液化天然气(LNG)项目可行性研究报告

i 4 4 8 8 9 22 25 28 5.1原料、燃料消耗供应及资源 37 38 40 41 41 42 43 46 52 54 55 56 58 60 60 619.2职业危害因素的防范及治理 63 67 67 68 69 70 70 71 7111.5设计中采取的综合利用与处理措施及 73 75 76 78 80 8041.1.1项目名称和主办单位项目名称：50×104m3/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1.1.2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。1.1.3编制原则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。1.2.1项目背景目前，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35亿立方英尺，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LNG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CO2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)和进口LNG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。1.2.2项目意义1.2.2.1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6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，LNG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/D1.2.2.2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（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5~107万立方米，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LNG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。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（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8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—煤制气—LPG—管道天然气—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。1.2.2.3随着西部大开发战略的全面推进，西部地区特别是云南地处边陲，地域辽阔，少数不仅可适应省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。这对推动省内城镇加速气化，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。（1）工艺技术成熟、可靠。本项目的液化技术拟采用国内最先进的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（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％，u本项目主要原料来自于进口气源，气源的稳定供应对项目具有至关重要的意义。建议业主落实气源，保证气源的长期稳定供应。u由于项目建设地在云南，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9 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。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一天然气处理规模二产品方案1液化天然气（LNG）三年操作日天四主要原材料，燃料用量2分子筛填装量m3/am3/年含活化剂五公用动力消耗量39.37247.6m3/h0.2t/h0.590.016八全厂定员人人45 序号项目名称2管理人员九总占地面积1建、构筑物占地面积2道路及场地占地面积4绿化占地面5绿化系数6办公及服务设施占地面积十工程项目总投资其中外汇其中外汇其中外汇调节税2流动资金其中外汇其中铺底流动资金十一报批项目总投资其中外汇十二年销售收入十三成本和费用1年均总成本费用2年均经营成本十四年均利润总额m2m2m2%m2%m2万美元万美元万美元万美元万美元万美元675303297054.243652.8601030000///// 序号项目名称十五年均销售税金十六财务评价指标2投资利税率3资本净利润率4投资回收期5全员劳动生产率6全投资财务内部收益率7全投资财务净现值8自有资金财务内部收益率9自有资金财务净现值%%%%年万元/人%%13%13%13%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增长到2007年但是多年来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。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 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。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表2.2-1中国能源消费结构变化趋势预测20152020消费结构%天然气2.104.605.608.209.80一次电力6.908.008.309.20煤炭67.0063.6060.8056.6053.60石油23.6024.0025.2026.5027.00 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LNG产品与其它能源产品（CNG、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4.5-5.0元/公斤0.40-0.46强3200-34000.35-0.37可替代人工煤气元/立方米0.34-0.41较强电0.5-0.60.58-0.70较强单位热值售价元/MJ替代能力3-3.8元/立方米0.3-0.38煤0.06弱从表中分析可见：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。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 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。液化天然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镍钢，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，因而以液化天然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。液化天然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，也可以依靠地方的小型物流企业和个人车主。液化天然气物流市场竞争格局与液化天然气业务发展直接相关，与液化天然气处理项目配套的物流公司将会是地方液化天然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天然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，我国液化天然气公路运输物流市场发展将会加快，液化天然气大型物流企业在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我国液化天然气物流发展预测大型物流公司（家）液化天然气运输车保有量（台）20114201262013200025.32014240032.42015300040项目产量贮存压力贮存温度标准气体状态液体状态m3/d质量t/dMPa.G℃理论计算数据液化天然气58.439860.01-162备注组分变化将导致液体体积和质量的变化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天然气液化工厂的工艺过程基本包括预处理（净含量极限依据50～100ppmVB（极限溶解度）C（产品技术要求）总含硫量10～50mg/Nm3CA芳香烃类环烷烃总量分子量119.2，沸点246~248℃,闪点260℃,凝固点-21℃,汽化潜热519.16kJ/kg，甘醇（常用的是三甘醇）等，但这些方法脱水深度较（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造价。但是从理论上讲，混合冷剂的组成比例应按照天的。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膨胀机制冷循环是指利用高压制冷剂通过透平膨根据制冷剂的不同，膨胀机制冷循环可分为：氮膨胀机制性强，易于操作和控制，安全性好，放空不会引起火 制冷工艺阶式制冷循环混合冷剂制冷循环R22预冷N2-CH4膨胀制冷循环与阶式制冷的相对能耗指标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），下图为装置的总体系统框图原料天然气进装置二氧化碳去供热系统燃料气胺液再生单元BOG回收胺液再生单元BOG回收单元计量调压原料气脱酸气脱水脱汞与脱LNG贮存LNG装车单元增压系统单元单元粉尘单元单元单元单元仪表控制系统（过程控制和安全控制）冷却水系统仪表风系统供电系统氮气系统消防单元冷却水系统仪表风系统供电系统氮气系统消防单元导热油系统导热油系统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。u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），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。u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处理后的天然中CO2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～98℃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。u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1ppmV。脱水吸附剂用冷箱返流和贮槽的BOG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。u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0.01μg/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。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MR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MR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。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。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。u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。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。4.3.1控制方式报警系统（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，如ESD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。4.3.2检测和控制方案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4-20mA输出或用HART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、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。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。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LL，在参数进入HH或LL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。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。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OSI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4.3.4可燃气体和有毒气体检测仪的设置按照Linde和TGE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。4.3.5仪表的保护措施根据工厂防爆等级划分dⅡCT3的要求，电子仪表将采用本质安全仪表。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。4.3.6仪表电源规格和容量UPS30kVA（仪表30min备用）4.3.7仪表和控制系统的选用原则分散型控制系统（DCS●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）●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●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●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●温度仪表采用铂电阻（RTD）、热电偶（K型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。本节所述的工艺设备基本技术参数以最终设计为准。4.4.1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、检验和验收采用如下标准：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《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》 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3供货状态的说明u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设备的就地液位计由本公司供货，由安装公司安装。u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4非标设备选型清单表4.4-1非标设备（部分）选型清单序号序号设备名称技术参数与规格主体材料天然气脱酸气单元数量备注1介质：天然气Q345R工作压力：5.0MPa设计压力：5.5MPa工作温度：43℃设计温度：80℃台12脱酸气冷却器介质：天然气/冷却水Q345R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℃台13脱酸气分离介质：天然气Q345R台1 序号设备名称器技术参数与规格工作压力：5.0MPa设计压力：5.5MPa工作温度：35℃设计温度：80℃主体材料单位数量备注天然气脱水脱苯单元2再生气加热器3再生气冷却器4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：300℃设计温度：350℃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℃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℃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天然气脱汞脱粉尘单元12脱汞器粉尘过滤器介质：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℃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℃Q345RQ345R台台22切换使用切换使用 序号设备名称技术参数与规格过滤精度：10um主体材料备注MRC制冷单元5异戊烷贮罐介质：异戊烷Q345R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：60m3台16丙烷贮罐介质：丙烷Q345R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：60m3台17介质：乙烯不锈钢工作压力：0.5MPa设计压力：0.8MPa工作温度：-155℃设计温度：-196℃有效容积：50m3台1真空粉末绝热8型式：立式铝翅片管外形尺寸：2000×2000×5200台1设计压力：1.6MPa设计温度：-196℃气化量：300Nm3/h9丙烷干燥器介质：丙烷Q345R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：1.3m3台1分子筛干燥异戊烷干燥器介质：异戊烷Q345R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：1.3m3台1分子筛干燥MR配比罐介质：混合冷剂Q345R台1 序号设备名称技术参数与规格工作压力：0.6MPa设计压力：1.0MPa工作温度：0～30℃设计温度：80℃主体材料单位数量备注MR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℃MR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℃14液化冷箱15氮气加热器冷箱壳体板翅式换热器（上段）设计温度：-196～80℃工作温度：-170～40℃板翅式换热器（下段）设计温度：-196～80℃工作温度：-170～40℃LNG过冷器设计温度：-196～80℃工作温度：-170～40℃工作压力：0.5MPa设计压力：1.0MPa设计温度：-196℃膨胀机过桥透平膨胀机低温管道低温阀门铂热电阻和低温电缆膨胀珍珠岩（保冷材料）介质：氮气工作压力：0.6MPaQ235B5052/50835052/50835052/5083S30408Q235-BS30408S3040815521221111安装在冷箱内安装于冷箱上现场装填 主体材料单位主体材料单位数量备注设计压力：1.0MPa工作温度：80℃设计温度：100℃加热功率：40kw工作压力：0.1MPa设计压力：1.0MPa工作温度：-161℃设计温度：-196℃残液汽化分技术参数与规格设备名称序号4.4.2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u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、密封垫片与紧固件，其中密封垫片含一套备件。为提高装置运行的可靠性，本公司提供的泵均带备机。表4.4-2泵选型清单技术参数与规格技术参数与规格脱酸气单元型式：离心泵介质：胺液进口压力：0.1MPa泵增压力：5.0MPa型式：离心泵介质：胺液进口压力：常压泵增压力：0.3MPaMRC制冷单元过流部分为不锈钢设备名称主体材料贫液泵液下泵备注序号2 序号设备名称泵技术参数与规格介质：丙烷进口压力：0.1MPa~泵增压力：0.5MPa流量：15m3/h电机功率：8kw主体材料为不锈钢备注使用2戊烷卸车泵型式：离心泵介质：戊烷进口压力：0.1MPa~泵增压力：0.5MPa流量：15m3/h电机功率：8kw过流部分为不锈钢台1仅在卸车时使用3液烃输送泵型式：离心泵介质：混烃进口压力：0.8MPa泵后压力：3.2MPa过流部分为不锈钢台2装车单元泵型式：离心泵介质：LNG进口压力：0.01MPa泵增压力：0.6MPa4.4.3压缩机1设计、制造、安装、试运行标准GB/T20322-2006API618JB/T9105GB/T4980GB/T7777电动机及电气仪表GB755-2000GB3836.1～4GB50058-1992压力容器《石油及天然气工业用往复式压缩机》《大型往复活塞压缩机技术条件》《容积式压缩机噪声测量方法》《往复活塞式压缩机振动测量与评价》《旋转电机定额和性能》《爆炸性气体环境用防爆电气设备通用要求》《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》 GB150-1998GB151-1999JB/T4730-2005TSGR0004-2009《钢制压力容器》《管壳式换热器》《承压设备无损检测》管道、管件阀门与法兰GB/T8163-2008《输送流体用无缝钢管》GB/T12459-2005《钢制对焊无缝管件》HG/T20592-20092选型清单表4.4-3压缩机选型清单技术参数与规格技术参数与规格型式：离心式介质：混合冷剂进口压力：0.18MPa排气压力：3.0MPa流量：72000Nm3/h型式：往复式介质：天然气进口压力：0.01MPa排气压力：0.2MPa流量：800Nm3/h【单台流量】设备名称冷剂循环压缩机台序号21BOG压缩机主体材料备注424.4.4LNG贮槽LNG储罐为平底拱盖、立式双层结构。整个设备坐落在水泥支撑平台上，平台底部通风、隔内槽下部四周均匀设置了多个可调节锚栓，并与基础预埋锚固装置进行可靠连接，使整个内槽紧固于平台之上。外槽底板四周均匀设置了外槽紧固锚带，以防止设备在外力（如风载荷、地震载荷等）的作用下产生倾斜。内、外槽之间以及顶部夹层空间填充绝热性能良好的膨胀珍珠岩，同时充灌氮气保护。设备底部绝热层采用泡沫玻璃砖进行隔热，同时敷设负荷分配板，能将整个内筒的重量均匀分配到基础平台上。工作压力有效容积几何容积5000m35450m3外筒直径内筒高度20900mm~21800mm 5.1.1原料、燃料消耗供应表5.1-1原料、辅助材料消耗及供应1天然气Nm3/a2.0×1084工艺用水39.35电104kw.h/a7247.6表5.1-2工艺性耗电一览表混合冷剂循环压缩机组MDEA循环泵MDEA液下泵再生气加热器制氮空分BOG压缩机仪表控制系统仪表风系统循环水泵循环水冷却塔260855210kV、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz表5.1-3循环冷却水一览表脱酸气冷却器MDEA脱酸气冷却器MDEA贫液冷却器酸气冷却器混合冷剂循环压缩机组BOG压缩机包括油冷却器和末级冷却器含末级冷却器82表5.1-4装置其他消耗一览表消耗项目消耗项目MDEA20t每年用量活化剂每年用量溶液过滤活性炭5t每年更换一次分子筛22m3每2年更换一次脱重烃用活性碳5t每2年更换一次浸硫活性炭5t每2年更换一次每2年更换一次3.1t首次装填量2.4t首次装填量异戊烷首次装填量贯彻“十分珍惜和合理利用每寸土地”的基本国策。因地制宜，节约用地，提高土地利符合城市规划及工业园区规划的要求。满足工艺生产流程、交通运输、环境保护、防火、安全、卫生等要求；并应方便生产管理、检修、施工等需要。根据生产特点合理划分街区和确定街区通道宽度，街区平面布置外形宜规整。约投资；满足防火、防爆、安全、卫生等有关规范要在厂区西南布置厂前区和辅助生产设施：包括办公总平面布置详见附图。竖向布置，应与总平面布置同时考虑，并与厂外现有运输线路、排水系统、周围场地标合理利用地形，并合理确定各项用地标高。方便生产联系，满足运输和场地排雨水的要求。进入厂区装置的原料天然气为管道输送。出厂产品本液化天然气工程全年总运输量为21.55万吨/年。运入量为11.83万吨/年，运出量为9.72万吨/年。厂外运输方案厂内运输方案50吨地磅一台厂区绿化以厂前区和道路绿化为主。配以车间空地及罐区空地绿化。充分利用边角地带进行绿化。提高土地利用率。厂区绿地率为19%。给排水设计范围为项目内给水系统、循环冷却水系统及排水系统。执行国家法规、规范、标准。给排水工艺设计合理，设备选型安全、可靠。设计中采取有效措施确保安全，严格执行国家有关安全和消防规定。室外给水设计规范《GB50013-2006》室外排水设计规范《GB50014-2006》建筑给水排水设计规范《GB50015-2003》工业循环冷却设计规范《GB/T50102-2003》石油化工企业设计防火规范《GB50160-2008》建筑设计防火规范《GB50016-2006》给水排水标准图集合订本S1-S8污水综合排放标准《GB8978-1996》生产水水质达到石油化工给水排水水质标准《SH3099－2000》的规定。本工程厂区给水分为生产给水、生活给水以及消防给水。厂区内具体水量详见用水量表7.2-1。厂区内最大小时生产用水量为33m3/h，日用水量为165m3，每个单体工程的用水量见水量表。办公楼主要用于实验用水；汽车罐车灌装站主要用于地面冲洗用水；生产装置区主要用于地面冲洗用水（最大18m3/h）和机泵冷却用水（最大4m3/h装置区的地面设计为每月冲洗一次。2）生活给水厂区内生产定员为300人，每班65人。生活用水量按30L/人·班计，淋浴用水量按40L/人·班，则厂区内小时生活用水量为4m3，日用水量为14m3。从天然引水系统所供的水，经过处理合格后才能做生活水使用。序号单体名称生产给水生活给水3)3)3)3)22仓库//0.83//4仪表控制及变配电室//5汽车灌装站42.46生产装置区44//7绿化用水量51//8未预见水量///94循环冷却给(回)水系统该系统主要向项目内各生产工序提供循环冷却水。该系统由冷却塔，塔下水池，循环水泵，循环水泵房，及循环水管网组成。本项目采用3座玻璃钢逆流冷却塔，单塔处理水量为250m3/h，冷却水温差8℃。单塔尺寸为塔下水池为钢筋混凝土结构，水池尺寸20×7×5m3。(地上2.0m，地下3.0m)。循环水泵房采用地上式，泵房尺寸为18×6×4.5m3。泵房内设有循环水泵四台(三用一备)，单台水泵性能为套220~240m3/h，H=42～50m，配电机功率55KW/台。水处理选用具有防垢、防腐、阻锈、杀菌的多功能电电子除垢仪，该除垢仪安装在循环水泵 表7.2-2厂区内排水量表23456///93)3)3)///厂区内排水分为生产污水、初期雨水、雨水和生活排水。厂区内生产污水最大小时排放量为26.2m3，日排放量为56m3；各单体工程的生产污水排放量各单体的生产污水排入厂区内生产污水管网，经管道汇集到污水处理场统一处理。生产污水本项目的初期雨水按降水深度13.35mm计，主要为生产装置区的初期雨水，其污染区面积分别为20000m2，则其初期雨水水量为267m3。初期雨水和生产厂区内最大小时生活排水量为3.6m3，日排水量为12.6m3。各单体工程的生活排水量详见厂各单体的生活排水排入厂区内生活排水管网，经管道汇集到污水处理场统一处理。GB50058-92爆炸和火灾危险环境电力项目设计规范GB50057-94建筑防雷设计规范GBJ65-83工业与民用电力项目的接地设计规范GB50053-9410kV及以下变电所设计规范GB50062-92电力项目的继电保护和自动项目设计规范GB50054-95低压配电设计规范GB50052-2009供配电系统设计规范GB50217-2007电力工程电缆设计规范GB50227-95并联电容器项目设计规范GB50229-2006火力发电厂与变电所设计防火设计规范GB50160-92石油化工企业防火规范(1999年版)HG21507-92化工企业电力设计施工图内容深度统一规定HG/T20688-2000化工项目初步设计内容深度的规定HG/T20686-1990化工企业电气设计图形和文字符号统一规定DL/T621-1997交流电气项目的接地GB12325-1990电能质量供电电压允许偏差DL/T620-1997交流电气项目的过电压保护和绝缘配合GB50034-2004建筑照明设计标准HG/T20687-1989化工企业爆炸和火灾危险环境电力设计技术规程HG/T20666-1999化工企业腐蚀环境电力设计规定HG/T20675-1990化工企业静电接地设计技术规定能造成爆炸危险事故发生，产生较大影响，根据国家标 表7.3-2主要电气设备材料型号及规格型号及规格S10-1250/35/10KYN-10电力变压器高压开关柜低压配电盘现场防腐操作箱台台台个序号1234442备注 现场防爆操作箱现场防爆操作箱BZC53型个905高压电力电缆ZR-YJV-8.7/10-3X955.0低压电力电缆ZR-VV-0.6/1-3X16(平均)6控制电缆ZR-KVV-0.45/0.75-10X1.57镀锌钢材批18热镀锌电缆桥架批19批1在各装置区、罐区分别各安装一套呼叫/对讲子系统，要；在适当位置安装一套多路合并/分离设备，将各子系本方案所采用的是无主机分散放大呼叫/对讲《石油化工企业生产装置电信设计规范》《工业企业通信设计规范》《火灾自动报警系统设计规范》《工业电视系统工程设计规范》《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》 器分离，过滤，除水。随后进入干燥，除尘，最终进《采暖通风与空气调节设计规范》GBJ19-87(2等，采暖热媒为95℃热水，由通过余热回收 介质名称介质名称分析内容控制指标分析方法原料气CO2<50vppm色谱法MEA溶液色谱法原料气H2O<1vppm水份仪再生气色谱法脱离子水pH值，电导率，含氧量pH计，电导率计表7.5-2主要分析仪器设备一览表设备名称色谱仪色谱仪卡尔菲休水份滴定仪测量天然气和混合冷剂的组份测量胺溶液的组份滴定法分析化学组份测量天然气和冷剂的水份测量脱离子水的电导率测量脱离子水的PH值规格双通道型，双TCD探头单通道型，FID探头111111生产装置区钢结构共四层，底下三层为管架，最上操作平台及塔、泵基础：操作平台均采用钢节约放在首位”的方针，大力节能、节水、节材、节地DCS系统，对整个装置进行检测、控制和报警。装置的安全联锁采用 根据统计资料，对本项目进行生产能耗指标比较，比较结果显示本项目达到LNG0.50.622%0.350.14能耗指标原料消耗指标m3/万元度/m3Nm3/Nm30.270.08水耗天然气 表9.1-1原料、辅助原料、产品的物性一览表序号123456原料甲烷气H2氢气N2氮气Ar氩气一乙醇胺-190-190-253-196-18694.5540540500410爆炸极限（V%）5.3~155.3~154~742.5~13.1备注物性数据近似采用甲烷数据物性数据近似采用甲烷数据.无色无味无毒惰性气体用于生产时配成浓度12WT%的水溶液表9.1-2原料、辅助原料，产品的火灾危险性分类物料贮存状态序号火灾危险性类别备注蒸汽压爆炸下物料贮存状态序号火灾危险性类别备注蒸汽压Mpa(G)气气液液气气（甲烷87.68液*近似取甲烷数据可燃气体，甲*液化过程转为液可燃液体，甲A气（甲烷8