LNG加注站项目可行性研究报告

1.1 项目名称及项目建设单位

1.1.1项目名称

儋州市白马井渔港船用LNG加注站项目

1.1.2项目承办单位

1）单位名称

海南顺万意科技开发有限公司

2）单位概况

海南顺万意科技开发有限公司是一家专业从事新能源研发的高科技企业，拥有与时俱进的管理理念。企业宗旨为：科技创新、开拓进取、务实高效；企业经营理念为：以人为本、诚信务实、互惠互利；企业的经营目标是成为海南LNG新能源科技开发利用产业的领导者。

海南顺万意科技开发有限公司成立于2013年，是海南规模最大、国内最具影响力的以液化天然气冷能研究开发利用产业为核心，覆盖新型清洁能源、液化天然气、石油、物流、旅游、娱乐等多元化业务的大型综合性民营公司，经营业务遍布海南及全国，构建了稳固的经营网络。公司注册资本金柒仟万元人民币，公司总部设在海口。

1.基本信息

海南顺万意科技开发有限公司于2013年11月7日注册，注册资金7000万元人民币，地址设在海口市龙华区龙华路68号利亨花园1-2栋元利阁901房，公司主要从事液化天然气冷能研究开发利用、新型清洁能源研究开发利用、液化天然气及石油产品销售、旅游和娱乐项目开发等。公司正在建设具有可提供冷冻冷藏库3000m³、年供气2648万立方米（2万吨LNG/年）的LNG科技开发利用项目——即儋州白马井船用LNG加注站及冷能利用项目，是海南省内技术最先进、单厂生产规模最大的LNG新能源科技开发利用企业之一；现有员工30多人，达产后年产值约在1.5亿元人民币左右，每年利税4000-6000万元人民币。

2.组织机构：

海南顺万意科技开发有限公司组织机构图

1.2 编制制依据和原则

1.2.1编制依据

1、文件及资料依据

《天然气利用政策》（发改能源〔2007〕2155号）；

《关于实施"空气净化工程——清洁汽车行动"的若干意见》（国家科技部、国家环保总局等十三个部委局）；

《关于我国发展燃气汽车近期工作的若干要求》（全国清洁汽车行动协调领导小组办公室）；

《关于鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》国能规划[2012]179号；

《LNG燃料动力试点船舶技术要点》（海船检〔2012〕307号）；

《气体燃料动力船检验指南》。

2、主要设计规范、标准

《液化天然气码头设计规范》JTS165-5-2009；

《液化天然气燃料水上加注设施入级及建造规范》2014年；

《建筑设计防火规范》GB50016-2012；

《城镇燃气设计规范》GB50028-2007；

《工业金属管道设计规范》GB50316-2000（2008年版）；

《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976-2012；

《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264-2013；

《低温绝热压力容器》GB18442-2001；

《液化天然气的一般特性》GB/T19204-2003；

《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92；

《建筑物灭火器配置设计规范》GB50140-2005；

《建筑照明设计标准》GB50034-2004；

《供配电系统设计规范》GB50052-2009；

《化工企业静电接地设计规程》HG/T20675-1990；

《构筑物抗震设计规范》GB50191-2012；

《大气污染物综合排放标准》GB16297-96；

《环境空气质量标准》GB3095-2012；

《污水综合排放标准》GB8978-96；

《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493-2009；

《自动化仪表选型设计规定》HG/T 20507-2000；

《过程测量和控制仪表的功能标志及图形符号》HG/T 20505-2000；

《控制室设计规定》HG/T 20508-2000；

《仪表供电设计规定》HG/T 20509-2000；

《仪表供气设计规定》HG/T 20510-2000；

《仪表配管配线设计规定》HG/T 20512-2000；

《仪表系统接地设计规定》HG/T 20513-2000；

《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-2008；

《声环境质量标准》GB3096-2008；

《工业企业能源消耗的量化管理及节能评价》（DB22 T435-2006）；

《液化天然气（LNG）生产、储存和装卸标标》GB/T20368-2012；

《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）；

1.2.2编制原则

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；

2、鉴于该项目的特殊性，经实地勘察后，根据项目实际情况进行总图方案比选。作到统筹兼顾、合理安排、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；

3、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，确保船用LNG加注站安全运行，降低工程造价；

4、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；

5、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。

1.3 可行性研究工作内容和范围

本报告以充分分析项目背景及必要性为基础，以当前国家相关政策和儋州市实际情况为依据，合理分析项目市场状况，确定建设方案，结合项目单位的实际情况，分析该项目建设的条件；调查项目拟建地点的自然条件和外部协作条件；分析项目能耗水平和具体的节能措施；估算项目的总投资和各项财务评价指标，评价项目对当地区域和相关行业的社会影响；分析项目可能存在的各项风险并提出防范对策。

1.4 项目概况

1.4.1项目建设地点

本项目拟建设地点位于海南省儋州市白马井渔港。

1.4.2项目建设内容及规模

项目规划用地为30亩（约20000㎡），具体建设内容包括：

1、拟建一座岸基式加注站，设4台300立方米LNG储罐，周转周期为2.7天，该加注站按照Ⅲ级站设计，预留4台200立方米储罐位置及相应加注设施、加注码头泊位。

2、总建筑面积8551.15㎡，其中：站房、机房面积670.30㎡，钢构网架罩棚面积836.29㎡；消防用房面积76.00㎡，综合用房面积268.56平方米；冷冻冷藏库房建筑面积5500㎡；制冰厂建筑面积1200㎡。

3、购置相关的船用加气设备，主要包括双枪加气机2台、储气瓶2个（储气容量18 m³），设4台300m3LNG储罐，4个加注码头泊位，预留2台200立方米储罐位置及4个加注码头泊位。并配套相关的消防、阻隔防爆装置。

4、进行与生产相配套的给排水、供配电、通风、消防、安全等公用辅助工程建设。

项目建成后，船用LNG加注站正常年均可向白马井渔港往来船只供气25957.50吨LNG/年；项目正常年可提供冷冻冷藏库5500m³；制冰厂人造冰年产量9600吨。

1.4.3投资规模和资金筹措

根据测算，项目总投资额为7593.73万元。其中，建设投资6795.66万元，流动资金为798.07万元。本项目所需资金全部由项目单位自筹，无银行贷款。

1.4.4项目财务和经济评价

通过财务分析计算可知，项目建设成后年收入17479.56万元，年利润总额为2939.58万元；项目税后静态投资回收周期为3.57年（含建设期），税后动态投资回收期为4.25年（含建设期）；项目全部投资所得税后内部收益率为30.68%，财务净现值所得为8199.24万元；项目总投资收益率为38.71%，销售净利润率为12.60%，投资利税率为51.15%，盈亏平衡点为23.62%。这说明项目盈利能力好，抗风险系数高，具备投资可行性。

1.4.5项目实施进度安排

根据现有施工技术水平，考虑该项目的具体情况，项目建设周期从前期可研、报建等开始到项目竣工验收历时1年，即2015年7月-2016年6月：

1、2015年7月，完成项目可行性研究报告编制与审批及项目建设资金筹措，办理土地征用手续；

2、2015年8月～2015年9月，完成项目初步设计、施工图设计等文件编制与审查，项目建设资金筹集到位；

3、2015年10月～2016年4月，完成主体结构、给排水、采暖、消防等工程的施工；

4、2016年3月～2015年5月，完成设备安装调试和完成人员培训；

5、2016年6月，项目工程交付验收开始运营。

1.4.6项目主要技术经济指标

表1-1 项目主要经济技术指标表

1.5 研究结论与建议

本项目的建设技术成熟可行，设备先进，项目选址合理，符合国家环保、能源政策，项目建成后的经济效益显著，投资回收期较短，社会效益明显。

本项目工艺技术成熟可靠，资金有保障，环保和经营安全可达到相关政策法规的要求，同时能够增加就业岗位。

综合来看，本项目是可行的。

建议项目单位在项目建设过程中，尽快落实建设资金，以保证建设资金到位；高度重视市场预测；加强工程建设"三控制、两管理、一协调"，加强核算，减少不可预见的工程事件发生导致的工程建设费用增加；做好节能环保措施。

第二章 项目建设背景及必要性

2.1 项目建设背景

2.1.1 国家政策和行业规划

1、交通运输部关于推进水运行业应用液化天然气的指导意见

《意见》（交水发【2013】625号）指出：到2015年，水运行业应用LNG的标准体系基本形成，重点水域、港区的加注站点建设启动，长江干线、西江航运干线、京杭运河、淮河和部分封闭水域的普通货船试点示范和客船试点工作有序开展，有条件的地区率先推动港作船和工程船应用LNG，试点示范船舶的节能减排效果明显，内河运输船舶能源消耗中LNG的比例达到2%以上。

到2020年，水运行业应用LNG的标准体系基本完善，加注设施基本适应水运发展需要，全国主要内河水域的普通货船和客船、港作船和工程船等船舶应用LNG得到推广，危险品船、沿海客船和普通货船试点示范项目稳步开展，远洋运输船舶的试点工作启动，内河运输船舶能源消耗中LNG的比例达到10%以上，用能结构得到改善。

2、液化天然气动力船舶应用推进工作方案

2014年9月30日国家海事局和国家能源局联合发布《液化天然气动力船舶应用推进工作方案》，工作目标是：全面推进液化天然气（简称"LNG"）在船舶上的应用，促进船舶节能减排。到2015年末，船舶应用LNG的管理法规和技术标准体系基本形成；船用关键设备和关键技术水平显著提高；内河LNG燃料动力船舶广泛应用，内河客船、危险品运输船及海船应用LNG、LNG加注船等试点应用推广工作有序开展；LNG应用基础设施建设初具规模，基本适应船舶应用LNG的发展需求。到2020年末，船舶应用LNG的管理法规和技术标准体系基本健全；船用关键设备和关键技术基本达到国际领先水平；LNG应用基础设施建设适应船舶应用LNG的发展需求；LNG燃料动力船舶应用水平居世界前列。

3、《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》

"推动能源生产和利用方式变革" 第一节 加大石油、天然气资源勘探开发力度，稳定国内石油产量，促进天然气产量快速增长，推进煤层气、页岩气等非常规油气资源开发利用。

4、《天然气发展"十二五"规划》

《天然气发展"十二五"规划》提出，稳步推进LNG接收站建设，LNG接受站布局要以资源为基础，以市场为导向，统筹规划，合理布局，适度超前，突出重点，做好现有项目建设的同时，优先扩大已建LNG接收站储存能力。"十二五"期间适时安排新建LNG接收站项目。

"十二五"期间，投产运行LNG接收站二期扩建项目以增加储气能力为主，主要考虑满足中心城市及辐射地区的应急调峰需求，并新增一部分接收能力。适度发展小型LNG液化和气化站，以解决不同地区不同用户的用气问题。

5、《天然气利用政策》

《政策》规定天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止类。第一类为优先类:

工业燃料：

1、建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中可中断的用户；

2、作为可中断用户的天然气制氢项目；

其他用户：

3、天然气分布式能源项目（综合能源利用效率70%以上，包括与可再生能源的综合利用）；

4、在内河、湖泊和沿海航运的以天然气（尤其是液化天然气）为燃料的运输船舶（含双燃料和单一天然气燃料运输船舶）；

5、城镇中具有应急和调峰功能的天然气储存设施；

6、煤层气（煤矿瓦斯）发电项目；

7、天然气热电联产项目。

在严格遵循天然气利用顺序基础上，鼓励应用先进工艺、技术和设备，加快淘汰天然气利用落后产能，发展高效利用项目。鼓励用天然气生产化肥等企业实施由气改煤技术。高含CO2的天然气可根据其特点实施综合开发利用。鼓励页岩气、煤层气（煤矿瓦斯）就近利用（用于民用、发电）和在符合国家商品天然气质量标准条件下就近接入管网或者加工成LNG、CNG 外输。

2.1.2 项目区域发展战略

1、《关于海南LNG冷能利用与洋浦国家进口肉类指定口岸及带动海南冻肉等冷冻产品基地建设规划的建议》

《关于海南LNG冷能利用与洋浦国家进口肉类指定口岸及带动海南冻肉等冷冻产品基地建设规划的建议》是2015年海南省五届人大三次会议"1号建议"。《建议》指出：从口岸角度看，目前洋浦口岸为国家进口肉类临时指定口岸，需要大量冷能供应，保税港区现在只有一个冷冻仓库，库容3000吨，冷链查验等其他基础配套设施还不到位，仅靠一两家企业有限的投资发挥不了规模化、产业化效应，也达不到申报国家进口肉类指定口岸的标准；从全省角度来看，海南正肩负着"全国冬季菜篮子基地"、"热带水果基地"、"渔业出口基地"等重任，岛内在对这些产品冷冻储运的冷能供应方面也颇为紧张，故而，将LNG冷能综合利用与冷能需求保障结合研究，规划和建设海南农产品冷链产业园区，学习和借鉴上海自贸区建设经验，打造海南生鲜冷藏食品进出口和交易的集散地，对海南谋划好"十三五"规划、抢抓"一带一路"战略机遇、深化海南国际旅游岛对外开放、发展热带高效农业、建设"资源节约型、环境友好型"经济社会具有深远意义。

2、《海南省"十二五"规划纲要（2011—2015）》

《纲要》指出，推动低碳产业发展。编制和实施全省低碳技术应用与推广计划，优化能源结构，增加非化石能源占一次能源消费比重。积极推动低碳产业发展，建设以低 碳排放为特征的工业、建筑和交通体系，推动经济社会发展向高能效、低能耗、低排放模式转型。加强蓄能、变频、建筑节能等低碳技术和洁净煤、新能源汽车、节 能灯等产品推广应用。力争"十二五"时期海口市、三亚市公交车、出租车基本普及新能源汽车。推广使用更高排放标准的汽车清洁燃料，完善汽车加气、充电站点 的布局和建设。积极开展低碳城镇、低碳工业园区和低碳旅游景区试点，加大低碳技术研发和应用。开工建设中日合作万泉乐城太阳与水示范区项目。

海南省大力发展以压缩天然气为燃料的燃气汽车，可以治理汽车污染，改善大气环境质量，解决石油资源短缺，调整能源结构，降低出租车运行成本，拉动、培育新兴相关产业。发展LNG汽车，船用LNG加注站站是关健的基础设施。

3、《儋州市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》

《纲要》指出，儋州市能源发展以集约发展新型工业为发展方向，坚持不污染环境、不破坏资源、不搞低水平重复建设原则，充分利用洋浦大企业大项目的辐射带动作用，延伸洋浦产业链，积极培育石化储备、天然气仓储、精细化工、船舶修造、新材料和新能源等新型支柱产业。发展风能、太阳能、可燃冰、生物质能源等新能源，开发地热能和海洋能。大力开展新型洁净能源的研发和利用，推动新能源产业的发展。

2.1.3 LNG作为新型能源的发展背景

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。在我国鉴于人口众多，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。由工信部、科技部等部门参与制定的《节能与新能源汽车产业规划（2011-2020年）》明确，2011到2020年的十年间，中央财政投入1000亿元，其中，500亿元为节能与新能源汽车产业发展专项资金，重点支持关键技术研发和产业化，促进公共平台等联合开发机制；300亿元用于支持新能源汽车示范推广；200亿元用于推广以混合动力汽车为重点的节能汽车。

LNG作为清洁能源，能够有效降低汽车尾气污染物和温室气体排放，属国家鼓励发展的低碳清洁能源产业。经过近十年的加速发展，我国小型LNG产业链不断完善、商业运营模式日趋成熟、应用领域不断扩大、市场需求量快速增长、商业投资和商业推广应用活动Et趋活跃，由此在改善偏远地区居民生活燃料结构、提高居民生活质量、降低车辆燃料成本、缓解城市空气污染、保障城市能源安全稳定供应等方面取得了立竿见影的效果。按照工信部规划，到2020年，中国主要运行车辆的10%-20%要使用清洁能源。

同时，全球液化天然气市场的快速发展，使得液化天然气越来越成为当今社会的主要能源。鉴于LNG有利于生态环境的保护，尤其是在人口稠密和T业中心等地区，使用LNG更具有其优越性，目前世界上许多先进国家正在推广使用LNG。在日本等一些能源缺乏的国家和地区，液化天然气逐渐成为主气源的一种，而在欧美大多数发达国家，LNG也被广泛用于调峰和事故备用气源。

2.2 项目建设的必要性及意义

2.2.1贯彻落实国家及海南经济发展战略和产业政策的需要

清洁新能源的发展状况日益成为衡量一个国家和地区经济发展水平与国民经济综合竞争力的重要标志，发展新能源是推进城市工业化、城市化、市场化和国际化进程，进而提升综合实力和国际竞争力的重要举措。因而，大力发展新能源，以清洁能源带动现代生产，不单具有重要的现实意义，也具有深远的战略意义。在加快产业结构调整，促进经济发展方式转变的过程中，国家及地方出台了一系列涉及促进清洁能源转型升级的规划和产业政策，如《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》、《天然气发展"十二五"规划》、《天然气利用政策》、《关于鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》、《海南省"十二五" 规划纲要（2011—2015）》、《儋州市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》等等。本项目的实施符合上述一系列文件要求，是贯彻落实国家及海南经济发展战略和产业政策的实际举措。

2.2.2 建设船用LNG加注站、发展LNG冷能利用是发展新能源的需要

发展LNG产业的经济效益显著。伴随LNG汽车和船用LNG加注站的运行，将带动与LNG汽车相关的机械制造、汽车、低温贮存，电子电器、仪器仪表、新工艺、新材料、试验检测以及教育培训业等行业的发展，创造上万个就业机会，促进社会经济的发展。汽车行业是用油的大户，也是城市大气污染的重要制造者，对全国的节能减排具有着重要影响。天然气是"十二五"期间的汽车节能减排的首选代用燃料，天燃气汽车替代燃油车《纲要》提出的优先发展主题。节能减排是全面落实科学发展观的重要举措，对加快建设资源节约型、环境友好型社会具有重大意义。

冷能利用主要是依靠LNG与周围环境（如空气、海水）之间存在的温度和压力差，将高压低温的LNG 变为常压常温的天然气时，回收储存在LNG中的能量。LNG工业近几年的发展非常迅速，世界上LNG的生产应用以年均20%的速度增长，探索LNG冷能利用意义重大、前景广阔。从节能环保和经济效益角度出发，冷能利用也具有重大意义。

目前，利用LNG冷能制冰是LNG冷能利用的重要发展方向。

2.2.3项目建设是海南省和儋州市经济可持续发展的需要

1、有利于提升该区域能源工业产业结构层次，促进能源工业经济结构的升级换代

拟建项目位于海南省儋州市白马井渔港，以船用LNG加注站及LNG冷能利用大型冷冻冷藏库、制冰厂为具体建设内容，大力发展船用LNG，作为管输天然气的补充、过渡和延伸。已广泛地应用在那些天然气资源相对匮乏或管输天然气暂时到达不了的区域。作为主气源或过渡气源．为加速我天国然气事业的发展将起着积极的推动作用。项目是响应国家产业转移政策而落户海南儋州市白马井渔港，项目的建设有利于提升该区域工业产业结构层次，促进当地天然气工业经济结构的升级换代。

2、有利于促进项目区域内城乡一体化建设，推动项目区域经济协调发展

项目位于海南省儋州市白马井渔港内，对交通设施、生态环境、供水供电供气等基础设施条件有着极高的要求，项目的建设必然会对当地的交通、道路、绿化等基础设施的建设起到巨大的推动作用，从而进一步完善儋州市白马井渔港的基础设施建设，促进项目区域城乡一体化建设，为区域经济的协调发展奠定基础。

3、有利于当地财政收入的增加

项目建成后，通过一系列的产业带动，商业活动的繁荣必将带来大量的税收，这将是一个庞大的税收回报项目，预计两年后经营规模可达到主营业务年利润达到17497万元人民币人民币，带来年税收734.89万元人民币人民币。正常运营年交易额达到1.75亿元人民币人民币，将为当地带来间接税收3026万元人民币人民币。

2.2.4项目示范效应

海南省海洋经济的发展，无论哪一块都离不开海洋运输，然而，目前海南省船舶主要使用柴油为燃料，运输成本高，环保效果差。大部分港口无岸基加气设施，未规划船舶加气岸线。制约了海南省经济发展，同时对保护海洋环境及实施国际旅游岛战略，有一定的负面效益。沿海船舶的燃料环保化、经济化改造势在必行。天然气是公认的清洁能源，环保性能好且经济。目前，用LNG替代柴油做船舶燃料是热点。据测算，使用LNG做燃料可节约20%～30%的柴油购买费用，大幅降低船舶运输企业的运营成本。同时，可减少对水体和大气的污染，环保效果较好。国家已在多地开展试点，与船用LNG相关的法律、规范也相继出台，为船舶"油改气"提供了政策支持。

通过本项目建设过程，积累工程建设的经验，为整个儋州市逐步建设船用LNG加注站，全面发展城市清洁天然气供气健康之路，为全面清洁能源城市管道供气，打造海南国际旅游岛绿色宝岛作出贡献。

第三章 气源与市场分析

3.1 气源

3.1.1 气源

1、气源概况

洋浦LNG项目

目前中海油建设的海南洋浦LNG项目已建成投产。项目选址位于洋浦经济开发区内，其中一期建设LNG专用船码头、LNG接收站及输气干线3部分。LNG接收站一期为300万吨/年，计划于今年投入商业运行；LNG专用船码头工程新建1座可停靠26.7×104立方米LNG船舶的接卸码头及一座3000吨级重件码头。

该接收站预留有进一步发展的余地，将来可根据市场预测和现实需求，分期进行扩建。

儋州LNG接收站项目

儋州LNG接收站项目是为解决近期资源量不足，全省车用天然气市场紧张，由中油深南石油技术开发有限公司投资建设的LNG接收站项目。本LNG储备库分三期建成，一期建设2座20000立方米单包容双壁金属储罐，二、三期分别预留1座80000立方米全包容混凝土外壁储罐；装车区、BOG处理系统按一期规模建设，兼顾二、三期布局；辅助系统、码头配套设施按最终规模建设。

目前该项目也已建成投产。

福山LNG液化工厂项目

海南福山气田25 万立方米/天规模的LNG 液化厂由中油深南石油技术开发有限公司投资建设，已于2005 年4 月建成投产。其中，厂区建有两个LNG储罐，均为内外子母罐，厂区储罐总容积3500m3。

船用LNG加注站气源选择

中海油海南洋浦LNG项目于2014年8月1日建成投产，建设有2座16×104Nm³的LNG储罐，产量达到300万吨，与儋州1-1、崖13-1、乐东三大海上天然气气田形成资源互补，保证了海南省天然气供应的不间断性。

我司已与中海石油气电集团有限责任公司海南贸易分公司签订了天然气销售与购买协议，每年可由海南洋浦LNG项目购买7万吨LNG（相当于海口地区全年的用气量）或等量的海气（即管输气），可为该项目提供稳定持续的LNG。

2、气质组分

本规划以洋浦LNG参数为参考，见下表。

表3-1 天然气组分表

天然气作为清洁能源越来越受到广大使用者的广泛关注，很多国家都将LNG列为首选燃料，天然气在能源供应中的比例迅速增加。液化天然气正以每年约12%的高速增长，成为全球增长最迅猛的能源行业之一。近年来全球LNG的生产和贸易日趋活跃，LNG已成为稀缺清洁资源，正在成为世界油气工业新的热点。

目前LNG作为天然气的利用方式，越来越多的应用在各个领域。其优越的物化特性让他在同类产品中的优势越来越明显，成为主流的天然气利用形式之一。

LNG的六大优点：

1）LNG体积比同质量的天然气小625倍，故而可用汽车轮船很方便地将LNG运到没有天然气的地方使用；

2）LNG储存效率高，占地少。投资省，10m3LNG储存量就可供1万户居民1天的生活用气；

3）LNG作为优质的车、船用燃料，与汽油相比，它具有辛烷值高、抗爆性能好、发动机寿命长。燃料费用低。环保性能好等优点。它可将汽油汽车尾气中HC减少72%，NOx减少39%，CO减少90%，SOx、Pb降为零；

4）LNG汽化潜热高，液化过程中的冷量可回收利用；

5）鉴于LNG汽化后密度很低，只有空气的一半左右，稍有泄漏立即飞散开来，不致引起爆炸；

6）鉴于LNG组分较纯，燃烧完全，燃烧后生成二氧化碳和水，故而它是很好的清洁燃料，有利于保护环境，减少城市污染。

3.2 中国LNG产业链发展分析

3.2.1 中国LNG冷能利用发展分析

伴随我国经济发展，能源结构的调整，天然气已成为和煤炭及石油相提并论主要能源，并且将成为未来主要能源之一，LNG是继煤炭、石油之后的又一新兴绿色清洁能源，LNG在制造过程当中需要耗大量的能量，而在气化过程当中又要将这些能量进行释放，这些能量的回收成为当今社会各行各业非常稀缺的一种特殊资源一冷能利用，对这些冷能进行回收利用，将产生巨大的经济效益、社会效益。

1、LNG概述及其冷能技术的应用分析

1）LNG概述

LNG是液化天然气英文简称，天然气所指的是在气田里进行自然开采的可燃气体，其主要成分为甲烷，在常温常压状态下是气体，通常天然气产地和用户相隔比较远，为了运输及储存方便，就把气田开采出的天然气通过脱水、脱硫、脱酸、压缩等工艺处理，使其液化为－162℃低温液体，也就称为液化天然气LNG了，LNG具有节省运输储存空间及成本特点，并且还有性能高及热值大等特点，LNG进行终端使用时，需要把LNG进行气化，在这个过程里大约会放出830—860kJ/kg的冷能，这些冷能的利用价值、潜力巨大，并且各国均在进行冷能利用技术研究及提高。

2）LNG冷能利用应用发展

LNG冷能利用潜力巨大，不同温度冷能价值是不同，如建筑物空调中，712℃冷量制取，其COP耗电效率要在5以上，而－160℃ 的低温冷能中的COP仅需要0.156，当位于－100℃之下的低温冷能时，其经济价值是比较高的，可节省大量低温冷能电力。现在LNG冷能的利用项目均是单一用户，多用户集成项目是比较少的，在现有冷能利用技术里，除了空分利用位于－150℃和－70℃之间，很多用户的冷温位和LNG气化冷能温度的分布是不匹配的，其利用率比较低，使得经济效益不是很高，韩国、日本及中国台湾等地方冷能利用项目仅有20％左右的LNG冷能获得了利用，而我国LNG进口都要比世界要晚，伴随我国能源需要不断增加，LNG进口量的日益加大，如何加强提高LNG冷能利用技术，显得尤为重要。

2、我国的LNG冷能利用技术应用

1）空气分离

以往的空分技术主要方法是经过氟利昂冷冻机及膨胀透平来制冷把空气液化，分离为液态氧气、氮气及氩气等，运用LNG冷能技术能够进行空气分离，通过氮气循环方式进行冷却实现的。通常生产lm。液化空气需要0.756kWh冷却能，可运用LNG低温特点，不单可以降低建设费用，还能够节省电力消耗，电消耗会降低50％，其水消耗也会降低30％，从而降低了液氧及液氮生产成本，获得良好经济效益，低成本液氮可应用到半导体器件生产、真空冷阱、金属处理等，运用液氧制取还可以获得高纯度臭氧，应用在污水处理方面。空气分离是LNG冷能利用技术里最常见的，并且被很多国家所应用，我国对这种冷能技术应用也很重视，如福建的LNG接收站冷能回收项目已经走在LNG冷能利用的前列。

2）液态CO2或者干冰制取及冷冻仓库

液态CO2或者干冰在焊接、食品冷藏运输、饮料及铸造等领域均有较为广泛应用，原有CO2液化工艺是把CO2压缩到2.5—3MPa，并用制冷设备进行冷却及液化，而运用LNG冷能利用技术，能够很容易把CO2冷却及液化到所需温度，并把工作压力有效降到0.9MPa，和原有液化水平相比，制冷设备负荷大大降低，其耗电量也降到了30—40％之间。上海交通大学就利用LNG冷能技术，应用到跨临界循环中，并把汽轮机排放CO2冷却为液态的产品，不单节约了能源，还控制了CO2排放，缓解了温室效应产生。一般大型冷库及LNG基地均设在港口周围，这样为LNG冷能回收利用提供了便利条件，运用LNG冷能利用技术，把载冷剂经过冷却后，可通过管道进入冷藏及冷冻库，并释放出冷能，以实现物品冷藏及冷冻，LNG冷能在冷库中的应用基本消除了制冷机，从而节省了系统造价和运行的费用。

3）LNG在制冰行业的应用

目前LNG冷能利用技术研究较多，主要包括于空气分离、发电、轻烃分离、冷冻冷藏、海水淡化、干冰制造等。LNG冷能技术还可以用于制冰行业，伴随经济的发展，人民生活水平的提高，中西方文化的融合，中国用冰市场发展潜力巨大。各种人造冰已经广泛应用在商业、农业、工业和医疗等行业，所产生的经济效益和社会效益已经超出了行业的想象。2010年前9个月酒店对制冰机的求购和搜索在酒店用品市场持续占据了前5名的位置。用冰需求的不断增加为制冰行业带来无限机遇的同时，也对制冰技术提出了挑战。但LNG冷能的利用的难度主要在于冷能用户在地点不均匀，造成冷能供需不平衡。类似地，我国的冰需求越来越大，而且冰用户分布不均，连续用冰的需求也不多，这样的需求现状与LNG加注站的冷能利用相吻合，于是制冰行业的发展为冷能充分利用提供了契机。

4）LNG冷能在发电领域应用

LNG冷能利用技术在我国低温发电行业应用广泛，并且技术也比较成熟了，这种低温发电主要利用LNG和周围环境间压力差及温度差来形成动力循环的，其发电方式主要有下列四种，一是直接膨胀法，所指的是利用LNG气化之后，使其压力较高天然气能够直接膨胀发电，这种方式的循环过程比较简单，设备需要得少，可效果不是很好，功率也比较少，仅能回收冷能的24％左右，比较适合部分冷能回收，并和其它LNG冷能利用技术相联合使用；二是中间介质朗肯的循环方式，主要是把低温液化气当做冷凝剂，经过冷凝器，将冷量转化至某介质上，运用环境及LNG间的温差，推动介质实施蒸汽动力的循环，这种循环方式要比直接膨胀法LNG冷能回收率要高得多，可高出冷凝温度的一些LNG冷量会直接排到环境里，致使这种方式下的LNG冷能回收率也不是很高；三是综合方法，是把上述两种循环方法进行联合，以提高LNG冷能回收率，这种综合方法能够回收冷能50％左右，造价比较低，还有益于环保，其发电系统也比较稳定，可回收率依然不是很高；四是气体透平循环，燃气轮机吸气温度会降低，提高循环效率，增加发电量，这种循环方式需要注意载冷剂选择，并且需要容易挥发及冷却后温度在0℃之上的物质来当做中间的载冷剂。诸如西安交大就设计了一种依靠LNG冷能燃气轮机来发电循环的系统，当环境温度从30℃降为5℃左右时，系统效率增加4％左右，冷能回收率在50％左右。这种应用LNG冷能利用技术进行发电是种新型节能环保方式，其发展前景非常广阔。

3.3国内外 LNG船舶技术应用情况

3.2.1 船用LNG特点与发展前景

LNG船舶的特点：

液化天然气是理想的船舶燃料，它充分显示了环保、经济、安全、资源上的优越性，在世界上得到广泛的重视和迅速的发展。与燃油船舶相比，LNG船舶具有以下几大特点：

有害废气排放少，有利于保护环境。燃油船舶排放废气中含有较高的污染物，是城市污染的主要来源之一。使用天然气为船舶燃料与柴油相比，在安全性方面，LNG具有无色、无味、无毒、无腐蚀性等特点，密度比空气轻，发生泄漏事故时会很快自然气化，不会对水体产生污染。使用液化天然气（LNG）作为燃料， 几乎可以100%减排硫氧化物、减少85%~90%氮氧化物和15%~20%二氧化碳的排放，并预测伴随环保法规的实施，天然气动力船在2015年将大规模使用。因而天然气船舶是减少城市环境污染的理想水运交通工具，属国家鼓励发展的高新节能环保项目。

天然气燃料大幅度降低了船舶的运行费用，节约船舶所有者的使用成本。根据路试数据，1Nm3天然气约相当于1.042L柴油。并且目前1Nm3天然气比1L柴油售价要低许多，可见，改用天然气后船舶燃料费可降低许多，大幅度降低了船舶运行成本。

（3）天然气燃料可延长设备使用寿命，降低维修费用。天然气辛烷值在130左右，而高辛烷值汽油仅在97左右，故而天然气作为船舶燃料不需要添加剂。天然气燃烧完全，无积碳，燃烧产物为气态，燃烧运转平稳，噪音小，从而减少了气阻和爆震，使发动机寿命延长。

（4）天然气燃料比汽油燃烧更安全。

在船舶上使用的LNG与传统的燃油相比，在许多方面可靠性均优于柴油，如，LNG着火点和爆炸极限高于柴油，天然气燃点为650℃，爆炸极限为4.6%～14.57%，柴油着火点260℃，爆炸极限 0.5~4.1%。如有泄漏，会很快扩散，而不会向汽油那样积聚在发动机周围形成爆炸混合物，遇明火引起爆炸。另从维度上看LNG不会对水体产生污染，因其属低温液体，泄漏时自然气化快，LNG密度为0.45，比空气小，发生泄漏后会自动向上溢开扩散到大气中,即便船舶意外在海洋中发生燃料泄漏，也不会对海洋造成巨大的危害。

2、LNG上渔船的优势：

目前，我国渔船装备的总体技术水平较为落后。在促进我国渔业现代化建设的过程中，在渔船上应用液化天然气（LNG）燃料既能推进我国渔船装备技术进步，又符合国际节能减排潮流，将为造船和配套企业带来不小的市场机遇。如今，伴随国家及地方政府的积极支持，一些能源企业、科研单位和船企已经在"LNG上渔船"的项目中取得了进展。

LNG燃料优势明显，与柴油相比，液化天然气作为船用燃料，具有安全、环保、经济和动力性好等综合优势。因而，在渔业行业中推广使用LNG这一价格低廉、便于运输、使用安全的清洁能源，对于促进渔业节能减排、降低渔业捕捞成本和改善渔民工作环境具有非常重大意义。

第一，LNG经济性好。在渔业捕捞成本中燃油成本是最主要的，约占总成本的60%~70%，如山东省威海市沿海的小型渔船近海捕鱼的燃油费约占每航次的70%，有些燃油成本可能会占到80%。我国目前的渔船保有量达106万艘，占世界渔船总数的1/4，每年的柴油消耗量为800余万吨，不断上涨的燃油价格已导致渔民捕捞入不敷出。为此，国家每年要下拨数亿元燃油补贴。

相比之下，液化天然气的储量十分丰富，价格低廉，便于运输，使用安全。用液化天然气替代柴油有利于渔船节能减排和降本增效，有利于'绿色能源上渔船'战略目标的实现。若使用柴油—液化天然气混合燃料，以燃油替代率为70%左右来计算的话，则我国渔船每年将节约燃料费用100多亿元。

第二，LNG环保性优。与使用传统的燃料柴油相比，船舶使用液化天然气后，其综合排放量将降低约85%左右，并且尾气中无悬浮颗粒，不含铅、苯等致癌物质和硫化物。按照我国目前的渔船数量计算，如全部使用柴油—液化天然气混合燃料，则每年可实现碳减排量约372万吨。

第三，LNG安全性高。与汽油和柴油相比，液化天然气的燃点高，爆炸极限范围大，并且气化后比空气轻、容易扩散，因而安全性高。

3、我国渔船油改气起步迅速：

2011年9月，以农业部渔业船舶检验局为主管，以液化天然气(LNG)供应商中海石油气电集团有限责任公司与天津市渔业船舶检验局、天津滨海新区中心渔港，广西壮族自治区水产畜牧兽医局、广西玉柴机器集团有限公司，山东渔业船舶检验局、淄博柴油机总公司等单位结成战略合作伙伴，正式开启了包括液化天然气—柴油混合燃料发动机研制在内的我国液化天然气渔船绿色能源推广应用工作。10月11日，渔船检验局与中海油在北京签署《战略合作框架协议》，双方约定在绿色能源推广应用、示范渔船设计选型、渔船规范与标准化建设、渔船检验和配套设备检验、新能源技术咨询等六大领域建立长期、稳定的战略合作关系。协议签署后，渔船检验局与中海油就液化天然气用作船舶动力燃料的推广展开了全面合作。

2011年9月，经过改造的油气混燃"津汉渔04203" 号渔船顺利驶回天津市滨海新区中心渔港，全国首艘柴油—液化天然气混燃渔船圆满完成试航。试验证明，柴油—液化天然气混燃船具有柴油替代率大于70%、整体燃料费用降低20%以上、有害气体排放大幅度减少的良好效果。试验的成功为"液化天然气能源上渔船"的大规模推广提供了可靠的技术保障。

近年来，鉴于近海渔业资源严重衰退，我国传统四大渔场：渤海渔场、舟山渔场、南海沿岸渔场和北部湾渔场已经名存实亡，近海渔民已陷入无鱼可捕境地，大量渔船在港"歇业"，渔民纷纷上岸改行搞养殖、餐饮、加工等。通过"油改气"使燃油费用减少15～20%还不足以吸引渔民重新下海，还有不少技术、经济、配套服务等方面的问题需要解决。举例来说，经过"油改气"后的柴油—液化天然气混燃渔船的后勤补给、货物装卸能力难以满足远距离、长时间、高强度的远洋作业要求。同时，渔船改造后渔民能否继续领取燃油补贴、发放标准计算方式等问题也亟需得到解决。若有关部门能够加快颁布相关规范、技术标准步伐，则将为液化天然气燃料在渔业行业的大规模应用创造条件，从而推进渔船实现大规模的"油改气"。

4、"油改气"为造船业提供机遇：

目前，在我国现有的渔船中，船龄在5年以下的仅占10%。在大功率渔船中70%的船龄超过20年，渔船及其设备老旧严重，更新换代的空间巨大。国际海事组织等正在加速推进《国际渔船安全公约1993年议定书》生效，我国面临着巨大的履约压力，仅有不到10%的渔船能够满足该公约的规定要求。因而，渔船、设备及技术的更新势在必行。

为了加快应对海事新规的步伐，提升渔业装备现代化水平，我国渔业主管部门和部分渔业大省纷纷制定规划，并计划在"十二五"期间大规模推动渔船的改造升级和节能化发展。其中，渔船检验局2012年确定的"渔船液化天然气动力改造计划"提出，到2020年，要使适用于液化天然气动力的渔船柴油消耗量中的70%被液化天然气代替；海南、福建、山东、浙江、江苏和辽宁等传统渔业大省都提出，"十二五"期间将切实采取措施，淘汰高污染、高能耗的老旧渔船，建造绿色节能的中小型、标准化玻璃钢渔船和大中型专业远洋渔船。

不单如此，渔船市场受宏观经济影响不大，主要与渔船船队的更新换代需求和渔业发展需求直接相关，因而在当前全球运力和造船能力双双过剩、商船市场持续低迷的形势下，对于订单极度匮乏的船企，特别是具有较强技术实力的中小船企来说，渔船市场的需求为其提供了良好的发展机遇。

更重要的是，与商船相比，现代化渔船不单要具备航行和停泊的功能，还要具备鱼类捕捞、加工、储存，运输以及在风高浪急的海上长时间作业的功能，故而在船型设计、船舱布置和设备配置等方面都有其独特的要求。因而远洋渔船特别是大型远洋渔船的技术含量与散货船、集装箱船和油船几乎相当，大型专业化远洋渔船可谓是典型的高技术和高附加值船舶，值得船企"淘金"。

实际情况是，在推进渔船"油改气"的两年多时间里，已有不少船企积极进军这一领域，承接如柴油—液化天然气混燃远洋渔船等新型动力燃料渔船的研制、改装和建造等，也有七一一所等科研单位介入相关船用设备的研发工作。可以预见，未来我国液化天然气渔船市场前景广阔，将有望成为又一块诱人的"市场蛋糕"。

5、LNG船舶不足主要表现在以下几个方面：

（1）受船载容器不宜过大的制约。根据《LNG燃料动力船试点船舶技术要求》要求，以液化天然气或液化天然气/燃油为燃料的国内航行钢质船舶上所设LNG储罐容积应不大于20m3，额定充装率为90%，因而确定每艘船充装量≤18m3。

（2） 缺乏政策和资金支持：一般燃油鱼船改装为LNG船舶，改造船舶每艘改造费用为8万元，让本来收入并不宽裕的普通渔民一次性拿出8万元进行改造并不现实，因而推广压力非常大。为了我国水域的环境保护，在国家层面出台相关政策支持。因而，若不出台LNG燃料的相关补贴政策，渔民改用LNG燃料的动力就会缘于不经济而大大减弱。

（3） 渔船老旧情况严重：渔业船舶检验局表示，我国海洋渔业的现状与国家需求极不相称，海洋渔船呈现"五多五少"特征：小型渔船多，大型船舶少；木质渔船多，钢质渔船少；老旧渔船多，新造渔船少（全国海洋渔船船龄普遍偏高，船龄10年以上的渔船占60.8%）；沿岸渔船多，远海渔船少；能耗投入多，效益产出少（目前渔船燃油生产性成本投入已占捕捞总成本近70%）。按照2002年出台的《渔业船舶报废暂行规定》，捕捞性渔船的报废年限为20年，而我国60.8%的船舶已经接近报废年限，再进行一次性投入巨大的LNG燃料设备改造，其意义已不大。

（3） LNG储罐占用船体空间较大，鉴于LNG的密度比柴油低很多，同样能量的输出需要配置柴油罐2倍体积的LNG储罐，再加上为了安全，LNG燃料对于船舱和管线的要求非常严格，需要占用较大的船体空间，从而挤占了船体的可用空间，影响了船舶所有人使用LNG燃料的积极性。

（4）船舶LNG加气站建设也存在一些技术难题。鉴于内河航道枯水季与丰水季水位变化较大，如长江流域在重庆地区枯水季与丰水季水位差约30 m，同时鉴于水位差的变化造成江而水域宽度变化较大，岸线水平位置变化可达l60 m，航道亦随岸线变化，因而LNG燃料动力船舶随季节水位不同而无法固定停泊位置，这样就为LNG燃料加注造成了困难。因而船舶LNG加气站不同于汽车LNG加气站，LNG加注设施必须适应鉴于季节水位的变化造成的船舶停靠位置的变化。

（5）港口LNG加注站的建设受供气管网和选址的制约大。陆域设施需要占用港口岸线土地，部分港口选址较困难。供气管网的接口压力及位置直接影响投资规模和销售量，供气价格则决定了运行成本的高低，直接影响加注站的经济效益。

3.2.2 船用LNG发展现状

1、国外LNG船舶发展现状

1959年，美国船厂将一艘战时标准船改装成为LNG运输船，从美国向英国运送LNG，这是最早的LNG海上运输，为确定LNG海上安全运输的方法奠定了基础。商业上的液化天然气运输始于1964 年,由航行于阿尔及尔亚和肯伟岛之间的Mehtane Proneer号和Methane Progress 号开始，总运输量达到22,000m3，航次超过900 次。瑞典、意大利、西班牙、挪威等国纷纷于上世纪60 年代末至70 年代初涉足LNG船建造业，并在上世纪90 年代前占据了统治地位。但这一格局在上世纪90 年代被日本打破。1981 年，日本造出本国第一艘LNG船。随后，在引进欧美技术的基础上，日本船厂为本国船东大量建造LNG船，取代欧洲成为新的世界LNG船建造中心。欧日之间竞争的加快，韩国也大举进军LNG 船建造市场，并于1994 年造出了本国第一艘LNG 船。欧洲则基本被挤出了这一市场。进入21 世纪，韩国夺取了全球大部分订单，取代日本成为世界LNG 船建造市场霸主。

据普氏统计，截至2010年底全世界运营LNG项目共31个，分布在16个不同国家或地区，总产能2.58亿吨/年。其中，卡塔尔、印度尼西亚及马来西亚运营LNG项目的产能分别是6130万吨/年、3660万吨/年及2390万吨/年，分列前三位。预计2011-2015年期间再投产15个新项目，产能1.04亿吨/年。其中，澳大利亚、卡塔尔及尼日利亚新增产能分别是5040万吨/年、1560万吨/年及1000万吨/年，分列前三位。考虑到上游气田储量枯竭、新项目产能逐步增加等因素影响，咨询公司Poten & Partner预计到2015年全球LNG总供给约为2.91亿吨。卡塔尔和澳大利亚是未来五年内世界主要LNG供应国，尼日利亚、俄罗斯、伊朗LNG出口潜力巨大。 根据Poten & Partners预测，受益于燃气发电的发展和排放环保规定，长期看LNG将强势发展。预计到2020年，LNG的需求将翻番，达到约3.8亿吨/年。需求增长主要来自亚太地区，日韩台2020年的LNG进口量预计可达1.3亿吨/年。中国和印度这两个新兴的LNG市场将会进一步推动亚太地区LNG需求的增长，预计2030年，中国和印度的LNG贸易将会占到亚洲贸易量的33%。

2002-2010年，LNG船队规模快速扩大，年均增速达到17.7％。LNG海运量的增长，极大地推动了LNG船舶需求的增长：2003 年生产了15 艘LNG船、总舱容193.7 万m3。之后，到2007 年5 月初，全球LNG船保有量达到230 艘、总舱容2 818 万m3。2011 年10 月底，全球LNG船已达到365 艘、总舱容5 242 万m3。

整体而言，世界LNG船建造市场大体经历了从欧洲到日本再到韩国的演进过程，目前世界LNG船建造市场的基本格局是：韩国一家独大，日本勉强维持，中国小规模进入，欧洲零星建造。

从世界范围看，国际燃气船舶市场在形势的推动下，在未来的几十年将加速发展，特别是在石油净缺口为负数以后，可以预见这一进程将出现高潮。预计2025年和2030年，LNG贸易量占天然气贸易量的比重将分别达到35%和42%，LNG的贸易地位将进一步提升。 预计未来10年，LNG价格将稳中有升。根据国际能源署预测，2020年日本LNG价格13.4美元/MMBTU（2%），欧洲进口天然气价格11.6美元/MMBTU（4%）。

2、国内LNG船舶发展现状

国内LNG船舶改装运行现状

目前，LNG鉴于缺乏全球性的加注站而无法普遍适用于远洋航程，但对于近海航程或行驶于固定区域内的船舶，LNG是未来最有潜力的燃油替代品。2010年8月8日，江苏宿迁地方海事局改造了的68m散货船"苏宿货1260"号开始试航，伴随试航的成功；全国各地陆续开始改装LNG船舶，这些实例标志着我国以LNG作为船舶动力燃料的时代已经到来，中国内河航运的燃气动力时代越来越近。

从技术角度来看，国内LNG动力船改造技术和国家标准已逐步完善。LNG技术广泛采用了《LNG燃料动力船试点船舶技术要求》等我国自己制订的规范，以液化天然气或液化天然气/燃油为燃料的国内航行钢质船舶上所设LNG储罐容积应不大于20m3，额定充装率为90%，因而确定每艘船充装量≤18m3。

船用LNG加注站（港口）应用现状

据权威研究报告，世界航运业每年要消耗20亿桶燃油，排放超过12亿吨二氧化碳，约占全球总排放量6%。为应对世界气候变化出台的环保法规，规定了船舶污染防治、减少排放的标准和时限。于是，在寻求节能减排新路径中，比石油便宜且储量丰富的液化天然气（LNG），以其环境效益和经济显著的优势，成为了未来船用燃料的首选。

天然气是公认的清洁能源，环保性能好且更经济。船用LNG具有经济、环保、安全的特点。据测算，使用LNG做燃料可节约20%～30%的燃料费用，大幅降低船舶运输企业的运营成本；同时，可减少对水体和大气的污染，环保效果较好；作为船用燃料，LNG比燃油更安全。

早在上世纪60年代，我国就使用了天然气船舶，但当时采用的储存方式是低压帆布囊。80年代，四川省开始进行LNG加注站和LNG船舶的试点，并取得成功。90年代四川省开始大规模建设LNG加注站。21世纪初临高县也开始大规模建设LNG加注站，目前临高县拥有LNG加注站70座，拥有天然气船舶约15000余辆。全国各地的天然气船舶约20余万辆，正在运行的LNG加注站600余座。

从技术角度来看，国内LNG技术和国家标准已逐步完善。LNG技术广泛采用了《液化天然气码头设计规范》等我国自己制订的规范。这些规范在编制过程中总结了国内已建加注站的运行经验，参考了国外相关设计标准和先进作法，为LNG船舶加注站的设计提供了依据，加之原已颁发实施的有关天然气气质、气瓶等标准，使LNG技术的应用有了自己的国家标准。

3.3.3国内LNG船舶市场前景分析

根据交通运输部((2013年交通运输行业发展统计公报》，截至2013年底，我国现有内河运输船舶15.91×104艘、沿海运输船舶11024艘、远洋运输船舶2457艘。2013年，全国完成水路货运量55.98×108t、货物周转量79435.65×108t·km，平均运距1419.04km；在全国水路货运中，内河货物周转量11514.14×108t·km，沿海运输完成货物周转量19216.14×108t·km，远洋运输货物周转量48705.37×108t·km。能耗方面，2013年全年内河、沿海和远洋货运企业燃料油耗量为1650.15×104t，按燃料油低热值为44MJ/kf、天然气低热值为36MJ/m3进行等热量折算，则折合标准状态天然气200.49×108m3，预计2015年船用燃料油折算标准状态天然气约为230×108m3。

目前，交通运输部文件(交水发[2013]625号)《关于推进水运行业应用液化天然气的指导意见》仅对内河运输船舶能源消耗中LNG的比例提出了要求：到2015年，内河运输船舶能源消耗中LNG的比例达到2％以上，到2020年达到10％以上，且用能结构得到改善。若沿海和远洋船舶也有明确的目标要求，船舶使用LNG的发展前景将非常乐观。

3.4 项目船用LNG需求预测

3.4.1供气目标船型

儋州市白马井渔港内渔船。

3.4.2白马井渔港船用LNG需求量预测

船用LNG需求量预测采用能耗等效替代法预测用气量。根据现在船舶的功率及其燃油消耗率，计算出总的耗油量，然后根据LNG替代率，用等效替代方法预测船舶LNG耗量。根据海南省海洋与渔业厅统计，2011年度儋州市渔船年用油（柴油）量约为13922吨/年。

根据估算现状船舶用油量作为基数，按照一定的增长率预测中远期能耗。根据国家对海洋渔业船舶的政策，儋州市渔船近期、远期年耗油量按3%的增长考虑，考虑部分未注册船舶能耗，根据"儋州市2011年度渔业全年用油量测算表"对白马井渔港船舶用油量的计算如下：

为了响应国家"节能减排"的号召，我国内河及沿海开始了船用LNG的利用推广工作。预计未来将会有部分船舶改造为天然气与燃油混燃船，部分新造船舶会考虑完全采用天然气为燃料。

考虑2015年开始推广LNG船舶，至2020年普及率约65%，远期末2030年普及率约95%；新建LNG燃料船替代率为100%。根据前文预测的目标船舶能耗，结合天然气船普及率，以及天然气对燃油的替代率，根据热值可以折算出规划期内船舶天然气用气需求，见下表：

按照《液化天然气燃料水上加注趸船员入级与建行规范》要求，储气罐的充装极限应不大于90%，同时考虑船舶加注前需要预留5~10%的LNG以维持罐内温度，因而在测算加注量时，单船LNG加注量为储气罐的80%。

LNG密度约为0.46吨/m³,单位质量热值为42.70MJ/kg，液化天然气单位质量热值约为柴油的1.2倍，但液态密度只占柴油的55.4%，故而采用LNG储罐时，需要加大到1.5倍；再考虑考虑LNG允许加注量只有储罐容积的80%，因而设置LNG储罐时，窖要加大到约柴油储罐的1.9倍，才能达到与使用柴油同等的航程。

白马井渔港渔船油箱容积有1m³、3m³、5m³不等，改用天然气后，本项目暂按储气罐3m³、5m³考虑，考虑充装率后，测算渔船单船每次加注量为2.4m³、4m³。

3.5 项目运营模式

本项目属于新能源综合利用复合型项目，此类项目通常采用船用LNG产品销售为主，LNG冷能利用冷冻冷藏库租赁、制冰销售为铺的多种结合经营方式。本着收益最大化和冷能利用最大化最优化的原则，本项目则采用"船用LNG产品自主经营为主+LNG冷能利用冷冻冷藏库租赁+制冰销售为铺"的模式。

1、船用LNG加注站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"运营模式

与一般单一的船用LNG加注站运营模式相比较，船用LNG加注站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"项目的运营模式具有三大突出特征：

第一、船用LNG加注站及LNG冷能利用冷冻冷藏库、制冰厂具备稳定的、丰富的、足以支撑白马井渔港渔民船用供气需求。

海南顺万意科技开发有限公司与中海石油气电集团有限责任公司海南贸易分公司签订了天然气销售与购买协议，每年可由海南洋浦LNG项目购买7万吨LNG（相当于海口地区全年的用气量）或等量的海气（即管输气），可为该项目提供稳定持续的LNG。

第二、船用LNG加注站及LNG冷能利用冷冻冷藏库、制冰厂是经济增长和生活水平提高带来对新能源的需求。

伴随中国经济的快速发展和产业结构的变化，中国大批劳动力由农村转向城市。未来城镇人口比例继续增高，将促使城市对能源的需求进入一个急剧增长的阶段。伴随地区性输气管网加快建设，城乡居民用能源结构不断改善，天然气消费将继续保持快速增长，2013年消费量达到2,107亿立方米，比上年增长约21.47%。天然气消费区域将进一步扩大，产地及周边、环渤海、长三角和东南沿海经济发达地区将成为最主要的消费区域，消费结构继续向多元化发展。预计全年天然气产量将接近1,100亿立方米，增长16%。2014年6月，国际能源署(IEA)发布报告称，2030年全球天然气将超过煤炭成为仅次于石油的主要能源。到2035年，世界天然气的需求量将比2008年增长63%，达到5.1万亿立方米，天然气在诸能源中的比重将由2008年的21%提高至25%。儋州市白马井经济发展迅速，白马井生态产业园的发展需求急需发展新能源建设为基础，推动儋州市的能源建设完善促进当地经济的发展。

第三、船用LNG加注站是为降低污染而减少油气消费的意愿而建设。

我国未来能源结构的战略性调整需要和"到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%至45%"的国际承诺，要求我国必须高度重视天然气利用。在能源结构调整的背景之下，传统能源必须为新能源让路。

综合来看，伴随科技的发展人民对环境问题越来越重视，政府对清洁能源的使用和推广政策，中国天然气需求将继续旺盛。未来儋州市白马井渔港将形成以船用LNG供气为主，LNG冷能利用为辅的多气源资源保障体系，呈现新能源在船舶清洁能源应用及未来LNG冷能利用发展的广阔前景。

2、船用LNG加注站及LNG冷能利用冷冻冷藏库、制冰厂收入框架

船用LNG加注站及LNG冷能利用冷冻冷藏库、制冰厂

中心区主要收入来源：

第四章 项目选址与建设条件

4.1 站址选址原则

1、一般要求

站址选择应符合消防安全和环境保护的要求，并符合海事部门对航道的规划要求及周边安全距离要求，根据船舶运行距离、航道规划等级、船舶数量及吨位，选择在交通便利的地方。

2、安全要求

鉴于国内没有专门针对船用的LNG加注站的相关标准，船用LNG加注站建站参照汽车LNG加注站的标准，本项目站址选择应符合《汽车加气加注站设计与施工规范》（GB50156-2012）、《建筑设计防火规范》（GB50156-2006）等的防火安全要求，并优先选择站点满足以下五点：①所选站址位于港口附近；②所选站点位于海事签证点附近；③所选站点位于船闸上下游附近；④所选站点位于水上服务区范围内；⑤所选站点便于发挥综合效益，优先考虑。而所选站点应注意和规避以下五个方面：①不应选在桥梁上下游300m范围内；②不应选在饮水源区500m范围内；③不应选在人口密集区；④不应选在易燃易爆、危险区域内；⑤不应选在事故多发、视线不好的地区或弯道。

4.2 站址确定

项目拟建站场位于海南省儋州市白马井渔港，所选站址所在航道通行量大，周边地势开阔、交通方便，周边环境适合选址要求。经现场勘查，并咨询相关河道管理部门，站址所在地均不属于航行事故多发地带，水域宽度满足船舶停靠、加注要求，不影响过往船只的正常通行，满足航道通行的安全要求。初步选址符合船用LNG加注站的建设要求，场站标高必须满足防洪要求。

白马井镇属海南省儋州市辖区的建制镇，位于海南岛西北部，是海南省重要的港口城镇，距省会海口市130公里，距儋州市政府所在地那大56公里。白马井镇地处于周边"一区三镇"即洋浦经济开发区（含洋浦保税港区）和新州镇、王五镇、排浦镇的核心位置，东面毗邻新州镇、王五镇，南面与排浦镇、国营龙山农场接壤，西面是洋浦湾，北面与洋浦保税港区仅隔洋浦湾650米。岸基式加注站区场地地势平坦，无矿物和文物以及军事设施。因而，项目选址合理，符合当地政府总体规划、环境保护、消防安全和供气方便等要求，满足建站条件。

4.3项目建设条件

4.3.1自然条件

1、自然地理条件

① 地理位置

拟建项目位于海南省儋州市白马井渔港，儋州市地处东经108 .56＇～109 .46＇，北纬19.11＇～20.52＇之间，东西长87公里，南北宽82公里，面积为3258平方公里。位于海南省的西北部，北与临高县毗邻，南至白沙县、昌江县，东与儋州市、琼中县交界，西北靠北部湾，海岸线长225公里。

② 地质地貌

儋州市地势由东南向西北倾斜，由平原、丘陵、山地三部分构成，其中丘陵占76.5%，滨海平原占23.13%，山地占0.37%。南部属山地和丘陵地带，西南属平原阶地地及火山熔岩台地，东南部为沙壤土，海拔多在100—200米之间，中部为河流冲击平原，北部主要为玄武岩和第四纪的海相沉积层，海拔在5—10米之间，境内大部分都在海拔200米以下。儋州市境内大部分都在海拔200米以下。西南部的纱帽岭海拔752米，为境内最高点。境内大小山峦160座，多在东南部。

根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）该区域抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.10g，设计地震分组为第一组。

2、气候条件

儋州市处于东亚大陆季风气候的南缘，属热带季风气候。鉴于受岛内中部隆起的五指山脉的阻隔，处于背风面，又濒临北部湾，故该市的气候特点是：太阳辐射强，光热充足年平均光照时数在2000小时以上，西部沿海最多，达2500小时左右。雨量适中，分布不均，该市各地年降雨量900~2200毫米，年均1815毫米。鉴于受季风影响，全年雨量分布很不均匀，干季雨季分明。5~10月为雨季，占年雨量的84%，11月到次年4月为干季，占年雨量的16%。雨量分布趋势是由东南向西北逐渐递减。

3、水文条件

儋州市全境大小河流36条。其中发源于境外流经境内的有：南渡江、珠碧江和文澜河；发源于境内的有：北门江、春江、光村江、大江和山鸡江等5条。地表年径流量达189亿立方米。全境海岸线长225公里，且曲折多海湾。主要海湾有：后水湾、儋州湾和洋埔港。主要海岸港口有：洋浦、 干冲、白马井、新英、海头、排浦、峨蔓、英沙、顿积、神充等。其中洋埔港湾阔水深，建有万吨级深水码头，是不可多得的深水良港。

4、海域海湾

白马井镇海岸线长13.75公里，海域宽阔。镇区西临洋浦湾、北临新英湾，湾内水深浪平，岸基稳定坚固。

4.3.2对外交通条件

儋州市交通运输四通八达，陆、海、空交通便利，拥有洋浦港、白马井港等天然深水良港，环岛西线高速公路、粤海铁路（在该市设有那大、八一两个站）贯穿境内，环岛高铁正在建设当中，交通发达，已形成水陆交通网络，是海南西部的交通枢纽和连接内陆、通往东南亚地区的桥梁。白马井镇区南面沿白马井出口路3公里连接环岛西线高速公路，镇区东面沿春马公路17公里至西线高速洋浦出口路。白马井港口码头位于镇区东北与洋浦港共用港区，港岸长1300米。港内有2000吨级泊位4个，1000吨级泊位3个，每年进出港渔船2万多艘次。渔货交易兴旺，渔货运销福建、广东、澳门、香港、台湾、韩国、日本等地，白马井港口还担负着海南岛西北部临高、儋州、白沙、昌江等县的物资航运。

4.3.3基础设施条件

① 通讯：儋州全市已实现电话交换程控化，国内外长途传输数字化。据有关资料显示，该县县城程控电话交换机容量为15.75万门，移动电话用户6万户，并已开通网络宽带，移动通信网络覆盖全市。村村通广播电视，全市内已实现了光缆联网，基本形成了现代化的通讯网络系统。白马井镇有3家电信企业，分别是电信、移动、联通，设有邮政支局一所，电话通讯便捷。

② 供水供电：电力供应与全省联网运行，实现了村村户户通电。据有关资料显示，白马井镇建有日供水5万吨的白马井新地自来水厂，日供水2万吨的一期工程近期将满足居民生活和企业生产的用水；建有110kv变电站一座，35kv变电站一座，电力富足。

4.3.4社会经济条件

根据《海南城市化战略及2010～2020十二五未来城市发展规划》，海南未来的城镇发展规划将按照"整体设计、系统推进、滚动开发"的空间发展模式，科学确定国际旅游岛的功能组团和海岸带功能分区，加强对主要旅游景区和度假区的规划控制。其中功能组团中明确指出"西部组团：包括儋州、临高、昌江、儋州四市县和洋浦经济开发区，面积8407平方公里，占海南岛面积24.66%。依托洋浦经济开发区等工业园区，集中布局发展临港工业和高新技术产业。把儋州建设成为海南岛西部区域性中心城市，规划建设东坡文化园，积极发展生态旅游、探奇旅游、工业旅游、滨海旅游等。"

据儋州市国民经济和社会发展统计公报统计，儋州市实现地区生产总值（GDP）2211475万元，比上年增长7.0%，其中，第一产业增加值993667万元，比上年增长4.6%；第二产业增加值295937万元，比上年增长9.5%。其中，工业增加值129847万元，比上年减少1.4%；第三产业增加值921871万元，比上年增长9.3%。一、二、三次产业结构依次为44.9:13.4:41.7，第三产业结构比重首次突破40%。全市人均地区生产总值22808元，按现行平均汇率计算为3647美元,比上年增长6.0%。

第五章 建设方案与工艺设计

5.1项目建设目标与原则

5.1.1规划设计目标

建设一个高效率、高标准的现代化船用LNG加注站及LNG冷能冷冻冷藏库利用技术及LNG冷能制冰厂，使其成为海南省儋州市第一个也是海南省首个船用LNG加注站及利用LNG冷能冷冻冷藏库及LNG冷能制冰厂。

5.1.2产业发展目标

为白马井渔港提供船用LNG加气，正常运营后能为白马井镇提供2.60万吨LNG/年；LNG冷能利用大型冷冻冷藏库项目，冷藏库建成后可满足儋州市渔业、种植业需冷冻市场需求；LNG冷能利用制冰厂，可满足人造冰目前用在水产品加工过程中、肉类产品加工过程、食品加工过程、超市及水产品市场的应用、长途运输过程的应用、在实验室、医药、化工、人工滑雪场等行业也得到广泛应用 。

本项目LNG冷能利用冷冻冷藏库、LNG冷能利用制冰厂建成后，海南顺万意科技开发有限公司将是海南第一家LNG冷能利用的新能源利用综合企业。

5.2总平面规划设计

5.2.1总平面布置原则

（1）根据选定场址的地形、地貌、对外交通条件及本项目生产的功能要求，确定进、出站口位置，划分功能区域，力求船用LNG加注站及LNG冷能利用冷冻冷藏库、LNG冷能利用制冰厂区域划分明了，联系方便。保证各生产环节相互衔接，生产流程顺畅。

（2）船用LNG加注站原料加工场内交通组织尽量采用双向环形运输通道，车流、人流尽量减少交叉干扰，使生产作业顺畅、安全进行，保证正常的生产秩序。有工艺联系的作业区域之间应使运输距离最短，避免迂回与交叉。

（3）LNG冷能利用冷冻冷藏库、制冰厂应满足人流、物流分离、互不交叉、互不干拢的基本原则，做到生产适用、物流路线短捷、内外协调、适应自然条件、道路通顺、方便生活、安全可靠、环境良好、用地合理，力求达到经济效益、生产效益、环境效益。

（4）设计方案在满足项目工艺和面积要求的前提下，做到节约集约化用地，提高土地利用率，并为今后生产发展留有余地。

（5）便于利用当地已有的上下水、供电、通讯等基础设施。

5.2.2总平面布置规划

项目规划的特点在于，因势利导、布局合理；功能分区明确、使用方便；整个方案设计，船用LNG加注站场按火灾危险性分类属于甲类场所，站区平面布局严格按现行防火规范的有关规定布置。在满足规范要求的最小防火间距、船舶停靠加燃料场地的前提下，力求做到布局合理，布置紧凑，节约用地。

根据《液化天然气燃料水上加注设施法定检验技术规则》，将液化天然气加注设施划分为3级。

表5-1 水上加注站等级表

站场布置符合《液化天然气码头设计规范》（JTS165-5-2009）、《汽车加气加气站设计与施工规范》（GB50156-2012）、《建筑设计防火规范》（GB50156-2006）等规范要求。站内布置：站场总体规划包括LNG加注区、工艺装置区、LNG储罐区、及销售综合办公区。

站区与站外建（构）筑物及其它设施的防火间距、站内工艺设施与站内建（构）筑物及其它辅助设施的防火间距均参照《液化天然气码头设计规范》（JTS165-5-2009）、《汽车加气加气站设计与施工规范》（GB50156-2012）等规范的相关规定执行。

1、加注站围护设施

船用LNG加注站生产场所存在易燃易爆的可能性，为了站区的安全管理，应作适当封闭。为防止储罐发生事故时影响范围扩大，根据规范要求，罐区四周设拦蓄池（围堰），高1.2m，采用钢筋混凝土结构，内侧使用耐低温防火涂料进行保护。

2、加注站排水及竖向设计

本项目拟建场地自然坡度均较为平缓。鉴于该项目场站均建设在河边，场地雨水通过散排进入河里。围堰内设有集液池，集液池内积水通过机械提升方式或通过人工开关排水（液）阀方式排除。

3、LNG冷能利用冷冻冷藏库及制冰厂设计

本项目建筑平面布置着重考虑平面形式与内容的统一， 结合船用LNG加注站、LNG冷能冷冻冷藏库、制冰厂的地理位置、地形特点及重要性而采用相对集中方法进行平面布置。根据不同功能要求，采用形态各异的外部公共空间，交通组织及车辆停放，规划与周围道路自然情况，确定项目主入口设在交通便利位置上。

5.2.3 道路与交通系统规划

（1）道路系统规划

根据项目区LNG气源货物运输、消防、人员通行等要求，项目区内道路分二级：一级道路宽7M，二级道路路宽4M。一级道路主要功能为通行站内部运输车辆，二级道路功能则通行战区内部后勤运输车辆。

（2）交通系统规划

交通系统按照人车分流，车流分行的原则进行规划，通过分析，车流按性质分共有五类：产品及原料货运车辆、内部机动货运车辆、内部非机动货运车辆及消防车。人流分三类：工人、行政管理人员、顾客。各类人流、车行各行其道，尽量不相互穿插干扰，以保证加注站及LNG冷能利用冷冻冷藏库及制冰厂各功能区的高效有序。

（3）高程及竖向规划

竖向规划充分考虑周边环境条件，进行建筑布局和场地设计。

5.2.4 总图技术经济指标

总图技术经济指标内容详见下表。

表5-2 总图技术经济指标表

5.3 船用LNG加注技术方案

5.3.1 船用LNG加注模式

目前，LNG燃料水上加注方式总体上可分为如下五类（如下图）。

1、岸站-船加注（LNG intermediary terminal-to-ship via pipeline，简称TPS)，TPS也可结合趸船使用，趸船的作用是适应水位高差。LNG储罐及加注泵位于岸上，加注机设在趸船上；

2、趸船-船加注（PTS)，LNG储罐及加注设施均设置在趸船上，储罐容积100~500m3；

3、槽车-船加注（Tank truck-to-ship bunkering，简称TTS)，用槽车直接给LNG动力船加注；

4、船-船加注（Ship-to-ship bunkering，简称STS），STS在码头、锚地、航行中均可进行；

5、海上浮式设施-船加注，（PTS) 。

图1 LNG燃料水上加注的五种方式示意图

5.3.2 船用LNG各种加注模式的优缺点

各种加注模式的优缺点见表5-3。

表5-3 LNG加注模式优缺点

5.3.3 船用LNG加注技术方案

结合本项目站址的船舶及岸线水文特点，本项目选择岸站-船两加注模式，前期可以以槽车-船加注模式作试点。

采用岸站-船加注模式的加注站，本项目将其简称为岸基式加注站。将LNG的装卸、储存及配套的供电、消防、控制设施设在岸上；水上设置趸船，其作用是适应水位高差，趸船上不设LNG储罐，只设LNG加注机、加注臂等加注设施，进行岸上储气、船上加注作业。

1、主要设施及总图布置

岸基式加注站主要分为陆域设施及水工设施及趸船三大部分。陆域设施主要包括LNG的装卸设施、储存设施（储罐）、加注泵、BOG处理设施、放散设施；以及管理用房及辅助用房；供配电设施；给排水及消防设施；水工设施主要包括码头、港池疏浚等，以及连接陆域设施及趸船用于铺设管道的钢引桥；趸船停泊在码头上用于燃料船停泊并加注，也可用于LNG运输船停泊卸气。

岸基式加注站平面布置见下图。

2、主要设施及总图布置

岸基式加注站可以接收来自陆上的LNG汽车槽车来气，也可以接收来自海上的近海小型LNG运输船来气。方框流程图见下图。汽车槽车卸气流程。LNG槽车进站后停在卸车台指定位置，将卸车台上的卸车臂（或软管）接通槽车接口，启动卸车增压器给槽车气相空间加压，与站内储罐之间形成0.2~0.4MPa的压差，槽车内LNG通过压差流入站内储罐中储存。

船用LNG水上加气流程示意图

LNG运输船卸气流程。小型LNG运输船进港后依靠趸船停泊，将趸船上的卸车臂接通运输船接口，启动运输船上的低温泵，将船内LNG加压经过钢引桥上的管道泵入站内储罐中储存。

LNG加注流程。LNG燃料船进港后依靠趸船停泊，将趸船上的加注臂接通燃料船接口，操作趸船上的加注机，加注机会通过指令启动岸上加注站内的低温泵，将储罐中的LNG加压经过钢引桥上的管道泵入燃料船储罐中使用。

加注机计量要求。在LNG的加注过程中，为了加快速度，可进行气相平衡操作。加注机应采用双向质量计量，在将液相LNG加注到燃料船的同时，也将燃料船返回到岸上储罐的气相天然气质量计量并减去，计算出实际加注的天然气质量。

辅助流程。卸车、卸船等过程中，也会适当进行气相平衡操作；加注站内设BOG储罐，可回收BOG气体并进行利用，达到减少放散浪费、节能的目的。

3、岸基式加注站特点

（1）优点

LNG 储存、卸车等主要设施位于岸上，LNG 储存容积可以更大；趸船上只有加注机及加注臂，没有储存设施，抵抗台风等自然灾害的能力更强；一个岸基式加注站可以配置多个加注码头泊位，可同时为多艘船加注燃料，加注能力大。

（2）缺点

陆域设施需要占用港口岸线土地，部分港口选址较困难。

5.3.4 船用LNG加注站安全

天然气经过低温液化即得到 LNG，其主要组分为甲烷，另外含有微量硫化氢、二氧化碳等，即便发生零星泄漏事故，也会很快自然气化，其密度比空气轻，泄漏后会自动向上溢开，不会对水体产生污染；天然气的燃点比汽柴油更高，瞬间着火比油慢，易扩散，不易达到爆炸极限。从使用安全性上来讲，天然气也比燃油好很多。

尽管如此，鉴于天然气属易燃易爆危险品，在贮存、装卸和运输过程中，可能鉴于设备和管道的密封原因和意外事故，导致天然气泄漏，产生燃爆事故，危害人身安全，破坏生产。故而在设计、使用环节，必须针对其特性，采取必要的安全措施。

1、主要危险性物质特特征

生产过程中具有火灾危险物质主要为甲烷，其化学特性见表5-4。

表5-4 主要火灾爆炸危险物及特性

2、主要危险因素

1）装卸、储存中主要危害因素

鉴于 LNG 具有低温、易挥发及天然气的易燃易爆特性，其主要危害是火灾或爆炸，次要危害包括低温冻伤、触电及机械伤害、跌落等。水上加注站生产中存在以下潜在危害。

LNG泄漏

鉴于LNG设备、阀门密封不良，或损坏、长期腐蚀后破裂、设施缺陷等原因，均可能导致发生泄漏。主要泄漏事故包括：

LNG 槽车、LNG 运输船卸气过程中发生的泄漏；

LNG 储罐发生的泄漏；

加注臂发生的泄漏；

管道、阀门发生的泄漏。

液化天然气一旦泄漏，一小部分立即急剧气化成蒸气，剩下的泄漏到地面或船体上，沸腾气化后与周围的空气混合成冷蒸气雾，在空气中冷凝形成白烟，再稀释受热后与空气形成爆炸性混合物。形成的爆炸性混合物若遇到点火源，可能引发火灾及爆炸。

火灾爆炸危险

LNG的火灾危险性为甲类。LNG火灾的特点有：火灾爆炸危险性大；火焰温度高、辐射热强；易形成大面积火灾；具有复燃、复爆性。水上加注站的火灾爆炸事故主要包括：

LNG大量泄漏到地面、船体或水面上形成液池后，被点燃产生的池火灾；

LNG储罐内LNG泄漏时被点燃产生的喷射火灾；

LNG泄漏后形成的LNG蒸气云被点燃产生的闪火；

低温危害

人体接触泄漏的液化天然气可因低温而造成冻伤；

泄漏的低温液化天然气可造成设备或建筑物材料损坏而导致次生灾害。

液化天然气存储设备鉴于吸热，液态天然气气化后可能引起设备超压而带来危险。

毒性及窒息危害

高浓度的天然气可使人因缺氧而窒息。

触电及机械伤害

本项目使用了一些电气设施及转动设施，若设计不当、防护措施不到位或操作失误，有可能引起触电及机械伤害。

静电的危害

生产过程中，在有易燃、易爆物存在的场合，静电放电可成为引起爆炸的点火源，导致火灾、爆炸事故发生。

跌落危险

加注站生产过程中应注意生产操作人员从码头、船体上跌落如水中。

2）加注过程中主要危害因素

加注过程中，若被加注船出现较大位移，导致加注臂紧急分离装置启动，操作人员应立即停止加注作业。日常维护应加强对加注臂的保养、维护、测试。

3）加注船（趸船）意外事故

加注船（趸船）在特殊情况下，可能会发生船舶碰撞事故，趸船走锚、失锚事故，搁浅、沉没事故等。操作人员应根据事故严重程度采取相应的措施控制局面，展开自救；当超出自身施救能力时，应向就近的海事部门汇报，寻求外部力量救援；发生沉船事故时应弃船并组织人员撤离，保障人身安全。

4）自然灾害的影响

主要的自然灾害影响包括地震及不良地质现象、雷暴等。

地震及不良地质现象

地震及不良地质现象会破坏加注站陆域设施、码头等水工设施，选址时应选择工程、水文地质条件较好的地方建站。

雷暴

雷暴对加注站的影响主要对 LNG 储罐、高大的加注臂、设备等的雷击影响。雷暴天气应停止生产作业。

台风的影响

台风对趸船、高大设备等的稳定性产生影响。台风天气应停止生产作业。

3、主要安全措施

主要是在设备制造、项目设计、安全管理等方面采取相应的措施，保障安全。

1）工艺、设备安全技术措施

LNG贮罐采用单容双壁罐。这种储罐具有两层罐壁，内层为耐低温不锈钢，外层为碳钢。储罐区设置防液堤，储罐出现泄漏，能够有效控制LNG液体的流动；

加注趸船储罐应满足《液化天然气燃料水上加注趸船入级与建造规范》，采用卧罐并固定牢固；

LNG储罐采用绝热保冷设计；

压力容器设置各种检测报警设施，如温度、压力、液位检测设施等，以及安全泄压设施。

2）工艺控制安全技术措施

采用DCS控制系统，从而保证工艺装置控制系统的可靠性。

设置紧急事故停车系统（ESD），用于事故时紧急切断一些关键的阀门及设备。

卸车区、LNG 罐区、工艺区内均设置有可燃气体检测报警器、低温探测器和火焰探测器等报警设施，一旦探测到LNG和天然气泄漏或火灾事故，可通过控制系统启动相应的保护设施，或切断有关的管线、设备。

3）电气安全技术措施

电气设备采取接地措施，防止人员触电，防止因漏电或短路而引起火灾。

4）建筑、结构安全技术措施

根据生产、储存的火灾爆炸危险性确定各建构筑物的结构形式、耐火等级、防火间距、建筑材料等。

5.3.5 管材﹑管阀件及防腐

1、管材

根据《工业金属管道设计规范》GB50136、《液化天然气(LNG)生产、储存和装运标准》GB/T20368-2006中规定，船用LNG加注站管路设计时不单要考虑低温液体的隔热要求，还应特别注意因低温引起的热应力问题，防止水蒸汽渗透的防护措施问题，避免出现冷凝或结冰的现象。管道采用304不锈钢钢管，保温方式采用真空夹套保温，管道与管道之间采用焊接方式连接。

2、阀件

输送LNG管道和低温气相管道上的阀门应选用LNG专用阀门。LNG储罐液相管道首道阀门与管道的连接应采用焊接，阀体材质与管子材质一致即304不锈钢。保温管道上的阀门宜采用长轴式，非保温管道上的阀门可采用短轴式。

3、管件

系统管路设计压力选择为2.5MPa，设计温度为-196℃。管道材质选用304不修钢管，低温保冷要求选择真空夹套保冷。管件应与管子材质相同，管件标准应符合《钢制对焊无缝管件》GB/T12459的有关规定。

法兰、垫片、紧固件应符合《钢制管法兰、垫片、紧固件》系列HG20592～20635的有关规定。法兰、垫片、紧固件的配制应与相连装置、阀门等连件的标准体系、规格一致。法兰宜选用带颈法兰。公称通径＞DN50，焊接宜采用对接焊；≤DN40可采用承插焊；垫片宜选用高性能不锈钢金属缠绕垫片，外环和金属带材料宜为304不锈钢，非金属带材料宜为柔性石墨；紧固件材质与管道材料相同。

4、管道安装

室外管道均采用地面敷设。

5.3.6 焊缝检验及试压、吹扫

1、焊缝检验

1）表面质量检验

可燃介质管道焊缝外观应成型良好，与母材圆滑过渡，宽度以每侧盖过坡口2mm为宜，焊接接头表面质量应符合下列要求：

不得有裂纹、未熔合、夹渣、飞溅存在。

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％。

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

天然气管道焊接接头射线检测百分率应为100%。射线透照质量等级不应低于AB级，接头质量达到JB/T4730-2005规定的Ⅱ级为合格，超声波检测时，管道焊接接头Ⅰ级合格。

3、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清洁干燥的压缩空气进行，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设计压力进行严密性试验，试验介质为清洁干燥的压缩空气。

（2）吹扫：可燃介质管道系统试压完毕后，应用清洁干燥的压缩空气进行吹扫，以20m/s的气速反复吹扫数次，每次吹扫后应停留15分钟，然后第三吹扫，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；中、高压系统吹扫压力使用2MPa。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。

5.3.7 工艺流程、主要工程量及投资估算

表5-5 主要LNG工程量及投资估算

5.4 LNG冷能利用工艺技术方案

5.4.1 船用LNG加注站的冷能可利用量

一般在压力为3.0MPa下气化至20℃时释放的最大冷量为810KJ/Kg，在气压为5.0MPa下气化至20℃时释放的最大冷量约为800KJ/Kg。本项目以每天气化量为106吨的船用LNG加注站为基地向3000t冷冻冷藏库提供冷负荷，有效冷量计算结果如下表：

表5-6 冷能有效利用量

5.4.2 冷冻冷藏库负荷的确定

将冷冻冷藏库设计成长50米，宽20米，高3米的单层冷冻冷藏库（内墙为基准），并且分为低温冻结款（-23℃）、冻结物冷藏库（-18℃）、冷却物冷藏库（-10℃）、三个部分。

冷库各部分负荷的计算公式和参数选取在表5-4中表示。

表5-4 冷冻冷库负荷各部分负荷的计算公式和参数选取

表5-5 冷冻冷藏库负荷计算结果 单位：KW

5.4.3 LNG冷能用于冷冻冷库的系统工艺流程

1、系统工艺流程设计

设计的系统工艺流程如图2所示。第一LNG和中间冷媒乙二醇水溶液在第一板式换热器里进行热交换，LNG气化后供给用户使用。乙二醇水溶液得到LNG 释放的冷能后，温度从常温降至－40～－45℃，冷量蓄存在蓄冷池中. 再通过第二板式换热器和氨液进行热交换，得到低温氨液并通过氨泵输送到冻结间蒸发器( 冷风机) 和冷藏间蒸发器( 冷排管) ，从而使冻结间和冷藏间的温度分别降低至－23℃和－18℃。

图2 LNG冷能用于冷冻冷藏库的系统工艺流程

2、系统的运行模式

设计的LNG冷能利用系统可有三种运行模式：

蓄冷循环 LNG气化释放冷量通过板式换热器对蓄冷池内乙二醇水溶液蓄冷，工作的只有第一板式换热器和蓄冷池，冷库不工作；

制冷循环 LNG不气化，将蓄冷池内乙二醇水溶液蓄存的冷量释放出来，通过第二板式换热器冷却氨液对冷库供冷；

蓄冷制冷联合循环 第一、第二板式换热器、蓄冷池和冷库同时工作，若LNG 气化释放的冷量大于冷库所需冷量，则把多余的冷量通过蓄冷池储存起来；若LNG气化释放的冷量小于冷库所需冷量，则释放部分蓄冷池的冷量补充冷量的不足。

3、系统特点及安全问题

本系统较传统冷库少了制冷压缩机、冷凝器、节流装置及各种辅助设备，节省了蒸汽压缩式制冷装置的大量投资费用，同时又明显减少压缩式制冷装置工作时所需要的运行电耗，符合国家节能减排政策，而且系统通过设置蓄冷池，可保证冷库稳定运行. 但LNG 属于易燃易爆物质，一旦发生泄漏将对冷库及周边地区造成极大的安全隐患. 因而，应考虑采用抗压、耐冷等性能良好的材料；安装时必须保证系统的气密性，防止LNG泄漏。

4、LNG冷能利用冷冻冷藏库辅助设备选型

表5-6 LNG冷能利用冷冻冷藏库辅助设备选型

5.4.4船用 LNG冷能用于制冰厂方案

1、船用LNG冷能用于制冰厂工艺流程

本项目船用LNG冷能用于制冰的撬装化装置包括三个系统：LNG气化系统、冷媒循环系统和制冰系统，目的在于克服现有技术的不足，提高LNG冷能利用率和市场竞争力。LNG冷能利用于制冰的技术方案如图5-3。

图5-3 LNG冷能用于制冰工艺流程图

1-LNG储罐；2、8、13-调节阀；3、7、12-离心泵；4-LNG-乙二醇换热器； 5-乙二醇水溶液冷储罐；6、11-液位计；9-制冰机； 10-乙二醇水溶液常温储罐。

具体流程：LNG冷能与冷媒储罐出来的冷媒乙二醇水溶液进行换热后气化升温至常温，再与原LNG气化系统中的天然气混合，最终送入船用LNG加注站。同时，冷却后的乙二醇水溶液，经泵输入制冰机用于制冷，完成低压乙二醇水溶液制冷循环。

以0.28kg/s的LNG，2kg/s的乙二醇水溶液为冷媒为例。LNG、乙二醇水溶液和自来水的流程参数如表5-7。

表5-7 LNG、乙二醇水溶液和自来水的流程参数

流量1008Kg/h（0.28Kg/s）的LNG，每小时获得冰2吨。按照每吨冰电力消耗约80kWh，一般电价0.8元/kWh和夜间峰谷电价0.45元/kWh（8小时）计算，每天节电效益约2624元，年效益达96万元。按照每吨冰500元左右，本项目制冰厂日产30吨冰块，每年出售冰可以获得利润547.50万元。

2、LNG冷能利用制冰厂辅助设备选型

表5-7 LNG冷能利用制冰厂辅助设备选型

5.5 建筑工程方案

5.5.1 设计依据

（1）《民用建筑设计通则》 GB50352-2005；

（2）《建筑设计防火规范》 GB50016-2006；

（3）《办公建筑设计规范》 JGJ67-2006；

（4）《建筑抗震设计规范》 GB50011-2001（2008年版）；

（5）《建筑地面设计规范》 GB50037-2005；

（6）《公共建筑节能设计标准》 GB50189-2005；

（7）《建筑采光设计标准》 GB/T50033-2013；

（8）《建筑结构荷载规范》 GB50009-2012。

5.5.2建筑设计的安全要求

1、船用LNG加注站站内的所有建筑物防火等级为二级，加气罩棚及工艺装置区上的遮阳棚为钢结构，耐火极限为0.25h，罩棚采用非燃烧材料；

2、船用LNG加注站站内所有建筑物的门窗向外开启；

3、爆炸危险区域内的地坪采用不发火地面；

4、工艺装置区采用半敞开式建筑物，站区其它区采用敞开式建筑物；

5、加气加气罩棚采用非燃烧材料；

6、儋州市地震基本裂度为7度，本工程所有建（构）筑物抗震设计按7度设防；

7、对不符合要求的原有建筑物，进行拆除。落后的工艺设备进行更换。

5.5.3建筑设计的美观要求

本着简单、大方、美观的原则，建筑物在满足使用功能的前提下要注意美观，造型要新颖，尽量与周围建筑物协调，力争成为当地建筑的一个新亮点。

5.5.4建筑工程方案

1、结构设计

A 、结构选型

根据建筑物的重要程度、使用要求和抗震设防等综合考虑采用厂房采用钢筋混凝土结构，基础采用人工开挖现浇钢筋砼独立柱的基础形式。

B、设计荷载

设计荷载取值:厂房为 5.0KN/㎡；上人屋面为 4.0KN/㎡；非上人屋面为 4.0KN/㎡；设备、机房等按实际荷重计算。

C、基础

参照场地工程初勘报告，本项目拟采用人工挖孔大直径灌注桩，桩基安全等级提高一级设计。

D、主要构造措施

在隔墙适当的平面位置设置构造柱，沿高度设置一至二道配筋带，并采用与柱的拉接措施。

2、主要结构材料选用

墙体：环保水泥砖墙，屋面：水泥砂浆，地面：水泥砂浆。

砼强度等级：基础为 C30；垫层C10；1-2 层C35；3层以上柱、梁板、楼梯为 C30。

钢材：Φ10 及以下，一般用 I 级钢和 LL550 级冷扎带肋钢筋； Φ12 级以上采用 II 级钢。

焊条：根据焊件的钢种分别采用 E43 型或 E50 型。

墙体：±0.00 以下采用 MU10 页岩标砖，M5水泥砂浆砌筑；± 0.00以上采用页岩空心砖，M5混合砂浆砌筑。

5.6 配套工程方案

5.6.1 给排水设计

1、设计中执行的主要标准和规范

（1）《汽车船用LNG加注站站设计与施工规范》 GB50156-2006；

（2）《建筑给水排水设计规范》 GB50015-2003；

（3）《城镇燃气设计规范》 GB50028－2006；

（4）《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》 GB50242-2002。

2、设计范围

站区室内外的给排水设计。

3、给水

1）给水水源

站区水源接自市政给水管网，水质满足GB5749《生活饮用水卫生标准》，接入管径为DN50，能够满足站内的日常用水需要。

2）用水量

生产和生活用水

生产用水

鉴于本站压缩机为风冷式，无须冷却水循环。故生产用水仅为设备、车辆冲洗用水，此部分可计入绿化浇洒用水，生产用水忽略不计。

生活用水

本项目的生产及生活用水取自市政供水管网，其水量、水质均满足生活、生产用水要求。生活用水量标准根据国家有关标准，设计考虑为300L/人/d，时变化系数取2.5。在总进水管上设总水表井，项目区内设给水环管，区内供水管管径为DN300和DN150两种，供水管管材均为UPVC管。环管上设置室外消水栓若干，并为每个单体建筑在适当位置预留阀门井。

道路及绿化用水

浇洒道路用水定额按1.0L/㎡·次计，每日浇洒两次，用水量为3.85m3/d，绿化用水定额按1.5L/m2·次计，每日浇洒一次，用水量为3.6m3/d。

消防制度及消防用水量

根据《汽车船用LNG加注站站设计与施工规范》GB50156-2006第9.0.2条"加气站、液化天然气加注站、加气和液化天然气加气合建站可不设消防给水系统"，故本站不设消防给水系统。

项目总用水量

表5-8 全站用水量表

给水系统

该加注站水源由市政给水管网供给，站内新设给水系统的水量和水压能满足要求。

管材。室外给水管道全部采用焊接钢管，室内给水管采用PPR管。

4、排水

1）排水量

生活污水量按生活用水量的90%计，则最大日生活污水量为1.67m3，最大小时生活污水流量为0.16m3/h。

2）排水系统

（1）排水方式

根据甲方提供的资料，采用雨污分流制排水系统，站场内的生活污水先排入化粪池初步收集，再经过污水处理系统达到国家规定的污水排放标准后供站内绿化用水。雨水利用站内道路坡度无组织排入站外雨水沟。

（2）排水管网

室外污水管采用PVC-U加筋排水管，承插连接，橡胶圈接口。

5.6.2 电气工程

1、设计中执行的主要标准及规范

1.《汽车船用LNG加注站站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）；

2.《供配电系统设计规范》GB50052-2009；

3.《建筑物防雷设计规范》GB50057-1994（2000版）；

4.《工业企业照明设计标准》GB50034-92；

5.《低压配电设计规范》GB50054-95；

6.《通用用电设备配电设计规范》GB50055-93；

7.《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007；

8.《10kV及以下变电所设计规范》GB50053-94；

9.《化工企业静电接地设计规范》HGJ28-90；

10.《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92。

2、设计范围

本项目船用LNG加注站及LNG冷能利用冷冻冷藏库、制冰厂供配电设计及防雷设计。

3、电源电压及供电方式

1）本站供电负荷为三级，电源引自附近10KV单回路高压进线，站内设置一座500KVA/10/0.4KV箱式变电站。

2）由本箱式变电站对站内用电负荷进行0.4/0.25KV低压配电。

3）由箱式变电站对站内主要用电负荷作放射式供电，对站内照明及其他用负荷作树干式供电，供电级数不超过两级。

4、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。

表5-9 船用LNG加注站及LNG冷能利用系统功能用电设备装接功率统计表

表5-10 电力负荷计算详见标准站功能负荷计算表

5、年用电量计算

本项目日用电时间平均为8小时，按360天算，年有功用电量为：91.17万KWh，年无功用电量为：30.08万KWh，项目年总用电量为：99.1万KWh。

6、供配电系统

1）供电系统

电源由附近10kV单回路，直埋敷设至站内箱式变电站。站内设置1套1.5KVA应急电源(UPS),为收费信息系统提供备用电源。

配电系统

本工程站内设置一座500KVA/10/0.4kV箱式变电站为全站供电,在0.4kV侧进行电能计量。

本工程无功功率补偿采用低压侧集中自动补偿方式，补偿容量为68Kvar，补偿后高压侧功率因数不低于0.9。

低压配电系统采用三相五线制，对大功率用电设备采用放射式配电方式，对小功率用电设备采用分区树干配电方式，低压配电系统层次不超过2级。

各类用电设备的馈电线路电压损失控制在5%以内。

7、主要设备选型及继电保护方式

设备选型主要是根据其性能，参数、安全、经济指标、安装维护方便等因素选定。低压配电柜选用GGD型，电容补偿柜选用GGJ型。

继电保护的选择按照有关继电保护规范设计，380/220V低压侧采用自动空气开关作短路和过载保护。

8、项目区线路及站区照明

站区线路选用电缆ZR-FF22型，敷设方式采用直埋敷设。

站区照明沿主要干道设路灯，光源选用防爆型金属卤化物灯，集中在值班室控制。

9、用电场所的配电及照明

低温潜液泵电机功率为25KW，电源为3相，380V。

电气照明：照明电源由箱变供给，电压等级为：380/220V。

灯具：防爆区内（压缩机房、储气井区、低压配气区及加气棚等）的灯具选用防爆型灯具，非防爆区内灯具选用荧光灯或节能灯。

线路敷设：所有线路均采用电缆直埋或电缆穿钢管暗敷。

10、电能管理及节电措施

1）电能管理

为了核算电能消耗情况和加强能源管理，在低压配电室装设低压计量装置，动力和照明分别计度。

2）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。

11、电气安全

1）防雷

全站含１区爆炸危险场所，故防雷按二类防雷设计。建筑物屋面采用镀锌扁钢作防雷接闪器，引下线利用建筑物柱内主筋或镀锌扁钢，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）接地和接零

本站供电系统采用TN-S系统，接地电阻不大于1欧。为保护人身和设备的安全，所有因绝缘损坏而可能带电的金属构件、支架、设备外壳等均应可靠接地。

5.6.3 通风

1、设计中执行的主要标准及规范

1. 《汽车船用LNG加注站站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）；

2. 《采暖通风与空气调节设计规范》 GB50019-2003；

3. 《通风与空调工程施工质量验收规范》 GB50243-2002；

4. 《严寒和寒冷地区居住建筑节能设计标准》JGJ 26-2010；

5. 《民用建筑热工设计规范》GB50176-93；

6. 《建筑设计防火规范》GB50016-2006；

7. 《全国民用建筑工程设计技术措施(暖通空调.动力)》2009版

2、设计范围

仪表间等有可燃气体积存的空间的通风设计。

3、室内空气设计参数

仪表间、站房 tn=18℃

4、通风

为满足可能有可燃气体散放的房间安全要求，设机械排风系统。在设备工作期间换气次数按15次/时计算。选用三台BT35型（三台全开）防爆型轴流通风机，该风机与可燃气体报警装置联锁。排风口处设自垂百叶风口。

设备非工作期间换气次数按5次/h计算，只需开启一台BT35防爆型轴流通风机。排风口处设自垂百叶风口。

第六章 压力容器、压力管道设计

6.1 概述

本项目所述的压力容器设计，非容器本体的设计，这些设计一般由容器的制造单位设计制造，作为工程设计单位具体而言是指容器的设计选型。本站所述的压力管道，不包括设备本体的管道，这些管道已经由设备制造单位设计，压力管道设计是指设备之间的配管设计。

项目建设过程中对原有的管道、容器可采用改造或者拆除的措施。使其满足安全生产以及工艺的需要。

6.2 设计中执行的主要标准和规范

（2）《压力容器安全技术监察规程》（国家质量监督技术监督局质技监局锅发[1999]154号）；

（3）《压力管道安全管理与监察规定》（劳动部劳部发[1996]140号）；

（4）《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》 SH3501-2002；

（5）《高压气地下储气井》SY/T6535-2002。

6.3 压力容器、压力管道的设计原则

船用LNG加注站的工作介质具有易燃易爆特性；加注站的设计压力是公用设施中最高的压力；压力容器、压力管道的设计必须遵守国家相关规范，注意选型选材，体现以人为本，关注生命安全的原则。

6.4 压力管道设计

（1）加注站内的常压天然气管道选用《输送流体用无缝钢管》GB/T8163

-2008，材质为20#钢；高压天然气管道选用《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976-2002，材质为0Cr18Ni9。

（2）加注站内的所有设备和管道组成件材质均与天然气介质相适应，设计压力比最大工作压力高10%，且在任何情况下不低于安全阀的定压。

（3）加注站内的高压管道采用管沟敷设，室内管沟内用干沙填实，并设置活门及通风孔；常压管道采用直埋敷设，局部与高压管道同沟敷设。管道之间或管道与管件之间全部采用焊接连接，管道、阀门、设备之间采用法兰、卡套连接。

（4）管道的无损检测、压力及气密性试验及吹扫等应严格遵守规范的有关要求。

（5）管道防腐

埋地管道防腐设计采用热复合聚乙烯胶粘带加强级防腐，执行标准《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》SY/T0414-98，不锈钢管道不作防腐。

6.5 压力容器及主要压力管道分类

表7-1 加注站压力容器压力管道分级分类表

6.6压力管道设计、安装、运行的安全监察

压力管道的设计安装单位必须具有相应的设计、安装资格，设计文件需经质检部门审查同意，安装前需办理告知手续，安装施工时应接受质检部门的质量检验，运行时应按规定年限进行定期检验。

第七章 节能分析

7.1 合理用能标准及节能设计规范

1、《中华人民共和国节约能源法》；

2、《节能中长期专项规划》（发改环资[2004]2505号）；

3、《中国节能技术政策大纲（2006年）》；

4、《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》；

5、《海南省"十二五"节能减排总体实施方案》；

6、《公共建筑节能设计标准》（GB50189-2005）；

7、《绿色建筑评价标准》（GB/T50378-2006）；

8、《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）；

9、《通风与空调工程施工质量验收规范》（GB50243-2002）；

10、《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）；

11、《建筑采光设计标准》（GB 50033-2013）；

12、《空调通风系统运行管理规范》（GB50365-2005）；

13、《三相配电变压器能效限定值及节能评价值》（GB20052-2006）。

7.2 项目所在地能源供应状况分析

儋州具有丰富的水电资源，境内建有跨海电网联网工程以及目前我省兴建的第二个风电发电厂──儋州峨蔓风电厂。全县大小河流20多条，年流量35亿立方米，海南最大的水库松涛水库主干渠道穿越县境内9个乡镇和农场，地下水总储量3.2亿立方米，其中优质地下矿泉水7处。

同时，项目所在的白马井渔港正在加快推进基础设施工程，已经初步实现项目区域通水、电、路等"三通一平"等。

因而，项目供水、供电均有可靠保障。

7.3 项目能耗状况

本项目主要消耗能源为电、水，具体数量见下表8-1：

表8-1 项目年能耗估算表（达产年）

7.4 项目节能措施

7.4.1 建筑节能

1、采用节能建材，积极使用钢结构，砖混结构中使用空心粘土砖、空心砌块、粉煤灰制品和加气混凝土。

2、积极使用发泡聚苯乙烯、岩棉、玻璃棉、膨胀珍珠岩和聚氨酯等高效保温材料。

3、改革传统外墙和屋面，提高保温隔热性能，采用节能型墙体和屋面，重点推广采用外保温墙体，采用合理的窗墙比及建筑体型。

4、改进建筑钢门窗的保温气密性能，使用节能型门窗和门窗密封条，重点使用塑料门窗；单层玻璃采用贴膜技术或采用双层玻璃、窗帘或遮阳板等。

7.4.2 节水措施

本项目在设计、施工建设和投产后日常用水管理中，在节水方面应采取如下措施：

1、坚持"开源与节流并重、节流优先、治污为本、科学开源、综合利用"的原则，合理配置水资源。宣传节约用水基本常识，规范职工的日常节约用水行为。做到用水计划到位，节水目标到位，节水措施到位，管水制度到位。

2、施工现场供水管网应根据用水量设计布置，管径合理、管路简捷，采取有效措施减少管网和用水器具的漏损；

3、现场车辆冲洗用水必须设立循环用水装置。施工现场办公区、生活区的生活用水采用节水系统和节水器具，提高节水器具配置比率。项目临时用水应使用节水型产品，安装计量装置；

4、施工现场建立可再利用水的收集处理系统，使水资源得到梯级循环利用；

5、生活用水方面，大力采用节水技术，推行节水用水器，不使用国家明令淘汰的用水器具，安装使用节水型设施或器具。部分废水经处理后，可用于绿化、道路洒水，大大减少用水量。

7.4.3 节电措施

1、制订合理施工能耗指标，提高施工能源利用率；

2、优先使用国家、行业推荐的节能、高效、环保的施工设备和机具，如选用变频技术的节能施工设备等；

3、施工现场分别设定生活、办公和施工设备的用电控制指标，定期进行计量、核算、对比分析，并有预防与纠正措施；

4、在施工组织设计中，合理安排施工顺序、工作面，以减少作业区域的机具数量，相邻作业区充分利用共有的机具资源。安排施工工艺时，应优先考虑耗用电能的或其它能耗较少的施工工艺。避免设备额定功率远大于使用功率或超负荷使用设备的现象；

5、建立施工机械设备管理制度，开展用电、用油计量，完善设备档案，及时做好维修保养工作，使机械设备保持低耗、高效的状态；

6、选择功率与负载相匹配的施工机械设备，避免大功率施工机械设备低负载长时间运行；

7、合理安排工序，提高各种机械的使用率和满载率，降低各种设备的单位耗能；

8、利用场地自然条件，合理设计施工、生活及办公临时设施的体形、朝向、间距和窗墙面积比，使其获得良好的日照、通风和采光，并根据需要在其外墙窗设遮阳设施；

9、变配电所应尽量靠近负荷中心，以缩短配电半径减少线路损耗；

10、选用节能型变压器，合理选择变压器的容量和台数，以适应鉴于季节性造成的负荷变化时能够灵活投切变压器，实现经济运行减少鉴于轻载运行造成的不必要电能损耗；

11、用静电电容器进行无功补偿，供电回路采用自动功率因数补偿装置使功率因数提高到0.92以上，以减少无功电流，达到节能目的；

12、提高电动机的工作效率和功率因数。设计选用高效率的电动机，减少电动机轻载和空载运行，并进行就地电容器补偿以减少线路损耗。在电气传动方面，采用节能的交流变频技术控制电动机，使其在负载率变化时自动调节转速，提高电动机轻载时的效率；

13、充分利用自然光，在设计中充分利用自然光使之与室内人工照明有机地结合，降低人工照明能耗；选择高效节能荧光灯作为照明光源并配以电子整流器和高效灯具，室外道路照明荧光灯采用高压钠灯，预计可节约电能18%；办公用空调控制室内温度，依照国家规定制定办公区室内温度管理条例，并纳入日常6S管理中考核，综合节电效果可达10-15%以上。

14、采用各种节能型开关或装置，根据照明使用特点采取分区控制灯光或适当增加照明开关点。采用调光开关，节电钥匙开关，公共场所及室外照明可采用程序控制或光电、声控开关，人员短暂停留的公共场所可采用节能自熄开关。

综合来看，多管齐下，加强能源的综合利用，节能措施得力，能耗完全符合国家和省市节能减排要求，节能效果将更为显著，项目具有实施的可能性和可行性。

7.4.4节能效果分析

经过分析、比较企业针对该项目的具体情况，制定合理利用能源及节能的技术措施，有效降低各类能源的消耗。项目生产适用了目前国内先进的工艺技术流程和设备，最终产品的单位综合能耗指标为0.0386（tce/万元工业增加值），远远低于"十二五"末全省万元国内生产总值能耗0.7727吨标准煤的能耗指标，达到了行业先进水平，项目使用的主要能源种类合理，能源供应有保障，从能源利用和节能角度考虑，该船用LNG加注站及LNG冷能利用冷冻冷藏库、制冰厂是可行的。

第八章 环境影响评价

8.1 设计依据及规范

1、《中华人民共和国环境保护法》；

2、《建设项目环境保护设计规定》(1987) 国环字第002号；

3、《大气污染物综合排放标准》（GB 16297－1996）；

4、《环境空气质量标准》（GB 3095-2012）；

5、《污水综合排放标准》（GB 8978-1996）；；

6、《声环境质量标准》（GB 3096-2008）；

7、《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB 12523-2011）。

8.2 项目建设和运营对环境的影响及处理措施

8.2.1施工期环境影响及处理措施

（1）水污染物

施工期水污染物主要是生活污水与施工工程机械产生的生产废水。生活污水中主要污染物质为COD和悬浮物，施工机械所产生的污水中主要污染物为油类物质。建设期生活用水量大约为125m3/d，排放量为100m3/d。

措施：施工期的生活废水通过临时厕所解决。施工机械产生的污水要求排入当地城市污水收集系统。

（2）施工扬尘

主要来源于土方挖掘和运输车辆等。

措施：施工场地必须设置围栏，经常洒水，降低TSP浓度。

（3）固体废弃物

施工时产生的生产建设垃圾为1.6t/d，施工人员的生活垃圾产生量为500kg/d。

措施：及时清运至定点垃圾场。

（4）噪声污染

建设期对声环境的影响因素主要是施工机械和运输车辆。施工机械有打桩机、挖掘机、搅拌机等。这些机械所产生的噪声一般在90dB(A)以上。

措施：施工期必须设置防护围栏，以降低噪声分贝值，并严禁夜间进行施工。

8.2.2营运期间境影响及处理措施

1、水污染物

（1）生活污水

项目主要外排污染物为CODcr、BOD5等，水质复杂程度属简单。

措施：采用粪便污水与生活废水分流系统，粪便污水经化粪池处理、含油废水经隔油池处理后，均通过污水管网收集后排入污水处理站。项目污水经污水处理站处理后达到《水污染物排放限值》（DB44／26-2001）一级标准、《城镇污水处理厂污染物排放标准》（GB18918-2002）一级标准。

（2）生产废水

项目运营过程中，没有水的参与，因而生产废水可以忽略。

2、固体废弃物

拟建项目产生的固体废物主要是冷冻冷藏库各种损坏的包装物。员工的生活垃圾，一般为各种食品袋、卫生纸、以及其它包装材料等。

措施：园区设垃圾收集站，对生活垃圾拟采用袋装后铁筒收集，由后勤管理人员集中运送到城区垃圾中转站，由环卫部门统一送至垃圾卫生填埋场处理。

3、噪声污染

本项目建成后，噪音主要来源于各种运输车辆等产生的噪声。鉴于建设选址远离周边居民区，对声环境影响较小，而本项目建筑材料多采用降噪吸声材料，合理布局噪声源，合理安排噪音设备的工作时间。同时采取绿化措施，种植乔灌木与草坪绿化带，利用绿化降噪，分贝声噪远低于工业企业厂界噪声标准Ⅲ级规定。产生噪声比较大的设备，设计中均设置减少噪音的装置，以减少噪音危害；厂界噪声符合《工业企业厂界噪声标准》中Ⅲ级规定（昼间＜65dB，夜间＜55dB）。

8.3 本项目污染源分析及预防措施

8.3.1污染源分析及预防措施

1、LNG储罐在储存油品时，一般不进行排水操作，只是在检修、清洗油罐时，才排出较多的含油污水。这种间断排水，需要建一整套含油污水处理装置，可根据情况采用简易的污水处理方法，如砖砌的三节式隔油池、各种移动式废水处理机等，使处理后的污水符合国家排放标准。

2、经常注意船用LNG加注站内各种阀门的跑冒滴漏，应及时更换或处理。

3、生活污水经化粪池处理后排入站外排水明沟。

4、本工程在生产过程中无工业性废渣产生，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。

5、在施工中，做到回填和弃土规范。同时，做好植被的恢复与再造，站区绿化率为8%，绿地重点布置在站区周围，同时种植不易积气的植物，另外在站内道路一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。

8.3.2加气污染源分析及预防措施

1、污染源

（1）大气污染物

当管道压力超高或在进行维修时，将通过放散管排出少量天然气。输气管道发生泄漏时，将有部分天然气排出。

（2）水污染物

天然气及成品油的输配系统是一个密闭系统，不存在再加工，除了排放少量生活污水、设备、场地冲洗水外，工艺生产的干燥器脱水装置可能分离出极少量污水（每天约0.4㎏）除此再无其它污水排放.

（3）油污染

LNG加气器鉴于采用少油润滑，因而由压缩机排出的废气收集罐收集后，可能分离出极少量油污（每天约0.2㎏）。

（4）噪声污染

生产运行中，站内的天然气及成品油计量、调压、加压过程中因节流或流速改变会产生一定的噪声，其声压级约80dB(A)。

2、设计采取的环境保护措施

（1）管道设置截断阀，可实现对输气管道的分段截断，从而减少管道事故状态下天然气的泄放量。

（2）站内均采用密闭输送流程和密封性能好的设备，整个生产中不会有天然气泄漏，门站进行检修或压力超高时的排放气经放散口排出。

（3）设计时正确选用管道材质及防腐措施，确保管道安装质量；运行时定期维护和检测，发现问题及时处理，避免管道爆管、穿孔和断裂而发生天然气泄漏。

（4）水油污染物的防治处理

站内污水主要为少量的生活污水、场地及设备冲洗水。生活污水经化粪池处理后，排入市政污水管，干燥器脱出的少量污水，场地及设备冲洗水及废气收集罐分离出的少量油经隔油池、水封井隔离后排入市政污水管，也可直接排入站场蓄水池中。

3、废气治理

加注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天然气；同时，在储存、调压、充装过程中，接头处难免有微量天然气溢出，此时的废气向空气中自然排放。如就地排放，放空管需高出地面5.0m以上，并加以固定；天然气相对密度0.5804，比空气轻，放空天然气会迅速排入大气，不会形成聚集。

（6）噪声的防治

选用适宜的计量、调压、加压设备以及尽量减少站场工艺管道的弯头、三通等管件，降低站内的噪声，使其噪声排放达到国家允许标准。

8.4 水土保持及绿化

在施工中，做到回填和弃土规范。同时，做好植被的恢复与再造，站区绿化率为15.0%，绿地重点布置在站区周围，同时种植不易积气的植物，另外在站内道路一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。

第九章 劳动安全与工业卫生

9.1应遵循的劳动安全卫生规程和标准

1、《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》NB/T 1001-2011；

2、《液化天然气码头设计规范》JTS 165-5-2009；

3、《LNG燃料动力试点船舶技术要求》（2012年）

4、《LNG燃料动力试点船舶关键设备技术要求》（2012年）

5、《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92；

6、《压力容器安全技术监察规程》；

7、《压力管道安全管理与监察规定》；

8、《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047-93；

9、《职业性接触毒物危害程度分级》GB5044-85；

10、《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（2000年版）。

9.2 生产中能产生的职业危害以及造成危害的因素

9.2.1高压容器、管道可能产生的危害

加注站设计压力高达25MPa，其主要设备压缩机组、储油罐、缓冲罐、干燥器的脱水塔等设备的部分或整体属高压容器、高压管道，鉴于材质、装配、施工、运行等方面的原因有可能产生爆裂事故，危及到职工人身安全。

9.2.2天然气泄漏可能造成安全事故

天然气的主要成份是甲烷，甲烷含量高达90%以上，还有少量的乙烷、丙烷等烷烃类，以及微量的硫化氢气体等，天然气和成品油均易燃易爆，与空气混合后,浓度在5%～16%范围内，遇火源即会发生爆炸和燃烧；与空气混合后，只要温度达到650℃左右，会产生自燃；组成天然气的气态烃本身是无毒的，然而若天然气和成品油中含有硫化氢时就会毒害人体；当天然气大量泄漏到空气或室内达到一定浓度时，造成空气中含氧量减少，严重时可使人窒息死亡；另外天然气燃烧不充分时，生成的一氧化碳对人体也有毒害作用。

9.2.3触电及静电事故

船用LNG加注站站内电气设备有变压器、高低压配电柜、设备电机及电缆等，有可能产生漏电现象，造成操作工触电事故。

鉴于介质在管道中高速流动，有可能在设备、管道、加气机等处产生静电，静电是一种无源电荷，当人体触摸时通过人放电，静电不可能造成生命危险，但有可能引发二次事故。

9.2.4雷电事故

船用LNG加注站站是易燃易爆场所，其罩棚较突出的部分，夏季有可能遭到雷击，当人体靠近或触摸设备时有可能使人体遭到雷击。

9.3 劳动安全和工业卫生措施

9.3.1系统安全设计

系统设计要安全，加气站建设前要进行风险分析，确定生产过程中可能发生的危害和后果，从而采取有效的防范手段和控制措施防止其发生，以便减少可能引起的人员伤害、财产损失和环境污染，工程建设是安全运行的基础，设计中要严格遵守国家现行规范，合理规划设计，设备、材料的选型选择要事前要认真调查，选择优质可靠且价格合理的产品；设备材料进场要仔细检验，施工时要注意质量，压力容器、压力的管道的安装必须接受质检部门的监督。

9.3.2针对易燃易爆特性制订消防预案

加气站是甲类火灾危险场所，甲烷的比重比空气轻，容易扩散，爆炸范围较宽，在工程设计中，设置消防通道或大型消防车回车场地，安装地面消火栓，设置灭火器材；在实际运行中，要制定消防预案，日常注意演练，把事故消灭在萌芽状态，灭火器材要定期检验，更换填料，确保处于完好状态。

9.3.3压力容器、压力管道设置安全保护

压力容器、压力管道系统设计安全保护，安装安全阀、压力表及压力超限自动报警系统，在压力超限时安全阀自动放散，同时报警；设置分断阀门、紧急切断阀，紧急情况切断气源；运行中要按规章操作，压力容器、压力管道要定期检验。

9.3.4设置自动检测装置和通风设备

系统中设置硫化氢测定仪，当硫化氢超标时检测后报警，半封闭场所，如压缩机间安装通风设备强制通风。

9.3.5设置接地保护系统，保护人身安全

本站所有电气设备，设有保护接地，以防止人体触电，加气区罩棚设有防雷接地系统，所有设备和管道设有静电接地系统。

9.3.6美化环境、文明生产

本站在绿化区内种植适宜的树木、花木、草坪，美化环境、净化空气、让职工生活、工作在良好的环境中，文明管理、文明生产。

第十章 劳动定员与项目实施

10.1组织机构

本项目建设单位按照现代企业管理制度开展企业的经营管理活动。项目管理组织拟设置经理办、运行班、后勤班。各部门的具体职责分工详见图10-1。

图10-1 组织机构图

10.2劳动定员

表13-1 劳动组织及定员表

10.3人员培训

船用LNG加注站及LNG冷能利用技术是一个技术密集型的企业，它汇集了多学科多专业的高新技术，它涉及到压力容器、压力管道的安全运行管理，涉及到防爆电器，防雷接地等专业知识。鉴于它的易燃易爆特性及周边的城市环境特性，消防安全管理更是重中之重，故而船用LNG加注站站不单是进气、加气的简单操作重复劳动，更是一个需要一定的专业知识，一定技术水平和高度责任心的职工队伍的高新产业。本报告建议建设单位，应对职工进行一定的专业脱产培训，使职工对设备、压力容器、压力管道、自动控制，电气操作、消防安全等方面具有较高的专业知识；应对职工进行岗位责任、职业道德方面的教育，使职工具有崇高的责任感和使命感；应对职工进行消防安全方面的教育及实际事故抢险预案的演练，作到平时安全操作，战时有条不紊。

10.4项目管理

10.4.1 项目建设管理

成立项目管理领导小组和技术指导小组，认真做好项目实施、技术指导和管理工作，检查督促项目进度，验收竣工项目工程，以保证项目如期完成。

10.4.2 资金管理

通过设立项目资金专用帐户、建立定期审计制度、实行项目施工公开招标、实行工程质量监理制、制定配套资金落实方案等相关措施，严格按照项目进度管理项目资金。

10.4.3 人力资源管理

设计公平合理的薪酬和奖金制度，以激励员工，提高其工作积极性。应建立合理的岗位责任工资制，订立不同的岗位工资标准，并将员工所得报酬与绩效考评紧密结合。

10.5工程实施进度计划

10.5.1项目建设工期

根据项目的具体建设内容要求，完成项目前期论证、申请报告编审、相关手续办理、项目土建工程、设备安装调试等。项目实施周期为12个月。

10.5.2实施进度安排

1、2015年7月，完成项目可行性研究报告编制与审批及项目建设资金筹措，办理土地征用手续；

2、2015年8月～2015年9月，完成项目初步设计、施工图设计等文件编制与审查，项目建设资金筹集到位；

3、2015年10月～2016年4月，完成主体结构、给排水、采暖、消防等工程的施工；

4、2016年3月～2015年5月，完成设备安装调试和完成人员培训；

5、2016年6月，项目工程交付验收开始运营。

10.6项目招标内容

10.6.1工程招标规定

本项目在建设过程中的招标应严格执行《中华人民共和国招标投标法》、《中华人民共和国建筑法》和国家计委关于工程建设项目招标范围和规模标准的规定。凡是施工单项合同估算价在200万元以上的工程，重要设备、材料等货物的单项合同估算价在100万元以上的采购，勘察、设计、监理单项合同估算价在50万元以上的服务，都必须进行公开招标，择优确定。

10.6.2招标范围与招标方式

本项目所涉及到的所有建设项目均按规定要求实施招标，委托有资质的招标单位组织实施，采用公开招标方式，实行合理低价中标的原则，杜绝一切漏洞，保证项目顺利进行，达到项目的最初预期和效益。

项目实施中的招标内容详见下表11-2。

表11-2 招投标内容一览表

第十一章 投资估算与资金筹措

11.1投资估算依据及范围

11.1.1 投资估算编制依据

本投资预算的编制主要依据国家关于可行性研究投资预算编制办法等文件的要求和深度进行，同时参考儋州地区及海南省建设工程综合定额，儋州地区建设工程技术经济指标、儋州地区建设工程材料指导价格，以及同类工程的造价分析计算。投资预算中的有关税费根据国家现行有关规定进行取值。采用人民币为估算币值。

投资估算编制依据包括以下几个方面：

《中华人民共和国土地管理法》（第十届全国人民代表大会常务委员会第十一次会议）；

国家发改委和建设部联合发布的《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》（发改投资[2006]1325号）；

原国家计委、建设部《关于发布〈工程勘察设计收费管理规定〉的通知》（计价格[2002]10号）；

原国家计委《国家计委关于印发〈招标代理服务收费管理暂行办法〉的通知》（计价格[2002]1980号）；

原国家计委《关于工程建设其他项目划分暂行规定》、《关于改进建筑安装工程费用项目划分的若干规定》；

《建设工程工程量清单计价规范》(GB50500-2008)；

《建筑工程施工发包与承包计价管理办法》（建设部令第107号）；

《全国统一市政工程预算定额》（海南省单位估价表）；

《海南省建筑工程概算定额》；

根据《中华人民共和国安全生产法》、《建筑施工安全检查标准》（JGJ59-99）等相关法律、法规的规定精神；

儋州建设工程材料价格；

本项目所确定的工程技术方案和工程量。

11.1.2投资估算范围

本次项目建设所需的全部费用，包括征地费用及拆迁补偿费、建设投资、建设期利息和流动资金等全部费用。

其中，项目总投资主要是由建设投资、建设期利息和流动资金三部分构成。

建设投资是指在项目筹建与建设期间所花费的全部建设费用，按概算法分类包括工程费用、工程建设其他费用和预备费用，其中工程费用包括建筑工程费、设备购置费和安装工程费，预备费用包括基本预备费和涨价预备费（本建设项目不考虑涨价预备费）。

建设期利息是债务资金在建设期内发生并应计入固定资产原值的利息，包括借款（或债券）利息及手续费、承诺费、管理费等。

流动资金是项目运营期内长期占用并周转使用的营运资金。

项目总投资的构成，即投资估算的具体内容如图14-1所示。

图12-1 项目总投资构成

11.2总投资估算

11.2.1建设投资

1、工程费用估算

（1）建筑工程费

建筑工程费依据相关专业所提供的建筑物工程量和单位造价指标估算，单位造价指标的确定参照儋州土建工程定额和同类项目造价水平，并按现行价格予以调整。本项目主体工程建筑工程费主要包括船用LNG加注站厂房、冷冻冷藏库房、制冰厂等。材料价格按儋州2015年上半年市场价取值，本项目建筑工程费估算的各单项费用详见表14-2。建筑工程费用总额估算为4853.11万元。

（2）设备购置及安装工程费

本项目的设备及工器具购置费，主要包括趸船、LNG工艺设备、LNG冷能利用辅助工艺设备、通讯网络设备以及用电设备（含高压配电柜和发电机）、给排水设备、照明防火警示标识、环保绿化设备、消防设备等配套设备购置费用，各类设备价格根据设备供应商提供的价格及现行市场价格估算，预计设备购置费为2442.00万元；

本安装工程费主要包括：船用LNG加注站工艺设备、LNG冷能利用辅助设备、通讯网络设备的安装费用；供电、供水、通风空调、净化与除尘、自控、通讯等管道、管线；设备和管道的保温、绝缘、防腐，设备内部的填充物等材料费和安装费；工艺设备本身的机电设备、专用设备、仪器仪表等设备的安装费，材料价格按儋州市2015上半年市场价取值。本项目安装工程费用总额估算为735.45万元。

具体费用详见表12-1建设投资估算表。

11.2.2工程建设其他费用估算

本项目工程建设其他费用包括前期咨询、评估工作费、建设单位管理费、工程建设监理费、勘察设计费、施工图审查费、招标代理费、工程保险费等构成。

表12-1 工程建设其他费用估算表

以上本项目工程建设其他费用合计为1746.44万元。

11.2.3预备费

本项目建设不考虑涨价预备费，只需计算基本预备费用。基本预备费是指在项目实施中可能发生、但在项目决策阶段难以预料的支出，需要事先预留的费用，又称为工程建设不可预见费。一般由三项内容构成①在批准的设计范围内，技术设计、施工图设计过程中所增加的工程费用，经批准的设计变更、工程变更、材料代用、局部地基处理等增加的费用；②一般自然灾害造成的损失和预防自然灾害所采取的措施费用；③竣工验收时为鉴定工程质量对隐蔽工程进行必要的挖掘和修复费用。基本预备费用按工程费用和工程建设其他费用之和的8%测算，总额为792.87万元。

11.2.4建设投资估算表

建设投资估算表详见下表：

表12-2 建设工程投资估算表 单位：万元

11.2.5建设期利息

本项目建设期利息为0。

11.2.6流动资金估算

表12-3 流动资金估算表

11.2.7项目总投资构成分析

根据测算，项目总投资额为7593.73万元。其中，建设投资6795.66万元，流动资金为798.07万元，其中铺底流动资金239.42万元。具体各项投资构成详见项目总投资估算表12-4：

表12-4 项目总投资估算表

11.3资金筹措方案

本项目所需资金全部由项目单位自筹，无银行贷款。

11.3.1 资金投入使用计划

本项目总投资7593.73万元，2015-2016年两个半年将按照40%、60%的比例投入。具体见表12-5资金投入使用计划表。

表12-5 资金投入使用计划与资金筹措表

第十二章 财务评价

12.1 财务分析说明

依据国家发改委和建设部联合发布的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）的规定，参照《投资项目可行性研究指南（试用版）》（中国电力出版社2002年出版）并根据企业会计准则、其他有关经济及税务法规和项目实际需要进行评价。分析范围包括对本项目的经营收入与成本的估算、项目盈利能力分析、偿债能力分析及敏感性分析等，所用的各项指标按照国家有关规定选取。

计算不考虑项目单位其他业务的收入与成本效益，财务评价仅对本项目的新增效益进行评价。

本项目建设期为12个月，即从2015年7月至2016年6月。

成本和收入的各种价格均按不含税价测算。

本次分析采用项目单位提供的部分基础数据和资料。

12.2 财务效益估算

12.2.1营业收入与税金估算

1、营业收入

本项目建成后，主要收入来自于三个方面：船用LNG加注站给船舶加气销售收入，冷冻冷藏库租赁收入，制冰厂冰块销售收入。项目建设第一年生产负荷可达80%，第二年生产负荷可达100%，根据船用LNG需求量预测，项目12年生产期内年均船用LNG用气量为25957.50吨，销售收入预估为16301.31万元，冷冻冷藏库正常年收入预估为602.25万元，制冰厂日产30吨，人造冰销售收入预估为576.00万元。

预计项目正常运营年总收入可实现17479.56万元。

表15-1 产品销售收入估算表

2、营业税金及附加

项目营业税税率为5%，城市建设维护费税率为5%，教育费附加为3%。正常运营年份，将上缴营业税383.31万元，营业税金及附加944.87万元。

以上详见附表1：营业收入和营业税金及附加估算表

12.2.2 总成本费用估算

1、原材料费用

本项目原材料费用主要是船用LNG加注站供气所需LNG原料成本。据中国液化天然气网可知，船用LNG到货价约5250元/吨，经估算，年原料费用约为12589.39万元。

2、外购燃料及动力

项目正常运营期预计年需水量2.65万吨，电99.1万度，电价为1.08元/度，水费为2.8元/吨，则正常年支出水费7.42万元，电费107.03万元，达产年外购燃料动力为114.45万元。

3、工资及福利费

表15-3 公司人员工资及福利估算表

4、修理费：按折旧费的10%计，为25.44元。

5、折旧摊销费

本项目固定资产的折旧按直线折旧法计算，其中建筑物按照20年折旧，残值率5%；设备按照15年折旧，无残值，固定资产年折旧额为254.39万元。

本项目无形资产主要指土地，土地使用费用按照40年摊销，其他资产按20年摊销，年摊销费合计为39.00万元。

具体见附表2：固定资产折旧估算表；

附表3：无形资产及其他资产摊销估算表。

7、其他费用

其他营业费用按照项目正常运营年份的营业收入的1%计提，则每年的营业费用为139.98万元。

其他管理费用的提取参考项目单位提取经营管理的实际支出状况，本项目按正常年份营业收入的1%计提，正常年管理费用约需要139.98万元。

其他制造费用按照项目正常运营年份的营业收入的0.5%计提，则每年的制造费用为69.99万元。

项目全面运营的年总成本费用估算为13613.11万元，其中固定成本909.27万元，包括工资及福利费、修理费、折旧费、管理费用、营业费用等；可变成本12703.84万元，为原料及动力费等可变费用。经营成本13319.72万元，包括原料及动力费、工资及福利费、修理费、其他制造费用、管理费用、销售费用等。

详见附表4：总成本费用估算表

12.2.3 财务效益分析

1、利润及利润分配

销售收入扣除销售税金及附加和总成本费用后为利润总额，扣除所得税后为净利润。该项目达产期，每年新增利润总额2939.58万元。提取10%的法定公积金后，剩余为未分配利润，每年未分配利润达1984.22万元。

详见附表4：销售收入、营业税金及附加和增值税估算表；

详见附表5：利润及利润分配表。

2、盈利能力分析

（1）静态指标

总投资收益率＝年息税前利润/项目总投资=38.71%；

销售净利润率＝年净利润/销售收入=12.60%；

税后静态投资回收期为3.57年（含建设期）。

（2）动态指标

项目财务内部收益率是指能够使未来现金流入量现值等于未来现金流出量现值的贴现率；本项目财务内部收益率（所得税后）为30.69%；资本金财务内部收益率为59.52%。

项目财务净现值指项目未来现金流入量的现值与项目未来现金流出量现值的差额。本项目税后净现值8199.24万元（i=10%）。

详见附表6：项目投资现金流量表和附表；

附表7：项目资本金现金流量表。

3、财务生存能力分析

在项目运营期间，只有能够从各项经济活动得到足够的净现金流量，项目才能持续生存。本项目将考察计算期内各年的投资活动、融资活动和经营活动所产生的各项现金流入和流出，计算净现金流量和累计盈余资金，分析项目是否有足够的净现金流量维持正常运营。

各年累计盈余资金不出现负值是财务上可持续的必要条件。本项目各年的累计盈余资金均为正值，拥有足够的盈余资金偿还贷款和利息，因而能够保障有足够的现金流量维持项目实施和运营。

详见附表8：财务计划现金流量表。

12.2.4 不确定性分析

A. 盈亏平衡分析

以项目设计生产能力利用率表示（取达产期时的值）：

＝909.27/（17497.56-944.87-12703.84）

＝23.62%

安全边际率＝1－BEP＝73%

根据安全性检验标准，当项目的安全边际率为40%以上时，项目的安全等级为"很安全"，本项目正常生产年份的安全边际率为73%，因而本项目发生亏损的可能性很小。安全性检验标准见表13-2。

表13-2 安全性检验标准

本项目在项目运营期中的盈亏平衡状况可见下图：

图13-1 项目投资盈亏平衡分析图

b.敏感性分析

本项目可能发生变化的主要因素有产品售价、经营成本和建设投资额。各因素变化范围在±10％之间时对财务净现值的影响程度见图13-2敏感性分析图。

图13-2 项目敏感性分析图

计算表明：营业收入和经营成本是本项目最敏感的因素，建设投资因素变化时对项目影响的敏感度比较低。营业收入和经营成本每变动10%，财务内部收益率会发生很大的变化。因而，若要降低本项目的运营风险，项目单位必须合理分配资金，做好市场预测，控制成本，加强服务人员的培训，提升整体服务水平，保持在硬件建设和软件服务双方面最大化让客户满意，以此获得长期的、客观的经济收益降低经营风险。

12.3 财务评价结论

根据项目估算投资、经营成本，按照现行的财税制度要求进行经济分析评价的详细结果见附表所列。

项目进行分析计算后的主要经济评价指标详见表13-3：

表13-3 项目主要经济评价指标

通过对项目进行财务经济分析计算，项目的财务效益较好，从财务上说是可行的。从不确定性分析计算来看，项目具有较强的抗风险能力。由此可以看出，本项目在经济上是可行的。

第十三章 社会效益分析

13.1 社会效益分析

1、对项目区域内就业及居民收入的影响

通过此次项目建设，增加了对儋州市建筑材料和劳动力的需求，预计可提供相关工作岗位120多个，将有效地缓解儋州农村剩余劳动力的转移压力；同时项目投产后，将带来大量的人流车流，进一步促进当地商贸环境改善，间接增加就业需求，提高项目区域农民年收入到30000元以上。总之，项目的建设使用将提高当地工业发展的水平，增加就业机会，将间接增加居民收入进而缩小贫富差距。

2、对项目区域内居民生活水平与生活质量的影响

项目实施后，年纳税总额约为734.89万元，将有利于项目区域经济发展和人民生活水平的提高，有利于改善该地区的基础设施配套环境，能有效地促进当地经济的发展。但应指出的是项目施工期间鉴于施工人员、材料、机械等会对施工周围环境造成一定的负面影响，如噪音、灰尘等；项目建成后，鉴于工业项目的运营，会带来一定的环境影响，故而应注意施工管理和运营管理，加强环境保护的监督和管理，将负面影响减至最低。

3、项目对当地经济社会发展的影响

本项目达产年预计年收入为1.75亿元，2014年儋州市完成生产总值（GDP）224亿元，同比增长12.1%，若保持该增幅不变，则2015年预计GDP值为247亿元，则本项目产值占儋州市GDP的0.71%。

与此同时，本项目带动"产业链式"发展，形成持续的税费来源；完善了当地的基础设施条件，改善投资环境；有利于带动渔业、果蔬种植、水产加工等相关行业的产业"链式"发展；为统筹城乡发展和新农村建设做出积极贡献；同时有效促进节能减排，减少环境污染，最终拉动经济社会可持续发展。

据此判断，项目建设对当地经济社会发展具有重要影响。

4、对行业的影响

本项目总投资约7593万元，年收入达到1.75亿元，采用国内最先进的船用LNG加注站工艺设备，每万元工业增加值耗能为0.0386tce。项目建成后将成为海南第一个LNG接气站，对海南使用清洁能源的推广及使用起到带动作用。项目先进的管理经验和技术水平在推动同行业企业的LNG冷能使用技术和管理水平的整体提升的同时促进天然气整体行业竞争力的提高。

5、对项目区域内文化、教育、卫生的影响

项目的建设，对提高地区居民的科学文化水平，促进地区经济的建设发挥一定积极作用。另外该项目强噪声控制低于饲料工业标准要求，达到工厂燥声控制的Ⅲ类标准以内；排入大气粉尘浓度≤120mg/m³，符合国家标准要求。因而，建设该项目，对于项目区域文化教育、卫生健康和人文环境没有负面影响。

6、对项目区域基础设施、服务容量和城市化进程的影响

项目建设，对于基础设施如供水、供电、电信等等都有一定需求，其中，正常运营期间年用水约2.65万吨，年用电约99.1万度，不会对项目区域内基础设施及服务容量产生负担。船用LNG加注站及LNG冷能科技开发利用产业基地是白马井渔港建设的重要组成部分，项目建成后将会带动供水、供电、电信、建材、道路等相关行业的发展，逐步完善项目区域内的基础设施，推进当地城市化进程发展。

综合来看，项目建成投入使用后，所取得的社会效益是非常显著的，将在社会各方面间接体现，一般难于量化。项目的社会影响分析详见表14-1。

表14-1 项目社会影响分析表

13.2 社会效益评价结论

根据建设项目对社会的影响分析、项目与所在地区互适性分析，可以看出，本项目的建设具有较好的社会效益，必定备受多方关注和支持，尽管在建设过程甚至运营期间都会产生一些负面影响，然而，只要措施得当，一定能将负面影响降到最低，使其正面影响最大化，实现项目建设的最终目的。

第十四章 风险分析

14.1 风险因素分析

为避免各种风险给项目带来损失，在投资决策过程中，准确识别风险因素并判断风险等级是十分必要的。

（一）工程风险

鉴于项目的工程建设必须由外部单位参与，就决定了工程风险成为项目的重要考虑因素，从风险影响的程度看应属"较大"。

同时，在市场经济条件下，建筑工程承发包双方的权利义务关系主要通过合同来确定。建筑市场实行的是先定价后成交的期货交易，其远期交割的特性决定了建筑行业的高风险性。因而，尽可能有效地防范和控制施工合同的风险是每个发包单位应该十分重视的问题。

建筑工程施工合同风险的客观存在是由其合同特殊性、合同履行的长期性、多样性、复杂性以及建筑工程的特点而决定的。常见的风险有三类：承包商资信的风险，外界环境的风险，工程技术、经济和法律等方面的风险。

1、合同风险的分析和对策

建设施工合同形成的过程分两步：第一步是发布招标并确定合同资格人；第二步是通过合同谈判进行正式签约。其关键是充分利用有利于自己的因素，力求使双方责权利关系平衡，没有苛刻的单方面约束性条件。

（1）发布招标并确定合同资格人阶段

第一，项目承办方应聘请有经验的法律专家和工程技术顾问起草合同。另外，发布招标后还要根据但不局限于承包方的信息自我披露，多方深入了解施工方的资金实力、经营作风和签订合同应当具备的相应条件。了解的主要内容应包括有关承办方的资质问题、信用问题、主要业绩、人员准备情况、既往经营记录中是否有不良工程先例等，以减少合同签订后的风险。

（2）合同谈判及签约阶段

合同一经签订，即成为合同双方的最高法律，合同中的每一条都与双方利害相关。故而在合同谈判和签订中，对可能发生的情况和各个细节问题都要考虑周到，并作明确的确定，不能存有侥幸的心理。一切问题都应明确具体地以书面形式规定，不要以口头承诺和保证。合同中应体现出有效防范和化解风险措施的具体条款。

在确定合同资格人后，应把主要精力转入到合同谈判签约阶段。大中型建设工程合同一般由业主负责起草，项目承办方应紧握此权利。

尽管大中型建设工程合同一般由业主负责起草，然而实际操作中合同谈判在所难免。在合同实质性谈判阶段，谈判策略和技巧是极为重要的，应选择有合同谈判能力和有经验的人为主进行合同谈判。通过合同谈判，使合同能体现双方的责权利关系平衡，尽量避免单方面苛刻的约束条件。尽管合同法赋予合同双方平等的法律地位和权力，但在实际的经济活动中，绝对的平等是不存在的。对合同文本，应该回应承包方对每个条款都作具体的商讨，不可把自己放在被动的地位。

2、合同的实施监督及合同的风险转移

（1）合同的实施监督

加强合同履行时的全过程动态管理。鉴于施工合同管理贯穿于施工企业经营管理的各个环节，这就需要制定完善的合同管理制度。在整个施工合同履行过程中，对每一项工作，都要严格管理，妥善安排，记录清楚，手续齐全，否则会造成差错引起合同纠纷，给项目单位带来不应有的损失。

（2）合同的风险转移

对于预测到的合同风险，在谈判和签订施工合同时，采取双方合理分担的方法。鉴于一些不可预测的风险总是存在的，在合同履行过程中，推行索赔制度是转移风险的有效方法，关键是要学会科学的索赔方法。科学的索赔方法在于必须熟悉索赔业务，注意索赔策略和方法，严格按合同规定要求的程度提出索赔，把开展索赔工作变成为合理合法的转移工程风险的主要手段。

因而，基于以上分析，本项目工程风险从发生的可能性来说应属"适度"。

（二）管理风险

项目单位是与西安交通大学制冷与低温工程研究所合作，主要工作为LNG冷能利用与冷库科技支持与其他冷能应用研发等。本项目进入经营期后，管理的任务量会增大，需要管理的领域也将更大，这就要求管理者要具备更丰富的管理知识与管理经验，项目单位如处理不好这个问题，将会使项目的运营遭遇较大的阻力，从风险影响的程度考虑应属"较大"。

解决上述问题，可采取以下主要措施：

既有管理者需要补充专业的管理及技术知识，以适应新的管理要求；

在人员招聘时应注意补充相关管理学科的专业人员；

采取上述措施后，项目管理风险从风险发生的可能性考察应属"较低"。

（三）资金风险

本项目总投资为7593.73万元人民币，项目资金如不能按时、足额到位，将直接决定项目的成败。从风险影响的程度考虑应属"较大"。

项目单位股东资金实力较强，自筹部分的资金不成问题；项目运营期间，年净利润达数千万元，每年有大量的累计盈余资金。

因而，本项目资金资金筹措风险从风险发生的可能性考察应属"低"。

（四）建设条件方面的风险

本项目位于儋州白马井渔港，区位条件优越，项目单位已为本项目的建设实施做了大量的准备工作，项目的建设条件能基本落实，不会造成落实不了的情况。

从风险影响的程度考虑应属"适度"，从风险发生的可能性考察应属"低"。

（五）外部环境方面的风险

外部环境风险因素主要包括自然环境、经济环境和社会环境等因素。本项目受外部自然环境的影响一般，项目地处经济发达的滁州市全椒现代产业园，区位优势明显，具备了较好的外部协作条件。

项目的实施，符合国家产业政策及中部崛起发展战略，是贯彻落实《国务院关于进一步加强企业安全生产工作的通知》（国发〔2010〕23号）精神的重要举措。

项目有政策扶持优势，然而政策的变化对行业影响较大，因而，从风险影响的程度考虑应属"较大"；考虑到政策的延续性、市场导向突出、项目的先进性，从风险发生的可能性考察应属"低"。

14.2 风险等级判断

综合以上风险判断相应的风险等级如表16-1所示：

表16-1 综合风险等级分类表

14.3 风险对策

根据本项目风险因素的识别与风险等级的判断，项目存在的综合风险等级为T、T、T、R、T级。对于T级和R级的风险只要予以足够的重视采取一定的措施，投入相应的资金并向产业政策看齐、争取政府的支持就可以化解。

第十五章 结论和建议

15.1结论

通过对项目建设背景及必要性、项目市场预测、工程实施的可行性和规划设计的科学性进行认真分析和论证，本可行性研究报告认为：

1、从项目的选址以及建设条件分析，项目的选址合理、地理区位交通方便，区域用户成熟，水、电、通讯等基础设施较为完善，项目地质条件良好。

2、从工程技术上分析，项目的建设规模及内容符合实际需求，项目的建设方案符合国家相关建设标准。

3、从环境保护方面分析，本项目在建设期以及运营期采取有效的污染物防治措施，能降低项目对环境影响，使其达到国家相应的标准。

4、从社会效益分析，项目的实施能促进经济发展、增加财政税收；完善城市基础服务功能；增加所在地居民就业和收入；具有较好的社会效益。

5、从项目的风险分析，各项筹备工作准备的比较充分，本项目承担的各种风险较小，存在较大发生概率的风险采取有效措施可以避免。

综合来看，项目在工程、技术、社会效益等方面具有建设的必要性和实施的可行性。

15.2建议

1、建议项目建设单位抓紧办理土地征用、环境影响评价等各项前期工作申报手续，抓住有利时机，尽早开工建设。

2、本项目建设是必要的，也是可行的，鉴于工程建设的必要性和紧迫性，建议有关部门对本项目的建设给予大力支持，争取早日建成使用，给企业和社会带来效益。

附表1 营业收入、营业税金及附加估算表（单位：万元人民币）

附表2 固定资产折旧估算表（单位：万元人民币）

附表3 无形资产摊销估算表（单位：万元人民币）

附表4 总成本费用估算表（单位：万元人民币）

附表5 利润及利润分配表（单位：万元人民币）

附表6 项目投资现金流量表（单位：万元人民币）

附表7 项目资本金现金流量表（单位：万元人民币）

附表8 财务计划现金流量表（单位：万元人民币）

1.1 项目名称及项目建设单位

1.1.1项目名称

儋州市白马井渔港船用LNG加注站项目

1.1.2项目承办单位

1）单位名称

海南顺万意科技开发有限公司

2）单位概况

海南顺万意科技开发有限公司是一家专业从事新能源研发的高科技企业，拥有与时俱进的管理理念。企业宗旨为：科技创新、开拓进取、务实高效；企业经营理念为：以人为本、诚信务实、互惠互利；企业的经营目标是成为海南LNG新能源科技开发利用产业的领导者。

海南顺万意科技开发有限公司成立于2013年，是海南规模最大、国内最具影响力的以液化天然气冷能研究开发利用产业为核心，覆盖新型清洁能源、液化天然气、石油、物流、旅游、娱乐等多元化业务的大型综合性民营公司，经营业务遍布海南及全国，构建了稳固的经营网络。公司注册资本金柒仟万元人民币，公司总部设在海口。

1.基本信息

海南顺万意科技开发有限公司于2013年11月7日注册，注册资金7000万元人民币，地址设在海口市龙华区龙华路68号利亨花园1-2栋元利阁901房，公司主要从事液化天然气冷能研究开发利用、新型清洁能源研究开发利用、液化天然气及石油产品销售、旅游和娱乐项目开发等。公司正在建设具有可提供冷冻冷藏库3000m³、年供气2648万立方米（2万吨LNG/年）的LNG科技开发利用项目——即儋州白马井船用LNG加注站及冷能利用项目，是海南省内技术最先进、单厂生产规模最大的LNG新能源科技开发利用企业之一；现有员工30多人，达产后年产值约在1.5亿元人民币左右，每年利税4000-6000万元人民币。

2.组织机构：

海南顺万意科技开发有限公司组织机构图

1.2 编制制依据和原则

1.2.1编制依据

1、文件及资料依据

《天然气利用政策》（发改能源〔2007〕2155号）；

《关于实施"空气净化工程——清洁汽车行动"的若干意见》（国家科技部、国家环保总局等十三个部委局）；

《关于我国发展燃气汽车近期工作的若干要求》（全国清洁汽车行动协调领导小组办公室）；

《关于鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》国能规划[2012]179号；

《LNG燃料动力试点船舶技术要点》（海船检〔2012〕307号）；

《气体燃料动力船检验指南》。

2、主要设计规范、标准

《液化天然气码头设计规范》JTS165-5-2009；

《液化天然气燃料水上加注设施入级及建造规范》2014年；

《建筑设计防火规范》GB50016-2012；

《城镇燃气设计规范》GB50028-2007；

《工业金属管道设计规范》GB50316-2000（2008年版）；

《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976-2012；

《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264-2013；

《低温绝热压力容器》GB18442-2001；

《液化天然气的一般特性》GB/T19204-2003；

《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92；

《建筑物灭火器配置设计规范》GB50140-2005；

《建筑照明设计标准》GB50034-2004；

《供配电系统设计规范》GB50052-2009；

《化工企业静电接地设计规程》HG/T20675-1990；

《构筑物抗震设计规范》GB50191-2012；

《大气污染物综合排放标准》GB16297-96；

《环境空气质量标准》GB3095-2012；

《污水综合排放标准》GB8978-96；

《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493-2009；

《自动化仪表选型设计规定》HG/T 20507-2000；

《过程测量和控制仪表的功能标志及图形符号》HG/T 20505-2000；

《控制室设计规定》HG/T 20508-2000；

《仪表供电设计规定》HG/T 20509-2000；

《仪表供气设计规定》HG/T 20510-2000；

《仪表配管配线设计规定》HG/T 20512-2000；

《仪表系统接地设计规定》HG/T 20513-2000；

《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-2008；

《声环境质量标准》GB3096-2008；

《工业企业能源消耗的量化管理及节能评价》（DB22 T435-2006）；

《液化天然气（LNG）生产、储存和装卸标标》GB/T20368-2012；

《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）；

1.2.2编制原则

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；

2、鉴于该项目的特殊性，经实地勘察后，根据项目实际情况进行总图方案比选。作到统筹兼顾、合理安排、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；

3、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，确保船用LNG加注站安全运行，降低工程造价；

4、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；

5、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。

1.3 可行性研究工作内容和范围

本报告以充分分析项目背景及必要性为基础，以当前国家相关政策和儋州市实际情况为依据，合理分析项目市场状况，确定建设方案，结合项目单位的实际情况，分析该项目建设的条件；调查项目拟建地点的自然条件和外部协作条件；分析项目能耗水平和具体的节能措施；估算项目的总投资和各项财务评价指标，评价项目对当地区域和相关行业的社会影响；分析项目可能存在的各项风险并提出防范对策。

1.4 项目概况

1.4.1项目建设地点

本项目拟建设地点位于海南省儋州市白马井渔港。

1.4.2项目建设内容及规模

项目规划用地为30亩（约20000㎡），具体建设内容包括：

1、拟建一座岸基式加注站，设4台300立方米LNG储罐，周转周期为2.7天，该加注站按照Ⅲ级站设计，预留4台200立方米储罐位置及相应加注设施、加注码头泊位。

2、总建筑面积8551.15㎡，其中：站房、机房面积670.30㎡，钢构网架罩棚面积836.29㎡；消防用房面积76.00㎡，综合用房面积268.56平方米；冷冻冷藏库房建筑面积5500㎡；制冰厂建筑面积1200㎡。

3、购置相关的船用加气设备，主要包括双枪加气机2台、储气瓶2个（储气容量18 m³），设4台300m3LNG储罐，4个加注码头泊位，预留2台200立方米储罐位置及4个加注码头泊位。并配套相关的消防、阻隔防爆装置。

4、进行与生产相配套的给排水、供配电、通风、消防、安全等公用辅助工程建设。

项目建成后，船用LNG加注站正常年均可向白马井渔港往来船只供气25957.50吨LNG/年；项目正常年可提供冷冻冷藏库5500m³；制冰厂人造冰年产量9600吨。

1.4.3投资规模和资金筹措

根据测算，项目总投资额为7593.73万元。其中，建设投资6795.66万元，流动资金为798.07万元。本项目所需资金全部由项目单位自筹，无银行贷款。

1.4.4项目财务和经济评价

通过财务分析计算可知，项目建设成后年收入17479.56万元，年利润总额为2939.58万元；项目税后静态投资回收周期为3.57年（含建设期），税后动态投资回收期为4.25年（含建设期）；项目全部投资所得税后内部收益率为30.68%，财务净现值所得为8199.24万元；项目总投资收益率为38.71%，销售净利润率为12.60%，投资利税率为51.15%，盈亏平衡点为23.62%。这说明项目盈利能力好，抗风险系数高，具备投资可行性。

1.4.5项目实施进度安排

根据现有施工技术水平，考虑该项目的具体情况，项目建设周期从前期可研、报建等开始到项目竣工验收历时1年，即2015年7月-2016年6月：

1、2015年7月，完成项目可行性研究报告编制与审批及项目建设资金筹措，办理土地征用手续；

2、2015年8月～2015年9月，完成项目初步设计、施工图设计等文件编制与审查，项目建设资金筹集到位；

3、2015年10月～2016年4月，完成主体结构、给排水、采暖、消防等工程的施工；

4、2016年3月～2015年5月，完成设备安装调试和完成人员培训；

5、2016年6月，项目工程交付验收开始运营。

1.4.6项目主要技术经济指标

表1-1 项目主要经济技术指标表

1.5 研究结论与建议

本项目的建设技术成熟可行，设备先进，项目选址合理，符合国家环保、能源政策，项目建成后的经济效益显著，投资回收期较短，社会效益明显。

本项目工艺技术成熟可靠，资金有保障，环保和经营安全可达到相关政策法规的要求，同时能够增加就业岗位。

综合来看，本项目是可行的。

建议项目单位在项目建设过程中，尽快落实建设资金，以保证建设资金到位；高度重视市场预测；加强工程建设"三控制、两管理、一协调"，加强核算，减少不可预见的工程事件发生导致的工程建设费用增加；做好节能环保措施。

第二章 项目建设背景及必要性

2.1 项目建设背景

2.1.1 国家政策和行业规划

1、交通运输部关于推进水运行业应用液化天然气的指导意见

《意见》（交水发【2013】625号）指出：到2015年，水运行业应用LNG的标准体系基本形成，重点水域、港区的加注站点建设启动，长江干线、西江航运干线、京杭运河、淮河和部分封闭水域的普通货船试点示范和客船试点工作有序开展，有条件的地区率先推动港作船和工程船应用LNG，试点示范船舶的节能减排效果明显，内河运输船舶能源消耗中LNG的比例达到2%以上。

到2020年，水运行业应用LNG的标准体系基本完善，加注设施基本适应水运发展需要，全国主要内河水域的普通货船和客船、港作船和工程船等船舶应用LNG得到推广，危险品船、沿海客船和普通货船试点示范项目稳步开展，远洋运输船舶的试点工作启动，内河运输船舶能源消耗中LNG的比例达到10%以上，用能结构得到改善。

2、液化天然气动力船舶应用推进工作方案

2014年9月30日国家海事局和国家能源局联合发布《液化天然气动力船舶应用推进工作方案》，工作目标是：全面推进液化天然气（简称"LNG"）在船舶上的应用，促进船舶节能减排。到2015年末，船舶应用LNG的管理法规和技术标准体系基本形成；船用关键设备和关键技术水平显著提高；内河LNG燃料动力船舶广泛应用，内河客船、危险品运输船及海船应用LNG、LNG加注船等试点应用推广工作有序开展；LNG应用基础设施建设初具规模，基本适应船舶应用LNG的发展需求。到2020年末，船舶应用LNG的管理法规和技术标准体系基本健全；船用关键设备和关键技术基本达到国际领先水平；LNG应用基础设施建设适应船舶应用LNG的发展需求；LNG燃料动力船舶应用水平居世界前列。

3、《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》

"推动能源生产和利用方式变革" 第一节 加大石油、天然气资源勘探开发力度，稳定国内石油产量，促进天然气产量快速增长，推进煤层气、页岩气等非常规油气资源开发利用。

4、《天然气发展"十二五"规划》

《天然气发展"十二五"规划》提出，稳步推进LNG接收站建设，LNG接受站布局要以资源为基础，以市场为导向，统筹规划，合理布局，适度超前，突出重点，做好现有项目建设的同时，优先扩大已建LNG接收站储存能力。"十二五"期间适时安排新建LNG接收站项目。

"十二五"期间，投产运行LNG接收站二期扩建项目以增加储气能力为主，主要考虑满足中心城市及辐射地区的应急调峰需求，并新增一部分接收能力。适度发展小型LNG液化和气化站，以解决不同地区不同用户的用气问题。

5、《天然气利用政策》

《政策》规定天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止类。第一类为优先类:

工业燃料：

1、建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中可中断的用户；

2、作为可中断用户的天然气制氢项目；

其他用户：

3、天然气分布式能源项目（综合能源利用效率70%以上，包括与可再生能源的综合利用）；

4、在内河、湖泊和沿海航运的以天然气（尤其是液化天然气）为燃料的运输船舶（含双燃料和单一天然气燃料运输船舶）；

5、城镇中具有应急和调峰功能的天然气储存设施；

6、煤层气（煤矿瓦斯）发电项目；

7、天然气热电联产项目。

在严格遵循天然气利用顺序基础上，鼓励应用先进工艺、技术和设备，加快淘汰天然气利用落后产能，发展高效利用项目。鼓励用天然气生产化肥等企业实施由气改煤技术。高含CO2的天然气可根据其特点实施综合开发利用。鼓励页岩气、煤层气（煤矿瓦斯）就近利用（用于民用、发电）和在符合国家商品天然气质量标准条件下就近接入管网或者加工成LNG、CNG 外输。

2.1.2 项目区域发展战略

1、《关于海南LNG冷能利用与洋浦国家进口肉类指定口岸及带动海南冻肉等冷冻产品基地建设规划的建议》

《关于海南LNG冷能利用与洋浦国家进口肉类指定口岸及带动海南冻肉等冷冻产品基地建设规划的建议》是2015年海南省五届人大三次会议"1号建议"。《建议》指出：从口岸角度看，目前洋浦口岸为国家进口肉类临时指定口岸，需要大量冷能供应，保税港区现在只有一个冷冻仓库，库容3000吨，冷链查验等其他基础配套设施还不到位，仅靠一两家企业有限的投资发挥不了规模化、产业化效应，也达不到申报国家进口肉类指定口岸的标准；从全省角度来看，海南正肩负着"全国冬季菜篮子基地"、"热带水果基地"、"渔业出口基地"等重任，岛内在对这些产品冷冻储运的冷能供应方面也颇为紧张，故而，将LNG冷能综合利用与冷能需求保障结合研究，规划和建设海南农产品冷链产业园区，学习和借鉴上海自贸区建设经验，打造海南生鲜冷藏食品进出口和交易的集散地，对海南谋划好"十三五"规划、抢抓"一带一路"战略机遇、深化海南国际旅游岛对外开放、发展热带高效农业、建设"资源节约型、环境友好型"经济社会具有深远意义。

2、《海南省"十二五"规划纲要（2011—2015）》

《纲要》指出，推动低碳产业发展。编制和实施全省低碳技术应用与推广计划，优化能源结构，增加非化石能源占一次能源消费比重。积极推动低碳产业发展，建设以低 碳排放为特征的工业、建筑和交通体系，推动经济社会发展向高能效、低能耗、低排放模式转型。加强蓄能、变频、建筑节能等低碳技术和洁净煤、新能源汽车、节 能灯等产品推广应用。力争"十二五"时期海口市、三亚市公交车、出租车基本普及新能源汽车。推广使用更高排放标准的汽车清洁燃料，完善汽车加气、充电站点 的布局和建设。积极开展低碳城镇、低碳工业园区和低碳旅游景区试点，加大低碳技术研发和应用。开工建设中日合作万泉乐城太阳与水示范区项目。

海南省大力发展以压缩天然气为燃料的燃气汽车，可以治理汽车污染，改善大气环境质量，解决石油资源短缺，调整能源结构，降低出租车运行成本，拉动、培育新兴相关产业。发展LNG汽车，船用LNG加注站站是关健的基础设施。

3、《儋州市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》

《纲要》指出，儋州市能源发展以集约发展新型工业为发展方向，坚持不污染环境、不破坏资源、不搞低水平重复建设原则，充分利用洋浦大企业大项目的辐射带动作用，延伸洋浦产业链，积极培育石化储备、天然气仓储、精细化工、船舶修造、新材料和新能源等新型支柱产业。发展风能、太阳能、可燃冰、生物质能源等新能源，开发地热能和海洋能。大力开展新型洁净能源的研发和利用，推动新能源产业的发展。

2.1.3 LNG作为新型能源的发展背景

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。在我国鉴于人口众多，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。由工信部、科技部等部门参与制定的《节能与新能源汽车产业规划（2011-2020年）》明确，2011到2020年的十年间，中央财政投入1000亿元，其中，500亿元为节能与新能源汽车产业发展专项资金，重点支持关键技术研发和产业化，促进公共平台等联合开发机制；300亿元用于支持新能源汽车示范推广；200亿元用于推广以混合动力汽车为重点的节能汽车。

LNG作为清洁能源，能够有效降低汽车尾气污染物和温室气体排放，属国家鼓励发展的低碳清洁能源产业。经过近十年的加速发展，我国小型LNG产业链不断完善、商业运营模式日趋成熟、应用领域不断扩大、市场需求量快速增长、商业投资和商业推广应用活动Et趋活跃，由此在改善偏远地区居民生活燃料结构、提高居民生活质量、降低车辆燃料成本、缓解城市空气污染、保障城市能源安全稳定供应等方面取得了立竿见影的效果。按照工信部规划，到2020年，中国主要运行车辆的10%-20%要使用清洁能源。

同时，全球液化天然气市场的快速发展，使得液化天然气越来越成为当今社会的主要能源。鉴于LNG有利于生态环境的保护，尤其是在人口稠密和T业中心等地区，使用LNG更具有其优越性，目前世界上许多先进国家正在推广使用LNG。在日本等一些能源缺乏的国家和地区，液化天然气逐渐成为主气源的一种，而在欧美大多数发达国家，LNG也被广泛用于调峰和事故备用气源。

2.2 项目建设的必要性及意义

2.2.1贯彻落实国家及海南经济发展战略和产业政策的需要

清洁新能源的发展状况日益成为衡量一个国家和地区经济发展水平与国民经济综合竞争力的重要标志，发展新能源是推进城市工业化、城市化、市场化和国际化进程，进而提升综合实力和国际竞争力的重要举措。因而，大力发展新能源，以清洁能源带动现代生产，不单具有重要的现实意义，也具有深远的战略意义。在加快产业结构调整，促进经济发展方式转变的过程中，国家及地方出台了一系列涉及促进清洁能源转型升级的规划和产业政策，如《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》、《天然气发展"十二五"规划》、《天然气利用政策》、《关于鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》、《海南省"十二五" 规划纲要（2011—2015）》、《儋州市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》等等。本项目的实施符合上述一系列文件要求，是贯彻落实国家及海南经济发展战略和产业政策的实际举措。

2.2.2 建设船用LNG加注站、发展LNG冷能利用是发展新能源的需要

发展LNG产业的经济效益显著。伴随LNG汽车和船用LNG加注站的运行，将带动与LNG汽车相关的机械制造、汽车、低温贮存，电子电器、仪器仪表、新工艺、新材料、试验检测以及教育培训业等行业的发展，创造上万个就业机会，促进社会经济的发展。汽车行业是用油的大户，也是城市大气污染的重要制造者，对全国的节能减排具有着重要影响。天然气是"十二五"期间的汽车节能减排的首选代用燃料，天燃气汽车替代燃油车《纲要》提出的优先发展主题。节能减排是全面落实科学发展观的重要举措，对加快建设资源节约型、环境友好型社会具有重大意义。

冷能利用主要是依靠LNG与周围环境（如空气、海水）之间存在的温度和压力差，将高压低温的LNG 变为常压常温的天然气时，回收储存在LNG中的能量。LNG工业近几年的发展非常迅速，世界上LNG的生产应用以年均20%的速度增长，探索LNG冷能利用意义重大、前景广阔。从节能环保和经济效益角度出发，冷能利用也具有重大意义。

目前，利用LNG冷能制冰是LNG冷能利用的重要发展方向。

2.2.3项目建设是海南省和儋州市经济可持续发展的需要

1、有利于提升该区域能源工业产业结构层次，促进能源工业经济结构的升级换代

拟建项目位于海南省儋州市白马井渔港，以船用LNG加注站及LNG冷能利用大型冷冻冷藏库、制冰厂为具体建设内容，大力发展船用LNG，作为管输天然气的补充、过渡和延伸。已广泛地应用在那些天然气资源相对匮乏或管输天然气暂时到达不了的区域。作为主气源或过渡气源．为加速我天国然气事业的发展将起着积极的推动作用。项目是响应国家产业转移政策而落户海南儋州市白马井渔港，项目的建设有利于提升该区域工业产业结构层次，促进当地天然气工业经济结构的升级换代。

2、有利于促进项目区域内城乡一体化建设，推动项目区域经济协调发展

项目位于海南省儋州市白马井渔港内，对交通设施、生态环境、供水供电供气等基础设施条件有着极高的要求，项目的建设必然会对当地的交通、道路、绿化等基础设施的建设起到巨大的推动作用，从而进一步完善儋州市白马井渔港的基础设施建设，促进项目区域城乡一体化建设，为区域经济的协调发展奠定基础。

3、有利于当地财政收入的增加

项目建成后，通过一系列的产业带动，商业活动的繁荣必将带来大量的税收，这将是一个庞大的税收回报项目，预计两年后经营规模可达到主营业务年利润达到17497万元人民币人民币，带来年税收734.89万元人民币人民币。正常运营年交易额达到1.75亿元人民币人民币，将为当地带来间接税收3026万元人民币人民币。

2.2.4项目示范效应

海南省海洋经济的发展，无论哪一块都离不开海洋运输，然而，目前海南省船舶主要使用柴油为燃料，运输成本高，环保效果差。大部分港口无岸基加气设施，未规划船舶加气岸线。制约了海南省经济发展，同时对保护海洋环境及实施国际旅游岛战略，有一定的负面效益。沿海船舶的燃料环保化、经济化改造势在必行。天然气是公认的清洁能源，环保性能好且经济。目前，用LNG替代柴油做船舶燃料是热点。据测算，使用LNG做燃料可节约20%～30%的柴油购买费用，大幅降低船舶运输企业的运营成本。同时，可减少对水体和大气的污染，环保效果较好。国家已在多地开展试点，与船用LNG相关的法律、规范也相继出台，为船舶"油改气"提供了政策支持。

通过本项目建设过程，积累工程建设的经验，为整个儋州市逐步建设船用LNG加注站，全面发展城市清洁天然气供气健康之路，为全面清洁能源城市管道供气，打造海南国际旅游岛绿色宝岛作出贡献。

第三章 气源与市场分析

3.1 气源

3.1.1 气源

1、气源概况

洋浦LNG项目

目前中海油建设的海南洋浦LNG项目已建成投产。项目选址位于洋浦经济开发区内，其中一期建设LNG专用船码头、LNG接收站及输气干线3部分。LNG接收站一期为300万吨/年，计划于今年投入商业运行；LNG专用船码头工程新建1座可停靠26.7×104立方米LNG船舶的接卸码头及一座3000吨级重件码头。

该接收站预留有进一步发展的余地，将来可根据市场预测和现实需求，分期进行扩建。

儋州LNG接收站项目

儋州LNG接收站项目是为解决近期资源量不足，全省车用天然气市场紧张，由中油深南石油技术开发有限公司投资建设的LNG接收站项目。本LNG储备库分三期建成，一期建设2座20000立方米单包容双壁金属储罐，二、三期分别预留1座80000立方米全包容混凝土外壁储罐；装车区、BOG处理系统按一期规模建设，兼顾二、三期布局；辅助系统、码头配套设施按最终规模建设。

目前该项目也已建成投产。

福山LNG液化工厂项目

海南福山气田25 万立方米/天规模的LNG 液化厂由中油深南石油技术开发有限公司投资建设，已于2005 年4 月建成投产。其中，厂区建有两个LNG储罐，均为内外子母罐，厂区储罐总容积3500m3。

船用LNG加注站气源选择

中海油海南洋浦LNG项目于2014年8月1日建成投产，建设有2座16×104Nm³的LNG储罐，产量达到300万吨，与儋州1-1、崖13-1、乐东三大海上天然气气田形成资源互补，保证了海南省天然气供应的不间断性。

我司已与中海石油气电集团有限责任公司海南贸易分公司签订了天然气销售与购买协议，每年可由海南洋浦LNG项目购买7万吨LNG（相当于海口地区全年的用气量）或等量的海气（即管输气），可为该项目提供稳定持续的LNG。

2、气质组分

本规划以洋浦LNG参数为参考，见下表。

表3-1 天然气组分表

天然气作为清洁能源越来越受到广大使用者的广泛关注，很多国家都将LNG列为首选燃料，天然气在能源供应中的比例迅速增加。液化天然气正以每年约12%的高速增长，成为全球增长最迅猛的能源行业之一。近年来全球LNG的生产和贸易日趋活跃，LNG已成为稀缺清洁资源，正在成为世界油气工业新的热点。

目前LNG作为天然气的利用方式，越来越多的应用在各个领域。其优越的物化特性让他在同类产品中的优势越来越明显，成为主流的天然气利用形式之一。

LNG的六大优点：

1）LNG体积比同质量的天然气小625倍，故而可用汽车轮船很方便地将LNG运到没有天然气的地方使用；

2）LNG储存效率高，占地少。投资省，10m3LNG储存量就可供1万户居民1天的生活用气；

3）LNG作为优质的车、船用燃料，与汽油相比，它具有辛烷值高、抗爆性能好、发动机寿命长。燃料费用低。环保性能好等优点。它可将汽油汽车尾气中HC减少72%，NOx减少39%，CO减少90%，SOx、Pb降为零；

4）LNG汽化潜热高，液化过程中的冷量可回收利用；

5）鉴于LNG汽化后密度很低，只有空气的一半左右，稍有泄漏立即飞散开来，不致引起爆炸；

6）鉴于LNG组分较纯，燃烧完全，燃烧后生成二氧化碳和水，故而它是很好的清洁燃料，有利于保护环境，减少城市污染。

3.2 中国LNG产业链发展分析

3.2.1 中国LNG冷能利用发展分析

伴随我国经济发展，能源结构的调整，天然气已成为和煤炭及石油相提并论主要能源，并且将成为未来主要能源之一，LNG是继煤炭、石油之后的又一新兴绿色清洁能源，LNG在制造过程当中需要耗大量的能量，而在气化过程当中又要将这些能量进行释放，这些能量的回收成为当今社会各行各业非常稀缺的一种特殊资源一冷能利用，对这些冷能进行回收利用，将产生巨大的经济效益、社会效益。

1、LNG概述及其冷能技术的应用分析

1）LNG概述

LNG是液化天然气英文简称，天然气所指的是在气田里进行自然开采的可燃气体，其主要成分为甲烷，在常温常压状态下是气体，通常天然气产地和用户相隔比较远，为了运输及储存方便，就把气田开采出的天然气通过脱水、脱硫、脱酸、压缩等工艺处理，使其液化为－162℃低温液体，也就称为液化天然气LNG了，LNG具有节省运输储存空间及成本特点，并且还有性能高及热值大等特点，LNG进行终端使用时，需要把LNG进行气化，在这个过程里大约会放出830—860kJ/kg的冷能，这些冷能的利用价值、潜力巨大，并且各国均在进行冷能利用技术研究及提高。

2）LNG冷能利用应用发展

LNG冷能利用潜力巨大，不同温度冷能价值是不同，如建筑物空调中，712℃冷量制取，其COP耗电效率要在5以上，而－160℃ 的低温冷能中的COP仅需要0.156，当位于－100℃之下的低温冷能时，其经济价值是比较高的，可节省大量低温冷能电力。现在LNG冷能的利用项目均是单一用户，多用户集成项目是比较少的，在现有冷能利用技术里，除了空分利用位于－150℃和－70℃之间，很多用户的冷温位和LNG气化冷能温度的分布是不匹配的，其利用率比较低，使得经济效益不是很高，韩国、日本及中国台湾等地方冷能利用项目仅有20％左右的LNG冷能获得了利用，而我国LNG进口都要比世界要晚，伴随我国能源需要不断增加，LNG进口量的日益加大，如何加强提高LNG冷能利用技术，显得尤为重要。

2、我国的LNG冷能利用技术应用

1）空气分离

以往的空分技术主要方法是经过氟利昂冷冻机及膨胀透平来制冷把空气液化，分离为液态氧气、氮气及氩气等，运用LNG冷能技术能够进行空气分离，通过氮气循环方式进行冷却实现的。通常生产lm。液化空气需要0.756kWh冷却能，可运用LNG低温特点，不单可以降低建设费用，还能够节省电力消耗，电消耗会降低50％，其水消耗也会降低30％，从而降低了液氧及液氮生产成本，获得良好经济效益，低成本液氮可应用到半导体器件生产、真空冷阱、金属处理等，运用液氧制取还可以获得高纯度臭氧，应用在污水处理方面。空气分离是LNG冷能利用技术里最常见的，并且被很多国家所应用，我国对这种冷能技术应用也很重视，如福建的LNG接收站冷能回收项目已经走在LNG冷能利用的前列。

2）液态CO2或者干冰制取及冷冻仓库

液态CO2或者干冰在焊接、食品冷藏运输、饮料及铸造等领域均有较为广泛应用，原有CO2液化工艺是把CO2压缩到2.5—3MPa，并用制冷设备进行冷却及液化，而运用LNG冷能利用技术，能够很容易把CO2冷却及液化到所需温度，并把工作压力有效降到0.9MPa，和原有液化水平相比，制冷设备负荷大大降低，其耗电量也降到了30—40％之间。上海交通大学就利用LNG冷能技术，应用到跨临界循环中，并把汽轮机排放CO2冷却为液态的产品，不单节约了能源，还控制了CO2排放，缓解了温室效应产生。一般大型冷库及LNG基地均设在港口周围，这样为LNG冷能回收利用提供了便利条件，运用LNG冷能利用技术，把载冷剂经过冷却后，可通过管道进入冷藏及冷冻库，并释放出冷能，以实现物品冷藏及冷冻，LNG冷能在冷库中的应用基本消除了制冷机，从而节省了系统造价和运行的费用。

3）LNG在制冰行业的应用

目前LNG冷能利用技术研究较多，主要包括于空气分离、发电、轻烃分离、冷冻冷藏、海水淡化、干冰制造等。LNG冷能技术还可以用于制冰行业，伴随经济的发展，人民生活水平的提高，中西方文化的融合，中国用冰市场发展潜力巨大。各种人造冰已经广泛应用在商业、农业、工业和医疗等行业，所产生的经济效益和社会效益已经超出了行业的想象。2010年前9个月酒店对制冰机的求购和搜索在酒店用品市场持续占据了前5名的位置。用冰需求的不断增加为制冰行业带来无限机遇的同时，也对制冰技术提出了挑战。但LNG冷能的利用的难度主要在于冷能用户在地点不均匀，造成冷能供需不平衡。类似地，我国的冰需求越来越大，而且冰用户分布不均，连续用冰的需求也不多，这样的需求现状与LNG加注站的冷能利用相吻合，于是制冰行业的发展为冷能充分利用提供了契机。

4）LNG冷能在发电领域应用

LNG冷能利用技术在我国低温发电行业应用广泛，并且技术也比较成熟了，这种低温发电主要利用LNG和周围环境间压力差及温度差来形成动力循环的，其发电方式主要有下列四种，一是直接膨胀法，所指的是利用LNG气化之后，使其压力较高天然气能够直接膨胀发电，这种方式的循环过程比较简单，设备需要得少，可效果不是很好，功率也比较少，仅能回收冷能的24％左右，比较适合部分冷能回收，并和其它LNG冷能利用技术相联合使用；二是中间介质朗肯的循环方式，主要是把低温液化气当做冷凝剂，经过冷凝器，将冷量转化至某介质上，运用环境及LNG间的温差，推动介质实施蒸汽动力的循环，这种循环方式要比直接膨胀法LNG冷能回收率要高得多，可高出冷凝温度的一些LNG冷量会直接排到环境里，致使这种方式下的LNG冷能回收率也不是很高；三是综合方法，是把上述两种循环方法进行联合，以提高LNG冷能回收率，这种综合方法能够回收冷能50％左右，造价比较低，还有益于环保，其发电系统也比较稳定，可回收率依然不是很高；四是气体透平循环，燃气轮机吸气温度会降低，提高循环效率，增加发电量，这种循环方式需要注意载冷剂选择，并且需要容易挥发及冷却后温度在0℃之上的物质来当做中间的载冷剂。诸如西安交大就设计了一种依靠LNG冷能燃气轮机来发电循环的系统，当环境温度从30℃降为5℃左右时，系统效率增加4％左右，冷能回收率在50％左右。这种应用LNG冷能利用技术进行发电是种新型节能环保方式，其发展前景非常广阔。

3.3国内外 LNG船舶技术应用情况

3.2.1 船用LNG特点与发展前景

LNG船舶的特点：

液化天然气是理想的船舶燃料，它充分显示了环保、经济、安全、资源上的优越性，在世界上得到广泛的重视和迅速的发展。与燃油船舶相比，LNG船舶具有以下几大特点：

有害废气排放少，有利于保护环境。燃油船舶排放废气中含有较高的污染物，是城市污染的主要来源之一。使用天然气为船舶燃料与柴油相比，在安全性方面，LNG具有无色、无味、无毒、无腐蚀性等特点，密度比空气轻，发生泄漏事故时会很快自然气化，不会对水体产生污染。使用液化天然气（LNG）作为燃料， 几乎可以100%减排硫氧化物、减少85%~90%氮氧化物和15%~20%二氧化碳的排放，并预测伴随环保法规的实施，天然气动力船在2015年将大规模使用。因而天然气船舶是减少城市环境污染的理想水运交通工具，属国家鼓励发展的高新节能环保项目。

天然气燃料大幅度降低了船舶的运行费用，节约船舶所有者的使用成本。根据路试数据，1Nm3天然气约相当于1.042L柴油。并且目前1Nm3天然气比1L柴油售价要低许多，可见，改用天然气后船舶燃料费可降低许多，大幅度降低了船舶运行成本。

（3）天然气燃料可延长设备使用寿命，降低维修费用。天然气辛烷值在130左右，而高辛烷值汽油仅在97左右，故而天然气作为船舶燃料不需要添加剂。天然气燃烧完全，无积碳，燃烧产物为气态，燃烧运转平稳，噪音小，从而减少了气阻和爆震，使发动机寿命延长。

（4）天然气燃料比汽油燃烧更安全。

在船舶上使用的LNG与传统的燃油相比，在许多方面可靠性均优于柴油，如，LNG着火点和爆炸极限高于柴油，天然气燃点为650℃，爆炸极限为4.6%～14.57%，柴油着火点260℃，爆炸极限 0.5~4.1%。如有泄漏，会很快扩散，而不会向汽油那样积聚在发动机周围形成爆炸混合物，遇明火引起爆炸。另从维度上看LNG不会对水体产生污染，因其属低温液体，泄漏时自然气化快，LNG密度为0.45，比空气小，发生泄漏后会自动向上溢开扩散到大气中,即便船舶意外在海洋中发生燃料泄漏，也不会对海洋造成巨大的危害。

2、LNG上渔船的优势：

目前，我国渔船装备的总体技术水平较为落后。在促进我国渔业现代化建设的过程中，在渔船上应用液化天然气（LNG）燃料既能推进我国渔船装备技术进步，又符合国际节能减排潮流，将为造船和配套企业带来不小的市场机遇。如今，伴随国家及地方政府的积极支持，一些能源企业、科研单位和船企已经在"LNG上渔船"的项目中取得了进展。

LNG燃料优势明显，与柴油相比，液化天然气作为船用燃料，具有安全、环保、经济和动力性好等综合优势。因而，在渔业行业中推广使用LNG这一价格低廉、便于运输、使用安全的清洁能源，对于促进渔业节能减排、降低渔业捕捞成本和改善渔民工作环境具有非常重大意义。

第一，LNG经济性好。在渔业捕捞成本中燃油成本是最主要的，约占总成本的60%~70%，如山东省威海市沿海的小型渔船近海捕鱼的燃油费约占每航次的70%，有些燃油成本可能会占到80%。我国目前的渔船保有量达106万艘，占世界渔船总数的1/4，每年的柴油消耗量为800余万吨，不断上涨的燃油价格已导致渔民捕捞入不敷出。为此，国家每年要下拨数亿元燃油补贴。

相比之下，液化天然气的储量十分丰富，价格低廉，便于运输，使用安全。用液化天然气替代柴油有利于渔船节能减排和降本增效，有利于'绿色能源上渔船'战略目标的实现。若使用柴油—液化天然气混合燃料，以燃油替代率为70%左右来计算的话，则我国渔船每年将节约燃料费用100多亿元。

第二，LNG环保性优。与使用传统的燃料柴油相比，船舶使用液化天然气后，其综合排放量将降低约85%左右，并且尾气中无悬浮颗粒，不含铅、苯等致癌物质和硫化物。按照我国目前的渔船数量计算，如全部使用柴油—液化天然气混合燃料，则每年可实现碳减排量约372万吨。

第三，LNG安全性高。与汽油和柴油相比，液化天然气的燃点高，爆炸极限范围大，并且气化后比空气轻、容易扩散，因而安全性高。

3、我国渔船油改气起步迅速：

2011年9月，以农业部渔业船舶检验局为主管，以液化天然气(LNG)供应商中海石油气电集团有限责任公司与天津市渔业船舶检验局、天津滨海新区中心渔港，广西壮族自治区水产畜牧兽医局、广西玉柴机器集团有限公司，山东渔业船舶检验局、淄博柴油机总公司等单位结成战略合作伙伴，正式开启了包括液化天然气—柴油混合燃料发动机研制在内的我国液化天然气渔船绿色能源推广应用工作。10月11日，渔船检验局与中海油在北京签署《战略合作框架协议》，双方约定在绿色能源推广应用、示范渔船设计选型、渔船规范与标准化建设、渔船检验和配套设备检验、新能源技术咨询等六大领域建立长期、稳定的战略合作关系。协议签署后，渔船检验局与中海油就液化天然气用作船舶动力燃料的推广展开了全面合作。

2011年9月，经过改造的油气混燃"津汉渔04203" 号渔船顺利驶回天津市滨海新区中心渔港，全国首艘柴油—液化天然气混燃渔船圆满完成试航。试验证明，柴油—液化天然气混燃船具有柴油替代率大于70%、整体燃料费用降低20%以上、有害气体排放大幅度减少的良好效果。试验的成功为"液化天然气能源上渔船"的大规模推广提供了可靠的技术保障。

近年来，鉴于近海渔业资源严重衰退，我国传统四大渔场：渤海渔场、舟山渔场、南海沿岸渔场和北部湾渔场已经名存实亡，近海渔民已陷入无鱼可捕境地，大量渔船在港"歇业"，渔民纷纷上岸改行搞养殖、餐饮、加工等。通过"油改气"使燃油费用减少15～20%还不足以吸引渔民重新下海，还有不少技术、经济、配套服务等方面的问题需要解决。举例来说，经过"油改气"后的柴油—液化天然气混燃渔船的后勤补给、货物装卸能力难以满足远距离、长时间、高强度的远洋作业要求。同时，渔船改造后渔民能否继续领取燃油补贴、发放标准计算方式等问题也亟需得到解决。若有关部门能够加快颁布相关规范、技术标准步伐，则将为液化天然气燃料在渔业行业的大规模应用创造条件，从而推进渔船实现大规模的"油改气"。

4、"油改气"为造船业提供机遇：

目前，在我国现有的渔船中，船龄在5年以下的仅占10%。在大功率渔船中70%的船龄超过20年，渔船及其设备老旧严重，更新换代的空间巨大。国际海事组织等正在加速推进《国际渔船安全公约1993年议定书》生效，我国面临着巨大的履约压力，仅有不到10%的渔船能够满足该公约的规定要求。因而，渔船、设备及技术的更新势在必行。

为了加快应对海事新规的步伐，提升渔业装备现代化水平，我国渔业主管部门和部分渔业大省纷纷制定规划，并计划在"十二五"期间大规模推动渔船的改造升级和节能化发展。其中，渔船检验局2012年确定的"渔船液化天然气动力改造计划"提出，到2020年，要使适用于液化天然气动力的渔船柴油消耗量中的70%被液化天然气代替；海南、福建、山东、浙江、江苏和辽宁等传统渔业大省都提出，"十二五"期间将切实采取措施，淘汰高污染、高能耗的老旧渔船，建造绿色节能的中小型、标准化玻璃钢渔船和大中型专业远洋渔船。

不单如此，渔船市场受宏观经济影响不大，主要与渔船船队的更新换代需求和渔业发展需求直接相关，因而在当前全球运力和造船能力双双过剩、商船市场持续低迷的形势下，对于订单极度匮乏的船企，特别是具有较强技术实力的中小船企来说，渔船市场的需求为其提供了良好的发展机遇。

更重要的是，与商船相比，现代化渔船不单要具备航行和停泊的功能，还要具备鱼类捕捞、加工、储存，运输以及在风高浪急的海上长时间作业的功能，故而在船型设计、船舱布置和设备配置等方面都有其独特的要求。因而远洋渔船特别是大型远洋渔船的技术含量与散货船、集装箱船和油船几乎相当，大型专业化远洋渔船可谓是典型的高技术和高附加值船舶，值得船企"淘金"。

实际情况是，在推进渔船"油改气"的两年多时间里，已有不少船企积极进军这一领域，承接如柴油—液化天然气混燃远洋渔船等新型动力燃料渔船的研制、改装和建造等，也有七一一所等科研单位介入相关船用设备的研发工作。可以预见，未来我国液化天然气渔船市场前景广阔，将有望成为又一块诱人的"市场蛋糕"。

5、LNG船舶不足主要表现在以下几个方面：

（1）受船载容器不宜过大的制约。根据《LNG燃料动力船试点船舶技术要求》要求，以液化天然气或液化天然气/燃油为燃料的国内航行钢质船舶上所设LNG储罐容积应不大于20m3，额定充装率为90%，因而确定每艘船充装量≤18m3。

（2） 缺乏政策和资金支持：一般燃油鱼船改装为LNG船舶，改造船舶每艘改造费用为8万元，让本来收入并不宽裕的普通渔民一次性拿出8万元进行改造并不现实，因而推广压力非常大。为了我国水域的环境保护，在国家层面出台相关政策支持。因而，若不出台LNG燃料的相关补贴政策，渔民改用LNG燃料的动力就会缘于不经济而大大减弱。

（3） 渔船老旧情况严重：渔业船舶检验局表示，我国海洋渔业的现状与国家需求极不相称，海洋渔船呈现"五多五少"特征：小型渔船多，大型船舶少；木质渔船多，钢质渔船少；老旧渔船多，新造渔船少（全国海洋渔船船龄普遍偏高，船龄10年以上的渔船占60.8%）；沿岸渔船多，远海渔船少；能耗投入多，效益产出少（目前渔船燃油生产性成本投入已占捕捞总成本近70%）。按照2002年出台的《渔业船舶报废暂行规定》，捕捞性渔船的报废年限为20年，而我国60.8%的船舶已经接近报废年限，再进行一次性投入巨大的LNG燃料设备改造，其意义已不大。

（3） LNG储罐占用船体空间较大，鉴于LNG的密度比柴油低很多，同样能量的输出需要配置柴油罐2倍体积的LNG储罐，再加上为了安全，LNG燃料对于船舱和管线的要求非常严格，需要占用较大的船体空间，从而挤占了船体的可用空间，影响了船舶所有人使用LNG燃料的积极性。

（4）船舶LNG加气站建设也存在一些技术难题。鉴于内河航道枯水季与丰水季水位变化较大，如长江流域在重庆地区枯水季与丰水季水位差约30 m，同时鉴于水位差的变化造成江而水域宽度变化较大，岸线水平位置变化可达l60 m，航道亦随岸线变化，因而LNG燃料动力船舶随季节水位不同而无法固定停泊位置，这样就为LNG燃料加注造成了困难。因而船舶LNG加气站不同于汽车LNG加气站，LNG加注设施必须适应鉴于季节水位的变化造成的船舶停靠位置的变化。

（5）港口LNG加注站的建设受供气管网和选址的制约大。陆域设施需要占用港口岸线土地，部分港口选址较困难。供气管网的接口压力及位置直接影响投资规模和销售量，供气价格则决定了运行成本的高低，直接影响加注站的经济效益。

3.2.2 船用LNG发展现状

1、国外LNG船舶发展现状

1959年，美国船厂将一艘战时标准船改装成为LNG运输船，从美国向英国运送LNG，这是最早的LNG海上运输，为确定LNG海上安全运输的方法奠定了基础。商业上的液化天然气运输始于1964 年,由航行于阿尔及尔亚和肯伟岛之间的Mehtane Proneer号和Methane Progress 号开始，总运输量达到22,000m3，航次超过900 次。瑞典、意大利、西班牙、挪威等国纷纷于上世纪60 年代末至70 年代初涉足LNG船建造业，并在上世纪90 年代前占据了统治地位。但这一格局在上世纪90 年代被日本打破。1981 年，日本造出本国第一艘LNG船。随后，在引进欧美技术的基础上，日本船厂为本国船东大量建造LNG船，取代欧洲成为新的世界LNG船建造中心。欧日之间竞争的加快，韩国也大举进军LNG 船建造市场，并于1994 年造出了本国第一艘LNG 船。欧洲则基本被挤出了这一市场。进入21 世纪，韩国夺取了全球大部分订单，取代日本成为世界LNG 船建造市场霸主。

据普氏统计，截至2010年底全世界运营LNG项目共31个，分布在16个不同国家或地区，总产能2.58亿吨/年。其中，卡塔尔、印度尼西亚及马来西亚运营LNG项目的产能分别是6130万吨/年、3660万吨/年及2390万吨/年，分列前三位。预计2011-2015年期间再投产15个新项目，产能1.04亿吨/年。其中，澳大利亚、卡塔尔及尼日利亚新增产能分别是5040万吨/年、1560万吨/年及1000万吨/年，分列前三位。考虑到上游气田储量枯竭、新项目产能逐步增加等因素影响，咨询公司Poten & Partner预计到2015年全球LNG总供给约为2.91亿吨。卡塔尔和澳大利亚是未来五年内世界主要LNG供应国，尼日利亚、俄罗斯、伊朗LNG出口潜力巨大。 根据Poten & Partners预测，受益于燃气发电的发展和排放环保规定，长期看LNG将强势发展。预计到2020年，LNG的需求将翻番，达到约3.8亿吨/年。需求增长主要来自亚太地区，日韩台2020年的LNG进口量预计可达1.3亿吨/年。中国和印度这两个新兴的LNG市场将会进一步推动亚太地区LNG需求的增长，预计2030年，中国和印度的LNG贸易将会占到亚洲贸易量的33%。

2002-2010年，LNG船队规模快速扩大，年均增速达到17.7％。LNG海运量的增长，极大地推动了LNG船舶需求的增长：2003 年生产了15 艘LNG船、总舱容193.7 万m3。之后，到2007 年5 月初，全球LNG船保有量达到230 艘、总舱容2 818 万m3。2011 年10 月底，全球LNG船已达到365 艘、总舱容5 242 万m3。

整体而言，世界LNG船建造市场大体经历了从欧洲到日本再到韩国的演进过程，目前世界LNG船建造市场的基本格局是：韩国一家独大，日本勉强维持，中国小规模进入，欧洲零星建造。

从世界范围看，国际燃气船舶市场在形势的推动下，在未来的几十年将加速发展，特别是在石油净缺口为负数以后，可以预见这一进程将出现高潮。预计2025年和2030年，LNG贸易量占天然气贸易量的比重将分别达到35%和42%，LNG的贸易地位将进一步提升。 预计未来10年，LNG价格将稳中有升。根据国际能源署预测，2020年日本LNG价格13.4美元/MMBTU（2%），欧洲进口天然气价格11.6美元/MMBTU（4%）。

2、国内LNG船舶发展现状

国内LNG船舶改装运行现状

目前，LNG鉴于缺乏全球性的加注站而无法普遍适用于远洋航程，但对于近海航程或行驶于固定区域内的船舶，LNG是未来最有潜力的燃油替代品。2010年8月8日，江苏宿迁地方海事局改造了的68m散货船"苏宿货1260"号开始试航，伴随试航的成功；全国各地陆续开始改装LNG船舶，这些实例标志着我国以LNG作为船舶动力燃料的时代已经到来，中国内河航运的燃气动力时代越来越近。

从技术角度来看，国内LNG动力船改造技术和国家标准已逐步完善。LNG技术广泛采用了《LNG燃料动力船试点船舶技术要求》等我国自己制订的规范，以液化天然气或液化天然气/燃油为燃料的国内航行钢质船舶上所设LNG储罐容积应不大于20m3，额定充装率为90%，因而确定每艘船充装量≤18m3。

船用LNG加注站（港口）应用现状

据权威研究报告，世界航运业每年要消耗20亿桶燃油，排放超过12亿吨二氧化碳，约占全球总排放量6%。为应对世界气候变化出台的环保法规，规定了船舶污染防治、减少排放的标准和时限。于是，在寻求节能减排新路径中，比石油便宜且储量丰富的液化天然气（LNG），以其环境效益和经济显著的优势，成为了未来船用燃料的首选。

天然气是公认的清洁能源，环保性能好且更经济。船用LNG具有经济、环保、安全的特点。据测算，使用LNG做燃料可节约20%～30%的燃料费用，大幅降低船舶运输企业的运营成本；同时，可减少对水体和大气的污染，环保效果较好；作为船用燃料，LNG比燃油更安全。

早在上世纪60年代，我国就使用了天然气船舶，但当时采用的储存方式是低压帆布囊。80年代，四川省开始进行LNG加注站和LNG船舶的试点，并取得成功。90年代四川省开始大规模建设LNG加注站。21世纪初临高县也开始大规模建设LNG加注站，目前临高县拥有LNG加注站70座，拥有天然气船舶约15000余辆。全国各地的天然气船舶约20余万辆，正在运行的LNG加注站600余座。

从技术角度来看，国内LNG技术和国家标准已逐步完善。LNG技术广泛采用了《液化天然气码头设计规范》等我国自己制订的规范。这些规范在编制过程中总结了国内已建加注站的运行经验，参考了国外相关设计标准和先进作法，为LNG船舶加注站的设计提供了依据，加之原已颁发实施的有关天然气气质、气瓶等标准，使LNG技术的应用有了自己的国家标准。

3.3.3国内LNG船舶市场前景分析

根据交通运输部((2013年交通运输行业发展统计公报》，截至2013年底，我国现有内河运输船舶15.91×104艘、沿海运输船舶11024艘、远洋运输船舶2457艘。2013年，全国完成水路货运量55.98×108t、货物周转量79435.65×108t·km，平均运距1419.04km；在全国水路货运中，内河货物周转量11514.14×108t·km，沿海运输完成货物周转量19216.14×108t·km，远洋运输货物周转量48705.37×108t·km。能耗方面，2013年全年内河、沿海和远洋货运企业燃料油耗量为1650.15×104t，按燃料油低热值为44MJ/kf、天然气低热值为36MJ/m3进行等热量折算，则折合标准状态天然气200.49×108m3，预计2015年船用燃料油折算标准状态天然气约为230×108m3。

目前，交通运输部文件(交水发[2013]625号)《关于推进水运行业应用液化天然气的指导意见》仅对内河运输船舶能源消耗中LNG的比例提出了要求：到2015年，内河运输船舶能源消耗中LNG的比例达到2％以上，到2020年达到10％以上，且用能结构得到改善。若沿海和远洋船舶也有明确的目标要求，船舶使用LNG的发展前景将非常乐观。

3.4 项目船用LNG需求预测

3.4.1供气目标船型

儋州市白马井渔港内渔船。

3.4.2白马井渔港船用LNG需求量预测

船用LNG需求量预测采用能耗等效替代法预测用气量。根据现在船舶的功率及其燃油消耗率，计算出总的耗油量，然后根据LNG替代率，用等效替代方法预测船舶LNG耗量。根据海南省海洋与渔业厅统计，2011年度儋州市渔船年用油（柴油）量约为13922吨/年。