30000Nm3-h焦炉煤气制LNG装置可行性研究报告

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1、 第 124 页XX市XX煤焦有限责任公司30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置可行性研究报告XXXX能源科技有限公司项目名称：30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置建设单位：XX市XX煤焦有限责任公司编制单位：XXXX能源科技有限公司 编制单位行政负责人： 目 录第一章 总 论5第一节 项目编制依据及原则5第二节 项目背景及建设的必要性7第三节 焦炉煤气利用方案的选择13第四节 项目范围15第五节 研究结果16第二章 市场预测19第一节 产品简介19第二节 产品供需现状及需求预测23第三节 LNG 市场价格分析32第三章 原料来源、生产规模及产品方案37第一节 原料来源及规格37第二

2、节 生产规模38第三节 产品方案38第四章 工艺技术方案40第一节 工艺技术路线比较及选择40第二节 工艺流程简述及特点43第三节 装置物料平衡51第四节 平面布置53第五节 自动控制55第六节 主要设备选择60第七节 消耗指标66第五章 总图、运输、公用工程及辅助生产设施67第一节 建厂条件67第二节 总图71第三节 运输73第四节 公用工程74第五节 维修86第六节 土建87第六章 节能90第一节 概述90第二节 装置能耗90第三节 节能措施91第四节 设计中采用的主要标准及规范92第七章 环境保护93第一节 设计依据和设计原则93第二节 生产过程中主要污染源及污染物95第三节 治理措施及

3、预期效果96第八章 职业安全卫生99第一节 设计依据99第二节 生产过程中职业危险因素分析101第三节 防范措施及预期效果109第九章 消防122第十章 组织机构及人力资源配置125第十一章 项目实施计划126第一章 总 论第一节 项目编制依据及原则 1、项目编制依据1.1、XX市XX煤焦有限责任公司可行性研究报告的委托。1.2、2013年01月XXXX能源科技有限公司与XX市XX煤焦有限责任公司签订的30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置可行性研究报告合同及合同技术附件。1.3、XX市XX煤焦有限责任公司提供的装置设计基础数据及其他资料等1.4、国家发改委和建设部发布的建设项目经济评价方

4、法与参数2006年8月第三版。1.5、国家计委、建设部计投资（2002）发布的可行性研究报告投资指南1.6、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(2005年版)的通知”，及中国石油化工集团公司项目可行性研究技术经济参数与数据2001。2、项目编制原则2.1、30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置以焦炉煤气为原料，产品为符合国家要求的液化天然气，符合国家发展的产业政策。装置操作弹性50110，年开工大于8400小时，连续开工时间大于三年。2.2、30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置中，焦炉煤气的净化需要多段处理才能到达进入冷箱生产液化天然气的指标要求，本装置包括脱硫、压

5、缩、吸附净化、甲烷化、深冷等工序，以确保产品质量；2.3、采用先进、成熟、可靠的工艺技术和设备，并尽可能采用先进技术，确保装置技术先进，经济合理，操作可靠，产品质量合格，加工能耗低。2.4、认真贯彻国家关于环境保护和劳动保护的法规和要求。认真贯彻安全第一预防为主的指导思想。严格执行环境保护法，采用环境友好的工艺技术方案，采取切实有效的 “三废” 治理措施，减少环境污染。对生产中易燃易爆有毒有害物质设置必要的防范措施。三废排放要符合国家现行有关标准和法规。2.5、贯彻“安全第一，预防为主”的方针，确保新建装置符合安全卫生要求。2.6、平面布置在满足安全、防火的前提下，尽量采用联合布置，节约用地。

6、2.7、装置工艺过程控制采用集散型控制系统（DCS），以提高装置的运转可靠性。2.8、装置所需公用工程新建，火炬等辅助设施尽量依托河原有设施，以减少工程投资。2.9、为节约外汇，除少部分需引进外，主要设备和材料均立足于国内供货。第二节 项目背景及建设的必要性1、项目背景1.1项目性质本项目是焦炉气综合利用项目，即以焦炉煤气为原料，采用现代组合净化及分离工艺，通过甲烷化反应，将焦炉气中的CO 和CO2转化为CH4 后提纯并液化，生产合格的LNG 产品，副产的燃料气作为燃料外输。1.2项目承办单位概况XX市XX煤焦有限责任公司成立于2008年11月7日，公司所在地XX市綦江区，公司经营范围主要是生

7、产销售冶金焦、甲醇、粗苯、硫铵及焦油；销售煤炭、矿石（不含稀有矿石）、普通机电产品、金属材料（不含稀有金属）、汽车配件、五金交电、化工产品（除化危品）、标准件、橡胶制品、建筑材料、百货；人力装卸过磅、代办货物运输。公司现有员工96人，管理和技术人员24人，其中初中以上学历48人，大学本科学历6人，大专学历5人，平均年龄36岁。1.3 国内外焦炉煤气现状及概况中国是全球最大的焦炭生产基地，2009 年焦炭产量约为3.53 亿吨，但是出口量不断萎缩，仅为54 万吨，同比下降95.5%。据了解，由全球金融危机导致的国际需求减少是焦炭出口大幅滑坡的最直接原因。此外，由于焦炭属于典型的高耗能、高污染、资

8、源性产品，国家于2005 年5 月取消了焦炭出口享受多年的出口退税政策，2008年又将焦炭出口关税由25%上调至40%。这是导致焦炭出口利润区间收窄的另一个重要原因。第三个方面，中国已成为煤炭净进口国，而焦煤进口量约占煤炭进口总量的1/3。2009 年全国已累计进口炼焦煤3449 万吨，同比增长4.03 倍。随之而来的是主焦煤价格不断上涨。目前，澳大利亚炼焦煤现货价格已经达到1830 元/吨，而国内二级冶金焦的价格也不过1825 元/吨。因此，在2009 年，中国焦炭行业经过了有史以来最严重的危机，在成本抬升、下游销售不畅的双向挤压下，为减少焦炭售价大幅下降所带来的损失，许多焦炭企业采取限制产

9、量的方式保炉生产，而小型焦炭企业迫于压力已经关门停产。按照目前煤炭价格计算，焦炭企业购进原料后，加上其它的生产成本，焦炭销售几乎无利润可言。焦炉煤气是炼焦的副产品，其主要成份为H2、CH4、CO 和CO2，是一种良好的化工原料和高热值燃料。但其所含杂质（如各种形态硫、焦油、苯、萘、氨和HCN 等）种类繁多，成份复杂，严重影响了其使用范围。之前较为成熟且经济的方式是以焦炉煤气为原料生产甲醇，但是由于受甲醇产品市场的影响和资金限制，规划生产甲醇的企业均停止了进展。因此，大规模的焦炉气面临直接被排放的危机，这成为困扰企业和政府的难题。2009 年11 月26 日，国务院公布控制温室气体排放的行动目标

10、，决定到2020 年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005 年下降40至45。各级政府及监管部门相继出台了政策及调控措施，加大了对焦化、化工和钢铁等高污染、高耗能行业的监控。在此背景下，建设焦炉煤气制LNG 项目，是实现焦炉煤气的综合利用和下游产品的多元化，从根本上治理环境、解决焦化企业困境的必然选择。1.4 XX燃气供应现状及规划概况1.4.1燃气供应现状XX的天然气产业是在1952年工业用气的基础上发展起来的，至1982年，工业用气管网已遍布主城区。从1982年起,天然气逐步进入民用领域。经过20多年的发展,现全市40个行政区域中已有37个行政区域使用上了天然气。2008年，XX市天然气消

11、费总量达47. 5亿立方米，比2007年增长了2. 9亿立方米。其中，工业用气31. 7亿立方米，CNG用气5亿立方米，商业、公共建筑、居民用气10. 8亿立方米。全市新发展民用天然气用户20余万户，累计天然气民用户达280余万户。全市新建压缩天然气汽车加气站9座，累计投产压缩天然气汽车加气站75座，使用天然气的汽车约5. 3万辆，年替代汽油35万多吨。全市天然气基础设施新建、改造共投入资金近2. 5亿，新建天然气主干管道700余公里。其中，投入资金约3 000万元，完成陈旧供气设施约80公里主干管、100公里庭院管道、100座阀井阀室、500台调压箱的改造工作。根据对天然气市场的需求情况，目

12、前，XX市天然气市场正处于高速发展阶段。1.4.2燃气供应存在的问题(一)天然气供需平衡问题突出随着XX经济的高速发展，全市对天然气需求呈高速增长趋势，天然气供需平衡问题日益突出。作为XX天然气供给主渠道的中石油西南油气田公司受老气田综合递减率增高、天然气需求弹性小、新气田投产效果不理想等因素影响，产气严重不足。据2010年XX经济展望蓝皮书预测：XX天然气供应缺口为7亿8亿立方米。这导致XX一些已建成的需要天然气作为原料的工业项目无法投产，CNG加气站排队加气状况日趋严重，民用气也相应供应不足，严重影响到群众的正常生活。(二)天然气的市场机制未发挥调节作用相对煤炭石油而言，天然气属于清洁能源

13、，由于其价格与可替代能源价格没有进行合理的挂钩，因此，一方面造成近年来XX掀起一股“煤改气”、“油改气”热潮;另一方面，XX许多地方都纷纷规划在未来几年建设天然气化工工业园区，特别是天然气甲醇项目，这都是依据目前国内天然气价格水平而进行规划的。这种加快发展利用天然气为燃料的项目，容易造成市场上部分产品供大于求。一旦天然气价格与可替代能源价格挂钩，企业的生产成本将会不断增加，从而可能导致企业项目亏损。此外，一些工业用户也往往采用“项目先行，手续后补”的方式，在没有向有关方面落实用气之前就动手实施天然气工程项目，造成了部分地区天然气供不应求的局面。1.5 焦炉煤气利用与未来天然气发展焦炉煤气是焦化

14、产业主要的副产品之一。每炼1吨焦炭，会产生400立方米左右的焦炉煤气。这些焦炉煤气中的一半用于回炉加热，另外约200立方米必须使用专门的装置进行回收利用。随着国家节约能源法、循环经济促进法的颁布实施以及环境保护力度的加大，那些尚未得以利用焦炉煤气的焦化企业，正积极寻求焦炉煤气充分利用、绿色利用、高附加值利用的有效途径。否则只能直接排入大气，或者燃烧排放（俗称“点天灯”）。国家统计局的数据显示，2007年全国规模以上焦化企业共生产焦炭3.28亿吨，超过了全球焦炭总产量的50。如此算来，全国每年白白排放掉的焦炉煤气就有600多亿立方米。这既浪费了资源，也极大地污染了环境。目前城市有大量的未被利用的

15、焦炉煤气，其发展和能源战略的总体要求又将城市未来的主气源定义为天然气。众所周知，焦炉煤气和天然气没有互换性，焦炉煤气不能直接输送到天然气管网供用户使用，在XX市如何即利用好现有的焦炉煤气又能和天然气衔接，是XX市能源利用所面临的一个难以用常规途径解决而又不得不解决的新课题。1.6 项目建设方案与规模的确定1.6.1 项目建设方案的确定由于采用变压吸附技术从焦炉煤气中分离出CH4后再次进行深冷制取液化天然气，相对于直接深冷液化后分离的工艺流程能耗会大大的增加。而且焦化公司同时有未利用的焦炉煤气，如果能利用这种煤气无疑将大大地提高装置的经济效益。因此确定采用：焦炉煤气吸附净化甲烷化深冷分离LNG的

16、工艺方案。这样可最大限度地利用焦炉煤气资源多产LNG，经济效益显著。焦炉煤气的变压吸附净化技术、气体甲烷化技术和含CH4纯净气体的深冷液化分离LNG技术都非常成熟，将这些成熟技术有机地组合在一切的总体技术风险也较小。1.6.2 项目规模的确定XX市XX煤焦有限责任公司目前可提供30555Nm3/h的剩余焦炉煤气。LNG的供应比管道天然气具有更灵活、方便的优势。但目前在城市管网的覆盖与供应规模没有完全确定的条件下，作为管道天然气的应急补充与调度气源的调度与补充规模也不能确定。另外，尽管深冷工艺成熟可靠并已在工业领域大量应用，但利用焦炉煤气制取液化天然气大规模用于城市燃气供应尚属首次。综合以上因素

17、，因而本项目规模为30000Nm3/h焦炉煤气制LNG。2、项目建设的必要性2.1环境保护的要求联合国气候变化公约京都议定书于2005年2月16日正式生效。按照京都议定书的规定，各缔约方需要控制六种温室气体：二氧化碳、甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化物、全氟化碳、六氟化硫。虽然京都议定书只为发达国家规定了具体减排义务，但由于发展中国家温室气体排放数量的快速增长，发达国家要求发展中国家参与温室气体减排或限排承诺的压力与日俱增。作为发展中国家，中国尚不承担减排义务。但由于中国经济的快速发展，而技术和设备相对陈旧、落后，能源消费强度大，导致单位生产总值的温室气体排放量较高。从总量上看，目前，我国二氧化碳排放

18、量已居世界第二，甲烷、氧化亚氮等温室气体的排放量也居世界前列。根据国家发改委的资料，我国2000年的煤炭消费总量为12.5亿吨，电煤用量5亿多吨；2005年，实际煤炭消费量将近20亿吨，电力用煤则不少于10亿吨。按照这个增长速度，如果还是停留在目前的能源使用效率和排放标准上的话，中国有可能在2025年成为二氧化碳排放量最大的国家。这将对我国经济发展造成负担，我国在参与联合国气候变化框架公约活动中遭受的压力将会越来越大。为此，作为一个易受气候变化影响的发展中国家，中国政府对气候变化问题给予了高度重视，并采取了7项积极的应对措施，措施之一是采取一系列有利于减缓温室气体排放的政策措施。焦炉煤气主要含

19、有甲烷（CH4）、氢气（H2）、一氧化碳（CO），二氧化碳（CO2），其中CH4、CO2属温室气体，CH4对地球产生的温室效应约为CO2的21倍以上，大量的焦炉煤气直接排入大气，将对地球环境造成严重的不良影响。因此，加大焦炉煤气的综合利用， 是保护环境的必然选择。也是我国面对参与联合国气候变化框架公约活动的必然选择。2.2 焦炉煤气制LNG的优势(1) 解决远距离输送问题。液化后的天然气体积缩小600多倍，一台35m3标准液化气槽车可运输21000标方天然气，相当于5个CNG运输车的运输量。因此，液化为天然气的远距离输送创造了条件。(2) LNG进简单气化装置后就可以变成气态使用，可用于城市管

20、网以解决天然气调峰问题，克服了长途铺设管线耗资大、覆盖地区有限的确定，具有良好的应用和发展前景。2.3 经济效益焦炉气是炼焦的副产品，其主要成份为H2、CH4、CO 和CO2，是一种良好的化工原料和高热值燃料。但其所含杂质（如各种形态硫、焦油、苯、萘、氨和HCN 等）种类繁多，成份复杂，严重影响了其使用范围。此项目的实施将充分利用焦炉气中的有效组分，将CO 和和CO2 甲烷化获得更多CH4，液化后作为液化天然气（LNG）出售，副产的燃料气可作为锅炉燃料，提高了焦炉气的附加值，经济效益非常可观。详见技术经济部分有关数据。2.4社会效益利用好焦炉煤气，既可以解决焦化工业的污染问题，实现焦化工业的清

21、洁生产，同时又可以提高焦炉煤气产品的附加值，具有化害为利、治理环境和变废为宝、创造效益的双重功效。符合我国“节能减排”、“建设资源节约型、环境友好型社会”的发展规划。本项目建成后，对XX市的经济发展和改造传统的焦化产业具有重大的战略意义，也为全国焦炉气的有效、合理利用树立典范。XX市目前管道燃气项目正在进行之中，需要大量的天然气。本项目的实施一方面可以提供大量的天然气，另一方面有效利用了富余的焦炉煤气，真正实现了资源的有效合理利用，该项目符合国家鼓励的综合资源利用项目要求，以循环经济的模式，发展国家鼓励的清洁能源产业，推动区域经济的发展，为国家清洁能源产业的发展和建设做贡献，也为国家“节能减排

22、”、“建设资源节约型、环境友好型社会”做贡献。3、经营体制类别新建30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置，隶属XX市XX煤焦有限责任公司。第三节 焦炉煤气利用方案的选择随着社会经济迅速发展，炼焦产业得以前所未有发展壮大，但一个不容忽视的负面现象则随之而生：大量副产的焦炉煤气被放空或点“天灯”，浪费了大量能源的同时更对当地环境造成严重的污染。作为贫油、缺气的能源需求大国，如何充分、合理利用这部分白白废弃的焦炉煤气，同时减少环境污染，成为一个亟待解决的现实问题。近年来, 我国对焦化行业实施“准入”制度，焦炉煤气的综合利用成为炼焦企业生存与发展的关键。一些大型的炼焦企业建设了焦炉煤气制甲醇项目，

23、并取得了良好的经济效益，为大型炼焦企业综合利用焦炉煤气找到了新方法。但中小焦化企业生产规模相对较小，焦炉煤气产量少，成本优势不明显，多家企业联合又困难，影响了焦化企业对焦炉煤气的综合利用。焦炉煤气醇氨联产技术成熟，但由于受国际国内甲醇和化肥市场低迷的影响，市场前景一般。一、 焦炉煤气制甲醇联产合成氨工艺流程压力 57 KPa的焦炉煤气先进入气柜，再进入往复式压缩机，把焦炉气提高到2.3MPa，进入干法脱硫，经过除油及过滤后，首先进行铁钼加氢转化，把有机硫转化成无机硫，并使焦炉气中的不饱和烃加氢为饱和烃，再经中温复合氧化铁脱H2S后，再经含二氧化钛及氧化锌脱硫后，进入转化工段的转化炉，与空分来的

24、氧（99.6%）及转化废锅来的水蒸汽进行转化反应，使焦炉气中的CH4降低0.5%以下，经废锅等热回收装置，在40左右进入二合一压缩机，压缩至6.0MPa后进行甲醇合成反应，生产的粗甲醇经三塔（预塔、加压塔和常压塔）精馏后，精甲醇送贮槽待运。甲醇合成驰放气含有大量的H2及少量的CO、CO2、CH4、N2等，由于CO在7%左右，需进行变换反应，把CO变换为H2，以增加H2产量。变换出口CO0.3%。然后通过变压吸附脱CO2，脱碳后的CO和CO2经甲烷化反应后，使CO+CO210PPm，与空分来的纯氮一起再加压进入氨合成系统。产品液氨出售，氨合成有少量的驰放气，可作为转化工段预热炉的燃料气使用。二、

25、 焦炉煤气制甲醇联产合成氨工艺流程的优点焦炉煤气制甲醇是资源合理利用的变废为宝项目，项目的竞争优势在于作为原料的焦炉煤气价格便宜，用其生产的甲醇相对于煤炭和天然气原料具有成本领先优势。在油价高涨、能源紧缺的今天，也是很好的煤基清洁能源原料。三、 焦炉煤气制甲醇联产合成氨工艺流程的缺点焦炉煤气生产甲醇、醇氨联产建设周期长、投资较高、盈利水平一般。对于中小焦化企业生产规模相对较小，焦炉煤气产量少，成本优势不明显。四、 不推荐焦炉煤气制甲醇联产合成氨方案的理由近年来我国甲醇建设项目比较多，但主要集中在以煤为原料上，据统计目前国内甲醇装置开工率不到30%，甲醇市场基本饱和，前景一般。焦炉煤气生产甲醇、

26、醇氨联产建设周期长、投资较高、盈利水平一般。而焦炉煤气甲烷化生产液化天然气的建设周期较短、盈利水平高。因此建议优先考虑焦炉煤气甲烷化生产液化气的建设。第四节 项目范围 1、30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置主要包括装置区、压缩机厂房、中央控制室、配电室、办公楼、配套公用工程等部分组成，其中，中央控制室、配电室、办公楼、配套公用工程等部分依托全厂。2、30000Nm3/h焦炉煤气制LNG装置的主体装置区由脱硫、压缩、净化、甲烷化、深冷等工序组成。5kPa焦炉煤气液化天然气LNG富氢气体压缩净化脱硫甲烷化压缩深冷分离3、30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置配套公用工程设施依托全厂，主

27、要包括：为装置提供电力、燃料、循环水、净化压缩空气、非净化压缩空气、氮气、原料等的配套设施。4、装置界区：蒸汽副产蒸汽第五节 研究结果 1、工艺技术方案 30000Nm3/h焦炉煤气制LNG装置焦炉煤气的净化需要多段处理才能达到进入冷箱生产液化天然气的指标要求，本装置采用脱硫、压缩、净化、甲烷化、深冷等工序，确保产品质量。2、主要技术经济指标如下：1） 原料本装置的原料为来自上游的焦炉煤气。焦炉煤气耗量为30555 Nm3/h（湿基），约合15560 Kg/h（湿基），折合成年为2.567亿标方/年，约合13.0704万吨/年。2）、产品装置主要产品为满足国标的LNG，生产能力为10326 N

28、m3/h，即7641kg/h，折合成年为0.8674亿标方/年，约合6.418万吨/年。3）、副产品装置副产品为富氢气，流量为7224Nm3/h，折合成年为0.5982亿标方/年，全部作为燃料外输。4）、公用工程消耗见表1-5-1表1-5-1公用工程消耗序号名 称单位数量备 注1焦炉煤气Nm3/h30555湿基，连续2循环水t/h3400连续（依托全厂）3新鲜水t/h3连续4除盐水t/h8连续(补充量）5电10000VKWh/h5425连续6380VKWh/h236连续7220VKWh/h30照明及仪表83.82MPa蒸汽t/h11连续9净化压缩空气Nm3/h250连续（依托全厂）10氮气Nm

29、3/h450连续（依托全厂）2.5、能耗 制LNG综合能耗为54.15MJ/Nm3 LNG。 2.6、“三废”情况（1）废气：初次开工置换气 9000 Nm3/次。（2）生活污水： 2.0t/h,间断。（3）含油、酸性水污水： 0.8t/h,连续。（4）含盐污水： 3.5t/h,连续。（5）废脱硫剂等： 239t/年（折合量）。（6）制冷剂： 2.4t/年2.7、定员56人。2.8、主要经济指标见表1-5-2表1-5-2主要技术经济指标表序号项 目单位数据备注I经济数据1项目总投资 万元2建设投资 万元3建设期利息 万元4流动资金 万元其中：铺底流动资金 万元5资金筹措 万元其中：债务资金 万

30、元 项目资本金 万元 资本金比例 %6年平均营业收入 万元不含税7年平均营业税金及附加 万元8年平均总成本费用 万元9年平均利润总额 万元10年平均所得税 万元11年平均净利润 万元12年平均息税前利润 万元13年平均增值税 万元II财务评价指标1总投资收益率 %2项目资本金净利润率 %3项目投资财务内部收益率(所得税前) %4项目投资财务净现值(所得税前) 万元Ic=13%5项目投资回收期（所得税前） 年6项目投资财务内部收益率(所得税后) %7项目投资财务净现值(所得税后) 万元Ic=13%8项目投资回收期（所得税后） 年9项目资本金财务内部收益率 %10盈亏平衡点（生产能力利用率） %3

31、、结论3.1、该项目属技术、资金密集型产业。投资较高，但收益更大，抗风险性强。3.2、本项目经济效益、社会效益十分明显。项目的实施，不仅增加了企业的经济效益，也为社会提供了更多的就业机会，促进了当地经济的发展，服务了社会。3.3、项目将焦炉气合理利用，杜绝了富含温室效应成分气体的直接排放，保护了大气环境。该项目生产过程中对三废采取了相应的措施，如废气回收利用、工艺污水经处理后回用措施，三废排放少且达标排放。项目符合国家发展资源节约型、环境友好型社会的产业政策要求。3.4、本项目生产高附加值产品液化天然气（LNG），对改善当地经济结构和能源结构有很好的作用，因此一定会得到当地政府部门和人民群众的

32、支持和拥护。3.5、该项目不仅大大提高焦炉煤气的市场附加值，具有较好的经济效益，而且由于使有污染的排放气变成了清洁燃料LNG，减少了环境污染，并带动其他产业的发展，具有良好的社会效益。3.6、该项目总体建成投产后，年平均销售收入达17173万元，年平均利润总额XX万元，年均净利润XX万元，总投资收益率达XX%。项目财务内部收益率（税前）为XX%，当基准收益率取13%时，财务净现值为XX万元，投资回收期XX年（含建设期），项目财务内部收益率（税后）为XX%，当基准收益率取13%时，财务净现值为XX万元，投资回收期XX年（含建设期），均高于国家规定的行业基准值。利息备付率和偿债备付率指标满足要求，

33、有足够的偿付能力。从以上各财务指标分析结果可知该项目经济效益好，抗风险能力及还款能力也强，该项目在经济上可行。具体详见技术经济部分有关数据。第二章 市场预测第一节 产品简介1. 产品概述甲烷分子式 CH4，分子量16.04，无色无味。经过净化和低温液化后即为液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG），LNG 的性质随组分变化而略有不同，一般商业LNG 产品的基本性质为：熔点-182；闪点-188；沸点-161.5；相对密度0.43；引燃温度538；爆炸限5.315%；汽化潜热约510kJ/kg；气化后燃烧热889.5kJ/mol。由于生产工艺和气源的不同，不同LNG

34、工厂生产的产品组成也各不相同。LNG 是一种清洁、高效的能源。随着社会的发展、科技的进步以及人类对环境保护的意识增强，近年来，LNG 作为清洁能源备受关注，天然气燃烧后二氧化硫和粉尘排放量减少近100%，产生的二氧化碳和氮氧化合物仅为煤的50%和20%，污染为液化石油气的1/4，煤的1/800。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，是一种非常清洁的能源。目前全球天然气消费量已高达每年2.32 万亿m3，占世界一次能源需求总量的24.3%。2. 产品性能天然气作为未来的主要能源，具有许多其他能源所不具备的优势，其优点有： （1）绿色环保天然气是一种洁净环保的优质能

35、源，几乎不含硫、粉尘和其他有害物质，燃烧时产生二氧化碳少于其他化石燃料，造成温室效应较低，因而能从根本上改善环境质量，有利于保护环境，减少城市污染。（2）经济实惠天然气与人工煤气相比，同比热值价格相当，并且天然气清洁干净，能延长灶具的使用寿命，也有利于用户减少维修费用的支出。天然气是洁净燃气，供应稳定，能够改善空气质量，因而能为该地区经济发展提供新的动力，带动经济繁荣及改善环境。天然气更经济实惠，比液化石油气便宜约30%至50%。天然气热效高，在同样压力下，天然气在燃烧时较相同体积的大部分其他矿物燃料释放出更高的热值。 （3）安全可靠天然气无毒、易散发，比重轻于空气，不宜积聚成爆炸性气体，是较

36、为安全的燃气。（4）改善生活随着家庭使用安全、可靠的天然气，将会极大改善家居环境，提高生活质量。相对燃煤用户而言，清除了门前的煤堆，土堆，美化了室内外的人民生活环境。LNG 与天然气比较有以下优点：（1）便于贮存和运输天然气液化后便于进行经济可靠的运输。用专门的槽车、火车等，将LNG运输到销售地，比地下管道输气可节省大量投资，而且方便灵活，适应性强。（2） 储存效率高、占地少、投资省。液化天然气密度是标准状态下甲烷的625倍。也就是说，1 m3液化天然气可气化成625 m3天然气，由此可见贮存和运输的方便性。据统计，建成一座1MPa的6座1000m3的天然气球罐的投资，要比建成一座1MPa的1

37、00m3的LNG储罐高8倍。（3）安全性好天然气目前的储藏和运输主要方式是压缩天然气（CNG）。由于压缩天然气的压力高，带来了很多安全隐患。LNG燃点650，比汽油高230多度；LNG爆炸极限4.7%15%，比汽油高出34.7倍；LNG密度为0.47左右，汽油为0.7左右。LNG 的安全性是通过在设计、建设及生产过程中，严格地执行一系列国际标准的基础上得到充分保证的，LNG 运行至今30 多年未发生过恶性事故。（4）间接投资少压缩天然气（CNG）体积能量密度约为汽油的26%，而液化天然气（LNG）体积能量密度约为汽油的72%，是压缩天然气（CNG）的两倍还多，因而使用LNG 的汽车行程远，相对

38、可大大减少汽车加气站的建设数量。（5）调峰作用天然气作为民用燃气或发电燃料，不可避免会有需要量的波动，这就要求供应上具有调峰作用。LNG汽化时的冷量，用作冷藏、冷冻、温差发电等。因此，有的调峰装置就和冷冻厂进行联合建设。按目前LNG生产的工艺技术水平，可将天然气液化生产所消耗能量的50%加以回收利用。（6）环保性天然气在液化前必须经过严格的预净化，因而LNG 中的杂质含量远远低于CNG，为汽车尾气或作为燃料使用时排放满足更加严格的标准创造了条件。与燃油汽车相比，尾气中排出的氮氧化合物下降约40%，碳氢化合物下降约90%，一氧化碳下降80%，二氧化碳下降30%。一般而言，1立方米天然气约相当于1

39、.1公升汽油，天然气价格较汽油便宜；从公交车看，使用天然气比汽油节省40%的费用，维修保养费节约50%。符合国家和集团公司有关发展清洁燃料，合理利用天然气资源的要求，属于国家重点扶持的新兴产业。3. 产品用途1）工业用LNGa）替代燃油或燃煤LNG 作为可持续发展清洁能源，具有明显的环境效益及社会效益，以LNG 取代燃油后可以减少90%的二氧化硫排放和80%的氮氧化物排放，环境效益十分明显，是汽车的优质代用燃料。城市在汽车燃料方面逐步用LNG 或天然气代替燃油。近年来，它已被世界许多国家重视和推广，俄罗斯在将LNG 用于汽车运输、铁路运输、水上运输和空中运输方面积累了许多经验。英国的运输公司大

40、部分采用LNG 为车用燃料。按照天然气的储存方式不同，天然气汽车大致分为CNGV(压缩天然气汽车)、LNGV(液化天然气汽车)和ANGV(吸附天然气汽车)，目前在国内大量使用的是CNG型汽车，正在推广的是LNGV 型汽车，ANGV 正处在研制阶段，随着LNG 的大量普及，LNGV 型汽车会逐步向重型车发展，并会部分取代小型CNG 型汽车及公交车，现国内建成的LNG 公交车示范站有新疆的乌鲁木齐市、北京市、长沙市，正在筹备建设的有北海市、湛江市等。与传统的石油类燃料及天然气相比，LNG 具有明显的优点，汽车续驶里程长，LNG 相对于CNG和LPG 具有储存能量大、压力低、噪声低、更清洁等优势。目

41、前全国已改装的CNG 型汽车已达数万辆，单一LNG 燃料的重型卡车及公交车的也已经投入实际应用。LNG 汽车的发展较CNG、LPG 汽车缓慢。目前LNG 汽车最多的国家为美国和俄罗斯，美国约有1500 辆正在运行。LNG 加气站有两种类型，一种LNG 加气站，站内有LNG 储罐，直接给汽车储罐加注LNG，如美国休斯敦城市运输局LNG 加气站；另一种是LNG-CNG加气站，如美国休斯敦学校校车LNG-CNG 加气站，将LNG 在高压下（27.6MPa）气化，成为CNG，再进入CNG 储罐。LNG 汽车现主要是中型运输车或大型公交车，对钢瓶的保冷性能要求较高。b）特种燃料为了提高产品质量和档次，L

42、NG 是许多工业的不可或缺的特种燃料。由于LNG 经过高度净化，以其为燃料，陶瓷工业生产的产品不会产生炭黑、颗粒、气泡、麻点等缺陷，窑炉内温度均匀，产品变形小，能够生产高档次的釉面砖。玻璃工业特别是特种玻璃（汽车玻璃、光学玻璃、液晶显示玻璃和微晶玻璃等）采用LNG 为燃料生产的产品，清纯透明，色彩纯正，质量上乘。烟草生产过程以LNG 为燃料，所产烤烟香气芬芳馥郁、烟味柔和优美、吸味协调醇和，色泽金黄纯正。因此陶瓷、玻璃和烟草工业属于LNG 的高端用户，也是能源密集型的产业，LNG 在该领域具有非常巨大的市场。2）调峰的备用气源LNG 作为城市气化调峰之用比用地下储气库有许多优点。因LNG 液化

43、后其体积仅为气态时的1/625，在低温状态下储存量大，在用气量大的城市，需要设置LNG 调峰作为被用气源，这项技术在国外已比较成熟，如美国、英国和加拿大的部分地区采用LNG 调峰，我国在XX已建成并投入使用。3）中小城镇生活用LNG随着社会的发展、科技的进步以及人类对环境保护的意识增强，近年来，LNG 作为清洁能源现备受关注，天然气燃烧后产生的二氧化碳和氮氧化合物仅为煤的50%和20%，污染为液化石油气的1/4，煤的1/800。随着居民生活水平的提高，中小城镇居民更希望能用洁净的能源，由于管道铺设投资费用大，LNG 气化站具有比管道气更好的经济性，在中小城镇可采用LNG 气化站作为气源供居民使

44、用。4）临时性应用低温罐式集装箱可以用汽车运输，也可以作为临时储罐，集装箱的这一特性为搭建短期使用的供气设施成为可能，可以作成车装或撬装式的可移动设备，可用于应急，如一些小区在入住时天然气管道不能及时得到使用，可用临时性LNG 气化站解决生活问题；也可作成车装或撬装式的L-CNG 可移动加气站。总之，LNG 对调剂国家天然气供应起着巨大的作用，可以解决国家能源的短缺，使没有气源的地区和距离气源远的地区供气得到保证，对有气源的地区则可以起到调峰及补充的作用，不仅使天然气来源多元化，而且有很大的经济价值和社会价值。第二节 产品供需现状及需求预测1. 国外LNG 现状及需求预测世界LNG贸易迅速扩展

45、。1998年达到8400万吨/年，而1970年为200万吨/年、1980年为2300万吨/年、1990年为5300万吨/年。近年仍迅速增长，2000年和2001年分别达到9924万吨/年和10358万吨/年。LNG占整个天然气贸易量的比例已由1970年6%、1980年16%、1990年24%增长到2000年26%.2001年，全球天然气贸易量为5542.7亿立方米，其中LNG为1429.5亿立方米，占总贸易量25.8%.亚洲占世界LNG贸易量75%，日本是世界上最大的LNG进口国，韩国是第二位最大的进口国。2001年LNG主要进口国（和地区）为：1.日本740.7亿立方米（占52.0%），2.

46、韩国218.3亿立方米（占15.3%），3.法国104.5亿立方米（占7.2%），4.西班牙98.4亿立方来（占6.9%），5.美国65.9亿立方米（占4.6%），6.中国台湾63.0亿立方米（占4.4%），7.意大利52.5亿立方米（占3.7%），8.土耳其48.3亿立方米（占3.4%）。印度尼西亚、阿尔及利亚和马来西亚是当今前三位LNG出口国。2001年主要LNG出口国依次是：1.印度尼西亚318.0亿立方米（占22.2%），2.阿尔及利亚255.4亿立方米（占17.9%），3.马来西亚209.1亿立方米（占14.6%），4.卡塔尔165.4亿立方米（占11.6%），5.澳大利亚102.0

47、亿立方米（占7.1%），6.文莱90.0亿立方米（占6.3%），7.尼日利亚78.3亿立方米（占5.5%），8.阿曼74.3亿立方米（占5.2%）。预计2010 年全球各地区LNG 消费需求比例分别为：美国和欧洲占45%，日本、台湾和韩国占34%，中国和印度占15%。亚洲仍将是世界LNG 的主要市场，预计对LNG 的需求2010 年将达到12040 万吨，其中日本为6090 万吨；韩国为2570 万吨；台湾为1600 万吨。印度对LNG 的需求欲望正在增强。预计到2010 年，印度LNG 需求量将达到1800 万吨。西欧和美国东海岸的LNG 市场需求也在持续增长。葡萄牙、西班牙、意大利和土耳其

48、等国将建设新的LNG 进口终端，LNG 需求将由2000 年2700 万吨 增加到2010 年6000 万吨。全世界LNG 生产能力将形成一个逐渐增长的互联供应网络，LNG 贸易正在呈现全球化的发展趋向。2. 国内天然气现状1）国内天然气生产状况据中国石油和化学工业协会资料，2005 年我国天然气产量为499.5 亿立方米；2006 年我国天然气产量约585.5 亿立方米，同比增长17.2%；2007 年我国生产天然气693.1 亿立方米，与上年相比增长18.4%；2008 年我国生产天然气760.8 亿立方米，与上年相比增长9.8%。天然气产量统计见图2-2-1。图2-2-1 我国天然气产量

49、统计情况（亿立方米）2）国内天然气消费状况近几年我国天然气产量和消费量都保持了两位数以上的增长幅度。2005 年我国天然气消费量约457 亿立方米，2006 年我国天然气消费量约556 亿立方米，同比增长21.7；2007 年我国天然气消费量为673 亿立方米，增长21；2008 年我国天然气消费量达到748 亿立方米（数据来源：国家统计局，中国石油和化学工业协会）。天然气消耗统计见图2-2-2。图2-2-1 我国天然气消耗统计情况（亿立方米）3）国内天然气管网状况目前国内天然气输送主要靠管道，包括西气东输、陕京线（靖边至北京）、鄯乌线（鄯乌至乌鲁木齐）、川气东送、俄气南送、西气东输二线等。a

50、.西气东输工程“西气东输”，我国距离最长、口径最大的输气管道。全线采用自动化控制，供气范围覆盖中原、华东、长江三角洲地区。西起新疆塔里木轮南油气田，向东经过库尔勒、吐鲁番、鄯善、哈密、柳园、酒泉、张掖、武威、兰州、定西、西安、洛阳、信阳、合肥、南京、常州等大中城市。东西横贯新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、XX等9个省区，全长4200千米。它西起塔里木盆地的轮南，起点是塔北油田，东至XX。设计年输气能力120亿立方米，最终输气能力200亿立方米。管道走向见图2-2-3西气东输工程建设示意图图2-2-3西气东输工程建设示意图b.川气东送工程川气东送引总投资626.76亿元，是我国继

51、西气东输工程后又一项天然气远距离管网输送工程。该工程西起四川普光气田，跨越四川、XX、湖北、江西、安徽、江苏、浙江、XX6省2市，管道总长2170公里，年输送天然气120亿立方米，相当于2009年中国天然气消费量的1/7。管道走向见图2-2-4川气东送管道工程与周边管网示意图图2-2-4川气东送管道工程与周边管网示意图c. 西气东输二线西气东输二线工程西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，东达XX，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、湖北、江西、湖南、广东、广西、浙江、XX、江苏、安徽等14个省区市，干线全长4895千米。西气东输二线管道，与拟建的中亚天然气管道相连，工程建成投运后，可将我国天然气消费

52、比例提高1至2个百分点。这些天然气每年可替代7680万吨煤炭，减少二氧化硫排放166万吨、二氧化碳排放1.5亿吨。可将我国新疆地区生产以及从中亚地区进口的天然气输往沿线中西部地区和长三角、珠三角地区等用气市场，以满足珠三角和长三角地区的能源需求，并可稳定供气30年以上。管道走向见图2-2-5西气东输二线管线示意图图2-2-5西气东输二线管线示意图随着能源产业就够的调整，中国的天然气管网建设取得了举世瞩目的成就。一个覆盖全国的天然气管网将逐步形成。但对于支网及中小城市管网的建设，在短期内还无法形成。3. 国内LNG 产品供需现状1）国内LNG 需求状况2005 年我国液化天然气的需求量约为308

53、8 万吨（相当于400亿立方米），2006 年我国液化天然气的需求量约3396 万吨（相当于440 亿立方米），2007 年我国液化天然气需求量约3786 万吨，2008年约4168 万吨（数据来源：国家统计局，中国石油和化学工业协会）。LNG需求量统计见图2-2-6。图2-2-6 我国LNG需求量统计情况（万吨）2）国内LNG 进口状况近几年，随着我国天然气消费增速加快，天然气供应越来越紧张。2005 年开始，我国LNG 进口逐年加快，2005 年、2006 年、2007年我国LNG 进口量分别为482.80 吨、68.75 万吨和291.3 万吨，2008年中国液化天然气进口总量为333.

54、6 万吨，比2007 年同期增长14.5（数据来源：国家统计局，中国石油和化学工业协会）。LNG需求统计见图2-2-7.由于供需缺口不断放大以及能源价格的大幅回落，预计未来几年我国液化天然气进口量仍然保持较大规模且有所增长。 图2-2-7 我国LNG进口量统计情况（万吨）近年来，我国LNG 在生产、消费及进口量方面逐年上升。中国天然气利用极为不平衡，天然气在中国能源中的比重很小。从中国的天然气发展形势来看，天然气资源有限，天然气产量远远小于需求量，供需缺口越来越大，供需的空缺主要依靠LNG 弥补。尽管还没有形成规模，但是LNG 的特点决定LNG 发展非常迅速。可以预见，在未来1020 年的时间

55、内，LNG 将成为中国天然气市场的主力军。4. 国内LNG 生产情况截至目前，我国已建成的LNG 生产厂至少有9 家，生产规模达89.4 万t。从目前国内现有的液化气厂的处理能力来看，在天然气源充足的情况下，国内LNG 的供应量如表2-2-1 所示。以液化天然气厂年工作365 日计，国内现有液化天然气厂在天然气源充足情况下最大供应量如表2-2-2 所示。表2-2-1 国内已建成的LNG工厂列表（单位：104 m3/d）表2-2-2 国内LNG供应量列表（单位：万吨）LNG 在民用上的供应离不开气化站，现列举部分国内气化站概况于表2-2-3 中。该表只选择早期建成和个别LNG 气化站列表。表2-

56、2-3 国内已建成的LNG小区气化站列表5. 国内液化天然气产品需求预测目前，我国天然气消费量和产量增幅均居全球第二。据相关预测显示，到2010 年消费量为1100 亿立方米，而届时国内天然气生产所能提供的只有900 亿立方米，天然气供应缺口达200 亿立方米；2015 年我国天然气需求将达1600 亿立方米，而国内生产能提供的只有1200 亿立方米，供应缺口达400 亿立方米；2020 年消费量为2000 亿立方米，缺口将至少达到800 亿立方米。到2030 年消费量将达到3000 亿立方米，到2050 年消费量会达到4500 亿立方米。这一缺口有待液化天然气（LNG）或开发其它天然气（如焦

57、炉气、煤层气和瓦斯气等）予以补充。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。表2-2-4 国内天然气需求预测在国际石油紧缺的情势之下，中国的能源危机越发显得更加严重。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。我国能源发展“十一五”规划提出，天然气占一次能源消费总量的比例将在5 年内提高2.5 个百分点，到2010 年达到5

58、.3%。同时“十一五”规划纲要提出“节能减排”的要求，指出在“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20%左右、主要污染物排放总量减少10%。这是贯彻落实科学发展观、构建社会主义和谐社会的重大举措；是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择。液化天然气（LNG）作为一种绿色能源，具有洁净、高效、资源丰富和方便储运等优点，大力发展LNG 是缓解能源紧缺、减少环境污染的有效途径。为此，我国政府非常重视LNG 产业的发展，2004年6 月，国家发改委在我国能源中长期发展规划的基础上制定了关于我国液化天然气进口方案的建议。建议中提出在广东，福建，山东，浙江，XX，江苏，辽宁，河北，天津，广西等沿海地区建

59、设若干LNG 接收码头和输气干线。这标志着我国已经进入LNG 利用的新阶段。我国对LNG 产业的发展越来越重视，正在规划和实施的沿海LNG 项目有：广东、福建、浙江、XX、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9 座，正在建设中的LNG 工厂有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的阶段。6. LNG 市场扩展情况2009 年之前，LNG 主要用于城市燃气

60、的调峰气源、中小城镇生活燃气、特种工业的燃料或者替代燃油，气化后作为CNG 汽车的燃料。目前，中国的LNGV(液化天然气汽车)应用取得了重大突破，并向重型车发展，部分取代小型CNG 型汽车及公交车。其中陕汽集团在该新能源汽车领域的发展和实际应用走在前列，先后推出德龙LNG重卡、CNG 重卡及LNG 客车、并进入实际应用阶段，先后向深圳市五洲龙汽车有限公司和新疆广汇公司等提供LNG 及CNG 汽车，新疆广汇能源正在新疆及周边地区积极推进LNG 重卡物流系统的建设。第三节 LNG 市场价格分析1.LNG价格现状LNG 价格在不同地区和各个时间内会有所波动，但基本上都是按照替代燃料的原则来确定的。亚

61、洲LNG 价格以替代石油为基础，欧洲和美国以替代管道天然气为基础。数据显示，美国天然气价格是同等热值汽油价格的80%-90%，为了维持价格稳定，保证供应，目前中国仍限制天然气价格的上涨，市场价格仅是同等热值汽油价格的30%。通常情况下，城市天然气价格包括出厂价（从气田开采出来的成本价格）、管输价（管道运输费用）、门站价（进入城市管网前的价格，相当于出厂价+管输价）、城市管网价（终端消费价格）。目前，天然气出厂价和管输价由发改委确定，根据开采成本和运输距离，实行一线一价。这形成了国内各地不同的天然气价格。根据国家发展改革委价格监测中心数据，2009 年11 月国内主要城市民用天然气价格如表2-3-1 所示。表2-3-1 国内部分地区2009年的天然气销售价格目前，我国天然气供气管网中。西气东输一线天然气主要由新疆塔里木气田供给，入网价格为0.522 元/Nm3。陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为0.681 元/Nm3。加上管输线费用，以北京为例，终端用气价格为2.05 元/Nm3。