最新LNG物流产业园项目项目建议书资料.docx
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最新LNG物流产业园项目项目建议书资料
乌兰浩特市经济技术开发区
天然气物流产业园项目
项目建议书
中国奥德集团
二〇一三年二月二十日
1总论
1.1编制依据、原则与编制应遵循的规范、标准
1.1工程项目名称、建设单位及管理单位
1、工程名称：
经济技术开发区天然气物流产业园
2、建设单位：
中国奥德集团
3、项目管理单位：
乌兰浩特中奥能源有限公司
1.2编制依据
1、《乌兰浩特市经济技术开发区总体规划》；
2、建设单位提供的相关资料
1.3编制原则
1、本项目建议书在《经济技术开发区总体规划》的指导下进行，拟一次设计、建设达到设计规模，整体规划、分期实施、滚动发展。
2、贯彻远近结合，以近期为主的方针，并考虑适应气源的变化和发展的可能。
3、本项目立足于高起步、高标准、高水平；引进技术先进、价格合理的关键设备，配套选用技术成熟、安全可靠的国内设备。
4、积极采用新工艺、新技术、新设备和新材料；
5、贯彻天然气发展为人民服务，为各行各业，为生产服务的方针确定合理的燃气价格，既考虑各类用户的承受能力，又要保证经营者的合理利润，以保证天然气事业的健康发展；
6、充分发挥天然气的优势，改变城市能源结构，合理确定供气比，大力发展各类燃气用户，改善城市大气环境，力求获得较好的经济效益、社会效益和环境效益；
7、重视安全、消防、环保和节能。
1.4编制应遵循的规范、标准
主要燃气规范
1）《城镇燃气设计规范》GB50028-2006
2）《建筑设计防火规范》GB50016-2006
3）其他国家的有关规范和规定
1.5项目概况
1.5.1项目建设背景
国家在国发（2012）15号《天然气利用政策》中指出，按照科学发展观和构建社会主义和谐社会的要求，优化能源结构、发展低碳经济、促进节能减排、提高人民生活质量，统筹国内外两种资源、两个市场，提高天然气在一次能源消费结构中的比重，优化天然气消费结构，提高利用效率，促进节约使用。
在这种前提下，发展天然气不仅是大势所趋，也是能源选择中的最优。
2012年国电内蒙古电力有限公司兴安能源化工项目筹建处揭牌仪式在内蒙古乌兰浩特市经济开发区举行，标志着兴安盟年产20亿立方米煤制气项目进入了一个新的历史阶段。
兴安煤化工项目规划建设规模为年产100亿立方米煤制天然气，其中一期工程建设年产20亿立方米煤制天然气，2014年正式投产。
标志着我国煤制天然气技术进入了一个新的发展阶段。
地处内蒙古东部，紧邻黑、吉、辽三省，规划年产100亿立方米煤制天然气项目，可实现煤炭资源就地转化与清洁利用，可有效提高能源利用效率。
该项目的投产给内蒙古兴安盟周边城市增加了可靠的、稳定的天然气气源，以促进该市及周边地区的天然气利用工程的建设，推进该市及周边地区的城镇燃气的发展。
为优化兴安盟周边地区能源结构，保障天然气能源供给，通过规划培育和规范市场，提高城市燃气发展水平，进一步改善投资环境，实现环境、资源与社会经济的协调发展，中国奥德集团进行《乌兰浩特市经济技术开发区天然气物流产业园项目建议书》的编制工作。
在当地政府及有关部门大力协助下，经调查研究、现场踏勘，并在编写过程中多次听取意见，于2013年2月完成了项目建议书的编写工作。
奥德集团是以城市燃气投资与经营为龙头，以石油、石化建设安装工程为主导，金融业、房地产、汽车加气、物流联盟、生产制造业、酒业、木业、服务业等多种产业并存的跨行业、跨地区经营的综合性股份制企业集团。
目前设有北京、辽宁、黑龙江、内蒙古、山东、河北、河南、广西、广东等经营管理区域和燃气事业部、金融事业部、海外事业部，累计形成资产126亿元。
集团公司旗下有燃气公司150余家。
1.5.2工程建设必要性
（1）经济发展的需要：
近年来经济发展较快，天然气这一高洁能源的引入，不仅其本身将会形成新的产业，也将带动一批新的利用天然气作为原（燃）料的企业或产业的建立和发展，这将使产业结构得到优化调整，起到减少投资，保护环境的效果，对经济的发展产生积极作用。
提高人民生活质量的需要：
（2）改善环境的需要：
目前该地区大部分用户的能源以煤、油为主，产生了大量的烟尘和有害气体。
利用天然气这一高效清洁能源，解决了城区大量茶水炉、食堂灶、餐饮煤炉等居民生活及汽车尾气市场消费污染源造成的局部环境严重污染又缺少有效治理措施的矛盾。
2园区概况
2.1园区现状及性质
经济技术开发区成立于2011年，经内蒙古自治区人民政府批准设立为省级工业开发区，位于乌兰浩特市东南20公里，总控制面积670.8平方公里，规划面积53平方公里，其中：
起步区9.8平方公里，重点发展化工（煤化工、玉米化工、精细化工）、能源电力、有色金属冶炼、机械加工制造、建筑材料五大产业并打造循环经济产业园区，其中：
煤化工产业是内蒙古自治区确定的三大煤化工产业基地之一。
开发区所处地理位置优越、交通便捷、水源丰富、地域宽阔、政策优惠，道路、供水、供电、通讯等基础设施建设基本完备，均已达到入驻大型企业所需条件，目前已成为承接产业转移、项目建设的重要载体和发展平台。
开发区内现已开工和计划开工的项目共7个，计划总投资710亿元。
分别是：
博源集团3052化肥、乌兰集团135万吨合成氨和240万吨尿素、中煤集团40万吨聚氯乙烯和2x35万千瓦热电联产、内蒙古有色集团10万吨铜冶炼及深加工、新湖集1100万吨大型褐煤低温热解、国电公司1100万吨大型褐煤低温热解和40亿立方米煤制气、内蒙古诺门罕洁净煤公司150万吨褐煤热解焦油加氢项目。
3.气源
该项目气源来自国电内蒙古电力有限公司兴安能源化工项目（葛根庙）煤质天然气厂。
根据国电集团公司总体战略部署，兴安煤化工项目规划建设规模为年产100亿立方米煤制天然气，总投资约650亿元，其中一期工程建设年产20亿立方米煤制天然气，项目投资约130亿元（含输气管道），计划三年建成。
目前，项目前期工作正在快速有序推进，计划2014年投产运营
4项目内容概述
（一）CNG加气母站概述:
（1）建设规模
靠考虑建设时机及经济发展等多方面的因素，CNG加气母站设计规模为50
104m3/d，近期进站压力暂为4MPa，压缩机实际出口压力为25MPa，压缩机出口设计压力为27.5MPa。
在站内预留压缩机、加气柱的位置,可根据市场的发展情况对加气母站规模进行扩容。
可充分满足兴安盟半径200KM地区天然气需求。
（2）工艺概况
CNG加气母站的主要功能是接受兴安盟煤化工管道来气进行计量、调压、过滤，然后进入脱水装置进行脱水处理，使天然气的露点达到规定的《车用压缩天然气》GB18047-2000的要求后，由压缩机增压至25MPa，通过加气柱向车载储气瓶（20MPa）充装压缩天然气。
主要包括计量、调压、脱水、压缩、售气几个部分。
另外还配备自控、给排水、供配电等系统。
目前，国内外工艺流程大体相同，只是工艺设备的选择、安全防范措施存在一定差异。
图CNG供气
系统构成示意图
图3-2CNG加气站流程图
国内加气母站根据脱水方式不同主要有两种：
一种是前置脱水，也叫低压脱水，脱水装置安装在压缩机进气口之前，对进站天然气进行深度脱水；另一种是后置脱水，也叫高压脱水，脱水装置安装在压缩机排气口之后，对压缩后的高压天然气进行深度脱水。
（1）低压脱水流程
（2）高压脱水流程
低压脱水流程与高压脱水流程各有优缺点：
（1）先脱水后压缩，可减轻压缩机负荷，防止液击现象发生，减少气体中酸性杂质对压缩机的损害。
（2）先压缩后脱水，可减少吸附剂用量，使脱水装置体积减少。
（3）管网压力：
进站管网压力较高（≥0.4MPa）时，应优先选用前置脱水方式；管网压力较低（<0.15MPa）时，应考虑选用后置脱水方式。
（4）处理气量：
前置脱水可处理大流量气体，可达1.5×104Nm3/h，后置脱水方式因受高压管件、阀门限制，目前只宜处理小流量气体，一般<3500Nm3/h。
（5）再生方式：
前置脱水可采用独立的闭式循环系统进行再生，不受压缩机是否开机的限制；后置脱水再生气回收困难。
（6）成品气品质：
前置脱水可充分利用庞大的管网系统作为脱水装置的缓冲器，使脱水过程中压力保持稳定，从而使气体品质（露点）保持稳定。
后置脱水装置的工作压力在压缩机开启时，或CNG加气站加气过程中容易波动，工作压力的波动势必造成气体品质的不稳定。
（7）吸附剂寿命：
前置脱水装置的吸附剂寿命远高于后置脱水装置。
（8）成本比较：
后置脱水装置的重量和体积约是同流量前置脱水装置的1/2，设备价格也较低。
但因高压阀门、管件价格昂贵，维修费用高。
总之，母站及进气压力较高的标准站应选用前置脱水方式，进气压力<0.15MPa的标准站应选用后置脱水方式。
本工程推荐采用前置脱水方式。
CNG加气母站供气接自分输站内汇管，调压后进入压缩机前缓冲罐稳压，再经分子筛双塔再生干燥器进行脱水处理，进入CNG压缩机压缩至25MPa，直接向加气柱供气。
站内的排污进入相邻分输站的排污罐,以回收干燥装置、缓冲罐、压缩机的液体。
干燥装置、缓冲罐、压缩机的安全放散气体汇到放空立管进行放空。
压缩机等设备区域安装气体泄漏检测、报警系统。
（3）工艺设备
工艺设备的选择要满足技术要求，在不影响安全生产的前提下，尽量节省投资。
加气母站内主要系统有：
1.进站阀组；2脱水装置；3.压缩装置；4.控制系统；5.售气系统。
（二）天然气物流中心
1、高压天然气钢瓶拖车
（1）近期设置6辆高压天然气钢瓶拖车
拖车最大装气量：
4500m3
钢瓶选用DOT-3AAX-2900型高压无缝钢瓶。
单个钢瓶水容积：
2.25m3
钢瓶单位尺寸：
长度10.97m，直径559mm
取8个为1组，固定在拖车上。
（2）远期增设10辆高压天然气钢瓶拖车
拖车最大装气量：
4500m3
钢瓶选用DOT-3AAX-2900型高压无缝钢瓶。
单个钢瓶水容积：
2.25m3
钢瓶单位尺寸：
长度10.97m，直径559mm
取8个为1组，固定在拖车上。
（三）L-CNG加气站简介
L一CNG加气站是将LNG在站内气化后使之成为CNG，并对CNG汽车加气的加气站。
这种加气站需要的主要设备有LNG储罐、LNG泵、气化器、储气瓶组和CNG加气机、压缩机。
新建的L一CNG站不使用压缩机;对由已建的CNG加气站改装成的L一CNG站，设备中包括压缩机，主要是将原有CNG站的压缩机作为LNG泵不能工作时的备用手段。
本文主要对新建的L一CNG站进行分析。
其工艺流程为:
用高压LNG泵将LNG送人气化器气化后，通过顺序控制盘将其储存于高压CNG储气瓶组内，当需要时通过CNG加气机对CNG汽车进行计量加气。
其中LNG储罐的作用与LNC加气站中LNG储罐的作用相同。
LNG高压泵的主要作用是将LNG储罐内的LNG输送至高压气化器进行气化。
它可以保证足够的压力而不再用压缩机进行压缩。
高压气化器的作用是将LNG转化为CNG。
它的主要形式有3种:
开架式气化器、浸没式气化器和中间媒体式气化器，其中最为常用的是开架式气化器。
顺序控制盘的主要作用是对经过高压气化器气化后流人储气瓶组和加气时由储气瓶组流入加气机的气体进行分配，以使其效率达到最高。
根据经验，
可以对加气站的高压储气装置采用编组的方法以提高加气效率。
具体方法是:
将储气瓶按1:
2:
3的容积比例分为高、中、低压3组，当高压气化器向储气瓶组充气时，应按高、中、低压的顺序进行;当储气瓶组向汽车加气时，则相反，应按低、中、高压的顺序进行。
这些工作都是通过顺序控制盘来完成的。
主要设备方案
本站主要设备包括LNG储罐、卸气柱、压缩机、储气瓶组、潜液泵、加气机等。
工艺图：
（四）LNG液化工厂简介
液化工艺是液化天然气生产的核心。
由于天然气的主要成分是甲烷，所以其性质和甲烷很相似。
甲烷的临界温度为190.7K（即-82.45℃），在一个标准大气压下的液化温度是111.7K（即-161.45℃），因此天然气的液化只能在低温下实现，技术难度大，关键设备要求非常高，
世界上成熟的天然气液化工艺路线有三种，分别是：
1）复迭（阶式）循环流程
2）混合冷剂致冷流程，又细分为带或不带予冷的单级混合冷剂循环和多级混合冷剂循环。
3）膨胀机致冷流程，分为带或不带予冷的单级膨胀循环和多级膨胀循环。
三种液化工艺简述和比较
1）串级冷剂循环
对天然气在各冷箱（换热器）中用丙烷、乙烯（或乙烷）和甲烷分三级进行冷却、冷凝和过冷。
每级冷箱均带自己的压缩、冷凝和膨胀冷剂循环。
串级循环工艺的液化所需功率小，但由于冷剂循环数量多而带来相对投资高，因而维修和备件的费用也高。
一般适用于大型基地型生产装置。
2）混合冷剂循环（MRC）
混合冷剂循环用一种混合冷剂来代替多种纯冷剂，这种混合冷剂可以是氮和C1~C5烃的混合物。
混合冷剂的压缩设备少，但对冷凝、分离和膨胀的级数工艺优化非常重要，因为这和投资、操作的弹性的费用直接有关。
对大、小规模的基地型生产装置和调峰站均适用。
3）膨胀循环
膨胀循环是最简单的一种冷冻系统，其压缩和膨胀只用了一种组分的气体流，它可以是天然气也可以是氮气。
低温是气体通过膨胀机来实现的。
膨胀循环开仃车简单而迅速，但功率消耗比串级循环和MRC循环大。
如采用气体预冷或双膨胀，可增加其效率。
一般用于LNG调峰站或气源压力较高的基地型生产装置。
三种液化工艺说明
1）复迭式制冷液化循环
复叠式制冷液化循环是由几个制冷循环复叠而成。
例如可以用丙烷、乙烯和甲烷为制冷剂的制冷循环复叠制冷来实现液化（如图6.1-1所示）。
丙烷在压缩机压缩后经水冷却后，成为液体，液态丙烷节流后蒸发制冷（温度约为-45℃），它用来冷却乙烯，使压缩后的乙烯液化，液态乙烯节流后蒸发制冷（温度约为-100℃），它又用来冷却压缩后的甲烷并使其液化。
液态甲烷节流后又蒸发制冷（温度约为-160℃），就使原料气液化和过冷。
原料气净化后，先在丙烷冷却器和乙烯冷却器中冷却，然后在甲烷冷却器中冷凝成液体，减压后进入储槽。
在早期的天然气液化生产中，复迭制冷技术有较多的应用。
这种工艺热效率高、能耗少，但是缺点是机组多、控制复杂、维修不便，因而可靠度相对较低。
考虑到装置规模及目前国际上的新的液化技术的使用，本项目不建议采用该工艺。
丙烷压缩机乙烯压缩机甲烷压缩机
图6.1-1复叠制冷循环示意图
2）带膨胀机的液化循环
带膨胀机的液化循环冷量主要是由气体在膨胀机中的绝热膨胀产生的。
它又可以分为直接膨胀制冷和间接膨胀制冷两种。
图6.1-2表示的就是直接膨胀制冷的液化循环，它利用原料气的自身压力在膨胀机中绝热膨胀制冷，使原料气液化，因此几乎不消耗额外的能量，但它的液化率比较低，一般在7%〜15%。
它适用于原料气压力高，近处就有低压管网，可以使用装置在液化过程中所产生的没有液化的大量的低压余气的场合。
图6.1-2膨胀制冷液化循环
还有一种是间接式膨胀机制冷液化循环，它使用另一种气体（例如氮气或是甲烷，亦或是经处理后的原料气自身）经过压缩，进入冷箱，膨胀制冷达到液化所需要的低温。
这种循环几乎可以实现全液化。
它属于气体制冷循环，与复叠式和混合制冷剂循环相比，这种循环流程相对简单，机组少，但能耗相对很高，一般仅用于非常小型的设施。
3）混合冷剂循环
混合冷剂循环制冷剂一般是5〜6种组分的混合物，工作时利用混合物中重组分先冷凝，轻组分后冷凝。
让它们依次节流，蒸发制冷，最后使天然气液化。
混合制冷剂液化循环,是20世纪60年代末发展起来的。
它以多组分混合物做为一种制冷剂，代替了复叠式制冷液化循环中的单组分的多种制冷剂，从而简化了流程。
70年代中期以来，混合制冷剂循环已经成为商业化天然气液化流程的首选，逐渐被各种规模的液化天然气生产设施采用，也成为本项目工艺路线的不二选择。
4.2供气原则及供气范围
4.2.1供气原则
1、主要解决城镇燃气公司和汽车加气站供气；
2、对于以气代油、以气代煤的工业用户优先供气；
4、对于能提高产品质量，降低劳动强度有显著经济效益并在工艺上适宜用的用户优先供气。
4.2.2供气范围
供气范围包括兴安盟周边及呼伦贝尔、齐齐哈尔等地区的内的城镇燃气公司、工业、汽车加气站等用户。
5项目内容
本工程建设包括CNG加气母站、天然气物流中心、工业园区供气管网、L-CNG加气站、LNG液化工厂等内容。
6地址选择
葛根庙工业园区，临近兴国电内蒙古电力有限公司兴安能源化工项目。
7组织机构及劳动定员
拟成立乌兰浩特中奥能源有限公司，作为独立法人单位，公司机构设置行政、人事、计划、财务、质量、技术、生产等部门，全面负责项目的施工和天然气的供应、管理。
本项目总人数300人，其中管理人员65人，工人235人。
8工程实施进度
一期工程2013-2014年
二期工程2014-2016年
9工程投资估算
9.1工程概况
（一）建设CNG加气母站1座，日供气加工能力为50×104立方米；
（二）建设天然气物流园区1座；
（三）投资建设L-CNG站1座（日供气能力1×104立方米）;
（四）建设工业园区内供气管网；
（五）投资建设年加工5亿立方米天然气，年生产LNG90万立方米（约33.3万吨）工厂1座。
9.2编制依据
《全国统一市政工程预算定额内蒙古自治区参考价目表》2003版
《全国统一安装工程预算定额内蒙古自治区参考价目表》2003版
《内蒙古自治区建筑安装工程费用定额》2003版
国家发展计划委员会建设部《工程勘测设计收费标准》2002年修订本
国家、行业有关政策规定、文件
主要材料市场价
主要设备厂家询价
建设单位提供的有关资料
9.3投资估算
估算总造价为人民币6.5亿元。
全部建成投产后全年可实现销售收入30亿元人民币，为政府提供税收2.3亿元人民币。
一期投资2亿元，根据兴安盟煤制气一期建设规划，建设CNG加气母站（日供气加工能力为50×104立方米）、天然气物流园区、工业园区内供气管网及L-CNG加气站（日供气能力1×104立方米），占地150亩；
二期投资4.5亿元，根据兴安盟煤制气二期建设建设进度，建设LNG工厂，年加工5亿立方米天然气，年生产LNG90万立方米（约33.3万吨），占地面积预留。
流动资金估算是按分项详细估算法进行计算,估算为2000万元。
资金来源：
全部为企业自筹资金。
TheJuan嶅綋鎵樿繍鍗?
10经济评价
10.1编制依据
《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）；
The鐗╂祦WaHui姩《工业企业财务制度》
建设单位提供的有关资料及数据
The鐩putsthe偦鍏ChongChen10.2基础数据
本项目建设期为三年，项目计算期按二十年计算。
TheXuanHao綅Jinｆ10.3财务评价结论
TheMa愬姏Qi℃伅该项目主要评价指标财务内部收益率、平均投资利润率、平均投资利税率均大于本行业标准。
投资回收期小于本行业基准回收期，从敏感性分析结果判断，说明本项目具有一定的抗风险能力。
综上所述，该项目从财务分析上是可行的。
11结论和建议
TheChenヤ笟Geng$悊11.1结论
通过天然气物流园项目建议书，得到结论如下：
1、本工程的实施，完全符合国家的能源政策。
2、本工程的实施能明显改善环境质量，改变周边地区的能源结构，并能有效地提高居民的生活质量，所以社会效益显著。
3、本工程的实施是经济持续高效发展的需要。
鏍囩4、由于乌兰浩特市现无天然气物流园区，所以，本工程的实施不会造成重复投资。
Xuan嵏5、本设计充分考虑了项目实施的可能性和可行性，近期操作性强，远期可滚动发展。
鍒嗘嫞11.2建议
本项目的实施，符合国家“保护环境”和“节能减排”的基本国策，也是加快生态城市建设，提高利用清洁能源比例的重要项目,政府部门应尽快制定相应的扶持政策，成立专门的天然气物流园区协调小组，并把该项目纳入开发区的总体规划当中。
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