新能源有限责任公司小时处理1.25万Nm3天然气液化项目可行性研究报告.doc

xxxx新能源有限责任公司小时处理1.25万nm3天然气液化项目可行性研究报告xxxxxx工程设计咨询有限责任公司工程设计证书编号：xxxxxxsj 工程咨询证书编号：工咨甲xxxxxxx 第一章 总论11.1编制依据11.2研究目的11.3研究范围61.4编制原则61.5遵循的标准规范71.6推荐技术路线111.7研究结论111.8存在的问题和建议17第二章 厂址的选择192.1厂址选择过程及原则192.2厂址的地理位置192.3选址结论21第三章 建设规模及总工艺流程223.1原料天然气来源及组成223.2建设规模233.3产品方案233.4总工艺流程233.5自动控制32第四章 工艺装置454.1 原料气计量稳压单元454.2 天然气净化单元454.3 天然气液化单元514.4 冷剂循环单元524.5 介质加热系统564.6 工艺部分消耗指标564.7工艺系统设备表56第五章 辅助生产设施615.1 火炬和放空系统615.2 化验室615.3 维修615.4 消防615.5 防腐及绝热66第六章 公用设施716.1 给排水716.2供电746.3 通信816.4 供热886.5 燃料气系统886.6 仪表风空气886.7 氮气系统896.8 采暖通风90第七章 总图、运输917.1总图917.2 储存、运输937.3 建筑94第八章 节能988.1 综合能耗分析988.2 节能措施98第九章 环境保护999.1 污染物的来源及处理999.2 绿化1019.3 结论101第十章 劳动安全卫生10210.1职业危害分析10210.2职业危害防护10310.3 预期效果10410.4 建议104第十一章 组织结构和定员10511.1 组织机构10511.2 定员10511.3 培训106第十二章 项目实施进度安排107第十三章 投资估算与资金筹措10813.1投资估算的范围和依据10813.2投资估算10813.3资金筹措109第十四章 财务评价11114.1财务评价依据、基础数据与参数11114.2成本费用估算及分析11114.3财务指标计算与效益分析11214.4不确定性分析11414.5结论及建议116vxxxxxx工程设计咨询有限责任公司 天然气液化项目可研第一章 总论1.1编制依据xxxx新能源有限责任公司小时处理量1.25万nm3天然气液化项目可行性研究报告编制委托书。1.2研究目的本天然气液化项目可行性研究的主要目的在于，针对给定的天然气组成、天然气气量，以技术先进、节省投资和经济效益为原则进行全面优化，最终得出优化合理的工艺流程、总图布置、用地范围、供电方案、给排水方案、投资估算等，在全面分析lng的市场基础上完成整个项目的经济评价，为业主作出正确的投资决策提供依据。1.2.1项目建设的必要性 石油短缺和生态恶化是人类面临的主要问题，能源的短缺将直接影响各国经济的持续发展，而环境污染则直接威胁着人类的健康和生存。天然气是世界能源的重要组成部分，除石油、煤炭以外，唯有天然气可实现低成本、大面积开采，而且运输和储存技术已十分成熟，应用广泛，被公认为是一种廉价、清洁、安全、高效的车用燃料。以天然气替代石油已成为世界能源发展的主要方向之一。同时，天然气汽车也是汽车工业发展的一个重要方向。世界上有许多国家在进行lng 车用技术及加气站技术的研发和使用，lng 不但适用于城市公交车，同样也适用于出租车和大型货运车辆，尤其是长途车辆。在我国，从2001 年以来，燃气汽车保有量目前已超过22 万辆，19 个重点推广应用城市（地区）加气站数量达712 座以上。截止2007 年，鄂尔多斯市的汽车保有量就达325627 辆，其中载客汽车69621 辆，载货汽车42209 辆。目前，xxxx天然气利用仍以工业和居民消费为主，cng 出租车在呼包鄂三市已经形成了一定规模，乌海市和巴彦淖尔市的cng 加气母子站也正在建设。xxxx中西部是矿产和能源富集区，也是重化工发展比较快的地区，对公路运输能力的要求也在不断提高。丹萨高速、110 国道、包茂高速、210 国道、109 国道、省道103、214 和曹羊线、德敖线等公路组成密集的公路交通网络，使货物运输更加畅通、快捷，运输特点更加突出。可以预见，随着人民生活水平的提高和汽车工业的迅速发展，随着国内各个城市供气系统和全国范围内的加气站网络建设的完善，天然气汽车必将得到大力推广。鄂尔多斯煤层气资源、废弃天然气气井的开发利用具有变废为宝、变害为利、节能减排、建设绿色矿山、促进煤矿企业可持续发展、优化能源结构、缓解石油短缺等等一系列重要的意义，它的快速推进符合国家和地区经济发展的总体战略要求。 天然气液化后体积变小这一物理现象，使lng 可服务于城市燃气负荷的平衡调节。市政天然气的输送和储存，无论其主力气源是管输天然气还是车船运天然气，都需要lng 的配合，才能较好地发挥功效。例如，民用燃气冬天用得多、夏天用得少，用气户或lng 装置的检修、输气管网的故障等，都会造成定期或不定期的不平衡。储存lng 并根据需要气化它，能起到削峰填谷的作用。在这方面，lng 储存具有其它储气方式不可比拟的优势。因此，即使对于100%气体管输的系统，lng 也是必不可少的手段。1999 年，由法国索非公司帮助上海建设的浦东lng 液化装置，是我国首座lng 调峰站，也是lng 与市政燃气系统相互配合的典型例证。 此外，大量分散的天然气用户必须依赖lng 才能被连接到天然气供应网络中来。 可见，lng 已是现代燃气系统的必要组成部分。 液化天然气可作优质的交通运输工具燃料。与用汽油相比，用lng 驱动车辆具有辛烷值高、抗爆性好、燃烧完全、污染排放少、发动机寿命长、运输成本低等优点；即便与压缩天然气(cng)比，它也具有储存效率高，一次装填续驶行程远，燃料容器压力低、重量轻、装填地点不受供气管网限制等优点。随着环境保护的日益受到重视，社会对汽车的节能减排提出了更高的要求。我国政府提出了“发展清洁能源汽车，调整能源结构， 减少环境污染，改善大气质量”的重要方针，把发展清洁能源环保汽车作为本世纪我国汽车工业发展的一个重要方向，汽车燃料的清洁化、多样化将是我国汽车工业发展的必然趋势。我国现有城市的污染源主要在于车辆尾气。若汽车改烧lng，有害物排放将大大减少。据美国的测试资料，lng 车与汽油车相比，尾气中的ch 将由0.54 降至o.26， co 将由8.35 降至0.03，nox 由1.92 降至1.23、s0x 由0.71 降至0，pb 也由0.08 降至0。另据国内测试资料，lng 车比汽油车排放的ch 减少72%，nox 减少39%，co 减少24%， s02 减少90%。 lng 的燃点为650，比汽油高230 多度；爆炸极限为4.7%-15%，比汽油(1%-5%) 更不易爆炸。它与空气相比更轻，泄漏时更容易向上扩散，而不易积聚在地面而引起爆炸。正由于lng 具有这样的特性，它使用起来要比汽油安全得多。它的这一特点使lng经历了30 年几乎无事故的发展。1970 年以来，全世界只发生过16 起与lng 有关的事故。1980 年以来，全世界只有两人的死亡与lng 有关。 lng 的上述特性使它的推广使用不存在安全方面的顾虑和障碍。 综上所述，建设lng生产厂不仅可以满足管道未辐射到的大量分散的天然气用户的用气需求，而且可以作为管道气的调峰气源，补充高峰用气时的不足气量，同时也可以作为优质廉价的车用燃料气，因此本项目的建设具有很大的必要性。1.2.2项目建设规模本项目建设规模小时处理量1.25 x104nm3，液化厂每天分三班生产，每班满负荷运转可产液化天然气9.5x104nm3，按年产8000h设计。1.2.3项目市场分析 1.2.3.1目标市场由于液化天然气的优异性能和运输的便捷，主要用于城镇居民、公共事业、商业和汽车用气。液化天然气的汽车运输半径为2000km，火车、海运会更远，因此可以说国内大多数城镇都在经济合理的运输范围内。特别是xxxx自治区境内和临近省区如北京、东北、华北、西北等地区的城镇。对于这些地区管道天然气未覆盖的城镇，在铺设管道不经济的情况下，液化天然气以其单位运输成本低、综合利用范围广而成为比较理想的选择。本项目的目标市场定位主要有以下几个方向：1）市政燃气 本项目所产lng 产品将优先考虑用作市政燃气。与发达国家相比，我国的民用燃气起步较晚。全国有配气管网的城市本身就少。有配气系统的城市，配送的天然气也仅占全部燃气的13%。本项目目标市场为xxxx中西部的中小城市，产品将以液化天然气槽车运输至用户。 2）运煤车和公交车用燃料如果本项目产品用于市政燃气后还有余量的话，可以用一部分lng 产品来改造该城市的公交车系统和部分大中型货运车辆。早在2004 年，全国就有了16 个重点推广城市，拥有天然气汽车19.64 万辆。后来cnc 汽车又向其他城市推广。此后510 年内，天然气汽车的数量将有大幅度增长。这些天然气汽车目前大部分是压缩天然气(cnc)汽车，而所有的cng 汽车，都是lng 的潜在用户。今年三月，在被认为并不发达的贵阳市，公交车已用上液化天然气。如果能将巴彦淖尔市内的公交车和客运车及周边交通路线上的大中型货运车辆配合进行lng改装,同时进行lng 加(燃)料站建设，将促使该城市、乃至该城市所在和邻近的省区，提前驶上环保汽车发展的快车道。1.2.3.2市场容量lng的合理运输半径是2000公里，在此范围内有许多的大、中、小城镇目前已具备天然气消费的需求和足够的承受能力，只苦于气源不足，气源缺口还是相当大的，本项目建成投产后，能够提供的lng 产品为每小时12500nm3，如果全部用作市政燃气，只可支持一个约200,000 户的中小城市的用度，同时巴彦淖尔市内的公交车和客运车及周边交通路线上的大中型货运车辆实施lng燃料改装后其用量也是相当大的,对于其市场容量来说，本项目的产量只会被嫌少而不会被嫌多的，因此本项目的市场前景是非常广阔的。 1.2.3.3 市场价格 根据lng 在目标市场销售所能接受的价格，粗估了从产地到用户所在地的运输费用和将lng 配送到住户的费用之后，暂定本项目lng 产品的出厂价为3.0元/标立米(含税)。1.3研究范围本研究的范围包括：天然气液化厂址的建设条件、市场预测，天然气液化厂的天然气净化和液化工艺系统的优化、液化天然气的储存和运输、总图布置、给排水和消防系统、污水处理系统、供电方案、通信系统、自控系统、放空系统等液化厂内的所有内容，以及项目的投资估算、资金来源和项目的财务评价结论等等。1.4编制原则1）积极采用国内外先进、可靠的工艺技术，提高工程技术水平，确保经济合理、安全可靠；保证产品质量和产品的产量，方便操作和管理。2）关键设备选用进口设备，其余设备，在满足工艺技术要求的前提下，优先选用国产设备。尽量降低投资、减少占地面积。3）遵守国家法令、法规及有关标准和规范，在国内标准、规范没有明确规定时参照asme、api、nfpa的国际规范执行。4）采用国内外先进的自动控制系统，主要生产过程采用全自动控制，确保装置处于最佳工况下运行；减少管理人员，简化管理体制，在满足生产的条件下，尽量减少操作人员，以降低运行管理费用，提高管理水平。（5）充分考虑hse，做到安全设施与主要工程设计、施工、投产三同时。1.5遵循的标准规范石油化工项目可行性研究报告编制规定天然气净化厂工程项目可行性研究报告编制规定 q/cnpc ghy 0205-1999石油和天然气工程总图设计规范sy/t0048-2000液化天然气（lng）生产、储存和装运gb/t 20368-2006液化天然气的一般特性 gb/t19204-2003气田天然气净化厂设计规范sy/t0011-96石油地面工程设计文件编制规程sy0009-2004气田地面工程设计节能技术规定sy/t6331-1997工业企业总平面设计规范gb50187-93天然气脱水设计规范sy/t0076-2003天然气gb17820-1999石油天然气工程设计防火规范gb50183-2004建筑设计防火规范gbj16-87（2001版）输送流体用无缝钢管gb/t8163-1999石油化工企业环境保护设计规范sh3024-95环境空气质量标准gb3095-96大气污染物综合排放标准gb16297-96工业企业卫生防护距离标准gb11654-11666-89工业企业厂界噪声标准gbj12348-1990低温绝热压力容器gb18442-2001钢制焊接常压容器jb/t4735-1997普通粉末绝热贮槽jb/t9077-1999压力容器无损检测jb4730-97低温液体贮运设备使用安全规则jb6898-1997 低温液体容器性能试验方法jb/t3356.1-1999大型焊接低压贮罐的设计及建造，压力容器安全技术监测规程api-620高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范gb50196-93建筑灭火器配置设计规范gbj140-90 （1997年版）自动喷水灭火系统设计规范 gb50084-2001水喷雾灭火系统设计规范 gb50219-95干粉灭火系统设计规范gb50347-2004建筑给水排水设计规范gb50015-2003室外给水设计规范gbj 13-86（1997年版）室外排水设计规范gbj 14-87（1997年版）生活饮用水卫生标准gb5749-85污水综合排放标准gb8978-1996油气厂、站、库给水排水设计规范sy/t0089-96公路水泥混凝土路面设计规范jtg d40-2002厂矿道路设计规范gbj22-87控制室设计规定hg/t20508-2000自动化仪表选型规定hg/t20507-2000仪表供电设计规定hg/t20509-2000仪表系统接地设计规定hg/t20513-2000砌体结构设计规范gb50003-2001建筑结构荷载规范gb50009-2001混凝土结构设计规范gb50010-2002建筑抗震设计规范gb50011-2001钢结构设计规范gb50017-2003建筑结构可靠度设计统一标准gb50068-2001化工、石油化工管架、管墩设计规定hg/t 20670-2000构筑物抗震设计规范gb50191-93建筑地基基础设计规范gb50007-2002建筑地基处理技术规范 jgj79-2002/j220-2002石油化工企业钢储罐地基与基础设计规范sh 3068-95油罐区防火堤设计规范 sy/t 0075-2002石油化工防火堤设计规范 sh 3125-2001门式刚架轻型房屋钢结构技术规程 cecs 102:2002建筑桩基技术规范 jgj94-94程控电话交换设备安装设计暂行技术规定ydj20-88国内卫星通信小型地球站vsat通信系统工程设计暂行规定 yd5028-96通信局（站）雷电过电压保护工程设计规范yd/t5098-2001民用闭路监视电视系统工程技术规范 gb50198-94滩海石油工程通信技术规范 sy/t0311-96建筑与建筑群综合布线系统工程设计规范gb/t503112000工业企业程控用户交换机工程设计规定 cecs 09:89供配电系统设计规范 gb50052-95低压配电设计规范 gb50054-9510kv及以下变电所设计规范 gb50053-943110kv高压配电装置设计规范 gb50060-92爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 gb50058-92建筑照明设计标准 gb50034-2004建筑物防雷设计规范 gb50057-94（2000年版）电力工程电缆设计规范 gb50217-94通用用电设备配电设计规范 gb50055-93油田防静电接地设计规范 sy/t0060-92石油化工企业设计防火规范 gb50160-92石油设施电气装置场所分类 sy0025-95采暖通风与空气调节设计规范 gb50019-2003钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范 sy 0007-1999钢质储罐罐底外壁阴极保护技术标准 sy/t 0088-95涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级 gb/t 8923涂装前钢材表面预处理规范 sy/t 0407-97液化天然气设备与安装 enl473中、高泡沫消防系统 nfpa 11a二氧化碳消防系统 nfpa 12喷淋系统的安装 nfpa 13固定式水喷淋消防系统 nfpa 15干粉消防系统 nfpa 171.6推荐技术路线液化厂主要功能是将经过净化、脱重烃（c3+）后的天然气进行进一步净化处理，在脱除酸气、水、苯和汞后进行液化，生产lng，运输外销。本次研究推荐的技术路线包括：净化单元中脱二氧化碳，推荐采用mdea法技术路线；脱水工艺推荐采用三塔分子筛流程；脱苯和汞采用专用的脱苯和脱汞剂吸附脱除；液化工艺推荐采用混合制冷机(mrc)液化工艺；lng储存推荐常压低温储存工艺；lng充装推荐采用低温泵和低温lng加注机；运输推荐车运运输方案。1.7研究结论1.7.1推荐方案液化厂推荐工艺方案主要包括：进站调压计量单元、天然气净化单元、天然气液化单元、制冷剂储存系统、制冷剂循环压缩系统、lng储存装车单元。进站天然气首先经过调压计量单元，该单元实现对进站天然气的调压和交接计量；经过计量稳压后的天然气进入天然气净化单元，在该单元对天然气进行脱二氧化碳、脱h2s、脱水处理，脱碳、脱h2s推荐mdea工艺，脱水推荐三塔流程的分子筛脱水工艺，再生气推荐使用经过回收压缩的bog；经过净化的天然气进入天然气液化单元，天然气液化推荐混合制冷剂液化工艺；液化后的lng进入储罐储存，lng储罐选用1座常压低温储罐，总容量4500 m3,配以bog压缩机，对bog进行增压后进分子筛干燥器分子筛用于再生，依靠低温泵实现装车；同时配备独立的lng加注系统，该系统由两台水容积为50m3的立式lng低温储罐，两台低温泵，1台增压器，4台加注机组成。1.7.2主要工程量1.7.2.1工艺部分调压计量 2套（1套备用）1.25x104nm3/h原料气增压装置 2套（1套备用）1.25x104nm3/h天然气脱碳装置 1套1.25x104nm3/h天然气脱水装置 1套1.25x104nm3/h天然气液化装置 1套制冷剂储存系统 1套制冷剂循环压缩系统 1套4500m3常压低温储罐1座bog压缩机2台2个装车位的装车系统（包括地衡）1套1.7.2.2加注系统50m3立式低温储罐 2座低温泵2台增压器1台加注机4台1.7.2.3给排水及消防污水处理系统1套消防水管线系统1套高倍数泡沫灭火系统（4l/s）1套全自动干粉灭火系统2套全自动气体灭火系统1套全自动消防直流喷雾两用炮q=32l/s2套移动式消防直流、喷雾两用炮q=32l/s3套绿化水系统1套1.7.2.4供配电系统1套1.7.2.5通信电话系统1套广播/报警系统1套视频监控系统1套闭路电视系统1套通信线路系统1套1.7.2.6自控过程控制系统pcs1套紧急关断系统esd1套火灾及消防系统f&g1套1.7.2.7土建综合办公楼1栋生产用房、辅助用房及设备基础1.7.2.8暖通通风系统1套分体空调10台1.7.2.9总图、运输总占地面积（包括外部道路）6.46x104m2（97亩）绿化面积0.4x104m2站内道路490m1.7.2.10其它工程仪表风系统1套氮气系统1套1.7.2.11主要工程量一览表表1.7-1 主要工程量一览表序号系统(装置)名称单位数量备注1调压计量套2备用1套套21.25x104nm3/h原料气增压装置套2备用1套套31.25x104nm3/h天然气脱碳装置套141.25x104nm3/h天然气脱水装置套151.25x104nm3/h天然气液化装置套16制冷剂储存系统套17制冷剂循环压缩系统套18供配电系统套19仪表风及工厂风系统套110氮气系统套111污水处理系统套112给排水系统套113自控系统套114产品储存系统（包括储罐、压缩机）套115产品装车系统套216通讯系统套117生产辅助设施套118生活、办公设施（包括综合办公楼）套119场区绿化104m20.420站内外管网套11.7.3 主要技术经济指标1.7.3.1建设规模本天然气建设规模为：1.25x104nm3/h原料气增压处理量：1.25x104nm3/h天然气脱碳处理量：1.25x104nm3/h天然气脱水处理量：1.25x104nm3/h天然气液化处理量：1.25x104nm3/h液化天然气储存规模：4500m31.7.3.2产品产量和规格液化厂的主要功能是对进站的天然气进行净化和液化处理，所以该液化厂的产品只有液化天然气（lng）。产品指标：沸点：-161.04（10kpa）分子量：16.223密度：453kg/m3热容：3.469kj/kg-低热值：36231kj/m3h2s/co2：痕量产量：200t/d(456m3/d)1.7.3.3 定员液化厂全部定员50人。1.7.3.4 占地面积本液化厂内占地面积为：6.46x104m2（97亩）。1.7.3.5 工程总投资本液化厂总投资为：9823万元。主要技术经济指标见表1.7-2表1.7-2 主要技术经济指标一览表序号名称单位数量备注规划一规模104nm3/h1.25二年操作时间h8000三原料气及产品1原料天然气104nm3/a9900满负荷运转情况下2商品lng104nm3/a9405满负荷运转情况下四公用工程消耗1水104t/a5.772电104kw.h/a39503燃料气104nm3/a75.244仪表风nm3/h150五辅助材料消耗量1分子筛t/a1.52mdeat/a1.5八总占地面积m26.46x104九建筑面积m21000十项目总投资万元9823.001工程总投资万元9162.002建设期利息万元361.003流动资金万元300.00十一生产成本1年均生产成本费用万元61562液化费元/m30.575十二财务评价指标1财务内部收益率（税后）%28.292投资回收期（税后）年3.683借款偿还期年2.54财务净现值（税后）万元88601.7.4 研究结论1)xxxx天然气液化工程的建成，将为周边没有天然气源的城市（城镇）提供民用天然气。2)本工程采用混合制冷剂工艺技术，技术成熟，操作简单。3）本工程采用先进可靠的的工艺技术，建设中多数设备可以实现国产化，少部分设备进口。4）本项目的实施，将会对xxxx自治区的天然气市场和周边管道未辐射地区的能源结构产生一定的影响。1.8存在的问题和建议1.8.1存在的问题1）因气源情况的变化，引起输气压力及气量的变化，导致输气管道提供的气量不足。2）主要用户因企业效益原因，对用气的需求量减少或对天然气价格的承受能力降低，致使天然气市场的萎缩。3）下游工程的滞后发展，有可能导致下游用户对天然气的需求量在较长的一段时间内不能达到设计规模。以上这些因素对天然气市场的影响是很大的，而对于天然气液化来说，天然气市场的变化对项目的效益影响是至关重要的，因此，充分考虑不利因素，采取确实可行的措施对风险进行规避是十分必要的。1.8.2规避项目风险的建议为减少项目投资风险，提高项目经济效益，首先应从工程投资上进行控制和压缩，对工艺方案进一步优化，做到投资最省。另外，要尽快与上游供气方积极协商，保障充足的气源，对下游用户要准确跟踪。既保障上游的供气稳定，又保障下游的市场稳定。对于沿线各地市的潜在用户，应尽快深入调查和接触，保障天然气市场的可持续发展。总的来说，天然气市场是一个变化发展较快的市场，市场风险性较大，但发展潜力也非常大，相对本工程而言，市场风险性相对是比较小的。120第二章 厂址的选择2.1厂址选择过程及原则理想的lng工厂厂址应满足以下条件：1、地质条件稳定；2、接近气源且有充足的水源供应；3、交通方便。本项目将遵循以上几个原则来选址。2.2厂址的地理位置通过综合比选本项目厂址定于xxxx自治区巴彦淖尔市磴口县工业园区。以下是当地的自然条件和社会条件情况。1）气象资料磴口县属典型的干旱、半干旱大陆性季风气候，四季分明，无霜期短，日照丰富，降水少，蒸发强烈，多风沙。主要气象条件见表2.2-1。表2.2-1主要气象条件一览表县（旗）磴口平均气压(hpa)870.2平均温度（）9.5极端最高气温（）36.3极端最低气温（）-26.5平均相对湿度（%）55降水量（mm）148.4平均风速（m/s）1.6最多风向en/ws沙尘暴日20.1雷暴日32.1蒸发量(mm)2410最大冻深（cm）130土壤电阻率502）水文本区地下水主要赋存于白垩系疏松砂岩和第四系风积洪积岩层中，地下水的补给主要来自大气降水入渗和沙漠凝结水，侧向补给较少，下面将主要含水类型介绍如下：孔隙裂隙潜水：主要分布于风积砂层、河湖冲积层及基岩表面强风化带中，其特点是岩层结构疏松，颗粒较粗，能直接接受大气降水的入渗补给，储水性和渗水性均好，水质受降水、蒸发量和人为因素综合影响，表现出明显的小区域性特征，此类水在低洼和平原地区埋藏较浅，个别地段形成排水区，其它地区埋藏较深。基岩孔隙裂隙水：主要分布于白垩系志丹群泥砂碎屑岩中，含水层稳定，产水量大，水质较好，一般矿化度小于1gl，最高达5.85gl，是站址、基地集中供水的理想开采层位。岩溶及裂隙混合水：主要分布于大青山南麓地区，包括奥陶系、寒武系、石炭系和古老火成岩、变质岩基岩裂隙水，含水不均匀，主要随岩溶和裂隙分布情况变化。3）地形地貌主要地貌类型为山前冲积平原。地形十分开阔、平坦，地下水埋藏浅，一般在0.52.0m左右。4）交通沿线交通发达，110国道为公路交通的主要干道，同时省内公路四通八达，县、乡、村之间道路成网，铁路以京兰铁路贯通呼和浩特、包头、巴彦淖尔市。2.3选址结论由以上地域资料可以看出本项目所选地理位置地质条件稳定、水资源丰富、交通便利，是建设lng厂的理想位置，完全满足投产后生产及营运的需求。第三章 建设规模及总工艺流程3.1原料天然气来源及组成本天然气液化项目主要原料天然气资源为长庆气田生产的天然气，通过长-乌-临管道及相应支线输送至液化厂。因此，天然气液化厂的气源是确有保障的。原料气组成详见表3.1-1。表3.1-1 天然气组成一览表介质长-乌-临甲烷0.927200乙烷0.048500丙烷0.004700异丁烷0.000792正丁烷0.000852异戊烷0.000424正戊烷0.000154己烷异构0.000307正己烷0.000057苯0.000008庚烷及以上组分0.000064氢0.000622氦0.000359氩0.000031氮0.000066二氧化碳0.009900一氧化碳未检出硫化氢未检出其他硫化物未检出氧未检出汞1g/nm3水余量3.2建设规模本项目建设规模小时处理量1.25 x104nm3，液化厂每天分三班生产，每班满负荷运转时可产液化天然气9.5x104nm3，按年产8000h设计。3.3产品方案3.3.1产品种类液化厂的主要功能是对进站的天然气进行净化和液化处理，原料气是长-乌-临管道的天然气，c3以上的重烃含量较少，所以该液化厂的产品只有液化天然气（lng）。3.3.2产品质量实际指标及产量l 沸点：-161.04（10kpa）l 分子量：16.223l 密度：453kg/nm3l 热容：3.469kj/kgl 低热值：36231kj/nm3l h2s/co2：痕量l 产量：200t/d（折合456m3/d）3.4总工艺流程3.4.1简介本项目建设规模小时处理量1.25 x104nm3，液化厂每天分三班生产，每班满负荷运转可产液化天然气9.5x104nm3。本项目采用混合制冷剂（mrc）制冷工艺。为了减少设备现场安装工作量，保证安装质量和易于移动，工艺系统的全部设备将最大程度的采用撬装。在压缩机的选用中，主要有电驱动压缩机和燃气轮机驱动压缩机，燃气轮机驱动压缩机投资大，维修工作量大，故本项目推荐电驱动形式。本天然气液化装置将采用混合制冷剂（mrc）制冷液化工艺流程，该流程的特点为：运行灵活、适应性强、相对容易操作和控制、维护方便；流程较简单、操作比较简单、能耗低、一次性投资较低。3.4.2总工艺流程的优选液化厂的工艺系统主要包括净化工艺系统、液化工艺系统和存储系统。工艺优化主要体现在：液化中制冷方式的优化和储存方式的优化。3.4.2.1 制冷方式的确定天然气液化为低温过程。天然气液化所需冷量是靠外加制冷循环来提供，配备的制冷系统就是要使得换热器达到最小的冷、热流之温差，并因此获得极高的制冷效率。 天然气液化的制冷系统已非常成熟，常用的工艺有：阶式制冷循环、混合冷剂制冷循环、膨胀机制冷循环。 1）阶式制冷循环 阶式制冷循环1939 年首先应用于液化天然气产品，装于美国的cleveland，采用nh3、c2h4 为第一、第二级制冷剂。 经典阶式制冷循环由三个独立的制冷系统组成。 第一级采用丙烷做制冷剂，经过净化的天然气在丙烷冷却器中冷却到-35-40，分离出戊烷以上的重烃后进入第二级冷却。由丙烷冷却器中蒸发出来的丙烷气体经压缩机增压，水冷却器冷却后重新液化，并循环到丙烷冷却器。第二级采用乙烯做制冷剂，天然气在第二级中被冷却到-80-100，并被液化后进入第三级冷却。乙烷或乙烯冷却器蒸发出来的气体经过增压、水冷后，在并在丙烷冷却器中冷却、液化，循环到乙烷或乙烯冷却器。第三级采用甲烷做制冷剂，液化天然气在甲烷冷却器中被过冷到-150-160，然后通过节流阀降压，温度降到-162后，用泵输送到lng 贮槽。甲烷冷却器中蒸发出来的气体经增压、水冷后，在丙烷冷却器中冷却、在乙烯冷却器中液化后，循环到甲烷冷却器。 经典阶式制冷循环，包含几个相对独立、相互串联的冷却阶段，由于制冷剂一般使用多级压缩机压缩，因而在每个冷却阶段中，制冷剂可在几个压力下蒸发，分成几个温度等级冷却天然气，各个压力下蒸发的制冷剂进入相应的压缩机级压缩。各冷却阶段仅制冷剂不同，操作过程基本相似。从发展来看，最初兴建lng 装置时就用阶式制冷循环的着眼点是：能耗最低，技术成熟，无需改变即可移植用于lng 生产。随着发展要求而陆续兴建新的lng 装置，这时经典的阶式制冷循环就暴露出它固有的缺点：1）经典的阶式制冷循环由三个独立的丙烷、乙烯、甲烷制冷循环复迭而成。机组多（三台压缩机）、冷剂用量大、级间管路连接复杂，导致造价高昂；2）为使实际级间操作温度尽可能与原料天然气的冷却曲线（q-t 曲线）贴近，以减少熵增，提高效率，如图2.1-2，用9 个温度水平（丙烷、乙烯、甲烷段各3 个）代替3 温度水平（丙烷段-38、乙烯段-85、甲烷段-160）。如此以来，效率提高了，但流程十分复杂。3）需要相当一部分资金购置和贮存制冷剂。2）混合冷剂循环 有鉴于阶式制冷循环装置复杂、投资高，为此开发了混合制冷循环（mixed refrigerant cycle， mrc）。用一种制冷剂（一般是烃类混合物，如n2、c1c5等），其q-t 曲线与原料天然气接近一致。利用混合物部分冷凝的特点来达到所需的不同温度水平，既保留了阶式制冷循环的优点，而且又只有1 台压缩机，使流程大于简化，造价也可降低。从原则上讲，由n2、c1c5等组成的混合物，其组成比例应依照原料天然气组成、工艺流程、工艺压力而异。一旦确定后组成不易调整，即使能作到这一点，要使整个液化过程（从常温到-162）都按冷却曲线来提供所要求的冷量则是很困难的，充其量只能局部或一部分作到贴近原料天然气的q-t 曲线。因此mrc 的流程是简单了，但它的效率要比9 个温度水平的阶式制冷循环低。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，以期液化过程的熵增降至最小。 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天然气到-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。充分体现了热力学上的特性，从而使效率得以最大限度的提高。 3）膨胀机制冷循环 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天然气的液化。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。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、天然气膨胀制冷循环。 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。起动快，热态起动24 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，它要比纯氮膨胀机制冷循环节省电耗，但是投资相对较高。n2-ch4膨胀机制冷循环的液化流程由天然气液化系统与n2-ch4膨胀机制冷系统两个各自独立的部分组成。在天然气液化系统中，经过预处理装置脱酸气、脱水后的天然气，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。膨胀机制冷流程中，由于换热器的传热温差很大，可采用预冷的方法对制冷剂和天然气进行预冷，则液化过程的能耗可大幅度降低。从上面的对比可看出级联式制冷循环能耗最低，效率最高，但是系统的复杂程度最高，所以级联式制冷循环逐渐被混合制冷剂制冷循环代替。带膨胀机的制冷循环虽然复杂程度最低，但是比功耗最高，运行成本最高，经济性不好，而且使用了较多高速转动机械，降低了可靠性，和其它制冷循环比不具有优势。而混合制冷剂制冷循环具有流程简单、适应性强、操作运行比较容易的优点，且功耗相对较低，目前被广泛采用。因此本工程推荐采用混合制冷剂制冷循环工艺，液化能耗较低，对于本工程，装置电耗低于0.4 kwh/nm3lng。且液化冷箱中无高速转动机械，液化冷箱的维护量几乎为零。3.4.2.2存储方式的确定液化天然气lng在常压下沸点大约为-162，目前对于lng的储存大约存在两种工艺，一种是常压低温储存；另一种是带压子母罐储存，对两种储存工艺对比列举如下：1）常压低温储存lng常压储存是采用常压拱顶低温储罐储存lng，储罐为平底拱盖、立式双层壁结构，外罐底板铺设在平台上，底板上铺设泡沫玻璃砖（作为底部保温层及负荷承载层），内罐底板铺设在负荷分配板上，内罐及液体重力通过负荷分配板均匀分布在玻璃砖上，内罐四周通过多个锚带紧固，防止内槽在举升力作用下，底部产生外凸变形，内外夹层间填充珍珠砂保温层，并且充干氮气保护，采用自动调节阀控制，保证夹层压力稳定。储存压力大约为10kpa，bog通过bog压缩机增压后返回系统，在每座储罐上至少配备两台低温装车泵用于lng装车等。常压储存方式尤其适用于大规模储存，特点是投资较省，但是工艺比较复杂。2）带压子母罐储存lng带压储存通常是采用子母罐储存，子罐一般采用压力罐，设计压力约为0.8mpa，储存压力大约为0.3mpa，母罐主要作用是保冷和抗风荷载，内外罐之间填满保温层。子母罐由于子罐的制造容积受到限制，目前国内最大能够做到250m3，而且目前一个母罐最多容纳子罐12个即1座子母罐最大储存容积为3000m3，因此子母罐储存方式难以满足大规模的lng储存。带压子母罐储存方式不需要配备bog压缩机，只需配备普通低温泵用于装车等操作。子母罐储存方式优点是工艺简单，缺点是在较大储存规模时投资高。本项目的储存的设计量有4500 m3的储罐，属于较大的储存规模，故本项目推荐采用常压罐储存。3.4.2.3工艺流程简述液化厂按照功能可以分为原料气计量稳压单元、天然气净化单元、天然气液化单元、制冷剂储存系统、制冷剂压缩系统和lng储存单元。1）原料气计量稳压单元原料天然气在30，2.02.5mpa.g条件下进入本装置，原料气首先经过原料气过滤分离器尽可能除去可能携带的游离液体和机械杂质，再经计量后稳压至2.0mpag 以后进入lng 装置的后续系统。原料天然气进装置设置有事故联锁切断阀，切断进入装置的原料天然气源，保证装置、人员及附近设施的安全。2）天然气净化单元天然气净化单元主要包括天然气脱硫和天然气脱水两个部分a 天然气脱二氧化碳部分来自调压计量单元的天然气经过过滤器精细过滤后，进入脱二氧化碳单元进行脱二氧化碳处理，本工程选用mdea吸收脱二氧化碳工艺，天然气由塔底进入mdea吸收塔，塔顶喷入mdea溶液，脱二氧化碳后的天然气经过冷却分离进入脱水部分，富mdea经过再生循环使用。b 原料气脱汞及过滤系统从脱酸气单元来的天然气进入脱汞塔，塔内装脱汞剂，汞与脱汞剂（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，从而达到脱除汞之目的。从系统出来的天然气的汞含量小于0.01g/nm3。硫化物小于3.5mg/nm3(4ppmv)。c 天然气脱水部分来自脱硫部分的天然气进入分子筛干燥塔进行脱