LNG加气站项目建议书及投资预算.docx

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LNG加气站项目建议书及投资预算

XXX公司LNG加气站项目建议书

一、项目基本概况

1、项目名称：

2、项目申报单位：

3、拟建地点：

4、建设内容与规模：

5、本项目计划建设LNG加气站一座，加气站设计规模为2X104Nm3/D。

该站初期主要为当地农产品物流车提供LNG加气，待市场成熟后我货运及省际客车提供LNG。

加气站年产能为1480万方。

6、建设年限：

计划在2012年3月1日建成投产。

7、概算投资：

项目计划总投资1400万元。

‘

8、效益分析：

9、根据市场调研及项目投资估算，本项目建设完成后预计当年平均可以达到1.46X104NM/日的销售量，第二年项目达产（2X104Nm3/日）；项目投资回收期为5.94年。

10、项目建设的必要性和条件

11、建设的必要性分析

12、1.1推动节能减排降低企业综合成本，达到企业与地方双赢

13、本项目建成初期主要为东西湖区内商混配送车辆、大型仓储物流配送提供清洁燃料LNG供应。

同时，在加快东西湖片区天然气市场开发的同时，从优化能源结构开始，将充分，有效推动节能减排和带动当地经济增长，达到企业与地方双赢。

二、建设条件分析：

（1）政府准入条件：

该项目目前已经取得湖北省发改局《省发展改革委关于湖北省LNG储备库前期工作及投资建设LNG终端利用项目回复意见的函》、湖北省国土资源厅《省国土资源厅关于支持LNG储备库及LNG、L-CNG加气站项目建设用地意见》、湖北省住房和城乡建设厅《关于支持LNG储备库及LNG、L-CNG加气站项目建设的复函》、湖北省环境保护厅《关于LNG储备库及LNG、L-CNG加气站项目环境管理意见的函》及武汉市发改委《关于湖北新捷天然气有限公司来汉投资天然气综合利用项目有关意见的函》的支持性文件，初步具备建设条件。

（2）气源条件：

本项目前期气源来自江苏如东LNG接收码头，采用43或40英尺标准集装箱低温槽车运输到洪湖加气站；待公司LNG储备库建成运营后，槽车直接从储备库中拖气补充。

三、建设规模与产品方案

1、建设规模

建设LNG加气站1座，加气站设计规模为。

加气站年产能为万方。

2、产品方案

本项目开发LNG用户，地区目标客户有如下几类：

（1）提供车用LNG供应；最终主要发展方向以物流车用LNG供应为主

（2）逐步推进工业用气

地理位置优越，工业发展迅速，但目前由于气源紧张，大部分工业企业没有天然气使用，因此本项目建成后可以利用信息的传播效应逐步培育LNG工业用气市场，扩大LNG需求量。

3、天然气市场需求分析及预测

目前，全区登记在册的物流车辆约20000辆，其中重载车辆约为5000台上下，载重量从3吨到30吨不等，因区内加气配套设施不完善，全部未进行LNG燃料车改装。

区内入住物流企业达到80多家，其中有规模的物流企业在6家左右，大部分则为个体经营物流公司。

这些物流企业主要承担区内生产企业、大型仓储配送任务。

一个规模为的LNG加气站远远满足不了东西湖区的天然气市场发展，武汉东西湖柏泉LNG站（本项目）与武汉东西湖保税区LNG加气站将共同分担13GB12523-90

四、技术方案、主要设备、工程方案

主要污染源分析

1、技术方案

LNG

采用LNG工艺为货运车辆提供

（1）卸车流程：

把汽车槽车内的LNG转移至

管道、加气机、LNG储罐等生产放空或安全放空时排出的气态天然气，比空气还轻，迅速挥发掉对人体、树木花草无害。

LNG经过泵从储罐商、下进液管分别进入LNG

LNG槽车到站后，先将LNG槽车与LNG储罐的气相空间连通，然后断开，在卸车的过程中通过增压器增大槽车的气相压力，用泵将槽车内的

卸入储罐，卸完后需要给槽车降压。

本站废水主要有地面冲洗水等。

储罐增压工艺包括储罐增压器、升压调节阀、减压调压阀及若干低温阀门和仪表。

储罐运行时储存参数为0.4-0.6MPA,15.0储罐进行补压，以维持其储存压力，保证后续工艺的顺利进行。

当

储罐压力低于设定压力0.4MPA时，增压调节阀开启，LNG进入储罐增压器，气化后通过储罐顶部的气相管进入罐内，储罐压力上升；当LNG

天然气的主要成份为甲烷。

由于天然气分子结构相对比较简单，在通常情况下一般呈现气态，进入发动机时容易生成均匀的混合气，燃烧较完全、彻底。

尾气中排放的一氧化碳和未燃烧的碳氢化合物较少，和传统的燃油车相比，其最大的特点是”

。

天然气汽车已日渐成为解决汽车环保问题的重要手段之一。

（3）升压流程

天然气汽车的尾气排气中不含铅，几乎不含硫化物。

与燃油车辆相比，尾气中污染物排放主要有以下几个方面的主要特点：

LNG

0.4-0.6MPA“温室效应”气体的排放少

目前，二氧化碳（CO2）、氮氧化物（NOx）、氟里昂（CFC8）以及部分碳氢化合物（HC

1

二、产生烟雾能力低，减少颗粒物的排放

由于燃气比汽油、柴油燃烧更充分，几乎不排放碳烟，在产生烟雾能力方面，液化石油气汽车仅为汽油车的一半，天然气则更低。

燃气中硫含量较少，一般仅是汽油的80％或更低，因而大大地降低了排放物中硫化物颗粒，减少了酸雨的发生概率。

天然气作为结构简单的气体燃料，燃烧所产生废气中颗粒物排放要比汽油、柴油少很多，与柴油车相比，燃气汽车行驶时颗粒物排放几近于零。

站控系统

天然气是一些结构比较简单的碳氢化合物，与汽油相比，使用天然气为动力的车辆，行驶时能够有效地减少大气中1，3-丁二烯，甲醛等有毒有机污染物的含量。

四、对土壤和水环境很难造成二次污染

LNG暴露在空气中会迅速地气化、消散，在水中的溶解度也很小，与汽油、柴油相比，LNG由于能迅速消散而不至于渗入地下。

因此，由于这些物质的泄漏造成对土壤和水环境长期不良的影响可能性极其微小。

LNG加气站工程本身就是一项环保工程。

运煤重型汽车使用天然气代替原来的汽油、柴油等燃料，减少了尾气的污染物排放。

对改善大气环境质量，具有显著的社会效益和环境效益。

本工程年供应天然气约700万m3/a。

1m3天然气约相当于0.85~1.0L汽油，1t汽油约1300L。

本工程按以上数据进行社会和环境效益评估。

社会和环境效益评估表

5

4.节能

台本工程为LNG加气站工程，利用的能源主要是天然气。

工程的建设不仅减少城市客运交通系统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，节约了大量的人力、物力。

设计依据

1、《关于固定资产投资工程项目可行性研究报告

2

6节能篇（章）”编制及评估的规定》（计交能〔1997

序号

评估内容

评估数据

1

年替代汽油量（t/a）

3322

2

年减少CO2排放量（t/a）

6343

3

年减少CO排放量（t/a）

90

4

年减少NOx排放量（t/a）

10

5

年减少THC（总碳化合物）排放量（t/a

1、配电柜2、控制柜3、UPS电源4、动力线路5、IC卡加液收费系统6、仪表空气系统6、上位机部分

套

1

年减少NMHC（非甲烷总烃）排放量（t/a）

卸车流量计

美国爱默生CFM200

2542

LNG站内真空管线

撬外设备连接真空管路

米

60

7

套

DB22T435-2006

1

4、《中国节能技术政策大纲》（2006）

5、《中国节水技术政策大纲》（）LNG低温储罐，60立方米，1台；LNG汽车加气站就是将液化天然气（LNG）通过泵、加气机加注到LNG运输槽车的潜液泵撬，340L/MIN;

1、工艺设备、管道的安全放散、检修放空及事故放散；0-150L/MIN，单枪，BOG气体的放空等；

3、工作过程中设备耗电，主要为LNG在卸车、低速循环调饱和及加气时使用的站内真空管线，60M;

4、人员日常生活的耗水、耗电。

辅助部分

（1）站房及辅助用房：

300㎡（考虑职工宿舍及食堂）

（2）行车场地及道路、场地平整：

3000㎡

（3）罩棚：

15米乘20米

（4）箱式变电站，100KVA，1座

五、投资估算及资金筹备

1、LNG加气站投资估算

项目正常运行后，主要用水为为生活用水。

按照用水220升/人·天（《中国节水技术政策大纲》（

内容名称年）），本项目共7名工作人员，以每年工作300

462立方米。

本项目生产设备耗电11千瓦/小时，生活用电10千瓦/小时。

按每年工作300天计，每天24小时，项目年耗电量为15.12万千瓦时。

项目消耗的水、电折标煤见下表。

（说明生活用电，加气时生产设备耗电，不加气时生产设备耗电，总耗电。

每年工作天数应按365天计算）

项目综合能源消耗

序号

能源名称

LNG储罐

折标系数

1

折标煤（tce）

60m³--1.2MPA卧式真空粉末%）

58

1

2

LNG增压泵撬

1

462

套

0.0476

0.1

LNG加气机

2

2

电

套

15.12含显示屏、控制板、键盘、不体、液相质量流量计、气相回流质量流量计、加气枪、防爆柜等成套设备

kw·h

4

0.404kg/kw·h

1

61.07

1、配电柜

99.9

备注：

水的折标系数参见《综合能耗计算通则》（GB/T2589-2008），

电的折标系数参见国家统计局资料。

由上表可以看出，本项目年耗水、电折标煤分别为0.04tce、61.07tce，年综合能耗61.11tce。

其中电为消耗的最主要的能源，占总能耗的99.9%。

5.消防

本项目的消防任务是防火防爆，扑灭站内零星火灾，控制站区初期火灾，保护着火部位及其临近区域，以避免灾害，保护人民群众的生命财产的安全，并最大限度地减少损失。

5.1设计依据及原则

1、《中华人民共和国消防法》

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》GB50156-2000（2006年版）

4、《建筑设计防火规范》GB50016-2006

5、《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（2000版）

6、《建筑物灭火器配置设计规范》GB50140-2005

7、《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92

8、《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493-2009

1、贯彻预防为主，防消结合的原则。

严格执行国家有关的设计防火规范，采取可靠的防范措施，防止和减少火灾的危害。

2、严格执行国家各项抗灾防火技术和行政法规，积极采用先进成熟的抗灾防灾技术。

3、消防设施根据规模，火灾危险性及邻近有关单位的消防协作条件等因素综合考虑确定。

4、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LNG加气站的安全问题时，首先要了解天然气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。

5、对于LNG的储运、调饱和、加气等各个环节，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LNG设备的防火及消防要求；防止设备超压，引起超压排放或爆炸；由于LNG的低温特性，对材料选择和设备制作方面的相关要求；在进行LNG操作时，操作人员的防护等站内真空管线

5.2防火设计

平面布置是本着有利生产、方便管理、确保安全、保护环境并结合场地建设的具体情况布置的，严格按有关规范要求进行。

撬外设备连接真空管路

加气站中LNG储罐、泵、卸车增压器、饱和压力调节器周围设1.0米高的围堰，储罐、围堰与周围建、构筑物的安全间距均严格按照有关规范执行。

1、站内工艺管线及管件的选择均符合国家有关规范的规定及材质标准。

工艺设备及附件选用性能优良，具有国际或国内权威机构认定的产品。

2、各装置均设计成密闭系统，在控制的操作条件下使介质保持在由设备和管道组成的密闭系统中。

LNG阀门、管件

、储罐设有安全阀、放空阀、调压阀、超压报警及高、低液位报警系统等。

4、进出储罐的液相管道上设有紧急切断阀，在装置发生意外时，可立即切断储罐与外界的通道，防止储罐内的液体流出。

5、加气站中饱和压力调节器的进口管线上设有紧急切断阀，一旦调节器发生泄漏或其它事故，立即自动动作，关闭阀门。

6、在LNG液相管道的两个切断阀之间装有管道安全阀，一旦两个切断阀关闭，切断阀之间管道内的液体受热气化，压力升高，安全阀自动起跳，防止管道超压。

7、LNG泵设有紧急切断阀，可以自动动作。

8、LNG槽车设有紧急切断阀，装在液相管上。

在装置发生意外时，可马上切断槽车与外界的通道，防止槽车里的液体流出。

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。

2

二

安装工程

15

1

站房及辅助用房

280

㎡

土地租赁方承担

-

2

地坪、道路、平整

6255

㎡

土地租赁方承担

3

网架

----

㎡

土地租赁方承担

4

设备基础

土地租赁方承担

5

电气工程

土地租赁方承担

6，防止LNG

消防工程

5.2.3建、构筑物防火设计

加气站中的卸车口和加气岛爆炸危险区域划分为I区，围堰内和加气岛地面均为不发火花地面。

地震烈度按当地要求的抗震要求设计。

5.2.4电气、仪表防火设计

1、本项目及配套系统防雷、防静电接地、工作接地、保护接地均按国家规范进行设计。

2、值班控制室内装设应急照明，以保证事故情况下控制室的照明，在控制室设断电延时一小时的UPS以确保仪表用电。

3、电气设计严格遵守《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》和其他现行的国家标准。

选用性能优良、密封绝缘良好的电缆及电气设备以杜绝火灾隐患。

用于爆炸性气体环境的电气设备和灯具是与该区域的级别相适应的防爆电气设备和灯具。

土地租赁方承担

8

现场安装、调试费

土地租赁方承担

10

9

装修、形象

10

监控系统

土地租赁方承担

5

三

土建及费用土地租用

土地租赁合同中土体费、土建费，土地租赁年限20年

1100

四

其他费用

50

1

可研、设计费

暂估

18

2

勘察、地勘费

暂估

4

3

安评、环评费

暂估

10

4

规划测量

6

5

工程建设监理费

5

6

工程建设管理费

----

7

临时设施费

-----

8

生产人员准备费

----

9

联合试运转及验收

----

10

预备费用

4

11

办公家具及资产购买

办公家具，电脑等

3

五

总价

1400

2、资金筹措

本项目资金为企业自筹资金。

六、效益分析

（一）经济效益分析

1、评价的假设前提

通过采取降低投资成本的策略，本项目实际投资额可能比本项目建议书预计的数额低，同时本着谨慎性的原则，本财务预评价安装以下假设前提进行评价：

（1）安装全额投资进行评价，项目总投资1400万元。

（2）加气站按照4万方/日加气能力设计，加气站年产加气量为1480万方。

2、销售收入及流转税金

根据市场调研的资料，湖北省现在部门地区的车用气价格在4.0元—4.5元之间。

2012年3月1日完成验收及投产，初年平均销售按2万方/日计算，往后市场需求量增加，销售量第二年达产。

销售收入如下表：

期限

2011

2012

2013

2014

2015

年

年

年

年

年

销售量（日）

2

4

4

4

4

销售量（年）

586

1440

1440

1440

1440

销售天然气增值税率为13％，城市建设维护税和教育费附加分别是增值税的7％和3％。

经测算，达产后年销售税金及附加约为241.84万元。

3、成本费用

（1）变动生产成本（电费）

电力消耗是生产中较大的变动成本消耗。

根据其他已建成加气站运行情况来看，本项目中单方生产变动成本取0.05元/方。

达产后年变动生产电费为36万元。

（2）变动运输成本，从如东道武汉约900公里，按照0.75元/公里.吨计算，运输成本定额为0.486元/方。

项目达产期运输成本为349.92万元/元。

（3）项目运行成本

项目投产后，运行成本按销售量每方0.15计算。

达产后运行成本为108万元。

（4）折旧费

本项目年折旧费用按照新捷统一标准计算为50.92万元，土地租赁费用为每年43.2万元，合计94.12万元。

（5）（5）工资及福利：

人员编制为13人，站长1人，安全员1人，财务2人，运行工9人，工资及福利费总额为34.14元；

（6）管理费用

项目投产后第一年和第二年，预计年管理费用约为50万元，项目投产后第三年后。

预计年管理费用约为70万元。

3.现金流量分析

根据投资现金流量分析的结果，主要指标为：

投资回收期3年，含一年建设期。

从现金流量分析的相关指标来看，本项目具有良好的现金流，高于行业投资基准收益率，项目从现金流量上看，具有可行性。

4.投资回收期

投资回收期为3年（税后），含一年建设期。

5.盈亏平衡点

财务盈亏平衡点BEP=固定成本/（销售收入-销售税金及附加-变动成本）=34.83％

本项目总体只要达到设计产能的34.83％，就能不亏损，具有一定的抗风险能力。

6.敏感性分析

本项目财务评价以现金流量表为基础，选取投资总额、经营成本和销售收入三个指标为基本参数，在5％-10％范围内变化情况，考擦对项目财务内部收益率的敏感性。

经敏感性分析，项目主营业务收入是最敏感的因素，其次是经营成本，最后是投资总额。

（二）社会效益分析

本项目建成后可有效改善东西湖区能源结构、降低物流成本、推动节能减排以及为当地带来更多就业机会，意义重大，属于政府支持项目。

九、结论及建议

东西湖地区LNG市场处于空白，通过本项目的建设，抢占市场先机，对于加快确立XX公司在武汉市LNG市场布局具有重要的战略意义。

以昆仑能源的资金实力和湖北省天然气公司的资源优势为依托，凭借公司体系多年来运营天然气的经验，实施本项目时机和条件均已成熟。

综上所述，我公司建议东西湖发展与改革会批准本项目的审批，使项目早日建成发挥效益。