LNG加注站（带加油站）及服务区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

ＬＮＧ加注站（带加油站）及服务区项目

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

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。

单位经营范围：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，旅游项目开发，娱乐项目开发等。

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）。

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；

《汽车加油加注站设计与施工规范》ＧＢ５０１５６－２００２（２００６年版）；

《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）汽车加气站技术规范》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。

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，确保加注站安全运行，降低工程造价；

４、工艺仪表适当选用自动化程度较高的仪表，辅以就地检测、指示、记录；

５、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；

６、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　报告研究内容

本报告的宗旨是分析、论证该项目实施的可行性，具体内容包括项目建设的背景和必要性、气源及市场分析、选址区域自然地理概况、站址及总图运输、建设规模与工艺流程、公用工程、消防系统设计、自控和仪表、压力容器和压力管道设计、劳动安全与工业卫生、环境保护、节能与资源综合利用，组织机构设置与劳动定员、项目管理、招标和实施进度安排、投资估算及资金筹措、财务评价、社会效益分析等内容。

１．４　建设地点

本项目建设地点位于儋州市那大镇迎宾大道往西６公里处：即铁路桥往西联方向５００米右侧，项目总用地面积３０．１２亩（约２００８０．１０平方米）。

１．５　建设内容及规模

１．５．１建设内容

项目总用地面积为３０．１２亩（约２００８０．１０㎡）。具体的建设内容包括：

１、总建筑面积１３８９０．６１㎡，其中：加油加气站房面积５５６．６９㎡，加油、ＬＮＧ加气、ＣＮＧ加气罩棚面积１９９５．００㎡，汽油、柴油罐区面积３２９．６４㎡，液压机基础面积７５８．１６㎡；冷冻冷藏库房面积４５００．００㎡，制冷与低温科研楼面积３１８７．４５㎡；生活服务区面积１５２７．３１㎡，休憩补给区面积１０３６．３６㎡。

２、购置相关的加油加气设备，主要包括双枪加气机４台、储气瓶２个（６０

ｍ³ＬＮＧ储气罐１个、６０ｍ³ＣＮＧ储气罐１个，共计总容积１２０　ｍ³）、双油品双枪机４台、储油罐４个（３０ｍ³汽油罐２个、３０ｍ³柴油罐２个，共计总容积１２０

ｍ³），并配套相关的消防、阻隔防爆装置。

３、道路及地面硬化面积为５１６０㎡，ＬＮＧ　冷能开发利用基地用地面积６９００．００㎡。

表１－１　主要建构筑物一览表

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１．５．２建设规模

新建加油加气站具备加汽油、柴油以及天然气的能力。项目建成后，可为过往车辆提供汽油、柴油等成品油加油服务，为出租车、公交车提供提供加气服务，平均日供成品油１．８×１０４Ｌ，日供气量２．２×１０４Ｎｍ³。

１．５．３主要工程量及主要技术经济指标

本项目总图技术经济指标详见下表：

表１－２　主要工程量一览表

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表１－３　主要技术指标表

表１－４　主要经济指标表

表１－５　主要经济指标表

１．６　投资估算和资金来源

本项目总投资６７０６．５１万元，其中：建设投资６０７４．６８万元，流动资金２１０６．１０万元，铺底流动资金６３１．８３。资金来源为建设单位自筹。

１．７　财务评价结论

经计算，本项目各项财务评价指标较好。

年平均营业收入１２１４８．５３万元，年平均总成本费用为８６５９．９３万元，年平均利润总额２８３２．５８万元，年平均上缴所得税为７０８．１４万元，年平均净利润为２１２４．４３万元。全部投资财务内部收益率分别为６８．５７％（所得税前）和４７．４７％（所得税后），全部投资投资回收期（ｐｔ）为税前３．０６年（含建设期年），税后３．５７年（含建设期）。

生存能力分析显示本项目不会依赖短期融资来维持运营，财务生存能力尚可。敏感性分析和不确定性分析，都显示本项目有一定的抗风险能力，综合来看，本项目经济可行。

１．８　研究结论

该工程项目建设完全符合国家的有关政策和法规，符合海南省的环保、土地使用等方面的法规，符合相关标准和规范。伴随社会经济的发展及儋州市周边地区的发展壮大，本项目具有广阔的前景。加油加气站工艺方案合理，运行可靠，投资低，污染少，具有良好的企业经济效益和社会效益，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。

第二章　项目建设背景及必要性

２．１　项目建设背景

免征新能源汽车车辆购置税

国务院总理李克强在２０１４年７月９日主持召开国务院常务会议，决定免征新能源汽车车辆购置税，围绕推进简政放权，通过相关法律修正案草案和行政法规修改决定。会议强调，发展新能源汽车是我国交通能源战略转型、推进生态文明建设的重要举措。支持新能源汽车这一战略性新兴产业发展，对于实施创新驱动，促进节能减排和污染防治，拉动国内市场需求、培育新的增长点，实现产业发展和环境保护＂双赢＂，具有重要意义。

会议决定，自２０１４年９月１日至２０１７年底，对获得许可在中国境内销售（包括进口）的纯电动以及符合条件的插电式（含增程式）混合动力、燃料电池三类新能源汽车，免征车辆购置税。有关部门要抓紧制定公布车型目录。让更多人选择绿色出行，为可持续发展增添能量。

政府机关及公共机构公务车＂新能源化＂

为了贯彻落实《国务院关于加快发展节能环保产业的意见》（国发〔２０１３〕３０号）和《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》（国发〔２０１３〕３７号），推进政府机关及公共机构购买新能源汽车工作，国家机关事务管理局、财政部、科技部、工业和信息化部、国家发展改革委于２０１４年７月１３日联合公布了《政府机关及公共机构购买新能源汽车实施方案》，明确了政府机关和公共机构公务用车＂新能源化＂的时间表和路线图：

总体目标——２０１４年至２０１６年，中央国家机关以及纳入财政部、科技部、工业和信息化部、发展改革委备案范围的新能源汽车推广应用城市的政府机关及公共机构购买的新能源汽车占当年配备更新总量的比例不低于３０％，以后逐年提高。除上述政府机关及公共机构外，各省（区、市）其他政府机关及公共机构，２０１４年购买的新能源汽车占当年配备更新总量的比例不低于１０％（其中京津冀、长三角、珠三角细微颗粒物治理任务较重区域的政府机关及公共机构购买比例不低于１５％）；２０１５年不低于２０％；２０１６年不低于３０％，以后逐年提高。

实施范围——本方案所称政府机关及公共机构包括：全部或部分使用财政资金的国家机关、事业单位和团体组织。政府机关中以中央国家机关、省级政府机关为重点；其他公共机构中以教育、科技、文化、卫生、体育等系统为重点。政府机关及公共机构购买机动车辆应当优先选用新能源汽车，其中，用于机要通信、相对固定路线执法执勤、通勤等车辆配备更新时应当使用新能源汽车。鼓励在环卫、邮政、旅游、公交等更多领域和更广泛用途购买使用新能源汽车。

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

２．２．１建设ＬＮＧ加注站是治理大气污染改善环境质量的需要

经实际测量，一般工业城市大气污染有６０％　来自于机动车尾气排放。现今以汽油、柴油作动力燃料的汽车，所排放的有害气体及固体颗粒，不单直接影响人体健康，而且会加剧温室效应，促成＂光雾＂形成，甚至破坏臭氧层，对人类整体的生存条件造成严重威胁。城市汽车采用清洁无污染燃料，一直是我国以及世界其他国家努力的方向和目标。

被称为＂绿色汽车＂的ＬＮＧ汽车在环保方面具有显著效益。用天然气作为动力与使用汽油作为动力相比较，汽车尾气中一氧化碳可减少９７％，碳氢化合物减少７２％，二氧化硫减少９０％，噪音减少４０％，导致人体呼吸道疾病及癌症的苯、铅粉尘等减少１００％。

２．２．２　建设ＬＮＧ加注站、发展ＬＮＧ能源产业符合国家产业政策

发展ＬＮＧ产业的经济效益显著。伴随ＬＮＧ汽车和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。

２．２．３项目建设是调整能源结构，提高出租车、公交车行业经济效益的有效举措

我国是一个石油资源相对贫乏的国家，但我国的天然气资源相对比较丰富，据全国油气资源评价，我国气层资源蕴藏量为３８万亿立方米，已探明的地质储量为１．５２万亿立方米，我国西气东输工程的全线贯通，为海南推广使用ＬＮＧ汽车提供了资源条件。今年以来成品油价格暴涨，对出租车行业冲击最大，根据调查统计，海南省运营的出租车，使用天然气较汽油每天可节省４０元左右，公交车辆每天可节省９０元左右，受利益的驱动，有些出租车在夜晚宁可排队三小时也要加气，据此计算，海南省的２８００辆出租车每天节省运营成本１１．２万元，公交车１５００辆，每天节省１３．５万元，出租车和公交车每天节省２４．７万元，全年节省９０１５．５万元。故而发展ＬＮＧ汽车是调整能源结构，提高共交车、出租车经济效益的需要。

２．２．４项目建设有利于儋州市政府机关和公共机构公务车＂新能源化＂目标的实现

继２０１４年７月９日国务院常务会议决定免征新能源车购置税之后，７月１３日国家机关事务管理局、财政部、科技部、工业和信息化部、国家发展改革委五部委联合公布了《政府机关及公共机构购买新能源汽车实施方案》（以下简称《方案》），明确规定至２０１６年，中央国家机关以及纳入新能源汽车推广应用城市的政府机关和公共机构，购买的新能源汽车占当年　配　备　更　新　总　量　的　比　例　不　低　于３０％，以后逐年提高。项目２０１５年建成投产时，年供气量可以达到８０３×１０４Ｎｍ³，在为当地出租车、公交车供应清洁气源的同时，可为儋州市政府机关和公共机构公务车＂新能源化＂推广目标的实现提供可靠保障！

２．２．５项目示范效应

ＬＮＧ加注站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加注站，全面发展清洁汽车、推广公务车＂新能源化＂创出一条健康之路，为全面治理机动车辆的排放污染，打造海南国际旅游岛绿色宝岛作出贡献。

第三章　气源及市场分析

３．１　气源

３．１．１　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。

３．１．２　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

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表３－２　液态甲烷产品组分表

３．２　国内外ＬＮＧ技术应用情况

３．２．１　ＬＮＧ汽车特点

液化天然气是理想的汽车燃料，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。与燃油汽车相比，ＬＮＧ汽车具有以下几大优势：

（１）有害废气排放少，有利于保护环境。燃油汽车尾气中含有较高的污染物，是城市污染的主要来源之一。使用天然气为汽车燃料与汽油相比，ＣＯ可减少９７％，ＣＯ２可减少９０％，ＮＯＸ可降低３９％，ＳＯ２可减少９０％，碳氢化合物可减少７２％，噪音可降低４０％。因而天然气汽车是减少城市环境污染的理想交通工具，属国家鼓励发展的高新节能环保项目。

（２）天然气燃料大幅度降低了汽车的运行费用，节约汽车所有者的使用成本。根据路试数据，１Ｎｍ３天然气约相当于０．８４ｋｇ（１．１３Ｌ）汽油。并且目前１Ｎｍ３天然气比１Ｌ汽油售价要低许多，可见，改用天然气后汽车燃料费可降低许多，大幅度降低了汽车运行成本。

（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，故而天然气作为汽车燃料不需要添加剂。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，大修间隔里程延长２～２．５万公里，年降低维修费用５０％以上。

（４）天然气燃料比汽油燃烧更安全。天然气燃点为６５０℃，爆炸极限为４．６％～１４．５７％，汽油燃点为４２７℃，爆炸极限为１％～７．６％，天然气比汽油高出２～４倍；天然气比空气轻（常压下比重０．５８），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。

ＬＮＧ汽车不足主要表现在以下几个方面：

（１）受车载容器不宜过大的制约，一次充装行驶里程短。出租车一般在１２０公里左右，公交大巴车一般在２００公里左右，重型载货车在４００公里左右。

（２）一般燃油汽车改装为ＬＮＧ汽车后，车辆的动力性能和车速会降低，故要求改装后发动机功率不低于原车的８５％，发动机最大扭矩不低于原车的９０％，汽车最高车速不低于原车的９０％。

（３）ＬＮＧ加注站的建设受供气管网的制约大。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　ＬＮＧ汽车发展现状

１、国外ＬＮＧ汽车发展现状

目前国际汽车市场保有量约８亿辆，并以每年３０００万辆的速度递增，其中天然气汽车保有量已超过６００万辆，主要分布在富气贫油的意大利、新西兰、美国等国家。

据美国能源部作出的长期估计：２０５０年全球的汽车保有量将增长到３５亿辆，其中发展中国家增长１５倍。世界有代表性的国家都制定了天然气汽车市场的发展规划。美国的目标是，到２０１５年，公共汽车领域有７％的汽车使用天然气，５０％的出租车和班车改为专用天然气的汽车；同年德国天然气汽车数量将达到１０万至４０万辆；俄罗斯计划将燃气汽车发展到２００万辆；阿根廷是一个缺油国，政府已颁布法令，执行在汽车中使用天然气替代汽油计划，以减少进口石油的外汇支出。

从世界范围看，国际燃气汽车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。按２０１０年１０亿辆的５％计算就是５０００万辆，按２０５０年３５亿的５％计算就是１．７５亿辆，可见即便燃气汽车的数量只占汽车总数量的５％，这个市场也是非常庞大的。

２、国内ＬＮＧ汽车发展现状

早在上世纪６０年代，我国就使用了天然气汽车，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汽车的试点，并取得成功。９０年代四川省开始大规模建设ＬＮＧ加注站。２１世纪初海南省也开始建设ＬＮＧ加注站，目前海南省拥有ＬＮＧ加注站３０多座，拥有天然气汽车约１０００余辆。全国各地的天然气汽车约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工艺设备和国家标准已逐步完善。ＬＮＧ技术广泛采用了《汽车加油加注站设计与施工规范》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汽车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　海南省机动车现状及加注站现状

３．３．１　机动车现状及燃料结构

根据调查资料显示，海南主要在公交车和出租车中使用ＬＮＧ，海口和三亚共有ＬＮＧ公交车８００多辆。另外，海南还有数量众多的ＣＮＧ汽车，其中出租车４３００多辆、社会双燃料车４７８０辆、公交车８３０辆。然而目前海南全省仅有ＬＮＧ和ＣＮＧ加气站共计３８座，根本无法满足加气需求。因而，为了加快ＬＮＧ汽车推广步伐，海南必须建造更多的加气站。天然气汽车在环保和经济方面相对于燃油车辆具有明显的优势，而且伴随国家费改税政策的出台，天然气汽车在经济方面的优势必将进一步增强。鉴于项目所在地儋州市那大镇茶山村委会西田村对面。根据相邻有关城市燃气汽车的用气情况和天然气汽车的发展趋势，规划近期建设ＬＮＧ汽车加注站１座，加气能力为１．２×１０４Ｎｍ３／天，年耗气约４３８×１０４Ｎｍ３；远期ＬＮＧ加注站增加１座，加气能力为１．０×１０４Ｎｍ３／天，则加气能力总计为２．２×１０４Ｎｍ３／天，年耗气约８０３×１０４Ｎｍ３。

３．３．２　项目所在地加注站现状

现阶段那大镇无ＬＮＧ汽车加注站，本工程建成后将成为该地第一座ＬＮＧ汽车加注站，具有广阔市场空间，市场前景十分诱人。

３．４　儋州市车用ＬＮＧ市场容量预测

近年来，儋州市经济发展十分迅速，带动了机动车数量的猛增，据统计，截止２０１４年６月，儋州市目前拥有机动车１３．４８万辆，根据儋州市近年ＧＤＰ增长率、人口自然增长率及道路改善等情况，预计汽车总量年均增长率为１０％。可见，５～１０年内儋州市车用燃气市场预期规模相当庞大，这还未考虑城乡众多的便民小客运和燃气车普及率高于５０％的情况，因而这是一个潜力十分巨大的市场，本项目建成后市场有充分保证。

近年来，海南省儋州市着力改善公交网络，在２０１４年的海南省＂两会＂上，省人大代表、儋州市委书记张琦向有关媒体记者透露，争取两年内全市所有乡镇全部通公交车，５年内所有行政村通公交车，改善农村出行条件。并在全省率先推行客流、物流、公路养护一体化。在２０１４年春节前，儋州市海头镇已被选定为该市全市开通农村公交车试点镇，在全镇开通６条公交班线，投放１８辆公交车运营，设置候车站点４６个，遍及全镇１４个行政村，运行里程７８．６公里。第二个试点镇将施行的是兰洋镇，并由镇区辐射到该镇民族边远村庄。

目前，儋州市那大城区目前共发展有３家公共汽车经营公司，即儋州市公共汽车服务公司、海汽城乡客运公交有限公司、文旅公交巴士服务有限公司；开通１４条公交线路，共投入公交车１１７辆。但按照我国相关规定，面积为３０平方公里，１００万人口的城市需要４００辆公交车才能够满足市民出行需求。据儋州市交通部门调查显示，目前，该市公交车保有量不到４辆／万人，承载运量仅达到５０００人／次，由此可以看出儋州市的公交车辆距离国家相关规定的数量还有明显差距。这都为未来儋州的车用ＬＮＧ市场的扩大提供了广阔的发展空间！

３．５　ＬＮＧ用户需求分析

３．５．１　车用燃料价格分析

油价

国内能源机构认为，此次下调油价主要用于缓和当前强烈的通胀预期，但对国内油品批发市场的价格走势影响甚微，若后期国际原油价格继续走高，也不排除主营单位再度联手推高油价。

气价

国家发改委改进了天然气价格管理办法，取消价格＂双轨制＂，为理顺车用天然气与成品油之间的价比关系，要求各地原则上按照天然气与９０号汽车最高零售价格不低于０．７５：１的比价关系，理顺车用天然气价格，保持车用气的合理价格，对于合理有效配置天然气资源，保证天然气供应，十分必要且紧迫。

３．５．２　海南车用天然气价格状况

１、根据海南省物价局表示，为有效遏制省内燃气车辆的盲目发展，引导有限的车用气资源保障出租车、公交车用气需求，缓解＂加气难＂问题，将车用压缩天然气与９０号汽油比价关系从０．７５：１调整为０．８０：１。根据目前海南市场９０号汽油最高零售价格情况，将省内车用ＬＮＧ销售价格调整为４．６８元／立方米。

在调整车用压缩天然气价格的同时，海南实行差别价格政策并采取临时补贴措施对出租车、城市公交车用气价格进行调控，继续对出租车、城市公交车用气实行差别价格政策。

３．５．３　ＬＮＧ汽车用户需求分析

机动车辆是否适合使用ＬＮＧ作燃料，主要取决于国家政策、车辆的行驶范围、行驶里程、车辆改装的费用（或ＬＮＧ汽车的价格）以及ＬＮＧ加注站的数量和布局等因素。目前的ＬＮＧ汽车主要是经过改装的双燃料汽车，需要一定的改装费。出租车、公交车和城乡间短途客运车主要在县城周围往复运行，每日行驶里程多、时间长，改装费用回收周期相对较短，是最适合使用ＬＮＧ的车型。

在ＬＮＧ汽车发展起步阶段，主要考虑出租车和公交车。其中汽油车采用改装和更新的方式，柴油车主要采用旧车淘汰时更新的方式改为ＬＮＧ汽车。本项目以出租车和公交车为主，在此基础上，未来可以考虑公务、商务及私家车改装。

目前市场上的ＬＮＧ汽车大部分为改装的燃油、燃气双燃料汽车，也有部分厂家直接生产的双燃料汽车和ＬＮＧ单燃料汽车。ＬＮＧ改装双燃料汽车是对已定型的汽车进行改装，保留原车供油系统不变，增加一套用作压缩天然气储备、供给和控制的＂车用燃气装置＂。改装费用因车而异，公交车约１２０００元／辆，出租车约６０００元／辆。故ＬＮＧ燃料对车主有较大吸引力，车辆改装天然气市场广阔，前景一片光明

公务、商务及私家车受国家政策限制，近期大面积改装成燃气等新能源汽车的条件还不成熟。但２０１４年开始国家已加快对新能源汽车推广的力度：７月９日国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，正式公布了对新能源车免征购置税的政策，９月起开始启征，实施３年。２０１４年７月１３日国家机关事务管理局、财政部、科技部、工业和信息化部、国家发展改革委五部委联合公布了《政府机关及公共机构购买新能源汽车实施方案》，明确了政府机关和公共机构公务用车＂新能源化＂的时间表和路线图（２０１４年至２０１６年，中央国家机关以及纳入财政部、科技部、工业和信息化部、发展改革委备案范围的新能源汽车推广应用城市的政府机关及公共机构购买的新能源汽车占当年配备更新总量的比例不低于３０％，以后逐年提高。除上述政府机关及公共机构外，各省＜区、市＞其他政府机关及公共机构，２０１４年购买的新能源汽车占当年配备更新总量的比例不低于１０％＜其中京津冀、长三角、珠三角细微颗粒物治理任务较重区域的政府机关及公共机构购买比例不低于１５％＞；２０１５年不低于２０％；２０１６年不低于３０％，以后逐年提高。）

免征新能源汽车购置税的政策出台后，包括特斯拉Ｍｏｄｅｌ　Ｓ、宝马ｉ３（含增程式）、通用沃蓝达等车型都将受益。同时，丰田刚刚推出的燃料电池车ＦＣＶ也将获得购置税免征待遇。而国内车企也能享受到免税的利好。比亚迪Ｅ６、江淮和悦ｉＥＶ、北汽Ｅ１５０、上汽荣威Ｅ５０等车型也将能以更加优惠的价格面向消费者。据公开数据显示，２０１３年中国新能源汽车的产销量分别为１７５５３辆和１７６４２辆，其中纯电动汽车产销量分别为１４２４３辆和１４６０４辆，几近前者的八成。同时中国的纯电动汽车领域几乎被自主品牌车型霸占，如比亚迪ｅ６、江淮和悦ｉＥＶ、北汽Ｅ１５０ＥＶ和荣威Ｅ５０等，购置税减免政策对自主品牌来说是最大利好。根据中汽协公布的数据，上半年我国新能源汽车生产２０６９２辆，销售２０４７７辆，同比分别增长２．３倍和２．２倍，产销量已超过上年全年数量。加上政府机关和公共机构公务用车＂新能源化＂的时间表安排，未来新能源汽车市场约有３００亿的市值。巨大的新能源汽车市场必须要有充足的新能源供应，这为ＬＮＧ项目建设推广提供了广阔的市场需求。

３．５．４　ＬＮＧ用户价格承受能力分析

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７．８０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那大镇的需求。

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７．８０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

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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。

由上表可以看出：相对于柴油，公交车使用ＬＮＧ做燃料，用户具有较强的承受能力。

３．６　国内成品油市场分析

３．６．１　成品油销售情况

２０１３年，我国成品油表观消费量３．２７亿吨，比上一年增长４．５％，这一增速远低于＂十一五＂期间年均增速７．９％，也低于２０１１年的６．３％，仅与国际金融危机期间的２００９年增速相当。

汽油、煤油成为增量主要来源，柴油增速大幅下降。２０１３年，我国汽油消费量８５２３万吨，比上一年增长１０．２％；煤油消费量２００７万吨，比上一年增长９．７％；柴油消费量１６９４７万吨，比上一年增长２．０％。

２０１３年，我国原油加工量５．３８亿吨，比上一年增长３．７％，生产成品油２．８２亿吨，比上一年增长５．５％。其中，汽油产量８９７６万吨，增长１０．３％；煤油产量２１３２万吨，增长１３．７％；柴油产量１７０６４万吨，增长２．３％。

国际贸易方面，２０１３年，我国成品油进口７８９万吨，比上一年下降１９．８％；出口１６９３万吨，比上一年下降４．４％；汽油、柴油出口都大幅下降，仅煤油有所增长。国内外需求不旺是油品进出口下降的重要因素。

３．６．２　市场需求

２０１３年，我国成品油需求主要动力来自于汽油刚性需求。我国乘用车销量在２００８年进入起飞期，２００９年销量在政策刺激下达到４７％的增速，２０１０年增速３５％，２０１１年回落至９％，２０１２年销量为１９３１万辆，增速４．３％。

２０１３年底，我国汽车保有量达到１．１亿辆，比上一年增长１６％。其中，汽油车保有量超过９０００万辆，增长１８％。汽车用油占汽油消费总量的８５％。近两年来，摩托车受汽车和电动自行车的双面夹击，销量已从２００９年高峰开始下降，２０１３年国内销量为１５１８万辆，比上一年下降４．７％。摩托车用油占汽油消费的比例越来越低。

汽油表观消费增长的另一个来源是隐性资源的减少。２０１２年，主营单位加大油品质量监督力度，收紧外采，社会调和油等隐性资源因销售渠道受限，有一定减少；从价格上来说，２０１２年二季度以来，进口混合芳烃价格与国内汽油市场价格持续倒挂，混合芳烃进口大幅减少，华南调和汽油市场持续低迷，汽油表观消费量增速提升。

商用车销量负增长、工业生产下滑进一步拉低车用柴油需求增幅。宏观经济的回落是柴油消费低迷的主要原因。从维度上看经济回落使商用车需求受到抑制，２０１３年商用车销量为６６８万辆，比上一年下降３．６％；另从维度上看工业生产下滑使货运需求下降，用车强度降低，柴油车出行减少。

航空客运繁荣，货运变化导致航空煤油消费起伏，动力煤油进口减少使得煤油表观需求放缓。航空煤油需求近年来保持较高增速，２０１３年航空客运周转量５３１０亿人公里，比上一年增长１０．４％，占航空总周转量的３／４；而航空货运周转量为１６２亿吨公里，比上一年下降６．８％。航空货运受国内外经济波动的影响较大，在美国经济复苏乏力、欧债危机尚未结束的情况下，航空货运这种高端运输需求受到明显影响。

动力煤油需求在过去两年中暴涨，造成煤油表观消费异常，但伴随我国海关部门加大对进口货物的检查力度，防止煤油变相逃脱税收后，动力煤油进口大幅回落。

３．６．３国内成品油市场预测

１、成品油市场的影响因素

一是成品油定价机制变化。目前，成品油定价机制以布伦特、迪拜和辛塔三地原油价格为基准，以加权平均价格连续２２个工作日变动幅度超过４％为依据。

该制度实施以来，国内油价总体与国际石油价格变化趋势一致，但在调节时间、调价幅度上与完全市场化有一定差距。这种差距造成社会经销商利用价格预期囤油抛售，加大了市场波动，给市场正常运行造成一定冲击，特别是在市场偏紧而又处于涨价预期时，加剧了市场紧张程度。

近两年来，市场存在呼吁调价更加及时的声音，政府在完善市场经济体制方面需要进一步推进成品油价格更加市场化。预计，成品油定价机制的调整步伐有所加快，若２０１３年得以实现，将引起油品市场短期供需变化。

二是消费税征收政策的调整对隐性资源影响的不确定性。国家税务总局先后发布《关于催化料、焦化料征收消费税的公告》和《关于消费税有关政策问题的公告》，前者规定从２０１２年１１月１日起对催化料和焦化料按燃料油标准征收消费税，后者内容包括：自２０１３年１月１日起对符合汽油、柴油、石脑油、溶剂油、航空煤油、润滑油和燃料油征收规定的产品，按相应规定征收消费税；其他产品，在与国家标准或行业标准名称、质量标准一致，且按有关产品检验证明在主管税务机关进行备案的，不征收消费税，否则，视同石脑油征收消费税；规定沥青产品的出厂必须符合国家质量标准且在主管税务机关有相关产品质量检验证明备案，否则都需按燃料油征收消费税；明确了工业生产企业之外的石油贸易商将其外购的未缴纳消费税产品以消费税应税产品对外销售的，或者将外购低消费税率产品以高税率应税产品对外销售的，都需按规定销售产品类别缴纳消费税。

消费税政策调整对２０１３年地炼生产与调和油有一定抑制作用，以燃料油为主要原料的地方炼厂利润将减少１００元／吨；以炼厂液化气为原料通过芳构化生产汽油组分的企业将面临亏损压力。

另外，在一些央企收购地方炼厂加工原油比例不断提高等因素的影响下，山东部分地炼原油加工量可能有所提升，从而使市场竞争更加激烈。整体而言，２０１３年，我国成品油市场供需变化波澜不惊，不会大起大落，但行业内部的调整将在市场经营主体竞争结构、价格波动频次上有所变化。

２、市场需求预测

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。国际经济方面，全球经济缓慢修复，增长乏力。发达经济体财政迈入减赤周期，财政支出能力受限，而且货币政策效力大不如以往，增长迟缓；新兴经济体货币贬值，弱势复苏。同时，三大风险可能成为经济反弹的阻力，一是欧债危机间歇性发作打击全球投资者信心，进而影响实体经济复苏；二是美国经济陷入停滞，大幅财政收缩和外部环境恶化打击私人部门增长动能；三是新兴国家资本大幅流出，经济增长减速。预计，２０１３年，世界经济增速与２０１２年基本相当。

国内经济方面，２０１３年，我国经济进入Ｕ形底部区间，经济增速在８％左右，较２０１２年略有回升。但回升并不意味着中国经济在２０１３年重新进入上升周期，而仅仅是底部的技术反弹。

２０１３年，我国经济下探到Ｕ形底部的左侧，未来一段时间，经济进入缓慢筑底过程。鉴于２０１３年我国经济出口和房地产两个增长引擎尚未调整完毕，制度变革红利尚未充分释放，经济将继续处于潜在增长水平以下，能以多快的速度重拾升势要取决于我国经济调结构、促转变的制度变革进展。

第二，汽车拉动力量有所改善。从长期发展趋势来看，２０１３年，我国乘用车市场仍将处于起飞期，潜在增速仍然高于ＧＤＰ增速，预计为１３％～１４％，全年乘用车销量达到１４８０万辆。货车方面，预计２０１３年我国ＧＤＰ增速比２０１２年提高０．２个百分点，经济企稳有利于过去两年被压抑的市场载货车需求释放。自２０００年以后，我国货车销量很少出现连续两年增速下降的情况，但近两年降幅均接近１０％。客车方面，城市化的继续推进将增加公检法、邮政、医疗等单位的专用车需求，校车仍是大中型客车需求增长动力之一，居民收入持续增长将加快居民出行频率，促进客运量增长，从而增加对大中型客车的需求。综上分析，２０１３年，我国商用车销量将改变两年来的连续下降趋势，预计可达６４０万辆销量，比上一年增长６％。

最终，其他行业增速乏力。农业用油近年来鉴于主要作物耕种收割机械化程度普遍提高，增长潜力不大；水运受到燃料油冲击；铁路则在电气化率的不断提高下，用油量开始下降。２０１１年以来，天然气进入工业企业领域，更加使柴油需求的增长动力减弱。

综上预计，２０１３年，我国成品油需求量为２．９３亿吨，比上一年增长６％，其中汽油需求９３５０万吨，煤油２０６０万吨，柴油１７８３０万吨。

３．７　中国ＬＮＧ冷能利用发展分析

伴随我国对能源需求量的快速增长，截至２０ｌ０年我国的ＬＮＧ进口量已达

１．６４９×１０１０ｍ³／ａ。ＬＮＧ在终端使用时，必需将ＬＮＧ气化，其过程约放出８６０～８３０　ｋＪ／ｋｇ冷能；即，我国在进口ＬＮＧ的同时携带着巨额冷能，如对此冷能加以利用将是另一笔宝贵的财富。目前世界范围内，在１１个国家和地区建有３８个ＬＮＧ接收站，其中日本有２３个。日本在回收ＬＮＧ冷量方面的工作及技术世界领先。我国的ＬＮＧ冷能回收目前正处在起步阶段，如何利用ＬＮＧ冷能问题越来越受重视。现有的ＬＮＧ冷能回收主要方法有：冷能发电、空气分离、液化二氧化碳、冷冻仓库、车载空调制冷等。

ＬＮＧ冷能利用示意图

３．７．１　ＬＮＧ概述及其冷能技术的应用分析

１、ＬＮＧ冷能概述

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。

３．７．２　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。

第四章　站址选择及总图运输

４．１　站址选择的原则

４．１．１　一般要求

本加注站合建站站址选择的原则，应符合当地政府总体规划、消防安全和环境保护的要求，并宜靠近气源，且应具有适宜的交通、供电、给排水、通信及工程地质条件。

４．１．２　站址选择安全要求

（１）站址选择应符合《建筑设计防火规范》、《汽车加油加气站设计与施工规范》等防火安全要求；

（２）避开重要建筑物和人流密集区；

（３）远离明火场所。

４．２　本站站址选择

本工程选址位于海南儋州市那大镇迎宾大道往西６公里处：即铁路桥往西联方向５００米右侧。该址地势平坦宽广，扼守交通要道，是个四通八达的枢纽之地，车流量大，配套设施齐全，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。

项目选址地理位置优越，交通便利，基础设施完善。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，用地方案符合国家相关规定。

４．３项目所在地概况

４．３．１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。＂

根据２０１３年儋州市经济和社会发展统计公报显示，２０１３年，儋州市实现生产总值（ＧＤＰ）１９５．２３亿元，按可比价计算，比上年增长９．４％。其中：第一产业增加值为９７．７９亿元，比上年增长６．５％；第二产业增加值为２８．４０亿元，比上年增长１２．３％，其中：工业增加值１４．６３亿元，比上年增长１０．９％，建筑业增加值１３．７７亿元，比上年增长１３．８％；第三产业增加值为６９．０４亿元，比上年增长１２．４％。按常住人口计算，全市人均生产总值达到２０４００元（按２０１３年年均汇率折算为３２９４美元），增长８．３％。第一、二、三产业增加值占地区生产总值的比重为５０．１∶１４．５∶３５．４。

地方公共财政预算收入１１．５６亿元，比上年增长２７．４％。财政支出结构继续优化，各项民生保障力度进一步加大。全年地方公共财政支出４５．５８亿元，比上年增长２．０％。用于民生方面的支出３５．６８亿元，占财政支出的７８．３％。

年末金融机构本外币存款余额２０７．３４亿元，比上年末增长１５．９％，其中，城乡居民储蓄存款余额１１６．９２亿元，比上年末增长１２．４％。年末金融机构本外币贷款余额８８．２１亿元，比上年末增长３０．４％。

４．３．２自然条件

儋州市处于东亚大陆季风气候的南缘，属热带湿润季风气候，夏无酷暑，冬无严寒，阳光充足，雨量充沛。常年平均气温为２３．５℃，最热月７月份的平均温度为２７．８℃，极端最高气温３３℃，最冷月１月份的平均气温为１７．５℃，　极端最低气温３．２℃。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～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。

４．３．３外部配套条件

本项目所处地理位置交通便利，区位优越，基础设施配套齐全。项目用地周围已达到＂五通一平＂，即道路、给水、电力、通讯、网络、和土地平整。

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。

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，儋州市那大镇有１１０ＫＶ变电所３座，项目区域周边用电由城市１０ＫＶ高压公网电缆供电，周边设有１０ＭＶＡ的电源开闭所。

供水：那大镇水资源丰富，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。

交通运输：那大镇位于儋州市西南部，东北距海口市１３７公里，西南距三亚市２８８公里（高速路）。现为市委、市政府所在地。是儋州市的政治、经济、文化中心，是岛西重镇，交通枢纽。儋州市拥有洋浦港、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。

４．４　总图布置

４．４．１总体布置原则

（１）严格遵守国家法律、法规，贯彻国家建设方针和建设程序。

（２）根据城市规划、交通及自然地形特点，合理确定站场的布局。

（３）根据该地区的主导风向、最大风频、最小风频，合理确定站场的平面布置。

（４）根据厂、站布局合理确定工艺管道的走向和位置。

４．４．２站内分区

根据本站的功能，可分为标准加油加气区、站区辅助区及冷能开发基地：

标准站加油加气区布置有站房和售气机，储气区布置有ＬＮＧ储罐、装置区布置有ＬＮＧ低温潜液泵、加气机、增压器、加热器、冷冻干燥机、站房和售油机、储油罐、直流加油泵、机带泵、自封加油枪、液位仪、胶管等。营业办公区建设有休憩咖啡厅、便利店等。冷能开发基地为项目后续建设，目前不涉及开发利用。

４．４．３站区道路

标准站区的道路布置考虑到加油枪工作时车辆进出畅通无阻，对外道路采用双车道，车道宽度为６米。加油加注站的车辆入口和出口分开布置。站内的道路转弯半径按行驶车型确定，且不宜小于９ｍ；道路坡度不应大于６％，且宜坡向站外；在汽车槽车卸车停车位处，宜按平坡设计。

４．４．４站区围墙

１、对站外相邻建筑物设置高度为２．２米的非燃烧实体围墙，防止站内成品油泄漏时扩散到站外或站外火源飞入站内，面向道路的一侧开敞布置。

２、站区内设备与站房之间设置高度为２米的非燃烧实体围墙，确保在事故状况下能互相隔离。

４．４．５加油加气区罩棚

加油加气区罩棚的面积为１９９５．００㎡。同时考虑到大型公交车、大型货车的高度以及罩棚面积与高度的协调等问题，罩棚净空高度设计为５．０米。

４．４．６站区绿化

１、加油加气区不应种植油脂较多的树木，应选择含水量较多的树木，站内不能种植能形成树冠的乔木，以免影响泄漏气体和成品油的扩散。

２、围墙和道路路沿之间种植树冠小的花木、地面种植草坪。

３、站前空地种植低矮花木。

４．４．７本站站内设施之间的防火距离

本项目站内设施质检的防火距离详见表６－３。

表４－１　站区设施防火距离　单位：米

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注：　上面数字为规范ＧＢ５０１５６要求距离；下面数字为本站实际距离。

第五章　建设规模与工艺设计

５．１建设规模及产品方案

根据当地机动车辆和周边加油站的密度情况，确定建筑规模为：

１、总建筑面积１３８９０．６１㎡，其中：加油加气区面积３４６５．３０㎡，冷能开发区面积７６８７．４５㎡，生活服务区面积１５２７．３１㎡，休憩补给区面积１０３６．３６㎡。

２、购置相关的加油、加气设备，主要包括双枪加气机４台、ＬＮＧ储气罐２个（储气容量１２０ｍ３）、低温潜液泵、卸车增压器、增压加热器、无油空压机、仪表自控系统、双油品双枪机４台、储油罐４个（３０ｍ３汽油罐２个、３０ｍ３柴油罐２个，共计总容积１２０　ｍ３）、输油管道系统等，并配套相关的消防、阻隔防爆装置。

３、项目建成后，可为过往车辆提供汽油、柴油等成品油加油服务，为出租车、公交车提供提供加气服务，平均日供成品油１．８万Ｌ，每日供气量２．２万Ｎｍ３。

可提供１００８０ｍ³的冷冻冷藏库。

５．２　汽油、柴油、天然气质量标准

汽油英文名为：ＵＬＰ，外观为透明液体，主要是由Ｃ４—Ｃ１０各族烃类组成，按研究法辛烷值分为９０号、９３号、９７号三个牌号。具有较高的辛烷值和优良的抗爆性，用于高压缩比的汽化器式汽油发动机上，可提高发动机的功率，减少燃料消耗量；具有良好的蒸发性和燃烧性，能保证发动机运转平稳、燃烧完全、积炭少；具有较好的安定性，在贮运和使用过程中不易出现早期氧化变质，对发动机部件及储油容器无腐蚀性。

柴油主要用作柴油机的燃料。轻柴油的闪点为不低于４５℃，轻柴油分为７个牌号，其中－３５＃、－５０＃为乙类火灾危险性的液体，其余几个牌号均为丙类危险性可燃液体。

５．２．１汽油质量标准

国家发展与改革委员会下发《关于新标准汽油价格等有关问题的通知》，新标准汽油是指符合ＧＢ１７９３０－１９９９质量要求的车用无铅汽油，商业名定为＂高标准清洁汽油＂，汽油标准品由目前的９０号无铅汽油改为９０号高标准清洁汽油。新标准将汽油硫含量指标由不大于０．１５％降为不大于０．０８％，铅含量指标由不大于０．０１３降为不大于０．００５。同时增加苯含量测定项目，定为不大于２．５％；增加芳烃含量项目，定为不大于４０％；增加烯烃含量项目，定为不大于３５％；增加氧含量项目，定为２．７％。此外，新标准还规定铁不得人为加入。

５．２．２柴油质量标准

我国现行的柴油质量标准见表５－１、表５－２：

表５－１　ＧＢ　２５２－２０００　轻柴油质量指标

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表５－２　Ｑ／ＳＨＲ　００６－２０００　城市车用柴油质量指标

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５．２．３天然气质量标准

进站天然气的质量应符合国家标准ＧＢ１７８２０《天然气》中规定的ＩＩ类气质标准，进入压缩机的天然气质量应符合压缩运行要求的有关规定，增压后进入储气井及出站的压缩天然气应符合ＧＢ１８０４７《汽车用压缩天然气》中规定的气质标准。

５．３加油工艺设计

５．３．１汽油、柴油工艺流程

图５－１　汽油工艺流程图

图５－２　柴油工艺流程图

５．３．２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３０ｍ³汽油罐１个、３０ｍ³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。

５．３．３加油工艺主要工程量及投资估算

表５－３　加油工艺主要工程量及投资估算表

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５．４加气工艺设计

５．４．１加气工艺流程

图５－３　ＬＮＧ加气工艺流程图

图５－４　ＣＮＧ加气工艺流程图

５．４．２　ＬＮＧ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５－４。

表５－４　低温储罐主要技术参数

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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５－５。

表５－５　潜液泵主要技术参数

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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５－６。

表５－６　ＬＮＧ加气机主要技术参数

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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５－７。

表５－７　增压工艺器参数表

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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。

５．４．３　加气工艺布置

１、低温潜液泵

拟采用的１台低温潜液泵。潜液泵的进、出管道及其他工艺管道采用地面敷设。

２、低温储气罐

低温储气罐布置在低温潜液泵和加气机中间。

３、加气区

设置２套加气机，２套加气机中心点之间间隔１２米，保证加气时相互不影响。

５．４．４　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加气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。

５．４．５　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。

５．４．６　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。

５．４．７　工艺主要工程量及投资估算

表５－８　主要ＬＮＧ工程量及投资估算

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表５－９　ＣＮＧ工程量及投资估算

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５．５流量计

流量计是加油站的主要计量设备，本项目拟选用涡轮流量计（带温度和压力补偿），流量计前设过滤器一台，过滤机械杂质，对设备起到保护作用。

表５－１０　加油机主要技术参数表

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５．６　ＬＮＧ冷能用于冷冻冷库的系统工艺流程

５．６．１　系统工艺流程设计

设计的系统工艺流程如图５－５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５－５　ＬＮＧ冷能用于冷冻冷藏库的系统工艺流程

５．６．２　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。

５．６．３　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。

５．６．４　ＬＮＧ冷能利用辅助设备选型

表５－１１　ＬＮＧ冷能利用辅助设备选型

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第六章　公用工程

６．１　总体建筑设计

６．１．１　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。

６．１．２建筑设计的安全要求

１、加油加注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、加油加注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。

６．１．３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。

６．１．４土建方案

１、主要建（构）筑物建筑结构特征

（１）加油加气区

加油加气区新建站房、机房面积６３４．０１㎡，罩棚建筑面积８３６．２９㎡，为钢结构，高度７米，钢筋混凝土独立柱基。罩棚设计将按照国家相关设计规范和要求进行设计，建筑风格、造型和色彩力求简练、整洁，充分体现现代化企业的精神面貌，做到安全可靠，经济实用。

（２）ＬＮＧ冷能回收区

ＬＮＧ冷能回收冷冻冷藏库建筑面积４５００．００㎡，１层，砖混结构，层高５．６米，水泥地面，内墙面刷乳胶漆，外墙面贴面砖。制冷与低温科研楼建筑面积３１８７．４５㎡，五层，框架结构，比照国内先进科研楼标准设计建设。

（２）休憩补给区

主要建设便利店建筑面积２９３．３４２㎡，１层，砖混结构，层高３．６米，外墙贴面砖，水磨石地面，塑钢门窗，内墙面刷乳胶漆；咖啡馆建筑面积７４２．９４㎡，２层，砖混结构，参照欧式风格咖啡馆建设。可提供加油加注站日常营业办公及便利店需要。

（３）总体工程

①道路及地面硬化

本项目道路地面硬化（不包括加油棚下道路及地面硬化）５１６０．００㎡，混凝土地面。

②绿化

站区绿化面积５８２０．０３㎡，绿化系数２８．８９％。

２、主要建（构）筑物一览表

表６－１　主要建构筑物一览表

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６．２　给排水设计

６．２．１　设计中执行的主要标准和规范

（１）《汽车加油加气站设计与施工规范》　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。

６．２．２　设计范围

站区室内外的给排水设计。

６．２．３　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

（１）生产和生活用水

①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。

②生活用水

该站实行三班倒工作制，职工最大班人数为２４人，最高日生活用水定额按３５０Ｌ／人／天，时变化系数按１．２计，则最高日生活用水量为１０．０８ｍ³／ｄ，最大小时生活用水量为０．４２ｍ³／ｈ。

客人最高用水定额按１０Ｌ／人·次计，客流量按２００人·次／ｄ计，时变化系数按２．０计，则最高日用水量为４．００ｍ³／ｄ，最大小时用水量为０．１７ｍ³／ｈ。

（２）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／㎡·次计，每日浇洒一次，用水量为３．６ｍ³／ｄ。

（３）消防制度及消防用水量

根据《汽车加油加气站设计与施工规范》ＧＢ５０１５６－２００６第９．０．２条＂加油站、液化天然气加气站、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。

（４）全站用水量

表６－２　全站用水量表

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３、给水系统

（１）该加气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。

（２）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。

６．２．４　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１２．６７ｍ³，最大小时生活污水流量为０．５３ｍ³／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。

６．３　电气工程

６．３．１　设计中执行的主要标准及规范

１．《汽车加油加气站设计与施工规范》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。

６．３．２　设计范围

本站工程全站供配电设计及防雷设计。

６．３．３　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。

６．３．４　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６－３　标准站功能用电设备装接功率统计表

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表６－４　电力负荷计算详见标准站功能负荷计算

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６．３．５　年用电量计算

本项目ＬＮＧ加注站（带加油站）及服务区日用电时间平均为１２小时，按３６０天算，年有功用电量为：１０６．３８万ＫＷｈ，年无功用电量为：３３．０２万ＫＷｈ，项目年总用电量为：１３９．４０万ＫＷｈ。

６．３．６　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。

２、配电系统

（１）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。

（２）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。

（３）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。

（４）各类用电设备的馈电线路电压损失控制在５％以内。

６．３．７　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。

６．３．８站区线路及站区照明

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。

６．３．９　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。

６．３．１０　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。

６．３．１１　电气安全

１、防雷

加油加气站的防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地及信息系统的接地等，共用接地装置。其接地电阻不应大于１Ω。

防雷及过电压保护措施：

（１）加油站内的ＣＮＧ液压机橇体和罩棚等建筑物做避雷保护。

液压机橇体利用彩钢屋面作为接闪器，要求彩钢板厚度大于０．５ｍｍ；突出屋面的通风孔采用避雷针保护；采用镀锌圆钢∮１２作为防雷引下线；与室外接地装置可靠相连。

罩棚采用沿屋顶四周设避雷带，接地电阻Ｒ≤１０Ω。

（２）储油罐罐壁厚度大于４ｍｍ，呼吸阀装有阻火器时，罐体直接接地，接地电阻Ｒ≤１０Ω。油罐组进行防雷接地，且接地点不少于两处。

埋地油罐与露出地面的工艺管道相互做电气连接并接地。

（３）低压电力电缆进户端其外铠皮及零线与重复接地装置相联，接地装置的接地电阻Ｒ≤４Ω。低压屏（柜、箱）外壳、电机外壳及电气设备正常不带电的金属外壳均做好保护接＂零＂。

（４）防爆场所的金属管线、配线钢管、金属门窗等均需可靠接地；建筑物内钢筋连接成闭合回路，并可靠接地，防止雷电感应过电压。

（５）３８０／２２０Ｖ供配电系统宜采用ＴＮ－Ｓ系统，供电系统的电缆金属外皮或电缆金属保护管两端均应接地，在供配电系统的电源端应安装与设备耐压水平相适应的过电压（电涌）保护器。

２、防静电

地上敷设和油品管道设的油口管线始末端设防静电和防感应雷的联合接地装置，接地电阻不大于３０Ω。

在爆炸危险区域内的油品、液化石油气和天然气管道上的法兰、胶管两端等连接处应用金属线跨接。当法兰的连接螺栓不少于５根时，在非腐蚀环境下，可不跨接。

防静电接地装置的接地电阻不应大于３０Ω。

防静电接地：

①进出工艺管线，场区工艺管线转弯、分支处及直线段每隔１００ｍ均做好防静电接地，防静电接地的接地电阻Ｒ≤１００Ω。

②接地极采用＜５０×５　ｌ＝２５００镀锌角钢垂直敷设，极顶埋深室外地坪下１．２ｍ，相邻接地极间距５ｍ。接地干线采用－４０×４镀锌扁钢，支线采用－２５×４镀锌扁钢，水平埋深室外地坪下１．２ｍ。

３、防爆分区

根据规范要求，工艺设计和油、气品性质，做厂区防爆分区。

（１）加油机壳体内部空间为１区；以加油机中心线为中心线，以半径为４．５米的地面区域为底面和以加油机顶部以上０．５米半径为３米的平面为顶面的圆台形空间划分２区。

（２）埋地储罐人孔井内部空间，以通气管口为中心，半径为１．５米的球形空间和密闭卸油口为中心，半径为０．５米的球形空间为１区；人孔井外边缘１．５米以内，自地面算起１米高的球柱形空间和以通气管口为中心，半径为３米的球形空间和密闭卸油口为中心，半径为１．５米的球形并至地面的空间为２区。

（３）油罐车卸油口：以密闭卸油口为中心，半径为１．５米的球形并至地面的空间为２区。

（４）压缩天然气加气机内部空间划为１区。以加气机中心线为中心线，以半径为４．５米，高度为自地面向上至加气机顶部以上０．５米的圆柱形空间划分２区。

（５）室外或棚内设置的压缩天然气井：以放散管管口为中心，半径为３米的球形空间和距储气井４．５米以内并延至地面的空间为２区。

（６）ＣＮＧ液压机橇体、阀门、法兰或类似附件的房间的内部空间划为１区。有孔、洞或开式墙外，以孔、洞边缘为为中心，半径为３－５米以内至地面的空间为２区。

６．４　采暖通风

６．４．１　设计中执行的主要标准及规范

１．　《汽车加油加气站设计与施工规范》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

６．４．２　设计范围

１、站房等有人员长期停留的房间采暖设计；

２、仪表间等有可燃气体积存的空间的通风设计。

６．４．３　室外气象条件

冬季供暖室外计算温度：６．４　℃，冬季平均室外风速：１．７ｍ／ｓ；

冬季日照率：５７％　最大冻土深度：６７ｃｍ。

６．４．４　室内空气设计参数

仪表间、站房　ｔｎ＝１８℃。

６．４．５　采暖

１、围护结构热工要求

围护结构的外墙、屋顶及外窗的热工性能，应符合规范要求，外窗的面积不宜过大，保温性、气密性均应满足寒冷地区的要求。

围护结构的传热系数如下：

外墙（３７０ｍｍ厚砖墙，ρ＝１８００ｋｇ／ｍ³）　Ｋ＝１．５２Ｗ／㎡·℃；

外墙（２４０ｍｍ厚砖墙，ρ＝１８００ｋｇ／ｍ³）　Ｋ＝２．００Ｗ／㎡·℃；

内墙（２４０ｍｍ厚砖墙，ρ＝１８００ｋｇ／ｍ³）　Ｋ＝１．７６Ｗ／㎡·℃；

外窗（双层塑钢窗）　Ｋ＝３．０Ｗ／㎡·℃；

外门（实木门）　Ｋ＝４．５Ｗ／㎡·℃；

屋面（１５０ｍｍ厚沥青膨胀珍珠岩，ρ＝３００ｋｇ／ｍ³）　Ｋ＝０．８９Ｗ／㎡·℃；

压缩机房屋面（１００ｍｍ厚离心玻璃棉，ρ＝１３０ｋｇ／ｍ³）　Ｋ＝０．７１Ｗ／㎡·℃；

地面Ｉ　Ｋ＝０．４７Ｗ／㎡·℃；

地面Ｉ　Ｉ　Ｋ＝０．２３Ｗ／㎡·℃。

２、采暖热源及其参数

根据业主意见，经经济分析合理决定：采用冷剂式分体式冷暖空调作为冬季采暖和夏季制冷的设备。空调由业主自行采购。

６．４．６　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。

第七章　消防系统设计

７．１　执行的主要标准及规范

１．　《建筑设计防火规范》ＧＢ５００１６－２００６；

２．　《汽车加油加气站设计与施工规范》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。

７．２　消防系统设计概述

７．２．１工作介质和工作环境的危险性

加油站鉴于工作介质是成品油，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；而且站址处于那大镇迎宾大道，项目机械设备集中，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。

７．２．２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。

７．３　消防系统设计内容

７．３．１　总图部分

加气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。加气站内按《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。

７．３．２　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、加气棚

加气棚为简易钢网架罩棚式。加气机距站房、ＬＮＧ储罐、变配电房的距离均满足规范的要求。

７．３．３　消防给水系统

根据国标ＧＢ５０１５６－２００２《汽车加油加注站设计与施工规范》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。同时加油站应配置灭火毯５块，沙子２ｍ³。

７．３．４　灭火器材配置

加油加气区设４Ｋｇ手提式干粉灭火器８只。

油罐区设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。

加油加气区另配３５Ｋｇ推车式干粉灭火器１个。

７．３．５　通风部分

该加气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。

７．３．６　电气部分

根据《供电系统设计规范》（ＧＢ５００５２－２０１０）的规定，该项目中加气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，加气站的变配电房、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，加气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。

７．４　消防安全机构、消防管理制度和事故抢险预案

７．４．１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。

７．４．２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。

７．４．３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。

第八章　自控和仪表

８．１　加注站及加油站的控制系统

１、控制系统的功能是控制加注站设备的正常运转和对有关设备的运行参数进行监控，并在设备发生故障时自动报警或停机。压缩机控制系统采用科技含量较高的智能化管理技术ＰＬＣ及ＲＶＳ软启动及电子控制技术，这种方式可靠性高，能实现设备的全自动化操作，也可远传到值班室实现无人看守，减轻操作工的劳动强度。

２、为使储气井容积实现更高的利用率，本工程采用三级顺序加气策略的系统地下储气井，按照１：１：２分配即高压井一眼、中压井一眼、低压井二眼，地下储气井分成三个完全分离的三个单元，即三级储气装置。

三级储气系统通过顺序控制盘控制、压缩机第一给高压储气装置充气，然后是中压、最终是低压，取气时反之。

３、在ＬＮＧ加注站中，充气是靠充气优先级控制盘完成的，它安装在压缩机组附近，取气是靠顺序取气系统完成的，它安装在加气机内部。

８．２　加油加注站的仪表设置

８．２．１含水量分析仪

脱水是指除去成品油中的水分，以防止成品油在减压膨胀降温过程中，输送系统出现冰堵或因气体中水份含量较多而损害压缩机或车辆发动机，脱水是预处理过程中最关健的一环，为了检测脱水处理过程前和过程后的水含量，在过程前后各设置１个含水量分析仪。

８．２．２现场检测仪表

储油罐、售油机等设备随机设置有压力、温度、流量等传感器，测量的数据可及时反映到设备现场控制盘和远传到控制室，以便于监控和管理。

８．３远红外线安全监测系统

本工程对工艺装置区：如加油区及站区重点部位设置远红外线安全监测系统，使值班人员能在控制室对全站整个运行情况、出入车辆及来往人员实行自动监测，以确保完全生产。

８．３．１硫化氢浓度测定仪

在ＬＮＧ加注站中，甲烷气体中含有少量的硫和硫化氢气体，ＬＮＧ加注站必须进行脱硫处理才能进行装瓶，根据有关资料介绍，海南省城市管网目前供应的天然气硫含量极低，符合国家标准，然而为了以后便于监测气质，本报告设置了硫化氢浓度测定仪，测定仪可用于测量浓度低于１×１０－６的Ｈ２Ｓ气体，也可进行报警。

８．３．２天然气流量计

天然气流量计安装于调压器后，产品选用涡轮式流量计，该流量计采用温度压力补偿，计量准确。成品油安装ＩＣ卡进行计量。

第九章　压力容器、压力管道设计

９．１　概述

本站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。

９．２　设计中执行的主要标准和规范

（１）《汽车加油加气站设计与施工规范》　ＧＢ５０１５６－２００２（２００６年版）；

（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。

９．３　压力容器、压力管道的设计原则

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；加注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。

９．４　压力管道设计

（１）加气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）加气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）加气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／Ｔ０４１４－２００７，不锈钢管道不作防腐。

９．５　压力容器及主要压力管道分类

表９－１　加注站压力容器压力管道分级分类表

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９．６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、《汽车加油加注站设计与施工规范》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

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。

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

加油加注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。

１０．２．３雷电事故

加油加注站是易燃易爆场所，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　环境影响分析

１１．１　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）。

１１．２　工程投产运行后的污染源概况

本站供应的成品油为经过净化、脱硫、脱水和脱除轻烃等处理后的合格车用产品。

本工程正常时介质在密闭的系统内运行，不产生任何污染物，管道事故状态时可能漏油。而且项目本身是一环保工程，建成后对减少市内机动车辆尾气污染，提高市内大气质量起到一定的推进作用。

１１．３　本项目污染源分析及预防措施

１１．３．１加油污染源分析及预防措施

１、加油时加油枪滴洒在地面上的油品。一般轻油很快在空气中挥发散逸，残留的油品按操作规程用拖布擦干净，用水洗净，并将洗过拖布的水倒入简易隔油池排放。

２、加油站地下储罐在储存油品时，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，在经济上不合算，具体而言也没有必要这样做．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。

３、经常注意加油站内各种阀门的跑冒滴漏，一旦出现，应及时更换或处理。

４、洗车时产生的污水采用沉淀池处理并循环使用。

５、生活污水经化粪池处理后排入站外排水明沟。

６、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。

７、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２８．９８％，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、本站的主要机电设备为加油机，站区周围全部为农业生产用地，无民居，加油机产生的噪音应满足《声环境质量标准》（ＧＢ　３０９６－２００８）中的标准。

１１．３．２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压缩机鉴于采用少油润滑，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。

（５）废气治理

加气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。

１１．４　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２８．９８％，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。

第十二章　节能及资源综合利用

１２．１　设计依据和标准

我国是一个能源短缺的国家，节约能源是我国贯彻＂可持续发展＂的既定国策。节约能源也是节约资源，降低生产成本的重要措施。本章节编制依据如下：

１、《中华人民共和国节约能源法》；

２、《中国节能技术政策大纲》（２００６）；

３、《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》（２００７年）；

１２．２　用能、用水特点及节能、节水原则

本次设备用能主要体现在ＬＮＧ潜液泵、加气机用动力消耗和照明消耗上。生产中主要动力源为ＬＮＧ潜液泵，为了尽可能的体现节能原则，我们在选型时，需对ＬＮＧ潜液泵所配电机进行详细的计算和比选，从耗能、产出之比着手，进行详尽的研究，从而选出效率较高的最佳机型。对于本站所配套的其他设施，也力求选用效率较高的设备，尽可能的降低用能单耗。

从节水的角度考虑，ＬＮＧ加气站不需要循环水系统。

１２．３　能耗、水耗构成分析

该项目综合耗能见表１２－１。

表１２－１　项目综合能源消耗表

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１２．４　节能措施

１２．４．１　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。

１２．４．２　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。

１２．４．３　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。

１２．４．４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０．０２５６（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加注站（带加油站）及服务区项目是可行的。

第十三章　劳动定员与项目实施

１３．１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董事会、总裁、监事、经理办、运行班、后勤班。各部门的具体职责分工详见表１３－１。

１３．２劳动定员

表１３－１　劳动组织及定员表

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１３．３人员培训

加油加注站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，故而加油加注站不单是进油、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。

１３．４工作制度

公司员工的招聘、辞退、辞职、工资、福利、劳动保险、社会统筹及其它事宜，均按《中华人民共和国劳动法》及政府有关规定执行。公司对招聘人员实行聘用合同制。正式录用后，必须签订劳动合同。

管理可研人员实行每周５日、每日８小时工作制度，生产人员全年生产３６０天，每天三班制，每班８小时工作制度。

１３．５工程实施进度计划

１３．５．１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９个月。

１３．５．２实施进度安排

１、２０１４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、２０１４年８月～２０１４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、２０１４年１０月～２０１５年８月，完成主体结构、给排水、采暖、消防等工程的施工；

４、２０１５年４月～２０１５年１１月，完成设备购置、安装调试、完成人员培训和项目工程交付验收；

５、２０１５年１２月，项目开始运营。

表１３－２　项目实施进度表

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１３．６项目招标内容

１３．６．１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。

１３．６．２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１３－３。

表１３－３　招投标内容一览表

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第十四章　投资估算与资金筹措

１４．１投资估算依据及范围

１４．１．１　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：

中国石油天然气股份有限公司石油计字［２００６］９４５号关于印发《中国石油天然气股份有限公司石油建设工程项目可行性研究投资估算编制规定》的通知；

中国石油天然气股份有限公司油计字［２００５］３５８号关于印发《中国石油天然气股份有限公司石油建设安装工程概算指标》（２００５版）的通知；

中国石油天然气总公司（９５）中油基字第７９号关于印发《石油建设工程其他费用规定》、《石油建设工程概（预）算编制办法》、《石油建设引进工程概算编制办法》的通知；

中国石油天然气集团公司中油计字［２００５］５１９号关于印发《石油建设安装工程费用定额》的通知；

中国石油天然气股份有限公司石油计字［２００３］７１号关于印发《中国石油天然气股份有限公司石油建设工程其他费用补充规定》的通知；

《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；

１４．１．２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１４－１　项目总投资构成

１４．２总投资估算

１４．２．１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ＬＮＧ加油加气罩棚、站房机房、员冷冻冷藏库房、制冷与低温科研楼、工宿舍楼、办公楼、加注站营业厅便利店、休息咖啡馆等。材料价格按儋州２０１３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１８１６．３９万元。

（２）设备购置及安装工程费

本项目的设备及工器具购置费，主要包括加油加气工艺设备、ＬＮＧ冷能利用设备、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１４０９．９０万元；

本安装工程费主要包括：加油加气工艺设备、ＬＮＧ冷能利用设备、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２０１３年市场价取值。本项目安装工程费用总额估算为８６７．８９万元。

具体费用详见表１４－１建设投资估算表。

１４．２．２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１４－１　工程建设其他费用估算表　（单位：万元）

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以上本项目工程建设其他费用合计为１６９１．２３万元。

１４．２．３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５％测算，总额为２８９．２７万元。

１４．２．４建设投资估算表

建设投资估算表详见下表：

表１４－２　工程费用投资估算表　（单位：万元）

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１４．２．５建设期利息

本项目建设期利息为０。

１４．２．６流动资金估算

表１４－３　流动资金估算表　（单位：万元）

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１４．２．７项目总投资构成分析

根据测算，项目总投资额为６７０６．５１万元。其中，建设投资６０７４．６８万元，流动资金为２１０６．１０万元，铺底流动资金６３１．８３万元。具体各项投资构成详见项目总投资估算表１４－４：

表１４－４　项目总投资估算表　（万元）

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１４．３资金筹措方案

本项目所需资金全部由项目建设单位自筹６７０６．５１万元，无银行贷款。

１４．３．１　资金投入使用计划

本项目总投资６７０６．５１万元，将按照３５％、６５％的比例投入。具体见表１４－５：

表１４－５　资金投入使用计划与资金筹措表　（单位：万元）

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第十五章　财务评价

１５．１　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７月至２０１５年１２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。

１５．２　财务效益估算

１５．２．１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８０％，第二年生产负荷可达１００％，预计项目正常运营加油加气年收入可实现１０３１５．７４万元；冷冻冷藏库正常年租赁收入估算为１８３２．７９万元。项目正常年总收入为１２１４８．５３万元。

表１５－１　产品销售收入估算表

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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６０７．４３万元，营业税金及附加６５６．０２万元。

以上详见附表１：营业收入和营业税金及附加估算表

１５．２．２　总成本费用估算

１、原材料费用

本项目原材料费用主要是加注站汽油、ＬＮＧ（液化天然气）、ＣＮＧ（压缩天然气）的原料。经估算，年原料费用约为７６９０．６５万元。

表１５－２　油品成本估算表

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２、外购燃料及动力

项目正常运营期预计年需水量８６４３．２０吨，电１３９．４０万度，电价为０．８５元／度，水费为２．５元／吨，则正常年支出水费２．１６万元，电费１１８．４９万元，达产年外购燃料动力为１２０．６５万元。

３、工资及福利费

表１５－３　公司人员工资及福利估算表

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４、修理费：按折旧费的１０％计，为１９．２７万元。

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１９２．７２万元。

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４２．６４万元。

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１２１．４８万元。

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１２１．４８万元，其他制造费为６０．７４万元。

项目全面运营的年总成本费用估算为８６５９．３６万元，其中固定成本８４８．８３万元，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７８１１．１０万元，为原料及动力费等可变费用。经营成本８４２４．５７万元，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

１５．２．３　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，每年新增净利润总额２１２４．４３万元。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１９１１．９９万元。

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＝４２．２４％；

销售净利润率＝年净利润／销售收入＝１７．４９％；

税后静态投资回收期为３．０６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４７．４７％；资本金财务内部收益率为６８．５７％。

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８７１４．９４万元（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。

１５．２．４　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）：

＝８４８．８３／１２１４８．５３－６５６．０２－７８１１．１０

＝２３．０６％

安全边际率＝１－ＢＥＰ＝７６．９４％

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７６．９４％，因而本项目发生亏损的可能性很小。安全性检验标准见表１５－４。

表１５－４　安全性检验标准

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Ｂ．　敏感性分析

在项目实施过程中会有一些不确定因素的变化，如销售价格的变化以及开发成本的变化。这些关键因素直接影响到项目的收益情况，因而对项目的关键影响要素进行敏感性分析十分重要。本报告对产品的营业收入和开发成本两要素进行分析，变动幅度为１０％。具体见表１５－５：

表１５－５　敏感性分析表

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图１５－１　项目敏感性分析图

由上图表可知，项目对分析要素敏感性较强，当收入、开发成本发生变化时，项目内部收益率有一定变化，但依然维持较高水平，项目仍有较大盈利空间，表明本项目具有较强的抗风险能力。

１５．３　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１５－６：

表１５－６　项目主要经济评价指标

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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。

第十六章　社会效益分析

１６．１　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４８个，将有效地缓解儋州市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７０８．１４万元，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１２１４．４８．５３万元，２０１３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１．６４％。

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；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。

１６．２　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。

１６．３　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。

第十七章　结论和建议

１７．１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。

１７．２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）

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