2022年加油加气站项目可行性研究报告

1、加油加气站项目可行性研究报告加油加气站项目可行性研究报告加油加气站项目可行性研究报告（本文档为 word格式，下载后可修改编辑！）加油加气站项目可行性研究报告加油加气站项目可行性研究报告 站内新建箱式变200kVA 1座，内设低压无功白动补偿装置，使系统 功率因数达到0.92以上；计量方式采用变压器低压侧计量，采用精度 0.2级电度计量表；箱式变供电电源采用高压电缆引白附近已建市电 6kV架空线路，能够满足供电要求。在CNG夜压子站控制室内新建低压动力配电箱 1台，为除液压机组 外的其他工艺设备配电。控制室内需预留加油站信息系统不间断供电 电源的安装位置。站内供配电线路采用电缆直埋敷设，施工现

2、场电缆沟不得与油品、 液化天然气和天然气管道、热力管道敷设在同一沟内。电缆穿越行车 道部分，穿钢管保护。站区内采用电缆沟敷设电缆时，电缆沟内必须 充沙填实。6.5防雷加油加气站的防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保 护接地及信息系统的接地等，共用接地装置。其接地电阻不应大于1Q。防雷及过电压保护措施：1）、加油站内的CNdft压机橇体和罩棚等建筑物做避雷保护。液压机橇体利用彩钢屋面作为接闪器，要求彩钢板厚度大于0.5mm突出屋面的通风孔采用避雷针保护； 采用镀锌圆钢丁 12作为防 雷引下线；与室外接地装置可靠相连。罩棚采用沿屋顶四周设避雷带，接地电阻 FK 10Q。2）、储油罐罐壁厚度

3、大于4mm呼吸阀装有阻火器时，罐体直接接 地，接地电阻FK 10Q。油罐组进行防雷接地，且接地点不少于两处。埋地油罐与露出地面的工艺管道相互做电气连接并接地。3）、低压电力电缆进户端其外铠皮及零线与重复接地装置相联， 接地装置的接地电阻FK4Q。低压屏（柜、箱）外壳、电机外壳及电 气设备正常不带电的金属外壳均做好保护接“零”。4）、防爆场所的金属管线、配线钢管、金属门窗等均需可靠接地； 建筑物内钢筋连接成闭合回路，并可靠接地，防止雷电感应过电压。、380/220V供配电系统宜采用TN-S系统，供电系统的电缆金 属外皮或电缆金属保护管两端均应接地，在供配电系统的电源端应安 装与设备耐压水平相适应

4、的过电压(电涌)保护器。6.6防静电地上敷设和油品管道设的油口管线始末端设防静电和防感应雷的 联合接地装置，接地电阻不大于 30 Q。在爆炸危险区域内的油品、液化石油气和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。防静电接地装置的接地电阻不应大于 30Q。防静电接地：进出工艺管线，场区工艺管线转弯、分支处及直线段每隔100m均做好防静电接地，防静电接地的接地电阻FK 100Q。接地极采用503 5 1=2500镀锌角钢垂直敷设，极顶埋深室外地 坪下1.2m,相邻接地极间距5m接地干线采用-40 3 4镀锌扁钢，支线 采用-25

5、 3 4镀锌扁钢，水平埋深室外地坪下 1.2m。6.7防爆分区根据规范要求，工艺设计和油、气品性质，做厂区防爆分区。加油机壳体内部空间为1区；以加油机中心线为中心线，以 半径为4.5米的地面区域为底面和以加油机顶部以上 0.5米半径为3 米的平面为顶面的圆台形空间划分 2区。埋地储罐人孔井内部空间，以通气管口为中心，半径为 1.5米的球形空间和密闭卸油口为中心，半径为0.5米的球形空间为1区；人孔井外边缘1.5米以内，白地面算起1米高的球柱形空间和以通气 管口为中心，半径为3米的球形空间和密闭卸油口为中心， 半径为1.5米的球形并至地面的空间为2区。油罐车卸油口：以密闭卸油口为中心，半径为 1

6、.5米的球形 并至地面的空间为2区。压缩天然气加气机内部空间划为 1区。以加气机中心线为中 心线，以半径为4.5米，高度为白地面向上至加气机顶部以上 0.5米 的圆柱形空间划分2区。室外或棚内设置的压缩天然气井：以放散管管口为中心，半 径为3米的球形空间和距储气井4.5米以内并延至地面的空间为2区。CNG夜压机橇体、阀门、法兰或类似附件的房间的内部空间 划为1区。有孔、洞或开式墙外，以孔、洞边缘为为中心，半径为 3-5 米以内至地面的空间为2区。7仪表白动化工程7.1仪表白动化系统建设的必要性 7.1.1编制依据和研究范围依据某某燃气有限公司加油加气站生产运行的工艺要求。某某燃气有限公司加油加

7、气站采用成熟切实可行的新技术， 既要技术先进，又要工作可靠，经济合理。根据工艺过程要求，发挥 仪表控制系统的优势，以提高系统的可靠性和便于生产管理。在满足 工艺设备安全、可靠运行和生产管理需要的基础上，尽量压缩测控点 数，以节约投资。7.1.2仪表白动化系统建设的必要性为了保证工艺过程的顺利实现，提高工艺水平，提高管理水平，减 轻工人劳动强度，改善工人劳动条件，减少长期投资，应实现工艺过 程的仪表白动化。7.2系统方案7.2.1方案选择的原则符合国家、行业的有关法规、政策；适应工程建设地区的环境条件；满足生产工艺过程及生产管理模式的要求；所采用技术先进适宜、安全可靠、适应性强、经济合理。7.2

8、.2白动控制系统方案加油加气站：结合某某燃气有限公司加油加气站实际情况，以及国内外行业发展状况，加油加气站按常规仪表设计。油罐区：储油罐设量油孔，可随时监测罐内储油量。销售区：新建加油机随机附带白动税控计量系统，单流量计、双显 示器，可定额、定量加油，并可以使用IC卡加油；新建加气机具有充 装和计量功能，加气机计量准确度不低于 1.0级。CNG夜压机：机组的控制采用PLC可编程控制器，配置7英寸液晶 触摸显示的人机界面，具有对机组的控制、监测报警、停机之功能， 实现机组的全白动运行和保护。、液压机橇体内设可燃气体报警；、液压机橇体采用了双柱塞泵设计；8通信工程8.1通信业务要求根据工艺流程及生

9、产运行等对通信业务的要求，加油加气站应 有可靠通信方式对内、对外联络。8.2通信方式及建设方案某某燃气有限公司油加气站附近现有已建通讯网络，交换机为 程控交换机。基本技术路线：利用现有通信设施，力争做到少投资，经济 适用的原则。基本方案：为新建某某燃气有限公司加油加气站配备固定电话三部，即可满足新建加油加气站的通信要求。9总图运输和建筑结构9.1总图运输新建加油加气站地处公路交叉口， 交通发达，满足值班人员的办公 及维修的需要。加油加气站内只设生产区。生产区在满足规范要求的防火间距和风 向的前提下合理布局，场区竖向随白然标高坡向四周，尽量挖填平衡， 站内高于站外0.30m。9.2建筑与结构根据

10、各专业提供的设计条件和相应的功能要求， 确定了本工程的建 筑设计原则：在满足使用的前提下，充分利用面积，达到经济适用美 观，除有特殊要求的房间外，尽量利用门窗白然采光、通风。所有的 建筑均为单层房屋，立面布置尽量协调一致。建筑防火等级为二级。外墙面采用喷涂，各房间地面铺设地面砖，内墙刮大白。厂房的建筑结构米用砖混结构，毛石基础。10防腐与保温10.1设计依据 钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范(SY000” 1999) 埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准(SY/T0447-96)(3 )钢制储罐液体环氧涂料内防腐层技术标准(SY/T0319-98)10.2主要内容为站内室外埋地及地上钢质管线

11、做外防腐。管线规格：汽、柴油管线DN50介质：汽、柴油，温度：-1020C, 埋深：-1.0m。汽、柴油通气管线DN50介质：挥发气，温度：-1040C,埋深: -0.5m。汽、柴油卸油管线DN80介质：汽、柴油，温度：-1030C,埋 深：-0.5m。天然气管线 DN200 DN150 DN100 DN80 DN50 DN25 温度：-5 30 C，埋深:-2.0m。为站内室外新建汽、柴油罐做内、外防腐。规格：15m3汽、柴罐，介质：汽、柴油，温度：-1030C,埋深： -3.0m。新建储气井组防腐防水应按厂家要求进行。10.3防腐材料及结构10.3.1汽柴油部分 埋地钢质管线及汽、柴油罐外

12、防腐均采用 JS-2常温固化重 防腐涂料面漆、配套底漆及中碱性玻璃布。结构：底漆-面漆-面漆、玻璃布(压边20mm、面漆-面漆、玻璃 布(压边20mr%面漆-面漆。3总A600m,管线补口材料及结构与主 管线相同。注：“面漆、玻璃布、面漆”应连续涂敷，也可用一层浸满面漆的 玻璃布代替。玻璃布厚度为0.1mm防腐玻璃布规格：经纬密度为103 10根/cm2150 m,管线补口材料及结构与主管线相同。10.3.2天然气部分a)防腐站外埋地输气管线及套管外防腐均采用复合型聚乙烯防腐胶粘带(T-150)、配套的P19底漆及WDK-H改性聚乙烯夹克料；结构：一道底漆-复合型聚乙烯防腐胶粘带(带间搭接宽度

13、不得 小于20mm 一改性聚乙烯夹克。聚乙烯夹克防水层厚度DN 100, 8=1.8mm,100600 m （环境温度高于5C时采用常温固化重防腐涂料面漆）结构：底漆一面漆一面漆、玻璃布、面漆一面漆、玻璃布、面漆 面漆。管线补口材料及结构与主管线相同。地上管线、管架、立管外防腐均采用XHDA0耐候防水装饰性涂料面漆及配套底漆；8 150 V m结构：底漆一面漆一面漆。10.4施工方法及技术要求10.4.1汽柴油部分（1）防腐前钢材表面必须进行除锈处理， 管线及容器外表面应达 到GB892飒定的Sa2级，容器内表面及内部构件外表面应达到 GB8923 规定的Sa2的1/2级，并清除表面粉尘。除锈

14、后的金属表面应尽快涂 漆，以防返锈；若返锈必须重新进行除锈。所用防腐涂料在使用及配制时必须严格按产品说明书执行； 并做到涂刷均匀、无流淌、无空白等缺陷。玻璃布防腐施工时要将玻璃布拉紧，保持表面平整，无折皱和空鼓，搭接头长度不得小于100mm 涂漆时应将玻璃布所有网眼灌满漆，不露布纹，防腐层表面应平整连 续、光滑、无气泡、无漏涂部位，并且不得有发粘、脱皮、气泡、斑 痕等缺陷存在。容器内防腐层施工完成后，应固化两周后，方可投入使用。埋地钢质管线及汽、柴油罐外防腐严格按 SY/T0447-96埋 地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准执行，发现不合格处就及时 处理，直到达到设计要求。汽、柴油罐内防腐严格

15、按 SY/T0319-98 钢制储罐液体环氧 涂料内防腐层技术标准有关条款执行。所使用防腐材料，必须有产品说明书及合格证，并经设计部 门、质检部门检验合格后方可使用。施工及检查过程及时做好记录，存档备查。10.4.2天然气部分防腐前钢材表面必须进行除锈处理，管线及设备外表面应达到GB892舰定的Sa盘，设备内表面及内部构件外表面应达到 GB8923 定的Sa2.5级，并清除表面粉尘。除锈后的金属表面应尽快涂漆，以防 返锈；若返锈必须重新进行除锈。保温钢管外防腐、保温、防水在现场进行。站外管线防腐必须在预制厂进行预制。管线外防腐预制：预制防腐保温管时，底漆涂刷前，应在容器中充分搅拌，当底漆较稠时

16、，应加入相应的溶剂稀释(5%),涂敷时，必须保证涂敷均匀， 无漏涂点，使其形成均匀的薄膜，待底漆表干后(手触不粘)方可进 行下一道工序。缠绕防腐粘胶带时，应使用适当的机械或手工机具，在涂好底胶的管子上，按搭接要求缠带。缠带张力可为 10 - 20N/cm。胶带始端与上一条末端搭接长度应不小于100mm缠绕带应平行，不得扭曲皱折。管端要预留50 10mm6管以备焊接。胶带解卷温度在5C以上，当大气相对湿度大于75%时，或有 风沙、雨水的天气不宜施工。防腐防护层补口要求：管线的防腐防水补口时，钢管补口处表面除锈等级应达到GB8923规定的电动机具除锈的St3级，防腐时覆盖原防腐层50mm防水层补口

17、 采用的热收缩带规格应与管径相配套。与原防水层搭接长度不小于 50mm施工前热收缩带与夹克管搭接处用砂纸沿圆周方向打毛，具体 施工方法按产品说明书执行。站内管线：(a)防腐涂料在使用及配制时，必须严格按产品说明书执行，做到涂刷均匀无流淌、无空白等缺陷。玻璃布防腐施工时，要将玻璃布 拉紧，保持表面平整，无折皱和空鼓，搭接头长度不得小于100mm涂漆时应将玻璃布所有网眼灌满漆，不露布纹。防腐层表面应平整连续、 光滑、无气泡、无漏涂部位，并且不得有发粘、脱皮、气泡、斑痕等 缺陷存在。(b)地上管线采用镀锌铁皮做防水时，应顺水流方向包覆，横向 压棱搭接，纵向压棱插接，用钏钉固定(搭接、插接宽度大于30

18、mm) 钏钉间距为50mm埋地管线采用聚氯乙烯工业薄膜施工时，要将其拉 紧，保持表面平整，无折皱和空鼓，搭接头长度不得小于 100mm采用 中碱性玻璃布做防水时，施工要求同防腐层的中碱性玻璃布。11供热和米暖11.1设计范围设计范围为新建加油加气站建筑物采暖，某某燃气有限公司加油 加气站新建建筑面积1271.7平方米，采暖负荷225.4kW某某燃气有限公司加油加气站附近有供热外网，新建站供热管网引白附件供热外网。11.2设计参数室外计算干气温度：冬季采暖 -23 C;热水参数供水温度70 C回水温度55 C供水压力0.4Mpa11.3采暖房间计算温度采暖房间的室内计算温度序号房间名称室内供暖温

19、度1营业室、办公室18C2CNG夜压橇体5C设计说明采暖方式采用下供下回水平串联供热系统。散热器采用曲翼定向铸铁散热器。采暖管道全部采用焊接钢管(GB/T3092-93),直埋敷设，均进 行保温处理，保温材料采用橡塑保温材料，保温厚度 30mm管沟应充 沙填实，进出建筑物处应米取隔断措施。散热器设置手动排气阀，供回水管路系统中的最低点设置手 动泄水装置。油漆：保温管道在管道表面除锈后，刷防锈底漆两遍；非保 温管道在表面除锈后，刷防锈底漆一遍，干燥后再刷银粉漆或耐热色 漆两遍。通风设计有油气散发的场所，采用白然通风即可满足要求。采用白然通风时， 通风口总面积不应小于 300cn2/m2 (地面)

20、，通风口不应少于2个，且应 靠近可燃气体积聚的部位设置。12.道路工程12.1白然现状新建加油加气LNG占与CN口气站位于某某县，某某县属于暖温带 半湿润季风气候区。主要气候特点是四季分明，气候温和，冷热季和 干湿季明显，春季干旱少雨多风沙，夏季炎热多雨时有涝，秋季凉爽 常有晚秋旱，冬季严寒干燥雨雪稀少。本地区地震烈度为7度。新建加油加气站所在位置属某某县，处于某某县某某乡华焦路与齐 刘路交汇处。12.2依据及规划原则12.2.1依据加油加气站周围的总体布局情况。12.2.2规划原则遵循国家有关的方针、政策、法规，结合水利部门的有关要 求。 充分考虑与周围环境、景观的协调配合，重视环境保护。同

21、 时要采取积极稳妥措施防止环境污染。结合某某县发展趋势，总体布局、全面规划。在工程量增加不大的前提下，道路及回车场尽可能兼顾各个 工艺设施及建、构筑物。12.3设计方案本次方案为新建加油加气站做站外道路及场区硬化规划。12.3.1技术路线加油加气站道路在类别上属于公路范畴， 通过分析其在路网中的地 位和功能及经计算得到的远景交通量，确定新建的加油站道路为四级 公路，设计使用年限为10年。适用于四级公路路面的面层类型常用以下三种：泥结碎石路面（砂石路）、沥青混凝土路面和水泥混凝土路面。泥结碎石路面（砂石路） 是以碎石作骨料，黏土作填料和黏结料，经压实修筑的一种结构。由 于加油加气站周边生产用车大

22、部分是重型车，泥结碎石路面的力学强 度和稳定性在使用2-3年后就已被严重破坏，基本丧失了其使用功能， 所以此路面不适用于该加油加气站道路； 沥青混凝土路面属柔性路面， 行车舒适，但是在重型车辆的行车荷载作用下容易出现拥包、波浪、 坑槽、松散和啃边现象，而且易老化，往往达不到设计使用年限就已 经面目全非了，汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2002中规 定：加油加气站不应采用沥青路面，此路面亦不适用于加油站道路； 通过经济分析知：沥青混凝土路面和水泥混凝土路面的造价基本相同， 即在工程投资相同的情况下，水泥混凝土路面非常适用于加油站特殊 的交通环境，与其他类型路面相比，它具有很多优点：

23、（1）强度高；（2） 稳定性好；（3）耐久性好，而且能通行包括履带车在内的各种运输工具；（4）养护费用少，经济效益高；（5）有利于夜间行车；（6）抗滑 性能好。因此，确定新建加油站道路采用水泥混凝土路面结构。依据 就地、就近取材，节约投资的原则，利用小挠度弹性地基板理论计算 后确定水泥混凝土路面结构组合为：20厘米水泥碌+20厘米碎石灰土 +20厘米白灰土。2具体方案如下：新建加油加气站为敞开式加油加气站，加油加气站主要为进出站道 路和站内行车道及回车场。总硬化面积为2580位。13节能13.1综合能耗分析加油加气LNG占与CN口气站内生产设备只有加油机、LNGffl气机、LNG罐、卸车增压气

24、化器、低温潜液泵、CNG夜压机组、CNGffl气机和场区照明灯具。13.2节能措施加油加气机采用低功耗机泵，降低电能消耗；场区照明采用节能灯具；加气部分设置低耗能单线双枪加气机；LNGf液泵采用原装进口设备，功耗小、效率高。CNGS压机采用小功率柱塞泵节能装置。14环境保护14.1环境现状某某燃气有限公司某某加油加气 LNG站与CNG占位于某某省某某 县。某某县属于暖温带半湿润季风气候区。主要气候特点是四季分明， 气候温和，冷热季和干湿季明显，春季干旱少雨多风沙，夏季炎热多 雨时有涝，秋季凉爽常有晚秋旱，冬季严寒干燥雨雪稀少。（一）气象条件最高极端温度：37.4 C最低极端温度：-36.6 C

25、最冷月平均气温：-19.5 C最热月平均气温：29.1 C年平均气温：6C历年平均降雨量：448.3mm年平均蒸发量：1537.2mm最大冻土深度：1.8m平均风速：冬季 2.4 m/s ;夏季2.3 m/s ;年平均2.5 m/s主导风向西南风（二）工程地质和水文地质基本地震烈度为7度。14.2主要污染源和污染物生产过程中的油气散发；机泵运转时发出的噪声。14.3污染控制储油罐设通气管，通气管高4.5m,管口安装阻火器，排放油 气排放量满足环保要求，不会污染环境。管线采用无缝钢管，配电系统采用新型防泄漏、防水电气设 备。站内选用低噪声设备，营业室、值班室采用隔音门窗。14.4环境影响分析本工

26、程在生产运行过程中采用合理的工艺流程，减少了油气挥发； 管线采用无缝钢管，有效防止油口渗漏；站内设备采用低噪声设备， 不会对周围环境造成严重危害。因此，本工程的建设不会对周围环境 造成不良影响。15劳动安全卫生15.1职业危害分析本工程生产过程中汽柴油、天然气属易燃易爆油品，生产过程中在 其积聚场所有火灾和爆炸危险。15.2职业危害防护站、场平面布置严格按照汽车加油加气站设计与施工规范(GB50156-2002 执行。站内、站外的电气设备及控制仪表均选用防爆安全型。工艺管道、设备均做防静电接地，场区防雷。有油气散发的场所均采取良好的通风方式，防止可燃气体积聚。将产生噪声的机泵集中布置，并与值班

27、室分开设置，设密封 观察窗，降低噪声对值班人员的危害。钢管采用新型防腐涂料。管线、设备及建筑物设计按地震烈度 7度设防。16组织机构和定员岗位定员的依据：岗位定员的标准依据中国石油天然气总公司 油田地面建设工程设计定员标准，同时考虑本工程的实际情况、生产装 置、白动化水平以及生产岗位的连续性，本站实行倒班工作制。设计 定员见下表加油加气站设计定员岗位在冈人 吸班次小计文化程度生产管理站长i11中专或以 上经管员i11中专或以 上材料员i11中专或以 上小计3生产运行操作工224中专或以 上加油加气_L224邛n111技4/、计91217项目实施进度安排17.1实施阶段某某燃气有限公司加油加气L

28、NG占与CNGm气站建设项目分以下九 个实施阶段：1 .建立项目组织机构一即加油加气 LNG占与CNGra气站建设项目 组初步设计初步设计审批及设备材料定货施工图设计工程承包招标施工准备施工生产准备和试运转竣工验收18投资估算18.1工程概况本工程为某某燃气有限公司加油加气 LNG占与CNGra气站工程 18.2投资估算范围本投资估算包括设计规模为加油能力 1000吨/年与LNGD气能力13 104Nrr/d的油气合建站1座，以及CNG气能力13 104Nr3/d的CNG 加气站1座。18.3投资估算编制含依据、设计工程量；、有关定额及指标：(2.1 )中国石油天然气股份有限公司石油计字200

29、6945号关于 印发中国石油天然气股份有限公司石油建设工程项目可行性研究投 资估算编制规定的通知；(2.2 )中国石油天然气股份有限公司油计字2005358号关于印 发中国石油天然气股份有限公司石油建设安装工程概算指标 (2005 版)的通知；(2.3 )中国石油天然气总公司(95)中油基字第79号关于印发 石油建设工程其他费用规定、石油建设工程概(预)算编制办法、 石油建设引进工程概算编制办法的通知；(2.4 )中国石油天然气集团公司中油计字2005519号关于印发石油建设安装工程费用定额的通知；(2.5 )中国石油天然气股份有限公司石油计字200371号关于印 发中国石油天然气股份有限公司

30、石油建设工程其他费用补充规定 的通知；(2.6 )国家计委、建设部计价格200210号关于工程勘察设计 收费标准(2002年修订本)；其他有关费用指标及资料；其他类似工程的相关指标。18.4设备、材料价格、厂家报价、行业指导价格信息；、参考已建类似工程价格资料；工程项目投资估算表(单位：万元)序号估算编号工程费用名称建筑工程费安装工程费设备及主材购置费其他费用合计备注一第T8分：工程费用1综1合建站工程土建329.29329.292安装89.73388.53478.263综1-1合建站土建工程329.29329.2941平整场地14.3614.3652站内建筑物工程86.4786.4763站内

31、建筑物工程90.1190.1174站内道路57.4657.4685站内围墙及大门13.7513.7596设备基础及管沟44.8144.81107站内绿化22.3322.331综合建站安装89.7388.478.2611-2工程353121主要工艺设备27.91293.00320.9113D埋地卧式钢油罐1.717.018.74个142)加油机8.118.0016.114台153)CNG夜压机5.45110.00110.451台164)CNGra气机5.6564.0069.654台175)LNGB 罐6.0050.0056.001台186)潜液泵2.003840.001台197)LNGiffl气

32、机2.0038402台208)卸车增压器1231台29)增压加热器1121台12210)EAGra热器1121台2311)工艺管道安装18.9630.1449.1012)供配电及防雷28.5433.4161.9513)白动控制及通讯7.8917.6625.55给排水与消防工程6.4314.3220.75小计329.2989.73388.53807.55二第二部分：其他费用11土地征用及拆迁补偿费360.00360.0022建设管理费40.3840.3833施工监理费24.8724.8744建设项目前7.277.27期工作咨询费55工程勘察费8.888.8866工程设计费31.9131.9177

33、环境影响咨询服务费1.971.9788劳动安全卫生评审费4.044.0499场地准备费及临时设施费16.1516.151010工程保险费4.854.851111生产准备费11.4011.401212办公及生活家具购置费6.656.651313工器具及生产家具购置3.803.80114联合试运转7.177.174费1515招标代理费5.495.491616施工图审查费1.601.601717特种设备安全监察检验 费11.6611.661818消防专项论证费35.0035.001919市政公用设施费25.0025.002020小计608.07608.07三第三部分预备费(_ + 二)*5%11基本

34、预备费70.7870.782小计70.78四第四部分：铺底流动资金11铺底流动资金30.3830.382小计30.38合计（一 +二+三+四）329.2989.73388.53709.241516.79工程估价总投资1516.7918.5资金筹借1、项目建设资金：1516.79万元，全部为企业白筹资金。2、 生产流动资金：101.27万元，按规定30%即30.38 万元作 为铺底流动资金由业主白筹；18.6投资计划项目预计建设期为一年，固定资产投资在建设期内全部投入使用。 流动资金根据生产需要逐步投入使用。19经济评价19.1评价依据及范围本项目经济评价依据国家发展改革委、建设部2006年颁布

35、实施的建设项目经济评价方法与参数（第三版）（以下简称方法与 参数）及国家最新的财税制度和行业有关规定，采用现行市场价格 并结合了本项目的具体情况进行了财务分析和不确定性分析。1、根据方法与参数及国家产业政策、市场需求和资金时间价值等因素确定本项目所得税前及税后财务基准收益率分别为8%、6%2、 利息备付率最低可接受为1 ,偿债备付率最低可接受值为1。3、本项目计算期定为21年，其中建设期1年（分阶段建设）， 在工程建设的第2年开始投入运营，运营期20年。4、建设投资按1年安排。5、 本项目所得税率按25%计算，法定盈余公积金按净利润的10% 提取。6、本项目销售税金及附加包括增值税、城市建设维

36、护税和教育费 附加。增值税按低税率13%、城市建设维护税按增值税的5%、教育费附加按 增值税的3 %分别计算。19.2财务费用与效益分析19.2.1年经营收入、税金及附加的估算项目建设第二年开始售气，当年供气能力按总设计能力的60%,第三年达到总设计能力的80%,第四年及以后各年按满负荷运转。 各地经营收入、税金及附加估算见经济评价附表。19.2.2产品总成本及费用估算1、 原料费用：本项目外购原料天然气价格为 3.15元/ Nrh （含 税）。成品油外购均价为6.93元/升（含税）。2、燃料动力费用：项目建成后运营所消耗燃料动力主要为电力和 少量的生活用水，电价按0.5元/度、水价按2.5元

37、/吨（均不含税）计算。3、工资福利费：本项目建成后人员年工资福利费标准平均按 26400元/人计算。4、修理费：本项目修理费用取固定资产原值的1.5%计算。5、 折旧费：本项目固定资产折旧的房屋及 90%的设备折旧采用直线折旧法计算，房屋及建筑物折旧年限按30年、设备折旧年限按15年、残值率按4%计算；10%的设备采用加速折旧法计算，折旧年限按10年、残值率按4 %计算。6、 摊销费：本项目无形资产摊销年限为10年，其他资产摊销年 限为5年。7、 其他费用：本项目其它管理费用取工资福利费总额的 60%、 其他经营费用取经营收入的3%。19.2.3财务盈利能力分析1、财务内部收益率（FIRR）按

38、照方法与参数的规定，财务内部收益率（FIRR）系指项目计算 期内净现金流量现值累计等于零时的折现率。其计算公式如下：工n t =1 （CI- CO） t （1 + FIRR） -t =0（式中：CI为现金流入，CO为现金流出，下同）本项目所得税前及税后全部投资财务内部收益率 FIRR ）（计算 结果为38.78%、32.21%,均超过设定的财务基准收益率 8%、6%计 算过程详见经济评价附表。2、财务净现值（FNPV 按照方法与参数的规定，财务净现值（FNPV系指按设定的折现 率（一般采用基准收益率ic ）计算项目计算期内各年净现金流量的现 值之和。FNPV =En t =1 （CI - CO

39、） t （1 + I c ）-t（式中I c 为基准折现率，本项目为8%、6%本项目所得税前及税后全部投资财务净现值（FNPV）计算过程 详见经济评价附表。3、投资回收期（Pt）按照方法与参数的规定，投资回收期（Pt）系指以项目的净 收益回收项目投资所需要的时间。其计算公式如下：工n t =1 （CI- CO） t=0本项目所得税前及税后投资回收期（Pt）计算过程详见经济评价附表。4、总投资收益率（ROI）按照方法与参数的规定，总投资收益率（ROI）表示总投资的 盈利水平，系项目达到设计能力后正常年份的年息税前利润或运营期内年平均息税前利润（EBIT）与项目总投资（TI）的比率。其计算公式如下

40、：EBITROI =3 100%TI经计算，本项目总投资收益率为 32.21 %。5、项目资本金净利润率（ROE按照方法与参数的规定，项目资本金净利润率（ROE表示项目资 本金的盈利水平，系指项目达到设计能力后正常年份的年净利润或运营期内年平均净利润（N0与项目资本金（EQ的比率。其计算公式如下：NPRO 3 100%EC各地主要财务数据及评价指标见附表。19.2.4盈利能力分析本项目在生产经营期间没有维持生产经营的投资发生，所以先进 流量表中此项为零。根据项目现金流量表，所得税后各项目财务内部收益率均大于 12% （12飓按照“加权平均资本成本”法测算的行业基准收益率）的 行业最低要求；投资回收期均在 4年左右，小于行业基准回收期 12 年。因此本项目的财务收益能力可以满足要求。通亏平衡分析图希值收入*思乩本表闷通亏平衡分析图希值收入*思乩本表闷19.2.5敏感性分析和临界点分析由于天然气利用项目每年的盈亏平衡点都不一样，正常生产年份 的盈亏平衡点不具有代表性，还可能引起误解，所以本项目不进行盈亏平衡分析。 影响项目效益的主要因素是投资、天然气价格、用气量、经营成本等,对个敏感要素的分析如下表:19.2.6社会效益分析