液化煤层气工厂可行性分析报告.docx
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液化煤层气工厂可行性分析报告
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第1章总论
1.1概述
1.1.1项目名称：
10×104Nm3/d液化煤层气工厂
1.1.2项目业主：
北京嘉安瑞泰能源投资有限公司
1.1.3项目总投资：
3964.21万元（不含流动资金）
1.1.4项目地点：
山西省阳城
1.1.5项目占地：
50亩
1.2编制依据
1.2.1依据主要标准、规范。
1）《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004
2）《建筑设计防火规范》GB50016-2006
3）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005
4）《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242-2002
5）《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003
6）《建筑物防雷设计规范》GB50057-2000
7）《低压配电装置及线路设计规范》GBJ54-83
8）《爆炸和火灾危险环境电气装置设计规范》GB50058-92
9）《化工企业静电接地设计技术规范》CD90A3-83
10）《工业与民用供电系统设计技术规范》GBJ50052-95
1.3编制原则
1.3.1严格执行国家现行设计规范，贯彻国家有关安全、环保节能的相关法规。
1.3.2符合当地规划部门的要求，做到合理规划、合理布局、统筹兼顾。
1.3.3选择先进、经济、可靠的工艺技术，降低能耗，减少运行成本，提高企业经济效益。
1.3.4充分利用同类工厂的建设经验，立足于先进成熟的工艺装置技术，选择国内一流装置，降低工程投资，保证装置长期安全运行。
1.3.5努力学习消化国外技术，积极采用新工艺、新技术、新材料，力争各项指标达到国内同类装置的先进水平。
1.4项目建设的背景和意义
1.4.1项目建设的背景
我国目前天然气生产及输送能力远远满足不了市场需求，尤其受气源、地理条件的限制，众多远离气源或输气管线的城市用气需求无法得到满足，特别是那些地处山区、河网地带的城市，修建管道施工难度大，经济性差。
合理、充分、有效利用山西丰富的煤层气资源，均衡全面地发展煤层气利用，液化煤层气即（LNG）是一条高效和经济的途径。
1.4.2液化天然气概况
1）天然气非管道运输的两种方式
天然气在投入生产和应用初期，为了提高贮存和运输效率,弥补管道输送的缺陷，产生了液化天然气（（liquefiednaturalgas英文缩写LNG）和压缩天然气（CompressedNaturalGas英文缩写CNG）这两种储运形式。
CNG是天然气加压至20～25Mpa并以气态储存在容器中。
LNG是气态天然气经深度净化，在常压下冷却到-162℃后呈液态的天然气，其体积约为气态时的1/625。
2）LNG优点介绍：
（1）煤层气液化后便于进行经济可靠的运输。
使用专门的槽车、轮船，将LNG运输到管道不能到达的地区，方便灵活，不受管网限制，适应性强；能量密度大，同体积下是CNG储量的3倍，运输成本低。
（2）储存效率高、占地少、投资省。
液化天然气（LNG）与气态天然气相比，储存压力低，安全可靠，体积小，容量轻，贮量大。
（3）能综合使用，经济性好。
LNG使用过程释放出的冷量可以用作冷藏、冷冻、温差发电等。
（4）LNG可作为优质的车用燃料。
与燃油汽车相比，用LNG做燃料的汽车，具有抗爆性好、燃烧完全、排气污染少、发动机寿命长、价格低、运输成本低等优点。
LNG燃点为650℃，比汽油高230℃，气态时比空气轻，所以稍有泄漏立即挥发飘散，不易引起自燃爆炸，安全性能好。
3）LNG的应用范围：
（1）用作城市管道供气的主气源。
由于气源、地理条件的限制，采用LNG技术是目前实现城镇气化的非管道输送的供气方式，通过汽车、轮船等运输工具将LNG运到用气地区，可以作为过渡气源或永久性气源。
（2）用作LNG小区气化的气源。
由于LNG运输灵活高效，且小区气化工艺流程简单，建设投资省、见效快、方式灵活，价格比石油液化气（LPG）便宜、价格平稳、气化成本低，经济合理。
（3）用作汽车加气燃料。
LNG比汽柴油、LPG价格低，安全、环保，储存效率高，汽车续驶里程长，发动机寿命长，在发动机运行中释放的冷量可用于空调。
（4）用作城市管网供气的调峰负荷和事故调峰。
由于LNG储存效率高，储运手段比气态天然气更灵活，具有较高的机动性。
用作调峰和事故气源，一次性投资小，运行成本低。
4）国内外LNG产业简述
LNG工业在世界上已有60多年的发展历史，技术成熟，已形成了从液化、储存、运输、气化到终端利用的一整套先进工艺。
目前，世界上已建成投产LNG大型装置有160多套，液化生产能力2344.3亿立方米/年，年平均产量以20％的速度增长。
LNG工业在我国方兴未艾，90年代以来，我国陆续在河南中原油田、新疆鄯善、上海、海南海口、广西北海、四川乐山等地建成了近十套LNG工业生产装置，液化生产能力约10亿立方米/年。
目前LNG产品供不应求，取得了可观的经济效益和良好的社会效益。
1.4.3项目建设的意义
LNG是目前全球增长最快的一种能源，在中国大力发展LNG，将对优化我国的能源结构，有效解决能源供应安全、生态环境保护的双重问题，实现经济和社会的可持续发展发挥重要作用。
对山西而言，充分把握国家西部大开发战略和能源结构调整战略实施的机遇，利用山西省内煤层气的丰富资源优势，发展LNG工业，具有以下几方面的意义：
（1）实现资源优势向经济优势转化
阳城地处煤层气的主产区，开发利用天煤层气十分便利，但目前天然气利用率低，用气量相对较少。
通过就地转化，发展LNG产业，占领LNG市场，使阳城的煤层气源得到充分利用，从而变资源优势为经济优势。
（2）改善大气环境，打造宜居城市
天然气在燃烧过程中基本不排放二氧化硫，排放的氮氧化物比油和煤分别低40％和60％，排放的二氧化碳比煤炭低50％，比石油低20％左右。
通过管输天然气不能到达的地区使用LNG，积极推进城镇气化范围，扩大天然气的利用范围和领域，改善城市的大气环境。
（3）拉动产业发展，促进经济增长
LNG是一种新兴产业，通过建设使用LNG，在促进阳城地区经济增长的同时，对拉动本地能源等相关产业的发展，促进就业、增加税收，促进深冷科技水平的提高，都将发挥重要的作用。
1.5项目研究范围
（1）通过对气源、市场的分析来确定阳城LNG工厂的建设规模。
（2）通过技术比较，确定LNG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）分析项目建设、运行对环境的影响。
（6）进行项目投资估算，对项目财务效益和敏感性进行初步计算、分析和评价。
1.6工程内容概述
1.6.1项目概况
本工程原料气处理规模11×104Nm3/d，采用煤层气膨胀制冷循环的液化工艺，装置产品为液化天然气。
本项目充分吸收国内外先进的液化工艺和生产经验，产品产率高，装置运行安全。
本项目建成后年开工天数330天。
1.6.2建设内容
（1）土建工程：
罐区围堰、压缩机厂房、设备平台、道路硬化、公用工程、装置区和辅助生产建（构）筑物、厂前区综合楼等。
（2）安装工程：
原料进气系统、原料气预处理系统、低温液化系统，增压透平膨胀机系统，氟利昂预冷系统，LNG储存系统，仪表空气系统，置换用氮气系统，仪表控制系统，电气控制系统，变配电系统等。
1.7研究结果
1.7.1主要技术经济指标
1）主要技术指标见表1.7.1-1
主要技术指标表1.7.1－1
项目
性能参数
备注
进装置煤层气气量
11×104Nm3/d
（0℃、101.325KPa）
放空酸气
1.342×103Nm3/d
（0℃、101.325KPa）
LNG产量
125.3m3/d（48.04吨）
（在LNG贮槽内计量）
LNG贮槽的储存压力
0.4MPa.G
（表压）
LNG贮槽的储存温度
-138℃
装置的操作弹性
50%～100%
装置连续运行时间
≥8000小时
2）装置日消耗指标见表1.7.1-2
装置日消耗指标表1.7.1-2
序号
消耗项目
耗量
备注
1
原料气
11×104Nm3
2
工艺性用电
50320kW.h
按轴功率计算
（公用工程用电以工程设计为准）
3
公用工程用电
5600kW.h
4
循环水
11360m3
5
补充新鲜水
171m3
循环率按98.5%（以工程设计为准）
6
低压蒸气
16320kg
0.6MPa.G
7
燃料气
1920m3
0.3MPa.G
8
仪表空气
2400Nm3
0.65MPa.G，水露点≤-40℃
9
氮气
2400Nm3
0.6MPa.G，水含量≤1ppm
10
液氮
10m3（供开车时用）
3）装置其他消耗指标见表1.7.1-3。
装置其它消耗指标表1.7.1-3
序号
消耗项目
耗量
备注
1
13X分子筛
2334㎏
（吸附塔用）每2年更换一次
2
活性碳
2134㎏
（吸附塔用）根据实际情况更换
3
浸硫活性碳
1334㎏
（脱汞器用）每1年更换一次
4
3KT-172分子筛
1000㎏
（PSA制氮用）每2年更换一次
5
13X分子筛
174㎏
（PSA制氮用）每2年更换一次
6
活性碳
100㎏
（PSA制氮用）每2年更换一次
7
分子筛
1000㎏
（仪表空气用）每2年更换一次
8
MDEA
8m3
首次开车充装量
9
清洗用汽油
～0.2m3
首次
膨胀机用油
10
清洗用煤油
～0.4m3
首次
11
清洗用润滑油
～0.4m3（N32透平油）
首次
12
加注润滑油
～0.4m3（N32透平油）
首次
13
每次更换润滑油
～0.4m3（N32透平油）
14
加注46#冷冻油
400～600㎏
首次
R22冷冻机用油
15
加注R22冷剂
～800㎏
首次
16
加注压缩机润滑油
～650㎏/台
首次
氮甲烷循环压缩机用油
4）主要经济技术指标见表1.7.1-4
主要财务评价数据指标汇总表表1.7.1-4
序号
指标名称
单位
数值
备注
1
投资总额
万元
7971.27
（包括流动资金）
1.1
建设投资
万元
6964.21
1.2
建设期利息
万元
0.00
1.3
流动资金
万元
1007.06
2
建设期
年
1
3
生产期
年
20.00
4
年均销售收入
万元
8258.25
5
年均总成本
万元
6656.66
6
年均经营成本
万元
6405.93
7
年均税金及附加
万元
313.01
8
年均利润总额
万元
1288.59
9
年均所得税
万元
322.15
10
年均税后利润
万元
966.44
11
年均利税总额
万元
1601.59
12
投资利润率（年均）
％
16.17
13
投资利税率（年均）
％
20.09
14
资本金利润率（年均）
％
30.20
15
全部投资（税后）：
15.1
财务内部收益率
％
10.51
15.2
财务净现值
万元
2788.52
15.3
投资回收期（静态）
年
8.25
16
自有投资（税后）：
16.1
财务内部收益率
％
12.62
16.2
财务净现值
万元
3729.72
16.3
投资回收期（静态）
年
7.2
17
借款偿还期
年
0.00
1.7.2结论
（1）装置原料来源稳定、可靠。
装置建成后，阳城煤层气资源得到合理充分利用，产品附加值高，符合市场需要，市场空间广阔，对提高企业经济效益和促进地方经济发展具有积极作用。
（2）本项目采用的生产工艺先进成熟，安全可靠，节能高效。
（3）项目主要技术经济指标均好于行业基准值，说明本项目的经济效益好、抗风险能力强，在经济上是可行的。
（4）工艺流程采用先进、环保新技术，对环境无任何危害，属于绿色产业。
综上所述，山西阳城10×104Nm3/d液化煤层气项目，资源可靠、技术先进、市场前景广阔、经济合理，具有良好的经济、环保和社会效益，对山西省煤层气资源的利用和发展是必要和积极的，项目可行。
第2章市场分析和价格预测
2.1市场分析
2.1.1国外市场简介
天然气液化技术始于1914年，发展于60年代。
自60年代起，全世界生产LNG装置的数量和规模不断增加，目前已投产的LNG装置达到160多套。
另外还有大量的LNG工厂正在计划建造中。
2004年LNG生产能力达到1.66亿吨。
预计2010年新增产能将达到1.96亿吨。
目前，世界上共有十几个国家生产出口LNG。
LNG主要产地分布在印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚、阿尔及利亚、文莱等地，消费国主要是日本、法国、西班牙、美国、韩国和我国台湾省等。
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，一个是大西洋地区。
在亚太地区日、韩是两大进口国，印尼、马来西亚是两大出口国。
在大西洋地区，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。
自1980年以来，LNG出口量几乎以每年8％的速度增长。
2000年全球LNG贸易量为105.5×106吨，比上一年增长11.2％。
目前，LNG占全球天然气市场的5.6％及天然气出口总量的25.7％。
过去十年LNG贸易量上升了近一倍，目前仍呈上升趋势。
目前世界LNG年贸易量为1200亿立方米，预测到2010年将跃升至1630～1690亿立方米。
2010年大西洋地区LNG需求约为49～68×106t/a，供应能力为90×106t/a。
亚太地区LNG需求约为97.2～133.4×106t/a，供应能力约为170×106t/a。
各国均将LNG作为一种低排放的清洁燃料加以推广，亚洲LNG进口量已占全球进口总量的70％以上，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最有希望增长的潜在市场。
2.1.2国内市场分析
我国拥有丰富的煤层气资源（煤层气属天然气中的一种），加快发展我国天然气工业，对优化产业结构、改善生态环境、提高人民生活质量、加快城市化建设、保持国民经济持续健康发展，都具有重要和深远的战略意义。
随着国民经济的快速发展，我国对能源的需求越来越大，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。
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。
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％，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（见下图）。
近年来中国能源工业发展很快，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。
下表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）。
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。
由于在运输、经济、环保、安全等方面的突出特点，LNG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LNG应用规模不断扩大，呈现出供不应求的局面，预计到2010年增长到457亿立方米。
同期国内生产量为120亿立方米，缺口高达337亿立方米。
2.1.3国内LNG工厂现状
A、目前，国内已建成LNG工厂生产规模：
1）河南中原油田濮阳LNG液化厂已建成投产，规模为15万立方米/天；
2）新疆广汇集团建设的吐哈油田LNG液化厂已建成投产，规模为150万立方米/天；
3）海南福山油田LNG液化厂已建成投产，规模为25万立方米/天；
4）广西北海涠洲岛LNG液化厂已建成投产，规模为15万立方米/天；
5）中石油西南分公司乐山LNG液化厂已建成投产，规模为4万立方米/天；
6）江阴天力燃气LNG液化厂已建成投产，规模为5万立方米/天；
7）……
B、筹建中的LNG生产工厂规模：
1）兰州燃气化工集团30万立方米/天的天然气液化厂；
2）内蒙古鄂尔多斯100万立方米/天的天然气液化厂；
3）四川达州100万立方米/天的天然气液化厂；
4）中海油珠海横琴岛50万立方米/天的天然气液化厂；
5）新疆广汇库尔勒400万立方米/天的天然气液化厂；
6）重庆民生股份15万立方米/天的天然气液化厂；
7）苏州天然气管网公司7万立方米/天的天然气液化厂；
8）……
C、国内LNG接收站产业状况：
1）广东LNG项目接收站址在深圳大鹏湾秤头角，规模为370万吨/年；
2）福建LNG项目接收站址在莆田市秀屿港，规模为260万吨/年；
3）珠海LNG项目接收站址在高栏岛，规模为900万吨/年；
4）浙江LNG项目接收站址在宁波，规模为300万吨/年；
5）山东LNG项目接收站址在青岛灵山卫镇，规模为300万吨/年；
6）江苏LNG项目接收站址在江苏如东县，一期规模为350万吨/年，二期规模达600万吨/年；
7）上海LNG项目接收站址在上海国际航运中心洋山深水港区的中西门堂岛，规模为300万吨/年；
8）唐山LNG项目接收站址在唐山市唐海县曹妃甸港，一期规模为600万吨/年，二期规模为400万吨/年；
9）秦皇岛LNG项目接收站址拟在山海关港或秦皇岛港，一期规模为200万吨/年，二期规模达到300万吨/年；
10）澳门黄茅岛一期200万吨工程预计3年完成，二期将达500万吨/年。
11）……
2.1.3本项目市场分析
本项目市场定位在推动山西省及东部经济发达地区管输天然气未到达城市的用气。
由于受地理条件限制，这些地区铺设管道施工难度太大，不经济，即便管道铺设到达的城市也因各种条件限制，远远未达到全面气化。
这部分用气缺口预计在200万立方米/日，所以本厂10万立方米/日的产品是远远不能满足市场需求的。
2.1.4市场分析结果
通过以上分析可知，本项目产品LNG有较大的市场空间，国内、国外市场均供不应求，发展前景广阔。
因此本项目在市场上是可行的。
2.2价格预测
2.2.1产品价格
（1）定价策略：
经过市场调查及对生产成本的测算，LNG的出厂价初步定为2.6元/立方米（3831元/吨），以山西南部及周边作为目标市场，主要考虑以阳城为中心，500公里为半径的辐射区内的销售市场。
（2）运输方式：
所有产品运输委托专业运输公司。
（3）运费测算：
公路运输成本0.05元/每百公里·立方米。
天然气原料气进厂价为1.4元/m3，加上0.44元/m3的液化加工成本及LNG工厂0.76元/m3的利润，则售价为2.6元/m3，仍低于目前周边地区终端市场价3.85元/m3，给下游市场留有一定的盈利空间，因此价格上有一定的抗风险性。
2.2.2原料气供应
（1）原料气来源：
本项目原料气来自阳城地区的煤层气矿井旁。
（2）原料气价格：
1.4元/Nm3。
2.2.3气源状况
（1）原料气需求量：
拟建LNG工厂每天需原料天然气11×104Nm3/d，每月需330×104Nm3/d（月按30天计），每年需约3630×104Nm3/d（年按330天计）。
（2）原料气气样分析见表2.2.3-1
煤层气气样分析表表2.2.3-1
组份名称
组成（mol%）
氮
3.03
二氧化碳
0.45
硫化氢
--
甲烷
95
乙烷
1.52
（3）原料气资源状况
山西阳城10×104Nm3液化煤层气工厂建于阳城地区煤层气产地旁，该区煤层气总储量为6.85万亿m3，约占山西煤层气储量的2/3强，压力在1.1~13.7Mpa，煤层气涌出量最高达178m3/min，气源压力、流量稳定，能够满足该项目用气需求。
第3章建厂条件及厂址选择
3.1建厂条件
3.1.1厂址自然地理概况
（1）行政区划
位于山西省东南部，东与泽州县相连，南与河南省济源市为邻，西与垣曲、沁水县接壤，北与沁水县搭界。
总面积1930.7平方公里。
辖8镇，17乡，501个行政村和2689个自然村。
总人口40万人。
阳城县辖1个街道、10个镇、7个乡：
东城街道、凤城镇、北留镇、润城镇、町店镇、芹池镇、次营镇、横河镇、河北镇、蟒河镇、东冶镇、白桑乡、寺头乡、西河乡、演礼乡、固隆乡、董封乡、驾岭乡。
（2）历史沿革
阳城古称濩泽，为尧舜夏冀州之域，商为畿内地。
战国时迭属韩、魏。
汉置县，治所在今县城西15公里的泽城村，属河东郡。
东汉建武元年（25年），封邓鲤于泽，为侯国。
三国魏黄初之年（220年）废侯国复县。
北兴安二年（453年），县治由泽城迁往今县城。
孝昌元年（525年），分濩泽为濩泽和西濩泽。
唐武德元年（618年）濩泽为泽州治所，八年，徙至端氏。
天宝元年（742年），改濩泽为阳城县。
天佑二年（905年），复称濩泽。
五代后唐同光元年（923年），复易名阳城。
金升阳城为州，元中统元年（1260年），州复为阳城县。
明、清时属泽州和泽州府。
民国3年（1914年），属冀宁道。
民国13年，直属山西县。
民国32年7月，分为阳南，阳北两县；民国34年4月，合为阳城县。
1958年10月，曾合沁水县为阳城县，1959年10月两县分置。
（3）物产资源
阳城年平均气温11.7℃，7月份平均24.6℃，1月份平均-3℃，年降水量平均627毫米，无霜期为170~195天，日照年平均2571.3小时。
耕地55.82万亩。
天然水资源总量4.67亿立方米。
主要矿产有煤、硫铁、铁、铝土、石英石、石灰岩、白云岩、铅、锌、铜、重晶石、水晶石等。
其中，煤炭地质总储量59.22亿吨，硫铁矿7431.1万吨，铁矿995.9万吨。
境内有历云、蟒河两个省级自然保护区，有国家保护的稀有
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