1、XXXX项目可行性研究报告XX有限公司2006年5月目 录第一章总 论一、项目概况二、业主简介三、项目所在县情况简介四、编制主要依据及范围五、项目主要技术经济指标六、简要结论及建议第二章项目背景及必要性一、项目背景二、项目建设的必要性三、项目优势第三章市场预测一、产品主要用途二、产品市场供需预测三、产品市场供需平衡四、产品目标市场分析五、价格现状与预测六、市场竞争力与营销策略第四章生产规模与产品方案一、生产规模二、产品方案第五章场址条件一、厂址所在位置现状二、气象条件三、工程地质、水文和地震烈度四、公用工程条件五、厂址选择第六章装置工艺技术选择47一、原料及产品组分分析47二、装置工艺技术选择2、48三、生产工艺流程简述54四、物料平衡58五、主要工艺操作条件59第七章自动控制61一、控制系统主要功能61二、控制系统构成62三、采用的规范、标准64第八章设备选择66一、静设备选型原则66二、机械设备选型原则67三、其它主要设备表71第九章消耗指标及节能措施一、消耗指标二、能耗分析及节能措施三、工艺装置节能技术第十章装置布置一、装置设备平面布置二、装置内管道及附件材料第十一章环境影响评价一、场址环境条件二、项目对环境影响三、环境保护标准四、控制污染的初步方案五、环境保护投资六、环境影响分析第十二章职业安全卫生一、职业危害因素及其影响二、安全卫生防范措施三、设计中采用的主要技术标准四、职业3、安全卫生投资第十三章消防设施一、消防体制及设置原则二、工程概况三、消防设施配置四、设计执行的消防法规、规范及标准第十四章经营管理一、项目建设管理二、项目运营管理第十五章项目实施进度一、建设工期二、项目实施进度安排三、项目实施进度表第十六章招标方案第十七章投资估算及资金筹措一、投资估算二、资金筹措及使用计划第十八章财务评价一、评价依据、原则和假设条件二、基础数据及其测算三、财务分析四、财务评价结论第十九章风险分析一、项目主要风险因素识别二、风险程度分析三、防范和降低风险的对策第二十章社会评价一、对区域经济、社会的影响二、社会评价结论第二十一章结论与建议一、主要结论二、建议附表:附表1：投资估算表4、附表1-1：流动资金估算表附表2：投资计划及资金筹措表附表3：收入及税金测算表附表3-1：收入预测表附表4：总成本费用测算表附表4-1：外购原辅料费用测算表附表4-2：外购燃料动力费用测算表附表4-3：工资估算表附表4-5：固定资产折旧、无形资产及递延资产摊销计算表附表6：利润测算表附表6：现金流量表(全部投资)附表7：敏感性分析表附图:附图1：内部收益率敏感性分析附图2：项目地理位置图附图3：平面布置参考图附件:附件1：企业法人营业执照副本（XXXX能源有限责任公司）附件2：企业法人营业执照（XXXX集团）附件3：企业法人营业执照副本（XXXX集团）附件4：中华人民共和国组织机构代码证（XX5、XX集团）附件5：税务登记证（XXXX天然气集团有限公司）附件6：关于天然气液体燃料项目的招商引资合作协议书附件7：选址意见通知书（XX规选（2005）XX字第XX号）附件8：建设用地规划许可证（XX地证（2005）XX字第XX号）附件9：LNG项目原料天然气长期供应合同附件10：电力需求及函复XXXX项目可行性研究报告第一章 总 论1、 项目概况（一） 项目名称：年产20万吨天然气液体燃料（LNG）项目（二） 建设性质：新建（三） 项目业主：XXXX能源有责任限公司（四） 法定代表人：XX（五） 建设地址：XX市XX县XX镇（六） 生产规模：设计规模年产20万t/a，日产625t/d，年开工6、时数7680小时。（七） 项目总投资：本项目总投资（折合人民币）29550.75万元，其中工程费用23377.98万元，工程建设其他费用2300.92万元，基本预备费1283.95万元，涨价预备费233.78万元，流动资金2354.12万元。工程费用中，液化成套设备需成套引进，混合致冷剂及其他助剂需进口，需要美元外汇约2400万美元。（八） 资金筹措：项目资金由企业自筹29550.75万元；其中外汇额度：申请办理2400万美元。（九） 建设周期：2006年6月2007年8月（15个月）2、 业主简介XXXX能源有限责任公司是XXXX集团在XX的全资控股子公司，公司成立于2006年6月20日。主7、要经营范围为：加工、销售：液化天然气、压缩天然气；压缩天然气加气站的投资建设；制造、销售：天然气设备；货物进出口经营。XXXX集团是一个集产品化、产业化和资本化运作为一体，以工业产业燃气产业为主导发展产业，同时发展燃气关联企业、饭店旅游业、房地产业以及产品制造业，是新型的、多元化的民营股份制企业集团。综上所述，XX集团是具有在天然气项目中集资金投资、管理输出、技术装备输出为一体的产业集团。3、 项目所在县情况简介XX,地处XX市中部,XX有四个特点：。4、 编制主要依据及范围（一） 报告编制主要依据1. 中共中央关于制定国民经济和社会发展第十一个五年规划的建议；2. XX市小城镇经济综合开发示8、范镇项目实施细则；3. XX市经济综合开发示范项目建设规划；4. 工程建设相关规范、标准及文件；5. 项目业主关于本项目的建设构想；6. 项目业主提供的其他相关资料。（二） 编制原则1. 认真贯彻执行中国石油化工总公司工厂设计若干规定，本着高起点、高水平、高效益的原则，落实工厂设计模式的改革，减少定员，节约用地。2. 工艺技术选择要做到工艺合理、技术先进、成熟可靠。3. 努力实现系统配套设施的合理分散与集中，使整个工厂设计安全可靠、先进合理。4. 贯彻执行国家关于环境保护和劳动保护的法规和要求。5. 工厂总平面布置，以流程顺畅、紧凑布局为原则，努力缩短物流输送距离、尽量减少占地面积。6. 连续9、生产岗位采用四班配员，三班工作，非连续生产岗位根据工作需要按两班或一班配员。（三） 可行性研究范围本报告通过对项目的必要性进行论证，通过市场分析及对区域资源状况进行分析后，确定建设项目建设规模及产品方案。研究本项目方案的技术可行性、经济可行性、社会可行性，对经济效益和社会效益进行了分析和评价。XXXX有限公司 635、 项目主要技术经济指标项目主要技术经济指标汇总表一产品方案液化天然气29574.4104m3n/d液化石油气7649.28(吨）燃料气14269.44(吨）二投资数据1总投资29550.75 万元1.1固定资产投资27196.63 万元静态投资27196.63 万元涨价预备费2310、3.78 万元1.2流动资金投资2354.12 万元三筹资数据1业主自筹29126.43 万元其中外汇2400.00 万元四经济指标全部投资1税后的财务内部收益率19.41%2税后财务净现值23580.62 万元ic8%3税后投资利润率24.15%4税后投资回收期6.54 年5税前的财务内部收益率28.72%6税前财务净现值46381.88 万元ic8%7税前投资利润率36.04%8税前投资回收期5.17 年6、 简要结论及建议（一） 简要结论本项目总投资29550.75万元，项目市场潜力极大，技术合理，经济可行，具有较好的经济效益和社会效益。1. 项目经济效益本项目正常生产年营业收入647311、1.40万元，年平均利润总额10662.49万元，年增值税2508.62万元，年地方税收2709.31万元。2. 项目社会效益本项目建成后，能向XX周边、长输管线未通达地区、小型 城市或乡镇输供天然气，有利于天然气清洁能源的利用推广，有 利于中小城镇环境保护和社会主义新农村的建设。本项目为XX周边中心城市提供了经济可靠的调峰气源，有 利于缓解中心城镇用气高峰时的用气压力。本项目为XX地区的车用能源提供了一个清洁、经济的液化 天然气燃料，同时可作“液化压缩天然气”使用，能改善加气站 的建设，推广天然气汽车的应用范围。本项目成为垫江地区经营规模最大企业，对垫江地区社会、 经济的发展将有较大的促进作12、用。项目与所在地有较强的互适性，社会可行性良好。综上所述，本项目是可行的。（二） 主要建议鉴于本项目引进世界最先进的美国天然气液化工艺技术，其 成套设备需进口，建议批准给予外汇额度2400万美元。鉴于本项目系天然气清洁能源项目，符合国家重点鼓励产业目录，建议给予设备进口关税和增值税的减免。鉴于本项目正常生产过程中需经常进口混合冷剂、助剂以及进口设备的配件，建议给予企业进出口权。第二章 项目背景及必要性1、 项目背景城市燃气工程是人类文明的重要标志，而燃气事业的发展有赖于燃气资源的开发。在科技进步以及社会、经济与环境协调发展的要求驱使下，发达国家的城市燃气经历了煤制气、油制气，发展到今天以天然气13、为主，多种燃气资源共存的状况。展望21世纪，人类面临着能源短缺和环境污染的双重压力，这决定着燃气资源的开发和利用必须走可持续发展的道路。据权威专家预测，到2040年左右，天然气产量(折合油当量)将超过石油，其增长势头可持续到2080年2090年，天然气将成为21世纪的主导能源。（一） 天然气液体燃料介绍天然气液体燃料又称液化天然气(Liquefied Natural Gas，简称LNG)被公认是地球上最干净的能源。其制造过程是先将气田生产的天然气净化处理，经一连串超低温液化后，利用液化天然气船运送。LNG主要成分是甲烷，气化后比空气轻，万一泄漏时，很容易扩散至大气中，是一种安全的能源。LNG在14、液化过程中，已将硫、二氧化碳、水分等除去，因此，燃烧时，不会因硫而造成空气污染，是一种干净清洁的能源，且具有很高的热值。LNG液化后体积缩小为气态的1600，便于储存与运输，又可利用海水很简单地将之气化，是非常方便高效率的能源。LNG在常温下约有836焦耳千克的冷能，可用来发电、空气液化及食品冷冻。LNG工厂主要包括天然气预处理、液化、储存、运输、利用五个系统。一般生产工艺过程是：天然气经过净化处理（脱水、脱重烃、脱酸性气体）后，采用节流、膨胀或外加冷源制冷工艺，使甲烷变成液体，其体积缩小625倍左右，成为优质的工业、民用燃料。（二） 国内外发展概况1. 国际状况早在1917 年美国就建造了第15、一个LNG 厂，但当时LNG的主要用途是提取氦。直到1959年英国的“甲烷先锋”号改装船实现了LNG 从美国到英国的跨洋运输之后，LNG 才进入国际贸易阶段。目前，LNG 几乎全部用于跨海的远距离天然气贸易，所以其跨地区的国际贸易量变化可以基本反映其产量的变化。世界LNG贸易量从1964年的8万吨发展到2004年的13182 万吨，40 年间的平均年增率为20.34%。即使以最近十年即从1994 年到2004 年计，年增率也达7.31%。LNG占世界天然气贸易量的份额由1970年的0.3%升至1994年的4.1%，到2004 年（按Cedigaz 的资料测算）高达26.2%。据IEA（国际能源16、署）2004年的预测，到2030年大区间天然气贸易量的一半将是LNG。LNG 已成为油气生产和贸易中增加最快的商品，并正以“青年期”特有的生命力持续发展着。经过几十年的比较、摸索、开发、研究和实践，各国专家普遍认为：天然气具有资源丰富，分布广泛、价格低廉、燃烧排放物污染小等优点，是最为理想和现实的选择。2. 国内状况我国天然气的生产和消费近年来发展迅速，但生产量小于需求量的趋势已经凸显。中国每年各种燃料缺口约6000万吨，特别是东南沿海经济发达省份更为严重。因此，国家有关部门正在设法解决这一问题，许多国外公司也力图通过各种方式参与中国市场竞争。据世界能源机构预测，鉴于LNG的清洁性能，LNG在17、中国，尤其在发电和民用燃料方面将有巨大市场。根据中国海洋总公司可行性研究报告，从东南亚等地引进LNG具有一定现实性。据该报告称中国的第一个LNG终端将建于广东省深圳市，为珠江流域供气。该项目现已被中国国家计委批准建设，一期工程可建成LNG进口能力300万吨/年，二期工程再建设300万吨/年，投资约一百亿人民币。第二、第三个终端于2002年动工兴建于上海和福建，现正在规划当中。各站规模约为200-600万吨/年。2020年长江三角洲和珠江三角洲可达500-600万吨/年。液化天然气引进总规模，2010年为60亿立方米，2020年达到200亿立方米。20世纪90年代初，中科院等单位在四川绵阳，吉林18、油田建设两座LNG装置，生产能力分别为0.3m3/h，0.5m3/h。20世纪90年代中期，长庆油田，建立一座处理量为3万m3/d的小型LNG工厂。20世纪90年代末，上海建成处理能力10万Nm3/d的LNG加工厂，作调峰使用，由法国燃气公司提供技术，采用混合制冷剂（CII）工艺。2001年，中原油田在河南濮阳建成处理能力为15万m3/d的LNG加工厂，采用丙烷和乙烯阶式制冷液化流程，主要用于城市和汽车代用燃料。2003年，新疆广汇公司，在新疆鄯善县建成处理量为150万m3/d的LNG加工厂，主要供应东南沿海城市的天然气使用。2004年，内蒙鄂尔多斯正式筹建处理量为100万m3/d的LNG加工19、厂，作为城市和汽车代用燃料，目前尚未投产。 综上所述，国内主要天然气生产地，均地处偏远，除了管道输送外，天然气广泛使用受到限制，因此，均开始筹建LNG加工基地。然而，XX地区尚未有规模的LNG加工厂，这将影响天然气的推广。国内LNG产业正处于起步阶段。四川绵阳、吉林油田、长庆油田等先后建成了小型试验装置；胜利油田的LNG工程也处于意向之中。但这些装置处理量都较小，采用的技术还不很成熟，形不成商业规模。其主要技术参数见表：国内LNG工程基本情况表序号项 目四川绵阳吉林油田长庆油田1装置基本参数(1)原料气量(104m3n/d)4.21.52.5(2)液化天然气量(104m3n/d)0.450.720、52.0(3)液化率(%)9.35080(4)进气压力（MPa）4.01.04.0(5)外输 压力(MPa)0.8-(6)自耗气量(104m3n/d)00.750.52投产日期1995.71996.11建设中3工艺方式膨胀氮气循环制冷气波制冷膨胀制冷上海市输气公司已与法国SOFREGAZ公司合作，采用国外混合制冷液化工艺技术，由平湖油田向浦东供应居民燃气，建设一座LNG调峰站，用于该市的天然气调峰。生产规模10104m3n/d，已于1999年年底投产。中原石油勘探局购买法国索菲公司的工艺，在濮阳市建设一座15104m3n/d液化天然气工厂。该厂由洛阳石化工程公司进行工程设计，已于在2001年921、月底顺利投产。这为其它LNG工程实施积累了经验。与此同时，洛阳石化工程公司正在为河南郑州、商丘等地，山东济宁和北京市规划设计LNG网络、加气站、气化站等工程，现部分项目已进入实施阶段。（三） 液化天然气优点（1）天然气液化后便于进行经济可靠的运输。用专门的槽车、火车等，将LNG运输到销售地，比地下管道输气可节省大量投资，而且方便灵活，适应性强。用于城市供气，无须铺设城市干线和支线管网，不会破坏城市建设，可节省大量的工程投资，而且经济供气规模范围广。在一座城市内为一个或若干个小区供气都有效益。（2）储存效率高、占地少、投资省。据统计，建成一座1MPa的6座1000m3的天然气球罐的投资，要比建成22、一座相同储量的1000m3的LNG储罐高8倍。（3）有利于城市负荷的调节，生产过程释放出的冷量可以利用。LNG汽化时的冷量，用作冷藏、冷冻、温差发电等。因此，有的调峰装置就和冷冻厂进行联合建设。按目前LNG生产的工艺技术水平，可将天然气液化生产所消耗能量的50%加以回收利用。（4）LNG可用作优质的车用燃料，是替代汽、柴油的最佳选择。与燃油汽车相比，具有辛烷值高、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。LNG用于汽车有两种方式，一是将LNG转化为CNG，称之为LCNG，另一种是直接用于发动机作燃料。（5）生产比较安全。LNG燃点650，比汽油高230多度；LNG爆炸极23、限4.7%-15%，比汽油高出3-4.7倍；LNG密度为0.47左右，汽油为0.7左右；它与空气比更轻，所以稍有泄露立即飞散，不致引起自然爆炸。正因为LNG具有低温、轻质、易蒸发的特性，可防止被人窃取造成损失。（6）有利于保护环境，减少城市污染。压缩天然气汽车与燃油汽车相比，尾气中排出的氮氧化合物下降约40%，碳氢化合物下降约90%，一氧化碳下降80%，二氧化碳下降30%。一般而言，1立方米天然气约相当于1.1公升汽油，天然气价格较汽油便宜。从公交车看，使用天然气比汽油节省40%的费用，维修保养费节约50%。符合国家和有关发展清洁燃料，合理利用天然气资源的要求。2、 项目建设的必要性（一） 能24、源结构优化的需要随着世界经济和科学技术的发展，人类环境保护意识的不断增强，天然气作为清洁能源、重要的化工原料得到越来越广泛的利用。世界各国也把提高天然气在一次能源消费中的比重，作为优化能源结构，实现经济、社会可持续发展的重要途径。就能源结构来讲，如专家所称二十一世纪是天然气的世纪。天然气工业列为“十一五”期间国民经济鼓励发展的重要产业，并制定了遵循多种能源、多种途径、因地制宜、合理利用的能源发展方针，实施了“西气东输”、“海气上岸”、“LNG登陆”、“引进俄罗斯天然气”等的天然气开发利用总体部署，所有这些对调整能源生产、消费结构，加快发展天然气工业，从根本上解决东部沿海和广州地区经济发展对能源25、的需求，改善城市大气环境，将西部地区的能源优势转变为经济优势均具有重要的战略意义。发展液化天然气（LNG）既有利于能源供应方式的多元化，是对“西气东输”工程的一个补充，大大提高天然气的利用程度，从更广的领域加快我国能源结构的优化和调整。同时也对加强国家的能源安全、增强国家的能源储备和社会经济的可持续发展具有重大的政治意义。（二） 地区经济增长的需要西部地区天然气工业发展既符合区域经济协调发展的政策，又符合发展能源工业的政策。国家的一系列决策，是我国培育天然气工业这个新经济增长点提供了政策依据和行动指南。抓住机遇，充分利用国家的重视和支持，和有关方面的优惠条件，把地区的资源优势转变成经济优势，带26、动地方经济的快速发展。发展LNG无疑是地区经济的一个新的增长点，将对提高天然气工业在产业结构中的比重有着重要的作用。（三） 市场发展的需要目前，与世界相比，我国天然气消费水平低，除了国民经济能源结构不合理、消费市场发育缓慢和输气管网建设滞后等原因外，主要由于天然气分布极不平衡，天然气利用大多局限与油（气）田附近和长输管道沿线城市，而对于有着巨大市场需求潜力的众多分散和能源短缺同时又受到长输管道经济输送范围限制的中小型城市用气问题，发展LNG就成为替代管道的一种新的和可靠的的天然气供给方式。3、 项目优势（一） 天然气液化技术已趋成熟天然气液化技术研究始于20世纪初，20世纪40年代建成世界上第27、一座液化天然气装置，1964年在阿尔及利亚建成世界上第一座LNG工厂。目前，LNG技术已成为一门新兴工业在迅猛发展，目前全球，共有基本负荷型LNG工厂19座，67条生产线，调峰型有100多座，二级门站多达175座，产品技术以美国、法国、德国、俄罗斯为著名。天然气液化装置有基本负荷型液化装置和调峰型液化装置，本项目属于基本负荷型，生产供当地使用的大型液化装置。在20世纪60年代最早建设的液化装置，常采用级联式液化流程（也称阶式，复迭式或串连蒸发冷凝式）。常采用这种流程。20世纪70年代，转而采用流程大为简化的混合致冷剂液化流程。中国在中原油田、新疆鄯善县、内蒙鄂尔多斯，已建或在建基本负荷型LNG28、工厂，XX集团自2002年开始，着手进行了LNG技术的储备工作。2002年XX集团技术发展中心进行了LNG加工技术的准备，先后考察了美国、日本、澳大利亚天然气液化技术，掌握了天然气液化加工的主要工艺和设备选型要求。2002年8月，XX集团和澳大利亚菲亚公司进行了“天然气液化加工撬装站”的技术合作。2003年，XX集团派员赴美国天然气液化技术较为著名的BCCK公司学习并洽谈合作。2004年7月，XX集团与美国BCCK公司达成在江苏XX成立“中美合资中国清洁能源技术发展公司”的意向。引进美国BCCK公司小型液化天然气、煤层气加工专利技术。专业从事天然气、煤层气的液化项目技术咨询、工程设计和设备制造29、。XX集团具备设计LNG加工工艺方案、合理配置、国产和进口设备，加工制造辅助设备的技术能力，以保证该项目达到技术经济的最佳状态。（二） 稳定的气源条件本项目采用年耗用天然气3.24亿Nm3，因此，需要筹建在天然气气源产地，或具备稳定、可靠气源保证地区。XX地区具有丰富的天然气资源。由于山地较多，地处偏远，管道铺设输送距离受到限制，投资成本较大，采取就地天然气深加工较为合适，投资所在地应能保证每年的用气指标。（三） 项目实施优势XXXX天然气集团有限公司雄厚的经济实力为LNG项目提供了资金保证。此项目也得到了地方政府部门的大力支持，在征地、用水和用电等方面提供方便条件。（四） LNG产品优势天然30、气液化后便于进行经济可靠的运输。用专门的槽车将LNG运输到销售地，比地下管道输气可节省大量投资，而且方便灵活，适应性强。储存效率高、占地少、投资省。据统计，建成一座1MPa的6座1000m3的天然气球罐的投资，要比建成一座相同储量的1000m3的LNG储罐高8倍。有利于城市负荷的调节，生产过程释放出的冷量可以利用。按目前LNG生产的工艺技术水平，可将天然气液化生产所消耗能量的50%加以回收利用。LNG可用作优质的车用燃料。与燃油汽车相比，具有辛烷值高、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。LNG用于汽车有两种方式，一是将LNG转化为CNG，称之为LCNG，另一种是直31、接用于发动机作燃料。生产比较安全。LNG燃点650，比汽油高230多度；LNG爆炸极限4.7%-15%，比汽油高出3-4.7倍；LNG密度为0.47左右，汽油为0.7左右；它与空气比更轻，所以稍有泄露立即飞散。有利于保护环境，减少城市污染。第三章 市场预测1、 产品主要用途世界上环保先进国家都在推广使用LNG。除了用作发电厂、工厂、家庭用户的燃料外，其中所含的甲烷可用作制造肥料、甲醇溶剂及合成醋酸等化工原料；另外其所含的乙烷和丙烷可经裂解而生成乙烯及丙烯，是塑料产品的重要原料。 此外，超低温的LNG在大气压力下转变为常温气态的过程中，可提供大量的冷能，将这些冷能回收，还可以利用于6种低温用途上32、：使空气分离而制造液态氧、液态氮，液化二氧化碳、干冰制造，利用冷能进行发电，制造冷冻食品或使用于冷冻仓库，橡胶、塑料、铁屑等产业废弃物的低温破碎处理，海水淡化等。其主要用途如下：1作为清洁燃料气化后供城市居民使用，具有安全、方便、快捷、污染小的特点。2作为汽车代用燃料使用。可以肯定，将天然气液化并以液态储运是使它在运输燃料中应用的最经济有效的方法。3作为冷源用于生产速冷食品，以及塑料，橡胶的低温粉碎等，也可用于海水淡化和电缆冷却等。4作为工业气体燃料，用于玻壳厂、陶制品、瓷制品、工艺玻璃厂等。2、 产品市场供需预测我国天然气的输送形式主要是管道运输，其发展基本处于起步阶段，还远未形成覆盖全国的33、天然气管网。其中最为大型的骨干输气管道是“西气东输”工程管道，覆盖大部分华北和华东部分省市，并带动沿线各城市的城市网管建设。四川、XX地区已形成南北半环构成的全长1451千米的环状管道为干线的、比较完整的输、配气管网。其它地区输气管道基本上为气田至用户的直接供气管道。在东南沿海地区，由于经济发展速度较快，人口聚集程度加大，能源需求的上升速度也较快，以往的能源体系已远远不能满足工业和城市居民的需求。中海油集团开发的LNG项目恰好迎合了这种市场需求，从广东到福建、浙江、江苏LNG项目都相继立项、试点并进一步铺陈开来。其中广东LNG项目将于2006年正式投产运营。由于国际油价长期居高不下，全球对更清34、洁能源天然气的需求增长强劲。天然气是21世纪消费量增长最快的能源，占一次性能源的比重将越来越大。预计2010年全球天然气消费量为3110亿立方英尺，天然气在一次性能源消费比例为25%，2050年将达到30%，届时天然气将完全取代石油或与石油持平成为第一能源。我国在天然气的利用方面远低于世界平均水平。全球天然气占总能源消费的24%，而这一比重在我国只有3%，甚至低于印度的8%。预计未来几年内，我国天然气需求增长将快于煤炭和石油，天然气市场在全国范围内将得到发育。预计2010年，天然气在能源总需求构成中的比重约为6%，需求量将达到900亿立方米，2020年，需求量将达到2000亿立方米，占整个能源35、构成的10%。据此预测的天然气需求量与国内今后潜在的、可生产的天然气产量相比还有较大的缺口。因此，天然气行业具有广阔的发展空间。目前，我国能源生产总量及构成如下表所示：我国能源生产总量及构成年 份能源生产总量占能源生产总量的比重 (%)(万吨标准煤)原 煤原 油天然气水 电200010698866.621.83.48.2200112090068.619.43.38.7200213836971.217.33.18.4200315991274.515.12.97.5200418460075.613.53.07.9由上表可见，天然起在能源生产构成中占的比例相对较小。根据以上的分析预测和目前的构成情况36、来看，天然气的增长空间很大，在2010年预计将增加1倍，达到6%的比重，在2010年达到10%的比重，在2004年的水平上增加约3倍。3、 产品市场供需平衡根据下表所示，我国能源综合平衡总体比较平衡，但是存在一定量的差额，能源消费总量大于可供消费的能源总量是主要趋势，预计这一形式在未来一段时间内将长期存在。综合能源平衡表单位: 万吨标准煤项 目19901995200020022003 可供消费的能源总量 96138129535115150144319168487 一次能源生产量 103922129034106988138369159912 回收能 2312176019082043 进口量 1337、105456143311576920048 出口量(-) 5875677690261101712701 年初年末库存差额 -3219-4911097-710-814 能源消费总量 98703131176130297148222170943 在总量中: 1.农、林、牧、渔、水利业48525505578765146603 2.工 业 675789619189634102181119627 3.建筑业 12131335143316101772 4.交通运输、仓储和邮政业4541586399161108712740 5.批发、零售业和住宿、餐饮业12472018289334644116 6.其他 3438、734519572263336816 7.生活消费 1579915745149121703319268 在总量中: (一) 终端消费 94289124252124032140847162882 #工业 63239894738370795143111873 (二) 加工转换损失量 22643634237226123090 #炼焦 905 487322495 炼油 326 78110151092 (三) 损失量 21503289389347634971 平衡差额 -2565-1641-15147-3903-24554、 产品目标市场分析本项目建设在XX市垫江县的澄溪镇。澄溪镇位于XX市东北部，其地39、理坐标介于北纬29383031，东经1071310738。地处长寿、垫江、邻水三县交界处，是国家级试点小城镇，XX市小城镇建设示范镇，XX市文明单位，是XX市经济百强镇和首批启动的45个重点中心镇之一。项目区位优势明显，交通便利，距XX主城区100公里，距长寿深水港54公里，距XX江北机场110公里，川汉路、渝巫路、垫邻路、渝万高速路横贯全境，是至XX的主通道，运输条件十分便利。结合项目具体情况，本项目目标市场确定为项目所在县以及周遍可辐射的地区。根据统计资料，垫江县常住人口如下表所示，垫江县常住人口（20002004年）单位：万人(10 000 persons)地 区Region20002040、01200220032004全 市Total2826.272809.942795.482777.472770.98垫江县Dianjiang County76.5375.8974.8273.6072.71注：资料来自XX市统计年鉴2005资料表明，垫江县常住人口略呈下降趋势。XX市燃气普及情况如下表：燃气普及率（20032004年）项目Item全市区市合计Total Total of Districts (cities)2003200420032004燃气普及率（%）Percentage of Population with Access to Gas (%)60.463.259.563.5注：41、人均数为户籍人口口径。注：资料来自XX市统计年鉴2005根据近几年的燃气普及率来来看，其普及程度并不高，可见地区发展具有极大的潜力。相关城镇供气统计资料如下表：指 标全 市#区市合计2003200420032004城镇供气天然气供气总量（万立方米）124408164414110438135173家庭用量64697660535666652230天然气用气户数（户）1696669173474314572521440259家庭用户1672089169525414464391419347天然气用气人口（万人）512.80548.45437.98458.01天然气汽车加气站（个）29432938液化石油42、气供气总量（吨）88995123332 6251996023家庭用量45433663082402443733液化石油气用气户数（户）359594600552199321396178家庭用户273030355387142730209051液化石油气用气人口（万人）96.84123.4646.0775.14注：资料来自XX市统计年鉴2005燃气建设投资额（20032004年）单位：万元(10 000 yuan)指 标Item20032004公用事业Public Utilities156052266934燃 气Gas Supply2046026909燃气建设投资比率13.11%10.08%注：资料来43、自XX市统计年鉴2005通过对燃气建设投资额（20032004年），发现，近几年燃气投资总体呈上升趋势，但燃气建设投资比率却在下降，可见本地区近年无同类项目上马，不会对本项目造成巨大竞争。本项目在地区具有优势。XX市主要年份能源消费总量单位：万吨标准煤(10 000 tons of SCE)年 份能源消费总量煤 炭天然气油 料电 力20002330.821519.80312.20202.17296.6520012463.681590.43322.51206.20344.5420022532.661638.51331.87213.84348.4420032686.851755.37349.11244、20.81361.5620042937.311832.71351.03373.73379.84分析发现，XX市主要年份能源消费总量构成中，天然气总量构成相对较低，具有极大的提升空间。平均每天主要能源消费量（20032004年）Average Daily Energy Consumption (2003-2004) 品 种Type20032004能源总消费量（万吨标煤/天）Total Energy Consumption (10 000 tons of SCE/day)7.36 8.05 煤炭 Coal4.81 5.02 天然气 Natural Gas0.96 0.96 油料 Oil0.60 145、.02 电力 Electricity0.99 1.04 5、 价格现状与预测（一） 价格现状将天然气液化为LNG后，其性质、用途与液化石油气一样，因其热值价格与液化石油气价格基本相当。但是由于石油价格上涨，液化石油气价格已经上涨到了5000元/吨，因此，可以确定，目前项目所在地LNG价格应为2.00元/m3n2.20元/m3n。（二） 价格预测将天然气液化为LNG后，其性质、用途与液化石油气一样，因此其价格应与液化石油气价格基本相当。该项目的液化天然气平均价格测算（出厂价）为2.0元/m3n（取下限）。6、 市场竞争力与营销策略（一） 向XX周边部分城市供应液化天然气由于天然气热值高、污染小，46、可以以管网形式从异地输送给都市用户，使用方便、安全，供应可靠，使用天然气己成为许多国家能源法和政策的要求。随着我国几个大型天然气气田的相继发现，以及西气东输、陕京输气管线等项目的实施，我国的天然气工业进入了前所未有的大好发展局面，并成为当代中国的朝阳产业，使大部分城市对洁净能源的需求得到缓解。但从近期的过渡期来讲，我国华南、华中、华东的城市依然存在洁净能源紧缺问题。而对天然气管网难以达到的众多中小城市而言，洁净能源的短缺问题将更为严重。本项目正是针对这一状况，将未加利用的天然气经过液化处理，向XX周边、长输管线未通达地区、小型城市或乡镇输供天然气，有利于天然气清洁能源的利用推广，有利于中小城镇47、环境保护和社会主义新农村的建设。（二） 针对XX市调峰储存天然气XX市的用气主要以管道天然气为主，但是为维持可靠、稳定用气，必须至少储备该城市日用气量的310倍燃气以弥补上游停产期以及各冬夏季节不平衡和月不平衡的用气量。如果以气体储存，需要占用大量土地储罐设备，耗资巨大。因此选择LNG储存调峰方式是合理的方式。（三） 液化天然气成为XX市天然气汽车主要燃料由于天然气汽车比汽油汽车，燃料更为纯净，更具有环保优势，再加上世界石油价格猛涨，1Nm3天然气相当于1.1升汽油热值，因此，天然气汽车使用量也不断增加。我国正在大力推行天然气作为汽车燃料。XX当前较多的采用CNG（压缩天然气）方式，而作为CN48、G加气站，较经济、安全的方式，是采用液化天然气气化加压方式，即LCNG。同时，直接采用LNG的汽车也正在发展。第四章 生产规模与产品方案1、 生产规模从目标市场来看，到2010年日用气总量将可达到150104m3/d，预计到2020年，日用气总量可达到200104m3/d。综合考虑市场及气源稳定供气量和供气年限，并考虑到LNG下游配套项目的建设进度和近期的市场需求，本项目设计规模确定为年产20万吨天然气液体燃料（LNG），年开工时数7680小时。2、 产品方案本工程的产品主要有：低温液态天然气（LNG）、重烃凝液。对液态天然气来讲，国外多采用常压储存，国内投产的两套装置分别采用常压储存（上海）49、和0.3MPa带压储存（中原），此外拟建的几座大型LNG接收终端（进口LNG产品）均采用常压储存。考虑到未来LNG产品销售的市场接轨问题，本工程LNG产品的储存宜采用常压储存（0.1MPa,-162）。第五章 场址条件1、 厂址所在位置现状（一） 地理位置和社会情况本项目建设在XX市垫江县澄溪镇。澄溪镇位于XX市东北部，其地理坐标介于北纬29383031，东经1071310738。地处长寿、垫江、邻水三县交界处，是国家级试点小城镇，XX市小城镇建设示范镇，XX市文明单位，是XX市经济百强镇和首批启动的45个重点中心镇之一。建地区位优势明显，交通便利，距XX主城区100公里，距长寿深水港54公里50、，距XX江北机场110公里，川汉路、渝巫路、垫邻路、渝万高速路横贯全境，是至XX的主通道，运输条件十分便利。澄溪镇幅员面积59平方公里，辖7个行政村，6个社区居委会，有人口5.3万人，其中城镇建成面积2.7平方公里，集镇人口2万人，根据2004年城镇总规修编，预计到2015年，城镇规划区面积达7平方公里，集镇人口6万人。根据2002年末统计资料，全县国民生产总值为329203万元，人均收入6899元，人均耕地0.67亩/人，平均亩产383公斤/亩。2003年，全镇实现工农业总产值4.65亿元，其中二、三产业实现产值3.8亿元，比上年增长15%，社会商品零售总额达1.8亿元，财政收入794万元，51、城镇居民年末储蓄余额达2.1亿元。澄溪镇自然资源丰富，闻名遐尔的卧龙河气田储量居全国第三，采输量全国第一，并有亚洲最大容量的增压站。同时，拥有全国唯一集钻井、采集、净化输配与应用为一体的地方性天然气化工企业集团，日输气量45万立方米，年供气量1.5亿方。这里水资源丰富，有日供万吨水厂两座，日供水能力达3.5万吨。垫江第一大河高滩河绕境而过。这里电量充足，拥有35kv变电站一座，日供电能力达9.6万kwh，日变电能力10300kva，并拥有国网云台到沙坪110千伏双回路供电线路。机电加工业在XX地区具有较多的专业生产厂家，澄溪镇有医院一家，距离厂址17公里的垫江县城有县级医院两家，教育投入较快，52、镇上设有澄溪小学，垫江县第八中学，体育设施逐步完善。近年来，澄溪镇重视招商引资，坚持走“工业强镇，商贸活镇，科教兴镇，依法治镇”之路，非公有制经济得以快速健康发展，一大批民营企业茁壮成长，一批重点项目顺利开工建设，掀起了澄溪新一轮发展热潮。其中XX艺发彩色玻璃有限公司、XX卧龙河化工公司等都已发展为规模工业企业。今年XX民生燃气公司、XX赛德玻璃有限公司、XX四杰化工有限公司、XX鼎金金属制品有限公司等一批工业项目也相继落户澄溪。2004年全镇实现乡镇企业总产值51120万元，完成计划102.3%，比去年同期增长31.2%。其中工业总产值43216万元，完成计划108%，比去年同期增长30.453、%。2、 气象条件项目所在地属四川盆地中亚热带湿润季风气候。气候温和，雨量充沛，四季分明、大陆性季风气候显著，春旱冷暖多变、夏热常有干旱发生，秋凉多连绵阴雨。冬冷无严寒。全年平均气温17C。极端最高温为40.9C（1985年8月23日），极端最低气温为-4.4C（1975年12月15日）无霜期为289天。垫江县日照较少，多年平均日照为1261.1小时，最多的时候1963年达1499.9小时，最少的1982年为804.3小时。日照分布夏季最大，占全年总日照数的45.3%，冬季最小仅占全年总日照数的9.33%。垫江县处于东亚季风环境的控制范围。冬季年降水较少，夏季半年降水充沛，历年平均降水量11854、3.1毫米。降水量分布不均匀，山区平均多于丘陵11.1%。一年中夏季半年（5月到10月）平均降水量910.2毫米。占全年的76.9%。夏多冬少，春秋接近，月降水最多的为1982年7月达531.5毫米，最少的为1962年2月仅为0.1毫米。境内常年平均相对湿度为82%，各月之间变化不大，均在954.8974.5百帕之间，与气温有密切关系，夏季气温高，气压低；冬季气温低，气压高。全年平均风速1.3米/秒，以34月最大，月平均1.5米/秒，1月和1012月最小，月平均1.1米/秒。风向多为东北风，年风向频率为21%，以2月最多，可达23%。（一） 气温年平均气温：17极端最高气温：40.9极端最低气55、温：-4.4最热月平均气温：27.8最冷月平均气温：5.9设计最高气温：40设计最低气温：6（二） 湿度湿球温度：35干球温度：37相对湿度：82%历年平均绝对湿度：16.7hpa最大绝对湿度：37.4hpa最小绝对湿度：2.1hpa（三） 气压年平均气压：966.1hpa最高气压：982.1hpa最低气压：946.3hpa（四） 降雨历年平均降雨量：1211.0mm历年各月降雨量（mm）1月20.5 2月20.4 3月44.9 4月114.45月167.4 6月188.3 7月193.7 8月136.69月140.7 10月103.2 11月54.8 12月26.3最大月降雨量193.7mm56、（7月）最大日降雨量及连续天数211.5mm 1天最大时降雨量46.8mm/h该地区暴雨强度（历时及频率关系的暴雨公式）67级年最多/最少雷暴天数：42/28 年平均雷暴天数：36%（五） 风全年主导风向：东北风次主要风向：东东北风年平均风速：1.5m/s最大风速：7级瞬时最大风速：2025m/s设计基本风压值：0.4kpa（六） 日照历年各月日照时数：1月25.4 2月36.1 3月61.9 4月102.95月115.2 6月113.1 7月178.1 8月201.39月111.110月73.7 11月51.8 12月27.3年平均日照时数：1092.7小时历年雾天日数：41天历年（各月）雷57、暴日数：1月0,2月0, 3月1.1,4月3.6,5月4.2,6月4.6,7月5.8,8月5.7,9月1.6,10月0.5, 11月0,12月0历年蒸发量：976.5mm 3、 工程地质、水文和地震烈度（一） 工程地质垫江县出露地层属侏罗系、三叠系地质岩层，土壤分别由侏罗系、三叠系地质岩层风化物和第四系冲积物发育而发，处于川东平行岭谷区，以丘陵为主。项目所在地地表为第四系冲积土，成土母质为河流冲积物，其特点是土层深厚，土酥易耕，地形平坦。本工程拟建场地综合地质环境复杂程度不大，破坏地质的人类活动不强烈，不良地质现象不明显，无滑坡、泥石流等地质灾害。场区内卵石层分布较广，厚度大，力学性能较好，是58、良好的基础持力层，承载力可达180560Kpa。杂填土，厚0.3-3.3米；耕土，厚0.2-0.5米；粘土，厚0.2-0.7米；强化风化泥岩，厚0.41-3.80米；中风化泥岩中厚层状，主要为粘土矿物。（二） 水文地质流入垫江县境内的河流主要有高滩河、大沙河。高滩河是垫江县境内最大的河流，发源于梁平县，从东北流向西南，沿途有支流回龙溪河、卧龙溪河汇入，在高洞处再与大沙河汇合注入龙溪河。高滩河在垫江县境内河长82.8km，流域面各1652K，河宽13-23m，落差61m，境内多年平均流量14.6m3/s，枯水期最小流量5m3/s，年径流量4.56m3/s，占全县水利资源蕴藏量的79.8%。高滩河59、从厂区东面流过，既是该厂的生产用水源，又是废水的直接受纳水体。大沙河是垫江县境内第二大河流，发源于忠县，由东流向西，在高洞处与高滩河汇合注入龙溪河。大沙河境内河长52km，落差52m，境内多年平均流量5.04m3/s，枯水期最小流量2.5m3/s，年径流量1.59m3/s，大沙河是砚台镇的生活饮用水源。场地地下水主要为赋存于第四系砂卵石层中的空隙潜水。场区内地下水位在地面以下1.802.20米。丰枯季节水位变化幅度约1.201.50米；场地地下水对砼和砼中钢筋无腐蚀性。（三） 地震烈度本工程厂址所在区域地震基本烈度为6度。4、 公用工程条件（一） 供电情况常用电源及备用电源有35KV澄溪变电站60、，110KV大雷变电站，220KV垫江变电站。装机容量在3000KVA以下可以用10KV专线供电，300010000KVA，将以35KV出专线供，10000KVA以上将以110KV出专线供。可能提供的出线回路：2目前负荷情况：能满足工程所需。（二） 电讯规划厂附近电话局电话制式：程控交换至本厂中继方式：光纤可提供中继对数：按需提供接入距离：2KM国际通讯的解决办法：电话、传真、INTERNET等多种解决办法（三） 水资源1、全镇供水能力2.5万吨/日，取水点有：大沙河，河堰口水库，主管网直径200毫米、250毫米各一条；本工程取水点选择在大沙河。2、拥有水厂3座，完全能够满足本项目供水要求。561、 厂址选择本项目拟选择的厂址在XX市垫江县澄溪镇的永生村高家湾，东与杜家庄相邻，为山坡地，自然标高在400-430之间。该项目所在区域内无不良地质现象，表面覆土较深（34米），下卧基岩稳定，地质构造稳定，水文地质条件简单，该场地地势比较平缓，地形起伏相对较小，场内无滑坡、泥石流等不良地质现象。冷家河水质分析项目符号化验值项目符号化验值全固物mg/LQG335.9氯化物 mg/LC110.5溶解固体 mg/LRG334.5碱度 mmol/LJD3.1悬浮固体 mg/LXG1.4酚酞碱度 mmol/LJD酚0灼烧减少固体mg/LSG70.75甲基橙碱度mmol/LJD甲3.1灼烧残渣mg/LSC62、263.75铜 ug/LCU2+5电导率（25）us/cmDD350铁 mg/LFe2+0.57PH（25）PH7.82钠 mg/LNa0.78二氧化硅mg/LSiO26.0硝酸盐 mg/LNO330硬度（1/2Ca,1/2Mg）mmol/LYD4.6亚硝酸盐 mg/LNO20.42碳酸盐硬度 mmol/LYD碳3.1碳酸根 mg/LCO320非碳酸盐硬度mmol/LYD非1.5重碳酸根 mg/LHCO3189.1负硬度 mmol/LYD负0硫酸根mg/LSO4290钙 mg/LCa2+131.86磷酸盐mg/LPO430镁 mg/LMg2+31.2含油量 mg/LY0.12酸度 mmol/L63、SD0外观无色透明液体大沙河水质分析项 目符号化验值项 目符号化验值全固物 mg/LQG253.75氯化物 mg/LC113溶解固体 mg/LRG247.25碱度 mmol/LJD2.9悬浮固体 mg/LXG6.5酚酞碱度 mmol/LJD酚0灼烧减少固体 mg/LSG104.75甲基橙碱度 mmol/LJD甲2.9灼烧残渣mg/LSC142.5铜 ug/LCU2+50电导率（25）us/cmDD287铁 mg/LFe2+0.64PH（25）PH7.84钠 mg/LNa1.18二氧化硅 mg/LSiO21.5硝酸盐 mg/LNO33.33硬度（1/2Ca,1/2Mg）mmol/LYD4.1亚硝64、酸盐 mg/LNO20.52碳酸盐硬度 mmol/LYD碳2.9碳酸根 mg/LCO320非碳酸盐硬度 mmol/LYD非1.2重碳酸根 mg/LHCO3176.9负硬度 mmol/LYD负0硫酸根 mg/LSO4249钙 mg/LCa2+117.43磷酸盐 mg/LPO430镁 mg/LMg2+28.1含油量 mg/LY0.04酸度mmol/LSD0外观无色透明液体第六章 装置工艺技术选择1、 原料及产品组分分析原料：来自XX气矿长寿天然气运销部申垭口配气站，需100m3n/d, 原料天然气组成相对稳定，资源充足。原料气的组成如下：表6-1： 组成组分摩尔分数，%组分摩尔分数，%He0.0365、88n C40.003H20.0025neo- C50.0003N20.9099i C50.0007CO21.7596n C50.0005C196.8229C60.0006C20.4166C70.001C30.0399C80.0012i C40.002C90.0005合计100H2S15.2 mg/ m3总硫35.1 mg/ m3产品：为液化天然气（LNG），设计规模年产20万t/a，日产625t/d。产品性质优良，性能稳定，作为新型燃料，符合国家清洁燃料标准，运输 、储存、使用方便，市场前景广阔。表6-2： 组成组分摩尔分数，%CH484.32C2H610.10C3H83.23i-C4H1066、0.29n-C4H100.12N21.94合计100重烃规格如下：表6-3： 组成组分摩尔分数，%组分摩尔分数，%C2H60.07C3H864.67i-C4H1020.19n-C4H1012.47n-C5H121.55n-C5H121.05合计100温度40压力17 kg/cm2 g2、 装置工艺技术选择液化天然气装置主要分为净化和液化两部分。基于上一节对本项目原料气的组分的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，我们做如下的工艺分析：（一） 净化部分净化又称预处理，其目的是将原料天然气中的H2O、酸性气（包含CO2、H2S、有机硫化物）、重烃等杂质除去，同时回收凝析油和轻烃（若原67、料气为干气，则无此步骤）。在这些杂质中，H2O本身是不参加反应的。但在一定的条件下会形成水化物，堵塞管路、设备，影响气流的平稳流动；另外，由于CO2 和H2S的存在，它们会和水形成具有强腐蚀性的酸液，造成设备和管线的腐蚀，有必要脱出；CO2虽然不像H2S一样有毒，但它会降低气体的燃烧热值，同时，在有水的存在时，它会和水形成具有强腐蚀性的酸液，造成设备和管线的腐蚀，有必要脱出；重烃在后续的液化部分会引起固化，因此必须除去；H2S的危害是多方面的。它不但是剧毒气体，而且还能和水形成强腐蚀的酸液，对设备和管道造成腐蚀，因此必须除去；有机硫化物在产品指标中有限制，因此必须除去。各种杂质的控制指标见表668、-4。表6-4 LNG工厂净化控制指标 杂质名称控制指标水0.1 ppm（V）CO250 ppm（V）H2S4 ppm（V）COS0.5 ppm（V）硫化物总量10-50 mg/m3汞0.1 g/m3芳香族化合物1-10 ppm（V）从本液化装置原料气组成可以看出，H2S的含量也已经达到了一般燃料用气（624 mg/m3 本项目气源为15.2 mg/ m3）的要求，为了进一步提高本项目产品的品质，满足更高的使用要求，因此本装置只考虑脱水、H2S和CO2。CO2的脱除方法主要有化学吸收法和分子筛吸附法。其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69、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。因此，在国外近些年已建成的LNG装置中，CO2浓度低于1%的装置多采用分子筛吸附法，CO2浓度大于1%的装置多采用化学吸收法。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。化学吸收法主要有醇胺（包含MEA）、改良热钾碱法（Catacarb法和Benfied法）、砜胺法（Sulf70、inol法）等三种方法，其中第一种为烷基醇胺法的一种，后两种为碱性盐溶液法的两种。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6-5。表6-5 化学吸收方法对比表烷基醇胺法（Amine法）方法脱酸剂脱酸情况应用醇胺法（MEA发）15-25%（重）的-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）的-二异丙醇胺71、水溶液脱硫情况与醇胺法（MEA发）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（Catacarb法和Benfied法）20-35%的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（Sulfinol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72、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胺法较适合。在众多的醇胺中，单乙醇胺（MEA）是一种价格便宜、广为应用的吸收剂，为大多数液化天然气装置所采用。原料气经过脱H2S 和CO2后在液化前要进行干燥处理。干燥脱水的方法有很多，按其原理可归纳为如下四种：表6-6 方法原理应用低温冷凝法借助于水和天然气凝结成液体的温度差异，在一定压力下降低含水气的温度，使其中的水汽和重烃凝结为液体73、，再借助于重烃与水的相对密度差异和互不相容的特点进行重力分离，使水脱出。如果要提高脱水深度，需要有制冷设施，会增加投资和能耗。化学试剂法用可以和天然气中水发生化学反应的试剂与天然气充分接触，生成具有很低蒸汽压的另一种物质。这样可以使水完全脱出。化学试剂再生很困难，工业很少采用。溶剂吸收脱水法利用一些液体物质和天然气中的水发生化学反应，而不与天然气反应，只对水有很好的溶解能力，这样的物质有：甲醇、甘醇等。需要溶剂，使用较广泛。固体吸附脱水法利用某些固体物质比表面积高，表面空隙可以吸附大量水分子的特点进行天然气脱水。脱水后的含量可降到1ppm，这些物质有：分子筛、硅胶、活性氧化铝等。常用于低含水量74、天然气深度脱水。使用广泛。LNG装置多采用分子筛吸附的方法脱水。这是因为这种方法具有吸附能力强、低水汽分压下的高吸附特性以及同时进一步脱除残余酸性气等优点。基于本项目的脱水深度要求，和分子筛吸附法的优点等因素选择两塔分子筛脱水法。综上所述，根据原料气的组成及规格，经过综合比较，本可研报告推荐采用MEA化学吸收法脱H2S 和CO2、分子筛脱水干燥的净化工艺。（二） 液化部分液化部分是LNG装置的核心部分，工艺过程并不十分复杂，主要由天然气预冷及液化和制冷系统两部分组成。开发研制经济实用、性能可靠的换热设备和高效节电、操作简单灵活的制冷系统，一直是LNG生产技术的专利商梦寐以求的目标。各主要公司如75、德国Linde、美国B.V.、法国燃气索菲工程公司等在这方面做了很多研究工作，在传统的复迭制冷、氮制冷、膨胀制冷工艺的基础上开发出了投资低、能量效率高的混合制冷剂工艺，如B.V.公司的PRICO工艺和法国燃气公司的MCR工艺。常见的有以下的一些液化方法：膨胀制冷：主要优点是利用天然气本身压力进行制冷，装置能耗低，设备台数少，投资少；主要缺点是液化率低，对天然气的组成和压力有较高的要求。这种工艺适用与天然气压力较高，甲烷含量较高，天然气气源较充足，资金紧张的情况下选用。三级复迭制冷：是LNG装置最初经常采用的液化工艺，它包含了三个相对独立、互相串联的冷剂循环，可以达到天然气全液化的目的。这种工艺76、投资高，能耗较高，操作复杂，动设备和静设备台数都多。现已基本被淘汰。两级复迭制冷+闪蒸制冷：是将复迭制冷和节流膨胀制冷的工艺相结合，使得液化率比膨胀制冷的液化率有所提高，可达到50%左右，投资和能耗又比三级复迭制冷工艺的投资有所降低。混合制冷：是以多组分的混合制冷剂（N2和C1-C5的混合物）取代传统的单一组分的制冷剂，大大简化了液化单元，提高了操作可靠性、灵活性，强化系统的能量利用，从而实现低能耗、低投资的目的。根据国内外公司的介绍，这几种工艺的对比见表6-7。表6-7 工艺技术对比表工艺制冷系统数量换热器数量复杂程度成本处理压力备注混合制冷11低低低专利技术三级复迭制冷36很高最高高两级复77、迭制冷加闪蒸24高高高氮制冷26高很高高膨胀机1或22中等低高液化率低国内LNG工艺研究尚处于起步状态，几套利用国内研制技术建设的试验装置均未获得成功。目前，国内第一套天然气净化液化装置在中原石油勘探局已基本建成，预计在2001年9月开车。该套装置引进国外的基础设计， 采用丙烷、乙烯复迭制冷工艺，液化率为50%。综上所述，根据本项目的具体情况，本可研报告推荐引进国外混合制冷工艺。3、 生产工艺流程简述液化天然气装置主要包括净化和液化两部分。（一） 净化部分原料天然气进装置先分液，然后经原料天然气压缩机加压至4.91MPa，经空冷器冷却至40过滤后进入胺吸收塔，用MEA将原料天然气中的H2S 和78、CO2除去以满足天然气液化要求。吸收完H2S 和CO2的MEA富胺液从胺吸收塔底出来后降压，然后进入富胺闪蒸罐闪蒸，接着与胺解吸塔塔底出来的MEA贫胺液换热，最后进入胺解吸塔将吸收的H2S 和CO2解吸出来。从胺解吸塔塔顶出来的酸性气体排入大气，从胺解吸塔塔底出来的MEA贫胺液与进胺解吸塔的MEA富液换热后，进入MEA贫胺缓冲罐。装置内设MEA加料罐，MEA循环过程中所损失的MEA和水及消泡剂补入此罐并送至MEA贫胺缓冲罐。从MEA贫胺缓冲罐出来的贫胺液经贫胺冷却器冷却后用泵打至胺吸收塔循环使用。MEA胺液在循环过程中会产生一些易发泡的物质，当系统发泡较严重时，需将胺液通过活性炭罐过滤以除去发79、泡的物质或者将胺液通过胺再生复活器进行再生复活。除去H2S 和CO2后的原料天然气进入干燥器，用分子筛除去原料气中的水和残余溶剂。干燥器设两台，每16小时切换一次进行分子筛再生。再生气选用干燥后的高压天然气。从干燥器出来的部分高压天然气首先降压至1.0MPa，然后用再生气加热炉加热至250，进入需再生的干燥器中将分子筛所吸附的水带走，最后用空冷器冷却后进入燃料气管网。从干燥器出来的天然气已满足液化要求，进入液化部分进行液化。（二） 液化部分净化后的天然气首先在天然气预冷器中用混合制冷剂冷却至-25，进重烃闪蒸罐闪蒸，除去携带的重烃，闪蒸后的气体进入冷箱用混合制冷剂冷却至-161，最后降压至常压80、送入罐区贮存。降压过程中所产生的少量闪蒸气经闪蒸气压缩机加压至0.6 MPa，进入冷箱进行冷量回收后并入燃料气管网。闪蒸产生的重烃进入重烃回收塔进行分离，轻组分返回原料天然气压缩机加压，重组分作为液化石油气送入罐区贮存。本装置所采用的混合制冷剂是一种由N2、C1、C2、C3、C4、C5等多种组分组成的混合物。从冷箱出来的混合制冷剂首先进入混合冷剂压缩机升压并用空冷器冷却至45后，进入混合冷剂分离塔，分离塔塔底物料进入冷箱冷却后节流降压，再进入冷箱，为冷箱提供较高温位的冷量；分离塔塔顶物料进入冷箱冷却后进入混合冷剂一级分离器进行气液分离，分离后的液体返回混合冷剂分离塔作为回流，分离后的气体进入压81、缩机进一步升压，升压后的气体经空冷器冷却后，进入冷箱冷却至-20，然后进入混合冷剂二级分离器进行气液分离，分离后的液体进入冷箱进一步冷却，然后节流降压，再进入冷箱，为冷箱提供中等温位冷量；分离后的气体也进入冷箱进一步冷却，然后节流降压，再进入冷箱，为冷箱提供低温位冷量。从冷箱出来的已换完热的混合冷剂进入压缩机循环使用。工艺流程示意图如下：图6-1：预处理流程示意图图6-2：干燥流程示意图图6-3：液化流程示意图4、 物料平衡装置物料平衡见表4-4。表4-4 物料平衡表104m3n/d104m3n/hkg/h备注进料天然气1004.1736250合计1004.1736250出料LNG92.42382、.8533306重烃（液化石油气）2.770.116996BO气4.630.191858作燃料，热值4000kcal/m3n酸性气0.140.00678排大气合计92.424.164362375、 主要工艺操作条件（一） 净化部分1. 压缩机表6-8 原料天然气压缩机操作条件序号名称入口温度入口压力MPa(abs)出口温度出口压力MPa(abs)1一级280.92004.912. 塔 表6-9 塔操作条件项目胺吸收塔胺解吸塔塔 顶40.8115.1温度塔 底41.3121.8回流罐48.9进 料40110压力塔 顶4.850.17MPa塔 底4.860.18Abs回流罐0.13回流比（重量）383、70备注回流量/塔顶产品量3. 干燥及再生条件干燥温度：40干燥压力：4.7 MPa(abs)再生温度：250再生压力：1.0 MPa(abs)（二） 液化部分1. 压缩机表6-10 混合冷剂压缩机操作条件序号名称入口温度入口压力MPa(abs)出口温度出口压力MPa(abs)1一级270.291301.722二级101.6844.55表6-11 闪蒸气压缩机操作条件序号名称入口温度入口压力MPa(abs)出口温度出口压力MPa(abs)1一级-1640.1-800.252二级-800.25-460.62. 塔 表6-12 塔操作条件项目混合冷剂分离塔重烃回收塔塔 顶33.6-28温度塔 底484、4.765回流罐-34进 料-43压力塔 顶1.61.75MPa塔 底1.71.8Abs回流罐1.7回流比（M）4备注回流量/塔顶产品量3. 天然气节流表6-13 天然气节流主要操作条件序号名称温度压力MPa（abs）1一次节流-1610.35第七章 自动控制1、 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LNG工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85、曲线。可定期打印各种生产报表。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，并可自动/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。2、 控制系统构成LNG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5台（包括工程师站1台、操作站2台、ESD控制2台），均具有组态功能，互为备用。3台打印机，86、互为备用。为了保证控制系统连续可靠的运行，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LNG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。（一）过程控制系统（DCS）过程控制系统通过对LNG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。PCS系统在结构上分为过程控制层和操作管理层。过程控制层由I/O控制站（PM）、通讯接口模块（CM）和网络接口模块（IM）等组成。操作管理层由通用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87、总线上的每个设备是一个节点，节点之间可以进行点到点的通讯。（二）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。LNG工厂ESD系统设置为事故安全型，ESD系统共分为4级：1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）外全部关停。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动。ESD-1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。关断信号将自动传送到中心平台触发相关的关断。2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漏引起。它可由88、操作人员手动启动，也可以由火气控制逻辑自动启动。除能执行本级关断的特殊功能外，ESD-2关断将能触发ESD-3及ESD-4级关断。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。3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关断将能触发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。4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89、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，只能引起本级别及所有相关的较低级别的关断。（三）火气探测与消防系统（F&G）利用火焰探头、感温探头、感烟探头和可燃气探头及时发现生产过程中出现的火光、热、烟和可燃气体的泄漏，当其超过安全设定时，（F&G）系统将进行报警或启动灭光设备进行灭火操作。（F&G）系统是由I/O模块、逻辑控制器、维护PC、SOEPC、（F&G）控制盘组成。（四）安全监视系统在LNG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，加强工厂的安全保护。3、 采用的规范、标准过程测量和控制仪表的功能及图形符号HG-20505-2000自动化90、仪表选型设计规定HG-20507-2000控制室设计规定HG-20508-2000仪表供电设计规定HG-20509-2000仪表供气设计规范HG/T-20510-2000仪表信号报警、联锁系统设计规范HG/T-20511-2000工业电视系统工程设计规范GBJ115-87火灾自动报警系统设计规范BG50116-98石油化工可燃和有毒气体检测报警设计规范SH3063-1999石油化工企业可燃气体检测报警设计规范SH3063-94仪表配管配线设计规定HG/T20512-2000仪表系统接地设计规范HG/T20513-2000仪表及管线伴热和保温设计规范HG/T20514-2000仪表隔离和吹洗设计91、规范HG/T20515-2000自动分析器室设计规定HG/T20516-2000自控专业工程设计用图形符号的文字代号HG/T20637.2仪表技术说明书的编制HG/T20637.6仪表安装材料的统计HG/T20637.7自控设计常用名词术语HG/T20699-2000可编程控制器系统工程设计规定HG/T20700-2000石油化工分散控制系统设计规范SH/T3092-1999石油化工仪表安装设计规范SH/T3104-2000炼油厂自动化仪表管线平面布置图图例及文字代号SH/T3105-2000输油输气管道仪表及自动化设施管理规定SY/T6324-1997石油及液体石油产品流量计交接计量规程SY92、5671-93液化石油气、稳定轻烃动态计量计算方法SY/T6042-94大型机组控制系统设计规范LNG生产、存储和运输标准NFPA59A-2001第八章 设备选择1、 静设备选型原则（一） 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，故干燥器属于压力和温度循环的疲劳容器，需按JB4732-95钢制压力容器-分析设计标准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装置，对于LNG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。原料天然气过滤器（FI101）和胺吸收塔顶出口过滤器（93、FI102）均采用两级过滤，底部带排污罐。（二） 执行主要标准表8-1压力容器安全技术监察规程国家质量技术监督局2000-01-01钢制压力容器GB150-1998国家技术监督局1998-10-01管壳式换热器GB151-1999国家技术监督局2000-01-01钢制压力容器-分析设计标准JB4732-95压力容器标准化技术委员会1995-10-15钢制塔式容器JB4710-92中国石油化工总公司等1992-12-01钢制焊接常压容器JB/T4735-1997中国石油化工总公司等1998-05-01塔盘技术条件JB1205-81国家机械部1981-07-01压力容器无损检测JB4730-94中94、国石油化工总公司等1994-05-01钢结构工程施工及验收规范GB50205-95国家机械部1995-12-01（三） 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。（四） 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95、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。2、 机械设备选型原则本装置机械部分主要包括原料天然气压缩机组、混合冷剂压缩机组、闪蒸气压缩机组。（一） 原料天然气压缩机组1. 压缩机组详细配置方案和特点比较如下：表8-2：方案一方案二离心压缩机齿轮箱异步电动机往复压缩机同步电动机BCL2D或HHE2935 kW3260 kW3260 kW2496 kW2750 kW1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1096、000X3500，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、维护工作量小。能量转换环节多，效率低。（3）对增速齿轮箱质量要求高。3经济性：单台投资较高，对增速齿轮箱质量要求高，建议引进。1配置：机组配置两台，一开一备。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9000X7000，基础设计复杂。操作简单。结构复杂,易损件多，检修、维护工作量大。（2）流量调节：卸荷器调节,有级调节.能满足工艺负荷大幅度变动的操作条件。能量转换环节少，效率高。3经济性：单台投资较低，可以选用国产机组。本研究报告推荐方案一。2. 单机选型原料气压缩机采用离心压缩机，97、一段（或两段）压缩，可采用沈阳鼓风机厂按引进意大利NUOVO PIGNONE公司技术生产的BCL系列筒型离心式压缩机 , 压缩机轴功率约2935kW,可采用南阳防爆电机厂设计、生产的3260kW增安型无刷励磁同步电机或增安型异步电机驱动，压缩机的轴封可采用干气密封，联轴器采用膜片式联轴器，干气密封、膜片式联轴器、及齿轮箱按引进考虑，机组监测仪表采用本特利3300系列。该机按用户要求，整套机组可按引进考虑。可采用意大利NUOVO PIGNONE公司BCL系列产品或美国DRESSER-RAND公司的产品，压缩机的轴封可采用干气密封。采用膜片式联轴器，压缩机轴功率约2935KW,可采用SIMENS或98、ABB公司设计、生产的增安型无刷励磁同步电机或增安型异步电机驱动。（二） 混合冷剂压缩机组1. 压缩机组详细配置方案和特点比较如下：表8-3：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压离心压缩机齿轮箱燃气透平BCLMCLBCLMCL3009 kW约8000r/min8741 kW约8000r/min13060 kW13060 kW10000V3000r/min3009 kW约9000r/min8741约6000r/min1306013060 kW约6000r/min1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13000X4099、00，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。（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：单台投100、资相对较高，建议引进。本研究报告推荐方案一。2. 单机选型压缩机采用离心压缩机，高压压缩机可采用意大利NUOVO PIGNONE公司BCL系列产品或美国DRESSER-RAND公司的产品，低压压缩机可采用意大利NUOVO PIGNONE公司MCL系列产品或美国DRESSER-RAND公司的产品，压缩机的轴封可采用干气密封。膜式联轴器，压缩机轴功率约11750KW,可采用13060kW增安型无刷励磁同步电机驱动或增安型异步电机驱动，由于国内尚未生产过功率如此大的增安型无刷励磁电机，试制、开发虽可降低投资，但还存在一些技术问题需要解决，风险较大，建议整套机组按引进考虑。（三） 闪蒸气压缩机组闪蒸汽101、压缩机采用对称平衡型压缩机，该机可采用意大利NUOVO PIGNONE公司或美国DRESSER-RAND公司设计、生产的对称平衡型往复式压缩机,一级压缩,二列布置，该机最大活塞力约4.2t, 压缩机轴功率约51KW, 可采用SIMENS或ABB公司设计、生产的55 kW增安型异步电机3、 其它主要设备表详见主要设备国产表8-4。主要进口设备表8-5表8-4：主要国产设备表序列 序设备设 备 名 称 规 格介质名称操 作条 件数重量（t）材 质备注号编号温度压力MPa(G)量单重总重一反应器类1V-202A/B干燥器13719144（切线距） 立式内装68.16t分子筛干燥剂天然气404.627102、014016MnR3200.9再生工况2V-203再生气分离器6103352（切线距） 立式内装0.71t活性炭MEA、H2O410.4512.020R703V-205汞脱除器13724572（切线距） 立式内装1.07t硅胶干燥剂271.512.016MnR小计4144二塔T101胺吸收塔137219820（切线距）20块浮阀塔盘 S=500塔顶天然气、CO2404.8511516MnR+塔底MEA、H2O404.860Cr18Ni92T102胺汽提塔91518300（切线距）内装27m3250Y规整填料塔顶MEA、H2O1150.7012516MnR+塔底CO21230.800Cr18Ni103、9小计240三泵和压缩机1P-101A/B胺循环泵CS, 离心式，40 m3/h 484m， 电机功率=60kW胺液700.69MpaG22P-103A/B胺增压泵离心式，40 m3/h 44m，电机功率= 7kW胺液1501.0323P-103A/B汽提塔回流泵SS, 离心式，1.48 m3/h 37m，电机功率= 1kW胺液1501.0324P-104胺收集泵气动式，4.5 m3/h 46m，胺液700.6915C-101进气压缩机cs,设计压力 =5.17MpaG, 设计温度 = 1501小计8序设备设 备 名 称 规 格介质名称操 作条 件数重量（t）材 质备注号编号温度压力MPa(G104、)量单重总重四冷换、换热类设备11121 - E-201再生气冷却器GP122-4-113-16S-23.4/LIa 管程天然气250400.9121.5空气2E101富胺液换热器SS，1.34 MM kcal/h,板式MEA、H2O、CO2401100.51MEA、H2O、CO2121470.43E-102汽提塔回流冷凝器0.72 MM kcal/h管壳式1500.3414E103胺冷却器Bes700-6.4-155-6/19-4I管程MEA、H2O、CO254404.9518.50Cr18Ni9波纹管换热器 B=200壳程循环水32400.416MnR5E-104胺再沸器2.79 MM k105、cal/h管程MEA1壳程循环水6E-304重烃冷却器BES400-4.0-30-6.0/25-4I管程循环水32400.412.510B=200壳程C3C5651.816MnR71131 - E-302冷剂压缩机段间冷却器9.65 MM kcal/h管程N2、C1C465.447.80.54132256空气8E-306开车用热交换器管壳式，0.49Mmkcal/hr管程天然气40-204.5512316MnD壳程16MnDR9E-307冷剂换热器管壳式-185/70 5.17MpaG110E-308CO2冷凝器 管壳式1111151 - E-501蒸发气换热器SS, 套管式管程-185/70106、 1.03/2.411-45/18212E-506 蒸发气再加热器SS, 套管式，0.025MM kcal/h管程-185/70 2.41/3.1121.5-45/18213E-507再生气压缩机出口冷却器CS，管壳式，0.05MMkcal/hr管程1654.8517514E-303冷剂冷凝器5.64MM kcal/h管程1654.4811110壳程20R小计14（台片）序设备设 备 名 称 规 格介质名称操 作条 件数重量（t）材 质备注号编号温度压力MPa(G)量单重总重五容器类1V-102闪蒸罐卧式, 1390 mm 内径 x 5650 mm切线/切线MEA、H20、CO2400.412107、.016MnR2V103汽提塔回流罐立式, 915 mm内径x 3050 mm 切线/切线MEA、H20、CO248.80.0212.00Cr18Ni93V-105胺罐卧式, 1780 mm内径x 6250 mm切线/切线1500.3414V-106胺储罐API-650 型, 1525 mm 内径 x 3050 mm切线/切线700.0115V-107贫胺罐卧式, 1910mm内径 x 4900 mm切线/切线1500.3416V-108收集罐卧式, 1220 mm 内径 x 2300 mm切线/切线700.5217V-301冷剂吸入罐立式, 2184mm内径x 4877 mm切线/切线170108、3.108V-302段间缓冲罐卧式, 2591mm 内径 x 6096 mm切线/切线703.1019V-303冷剂出口分离器卧式, 2896mm 内径 x6096 mm切线/切线1654.48110V-304重烃分离器立式, 915mm内径 x 3000 mm切线/切线-106/704.141111141 - V-401冷剂储罐卧式, 1625mm内径 x 4450 mm切线/切线702.07112V-402乙烯储罐 卧式, 1625mm内径x 6350 mm切线/切线70/-1501.04113V-403丙烷储罐卧式, 1020mm 内径 x 4000 mm切线/切线701.72114 V109、-404异戊烷储罐卧式, 1830mm 内径 x 7200 mm切线/切线700.69115V-504过量重烃分离器CS，立式，762mm内径X3048mm切线/切线93.333.441小计15103.9序设备设 备 名 称 规 格介质名称操 作条 件数重量（t）材 质备注号编号温度压力MpaG MPa(G)量单重总重六过滤器及分离设备1F-101贫胺过滤器滤芯式，290mm内径X2050mm切线/法兰750.6912F-102贫胺活性炭过滤器立式, 1910mm内径X3100mm切线/切线750.6913F-201A/B2粉尘过滤器 滤芯式, 410 mm 内径 x 2000 mm切线/切线110、705.1724F-202A/B粉尘过滤器滤芯式, 410 mm 内径 x 2000 mm切线/切线705.172小计6七其它设备1加热设备 H-101蒸汽锅炉直燃式，2.79 MM kcal/h，2 kW2051.031H-201再生气加热炉CS, 直燃式，0.554 MM kcal/h3205.1712控制系统PLC-202干燥器PLC控制盘13测试仪表说明数量I01测试仪表仪表车间通用仪表工具仪表车间通用仪表工具批1516就地仪表区I01A压力表60I01B压力表（深冷场合）5I02A温度计28I02B温度计（深冷场合）2I03液位变送器20I04液位计（带高低位开关）24I05压力变送111、器20I06差压变送器18I07压力调节器15I08控制阀开关阀20I10A一次温度元件28I10B一次温度元件（深冷场合）3I11温度变送器8I12A压力开关8I12B压力开关 低温场合2I13温度开关5I14流量变送器（孔板）15I15流量变送器（皮托管）2I16流量变送器（可变面积）5I17安全阀424仪表散材编号规格数量1521 - Q01仪表控制和信号电缆批Q02热电阻（RTD）电缆批1522 - Q01电缆穿线管包括弹性管批Q02仪表电缆槽架 电缆槽架的支架批Q04A仪表安装材料卖方供货范围的仪表管件卖方供货范围的仪表管件批Q04B仪表安装材料买方供货范围的仪表管件批1523-Q0112、1A仪表取样管SS, 用于卖方供货范围的仪表批Q01B仪表取样管SS,用于买方供货范围的仪表批Q02B仪表根部阀用于所有仪表批Q03仪表空气分布器批1551 - E01分配变压器批1552 - E01总线输送管批1553 - E01电源控制中心批1554 - E01电机控制中心每个规格有10%的备用批1555 - E02转换器柜批1556 - E01交流分配盘/电源盘批1557 - E01功率因数改进系统批1558 - E01就地控制站批仪表用不间断电源系统（UPS）供电30 分钟1批仪表分配盘（IDB）1批电气散装材料1批照明1批通讯/火灾报警系统1电话系统1条中继线的自动交换机，接线员柜1113、化学实验室设备1批采暖、通风和空调系统用风道1批绝热散材1批表8-5：主要进口设备表序列 序设备设 备 名 称 规 格介质名称操 作条 件数重量（t）材 质备注号编号温度压力MPa(G)量单重总重一塔内件1T105胺吸收塔内件CS (应力释放), 762mm内径150 0.34MpaG252T106胺汽提塔内件CS,滤芯式， 700 mm 内径 x5000 mm切线/切线703.0MpaG20小计45113二泵1P-105胺补充泵CS, 齿轮式，0.9 m3/h 42m，电机功率= 1 kW胺液700.6912P-106段间冷剂泵CS,立式筒泵, 流量：70 m3/h 505m电机功率 = 3114、7kW冷剂70 3.10MpaG23P-107冷剂泵CS, 立式筒泵, 流量：143 m3/h 80m电机功率 = 15 kW冷剂165 4.48barG24P-108主润滑油泵CS, 离心式润滑油15P-109辅助润滑油泵CS，齿轮式，15kW润滑油16P-110C-501润滑油泵CS,齿轮泵润滑油182 2.07MpaG17P-111C-501润滑油泵CS,齿轮泵润滑油182 3.10MpaG1小计9序 序设备设 备 名 称 规 格介质名称操 作条 件数重量（t）材 质备注号编号温度压力MpaG MPa(G)量单重总重三压缩机1C-101进气压缩机CS，centrifugal type天然115、气700.6912C-102冷剂压缩机CS，离心式, 98,800Nm3/h冷剂70 4.4813C-103低压蒸发气压缩机CS, 螺杆式，流量3617Nm3/h电机功率 = 521kW低压蒸发气165 1.6814C-104高压蒸发气压缩机CS, 螺杆式，流量3617Nm3/h，电机功率 = 112kW高压蒸发气1823.11小计4序设备设 备 名 称 规 格介质名称操 作条 件数重量（t）材 质备注号编号温度压力MPa(G)量单重总重四冷换、换热类设备1E114冷剂换热器Al, 钎焊铝制板翅式, 25.78 MM kcal/h-185/70 5.17MpaG12E115润滑油冷却器CS, 116、管壳式， 0.08 MM kcal/h95 1.03 MpaG13E116润滑油加热器CS, 电加热型，1kW24E117润滑油冷却器CS, 管壳式管程-30/182 2.07MpaG15E118蒸发气循环冷却器CS, 管壳式管程-30/182 2.07MpaG121.56E119润滑油冷却器CS, 管壳式管程-30/182 3.10MpaG1757E120后冷却器CS, 管壳式管程-30/182 3.10MpaG21110壳程20R8E121低压蒸发气压缩机润滑油加热器CS，电加热式，1kW 182 2.07MpaG1油加热器小计10序设备设 备 名 称 规 格介质名称操 作条 件数重量（t117、）材 质备注号编号温度压力MpaG MPa(G)量单重总重五过滤器及分离设备1FI101进气过滤/分离器CS,滤芯式，700 mm 内径5000 mm切线/切线天然气、MEA、H20703.0MpaG,18.51716MnR2FI102分子筛过滤/分离器CS, 滤芯式, 410 mm 内径 x 4300 mm切线/切线天然气、MEA、H20703.018.51716MnR3FI105润滑油过滤器CS, 滤芯式,10微米润滑油24FI106润滑油除雾器CS润滑油15FI107润滑油过滤器CS, 滤芯式，15微米润滑油182 2.07MpaG26FI108润滑油过滤器CS, 滤芯式，15微米润滑油118、182 3.1027FI109低压蒸发气压缩机油分离器CS，卧式1822.07MpaG18FI110高压蒸发气压缩机油分离器CS，卧式182 3.1MpaG1小计1155.2六其它设备1火炬系统火炬头1个包括分子密封器、点火器、长明灯、带有火焰检测器、航空警示灯& 点火盘2控制系统（1）集散控制系统（DCS）1 套带有安全仪表系统SIS，2个DCS操作站，1个DCS工程师站，1个SIS工程师站， A3激光打印机1个（2）冷剂压缩机控制盘1 套带有DCS通讯功能，用来监视运行状态,带编程软件和辅件（3）蒸发气压缩机控制盘1带编程软件和辅件3仪表、阀门（1）奥比特（ORBIT）开关阀1批干燥器用,119、配手轮（2）深冷控制阀1批温度低于 150 （3）焦-汤控制阀1批（4）深冷安全阀1批温度低于 150 （5）在线气相色谱仪16 个取样点（6）在线二氧化碳分析仪10-100ppm（7）在线水分析仪10-10ppm（8）便携式气体分析泵（汞）1带30个管（9）特殊不锈钢阀门1批深冷，低于-150 4储罐系统（1）立式潜液泵245KW， 150 m3/hr, 120 m, 带底阀。（2）葫芦及辅件1（3）液位计2（4）压力变送器4（5）压力表1（6）流量变送器2（7）温度热电阻1 套（8）泄放阀热电阻2（9）温度变送器5（10）压力泄放阀28“ X 10” MODEL 93 先导式（12）真空泄120、放阀28” MODEL 96（13）控制阀/截止阀批包括深冷场合阀门（14）球阀批包括深冷场合阀门（15）蝶阀批（16）基础电加热器1（17）阻潮毡2875 M2HLB 800（18）罐底泡沫玻璃砖362 M3HLB 1200（19）玻璃纤维弹性毡54 卷100 厚X 1500 宽X 17000 长（20）密织玻璃布54 卷1500 宽X 17000 长（21）珍珠岩混凝土砌块79- 79 - 年产20万吨天然气液体燃料（LNG）项目可行性研究报告第九章 消耗指标及节能措施1、 消耗指标（一） 原材料消耗1. 原材料规格表9-1：组分摩尔分数，%组分摩尔分数，%He0.0388n C40.00121、3H20.0025neo- C50.0003N20.9099i C50.0007CO21.7596n C50.0005C196.8229C60.0006C20.4166C70.001C30.0399C80.0012i C40.002C90.0005合计100H2S15.2 mg/ m3总硫35.1 mg/ m3温度 40压力 MPa0.92. 原材料消耗本装置天然气液化单元的液化率为95%，天然气收率为91.4%。天然气消耗为：1.09m3n/ m3n LNG。（二） 辅助材料及化学药剂消耗表9-2： 辅助材料及化学药剂消耗表年耗量 t/a一次装填量备注1脱水分子筛44.7688.78t每年更122、换2次2活性炭0.940.94t每年更换1次3硅胶1.401.40t每年更换2次4MEA1451t补充罐不时补充5混合冷剂1472t不时补充（三） 公用工程消耗表9-3： 公用工程消耗表序号名称单位数量备注1新鲜水t/h3间断2循环水t/h558连续 t=83电力220VKW50连续380VKW830连续6000VKW3652连续10000VKW13500连续4净化风m3n/h700连续5非净化风（吹扫用）m3n/h700间断6高压氮气(气密用）m3n/h500间断7低压氮气m3n/h20连续8燃料气m3n/h474间断2、 能耗分析及节能措施（一） 编制依据1、依据国家计委经贸办、建设部资源123、（1992）195号文件关于基本建设和技术改造工程项目可行性研究增列节能篇章的暂行规定和中国石油化工总公司（1992）建设字386号文的通知。2、中国石油化工总公司石油化工项目可行性研究编制规定第九章的内容。3、YJ1029-83 炼油厂设计能量消耗计算方法（试行）。（二） 项目用能特点及节能原则1. 装置用能特点由于本工程要求较高的天然气液化率，只能采用外加机械功的天然气液化工艺，这类工艺能量消耗的特点就是电消耗量大。电消耗的多少直接影响整个装置的能耗，因此如何减少电的消耗是节能的重点。2. 节能原则（1）采用先进可靠的节能型工艺技术（2）采用高效压缩机组（3） 采用可靠的保冷技术（三） 液124、化天然气装置能耗 表9-4 液化天然气装置能耗表序号项目小时耗量能 耗 指 标总能耗单位能耗单位数量单位数量104MJ/aMJ/m3n产品1循环水t/h513MJ/t4.191719.580.072电力KW15445MJ/KW.h12.56155191.366.2030.3MPa蒸汽t/h7.6MJ/t2763.2916800.800.674净化压缩空气m3n/h600MJ/m3n1.67801.600.035氮气m3n/h20MJ/m3n3.3453.440.006燃料气m3n/h202MJ/m3n34.85623.680.227除氧水t/h7.6MJ/t385.192341.960.09合125、 计182532.417.293、 工艺装置节能技术根据液化天然气装置的特点，本装置采取了以下措施：1、采用先进的工艺技术由于本液化天然气装置要求较高的液化率，在众多的液化天然气工艺中，本装置所采用的混合制冷工艺是世界上较为先进的天然气全液化工艺，它的特点之一就是能耗低，并能适应各种原料工况。2、采用冷箱，集中保冷，尽量减少冷损失由于本装置许多设备（特别是众多的换热器）都是在低温下操作，冷量损失的多少将影响混合制冷剂的流量，也就影响到整个装置的能量消耗。本装置采用冷箱，将多个低温设备放在冷箱内集中保冷，保冷效果明显好于各个设备独立保冷。同时，冷箱内设备排放紧密，减短了各设备之间连接的管线，也减126、少了冷量的损失。4、对低温闪蒸汽进行能量回收装置所产生的低温闪蒸汽加压后温度为-46，这部分气体在出装置之前先进入冷箱进行冷量回收，然后再出装置。5、在工艺条件允许的前提下，选用合理的压缩机形式，提高压缩机的效率。XX工程管理（集团）有限公司 第十章 装置布置1、 装置设备平面布置1、 应遵循的标准规范GB50160-92 石油化工企业设计防火规范及1999年局部修订条文。GBJ16-87 建筑设计防火规范（1997年版）。GB50058-92 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范。2、装置设备平面布置的设计原则、布置特点及占地面积在首先满足防火防爆要求的前提下，装置设备平面布置按工艺流程顺序布127、置；采用以管桥为中心，连接两边设备的流程或同类设备集中布置相结合的布置型式。装置布置尽量紧凑合理。尽量减少占地面积。装置仪表控制室、变配电间、维修间、办公楼等布置在装置外，根椐全厂平面统一考虑。3、冷箱、液化天然气储罐等低温设备集中布置在靠近装置边界线处，以缩短低温管道，减少冷损失，节省投资。4、本装置平面布置图没有考虑风向影响，可根据装置所在地风向情况，调整装置摆放方位，以使加热炉位于当地全年最小频率风向的下风向，以降低火灾危险性。2、 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）。(a) 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128、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无缝钢管标准号： GB6479-86T-40 的天然气管道选用：0Cr18Ni9不锈钢无缝钢管 标准号：GB/T 14976-94非低温工艺介质管道选用：20号无缝钢管 标准号：GB9948-88一般公用工程管道选用：20号无缝钢管 标准号：GB8163-87仪表风管道选用：Q235AF+Zn焊接钢管 标准号：GB/T 3091-93 (b) 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 (c) 管子法兰选用原则管子法兰选用 S129、H3406-96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。 (d) 管道阀门选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。(e) 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。(f) 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；130、SH3407-96系列分别选用。2、管道附件（弯头，三通，大小头，等）。（a） 对焊无缝管件选用SH3408-96钢制对焊无缝管件标准系列。（b） 承插焊管件选用SH3410-96锻钢制承插焊管件标准系列。第十一章 环境影响评价1、 场址环境条件（一） 自然环境概况1. 地理位置本项目建设位于XX市垫江县的澄溪镇。地处长寿、垫江、邻水三县交界处，区位优势明显，交通便利，距XX主城区100公里，距长寿深水港54公里，距XX江北机场110公里，川汉路、渝巫路、垫邻路、渝万高速路横贯全境，是至XX的主通道，运输条件十分便利。2. 地形地貌拟建项目所在地地表为第四系冲积土，成土母质为河流冲积物，其特点131、是土层深厚，土酥易耕，地形平坦。拟建场地综合地质环境复杂程度不大，破坏地质的人类活动不强烈，不良地质现象不明显，无滑坡、泥石流等地质灾害。场区内卵石层分布较广，厚度大，力学性能较好，是良好的基础持力层，承载力可达180560Kpa。杂填土，厚0.3-3.3米；耕土，厚0.2-0.5米；粘土，厚0.2-0.7米；强化风化泥岩，厚0.41-3.80米；中风化泥岩中厚层状，主要为粘土矿物。3. 水文地质场地地下水主要为赋存于第四系砂卵石层中的空隙潜水。场区内地下水位在地面以下1.802.20米。丰枯季节水位变化幅度约1.201.50米，场地地下水对砼和砼中钢筋无腐蚀性。4. 常规气象特征项目所在地属132、四川盆地中亚热带湿润季风气候。气候温和，雨量充沛，四季分明、大陆性季风气候显著，春旱冷暖多变、夏热常有干旱发生，秋凉多连绵阴雨。冬冷无严寒。全年平均气温17C。极端最高温为40.9C（1985年8月23日），极端最低气温为-4.4C（1975年12月15日）无霜期为289天。项目所在地日照较少，多年平均日照为1261.1小时，最多的时候1963年达1499.9小时，最少的1982年为804.3小时。日照分布夏季最大，占全年总日照数的45.3%，冬季最小仅占全年总日照数的9.33%。垫江县处于东亚季风环境的控制范围。冬季年降水较少，夏季半年降水充沛，历年平均降水量1183.1毫米。降水量分布不均133、匀，山区平均多于丘陵11.1%。一年中夏季半年（5月到10月）平均降水量910.2毫米。占全年的76.9%。夏多冬少，春秋接近，月降水最多的为1982年7月达531.5毫米，最少的为1962年2月仅为0.1毫米。境内常年平均相对湿度为82%，各月之间变化不大，均在954.8974.5百帕之间，与气温有密切关系，夏季气温高，气压低；冬季气温低，气压高。全年平均风速1.3米/秒，以34月最大，月平均1.5米/秒，1月和1012月最小，月平均1.1米/秒。风向多为东北风，年风向频率为21%，以2月最多，可达23%。（二） 社会环境概况本项目建设在XX市垫江县澄溪镇，是国家级试点小城镇，XX市小城镇建134、设示范镇，XX市文明单位，是XX市经济百强镇和首批启动的45个重点中心镇之一。澄溪镇幅员面积59平方公里，辖7个行政村，6个社区居委会，有人口5.3万人，其中城镇建成面积2.7平方公里，集镇人口2万人，根据2004年城镇总规修编，预计到2015年，城镇规划区面积达7平方公里，集镇人口6万人。根据2002年末统计资料，全县国民生产总值为329203万元，人均收入6899元，人均耕地0.67亩/人，平均亩产383公斤/亩。澄溪镇自然资源丰富，闻名遐尔的卧龙河气田储量居全国第三，采输量全国第一，并有亚洲最大容量的增压站。同时，拥有全国唯一集钻井、采集、净化输配与应用为一体的地方性天然气化工企业集团，135、日输气量45万立方米，年供气量1.5亿方。这里水资源丰富，有日供万吨水厂两座，日供水能力达3.5万吨。垫江第一大河高滩河绕境而过。该镇电量充足，拥有35kv变电站一座，日供电能力达9.6万kwh，日变电能力10300kva，并拥有国网云台到沙坪110千伏双回路供电线路。本项目周围没有珍贵动植物资源以及风景名胜、历史古迹。厂址附近也没有居民区、学校等环境敏感点。2、 项目对环境影响（一） 设计原则1、严格执行国家、地方、行业及企业制定的各项有关环保的标准、规定及规范，做到“三废”治理与工程建设同时进行。2、设计时选用先进、可靠的工艺流程。依靠技术进步采用清洁生产工艺，减少“三废”的排放量。（二）136、 主要污染源及污染物1. 废气装置正常工况下的废气污染源为主要来锅炉房的锅炉烟气、生产LNG装置区的再生气加热炉排放的燃烧烟气以及生产装置及储运系统排入火炬燃烧的烟气。由于锅炉及加热炉所用燃料均为厂区中压尾气管网的天然气。且该天然气为经过净化处理节流产生的天然气，其主要成分为C1C3烷烃，S含量仅为4mg/m3，基本不含杂质，因此经加热燃烧后，烟气中主要成分为CO2、CO、NOx、水蒸汽及少量烟尘。各污染源排放参数见下表：表10-1： 废气排放表序 号排放点废气量m3n/h烟气中主要成分烟囱高度排放去向备注1锅炉房15000CO2、CO、NOx、烟尘大气连续2再生气 加热炉444CO2、CO、137、NOx17m大气间断3火炬70000CO2、CO、NOx、烟尘大气最大量2. 废水1、含油污水主要来自于生产及储运装置区内机泵冷却水、地面冲洗水、压缩机定期排水以及各分离罐排水，最大排放量约7.5t/h，经沉降池沉降后将固体和表面漂浮油层除去（沉降固体为一般固体废物，表面的漂浮油层可作为锅炉房的燃料使用），将除去固体和表面漂浮油层的污水过滤后泵送到生化净化池净化，净化后的水质达到GB8979-96 表2 二级，作为装置冷却循环水循环使用。剩下的不能达到GB8979-96 表2 二级的污水（约3t/h）罐装后送污水处理厂。2、生活污水主要来自厂区内办公楼的生活用水，最大量约2t/h。经化粪后排至138、城市污水排放管网。3、假定净水主要为循环水场排污水，约15t/h。与含油污水一起进行处理后作为循环水使用。表10-2： 废水排放表序号废水类别排放量(t/h)主要污染物浓度(mg/L)排放规律排放去向悬浮物CODcr石油类1含油污水7.52020050间断、最大净化后循环或排至城市污排管网2生活污水27020010连续、最大经化粪后排至城市污排管网3假定净水15-连续、最大净化后循环或排至城市污排管网3. 固体废物 该工程工业固体废物主要为天然气净化工段中干燥器定期排放的废干燥剂、过滤器定期卸放的废活性炭以及制冷机干燥段定期卸放的废硅胶，平均35.235t/a（见表）。由于原料气中几乎不含重金139、属及硫、砷等有害物质，因此，这些固体废物属一般性固体废物，废分子筛及废活性炭可掺入其它材料用于修路的道渣或作为混凝土搅拌材料在建筑施工中使用。废硅胶则可回收。表10-3： 固体废物排放表序号固体废物 类 别组 成一次排放量 t更换时间年/次平均每年排放量(t/a)排放去向1废干燥剂分子筛68234综合利用2废活性炭C0.710.7综合利用3废硅胶硅胶1.0720.535回收合计35.2354. 噪声本工程主要噪声源来自于原料气压缩机(3000KW)和混合冷剂压缩剂(11000KW)，其噪声强度大于85dB(A)。3、 环境保护标准（一） 设计标准和规范1、建设项目环境保护设计规定 （87）国环140、字第002号2、工业企业设计卫生标准 TJ36-793、石油化工企业环境保护设计规范 SH3024-954、工业企业噪声控制设计规范 GBJ87-85（二） 污染物排放标准1、工业炉窑大气污染物排放标准 GB9078-1996 表2、4 二级2、锅炉大气污染物排放标准 GWPB3-19993、污水综合排放标准 GB8979-96 表2 二级3、工业企业厂界噪声标准 GB12348-90 类（三） 环境质量标准1、环境空气总烃评价标准参考采用以色列标准，总烃一次浓度限值为5mg/m3，日均浓度 2mg/m32、地下水质量标准 GB/T14848-93 三类3、城市区域环境噪声标准 GB3096-141、93 3类4、 控制污染的初步方案为了贯彻国家和地方颁布的环境保护法律、法规，在发展生产的同时保护好人类赖以生存的环境，在充分依托现有环保治理措施的基础上，本项目在设计中主要采取了以下的污染防治措施和控制方案：（一） 废气治理措施该工程锅炉房(24t/h)，LNG装置再生气加热炉使用的燃料均为装置自产的中压尾气 (硫含量约4mg/m3)，其主要成分为C1C3烷烃，基本不含杂质，因此经加热燃烧后，烟气中主要成分为CO2、CO、NOx、水蒸汽及烟尘，其污染物指标远远低于锅炉大气污染物排放标准GWPB3-1999以及工业炉窑大气污染物排放标准GB9078-1996的要求。LNG装置及储运系统内各压力142、系统均设置安全阀，设备超压时泄放的可燃烃类气体(主要为CH4)通过火炬燃烧排放，其最大烟气量约7104m3n/h，烟气中含有少量烟尘，对环境影响不大。（二） 废水治理措施合理划分排水系统，分含油污水、生活污水和假定净水三个系统。其中含油污水和假定净水经过净化后的水质达到了污水综合排放标准（GB8979-96 表2 二级），作为装置冷却循环水循环使用，少量不能回收利用的罐装后送污水处理厂。（三） 噪声治理本工程主要声源设备为各类压缩机、机泵和加热炉。部分噪声源值已超过工业企业噪声卫生标准85dB(A)的要求。必须予以治理，以满足标准的要求。根据环境影响报告书的建议，具体治理措施如下设计中采用低噪143、声YB系列电机；对压缩机设置进/出口消声器，并采用电机隔声来降低电机噪声，采用节流阀多节串联来解决节流阀噪声；加热炉采用低噪声火嘴，可降低噪声10dB(A)；通过以上措施，可使厂界噪声满足GB12348-90标准的要求。（四） 固体废物治理该工程工业固体废物主要为天然气净化工段中干燥器定期排放的废干燥剂和过滤器定期卸放的废活性炭，根据同类企业的生产经验，该部分固体废物可与其它材料(水泥、砂子)混在一起用于修建道路或混凝土搅拌材料。这举既可有效地利用这些固体废物，又可避免在厂区内长期堆放而影响环境。（五） 绿化设计按照规定对厂区进行绿化，绿化面积不少于15%。5、 环境保护投资根据建设项目环境保144、护设计规定第七章第二十二条规定的原则，和石油化工企业环境保护设计规范SH3024-95中环境保护投资规定，该项目主要环保设施污水泵及污水管线、治理设施。其环保投资约为210万元。6、 环境影响分析对环境的影响应以本项目环境影响报告书的结论为准，在此只对主要污染因子进行简要分析。1、本工程锅炉及加热炉均使用洁净天然气(硫含量约4mg/m3),烟气中污染物(SO2 、烟尘)较少，估计其对周围空气环境影响不大。2、该工程排放的含油污水经过净化处理后进行选择利用，不直接外排。因此，该工程废水不会对环境造成不良影响。3、该工程噪声源主要为压缩机噪声，经过消声、隔声处置后，预计不会对厂界声学环境噪声明显影145、响。4、该工程固体废物有害物质较少，均为一般固体废物，且可综合利用处置，因此也不会对环境造成影响。第十二章 职业安全卫生1、 职业危害因素及其影响（一） 设计范围本项目为新建项目。主要包括天然气净化液化装置、储运设施及相应的系统配套工程。（二） 生产过程中主要有毒、危险性物料的物性分析本工程生产过程中所采用的物料均为易燃、易爆物质，主要物料的物性分析见下表12-1，天然气净化液化装置中主要危险设备见表12-2 。表12-1 生产过程中主要危险性物料的物性物料名称爆炸极限V%蒸气密度Kg/m3自燃点火灾危险性分类备注甲 烷5%15%0.77580甲液化后为甲A混合制冷剂（C1C5、N2）2.7%146、36%1.29543甲液化后为甲AMEA丙A闪点为93表12-2 天然气净化液化装置程中主要危险设备分析设备名称介质名称温度压力Mpa天然气冷却器天然气混合冷剂三级冷却器 N2 、C1-C584-404.6混合冷剂压缩机N2 、C1-C521.10.29-4.5再生气压缩机天然气400.6-0.8再生气加热炉天然气40-2500.82 生产过程中的主要有毒物料生产过程中主要有毒物料为单乙醇胺。该物质的闪点为93，火灾危险性为丙A类，具有吸湿性的粘稠液体，有氨的气味，人的嗅觉阈为5.07.5mg/m3，属于低毒类物质。长期接触高浓度物质，对人体皮肤和肝脏产生危害。 此外，装置内原料中含有少量硫化147、氢气体，由于含量低于车间最高容许浓度，设计中不需采用特殊防护措施。 3本工程主要贮罐的类型、容量、数量组成见表12-3。表12-3 主要贮罐容量、数量及贮存参数贮罐名称贮罐类型容量（m3）数量（个）温度压力MPa LNG贮罐吊顶双壁贮罐100001-1620.2LNG贮罐卧罐1502常温2、 安全卫生防范措施（一） 设计中采取的主要安全措施厂区布置按功能分区分为天然气净化液化装置、贮罐区、铁路装车、变配电所等辅助生产设施。将火炬布置在厂区的西北角，装置及罐区布置在厂区东侧，其它辅助设施布置在厂区的西侧。装置和罐区四周设有环形消防通道，满足消防需要。各单元及单元内设备布置均满足防火间距要求。（二148、） 工艺过程安全控制 本装置采用DCS系统，不单设控制室，与全厂共用一个中心控制室。中心控制室由DCS、ESD、和可燃气体报警三套系统构成，完成对天然气液化工程全部单元过程的监控及停车联锁。辅助操作台上安装有闪光报警器及指示灯，用于指示关键性的报警参数和泵的运行状态。辅助操作台上按钮用于开停泵及紧急停车。ESD系统为一套三重化容错(TMR)型系统,该系统由控制器、编程终端、事件记录 终端组成。厂区内设有火炬设施，装置或罐区内设备发生超压工况时，安全阀泄放气体均排入火炬内，确保生产安全。装置区、贮罐及装车区内根据生产需要设置气体、火灾和低温检测报警设施。 （三） 建、构筑物防火设计厂区内建筑物的149、耐火等级不低于二级，主要建、构筑物设置两个或两个以上出口。 相邻设备或框架间设置联合平台，并设两个或两个以上的安全通道。（四） 抗震、防雷措施天然气净化液化装置内建构筑物抗震设计严格执行国家抗震规范要求。装置内金属设备、建构筑物及贮罐均设有防雷、防静电接地系统。（五） 安全色及安全标志在装置和系统的危险部位设置警示牌，提醒操作人员注意。（六） 防低温措施低温管线采取适当的保温材料，在生产中可能引起操作人员冻伤的低温设备，采取隔热保护措施。3、 设计中采用的主要技术标准1 石油化工企业设计防火规范GB5016092(1999年版)2 石油化工企业职业安全卫生设计规范SH3047933 爆炸和火灾150、危险环境电力装置设计规范GB50058924 石油化工企业厂区总平面布置设计规范SH3053935 建筑设计防火规范GBJ16-87（1997年版）（2001年局部修 订）6 建筑抗震设计规范GBJ11-89（1993年局部修订）7 建筑防雷设计规范 GBJ5005794（2000年局部修订）8 工业企业噪声控制设计规范GBJ87859 石油化工企业可燃气体和有毒体检测报警设计规范 SH30631999 4、 职业安全卫生投资本工程安全卫生专项投资包括：主要生产环节劳动安全卫生专项防范设施费用和事故应急措施费用。第十三章 消防设施1、 消防体制及设置原则（一） 采用专业消防和义务消防相结合的消151、防体制；消防设施的设置，采用固定式与机动式相结合。（二） 贯彻“预防为主，防消结合”的消防工作方针，针对保护对象的特点，合理地设置消防设施，减小火灾危害，保护人身和财产安全，同时做到消防设施的安全可靠、技术先进和经济合理。（三） 厂区消防供水系统采用独立的稳高压消防供水系统，管网环形布置。（四） 厂区不新设消防站，依托邻近的消防站。2、 工程概况本项目规模为年产20万吨天然气液体燃料（LNG），储运罐区设置情况见表13-1：表13-1： 储罐设置表罐组名称储罐罐组数量罐型介质罐容数量LNG罐组预应力混凝土外壳低温储罐LNG10000m311LNG罐组卧罐LNG150m321卧罐乙烯、丙烷混合冷152、剂80m313、 消防设施配置（一） 消防水泵站1. 消防用水量该厂消防用水量按厂区最大一处火灾用水量考虑，所需消防水流量按装置考虑不小于1080 m3/h，水压为0.71.2MPa，所需消防水储量按储罐考虑不小于5000m3。2. 消防水池根据所需消防水储量的要求，考虑设置两个2500m3的消防水池，消防水池的补充水由新鲜水供给，消防水池的补充水流量不小于110 m3/h。消防水池设置液位指示及高、低液位报警。3. 消防水泵房泵房内设置3台XBD11/160型电动消防水泵，单台水泵流量为576 m3/h，扬程为110m，消防水泵为两用一备。为提高固定式消防设施的消防防护能力及应急防护水平，设153、置稳高压消防给水系统，在泵房内设置了一套消防稳压装置，平时由稳压泵维持消防水管网的消防水压力。当发生火灾时，自动启动消防水泵。在消防水总出水管上设置消防水回流管道及超压排流阀，防止泵出水管道超压。（二） 高倍数泡沫系统高倍数泡沫系统对于减少未点燃的泄漏LNG的气化、控制LNG流淌火灾比较有效。本工程考虑设置两台水轮式高倍数泡沫发生器，两台泡沫比例混合器，泡沫发泡倍数300500倍，发泡量125200m3/min，泡沫液采用3%型高倍数泡沫液。（三） 干粉灭火系统在装置内重点危险部位设置自动固定式干粉灭火系统，该系统包括红外紫外复合报警系统以及干粉喷射系统；通过火灾报警系统以及相应的工艺措施，可154、以对重点部位实施快速灭火。全厂还设有小型干粉灭火器。（四） 全厂消防水管网沿厂区消防道路设置环状的消防水管网，消防水管道上设置SS150-1.6地上式消火栓，并在LNG装置、罐区及装车等重点保护部位设置固定式消防水炮，以提供消防水冷却保护，并配置一定数量的移动式消防水炮，消防水炮可喷直射水流和雾化水流。LNG储罐设置固定式消防水冷却系统。（五） 火灾报警系统全厂除设有可燃气体探测等报警系统外，还设置自动和手动火灾报警系统。中心控制室、配电室等设置了火灾探测器，在装置及罐区等重要设施周围设置火灾手动报警按钮，同时辅以火灾电话报警系统及工业电视监视系统。火灾报警信号显示在消防泵站操作间及全厂中心控155、制室的操作间，中心控制室设置与消防泵房的直通电话及向消防站报警的报警电话。（六） 机动消防车灭火系统由消防道路、消防水管道和机动消防车构成，消防车依托于垫江县及周边城市的机动消防系统。4、 设计执行的消防法规、规范及标准（一） 中华人民共和国消防法（1998）（二） 建筑工程消防监督审核管理规定（1997年3月1日施行）（三） 石油化工企业设计防火规范 GB5016092 (1999年局部修订)（四） 建筑设计防火规范GBJ1687（2001年局部修订）（五） 建筑灭火器配置设计规范GBJ14090（1997年版）第十四章 经营管理1、 项目建设管理（一） 严格执行项目法人制项目在建设过程中，156、项目法人应做好与项目相关协调工作，确保计划的落实，并对整个项目的质量、进度、投资负责。（二） 严格执行招投标制在项目勘察设计、施工、监理、设备采购等重要环节中，依据法律、法规确定招标方式，严格实行招投标。坚持公平、公开、公正原则，择优选定勘察设计单位、施工单位、设备供货单位，引入竞争机制，在保证项目建设质量的前提下，科学地实行降低工程成本、提高投资效益。（三） 严格执行项目监理制应委托监理公司对项目建设实行科学管理。确保项目质量、进度、投资得到有效控制。（四） 严格执行竣工验收制度按照国家相关规范及程序组织验收，并只有在项目竣工验收合格后方可投入使用。及时办理竣工决算，做好项目建设过程中的档案157、收集、整理、归档等工作。（五） 严格项目资金管理建立严格的财务管理制度，加强项目建设的资金管理，设立专门的基建帐户，加强项目资金使用情况的检查和审计，确保所有建设资金都用在项目上。2、 项目运营管理（一） 劳动定员根据项目经营需要，结合实际情况，本项目人员配置如下：表14-1： LNG工厂人员配置方案表名称行政管理技术人员生产人员辅助生产备 注厂长3技术人员3财务人员3销售人员8生产人员20四班仪表工2两班电工2两班维修人员5两班检测化验3装车工6两班库房保管3兼生产服务合计332626总计58如上表所示，项目总定员58人。（二） 人员培训为了更好开展生产，需要对生产管理人员进行技术培训和管理158、培训。本项目人员业主负责技术培训。第十五章 项目实施进度1、 建设工期本项目建设期为：2006年5月-2007年8月。2、 项目实施进度安排根据本项目的主要建设内容和建设条件，保证项目在预定时间内交付使用，实现项目管理的三大目标之一，本项目进度安排如下：2006年5月2006年6月为项目的前期准备工作阶段。主要内容：完成项目方案设计；建设项目可行性研究报告编制及报批，完成初步设计及审批；施工图设计；项目招投标工作。2006年7月2007年8月，逐步分阶段完成项目建设工作，包括：主要生产项目、辅助工程、公用工程等。2007年8月底全面完工。3、 项目实施进度表项目进度计划表 时 间 工作内容45159、678910111212345678编制项目可研及审批 初步设计及审批，施工图设计项目建设招投标主体建设设备采购安装工程辅助工程公用工程竣工验收交付第十六章 招标方案根据中华人民共和国招标投标法、国家发展和改革委员会第3号令工程建设项目招标范围和规模标准规定，以及XX市有关项目招标投标文件的规定，本项目施工等需进行招标。（一）招标范围：包括勘察、设计、施工、监理。（二）招标形式：按照国家招标投标法及有关规定，采用公开招标形式确定施工单位，采用邀请招标形式确定设计、监理单位，设备的采购由业主组织专家进行议标。（三）勘察、设计、施工、监理单位资质要求：勘察单位资质：甲级以上设计单位资质：甲级以上施160、工单位资质：一级监理单位资质：甲级以上（四）招标信息发布：公开招标公告及需公告的信息，至少在一家有资格的媒体上公开发布。（五）招标组织形式：参加投标的施工单位不宜少于五家，参与投标的勘察、设计、监理单位不宜少于三家。设备采购由业主组织专家进行议标。第十七章 投资估算及资金筹措1、 投资估算（一） 投资估算依据1. 中石化(1997)咨字348号文石油化工项目可行性研究报告编制规定；2. 中国石油化工集团公司石油化工安装工程概算指标、石油化工工程建设设计概算编制办法、石油化工工程建设引进工程概算编制办法、石油化工工程建设费用定额、中石化2000建字476号文, 石油化工安装工程费用定额中石化19161、95建字247号文；3. 关于发布工程勘查和工程设计收费标准的通知国家物价局、建设部1992价费字375号文；4. 国家计委关于印发建设项目前期工作咨询收费暂行规定的通知计价格（1999）1283号；5. 中石化关于基本建设投资中暂停计列价差预备费有关问题的通知中国石化（1999）建字29号；6. 2000年XX市建筑工程综合基价表；7. 1999年XX市建设工程费用定额；8. 2000年XX市安装工程单位基价表；9. 2000年XX市安装工程费用定额；10. 2005年XX市建筑工程造价信息；11. 有关建（构）筑物的相关造价估算指标；12. 建设工程费用的相关配套文件；13. 项目业主提供162、的有关设计及政府部门批复资料；14. XX市颁发的有关建设方面的税费规费文件；15. 建设项目经济评价方法与参数（国家计委、建设部）；16. 主要材料设备现行市场价格。（二） 估算范围及内容本项目投资估算范围包括本项目的建筑工程费、设备购置及安装费、其他费用、基本预备费。（三） 投资估算说明1. 工程费用（1） 建筑工程费投资估算中工程费参考同类工艺装置的投资资料，采用主要工程量法估算。（2） 设备购置及安装费设备材料价格及建筑安装费达到2005年水平，包括生产设备的购置、安装及调试等费用。2. 其他费用（1） 土地租金：共210亩；按照每亩10万元价值进行计算；（2） 设备运输措施费：按照设163、备采购量一定比例计算；（3） 压力容器检验费：按照设备采购量一定比例计算；（4） 勘察设计费：按建筑工程费用的1.5%计算；（5） 建设单位管理费：按建筑工程费用的1.0%计算；（6） 工程监理费：按建筑工程费用的1.4%计算；（7） 工程质量监督费：按建筑工程费用的0.28%计算；（8） 招标代理费：按建筑工程费用的0.05%计算；（9） 办公及生活家具购置费：按照设备采购量一定比例计算；（10） 联合试运转费：按照工程费用的5%计算。3. 预备费基本预备费按照有关规定，按照工程费用和其他费用的5%估算，由于建设期间不长，涨价预备费按照工程费用的1%估算。4. 流动资金根据项目运营特点，分项164、估算应收帐款、存货、现金等流动资产以及应付帐款等流动负债，综合估算流动资金。（四） 估算结果本项目总投资（折合人民币）29550.75万元，其中工程费用23377.98万元，工程建设其他费用2300.92万元，基本预备费1283.95万元，涨价预备费233.78万元，流动资金2354.12万元。工程费用中，液化成套设备需成套引进，混合致冷剂及其他助剂需进口，需要美元外汇约2400万美元。(详见附表1、附表1-1) 2、 资金筹措及使用计划（一） 资金筹措根据项目的实施情况和业主的资金安排，本项目建设资金筹措方案如下：项目资金由企业自筹29550.75万元；其中外汇额度：申请办理2400万美元。165、（二） 资金使用计划根据前述项目的建设进度及建设内容，预计项目在建设期第一年需投入建设资金16317.98万元，第二年需投入建设资金11535.49万元，以后年份随规模增加流动资金。（详见附表2）第十八章 财务评价1、 评价依据、原则和假设条件（一） 分析依据1. 国家计委颁发的建设项目经济评价方法与参数；2. 财政部制定的企业会计制度、企业会计制度；3. 国家和XX市有关税、费征收政策；4. 主要材料、产品近期价格。（二） 分析原则1. 本着稳妥谨慎的原则，在计算费用时取上限，在计算效益时取下限，以确保项目经济效益计算的可靠性；2. 遵循动态分析为主、静态分析为辅；定量分析为主、定性分析为辅166、的原则；3. 遵循效益与成本费用计算口径一致的原则。（三） 假设条件假设工程建设内容和规模按预定方案实施，建设进度如期完成，项目建成后经营功能和经营状况达到预期目标，国家、地方宏观经济政策保持相对稳定。（四） 计算方法本项目投入费用和建成后产出的经济效益采用新建项目评价方法。2、 基础数据及其测算（一） 生产规模预测根据项目的实施计划，本项目第一年至第二年上半年为建设期，第二、三、四年按本项目正常经营年份生产能力的20%、60%、80%计，第五年进入正常生产年份。（二） 工程建设期、计算期项目计算期为15年。其中，建设期18个月。（三） 经营收入本项目建成后收入主要包括液化天然气收入、液化石油167、气收入和燃料气收入。1. 液化天然气收入根据各年生产能力综合确定其产量，参照目前市场价格确定其售价。（详见附表4-1）2. 液化石油气收入根据各年生产能力综合确定其产量，参照目前市场价格确定其售价。（详见附表4-1）3. 燃料气收入根据市场可接受价格确定其售价。（详见附表4-1）项目建成后，正常经营年份收入64731.40万元。经营收入测算详细数据见附表4-1。（四） 税金及附加根据中华人民共和国税收征收管理法和中华人民共和国税收征收管理法实施细则本项目适用相关税率如下：详细数据见附表4。序号项目名称税率1增值税1.1销项税13%1.2进项税1.2.1原料13%1.2.2辅助材料17%1.2.168、3燃料动力17%、13%1.2.4修理材料17%2城市维护建设税7%3教育费附加3.5%4所得税33%（五） 成本费用测算项目总成本包括外购原辅料、外购燃料动力、工资福利费、修理费、折旧、摊销、管理费用、销售费用等。1. 外购原材料：详细见附表；2. 外购燃料动力：详细见附表；3. 工资福利费：根据项目经营人员配备情况，估算工资和福利费，福利费按工资总额的14%计算，工会经费按工资总额的2%计算，职工教育经费按工资总额的1.5%计算；4. 修理费：根据类似项目经营规模，采用扩大指标法估算；5. 折旧：本项目形成固定资产按照20年折旧年限平均直线折旧，残值为10%；6. 摊销：本项目形成无形资产169、以及递延资产按照10年折旧年限平均摊销，不考虑残值；7. 污水处理费：根据类似项目经营规模，采用扩大指标法估算；8. 管理费用：根据类似项目经营规模，采用扩大指标法估算，按照年收入的5%算；9. 销售费用根据类似项目经营规模，采用扩大指标法估算，按照年收入的8%算。各年的总成本费用、固定成本、可变成本、经营成本详见附表5。3、 财务分析（一） 项目盈利能力分析根据上述基础数据及测算，进行项目经济评价指标计算，主要结果如下所示：主要财务指标税后的财务内部收益率19.41%税后财务净现值23580.62 万元ic8%税后投资利润率22.34%税后投资回收期6.54 年税前的财务内部收益率28.72170、%税前财务净现值46381.88 万元ic8%税前投资利润率33.34%税前投资回收期5.17 年计算结果表明,项目税前、税后全部投资内部收益率均大于基准收益率8%和当前银行贷款利率，财务净现值大于零，均说明项目有较好的财务盈利能力，说明本项目在财务上是可以接受的。项目投资利润率、投资利税率均大于行业平均水平，对国家积累有较大贡献。财务评价详细数据见：附表3：收入及税金测算表附表3-1：收入预测表附表4：总成本费用测算表附表4-1：外购原辅料费用测算表附表4-2：外购燃料动力费用测算表附表4-3：工资估算表附表4-4：固定资产折旧、无形资产及递延资产摊销计算表附表5：利润测算表附表6：现金流量171、表(全部投资)4、 财务评价结论通过以上财务评价及抗风险分析表明：本项目可以为业主带来可观的经济效益，实现年营业收入64731.40万元，正常经营年份年平均利润总额10662.49万元，项目全部投资税后的财务内部收益率为：19.41%，税后财务净现值（ic8%）为：23580.62万元，税后投资利润率为：22.34%。本项目投资效果明显，经济效益较好，在财务上是可行的。第十九章 风险分析1、 项目主要风险因素识别由于本项目基础设施类能源项目，项目主要风险来自于未来市场占有情况，本项目目标市场未来市场容量有保证，项目风险不高。2、 风险程度分析（一） 盈亏平衡分析以经营功能利用率表示的盈亏平衡点172、(BEP)83.39%计算结果表明：经营达到预测目标的86.62%，即年经营收入达到53979.51万元时，企业可以保本，项目盈亏平衡，超过此收入就有盈利，否则将产生亏损，对于能源企业来将，项目风险可以接受。（二） 敏感性分析鉴于经营收入、投资及经营成本等因素对项目的财务内部收益率有不同程度的影响，所以有必要在一定的变化幅度内进行敏感性分析。相关分析结果见附表7、附图1。3、 防范和降低风险的对策通过对项目进行敏感性分析，可以看出，经营收入和经营成本的变化对该项目的财务内部收益率的影响相对较大，投资额的变化对财务内部收益率的影响较小。项目在实施过程中，应注意控制经营成本，扩大销售、提高市场占有173、份额，从而降低经营风险。第二十章 社会评价本项目与当地社会环境适应良好。同时，项目本身不会诱发民族矛盾，宗教矛盾，基本不存在社会风险。故在社会评价中，本着以人为本的原则出发，重点研究项目的社会影响。经考察，项目社会影响主要表现在如下几个方面。1、 对区域经济、社会的影响（一） 增加当地居民收入本项目总投资约30000万，项目建设所用的建筑材料等将由本地区提供，将为当地的建筑业和设备制造业带来商机。项目实施后，将有效地带动本地区相关产业的发展，从而增加当地居民收入。（二） 提高当地居民生活水平及生活质量 LNG最显著的特点是安全、环保和低价。LNG比空气轻，泄漏后很快扩散到大气中，因而更加安全。174、这与原先使用的液化石油气比空气重，容易淤积产生危险的特性形成强烈对比。同时，LNG经过了深冷液化再重新气化，因此非常纯净，不含任何杂质。它的主要成分是甲烷（CH4），燃烧后为二氧化碳（CO2）和水（H2O），无硫化物、颗粒物排放，这将改善城市空气质量，大大减少阴霾天气，提高当地居民生活水平及生活质量。 （三） 缓解地区供气压力由于天然气热值高、污染小，可以以管网形式从异地输送给都市用户，使用方便、安全，供应可靠，对于天然气管网难以达到的众多中小城市，洁净能源的短缺问题将更为严重。本项目正是针对这一状况，将未加利用的天然气经过液化处理，送往中小城市等目标市场，以弥补管输供气的不足，解决这些地区的175、城市燃气供给问题。2、 社会评价结论本项目建成后，将缓解地区供气压力，平衡能源供需；提高广大人民群众的生活质量和生活水平；增加当地居民收入。 综上所述，本项目的建设对垫江地区社会、经济、发展将有较大的促进作用，项目也所在地有较强的互适性，社会可行性良好。第二十一章 结论与建议1、 主要结论（一） 项目总体描述：本项目由XXXX能源有限责任公司投资29550.75万元建设，设计规模为年产20万吨天然气液体燃料（LNG），年开工时数7680小时。建设周期：2006年6月2007年8月。资金来源全部由业主自行筹措。本项目建设在XX市垫江县的澄溪镇。建地区位优势明显，交通便利，具有很大的市场潜力。（二176、） 经济评价结论本项目经济效益可观，正常生产年营业收入64731.40万元，年平均利润总额10662.49万元，年增值税2508.62万元，年地方税收2709.31万元。项目全部投资税后的财务内部收益率为：19.41%，税后财务净现值（ic8%）为：23580.62万元，税后投资利润率为：22.34%。本项目投资效果明显，经济效益较好，在财务上是可行的。（三） 社会评价结论本项目建成后，将缓解地区供气压力，平衡能源供需；提高广大人民群众的生活质量和生活水平；增加当地居民收入。本项目的建设对垫江地区社会、经济、发展将有较大的促进作用，项目与所在地有较强的互适性，社会可行性良好。2、 建议本项目投177、资大，工程量大，工期紧，主要工艺技术和主要设备均是采用美国的最新技术和最新设备，投资回收期较长。因此，政府部门给予全力支持十分必要，建议在工程建设期和企业经营期希给予以下政策的支持。（一） 建议政府部门对本项目给予政策支持1. 外汇额度的批准本项目引进了美国最新的工艺技术和最先进的成套设备，因此，需批准2400万美元的额度。2. 给予进口设备的关税和增值税的免征本项目系天然气清洁能源项目，符合“国家重点鼓励产业目录”，因此，按政策对引进设备的关税增值税给予免征。3. 给予企业进出口的自主权本项目生产过程中，要经常进口混合冷剂、助剂，以及进口设备的配件，同时开发的天然气液化设备及配件也有出口，因178、此，建议给予企业进出口自主权。4. 对生产用地的征用给予优惠本项目用地约210亩，土地征用，各种补偿费用，建议能给予优惠。5. 建议对施工建设各种规费给予优惠。（二） 对业主施工组织的建议1. 业主配备精干的组织实施该项目，确保项目按时、保质完成。2. 施工单位的施工组织需做好施工的详细规划设施。3. 应加强投资的控制和管理并保证本项目的建设质量。（三） 对业主经营管理的建议：1. 扩大市场容量，确保销售收入的实现。2. 严格成本管理，努力降低经营成本。3. 目 录4. 第一章总 论5. 一、项目概况6. 二、业主简介7. 三、项目所在县情况简介8. 四、编制主要依据及范围9. 五、项目主要技179、术经济指标10. 六、简要结论及建议11. 第二章项目背景及必要性12. 一、项目背景13. 二、项目建设的必要性14. 三、项目优势15. 第三章市场预测16. 一、产品主要用途17. 二、产品市场供需预测18. 三、产品市场供需平衡19. 四、产品目标市场分析20. 五、价格现状与预测21. 六、市场竞争力与营销策略22. 第四章生产规模与产品方案23. 一、生产规模24. 二、产品方案25. 第五章场址条件26. 一、厂址所在位置现状27. 二、气象条件28. 三、工程地质、水文和地震烈度29. 四、公用工程条件30. 五、厂址选择31. 第六章装置工艺技术选择4732. 一、原料及产品180、组分分析4733. 二、装置工艺技术选择4834. 三、生产工艺流程简述5435. 四、物料平衡5836. 五、主要工艺操作条件5937. 第七章自动控制6138. 一、控制系统主要功能6139. 二、控制系统构成6240. 三、采用的规范、标准6441. 第八章设备选择6642. 一、静设备选型原则6643. 二、机械设备选型原则6744. 三、其它主要设备表7145. 第九章消耗指标及节能措施46. 一、消耗指标47. 二、能耗分析及节能措施48. 三、工艺装置节能技术49. 第十章装置布置50. 一、装置设备平面布置51. 二、装置内管道及附件材料52. 第十一章环境影响评价53. 一、181、场址环境条件54. 二、项目对环境影响55. 三、环境保护标准56. 四、控制污染的初步方案57. 五、环境保护投资58. 六、环境影响分析59. 第十二章职业安全卫生60. 一、职业危害因素及其影响61. 二、安全卫生防范措施62. 三、设计中采用的主要技术标准63. 四、职业安全卫生投资64. 第十三章消防设施65. 一、消防体制及设置原则66. 二、工程概况67. 三、消防设施配置68. 四、设计执行的消防法规、规范及标准69. 第十四章经营管理70. 一、项目建设管理71. 二、项目运营管理72. 第十五章项目实施进度73. 一、建设工期74. 二、项目实施进度安排75. 三、项目实施182、进度表76. 第十六章招标方案77. 第十七章投资估算及资金筹措78. 一、投资估算79. 二、资金筹措及使用计划80. 第十八章财务评价81. 一、评价依据、原则和假设条件82. 二、基础数据及其测算83. 三、财务分析84. 四、财务评价结论85. 第十九章风险分析86. 一、项目主要风险因素识别87. 二、风险程度分析88. 三、防范和降低风险的对策89. 第二十章社会评价90. 一、对区域经济、社会的影响91. 二、社会评价结论92. 第二十一章结论与建议93. 一、主要结论94. 二、建议目 录1 总 论11.1 项目概况11.2 建设单位概况31.3 项目提出的理由与过程31.4 183、可行性研究报告编制依据41.5 可行性研究报告编制原则41.6 可行性研究范围51.7 结论与建议62 项目建设背景和必要性92.1 项目区基本状况92.2 项目背景112.3 项目建设的必要性113 市场分析143.1 物流园区的发展概况143.2 市场供求现状163.3 目标市场定位173.4 市场竞争力分析174 项目选址和建设条件194.1 选址原则194.2 项目选址194.3 场址所在位置现状194.4 建设条件205 主要功能和建设规模225.1 主要功能225.2 建设规模及内容266 工程建设方案276.1 设计依据276.2 物流空间布局的要求276.3 空间布局原则286184、.4 总体布局296.5 工程建设方案306.6 给水工程336.7 排水工程356.8 电力工程386.9 供热工程466.10 电讯工程477 工艺技术和设备方案517.1 物流技术方案517.2 制冷工艺技术方案678 节能方案分析738.1 节能依据738.2 能耗指标分析738.3 主要耗能指标计算748.4 节能措施和节能效果分析769环境影响评价839.1 设计依据839.2 环境影响评价应坚持的原则839.3项目位置环境现状849.4项目建设与运营对环境的影响849.5项目建设期环境保护措施849.6 项目运行期环境保护措施8610 安全与消防8710.1安全措施8710.2消185、防8811 组织机构和人力资源配置9211.1 施工组织机构9211.2 基建项目部的主要职责9211.3 运营管理9311.4 人员来源、要求及培训9412 工程进度安排9612.1 建设工期9612.2 工程实施进度安排9613 投资估算与资金筹措9813.1 投资估算98投资估算包括建设项目的全部工程，主要内容有：主体建筑工程、道路硬化工程、绿化工程、其他费用及基本预备费。9813.2 资金筹措9914 财务评价10214.1 评价依据及方法10214.2 基础数据与参数选取10214.3 营业收入及总成本费用估算10314.4 利润总额估算10514.5 盈亏平衡分析10514.6 财务评价10615 综合效益评价10716 招投标管理10816.1 编制依据10816.2 招标原则10816.3 招标方案10916.4 评标要点11017 结论及建议11117.1 结论11117.2 建议11295.