陆地天然气页岩气开采配套工程可行性研究报告

陆地天然气页岩气开采配套工程可行性研究报告

第一章总论项目概要项目名称陆地天然气页岩气开采配套工程建设单位四川川渝能源开发有限公司于2024年3月18日在四川省宜宾市市场监督管理局注册成立，属于有限责任公司，注册资本金捌仟万元人民币。主要经营范围包括天然气、页岩气开采技术服务；油气田配套工程建设；油气管道运输服务；化工产品销售（不含许可类化工产品）；能源矿产地质勘查；环境保护监测；普通货物运输（依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动）。建设性质新建建设地点四川省宜宾市珙县页岩气产业园区，该区域地处四川盆地南部，是我国页岩气资源富集核心区域之一，已探明页岩气地质资源量超3.2万亿立方米，开采条件优越，且周边已形成一定的油气开发产业基础，基础设施配套相对完善，交通便捷，具备项目建设的良好区位优势。投资估算及规模本项目总投资估算为45680.75万元，其中一期工程投资估算为27408.45万元，二期投资估算为18272.30万元。具体情况如下：项目计划总投资45680.75万元，分两期建设。一期工程建设投资27408.45万元，其中土建工程9865.30万元，设备及安装投资8975.60万元，土地费用1500.00万元，其他费用1680.55万元，预备费987.00万元，铺底流动资金4400.00万元。二期建设投资18272.30万元，其中土建工程5680.20万元，设备及安装投资8765.40万元，其他费用1125.70万元，预备费1301.00万元，二期流动资金利用一期流动资金滚动周转。项目全部建成后可实现达产年销售收入32800.00万元，达产年利润总额8965.40万元，达产年净利润6724.05万元，年上缴税金及附加325.80万元，年增值税2715.00万元，达产年所得税2241.35万元；总投资收益率19.62%，税后财务内部收益率17.85%，税后投资回收期（含建设期）为6.52年。建设规模本项目全部建成后主要为陆地天然气页岩气开采提供配套服务，核心建设内容包括页岩气开采配套集输管网、净化处理站、压缩液化站、配套道路及辅助设施等，达产年设计配套服务能力为年处理页岩气6.8亿立方米，其中5.2亿立方米经净化压缩后通过管网外输至下游工业用户及城市燃气公司，1.6亿立方米经液化处理后储存销售。项目总占地面积120.00亩，总建筑面积48600平方米，一期工程建筑面积为30200平方米，二期工程建筑面积为18400平方米；主要建设内容包括集输管网45公里、页岩气净化处理站一座、压缩液化站一座、配套办公生活区及辅助设施等。项目资金来源本次项目总投资资金45680.75万元人民币，其中由项目企业自筹资金22840.38万元，占总投资的50.0%；申请银行长期贷款22840.37万元，占总投资的50.0%，贷款年利率按4.75%计算，贷款期限为8年。项目建设期限本项目建设期从2026年6月至2028年11月，工程建设工期为30个月。其中一期工程建设期从2026年6月至2027年11月，工期18个月；二期工程建设期从2027年12月至2028年11月，工期12个月。项目建设单位介绍四川川渝能源开发有限公司成立于2024年3月，注册地位于四川省宜宾市珙县，是一家专注于天然气、页岩气开采配套服务的高新技术企业。公司注册资本捌仟万元人民币，依托四川盆地丰富的页岩气资源优势，聚集了一批在油气田开发、管道建设、净化处理等领域具有10年以上从业经验的专业人才，现有员工95人，其中高级工程师18人，工程师32人，技术研发人员占比达42%。公司与西南石油大学、中国石油勘探开发研究院建立了长期战略合作关系，共同开展页岩气开采配套技术的研发与应用，已拥有3项实用新型专利和2项软件著作权，具备较强的技术研发实力和工程实施能力。公司秉持“绿色开发、高效服务、创新驱动”的经营理念，致力于为页岩气开采企业提供集集输、净化、压缩液化于一体的一站式配套服务，助力区域能源产业高质量发展。编制依据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要（2026-2030年）》；《“十五五”现代能源体系规划》；《页岩气产业发展规划（2021-2030年）》；《四川省“十五五”能源发展规划》；《国家战略性新兴产业分类（2024版）》；《产业结构调整指导目录（2024年本）》；《建设项目经济评价方法与参数及使用手册》（第三版）；《石油化工工程设计规范》（GB50160-2008，2018年版）；《天然气净化厂设计规范》（GB50183-2015）；《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）；《建设项目环境保护管理条例》（2017年修订）；《安全生产法》（2021年修订）；项目公司提供的发展规划、技术资料及相关数据；国家及行业公布的最新设备及施工标准。编制原则严格遵循国家产业政策和能源发展战略，符合“十五五”规划中关于页岩气产业发展的总体要求，确保项目建设的合规性和前瞻性。坚持技术先进、经济合理、安全可靠的原则，选用国内外成熟先进的技术和设备，优化工艺方案，降低投资成本和运营成本，提高项目综合效益。注重资源高效利用和环境保护，严格执行环保“三同时”制度，采用先进的环保治理技术，减少污染物排放，实现绿色低碳发展。统筹规划、合理布局，充分利用项目建设地的资源优势、产业基础和基础设施条件，优化总平面布置，缩短运输距离，提高运营效率。强化安全生产理念，严格按照行业安全标准进行设计和建设，完善安全防护设施和应急救援体系，保障项目建设和运营过程中的人员安全和设备安全。兼顾经济效益、社会效益和环境效益，确保项目不仅能为企业带来可观的经济回报，还能带动地方就业、促进区域经济发展，助力“双碳”目标实现。研究范围本研究报告对项目建设的背景、必要性和可行性进行了全面论证；对页岩气行业市场现状、发展趋势及需求情况进行了详细分析和预测；对项目建设地点、建设条件进行了实地调研和评估；对项目的建设规模、产品方案、技术方案、设备选型等进行了科学设计；对项目的环境保护、节能降耗、安全生产、劳动卫生等方面提出了具体措施；对项目的投资估算、资金筹措、财务效益等进行了详细测算和分析；对项目建设和运营过程中可能面临的风险进行了识别和评估，并提出了相应的规避对策；最终对项目的整体可行性作出综合评价，为项目决策提供科学依据。主要经济技术指标本项目总投资45680.75万元，其中建设投资39280.75万元，流动资金6400.00万元。达产年营业收入32800.00万元，营业税金及附加325.80万元，增值税2715.00万元，总成本费用21798.80万元，利润总额8965.40万元，所得税2241.35万元，净利润6724.05万元。总投资收益率19.62%，总投资利税率25.18%，资本金净利润率14.72%，总成本利润率41.13%，销售利润率27.33%。全员劳动生产率364.44万元/人.年，生产工人劳动生产率492.42万元/人.年。贷款偿还期5.80年（包括建设期），盈亏平衡点43.85%（达产年值），各年平均值38.62%。投资回收期（所得税前）5.68年，投资回收期（所得税后）6.52年。财务净现值（i=12%，所得税前）28650.90万元，财务净现值（i=12%，所得税后）15875.60万元。财务内部收益率（所得税前）23.58%，财务内部收益率（所得税后）17.85%。资产负债率（达产年）47.35%，流动比率（达产年）625.80%，速动比率（达产年）486.30%。综合评价本项目作为陆地天然气页岩气开采配套工程，紧扣国家能源战略和产业政策导向，契合“十五五”期间页岩气产业规模化开发的发展趋势。项目建设地点选择在四川省宜宾市珙县页岩气产业园区，该区域页岩气资源丰富、产业基础扎实、基础设施完善，为项目实施提供了良好的基础条件。项目建设规模合理，产品方案贴合市场需求，采用的技术和设备先进可靠，能够有效满足页岩气开采企业的配套服务需求。从财务评价来看，项目各项经济指标表现良好，总投资收益率、财务内部收益率均高于行业平均水平，投资回收期合理，盈利能力和抗风险能力较强。同时，项目的建设和运营将带动当地就业、增加地方税收，促进页岩气产业链协同发展，减少传统能源消耗带来的环境压力，具有显著的经济效益、社会效益和环境效益。综上所述，本项目的建设是必要且可行的。

第二章项目背景及必要性可行性分析项目提出背景“十五五”时期是我国全面建设社会主义现代化国家的关键阶段，也是推动能源革命、实现“双碳”目标的攻坚时期。能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，优化能源结构、保障能源供应、推动能源绿色低碳转型是当前能源工作的核心任务。页岩气作为一种清洁、高效的非常规天然气，具有热值高、污染小、储量大等优点，其大规模开发利用对于增加我国天然气供应总量、降低对外依存度、优化能源结构、减少温室气体排放具有重要意义。我国是页岩气资源大国，已探明页岩气地质资源量超21万亿立方米，可采资源量约5.5万亿立方米，资源潜力巨大。近年来，国家高度重视页岩气产业的发展，出台了一系列支持政策，推动页岩气勘探开发、管网建设、技术创新等方面取得了长足进步。四川盆地作为我国页岩气开发的核心区域，已建成多个规模化页岩气田，开采技术日趋成熟，产量持续增长。然而，随着页岩气开采规模的不断扩大，配套集输、净化、储存等设施建设相对滞后的问题日益凸显，成为制约页岩气产业高质量发展的瓶颈。为破解这一难题，四川川渝能源开发有限公司结合自身技术优势、资金实力和市场资源，提出建设陆地天然气页岩气开采配套工程，旨在通过建设完善的页岩气集输管网、净化处理站、压缩液化站等配套设施，为页岩气开采企业提供一站式配套服务，打通页岩气开采到终端消费的“最后一公里”，助力页岩气产业规模化、高效化、绿色化发展，为我国能源安全和“双碳”目标实现提供有力支撑。本建设项目发起缘由本项目由四川川渝能源开发有限公司投资建设，公司作为专注于页岩气开采配套服务的高新技术企业，长期关注页岩气产业发展动态和市场需求变化。经过深入的市场调研和技术论证，公司发现随着四川盆地页岩气开采规模的不断扩大，现有配套设施已无法满足行业发展需求，主要存在以下问题：一是集输管网覆盖不足，部分页岩气开采区块缺乏完善的集输系统，导致页岩气采收率低、运输损耗大；二是净化处理能力不足，页岩气开采过程中含有硫化氢、二氧化碳、水分等杂质，需要进行净化处理后才能满足外输和使用要求，现有净化设施处理能力有限，制约了页岩气的规模化外输；三是储存液化设施短缺，页岩气产量存在季节性波动，需要配套建设储存液化设施以平衡供需关系，保障稳定供应。与此同时，四川省宜宾市珙县页岩气产业园区作为区域页岩气开发的核心载体，已吸引多家页岩气开采企业入驻，形成了一定的产业集聚效应，但园区内配套服务设施尚不完善，迫切需要建设专业化的页岩气开采配套工程。基于以上背景，公司决定投资建设本项目，通过整合资源、优化方案，建设集集输、净化、压缩液化于一体的配套工程，不仅能够满足自身发展需求，还能为园区内及周边页岩气开采企业提供优质高效的配套服务，填补区域页岩气配套服务的空白，推动页岩气产业链协同发展，实现企业与地方经济的共赢。项目区位概况珙县隶属于四川省宜宾市，位于四川盆地南缘，地处川、滇、黔三省结合部，行政区域面积1149.5平方公里，辖13个镇、3个乡，总人口约43.8万人。珙县是四川省重要的能源基地，境内煤炭、页岩气等资源丰富，其中页岩气地质资源量超3.2万亿立方米，是我国页岩气开发的核心区域之一。近年来，珙县坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，深入落实国家能源战略和四川省能源革命部署，将页岩气产业作为全县重点发展的支柱产业，加大招商引资和政策扶持力度，推动页岩气勘探开发、配套设施建设等工作取得显著成效。2024年，珙县地区生产总值完成286.5亿元，规模以上工业增加值完成135.8亿元，固定资产投资完成148.6亿元，年均增长18.5%；社会消费品零售总额完成89.2亿元，年均增长6.8%；一般公共预算收入完成16.8亿元；城镇常住居民人均可支配收入完成46890元，年均增长5.3%；农村常住居民人均可支配收入完成22560元，年均增长8.9%。珙县交通便利，境内有宜威高速、宜叙高速、渝昆高铁（在建）等交通干线贯穿，距离宜宾五粮液机场约50公里，为项目建设所需的设备运输、原材料供应和产品销售提供了便捷的交通条件。同时，珙县基础设施完善，供水、供电、供气、通信等配套设施齐全，能够满足项目建设和运营的需求。项目建设必要性分析保障国家能源安全的需要我国天然气对外依存度长期处于较高水平，2024年我国天然气对外依存度达42.8%，能源安全面临一定压力。页岩气作为我国储量丰富的非常规天然气资源，其大规模开发利用是降低天然气对外依存度、保障国家能源安全的重要途径。本项目的建设将完善页岩气开采配套服务体系，提高页岩气采收率和利用效率，促进页岩气规模化开发，增加国内天然气供应总量，减少对进口天然气的依赖，为国家能源安全提供有力保障。推动能源结构优化升级的需要实现“双碳”目标是我国作出的庄严承诺，推动能源结构向清洁低碳转型是实现“双碳”目标的核心路径。页岩气作为清洁低碳能源，其燃烧过程中产生的二氧化碳排放量远低于煤炭、石油等传统能源。本项目的建设将促进页岩气的规模化开发和利用，替代部分煤炭、石油等传统能源，减少温室气体排放和大气污染，改善生态环境，推动能源结构优化升级，为“双碳”目标的实现奠定坚实基础。破解页岩气产业发展瓶颈的需要当前，我国页岩气产业发展面临配套设施不完善的瓶颈制约，集输管网覆盖不足、净化处理能力有限、储存液化设施短缺等问题严重影响了页岩气的开采效率和利用水平。本项目的建设将针对性地解决这些问题，建设完善的集输管网、净化处理站、压缩液化站等配套设施，打通页岩气开采到终端消费的全产业链条，提高页岩气产业的整体发展水平，推动页岩气产业高质量发展。促进区域经济发展的需要珙县作为四川省页岩气开发的核心区域，近年来依托页岩气资源优势，大力发展页岩气产业，但产业附加值不高、产业链不完善等问题依然存在。本项目的建设将带动页岩气勘探开发、设备制造、管道建设、物流运输等相关产业的发展，形成产业集群效应，延长产业链条，提高产业附加值。同时，项目的建设和运营将创造大量的就业岗位，增加地方税收，促进区域经济结构调整和转型升级，推动珙县经济社会持续健康发展。提升页岩气开发利用技术水平的需要本项目将采用国内外先进的页岩气集输、净化、压缩液化技术和设备，通过引进、消化、吸收和再创新，形成一套适合四川盆地页岩气资源特点的配套服务技术体系。项目的建设和运营将为我国页岩气开发利用技术的创新和推广提供实践经验，推动我国页岩气产业技术水平的整体提升，增强我国页岩气产业的核心竞争力。项目可行性分析政策可行性国家高度重视页岩气产业的发展，将页岩气开发利用纳入国家能源战略和“双碳”目标的总体布局，出台了一系列支持政策。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要（2026-2030年）》明确提出要“加快非常规天然气勘探开发，提升页岩气、煤层气、致密气产量”。《“十五五”现代能源体系规划》《页岩气产业发展规划（2021-2030年）》等政策文件对页岩气的勘探开发、管网建设、技术创新、市场推广等方面提出了具体的目标和要求，并给予了相应的政策支持，包括财政补贴、税收优惠、价格支持等。四川省作为页岩气开发的核心省份，出台了《四川省“十五五”能源发展规划》《四川省页岩气产业高质量发展实施方案》等政策文件，加大了对页岩气产业的支持力度，在土地供应、资源配置、资金扶持、人才引进等方面为项目建设提供了良好的政策环境。本项目的建设符合国家和地方的产业政策导向，能够享受相关的政策支持，具备政策可行性。市场可行性随着我国经济社会的持续发展和能源结构的优化升级，我国天然气市场需求持续增长。2024年，我国天然气消费量达4680亿立方米，同比增长7.2%，预计“十五五”期间，我国天然气消费量仍将保持6%以上的年均增长率，市场缺口不断扩大。页岩气作为天然气的重要补充，其市场需求前景广阔。本项目建设地点位于四川省宜宾市珙县，该区域是我国页岩气开发的核心区域，已建成多个页岩气田，页岩气产量持续增长，对集输、净化、压缩液化等配套服务的需求旺盛。同时，项目周边工业基础雄厚，化工、建材、冶金等行业对天然气的需求巨大，城市燃气市场也在不断扩大，为项目产品的销售提供了广阔的市场空间。因此，本项目具备市场可行性。技术可行性四川川渝能源开发有限公司拥有一支专业的技术研发团队，聚集了一批在页岩气集输、净化、压缩液化等领域具有丰富经验的专家和技术人员。公司与西南石油大学、中国石油勘探开发研究院等高校和科研机构建立了长期战略合作关系，共同开展页岩气配套服务技术的研发和创新工作，已成功研发出多项核心技术，具备了较强的技术研发能力和技术创新能力。本项目将采用国内外先进的页岩气集输技术，包括高压管道集输技术、智能计量技术等，能够有效提高集输效率，降低运输损耗；在净化处理方面，将采用先进的脱硫、脱水、脱碳工艺，确保产品质量符合国家标准；在压缩液化方面，将采用高效的压缩技术和液化工艺，提高能源利用效率。同时，项目所需的主要设备均为国内外成熟产品，设备供应有保障。因此，本项目具备技术可行性。资源可行性项目建设地点位于四川省宜宾市珙县页岩气产业园区，该区域是我国页岩气资源最富集的区域之一。根据相关地质勘探资料，该区域页岩气地质资源量超3.2万亿立方米，可采资源量约0.9万亿立方米，页岩气储层厚度大、含气量高、渗透率适中，具备大规模开发利用的资源条件。项目区域内已有中国石油、中国石化等多家大型能源企业开展页岩气开采工作，页岩气产量持续增长，为项目提供了稳定的原料来源。同时，项目企业已与区域内主要页岩气开采企业达成了合作意向，为项目的顺利实施提供了资源保障。因此，本项目具备资源可行性。财务可行性经财务测算，本项目总投资45680.75万元，达产年营业收入32800.00万元，净利润6724.05万元，总投资收益率19.62%，税后财务内部收益率17.85%，税后投资回收期6.52年。项目的各项财务指标均高于行业平均水平，盈利能力较强，财务风险较低。同时，项目的资金筹措方案合理，企业自筹资金和银行贷款比例适当，能够保障项目建设和运营的资金需求。因此，本项目具备财务可行性。分析结论本项目的建设符合国家能源战略和产业政策导向，顺应了页岩气产业规模化、高效化、绿色化发展的趋势，具有重要的现实意义和长远价值。项目建设具备良好的政策环境、市场空间、技术基础、资源条件和财务效益，项目的实施是必要且可行的。项目的建设和运营将有效完善页岩气开采配套服务体系，提高页岩气的开采效率和利用水平，增加清洁能源供应，保障国家能源安全，推动能源结构优化升级，促进区域经济发展，提升我国页岩气产业的核心竞争力，为“双碳”目标的实现作出重要贡献。

第三章行业市场分析市场调查项目服务用途调查本项目主要为陆地天然气页岩气开采提供配套服务，核心服务内容包括页岩气集输、净化处理、压缩液化及储存销售等，服务用途广泛，主要体现在以下几个方面：工业燃料领域是页岩气的主要应用领域之一。页岩气燃烧效率高，污染物排放少，能够替代煤炭、重油等传统能源，用于工业锅炉、窑炉等设备的加热，广泛应用于化工、建材、冶金、机械等行业。在化工行业，页岩气可作为原料用于生产甲醇、乙烯、丙烯等化工产品；在建材行业，页岩气可用于水泥、玻璃等产品的生产过程中的加热；在冶金行业，页岩气可用于钢铁、有色金属等产品的冶炼过程中的加热和还原。城市燃气领域也是页岩气的重要应用领域。页岩气经净化处理后，可作为城市居民生活用气、商业用气和公共服务用气，用于做饭、取暖、洗浴等方面。随着我国城镇化进程的不断加快，城市燃气普及率持续提高，对天然气的需求不断增加，页岩气作为城市燃气的重要补充，市场需求前景广阔。交通运输领域是页岩气的潜在应用领域。页岩气经压缩或液化后，可作为汽车、船舶等交通运输工具的燃料，替代汽油、柴油等传统燃料，具有环保、经济等优点。随着我国交通运输行业的快速发展和环保要求的不断提高，页岩气在交通运输领域的应用前景广阔。分布式能源领域是页岩气的新兴应用领域。页岩气分布式能源项目具有能源利用效率高、环保效益好、供电可靠性强等优点，能够满足工业企业、商业园区、居民小区等用户的用电、用热、用气需求，市场潜力巨大。中国页岩气产业发展现状我国页岩气产业发展始于20世纪80年代，经过多年的探索和发展，已进入规模化开发阶段。2024年，我国页岩气产量达385亿立方米，同比增长15.8%，占天然气总产量的12.6%。我国页岩气产量主要集中在四川盆地、鄂尔多斯盆地等区域，其中四川盆地是我国页岩气产量最大的区域，2024年产量达298亿立方米，占全国总产量的77.4%。目前，我国页岩气开发主体主要包括中国石油、中国石化、中国海油等大型能源企业，以及一些地方能源企业和民营企业。其中，中国石油和中国石化凭借其强大的资金实力、技术优势和资源储备，在我国页岩气开发领域占据主导地位。近年来，随着国家对页岩气产业的支持力度不断加大，越来越多的民营企业开始进入页岩气开发领域，市场竞争日益激烈。在技术方面，我国页岩气开发技术不断进步，已形成了一套适合我国页岩气资源特点的勘探开发技术体系，包括水平钻井技术、水力压裂技术、排采工艺优化技术等。同时，我国在页岩气净化处理、集输管网建设等方面的技术也日趋成熟，为页岩气产业的规模化发展提供了技术支撑。中国页岩气配套服务市场需求分析随着我国页岩气产量的持续增长，页岩气配套服务市场需求也日益旺盛。2024年，我国页岩气配套服务市场规模达586亿元，同比增长18.5%，预计“十五五”期间，我国页岩气配套服务市场规模将保持15%以上的年均增长率，到2030年达到1200亿元以上。集输管网配套服务是页岩气配套服务市场的核心组成部分，2024年市场规模达235亿元，占总市场规模的40.1%。随着页岩气开采区块的不断扩大，对集输管网的需求将持续增长，预计未来几年集输管网配套服务市场规模将保持20%以上的年均增长率。净化处理配套服务市场规模也在快速增长，2024年达186亿元，占总市场规模的31.7%。随着环保要求的不断提高，页岩气净化处理的标准也在不断提升，对净化处理配套服务的需求将持续增加，预计未来几年净化处理配套服务市场规模将保持18%以上的年均增长率。压缩液化配套服务市场是页岩气配套服务市场的新兴增长点，2024年市场规模达89亿元，占总市场规模的15.2%。随着页岩气储存和运输需求的不断增加，压缩液化配套服务市场潜力巨大，预计未来几年将保持25%以上的年均增长率。其他配套服务包括技术咨询、工程建设、设备维修等，2024年市场规模达76亿元，占总市场规模的13.0%，预计未来几年将保持12%以上的年均增长率。中国页岩气产业发展趋势未来，我国页岩气产业将呈现以下发展趋势：产量持续快速增长。随着国家对页岩气产业的支持力度不断加大，页岩气勘探开发技术不断进步，我国页岩气产量将持续快速增长，预计“十五五”期间，我国页岩气产量将达到600-700亿立方米，占天然气总产量的比重将提升至18%以上。技术水平不断提升。为了提高页岩气的开采效率和采收率，降低开发成本，我国将加大对页岩气勘探开发技术的研发投入，推动水平钻井、水力压裂、排采工艺等技术的不断进步，同时加强对页岩气净化处理、集输管网建设等技术的研发和推广，提升我国页岩气产业的整体技术水平。应用领域不断拓展。随着我国能源结构的优化升级和环保要求的不断提高，页岩气的应用领域将不断拓展，除了传统的工业燃料、城市燃气领域外，交通运输、分布式能源等领域的应用将逐步扩大，页岩气的综合利用水平将不断提高。产业集中度不断提高。随着市场竞争的日益激烈，我国页岩气产业将逐步向规模化、集约化方向发展，大型能源企业将凭借其资金实力、技术优势和资源储备，进一步扩大市场份额，产业集中度将不断提高。政策支持力度持续加大。为了推动页岩气产业的发展，国家将继续出台一系列支持政策，包括财政补贴、税收优惠、价格支持、管网建设等方面，为页岩气产业的发展创造良好的政策环境。市场推销战略推销方式直接合作模式。项目企业将组建专业的营销团队，直接与页岩气开采企业、工业用户、城市燃气公司等终端用户建立长期稳定的合作关系，签订长期服务合同，确保项目服务的稳定销售。营销团队将深入了解用户需求，为用户提供个性化的服务解决方案和优质的售后服务，提高用户满意度和忠诚度。战略合作模式。项目企业将与相关行业的龙头企业建立战略合作关系，实现资源共享、优势互补。例如，与页岩气开采企业建立战略合作关系，共同开展页岩气的勘探开发和配套服务，降低开发成本，提高资源利用效率；与城市燃气公司建立战略合作关系，共同拓展城市燃气市场，提高页岩气在城市燃气市场的占有率；与分布式能源项目开发商建立战略合作关系，共同开发页岩气分布式能源项目，实现页岩气的梯级利用。品牌推广模式。项目企业将加强品牌建设，通过参加行业展会、研讨会、媒体宣传等方式，提高项目的知名度和美誉度。同时，项目企业将注重服务质量和效率的提升，以优质的服务和良好的口碑树立品牌形象，增强市场竞争力。代理合作模式。对于一些市场区域广阔、用户分散的地区，项目企业将选择具有丰富市场资源和销售经验的代理商进行合作，通过代理商将项目服务推广给终端用户。项目企业将为代理商提供合理的销售政策和优惠条件，加强对代理商的培训和支持，提高代理商的销售能力和市场开拓能力。价格制定策略成本导向定价。项目服务的定价将以服务成本为基础，综合考虑集输管网建设成本、净化处理成本、压缩液化成本、管理费用、销售费用、财务费用等因素，加上合理的利润和税金，确定服务的基本价格。市场导向定价。密切关注市场供求关系和竞争对手的价格水平，根据市场变化情况灵活调整服务价格。当市场供不应求时，适当提高服务价格；当市场供过于求时，适当降低服务价格，确保项目服务的市场竞争力。客户导向定价。根据不同客户的需求特点和购买力，实行差异化定价策略。对于长期合作的大客户、批量采购的用户，给予一定的价格折扣；对于新兴市场的用户，采取优惠价格政策，吸引用户合作；对于高附加值的服务产品，实行优质优价策略，提高项目的盈利能力。政策导向定价。严格遵守国家相关价格政策和法规，按照国家规定的天然气价格管理机制确定服务价格，确保服务定价的合法性和合理性。市场分析结论我国页岩气资源丰富，开发利用潜力巨大。随着国家能源战略的调整和“双碳”目标的推进，我国页岩气产业迎来了良好的发展机遇，页岩气产量持续快速增长，配套服务市场需求日益旺盛。本项目的建设符合我国页岩气产业的发展趋势，项目服务具有广阔的市场空间和良好的市场前景。项目企业凭借其技术优势、资金实力和市场资源，通过采取合理的市场推销战略和价格制定策略，能够有效开拓市场，提高项目服务的市场占有率，实现项目的经济效益和社会效益。因此，本项目具备良好的市场可行性。

第四章项目建设条件地理位置选择本项目建设地点选定在四川省宜宾市珙县页岩气产业园区，具体位于珙县巡场镇境内。该区域地理位置优越，东距珙县县城约8公里，西距宜宾市区约45公里，南距云南省威信县约60公里，北距泸州市约80公里，处于川滇黔三省结合部的核心区域，交通便利，辐射范围广。项目用地地势平坦，地形开阔，不涉及拆迁和安置补偿等问题，周边无文物保护区、自然保护区、饮用水水源保护区等环境敏感点，适合项目的建设和运营。同时，该区域页岩气资源丰富，开采条件优越，周边基础设施完善，供水、供电、供气、通信等配套设施齐全，能够满足项目建设和运营的需求。区域投资环境区域概况珙县巡场镇是珙县的经济、政治、文化中心，位于珙县北部，地处四川盆地南缘，行政区域面积107.9平方公里，辖12个社区、13个行政村，总人口约12.8万人。巡场镇工业基础雄厚，是四川省重要的工业重镇，已形成能源、化工、建材、机械制造等为主导的工业体系。近年来，巡场镇依托页岩气资源优势，大力发展页岩气产业，已吸引多家页岩气开采企业和配套服务企业入驻，形成了一定的产业集聚效应。2024年，巡场镇地区生产总值完成98.6亿元，规模以上工业增加值完成56.8亿元，固定资产投资完成48.5亿元，社会消费品零售总额完成29.3亿元，一般公共预算收入完成5.8亿元，城镇常住居民人均可支配收入完成48960元，农村常住居民人均可支配收入完成23680元。地形地貌条件珙县巡场镇地形地貌复杂，地势西北高、东南低，境内山地、丘陵、平原相间分布。项目建设地点位于巡场镇工业集中区内，属于丘陵平原过渡地带，地势平坦，地形开阔，地面标高在+380米至+400米之间，坡度平缓，无不良地质构造，地基承载力良好，能够满足项目建设的工程地质要求。气候条件珙县巡场镇属亚热带湿润季风气候，四季分明，气候温和，雨量充沛，光照充足。多年平均气温为18.2℃，极端最高气温为39.5℃，极端最低气温为-2.8℃；多年平均降雨量为1150毫米，降雨主要集中在6、7、8三个月，占全年降雨量的55%以上；多年平均蒸发量为1280毫米；多年平均风速为1.8米/秒，主导风向为西北风；多年平均无霜期为320天。项目建设地点的气候条件适宜，能够满足项目建设和运营的要求。水文条件珙县巡场镇境内河流众多，主要有南广河、洛浦河等，水资源总量较为丰富。项目建设地点附近有洛浦河支流经过，河流年平均流量为15立方米/秒，水质良好，符合国家地表水Ⅲ类标准，能够为项目提供充足的生产、生活用水。同时，项目区域内地下水储量丰富，地下水位埋深在30米至50米之间，水质良好，符合国家饮用水标准和工业用水标准，能够作为备用水源。交通区位条件珙县巡场镇交通便利，境内有宜威高速、宜叙高速、S308省道等交通干线贯穿，距离渝昆高铁（在建）珙县站约12公里，距离宜宾五粮液机场约50公里，距离泸州云龙机场约90公里，为项目建设所需的设备运输、原材料供应和产品销售提供了便捷的交通条件。项目建设地点距离宜威高速巡场出口约5公里，距离S308省道约2公里，交通便捷，能够满足项目建设和运营的交通需求。经济发展条件近年来，珙县巡场镇经济社会保持了持续健康发展的良好态势，综合经济实力不断增强。2024年，巡场镇地区生产总值完成98.6亿元，同比增长7.5%；规模以上工业增加值完成56.8亿元，同比增长8.8%；固定资产投资完成48.5亿元，同比增长12.6%；社会消费品零售总额完成29.3亿元，同比增长7.2%；一般公共预算收入完成5.8亿元，同比增长8.3%；城镇常住居民人均可支配收入完成48960元，同比增长5.5%；农村常住居民人均可支配收入完成23680元，同比增长9.2%。巡场镇工业基础雄厚，产业集聚效应明显，为项目建设和运营提供了良好的经济环境和产业支撑。区位发展规划珙县是四川省页岩气产业发展的核心区域，《珙县“十五五”规划和2035年远景目标纲要》明确提出要“打造全国重要的页岩气开发利用基地，建设页岩气勘探开发、配套服务、综合利用全产业链，推动页岩气产业高质量发展”。珙县页岩气产业园区作为区域页岩气产业发展的核心载体，规划面积25平方公里，已完成开发面积10平方公里，重点发展页岩气勘探开发、集输管网、净化处理、压缩液化、化工利用等产业，目前已引进项目30多个，形成了一定的产业规模。根据区位发展规划，珙县页岩气产业园区将进一步加大招商引资力度，完善基础设施配套，优化产业发展环境，吸引更多的页岩气相关企业入驻，打造页岩气产业集群，推动页岩气产业规模化、集约化、高效化发展。本项目的建设符合珙县的区位发展规划，能够得到当地政府的大力支持，为项目的顺利实施提供了良好的政策环境和发展机遇。基础设施条件供水项目建设地点附近有洛浦河支流经过，同时项目区域内地下水储量丰富，能够为项目提供充足的生产、生活用水。项目将建设完善的供水系统，包括取水设施、输水管网、蓄水池等，其中蓄水池容积为5000立方米，能够满足项目建设和运营的用水需求。同时，项目将建设污水处理站，对生产废水和生活污水进行处理，处理后的废水部分用于绿化灌溉和生产回用，其余达标排放。供电项目区域内电力基础设施完善，附近有220千伏变电站和110千伏变电站各一座，能够为项目提供稳定的电力供应。项目将建设变配电室，配备2台2500千伏安的变压器，确保项目建设和运营的用电需求。同时，项目将采用节能型电气设备和照明系统，降低电力消耗。供气项目本身为页岩气开采配套工程，生产过程中处理的页岩气部分可作为自身生产、生活用气。同时，项目区域内有天然气管网经过，能够为项目提供备用气源，确保项目用气的稳定性。通信项目区域内通信基础设施完善，中国移动、中国联通、中国电信等通信运营商均在该区域设有基站，能够提供稳定的移动通信服务和宽带网络服务。项目将建设完善的通信系统，包括办公自动化系统、生产调度系统、视频监控系统等，确保项目建设和运营的通信需求。交通项目建设地点距离宜威高速巡场出口约5公里，距离S308省道约2公里，距离渝昆高铁（在建）珙县站约12公里，交通便捷。项目区域内有县乡公路贯穿，能够满足项目建设所需的设备运输、原材料供应和产品销售的交通需求。同时，项目将建设完善的场内道路系统，包括主干道、次干道和支路，确保场内交通顺畅。排水项目将建设完善的排水系统，采用雨污分流制。生活污水经化粪池预处理后，排入项目建设的污水处理站进行处理，达到《城镇污水处理厂污染物排放标准》（GB18918-2002）一级A标准后，部分用于绿化灌溉和生产回用，其余排入附近河流；生产废水经处理后循环使用，不外排；雨水经雨水管网汇集后，排入附近河流。防洪项目建设地点地势较高，远离河流、水库等防洪重点区域，防洪条件良好。项目将按照50年一遇的防洪标准进行设计和建设，建设必要的防洪设施，确保项目在运营过程中能够抵御洪水灾害。

第五章总体建设方案总图布置原则功能分区明确。根据项目的服务性质和使用功能，将项目场地划分为生产区、辅助生产区、办公生活区等功能区域，各功能区域之间界限清晰，互不干扰，确保生产的顺利进行和人员的生活便利。工艺流程合理。按照页岩气集输、净化处理、压缩液化、储存销售的工艺流程，合理布置各生产设施和设备，使物料流向顺畅，运输距离最短，降低运营成本，提高生产效率。安全环保优先。严格遵守安全生产和环境保护相关法律法规，合理布置生产设施和设备，确保各设施之间的安全距离符合相关标准和规范要求，同时采取有效的环保措施，减少污染物的排放，保护生态环境。节约用地。在满足生产工艺要求和使用功能的前提下，合理利用土地资源，优化场地布局，提高土地利用效率，尽量减少占地面积。预留发展空间。考虑到项目未来的发展需求，在总图布置时预留一定的发展空间，为项目的扩建和技术改造创造条件。与周边环境协调。项目的总图布置应与周边的地形地貌、自然环境、城市规划等相协调，注重景观设计，营造良好的生产和生活环境。土建方案总体规划方案项目总占地面积120.00亩，折合80000.20平方米，总建筑面积48600平方米，其中一期工程建筑面积30200平方米，二期工程建筑面积18400平方米。项目场地呈长方形，南北长约500米，东西宽约160米。根据功能分区，项目场地分为生产区、辅助生产区、办公生活区三部分。生产区位于场地的中部和北部，主要布置页岩气净化处理站、压缩液化站、集输管网接口等生产设施；辅助生产区位于场地的西部，主要布置维修车间、仓库、污水处理站、变配电室等辅助生产设施；办公生活区位于场地的南部，主要布置办公楼、宿舍楼、食堂、活动室等办公生活设施。项目场地设置两个出入口，主出入口位于场地的南部，主要用于人员和小型车辆的进出；次出入口位于场地的西部，主要用于大型设备和原材料、产品的运输。场地内道路采用环形布置，主干道宽度为15米，次干道宽度为10米，支路宽度为6米，确保交通顺畅和消防通道的畅通。场地内绿化面积为12800平方米，绿化率为16.0%，主要种植乔木、灌木、草坪等植物，营造良好的生态环境。土建工程方案设计依据。本项目的土建工程设计主要依据《建筑结构可靠度设计统一标准》（GB50068-2018）、《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）（2016年版）、《混凝土结构设计规范》（GB50010-2010）（2015年版）、《钢结构设计标准》（GB50017-2017）、《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2011）、《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）（2018年版）等国家相关标准和规范。建筑结构形式。生产设施：页岩气净化处理站的厂房采用轻钢结构，跨度为30米，柱距为8米，基础采用钢筋混凝土独立基础；压缩液化站的厂房采用钢筋混凝土框架结构，基础采用钢筋混凝土筏板基础；集输管网接口采用钢管结构，埋地敷设。辅助生产设施：维修车间、仓库采用轻钢结构，基础采用钢筋混凝土独立基础；污水处理站的构筑物采用钢筋混凝土结构，基础采用钢筋混凝土筏板基础；变配电室采用钢筋混凝土框架结构，基础采用钢筋混凝土独立基础。办公生活设施：办公楼、宿舍楼采用钢筋混凝土框架结构，办公楼为6层，宿舍楼为5层，基础采用钢筋混凝土筏板基础；食堂、活动室采用钢筋混凝土框架结构，基础采用钢筋混凝土独立基础。建筑装修标准。外墙：生产设施、辅助生产设施的外墙采用彩钢板围护；办公生活设施的外墙采用真石漆装饰。内墙：生产设施、辅助生产设施的内墙采用水泥砂浆抹灰；办公生活设施的内墙采用乳胶漆装饰。地面：生产设施的地面采用细石混凝土地面，部分区域采用耐磨地坪；辅助生产设施的地面采用水泥砂浆地面；办公生活设施的地面采用地砖地面。屋面：生产设施、辅助生产设施的屋面采用彩钢板屋面，设置保温层和防水层；办公生活设施的屋面采用卷材防水屋面，设置保温层和防水层。门窗：生产设施、辅助生产设施的门窗采用塑钢门窗；办公生活设施的门窗采用断桥铝门窗。主要建设内容一期工程建设内容生产设施：建设页岩气集输管网25公里，采用DN300-DN500的钢管；建设页岩气净化处理站一座，建筑面积12000平方米，包括脱硫车间、脱水车间、脱碳车间、中控室等；建设压缩液化站一座，建筑面积8000平方米，配备4台压缩机、2套液化装置；建设储存设施一座，包括4座1000立方米的高压储气井和2座500立方米的液化天然气储罐。辅助生产设施：建设维修车间一座，建筑面积1500平方米；建设仓库一座，建筑面积2000平方米；建设污水处理站一座，处理能力为1000立方米/天；建设变配电室一座，建筑面积800平方米，配备2台2500千伏安的变压器；建设消防泵站一座，建筑面积400平方米，配备2台消防水泵。办公生活设施：建设办公楼一座，建筑面积4500平方米；建设宿舍楼一座，建筑面积3000平方米；建设食堂一座，建筑面积1000平方米；建设活动室一座，建筑面积500平方米。其他设施：建设场地平整、道路、绿化、给排水、供电、通信等配套设施。二期工程建设内容生产设施：建设页岩气集输管网20公里，采用DN300-DN500的钢管；扩建页岩气净化处理站，新增建筑面积6000平方米；扩建压缩液化站，新增建筑面积4000平方米，配备2台压缩机、1套液化装置；扩建储存设施，新增2座1000立方米的高压储气井和1座500立方米的液化天然气储罐。辅助生产设施：扩建仓库一座，新增建筑面积1500平方米；扩建污水处理站，处理能力提升至1500立方米/天；新增消防设施，包括2台消防水泵和1座2000立方米的消防水池。办公生活设施：扩建宿舍楼一座，新增建筑面积2500平方米；新增绿化面积4800平方米。其他设施：建设场地平整、道路、给排水、供电、通信等配套设施。工程管线布置方案给排水管线布置给水管线：项目的给水管线采用环状布置，主要分为生产给水管线和生活给水管线。生产给水管线从洛浦河取水，经加压泵站加压后输送至各生产设施和辅助生产设施；生活给水管线从地下水源取水，经水处理设施处理后输送至办公生活区和各生产设施的生活用水点。给水管线采用PE管，埋地敷设，管径为DN150-DN300。排水管线：项目的排水管线采用雨污分流制，主要分为雨水管线和污水管线。雨水管线收集场地内的雨水，经雨水管网汇集后排入附近河流；污水管线收集生产废水和生活污水，生产废水经污水处理站处理后循环使用，生活污水经化粪池预处理后接入污水处理站处理，达标后部分用于绿化灌溉和生产回用，其余排入附近河流。排水管线采用HDPE管，埋地敷设，管径为DN300-DN600。供电管线布置高压供电管线：项目的高压供电管线从附近的220千伏变电站接入，采用电缆埋地敷设，管径为YJV22-3×400，长度约4公里，接入项目的变配电室。低压供电管线：变配电室输出的低压供电管线采用电缆桥架敷设和电缆埋地敷设相结合的方式，输送至各生产设施、辅助生产设施和办公生活区。低压供电管线的管径根据用电负荷确定，主要为YJV-3×185+1×95、YJV-3×150+1×70等。通信管线布置项目的通信管线采用光纤电缆，埋地敷设，从附近的通信基站接入，输送至办公楼和各生产设施的通信机房。通信管线的管径为GYTA-96B1，长度约3公里。同时，项目将建设完善的通信网络系统，包括有线通信系统、无线通信系统、视频监控系统等，确保项目建设和运营的通信需求。燃气管线布置项目的燃气管线主要包括页岩气集输管线、净化处理后的输送管线和自用燃气管线。页岩气集输管线采用钢管，埋地敷设，管径为DN300-DN500，长度约45公里，将页岩气开采井场开采的页岩气输送至净化处理站；净化处理后的输送管线采用钢管，埋地敷设，管径为DN300-DN500，长度约15公里，将净化后的页岩气输送至压缩液化站、高压储气井、液化天然气储罐和外部用户；自用燃气管线采用钢管，埋地敷设，管径为DN100-DN150，将净化后的页岩气输送至办公生活区和各生产设施的自用用气点。道路设计设计原则。项目场地内的道路设计遵循“安全、畅通、经济、美观”的原则，满足生产运输、消防救援、人员通行等要求，同时与场地的总图布置相协调，与周边的道路网相衔接。道路等级及宽度。项目场地内的道路分为主干道、次干道和支路三个等级。主干道宽度为15米，路面采用水泥混凝土路面，路面结构为：24厘米厚水泥混凝土面层+20厘米厚水泥稳定碎石基层+15厘米厚级配碎石底基层；次干道宽度为10米，路面采用水泥混凝土路面，路面结构为：22厘米厚水泥混凝土面层+18厘米厚水泥稳定碎石基层+15厘米厚级配碎石底基层；支路宽度为6米，路面采用水泥混凝土路面，路面结构为：20厘米厚水泥混凝土面层+16厘米厚水泥稳定碎石基层+15厘米厚级配碎石底基层。道路坡度及转弯半径。主干道的最大纵坡为5%，最小纵坡为0.3%；次干道的最大纵坡为7%，最小纵坡为0.3%；支路的最大纵坡为9%，最小纵坡为0.3%。主干道的最小转弯半径为20米，次干道的最小转弯半径为15米，支路的最小转弯半径为10米。道路附属设施。道路两侧设置人行道，人行道宽度为3米，采用地砖铺设；道路两侧设置路灯，路灯间距为35米，采用LED节能路灯；道路交叉口设置交通标志、标线和信号灯，确保交通顺畅和安全。总图运输方案场外运输方案运输量。项目建成后，年处理页岩气6.8亿立方米，其中5.2亿立方米经净化压缩后通过管网外输，1.6亿立方米经液化处理后储存销售。项目所需的主要原材料为化学药剂、设备备件等，年运输量约为1200吨；项目所需的设备和大型构件年运输量约为8000吨；项目产生的固体废物年运输量约为500吨。运输方式。项目所需原材料、设备和大型构件的场外运输主要采用公路运输方式，通过大型货车运输至项目场地；项目产品的场外运输主要采用管道运输方式，通过输气管网将净化压缩后的页岩气输送至外部用户，液化天然气通过专用运输车辆运输至周边地区的用户。运输设备。项目将配备8辆大型货车用于原材料、设备和大型构件的运输，配备10辆液化天然气运输车辆用于液化天然气的运输。同时，项目将与专业的运输公司建立长期合作关系，确保原材料、设备和产品的运输需求。场内运输方案运输量。项目场内的运输主要包括页岩气的集输、原材料的转运、设备的检修运输等。页岩气的场内运输量为6.8亿立方米/年，原材料的转运量约为1200吨/年，设备的检修运输量约为800吨/年。运输方式。页岩气的场内运输采用管道运输方式，通过集输管网将页岩气输送至净化处理站、压缩液化站、储存设施等；原材料的场内运输采用叉车、装载机等设备进行转运；设备的检修运输采用起重机、平板车等设备进行运输。运输设备。项目将配备30台叉车、10台装载机、5台起重机、3台平板车等场内运输设备，确保场内运输的顺畅和高效。土地利用情况项目用地规划选址项目用地位于四川省宜宾市珙县页岩气产业园区，该区域地理位置优越，交通便利，页岩气资源丰富，开采条件优越，周边基础设施完善，适合项目的建设和运营。项目用地符合珙县的土地利用总体规划和城市总体规划，已通过相关部门的审批，用地性质为工业用地。用地规模及用地类型用地规模。项目总占地面积120.00亩，折合80000.20平方米，总建筑面积48600平方米，建筑系数为60.75%，容积率为0.61，绿地率为16.0%，投资强度为380.67万元/亩。用地类型。项目用地为工业用地，土地使用权为出让方式取得，使用年限为50年。用地指标项目用地的各项指标均符合《工业项目建设用地控制指标》（国土资发〔2008〕24号）的要求，具体指标如下：建筑系数60.75%，高于30%的标准要求；容积率0.61，高于0.5的标准要求；绿地率16.0%，低于20%的标准要求；投资强度380.67万元/亩，高于四川省工业项目建设用地投资强度控制指标的要求。

第六章产品方案产品方案本项目全部建成后，主要提供页岩气集输、净化处理、压缩液化及储存销售等配套服务，达产年设计配套服务能力为年处理页岩气6.8亿立方米。其中，5.2亿立方米页岩气经净化处理后，压缩至25兆帕通过高压输气管网外输至下游工业用户及城市燃气公司，年实现销售收入23400.00万元；1.6亿立方米页岩气经净化处理后，进一步液化处理为液化天然气（LNG），储存后通过专用运输车辆销售至周边地区的工业用户、交通运输用户及分布式能源项目用户，年实现销售收入9400.00万元。项目达产年总销售收入为32800.00万元。产品价格制定原则成本导向原则。产品价格以服务成本为基础，综合考虑集输管网建设及运营成本、净化处理成本、压缩液化成本、管理费用、销售费用、财务费用等因素，加上合理的利润和税金，确定产品的基本价格。市场导向原则。密切关注市场供求关系和竞争对手的价格水平，根据市场变化情况灵活调整产品价格。当市场供不应求时，适当提高产品价格；当市场供过于求时，适当降低产品价格，确保产品的市场竞争力。政策导向原则。严格遵守国家相关价格政策和法规，按照国家规定的天然气价格管理机制确定产品价格，确保产品定价的合法性和合理性。优质优价原则。注重服务质量的提升，为用户提供优质的服务和完善的售后服务，根据服务质量和服务水平的差异，实行优质优价，提高产品的附加值和市场竞争力。产品执行标准本项目提供的页岩气配套服务及产品将严格执行国家相关标准和规范，主要执行标准包括《天然气》（GB17820-2018）、《页岩气》（GB/T26979-2011）、《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）、《天然气净化厂设计规范》（GB50183-2015）、《液化天然气》（GB/T19204-2021）等。具体质量指标如下：净化后的页岩气甲烷含量≥98%，乙烷及以上烃类含量≤1.2%，二氧化碳含量≤0.5%，硫化氢含量≤6毫克/立方米，总硫含量≤20毫克/立方米，水分含量≤10克/立方米，气质符合国家一类天然气标准；液化天然气甲烷含量≥99%，乙烷及以上烃类含量≤0.8%，二氧化碳含量≤0.2%，硫化氢含量≤2毫克/立方米，总硫含量≤10毫克/立方米，水分含量≤1克/立方米，符合国家液化天然气产品质量标准。产品生产规模确定本项目产品生产规模的确定主要基于以下几个方面的因素：资源条件。项目建设地点位于四川省宜宾市珙县页岩气产业园区，该区域页岩气地质资源量超3.2万亿立方米，可采资源量约0.9万亿立方米，具备大规模开发利用的资源条件。根据区域内页岩气开采企业的产能规划，预计“十五五”期间，区域内页岩气年产量将达到80-100亿立方米，为项目提供了稳定的原料来源。结合项目的技术水平和配套能力，确定项目达产年处理页岩气6.8亿立方米的生产规模。市场需求。随着我国经济社会的持续发展和能源结构的优化升级，我国天然气市场需求持续增长，页岩气作为天然气的重要补充，市场需求前景广阔。项目建设地点及周边地区工业基础雄厚，城市燃气市场需求大，对页岩气的年需求量约为15亿立方米，项目6.8亿立方米的处理规模能够满足市场需求。技术水平。项目将采用国内外先进的页岩气集输、净化、压缩液化技术，具备年处理6.8亿立方米页岩气的技术能力。同时，项目企业与高校、科研机构建立了长期战略合作关系，能够为项目的技术实施提供有力支持。资金实力。项目总投资45680.75万元，其中企业自筹资金22840.38万元，银行贷款22840.37万元，资金筹措方案合理，能够保障项目6.8亿立方米处理规模的建设和运营。经济效益。通过对项目的财务分析，年处理6.8亿立方米页岩气的生产规模能够实现良好的经济效益，总投资收益率19.62%，税后财务内部收益率17.85%，税后投资回收期6.52年，项目具有较强的盈利能力和抗风险能力。产品工艺流程本项目的产品工艺流程主要包括页岩气集输、净化处理、压缩液化、储存销售等环节，具体如下：页岩气集输。页岩气开采井场开采出的页岩气含有一定量的水、粉尘、硫化氢、二氧化碳等杂质，通过集输管网输送至项目的净化处理站。集输管网采用高压管道集输技术，配备智能计量装置和压力调节装置，对页岩气进行初步计量和压力调节，确保页岩气稳定输送至净化处理站。净化处理。净化处理是本项目的核心环节，主要包括脱硫、脱水、脱碳等工艺。脱硫。采用干法脱硫工艺，选用活性炭作为脱硫剂，将页岩气中的硫化氢去除至6毫克/立方米以下。脱硫后的脱硫剂定期更换，更换下来的废脱硫剂进行无害化处理后交由专业机构回收处置。脱水。采用低温分离脱水工艺，将页岩气冷却至-15℃左右，使其中的水分凝结成液体，然后通过分离器将水分分离出来，使页岩气的水分含量降低至10克/立方米以下。分离出的水分经污水处理站处理后达标排放或回用。脱碳。采用膜分离脱碳工艺，利用膜的选择性渗透作用，将页岩气中的二氧化碳去除至0.5%以下。脱碳后的二氧化碳进行回收利用，可用于食品保鲜、化工生产等领域，无法回收利用的部分通过高空排放。压缩液化。净化后的页岩气分为两部分处理：一部分通过压缩机压缩至25兆帕，进入高压储气井储存，然后通过高压输气管网外输至下游工业用户及城市燃气公司；另一部分进入液化装置，采用混合制冷剂液化工艺，将页岩气冷却至-162℃，使其液化成为液化天然气，然后进入液化天然气储罐储存。储存销售。高压储气井储存的压缩天然气通过高压输气管网直接销售给下游工业用户及城市燃气公司；液化天然气储罐储存的液化天然气通过专用运输车辆运输至周边地区的工业用户、交通运输用户及分布式能源项目用户，实现销售。主要生产车间布置方案生产车间布置原则工艺流程顺畅。根据页岩气集输、净化处理、压缩液化、储存销售的工艺流程，合理布置各生产车间和设备，使物料流向顺畅，运输距离最短，降低运营成本，提高生产效率。安全环保优先。严格遵守安全生产和环境保护相关法律法规，合理布置生产车间和设备，确保各车间之间的安全距离符合相关标准和规范要求，同时采取有效的环保措施，减少污染物的排放，保护生态环境。操作管理方便。生产车间的布置应便于操作人员的操作和管理，设备的布置应便于维护和检修，同时设置必要的操作平台、楼梯、通道等设施，确保操作人员的人身安全。预留发展空间。考虑到项目未来的发展需求，在生产车间布置时预留一定的发展空间，为项目的扩建和技术改造创造条件。主要生产车间布置方案净化处理车间。净化处理车间是项目的核心生产车间，主要包括脱硫车间、脱水车间、脱碳车间、中控室等。车间布置在生产区的中部，采用联合厂房形式，建筑面积18000平方米（一期12000平方米，二期6000平方米）。脱硫车间位于厂房的东侧，配备脱硫塔、分离器、脱硫剂再生装置等设备；脱水车间位于厂房的中部，配备冷却器、分离器、干燥器等设备；脱碳车间位于厂房的西侧，配备膜分离装置、压缩机等设备；中控室位于厂房的中部，配备DCS控制系统，对整个净化处理过程进行实时监控和控制。各车间之间通过管道和输送带连接，形成完整的净化处理工艺流程。压缩液化车间。压缩液化车间位于生产区的北部，建筑面积12000平方米（一期8000平方米，二期4000平方米）。车间内布置压缩机、液化装置、高压储气井、液化天然气储罐等设备。压缩机采用并联布置方式，每台机组之间的间距为8米，确保设备的正常运行和维护检修；液化装置与压缩机相连，将净化后的页岩气液化处理；高压储气井和液化天然气储罐布置在车间的北侧，与生产区保持安全距离，确保储存安全。集输管网接口车间。集输管网接口车间位于生产区的东部，建筑面积2000平方米，主要布置集输管网接口设备、计量设备、压力调节设备等，负责将页岩气开采井场的页岩气接入项目的集输管网，进行初步计量和压力调节后输送至净化处理车间。总平面布置和运输总平面布置原则符合规划要求。项目的总平面布置应符合珙县的土地利用总体规划和城市总体规划，与周边的地形地貌、自然环境、城市规划等相协调。功能分区合理。根据项目的生产工艺要求和使用功能，将项目场地划分为生产区、辅助生产区、办公生活区等功能区域，各功能区域之间界限清晰，互不干扰。工艺流程顺畅。按照页岩气集输、净化处理、压缩液化、储存销售的工艺流程，合理布置各生产设施和设备，使物料流向顺畅，运输距离最短。安全环保优先。严格遵守安全生产和环境保护相关法律法规，合理布置生产设施和设备，确保各设施之间的安全距离符合相关标准和规范要求，同时采取有效的环保措施，减少污染物的排放。节约用地。在满足生产工艺要求和使用功能的前提下，合理利用土地资源，优化场地布局，提高土地利用效率。预留发展空间。考虑到项目未来的发展需求，在总平面布置时预留一定的发展空间，为项目的扩建和技术改造创造条件。厂内外运输方案厂外运输。项目所需原材料、设备和大型构件的厂外运输主要采用公路运输方式，通过大型货车运输至项目场地；项目产品的厂外运输主要采用管道运输方式，通过输气管网将净化压缩后的页岩气输送至外部用户，液化天然气通过专用运输车辆运输。项目将配备8辆大型货车和10辆液化天然气运输车辆，同时与专业的运输公司建立长期合作关系，确保原材料、设备和产品的运输需求。厂内运输。项目场内的运输主要包括页岩气的集输、原材料的转运、设备的检修运输等。页岩气的场内运输采用管道运输方式，通过集输管网将页岩气输送至净化处理车间、压缩液化车间、储存设施等；原材料的场内运输采用叉车、装载机等设备进行转运；设备的检修运输采用起重机、平板车等设备进行运输。项目将配备30台叉车、10台装载机、5台起重机、3台平板车等场内运输设备，确保场内运输的顺畅和高效。

第七章原料供应及设备选型主要原材料供应主要原材料种类本项目的主要原材料包括脱硫剂、脱水剂、脱碳膜、化学药剂、设备备件等，具体如下：脱硫剂：主要为活性炭，用于去除页岩气中的硫化氢，年需求量约为800吨。脱水剂：主要为分子筛，用于去除页岩气中的水分，年需求量约为500吨。脱碳膜：主要为聚酰亚胺膜，用于去除页岩气中的二氧化碳，年需求量约为1000平方米。化学药剂：主要包括缓蚀剂、阻垢剂、消泡剂等，用于集输管网和设备的防腐、防垢、消泡等，年需求量约为300吨。设备备件：主要包括压缩机备件、泵类备件、阀门、仪表等，用于设备的维护和检修，年需求量约为500万元。原材料供应来源脱硫剂、脱水剂：主要从国内知名的化工企业采购，如活性炭生产企业河南竹林活性炭开发有限公司、分子筛生产企业上海恒业分子筛有限公司等，这些企业生产的产品质量可靠、性能稳定，能够满足项目的使用要求。脱碳膜：主要从国内知名的膜材料生产企业采购，如杭州水处理技术研究开发中心有限公司、天津膜天膜科技股份有限公司等，这些企业生产的脱碳膜分离效率高、使用寿命长，能够满足项目的净化处理要求。化学药剂：主要从国内知名的化学药剂生产企业采购，如中国石油化工股份有限公司金陵分公司、巴斯夫（中国）有限公司等，这些企业生产的化学药剂纯度高、效果好，能够满足项目的使用要求。设备备件：主要从设备供应商采购，确保设备备件的兼容性和匹配性，同时与国内知名的设备备件生产企业建立长期合作关系，确保设备备件的稳定供应。原材料供应保障措施建立长期合作关系。项目企业将与主要原材料供应商建立长期稳定的合作关系，签订长期供货合同，明确双方的权利和义务，确保原材料的稳定供应。多渠道采购。为了降低原材料供应风险，项目企业将建立多渠道采购机制，除了与主要供应商合作外，还将选择多家备选供应商，确保在主要供应商出现供应问题时，能够及时从备选供应商采购原材料。合理库存。项目企业将根据原材料的消耗情况和供应周期，合理确定原材料的库存水平，建立安全库存，确保原材料的供应能够满足项目生产的连续进行。加强质量控制。项目企业将建立严格的原材料质量控制体系，对采购的原材料进行严格的检验和测试，确保原材料的质量符合项目的生产要求。主要设备选型设备选型原则技术先进。选用国内外先进、成熟、可靠的设备，确保设备的技术水平和装备水平达到行业领先水平，提高项目的生产效率和产品质量。适用性强。设备的选型应与项目的生产工艺要求、建设规模、产品方案相适应，确保设备的生产能力和技术性能能够满足项目的生产需求。可靠性高。选用质量可靠、运行稳定、故障率低的设备，确保设备的长期稳定运行，减少设备的维护和检修成本。节能环保。选用能耗低、污染物排放少的设备，符合国家节能环保相关政策和要求，降低项目的能源消耗和环境影响。经济合理。在满足技术先进、适用性强、可靠性高、节能环保的前提下，选用价格合理、性价比高的设备，降低项目的投资成本和运营成本。售后服务好。选用售后服务完善、技术支持及时的设备供应商，确保设备在使用过程中出现问题时，能够得到及时的维修和技术支持。主要设备明细集输管网设备：项目将建设集输管网45公里，采用DN300-DN500的螺旋缝埋弧焊钢管，管道的设计压力为10兆帕，能够满足页岩气的高压输送要求。同时配备智能计量装置、压力调节装置、阀门等辅助设备，确保集输管网的安全稳定运行。净化处理设备：脱硫设备：一期工程配备4台活性炭脱硫塔，单塔处理能力为4000立方米/小时，脱硫效率≥99%；二期工程新增2台活性炭脱硫塔，单塔处理能力同样为4000立方米/小时，确保脱硫后的硫化氢含量低于6毫克/立方米。脱水设备：一期工程配备4台低温分离脱水装置，单套处理能力为4000立方米/小时，脱水效率≥95%；二期工程新增2台低温分离脱水装置，单套处理能力为4000立方米/小时，确保脱水后的水分含量低于10克/立方米。脱碳设备：一期工程配备2台膜分离脱碳装置，单套处理能力为8000立方米/小时，脱碳效率≥90%；二期工程新增1台膜分离脱碳装置，处理能力为8000立方米/小时，确保脱碳后的二氧化碳含量低于0.5%。压缩液化设备：压缩机：一期工程配备4台往复式压缩机，排气压力为25兆帕，排气量为1000立方米/小时；二期工程新增2台往复式压缩机，排气压力和排气量与一期一致，用于将净化后的页岩气压缩至高压状态。液化装置：一期工程配备2套混合制冷剂液化装置，单套处理能力为2500立方米/小时，液化效率≥98%；二期工程新增1套混合制冷剂液化装置，处理能力为2500立方米/小时，用于将净化后的页岩气液化成液化天然气。储存设备：高压储气井：一期工程建设4座1000立方米的高压储气井，储气压力为25兆帕；二期工程新增2座1000立方米的高压储气井，用于储存压缩天然气。液化天然气储罐：一期工程建设2座500立方米的低温储罐，设计温度为-165℃，工作压力为0.6兆帕；二期工程新增1座500立方米的低温储罐，用于储存液化天然气。输送设备：高压输气管网：项目建设高压输气管网15公里，采用DN300-DN400的钢管，设计压力为10兆帕，用于将压缩天然气输送至下游用户。液化天然气运输车辆：项目配备10辆液化天然气运输槽车，单车载重量为50立方米，用于将液化天然气运输至周边地区的用户。辅助设备：包括换热器、分离器、泵类、阀门、仪表、自控系统等，确保整个生产系统的稳定运行和自动控制。

第八章节约能源方案编制规范本项目节约能源方案的编制主要依据以下规范和标准：《中华人民共和国节约能源法》《中华人民共和国可再生能源法》《节能中长期专项规划》《“十五五”节能减排综合性工作方案》《“十五五”能源领域科技创新专项规划》《综合能耗计算通则》（GB/T2589-2020）《建筑节能与可再生能源利用通用规范》（GB55015-2021）《公共建筑节能设计标准》（GB50189-2015）《工业企业能源管理导则》（GB/T15587-2018）《用能单位能源计量器具配备和管理通则》（GB17167-2006）等国家相关法律法规和标准规范。建设项目能源消耗种类和数量分析能源消耗种类本项目的能源消耗主要包括电力、天然气、柴油、水等，具体如下：电力：主要用于集输管网的增压设备、净化处理设备、压缩设备、液化设备、泵类、风机、照明、办公设备等的运行。天然气：主要用于加热、保温等工艺需求，以及办公生活区的取暖和做饭。柴油：主要用于运输车辆、施工机械等的动力燃料。水：主要用于生产过程中的冷却、清洗、绿化灌溉和办公生活用水。能源消耗数量分析根据项目的建设规模、生产工艺和设备配置，对项目的能源消耗数量进行了估算，具体如下：电力：项目建成后，年用电量约为3200万度。其中，集输管网增压设备年用电量约为650万度，净化处理设备年用电量约为820万度，压缩设备年用电量约为580万度，液化设备年用电量约为450万度，泵类、风机年用电量约为280万度，照明年用电量约为120万度，办公设备及其他年用电量约为300万度。天然气：项目建成后，年天然气消耗量约为850万立方米，其中生产工艺用气量约为680万立方米，办公生活区用气量约为170万立方米。柴油：项目建成后，年柴油消耗量约为120吨。其中，运输车辆年消耗量约为85吨，施工机械年消耗量约为35吨。水：项目建成后，年用水量约为28.5万吨。其中，生产用水年消耗量约为22.5万吨（包括冷却用水、清洗用水等），绿化灌溉用水年消耗量约为3.5万吨，办公生活用水年消耗量约为2.5万吨。主要能耗指标及分析项目能耗分析根据项目的能源消耗数量和工业总产值，对项目的能耗指标进行了计算，具体如下：综合能源消费量：项目年综合能源消费量（当量值）约为18650吨标准煤，其中电力折标煤约为3933吨（折标系数1.229吨标准煤/万度），天然气折标煤约为10200吨（折标系数1.2吨标准煤/千立方米），柴油折标煤约为1749吨（折标系数1.4571吨标准煤/吨），水折标煤约为118吨（折标系数0.004吨标准煤/吨）。万元产值综合能耗：项目达产年工业总产值为32800万元，万元产值综合能耗（当量值）约为0.57吨标准煤/万元，低于四川省“十五五”期间万元工业增加值能耗下降目标要求，也低于国内同行业平均水平，项目的能源利用效率较高。国家及地方能耗指标要求根据《“十五五”节能减排综合性工作方案》，到2030年，全国万元国内生产总值能耗比2025年下降12%，万元工业增加值能耗下降13%。四川省作为能源大省，明确提出到2030年，万元地区生产总值能耗比2025年下降11%，万元工业增加值能耗下降12%。本项目的万元产值综合能耗（当量值）约为0.57吨标准煤/万元，远低于国家和地方的能耗指标要求，项目的节能效果显著。节能措施和节能效果分析工艺节能措施采用先进的生产工艺和设备。项目将采用国内外先进的页岩气集输、净化、压缩液化技术，选用能耗低、效率高的生产设备，如低温分离脱水技术、膜分离脱碳技术、混合制冷剂液化技术等，提高能源利用效率，降低能源消耗。优化生产工艺流程。项目将对生产工艺流程进行优化设计，合理安排生产工序，减少生产过程中的能源损耗。例如，在页岩气集输过程中，采用高压管道集输方式，减少页岩气的泄漏和损耗；在净化处理过程中，优化脱硫、脱水、脱碳工艺参数，提高处理效率，降低能源消耗；在压缩液化过程中，采用余热回收技术，回收压缩和液化过程中产生的余热，用于加热或保温，提高能源综合利用效率。加强能源回收利用。项目将建设余热回收系统，对压缩设备、液化设备等产生的余热进行回收利用，用于生产工艺加热、办公生活区取暖等，提高能源综合利用效率。预计余热回收利用量约为2800吨标准煤/年，节能效果显著。设备节能措施选用节能型设备。项目所需的主要生产设备均选用国家推荐的节能型产品，如高效节能的压缩机、液化装置、泵