50万方管道气净化液化调峰项目-可行性研究报告

50×104Sm³/d天然气液化（LNG）调峰项目可行性研究报告

目录TOC\o"1-2"\h\z第一章总论 11.1项目单位基本情况 11.2项目基本情况 31.3可行性研究报告编制依据 61.4综合评价 6第二章背景及必要性 82.1项目区社会经济状况 82.2本行业及关联产业发展现状 82.2项目建设的必要性 10第三章项目选址与建设条件 133.1建设地点选择 133.2建设条件 13第四章市场分析与销售方案 164.1市场分析 164.2营销策略、方案、模式 184.3市场风险分析 18第五章建设方案 205.1产品方案和建设规模 205.2建设规划和布局 205.3建设标准和产品标准 205.4技术（工艺）方案 205.5设备选型方案 205.6主体工程方案 235.7辅助工程及其它工程方案 235.8实施进度安排 23第六章环境影响评价及节能减排措施 256.1环境影响 256.2节能减排措施 256.3评价与审批 26第七章项目组织与管理 277.1组织机构与职能划分 277.2劳动定员 297.3管理措施 307.4技术培训 307.5劳动安全、卫生与消防 30第八章投资估算与资金来源 318.1投资估算依据 318.2投资估算 328.3资金来源 328.4财政资金的使用范围 33第九章财务评价 349.1财务评价依据 349.2销售收入、销售税金和附加估算 349.3总成本及经营成本估算 359.4财务效益分析 369.5不确定性分析 369.６财务评价结论 38第十章社会效益分析 3910.2.1壮大主导产业，促进结构调整分析 3910.2与农户利益联结机制 3910.3带动基地 3910.4带动农户及农民增收效果分析 4010.5带动就业分析 4010.6对比分析 40附录 41一、附表： 41二、附图： 41第1章总论1.1概述1.1.1项目名称：50×104Sm3/d天然气液化（LNG）调峰项目1.1.2建设单位：####市兴鲁空分设备科技发展有限公司1.1.3项目投资人:####################1.1.4建设####市兴鲁空分设备科技发展有限公司（以下简称兴鲁空分）是以技术研发和技术创新为核心，专业设计、制造低温分离设备，投资建设管理现场供气，产品用户涉及天然气、煤层气、页岩气、冶金、石化、电子、医药、建材、磁性材料、纺织、热处理等多个行业，并销往北美、中东和东南亚等20多个国家。公司位于####市相城开发区，占地面积6.8万m2。公司已通过ISO9001：2008国际质量认证，是江苏省高新技术企业，具有第一类、第二类、第三类压力容器设计、制造和自营进出口资质。获得ASME“U”、NB钢印和证书。公司从成立之初起，就把“创新是企业的灵魂，质量、效益是企业的生命”作为我们的座右铭。可以说，我们的每一类产品都与众不同，无论是流程组织，还是部机结构，都在深入研讨、分析、总结、比较的基础上有所创新。我们设计、制造的空分设备其流程是新颖的，产品的单位电耗在同行业是最低的。兴鲁空分拥有多项空分流程、CO2回收提取、高纯氧提取、天然气液化、加气站、天然气冷能利用、合成氨尾气深度利用、醋酸尾气回收CO等的发明专利和实用新型专利，并在全精馏制氩、汽轮机拖动在空分设备系统中的应用等技术方面拥有丰富的经验。除了以上具代表性的创新产品外，在这几年里我们还设计生产了其它一些流程新颖的产品，如24小时连续生产、12小时使用的空分设备，适用于造船等行业。设计生产了上下塔平行安装，冷箱高度小于35米的小型全精馏提氩空分设备等等。历经20年的发展，兴鲁空分已成为中国空分设备在技术研发、设计和制造领域最具特色的企业。现在的兴鲁空分已经在国内外投资多套现场供气、天然气液化、化工尾气回收装置。1.2编制依据及原则1.2.1编制依据：。1.2.2《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004《建筑设计防火规范》GB50016-2006《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005《建筑给水排水设计规范》GB50015-2009《低压配电装置及线路设计规范》GBJ54-83《10KV及以下变电所设计规范》GB50053-94《爆炸和火灾危险环境电气装置设计规范》GB50058-92《化工企业静电接地设计规程》HG/T20675-1990《液化天然气(LNG)生产、储存和装运》GB/T20368-2006《工业企业总平面设计规范》GB50187-93《石油化工企业厂区竖向布置设计规范》SH/T3013-2000《石油化工企业厂内道路设计规范》SHJ23-90《石油化工厂区绿化设计规范》SH3008-2000《过程测量和控制仪表的功能标志和图形符号》HG/T20505-2000《石油化工装置工艺设计包(成套技术工艺包)内容规定》SHSG-052-2003《火灾自动报警系统设计规范》GB50116－2008《自动化仪表选型设计规定》HG/T20507-2000《控制室设计规定》HG/T20508-2000《信号报警、安全联锁系统设计规定》HG/T20511-2000《分散型控制系统工程设计规定》HG/T20573-1995《仪表供电设计规定》HG/T20509-2000《仪表供气设计规定》HG/T20510-2000《仪表系统接地设计规定》HG/T20513-2000《石油化工安全仪表系统设计规定》SH/T3018-2003《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规定》SH3063-1999《用标准孔板流量计测量天然气流量》SY/T6143-2004《天然气计量系统技术要求》GB/T18603-2001《建筑物电子信息系统防雷技术规范》GB50343-2004《混凝土结构设计规范》GB50010-2010《建筑地基基础设计规范》GB50007-2002《建筑抗震设计规范》GB50011-2010《采暖通风与空气调节设计规范》 GB50019-2003《化工采暖通风与空气调节设计规范》 HG/T20698-2009《石油化工采暖通风与空气调节设计规范》SH/T3004-2011《通风与空调工程施工验收规范》 GB50243-2002《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242-2002《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005《工业企业设计卫生标准》TJ36-79《职业性接触毒物危害程度分级》GB5044-85《常用危险化学品的分类及标志》GB13690-2009《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047-93《工业及民用电力装置接地设计规范》GBJ65-83《环境空气质量标准》GB3095-1996《污水综合排放标准》GB8978-96《工业企业厂界噪声标准》GB12348-2008《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004-2009国家安全生产监督管理总局第8号令《危险化学品建设项目安全许可实施办法》。中华人民共和国劳动部令第3号《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》(劳动部1996年10月发布，1997年1月1日起实施)。《工作场所安全使用化学品规定》(劳动部、化工部1996年12月发布，1997年1月1日起实施)。1.2.3编制原则（1）本着投资少、产出多、见效快、效益高的方针，合理利用天然气资源，开拓天然气应用的新途径，生产出市场潜力大，而且附加值高的产品。（2）利用国际最先进、节能、可靠的新技术，降低能耗，提高收率。（3）重视安全生产、环境保护，严格执行国家、地方及主管部门制定的环保和职业安全卫生设计规程、规定和标准。（4）立足于成熟的生产技术，尽量选用最优质的设备，以利于装置的维修与管理,从国外引进部分国内欠成熟的关键设备及自控仪表，以保证装置长期安全运行。1.3项目建设的背景、投资必要性和意义1.3.1项目建设的背景天然气与煤炭、石油并称目前世界一次能源的三大支柱。煤炭是工业社会的基础性资源，随后石油在全球能源中扮演了关键性角色。而今天然气作为一种更清洁的能源已经得到日益广泛的使用。从煤到石油，到天然气，燃料燃烧后其排放物中污染物和碳含量在不断降低。天然气的主要成分是甲烷（CH4），其燃烧后生成CO2和H2O，对环境造成的污染远远小于石油和煤炭（天然气燃料产生的温室气体只有煤炭的1/2，石油的2/3，而且天然气燃烧所产生的硫化物和氮氧化物的量也远小于煤和石油）。所以作为清洁能源，天然气的应用正越来越得到世界各国政府的重视。目前，石油危机的冲击以及煤、石油所带来的环境污染问题日益严重，使能源结构逐步发生变化，天然气的消费量急剧增长，最近二十年，天然气工业发展较快，据统计，国际上能源消费比重中天然气在一次能源结构中已占约24％。它不仅作为居民的生活燃料，而且还被用作汽车燃料，如出租车、公共汽车和大货车等车辆的燃料。天然气用于联合发电系统、热泵（供冷、供热）、燃料电池等方面都具有十分诱人的前景，发达国家都在竞相进行应用开发。我国能源消费总量占世界能源消费总量的11.1％，居世界第二位。在能源消费大国中，我国天然气消费比重最低。全球平均水平为24％左右，而在我国能源消费总量中，天然气仅占3.8％，远远低于世界水平。这种能源结构不仅造成严重的大气污染，而且将严重阻碍我国社会经济的可持续发展。为此，我国制定了“油气并举”的战略方针，全面开展清洁能源行动，大力鼓励开发利用天然气资源，逐步提高天然气在一次能源中的消费比重。随着能源结构的优化调整，天然气清洁、环保、经济的综合效益在我国已初步显现。本项目合理利用当地天然气资源，发展天然气产业，为齐河县市及周边城镇居民提供用气，改善和提高居民生活水平。项目建成后，对于促进齐河县市经济发展，将起到积极的推动作用。项目主要生产任务是净化天然气，即脱除原料天然气中的硫化氢、有机硫等有害物质，然后再液化，为用户输送洁净、优质的天然气。项目生产过程中环保无污染。因此，本项目是一个具有创新性和长远性的建设项目。1.3.目前，我国天然气生产及输送能力远远满足不了需求，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，不经济。发展液化天然气（LNG）工业，可以有效和经济可行地解决这一问题。随着国内生产总值及人民生活水平的提高，汽车进入众多的中国家庭，同时随着公路交通网建设不断完善，公路物流车辆迅速发展，截至2009年底，我国汽车保有量已达7619.31万辆，与上年相比增长17.81%。内蒙古地区约有20万辆重型货车。作为温室气体排放“大户”，汽车和交通行业一道在哥本哈根气候大会中备受责难。根据IDC气候大会中所发布的统计数据，全球除了能源产业之外，以汽车排放为主的交通运输和建筑所释放的二氧化碳各占28%，相比而言，工业排放的温室气体仅有14%。在去年哥本哈根气候大会上，我国政府作出了“到2020年将单位GDP碳排放在2005年基础上减少40％到45％”的承诺。加强对现有机动车排气污染的治理和监督管理，发展燃气汽车是解决汽车尾气污染问题的有效途径。发展燃气汽车，加气站的建设必须先行一步。随着我国国民经济持续高速的发展，公路交通设施不断的完善，公路物流客流量迅猛增大。在全球能源危机、石油价格居高不下的形势下，如何调整能源结构，大力发展利用天然气资源，事关我国能源的战略安全，关系到鄂尔多斯市人民经济的可持续发展。目前在整个齐河县市没有一座大型天然气液体储存装置，更谈不上天然气液化工厂了。所有的天然气用户全部靠单一的管道供气模式来保障。在冬季用气高峰期，由于管网输送天然气的调峰能力很差，存在管道供气压力严重不足甚至断气现象，对当地居民的基本生活和出行造成极大不便，更别说满足大规模的工业生产用气需求，这将会严重影响居民的生活质量，严重制约经济发展。在齐河县LNG调峰项目建成后，可储存8000m3LNG液体，相当于450×104Nm3气态天然气。按2012年当地天然气的用量，该储备量可保障居民、学校和公共交通车在没有管网支持的情况下使用约1个月；或者说在保障居民、学校和公交使用半个月的同时，还有240×104Nm3的天然气供给重点工商业用户救急。该储备量在“十二五”末的时候，亦可保障齐河县市居民、学校和公共交通车使用一定的周期。若由政府部门统一安排，在峰期到来之前提前准备，并充分发挥社会其他单位LNG储罐的储存作用，该项目建成后可保障每年至少1600万方的调峰能力。根据以后齐河县的发展，我公司还可以非常方便地通过增加LNG液体储罐数量的方式来提高本项目的调峰能力。1.3.LNG是目前全球增长最快的一次能源，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。对齐河县而言，充分把握国家能源结构调整战略实施的机遇，利用本地资源优势发展LNG工业，具有以下几方面的意义：（1）惠及齐河县人民，提高生活质量齐河县通过建设LNG项目，可使天然气辐射到管网未能覆盖地域，与管道天然气形成互补，扩大齐河县城镇气化范围，满足民用、车用天然气日益增长的需求，提高居民生活质量和城市品位，使天然气清洁、经济、方便的综合效益更广泛地惠及齐河县人民。（2）改善大气环境，创建绿色齐河县天然气在燃烧过程中基本不排放二氧化硫，排放的氮氧化物比石油和煤分别低40％和60％，排放的二氧化碳比煤炭低50％，比石油低20％左右。本项目建成后，使通过管输天然气不能到达的地区使用到LNG，积极推进齐河县城镇气化范围，扩大天然气的利用范围和领域，改善城市的大气环境，全面打造绿色齐河县。（3）确保供气安全与稳定随着管道燃气事业的发展，各城市对天然气的需要量将会越来越大，发展LNG工业，可灵活机动、经济合理地满足城市管网供气的高峰负荷和事故调峰，保证供气的稳定和安全。（4）拉动产业发展，促进经济增长建设LNG项目不仅能更好的满足本区对天然气能源的需求，也是解决当地天然气扩大利用的理想途径。LNG工业经济效益可观，在促进齐河县经济增长的同时，对拉动当地运输业、制造业等相关产业的发展，促进深冷科技水平的提高，都将发挥重要的作用。该项目建成后可为地方提供100个左右就业岗位，为缓解地方就业压力作出一定的贡献。该项目每年为当地政府创造大量的税收。1.4项目研究范围（1）通过技术比较，确定LNG工厂的工艺流程、设备选择等方案。（2）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。（3）对项目的技术安全性进行分析。（4）分析项目建设、运行对环境的影响。（5）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。1.5研究结果1.5.1结论本项目液化厂设计日处理原料气50×104Sm3，采用氮循环制冷的液化工艺，充分吸收国内外先进的液化工艺和生产经验，装置产品为液化天然气，年开工时数8000小时。（1）装置原料来源稳定、可靠。装置建成后，本地区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。（3）本项目的经济效益好、抗风险能力强，在经济上是可行的。综上所述，50×104Sm³/d天然气液化（LNG）调峰项目资源可靠、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，对齐河县市天然气资源的利用和发展是必要和积极的，项目可行。1.5（1）尽快签订气源协议，落实项目气源；（2）进一步落实上游资源和下游市场的调研工作，尤其是落实与工业企业等大型用户用气量的平衡和协调工作，以求更合理地利用资源。1.5.3主要技术经济指标主要经济指标表1.5-1序号指标名称单位数值备注1日处理气量Sm3/d50×1042产品（LNG）t/d3573年操作日小时80005公用动力消耗5.1供水年用水量万m3平均用水量m3/h5.2供电计算负荷KW年耗电量万KWh6运输量运入量万Sm3/d运出量万t/a7全厂定员人其中：生产工人人管理人员人8占地面积M2建筑面积M29全厂综合能耗单位产品综合能耗Kwh/Sm310项目总投资万元10.1建设投资万元10.2建设期利息万元10.3铺底流动资金万元11建设期年12生产期年13盈亏平衡点％生产期平均第2章市场初步分析2.1市场分析2.1.1产品概况为了提高贮存和运输效率,天然气在投入生产和应用初期，就产生了液化天然气（英文缩写LNG)和压缩天然气(英文缩写CNG)两种形式。CNG是天然气加压至20-25Mpa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1/600

LNG具有以下优点：（1）天然气经液化后体积大幅缩小，极大地方便运输和储存，其储运的能量密度大，有效地降低储存和运输成本。LNG是最好的调峰气源，同时也可用专用槽车和船将其运至管网不能到达的地方（特别是那些山区和河网地带），十分方便灵活，比地下管道气可节省大量投资，不受管网限制，适应性强。在相同体积的情况下其储运量是CNG压缩储罐的3倍，是常压下CNG的600倍；（2）LNG的储存属于低温低压储存，相对安全可靠。LNG储罐的压力一般情况下为0.02Mpa，而CNG压缩储罐的压力为20Mpa，LNG的压力只为CNG的1/1000，同时因为LNG在气态时比重比空气小（为空气的55％），即使稍有泄漏也会很快挥发飘散，不易引起自燃和爆炸，非常安全可靠；储存效率高、储存压力低、占地少、投资省，安全可靠，容量轻，贮量大。（3）有利于城市燃气负荷的调节，LNG在汽化使用过程中可进行能源的回收利用，其汽化所释放的冷量可用于温差发电、冷藏、冷冻和空分制氧的空气预冷。（4）LNG可用作优质的车用燃料。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、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。（5）LNG因其生产工艺的要求，在液化前必须去掉本身所含的水份、硫磷化合物和氮氧化物，因此相比CNG其在燃烧时更加高效、清洁环保；减少城市污染，属于国家重点扶持的新兴环保产业。

产品用途：（1）用作城市管道供气的补充气源。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，价格比液化石油气（LPG）便宜、价格平稳、气化成本低，经济合理。全世界有接近200座LNG卫星站投入使用，中国目前有LNG卫星站40多座投入运行，尚有10座大型接收站和数十座气化站都在规划、设计和筹建中。对不同的用户可以采用相应的方案：a.LNG橇装气化站适用于小城镇居民及商业用户供气，中、小型工业用户集中供气；根据用户的用气量、用气压力、贮存周期要求来选配LNG贮槽的规格、建站规模、工作压力和配套方案等，具有建站时间短、占地面积小、投资节省的特点；同时，由于采用橇装结构，配套设备往往集结成便于拆迁的橇块，一旦用户中断合同，还便于拆迁到异地，重新组建新的供气站。b.LNG瓶组气化站适用于小区居民及小型商业用户供气，小型工业用户集中供气；根据用户的用气量、贮存周期以及距离母站（气瓶充装站）远近等条件来确定LNG瓶组的数量、建站规模和其他配套设备。具有灵活机动、占地面积小、配套设施简单、投资节省等特点；同时，具有拆装方便、安装建设迅速等特点，特别适合于小型供气的需求。（3）用作汽车加气燃料。LNG比汽油、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高峰负荷和事故调峰。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。因此，在不具备地下储气库的天然气消费地区，LNG调峰尤其经济。（5）LNG的冷能利用深冷可用于低温研磨橡胶；中冷用于制冰、建滑冰场；浅冷用于冷冻库建设。日本还将冷能用于发电，利用能源创造舒适的环境。（6）分布式能源系统“分布式能源系统”是指分布在用户端的能源综合利用系统。采用热电冷三联供，可以提高天然气的利用率达到60%-80%。当然，LNG的应用工程技术远不止上面介绍的这些，随着LNG产业的发展，LNG的应用工程技术必将随之得到更大的发展。2.1.2世界供需现状及预测世界市场供需现状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，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。2011年新增产能达到2.96亿吨。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105.5×106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2015年将跃升至1240.56～2100亿立方米。2015年大西洋地区LNG需求约为60～50×106t/a，供应能力为110×106t/a。亚太地区LNG需求约为110～157.6×106t/a，供应能力约为195×106t/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2015年日本LNG进口量为20000万吨，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。世界市场供需预测据预测，2011—2015年，世界的LNG贸易量将从1.32亿吨增加到3.75亿吨，日本在亚太地区LNG贸易量所占比例将从目前的65%下降到39%，亚太地区新增加的LNG需求将达到6500万吨，将主要来自中国、印度和北美洲西海岸等新兴市场。大西洋盆地LNG的扩展主要集中在美国和英国等市场，美国LNG进口量很可能超过日本，英国有可能取代西班牙成为欧洲最大的LNG进口国。到2015年，亚太地区50%的LNG供应将来自新建的LNG生产线，其中40%目前已经签约或在建。届时，大西洋盆地需要年新增LNG供应约1.45亿吨，其中2/3目前已经承诺或在建。卡塔尔新建的LNG项目将使其成为世界最大的LNG生产国，年生产能力将达到7600万吨。未来10—15年，LNG供应来源将增加。预计伊朗和俄罗斯是潜在的LNG供应大国，现有的特立尼达、多巴哥、尼日利亚、埃及、卡塔尔和澳大利亚等出口国将扩大LNG出口，澳大利亚将在太平洋盆地的LNG供应中发挥很大的作用。世界市场供需平衡分析LNG市场发展新趋势：a）液化工厂规模化。目前，2005年投产的埃及Damietta项目单条生产线产能位于世界第一（550万t/a），但QatargasⅡ项目在采用空气化工产品公司的新工艺后，将建成产能780万t/a的生产线。b）船舶大型化。20世纪80年代，LNG船舶货舱容积以12.5万m³为主流，90年代，船舶舱容大多为13.5～13.8万m³，目前主流的LNG船舶运力为14.5万m³。2004年9月，OSG和Pronav获得卡塔尔首个运力超过20万m³的LNG船订单。船舶大型化的主要原因是船舶建造技术的成熟，运距和运量的增加。显然，单条生产线产能的增加及单船运力的放大将实现规模效益。因而预见未来LNG成本将会进一步减少。c）新技术的运用。船上再气化技术是将LNG在船上气化后再输送天然气至岸上，该技术可有效的避免接收站建设过程中可能面临的政府监管和社区反对。根据国际研究机构和咨询公司对世界LNG需求量的预测。2003年需求量为12504万吨，预计2020年的低位/高位需求量达32010/39340万吨。根据预测，欧洲、北美和中南美洲的需求总量将超过亚洲，预计2020年美国将成为世界最大的LNG进口国。图1亚洲LNG供需平衡表2.1.3国内市场分析国内市场供需现状“十五”期间是新中国成立以来我国天然气探明地质储量增长最为迅速的时期，年均探明地质储量4750×108立方米；“十一五、十二五”期间继续保持这种高增长态势，年均天然气探明储量增长将超过5000×108立方米；2010年后的工作重点将转入天然气开发，年均探明储量增长维持在4500×随着国民经济的快速发展及环保意识的增强，城市天然气用气量逐年上升。特別是近年來我国陆上和海上天然气探明储量快速增长，不但有力地促进了我国天然气的开发和利用，改变了天然气在城市民用燃料中的地位，带动了我国城市燃气行业整体发展。中国近些年来天然气消费量快速上升。据行业统计，2007年天然气消费量为673亿立方米。2008年天然气消费量为807亿立方米，2009年消费量875亿立方米。国内市场供需预测由于经济发展对天然气需求的不断增大以及勘探开发投入的进一步增加，将促进老气区的稳产和新区的上产，使我国天然气产量呈现跨越式增长。2006年至2015年天然气产量增长速度较快，年均增长（100-120）×108立方米，2007年，天然气国内产量692.4亿立方米，2008年国内天然气产量776亿立方米，同比增长11.5%；进口液化天然气（LNG）42亿立方米，增长5%；2010年产量超过1000×108立方米，2020年将接近2000×108立方米，2030年将超过同时，以煤层气为主的非常规天然气产业也将迅速发展起来，2010年瓦斯（煤层气）抽采量达到100×108立方米，利用总量50×108立方米以上，利用率50%以上。2020年煤层气产量超过300×108立方米，2030年达到500×市场供需平衡分析按照我国目前经济的发展速度，未来我国对天然气需求量增长迅速，无论保守估计还是乐观预测，其结果都显示未来我国天然气的缺口越来越大。解决天然气供需缺口一方面通过管道从俄罗斯、土库曼斯坦、哈萨克斯坦等周边国家进口；另一方式可利用我国海岸线长的优势，以LNG的方式从世界各地的液化天然气市场购买。相对而言，（与管道引进相比），引进LNG的风险相对要小，客户分散性好、市场开发相对容易、气源的灵活性大。此外，根据我国国情，东南沿海省市经济较发达，对LNG价格的承受能力较强，对能源特别是清洁能源的需求量大，而这些地区离资源地较远，因此，这些地区完全具备引进LNG的条件。根据以上分析，可以看出我国天然气利用极为不平衡，天然气在我国能源中的比重很小。从我国的天然气发展形势来看，天然气资源有限，天然气产量远远小于需求，供需缺口越来越大。尽管还没有形成规模，但是LNG的特点决定LNG发展非常迅速。可以预见，在未来10-20年的时间内，LNG将成为我国天然气市场的主力军。综合多方机构及专家对我国天然气供需状况的预测结果见下表：我国天然气供天然气需状况的预测表2.1-1年份保守预测（108乐观预测（108预测消费量预测产量需求缺口预测消费量预测产量需求缺口20121300100030016001200600201516001200400240016008002020210015006003550240011502.1.4本项目日处理气量为50×104Sm3/d，其功能无论是城市主供气源型还是调峰型均具有较强的保障性。LNG气化使用便捷，运输灵活高效，工艺流程简单，价格较LPG更加经济和安全合理。随着经济的发展和人民生活水平的提高，对天然气的需求量将会越来越大，LNG具有广阔的市场前景。目标市场由于液化天然气的优异性能和运输的便捷，主要用于城镇居民用气、冬季调峰、工商业和汽车用气。液化天然气的汽车运输半径为2000km，因此，可以说国内很多城镇都在经济合理的运输范围内。主要目标市场是当地市政用气、本项目所在辖区平原农村用气、齐河县各大工业园。对于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：市政燃气利用LNG便于大量储存的特点，发挥其调峰作用，保证周边供气稳定。每到冬季用气高峰期，由于管网输送天然气的调峰能力很差，存在用气紧张甚至断气现象，对当地的生活、生产造成极大不便，严重制约经济发展。随着“十二五”目标的落实，齐河县市到时这种矛盾将更加突出。LNG是最好的储备调峰气源，可以很好地解决齐河县及周边地区峰期的天然气供求矛盾。支援新农村建设，为辖区农村供气。农村居住相对集中，加上农村现在普遍使用的蜂窝煤和液化石油气存在污染、高价等方面的问题，因此在平原农村很适合LNG储罐加管网的供气模式。LNG作为管网供气的重要补充，可快速、稳定地为齐河县各大工业园区提供天然气服务。近年来，齐河县各大工业园的建设，各类工业企业将大批入住园内，这些企业对天然气的需求将大幅增长，但现有的天然气管网保障能力不足，明显地影响到当地工业经济发展。因此，必须通过多方式、多渠道提高天然气供应保障，不能让天然气的供应成为新企业和新项目的制约瓶颈，而应让天然气成为齐河县经济发展的助推剂。2.2产品价格分析2.2.1国外产品价格现状及预测国际LNG今后价格走势受天然气市场供求情况、能源市场竞争结构、天然气市场发育程度、天然气生产成本、运输成本和配送成本、天然气贸易发展状况以及与天然气有关的政策法规等诸多因素的影响。在天然气基本价格确定后，一些其它因素的变化会影响天然气供给和需求，这些因素包括：政府政策、环境保护意识、通货膨胀或紧缩、货币汇率变化、能源技术进步、战争等，具有复杂性和变动性。但是国际LNG资源和勘探、开发、贸易具有的特点决定仍然存在着方向明确的影响因素，分析发现有以下几个因素影响国际LNG的短期和长期价格：第一，从短期供应角度来看，近一年多来国际LNG市场处于高价，将刺激生产领域的投资和生产能力的扩张，导致LNG供给的增加。2001年全球LNG供给量为1777.95亿立方米，2006年供给量为2270亿立方米，2010年供给量为4350亿立方米，2020年预期供给量为5080亿立方米，15年供给量预期将增加近3倍。同时，国际LNG和原油价格的持续走高会刺激相似同类品的生产和销售。欧美正通过现货市场获取LNG以调节需求波动，降低长期“照付不议”合同潜在的风险，且加速发展从俄罗斯进口管道天然气。第二，从短期需求角度来看，高价格将遏制近期需求并促进替代品的开发，主要是对煤炭气化和可再生能源的开发，从而在短期内抑制中国自2003年以来对LNG的急速增长的需求，减慢LNG项目上马的速度。欧盟宣布今后10年节能20%以减少对进口能源，包括俄罗斯天然气的依赖。北美天然气需求已受到高气价的打击。美国能源信息署（EIA）对美国天然气消费的预测数据随着天然气价格的连年高涨而不断下调。EIA2010年预测2015年美国天然气消费量为8100亿立方米，2011年将该预测值下调到7300亿立方米；2010年预测2011年美国进口LNG5260万吨，2011年将该预测值下调到4350万吨。美国需求量的下降将有利于抑制LNG价格的进一步上涨。加上下面的两个因素的作用将使国际LNG市场价格回落，在震荡过程中趋稳，长期供给量和需求量将稳定增长。第一，从长期供应角度来看：天然气资源比原油丰富，但迄今的勘探开发程度远比原油低；国际原油可开采量约为40年，而国际天然气的可开采量约为70年，天然气水合物的储藏量就更为丰富，所以天然气特别是国际LNG行业有快速发展的资源基础和条件。第二，从长期需求来看，美国、欧盟，特别是中国将大幅度提高天然气在一次能源构成这的比率，是由整个世界的生态和环境可持续发展大趋势所决定。因此天然气的投资和勘探开发将持续扩大；在本世纪30年代左右的某个时期，天然气甚至有可能超过石油成为占世界第一位的一次能源。由天然气产、用国家地理格局、地缘政治、各方利益所驱动，LNG/管道交易的比率将会增加。综上所述，从长期来看，国际LNG价格将保持对原油价格的紧跟策略，它们的价格具有明显的正相关性；从短期来看，为降低LNG项目的风险且确保其供应稳定性，国际LNG的定价机制将更趋完善，国际LNG价格的涨跌幅度将继续小于原油价格的变化幅度。2.2.2国内产品价格现状及预测中国近些年来天然气消费量快速上升，2010年中国天然气市场需求超过1100亿m3，2020年预计将达到2100亿m3左右，国内供应之缺口，使得进口LNG成为必然之选择。2005年1-12月，中国液化天然气进口总值为482796kg，用汇182361美元；2005年1-12月中国液化天然气出口总值为209677kg；2006年1-12月，中国液化天然气进口总值为687543167kg，用汇115426165美元；2006年1-12月，中国液化天然气出口数量为150000kg，创汇60219美元；2007年1-12月中国液化天然气进口数量为301580370kg，用汇49648481美元。LNG价格这几年上升了一倍，几年前中海油广东和福建LNG项目只有每百万英热单位(MBtu)3美元，而现在已经达到了8美元不止。目前国内天然气出厂价格表2.2-1序号省份生产企业产品名称出厂价格(元/吨)1内蒙古世益新能源天然气LNG2山西省山西易高天然气LNG3天津市天津舜天达天然气LNG4山东省泰安深燃天然气LNG5江苏省####华峰天然气LNG6福建省福建莆田天然气LNG7广东省深圳大鹏天然气LNG8海南省中油深南天然气LNG9河南省中原绿能天然气LNG10重庆市重庆民生天然气LNG11四川省达州汇鑫天然气LNG12甘肃省昆仑燃气兰州天然气LNG13宁夏宁夏清洁天然气LNG14青海省中油中泰天然气LNG15新疆新疆广汇天然气LNG16吉林省天德能源天然气LNG较低的国内天然气价格已经引起了国内相关部门的关注。国家发改委已宣布在全国范围内适当提高天然气出厂价格。由此拉开了中国天然气价格机制改革的序幕。其中规定，天然气出厂基准价格根据原油等可替代能源价格变化情况每年调整一次，相邻年度的调整幅度最大不超过8%。国家发改委能源局有关负责人表示，目前国家有关部门正在就天然气价格形成机制进行进一步研究。天然气作为一种清洁能源，其价格应当逐步上推，最终与国际接轨。根据国家发改委调整天然气出厂价的幅度，预测2014年，国内各地天然气出厂价在3900(元/吨)～5900(元/吨)之间，预测2015年，国内各地天然气出厂价在4200(元/吨)～6300(元/吨)之间。2.2.3本项目定价（1）定价策略：经过市场调查及对生产成本的测算，齐河县市以及周边城市作为目标市场，主要考虑以齐河县市为中心，1000公里为半径的辐射区内的销售（2）运输方式：自购槽车台进行运输。第3章工艺方案3.1产品方案本项目只是将管道气进行净化和液化，无其他产品生成。所以，产品只有液化天然气。3.1.11）本项目的建设规模；2）目前国内较成熟的天然气净化液化工艺。3.1.2产品方案的选择和比较目前LNG产品有两种方案：方案一是LNG产品压力为0.3MPa（带压）、温度为-143.8℃；方案二是LNG产品压力为10KPa（常压）、温度为-162℃。方案一一般用于小规模的液化厂，由于小规模的LNG液化厂产品产量较小，储存量较小，可以选择一到两个带压子母罐储存。方案二一般用于较大规模或要求储存周期较长的液化厂。目前市场上一个带压子母罐最大容量只能做到3000m3，由于要储存大量的LNG产品，子母罐不能满足储存要求，而常压储罐容量较大，采用常压储存。由于本项目产量较大，带压储存所需的储罐太多，经济性差，常压储存占地小、投资少。因此，本项目产品采用方案二LNG产品压力为10KPa（常压）、温度为-162℃3.1.3建设规模根据气源供气量，本项目建设规模拟定为日处理原料气50×104Sm3（20℃、0.101325MPa.G的气体状态）每天生产357t（-162℃，10Kpa·G）液化天然气，全年生产11.6万t（-162℃，10Kpa·G）液化天然气。设置一套50×104Sm3/d的天然气预处理装置和天然气液化装置两台天然气压缩机、一台制冷压缩机，两台膨胀机，一套低温预冷机，一台8000立方的LNG常压储罐。3.2工艺方案的选择3.2.1总工艺流程编制的原则（1）先进性先进性是指在工艺流程编制中技术上的先进程度和经济上的合理可行。先进性的评价包括基建投资、生产成本、消耗定额以及劳动生产率等方面。选择的生产方法应达到物料损耗较小、物料循环量较少并易于回收利用、能量消耗较少和有利于环境保护等要求。（2）可靠性可靠性主要是指所选择的生产方法和工艺流程是否承受可靠。要选择一些比较成熟的生产方法和工艺，避免只考虑先进性的一面，而忽视不成熟、不稳妥的一面。另外，要考虑原料供给的可靠性，对于一个建设项目，必须保证在其服务期限内有足够的、稳定的原料来源。（3）合理性合理性是指在进行工艺流程设计时，应该结合我国的国情，从实际情况出发，考虑各种问题，即宏观上的合理性。3.2.天然气的液化包括原料天然气的净化处理、天然气液化和天然气储存三个过程。工艺方案的确定主要是指确定以上三个过程的工艺流程。原料气增压液化过程的液化压力直接关系到液化温度，即关系到液化能耗。天然气压力越高其冷凝(即液化)温度越高，则根据制冷原理，取得不同温度下的同样制冷量所消耗的制冷功率是不一样的，温度越低则消耗的制冷功率就越高。因此，提高原料天然气的压力，可以节省压缩原料天然气和制冷的总功率，但同时考虑到压力过高将会增加静设备的投资，并且增加压缩机的级数。因此，确定原料天然气为～2.0MPa.G，压缩后天然气压力为5.5MPaG。原料气净化天然气在进行液化前，应对其进行彻底净化，即除去原料气中的酸性气体、水分和杂质，如H2S、CO2、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3.2-1列出了LNG工厂原料天然气预处理标准和杂质的最大含量。LNG原料气预处理最大允许杂质含量表3.2-1杂质含量极限H2O≤1ppmVCO2≤50ppmVH2S≤3.5mg/Nm3(4ppmV)总含硫量10～50mg/Nm3Hg≤0.01μg/Nm3芳香烃类≤10ppmV环烷烃总量≤10ppmV（1）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。天然气脱酸气的常用方法有三种：化学吸收法、固体干燥剂吸附法、膜分离法。化学吸收法分为醇胺法、热钾碱法、环丁砜法三种方法。醇胺法利用胺为溶剂与原料气中的酸性气发生化学反应，可同时脱除CO2和H2S。目前主要采用一乙醇胺（MEA）和甲基二乙醇胺（MDEA）为溶剂。当原料气中只含有CO2，且CO2含量较高时（CO2含量一般大于1%左右），一般选择一乙醇胺（MEA）；若原料气中CO2含量较高（CO2含量一般5-8%），且同时含有CO2、H2S时，则选用甲基二乙醇胺（MDEA）。一乙醇胺（MEA）水溶液浓度为15-18%，甲基二乙醇胺（MDEA）水溶液浓度为50%左右。热钾碱法采用碳酸钾与甲基二乙醇胺为溶剂，并加少量催化剂配成吸收溶液，可同时除去CO2和H2S。热钾碱法的吸收温度较高，净化程度好，原料气中CO2含量高时用此法较为经济。固体吸附剂吸附法是用分子筛吸附原料气中的CO2，该法需要两个或多个吸附塔切换使用，适用于CO2含量低于1%的原料气，但是操作简单，全自动操作，此法属于兴鲁空分专利，是国内首创使用的全干法工艺并运行稳定。膜分离法适用于酸性气含量很高的原料气（>20%），其特点是原料气中酸性气含量越高，经济上越有利。综上所述，根据本项目原料气的情况，确定选用固体吸附法脱除CO2。（2）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，污染大，不能用于深冷装置；固体干燥剂脱水法常见的是硅胶法、活性氧化铝、分子筛法或这两种方法的混合使用。其脱水效果好，操作简单，DCS全自动控制，脱水深度深。综合以上比较，本项目的脱水采用固体吸附法脱水。本装置采用活性氧化铝作为脱水吸附剂。采用活性氧化铝吸附脱水时，可以采用2个吸附塔或3个吸附塔两种方案（分别简称两塔方案、三塔方案）。（3）脱汞系统由于汞蒸气会导致铝热交换器和管道产生严重腐蚀。所以，汞含量如超标就必须脱除。本装置采用兴鲁研发设计的专用脱汞吸附剂，脱汞吸附剂在设计汞含量条件下每年更换一次，也可以根据检测数据适当延长脱汞吸附剂更换周期。（4）脱重烃系统重烃的脱除目前有两种十分成熟的工艺，一种是低温分离脱重烃工艺，另一种是采用吸附脱重烃工艺。本装置采用吸附脱重烃工艺，该工艺成熟可靠，操作简单，可以达到无人值守的程度。天然气液化工艺选择（1）液化流程简介国外的天然气液化始于20世纪30年代，美国于1966年发布了世界上第一个LNG的标准，即为NFPA59A“液化天然气的生产、储存和装运标准”。天然气的液化是将净化好的天然气变成液体状态。这方面的工艺技术在上世纪70年代就已经很成熟。天然气常用的基本液化流程有：Ⅰ阶式制冷循环Ⅱ传统膨胀机制冷循环Ⅲ混合制冷剂循环Ⅳ兴鲁新型膨胀制冷循环以下对这几种基本流程进行简单的介绍：Ⅰ阶式制冷循环:阶式制冷循环是用丙烷（或丙烯）、乙烷（或乙烯）、甲烷（或氮气）等纯冷剂进行的三级冷冻，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。阶式制冷循环1939年首先应用于液化天然气产品，采用NH3、C2H4为第一、第二级制冷剂。阶式制冷工艺操作麻烦，开停车耗时长。其缺点是需要三个大型循环压缩机，以及相当数量的换热或热交换设备；流程长、设备多、控制复杂等。Ⅱ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实现天然气液化的制冷循环。气体在膨胀机中膨胀降温的同时，对外做功，可用于驱动流程中的压缩机。流程中的关键设备是透平膨胀机。根据制冷剂的不同，可分为氮气膨胀液化流程、氮-甲烷膨胀液化流程。这类流程的优点是：流程简单、调节灵活、工作可靠、易起动、易操作、维护方便；如用天然气本身做制冷工质，能省去专门生产、运输、储存制冷剂的费用。缺点是：回流压力低，换热面积大，液化率低，势必出现部分再循环，其结果引起功耗增大。带膨胀机的液化流程操作比较简单，投资适中，特别适合液化能力较小的调峰型天然气液化装置。Ⅲ混合冷剂制冷循环：混合冷剂制冷循环是1960年发展起来的，克服了阶式制冷循环的某些缺点。它采用混合式的一种制冷剂、一台制冷剂压缩机。制冷剂是根据要液化的天然气组分而配制的，经充分混合，内有N2、C1～C5碳氢化合物。多组分混合制冷剂，进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀得到不同温度水平的制冷量，以达到逐步冷却和液化天然气的目的。与阶式制冷循环相比，其优点是：机组少、流程简单、投资省，投资比阶式制冷循环少15～20%；管理方便；制冷剂可从天然气中提取和补充。缺点是：混合冷剂操作时合理调配较为困难，冷剂组分需随天然气组分变化不断调配，一般较难调制到最佳比例，运行能耗远高于设计能耗，且每次开停车周期长，冷剂损耗大，补充成本高。安全系数低，冷剂泄漏即易燃易爆介质泄漏。Ⅳ兴鲁新型膨胀机制冷循环兴鲁新型膨胀制冷循环保留了传统膨胀制冷循环流程简单、调节灵活、工作可靠、易起动、易操作、维护方便的优点，剔除了传统膨胀制冷循环流程高能耗的缺点，且主要动设备采用进口产品，增加了设备运行的稳定性。兴鲁新型膨胀制冷循环最大的优点就是安全、稳定、能耗低。采用氮气作为制冷介质，即使有泄漏也是安全的。所采用的关键设备全是国际顶级设备，进口品牌，运行稳定，保养成本低。先进的工艺流程设计确保能耗国内最低，国际领先，目前尚无现有案例可以比拟。且最终得到的LNG温度低，最低可以达到-165℃，无BOG损耗。各种制冷循环特性比较表3.2-6指标阶式制冷混合制冷膨胀制冷兴鲁新型膨胀制冷效率高中低中高复杂程度高中低中换热器类型板翅板翅或绕管板翅板式换热器面积小中大大适应性中强弱强综上所述，兴鲁新型膨胀制冷工艺流程简单、设备少，能耗低，适应性强，且操作灵活、开停车方便，因此本项目液化工艺拟选用兴鲁新型膨胀制冷工艺。LNG储存及装车系统本工程的产品：液态天然气（LNG）LNG储罐分为常压、带压两种，本方案从以下几点简单比较：（1）常压储存比带压储存所需的制冷循环能耗高8%左右。（2）工作压力不同：带压罐工作压力高，常压工作压力低。（3）内罐形式不同：带压罐为子母罐，常压罐为双层罐。（4）主体材料（不锈钢）用量不同：带压罐比常压罐大的多。（5）日蒸发率略微不同：带压罐优于常压罐。（6）自动泄放的时间间隔不同：带压罐比常压罐间隔时间长。（7）绝热材料用量不同：带压罐比常压罐用量大。（8）投资：常压罐的投资比带压罐小。（9）占地面积：常压罐比带压罐占地面积小。常压罐适用于前期投入小，规模较大的装置。结合项目实际情况，本项目采用常压储存方式。且常压罐储存的LNG销售市场距离远，在市场销售环节浪费少，客户欢迎程度高。本工程日生产LNG约843m3，运输方式主要采用汽车槽车陆运。装车速度按100m3/h，每天操作按10小时(白天)计算，选用低温泵两台（一开一备），设置LNG装车位3个。所有产品外运均委托专业运输公司。3.4工艺方案的确定3.4.1方案介绍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，主要工艺流程包括原料天然气净化和天然气液化工艺。本项目的天然气液化装置是将来自（界区外）输送管线的原料天然气，过滤掉液体和可能存在的机械杂质，再经过压缩计量、调压以后，然后经净化、冷凝至液化一系列工艺过程，再将液化天然气（LNG）送入储罐，经泵送装车。液化前，必须脱除管道天然气中所含有的水、H2S和二氧化碳等，这些物质在液化工艺所采用的低温状态下会冻结，并堵塞设备或降低换热器的性能。来自液化工段的LNG送入LNG储罐储存。储罐内的LNG经LNG装车泵送至装车站装车外运。3.4.2工艺流程3.4原料天然气自界区进入装置后，首先进入过滤分离器，使输送过程中的固体杂质和游离水从原料天然气中除去。然后进入调压、压缩、计量单元，经调压计量后的压缩天然气进入天然气净化单元。天然气净化、液化系统40℃的天然气进入缓冲罐稳压后去脱汞系统脱汞，然后进脱硫吸附系统脱硫，脱汞、脱硫系统采用专用脱汞、脱硫剂，一次装填可长期使用，脱硫后的天然气进入预冷机冷却到5℃以下。预冷后的天然气进入纯化器的吸附筒，经过多层吸附剂分别脱水、脱苯，脱重烃和脱二氧化碳，再生。工艺简洁干净，天然气资源无浪费，占地面积小。，净化后的天然气进入液化冷箱，在经过主换热器时被液化成LNG，液化后的LNG送入储存系统储存。冷剂循环及压缩系统液化系统采用氮循环制冷，循环氮气经过压缩机压缩后经后冷却器冷却至~40℃。冷却后的氮气经低温膨胀机增压端增压，压力温度都得到提升，升温后的氮气进入低压膨胀机增压端后冷却器冷却至~40℃，冷却后的氮气进入高温膨胀机增压端增压，增压升温后的氮气再次进入高温膨胀机后冷却器冷却。冷却后的氮气进入液化冷箱的主换热器高温段冷却，冷却后的氮气抽出进入低温冷冻机冷冻，冷冻后的氮气再次返回主换热器冷却，冷却至一定温度后进入高温膨胀机膨胀端膨胀制冷，经过膨胀后的氮气再进入低温膨胀机膨胀端膨胀制冷。膨胀后的氮气为原料天然气提供冷量，将原料天然气液化。复热后的氮气进入循环压缩机进行压缩循环。为了适应中国管道气的特殊变化范围，冬天气量为了民用供暖及车用，管道气液化供给大幅度降低，夏天无供暖用气，管道气充足，设备可以满负荷运行。本套装置设置进口可调喷嘴，调节制冷量从而控制液化天然气量。全年运行时设备利用率高，设备运行点接近最佳性能点，设备消耗低。如果设备保养也不会影响公司的正常生产。3.本工程的产品：液态天然气（LNG）。LNG储存温度：-162℃（计算值），LNG储存压力：10kPa.G。本项目LNG日产量约843m³，储存按10天左右考虑，拟选用1座有效容积为8000m³的常压罐。LNG产品外运均委托专业运输公司，运输方式主要采用汽车槽车陆运。操作日按9小时(白天)计算，每小时装车量100m3，配置低温泵2台（1开1备）。设置LNG装车位3个。3.5全厂物料平衡方案eq\o\ac(○,4)CO2等杂质eq\o\ac(○,2)LNGeq\o\ac(○,1)NGeq\o\ac(○,3)BOG物料平衡表物料序号物料名称流量（万Nm3/d）1天然气502液化天然气503BOG04CO2等杂质根据原料气定3.6LNG主要工艺设备选择3.6.1LNG为国内新兴产品，对工艺设备的选择应遵循如下原则：

根据国内相关标准，并参照美国标准NFPA59A进行设备的选择。

在满足工艺要求的条件下，尽量选用国内技术先进、安全可靠的设备。

对于关键设备，国内技术尚不成熟的，考虑进口设备。3.6.2主要设备选择压缩机压缩机的种类主要有往复式压缩机、离心式压缩机和螺杆式压缩机。往复式压缩机具有排出压力稳定、适应压力范围较宽、流量调节范围较大、热效率高，压比较高(单级压比最高可达4～5)，适应性强等优点，但其外形尺寸庞大，笨重，排量较小，气流有脉动且噪声大等。往复式压缩机主要适应于小排量，高压或超高压条件。离心式压缩机的优点有：结构紧凑，尺寸小，重量轻；排气均匀、连续、无周期性脉动；转速高，排量大(可达到1500×104～4250×104m3/d)；工作平稳，振动小；使用期限长、可靠，损件少；可以直接与驱动机联运便于调节流量和节能，易实现自控等。其缺点为：压比较低；热效率较低；流量过小时会产生喘振。离心式压缩机则适用于大流量，中低压条件。螺杆压缩机的优点：结构简单，体积小、易损件少、振动小、容积效率高，寿命长，维护管理简单，由于采用喷油(喷水)冷却，接近于等温压缩，即使在高压缩比时也可以使用单级压缩，排气温度一般不超过90℃。螺杆压缩机平衡性能好，对基础要求简单。螺杆压缩机的缺点是润滑油系统比较复杂，庞大，油耗量较多；噪声较大，转子加工精度及要求高，一般来说其电耗也较大。而螺杆压缩机适用于入口天然气带液、中低压力及中小排气量，常在制冷过程中使用。根据本项目的工况特点，原料气压缩机拟选用活塞式压缩机，氮气压缩机拟选用离心式压缩机。冷箱冷箱内的换热器分为板翅式换热器和缠绕式换热器两种。两种深冷换热器的优缺点表3.6-1名称主要优点主要缺点板翅式换热器1）非专业技术，有很多供应商2）传热效率高3）设计紧凑，对空间要求低4）轻巧，可以减少运输费用和基础费用5）单位体积面积大，从而减小了压降并节约了再压缩能耗6）冷箱总成模块化，减少了建造时间，并能较理想地适合任何规模的液化厂7）压降小1）可以通过并联达到生产，但因此需要增加管线、阀门和仪表数量2）容易堵塞，不耐腐蚀，清洗检修很困难，故只能用于换热介质干净、无腐蚀、不易结垢、不易沉积、不易堵塞的场合。3）制造工艺要求严格，工艺过程复杂。绕管式换热器可建造成很大尺寸，避免因多套设备增加管线只需要一个制冷剂主入口，从而减少了潜在的各相分配问题适合温度跨度大（100℃）只有几家厂商供货的专有技术，导致竞争减弱由于体积过大，导致运输至现场十分困难由于规模巨大且供货商少，导致开支增大和到货时间拉长管部和壳部均存在潜在的压降大结论综合比较，选择板翅式换热器。泵装车泵：选用进口卧式低温装车泵。LNG储罐本项目LNG日产量约843m3，储存按9～10天左右考虑，选取有效容积为8000m3LNG储罐。LNG储罐设置自增压系统、天然气补气装置等辅助设备，以满足工艺需要。技术参数表表3.6-2技术参数名称内罐外罐备注工作压力（KPa）200.5设计压力（KPa）251.0气密性试验压力（KPa）201.5有效容积（m3）8000/充满率0.9储存介质LNG珠光砂＋N2直径（mm）Φ22000Φ25000高度（mm）2104523745不含设备基础高度主体材质0Cr18Ni9Q345R材料厚度（mm）16/8/6/8/106/8设计风速（m/s）/30设计温度（℃）－196~+38－40~+50蒸发率0.1%d（保证值）环境温度20度内罐射线探伤比例100%RTⅡ级100%渗漏腐蚀裕量01.0第4章自控4.1设计原则4.1.1设计原则1）严格执行现行国家、行业的有关标准、规范；2）坚持安全、适用、经济、可靠的原则；3）提高装置的管理和自动化水平，加强监控手段，采用先进的控制方式，达到装置安全、平稳、长周期运行的要求；4)自动化仪表设备及控制系统的选型以技术先进、性能稳定、可靠性高、性能价格比高、能够满足精度、满足现场环境及工艺条件要求为原则；5)在满足工艺过程及安全前提下，仪表、设备选型要统一，以减少备品、备件的品种和数量，以便维护。4.1.2设计依据的主要标准及规范《过程测量与控制仪表的功能标志及图形符号》HG/T20505-2000《石油化工自动化仪表选型设计规范》SH3005-1999《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493-2009《石油天然气工程可燃气体监测报警系统安全技术规范》SY6503-2008《石油化工仪表管道线路设计规范》SH/T3019-2003《石油化工分散控制系统设计规范》SH/T3092-1999《石油化工仪表接地设计规范》SH/T3081-2003《石油化工仪表供电设计规范》SH/T3082-2003《石油化工仪表供气设计规范》SH3020-2001《石油化工控制室和自动分析器室设计规定》SH3006-1999《石油化工安全仪表系统设计规范》SH/T3018-2003《油气管道仪表及自动化系统运行技术规范》SY/T6069-2005《工业计算机监控系统抗干扰技术规范》（CECS81:1996）4.2控制系统设计说明4.2.1概述本着“技术先进、经济合理、运行可靠、操作方便”的原则，全厂采用集中监视、分散控制的方式。集散控制系统(DCS)和紧急停车系统(ESD)将提供工艺变量控制、阀门切断、监视压缩机状态、加热器条件、报警和记录，保证装置的整体高度安全和工艺性能。生产装置、公用工程及辅助系统的自动化水平达到国内先进水平。原料气过滤分离调压计量单元、天然气净化单元、天然气液化单元、LNG储存及装车单元共设一套集散控制系统（DCS）和一套紧急停车系统（ESD），并置于中央控制室内。中央控制室（CCR）的配置将本着便于生产装置的操作管理、便于工程的实施、也要体现自动控制水平高的原则进行。中央控制室除应设置安装DCS硬件和仪表盘的操作室、机柜室、计算机室或工程师站室、UPS电源室外，在其区域内还应设置必要的辅助房间，如操作人员交接班室、仪表维修室、空调机室、消防间及卫生间等。其它公用和辅助工程可选择性设置就地控制室或操作室，或把操作监视变量引入中央控制室（CCR）。4.2.2功能描述DCS/ESD系统通过软件和硬件，对装置的工艺操作，停车/联锁进行控制，并和全装置内的不同PLC系统有界面联络。ESD系统和DCS系统设置于同一间控制室内。硬线连接的现场I/O将连接到控制室的编组柜。ESD系统要求带硬线连接的后备硬手操。在DCS和ESD工程师站失效时，控制系统还能启动和运行。在控制室人机对话(HMI)控制台可实现对包括报警和停车点在内的所有ESD参数和工艺变量的监控，并包括完整的报表和事件打印功能。集散控制系统（DCS）预留与工厂信息管理网通信的接口（拟选OPC方式），为用户以后建立全厂信息管理网提供实时数据接口。DCS系统DCS系统采用国际或国内知名自动化系统提供商的集散型控制系统（DCS），系统由控制站（包括冗余控制器和I/O子站），网络设备及通讯设备、操作员工作站（带组态功能）等组成。DCS过程控制系统应具备有如下功能和特性：1）数据采集和存储，系统应能检测模拟和数字两种信号，并把数据存储在存储器内。并对过程变量的历史数据建立数据库。2）控制功能系统具有连续检测和控制功能，主要有PID调节、分程调节、选择式调节、串级调节等。顺序控制：系统执行信号的逻辑运算和判断。可自动完成过程或设备的顺序控制。3）报警功能系统应有下列报警功能：模拟输入信号超出信号范围。模拟输入信号超出高、低限值。模拟输入信号变化率超出限定范围。模拟输出信号超出高、低幅值。数字输入信号为报警状态。通讯中断报警和系统本身故障。4）记录功能生产运行记录。报警记录：打印全装置的各种生产、管理报表以及过程变量的报警报表。5）显示功能过程变量的采集和处理及全过程变量的在线实时显示、报警。机泵运行状态的显示。6）DCS系统调节功能为实现工艺流程的可靠、平稳运行，过程控制系统有以下控制调节方式：压力调节、温度调节、液位调节、流量调节等。每个调节回路都应遵循自己的调节特性，但在特殊工况或要求实现非通常调节的情况下，会有所不同。7）另外，DCS系统还必须完成以下功能：装置的过程控制,各种复杂的控制回路。装置中等级较低的操作联锁。吸附器时序控制系统,实现吸收、加热再生、冷却及自动切换的顺序控制。8）DCS系统的安全性操作安全：要求操作输入采用密码或键锁方式，规定各操作站和操作员所管辖的范围。故障限制：为了使故障对系统的影响限制在最小范围，一般的过程输出应保持不变或达到设置的安全输出值。与现场仪表联系：需24VDC供电的现场仪表，其电源由系统供电。当I/O卡不能供电时，系统应提供单独的24VDC电源。每个I/O通道要求设熔断器。9）DCS基本配置：4台操作员工作站，包含屏幕、键盘和鼠标。1台A3打印机，用于事件报警、生产报表。1套控制站。1台工程师工作站，包括屏幕、工程师键盘和鼠标。1台A3激光彩色打印机。用于屏幕拷贝。10）该DCS系统将在硬件和软件上充分考虑可扩展性，有条件时实施先进控制和优化控制。通过先进性控制和DCS系统的结合：可以实现：a.使工艺、设备效益最大化。b.优化工艺、减少资金消耗。c.评估装置对环境的影响。ESD系统ESD系统是在发生事故的情况下确保人员和生产设施的安全，防止环境污染，将事故造成的影响限制到最小。将ESD系统设计成生产过程中最关键、最稳固的最后一道安全防线。系统的关断逻辑由紧急关断系统来实现。ESD通过对生产过程中的所有关键参数（压力、温度、液位、流量的高高和低低开关及火/气探测设备）过程工作状况进行连续监视，检测其相对于预定安全操作条件的变化。当所检测的过程变量超过其安全限定值时，ESD系统立即对生产设备进行操作，也就是对生产设备实施逐级关断，力争将生产过程设置成安全的状态，把发生恶性事故的可能性降到最低的程度，保护人员、生产设备、周边环境的安全。ESD系统设计成故障安全、容错型自动化系统。紧急关断系统的设计原则应确保：某一级别的关断指令均不能引起较高级别的关断，只能引起本级及所有较低级别的关断。装置关断后只有手动复位后才能恢复生产。ESD系统及其部件的安全等级应达到SIL3或AK6。根据工艺要求及安全等级，本装置独立设置的紧急停车及安全联锁系统(ESD)，完成装置内等级高的安全联锁，以保证装置的人员及设备安全、环境保护。ESD系统分为三级，即全厂停车联锁、工艺停车联锁和单元停车联锁。ESD采用可编程的冗余和容错型的逻辑控制器系统，TUV故障安全型,即正常时带电,失电时ESD动作。用于ESD系统的电磁阀也应是长期带电工作的故障安全型。1）紧急关断系统关断级别的划分：紧急关断系统分为三级：a.一级关断（ESD-1）为全厂关断及火灾关断。该级关断级别最高。工厂内发生重大事故或严重的火灾报警信号时触发，根据大量的站内监测信号和数据通讯中断信号判断。关闭所有的有效设备，即除应急支持系统（延时关断）、仪表风系统外全部关停。此级关断只能由工厂的主要负责人或其指定的人员手动启动。一级关断手动按钮应有明显的标志或警告牌。b.二级关断（ESD-2）为工艺关断。该级关断由主电源、仪表风等公用系统故障或生产系统的重要装置故障引起。此级关断只能由工厂的主要负责人或其指定的人员手动启动。二级关断手动按钮应有明显的标志或警告牌。二级关断为不泄压关断。