况
阳城县L-CNG加气站加气岛处设置加液机，单座加气站日加气能力为5万标准立方米。加气站内设有加气站房、汽车加气岛。本项目是优化城市能源结构，减少大气污染，改善阳城县环境空气质量，提高人民生活水平的工程。 11.3环境影响分析
11.3.1主要污染源和污染物
1）水污染源：生活污水、设备清洗、维修等环节产生少量的含油污水。 2）噪声环境污染；泵等。 3）工业废料污染：废弃润滑油等。
表11.3.1 可能造成的环境危害情况 污染物类型 废水/废液 废气 噪声 固体废弃物
1）废气：
生产过程中有液化天然气蒸发气收集系统，将蒸发气回收利用，正常情况下，几乎没有烃类物质释放到大气环境中，故不会给周围大气环境带来影响。
2）废水
每天站内产生少于1m3的生活污水，在站内通过埋地式生活污水集中处理装置处理，达标后排放。
设备清洗、维修等环节产生少量的含油污水，收集后送污水处理装置集中处理，达标后排放。
3）废液
装置产生的废液主要有：废弃润滑剂（油）、MDEA溶液。
废弃润滑剂主要是在装置检修维护（更换）时产生的，通常采用桶装回收，返回厂家（相关生产处理厂家）回收利用，另外废液主要来源是运转机械泄漏引起，由于选用设备档次高，并做到维修、保养及时，泄漏量极少，不会对周围水源造成不良影响。
4）噪音：设计选用低噪音控制设备，对单机超标的噪声源采用安装消音器或隔音罩等有效措施，操作人员出入高噪声区时必须配带耳罩或耳塞等防护用
环境要素 地面水 环境空气 声环境 污染目标 站外灌渠和河流 站外居民 站内和站外人员 备 注 土壤、生态环境 土壤、生态环境
品，在噪声作业区设置隔音操作间。通过采取这些措施使得厂界噪声符合国家标准，避免对周围环境造成影响。 11.4环境保护措施
1）废气：事故状态冷放空的概率很小，且火炬位于厂区的最小频率上风向，扩散条件良好，不会对地面大气环境造成大的影响。
2）污水处理工艺：采用A/O生物接触氧化设备，其设计主要是对生活污水和与之类似的工业有机污水处理，其主要处理手段是采用生化处理技术接触氧化法。
3）噪音：操作人员出入高噪声区时必须配带耳罩或耳塞等防护用品，在噪声作业区设置隔音操作间。
4）绿化：可以改善环境，降低噪声。植物既可以吸收污染物，清洁环境，又可以作为环境污染的警报器，在站内种植一些敏感植物，可以检测污染物是否超标。因此，终端内的绿化是必不可少的。 11.5环境影响结论
根据以上分析，本工程是可行的，不会对厂址周围的环境造成不利的影响。
第十二章 节能减排篇
12.1 编写依据
《中华人民共和国节约能源法》 2007年10月28日修订 《中华人民共和国清洁生产促进法》
《关于印发节能减排综合性工作方案的通知》 （国发《2007》15号） 《节能中长期专项规划》 （发改环资《2004》2505号） 《产业结构调整指导目录（2007年本）》 （征求意见稿） 《中国节能技术政策大纲》 （国家发改委。科技部2006年12月） 《国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术》（国家发改委2005年65号）
12.2节能目标
12.2.1工程概况
天然气L-CNG加气站建设内容：
天然气L-CNG加气站土建建设、加气工艺设备安装和加气机安装。
12.2.2能耗构成
天然气加气站内职工生活及工艺区主要耗能工质为电、水。本工程能源消耗为：
1．电能消耗
（1）场站工艺如压缩机、加气机及日常控制系统如计算机等消耗电能。 （2）日常照明用电。 （3）日常生活供冷热水。
项目耗电量及变压器选择根据下表：
单座加气站用电估算表
序号 名称 用电指标单位 用电指标 数量 总用电荷KW 7 8 9 10 11 加气站房 室外照明 生产用电 仓库用电 合计 w/ m2 Kw/d w/ m2 60 364 16 460 0.16 544 13.8 6 91 4.4 121.2 单座加气站年生产及办公用电量＝121.2＊0.9＊12＊365＝477580度/年。 单座加气站年采暖用电量＝460＊24＝11040度/年。 单座加气站年总用电量＝477580＋11040＝48.86万度/年。 2．水能的消耗
日常用水主要有生活用水、设备冲洗用水、绿化用水等。
单座加气站总用水量计算表
序号 项目名称 用水明细 定额单位 使用单位 使用数量 最大日用水量 m3/d 1 普通工人 公共厕所盥洗 2 管理人员 公共厕所盥洗 3 生产用水 生产用水 L/（人.d) L/（人.d) L/辆 100 20 2.0 40 20 0.8 50 20 1
4 5 绿化 未预见水量 灌溉 L/ m2 0.1 10% 2000 0.38 6 合计 4.18 单座加气站年总用水量＝4.18＊365＝1525.7吨/年。
天然气加气站能耗一览表：
能源种类 水 电 单位 吨/年 万度/年
单座天然气加气站能耗指标表
序号 1 电 万度/年 2 3 4 5 6 7 水 柴油 吨/年 吨/年 吨折标煤 万元 0.768 0.26 tce/t 60.04 156.47 tce/ 万元 tce/ 万元 1.4571 48.86 能源种类 计量单位 年需要实物量 折标系数单位 tce/万kw.h 折标系数 1.229 年需折标煤量（tce） 60.04 年用量 1525.7 48.86 12.3能耗分析
本加气站工艺是对天然气进行储存、输送，为天然气燃料汽车充装LNG、CNG。
加气站能耗主要为生产、生活用电及生活用水等。 12.4节能具体措施
1．加气站内设备选用密闭性能好，使用寿命长，能耗低的阀门和设备，避免和减少由于阀门等设备密封不严造成的天然气损耗。
2．在输气管材选用、施工焊接等工艺环节上采用优质管材并采用先进的焊接及施工技术，从而减少跑、冒、漏现象的发生。
3．减少加气站检修时天然气放空
储气设施进口设置安全装置及出口设置截断阀，保证储气设施事故时能及时切断气源之用。各储气瓶组设置截断阀，如遇个别地方渗漏或堵塞不通时，可分段关闭进行检修，减少天然气放空。
4．加强计量管理。本站对进站和出站的电量、水量等均设置了计量装置，强化了运行中的管理，节省了能源。 12.5节能评价
本项目站内照明电器均采用节能灯；站内建筑物的建筑材料、门窗均采用节能材料制做，提高建筑物的保温性能，建筑物的外墙加设保温隔热板，屋顶采用保温隔热材料，严格控制窗墙比，门窗采用中空玻璃，以降低建筑物能耗。所以本项目是一个节能型的项目。
第十三章 安全篇
13.1工程危险、有害因素分析
13.1.1物料危险性分析
本工程涉及到的原料主要为液化天然气，液化天然气具有易燃、易爆、易挥发、低温的危险性。同时生产装置均具有潜在危险性，在施工、调试、运行、检修等工作环境中均存在一定风险。因此必须对该工程项目的危险、有害因素进行辨识分析，以便采取安全对策，确保生产安全运行。
甲 烷
中文名 分子式 标 识 分子量 危规号 CAS号 UN编号
甲烷 CH4 16.04 21007 74-82-8 1971
危险物类别 性状 理 化 性 质 熔点（℃） 沸点（℃） 相对密度（水=1.0） 相对密度（空气＝1.0） 饱和蒸汽压 溶解性 燃烧性 闪点（℃） 爆炸下限（％） 爆 炸 特 性 与 消 防 爆炸上限（％） 禁忌物 燃烧（分解）产物 避免接触条件 第2.1类 易燃气体 无色无臭气体。 -182.5 -161.5 0.42 0.55 53.32（-168.8℃） 微溶于水、溶于醇、乙醚。 易燃 -188 5.3 15 强氧化剂、氟、氯 一氧化碳、二氧化碳 危险特性：易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物。遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。与五氧化溴、氯气、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其它强氧化剂接触剧烈反应。 灭火方法：切断气源。若不能立即切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。 灭火剂：雾状水、泡沫、干粉、二氧化碳。 健康危害：甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降危 害 低，使人窒息。当空气中甲烷达25％～30％时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、共济失调。若不及时脱离，可致窒息死亡。皮肤接触液化本品，可致冻伤。 侵入途径：吸入。 13.1.2工艺过程危险、有害因素分析
1）如站内发生火灾、爆炸事故，可能会污染周边大气。
2）若低温槽车在运输过程中，发生意外可能对沿途设施和人员造成危害。
3）设备若使用时间过长，加之腐蚀性使用，易造成穿孔泄漏而引起燃烧、爆炸、中毒等事故的发生。
4）生产过程中一旦停电、冷却介质中断等引起温度急剧上升、压力加大，易造成冲料、燃烧、爆炸、中毒等事故的发生。
5）生产过程中，在有易燃、易爆危险的场合，电火花、静电放电、雷电放电均可成为引起燃烧、爆炸的点火源，导致火灾、爆炸事故的发生。
6）企业所用产品、辅助品等需要经常使用车辆，若厂内道路、车辆管理、车辆状况、驾驶人员素质等方面存在缺陷，可能引发车辆伤害事故，同时可能造成燃烧、爆炸事故。
7）电器设备若不按规程操作或设备本身质量、规格不符合要求（如在易燃、易爆场所的电器设备、照明、开关等，不防爆），易引起触电伤害事故，甚至引起二次事故，造成燃烧、爆炸、中毒等事故的发生。
13.1.3其它危害因素分析
1）地震灾害：如站内发生地震灾害，可能造成建筑倒塌、管线破裂等事故的发生，进而使原料、产品燃烧、爆炸和人员伤亡等事故的发生。
2）雷击危险：由于站内存在大量带电、导电设备，部分设备较高，在夏季可能产生雷击事故，造成原料、产品燃烧、爆炸和人员伤亡等事故的发生。 13.2危险、有害因素防范与治理措施
13.2.1安全防范与治理措施
1）区域布置的防火间距、卫生防护距离
根据本项目的生产流程及各组成部分的生产特点和火灾危险性，结合风向、地形等条件，按功能分区集中布置。本项目共设有2个安全出口，分别为人流出口和物流出口，站内设有6m宽环形消防通道，路面净空高度均大于5m，站内各安全距离满足《石油天然气工程设计防火规范》和《建筑设计防火规范》要求。
2）生产过程密闭防护措施
①设备、管道设计按有关规定留有满足要求的安全系数，并按照规范和本项目实际情况制作相关管道材料统一规定、设备一览表和管道一览表。
②设备、管道均按规范进行强度实验、严密性测试和防腐措施检验。 ③从事压力容器制造和安装的单位是已取得相应制造资格的单位或者经安
装单位所在地的省级安全监察机构批准的安装单位。
3）采用的保证安全生产的自动连锁保护和紧急停车措施
①重要的机泵均考虑备用。如果安全连锁系统中突然停电后，需立即启动的用电设备配置应急保护电源。
②厂区设控制室，根据生产工艺流程特点，重点工段（工序）采用先进、可靠的可燃气体报警、配置完善的监控、报警、安全连锁和通讯设施，有效的防止误操作及其它事故的发生。
③电器设备设有完善的继电保护系统，当电器设备和线路发生故障时，避免伤害操作人员和损坏设备。
④在装置区、液化天然气储罐区等可燃气体易泄漏的位置设置可燃气体探测器，监视其可燃气体的浓度；在控制室、配电室及其它电器设备间设置感烟探测器，液化天然气储罐区设置火焰探测器；在重要设备、出入口设置手动报警按钮，在紧急情况下能够提醒工作人员及时处理。
4）气体泄放防护措施
①压力容器及各种安全附件（如安全阀、压力表等）定期经相关部门检验合格；安全阀、压力表，进行定期校验。爆炸危险场所使用的特种设备，符合防爆安全技术要求。
②根据《特种设备质量监督与安全监察规定》的要求，新增特种设备在投入使用前企业持监督检验机构出具的验收检验报告和安全检验合格标志，在所在地区特种设备安全监察机构注册登记。将检验合格标志固定在特种设备显著位置上后再投入正式使用。
③在可能产生密闭段的管道、设备上安装安全阀，防止因生产装置停车造成带压天然气随外界温度升高而膨胀造成爆炸。
④防爆、隔爆、安全电气措施。
⑤严格按照全场危险区域划分图进行防爆设备的选型，以确保安全生产。 ⑥在防爆区域内使用的操作工具等均选用防爆型。 5）建筑与结构安全防护措施
本工程抗震设防烈度8度（参照《建筑抗震设计规范》）。 6）静电、雷击防护措施
①为防止直击雷、感应雷、雷电反击和静电对人身和设备造成的危害，在场区内设置综合接地网，接地电阻不大于4欧姆。场区工艺设备、容器、管线、金属罩棚、管架、金属平台、高杆灯等均与接地网可靠连接。工艺主装置区进行等电位连接。
②电器设备设接地保护，变压器中性点及开关柜、配电箱壳体均接地。 ③输送易燃、易爆气体或物料的工艺管线的阀门或法兰两端，进行防静电接地跨接。
④在主装置区的两侧及罐区设置消除静电接地装置。
⑤所有高出屋面的各种金属构件均与避雷网焊接连通，露天布置的储罐、容器等，顶板厚度不小于4mm的均设防雷接地设施。
⑥接地装置采用-40×4扁钢作为水平接地体， ∠50×5×2500角钢作为垂直接地体，接地装置材料热镀锌。
⑦接地极在距人行道或建筑物出入口小于3米时，水平接地体局部埋深1米，其它处埋深0.7米。
⑧操作人员穿戴防静电工作服，绝缘工作鞋，进行操作。 7）机械伤害防护措施
a. 在机械设备电动机、转轴等转动设备暴露部分设置防护罩。
b. 对操作人员进行严格培训，在进行巡检、设备维修时严格按照操作规程，以减少意外事故的发生。
c. 设备高处操作平台、阶梯、污水池、、排水沟等均设置护栏、盖子、警示牌等安全防护设施。
d. 高处作业时，需严格按照相关操作规程佩戴安全防护装置，系安全带等，避免有发生滑跌、高空坠落的危险。
e. 起重机严格遵守起重机的相关操作、检验规范，定期对吊具、索具或起升用的钢丝进行检查。
f. 起重机运行时，严格控制现场人员活动，无关人员远离，并由经过培训的专业操作工配合起吊工作。
g. 起重机操作人员必须经过专业培训持证上岗，并选用工作经验丰富的人员操作。
h. 在厂内道路上设置交通标志，限制厂内车辆车速，以防止意外发生。 i. 运行过程中可能超过极限位置的生产设备或零部件配置可靠的限位装置。
j. 工作时注意力要集中，要注意观察。 k. 正确穿戴好劳动防护用品。
l. 机器设备要定期检查、检修，保证其完好状态。 8）噪音危害防护措施
①在工厂设计设备和选型时，选用噪声较小的设备。厂内噪声较大的设备均设置消音器以减少噪音危害。
②为操作人员配备防噪音用耳塞。 ③设置减振、声阻尼等装置。
④实行时间防护，即事先做好充分准备，尽量缩短在噪音较大区域的不必要停留时间。
9）紧急和其它防护措施
①厂内设急救室，配备必要的急救器具及药品。 ③操作人员上岗前接受触电及触电抢救知识和实际方法。
④为确保操作人员安全，特别是夜间巡回检查人员的安全，露天设备及框架平台设有满足亮度要求的照明设施。在防爆区域严格按标准规范要求严禁使用白炽灯。关键岗位配置安全应急灯。
⑤设计中除考虑设备及管道的保温、保冷要求外，按照标准规范的有关要求，认真考虑设备及管道的防冻、防烫措施，保证现场人员的安全。
⑥在控制室、操作时内设空调或吊扇、暖气设施，保证操作人员工作环境的适宜温度。
⑦设计中充分考虑减小或避免噪声污染并采取相应措施。按《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）的有关条款，确保8小时限制90分贝以下。依据时间减半分贝加3的原则，在控制室内确保有电话70分贝，无电话75分贝。
⑧加强管理，严格控制遵守安全生产规章制度，确实做到安全文明生产。各生产岗位设置安全标志，定期进行安全培训。安全数据做到文字化、影像化。
⑨高温场所充分利用自然通风辅以机械通风。
⑩消防器材、严禁人员进入的危险场所、安全信道、高危作业场所、紧急信道及紧急出入口依照《安全色》《安全标志》规定进行着色，并设置相应的警示标志。
10）操作人员经过专业培训，考试合格后再上岗。并在在岗期间穿戴好相应的防护用品。使用、储存、运输车间（部门）负责人（含技术人员）熟练掌握工艺过程和设备性能，并能正确指挥事故处理。在生产过程、储存、运输等现场配备抢修器材。
11）规章制度及后勤服务
①本项目需制定相关的厂规、厂纪包括：安全生产管理制度、卫生管理制度、质量管理制度、后勤管理制度等。工厂运行后需严格执行上述相关制度以保证工厂的安全平稳运行。同时在生产中需严格执行相关的安全生产管理制度包括：动火证制度、禁火制度、安全操作规程制度、十不登高制度等以保证工厂的劳动安全。
②本项目需制定相关的安全应急预案包括：灭火救灾应急预案、高压天然气泄露事故应急预案、紧急停电事故应急预案、装置大修安全预案、天然气及其产品泄露事故应急预案，进入有限空间作业安全预案等，并定期组织学习、培训、考核、演练，以确保在发生意外事故等情况时的工厂和人员安全。
③本项目在急救室配备常用的医疗、保健用药，由后勤部提供日常保健用品包括：毛巾、香皂、脸盆等生活保健用品，哑铃、球拍、羽毛球等健身保健用品以提高员工的身体素质。
④本项目为员工配备必要的人体保护设施包括：安全帽、防静电工作服、工作手套、防护工鞋、耳塞等以保证人员安全。 13.3安全管理机构设置
本项目由站长负责全站的安全管理工作。 13.4安全投资估算
项目一期安全生产投资为20万，十二座加气站建设一期安全生产投资共计240万元。 13.5预期效果
本工程设计采用的工艺路线和设备自动化水平高，工艺技术环保、安全。各
专业在设计中严格把关、认真执行现行的有关标准、规范，认真贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针。从工程设计到施工、安装以至将来的生产运行，采取相应的安全卫生技术措施，可保证消除有害未知的排放污染，杜绝人身伤亡事故的发生，完全能够满足国家法律、法规对安全方面的诸项要求。项目建成后该企业完全能够达到安全、卫生、文明生产的目标。 13.6建议
建议加气站内部做好安全工作，在可能有易燃、易爆气体散发地点的危险范围之内杜绝明火，工作人员必须穿防静电服，机动车辆严禁驶入生产装置区。
第十四章 职业卫生篇
14.1危害因素分析
14.1.1原料、辅料的危害
1）由于液化天然气具有低温、易挥发、易燃易爆性，有冻伤危害。 2）天然气可能使人窒息，泄漏的液化天然气其低温可能使人冻伤，或造成设备或建筑物材料损坏。
3）在生产过程中，输送泵等机械设备会产生不同程度的噪音。人员长期处于噪音环境，可危害耳膜及人身健康。
4）高处作业，如果安全防护装置不齐全，未系安全带等，踏脚处有污油，护栏不完善或操作不慎等，有造成摔伤的危险。 14.2职业病危害因素防护措施
14.2.1防护措施
为确保生产安全，防止灾害和事故的发生及蔓延，在项目建设中充分设置各种安全、卫生和消防设施。如下：
1）选择优质的设备、材料，保证工程质量，确保生产安全、正常。杜绝不正常的泄漏。按照有关标准、规范，在火灾爆炸危险场所内的建构筑物的结构形式、建筑材料及设备符合防火防爆要求。
2）设备、管道、建构筑物之间保持足够的防火距离，并符合有关标准、规范的要求。
3）在具有火灾、爆炸危险的生产设备和管道上设置安全阀、爆破片、阻火
器等防爆阻火设施。
4）设置火炬，使排放的可燃气体和液体通过火炬经过燃烧后排放。 5）设置可燃气体监测及火灾报警系统，可及时准确地探测可能发生的气体泄漏及火情。
6）配备计算机监测、控制系统，设置事故连锁、报警和紧急切断设施。便于处理突发事件，保证生产的安全进行。
7）在防爆区内的所有金属设备、管道、储罐等设有静电接地。对可能产生静电危害的工作场所，配置个人防静电防护用品。
8）按介质的组份及泄漏源的实际情况严格划分防爆区域。
9）尽量将电气设备或容易产生火花的其它设备安装在远离防爆区域的地方。 10）必须设在防爆区域内的电气设备，严格按规范规定选用相应等级的防爆电气设备，并采取相应的防爆措施。
11）根据工作环境特点配备各种必需的防护用具和用品。包括洗眼器、淋浴器、眼面防护用具、工业安全帽、工作帽、防护手套、防护鞋靴、防毒面具、耳塞及护肤用品等。
12）设置工业电视监视系统，便于监控和处理突发事件，保证生产的安全进行。
13）加强安全培训、制定规章及责任制。 14.3预期效果
本项目设计中严格执行各种安全卫生标准、规范，采取完善的安全卫生措施，可有效地防止火灾、爆炸、窒息、机械伤害、触电和噪声等事故的发生。一旦因泄漏等原因而可能发生燃爆之类事故，依靠装置区内设置的安全监控系统，防护设施和消防设施，也能及时加以控制，防止事故发生和扩大。本设计能使操作人员在安全和良好的劳动环境中操作，生产安全和人体健康均有可靠保证。
第十五章 组织机构和定员
15.1组织机构
L-CNG加气站的自动化水平较高，所以现场操作人员应采取少而精的配备方案。
本站组织机构按部门分设两层机构即管理层和操作层，管理层为技术岗，操
作层分为主控室、生产及检修等。 15.2 定员
单座加气站工厂拟定员20人，共计建设加气站12座，拟定员240人。
表15.2 单座加气站工厂劳动定员表 岗 位 人 数 合 计 操作工人 维修 电仪 后勤 站长 合计 15.3人员培训
L-CNG加气站涉及的多为易燃易爆的天然气，一旦发生事故其危害不可估量，同时超低温和高温操作对人体也会构成大的伤害。生产及管理人员须具备：一定的文化素质和技术水平；天然气处理和安全生产的基本知识；要精通业务，达到“四懂”和“三会”，即懂设备结构、懂设备原理、懂设备性能、懂工艺流程；会分析数据、会判断事故、会处理事故。生产人员需经培训合格后持证上岗。管理干部和职工的培训，应与工程建设同步进行。
12 2 2 2 1 20 12 2 2 2 1 20
第十六章 经济效益评价
16.1编制依据
（1）本经济评价依据国家发改委、建设部2006年联合发布的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）及国家现行财税政策、会计制度与相关法规进行编制。
（2） 将该项目作为一个系统，按照费用效益对应一致的原则进行项目的总体经济效益计算与评价。 16.2生产规模
本项目为建设5×104Nm3/d的LNG加气站十二座。
项目建成后，每座可实现年供气量1.8×10７Nm3。
十二座加气站全部建设完成可实现年供气量21.6×10７Nm3。 16.3项目计算期及生产负荷
单座加气站项目计算期为16年，其中：建设期1年，营业期15年。 项目建设、投达产计划见表16.3。
表16.3 项目建设、投达产计划表 建设期 第1年
16.4投资估算与资金筹措
16.4.1投资估算
投产期 第2年 45% 第3年 60% 第4年 75% 第5年 90% 达产期 第6年 100% 1）项目总投资
单座建设项目总投资1500万元，其中： （1）建设投资1391.2万元； （2）流动资金为108.8万元。
建设十二座加气站，共计项目总投资1.8亿元。 2）报批规模总投资
单座报批规模总投资1500万元，其中： （1）建设投资1391.2万元； （2）铺底流动资金为108.8万元。
建设十二座加气站，共计报批规模总投资1.8亿元。
16.4.2资金筹措
（1）单座建设投资1391.2万元，十二座加气站共计建设投资16694.4万元，全部企业自筹；
（2）单座流动资金为108.8万元，十二座加气站共计流动资金1305.6万元，全部企业自筹。
单座加气站流动资金估算详见附表1，投资总额及资金筹措见附表2。 16.5总成本费用（以单座加气站计算）
16.5.1计算依据
（1）单座加气站岗位定20人，工资按50000元/人·年计算。 （2）单座加气站固定资产折旧残值率取5%，综合折旧年限15年。 （3）单座加气站其他资产摊销分10年摊销。
16.5.2总成本费用
进气价按3.7元/m3（含税价）测算。
项目建成后单座加气站年平均总成本及费用为6603.4万元，年平均经营成本8705.8万元。
单座加气站年总成本费用表见附表3。 16.6营业收入
售气价按4.5元/m3（含税价）测算。
单座加气站项目达产年年销售收入10074.9万元。
单座加气站营业收入、营业税金及附加和增值税估算表见附表4。 16.7税金及利润计算
增值税税率为13%。经计算，正常年进项税为1142.6万元，销项税为1309.8万元，增值税为87万元。
城市维护建设税和教育费附加分别为增值税的7%和3%缴纳。经计算，单座加气站正常年缴纳城市维护建设税11.6万元，教育费附加为5万元。
所得税按应纳所得税额的25%计取，法定盈余公积金按净利润的10%提取。 经计算单座加气站年平均利润总额为398.4万元；年平均净利润为298.8万元。
单座加气站利润与利润分配表见附5。 16.8财务分析（以单座加气站分析）
16.8.1盈利能力分析
所得税前项目投资财务内部收益率22.45%；所得税后项目投资财务内部收益率18.60%，大于设定基准收益率（ic=12%），项目在财务上可以被接受。
单座加气站项目投资现金流量表见附表6。
16.8.2财务生存能力分析
单座加气站财务计划现金流量表见附表7。
项目计算期内各年的净现金流量和累计盈余资金均为正值，各年均有足够的
净现金流量维持项目的正常运营，可保证项目财务的可持续性。 16.9不确定性分析（以单座加气站分析）
16.9.1盈亏平衡分析：
以生产能力利用率表示的盈亏平衡图见图1。项目的生产能力利用率只要超
金额：万元120001000080006000400020000总成本固定成本营业额扣税金附加BEP=62.7%0%20%40%达产比率60%80%100%过该点，项目可盈利。 图1 第10年盈亏平衡图
16.9.2敏感性分析
敏感性分析见表2，该表分析了各因素变化对税后内部收益率的影响，其中产品售价和经营成本是效益最敏感的因素。对产品售价和经营成本两因素组合发生同向“涨”或“落”的情况进行双因素敏感性分析表明，当产品售价和经营成本同向变化时，它对该项目的内部收益率影响较小。 表2 变化率 -20% -15% -10% -5% 0% +5% +10% +15% +20%
IRR（税后）敏感性分析表 单因素 建设投资 经营成本 产品产量 21.84% 20.94% 20.10% 19.33% 18.60% 17.93% 17.29% 16.69% 16.12% 74.17% 61.11% 47.78% 33.89% 18.60% -2.04% 14.98% 15.99% 16.93% 17.80% 18.60% 19.35% 20.04% 20.68% 21.27% 产品价格 -2.07% 18.60% 33.38% 46.51% 58.89% 70.85% 双因素 经营成本/产品价格 19.20% 19.17% 19.08% 18.89% 18.60% 18.22% 17.75% 17.19% 16.55%
敏感性分析图见图2。
IRR80%70%60%50%40%30%20%10%0%-20%-15%-10%-5%0%+5%-10%不确定因素变化率+10%+15%+20%经营成本产品产量产品价格基准收益率建设投资图2 所得税后项目投资财务内部收益率敏感性分析图
16.10评价结论
本项目所得税后项目投资财务内部收益率为18.60%，高于设定基准收益率(ic=12%)，偿债分析指标较好。计算期内各年经营活动现金流量均为正数，具备财务生存能力。
评价指标汇总详见表3。
表3 评价指标汇总表 序 项 目 号 1 所得税前： 1.1 1.2 1.3 2 2.1 2.2 2.3 3 3.1 3.2
单 位 % 万元 年 % 万元 年 万元 万元 指标 44.9 1168.7 6.12 18.60 689. 5 6.74 1074.9 398.4 备注 含建设期 含建设期 第10年 年平均 项目投资财务内部收益率 项目投资财务净现值(i＝12%) 项目投资回收期（年） 所得税后： 项目投资财务内部收益率 项目投资财务净现值(i＝12%) 项目投资回收期（年） 其他分析指标 年营业收入 利润总额
3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 利税总额 净利润 投资利润率 投资利润率 投资利税率 投资利税率 盈亏平衡点 万元 万元 % % % % % 566.3 298.8 58.4 48.8 80.8 69.4 125.3 年平均 年平均 第10年 年平均 第10年 年平均 第10年
第十七章 投资可行性分析
为促进全省经济发展，积极响应省委、省政府全面气化山西、大力发展低碳经济的号召，根据全省天然气（煤层气）管网及加气站项目建设工程统一规划，统一审批的原则，以及省委、省政府有关领导对加快我省天然气（煤层气）利用工程建设步伐，促进燃气产业健康快速发展，优化能源结构，改善城市环境的要求，山西省国新能源发展集团有限公司拟在阳城县建设L-CNG加气站共计十二座，推动“气化阳城”建设。作为全省气化山西的主力军，我公司资金实力雄厚，具有手续审批快、建站用时短等各方面优势，阳城县L-CNG汽车加气站项目的建设在推动“气化山西、气化阳城”的战略目标的同时，亦能为阳城县当地带来巨大的效益。
1）投资额度大，创收利税高。
山西省国新能源发展集团有限公司拟在阳城县境内建设L-CNG加气站十二座，投资概算1.8亿余元。为推动当地LNG/CNG新清洁能源的快速发展，山西省国新能源发展集团有限公司拟于2013年购置80台LNG大型货车投入当地的运输，并拟在3-5年内，随着阳城当地产能的释放逐步增加LNG汽车500辆投入运营，致力打造生态、环保型运输。按照现市场行情，单辆LNG燃气汽车售价47万元/辆，此项投资概算共计2.35亿元。合计总投资4.15亿元。
L-CNG加气站的建设投入使用，亦将大大推动当地经济快速发展，单座加气站每年缴纳税收约229.1万元，随着十座加气站的陆续建设投入使用，每年缴纳税收共计2749.2万元。
2）缓解当地就业压力。
阳城县L-CNG加气站的建设投入使用，单站定员20名，拟建设加气站10座，共需人员200名。另外，随着集团公司500余辆LNG燃气汽车的投入运营，仍需招聘车辆驾驶、维修及管理人员约2000名。作为新兴能源应用，无论是加气站工作人员还是车辆的驾驶使用人员，都会为从业人员带来较好的经济收入。既缓解了部分就业压力，又可提高当地人均收入。
3）LNG/CNG替代燃油，是全球迅速发展的普遍趋势。阳城县L-CNG加气站的推广，将会大大刺激当地原有燃油车辆的技术改装，从而拉动LNG燃气汽车的附带投资及相关产业链的发展。
国家对天然气利用项目十分重视，尤其是发展新型节能环保汽车，投资天然气项目享受招商引资的各项优惠政策，这对天然气利用项目建设和市场开发非常有利。
将LNG/CNG这种日益普及的新兴能源作为燃料引入城市，一方面可提高城市居民的生活质量，提升城市品位；另一方面，有利于保持良好的生态环境。因此使用天然气，可带来可观的经济效益和显著的社会效益。阳城县L-CNG加气站项目的建成，有利于改善环境质量，促进经济发展，是一项民生工程、德政工程。希望有关领导能够给予重视，列入阳城县政府重点工程项目，为此项目的顺利推进提供支持。
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