每日30万立方米煤层气液化可行性研究报告

目 录1 概述41.1项目概况41.2编制依据41.3主要研究内容51.4主要研究结论51.5主要技术经济指标表52 项目背景及建设的必要性82.1项目建设的背景82.2项目建设的必要性103 市场分析及规模确定143.1产品介绍143.2液化煤层气（LNG）市场分析163.3规模确定184 项目选址及建设条件194.1项目选址194.2建设条件205 技术方案及设备选型235.1技术方案235.2产品方案325.3主要工艺设备选型326 气源供应366.1气源366.2气源供应的可靠性377 总图布置、土建工程及公用工程387.1主要标准及规范387.2总图布局387.3土建工程407.4公用工程438 节能488.1节能原则488.2主要节能措施489 环境保护与消防519.1环境保护519.2消防5210 劳动安全及卫生5510.1编制依据5510.2劳动安全措施5510.3防洪安全5810.4劳动卫生5811 项目组织管理5911.1项目生产组织管理5911.2项目建设组织管理6112 项目实施进度6313 投资估算与资金筹措6413.1单项投资估算说明6413.2其他费用估算说明6613.3投资估算结果6713.4资金筹措6714 项目招投标6914.1编制依据6914.2项目基本情况6914.3招标方式6914.4招标范围6914.5招标组织形式7015 经济评价7115.1评价依据7115.2基础数据7115.3流动资金估算7215.4项目总投资7215.5投资使用计划与资金筹措7215.6年销售收入和年销售税金及附加估算7315.7总成本费用估算7315.8利润总额分配7415.9财务盈利能力分析7515.10清偿能力分析7615.11盈亏平衡分析7615.12评价结论7716 结论7816.1结论7816.2建议78附表：附表1 流动资金估算表附表2 投资使用计划与资金筹措表附表3 销售收入和销售税金及附加估算表附表4固定资产折旧估算表附表5 递延资产、无形资产摊销速算表附表6 总成本费用估算表附表7 损益表附表8 现金流量表（全部投资）附件：1.XX公司30万m/日煤层气液化项目可行性研究报告编制委托书2.项目地理位置图3.项目平面布置图4.建设项目选址意见书5.煤层气供气意向31 概述1.1 项目概况项目名称：XX公司30万m3/日煤层气液化项目申报单位：XX公司企业性质：民营法人代表：项目负责人： 项目地址： 1.2 编制依据1、 XX县XX公司30万m/日煤层气液化项目可行性研究报告编制委托书2、石油天然气工程设计防火规范 GB50183-20043、城镇燃气设计规范 GB50028-93(2002版)4、建筑物防雷设计规范 GB50057-1994(2000版)5、工业企业总平面设计规范 GB50187-936、爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-927、建设项目环境保护管理条例 国务院第253号令8、建设项目环境保护设计规定 （87）国环字002号9、压力容器安全技术监察规程（1999）质监局锅发15410、压力管道安全管理与监察规定 （1996）劳部发140号11、国家有关政策、法律、法规12、XX县XX公司提供的基础资料1.3 主要研究内容本报告对项目建设的必要性、市场分析与预测、工艺技术及设备选型、生产方案、投资估算、经济效益等进行了重点研究分析。1.4 主要研究结论通过调研、分析，本报告认为：随着我国资源需求将持续大幅度增加，煤炭作为传统能源的开采力度不断加大，由于瓦斯爆炸而带来的安全事故连接不断，给国家财产和人民的生命安全带来了严重的损失。不仅如此，煤层气的排放对环境造成了严重的危害，使得环境压力越来越大。然而，煤层气本身是一种很好的清洁能源。随着我国能源问题的日益严重，能源供需关系的日益紧张，开发和利用煤层气这种新能源就显得犹为迫切和必要。因此，建立煤层气液化站，充分利用这种资源势在必行。该项目规模总投资(含铺底流动资金) 16801.11万元，投资后年销售收入24189.77万元，达产年年平均上缴税金2535.68万元，内部收益率、投资回收期、投资利润率均优于行业标准，项目可行。1.5 主要技术经济指标表主要技术经济指标表序号项目单位数量备注1压缩规模万m/年8959.5销售规模万m/年8511.53序号项目单位数量备注2年工作日天3303公用动力消耗量3.1年消耗量KWH2739.52万3.2年耗水量T1911364全厂劳动定员人405总占地面积亩71.366项目总投资(含全部流动资金)万元19978.65项目规模总投资(含铺底流动资金)万元16801.116.1建设投资万元15439.3 其中：基本预备费万元1110.74 其中：涨价预备费万元6.2建设期利息万元6.3流动资金万元4539.35铺底流动资金万元1361.817营业收入(不含税)万元24189.77生产期平均8营业税金及附加万元2535.68生产期平均增值税万元1186.77生产期平均9总成本费用万元16665.68生产期平均10利润总额万元4988.41生产期平均11所得税万元1646.18生产期平均12税后利润万元3342.24生产期平均13财务盈利能力分析13.1财务内部收益率项目投资所得税前%28.34项目投资所得税后%20.24序号项目单位数量备注项目资本金%23.9413.2财务净现值项目投资所得税前万元15702.58ic=12%项目投资所得税后万元7474.9513.3项目投资回收期含建设期静态投资所得税前年4.65静态投资所得税后年5.7动态投资所得税前年5.84动态投资所得税后年8.0313.4总投资收益率%26.3713.5项目资本金净利润率%21.6514清偿能力分析年14.1财务比率资产负债率%29.22达产年流动比率%415.84达产年速动比率%294.39达产年14.2借款偿还期年含建设期15盈亏平衡点%24.34生产期平均2 项目背景及建设的必要性2.1 项目建设的背景2.1.1 公司简介2007年7月18日，XX公司于2007年在XX省XX县注册新建一座日产10万m煤层气的压缩站，并拥有CNG车辆运输能力5万方/日。煤层气压缩站项目总投资2000万元，年创利润800万余元。2.1.2 项目提出的背景一、 我国国民经济的发展使得煤矿瓦斯抽放利用成为必然。随着我国经济的快速发展，经济规模将进一步扩大。工业化、城镇化和现代化建设的推进，居民消费结构逐步升级，资源需求将持续大幅度增加。而人口众多、资源相对不足、环境承载能力较弱，是我国的基本国情，这一基本国情使得能源资源问题成为关系到我国经济社会发展全局的一个重大的战略问题。因此，合理利用已有能源，开发新能源，是保护可持续发展的重要举措。我国具有丰富的煤炭资源，在一次能源中煤炭的比例占70%以上，长期以来，瓦斯作为煤矿“第一杀手”不仅对煤矿的生产安全和矿工生命安全构成了严重的威胁，而且还是一种具有强烈温室效应的有害气体。煤层气随着煤炭的开采泄漏到大气中，会加剧全球的温室效应、破坏臭氧层，但同时煤层气也是一种清洁、高效、安全的新型能源，它热值高、无污染，可用做电站燃料、工业用燃料、居民生活燃料，1m3煤层气热值相当于1.13L汽油和1.22kg标准煤。而如果能对煤层气进行回收利用，在采煤之前先采出煤层气，煤矿生产中的瓦斯将降低70%到85%。我国煤层气资源丰富，居世界第三。每年在采煤的同时排放的煤层气在130亿立方米以上，合理抽放的量应可达到35亿立方米左右，除去现已利用部分，每年仍有30亿立方米左右的剩余量，加上地面钻井开采的煤层气50亿立方米，可利用的总量达80亿立方米，约折合标煤1000万吨。在当前我国天然气的供应不足，严重制约我国经济可持续发展的情况下，煤层气资源的开发和利用，对缓解我国能源供应紧张状况，意义重大。二、 政府政策的支持为煤矿瓦斯（煤层气）的开发提供了可靠的保障。我国政府一直重视煤层气的开发利用。从20世纪80年代就开始鼓励煤层气利用，并且建立了煤层气工程技术中心和国家重点实验室，与此同时，我国政府把煤矿瓦斯的开发利用工作正式纳入“中国节能基本建设投资计划”，将煤层气的勘探开发研究列入“八五”至“十五”科技发展攻关项目。1996年颁发的中华人民共和国煤炭法明确规定“中国政府鼓励开发利用煤层气”，成立了中联煤层气有限责任公司，把开发利用煤层气作为一个产业来扶持，并相继出台了一系列优惠政策，主要包括进口设备税减免、免征矿区使用费以及其它税收的减免等。1998年实施的当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录以及鼓励外商投资产业目录也将煤层气的勘探、开发和利用列入其中；在中国二十一世纪议程中国二十一世纪人口、环境与发展表皮书中，明确中国能源与环境发展的战略政策为：“贯彻开发与节约并重的方针，改善能源结构与布局，能源工业的发展以煤炭为基础，积极开发石油天然气（含煤层气），依靠科技进步，提高能源效率，合理利用能源资源，减少环境污染，”2006年，我国已经将煤层气开发列入了“十一五”能源发展规划，煤层气产业化发展迎来了较好的发展契机。2010年的煤层气开发目标是：开采比例达到90%以上；煤矿瓦斯抽采率达到50%以上；瓦斯（煤层气）抽采量达到100亿立方米。2010年，全国矿井瓦斯利用总量将达到50亿立方米以上，利用率50%以上。其中，民用和工业燃气利用量20亿立方米以上，发电利用量30亿立方米以上。 为了进一步提高煤层气综合利用产业化水平及效果，推动煤层气产业优化升级，促进嘉峰区域煤层气液化向小区化、城镇化方向发展，经多方考察，XX县XX公司决定在原压缩站厂址的基础上新建300000 m3/d LNG液化煤层气厂一座。公司于2008年7月和萨摩亚美中能源有限公司签订了原料气（煤层气）供气协议，可保障新建液化煤层气项目原料供给。XX公司接受委托，对XX县XX公司30万m/日煤层气液化项目进行了可行性研究。2.2 项目建设的必要性一、 项目的建设为煤炭事业的安全生产提供了安全保障煤矿瓦斯（煤层气）爆炸事故时煤矿安全生产的最大威胁之一。仅根据最近15年的统计，因瓦斯事故而死亡的人数约占煤炭行业工伤事故死亡人数的30%-40%，占重大事故的70%-80%，直接经济损失超过500亿元。抽放煤层气是减少矿井瓦斯涌出量，防止瓦斯事故的根本性措施。如果能在采煤之前3-5年预抽煤层气，可以使煤矿生产中的瓦斯涌出量降低70%-85%。如果煤层气能得到充分利用，至少大型煤矿的安全事故可以大大降低。利用多分支羽状井等世界领先技术，可以有效解决低渗煤层煤矿区瓦斯治理问题，在3到4年的时间里可以使抽采率达到85%以上。早在1994年，XX煤业集团就与美国一能源公司合作，在国内率先进行煤层气的地面开采，建成我国第一口煤层气地面抽采示范井。经过多年的探索和实践，XX煤业集团已掌握了拥有自主知识产权，包括钻井、压裂、排采、集输等技术在内的自成体系的煤层气地面抽采成套技术，建成了国内最大规模的地面煤层气抽采井群，实现了煤层气的规模化、商业化开发。此外，中联公司、大宁公司、中石油公司也在XX市从事煤层气的地面抽采。目前，全市已建成地面煤层气抽采井1764口，地面煤层气年抽采能力达到12亿立方米以上。XX县XX公司15万m/日煤层气液化项目将使XX市的瓦斯抽放与综合利用能力进一步提高，从根本上预防瓦斯（煤层气）爆炸事故，为煤炭的生产提供安全的保障。 二、项目的建设能促使煤层气的广泛利用，从而可以缩小能源供需缺口，改善能源供给结构煤层气是我国常规天然气最现实、最可靠的替代能源，开发和利用煤层气可以有效地弥补我国常规天然气在地域分布和供给量上的不足。通过液化煤层气厂将大量的煤层气液化用于工业建设和民用燃气，首先可以缩小能源供需缺口。能源供给可能是中国经济发展在较长一段时间内无法回避的硬约束。我国的煤层气含量丰富，与天然气储量相当。初步测算数据表明，中国拥有丰富的煤层气资源，浅层煤层气资源量达30至35万亿m，仅次于俄罗斯和加拿大，位居世界第三，大大高于美国11万亿m的煤层气资源量。合理开发利用煤层气，可以在一定程度上缓解能源供给不足的矛盾。其次，有利于改善能源供给结构。中国的能源消费结构不尽合理，天然气仅占2.2%，远远落后于23.5%的世界平均水平。随着终端能源需求逐步向优质高效洁净能源转化，天然气的需求迅速增长，我国天然气需求量2010年将达到1120亿立方米，而国内天然气供应能力，到2010年最高只能达800亿立方米，人均占有量极低，不足世界人均占有量的10%。专家估计，中国在2010年、2015年和2020年，天然气供需缺口分别为300亿立方米、650亿立方米和1000亿立方米，这为煤层气提供了广阔的市场空间。开发利用煤层气可将天然气在能源消费构成中的比重由目前的不到3%提高到2010年的10%。 三、项目的建设为发展循环经济，倡导绿色消费提供了条件循环经济是一种以资源的高效利用和循环利用为核心，以“减量化、再利用、资源化”为原则，以低消耗、低排放、高效率为基本特征，符合可持续发展理念的经济增长模式，是“大量生产、大量消费、大量废弃”的传统增长模式的根本变革。发展循环经济，可以解决经济与环境之间长期存在的矛盾，实现社会资源的综合利用，优化相互间资源的配置，达到经济与环境的双赢。煤炭产业的循环经济就是要实现煤炭产业资源的最大利用，煤层气作为煤炭产业的一种伴生、共生产品，使其的价值充分利用实现了煤炭产业的循环经济运行。煤层气是吸附于煤层中的天然可燃气体，甲烷含量高达90-99%，是一种优质清洁能源。利用煤层气进行工农业生产，倡导绿色消费一方面可以减少甲烷对大气的污染，另一方面，代替了煤、石油及副产品作为燃料可以减少SO2及粉尘的排放量，使人类的消费不影响大自然的环境与物种生存，为达到统筹人与自然和谐发展的目标，实现人类社会的和谐发展和全面进步做出贡献。 综上所述，该项目建设是非常有必要的。3 市场分析及规模确定3.1 产品介绍1.煤层气煤炭形成过程中，在高压和厌氧的条件下产生大量气体，其成分主要是甲烷（占85%以上），吸附在煤体上，成为煤层气，在采煤过程中通常称为“瓦斯”。在煤炭开采过程中，由于煤体卸压，煤层气在煤体上的吸附平衡条件受到破坏，大量的煤层气就会释放出来。因为瓦斯爆炸和瓦斯突出事故是煤矿安全的最大威胁，所以瓦斯被认为是对煤矿开采最危险地有害气体。甲烷还是一种会产生强烈温室效应的温室气体，其温室效应约为CO2的21倍，在大气环境中，甲烷对全球温室效应的贡献率高达18%，仅次于CO2。煤层气大量排入大气将导致气候变暖，影响全球环境。世界煤炭开采活动每年排放的甲烷达360-580亿立方米，约占全球甲烷排放量的5-8%。但是，煤层气又是洁净的高热值的非常规天然气，是一种能源资源，如能综合利用，将会收到增加洁净能源供应，改善煤矿安全，保护全球环境等多重效益。2.煤层气与天然气的区别人们习惯把与石油共生的天然气称为常规天然气，简称天然气。把煤成气、煤层气、生物沼气、煤化气、油页岩、沙岩、高压水域、常压梯度水域、超深层水域、石脑油、水合物等所含的天然气，统称为非常规天然气。无论常规和非常规天然气，成分大多相同。煤层气的成分主要是甲烷，一般大于70%，最高达98%以上，其余为少量的CO2、N2、H2等。天然气的成分中，甲烷占85%、乙烷（C2H6）占10%、丙烷（C3H8）占3%左右，其余有少量的丁烷（C4H10）、戊烷（C5H12）等的蒸汽和其他杂质。3.我国煤层气利用前景广阔 瓦斯爆炸和突出一直是我国煤矿的主要事故，抽放煤层气是减少矿井甲烷涌出量，防止瓦斯事故的根本性措施。我国煤层气年排放量约为80-100亿立方米，占全球煤层气排放量的1/4。煤层气作为一种洁净的高热值能源资源，其回收利用前景十分广阔，同时还具有保护全球环境，改善煤矿安全和增加新能源供应等多重效益。4.XX市XX煤田的煤层气成分与天然气基本相同 XX市XX煤田不仅有丰富的煤层气资源，而且具有得天独厚的开采条件。XX盆地资源量估计达5.5万亿立方米，预计年产量可以超过30亿立方米。目前，亚美大宁能源有限公司、XX蓝焰煤层气有限公司、中联煤层气有限公司、萨摩亚美中能源有限公司等公司已在大宁、李庄、枣园等地建成煤层气地面抽放井，经过试采和化验分析，成分与天然气基本相同，气质较好，甲烷含量高，含硫（H2S）极少，且基本不含其它杂质。5.LNGLNG（Liquefied Natural Gas）,即液化天然气的英文缩写。LNG是通过在常压下气态的天然气冷却至-162，使之凝结成液体。天然气液化后可以大大节约储运空间和成本，而且具有热值大、性能高等特点。3.2 液化煤层气（LNG）市场分析1. 中国LNG市场情况LNG是一种清洁、高效的能源。由于进口LNG有助于能源消费国实现能源供应多元化、保障能源安全，而出口LNG有助于天然气生产国有效开发天然气资源、增加外汇收入、促进国民经济发展，因而LNG贸易正式成为全球能源市场的新热点。 2005年1-12月，中国液化天然气进口数量为482 796.00千克，用汇182 361.00美元；2005年1-12月中国液化天然气出口数量为209 677.00千克，创汇94 350.00美元。 2006年1-12月，中国液化天然气进口数量为687 543 167千克，用汇115 426 165美元；2006年1-12月，中国液化天然气出口数量为150 000.00千克，创汇60 219.00美元。 2007年1-8月，中国液化天然气进口数量为1 686 958 304.00千克，用汇342 641 246.00美元；2007年1-8月，中国液化天然气出口数量为75 000.00千克，创汇34 873.00美元。 通过以上对比数字可以看出，当前中国的液化天然气进口数量远远大于出口数量，市场需求旺盛，并且当前中国的能源结构以煤炭为主，石油、天然气只占到很小的比例，远远低于世界平均水平。随着国家对能源需求的不断增长，引进LNG将对优化中国的能源结构，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。 中国对LNG产业的发展越来越重视，中国正在规划和实施的沿海LNG项目有：广东、福建、浙江、上海、江苏、山东、辽宁。这些项目将最终构成一个沿海LNG接收站与输送管网。除广东、福建已经进入正式实施阶段外，其余项目多处在前期准备阶段。 在内陆，中国建成的LNG卫星站已超过40个、调峰站1座、LNG工厂2座，正在建设中的LNG工厂4座，规划中的LNG接收站全部建成后总储存中转能力可达1800万吨/年。中国的LNG产业正处在蓬勃发展阶段。 按照中国的LNG使用计划，2010年国内生产能力将达到900亿立方米，而2020年为2400亿立方米。而在进口天然气方面，发改委预计到2020年，中国要进口350亿立方米，相当于2500万吨/年，是目前广东省接收站的总量的7倍。2.项目区周边天然气消费情况 通过调查距离项目生产区不超过1000公里XX省的XX市、XX市、XX市、XX县和XX市，XX省的XX市、XX市、XX市、XX市、XX市和XX市，XX省的XX市、XX市、XX市和XX市以及XX省的城市居民和工业天然气消费。 预计2010年，XX省的主要调查城市天然气需求量为48.95亿立方米，其中居民需求量为5.03亿立方米，化工18亿立方米，发电11.22亿立方米，其他工业13.7亿立方米；河南省的主要调查城市天然气需求量为37.51亿立方米，其中居民需求量为9.82亿立方米，化工16.4亿立方米，发电0.3亿立方米，其他工业10.99亿立方米；河北省的主要调查城市天然气需求量为33.52亿立方米，其中居民需求量为7.0亿立方米，工业26.52亿立方米；山东省的天然气需求量为89.4亿立方米，其中居民需求量为8.0亿立方米，化工27.4亿立方米，发电27.0亿立方米，其他工业27.0亿立方米。综上所述：项目建设具有良好的市场潜力和发展趋势。3.3 规模确定 根据投资建设方的资源情况、投资承担能力及产品市场前景，等多方面综合考虑：日液化煤层气300000Nm的生产规模是比较经济、合理的。4 项目选址及建设条件4.1 项目选址4.1.1 选址原则1. 有利于城乡统筹、区域统筹及经济、社会可持续发展的原则；2. 符合国家和地方产业政策的原则；3. 符合XX县城乡规划的原则；4. 有利于提升XX县城乡工程和城市空间资源合理配置的原则；5. 保障公共利益尤其是关系人的利益原则；6. 保证城乡安全原则；7. 经济效益、社会效益、环境效益相互协调的原则；8. 有利于项目建设选址合理、投资少、建设快的原则。4.1.2 项目选址根据石油天然气工程设计防火规范要求：液化石油气场站距相邻厂矿企业、100人以上居住区、村镇应大于120米，距公路最低不小于30米。该项目厂址初步选在XX县嘉峰镇卧虎庄村，端润公路收费站西侧，美中能源集输总站选址北侧，与美中能源集输总站相隔一条规划20米街道，大部分用地属于沁河河滩冲击区，地势平坦，厂址近梯形，厂址标高只有一半在20年一遇洪水淹没线以上，需考虑防洪度汛问题，按XX县政府规划沁河宽度90m（50年一遇洪水）留够河床宽度，打防洪护石坝（坝身高5m）保安。其选址围墙西邻沁河西岸边，距郭北村215m；东邻端润一级公路，距卧虎庄村290m；南距亚美集输总站80m，距郭南村800m，距下李村1008m；北距豆庄村800m。土地利用规划大部分为滩涂，约71.36亩。4.2 建设条件4.2.1 自然条件1.气象该项目区属暖温带大陆性季风气候，主要特征是大陆性气候明显，四季分明。具体气象参数如下：年平均气温 6.5-11.5年平均相对湿度 63%频率最多风向 西北风年平均风速 2.2m/s最高风速 23.0m/s年平均降水量 560-750mm日最大降雨量 176.4mm最大冻土深度 43cm最大积雪深度 21cm无霜期 110-195天年日照时数 2610小时基本风压 0.45KN/m基本雪压 0.30 KN/m设计时综合考虑以上气象条件，保证项目建设和使用。2.地形地貌 项目区块位于太行山南段西侧，地貌区划属剥蚀、侵蚀山地，以低山及丘陵为主，自北向南的沁河贯穿整个矿区，其支流潘河和下川河两侧为山涧宽谷。该区块所处山区山地相对高度较低，山顶起伏平缓，并有黄土覆盖，沟谷发育，切割较破碎。 项目选址位于卧虎庄村附近，沁河从场地的西边流过。地势基本平坦。建议项目设计前进行地质勘查，取得详细、准确的资料确保工程建设和运行安全。3.地震 根据建设部发布的建筑抗震设计规范（GB50011-2001）:XX县抗震设防烈度为7度，地震分组第一组，设计基本地震加速度0.10g4.2.2 公用工程条件1.交通条件 项目厂区位于嘉峰镇卧虎庄村，交通条件十分便利，其东侧为端（氏）润（城）公路，向南约10km与XX阳城高速公路相接，向北8km有“十二五”规划的XX高平高速公路，项目产品将采用LNG槽车运输，可通过区域高速交通网络运至各地。2.水源供应 该项目每日需补充新鲜水量320m，厂内用水依靠打井取水，采用深井及整装式气压给水设备联合供水。该工程厂内设300m新鲜水池一个，清水泵房一座（与消防泵房合建），用于厂内水循环以及生活、生产用新鲜水补充。目前XX水利部门已在端氏截浅流集中向嘉峰工矿区供水，也可向水利部门申请用水，因此项目水源有保证。3.电力供应 该项目总用电负荷为4000KW，工程用电由XX变电站和XX变电站提供双回10KV电力线。在厂区设置10KV配电装置及变配电所，在变配电所内设应急式柴油发电机，在仪表控制室内设一台容量为20KVA的不间断电源装置（UPS）作为项目备用供电电源。4.供热 项目供热负荷较低。冬季采暖采用空调采暖。5.防洪 该工程所在地为沁河岸边，原为沁河漫滩防地，地势平坦；由于沁河无治理堤坝，建设开始要先进行防洪堤坝建设，按水利部门三十年一遇洪水计算沁河防汛宽度为90m标准处浆砌5m高防洪石坝，以保护该项目在沁河雨季上涨时不受到洪水危害，确保洪水排泄畅通。6.通讯该项目区在电信通讯网络覆盖范围内，铺设线路非常方便。5 技术方案及设备选型5.1 技术方案5.1.1 LNG液化厂技术方案的依据国务院特种设备安全监察条例 中华人民共和国质量技术监督检验疫总局压力容器安全技术监察规程 中华人民共和国质量技术监督检验疫总局压力管道安全管理与监察规定 石油煤层气工程设计防火规范（GB50183-2004） 建筑设计防火规范（GB50016-2006） 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（JB50058-1992） 工厂企业总平面布置设计规范（JB50187-1993） 压力容器安全技术监察规程（1999版） 钢制压力容器（JB150-1998） 管壳式换热器（JB151-1999） 铝制板翘式换热器技术条件（JB/T7261-1994） 工业金属管道设计规范（JB50316-2000）5.1.2 LNG液化厂工艺技术方案选择煤层气液化工程的工艺过程基本包括预处理（净化）、液化、产品储存、装车及辅助系统等，主要工艺流程包括煤层气净化、液化工艺。1.煤层气净化工艺选择该项目的原料气未进行净化处理，不符合低温液化的质量标准，因此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和H2O等，以免它们在低温下冻结而堵塞、腐蚀设备和管道。原料气最大允许杂质含量杂质含量极限H2O1ppmVCO250-100ppmVH2S3.5mg/Nm(4ppmV)总含硫量10-50mg/NmHg0.01g/Nm芳香烃类10ppmV环烷烃总量10ppmV该项目的原料气中CO2和水等的含量均超标，必须进行净化。煤层气中水分的存在往往会造成严重的后果：水分与煤层气在一定条件下形成水合物堵塞管路，影响冷却液化过程；另外由于水分的存在也会造成不必要的动力消耗；由于煤层气液化温度低，水和CO2的存在还会导致设备冻结，故必须脱除。该项目采用MDEA脱除原料煤层气中的CO2，采用固体吸附法吸附水和重烃、汞等杂质。该项目的分子筛吸附系统用净化后的原料煤层气作为冷吹和再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分离后排至原料压缩机入口或排至下游管网。2.低温液化与分馆工艺选择迄今为止，在低温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。 A）阶式制冷循环工艺阶式制冷循环是用丙烷（或丙烯）、乙烷（或乙烯）、甲烷（或氮气）等制冷剂（蒸发温度分别为-38、-85、-160）进行的三级冷冻，使煤层气在多个温度等级的制冷剂中与相应的制冷剂换热，从而使其冷却和液化。经典的阶式制冷循环的优点是采用了3种制冷剂、9个制冷温度梯度（丙烷、乙烷、甲烷各3个温度等级），使各级制冷温度与原料气的冷却曲线接近，减少了熵值，比能量消耗接近理论的热力学效率的上限。而且该工艺操作灵活，开停车快捷，易于初期开车投产。 但是阶式制冷液存在一些缺点，需要三个大型循环压缩机，以及相当数量的冷换设备；流程长、设备多、控制复杂等。 B）混合制冷循环工艺 混合制冷循环式采用N2和C1-C5烃类混合物作为循环制冷剂的工艺。该工艺的特点是在制冷循环中采用混合制冷剂，只需要一台压缩机，简化了流程，降低了造价。但是从理论上讲，混合冷剂的组成比例应按照煤层气原料的组成、压力、工艺流程而异，因此对冷剂的配比和原料气的气质要求更为严格，一旦确定是不容易改变的。及时能做到这一点，要使整个液化过程（从常温到-162）所需的冷量与冷剂所提供的冷量完全匹配是比较困难的，充其量只能局部或一部分做到贴近冷却曲线。因此混合制冷剂循环流程的效率要比九个温度梯度水平的阶式循环流程低。 既然调节混合冷剂的组成比例使整个液化过程按冷却曲线提供所需的冷量是困难的，那么合乎逻辑的推论是采用折中的办法，分段来实现供给所需的冷量，以期液化过程的精增降至最小。 因而，在混合冷剂循环的基础上，发展成有丙烷预冷的MRC工艺，简称C3/MRC工艺，它的效率接近阶式循环。此法的原理是分两段供给冷量：高温段用丙烷压缩制冷，按3个温度水平预冷原料煤层气到-40；低温段的换热采用两种方式高压的混合冷剂与较高温度的原料气换热，低压的混合冷剂与较低温度的原料气换热。充分提体现了热力学上的特性，从而使效率得以最大限度的提高。 C）膨胀机制冷循环工艺 膨胀机制冷循环是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳德循环制冷来实现煤层气的液化。气体在膨胀机种膨胀降温的同时，能输出功，可用于驱动流程中的压缩机。 根据制冷剂的不同，膨胀机制冷循环可分为：氮膨胀机制冷循环、氮-甲烷膨胀机制冷循环、煤层气膨胀制冷循环。 与阶式制冷循环和混合冷剂制冷循环工艺相比，氮气膨胀循环流程非常简单、紧凑，造价略低。启动快，热态起动2-4小时即可获得满负荷产品，运行灵活，适应性强，易于操作和控制，安全性好，放空不会引起火灾或爆炸危险。制冷剂采用单组分气体，因而消除了像混合冷剂制冷循环工艺那样的分离和存储制冷剂的麻烦、也避免了由此带来的安全问题，使液化冷箱的更简化和紧凑。但能耗要比混合冷剂液化流程高40%左右。 为了降低膨胀机制冷循环的功耗，采用N2-CH4双组分混合气体代替纯N2，发展了N2-CH4膨胀机制冷循环。与混合冷剂循环相比，N2-CH4膨胀机制冷循环具有起动时间短、流程简单、控制容易、制冷剂测定和计算方便等优点。同时由于缩小了冷端换热温差，它比纯氮膨胀机制冷循环节省10-20%的动力消耗。 N2-CH4膨胀机制冷循环的液化流程由煤层气液化系统与N2-CH4膨胀机制冷系统两个各自独立的部分组成。 在煤层气液化系统中，经过预处理装置脱酸气、脱水后的煤层气，经预冷器冷却后，在气液分离器中分离重烃，气相部分进入液化器进行液化，在过冷器中进行过冷，节流降压后进入LNG贮槽。 在N2-CH4制冷系统中，制冷剂N2-CH4经循环压缩机和增压机（制动压缩机）压缩到工作压力，经水冷却器冷却后，进入预冷器被冷却到膨胀机的入口温度。一部分制冷剂进入膨胀机膨胀到循环压缩机的入口压力，与返流制冷剂混合后，作为液化器的冷源，回收的膨胀功用于驱动增压机；另外一部分制冷剂经液化器和过冷器冷凝和过冷后，经节流阀节流降温后返流，为过冷器提供冷量。 D）三种工艺的技术经济比较将阶式制冷循环的能耗设定为1，各种制冷循环比较见下表所列。各种制冷循环效率比较制冷工艺与阶式制冷的相对能耗阶式制冷循环1.00混合制冷剂制冷循环1.15N2-CH4膨胀制冷循环1.35各种制冷循环特性比较指标阶式制冷循环混合冷剂膨胀制冷效率高中低复杂程度高中低换热器类型板翅式板翅式或绕管式板翅式换热器面积小大小适应性高中 该项目的液化工艺选用N2-CH4循环压缩膨胀制冷工艺，达到较低液化能耗，且装置能够长周期运行和降低维护成本。5.1.3 LNG液化站工艺流程描述1.原料煤层气过滤与压缩单元 原料煤层气经过调压和计量，进入煤层气压缩机入口平衡分离罐，为原料气压缩机通过洁净、压力比较稳定的煤层气。 原料煤层气经煤层气压缩机多次增压冷却分离至5.5MPa.G，经过压缩机自身的末级冷却器冷却，进入出口分离器，并经计量后进入后续单元。 原料煤层气进装置设置有事故联锁切断阀，切断进入装置的原料煤层源，保证装置、人员及附近设施的安全。2.原料煤层气脱酸性气体单元 从原料煤层气过滤与压缩单元来的煤层气从吸收塔下部进入，自下而上通过吸收塔；再生后的MDEA溶液（贫液）从吸收塔上部进入，自上而下通过吸收塔，逆向流动的MDEA溶液和煤层气在吸收塔内充分接触，气体中的H2S和CO2被吸收而进入液相，未被吸收的组份从吸收塔顶部引出，进入脱碳气冷却器和分离器。出脱碳气分离器的气体进入原料气干燥单元，冷凝液去MDEA地下槽。处理后的煤层中的CO2含量小于50ppmV，H2S含量小于4ppmV。吸收了H2S和CO2的MDEA溶液称富液，至闪蒸塔，降压闪蒸出的煤层体送往界外燃料系统。闪蒸后的富液与再生塔底部流出的溶液（贫液）换热后，升温到-98去再生塔进行汽提再生，直至贫液的贫液度达到指标。出再生塔的贫液经过溶液换热器、贫液泵进入贫液冷却器，贫液被冷却到-40，从吸收塔上部进入。 再生塔顶部出口气体经酸气冷却器，进入酸气分离器，出酸气分离器的气体送往安全泄压系统，冷凝液去MDEA地下槽。 再生塔再沸器的热源由来自水蒸气系统的低压饱和蒸汽提供，冷凝液返回水蒸气系统。3.原料煤层气干燥单元原料煤层气干燥单元设三台吸附器切换操作，其中一台吸附、一台冷却、一台加温再生。从原料煤层气脱酸性气体单元来的煤层气进入吸附器顶部，通过分子筛吸附脱除水分和重烃后，从吸附器底部出来，脱水后煤层气中含水量小于1ppmV，之后进入煤层气液化单元。原料煤层气干燥单元用净化后的少量的原料煤层气节流降压后作为冷吹和再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分离后排至原料压缩机入口或排至下游管网。低压煤层气首先从下而上通过冷却状态的吸附器，之后再生气通过电加热器加热至再生温度260-280，然后从吸附器底部进入，将吸附剂吸附的水和重烃解吸。再生气从干燥器顶部出来，经再生冷却器冷却后进入再生气分离器，分离其中的液体后排至原料压缩机入口或排至下游管网。4.原料煤层气脱汞单元从原料煤层气干燥与脱重烃单元来的煤层气进入浸硫活性炭吸附器，求与浸硫活性炭上的硫产生化学反应生成硫化汞，吸附在活性炭上，从而达到脱除求之目的。从脱汞器出来的煤层气的汞含量小于0.01g/Nm。 脱汞器设置一台，浸硫活性炭每年更换。 过滤单元设两台过滤器，根据阻力数据切换使用，达到过滤分子筛与活性炭粉尘之目的。5.净化煤层气的液化 在进入液化单元之前，气体必须进行分析，以保证H2S与CO2含量、水含量以及汞含量达到进入液化单元的要求。 该装置在原料煤层气脱酸性气体单元设置了CO2含量在线分析仪，在原料煤层气干燥与脱重烃单元设置了原料煤层气水露点在线分析仪。净化后的煤层气进入液化冷箱，在液化换热器中冷却到一定温度后从冷箱抽出进入R22蒸发器冷却到一定温度后返回液化换热器中继续冷却、冷凝并过冷，再进入过冷器中过冷，经高压节流到0.45MPa.G后去LNG分离器，去除可能存在的低沸点的组分（如氮气）后，液体作为LNG产品进入LNG贮槽。6.制冷系统该煤层气液化分离工程采用氮甲烷循环压缩膨胀制冷，循环气由CH4、N2组成。N2-CH4由循环压缩机压缩，通过水冷却，进入增压透平膨胀机增压端增压冷却后，进入液化冷箱，在液化换热器中冷却到一定温度后从冷箱抽出进入R22蒸发器冷却到一定温度返回液化换热器中继续冷却到一定温度后进入增压透平膨胀机膨胀制冷。膨胀机出口的N2-CH4进入液化换热器的冷端，在液化换热器中复热，为煤层气液化和过冷提供冷量，出冷箱后的N2-CH4返回到循环压缩机的入口，压缩循环制冷。详见工艺流程图：煤层气输气管线预处理净化深冷液化LNG储罐存储用户公路运输装车5.2 产品方案该装置的主要产品为液化煤层气（LNG），在4.5Pa.G、-139 下用真空粉末绝热贮槽贮存。该装置日处理煤层气气量30104Nm,日生产液化煤层气28.3104Nm，按年开工330天计算，年产液化煤层气9405104Nm。5.3 主要工艺设备选型主要设备清单序号设备名称数量备注一 原料煤层气压缩系统1原料气过滤分离器2台2进口平衡罐2台3原料气压缩机组2台二 原料气预处理系统1吸收塔1台2脱碳气冷却器1台3脱碳气分离器1台4MDEA循环泵2台5闪蒸分离器1台6贫富液换热器1台7贫富液冷却器1台8溶液过滤器1台9酸气冷却器1台10酸气分离器1台11MDEA地下储槽1台12MDEA地下泵2台13MDEA地上槽1台14再生塔1台15再沸器1台16吸附器3台17再生气电加热器2台18再生气冷却器1台19再生气分离器1台20脱汞器1台21出口过滤器2台三 低温液化系统1液化冷箱1台1.1液化换热器1台1.2过冷换热器1台1.3LNG闪蒸罐1台1.4低温管道和手动阀门1套1.5冷箱绝热材料足量1.6膨胀机过桥1台四 氮甲烷循环压缩系统1进口平衡罐2台2N2-CH4循环压缩机2台3N2-CH4循环压缩机附属设备2套4出口平衡罐2台五 R22预冷系统1R22压缩冷凝机组2台2R22蒸发器2台六 增压偷平膨胀机系统1增压偷平膨胀机组2台2增压机后冷却器1台七 产品储存系统1LNG贮槽1台1750m3子母槽