LNG液化工厂项目60万方可研报告

新能源有限公司60X104Nm3/d天然气液化项目可行性研究报告2012年7月XXWORD可编辑TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"1.0总论 4\o"CurrentDocument"概述 4\o"CurrentDocument"项目提出的背景和意义 4研究结论 8\o"CurrentDocument"存在问题和建议 8\o"CurrentDocument"主要技术经济指标 9\o"CurrentDocument"2.0产品市场分析与预测 12LNG市场分析 12产品运输 14\o"CurrentDocument"产品方案及生产规模 16\o"CurrentDocument"3.1工艺方案设计基础 16\o"CurrentDocument"3.2产品方案和规模 16\o"CurrentDocument"3.2产品品种及规格 16\o"CurrentDocument"4.0技术方案 18技术比较 18\o"CurrentDocument"工艺技术方案 22\o"CurrentDocument"自控技术方案 25\o"CurrentDocument"主要设备选择 28\o"CurrentDocument"原料、辅料及动力供应 37\o"CurrentDocument"原料、燃料消耗供应及资源 37\o"CurrentDocument"公用工程条件消耗及供应 38\o"CurrentDocument"催化剂和化学品消耗 40\o"CurrentDocument"建厂条件和厂址方案 41建厂条件 41项目选址 41\o"CurrentDocument"公用工程及辅助设施 42WORD可编辑TOC\o"1-5"\h\z总图运输 42\o"CurrentDocument"给排水 43供电及电信 46\o"CurrentDocument"供热、供风、暖通空调 52分析化验 54\o"CurrentDocument"维修及全厂性仓库 55土建 56\o"CurrentDocument"8.0循环经济建设方案和节能节水 58\o"CurrentDocument"循环经济建设方案 58节能措施 60节水措施 60\o"CurrentDocument"职业卫生安全 61\o"CurrentDocument"职业危害因素及其影响 61\o"CurrentDocument"职业危害因素的防范及治理 63\o"CurrentDocument"职业安全卫生专项投资 67\o"CurrentDocument"设计采用的标准 67\o"CurrentDocument"消防 68\o"CurrentDocument"主要消防措施和设施 68消防设计依据 69消防设计原则 70火灾危险性分析 70\o"CurrentDocument"环境保护 71\o"CurrentDocument"编制依据 71\o"CurrentDocument"设计采用的环境保护标准 71建设项目概况 71\o"CurrentDocument"主要污染源和污染物 71\o"CurrentDocument"设计中采取的综合利用与处理措施及预计效果 73\o"CurrentDocument"绿化设计 74\o"CurrentDocument"环境监测机构及设施 75\o"CurrentDocument"12.0企业组织、劳动定员和人员培训 76\o"CurrentDocument"企业组织 76WORD可编辑TOC\o"1-5"\h\z生产班制及定员 76\o"CurrentDocument"人员培训 77\o"CurrentDocument"13.0项目实施计划 78建设周期的规划 78实施进度规划 78\o"CurrentDocument"14.0估算及资金筹措 79\o"CurrentDocument"工程概况 79\o"CurrentDocument"编制方法 79投资估算依据 79项目投入总资金 80\o"CurrentDocument"资金筹措 80WORD可编辑1.0总论概述项目名称和主办单位项目名称：60X104m3/d天然气液化项目项目性质：新建建设单位：新能源有限公司企业性质：有限责任公司编制依据与建设单位签订的可性行研究报告技术咨询合同。建设单位提供的基础资料。编制原则遵守国家的各项政策、法规和法令，符合国家的产业政策、投资方向及行业和地区规划，贯彻有关部门颁发的标准和规范。严格按照合同规定的建设规模、内容要求进行编制。采用可靠的工艺生产技术，确保操作运行稳定、能耗低、三废排放少、产品质量好。重视环境保护、安全和工业卫生，三废治理、消防、安全、劳动保护措施必须与主体装置同时设计、同时建设、同时投运。工厂排放必须达到规定标准，并保证工厂安全运行和操作人员的健康不受损害。充分依托化工园区和公司的现有建设条件。在保证工艺生产安全、可靠的前提下，尽可能采用国产设备和材料。以经济效益为中心，加强项目的市场调研，按照少投入、多产出、快速发展的原则和工厂设计模式改革的要求，尽可能节省项目建设投资。在稳妥可靠的前提下，实事求是地优化各项成本要素，最大限度地降低项目的目标成本，提高项目的经济效益，增强项目的竞争能力。项目提出的背景和意义项目背景天然气在投入生产和应用初期，就产生了液化天然气（LNG）和压缩天然气（CNG）两种形式。目前，全球共有12个国家（约68条生产线）生产LNG，生产能力达到13779万吨/年。LNG产品已被广泛用于发电、化工原料、新型汽车燃料、民用燃料等领域。在能源供需矛盾突出、国际油价长期居高不下，全球对更清洁能源天然气的需求增长强劲的今天，天然气作为清洁能源是21世纪消费量增长最快的能源，占一次性能源的比重将越来越大。2010年全球天然气消费量为3110WORD可编辑亿立方英尺，天然气在一次性能源消费比例为25%,预计2050年将达到30%,届时天然气将取代石油或与石油持平成为第一能源。我国在天然气的利用方面远低于世界平均水平。全球天然气占总能源消费的比例为24%，而这一比重在我国只有3%，甚至低于印度的8%。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展。2010年，天然气在能源总需求构成中的比重约为6%，需求量将达到900亿立方米，预计2020年，需求量将达到2000亿立方米，占整个能源构成的10%。据此预测的天然气需求量与国内今后潜在的、可生产的天然气产量相比还有较大的缺口。因此，天然气行业具有广阔的发展空间。世界天然气剩余可采储量在1988〜1998年十年间增长了1.3倍，年均增长2.7%,约为同期石油储量增长的二倍。到2000年末，世界天然气探明可采储量已超过石油，油气比0.98,天然气显示出巨大的发展潜力。面对21世纪更为严格的环境要求，天然气作为清洁、高效能源将得到更快发展。截至2000年末，全世界天然气剩余探明储量150万亿m3，天然气产量2.422万亿m3，消费量2.405万亿m3，其中78%在原产区消费，剩余22%约5261亿m3在国际间进行贸易，其贸易量的74%由长输管道运输；其余26%约1370亿m3（合11000万吨）以液化天然气（LNG）方式经海上船运。陆上运输1%主要用于天然气用户的调峰。目前全球新建天然气管道继续保持在每年约新增1.5万公里以上，2000年管输天然气贸易量增长了8%;随着液化天然气技术的不断发展、完善，其生产能力大幅扩增，2000年末全球已建成LNG生产线68多条，总能力达1.4亿吨/年，在建LNG生产线14条，2009年LNG总能力已达1.9亿吨以上。2008年海运LNG贸易量增长了10.3%，LNG在天然气国际贸易量中已占到1/4以上，发展速度超过了管输天然气。我国改革开放以来，经济持续增长，人民生活不断改善，追求良好生存环境和可持续发展目标已成为全面建设小康社会发展战略的重要组成部分，而面对我国绝大部分城镇煤烟型污染严重的大气环境和我国政府向全世界作出的减排CO/温室气体的郑重承诺，大力开发利用天然气等高效洁净能源，加快调整、优化能源结构，切实改善生态环境和实现可持续发展目标，就成为我国跨入新世纪后最迫切要求解决的重大问题之一。面对上述我国天然气资源秉赋和经济发展对天然气的迫切需求，国家虽已采取“西气东输”、“海气上岸”、“北气南进”（进口俄罗斯管道气和进DLNG等一系列战略措施，以加快我国天然气工业发展和促进我国能源结构调整，这对解决我国东部沿海经济发达地区的能源供需矛盾、环境压力和提高经济运行效率和经济社会效益将发挥举足轻重的作用，但随着西部大开发战略的全面实施和缩小东西部发展差距措施的积极推进，如何进一步推进我国天然气工业和西部地区优势资源更好组合和配套发展，以适应西部大开发加强基础设施建设和改善生态环境的基本要求；如何进一步支持西部地区优势资源的开发，加大新兴产业和新经济增长点的培植力度，以切实加快西部地区资源优势向经济优势的转化，这些已成为贯彻落实西部大开发战略急待解决的关键问题之一。项目意义根据国内外有关能源研究机构的预测，到2013年，在世界一次能源结构中，石油所占的比重将下降到40%以下，煤将降至22%，天然气所占的消费比将占26%。到2030年，天然气的生产量和消费量将均会超过石油，并有可能取代石油成为主要能源。可以说本世纪将是天然气的世纪。WORD可编辑从LNG在国外的产业化实践看，LNG产品的优势主要体现在四个方面：第一，1%用作汽车燃料，比CNG和液化石油气（LPG）性能更好；第二，用作城市燃气调峰，具有安全可靠、调控方便的优点；第三，用作燃料发电比烧煤发电具有利用效率高、社会经济效益显著的优势。从国家产业政策上看，我国政府已把天然气利用作为优化能源结构、改善大气环境的主要措施，鼓励发展液化天然气项目。我国LNG工业起步很晚，第一套装置是1999年，河南濮阳中原油田，在引进法国制冷技术的基础上，自行设计，以国产设备为主建成；并于2001年10月投入运行，其生产能力为15万立方米/日。2000年上海全套引进了法国的技术和设备，在浦东建成日处理为10万立方米的装置一套；但其主要功能是为了保证稳定地向上海市供气，作为调峰使用，未做商业运营。大规模、商业化发展LNG产业在我国仅宁夏广汇2004年建设的一套150万Nm3/D液化装置。随着国民经济高速发展对清洁能源的需求和对环保的日益加强，我国对LNG需求越来越大。2010年已增长到457亿m3。同期国内生产量为120亿m3，缺口高达337亿m3。我国是一个幅员辽阔的国家，但是资源分布不均与经济发展的不平衡现象非常严重。西部资源丰富省份经济相对落后，能源消耗低；而东部经济发达地区却缺少能源。所以在我国如何合理的调配和运输能源显得尤为重要。为此我国政府制定了“西气东输”和“西电东送”的总体能源调配政策。作为国家大的产业政策的一个重要补充和服务部分的LNG工程具有非常广阔的市场前景。（1）城市气源（民用、工业）城市气源是我国“西气东输”工程的重要组成部分。考虑到部分与气源距离远、市场容量较小、采用管道输送不经济的中小城市，以及由于各种原因暂时无法使用管输气的城市，采用国际通常的发展模式：即推广和使用LNG，是解决其天然气气源问题的有效方法。这种模式在美国和日本等发达国家普遍采用。LNG小区气化的工艺技术和设备在世界上来说是成熟的，已有30年的历史，因而，在技术上是可行的。我国仍然有许多城市没有被覆盖在“西气东输”管道和“海气上岸”工程的范围内。为了解决这些城市的天然气使用问题，单独投资铺设管道就存在经济规模和成本回收的问题。使用和推广LNG产品无疑是最为合理和经济的解决方式，LNG的存在有利于天然气项目在上述地区的普及和推广。我国江西和福建闽东南地区以及广大的中小城镇和农村市场就是属于这种能源缺乏区，在这些地区，LNG项目有着广阔的市场空间。（2）大中型城市调峰及备用气源“西气东输”工程实现后管道沿线的城市，除每天的正常使用外仍然需要进行调峰。天然气的使用，一旦形成供需关系，对需方来讲不可一日无气，否则就会造成企业停产、居民停炊，北方城市冬季就有可能造成供热无法保障、设备冻坏等严重后果，损失将不可估量。加之无法预测的自然灾害影响，造成气源无法供给城市，带来无法挽回的损失。首先，使用管道天然气的城市中必然存在日调峰的需要，特别是城市居民用气高峰时如何使管道用气达到平衡。通常情况下，日调峰量约占日用气量的0〜30%以上。“西气东输”沿途经过兰州、西安、郑州、太原、南京、杭州等七个省会城市以及27座地级市。以兰州为例，在仅仅考虑居民用户的情况下，其日调峰量就达24万立方米。一般情况下，中型城市日调峰量在5〜10WORD可编辑万立方米，大型省会城市的日调峰量都在50万立方米以上，有些特大型城市可达100万立方米以上。其次，大型城市出于环保方面的考虑，冬季采暖大量使用天然气锅炉，从而导致冬、夏两季用气量产生较大的反差。解决城市季节性调峰靠自建1_怔生产装置或建设CNG储罐都是不经济的，需要为沿线城市开辟较经济的第二气源用于调峰。目前绝大多数的城市调峰采用CNG方式，其主要缺点是要建设体积很大的高压储罐，在储存相同天然气的情况下，占地面积更大，投资更高。因此也有一些国家直接利用管道天然气液化后作为管网调峰使用。用CNG和LNG作为城市调峰使用，达到储存相同气量时，CNG比LNG的投资增加2~3倍，占地面积增大4倍，同时由于CNG是以高压压缩天然气为手段达到提高储存一定数量天然气的目地，设备的耐压性能要求较高，也带来了潜在的不安全性，进入管网前需要做减压处理。而LNG的储存是在常压低温条件下进行，对相关设备要求相对较低，当需要时再气化送入管网即可。无论从安全角度，还是从减少投资角度来看LNG作为调峰使用更为经济实用。另外，为了避免由于长输管线故障、检修时的停气影响。许多城市，特别是大型城市在天然气管网建设的同时必须考虑引入备用气源的问题，目前普遍采用的方法为建设调峰气源厂（以LPG为原料）而调峰气源厂建设投资大且设备利用率很低。如果采用LNG作为备用气源，可以发挥其日调峰、季节调峰、事故备用（甚至LNG汽车加气站）等多种功能的综合利用，且投资小、设备利用率高，有较好的应用前景。LNG作为城市调峰使用时也可有两种途径，一种是在城市天然气供气终端建设一套液化天然气的装置；以上海液化能力为10万立方米/日的调峰装置为例，其投资为5.7亿元。另一种方式为购买现成的LNG产品，只建LNG存罐和气化装置，与前一种方式相比节省投资60%。如果有二十余座城市采用这种方式调峰，仅一次性的投资减少四十余亿元。（3）LNG汽车随着天然气利用技术的日益成熟和环保标准对汽车排放控制越来越严，天然气汽车在国外已得到广泛的应用，以气代油已成为世界汽车工业发展的趋势。目前使用天然气作为燃料的汽车有三种，包括：（a）CNG（压缩天然气）汽车；（b）ANG（吸附天然气）汽车；（c）LNG（液化天然气）汽车其中最广泛使用的压缩天然气（CNG）技术是在高压（25MPa）下储存天然气；其缺点是一次充气行程短，还存在造价和安全性方面的问题。新兴的吸附天然气（ANG）技术是在中等压力（约3.5MPa）下吸附储存天然气，要进入实用化还有待于解决吸附热问题及开发更高效的吸附剂。而液化天然气（LNG）在储存容器的尺寸、重量和造价方面都比CNG技术更有优势。同样使用90升钢瓶，加注LNG一次充装量可供车辆行驶最大距离约为CNG（25MPa）汽车的2~3倍。另外由于LNG汽车加气站的建设不受管道敷设的限制，使得约束CNG汽车只能在城市内进行短途运营的因素不复存在。LNG可以使燃气车辆长距离运营成为现实，并大大降低车辆的运营成本。LNG在汽车使用市场尤其是营运车辆（公共汽车、出租车、大型运输车）方面与CNG相比，无论是成本、价格还是运行里程方面都具有无可比拟的优势。像乌鲁木齐这样一个中等规模WORD可编辑的城市，公交、出租车辆等营运性车辆就达10000辆之多，全国市场的营运车辆的数字更为可观。如果其中有50万辆改装为LNG汽车，每日将需要气源2000万立方米，可见汽车使用液化天然气市场的容量是巨大的，而且效益十分明显。LNG在中国的发展，不亚于燃气领域的一场革命。中国的城市能源从煤炭一煤制气一LPG—管道天然气一LNG，走过了漫长过程，代表了中国能源的发展历程。中国也有望成为亚太地区新兴的LNG市场。2010年中国LNG进口已超过1200万吨，专家预计，2020年则将会成倍增长。巨大的需求蕴含着巨大的商机。国际天然气市场将逐渐转为卖方市场，供应趋紧。从目前来看，中国石油一期(2010年)LNG能力约1250万吨；中国石化一期能力600万至900万吨；中国海洋石油一期能力约1200万吨。换算下来，仅一期能力，中国石油相当于引进约167亿立方米天然气，中国石化约为80亿至120亿立方米，中国海洋石油约160亿立方米。因此随着能源价格不断上升和液化天然气转变，LNG产业化的趋势已锐不可当，有着非常大的发展空间。正是在这种大背景下，公司及时抓住了这一历史性机遇，适时地进行了产业结构调整，提出了发展液化天然气产业的大思路。随着西部大开发战略的全面推进，西部地区特别是宁夏地处边陲，地域辽阔，少数民族聚居，更需要加快发展以积聚实力，凝聚民心。充分合理利用天然气资源，发展天然气产业，不仅可适应疆内一些中小城镇对天然气的迫切需要，而且还可灵活机动的向偏僻的营地、独立的居民点、单独的工业用户和分散的汽车加气站等方便供气，同时还可提供调峰和事故等应急备用气源。这对推动疆内城镇加速气化，尽快改善脆弱的生态环境和较差的生存环境，逐步缩小东西部之间发展差距，进一步加强民族团结，巩固边防都有一定积极意义。研究结论(1)工艺技术成熟、可靠。本项目的液化技术拟采用国外的LNG液化、贮存和配送技术，该技术成熟、可靠、适用，且已经过规模化、长周期生产考验。因而本项目的技术不存在风险。(2)通过深入的市场分析和需求预测，确定的LNG目标市场定位明确，在目标市场内销售LNG有较强竞争力；为该项目的市场拓展积极作准备。利用自治区的天然气资源和价格优势。因此销售不存在问题。(3)本工程外部条件较好，主要原料和公用工程配套条件，公路、通讯联络便捷。工厂所在地地势平坦，施工条件好；可节省工程投资费用。(4)本工程总投资30000万元，税前内部收益率16.06%,年均利润总额3296万元，投资利税率10.68%,税前投资回收期5.1年(含建设期)。经济分析表明，该投资社会效益较好，但在财务上有一定风险。存在问题和建议本项目主要原料来自于井口伴生气回收，且量较大，其收集过程能否保证需要进一步落实。由于井口伴生气气源组成及压力的不同，对保证项目达产有一定影响。建议业主落实井口伴生气气源收集等相关技术和情况。WORD可编辑

由于项目建设地在宁夏，主要市场在珠三角等沿海地区，如果项目达产生产，每天需要的运输交通公交校多，尽管本项目委托具有相关能力的一家或几家物流公司来完成产品的运输，但较大的运输和主要市场的距离产地距离较长，安全等因素需要考虑。建议业主在项目开建前期做好主要目标市场的选择。同时，根据目标市场考察、选择号适当的交通运输工具，为项目的建设投产和良好运行打好基础。主要技术经济指标本项目主要技术经济指标见下表1.5-1。表1.5-1本项目主要技术经济指标表序号项目名称单位数量备注一,天然气处理规模万Nm3/a20000二产品方案1液化天然气（LNG）万t/a14.63三年操作日天3338000小时四主要原材料，燃料用量1天然气万Nm3/a200002分子筛填装量m3/a223导热油m3/年254乙烯吨/年395丙烷吨/年266戊烷吨/年157一乙醇胺吨/年20含活化剂五公用动力消耗量1供水（新鲜水）万m3/a39.32供电万kwh7247.6六三废排放量1废水m3/h0.22废气t/h0.59七运输量104t/a14.661运入量104t/a0.0162运出量104t/a14.63WORD可编辑

序号项目名称单位数量备注八全厂定员人601生产工人人452管理人员人15九总占地面积m2150亩1建、构筑物占地面积m2675302道路及场地占地面积m2329703占地系数%54.24绿化占地面m243655绿化系数%2.86办公及服务设施占地面积m26010十工程项目总投资万元30000其中外汇万美元/1固定资产投资万元13500其中外汇万美元/(1)建设投资万元16500其中外汇万美元/(2)固定资产投资方向/调节税万元/(3)建设期利息万元其中外汇：万美元/2流动资金万元其中外汇万美元/其中铺底流动资金万元十一报批项目总投资万元其中外汇万美元十二年销售收入万元十三成本和费用1年均总成本费用万元WORD可编辑

序号项目名称单位数量备注2年均经营成本万元十四年均利润总额万元十五年均销售税金万元十六财务评价指标1投资利润率%2投资利税率%3资本净利润率%4投资回收期年5全员劳动生产率万元/人6全投资财务内部收益率%（税前和税后）7全投资财务净现值万元13%（税前和税后；需注明i值）13%8自有资金财务内部收益率%13%9自有资金财务净现值万元（需注明i值）WORD可编辑2.0产品市场分析与预测LNG市场分析世界液化天然气供求状况目前世界LNG贸易分成两个界线分明的市场，一个是亚太地区，一个是大西洋盆地地区。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。在大西洋盆地地区，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。截止1999年，世界LNG出口国有11个，天然气的液化能力为1490亿立方米/年。今后几年还将有新的LNG项目投入生产，现计划发展的LNG项目有：阿曼96亿立方米/年、印度尼西亚的邦坦第八套40亿立方米/年与纳土纳72亿立方米/年、澳大利亚戈根（Gorgon）125亿立方米/年、俄罗斯95亿立方米/年的萨哈林项目、加拿大50亿立方米/年的项目、也门76亿立方米/年等二十余个；设计能力超过了1455亿立方米/年，预计到2010年世界LNG的生产能力将在现有的基础上翻一番。过去十年LNG贸易量上升了近一倍。目前呈上升趋势。目前世界LNG年贸易量为1200亿立方米，预测到2010年将跃升至1630亿至1690亿立方米。2010年大西洋盆地LNG需求约为49〜68Mt/a，供应能力为90Mt/a。亚太地区LNG需求约为97.2〜133.4Mt/a，供应能力约为170Mt/a。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。目前世界LNG贸易由于区间贸易的差异及运输费用等不同形成了三种不同的价格。即亚洲、欧洲和美国三个特有进口价格的出现。亚洲市场（日本）LNG价格从1994年的3.2美元/Mbtu增长到2000年的4.7美元/Mbtu，目前雪佛龙承诺从2010年起的25年内将向日本中部电力每年提供150万吨来自澳大利亚高产气田的LNG，交易价格为7美元/百万英热单位。美国市场从1994年的2.2美元/Mbtu增长到2008年的5.0美元/Mbtu，欧洲市场从2.4美元/Mbtu增长至U2007年的5.1美元/Mbtu。目前LNG的价格呈上扬趋势。世界液化天然气价格预测但是多年来LNG工业一直致力于降低成本，以使其更具竞争力。通过采用更为先进的技术，合理的项目管理降低投资成本。有望使LNG的总成本降低15%〜20%。2009年8月19日中石油和埃克森美孚签订了一个合同，每年从澳大利亚购买225万吨天然气，为期20年，交易价值412.9亿美元。这个合同是一个风向标，未来几年国外的LNG到中国港口的价格6300元/吨。这个价格相当于918美元/吨，与这个价格比，公司的LNG产品每吨还有2000多元的上涨空间。国内液化天然气供求状况着国民经济的快速发展，我国对能源的需求越来越大，南方沿海地区原有的能源消费结构以煤为主，而又远离生产基地，因此迫切要求使用清洁、高效的能源，以改善环境，缓解运输压力。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。而我国天然气工WORD可编辑

业发展滞后，目前，我国天然气在一次能源结构中仅占2.1%,远低于23.5%的世界水平和8.8%的亚洲平均水平。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，实施了“西气东输”、“海气上岸”等的天然气开发利用总体部署。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。中国的天然气产需状况和潜力250020001500100050001990年1995年2000年20051 2010年 2015年□J.■：□'口疏口资料来源：产业预测、阿瑟德里特公司（ADL）等近年来中国能源工业发展很快。目前，中国能源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。表2.2-1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）。表2.2-1中国能源消费结构变化趋势预测年份消费结构％煤炭石油天然气一次电力2000（实际）67.0023.602.106.902005（实际）63.6024.004.607.402010（实际）60.8025.205.608.00201556.6026.508.208.30202053.6027.009.809.20WORD可编辑据此预测，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。发展大规模、商业化的液化天然气产业有利于能源供应方式的多元化。公司液化天然气项目生产的液化天然气可通过火车、汽车运输到需要能源的边远城市和乡村，是对“西气东输”工程的一个重要的有益的补充和服务，大大提高天然气的利用程度，从更广泛的领域加快我国能源结构的优化和调整；对我国中小城市的能源结构、环境改善、产业优化以及人民生活水平的提高具有深远而重大的现实意义。随着国民经济高速发展对清洁能源的需求和对环保的日益加强，我国对液化天然气需求越来越大。国内液化天然气价格预测1_%产品与其它能源产品8怔、LPG、汽油、电等）相比，最具挑战的是在经济上能否与干净、方便的电竞争，同时作为工业燃料能否替代轻油、重油、LPG等。LNG与其它能源的市场承受能力比较见下表：表2.2-2LNG与其他能源市场承受力比较表 （单位：立方米）名称LNG人工煤气LPG电轻油煤3-3.8元/立方米1.0-1.2元/立方米4.5-5.0元/公斤0.5-0.6元/度3200-3400元/吨350元/吨单位热值售价元/4.18MJ0.3-0.380.34-0.410.40-0.460.58-0.700.35-0.370.06替代能力较强强较强可替代弱（注：比较内容为单位热值的价格比较，人工煤气未计财政补贴。）从表中分析可见：LNG到用户的销售价如保持在3〜3.8元/立方米，与除煤炭外的其他燃料相比，有较强的市场承受能力和可替代性。而煤由于其污染性高等原因，在我国能源产业政策中占一次性能源的比重逐年递减。这将会为LNG市场的发展提供更大的契机。产品运输液化天然气工业链是非常庞大的，它主要包括：天然气液化、储存、运输、接收终端和气化站等，其主要环节包括：生产环节、储存环节、运输环节和应用环节。为了充分地满足下游用户的需求，必须使上述的每个环节环环相扣，并且采取联动的方式进行，才能实现各环节的正常运行。由于提取轻烃、液化天然气属于高科技、高投入的项目，采取各环节的合理分工、专业化经营，有利于提高管理水平、降低整体运行成本，获取更大的经济效益和社会效益。上游公司全力做好液化厂的生产经营，不断提高液化厂的生产管理、运营水平，降低液化生产总成本，提高工厂效益；中游运输环节努力做好运输管理工作，确实保障运输供气能力，为获WORD可编辑得效益创造条件，并为产生良好效益打好基础；下游燃气公司尽力开拓液态天然市场，不断改进服务功能，确保供气安全，获取稳定的收益。液化气的运输可分为管道运输、船舶运输及低温液体运输车（槽车）运输。船舶运输方式一般用于液化气的国际贸易。液化气管道输送其管材必须采用价格昂贵的锲钢，还需性能良好的低温隔热材料；为实现低温液体单相流动，防治液体气化，还需在管道上增建中间冷却站，因此液化气管道运输的初期投资大，管道输气的投资较大，适用于稳定气源与稳定用户间长期供气，而以液化气地面机动运输代替地下远距离管道输送，可以节省风险性管线建设，有效利用距离较远的天然气资源。槽车运输有两种方式：公路槽车运输和铁路槽车运输。有研究表明1000km以内距离以公路槽车运输为宜，1000km以上距离以铁路运输较经济。液化气输送成本仅为管道输送的1/6〜1/7，并可减少由于气源不足铺设管道而造成的风险，且液化前的净化处理使其成为洁净燃料。以1%40英尺标准罐式集装箱，用火车和汽车联运，不仅具有装卸方便、灵活、可运、可储存的优点，而且可以方便地实现公、铁联运，即使万一出现事故，集装箱体对罐体具有一定的保护作用，降低运输安全风险。可见，该项目的液化天然气产品宜采用公路槽车运输或船运。一支庞大的运输车队，从专业管理的角度分析，车队越庞大，管理的幅度和力度都会影响到实际的执行力。建议公司将运输全部外协给第三方物流公司，带动地方经济发展，公司只负责基地的液化装置的运行。目前，影响较大的LNG物流企业有武汉绿能、新疆广汇、福建中闽物流、九安喜顺物流有限公司等企业，各地的小型物流企业和个人车主竞争力相对来说较弱。液化气物流市场竞争格局与液化气业务发展直接相关，与液化气处理项目配套的物流公司将会是地方液化气物流市场的主导企业，其可以将小型企业及挂靠企业拥有的液化气运输车通过业务外包方式统一纳入管理体系。预计2011〜2015年，我国液化气公路运输物流市场发展将会加快，液化气大型物流企业在2015年前后将会达到20多家，市场总体规模达到40亿元。表2.4-1我国液化气物流发展预测年份大型物流公司（家）液化气运输车保有量（台）物流市场规模（亿元）20114110012.520126150018.4201310200025.3201414240032.4201520300040WORD可编辑3.0产品方案及生产规模工艺方案设计基础本装置的原料气为天然气本装置年开工天数为333天。原料气进厂条件温度：40℃压力：5MPaG流量：2.0X108Nm3/a产品方案和规模产品方案的选择产品方案的选择应遵循下列原则：⑴项目产品的选择，必须坚持以市场需求为导向，特别是要选取那些市场相对短缺或市场容量较大的产品；⑵项目的产品品种、生产规模以及工艺技术应符合国家和地区的发展规划，应符合国家和地方的产业政策，特别是要符合“节能、减排”的要求；⑶项目的产品品种及其工艺技术应能充分发挥地方的资源优势，适应现有建设条件，并有利于项目间相互衔接，形成综合利用资源，消除或减少“三废”排放的合理产业链。根据吴忠县现有的实际情况，本项目实现从天然气到聚丙烯、回收轻烃及焊割气的完整产业链，节约天然气的长途运输成本，形成一套比较完善的聚丙烯产业链。本项目的建设规模本项目的生产规模如下：液化天然气：14.63万吨/年3.2产品品种及规格产品品种本项目产品为液化天然气。产品产量及规格WORD可编辑

在3.1的设计基础之上，本装置的产品产量及规格见下表。项目理论计算数据备注液化天然气产量标准气体状态104Nm3/d58.43液体状态m3/d695组分变化将导致液体体积和质量的变化质量t/d986贮存压力MPa.G0.01贮存温度℃-162液化天然气产量是指液化冷箱出口的质量流量计的测量累计值WORD可编辑4.0技术方案技术比较天然气液化工厂的工艺过程基本包括预处理（净化）、液化、储存、装车及辅助系统等，主要工艺流程包括天然气净化、液化和分离工艺。天然气净化工艺选择作为原料气的天然气，在进行液化前必须对其进行彻底净化。即除去原料气中的酸性气体、水分和杂质，如好、CO2、H2O、Hg和芳香烃等，以免它们在低温下冻结而堵塞、腐蚀设备和管道。表4.1-1列出了LNG工厂原料气预处理标准和杂质的最大含量。表4.1-1LNG原料气最大允许杂质含量杂质含量极限依据H2OV1ppmVA（在不限制产量条件下，允许超过溶解极限）CO 2 50〜100ppmVB（极限溶解度）H2sV3.5mg/Nm3（4ppmV）C（产品技术要求）总含硫量10〜50mg/Nm3CHg<0.01ug/Nm3A芳香烃类W10ppmVA或B环烷烃总量W10ppmVA或B从原料气数据来看，原料气中水、CO2、Hg和芳香烃的含量均超标，必须进行净化。A）脱CO2工艺选择天然气中含有的H2s和CO2统称为酸性气体，它们的存在会造成金属腐蚀并污染环境。此外，CO2含量过高，会降低天然气的热值。因此，必须严格控制天然气中酸性组分的含量，以达到工艺和产品质量的要求。用于天然气脱除酸气的方法有溶剂吸收法、物理吸收法、氧化还原法和分子筛吸附法。目前普遍公认和广泛应用的溶剂吸收法。它是以可逆的化学反应为基础，以碱性溶剂为吸收剂的脱硫方法，溶剂与原料气中的酸组分（主要是％2）反应而生成化合物；吸收了酸气的富液在升高温度、降低压力的条件下又能分解而放出酸气，从而实现溶剂的再生利用。WORD可编辑溶剂吸收法所用溶剂一般为烷醇胺类，主要有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。本方案从适用性和经济性的角度考虑，选择甲基二乙醇胺（附口£人）作为脱除酸性气体的溶剂。MDEA（N-Methyldiethanolamine^RN-甲基二乙醇胺，分子式为CH「N（CH2cH尹）2，分子量119.2，沸点246〜248℃，闪点260℃，凝固点-21℃，汽化潜热519.16kJ/kg，能与水和醇混溶，微溶于醚。在一定条件下，对二氧化碳等酸性气体有很强的吸收能力，而且反应热小，解吸温度低，化学性质稳定，无毒而不降解。纯MDEA溶液与CO2不发生反应，但其水溶液与宽2可按下式反应：TOC\o"1-5"\h\zCO2+H2O==H++HCO3- （1）H++R2NCH3==R2NCH3H+ （2）式（1）受液膜控制，反应速率极慢，式（2）则为瞬间可逆反应，因此式（1）为MDEA吸收CO2的控制步骤，为加快吸收速率，在MDEA溶液中加入活化剂（RjNH）后，反应按下式进行：R2/NH+CO2==R2/NCOOH （3）R2/NCOOH+R2NCH3+H2O==R2/NH+R2CH3NH+HCO3- （4）（3）+（4）：R2NCH3+CO2+H2O==R2cH3NH+HCO3- （5）由式（3）〜（5）可知，活化剂吸收了^2，向液相传递CO2，大大加快了反应速度。MDEA分子含有一个叔胺基团，吸收CO2后生成碳酸氢盐，加热再生时远比伯仲胺生成的氨基甲酸盐所需的热量低得多。从能耗、处理规模和投资运行成本等角度，MDEA胺液法是最合适的工艺，因此本方案选择MDEA胺液法脱酸气。B）脱水工艺选择天然气中水分的存在往往会造成严重的后果：水分与天然气在一定条件下形成水合物阻塞管路，影响冷却液化过程；另外由于水分的存在也会造成不必要的动力消耗；由于天然气液化温度低，水的存在还会导致设备冻堵，故必须脱水。天然气脱水工艺方法一般包括：低温脱水、固体干燥剂吸附和溶剂吸收三大类。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（常用的是三甘醇）等，但这些方法脱水深度较低，不能用于深冷装置；固体干燥剂脱水法常见的是硅胶法、分子筛法或这两种方法的混合使用。WORD可编辑天然气液化脱水必须采取固体吸附法，由于分子筛具有吸附选择能力强、低水汽分压下的高吸附特性，以及同时可以进一步脱除残余酸性气体等优点，因此本方案采用4A分子筛作为脱水吸附剂。C）脱汞工艺选择目前，脱汞工艺主要有两种：即美国UOP公司的电5*分子筛吸附法和采用浸硫活性炭使汞与硫产生化学反应生成硫化汞并吸附在活性炭上。前者成本高，适用于汞含量高的场合；后者运行成本低，适用于汞含量低的场合。一方面，他5^分子筛运行成本很高；另一方面，本装置的原料气中汞含量比较低。因此，采用浸硫活性炭脱汞，此种工艺本公司已有有成功的使用经验。天然气液化工艺选择迄今为止，在天然气液化领域中成熟的液化工艺主要有以下三种：阶式制冷循环工艺、混合制冷循环工艺和膨胀机制冷循环工艺。A）阶式制冷循环工艺阶式制冷循环是用丙烷（或丙烯）、乙烷（或乙烯）、甲烷（或氮气）等制冷剂（蒸发温度分别为-38℃、-85℃、-160℃）进行的三级冷冻，使天然气在多个温度等级的制冷剂中与相应的制冷剂换热，从而使其冷却和液化。经典的阶式制冷循环的优点是采用了3种制冷剂、9个制冷温度梯度（丙烷、乙烷、甲烷各3个温度等级），使各级制冷温度与原料气的冷却曲线接近，减少了熵值，比能量消耗接近于理论的热力学效率的上限。而且该工艺操作灵活，开停车快捷，易于初期开车投产。但是阶式制冷也存在一些缺点，需要三个大型循环压缩机，以及相当数量的冷换设备；流程长、设备多、控制复杂等。8）混合制冷循环工艺混合制冷剂制冷循环是采用N2和C1~C5烃类混合物作为循环制冷剂的工艺。该工艺的特点是在制冷循环中采用混合制冷剂，只需要一台压缩机，简化了流程，降低了造价。但是从理论上讲，混合冷剂的组成比例应按照天然气原料的组成、压力、工艺流程而异，因此对冷剂的配比和原料气的气质要求更为严格，一旦确定是不容易改变的。即使能做到这一点，要使整个液化过程（从常温到-162℃）所需的冷量与冷剂所提供的冷量完全匹配是比较困难的，充其量只能局部或一部分做到贴近冷却曲线。因此混合制冷剂循环流程的效率要比九个温度梯度水平的阶式循环流程低。WORD可编辑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C/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。C）膨胀制冷循环工艺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2〜4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。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,制冷系统中，制冷剂,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人口压力，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。D）三种工艺的技术经济比较WORD可编辑

将阶式制冷循环的能耗设定为1,各种制冷循环比较见表4.1-2所列，各种制冷循环的特性比较见表4.1-3。表4.1-2各种制冷循环效率比较制冷工艺与阶式制冷的相对能耗阶式制冷循环1.00混合冷剂制冷循环1.05R22预冷N2-CH4膨胀制冷循环1.35表4.1-3各种制冷循环特性比较指标阶式制冷混合冷剂膨胀制冷效率鬲中低复杂程度鬲中低换热器类型板翅式板翅式或绕管式板翅式换热器面积小大小适应性鬲中综合权衡投资、能耗以及运行维护等因素，本装置的液化工艺选用混合冷剂制冷工艺。工艺技术方案天然气首先做预处理（包括脱酸、脱水、脱苯和脱汞），然后采用MRC工艺去液化。下图为装置的总体系统框图WORD可编辑点画线内为主工艺单元，LNG生产主要在工艺单元内完成。点画线之外为公用工程系统，为工艺单元提供电力、热源和冷却。所有单元设备通过仪表控制系统（过程控制和安全控制）连接为有机整体，完成对装置各测控点的测量、控制。天然气制液态天然气（LNG）原料天然气过滤与调压单元原料天然气从界区来，首先进入过滤分离器，过滤掉可能存在的机械杂质、灰尘，并分离出其中的液体（主要为游离水和液态烃），为后续系统提供洁净的天然气。洁净的原料天然气进入调压器，将压力调整并稳定至4.0MPa.G，然后经计量后进入后续单元。原料气进装置设置有事故联锁切断阀，在事故发生后将切断进入装置的原料气源，同时通过旁路放空原料气，保证装置、人员及上游设施的安全。原料天然气脱酸性气单元从原料天然气过滤与压缩单元来的天然气从吸收塔下部进入，自下而上通过吸收塔；再生后的MDEA溶液（贫液）从吸收塔上部进入，自上而下通过吸收塔，逆向流动的MDEA溶液和天然气在吸收塔内充分接触，气体中的H2s和CO2被吸收而进入液相，未被吸收的组份从吸收塔顶部引出，进入脱碳气冷却器和分离器。出脱碳气分离器的气体进入原料气干燥单元，冷凝液去MDEA地下槽。处理后的天然中CO?含量小于50ppmV，H2s含量小于4ppmV。吸收了H2s和CO2的MDEA溶液称富液，至闪蒸塔，降压闪蒸出的天然体送往界外燃料系统。闪蒸后的富液与再生塔底部流出的溶液（贫液）换热后，升温到28℃去再生塔上部，在再生塔进行汽提再生，直至贫液的贫液度达到指标。出再生塔的贫液经过溶液换热器、贫液泵进入贫液冷却器，贫液被冷却到~40℃,从吸收塔上部进入。再生塔顶部出口气体经酸气冷却器，进入酸气分离器，出酸气分离器的气体送往安全泄压系统，冷凝液去MDEA地下槽。再生塔再沸器的热源由来自供热系统的导热油提供，导热油在供热系统内部循环使用。原料气脱水脱苯单元该单元设三台脱水分子筛吸附器，实行切换操作，其中一台吸附、一台冷却、一台加温再生。从原料气压缩单元来的原料气进入吸附器顶部，通过分子筛吸附脱除水分后，从吸附器底部出来，脱水后天然气中含水量小于IppmV。脱水吸附剂用冷箱返流和贮槽的^6气体（主要是甲烷和氮气）复热后作为冷吹和再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分离后排至燃料气单元，为导热油炉等提供燃料WORD可编辑再生气首先从下而上通过冷却状态的吸附器，之后再生气通过电加热器加热至再生温度260〜280℃,然后从吸附器底部进入，将吸附剂吸附的水和重烃解吸。再生气从干燥器顶部出来，经再生冷却器冷却后进入再生气分离器，分离其中的液体后排至燃料气单元。原料气脱重烃单元设两台吸附器切换操作，其中一台吸附、一台再生。从原料气压缩单元来的原料气进入吸附器顶部，通过吸附剂吸附脱除重烃后，从吸附器底部出来，重烃含量小于20ppmV,之后进入净化气提纯液化单元。原料气脱重烃单元用冷箱出来的返流气【主要为甲烷和氮气】作为再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分离后作为燃料气。低压原料气首先从下而上通过冷却状态的吸附器，之后再生气通过电加热器加热至再生温度260〜280℃,然后从吸附器底部进入，将吸附剂吸附的重烃解吸。再生气从干燥器顶部出来，经再生冷却器冷却后进入再生气分离器，分离其中的液体后进入燃料气单元。原料气脱汞与脱粉尘单元从原料气干燥与脱重烃单元来的天然气进入浸硫活性炭吸附器，汞与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。从脱汞器出来的天然气的汞含量小于0.01|Jg/Nm3。脱汞器设置两台，用一备一，浸硫活性炭每年更换。过滤单元设两台过滤器，根据阻力数据切换使用，达到过滤分子筛与活性炭粉尘之目的。液化单元在进入液化单元之前，气体必须进行分析，以保证H2s与CO2含量、水含量以及汞含量达到进入提纯液化单元的要求。净化后的管道天然气进入液化冷箱，在液化换热器中被1^混合冷剂冷却到一定温度后，经节流阀降压；净化并回收轻烃后的井口天然气，同样进入液化冷箱的换热器，被1^混合冷剂冷却到一定温度后，经节流阀节流后，与冷却节流后的管道天然气汇合，进入氮气过冷器，被继续冷却到-162℃,进入LNG分离器分离可能存在的气相后作为LNG产品送入LNG贮槽储存。MRC制冷单元本天然气液化工程采用混合制冷剂循环制冷+氮气膨胀，混合制冷剂由氮气、甲烷、乙烯等组成。混合冷剂由循环压缩机组压缩，通过水冷却，分离其中的液相和气相，分别进入液化冷箱，在液化换热器中冷却、冷凝并过冷到一定温度后节流降压到一定压力后合并，返流进入液化换热器复热。出冷箱后的混合制冷剂返回到循环压缩机的入口，循环压缩制冷。冷剂贮存和补充主要由于气体密封造成循环气的损失，需设置冷剂补充系统。冷剂各组分的补充量按各组分的读数、冷区的各温度情况进行调整，并通过流量计连续补充注入。WORD可编辑丙烷从汽车槽车或集装箱罐在冷剂接收罐区卸料，贮存于丙烷贮罐，用泵送至液态丙烷干燥器，除去水分，为保证环境低温时仍有足够的压力，该容器需伴热。戊烷从汽车槽车或集装箱罐在冷剂接收罐区卸料，贮存于戊烷贮罐，用N2气压送至液态戊烷干燥器，除去水分，为保证环境低温时仍有足够的压力，该容器需用氮气进行加压。贮存单元和装车单元液化单元生产的LNG（液化天然气）经管线送入LNG贮罐。进料可以注入贮罐上部，也可以注入贮罐下部，上或下进料由操作员根据贮罐内的液体密度、温度条件而定。贮罐设置了液位、压力和温度测量仪表。贮罐的保护系统经安全控制系统与DCS相接。贮罐发生高液位或高压力时，贮罐的进料阀会自动关闭。LNG贮罐的不同液位高度，都布置了温度计，并配置了密度计来监测，防止液体在贮罐内可能发生的“翻滚”（Rollover）危害。贮罐配有泄放去火炬的压力控制阀和排放去大气的安全阀。为防止贮罐负压，还设置了真空阀。液化单元生产时，每小时约41m3的LNG连续进入贮罐。贮罐外安装了LNG装车泵，每台贮槽一台泵，用于泵送灌装装车。BOG回收单元由于LNG贮存温度为-162，不可避免外界热量通过贮槽的绝热层传入，因此贮槽存在一定量的液体将会被气化，成为BOG。在LNG装车过程中，由于车辆的温度较高，加之管路损失，也会产生一定量的BOG。这些低温BOG经空温式加热器加热到常温后，用BOG压缩机将其压缩到0.2MPa.G，进入燃料气系统，作为燃料气供热油系统使用。4.3自控技术方案控制方式本装置自动控制，是建立在集散型控制系统（DCS）、紧急切断系统任5口）、可燃性气体检测报警系统（GAS）、各个独立配套机组的PLC以及采用HART通讯协议的现场仪表的基础上，组成了一个集成化的高品质的安全控制系统，从而达到天然气液化工厂生产所要求的测量、控制、监督报警、联琐、紧急切断等功能，保证生产操作高效及安全运转。该系统内的各个系统相对独立又相互关联，确保各个系统主要功能的实现及相关数据流的畅通。各系统所采用的软硬件均系当今著名品牌，采用的技术也是当今先进的技术，^^SD系统采用（QMR）技术，DCS的控制器采用现场总线技术等都一一展现了当代先进控制技术在本装置的应用。现场仪表全部采用了HART通讯协议的电子式仪表，使DCS系统的操作应用功能进一步扩大，加强了对仪表质量的监测，提高了系统的安全性和可操作性。检测和控制方案WORD可编辑本装置检测和控制方案中，除了常规仪表和单回路、串级回路外，尚有以下特殊仪表及控制回路。・冷罐液位测量控制：为了对特大型冷罐低温液位测量、控制采用了SMART储罐伺服液位计，该仪表可对冷罐液位精确测量±2mm外，还可对罐内介质密度、平均温度进行测量，并采用了4-20巾人输出或用HART总线与DCS进行通讯。・分析测量：本装置采用了大量分析仪表，对工艺过程质量进行全面监测。分析仪表有：工业气相色谱仪、水份仪、密度计、浊度计、热值仪、红外分析仪、总硫分析仪、氧分析仪、pH和电导仪。・称量控制：采用质量流量计、预设控制器、控制阀与DCS一同组成对槽车罐装的精确定量控制。•防喘振控制：对循环气压缩机II级，都采用了防喘振措施。它们根据所控段的入口压力及出口段的温度、压力、流量控制相应的旁路流量以达到对压缩机的保护和安全运转。・程序控制：A-251A/B分子筛干燥器的吸附、再生过程由DCS实现程序控制。紧急切断（停车）系统（ESD）：根据安全等级划分（SLA1001）,本装置将有17个安全回路（SILI13个，SIL3个，NE1个）进入EDS系统。它们主要分布在液化和热油两个区内，它们的设定值均为HH或^，在参数进入HH或11极限，将引发安全停车或切断动作。该系统将采用四冗余（QMR）技术。・安全联锁系统：凡未列入SIL安全等级的安全联锁回路，将进入DCS系统实现联锁报警，该部分的联锁动作仅为小范围或非主要设备的切断、停车动作。控制室工厂控制室将设在中央控制区内，中央控制区位置在生产区上风向，将包括控制室、机柜间、DCS维修间、操作值班室、UPS间、空调机房、休息室和洗手间等。采用的DCS是一个功能完善的系统，具有过程控制（连续控制和离散控制）、操作、显示记录、报警、逻辑运算、制表打印、信息管理、与上位机通讯、系统组态以及自诊断等基本功能。采用的DCS是一个开放的系统，其通讯层次结构符合0$［参考模型，其通讯控制符合TCP/IP协议和IEEE802协议族的有关协议，并采用WINDOWSNT操作系统。控制室内设置4台操作员站、工程师站1台，二台打印机。工程师站置于软件室，DCS机柜置于机柜室。可燃气体和有毒气体检测仪的设置WORD可编辑按照Linde和16£要求以及“石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范”（SH3063-1999）,本装置设置了独立的可燃气体检测系统，在控制室设立专门的可燃气体检测报警系统，在DCS显示、报警。由于本装置工艺生产中有毒气体泄漏量较低、测量困难，所以不再设置有毒气体检测装置。仪表的保护措施根据工厂防爆等级划分dllCT3的要求，电子仪表将采用本质安全仪表。相关仪表的保护的等级应按IP54以上考虑。压力变送器考虑过量程及真空保护，而压力表将考虑在背部设置爆破片。现场仪表如变送器、开关将采用保护箱或保温箱。按照测量环境和防冻要求将对有关仪表采用伴热或绝热措施。控制阀噪声正常时不超过85dBA,非正常状况不超过100dBA。仪表电源规格和容量24VDC 220VACUPS30kVA（仪表30min备用）仪表和控制系统的选用原则分散型控制系统（DCS）:通过ISO9001质量体系认证可用于本安仪表具备与各种系统通讯的能力紧急停车系统（ESD）•符合£%1000、IEC61131-3、IEC61158、IEC61508、IEC61511、J-S-412.1001标准・通过ISO9001质量体系认证•可用于本安仪表・可与选用的DCS通讯・具备QMR冗余技术仪表・变送器选用SMART型，可进行HART通讯，其精度高于（等于）0.2%,保护等级高于IP54・流量计以节流装置和差压变送器为主，有计量要求的采用质量流量计，就地流量计采用金属转子流量计。・压力仪表以压力、差压变送器为主，就地仪表采用压力表，差压表或电接点压力表WORD可编辑・液位仪表采用浮筒液位计、超声波液位计、差压变送器及液位开关。大型贮罐液位采用伺服式贮罐液位计，就地仪表采用磁性液位计•温度仪表采用销电阻（RTD）、热电偶«型）及温度变送器，就地仪表采用双金属温度计或电接点双金属温度计・控制阀采用气动执行机构的偏心旋转阀、蝶阀、笼式阀、球阀等，相应的电/气阀门定位器及阀位开关均应具备HART通讯功能・分析仪表应按具体工艺要求选取相应的在线分析仪表及取样系统。4.4主要设备选择本节所述的工艺设备基本技术参数以最终设计为准。非标设备非标设备是工艺装置中未定型的的压力容器或常压容器等设备，比如吸附器、分离器等。1设计制造标准工艺装置的设备设计、制作TSGR0004-2009GB150-1998GB151-1999JB/T4710-2005JB/T4731-2005NB/T47003.1-2009JB/T7261-1994GB50183-2004GB713-2008GB/T4237-2007GB/T8163-2008GB/T14976—2002JB4708-2000JB/T4709-2000JB/T4730-2005NB/T47003.1-2009JB/T4711-2003、检验和验收采用如下标准：《固定式压力容器安全技术监察规程》《钢制压力容器》《管壳式换热器》《钢制塔式容器》《钢制卧式容器》《钢制焊接常压容器》《铝制板翅式换热器技术条件》《石油天然气工程设计防火规范》《锅炉和压力容器用钢板》《不锈钢热轧钢板和钢带》《输送流体用无缝钢管》《流体输送用不锈钢无缝钢管》《钢制压力容器焊接工艺评定》《钢制压力容器焊接规程》《承压设备无损检测》《钢制焊接常压容器》《压力容器涂敷与运输包装》WORD可编辑2设备的无损检测比例与压力试验为了确保设备制造质量，设计压力大于2.5MPa的容器都将进行100%射线探伤，设计压力小于2.5MPa的容器进行不小于20%的射线检测。非标设备将按照《固定式压力容器安全技术监察规程》的要求进行压力试验（包括强度与气密性）。3供货状态的说明♦配对法兰与紧固件本公司提供的非标准设备中，所有法兰连接处均配成对法兰、密封垫片与紧固件，为了方便检修，所有密封垫片增加一套备件。本公司提供所有卧式非标设备的地脚螺栓和紧固件。由于地质气象条件不充分，立式非标设备的地脚螺栓和紧固件由本公司提供螺栓直径和材质，然后由设计院根据基础特性确定其最终规格，施工时采购。设备的就地液位计由本公司供货，由安装公司安装。♦设备的涂敷与运输包装本公司提供的非标设备将按JB/T4711-2003《压力容器涂敷与运输包装》和业主的关于颜色的要求等完成设备出厂前的涂敷。所有非标设备出厂前喷底漆和中间漆，面漆颜色根据业主的要求确定，将在设备安装就位后，完成面漆的喷涂。运输过程中的油漆刮伤等问题由本公司提供油漆，并负责修复。安装过程中的损伤由安装单位负责修复。4非标设备选型清单以下为分单元的非标设备清单（部分）。表4.4-1非标设备（部分）选型清单序号设备名称技术参数与规格主体材料单位数量备注天然气脱酸气单元1吸收塔介质：天然气工作压力：5.0MPa设计压力：5.5MPa工作温度：43℃设计温度：80℃Q345R台12脱酸气冷却器介质：天然气/冷却水工作压力：5.0MPa/0.4MPa设计压力：5.5MPa/0.8MPa工作温度：50℃设计温度：80℃Q345R台13脱酸气分离介质：天然气Q345R台1WORD可编辑

序号设备名称技术参数与规格主体材料单位数量备注器工作压力：5.0MPa设计压力：5.5MPa工作温度：35℃设计温度：80℃过滤精度：10Um天然气脱水脱苯单元1吸附塔介质：天然气工作压力：5.0MPa设计压力：5.5MPa工作温度：300℃设计温度：350℃Q345R台3切换使用2再生气加热器介质：天然气/导热油工作压力：5.0MPa/0.4MPa设计压力：5.5MPa/0.8MPa工作温度：300℃设计温度：350℃Q345R3再生气冷却器介质：天然气/冷却水工作压力：5.0MPa/0.4MPa设计压力：5.5MPa/0.8MPa工作温度：220℃设计温度：350℃Q345R台14再生气分离器介质：天然气工作压力：5.0MPa设计压力：5.5MPa工作温度：35℃设计温度：80℃Q345R台1天然气脱汞脱粉尘单元1脱汞器介质：天然气工作压力：5.0MPa设计压力：5.5MPa工作温度：43℃设计温度：80℃Q345R台2切换使用2粉尘过滤器介质：天然气工作压力：4.9MPa设计压力：5.5MPa工作温度：43℃设计温度：80℃Q345R台2切换使用WORD可编辑

序号设备名称技术参数与规格主体材料单位数量备注过滤精度：10umMRC制冷单元5异戊烷贮罐介质：异戊烷工作压力：0.5MPa设计压力：0.8MPa工作温度：0〜35℃设计温度：80℃有效容积：60m3Q345R台16丙烷贮罐介质：丙烷工作压力：0.8MPa设计压力：1.8MPa工作温度：0〜35℃设计温度：80℃有效容积：60m3Q345R台17乙烯贮罐介质：乙烯工作压力：0.5MPa设计压力：0.8MPa工作温度：-155℃设计温度：-196℃有效容积：50m3不锈钢台1真空粉末绝执8乙烯汽化器型式：立式外形尺寸：2000X2000X5200设计压力：1.6MPa设计温度：-196℃气化量：300Nm3/h铝翅片管台19丙烷干燥器介质：丙烷工作压力：0.8MPa设计压力：1.8MPa工作温度：0〜30℃设计温度：80℃容积：1.3m3Q345R台1分子筛干燥10异戊烷干燥器介质：异戊烷工作压力：0.8MPa设计压力：1.8MPa工作温度：0〜30℃设计温度：80℃容积：1.3m3Q345R台1分子筛干燥11MR配比罐介质：混合冷剂Q345R台1WORD可编辑

序号设备名称技术参数与规格主体材料单位数量备注工作压力：0.6MPa设计压力：1.0MPa工作温度：0〜30℃设计温度：80℃12MR集液罐介质：混合冷剂工作压力：1.0MPa设计压力：1.8MPa工作温度：0〜30℃设计温度：80℃Q345R台113MR缓冲罐介质：混合冷剂工作压力：3.0MPa设计压力：3.5MPa工作温度：0〜30℃设计温度：80℃Q345R台1液化单元14液化冷箱冷箱壳体Q235B台1板翅式换热器（上段）设计温度：-196〜80℃工作温度：-170〜40℃5052/5083台5安装在冷箱内板翅式换热器（下段）设计温度：-196〜80℃工作温度：-170〜40℃5052/5083台5同上LNG过冷器设计温度：-196〜80℃工作温度：-170〜40℃5052/5083台2同上LNG闪蒸罐工作压力：0.5MPa设计压力：1.0MPa设计温度：-196℃S30408台1同上膨胀机过桥Q235-B台2同上透平膨胀机台2同上低温管道S30408套1低温阀门S30408套1销热电阻和低温电缆套1安装于冷箱上膨胀珍珠岩（保冷材料）现场装填15氮气加热器介质：氮气工作压力：0.6MPa台1WORD可编辑

序号设备名称技术参数与规格主体材料单位数量备注设计压力工作温度设计温度加热功率1.0MPa80℃100℃40kw16残液汽化分离器工作压力设计压力工作温度设计温度0.1MPa1.0MPa-161℃-196℃S30408台14.4.2泵泵包括MRC制冷单元的烃泵。1设计制造标准泵的设计、制造、检验和验收采用如下标准：GB/T3215-2007 《石油、重化学和天然气工业用离心泵》2供货状态说明♦配对法兰与紧固件本公司提供的泵均带地脚螺栓，所有连接管口均带成对法兰、密