1、能源化工产业园区民营企业天然气城市调峰及综合利用项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月能源化工产业园区民营企业天然气城市调峰及综合利用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122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 录第一章 总论11.1 概述11.2 可行性报告编制的依据和原则11.2.1 编制依据12、1.2.2 编制原则11.3 项目提出的背景及投资意义21.3.1 企业概况21.3.2 项目提出的背景和投资的意义21.3.2.1 项目提出的背景21.3.2.1.1 天然气调峰的必要性31.3.2.1.2 利用天然气液化进行城市用气调峰的优势41.3.2.1.3 液化天然气用作汽车燃料的优势51.3.2.2 投资的意义61.4 可行性研究的范围71.5 研究结论8第二章 市场分析和价格预测132.1 国外产品市场分析和价格预测132.1.1 世界液化天然气供求状况132.1.2 世界液化天然气价格预测132.2 国内产品市场分析和价格预测142.2.1 国内液化天然气供求状况142.2.23、 国内液化天然气价格预测172.3 目标市场分析172.3.1 LNG汽车172.3.2 大中型城市调峰及备用气源182.3.3 周边天然气管网辐射不到的城镇用气市场192.4 营销策略19第三章 生产规模、产品方案及产品规格203.1 生产规模的确定203.1.1 项目规模确定的依据203.1.2 项目规模的确定203.2 生产规模及设置213.3 产品方案及规格21第四章 工艺技术方案224.1 天然气液化工艺技术方案的选择224.1.1 天然气净化工艺选择224.1.2 天然气液化工艺选择244.1.2.1 典型的液化工艺244.1.2.1.1 典型的液化工艺选择244.1.2.1.2 4、建议本项目采用的液化工艺274.1.2.2 典型混合冷剂工艺技术284.1.2.2.1 典型混合冷剂工艺技术的选择284.1.2.2.2 建议本项目采用的混合冷剂工艺流程344.2 工艺流程描述354.2.1 天然气净化工艺354.2.2 天然气液化工艺364.3 物料平衡384.4 自动控制384.4.1 全厂自控水平384.4.2 控制系统主要功能394.4.3 控制系统构成394.5 设备选择414.5.1 静设备选型原则414.5.2 机械设备选型原则424.5.3 其它主要设备454.6 消耗指标494.7 装置内管道及附件材料49第五章 原材料、辅助材料、燃料和动力供应525.1 5、主要原料供应525.2 辅助材料及燃料535.3 水、电等动力供应53第六章 建厂地区条件和厂址选择546.1 厂址自然地理概况546.1.1 地理位置546.1.2 自然条件546.1.3 交通条件566.2 公用工程及辅助设施566.3 厂址方案57第七章 总图运输、储运及土建587.1 总图布置587.1.1 总平面布置587.1.2 竖向布置587.1.3 绿化587.1.4 运输设计597.2 产品储存和运输607.2.1 产品储存607.2.2 产品运输607.2.3 设计方案607.3 土建617.3.1 基础数据617.3.2 地基处理617.3.3 建构筑物一览表61第八章 6、公用工程638.1 给水、排水638.1.1 给水系统638.1.2 循环冷却水系统638.1.3 脱盐水系统638.1.4 排水系统638.2 供电64用电负荷、负荷等级及电源供应状况648.2.2 防雷防静电及防爆区域划分648.3 通信648.3.1 概述648.3.2 原则648.3.3 范围648.4 供热、通风658.4.1 供热658.4.2 通风658.4.3 空调658.5 空压站668.5.1 压缩空气负荷及质量要求668.5.2 工艺流程简述668.5.3 设备选型668.6 氮气站678.6.1 氮气负荷及质量要求678.6.2 工艺流程简述678.6.3 设备选型677、第九章 辅助生产设施689.1 仓库689.2 机修689.3 分析化验68第十章 能耗分析及节能措施7010.1 节能原则7010.2 节能措施70第十一章 消防7211.1设计依据7211.2 工程概况7211.3 消防措施7211.4 消防建构筑物7411.5 消防管网设计7511.6 安全可靠性评述7511.7 存在的问题及解决方案75第十二章 环境保护7612.1 建设地区环境现状7612.2 本项目污染物状况7612.2.1 主要污染源及污染物7612.2.2 排放方式和去向7612.2.3 可能造成的环境危害7612.3 环境影响分析及治理措施7612.3.1 大气环境影响分析及8、治理措施7712.3.2 水环境影响分析及治理措施7712.3.3 土壤影响分析及治理措施7812.4 噪声环境影响分析及治理措施78第十三章 劳动安全卫生7913.1 职业危害因素及其影响7913.1.1 装置火灾危险因素分析7913.1.2 原料、半成品、成品主要危险、危害性质8013.2 生产过程中有害作业因素及其危害程度8213.3 可能受到职业危险及受害程度以及防范措施8313.4 事故应急预案8713.5 安全卫生防范措施的预期效果和评价87第十四章 企业组织及定员8814.1 企业组织8814.2 生产班制及定员8814.3 人员培训89第十五章 项目实施计划9015.1 建设周9、期的规划9015.2 项目实施计划进度表90第十六章 投资估算及资金筹措9216.1 项目投资构成9216.2 投资估算编制依据9216.3 建设投资估算9216.4 资金筹措方案92第十七章 财务分析9317.1 编制依据9317.2 成本和费用估算9317.2.1 依据及说明9317.2.2 成本估算9417.2.3 总成本估算9417.3 财务评价9417.3.1 依据及说明9417.3.2 销售收入及税金估算9517.3.3 利润估算及分配9517.3.4 清偿能力分析9517.3.5 赢利能力分析9517.3.6 不确定性分析9617.3.7 结 论96第十八章 结论和建议9718.10、1 结论9718.2 建议97第一章 总论1.1 概述项目名称：天然气城市调峰及综合利用项目建设规模：日处理天然气120x104Nm3项目用地：本项目用地面积449.5亩，征地面积599.49亩，其中道路代征63.37亩，绿化代征86.24亩。建设地点：XX能源化工综合利用产业园区建设单位：陕西XXXX实业有限公司技术经济：项目报批总投资55152万元。年均利税26189.67万元，全部投资内部收益率（税后）：24.72%。投资回收期（税后）：5.86年。1.2 可行性报告编制的依据和原则1.2.1 编制依据可研报告的编制依据是中华人民共和国颁布的有关法律、法令、法规和政策。可研报告编制所需的11、基础资料和数据由建设单位和XX能源化工综合利用产业园区有关部门提供。可研报告编制的依据主要有：1、化工投资项目可行性研究报告编制办法2、陕西XXXX实业有限公司与浙江美阳国际工程设计有限公司签订的天然气城市调峰及综合利用项目咨询合同3、液态天然气生产、储存和装运GB/T20368-20064、石油天然气工程设计防火规法 GB50183-20045、Standard for the Production,Storage,and Handling of Liquefied Natural Gas NFPA59A-20066、石油化工企业设计防火规范GB 50160-20087、建筑设计防火规范GB12、 50016-20068、化工企业总图运输设计规范 GB50489-2008 编制原则1、贯彻落实国家的产业发展和布局政策，对建设条件、技术路线、经济效益、工程建设、生产管理以及对环境的影响等多方面进行分析比较，力求全面、客观的反映实际情况，为建设单位提供决策依据。2、本着投资少、产出多、见效快、效益高的方针，合理利用当地天然气资源，开拓应用天然气的新途径，生产出市场潜力大，附加值高的产品。3、液化天然气工厂的设计应严格执行国家有关安全、卫生及环境保护的有关政策、法规及标准规范，切实做到不发生事故、不造成人员伤害、不破坏环境。4、对工艺方案及设备、材料选择和设计进行合理优化，立足于成熟的生产技13、术，尽量选择国产过关设备，引进部分国内欠成熟的关键设备及自控仪表，既要保证装置安全长期运行，又要降低项目投资，提高项目的经济效益。5、装置的设计，尽可能达到布置一体化、装置露天化、结构新型化、材料轻型化、公用设施社会化和设备材料国产化，并充分考虑当地气象、水文、地质等当地条件。6、贯彻“安全第一、预防为主”的方针，确保本项目投产后符合环保、消防、劳动保护和职业安全卫生的国家及地方的有关规定及要求，保证生产过程的安全和职工身体的健康。1.3 项目提出的背景及投资意义 企业概况建设单位名称：陕西XXXX实业有限公司企业性质： 民营企业 法定代表人：xx 注册地点：陕西省XX县陕西XXXX实业有限公14、司是于2010年10月26日经陕西省XX县工商行政管理局批准成立的民营企业，注册资本金人民币贰仟万元，主要从事液化天然气的生产、销售。 项目提出的背景和投资的意义.1 项目提出的背景我国的西部地区是主要天然气源的产地，这些地方大多是地方经济不够发达地区，如何利用资源优势，发展地方工业，将成为西部地区认真研究的一个重要问题。对天然气如何进行深度开发，提高其附加值，壮大地方经济，是天然气产地经济发展的选择目标。天然气利用产业，可以分为燃料及能源产业和化工原料产业二大类，但是，根据我国目前国情，天然气作为化工原料使用已不被提倡，国家发改委办公厅于2005年11月28日发出“关于天然气化工产业有关问题15、的通知”限制天然气作为化工原料的精细化工项目，暂停天然气作为化工原料的核准和备案工作。天然气利用产业之二：燃料及能源深加工产业1）、直接能源利用：作工业、居民燃料，天然气附加值较低。2）、间接能源利用：天然气发电，天然气转变成电能。天然气附加值低。3）、作特种燃料：改变形态，通过压缩提高体积能量密度，聚集增加能量集中度，作工业特种燃气使用；代替柴汽油，作汽车专用燃料，发展LNGV、CNGV等清洁汽车。提高其运输和储存的能量密度引入特种燃料需求应用领域，提高其附加值。该领域的应用也是国家鼓励发展的产业。天然气作为一般气体原料，其每立方的附加值较低。由于天然气是一种含有甲烷、乙烷、重烃、CO2多种16、组份的气体，作为一般气体燃料燃烧，不能体现较高附加值。采取常规天然气分离方法，难以奏效，获得商业价值。随着近十年来国际上深冷液化分离技术的飞速发展，新的混合致冷剂深冷技术成熟应用。天然气深冷液化分离的效率大为提高，工艺流程大为简化，能耗也大幅度降低。由此带来天然气深冷液化分离，商业化运行的可行性。.1.1 天然气调峰的必要性天然气储配站是城市天然气三大系统的有机组织部分，是完善城市天然气储气调峰设施及输配管网系统的重要手段，是缓解日时高峰用气紧张状况，提高供应能力、供应水平、供气质量的有效调节手段，更是一项利民、惠民的大工程。我国天然气工业处于快速发展阶段，天然气供气调峰问题也日益凸显。为了保17、证供气的经济、安全、可靠，我国应因地制宜地发展各种调峰设施。以经济合理的方式确保管网系统供气平衡与供气安全。随着我国西气东输战略的实施，对于进一步改善城市燃料结构，减少大气污染，提高人民生活质量，促进经济发展，具有重要意义。但是，由此引发了一个急需研究解决的问题，即城市气化调峰问题。在城市燃气供应系统中城市用气量随着城市民用、工业等用户的用气特点，每月、每日、每时都在变化，高峰，低谷相差悬殊。另外还存在着发生突发事件所引起的用气短缺。城镇燃气设计规范中规定如下：“采用天然气做气源时，平衡城镇燃气逐月，逐日的用气不均匀性，应由气源方统筹调度解决。采用天然气做气源时，平衡小时的用气不均匀所需调度气18、量宜由供气方解决，不足时由城镇燃气输配系统解决。” 建立容量足够的城镇燃气输配系统是保证不间断安全供气的有效措施。为了解决用气不均衡的矛盾，城市必须建立储气调峰设施。1、 生产周期的不均匀城市天然气输配系统中用户的用气量，会随季节、行业的周期生产规模和设备、人们的日常生活习惯等因素发生波动。其中居民用气具有用气稳定，波动不大，用量较小的特点，易于预测和调节，只要合理配置少量储气设施，城市燃气公司能够自行处理日、时调峰。而工业用户则不同，用气量较大，在生产旺季的用气量往往是淡季的几倍以上，一般生产周期很难预测。如果仅仅靠城市燃气系统解决，这就需要很大的投资，而且限制率过高。2、 事故的不可预测性19、长输管道在向城市天然气输配系统供气时，因管道、设备损坏以及无法抗拒的因素而引起的正常停、限气，都将直接影响下游的供气可靠性，因此需考虑气源的事故调峰。.1.2 利用天然气液化进行城市用气调峰的优势液化天然气调峰与其它调峰方法相比，有许多独具的优势：1、储气效率高，调峰能力强在常压下它由甲烷气体变为液体，其体积缩小了625倍，大大提高了液化天然气的能量密度，增加了储存效率。它与井口采气压力6MPa的地下储气库相比，单位容量储气比高出10.4倍；它与建1MPa的地面球罐相比，单位容量的储气比高出62.5倍。2、在市郊建库，选址容易。许多城市就近要找到适合作为地下储气库的岩洞穴不大可能，要找到已经或20、即将枯竭的大气藏作为地下储气库也很难。但是要在城市周围，选择适当的地址建设几座LNG工厂就比较容易，因为它不受很多地下因素的严格限制，而且从气源到产品的产供销、从调峰到资源的综合利用、从环保到节能等许多有利条件都可得到充分发挥。3、储运方便，调控灵活。液化天然气调峰的工厂有两种形式可供选择：一种是把工厂建在距城市供气不远的地方，直接和城市供气管网相连，到冬、春季需要调峰时，将液化天然气汽化以后，及时输送到需要调峰的用户。另一种是 “卫星型”的储备厂。这种储备厂，可根据城市管网的覆盖面积和用户的分布状况，在适当的地方分散建几个工厂。4、技术先进成熟，运行安全可靠。液化天然气的生产，从20世纪中叶21、至今，已有半个世纪的发展历史了，在许多国家已建成投产了约200套装置，年处理能力约1.2亿吨，单条生产线的规模最大可达400多万吨，最大运输船达10多万吨，最大储罐超过20万立方米，目前年平均增长率百分之七点五左右，而且形成了从生产、储运、接收端、“卫星站”到联合生产以及综合利用等日益完善配套，工艺技术更加先进成熟。.1.3 液化天然气用作汽车燃料的优势1、液化天然气用作汽车燃料经济、安全、环保。液化天然气可用作优质的车用燃料，与燃油汽车相比，具有抗爆性好，燃烧完全、排气污染少、发动机寿命长、降低运输成本等优点。液化天然气与压缩天然气和压缩石油气汽车相比更加经济、安全、环保。液化天然气汽车是以22、LNG工厂生产的低温液态天然气为燃料的新一代天然气汽车，其突出优点是其排放尾气污染量是其它车型的1/10,节能减排效果尤其明显。另外液化天然气能量密度大，气液体积比为625:1，汽车续驶里程长；建站投资省，占地少，无大型动力设备，运行成本低；加气站无噪音；液化天然气可用专用槽车运输，建站不受天然气管网制约，因此便于规模化推广。更重要的一点是可将液化天然气用泵升压汽化后转化为压缩天然气，对压缩天然气汽车加气，而不需要提供压缩天然气专用压缩机。2、液化天然气生产、使用比较安全。液化天然气安全性高，其着火温度为650；比汽油高230多度；液化天然气爆炸极限4.7%15%，汽油为1%5%，高出34.723、倍；液化天然气密度为470Kg/m3左右，汽油为700Kg/m3左右；不含一氧化碳，不会引起一氧化碳中毒。气态天然气密度比空气轻，如有泄露易于飘散。在泄露处不容易聚集而引起火灾或爆炸。燃烧时不会产生一氧化碳等有毒气体，不会危害人体健康。正因为液化天然气具有低温、轻质、易蒸发的特性，可防止被人盗取造成损失。3、液化天然气有利于保护环境，减少污染。属于国家重点扶持的新兴产业。天然气是公认的最清洁的燃料。天然气燃烧后生成二氧化碳和水，与煤炭和重油比较，燃烧天然气产生的有害物质大幅度减少，如以天然气代替燃煤，可减少氮氧化物排放量80-90%，一氧化碳排放量可减少52%。而液化天然气则使天然气在液化过程24、中进一步得到净化，甲烷纯度更高，不含二氧化碳、硫化物等。并杜绝二氧化硫的排放和城市酸雨的产生。更有利于保护环境，减少污染。属于国家重点扶持的新兴产业。由此可见，液化天然气在我国已经具备了成熟的产业化和市场应用的条件。1.3.2.2 投资的意义1、我国能源结构调整的需要 从国家产业政策上看，我国政府已经把天然气利用作为优化能源结构、改善大气环境的主要措施，随着国民经济高速发展对清洁能源的需求和对环保的日益加强，我国对液化天然气需求越来越大。我国是一个幅员辽阔的国家，但是资源分布不均与经济发展的不平衡现象非常严重。西部资源丰富省份经济相对落后，能源消耗低；而东部经济发达地区却缺少能源。所以在我国如25、何合理的调配和运输能源显得尤为重要。为此我国政府制定了“西气东输”、“川气东输”和“西电东送”的总体能源调配政策。作为国家大的产业政策的一个重要补充和服务部分的液化天然气工程具有非常广阔的市场前景。2、规范并完善天然气的利用结构，降低运营成本天然气有管网输气、压缩天然气和液化天然气等输送形式，它们各自有其适用范围。由于天然气管道初期投资大，适宜于用户多的大城市，难以每个城市都铺到，就是天然气发达的国家（如比我国先进40多年的美国、欧洲等），仍有压缩天然气和液化天然气等输送形式；对我国而言，有大量中小城市是天然气管道所不及的，而这些中小城市对天然气的需求同样迫切，因而，压缩天然气和液化天然气等灵26、活的输送形式将在较长时间内存在。尤其是液化天然气，它的经济运输距离比压缩天然气长，对中小城市天然气供应将发挥重要作用。另外，对大城市而言，冬夏天然气用量相差很大，可通过液化天然气来弥补燃气的不足和调峰。本项目的实施，一是节约能源、改善环境污染；二是引入55152万元人民币的投资和可观的税收，增加经济实力，并带动其它产业（如运输、服务行业）的发展；三是可以解决部分人员的就业，为城市建设与发展取得明显的环保效益和社会效益。1.4 可行性研究的范围本项目可行性研究报告的范围包括：工艺装置、存储系统、配套的公用工程及辅助设施。充分考虑技术先进性，配置合理性、规模经济性、市场前瞻性、安全环保及系统运行可27、靠性。1、通过对气源、市场的分析来确定工厂的建设规模。2、通过技术比较，确定液化天然气工厂的工艺流程、设备选择等方案。3、根据项目总体要求，对工程的总图、运输、公用工程及配套设施，进行合理规划和设置。4、对项目的技术安全性进行分析。5、根据工艺的生产特点，研究环保、工业卫生及节能措施；6、分析项目建设、运行对环境的影响。7、进行项目投资估算，对项目财务效益进行初步计算、分析和评价。整个项目建设内容见下表11表11工程建设的主项表序号主项名称主项代号备注一生产装置1净化工序1012液化工序102二辅助生产设施1仓库2012液化天然气贮罐区2033液化天然气装车站2044火炬系统2055机修21028、6废水收集池220三公用工程1给排水系统3012消防泵房、水池3023循环水3034脱盐水3045变电所3106锅炉房3207空压站3308办公楼4109中心控制室420包括中心化验室10综合生活楼43011总图51012电气53013电信54014外管55015门卫，大门，围墙56016车棚57017地磅5801.5 研究结论本项目规模为日处理天然气120x104Nm3，项目占地436.4亩，建设周期26个月，年开工时数8000小时。装置包括原料气净化，并经过制冷分离，生产液化天然气和重烃等产品。工厂的工艺过程包括原料气预处理、脱碳、脱硫、脱水、制冷液化、产品存储、装车及公用工程和辅助设施等29、。1、简要结论（1）工艺技术成熟、可靠。本项目的液化技术充分吸收国内外液化工艺的先进技术，特别是采用世界一流工艺技术和经验，通过对混合制冷、阶式制冷和膨胀制冷三种典型的液化工艺进行初选，推荐选用技术成熟、能耗低、工艺先进的混合制冷工艺。该技术成熟、可靠、适用，且已经过规模化、长周期生产考验，因而本项目的技术不存在风险。（2）本项目日消耗120x104Nm3天然气。通过深入的市场分析和需求预测，确定的液化天然气目标市场定位明确，在目标市场内销售液化天气具有较强竞争力,因此销售不存在问题。(3)本工程外部条件较好，主要原料和公用工程的供应稳定可靠；企业位于XX能源化工综合利用产业园区，园区有良好的30、公用工程配套条件，公路发达，通讯联络便捷。(4)本项目报批总投资55152万元，其中建设投资50638万元，税前内部收益率30.27%，税后内部收益率24.72%。年均利税总额26189.67万元，投资利润率：30.15%。投资利税率43.27%，贷款偿还期5.15年（含建设期2年），税后投资回收期5.86年。经济分析表明，投资的经济和社会效益较好，有较强的抗风险能力。综合考虑，项目可行，有一定示范和推广意义。综上所述，本工程项目实施的条件较好，在26个月内建成并投入运行，经济论证是可行的。推荐工艺方案主要产品及消耗指标见表1-2表1-2主要产品及消耗指标序 号项 目单 位消耗指标备 注一主要31、原材料1天然气104Nm3/d120二产品1液化天然气t/a277440主产品2重烃t/a2400副产品三公用工程1新鲜水104t/a84.82循环水t/h3500连续 t=83电力KW.h/h17212.11连续4仪表空气Nm3/h8005氮气Nm3/h100四辅助材料及化学品1脱水分子筛t/a6 2活性炭t/a44MDEAt/a65消泡剂t/a16异戊烷t/a57丙烷t/a18乙烯t/a22、主要技术经济指标汇总本项目原料气价格按1.50元/Nm3，产品出厂价根据市场情况确定为2.70元/Nm3。主要技术经济指标见表1-3表1-3主要技术经济指标序号项 目单位数量备注一装置规模1液化能力132、04t/a27.744二年操作时间小时8000三主要原材料消耗1原料天然气104Nm3/d1202新鲜水 104t/a84.83电 104KW.h/a13769.6884脱水分子筛t/a65活性炭t/a46MDEAt/a67MDEA消泡剂t/a18异戊烷t/a59丙烷t/a110乙烯t/a211仪表空气Nm3/h800本装置提供12氮气Nm3/h100本装置提供四三废排放量1废气Nm3/a正常操作时无2废液吨/年正常操作时无3废固吨/年少量废分子筛送回厂家回收五定员人120六占地面积亩436.4七建设周期月26八报批总投资万元551521建设投资万元506382建设期利息万元2212.323流33、动资金万元7673.13九年均销售收入万元100764.6十年利税总额万元26189.67十一年均总成本万元74574.93十二年所得税后利润万元13687.43十三财务评价指标1投资利润率%30.152内部收益率(税前)%30.273内部收益率(税后)%24.724投资回收期(税后)年5.865净现值(税前)万元52530.94第二章 市场分析和价格预测2.1 国外产品市场分析和价格预测 世界液化天然气供求状况LNG是当今世界增长最快的一种燃料，目前全球已建LNG生产线81条，总能已达1.91x108t/a,在建LNG生产线13条，总产能约为0.58 x108t/a ，规划中的LNG生产线有34、30条，总产能为1.44 x108t/a 。LNG贸易成为全球能源市场的新热点，其占天然气地区间贸易的比例从1970年的0.3%增加到2007年的29.17%。全球现有3个主要的LNG消费市场：亚太地区（不包括北美）、欧洲和北美。亚太地区又有人口增长较快、经济保持良性发展、能源多样化以及环境保护的需要，LNG需求量由2000年的994 x108m3增加到2007年的1480 x108m3。预计2010年将达到1800 x108m3，年均增量约7%，而在此期间可供亚太地区的供应量仅增4%。亚太地区最大的2个LNG进口国日本和韩国需求增长趋缓，欧洲地区增长也不大，但北美地区由于现有天然气田的产量增35、长缓慢，并有下降的趋势，所以该地区天然气供需不平衡的问题日益突出，导致其需求量急剧增加，尤以美国的LNG需求增长量最为明显。2002年LNG进口量只占天然气消费量的1%，2007年上升到2.8%（进口量为3011 x104t），预计2020年时这一比例将达到20%。因此，未来美国、印度和中国LNG市场需求的迅速增长将使全球LNG供应趋于紧张。从地理位置看，大西洋盆地、俄罗斯的萨哈林离美国较近，该地LNG资源到美国较有竞争力；而通过卡塔尔的LNG生产线和LNG运输船的规模，降低LNG生产和运输成本，从而使卡塔尔的LNG到岸价在美国市场很有竞争力。中东和亚太地区将成为向中国供应LNG的主要地区，特36、别是亚太地区，就现阶段情况分析，在短时间内美国尚不会对该地区的LNG供需平衡造成太大的影响。 世界液化天然气价格预测在天然气价格方面，世界3个主要LNG市场的情况不尽相同。亚洲过去一直是世界LNG贸易的主导，大多是根据原油价格确定LNG价格指数。美国是以亨利集散中心的天然气价格为基准。西欧有几个定价中心，几个国家的情况不尽统一。 一些富有天然气的国家，如世界最大的LNG出口国卡塔尔、尼日利亚、俄罗斯、阿尔及利亚、也门和挪威将成为世界LNG市场的助力。据保守预测，2010年全球的LNG供应将增加到40亿立方英尺/天，美国能源情报署预计美国2010年将进口17亿立方英尺/天。预计2010年LNG平37、均合同价格将从2009年12月中旬的5美元/百万BTU增加到2010年年底的67美元/百万BTU。埃克森美孚公司于2010年初预计，今后20年内世界LNG需求将增长约4%，到2030年，预计LNG将占世界天然气需求量的15%。2.2 国内产品市场分析和价格预测 国内液化天然气供求状况随着国民经济的快速发展，我国对能源的需求越来越大，南方沿海地区原有的能源消费结构以煤为主，而又远离生产基地，因此迫切要求使用清洁、高效的能源，以改善环境，缓解运输压力。中国天然气利用的发展策略是：立足国内，利用海外，西气东输，北气南下，海气登陆，就近供应。国家正在制订天然气产业中长期发展规划，加快天然气勘探、开发和38、利用。预计2002至2020年，天然气基础设施需2200多亿元人民币用于:建设万公里的天然气管线。建成千万吨规模的液化天然气接收站，形成年进口5000万吨（近700亿立方米）规模的接收设施。使我国天然气消费在一次能源消费结构中的比例从现在的3%提高到12%。建造30多艘大型LNG运输船，形成百万吨规模的液化天然运输能力。图2-1 中国天然气发展战略图而我国天然气工业发展滞后，2005年，中国天然气消费量300亿立方米，在一次能源消费结构中比例为3%。2010年要使中国天然气在一次能源消费总量中所占比例从目前的3%增加到7%。预计2010年，中国天然气需求量为1600亿立方米左右，2020年，需39、求量将达到2600亿立方米。据此预测的天然气需求量与中国今后潜在的、可生产的天然气产量相比还有巨大的缺口。表2-2 中国天然气产需状况和潜力资料来源：产业预测、阿瑟德里特公司（ADL）等近年来中国能源工业发展很快。目前，中国能源生产总量仅次于美国和俄罗斯，名列世界第三；能源消费总量仅次于美国，名列世界第二。我国能源结构比例长期以来以煤为主，但已经呈现出逐年下降的趋势，与此同时，石油、天然气、电力逐年上升，呈现健康发展的势头。天然气工业被列为“十五”期间国民经济鼓励发展的重要产业。表2-3为中国能源消费结构变化趋势预测（据：国家发展计划委员会能源研究所相关数据）。表2-3 中国能源消费结构变化趋40、势预测年份消费结构，%煤炭石油天然气一次电力2000（实际）67.0023.602.106.902005（实际）63.6024.004.607.40201060.8025.205.608.00201556.6026.508.208.30202053.6027.009.809.20据此预测，我国的天然气需求量和目前能源结构下生产及输送的能力相比存在着极大的差距。我国需要开展多种形式的供应手段和保障体系以适应不断增长的能源需求。LNG作为一种清洁、高效、廉价的能源，成为我国本世纪重点开发利用的目标。发展大规模、商业化的液化天然气产业有利于能源供应方式的多元化。随着国民经济高速发展对清洁能源的需求和41、对环保的日益加强，我国对LNG需求越来越大。随着我国经济的持续发展和能源结构的调整，选择清洁的能源、大量进口LNG是必然的发展趋势。2004年6月，国家发改委制定了关于我国液化天然气进口方案的建议，提出在广东、福建、山东、浙江、上海、江苏、辽宁、河北、天津、广西等沿海地区建设若干LNG接受码头和输气干线，基本形成以LNG为主体的沿海天然气大通道。这标志着我国 LNG进口工作全面启动。中国已与澳大利亚西北大陆架天然气项目合作伙伴签订为期25年的LNG供应合同，这是澳大利亚有史以来最大的天然气出口合同。国内继广东大鹏LNG接收站之后，沿海地区开始建设其他接收站，目前福建接收站已经建成，在建的还有上42、海和江苏接收站，辽宁接收站已经获批。随着我国天然气事业的蓬勃发展，大型天然气输配工程以及一批LNG装置的纷纷启动，我国液化天然气工业必然会进入一个迅猛发展的时期。 国内液化天然气价格预测LNG产品与其它能源产品（CNG、LPG、汽油、电等）相比，最具挑战的是在经济上能否与干净、方便的电竞争，同时作为工业燃料能否替代轻油、重油、LPG等。LNG与其它能源的市场承受能力比较见下表：表2-4 天然气与其他能源市场承受力比较表 (单位：立方米)名称LNG9277Kcal/m3人工煤气3900Kcal/m3LPG10200Kcal/Kg电860Kcal/度轻油10200Kcal/Kg煤（5800 Kca43、l/Kg）价格2.5-2.6元/立方米1.251.5元/立方米6.5-7.0元/公斤元/度4700-5500元/吨810元/吨元/4.18MJ0.27-0.280.320.380.63-0.690.46-0.540.14替代能力较强强较强可替代弱（注：比较内容为单位热值的价格比较，人工煤气未计财政补贴。）从表中分析可见：LNG到用户的销售价如保持在2.5-2.6元/立方米，与除煤炭外的其他燃料相比，有较强的市场承受能力和可替代性。而煤由于其污染性高等原因，在我国能源产业政策中占一次性能源的比重逐年递减。这将会为LNG市场的发展提供更大的契机。2.3 目标市场分析 LNG汽车本项目的主要目标市场44、是长江以北，湖南、湖北、江西、陕西、山西等省市的LNG汽车。汽车用气市场容量很大，每辆交通车、载重车平均日耗气量在7080标方，每辆出租车耗气量每天在40标方左右，这块市场相对稳定、资金周转快，利润高，综合经济效益好，是XX实业有限公司LNG重点培育、开发、发展的永久市场。本项目年产液化天然气（LNG）27.744万吨，通过对周边市场进行分析，我们将LNG汽车作为目标市场。项目将依托榆林地区丰富的天然气资源，降低陕西省内及周边地区等车辆尾气污染排放，改善大气环境质量，同时给项目所在地带来显著的经济效益和社会效益。 大中型城市调峰及备用气源本项目的另一目标市场是作为大中城市调峰及备用气源。“西气45、东输”工程实现后管道沿线的城市，除每天的正常使用外仍然需要进行调峰。天然气的使用，一旦形成供需关系，对需方来讲不可一日无气，否则就会造成企业停产、居民停炊，北方城市冬季就有可能造成供热无法保障、设备冻坏等严重后果，损失将不可估量。加之无法预测的自然灾害影响，造成气源无法供给城市，带来无法挽回的损失。首先，使用管道天然气的城市中必然存在日调峰的需要，特别是城市居民用气高峰时如何使管道用气达到平衡。通常情况下，日调峰量约占日用气量的2030以上。其次，大型城市出于环保方面的考虑，冬季采暖大量使用天然气锅炉，从而导致冬、夏两季用气量产生较大的反差。解决城市季节性调峰靠自建LNG生产装置或建设CNG储46、罐都是不经济的，需要为沿线城市开辟较经济的第二气源用于调峰。LNG的储存是在常压低温条件下进行，对相关设备要求相对较低，当需要时再气化送入管网即可。无论从安全角度，还是从减少投资角度来看LNG作为调峰使用更为经济实用。另外，为了避免由于长输管线故障、检修时的停气影响。许多城市，特别是大型城市在天然气管网建设的同时必须考虑引入备用气源的问题，如果采用LNG作为备用气源，可以发挥其日调峰、季节调峰、事故备用（甚至LNG汽车加气站）等多种功能的综合利用，且投资小、设备利用率高，有较好的应用前景。（1）本项目建设地处陕西XX，与多个城市均有公路相连，交通便利，则LNG价格更具有竞争力，下游市场前景更加47、广阔。（2）加大力度重点开发中西部地区市场。这些地区既没有本地的天然气气源，近中期也没有从其它地区修建天然气管道供气的方案。这块市场应为本项目加大力度，拓展的战略市场。 周边天然气管网辐射不到的城镇用气市场陕西省周边天然气辐射不到的小城镇的用气。对于这些地区管道天然气未覆盖的城镇，在铺设管道不经济的情况下，液化天然气以其运输半径大、单位运输成本低、综合利用范围广而成为比较理想的选择。该市场也是本项目重点开发的目标市场。2.4 营销策略根据市场调研和LNG项目建设规划的要求，陕西XXXX实业有限公司LNG市场战略可分为以下三大战略：1、市场培育、巩固发展战略对于能源最短缺的地区。抓住有利时机，争48、取获得最广泛的市场和最大利益。大力开拓工业用气范围，如天然气发电和用于陶瓷工业。特别是用于工业，液化天然气有着其它燃料无法比拟的优势。借助国家科技部大力推广单一燃料LNG汽车这个东风，努力进行LNG汽车关键技术国产化的研究，积极拓展LNG汽车市场领域。配合国家相关政策加大宣传力度，在全国范围内树立液化天然气利用工程典范。这块市场也将成为XX实业有限公司LNG重要的战略市场。在巩固原有市场，拓展LNG清洁燃料汽车市场的同时，加快城市调峰和小城镇用气车市场开发力度，加快投资回收步伐。2、技术开发、扩展壮大战略为保证产品质量的不断提高，投入资金成立专门的科研所，加大科研力度。提高工艺生产水平，降低生49、产成本；加快LNG清洁燃料的研发，开拓新的市场领域。不断发展壮大，创造新的利润增长点。3、削峰填谷、做好战略储备 根据国内天然气市场供应特性，冬季产品需求旺盛，夏季相对较少，因此可在下游重点地区建立产品储备基地，做到削峰填谷，做好市场需求淡季的储备工作，确保在销售旺季产品供应充足。第三章 生产规模、产品方案及产品规格3.1 生产规模的确定3.1.1 项目规模确定的依据1、坚持以市场为导向、效益优先和量力而行的原则。2、符合国家产业及能源政策。3、项目实施后提高经济效益，有效带动周边经济。4、要有利于项目的顺利实施。5、以市场、规模效益、资金的投入额度定位产品的生产规模，以技术的成熟、先进、可靠50、来减少投资的风险。6、充分利用和优化公用工程。 项目规模的确定1、从市场需求上考虑：项目建设所在地位于XX能源化工综合利用产业园区，XX能源化工综合利用产业园区位于县城东北方向10公里处的沙石峁国营林场。本项目年用原料天然气4x108Nm3,原料天然气由陕西省榆林市XX县长庆第一净化厂供给。可以为本项目提供可靠的原料气来源。本项目产品液化天然气既可以为长江以北湖南、湖北、江西及陕、晋、冀、豫等地区提供车用和民用调峰需要的燃料，同时可以满足陕西周边地区的小城镇的居民用燃料。通过目标市场需求分析，建设120x104Nm3/d天然气综合利用项目的规模是符合市场需求的。2、从建设周期考虑：从工艺技术和51、主要设备考虑，选用国外先进的技术，已有现成系列，技术先进、自动化程度高、安全可靠，且本项目推荐的技术已经在国内外有多套成功运行的工业装置。为本项目的建设积累了一定的建设和操作经验，可缩短建设周期和制造成本，节省投资。因而建设120x104Nm3/d天然气综合利用项目的规模是合适的。3、结论：综上所述，无论从市场需求，还是从建设周期等规模效应方面综合比较分析，建设单套120x104Nm3/d天然气综合利用项目是符合市场需要的，且经济合理，有利于加快建设，因而是合适的。3.2 生产规模及设置本项目属于天然气调峰及综合利用项目。具体建设内容包括天然气净化、液化装置、液化天然气的存储、运输以及相关系统52、配套设施。本项目建设单套日处理天然气120 x104Nm3，年需天然气4亿Nm3。装置连续操作年操作时间为8000h。规模设置：日处理天然气120 x104Nm3天然气净化液化装置1套配套的公用工程及辅助设施1套3万立方产品大罐1套3.3 产品方案及规格本项目产品方案见表3-2，产品规格见表33。表3-2 产品方案表序号物料单位数量备注1液化天然气t/a277440主产品2重烃t/a2400副产品表33 液化天然气产品规格表序号组分摩尔分率mol%1甲烷98.792乙烷0.9163丙烷0.1164氮0.14465其它0.03合计1001温度-1612压力常压第四章 工艺技术方案4.1 天然气液53、化工艺技术方案的选择天然气液化工厂的工艺过程基本包括预处理(净化)、液化、副产品回收、储存、装车、及辅助设施等，主工艺流程包括天然气预处理和液化工艺。基于对本项目原料气的组分分析和产品所要求达到的国家城市商用天然气的处理标准，做如下工艺技术方案选择。4.1.1 天然气净化工艺选择天然气中含二氧化碳、硫化氢、水分、和汞等杂质，这些杂质的存在会腐蚀设备及在低温下冻结而阻塞设备和管道。若天然气中含有水分，则在液化装置中，水在低于零度时将以冰或霜的形式冻结在换热器的表面和节流阀的工作部分，另外，防止半稳定的固态化合物。酸性气体不但对人体有害，对设备管道有腐蚀作用，而且因其沸点较高，在降温过程中易呈固体54、析出，必须脱除。液化天然气工厂原料气预处理标准和杂质的最大含量见表4-1。表4-1 液化天然气工厂原料气预处理标准和杂质的最大含量杂质含量极限依据H2O1ppmVA（在不限制产量条件下，允许超过溶解极限）CO250 ppmVB（极限溶解度)H2S3.5mg/Nm3（4 ppmV）C（产品技术要求）COS0.1ppmVC总含硫量1050 mg/Nm3CHg0.01g/Nm3A芳香烃类110ppmVA或B注： A为无限制生产下的累积允许值；B为溶解度限制；C为产品规格从气质分析报告来看，本项目原料气中二氧化碳、硫等组分超标，所以原料气必须进行进一步净化。 1、脱CO2工艺选择 CO2的脱除方法主要55、有化学吸收法和分子筛吸附法。脱除的溶剂与流程选择主要根据是：原料气的组成、压力、对产品的规格要求、总的成本与运行费用的估价等。分子筛吸附CO2近些年取得了较大进步，新型、高效的产品不断被发现应用。例如上海UOP分子筛厂的13X分子筛就是一种CO2吸附能力很强的分子筛。在原料气中的CO2浓度低于1%（mol），吸附效果很好，投资低。但是随着CO2浓度的增高，投资和运行费用上升很快。天然气的脱硫通常有三种方法：化学吸收法、物理吸收法和氧化还原法。目前国内外天然气脱硫通常都采用化学吸收法。为了将CO2 和H2S同时脱出我们推荐选用化学吸收法。这三种方法的对比见表4-2。表4-2化学吸收方法对比表烷基56、醇胺法（Amine法）方法脱酸剂脱酸情况应用醇胺法（MEA、MDEA）1525%（重）-乙醇胺水溶液主要是化学吸收过程，操作压力影响较小，当酸气分压较低时用此法较为经济。此法工艺成熟，同时吸收CO2和H2S的能力强，尤在CO2浓度比H2S浓度较高时应用，亦可部分脱除有机硫。缺点是须较高再生热、溶液易发泡、与有机硫作用易变质等。常用的方法，应用广泛。二异丙醇胺法（DIPA法）25%30%（重）-二异丙醇胺水溶液脱硫情况与醇胺法（MEA法）大致类似，可以脱出部分有机硫化物。在存在时对的吸收有一定的选择性，腐蚀性小，胺损失小。主要应用于炼厂气脱硫和施柯特法硫回收装置尾气处理。碱性盐溶液法改良热钾碱法57、2035%碳酸钾溶液中加入烷基醇胺和硼酸盐等活化剂主要是化学吸收过程，当酸气分压较高时用此法较为经济。压力对操作影响较大，尤在CO2浓度比H2S浓度较高时适用。此法所需的再生热较低。美国和日本合成氨厂在大量使用，已有90多套装置在使用。砜胺法环丁砜和二异丙醇胺或甲基单乙醇胺兼有化学吸收和物理吸收作用，当酸气分压较高，H2S浓度比CO2浓度较高时，此法较为经济，能脱除有机硫、对设备腐蚀小。缺点是价格较高，能吸收重烃。为重要的天然气净化方法，有130多套装置在使用。本装置原料气中含有H2S 和CO2，基于原料气的组成、压力、对产品的规格要求、总的成本与运行费用等因素的考虑。本项目选用化学吸收法中醇58、胺法较适合。在众多的醇胺中，N-甲基二乙醇胺（MDEA）是一种价格适中、对二氧化碳、H2S等酸性气体有很强的吸收能力，而且反应热小，解吸温度低，化学性质稳定，不降解并在国内外广为应用的吸收剂，为大多数液化天然气装置所采用。本可研报告推荐采用MDEA化学吸收法脱H2S 和CO2的净化工艺。 2、脱水工艺选择 天然气脱水按原理可分为低温脱水、固体干燥剂吸附和溶剂吸收三大类。低温脱水和溶剂吸收法脱水深度较低，不能用于深冷装置；因此天然气液化脱水必须采取固体吸附法，固体干燥剂常见的是硅胶法、分子筛法或这两种方法的混合使用。由于分子筛具有吸附选择能力强、低水汽分压下的高吸附特性，以及同时可以进一步脱除残59、余酸性气体等优点，因此本项目采用4A分子筛作为脱水吸附剂。 4.1.2 天然气液化工艺选择.1 典型的液化工艺迄今为止，世界上成熟的天然气液化工艺流程有三种类型，分别是复迭（阶）式循环流程、膨胀机制冷流程和混合冷剂制冷流程。.1.1 典型的液化工艺选择1、复迭（阶）式制冷液化循环 复迭式制冷液化循环亦称阶式循环，是由几个制冷循环复迭而成，多为丙烷、乙烯和甲烷等数个不同温度级别的循环系统串联，每个系统均有一个压缩机组，对各自的纯冷剂进行压缩、节流、闪蒸，从而将原料天然气冷凝、液化和过冷。原则流程示意见图4-1。图4-1 阶式制冷液化循环原则流程示意图在早期的天然气液化生产中，复迭制冷技术有较多的60、应用。这种工艺热效率高、能耗少，但是缺点是机组多、控制复杂、维修不便，各制冷循环系统间不能有任何泄露，因而可靠度相对较低，在混合冷剂工艺出现后很快被取代。图4-1流程是唯一的一种目前仍在使用的非混合冷剂工艺的主流天然气液化生产工艺。由于其流程复杂，出于开工率考虑，主要机组需要备用，因此投资较大，也仅仅在极少数的大型的基地型LNG生产设施上应用。我国在本世纪初采用引进技术建设的一套很小的LNG装置选择了复迭制冷工艺，开车调试和生产过程中出现的诸多问题，也充分体现了复迭制冷工艺本身所存在的一些特点。2、带膨胀机的天然气液化循环 带膨胀机的天然气液化循环，冷量主要是由气体在膨胀机中的绝热膨胀产生的。61、它又可以分为直接膨胀制冷和间接膨胀制冷两种。直接膨胀制冷的天然气液化循环利用天然气的自身压力在膨胀机中绝热膨胀制冷，使天然气液化，因此几乎不消耗额外的能量，但它的液化率比较低，一般在7%15%。另一种是间接式膨胀机制冷液化循环，它使用另一种气体（例如氮气和/或甲烷，亦或是经处理后的原料天然气自身）经过压缩，进入冷箱，膨胀制冷来液化天然气，可得到较高的液化率。膨胀机工艺的原则流程示意图见图4-2。图4-2膨胀机工艺的原则流程示意图膨胀机流程循环气量大，液化率低，工作性能受原料气压力和组成变化的影响很大。由于效率很低，单位产能的设备投入也很大。因此仅适用于产能很小而且特殊的场合，比如说原料天然气压62、力高，近处就有低压管网，可以接收装置在液化过程中所产生的没有液化的大量的低压天然气。3、混合制冷剂液化循环 混合制冷剂液化循环，是20世纪60年代末发展起来的。它以多组分混合物做为一种制冷剂，代替了复迭式制冷液化循环中的单组分的多种制冷剂。混合制冷剂一般是56种组分的混合物，工作时利用混合物中重组分先冷凝，轻组分后冷凝。让它们依次节流，蒸发制冷，最后使天然气液化。混合冷剂工艺的原则流程示意图见图4-3。图4-3混合冷剂工艺的原则流程示意图它既达到了类似复迭式工艺流程的目的，又克服了其系统复杂的特点。从而简化了流程。70年代中期以来，混合制冷剂循环已经成为商业化天然气液化流程的首选，逐渐被各种规63、模的液化天然气生产设施采用。.1.2 建议本项目采用的液化工艺 三种工艺的技术经济比较：将阶式制冷循环的能耗设定为1，各种制冷循环效率比较见左表所列，各种制冷循环的特性比较见表4-3、表4-4。 表4-3 各种制冷循环效率比较制冷工艺与阶式制冷的相对能耗阶式制冷循环1混合制冷循环1.1膨胀制冷循环1.35表4-4各种制冷循环特性比较指标阶式制冷混合制冷膨胀制冷效率高中低复杂程度高中低换热器面积小大小适应性中高本项目的规模为120x104Nm3/d，如采用膨胀机流程，由于效率很低且设备数量较多，投资和运行成本都将显著增加。而和复迭流程相比，混合冷剂流程机组设备少，流程简单，操作容易掌握，管理更加64、方便，效率也具有竞争性。在世界范围内，类似规模的天然气液化装置绝大多数也都使用混合冷剂流程。所以，建议本项目也选择混合冷剂工艺路线。4.1.2.2 典型混合冷剂工艺技术混合冷剂技术自出现以来，应用于液化天然气的生产已近50年，虽然仍仅被为数不多的几家公司所有，但也已得到长足发展，有数种不同形式的变形和专有技术，各自都有自己的优缺点和适用场合。4.1.2.2.1 典型混合冷剂工艺技术的选择从工艺设计概念上来讲，天然气液化工艺流程按照循环数量可分为单循环混合冷剂工艺，双循环冷剂工艺以及三循环混合冷剂工艺。1、典型单循环混合冷剂液化工艺典型单循环混合冷剂液化工艺特点是在冷箱的不同温度级别上的冷剂压力65、级别也不同，这通常通过多级循环冷剂压缩机来实现。该工艺功耗合理，但这类流程控制较为复杂，冷剂组分的配比非常苛刻，增加了开车和操作的难度。这种流程的原则流程示意图见图4-4。图4-4典型单循环混合冷剂液化工艺原则流程示意图2、整体合并阶联式液化流程 整体合并阶联式液化流程也是一种单循环混合冷剂工艺，其基本设计思想是混合冷剂由氮气和烃类组成。冷剂的低压返流由压缩机压缩至中压之后冷却并进入塔内分馏，塔底的重组分进入冷箱的上面的一部分用以预冷。塔顶组分首先在冷箱上部进行预冷之后进行部分冷凝，液态作为回流，而气相被进一步压缩为高压后再被预冷，之后依次节流提供冷量。原则流程示意见图4-5。此种工艺在我国上66、海的一套小型装置上使用，但是运行结果显示，增加的冷剂精馏塔的作用非常有限，特别是对于中小型装置，而且大大增加了操作的复杂程度，也降低了运行的可靠性。事实上，通过对混合冷剂的组成及节流温度的精确控制，可以同样达到很高的能量效率但是流程可以简化许多。图4-5整体合并阶联式液化流程示意图3、改进性单循环混合冷剂液化艺 这类工艺和典型的单级混合冷剂工艺相比，将混合冷剂分段压缩，并在段间分离出部分重组分，这样达到减小二段压缩功耗的目的。原则流程示意图见图4-6、4-7、4-8。图4-6改进型单级混合冷剂工艺一图4-7改进型单级混合冷剂工艺二图4-8改进型单级混合冷剂工艺三4、双循环混合冷剂工艺C3+MR67、C流程比较于经典的MR工艺多增加了一级丙烷预冷。丙烷预冷循环用于预冷混合冷剂和天然气到约-30C 左右，而混合冷剂用于深冷和液化天然气。这种流程结合了阶式液化流程和混合冷剂流程的优点，运行效率较高，并在大型的LNG装置上得到广泛应用。原则流程示意图见图4-9。上世纪九十年代以后，随着世界对LNG需求的日益增大，基地型LNG装置的规模也越来越大（单线能力在每年250万吨以上），为了适应单线产能的增加和进一步改善大型装置的能耗，一些公司推出了双循环混合冷剂工艺的概念。这一工艺包括两个混合制冷剂循环， 一个用于预冷，一个用于液化，通过充分利用两个循环中压缩机驱动机的动力，提高装置的能力。原则流程示意68、见图4-10、4-11。图4-10双循环混合冷剂工艺二图4-11双循环混合冷剂工艺三5、三循环混合冷剂循环工艺进入二十一世纪后，大型液化装置单线能力的要求不断增加，随之出现了三循环混合冷剂工艺，适应产能可达每年500万吨以上。概念是采用三个串联的制冷循环，分别用于预冷、冷凝和液化。原则流程有以下几种，具体见图4-12、图4-13。图4-12三循环混合冷剂工艺一图4-13三循环混合冷剂工艺二4.1.2.2.2 建议本项目采用的混合冷剂工艺流程 纵观各种混合冷剂技术，多循环工艺适合于单线产能在200万吨以上的生产设施，且除丙烷预冷工艺外，其它工艺均在概念、开发或应用的早期阶段。对于中小型规模的装置69、，包括丙烷预冷在内的多循环工艺，增加额外的预冷循环，流程效率的改善不明显但是流程的复杂以及带来的投资成本的增加却非常突出，因此适合使用单循环混合冷剂工艺。本项目的生产规模在技术应用层面划分仍属于中小型装置，因此应建议采用改进型的单循环混合冷剂工艺，在保持工艺简单性的同时提高流程效率从而实现技术和经济性的最佳组合。PRICO混合冷剂工艺是一种经典而又先进的液化流程，特点鲜明。和其他混合冷剂液化流程相比，它的循环更简单，控制更方便，开车迅速，操作可靠，对冷剂成分的变化不敏感，对不同组分的原料气有很强的适应性。由于PRICO工艺用关键设备采取模块化设计，可以非常方便的通过放大、缩小来得到所需要的生产70、能力，因此在各种类型、各种规模的液化天然气装置都得到了广泛的应用。它的优势明显，很适合应用在我国内陆的液化天然气装置。综合考虑本可研工艺技术按美国的PRICO混合制冷工艺考虑。4.2 工艺流程描述本项目采用的PRICO专利工艺技术，用于对天然气进行深冷液化分离。该工艺采用了简单的闭式制冷循环，冷剂经压缩、部分冷凝、冷却、膨胀然后被加热提供冷量。冷剂是由氮气、甲烷、乙烯和异戊烷组成的混合物。本装置主要包括净化和液化两部分。 天然气净化工艺 1、原料气过滤原料天然气自界区外进入装置后，首先进入原料气过滤器，原料气过滤器的作用是除去原料气中的液体和固体杂质。收集到的液体进入凝液储罐。以避免液体带入净71、化单元，对吸收剂污染。过滤后、压缩后的天然气进入脱CO2单元。2.、脱CO2脱CO2 : 天然气离开过滤器后 ，进入二氧化碳吸收塔，胺溶液由塔顶流下，与原料气逆向接触，将原料气中二氧化碳浓度降低到50ppm以下。 离开二氧化碳吸收塔，塔底的富胺进入富胺闪蒸罐，闪蒸后的胺液流经贫/富胺换热器换热后，再进入胺再生塔，将胺液中的二氧化碳脱除。吸收塔底出来的富含CO2的MDEA溶液进入MDEA再生系统。MDEA再生 :胺再生塔塔顶气相经塔顶的胺再生塔冷凝器冷却至65左右，经分离后气体去放空系统，液体作为回流全部返回胺再生塔，来自胺再生塔的胺液经再生塔底泵输送到胺再生塔重沸器加热至120，加热产生的气相72、返回胺再生塔；液相从胺再生塔重沸器底出来，经富胺/贫胺换热器冷却后，进入贫胺缓冲罐。贫胺缓冲罐中的贫胺溶液由贫胺进料泵抽出加压后，经贫胺冷却器冷却后，进入吸收塔顶部，开始一个新的循环。 为防止MDEA溶液发泡，系统中需增加消泡剂罐、胺过滤器以及新鲜MDEA补充装置等。 H2S和硫醇等在该系统一并脱除。3、脱水脱水部分设两台干燥器切换操作，其中一个脱水，另一个再生。脱水：从吸收塔塔顶过滤器出来的天然气进入干燥器顶部，通过分子筛吸附脱除水分后，从干燥器底部出来，经干燥器出口过滤器过滤后进入天然气液化单元。脱水后的天然气中水含量1ppm。达到指标后的原料气，离开分子筛床层后，进入脱汞、脱尘系统，进行73、过滤。然后进入液化单元。再生：再生气采用干燥器出口过滤器后节流的天然气和液化天然气储罐闪蒸气的混合气。液化天然气储罐出来的闪蒸气经蒸发气压缩机增压后，与一部分脱水后调压的干气混合，通过再生气加热炉加热至再生温度。然后从干燥器底部进入，将分子筛吸附的水分脱除掉。再生气从干燥器顶部出来，经再生气冷却器冷却后，进入再生气分液罐分液。气体从再生气分液罐顶部出来后进入原料气压缩机入口循环利用；液体从再生气分液罐底部出来去废液罐进行回收处理。干燥器出来的气体在一定温度下恒温一小时后，即可认为脱水合格，再生结束。4.2.2 天然气液化工艺 1、原料气液化流程液化采用PRICO单循环制冷工艺。冷剂为一种混合物74、，由氮气和从甲烷至异戊烷的碳氢化合物组成。冷剂压缩机为两段压缩，由电机驱动。预处理合格后的原料气进入冷剂换热器。原料气在冷剂换热器中向下流动，冷却至-50度时，被引出冷箱，进入重烃分离罐，脱过重烃的轻组分返回冷箱后，仍然向下流动，在冷剂换热器底部作为-156度的液化天然气流出，经过节流膨胀，进入储罐。由于原料气在冷箱内被冷却过程始终处于过冷状态，所以在储罐内只会产生较少的闪蒸气。 液相重烃从重烃分离罐分离后，节流降压去重烃回收罐作为副产品外卖。2、制冷剂循环流程PRICO工艺设计采用一个简单的闭式制冷循环，冷剂经压缩、部分冷凝、冷却、膨胀，然后被加热并提供冷量。冷剂由氮气、甲烷、丙烷、乙烯、异75、戊烷组成的混合物。来自冷剂换热器顶部的低压冷剂，经冷剂压缩机的第一段压缩后，进入冷剂压缩机段间冷却器，冷却后的冷剂进入段间罐，进行气液分离，气相进入冷剂压缩机的二段，压缩至4.5MPa后的冷剂同来自段间罐的泵送液相冷剂混合，然后在冷剂冷凝器冷却，进入冷剂出口分离器，进行气液分离。来自冷剂出口分离器的高压气相和液相冷剂，分别进入冷剂换热器。气相冷剂以其自身的压力流动，液相冷剂则有冷剂泵送入。气相和液相冷剂在冷剂换热器内部汇合。分别处理气相和液相冷剂可以保证冷剂进入冷剂换热器时，合理的分布。高压冷剂向下流出冷剂换热器，然后流经汤姆斯焦尔阀，冷剂节流膨胀至2公斤，然后返回冷剂换热器，由下向上流动，吸76、收原料气和高压冷剂的热量。 由冷剂换热器出来的低压冷剂，进入冷剂吸入罐然后进入冷剂压缩机一级入口。3、冷剂的补充和储存冷剂的补充：乙烯、丙烷、异戊烷由外面购买；甲烷的补充来自干燥脱水后的原料气；氮气由界区外提供。对于该制冷工艺，由于为闭式循环，当制冷系统首次填装冷剂后，不存在大的泄漏，只需要较少的冷剂补充。4、蒸发气压缩来自液化天然气储罐的蒸发气由蒸发气压缩机压缩。压缩前，先在蒸发气换热器中被压缩机排出的热气体加热。压缩机为螺杆压缩机，操作范围宽，而且可靠性高。由于由液化天然气进入储罐时产生的闪蒸气、储罐吸热产生的闪蒸气、环境温度变化产生的气体、液化天然气进出储罐造成的气相变化等所组成，蒸发气77、的体积是连续变化的。而且蒸发气压缩机的吸入压力接近常压。蒸发气被压缩后送到干燥系统用作再生气利用。4.3 物料平衡装置物料平衡见表4-5项目物料名称Nm3/dNm3/ht/ht/a进料天然气12000004999937.963303704合计4999937.963出料LNG34.68277440重烃0.32400燃料气306.70.2331864其它2.75022000合计37.963303704备注：其它主要是二氧化碳气体，可以考虑制作工业产品干冰。4.4 自动控制 全厂自控水平根据工厂工艺和生产管理的要求，自控系统本着安全、可靠、平稳、经济的原则进行设计。工厂自动化系统的总体水平，应达到国78、内同类装置的先进水平。(1)为了保证工厂的装置安全、平稳、长周期的运行，采用分布式控制系统（DCS-Distributed Control System）对工艺过程进行集中控制、显示、记录和报警。分布式控制系统（DCS），实现对工厂所有生产过程的连续监测和控制操作；紧急关断系统（ESD），实现对工厂内工艺装置进行紧急关断操作；火气探测系统（FG），实现对工厂内生产区域进行火气探测和控制操作；安全监视系统，实现对工厂内安全状况及厂区环境进行监视。为了提高整个分布式控制系统的可靠性，DCS、ESD、FG将独立设站，并各自完成不同的功能。(2)在工厂设置一个中心控制室，对工厂内所有参数进行集中操作与79、控制。中心控制室包括操作室、机柜室、工程师室、UPS电源室、交接班室、更衣室等。(3)工厂装置区为易燃、易爆危险场所。自控设备要求质量可靠、技术先进、性能稳定、安全防爆，有成熟的应用经验。主要系统按本安系统考虑，现场仪表选用本安型仪表。 控制系统主要功能显示动态工艺流程、主要工艺参数及设备运行状态。对生产过程进行监控，保证液化天然气处理厂工艺流程及设备的正常运行。对异常工作状态进行声光报警，保护人员和设备的安全。可在线设定、修改工艺参数。具有手动操作功能并可实现手动/自动操作的无扰动切换。可以即时记录、存储和打印相关工艺参数、设备运行状态和报警事件。可显示实时趋势曲线和历史曲线。可定期打印各种80、生产报表。根据生产过程中的事故状态实现手动及自动紧急关断、紧急泄放和安全停车逻辑（ESD）。可对介质关键组分进行在线分析。动态显示工厂火气探测系统及消防系统的状态，对异常状况进行报警，并可自/手动执行火气状态控制逻辑。系统具有较强的开放性、扩展性。可对装置关键部位进行电视监视。可对操作人员进行模拟操作培训 控制系统构成工厂控制系统采用分布式控制系统包括：过程控制系统、紧急关断系统、火气探测系统、安全监视系统。整个系统由多台计算机组成的局域网组成，采用冗余以太网。工控机4台（包括工程师站1台、操作站2台、ESD控制1台），均具有组态功能，互为备用。3台打印机，互为备用。为了保证控制系统连续可靠的81、运行，系统的CPU模块、电源模块、通讯模块及数据通讯总线均采用1：1冗余。为了保证工厂装置的平稳、安全运行，应配套功能完善的软件。机组控制系统随设备成套供应，机组控制系统能和DCS系统进行通讯。 (1) 分布式控制系统（DCS）过程控制系统通过工厂工艺装置生产过程进行连续动态检测和控制，使整个工厂处于安全稳定、连续生产。DCS系统在结构上分为过程控制层和操作管理层。过程控制层通过I/O控制站（PM）、通讯接口模块（CM）和网络接口模块（IM）等组成。操作管理层由通过操作站和数据存储管理器（HM）组成。过程控制层和操作管理层之间通过通讯总线相连，挂在通讯总线上的每个设备是一个节点，节点之间可以进82、行点到点的通讯。(2)紧急关断系统（ESD）ESD系统是由I/O模块、逻辑控制器、维护PC、SOE、ESD控制盘等组成。ESD系统要求通过TUV6级认证。工厂ESD系统设置为事故安全型，ESD系统共分为4级：a级关断（ESD-1）为全厂关断。该级关断级别最高。工厂设备除应急支持系统（延时关断）外全部关断。此级别关断只能由工厂主要负责人或其指定的人员手动启用。ESD-1级按钮设有明显的标志及警告排，并有保护装置防止误操作，关断信号将自动传送到中心平台触发相关的关断。b级关断（ESD-2）为火气关断。该级关断由工厂的火灾或可燃气体严重泄露引起。由操作人员手动启动。除能执行本级关断的特殊功能外，ES83、D-2关断将能触发ESD-3及ESD-4级触发。ESD-2级按钮设有明显的标志及警告牌，并有保护装置防止误操作。c级关断（ESD-3）为生产/公用关断。该级关断由公用系统故障或生产系统的重要装置故障引起，可手动或自动启动。除能执行本级关断外，ESD-3关断将自动触发ESD-4级关断。关断信号将自动传送到中心平台触发相关的关断。ESD-3级按钮设有明显的标志和警告牌，并有保护装置防止误操作。d级关断（ESD-4）为单元关断。该级关断由单个设备故障引起。此级关断仅关断故障设备，而不影响其他设备的正常操作。ESD-4级关断可手动、自动启动。某一级别的关断指令均不能引起较高级别的关断，只能引起本级别及84、所有相关的较低级别的关断。(3)火气探测与消防系统（F&G）利用火焰探头、感温探头、感烟探头和可燃气体探头及时发现生产过程中出现的问题，及时报警或启动灭火设备进行灭火操作。F&G系统合并在与PCS系统内，还包括F&G控制盘等。(4)安全监视系统在工厂的各监视点设置摄像头，对这些地点进行电视监控，以避免发生人为的破坏，加强工厂的安全防护。4.5 设备选择 静设备选型原则1、装置概况本装置共设置两台干燥器，间歇操作，内装分子筛干燥剂，分子筛干燥剂需要再生，需按GB150-1998钢制压力容器的有关要求设计和制造。冷箱（板翅式换热器）是本装置内的主要换热设备之一，国内生产的板翅式换热器主要应用在空分85、装置，对于天然气分离装置还没有应用。其主要问题是真空铅焊的工艺过程无法保证焊接质量。建议采用美国查特公司冷箱。原料天然气过滤器（FI101）和胺吸收塔顶出口过滤器（FI102）均采用两级过滤，底部带排污罐。2、材料的选择压力容器用钢的选用是考虑了容器的使用条件、设计温度、设计压力、介质特性和操作特点及材料的焊接性能、容器的制造工艺和经济合理性而选择的。选用国外钢材制造压力容器时，应是国外相应压力容器最新标准所允许使用的钢材。其使用范围不应超出该标准的规定。3、其它1）绝热保温材料选用硅酸铝镁；保冷材料选用聚氨脂泡沫塑料；外保护层为0.5mm厚的镀锌铁皮。2）换热器防腐管程或壳程介质为循环水的碳86、钢换热器，换热器走循环水侧应进行防腐，防腐涂料为TH-901。3）防火本装置立式容器支座均应设置防火层，防火层材料为SJ-型。当容器裙座直径小于1200mm时，仅在裙座外侧设置30mm厚的防火层，当裙座直径大于等于1200mm时，在裙座内、外侧各设一层30mm厚的防火层。 机械设备选型原则本装置机械部分包括混合冷剂压缩机组、蒸发气压缩机组和再生气压缩机组。主要压缩机为混合冷剂压缩机组，混合冷剂压缩机是整个液化装置的心脏。1、混合冷剂压缩机组1）混合冷剂压缩机组详细配置方案和特点比较见表4-6：表4-6混合冷剂压缩机方案比较方案一方案二高压离心压缩机低压离心压缩机齿轮箱同步电动机高压离心压缩机低87、压离心压缩机齿轮箱燃气透平BCLMCLBCLMCL1配置：机组配置一台。2特点：（1）机组重量和尺寸小,占地面积小，每台占地面积约为13000X4000，基础设计简单。（2）操作简单。结构简单,运转平稳，工作可靠,易损件少，检修、维护工作量少。（3）电机功率大,起动受电力供应的影响.对电网容量要求较高, 能量综合利用率低。3经济性： 单台投资高，建议引进。1配置：机组配置一台。2特点：（1）机组重量和尺寸大,占地面积大，每台占地面积约为19000X4500，基础设计简单。（2）操作简单。结构相对复杂,运转平稳，工作可靠,易损件少，检修、维护工作量相对多。（3）起动容易,不受电力供应的影响，如果88、能将燃气轮机的排气废热综合利用,如用以发生蒸汽作为吸收式制冷机的热源或用以驱动汽轮机发电，可以实现能量的阶梯应用，则能量综合利用率高。3经济性：装置规模大时，能量利用合理，经济效益明显。单台投资相对较高，建议引进。根据本项目规模，使用燃气透平设备一次投资相对较高，运行费用高，相对复杂、占地大，所以本研究报告推荐方案一，采用电机驱动。2）单机选型压缩机采用离心压缩机，压缩机的轴封可采用干气密封。膜式联轴器，压缩机采用电机驱动。2、再生气压缩机组再生气压缩机选用往复式压缩机2台，1开1备。3、蒸发压缩机组蒸发气压缩机采用进口螺杆压缩机1台。4 、LNG泵在世界LNG发展历程中，LNG泵的型式也经历89、了从普通立式离心泵（外置）到浸没式（内置）专用离心泵的演变。与内置泵相比，外置泵的设计和有关配置具有许多先天不足：1） 储罐罐壁开口 由于在工作状态下，内外罐温度的巨大差别，罐壁开口和相连管道将一直存在极大的温差应力，即使采取补强/补偿措施，但仍会是整个系统中最薄弱的位置。而且内外罐壁中间的环形空间充满珍珠岩，穿壁部分无法检查，维修极其困难。开口处及相连管道的保温很难处理，往往出现结冰的情况，从而导致保温失效，进而使不能承受低温的外罐失效以及管道内外壁的产生温度疲劳造成失效。需要注意的是，保温一旦失效后，在储罐运行的状态下，是无法对其进行修复的。 2）泵本身的性能外置泵存在泄露点，润滑系统和密90、封系统更复杂，维修工作量大而且复杂。由于暴露在空气中，泵体温度很低使其周围环境中凝结水大大增多，从而会产生腐蚀等问题。同时，由于外置泵各部分工作温度不同，工作和不工作时温度亦不相同，长期运行中，容易因各种原因产生变形而导致运行质量降低甚至寿命大大低于预期寿命。内置泵在LNG液体中工作，温度均匀，工作环境中没有氧气和水，且没有密封，更加安全、稳定、可靠且有更长的使用寿命。 事实上目前的外置LNG泵（作为储罐内LNG泵的增压泵或者LNG加气站的增压泵）亦为浸没式专用离心泵。 3）标准建议和要求 普通立式离心泵（外置）在LNG工业中的使用始于1965年，到1975年以后，出于安全性的考虑，普通立式离91、心泵（外置）逐渐不在新建的LNG设施中使用。 LNG储罐建造的基本标准API-620和BS-7777中，均有明确注释，“储罐的开孔优先考虑在罐顶”。 BS和EN1473（液化天然气设备和安装-岸上设备的设计）明确规定，“储罐的罐壁和底部不允许有接管” 而最新的LNG储罐建造参考标准EN-14620则明确规定， “LNG储罐需使用内置泵，罐壁和罐底均不允许开孔”。 4）改用外置LNG泵的其它影响 如改用外置泵，除了以上安全因素以外，拦蓄区和防爆区还要扩大，装置需要更大的占地。5）LNG泵设备购置费就LNG泵的设备购置费而言，外置泵较内置泵便宜，相对于LNG储罐整体而言，LNG泵的设备购置费较小，92、选用内置泵较外置泵的设备购置费差异更可忽略不计。综上所说，本项目选用内置式LNG泵。 其它主要设备详见主要国产设备表4-7、主要进口设备表4-8。表4-7主要国产设备表序号名称数量设备类型备注1原料气进气过滤分离器1滤筒式2胺吸收塔1板式塔3分子筛过滤分离器1滤筒式4胺吸收塔进气/排气换热器1管壳式5补充胺储罐1立式6胺补充泵1离心式7贫胺过滤器1滤筒式8贫胺活性炭过滤器1立式9胺循环泵2离心式10胺闪蒸罐1卧式11贫/富胺交换器1管壳式12贫胺缓冲罐1卧式13胺增压泵2离心式14胺冷却器1管壳式15胺收集罐1卧式16胺收集泵1液下泵17胺收集罐污水泵1隔膜泵18废液收集罐1卧式19阻泡剂罐193、立式20阻泡剂泵2计量泵21汽提塔1板式塔22汽提塔回流罐1立式23汽提塔回流泵2离心式24汽提塔回流冷凝器1管壳式25胺再沸器1管壳式26蒸汽加热炉1卧式27干燥脱水器2立式28干燥器PLC控制盘129粉尘过滤器2卧式30汞脱除器1立式31保护过滤器2卧式32再生气加热器1立式33再生气冷却器1管壳式34再生气分离器1立式35冷机压缩机段间冷却器1管壳式36冷剂冷凝器1管壳式37高压闪蒸汽加热器1管壳式38冷剂吸入罐1立式39段间缓冲罐1卧式40冷剂出口分离器1卧式41高压闪蒸罐1卧式42丙烷卸料泵1离心式43异戊烷卸料泵1离心式44冷剂补充罐1卧式45冷剂I存储罐1卧式46冷剂II存储罐194、卧式47冷剂III存储罐1卧式48冷剂II干燥床1立式49冷剂III干燥床1立式50重烃存储罐1卧式51重烃泵1离心式52重烃分离器1立式53再生气压缩机组2往复式54蒸发气换热器1管壳式55蒸发气排气冷却器1管壳式56蒸发气加热器1管壳式57LNG储罐1立式单包容58装车站台859空压制氮装置160仪表空气缓冲罐1立式61氮气缓冲罐62循环冷却水塔2立式风冷63循环水泵3离心式64采暖锅炉1燃气锅炉65脱盐水装置166脱盐水缓冲罐67火炬气分离罐加热器1卧式电加热68火炬头169火炬塔架70消防水系统1包括消防水泵表4-8主要进口设备表序号名称数量设备类型备注1混合冷剂压缩机1离心式2混合冷95、剂压缩机润滑油系统配套混合冷剂压缩机3混合冷剂压缩机防喘振阀包括防喘振系统4混合冷剂压缩机干气密封系统5混合冷剂压缩机控制盘6冷箱1铝制钎焊板翅式包括接地耳和吊钩热电阻温度计热电阻与冷箱连接的温度计冷剂泵4立式圆筒LNG罐内泵1液下泵电机成套供应LNG罐检修用电动葫芦和附件LNG罐的仪表和底纹控制和开关阀LNG罐的保温材料装车站低温控制阀和低温开关阀低温仪表低温控制阀和开关阀J-T阀在线分析仪表分析小屋其它开车备品备件4.6 消耗指标1、原材料消耗天然气消耗为：120104Nm3/d ，生产832.32t/d 液化天然气。2、辅助材料及化学药剂消耗见表4-9表4-9辅助材料及化学药剂消耗表年耗96、量 t/a备注1分子筛62活性炭44MDEA65消泡剂16异戊烷5每年补充40%7丙烷1每年补充40%8乙烯2每年补充40%3、公用工程消耗见表4-10表4-10公用工程消耗表序号名称单位数量备注1新鲜水t/h106地下水2电力KW.h/h17212.11园区提供3仪表空气Nm3/h800本装置提供4氮气Nm3/h100本装置提供4.7 装置内管道及附件材料1、管道材料（管子，隔热材料，法兰，阀门，螺栓，垫片等）。(1) 管子材料选用原则装置内管道拟采用SH3405-96大外径尺寸系列。此系列等同于API标准系列钢管。依据工艺流程温度压力条件：-40T250 的天然气管道选用： 16Mn无缝钢97、管标准号： GB6479-2000T-40 的天然气管道选用：0Cr18Ni9不锈钢无缝钢管 标准号：GB/T 14976-2002非低温工艺介质管道选用：20号无缝钢管 标准号：GB9948-2006一般公用工程管道选用：20号无缝钢管 标准号：GB8163-2008仪表风管道选用：Q235AF+Zn焊接钢管 标准号：GB/T 3091-2001(2) 管子隔热材料选用原则依据工艺流程温度条件：T60 的管道选用： 复合硅酸盐保温材料低温管道法兰、阀门均设阀门保冷套 (3) 管子法兰选用原则管子法兰选用 SH3406-96石油化工钢制管法兰系列标准。此系列等同于美标系列法兰。（4）管道阀门选98、用原则管道阀门选用按API标准制造的阀门。T-40 的管道阀门选用按API标准制造的不锈钢阀门。T-40 的管道阀门按API标准制造的碳钢阀门。(5) 管道法兰用紧固件选用原则低温管道拟选用SH3404-96管法兰用紧固件系列标准中的18-8/18-8螺栓/螺母。非低温管道拟根据SH3404-96管法兰用紧固件系列选用。(6) 管道法兰用垫片选用原则低温管道拟选用SH3407-96管法兰用缠绕式垫片系列。选用18-8石墨缠绕垫片。非低温管道拟根据SH3401-96；SH3402-96；SH3403-96；SH3407-96系列分别选用。2、管道附件（弯头，三通，大小头，等）。（1）对焊无缝管件99、选用SH3408-96钢制对焊无缝管件标准系列。（2）承插焊管件选用SH3410-96锻钢制承插焊管件标准系列。第五章 原材料、辅助材料、燃料和动力供应5.1 主要原料供应本项目年用原料天然气4x108Nm3,原料天然气由陕西省榆林市XX县长庆第一净化厂供给，通过管道供应给本项目，输送距离15公里。原料天然气性质见表5-1。表5-1原料天然气组分性质表序号组分摩尔分率备注1甲烷95.972乙烷0.8813丙烷0.1134正丁烷0.0165异戊烷0.0076正戊烷0.0037正己烷0.0158正庚烷9正辛烷10正壬烷11N20.13812CO22.80513H2S2.57mg/m314硫醇0.0100、0015汞0.00016苯0.00017水70ppm18氧气0.00019氦气0.03020压力5.2 辅助材料及燃料本项目辅助材料及燃料见表5-2表5-2 辅助材料及燃料表序号物料年用量来源规格1MDEA6t进口2消泡剂1t进口/国产专用3分子筛干燥剂6t进口/国产4A4活性炭4t国产5丙烷1t国产95%（wt）6乙烯2t国产95%（wt）7异戊烷5t国产95%（wt）8燃料本装置提供9甲烷本装置提供5.3 水、电等动力供应本项目水、电等动力由园区配套供给，水电等动力供应见表5-3表5-3 水、电等动力表序号物料年用量来源规格1新鲜水84.8x104 t地下水2电13769.688 x104101、kw.h园区供应110KV双回路供应3仪表空气800Nm3/h本装置提供4氮气100Nm3/h本装置提供第六章 建厂地区条件和厂址选择6.1 厂址自然地理概况6.1.1 地理位置本项目拟建在XX能源化工综合利用产业园区西五路以东，纬一路以北，xx大道以西，纬二路以南区域内。本项目天然气气源点位于本项目拟建地位置以东15Km处，由管道供应给本项目。XX能源化工综合利用产业园区位于县城东北方向10公里处的沙石峁国营林场，规划控制面积40平方公里，一期启动建设7平方公里。该区域位于县城下风向，芦河下游，地理位置优越；处在包茂高速公路和青银高速公路夹角地带，距火车站2公里左右，交通便利；区域内没有耕地102、和居民，干扰因素少；距规划建设的杨桥畔110千伏和330千伏变电站较近，用电有保障；利用沙生湿地污水最终处理具有良好的自然条件。6.1.2 自然条件XX县位于陕西省北部偏西，榆林市西南120公里处，毛乌素沙漠南缘。全县总面积5088平方公里，按地形地貌分为北部沙滩区，中部覆沙黄土梁峁涧区，南部丘陵沟壑区，分别占总面积的三分之一，地势南高北低，成菱形状，海拔介于11231823之间。全县属于半干旱内陆季风气候，四季变化明显。XX县共辖23个乡镇（场），214个行政村，5个居委会，总人口31万，县内交通便利，已建成的公路有：307国道、201国道、204省道穿县城而过，包茂高速、青银高速在XX交汇103、并建成通车，截止2009年建成通村公路580.1公里，全县实现了村村通公路，通畅率达80.8%，通达率达100%。1、气象条件XX属于半干旱内陆型季风气候，冬季主要受西伯利亚冷气团空盒子，严寒而少雨雪，年平均温度为7.8，冬季几乎占全年之半。春季冷暖气团交替频繁出项，气温日差大，寒潮霜冻不时发生，并多大风，间以沙暴，年平均风速3.2米/秒，年平均大风13.2天（最大风速17m/s以上），春季占50%。夏季暑热，年极端高温35.0，雨量稍多，但是分布不均。年内7月最热平均22.2，1月最冷平均-8.5。境内平均温差79.1，南高北低，相差2.1，东高于西0.7，夏季差异大，冬季差异小。10的积温104、23583356度，以东北黄嵩界河东南青阳岔最高，中部山涧地区温度低，无霜期短。气象条件见表6-1表6-1XX当地气象条件项目名称单位数值最热月平均气温22.2最冷月平均气温-8.5年极端最高气温35.0极端最低气温-32.7年平均气温7.8极大风速m/s17年平均风速m/s3.2年平均降水量mm395.4丰年降水量mm744.6枯年降水量mm205历年平均蒸发量mm347.4最大冻土深度m1.06年日照时数h2768.8年均无霜期天162绝对无霜期天125地震基本设防烈度度62、地形地貌XX县位于陕甘宁盆地的复合部位，大地貌属于鄂尔多斯台地。其以白垩系地层为基础，历经上新、更新、全新三世，随105、着地壳升降、气候温湿干寒、风力大小的交替变化，经过侵蚀、堆积、数度沧桑，在第四世纪以来震荡性上升的内应力和外应力长期相互作用下，形成了现代地貌。XX县地处黄土高原北部，白玉山横旦于南，毛乌素沙漠延绵于北，长城斜贯境内，XX平原城东西向展布其间。南、东部为黄土丘陵沟壑地形，北部为平原，低缓梁峁沙丘地形，中部以黄土斜坡相衔接，其中梁涧错落。3、水文水系XX县自白玉山分水岭以北，属于黄河一级支流-无定河水系。较大河流有三条：大理河源于白玉山东麓，石峁则沟、清水河汇流于青阳岔，下行至横山县石湾，流域面积828平方公里，长37.5公里，占全县总面积的16.6%。芦河发源于白玉山北麓，有芦东、芦西两大支沟106、，北流汇于镇靖，下流自新农村东折，经杨桥畔，于贾家湾纳惠桥沟入横山，县内流域面积1670平方公里，长102公里。占总面积的33.6%。红柳河主沟源于吴旗、定边，至本境纳石窑沟，向北入内蒙，经巴图湾再度入境后流向横山，县内流域面积1534.8平方公里，境内沟长75公里，占总面积的30.8%。 交通条件XX县共辖23个乡镇（场），214个行政村，5个居委会，总人口31万，县内交通便利，已建成的公路有：307国道、201国道、204省道穿县城而过，包茂高速、青银高速在XX交汇并建成通车，截止2009年建成通村公路580.1公里，全县实现了村村通公路，通畅率达80.8%，通达率达100%，在建工程有：107、张家畔巴图湾32公里二级路，由南至北穿越海则滩、红墩界矿区；XX志丹65公里的二级路。规划建设的公路有:靖王高速西站内蒙界10.8公里的一级路；黄蒿界高速路出口统万城29公里二级路。铁路建设：太中银铁路由西向东横穿XX，将于今年10月份建成通车。服务于园区建设的杨桥畔铁路集运站于2010年7月20日交初设，计划于2010年进行征地、拆迁并开工建设，本集运站的建设将为榆横矿区横靖区6个井田的开发提供便捷高效的运输途径，对榆靖矿区的井田开发具有极大的促进作用。规划建设的铁路：内蒙临河XX的铁路，该项目已启动，届时，XX将成为全国县级城市少有的旱码头，中国西部交通运输的重要枢纽。6.2 公用工程及辅108、助设施供水：XX境内较大的河流有红柳河、芦河、大理河、黑河、圪洞河、周河，建国以来我县共建成大小水库140座，在红柳河、芦河上形成串联梯级水库群，现在册水库25座，总库容8.8亿m3，库坝之多，库容量之大居陕西省之首。全县多年平均地表水资源量2.17亿m，地下水资源量2.83亿m，重复利用量为1.29亿m，水资源总量为3.71亿m。全县水资源可利用总量为2.63亿m，其中：地表水可利用量为1.05亿m，地下水可利用量为1.58亿m。目前全县水资源年总利用量为7357万m，其中：地下水利用总量为6763万m（工业用水652万m、城镇及农村人畜饮水661万m、灌溉5450万m），地表水年总利用量为109、594万m。供电：XX能源化工综合利用产业园区的110KV配电网由330KVXX变出4回110KV架空线路，2回经110KV沙石峁变电站引到能化热电厂，线路长度9公里，导线采用LGJ-300mm2。另外2会出线引到110KV杨桥畔变电站，线路长7公里，导线采用LGJ-300 mm2。 天然气：XX县居陕甘宁盆地中部天然气田的腹地，天然气控制储量为3200亿立方米，属于世界级大气田。年净化能力为30亿立方米的亚洲最大的天然气净化厂已经投入运营，XX至北京、上海、西安、银川的输气管道已建成通气，XX已成为“西气东输”的工程枢纽。 石油：XX县南部山区有较丰富的石油资源，储量在1亿吨以上。 煤炭：X110、X县内煤矿分布面积广，煤层厚，储量大，是神府煤田的连接部分，已探明侏罗纪煤层储量达150-200亿吨，具有重要的开采价值。高岭土：在XX县城北30公里处的杨桥畔一带有储量可观的高岭土，涂层厚3-20米，总储量18万立方米，是经济适用的建筑材料。6.3 厂址方案根据XX能源化工综合利用产业园区总体规划的要求，拟在园区西五路以东，纬一路以北，xx大道以西，纬二路以南区域内征地599.49亩，建设XXXX实业有限公司天然气城市调峰及综合利用项目。具体位置见附件2区域位置图。综上所述，该项目的交通运输条件十分便利，园区资源优势明显，配套辅助设施较齐全，本厂址适合建厂。第七章 总图运输、储运及土建 7.111、1 总图布置7.1.1 总平面布置总平面布置应尽量因地制宜，使新建装置和设施紧凑布置，少占地，少拆迁，节约投资；满足防火、防爆、安全、卫生等有关规范要求，为生产创造有利条件；合理划分界区，力求工艺流程顺畅，工艺管线短捷，方便生产管理。该总平面布置功能分区合理、布置集中，工艺管线短捷，生产管理方便。整个厂区分为厂前区、生产装置区、产品储运区域和公用工程和辅助设施区域。根据项目所在地的风玫瑰和公用工程供应情况及位置，以及周边道路设施情况，全厂总平面考虑如下设置。厂前区位于全年最大频率风向上风侧位于西三街和北一街之间整个厂区的西北侧区域。火灾危险性因素最大的火炬、液化天然气储罐及装车设施布置在全年最112、小频率风向的上风侧。液化天然气储罐的防护半径为143m（10000BTU），此防护区域内不能布置任何建构筑物和设备。对于有大量人员集中的办公楼、综合生活楼等厂前区均布置在液化天然气储罐防护半径275m（3000BTU）之外。考虑到整个工艺流程及场地情况，生产装置区布置在储运设施北侧，公用工程和辅助生产设施靠近生产装置布置。本项目占地约449.5亩，具体详见附件5全厂总平面布置图。7.1.2 竖向布置竖向设计原则：满足生产、运输、装卸对高程的要求，并为其创造良好条件；因地制宜，使场地设计标高尽量与自然地形相适应，以减少土石方工程量；厂内道路采用城市型道路。7.1.3 绿化绿化布置的原则：充分利用113、厂区的空地、非建筑地段、管架、栈桥、架空线路等设施的两旁和地下管线带等上面场地进行绿化；满足生产、检修、运输、安全、卫生及防火要求，避免与建筑物、构筑物、地下设施的布置相互影响。为美化厂区环境，保障职工的身心健康，厂前区进行重点绿化。入口处的中央广场可进行雕塑、小品，空地种植草坪，辅以常青乔木和观赏花卉。辅助公用工程区的空地可进行草坪绿化，并种植道树，使生产区的环境优美、整洁。而厂区大面积的预留用地根据当地实际情况进行绿化，保护土地。7.1.4 运输设计入厂区装置的原料天然气为管道输送。出厂产品（液化天然气）主要由公路（液化天然气汽车罐车）运输。年总运输量为583589吨，其中年运入量3037114、34吨（其中原料气管道运输量为303704吨），年运出量为279855吨。工厂年运输量表见表7-1表7-1 工厂年运输量表货物名称年运输量（吨）运输方式形态包装方式运入/运出备注一运入项天然气303704管道气体管道输送运入原料气乙烯2公路液体汽车槽车运入丙烷1公路液体汽车槽车运入异戊烷5公路液体汽车槽车运入MDEA 6公路液体汽车槽车运入消泡剂1公路液体汽车槽车运入分子筛 6公路固体汽车运入活性炭 4公路固体汽车运入其它5公路固体汽车运入小计303734二运出项液化天然气277440公路 液体汽车槽车运出产品重烃2400公路 液体汽车槽车运出产品其它15公路 固体汽车运出产品小计279855115、7.2 产品储存和运输7.2.1 产品储存本项目的主产品液化天然气产品采用汽车槽车运输，产品需有一定的储存能力，项目液化天然气产量1850m3/d，本次拟拟选用30000m3 API6101 单包容液化天然气储罐1座，存储系数为0.9，则实际储存能力为14.5天。本项目的副产品为重烃采用汽车槽车运输，副产品主要用于陕西XX周边的燃料市场，从市场运输半径、总图布置及投资占地等综合考虑，本项目在生产装置内设置1台45m3的卧式储罐，用于存储重烃，存储周期为9天。7.2.2 产品运输所有产品外运均委托运输公司。运输方式主要采用汽车槽车运输。本工程日生产液化天然气1850m3，每天操作按8小时(白天)116、计算，需设的液化天然气装车位10个。7.2.3 设计方案目前世界上运输液化天然气方式主要有三种方式：船舶运输、火车运输及汽车运输。汽车运输液化天然气适应于较长距离的运输，灵活好。本项目选择汽车运输。液化天然气储罐内的液化天然气经过泵送入到液化天然气装车站，泵送的液相液化天然气通过软管与槽车的液体进口管路连接，中间设置了紧急切断阀及手动切断阀。装车站内设置了氮气为装卸过程中提供吹扫和氮气保护。气相管经过软管与槽车的气相管连接，装车过程中产生的气相天然气经气相管路送回液化天然气存储罐。气相管上设置紧急切断阀。 液化天然气槽车采用合适的隔热设施，以确保高效、安全的运输。防止槽车超压，槽车上设置了安全117、阀、爆破片等卸压装置。液化天然气槽车在国内已经成熟，国产的液化天然气槽车有27立方米和50立方米两种型号。本项目液化天然气运输方案：液化天然气工业链是非常庞大的，它主要包括：天然气液化、储存、运输、接收终端和气化站等，其主要环节包括：生产环节、储存环节、运输环节和应用环节。为了充分地满足下游用户的需求，必须使上述的每个环节环环相扣，并且采取联动的方式进行，才能实现各环节的正常运行。由于液化天然气属于高科技、高投入的项目，采取各环节的合理分工、专业化经营，有利于提高管理水平、降低整体运行成本，获取更大的经济效益和社会效益。一支庞大的运输车队，从专业管理的角度分析，车队越庞大，管理的幅度和力度都会118、影响到实际的执行力。本项目产品运输采用第三方运输公司承担运输。7.3 土建7.3.1 基础数据在建（构）筑物的平面布置、选型和构造处理等方面的设计中满足工艺生产、安装维修的要求，并保证建（构）筑物满足强度、刚度、变形、耐久性和抗震的要求。借鉴、吸收已有液化天然气厂成熟的、可靠的、先进的技术。在满足生产使用要求和安全、可靠的原则下，积极采用新结构和新材料 耐久年限：二级50年； 耐火等级：二级；建筑结构安全等级：二级；抗震设防类别：乙类；抗震设防烈度：6度7.3.2 地基处理地基处理的原则：一般构筑物，优先采用天然地基；对于荷载大或基础沉降敏感的构筑物，采用钻孔灌注桩。7.3.3 建构筑物一览表119、本项目包括下表的主要建筑物。所有建筑物及构筑物均按照生产工艺要求并遵照国家颁发的有关设计规范进行设计。本项目主要建构筑物一览表见下表。表 7-2 主要建构筑物一览表序号主项名称建筑结构占地面积（平方米）生产类别一生产装置1工艺装置钢结构6500甲类二辅助生产设施1综合仓库混凝土框架结构360丁类2专用仓库混凝土框架结构360丁类3液化天然气贮罐区混凝土框架结构24200甲类4维修车间混凝土框架结构360丁类5废水收集池混凝土框架结构840丁类三公用工程1消防泵房、水池混凝土框架结构1460丁类2循环水混凝土框架结构995丁类3空压站/氮气站/除盐水混凝土框架结构430丁类4总变电所混凝土框架结120、构900丙类5中心变电所混凝土框架结构600丙类6办公楼混凝土框架结构630民用6中心控制/化验室混凝土框架结构360丁类第八章 公用工程8.1 给水、排水8.1.1 给水系统用水量主要包括生活用水、工艺装置区生产用水、循环补充水、绿化用水。生活用水量按120人考虑，约为10m3/d. 绿化用水量10m3/d（间歇使用）；循环用水量为3500m3/h，循环补充用水量105m3/h。脱盐水补水用量1 m3/h，本项目消耗新鲜水106 m3/h，本项目所需要的生产给水由厂区深井水供给消防生产水池，再由水泵加压至用水点。8.1.2 循环冷却水系统建设循环水量为3500m3/h的循环水站。站内设低噪声121、型逆流玻璃钢冷却塔2台；集水池1座；循环冷却水泵3台，2用1备。工艺装置区设备冷却回水用管道汇集，进入冷却塔冷却后，用管线输至集水池，然后由水泵再输送进设备。8.1.3 脱盐水系统本项目脱盐水主要用于锅炉补水和工艺装置用水。脱盐水系统由供应商成套供应，全自动操作。脱盐水设计规模：1m3/h；s/cm ;产水PH值：6.5-8.5；供水压力：0.5Mpa。产水温度： 4； 8.1.4 排水系统全厂排水分为生产废水排水系统、生活污水排水系统、雨水排水系统。1、生产废水排水系统各工段的生产废水包括工艺装置的生产排水、洗眼器排水和循环水池等的排水，大都属于轻度污染的废水，统一收集到集水池，经自然净化后122、，达到生活杂用水质标准后，可用水绿化，浇地等场所使用。2、生活污水排水系统生活污水主要为办公楼的卫生间和浴室的淋浴器排水。对于卫生间排出的生活污水，先排入化粪池，经开发区污水管网送入开发区污水处理站；浴室等的排水可直接排入集水池。3、雨水排水系统厂区内的雨水、道路及屋面、主装置区内地面雨水可由明沟收集至废水收集池；罐区围堰内的雨水，经分析无污染后，用泵排至防火堤外，送至废水收集池。8.2 供电8.2.1用电负荷、负荷等级及电源供应状况本项目共有用电设备37台。装机总容量共约20114KW，其中10kv用电设备7台，备用2台，低压常用设备30台；本项目消防泵属于一级负荷，仪表自控系统、主装置工艺123、区部分生产设备大多为二级负荷，其它生产和辅助设备属于三级负荷。本项目的电源能源化工综合利用产业园区110KV双回路电源供应。8.2.2 防雷防静电及防爆区域划分厂区内所有电气设备、工艺设备、金属管架等均应作复接地或防静电接地；爆炸危险环境区域内建筑物及储罐应设置避雷针及罐顶独立避雷针。根据石油设施电气装置场所分类（SY/T0025-95）规定进行防爆区域划分，所有安装于爆炸危险场所内的电气设备应采用防爆电气设备。8.3 通信8.3.1 概述本通信系统是克拉玛依天然气综合利用项目的配套建设工程，主要为工厂建设、生产的正常运转提供有力的保障。8.3.2 原则1、 以安全可靠为核心，建立相应的通信系124、统2、 通信系统的设置要充分满足厂区内各项功能的需要，既要先进又要实用 充分体现性能优良、操作方便、运行可靠、经济合理。3、 符合电信、消防及其他安全机构的有关标准和规范。8.3.3 范围本项目通信系统主要由电话及网络系统、广播系统、甚高频电台系统、安全监控系统、卫星电视接收系统以及厂区通信线路网系统等组成本项目通信系统包括各通信系统的设备、线路和相关传输部分。至自控系统端本工程只提供标准协议接口。本项目仅负责厂区围墙以内的内部通信设施，由通信机房配线架直列侧至厂区围墙外的外部通信线路由当地电信部分负责。8.4 供热、通风采暖、通风及空调设计应按现行采暖通风空气调节设计规范规范进行。8.4.1125、 供热本项目地处采暖地区，根据气象资料和该厂的具体情况，考虑采用集中采暖。采暖热媒采用90热水采暖，70回水经外管网回锅炉房。一般车间及生产厂房设置5值班采暖，当工艺或使用条件有特殊要求时，可以根据要求设置采暖，保证所需要的室内温度。仪表控制室、化验室、办公室、会议室、餐厅、宿舍等：20；卫生间：16；其它：18。8.4.2 通风以自然通风为主、机械通风为辅。对自然通风可以满足生产及卫生要求的厂房，采用自然通风进行换气。办公楼通风系统包括餐厅的排风，备餐、粗加工的排风以及洗手、厕所等房间的排风。泵房为排除设备泄露可能产生的有害物，设置事故排风系统，在墙上设置轴流通风机进行通风换气。变压器室及配126、电间为夏季排除设备散热，兼变压器事故通风，以自然通风为主，并设置定期开启的排风机。其他建筑设置一般性通风装置。化验室按工艺要求设通风柜、排气罩局部排风。8.4.3 空调控制室要求恒温，设置分体式恒温空调机来满足控制设备对室温的要求；夏季 温度：222 湿度50%10%冬季 温度：202 湿度50%10%办公室有空气调节要求的，设计案采暖通风与空气调节设计规范执行。8.5 空压站空压站主要向液化天然气生产装置及液化天然气储罐区，公用工程系统提供0.6MPa，无油，无水，无尘的洁净的仪表空气及向PSA装置提供制氮用压缩空气。8.5.1 压缩空气负荷及质量要求1、仪表用气量及质量要求 流量： 800127、Nm3/h (装置正常使用)供气压力： 0.6 Mpa（G）气源质量： 油含量小于8PPm，含尘粒径小于3m的含尘量小于1mg/m3, 操作压力下露点温度-432、制氮用压缩空气气量及质量要求流量： 制氮站正常使用450Nm3/h供气压力： 0.8 MPa气源质量： 无油总压缩空气用量为1250 Nm3/h，设计取1300 Nm3/h。8.5.2 工艺流程简述空压站向全厂用户供应仪表空气、装置用的压缩空气和制氮用压缩空气。空压站内设置压缩机两台。一开一备，单台能力为1300Nm3/h，排气压力为0.8MPa，无热再生干燥器一套，能力为1300 Nm3/h。并配有粗过滤器、精过滤器，以确保压缩空128、气无油无尘。为保证仪表用气和制氮用气的稳定，分别设置仪表用气贮罐一台和压缩空气贮罐一台。常压空气经过滤器被空气压缩机吸入并压缩至0.8MPa的压缩空气，随后经分离器分离，过滤，除水。随后进入干燥，除尘，最终进入储罐，提供无油，无水，无尘洁净的仪表用气。8.5.3 设备选型根据工艺装置生产的要求，正常使用需要800 Nm3/h仪表空气。从气源品质角度考虑，选用无油螺杆空压机，该机排气量1300 N m3/h，排气压力0.8 MPa，选用两台，当正常用气时可开一台，另一台作备机，当用气高峰时可两台同开，这样整个系统，其一运行费用较低，较节能。其二可靠性高。其三系统总投资费用降低。同时从节能的角度考129、虑，选用无热干燥装置一套，该装置处理气量800Nm3/h，出口气体压力露点可达430C。能满足生产的需要。8.6 氮气站氮气站主要向液化天然气生产装置及液化天然气储罐区提供0.6MPa，纯度99.9% 的氮气。8.6.1 氮气负荷及质量要求氮气用量：100Nm3/h 供气压力： 0.6 Mpa（G）氮气纯度： 99.9%8.6.2 工艺流程简述根据纯度和用量，供氮方式选用成套的PSA变压吸附式装置。PSA装置包括过滤器、吸附系统等设备。具有技术成熟、简单、经济的特点来自空压站的压缩空气经过冷干机除水，使出口气体压力露点达390C，随后除油，除尘后，送至PSA变压吸附装置进行脱氧，最后产出纯度9130、9.9氮气进入氮气罐，供给装置使用。8.6.3 设备选型根据工艺装置生产的要求，正常使用需要100Nm3/h氮气。需要压缩空气量为450N m3/h。选用PSA变压吸附制氮装置一套，氮气量为100Nm3/h，出口氮气纯度为99.9%。主要设备的选型及其主要参数吸附塔型式:变压吸附能力:100Nm3/h第九章 辅助生产设施9.1 仓库本项目仓库主要用于储存装置、公用工程设施中的设备、配管阀门及附件的备品备件。耐火等级二级，层数一层，局部两层，设备包括起重量为5吨的悬挂式起重机一台，以及货架和手推车按照生产装置的性质，仓库面积大小暂定为1230360m2,在今后的生产过程中根据实际生产情况分割仓库131、的使用空间和考虑货架的设置。9.2 机修机修设计原则“大中修需要依托社会力量，小修通过机修工段解决”。 机修工段负责全厂计划内机械设备、化工设备、管道的简单修理和日常维护保养工作；计划外设备、管道的检修及抢修；承担技改、安全措施所需部分简单的铆焊件零件的加工制作任务；购置车床、钻床等加工设备进行设备易损件的更换和小型备品备件的加工；参与设备、管道的防腐维护工作，制定大、中型零配件和设备更新的委托加工计划。机修工段由金工和铆焊组成；主要负责整个装置的简单修理和日常维护工作，机修工段的金工和和铆焊设计成一个联合厂房。厂房占地面积360M2。9.3 分析化验分析室的任务是进行日常生产控制的分析化验。132、通过对原料，中间产物，产品的分析，对生产进行监测，保证生产的正常进行。同时对在线分析仪表进行校正。1、分析设备的选择原则分析设备的选择应针对本装置的分析化验项目，其精度应比在线分析仪表高，质量可靠。主要分析项目见表9-1表9-1 分析项目表介质名称分析内容控制指标分析方法原料气CO2，N2，C5H12，C4H10，C3H8，C2H6，CH4CO2 50vppm色谱法MDEA溶液MDEA色谱法原料气H2OH2O 0.1气体5.3气液可燃气体，甲可燃液体，甲A*近似取甲烷数据*液化过程转为液体2液化天然气成品-190液体0.1闪蒸汽5.3 液可燃液体，甲A* 闪蒸汽为可燃气 体，甲*近似取甲烷数据133、3乙烯-136液体0.1气体2.7液可燃液体，甲A* 汽化后为可燃气 体，甲生产过程中汽化，4丙烷-104液体，0.6气体2.3 液可燃液体，甲A* 汽化后为可燃气 体，甲本装置的原料是天然气，产品为液化天然气。同时混合冷剂由各种烃类组成。从上述两表可以看出：原料、辅助材料、产品，闪点低，爆炸下限低，极大部分属甲A类可燃液体和甲类可燃气体。具有火灾、爆炸危险性。基于存在爆炸性气体环境，根据工艺设备等配置情况，电气防爆危险性属2区爆炸危险区域，个别点为1区爆炸危险区域。 原料、半成品、成品主要危险、危害性质本工程原料、半成品、成品主要危险、危害性质如下: 天然气是一种碳氢化合物，通常所称的天然气134、是指储存于地层的可燃气体，同煤炭、石油一样同属化石燃料 。天然气主要成分为甲烷、也包括少量的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、己烷等重质碳氢化合物和少量的氮气、氧气、二氧化碳和硫化物。根据地质形成条件不同，具体成分和组成会有所不同。天然气比空气轻，经过净化处理后无色、无味、无毒且无腐蚀性。 液化天然气天然气在常压下，冷却至约162度，由气态变液态，成为液化天然气（英文Liquefied Natural Gas,简称液化天然气）。天然气在液化过程中进一步得到净化，甲烷纯度更高，不含二氧化碳，硫化物，无色、无味、无毒且无腐蚀性。液化天然气的体积约为同量气态天然气体积的1/600，大大方便存储和运输。液化天然135、气比水轻，重量仅为同体积水的45。 液化天然气的基本特性：主要成分：甲烷，还有少量的乙烷、丙烷以及氮等。沸点：162度 ，熔点为182度 ，着火点为650度爆炸范围：上限为15 下限为5 甲烷甲烷理化性质甲烷（methane,CH4）为无色、无臭、易燃气体。分子量16.04,沸点161.49度，蒸气密度0.55g/L，饱和空气浓度100，爆炸极限4.9%-16%，水中溶解度极小为0.0024%(20度)甲烷毒性甲烷对人基本无毒，只有在极高浓度时成为单纯性窒息剂。甲烷浓度增加能置换空气而致缺氧。87的浓度使小鼠窒息，90使致呼吸停止。80甲烷和20氧的混合气体可引起人头疼。当空气中甲烷达25%-136、30%时，人出现窒息前症状，头晕、呼吸增快、脉速、乏力、注意力不集中、共济失调、精神动作障碍，甚至窒息。煤矿的“瓦斯爆炸”是甲烷的最大危害。有人报告58名甲烷中毒患者均有中毒性脑病，以全身电流计和心电图测定脑循环容量，发现容量减少26.1%。皮肤接触液化天然气可引起冻伤。危险性类别为第2.1类易燃气体。密度为0.7552kg/m3；临界温度为203.75K；临界压力为4.42Mpa；燃烧热量为37000KJ/m3。危险特性：易燃与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。 丙烷丙烷（propane,C3H8）常温下为无色、无臭气体。易燃易爆，化学性质稳定。分子量40.09，熔点137、-187.7度，沸点42.17度，蒸气密度1.52g/L。丙烷毒性丙烷属微毒性，为单纯麻醉剂，对眼和皮肤无刺激，直接接触可致冻伤。急性毒性：当丙烷浓度（3600mg/m3时无明显作用。1浓度使狗血液动力学改变，3.3时可降低心肌收缩力，致使平均主动脉压心搏出量减少，肺血管阻力增加。对猴，10浓度对心肌产生影响，20时加重，且出现呼吸抑制。大鼠和小鼠吸入混合气体（丙烷占50.15%,乙烷占19.3%,丙烯占15.1%）50mg/m3，均无中毒症状；565g/m3时条件反射异常；110126g/m3时，轻度麻醉；达到400500g/m3时，表现为麻醉状态，部分动物出现深度麻醉，但均无死亡。人在1浓138、度下无影响，10可出现轻度头晕，但无刺激症状。慢性中毒：每日暴露于丙烷为主的混合气8.5-12.16g/m3，2小时，连续6个月，动物除体重略低于对照组外，一般情况较好，浮游试验时间缩短，神经活动早期2个月以抑制为主，后以兴奋为主。体温调节有轻度改变，早期低，后趋正常。血红蛋白轻度减少，脱离接触后可以恢复，组织学仅有轻微变化，表现为肺少量出血，肝肾有不明显的蛋白变化。 丙烷危险类别为2.1。危险特性：易燃与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。气体比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火引着回燃。 乙烯（ethylene,C2H4）常温下为无色、无臭/稍带有甜味的气体139、。分子量28.05，密度0.5674g/cm3(20/4度)，冰点-169.2度，沸点103.7度，易燃,爆炸极限为2.7%-36%，几乎不溶于水，溶于乙醇、乙醚等有机溶剂。乙烯危险类别为2.1。危险特性：易燃与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热或与氧化剂接触，有燃烧爆炸的危险。 乙烯毒性 属低度类。麻醉作用较强，但对呼吸影响较小。乙烯主要经呼吸道吸入，经肺泡扩散，小部分溶解到血液里。吸收后的乙烯的绝大部分以原形通过肺迅速随呼气排出，如停止麻醉2分钟后，即在血液内消失。只有在极高浓度（8090）时，乙烯在血液内消失后，还能在组织中存留数小时。故乙烯麻醉迅速，苏醒亦快。 吸入含37.5%乙140、烯的空气，15分钟可引起明显记忆障碍；含50%乙烯的空气，使含氧量降至10，引起人意思尚失。若吸入7590乙烯与氧的混合气体，可引起麻醉，但无明显的兴奋期，并迅速苏醒。吸入上述混合气体2545可引起痛觉消失，意识不受影响，乙烯气体对皮肤无刺激性，但皮肤接触液态乙烯能发生冻伤。对眼和呼吸道粘膜引起轻微的刺激症状，脱离接触后数小时可消失。长期接触乙烯的工人，常有头晕、全身不适、乏力、注意力不能集中，个别与肠胃功能紊乱，体征无特殊发现。对白细胞及肝脏功能的影响尚无定论。13.2 生产过程中有害作业因素及其危害程度本项目在生产过程中主要存在危险有害因素有燃烧爆炸的危险、生产性噪音危害、触电伤害和机械伤141、害。1、燃烧爆炸危险性分析 本项目原料气、辅助材料及成品天然气、丙烷、乙烯、液化天然气均属易燃易爆性物质。主工艺装置区生产类别为甲类，一旦发生泄漏，有可能引起火灾、爆炸事故。2、噪音危害分析 本项目产生噪音危害的设备主要是压缩机、制冷机及泵类，接触噪音岗位的操作工人，在进行现场操作、巡视过程中均受到一定的噪音危害。长期接触高强度噪声会使听力下降，甚至耳聋；对人的神经系统有伤害，会诱发许多疾病，如：头晕、失眠、食欲不振、心率不齐及高血压，降低脑力工作效率，使人体疲劳。3、其它危害分析低温冻伤：液化天然气温度162；各电气设备的非带电金属外壳，由于漏电、静电感应等原因，操作人员在操作过程中，有可能142、发生触电伤害事故；运转设备的机械运转部分如果裸露在外且防护措施不当，将造成机械伤害；所有平台、楼梯，如果未设防护栏杆或防护栏杆高度不够，有易发生坠落的危险等。13.3 可能受到职业危险及受害程度以及防范措施1、选用可靠的设备、材料本装置在使用过程中有天然气原料、液化天然气产品、混合冷剂（其中的烃类有甲烷、乙烯、丙烷、戊烷）等有毒有害物质，因此设备的选型、结构要符合工艺操作要求，设备的抗震按相应的设计标准、规范进行。设备的选材要根据工艺介质和工艺操作参数。2、电气类根据爆炸和火灾危险场所类别等级选择电气设备。危险区的电气设备选用应符合国标GB50058-92的要求，相应地采用隔爆型、增安型或增安143、与隔爆混合型产品。3、照明本装置设正常照明和应急照明，应急照明是通过在灯具本体上设应急电源装置来实现的。当照明电源正常时，应急照明灯作为正常照明灯使用，当照明电源故障时，应急照明灯会自动点亮。4、仪表的选择本装置的自动化水平要求较高，主控仪表采用集散型（DCS）系统。为保证操作人员及生产装置的安全，本项目设置了安全仪表系统（SIS），用于装置的安全联锁保护、紧急停车系统及关键设备联锁保护。本装置爆炸危险区域划分为2区，局部1区，爆炸性气体和蒸气的分级分组为BT4。在设计中，视仪表安装区域的危险程度，现场电动仪表以本质安全型为主。对于本质安全型仪表，在控制室内设置安全栅对信号进行限能和隔离。5、144、泄压防爆、防火安全设施根据工艺技术的要求，在适当位置设置安全阀，出现超压时通过安全阀泄压保护设备；在事故状态下，大量可燃气体通过安全阀由管道送至火炬系统。液化天然气储罐压力过高，通过调节阀排放至火炬，若调节阀失灵，通过罐顶的安全阀直接排放至大气，安全阀出口有自动干粉灭火系统。液化天然气储罐压力过低，可通过调节阀补充原料气和氮气，若调节阀失灵，通过罐顶的真空阀来保证储罐的正常压力。在每个单体的主要进出口处、走廊设置手动报警按钮、警铃。主要的办公、生产场所设置感烟探测器。火灾报警系统与风机、消防泵联动控制，在发生火警时能及时关闭风机，启动消防泵。火灾报警系统能接收消火栓按钮开关信号，发生火警时能及145、时接收信号报警。在生产装置区，罐区，装卸区等防爆区域内设置防爆手动报警按钮，防爆蜂鸣器。考虑到安全生产和确保设备正常运行的需要，在装置内的设备危险点和现场安全入口点及部分重要设备附近根据工艺生产需要设置摄像系统进行监控，监视信号将送至中央控制室。中央控制室操作人员可随时通过设置的监视器对现场情况进行监视。厂区内设置了水消防系统、高倍数泡沫消防系统、干粉灭火系统和灭火器。6、生产控制中的报警、停车联锁和紧急停车设施鉴于装置的危险性大，考虑安全性和可靠性，生产装置区设有火灾报警按钮及安全仪表系统（SIS）。SIS应独立于DCS，采用冗余技术以确保故障安全。对关键设备设计了联锁系统，如冷剂压缩机等出146、现不正常现象都会导致停车。 对重要部位设有报警功能，如液位控制根据需要设有低位报警、高位报警的及高低位报警。安全联锁和紧急停车系统均能与DCS进行数据通信。在贮罐顶部和装卸站设有紧急按钮。紧急按钮通过安全仪表系统（SIS）切断相关阀门和关闭相关电机，及时使该区进入安全状态，防止事故的发生。7、可燃气体泄漏检测、报警设施在本装置内设置了可燃气的检测探头，分别位于液化天然气贮罐顶部，槽车灌装站，压缩机房顶部及生产装置区天燃气或冷剂可能泄漏的地方。检测信号进入控制室内独立的报警盘上进行报警。8、个人劳保用具、事故淋浴、洗眼器本装置设有公用工程站供检修和事故使用，并在胺闪蒸罐、冷剂存储罐、冷剂压缩机附147、近分别设置事故淋浴和洗眼器。设置防毒面具、防护服、安全帽带面罩、橡皮手套、橡胶防水衣、橡胶长靴、护镜等防护用具。9、通风、除尘、降温、减噪和防放射性危害等设施本装置采用露天布置，框架结构，防止有害气体的积聚，便于通风。本装置的噪声主要来自压缩机和泵，在设备选型时选用噪声小的设备，在布置上力求合理，压缩机房为半敞开式，在构筑物设计时考虑通风和降噪措施。设备表面温度高于60应考虑防烫保温，低于10时要设置保冷。10、防雷、防静电接地措施采用接闪器防直接雷击，采用将金属物接地等措施防雷电感应，采用将进入建构筑物内部的金属管道和电源线接地等措施防雷电波侵入。将所有需要作防静电接地的设备和管道都并联到接148、地干线或接地端子板上。全厂设一共用接地网，将防雷接地、防雷电感应接地、保护接地、仪表接地、电信系统接地等接地系统全部连接起来，形成一个统一的共用接地网。装置中的设备及管线均采用静电接地措施及等电位连接，以确保安全。11、安全距离、疏散、急救通道总图布置时，充分考虑具有火灾和爆炸危险性的建构筑物的安全布局，满足防火防爆规定；保证建构筑物之间有足够的距离和消防通道。装置中各建构筑物均按建筑设计防火规范和石油化工企业设计防火规范进行设计，根据火灾和爆炸的危险性考虑建构筑物的耐火等级、防火间距等。建构筑物的安全出口数目、安全疏散距离均满足建筑设计防火规范。为了防止高空坠落，在装置的操作平台四周、直爬梯149、等处设置了护栏。梯子、平台及走板是操作人员容易发生坠落、跌伤的地方，设计中采用格栅板进行防滑。直梯的平台口要有遮盖及标志，设计中采用活动连接的蓖子盖网。为使发生坠落时不致一落到底，相邻两层的直梯采用错开布置。经常操作的阀门设在便于操作的位置。12、严格按规范要求保证足够的安全距离。凡容易发生事故及生命安全的场所和设备，均有安全标志，并按安全标志进行设置。凡需要迅速发现并引起注意以防发生事故的场所、部位涂安全色。安全色按安全色、安全色使用导则选用。阀门布置比较集中，易因误操作而引发事故时，在阀门附近标明输送介质的名称、符号或设明显的标志。生产场所与作业地点的紧急通道和紧急出入口均设置明显的标志和150、指示箭头。13、储罐内液化天然气翻腾现象所引发的安全隐患以及解决措施：、储罐内液化天然气翻腾现象所引发的安全隐患：液化天然气储运过程中，会发生一种被成为“漩涡”或“翻腾”（rollover）的非稳性现象。由于向已装有液化天然气的低温储罐中充注新的液化天然气液体，或者由于液化天然气中的氮等不凝气体优先蒸发而使储罐内的液体发生分层。分层后的各层液体在储罐周壁漏热的加热下，形成了各自独立的自然对流循环。该循环使各层液体的密度不断发生变化，当相邻两层液体的密度近似相等时，两个液层就会发生强烈的混合，从而引起储罐内过热的液化天然气大量蒸发引发事故。漩涡现象通常发生在多组分液化天然气中，在半充满的液化天然151、气储罐内，充入密度不同的液化天然气时会形成分层。特别是储罐愈大、组分变化愈大越明显。发生漩涡时蒸发率的突然上升，会引起储罐内压力超过其安全设计压力，给储罐的安全运行带来严重的威胁，即使不引发严重事故，至少也会导致大量天然气排空，形成严重浪费。、解决措施：液化天然气的漩涡是由于分层引起的，因此防止分层即可预防漩涡。、遵循以下原则选择正确的充注方法：A:密度相近的一般底部充注。B:将轻质的液化天然气充注到重质的液化天然气储槽中时，宜底部充注。C:将重质的液化天然气充注到轻质的液化天然气储槽中时，宜顶部充注。D:使用混合喷嘴和多孔管充注，可使充注的新液化天然气和原有的液化天然气充分混合，从而避免分层152、。、增加搅动消除分层为了防止储罐内的液化天然气分层而产生漩涡现象。可以采用内部搅动或增加输出来增加液体的搅动，减少分层。为了防止分层和漩涡储罐内设置了一个专门的搅拌器。以破坏液化天然气的分层，从而减少漩涡。、增加监控和探测及时处理。 在液化天然气储罐不同位置增设温度测控点和密度测控点，监控储罐内液化天然气的温度和密度的参数变化。当各层液体之间的温差大于0.2K，密度差大于0.5kg/m3时，即认为发生了分层，采取开启搅拌或输出部分液体（循环或外卖），来消除分层避免漩涡（翻腾）现象发生。13.4 事故应急预案1、主工艺装置区设置必要的喷林洗眼器、洗手池，并配备空气呼吸器、防毒面具、防护眼镜、防护153、手套等个人防护用品，供事故时急用。2、液化天然气储罐区四周建有防火堤，防止储罐泄漏介质向四周扩散；另外，各储罐还设有阻火器、呼吸阀、液位报警等安全设施。同时要加强管理，定期检查容器、阀门及管道，防止泄漏事故的发生。13.5 安全卫生防范措施的预期效果和评价由于采用了成熟的工艺，工艺技术上先进、安全、可靠。整个装置采用DCS控制，在装置内将设有火灾报警系统、消防设施及可燃气体报警系统。有工艺危险的设备皆采用联锁控制，可以自动切断设备的动力、热源和危险物料的供应，使设备处于安全状态。紧急事故情况下排放的可燃气体将排向火炬。设计中严格执行国家现行有关劳动安全卫生的标准规定，提高了装置的安全可靠性。采154、取上述防范措施后，将事故发生率及由此所引发的安全卫生危害降低至最低限度。保证了“职业安全第一，预防为主”的思想，以实现安全生产。第十四章 企业组织及定员14.1 企业组织陕西XXXX实业有限公司，工厂组织及管理机构均按国际通用的管理模式设置：公司实行董事会领导下的总经理负责制，公司的一切日常业务及管理由总经理负责并向董事会报告。按照国家有关精简机构和减员增效的总体构思，在工厂管理方面突出生产、突出一线，最大限度地减少或取消非生产人员。销售、财务与生产相分离。本公司劳动定员120人：其中液化天然气一线生产人员110人。各类管理人员10人。14.2 生产班制及定员1、生产班制根据中华人民共和国实行155、每周五天工作制和本项目的生产特点，除管理人员、技术人员及装卸人员为白班制外，其它的操作工和安全员拟采用每天3班操作5班人员编制。2、劳动定员本工程置劳动定员见表14-1。表14-1劳动定员表序号部 门 和 岗 位每班操作工(人)行政管理(人)班次小 计(人)一、公司管理人员1管理人员10二、LNG生产装置1分厂厂长3132计划统计人员等7173技术人员5154环保和安全员5154装置操作工145705维修工5156分析化验工1557装卸人员2510小计110三合计12014.3 人员培训本项目生产操作人员需要进行上岗前培训，学习必要的生产原理和控制原理及紧急事故的处理能力，操作技能的培训必须在156、同类型的生产工厂进行。第十五章 项目实施计划本项目建设应按照基建程序，精心设计，精心施工，坚持质量第一，合理规划工期，组织安排施工建设，是争取早日投产、创优质工程的关键。15.1 建设周期的规划本项目建设周期26个月，项目实施计划大体分下述四个阶段：第一阶段：项目的前期工作，即从可行性研究报告编制到正式审批，时间约12个月。第二阶段：勘察及设计，即从地质勘察、初步设计及批复、施工图设计，时间约18个月。第三阶段：施工、建筑与安装，即从地下工程开始到电仪安装完成止。时间约15个月。第四阶段：试车考核，即从单机试车到考核验收止。时间约2个月。在实施本规划时，经过仔细周密安排后，各阶段之间可以合理交157、叉，相互协调。力争在最短时间内建成投产，早见效益。15.2 项目实施计划进度表项目实施计划进度表（见表15-1）表15-1 项目实施计划进度表序号工程名称010203040506070809101112131415161718192021222324252261可研、安评、环评、能评等编制及批复3初步设计及批复4设备订货及运输5施工图设计6土建施工7管道、设备安装8机械实验9试车10验收投产第十六章 投资估算及资金筹措16.1 项目投资构成各投资项目均为新建。投资估算的范围包括：天然气净化装置、天然气液化装置、液化天然气储罐、厂区外管及辅助生产设施、公用工程项目。其中辅助生产设施包括空压站、氮158、气站、脱盐水站；公用工程包括储运、给排水、消防、供电、总图运输等厂内系统配套工程。16.2 投资估算编制依据国家和有关部门颁布的有关投资的政策、法规。中石化石油化工项目可行性研究报告编制规定(2005年)。中国石油化工集团公司项目可行性研究技术经济参数与数据(2005年)。国务院关于调整进口设备税收政策的通知及附件当前国家鼓励发展的产业、产品和技术目录（2000年修订）16.3 建设投资估算 本项目建设投资50638万元，见投资估算表。16.4 资金筹措方案本项目报批总投资55152万元，其中建设投资50638万元，建设期贷款利息2212.32万元，铺底流动资金2301.94万元。工程报批投资159、55152万元，资金筹措如下：申请长期借款37658.89万元，其中用于建设投资35446.57（占建设投资的70%），用于建设期利息2212.32万元。项目贷款名义利率6.01%，实际年贷款利率6.14% b、项目资本金17493.33万元，其中用于固定资产投资1519.39万元，用于铺底流动资金2301.94万元； c、流动资金 项目所需流动资金7673.13万元，按规定30%自筹，其余申请贷款，流动资金贷款利率5.31%资金筹措详见表项目总投资使用计划与资金筹措表。第十七章 财务分析17.1 编制依据本项目评价主要依据国家发展改革委、建设部颁布的建设项目经济评价的方法与参数（第三版）规定160、的有关编制方法及化工部规划院为主编单位编制的化工投资项目可行性研究报告编制办法有关规定和要求进行估算。17.2 成本和费用估算 依据及说明1、 主要原辅材料及动力价格见表17-1。表17-1 主要原辅材料及动力价格表序号名 称单位单 价（元）一原材料1天然气Nm31.52丙烷t7000 3乙烯t13000 4异戊烷t7000 5MDEAt22000 6分子筛t50000 7活性碳t390000 8消泡剂t19000 二动力及其他1 工业水t2.00 2 电KWh0.55 2、 工人工资及附加费生产总定员120人，人均年工资及附加40000元。3、 固定资产折旧费固定资产综合折旧年限为14年, 161、残值率5% 。无形资产及递延资产摊销年限取10年 。4、 固定资产维修费按固定资产原值(扣除建设期利息)的4%计算。5、 营业费用按销售收入的2%计算。6、 财务费用财务费用由生产期长期借款利息和流动资金借款利息组成，按各年度实际发生额计。7、 其它费用其它费用是制造费用、管理费用扣除工资及附加、折旧费、摊销费、维修费后的其余部分。为简化计算,按固定资产原值的1.5%和工资及附加费总额的150%估列。 成本估算 详见下列表格:外购燃料和动力费估算表总成本费用估算表 总成本估算取自投产后第5年(代表性年份)成本数据见表17-2:表17-2成本数据表1总成本费用万元77921.532其中:固定成本162、万元9970.703可变成本万元67950.834经营成本万元73809.1417.3 财务评价 依据及说明1、产品方案与建设规模：见表17-3表17-3 产品方案及建设规模表产品名称单 位达纲年商品量销售价格(元)备注1液化天然气 Nm3388400000 2.70主产品2重烃t2400 5000.00副产品注：均为含税价格2、建设与生产规划 建设期2年,投产期3年,第1年生产负荷50%,第2年生产负荷80%，第3年开始满负荷生产。工程经济寿命期14年,经济计算期17年。3、产品价格根据目前市场价格水平和发展趋势确定产品价格，价格见上表。4、销售税金及附加销售税金及附加包括增值税、城市建设维163、护税和教育费附加。本项目增值税税率为13%，城市建设维护税为营业税的7%, 教育费附加为3%。 销售收入及税金估算本项目正常年份年含税销售收入为106068万元，营业税金及附加为759.79万元，年增值税7597.86万元；计算情况详见表营业收入、营业税金及附加和增值税估算表 利润估算及分配本项目各年的销售收入、销售税金、利润分配计算情况详见表利润与利润分配表。在利润分配中提取盈余公积金10%。 清偿能力分析按规定采取税后还款，该项目可用于还款的资金来源为每年回收的折旧及摊销费、未分配利润。贷款偿还年限为5.15年（含建设期2年），详细计算情况见表借款还本付息计算表。本项目每年的资产负债率、流164、动比率及速动比率详见表资产负债表。由表中可见，项目投产期第一年资产负债率最高，为63.89%，投产第3年降为23.86%，其后逐年下降。项目有较好的清偿能力。 赢利能力分析本项目行业收益率取12%（税前14%），主要财务指标计算见表17-4：表17-4 主要财务指标分析表净现值(FNPV)（所得税前）52530.94万元净现值(FNPV)（所得税后）43326.97万元全部投资内部收益率(FIRR)（所得税前）30.27%全部投资内部收益率(FIRR)（所得税后）24.72%投资利润率30.15%投资利税率43.27%投资回收期（所得税后）5.86年详细计算情况见表项目投资现金流量表、项目资本165、金现金流量表、项目总投资使用计划与资金筹措表 不确定性分析（1） 盈亏平衡分析(投产第4年): 年固定成本 BEP(生产负荷)= -100% 年销售收入-年销售税金及附加-年可变成本 =34.05%生产能力利用率达34.05%时,实现盈亏平衡，说明项目有较强的抗风险能力。其余各年的盈亏平衡分析详见表盈亏平衡分析。（2） 敏感性分析分析投资、销售价格、动力消耗价格、建设工期等因素变化对经济效益的影响程度, 详见表敏感性分析表, 其中销售价格为最敏感因素，售价降低14.51%，项目内部收益率达到行业收益率14%（税前）。 结 论本项目所得税后财务内部收益率(FIRR)为24.72%,财务净现值为4166、3326.97万元,有很强的清偿能力和很好的经济效，财务评价可行。第十八章 结论和建议18.1 结论陕西XXXX实业有限公司天然气城市调峰及综合利用项目，符合国家及XX能源化工综合利用产业园区的有关政策、规定，项目建设地有丰富的资源优势，以资源有效利用、节能降耗、系统优化为宗旨，采用国内外目前先进、成熟的新工艺、新技术，降低能耗，增加公司经济效益，提高了公司抵抗市场风险的能力。项目建成后，公司经济效益可观。天然气液化涉及164深冷，在制冷技术、工程材料、机械制造、安全运营和管理各个环节都可能有安全隐患，除严格按标准规范选材制造和安装外，还要严格培训操作管理人员以避免技术管理风险。目前国内已有多167、套LNG装置的成功运行经验。陕西XXXX实业有限公司日处理120x104Nm3天然气城市调峰及综合利用项目建设，对促进我国西部地区的经济和社会的可持续发展、推动西部大开发和民族地区的可持续发展，均具有十分重要的经济和政治意义。项目将依托XX丰富的天然气资源，大力发展液化天然气清洁燃料项目，改善周边地区大气环境质量，还我们一个蔚蓝的天空。同时给项目所在地带来显著的经济效益和社会效益。18.2 建议1、通过经济评价和财务分析，本项目经济性好，抗风险能力强，同时具有良好的社会效益，项目实施可行。请政府有关部门尽快立项报批。2、建议陕西XXXX实业有限公司吸取和借鉴同类装置的经验，大力培训操作管理人员，严格执行好安全操作和管理规程，确保装置建成投产一次成功，稳定运行，达到预期目标。工艺、设备均选用世界一流水平，确保装置稳定、安全、长周期运行，项目力争于26个月建成投产。