LNG站设计规范
摘要：通过对GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》与GB 50156—2002《汽车加油加气站设计与施工规范》(2006年版)以及LNG与LPG主要特性这两方面的比较，确定进行LNG 加气站设计时所依据的规范。分析并确定了LNG加气站的储存规模和等级划分，探讨了LNG 加气站的总图、工艺、公用工程及消防设计。
关键词：LNG加气站；规范选用；储存规模；等级划分；设计
Code Selection and Design of LNG Filling Station
ZH0U Chun
Abstract：Through the comparison of Code for Design of City Gas Engineering(GB 50028—2006)and Code for Design and Construction of Automobile Gasoline and Gas Filling Station，(2006)(GB 50156—2002)as well as the key features between LNG and LPG，the code used in design of LNG filling station is determined.The storage size and grade level of LNG filling station are analyzed and determined.The design of general plan，process，public projects and fire control of LNG filling station is discussed.
Key words：LNG filling station；code selection；storage size；grade level；design LNG汽车和LNG加气站在国外特别是美国，已经得到了长足发展，而在我国的发展时间尚未超过20年，还处于发展初期。因此，我国尚未颁布专门适用于LNG加气站的设计规范。在进行LNG加气站设计时，国外设计人员主要遵守NFPA57—97《汽车用液化天然气(LNG)供气系统标准》，国内已建成并正在示范运行的LNG加气站遵循的设计标准也是NFPA57—97。但由于各种原因，特别是国内外行业发展水平、设备制造水平、管理水平的差异，我国行业主管部门及消防部门对国外规范的认可程度不高。根据以往的成功经验，采用大家更为熟悉的国内相近的设计规范，更容易得到主管部门的认可。比如LNG气化站发展初期，GB 50028—93《城镇燃气设计规范》中尚未有关于LNG气化站的要求，设计时均参照了该规范中LPG气化站的要求。因此，笔者认为在进行LNG加气站没计时，首选国内已颁布实施的与国外规范相近的设计规范。
1 LNG加气站设计规范的选用
一般认为，LNG加气站的设计可参照GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》中LNG 气化站的相关要求和GB 50156—2002《汽车加油加气站设计与施工规范》(2006年版)中LPG 加气站的相关要求[1]。前者的理论依据是LNG加气站与LNG气化站的物料均为LNG，仅两者的厂站形式及建站地点不同。后者的理论依据是LNG具有比LPG更安全的特性参数，且LNG加气站与LPG加气站同为加气站，建设地点都位于城市建成区内。
①规范的比较
GB 50028—2006主要适用于LNG总储存容积不大于2000m3的城镇LNG供应站的工程设计。
该规范对LNG气化站的储罐及天然气放散总管与站内外建、构筑物的防火间距、消防系统均作了明确规定。
GB 50156—2002(2006年版)主要适用于汽车加油站、LPG加气站、CNG加气站和汽车加油加气合建站工程的设计和施工。该规范对LPG加气站的规模，LPG储罐、卸车点、加
气机、放散管管口与站外建、构筑物的防火间距，LPG加气站内设施之间的防火间距及消防系统均作了明确规定。
GB 50028—2006主要适用于LNG气化站，而LNG气化站通常建于城市建成区之外。因此，该规范中LNG储罐及放散总管与站外建、构筑物的防火间距比GB 50156—2002(2006年版)中LPG储罐及放散管与站外建、构筑物的防火间距大。GB 50028—2006对卸车点、加气机等与站外建、构筑物的防火间距以及加气站内设施(储罐与加气机、站房、放散管等)之间的防火间距均没有涉及，而GB 50156—2002(2006年版)对此有比较洋细的规定。
GB 50028—2006与GB 50156—2002(2006年版)的相同点：a.对储罐的消防设施要求一致，均要求储罐的单罐容积大于20m3或总容积大于50m3时，储罐应设置固定消防冷却系统。
b.对移动式消防用水量的规定基本相同。
c.对公用工程的设计基本一致，但在工艺设计方面，由于LNG加气站与LNG气化站的物料均为LNG，所以GB 50028—2006中关于LNG气化站的部分更具有针对性。
② LNG与LPG的特性比较
LNG是以甲烷为主要组分的烃类混合物，LNG与LPG的主要特性对比见表1。由表1可知：a.LNG比LPG更难点燃，且燃烧速度比LPG小。b.LNG的燃点、爆炸极限均比LPG 高，且爆炸极限的范围更宽。c.当温度高于-112℃时，LNG蒸气比空气轻，易于向高处扩散；而LPG蒸气比空气重，易于在低处积聚而引发事故。因此，LNG在运输、储存和使用中的火灾危险性及危害程度低于LPG，比LPG更安全[2]。
从燃烧放出的热量来看，相同体积的LNG和LPG气化并燃烧后，LNG放出的热量比LPG少，对周围的热辐射也小。
因此，在防火间距和消防设施方面，对LNG加气站的要求可以比对LPG加气站的要求低。考虑到LNG加气站在我国尚处于初期发展阶段，采用与LPG加气站基本相同的防火间距和消防设施是适宜的。
表1 LNG与LPG主要特性对比
项目LPG LNG
燃点/℃493 650
点火能/mJ 0.305 0.330
燃烧速度
/(m·s-1)
0.42 0.38
爆炸极限/% 2.15～9.60 5.00～15.00
气体密度大于空气密
度，少量泄漏
后易积聚
-112℃以上时小于空
气密度，少量泄漏后
即挥发
③设计规范的确定
LNG加气站与LPG加气站的站内设施相似，均包含加气机、泵、储罐、站房等。因此，从厂站的形式、建设地点、对站外环境的防火要求及站内、外设施来看，LNG加气站的设
计规范更官选择GB 50156—2002(2006年版)。
从LNG与LPG的特性来看，LNG比LPG更安全，且两者皆是加气站。因此，LNG加气站的设计规范也更宜选择GB 50156—2002(2006年版)。
毕竟LNG加气站与LPG加气站的物料不同，工艺设计和公用工程设计等方面存在差异。因此，为了更准确地体现LNG的特性，在工艺设计和公用工程设计等方面，对于GB 50156—2002(2006年版)未涉及的关于LNG特性要求的设计.应采用GB 50028—2006。
因此，笔者认为在进行LNG加气站的设计(包含总图、工艺、公用工程、消防设计)时，应主要依据GB 50156—2002(2006年版)中LPG加气站的相关规定。GB 50156—2002(2006
年版)未涉及的部分应依据GB 50028—2006中LNG气化站的相关规定。
2 LNG加气站的储存规模及等级划分
2.1 影响储存规模的因素
LNG加气站的设计中，确定LNG加气站的储存规模及单台储罐的容积时，应主要考虑以下几个影响因素：
①加气站的加气规模及储存周期
LNG加气站的加气对象主要为公交车和客运大巴等易于集中加气、集中管理的车辆，，据了解，目前国内已建成并投入使用的LNG加气站日加气100～150车次。国内公交车车载LNG气瓶多为240L，充装系数按85%考虑，则日加气量为20.4～30.6m3[1]。从需求方面来说，LNG加气站主要建在城市建成区内，而城市郊区通常建有LNG储配站，供气条件较好。因此，LNG加气站的储存周期宜为1～2d，故LNG加气站所需储罐容积宜为20.4～61.2m3。
②与站外建、构筑物的防火间距
从理论方面分析，只要采取了相应的安全措施，LNG加气站的规模可以与LNG气化站相同。但从需求方面来看，由于LNG加气站多建于城市建成区内，对站外建、构筑物与LNG 加气站内储罐及工艺设施的防火间距要求较高，不易找到满足较大防火间距要求的建设用地。因此，LNG加气站储罐容积不宜过大。
③设计规范对储存规模的要求
根据GB 50156—2002(2006年版)第3.0.4条的规定，LPG加气站的储罐总容积不应大于60m3，单罐容积不应大于30m3。根据该规范的条文说明，此规模的确定既能满足加气需求，也能保证安全，降低风险，同时也是与相关规范及公安部消防局协调的结果。因此，LNG 加气站储罐的容积规模也应考虑该规范的要求。
④站内用地及消防水系统的要求
根据GB 50156—2002(2006年版)第9.0.1、9.0.5条及GB 50028—2006第9.5.1条的规定，总容积超过50m3或单罐容积超过20m3的LPG或LNG储罐应设置固定式消防冷却水系统。若LNG加气站的储罐设置固定式消防冷却水系统，同时考虑20L/s的消火栓消防用水量，则LNG加气站总消防用水量必然超过25L/s。根据GB 50016—2006《建筑设计防火规范》第8.6.1条的规定，加气站应设置消防水池及消防泵房。因此，需要较大的用地面积。而LNG 加气站通常建于城市建成区内，很难找到符合要求的用地。另一方面，据了解，国内已建成并投入运行的LPG加气站通常采用2～3台单罐容积为20m3或30m3的埋地式储罐，这可以避
免设置储罐固定消防冷却水系统，与站外建、构筑物的防火间距也可以适当减小。而LNG 储罐为真空绝热储罐，通常为地上式储罐。地下式LNG储罐在国内尚未有实施的工程实例，国外的工程实例也较少。因此，为了减小加气站的消防用水量，减小占地面积，LNG加气站储罐的总容积不宜大于50m3，单罐容积不宜大于20m3。
⑤储罐的规格
国产LNG储罐容积通常为20m3、30m3、50m3、100m3和200m3等，LNG加气站储罐应尽可能采用常规规格的产品，便于采购。
2.2 储存规模的确定
综合考虑LNG加气站的加气规模，储存周期，与站外建、构筑物的防火间距，设计规范对储存规模的要求，站内消防水系统的要求，储罐的规格等因素，笔者认为在参照执行GB 50156—2002(2006年版)的前提下，为减小LNG加气站的用地面积，使加气站更容易实施，LNG加气站的单罐容积为20m3，总容积为20m3或40m3。
2.3 加气站的等级划分
按GB 50156—2002(2006年版)第3.0.4条的规定，LPG加气站的等级划分见表2，设V为液化石油气罐总容积。
表2 液化石油气加气站的等级划分[3]
级别液化石油气罐容积/m3
总容积单罐容积
一级45＜V≤60≤30
二级30＜V≤45≤30
三级V≤30≤30
储罐总容积为40m3，单罐容积为20m3的LNG加气站属于二级站；储罐总容积为20m3，单罐容积为20m3的LNG加气站属于三级站。
3 LNG加气站的总图设计
①功能分区
根据LNG加气站的实际情况和生产工艺需求，站区可分为储存区、加气区和站房。储存区的主要设备包括LNG储罐、LNG泵、卸车增压器、调饱和器等。加气区由加气机和加气罩棚组成。站房通常由值班室、综合营业厅、仪表配电间、空压机房、办公室等组成。
②总图布置
a. 根据GB 50156—2002(2006年版)第5.0.1条的规定，站区工艺设施一侧应设置高2.2m 的非燃烧实体围墙，面向进、出口道路的一侧宜设置非实体围墙，或开敞。
b. LNG储罐、LNG泵、卸车增压器、调饱和器等设备布置在高度为1.0m的围堰内，卸车接头及其阀门可布置在围堰墙体上。
c. 储存区、加气区、站房均独立布置，布置时应注意LNG泵与LNG加气机的距离要尽可能短，不宜大于15m。原因是国内LNG汽车的车辆供气系统未设置气瓶增压器，为了保证供气压力的稳定性，使之能满足发动机的用气压力要求，给车辆加注的LNG必须为饱
和液体。若LNG泵与LNG加气机的距离过长，无车辆加气时，管道内剩余的饱和LNG较多，容易气化，会影响加气并排放大量的气体，造成浪费。
d. LNG加气站的工艺设施与站外建、构筑物之间的防火距离按GB 50028—2006中LNG 气化站相关的防火间距执行。工艺设施与站内建、构筑物之间的防火距离按GB 50156—2002(2006年版)中LPG加气站相关的防火间距执行。
LNG加气站的总图布置见图1。
4 LNG加气站的工艺设计
4.1 工艺流程
①卸车流程
将LNG由槽车转移至LNG储罐中，主要有卸车增压器卸车、LNG泵卸车及两者联合卸车等3种方式[4]。卸车增压器卸车的优点是完全采用环境热量，不耗费电能，工艺流程相对简单；缺点是卸车速度比较慢，冬季室外温度较低时尤为明显。LNG泵卸车的优点是卸车时间较短，工艺流程相对简单；缺点是耗费大量电能，启动前需要对泵进行预冷。卸车增压器和LNG泵联合卸车的优点是卸车时间比单独采用卸车增压器卸车时间短，耗费的电能比单独采用LNG泵卸车少；缺点与单独采用LNG泵相同。
笔者建议LNG加气站应具有卸车增压器、LNG泵单独卸车和同时卸车的功能。夏季宜采用卸车增压器卸车，冬季宜采用卸车增压器和LNG泵联合卸车。
②调饱和流程
我国LNG汽车的车辆供气系统未设置气瓶增压器，为了保证供气压力的稳定性，使之能满足发动机的用气压力要求，车载瓶中的LNG必须为饱和液体。因此，加气前需要使储罐中的LNG升温、升压，处于饱和状态。调饱和有3种方式：调饱和器调饱和、LNG泵调饱和、调饱和器与LNG泵联合调饱和[4]。这3种方式的优缺点与LNG卸车采用的3种方式的优缺点基本相同。
笔者建议LNG加气站应采取调饱和器和LNG泵联合调饱和的方式，可以大大缩短LNG 的调饱和时间，避免加气车辆的长时间等待。
③加气流程
LNG的加气流程是指LNG泵将储罐中的LNG抽出，输送至LNG加气机，通过LNG 加气机给汽车加气。
④卸压流程
当储罐压力大于设定值时，打开安全阀，释放储罐中的气体，降低压力，以保证储罐安全，放散的气体通过集中放散管放空。
4.2 主要设备
① LNG储罐
LNG加气站采用的低温压力储罐为真空粉末绝热储罐。储罐分为内罐和外罐两层，内罐材质为0Cr18Ni9，外罐材质为16MnR。内外罐之间采用真空粉末绝热，真空隔热层厚度为250mm。储罐的日蒸发率小于0.25%，充装系数为0.9。储罐上装有高、低液位报警设施，内罐压力高报警设施，超压自动排放罐顶气体的自力式降压调节阀以及安全阀等，以保证储罐的安全。在储罐进、出口的LNG管道上设有紧急切断阀，当有紧急情况发生时，可迅速关闭阀门，以保证系统安全。
目前，20m3真空粉末绝热低温储罐主要为立式和卧式2种形式。立式储罐的优点是占地面积小，罐内液体与LNG泵的静压头大，有利于LNG的调饱和及汽车加注；缺点是立式储罐比较高，美观性差。卧式储罐的优点是比较低，美观性好，容易被周围人群接受；缺点是占地面积大，罐内液体与LNG泵的静压头小。目前国内示范运行的加气站均采用立式储罐，有成功的经验。考虑到有利于汽车加注和LNG的调饱和，笔者推荐采用立式储罐。
② LNG泵
输送LNG这类低温的易燃介质，不仅要求输送泵能承受低温，而且对其气密性能和电气方面的安全性能要求很高。随着对泵结构、材料等方面的研究有了很大的进展，一种安装在密封容器内的潜液式电动泵在LNG系统中得到了广泛的应用。其主要特点是将泵与电动机整体安装在一个密封的金属容器内，不需要轴封，也不存在轴封的泄漏问题[5]。
通常潜液式电动泵可分为船用泵、汽车燃料泵、LNG高压泵(罐外泵)和大型储罐的罐内泵。LNG加气站中，LNG的转运和加注采用的是汽车燃料泵，其结构紧凑，立式安装，特别适用于汽车燃料加注和低温槽车转运LNG。LNG泵采用安全的潜液电动机，电动机和泵都浸没在流体中，不需要轴封。在吸入口增加了导流器，减少流体在吸入口的阻力，防止泵气蚀。LNG加气站采用的LNG泵通常为两级离心泵，由一台变频器控制，能适应不同的流量范围，电气元件安装在具有防爆功能的接线盒及其罩壳内，流量为8～340L/min，扬程为15～250m。主要厂家包括美国的ACD公司、日本的Nikkiso公司、瑞士的Cryomec公司等。
③ LNG加气机
LNG加气机是依据直接测量流体介质质量的原理，利用先进的传感和微电脑测控技术，具有高精度、多功能的新型LNG加液计量装置，主要用于计量充入LNG车载瓶的液量。同时，加气机应用微测控技术对计量过程进行自动控制，显示屏直接显示被测液体的流量、单价、金额及加液量累计值，可远程通信，实现计算机中央管理[6]。
目前，LNG加气机多采用进口，其计量方式为单管计量，单枪加气，计量精度为±0.1%，
最大质量流量为80.0kg/min，具有温度补偿功能，配带拉断阀。
④调饱和器和卸车增压器
LNG加气站采用的调饱和器和卸车增压器均为空温式换热器，LNG通过吸收环境热量达到气化升温的目的，能耗很低。为了提高气化速率和换热效率，调饱和器和卸车增压器的主体通常采用耐低温的铝合金纵向翅片管，且拥有很大的换热面积。其影响因素主要为流量、工作压力、工作周期、大气温度、相对湿度、风力、日照等[7]。
笔者建议调饱和器的流量为200m3/h，立式安装；卸车增压器的流量为300m3/h，卧式安装。
5 LNG加气站的公用工程设计
LNG加气站的公用工程设计主要包括土建设计、电气设计、自控设计和给排水设计，应按照GB 50156—2002(2006年版)第9～11章及GB 50028—2006第9.4、9.5、9.6条的规定进行设计。
土建设计主要包括站房、设备基础、加气岛、加气罩棚柱、围堰、场地等内容的设计；基本要求有站房耐火等级不小于二级，门、窗向外开等。电气设计主要包括设备的动力用电、站房及站区的照明用电、站区的防雷防静电设计等；基本要求有加气站的供电负荷为三级，但有条件的情况下可设计为二级，罩棚、营业室、配电间等应设置事故照明等。自控设计主要包括设备的控制及状态显示、加气机的收费系统、可燃气体检测报警系统及低温检测报警装置；基本要求有储罐进出液管应设置紧急切断阀，并与液位控制连锁，在可能发生LNG 泄漏的区域，设置可燃气体和低温泄漏报警装置等。给排水设计主要包括站区的雨水、站房的给水、排水没计；基本要求有围堰内的排水利用管道排出站外时应设置水封井，防止LNG 流入下水道等。
6 LNG加气站的消防设计
①消防水系统
笔者确定的LNG加气站储罐的总容积为20m3或40m3，单罐容积为20m3。根据GB 50156—2002(2006年版)第9.0.1、9.0.5条的规定，LNG加气站设置移动消防用水装置，消火栓消防用水量按20L/s考虑。根据GB 50016—2006第8.6.1条规定，加气站无需设置消防水池，利用市政消防设施即可。消防水管网可从市政消防管网接入，要求水流量不小于20L/s，压力不小于0.25MPa。
②灭火器材
LNG加气站应根据GB 50156—2002(2006年版)的要求设置灭火器材，加气区每台加气机设置1只4kg手提式干粉灭火器；储存区设置35kg推车式干粉灭火器2台和8kg手提式干粉灭火器5台；站房的灭火器材布置应符合GB 50140—2005《建筑灭火器配置设计规范》的规定。
7 结语
为了推动LNG加气市场的发展，更好地利用LNG作为清洁汽车燃料的优势，加快LNG 加气站网络化的建设，国家相关部门应尽快组织技术力量编制专门针对LNG加气站的设计规范。
参考文献：
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(本文作者：周春中机国际工程设计研究院江苏分院江苏南京210001)
LNG气化站技术协议
LNG气化站技术协议 XXXX有限公司 时间：2016年 10 月 31 日
LNG气化站技术规范及充装要求 1.总则 本要求适用于LNG气化站项目所用的设备，它提出了LNG气化站设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 本技术规格书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规格的条文，供方应提供符合或优于本技术规格书的优质产品。 本技术规格书所使用的标准如果与投标方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。 签订合同后，因招标书标准和规程发生变化，招标方有权以书面形式提出补充要求，具体项目由供需双方共同商定。 本技术规格书未尽事宜，由购方和供方协商确定。 2.技术标准 LNG气化站设备的设计、材料、制造和调试过程中应符合现行的国标及行业标准要求外，还应遵循下述标准（不限于）。下列标准如被修订，请投标方按照最新版本标准使用。 （1）《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》NB/T 1001-2011 （2）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-1992 （3）《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-2008 （4）《建筑设计防火规范》GB50016-2006 （5）《低压配电设计规范》GB50054-1995 （6）《建筑照明设计标准》GB50034-2004 （7）《城镇燃气设计规范》GB50028-2006 （8）《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》GB/T 20368-2006 （9）《车用压缩天然气》GB18047-2000 （10）《爆炸性气体环境用电器设备第1部分通用要求》 （11）《爆炸性气体环境用电器设备第2部分隔爆型“d”》 （12）《低温液体运输车》JB/T6897-2000 （13）《气焊、焊条电弧焊、气体保护焊和高能束焊的推荐坡口》GB/ （14）《埋弧焊的推荐坡口》GB/ （15）《涂装前钢板表面锈蚀等级和除锈等级》GB8923-1988
中国LNG接收站分布图及项目简介
1. 广东LNG站线项目 投资：中外合资，中方控股，合作方为：中海石油天燃气及发电有限责任公司，BP 全球投资有限公司，深圳市燃气集团有限公司等。 地点：深圳大鹏湾东岸秤关角 规模：一期工程设计规模370万吨/年，设两座16万立方米储罐：二期工程设计规模700万吨/年，增加一座储罐，接收站港址内建可停靠14.5万立方米LNG运输船的专用洎位一个 总投资额：约72亿元人民币 项目开展：2003年12月开工，项目计划于2006年6月投产。 资源供应方：澳大利亚ALNG集团 2. 福建LNG站线项目 投资：中海石油天希气及发电有限责任公司和福建投资开发总公司共同投资。 地点：福建湄州北岸蒲田秀屿港区 规模：一期规模为260万吨/年的LNG接收站和输气干线，LNG运输燃气电厂，五城市燃气用户供气。二期规模将至600万吨/年。 总投资额：总投资约为240亿元，一期55亿元人民币 项目进展：2005年4月15日开工，一期项目计划于2007年10月1日试投产，12月31日正式运营。 资源供应力：印尼东固项目。 3. 上海LNG项目 投资：是海石油天然气及发电有限责任公司与上海申能（集团）有限公司共同投资。 地点：上海国际航运中心洋山深水港区的中西门堂鸟。 规模：按年接收600万吨设计，分两期建设，一期为300万吨工挰内容包括LNG接收站，LNG专用码头和海底输气干线。
总投资额：约45.9亿元人民币 项目规划：项目一期计划于2008年6月建成投产。 4. 浙江LNG项目 投资：中海石油天燃气及发电有限责任公司51%，浙江省能源集团有限公司29%及宁波市电力开发公司20%共同投资。 地点：浙江省宁波市北仑区 规模：接收站项目一期建设规模300万吨/年，二期建到600万/年，一期工程还包括建设一座停靠8--16.5万立方米LNG运输船单泊位接卸码头，三座16万立方米混凝土全容罐，并通过输气管道与规划建设中的浙江省天然气管网输气干线相连，配套建设装机规模为8台35万千瓦的电厂。 总投资额：约142亿元人民币 项目规划：项目一期建设预计2008年完成。 5. 秦皇岛LNG接收站线项目及燃气电厂项目 项目待批 中海石油天燃气及发电有限责任公司，中国电力投资集团公司与秦皇岛市人民政府2005年4月签定有关协议。 地点：山海关港或秦皇岛港 规模：项目包括LNG码头，接收站和输气管线，接收站一期规模为200万吨/年，二期为300万吨/年。 总投资额：136亿元人民币 项目规划：一期争取2010年左右投产供气。 6. 海南LNG项目 项目待批 中国海洋石油总公司与海南省政府2005年4月签定有关协议 地点：海南洋浦（首选），八所（备选） 规模：项目内容主要包括LNG码头，接收站和环岛天然气管网。项目建设规模初步设定为一期为LNG200万吨/年，二期为300万吨/年，一期项目燃气电厂装机规模为700MW，二期项目完成后新增环岛天燃气管网将达到443公里。 总投资额：83.78亿元人民币 项目规划：一期工程计划于2009年6月初建成投产，二期项目计划2015年完成。 7. 温州LNG项目 项目待批 中海石油天燃气及发电有限责任公司，温州市政府2005处4月签定有关协议。 地点：浙江省温州市 总投资额：40--50亿元人民币 8. 辽宁LNG项目 项目待批 中国海洋石油总公司与辽宁省政府2004年10月签署有关协议。
LNG气化站技术协议
L N G气化站技术协议Prepared on 21 November 2021
LNG气化站技术协议 XXXX有限公司 时间：2016年 10 月 31 日
LNG气化站技术规范及充装要求 1.总则 本要求适用于LNG气化站项目所用的设备，它提出了LNG气化站设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 本技术规格书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规格的条文，供方应提供符合或优于本技术规格书的优质产品。 本技术规格书所使用的标准如果与投标方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。 签订合同后，因招标书标准和规程发生变化，招标方有权以书面形式提出补充要求，具体项目由供需双方共同商定。 本技术规格书未尽事宜，由购方和供方协商确定。 2.技术标准 LNG气化站设备的设计、材料、制造和调试过程中应符合现行的国标及行业标准要求外，还应遵循下述标准（不限于）。下列标准如被修订，请投标方按照最新版本标准使用。 （1）《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》NB/T 1001-2011 （2）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-1992 （3）《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-2008 （4）《建筑设计防火规范》GB50016-2006 （5）《低压配电设计规范》GB50054-1995 （6）《建筑照明设计标准》GB50034-2004 （7）《城镇燃气设计规范》GB50028-2006 （8）《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》GB/T 20368-2006 （9）《车用压缩天然气》GB18047-2000 （10）《爆炸性气体环境用电器设备第1部分通用要求》 （11）《爆炸性气体环境用电器设备第2部分隔爆型“d”》 （12）《低温液体运输车》JB/T6897-2000 （13）《气焊、焊条电弧焊、气体保护焊和高能束焊的推荐坡口》GB/ （14）《埋弧焊的推荐坡口》GB/
中国LNG接收站布局(蔡国勇)
国内LNG接收站布局 蔡国勇
尊敬的女士们和先生们 大家好！
?2013年全球LNG贸易量约2.33亿吨。亚洲占了7成，其中中国 LNG进口量接近1700万吨。
?4年前，在第五届亚洲天然气峰会我曾经讲过类似题目，介绍范围较广，演讲的题目为：“世界LNG接收站的整体布局”。当时在国内仅三个接收站投运，而且全部是由国外公司总承包。 ?今年全国已有七个接收站投运，其中三个LNG接收站全部由国内工程公司采用自主技术以交钥匙总承包模式完成。因此在今年5月在大连召开的第八届LNG国际会议，我的专题发言重点谈“国内自主技术建造LNG项目工程实践“。 ?很高兴有幸就”中国LNG接收站布局“的话题，以所了解的信息与大家分享。
发言提要 Contents ?一、世界液化天然气生产能力简介 Overview of World LNG Trade Market ?二、世界天然气液化工厂和接收终端简介 Overview of World LNG Plant and Terminals ?三、国内中小型天然气液化工厂和接收终端简介Overview of Domestic LNG Plant and Terminals ?四、国内拟建LNG接收终端设计浅析 Analysis on Domestic Planned LNG Terminals 第五届亚洲天然气峰会
（LNG Re-gasification Terminal） 世界前10位开始使用LNG的国家及时间World Top 10 Countries Using LNG snd Start Year
2018年中国最全的LNG接收站进度表
中国最全的LNG接收站进度表 截止2017年12月29日，中国已建成LNG接收站17座，分布在沿海11个省市；开工建设和工程竣工共9座，分布在5个省市。 序号操作单位项目名称一期进度 1 中石油大连LNG 验收投产 2 中海油天津LNG(原浮式) 验收投产 3 中石油唐山LNG 验收投产 4 中石化山东青岛LNG 验收投产 5 中石油江苏如东验收投产 6 广汇启东LNG分销转运站验收投产 7 申能（中海油）上海洋山验收投产 8 申能上海五号沟验收投产 9 中海油浙江宁波验收投产 10 中海油莆田LNG 验收投产 11 九丰东莞九丰验收投产 12 中海油粤东LNG项目验收投产 13 中海油广东大鹏验收投产 14 中海油珠海LNG 验收投产 15 中石化广西北海LNG 验收投产 16 中海油海南洋浦验收投产 17 中石油中油海南LNG储备库验收投产 18 中海油营口LNG 项目暂停 19 新奥莆田项目暂停 20 中海油福建漳州LNG 项目暂停 21 中石化珠海LNG接收站项目暂停 22 中石油深圳迭福LNG应急调峰站项目暂停 23 中海油粤西项目暂停 24 中石油广西钦州项目暂停 25 因泰大连LNG 开工建设 26 中海油烟台浮式开工建设 27 中石化温州开工建设 28 新奥舟山LNG接收及加注站项目开工建设 29 潮州华丰潮州闽粤经济合作区LNG储配站项目开工建设 30 中海油广西防城港开工建设 31 南山集团龙口南山核准申请 32 宝塔石化山东蓬莱核准申请 33 太平洋油气日照岚山LNG 核准申请 34 华电集团赣榆LNG接收站核准申请 35 中海油江苏盐城核准申请 36 中石油福清LNG接收站核准申请
工程设计合作框架协议范本
只要协议对买卖合同双方的权利和义务作出明确、具体和肯定的约定，即使书面文件上被冠以“协议或“协议书的名称。 写合作协议方案需要列出详细的过程。 下面是学习啦给你介绍的工程设计合作框架协议范本，希望对你有帮助。 工程设计合作框架协议范本甲方：***设计院(以下简称甲方)乙方：***设计院(以下简称乙方)为了共同开发***本地工程设计业务，积极寻求合作共赢的发展模式，努力推动***地区燃气事业快速地发展。 甲、乙双方以互惠互利、共同发展为宗旨，自愿建立公平、公正和诚实信用的原则，充分发挥各自的优势，尽可能扩大双赢效果，经双方友好协商，决定就***地区燃气工程项目业务承接及设计开展等方面进行紧密合作，并达成如下协议：第一条：合作内容***市域范围内燃气高压输配系统、lng场站、结构或敷设条件特别复杂的中压市政管道、cng等城市燃气工程项目。 第二条：合作方式在甲、乙双方各自资质范围内，根据技术实力进行分工，共同完成燃气工程项目设计文件编制工作。 1.高压管道、lng气化站、储配站以及cng门站等场站工程以甲方为主导，乙方派遣技术人员参与工艺、电气等专业的设计工作。 2.中压管道、次高压管道、调压站等工程项目，乙方可视不同工程的复杂情况、建设规模等具体情形，经双方协商后，确定参与设计或在甲方支持下承担主要设计工作，但施工图设计文件由甲方负责校
审，设计文件均以甲方名义发放。 第三条：甲方的职责 1.甲方作为投标主体参与竞标，负责并配备项目投标所需的资质及其相关材料。 2.甲方负责投标以及业主要求办理的相关工作。 3.甲方负责向乙方提供技术支持。 4.甲方作为工程项目总承包商，对设计文件的质量﹑安全及文件交付日期等各项指标承担责任。 第四条：乙方的职责 1.乙方负责与业主方的协调工作，完善工程设计前期事务，充分保证双方的权益。 2.设计过程中，乙方协助完成规定设计手续办理，协调项目所在地的地方关系，协助设计工作正常开展。 3.乙方协助甲方向业主或当地相关职能部门索取与建设项目有关的基础资料。 第五条：设计费分配1.以项目中标价为依据(非招投标项目，以一方与业主单位签订的合同价为依据)，双方具体协商确定设计费分配比例，并签订单项工程设计合作协议。 第六条：双方声明1.甲乙双方之间结为战略合作伙伴关系。 2.项目开始实施设计时，甲方提供必要的工作环境，方便乙方人员参与项目各工作环节，乙方做好必要的配合工作。 因合作工作需要，一方向另一方派遣工作人员所产生的差旅等费用，由派遣方自行承担。 3.甲乙双方应充分发挥各自优势，积极协助解决项目进行中的困
2019年LNG加注站设计合同
液化天然气加气站 设计合同 新疆广汇液化天然气发展有限责任公司 中国市政工程西北设计研究院有限公司 2010年2月 新疆广汇液化天然气发展有限责任公司在2006年承担了国家863项目《中、
重型液化天然气商用运输车开发》课题，并于2009年3月31日通过国家科技部的验收，现已进入市场推广阶段。为了配合该项目的顺利实施，2010年2月8日经过招投标，中国市政工程西北设计研究院有限公司（以下简称：西北设计院）为加气站设计中标单位，根据标书内容，遵循平等互利的原则，经双方友好协商就LNG加注站项目的设计达成如下协议： 第一条设计费 加气站设计单价： 1）标准型LNG或L-CNG加气站设计费：万元（可研或项目建议书万元、施工蓝图万元、消防专篇万元、安全设施设计专篇万元）。 2）撬装式LNG或L-CNG加气站设计费：万元（可研或项目建议书万元、施工蓝图万元、消防专篇万元、安全设施设计专篇万元）。 3）撬装式L-CNG和LNG合建加气站设计费：万元（可研或项目建议书万元、施工蓝图万元、消防专篇万元、安全设施设计专篇万元）。 4）撬装式L-CNG和LNG以及民用新建合建站设计费：万元（可研或项目建议书万元、施工蓝图万元、消防专篇万元、安全设施设计专篇万元）；与已建成的民用站合建时按照单个撬装式或固定式设计取费，即撬装式万、固定式万。 5）新建撬装式L-CNG和LNG与加油站合建站设计费：万元（可研或项目建议书万元、施工蓝图万元、消防专篇万元、安全设施设计专篇万元）。与已建成的加油站合建时按照单个撬装式或固定式设计取费，即撬装式万、固定式万。 6）城市主管网设计费：6500元/Km 7）庭院管线和居民按照设计的户数计费： 7.1500元以下的每户设计费：60元/户
中国LNG接收站分布图与项目简介
1. LNG站线项目 投资：中外合资，中方控股，合作方为：中海石油天燃气及发电有限责任公司，BP 全球投资，市燃气集团等。 地点：大鹏湾东岸秤关角 规模：一期工程设计规模370万吨/年，设两座16万立方米储罐：二期工程设计规模700万吨/年，增加一座储罐，接收站港址建可停靠14.5万立方米LNG运输船的专用洎位一个 总投资额：约72亿元人民币 项目开展：2003年12月开工，项目计划于2006年6月投产。 资源供应方：澳大利亚ALNG集团 2. LNG站线项目 投资：中海石油天希气及发电有限责任公司和投资开发总公司共同投资。 地点：湄州北岸蒲田秀屿港区 规模：一期规模为260万吨/年的LNG接收站和输气干线，LNG运输燃气电厂，五城市燃气用户供气。二期规模将至600万吨/年。 总投资额：总投资约为240亿元，一期55亿元人民币 项目进展：2005年4月15日开工，一期项目计划于2007年10月1日试投产，12月31日正式运营。 资源供应力：印尼东固项目。 3. LNG项目 投资：是海石油天然气及发电有限责任公司与申能（集团）共同投资。 地点：国际航运中心洋山深水港区的中西门堂鸟。 规模：按年接收600万吨设计，分两期建设，一期为300万吨工挰容包括LNG接收站，LNG专用码头和海底输气干线。
总投资额：约45.9亿元人民币 项目规划：项目一期计划于2008年6月建成投产。 4. LNG项目 投资：中海石油天燃气及发电有限责任公司51%，省能源集团29%及市电力开发公司20%共同投资。 地点：省市北仑区 规模：接收站项目一期建设规模300万吨/年，二期建到600万/年，一期工程还包括建设一座停靠8--16.5万立方米LNG运输船单泊位接卸码头，三座16万立方米混凝土全容罐，并通过输气管道与规划建设中的省天然气管网输气干线相连，配套建设装机规模为8台35万千瓦的电厂。 总投资额：约142亿元人民币 项目规划：项目一期建设预计2008年完成。 5. LNG接收站线项目及燃气电厂项目 项目待批 中海石油天燃气及发电有限责任公司，中国电力投资集团公司与市人民政府2005年4月签定有关协议。 地点：山海关港或港 规模：项目包括LNG码头，接收站和输气管线，接收站一期规模为200万吨/年，二期为300万吨/年。 总投资额：136亿元人民币 项目规划：一期争取2010年左右投产供气。 6. LNG项目 项目待批 中国海洋石油总公司与省政府2005年4月签定有关协议 地点：洋浦（首选），八所（备选） 规模：项目容主要包括LNG码头，接收站和环岛天然气管网。项目建设规模初步设定为一期为LNG200万吨/年，二期为300万吨/年，一期项目燃气电厂装机规模为700MW，二期项目完成后新增环岛天燃气管网将达到443公里。 总投资额：83.78亿元人民币 项目规划：一期工程计划于2009年6月初建成投产，二期项目计划2015年完成。 7. LNG项目 项目待批 中海石油天燃气及发电有限责任公司，市政府2005处4月签定有关协议。 地点：省市 总投资额：40--50亿元人民币 8. LNG项目 项目待批 中国海洋石油总公司与省政府2004年10月签署有关协议。
加气站合作协议
合作协议 2015年8月
合作协议 甲方：陕西哈纳斯能源发展有限公司 法人代表： 住址： 乙方： 身份证号： 住址： 甲方在xx县设立xx县哈纳斯能源发展有限公司（以正式核准名称为准，下简称哈纳斯），哈纳斯为甲方在xx县建设、经营LNG加注站业务。甲乙双方就关于在xx县开展LNG加注站业务的相关事宜，经充分协商达成协议如下： 一、甲方同意乙方以哈纳斯公司在xx县共同合作开展建设LNG、加注站业务，乙方负责办理LNG、加注站所需的所有合法经营手续，在约定期限内获得加注站运营所需的燃气经营许可证和气瓶充装证，办理所需手续所发生的人员工资、办公费用及
政府行政收费等所有费用亦由乙方承担。 二、在双方合作建设加注站期间，甲方委派人员提供哈纳斯公司的行政手续配合乙方完成加注站经营手续的办理工作，但所有有关哈纳斯公司行政手续只可作为乙方办理加注站合法手续使用且需在哈纳斯用途清单上签字使用。乙方在获得公司阶段性行政审批手续文件后，需及时交公司保存、备案。 三、甲乙双方合作在建设的加注站站点选址为xx县东xxx 国道和新改线xxx国道交汇十字，具体位xxx国道西xxx国道南面积大约xx亩，并且由双方共同书面签订选址确认书，方可执行视为双方合作建设加注站的地点，同时乙方需保证选址土地所有权权属明确、无其他债权债务，乙方为哈纳斯公司取得国有土地使用权并办理商业土地证（乙方承诺土地整体含挂牌价格不超xx万元、若超过约定价格甲方有权放弃）。 四、甲方同意对于乙方所负责手续办理加气站建设完毕完整合法经营手续，乙方履行完毕约定的义务后，乙方办理完整加气站手续完毕价值为xxx万元，此手续费用的支付根据乙方办理手续的进展程度分为四个阶段支付。 1、乙方获得县级发改委备案通知书、加气站规划、选址意见书、消防选址意见、土地预审、安评预评审意见、环境预审意
我国19座已建LNG接收站概况
我国19座已建LNG接收站概况 2017年，我国进口液化天然气3813万吨（折约526亿立方米），占我国天然气进口量的55.6%，占我国天然气消费量的22%。沿海LNG接收站是LNG进口的重要基础设施。 截至2018年底，我国已建成19座LNG接收站。让我们沿着祖国的海岸线，从北到南，搜寻这19座如明珠般散落的接收站吧。
【概况】站址位于大连市大孤山新港，占地面积24公顷，有3座16万立方米储罐，1座8~26万立方米的LNG运输船专用码头，1座工作船码头。大连LNG接收站有14台槽车装车撬。 【项目公司】中石油大连液化天然气有限公司 【股东股比】昆仑能源有限公司，75%；大连港股份有限公司，20%；大连市建设投资集团有限公司5%。 【开工、投产】一期工程2008年4月开工，2011年11月投产。 二期工程在一期原址扩建，包括新增1台中压泵、2台高压泵、2台开架式海水气化器、2台浸没燃烧式气化器、3台海水泵、1台BOG压缩机及相应配套设施，可新增接收和气化能力300万吨/年。二期工程已于2016年投产。 【年接收能力】600万吨/年 【历年接收】2011年12万吨，2012年150万吨，2013年186万吨，2014年144万吨，2015年118万吨，2016年139万吨，2017年202万吨。
【概况】站址位于河北省唐山市曹妃甸新港工业区，有4座16万立方米储罐，1座8~27万立方米的LNG运输船专用码头，1座工作船码头及相关配套设施和公共工程。 唐山LNG接收站一、二期工程已经完工。三期工程正在施工，由卫星图可见三期增建的4座16万立方米储罐在施工中。
LNG(CNG)加气站建设合作协议
LNG（CNG）加气站建设合作协议 甲方：某某省某某天然气投资有限公司 乙方：某某市公共交通有限责任公司 为减少公交车尾气排放、降低公交企业营运成本，经甲、乙双方共同协商，为明确合作双方的权利和责任，根据《合同法》等法律法规之规定，特订立本框架协议。 一、合作方式 甲、乙双方合作成立专门经营LNG（CNG）加气站及客车油改气改造的合资公司，甲方以货币资金和专业技术出资，并提供气源保障，乙方以适用于加气站建设的场地租金和办公场所租金折合为股本出资入股，并提供自有车辆加气业务。 二、投资回收及利益分配 通过LNG加气站的销售收入逐步回收投资，待投融资全部返还之后，双方按出资比便分配利润。 三、气源质量 甲方提供的气源必须符合国家气源质量标准（以产品质量认可书为准），要确保来源供应稳定。因气源质量的原因造成乙方车辆受损或影响公交正常营运的，一切责任和经济损失由甲方予以赔偿。 四、供气价格 按某某市物价局核定价格并下浮到优惠价执行。在物价
局未核定之前，以全省LNG用户使用的平均价下浮1个百分点执行。 五、业务拓展 在满足并确保乙方车辆正常用气的前提下，合作双方可适时争取有关部门批准扩建LNG加气设施，拓展LNG业务并实现双方共赢。 六、业务培训 LNG加气站、车辆燃油系统改造所需专业人员，均由甲方负责选派，其他从业人员和机关人员的业务培训及培训费用，由乙方负责。 七、其他约定 1、本协议一式两份，经甲、乙双方签字后报乙方主管部门批准后才能生效（批准之日即生效），如乙方主管部门未予批准则本协议无效。 2、合作成立的公司员工原则上在乙方员工队伍中经培训合格后上岗。 3、本合同未尽事宜双方另行协商。 甲方（盖章）：乙方（盖章）： 甲方授权代表：乙方授权代表： 年月日
中国公司总承包建设大型LNG接收站工程的经验分享_黄永刚
中国公司总承包建设 大型LNG接收站工程的经验分享
中国寰球工程公司 黄永刚
中国公司总承包建设大型LNG接收站工程的经验分享
随着世界各国对环境保护的重视和对高效、清洁能源 及能源多元化战略认识的逐渐提高，天然气工业在全球范 围内已成为继石油、煤炭之后，最为低碳、可持续发展的 能源产业。 经过多年的发展，LNG产业已形成了包括天然气生产、 预处理、LNG的生产、储存、海运、接收、再气化、冷量 利用与调峰等一系列内容的LNG产业链。
目录 Table of Contents
第一部分： 中国公司在大型LNG接收站项目建设中的作用和地位 第一部分： 中国公司在大型LNG接收站项目建设中的作用和地位
PART PART1: 1:
第二部分：寰球公司业务简介和LNG业务的业绩 第二部分：寰球公司业务简介和LNG业务的业绩
PART2: PART2:
第三部分：大型LNG接收站工程的总承包建设经验分享 第三部分：大型LNG接收站工程的总承包建设经验分享
PART3: PART3:
中国公司总承包建设大型LNG接收站工程的经验分享
第一部分：中国公司在大型LNG接收站项目建设 中的作用和地位
中国公司总承包建设大型LNG接收站工程的经验分享
近年，我国LNG生产和消费也已开始快速起步，截至2010年9月底，已 建成投产4个LNG接收站项目，已获国家核准并在建设中的大型接收站项目还 有7个，即中海油浙江宁波LNG、中海油珠海金湾LNG、中海油粤东揭阳 LNG，中海油海南LNG、中石油大连LNG，中石油唐山LNG，中石化山东青 岛LNG。
中国LNG接收站分布图及项目简介
1.广东LNG站线项目 投资：中外合资，中方控股，合作方为：中海石油天燃气及发电有限责任公司，BP全球投资有限公司，深圳市燃气集团有限公司等。 地点：深圳大鹏湾东岸秤关角 规模：一期工程设计规模370万吨/年，设两座16万立方米储罐：二期工程设计规模700万吨/年，增加一座储罐，接收站港址内建可停靠14.5万立方米LNG运输船的专用洎位一个总投资额：约72亿元人民币 项目开展：2003年12月开工，项目计划于2006年6月投产。 资源供应方：澳大利亚ALNG集团 2.福建LNG站线项目 投资：中海石油天希气及发电有限责任公司和福建投资开发总公司共同投资。 地点：福建湄州北岸蒲田秀屿港区 规模：一期规模为260万吨/年的LNG接收站和输气干线，LNG运输燃气电厂，五城市燃气用户供气。二期规模将至600万吨/年。 总投资额：总投资约为240亿元，一期55亿元人民币 项目进展：2005年4月15日开工，一期项目计划于2007年10月1日试投产，12月31日正式运营。 资源供应力：印尼东固项目。 3.上海LNG项目 投资：是海石油天然气及发电有限责任公司与上海申能（集团）有限公司共同投资。 地点：上海国际航运中心洋山深水港区的中西门堂鸟。
规模：按年接收600万吨设计，分两期建设，一期为300万吨工挰内容包括LNG接收站，LNG专用码头和海底输气干线。 总投资额：约45.9亿元人民币 项目规划：项目一期计划于2008年6月建成投产。 4.浙江LNG项目 投资：中海石油天燃气及发电有限责任公司51%，浙江省能源集团有限公司29%及宁波市电力开发公司20%共同投资。 地点：浙江省宁波市北仑区 规模：接收站项目一期建设规模300万吨/年，二期建到600万/年，一期工程还包括建设一座停靠8--16.5万立方米LNG运输船单泊位接卸码头，三座16万立方米混凝土全容罐，并通过输气管道与规划建设中的浙江省天然气管网输气干线相连，配套建设装机规模为8台35万千瓦的电厂。 总投资额：约142亿元人民币 项目规划：项目一期建设预计2008年完成。 5.秦皇岛LNG接收站线项目及燃气电厂项目 项目待批 中海石油天燃气及发电有限责任公司，中国电力投资集团公司与秦皇岛市人民政府2005年4月签定有关协议。 地点：山海关港或秦皇岛港 规模：项目包括LNG码头，接收站和输气管线，接收站一期规模为200万吨/年，二期为300万吨/年。 总投资额：136亿元人民币 项目规划：一期争取2010年左右投产供气。
2018年版中国LNG接收站项目可行性研究报告模板
第一章LNG接收站项目总论 1.1 项目基本情况 1.2 项目承办单位 1.3 可行性研究报告编制依据 1.4 项目建设内容与规模 1.5 项目总投资及资金来源 1.6 经济及社会效益 1.7 结论与建议 第二章LNG接收站项目建设背景及必要性 2.1 项目建设背景 2.2 项目建设的必要性 第三章LNG接收站项目承办单位概况 3.1 公司介绍 3.2 公司项目承办优势 第四章LNG接收站项目产品市场分析（重点分析当地、全国及国际市场） 4.1 市场前景与发展趋势 4.2 市场容量分析 4.3 市场竞争格局
4.4 价格现状及预测 4.5 市场主要原材料供应 4.6 营销策略 第五章LNG接收站项目技术工艺方案 5.1 项目产品、规格及生产规模 5.2 项目技术工艺及来源 5.2.1 项目主要技术及其来源 5.2.2 项目工艺流程图 5.3 项目设备选型 5.4 项目无形资产投入 第六章LNG接收站项目原材料及燃料动力供应 6.1 主要原料材料供应 6.2 燃料及动力供应 6.3 主要原材料、燃料及动力价格 6.4 项目物料平衡及年消耗定额 第七章LNG接收站项目地址选择与土建工程 7.1 项目地址现状及建设条件 7.2 项目总平面布置与场内外运 7.2.1 总平面布置
7.2.2 场内外运输 7.3 辅助工程 7.3.1 给排水工程 7.3.2 供电工程 7.3.3 采暖与供热工程 7.3.4 其他工程（通信、防雷、空压站、仓储等） 第八章节能措施 8.1 节能措施 8.1.1 设计依据 8.1.2 节能措施 8.2 能耗分析 第九章节水措施 9.1 节水措施 9.1.1 设计依据 9.1.2 节水措施 9.2 水耗分析 第十章环境保护 10.1 场址环境条件 10.2 主要污染物及产生量
2019年最新国内已投产LNG接收站清单
序号接收站名称规模处理能力投产时间备注2014年12月进入试运行。1座浮式储存气化装置(FSRU)，2座3 1 天津浮式万方LNG储罐，1座16万立方米储罐，26.6万方LNG货船停泊卸 2013年12月LNG 220万吨/年中海油料码头，30个槽车装车撬，24小时内最多可装600车。二期拟建 设4座20万方LNG储罐（2021年建成，能力将达到600万吨/年） 上海洋山港 2 LNG 浙江宁波 3 LNG 福建莆田 4 LNG 广东粤东 5 LNG 广东大鹏 6 LNG 深圳迭福 7 LNG 广东珠海 8 LNG 广西防城港9 LNG 3 个16 万方的LNG储罐，8-21.5万方LNG码头，二期新增2台20 300万吨/年2009年11月中海油万方LNG储罐（计划2020年建成投产） 3 个16 万方的LNG储罐；26.6万方LNG货船码头；二期扩建3座 300万吨/年2012年9月中海油16万方LNG储罐（2021年投产，能力将达到600万吨/年） 4 个16 万方的LNG储罐；一座可停泊8-21. 5 万立方米LNG船的泊 位。三期新增2台16万方LNG储罐（2019年初投产，规模达到500万吨/年2009年2月中海油630万吨/年） 3 座16万立方米储罐；1个靠泊8～26.7万LNG泊位；1座1000 200万吨/年2017年5月中海油吨级重件泊位（兼工作船泊位） 4 个16万方的LNG储罐，8-21.7万方LNG货船停泊卸料码头，9 680万吨/年2006年9月中海油套LNG气化装置和其他辅助装置 4 座16万方LNG储罐；1座8～26.6万立方米LNG运输船接卸泊400万吨/年 2018年8月中海油位；2段压力分别为9MPa和6MPa总长2.6公里的天然气管道1700万方/日 3 座16万方全容储罐，一座8-27万立方米接卸码头。二期设计规 350万吨/年2013年10月中海油模700万吨/年（尚未启动） 2 座3万立方米储罐，一座5万吨级液体化工码头60万吨/年 2019年1月 中海油
LNG接收站简介
中国进口LNG天然气接收基地 一、LNG及LNG接收站 LNG（液化天然气）主要成分是甲烷，是将气田生产的天然气经过净化处理后，再通过深冷工艺，冷到零下 162℃，气体就变成液体，体积缩小600倍，其重量是同体积水的 45%左右，运用液化天然气运输船可以实现跨洋运输，是除管道运送天然气以外的另一条贸易渠道。 LNG接收站的主要功能是将从海外船运进口的液化天然气通过码头接收到储罐中，然后通过接收站的气化装置，将液态的天然气重新气化成气态的天然气，再通过外输管道向下游城市燃气用户、燃气发电用户和企业用户输送。还有一部分可以直接将储罐中的液态天然气充装到液化天然气槽车中，将液态的天然气通过槽车运送到液化天然气加气站或小型气化站。 二、中国LNG接收站特点 1.接收站厂区 中国的接收站厂区与泊位布置形状较规则，厂区填海明显，泊位与护岸平行，距罐较近。中国大陆的LNG接收站目前全采用地上罐，罐区均无树木。LNG 接收站内无LPG罐。目前接收站在容量、数量上一般较为接近，尚无内航船（槽船）接收站。 2.投资与建设 中国大陆的LNG接收站的项目投资及建设，主要由国内三大石油公司（中国海油、中国石油、中国石化）牵头，会同地方的电力公司和煤气公司共同建设。在首个LNG接收站项目中，外资持有较高的比例，第二大股东即为外资。但是，随后的几个LNG接收站项目，国有资本比例高达90%，且股东几乎全是石油公司、电力公司和煤气公司。 3.法规与管制 目前中国大陆的LNG接收站由国家发改委主管。中国大陆由于LNG产业发展历史不长，因此，相关法律法规不多，其规范大多等同使用翻译的国外标准。如GB／T20368－2006《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》（等效美国
2015年底——中国LNG接收站统计资料
LNG 项目地址公司股东组成及股份比例设计年接收能力接收站形式报批形式 一期二期 已运行接收站辽宁 大连 昆仑能源有限公司中国石油出资75%、大连港股份有限公司出资20%、大连市建设投资有限公司出资5%。300万吨/年，42 亿立方米/年 600万吨/年，84亿立方米/年；三期 计划1000万吨/年，140亿立方米/年。 岸上LNG接收站 河北 唐山 昆仑能源有限公司中国石油以项目前期投入和现金出资13.26亿元，占比51%；北控集团出资7.54亿元，占比29%；河北天然 气出资5.2亿元，占比20%。 350万吨/年，48 亿立方米/年 650万吨/年，87亿立方米/年；三期 计划1000万吨/年，140亿立方米/年。 岸上LNG接收站 江苏 如东 昆仑能源有限公司中国石油天然气股份有限公司55%、太平洋油气有限公司35%、江苏省国信资产管理集团有限公司10% 350万吨/年，48 亿立方米/年 650万吨/年，87亿立方米/年岸上LNG接收站 广东 深圳 大鹏 中海石油气电集团 有限责任公司 中国海洋石油总公司占35%，BP占30%，深圳市燃气集团股份有限公司10%，广东省粤电集团有限公司6%， 广州燃气集团有限公司6%，深圳能源集团股份有限公司4%，香港电灯（天然气）有限公司3%，港华投资有 限公司（隶属于香港中华煤气）3%，东莞市燃料工业总公司2.5%，佛山市燃气集团股份有限公司2.5%。 370万吨/年，52 亿立方米/年 680万吨/年，95亿立方米/年岸上LNG接收站 福建 莆田 中海石油气电集团 有限责任公司 中海油参股60%、中闽公司代表福建方参股40%。260万吨/年，36 亿立方米/年 500万吨/年，70亿立方米/年岸上LNG接收站 浙江 宁波 中海石油气电集团 有限责任公司 中海石油气电集团有限责任公司控股51%，浙江省能源集团有限公司参股29%，宁波市电力开发公司参股20%。300万吨/年，42 亿立方米/年 600万吨/年，84亿立方米/年岸上LNG接收站 上海 洋山港 上海液化天然气有 限责任公司 申能集团的股比为55％，中海石油天然气及发电有限责任公司的股比为45％300万吨/年，42 亿立方米/年 600万吨/年，84亿立方米/年岸上LNG接收站 澳门黄 茅岛 中国石油化工集团 公司天然气分公司 500万吨/年，70 亿立方米/年 岸上 广东 东莞 东莞市九丰能源有 限公司 广东广业投资集团有限公司46.43%，东莞市九丰能源有限公司42.58%，广东盈安实业投资有限公司10.98% 150万吨/年岸上LPG改建 LNG转运站天津中海石油气电集团 有限责任公司 中海石油气电集团有限责任公司46%、天津港（集团）有限公司40%、天津市燃气集团有限公司9%及天津恒 融达投资有限公司5% 220万吨/年，31 亿立方米/年 600万吨/年，84亿立方米/年岸上LNG转运站 广东 珠海 中海石油气电集团 有限责任公司 中海石油气电集团有限责任公司占35%，广东省粤电集团有限公司25%，广州发展燃气投资有限公司25%，350万吨/年，48 亿立方米/年 1000万吨/年，140亿立方米/年浮式LNG接收终端LNG浮式接 收站 在建和规划接收站海南 洋浦 中海石油气电集团 有限责任公司 中国海洋石油总公司、海南省发展控股有限公司300万吨/年，42 亿立方米/年 岸上LNG接收站 广东 揭阳 中海石油气电集团 有限责任公司 中海石油气电集团有限责任公司占70%，广东省粤电集团有限公司30% 200万吨/年，28 亿立方米/年 岸上LNG接收站 河北 秦皇岛 中海石油气电集团 有限责任公司 200万吨/年，28 亿立方米/年 300万吨/年，42亿立方米/年岸上LNG接收站 江苏 滨海 中海石油气电集团 有限责任公司 260万吨/年，36 亿立方米/年 900万吨/年，126亿立方米/年岸上LNG接收站 深圳 迭福 中海石油气电集团 有限责任公司 中海石油气电集团有限责任公司70%，深圳能源集团30%。400万吨/年，56 亿立方米/年 一期浮式LNG接收终端， 二期岸上LNG接收站 LNG接收站 广西 湛江 中海石油气电集团 有限责任公司 300万吨/年，42 亿立方米/年 岸上LNG接收站 辽宁 营口 中海石油气电集团 有限责任公司 300万吨/年，42 亿立方米/年 1000万吨/年，140亿立方米/年岸上LNG接收站 广东 汕头 中海石油气电集团 有限责任公司 250万吨/年，35 亿立方米/年 岸上LNG接收站 天津中国石油化工集团 公司天然气分公司 300万吨/年，42 亿立方米/年 1000万吨/年，140亿立方米/年岸上LNG接收站 广西 北海 中国石油化工集团 公司天然气分公司 300万吨/年，42 亿立方米/年 600万吨/年，84亿立方米/年岸上LNG接收站