焦炉煤气制液化天然气lng项目可行性研究报告

焦炉煤气制液化天然气LNG项目1总论11筹建概述111企业概况本项目建设单位为河南京宝新奥新能源有限公司，该公司为中平能化集团河南京宝焦化有限公司和新奥燃气控股有限公司合资的股份制企业，中平能化集团河南京宝焦化有限公司股权为51，新奥燃气控股有限公司股权为49。河南京宝焦化有限公司是中平能化集团和宝丰县京宝焦化有限公司合资组建的有限责任公司，规划260万吨/年焦化项目，两条线4座焦炉，总投资23亿元，厂区占地5705公顷，工程分两期实施。一期工程建设规模130万吨/年焦炭，计划总投资13亿元（含甲醇41亿元），建设工期18个月。一期工程1号焦炉将在2011年8月底投产；一期2号焦炉及化产等2011年12月投产。届时一期工程富余焦炉煤气量28亿NM3/A，依据此气量建设焦炉气制液化天然气装置。焦化项目采用捣固炼焦，具有完善的化产回收，配套国内先进的熄焦、消烟除尘及污水生化处理。厂区规划有完善的生产设施、辅助生产设施、行政管理和办公及生活福利设施，配套的水、电、煤、焦等供应条件完善。本项目总体规划利用河南京宝焦化有限公司焦化工程约6亿NM3/A的富裕焦炉气甲烷化合成液化天然气（简称“LNG”），年产LNG约18亿NM3。一期工程拟对河南京宝焦化有限公司富裕焦炉气约28亿NM3/A进行清洁化综合利用，并规划在平顶山地区配套建设加气能力18亿NM3/A的LNG加注站。拟定在河南京宝焦化有限公司厂区内原规划的100KT/A甲醇用地建设焦炉气制LNG装置。新奥燃气控股有限公司（简称“新奥燃气”）于1992年开始从事城市管道燃气业务，2001年在香港联交所挂牌上市（股票代码2688HK），主要从事清洁能源分销与管理业务。新奥燃气以客户为导向，运用系统能效的理念和方法，努力为用户提供定制化的能源产品和服务。公司以“倡导清洁能源、转变用能方式、提升系统能效、创造客户价值”为使命，凭借快速的客户需求响应能力、强大的资源整合能力、优秀的项目运营管理能力，致力于成为卓越运营的国际化能源分销商。截至2010年底，新奥燃气分布于中国100多座城市及美国、欧洲、香港等国家和地区成功运营100多家全资控股公司和分支机构，为470多万居民用户及14000多家工商业用户提供清洁能源产品与服务，敷设管道逾14000公里，天然气最大日供气能力超过1500万方，市场覆盖城区人口4300多万，是目前国内覆盖用户规模最大的城市燃气专业运营商和能源分销商之一；公司获得政府批准建设的天然气汽车加气站351座，已投资建设157座，分布在全国44个城市；公司在20多个大中城市规划和实施清洁能源整体解决方案，是国内首家提供区域清洁能源整体解决方案和节能减排综合服务的企业集团。新奥燃气拥有国家商务部批准的天然气、LPG、甲醇、二甲醚和多种重要能源的进出口权以及多个国内运输行业国家资质。构建了公路、水路、铁路、管道和仓储一体化的智能能源物流网络，为快速、高效的响应客户需求奠定了基础。112项目建设的背景和意义煤、石油和天然气是当今世界一次能源的三大支柱，天然气在日本等某些能源消费大国已经成为第二大能源。19世纪前期，人类以煤炭代替柴薪为主要能源，实现了工业革命，带来了世界资本主义的发展，是第一次能源革命。20世纪中期，开始以石油代替煤炭为主要能源，带来了世界经济的繁荣，是第二次能源革命。进入21世纪，全世界将出现以天然气代替石油为主要能源的又一次能源消费结构大变革，预计2010年，天然气在世界能源结构中将占3540，成为第一大能源，将是第三次能源革命，21世纪是清洁能源的时代。目前世界天然气占能源比重的25，自1990年以来每年以23的速率增长。世界能源经济正在由石油能源经济向天然气能源经济过渡。以煤炭为主要能源是基于我国能源发展的历史，单一的煤炭能源不仅造成严重的环境污染，而且会制约我国经济的高速发展。目前我国炼焦能力约5亿吨/年，实际产量为388亿吨/年，副产焦炉煤气1400亿立方米/年，除回炉加热自用、民用（城市煤气）及发电、化工利用（如生产甲醇、合成氨）外，每年放散的焦炉气约350亿立方米。大量富裕的焦炉煤气，放散到空气中，不仅对环境造成污染，而且也是一种的资源浪费。合成氨和甲醇是煤化工最为重要的两大基础产品，也是合成氨和甲醇两大产业链的原料。合成氨产业链中，尿素已经严重供过于求，仅靠行业成本支撑产品价格，投资前景暗淡；硝酸和硝铵等由于主要用于化肥生产，而在尿素下行的趋势下价格将逐步走低，产业发展趋势与氮肥趋同，投资前景暗淡。甲醇产业链中，甲醇是最重要的产出物及有机化工原料，可以用来生产甲醛、合成橡胶、甲胺、DMT、MMA、氯甲烷、醋酸、MTBE等一系列有机化工产品，目前全球甲醇出现供大于求的局面；甲醇可作为燃料，但因甲醇的物理性质不可能在国内大范围推广甲醇燃料，如果国家推广甲醇汽油、二甲醚和甲醇制烯烃项目，甲醇行业还有投资机会，否则即使有成本优势，投资风险仍然过大；同时国家对煤制甲醇和焦炉煤气制甲醇的投资规模又有新的限制（120万吨/年），焦炉气制甲醇前景不容乐观。国内天然气紧缺，而且天然气有稳定的市场，其价格随着国际原油价格上涨而上涨。焦炉气制天然气附加价值高，其成本比煤制天然气有更大竞争力。而中国的近年来每年约1400亿NM3焦炉气，只有其中的一部分用来发电、制甲醇、制氢，还有相当一部分直接排放，其利用率约为55，因此利用焦炉气生产天然气项目能够有效的回收利用资源，产生较高的经济效益，有助于形成良好的循环产业链，不仅可以弥补能源供应缺口，而且可以改善能源质量、减少温室气体的排放，充分、合理利用工业排放气资源，使资源最大限度地得到利用，符合国家的能源政策，利国利民利企业，具有良好的经济效益和社会效益。河南京宝焦化有限公司与新奥燃气控股有限公司经过友好协商，发挥各自优势决定就焦炉气的综合利用结成战略合作伙伴关系，双方共同出资组建新公司建设该项目。新奥将利用低碳能源核心技术，依托焦炉煤气甲烷化技术以及储运、投资、分销能力，为京宝焦化提供清洁能源整体解决方案，满足其焦化装置副产焦炉煤气的清洁利用，使其装置效益最大化。新奥新能（北京）科技有限公司是从事煤炭清洁能源领域的技术研发中心，重点研究煤的高效洁净利用，替代石油化工产品及其相关领域基础性、实用性、工程科学以及前沿性的重大科技课题。2006年10月始，先后完成了该项目的小试、模试和每小时1000标准立方米焦炉气规模的中试，其自主开发的甲烷合成催化剂、绝热型反应器、高效分离设备等技术，2008年12月成功地在新奥煤基清洁能源试验中心甲烷化装置上实现合成气和焦炉气的测试考核。对焦炉气的净化甲烷化分离系统进行了集成与开发，申报了甲烷化专利共13项。其中工艺的11项，催化剂的2项。2010年12月18日中试装置通过了由河北省科技成果转化中心组织的“焦炉气合成天然气预还原催化剂及工艺”项目成果鉴定。113项目投资及资金筹措本工程总投资为3701618万元。30由建设单位自筹，70由银行贷款。项目计划建设期1年，在建设期内建设投资按投资进度计划分批投入。流动资金在投产期内按生产负荷投入。114进度要求本项目前期咨询和备案工作于2011年3月底完成，5月底完成项目的设立安全评价和环境影响评价。工程设计、采购、施工、安装、调试10个月，计划于2012年5月试生产。本工程项目实施进度安排见表京宝新奥新能源项目进度计划。115发展远景京宝焦化与新奥优势互补推进焦炉煤气制天然气项目，焦炉煤气综合利用符合国家产业发展和环境保护政策，顺应国家提高能源利用率产业结构调整、节能减排的潮流。不仅发挥了河南省焦炉煤气的资源优势，获得很大经济效益，而且在保护环境等方面带来了较大的社会效益；与此同时，进一步拓展了河南省焦化企业产业链，有利于促进焦化行业产业结构调整和焦化企业的良性、健康、快速发展，对全省能源结构调整、建设资源节约型和环境友好型社会起到积极的推动作用。该项目建成后，年产约1亿立方米天然气，不仅产生可观经济效益，而且对解决日趋突出的天然气资源供需矛盾和保证河南天然气足量平稳供应、优化河南省能源结构具有显著的战略意义。该项目的建成，将成为国内规模较大的“焦炉煤气甲烷化”工业化示范装置，对河南乃至全国焦炉煤气综合开发利用起到示范和推广作用。12设计依据121河南京宝新奥新能源有限公司和新地能源工程技术有限公司石家庄能源化工技术分公司于2011年4月签订的建设工程设计合同。122新地能源工程技术有限公司于2011年3月编制完成的河南京宝新奥新能源有限公司焦炉煤气制液化天然气项目可行性研究报告）。123新奥新能（北京）科技有限公司提供的甲烷合成生产装置工艺包。124国家石油和化学工业局发布的化工工厂初步设计文件内容深度规定（HG/T206882000）。125河南京宝新奥新能源有限公司焦炉煤气制液化天然气项目环境影响报告书及批复。126河南京宝新奥新能源有限公司焦炉煤气制液化天然气项目安全预评价报告及批复。127河南京宝新奥新能源有限公司提供的有关厂址、水文、气象、地质等有关基础设计资料、文件和协议等。13设计指导思想131认真贯彻执行国家基本建设的方针政策，使设计做到切合实际、技术先进、经济合理、安全适用。132积极认真的研究、吸收、消化新能（北京）科技有限公司的科研成果，采用成熟、可靠的生产工艺，注意节能、降耗，保证项目投产后能安全、稳定、长期连续运行。使高水平的科研成果有效的转化为生产力。133贯彻工厂布置一体化、生产装置露天化、建（构）筑物轻型化、公用工程社会化、引进技术国产化的“五化”设计原则。134搞好三废治理和综合利用，以避免有害物质的排放，减少对环境的污染。135严格执行国家有关环境保护，职业安全及工业卫生有关规定，贯彻“安全第一、预防为主”方针，做到环境保护、劳动安全卫生与工程同步规划、同步实施、同步发展；避免环境污染，保证安全生产。136采用先进可靠的节能技术，降低消耗与能耗。137合理安排工期，以最快的速度完成工程建设，早投产，早见效益。14设计范围与设计分工141设计项目范围以京宝焦化初净化后的焦炉煤气为原料制液化天然气，包括焦炉气净化（不含气柜）、合成、SNG液化工艺装置以及与之配套的LNG罐区及装车站、循环水系统、厂区给排水系统、消防系统、动力站、冷水站、供热站、中央控制室、化验室、变配电、厂区外管、火炬等公用工程设施和辅助设施。详见表1411表1411工程内容序号主项名称主项代号（设备顺序号）备注一主要生产装置1压缩工段801（01）2脱硫工段802（02）3合成工段803（03）北京新能科技4液化工段804（05）二全厂性公用系统1全厂总平面图0812全厂总图运输0823全厂外管0834全厂供排水0845全厂供电0856全厂电信0867全厂消防0898全厂管线综合0909全厂火炬091（10）三公用工程1监控中心（含中央控制和分析化验）1512综合库房1693锅炉房及脱盐水站208（11）4LNG储罐及装车站285（06）5循环水及消防水站446（12）四辅助装置1动力站及冷水站（含空压和制氮）275（08/04）2综合库房170五厂前建筑1综合楼1082地中衡、营业室及门卫117142专业范围本项目设计的专业包括工艺及系统、布置与配管、储运、外管、总图运输、设备、自控、电气、电信、建筑、结构、给排水、消防、供热、暖通、技术经济等。15建设规模及产品方案151装置的设计生产能力、生产潜力、发展余地本项目是与河南京宝焦化有限公司94872万NM3/A焦化项目配套建设的，年处理焦炉煤气24亿立方米，生产产品LNG。目前国内焦炉煤气制液化天然气项目采用尚无运行的工业化装置，此项目的建成将成为焦炉气制LNG装置产业化示范装置，对焦炉煤气的综合开发利用起到积极的推广，发展潜力巨大。152产品品种、规格、数量1521产品标准本项目产品为液化天然气，主要用于车用燃料及工业燃料，目前尚未出台国家标准和/或行业标准。本项目产品质量参照天然气的技术要求（GB/T178201999）。具体内容见表1521。表1521产品质量标准项目质量指标一级二级试验方法高位发热量MJ/M3314GB/T110621998总硫（以硫计）MG/M3100200GB/T110611997硫化氢MG/M36020GB/T1106011998二氧化碳V3030GB/T136101992水在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5GB/T1728319981522产品规格、数量表1522产品品种、规格、数量产品规格数量（NM3/A）1LNGCH4含量98VOL94872,00016主要原材料规格、消耗量及来源161原料焦炉气原料焦炉煤气由京宝焦化有限公司初净化后管道输送，年处理量24亿NM3/A，其干气组成和污染物含量如下表1611原料气组成一览表组成CH4H2COCO2N2O2C2H6C2H4V26357177273205075175100表1612原料气中污染物含量项目H2SNH3油类萘有机硫HCN苯MG/NM320030203003005004000162催化剂等用量和来源表1621催化剂等用量和来源序号名称规格年用量T/A来源运输方式1吸油剂331536604河南汽车2各种脱硫剂3531581176河南汽车3加氢催化剂（35）48244甲烷化催化剂规格MM12825新能科技2年5液化混合冷剂乙烯、丙烷、异戊烷490河南6水处理剂絮凝剂、杀菌剂等256河南17生产方法及全厂总流程171生产方法本项目以焦炉煤气为原料，依照工艺先进、节能、技术成熟可靠、生产成本低、经济效益好的原则制液化天然气。根据焦炉气组成及甲烷合成对原料气杂质含量的要求，确定焦炉气制LNG生产工艺包括压缩、脱硫、合成、液化、LNG储罐及装车站。焦炉气经螺杆压缩至041MPAG下脱油脱萘、粗脱硫，经往复压缩至28MPAG，进入脱硫工段，采用干法脱硫与加氢转化对有机硫和无机硫进行脱除，将焦炉气中总硫含量降到01PPM以下。甲烷合成工艺技术采用北京新能科技有限公司“焦炉气合成天然气预还原催化剂及工艺”技术，使焦炉气中的CO、CO2与H2发生反应生成SNG。液化采用深冷与混合制冷相结合的分离工艺将SNG液化成LNG，LNG中甲烷含量大于98，送至LNG储罐。172工艺特点1721脱硫工段采用加氢转化工艺将焦炉气中的有机硫转化为无机硫，串联干法脱硫工艺脱除气体中的无机硫，使脱硫出口气体总硫含量降到01PPM以下。脱硫操作温度300400，压力为28MPA。1722合成工段合成工段包括精脱硫系统、凝液循环系统、一段、二段、三段反应系统、副产蒸汽系统和工艺水分离系统等内容。甲烷合成采用多段反应器串并联优化组合形式，以及冷凝液循环的甲烷合成工艺，既能高效利用合成反应放出热量产生高品位的蒸汽，又使焦炉气中CO与CO2合成甲烷反应更完全，可直接进入液化工段，实现最小的循环或无循环操作。甲烷合成催化剂采用新奥集团自主研发的中温和高温甲烷合成催化剂。1723液化工段用分子筛脱除SNG中的二氧化碳和水等高凝固点组分，以满足冷箱中低温液化的要求；通过低温精馏分离出SNG中的氢气和氮气，以满足LNG中甲烷含量的要求；液化所需冷量由混合制冷剂循环系统提供；得到的产品暂时储存到常压LNG储罐中，用LNG泵装车外运。173安全节能措施（1）充分考虑合成反应热的回收利用。（2）制冷剂离心压缩机采用蒸汽透平驱动，节约电能。（3）设氮气置换和保护系统满足工艺生产开、停车的安全需要。（4）工艺装置和辅助装置均按照石油化工企业设计防火规范的防火间距要求布置，并设有完备的防雷、防静电、消防等设施，以满足生产的劳动安全。（5）设紧急停车系统。174全厂总流程送锅炉燃烧尾气精脱硫焦炉气原料压缩合成液化脱油脱萘合成压缩LNG储存制冷剂装车外运富产蒸汽粗脱硫18厂址概况京宝焦化厂址位于平顶山市宝丰县商务酒镇房庄村东北处，距宝丰县县城16KM。可直达平顶山市区等地与平洛公路相隔，距焦枝铁路约300M；北为荒空地，与汝州市界接壤；东距平南高速公路约1KM（最近距离）。同时，临近宝丰车站、平东车站，交通运输条件十分优越。本项目建设在京宝焦化厂厂区预留用地内，生产设施占地面积541012M2，布置在焦化化产的西侧；生活设施位于焦化生活设施的东侧，占地面积25513M2。总用地面积为796142M2，合1194亩。19公用工程及辅助工程191工厂水、电、蒸汽等动力的消耗量及其来源1911水源及水的供应情况、消耗量京宝焦化厂有完善的给水、排水和污水处理等公用设施，能满足本项目厂区生活、生产等用水要求。生活及办公最大用水量705M3/H，最高日用水量为262M3/D；生产最大用水量133M3/H，最高日用水量为2908M3/D，由相邻京宝焦化厂供水管网直接供给。1912电源及电的供应情况、消耗量本项目双电源供电，一路电源取自1公里外的前营110KV变电站；另一路取自京宝焦化一期工程备用电源，与京宝焦化共用，供电安全可靠。本项目总装机容量136521KW，运行容量110369KW，计算有功功率92108KW，无功功率58451KVAR，全年总耗电量574249万KWH。本工程消防设施用电为一级负荷，各工艺生产装置、循环水、锅炉等设备用电为二级负荷。拟在京宝焦化35KV变电站内新增设1台SZ1120000KVA/35/10KV主变，35KV、10KV系统为单母线分段运行方式，并分别与京宝焦化一期工程供电系统间设母线联络开关。可满足重要负荷供电要求。厂区内监控中心设一10KV变配电室，内设2台SCB102000/10/04变压器。1913供热情况本工程设计选用2台焦炉煤气锅炉，一用一备，每台锅炉额定蒸发量为20T/H，额定蒸汽参数为382MPA、450，驱动液化制冷剂压缩机透平；为脱硫、液化工段及其他工艺生产提供要求的生产蒸汽。合成工段副产382MPA饱和蒸汽，至锅炉过热器过热至450，与锅炉自产蒸汽一同由管道输送至驱动制冷剂压缩机透平做功；剩余部分饱和蒸汽减温减压后用于脱盐水除氧。根据工艺要求，在锅炉房内导热油炉间，设计一台700KW燃气有机热载体锅炉，满足LNG液化工段再生气加热器的用热要求。采暖蒸汽来自焦化厂低压蒸汽，采暖面积约2867M2，设汽水换热站供热，采暖热负荷约201KW。192厂内原材料及产品储存、装卸方式、储存期、储存场地的确定原材料及产品储存、装卸方式、储存期、储存场地表191序号名称装卸方式储存期储存场地1焦炉气管道输送105小时干式气柜2LNG泵送槽车9天LNG贮罐193工厂维修本项目为新建工程，工程维修力量以中小修为主，不设计大型维修设备。大型修理任务需要外部协作力量配合进行。机修和电修依托京宝焦化，厂内设仪修。110环境保护及综合利用本项目采用国内最先进的焦炉煤气清洁利用生产工艺，属于无污染的环保工艺。对此，本项目的环评报告及其批复给出了定论。本设计应依据环评报告及其批复，采取具体措施，以保证工程建设后的环保质量。厂区环境状况、项目建成投产后环境质量的预评价以环评报告及其批复的评价内容为依据。111生产机械化、自动化水平1111生产运输机械化程度本工程物料均采用机泵、管道输送，工厂机械化程度较高，节省劳动力，减小人力劳动强度。1112生产控制自动化水平采用DCS集散控制系统对整个生产过程进行监控，实现管控一体化。设置中央控制室，DCS系统包括5个操作站；1个工程师站。DCS系统包括带操作员键盘的22LED的工业计算机、控制器、各种输入/输出模块、通讯模块、UPS电源、打印机、机柜、操作台、继电器等硬件。对控制单元、通讯、电源及重要的输入/输出卡件作11冗余，保证控制系统安全可靠。112劳动安全卫生认真贯彻落实“安全第一、预防为主”的方针。严格执行石油化工企业防火设计规范、化工企业安全卫生设计规定及相关的现行标准、规范。针对有机生产行业中原材料、产品的危险特性及操作条件存在的各种不安全因素，对人体的毒害因素，采取可靠合理的防范措施与防护设施。1121危险因素本工程所涉及的物料主要有焦炉气、LNG，均为易燃易爆危险物质，在储存、使用的过程中均可能因泄漏而发生火灾爆炸危险。焦炉气中含有毒性物质一氧化碳，如果焦炉气泄漏会发生中毒窒息事故。本装置生产过程为高温、高压操作，大多数设备为压力容器，如果误操作、超温超压操作均可能发生压力容器爆炸危险，并且高温物料泄漏、喷溅还会引起操作人员灼烫事故。液化装置及LNG储存操作温度为低温，如有泄漏会发生冻伤事故。因此本设计以防火、防爆、防毒、防烫防冻、防静电、防雷为主。1122防范措施以设立安全评价报告批复的评价内容为依据执行。113消防本项目遵循国家建筑、石油化工设计防火规范要求及地方消防规定进行安全防火设计。消防系统包括常规水消防系统、火灾报警系统、水喷雾系统、固定式高倍数泡沫灭火系统、移动式泡沫灭火设备。1131装置的主要危险品和危险区域（1）主要危险品有焦炉气、LNG。（2）主要危险区域有焦炉气气柜、生产装置、LNG储罐区和装卸站。1132主要的消防措施本次消防设计采用社会和厂区自救联合供水灭火方式。消防采用稳高压消防供水系统。厂区4500M3LNG储罐1座，设置固定式水喷雾灭火系统和移动式冷却水系统，在围堰内集液池设固定式全淹没高倍数泡沫灭火系统。在厂区设置两座有效容积均为2000M3的消防水池，总储水量为4000M3，设置电动消防水泵3台，2台泡沫泵。室内、外消防供水依规范进行合理布置，各车间、泵房、办公区和储罐区配备手提式ABC类干粉灭火器或推车式干粉灭火器，灭火器布置在车间、泵房、办公楼、储罐区等便于及时发现和使用地方。在液化天然气站场设置移动式高倍数泡沫灭火器；在液化天然气储罐通向大气的安全阀处设固定干粉灭火系统。114工程、水文地质条件和气象资料1141工程地质条件11411地层宝丰县地层经过元古代、古生代、中生代、新生代的长期演变，现出露地层有下元古界嵩山群、中元古界汝阳群、上元古界震旦系、下古生界寒武系、古生界奥陶系、上古生界石炭系、上古生界二叠系、新生界第三系、新生界第四系。以新生界第四系分布最广，其次为上古生界二叠系。11412岩性分布根据在项目所在区域的勘察工作可知，在05M的深度范围内，其岩性为第四系上更新统泥砂质砾石及卵石层，砾石的砾径为16CM，个别可直径可达20CM，砾石的磨圆度较好，充填物为砂质粘土及泥砂，因此岩层的工程地址条件较好，具有较高的承载力和较小的缩性变形。从地貌和地表岩性初步分析，厂址范围不太可能有溶洞、裂隙和断层。详细的工程地质条件有待于下一步勘察。根据国家地震局1990年颁布的1/400万中国地震烈度区划图及中国地震动参数区划图，项目所在地地震基本烈度为度。拟建工程中的主要建、构筑物，应按地震基本烈度度抗震设施设防，其他安全等级要求较低（三级）的建筑，可只按度抗震设施设防。厂区地下不是采空区，无较大矿藏，且不具工业开采价值。1142水文资料平顶山市水资源丰富。水资源总量32亿M3，人均水资源占有量居全省前列。境内河流均属淮河水系，流域面积在100KM2以上的河流有31条，总长12542KM。其中大型河流有沙河、北汝河、澧河、干江河4条；中型河流26条。沙河、北汝河流域面积都在3000KM2以上。地表水资源为246亿M3；浅层地下水储量为1192亿M3。有大、中、小水库174座，总库容1915亿M3，其中白龟山、昭平台、孤石滩3座大型水库总库容1533亿M3，年可采量764亿M3。中心市区西、南、东部地下水开采面积为2035KM2，年可采量998901万M3。详细的水文地质条件有待于进一步勘察。1143气象条件建厂区属北温带大陆性季风气候。其特点是春季温和，气温回升，干旱少雨；夏季炎热，雨量集中；秋季凉爽，天朗气清；冬季寒冷，雨雪稀少，多西北大风。四季分明，冷暖适宜。厂区详细气象条件如下所述绝对最高气温433绝对最低气温167年平均气温143年平均地温169年平均降雨量8278MM年最大降雨量14194MM年最低降雨量5455MM年平均蒸发量122088MM年相对湿度76年平均日照时间20688H年平均无霜期2114D最大冻土深度220MM年平均气压990HPA年最大风速24M/S年平均风速20M/S年主导风向西风（风频8）115管理体制及定员1151管理体制本项目的组织机构按现代化企业设置，主要有董事会、监事会、综合办、财务部、质检部、营销部、生产技术部、生产车间、辅助车间等组成，实行公司统一领导。1152工作制度本项目生产属连续操作，全年按333天8000小时运行，四班三运转制配备操作人员。1153劳动定员本项目以遵循组织机构精简、统一、效能的原则，集中管理，减少管理人员；不搞企业办社会，人员编制根据生产装置的需要进行配置。本项目全厂总定员为90人，其中管理人员26人，生产人员64人。116全厂综合技术经济指标表1161全厂综合技术经济指标表序号指标名称单位数量备注1设计规模11LNG（含量990VOL）104NM3/A948722年操作时数H80003原材料及辅助材料消耗31焦炉气104NM3/A24,00032催化剂（专用）T/A1251044动力消耗41一次水M3/H133最大量42电104KWH/A5742495“三废”排放量51废水T/H393852废气M3/H5127753废渣T/A11821废催化剂6工厂用地面积M27961427工厂建筑面积M21129888生产装置设备台869能源消耗指标MJ/NM3561510总定员人9011总投资万元3017618其中建设投资万元3525586流动资金万元9011412年均营业收入万元/年231722813年均总成本费用万元/年177680214税后投资回收期年66415项目投资税前内部收益率204516项目投资税后内部收益率158417项目投资税前财务净现值万元183309518总投资收益率159419项目资本金净利润率360220盈亏平衡点4847117存在的问题及解决的意见（1）本设计由于还没有本项目的环境影响评价报告和设立安全评价报告的批复，故对于LNG生产装置是否设置事故水池还需要进一步确认，环保设施和安全设施需待备案报告批复后进行设计。（2）焦炉气气柜按30000M3干式气柜设计，若业主在工程实施阶段选择湿式气柜，应按现有总图的位置考虑尽可能大的气柜容积。（3）本次设计氮气压缩机按1台迷宫式压缩机考虑，若业主选择往复压缩机，要考虑2台，其中1台备用。2技术经济根据国家发改委、建设部发改投资20061325号建设项目经济评价方法与参数及现行的财税、银行等有关规定进行评价。河南京宝新奥新能源有限公司焦炉煤气制液化天然气项目的初步设计概算建设投资3525586万元，建设期利息85919万元，流动资金90114万元，总计3701618万元。申请长期贷款2527018万元，利率为68，贷款期限8年，采用等额还本付息的还款方式；申请流动资金贷款6308万元，利率为631；其余资金1111521万元由项目承办单位自有资金解决。21基础数据211生产规模及产品方案生产规模装置生产液化天然气9487107NM3/A。212计算期及生产负荷项目计划建设期1年，生产期14年，计算期15年，投产期第1年生产负荷按80计算，以后各年均按100计算。213基准收益率根据建设项目经济评价方法与参数提供的参数，结合项目情况，确定本项目基准收益率为11。214产品成本费用（1）主要材料中焦炉气含税价按04元/立方米，其他原、辅材料按到厂价格计算，动力按现行价格计算。（2）工资及福利全厂设计定员90人，人均年工资及福利为48000元。（3）折旧及摊销折旧按固定资产的不同类别分别计算，其中房屋、构筑物按30年计提折旧；机器、设备按14年计提折旧，残值率均按5计。其他资产按5年直线摊销。（4）修理费按固定资产原值的3计算。（5）其它制造费按固定资产投资（扣除建设期利息）的3计算。（6）营业费用按销售收入的3计算。（7）其它管理费用按工资总额的3倍计算。215营业收入及税金根据财务评价的计价原则，结合本行业的现状及对未来发展预测，本项目确定产品含税售价为LNG28元/NM3。以此计算，年均营业收入为2317228万元。按规定产品应缴纳增值税，增值税税率为13，并附加7的城市维护建设税和35的教育费附加，原辅材料进项税为17。依据财税2008170号规定，本项目共可抵扣销项税额294538万元。依此计算年均增值税62754万元，年营业税金及附加为6589万元。216利润总额及分配年均利润总额为533836万元，所得税按25的统一税率计算，年均所得税额为133459万元，年均净利润为400377万元。217偿债能力分析偿债能力分析旨在通过“资产负债表”、“借款还本付息计划表”的计算,来考察企业的偿债能力。通过“资产负债表”计算看出，项目经营安全、稳健，具有较强的筹资能力，也表明企业和债权人的风险较小。通过“借款还本付息计划表”的计算，在偿还期内利息备付率、偿债备付率指标均较好，能够满足贷款机构的要求。偿还借款本金来源为摊销、折旧、未分配利润。218财务生存能力分析通过财务计划现金流量表的计算可以看出，本项目经营期各年的累计盈余资金均大于零，说明项目的财务生存能力较强，财务风险较小。219不确定性分析（1）盈亏平衡分析以达产年生产能力利用率表示的盈亏平衡点年固定资本BEP100年销售收入年可变成本年销售税金4847计算结果表明，该项目只要达到设计能力的4847，企业就可保本，故本项目风险较小。（2）敏感性分析影响企业经济效益的主要因素有成本、售价、产量、投资，本项目就单因素变化情况下，对经济效益的影响进行敏感性分析，计算结果表明价格的影响最为敏感，企业在生产经营中应加强产品的销售力度，以达到预期的经济效益。敏感性分析图00050010001500200025003000201510505101520变化范围收益率变化价格产量经营成本投资表2331敏感度系数和临界点分析不确定因素变化率内部收益率敏感度系数临界点临界值基本方案015845145600161893769096产量10133300161929765692513020036858227价格101014003684922751392002412611746582经营成本10120200241267174747951473001421844295559投资1013760013232943465232110财务评价结论从以上分析可以看出本项目具有较好的财务指标，内部收益率、总投资收益率、权益投资净利润率均高于行业基准值，投资回收期低于基准回收期，从不确定性分析看，项目具有较强的抗风险能力和市场竞争能力。22附表财务评价表见附表。3总图运输31设计依据311有关的文件河南京宝新奥新能源有限公司和新地能源工程技术有限公司石家庄能源化工技术分公司于2011年4月签订的建设工程设计合同。新地能源工程技术有限公司于2011年3月编制完成的河南京宝新奥新能源有限公司焦炉气制LNG项目可行性研究报告。国家石油和化学工业局发布的化工工厂初步设计文件内容深度规定（HG/T206882000）。河南京宝新奥新能源有限公司提供的有关水文、气象、地质等有关基础设计资料、文件和协议等。312设计采用的标准、规范建筑设计防火规范（GB500162006）石油化工企业设计防火规范（GB501602008）石油天然气工程设计防火规范（GB501832004）化工企业总图运输设计规范（GB504892009）总图制图标准（GB/T501032010）国家建筑标准设计图集（93J0072）（道路混凝土路面）国家建筑标准设计图集（03J001）（围墙大门）313设计基础资料设计基础资料包括自然条件（详见114节工程、水文地质条件和气象资料），以及相关专业提供的条件图。314地震烈度根据国家地震局1990年颁布的1/400万中国地震烈度区划图及中国地震动参数区划图（GB183062001），项目所在地地震基本烈度为度。32设计范围与分工全厂总图运输设计包括总平面布置、竖向布置、道路、围墙、地磅等的设计。33厂区概况331厂址位置厂址位于平顶山市宝丰县商酒务镇房庄村东北处，距宝丰县县城16KM。可直达平顶山市区等地。与平洛公路相隔，距焦枝铁路约300M；北为空地，与汝州市接壤；东距平南高速公路约1KM（最近距离）。同时，临近宝丰车站、平东车站，交通运输条件十分优越。332当地交通运输现状及规划宝丰县位于河南省中西部，是河南省中西部重要交通枢扭，东北距省会郑州市134KM，东南距所属平顶山市区30KM，距平顶山市新城区16KM，东南距内陆开放城市漯河市120KM，西南距历史文化名城南阳市143KM，西北距九朝古都洛阳市141KM。四周东南与平顶山市区交界，东及东北与郏县毗邻，西及西南与鲁山县相连，其中平顶山市石龙区在其间西北相隔，北及西北与汝州市接壤。焦（作）柳（州）、漯（河）宝（丰）铁路及金（坡）孟（楼）（原郑南西线）（S231）、时（屯）南（关）（原平临公路或洛界公路）（S241）、南（丰镇）石（龙区）线（S329）等省交通要道在县城交会，宁（南京）洛（阳）、郑（州）尧（山）高速公路在县境东南互交，锡（林浩特）海（安）线（G207）穿境而过。333厂区地形本项目建设在京宝焦化厂内预留用地，用地范围内地势相对平坦，局部小面积低洼，无永久性建、构筑物。厂区地质条件较好，建筑场地非采空区，无不良地质现象。34总平面布置341总平面布置的原则（1）满足工艺生产流程的要求，使工艺线路短捷、顺畅。（2）符合有关防火规范的要求，合理确定通道宽度。（3）在满足消防、防火等规范要求下，尽可能布置紧凑，节约用地。（4）合理组织人流物流，并尽可能使运输线路短捷、通畅。342总平面布置的确定总平面布置时除遵循以上原则外，还应充分考虑周边环境、气象条件、建筑物朝向、功能分区及生产危险性等级、原材料及成品运输方向、水电供应、现有生产设施布置等因素。该项目建设在京宝焦化厂厂区内，建设用地由两部分组成，第一部分位于京宝焦化的化产装置以东，石材厂以西，污水处理装置以南，占地面积541012M2，布置主要生产装置；第二部分位于厂区北部，污水处理装置西侧，生活设施东侧，占地面积25513M2，布置综合库房、放散火炬、综合楼等。总用地面积为796142M2，合1194亩。主要装置根据工艺流程走向，由北向南依次为煤气净化区（包括30000M3焦炉气气柜、压缩工段、脱硫工段）、SNG合成区、LNG液化区（包括预处理、制冷剂配置、BOG压缩车间等）、成品储运区（包括4500M3LNG储罐、装车站等）和公用工程区（包括监控中心、动力站、消防循环水系统、锅炉房等）。其中公用工程区布置于整个区域的中部靠西侧位置，靠近主要负荷设置，减少管线长度，减少动力消耗。储运区位于南部，靠近厂外运输道路，车辆进出方便。详细布置见平面布置图。343总平面布置的主要技术经济指标表3431总图平面布置主要技术经济指标序号指标名称单位数量备注1本项目用地面积M27961422建、构筑物用地面积M21686693道路及广场用地面积M21320004地下管线及地上管架估计用地M2258005建筑系数2126场地利用系数4167绿地面积M21194008绿地率15035竖向设计351竖向布置的原则（1）满足生产工艺流程对高程的要求。（2）依山就势，因地制宜，节约土石方工程量。（3）合理选定厂区标高和排水方式，适应建、构筑物的基础和管线埋设深度要求，保证场地不受洪水与地区积水的威胁。（4）尽可能避免高填和深挖，防止土体滑坡，保证边坡稳定。352竖向设计方式的确定场地相对平坦，竖向设计标高结合焦化厂设施确定，本项目场地设计标高暂定为17240M。场地竖向布置方式为平坡式。场地西高东低，局部小面积低洼，经土方平衡计算，需外购土方6093959M3。厂内排雨水采用带盖板明沟，接入焦化厂现有排水管网。36工厂运输本项目生产主要原料为焦炉煤气及部分催化剂等，焦炉煤气采用管道运输进入本项目，催化剂由汽车运进厂区。成品为LNG，由汽车槽车运出厂外。厂区内设环形道路主要道路宽度9M，次要道路宽度6M，过路管架高度不低于5M，可满足运输及消防要求。本项目设80T地磅一台，运输车辆由社会协商解决，本项目不备运输车辆。37工厂防护设施及其它371工厂围墙及大门本项目围墙利用现有围墙，不再新建。人流出入口靠近北侧焦化厂人流主干道设置，物流出入口设于南侧，靠近厂外运输道路。372罐区LNG罐区四周设15M高防火堤，防火堤的材质应能满足耐低温的要求。373工厂绿化设计厂区绿化采用点、线、面相结合的布置形式，并应结合焦化厂的风格设置。集中空地以草坪为主，点缀观赏性花木。装置区道路两侧种植行道树，并配以矮绿篱，行道树间距以不影响消防使用为准。4化工工艺及系统41概述411装置设计规模、年操作日、生产班制、装置组成4111装置设计规模装置生产液化天然气94872107NM3/A，处理焦炉煤气24108NM3/A，其中大部分用于生产液化天然气，小部分用作燃料。4112年操作日及生产班制本装置年操作日按333天，年操作时8000小时，连续生产。操作人员的生产班制为四班三运转。管理人员及技术员为正常班制度。4113装置组成本项目生产工艺装置包括压缩（包括原料气储存）、脱硫、合成、液化、LNG储罐及装车站。412生产方法、流程特点本装置为焦炉煤气制液化天然气项目。焦炉气的主要成分为H2、CH4、CO、N2、CO2、O2，其杂质有焦油、萘、苯、硫化氢、有机硫等。焦炉气中的杂质对甲烷合成有很大的影响，因此要对焦炉气进行净化处理，以满足甲烷合成的需要。压缩采用螺杆压缩机和往复压缩机相结合，原料焦炉气含杂质较多，首先用螺杆压缩机加压至041MPAG进行脱油脱萘、粗脱硫；然后经往复压缩机加压至28MPAG送至脱硫工段。脱硫采用干法脱硫工艺，首先经过活性炭脱硫，然后依次经预加氢、一加氢、中温铁锰脱硫剂、二加氢、中温氧化锌，最终使焦炉气中总硫含量低于01PPM。甲烷合成工艺采用多段反应器串并联优化组合形式，以及冷凝液循环的甲烷合成工艺，既能高效利用合成反应放出的热量产生高品位的蒸汽，又使焦炉气中CO与CO2合成甲烷反应更完全，可直接进入液化工段，实现最小的循环或无循环操作。甲烷合成催化剂采用新奥集团自主研发的中温和高温甲烷合成催化剂。液化通过低温精馏分离出SNG中氢气和氮气，以满足LNG中甲烷含量的要求。413装置危险物料主要特性表4131装置危险性物料主要物性表爆炸极限VOL序号名称分子量熔点沸点闪点燃点上限下限火险分类爆炸级组国家卫生标准备注1焦炉煤气105甲BT1CH416182516151885381553甲AT1H2225922528/40074141甲CT1CO281991191460脱油脱萘塔用2活性炭脱硫剂35315H2S硫容WT20堆密度KG/L065075强度N/CM50粗脱硫塔用4224化学品主要技术规格表4223化学品主要技术规格序号名称规格标准备注1润滑油N46GB1269190压缩机用423生产流程简述从气柜来压力5KPAG，温度35，流量28500NM3/H的焦炉气，经原料气压缩机（C0101AB）压缩至041MPAG，送至脱油脱萘塔（T0101ABC），脱除焦油、萘等杂质，然后进粗脱硫塔（T0102AB），脱除无机硫至80MG/NM3。从粗脱硫塔出来压力035MPAG，温度40的焦炉气，经合成压缩机（C0102ABC）压缩至28MPAG，送至脱硫工段。424主要设备的选择4241原料气压缩机（C0101AB）螺杆压缩机能耐液体冲击，可压送含液气体，含粉尘气体，易聚合气体等。因焦炉气含有焦油、苯、萘、有机硫、无机硫等杂质，还可能有微量的固体颗粒，故原料气压缩机选用螺杆压缩机。焦炉气处理气量33120M3/H（35，5KPAG）。选用单台16560M3/H的压缩机两台，全开。具体参数为型式喷水双螺杆单级压缩吸入气量16560M3/H吸入压力0005MPAG排出压力041MPAG压缩机轴功率1310KW电机功率1600KW4242脱油脱萘塔（T0101ABC）脱油脱萘塔选择特种活性炭脱油剂，吸油率按03KG/L。脱油脱萘塔规格为320020000，脱油剂两层，单层装填高度57M，单台设备脱油剂装填量约92M3。共三台，两用一备。4243粗脱硫塔（T0102AB）粗脱硫塔选用活性炭脱硫剂。粗脱硫塔入口焦炉气中H2S含量为200MG/NM3，出口降至80MG/NM3。粗脱硫塔规格为360017400，脱硫剂两层填装，单层填装高度39M，单台设备脱硫剂装填量约79M3。共两台，一用一备。4244合成压缩机（C0102ABC）经脱油脱萘脱硫净化后的焦炉气7500M3/H（40，035MPAG），气体杂质主要为有机硫和无机硫，较为干净，考虑设备投资费用，选用往复式压缩机，选用三台，开二备一，具体参数为型式四列对称平衡型往复式压缩一级吸入气量3840M3/H一级吸入压力035MPAG三级排出压力28MPAG压缩机轴功率1235KW电机功率1400KW425原材料、公用工程消耗定额以1000NM3产品气为基准。4251公用工程消耗定额表4251公用工程消耗定耗小时消耗量序号名称规格使用情况单位消耗定额正常最大备注1循环水32，035MPA连续T4845746542电10000V/380V连续KWH442524059853氮气08MPA连续NM32232643004仪表空气08MPA连续NM340548555软水常温，04MPA连续T0293444252催化剂消耗定额表4252催化剂消耗定耗序号名称及规格单位消耗定额小时耗量使用寿命备注1活性炭吸油剂KG3233833180天一次装填1656T（三塔）2活性碳脱硫剂KG163193240天一次装填1112T（两塔）4253化学品消耗定额表4253化学品消耗定耗小时消耗量序号名称规格设备名称单位首次装填量消耗定额正常最大备注1润滑油N46原料压缩机KG2000001001252润滑油N46合成压缩机KG120000060075426三废排放表4261三废排放表序号污染源名称排放量治理措施主要污染物排放规律排放去向1原料气压缩机除盐水排放44T/H去污水处理焦油、萘等连续去污水处理2合成压缩机油水分离器024T/A去污水处理硫化氢等连续去污水处理3废吸油剂348T/A厂家回收活性炭4废脱硫剂180T/A厂家回收活性炭43脱硫工段431概述4311生产方法、流程特点脱硫工段包括预脱硫、预加氢、一加氢、中温铁锰脱硫、二加氢、氧化锌脱硫等内容。采用加氢转化工艺将焦炉气中的有机硫转化为无机硫，串联干法脱硫工艺脱除气体中的无机硫，使脱硫出口气体总硫含量降到01PPM以下。脱硫操作温度300400，压力为28MPAG。加氢转化催化剂拟采用西北院生产的催化剂。4312本装置的三废治理及环境保护措施与实际效果本装置废气为升温炉烟道气，二氧化硫含量为140MG/NM3，满足大气污染物综合排放标准最高允许排放浓度的要求。本装置废固为脱硫催化剂，送催化剂