LNG卫星站及"LNG冷能科技开发

LNG卫星站及"LNG冷能科技开发

利用产业基地"项目

可行性研究报告

建设单位:海南顺万意科技开发有限公司

编制单位：海南方能投资顾问有限公司

编制日期：2013年11月27日

可研报告编制人员

总 经 理： 羊壮志 注册咨询师

技术负责人： 孙宗琪 高级工程师

项目负责人： 罗 辉 高级经济师

罗 玲 注册咨询师

习彩云 注册咨询师

肖丽娟 注册咨询师

主任工程师： 邸淑玲 注册咨询师

主要编制人： 赵素艳 注册咨询师

张永新 高级工程师

哈 跃 会计师

刘 悦 助理工程师

参编人员： 伊大勇 一级建造师

审 定： 陈会驸 教授级高工

海南方能投资顾问有限公司

工程咨询证书号：工咨甲22220092014

第一章 总 论

1.1 项目名称及项目建设单位

1.1.1项目名称

LNG卫星站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"项目

1.1.2项目承办单位

1）单位名称

项目建设单位：海南顺万意科技开发有限公司

项目合作单位：西安交大制冷与低温工程研究所

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。公司注册资本金壹仟万元人民币，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1000万元人民币，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——即儋州兰洋旅游风情小镇LNG供气站及冷能利用项目、LNG加注站（带加油站）及服务区项目，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

3.技术合作方：

① 徐文东博士团队

徐文东博士团队隶属于华南理工大学化学与化工学院强化传热与过程节能教育部重点实验室，团队现有科研人员28名，其中博硕士16人。以天然气行业为主要科研领域和团队使命，覆盖产业生命周期，通过分析研究开发关键技术，并围绕这些关键技术对天然气产业系统工程进行产业升级及技术革新。

该团队的产业化成果已获得国内六项第一，申请发明专利和实用新型专利30多项。先后承担了顺德杏坛LNG卫星站冷能用于冷库技术开发、深圳求雨岭（留仙洞）天然气门站压力能利用、广亚铝业LNG冷能利用技术开发、深圳梅林LNG冷能用于冰蓄冷空调、潮州港华登塘LNG冷能用于制冰除雾等十多项重大科研及产业化示范性建设项目，并主持或参与了多个在天然气产业具有宏观指导意义上的技术研发、地区规划、项目可行性研究等重要工作。其中顺德杏坛LNG卫星站冷能用于冷库技术开发项目获得香港恒生珠三角环保大奖。

② 北京京鼎工程有限公司

京鼎工程建设有限公司 (JDEC) 成立于一九九三年，由台湾最大的工程公司——中鼎工程股份有限公司 (CTCI) 与中国石化工程建设公司 (SEI)(原北京石化工程公司)合作组建，2005年成功改制为中鼎工程股份有限公司的全资子公司，是最早涉足工程建设领域的具有海外背景的国际型工程公司之一。公司2001年通过GB/T19001 （等同于 ISO9001）质量体系认证，2009年通过GB/T24001-2004（等同于ISO14001：2004）环境管理体系认证和GB/T28001-2001、Q/SY1002.1-2007 、Q/SHS0001.1-2001职业健康安全管理体系认证。

京鼎公司现有员工650人，其中技术人员620人。公司按照国际工程公司的模式进行组织机构设置，建立以项目执行为中心的高效率管理体制。由各专业部室专业人员，以其丰富的工程经验，采用PDMS、PDS、INTOOLS、PKPM等主流设计系统，为客户提供优质工程服务。公司主要服务于炼油、化工、化肥、化纤、石油化工及化工产品储运、医药、生物化学、环境保护、市政等工程建设领域。包括项目的主体工程和配套工程（含项目的自备电站、道路、专用铁路、通信、各种管网管线和配套的建筑物等全部配套工程）以及与主体工程、配套工程相关的工艺、土木、建筑、环境保护、水土保持、消防、安全、卫生、节能、防雷、抗震、照明等工程，承担设计和建设的工程遍布全国各地。

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。

2、主要设计规范、标准

《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；

《液化天然气（LNG）汽车卫星站技术规范》NB/T1001-2011；

《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）；

《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）。

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，确保卫星站安全运行，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兰洋镇。项目规划用地面积200亩。

1.4.2项目建设内容及规模

项目规划用地为200亩（约133334㎡），具体建设内容包括：

1、项目总建筑面积28534.9平方米，其中配套LNG卫星站厂房占地面积6104.2平方米（其中包含加油加气站），建筑面积2104.2平方米；冷冻冷藏库房占地面积3000平方米，建筑面积1000平方米；配套企业标准厂房占地面积1229.6平方米，建筑面积2459.2平方米；科技交流接待中心占地面积543.2平方米，建筑面积1086.4平方米；员工宿舍楼、食堂占地面积1137.67平方米，建筑面积3413平方米；产业基地研发中心占地面积1540.03平方米，建筑面积6160.1平方米；制冷与低温科研楼占地面积1897.43平方米，建筑面积9487.15平方米；门卫室占地面积612平方米，建筑面积612平方米；

2、LNG卫星站工艺设备、LNG冷能利用于冷冻冷藏库辅助设备等必要设备及消防、信息系统所需设备、办公设备等，预计设备购置费为2906万元；

3、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，项目正常年可提供冷冻冷藏库3000m³，正常年可向区域供气2648万立方米/年（2万吨LNG/年），其中包括城市天然气供气1918万Nm³/年，车用LNG365万Nm³/年，车用CNG365万Nm³/年，柴油、汽油各1000吨/年。

1.4.3投资规模和资金筹措

根据测算，项目总投资额为20965.75万元。其中，建设投资13749.03万元，流动资金为6340.43万元。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15178.30万元，年利润总额为5425.81万元；项目税后静态投资回收周期为3.86年（不含建设期），税后动态投资回收期为5.75年（含建设期）；项目全部投资所得税后内部收益率为21.92%，财务净现值所得为6861.76万元；项目总投资收益率为25.88%，资本金净利润率为68.21%，投资利税率为29.67%，盈亏平衡点为16.49%。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1.5年，即2014年1月-2015年6月：

1、2014年1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、2014年2月～2014年4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、2014年4月～2015年3月，完成主体结构、给排水、采暖、消防等工程的施工；

4、2015年3月～2015年5月，完成设备安装调试和完成人员培训；

5、2015年4月～2015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、《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 发展安全高效煤矿，推进煤炭资源整合和煤矿企业兼并重组，发展大型煤炭企业集团。有序开展煤制天然气、煤制液体燃料和煤基多联产研发示范，稳步推进产业化发展。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。发展清洁高效、大容量燃煤机组，优先发展大中城市、工业园区热电联产机组，以及大型坑口燃煤电站和煤矸石等综合利用电站。在做好生态保护和移民安置的前提下积极发展水电，重点推进西南地区大型水电站建设，因地制宜开发中小河流水能资源，科学规划建设抽水蓄能电站。在确保安全的基础上高效发展核电。加强并网配套工程建设，有效发展风电。积极发展太阳能、生物质能、地热能等其他新能源。促进分布式能源系统的推广应用。

2、《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。

《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:

城市燃气：

1、城镇（尤其是大中城市）居民炊事、生活热水等用气；

2、公共服务设施（机场、政府机关、职工食堂、幼儿园、学校、医院、宾馆、酒店、餐饮业、商场、写字楼、火车站、福利院、养老院、港口、码头客运站、汽车客运站等）用气；

3、天然气汽车（尤其是双燃料及液化天然气汽车），包括城市公交车、出租车、物流配送车、载客汽车、环卫车和载货汽车等以天然气为燃料的运输车辆。

4、集中式采暖用户（指中心城区、新区的中心地带）；

5、燃气空调。

工业燃料：

6、建材、机电、轻纺、石化、冶金等工业领域中可中断的用户；

7、作为可中断用户的天然气制氢项目；

其他用户：

8、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）；

9、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）；

10、城镇中具有应急和调峰功能的天然气储存设施；

11、煤层气（煤矿瓦斯）发电项目；

12、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。

《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》

《意见》提出：① 鼓励民间资本参与能源项目建设和运营。列入国家能源规划的项目，除法律法规明确禁止的以外，均向民间资本开放，鼓励符合条件的民营企业以多种形式参与国家重点能源项目建设和运营。

② 鼓励民间资本参与能源资源勘探开发。继续支持民间资本以多种形式参与煤炭资源勘探、开采和煤矿经营，建设煤炭地下气化示范项目。支持民间资本进入油气勘探开发领域，与国有石油企业合作开展油气勘探开发，以多种形式投资煤层气、页岩气、油页岩等非常规油气资源勘探开发项目，投资建设煤层气和煤矿瓦斯抽采利用项目。

③ 鼓励民间资本参与石油和天然气管网建设。支持民间资本与国有石油企业合作，投资建设跨境、跨区石油和天然气干线管道项目；以多种形式建设石油和天然气支线管道、煤层气、煤制气和页岩气管道、区域性输配管网、液化天然气（LNG）生产装置、天然气储存转运设施等，从事相关仓储和转运服务。

2.1.2 项目区域发展战略

1、《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，LNG卫星站站是关健的基础设施。

2、《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LNG卫星站、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LNG卫星站的运行，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》提出的游戏优先发展主题。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。

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兰洋镇，以LNG卫星站及LNG冷能利用大型冷冻冷藏库为具体建设内容，大力发展车用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．为加速我图天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兰洋镇，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兰洋镇内，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兰洋镇的基础设施建设，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5425.81万元人民币人民币，带来年税收1356.45万元人民币人民币。正常运营年交易额达到15178.30万元人民币人民币，将为当地带来间接税收3323.6万元人民币人民币。

2.2.4项目示范效应

LNG卫星站及LNG冷能应用的技术和建设在我国处于发展阶段。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LNG卫星站，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 市场分析与建设规模

3.1 LNG市场分析

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。

3.1.1 世界LNG产能

自2009年以来，LNG产能迅速增长，LNG实际产能开始进入黄金增长期。根据国际能源署（IEA）预测，2009－2013年，全球LNG产能将增长50％，进入有史以来增长最为迅猛的时期；有分析称，全球LNG需求将从2010年的2.18亿吨增加到2015年的3.1亿吨，到2020年将达到4.1亿吨。目前LNG产能增长主要来自中东地区，其中仅卡塔尔的产能增长就达2300万吨/年，秘鲁和也门分别增长440万吨/年和330万吨/年。

3.1.2 2014年全球LNG市场仍紧张

目前，LNG供应商设法满足常规需求，未来两年LNG市场仍然很紧张，但从2015年开始，更多基础设施项目将投产，LNG价格将得以缓解。到2020年，出口LNG国家数量将达25个，LNG进口国数量将达40个，较2010年增长五个。

据伦敦LNG听证会指出，目前，亚洲未来LNG市场需求较预期增长，未来五年内将会有更多基础设施项目投产，以满足LNG市场需求。亚洲仍以60%的市场份额领先全球LNG市场。然而，基础设施很可能将面临施工延迟和其他问题。据道达尔LNG分公司高级顾问Guy Broggi表示，澳大利亚将成为亚洲市场主要的LNG主要的供应商，并将成为新的"卡塔尔"。中国、印度等新手胃口很大，并具有很多计划，整体来看，亚洲潜在需求巨大，甚至印尼和马来西亚LNG市场需求都非常强劲。

3.1.3 中国LNG市场现状

中国天然气产量年均增长13%，2011年达到1025亿立方米。天然气消费量年均增长16%，2011年达到1307亿立方米，已成为世界第四大天然气消费国。天然气在中国一次能源消费结构中的比重由2000年的2.4%增长到2011年的5%。中国的天然气消费模式正逐步由"供应驱动消费"向"需求拉动消费"模式转变。展望未来，2030年前中国天然气需求仍将处于快速发展期。预计到2015年，我国天然气产量有望达到1850亿立方米，需求量达2600亿立方米，供需缺口达750亿立方米。2030年有望突破3000亿立方米。从资源供应潜力来看，国内产量可满足中国大部分的需求增长，在今后数十年将是需求供给的主体。

天然气管道建设也如火如荼。2011年全国新增天然气长输管道里程超过5000公里，全国干、支线天然气管道总长度超过5万公里。今年10月16日，西气东输三线工程在北京、新疆和福建三地同时开工，沿线经10个省区，总长度7378公里，设计年输气量300亿立方米。

中国液化天然气工业起步比较晚，在LNG链上的每一环节都有待发展，近几年在某些环节上进展较大，我国天然气市场步入快速发展阶段。据海关总署统计，2010年，我国LNG年产量达900万吨，2011年中国LNG年产量达1900万吨。液化天然气则伴随海上液化天然气进口量的不断增加以及陆上液化天然气液化工厂的建设，国内资源供应得到了保障。目前已建、在建和规划中LNG项目达13个，分布在广东、福建、上海、浙江、海南、江苏、山东、辽宁等地。

表3-1 已建、在建和规划中LNG项目表

注：1）表示一期370×104 t/a，二期470×104 t/a，下同。

3.2 中国LNG产业链发展分析

3.2.1 中国LNG卫星站的发展分析

LNG卫星站即小型LNG气化站，是城镇液化天然气主要来源地，具有LNG的接收、储存和气液、化功能。

LNG卫星站发展现状

凭借我国燃气技术的飞速发展和近十年来燃气方面的实际发展状况，我国政府不但加大了跨国天然气管道和沿海进口LNG接收站的建设规模，也在不断地扩大国内天燃气管网的覆盖面积，依靠大型LNG接收站资源，在经济比较发达、天然气市场需求较大、运输条件方便、管线难以到达地区，开展建设LNG卫星站试点。等待该城镇发展成熟，卫星站可作调峰使用，改善用气量达到一定规模的中小城镇用气高峰供气不足的问题。

鉴于LNG卫星站在我国发展时间比较短，属于新兴项目，LNG卫星站不受气源限制，一个站可以有多个气源，不单可以从多个LNG口岸接收站供气，而且可以从陆上任何气田兴建的LNG生产厂供气，目前国内LNG卫星站的气源主要靠国内液化厂供气，LNG液化厂的兴建带动了国内LNG城市卫星站的发展。尽管国内LNG卫星站只有十来年的历史，但发展势头很快，自2001年l2月山东淄博LNG卫星站建成并投产以来，我国已建成了100多座LNG卫星站，且大多数分布在华东和华南的沿海城市，其发展速度之快，规模之大，运输路程之远。都是世界上其他国家无可比拟。

尽管我国到目前为止并没有关于LNG卫星站的设计规范和有关标准，但结合我国已建的大型LNG接收站，气化站以及LNG卫星站试点建设经验和运行实践为编制我国自己的设计规范和标准提供了必要条件，这也将在推动和规范我国LNG卫星站的发展中起到至关重要的作用。

2、LNG卫星站发展迅速的原因

国内LNG卫星站能在短短几年内较快的发展起来，主要有以下几方面的原因。

1）LNG自身的特点

LNG是将天然气经过净化处理(脱水、脱重烃、脱酸性气体)后，采用节流、膨胀或外加冷量等制冷工艺，将气态转化为液态，液态体积约为气态时的1/600 。液化天然气储存效率高、占地少、造价低；储存和运输成本低，便于经济可靠地远距离输送：可用于燃气调峰，有利于城市供气负荷的平衡调节：热值高。是优质的工业和民用燃料"。故单从这些优点来看，LNG有较强的市场竞争力。

2）LNG卫星站有以下几个显著的优势

整个流程没有动力设备，采用增压器形成压差推动液体和气体的流动；

气化器一般采用空气加热(空浴式)，在少数寒冷地区，为了防止冬季和雨天空温式气化器出口温度低，在后面还会串联水浴式加热器，流程中无燃烧式气化器；

全站实现高度的自动化和电脑化，在设定的目标参数(出口压力和温度)下，所有操作均由电脑完成；

卸科点有两条管线，一条气相，一条液相，气相管线在卸料时将储罐中蒸发的气体返回槽车以维持槽车罐的压力；

LNG储罐和槽车采用了真空粉末或真空缠绕绝热，夹层间高度真空，因而绝热性能好，储罐不设BOG的处理系统，降低了建设成本，而槽车在一定压力下装车，无损停放时间达75天以上，增加了LNG长途运输的安全性和经济性；

储罐采用压力三重保护，即电动阀、手动阀和安全阀三重保护。

3）主要设备实现国产化

LNG卫星站内的固定罐和瓶组、增压器、气化器等设备，以及运送LNG的运输车用罐式集装箱及运输槽车，均属于低温压力容器。为保证这类LNG储运容器的安全使用。一般采用真空多层缠绕绝热技术制造。目前，国内一些制造企业已通过移动分会技术评审且获得国家质检总局批准生产LNG移动运输容器．即，我国LNG卫星站及陆上运输设备已经实现国产化，从而降低了投资，提高了经济性。

4）LNG卫星站的经济性较好

LNG卫星站的建设规模比较灵活，供气能力从0.5万方/天到20万方/天不等，因而LNG卫星站的投资规模小、建设周期短、可以与管道输气配合和互补，而在运营上可以自行解决调峰，从而使得城市管网省掉时调峰设施，从中节省三分之一以上的建设投资，也就减少了发展城镇燃气事业对资金的需求，即项目经济性较好，这就为民营企业和中小型外资企业的介入提供了有利的空问。

另外，卫星站的LNG购销完全按现货期货交易，打破了以往LNG交易中20年不变的照付不议合同模式，使LNG的买卖象原油和成品油一样简单，而且卫星站可以有多个气源，增加了卫星站的灵活性。

综合来看，我国在LNG卫星站及陆运LNG方面的技术已经趋予成熟，LNG的储存、运输和使用的安全性能够得到充分保障，生产成本低。使得兴建LNG卫星站的安全性和经济性得到了保障，因而LNG卫星站的数量能在近十年的时间里以较快的速度增长。

LNG卫星站具有广阔的发展前景，主要表现在以下几个方面：

1） LNG卫星站建站投资少，周期短，规模小，这都源于LNG产业链要比管道输送方式更加灵活，便捷，并且在建站城镇发展成熟后可作为该城市的调峰、应急和储存设施。

2）与气态天然气相比，液化后的天然气体积约为液化前的1/600，这就为燃料的运输提供了极大的便利之处。

3）LNG气化成本远比LPG汽化成本低，经济合算。

4）安全可靠。LNG气相密度为0.74 kg/Nm³。，比空气轻，在有泄漏的情况下，即可随空气扩散，并且LNG着火点较高、爆炸极限较窄的特性，更加确立了LNG安全可靠的地位。

5）LNG技术进步与生产成本降低。经过多年的探索和发展。天然气液化、LNG接收站、装卸船、储存、气化及造船等环节在世界上已逐步形成一套成熟的工艺技术和完善的运行管理模式，从而使LNG成本不断降低，大大刺激了LNG消费，增强了LNG与其他能源的技术经济竞争力。近年来，我国天然气消费需求迅速增长，特别是在环渤海、长江三角洲和珠江三角洲等经济较发达地区，天然气在一次能源消费结构中的比重逐步上升、根据《中国可持续发展油气资源战略研究报告》预测，未来l0年，我国天然气需求将呈爆炸式增长，年平均增速将达10.8％，而天然气的生产增长却远低于需求增长，年均增长率仅为7.5％，供应缺口逐年加大，对外依存度越来越高，2010年已达到18％，到2020年将提升至29％。因而，在未来的近期发展中，我国的"天然气饥饿症"将持续存在，赖元楷反复强调：要利用边际气田、零星气田，发展中小型LNG液化工厂，为中小城镇的LNG卫星站提供必要的气源 。

3.2.2 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 项目区域内LNG产业发展分析

2009年12月31日，国务院《关于推进海南国际旅游岛建设发展的若干意见》（以下简称《若干意见》）明确提出"加快推进洋浦液化天然气项目，逐步建成连接岛内各大城镇和主要景区的输气管网，大幅度提高民用燃气覆盖率"。

在此背景下，中海油的海南LNG项目顺势而出。作为海南省"十一五"规划的重点能源项目，海南LNG项目承担着解决海南电力供应紧缺和加速全省能源结构调整、实现生态省建设目标的重任。项目建成后还将拉长LNG产业链，提速并壮大洋浦临港产业群，衍生出包括冷能利用、深冷加工、冷能空分以及钢材冷轧等产业。

海南LNG项目是海南省规划建设的重点能源项目，计划总投资65.2亿元，总占地面积57.2公顷。该项目于2011年8月开工建设，预计2014年6月机械完工，接卸首船LNG用于试车调试，2014年8月正式建成投产。项目建设内容包括接收站、港口及输气管线三个单项工程：接收站工程建设2座16万立方米的LNG储罐；港口工程建设1座可停靠26.7万立方米LNG船舶的接卸码头以及1座3000吨级工作船码头；输气管线工程建设输气管线122公里，将于海南省环岛天然气管网相连接。供气范围覆盖海南全岛，辐射广西和粤西地区，主要供城市居民用气、工业、商业用气及燃气电厂用气。

按照中海油发展要求，海南LNG项目在2014年投产时需同时具备装船外运能力，并成为中海油广西LNG项目的LNG资源转运站。根据海南省地理条件和社会条件优势，中海油提出在海南LNG项目的基础上建设东南沿海LNG仓储转运中心。

根据统计数据得知，海南LNG仓储转运中心设在海南LNG项目接收站所在地，与海南LNG项目共同规划建设，一期规划方案在海南LNG项目2个储罐基础上计划一次报批再建设7个16万立方米LNG储罐和一座5000-80000立方米LNG出运泊位，设计能力约1000万-1300万吨/年；二期根据LNG转运规模的扩大，将再报批建设9个储罐和新建1座可靠泊26.7万立方米LNG船舶的接卸码头，并根据市场需要建设若干座5000-80000立方米LNG出运泊位，设计能力1500万-2000万吨/年。

届时，海南LNG仓储转运中心全部投产时，接收站内LNG储罐可达到18个，年接收和转运LNG可达2000万吨（约280亿立方米天然气）。作为中海油能源商业储备基地之一的海南LNG仓储转运中心将成为国家在东南亚乃至东北亚能源供应的一个基地。

中海油海南天然气有限公司有关负责人表示，海南LNG项目建成后，理论上可满足海南未来25年的天然气需求，且预留进一步发展的余地。该项目将与海南三大海上天然气气田形成资源互补，共同担负起加速调整优化海南能源结构、加快推进国际旅游岛建设的重任。

拟建项目属于中海油海南LNG项目的重要组成部分，项目拟建区域目前LNG产业发展属于刚刚起步阶段，项目市场前景广阔。

3.4 气源与项目产品价格预测

3.4.1 气源

1、气源概况

本工程原料采用液化天然气汽车槽车形式运输。本项目主要以海南洋浦经济开发区LNG接收站为主要气源。由中海石油天然气及发电有限责任公司与省发展控股有限公司按65％和35％比例共同投资设立，主要负责海南LNG项目的建设和运营工作。LNG专用船码头为一座可靠泊舱容介于8×104立方米～16．5×104立方米的LNG卸船泊位，及一座3000吨级重件码头；LNG接收站工程的一期建设规模为200万吨/年，于2010年建成试运；二期扩建到300万吨/年，计划于2015年投入商业运行。输气干线工程将配套建设洋浦－儋州、儋州－老城、老城－文昌3段输气管道干线和洋浦开发区内两条供气支线，总长度为223公里。这将填补中线和东线输气线路空白，在全省形成环岛输气管网。

2、气质组分

本项目原料为液态甲烷，产品规格如下：

表3-1 液态甲烷产品规格表

表3-2 液态甲烷产品组分表

3.4.2产品价格预测

1、城市天热气管网供气价格

国内城市天然气价格由出厂价、管输费和城市终端用户价组成。目前国家控制出厂价格和管输费，地方政府终端控制城市用户气价，近几年伴随石油、液化气、煤炭等能源价格的上涨，天然气价格也相应上升。城市天然气终端用户的价格水平跟地区经济发展水平也有很大的关系。本项目气源来源于儋州市洋浦开发区LNG供气站，供气管道距离短成本低，因而本项目城市天然气进厂价格暂定为2.28元/立方米。

本项目产品主要用于城镇区域管道供气。根据综合2013年10月份广东福建地区LNG卫星站生产企业销售状况，广东福建地区区域天然气供气价格（全年平均价）暂定在3.48元/立方米（4600元/吨），伴随能源产业政策的进一步调整，预计LNG产品价格将会有较大幅度的提高。广东福建地区2013年10月份部分出厂价格统计见下表所示：

表3-3 2013年10月份广东福建地区部分LNG出厂价格表

2、加油、LNG、CNG供油供气价格

LNG用户的价格承受能力取决于其替换燃料（主要为汽油和柴油）的价格。根据等热值等价原则，可以推算出车用LNG可承受价格。汽油热值为45.2MJ/kg，密度为0.743kg/L，即汽油热值为33.58MJ/L；柴油热值为35.78MJ/kg，密度为0.840kg/L，即汽油热值为35.78MJ/L；天然气热值以31.4MJ/Nm³计。由此可以推算出，在热值相等的情况下，1L汽油相当于33.58/31.4=1.07Nm³天然气，1L柴油相当于35.78/31.4=1.1Nm³天然气。

根据海南最新价格统计，90号汽油均价以8.96元/L计，用户可承受1Nm³天然气价格最高为6.96元。

鉴于前期项目气源相对较远，运输成本较大，只能作为暂时的气源。待兰洋镇建设LNG卫星站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"建成投产后可作为本站的长期气源，此时运输成本降低，天然气价格可适当降低。目前，本项目市场LNG售价定为5.88元/Nm³，CNG售价定为4.06元/Nm³。本项目在用户加油加气方面是完全承受兰洋镇及万宁至洋浦高速公路来往车辆的需求。

2013年我国成品油消费增速略有提高，但仍维持在较低水平。第一国内外经济不温不火，成品油消费环境变化不大。

综合上述内容，并参考新规定出台后油气市场价格变动情况等各种因素，确定兰洋森林服务区加注站汽油、柴油售价以海南目前市场均价定价，汽油均价为8.92元/升，柴油均价为7.84元/升，LNG售价以5.88元/Nm³，CNG售价以4.06元/Nm³计，对公交车、出租车等机动车使用油气燃料进行比较和分析，详见下表3-1：

表3-3 车辆燃油燃气消耗比较表

注：以每辆公交车及出租车柴油油耗为60L/百公里，油气消耗比按1:1.1；按行驶100公里计算，200辆公交车使用LNG作为燃料后，与柴油相比，每百公里可节约0.41万元。

3.5 项目建设内容与规模

项目规划用地为200亩（约133334㎡），具体建设内容包括：

1、项目总建筑面积28534.9平方米，其中配套LNG卫星站厂房占地面积6104.2平方米（其中包括加油加气站），建筑面积2104.2平方米；冷冻冷藏库房占地面积3000平方米，建筑面积1000平方米；配套企业标准厂房占地面积1229.6平方米，建筑面积2459.2平方米；科技交流接待中心占地面积543.2平方米，建筑面积1086.4平方米；员工宿舍楼、食堂占地面积1137.67平方米，建筑面积3413平方米；产业基地研发中心占地面积1540.03平方米，建筑面积6160.1平方米；制冷与低温科研楼占地面积1897.43平方米，建筑面积9487.15平方米；门卫室占地面积612平方米，建筑面积612平方米；

2、LNG卫星站工艺设备、LNG冷能利用于冷冻冷藏库辅助设备等必要设备及消防、信息系统所需设备、办公设备等，预计设备购置费为2406万元；

3、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，项目正常年可提供冷冻冷藏库3000m³，正常年可向区域供气2648万立方米/年（2万吨LNG/年），其中包括城市天然气供气1918万Nm³/年，车用LNG365万Nm³/年，车用CNG365万Nm³/年，柴油、汽油各1000吨/年。

3.6 项目运营模式

本项目属于新能源综合利用复合型项目，此类项目通常采用油气产品销售为主，LNG冷能利用冷冻冷藏库租赁为铺的多种结合经营方式，这种方式更利于分析产品产能增值收益但也可能存在不利于产能利用的弊端。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"油气产品自主经营为主+LNG冷能利用冷冻冷藏库租赁为铺"的模式。

1、LNG卫星站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"运营模式

与一般单一的LNG卫星站运营模式相比较，LNG卫星站及"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、LNG卫星站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"具备稳定的、丰富的、足以支撑兰洋镇居民供气需求及过往车辆加油加气全年满负荷运营的上游供油供气资源。

该资源提供方为海南洋浦经济开发区LNG接收站。海南顺万意科技开发有限公司以技术支持方与京鼎工程建设有限公司签订合作协议，确保京鼎工程建设有限公司旗下开发及技术代理的系列LNG冷能开发利用，以及该系列冷能开发用于冷冻冷藏库、冷能发电等技术研发组合，落户海南LNG卫星站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"。由此构建海南LNG卫星站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"主营业务体系，全年不间断的向城市天然气管网输送民用天然气、兰洋镇过往车辆供油供气及维持冷冻冷藏库供应LNG冷能，汇聚起LNG卫星站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"的巨大影响力，形成儋州市的新能源利用品牌号召力，相应的新能源推广以及品牌授权商业价值顺势凸显。

即：高清洁、高密度、持续性的新能源普及推广利用及洋浦经济开发区LNG接收站的资源优势，为儋州市LNG卫星站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"带来稳定的、长期的、庞大的新能源供应。

第二、LNG卫星站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"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2107亿立方米，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1100亿立方米，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%。儋州市兰洋镇经济发展迅速，兰洋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、LNG卫星站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"是为降低污染而减少煤炭消费的意愿而建设。

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。"十二五"我国能源战略已经从"保供给"为主，向控制能源消费总量转变。"合理控制能源消费总量"已写入"十二五"规划建议。在政策驱动之下，煤、电、油等传统化能源消费将得到一定程度抑制。

综合来看，伴随居民生活水平提高，对清洁能源需求增加，中国天然气需求将继续旺盛。未来儋州市将形成以城市天然气供气、产业园供气为主，LNG冷能利用为辅的多气源资源保障体系，呈现新能源在城市清洁能源应用及未来天然气工业发展广阔的前景。

2、LNG卫星站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"收入框架

LNG卫星站及"LNG冷能科技开发利用产业基地"资源

中心区主要收入来源：

3、未来项目LNG冷能发电应用

本项目后期将投入开发LNG冷能发电，缓解城市供电压力。

第四章 项目选址与建设条件

4.1 选址原则

（1）符合国家法规、城市发展政策、城市规划和土地利用规划等有关规划、条例的规定，特别是符合对用地性质、强度等方面的规定。

（2）交通便利，方便货物运输，并安排足够规模的停车场用地。布局尽可能靠近物资生产及供应区。

（3）有较为低廉、较大规模的用地，水、电、通讯等市政基础设施，具有较好条件。

（4）综合考虑现状基础、历史传统、物资来源和物资类型等因素合理布局，尽可能将相同、相关的资源统一、集中布局在同一地段。

4.2 场址选址

本项目拟选址位于海南儋州市兰洋镇，选址地理位置优越，交通便利，项目地块主要位于307省道北侧，北面临近松涛水库，东面是鹿母湾，南面是黎母山，紧邻万宁至洋浦高速公路，距离建设中的万宁至洋浦高速公路入口5公里左右。站区场地地势平坦，无矿物和文物以及军事设施，并且以兰洋镇为中心辐射的周边区域目前尚未有城市天然气供气管网或正在规划的天然气供气管网。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兰洋镇，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，东与澄迈县、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。

4.3.2交通运输条件

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。儋州市公路现状网的布局为二层次，一个层次是国省道和高速公路组成的干线网：由两横两纵呈"井"字型分布，再辅以两条省道连线。"井"字型的二横为西线高速公路和225国道海榆西线，大致呈东西走向。

"井"字型的二纵为那大美扶至洋浦公路及乌石至那大公路和白沙至洋浦春兰公路，大致呈南北走向。二条省道连线，为波莲至洛基公路和白沙至洋浦春兰公路马井至洋浦春段，大致呈东西走向。路网总里程287.946KM；另一个层次是乡道公路网：农村公路网。县乡公路网是在国省道干线网的基础上，由树状发展到连接成初步的网络状，是连接各外伤行政村的公路支线。路网总里程1711.68KM；规划中"白马井——儋州——万宁"东西跨越高速列入海南十二五规划，西部民用机场等项目正在筹建当中；洋浦至白马井大桥即将投入使用。

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。

② 电力资源：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，儋州市兰洋镇有110KV变电所2座，35KV变电所8座，500千瓦以上水电站8个，500千瓦以下水电站13个，总装机容量1.54万千瓦，年发电量6500万千瓦时。

③ 供水：兰洋镇水资源丰富，水质好，满足工农业生产生活用水。镇境内主要径流有大王岭水库、美万水库、坡计河、南报河和山马湾，全省最大的松涛水库位于拟建项目地区的北部。据有关资料显示，该镇有中小型水库7宗，总库容量为8000立方米。地下水储藏量约6亿立方米，理论可采量4.3亿立方米。

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、东方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。"

据有关资料显示，2011年，儋州市生产总值达到142.84亿元（不含洋浦，下同），按可比价格计算，比上年增长10.4%。其中第一产业增加值为74.97亿元，比上年增长6.2%；第二产业增加值为20.61亿元，比上年增长17.6%。其中工业增加值10.59亿元，比上年增长4.9%；建筑业增加值为10.02亿元，比上年增长34.8%；第三产业增加值为47.26亿元，比上年增长14.0%。第一、二、三产业结构依次为52.5:14.4:33.1，人均生产总值为13219元。

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

建设一个高科技、高效率、高标准的现代化LNG卫星站及LNG冷能冷冻冷藏库利用技术及后期LNG科技研发基地，使其成为海南省儋州市第一个也是海南省首个LNG卫星站及利用LNG冷能利用与冷冻冷藏库产业基地，基地内无污染、无公害、环境优美、具有独特风格和科技含量的园林式新能源工业园。

5.1.2产业发展目标

为兰洋镇、那大镇提供天然气管道供气，正常运营后能为海南省卫星站提供2万吨LNG/年；LNG冷能科技开发利用基地第一年建设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。本项目后期将与西安交大低温制冷研究所逐渐研发LNG冷能科技研发项目，如LNG冷能低温中央空调系统、LNG冷能发电、LNG冷能蓄电池、LNG冷能汽车空调、LNG冷能小型冷热电联产系统项目等。目前LNG冷能发电技术成熟投入使用只有日本，其他LNG冷能研发项目理论是可行的，中国目前没有实际投入使用。

本项目LNG冷能科技开发利用产业基地未来发展会根据科技需要逐步投入开发，建成中国LNG冷能利用门类最齐全、规模最大的研发产业基地。

5.1.3项目发展思路与定位

1、项目发展思路

根据LNG产品和市场特点，整体规划、逐步建立和完善新能源LNG冷能科技研发体系；在满足自身生产经营的基础上，以企业发展为主题，以科研技术为支撑，通过组织结构调整和资源整合，发挥规模和集成优势，强化新能源的专业化和社会化功能，创新LNG卫星站及LNG冷能研发科技利用机制，立足企业自身，逐步拓展业务市场，扩大LNG卫星站及LNG冷能利用的辐射范围。

2、项目目标定位

项目建设发展前期以LNG卫星站配送城镇管道天然气、商业工业用气、卫星站供气及LNG冷能利用建冷冻冷藏库为主要功能，致力于海南兴能源产业升级，形成建设海南LNG冷能科技开发利用产业基地的一张名片，充分体现"生态、绿色、低碳和科技研发创新"的设计理念，将LNG卫星站及LNG冷能利用科研项目打造成中国一流的LNG冷能利用科技开发产业基地，成为海南甚至华南区域的LNG产品的价格形成中心、产品技术研究中心、LNG冷能利用科技研发基地、科技交流中心。

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LNG卫星站及LNG冷能利用冷冻冷藏库的区域划分明了，联系方便。保证各生产环节相互衔接，生产流程顺畅。

（2）LNG卫星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）行政服务区域布设应为货物承托双方提供方便，同时避免人流深入站内与车流交叉。

（5）设计方案在满足项目工艺和面积要求的前提下，要节约用地，提高利用率，并为今后生产发展留有余地。

（6）项目中心进出口位置，建筑物的位置、形式等方面，要符合城区总体规划与公路景观设计要求，并充分考虑消防安全与环境保护、绿化等方面要求。

（7）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，使绿地、建筑、环境等达到了和谐统一的整体生态园区环境的自然效果。建筑形态作为环境的界面出现，采用几何的、开放的姿态面向风景，围绕标准化厂房，采用组团式的建筑群体布局结构，按建筑功能使之相对集中，强化其内外空间的连续性、层次感和场所感，增强建筑物内外环境的活力。建筑平面布置着重考虑平面形式与内容的统一， 结合卫星站房、LNG冷能冷冻冷藏库的地理位置、地形特点及重要性而采用相对集中方法进行平面布置。立面造型注意突出整体风格的协调，同时着重体现自身形象，形成整个园区的视觉重点。根据不同功能要求，采用形态各异的外部公共空间，选用恰当的外装饰材质，适当采用线条，突破单一的天际线，达到在建筑形态上以视觉和物质的方式相互连接成网的一种极为自然的距离和位置关系，丰富景观效果，充分体现标准化卫星站房的独特风格。交通组织及车辆停放，园区规划道路结合周围道路及园区自然情况，确定主入口设在滨水路上。项目区内道路均大于7米，项目区四周消防通道贯通。

5.2.3 规划用地布局

根据项目的地块条件，将项目分成两大区，片区与片区之前既能独立，又能相互联系。各自片区内按使用空间归纳整理，其中：

南片区功能：LNG冷能科技开发利用产业基地研发、生产制造，接待及休息、后勤生活配套；

中片区功能：接待、科技交流；

北片区功能：LNG卫星站，后勤生活配套。

LNG卫星站、基地研发：LNG气化站是项目区内的主要功能区，可使天然气利用从LNG卫星站开始向终端用户延伸，实现由"LNG接收站(或液化工厂)一LNG槽车一LNG卫星站一输配管网一终端用户"的供应链条；基地研发是LNG冷能利用于冷冻冷藏库及后期逐渐投入开发的科研项目，考虑项目科技开发建设的需要，主要分两部分布置在南、北片区。

后勤生活配套：项目区内主要生活区设在南片区的用地北侧和北片区的用地西侧，包括食堂、员工宿舍及相应配套设施，相对独立成一区，围合成一园林空间。

接待中心：接待、科技交流、宴会宾客，鉴于其的特殊使用功能，将独立布置在中片区。

5.2.4 规划建筑布局

根据规划用地布局，结合兰洋镇项目地块道路系统结构，建筑布局按功能以多层呈单元组团式布局形态，整齐而富有韵律的建筑既满足LNG卫星站的工艺要求及产业基地开发利用，又具有工业建筑典型特征。本项目建筑平面布局为由南至北向。

5.2.5 空间组织与环境设计

鉴于该项目的重要性，力求简洁大方、风格明快。注重立面与内部功能相结合展示建筑的合理性和逻辑性。项目地处儋州市兰洋镇内，东面是景观渠及城市绿化景观走廊，西面边是松涛水库生态旅游区，构成项目特殊的外部空间环境。规划借助这些有利因素加以利用强化，通过规划的布局及组织，努力创造环境优美、景观丰富的园林式能源工业园区。

南片区：以一条南北景观轴线和一个入口景观广场为主，多个组团绿化区相互映衬为辅。

中片区：已开放的城市景观为主。

北片区：以一条东西景观轴线、一个入口景观广场和一个中心景观为主，多个组团绿化区相互映衬为辅。

5.2.6 对外出入口规划

南片区共设三个对外出入口、中片区共设两个对外出入口、北片区共设四个对外出入口，不同位置出入口性质均不同，分别为LNG气源货运、冷冻冷藏库货运、生产货运对外人行、顾客小车、员工出入口，使各类性质交通不相互交叉影响。

5.2.7 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厂区内部运输车辆，二级道路功能则通行厂区内部后勤运输车辆。道路等级结构走向、线型、宽度、形式、转弯半径及停车位详见道路系统规划图。

（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、研发管理人员及顾客小车、内部非机动货运车辆及消防车。人流分三类：工人、研发行政管理人员、顾客。各类人流、车行各行其道，尽量不相互穿插干扰，以保证工业园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。

5.2.8 总图技术经济指标

总图技术经济指标内容详见下表。

表5-1 总图技术经济指标表

5.3 LNG卫星站工艺技术方案

5.3.1 LNG卫星站工艺技术设计方案

1、LNG卫星站主要工艺流程

LNG卫星站一般包括卸车系统，储存系统，安全系统，放散系统，气化系统，调压系统，控制系统，计量系统，加臭系统及输配或充装系统等，其主要工艺流程见图l，从图中可看出主要流程可分为卸车流程和供气流程两部分。卸车

时，当站内储罐压力高于LNG槽车的压力时，LNG从底部进罐，使得比重大的LNG在底部；当站内储罐压力低于槽车罐内的压力时，LNG从上部进罐，使得比重小的LNG在上部，而若比重大的在上部，LNG在罐内就有造成翻滚引起过量蒸发的可能。供气时的正常流程为：储罐一气化器一加温(若温度达不到要求)一与从储罐顶部出来的BOG混合后进入混合罐缓冲一加温(若温度仍达不到城市管网的要求)一流量计一加臭一调压一城市管两。

2、加油、LNG、CNG加气工艺流程

图2 汽油工艺流程图

图3 柴油工艺流程图

图4 LNG加气工艺流程图

图5 CNG加气工艺流程图

5.3.2 LNG卫星站主要工艺设施的选择与配置

据上述选择原则及依据，考虑了LNG的特殊性及风险性，并对日方提供的供气工艺流程反复讨论、研究确定后，对如下LNG站工艺设备设施进行了选择与配置。

1、LNG储罐　

LNG储罐可分为地下储罐、地上金属储罐和金属/混凝土储罐三类，地上LNG金属储罐又分金属子母式储罐和金属单罐两种。考虑到儋州市当地建材企业的布局、LNG储罐的运输、今后天然气的推广应用等因素，结合相关设计规范的要求，将LNG储罐确定为LNG金属单罐。全站8台LNG储罐，每台85万元，共计680万元。

1）结构形式　

立式圆筒形低温真空粉末绝热储罐最高工作压力0.5MPa，最低工作温度-196℃。单台净几何水容积100m3，内罐直径3000，材质0Crl8Ni9；外罐直径3500，材质16MnR。夹层充填珠光砂并抽真空；罐高约17m。内罐为内压容器，外罐为外压容器。

2）接管形式　

考虑工艺、安全等因素，确定所有接管开口均在外罐底部，主要包括：底部进液管、顶部进液管、出液管、气相管、检液管等，接管材质0Crl8Ni9。

3）安全附件　

每台LNG储罐设ITT液位计一套(美国产品)及差压变送器、压力变送器、压力表各一套，以实现对储罐内LNG液位、压力的现场指示及远传控制。外罐顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽真空接口及真空度测试口。

2、LNG气化器　

LNG气化器根据热源不同，可分为空浴气化器、(热)水浴气化器及蒸汽浴气化器等几种。儋州LNG卫星站站采用了空浴气化器和(热)水浴气化器，共10台(套)，造价约280万元。

1）空浴气化器

a、气化能力和配置数量的确定　

据连续供气量12x104Nm3/d及LNG气相密度0.7722kg/Nm3，可推出空浴气化器的气化能力为3860kg/h，按四台配置，则每台气化能力为965kg/h，实际气化能力按1.5倍确定，即每台1500kg/h。4台为一组，一开一备，两组共8台，这是主空浴气化器数量。

b、主要工艺参数　

设计LNG入口温度：-162℃；

LNG出门温度：环境温度；

正常操作压力：0.4MPa(绝)。

c、结构形式　

立式，长方体；气化(输送)管路为翅片式。

2）(热)水浴气化器　

主要为将LNG气化升温而设置，对空浴气化器起辅助升温作用。共一台，气化能力4000kg/h；立式，圆筒形，国内制造。

3、BOG储罐　

当LNG储罐顶部压力升高时，将LNG(气相)气化升温输入BOG储罐，当罐内0.4MPa时再输入供气管网，起回收LNG(气相)及稳压作用。　

BOG储罐为卧式，圆筒形；直径3000；材质16MnR；按工艺技术要求，设置进、出气相管、安全放散、压力指示接口。BOG储罐几何水容积100m3，包括附件在内，投资为38万元。

4、LNG阀门、LNG输送管道及管件

1）LNG阀门　

应满足输送LNG压力、流量要求，且具备耐低温性能(-196℃)。从日本进口LNG阀门，主要包括LNG截止阀、安全阀、止回阀、紧急切断阀、升压调和节阀等，各满足工艺流程位置技术要求。LNG阀门费用1050万元。

2）LNG输送管道及管件　

LNG输送管道：材质OCrl8Ni9，规格DN25、DN50、DN65、DN80，具备原牛产厂质量检验、合格资料。　

LNG管件：与LNG输送管道相同(或相匹配)技术要求。法兰：材质0Crl8Ni9；密封垫片：不锈钢金属缠绕垫片。

5.3.3加油工艺设施的选择

1、管道、管阀件及防腐

具体的要求如下：

（1）输油管线均采用GB/T8163《输送流体用无缝钢管》，管道设计压力为0.6Mpa，各管道、设备、管材、管件均与油品相容；管道采用直埋敷设，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、丝口连接。

（2）管道防腐。输油管道埋地敷设。埋地管道防腐设计采用加强级防腐，执行国家标准SY0007《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》，埋地油罐防腐设计采用特加强级防腐。在对钢管有严重腐蚀作用的土壤地段直埋管道时，可选用耐油、耐土壤腐蚀、导静电的复合管材。

2、主要设备选型

加油站的设备与选型是发挥经营能力，体现现代化管理，影响经济效益和社会效益的关键所在。加油设备的选型，既要保证加油效率，又要保证加油精度，同时也要考虑设备投资的造价，要进行综合分析。一般加油站的设备主要有加油机、地下储罐、电气和消防设备等。加油站重要设备的选型必须要保证质量、寿命、精度等问题，考虑到运行效益，宁可价格高一些也要选择质量好、精度高、效率高的加油设备。本项目改建后的加油站的采用的一些主要设备如下：

（1）油罐

储油罐是加油站的主要储油设施，采用国标钢质卧式油罐，并采用直接覆土或罐池充沙（细土）方式埋设在地下，且罐内最高液面低于罐外4m范围内地面的最低标高0.2m的卧式油品储罐。储油罐的设计和建造应满足油罐在所承受外压作用下的强度要求，并有良好的防腐蚀性能和导电性能，其壁厚不应小于5mm。油罐的外表面防腐设计应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY 0007的有关规定，并应采用不低于加强级的防腐绝缘保护层。对建在水源保护区内以及地下建筑物上方的埋地储油罐，应采用防渗漏扩散等保护措施。

本项目选用国标卧式40m³汽油罐1个、40m³柴油罐1个，油罐尺寸均为Φ2400×7100，碟形封头。

（2）加油机

加油机是加油站专用设备，为各种机动车辆加注各种汽油和轻质柴油。目前国内外生产的加油机规格种类繁多，从机械式、电子式发展到采用磁卡由微机管理的税控自动加油机。加油机的流量分为两种，50～60L/min的适用于给小轿、面包车加油；80～90/min的适用于给大型客货车和集装箱车加油，但各种加油机的基本结构是一样的。机械式与电子式的区别主要在于数字显示装置不同。电子式可与电脑微机配合使用，达到自动操作的目的。加油机的计量精度一般为±0.2～0.3%，每加30万升油需自行标定一次，一般每半年由计量部门进行标定检查。按结构和安装形式，加油机可分为地上式、悬挂式、潜油式、移动式四种，分别介绍如下：

①地上式税控加油机

供各种机动车辆加油，常用于汽油、轻质柴油等燃料油，（但油的温度不得超过40℃），广泛用于油库、加油站及工矿企业..燃油供应站的油料发放等。要求计量准确，具有自动回零、性能可靠、维修方便等特点。其工作原理为：一般采用防爆电动机作动力，通过三角皮带带动泵轴旋转。燃油经底阀、进油管吸人，在泵内增压后进入油气分离器，气体被分离并排出，油则流入计量器。具有一定压力的燃油进入计量器依次推动活塞使传动轴旋转，带动计数器计数并累计油量。经计量的油通过视油器、输油胶管，由加油枪对外供油。目前地上式税控加油机使用最为普遍，本项目推荐采用之。

②悬挂式加油机

悬挂式加油机比较少见，一般泵安装在操作室内，加油枪和计量指示器安装在加油罩棚顶上，其特点是充分利用空间，节约用地，加油范围大，但造价较高，一般不推荐。

③潜油泵加油机

潜油泵加油机为遥控式加油机，将泵吸油端置于地下储油罐液位以下，打破了油罐与加油机距离的界限。该泵具有无液体泄漏、不占地、扬程大、可远距离输送、一泵多枪、维护方便的特点。

④移动式加油机

适用于无动力电源地区，泵的结构紧凑、体积小、重量轻、移动方便、操作简单的特点。

根据以上介绍，本项目拟选用国产自带泵单油品双枪税控加油机。

5.3.4 LNG加气工艺设备选型

1、LNG低温储罐

低温储罐是整个LNG加气站最为关键的设备，所占的投资比例也最高。目前广泛采用的是圆柱形低温储罐。储罐内筒材料选用X5CrNi18-10，外筒选用优质碳素钢Q345R压力容器用钢板。内、外筒间支撑选用玻璃钢与X5CrNi18-10钢板组合结构，以满足工作状态强度及稳定性要求。LNG储罐流程包括进、排液系统，进、排气系统，自增压系统，吹扫置换系统，仪表控制系统，紧急截断阀与气控系统，安全放空系统，抽真空系统，测满分析取样系统等。

根据该LNG加气站的建设规模，LNG储存量不大，保冷性能要求较高，因而选用高真空多层缠绕绝热储罐。根据LNG储存量，并考虑到撬装设备的运输方便性，LNG储罐选用60m³的卧式储罐。LNG储罐设液位计、差压变送器、压力变送器、温度变送器、压力表等。以实现对储罐内LNG液位、温度、压力的现场指示及远程控制。罐体顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽接口。根据系统的工作压力，并考虑并考虑经济性，确定储罐的内罐压力为1.32MPa，外罐设计压力为-0.1MPa。低温储罐主要技术参数见表5-2。

表5-2 低温储罐主要技术参数

2、LNG潜液泵

国内LNG汽车加气站的设备技术发展较晚，目前国内已建成的LNG汽车加气站投入使用的LNG低温泵均采用国外进I：I泵。LNG低温泵的流量根据汽车加气站的设计规模及加气机的流量选定，本项目LNG低温泵的设计流量为0～200L/min。对LNG低温泵进行选型，主要参数见表5-3。

表5-3 潜液泵主要技术参数

3、LNG加气机

加气机是给车载LNG气瓶加气和计量的设备，主要包括流量计和加气枪。流量计是计量设备，采用质量流量计，具有温度补偿功能。加气枪是给车载LNG气瓶加气的快装接头，本项目选用流量为60-200m³/min的加气枪，加气机主要参数见表5-4。

表5-4 LNG加气机主要技术参数

4、储罐增压器及卸车增压器

储罐增压器及卸车增压器是完成卸车和储罐增压的设备之一，选用空温式换热器，增压器借助于列管外的空气给热，使管内LNG升高温度并气化。空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。本项目选用处理量为200m³/h的卸车储罐增压器及卸车增压器1台，其主要工艺参数见表5-5。

表5-5 增压工艺器参数表

5、配气设备

1）阀门：低温阀门选择LNG专用阀门，要求阀门密封性好、操作灵活、质量可靠。与仪表连接的根阀、气动球阀、电磁阀等选择进口阀门。

阀门按压力等级选取： PN25选取进口阀门系列。

管材：主要工艺管线采用304不修钢管，采用夹套真空管保冷。所有焊口进行100%超声波及100%射线检测。LNG加气站在配管过程中考虑低温引起的热应力问题，防止水蒸汽渗透的防护措施，避免出现冷凝和结冰现象。LNG加气站选择的管材为奥氏体不绣钢，其膨胀系数较大，为了补偿鉴于温度变化引发的热膨胀和冷收缩，管路系统需合理的考虑弯管和膨胀节。

5.3.5 CNG压缩天然气工艺技术

CNG液压子站的利用特殊性质的液体，用高压泵（压力不高于25MPa）直接将液体充入CNG拖车的储气钢瓶中，将钢瓶内的压缩天然气推出，再通过站内的单线双枪加气机把高压天然气充入汽车的储气瓶内，达到给汽车加气的目的，不需采用其他增压设备。

当刚刚开始启动设备或PLC控制系统监测到液压系统压力低时，高压液压泵开始工作，向CNG钢瓶内充入高压液体介质；在液压泵出口设压力控制阀，并设压力传感器，压力控制阀设定液体出口压力控制范围20～25MPa（由用户设定）。当液压系统压力达到高限25MPa（或用户设定值）时，压力控制阀停止向高压系统供液，并通过旁通回路把高压液体回流到液体储罐中；液压泵经一定时间的延时，若系统压力仍然不降，则液压停止工作；当系统压力降至底限20MPa（或用户设定值）时，液压泵重新开始工作。

CNG加气子站设备在运行时由控制系统的CNG自动控制，系统中的所有自动控制阀门都由气动执行器负责打开和关闭，而气动执行器的动作则由PLC控制。当加满气的拖车来到子站后，停到相应的停车位置，分别连接液体高压管路、压缩空气控制管路、CNG高压管路等，打开相应的控制阀门，关闭放空阀门，检查无误后即可开启增压系统，开始给加气机供气。当系统开始工作时，第一第一个钢瓶上的进液阀门、出气阀门打开，回液阀门关闭；在高压泵的作用下，液体介质开始充入第一个钢瓶，同时高压天然气被推出钢瓶；当大约95%的天然气被推出时，自动控制系统发出指令，关闭该钢瓶的进液阀门、出气阀门，打开回液阀门，此时第一个钢瓶内的高压介质开始返回撬体内的储罐中；间隔几秒钟后把第二个钢瓶的进液阀门、出气阀门打开（此时回液阀门关闭），高压液体开始充入。当第一个钢瓶内的液体介质绝大部分返回到储罐后，（此时钢瓶内还有少量不能返回的剩余介质），自动控制系统发出指令，回液阀关闭。设备运行时，由PLC程序控制实现8个钢瓶依次顺序工作。气动执行器根据PLC控制程序适时开启和关闭各钢瓶的进出口阀门，顺序转换工作钢瓶。当前一辆拖车的天然气卸完气后，由人工调换快装接头到第二辆拖车（转接时间在3-5分钟左右），实现加气站不间断运行。

设备运行时，除更换拖车时由人工操作外，整套设备的所有动作均由设备自带的PLC程序控制，无须人工干预。

5.3.6 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，LNG卫星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。

5.3.7 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。

5.3.8 工艺主要工程量及投资估算

表5-6 LNG卫星站主要工程量及投资估算表

表5-7 加油工艺主要工程量及投资估算表

表5-8 主要LNG工程量及投资估算

表5-9 CNG工程量及投资估算

5.4 LNG冷能利用工艺技术方案

5.4.1 LNG卫星站的冷能可利用量

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8万立方米的LNG卫星站为基地向3000t冷冻冷藏库提供冷负荷，有效冷量计算结果如下表：

表5-3 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。

5.4.4 LNG冷能利用辅助设备选型

表5-6 LNG冷能利用辅助设备选型

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、加油卫星站内的所有建筑物防火等级为二级，加油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、加油卫星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、加油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、主要建筑设计

根据企业文化特点，生产功能要求及用地特点，建筑采用多层形式，平面设计重点研究解决生产工艺的功能要求，形式力求简洁大方，建筑立面形式简约现代，总体色彩淡雅中透着暖色，以灰白、棕黄色为主色调，深灰为辅色调，使其感觉具现代工业建筑审美趣味，同时亦透露出科技的气息。

（1）配套企业研发厂房建筑设计

平面成"L"字形和"Z"字形。柱网有8.4×8.4M、6.6×6.6M和7.8×8.4M，以满足空间要求。

（2）光电子厂房、配套企业标准厂房建筑设计

平面成"一"字形，柱网尺寸为开间8.4×8.4M，较大跨度的平面空间保证了车间的工艺要求。四面外墙均有大片玻璃，以尽量解决室内天然采光问题。外墙设有排气扇和通风百页，以解决室内通风问题。防尘则采用机械防除尘设备，为工人创造良好的室内工作环境。

车间内设卫生间、办公室、更衣间。

（3）实验装备及大结构厂房建筑设计

平面成"一"字形，柱网尺寸为开间12×8M，以满足桁车及大空间需要。

（4）食堂建筑设计

南区、北区各有一座，按一级食堂标准建造，可同时满足2000人就餐。

2、建筑结构及材料

（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。

3、建设内容及规模

项目工程占地面积133334平方米，总建筑面积28534.9平方米，其中配套LNG卫星站厂房占地面积6104.2平方米，建筑面积2104.2平方米；冷冻冷藏库房占地面积3000平方米，建筑面积1000平方米；配套企业标准厂房占地面积1229.6平方米，建筑面积2459.2平方米；科技交流接待中心占地面积543.2平方米，建筑面积1086.4平方米；员工宿舍楼、食堂占地面积1137.67平方米，建筑面积3413平方米；产业基地研发中心占地面积1540.03平方米，建筑面积6160.1平方米；制冷与低温科研楼占地面积1897.43平方米，建筑面积9487.15平方米；门卫室占地面积612平方米，建筑面积612平方米。具体如下表所示。

表5-7 项目主要建构筑物一览表

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）《汽车加油卫星站设计与施工规范》 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《汽车加油卫星站设计与施工规范》GB50156-2006第9.0.2条"加油站、液化天然气卫星站、加油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

该卫星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.《汽车加油卫星站设计与施工规范》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

本项目卫星站及产业基地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 LNG卫星站及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. 《汽车加油卫星站设计与施工规范》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 消防系统设计

6.1 执行的主要标准及规范

1. 《建筑设计防火规范》GB50016-2006；

2. 《汽车加油卫星站设计与施工规范》GB 50156-2002（2006版）；

3. 《建筑灭火器配置设计规范》 GB50140-2005；

4. 《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010；

5. 《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004；

6. 《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-1992。

6.2 消防系统设计概述

6.2.1工作介质和工作环境的危险性

LNG卫星站站鉴于工作介质是天然气，属甲类可燃液体，泄漏后遇明火即会发生爆炸；站内工艺设备如储油罐等属第三类压力容器；工艺管道多为GC1类压力管道；而且站址处于庆华水泥厂场区，机械设备集中，建筑物相对密集。一旦发生事故，可能会对企业的设备财产造成巨大损失。

工作介质的易燃易爆特性、设备管道的高压危险特性、站址周边环境的重要性是消防系统设计应考虑的关键因素。

6.2.2设计是消防系统安全的基础

工程设计的合理性、安全性，是消防系统安全的基础，按照规范选址，按照规范布置，按照规范设计是本工程设计的原则。

6.3 消防系统设计内容

6.3.1 总图部分

卫星站与相邻建筑物的防火间距以及站内各建、构筑物之间的防火间距均能够满足规范的要求。卫星站内按《安全标志及其使用导则》GB2894-2008的规定在室内外醒目处设置安全标志。

6.3.2 建筑部分

1、LNG储罐区

根据规范的要求, 因生产原材料为易燃、易爆的气体，其火灾危险性为甲类。在LNG储罐周围设置围堰区，以保证将储罐发生事故时对周围设施造成的危害降低到最小程度。

2、科研楼及生活办公区

本项目的建筑为多层建筑，根据《消防法》及其它有关消防的法律法规，并根据《建筑设计防火规范》要求和工程的火灾危险性定类，该项目内同一时间火灾次数按一次考虑。室外消防用水量为35L/s，火灾延续时间按3小时计，室内消防用水量为 10L/s，火灾延续时间按4小时计。

（1）设置合理的消防给水系统，室外消防设有专用消防水泵房，在项目内室外给水管网上设置一定数量的地上式室外消火栓和一定数量的消防水泵结合器。 公共活动场所均应设置室内消水栓给水系统，室内消火栓给水系统均设置一定数量水泵接合器、消火栓及屋顶水箱。

（2）建筑耐火等级分别为一、二级，基本属 2 类建筑、2 级防火。

（3）设置防火防烟分区和安全疏散

各建筑设一个防火分区，各建筑有两个竖向封闭楼梯，有利于火灾时安全疏散人群。

（4）其它消防措施。在每一建筑物内都要配备一定数量干粉灭火器。

（5）所有项目内消防设施都要通过全椒县消防部门的检查和验收，方可投入使用。

6.3.3 消防给水系统

根据国标GB50156-2002《汽车加油卫星站设计与施工规范》第9.0.2条，加油站可不设消防给水系统，但本报告考虑到在发生油品泄漏时，用于驱赶稀释或发生火灾时用于冷却降温设备，以防发生恶性火灾爆炸事故，设置2个消火栓及水泵接合器，供事故状况下水枪用水或消防车用水，水源从市政自来水管网接入，经消防水泵加压至院内接口，水压为0.3MPa；消火栓用水量为15L/S，给水管径为DN100。同时卫星站应配置灭火毯20块，沙子10m³。

6.3.4 灭火器材配置

每层楼4Kg手提式干粉灭火器8只。

每个科研区设35Kg推车式干粉灭火器1个；4Kg手提式干粉灭火器2只；灭火毯5块；沙子2m3。

站房设施配置4Kg手提式干粉灭火器2只。

6.3.5 通风部分

该卫星站的天然气在生产及使用过程中，可能产生泄漏的地方均设置通风系统，门窗均向外开，并设有百叶窗，设导除静电的接地装置，排风管采用不燃烧材料制成，明设并直接通到室外的安全处，符合规范的要求。

6.3.6 电气部分

根据《供电系统设计规范》（GB50052-2010）的规定，该项目中卫星站的用电负荷均采用三级负荷；所有建、构筑物的电力设计、电力设备的选择均符合《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92及相关规范的规定；站区电器干线采用电缆埋地敷设，穿越道路、车场时加保护套管；在爆炸危险区域范围所使用的电器及元件均符合《爆炸环境用防爆电器设备通用要求》GB3836.1-2000的规定；根据《建筑物防雷设计规范》GB50057-1994（2000年版）的规定，卫星站的变配电房、以及仪表间、LNG储液罐区防雷等级采用第二级，防雷接地电阻小于4Ω，卫星站的静电接地电阻小于4Ω，LNG潜液泵的外部金属罩与地线连接。

6.4 消防安全机构、消防管理制度和事故抢险预案

6.4.1消防安全机构

本工程在投运前，建设单位应成立专门的消防安全领导小组，企业法人或经理应兼任领导小组组长，领导小组中应有专职消防安全管理人员。

6.4.2消防管理制度

建设单位在工程投运时除应制定安全生产的各项操作、管理规章制度外，还应制定消防管理制度，内容包括消防机构人员的分工岗位责任制，消防器材的管理，人员培训，事故预案演练等。

6.4.3事故抢险预案

本工程可能发生的重大事故为容器管道、加油枪等泄露后产生的火灾爆炸事故（即化学爆炸）从而造成大量的人员伤亡。本工程在投运前建设单位应在消防部门的指导下，在设计单位的协助下，制定事故抢险预案，对可能产生的事故的要害部门可能引发事故种类制定相应的预防抢险预案。预案中对岗位的人员设置、器材管理、预防措施、抢险路径、抢险操作步骤、向消防部门报警、周围人群疏散等应作出具体明确的规定。并应在日常管理中注意演练，确保不发生事故或在事故发生时确保在第一时间把事故消灭在萌芽状态，把损失降低到最小程度。

第七章 压力容器、压力管道设计

7.1 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。

7.2 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。

7.3 压力容器、压力管道的设计原则

LNG卫星站的工作介质具有易燃易爆特性；卫星站的设计压力是公用设施中最高的压力；卫星站一般又处于人流或车流量相对密集的区域，故而压力容器、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。

7.4 压力管道设计

（1）卫星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）卫星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）卫星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。

7.5 压力容器及主要压力管道分类

表7-1 卫星站压力容器压力管道分级分类表

7.6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。

第八章 节能分析

8.1 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）。

8.2 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，项目所在的兰洋镇建设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。

8.3 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）

8.4 项目节能措施

8.4.1 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。

8.4.2 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。

8.4.3 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。

8.4.4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LNG卫星站及LNG冷能研发利用项目是可行的。

第九章 环境影响评价

9.1 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）。

9.2 项目建设和运营对环境的影响及处理措施

9.2.1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。

9.2.2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、NH3-N、SS和动植物油等，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）。

9.3 本项目污染源分析及预防措施

9.3.1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LNG卫星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。

9.3.2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

卫星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。

9.4 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。

第十章 劳动安全与工业卫生

10.1应遵循的劳动安全卫生规程和标准

1、《汽车加油卫星站设计与施工规范》GB50156-2002；

2、《建筑设计防火规范》GBJ16-87 (2001年版)；

3、《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92；

4、《压力容器安全技术监察规程》；

5、《压力管道安全管理与监察规定》；

6、《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047-93；

7、《职业性接触毒物危害程度分级》GB5044-85；

8、《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（2000年版）。

10.2 生产中能产生的职业危害以及造成危害的因素

10.2.1高压容器、管道可能产生的危害

卫星站设计压力高达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。

10.2.2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。

10.2.3触电及静电事故

加油卫星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、加油机等处产生静电，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。

10.2.4雷电事故

加油卫星站是易燃易爆场所，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。

10.3 劳动安全和工业卫生措施

10.3.1系统安全设计

系统设计要安全，加油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。

10.3.2针对易燃易爆特性制订消防预案

加油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。

10.3.3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。

10.3.4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。

10.3.5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，加油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。

10.3.6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。

第十一章 劳动定员与项目实施

11.1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13-1。

图11-1 组织机构图

11.2劳动定员

11.2.1劳动定员配置原则

（1）坚持"人才资源是第一资源"的新理念，搞好人才资源开发，积极培养和挖掘潜在人才，引进吸收紧缺人才。建立人才引进机制、竞争机制和激励机制，努力创造尊重知识、尊重人才、尊重创新、尊重科学的用人环境。

（2）管理、科研人员、行政、财务等实行一天8小时工作制，每周五天；运行班技术人、工人实行两班工作制，全年按360天计算。

（3）职能科室人员的比例，按国家规定执行。

（4）出勤率按国家规定不低于93%。

11.2.2劳动定员

根据本项目的管理体制和组织机构，各职能科室的业务分工及职责范围等设计定员为160人，人员配置如下表所示。

表11-1 劳动定员表

11.3人员培训

LNG卫星站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，故而加油卫星站不单是进油、售油、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。

11.4项目管理

11.4.1 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。

11.4.2 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。

11.4.3 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。

11.5工程实施进度计划

11.5.1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18个月。

11.5.2实施进度安排

1、2014年1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、2014年2月～2014年4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、2014年4月～2015年3月，完成主体结构、给排水、采暖、消防等工程的施工；

4、2015年3月～2015年5月，完成设备安装调试和完成人员培训；

5、2015年4月～2015年6月，项目工程交付验收开始运营。

11.6项目招标内容

11.6.1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。

11.6.2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

第十二章 投资估算与资金筹措

12.1投资估算依据及范围

12.1.1 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。

12.1.2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

12.2总投资估算

12.2.1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澄迈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LNG卫星站厂房、冷冻冷藏库房、配套企业标准厂房、接待中心、员工宿舍楼、食堂、产业基地研发楼、门卫室等。材料价格按澄迈2013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10490.41万元。

（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2406万元；

本安装工程费主要包括：LNG卫星站工艺设备、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，材料价格按澄迈2013年市场价取值。本项目安装工程费用总额估算为2008.95万元。

具体费用详见表12-1建设投资估算表。

12.2.2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2965.75万元。

12.2.3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。

12.2.4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

12.2.5建设期利息

本项目总投资20965.75万元，其中银行贷款15000.00万元。贷款期限3年，贷款利率约为6.40%，贷款资金根据工程进度投入，项目建设期利息为876.29万元。

14.2.6流动资金估算

表12-3 流动资金估算表

12.2.7项目总投资构成分析

根据测算，项目总投资额为20965.75万元。其中，建设投资13749.03万元，建设期利息876.29，流动资金为6340.43万元，铺底流动资金1902.13万元。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

12.3资金筹措方案

本项目估算总投资额为20965.75万元，其中银行贷款15000.00万元，单位自筹5965.75万元。项目建设单位运营状况良好，资金力量雄厚，能够为本项目提供资金保障。

12.3.1 资金投入使用计划

本项目总投资20965.75万元，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

第十三章 财务评价

13.1 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18个月，即从2014年1月至2015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。

13.2 财务效益估算

13.2.1营业收入与税金估算

1、营业收入

本项目建成后，主要收入来自于加注站加油加气销售收入及冷冻冷库的租赁收入。项目建设第一年生产负荷可达60%，第二年生产负荷可达80%，第三年生产负荷可达100%，预计项目正常运营卫星站供气、加气年收入可实现12478.30万元；冷冻冷藏库正常年租赁收入2700万元。项目正常年总收入为15178.30万元。

表13-1 产品销售收入估算表

注：一吨汽油约折合为1350升，一顿柴油约折合为1170升。

2、销售税金及附加

本项目销售税金及附加包括增值税、城市建设维护税和教育费附加。增值税按低税率13％计、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。正常运营年份，将上缴增值税735.35万元，销售税金及附加794.17万元。

以上详见附表1：营业收入和销售税金及附加估算表

13.2.2 总成本费用估算

1、原材料费用

本项目原材料费用主要是LNG卫星站区域管道供气所需LNG原料成本。经估算，年原料费用约为7775.61万元。

表13-2 油品成本估算表

注：一吨汽油约折合为1350升，一顿柴油约折合为1170升。

2、外购燃料及动力

项目正常运营期预计年需水量1.65万吨，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4.62万元，电费107.03万元，达产年外购燃料动力为111.65万元。

3、工资及福利费

表13-3 公司人员工资及福利估算表

4、修理费：按折旧费的10%计，为31.29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312.87万元。

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61.5万元。

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。

6、财务费用

本项目财务费用：按运营期实际产生的利息费用计算，约2880.04万元。

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64.56万元。

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64.56万元。

项目全面运营的年总成本费用估算为8958.32万元，其中固定成本1071.06万元，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7887.26万元，为原料及动力费等可变费用。经营成本8583.95万元，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5：总成本费用估算表

13.2.3 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5425.81万元。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3662.42万元。

详见附表1：销售收入、营业税金及附加和增值税估算表；

详见附表6：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=25.88%；

资本金净利润率＝年净利润/资本金=68.21%；

投资利税率＝年利税总额/项目总投资=29.67%；

税后静态投资回收期为3.86年（不含建设期）。

（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21.92%；资本金财务内部收益率为49.98%。

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6861.76万元（i=12%）。

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9：财务计划现金流量表。

13.2.4 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）：

＝1071.06/（15178.30-794.17-7887.26）

＝16.49%

安全边际率＝1－BEP＝83.51%

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83.51%，因而本项目发生亏损的可能性很小。安全性检验标准见表13-4。

表13-4 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±5％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5%，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。

13.3 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13-5：

表13-5 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。

第十四章 社会效益分析

14.1 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24个，将有效地缓解儋州市兰洋镇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2150.62万元，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1.5亿元，2012年儋州市完成生产总值（GDP）187亿元，同比增长17.1%，若保持该增幅不变，则2015年预计GDP值为295亿元，则本项目产值占儋州市GDP的11.6%。

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；有利于带动建筑、市政工程、交通运输等相关行业的产业"链式"发展；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2亿元，年收入达到1.5亿元，采用国内最先进的LNG卫星站工艺设备，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。

5、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1.6万吨，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。LNG卫星站及LNG冷能科技开发利用产业基地是兰洋镇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

14.2 项目与所在地互适性分析

本项目的选址充分考虑了未来城市的发展方向、布局形态和用地性质，分析了城市空间分布结构和特点，城市工业发展的规划和布局，同时考虑与城市规划的用地不冲突，征地的可能性以及与其他城市公用事业，如水、电、通讯、城市公共交通等的协调性，达到与城市总体规划的密切配合。项目的互适性分析见下：

1、对当地基础设施、服务容量和城市建设的影响

本项目将在企业内建设配套工程，对附近基础设施积极维护，项目的运营直接增加公共设施的服务容量，增大人流、物流，促进项目区域城市化进程的发展。项目建设是贯彻落实海南及儋州市战略规划的实际举措，对于加快扩大海南省天然气清洁能源使用具有重要意义。

2、不同利益群体对项目的态度及参与程度

项目的建设会直接或间接创造大量就业岗位，增加当地居民收入水平；提高从事该项目建设的有关材料供应商、施工方、运输行业及建设用地周围商家等的收入；促进当地经济发展，增加税收。本项目发展所带来的社会效益较为显著，对不同利益群体的影响呈利好状态。

14.3 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。

第十五章 风险分析

15.1 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

项目单位是与华南理工大学化学与化工学院强化传热与过程节能教育部重点实验室徐文东博士团队、北京京鼎工程有限公司合作，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20965.75万元人民币，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

本项目位于儋州兰洋镇，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"。

15.2 风险等级判断

综合以上风险判断相应的风险等级如表15-1所示：

表15-1 综合风险等级分类表

15.3 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。

第十六章 结论和建议

16.1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；提高滁州市全椒县光电子行业等服务设施的质量；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。

16.2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 还本付息表（单位：万元人民币）

附表5 总成本费用估算表（单位：万元人民币）

附表6 利润及利润分配表（单位：万元人民币）

附表7 项目投资现金流量表（单位：万元人民币）

附表8 项目资本金现金流量表（单位：万元人民币）

附表9 财务计划现金流量表（单位：万元人民币）

附表10 资产负债表（单位：万元人民币）