1、.30万方 LNG工厂可行性研究报告二一二年八月.目 录第一章 总论 101.1 概述 101.2 可行性报告编制的依据和原则 101.2.1 编制依据 101.2.2 编制原则 101.3 项目提出的背景及投资意义 111.3.1 项目提出的背景 111.3.2 投资的意义 131.4 可行性研究的范围 141.5 研究结论 16第二章 市场分析和价格预测 202.1 国外产品市场分析 202.2 国内产品市场分析 212.3 目标市场分析 232.4 原料供应和价格预测 23第三章 生产规模、产品方案及产品规格 .253.1 生产规模的确定 253.1.1 项目规模确定的依据 253.1.
2、2 项目规模的确定 253.2 生产规模及设置 253.3 产品方案及规格 26第四章 工艺技术方案 284.1 天然气液化工艺技术方案的选择 284.1.1 天然气净化工艺选择 28.4.1.2 天然气液化工艺选择 304.1.2.1 典型的液化工艺 304.1.2.1.1 典型的液化工艺选择 .314.1.2.1.2 建议本项目采用的液化工艺 .334.1.2.2 典型混合冷剂工艺技术 344.1.2.2.1 典型混合冷剂工艺技术的选择 .344.1.2.2.2 建议本项目采用的混合冷剂工艺流程 .414.2 工艺流程描述 414.2.1 天然气净化工艺 414.2.2 天然气液化工艺 4
3、34.3 物料平衡 444.4 自动控制 444.4.1 全厂自控水平 444.4.2 控制系统主要功能 454.4.3 控制系统构成 454.5 设备选择 474.5.1 静设备选型原则 474.5.2 机械设备选型原则 484.5.3 其它主要设备 514.6 消耗指标 634.7 装置内管道及附件材料 63第五章 原材料、辅助材料、燃料和动力供应 .665.1 主要原料供应 665.2 辅助材料及燃料 675.3 水、电等动力供应 67第六章 建厂地区条件和厂址选择 .696.1 厂址自然地理概况 696.1.1 地理位置 69.6.1.2 自然条件 696.1.3 基础设施建设 706
4、.2 公用工程及辅助设施 716.3 厂址方案 71第七章 总图运输、储运及土建 .727.1 总图布置 727.1.1 总平面布置 727.1.2 竖向布置 727.1.3 绿化 727.1.4 运输设计 737.2 产品储存和运输 737.2.1 产品储存 747.2.2 产品运输 747.2.3 设计方案 747.3 土建 747.3.1 基础数据 747.3.2 地基处理 757.3.3 建构筑物一览表 75第八章 公用工程 .778.1 给水、排水 778.1.1 给水系统 778.1.2 循环冷却水系统 778.1.3 脱盐水系统 778.1.4 排水系统 778.2 供电 788
5、.2.1 用电负荷、负荷等级及电源供应状况 788.2.2 防雷防静电及防爆区域划分 788.3 通信 78.8.3.1 概述 788.3.2 原则 788.3.3 范围 788.4 通风 798.4.2 通风 798.4.3 空调 798.5 空压站 798.5.1 压缩空气负荷及质量要求 798.5.2 工艺流程简述 808.5.3 设备选型 808.6 氮气站 808.6.1 氮气负荷及质量要求 808.6.2 工艺流程简述 818.6.3 设备选型 81第九章 辅助生产设施 .829.1 机修 829.2 分析化验 82第十章 能耗分析及节能措施 8410.1 节能原则 8410.2
6、节能措施 84第十一章 消防 .8611.1 设计依据 .8611.2 工程概况 8611.3 消防措施 8611.4 消防建构筑物 8811.5 消防管网设计 8811.6 安全可靠性评述 8911.7 存在的问题及解决方案 89.第十二章 环境保护 .9012.1 建设地区环境现状 9012.2 本项目污染物状况 9012.2.1 主要污染源及污染物 .9012.2.2 排放方式和去向 .9012.2.3 可能造成的环境危害 .9012.3 环境影响分析及治理措施 9012.3.1 大气环境影响分析及治理措施 .9112.3.2 水环境影响分析及治理措施 .9112.3.3 土壤影响分析及
7、治理措施 .9212.4 噪声环境影响分析及治理措施 92第十三章 劳动安全卫生 .9313.1 职业危害因素及其影响 .9313.1.1 装置火灾危险因素分析 .9313.1.2 原料、半成品、成品主要危险、危害性质 .9413.2 生产过程中有害作业因素及其危害程度 9613.3 可能受到职业危险及受害程度以及防范措施 9713.4 事故应急预案 .10113.5 安全卫生防范措施的预期效果和评价 .101第十四章 企业组织及定员 10314.1 企业组织 .10314.2 生产班制及定员 .10314.3 人员培训 .104第十五章 项目实施计划 10415.1 建设周期的规划 .105
8、15.2 项目实施计划进度表 .105第十六章 投资估算及资金筹措 10716.1 项 目 投 资 构 成 107.16.2 投 资 估 算 编 制 依 据 10716.3 建 设 投 资 估 算 10716.4 资 金 筹 措 方 案 107第十七章 财务分析 10817.1 编 制 依据 .10817.2 成本和费用估算 .10817.2.1 依据及说明 10817.2.2 成本估算 10917.2.3 总成本估算 .10917.3 财务评价 .10917.3.1 依据及说明 10917.3.2 销售收入及税金估算 11017.3.3 利润估算及分配 11017.3.4 清偿能力分析 11
9、017.3.5 赢利能力分析 11017.3.6 不确定性分析 11117.3.7 结 论 .111第十八章 结论和建议 11218.1 结 论 .11218.2 建议 .112.第一章 总论1.1 概述项目名称： 建设规模： 30x104Nm3/d占地面积： 建设地点： 建设单位： 技术经济：项目总投资 23764 万元，报批投资 23432 万元。年均利税 1068 万元，投资内部收益率（税后）：11.34%。投资回收期（税后）：9.45 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基础资料
10、和数据由建设单位提供。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、 液态天然气生产、储存和装运GB/T20368-20063、 石油天然气工程设计防火规法 GB50183-20044、 液化天然气（ LNG）生产、储运和装运 GB/T20368-20065、 石油化工企业设计防火规范GB 50160-20086、 建筑设计防火规范 GB 50016-20067、 化工企业总图运输设计规范 GB5048920091.2.2 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
11、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
12、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1.3.1 项目提出的背景1、液化天然气自身的优势。（1）液化天然气的体积约为同量气态天然气体积的 1/600，大大方便储存和运输。液化天然气比水轻，其重量仅为同体积水的 45%。便于进行经济可靠的运输。 液化天然气用于城市干线供气和支线管网，可节省大量的工程投资，而且经济，供气范围广。（2）液化天然气 储存效率高、占地少、投资省。例如，一座 100m3
13、 的低温储罐所装 液化天然气量( 罐内压力为 0.1MPa，温度为162), 相当于 6 座体积为 100m3 的天然气球罐（内压为 1MPa，温度为常温）所装天然气量。但后者的投资要比前者高 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。液化天然气气化时的冷量，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。按目前液化天然气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% 加以利用。（4）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
14、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液化天然气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。（5）生产、使用比较安全。液化天然气安全性高，其着火温度为65
15、0；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34.7倍；液化天然气密度为470Kg/m3左右，汽油为700Kg/m 3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。（6）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
16、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。2、液化天然气生产技术成熟自 1964 年首次实现液化天然气工业生产以来，经过近 40 多年的发展，液化天然气的液化、贮存、运输、再气化等技术环节和设备制造都已十分成熟，运输安全可靠，输配较为灵活。迄今为止，世界上在天然气液化领域中成熟的液化工艺主要有以下三种：阶式制冷循环工艺、混合制冷循环工艺和膨胀机制冷循环工艺。早在 70 年代初，日本已使用特制的公路槽车将液
17、化天然气从码头接收站运往.配气中心的卫星基地。美国 1988 年开始采用 8.6 吨的拖车型槽车运输液化天然气供调峰用。目前国内公司已能制造容量 50m3、载重量 20 吨的一系列液化天然气专用槽车，公路运输安全可靠。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 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
18、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，
19、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。3、满足城市居民及油田用气调峰需要天然气的使用，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。近几年每到冬季，由于供热系统对天然气需求越来越大，已.造成天然
20、气出现冬季供气紧张、夏季天然气卖不掉的供需矛盾，同时也对天然气生产企业造成排产压力，本项目的建设将平衡城镇居民用气和油田生产企业天然气生产调峰的矛盾，促进整个燃气网络系统平稳。本项目的建成，将为周边城市、长途客货运车辆及油田公司钻机、热洗等特种车提供清洁环保的液化天然气燃料。夏季气富裕时，液化天然气可用作油田专业用户需求，冬季油田用户需求降低时，可用作城市燃气调峰。同时对油田公司节约能源，改善环境污染等方面具有最直接有效作用，本项目的实施使地区每年降低二氧化碳排放10万吨，二氧化硫800吨，有效降低地区环境污染。本项目的实施，一是节约能源、改善环境污染；二是引入 23764 万元人民币的投资和
21、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、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；
22、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 10001 净化工序 11002 液化工序 1200二 辅助生产设施 20001 仓库 21002 液化天然气贮罐区 22003 液化天然气装车站 23004 火炬系统 24005 机修 25006 废水收集池 2600三 公用工程 30001 给排水系统 31002 消防泵房、水池 32003 循环水 33004 脱盐水 34005 变电所 35006 锅炉房 36007 空压站 37008 办公
23、楼 41009 中心控制室 4200 包括中心化验室10 综合生活楼 430011 总图 510012 电气 530013 电信 540014 外管 5500.15 门卫，大门，围墙 560016 车棚 570017 地磅 58001.5 研究结论本项目规模为日处理天然气 35x104Nm3，项目占地 56.46 亩，建设周期 18 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，生产液化甲烷和重烃等产品。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。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
24、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 35x104Nm3 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然气有较强竞争力,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；企业位于四川大竹县，有良好的公用工程配套条件，公路发达，通讯联络便捷。(4)本项目报批总投资 23432 万元，其中建设
25、投资 22810 万元，税前内部收益率14.25%，税后内部收益率 11.34。年均利税总额 1038 万元，投资利润率：9.25%。投资利税率 10.71%，贷款偿还期 7.51 年，税后投资回收期 9.45 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，在二年内建成并投入运行，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 主要原材料1 天然气 104Nm3/d 35 包括燃料气二 产品1 液态天然气 t/a 849
26、60 主产品三 公用工程1 新鲜水 104t/a 562 循环水 t/a 2000 连续 t=83 电力 Kw.h/h 13377 连续4 仪表空气 Nm3/h 400 连续5 氮气 Nm3/h 50 连续四 辅助材料及化学品1 脱水分子筛 t/a 4 每 3 年更换 1 次2 活性炭 t/a 0.5 每 3 年更换 1 次3 MDEA t/a 44 MDEA 消泡剂 t/a 0.685 异戊烷 t/a 3 每年补充 40%6 丙烷 t/a 0.5 每年补充 40%7 乙烯 t/a 2 每年补充 40%2、主要技术经济指标汇总本项目原料气价格按 2.52 元/Nm 3，产品出厂价根据市场情况确
27、定为 3.10 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 4t/a 84960二 年操作时间 小时 8000三 主要原材料消耗1 原料天然气 104Nm3/d 352 新鲜水 104t/a 56 0.4MPa（G）3 电 104KW.h/a 10701.64 脱水分子筛 t/a 45 活性炭 t/a 0.56 MDEA t/a 47 MDEA 消泡剂 t/a 0.688 异戊烷 t/a 39 丙烷 t/a 0.510 乙烯 t/a 2四 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
28、无3 废固 吨/年 少量废分子筛送回厂家回收五 定员 人 60六 占地面积 亩 56.46七 建设周期 月 18八 总投资 万元 237641 建设投资 万元 228102 建设期利息 万元 4793 流动资金 万元 475九 年均销售收入 万元 31211.十 年利税总额 万元 1068十一 年均总成本 万元 29189十二 年所得税后利润 万元 1477十三 财务评价指标1 投资利润率 % 9.252 内部收益率(税前) % 14.253 内部收益率(税后) % 11.344 投资回收期(税后) 年 9.455 净现值(税前) 万元 95636 净现值(税后) 万元 4917第二章 市场分
29、析和价格预测.2.1 国外产品市场分析液态天然气是当今世界增长最快的一种燃料，自 1980 年以来，液态天然气出口量几乎以每年 8%的速度增长。2007 年全球液态天然气贸易量为 1.653 亿吨，比上一年增长 7.3%，目前各国均将液态天然气作为一种低排放的清洁燃料加以推广。2007 年全球液态天然气贸易增长达到 2264 亿立方米。北美进口增长 36，达251 亿立方米。亚洲随着中国和印度的崛起，日本、韩国、中国、印度成为是主要进口国，2007 年亚洲液态天然气的需求以日本、中国和印度为引领，增长 9.5，达到 1480 亿立方米。目前，液态天然气出口国随着伊朗等国的加入，世界液态天然气出
30、口国有 14 个，从 2007 年至 2009 年，全球天然气液化新增生产能力多在中东，卡塔尔有几个项目将全部竣工，年生产能力至少可增加 3900 万吨。此外，俄罗斯的萨哈林、印尼、尼日利亚、澳大利亚等运作了多年的一些项目也将投产。为了在2020 年前成为世界主要的液态天然气出口国，伊朗计划向液态天然气项目投资1200 多亿美元。预计伊朗在 2020 年前将能够生产 8000 万吨的液态天然气。澳大利亚国际石油公司在第九届矿产石油大会上宣布，将投资 4060 亿美元开发巴布亚新几内亚液态天然气项目，预计 2011 年投入生产。巴布亚新几内亚将成为世界第十五个出口液态天然气的国家。世界各地的液态
31、天然气新项目开始投产，国家如卡塔尔、印尼、也门、澳洲和俄罗斯，其总计产量约占全球的四分之一。预计国际市场需求将持续增加，液态天然气资源紧俏；2012 年后，新的液态天然气生产线将陆续建成投产，供需紧张情况可能缓解。国际燃气联盟协调委员会指出，从 2009 年起，由于项目推迟影响，全球的液态天然气供应紧张局面显现，主要液态天然气出口国的国内天然气消费增长也会影响出口潜力。美国最大的石油公司埃克森美孚公司负责液态天然气业务的主管汤姆科达诺 2009 年 12 月在世界液态天然气峰会上发表上述讲话预测：“2020 年前，我们预计天然气日需求量将从今天的水平上增加 25%，达到 4000 亿立方英尺。
32、尽管通过管道供应的页岩气将增加，但是，液态天然气的需求量将继续增加，在 2020 年结束前将占到总天然气需求量的 10%。科达诺说：“我们预计全球液态天然气日需求量在 2020 年前将增加 40%，达到大约 400 亿立方英尺”。2.2 国内产品市场分析.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，但远离生产基地，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。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
33、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%增加到约 7%。预计 2010 年，中国天然气需求量为 1600 亿立方米左右，2020 年，需求量将达到 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 2-1 中国天然气产需状况和潜力中 国 的 天 然 气 产 需 状 况 和 潜 力050010001500200025001990年 1995年 2000年 2005年 2010年 2015年亿标准立方米消 费 量 产 量 缺 口资料来源：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。
34、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 2-2 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 2-2 中国能源消费结构变化趋势预测.消费结构，%年份煤炭 石油 天然气 一次电力2000（实际） 67.00 23.60 2.10 6.902005（实际） 63.60 24.00 4.60 7.402010 60.80 25.20 5
35、.60 8.002015 56.60 26.50 8.20 8.302020 53.60 27.00 9.80 9.20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。液态天然气作为一种清洁、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、商业化的液态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对环保的日益加强，我国对液态天然气需求越来越大。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、大量进口液态天然气是必然的发展趋势。2004 年 6
36、 月，国家发改委制定了关于我国液态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液态天然气接收码头和输气干线，基本形成以液态天然气为主体的沿海天然气大通道。这标志着我国 液态天然气进口工作全面启动。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 年的液态天然气供应合同，这是澳大利亚有史以来最大的天然气出口合同。国内继广东大鹏液态天然气接收站之后，沿海地区开始建设其他接收站，目前福建接收站已经建成，在建的还有上海和江苏接收站，辽宁接收站已经获批，还有13 个接收站在等待批复。 2007 年中国液态天然气（液态天然气）进口总量
37、291.3122 万吨。 2008 年 1-12 月，中国液态天然气进口总量为 333.6405 万吨。虽.然受全球金融危机影响，但是 2009 年 1 至 10 月中国累计进口量仍然为 439.3347万吨。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液态天然气装置的纷纷启动，我国液态天然气工业必然会进入一个迅猛发展的时期。2.3 目标市场分析由于中国的天然气需求市场大，借助 LNG 卫星站投资较小的灵活性和 LNG 非管道运输长距离、大面积覆盖作用，LNG 将大大加快实现中国城市天然气气化的进程。只要中小城镇的人口数量、经济规模、用气量达到一定的水平，能承担起一个卫星站的投资，
38、就能借助 LNG 的功能享受到天然气给人类带来的文明。另一方面，LNG 非管道运输对卫星站的大面积覆盖，将大大加快形成 LNG 接受站所必须的市场容量，对推动新的 LNG 项目建设起到了重要的拉动作用，同时提高 LNG 装置的资产利用率和资产盈利能力。由于在运输、经济、环保、安全等方面的突出特点，液态烃在国内被广泛用于城市燃气市场的先期开发、调峰、发电、汽车燃料、建材生产和居民燃气等领域。随着国内液态烃应用规模的不断扩大，目前液态烃呈现出供不应求的局面。本项目日产液态烃 254.88t,通过对周边市场进行分析，用气方向主要为天然气汽车以及城市燃气和工业用气。根据调查分析，预计到 2020 年中
39、国天然气需求量可达2600108Nm3/a。目前的管道供应还存在较大的缺口，未来液态烃可顺利进入汽车用气以及城市燃气和工业用气市场，弥补管道天然气供应不足及城市调峰。为改善环境，提高电厂效益，电厂改烧液态烃是发展趋势。由于液态烃项目签订长期稳定供应合同，价格稳定，发电燃料成本比燃油发电成本低 20%30%。本项目建设的 LNG 液化厂天然气液化量为 35104m3/d，其功能无论是城市主供气气源型还是调峰型均具有较强的保障性。LNG 气化使用便捷，运输灵活高效，工艺流程简单，价格较 LPG 更加经济。随着经济的发展和人民生活水平的提高，对天然气的需求量将会越来越大，LNG 具有广阔的市场前景。
40、2.4 原料供应和价格预测1、原料来源及供应状况本项目的气源来大竹作业区，供气压力 2.0Mpa,二级配气站预留接口，通过管.道供应给本项目。2、原料天然气价格我国目前天然气价格主要由上游气价（井口气价和净化费） 、管线运输费和下游的输配运营费组成。液化天然气的价格可根据出口气价和市场燃料行情进行定价，这就决定了项目投资回收期，但该价格也决定了下游用户的利益，能否改变用液化天然气作为能源的关键，所以要根据国家的指导价格和市场价格进行整个权衡后来行定价。根据有关调研，结合本项目原料来源和产品市场情况下，在确保投资者一定的经济效益和保证下游用户利益的前提下，本项目原料气价格按 2.52 元/Nm
41、3 考虑，产品出厂价根据市场情况确定为 3.1 元/Nm 3 考虑。.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、可靠来减少投资的风险。6、充分利用和优化公用工程。3.1.2 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大竹县苎麻工业园区，本项目所在地有丰富的油气资源，可以为本项目提供可靠的原料气来源。本项目产品液化天
42、然气既可以为油田设备及车辆运输提供需要的燃料，同时可以满足周边地区的车辆和居民用燃料。通过目标市场需求分析，建设 35x104Nm3/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 35x104Nm3/d 天然气综合利用项目的规模是合适的。3、从投资和能耗考虑从市场需求和建设周期分析，建设 35x104Nm3/d 天然气综合利用项目的装置规模
43、是合适的，但是根据市场情况将 35x104Nm3/d 的规模设置为 1 套 30x104Nm3/d和 1 套 5x104Nm3/d 的装置3.2 生产规模及设置本项目属于天然气综合利用项目。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、运输以及相关系统配套设施。工程建设日处理天然气35x104Nm3，年需天然气 1.17Nm3 亿。装置连续操作年操作时间为 8000h。规模设置：日处理天然气 30x104Nm3 天然气净化液化装置 1 套日处理天然气 5x104Nm3 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150 卧式产品储罐 3 套3.3 产品方案及规格本项目
44、产品方案见表 3-2，产品规格见表 33、表 3-4。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/a 84960 主产品表 33 液化天然气产品规格表序号 组分 摩尔分率 mol%1 C1 99.082 C2 0.213 N2 0.674 He 0.03合计 1001 温度 -1622 压力 15kPa.第四章 工艺技术方案4.1 天然气液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
45、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H2O 1ppmV A（在不限制产量条件下，允许超过溶解极限）CO2 50 p
46、pmV B（极限溶解度)H2S 3.5mg/Nm 3（4 ppmV） C（产品技术要求）COS 0.1ppmV C总含硫量 1050 mg/Nm3 CHg 0.01g/Nm 3 A芳香烃类 110ppmV A 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 .CO 2 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价等。分子筛吸附 CO2 近些年取得了较大进步，新
47、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
48、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
49、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，H 2S 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，
