1、东北地区日产25万立方米LNG切割气项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月东北地区日产25万立方米LNG切割气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58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1 总论81.1项目背景82松原市xx气体有限公司提供相关的技术资料9.2编制原则101.2项目概论13吉林省松2、原市xx工业集中区131原料条件132技术条件133环境条件14项目投入总资金及效益情况141.3主要技术经济指标14主要经济效率指标汇总表142 市场预测173 建设规模及建设内容193.1建设规模及建设内容193.2产品质量标准19产品LNG切割气质量规格194 厂址选择204.1厂址所在位置现状204.2厂址建设条件20松原市气象局观测站年、季、期气象统计表214.2.5环境条件234.2.6交通条件234.2.7水电供应条件235 技术方案、设备方案和工程方案245.1技术方案245.1.1 工艺方案的选择245.1.2 生产流程简图305.1.3 原材料消耗指标305.1.5仪表控制3、315.2设备方案315.3工程方案32项目主要建筑物一览表336 主要原材料及动力供应346.1主要原材料供应346.2燃料供应347 总图运输及公用辅助工程357.1总图布置357.2厂内外运输367.3公用辅助工程371给水372排水371.负荷等级：38.4全厂供电系统设计方案和原则397.3.5辅助设施427.3.5.1成品储存427.3.5.2机修及化验428 节能448.1编制依据444吉林省节约能源条例448.2项目用能分析44产品能耗汇总表（年用量）448.3项目所需的节能管理机构451节能领导小组职责462能环部的职责和权限463车间（部室）节能小组职责464班组节能管理员4、职责478.4节能措施综述478.5节能效果分析及消耗指标4710.436003.6=134784 （吨）489 环境影响评价499.1厂址环境条件499.2项目建设和生产对环境的影响49项目建设对环境的影响491废气492废水493废渣504噪声509.3环境保护措施方案50项目建设期间环境保护措施501废气502废水503废渣514噪声519.4采用的标准51城市区域环境噪声标准GB3096-93519.5绿化519.6环境影响评价5210 劳动安全卫生与消防5310.1危害因素和危害程度分析53主要危害因素531生产过程中有毒有害物的物性、特性及危害程度5310.2劳动安全卫生防范措施方5、案54原则5410.2.2火灾、爆炸防范措施5410.2.3噪声防治措施5610.2.4机械及坠落意外伤害的防范措施5610.2.5低温冻伤措施5610.2.6安全教育5710.2.7安全卫生机构5710.3消防设施572）总图布置、建构筑物及道路的设置均严格执行有关规程、规范。614）装置及建筑采取有效的防雷防静电措施。6111 组织机构与人力资源配置6311.1组织机构6311.2生产值班6311.3劳动定员6311.4培训6412 项目实施进度6512.1建设工期6512.2进度安排6513.投资估算及融资方案66131投资估算6613.2融资方案6814.财务评价6914.1财务评价基6、础数据选取691）财务价格692)税693）建设期694）财务基准收益率695）项目计算期696）生产负荷7014.2销售收入及税金估算7014.3成本费用估算703）固定资产折旧和无形资产滩销704）费用计算7114.4财务评价指标分析711)盈利能力分析712)不确定性分析7114.5财务评价结论7315 项目招标情况74目招标基本情况汇总表7416 风险分析及防范对策752原料风险753工艺、设备技术风险754工程建设及进度风险765政策风险：7617 结论与建议7717.1结论7717.2建议77781 总论 1.1项目背景项目名称 松原市xx气体有限公司日产25万立方米LNG切割气项7、目承办单位概况 承办单位：松原市xx气体有限公司 松原市xx气体有限公司成立2003年，是松原市重点招商引资企业，是松原市气体行业唯一获得国家安监部门颁发安全生产许可登记证的企业，现已发展成为拥有固定资产1500万元，年产溶解乙炔气体1300吨，氧气260万立方米的工业切割行业龙头企业。公司始终坚持“以人为本、科技兴企、节约环保、造福社会”的发展宗旨，为实现清洁生产，节约有限的资源，保护环境，消除污染，节能降耗创造显著的社会效益和经济效益而切实努力。公司日产25万立方米LNG切割气项目位于松原市xx区xx工业集中区，毗邻松原市城区，本区域业务涵盖xx油田分公司xx炼油厂等国、省直大型石化企业，8、产品辐射长春、哈尔滨、大庆等地，公司将通过与合作伙伴的通力合作，并经过自身不断努力，将LNG切割气打造成为东北地区的优势产品。编制依据和原则.1编制依据 1松原市xx气体有限公司日产25万立方米LNG切割气项目的编制任务书。 2松原市xx气体有限公司提供相关的技术资料 3中华人民共和国国家发展和改革委员会投资项目可行性研究指南42007年国家发展改革委关于印发国家发展改革委关于印发天然气利用政策的通知关于天然气产业政策、投资方向及行业和地区规划相关规定。5国务院召开第1年全国节能减排工作电视电话会议,动员和部署加强节能减排工作。严控高耗能、高排放行业过快增长,加大淘汰落后产能力度。加快实施重点9、节能工程,抓好重点领域节能减排。大力推广高效节能产品,积极推行合同能源管理。全面实行政府优先和强制采购节能产品制度。突出抓好钢铁、有色、电力、建材、石油石化、化工等重点耗能行业和年耗能5000吨标准煤以上企业节能监管，为高效节能产品的开发及应用提供了优越的外部环境，为LNG切割气替代乙炔等高耗能、高污染工业气体提供了政策支持。6起步于20世纪40年代末期的电石工业，产能已从最初的年产量3000吨激增至2009年岁末的2200万吨，这意味每生产一吨电石至少需要消耗35003800度电能的电石工业，俨然已成为绝对意义上的耗能大户。第1年，针对电石行业的政策调控更是骤然升级。国务院关于进一步加强淘汰10、落后产能的通知（以下简称通知）明确指出，未来3年将进一步淘汰电石落后产能150万吨，其中第1年完成淘汰计划46万吨，电石行业在第1年底前要淘汰6300千伏安以下的矿热炉。一系列的政策将限制电石产业的发展，随之而来的乙炔的生产成本将会提高，这给了以高新节能环保工业燃气为代表的LNG切割气的发展创造了绝好的外部条件。 7松原市为xx油田分公司所在地，具有充足的原料天然气优势，第1年产气能力已达16亿米3。 8LNG切割气是目前所有切割气体生产成本最低廉的优势切割气体，产品优势独一无二。9LNG切割气经过使用单位测评，其切割精度优于乙炔，切割速度优于其他代用燃气。.2编制原则根据国家及地方的有关政策11、，确定以下编制原则：1.严格执行国家、行业的有关标准、规范，贯彻执行国家一系列基本建设的方针政策和有关法规，建设松原市xx气体有限公司日产25万立方米LNG切割气项目。2.贯彻节能方针，从当地能源的条件出发，做到能源的综合利用与合理利用，提高效率，力求取得较好的经济效益、社会效益和环境效益。3.采用新工艺、新技术、新材料、新设备，合理利用现有基础设施，减少投资，提高经济效益。4.在满足技术要求的前提下，以经济效益为中心，充分合理利用资金，减少投资风险，力争节约基本建设投资、提高经济效益。5.在保证工艺系统建设高质量、高水平、高效益的情况下，优先采用国产材料和设备，以节约建设资金，提高经济效益。12、附属工程设计做到安全、适用、经济、长期均衡平稳供应。6.本着投资少、产出多、见效快、效益高的方针，合理利用资源，开拓应用天然气的新途径，生产出市场潜力大，而且附加值高的产品。7.利用先进、节能、可靠的新技术，高起点，低能耗，提高收率。8.项目设计时应充分考虑利用自然能量，尽量降低运行能耗。9.重视安全生产、环境保护，严格执行国家、地方及主管部门制定的环保和职业安全卫生设计规定、规程和标准。 10遵守环境保护法，生产中的“三废”需予以处理，以符合国家和地方规定的排放标准，同时确保本项目投产后符合职业安全卫生的要求。11按照“清洁生产”的要求,在设计阶段要做到从源头减少原料消耗，减少“三废”产生量13、，做到节电、节水、节能。项目背景随着经济的发展，人类对能源的需求在不断增长。由此引发的能源供应问题，对环境影响的担忧也在不断升级。面对着日益紧迫的能源和环境压力，人类开始寻找更清洁、可靠的能源以改善传统能源结构。在工业化正处于高速发展的松原地区，石油化工产业机械加工切割领域中用火焰切割各种尺寸和形状的零件及坯料是各生产环节不可缺少的重要工艺，我国自30年代从德国进口乙炔装置开始采用乙炔焊接金属以来，乙炔生产、安全，使用技术不断改进完善。进入90年代后焊接气体行业相继出现了以丙烷气、丙烯气、液化石油气、汽油等为主要成分的代燃气体，有的甚至跳出瓶装气体行业，采用氢氧源焊割机、等离子焊割等工艺及装备14、。目前我国焊割气年需求量逐年增加，各种代燃气体竞相研制开发，但是乙炔仍占据焊割气主要市场。原因在于这些替代气体的使用性能，其中主要的指标是最高火焰温度与乙炔相比仍存在很大差距。在金属切割的火焰加工作业中，乙炔作为一种传统的气源，具有火焰温度高，热加工效果显著等优点，被工业界广泛应用于金属的切割、焊接、变形矫正等领域，但是乙炔亦有明显的缺点，即乙炔使用安全性差、耗能大、价格高、产生环境污染等。每生产1吨乙炔气，需3600度电和10吨焦炭，将产生3.3吨污染渣和150吨污染水，同时每燃烧1公斤乙炔气，则排放硫化氢2g，磷化氢（31 g）的有害气体。我国年供乙炔为100万吨。由此带来的各项消耗为：电15、消耗为每年：360000万度，330万吨焦碳，水污染：15000万吨，硫化氢排放：2000吨，磷化氢排放：31000吨，电石渣排放：330万吨根据“发展高科技、实现低碳经济”的要求，松原市xx气体有限公司依托优势资源，与技术支持单位联合，开拓创新，经不懈努力，研发出LNG切割气，火焰温度达到3300左右，成功的将天然气引入金属加工领域，为替代乙炔等传统焊割气体开辟了全新的发展之路。1.2项目概论项目拟建地点 吉林省松原市xx工业集中区项目建设内容在公司原有生产、办公设施基础上，建设日产25万立方米LNG切割气生产线一套、低温储罐储存系统一套。以及为这些车间配套的公用工程及辅助设施、生活设施等。16、主要建设条件 1原料条件 松原市为xx油田分公司所在地，吉林油田天然气储量1.4万亿米3，探明1100亿米3，2年内每年新增探明700亿米3。今年天然气产量16亿米3，2015年提至30亿米3，预计至2020年，将达到130亿至140亿米3，具有充足的原料天然气优势。 2技术条件（1）该公司具有一定的技术研发力量及中试的技术条件，产品已投放市场，使用效果良好，优于国内同类产品，因此具备技术条件。 （2）产品科技水平情况： 在国内首先把高能燃料应用于可燃气体助燃催化剂领域，按比例加天然气，能有效的提升天然气燃烧发热量、提高火焰温度、改善燃烧环境，并具备了乙炔气的“四大功效”，可降低成本50%以上17、，成为乙炔气的替代产品，各项理化指标均优于乙炔气体，安全、环保、高效、节能是LNG切割气的最大优点。 3环境条件项目生产过程采取综合治理措施，产生的废气、废液、废水满足国家排放标准。项目投入总资金及效益情况 项目总投资共20038.06万元，其中建设投资16938.56万元，流动资金3099.5万元。 项目建成后，每年可实现营业收入33041.49万元，所得税1793.01万元，利润总额7172.04万元，投资回收期4.22年（税后），财务内部收益率为32.53%（税后）。1.3主要技术经济指标主要经济效率指标汇总表序号项目单位指标备注1建设规模1.1LNG切割气万吨6.51.2LPG吨26018、0副产品2总投资万元20038.062.1建设投资万元16938.562.2建设期利息万元2.3流动资金万元3099.5达产年份3营业收入万元33041.49各年平均值4营业税金及附加万元180.83增值税万元1808.22各年平均值5总成本费用万元23880.4各年平均值6利润总额万元7172.04各年平均值7所得税万元1793.01各年平均值8净利润万元5379.03各年平均值9总投资收益率%36.610总投资利税率%45.7211资本金净利润率%31.7612总成本利润率%30.0313销售利润率%21.7114全员劳动生产率万元/人550.6915生产工人劳动生产率万元/人579.6819、16贷款偿还期年17盈亏平衡点%32.63达产年份%31.11各年平均值18投资回收期年3.59所得税前年4.22所得税后19财务净现值万元33361.91i=12%所得税前万元22516.17i=12%所得税后20财务内部收益率%41.45所得税前%32.53所得税后21资产负债率%19.65达产年22流动比率%732.61达产年23速动比率%572.45达产年2 市场预测在工业焊割气加工行业：我国当前金属焊割气市场仍以乙炔为主，占80%。发达国家已淘汰乙炔70%，美国几乎不用乙炔切割，使用加添加剂制成的新型燃气。我国若取代70%，就有10万多吨新型燃气空间，市值十几亿元，替代乙炔减低成本220、0多亿元，可创利税约5亿元。据有关资料查明，目前我国每年切割钢材量在2000万吨，而材料利用率只达到60-65%，与国外先进国际相比差10-20%，国内90%钢材切割使用乙炔，而国外目前采用乙炔切割仅占35%左右。目前国内年耗电石在80万吨以上，价值人民币12亿元，生产50万吨的电石需耗电能1000千瓦时，折合人民币3.2亿元，另由于制造电石的工艺要求，需消耗12万吨标准焦炭和相当量的墨电极。在“九五” 期间，按30%量推广“LNG工业燃气”及类似燃起计算，可节省电石达12万吨，价值人民币1.8亿元，节省18万吨标准焦炭和石墨电极，投入成本与产业的经济效益比大约为1:25。目前，我国用于切割和21、焊接的电石年消耗量60-80万吨，即2025万吨乙炔气（折合丙烷气约12.515万吨）。我国大部分企业仍延用乙炔焊割金属，松原地区几家大型企业每月消耗乙炔近200吨，约400万元，各地情况大同小异。全国各种焊割气中乙炔还占七、八成份额。因此，发展LNG切割气的空间相当大。松原地区几家乙炔厂日供应乙炔约3000-4000瓶，乙炔当前价格80元/瓶，装3公斤乙炔气体，丙烷气体充装价格7.5元/公斤，销售价格8-15元/公斤，实际使用量，LNG切割气1公斤可替代1.6公斤乙炔，1.9公斤左右丙烷气，并未形成产业化规模，公司具备LNG切割气生产能力，拥有极其便利的条件，成本控制能力强，营销渠道广泛，特22、别是该产品售价仅为溶液乙炔的一半，具有明显的价格优势，市场前景十分广阔。3 建设规模及建设内容3.1建设规模及建设内容 根据目前气源、投资、市场、经济效益等条件综合考虑确定，建设日产25万立方米高能LNG切割气及副产LPG生产线一套、低温储罐储存系统一套。年产LNG切割气6.5万吨，同时副产LPG2600吨，以及为生产装置配套的公用工程及辅助设施、生活设施等。3.2产品质量标准产品LNG切割气质量规格常压泡点下的性质组成（摩尔分数）/%CH497%摩尔质量/（g/mol）17.84每m3液体转化为气体的体积（在0和101.325kpa下）/m3543每吨液体转化为气体的体积/m31255添加剂23、1%4 厂址选择4.1厂址所在位置现状厂址地理位置 项目新建厂区拟建在吉林省松原市xx工业集中区。土地权属及占地面积 该土地属于吉林省xx气体有限公司新征用地。该项目新建厂区占地面积36800平方米。4.2厂址建设条件地理位置松原市位于吉林省中西部，介于东经1236至12611，北纬4359至4532之间，东西长240km，南北宽172.4km，总幅员面积22034km2。南与长春、四平市为邻，西与白城市、内蒙古哲盟接壤，北隔松花江与黑龙江省相望。松原市地势平坦，江北由东向西南倾斜，江南由西南向东北倾斜。本项目位于松原市xx集中区。地形、地貌、地震情况松原市地处松嫩平原南部，地势平坦开阔，起伏24、和缓。主要由松嫩冲击平原、松辽分水岭台地平原组成，一般海拔高度为130266m之间。南部长岭一带地面起伏较大，为一微弱隆起地带，是松花江、辽河分水岭的一段。但地势低缓，地面高出西侧平原也不过十几米。北部和东北部为第二松花江、拉林河和嫩江冲击而成的平原。评价区内地势由东南微向西北倾斜，海拔高度131136m，相对高差小于5m。区域地貌形态受新构造运动控制，为平原堆积地貌。形态单元主要为松花江河谷高漫滩，其上形成牛轭湖及风机沙丘，表层岩性为亚粘土，砂和淤泥质亚粘土。地震烈度：VIII度气象条件松原市属中温带大陆性季风气候区。受西伯利亚高压和蒙古燥风影响，春季干燥、多风少雨，升温较快；夏季炎热，降水25、集中；秋季凉爽，变温快，温差大，天气晴好；冬季漫长，降雪量小，寒冷干燥。年平均气温4.5，近十五年平均气温为5.9，最低气温-37.8，高温出现在七月，最高气温36.3。年平均日照2879.8h无霜期135140d。年降水量在400mm至500mm之间，多集中在七、八这两个月的降水量约占全年降水量的三分之二。年平均蒸发量1628.4mm；平均气压999.8hPa；年平均湿度为62%；最大冻土层深度2.03m。松原市气象资料见表。松原市气象局观测站年、季、期气象统计表气象要素春夏秋冬采暖期非采暖年平均气温（）7.822.66.0-12.9-7.715.25.9平均气压（hPa）996.6989.26、51001.01006.81004.0993.6998.1场地水文地质条件松原市境内江河纵横，水系发育呈树枝状的河网，支流众多，泡沼密布。松花江源于长白山天池，是吉林省第一大江。从松原市东南边缘入境，向西而北折，横穿市东北部，流经松原市区，境内流长188km，流经扶余、前郭两县和xx区的13个乡镇，流域面积2227.28km2，最高水位134.96m，最低水位99.15m，最大流量6750m3/s，最小流量63.6m3/s，平均流量为476m3/s。枯水期一般出现在2月份，汛期一般出现在8月份。嫩江发源于大兴安岭，从市西北部入境，东流与第二松花江汇合后注入松花江，境内流长61.7km，流经前郭27、县3个乡镇，区间流域面积1800km2。最高水位133.39m，最低水位121.92m，最大流量8810m3/s，最小流量109m3/s。松花江与嫩江汇合后，沿松原市西北流注入黑龙江。境内流长120km，流经扶余县、xx区的16个乡镇，流域面积2903.33km2，最高水位127.90m，最低水位92.37m，最大流量14600m3/s，最小流量99m3/s。松原境内有全国十大淡水湖之一的查干湖，位于前郭尔罗斯蒙古族自治县西北部。湖区面积400km2，蓄水7亿m3。查干湖区自然资源十分丰富，有鱼类15科68种，动物20多种，鸟类80多种，野生植物200多种。该区域位于松辽坳陷月亮泡断陷盆地东侧28、，该盆地形成于侏罗纪末、白垩纪初，沉积了巨厚的碎屑岩，为杂色泥岩、页岩、同页岩、薄层粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和粉细岩组成的多旋回层，总厚度达数千米。晚白垩纪第三纪时期，地壳抬升，地层缺失；第四纪河湖相松散堆积物，沉积底板由东向西倾斜，厚度递增，为49.567.6m。由于本区域白垩系泥岩广泛发育，构成了隔水底板，其上又沉积了第四系松散沉积物，为地下水的赋存和输移创造了良好的地质条件，故本区域地下水丰富。地下水流向表现为与地形倾斜方向呈一致，即由东南向西北方向流动，主要含水层有：第四系冲击砂，砂砾层潜水，厚约78m，埋藏深度13m，为孔隙水，单位涌水量10m3/h，上、中更新统砂，砂砾层微承压水，含29、水层厚2030m，埋深约3m，水量丰富单位涌水量1820m3/h。4.2.5环境条件 厂址四周无污染源，厂区四周无名胜古迹及自然保护区，项目无废水、废渣、废气产生，项目建设对当地环境不会造成影响，项目具备条件。4.2.6交通条件 项目厂区位于xx区xx工业集中区内，与市区只有2公里距离，并与市区主要街路相通，交通十分便利。4.2.7水电供应条件当地可供应本项目生产用电，水，水电供应有保障。 综上，选择松原市xx区xx工业集中区是合理的，园区有很好的配套设施及很好的服务和管理。5 技术方案、设备方案和工程方案5.1技术方案5.1.1 工艺方案的选择 从输气管网来的0.5MPa原料天然气首先增至530、.4Mpa.G后进入干燥系统去除水份，干燥后的原料气进入液化冷箱，在箱中冷却、冷凝并过冷，经添加添加剂，然后降压进入LNG贮槽。本可研采用混合冷剂制冷循环系统为天然气液化提供所需的冷量。.1天然气增压单元 从天然气管网来的压力为0.5MPa，流量为26.4104Nm3/d的天然气为本单元的原料气，经过滤、计量后进入电机驱动的往复式压缩机增压至5.4Mpa.G后，经空冷器冷却至40后进入脱水单元。5.1.1.2 天然气脱水干燥系统5.1.1.2.1脱水工艺中的吸收剂选择 由于天然气液化中的最低温度达到-145（500Kpa），天然气含有水份，所以天然气必须进行脱水，使其水露点达到液化要求，方可保31、证处理装置正常运行。常用的天然气脱水方法有节流冷冻法、甘醇吸收和固体干燥剂吸附三种方法。节流冷冻法借助于进站高压，而且脱水露点取决于防冻液使天然气的冰点降，一般脱水露点高于-50，因此不能满足本工程要求。甘醇吸收法中常用的吸收剂为TEG，采用气提再生时，干气的露点可以达到-30，也不能满足本工程的需要。固体干燥剂吸附法根据所选用吸附剂的不同，天然气脱水所能达到的最小露点也不一样，见下表：固体干燥剂吸附法脱水比较表吸附法脱水材料最小露点（或含水量）分子筛1ppm氧化铝-73硅 胶-60采用不同吸附剂的天然气脱水工艺流程基本是相同的，装置可以互换，无需别的改动，但脱水效率有所不同。分子筛吸附脱水的32、原理为气体中的水吸附至固体分子筛干燥剂上，从而将水脱除。分子筛干燥剂基本上可除掉天然气中所有的水，可以满足天然气液化的要求。.2.2脱水工艺中的吸收剂确定在本装置中选用分子筛脱水装置，吸附剂为4A分子筛。4A分子筛的主要性能见表：堆密度g/l吸附水容量kgH2O/kg分子筛排除分子孔直径应用范围670720912大于4A大分子4A饱和烃脱水5.1.1.2.3干燥系统的工艺过程装置采用两塔分子筛干燥系统，能耗低，便于操作管理。分子筛可采用如UOP公司的4A-LNG、LNG-和RK-38等分子筛脱水，可以同时出去天然气内的微量CO2、H2S和低分子量硫醇。为避免原料气中的重烃在冷箱中阻塞换热器，装33、置脱水单元的处理能力为26.4104m3/d，干燥塔能力富裕。1）原料天然气脱水吸附原料气进入原料气分离器，出去夹带的水滴、液烃后进入分子筛干燥塔。自上而下地通过分子筛干燥塔，进行脱水及脱重烃。脱除水、重烃后的净化气去预干燥塔。2）脱水塔再生加热原料气经预干燥塔后作为再生气，进入再生气加热器，由导热油加热至240280后作为贫再生气，280贫再生气自下而上通过刚完成吸附过程的分子筛干燥塔，使吸附的水及重烃脱附并进入再生气中，完成该塔的再生加热过程。3）脱水塔冷却原料天热气经干燥塔后进入再生气加热器，加热的天然气使预干燥塔被加热的同时冷却分子筛干燥塔。4）再生气出塔后的富再生气及冷吹风进入再生器34、冷却器中冷却，使再生气中的大部分水蒸气冷凝为液体。冷却后的富再生气进入再生气分离器，分离后的富再生气返回干燥塔原料气管道；分离出的含油污水至污水排放总管。经脱水处理后的天然气水含量1ppm。5.1.1.3 天然气液化单元经过净化处理后的干净化气进入液化冷箱，在钎焊铝制板翅式换热器中与混合冷剂进行换热，被冷却到-45后进入重烃分离器，液相进入精馏塔回收的甲烷返回压缩机入口，NGL外销，分离器出口的气相再次进入冷箱被液化和过冷到一定的温度、节流降压到贮存压力，这时压力降至约500kpa，温度约为-145，然后进入液化箱内的LNG闪蒸罐，分离出的液体，添加一定的添加剂后即为LNG切割气进入贮槽。5.35、1.1.4 冷剂循环单元目前世界上的天然气液化装置，其液化循环主要为：阶式制冷循环、混合冷剂制冷循环和膨胀机制冷循环。5.1.1.4.1制冷循环的方案选择（1）阶式制冷循环这是一种较经典的制冷循环，又称“逐级式”、“复迭式”或“串级式”，这种循环是由若干个不同低温下操作的制冷循环复迭式组成。阶式制冷循环1939年首先应用于液化天然气产品，装于美国的Cleveland，采用CH3、C2H4为第一、第二级制冷剂。但经典的是由C3H8、C2H4和CH4三个制冷循环复迭而成，来提供液化所需的冷量。它们的制冷温度分别为-40、-100和-160。经预处理后的天然气进入换热器与C3H8、C2H4和CH4制36、冷剂进行热交换，经过冷却、冷凝，并节流到常压后送入液化天然气储罐储存。优点：能耗低；制冷剂为纯物质，无匹配问题；技术成熟，操作稳定。缺点：机组多，流程复杂；附属设备多，专门储存制冷剂；管路和控制系统复杂，维护不便。（2）膨胀机制冷循环膨胀机制冷循环，是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳德循环制冷实现天然气液化的流程。气体在膨胀机中膨胀降温的同时，能输出功，可用于驱动流程中的压缩机。流程中的关键设备是透平膨胀机。根据制冷剂的不同，可分为氮气膨胀液化流程、氮-甲烷膨胀液化流程、天然气膨胀流程。这类流程的优点是：1）流程简单、调节灵活、工作可靠、易启动、易操作、维护方便；2）如用天然气本身37、做制冷工质时，能省去专门生产、运输、储存制冷剂的费用。缺点是：1）送入装置的气流必须全部深度干燥；2）回流压力低，换热面积大；由于带膨胀机的液化流程操作比较简单，投资适中，适合液化能力较小的调峰型天然气液化装置。（3）混合冷剂制冷循环混合冷剂制冷循环是1960年发展起来的，克服了阶式制冷循环的某些缺点。它采用混合式的一种制冷剂、一台制冷剂压缩机。制冷剂是根据要液化的天然气组分而配置的，经充分混合，内有N2、C1C5碳氢化合物。多组分混合制冷剂，进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀得到不同温度水平的制冷量，以达到逐步冷却和液化天然气的目的。与阶式制冷循环相比，其优点是：机组少、流程简单、投资省，投资比阶38、式制冷循环少1520%；管理方便；制冷剂可从天然气中提取和补充。与膨胀机制冷循环相比，能耗更低。缺点是：混合冷剂的合理匹配较为困难。5.1.1.4.2制冷循环的方案确定根据上述制冷循环的优缺点分析，结合国内液化装置的生产能力和水平，确定采用混合冷剂制冷流程，为天然气液化提供所需冷量。该流程具有以下特点：1）机组少、流程简单、管理方便；2）投资省，投资比阶式制冷循环少1520%；3）节省动力消耗，比N2-CH4膨胀液化流程少3050%。5.1.1.4.3装置工艺流程本工程采用混合制冷剂制冷循环工艺，混合制冷剂由C1、C2、C3、C5和N2组成。来自天然气液化单元的低压混合制剂经分离罐进入制冷剂压39、缩机压缩，一级压缩后进入 一级冷却器和分离器，分离后混合制冷剂进入二级压缩，二级压缩后进入二级冷却器和二级分离器，二级分离器顶部的高压制冷剂气体去天然气液化单元，一级、二级分离器底部的高压制冷剂液体经制冷机泵加压后送至天然气液化单元。高压混合制冷剂进入天然气液化单元后，经液化冷箱中的板翅换热器冷却、液化、过冷，然后节流降温降压，返回板翅换热器为天然气液化和高压制冷剂冷却提供所需的冷量，复温后的低压混合制冷剂出天然气夜话单元，返回制冷剂压缩单元。5.1.2 生产流程简图天然气的液化包括天然气增压、天然气脱水、天然气液化和LNG储存等过程：添加剂天然气液化LNG储罐原料气脱水原料增压原料天然气控制40、系统制氮系统5.1.3 原材料消耗指标 原料天然气消耗指标序 号名 称单 位年用量 1管输天然气万立方米8727.4动力消耗指标：动力消耗指标序 号名 称单 位数 量备 注1水万吨12.7年用量2电万千瓦时2940年用量3煤吨2500年用量5.1.5仪表控制 项目控制系统采用集散型控制系统（DCS）实现对整个站场的集中监视和控制。DCS系统由过程控制系统（PCS）、成套设备控制系统（遥控PLC系统）、紧急关断系统（ESD）和火气控制系统（F&G）组成，各控制系统之间使用通信接口连接。全站所有的监测点信号传入控制系统，实现在中控室对全站进行集中控制和管理。5.2设备方案 本项目生产工艺所用的设备41、全部在国内进行采购，设备均参考国内现有装置设备规格、大小，同时根据本项目介质的特性和要求进行选型。设备名称及数量见下表：主要设备表序号设备名称数量备注1缓冲罐1台2天然气增压机2台3预干燥塔1台4干燥塔2台5再生气冷却器1台6分离器1台7加热器1台8液化冷箱1台9板翅式换热器1台10重烃分离器1台11精馏塔1台12压缩机2台13闪蒸罐1台14制冷剂分离罐1台15制冷剂压缩机2台16一级冷却器2台17一级分离器2台18二级冷却器2台19二级分离器2台20制氮系统1套5.3工程方案建筑方案原则 贯彻经济、适用的原则，并在可能的条件下注意美观，全厂建筑风格力求统一和协调。 建筑物、构筑物的布置应满足42、生产、操作、安装、检修安全等要求。 在生产流程、防火、防爆及卫生要求许可时，生产及辅助建（构）筑物尽量合并布置。 根据生产装置和操作的特点，应对建（构）筑物采取必要的防护措施。 建筑设计采用的标准应满足生产及生活的要求并应尽量与当地建筑标准相适应。 根据需要和可能，合理采用新技术及新材料。 建（构）筑物设计均应符合现行的国家有关设计规范和行业标准。基础方案 根据厂区的地址条件，一般建（构）筑物可采用独立基础，特殊地段和较大型建（构）筑物采用桩基础。 对于轻型建（构）筑物，表层下粉砂层藏浅、厚度大、工程性质好，可作为天然地基持力层。项目主要建筑物一览表序号建筑物名称建筑面积（米2）结构形式备注143、压缩机联合厂房756排架结构甲类2中央控制室及变配电室500混合结构3空压站、氮气站250混合结构4机修及化验300混合结构5导热油炉250混合结构丙类6水泵房216混合结构6 主要原材料及动力供应6.1主要原材料供应本项目投产后每年需要天然气为8727.4104m3，添加剂650吨。松原市为xx油田分公司所在地，吉林油田天然气储量1.4万亿m3，探明1100亿m3，2年内每年新增探明700亿m3。今年天然气产量16亿m3，2015年提至30亿m3，预计至2020年，将达到130亿至140亿m3，具有充足的原料天然气优势。添加剂可在国内采购。原材料消耗指标序 号名 称单 位耗用数量1管输天然气44、万立方米8727.42添加剂吨6503分子筛吨1.56.2燃料供应本项目的工艺生产过程中以电为主要动力供应，电年用量是2940万千瓦时。每年燃料煤为2501.00吨，可在省内采购。7 总图运输及公用辅助工程7.1总图布置总平面布置（1）总平面布置原则遵循国家现行有关规范标准，依据吉林省松原市xx工业集中区的整体规划要求进行总平面布置。满足生产及运输要求，合理布局，使流程、管线及道路短捷通畅。在设计中结合防火防爆、安全卫生、交通运输、地形地貌、水文气象等方面的因素，严格遵守国家现行规范。厂区人货分流，互不干扰。厂区道路连接短捷，顺直，满足消防、运输及设备检修的要求。力求布置紧凑，整体协调，布局美45、观。合理绿化，营造良好的生产和生活环境。（2）总平面布置本厂用地总面积36800平方米，位于吉林省松原市xx工业集中区，地理条件优越，交通便利。据石油天然气工程设计防火规范GB50183-2004规定，按储量计算本站为三级站。该站与相邻厂矿企业、交通线及周围居住区的防火间距应满足表的规定；站场总平面布置的防火间距应满足表5.2.1的规定；站内装置之间的防火间距应满足表5.2.2-1和5.2.2-2的规定。LNG储罐距100人以上的居住区不小于120米，据100人以下的散居区不小于90米，距相邻厂矿企业防火间距不小于120米，距高速公路不小于40米，距其他公路不小于30米，距架空高压电力线路不小46、于40米，距架空国家通讯线路不小于40米（其他通讯线路不小于1.5倍杆高）。厂区交通、供水、供电等外部条件均能满足要求，与周围建构筑物间距也应满足规定要求。站区布置天然液化装置、压缩机联合厂房、中央控制室及变配电、空压站、氮气站、机修及化验、导热油炉、供水站、罐区等。根据厂区情况，把导热油炉、中央控制室及变配电布置在厂区北部，装置区布置于厂区的东北角，机修及化验、空压站及氮气站、压缩机联合厂房分别置于导热油炉、中央控制室及变配电、装置区的南侧，罐区布置在厂区的东南角，水池置于厂区的西南角，水泵房布置在厂区的北侧，装车设于厂区南侧。天然气液化装置与罐区管外壁间距大于60m，满足石油天然气工程设计47、防火规范（GB50183-2004）的规定。竖向布置 厂区地势较低，需一定量的回填土使其平整、加高，厂房地面标高比室外地面高出0.2米。7.2厂内外运输 本项目新建厂区的内外年运量为71401.5吨，其中运入3151.5吨，运出68150吨，输送的方式以汽车运输为主，天然气由管道输入厂区。7.3公用辅助工程给排水工程 1给水 用水负荷：本项目生产用新鲜水量为15m3/h（用于循环水的补充水）；生活水量为1.0m3/h，则新鲜水总量为16.00m3/h。水源及供水方案：拟在新建生产厂区内打一口深井（出水量为20吨/时），采用地下水作为本项目生产、生活及消防用水水源。地下水经潜水泵提升后再经输水管48、道送入贮水池内，贮水池容积为600m3。贮水池作为生产和消防用水调节用。贮水池再经供水泵升压后送入用水部门。供水泵房内设置生产供水泵两台（单台流量为30米3/时，扬程30米，一开一备）、生活供水泵两台（单台流量为5米3/时，扬程60米，一开一备）、消防水泵两台（单台流量为180米3/时，扬程60米，一开一备）以及稳压泵两台（单台流量为30米3/时，扬程60米，一开一备），供水泵房为半地下式。厂内生活用水和循环水补充水厂内深井给水管道接入，接入管道直径为DN80,总给水量为25m3/h，可满足项目用水要求。 循环水系统：循环水主要用于压缩机的冷却器冷却用水等。循环水量为590m3/h，需生产补充49、水用量15m3/h,循环效率为98%，要求最低水压为0.35Mpa.G。设两台水泵，一开一备；为保证水质清洁，循环水系统设过滤装置。 2排水本项目厂内排水主要为：雨水及生产废水系统和生活污水系统。雨水及生产废水系统：生产废水主要为冲刷用水，可直接沿地面自然排放至厂外，雨水设计流量为210L/S。生活污水系统：生活污水排入厂区外开发区排水系统。供电工程.1设计范围本可行性研究报告的范围包括松原市xx气体有限公司日产25万立方米LNG切割气项目工程装置及配套的公用工程和辅助生产设备的供配电、照明、防雷接地及产区外线等。.2供电电源项目电源引自当地变电所，设计采用两路10KV引入，本项目总用电设备（50、考虑扩容）容量约为6670KW，外部电力条件满足本装置用电要求，另外在装置区变电所内设柴油发电机作为应急电源为一级负荷供电，在外电源失电时，为消防水泵电机提供第二动力源，满足了石油天然气工程设计防火规范中对三级站场消防用电的要求。对厂内的特别重要用电负荷，如自控系统的DCS、ESD和火灾报警系统、应急照明等，按照供配电系统设计规范的要求，在两个供电电源的基础上，采用不间断电源装置（在线UPS）作为保证供电连续性的措施。.3负荷等级和用电负荷1.负荷等级：该项目用电负荷为二级用电负荷；根据石油天然气工程设计防火规范（GB50183）相关规定，按厂内LNG0储罐总容量（1500m3），本工程应为三51、级站场，故厂内消防泵房用电设备的电源需满足现行国家标准供配电系统设计规范（GB50052）所规定的一级负荷供电要求。综合负荷容量和性质，对供电可靠性的要求，本项目主要按二级负荷考虑，其供电系统可有两回线路或一回专线供电。.4全厂供电系统设计方案和原则本工程在界区内设10KV变电所一座由一路外部10KV专线电源供电，变电所内设10KV配电室、控制室及低压配电室。10KV配电室负责向装置界区内所有10KV用电设备供电。变电所10KV母线采用单母线接线方式，低压配电室设1台10KV/0.4KV，2000KVA干式变压器，负责向装置界区内所有低压用电设备供电。0.4KV正常段母线采用单母线，同时设事故52、段母线，事故段电源正常时由0.4KV正常段通过母联开关供电，当正常电源故障时自动启动柴油发电机组，由柴油发电机组为为事故段供电。柴油发电机组容量为180KW，出口电压380V，设置380V事故段负责向全厂所有低压事故用电设备供电。在变电所设置EPS电源柜，负责各装置区应急用电设备供电。EPS电源柜的电源引自事故段。全厂380V/220V系统接地方式均采用TN-S系统。.5爆炸危险区域划分 爆炸危险场所区域的划分按爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058）的有关规定执行。以释放源为中心，半径15m，地坪上高度7.5m及半径为7.5m，顶部与释放源的距离为7.5m的范围内划为2区；以释放53、源为中心，总半径30m，地坪上高度0.6m且在2区以外的范围内划为附加2区。在爆炸危险区域内，地坪下的沟、坑划为1区。 .6车间照明照明电源采用380/220V三相五线系统，照明电源与动力电源分开设置，并设置单独的计量装置。照明灯具将根据工艺布置设置，室外照明采用分区集中控制。事故照明和应急疏散照明，根据有关消防规范的要求设置。各装置照明电源来自装置低压配电装置或来自就近的低压配电装置，照明电源箱采用三相五线制。各照明回路采用单相三线制（相线+中线性+保护线）。根据需要在各装置设置事故照明。事故照明电源来自各装置EPS电源柜，EPS电源柜电源来自变电所事故母线段。还设置一定数量的安全照明。安全54、照明电源也来自EPS电源柜。考虑尽量在各通过道口设置，以备人员疏散。照明灯具的选择应根据环境的需要选择：普通照明灯具、防腐照明灯具、防爆照明灯具。与照明回路分开的单相电源插座回路，采用单相三线制（相线+中性线+保护线），并设置漏电保护。.7配电线路除道路照明外及行政区域内，所以室外的低压电力电缆和控制电缆敷设原则上采用沿电缆桥架敷设，在配电装置内部电缆采用沿电缆沟和电缆桥架的方式引出配电装置，各装置内部电缆敷设方式采用电缆自桥架引下后穿钢管或沿电缆桥架直接至用电设备的敷设方式。高压电缆敷设原则上采用沿电缆沟敷设，为防止爆炸危险气体在电缆沟内聚集形成爆炸危险1区，所有的户外电缆沟在电缆敷设完成后55、将回填沙土。电缆沟至电缆室，电缆室至配电室开关柜、电气盘的开孔部位，电缆贯穿隔墙、楼板的孔洞采取阻火封堵。电缆、电缆桥架敷设的其它要求应满足GB50217-94及CECS31-91中的规定。高压电缆截面选择：根据电缆载流量选择电缆截面且电缆的载流量应大于出线断路器的整定值，根据电缆电压降校验电缆截面。线路最大允许电压降见7.8电压降控制指标。爆炸危险场所电缆应选用铜芯电缆，截面不小于1.5mm2。高低压电力电缆及控制电缆应为阻燃型电缆。 .8防雷接地厂区内各建筑物和构筑物根据GB50057-94“建筑物防雷设计规范”设置防雷保护系统。防雷保护系统由避雷针（带）引下线、接地极测设井、接地端子和接56、地极组成，防雷保护接地系统电阻不大于10欧姆。各生产装置、变电所等构筑物应根据年雷暴日数及构筑物高度进行防雷设计，并根据构筑物的防雷等级进行防雷计算。原则上利用构筑物柱内主钢筋作接地引下线，并以构筑物基础作接地极。根据情况也可用95mm2PVC绝缘铜包钢绞线作接地引下线，沿构筑物周围接地干线设接地极，接地引下线在距地面1.8米处留出抽头，并在此作接地断接卡，用以测量接地电阻，并与全厂主接地网相连。各构筑物应自成接地网，接地网距构筑物35米，防止因雷电引起高电位对金属物及电气线路的反击，且各接地网应与全厂接地网相连。构筑物屋顶避雷采用95mm2多股裸铜包钢绞线形成避雷带网格或在构筑屋顶设置避雷针57、。构筑物周围接地干线采用95mm2多股裸铜包钢绞线。为防止雷电电磁脉冲对电子设备的损害，对微机系统、通讯系统等电子设备采用屏蔽。电缆连接合理布线并加装待腻子避雷器等措施，限制侵入电子设备的雷电过电压。设计符合建筑物防雷设施安装99D562国家标准等有关规定。供热 根据生产工艺要求，拟建一座1.2MW/h的导热油炉，300的导热油可供脱水塔再生做热源，另建一换热站，加热90的热水用于生产车间冬季采暖。导热油炉年燃料煤消耗2500吨，烟气经脱硫除尘器脱硫除尘后，可达排放标准。通风 压缩机联合厂房火灾危险类别为甲类，区防爆场所，车间换气次数为8-12次/时，事故时12-14次/时。7.3.5辅助设施58、7.3.5.1成品储存成品LNG切割气贮存在储罐内，共二台储罐，单台容积1000m3，储罐采用双层保温措施，内填充珠光砂和氮气。7.3.5.2机修及化验 机修按小修配置，负责全厂设备的小型修理及维护，化验室负责 原料气及产品的质量检验，机修与化验合建，建筑面积300平方米。8 节能8.1编制依据 1中华人民共和国节约能源法 2中国节能技术政策大纲 3国家计委、国家经贸委、建设部 “关于固定资产投资工程项目可行性研究报告节能篇（章）编制及评估的规定” 4吉林省节约能源条例8.2项目用能分析项目综合能耗汇总表产品能耗汇总表（年用量）序号能源项名称单位实物量折标量（吨）1电万千瓦时29603640.59、82天然气万米38727.4116074.43煤吨25001607.1合计吨121322.3能耗依据上述能源消耗均是根据该项目生产过程中的用气量以及主要用能设备的用电量等一系列能耗进行的估算。本项目中配备的主要计量仪表如下项目能源计量器具配备表 主要用能单位 序号计量器具名称应装数量实装数量安装地点备注1电度表44装置区及压缩厂房等2水表33装置区及压缩厂房、水泵房3天然气表22装置区及压缩厂房等8.3项目所需的节能管理机构管理机构设置 目前，吉林省松原市xx气体有限公司已具有完善的能源管理机构，本项目不另行成立，依托现有的能源管理机构对新建的设施进行节能工作的管理。 能源管理机构如下：xx气60、体有限公司节能工作会议节能工作主管部门节能领导小组能源环境部各车间、责任部门班组节能管理员各级管理机构职责 1节能领导小组职责 每年召开次节能工作会议，宣传并贯彻执行国家的能源法律、法规，及时传达上级有关节能工作的指示精神和文件，并结合省石化院技术创新中心实际贯彻落实；管理和监督企业合理使用能源，组织和协调中心各部门能源管理工作。定期对生产用水、电、汽等能源指标进行超、降原因分析，并制定相应措施。 2能环部的职责和权限 负责编制企业短、长期能源规划和各种能源消耗定额及节约指标，并按定额指标进行考核：负责能源管理基础工作，编制能源管理制度，健全原始记录，完善统计分析及测定；负责能源计量管理，编制61、能源计量仪表的配备规划；负责监督用能部门的用能情况，对浪费、超指标用能者有权提出处理意见；负责节能新技术的推广，指导和督促各部门节能措施的落实；负责组织对高耗能设备监测分析，并编制年度节能技改规划，督促节能技改措施的落实；负责监督检查企业能源利用情况，编写能源利用率分析报告，定期上报。 3车间（部室）节能小组职责 车间部室节能管理小组由副职任组长，技术员、段长为小组成员，其职责为：负责执行能源管理制度，传达贯彻企业节能工作精神，及时落实企业各项节能工作任务，根据企业节能总体目标制定本车间（部门）节能措施，并组织实施：负责向本车间（部室）职工宣传能源方针和节能意义，及时传达贯彻企业节能工作精神；62、负责制定本车间（部室）节能规划，经公司节能小组审核后，分解落实到人，并监督检查完成情况；定期召开节能工作会议（每月至少一次），研究分析本车间（部室）指标完成情况，并做好记录。 4班组节能管理员职责 班组节能管理员由本车间班长担任，其职责与任务： 严格执行能源各项管理制度和有关规定，及时完成车间（部室）节能领导小组安排的节能工作；正确使用各种用能设备，提高设备效率，完成班组能源定额指标；积极配合车间（部室）做好节能宣传工作。8.4节能措施综述1该项目中所设的循环水系统，在生产过程中提高了水的利用率。2该项目使用制冷工艺是最先进的工艺，具有明显的节能效果。3脱水再生加热采用导热油加热。4大功率电机63、选10KV电源。5选择效率高的机电产品。加强能源的计量，尽量合理分配使用能源。6产品采用氮气保护珠光砂绝热储存LNG保冷效果好。7采用真空套管输送LNG，保冷效果好。8.5节能效果分析及消耗指标根据实际使用量，LNG切割气1公斤可替代1.6公斤乙炔气，本项目年产6.5万吨LNG切割气可替代10.4万吨乙炔气，每生产1吨乙炔气消耗2.1吨焦炭，3600千瓦时电。则本项目年产6.5万吨LNG切割气相当节省标煤：10.436003.6=134784 （吨）10.41042.10.9714=212153 （吨）合计乙炔消耗标准煤346937吨。项目消耗的能量折标准煤如下：8727.413.3=116064、74.4（吨）29603.6=10656（吨）合计折标准煤126730.4实际相当节标准煤量220206.6吨。9 环境影响评价9.1厂址环境条件 本项目位于松原市xx工业集中区内，厂区四周无污染源，该区域的大气以及水源均 未受到污染。厂区四周也无特殊生态保护物种，无名胜古迹及自然保护区。9.2项目建设和生产对环境的影响项目建设对环境的影响 项目建设过程中，特别是土建工程施工期间会有建筑粉尘产生，机械施工也会产生机械噪声会对周围产生影响。项目投产后三废的排放情况 1废气 该项目的大气污染物主要为站内排放的天然气及导热油炉燃煤产生的烟气。 2废水天然气液化过程除循环冷却用水外，其余工序不用水，循65、环冷却水不外排，因此，LNG生产本身污废水产生。但原料天然气中含一定的游离水，游离水在天然气液化工程中会凝固堵塞管道系统。污水成分：CODcr300mg/L Cl2000mg/L石油类： 2000mg/L水量： 336kg/d 3废渣 天然气液化厂内废渣的主要来源是三年更换一次的废分子筛和活性炭。以及一些煤渣。 4噪声 噪声产生于压缩机、泵等运转设备。9.3环境保护措施方案项目建设期间环境保护措施 土建施工期间遇有风较大、又干燥天气应适当在作业场地洒水，减少建筑灰尘的产生，并教育施工工人在机械施工工作中尽量减少噪声产生，不要在夜间进行施工扰民。项目投产后环境保护措施方案 1废气泄露天然气中不含66、硫化氢，排放的额气体符合有关标准，可直接排放。液化厂在生产过程中均采用密闭流程，阀门、管件选用密封性能良好的产品，尽量使用无泄漏产品，在正常情况下无天然气排放。在站场内设有气体检测器，一旦发生意外，及时报警。导热油炉自带脱硫除尘器，排放的烟气达到当地排放标准。 2废水 生产过程需除去的是天然气中的游离水，进口分离器和再生气分离器外排污水排放执行污水综合排放标准的二级标准。建排污池（20m3）收集污水，出油后自然蒸发减容后，用污水罐车运至污水处理厂处理。 3废渣 分子筛和活性炭无毒，也不含其他污染物，可以填埋处理。煤渣可用于制作灰渣砖以及砌块。 4噪声 首先应从源头上控制噪声，选择低噪声设备。对67、压缩机、泵等等设备采用减震基础等措施。 厂区加强绿化，既美化环境又增加了隔声屏障，减少噪声危害。9.4采用的标准 环境空气质量标准 GB30951996（二级） 污水综合排放标准 GB89781996（二级） 城市区域环境噪声标准GB3096-93工业企业厂界噪声标准GBl2348-909.5绿化 根据建筑物防火间距的要求，使得各建构筑物间有较大的空地。建设单位可以待工程竣工验收前后，根据总图要求，在生产区不可建用的空地上，因地制宜种植一些低矮的花草和常绿树木，生产区内场地绿化选用草坪；在生产辅助区，除种植树木之外，可以做水池、亭楼、藤架；在大门口，主要道路交叉处，结合场地设置花坛、小品等，形68、成四季常绿，季季有花香，景观丰富、自然的花园式站区，以美化环境，为文明生产管理提供良好的外部条件。9.6环境影响评价 本项目建成后，由于对废水、废气、废渣、噪声等均采取了有效治理措施，建设单位同时加强建设期间环境保护工作，注意“三个同时”，建成后加强环境治理设施的维护及管理，确保治理效果达到标准，杜绝事故排放对环境造成的危害。本项目可最大限度的控制污染物排放总量，产生的废气、废液、废水满足国家排放标准，从环保角度看该项目是可行的。10 劳动安全卫生与消防10.1危害因素和危害程度分析主要危害因素 项目原料天然气、产品LNG切割气、副产品LPG均属易燃易爆气体。天然气爆炸范围为4.018.0%，69、LNG爆炸范围5.315%，闪点-190，火灾危险类别均为甲类。主要危害因素的物性、特性及危害程度 1生产过程中有毒有害物的物性、特性及危害程度天然气和凝液属轻毒物质，人吸入高浓度的油气可麻醉神经，使人的神经系统收到伤害，严重的可引起强直性痉挛，由于在生产过程中，本装置原料和产品均在密闭的容器和管线内，对操作人员危害的可能性很小，只有在检修时，如不严格遵守操作规程，进入充满高浓度油气的容器中时，才可能发生中毒事故。2噪声危害：生产过程中有传动设备、机械设备的震动可产生噪声，对人体会产生不良影响，如损伤耳膜、使听力下降，严重时引起耳聋。3静电、雷电危害：本项目生产过程中使用易燃、易爆物质，这些可70、燃气体在空气中达到一定浓度遇有静电火花、雷电放电可引发爆炸，火灾等事故。10.2劳动安全卫生防范措施方案原则贯彻“安全第一、预防为主”的方针，安全卫生设施必须执行与主体工程同时设计、同时施工、同时投产的“三同时”的制度，以保障劳动者在劳动过程中的安全与健康，确保长期的安全生产。10.2.2火灾、爆炸防范措施.1站址及总图厂址选择交通便利的城郊结合部，远离居民区。厂区在总图设计上，严格执行建筑设计防火规范和石油天然气工程设计防火规范，保证各建筑物的安全距离。生产区与生产辅助区之间采用非燃烧实体围墙严格隔开。有完整、方便的环形消防车通道和消防车回车场地以及人、车行道。站区总图竖向设计，应保证排水畅71、通，避免形成内涝。选择良好的工程地质条件建站，建构筑物严格按照建筑抗震设计规范和构筑物抗震设计规范处理地基和结构。所有建构筑物及设施均按照地震烈度7级设防。.2工艺设计工艺系统设计均为密闭系统，易燃、易爆物料在操作条件下运行在密闭的设备和管道系统中；可能超压的容器、管线等设置安全阀及放空系统；所有压力容器和设备按国家现行标准和规范进行设计、制造和检验；压缩机等设备选用低噪声型号的产品，不能满足的要求加装消声设备，使噪音小于60db，夜间噪声小于50db；工艺设计中对低温设备及管道采取保冷措施，防止人员冻伤；凡需经常操作、检查的设备均设有操作平台、梯子及操作保护栏杆，平台和框架周围设有扶手、围栏72、和护栏等。装置及配套系统内机泵等转动设备均设有防护罩。.3电气设计本项目及配套系统防雷、防静电接地、工作接地、保护接地均按国家规范进行设计。接地点不小于两处，接地电阻不大于10欧姆；供电电源采用双电源供电方式，电缆使用阻燃电缆，配电间均采用单母线分段运行方式；在防爆区域内电气设备选用防爆电器设备，控制室内装设应急照明，以保证在事故情况下控制室的照明，在控制室设断点延时30min的UPS以确保仪表用电；在防爆区内，电气设备和仪表均选用防爆型产品。.4自控仪表1）仪控系统应能有效地监控成套液化设备的生产过程，确保运行可靠，操作、维护方便，采用中央集中集中监测控制为主，机旁盘和就地仪表监测控制相结合73、的原则。2）为适应工艺流程的需要，仪控系统采用DCS集散型控制系统，主要工艺参数的显示、趋势记录、历史事件记录、报警、控制、打印、制表及流程图画面动态显示等均由集散系统完成。3）中控室监视器采用21彩色CRT，并带有操作员键盘、报表打印等设备。4）净化系统等各机组及各种泵的电机连锁保护均可由DCS系统完成，当工艺参数越限时，能记忆、显示、打印并报警。有关的联锁保护将根据工艺要求，由DCS系统完成启动或停车，打开或关闭阀门，并可进行手动操作设备的开、停和改变运行状态。5）压缩机等设置仪表柜。6）顺序控制所需的电磁阀等。7）分析室设置成套供货的在线分析仪器柜，主要数据送入中控室DCS显示、报警。874、）贮槽根部进出液管道设置启动紧急切断阀，气相管设置降压调节阀；9）在容易积聚易燃、易爆气体的场所设置可燃气体报警器，在可能有泄漏天然气的室内应设自然通风及事故强制通风设施。10）设置紧急停车按钮，事故状态下可以进行安全停车。10.2.3噪声防治措施 在设备选型上选择低噪声设备。有噪声的设备加装消音装置，设计减震基础等，接触噪声设备的工人配备耳塞、耳罩等防护用品。10.2.4机械及坠落意外伤害的防范措施 对高速运转的机械零部件加防护罩、挡板安全围栏等，操作平台及梯子均铺设防滑钢板，并设安全围栏。10.2.5低温冻伤措施 对低温易冻伤人工段，对设备及管道做如保冷等方式的防护措施。10.2.6安全教75、育 对新上岗人员必须经过安全教育，并经考试合格后方可上岗。10.2.7安全卫生机构 设置专职人员负责管理安全卫生工作。10.3消防设施火灾隐患分析 本项目使用的原料、产品均是易燃、易爆的物质，在空气中达到一定浓度，遇到火花或高温可发生爆炸及火灾等事故，因此装置区及罐区均是消防的重点。火灾危险类别装置区、压缩机联合厂房、罐区火灾危险类别为甲类。本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，该项目按储量计算为三级站，可依托松原市消防力量满足消防要求，项目不需自建消防站。消防措施本工程消防设计贯彻预防为主，防消结合的方针。配备专用的灭火器具。LNG站依托城市消防系统可以满足消防要求。站内配置一定数76、量的推车式和手提式二氧化碳灭火器。站内工艺装置设计了气源切断闸和燃气泄漏时自动报警装置。站内设置3-4m宽车道，可以作消防车道。建立消防制度，明确消防责任人，加强消防培训，火灾危险场所设置报警装置和防火警示标志灯，加强对职工进行安全生产、消防知识教育。.1消防用水a消防给水系统（1）消防水量该厂罐区总储量为2000m3，属三级站场，火灾危险等级为甲A类。根据规范规定，厂内按同一时间发生一次火灾考虑，而厂内火灾危险性最大的应为天然气生产装置区和罐区。按照石油天然气工程设计防火规范（GB50183-2006）中有关规定对储罐区及装置区消防水量分别进行计算。根据计算装置区消防用水量按三小时计算为4877、6m3，罐区用消防用水41.9m3。由此可知，发生火灾时，装置区消防用水量最大，一次火灾总用水量为486m3，消防水池储量按装置区消防水量考虑，容积为500m3。（2）消防给水系统消防给水系统包括消防泵房、消防水泵、消防水池、消防管道及消火栓，系统供水压力为0.60.7Mpa，消防用水见消防用水计算表。消防管道沿装置区公路成环状布置，在环状管网上适当位置设置消火栓，每个消火栓设置消防水带箱；为方便检修，消防管道每隔一定距离设有控制阀。b泡沫系统为了有效地控制泄露的LNG流淌火灾，站内设置高倍数泡沫灭火保护系统。采用MPT90移动式高倍数泡沫灭火系统，发泡量为100200m3/min。主要用来覆78、盖保护储罐区、管道、装车台泄露及事故集液池内的LNG，使其安全气化。避免产生危险。c干粉灭火系统在LNG储罐、管道安全阀等气体放空部位，设置干粉灭火系统，一旦排出的气体被点燃，可以采用干粉灭火，避免事故扩大造成危险。d移动式灭火设施按照建筑灭火器配置设计规范（GB140-90 1997年版），对LNG站站内可能发生火灾的各类场所、工艺装置主要建筑物、仪表及电器设备间等，根据其火灾危险性、区域大小等实际情况，分别设置一定数量不同类型（手提式、推拉式）、不同规格（4L35L）的移动式灭火设备，以便及时扑救初始零星火灾。e消防系统主要设备序号名称型号及规格单位数量备注1潜水泵50QW15-15-2.79、2Q=15m3/h，H=15m，N=2.2KW台1用于消防池补充水2消防水池20.010.03.0m座1有效容积V=500m33消防给水泵房20.010.04.8m座14恒压切线消防泵60L/s，H=70m，N=75KW台3一用一备5Y型过滤器DN300 过滤精度20目/寸个36P型过滤器DN300 过滤精度20目/寸个27多功能水泵控制阀JD745X-16 DN200个28室外地上式消火栓SS100/65-1.6套409室外消防水带箱套40每套带消防水带、水枪、消防钥匙等10室外消防器材箱LXBXH=1.50.92.1米个10钢板现场制作11干粉灭火系统ZFP3000干粉储量3T,工作压力180、.6MPa套112推车式高倍数泡沫灭火器MPT90台413推车式干粉灭火器MFT/ABC50台12MFT/ABC35台414手提式干粉灭火器MF/ABC8个3015手提式CO2灭火器MT7个2016阀门井1800mm、H=2.5m座12.2其它消防措施为保障安全，本工程还考虑如下消防措施：1)扑救火灾的根本措施是截断气源，装置的工艺设计已充分考虑了气源切断措施的可靠性和灵活性，以便事故时及时截断气源；2）总图布置、建构筑物及道路的设置均严格执行有关规程、规范。3）各建构筑的防火要求、耐火等级严格按有关规程、规范进行设计；4）装置及建筑采取有效的防雷防静电措施。.3运行管理消防措施 为保证系统安81、全运行，除在设计上采用上述安全防火措施外，管理上应采取以下措施： 1）组建安全防火委员会，随时对安全防火工作进行检查，落实消防措施和组织机构。设立安全防火监督岗，执行以防为主，防治结合的消防方针。对职工进行安全防火教育培训，使职工能掌握正确有效地防火、灭火知识技能，凡在岗职工均应熟练掌握常用灭火器材的使用方法，组成义务消防队、器材组、救护组和治安组。并在当地消防部门指导下，制定消防方案，定期进行消防演习。2）建立健全各项规章制定，如：岗位安全操作规程、防火责任制、岗位责任制、日常和定期检修制度，职工定期考试制度等。3）做好职工安全教育和技术教育，生产岗位职工经考试合格后方可上岗。4）建立技术档82、案，做好定期检修和日常维修工作。5）重要部门设置直通外线的电话，以便发生事故时及时报警。6）设置消防报警器，发生事故时，迅速通知本单位职工和邻近单位，切实做好警戒。7）生产区入口设置（入厂须知）揭示板。生产区外墙和生产区内设置明显的（严禁烟火）警戒板。8）严格遵守国家安全部门和燃气行业安全管理的有关规定。9）对消防设施加强管理和维护，并对运行管理进行监督检查。10）当发现站内管线设备发生泄漏着火时，应及时向消防部门和调度控制中心报警。11）及时扑灭初起火灾：当站内发生泄漏着火时，应迅速使用配置的推车式、手提式干粉灭火器，灵活、机动、迅速地扑灭初起火灾。11 组织机构与人力资源配置11.1组织机83、构 本项目的建设单位为吉林省松原市xx气体有限公司，该公司成立于2003年，组织机构完善，不增加新的机构，故松原市xx气体有限公司原有组织机构不变，只需新增加定员60人。11.2生产值班 1）全站生产为全日班制。非生产时间由安全保卫值班人员负责安全管理。2）直接生产岗位为6小时/班，其余人员为8小时/班。3）站内保卫、值班、消防管理人员全年工作365天。11.3劳动定员本项目LNG站的管理直接隶属于吉林省松原市xx气体有限公司，LNG站人员编制如下表。序号岗位名称管理人员技术人员操作人员辅助人员其他1厂长12部门负责人23工艺工程师24设备工程师25电气、仪表工程师26值班工人（含总控）31784、采购、销售人员58文秘及库房保管等29保安3合计6011.4培训 液化厂涉及的多为易燃易爆的天然气、液化气物质，一旦发生事故，其危害不可估量，同时超低温和高温操作对人体也会构成大的伤害。所以，对新招职工必须进行上岗前培训呢，经考核合格后方可上岗，除此之外，还必须对本站的职工进行不定期培训，培训内容主要包括岗位职责、安全注意事项、安全与防护等。12 项目实施进度12.1建设工期 根据土建工程、设备及安装工作量，确定建设工期为一年。12.2进度安排 1第1年9月可行性研究报批。 2第1年1012月初步设计及施工图设计。 3第1年10月第2年2月设备招标及采购。 4第2年7月土建施工完毕。 5第2年85、8月设备安装完毕。 6第2年9月设备进行调试。 7第2年10月投产。13.投资估算及融资方案131投资估算工程概况该工程为松原市xx气体有限公司日产25万立米LNG切割气项目。工程主要内容包括：主要生产项目、辅助生产项目、公用工程、生活设施、总图运输、厂区工程等。 投资估算依据1)国家发展和改革委员会发布投资项目可行性研究指南及建设项目经济评价方法与参数第三版；2)国家及地方的有关规定；3)建设单位提供的基础资料；4)各专业提供的设计数。建设投资估算1)定型设备购置费均按现行市场价估算，非标设备参照同行业非标设备计价方法及现行制造价格估算；2）设备及安装工程估算，是根据本院相关专业提供的有关工86、艺设备等估算条件采用2009年吉林省安装工程计价定额JLJD-AZ-2009及其相应费用定额进行估算；3）建筑工程费估算，是根据本院建筑、结构专业提供的建筑物、构筑物的估算条件采用吉林省建筑工程计价定额JLJD-JS-2009、吉林省装饰工程计价定额JLJD-ZS-2009及其相应的费用定额进行估算；4）主要材料价格按吉林省定额站吉林省工程造价管理信息提供的材料价格计取；5）预备费按工程费用、其它建设工程费合计的10%计取。6）其他工程费用a）招标服务费：按计价格20021980号文件招标代理服务收费管理暂行办法的通知有关规定计算；b)工程设计费、预算费编制费：按国家计委、建设部关于发布计价格87、200210号文件工程勘察设计收费管理规定计算；c)环境评价费：根据国家计委计价格2002125号文件计算；d)工程监理费：根据国家发展和改革委员会、建设部颁布的发改价格2007670号文件关服务收费管理规定计取；e)联合试运转费按设备及安装费之和的1.5%计取。经计算本项目建设投资为：16938.56万元。具体数据详见总投资估算表。其中：设备购置费: 9800.00万元； 占建设投资的57.86%； 安装工程费: 2550.00万元； 占建设投资的15.05%； 建筑工程费: 930.00万元； 占建设投资的5.49%； 其它工程费: 3658.56万元； 占建设投资的21.60 %。 具体88、数据详见总投资估算表。流动资金估算本工程流动资金估算参考国内同类型企业的实际情况，采用详细估算法进行估算，经计算本工程投产后正常年需流动资金3099.50万元。详见流动资金估算表。项目总投资本项目总投资20038.06万元，其中，建设投资为16938.56万元；流动资金为3099.50万元。项目建设期为1年。13.2融资方案本项目总投资20038.06万元。其中：建设投资16938.56万元全部由建设单位自筹解决，流动资金为3099.50万元申请银行贷款。详见资金筹措及用款计划表。14.财务评价本项目为松原市xx气体有限公司日产25万立米LNG切割气项目。14.1财务评价基础数据选取1）财务价89、格主要产品价格如下（含税价）：LNG切割气： 5000元/吨。LPG ： 3800元/吨。 2)税增值税率按13%、17%计取；城市建设维护税为7%，教育费附加税率为3%。所得税税率为25%。法定盈余公积金、提取公益金、提取任意盈余公积金共按所得税后利润的15%计取.3）建设期本项目计算期为16年，其中建设期1年，生产经营期15年。4）财务基准收益率财务基准收益率按轻工行业规定为12%计算。5）项目计算期财务评价计算期包括建设期和生产运营期，本项目建设期为 1年，生产运营期为15年，计算期为16年。6）生产负荷项目改建投产后第一年生产负荷达到设计生产能力80%，第二年年生产负荷达到设计生产能力90、100%满负荷生产。14.2销售收入及税金估算本项目正式投产后年均销售收入为33041.49万元，上缴税金为3782.06万元，其中上缴增值税1808.22万元、销售税金及附加180.83万元、所得税1793.01万元。利润总额为7172.04万元，企业税后净利润为5379.03万元。具体详见销售收入、销售税金及附加和增值税估算表、利润和利润分配表。14.3成本费用估算1）本项目燃料动力价格以近年内市场实际价格的平均值为基础预测到生产进行定价。2）工资及福利费；全厂定员60人，其中：工人57人，管理人员3人。工人工资16800元/年人；管理人员工资50000元/年人。福利费及其他费用分别占工资91、总额的14%，即年估算额为126.27万元。3）固定资产折旧和无形资产滩销房屋、建筑物折旧年限为20年， 机器设备折旧年限为15年。残值按5%计取。摊销年限，无形资产10年，递延资产5年。4）费用计算a.修理费：每年大修理费占固定资产折旧原值的2%计取。b.制造费用：按可变成本的2%计取。c.企业管理费：按车间成本的2%计取。d. 销售费用：按销售费用的1.5%计取。经计算本项目年均总成本费用为23880.4万元。14.4财务评价指标分析1)盈利能力分析a.财务内部收益率41.45%（税前），大于行业基准收益率12%c.财务净现值33361.91万元（Ic=12% 税前）d.投资回收期3.5992、年（含建设期1年 税前）e.总投资收益率为36.6%。f.总投资利税率45.72%。通过上述指标可以看出本项目有较好的盈利能力。2)不确定性分析a.盈亏平衡分析经计算该项目在达产年份盈亏平衡点32.63%，即企业生产只要达到设计生产能力的32.63%即可达到盈亏平衡。详见盈亏平衡分析图。b.敏感性分析项目基本方案财务内部收益率(税前)为32.63%，可以满足要求，但考虑项目实施过程中一些不利因素的变化对项目效益的不利影响，就销售收入、建设投资、经营成本等变化因素对财务内部收益率、投资回收期和财务净现值影响的敏感程度进行了分析，结果表明，项目对收入的变化最为敏感，影响最小的是建设投资。从敏感性分93、析中可以看出，项目效益对销售价格非常敏感，当销售收入下降10%时内部收益率均高于基准收益率12%，因此产品的价格有一定风险。详见敏感性分析图。14.5财务评价结论从项目总体看，财务内部收益率为35.86%，（税前），大大超过基准收益率12%的要求。从敏感性分析及盈亏平衡分析看，本工程盈亏平衡较低，且在最敏感的因素（价格）向不利方向变化达15%时，内部收益率均高于基准收益率12%，说明本项目有一定的抗风险能力。综上所述，本项目具有投资合理，对科技发展效果明显。其社会效益十分显著。因此本项目是可行的。15 项目招标情况 本项目实施过程中将严格执行“工程建设项目可行性研究报告增加招标内容以及核准招标94、 事项暂行规定”（中油计划字2001103号文件转发的“国家发展计划委员会2001年第9号令”） 对建筑项目的技术、设计、勘察、施工、监理以及重要设备、材料等采购活动拟采用公开招标或邀请招标的方式。具体招标见项目招标基本情况汇总表。目招标基本情况汇总表项目招标范围招标组织形式招标方式不采用招标方式招标估算金额（万元）备注全部招标部分招标自行招标委托招标公开招标邀请招标勘察设计438.24建筑工程930.00安装工程2550.00监理218.60设备9800.00情况说明16 风险分析及防范对策 1市场风险 但随着生产力的发展和社会的进步，人类越来越注重环保、节能、安全、高效，对乙炔气暴露出来的95、弊端和缺陷也有了越来越清晰的认识。本项目生产的最终产品为LNG。LNG是一种清洁能源和重要化工原料，可以取代原始切割气，具有燃烧效率高、燃烧稳定、污染物（如CO、NOx和未完全燃烧物）超低排放等优点，这是各国在近40多年来致力于LNG燃烧研究的原因，它具有高效节能和环保的双重优点，是燃烧的最佳方式和最高境界。未来的燃烧都将倾向于LNG切割燃烧,对于能源的优化利用，实现社会经济的可持续发展和环境保护，意义极为重大,因此其市场前景十分光明。鉴于此，本项目不存在市场风险。 S8m/ cq 2原料风险 松原市为xx油田分公司所在地，吉林油田天然气储量1.4万亿米3，探明1100亿米3，2年内每年新增探96、明700亿米3。今年天然气产量16亿米3，2015年提至30亿米3，预计至2020年，将达到130亿至140亿米3，由此可以看出项目不存在原料风险。 3工艺、设备技术风险 本项目选用的工艺技术先进，国内已有较小规模的装置采用该技术生产PNG切割气并已投入生产运行稳定。目前国内采用这种工艺的技术的同等规模的工业装置在很多城市使用投入运行，只要委托有经验的工程设备公司对装置进行精心设计、精心施工和精心操作，即可降低本项目的工艺、设备、技术风险。另外，也可考虑国外专利商合作或直接引进国外先进、成熟、可靠的工艺技术，把本项目的工艺、设备、技术风险降至最低。因此，本项目不存在技术风险。 4工程建设及进度97、风险 影响工程建设及进度的因素较多，主要来源与管理者和工作人员的失职和不称职、管理粗放松懈、质量进度失控。要防范这种风险就得加强项目管理。项目组的领导和主要骨干必须由既具备必要的技术背景和管理知识又具有这方面实际工程经验的人员但热，在具体项目实施过程中严格质量管理和进度控制，建立一套有效地进度监控体系，随时发现问题、解决问题，将风险化解在苗头中，这就能将进度风险降低到最低程度。在工程建设的土建进度安排上，一方面要尽可能避开寒冬季节，一方面要采取冬季施工的特殊措施。5政策风险：国家为实施振兴东北大开发制定了一系列的优惠政策，其财务方面的优惠政策实施至第1年。鉴于东北沿海地区的“经济特区”和“沿海98、四个开发城市”的优惠政策自公布实施至今已近二十年未变的实际情况，因此，国家给予振兴东北大开发的优惠政策是长期有效的。17 结论与建议17.1结论 1本工程属环保项目，所采用的技术先进、成熟、可靠。工程的实施将大力促进工业切割气行业的经济持续健康发展，有效改变焊割气体行业能源结构、减少污染、提高环境质量，由于代替了乙炔气，每年为社会节约标准煤20余万吨，减少了CO2排放量14万余吨。本项目的建设具有良好的社会效益及环境效益。 2该项目的产品具有良好的市场前景；松原市xx气体有限公司采用稳定可靠的LNG气割气生产工艺技术，进行本项目的生产建设，技术可靠；并且原料来源有保证，因此项目具备必要的建设条件。3项目建成后每年创营业收入33041.49万元，所得税1793.01万元，年净利润5379.03万元，4.22年（所得税前）回收全部投资，项目有很好的经济效益。4项目建成投产后，对废水、废液、废气均做了综合治理，对当地环境不会有较大的影响。综上所述，该项目的实施和建设是可行的。17.2建议 建议建设单位尽快筹集资金，成立专门的项目建设监督管理机构，尽早组织设计和施工，并提前做好产品宣传工作，待项目建成后产品能尽快进入市场，早日发挥效益。