LNG工厂项目建议书及可行性实施计划书

1.1概述 1.2.1编制依据 1.2.2编制原则 1.3.2投资的意义 2.2国内产品市场分析 3.1.2项目规模的确定 3.3产品方案及规格 第四章工艺技术方案 4.1天然气液化工艺技术方案的选择 4.1.2.1典型的液化工艺 4.1.2.2典型混合冷剂工艺技术 4.3物料平衡 4.4.2控制系统主要功能 4.4.3控制系统构成 4.5设备选择 4.5.2机械设备选型原则 4.6消耗指标 5.2辅助材料及燃料 6.1.1地理位置 6.1.3基础设施建设 6.3厂址方案 7.1.1总平面布置 7.1.3绿化 7.1.4运输设计 7.2.1产品储存 7.2.2产品运输 7.2.3设计方案 7.3土建 7.3.1基础数据 7.3.2地基处理 8.2供电 8.3通信 8.3.1概述 8.3.2原则 8.3.3范围 8.4通风 8.4.2通风 8.4.3空调 8.6.2工艺流程简述 10.1节能原则 10.2节能措施 11.3消防措施 11.5消防管网设计 11.7存在的问题及解决方案 错误!未定义书签。 12.3.2水环境影响分析及治理措施 13.4事故应急预案 14.3人员培训 16.1项目投资构成 16.2投资估算编制依据 16.3建设投资估算 17.1编制依据 17.2.3总成本估算 17.3财务评价 17.3.3利润估算及分配 17.3.6不确定性分析 18.2建议 安第一章总论项目名称：建设规模：30x104Nm³/d占地面积：建设地点：建设单位：技术经济：项目总投资23764万元，报批投资23432万元。年均利税1068万元，投资内部收益率(税后):11.34%。投资回收期(税后):9.45年。1.2可行性报告编制的依据和原则可研报告的编制依据是中华人民共和国颁布的有关法律、法令、法规和政策。可研报告编制所需的基础资料和数据由建设单位提供。可研报告编制的依据主要有：1、贯彻落实国家的产业发展和布局政策，对建设条件、技术路线、经济效益、工程建设、生产管理以及对环境的影响等多方面进行分析比较，力求全面、客观的反映实际情况，为建设单位提供决策依据。4、对工艺方案及设备、材料选择和设计进行合理优化，立足于成熟的生产技术，尽量选择国产过关设备，引进部分国内欠成熟的关键设备及自控仪表，既要保证装置安全长期运行，又要降低项目投资，提高项目的经济效益。和职业安全卫生的国家及地方的有关规定及要求，保证生产过程的安全和职工身体的健康。1.3项目提出的背景及投资意义(1液化天然气的体积约为同量气态天然气体积的1/600,大大方便储存和运输。液化天然气比水轻，其重量仅为同体积水的45%。便于进行经济可靠的运输。液化天然气用于城市干线供气和支线管网，可节省大量的工程投资，而且经济，供气范围(2)液化天然气储存效率高、占地少、投资省。例如，一座100m³的低温储罐所装液化天然气量(罐内压力为0.1MPa,温度为-162℃),相当于6座体积为100m³的天然气球罐(内压为1MPa,温度为常温)所装天然气量。但后者的投资要比前者高8倍。(3)有利于城市负荷的调节，生产过程释放出的冷量可以利用。液化天然气气化时的冷量，用作冷藏、冷冻、温差发电等。因此，有的调峰装置就和冷冻厂进行联合建设。按目前液化天然气生产的工艺技术水平，可将天然气液化生产所消耗能量的50%加以利用。(4)液化天然气用作汽车燃料经济、安全、环保。排气污染少、发动机寿命长、降低运输成本等优点。液化天然气与压缩天然气和压缩石油气汽车相比更加经济、安全、环保。液化天然气低温液态天然气为燃料的新一代天然气汽车，其突出优点是其排放尾气污染量是其它车型的1/10,节能减排效果尤其明显。另外液化天然气能量密度大，气液体积比为625/1,汽车续驶里程长；建站投资省，占地少，无大型动力设备，运行成本低；加气站无噪音；液化天然气可用专用槽车运输，建站不受天然气管网制约，因此便于规模化推广。更重要的一点是可将液化天然气用泵升压汽化后转化为压缩天然气，对压缩天然气汽车加气，而不需要提供压缩天然气专用压缩机。(5)生产、使用比较安全。液化天然气安全性高，其着火温度为650℃;比汽油高230多度；液化天然气爆炸极限4.7%～15%,汽油为1%～5%,高出3~4.7倍；液化天然气密度为470Kg/m³左右，汽油为700Kg/m³左右；不含一氧化碳，不会引起一氧化碳中毒。气态天然气密度比空气轻，如有泄露易于飘散。在泄露处不容易聚集而引起火灾或爆炸。燃烧时不会产生一氧化碳等有毒气体，不会危害人体健康。正因为液化天然气具有低温、轻质、易蒸发的特性，可防止被人盗取造成损失。(6)有利于保护环境，减少污染。属于国家重点扶持的新兴产业。天然气是公认的最清洁的燃料。天然气燃烧后生成二氧化碳和水，与煤炭和重油比较，燃烧天然气产生的有害物质大幅度减少，如以天然气代替燃煤，可减少氮氧化物排放量80-90%,一氧化碳排放量可减少52%。而液化天然气则使天然气在液化过程中进一步得到净化，甲烷纯度更高，不含二氧化碳、硫化物等。并杜绝二氧化硫的排放和城市酸雨的产生。更有利于保护环境，减少污染。属于国家重点扶持的新兴2、液化天然气生产技术成熟自1964年首次实现液化天然气工业生产以来，经过近40多年的发展，液化天然气的液化、贮存、运输、再气化等技术环节和设备制造都已十分成熟，运输安全可靠，输配较为灵活。迄今为止，世界上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。早在70年代初，日本已使用特制的公路槽车将液化天然气从码头接收站运往配气中心的卫星基地。美国1988年开始采用8.6吨的拖车型槽车运输液化天然气供调峰用。目前国内公司已能制造容量50m³、载重量20吨的一系列液化天然气专用槽车，公路运输安全可靠。由此可见，液化天然气在我国已经具备了成熟的产业化和市场应用的条件。1.3.2投资的意义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，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。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”、“川气东输”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液化天然气工程具有非常广阔的市场前景。2、规范并完善天然气的利用结构，降低运营成本天然气有管网输气、压缩天然气和液化天然气等输送形式，它们各自有其适用范围。由于天然气管道初期投资大，适宜于用户多的大城市，难以每个城市都铺到，就是天然气发达的国家(如比我国先进40多年的美国、欧洲等),仍有压缩天然气和液化天然气等输送形式；对我国而言，有大量中小城市是天然气管道所不及的，而这些中小城市对天然气的需求同样迫切，因而，压缩天然气和液化天然气等灵活的输送形式将在较长时间内存在。尤其是液化天然气，它的经济运输距离比压缩天然气长，对中小城市天然气供应将发挥重要作用。另外，对大城市而言，冬夏天然气用量相差很3、满足城市居民及油田用气调峰需要天然气的使用，一旦形成供需关系，对需方来损失将不可估量。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。近几年每到冬季，由于供热系统对天然气需求越来越大，已造成天然气出现冬季供气紧张、夏季天然气卖不掉的供需矛盾，同时也对天然气生产企业造成排产压力，本项目的建设将平衡城镇居民用气和油田生产企业天然气生产调峰的矛盾，促进整个燃气网络系统平稳。本项目的建成，将为周边城市、长途客货运车辆及油田公司钻机、热洗等特种车提供清洁环保的液化天然气燃料。夏季气富裕时，液化天然气可用作油田专业用户需求，冬季油田用户需求降低时，可用作城市燃气调峰。同时对油田公司节约能源，改善环境污染等方面具有最直接有效作用，本项目的实施使地区每年降低二氧化碳排放10万吨，二氧化硫800吨，有效降低地区环境污染。本项目的实施，一是节约能源、改善环境污染；二是引入23764万元人民币的投资和可观的税收，增加经济实力，并带动其它产业(如运输、服务行业)的发展；三是可以解决部分人员的就业，为城市建设与发展取得明显的环保效益和社会效益。1.4可行性研究的范围本项目可行性研究报告的范围包括：工艺装置、存储系统、公用工程及辅助设施。可靠性。1、通过对气源、市场的分析来确定工厂的建设规模。2、通过技术比较，确定液化天然气工厂的工艺流程、设备选择等方案。3、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。5、根据工艺的生产特点，研究环保、工业卫生及节能措施；6、分析项目建设、运行对环境的影响。7、进行项目投资估算，对项目财务效益进行初步计算、分析和评价。整个项目建设内容见下表1-1表1-1工程建设的主项表序号主项名称主项代号备注一生产装置1净化工序2液化工序二辅助生产设施1仓库2液化天然气贮罐区3液化天然气装车站4火炬系统5机修6废水收集池三公用工程1给排水系统2消防泵房、水池3循环水4脱盐水5变电所6锅炉房7空压站8办公楼9中心控制室包括中心化验室综合生活楼总图电气电信外管门卫，大门，围墙车棚地磅1.5研究结论本项目规模为日处理天然气35x104Nm3,项目占地56.46亩建设周期18个月，年开工时数8000小时。装置包括原料气净化，并经过制冷分离，生产液化甲烷和重1、简要结论(1)工艺技术成熟、可靠。本项目的液化技术充分吸收国内外液化工艺的先进技术，特别是采用世界一流工艺技术和经验，通过对混合制冷、阶式制冷和膨胀制冷(2)本项目日消耗35x104Nm³天然气。通过深入的市场分析和需求预测，确定(3)本工程外部条件较好，主要原料和公用工程的供应稳定可靠；企业位于四川大竹县，有良好的公用工程配套条件，公路发达，通讯联络便捷。(4)本项目报批总投资23432万元，其中建设投资22810万元，税前内部收益率14.25%,税后内部收益率11.34%。年均利税总额1038万元，投资利润率：9.25%。投资利税率10.71%,贷款偿还期7.51年，税后投资回收期9.45年。经济分析表明，投资的经济和社会效益较好，有较强的抗风险能力。可行的。推荐工艺方案主要产品及消耗指标见表1-2表1-2主要产品及消耗指标序号单位消耗指标备注一主要原材料1天然气包括燃料气二产品1液态天然气主产品三公用工程1新鲜水2循环水连续△t=8℃3电力连续4仪表空气连续5氮气连续四辅助材料及化学品1脱水分子筛4每3年更换1次2活性炭每3年更换1次344MDEA消泡剂5异戊烷3每年补充40%6丙烷每年补充40%7乙烯2每年补充40%2、主要技术经济指标汇总主要技术经济指标见表1-3。表1-3主要技术经济指标序号单位数量备注一装置规模1液化能力二年操作时间小时三主要原材料消耗1原料天然气2新鲜水3电4脱水分子筛45活性炭647MDEA消泡剂8异戊烷39丙烷乙烯2四三废排放量1废气正常操作时无2废液吨/年正常操作时无3废固吨/年五定员人六占地面积七月八总投资万元1建设投资万元2建设期利息万元3流动资金万元九年均销售收入万元十年利税总额万元十一年均总成本万元十二年所得税后利润万元十三财务评价指标1投资利润率%2内部收益率(税前)%3内部收益率(税后)%4投资回收期(税后)年5净现值(税前)万元6净现值(税后)万元第二章市场分析和价格预测液态天然气是当今世界增长最快的一种燃料，自1980年以来，液态天然气出口量几乎以每年8%的速度增长。2007年全球液态天然气贸易量为1.653亿吨，比上一年增长7.3%,目前各国均将液态天然气作为一种低排放的清洁燃料加以推广。2007年全球液态天然气贸易增长达到2264亿立方米。北美进口增长36%,达口国，2007年亚洲液态天然气的需求以日本、中国和印度为引领，增长9.5%,达到1480亿立方米。目前，液态天然气出口国随着伊朗等国的加入，世界液态天口国有14个，从2007年至2009年，全球天然气液化新增生产能力多在中东，卡塔尔有几个项目将全部竣工，年生产能力至少可增加3900万吨。此外，俄罗斯的萨哈林、印尼、尼日利亚、澳大利亚等运作了多年的一些项目也将投产。为了在2020年前成为世界主要的液态天然气出口国，伊朗计划向液态天然气项目投资1200多亿美元。预计伊朗在2020年前将能够生产8000万吨的液态天然气。澳大利亚国际石油公司在第九届矿产石油大会上宣布，将投资40-60亿美元开发巴布亚新几内亚液态天然气项目，预计2011年投入生产。巴布亚新几内亚将成为世界第十五个出口液态澳洲和俄罗斯，其总计产量约占全球的四分之一。预计国际市场需求将持续增加，液态天然气资源紧俏；2012年后，新的液态天然气生产线将陆续建成投产，供需紧张情况可能缓解。国际燃气联盟协调委员会指出，从2009年起，由于项目推迟影响，全球的液态天然气供应紧张局面显现，主要液态天然气出口国的国内天然气消费增长也会影响出口潜力。美国最大的石油公司埃克森美孚公司负责液态天然气业务的主管汤姆·科达诺2009年12月在世界液态天然气峰会上发表上述讲话预测：2020年前，我们预计天然气日需求量将从今天的水平上增加25%,达到4000亿立方英尺。尽管通过管道供应的页岩气将增加，但是，液态天然气的需求量将继续增加，在2020年结束前将占到总天然气需求量的10%。科达诺说：“我们预计全球液态天然气日需求量在2020年前将增加40%,达到大约400亿立方英尺”。2.2国内产品市场分析随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，但远离生产基地，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。中国天然气利用的发展策略是：立足国内，利用海外，西气我国天然气工业发展滞后，2005年，中国天然气消费量300亿立方米，在一次能源消费结构中比例为3%。2010年要使中国天然气在一次能源消费总量中所占比例从目前的3%增加到约7%。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。表2-1中国天然气产需状况和潜力01990年1995年2000年2005年2010年2015年口消费量■产量口缺口资料来源：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，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)2005(实际)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，我国对液态天然气需求越来然气是必然的发展趋势。2004年6月，国家发改委制定了《关于我国液态天然气进广西等沿海地区建设若干液态天然气接收码头和输主体的沿海天然气大通道。这标志着我国液态天然气进口工作全面启动。中国已与澳大利亚西北大陆架天然气项目合作伙伴签订为期25年的液态天然气供应合同，这是澳大利亚有史以来最大的天然气出口合同。国内继广东大鹏液态天然气接收站之后，沿海地区开始建设其他接收站，目前福建接收站已经建成，在建的还有上海和江苏接收站，辽宁接收站已经获批，还有13个接收站在等待批复。2007年中国液态天然气(液态天然气)进口总量291.3122万吨。2008年1-12月，中国液态天然气进口总量为333.6405万吨。虽然受全球金融危机影响，但是2009年1至10月中国累计进口量仍然为439.3347万吨。随着我国天然气事业的蓬勃发展，大型天然气输配工程以及一批液态天然气装置的纷纷启动，我国液态天然气工业必然会进入一个迅猛发展的时期。2.3目标市场分析由于中国的天然气需求市场大，借助LNG卫星站投资较小的灵活性和LNG非管道运输长距离、大面积覆盖作用，LNG将大大加快实现中国城市天然气气化的进程。只要中小城镇的人口数量、经济规模、用气量达到一定的水平，能承担起一个卫星站的投资，就能借助LNG的功能享受到天然气给人类带来的文明。另一方面，LNG非管道运输对卫星站的大面积覆盖，将大大加快形成LNG接受站所必须的市场容量，对推动新的LNG项目建设起到了重要的拉动作用，同时提高LNG装置的资产利用率和资产盈利能力。由于在运输、经济、环保、安全等方面的突出特点，液态烃在国内被广泛用于城市燃气市场的先期开发、调峰、发电、汽车燃料、建材生产和居民燃气等领域。随着国内液态烃应用规模的不断扩大，目前液态烃呈现出供不应求的局面。本项目日产液态烃254.88t,通过对周边市场进行分析，用气方向主要为天然气汽车以及城市燃气和工业用气。根据调查分析，预计到2020年中国天然气需求量可达2600×108Nm3/a。目前的管道供应还存在较大的缺口，未来液态烃可顺利进入汽车用价格稳定，发电燃料成本比燃油发电成本低20%～30%。本项目建设的LNG液化厂天然气液化量为35×104m³/d,其功能无论是城市主供流程简单，价格较LPG更加经济。随着经济的发展和人民生活水平的提高，对天然2.4原料供应和价格预测1、原料来源及供应状况本项目的气源来大竹作业区，供气压力2.0Mpa,二级配气站预留接口，通过管道供应给本项目。2、原料天然气价格我国目前天然气价格主要由上游气价(井口气价和净化费)管线运输费和下游的输配运营费组成。液化天然气的价格可根据出口气价和市场燃料行情进行定价，这就决定了项目投资回收期，但该价格也决定了下游用户的利益，能否改变用液化天然根据有关调研，结合本项目原料来源和产品市场情况下，在确保投资者一定的经济效益和保证下游用户利益的前提下，本项目原料气价格按2.52元/Nm3考虑，产品出厂价根据市场情况确定为3.1元/Nm3考虑。3.1生产规模的确定3.1.1项目规模确定的依据1、坚持以市场为导向、效益优先和量力而行的原则。2、符合国家产业及能源政策。3、项目实施后提高经济效益，有效带动周边经济。4、要有利于项目的顺利实施。5、以市场、规模效益、资金的投入额度定位产品的生产规模，以技术的成熟、先进、可靠来减少投资的风险。6、充分利用和优化公用工程。3.1.2项目规模的确定1、从市场需求上考虑：项目建设所在地位于大竹县苎麻工业园区，本项目所在地有丰富的油气资源，可以为本项目提供可靠的原料气来源。本项目产品液化天然气既可以为油田设备及车辆运输提供需要的燃料，同时可以满足周边地区的车辆和居民用燃料。通过目标市场需求分析，建设35x104Nm3/d天然气综合利用项目的规模是符合市场需求的。2、从建设周期考虑：从工艺技术和主要设备考虑，选用国外先进的技术，已有现成系列，技术先进、自动化程度高、安全可靠，且本项目推荐的技术已经在国内外有多套成功运行的工业装置。为本项目的建设积累了一定的建设和操作经验，可缩短建设周期和制造成本，从市场需求和建设周期分析，建设35x104Nm3/d天然气综合利用项目的装置规模是合适的，但是根据市场情况将35×104Nm³/d的规模设置为1套30x104Nm³/d和规模设置：日处理天然气30x104Nm³天然气净化液化装置1套日处理天然气5x104Nm3天然气净化液化装置1套150卧式产品储罐3套本项目产品方案见表3-2,产品规格见表3-3、表3-4。表3-2产品方案表序号备注1液化天然气主产品表3-3液化天然气产品规格表序号1234合计1温度2压力4.1天然气液化工艺技术方案的选择天然气液化工厂的工艺过程基本包括预处理(净化)、液化、副产品回收、储装车、及辅助设施等，主工艺流程包括天然气预处理和液化工艺。基于对本项目原料气的组分分析和产品所要求达到的国家城市商用天然气的处理标准，做如下工艺技术天然气中含二氧化碳、硫化氢、水分、和汞等杂质，这些杂质的存在会腐蚀设备及在低温下冻结而阻塞设备和管道。若天然气中含有水分，则在液化装置中，水在低于零度时将以冰或霜的形式冻结在换热器的表面和节流阀的工作部分，另外，防止半稳定的固态化合物。酸性气体不但对人体有害，对设备管道有腐蚀作用，而且因其沸点较高，在降温过程中易呈固体析出，必须脱除。液化天然气工厂原料气预处理标准和杂质的最大含量见表4-1。表4-1液化天然气工厂原料气预处理标准和杂质的最大含量杂质依据B(极限溶解度)H₂SC(产品技术要求)C总含硫量CA芳香烃类注：A为无限制生产下的累积允许值；B为溶解度限制；C为产品规格从气质分析报告来看，本项目原料气中二氧化碳、硫等组分超标，所以原料气必须进行进一步净化。CO₂的脱除方法主要有化学吸收法和分子筛吸附法。其脱除的溶剂与流程选分子筛吸附CO₂近些年取得了较大进步，新型、高效的产品不断被发现应用。例如上海UOP分子筛厂的13X分子筛就是一种CO₂吸附能力很强的分子筛。在原料气中的CO₂浓度低于1%(mol),吸附效果很好，投资低。但是随着CO₂浓度的增内外天然气脱硫通常都采用化学吸收法。为了将CO₂和H₂S同时脱出我们推荐选用化学吸收法。这三种方法的对比见表4-2。表4-2化学吸收方法对比表烷基醇胺法(Amine法)方法脱酸剂脱酸情况应用醇胺法MDEA)--乙醇胺水溶液影响较小，当酸气分压较低时用此法较为经济。此法工艺成熟，同时吸收CO₂和H₂S的能力强，尤在CO2浓度比H₂S浓度较高时应用，亦可部分脱除有机硫。常用的方法，泡、与有机硫作用易变质等。二异丙醇胺法(DIPA法)水溶液脱硫情况与醇胺法(MEA法)主要应用于炼厂气脱硫和施柯特法硫回收理。碱性盐溶液法改良热钾碱法20～35%碳酸酸盐等活化剂对操作影响较大，尤在CO₂浓度比H₂S浓度较高时适用。此法所需的再生热较低。美国和日本合成氨厂在大量使用，已有90多套装置在使用。砜胺法单乙醇胺当酸气分压较高，H₂S浓度比CO2浓度较高时，此法较为经小。缺点是价格较高，能吸收重为重要的天然气净化方法，有130多套装置在使用。本装置原料气中含有H₂S和CO₂,基于原料气的组成、压力、对产品的规格要求、总的成本与运行费用等因素的考虑。本项目选用化学吸收法中醇胺法较适合。在性气体有很强的吸收能力，而且反应热小，解国内外广为应用的吸收剂，为大多数液化天然气装置所采用。本可研报告推荐采用MDEA化学吸收法脱H₂S和CO₂的净化工艺。2、脱水工艺选择天然气脱水按原理可分为低温脱水、固体干燥剂吸附和溶剂吸收三大类。低温脱水和溶剂吸收法脱水深度较低，不能用于深冷装置；因此天然气液化脱水必须采取固体吸附法，固体干燥剂常见的是硅胶法、分子筛法或这两种方法的混合使用。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，因此本项目采用4A分子筛作为脱水吸附剂。4.1.2天然气液化工艺选择迄今为止，世界上成熟的天然气液化工艺流程有三种类型，分别是复迭(阶)式1、复迭(阶)式制冷液化循环复迭式制冷液化循环亦称阶式循环，是由几个制冷循环复迭而成，多为丙烷、乙烯和甲烷等数个不同温度级别的循环系统串联，每个系统均有一个压缩机组，对各自的纯冷剂进行压缩、节流、闪蒸，从而将原料天意见图4-1。GG在早期的天然气液化生产中，复迭制冷技术有较多的应用。这种工艺热效率高、能耗少，但是缺点是机组多、控制复杂、维修不便，各制冷循环系统间不能有任何泄露，因而可靠度相对较低，在混合冷剂工艺出现后很快被取代。图4-1流程是唯一的一种目前仍在使用的非混合冷剂工艺的主流天然气液化生产工艺。由于其流程复杂，出于开工率考虑，主要机组需要备用，因此投资较大，也仅仅在极少数的大型的基地型LNG生产设施上应用。我国在本世纪初采用引进技术建设的一套很小的LNG装置选择了复迭制冷工艺，开车调试和生产过程中出现的诸多问题，也充分体现了复迭制冷工艺本身所存在的一些特点。2、带膨胀机的天然气液化循环带膨胀机的天然气液化循环，冷量主要是由气体在膨胀机中的绝热膨胀产生的。直接膨胀制冷的天然气液化循环利用天然气的自身压力在膨胀机中绝热膨胀制冷，使天然气液化，因此几乎不消耗额外的能量，但它的液化率比较低，一般在7%一15%。30%,适用于装置规模较小的情况。另一种是间接式膨胀机制冷液化循环，它使用另一种气体(例如氮气和/或甲烷，亦或是经处理后的原料天然气自身)经过压缩，进入冷箱，膨胀制冷来液化天然气，可得到较高的液化率。膨胀机工艺的原则流程示意图见图4-2。图4-2膨胀机工艺的原则流程示意图起dE人A膨胀机流程循环气量大，液化率低，工作性能受原料气压力和组成变化的影响很大。由于效率很低，单位产能的设备投入也很大。场合，比如说原料天然气压力高，近处就有低压管网，可以接收装置在液化过程中所3、混合制冷剂液化循环混合制冷剂液化循环，是20世纪60年代末发展起来的。它以多组分混合物做为一种制冷剂，代替了复迭式制冷液化循环中的单组分的多种制冷剂。混合制冷剂一般是5-6种组分的混合物，工作时利用混合物中重组分先冷凝，轻组分后冷凝。让它图4-3混合冷剂工艺的原则流程示意图它既达到了类似复迭式工艺流程的目的，又克服了其系统复杂的特了流程。70年代中期以来，混合制冷剂循环已经成为商业化天然气液化流程的首选，三种工艺的技术经济比较：将阶式制冷循环的能耗设定为1,各种制冷循环效率比较见左表所列，各种制冷循环的特性比较见表4-3、表4-4。表4-3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混合制冷循环膨胀制冷循环表4-4各种制冷循环特性比较指标阶式制冷混合制冷膨胀制冷效率高中低复杂程度高中低换热器面积小大小适应性中高本项目的规模为30x104Nm3/d和5x104Nm3/d。30x10⁴Nm3/d如采用膨胀机流程，由于效率很低且设备数量较多，投资和运行成本都将显著增加。而和复迭流程相比，混合装置绝大多数也都使用混合冷剂流程。所以，建议本项目30×104Nm³/d装置也选择混合冷剂工艺路线，而5x10⁴Nm3/d采取俄罗斯深冷机械制造股份公司的天然气液化4.1.2.2典型混合冷剂工艺技术混合冷剂技术自出现以来，应用于液化天然气的生产已近50年，虽然仍仅被为数不多的几家公司所有，但也已得到长足发展，有数种不同形式的变形和专有技术，典型单循环混合冷剂液化工艺特点是在冷箱的不同温度级别上的冷剂压力级别较为复杂，冷剂组分的配比非常苛刻，增加了开车和程示意图见图4-4。图4-4典型单循环混合冷剂液化工艺原则流程示意图整体合并阶联式液化流程也是一种单循环混合冷剂工艺，其基本设计思想是混合冷剂由氮气和烃类组成。冷剂的低压返流由压缩机馏，塔底的重组分进入冷箱的上面的一部分用以预冷。塔顶组分首先在冷箱上部进行预冷之后进行部分冷凝，液态作为回流，而气相被进一步压缩为高压后再被预冷，之后依次节流提供冷量。原则流程示意见图4-5。此种工艺在我国上海的一套小型装置上使用，但是运行结果显示，增加的冷剂精馏塔的作用非常有限，特别是对于中小型装置，而且大大增加了操作的复杂程度，也降低了运行的可靠性。事实上，通过对混合冷剂的组成及节流温度的精确控制，可以图4-5整体合并阶联式液化流程示意图3、改进性单循环混合冷剂液化艺这类工艺和典型的单级混合冷剂工艺相比，将混合冷剂分段压缩，并在段间分离出部分重组分，这样达到减小二段压缩功耗的目的。原则流程示意图见图4-6、4-7、图4-6改进型单级混合冷剂工艺一图4-7改进型单级混合冷剂工艺二NG图4-8改进型单级混合冷剂工艺三Compesor设D4、双循环混合冷剂工艺C3+MRC流程比较于经典的MR工艺多增加了一级丙烷预冷。丙烷预冷循环用于预冷混合冷剂和天然气到约-30℃左右，而混合冷剂用于深冷和液化天然气。这种流程结合了阶式液化流程和混合冷剂流程的优点，运行效率较高，并在大型的LNG装置上得到广泛应用。原则流程示意图见图4-9。N0N另丙烷热热上世纪九十年代以后，随着世界对LNG需求的日益增大，基地型LNG装置的规模也越来越大(单线能力在每年250万吨以上),为了适应单线产能的增加和进一步改善大型装置的能耗，一些公司推出了双循环混合冷剂工艺的概念。这一工艺包括两个混合制冷剂循环，一个用于预冷，一个用于液化，通过充分利用两个循环中压缩机驱动机的动力，提高装置的能力。原则流程示意见图4-10、4-11。图4-10双循环混合冷剂工艺二图4-11双循环混合冷剂工艺三0中o5、三循环混合冷剂循环工艺进入二十一世纪后，大型液化装置单线能力的要求不断增加，随之出现了三循环混合冷剂工艺，适应产能可达每年500万吨以上。概念是采用三个串联的制冷循环，分别用于预冷、冷凝和液化。原则流程有以下几种，具体见图4-12、图4-13。图4-12三循环混合冷剂工艺一DS图4-13三循环混合冷剂工艺二Feed3Pre-Cooing纵观各种混合冷剂技术，多循环工艺适合于单线产能在200万吨以上的生产设施，且除丙烷预冷工艺外，其它工艺均在概念、开发或应用的早期阶段。对于中小型规模的装置，包括丙烷预冷在内的多循环工艺，增加额外的预冷循环，流程效率的改善不明显但是流程的复杂以及带来的投资成本的增加却非常突出，因此适合使用单循环混本项目的生产规模在技术应用层面划分仍属于中小型装置，因此应建议采用改进型的单循环混合冷剂工艺，在保持工艺简单性的同时提高流程效率从而实现技术和经济性的最佳组合。混合冷剂工艺是一种经典而又先进的液化流程，特点鲜明。和其他混合冷剂液化流程相比，它的循环更简单，控制更方便，开车迅速，操作可靠，对冷剂成分的变化不敏感，对不同组分的原料气有很强的适应性。由于艺用关键设备采取模块化设计，可以非常方便的通过放大、缩小来得到所需要的生产能力，因此在各种类型、各种规模的液化天然气装置都得到了广泛的应用。它的优势明显，很适合应用在我国内陆的液化天然气装置。综合考虑本可研工艺技术按混合制冷工艺考虑。4.2工艺流程描述本项目采用工艺技术，用于对天然气进行深冷液化分离。该工艺采用了简单的闭式制冷循环，冷剂经压缩、部分冷凝、冷却、膨胀然后被加热提供冷量。冷剂是由氮气、甲烷、乙烯和异戊烷组成的混合物。本装置主要包括净化和液化两部分。2.0Mpa(G)原料天然气自界区外进入装置后，首先进入原料气过滤器，过滤后进气过滤器的作用是除去原料气中的液体和固体杂质。除去原料气中的液体杂质。收集的天然气进入脱CO2单元。脱CO₂:天然气离开过滤器后，进入二氧化碳吸收塔，胺溶液由塔顶流下，与原料气逆向接触，将原料气中二氧化碳浓度降低到50ppm以下。的MDEA溶液进入MDEA再生系统。MDEA再生：胺再生塔塔顶气相经塔顶的胺再生塔冷凝器冷却至65℃左右,经分离后气体去放空系统，液体作为回流全部返回胺再生塔，来自胺再生塔的胺液经再生塔底泵输送到胺再生塔重沸器加热至120℃,加热产生的气相返回胺再生塔；液相从贫胺缓冲罐中的贫胺溶液由贫胺进料泵抽出加压后，经贫胺冷却器冷却后，进入为防止MDEA溶液发泡，系统中需增加消泡剂罐、胺过滤器以及新鲜MDEA补H₂S和硫醇等在该系统一并脱除。脱水部分设两台干燥器切换操作，其中一个脱水，另一个再生。脱水：从吸收塔塔顶过滤器出来的天然气进入干燥器顶部，通过分子筛吸附脱除水分后，从干燥器底部出来，经干燥器出口过滤器过滤后进入天然气液化单元。脱水后的天然气中水含量<1ppm。达到指标后的原料气，离开分子筛床层后，进入脱汞、脱尘系统，进行过滤。然后进入液化单元。再生：再生气采用干燥器出口过滤器后节流的天然气和液化天然气储罐闪蒸气的混合气。液化天然气储罐出来的闪蒸气经蒸发气压缩机增压后，与一部分脱水后调压的干气混合，通过再生气加热炉加热至再生温度。然后从干燥器底部进入，将分子筛吸附的水分脱除掉。再生气从干燥器顶部出来，经再生气冷却器冷却后，进入再生气分液罐分液。气体从再生气分液罐顶部出来后进入原料气压缩机入口循环利用；液体从再生气分液罐底部出来去废液罐进行回收处理。干燥器出来的气体在一定温度下恒温一小时后，即可认为脱水合格，再生结束。4.2.2天然气液化工艺1、原料气液化流程液化采用单循环制冷工艺。冷剂为一种混合物，由氮气和从甲烷至异戊烷的碳氢化合物组成。冷剂压缩机为两段压缩，由电机驱动。预处理合格后的原料气进入冷剂换热器。原料气在冷剂换热器中向下流动，冷却至-50度时，被引出冷箱，进入重烃分离罐，脱过重烃的轻组分返回冷箱后，仍然向下流动,在冷剂换热器底部作为-156度的液化天然气流出经过节流膨胀进入储罐。由于原料气在冷箱内被冷却过程始终处于过冷状态，所以在储罐内只会产生较少的闪蒸气。液相重烃从重烃分离罐分离后，节流降压到1.17Mpa,去重烃回收罐作为副产品外卖。2、制冷剂循环流程工艺设计采用一个简单的闭式制冷循环，冷剂经压缩、部分冷凝、冷却、膨胀，然后被加热并提供冷量。冷剂由氮气、甲烷、丙烷、乙烯、异戊烷组成的混合物。来自冷剂换热器顶部的低压冷剂，经冷剂压缩机的第一段压缩后，进入冷剂压缩机段间冷却器，冷却后的冷剂进入段间罐，进行气液分离，气相进入冷剂压缩机的二段，压缩至4.5MPa后的冷剂同来自段间罐的泵送液相冷剂混合，然后在冷剂冷凝器冷却，进入冷剂出口分离器，进行气液分离。来自冷剂出口分离器的高压气相和液相冷剂，分别进入冷剂换热器。气相冷剂以其分别处理气相和液相冷剂可以保证冷剂进入冷剂换热器时，合理的分布。高压冷剂向下流出冷剂换热器，然后流经汤姆斯-焦尔阀，冷剂节流膨胀至2公斤，然后返回冷剂换热器，由下向上流动，吸收原料气和高压冷剂的热量。由冷剂换热器出来的低压冷剂，进入冷剂吸入罐然后进入冷剂压缩机一级入口。3、冷剂的补充和储存气；氮气由界区外提供。对于该制冷工艺，由于为闭式循环，当制冷系统首次填装冷剂后，不存在大的泄漏，只需要较少的冷剂补充。4、蒸发气压缩中被压缩机排出的热气体加热。压缩机为螺杆压缩机，操作范围宽，而且可靠性高。由于由液化天然气进入储罐时产生的闪蒸气、储罐吸热产生的变化产生的气体、液化天然气进出储罐造成的气相变化等所组成，蒸发气的体积是连续变化的。而且蒸发气压缩机的吸入压力接近常压。蒸发气被压缩后送到干燥系统用作再生气利用。4.3物料平衡装置物料平衡见表4-5。物料名称天然气合计出料液化天然气合计4.4自动控制4.4.1全厂自控水平根据工厂工艺和生产管理的要求，自控系统本着安全、可靠、平稳、经济的原则进行设计。工厂自动化系统的总体水平，应达到国内同类装置的先进水平。(1)为了保证工厂的装置安全、平稳、长周期的运行，采用分布式控制系统分布式控制系统(DCS),实现对工厂所有生产过程的连续监测和控制操作；紧急关实现对工厂内生产区域进行火气探测和控制操作；安全监视系统，实现对工厂内安全状况及厂区环境进行监视。为了提高整个分布式控制系统的&G将独立设站，并各自完成不同的功能。制室包括操作室、机柜室、工程师室、UPS电源室、交接班室、更衣室等。稳定、安全防爆，有成熟的应用经验。主要系统按本安系统考虑，现场仪表选用本安型仪表。4.4.2控制系统主要功能显示动态工艺流程、主要工艺参数及设备运行状态。对生产过程进行监控，保证液化天然气处理厂工艺流程及设备的正常运行。对异常工作状态进行声光报警，保护人员和设备的安全。可以即时记录、存储和打印相关工艺参数、设备运行状态和报警事件。可显示实时趋势曲线和历史曲线。根据生产过程中的事故状态实现手动及自动紧急关断、紧急泄放和安全停车逻辑动态显示工厂火气探测系统及消防系统的状态，对异常状况进行报警，并可自可对操作人员进行模拟操作培训4.4.3控制系统构成工厂控制系统采用分布式控制系统包括：过程控制系统、紧急关断系统、火气探工控机4台(包括工程师站1台、操作站2台、ESD控制1台),均具有组态功能，互为备用。3台打印机，互为备用。为了保证控制系统连续可靠的运行，系统的CPU模块、电源模块、通讯模块及数据通讯总线均采用1:1冗余。为了保证工厂装置的平稳、安全运行，应配套功能完善的软件。机组控制系统随设备成套供应，机组控制系统能和DCS系统进行通讯。(1)分布式控制系统(DCS)过程控制系统通过工厂工艺装置生产过程进行连续动态检测和控制，使整个工厂处于安全稳定、连续生产。DCS系统在结构上分为过程控制层和操作管理层。过程ESD系统是由I/O模块、逻辑控制器、维护PC、SOE、ESD控制盘等组成。(延时关断)外全部关断。此级别关断只能由工厂主要负责人或其指定的人员手动启d级关断(ESD-4)为单元关断。该级关断由单个设备故障引起。此级关断仅关断故障设备，而不影响其他设备的正常操作。ESD-4级关断可手动、自动启动。某一级别的关断指令均不能引起较高级别的关断，只能引起本级别及所有相关的利用火焰探头、感温探头、感烟探头和可燃气体探头及时发现生产过程中出现的问题，及时报警或启动灭火设备进行灭火操作。F&G系统合并在与PCS系统内，还包括F&G控制盘等。在工厂的各监视点设置摄像头，对这些地点进行电视监控，以避免发生人为的破4.5设备选择1、装置概况本装置共设置两台干燥器，间歇操作，内装分子生，需按GB150-1998《钢制压力容器》的有关要求设计和制造。冷箱(板翅式换热器)是本装置内的主要换热设备之一，国内生产的板翅式换热器主要应用在空分装置，对于天然气分离装置还没有应用。其主要问题是真空铅焊的工艺过程无法保证焊接质量。建议采用美国查特公司冷箱。原料天然气过滤器(FI101)和胺吸收塔顶出口过滤器(F1102)均采用两级过滤，底部带排污罐。2、材料的选择压力容器用钢的选用是考虑了容器的使用条件、设计温度、设计压力、介质特性和操作特点及材料的焊接性能、容器的制造工艺和经济合理性而选择的。选用国外钢材制造压力容器时，应是国外相应压力容器最新标准所允许使用的钢材。其使用范围不应超出该标准的规定。1)绝热保温材料选用硅酸铝镁；保冷材料选用聚氨脂泡沫塑料；外保护层为0.5mm厚的镀锌铁皮。2)换热器防腐管程或壳程介质为循环水的碳钢换热器，换热器走循环水侧应进行防腐，防腐涂料为TH-901。3)防火本装置立式容器支座均应设置防火层，防火层材料为SJ-1型。当容器裙座直4.5.2机械设备选型原则本装置机械部分主要包括原料天然气压缩机组、混合冷剂压缩机组、闪蒸气压缩机组。1)压缩机组详细配置方案和特点比较见表4-6:方案一GmAR机往复压缩机同步电动机(1)机组重量和尺寸小，占地面积小，每台占地面积约为10000X3500,基础设计简单。(3)对增速齿轮箱质量要求高。3.经济性：单台投资较高，对增速齿轮箱质量要求高，建议引进。1.配置：机组配置两台，一开一备。(1)机组重量和尺寸大，占地面积大。每台占地面积约为(2)流量调节：卸荷器调节，有级调节.能满足工艺负荷大幅度变动的操作条件。能量转换环节少，效率高。3.经济性：单台投资较低，可以选用国产机组。2)单机选型原料气压缩机采用往复式压缩机，一段(或两段)压缩，可采用增安型无刷励磁2、混合冷剂压缩机组1)混合冷剂压缩机组详细配置方案和特点比较见表4-7:方案一方案二C C gEAR高压离心压缩机低压离心压缩机齿轮箱同步电动机高压离心压缩机低压离心压缩机齿轮箱燃气透平2.特点：(1)机组重量和尺寸小，占地面积小，每台占地面积约为13000X4000,基础设计简(2)操作简单。结构简单，运转平稳，工作2.特点：蒸汽作为吸收式制冷机的热源或用以驱动汽根据本项目规模，本项目所用的冷剂压缩机轴功率为6179KW.h,相对来说功率较小，属于小型装置。本项目压缩机驱动型式的选择比较见表4-8。表4-8压缩机驱动方式比较序号电机驱动燃气透平1单台价格较少多2运行费用少多3相对复杂4进口进口5占地(mxm)电机驱动的运行费用只为电费，燃气透平驱动费用包括直接运行费用和间接运行费用。燃气透平的直接费用为消耗的天然气原料费用，间接费用为燃气透平驱动消耗的原料天然气如果用来生产液化天然气所产生的经济效益。针对本项目规模，采用燃气透平驱动方式总的运行费用(间接费用按内部收益率为20%)比电机驱动方式的运行费用多909.15元/h。单台价格燃气透平驱动比电机驱动高3300万元。综上所述，对于本项目由于规模较小，使用燃气透平设备一次投资相对较高，运行费用高，相对复杂、占地大，所以本研究报告推荐方案一，采用电机驱动。2)单机选型压缩机采用离心压缩机，压缩机的轴封可采用干气密封3、闪蒸气压缩机组闪蒸气压缩机采用进口螺杆压缩机1台。根据本项目的特点LNG泵采用专用的外置离心泵。鉴于LNG泵作为项目的关键设备，需要能在-162℃的情况下，能够稳定运行。考虑到生产安全和实际操作，本项4.5.3其它主要设备详见主要国产设备表4-9、主要进口设备表4-10。9序设备介质名称重品(1备注温度℃一反应器类1天然气22再生气分离器13汞脱除器1备用小计4二塔1塔顶天然气、CO₂1塔底2塔顶1塔底小计2三泵和压缩机1胺循环泵22胺增压泵23汽提塔回流泵24胺收集泵15原料气压缩机天然气26空压机空气27丙烷卸车泵丙烷18异戊烷卸车泵异戊烷1小计序设备介质名称操作条件温度℃单重总重四冷换、换热类设备再生气冷却器管程天然气空气2富胺液换热器板式3汽提塔回流冷凝器管壳式4胺冷却器管程壳程循环水5胺再沸器管程壳程循环水6重烃冷却器管程循环水壳程7冷剂压缩机段间冷却器管程空气8开车用热交换器管程天然气壳程9冷剂换热器CO2冷凝器1蒸发气换热器管程蒸发气再加热器管程3冷剂冷凝器管程壳程小计序设备设备介质名称操作条件数重量(t)备注温度℃压力MPa(G)单重总重五容器类1闪蒸罐12汽提塔回流罐13胺罐14胺储罐15贫胺罐16收集罐17冷剂吸入罐18段间缓冲罐191重烃分离器11冷剂储罐1乙烯储罐1丙烷储罐1异戊烷储罐11CO₂回收罐1乙烷回收罐1重烃回收罐1小计序设备介质名称数量重量单重总重备注温度℃压力MpaGMPa(GY六过滤器及分离设备1贫胺过滤器12贫胺活性炭过滤器13粉尘过滤器24粉尘过滤器2小计6七其它设备1加热设备蒸汽锅炉直燃式1再生气加热炉直燃式12控制系统干燥器PLC控制盘13测试仪表序号设备编号设备名称规格说明数量备注测试仪表仪表车间通用仪表工具批就地仪表区设备编号设备名称规格说明数量4仪表散材仪表控制和信号电缆热电阻(RTD)电缆电缆穿线管包括弹性管仪表电缆槽架电缆槽加的古加仪表安装材料卖方供货范围的仪表管件仪表安装材料买方供货范围的仪表管件仪表取样管SS,用于卖方供货范围的仪表仪表取样管SS,用于买方供货范围的仪表仪表根部阀用于所有仪表仪表空气分布器分配变压器批总线输送管电源控制中心电机控制中心每个规格有10%的备用设备编号设备名称规格说明数量备注转换器柜批交流分配盘/电源盘批功率因数改进系统批就地控制站批仪表用不间断电源系统(UPS)供电30分钟1批仪表分配盘(IDB)1批电气散装材料1批照明1批通讯/火灾报警系统11化学实验室设备1批采暖、通风和空调系统用风道1批绝热散材1批表4-10主要进口设备表序设备规介质名操作条件重量(t温压力单总一塔内件1胺吸收塔内件2胺汽提塔内件小计4二泵及压缩机1胺补充泵胺液2段间冷剂泵冷剂3冷剂泵冷剂24C-301主润滑润滑油5C-301辅助润润滑油6C-501润滑油润滑油7C-501润滑油润滑油8冷剂压缩机电机驱冷剂9电机驱蒸发气液化天然气泵液化天60米夜柱2小计序设备介质名称操作条件数重量(t)备注单重总重四冷换、换热类设备冷剂换热器2润滑油冷却器3润滑油加热器4润滑油冷却器5蒸发气循环冷却器6润滑油冷却器7后冷却器8小计是序是设备编是介质名称操作条件备注温度℃五过滤器及分离设备11进气过滤/分离器天然气、MEA、12分子筛过滤/分离器天然气、MEA、13润滑油过滤器润滑油24润滑油除雾器润滑油15润滑油过滤器润滑油26润滑油过滤器润滑油27蒸发气压缩机油分1小计六其它设备1火炬系统火炬头1个2控制系统集散控制系统(DCS)带有安全仪表系统SIS,2个DCS操作站，1个DCS工程师站，1个SIS工程师站，A3激光打印机1冷剂压缩机控制盘带有DCS通讯功能，用来监视运行状态，带编程软件和辅件蒸发气压缩机控制盘1带编程软件和辅件3仪表、阀门奥比特(ORBIT)开关1批干燥器用，配手轮深冷控制阀1批温度低于-150℃焦-汤控制阀1批深冷安全阀1批温度低于-150℃在线气相色谱仪16个取样点在线二氧化碳分析仪1在线水分析仪1便携式气体分析泵1带30个管特殊不锈钢阀门1批深冷，低于-150℃4储罐系统立式潜液泵2带底阀。葫芦及辅件1液位计2压力变送器4压力表1流量变送器2温度热电阻泄放阀热电阻2温度变送器5压力泄放阀2先导式真空泄放阀2控制阀/截止阀批包括深冷场合阀门球阀批包括深冷场合阀门蝶阀批基础电加热器1阻潮毡罐底泡沫玻璃砖玻璃纤维弹性毡密织玻璃布珍珠岩混凝土砌块10000m³1台4.6消耗指标天然气消耗为：35×104Nm3/d,生产261,9/d液化甲烷。表4-11辅助材料及化学药剂消耗表一次装填量备注1脱水分子筛4每3年更换1次2活性炭每3年更换1次4456异戊烷37丙烷8乙烯2表4-12公用工程消耗表序号单位备注1间断连续△t=8℃3电力454.7装置内管道及附件材料1、管道材料(管子，隔热材料，法兰，阀门，螺栓，垫片等)。-40℃≤T≤250℃的天然气管道选用：非低温工艺介质管道选用：20号无缝钢管(2)管子隔热材料选用原则依据工艺流程温度条件：T<5℃的管道选用：改性聚胺酯保冷材料T>60℃的管道选用：复合硅酸盐保温材料低温管道法兰、阀门均设阀门保冷套(3)管子法兰选用原则管子法兰选用HG/T20592-2009《钢制管法兰、垫片、紧固件》B系列标准。(4)管道阀门选用原则T<-40℃的管道阀门选用按机械标准制造的不锈钢阀门。T≥-40℃的管道阀门按机械标准制造的碳钢阀门。(5)管道法兰用紧固件选用原则低温管道拟选用HG/T20613-2009《钢制管法兰用紧固件》PN系列标准中的316/316螺栓/螺母。非低温管道拟根据HG/T20613-2009《钢制管法兰用紧固件》PN系列标准中的(6)管道法兰用垫片选用原则2、管道附件(弯头，三通，大小头，等)。(1)对焊无缝管件选用GB/T12459-2005《钢制对焊无缝管件》标准系列。(2)承插焊管件选用GB/T14383-2008《锻制承插焊和螺纹管件》标准系列。本项目年用原料天然气1.17x108Nm³,供气压力2.0Mpa,温度为常温。二级配气站预留接口，通过管道供应给本项目。原料天然气性质见表5-1。表5-1原料天然气组分性质表组分Components组分(mol%)氮气Nitrogen氧气Oxygen未检出氦气Helium氢气Hydrogen未检出氢气Argon未检出二氧化碳CO₂硫化氢H₂S二氧化硫SO₂未检出甲烷Methane乙烷Ethane未检出丙烷Propane未检出未检出正丁烷n-C4未检出新戊烷Neo-C₅未检出未检出正戊烷n-C₅未检出己烷C6未检出庚烷C7未检出辛烷C未检出壬烷C9未检出癸烷及以上C1o未检出甲基环戊烷Mcyclopentan未检出未检出环己烷Cyclohexane未检出甲基环己烷Mcyclohexane未检出甲苯Toluene未检出乙苯E-Benzene未检出对二甲苯p-Xylene未检出间二甲苯m-Xylene未检出邻二甲苯o-Xylene未检出未检出5.2辅助材料及燃料表5-2辅助材料及燃料表序号来源规格1进口2消泡剂进口/国产专用3分子筛干燥剂4活性炭国产5国产6国产7国产8本装置提供9本装置提供本装置提供5.3水、电等动力供应表5-3水、电等动力表序号年用量来源规格1新鲜水园区管道供应2电园区供应35KV双回路供应本项目拟建在大竹县苎麻工业园区。6.1.2自然条件大竹县区域位于川东平行岭谷西部中段，地形成三山两槽，由大巴山向东延伸三山，分别为华蓥山、铜锣山、明月山，在县内自西向东平行排列，三山之间为较宽而狭长的两槽浅丘地带。全县地形地貌以丘陵山地为主。其中低山占全县幅员面积的37.4%,低丘占36.5%,深丘占8.8%,平坝及台地占17.3%。低山一般海拔在900-1000m,相对高差400—500m,中部浅丘地带海拔在300—500m之间，县内项目所在地势平坦，东柳河下游竹北高桥处(黄家坝处)20年一遇的洪水位为：377.04m,历史最高水位为：377.91m,厂址现状地面标高在375.0—378.5m左右，工业区位于大竹县北郊，为平坝和浅丘地形。1、气象条件项目所在地区气候属亚(中亚)热带季风型气候类型，气候温和，热量丰富，日照合宜、四季分明，冬冷夏热，冬干夏湿，雨热同步变化。降水充沛、分布不均，盛夏多干旱，秋冬多阴雨；无霜期长，云雾多，日照少，农业灾害性天气频繁，山区立(2)风主导风向：东(E),风频为40.6%:(3)降雨量地震带烈度：6度2、工程地质条件本工程所在地区构造上属新华夏构造体系，县域位于四川盆地边缘川东平原褶皱带中段。地质系华墓山脉沿北东—西南方向延伸的低山丘陵体系。其构造特点是：背斜窄，向斜宽；背斜紧凑，向斜平缓。这种宽度的向斜和狭窄的背阔是构成达州地貌粉砂岩，泥质彩砂岩三层。本区第四系松散层厚度0-10m。6.1.3基础设施建设大竹县城位于国道210线和318线的交汇处，公路交通十分发达。西至渠县火车站40公里，北至达县火车站79公里，至达县机场84公里，南至重庆江北国际机场150公里，东至重庆万州区港口176公里，达渝高速公路从境内经过，其中达县-大竹段于2000年底正式通车。过境两条国道好路率达78%,并改造建成了64公里山岭重丘二级公路，被命名为全省公路行业省级文明示范窗口，实现了村村通公路。6.2公用工程及辅助设施供电：市供电源，电压10KV,双回路。总包界面为总变配电柜馈线下口。供水：由供水公司供应，供水压力0.35~0.4Mpa。总包界面为界区外一米。排水：园区依托境内已有的污水处理厂，处理能力满足项目需求，水质达到国家环保要求。拟选场地周边具备排水管网，排水排入园区污水处理厂。消防：发生火灾时，主要依托当地消防力量灭火，同时厂内按规范配置必要的消供气：拟建项目气源来大竹作业区，供气压力2.0MPa,二级配气站预留接口。6.3厂址方案本项目拟建在大竹县苎麻工业园区，占地56.46亩。7.1总图布置总平面布置应尽量因地制宜，使新建装置和设施紧凑布置，少占地，少拆迁，节约投资；满足防火、防爆、安全、卫生等有关规范要求，为生产创造有利条件；合理划分界区，力求工艺流程顺畅，工艺管线短捷，方便生产管理。该总平面布置功能分区合理、布置集中，工艺管线短捷，生产管理方便。整个厂区分为厂前区、生产装置区、产品储运区域和公用工程和辅助设施区域。根据项目所在地的风玫瑰和公用工程供应情况及位置，以及周边道路设施情况，全厂总平面考虑如下设置。火灾危险性因素最大的火炬、液化天然气储罐及装车设施布置在全年最小频率风向的上风侧。液化天然气储罐的防护半径为91m(10000BTU),此防护区域内不能布置任何建构筑物和设备。对于有大量人员集中的办公楼、综合生活楼等厂前区均布置在液化天然气储罐防护半径175m(3000BTU)之外。考虑到整个工艺流程及场地情况，生产装置区布置在储运设施北侧，公用工程和辅助生产设施靠近生产装置布置。本项目占地约56,46亩，具体详见附件全厂总平面布置图。7.1.2竖向布置竖向设计原则：满足生产、运输、装卸对高程的要求，并为其创造良好条件；因地制宜，使场地设计标高尽量与自然地形相适应，以减少土石方工程量；厂内道路采用城市型道路。7.1.3绿化入厂区装置的原料天然气为管道输送。出厂产品(液化天然气)主要由公路(液化天然气汽车罐车)运输。年总运输量为268631吨，其中年运入量134718吨(其中原料气管道运输量为134696吨),年运出量为133913吨。工厂年运输量表见表货物名称年运输量(吨)运输方式形态包装方式运入/运出备注一运入项天然气管道气体管道输送运入原料气乙烯2公路液体汽车槽车运入丙烷公路液体汽车槽车运入3汽车槽车运入4液体汽车槽车运入液体汽车槽车运入4固体汽车运入活性炭公路固体汽车运入其它公路固体汽车运入运出项公路液体汽车槽车运出产品其它公路固体汽车运出产品7.2产品储存和运输本项目的主产品液化天然气产品采用汽车槽车运输，产品需有一定的储存能力，本次拟拟选用150m3卧式单包容液化天然气储罐3座，存储系数为0.9。7.2.2产品运输所有产品外运均委托运输公司。运输方式主要采用汽车槽车运输。本工程日生产液化天然气589.7m³,每天操作按8小时(白天)计算，需设的液化天然气装车位6个。7.2.3设计方案目前世界上运输液化天然气方式主要有三种方式：船舶运输、火车运输及汽车运输。汽车运输液化天然气适应于较长距离的运输，灵活好。本项目选择汽车运输。液化天然气储罐内的液化天然气经过泵送入到液化天然气装车站，泵送的液相液化天然气通过软管与槽车的液体进口管路连接，中间设置了紧急切断阀及手动切断阀。装车站内设置了氮气为装卸过程中提供吹扫和氮气保护。气相管经过软管与槽车的气相管连接，装车过程中产生的气相天然气经气相管路送回液化天然气存储罐。气相管上液化天然气槽车采用合适的隔热设施，以确保高效、安全的运输。防止槽车超压，槽车上设置了安全阀、爆破片等卸压装置。液化天然气槽车在国内已经成熟，国产的液化天然气槽车有27立方米和50立方米两种型号。本项目液化天然气运输方案：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。本项目产品运输采用第三方运输公司承担运输。7.3土建7.3.1基础数据在建(构)筑物的平面布置、选型和构造处理等方面的设计中满足工艺生产、安装维修的要求，并保证建(构)筑物满足强度、刚度、变形、耐久性和抗震的要求。借鉴、吸收已有液化天然气厂成熟的、可靠的、先进的技术。在满足生产使用要求和安全、可靠的原则下，积极采用新结构和新材料耐久年限：二级50年；耐火等级：二级；建筑结构安全等级：二级；抗震设防类别：乙类；抗震设防烈度：6度7.3.2地基处理地基处理的原则：一般构筑物，优先采用天然地基；对于荷载大或基础沉降敏感7.3.3建构筑物一览表本项目包括下表的主要建筑物。所有建筑物及构筑物均按照生产工艺要求并遵照国家颁发的有关设计规范进行设计。本项目主要建构筑物一览表见下表。表7-2主要建构筑物一览表序号主项名称建筑结构占地面积(平方米)生产类别一生产装置1预处理工艺装置钢结构甲类2压缩机厂房甲类二12三1混凝土框架结构丁类2制氮间混凝土框架结构丁类3混凝土框架结构丁类5混凝土框架结构民用生活用水量按60人考虑，约为10m3/d.绿化用水量10m3/d(间歇使用);循环用水量为2000m3/h,循环补充用水量60m3/h。所有用水均有开发区供水管网提供。建设循环水量为2000m3/h的循环水站。站内设低噪声型逆流玻璃钢冷却塔2台；集水池1座；循环冷却水泵3台，2用1备。工艺装置区设备冷却回水用管道汇集，进入冷却塔冷却后，用管线输至集水池，8.1.3脱盐水系统本项目脱盐水主要用于锅炉补水和工艺装置用水。脱盐水系统由供应商成套供应，脱盐水设计规模：1m3/h;产水温度：≥4℃;8.1.4排水系统全厂排水分为生产废水排水系统、生活污水排水系统、雨水排水系统。各工段的生产废水包括工艺装置的生产排水、洗眼器排水和循环水池等的排水，大都属于轻度污染的废水，统一收集到集水池，经自然净化后，达到生活杂用水质标2、生活污水排水系统生活污水主要为办公楼的卫生间和浴室的淋浴器排水。对于卫生间排出的生活污水，先排入化粪池，经开发区污水管网送入开发区污水处理站；浴室等的排水可直接排入集水池。8.2供电本项目共有用电设备37台。装机总容量共约13377KW,其中10kv用电设备7台，备用2台，低压常用设备30台；本项目的电源由市供电源，电压10KV,双回路供应。8.3通信本通信系统是大竹县城市燃气调峰装置扩建工程(二期)的配套建设工程，主要8.3.2原则1、以安全可靠为核心，建立相应的通信系统2、通信系统的设置要充分满足厂区内各项功能的需要，既要先进又要实用充分体现性能优良、操作方便、运行可靠、经济合理。3、符合电信、消防及其他安全机构的有关标准和规范。8.3.3范围本项目通信系统主要由电话及网络系统、广播系统、甚高频电台系统、安全监控系统、卫星电视接收系统以及厂区通信线路网系统等组成本项目通信系统包括各通信系统的设备、线路和相关传输部分。至自控系统端本本项目仅负责厂区围墙以内的内部通信设施，由通信机房配线架直列侧至厂区围墙外的外部通信线路由当地电信部分负责。8.4通风通风及空调设计应按现行《采暖通风空气调节设计规范》规范进行。8.4.2通风以自然通风为主、机械通风为辅。对自然通风可以满足生产及卫生要求的厂房，办公楼通风系统包括餐厅的排风，备餐、粗加工的排风以及洗手、厕所等房间的排风。泵房为排除设备泄露可能产生的有害物，设置事故排风系统，在墙上设置轴流通变压器室及配电间为夏季排除设备散热，兼变压器事故通风，以自然通风为主，并设置定期开启的排风机。其他建筑设置一般性通风装置。化验室按工艺要求设通风柜、排气罩局部排风。8.4.3空调控制室要求恒温，设置分体式恒温空调机来满足控制设备对室温的要求；夏季温度：22±2℃湿度50%±10%冬季温度：20±2℃湿度50%±10%办公室有空气调节要求的，设计案《采暖通风与空气调节设计规范》执行。8.5空压站空压站主要向液化天然气生产装置及液化天然气储罐区，公用工程系统提供0.6MPa,无油，无水，无尘的洁净的仪表空气及向PSA装置提供制氮用压缩空气。8.5.1压缩空气负荷及质量要求1、仪表用气量及质量要求流量：400Nm3/h(装置正常使用)供气压力：0.6Mpa(G)气源质量：无油，无水，无尘操作压力下露点温度≤-46℃2、压缩空气气量及质量要求流量：300Nm3/h(制氮站正常使用240Nm3/h)供气压力：0.8MPa气源质量：无油8.5.2工艺流程简述空压站向全厂用户供应仪表空气、装置用的压缩空气和制氮用压缩空气。空压站内设置压缩机两台。一开一备，单台能力为800Nm3/h,排气压力为0.8MPa,无热再生干燥器一套，能力为800Nm3/h。并配有粗过滤器、精过滤器，以确保压缩空气无油无尘。为保证仪表用气和制氮用气的稳定，分别设置仪表用气贮罐一台和压缩常压空气经过滤器被空气压缩机吸入并压缩至0.8MPa的压缩空气，随后经分离器分离，过滤，除水。随后进入干燥，除尘，最终进入储罐，提供无油，无水，无8.5.3设备选型根据工艺装置生产的要求，正常使用需要400Nm3/h仪表空气。从气源品质角度考虑，选用无油螺杆空压机，该机排气量800Nm³/h,排气压力0.8MPa,选用两台，当正常用气时可开一台，另一台作备机，当用气高峰时可两台同开，这样整个系统，其一运行费用较低，较节能。其二可靠性高。其三系统总投资费用降低。同时从节能的角度考虑，选用无热干燥装置一套，该装置处理气量800Nm3/h,出口气体压力露点可达-46℃。能满足生产的需要。8.6氮气站氮气站主要向液化天然气生产装置及液化天然气储罐区提供0.6MPa,纯度99.9%的氮气。氮气用量：50Nm3/h8.6.2工艺流程简述根据纯度和用量，供氮方式选用成套的PSA变压吸附式装置。PSA装置包括过滤器、吸附系统等设备。具有技术成熟、简单、经济的特点来自空压站的压缩空气经过冷干机除水，使出口气体压力露点达-46℃,随后除油，除尘后，送至PSA变压吸附装置进行脱氧，最后产出纯度99.9%氮气进入氮气罐，供给装置使用。8.6.3设备选型根据工艺装置生产的要求，正常使用需要50Nm3/h氮气。需要压缩空气量为