日处理10000Nm3天然气装置项目投资可行性建议报告书

1、一、总论1、概述2、项目提出的背景和建设的意义3、项目建设范围二、市场分析和需求预测1、目标市场分析2、市场价格预测3、市场竞争力分析三、建设规模与产品方案1、建设规模2、产品方案四、工艺技术方案1、技术方案2、主要设备选择五、建厂地区条件和厂址选择1、项目建设地点情况2、厂址方案六、环境保护和职业安全1、环境保护2、职业安全卫生七、项目实施计划1、建设周期的规划2、实施进度规划八、投资估算及资金筹措1、投资估算编制依据2、投资估算范围3、建设投资估算结果 4、资金筹措九. 财务评价1、财务评价依据2、基础数据3、财务分析十、结论和建议1、结论2、建议、总论k概述 11项目概况 项目建设单位：

2、子洲天然气发电有限公司建设单位地址：子洲县城东项目建设地址：子洲县双湖峪镇峨昴村工业区项目建设名称：100000nm'/d液化天然气项目1.2公司简介子洲天然气发电有限公司2000年建设，2003年投产，占地 15.8亩。装机容量为2 x 2500kw,原动机为南航改制的qdr20 燃气（飞机）发动机，热效率23%,年设计发电量0. 3x 108kw/h, 项目建设总投资2325万元。现有正式职工19人，使用的天然 气 来源于长庆油田和子洲政府商定的扶贫气井。1. 3公司现状公司处于亏损状况，主要原因是：天然气价与上网电价的 差值效大，在加上当初设计主要是考虑榆林南部电网的供电可 靠性

3、和质量问题而建设的，选用的发动机是当时最便宜的航空 发电机组，热效率仅为23%,运行时间短，设计是6000-7000 小时必须返厂大修，费用高到每次50-60万元，导致电厂处于 亏损亏损状况。1.3.1由于子洲县城市的快速发展，使得公司目前的厂址处 于城市的中心地段，存在着巨大的安全隐患，县政府下发文件 勒令我公司停产搬迁。加之现用设备均属于高耗能淘汰设备， 在搬迁不利于企业的生存和发展，运行的天然气回执炉内营损 坏，超过设计使用寿命，需得更换很大一部设备，致现处于停 产状况。1.4编制依据1.4. 1中国石油化工总公司石油化工项目可行性研究报告 编制规定1.4.2紅ng市场和应用技术调研报告

4、1. 5编制原则1. 5. 1贯彻落实国家的产业发展和布局政策，以及西部大开 发战略；对建设条件、技术路线、经济效益以及对环境的影响 等多方面进行分析比较，力求全面、客观的反映实际情况。1. 5. 2充分利用当地的公用工程设施和辅助生产设施，以降 低基建投资费用。1. 5. 3认真分析研究液化天然气(lng )市场定位和竞争力， 充分发挥地区资源优势，实现经济优势。154装置的选择，尽可能达到布置一体化、装置露天化、结构新型化、材料轻型化、公用设施社会化和设备材料国产化。1.5.5贯彻“安全第一、预防为主”的方针，确保本项目投 产后符合环保、消防、劳动保护和职业安全卫生的国家及地方 的有关规定

5、及要求，保证生产过程的安全和职工身体的健康。2、项目提出的背景和建设的意义21项目提出的背景 天然气在投入生产和应用初期，就产生了液化天然气（lng ）和压缩天然气（gng）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。预计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2

6、5%, 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。预计2010年, 天然气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，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很大的缺口。因此，天然气行业具有广 阔的发展空间。我国改革开放以来，经济持续增长，人民

7、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做出的减排co?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迫切要求解决的重大问题之一。面对我国经济发展对天然气的迫切需求，国家已采取“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

8、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。但随着西部大开发第二个十年战略的全 面实施和缩小东西部发展差距措施的积极推进，切实加快西部 地区资源优势向经济优势的转化，西部资源型企业迎来新的发 展机遇。2. 2建设意义2.2. 1国家鼓励：根据国内外有关能源研究机构的预测，到 2010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

9、措施，鼓励发展液化天然气项 目。2. 2. 2市场短缺: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lng需求越来越大。预计到2010 年增长到457亿m3,同期国内生产量为120亿n?,缺口高达337 亿我国是一个幅员辽阔的国家，但是资源颁布不均与经济发 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“海气上岸”等能源调配政策。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。我国仍然有许多城市没有被覆盖在

10、“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的经济的解决方式。“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。通常情况下，日调峰量约占日用气 量的20_30%以上。一般情况下，中型城市日调峰量在5一10万立 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。2.2.3效益明显：从lng在国外的产业化实践看，lng产品 的优势主要体现在三个方面：第一，lng用作汽车燃料，比cng 和液化石油气（lpg）性能好

11、；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 具有利用效率高、社会经济效益显著的优势。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：最广泛使用的是压缩天然气（cng）技术，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

12、更有优势。同样容积，加注lng 次充装 量可供车辆行驶最大距离约为cng汽车的2一3倍，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。3项目建设范围项目建设日处理loooonm3天然气装置一套，主要工程项目见表lo表1工程主项表序号主项名称主要内容备注1生产装置1.1工艺生产装置10000 nmvd lng 装置1. 2中央控制室2辅助生产设施2. 1lng贮缺罐区1000 m32. 2丙烷贮罐2. 3戊烷贮罐2. 4事故贮罐2. 5空压站3厂内公用工程3. 1供排水系统3.2供电及照明系统3. 3电信3.4消防系统35总图运输道路、土方、车辆及绿化地二、市场分析和需求预测

13、 1目标市场分析11国内液化天然气市场状况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。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。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。我们全年产能仅3300万立方米，仅能做国内市场的补充。1.2目标市场定位1.2.1汽车燃气市场中ui的人然气九：状况川讯

14、'力0052no fl 7/a0051x00111005泪费从产佔口泉门近年来，lng用于汽车发展非常快，lng加气站技术更先进、 投资更少、用电更少，可取代技术陈旧的压缩天然气cng汽车 加气站。汽车加一次lng可跑400公里，一个lng加气站相当 于3个cng加气站，可大大减少城市加气站的数量，也减少了 汽车往返加气站的次数。可重点发展大型货车车队和公交车车 队，按现值算，一台大型货车每月燃料费至少可节省1万元。1. 2. 2城市调峰市场实现管道供气的城市，每天仍需要进行调峰。通常情况下, 日调峰量约占日用气量的2030%以上。一般情况下，中型城市 日调峰量在5一10万立方米，大型

15、城市的日调峰量都在50万立 方米以上，西安市每天调峰需求量在30万立方米以上。在东南 沿海这一能源最短缺的地区，大中城市调峰气需求量大并且价 更高，对该地区的调峰市场服务可获得较大利益。1. 2. 3中小城市市场对于那些既没有本地的天然气气源，近中期也没有从其它 地区修建天然气管道供气的方案中小城市，应该是本项目拓展 的战略市场。对那些管道不及的远郊城镇或周边地区，建设分 布式lng供气站，实现清洁能源的使用，具有十分重要的现实 意义。1.2.4工业用气市场在工业用能源市场，液化天然气因其高效、清洁、经济等 特点，有着其他燃料无法比拟的优势。玻璃、陶瓷、纺织和食 品等工业对lng有着很大的需求

16、。以陶瓷为例，陶瓷工业相对 集中，单窑一般每日用气量在5000-8000标方，为保证陶瓷质 量，提高了陶瓷产品的综合竞争能力，清洁能源是其首选燃料。 在lpg价格居高不下的情况下（正常情况下比天然气价格高 30%）, lng就成了高档陶瓷工业的唯一选择。2、市场价格预测2.1国内能源产品价格比较lng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 能力比较见表2。表2天然气等能源产品市场承受力比较表名称lng人工煤气lpg电轻油煤2. 8-3. 51. 0-1. 24.

17、 5-5. 00. 5-0. 87910-8155550价格元m元/m元/kg元/kw h元/t元/t单位热值 售价元 /4. 18mj0. 29-0. 340. 34-0.410. 40-0. 460. 58-0. 930. 86-0. 890. 09替代能力可替代较强强强弱从表中数据分析可见:lng到用户的销售价如保持在每立方 米2. 8-3. 5元，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。2.2国内液化天然气价格预测 2. 2.1价格政策：随着国际、国内能源市场供求形势变化, 国内天然气价格偏

18、低的矛盾日益突出。为促进资源节约，理顺 天然气价格与其他可替代能源的比价关系，引导天然气资源合 理配置，国家改改委决定自2010年6月1日起适当提高国产天 然气出厂价格，取消价格“双轨制”。理顺车用天然气与汽油比 价关系，各地要按照与90号汽油最高零售价格不低于0.75： 1 的比价关系，理顺车用天然气价格，保持车用气的合理比价。 目前车用天然气价格较低、一步执行到位确有困难的地区，此 次可先按不低于0.6: 1的比价关系调整，两年内调整到位。根 据此政策，未来两年内lng价格会持续上升。2. 2. 2天然气价格构成：天然气最终销售价格中主要包括出 厂价、管道运输价、门站价（天然气门站是输管线

19、终点配气站, 也是城市接收站，具有净化、调压、储存功能）和零售价，它 们之间的价格关系如下：门站价=出厂价+管道运输价零售价=门站价+城市配气费2.2.3天然气价格预测2009年7月广州市物价局公布了管道天然气非居民用户正 式销售价格：高压直供用户每立方米2. 21元，分销用户每立方 米2.35元，公福用户每立方米3. 70元，工商业用户每立方米 4. 85元。广州天然气与使用同种气源的佛山、深圳、东莞等珠 三角其他城市相比，调整后的非居民用户气价仍处于较低水平。 2010年7月22日零时起济南市政府调整车用天然气销售价格, 车用天然气销售价格由每立方米3. 64元调整为每立方米4. 22 元

20、。目前西安车用天然气每立方米2. 65元，居民生活用气维持 在一个较低的水平。综合各方资料，预计发达地区车用天然气到用户价格会上 升到每立方米5元以上，工业用户价格会上升到每立方米6元 以上；中西部欠发达地区，车用天然气到用户价格会上升到每 立方米4元以上，工业用户价格会上升到每立方米4. 5元以上。经过我们专项调查，lng因其渠道和用途不同，价格差距很 大。目前西安地区lng n站价为每立方米2.厂2. 6元，珠三角 地区lng门站价为每立方米2. 8一3. 5元。3、市场竞争力分析3-1 lng与其他可替代能源的比较与lpg（液化石油气）比较，目前在东南地区lpg到岸价超 过4000元/吨

21、，相同热值比较lng比lpg价格（相同热值比较） 低30%左右。东南沿海和江浙等地既是工业发达地区也是天然气 比较短缺的地区。在这一地区。广汇lng替代或竞争的对象是 柴油、汽油和lpg;考虑到替代成本和需形成一定的竞争优势等 因素，在这一地区市场价格定在比竞争对手低20%左右(按等热 值计算)较为合理。3. 2 gng的比较国家发改委专家就我国没有管道输送条件的中小城市使用 液化天然气(lng)、压缩天然气(cng)两种不同的供气方式进 行分析比较。压缩天然气(cng ), cng主要成份为甲烷，是利用天然气的 可压缩性进行储存，压缩系数为0.86 ( 20°c)o cng为高压天

22、然 气，根据目前有关国内cng储存方式，cng储存压力为20. ompa。 将天然气净化压缩后，装在高压容器里通过汽车运送到各个城 镇cng站减压使用。液化天然气(lng ),常压下将天然气冷冻到-162°c左右， 可使其变为液体即液化天然气(lng )。它是天然气经过净化(脱 水、脱怪、脱酸性气体)后，采用节流，膨胀和外加冷源制冷 的工艺使甲烷变成液体而形成的，lng的体积约为其气态体积的 1/620。将液化天然气通过公路等运输公式用低温容器运输到各 个城镇的lng卫星站汽化使用。专家计算比较认为，lng气化工艺简单、运行管理方便、安全可靠性高、运行成本最低、单位储存量大、价格实现

23、的可行 性好，综合比较lng优于cng。在汽车燃气市场方lng比cng汽车加气站，采用技术更先进、投资更少、占地更小、用电更少。汽车加一次lng可跑 400公里，一个lng加气站相当于3个cng加气站，可大大减少 城市加气站的数量，也减少了汽车往返加气站的次数。lng全面 优于cng加气站。三、建设规模与产品方案1、建设规模该项目建设规模从现有两口井产能和预期发展考虑，设计 产能为日处理天然气10万标准立方米。2、产品方案产品方案为日产液化天然气75吨(160m3)o产品规格为常 压-162©液相分子量19.444kg/kmol液相密度486. 26kg/吐 其产品主要组成见表3。表

24、3 lng产品组分组成摩尔分子百分数mol.%仇甲烷90. 3c2h6乙烷5. 6c3h8丙烷2. 1n2氮气0. 9其余1. 11、技术方案1.1天然气液化工艺液化天然气(lng)无色、无味、元毒且无腐蚀性，是天然 气加工业的重要组成部分。它主要包括天然气的预处理、液化、 储存、运输、利用五个系统，液化环节最为关键。天然气液化 一般生产工艺过程是，将含甲烷90%以上的天然气，经过脱水、 脱重婕、脱酸性气体、脱co?等净化处理后，采取各种先进的液 化制冷工艺，使常压下的甲烷在-162°c变为液体。天然气液化过程根据原理可以分为两类：一类是天然气通 过压缩使气体温度升高，然后通过与制冷

25、剂换热取走热量，合 适的选择制冷剂，通过几个冷却级，即可达到天然气的液化； 另一类同样是通过压缩使气体温度升高，用换热取走气体的热 量，然后气体通过膨胀机或节流阀降压。根据焦耳一汤姆逊效 应，使气体温度低，此低温气体降压前的气体换热，这样可以 使降压后的气体达到液化温度。目前工业上采用的天然气液化 过程，多数是综合了以上两类过程。因此，天然气的液化过程 实质上就是通过换热不断取走天然气热量的过程。目前世界上的天然气液化装置，其制冷液化循环主要为：级联式制冷循环、 混合冷剂制冷循环和膨胀机制冷循环。111级联式制冷循环工艺这是一种较经典的制冷循环，又称“逐级式”、“复迭式” 或“串级式”，这种循

26、环是由若干个不同低温下操作的制冷循环 复迭组成。级联式制冷循环1939年首先应用于液化天然气产品, 装于美国的cleveland,采用毗、c2h4为第一、第二级制冷剂。 但经典的一般由用calls. c2出和饥为的三个制冷循环复迭而成, 来提供液化所需的冷量。它们的制冷温度分别为-40°c、-100°c 和-1600°co经预处理后的天然气进入换热器分别与c乩、c2出和制 冷剂进行热交换，经过冷却、冷凝，并节流到常压后送入液化 天然气储罐储存。此法的优点：能耗低；制冷剂为纯物质，无匹配问题；技术成熟，操作稳定。此法的缺点:机组多，流程复杂。附属设备多，专门储存制冷

27、剂；管路和控制系统复杂，维护不便。级联式制冷循环适合大型天然气 液化装置，目前应用较少。1. 1. 2混合冷剂制冷循环工艺(mrc)混合冷剂制冷循环是i960年发展起来的，克服了级联式制 冷循环的某些缺点。它采用一种混合式的制冷剂、一台制冷剂 压缩机。制冷剂是根据要液化的天然气组分而配制的，经充分 混合，内有n2、cc5碳氢化合物。多组分混合制冷剂，进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀得到 不同温度水平的制冷量，以达到逐步冷却和液化天然气的目的。与级联式制冷循环相比，其优点是：流程简单、设备少、投资省，投资比级联式制冷循环少 15一20%;与膨胀器流程比，单位能耗低20%一30%;管理方便，制 冷剂可

28、部分从天然气中撮和补充。缺点是：能耗比级联式循环高10_20%;混合冷剂的合理匹配较膨胀器流程比相对复杂；制冷剂的补充比膨胀流程相对复杂。混合冷剂制冷循环工艺适应性广，能适合大、中、小型天 然气液化装置。1.1.3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实现天然气液化的流程。气体在膨胀 机中膨胀降温的同时，能输出功，可用于驱动流程中的压缩机。流程中的关键设备是透平膨胀机。根据制冷剂的不同，可 分为氮气膨胀液化流程、氮、甲烷膨胀液化流程、天然气膨胀 液化流程。这类流程的优点是：技术成熟可靠，相对于多级节流混合冷剂制冷循环流程简 单、调节灵活、易

29、起动、易操作、维护方便；制冷剂不存在配 比问题（氮膨胀流程及甲烷膨胀流程）或者配比简单（氮-甲烷 膨胀流程），制冷剂补充容易。带膨胀器的液化流程比较适合产能较小的天然气液化装 置。膨胀哭流程应用较多的是氮气膨胀液化流程。1.2项目选用工艺流程目前，国内lng技术逐渐成熟，尤其中小型装置性价比已 优于国外技术。本项目选用国内领先的mrc混合冷剂制冷循环 工艺。经净化预处理后的天然气进入液化冷箱，经过冷箱，被混 合冷剂液化后形成中压的lng,经节流阀节流降压后送入lng 贮槽中储存，供用户装车外运使用。冷量的制取：装置液化天然气所需的冷量由混合冷剂增压 节流提供。混合冷剂经压缩机加压并冷却至常温后

30、进入冷箱预 冷，节流降温后返回冷箱提供冷量，被加热气化后返回压缩机 循环。残液的处理:在装置停车后，系统内残存或滞留少量的lng， 此时需将这些lng引入残液收集器中，使lng自然蒸发后经阻 火器，然后经放空管放空。国内工艺设计特点：采用自主专利技术的混合冷剂制冷天然气液化技术，能耗低，与膨胀流程相比，节能40%;采用先进 的混合冷剂配方，净化天然气不需要经过预冷，直接进入冷箱， 简化了天然气液化流程；净化天然气以常温进入冷箱，直接被 冷却到-160°c,送往储罐储存，流程得到简化。界区外的原料气通过管道进入本装置，lng通过汽车、废气通过管道输出本装置。以上图中虚线包的部分就是本装

31、置界区。原料天然气从上图中的1点接入本装置，产品天然气（lng）从图中2点输出装置，废气从图中3点输出装置。2主要设备选择拟选用的工艺装备采用撬装式模块化结构，统一规格制造， 现场对接安装，迁建灵活，施工时间短。液化模块可与原料气预处理设备、产品液体贮罐、燃气发 电机组相联配套组成现场/井场独立液化站/厂，系统并联不同 的液化模块数量可以组合成不同规模的液化装置。表4主要设备表序号设备名称主要规格数量备注1预处理系统1.1tsa脱水脱碳装置1套2混合冷剂制冷循环系统2. 1混合冷剂循环压缩机1台包括：电机1台中间冷却器1根末级冷却器1根仪表和电气控制1根2.2冷箱1套2. 3lng贮罐1000

32、m31台丙烷丹青罐1台戊烷贮罐1台事故贮罐1台五、建厂地区条件和厂址选择1项目建设地点情况1.1厂址自然地理概况1.1.1地理位置厂址位于子洲县双湖峪镇峨昴村，青银高速以南，距高速 子洲出口西北方向约1公里。子洲县位于陕北高原丘陵沟壑区 腹地，榆林市南缘，东临绥德，南连清涧、子长，西临横山、 北接米脂。地理坐标东径110。03 19 ,北纬37。34z 38。1.1.2自然条件子洲县地跨温暖带与中温带之间的亚干旱区，具有大陆性 季风气候特点。属典型的黄土高原丘陵沟壑区，地形地貌特征 突出，境内沟壑纵横、梁扇起伏，地势西高东低。全县海拔最 高1045米，最低863米，境内95%为山区，5%为川道

33、。年平均 气温9. tc,平均日较差16. 0°c,年平均无霜期145天，最少 年份126天，最大冻土深地115厘米。降水变率较大，旱涝频 繁。年平均降水量428.1毫米，8月最多，1月最少。夏季多行 偏南风，冬季盛行偏北风。1. 2交通条件子洲交通十分便捷，307国道、青银高速公路、太中铁路（在 建）横穿县境。项目建设地据青银高速和307国道均不到2公 里，交通条件十分便利。1. 3公用配套设施项目电力装机容量150呱w,子洲电力充足，可以满足要求。项目用水主要为循环冷却水，消耗水量主要为办公和生活 用水。厂区靠近大理河，地下水源埋藏浅，可打自备井解决生 产和生活用水问题。2、厂址

34、方案本项目初期天然气气井有两口，1号井位于子洲县双湖峪镇 张家湾村，大理河北岸307国道以南，2号井位于子洲县双湖峪 镇高渠村，大理河北岸青银高速和307国道中间地带。本项目一期设计产能为日液化处理100000nnf/d天然气，占 地面积40亩，二期预计能为日液化处理200000nmvd天然气， 预留土地60亩，项目总占地100亩。根据尽可能缩短输气管线并兼顾综合配套以降低综合建设 成本原则，拟建厂址选在子洲县双湖峪镇峨甜村。建设地址北 靠青银高速南面靠山，管理方便；距青银高速子洲出口仅1公 里，距307国道不足2公里，交通便利；处在、2井位的相对 中部，距井位1公里，距丁井位不足5公里，降低

35、原料输气 成本。六、环境保护和职业安全1、环境保护1.1建设地区环境现状项目建设地为榆林市子洲县，子洲县政府以建设“干净、 畅通、明亮、绿化”的文明城市为目标，改造大理路、建设一 处垃圾处理场、停车场、体育场、建设县城供水工程等，县城 功能逐步完善，人居环境逐步改善。实施“城市建设十大惠民 工程”，主要包括大理路延伸、县城自来水净化厂建设、影剧院 二期改造、城西体育场、县城绿化净化工程等，进一步完善城 市基础设施建设，提升城市品位。12项目污染物状况及治理根据装置的生产工艺及配套的公用工程，本项目生产过程 中没有污染排放。生产过程用水循环使用，没有废液排放。排 放的三废污染源主要是在装置停车后

36、，系统内残存或滞留少量 的lng,此时需将这些lng引入残液收集器中，使lng自然蒸发 后经阻火器，然后经放空管燃烧放空。1、职业安全卫生 2.1职业危害因素及其影响211装置火灾危险因素分析本装置的易燃易爆危险物料主要为天然气原料，液化天然 气产品。同时混合冷剂由各种姪类组成（其中的姪类有甲烷、 乙烯、丙烷、戊烷）均属于易燃易爆危险物品。2.1.2装置毒性危险因素分析生产过程中的怪类都有一定程度的低毒性，使用的一些溶 剂也有一定程度的中等毒性。工艺过程毒性危害物料主要为一 乙醇胺和烷婕类等。一乙醇胺职业性接触毒物危害程度分级属 iii级中度危害毒物，混合冷剂含有戊烷属iv级轻度危害毒物。 天

37、然气主要由甲烷组成，属单纯窒息性气体。2.1.3噪声危害因素分析噪声源主要来自循环压缩机和循环泵。2.2职业危害因素的防范及治理2. 2.1选用可靠的设备、材料本装置在使用过程中有天然气原料、液化天然气产品、混 合冷剂（其中的姪类有甲烷、乙烯、丙烷、戊烷）一乙醇胺等 有毒有害物质，因此设备的选型、结构要符合工艺操作要求， 设备的抗震按相应的设计标准、规范进行。设备的选材要根据 工艺介质和工艺操作参数。2. 2. 2电气类根据爆炸和火灾危险场所类别等级选择电气设备。危险区 的电气设备选用应符合国标gb50058-92的要求，相应地采用隔 爆型、增安型或增安与隔爆混合型产品。2.2.3泄压防爆、防

38、火安全设施根据工艺技术的要求,在适当位置设置安全阀,出现超压时通过安全阀泄压保护设备；lng储罐压力过低，可通过调节阀 补充原料气和氮气，若调节阀失灵，通过罐顶的真空阀来保证 储罐的正常压力。在每个单体的主要进出口处、走廊设置手动报警按钮、警 铃。主要的办公、生产场所设置感烟探测器。火灾报警系统与风机、消防泵联动控制，在发生火警时能及时关闭风机，肩动 消防泵。火灾报警系统能接收消火栓按钮开关信号，发生火警 时能及时接收信号报警。在生产装置区、罐区、装卸区等防爆 区域内设置防爆防爆手动报警按钮，防爆蜂鸣器。考虑到安全生产和确保设备正常运行的需要，在装置内的 设备危险点和现场安全入口点及部分重要设

39、备附近根据工艺生 产需要设置摄像系统进行监控，监视信号将送至中央控制室。厂区内设置水消防系统、固定式水喷淋系统、高倍数泡沫 消防系统、干粉灭火系统和灭火器。224可燃气体泄漏检测、报警设施 在本装置内设置了可燃气的检测探头，分别位于lng贮罐顶部，槽车灌装站，压缩机房顶部及生产装置区天然气或冷剂 可能泄漏的地方。检测信号进入控制室内独立的报警盘上进行2.2.5个人劳保用具齐备 设置防毒面具、防护服、安全帽带面罩、橡皮手套、橡胶防水衣、橡胶长靴、护镜等防护用具。2. 2. 6安全距离、疏散、急救通道总图布置时，充分考虑具有火灾和爆炸危险性的建构筑物 的安全布局，满足防炎防爆规定；保证建构筑物之间

40、有足够的 距离和消防通道。2. 2. 7安全卫生防范措施的预期效果和评价由于采用了成熟的工艺，工艺技术上先进、安全、可靠。整个装置采用中央控制系统，在装置内将设有火灾报警系统、消防设施及可燃气体报警系统。有工艺危险的设备皆采用联锁 控制，可以自动切断设备的动力、热源和危险物料的供应，使 设备处于安全状态。设计中严格执行同家现行有关劳动安全卫 生的标准规定，提高了装置的安全可靠性。采取上述防范措施后，将事故发生率及由此所引发的职业 安全卫生危害降低至最低限度。保证了 “职业安全第一，预防 为主”的思想，以实现安全生产。七、项目实施计划1. 建设周期的规划 项目实施计划大体分下述四个阶段:第一阶段

41、：项目的前期工作，即从可行性研究报告编制到正式审批，时间约1 2个月。第二阶段：勘察及设计，即从地质勘察、施工图，时间约3 个月。第三阶段：施工、建筑与安装，即从地工程开始到电仪安 装完成止。时间约12个月。第四阶段：试车考核，即从单机试车到考核验收止。时间 约3个月。预计从第二个阶段到项目投产需18个月左右。在实施本规 划时，经过仔细周密安排后，各阶段之间可以合理交叉，相互 协调。力争在最短时间内建成投产，早见效益。2、实施进度规划表5 lngx程项目实施计划表序号阶段时间1编写可行性研究报告和可研评估2010. 8_2010. 92初步设计编制、修订、审查2010. 103施工图设计、修订

42、2010. 114设备等订货2010. 125施工2011. 1一2011 126调试投产2012.厂2012 3八、投资估算及资金筹措k投资估算编制依据1.1发改投资2006 1325号文件关于印发建设项目经济 评价方法与参数的通知。12发改投资2006 203号文关于印发中国石油化工集公司石油化工项目可行性研究投资估算编制办法（试行）的通知。1. 3中国石化2008 81号文件关于印发石油化工工程建 设费用定额的通知。1、投资估算范围本项目投资估算范围包括本项目固定资产投资、无形资产 投资、递延资产投资、预备费和流动资金投入。3建设投资估算结果 建设投资估算总额5850万元。其中：固定资产

43、投资4800万元；土地400万元；预备费300万元；流动资金投入350万元。4、资金筹措项目所需全部资金企业自筹合资。九、财务评价1、财务评价依据1. 1国家和有关部门颁布的有关财务等方面的政策、法规。1. 2国家改改委和建设部联合发布的建设项目经济评价方 法与参数（第三版）。2、基础数据2.1产品方案和价格项目年操作时间按330天计算。根据工艺设计指标，经平 衡项目的产品方案及产品价格如下：产品价格按市场预测为经 营期基准年含税出厂价1. 9元/nm3,产品产量每年生产lng3300万标立方米。2. 2经济计算期该项目的经济计算期为10年，其中包括1年建设期。2. 3其他参数汇总其他计算参数

44、按照国家和行业有关法规并结合本项目的具体情况选取，详见表6。表6其他参数汇总表名称计算参数备注固定资产折旧综合折旧年限10年平均年限法修理费3%以固定资产原值为基数其他制造费1. 5%以固定资产原值为基数其他管理费4200元/人年按设计定员为基数增值税13%销售额为基数城建税7%增值税为基数教育费附加3%增值税为基数盈余公积金10%所得税后利润为基数任意公益金5%所得税后利润为基数行业基准收益率ic=12%3、财务分析3. 1销售收入销售收入由产品销售量和产品销售价格决定。正常经营年份，项目销售收入=3300 x 1. 9=6270万元。3.2劳动定员和工资企业劳动定员52人。其中：生产工人2

45、8人，管理和技术 人员15人，销售人员3人，辅助人员6人。管理人员年平均工资4. 2万元，生产工人和辅助人员年平 均工资3万元，销售人员工资与业务收入挂钩，计入销售费用。3. 3投资费用建设投资估算总额5850万元。其中：固定资产投资5500万元；流动资金投入350万元。3. 4成本分析固定成本单位变动成本总成本序号成本要素（万元）（元/nm3）（万元）生原材料0. 551815直接人工460. 017102制造费用350. 29992产小计1成810. 8572909本2销售费用2250. 105553管理费用1351354财务费用70705合计5110. 957366935利润分析利润计算

46、表可以用来计算项目核算期内各年度利润总额， 进一步计算投资利润率、投资利税率等指标，分析项目的盈利 水平。项目核算期利润表详见表8。该项目:投资利润率=1966. 72/5850 x 100%=33. 62%投资利稅率=(1966. 72+491. 68 ) /5850 x100%=42. 02%627062704794.96 4794.96 4794.96 4794.96 4794.96 4794.96 52690.436693669366936693669366935901634.28634.28 634.28 634.28 634.28634.28 6175.13491.68491.68

47、 491.68 491.68491.68491.68 4764.22 1475.04 1475.04 1475.04 1475.04 1475.04 2045.04 9012.651067.45 2542.49 4017.53 5492.57 6967.61 9012.651102.241059.84980.99925.46873.071141.944912.68-48.62991.22 1972.21 2897.67 3770.74 4912.68表9现金2s3坝"县/弊二，k年2011 :毬 2012 1to 132014峯-沁1现金流入04703627062706270l 1哪

48、入047036270627062701.2同定沪余值1.3回处动资会2现金流岀55004035.714794.964794.964794.962.1皱支出550035002.2成本支出028803669366936692.3税佥妍加0466.61634.28634.28634.2s2.4所舗0339.1491.68491.68491.683现金流量(xcf)-5500667.291475.041475.041475.044累计净现金流量-5500-4832.713357.67-1882.6-407.59折孵i=6：10.9430,8900.8400.7925净现值(fnpv)-5500629.

49、521312.781238.471168.376累计净现值-5500-4870.483557.72319.21150.863. 6现金流量分析现金流量表以项目作为一个独立系统，反映项目在整个核 算期（建设和特定经营期限）内现金的流入和流出。该项目全部投资现金流量预测见表9。我们可以通过现金流量表计算项目投资的内部收益率、财 务净现值、财务净现值率和投资回收期评价指标，评价项目的 财务效果。3. 7盈利能力分析3. 7. 1财务净现值（fnpv ）：财务净现值是反映项目在计算 期内盈利能力的动态评价指标，它是以项目的所在行业的基准 收益率（ic）或以设定的折现率为标准，将财务现金流量表中 各年的

50、净现金流量折现到建设初期，再计算各年累计现值。参考贷款利率，考虑投资风险，设定该项目折现率ic=6%, 项目寿命周期暂考虑10年。项目净现值fnpv=4912. 68万元计 算（详见表9）。由于fnpv>0,说明项目不仅达到行业折现率的收入水平, 而且还具有4912. 68万元的超额收益，因此从fnpv指标看项目 具有很强的盈利能力。3.7.2投资回收期分析从表9可以看出累计现金流量开始出现正值得年份，依据 投资回收期公式计算：静态投资回收期=5+407. 59/1475. 04=5. 28年投资开始起计算，静态投资回收期为5. 58年（含建设期）。动态投资回收期=6+48. 62/10

51、39. 84=6. 05年投资开始计算，动态投资回收期为6. 05年（含建设期）。项目暂定寿命期为10年，行业基准投资回收期为8年。不管从动态、静态分析，该项目均可行。尿5r圾4"w2w尹f ： .iym 尹 » tkr： < arv/姑？ -e_' - u -亠.1钳售收入4p36口62"062*06门62"062*062p62*06丁 061133总成本2880366936693669366936693669366936693669359013燔值税466.61634.28634.28634.28634.28634.2863428634

52、.28634.28634.286p5.104斛利润1356391966二1966721966/21966721966*21966721966721966521966.v19056.90（仁123）5所得税339.10491.68491.68491.68491.68491.68491.68491.68491.68491.68厂 64.236税后利润10c29145.0414.0414*5.0414*5.0414-5.0414*5.0414w5.o414*5.0414y0414292.687法定盈余公积10173145014.5014.5014；5014；5014*5014邛014；501281/68公益金50.86：3*5?3 节"3 二"375"355*375-375'3/57.6349任意盈余公积w «10可分配利润86470125379125379ps3 "9125379125359125379 |1253791253