小时处理1.25万Nm3天然气液化项目可行性方案研究报告

1、XXXX新能源有限责任公司小时处理1.25万Nm天然气液化工程可行性研究报告SEY- 09062第一章总论 11.1编制依据 11.2研究目的 11.3研究围 61.4编制原那么 61.5遵循的标准规 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厂址选择过程及原那么 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

2、.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工艺局部消耗指标 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

3、999.2 绿化 1019.3 结论 101第十章劳动平安卫生 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 工程实施进度安排 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、根底数据与参数 11114.2本钱费用估算及分析 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

4、建议 116第一章总论1.1编制依据XXX新能源有限责任公司小时处理量 1.25万Nm天然气液化工程 可行性研究报告编制委托书。1.2研究目的本天然气液化工程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那么进行 全面优化，最终得出优化合理的工艺流程、总图布置、用地围、供电 方案、给排水方案、投资估算等，在全面分析LNG的市场根底上完成整个工程的经济评价，为业主作出正确的投资决策提供依据。工程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开展，而环境污染那么直接威胁着人类的健康和生 存。天然气是世界能源

5、的重要组成局部，除石油、煤炭以外，唯有天 然气可实现低本钱、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、平安、高效的车用燃料。以 天然气替代石油已成为世界能源开展的主要方向之一。同时，天然气 汽车也是汽车工业开展的一个重要方向。 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6

6、9621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， 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，也是重化工开展比较快的地区， 对公路运输能力的要求也在不断提高。丹一萨高速、110国道、包一茂高速、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开展，随 着国各个城市供气系统和全国围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

7、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 企业可持续开展、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开展的总体战略要求。天然气液化后体积变小这一物理现象，使 LNG可效劳于城市燃气 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，才能较好地发挥成效。 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

8、可比较的优势。因此，即使对于100涼体管输的系统，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 供给网络中来。 可见，LNG已是现代燃气系统的必要组成局部。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、运输本钱低等优点；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

9、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“开展清洁能源汽车， 调整能源结构，减少环境污染，改善大气质量的重要方针，把开展清洁能源环保汽车作为本世纪我国汽车工业开展的一个重要方向，汽 车燃料的清洁化、多样化将是我国汽车工业开展的必然趋势。我国现 有城市的污染源主要在于车辆尾气。假设汽车改烧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 0.26, 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。另据国测试资料，LN

10、G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650C,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平安得多。它的这一特点使LNG经历了 30年几乎 无事故的开展。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平安方面的顾虑和障碍。综上所述，建设LNG生产厂不仅可以满足管道未辐射到的大

11、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 顶峰用气时的缺乏气量，同时也可以作为优质廉价的车用燃料气，因 此本工程的建设具有很大的必要性。工程建设规模本工程建设规模小时处理量 1.25 x10 4Nrh,液化厂每天分三班生 产，每班满负荷运转可产液化天然气 9.5x104N按年产8000h设计。 工程市场分析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，因此可以说国大多数城镇都在经济合理的运输围。 特别是XXXX自治区境和临近省区如北京、东北、华北、西北等地区的 城镇。

12、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本钱低、综合利用围广而成为比较 理想的选择。本工程的目标市场定位主要有以下几个方向：1市政燃气本工程所产LNG产品将优先考虑用作市政燃气。与兴旺国家相比， 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%本工程目标市场为XXX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工程产品用于市政燃气后还有余量的话， 可以用一局部LNG 产品来改造该城市的公交车系统和局部大中型货运车辆。早在2004年，全国就有了 16个重点推广

13、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，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局部是压缩天 然气CNC汽车，而所有的CNG汽车，都是LNG的潜在用户。今年三 月，在被认为并不兴旺的市，公交车已用上液化天然气。如果能将巴 彦淖尔市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，提前驶上环保汽车开展的快车道。市场容量LNG的合理运输半径是2000公里，在此围有许多的大、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，只苦于气源缺乏，气源

14、缺口还是相当大的，本工程建成投产后，能够提供的LNG产品为每小时12500Nm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，本工程的产量只会被嫌少而不会被嫌多的，因此本 工程的市场前景是非常广阔的。123.3 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，暂定本工程LNG产品的出厂价为3.0元/标立米含税。1.3研究围本研究的围包括：天然气液化厂址的建设条件、市场预测，天然

15、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、放空系统等液化厂的所有容，以及工程的投资估 算、资金来源和工程的财务评价结论等等。1.4编制原那么1积极采用国外先进、可靠的工艺技术，提高工程技术水平，确 保经济合理、平安可靠；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，在国标准、规没有明确 规定时参照ASMEAPI、NFPA勺国际规执行。4采用国外先进的自动

16、控制系统，主要生产过程采用全自动控制， 确保装置处于最正确工况下运行；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做到平安设施与主要工程设计、施工、投产三同时。1.5遵循的标准规?石油化工工程可行性研究报告编制规定?天然气净化厂工程工程可行性研究报告编制规定?0205-1999?石油和天然气工程总图设计规?Q/CNPC GHYSY/T0048-2000GB/T 20368-2006?液化天然气LNG生产、储存和装运?液化天然气的一般特性?气田天然气净化厂设计规?石油地面工程设计文件编制规程?气田地面工程设计节能技术规定?

17、工业企业总平面设计规?天然气脱水设计规?天然气?石油天然气工程设计防火规?建筑设计防火规?输送流体用无缝钢管?石油化工企业环境保护设计规?环境空气质量标准?大气污染物综合排放标准?工业企业卫生防护距离标准?工业企业厂界噪声标准?GB/T19204-2003SY/T0011-96SY0009-2004SY/T6331-1997GB50187-93SY/T0076-2003GB17820-1999GB50183-2004GBJ16-872001 版GB/T8163-1999SH3024-95GB3095-96GB16297-96GB11654-11666-89GBJ12348-1990GB1844

18、2-2001JB/T4735-1997JB/T9077-1999JB4730-97JB6898-1997JB/T3356.1-1999，?压力容器平安技术监测规程?API-620GB50196-93GBJ140-90 1997 年版GB50084-2001GB50219-95GB50347-2004GB50015-2003GBJ 13-86 1997 年版GBJ 14-87 1997 年版GB5749-85GB8978-1996SY/T0089-96JTG D40-2002GBJ22-87HG/T20508-2000?低温绝热压力容器?钢制焊接常压容器?普通粉末绝热贮槽?压力容器无损检测?低温

19、液体贮运设备使用平安规那么?低温液体容器性能试验方法?大型焊接低压贮罐的设计及建造?高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规? ?建筑灭火器配置设计规?自动喷水灭火系统设计规? ?水喷雾灭火系统设计规?干粉灭火系统设计规?建筑给水排水设计规?室外给水设计规? ?室外排水设计规?生活饮用水卫生标准?污水综合排放标准?油气厂、站、库给水排水设计规?公路水泥混凝土路面设计规? ?厂矿道路设计规? ?控制室设计规定?自动化仪表选型规定?仪表供电设计规定?仪表系统接地设计规定?砌体结构设计规?建筑结构荷载规?混凝土结构设计规?建筑抗震设计规?钢结构设计规?建筑结构可靠度设计统一标准?化工、石油化工管架、管墩设计

20、规定?石油化工企业钢储罐地基与根底设计规?门式刚架轻型房屋钢结构技术规程?HG/T20507-2000?构筑物抗震设计规?建筑地基根底设计规?建筑地基处理技术规?油罐区防火堤设计规?石油化工防火堤设计规?建筑桩基技术规?HG/T20509-2000HG/T20513-2000GB50003-2001GB50009-2001GB50010-2002GB50011-2001GB50017-2003GB50068-2001HG/T 20670-2000GB50191-93GB50007-2002JGJ79-2002/J220-2002SH 3068-95SY/T 0075-2002SH 3125-2

21、001CECS 102:2002JGJ94-94?程控交换设备安装设计暂行技术规定?Y DJ20-88?国卫星通信小型地球站VSATI信系统工程设计暂行规定?Y D5028-96?通信局站雷电过电压保护工程设计规?Y D/T5098-2001民用闭路监视电视系统工程技术规?GB50198-94?滩海石油工程通信技术规?SY/T0311-96?建筑与建筑群综合布线系统工程设计规?GB/T50311- 2000?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?GB50052-95?低压配电设计规?GB50054-9510kV及以下变电所设计规?GB50053-94?31

22、10kV高压配电装置设计规?GB50060-92?爆炸和火灾危险环境电力装置设计规?GB50058-92?建筑照明设计标准?建筑物防雷设计规?电力工程电缆设计规?通用用电设备配电设计规?油田防静电接地设计规?石油化工企业设计防火规?石油设施电气装置场所分类?采暖通风与空气调节设计规?涂装前钢材外表预处理规?液化天然气设备与安装?钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规?钢质储罐罐底外壁阴极保护技术标准?涂装前钢材外表锈蚀等级和除锈等级?GB50034-2004GB50057-942000 年版GB50217-94GB50055-93SY/T0060-92GB50160-92SY0025-95GB500

23、19-2003SY 0007-1999SY/T 0088-95GB/T 8923EN1473SY/T 0407-97?一氧化碳消防系统?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?中、高泡沫消防系统?NFPA 11A液化厂主要功能是将经过净化、脱重烃 G+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

24、荐采用混合制冷机 MRG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HS脱水处理，脱碳、 脱H2S推荐MDEAC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，

25、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用,配以BOGS缩机, 对BOG进行增压后进分子筛枯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。主要工程量1.7.2.1工艺局部调压计量2套1套备用1.25x10 4Nrbfh原料气增压装置2套1套备用1.25x10 4Nh天然气脱碳装置1套1.25x10 4Nh天然气脱水装置1套1.25x10 4Nh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4500

26、m3常压低温储罐1座BOG缩机2台2个装车位的装车系统包括地衡1套加注系统50m3立式低温储罐2座低温泵2台增压器1台加注机4台1.723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套供配电系统1套1.7.2.5 通信系统1套播送/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

27、、辅助用房及设备根底1.7.2.8 暖通通风系统1套10台1.729总图、运输总占地面积包括外部道路6.46x10 4m 97 亩分体空调绿化面积0.4x10 4m站道路490m1.7.2.10 其它工程仪表风系统1套氮气系统1套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21.25x10 4Nrr/h原料气增压装置套2备用1套31.25x10 4Nrr/h天然气脱碳装置套141.25x10 4Nrr/h天然气脱水装置套151.25x10 4Nrr/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

28、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104m0.420站外管网套1主要技术经济指标1.731建设规模本天然气建设规模为：1.25x10 4Nrh/h原料气增压处理量：1.25x10 4Nrr/h天然气脱碳处理量：1.25x10 4Nrr/h天然气脱水处理量：1.25x10 4Nrr/h天然气液化处理量：1.25x10 4Nrr/h液化天然气储存规模：4500需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

29、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 C( 10kPa)分子量：16.2233密度：453kg/m热容：3.469kJ/kg- C3低热值：36231kJ/mHS/C O:痕量产量：200t/d(456m 3/d)1.733 定员液化厂全部定员50人。1.7.3.4 占地面积本液化厂占地面积为：6.46x104m 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104Nn3/h1.25二年操作时间h8000三原料气及产品1原料天然气1

30、0卜诙9900满负荷运转情况下2商品LNG10卜诙9405满负荷运转情况下四公用工程消耗1水410t/a5.772电104kW.h/a39503燃料气104Nm/a75.244仪表风Nrh150五辅助材料消耗量1分子筛t/a1.52MDEAt/a1.5八总占地面积2 m46.46x10九建筑面积2 m1000十工程总投资万元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300.00十生产本钱1年均生产本钱费用万元6156序号名称单位数量 规划备注2液化费元/m30.575十二财务评价指标1财务部收益率税后%28.292投资回收期税后年3.683借款归还期

31、年2.54财务净现值税后万元8860研究结论1XXXX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，少局部设备进口。4本工程的实施，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 道提供的气量缺乏。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下游工程的滞后开展，有可能导致下游用户

32、对天然气的需求量 在较长的一段时间不能到达设计规模。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工程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躲避是十分必要的 躲避工程风险的建议为减少工程投资风险，提高工程经济效益，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开展较快

33、的市场，市场风险性 较大，但开展潜力也非常大，相对本工程而言，市场风险性相对是比 较小的。第二章厂址的选择2.1厂址选择过程及原那么理想的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给；3、交通方便。本工程将遵循以上几个原 那么来选址。2.2厂址的地理位置通过综合比选本工程厂址定于 xxxxi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，四季清楚，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HPa870.2平均

34、温度C9.5极端取咼气温C36.3极端最低气温C-26.5平均相对湿度%55降水量mrh148.4平均风速m/s1.6最多风向EN/WS沙尘暴日20.1雷暴日32.1蒸发量mm2410最大冻深cm130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、河湖冲积层及基岩外表强风化带中，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

35、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 1g/ L,最高达5.85g / L,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0.5 2.0m左右。4交通沿线交通兴旺，110国道为公路交通的主要干道，同时省公路四通八达，县、乡、村之间道路成网，铁路以京兰铁路贯穿呼和

36、浩特、巴彦淖尔市2.3选址结论由以上地域资料可以看出本工程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工程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 正烷0.000852异戊烷0.000424正戊烷0.000154己烷异构0.000

37、307正己烷0.000057苯0.000008庚烷及以上组分0.000064氢0.000622 1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1 u g/Nm3水余量3.2建设规模本工程建设规模小时处理量 1.25 x10 4Nrh,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9.5x104Nm,按年产8000h设计3.3产品方案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。产品质量

38、实际指标及产量沸点：-161.04 C 10kPa分子量：16.223密度：453kg/Nm热容：3.469kJ/kg低热值：36231kJ/NmiH2S/C O:痕量3产量：200t/d 折合 456m/d 3.4总工艺流程简介本工程建设规模小时处理量 1.25 x10 4Nrh,液化厂每天分三班生 产，每班满负荷运转可产液化天然气 9.5x104Nm。本工程采用混合制冷剂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，故本工程推

39、 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。342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。工艺优化主要表达在：液化中制冷方式的优化和储存方式的优 化。3.4.2.1 制冷方式确实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到达最小的冷、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

40、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 C,别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 C,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

41、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 C,然后通过节流阀降压， 温度降到-162 C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， 操作过程根本相似。从开展来看，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，

42、无需改变即可移植用于LNG生 产。随着开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 C、 乙烯段-85 C、甲烷段-160 C。如此以来，效率提高了，但流程十分 复杂。3需要相当一局部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

43、发了混合制冷循 环Mixed Refrigerant Cycle， MRQ。用一种制冷剂一般是烃类混合物，如N2、GC5等,其Q-T曲线与原料天然气接近一致。利用混合物局部冷凝的特点来到达所需的不同温度水平，既保存 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。从原那么上讲，由N2、CC5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 C都按冷却曲线来提供所要求的冷量那么是很困难的，充其量只能局部或一局部作 到贴近原料天然气的Q-T曲线。因此MRC的流程是简单

44、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，那么符合逻辑的推论是采用折中的方法，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，在混合冷剂循环的根底上，开展成有丙烷预冷的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 C;低温段的换热采用两种方式一一 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。充分表达了热力学上的特性，从而使效率得以最大 限度的提高。3膨胀机制冷循环膨

45、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，平安性好，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 别离和存储制冷剂的麻烦，也防止了由此带来的平安问题，使液化冷 箱的更

46、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N-CH4双组分混合气体代替纯N2,开展了 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局部组成。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，在气液别离器 中别离重烃，气相局部进入液化器进行液化，在过冷

47、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。一局部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；另外一局部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，那么液化过程的能耗可大幅度降低。从上面的比照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

48、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， 运行本钱最高，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。3.422存储方式确实定液化天然气LNG在常压下沸点大约为-162 C,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

49、；另一种是带压子母罐储 存，对两种储存工艺比照列举如下：1常压低温储存LNG常压储存是米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，罐底板铺设在负荷分配板上，罐及液体 重力通过负荷分配板均匀分布在玻璃砖上，罐四周通过多个锚带紧固，防止槽在举升力作用下，底部产生外凸变形，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, BOGS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

50、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，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 BOGS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。本工程的储存的设计量有4500 m3的储罐，属于较

51、大的储存规模， 故本工程推荐采用常压罐储存。3.423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LNGB存单元。1原料气计量稳压单兀原料天然气在30C, 条件下进入本装置，原料气 首先经过原料气过滤别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、人员及附近设施的平安。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局部a天然气脱二氧化碳局部来自调压计量单元的天然气经过

52、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MDE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 的天然气经过冷却别离进入脱水局部，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，塔装脱汞剂，汞与脱汞剂浸硫活性炭上的硫产生化学反响生成硫化汞，吸附在活性炭上， 从而到达脱除汞之目的。从系统出来的天然气的汞含量小于0.01卩g/Nmi。硫化物小于 3.5mg/Nnn4ppmVoc天然气脱水局部来自脱硫局部的天然气进入分子筛枯燥塔进行脱水处理，脱水工 艺采用分子筛三塔流程，以4A分子筛作为吸附载

53、体，12h枯燥、6h再 生，5h冷吹，1h备用，脱水后天然气的水露点降至-100 C以下，以防 止后续的液化单元中生成水化物而造成冻堵，分子筛再生选用干气进 行同压再生，再生后的天然气经过冷却别离后增压返回脱水系统。d 脱苯系统本系统由3台吸附塔，1台加热器组成，其中1台吸附塔处于吸 附状态，另2台处于再生状态的不同阶段；在吸附塔中，苯环化合物 被脱除至w ioppm其它烃类被脱除至满足要求。3天然气液化单元来自天然气脱水脱汞单元的净化天然气进入液化冷箱，在板翅换 热器中冷却到一定温度后进入重烃别离罐，别离重烃后的天然气返回 板翅换热器中继续冷却、液化、过冷，出板翅换热器的过冷高压液化 天然气节流到0.3MPaG后作为LNG产品，去LNG储罐储存。4制冷剂压缩单元本工程采用混合制冷剂制冷循环工艺，混合制冷剂由G、C2、G、C5和N组成。来