天然气液化项目可行性研究报告.docx

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1、50104m3/d天然气液化项目可行性研究报告2014年2月 50万/天天然气液化项目可行性研究报告目 录1.0 总论51.1 概述51.2 项目提出的背景和意义51.3 研究结论101.4 存在问题和建议111.5 主要技术经济指标112.0 产品市场分析与预测142.1 LNG市场分析142.2 产品运输173.0 产品方案及生产规模193.1 工艺方案设计基础193.2 产品方案和规模193.2 产品品种及规格194.0 技术方案214.1 技术比较214.2 工艺技术方案254.3 自控技术方案304.4 主要设备选择335.0 原料、辅料及动力供应425.1 原料、燃料消耗供应及资源

2、425.2 公用工程条件消耗及供应435.3 催化剂和化学品消耗456.0 建厂条件和厂址方案466.1 建厂条件466.2 项目选址467.0 公用工程及辅助设施477.1 总图运输477.2 给排水497.3 供电及电信527.4 供热、供风、暖通空调587.5 分析化验607.6 维修及全厂性仓库617.7 土建628.0 循环经济建设方案和节能节水648.1 循环经济建设方案648.2 节能措施668.3 节水措施669.0 职业卫生安全679.1 职业危害因素及其影响679.2 职业危害因素的防范及治理699.3 职业安全卫生专项投资739.4 设计采用的标准7310.0 消防741

3、0.1 主要消防措施和设施7410.2 消防设计依据7510.3 消防设计原则7610.4 火灾危险性分析7611.0 环境保护7711.1 编制依据7711.2 设计采用的环境保护标准7711.3 建设项目概况7711.4 主要污染源和污染物7811.5 设计中采取的综合利用与处理措施及预计效果7911.6 绿化设计8111.7 环境监测机构及设施8112.0 企业组织、劳动定员和人员培训8312.1 企业组织8312.2 生产班制及定员8312.3 人员培训8413.0 项目实施计划8513.1 建设周期的规划8513.2 实施进度规划8514.0 估算及资金筹措8614.1 工程概况86

4、14.2 编制方法8614.3 投资估算依据8614.4 项目投入总资金8714.5 资金筹措87811.0 总论1.1 概述1.1.1 项目名称和主办单位 项目名称：50104m3/d天然气液化项目 项目性质：新建 建设单位：*新能源有限公司 企业性质：有限责任公司1.1.2 编制依据 与建设单位签订的可性行研究报告技术咨询合同。 建设单位提供的基础资料。1.1.3 编制原则 遵守国家的各项政策、法规和法令，符合国家的产业政策、投资方向及行业和地区规划，贯彻有关部门颁发的标准和规范。 严格按照合同规定的建设规模、内容要求进行编制。 采用可靠的工艺生产技术，确保操作运行稳定、能耗低、三废排放少

5、、产品质量好。 重视环境保护、安全和工业卫生，三废治理、消防、安全、劳动保护措施必须与主体装置同时设计、同时建设、同时投运。工厂排放必须达到规定标准，并保证工厂安全运行和操作人员的健康不受损害。 充分依托化工园区和公司的现有建设条件。 在保证工艺生产安全、可靠的前提下，尽可能采用国产设备和材料。 以经济效益为中心，加强项目的市场调研，按照少投入、多产出、快速发展的原则和工厂设计模式改革的要求，尽可能节省项目建设投资。在稳妥可靠的前提下，实事求是地优化各项成本要素，最大限度地降低项目的目标成本，提高项目的经济效益，增强项目的竞争能力。1.2 项目提出的背景和意义1.2.1 项目背景天然气在投入生

6、产和应用初期，就产生了液化天然气（LNG）和压缩天然气（CNG）两种形式。目前，全球共有12个国家（约68条生产线）生产LNG，生产能力达到13779万吨/年。LNG产品已被广泛用于发电、化工原料、新型汽车燃料、民用燃料等领域。在能源供需矛盾突出、国际油价长期居高不下，全球对更清洁能源天然气的需求增长强劲的今天，天然气作为清洁能源是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。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%，预计2050年将达到30%，届时天然气将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

7、然气占总能源消费的比例为24%，而这一比重在我国只有3%，甚至低于印度的8%。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展。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，预计2020年，需求量将达到2000亿立方米，占整个能源构成的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。世界天然气剩余可采储量在19881998年十年间增长了1.3倍，年均增长2.7，约为同期石油储量增长的二倍。到2000年末，世界天然气探明可采储量已超过石油，油气比0.98，天

8、然气显示出巨大的发展潜力。面对21世纪更为严格的环境要求，天然气作为清洁、高效能源将得到更快发展。截至2000年末，全世界天然气剩余探明储量150万亿m3，天然气产量2.422万亿m3，消费量2.405万亿m3，其中78在原产区消费，剩余22约5261亿m3在国际间进行贸易，其贸易量的74由长输管道运输；其余26约1370亿m3（合11000万吨）以液化天然气(LNG)方式经海上船运。陆上运输LNG主要用于天然气用户的调峰。目前全球新建天然气管道继续保持在每年约新增1.5万公里以上，2000年管输天然气贸易量增长了8；随着液化天然气技术的不断发展、完善，其生产能力大幅扩增，2000年末全球已建

9、成LNG生产线68多条，总能力达1.4亿吨/年，在建LNG生产线14条，2009年LNG总能力已达1.9亿吨以上。2008年海运LNG贸易量增长了10.3，LNG在天然气国际贸易量中已占到1/4以上，发展速度超过了管输天然气。我国改革开放以来，经济持续增长，人民生活不断改善，追求良好生存环境和可持续发展目标已成为全面建设小康社会发展战略的重要组成部分，而面对我国绝大部分城镇煤烟型污染严重的大气环境和我国政府向全世界作出的减排CO2温室气体的郑重承诺，大力开发利用天然气等高效洁净能源，加快调整、优化能源结构，切实改善生态环境和实现可持续发展目标，就成为我国跨入新世纪后最迫切要求解决的重大问题之一

10、。面对上述我国天然气资源秉赋和经济发展对天然气的迫切需求，国家虽已采取“西气东输”、“海气上岸”、“北气南进”(进口俄罗斯管道气)和进口LNG等一系列战略措施，以加快我国天然气工业发展和促进我国能源结构调整，这对解决我国东部沿海经济发达地区的能源供需矛盾、环境压力和提高经济运行效率和经济社会效益将发挥举足轻重的作用，但随着西部大开发战略的全面实施和缩小东西部发展差距措施的积极推进，如何进一步推进我国天然气工业和西部地区优势资源更好组合和配套发展，以适应西部大开发加强基础设施建设和改善生态环境的基本要求；如何进一步支持西部地区优势资源的开发，加大新兴产业和新经济增长点的培植力度，以切实加快西部地

11、区资源优势向经济优势的转化，这些已成为贯彻落实西部大开发战略急待解决的关键问题之一。1.2.2 项目意义1.2.2.1根据国内外有关能源研究机构的预测，到2013年，在世界一次能源结构中，石油所占的比重将下降到40以下，煤将降至22，天然气所占的消费比将占26。到2030年，天然气的生产量和消费量将均会超过石油，并有可能取代石油成为主要能源。可以说本世纪将是天然气的世纪。从LNG在国外的产业化实践看，LNG产品的优势主要体现在四个方面：第一，LNG用作汽车燃料，比CNG和液化石油气（LPG）性能更好；第二，用作城市燃气调峰，具有安全可靠、调控方便的优点；第三，用作燃料发电比烧煤发电具有利用效率

12、高、社会经济效益显著的优势。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，鼓励发展液化天然气项目。我国LNG工业起步很晚，第一套装置是1999年，河南濮阳中原油田，在引进法国制冷技术的基础上，自行设计，以国产设备为主建成；并于2001年10月投入运行，其生产能力为15万立方米/日。2000年上海全套引进了法国的技术和设备，在浦东建成日处理为10万立方米的装置一套；但其主要功能是为了保证稳定地向上海市供气，作为调峰使用，未做商业运营。大规模、商业化发展LNG产业在我国仅宁夏广汇2004年建设的一套150万Nm3/D液化装置。1.2.2.2随着国民经济高速发展

13、对清洁能源的需求和对环保的日益加强，我国对LNG需求越来越大。2010年已增长到457亿m3。同期国内生产量为120亿m3，缺口高达337亿m3。我国是一个幅员辽阔的国家，但是资源分布不均与经济发展的不平衡现象非常严重。西部资源丰富省份经济相对落后，能源消耗低；而东部经济发达地区却缺少能源。所以在我国如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”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LNG工程具有非常广阔的市场前景。（1）城市气源（民用、工业）城市气源是我国“西气东输”工程的重要组成部分。考虑到部分与气源距离远、市场容量较小、采用

14、管道输送不经济的中小城市，以及由于各种原因暂时无法使用管输气的城市，采用国际通常的发展模式：即推广和使用LNG，是解决其天然气气源问题的有效方法。这种模式在美国和日本等发达国家普遍采用。LNG小区气化的工艺技术和设备在世界上来说是成熟的，已有30年的历史，因而，在技术上是可行的。我国仍然有许多城市没有被覆盖在“西气东输”管道和“海气上岸”工程的范围内。为了解决这些城市的天然气使用问题，单独投资铺设管道就存在经济规模和成本回收的问题。使用和推广LNG产品无疑是最为合理和经济的解决方式，LNG的存在有利于天然气项目在上述地区的普及和推广。我国江西和福建闽东南地区以及广大的中小城镇和农村市场就是属于

15、这种能源缺乏区，在这些地区，LNG项目有着广阔的市场空间。（2）大中型城市调峰及备用气源“西气东输”工程实现后管道沿线的城市，除每天的正常使用外仍然需要进行调峰。天然气的使用，一旦形成供需关系，对需方来讲不可一日无气，否则就会造成企业停产、居民停炊，北方城市冬季就有可能造成供热无法保障、设备冻坏等严重后果，损失将不可估量。加之无法预测的自然灾害影响，造成气源无法供给城市，带来无法挽回的损失。首先，使用管道天然气的城市中必然存在日调峰的需要，特别是城市居民用气高峰时如何使管道用气达到平衡。通常情况下，日调峰量约占日用气量的030以上。“西气东输”沿途经过兰州、西安、郑州、太原、南京、杭州等七个省

16、会城市以及27座地级市。以兰州为例，在仅仅考虑居民用户的情况下，其日调峰量就达24万立方米。一般情况下，中型城市日调峰量在510万立方米，大型省会城市的日调峰量都在50万立方米以上，有些特大型城市可达100万立方米以上。其次，大型城市出于环保方面的考虑，冬季采暖大量使用天然气锅炉，从而导致冬、夏两季用气量产生较大的反差。解决城市季节性调峰靠自建LNG生产装置或建设CNG储罐都是不经济的，需要为沿线城市开辟较经济的第二气源用于调峰。目前绝大多数的城市调峰采用CNG方式，其主要缺点是要建设体积很大的高压储罐，在储存相同天然气的情况下，占地面积更大，投资更高。因此也有一些国家直接利用管道天然气液化后

17、作为管网调峰使用。用CNG和LNG作为城市调峰使用，达到储存相同气量时，CNG比LNG的投资增加23倍，占地面积增大4倍，同时由于CNG是以高压压缩天然气为手段达到提高储存一定数量天然气的目地，设备的耐压性能要求较高，也带来了潜在的不安全性，进入管网前需要做减压处理。而LNG的储存是在常压低温条件下进行，对相关设备要求相对较低，当需要时再气化送入管网即可。无论从安全角度，还是从减少投资角度来看LNG作为调峰使用更为经济实用。另外，为了避免由于长输管线故障、检修时的停气影响。许多城市，特别是大型城市在天然气管网建设的同时必须考虑引入备用气源的问题，目前普遍采用的方法为建设调峰气源厂（以LPG为原

18、料）而调峰气源厂建设投资大且设备利用率很低。如果采用LNG作为备用气源，可以发挥其日调峰、季节调峰、事故备用（甚至LNG汽车加气站）等多种功能的综合利用，且投资小、设备利用率高，有较好的应用前景。LNG作为城市调峰使用时也可有两种途径，一种是在城市天然气供气终端建设一套液化天然气的装置；以上海液化能力为10万立方米/日的调峰装置为例，其投资为5.7亿元。另一种方式为购买现成的LNG产品，只建LNG存罐和气化装置，与前一种方式相比节省投资60%。如果有二十余座城市采用这种方式调峰，仅一次性的投资减少四十余亿元。（3）LNG汽车随着天然气利用技术的日益成熟和环保标准对汽车排放控制越来越严，天然气汽

19、车在国外已得到广泛的应用，以气代油已成为世界汽车工业发展的趋势。目前使用天然气作为燃料的汽车有三种，包括：（a）CNG（压缩天然气）汽车；（b）ANG（吸附天然气）汽车；（c）LNG（液化天然气）汽车其中最广泛使用的压缩天然气（CNG）技术是在高压（25MPa）下储存天然气；其缺点是一次充气行程短，还存在造价和安全性方面的问题。新兴的吸附天然气（ANG）技术是在中等压力（约3.5MPa）下吸附储存天然气，要进入实用化还有待于解决吸附热问题及开发更高效的吸附剂。而液化天然气（LNG）在储存容器的尺寸、重量和造价方面都比CNG技术更有优势。同样使用90升钢瓶，加注LNG一次充装量可供车辆行驶最大距

20、离约为CNG（25MPa）汽车的23倍。另外由于LNG汽车加气站的建设不受管道敷设的限制，使得约束CNG汽车只能在城市内进行短途运营的因素不复存在。LNG可以使燃气车辆长距离运营成为现实，并大大降低车辆的运营成本。LNG在汽车使用市场尤其是营运车辆（公共汽车、出租车、大型运输车）方面与CNG相比，无论是成本、价格还是运行里程方面都具有无可比拟的优势。像乌鲁木齐这样一个中等规模的城市，公交、出租车辆等营运性车辆就达10000辆之多，全国市场的营运车辆的数字更为可观。如果其中有50万辆改装为LNG汽车，每日将需要气源2000万立方米，可见汽车使用液化天然气市场的容量是巨大的，而且效益十分明显。LN

21、G在中国的发展，不亚于燃气领域的一场革命。中国的城市能源从煤炭煤制气LPG管道天然气LNG，走过了漫长过程，代表了中国能源的发展历程。中国也有望成为亚太地区新兴的LNG市场。2010年中国LNG进口已超过1200万吨，专家预计，2020年则将会成倍增长。巨大的需求蕴含着巨大的商机。国际天然气市场将逐渐转为卖方市场，供应趋紧。从目前来看，中国石油一期（2010年）LNG能力约1250万吨；中国石化一期能力600万至900万吨；中国海洋石油一期能力约1200万吨。换算下来，仅一期能力，中国石油相当于引进约167亿立方米天然气，中国石化约为80亿至120亿立方米，中国海洋石油约160亿立方米。因此随

22、着能源价格不断上升和液化天然气转变，LNG产业化的趋势已锐不可当，有着非常大的发展空间。正是在这种大背景下，公司及时抓住了这一历史性机遇，适时地进行了产业结构调整，提出了发展液化天然气产业的大思路。1.2.2.3 随着西部大开发战略的全面推进，西部地区特别是云南地处边陲，地域辽阔，少数民族聚居，更需要加快发展以积聚实力，凝聚民心。充分合理利用天然气资源，发展天然气产业，不仅可适应省内一些中小城镇对天然气的迫切需要，而且还可灵活机动的向偏僻的营地、独立的居民点、单独的工业用户和分散的汽车加气站等方便供气，同时还可提供调峰和事故等应急备用气源。这对推动省内城镇加速气化，尽快改善脆弱的生态环境和较差

23、的生存环境，逐步缩小东西部之间发展差距，进一步加强民族团结，巩固边防都有一定积极意义。1.3 研究结论（1）工艺技术成熟、可靠。本项目的液化技术拟采用国内最先进的LNG液化、贮存和配送技术，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）通过深入的市场分析和需求预测，确定的LNG目标市场定位明确，在目标市场内销售LNG有较强竞争力；为该项目的市场拓展积极作准备。利用自治区的天然气资源和价格优势。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配套条件，公路、通讯联络便捷。工厂所在地地势平坦，施工条件好；可节省工程投资费用。（4）本工程总

24、投资30000万元，税前内部收益率16.06，年均利润总额3296万元，投资利税率10.68，税前投资回收期5.1年（含建设期）。经济分析表明，该投资社会效益较好。1.4 存在问题和建议u 本项目主要原料来自于进口气源，气源的稳定供应对项目具有至关重要的意义。建议业主落实气源，保证气源的长期稳定供应。u 由于项目建设地在云南，主要市场在珠三角等沿海地区，如果项目达产生产，每天需要的运输交通公交校多，尽管本项目委托具有相关能力的一家或几家物流公司来完成产品的运输，但较大的运输和主要市场的距离产地距离较长，安全等因素需要考虑。建议业主在项目开建前期做好主要目标市场的选择。同时，根据目标市场考察、选

25、择号适当的交通运输工具，为项目的建设投产和良好运行打好基础。1.5 主要技术经济指标本项目主要技术经济指标见下表1.5-1。表1.5-1 本项目主要技术经济指标表序号项目名称单位数量备注一天然气处理规模万Nm3/a16700二产品方案1液化天然气（LNG）万t/a12.4三年操作日天3338000小时四主要原材料，燃料用量1天然气万Nm3/a167002分子筛填装量m3/a223导热油m3/年254乙烯吨/年395丙烷吨/年266戊烷吨/年157一乙醇胺吨/年20含活化剂五公用动力消耗量1供水(新鲜水)万m3/a39.32供电万kwh7247.6六三废排放量1废水m3/h0.22废气t/h0.

26、59七运输量104t/a14.661运入量104t/a0.0162运出量104t/a14.63八全厂定员人601生产工人人452管理人员人15九总占地面积m2150亩1建、构筑物占地面积m2675302道路及场地占地面积m2329703占地系数%54.24绿化占地面m243655绿化系数%2.86办公及服务设施占地面积m26010十工程项目总投资万元30000其中外汇万美元/1固定资产投资万元13500其中外汇万美元/(1) 建设投资万元16500其中外汇万美元/(2) 固定资产投资方向/调节税万元/(3) 建设期利息万元其中外汇：万美元/2流动资金万元其中外汇万美元/其中铺底流动资金万元十一

27、报批项目总投资万元其中外汇万美元十二年销售收入万元十三成本和费用1年均总成本费用万元2年均经营成本万元十四年均利润总额万元十五年均销售税金万元十六财务评价指标1投资利润率2投资利税率3资本净利润率4投资回收期年5全员劳动生产率万元/人6全投资财务内部收益率(税前和税后)7全投资财务净现值万元13(税前和税后；需注明i值)138自有资金财务内部收益率139自有资金财务净现值万元(需注明i值)2.0 产品市场分析与预测2.1 LNG市场分析2.1.1 世界液化天然气供求状况目前世界LNG贸易分成两个界线分明的市场，一个是亚太地区，一个是大西洋盆地地区。在亚太地区日、韩是两大进口国，印尼、马来西亚是

28、两大出口国。在大西洋盆地地区，法国、美国是两大进口国，尼日利亚、阿尔及利亚、特立尼达和多巴哥是主要出口国。截止1999年，世界LNG出口国有11个，天然气的液化能力为1490亿立方米/年。今后几年还将有新的LNG项目投入生产，现计划发展的LNG项目有：阿曼96亿立方米/年、印度尼西亚的邦坦第八套40亿立方米/年与纳土纳72亿立方米/年、澳大利亚戈根（Gorgon）125亿立方米/年、俄罗斯95亿立方米/年的萨哈林项目、加拿大50亿立方米/年的项目、也门76亿立方米/年等二十余个；设计能力超过了1455亿立方米/年，预计到2010年世界LNG的生产能力将在现有的基础上翻一番。过去十年LNG贸易量

29、上升了近一倍。目前呈上升趋势。目前世界LNG年贸易量为1200亿立方米，预测到2010年将跃升至1630亿至1690亿立方米。2010年大西洋盆地LNG需求约为4968Mt/a，供应能力为90Mt/a。亚太地区LNG需求约为97.2133.4Mt/a，供应能力约为170Mt/a。今后亚洲市场将成为LNG需求中心。目前亚洲占世界LNG贸易量的77%，预计今后亚洲市场LNG需求仍持续增长。日本是LNG进口大国，2001年的需求量占世界需求量的52%，占亚洲需求量的70%左右。预计2010年日本LNG进口量为7200万吨，韩国的进口量为2000万吨，台湾地区为1100万吨。印度和中国这两个亚洲大国是

30、最有希望增长的潜在市场。目前世界LNG贸易由于区间贸易的差异及运输费用等不同形成了三种不同的价格。即亚洲、欧洲和美国三个特有进口价格的出现。亚洲市场（日本）LNG价格从1994年的3.2美元/Mbtu增长到2000年的4.7美元/Mbtu，目前雪佛龙承诺从2010年起的25年内将向日本中部电力每年提供150万吨来自澳大利亚高产气田的LNG，交易价格为7美元/百万英热单位。美国市场从1994年的2.2美元/Mbtu增长到2008年的5.0美元/Mbtu，欧洲市场从2.4美元/Mbtu增长到2007年的5.1美元/Mbtu。目前LNG的价格呈上扬趋势。2.1.2 世界液化天然气价格预测但是多年来L

31、NG工业一直致力于降低成本，以使其更具竞争力。通过采用更为先进的技术，合理的项目管理降低投资成本。有望使LNG的总成本降低15%20%。2009年8月19日中石油和埃克森美孚签订了一个合同，每年从澳大利亚购买225万吨天然气，为期20年，交易价值412.9亿美元。这个合同是一个风向标，未来几年国外的LNG到中国港口的价格6300元/吨。这个价格相当于918美元/吨，与这个价格比， 公司的LNG产品每吨还有2000多元的上涨空间。2.1.3 国内液化天然气供求状况着国民经济的快速发展，我国对能源的需求越来越大，南方沿海地区原有的能源消费结构以煤为主，而又远离生产基地，因此迫切要求使用清洁、高效的

32、能源，以改善环境，缓解运输压力。LNG作为一种清洁、高效、廉价的能源，成为我国本世纪重点开发利用的目标。而我国天然气工业发展滞后，目前，我国天然气在一次能源结构中仅占2.1%，远低于23.5%的世界水平和8.8%的亚洲平均水平。据分析，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。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，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”等的天然气开发利用总体部署。2010 年中国能源消费目标结构：天然气消费占5.6%，煤炭消费占60.8%，油品消费占25.2%，

33、其它占8.4%。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。资料来源：产业预测、阿瑟德里特公司（ADL）等近年来中国能源工业发展很快。目前，中国能源生产总量仅次于美国和俄罗斯，名列世界第三；能源消费总量仅次于美国，名列世界第二。我国能源结构比例长期以来以煤为主，但已经呈现出逐年下降的趋势，与此同时，石油、天然气、电力逐年上升，呈现健康发展的势头。天然气工业被列为“十五”期间国民经济鼓励发展的重要产业。表2.2-1为中国能源消费结构变化趋势预测（据：国家发展计划委员

34、会能源研究所相关数据）。表2.2-1 中国能源消费结构变化趋势预测年份消费结构%煤炭石油天然气一次电力2000（实际）67.0023.602.106.902005（实际）63.6024.004.607.402010（实际）60.8025.205.608.00201556.6026.508.208.30202053.6027.009.809.20据此预测，我国的天然气需求量和目前能源结构下生产及输送的能力相比存在着极大的差距。我国需要开展多种形式的供应手段和保障体系以适应不断增长的能源需求。发展大规模、商业化的液化天然气产业有利于能源供应方式的多元化。公司液化天然气项目生产的液化天然气可通过火车

35、、汽车运输到需要能源的边远城市和乡村，是对“西气东输”工程的一个重要的有益的补充和服务，大大提高天然气的利用程度，从更广泛的领域加快我国能源结构的优化和调整；对我国中小城市的能源结构、环境改善、产业优化以及人民生活水平的提高具有深远而重大的现实意义。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。2.1.4 国内液化天然气价格预测LNG产品与其它能源产品（CNG、LPG、汽油、电等）相比，最具挑战的是在经济上能否与干净、方便的电竞争，同时作为工业燃料能否替代轻油、重油、LPG等。LNG与其它能源的市场承受能力比较见下表：表2.2-2 LNG与其他能源市场承

36、受力比较表 (单位：立方米)名称LNG人工煤气LPG电轻油煤3-3.8元/立方米1.0-1.2元/立方米4.5-5.0元/公斤0.5-0.6元/度3200-3400元/吨350元/吨单位热值售价元/MJ0.3-0.380.34-0.410.40-0.460.58-0.700.35-0.370.06替代能力较强强较强可替代弱（注：比较内容为单位热值的价格比较，人工煤气未计财政补贴。）从表中分析可见：LNG到用户的销售价如保持在33.8元/立方米，与除煤炭外的其他燃料相比，有较强的市场承受能力和可替代性。而煤由于其污染性高等原因，在我国能源产业政策中占一次性能源的比重逐年递减。这将会为LNG市场的

37、发展提供更大的契机。2.2 产品运输液化天然气工业链是非常庞大的，它主要包括：天然气液化、储存、运输、接收终端和气化站等，其主要环节包括：生产环节、储存环节、运输环节和应用环节。为了充分地满足下游用户的需求，必须使上述的每个环节环环相扣，并且采取联动的方式进行，才能实现各环节的正常运行。由于提取轻烃、液化天然气属于高科技、高投入的项目，采取各环节的合理分工、专业化经营，有利于提高管理水平、降低整体运行成本，获取更大的经济效益和社会效益。上游公司全力做好液化厂的生产经营，不断提高液化厂的生产管理、运营水平，降低液化生产总成本，提高工厂效益；中游运输环节努力做好运输管理工作，确实保障运输供气能力，

38、为获得效益创造条件，并为产生良好效益打好基础；下游燃气公司尽力开拓液态天然市场，不断改进服务功能，确保供气安全，获取稳定的收益。液化天然气的运输可分为管道运输、船舶运输及低温液体运输车（槽车）运输。船舶运输方式一般用于液化气的国际贸易。液化气管道输送其管材必须采用价格昂贵的镍钢，还需性能良好的低温隔热材料；为实现低温液体单相流动，防治液体气化，还需在管道上增建中间冷却站，因此液化气管道运输的初期投资大，管道输气的投资较大，适用于稳定气源与稳定用户间长期供气，而以液化天然气地面机动运输代替地下远距离管道输送，可以节省风险性管线建设，有效利用距离较远的天然气资源。槽车运输有两种方式：公路槽车运输和

39、铁路槽车运输。有研究表明1000km以内距离以公路槽车运输为宜，1000 km以上距离以铁路运输较经济。液化天然气输送成本仅为管道输送的1/61/7，并可减少由于气源不足铺设管道而造成的风险，且液化前的净化处理使其成为洁净燃料。以LNG40英尺标准罐式集装箱，用火车和汽车联运，不仅具有装卸方便、灵活、可运、可储存的优点，而且可以方便地实现公、铁联运，即使万一出现事故，集装箱体对罐体具有一定的保护作用，降低运输安全风险。可见，该项目的液化天然气产品宜采用公路槽车运输或船运。一支庞大的运输车队，从专业管理的角度分析，车队越庞大，管理的幅度和力度都会影响到实际的执行力。建议公司将运输全部外协给第三方

40、物流公司，带动地方经济发展，公司只负责基地的液化装置的运行。目前，影响较大的LNG物流企业有武汉绿能、新疆广汇、福建中闽物流、九安喜顺物流有限公司等企业，也可以依靠地方的小型物流企业和个人车主。液化天然气物流市场竞争格局与液化天然气业务发展直接相关，与液化天然气处理项目配套的物流公司将会是地方液化天然气物流市场的主导企业，其可以将小型企业及挂靠企业拥有的液化天然气运输车通过业务外包方式统一纳入管理体系。预计20112015年，我国液化天然气公路运输物流市场发展将会加快，液化天然气大型物流企业在2015年前后将会达到20多家，市场总体规模达到40亿元。表2.4-1 我国液化天然气物流发展预测年份

41、大型物流公司（家）液化天然气运输车保有量（台）物流市场规模（亿元）20114110012.520126150018.4201310200025.3201414240032.42015203000403.0 产品方案及生产规模3.1 工艺方案设计基础本装置的原料气为天然气本装置年开工天数为333天。原料气进厂条件温度：40压力：5MPaG流量: 1.67108 Nm3/a3.2 产品方案和规模3.2.1 产品方案的选择产品方案的选择应遵循下列原则：项目产品的选择，必须坚持以市场需求为导向，特别是要选取那些市场相对短缺或市场容量较大的产品；项目的产品品种、生产规模以及工艺技术应符合国家和地区的发展

42、规划，应符合国家和地方的产业政策，特别是要符合“节能、减排”的要求；项目的产品品种及其工艺技术应能充分发挥地方的资源优势，适应现有建设条件，并有利于项目间相互衔接，形成综合利用资源，消除或减少“三废”排放的合理产业链。3.2.2 本项目的建设规模本项目的生产规模如下：液化天然气：12.4万吨/年3.2 产品品种及规格3.2.1产品品种本项目产品为液化天然气。3.2.2 产品产量及规格在3.1的设计基础之上，本装置的产品产量及规格见下表。项目理论计算数据备注液化天然气产量标准气体状态 104Nm3/d58.43液体状态 m3/d695组分变化将导致液体体积和质量的变化质量 t/d986贮存压力M

43、Pa.G0.01贮存温度-162液化天然气产量是指液化冷箱出口的质量流量计的测量累计值4.0 技术方案4.1 技术比较天然气液化工厂的工艺过程基本包括预处理（净化）、液化、储存、装车及辅助系统等，主要工艺流程包括天然气净化、液化和分离工艺。4.1.1天然气净化工艺选择作为原料气的天然气，在进行液化前必须对其进行彻底净化。即除去原料气中的酸性气体、水分和杂质，如H2S、CO2、H2O、Hg和芳香烃等，以免它们在低温下冻结而堵塞、腐蚀设备和管道。表4.1-1列出了LNG工厂原料气预处理标准和杂质的最大含量。表4.1-1LNG原料气最大允许杂质含量杂质含量极限依据H2O1ppmVA（在不限制产量条件

44、下，允许超过溶解极限）CO250100ppmVB（极限溶解度）H2S3.5mg/Nm3(4ppmV)C（产品技术要求）总含硫量1050mg/Nm3CHg0.01g/Nm3A芳香烃类10ppmVA或B环烷烃总量10ppmVA或B从原料气数据来看，原料气中水、CO2、Hg和芳香烃的含量均超标，必须进行净化。A）脱CO2工艺选择天然气中含有的H2S和CO2统称为酸性气体，它们的存在会造成金属腐蚀并污染环境。此外，CO2含量过高，会降低天然气的热值。因此，必须严格控制天然气中酸性组分的含量，以达到工艺和产品质量的要求。用于天然气脱除酸气的方法有溶剂吸收法、物理吸收法、氧化还原法和分子筛吸附法。目前普遍公认和广泛应用的溶剂吸收法。它是以可逆的化学反应为基础，以碱性溶剂为吸收剂的脱硫方法，溶剂与原料气中的酸组分（主要是CO2）反应而生成化合物；吸收了酸气的富液在升高温度、降低压力的条件下又能分解而放出酸气，从而实现溶剂的再生利用。溶剂吸收法所用溶剂一般为烷醇胺类，主要有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。本方案从适用性和经济性的角度考虑，选择甲基二乙醇胺（MDEA）作为脱除酸性气体的溶剂。MDEA（N-Methyldiethanolamine）即N