液化天然气(LNG)工厂项目可行性研究报告

总论1.1项目概要天然气气源来自中石油中卫-贵阳天然气联络线管输天然气，拟建液化装置的日处理气量30xl04Nm3，日生产液化天然气（LNG）216t，年生产液化天然气7.8xl04t。1.2建设单位概况1.3编制依据及原则1.3.1编制依据①《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》（GB/T20368-2006）；②《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）；③《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）；④《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）等国家相关规范规程1.3.2编制原则①采用先进的天然气液化工艺技术，充分利用丰富的天然气资源，改善能源消费结构，大力推广洁净能源的消费，节约投资，提高经济效益。②采用国内外先进可靠的天然气液化工艺技木，主要设备国内制造。③为使拟建装置安全可靠、容易操作和维护，将采用MRC制冷与成熟的、可靠的预处理工艺技术进行设计，使得流程简单、操作灵活、安全可靠、易起动、易操作、维护方便。1.4项目背景1.4.1天然气缺口巨大随着中国经济快速发展，对于能源的依赖越来越严重，能源的供需矛盾越来越突出。2007年我国能源消费总量占世界能源消费总量的15%，位居世界第二。目前，天然气消费在世界能源消费结构的比重已达到45%，成为仅次于石油的第二大能源。在能源消费大国中，我国能源消费总量中煤炭的比重最高，是全球平均水平的3倍，而天然气的比重最低，仅占总量的3%，只是全球平均水平的7%。随着国家对于环境治理的重视，煤炭作为高排放能源，其使用已经受到许多限制。天然气作为清洁能源开始逐步取代煤炭甚至燃料油。根据全国能源发展总体纲要，我国的能源消耗结构中，天然气所占的比例要从2006年的3%上升到2010年的6%，相当于翻一番。2008年我国天然气消费量已达到778亿立方米，而2010年天然气消费量为1100亿立方米，2020年需求量将达到2100亿立方米。2010年底我国天然气消费缺口近400亿立方米，2020年缺ロ将达600亿立方米。近几年，国内经济发达地区对天然气需求更多，导致连续几年“气荒”，影响了工业发展和居民生活表1-1中国未来天然气的供需预测表l08Nm3年份保守预测乐观预测预测消费预测产量预测缺口预测消费预测产量需求缺口201516001200400240016008002020210015006003550240011501.4.2LNG弥补管输天然气的不足管输天然气由于受到气源、地理、经济等条件的限制，巳无法满足社会日益增长的用气需求。如此巨大的天然气用量和天然气市场，仅靠管道输送是难以覆盖的。液化天然气（LNG）是一种绿色能源，近年来发展十分迅速。液化天然气用作低温储备气源，比高压球罐储备和管网储备调峰更优越一些，其储存能力和筹备量大、管理较方便、应变能力强。我国政府非常重视液化天然气产业的发展，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》。这标志着我国已经进入LNG利用的新阶段。天然气液化储存后用于城镇管网调峰，这种方式在发达国家已经被广泛采用。早在上世纪60年代，我国就已经完成了小型LNG生产项目的工业性试验，掌握了液化工艺技术。从“八五”阶段一直发展到现在，我国的LNG生产项目已经形成了一定的规模，并且目前已建和拟建的LNG液化工厂中，其液化设备基本以国产设备为主，配套设备的国产化不低于60%。目前，总生产规模约1000万方/天。1.5投资意义经过液化处理的天然气LNG凭借其运输方式灵活、高效、经济等优势，市场规模不断扩大。液化天然气的体积只有同量气体体积的1/625，因而其液化后，可降低贮存和运输成本。以LNG的形式储存天然气几乎是唯一的经济有效的方法。多年来天然气市场开发经验表明，天然气用户的特点是初期用户少、用户分散、用气量小，仅仅依赖天然气管网，很大程度上制约了天然气的规模化发展。特別是对于那些地方经济发展迅速，但比较分散且地形复杂难以铺设管道的县级城市，采用液化天然气技术可以满足其对能源的迫切需要。LNG单位体积的燃值相当于汽油的水平，可作为民用、发电和交通运输工具的燃料。1辆49立方米LNG槽车每次可装运天然气2.9xlO4标准立方米，能满足1000辆汽车或3万户居民一天的用气量。因此，发展储运方便、使用灵活的液化天然气，克服了管输天然气弊端，加快了天然气市场的建立。天然气液化工厂用大容量槽车将LNG运至天然气急需的地区或企业，将改变能源结构，改善环境质量，加大能源供给量，并提高自身盈利水平。1.6主要技术经济指标详见主要技术经济指标表。表1-1主要技术经济指标表序号项目单位数量备注(一)主要原材料消耗1天然气104Nm3/d302氮气Nm3/a开车时置换用(二)商品量1液化天然气104Nm3/d302液化率℅(三)公用工程1电KWh/d2循环水m3/d(四)总图运输1工程占地亩100暂定2运输量运入量运出量(五)工程定员人36(六)工程建设期月（七）主要经济指标1工程总投资万元2总投资收益率％3财务内部收益率（税后）％4财务净现值（税后）万元5投资回收期（税后）年6盈亏平衡点％2气源本工程天然气气源来自中石油中卫-贵阳天然气联络线管输天然气。中卫—贵阳天然气联络线工程起自宁夏中卫，经甘肃、陕西、四川、重庆，止于贵州贵阳，干线全长1613km,全线设输气站场14座，其中压气站6座。该管段在中卫与西气东输一、二线及陕京线系统连接；在贵阳与中缅天然气管道连接，设计参数见下所示：设计年输量：150x108Nm3／a；设计压力：10MPa；输气管径：φ1016mm暂确定本工程的天然气气质参数如下：表2-1天然气气质参数序号成分体积百分比（%）1CH495.622C2H60.063N20.014CO22.465H20.576H2O0.017H2S≤20mg/m3低热值：35.50MJ/Nm3供气压力：2.5～4.0MPa3市场现状和产品价格预测3.1市场现状中国LNG产业起步较晚，目前具有一定供气规模的液化厂只有新疆广汇和海南海燃，年处理能力也只有6.3亿立方米天然气。已建成广东LNG接收站年供应量370万吨，折合天然气51亿立方米。广东省LNG项目主要为珠江三角洲的燃气电厂和城市工业与民用及商业用户提供可靠的燃料，一期工程主要供应香港、深圳、广州、东莞、佛山五个城市和惠州、前湾、珠江、美视、东部五座电厂。作为中国第一个项目试点，该项目投产点燃了国内市场对LNG的热情。福建、上海、浙江的LNG项目纷纷开工建设，且福建和上海项目已于日前分别获得了印尼东固和马来西亚国家石油公司的气源供应，这三个项目均属于中海油。国内部分已投产的LNG液化工厂项目见下表所示：表3-1国内部分已投产的LNG液化工厂一览表序号名称规模（104m3/d）地点投产日期年产量（万吨）1河南中原绿能高科15濮阳油田2001年11月42新疆广汇150鄯善吐哈油田2004年9月403海南海燃25海口福山油田2005年4月6.664中石油西南分公司4四川犍为县2005年11月1.065江阴天力燃气5江苏江阴2005年12月1.336新奥燃气15广西北海涠洲岛2006年3月47苏州华峰7苏州2007年5月1.88泰安深燃15山东泰安2008年3月49成都永龙5成都龙泉驿2008年4月1.3310青海西宁5青海西宁2008年7月1.3311山西港华煤层气25山西晋城2008年11月6.6712鄂尔多斯星星能源100鄂尔多斯2008年11月2713重庆民生黄水12重庆黄水2008年12月3.2014中海油珠海横琴50珠海横琴岛2008年12月13415新奥山西沁水15山西沁水2009年4月416宁夏清洁能源（一期）30宁夏银川2009年6月8.04总计478127823.2LNG主要客户分析3.2.1LNG用于发电LNG项目大部分的气量用于电厂的联合循环发电，LNG电厂与常规燃煤电厂相比，除了大大改善了环保状况之外，在占地和建设周期，调峰机动性等方面都显示了很大的优越性。建设投资相对较低，LNG电厂的单位千瓦造价约为国产脱硫煤电厂的89%，进口设备脱硫煤电厂的60%，核电厂的33%。3.2.2LNG用于城市燃气随着社会的发展，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清洁的能源，由于管道铺设投资设备费用大，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用，此外还可用于商业事业单位的生活以及用户的采暖等。3.2.3LNG作为工业燃料天然气作为工业燃料主要用于锅炉和工业窑炉，与煤、燃料油、液化气相比具有明显的优势。天然气作为工业燃料，环境效益明显。以燃烧后排放的二氧化碳作为比较，如煤炭为100，则是由为83，而天然气仅为57，同时二氧化硫和氮氧化物等污染物仅微量排放。通过热值和热效率换算，每立方米天然气大约克替代3.3公斤煤炭，1.5公斤重油和1.3公斤柴油。从价格角度考虑，对煤炭的可替代优势不强，对轻油替代优势比较强，而能否顶替重油则需根据具体情况而确定。3.2.4LNG作为汽车燃料随着我国天然气汽车工业的发展和液化天然气的优良特性，液化天然气汽车正在成为研究热点。通过了解液化天然气汽车的发动机、燃料系统主要组成部分的功能和原理，再回顾我国液化天然气汽车的发展历史、应用现状，并且将LNG、CNG和汽油三种车用燃料进行比较，从而可以看出液化天然气汽车比CNG和汽油汽车更加清洁、安全和经济。LNG汽车碳排放量为141g／km，远低于汽油车222g／km和柴油车221g／km的碳排放量，甚至也低于液态氢、混合动力和锂电池汽车的碳排放量；经过测试可知，LNG公交车可削减可吸入颗粒物(PM)91%,碳氢化合物20%，氮氧化物59%。此外，按照油、气价格比，LNG汽车可以节省燃料费用约40%，LNG车辆使用者2-3年即可收回购置车辆增加的费用（气、油按0.7:1计算，1立方天然气热能相当于1.1-1.3升燃油），可给运营者带来良好的经济效益。3.2产品价格预测综合2012年8月份西南地区LNG生产企业销售状况，目前在西南地区LNG出厂价格（全年平均价）应定位在3.40元/立方米左右（4500元/吨），随着能源产业政策进一步调整，预计LNG产品价格将会有较大幅度提高。西南地区2012年8月份部分出厂价格统计见下表所示：表3-22012年8月份西南地区部分LNG出厂价格表序号LNG液化工厂出厂价格（元／吨）气化率（m3／t）备注1重庆民生450014892华油广安435014893达州汇鑫435014894生产规模及工艺技术方案4.1生产规模装置规模：30xl04Nm3／d技术来源：自主4.2工艺路线4.0MPa的原料天然气进入原料天然气预处理系统，在由变压吸附设备組成的预处理系统中取出其中的C02、及微量的H20、H2S和汞等。净化后的天然气进入冷箱内的各段换热器被冷却液化后经减压作为产品进入LNG贮罐，减压汽化后的天然气返回各段换热器复热回收冷量后送出冷箱作为纯化器的再生用气。4.2.1工艺技术方案选择本天然气液化工程的ェ艺过程基本包括原料气压缩系統、预处理(净化）、提纯液化、制冷剂循环压缩、产品储存、装车及辅助系统等，主要工艺流程包括原料气净化、提纯液化ェ艺。4.2.2原料化工尾气净化工艺选择本装置的原料气未进行净化处理，因此不符合低温液化的质量标准，因此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H2S、CO2和h2O等，以免它们在低温下冻结而堵塞、腐蚀设备和管道。本装置的原料气中水等的含量超标，必须进行净化。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，水和co2的存在还会导致设备冻堵，故必须脱除。本装置的分子筛吸附系统用净化后的原料天然气作为冷吹和再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分离后排至原料压缩机入口。三、低温液化与分馏工艺选择迄今为止，在深冷液化天然气领域中成熟的液化エ艺主要有以下三种：阶式制冷循环エ艺、混合制冷循环エ艺和膨胀机制冷循环エ艺。①阶式制冷循环工艺阶式制冷循环是用丙烷（或丙烯）、こ烷（或乙烯）、甲烷（或氮气）等制冷剂（分別提供约为、、的温度场）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种制冷剂、个制冷温度梯度（丙烷、乙烷、甲烷各个温度等级)，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ー些缺点，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、控制复杂、设备多等。混合制冷循环工艺混合制冷剂制冷循环是采用2和烃类混合物作为循环制冷剂的工艺。该ェ艺的特点是在制冷循环中釆用混合制冷剂，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，混合冷剂的組成比例应按照天然气原料的組成、压力、ェ艺流程而异，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)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。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釆用折中的办法，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ェ艺，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;低温段的换热采用两种方式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。充分体现了热力学上的特性，从而使效率得以最大限度的提高。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エ艺相比，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。制冷剂釆用单组分气体，因而消除了像混合冷剂制冷循环エ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。④三种エ艺的技术经济比较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所列，各种制冷循环的特性比较见表4-2。表4-1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混合制冷剂制冷循环1.15N2-CH4膨胀制冷循环1.35表4-2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高中低复杂程度高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高中本装置的液化工艺选用混合制冷剂循环压缩制冷エ艺，达到较低液化能粍，且装置能够长周期运行并有效降低维护成本。4.3工艺流程4.3.1原料天然气过滤与压缩单元原料天然气经过调压和计量，进入原料气压缩机组入口平衡分离罐，为原料气压缩机提供洁净、压カ比较稳定的天然气。原料气经原料气压缩机组多次增压、冷却分离至5.5MPa.G，经过压缩机组自身的末级冷却器冷却，进入出口分离器，并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，切断进入装置的原料气源，保证装置、人员及附近设施的安全。4.3.2原料天然气脱酸性气体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C02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C02含量小于50ppmV，H2S含量小于4ppmV。吸收了H2S和C02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統。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で，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水蒸气系统的低压饱和蒸汽提供，冷凝液返回水蒸气系統。4.3.3原料气干燥与脱重烃单元原料气干燥与脱重烃单元设三台吸附器切換操作，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和重烃后，从吸附器底部出来，脱水后天然气中含水量小于IppmV，重炫含量小于20ppmV，之后进入净化气提纯液化单元。原料气干燥与脱重烃单元用净化后的少量的原料气节流降压后作为冷吹和再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分离后排至原料压缩机入口。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～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原料压缩机入口。4.3.4原料气脱汞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0.01ing/Nm0脱汞器设置两台，用一备一，浸硫活性炭毎年更换。过滤单元设两台过滤器，根据阻カ数据切换使用，达到过滤分子筛与活性炭粉尘之目的。4.3.5净化气的提纯液化在进入提纯液化单元之前，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。本装置在原料气进装置前设置了CO2含量在线分析仪，在原料气干燥与脱重烃单元设置了原料天然气水露点在线分析仪。净化后的原料气进入液化冷箱，在液化换热器中冷却到冷却、冷凝并过冷到某一温度后从换热器中抽出，经节流阀降压后进入LNG分离器分离可能存在的气相后作为LNG产品进入LNG贮槽储存。4.3.6制冷系统本天然气液化工程釆用混合制冷剂循环压缩制冷，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縮，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カ后合并，返流进入液化换热器复热。出冷4.4自控水平国内外LNGエ艺过程中，自动化水平已成为提高经济效益的有效手段之一。自动控制系統的成功运行直接关系到エ厂（或装置）安全、稳定、长期运行；也是实现现代化生产和管理的重要标志之一。设计原则：采用成熟可靠的自控技术，满足生产控制和管理要求。自控系统应能有效地监控成套设备生产过程，确保设备长期稳定可靠运行，操作维护方便。所有电器元件均为防爆型。本套设备的控制采用就地与中控室相结合的控制方式。中控室釆用SIMENSPLC控制系統。整套空分装置的测量和控制以中控室为主，必要的操作和紧急停车可在中控室PLC上进行，重要的参数在中控室PLC上显示、记录、报警，各设备的运行状态也在中控室PLC上显示。各设备的启动，原则上在就地现场启动。公用工程新增仪表，考虑维修方便，与现有仪表型号相同。过程检测、控制仪表选型：根据防爆区域划分分别选用本质安全型、隔爆型及普通型现场仪表。4.5平面布置平面布置是在考虑安全生产、满足《石油化工企业设计防火规范》(GB50160-92)的要求、方便操作检修和施工的前提下，结合本厂的实际情况进行布置的。装置平面布置采用以流程式布置为主，同时将某些同类设备相对集中布置，以方便操作与管理。4.6装置“三废”排放本装置运行过程无三废排放，对环境无任何不利影响。本项目不产生废渣和废水，整个生产过程均在全封闭的系统内运行，天然气在冷却过程中重组分可能有微量的排放以及事故状态和检修时少量的LNG排放均排至装置自带的排放槽内，有少量的生活污水及站内地面冲洗水，有噪声的设备为定型先进技术产品，噪声能控制在指标以内。4.7占地面积占地100亩，建筑面积：5000m2。5总图、运输及储运5.1总图装置区场地用现浇混凝土铺砌，结构为现浇C25混凝土80mm+水泥碎石基层150mm。检修通道结构为现浇C30混凝200mm+水泥碎石基层300mm。5.2运输装置所需原料天然气用管道送入；开ェ时置换氮气有液氮槽车送入就地气化；LNG产品由49m3槽车运出。5.3贮存本装置的主产品为液化甲烷（LNG)，在15kPa、-下用普通粉末绝热子母贮槽贮存，设置1000m3LNG贮罐两只。6建筑工程及公用工程6.1建筑工程厂内建、构筑物包括以下内容：厂界内的道路、围墙、大门、緑地、地下管沟、线缆桥架、管道支架等；储运区内的储罐基础、防液堤、导流槽及集液池、装车台及罩棚、地中衡基础、门卫建筑、区内所有设备基础等；工艺装置区内的框架透空式厂房、区内所有设备的基础等；生产辅助区内的生产辅助用房建筑、办公综合用房建筑、消防蓄水及循环用水公用的水池、循环冷却水塔架、区内所有设备的基础等；动カ区内的变配电站建筑、柴油发电机房建筑、柴油储罐基础、区内所有设备的基础等；放空区内的放空塔和火炬塔架的基础等。6.2公用工程6.2.1供排水供排水主要包括：生活给排水系統、装置用脱盐水系统、生产给排水系统、生产循环水系统、消防给水系統、高倍数泡沫灭火系統、干粉灭火系統、建构筑物灭火器配置系統。本天然气液化工程需要循环水，装置用循环冷却水的质量应符合GB50050《工业循环冷却水处理设计规范》标准要求。循环冷却水的基本要求为：设计上水温度设计回水温度设计上水压カ>0.35MPa①新鲜水管网新鲜水管网埋地敷设，供生产、生活用水供水压カ为0.4MPa。②循环水管网循环冷水管网埋地敷设，在需要处引出。③排水管网雨水直接排放。6.2.2供电主要包括：总变电所1座、备用380V柴油发电系统、生产车间配电系统、生产辅助设施配电系統、建构筑物照明系統、防雷、接地系统、通讯系統、火炬自动点火系统。本天然气液化工程需要电力，供原料天然气压缩机組、循环制冷剂压缩机组、再生气电加热器、仪表空气压缩机、压缩机组油泵、循环冷却水泵、仪表空气压缩机、仪控系统等使用。为保障消防水泵在紧急状态下的投运，消防水泵应采用双路电源或增加备用发电机。对电源的基本要求为：6000V(或10000V)、50Hz土0.5Hz、三相四线制，中性点不接地。380V/220V、50Hz±0.5Hz.三相四线制，中性点直接接地。1、供电本装置设计范围为界区内变配电、动力、照明、防雷、接地设计。装置用电为380/220V。天然气发电，用电负荷等级为一級。正常情况下两路电源分列运行，当任一路电源失电时，另一路电源承担所有用电负荷。①变电所设置装置内变电所一座，包括一个变压器室和ー个低压配电室。变压器室内设置全密闭式电カ变压器。②动力、照明、接地设计生产装置属II区爆炸危险场所，电气设备接相应防爆级别选型。装置动カ配电采用放射式，电缆沿室外电缆桥架、充砂电缆沟、或穿钢管埋地敷设。在装置适当位置设检修电源箱。装置适当位置设照明配电箱，供灯具或插座电源。并根据场所要求设置事故照明。工艺设备、管线做静电接地，变压器中性点做工作接地，电气设备做保护接地，装置及建筑物考虑防直击雷接地，各种接地构成同一接地网。6.2.3供热与通风工程导热油系统；锅炉房供热系統；建筑物强制通风系统。6.2.4通讯及报警控制室设调度、行政电话，装置区内临时值班室设防爆行政电话，电话信号电缆引入由全厂统一考虑。装置设火灾报警系統，在适当的位置设置感烟探头或报警按钮。7辅助生产设施7.1消防设施厂房内设置泡沫灭火器及其它消防器材。7.2维修设施设机修钳工2名，仪表工1名，发动机、压缩机厂房内设有5t吊车一台，购置工具一套，完全能够满足生产要求。7.3生活福利设施厂内设有可供50人就餐的食堂、洗澡淋洛设施，其他如办公、住宿等均设在厂内8环境保护8.1设计采用的环保标准《环境空气质量标准》（GB3095—1996)(2000年修订）ニ级标准;《地表水环境质量标准》（GB3838-2002)III类标准；《地下水质量标准》（GB/T14848-93)III类标准；《城市区域环境噪声标准》（GB3096—93)3类标准。《大气污染物綜合排放标准》（GB16297—1996)ニ级标准；《汚水综合排放标准》（GB8978—1996)—级标准；《农田灌溉水质标准》（GB5084-92)ニ类标准；《ェ业企业厂界噪声标准》（GB12348—90)III类标准；8.2主要污染源及污染物本项目与处理系统采用变压吸附法脱除ニ氧化碳技术，具有ェ艺先迸、流程合理、产品质量好、能耗低，“三废”排放量少等优点。制冷系统采用空气压缩膨胀制冷循环，无“三废”排放。正常生产没有三废排放。装填的吸附剂1-2年排放一次。8.3环保治理措施依靠ェ艺技术的先进发展生产保护环境，是指导本项目搞好环保设计的主要思想，其次是加强管理并采取如下相应的环保治理措施。一、固体废物处置措施排出的废渣主要是失去活性的废吸附剂，可用于铺路或填垣。8.4噪声控制措施本装置的噪声控制按卫生部、国家劳动总局联合颁布的《エ业企业噪声卫生标准》实施。表8-1工业企业噪声卫生标准每个工作曰接触噪声时间（小时）允许噪声级（分贝）A885488291191最高不超过115分贝90(A)本装置的噪声源：其它气体放空产生的空气动カ噪声；发动机及空压机的噪声；真空泵在压缩气体时产生噪声；变压吸附过程产生的噪音；管道、管件等振动而产生的机械噪声。气体放空时产生的噪声，在放空管上设消音器加以消除。对发动机、空压机、真空泵和电气设备所产生的噪声，除通过选用高效率、低噪声设备，制造厂家在设备出厂时严格检验以控制噪声外，提高安装调试质量和定期检修的的质量，加强调设备维护保养，也是控制噪声的措施。控制变压吸附过程的气体均匀泄压、升压以低噪音强度。合理地配置管道、合理地布置管架可以减少噪声，防止噪声叠加和干扰。例如泵的入口管一定要避免发生汽蚀，产生振动；两相流管道要严禁在柱状流、活塞流状态下减少。采取多种隔声、消声、吸声措施。如设置隔声操作控制室，是工人与噪声接触的时间和强度减少。8.4绿化在不影响生产的情况下，在仪表室、办公室前；在厂房边；装置边界周围种植矮灌木及花草。緑色植物的光合作用可吸收ニ氧化碳释放氧气，对低浓度的有害气体也有一定的吸收能力。并可减弱噪声、调节气候、美化环境。9职业安全卫生9.1原料及产品性质表9-1原料特性序号物质名称自燃点空气中爆炸极限（％)火灾危险备注(で）下限上限性分类1甲烷5375.015.0甲类2天然气550-750416甲类9.2主要防范措施设计中严格遵守国家、地方政府和主管部门的规定，职业安全卫生设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投产（即三同时)。设计原则：职业安全卫生设计编制、实施应贯彻“安全第一，预防为主”的方針，在设计措施编制中应遵循下述原则•.消除：通过合理设计、科学管理，尽可能从根本上消除危险和有害因素；减弱：在无法消除危害源和难以预防的情况下，可以减少危害的措施；隔离：无法消除、预防、减弱的情况下，可釆取减少危害的措施;警告：易发生故障或危险性较大的地方，配置醒目的标志，在设备、エ艺过程中安装种类报警装置。10企业组织及定员10.1生产制度根据本项目建成投入运行后所需的工种和岗位，国家规定的各工程劳动工时制度，以及法定工作日，节假日等，并参考其它类似公司的劳动定员配置和实际运行管理经验，本着机构合理、方便生产、人员精简干练的原则，经与项目业主具体协商后，编制本项目的劳动定员。采用四班三值制值班，行政、技术管理和其它人员采用白班制，假节日采用轮休办法。10.2劳动定员序号岗位与工种劳动定员（人）备注1）经理12）技术主管63）财务人员54）生产人员165）抢险维修队86）合计36。11项目实施规划表11-1工程进度表年限实施内容2013年2014年2015年落实上游条件、工作协调设计阶段施工阶段验收阶段12投资估算本项目工程总投资为18385.5万元(不含土地费)，总投资估算见下表所示：表12-1总投资估算表序号费用项目单位数量价值（万元）设备购置费安装工程费建筑工程费其它费用合计(一)工程费用15299.51成套设备套1109501237.512187.52蒸汽和热水锅炉系统项119525.5220.53LNG存储系