1、XXXXXXXXXXXXX有限公司农业综合开发项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月176可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录第1章 概述11.1 项目单位概况11.2 编制依据11.3 项目背景21.4 建设的必要性和可行性51.5 编制的原则141.6 2、设计范围141.7 遵循的法律、法规和主要标准规范141.8 主要结论161.9 问题与建议22第2章 自然条件和社会条件242.1 工程地理位置242.2 自然条件252.3 社会条件512.4 外部配套条件522.5 用地及水域使用条件532.6 条件评价53第3章 资源和市场543.1 资源543.2 市场分析54第4章 工艺设计624.1 概述624.2 LNG 接收站的操作模式644.3 公用工程规格及消耗量644.4 设计原则654.5 设计方案664.6 工艺技术路线特点674.7 工艺流程描述67第5章 总平面布置755.1 总平面布置原则755.2 总平面布置与规划、相邻工程3、的关系755.3 总平面布置方案76第6章 公用工程776.1 供电、照明776.2 给、排水796.3 消防816.4 通信846.5 自动控制856.6 导助航及安全监督设施886.7 生产辅助建筑物88第7章 节能897.1 设计依据897.2 能耗分析897.3 节能措施和节能效果分析897.4 综合结论91第8章 安全928.1 设计依据928.2 安全生产危险因素分析928.3 安全防治措施968.4 预期效果及评价98第9章 职业卫生1009.1 设计依据1009.2 劳动卫生危害因素分析1019.3 劳动卫生防护对策1039.4 预期效果及评价106第10章 环境保护107104、.1 设计依据和标准10710.2 主要污染源及污染物10810.3 环境保护治理措施11110.4 环境影响评价117第11章 组织机构及定员11911.1 组织机构11911.2 定员119第12章 项目实施进度120第13章 投资估算和资金筹措12113.1 投资估算12113.2 投资计划与资金筹措122第14章 经济评价12314.1 财务分析的范围、依据和方法12314.2 财务分析的参数和基础数据12314.3 成本费用估算及分析12414.4 收入、税金及利润估算12514.5 财务分析12614.6 不确定分析12814.7 评价结论132第1章 概述1.1 项目单位概况1）5、项目名称：LNG接收站及加气站工程。2）拟建地点：xx市xx沿海经济区内石化基地港池3）建设内容及规模：（1）拟建LNG码头工程，码头泊位长600m。（2） 拟建1座50000m3的LNG储罐以及配套的LNG卸船系统、LNG输送系统、LNG装车系统、火炬系统、BOG系统、氮气系统和压缩空气系统等。（3）拟建3座日加气量为2104m3的LNG汽车加气站。4）项目投资：总投资3.7541亿元人民币。5）投资方：本项目辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司独家投资。1.2 编制依据1.2.1 依据文件本工程委托书。1.2.2 依据资料1xx经济区石化基地规划方案（裕廊顾问-新加坡，2011年9月）；2xx6、xx沿海经济开发区西扩区滩涂海域测量工程测量技术报告（辽宁水程测绘有限公司，2010年5月）3.xx船舶修造产业园海上舾装码头工程工程可行性研究报告（中交第一航务工程勘察设计院有限公司，2008 年1月）；4xx港石化基地港区规划方案潮流、波浪及港区泥沙回淤计算分析报告（交通部天津水运工程科学研究所，2011年10月）；5天然气利用政策（发改能源20072155号） 6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） 7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） 8其它相关资料。1.3 项目背景xxxx沿海经济区位于xx7、市最南端，辽东湾最北部。经济区西连辽西城市群经济区，南接辽东半岛沿海经济区，北临辽宁中部城市群经济区，处于三大经济板块的叠合点，可以接受三地的发展辐射，实现资源共享、协调互动。xxxx沿海经济区于2005年12月组建，是辽宁省沿海经济带重点发展区域之一， 2009年7月，辽宁沿海经济带上升为国家发展战略。经济区同时还享受东北老工业基地振兴、资源型城市转型和辽宁沿海开发开放三大政策支持；特别辽宁沿海经济带上升为国家战略后，形成以大连为核心，以大连、营口、xx为主轴，以xx、锦州、葫芦岛为渤海翼，以大连、丹东为黄海翼的发展格局，xxxx沿海经济区同时位于主轴与渤海翼之上，突显了其在辽宁沿海开放战略8、格局中的重要作用，并于2010年10月，被省政府批准为省综合改革试验区。目前，306平方公里起步区内的基础设施建设已全面展开。完成道路里程310公里；铺设各类管网441公里；铺设通信线路300公里；架设供电线路260公里；完成土地平整100平方公里；完成绿化面积200万平方米；完成吹填造地面积66平方公里。xx大学、盛京医院xx分院、省实验中学分校、奥体中心、热源厂、垃圾填埋场、污水处理厂等公共配套设施陆续投入使用。同时，按照市委、市政府提出的规划目标，xx沿海经济区将作为未来xx市的经济和文化中心。xx市行政中心已选址在xx水城，建筑面积70万平方米，占地2平方公里，正在规划建设中，计划209、13年交付使用。经济区按照“石油化工业为支柱、海洋装备制造业为先导、石油装备制造业为基础、新兴产业为拓展、现代服务业为支撑的现代产业体系”的建设目标，切实加大招商引资力度。五大主导产业架构已基本形成。截至目前，经济区签约入驻项目256个，计划总投资3500亿元，现已开工建设项目97个，累计完成投资390.4亿元，投产运行企业76户。目前，石化基地内和运新材料有限公司、辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司LNG石化码头工程、台湾长春石化有限公司、辽宁宝来石化有限公司、华锦集团等石化企业已入住基地，并已开工建设，将于2012年陆续投产。为了满足LNG产品的海上运输，战略储备库，现阶段做进口基地，以后x10、xLNG生产规模扩大后可做为出口码头。降低区内企业生产成本，促进经济区招商引资和发展。本工程作为港区起步工程的一部分，在新规划xx沿海经济区石化基地码头区新建2个万吨级LNG石油化工泊位。液化天然气（liquefied natural gas）简称LNG，是以甲烷为主要组分的低温、液态混合物，其体积约为气态时的1/600，具有便于经济可靠运输、储存效率高、生产使用安全、有利于环境保护等特点。LNG用途广泛，主要应用在以下几方面：（1）LNG作为城市燃气LNG作为城市燃气是一种非常理想的清洁燃料，作为管道天然气的调峰气源，可对城市燃气系统进行调峰，保证城市安全平稳供气。（2）LNG作为车用燃料L11、NG作为汽车燃料具有清洁高效、储存体积小、携带方便、安全可靠等优势，与其他形式的汽车燃料相比，发展前景更为广阔。（3）LNG用作发电燃料LNG另外一个重要应用是发电，可大幅减少SO2等污染物的排放。因此，采用LNG发电可以起到环保作用，带来巨大的社会效益。（4）蓄冷及冷能利用LNG冷能可以用于空气分离、冷藏、制取液化CO2等。（5）LNG用作化工原料天然气作为化工原料利用的消费量比例虽然不大，但生产的化工产品数量却很可观，作为大宗的两种化工产品合成氨和甲醇，则是由天然气合成气（CO+H2）间接制取的，构成了天然气化工利用的核心。随着环境保护日益受到重视，国家和社会对节能减排提出了更高的要求。为12、了降低燃油汽车尾气的排放带来的城市大气污染，我国政府近年来在积极推动液化天然气汽车的研究和开发工作。国家科技部“十五”清洁汽车行动关键技术攻关及产业化项目指南明确提出了单一燃料LNG公交车的示范工程。通过示范工程，为全国大范围提高燃气汽车的应用水平发挥示范作用，促进国产LNG汽车的技术发展。2010年8月18日，辽宁省被国家发改委确定为首批低碳试点省之一。大力发展LNG工业对调整能源结构、低碳经济、节能减排、绿色发展、改善环境、实现人与自然的和谐发展具有十分重要的意义。2011年2月，辽宁省副省长刘国强组织召开了辽宁省专题LNG汽车推广会议。将丹东、本溪、辽阳、锦州作为本省LNG汽车技术的四个13、试点城市，首先在城市公交、城际客运中推广使用。2012年，xx市的LNG公交车已经正式运营。与此同时，许多管道天然气不能到达的地区的工业用户，也有意利用LNG作为燃料和原料，解决工业生产中的燃料、原料的来源供应、生产成本及环境污染问题，促进企业的长远发展。目前，LNG产品主要从大连、内蒙、吉林等地运往xx地区，运输成本高，运输周期与LNG的供给量存在不确定性。基于此，辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司拟在xx沿海地区建设LNG接收站及LNG加气站，来满足已建或未来建设的LNG加气站及部分工业用户的产品需求。1.4 建设的必要性和可行性1.4.1 本工程的建设是适应东北老工业基地经济发展和落实辽宁14、省“沿海经济带”的区域发展战略的需要根据中央关于实施东北地区等老工业基地振兴战略的精神，国家将在战略上全面推进东北地区经济的振兴，东北地区将获得难得的发展机遇，成为继长江三角洲、珠江三角洲和环渤海京津地区之后的我国经济新的重要增长区域。辽宁省是东北唯一的沿海省份，辽宁省在实施振兴东北老工业基地战略中，提出辽宁沿海经济带沿海经济发展战略，该战略已作为国家区域发展战略实施。同时，明确了发展临港产业、建立沿海产业带，加快重大基础设施建设等工作重点。辽宁省将以此为契机，促进全省经济的腾飞，同时为整个东北老工业基地的振兴提供依托。港口建设是辽宁沿海经济带开发开放的突破口，事关辽宁长远发展和竞争力的提升，15、xx位于辽河三角洲中心地带渤海湾北部，是北京至沈阳、北京至大连、沈阳至大连的节点城市，也是国家经济战略辽宁沿海经济带的主轴城市。xx港是辽宁新一轮港口建设的重要组成部分，承载着辽宁沿海经济带的战略重托，承担着xx市打造强势沿海经济的希望。以港兴市，以港兴业，是沿海国家和地区经济发展的普遍规律，港口建设与经济发展是互相促进、互为条件的。港口不仅是交通运输的枢纽，而且是发展综合型临港经济的理想地带；而港口没有运力就吸引不来运量，有了运量就会极大地激发临港经济，形成开放型经济快速发展的集聚效应。东北沿海港口是东北地区对内对外开放的重要支撑，振兴东北老工业基地对港口发展提出了更高、更迫切的要求，要求港16、口成为东北地区对内对外开放的重要平台和提供强有利的运输保障。随着振兴东北老工业基地战略的实施，东北地区将对传统工业实施结构调整，重点建设石化、冶金、能源、装备制造等大型产业基地，推动工业的加速发展。未来东北工业结构升级和经济总量扩张必将导致大宗原材料的进口和产成品的外运需求总量急剧膨胀。这就要求港口适应国际海上运输发展需求，加快基础设施建设，提高整体运输能力。要实现区域经济的超常规发展，必须率先实现这一地区以港口为核心、以港口集疏运系统为重点的综合交通体系的超前发展。如今的xx正举全市之力开发开放xx沿海经济区，高起点发展石油装备、精细化工、海洋工程装备、电子工程、塑料制品、现代服务等重大接续17、产业。随着xx沿海经济区的建设，经济区内企业对港口的运输需求将会快速增长，xx港货物吞吐量也将会有大幅增长。xx港现有石化泊位的构成已不能满足需要，必须建设新的石化泊位，迅速提升石化货物运输服务能力，是适应腹地经济发展，支持东北老工业基地振兴，落实辽宁省“沿海经济带”的区域发展战略的需要，进一步提升xx市的综合竞争能力，极大提升xx在辽宁沿海经济带乃至环渤海经济圈的战略地位。1.4.2 本工程的建设是适应xx市临港工业发展的需要xx港是辽宁港口群的重要组成部分，是辽宁中部城市的主要出海口之一，是xx市拓展城市功能、调整产业结构、发展外向型经济和实现城市转型的重要依托。为了加快xx市经济发展步伐18、，发挥城市的沿海优势，xx市决定加快海港港区的建设步伐，近期主要以油品、液体化工品、散杂货运输为主，积极发展临海工业和现代物流，远期逐步发展成为多功能、综合性港口。xx市作为资源型城市，近几年的经济主要围绕可持续发展和经济转型来展开。xxxx沿海经济区的产业定位是：发展以船舶制造及其配套产业为主的装备制造业，以石油炼制和石油产品深加工为主的石化产业，以高新技术为支撑的高新技术产业，以港口物流、商务金融等为重点的现代服务业，以主题媒体广场、创意文化产业为基础的现代文化产业。这些支柱产业的发展都依赖于港口，属于临港型工业。反之，xx市大型临港工业项目的陆续投产也为xx港提供了充足的货源，使xx港经19、济效益大幅度提高。以港兴市、港城互动是xx市今后经济、社会发展的主要方向。xx沿海经济区港区近期主要服务于xx沿海经济区内企业，随着港区的发展，将与荣兴港区共同为辽宁沿海经济带的大开发、大开放、大发展服务。综上所述，xx沿海经济区LNG码头的建设，符合xx沿海经济区总体规划，满足腹地货物进出口需求的迫切需要，是xx市做大做强石化产业链、发展临港工业的重要依托，是辽宁实施“五点一线”沿海开发战略的有利保障。1.4.3 本工程的建设是xxxx沿海经济区可持续性发展的需要xx市因油而建、因油而兴，地下蕴藏着丰富的石油和天然气，现已累计探明可采石油储量21.4亿吨，天然气储量1848.5亿立方米，中国20、第三大油田辽河油田坐落于此。辽河油田已是全国最大的稠油与高凝油生产加工基地、最大的高等级道路沥青生产基地和最大的防水材料生产基地。xx将打造成全国重要的石油炼化基地。建设xxxx沿海经济区是振兴东北老工业基地、实施辽宁沿海开发开放战略的重大举措；是xx实现资源型城市转型、发展接续产业的重要载体。xx紧紧抓住辽宁沿海经济带上升为国家经济战略的契机，大力开发开放xx沿海经济区，高起点发展石油装备、精细化工、海洋工程装备、塑料制品、现代服务等重大产业。其中，石油化工已经成为一个新的支柱产业。目前，LNG 的推广使用，以及腹地其他企业、物流业的需求以及LNG使用量的增长，为保证东北地区持续发展，必须尽21、快建设配套设施，本项目的建设恰逢其时。1.4.4 本工程的建设是xx沿海经济区石化物流园建设的需要xx沿海经济区按照“石油化工业为支柱、海洋装备制造业为先导、石油装备制造业为基础、新兴产业为拓展、现代服务业为支撑的现代产业体系”的建设目标，切实加大招商引资力度。五大主导产业架构已基本形成。xx沿海经济区LNG项目是由辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司投资建设的一座现代化LNG码头接收站和加气站项目。项目是依托xx港区良好的岸线、深水资源，依托疏港铁路、公路的交通优势，依托xx乃至整个东北地区的物流市场，为促进经济区石化新材料和物流产业发展，完善码头、储运、贸易等配套功能的一项重点工程。将建设化学22、品码头；建设一座200万立方米的现代化物流罐区；建设一座集物流贸易、价格信息、期货交易、金融服务、电子结算、物流配货等综合服务于一体的物流交易中心。本项目的建设是石化物流园项目的重要组成部分，本项目的实施促进了xx沿海经济区石化物流园的建设。1.4.5 本工程的建设是适应液体化学品吞吐量快速增长的需要随着国内经济的发展建设，在现有LNG储运设施与业务的基础上，还将进一步发展LNG中转储运业务。据预测东北地区LNG吞吐量在500万吨以上，我们必须尽快建设与之相适应的码头泊位。1.4.6 积极响应国家和政府的天然气利用政策的需要国家发展和改革委员会发布的“天然气利用政策”中规定天然气汽车加气项目为23、第一类优先发展的项目类别之一，优先顺序仅次于城市居民用气和公共服务设施用气。2010年9月26日，交通运输部相关领导在交通运输部“车、船、路、港”千家企业低碳交通运输专项会上强调，推广天然气汽车是落实国家能源政策的一项重要措施，符合国家调整能源结构的要求，技术可行，应予以支持。同时指出，要在充分调研和论证的基础上开展试点工作，逐步扩大天然气汽车使用范围。在其它新能源汽车发展尚存技术缺陷、产业化发展还不成熟、无法实现燃油汽车大规模替代的情形下，天然气汽车则能弥补这些不足。大规模推广使用天然气汽车，将能有效节约能源、降低有害物质排放量。现阶段，与其它新能源汽车相比，天然气汽车更具发展可行性，或将成24、为新能源汽车发展的先驱和主流。2011年2月，辽宁省副省长刘国强在组织召开的辽宁省专题LNG汽车推广会议上指出，辽宁省作为全国的工业大省，长期以来能源消费以石油和煤炭为主，资源消耗大，污染排放多，推广LNG有利于十二五期间辽宁能源结构的调整和改变，有利于节能减排，实现绿色发展。1.4.7 项目建设符合国家“节能减排、保护环境”的政策LNG是一种非常理想的环保型清洁燃料，其纯度高于天然气。CO2排放量很低，有助于抑制温室效应和全球变暖问题，NOx的排放量大大低于燃煤和燃油的排放量。目前，出租车、公交车以及物流重型卡车主要以汽油和柴油为燃料，而燃油燃烧产生的汽车尾气含有大量的CO、NOx、HC等有25、害气体。据统计，汽车尾气所造成的污染占大气污染的5060%，汽车尾气污染被公认为是全球性的公害之一。因此，降低汽车尾气排放，改善大气环境，已成为迫在眉睫的任务。解决汽车尾气污染的根本办法是改善汽车燃料的种类和成分，选用替代汽、柴油的清洁燃料。天然气作为汽车燃料，以其价廉、安全、清洁、资源可靠等特点成为目前首选的清洁汽车燃料，推广天然气汽车是解决城市大气污染的有效方法。大量试验表明，天然气汽车与燃油汽车相比，尾气中的非甲烷HC下降90%左右，CO下降2080%左右，NOX下降4060%左右，CO2下降20%左右，基本不含铅、硫化物以及苯类等有害物质，不存在形成光化学污染的危险，与柴油车相比，可基26、本消除微小颗粒物（黑烟）的排放。利用LNG做发电燃料，据文献资料显示，同为装机容量200104 kW的发电厂，燃煤电厂每年排放的SO2量为8.76104t，而燃烧LNG的电厂排放的SO2量每年仅77 t，约为燃煤电厂的千分之一；燃煤电厂每年排放固体灰渣130104 t，而LNG电厂基本没有固体灰渣排放。1.4.8 保证加气站气源稳定供应的要求为了响应国家低碳政策，实现辽宁省LNG汽车技术的顺利推广使用，拟在全省范围内建设多座LNG加气站。随着LNG汽车的推广应用，从经济方面、环境方面和社会效益方面的优势逐步体现，将进一步加快其普及的步伐，LNG的需求量也必然会越来越大；而且汽车加气站的建设对L27、NG气源的可靠性是一个严峻的考验，各级政府和城市公交公司提出了双气源保证的要求。为了在十二五期间，实现节能减排、绿色发展，推进辽宁能源结构的调整和改变，辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司将积极对LNG接收站及加气站进行研究和设计，拟在xx市境内建设储量为5104m3的液化天然气接收站，来解决各级政府和公交公司对气源供应的后顾之忧。1.4.9 改善当地就业、增加地方税收的需要液化天然气作为我国的新兴产业，蕴藏着巨大的潜力。通过液化天然气装置的建设可以在当地发展出新的产业链，无论是在加气站建设、LNG的物流方面、LNG配套服务设施的建设、当地零售销售的增加等方面都会直接或间接地发挥积极的带动作用，为28、当地就业及GDP的增长产生重要的影响，进而为当地税收和财政收入做出应有的贡献。天然气作为一种优质清洁能源，它的开发和利用对于优化能源结构，改善大气环境，提高产品质量和档次，促进产业结构调整，推动经济和社会可持续发展将起到重要的作用，利于改善能源和产业结构，提升人民群众生活水平。1.4.10 建设的可行性本工程位于xx沿海经济区内石化基地港池顶部，外防波堤工程的实施将使码头运营期间受风浪影响很小，且后方的经济区和邻近的xx、营口、锦州等港口可以为码头建设提供良好的依托条件。目前正在进行25万吨级航道的相关工作也为工程提供了良好的外部条件。从自然条件和外部条件分析，本工程具备良好的建设条件，是可行29、的。LNG在国外始于上世纪三十年代初期，经过多年的发展，LNG生产、储运、利用等技术逐步完善配套，完成了从LNG工厂、运输、接收站到利用的一整套系统的技术应用。我国在二十世纪九十年代开始LNG的研发利用工作。广东大鹏、江苏如东、辽宁大连等地的LNG接收站相继已经投产且运行良好，LNG加气站也如雨后春笋般的在全国各地建成投用。目前，主要设备如低温储罐、换热器等，国内生产厂家已掌握了有关核心技术，可大批量生产。因此，本项目在技术上是具有充分保障的。LNG密度约为450470kg/m3，气化后的密度只有空气的一半左右，因此稍有泄漏即挥发扩散，LNG爆炸极限为515%，比汽油、柴油更难达到爆炸条件，L30、NG的燃点为645，比汽油的427和柴油的260燃点高很多，因此LNG更难引燃着火。我国在液化天然气的生产、贮存、运输、气化等方面的技术都已经成熟，LNG本身在安全上是可靠的。综上所述，本项目符合经济区的总体规划，可促进石化行业的发展；适应未来发展大趋势；服务经济区内的一系列化工项目，并完善液体化工品物流链，保证LNG的地区稳定供应。本项目的建设是十分必要的，也是非常迫切的。因此应该抓紧项目建设，尽快把项目建成投产具有重大的战略意义和经济效益。1.5 编制的原则1）认真贯彻“安全第一、环保优先、以人为本、经济适用”的方针，严格执行国家有关的方针、政策、法令、标准、规范。2）贯彻“实用、效益、环31、保”的指导思想，以提高经济效益为中心，采用各种有效措施，优化总体布局。3）采用先进适用的新技术、新材料和新工艺，选择高效可靠的设备，尽可能采用国产设备，降低工程投资，提高经济效益。4）平面布置在满足规范和生产要求的前提下，力求紧凑合理，节省占地。5）在确保安全生产的前提下，尽量简化工艺流程并做到工艺合理、安全、经济、高效运行。6）重视环境保护，采取有效措施防止环境污染。7）坚持技术安全、环境保护、工业安全卫生与主体工程三同时的原则。1.6 设计范围本工程设计范围主要包括码头、港池水域、接收站及加气站。主要设计内容包括：总平面布置、港池疏浚、站场工艺、水工建筑物、接收站、加气站以及给排水、消防、32、供电、辅助建筑物、环保、节能等配套设施的设计及投资估算等。1.7 遵循的法律、法规和主要标准规范主要执行的法律法规、标准、规范如下：序号标准、规范名称标准、规范代号1港口建设项目预可行性研究报告和工程可行性研究报告编制办法交规划发2009712号2中华人民共和国港口法2003.63中华人民共和国环境保护法4中华人民共和国海洋环境保护法5中华人民共和国节约能源法6建筑结构荷载规范GB50009-20017建筑地基基础设计规范GB50007-20028建筑抗震设计规范GB50011-20019职业病危害因素分类目录卫法监发200263号10混凝土结构耐久性设计规范GB/T50476-200811海33、港总平面设计规范JTJ211-9912海港总平面设计规范局部修订（设计船型尺度部分）JTJ211-9913石油化工码头装卸工艺设计规范JTS165-8-200714装卸油品码头防火设计规范JTJ237-9915海港水文规范JTJ213-9816高桩码头设计与施工规范JTS167-1-201017港口工程荷载规范JTS144-1-201018港口工程地基规范JTS147-1-201019港口工程桩基规范JTJ254-9820港口工程混凝土结构设计规范JTJ267-9821水运工程抗震设计规范JTJ225-9822港口工程质量检验评定标准JTJ221-9823港口设备安装工程技术规范JTJ280-34、200224港口工程环境保护设计规范JTS149-1-200725建筑设计防火规范GB50016-2006 26城镇燃气设计规范 GB50028-200627液化天然气的一般特性 GB/T19204-200328石油天然气工程设计防火规范GB50183-200429石油化工企业设计防火规范 GB50160-200830液化天然气(LNG)生产、储存和装运GB/T 20368-2006 31液化天然气设备与安装 陆上装置设计GB/T 22724-2008 32液化天然气接收站安全技术规程SY/T 6711-200833 液化天然气(LNG)汽车加气站设计与施工规范NB/T 1001-20113435、工业设备及管道绝热工程设计规范GB50264-9735低温绝热压力容器 GB18442-200136供配电系统设计规范 GB50052-200937建筑物防雷设计规范 GB50057-201038化工企业静电接地设计规程HG/T20675-1990 39建筑抗震设计规范GB50011-201040混凝土结构设计规范GB50010-201041采暖通风与空气调节设计规范GB50019-200342石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范 GB50493-200943自动化仪表选型设计规定HG/T 20507-200044信号报警、安全联锁系统设计规定HG/T 20511-200045仪表配管配36、线设计规定HG/T 20512-2000 46仪表供电设计规定HG/T 20509-200047工业企业厂界环境噪声排放标准GB12348-200848石油化工企业职业安全卫生设计规范SH3047-9349电力工程电缆设计规范GB50217-200750建筑物灭火器配置设计规范GB50140-2005 51辽宁省石化企业及油气储存供应场所消防安全管理暂行规定 辽公通（2011）19号52其它行业相关标准、规范1.8 主要结论xx沿海经济区LNG接收站和加气站工程符合经济区的总体规划，可促进LNG行业的发展；适应未来发展大趋势；服务经济区内的一系列石化项目，并完善石化物流链。本项目的建设是十分必37、要的，也是非常迫切的。因此应该抓紧项目建设，尽快把项目建成投产具有重大的战略意义和经济效益。1.8.1 建设地点及规模本工程位于辽东湾东北部，二界沟河口东岸，xx沿岸经济区规划的石化基地范围内石化岸线。建设LNG码头工程，码头泊位长600m。建设1座50000m3的LNG储罐1座以及配套的LNG卸船系统、LNG输送系统、LNG装车系统、火炬系统、BOG系统、氮气系统和压缩空气系统等。建设3座日加气量为2104m3的LNG汽车加气站。1.8.2 设计方案1.8.2.1 工艺流程来自低温船泵的 LNG 经过码头的 LNG 卸船臂及卸船管线，进入 LNG库区的LNG储罐。一部分BOG通过蒸发气送回船38、舱，以维持船舱压力平衡。另一部分 BOG通过蒸发气压缩机，压缩后并入再冷凝器后经升压汽化进入外输 NG管网系统。储罐压力高高产生的 BOG，通过打开去往火炬的紧急开关阀，将BOG释放入火炬系统，在火炬燃烧处理。LNG输送经储罐内设置的潜液泵，一部分通过 LNG 槽车站槽车装运外输；另一部分通过就近设置的LNG加气站，给LNG汽车加注LNG。1.8.2.2 总平面布置本方案码头连片式承台总长度600m，连片承台两侧各设置两个系缆墩，每个系缆墩尺寸为10m10m，系缆墩之间以及系缆墩和连片式承台之间采用人行钢桥连接。码头承台宽度均为25.0m，通过码头后方2座长57.3m，宽17.0m的引桥与陆域39、连接。码头上设置2个装卸作业点。按照规范要求，本工程码头泊位船舶与其它非液体化工船舶安全距离不小于150m，与石化船舶距离根据船型不同按规范选取。码头上设置控制楼和消防炮，并紧邻码头后侧布置机动车通道及车辆掉头区。工艺管线从码头后方主管廊通过引桥上的管廊进入码头，再通过布置于码头中部的工艺管廊接入码头2个装卸作业点。码头后方接收站部分分为储罐区、压缩区、公用工程区、计量区、装车区、火炬区和办公区。区域成块分布，消防道路将各区域间隔开。道路与建筑物之间布置绿化，绿化以草坪为主。1.8.2.3 供电照明本工程主要用电负荷为装卸臂、电动阀、登船梯、控制楼、综合办公楼、室内外照明设施、工艺设备、消防、40、控制设备等，用电设备的总装机容量约为3000kW，其中消防、控制设备及事故照明设施的容量约为350kW。消防、控制设备及事故照明为一级负荷，其他用电设备为二级负荷。初步拟定在码头引桥后方工作平台适当位置设置一座1#变电站和2#变电站，1#变电站进线电源由xx地区xx港变电站10kV馈线柜以放射式方式提供，2#变电站进线电源由1#变电站10kV馈线柜以放射式方式提供。变电站内均设置两台变压器，两台变压器同时工作，互为备用，变压器变压后为码头工艺设备、消防设备、控制设备、照明设施及辅助建筑等的用电设备提供220/380V 50Hz供电电源。1.8.2.4 给排水经计算，码头最高日用水量553m3/41、d（不含消防用水），最高时用水量60m3/h。生活用水用水量10m3/h，接开发区的给水管网，给水的水质、压力和流量满足设计要求。本工程排水采用雨污分流制。码头面和栈桥未被污染的雨水直接排入大海。装卸区、工艺区内含油初期雨水排入污水收集池，通过泄压舱水管运至后方陆域统一处理。生活污水经化粪池处理后，就近排污开发区统一的污排管道。1.8.2.5 消防本工程最大设计船型为50000DWT级，码头分级为一级。主要运输的货种为液体化工品和油品。码头危险性分类为甲B类。按要求采用固定式水冷却和泡沫（干粉）灭火方式。一次灭火最大所需用水量：2000m3，一次灭火最大所需泡沫原液量：6m3。码头、接收站设置42、固定式消防水炮并设置水幕或喷雾保护装置，喷嘴采用直流-水雾两用喷嘴，配备手提式及推车式干粉灭火设施。1.8.2.6 通信码头区调度及专用通信终端接入后方厂区调度通信系统。流动作业人员配备手持无线防爆对讲机，用于安全生产、巡视等需要。储罐系统、装车系统、电视监控系统等数据，传输到控制室，便于管理、保证安全运行。通信系统依托开发区的现有的通信设施。1.8.2.7 仪表控制本工程控制系统设计主要为LNG码头控制系统、LNG储罐系统、LNG装车系统、BOG系统、空压制氮系统、火炬系统、工艺管线的电动阀门的控制、工业电视监视系统(含边防和海事系统)、激光靠泊测速系统、工艺管线上的温度及压力检测、站场区域43、的可燃气体检测系统及消防控制系统等。本工程计算机管理系统依托陆域基地计算机信息管理系统。1.8.2.8 生产辅助建筑物根据需要，本工程设有控制楼、办公楼、高低压配电室、消防泵房、压缩机房、空压机间、制氮机间、营业室等生产辅助建筑。1.8.2.9 主要技术经济指标表1.8-1 主要技术指标表序号内容名称单位数量一建设规模1接收站建设规模104m35（储罐容积）2加气站建设规模104Nm3/d2（标态）二周转量1LNG年周转量104t/a20三消耗指标1电104kW.h/a170.752水104m3/a18.25四定员1总定员人100五占地面积1总占地面积亩350表1.8-2 主要经济指标表序号项44、目名称单位指标说明1项目报批总投资(含铺底全部流动资金)万元375411.1建设投资万元363071.2建设期利息万元8021.3流动资金万元14402营业收入(不含税)万元11050运营期平均3营业税金及附加万元132运营期平均4总成本费用万元7611运营期平均5利润总额万元3307运营期平均6所得税万元827运营期平均7税后利润万元2480运营期平均8财务盈利能力分析8.1财务内部收益率项目投资所得税前%15.26项目投资所得税后%12.05项目资本金%20.208.2财务净现值项目投资所得税前万元11232ic=10%项目投资所得税后万元4276ic=10%项目资本金(税后)万元400045、1ic=0%8.3项目投资回收期含建设期动态投资所得税后年13.658.4总投资收益率%108.5项目资本金净利润率%21.909清偿能力分析年9.1借款偿还期年10不含建设期10盈亏平衡点%61运营期平均1.8.3 项目实施综合考虑本工程外部条件的基础上，本工程总工期约为12个月。1.8.4 投资估算及资金筹措1.8.4.1 投资估算本工程总估算投资为：3.7541亿元 1.8.4.2 资金筹措方案本工程建设资金按照业主自筹30%，银行贷款70%。1.8.5 主要风险及对策从市场、工程技术、政策、社会环境、外部条件等方面分析，本工程风险较小。1.9 问题与建议（1） 本工程码头受外防波堤掩护46、，设计按照有掩护码头计算，需在本工程建成前完成外防波堤主体工程；（2） 建议尽快开展其它相关的研究工作，如海域使用论证、海上通航安全评价、环境评价、安全评价等。（3） 建议尽快与xx开发区或其它部门落实供水、供电、供热、通信等接口问题，并补充相关协议。（4） 建议尽快落实用地问题并补充相关协议。（5） 建议尽快补充LNG资源协议和下游用户的用气协议。第2章 自然条件和社会条件2.1 工程地理位置xx市地处松辽平原南部的辽河口三角洲中心，由于xx市处于沈山高速、盘海高速、沟海铁路交会处，交通便利，陆路东距鞍山98km，北距辽宁省省会沈阳155km，是东北地区的出海门户之一。本工程位于辽河口西侧，47、规划xx港海港港区工程西侧，xx沿海经济区石化基地码头区。本工程位置图2.1-1 工程位置图2.2 自然条件2.2.1 气象据营口气象站（N4018，E12205）1951年1980年30年和xx海洋站气象（N4047，E12157）观测资料统计，特征值如下：2.2.1.1 气温年平均气温 8.9 ；年平均最高气温 13.7；年平均最低气温 4.4；极端最高气温 35.3 (1958年7月20日)；极端最低气温 -27.3 (1957年1月20日)。2.2.1.2 降水年平均降水量 667.4 mm；一日最大降水量 218.5 mm(1975年7月31日)；日降水量25mm年平均降水日数 7d48、；日降水量50mm年平均降水日数 3d。2.2.1.3 风况根据xx海洋站19921994年3年的资料统计分析，年平均风速为5.8m/s左右。常风向为NNE，出现频率为12.8%，次常风向为SW，出现频率为10.4%，强风向为SSW、SW，最大风速为21m/s。7级以上大风日数年平均为19d。详见表3.2-1及图3.2-1xx海洋站风玫瑰图。xx海洋站风况统计表表2.2-1项目风向平均风速(m/s）最大风速(m/s）频率（%）N5.3177NNE6.51912.8NE5.2177.7ENE3.9154E3.261.4ESE3.3102SE3.4132SSE4.4152.7S6.1167.7SS49、W7.82121SW6.72110.4WSW5125.4W4.3102.7WNW4.8132.4NW4.9163.4NNW5.4155.4C2图2.2-1 xx海洋站风玫瑰图2.2.1.4 雾年平均雾日为15.5d。雾日多出现在冬季，约占全年67%。2.2.1.5 相对湿度春季是全年相对湿度最小的季节，相对湿度50%55%；夏季相对湿度最大，为85%90%；冬季相对湿度为50%60%；秋季为过渡状态，相对湿度为60%70%。2.2.1.6 雷暴年平均雷暴日为22.5d。2.2.2 水文2.2.2.1 潮汐及潮位（1） 基面关系四道沟水文站（北纬4038，东经12209）基面关系见图2.2-2：50、0.02m 1985国家高程基准 平均海面 2.00m 四道沟理论最低潮面图2.2-2 四道沟水文站基面关系图（2） 潮汐性质四道沟调和常数(HK1+HO1)/HM2=0.53，本港区潮型属不规则半日潮。（3） 潮位特征值据四道沟水文站19521972年和2003年资料统计（以四道沟理论最低潮面为基准面，以下同）主要潮位特征值如下：最高潮位5.20m（1956年9月4日）最低潮位-0.30m（1968年11月10日）平均高潮位3.32m平均低潮位0.64m平均海平面2.00m最大潮差4.46m平均潮差2.68m（4） 设计水位按照海港水文规范的相关规定，利用四道沟水文站2003年实测验潮资料计51、算得设计高、低水位；利用四道沟水文站19521972年实测年极值资料计算极端高、低水位，结算结果如下：设计高水位4.25m设计低水位0.19m极端高水位5.32m极端低水位-0.52m（5） 乘潮水位使用2003年四道沟水文站实测验潮资料：统计乘高潮历时2h、3h、4h不同保证率的乘潮水位见表2.2-2。 全年乘潮水位保证率表表2.2-2保证率(%)水位(m)延时(h) 7080859095乘潮二小时2.722.552.432.252.03乘潮三小时2.512.352.242.081.86乘潮四小时2.282.122.031.861.67考虑到我国北方海区冬季平均海面较低，统计冬三月乘潮水位见52、表2.2-3。冬季乘潮水位保证率表表2.2-3保证率(%)水位(m)延时(h)6070809095乘潮二小时2.612.452.241.931.73乘潮三小时2.392.272.021.831.56乘潮四小时2.152.051.801.631.272.2.2.2 波浪（1） 波况1992年4月8月间在盖州滩东南侧海区设立了1号和2号短期波浪观测站，其1号站位于N403934，E1215651，采用SBFI-I波浪仪。2号站位于N403734，E1215731，采用MAREX-5浮标。根据1号和2号站实测资料统计：常浪向为SSW，1号站出现频率为23.1%，2号站出现频率为19.3%。其次为SW53、向，出现频率分别为17.5和12.1%。强浪向为SSW向，在观测期间，波高小于0.5m的占总数的2/3左右，水深浅的1号站波高小于0.5m的出现频率为74.8%，水深较深的2号站波高小于0.5m的出现频率为68.1%。1号站波高大于1.0m的出现频率为3.7%，2号站出现频率为4.4%。详见1号站波高频率统计表2.2-4及波玫瑰图2.2-3。2号站波高频率统计表2.2-5及波玫瑰图2.2-4。单位：%1号站波高频率（）统计表表2.2-4 波高频率波向 0.4（m）0.50.9（m）1.01.4（m）1.51.9（m）N1.81.83.6NNE8.93.512.4NE6.10.86.9ENE3.54、53.5E1.41.4ESE2.02.0SE0.20.20.4SSE1.80.22.0S1.80.62.4SSW11.88.52.60.223.1SW12.24.50.817.5WSW5.70.86.5W3.33.3WNW1.20.21.4NW0.80.21.0NNW2.20.42.6C10.010.074.721.73.40.2100单位：%2号站波高频率（）统计表表2.2-5 波高频率波向 0.4（m）0.50.9（m）1.01.4（m）1.51.9（m）NNNE9.42.20.111.7NE5.40.25.6ENE2.60.53.1E1.00.21.2ESE1.10.11.2SE1.3055、.21.5SSE1.60.40.12.1S4.63.71.39.6SSW6.411.31.30.319.3SW6.64.41.112.1WSW5.81.90.38.0W3.80.54.3WNW3.50.13.6NW2.40.73.1NNW2.81.34.1C9.79.768.127.64.10.3100图2.2-3 1号测波站波高玫瑰图图2.2-4 2号测波站波高玫瑰图（2） 设计波浪采用海港水文规范小风区计算方法，计算港内SSW向50年一遇设计波浪要素如下。有掩护构筑物波浪要素表表2.2-7方向水位（m）重现期（年）H1 (m)H4 (m)H13 (m) (s)SSW5.32501.851.56、561.264.134.25501.831.541.254.130.19501.811.531.234.132.2.2.3 海流为了了解规划新港址海域的海流运动规律，在2006年9月10月间和2007年4月26日5月3日期间的大、中、小潮期间在规划新港址水域分别进行了同步10条和15条垂线的水文测验。水文观测站布置见图2.2-5和图2.2-6。图2.2-5 2006年水文观测站布置图图2.2-6 2007年水文观测站布置图（1） 海流性质本海区为正规半日潮，其（WO1+Wk1）/WM250击，主要成分为石英和长石,局部夹粘土团块，仅在H44孔有揭示，层厚5.3m，层底标高-33.4m。粉质粘土57、，褐灰色，硬塑状，标准贯入击数N=20击，含有机质，局部夹薄层粉砂，局部含大量腐殖质，层厚2.1m5.9m，平均层厚3.53m，层底标高-34.25m-37.80m。粉细砂，褐灰色，密实状，饱和，主要成分为石英和长石，该层未穿透，最大揭露厚度26.30m。2.2.4.3 土层物理力学性指标土层物理力学性指标统计表表2.2-9岩土编号岩土名称密度(g/cm3)含水量(%)孔隙比e液性指数IL塑性指数IP直剪压缩系数压缩模量标贯击数N内摩擦角q(度)(快剪)粘聚力Cq(kPa)(快剪)内摩擦角c(度)(固快)粘聚力Cc(kPa)(固快)(1/MPa)Es(MPa)粉土1.9528.30.7771.58、348.314.79.421.510.80.4044.7761淤泥质粉质粘土1.7844.31.2121.52141013.81.0052.23粉质粘土1.9132.10.8811.0311.49.611.214.617.50.5763.386粉细砂34中砂50粉质粘土1.9827.70.7570.4812.313.116.216.221.50.3535.620粉细砂50注：表中指标均为平均值。2.2.4.4 钻孔布置图2.2.4.5 地质剖面图2.2.4.6 承载力和桩参数建议值详见下表。承载力和桩基参数建议值表表2.2-10层号土层名称预制混凝土挤土桩容许承载力（kPa）桩极限侧摩阻力qs59、ik（kPa）桩极限端阻力qpk（kPa）粉土30/1淤泥质粉质粘土15/粉质粘土26/粉细砂80上层 下层40004800280中砂1307200/粉质粘土802600/粉细砂1206600/2.2.5 地震根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）xx地区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.10g。2.2.6 作业天数2.2.6.1 作业标准风：风速6级；降雨：日降雨量50mm；雾：能见度1km；波浪：横浪H41.2m，顺浪H41.5m，8s；冰：浮冰量8级，冰厚15cm。2.2.6.2 统计结果综合考虑码头年作业天数暂按310天计。2.3 社会条件2.3.1 行政区域xx市60、是1984年6月经国务院批准设立的省辖市。地处渤海之滨、辽河三角洲的中心地带，是辽宁省西部沿海的一座新兴石油化工城市，也是我国沿海对外开放城市之一。辖双台子、兴隆台区和盘山、大洼县。区域总面积4071平方公里。总人口124.4万。xx地势平坦，多水无山，四季分明，气候宜人，有着丰富的自然资源。地下蕴藏着的石油和天然气，现已累计探明石油地质储量19.5亿吨，天然气储量1612亿立方米。坐落在这里的全国第三大油田辽河油田，1999年产原油1430万吨、天然气11亿立方米。这里有充足的土地资源，现有耕地180万亩，其中水田150万亩，年产水稻8亿公斤左右，是辽宁省重要的商品粮基地和优质大米基地。2.61、3.2 经济情况xx市是辽宁省重要的石化基地，石化工业基础雄厚。目前已经形成了以石油、天然气开采为龙头，以化工、合成树脂、有机化工原材料生产为主的石化工业体系。xx市的农业综合开发不断向深层次推进，在大力发展优质米生产的同时，水产养殖业、畜牧业、蔬菜、水果、花卉种植业的水平也获得大幅度提高。2.3.3 交通状况xx建市初，境内仅有国、省干线3条，县级公路3条。乡村路几乎都是土路，晴天尘土飞，雨天烂泥塘，影响了xx的经济发展。建市后下了大力气，以国省干线为重点，城镇出口为龙头，大力发展县乡公路。现在县级以上公路总里程达到1419公里。高级、次高级路面所占总里程率居全省第一位；公路密度35.8公里62、/百平方公里，全省第2位。xx北站在盘山县甜水乡，在xx和沟帮子的交界处，该站是秦沈铁路客运专线上的一个火车站，位于xx市区与锦州北宁市（县级市）的沟帮子镇之间，在xx市境内，距离xx市区相对较远，距离沟帮子较近。由于这条铁路非常重要，是东北地区进出关的最便捷的客运通道，可以直达北京、沈阳等中心城市（沟海铁路电气化改造完成后可直通大连），且是我国目前建成的最高等级的铁路。 xx港位于辽河口内，建于1997年，经过10年的发展已经成为国家二类开放港口，现拥有3000吨级油品和杂品码头各1座，2000吨级浮趸油码头2座，形成以油品为主的小型综合地方性港口，年通过能力65万吨。2.4 外部配套条件263、.4.1 交通条件本工程位于xx港的西侧，xx港水上西距锦州港65海里，南距鲅鱼圈港区37海里，陆上距305国道（庄林公路）15公里。水路运输条件良好。2.4.2 供水、供电、通信本工程供水、供电、通信由石化基地项目进行供给。施工期的供水、供电由经济区协助解决。2.4.3 材料供应本工程所用建筑材料和地方材料可在当地进行采购，部分施工用钢桩等特殊材料可在临近地区进行采购，运至现场供施工使用。2.4.4 施工力量本工程区域临近鲅鱼圈，有常年驻港施工单位，施工机械和经验均较为丰富，同时，大连、秦皇岛等地区的优质施工单位同样可为本项目提供服务。这些良好的外部条件有利于本工程的实施，可采取招、投标方式64、，择优选择施工单位。2.5 用地及水域使用条件工程区域地处辽河口西岸，所在区域规划为石化基地码头岸线，不会对临近工程造成影响。本工程设计船型为100050000吨级油船，吃水较浅，满足“深水深用、浅水浅用”的原则。2.6 条件评价本工程位于xx沿海经济区内石化基地，所处海域为弱波海域，实测波高不大，经济区外防波堤工程的实施将使码头运营期间受风浪影响更小。码头位于港池顶部，基本不受海流、流冰和泥沙的直接影响，工程地质构造简单，无不良地质现象，具备建港口的基本条件。当地水陆域交通便利，水、电供应充足，材料供给方便，无征地拆迁问题。后方的经济区和邻近的xx、营口、锦州等港口可以为码头建设提供良好的依65、托条件。目前正在进行25万吨级航道的相关工作也为工程提供了良好的外部条件。从自然条件和外部条件分析，本工程具备良好的必要建设条件和基本建设条件。第3章 资源和市场3.1 资源LNG气源来自于国内外的LNG工厂，经船运到LNG码头后存储到LNG储罐中。辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司已经与国内外的LNG提供商有意向性的协议，能够保证LNG资源的稳定。3.2 市场分析3.2.1 LNG汽车需求量分析目前LNG汽车主要为公交车及物流重卡，根据各类公交车百公里耗油量、汽油及天然气热值、运距等折算成天然气用气量，确定用气量指标。根据辽宁省公交车目前运行的情况调查表明，辽宁省公交车使用0#柴油，平均每车每66、天运行100150km，每车每天耗油量约为24L。根据上述耗油数据，通过热值换算后，并结合其它城市天然气汽车的用量指标，确定辽宁省公交车的每车每天的用气量为40m3。根据辽宁省天然气专项规划的预测数据，辽宁省天然气公交车数量及用气量如下表所示。表3.2-1 辽宁省天然气公交车车数量及用气量预测表2015年2020年2030年公交车（辆）用气量（104Nm3/a）公交车（辆）用气量（104Nm3/a）公交车（辆）用气量（104Nm3/a）224301964925911302643008539532上表中的天然气汽车包含CNG和LNG公交车。目前LNG公交车由于受气源的限制，只在有限的几个城市中应67、用。随着大连LNG接收站的投产运行，气源充足、供应得到保障，LNG公交车以其安全、运距长、清洁及政策的扶持等优势，必将迅速得到推广和使用。根据上表的预测数据，暂按照10%的LNG汽车占有量估算LNG公交车的用气量，结果如下表所示。表3.2-2 辽宁省LNG公交车数量及用气量预测表2015年2020年2030年公交车（辆）用气量（104Nm3/a）公交车（辆）用气量（104Nm3/a）公交车（辆）用气量（104Nm3/a）224319652591302630093953由上表可以看出LNG公交车对LNG产品的需求量是比较大的。目前来看，在没有找到其它更好的清洁能源之前，LNG公交车替代传统燃料的68、公交车，是公交车发展的必然趋势之一，LNG公交车的占有率将会逐年增大，传统燃料的公交车逐渐成为备用车或慢慢被淘汰，城市公交车对LNG产品的需求前景非常广阔。3.2.2 LNG汽车与其它燃料汽车竞争力分析随着全球汽车产业的高速发展，与之俱来的汽车尾气问题也成为困扰各国政府的难题，它已经成为地球温度上升、人类生存环境恶化的“头号杀手”。据世界资源研究所和中国环境监测总站测算，全球10个大气污染最严重的城市中，中国占据7个，而汽车尾气排放则是这些城市污染的首要来源。出租车、公交车以及物流重型卡车主要以汽油和柴油为燃料，而燃油燃烧产生的汽车尾气含有大量的CO、NOx、HC等有害气体。据统计，汽车尾气所69、造成的污染占大气污染的5060%，汽车尾气污染被公认为是全球性的公害之一。因此，降低汽车尾气排放，改善大气环境，已成为迫在眉睫的任务。解决汽车尾气污染的根本办法是改善汽车燃料的种类和成分，选用替代汽、柴油的清洁燃料。天然气作为汽车燃料，以其价廉、安全、清洁、资源可靠等特点成为目前首选的清洁汽车燃料，推广天然气汽车是解决城市大气污染的有效方法。大量试验表明，天然气汽车与燃油汽车相比，尾气中的非甲烷HC下降90%左右，CO下降2080%左右，NOX下降4060%左右，CO2下降20%左右，基本不含铅、硫化物以及苯类等有害物质，不存在形成光化学污染的危险，与柴油车相比，可基本消除微小颗粒物（黑烟）的70、排放。因此，LNG是一种极为绿色的清洁能源。其次，LNG具有安全特性。现实中，LNG甚至可以熄灭点燃的香烟，因为它是不容易被点燃的。LNG的自燃点温度一般在650以上，而汽油为427，前者比后者高200以上，说明天然气不像汽油那样容易着火。其次，天然气在空气中燃烧时的体积界限为5%15%，而汽油是1%7%，即大气中有1%的汽油浓度就可能着火甚至爆炸。加之LNG具有快速挥发的特性，更不容易引发爆炸。可见， LNG具有较高的安全特性。同时，LNG还具有燃料经济性好、维护保养费用低、动力性优良、燃料加注时间短、续航里程长等优点。随着石油价格呈现上升趋势，环保压力加大，国家大力提倡推广清洁能源、替代能71、源和新能源。一些地区推广使用LPG(液化石油气)、CNG(压缩天然气)做燃料。LPG虽然在理论上比汽油更环保，但比不上LNG的环保性和经济性。随着国内众多的LNG接收站和液化工厂的建立，LNG有很充足的来源，而且燃烧更充分，污染小，LNG在环保性、经济性上都优于LPG。LNG比人们熟悉的CNG有更多优势。LNG使用的是液化之后的天然气，进行了脱氧、脱硫、脱水和除二氧化碳等净化处理，纯度比压缩天然气更高，燃烧后的有害物排放量更低。其次，LNG系统携带燃料的能量密度更大，行驶里程长，运输加注更为便捷。同体积下的实际储存量远大于CNG，由于不用携带大量壁厚的高压气瓶，有效降低了车辆自重，也节省了车内72、空间。目前，国家实施油气价格联动机制，天然气的价格是汽油的70%左右，在经济上优势比较明显。综上，LNG相对于其它燃料在安全、经济、环保等方面，竞争力优势显著。3.2.3 LNG汽车与电动汽车竞争力分析随着节能与新能源汽车产业发展规划的即将出台，以纯电动车为主的新能源汽车的战略发展时机已经到来。目前国内电动车的整体水平是具备一定研发产业化基础，通过近10年的自主研发和示范运行，在动力电池、驱动电机、电子控制和系统集成等关键领域取得明显进步。但是与国际先进水平相比，我国的单车能耗水平仍然偏高，汽车节能核心技术尚未完全掌握，汽车产品结构也有待于进一步调整、优化。产业化和市场化仍面临着产品成本较高、73、社会配套体系不完善等诸多挑战。只有电动汽车的经济性、市场性和实用性全部解决，纯电动汽车的销量才可能被带动起来，但目前条件仍未成熟。天然气汽车在世界上已有70多年的历史。20世纪20年代末、30年代初，意大利人为解决车用汽油短缺问题，率先开发了常压囊式天然气汽车和CNG汽车。到20世纪80年代，由于石油危机加重，改善环境的呼声日渐高涨和压缩机技术的不断进步，天然气汽车获得较快发展。根据世界燃气汽车协会的最新统计，截止到2008年3月，全世界天然气汽车总量超过850万辆，近几年天然气汽车的年均增长率超过30%；天然气加气站则超过了12000座。值得注意的是，近几年亚太地区的天然气汽车亦发展迅速，274、0002007年年均增长50%，其中巴基斯坦、印度、伊朗的天然气汽车保有量分别达到165万辆、82万辆和73万辆。1999年，我国启动了“空气净化工程清洁汽车行动”，由原国家科委牵头，联合原国家计委、国家环保总局、建设部等13个部委成立了全国清洁汽车行动协调领导小组，随后启动了北京、上海、重庆、四川等12个示范城市和地区，2005年示范城市和地区扩大到19个。2006年，国家再次启动“节能与新能源汽车”高科技计划，继续强力推进天然气汽车发展的进程。中国的天然气汽车进入了快速发展期。截至2007年底，全国已有30个省市自治区的80多个城市推广天然气汽车。其中16个重点推广城市(地区)共发展天然气75、汽车26.5万辆，比2006年增长近8万辆；建成天然气加气站555座，比2006年增加75座。作为天然气汽车的一种，液化天然气汽车近年来也得到一定发展。现今采用高压直喷技术的液化天然气载重卡车已投入商业运营，该车总载质量为45t，配备2个680L的LNG储存箱，可连续行驶800km。我国一些城市和相关厂商自2003年始，也在进行液化天然气汽车及配件的开发，目前国内整车生产已成熟，中国重汽、陕西重汽、东风二汽、宇通客车、中通客车、金龙、黄海客车等大多数汽车厂家的LNG整车均已上国家产品名录，潍柴、济柴、玉柴、上柴、东风均有成熟LNG发动机产品。北京、乌鲁木齐、长沙、贵阳、杭州、深圳、海口、张家港76、等城市已有LNG汽车在城市公交车领域的示范应用。可以看出，电动汽车的普及应用，还需技术的突破、成本的控制、配套设施的完善及政策上的大力扶持，这些问题的解决之后，才是电动汽车推广和发展的最佳时机。LNG汽车从技术上不存在发展的瓶颈，关键技术我们已经掌握，价格合理，配套设施目前日趋完善，国家在政策上给予支持，因此，LNG汽车的应用更适合目前我国发展的阶段，更符合国家节能减排的政策，也能为企业带来一定的经济效益。3.2.4 小区用气的需求分析省内的一些地区用气量相对较小，一般不具备管道天然气气源条件。理所当然，LNG将成为这些地区天然气气化的首选气源。根据辽宁省天然气专项规划的预测数据，辽宁省内市县77、人口数量及用气量如下表所示。表3.2-3 辽宁省内市县人口数量及用气量预测表2015年2020年2030年人口（万人）用气量（104Nm3/a）人口（万人）用气量（104Nm3/a）人口（万人）用气量（104Nm3/a）2236.9131452.92389.8149958.62693.3171290.4根据上表的预测数据，暂按照用气量中有5%是LNG气化为小区供气，则估算的用气量如下表所示。表3.2-4 辽宁省内市县小区LNG用气量预测表2015年2020年2030年用气量（104Nm3/a）用气量（104Nm3/a）用气量（104Nm3/a）6572.657497.938564.52由上表可78、以看出，城市居民小区用户对天然气的需求量是很大的。目前，城市小区的居民主要用LPG（液化石油气）做为燃料。按照标准的3口之家，每月平均用1罐液化石油气，价格大约100元/罐，天然气的用量估算为每户每月用20m3，天然气的价格约4元/m3，则使用天然气要比使用LPG每月节省20元。辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司通过与省内的部分燃气公司接触，燃气公司有意向将LNG引入目前尚不具备管道天然气气源条件的城市居民用户，这部分的潜在市场也是相当大的。3.2.5 工业用户的需求分析管道天然气不能到达的地区的工业用户或者消耗量大的汽柴油为燃料的工业用户，也有意利用LNG作为燃料和原料，解决工业生产中的燃料、79、原料的资源短缺、生产成本过高及环境污染问题，促进企业的长远发展。根据辽宁省天然气专项规划的预测数据，辽宁省内一般工业用户和大型工业用户的用气量如下表所示。表3.2-5 辽宁省内一般工业用户和大型工业用户用气量预测表2015年2020年2030年一般工业用户用气量（104Nm3/a）大型工业用户用气量（108Nm3/a）一般工业用户用气量（104Nm3/a）大型工业用户用气量（108Nm3/a）一般工业用户用气量（104Nm3/a）大型工业用户用气量（108Nm3/a）90456.1128.4133061.4202.9171290.4295.3根据上表的预测数据，暂按照用气量中有2%是LNG作为80、燃料和原料，则估算的用气量如下表所示。表3.2-6 辽宁省内一般工业用户和大型工业用户LNG用气量预测表2015年2020年2030年一般工业用户用气量（104Nm3/a）大型工业用户用气量（108Nm3/a）一般工业用户用气量（104Nm3/a）大型工业用户用气量（108Nm3/a）一般工业用户用气量（104Nm3/a）大型工业用户用气量（108Nm3/a）1809.12.5682661.24.0583425.85.906由上表可以看出，潜在的工业用户对天然气的需求量是很大的。辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司目前已经同省内的部分工业用户接触，其中有40余家有意向使用LNG，这部分工业用户也是81、LNG产品供应的主要用户。鉴于此，辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司，将积极对LNG接收站和加气站进行研究，拟在xx市境内建设储量为5104Nm3的接收站，作为LNG气源的有效补充和双气源保证，来解决各级政府和公司对气源供应的后顾之忧。综上，从市场分析可见，LNG产品有着非常大的市场需求空间。第4章 工艺设计4.1 概述4.1.1 建设规模（1）本工程 LNG 周转能力：设计周转能力为20万吨/年。储存能力为：总储存能力5万m3，1台50000 m3常压低温、吊顶单包容双壁金属罐。输出方式主要为低温 LNG 装车、装船输出。 表 2.1-1库容分配及年周转量名称罐容积104m3数量(个)总库容182、04m3周转能力（万吨/年）LNG51520注1.按照4台装车臂同时装车，每台装车臂最大流量90 m3/h(组分密度 450 kg / m3。)，装车系数 0.75，每天装车时间8小时。注2.表中周转能力为根据装车臂数量及装车时间计算的年周转能力。（2）外输能力：液化天然气（LNG）外输能力：20万吨/年（3）年操作时数 8000 小时4.1.2 设计能力：（1）卸船能力：4400m3/h（最大）（2）储存能力：1台 50000m3常压低温吊顶单包容双壁金属罐（3）槽车站装车能力：4台装车槽车装车臂，同时最大装车能力4台，每台正常装车流量50m3/h。 单台最大装车流量 90m3/h。4.1.83、3 工艺单元组成表 4.1-1 接收站工艺单元组成序号单元名称规格备注1LNG 低温罐区1台 50000m3常压低温罐2LNG 压缩区2台BOG 压缩机3LNG 装车区6 台 LNG 全地衡汽车装车位4计量区2套计量装置5火炬区1座高架火炬6辅助生产区2套空压系统及2套制氮系统7码头2 台 12 吋液相卸船臂；1 台 12 吋 回气臂等；1 台 10 吋液相装船臂表 4.1-2 加气站工艺单元组成序号单元名称规格备注1LNG 低温罐区1台 50m3低温罐1台低温泵撬2LNG 装车区2 台加液机3空压系统1台空压机及1个氮气瓶4放空区1台放空管4.1.4 设计分工工艺系统设计主要包括 LNG 卸84、船设施，储存设施，装车、装船设施，BOG压缩设施等。4.1.5 设计船型/槽车规格及主要参数：（1）LNG 低温常压运输船规格： 船型常压贮存式容积3.58.2104m3（2）LNG 汽车运输槽车规格：槽车容积4050m3 LNG目前国内用于 LNG 运输的低温液体槽车主要是高真空多层缠绕绝热半挂槽车。槽车设计压力 0.8MPaG，操作压力0.3MPaG。4.2 LNG 接收站的操作模式 根据输入原料和输出产品的状况，接收站的操作可分为以下几种模式：（1）无卸船和零输出操作 此模式为非常规模式，多出现在项目建成初期，市场没有完全成熟阶段。此操作模式下码头循环管线和零输出管线中LNG返回储罐，低85、温管线和低温储罐产生的蒸发气经压缩机压缩后用外输。（2）无卸船，正常输出操作LNG将按需求量通过泵输送装车外运，少量的 LNG 循环来保持卸船总管的冷状态。 当外输气量很大造成 LNG储罐压力过低时，将从天然气输出总管上返回少量气体到 LNG储罐来保持压力平衡。（3）卸船，正常输出操作LNG 循环将停止，并根据 LNG 的密度决定从 LNG 储罐的上部或下部进料。（4）卸船，无外输操作 在无外输操作时，不安排卸船。如果在卸船期间，接收站的外输停止，尽量停止卸船或降低卸船速率，以防止大量蒸发气不能压缩外输而排放到火炬。4.3 公用工程规格及消耗量表 4.3-1公用工程消耗量表序 号名称规格单位消86、耗量备注温度压力MPaG正常最大1消防水常温0.3m3/h20002仪表空气常温0.40.7Nm3/h450连续3工厂空气常温0.6Nm3/h600间歇4新鲜水常温0.4m3/h60间歇5氮气常温0.6Nm3/h250连续6电kW30004.4 设计原则4.4.1 工艺技术路线选择原则LNG 接收站工艺方案可分为直接输出式和增压外输两种，根据输气管网终端用户压力要求不同，而选择不同的方案。4.4.2 主要工艺设备配置原则（1）卸船设施接收站本工程设计船型为40,000m3的LNG运输船。接收站码头的接卸设施可在 10小时内卸完1条40,000m3的LNG运输船。接卸设施主要包括：2台12”卸船87、臂，单台能力约为 2200m3/h1台12”气相返回臂，能力约为 4400m3/h（2）储存设施设计储存设施的设计容量为按 1个罐罐容为可卸 40,000m3液化天然气运输船船容。即：建设1座有效容积 50000m3（此容积含储罐低低液位所包含的死体积液位）的单包容式双壁金属储罐。（3）输出系统LNG 液体输送规模：最大360m3/h；LNG 槽车的外输按照20万吨/年考虑。（4）LNG 罐内LNG输送泵LNG 输送泵的设计能力在标准范围内尽量选用单台能力足够大，以减少泵的总数量，从而降低投资，同时考虑与气化器的匹配关系及接收站的操作运行简单化，每台泵的能力大约为 200m3/h。根据上述设计88、规模，配备2台低压输送泵，其中 1 台备用；高峰时，2台同时运行。（5）BOG 压缩机根据卸船同时装车的工况为最大BOG工况，选择配备 2 台 BOG 压缩机，每台压缩机设计能力为 1500Nm3/h。（6）LNG 槽车装车站LNG 装车能力：20万吨/年。设置4个装车位。（7） 公用工程单元设置仪表空气、工厂空气、氮气、饮用水、含油废水、生活污水处理系统等配套工程设施。4.5 设计方案LNG 的储存，按照储罐的安装形式不同，分为地上、半地下、地下三种形式。 地下储罐比地上储罐具有更好的抗震性和安全性，不易受到空中物体的撞击，不会受到风荷载的影响，占地小。但是地下储罐的罐底应位于海平面及地下水89、位以上，事先需要进行详细的地质勘察，且地下储罐的施工周期较长，投资较高。故本项目采用地上罐形式。通常地上储罐有全包容式混凝土顶储罐（简称 FCCR）和单包容式双壁金属储罐两种形式。全包容式混凝土顶储罐（简称 FCCR），内罐采用 9%Ni 钢，外罐是混凝土材料建成。 为有效控制 LNG 泄漏，所有与罐体连接的管道，包括进料和出料的管线都从罐顶连接。单包容式双壁金属储罐，内罐主要材质为低温钢（或奥氏体不锈钢），外罐材料为16MnDR。 依据国内外成熟的LNG低温储存技术、本项目的储存要求和特点以及厂址的地理环境，采用了造价比较低、可靠的常压低温、吊顶单包容双壁金属罐，从而降低了投资。 由于单包容90、式贮罐的最大操作压力较低。在卸船操作时，需设置返回气风机加压。 本项目建成后除槽车外输提供 LNG 外，还可提供电厂及燃气管网的天然气用气，综合输送方式，采用 BOG 压缩直接输出，输送至燃气管网系统。4.6 工艺技术路线特点本工程采用单包容式双壁金属储罐低温常压储存 LNG、BOG 压缩直接输出、LNG 槽车直接低温输出、加气站给LNG汽车加气工艺，其工艺技术路线流程短，输送控制操作灵活，安全可靠，投资省。4.7 工艺流程描述来自低温船泵的LNG经过码头的LNG卸船臂及卸船管线，进入 LNG 库区的 LNG 储罐。一部分 BOG 通过蒸发气送回船舱，以维持船舱压力平衡。另一部分 BOG 通过91、蒸发气压缩机，压缩后进入外输管网系统。储罐压力高高产生的 BOG，通过打开去往火炬的紧急开关阀，将 BOG 释放入火炬系统，在火炬燃烧处理。LNG 输送经储罐内设置的潜液泵，通过 LNG 槽车站槽车装运外输。天然气通过计量站分析计量后外送。4.7.1 卸船系统码头工程设计为可停靠的 LNG 运输船。设计船型为 40,000m3的 LNG 运输船。码头的接卸设施可在10小时内卸完 1 条 40,000m3 的 LNG 运输船。设有 2 台 12” 卸船臂和 1 台气相返回臂，卸船流量为 4400m3/h。当气相返回臂由于故障而不能使用时，1台液体卸船臂将可用作气相返回臂，卸船操作还可在较低的流速92、下完成，不需将蒸发气排放至火炬系统。LNG 运输船到达卸船码头后，LNG 由运输船上的输送泵，经过 LNG 卸船臂及卸船总管输送到 LNG 储罐中。LNG 进入储罐后置换出的蒸发气，通过一根返回气管道，经气相返回臂，回到运输船的 LNG 船舱中，以保持卸船系统的压力平衡。在卸船期间，LNG 储罐的操作压力略高于LNG 运输船的操作压力。在卸船完成后，LNG 运输船脱离前，用氮气从卸船臂顶部开始吹扫，将卸船臂内的 LNG 分别压送回船内和 LNG 卸船总管。在无卸船的期间，LNG 经 LNG 储罐内的潜液泵抽出，通过一根从 LNG 输出总管来的循环管线以小流量经卸船管线循环，以保持LNG卸船管线93、处于冷态备用。循环的 LNG 主要部分返回到去气化器的 LNG 输出总管，其余部分通过 LNG 卸船总管经 LNG 储罐顶部和底部进料阀的旁路回到LNG 储罐。循环流量通过一个调节阀控制。正常的循环流量依据使卸船总管内 LNG 温度升高不超过4的原则来确定。限制循环的 LNG 温度升高，目的是保持 LNG 卸船总管处于冷态，防止卸船操作开始的时候，热的 LNG 进入储罐时发生高闪现象。在卸船操作时，停止卸船管线的循环。循环流量在每次卸船操作后需要重新确定。 在栈桥上游与下游分界处，LNG 液相管线和气相管线都设有切断阀。在紧急情况下，关闭切断阀实现码头和库区的隔离。位于码头的热膨胀阀的排放管线94、汇集于一根收集管线，送回储罐。超压时，过量的蒸发气通过收集管线上的安全阀在安全的海域就地排放以保护设备。4.7.2 LNG 储存系统设置1座LNG储罐，有效工作容积为 45,000m3。本工程储罐为单包容式双壁金属储罐，内罐主要材质为 S30408，外罐材料为 16MnDR。为有效控制 LNG 泄漏，所有与罐体连接的管道，包括进料和出料的管线都从罐顶连接。 每座 LNG 储罐配备两根进料管线，可以顶部进料，也可通过内部插入管底部进料。进料方式取决于 LNG 运输船待卸的LNG与储罐内已有LNG的密度差。若船载LNG比储罐内LNG比重大，则船载的 LNG 从储罐顶部进入，反之，船载 LNG 从储95、罐底部进入。这样可有效防止储罐内 LNG 出现分层、翻滚现象。操作员可以通过操控顶部和底部的进料阀来调节 LNG顶部和底部进料的比例。在进料总管上设置切断阀，可在紧急情况时隔离 LNG 储罐与进料管线。 储罐内顶部设有环状喷嘴，与卸船管线相连，可以在储罐充装 LNG 之前，用少量 LNG 对储罐进行预冷，以避免储罐在充装时温度急剧变化导致过高的应力和 LNG 的大量蒸发气化。每个 LNG 储罐都设有连续的罐内液位、温度和密度安全监测系统，并设有气相压力监 测系统。一根气相管线，与蒸发气总管相连，用于输送储罐内产生的蒸发气和卸船期间置换的气体。储罐的绝对压力是通过蒸发气压缩机压缩回收储罐内产生的96、蒸发气来控制的。在两次卸船操作之间，储罐的操作压力应维持在低压状态（37kPag），以便在压力控制系统发生故障时，为储罐操作留有安全的缓冲余量。在卸船操作期间，储罐的压力将升 高，储罐处于高压操作状态, 使储罐蒸发气量更小。如果有大量蒸发气产生，压缩机不能处理时或者大气压变化较快时，设置安全阀或破 真空阀保护储罐，防止超压或负压工况出现。排放过量的蒸发气至火炬系统是储罐的第一级超压保护：在 LNG 储罐压力达到13.4kPaG 时，压力控制阀起跳，蒸发气将直接排放到火炬总管。每座储罐还配备安全阀， 是储罐的第二级超压保护，安全阀的设定压力为储罐的设计压力14.7kPaG，超压气体通过 安装在罐97、顶的安全阀直接排入大气。由于大气压快速增加导致储罐压力较低时，来自外输天然气总管的气输送至 BOG总管，维持储罐内压力稳定；如果补充的气不足以维持储罐的压力在正常范围内， 空气通过安装在储罐上的真空安全阀进入罐内，维持储罐压力正常。LNG 通过储罐内潜液输送泵从储罐内抽出并送到下游装置。LNG 潜液泵，安装在储罐 的泵井中，储罐中均设有 3个泵井。举例：3 台 LNG 潜液输送泵，其中1台为备用泵。最大输送量时全部为正常使用，满足接收站的天然气送出和 LNG 装车的峰值要求。潜液输送泵以恒定的转速运行。泵的操作流量由下述因素决定：安装在气化器进料管线的流量调节阀； 安装在气化器出口的温度控制，98、调节流量控制阀开度；LNG 槽车装车站的需求。潜液输送泵的开停由操作员根据接收站的总输出气量和 LNG 装车站的需求量而确定。 在每台泵的出口管线上装有电动阀，其作用是调节各运行泵的出口在相同流量下工作和紧急情况时切断输出。为保护泵，在每台泵的出口管线上同时安装有最小流量调节阀，该最小流量管线也可用于罐内 LNG 的混合以防止出现分层、翻滚现象。 每座储罐的出口管线上安装切断阀，其作用是隔离输送泵与 LNG 输送总管。同时在紧急情况时隔离储罐与 LNG 出口管线，并可用于输送泵出口管线的检修操作。4.7.3 蒸发气处理系统蒸发气(以下简称 BOG)的产生，会导致储罐内的压力增加。BOG 的产生99、主要是由于外界能量的输入造成，及 LNG注入储罐时造成罐内 LNG 体积的变化。蒸发气压缩机的作用是处理过量的 BOG，维持储罐内压力的恒定，储罐压力高于12.5kPaG 时，开启压缩机进行BOG压缩。蒸发气压缩机将BOG压缩到一定的压力后外输。蒸发气压缩机的能力以卸船操作时 BOG 的最大量进行考虑，设置 2 台相同能力的蒸发气压缩机。采用低温往复式压缩机，可通过逐级调节来实现流量控制。蒸发气压缩机的开车/停车由操作员控制。其操作工况（0-50%-100%）通过储罐的压力来调节。如果 BOG 流量高于压缩机处理能力，储罐和蒸发气总管的压力将升高，当压力超过压力控制阀的设定值时，过量的蒸发气将100、排至火炬燃烧无卸船，正常输出状态下，蒸发气压缩机仅 1 台工作，足以处理产生的蒸发气；卸船时，蒸发气量是不卸船时的数倍，需要 2 台压缩机同时工作。输出气量对蒸发气压缩机并无严格需求，因此无须设置备用。常规维修在两次卸船期间进行，需要长时间维修可降低卸船速率，或将过量蒸发气排放到火炬系统。4.7.4 LNG输出系统LNG 输出系统分别为 LNG 低压槽车装车外输（装船）系统和天然气管网输出系统。LNG 低压槽车装车外输（装船）系统，由 LNG 储罐内置 LNG 低压输出泵管道分别输出到装船装车区，设置装车臂装车和装船臂装船系统。在气化器的入口 LNG 管线上设有流量调节阀，用以控制气化器出口气101、体的温度和天然气输出总管的压力。气化器根据以下原则设定流量：操作员根据用户需气量确定气化器的流量 通过设在外输线首站的输出流量调节器或输出压力调节器来调节气化器运行流量。调节器可以平均分配操作中的每台气化器的流量。 当外输气体出口温度太低时，可通过气化器外输系统温度控制，减小入口 LNG 流量。LNG 入口管线和 NG 出口管线上分别安装一个切断阀，在紧急工况或维修期间可切断每 台气化器。每台气化器还设有一个安全阀，超压时可将过量的气体排放至大气。4.7.5 计量单元在外输线首站内，安装两套计量、分析及稳压系统，用于计量、分析和控制外输线首站送出至外输线总管的天然气的数量和质量。4.7.6 L102、NG 槽车装车系统LNG 槽车装车系统建设 6 个装车泊位及其配套的装车设施，其中 4个可同时装车，2 个准备。每个装车位设有 1 台液体装料臂和 1 台气相返回臂及其配套的就地控制系统。在槽车装车站采用全地衡装车控制方式，设有就地控制盘以监控装车作业。就地控制盘安装在离装车点较近却安全的位置。槽车装车作业完全实行现场管理，但其现场状态信息将返回到控制室。装车时，槽车停于地衡上，装车量根据槽车质量而定。4.7.7 火炬系统 火炬用于处理蒸发气总管超压排放的低压气体。在火炬的上游低点位置设有火炬分液罐，火炬分液罐设置电加热器，其目的是使排放 到分液罐的蒸发气所携带的液体充分分离和气化。为防止空气103、进入火炬系统，在火炬总管尾端连续通以低流量燃料气或氮气，以维持火炬系统微正压。4.7.8加气站卸车流程 将LNG由槽车转移至LNG储罐内主要有3种方式：卸车增压器卸车、LNG泵卸车、卸车增压器和泵联合卸车。 1、卸车增压器卸车：将槽车中的LNG经过卸车增压器汽化，气相返回到槽车给槽车增压卸车。此方法优点是完全采用空气的能量，不耗费电能，工艺流程相对简单；缺点是卸车速度比较慢，尤其是冬季室外温度较低时尤为明显。2、LNG泵卸车：槽车中的LNG直接用潜液泵卸车。此方法优点是卸车时间较短，工艺流程相对简单；缺点是耗费大量的电能，启动前需要对泵进行预冷，要防止泵产生气蚀。 3、卸车增压器和泵联合卸车：104、卸车开始时采用增压器卸车，当后期卸车过慢或冬季不适于采用增压器卸车时，采用潜液泵卸车。此方法用优点是卸车时间比单独用卸车增压器卸车时间短，耗费的电能比单独用泵卸车要少；缺点是工艺流程复杂，要耗费电能，启动前需要对泵进行预冷，要防止泵产生气蚀。 本项目主要采取第3种方式卸车， 则卸车流程为： LNG槽车卸车增压器（LNG泵撬）LNG储罐。 4.7.9加气站加气流程 储罐内LNG由LNG泵抽出，通过LNG加气机向汽车加气，流程为：LNG储罐LNG泵加气机LNG汽车。 4.7.10加气站泄压流程 当储罐压力大于设定值时，安全阀打开，释放储罐中的气体，降低压力，以保证储罐的安全。放空气体需经过EAG加105、热器升温后再泄放。4.7.11加气站仪表风流程 空气经空气压缩机加压到0.7MPa（G），经过高效除油器、无热再生式空气干燥器和高效过滤器后，进入净化压缩空气储罐进行储存及缓冲，经管线输送到用气点。当空压机出现问题时，备用的氮气瓶内的高压氮气经过减压阀减压至0.7MPa（G），后进入空气储罐，经管线输送到用气点。第5章 总平面布置5.1 总平面布置原则（1） 总平面布置应与总体布局规划相协调，注意工程建设的近远期结合，并留有发展余地；（2） 码头布置充分考虑船舶缆绳长度和角度，以确保船舶系泊的安全；（3） 码头岸线按照靠泊1艘50000吨级油船或化工船同时兼顾2艘5000吨级化工品船或油船进行106、布置；（4） 防止油品码头对周围环境的污染，切实做好码头环境保护；（5） 在满足使用要求及作业安全的前提下，平面布置贯彻科学、经济、合理的原则，尽量节省投资。（6） 遵循设计规范，工艺流程合理，功能分区明确；（7） 结合场地地形条件，布置集中紧凑，减少占地面积；（8） 合理确定场地标高，减少场地平整土石方工程；（9） 内外交通合理通畅，满足交通、运输和维修的要求；（10） 公用系统管线、电力线、道路连接顺畅短捷，方便线路进出；（11） 满足抗震、消防、防沙、防风、防腐要求。5.2 总平面布置与规划、相邻工程的关系5.2.1 岸线规划根据xxxx沿岸经济区的整体规划，本工程位于辽东湾东北部，二界107、沟河口东岸，规划的石化基地范围内，规划为石化岸线。5.2.2 相邻工程本工程为xxxx沿海经济区石化基地港池顶部岸线的50000DWT石化码头，码头自东南向西北顺岸布置，后方为规划的化工区。港池两侧岸线暂无其他工程。5.3 总平面布置方案本方案码头连片式承台总长度600m，连片承台两侧各设置两个系缆墩，每个系缆墩尺寸为10m10m，系缆墩之间以及系缆墩和连片式承台之间采用人行钢桥连接。码头承台宽度均为25.0m，通过码头后方2座长57.3m，宽17.0m的引桥与陆域连接。码头上设置2个装卸作业点。按照规范要求，本工程码头泊位船舶与其它非液体化工船舶安全距离不小于150m，与石化船舶距离根据船型108、不同按规范选取。码头上设置控制楼和消防炮，并紧邻码头后侧布置机动车通道及车辆掉头区。工艺管线从码头后方主管廊通过引桥上的管廊进入码头，再通过布置于码头中部的工艺管廊接入码头2个装卸作业点。码头后方接收站部分分为储罐区、压缩区、公用工程区、计量区、装车区、火炬区和办公区。区域成块分布，消防道路将各区域间隔开。道路与建筑物之间布置绿化，绿化以草坪为主。本工程占地面积约 350 亩。第6章 公用工程6.1 供电、照明6.1.1 供电电源本工程电源引自xx地区xx港变电站（由业主与当地供电部门协商确定），为本工程提供10kV双重电源，电源以电缆线路引至码头引桥根部后方1#变电站（10/0.4kV）。双109、重电源，同时工作，互为热备用。码头设计范围内的所有动力及照明设备的电源电压均为220/380V 50Hz。本设计不包含港外两回路专用10kV电源进线。6.1.2 供电方案初步拟定在码头引桥后方工作平台适当位置设置一座1#变电站和2#变电站，1#变电站进线电源由xx地区xx港变电站10kV馈线柜以放射式方式提供，2#变电站进线电源由1#变电站10kV馈线柜以放射式方式提供。变电站内均设置两台变压器，两台变压器同时工作，互为备用，变压器变压后为码头工艺设备、消防设备、控制设备、照明设施及辅助建筑等的用电设备提供220/380V 50Hz供电电源。 所有线路均采用电缆线路，电缆采用阻燃或耐火型铜芯交110、联聚乙烯绝缘钢带铠装聚氯乙烯护套电力电缆。电力电缆采用电缆沿电缆桥架、穿镀锌保护钢管埋地方式敷设，港区外电力电缆的敷设由厂区统一考虑。6.1.3 用电负荷及设备选择6.1.3.1 用电负荷本工程主要用电负荷为装卸臂、电动阀、登船梯、控制楼、综合办公楼、室内外照明设施以及消防、控制设备等，用电设备的总装机容量约为3000kW，其中消防、控制设备及事故照明设施的容量约为350kW。消防、控制设备及事故照明为一级负荷，其他用电设备为二级负荷。6.1.3.2 设备选择（1） 变压器选择干式、全封闭、低损耗、铜芯节能型产品。（2） 高压开关柜采用手车式，低压开关柜采用抽屉式。（3） 码头及引桥照明设施采111、用防爆型照明灯具。6.1.4 照明方案在码头工艺管廊支架侧设置12米防爆路灯，灯杆间距35米，码头局部作业区平均照度不低于15Lx。引桥、码头道路、厂区内设置6米防爆路灯，灯杆间距15米，沿道路单侧布置，道路平均照度不低于15Lx。防爆路灯光源采用节能环保型高压钠灯。6.1.5 防雷及防静电措施为保证人身和设备的安全，整个码头设置成一个完整的接地系统，码头防雷、防静电、保护接地共用一个接地网，接地电阻值不大于1欧姆。工艺管线及设备做防静电接地。电气设备金属外壳、电缆外皮、配线钢管等做保护接地。码头入口处设置消除人体静电的装置；码头前沿设置为油船跨接的防静电接地装置。本工程供电系统为TN-S系统112、，电气设备的接地采用专门的接地线。6.1.6 节电措施本工程供电照明系统设计中采用节能措施如下：（1） 变电站设置在负荷中心处，以减少线路的损耗和电压损失；站内选用节能型干式变压器。（2） 采用绿色照明技术和产品，选用带补偿的节能型灯具；采用高光效、长寿命、显色性好的电光源。（3） 根据季节和天气变化，对照明设施采用时控和光控相结合的控制方式，对灯具开闭数量进行控制。6.2 给、排水6.2.1 设计范围本工程给排水范围包括码头船舶上水、生活用水和生产污水、雨水的排除。6.2.2 给水6.2.2.1 供水水源本工程生产和生活用水、环保用水由城市给水管网供给，水源接管点位于栈桥根部，接管管径为DN113、200，接管点水压不小于0.3Mpa。6.2.2.2 用水量按照海港总平面设计规范JTJ211-99的有关规定确定各项用水量指标，计算用水量：表8.3-1序号用水项目最高日用水量（m3/d）备注1船舶上水4502生活用水63环保用水4.64未预见水量20001-3合计的20%5消防用水92合计552.6经计算，港区最高日用水量553m3/d，最高时用水量60m3/h。用水水质满足国家“生活饮用水卫生标准”（GB5749-2006）要求。6.2.2.3 给水系统给水系统采用生产、生活共用的给水系统。管道沿线设阀门井、水表井等构筑物；栈桥和码头给水管道沿管廊架空敷设，在码头前沿给水管道上设置船舶上114、水设施和洗眼器等清洁设施。管道采用内衬不锈钢复合管，焊接连接，为保障冬季冰冻期给水管道的正常供水，管身设60mm厚聚氨酯保温，外包0.5mm厚镀锌铁皮。在码头上管道低点处安装泄水阀，供冬季管道泄空。6.2.3 排水本工程排水系统采用雨、污分流制。排水系统主要包括船舶的洗舱水、压舱水的收集、初期含油雨水的收集排放。6.2.3.1 污水（1） 生活污水经管道收集后排入库区生活污水处理厂。生活污水产生量6m3/d。（2） 船舶的洗舱水和压舱水由洗舱水和压舱水管道沿管廊敷设，排入库区污水处理厂。（3） 船舶生活污水由油罐车接收上岸后送至污水处理厂处理。6.2.3.2 雨水（1） 码头面和栈桥未被污染的115、雨水直接排入大海。（2） 装卸区、工艺区内含油初期雨水排入污水收集池，通过泄压舱水管运至后方陆域统一处理。6.2.3.3 排水管道及检查井本工程洗舱水和压舱水全部架空安装，从码头前沿至栈桥根部接管点，洗舱水包括有机化工洗舱水和无机化工洗舱水两条管道。管材采用内衬不锈钢复合管，焊接连接。在码头前沿设快速接头、止回阀、闸阀等附属设施。 生活污水管道采用聚乙烯双壁波纹管，承插胶圈接口，埋地敷设，管道起点埋深0.8m，以0.004的坡度坡向外网，管道做砂垫层基础。检查井为圆形砖砌污水检查井。6.3 消防6.3.1 工程火灾危险性分析本工程最大设计船型为50000DWT级，码头分级为一级。主要运输的货种116、为液体化工品和油品。码头危险性分类为甲B类。6.3.2 消防设计6.3.2.1 总平面布置（1） 码头上设置控制室、卸船臂、软管装卸装置、消防塔架和管廊、工艺区等；引桥上设置管廊；（2） 与临近其它非化工泊位船舶的净距按要求不小于150m。（3） 码头前沿线距离航道边线距离大于100m，符合规范要求。（4） 建筑物及设施的布置间距均按照规范进行设计。（5） 码头后方及引桥上、工艺区里均设有车辆通道，可满足消防指挥车行驶需要，并在码头东侧设置调头区。6.3.2.2 装卸工艺（1） 装卸工艺设计的防火措施装卸设备、管线、阀门等工艺设施采用高效密封产品，防止跑、冒、滴、漏；卸船臂设卸空和吹扫系统，装117、卸完成后，将卸船臂中的残液卸空，提高使用安全性；卸船臂设超限报警，配绝缘法兰；在引堤根部，设工艺管道紧急切断阀门；LNG流速控制在安全流速范围内，本设计管道内流速3m/s。管道设超压报警，本工程管线超压时依靠陆域泄压设施泄压；电动阀门的电动装置、装卸臂、泄空泵的电机均为整体防爆型；在码头区、装置区入口处设置人体静电消除装置。6.3.2.3 建筑物防火措施（1） 消防设计执行建筑设计防火规范(GB50016-2006)的规定控制室、泡沫间及发电机室属于一般非高层民用建筑，消防设计执行建筑设计防火规范(GB50016-2006)的规定。（2） 防火分区，防烟分区以及防火间距都满足规范的规定。6.3118、.2.4 供电 （1） 本工程消防用电负荷为一级负荷,设置专用消防配电柜，为消防用电设备供电。（2） 消防配电柜引入两回路380/220v电源，一回路常用电源由本工程箱式变电站提供，另一回路备用电源由自备柴油发电机组提供，两回路电源自动切换。（3） 用电设备及照明灯具均采用防爆型，供电线路采用带隔火层高阻燃型铜芯电力电缆。（4） 电器设备均有良好的工作接地、防雷接地和保护接地，根据危险等级，选用防爆型式，并设接地、过载保护、短路保护和漏电保护措施。（5） 输LNG管线等输油设备分枝及始末端，设置防静电接地装置。（6） 设置防静电接地装置，消除船体所带静电。（7） 设人体静电消除设施。6.3.2119、.5 消防设计（1） 消防水源本工程消防水源采用淡水。消防水源接管点位于栈桥根部，接管管径为DN500，接管处管道压力不小于2.0MPa。为确保码头消防冷却水系统供水压力，要求消防供水管平时供水压力处于稳压状态。（2） 泡沫间码头后方新建泡沫间一座，泡沫间内设置一台水力驱动平衡式压力比例混合器装置(流量为20L/S)，8m3泡沫原液罐一座（储备6m3的3%的抗溶性水成膜泡沫原液），该泡沫系统向码头消防系统提供泡沫混合液。（3） 码头消防方式本码头属甲类油品及化学品的一级码头，最大设计船型为50000DWT级船。按要求采用固定式水冷却和泡沫（干粉）灭火方式。（4） 码头消防管网自接管点接入的DN120、500消防干管，一条DN300支管进入泡沫间提供泡沫混合液水源。冷却水管和泡沫混合液管道都呈枝状布置。泡沫混合液管为DN300无缝钢管，沿管廊架空铺设，环氧煤沥青加强级外防腐，沿途布置SN65室内消火栓。冷却水管为无缝钢管，沿管廊架空铺设，环氧煤沥青加强级外防腐。为保证冬季的正常使用，架空管道外设聚氨酯保温层，并在低点设置放空装置。码头消防管网沿途布置SN65室内消火栓。消防管线上有电动阀门，可远程遥控。（5） 消防设施消防时根据着火点位置开启泡沫炮和水炮进行消防，化工品船则开启1台干粉炮灭火，开启1台水炮进行消防冷却（6） 灭火器的配置根据建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）的121、有关规定，码头装卸区内依据规范设置一定数量的手提式和推车式干粉型灭火器、灭火毯。（7） 消防用水量本工程消防最大秒流量为360L/S。需库区消防设备提供最大一次消防用水量为2000m3，泡沫原液用量约为6立方米（包括管道留存），采用3%的抗溶性水成膜泡沫原液。6.4 通信6.4.1 通信设计码头、站场的通信可依托国内现有的几大通信运营公司，均能满足固定电话业务的需求。6.4.1.1 生产调度电话调度及专用通信终端接入后方厂区调度通信系统。在综合办公楼、控制室等处设置调度及专用通信终端，同时考虑为流动作业人员配备手持无线防爆对讲机，用于安全生产、巡视等需要。6.4.1.2 自动电话在综合办公楼、122、控制室等建筑物内设置厂区自动电话机，接入厂区自动电话交换系统中。6.4.2 船岸通信通信系统是水上航行安全必不可少的保障手段，是港口码头的基础设施，它直接影响着码头作业效益和船舶运输效益的发挥，已经是水上交通运输的重要支持系统。本工程船岸通信依托港区公共岸船通信设施。6.5 自动控制6.5.1 控制系统（1） 概述本工程控制系统根据码头平面总体布置和工艺系统对本工程控制系统的控制要求，按照控制系统设备选型经济合理、工艺技术先进、操作使用灵活、便于维修等原则进行设计，并满足工艺系统设备高效、安全、可靠地工作。控制系统、消防控制和火灾报警系统的设计和设备选择符合现行国家标准爆炸和火灾危险环境电力装123、置设计规范、石油库设计规范、装卸油品码头防火设计规范和石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范的有关规定。液体化工码头控制系统设计范围主要包括控制系统工艺管线的电动阀门和装卸臂的控制及趋限报警、工业电视监视系统(含边防和海事系统)、激光靠泊测速系统、工艺系统、工艺管线上的温度及压力检测、码头平台等区域的可燃气体检测系统及消防控制系统等项内容。控制系统采用PLC控制，工业计算机操作和监控。码头控制系统与罐区监控系统的数据通信采用工业以太网传输方式进行通信和硬线联锁控制。本工程在码头控制室设有工艺和消防系统控制室，负责液体化工码头区域的控制和监控操作。（2） 控制系统设备及功能液体化工码头控124、制系统可完成从码头装卸船作业监控操作、工艺管线温度和压力检测、工艺输送管线系统电动阀门监控操作、装卸船作业监控操作、生产管理及作业监控等工作。控制系统采用PLC控制，彩色图形工作站(CGP)监控和操作。PLC、CGP通过交换机与控制系统服务器相连，组成一个具有实时控制、操作、监控及数据管理功能的控制系统。码头控制系统与罐区控制系统之间通过工业以太网相连传输数据，以太网传输介质为光缆。另外，两系统间的联锁控制信号通过硬线连接，以保证装卸工艺系统设备的安全操作。根据工艺输送系统电动阀门等工艺设备的布置及操作要求，控制室设集中控制操作装置，集中操作工艺管线上的电动阀门，在每台电动阀门附近设现场防爆操125、作柱，控制电动阀门的开阀和关阀。并可采集码头装卸臂的超限报警信号，集中控制操作装置与陆域泵房可实现超压联锁控制，并预留与陆域罐区系统连接的控制接口设备。工艺控制系统控制室与码头消防控制室合建。为全面、准确地掌握输工艺管线传输介质的压力、温度变化情况，在码头工艺管线上设置温度、压力检测仪表；在控制室设置二次仪表显示盘，远传显示输油管线的温度、压力数据，并设定超温、超压等报警控制器。仪表选型原则应满足其所需的精确度、温度、压力等级及所处场所防爆、防护等级的要求，并具有高可靠性及稳定性。为保证生产作业区域的安全操作，根据工艺系统设备的布置情况，在码头靠泊点及引桥根部紧急切断阀等区域设置可燃气体检测探126、头，用于监测作业区域的可燃气体浓度的变化情况，当有可燃气体浓度超限时，控制系统发出报警信号，并可按要求实时记录可燃气体浓度变化情况。（3） 为保证液体化工码头的安全使用，码头泊位处设置一套激光靠泊测速系统，用于实时检测船舶的靠泊速度，以避免船舶对码头的冲击。实现船舶的安全、迅速靠泊。该系统设有两个激光探头，并配有相应的数据采集系统和计算机数据处理系统，系统由设在码头上的户外大型显示屏实时显示船舶靠泊速度，保证船舶的安全靠岸。（4） 工业电视监控系统为保证能全面、准确、及时地掌握码头区域装卸船作业情况和站场的运行情况，站场设置一套工业电视监控系统。工业电视监视系统的控制操作、监视设备设置在控制室127、。另外，在码头上还为边防和海事部门各设置一套工业电视监控系统，用于边防和海事部门监控使用，其监控和操作在码头边防及海事值班室完成。本工程边防及海事值班室监控系统设备只预留外引的控制和视频信号接口，边防和海事值班室至盘区边防和海事监控中心的外网设计和该监控中心新增设备不在本工程设计范围内。（5） 消防控制系统液体化工码头消防控制系统与码头工艺系统控制室合建，并与罐区消防控制系统进行数据通信。根据码头消防工艺系统设备的布置，在工艺管线沿线及各设备区域设置消防手动报警按钮和报警装置。在控制室设置一套火灾自动报警系统，火灾报警控制器安装在码头控制室。（6） 电缆及敷设液体化工码头控制系统电缆根据控制系128、统信号类型不同，选用阻燃铠装控制电缆、光缆、信号屏蔽电缆。控制电缆敷设主要采用电缆沟电缆桥架、穿钢管及直埋等方式敷设。控制电缆与控制设备及现场仪表变送器采用防爆挠性软管连接，进出现场设备的控制电缆加金属防爆接头防护。为保证控制系统安全可靠地工作，控制系统与供电系统采用联合接地系统，接地电阻小于4欧姆。6.6 导助航及安全监督设施本工程建设将利用经济区进港主（支）航道，根据现状，为了保证船舶安全，码头布置2座堤头灯位于东西侧端部系缆墩，并在港池范围抛设浮标4座。6.7 生产辅助建筑物根据总体设计和工艺设计，本工程拟建的生产及辅助建筑物包括控制室、办公楼、压缩机房、消防水泵房、空压机间、制氮机间、129、高低压配电间、营业室等。在建筑设计上，各建（构）筑布局合理，设计满足生产和生活的使用要求，并力求简洁明快，美观大方。本工程拟建的生产及辅助建筑物，设计使用年限取50年，其建筑结构的安全等级采用二级，抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g,设计地震分组为第一组，抗震设防类别为丙类。第7章 节能7.1 设计依据（1） 水运工程节能设计规范（JTS1502007）;（2） 中华人民共和国节约能源法；（3） 港口基本建设（技术改造）工程项目设计能源综合单耗评价（JT/T491-2003）；（4） 公共建筑节能设计标准GB50189-2005；（5） 国家颁布的有关节能政策、法规。7.2 130、能耗分析本工程主要能耗种类为电、水和天燃气。为了节省能源的消耗量，在设备选型及设计时，要严格执行交通部及国家有关节能规范及规定。7.3 节能措施和节能效果分析（1） 结合装卸工艺流程和自然条件合理设计工艺系统；（2） 设备优先选择国家推荐的节能产品设备及同类产品设备中效率较高者；（3） 装卸工艺设计有益于加快船舶周转、降低能耗、提高经济效益；码头装卸工艺设计和装卸机械设备的选型结合当地具体情况，并采用国内外节约能源的新工艺、新技术、新设备，这些设备技术先进、安全可靠、操作灵活、能耗低、污染少，有利于节约能源；（4） 装卸工艺设计应减少操作环节，设备的能力应相互适应，提高设备能力利用率，降低能耗131、；（5） 工程的整体设计按用能设施的不同功能，分别装置计量仪表，有效控制能耗；（6） 变电站布置于靠近负荷中心的位置上，缩短电缆长度，减少电压降损失，节约电能。变电站设功率因数补偿器，以提高功率因数，节省电能；（7） 根据季节和天气变化，对照明设施采用时控和光控相结合的控制方式，对灯具开闭数量进行控制；（8） 照明设计中，全部采用节能新光源，并根据具体情况合理地布置灯具的位置，采用一般照明与局部照明相结合的混合照明和充分利用自然光照等措施，降低照明的能量消耗；（9） 在港区进水管处设总表计量，港区内各建筑单体用水设分表计量，水表采用远传式水表，将用水信息送至控制室，便于统一管理，为制定节水措施132、提供可靠的数据；（10） 给水管材选用内衬不锈钢复合钢管，该种管道内壁光滑，摩擦阻力小，输送能力高，能显著减少管道的沿程损失，降低供水能耗；（11） 码头给水主要为船舶上水和消防给水，码头水源引自后方公共管网。输水管网控制点的压力选择安全可靠、经济合理。整个管网维持在经济合理的压力下运行；（12） 供热、空调设计按照采暖通风与空气调节设计规范(GB50019-2003)执行；（13） 本工程所处地区为寒冷地区，在设计上对建筑物采取满足冬季保温并适当兼顾夏季防热的措施；（14） 在建筑物朝向上尽量采用南北向设计，从而保证建筑物的采光和夏季通风；（15） 对于建筑物的墙体及屋顶的保温材料的选择应满133、足公共建筑节能设计标准（GB50189-2005）的要求；（16） 建筑物通风和空调设备均选用高效、低噪音产品，以起到节约电能的作用；（17） 建筑物空气调节和供热系统冷热源的选用符合现行国家标准公共建筑节能设计标准（GB50189）的有关规定；（18） 建筑的采暖、通风与空气调节、监测与控制节能设计符合现行国际标准公共建筑节能设计标准（GB50189）的有关规定。7.4 综合结论本工程通过采用合理的工艺方案和先进的节能措施,使得节能措施符合国家节能技术要求。第8章 安全8.1 设计依据（1） 中华人民共和国安全生产法；（2） 建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定（劳动部1996年第3号令）；134、（3） 海港总平面设计规范JTJ211-99；（4） 装卸油品码头防火设计规范（JTJ237-99）；（5） 建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定（1996年劳动部第3号令）；（6） 港口工程劳动安全卫生设计规定（JT320-1997）；（7） 工业企业设计卫生标准（GBZ 1-2010）；（8） 装卸油品码头防火设计规范JTJ237-99；（9） 建筑设计防火规范（GB50016-06）；（10） 建筑物防雷设计规范GB50057-2010；（11） 生产设备安全卫生设计总则（GB5083-1999）；（12） 石油化工企业设计防火规范GB50160-2008（13） 火灾自动报警系统设计规135、范（2008版）GB50116-98；（14） 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-1992；（15） 10kV及以下变电所设计规范（GB50053-1994）；（16） 供配电系统设计规范GB50052-2009；其它有关国家、地方及行业的标准8.2 安全生产危险因素分析8.2.1 环境因素分析 （1） 气温本地区年平均气温为8.9，年平均最高气温13.7，年平均最低气温4.4，极端最高气温35.3 ，极端最低气温-27.3。在高温、高湿环境下作业，会影响人的情绪和健康，从而使工作效率降低，造成工作失误和事故。在低温环境下作业，码头操作人员会受到低温危害，出现冻伤、定向障碍、活136、动受限制等，并有可能因肢体僵硬或动作迟缓发生事故。（2） 降水年平均降水量为667.4 mm，一日最大降水量218.5 mm，日降水量25mm年平均降水日数7d；日降水量50mm年平均降水日数3d。雨对施工区域作业安全影响包括车辆和人员上下通道的打滑及对操作人员观察的影响，雪的影响主要表现在车辆和行人打滑，更应注意作业安全管理并采取必要的防滑措施（3） 雾年平均雾日为15.5d。雾日多出现在冬季，约占全年67%。雾对本工程安全影响较小。（4） 风本地区年平均风速为5.8m/s左右。常风向为NNE，出现频率为12.8%，次常风向为SW，出现频率为10.4%，强风向为SSW、SW，最大风速为21m137、/s。7级以上大风日数年平均为19d。风的影响主要表现在对港口装卸中船舶的泊稳条件和对机械设备的影响。8.2.1.2 雷暴年平均雷暴日为22.5d。码头的架空管线、装卸臂及码头高杆灯等生产设备和作业人员，在雷雨天存在被直接雷击和感应雷击的危险。8.2.2 生产过程中安全生产危险因素分析8.2.2.1 火灾爆炸危险本工程装卸的货品装卸货品为成品油和少量化工品，其中火灾爆炸危险性较大的甲类物质，具有易燃、易爆、易蒸发和有毒等特征，在生产过程中有发生火灾爆炸及泄漏扩散等事故的危险，而且事故一旦发生，有可能造成人身伤亡和重大财产损失。输送化工品的管道、泵、阀门等均属甲类危险性生产设备。由于装卸设备、管138、道、阀门、管件材质缺陷及腐蚀等原因造成物料泄漏，遇火源（静电火花、机械火花、电气火花、雷击）、高热等可能发生火灾爆炸危险。8.2.2.2 电气伤害和雷电危险（1） 电气伤害与生产设备配套的各种类型的配电柜、电气设备、电气开关、电缆敷设，可能因接地或接零及屏蔽保护措施不完善、耐腐蚀差等原因造成漏电而引起触电伤亡事故和火灾爆炸事故。（2） 静电事故化工品在管道输送过程中，发生流动、喷射、过滤、冲击等一系列接触、分离现象，使化工品产生静电。当静电聚集到一定程度时，就可能因火花放电而发生火灾和爆炸事故。（3） 雷击伤害年平均雷暴日为22.5d，由于港口地处空旷，在码头前沿的架空管线、装卸臂等生产设备和139、作业人员，在雷雨天存在着被直接雷击和感应雷击的危险。8.2.2.3 机械伤害码头作业人员在解、系船舶缆绳，拆接输送法兰接头，搬运管道及检修过程中，有可能发生手指被挤压、划伤，脚被砸伤，身体被撞伤或扭伤等事故。装卸设备外露可转动部件，因防护设施损坏或未装，人员在装卸和检修过程中，不慎触及运转部件，易发生绞、夹、擦、划等机械伤害。8.2.2.4 高处坠落 本工程中工人在化工品船装卸作业、在解、系船舶缆绳，巡视码头作业现场，以及上下船舶时，因麻痹大意或防护设施（护栏、扶手等）出现问题而发生高处坠落事故。在大雨、大风或夜间照明不良的情况下，发生事故的可能性将会增大。8.2.2.5 落水危险本工程位于水140、上作业部分，操作人员有不慎落水的可能，如果缺乏防护措施或营救不及时，会导致发生淹溺事故。当作业环境不良时，这种危险性会更大。另外，工人在码头前沿行走或进行检修作业时还存在着发生坠海淹溺的危险。8.2.2.6 作业人员不安全行为的事故危险（1） 违章作业、违章指挥、操作错误、配合不当、通讯联络有误等导致事故的发生；作业过度劳累，使体力、视力、听力负荷超限，或缺乏安全意识、自我保护能力差，也有可能引起工伤事故。（2） 焊接、切割动火作业是设备、设施安装、检修过程中常见的作业方式，若违章动火或防护措施不当，易引发火灾爆炸事故。（3） 在“防火防爆十大禁令”中，烟火被列为第一位.因吸烟引发火灾爆炸事故141、的例子有不少。由于安全意识较差,或码头区域火种管理不严,在码头吸烟的现象是有可能出现的，应同时加强对作业人员的安全管理。（4） 来港液体化工品船舶或码头附近水域的其它船舶（尤其是过往渔船）上生活设施用火不当或排烟口夹带火焰,都有可能引发火灾爆炸事故。8.2.2.7 管理因素造成的事故危险（1） 未能制定严格、完整的安全管理规章制度，或管理力度不够。（2） 对装卸货物的理化性质、危险特性以及装卸安全知识缺乏了解。（3） 对装卸设施及工艺流程的安全可靠性缺乏认真的检验分析和评估。（4） 对生产设备设施存在的质量缺陷或事故隐患，没有及时检查和治理。8.2.3 重大危险源隐患本工程船舶停靠在码头及进行142、卸船作业时，装卸的货种的数量超过了标准中规定的重大危险源临界值，应建立重大危险源控制措施及应急预案，采取严格有效的安全技术与管理措施，以防止大规模泄漏或火灾爆炸等重大事故发生。本工程的主要危险危害是：火灾爆炸危险、泄露扩散危险危害、有毒作业和高、低温危害，其中火灾爆炸危险和泄露扩散危险危害较为突出，是本工程最主要的危险危害。8.3 安全防治措施8.3.1 安全防治措施和应急措施（1） 锚地的边缘距航道边线的安全距离以及锚地水深符合JTJ211-99装卸油品码头防火设计规范中的规定，锚地上游的装卸甲、乙类油品泊位与锚地的距离不小于1000m。（2） 进入码头区域设置明显的红灯信号，并在适当位置设143、安全标志和警示标志。（3） 装卸设备、管线、阀门等工艺设施采用高效密封及防腐产品，防止跑、冒、滴、漏，杜绝挥发品对现场工作人员的危害。（4） 为了保证系统安全可靠地运行，提供可燃气体检测装置、工艺管线压力、温度及超限报警检测装置和工业电视监视系统等。（5） 本工程除在必要位置安装固定式可燃气体报警仪外，并配备便携式可燃气体报警仪。装卸臂处设置移动超限报警装置。（6） 在码头与岸边交界的引桥根部，设工艺管道切断阀门。在船连接口处设置快速连接器。（7） 化工品在管道内的流速控制在安全流速范围以内，本设计流速3m/s。（8） 易燃易爆介质的设备及工艺管线系统设卸空系统，均设密闭的氮气吹扫设施，将装卸144、设备或管道中的残液卸空，尽量减少对人员、环境造成危害的可能性，并提高使用安全性。（9） 本码头为工程中二级负荷供电，拟采用一路市电，一路发电机，二个电源供电，并为重要负荷设置UPS电源装置。消防采用专用的供电回路。（10） 码头前方作业平台及引桥采用隔爆型照明灯，控制室内采用防爆高效荧光灯或白炽灯照明，道路采用防爆路灯，控制室及消防用房等处设置事故照明，爆炸危险场所的电气设备均采用防爆型。（11） 工艺设备、电气设备必须做好接地，并设置相应的防雷保护装置。（12） 码头采用移动式水冷却和泡沫及干粉灭火系统，在码头装卸设备前设水幕设施，用以保护设备和人员。（13） 站场和码头入口处，设人体静电消145、除设施。（14） 码头装卸区按照规范设置手提式干粉灭火器。（15） 有害气体易出现和易燃易爆场所，应配置经培训的工作人员。操作人员应使用符合防爆防毒要求工具和防护用具。对临时进入码头区的机动车辆采取有效防火措施。（16） 装卸设备、管道危险部位及各危险区域应根据规定设置警示标志；（17） 应为夜间作业人员配备反光工作服。8.3.2 事故应急预案的编制事故应急救援预案是事故应急救援工作的重要组成部分，制定应急救援预案的目的在于，通过采取有效的应急措施，努力限制突发事故的发展规模，并尽可能将其在初期（或萌芽）状态消除，以减轻事故的后果及造成的人员伤亡、财产损失及环境污染等。本工程应重点针对LNG泄146、漏、火灾爆炸、防台风和防突发性阵风与防风暴潮等重大事故，制定事故应急预案，并应定期演练。8.4 预期效果及评价（1） 本工程的港址选择满足设计规范的有关要求，平面布置方案合理、装卸工艺可行，码头设备设施的设计较为全面，消防系统设计合理。（2） 本工程对可能存在的安全问题进行了分析并采取了相应的安全对策措施。同时工艺方案具有一定的安全性和可靠性，符合有关的安全要求。综合以上分析结论，在以后各个阶段落实各项职业安全防护措施的基础上，该建设项目能满足有关安全生产要求。第9章 职业卫生9.1 设计依据（1） 中华人民共和国职业病防治法中华人民共和国主席令8第60号2002.5.1；（2） 工作场所有害147、因素职业接触限值 第1部分:化学有害因素（GBZ2.1-2007）；（3） 工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）；（4） 危险化学品安全管理条例2002.3.15；（5） 港口危险货物管理规定2004.1.1；（6） 使用有毒物品作业场所劳动保护条例（国务院令第352号）；（7） 建设项目职业病危害分类管理办法（2006.6.15）；（8） 工业企业职工听力保护规范（1999.12.24）；（9） 工业企业设计卫生标准（GBZ1-2010）；（10） 建筑照明设计标准GB50034-2004；（11） 工作场所职业病危害警示标识GBZ158-2003；（12） 港口工程劳动安全卫生设计148、规定（JT3201997）；（13） 建筑设计防火规范（GB50016-2006）；（14） 建筑物防雷设计规范（GBJ5005794）（2000年版）；（15） 工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）；（16） 港口总平面设计规范（JTJ211-1999）；（17） 装卸油品码头防火设计规范（JTJ237-99）；（18） 建筑采光设计标准 （GB/T 50033-2001）；（19） 职业健康监护技术规范（GBZ188-2007）；（20） 工作场所空气有毒物质测定（GBZ/T160-2004）；（21） 工作场所防止职业中毒卫生工程防护措施规范（GBZ/T194-2007）；（22149、） 国家及天津市颁发的其它相关法规、标准。9.2 劳动卫生危害因素分析9.2.1 环境因素分析1、本地区环境因素主要是高低温危害。本地区年平均气温为8.9，年平均最高气温13.7，年平均最低气温4.4，极端最高气温35.3 ，极端最低气温-27.3。在高温、高湿环境下作业，会影响人的情绪和健康，从而使工作效率降低，造成工作失误和事故。在低温环境下作业，码头操作人员会受到低温危害，出现冻伤、定向障碍、活动受限制等，并有可能因肢体僵或动作迟缓发生事故。2、噪声噪声主要来自机械设备运行，噪声对人体的影响主要在听觉系统，引起听觉损伤和噪声性耳聋。9.2.2 生产过程中劳动卫生危害因素分析9.2.2.1150、 生产过程中对劳动卫生有害物质的分析（1） 有毒危害本工程装卸的化工品主要为成品油和少量化工品，其中火灾爆炸危险性较大的甲类物质，具有易燃、易爆、易蒸发和有毒等特征。本工程生产过程自动化，生产设备密闭化程度较高。如果在船舱口、检尺口及泵的密封效果不好，发生少量泄漏、残液挥发等都会散发出油气、化工品气体，危害人体健康。一旦物料意外泄漏对邻近人员的中枢神经、眼睛、呼吸系统等产生的生理伤害。（2） 腐蚀危害本工程输送油品和化工品中如具有腐蚀性，人接触会对皮肤、眼睛和粘膜造成灼伤；蒸汽刺激粘膜，严重时会危及生命安全。因此，必须加以重视，严禁液体溢出。（3） LNG的低温危害 LNG的储存与输送均在低温151、状态下进行。LNG系统设计温度为-196，运行温度163，对LNG储罐、LNG泵、阀门等设备的制造要求高。 一旦发生泄漏，低温LNG将喷溅到周围，或形成低温的云雾，对周围的人或设备等产生危害。9.2.2.2 危险性作业环境分析（1） 高处坠落危害本工程中工人在油船装卸作业时都存在着高处坠落的危险。另外，工人在码头前沿行走或进行检修作业时还存在着发生坠海淹溺的危险。（2） 巡检作业作业人员在巡检操作时，可通过呼吸道吸入以及眼睛和皮肤的接触。另外，如遇大雾或气压较低等不良气候条件，船舶的排放气体及装卸过程逸散的有毒物质蒸气不易稀释消散，有可能会聚集在码头作业区，人员吸入后可能造成健康危害，并有发生152、中毒的可能。（3） 接管、拆管等作业从事接管、拆管、清管等作业操作时，可接触管道残留的有毒物质及其蒸气，极易发生人员中毒等事故。（4） 检修及事故泄漏由于船舶事故性溢漏以及陆上管道、联接设备的故障和操作不当等原因，可能造成油品、化学品泄漏事故。易发生爆炸或者人员中毒事故。9.3 劳动卫生防护对策（1） 为作业人员按照化学物质的种类配备合适的个人防护设备。（2） 为作业人员配备防静电工作服、防静电鞋、袜等。（3） 所有电器设备根据危险等级，选用防爆型式，并设接地、过载保护、短路保护和漏电保护措施。（4） 采用防爆型照明灯具。现场照明按照GB50034-2004标准设计安装，以满足操作人员在夜间操153、作时现场照明的需要。应急电源采用柴油发电机供电。（5） 夏季采取提供清凉饮料等防暑降温措施，防止露天现场等场所的作业人员受到高温危害。（6） 冬季做好防冻保暖措施，为露天作业人员配备防寒工作服，减少低温给作业人员造成的危害。（7） 站场和码头入口处，设人体静电消除设施。（8） 码头边沿设置护轮坎，高度不小于20cm，护轮坎内侧为直角，并设有夜间反光标志。（9） 码头边护轮坎上严禁站立、行走、坐卧。（10） 上船作业人员，应安排懂水性的人员，作业现场设救生圈。（11） 发现油品、化工品中毒后，应及时将人移至空气新鲜处和送至医院救治。（12） 皮肤污染后立即脱去污染的衣着，用大量流动清水冲洗至少2154、0分钟。（13） 装置区域设置淋浴洗眼器，以便操作人员在事故时可进行自救。（14） 处理泄漏物须穿戴防护眼镜与手套，扫起后慢慢倒至大量水中，地面用水冲洗，经稀释的污水排入污水系统。（15） 作业工人要按照装卸油品、化学品的种类配备适宜的防护设备，保护作业人员的健康和安全（16） 设置各种安全卫生标志，提示操作人员注意防护。进入码头生产区的操作人员要求必须穿戴整齐劳动防护用品，包括气体防护器具，防止有害气体对人的毒害，并制定严格的规章制度。（17） 采用成熟、可靠的工艺流程，合理控制装卸时的流速，以减少化学品蒸发损耗。（18） 全程封闭工艺流程和高效密闭产品，将岸上输送管线和船上输送管道紧密连接155、，防止跑、冒、滴、漏。制定健全的劳动卫生管理制度与措施。生产装置密闭化、管道化，防止有毒物质泄漏、外逸，在此基础上，主要生产装置拟采用自控或遥控，设计采用集中控制室，避免直接操作，减少作业人员与有毒物质的接触机会。（19） 优先选择噪声低、能耗低的产品，以减少噪声源的声级。（20） 采用自动化控制的设备与工艺，实现远距离的监视操作，作业人员主要的作业方式为巡检，以尽量减少操作人员与噪声源的直接接触。（21） 采用氮气对管道内残留的液体进行吹扫处理，防止维修作业时，发生职业中毒事故。（22） 本工程装卸设施采用露天布置，易燃易爆气体能够流通扩散，减少积聚，避免散发有害气体对人体造成危害并防止可燃156、气体积聚引起火灾。根据工艺装置地理位置风向条件，操作人员作业位选在便于操作的上风向。除现场必须的操作及巡检以外，尽量减少操作人员与生产设备的接触，减轻工人劳动强度和改善操作环境。（23） 码头上就近设置淋浴冲洗设施、眼冲洗器和急救药箱，以便处理液体溅洒到作业人员身体和眼睛时，能及时冲洗和救治。（24） 为防止意外事故发生时造成现场人员的紧急中毒事故，设置紧急救援设施，如供氧式空气呼吸器。9.3.2 劳动卫生管理措施（1） 本工程建成后，应健全、完善职业安全卫生管理部门和安全生产责任制。制定事故应急救援预案，并确保可实施执行。（2） 管理单位应加强防爆设备、避雷、静电导除设施的管理。不得任意降低157、防爆等级，并定期由有资格的检验单位进行检验。（3） 设置专门机构或委托专业机构，定期进行有毒有害场所的劳动卫生监测，并及时做好超标作业岗位的处理。（4） 配备女职工上岗时，应执行女职工禁忌劳动范围和女职工劳动保护规定（国务院令1988第9号）的有关规定。（5） 接触有毒有害物质的作业人员必须进行上岗前体检和定期健康检查，严禁职业禁忌人员上岗。（6） 营运期根据使用有毒物品工作场所劳动保护条例的要求，为工人配备必要的劳保用品，如防护衣、防护手套、防护鞋、及其防护眼镜等。（7） 加强对有噪声等工作环境的监测，本工程的环境监测可依据当地环保部门的监测设备进行。本工程环境监理可由工程施工监理中设专职或158、兼职环保管理人员，从事施工期的环境工程监理。9.4 预期效果及评价本工程远离居民区，厂址选择及总平面布置符合工业企业设计卫生标准的有关要求。工艺设备布局合理，流程顺畅，工艺过程密闭化、管道化，并设置控制室，尽量减少操作人员与职业病危害因素的直接接触。符合中华人民共和国职业病防治法、工业企业设计卫生标准等标准、规范的有关要求。该项目采用的防毒、防噪声等工程技术措施可行，在各项防护设施齐全并正常运转的情况下，工作场所中存在的职业病危害因素可以控制在国家职业接触限值标准以下，符合中华人民共和国职业病防治法、工业企业设计卫生标准有关要求。综合以上分析结论，在以后各个阶段落实各项职业卫生防护措施的基础上159、，该建设项目在职业病危害控制方面可行。第10章 环境保护10.1 设计依据和标准中华人民共和国港口法，2003.6；中华人民共和国海洋环境保护法，2000.4.1；中华人民共和国环境噪声污染防治法，1997.3.1；中华人民共和国固体废物污染环境防治法，1995.10.30；建设项目环境保护设计规定，2004.7.22；港口工程环境保护设计规定（JTS149-1-2007）建设项目环境保护管理程序，2004.1.8；危险化学品安全管理条例，2002.1.26；中华人民共和国水污染防治法实施细则，2000.7.1；建设项目环境保护管理条例，1998.11.18；中华人民共和国防治陆源污染物污染损160、害海洋环境管理条例，1990.8.1；防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例，中华人民共和国国务院令第475号，2006年11月1日起实施中华人民共和国防止船舶污染海域管理条例，1983.12.29；1973/1978国际防止船舶造成污染公约及其修正案；国际船舶压载水和沉积物控制与管理公约，2004；气污染物综合排放标准（GB1629796）工业企业厂界噪声标准（GB1234890）船舶污染物排放标准（GB355283）建筑施工场界噪声限制（GB12523-90）海水水质标准（GB3097-97）10.2 主要污染源及污染物10.2.1 施工期主要污染源及污染物本工程施工内容包括港池疏浚161、码头主体施工、设备安装等工程，根据港口工程施工的特点，结合施工区域附近的环境特征，施工期主要污染源体现在如下几个方面：10.2.1.1 港池疏浚、陆域吹填对水环境影响因素（1） 在挖泥作业中，由于绞刀的搅动作用，使得泥沙悬浮，造成水体混浊水质下降，并使得港池疏浚区底栖生物生存环境遭到破坏，对浮游生物也产生影响。主要污染物为SS。据有关工程实测结果表明：以代表船型为1600m3/h自航绞吸船。作业中心区悬沙垂线平均浓度约250500mg/L，推算源强为2.4kg/s。（2） 溢流过程对水环境的影响：经溢流口排出的含有悬浮物水体将对溢流口附近水域造成水体混浊水质下降，对浮游生物也将产生影响。10162、.2.1.2 施工期对大气环境的影响因素分析拟建工程陆域施工属土建工程，对大气环境主要影响因素是粉尘，主要污染因子是总悬浮颗粒物。码头施工对大气环境产生影响主要是在沙石料堆存过程中的风蚀起尘、卡车卸料时产生的粉尘污染、道路二次扬尘、场地扬尘等共同作用下，未采取环保措施时，施工现场面源污染源强为539g/s。采取环保措施时，施工现场面源污染源强为140g/s。10.2.1.3 施工期噪声按常规施工方法，施工期对声环境的影响因素主要是施工机械噪声。主要施工机械噪声源强监测距离10m处其噪声值为71-87dB（A）。10.2.1.4 施工期水污染（1） 陆域生活污水和生产污水施工现场用水主要为施工生163、活用水及机械用水。施工队伍每天产生的生活污水约10m15 m左右，废水发生量少于10 m/d，考虑到地表蒸发等作用，实际入海量极少，对水环境基本无影响。（2） 船舶生活污水和舱底含油污水施工船舶生活污水、含油污水及船舶垃圾排放对水环境的影响。1600m/h绞吸式挖泥船机舱油污水的产生量可按1.2吨/天.艘计。施工船舶工作人员生活污水发生量可按2.88m/天艘计。10.2.2 营运期污染源及污染物根据工程的货种和工艺流程以及工程分析的结果，拟建工程对周围环境产生的主要影响因素有：10.2.2.1 大气污染物（1） 储运品种在装卸过程中产生的大气污染，其主要污染物与装卸物料的化学性质有关；（2） 164、装卸管线、阀门的跑冒滴漏等；（3） 装卸完成后软管或装卸臂残液挥发；（4） 进港作业的船舶产生的废气，主要污染物有SO2、NOX化合物。10.2.2.2 水污染物（1） 生活污水船舶生活污水主要为船舶在港期间所排放的生活污水。根据工程的吞吐量和设计船型，本工程全年到港船舶约540艘次，每艘船舶工作人员平均约为20人，在港停留时间约3天，每人产生的生活污水量为100L/d，船舶生活污水的发生量为3240t/a，主要污染物为COD和氨氮。船舶生活污水由油罐车接收送至陆域污水处理厂处理。（2） 码头面的初期雨水码头面的初期含油雨水经收集由油罐车运至污水处理厂处理。（3） 洗舱水根据MARPOL73/165、78公约有关规定，散装化学品船在运送完X类货物和Y类中高粘度凝固的货物后，需要强制预洗。因此本工程的洗舱水主要为散装液体船在港强制洗舱所产生的洗舱水。每艘船的洗舱水量为200m3/艘次（4） 压舱水（5） 到港船舶如果配备有专用压载水舱，这部分压舱水为清洁压舱水，不对外排放。对于没有专用压载水舱的船舶，如果船舶本身配有处理机舱油污水的船用油水分离器，一般经处理后在航行中排放。只有在自身油水分离器失效又急需在港排放时才会申请港方接收处理。船舶油污水不允许直接排海，应送岸上接收处理；本工程到港船舶含油污水由油罐车接收进行处理。10.2.2.3 固体废物本工程固体废物主要为职工生活垃圾、到港船舶垃圾166、码头装卸产生的危险废物。10.2.2.4 声环境影响因素噪声污染源主要为装卸臂、船泵等作业时产生的机械噪声，泵的噪声值约为100dB（A）。10.2.2.5 风险评价（1） 船舶在码头停靠或装卸时发生泄漏事故（2） 油品装卸管线泄漏事故（3） 泄漏所引起的火灾、爆炸事故。10.2.3 污染事故风险分析突发性溢漏事故：码头建成营运后，在装卸过程中，由于船舶事故性溢漏以及陆上管道、联接设备的故障和操作不当等原因，可能造成码头及水域污染。无论什么原因引起的溢漏事故，轻者还可得到及时回收，重者将对渔业环境污染产生严重影响，尤其在鱼虾产卵期和幼体发育期影响更为严重，可能造成大量生物死亡。另外石油和化工167、品对水生生物的危害较大，能引起生物直接致死或致畸。10.2.4 火灾事故次生污染分析火灾事故发生后给周围环境所带来的次生污染主要是消防废水的影响。当发生泄漏引起火灾事故时，消防所产生的废水将不可避免的混杂油类污染物，如果消防废水不经严格处理，将对港池内的水生生物以及底栖生物造成影响。其次是燃烧产生大量的有毒烟雾，对附近的人和植物造成不利影响。10.3 环境保护治理措施10.3.1 施工期污染控制措施10.3.1.1 防止施工废水等污染水域环境的措施。（1） 防止港池疏浚工程污染水域措施在进行港池疏竣施工时，应采用对环境影响较小的铰吸式挖泥船作业。疏竣弃土全部吹填造陆。为使施工影响减小到最低限度168、，在进行港池疏浚和陆域吹填时，应有专人监督管理疏竣、吹填过程的环保问题，并采取以下环保措施：合理安排工期。在大潮期及退潮时，水流流速较大，溢流泥沙较难沉降，因此可能的情况下，尽量减少在大潮期及退潮时进行绞吸施工作业；加强管理，文明施工。为了尽量减少泥沙的溢散，施工单位必须加强管理，做到文明作业，定期对绞吸设备进行维修保养，确保设备长期处于正常状态；（2） 防止施工废水及施工队伍生活污水等污染水域环境的措施。施工人员生活集中区设置临时厕所，生活污水经化粪池一级处理；船舶机舱水由油罐车接收上岸，交港区污水处理厂处理；施工现场设置泥沙沉淀池，用来处理施工泥浆废水；修建隔油池和防渗水池，施工期产生的机169、修含油污水和食堂产生含油污水经隔油池隔油处理后排入防渗水池内，定期由油罐车车抽走送至港区污水处理厂集中处理，隔油池和防渗水池在施工结束，清理干净后覆土掩埋；合理规划施工场地的临时供、排水设施，采取有效措施消除跑、冒、滴、漏现象。10.3.1.2 施工期大气环境保护措施（1） 施工期的粉尘，主要来自施工现场的交通扬尘；砂石料装卸、搅拌和储存过程产生的扬尘。对此，拟采取以下防治措施：（2） 施工现场结合设计中的永久道路布置施工道路，面层采用沥青或混凝土，场地的厚度和强度应满足施工和行车需要。现场场地和道路平坦通畅，以减少施工现场运输车辆颠簸洒漏物料及道路二次扬尘；（3） 未能做到硬化的部分施工场地170、要定期压实地面和洒水、清扫，减少扬尘污染。应制定严格的洒水降尘制度（定时、定点、定人），保证每天不少于2-3次，施工队配备洒水车，并配备专人清扫场地和施工道路；（4） 施工中应使用商品混凝土；（5） 运输砂石料等易扬尘机动车，装载不宜过满，且必须选择封闭性能好，不易洒漏的运输车辆并采取密闭措施；（6） 施工垃圾应及时清运、适量洒水，以减少扬尘；（7） 加强回填土方堆放场的管理，要制定土方表面压实、定期喷水、覆盖等措施；（8） 运输车辆在离开装、卸场地前必须先用水冲洗干净，避免车轮、底盘等携带泥土散落路面。10.3.1.3 施工期声环境保护措施（1） 尽量选用低噪音、低振动的施工机械设备，并带有171、消声和隔音的附属装置，加强机械、车辆的日常维修、保养工作，使其始终保持良好的正常运行状态；（2） 合理安排施工进度和时间，加强对施工场地的监督管理；（3） 做好施工机械和运输车辆的调度和交通疏导工作，合理疏导进入施工区域的车辆，以减少汽车会车时的鸣笛噪声。10.3.1.4 其它环境保护措施（1） 施工队伍的生活垃圾和零星建筑垃圾实行袋装化；（2） 禁止将有毒有害固体废物用作土方回填；（3） 施工现场的大门场地和砂石料等零散材料堆场应使地面硬化。经常清理建筑垃圾，可每周整理施工现场一次，以保持场容场貌整洁；（4） 设置杂物停滞区、垃圾箱和卫生责任区，并确定责任人和定期清除的周期；（5） 合理设置172、施工道路，采用永久性道路和临时道路相结合的方式，将工程施工对当地交通运输的影响降到最低，尽量避开每天的交通高峰时间，以免造成车辆拥堵；（6） 施工船舶垃圾应做好日常的收集、分类与储存工作，靠岸后交陆域处理。10.3.2 营运期污染控制措施10.3.2.1 大气污染控制（1） 油品、化学品在储运过程中各环节的跑、冒、滴、漏液在风作用下的自然蒸发，也是造成码头气体污染大气环境的一个无组织排放源。因此，除在工程设计上选用性能和材质较好的管道、阀门外，营运中还需重视设备管线的日常维护、管理，努力提高设备运行完好率，杜绝管线、阀门的跑、冒、滴、漏，从源头上尽可能实现清洁生产。在阀门和管道接口处设置托盘，173、用于接滴漏的液化化工品，对于滴漏化工品及时用棉纱、吸油材料处理，从而减少进入空气环境的化工品特征污染物数量。（2） 加强管理、改进操作工艺操作时严肃、谨慎，并尽量避开不利工况。加强附属设备的维修、保持管道的严密性、改进操作管理，最大限度减少跑冒滴漏损失，是一项十分有效的减少损耗、防治污染的措施。对相关附属设备（如管线、阀门等）应每年检查两次，做到气密性符合要求，并应定期维修，以避免检修不及时，密封不严造成泄漏。10.3.2.2 水污染控制措施本工程营运期污水主要包括生活污水、机舱油污水、洗舱水、压舱水四部分。生活污水船舶生活污水由专油罐车接收上岸后送至港区污水处理厂处理。含油污水本工程到港船舶174、机舱水主要污染物为石油类，船舶机舱水由油罐车接收上岸，交由污水处理厂处理。压舱水管道采用内衬不锈钢复合钢管，沿管廊架空安装。洗舱水本工程化工船舶洗舱水经码头接收设施由管道输送到库区化工品污水处理设施处理。洗舱水管道采用内衬不锈钢复合钢管，沿管廊架空安装。船舶压舱水本工程到港船舶中如果配备有专用压载水舱，这部分压舱水为清洁压舱水，不需要接收处理。10.3.2.3 固体废物处理本工程营运期间产生的固体废物主要为陆域生活垃圾、船舶垃圾及生产垃圾，拟采取的相应措施为：（1） 船舶垃圾由陆上接收，与港区生活垃圾一并由环卫部门统一收集处理，送至指定的垃圾处理厂；（2） 在港区和辅建区应分别设置垃圾桶，对生175、产垃圾和生活垃圾分别收集，生产垃圾经分类后回收，不能利用的生产垃圾与整个港区的生活垃圾再由环卫部门统一收集处理；（3） 码头管线维修过程中产生的含油或含化学品的废旧棉纱等属于危险固废，建设单位将危险固废统一储存处理；（4） 来自疫区的船舶垃圾经卫生检疫部门检查、检疫、消毒后与陆域生活垃圾一并处理厂。10.3.2.4 噪声污染防治措施及对策本项工程营运后对附近声环境产生影响的污染源主要是装卸臂、船泵产生的机械噪声。降低噪声声源是控制噪声污染的最根本的办法，因此，规划设计时设备选型上应注意噪声的防治，选择噪声低、能耗低的设备，以减小噪声源的声级。其次则在声的传播途径上采取吸声、隔声、消声和隔振的措176、施降低各机械设备运行时对周围环境的影响，对于声源在90dB（A）以上的大功率设备，应同步安装减振基座及隔声罩，值班人员设工作间。10.3.3 风险事故防治措施化工品泄漏事故一旦发生将造成极大的影响，所以，应主要从加强预防及治理措施入手。因此，如果发生事故可采取以下措施。（1） 加强业务管理和培训工作。建立严格的、可实施的安全生产规章制度及操作规程，制定泄露事故发生的应急计划；（2） 货船在装卸时，应将岸上输油管与船上油管紧密连接，并将船体与船泵的金属部分用导线连接，防止静电火花的产生；（3） 为防止泄漏扩散污染海域，本工程设防火型围油栏；（4） 对于码头火灾事故产生的消防废水及泄漏的不溶于水的177、油品、化学品采用围油栏和动态斜板式收油机通过管道排入库区事故储水池后，送至有关部门处理；（5） 在发生码头火灾事故后，为防止受到有毒烟雾的危害影响，应及时疏散该范围内的厂区职工及周边的人员，降低损害。10.3.3.2 建设项目引起生态变化所采取的治理措施（1） 项目建设引起的生态变化本工程为新建工程，码头前沿水深不够，需要疏浚挖泥。因此，对海洋生物带来的直接危害主要是港池竣深挖泥、码头结构施工等活动所导致的水域水质的污染和底泥的失衡与不稳定。会使海底表层淤泥翻动与泛起，致使大面积悬浮，其中细小微粒会随海水的运动迁移，造成海水水质恶化。很可能造成海洋生物的死亡。（2） 防止港池疏浚污染海域的措施178、进行港池疏浚施工时，采用对环境影响较小的绞吸式挖泥船作业。疏浚弃土全部吹填至指定地点。实施陆域吹填时保持输泥管道接口的严密性，防止泥浆由接口处喷洒。做好设备的日常检查维修，杜绝输泥管道断裂泄漏。合理安排工期，尽可能在大潮期及退潮时，水流流速较大，溢流泥砂难沉降。经绞吸船绞吸、提升、输送到岸上泥浆水的泥浆浓度为1520%，含水量为8085%。为了使尽量多的泥沙停留在吹填区内，不随水回流到海中，就需要尽可能延长泥沙水在吹填区内的停留时间。围堰内尽量延伸泥浆水的路线，保证泥沙浆水在吹填区内的停留时间达48小时以上，并在溢流口加设拦沙网，使溢流口悬浮物含量控制在150mg/L以下。10.4 环境影响评179、价（1） 工程施工期间对环境的影响和评价工程施工时，石料、水泥产生的粉尘会污染大气；各种施工机械会产生噪声污染；港池和航道的施工会对海水水质带来一定的影响，但上述的影响是暂时的，港口建成后将随之消失。（2） 工程建成后对环境的影响和评价码头的建成、航道的开辟、船舶的航行会使水流的方向和流速发生变化，导致码头附近一带水域跟着变化。因此，码头规划的合理和积极的环境保护措施可将生态变化控制在允许的限度内。（3） 营运期间对环境的影响和评价营运期间对环境的影响是多方面的，如大气、噪声、污水、垃圾等，从总平面的布置、工艺设备及车辆的选型、人员的培训、规章制度的建立等诸方面着手，对排放污染物进行综合治理，180、并加强环境检测，就可将各种污染控制在国家评价标准之内。第11章 组织机构及定员11.1 组织机构根据LNG接收站及加气站运行的需要，加强工厂的管理，应建立一套完整的组织机构，进行日常工作。组织机构分为二个层次，即：管理层和日常操作办公层。本着适应接收站和加气站的自动化水平和安全生产的要求，人员配置如下：管理层包括厂长、副厂长；日常操作办公层包括生产运行部、维修部、安全环保部、经营管理部和内勤办公部等。 11.2 定员11.2.1 编制原则1）按照尽量提高自动化管理水平，配备高素质生产管理和操作人员，尽量减少操作人员，采取四班三倒制进行人员配备。2）要求各岗位人员所学专业与相应岗位相适应。11.181、2.2 劳动定员本工程按照相关规范要求、站场建设规模、自动化水平及类似工程的情况确定定员。本工程为接收站及加气站工程，拟配置生产、管理人员100名。第12章 项目实施进度根据本工程实际情况，项目的实施进度包括：可研报告编制及审批；初步设计编制；初步设计审批及主要设备材料订货；施工图设计及审查；施工单位招标及施工准备；主要基础施工，设备、管道安装等工程施工；调试、验收、试运；工程竣工；具体的实施进度见下表所示。表12.1-1 项目进度安排 序号项目阶段时间（d）1可行性研究报告编制902可行性研究审查及批复153初步设计编制904初步设计审查及批复155施工图设计及审查1206工程施工3607项182、目试运、竣工、投产40合计730注：1、初步设计审批后即可进行主要设备材料订货。2、施工图设计审查期间即可进行施工单位招标及施工准备。第13章 投资估算和资金筹措13.1 投资估算13.1.1 编制依据及主要数据1）中国石油天然气股份有限公司关于印发的通知（油计字2006945号）。2）安装工程依据中国石油天然气股份公司文件油计字2005358号关于印发中国石油天然气股份公司石油建设安装工程概算指标（2005版）的通知及中油计字2005519号关于石油建设安装工程费用定额的通知。3）2010年8月计划【2010】543号文件中油公司建设项目其他费用和相关费用规定（试行）。 4）基本预备费按工程183、费用和其它费用之和的8%计取。13.1.2 编制范围和主要工程量本工程投资包括三个部分：1）新建码头1座，码头泊位长600m。2）新建1座50000m3的LNG储罐1座以及配套的LNG卸船系统、LNG输送系统、LNG装车系统、火炬系统、BOG系统、氮气系统和压缩空气系统等。3）新建3座日加气量为2104m3的LNG汽车加气站以及配套给排水及消防、电气、自控仪表等。13.1.3 建设总投资本投资估算采用2012年9月的价格水平编制。工程项目报批总投资（含铺底流动资金）为37541.18万元其中：工程费用为27619.96万元，占总投资的73.57%； 其他费用为5997.93万元，占总投资的15184、.98%； 预备费用为2689.43万元，占总投资的7.16%；建设期利息为801.85万元，占总投资的2.14%； 铺底流动资金为432.01万元，占总投资的1.15%；建设投资=工程费用+其他费用+预备费用，为36307万元。总投资估算详见附表13-1。13.1.4 投资构成分析项目工程费用为27619.96万元，占总投资的73.57%。其中码头工程投资12000万元，占工程费用的43.45%，LNG储罐区投资12969.52万元，占工程费用的46.96%，LNG加气站工程投资2650.44万元，占工程费用的9.60%。本工程其他费用为5997.93万元，占总投资的15.98%。其中建设用185、地及赔偿费用2800万元。13.2 投资计划与资金筹措项目计划建设期1年。建设投资资金来源按照业主自筹30%，银行贷款70%。贷款年利率为6.31%（2012年7月中国人民银行公布的最新利率）。根据项目建设实施进度安排，按1年实施，投资比例为：100%。详见辅助报表2第14章 经济评价14.1 财务分析的范围、依据和方法14.1.1 财务分析范围本财务分析包括对成本数据及其他各项评价指标的测算，盈利能力分析、清偿能力分析、财务生存能力分析以及不确定性和风险性分析等。14.1.2 编制依据1）国家发展和改革委员会、建设部发布的建设项目经济评价方法与参数（第三版）（发改投资20061325号文）；186、2）中国石油天然气集团公司印发的中国石油天然气集团公司加油（气）建设项目经济评价方法与参数（中油计字2007455号文）3）中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数（中油计字2010211号文）。4）关于调整集团公司国内各业务建设项目财务内部基准收益率（中油计字2011177号文）。5）预测的相关成本和收入数据。14.1.3 方法采用模拟“新设法人”项目的财务分析方法；效益指标分析法；动态分析与静态分析相结合、以动态分析为主。对财务效益和费用进行分析。14.2 财务分析的参数和基础数据14.2.1 参数及基础数据1）基准收益率：10%（税后）2）项目计算期为16年，其中：工程建设期为1年，生187、产经营期为15年。14.3 成本费用估算及分析总成本费用采用成本要素估算法进行估算，其包括生产成本和期间费用。经测算，生产期内年均总成本费用为7611万元.14.3.1 生产成本估算1）耗电：年耗量170.75104/kWh，价格按辽宁省电网价格不含税0.752元/kWh计算。2）耗水：年耗量18.25104/t，价格按即不含税价2.3元/m3计算。3）基本电价：年最大需求量为3000kW，价格按辽宁省电网价格不含税每月28.21元/kW计算。4）折旧费：按直线法计算，综合折旧年限15年，残值率为5%。5）修理费：固定资产修理费按原值（扣除建设期利息）的2%计算；6）人员费用：设计定员100人188、，按8万元/人年考虑。7）其他营业费：按营业收入的0.5%计算。14.3.2 期间费用估算期间费用包括管理费用、财务费用和营业费用。其中：管理费用主要包括摊销费、其他管理费用和安全生产费用；财务费用包括长期借款利息和流动资金借款利息。1）摊销费：本项目没有无形资产摊销费；其他资产摊销费，按5年全部摊销。2）其他管理费根据定员，按2.8万元/人年估算。 3）安全生产费用：按营业收入的1.5%计算。 4）流动资金借款利息：计取基数按当年账面流动资金的70%计算，流动资金借款按实际年利率5.85%计算。5）长期借款利息：采用等额本息法计算利息，长期借款按实际年利率6.31%计算。6）其他营业费用按营189、业收入的0.5%计算。总成本费用表详见辅助报表5。14.4 收入、税金及利润估算14.4.1 营业收入估算该项目以LNG接收站的销售价差和加气站压缩天然气的零售价差作为收入。LNG接收站的销售收入，根据设计年周转量20104吨，进销差价1000元/t，商品率按50%计算。LNG加气站按年周转量为2100104m3，进销差价为0.50元/m3计算。14.4.2 营业税金及附加估算本项目征收增值税，增值税额按销项税减去进项税，增值税税率为13%；营业税及附加包括城市维护建设税及教育费附加、地方教育费附加。城市维护建设税：税率按增值税的7%计算；教育费附加：按增值税的3%计算；地方教育费附加：按增值190、税的2%计算；营业收入、营业税金及附加估算表详见辅助报表4。14.4.3 利润总额和利润分配利润总额=营业收入-营业税金及附加-总成本费用所得税=（利润总额-用于弥补以前年度亏损）税率息税前利润=利润总额+财务费用调整所得税=息税前利润税率总投资收益率（ROI）：=10.45%资本金净利润率（ROE）： 100%=21.90%经估算，整个生产期内年均利润总额为3307万元，年均所得税为827万元，年均税后利润为2480万元，项目总投资收益率为10.45%、项目资本金净利润率为21.90%。利润与利润分配表详见基本报表3。14.5 财务分析14.5.1 盈利能力分析项目投资现金流量表分析当LNG191、接收站的销售价差在1000元/t，加气站的销售差值为0.50元/m时，计算得出项目投资所得税后财务内部收益率为12.05%，财务净现值为4276万元（ic=10%）从项目投资现金流量表中可以看出，项目投资所得税前财务内部收益率为15.26%，财务净现值为11232万元（ic=10%）。项目投资现金流量表详见基本报表1。项目资本金现金流量表分析从项目资本金现金流量表可以看出，本项目资本金财务内部收益率为15.95%。项目资本金现金流量表详见基本报表2。14.5.2 清偿能力分析项目还款方式采用等额本息还款法，还款期限按10年考虑，从借款还本付息计划表可以看出，管道各年利息备付率、偿债备付率指标详192、见下表：表14.5.2-1 项目各年利息备付率、偿债备付率表 单位：%序号年份名称201320142015201620172018201920201利息备付率 （ICR）1.581.571.561.551.541.531.521.512偿债备付率（DSCR）2.342.522.753.043.433.994.786.07借款偿还期内各年的利息备付率从投产后均大于1，表明本项目利息偿付有一定的保证度；偿债备付率从投产后均大于1，表明本项目用于还本付息的资金有保证。借款还本付息计划表详见辅助报表3。14.5.3 财务生存能力分析从财务计划现金流量表分析，项目有足够大的净现金流量用于经营活动，同时从193、2018年开始累计盈余资金均为正值，说明项目足够维持正常运营，实现财务的可持续性，项目的财务生存能力强。财务计划现金流量表详见基本报表4。14.6 不确定分析14.6.1 不确定分析盈亏平衡分析本项目的盈亏平衡分析是按线性盈亏平衡分析考虑，通过对生产期内的年均固定成本、年均收入、年均可变成本、年均营业税金及附加的计算，盈亏平衡点如下：盈亏平衡点（BEP） = 100%=61.00%盈亏平衡点反应项目适应市场变化的能力，其为静态指标。以整个生产经营期为考查对象，经测算，当年均周转量达到设计周转量的61.00%，本项目即可保本。说明项目有一定的适应市场变化能力和抗风险能力。具体分析结果详见图14.194、6.1-1。图14.6.1-1 盈亏平衡图（盈亏平衡点61.00%）敏感性分析在项目计算期内，含有许多不确定因素，根据本项目可能变化的因素：建设投资、经营成本、销售差价及销售量四个因素在20%的范围内变化的情况对财务内部收益率的影响进行敏感性分析，结果见敏感性分析表和敏感性分析图。表14.6.1-2 敏感性分析表序号不确定因素变化率(%)内部收益率(%)敏感度系数分量名称临界点(%)临界值基本方案12.0518.13%1经营成本-20%14.260.91-15%13.710.92-10%13.160.92-5%12.610.925%11.490.9310%10.930.9315%10.360.195、9420%9.780.942销售差价-20%6.572.27LNG-7.73%922.66-15%82.24-10%9.392.21-5%10.742.195%13.342.1410%14.612.1215%15.862.1120%17.092.093销售差价-20%6.572.27LNG(加气站）-7.73%0.46-15%82.24-10%9.392.21-5%10.742.195%13.342.1410%14.612.1215%15.862.1120%17.092.094销售量-20%7.811.76LNG-9.85%-15%8.911.74-10%9.981.72-5%11.031.7196、5%13.061.6710%14.051.6615%15.021.6420%15.981.635销售量-20%7.811.76LNG(加气站）-9.92%-15%8.911.74-10%9.981.72-5%11.031.75%13.061.6710%14.051.6615%15.021.6420%15.981.636建设投资-20%15.71.5115.31%41866.88-15%14.651.44-10%13.711.37-5%12.841.315%11.331.210%10.661.1615%10.041.1120%9.461.08图14.6.1-3 敏感性分析图由敏感性分析表和敏感性197、分析图可以看出，销售差价和销售量的敏感度系数绝对值都很大；建设投资的敏感度系数绝对值居中；经营成本的敏感度系数绝对值最小；表明，销售差价、销售量和建设投资的变化对项目的影响程度都比较大，是影响项目经济效益的主要因素。销售差价和销售量是最敏感因素，其次是建设投资；经营成本的敏感性相对较低。14.7 评价结论14.7.1 财务评价结论本项目的主要财务汇总表见表-1表主要财务汇总表序号项目名称单位指标说明1项目报批总投资(含铺底全部流动资金)万元375411.1建设投资万元363071.2建设期利息万元8021.3铺底流动资金万元432全部流动1440万2营业收入(不含税)万元11050运营期平均3198、营业税金及附加万元132运营期平均4总成本费用万元7611运营期平均5利润总额万元3307运营期平均6所得税万元827运营期平均7税后利润万元2480运营期平均8财务盈利能力分析8.1财务内部收益率项目投资所得税前%15.26项目投资所得税后%12.05项目资本金%20.208.2财务净现值项目投资所得税前万元11232ic=10%项目投资所得税后万元4276ic=10%项目资本金(税后)万元40001ic=0%8.3项目投资回收期含建设期动态投资所得税后年13.658.4总投资收益率%10.458.5项目资本金净利润率%21.909清偿能力分析年9.1借款偿还期年10不含建设期10盈亏平衡点199、%61运营期平均经过上述测算和分析，从经济指标汇总表可看出：当LNG接收站销售价差为1000元/t，商品率按50%；加气站的销售差值为0.50元/m时，项目投资所得税前财务内部收益率为15.26%，财务净现值为11232万元（ic=10%）；项目投资所得税后财务内部收益率为12.05%，财务净现值为4276万元（ic=10%），以上经济指标均满足行业基准水平，本项目在财务分析上是可行的。辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司附表13-1 总 概 算 表 工程编号：设计阶段：预可研建设项目名称：LNG接收站及加气站工程金额单位：万元序号编号工程项目或费用名称设计规模或主要工程量设备购置费安装工程费建筑200、工程费其他费用合 计其中：外币占总投资比例(%)建设报批总投资(+)3513.127782.272358.5713966.009921.2237541.18100.00建设投资(+)3513.127782.272358.5713966.008687.3736307.3396.71第一部分 工程费用3513.127782.272358.5713966.0027619.96 73.57一码头工程12000.0012000.0031.961码头泊位长600m12000.0012000.00二LNG储罐区2167.327662.572058.631081.0012969.5234.551总图竖向680201、.00680.002建（构）筑物LNG全地衡汽车装车位8台401.00401.00350000m3常压低温双壁金属罐1座5263.361492.006755.364工艺设备及管道安装BOG 压缩机1台，空压系统2套及制氮系统2套，1892.002186.00494.374572.375给排水及消防54.0537.8316.25108.136自控仪表141.89107.8234.05283.767电气79.3867.5621.96168.90三2104m3/d LNG汽车加气站3座1345.80119.70299.94885.002650.447.061总图竖向465.00465.002建（构）202、筑物381.00381.003工艺50m3低温罐1台，低温泵撬1台，加液机2 台，空压机1台1080.0064.801144.804给排水及消防58.8939.0097.895自控仪表150.00150.006电气66.00111.0075.00252.007通信49.808.7015.0073.508暖通及热工86.2586.25四其中设备材料增值税510.451130.761641.214.37小 计3513.127782.272358.5713966.0027619.9673.57第二部分 其他费用5997.935997.9315.98一建设用地费和赔偿费350亩2800.002800.203、007.46二可行性研究报告编制及评估费170.64170.640.45三建设管理费958.71958.712.551建设单位管理费424.16424.161.132建设工程监理费513.34513.341.373建设单位健康安全环境管理费21.2121.210.06四专项评价及验收费109.80109.800.291环境影响评价及验收费21.0021.000.062安全预评价及验收费48.8048.800.133职业病危害预评价及控制效果评价费10.0010.000.034危险性与可操作性评价（HAZOP)10.0010.000.035消防部门评价及验收费20.0020.000.05五勘察设204、计费752.42752.422.00六非标设备设计费842.14842.142.24七场地准备费和临时设施费55.2455.240.15八联合试运转费138.10138.100.37九特殊设备安全监督检验标定费54.8954.890.15十生产准备费设计定员100人116.00116.000.31小 计5997.935997.9315.98第三部分 预备费用一基本预备费（工程费+其他费）*8%2689.432689.437.16小 计2689.432689.437.16应列入总投资中的几项费用一建设期利息自筹30%，银行贷款70%801.85801.852.14二铺底流动资金全部流动资金的30205、%432.01432.011.15小 计1233.861233.863.29项目投资现金流量表基本报表1 单位：万元序号名称合计20122013201420152016201720182019202020212022202320242025202620271现金流入1718401105011050110501105011050110501105011050110501105011050110501105011050171401.1营业收入1657501105011050110501105011050110501105011050110501105011050110501105011050110206、501.2补贴收入1.3回收固定资产余值185018501.4回收流动资金144014401.5回收土地资产价值280028002现金流出107823363076112467246724672467246724672467246724672467246724672467246722.1建设投资36307363072.2流动资金144014402.3经营成本681004540454045404540454045404540454045404540454045404540454045402.4营业税金及附加1976132132132132132132132132132132132132132132207、1322.5维持运营投资3所得税前净现金流量(1-2)64017 49386378637863786378637863786378637863786378637863786378124684累计税前净现金流量168967 522690113279196572603632414387924517051549640175调整所得税151041003100310031003100310091009100910091009100910091009100910096所得税后净现金流量(3-5)48913 39355375537553755375536953695369536953695369536953208、695369114597累计税后净现金流量48282 523710607159762134626715320843745448913项目资本金现金流量表基本报表2 单位：万元序号项目名称合计20122013201420152016201720182019202020212022202320242025202620271现金流入1718401105011050110501105011050110501105011050110501105011050110501105011050171401.1营业收入165750110501105011050110501105011050110501105011209、0501105011050110501105011050110501.2补贴收入1.3回收固定资产余值185018501.4回收流动资金144014401.5回收土地资产价值280028002现金流出131838108929352895189849019905691019143918892359286572557255725572567332.1项目资本金11324108924322.2维持运营投资2.3借款本金偿还27225196020842215235525042662283030083198340010082.4借款利息支付10813171315901458131811701012844210、66547527459595959592.5经营成本681004540454045404540454045404540454045404540454045404540454045402.6营业税金及附加19761321321321321321321321321321321321321321321322.7所得税124005756066396737117567988438909409949949949949943净现金流量(1-2)40001 1698209920662031199419491907186218151764532553255325532510407计算指标资本金财务内部收益率(%211、)20利润与利润分配表基本报表3 单位：万元序号项目名称合计2013201420152016201720182019202020212022202320242025202620271营业收入1657501105011050110501105011050110501105011050110501105011050110501105011050110502营业税金及附加19761321321321321321321321321321321321321321321323总成本费用1141728619849683648224807678957727754873587156694269426942694212、269424补贴收入5利润总额(1-2-3+4)496022299242325542694284330243192337035603762397639763976397639766弥补以前年度亏损7应纳税所得额(5-6)496022299242325542694284330243192337035603762397639763976397639768所得税124005756066396737117567988438909409949949949949949净利润(5-8)37201172418171916202021322268239425282670282129822982298229822213、98210期初未分配利润2083451552318749116729864810689128441511817522200612274525429281133079711可供分配的利润(9+10)245547172433695103693288611091613083153711778920343230432572728411310953377912提取法定盈余公积金372017218219220221322723925326728229829829829829813各投资方利润分配14未分配利润(11-12-13)241826155231874911672986481068912844151214、181752220061227452542928113307973348115息税前利润6041540124012401240124012403540354035403540354035403540354035403516调整所得税1510410031003100310031003100910091009100910091009100910091009100917息前税后利润(15-16)4531130093009300930093009302730273027302730273027302730273027302718息税折旧摊销前利润9567463786378637863786378637215、8637863786378637863786378637863786378计算指标项目总投资收益率(%)10.45项目资本金净利润率(%)21.90财务计划现金流量表基本报表4 单位：万元序号项 目合计20122013201420152016201720182019202020212022202320242025202620271经营活动净现金流量(1.1-1.2)832745804577357405705566856225580553654885438538453845384538453841.1现金流入18729812487124871248712487124871248712487124216、8712487124871248712487124871248712487营业收入165750110501105011050110501105011050110501105011050110501105011050110501105011050增值税销项税额21548143714371437143714371437143714371437143714371437143714371437补贴收入其他流入1.2现金流出104024668367146747678268196864690669516998704971027102710271027102经营成本681004540454045404540217、45404540454045404540454045404540454045404540增值税进项税额5081339339339339339339339339339339339339339339339营业税金及附加1976132132132132132132132132132132132132132132132增值税16466109810981098109810981098109810981098109810981098109810981098所得税124005756066396737117567988438909409949949949949942投资活动净现金流量(2.1-2.2)-377218、47-36307-14402.1现金流入2.2现金流出37747363071440建设投资3630736307维持运营投资流动资金144014403筹资活动净现金流量(3.1-3.2)-29136307-2233-3674-3674-3674-3674-3674-3674-3674-3674-3674-59-59-59-59-10673.1现金流入37747363071440项目资本金投入1132410892432维持运营投资建设投资借款2541525415流动资金借款10081008短期借款3.2现金流出38038367436743674367436743674367436743674367219、4595959591067各种利息支出108131713159014581318117010128446654752745959595959偿还长期借款本金262171960208422152355250426622830300831983400偿还短期借款本金偿还流动资金借款10081008投资者分配利润4净现金流量(1+2+3)452362130209920662031199419491907186218151764532553255325532543175累计盈余资金4523621304229629583271032112270141771603917854196182494330268220、355934091945236资产负债表基本报表5 单位：万元序号项目名称20122013201420152016201720182019202020212022202320242025202620271资产371094273342466421664183141459410654062940149396203904242024450064798950971529451.1流动资产586058605860586058605860586058605860586058605860586058605860预付账款应收账款47744774477447744774477447744774477447744221、7744774477447744774存货103910391039103910391039103910391039103910391039103910391039现金4747474747474747474747474747471.2累计盈余资金213042296295832710321122701417716039178541961824943302683559340919452361.3在建工程371091.4固定资产净值346503230729964276222527922936205931825015907135641122188786535419318501.5无形及其他资产净值937222、0462302负债及所有者权益371094273342466421664183141459410654062940149396203904242024450064798950971529452.1负债2621729684276012538523030205261786415034120268828542854285428542854284420流动负债4420442044204420442044204420442044204420442044204420442044201)应付账款442044204420442044204420442044204420442044204420442044204223、4202)预收账款建设投资借款26217242572217319957176021509812436960765983400流动资金借款10081008100810081008100810081008100810081008100810081008短期借款2.2所有者权益10892130481486516781188012093323201255952812330793336143659639579425614554348526资本金1089211324113241132411324113241132411324113241132411324113241132411324113241324累计224、盈余公积金1723545467489611188142716801947222925272825312434223720累计未分配利润1552318749116729864810689128441511817522200612274525429281133079733481指标资产负债率(%)70.6569.4764.9960.2055.0549.5143.5037.0029.9522.2813.9012.9212.0611.3110.658.35流动资金估算表辅助报表1 单位：万元序号项目名称周转天周转次20132014201520162017201820192020202120222023225、20242025202620271流动资产5860586058605860586058605860586058605860586058605860586058601.1应收账款30124774477447744774477447744774477447744774477447744774477447741.2预付账款1.3存货103910391039103910391039103910391039103910391039103910391039油(气)品751102510251025102510251025102510251025102510251025102510251025燃料、动力152226、41414141414141414141414141414141.4现金15244747474747474747474747474747472流动负债4420442044204420442044204420442044204420442044204420442044202.1应付账款30124420442044204420442044204420442044204420442044204420442044202.2预收账款3流动资金占用(1-2)1440144014401440144014401440144014401440144014401440144014404流动资金当期增加额1440项227、目总投资使用计划与资金筹措表辅助报表2 单位：万元序号项目名称合计20122013201420152016201720182019202020212022202320242025202620271项目总投资385493710914401.1 建设投资36307363071.2 建设期利息8028021.3 流动资金144014402项目资本金11324108924322.1 用于建设投资10892108922.2 用于建设期利息2.3 用于流动资金4324323 债务资金272252621710083.1 用于建设投资25415254153.2 用于建设期利息8028023.3 用于流动资金1228、0081008借款还本付息计划表辅助报表3 单位：万元序号项目名称合计20122013201420152016201720182019202020212022202320242025202620271银行借款1.1期初借款余额157345262172425722173199571760215098124369607659834001.2当期借款25415254151.3当期应计利息10730802165415311399125911119537856064162151.4当期还本付息361453615361536153615361536153615361536153615其中：还本262171229、960208422152355250426622830300831983400付息9928165415311399125911119537856064162151.5期末借款余额1573452621724257221731995717602150981243696076598340002短期借款2.1当年末短期借款本金2.2短期借款偿还2.3短期借款利息偿债备付率1.581.571.561.551.541.531.521.511.491.48利息备付率2.342.522.753.043.433.994.786.078.4914.75营业收入、营业税金及附加和增值税估算表辅助报表4 单位：万元序230、号项目名称合计2013201420152016201720182019202020212022202320242025202620271营业收入1657501105011050110501105011050110501105011050110501105011050110501105011050110501.1LNG150000100001000010000100001000010000100001000010000100001000010000100001000010000价差1000100010001000100010001000100010001000100010001000100010231、00数量150101010101010101010101010101010销项税额195001300130013001300130013001300130013001300130013001300130013001.2LNG(加气站）15750105010501050105010501050105010501050105010501050105010501050价差111111111111111数量31500210021002100210021002100210021002100210021002100210021002100销项税额204813713713713713713713713713232、71371371371371371372增值税164661098109810981098109810981098109810981098109810981098109810982.1销项税215481437143714371437143714371437143714371437143714371437143714372.2进项税50813393393393393393393393393393393393393393393393营业税金及附加19761321321321321321321321321321321321321321321323.1营业税3.2城市维护建设税1153777777777233、7777777777777777777773.3教育费附加8235555555555555555555555555555553.4其他税金4补贴收入4.1补贴收入1总成本费用估算表辅助报表5 单位：万元序号项目名称合计2013201420152016201720182019202020212022202320242025202620271营业费用966736460646064606460646064376437643764376437643764376437643764371.1油(气)品损耗费33308222122212221222122212221222122212221222122212234、2212221222122211.2外购燃料及动力费44202952952952952952952952952952952952952952952951.3人员费用120008008008008008008008008008008008008008008008001.4折旧费351442343234323432343234323432343234323432343234323432343234323431.5摊销费11623232323231.6修理费用108577247247247247247247247247247247247247247247241.7租用费1.8其他营业费用829555235、5555555555555555555555555552管理费用66864464464464464464464464464464464464464464464462.1其他管理费用42002802802802802802802802802802802802802802802802.2安全生产费用24861661661661661661661661661661661661661661661663财务费用1081317131590145813181170101284466547527459595959593.1长期借款利息99281654153113991259111195378560641621236、5000003.2流动资金借款利息8855959595959595959595959595959593.3短期借款利息4总成本费用合计1141728619849683648224807678957727754873587156694269426942694269424.1其中:可变成本377272515251525152515251525152515251525152515251525152515251525154.2固定成本764456104598058495709556153795211503348434641442744274427442744275经营成本681004540454045237、404540454045404540454045404540454045404540454045406油(气)品采购费用666150444104441044410444104441044410444104441044410444104441044410444104441044410固定资产折旧费及摊销费估算表辅助报表6 单位：万元1折旧1.1固定资产原值369933699336993369933699336993369933699336993369933699336993369933699336993369931.2当期折旧351442343234323432343234323432343234323432343234323432343234323431.3固定资产净值346503230729964276222527922936205931825015907135641122188786535419318502无形资产摊销2.1无形资产原值2.2当期摊销2.3无形资产净值3其他资产摊销3.1其他资产原值1161161161161161161161161161161161161161161161163.2当期摊销11623232323233.3其他资产净值937046230