液化煤层气工厂项目申请立项可研报告.doc

归档资料，核准通过。未经允许，请勿外传！目 录第1章 总 论51.1 概述51.2 编制依据51.3 编制原则51.4 项目建设的背景和意义61.5 项目研究范围91.6 工程内容概述91.7 研究结果9第2章 市场分析和价格预测142.1 市场分析142.2 价格预测19第3章 建厂条件及厂址选择213.1 建厂条件213.2 厂址选择22第4章 总图、运输244.1 总图布置的一般原则244.2 总平面及竖向布置244.3 主要技术指标264.4 运输26第5章 工艺方案285.1 建设规模285.2 工艺方案的选择285.3 工艺方案的确定335.4 工艺流程图375.5 LNG储存及装车系统375.6 主要工艺设备选择386 仪表、电气控制系统436.1 仪表控制系统436.2 电气52第7章 公用工程及辅助生产设施547.1 建筑547.2 给水、排水577.3 供配电637.4 通信697.5 暖通空调707.6 其它辅助生产系统72第8章 消 防748.1 防火设计依据748.2 工程概况768.3 危险性分析768.4 防火安全设计808.5 消防给水系统848.6 高倍数泡沫灭火系统868.7 干粉灭火系统87第9章 环境保护899.1 设计依据的环保法规和标准899.2 本项目污染物状况899.3 环境影响分析及治理措施919.4 环境评价93第10章 能耗分析及节能措施9410.1 能耗构成分析9410.2 节能措施9410.3 节能评价96第11章 职业安全卫生9711.1 设计标准及设计原则9711.2 职业危害因素及治理措施9811.3 专项投资估算10011.4 项目劳动安全卫生结论101第12章 工厂定员及人员培训10212.1 组织机构设置10212.2 工厂定员10212.3 人员培训103第十三章 项目实施计划10413.1 项目进度控制办法10413.2 项目进度计划表104第14章 投资估算与资金筹措10514.1 投资估算10514.2资金筹措10614.3资金使用计划106第15章 经济评价10715.1 经济效益评价范围及说明10715.2 编制依据10715.3 基础数据10715.4 成本费用分析10815.5 财务盈利能力分析10915.6偿债能力分析10915.7 不确定性分析11015.8评价结论及主要财务评价指标112第1章 总 论1.1 概述1.1.1 项目名称：10104Nm3/d液化煤层气工厂1.1.2 项目业主：北京嘉安瑞泰能源投资有限公司1.1.3 项目总投资：3964.21万元（不含流动资金）1.1.4 项目地点：山西省阳城1.1.5 项目占地：50亩1.2 编制依据1.2.1 依据主要标准、规范。1) 石油天然气工程设计防火规范 GB50183-20042) 建筑设计防火规范 GB50016-20063) 建筑灭火器配置设计规范 GB50140-20054) 建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范 GB50242-20025) 建筑给水排水设计规范 GB50015-20036) 建筑物防雷设计规范 GB50057-20007) 低压配电装置及线路设计规范 GBJ54-838) 爆炸和火灾危险环境电气装置设计规范 GB50058-929) 化工企业静电接地设计技术规范 CD90A3-8310) 工业与民用供电系统设计技术规范 GBJ50052-951.3 编制原则1.3.1 严格执行国家现行设计规范，贯彻国家有关安全、环保节能的相关法规。1.3.2 符合当地规划部门的要求，做到合理规划、合理布局、统筹兼顾。1.3.3 选择先进、经济、可靠的工艺技术，降低能耗，减少运行成本，提高企业经济效益。1.3.4 充分利用同类工厂的建设经验，立足于先进成熟的工艺装置技术，选择国内一流装置，降低工程投资，保证装置长期安全运行。1.3.5 努力学习消化国外技术，积极采用新工艺、新技术、新材料，力争各项指标达到国内同类装置的先进水平。1.4 项目建设的背景和意义1.4.1 项目建设的背景我国目前天然气生产及输送能力远远满足不了市场需求，尤其受气源、地理条件的限制，众多远离气源或输气管线的城市用气需求无法得到满足，特别是那些地处山区、河网地带的城市，修建管道施工难度大，经济性差。合理、充分、有效利用山西丰富的煤层气资源，均衡全面地发展煤层气利用，液化煤层气即（LNG）是一条高效和经济的途径。1.4.2 液化天然气概况1) 天然气非管道运输的两种方式天然气在投入生产和应用初期，为了提高贮存和运输效率,弥补管道输送的缺陷，产生了液化天然气（(liquefied natural gas英文缩写LNG)和压缩天然气(Compressed Natural Gas英文缩写CNG)这两种储运形式。CNG是天然气加压至2025Mpa并以气态储存在容器中。LNG是气态天然气经深度净化，在常压下冷却到-162后呈液态的天然气，其体积约为气态时的1/625。2) LNG优点介绍：（1）煤层气液化后便于进行经济可靠的运输。使用专门的槽车、轮船，将LNG运输到管道不能到达的地区，方便灵活，不受管网限制，适应性强；能量密度大，同体积下是CNG储量的3倍，运输成本低。（2）储存效率高、占地少、投资省。液化天然气（LNG）与气态天然气相比，储存压力低，安全可靠，体积小，容量轻，贮量大。（3）能综合使用，经济性好。LNG使用过程释放出的冷量可以用作冷藏、冷冻、温差发电等。（4）LNG可作为优质的车用燃料。与燃油汽车相比，用LNG做燃料的汽车，具有抗爆性好、燃烧完全、排气污染少、发动机寿命长、价格低、运输成本低等优点。LNG燃点为650，比汽油高230，气态时比空气轻，所以稍有泄漏立即挥发飘散，不易引起自燃爆炸，安全性能好。3) LNG的应用范围：（1）用作城市管道供气的主气源。由于气源、地理条件的限制，采用LNG技术是目前实现城镇气化的非管道输送的供气方式，通过汽车、轮船等运输工具将LNG运到用气地区，可以作为过渡气源或永久性气源。（2）用作LNG小区气化的气源。由于LNG运输灵活高效，且小区气化工艺流程简单，建设投资省、见效快、方式灵活，价格比石油液化气（LPG）便宜、价格平稳、气化成本低，经济合理。（3）用作汽车加气燃料。LNG比汽柴油、LPG价格低，安全、环保，储存效率高，汽车续驶里程长，发动机寿命长，在发动机运行中释放的冷量可用于空调。（4）用作城市管网供气的调峰负荷和事故调峰。由于LNG储存效率高，储运手段比气态天然气更灵活，具有较高的机动性。用作调峰和事故气源，一次性投资小，运行成本低。4) 国内外LNG产业简述LNG工业在世界上已有60多年的发展历史，技术成熟，已形成了从液化、储存、运输、气化到终端利用的一整套先进工艺。目前，世界上已建成投产LNG大型装置有160多套，液化生产能力2344.3亿立方米/年，年平均产量以20的速度增长。LNG工业在我国方兴未艾，90年代以来，我国陆续在河南中原油田、新疆鄯善、上海、海南海口、广西北海、四川乐山等地建成了近十套LNG工业生产装置，液化生产能力约10亿立方米/年。目前LNG产品供不应求，取得了可观的经济效益和良好的社会效益。1.4.3 项目建设的意义LNG是目前全球增长最快的一种能源，在中国大力发展LNG，将对优化我国的能源结构，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。对山西而言，充分把握国家西部大开发战略和能源结构调整战略实施的机遇，利用山西省内煤层气的丰富资源优势，发展LNG工业，具有以下几方面的意义：（1）实现资源优势向经济优势转化阳城地处煤层气的主产区，开发利用天煤层气十分便利，但目前天然气利用率低，用气量相对较少。通过就地转化，发展LNG产业，占领LNG市场，使阳城的煤层气源得到充分利用，从而变资源优势为经济优势。（2）改善大气环境，打造宜居城市天然气在燃烧过程中基本不排放二氧化硫，排放的氮氧化物比油和煤分别低40和60，排放的二氧化碳比煤炭低50，比石油低20左右。通过管输天然气不能到达的地区使用LNG，积极推进城镇气化范围，扩大天然气的利用范围和领域，改善城市的大气环境。（3）拉动产业发展，促进经济增长LNG是一种新兴产业，通过建设使用LNG，在促进阳城地区经济增长的同时，对拉动本地能源等相关产业的发展，促进就业、增加税收，促进深冷科技水平的提高，都将发挥重要的作用。1.5 项目研究范围（1）通过对气源、市场的分析来确定阳城LNG工厂的建设规模。（2）通过技术比较，确定LNG工厂的工艺流程、设备选择等方案。（3）根据项目总体要求，对工程的总图、运输、公用工程及配套设施，进行合理规划和设置。（4）对项目的技术安全性进行分析。（5）分析项目建设、运行对环境的影响。（6）进行项目投资估算，对项目财务效益和敏感性进行初步计算、分析和评价。1.6 工程内容概述1.6.1 项目概况本工程原料气处理规模11104Nm3/d，采用煤层气膨胀制冷循环的液化工艺，装置产品为液化天然气。本项目充分吸收国内外先进的液化工艺和生产经验，产品产率高，装置运行安全。 本项目建成后年开工天数330天。1.6.2 建设内容（1）土建工程：罐区围堰、压缩机厂房、设备平台、道路硬化、公用工程、装置区和辅助生产建（构）筑物、厂前区综合楼等。（2）安装工程：原料进气系统、原料气预处理系统、低温液化系统，增压透平膨胀机系统，氟利昂预冷系统，LNG储存系统，仪表空气系统，置换用氮气系统，仪表控制系统，电气控制系统，变配电系统等。1.7 研究结果1.7.1 主要技术经济指标1) 主要技术指标见表1.7.1-1 主要技术指标 表1.7.11项 目性 能 参 数备 注进装置煤层气气量11104 Nm3/d（0、101.325 KPa）放空酸气1.342103 Nm3/d（0、101.325 KPa）LNG产量125.3 m3/d（48.04吨）（在LNG贮槽内计量）LNG贮槽的储存压力0.4MPa.G（表压）LNG贮槽的储存温度-138 装置的操作弹性50%100%装置连续运行时间8000小时2) 装置日消耗指标见表1.7.1-2 装置日消耗指标 表1.7.1-2序号消耗项目耗量备注1原料气11104Nm32工艺性用电50320kW.h按轴功率计算（公用工程用电以工程设计为准）3公用工程用电5600kW.h4循环水11360 m35补充新鲜水171m3循环率按98.5%（以工程设计为准）6低压蒸气16320kg0.6MPa.G7燃料气1920 m30.3MPa.G8仪表空气2400Nm30.65MPa.G，水露点- 409氮气2400 Nm30.6MPa.G，水含量1ppm10液氮10 m3（供开车时用）3) 装置其他消耗指标见表1.7.1-3。装置其它消耗指标 表1.7.1-3 序号消耗项目耗量备注113X分子筛2334(吸附塔用)每2年更换一次2活性碳2134(吸附塔用)根据实际情况更换 3浸硫活性碳1334(脱汞器用) 每1年更换一次43KT-172分子筛1000(PSA制氮用) 每2年更换一次513X分子筛174(PSA制氮用) 每2年更换一次6活性碳100(PSA制氮用) 每2年更换一次7分子筛1000(仪表空气用) 每2年更换一次8MDEA8 m3首次开车充装量9清洗用汽油0.2m3首次膨胀机用油10清洗用煤油0.4m3首次11清洗用润滑油0.4m3 (N32透平油)首次12加注润滑油0.4m3 (N32透平油)首次13每次更换润滑油0.4m3 (N32透平油)14加注46#冷冻油400600首次R22冷冻机用油15加注R22冷剂800首次16加注压缩机润滑油650/台首次氮甲烷循环压缩机用油4) 主要经济技术指标见表1.7.1-4主要财务评价数据指标汇总表 表1.7.1-4 序号指标名称单位数值备注1投资总额万元7971.27 （包括流动资金）1.1建设投资万元6964.21 1.2建设期利息万元0.00 1.3流动资金万元1007.06 2建设期年13生产期年20.00 4年均销售收入万元8258.25 5年均总成本万元6656.66 6年均经营成本万元6405.93 7年均税金及附加万元313.01 8年均利润总额万元1288.59 9年均所得税万元322.15 10年均税后利润万元966.44 11年均利税总额万元1601.59 12投资利润率（年均）16.17 13投资利税率（年均）20.09 14资本金利润率（年均）30.20 15全部投资（税后）：15.1 财务内部收益率10.51 15.2 财务净现值万元2788.52 15.3 投资回收期（静态）年8.25 16自有投资（税后）：16.1 财务内部收益率12.62 16.2 财务净现值万元3729.72 16.3 投资回收期（静态）年7.2 17借款偿还期年0.00 1.7.2 结论（1）装置原料来源稳定、可靠。装置建成后，阳城煤层气资源得到合理充分利用，产品附加值高，符合市场需要，市场空间广阔，对提高企业经济效益和促进地方经济发展具有积极作用。（2）本项目采用的生产工艺先进成熟，安全可靠，节能高效。（3）项目主要技术经济指标均好于行业基准值，说明本项目的经济效益好、抗风险能力强，在经济上是可行的。（4）工艺流程采用先进、环保新技术，对环境无任何危害，属于绿色产业。综上所述，山西阳城 10104Nm3/d液化煤层气项目，资源可靠、技术先进、市场前景广阔、经济合理，具有良好的经济、环保和社会效益，对山西省煤层气资源的利用和发展是必要和积极的，项目可行。第2章 市场分析和价格预测2.1 市场分析2.1.1 国外市场简介天然气液化技术始于1914年，发展于60 年代。自 60 年代起，全世界生产 LNG 装置的数量和规模不断增加，目前已投产的LNG装置达到160多套。另外还有大量的LNG工厂正在计划建造中。2004年LNG生产能力达到1.66亿吨。预计2010年新增产能将达到1.96亿吨。 目前，世界上共有十几个国家生产出口 LNG。LNG 主要产地分布在印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚、阿尔及利亚、文莱等地，消费国主要是日本、法国、西班牙、美国、韩国和我国台湾省等。目前世界LNG贸易分成两个界线分明的市场，一个是亚太地区，一个是大西洋地区。在亚太地区日、韩是两大进口国，印尼、马来西亚是两大出口国。在大西洋地区，法国、美国是两大进口国，尼日利亚、阿尔及利亚、特立尼达和多巴哥是主要出口国。自 1980 年以来，LNG 出口量几乎以每年8的速度增长。2000年全球LNG贸易量为105.5106 吨，比上一年增长11.2。目前，LNG占全球天然气市场的5.6及天然气出口总量的25.7。过去十年LNG贸易量上升了近一倍，目前仍呈上升趋势。目前世界 LNG年贸易量为1200亿立方米，预测到2010年将跃升至16301690亿立方米。2010年大西洋地区LNG需求约为4968106t/a，供应能力为 90106 t/a。亚太地区 LNG 需求约为 97.2133.4106t/a，供应能力约为170106t/a。 各国均将LNG作为一种低排放的清洁燃料加以推广，亚洲LNG进口量已占全球进口总量的 70以上，今后亚洲市场将成为 LNG 需求中心。目前亚洲占世界 LNG 贸易量的77，预计今后亚洲市场LNG需求仍持续增长。日本是LNG进口大国，2001年的需求量占世界需求量的52，占亚洲需求量的70%左右。预计2010年日本LNG进口量为7200万吨，韩国的进口量为2000万吨，台湾地区为1100万吨。印度和中国这两个亚洲大国是最有希望增长的潜在市场。 2.1.2 国内市场分析 我国拥有丰富的煤层气资源（煤层气属天然气中的一种），加快发展我国天然气工业，对优化产业结构、改善生态环境、提高人民生活质量、加快城市化建设、保持国民经济持续健康发展，都具有重要和深远的战略意义。 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。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。天然气工业被列为“十五”期间国民经济鼓励发展的重要产业，并制定了遵循多种能源、多种途径、因地制宜、合理利用的能源发展方针。2010年中国能源消费目标结构：天然气消费占5.6，煤炭消费占60.8，油品消费占25.2，其它占8.4。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。据此预测的天然气需求量与中国今后潜在的、可生产的天然气产量相比还有巨大的缺口（见下图）。近年来中国能源工业发展很快，生产总量仅次于美国和俄罗斯，名列世界第三；能源消费总量仅次于美国，名列世界第二。我国能源结构比例长期以来以煤为主，但已经呈现出逐年下降的趋势，与此同时，石油、天然气、电力逐年上升，呈现健康发展的势头。天然气工业被列为“十五”期间国民经济鼓励发展的重要产业。下表为中国能源消费结构变化趋势预测（据：国家发展计划委员会能源研究所相关数据）。据此预测，我国的天然气需求量和目前能源结构下生产及输送的能力相比存在着极大的差距。我国需要开展多种形式的供应手段和保障体系以适应不断增长的能源需求。由于在运输、经济、环保、安全等方面的突出特点，LNG 在国内被广泛用于城市燃气市场的先期开发、调峰、发电、汽车燃料、建材生产和居民燃气等领域。随着国内LNG应用规模不断扩大，呈现出供不应求的局面，预计到2010年增长到457亿立方米。同期国内生产量为120亿立方米，缺口高达337亿立方米。 2.1.3 国内LNG工厂现状A、目前，国内已建成LNG工厂生产规模：1) 河南中原油田濮阳LNG液化厂已建成投产，规模为15万立方米/天；2) 新疆广汇集团建设的吐哈油田LNG液化厂已建成投产，规模为150万立方米/天；3) 海南福山油田LNG液化厂已建成投产，规模为25万立方米/天；4) 广西北海涠洲岛LNG液化厂已建成投产，规模为15万立方米/天；5) 中石油西南分公司乐山LNG液化厂已建成投产，规模为4万立方米/天；6) 江阴天力燃气LNG液化厂已建成投产，规模为5万立方米/天；7) B、筹建中的LNG生产工厂规模：1) 兰州燃气化工集团30万立方米/天的天然气液化厂；2) 内蒙古鄂尔多斯100万立方米/天的天然气液化厂；3) 四川达州100万立方米/天的天然气液化厂；4) 中海油珠海横琴岛50万立方米/天的天然气液化厂；5) 新疆广汇库尔勒400万立方米/天的天然气液化厂；6) 重庆民生股份15万立方米/天的天然气液化厂；7) 苏州天然气管网公司7万立方米/天的天然气液化厂；8) C、国内LNG接收站产业状况：1) 广东LNG项目接收站址在深圳大鹏湾秤头角，规模为370万吨/年；2) 福建LNG项目接收站址在莆田市秀屿港，规模为260万吨/年；3) 珠海LNG项目接收站址在高栏岛，规模为900万吨/年；4) 浙江LNG项目接收站址在宁波，规模为300万吨/年；5) 山东LNG项目接收站址在青岛灵山卫镇，规模为300万吨/年；6) 江苏LNG项目接收站址在江苏如东县，一期规模为350万吨/年，二期规模达600万吨/年；7) 上海LNG项目接收站址在上海国际航运中心洋山深水港区的中西门堂岛，规模为300万吨/年；8) 唐山LNG项目接收站址在唐山市唐海县曹妃甸港，一期规模为600万吨/年，二期规模为400万吨/年；9) 秦皇岛LNG项目接收站址拟在山海关港或秦皇岛港，一期规模为200万吨/年，二期规模达到300万吨/年；10) 澳门黄茅岛一期200万吨工程预计3年完成，二期将达500万吨/年。11) 2.1.3 本项目市场分析 本项目市场定位在推动山西省及东部经济发达地区管输天然气未到达城市的用气。由于受地理条件限制，这些地区铺设管道施工难度太大，不经济，即便管道铺设到达的城市也因各种条件限制，远远未达到全面气化。这部分用气缺口预计在200万立方米/日，所以本厂10万立方米/日的产品是远远不能满足市场需求的。2.1.4 市场分析结果 通过以上分析可知，本项目产品 LNG 有较大的市场空间，国内、国外市场均供不应求，发展前景广阔。因此本项目在市场上是可行的。 2.2 价格预测 2.2.1 产品价格（1）定价策略：经过市场调查及对生产成本的测算，LNG的出厂价初步定为2.6元/立方米（3831元/吨），以山西南部及周边作为目标市场，主要考虑以阳城为中心，500公里为半径的辐射区内的销售市场。（2）运输方式：所有产品运输委托专业运输公司。（3）运费测算：公路运输成本0.05元/每百公里立方米。天然气原料气进厂价为1.4元/ m3，加上0.44元/ m3的液化加工成本及LNG工厂0.76元/ m3的利润，则售价为2.6元/ m3，仍低于目前周边地区终端市场价3.85元/ m3，给下游市场留有一定的盈利空间，因此价格上有一定的抗风险性。2.2.2 原料气供应（1）原料气来源：本项目原料气来自阳城地区的煤层气矿井旁。（2）原料气价格：1.4元/Nm3。2.2.3 气源状况（1）原料气需求量：拟建LNG工厂每天需原料天然气11104Nm3/d，每月需330104Nm3/d（月按30天计），每年需约3630104Nm3/d（年按330天计）。（2）原料气气样分析见表2.2.3-1 煤层气气样分析表 表2.2.3-1组份名称组成（mol%）氮3.03二氧化碳0.45硫化氢-甲烷95乙烷1.52（3）原料气资源状况山西阳城10104Nm3液化煤层气工厂建于阳城地区煤层气产地旁，该区煤层气总储量为6.85万亿m3，约占山西煤层气储量的2/3强，压力在1.113.7Mpa，煤层气涌出量最高达178m3/min，气源压力、流量稳定，能够满足该项目用气需求。第3章 建厂条件及厂址选择3.1 建厂条件3.1.1 厂址自然地理概况（1）行政区划位于山西省东南部，东与泽州县相连，南与河南省济源市为邻，西与垣曲、沁水县接壤，北与沁水县搭界。总面积1930.7平方公里。辖8镇，17乡，501个行政村和2689个自然村。总人口40万人。阳城县辖1个街道、10个镇、7个乡：东城街道、凤城镇、北留镇、润城镇、町店镇、芹池镇、次营镇、横河镇、河北镇、蟒河镇、东冶镇、白桑乡、寺头乡、西河乡、演礼乡、固隆乡、董封乡、驾岭乡。（2）历史沿革阳城古称濩泽，为尧舜夏冀州之域，商为畿内地。战国时迭属韩、魏。汉置县，治所在今县城西15公里的泽城村，属河东郡。东汉建武元年（25年），封邓鲤于泽，为侯国。三国魏黄初之年（220年）废侯国复县。北兴安二年（453年），县治由泽城迁往今县城。孝昌元年（525年），分濩泽为濩泽和西濩泽。唐武德元年（618年）濩泽为泽州治所，八年，徙至端氏。天宝元年（742年），改濩泽为阳城县。天佑二年（905年），复称濩泽。五代后唐同光元年（923年），复易名阳城。金升阳城为州，元中统元年（1260年），州复为阳城县。明、清时属泽州和泽州府。民国3年（1914年），属冀宁道。民国13年，直属山西县。民国32年7月，分为阳南，阳北两县；民国34年4月，合为阳城县。1958年10月，曾合沁水县为阳城县，1959年10月两县分置。（3）物产资源阳城年平均气温11.7，7月份平均24.6，1月份平均-3，年降水量平均627毫米，无霜期为170195天，日照年平均2571.3小时。耕地55.82万亩。天然水资源总量4.67亿立方米。主要矿产有煤、硫铁、铁、铝土、石英石、石灰岩、白云岩、铅、锌、铜、重晶石、水晶石等。 其中，煤炭地质总储量59.22亿吨，硫铁矿7431.1万吨，铁矿995.9万吨。境内有历云、蟒河两个省级自然保护区，有国家保护的稀有植物9种和珍贵动物16种。其中，红豆杉、领春木、山白树、牛鼻酸、青檀等起源很早，为中国特有的树种，有中草药300多种。阳城还是华北第一大蚕茧大县，其气候温和，植桑养蚕历史悠久，是华夏蚕丝文明的发祥地之一。穆天子传中就有周穆王“休于获泽（今阳城县），以观桑者，乃饮于桑林”的记载。阳城蚕丝质地优良，洁白温润，色泽柔和，条理均匀，纤丝细长，历来被称为“软黄金”，远销日本、韩国、美国和欧洲等地。曾连续三次获得国家优质产品金质奖，赢得金牌“三连冠”殊荣。国家质检总局2006年192号文件向全国公告，对“阳城蚕茧”实施地理标志产品保护。（4）地震烈度根据中国地震烈度区划图（1990）标注，项目所在地区地震烈度为7度，工程按8度地震基本破坏烈度设防。3.2 厂址选择3.2.1 厂址选择的原则（1）一般要求煤层气液化工厂选择的原则，应符合城市总体规划、消防安全和环境保护的要求，并应选择在交通便利、方便大型车辆出入的地方。（2）站址选择安全要求 厂址选择应符合城镇燃气设计规范、建筑设计防火规范和液化天然气（LNG）生产、储存和装运的防火安全要求； 避开重要建筑物和人员密集区； 远离明火场所。3.2.2 本厂厂址选择 山西省阳城町店镇第4章 总图、运输4.1 总图布置的一般原则（1）根据站内设施的功能性质、生产流程和实际危险性，结合四邻状况及风向，分区集中布置，尽量减少管线长度，节约投资，方便以后的安全作业和经营管理。（2）保证站内场地通畅，方便大型车辆和消防车辆的出入。避开重要建筑物和人流密集区。采用的主要标准规范：城镇燃气设计规范 GB50028-2006石油天然气工程设计防火规范 GB 50183-2004石油化工企业厂区总平面布置设计规范 SH 3053-93工业企业总平面设计规范 GB 50187-93石油化工企业厂区竖向布置设计规范 SH/T 3013-2000石油化工企业厂内道路设计规范 SHJ 23-90城市道路设计规范 CJJ 37-90石油化工厂区绿化设计规范 SH 3008-2000建筑设计防火规范 GB500162006总图制图标准 GB/T 50103-2001国家颁布的其它有关规范和设计规定4.2 总平面及竖向布置4.2.1 工程占地厂区占地面积50亩。4.2.2 站内分区本项目按火灾危险性分类属于甲类危险场所，厂内平面布局严格按照现行防火规范的有关规定布置。总体布置按照使用功能分区，分为厂前区、辅助区、装置区、储罐区、装车区。各区之间分界明确，功能如下：厂前区：布置有综合楼（包含消防泵房、中央控制室、化验分析室及办公等），占地面积为540.00平方米，建筑面积为2160平方米；消防水沉淀池约520立方米，占地面积130平方米。辅助区：总变电所、锅炉房、空压及PSA制氮站等。占地面积为804平方米。装置区：布置有工艺生产装置及辅助工艺装置。区内布置针对LNG管线介质特点，在满足工艺配管及操作维修通道的前提下，尽量缩短管线，减少气阻和气蚀现象，节约投资。占地面积为2770.00平方米。储罐区：布置有一台1750m3的LNG子母罐。占地面积为1225.00平方米。装车区：布置有二个装车台及供LNG槽车装车的回车场地。占地面积为1345平方米。总平面布置必须满足工艺流程和动力设施要求，使得工艺流程顺畅、管道缩短交通运输方便。力求紧凑合理，各单元及设备之间衔接短捷，以节约用地。充分考虑安装和检修的要求，以方便工厂将来的管理。4.2.3 厂区道路为方便车辆进出，道路设计为双车道。厂区设置一环形主干道，宽为6米，道路旁边布置绿化带。充分考虑防火安全和环保卫生要求，满足国家现行有关标准规范的要求。4.2.4 厂区围墙及其它围护设施液化厂属于易燃易爆性生产场所，为了厂区的安全管理，应做适当的封闭。厂区新建围墙，围墙高度为2.2米高的非燃烧实体围墙，防止厂内天然气泄漏时扩散到厂外或厂外火源飞入厂内。厂内设施之间可设栅栏墙。为了防止储罐发生事故时范围扩大，储罐周围设围堰，围堰高1.6米，为钢筋混凝土结构。4.2.5 排水及竖向布置站区现有场地自然坡度较为平缓，故本工程竖向设计采用平坡式设计方案。设计坡向与原地自然坡向相同。工艺装置区、储罐区高出其它地方地面200mm。场地雨水按照设计坡向出站后排入市政管网。罐区四周设有围堰，围堰内设有集液池，集液池内设有潜水泵，收集后的雨水经过潜水泵排出围堰。4.3 主要技术指标厂区用地面积： 33000 m2建构物用地面积： 4469.0m2道路及广场用地面积： 8000.0 m2管架及地下管线用地面积： 3200.0 m2建筑系数： 22.3容积率： 0.304.4 运输本项目原料气由管道输送，每年输送量为3.63107 Nm3；产品液化天然气由运输公司的汽车槽车运出，每年运出量为15853.2t（详见年运输量表4.4）。 年运输量表 表4.4序号名 称运输量运输方式备 注一运入1天然气3.63107 m3/a管道二运出2液化天然气15853.2t/a汽车槽车本站不承担第5章 工艺方案5.1 建设规模项目设计规模初步确定为日处理原料气11104Nm3，日生产LNG 10104Nm3，年开工天数330天。全年生产LNG 3300104Nm3/a(1.585万吨/年)。5.2 工艺方案的选择天然气的液化包括原料天然气的净化处理和天然气液化两个过程。工艺方案的确定主要是指确定原料天然气的净化处理和天然气液化两个过程的工艺流程。5.2.1 天然气净化方法的选择天然气的净化处理，目的是除去低温过程中会固化而产生堵塞的成分。这些成分包括二氧化碳、水、重烃、硫化物和汞。A、对于硫化物和二氧化碳含量较高的气源，净化过程分成两步：第一步采用乙醇胺等溶剂的溶剂吸收法进行处理，将硫化物和二氧化碳的含量减少到几十至几百ppm；第二步采用分子筛吸附将水减少到1ppm以下，二氧化碳含量降到50100ppm。由于溶剂的选择性吸收以及分子筛也吸附硫化物，净化过程能使硫化物净化得更好。天然气脱CO2、H2S通常有三种方法：化学吸收法、物理吸收法和氧化还原法。我们这里采用目前国内外天然气脱CO2 、H2S通常采用的化学吸收法。化学吸收法是以可逆的化学反应为基础，以碱性溶剂为吸收剂的脱CO2 、H2S方法，溶剂与原料气中的CO2、H2S等酸性气体反应生成化合物；吸收了CO2、H2S的富液在升高温度、降低压力的条件下又能分解而放出CO2、H2S，从而实现溶剂的再生。这类方法中最具代表性的是碱性溶液法和醇胺法。后者是天然气脱CO2、H2S最常用的方法，是天然气脱CO2、H2S最基本的技术路线。从经济性及技术成熟的角度考虑，并结合气源气质情况，本装置采用胺法来脱除原料气中的酸性气组分。无论在国外LNG装置中、或国内天然气预处理中，其应用历史悠久、技术成熟，能可靠达到CO2、H2S的脱除深度，如上海、新疆、中原LNG装置均选用此方法。B、天然气脱水和脱重烃工艺方法一般包括：低温脱水、溶剂吸收和固体干燥剂吸附三大类。低温冷冻分离主要用于避免天然气在温度低时出现水化物，然而它所允许达到的低温是有限的，不能满足天然气液化的要求；溶剂吸收通常包括浓酸（一般是浓磷酸等有机酸）、甘醇（常用三甘醇）等，但这些方法脱水深度较低，不能用于深冷装置；固体干燥剂脱