1、能源公司LNG工厂建设工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月262可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目录1总论11.1项目简介11.2项目背景和投资的必要性51.3编制依据和原则91.4主要研究结论111.5问题与建议152所在国投资环境162.1基本情况2、162.2主要资源情况192.3鼓励投资的主要政策193建设规模、产品方案及总工艺流程213.1建设规模213.2产品方案213.3总工艺流程224工艺装置技术及设备方案244.1装置工艺技术选择244.2装置工艺概述、流程及消耗定额384.3工艺设备技术方案454.4设计中采用的主要标准及规范725原料、辅助材料及燃料供应735.1原料供应735.2辅助材料供应745.3燃料供应766自动控制786.1研究范围及依据786.2全厂控制系统及仪表选型786.3工艺装置自动控制方案836.4储运系统自动控制方案946.5公用工程及辅助生产设施自动控制方案966.6中央控制室976.7与输气管道和3、SCADA系统的衔接986.8设计中采用的主要标准和规范997建厂条件及厂址选择1017.1建厂条件1017.2厂址选择1068总图运输、厂外工程及土建1088.1总图运输1088.2厂外工程1128.3土建1189公用工程及辅助生产设施1269.1给排水1269.2供电1319.3自备电站1419.4电信1439.5热水系统1479.6仪表空气和氮气供应1499.7燃料气系统1539.8柴油系统1539.9火炬系统1539.10采暖、通风及空调1549.11维修1589.12中心化验室1599.13库房16710节能和节水16810.1节能16810.2节水17011消防17111.1消防范4、围17111.2消防设计17112环境保护17612.1执行环境标准17612.2建设项目污染及治理情况17812.3环境管理及监测18212.4建设项目环境影响18312.5存在的环保问题及建议18413职业安全卫生18513.1编制依据18513.2环境因素对项目职业安全卫生的影响18513.3生产过程中职业危险有害因素分析18513.4主要防范措施18713.5机构设置及人员配备情况19013.6预期效果19014项目实施计划19114.1项目实施计划内容19114.2项目实施进度安排19114.3主要问题及建议19415组织机构及人力资源配置19515.1LNG工厂组织结构19515.5、2生产班制及人力资源配置19515.3人员的来源和培训19516投资估算19716.1投资估算范围19716.2投资估算方法19716.3投资估算依据19816.4投资估算主要参数19816.5建设投资估算19816.6投资水平分析19916.7附表2001 总论1.1 项目简介1.1.1 项目概况1.1.1.1 项目名称XXXX能源项目可行性研究LNG工厂分报告1.1.1.2 建设规模根据市场需求情况和上游煤层气(Coal Bed Methane,英文缩写CBM)开采排产计划，LNG工厂拟分两期进行建设。一期工程公称建设规模为800万吨/年，共建设2条LNG生产线，其中单线LNG生产能力为46、00万吨/年。未来拟新增2条LNG生产线，一期工程为其预留发展用地和相关接口位置，具体扩建计划及实施时间根据资源和市场情况确定。1.1.1.3 建设地点XXXX州XX岛1.1.1.4 项目性质本项目属于中外合资境外新建项目1.1.2 投资主体本项目投资主体为XX国际投资有限公司(XX天然气股份有限公司简称“XX”的子公司，以下简称“中油国投”)和澳洲XX能源控股有限公司(XX公司的子公司，以下简称“澳洲XX”)，双方投资比例为50%:50%。1.1.2.1 XX股份有限公司XX天然气股份有限公司（以下简称“XX”）是中国油气行业占主导地位的最大的油气生产和销售商，是中国销售收入最大的公司之一，7、也是世界最大的石油公司之一。XX是根据公司法和国务院关于股份有限公司境外募集股份及上市的特别规定，由XX天然气集团公司独家发起设立的股份有限公司，成立于1999年11月5日。XX唯一的发起人及控股股东为XX天然气集团公司，XX天然气集团公司是根据国务院机构改革方案，于1998年7月在原XX天然气总公司的基础上组建的特大型石油石化企业集团，是国家授权的投资机构和国资委管理的特大型国有企业集团之一。XX发行的美国存托股份及H股于2000年4月6日及4月7日分别在纽约证券交易所有限公司及香港联合交易所有限公司挂牌上市，2007年11月5日在上海证券交易所挂牌上市。XX的财务业绩优良，2008年、208、09年和2010年的净利润分别为1138.2亿元人民币、1031.73亿元人民币和1398.71亿元人民币。XX致力于发展成为具有较强竞争力的国际能源公司，成为全球石油石化产品重要的生产和销售商之一。XX广泛从事与石油、天然气有关的各项业务，主营业务包括：1) 原油和天然气勘探、开发、生产和销售；2) 原油和石油产品的炼制、运输、储存和销售；3) 基本石油化工产品、衍生化工产品及其它化工产品的生产和销售；4) 天然气、原油和成品油的输送及天然气的销售。2007年，XX国内外的油气生产业务中，全年油气总产量达到11.10亿桶油当量，同比增长4.8%；全年加工原油8.24亿桶，同比增长4.9%；化9、工商品总产量达1,555万吨，同比增长1.7%。2010年生产原油8.58亿桶，产量增幅为近年来最大；生产可销售天然气2.22万亿立方英尺，继续实现快速增长。油气总产量达12.28亿桶油当量。全年海外业务实现油气净产量1023亿桶油当量。全年加工原油1.22亿吨，同比增长9.1%；生产成品油7945万吨，同比增长8.5%；实现化工商品产量1806万吨，同比增长5%。XX以科学发展观为指导，加快实施资源、市场和国际化三大战略，着力加快转变增长方式，着力提高自主创新能力，着力建立安全环保节能长效机制，着力建设和谐企业，致力于发展成为具有较强竞争力的国际能源公司。经过近50年的积累建设和快速发展，X10、X已经建成了一大批门类齐全、技术先进、经验丰富的石油专业化生产建设队伍，具有参与国内外各种类型油气田和工程技术服务项目的全套技术实力和技术优势，总体技术水平在国内处于领先地位，特别是油气田提高采收率开发技术已达世界先进水平。XX深厚的财务能力和超强的油气勘探开发技术实力，在获取海外油气资产方面具有非常明显的优势。1.1.2.2 XXXX公司XXXX石油公司（以下简称“XX”）由XX石油与英国的XX两家公司合并组成。XX石油于1890年创立，并获得荷兰女王特别授权，因此被命名为XXXX石油公司。为了与当时最大的石油公司，美国的标准石油竞争，1907年XX石油与英国的XX运输贸易有限公司合并。XX11、是一家国际能源和化工集团，总部位于荷兰海牙，Peter Voser（傅赛）担任集团首席执行官。XX的战略是为了巩固XX作为油气行业领导者的地位，以提供有竞争性的股东回报，同时以负责任的方式，帮助满足世界的能源需求。XX上游业务的发展重点是勘探新的石油和天然气资源，开发大型项目，以技术和经验为资源拥有者带来价值。在下游业务，XX的重点是通过运营现有资产和在增长型市场进行选择性投资，实现持续的现金流。XX的公司结构十分独特：世界各地的分公司是由总部设在荷兰的XX石油公司和总部设在英国的XX运输和贸易公司共同管理的，其中XX控股六成，英国的XX控股四成。还有一些公司则是XX和其他公司或政府的合资企业12、。XX/XX集团最大的股东是荷兰王室的投资公司。XX是所谓的七姊妹（Seven Sisters）之一，至今依然是石油、能源、化工和太阳能领域的重要竞争者。XX拥有五大核心业务，包括勘探和生产、天然气及电力、煤气化、化工和可再生能源。XX在全球140多个国家和地区拥有分公司或业务。XX是世界上最大的石油勘探和生产企业，在全球50多个国家从事石油的勘探和生产活动，拥有最先进的技术，每天的石油产量超过200万桶，在35个国家拥有55个炼油厂的股权，生产能力从34万8千桶/日(荷兰PERNIS)到一万桶/日不等。XX是世界主要的天然气生产和经销商。年销售天然气超过650亿立方米，仅次于世界最大的天然气13、生产国和出口国-俄罗斯。XX在LNG领域，其技术水平处于世界领先水平。注册国家：荷兰总部：海牙所属行业：炼油、化学首席执行官：Peter Voser（2010年）雇员人数：10.1万（2010年）营业收入：2008年、2009年、2010年营业收入分别为355728百万美元、458361百万美元、285129百万美元。世界500强排名：2008年、2009年、2010年分别排第2名、第1名、第2名。1.1.3 运行方式和合作模式XX与XX成立合资公司，联合收购XX能源公司(Arrow Energy)，之后XX将其持有的煤层气资产及Arrow LNG资产注入双方的合资公司，最终双方在合资公司中各14、占50%权益，联合开发上游和LNG厂，运作煤层气一体化LNG项目。收购完成后，双方通过合资公司各自拥有CBM和LNG资产50%的权益，以联合管理和经营的方式运作该项目。1.1.4 研究范围1.1.4.1 编制分工本项目为中油国投（XX）公司（以下简称“项目公司”）委托XX规划总院牵头完成的上下游一体化项目，工程范围包括目标区块内的勘探部署、油藏地质、钻采工程、地面集输工程、外输管道工程、LNG工厂及其配套码头工程。根据总体院的编制分工，寰球公司负责LNG工厂可行性研究分报告的编制。1.1.4.2 工程界面划分分别从SURAT和BOWEN两个盆地气井采出的煤层气通过ASP和ABP输气管线送到集气15、站，经集气站收集处理之后的煤层气通过输气管线（含海底管线）送到LNG工厂进行液化，LNG产品通过LNG专用码头运出。1) LNG工厂与外输管道的界面划分从集气站到LNG工厂的管线不在本报告研究范围内，LNG工厂与输气管道工程界面设在管道输气末站计量系统前的第一个阀门处，计量系统属于LNG工厂的设计内容，除计量系统外的所有设施属于外输管道工程的设计内容。管道末站统一布置在LNG工厂内。2) LNG工厂与LNG码头工程的界面划分LNG码头工程不在本报告的研究范围内，LNG工厂与LNG码头工程的界面划分为：码头和栈桥主体、导助航系统、陆域形成（如果有）属于码头工程设计内容，装船臂、登船梯、以及控制、16、消防、供电和给排水系统属于LNG工厂设计内容。1.1.4.3 LNG工厂主要建设内容LNG工厂一期工程拟建设2条400万吨/年LNG生产线，主要建设内容如下：1) 工艺生产装置(1) 进气设施(2) 煤层气预处理单元（包括脱酸气、脱水、脱汞）(3) 煤层气液化单元(4) 储存及装船2) 配套公用工程和辅助生产设施3) 服务性工程4) 厂外工程1.2 项目背景和投资的必要性1.2.1 项目背景XX是世界上最大的LNG出口国之一，2010年LNG出口量为265亿方，位居全球第四，比2009年增长15.9%，主要出口到日本，其次到中国大陆、韩国、印度和台湾。XX计划到2020年成为世界最大LNG生产17、国。近年来，XX煤层气储量产量迅猛增长，2P储量2008底为4672亿方，截止2010年6月底为8044亿方，一年半增加了72.2%。其中XX州约占93%。煤层气产量从1998年的0.4亿方上升至2010年的76亿方，增长90%，其中XX州生产74亿方(97%)。截止到2010年6月30日，XX4个CBM项目拥有2P储量27,702PJ(7400亿方)，占昆州2P储量的98.9%。到2017年全部投产后将生产30005000万吨LNG。XX州煤层气LNG项目近几年备受瞩目。2006-2008年，包括XX、康菲在内的大型国际油公司出于战略考虑，纷纷投资收购XX州丰富的煤层气资源。XX目前主要有418、个大型煤层气LNG项目在同步推进（GLNG项目、QC LNG项目、AP LNG项目、Arrow LNG项目）。目前在XX作业的煤层气公司有Origin能源公司、桑托斯、XX能源、BG和康菲等。XX于2008年6月收购了XX上游煤层气资产的30%，XX仍拥有70%的上游资产权益和作业权。2009年8月，XX集团总裁蒋洁敏访问荷兰XX公司总部，双方就油气领域的战略合作进行了卓有成效的讨论，XX提出拟收购XX剩下的70%权益，希望与XX联合收购。在双方的积极推动下，于2010年3月19日，最终与XX签署购股协议。2010年4月底,XX外国投资审查委员会(FIRB)批准了该项交易。2010年7月，国家19、发展改革委核准了XX天然气集团公司参与收购XXXX能源公司资产项目。2010年8月23日，XX联合XX公司以35亿澳元收购XXXX能源公司100%股权的交易通过了XX能源公司股东大会和中澳两国政府相关部门各项审批程序，顺利完成交割。XX盛产能源和矿产资源，而且是一个市场自由、法制健全、具有高度包容性的国家，是世界最为开放的经济体之一，而中国作为迅速崛起的新兴市场国家拥有令世界惊叹的市场需求，因此XX已成为中国对外直接投资最主要的目的国之一。2010年中国对澳非金融类直接投资29.3亿美元，比2009年增长20.5%，占当年中国对外投资总额的4.97%。XX为2010年中国对外直接投资第四大目的20、国（地区），位居中国香港、开曼群岛、英属维尔京群岛之后。中国能源日益匮乏，必须实施全球化战略才能保障我国能源供应安全，因此XX将成为中国国际化能源企业理想的投资目的地。我国是世界上人口最多的国家，也是能源生产和消费大国。在经济快速发展、环境保护和产业结构调整等因素的影响下，今后我国原油、成品油的需求会稳步增长，天然气消费也将快速增加。天然气、石油消费量的提高，将导致国内油气资源供需矛盾日益加剧。根据国际能源署的预测，在未来的20年内，中国的能源需求增长将占世界基本能源需求总增长的23%。而从目前来看，中国的基本能源消费量已超过世界总消费量的20%，已超过美国，居世界第一位；能源生产量也仅次于美21、国、俄罗斯而居世界第三位。随着中国经济的快速发展，能源需求量高速增长，石油等常规能源的供给压力已经越来越大。针对目前中国能源生产消费状况，我国政府制定了“两种资源”发展战略，鼓励国有大型企业集团参与国外能源资源的开发。XX和XX合作建设XX上游煤层气开采和下游LNG工厂一体化项目，按50%股份每年可以获得400万吨的LNG的支配权，可销售给国内的LNG接收站，可以增强LNG接收站的资源供应保障，从而为我国的能源安全做出贡献。同时，XX首次获得海外最大的煤层气业务，上下游一体化项目的实施，将使XX有机会掌握利用煤层气生产LNG的先进技术，为国内煤层气的开发利用提供宝贵的经验。同世界一流油气公司在22、清洁能源的煤层气/LNG领域建立战略合作关系，将有助于进一步提升XX的行业水平和国际化水平。总之，XX和XX将结合其优秀的技术实力、强大的资本后盾、丰富的项目管理经验和液化天然气销售能力，促进XX州的煤层气和液化天然气行业的发展，带动XX液化天然气行业的进一步发展，同时为中国提供进口LNG资源和积累煤层气开发的先进技术和经验。本项目正是在上述背景下提出来的。1.2.2 投资必要性煤层气业务是“集团公司主营业务的重要组成部分和战略发展的经济增长点”，XX公司是东XX最大煤层气勘探区块持有者，XX与作为世界一流的油气公司XX联合收购XX公司，在清洁能源的煤层气/LNG领域建立战略合作关系，有助于进23、一步提升XX的行业水平和国际化水平。同时，XX首次实现对作为发达国家的XX油气资源领域的战略性进入，并以较大规模权益比例拥有具有增长潜力的上游资源并参与开发，为我国能源供应安全提供了可靠的资源保障，对“集团公司建设综合性国际能源公司”具有重要的战略价值和深远的历史意义。1) 保障国家能源安全的需要根据国际能源署的预测，在未来的20年内，中国的能源需求增长将占世界基本能源需求总增长的23%。而从目前来看，中国的基本能源消费量已超过世界总消费量的20%，已超过美国，居世界第一位；能源生产量也仅次于美国、俄罗斯而居世界第三位。随着中国经济的快速发展，能源需求量高速增长，而同期国内原油供应的增长速度远24、低于需求的增长速度，石油等常规能源的供给压力已经越来越大。这种石油供需矛盾使我国自1993年成为石油净进口国，已连续10年为石油净进口国，且已成为居美国之后的世界第二大石油进口国，因此油气资源短缺已成为制约我国国民经济发展的“瓶颈”。特别是天然气，从世界平均水平看，目前天然气在一次能源消费结构中的比例达到了23%。比较而言，我国天然气产业起步相对较晚，消费水平较低，目前我国天然气在一次能源消费结构中的比例仅为4%左右。随着市场经济水平的提高以及开放程度的加强，以及低碳经济的贯彻和落实，我国对清洁能源天然气的需求将与日俱增，预计我国2015年天然气消费将达到2400亿立方米，供需缺口500-6025、0亿立方米；预计到2020年天然气消费需求量将超过3000亿立方米，缺口约9001000亿立方米，在一次能源消费中的比例将由2010年的4.03%增长到10%。因此，积极实施“走出去”战略，开展跨国非常规天然气勘探开发，努力开拓国外油气资源合资合作勘探开发领域，不断扩大我国在国外的油气资源份额成为解决这一矛盾的必要途径之一。针对目前中国能源生产消费状况，我国政府制定了“两种资源”发展战略，在国外建立资源基地，利用国外资源是与我国目前人口、经济、能源的实际情况相适应的措施，是保障国家能源安全的需要。2) 建设综合性国际能源公司的需要18年来，全球能源市场风疾雨骤，XX“走出去”步伐铿锵有力。从秘26、鲁项目起步，到早期获得苏丹、哈萨克斯坦和委内瑞拉的一批规模项目，实现了从无到有，从小到大，建成五大海外油气合作区（中亚俄罗斯、非洲、中东、美洲、亚太），快速推进四大油气通道建设（西北、东北、西南和海上引进境外资源），三大油气运营中心初具规模（亚洲、欧洲和美洲），形成油气投资业务与工程技术等服务保障业务一体化协调发展的格局，国际业务进入规模发展的新阶段。2011年集团公司海外油气作业产量当量超过1亿吨、权益产量达到5170万吨，相当于在海外建成一个大庆油田。财富杂志1993年发布世界五百强排行榜，上面找不到XX的名字。而18年后的今天，2011年财富世界五百强排名，XX跃升到第六位。世界最大5027、家石油公司排行榜上，XX名列第五。18年海外油气合作，XX国际化程度大幅提升，从一个传统的国家石油公司转型升级为国际化的国家石油公司。XX做大做强，已然成为国际知名石油公司主动选择的合作伙伴。XX“走出去”，油气投资业务有力地带动服务保障业务的协同发展。同时，国际业务为国内企业改革发展积累了经验，形成国内支持国外、国外反哺国内，实现国内外业务良性互动，带动行业整体发展。截至2011年年底，XX1000余支队伍，在全球60个国家提供着工程技术服务，多项施工作业技术全球领先。随着“走出去”步伐的加快，XX加大国际化人才的选拔、引进、培训和储备。XX海外人才队伍日益壮大，国际化程度越来越高，成为海外28、油气合作最宝贵的资源。XX坚持管理创新，海外油气业务发展形成了一套融合国际惯例和XX特色的“五化”管理模式，即“全球化思维、差异化定位、专业化管理、一体化运作、本地化立足”，带来了高效率和高效益。如今，XX跨国指数达到21%，国际化能源公司特征凸显，综合性国际能源公司建设驶上快车道。XX“走出去”海外合作18年，虽然取得了举世瞩目的成绩，但建设综合性国际能源公司，任重而道远。毕竟五大海外尤其合作区基本上都分布在非发达国家，XX可掌握较多的游戏规则制定权，但进入作为发达国家的XX与世界一流的XX公司合作开展煤层气一体化业务尚属首次，很多方面都需要摸索和学习，要学会如何在不熟悉的市场环境里生存壮大29、，如何协同当地股东和高管共同治理，如何与当地雇工和社区长期共生共存，并最终增强企业实力，获得更高的国际市场地位。在这条道路上，中国企业无疑还有很长一段路要走。尤其与世界一流的跨国公司XX在海外油气领域建立战略合作关系，将有助于进一步提升XX的行业水平和国际化水平，为把XX建设成为综合性国际能源公司奠定坚实的基础。3) XX煤层气业务发展的需要煤层气在应对煤矿安全生产、气候变化和节能减排、供应安全方面扮演重要角色，在低碳经济时代是“全能型”化石燃料。目前煤层气产业发展很快，世界各国都把煤层气当作一种宝贵的资源进行开发和利用，美国2008年煤层气产量达500亿方，占天然气产量近9%。2009年3月30、5日，XX集团公司总经理办公会议确定将煤层气业务列为主营业务的重要组成部分和战略发展的经济增长点，并提出了到“十二五”末形成40亿立方米商品气量的奋斗目标。我国煤层气资源分布广泛，具有和常规天然气相当的资源量，有较大的开发潜力，目前核心技术及开发经验已成为制约XX煤层气业务商业化发展的瓶颈。发展海外煤层气业务，能更大程度地掌控资源，引进吸收煤层气开发核心技术及管理经验，有效保障未来国内天然气供应，有力补充XX业务组成，树立综合性国际能源公司良好形象。4) XX具有开拓海外市场独特的优势体制优势：XX是一个上中下游一体化的大公司，而且有自己配套的技术装备和技术服务队伍，可以提供从地质勘探、煤层气31、开发、管道建设、炼厂设计施工等一系列综合服务。XX可以集中调配力量，缩短工期，完成项目所需的技术服务支持，能够使项目在短时间内获得现金流。品牌优势：XX被资源国和一些外国誉为“旗舰”公司，有良好的无形资产。目前，XX已经在国际上树立了大公司的形象。国外石油公司和石油资源国认为XX是中国的国家级大公司，有较强的经济、技术实力。成本优势：XX具有低成本的高智力专家群体和技术人才群体。近年来我们的海外项目的发现成本和操作成本都达到了世界前5名大中型独立石油勘探开发公司的水平。技术优势：经过五十多年油气开发实践和近二十年国内煤层气勘探、开发的探索，我们形成了一批自己的特色技术，有一批经验丰富的技术专家32、。在煤层气地质理论方面，形成了一套煤层气富集成藏的理论、方法和相应低成本开发技术，具有一定的特色和优势。同时，XX在天然气净化、液化及LNG储运等领域均已拥有多项专利技术和专有技术。自主开发的净化工艺技术已经在多个管输天然气净化项目和小型天然气液化项目中得到应用；液化技术目前正应用于多个国内在建的中小型天然气液化工厂中，其中建设规模50吨/年天然气液化工厂将在2012年6月开车；随着2011年江苏LNG接收站、大连LNG接收站的相继投产，LNG储运技术已经通过了实践验证。1.3 编制依据和原则1.3.1 编制依据1）XX境外投资炼油项目可行性研究报告编制规定（试行）。2）XX规划总院XXXX能33、源项目可行性研究项目委托书。3）XX提供的LNG工厂“Basic Of Design”（BOD）和“Basic Design Packages”（BDP）以及EIS等其他技术资料。4）XX提供的LNG工厂投资估算资料。1.3.2 编制原则1.3.2.1 总体原则1) LNG工厂一期先建设两条400万吨/年LNG生产线，并考虑预留2条LNG生产线和相关接口位置，具体扩建计划及实施时间根据资源和市场情况确定。2) 为节省一期工程的投资，公用工程和辅助生产设施在设计时仅以满足一期工程生产装置需要为原则，不考虑未来扩建工程的依托。但厂外工程尤其是穿海工程要考虑未来扩建工程的依托。3) 采用先进、可靠的34、自动控制及安全设施，以保证LNG工厂安全、可靠的长周期、连续、稳定运转，同时尽可能减少操作人员。4) 在设计中严格执行XX有关安全、卫生及环境保护的政策、法规及标准规范的相关规定，切实做到无事故发生、无人员伤害、无环境破坏的“三无”HSE目标。5) 在保证LNG工厂安全、可靠长期运行的原则下，对工艺方案及设备、材料选择和设计进行优化，以最小的投资达到最佳的技术经济效果。1.3.3 标准和规范的采用原则LNG工厂在设计、采购以及建设过程中必须遵守以下原则：1) 遵守XX联邦、州以及当地政府的法律和法规。2) 要基于适用的标准和规范。3) 要符合合理的工程规定。当采用的法律、法规以及标准、规范发生35、冲突时，优先考虑的顺序如下：1) XX法律和法规。2) XX标准和规范。3) XX的工程规定。4) 国际标准和规范。LNG工厂设计遵循的主要法律、法规以及标准、规范，详见各专业有关章节。1.4 主要研究结论1.4.1 原料、建设规模及工艺技术1) 本项目原料来源可靠、稳定。来自Surat和Bowen盆地的煤层气，经压缩后通过专用输气管道送至集气站（GGS），在集气站进行压缩和初步干燥处理后达到管输气水露点要求，再通过输气管道送至LNG工厂，进厂区压力为7.8 MPa(A)，水露点-10左右。2) 根据市场需求情况和上游煤层气开采排产计划，LNG工厂拟分两期进行建设。一期工程公称建设规模为80036、万吨/年，共建设2条LNG生产线，其中单线LNG生产能力为400万吨/年。未来拟新增2条LNG生产线，一期工程为其预留发展用地和相关接口位置，具体扩建计划及实施时间根据资源和市场情况确定。本项目采用的C3MR液化工艺适用规模是130500万吨/年，本项目单线生产能力定为400万吨/年，已接近上限，有较好的规模效应，因此本项目选取400万吨/年的单线生产能力是合适的。3) 纵观各种混合冷剂技术，单线年生产能力在200万吨以上的LNG装置均采用多循环工艺。C3MR丙烷预冷混合制冷工艺在基本负荷型LNG装置中占主导地位，已建LNG工厂中80%以上均采用该工艺技术。C3MR丙烷预冷混合制冷工艺技术成熟37、可靠、综合能耗低、流程的复杂程度以及投资成本适中，因此本项目推荐使用C3MR丙烷预冷混合制冷工艺。1.4.2 主要外部条件厂址选择：LNG工厂厂址符合当地规划；距离气田近，输气管线相对较短；XX岛目前已有三家LNG项目在处于前期工作中，它们分别是QCLNG(BG)、GLNG(Santos/Petronas)、APLNG (Origin/ ConocoPhillips)，本项目可与其它三个项目有良好的依托协作关系；厂址与格拉德斯通隔海相望，远离居民密集区，但又能从格拉德斯通获得良好的生活依托条件；厂址用地内无农田，无拆迁设施；有较好的码头建设条件，自然水深就能满足LNG船通航的要求，且风浪较小。38、水、电依托：现场附近没有水井，由于厂址所在区域被视为世界遗产，不允许对自然资源有任何影响，因此LNG工厂在岛上没有可用的新鲜水水源，本项目的新鲜水将来自格拉德斯通水厂，通过海底管线输送至厂区。厂址附近没有可满足项目要求的电网，LNG工厂需建自备电站来满足本项目用电需要。运输：厂址南邻格拉德斯通港区。格拉德斯通港区是深水港区，目前主要服务于煤炭贸易，停靠港区的船舶载重达20万吨，吃水深度达16m。从格拉德斯通大陆至XX岛的唯一的运输方式为水运，本项目拟自建两处码头，一处为LNG码头，用于产品LNG的装运；另一处为材料卸船（MOF）及客运码头，用来满足施工期间和正常操作期间材料的运输及人员交通。139、.4.3 主要工程内容LNG工厂主要工程内容包括工艺生产装置、公用工程及辅助生产装置、服务性工程以及厂外工程，详见表1.4-1。表1.4-1 工程主项表序号主项名称单元号主要内容备注一工艺生产装置两条400万吨/年生产线1进气设施U-1000GGS末站、计量稳压系统管道末站布置在LNG工厂内。除计量稳压系统外的所有设施均属于外输管道工程的设计内容。2预处理单元U-1100 U-1300 U-1350脱酸气单元（U-1100）、脱水单元（U-1300）、脱汞单元（U-1350）3液化单元U-1400天然气回路、丙烷冷剂回路、混合冷剂回路4储存及装船U-1600 U-3100 U-3400冷剂储存40、（U-1600）、LNG储存（U-3100）、LNG装船（U-3400）二公用工程及辅助生产设施1发电及变配电系统1.1发电及输电系统U-4000四台燃气透平发电机及输电系统1.2变配电系统U-8300总变电所，全厂各装置变配电所，全厂动力、照明、接地系统2热水系统U-4100余热回收装置、调温冷却器、热水循环泵、热水膨胀罐、加药装置3循环冷却水系统U-4200循环水泵、冷却塔、加药设备、膨胀罐、给水管网、回水管网4燃料气系统U-4400燃料气缓冲罐、开车电加热器5生活及生产用水系统U-4500生活水罐、生活水泵、给水管网生产消防水罐、生产水泵、给水管网6脱盐水系统U-4600混合离子交换器、41、脱盐水罐、高压脱盐水给水泵、低压脱盐水给水泵、中和水池、中和废水外排泵以及再生系统等7仪表空气系统U-4700空气压缩机、干燥器、缓冲罐以及仪表空气增压系统8氮气系统U-4800空分单元、液氮储罐、空浴式气化器9柴油储存和供应系统U-4900柴油储罐、柴油卸车泵、柴油供给泵、柴油管线10消防和安全系统U-6000固定消防系统和移动消防系统11DCS、仪表控制系统及电信U-610011.1DCSDCS11.2仪表控制系统PLC自控系统、CCTV、火灾报警系统、可燃气体检测系统、ESD11.3电信计算机网络、电话总机系统及广播12火炬系统U-6200热火炬、冷火炬、低压火炬、操作火炬及备用火炬1342、排水系统U-6400生活污水排水系统、生产废水及污染雨水排水系统、污水收集及排放系统、清净雨水和清净废水排水系统LNG工厂生产废水及生活污水由海底管线输送至格拉德斯通污水处理厂进行处理。14总图运输U-6500铺砌、道路、围墙、大门、土方等15全厂工艺管廊U-660016中央控制室U-8100操作室、办公室、会议室、电气及UPS室、设备室以及更衣区等17维修中心机、电、仪、建修18中心化验室原料、产品以及公用工程的分析化验19化学品库化学品储存20材料库备品备件、五金器材及劳保用品等三服务性工程1行政管理中心办公室区、培训中心、餐饮区、医疗救助站、车库等四厂外工程1LNG厂区到码头管线LNG管43、线、压缩空气及氮气管线、生产水及消防水管线等2厂外供水和污水管输工程供水和污水管线HDD、供水管线和污水管线3厂外道路LNG码头至厂区的道路、材料卸船（MOF）/客运码头至厂区主要出入口的道路4厂外通讯线路从LNG工厂至格拉德斯通大陆通信接入点段通讯线路跨海段沿输气管道穿海隧道(Tunnel)敷设1.4.4 环保和安全煤层气液化属清洁能源项目，运行期间污染物排放量较小，严格执行本报告拟采取的环保措施，本项目对环境的影响在可控制的范围内。由于本工程储存和输送的介质易燃、易爆、有毒，工艺过程存在多种危险和有害因素，在安全、职业卫生和地震方面不可避免地存在一定风险。在采取各项劳动安全、职业卫生防护以44、及防震措施和对策后，本工程可达到相关安全生产和卫生、消防标准规范的要求，在职业卫生防护方面充分体现了“以人为本”的精神。1.4.5 节能和节水LNG工厂采取了一系列切实可行的节能和节水措施，吨产品综合能耗为3680MJ，LNG工厂吨产品水耗为0.053t。经计算冷剂压缩机比功耗为13.42 kW.d/tLNG，可达到国际先进水平（不同液化工艺技术的比功耗范围为12.214.1 kW.d/tLNG）。 1.4.6 投资估算结果LNG工厂建设投资为782631万美元，折合人民币为4969705万元。其中工程费用为551315万美元，占建设投资70%；其他费用为160168万美元，占建设投资20%；45、预备费为71148万美元，占建设投资10%；码头工程（包括LNG码头以及MOF码头和客运码头）建设投资初步估算为3亿美元。LNG工厂和码头工程建设投资合计为812631万美元，折合人民币为5160205万元。LNG工厂(不含码头)单位能力的建设投资额为978美元/吨LNG。LNG工厂(含码头)单位能力的建设投资额为1016美元/吨LNG，比国际上同类LNG工厂均值1150美元/吨LNG要低，投资水平处于国际上中等偏下水平。1.5 问题与建议1) LNG工厂建设要与上游工程及码头工程统一规划、合理衔接，以避免不必要的重复投资和影响整体工程的建设进度。2) 建议有关方面积极运作，促成中方工程公司介46、入到本项目EPC过程中，为我国在发达国家建设项目积累成功的经验。2 所在国投资环境2.1 基本情况2.1.1 XX基本情况2.1.1.1 地理位置XX位于南半球的大洋洲，东临太平洋，西、北、南三面临接印度洋及其边缘海，陆地面积769.2万平方公里，南北长约3700公里，东西宽约4000公里。沙漠和半沙漠占全国面积的35%，海洋面积约1200万平方公里，海岸线长约3.67万公里。XX是世界上最大的岛屿，也是世界上最小的陆地块和最平坦的大陆，同时也是世界上唯一管辖整个洲和它的外围岛屿的国家。首都为堪培拉。2.1.1.2 人口XX人口约2100万，70为英国及爱尔兰后裔，大多数信奉基督教。通用语言为47、英语。2.1.1.3 经济状况XX是发达的工业化国家，是经济合作与发展组织（OECD）成员国。农牧业、采矿业为其传统产业。XX铅、镍、石油、天然气和煤等矿产资源丰富，是世界重要的矿产资源生产国和出口国，主要出口煤炭和LNG等，1986年以后，XX成为世界上最大的煤炭出口国。XX的经济总量排名全球第14位，竞争力排名第12位。从经济增长情况看，20世纪90年代以来XX保持了经济持续高速增长、低利率、低通胀、失业率逐步降低的良好势头。尽管全球经济出现自大萧条以来最大衰退，但XX经济表现胜过其他发达国家，并成为未被拖入衰退的唯一西方主要经济体。2009年XXGDP较上年同比增长2.7%，2010年G48、DP较上年同比增长2.6%,2011年GDP较上年同比增长3.0%。2.1.1.4 与中国的外交和经贸关系中国同XX自1972年12月21日建交以来，双边关系发展顺利。两国领导人保持经常接触和互访。自建交以来，中澳双边经贸关系持续、稳定发展。1978年澳给予中国普惠制待遇。1981年两国签定经济合作协定书和促进发展技术合作计划协定。1986年双方成立了部长级经济联委会。1988年双方签署投资保护协定和避免双重征税协定。1999年中澳两国就“羊毛标准合同”达成协议。2000年正式签署了中澳关于中国加入世界贸易组织的双边协议。2002年中澳正式签署广东LNG项目购气合同。2005年5月，中澳启动首49、轮自贸协定谈判，截止2010年6月已举行15轮谈判。据中方统计，2010年，中澳双边贸易额880.92亿美元，XX是中国第八大贸易伙伴、第十四大进口来源地和第七大出口市场。据澳方统计，2010年，中澳双边贸易额975.24亿澳元，中国是XX第一大贸易伙伴、第一大进口来源地和第一大出口市场。2009至2010财年，中国首次成为澳第一大服务贸易伙伴。中国主要从澳进口铁矿石、氧化铝、煤、铜、羊毛、大麦等，主要对澳出口计算机、服装、箱包、玩具等。中国对铁矿石、煤矿和铜的进口需求，使得XX在金融危机期间避免陷入经济衰退。2010财年，XX对华出口额超过460亿澳元（约为480亿美元），其中铁矿石贡献了一50、半以上的份额。2.1.1.5 矿业和能源对外合作XX欢迎和鼓励外国矿企投资，在黄金矿业方面，与其一贯开放透明的态度是一致的，没有特别的限制，近年已有多家大型黄金矿业公司在XX进行黄金开采活动。其中，最具影响力的有纽蒙特矿业公司（Newmont Mining）、纽克雷斯特矿业有限公司（Newcrest Mining）、巴里克公司（Barrick）、安格鲁黄金公司（Anglo Gold）和金田公司（Gold Fields）等。从持股方面看，XX的矿业公司有渐渐被外资控制的趋势，海外持股比例已从1997年的20%上升到2010年的60%。中国与XX同属西亚太地区，在矿产资源和能源领域有广泛的合作基础51、，近几年，XX已成为中国矿企投资的热点地区之一。2010年6月，习近平副主席访澳期间，双方签署了国家能源局与XX资源、能源和旅游部关于扩大能源领域合作的谅解备忘录。2010年6月21日，中国和XX方面签订了总价约88亿美元(合100亿澳元)的10项协议。其中7项与能源、矿产等资源产品有关,仅鞍钢与金达必合作的卡拉拉项目就获得国家开发银行12亿美元贷款。卡拉拉项目完全投产后,将形成年产铁矿石1000万吨的能力。中国与XX于2003年签订广东LNG购销合同，规定中国年进口370万吨LNG、25年“照付不议”，价格为2.85美元/MMBTU。此单是XX首次出口LNG到中国。中海油总公司2010年3月52、24日与英国天然气集团（BG GROUP plc）签署了为期20年、每年向BG采购360万吨液化天然气（LNG）的购销协议，及XXXXLNG项目有关协议。该项目是世界上第一个以煤层气为原料的LNG项目，也是XX迄今最大单一买家的LNG协议之一。有分析称，该交易价值可能高达700亿美元。2011年1月XX集团旗下中国寰球工程公司与XXLiquefied Natural Gas Limited(简称LNGL)在北京签署股权认购框架协议。此次认购完成后，中国寰球工程公司将持有LNG有限公司19.9%股权，成为其最大股东。中石化集团与XX太平洋液化天然气有限公司于2011年2月25日在北京签署框架协议53、，从2015年后每年向太平洋公司购买430万吨的液化天然气(LNG)，合同为期20年。中石化集团还将认购太平洋公司15%股权。2.1.2 XX州和布里斯班基本情况XX州（首府为布里斯班市）位于XX大陆的东北部，东濒太平洋，西与北XX洲及南XX州相接，南邻新南威尔士州，北濒卡奔塔利亚湾。XX州面积173万平方公里，约占XX大陆面积的22.4%，是XX第二大州，人口430万。约有54%的领土位于南回归线以北，降雨量少，气候温暖、阳光明媚，有“阳光之州”的美誉。夏日平均气温25，冬日平均气温15。有许多著名景区，是XX著名的旅游、度假胜地。XX州正逐渐形成以矿业、农业为根基，伴以航空航天技术、生物科54、学技术、信息通讯技术、新能源技术快速发展的日益多样化的经济格局。近年来，XX州经济、科技、文化齐头并进，成为XX的发展引擎之一。中国为XX州第二大贸易伙伴、第一大进口来源国和第二大出口市场。2010年昆州对华货物贸易总额114亿澳元，占全澳对华货物贸易总额的11.7%，其中对华出口73亿澳元，进口41澳元，对华货物贸易顺差32亿澳元。XX州针对上游油气开发所采用的合作模式为澳洲陆上矿费税收制合同，针对下游采用联邦所得税制。矿区使用费对于陆上取决于州政府，目前油和气的费率除西XX和塔斯马尼亚外均为10%。企业在澳洲当地需缴纳所得税，所得税税率为30%。企业向国外母公司派息需缴纳预提税（Withh55、olding Tax），与XX没有税收协定的国家为30%，其它签署双边税收协定国家如中国、英国、日本、法国为15%。矿产资源税问题现已成为XX政府一个比较敏感的问题。工党成功连任后，明确表示将坚持推行新的矿产资源税政策。针对煤层气行业而言，将使用目前对海上石油征收的石油资源租赁税（PRRT，40%），具体细则目前仍由“税制改革执行小组”（Policy Transition Group）进行研究论证，新税法将于2012年7月1日起执行。布里斯班位于南回归线稍南，长年属于亚热带气候，全年平均日照7.5小时，故又有“阳光之都”之称。布里斯班是XXXX州的首府和主要港口，是XX第三大城市，面积122平56、方公里，人口145万。1982年布里斯班成功主办了英联邦国家运动会，1988年成功举办了世界博览会，使其知名度得到提高。2.2 主要资源情况2.2.1 油气资源XX是亚太地区重要的油气生产国，截至2010年底，XX石油剩余可采储量约4.0亿吨，天然气剩余可采储量约2.9万亿方。长期以来，原油和天然气产量分别位居亚太地区第五位和第四位，2000年原油产量达到4090万吨，为历史峰值；2010年原油产量2380万吨，天然气产量504亿方。XX也是世界上最大的LNG出口国之一，2010年LNG出口量为265亿方，位居全球第四，比2009年增长15.9%，主要出口到日本，其次到中国大陆、韩国、印度和台57、湾。XX计划到2020年成为世界最大LNG生产国。近年来，XX煤层气储量产量迅猛增长，2P储量2008底为4672亿方，截止2010年6月底为8044亿方，一年半增加了72.2%。其中XX州约占93%。煤层气产量从1998年的0.4亿方上升至2010年的76亿方，增长90%，其中XX州生产74亿方(97%)。截止到2010年6月30日，XX4个CBM项目拥有2P储量27,702PJ(7400亿方)，占昆州2P储量的98.9%。到2017年全部投产后将生产30005000万吨LNG。2.2.2 其它矿产资源XX拥有许多已证明有经济意义的矿产资源，位列世界前六名的有：钴、铅、镍、矿砂（钛铁矿、金红58、石和锆石）、钽、铀、黑煤和褐煤、铜、钻石、黄金、铁矿石、铝矾土、锂、锰矿、银和锌。尽管XX大陆有着悠久的矿产使用和开发历史，但它仍具有极大的开发潜力，特别是一百米以下的矿藏。XX州是XX第二大矿业州，矿业在XX州经济中占有重要地位。多年来，XX州每年的煤炭、铝土矿、金、铜等产量不仅在XX占有重要地位，而且在整个世界中也占有相当比重。2008-2009财年，采矿与矿产加工业占XX州GDP的10，煤炭产量为212百万吨（可出售煤），占世界总产量的3.2%。2.3 鼓励投资的主要政策XX在亚太地区占有重要的战略地位，以XX为基地，可辐射周边国家乃至整个亚太地区；同时，XX实现经济高速增长及经济结构的59、重大调整；在投资不损害XX国家利益的前提下，XX政府鼓励外国投资都到XX投资；XX对外国投资也有相应的优惠政策，这些因素为相关企业开拓XX市场提供了保障。与全球其他矿业大国相比，XX的矿业税总体上处于中等水平。在XX进行矿业投资，企业需交纳的基本税种主要有权利金、公司税（30%）、商品和服务税（10%）、设备进口关税（5%）、贷款利息预扣税（10%）、工薪税（4.75%至6.85%）、资本收益税、附加福利税以及印花税等。为了鼓励外国矿企投资，XX政府在税收与关税方面采取了鼓励措施。在税收方面，当年的可行性研究成本、当年的勘探成本、环境保护支出、非资本性支出（如日常经营支出、矿场开发成本、研发方60、面的支出、设备和工厂折旧、贷款利息、设备进口关税等），可在计算应纳税额中扣除；符合一定条件的企业，可减免燃料消费税；一些进口商品的商品和服务税也可减免；企业亏损部分可转入下一财年运营成本。在关税方面，鼓励措施主要有：投资使用的商品如果是XX不能生产替代品的商品，可免征关税或征收3%的优惠关税，同时，对油气勘探和开发使用的商品也实行优惠关税。中国矿企在与XX矿业公司合作时，可以享受XX给予发展中国家的诸多关税优惠。受惠产品包括大多数应纳关税的制成品、半制成品，以及经过实质性加工的初级产品。XX仅对少数产品实行配额限制，而且大多数产品的关税优惠税率很低，凡协定税率低于5%的，普惠制税率则免税。此外61、，考虑到矿业投资是高风险投资，为了给投资者创造良好的融资条件，XX政府允许符合条件的外国企业在XX证券交易所（ASX）上市融资。3 建设规模、产品方案及总工艺流程3.1 建设规模根据市场需求情况和上游煤层气开采排产计划，LNG工厂拟分两期进行建设。一期工程公称建设规模为800万吨/年，共建设2条400万吨/年LNG生产线。未来拟新增2条LNG生产线，一期工程为其预留发展用地和相关接口位置，具体扩建计划及实施时间根据资源和市场情况确定。LNG工厂设计寿命为25年。年操作时间8304小时（346天）。3.2 产品方案3.2.1 确定产品方案的依据本项目的主要产品是LNG，为原料煤层气经深冷至-1662、0.3获得的液化天然气。LNG是优质清洁能源，可作为车用燃料、民用燃气、工业和商业用气。使用LNG有利于保护环境，减少城市污染。液态产品体积小便于运输，储存效率高、占地少、投资省。3.2.2 推荐的产品方案LNG工厂一期工程年产818.44万吨LNG。典型LNG产品规格参见表3.2-1。表3.2-1 LNG产品规格组成单位数值高热值BTU/Scf9801070甲烷mol% 95.00C4+mol% 2.00C5+mol% 0.10N2mol% 1.00CO2ppm(mol) 50H2Smg/ Sm3 4.9总硫mg/ Sm3 28汞ng/ Sm3 10表3.2-23.3 总工艺流程3.3.1 63、总工艺流程简介自上游GGS输气管道来的原料煤层气经计量和流量分配后进入2条LNG生产线进行预处理和液化。煤层气首先通过MDEA溶剂脱除CO2及少量硫化物，再进入分子筛干燥器吸附脱水，脱水后的干气进入脱汞塔脱汞。经预处理后的煤层气进入液化装置液化，生产的LNG产品分别进入2座120000m3的LNG储罐储存并装船外运。生产储运过程中产生的闪蒸气及蒸发气直接送至燃料气单元作为燃料，或经BOG压缩机增压返回原料气入口重新液化。总工艺流程框图如图3.3-1所示。脱酸气单元U-1100脱水单元U-1300LNG储存及装船U-3100/U-3400进气设施U-1000脱汞单元U-1350液化单元U-14064、0LNGEFGXX能源LNG生产线3和4(未来扩建)XX能源LNG生产线1XX能源LNG生产线2原料气燃料气U-4400原料气补充BOG(不装船模式)BOG(装船模式)图3.3-1 总工艺流程框图3.3.2 推荐方案的总物料平衡LNG工厂总物料平衡参见表3.3-2。表3.3-2 总物料平衡表序号原料(输入)产品、副产品(输出)名称数量（104t/a）备注名称数量（104t/a）备 注1煤层气900.5LNG产品818.442脱盐水0.14燃料气78.6燃气透平燃气发电3酸气3.6放空合计900.64合计900.644 工艺装置技术及设备方案4.1 装置工艺技术选择4.1.1 工艺技术路线介绍L65、NG工厂工艺技术由Shell Global Solution提供，总工艺流程包括脱酸气、脱水、脱汞、液化、冷剂及LNG储存、装船及辅助设施等。其中主要专利技术参见表4.1-1。表4.1-1 Shell Global Solution专利技术序号专利名称公开号专利号1End flash system with liquid draw offAU699635TS 8556 (*)2Using NG as cold recovery fluidAU2007251667TS 86333Cold recovery from EFGUS2009/0095018TS 86504Advanced proces66、s control on an LNG plantAU732548TS 85615Advanced process control on an LNG plant (II)AU2004207185TS 13306Control system for LNG plantAU2001254816TS 92037Reducing relief load from refrigerant cycle using IPFWO2010/066662TS 96518Emergency system for refrigerant circuitUS2007/0204649TS 86264.1.1.1 脱酸气67、天然气中通常含有CO2、H2S和有机硫化合物，这三者又通称为酸性气体。这些杂质的存在会造成金属材料腐蚀，并污染环境，在低温过程中结冰堵塞设备仪表和管线。当天然气作为化工原料时，它们还会导致催化剂中毒，影响产品质量，因此需要把天然气中的酸性气体脱除，达到标准要求的规格。LNG工厂原料气中含有CO2和少量H2S，可采用MDEA(甲基二乙醇胺)法脱除。4.1.1.2 脱水、脱汞为避免天然气中的水分在液化过程中发生冻堵，须在预冷前将天然气中水脱除。本项目采用4A分子筛作为脱水剂。为防止原料气中含有的微量汞在低温时对铝材质低温换热器等设备造成腐蚀，在液化单元前设置载硫活性炭吸附塔，利用硫和汞的吸附反应脱68、除原料气中的微量汞。4.1.1.3 液化工艺天然气在常温下不能用压缩的方法使其液化，只有在低温下才能使其变为液体。本项目指定选用Shell专有的C3MR混合制冷工艺技术。经预处理合格后的煤层气进入液化装置，由丙烷制冷系统进行预冷，然后由混合制冷剂系统进行液化。4.1.2 工艺技术路线比选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，天然气可能在零度以上高压条件下和水形成半稳定的固态水合物，堵塞管道和设备，也需防止天然气水合物产生的危69、害。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。LNG工厂原料气预处理杂质最大含量控制标准见Error! Reference source not found.。表4.1-2 LNG工厂原料气预处理杂质最大含量控制标准杂质质最大含量控制标准限制依据H2O1ppmvACO250 ppmvBH2S3.5mg/m3(N)（4 ppmv）C总硫30 mg/m3(N)CHg0.01g/m3(N)A注： A为无限制生产下的累积允许值，允许超过溶解度；B为溶解度限制；C为产品规格。4.1.2.1 脱酸气1) 脱酸气工艺方法简介脱酸气工艺方法分为干法脱酸70、气和湿法脱酸气两大类。(1) 干法脱酸气主要有固体吸附和膜分离两种，其中：固体吸附脱CO2与分子筛脱水类似，天然气中的CO2被吸附在多孔状固体上（如分子筛），然后通过加热使CO2脱附出来。该方法工艺流程较简单，而且可以与脱水分子筛布置在同一个塔中，从而达到减少装置数量，简化流程的目的。但受固体吸附剂吸附容量较小的限制，因此只使用于原料气中CO2含量较少的情况。膜分离是将天然气通过某种高分子聚合物薄膜，在高压条件下，由于薄膜对天然气中不同组分的溶解扩散性的差异，造成了不同组分渗透通过膜的速率不同，从而选择性将CO2与其它组分进行分离。该方法投资较高，更适合CO2浓度较高的天然气预脱酸气，不适合本71、工程。(2) 湿法脱酸气可分为物理吸收法和化学吸收法，其中：物理吸收法是基于有机溶剂如碳酸丙烯脂、聚乙二醇二甲醚和甲醇等作为吸收剂，利用二氧化碳在这些溶剂中的溶解度随着压力变化的原理来吸收二氧化碳，其特点是在高压及低温的条件下吸收，吸收容量大，吸收剂用量少，且吸收效率随着压力的增加或温度的降低而增加。而在吸收饱和后，采用降压或常温气提的方式将二氧化碳分离而使吸收剂再生。化学吸收法是以可逆的化学反应为基础，以碱性溶剂为吸收剂的脱酸气方法，溶剂与原料气中的CO2反应生成某种化合物，然后在升高温度、降低压力的条件下，该化合物又能分解并释放CO2，解析再生后的溶液循环使用。化学吸收主要有碳酸钾吸收法、72、醇胺吸收法和氢氧化钠吸收法等。2) 常用的脱酸气工艺目前在天然气脱二氧化碳工业上主要运用以下六种工艺： 膜分离工艺膜分离的基本原理就是利用各气体组分在高分子聚合物中的溶解扩散速率不同，因而在膜两侧分压差的作用下导致其渗透通过纤维膜壁的速率不同而分离。推动力（膜两侧相应组分的分压差）、膜面积及膜的分离选择性，构成了膜分离的三要素。依照气体渗透通过膜的速率快慢，可把气体分成渗透系数较大的“快气”和渗透系数相对较小的“慢气”。常见气体中，H2O、H2、He、H2S、CO2等称为“快气”；而称为“慢气”的则有CH4及其它烃类、N2、CO、Ar等。膜分离器内装数万根细小的中空纤维丝。中空纤维的优点就是能73、够在最小的体积中提供最大的分离面积，使得分离系统紧凑高效，同时可以在很薄的纤维壁支撑下，承受较大的压力差。天然气进入膜分离器壳程后，沿纤维外侧流动，维持纤维内外两侧一适当的压力差，则气体在分压差的驱动下，“快气”（H2O、CO2）选择性地优先透过纤维膜壁在管内低压侧富集导出膜分离系统，渗透速率较慢的气体（烃类）则被滞留在非渗透气侧，以几乎跟原料气相同的压力送出界区。膜分离在脱除CO2的同时，能脱除天然气中的水分，脱水后的天然气的水露点能满足-5（操作压力下）要求，可降低脱水投资和能耗，但产品气中烃的损耗较大。膜分离技术目前主要应用于橇装装置，或作为液相脱酸气工艺前的初脱装置，以减小液相脱酸气溶74、液循环量，降低能耗和投资。 活化MDEA法活化MDEA工艺于上世纪60年代开始开发，第一套活化MDEA工业装置于1971年在德国巴斯夫的一座工厂中被投入生产应用。活化MDEA法采用45%50%的MDEA水溶液，并添加适量的活化剂以提高二氧化碳的吸收速率。MDEA不易降解，具有较强的抗化学和热降解能力，腐蚀性小，蒸汽压低，溶液循环率低，并且烃溶解能力小，是目前应用最广泛的气体净化处理溶剂。该工艺应用范围广泛，可以用来从合成氨厂的合成气中去除CO2，也可净化合成气、天然气，甚至诸如高炉煤气等特殊气体。目前活化MDEA工艺已被成功地运用在全世界气体净化工厂中。并且该工艺还可应用到现有工厂的技术改造上75、，近年来，国外的大型化肥装置已开始采用活化MDEA法取代热钾碱法。目前国内已基本掌握活化MDEA工艺技术，并成功研制出活化MDEA复合脱酸气溶剂，现已成功应用于国内多套合成氨工厂和天然气处理厂的脱CO2装置。 Selexol法Selexol工艺是美国Allied化学公司（现归属Norton公司）在20世纪60年代开发成功。该法所使用的吸收剂（聚乙二醇二甲醚混合物）具有极低的蒸汽压、无腐蚀性耐热降解和化学降解等特点，适用于合成气和天然气的净化处理。目前全球采用Selexol工艺装置的数量超过55套，但Selexol工艺现存很多问题，如聚乙二醇二甲醚混合物的溶液粘度较大增加了传质阻力不利于吸收过程76、，并且聚乙二醇二甲醚混合物溶解和夹带天然气中的烃类物质。 低温甲醇洗法低温甲醇洗法工艺是由德国Linde AG公司和Lurgi公司于20世纪50年代联合开发的气体净化工艺。该工艺利用甲醇作为溶剂，依据甲醇溶剂对不同气体溶解度的显著差别来脱除H2S、CO2和有机硫等杂质，由于所使用的甲醇因蒸气压较高，故须在低温下(-55-35)操作。该工艺目前多用于渣油或煤部分氧化制合成气的脱硫和脱酸气，而在单独用于脱除CO2的工业应用实例很少。 改良热钾碱法热钾碱法所使用的吸收剂都是热碳酸钾溶液，其工艺的反应原理是碳酸钾水溶液吸收CO2生成碳酸氢钾，碳酸氢钾在加热后又分解、释放出CO2，碳酸钾得以再生，并重复77、利用。改良碳酸钾法在溶液中添加了一些活化剂和腐蚀防护剂，用以改善溶液性能，提高了溶液得传质速率，提高了溶液得吸收能力和解吸速率，有利于降低再生能耗，而且能保证溶液的化学稳定性和热稳定性，避免溶剂变质而导致溶液发泡、加剧设备腐蚀及降解产物在系统中沉积。改良热钾碱法工艺成熟，应用相当广泛，目前采用美国UOP公司的Benfield工艺的工业装置已经超过700套。在我国改良热钾碱法主要用于合成氨装置合成气中CO2的脱除和回收。由于热钾碱(苯菲尔)法脱除CO2的能耗较高和对设备腐蚀严重，因此近些年来，国外的大型化肥装置已开始用活化MDEA法取代热钾碱法。 低温分离法低温分离是利用原料气中各组分相对挥发度78、的差异，通过冷冻制冷，在低温下将气体中组分按工艺要求冷凝下来，然后用蒸馏法将其中各类物质依照沸点的不同逐一加以分离。该方法应用较多的工艺主要是美国的Rayn-Holmes工艺，目前全世界工业装置超过8套。该方法适用于天然气中CO2含量较高，以及采出气中CO2含量和流量出现较大波动的情形，但工艺设备投资费用较大，能耗较高。根据本项目原料气气质条件、处理规模和产品质量要求以及目前天然气脱酸气工业应用情况，本报告脱酸气工艺采用ADIP-X工艺，选用MDEA作为溶剂，工艺流程选用常规的吸收再生的工艺方案。4.1.2.2 脱水脱水是指从天然气或天然气凝液中脱去水分的过程。按脱水方式的不同，工艺主要分为以79、下四种：（1）溶剂吸收工艺。根据混合气体各组分在溶剂中溶解度的不同，从而实现各组分的有效分离。普遍采用的脱水溶剂是甘醇类化合物，其中以三甘醇应用最为广泛。但这些方法脱水深度较低，不能用于深冷装置。（2）固体吸附工艺。借助混合气体中各组分在固体表面上吸附能力的差异，达到混合气体各组分之间的分离。采用的固体吸附剂主要有硅胶、活性氧化铝以及分子筛等，其中以分子筛的脱水深度和效果最佳，特别是在生产LNG时对原料水含量要求较低的情况，应用较多。（3）低温分离工艺。利用多组分混合气体凝结为液体的温度差，在一定压力下将混合气体的温度降至露点温度以下，使混合气体轻重组分凝结为液体，根据混合气体轻重组分的相对密80、度差和互不溶解的特点，实现轻重组分分离。为防止在冷凝过程中形成水合物，需要注入乙二醇、甲醇等水合物抑制剂。（4）其他工艺，包括氯化钙和新开发的膜分离等工艺。为了避免天然气在低温下出现冻堵，本报告拟采用固体干燥剂深度脱水，4A分子筛作为脱水剂。4.1.2.3 脱汞可用于天然气中汞脱除的方法很多，但多数方法都有适用范围的限制。从大的类型上分可分为非再生型脱汞技术和再生型脱汞技术两大类。再生型脱汞技术用可再生的载银氧化铝或载银分子筛脱汞剂，具有一系列优势：一是通过更换一部分现有脱水分子筛便可实现脱汞操作，不需要额外增加反应器。二是该工艺在操作过程中不增加工艺物流的压力降，而在采用非再生型脱汞剂时通常81、会有0.0340.069MPa，甚至更高的压力降。三是由于汞不会在吸附剂上聚集，因而不存在废脱汞剂的后续处理问题。该工艺存在的主要缺点是从废再生气分离器出来的气体有可能会夹带汞。非再生型脱汞技术一般使用非再生的脱汞剂，在固定床反应器内完成气流中汞的脱除。早期使用的活性炭因其汞容量太低，已基本被淘汰了。浸渍卤化物的活性炭则主要用于液态烃的脱汞。在天然气脱汞中使用广泛的主要是载硫活性炭脱汞剂和金属硫化物脱汞剂两种。载硫活性炭脱汞剂主要适用于干天然气的脱汞，但不适宜于液态烃和湿天然气的脱汞。由于便于处理，而且价格相对便宜，因此载硫活性炭脱汞剂在天然气处理厂应用广泛。载硫活性炭脱汞剂缺点是抗毛细管冷凝82、能力较差，冷凝形成的液态烃有冲刷掉吸附剂上的活性硫元素的可能，从而导致汞的脱除能力降低，并且冲刷带走的硫还有可能成为下游装置的污染物。金属硫化物脱汞剂是另一种脱汞剂产品，具有较好的抗毛细管冷凝能力，并可用于干、湿天然气的处理。同时，这种脱汞剂在使用后残余的活泼金属可进行金属回收，因而无环境问题。由于LNG工厂原料气中C2以上的重组分非常少，形成冷凝液体的可能性非常小，因此本项目推荐采用载硫活性炭脱汞剂、固定床反应器进行脱除。在液化单元前设载硫活性炭吸附塔，利用硫和汞的吸附反应脱除汞。4.1.2.4 液化工艺由于天然气液化装置投资较大，在进行天然气的液化工艺流程设计时，既要考虑流程设备投资，又要83、保证液化流程具有较高的液化率和较低的能耗。因此，最佳的流程必须具有结构紧凑、设备简单、功耗低、维护方便等特点。目前国内外天然气液化工艺技术大致可分为以下三种： 级联式液化流程 混合制冷剂液化流程 带膨胀机液化流程工业上，根据项目具体情况，可能将上述流程优化组合后应用。带膨胀机液化流程，是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的制冷循环实现天然气液化的流程。气体在膨胀机中膨胀降温的同时输出功，可用于驱动流程中的压缩机以节省耗功。由于带膨胀机液化流程中的制冷剂绝大部分是处于气相的，气相密度低，使其换热系数比液体汽化约低5至30倍、显热比液体汽化的潜热低4至6倍，这使得制冷剂在换热器中能提供的冷量低84、，单线LNG生产能力低，因此带膨胀机液化流程常用于调峰型、小型及海上平台的LNG装置，在基本负荷型LNG装置不采用。根据本项目的建设规模，XXXX能源项目LNG工厂为基本负荷型LNG装置，因此以下仅针对级联式制冷液化和混合冷剂液化工艺技术进行比较。1) 级联式液化流程级联式液化流程也被称为阶式液化流程，主要应用于基本负荷型LNG装置。在级联式流程中，原料气在三个独立的制冷循环中被冷却，每个回路分别包括一种纯制冷剂。在每个回路中，低压气相制冷剂被压缩、冷却和冷凝，液态制冷剂经节流或膨胀降压降温，然后吸热蒸发以实现制冷。图4.1-1为经典级联液化流程示意图。该液化流程由三级独立的制冷循环组成，制冷85、剂分别为丙烷、乙烯和甲烷。每个制冷循环中均含有三个换热器。经典级联流程中较低温度级的循环，将热量转移给相邻的较高温度级的循环。第一级丙烷制冷循环为天然气、乙烯和甲烷提供冷量；第二级乙烯制冷循环为天然气和甲烷提供冷量；第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量。通过九个换热器的冷却，天然气的温度逐步降低直至液化。一个典型的配置是天然气被丙烷冷却到大约-40，被乙烯冷却至约-90，最终被甲烷制冷剂冷却冷凝至-163。图4.1-1 级联式液化流程示意图在早期的天然气液化生产中，级联式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窜漏，因而可靠86、度相对较低，在混合冷剂工艺出现后很快被取代。康菲优化级联流程是由ConocoPhilips于20世纪60年代开发的，目的是设计一个在原料气变化大的范围内，可以容易启动和顺利运行的天然气液化系统。康菲优化级联流程是对经典级联流程的一种改进，目前仍在少数的基本负荷型LNG装置中应用。2) 混合冷剂液化流程混合冷剂液化流程（MRC）是以碳氢化合物及N2 等组成的多组分混合制冷剂为制冷剂，进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀得到不同的温度水平，以达到逐步冷却和液化天然气的目的，并实现冷剂的循环。MRC既达到类似级联式液化流程的目的，又克服了其系统复杂的缺点。自20世纪70年代以来，约90%的LNG 装置使用各87、种类型的混合制冷剂流程。使用混合制冷剂时，主要制冷剂一般为C1、C2、C3、N2 的混合物，也可包括丁烷和乙烯，具体选择何种物质作为制冷剂需根据混合制冷剂循环类型和原料气的工况等因素来确定。混合制冷剂的优点如下：(1) 由于混合制冷剂是混合物，因此其吸热汽化过程是个变温过程，这使换热器中冷热流股之间的传热温差降至最低，从而换热器的热效率高。在固定的产量下，使用混合制冷剂时压缩机/驱动机尺寸较小，从而降低流程比功率；或使用相同的压缩机/驱动机尺寸下，可使产量增加。(2) 当生产条件如天然气的组分、环境温度、产量要求等发生变化时，可通过调节混合制冷剂的组分使流程适应这些条件的变化，从而使流程运行在88、较低的比功率之下。使用混合制冷剂的缺点是：需要实现混合制冷剂在换热器内的均匀分布以实现适当的热交换。混合制冷剂流程有以下几类： SMR：单混合制冷剂流程 C3MR：丙烷预冷混合制冷剂流程 DMR：双混合制冷剂流程 MFC：混合制冷剂级联流程(1) SMR 单混合制冷剂流程在级联流程存在时期，使用SMR流程是一个显著的改进，简化了流程，减少了设备数量。通过调整混合制冷剂的组分可有效降低换热器内冷热流股之间的温差，提高流程效率。SMR流程被证明是简单且相对高效的，同时它也代表着液化天然气技术的进步。在SMR流程中，制冷剂被压缩，并随后在后冷却器中冷却。制冷剂在主换热器中不断冷却，冷凝。冷凝的制冷剂89、通过焦耳汤姆逊阀（J-T阀）节流膨胀降温。膨胀降温后的制冷剂进入主换热器，并吸收天然气和高压制冷剂的热量，直到它以气态形式离开主换热器，在此过程中天然气被冷凝成LNG。这个流程因所需设备数量少而在小型液化装置中备受青睐。SMR流程适用于单线生产能力低于150万吨/年的LNG装置。典型的SMR流程如图所示。图4.1-2 SMR单混合制冷剂流程示意图(2) C3MR丙烷预冷混合制冷剂流程当单线年生产能力大于200万吨且不带预冷时，则主制冷剂流量变得非常大从而需要并行压缩机和换热器，所以就需要使用预冷循环以减轻主制冷循环对制冷量的需求压力。因此对于此类大规模的生产线，带预冷循环的混合制冷剂流程应运而90、生。APCI和Shell等公司提出了丙烷预冷混合制冷剂流程C3MR。即流程由两个循环组成，丙烷预冷循环和混合制冷剂循环组成。引入的丙烷预冷循环，使得单生产线的规模大幅度提高成为可能。生产能力的增加是因为丙烷预冷循环分担了一部分的热负荷。典型的C3MR流程如图所示。随着大型压缩机、驱动机和换热器制造能力的不断增强以及压缩机与驱动机之间良好的功率分配，使该类流程的年生产能力可达到500万吨。这一流程在陆上基本负荷型装置中占主导地位。图4.1-3 C3MR丙烷预冷混合制冷剂流程示意图丙烷是迄今为止使用得最普遍的预冷制冷剂。丙烷作为预冷制冷剂的优点是：(1) 系统非常易于操作。(2) 丙烷几乎存在于所91、有天然气的原料气中，且可由分馏单元现场补充提供。(3) 丙烷的物性非常适合于在所要求的温度范围内进行冷却。丙烷作为制冷剂的缺点是：能达到的最低预冷温度不能低于常压下丙烷的冷凝温度，使之不能很好地适应环境温度的变化，尤其是在极寒地区。当单线生产能力达到500万吨/年时，C3MR流程中一些主要设备，如压缩机，已接近其工作极限。为了满足客户对不断增加液化天然气生产能力和降低单位液化成本的需求，APCI已开发了AP-X TM流程循环。AP-X TM由C3MR流程演变而来，AP-X TM循环流程是个三循环流程，由丙烷预冷循环、混合制冷剂循环、氮膨胀制冷循环组成。目前该流程已应用于卡塔尔Ras Laffa92、n工业区的6个LNG生产线中，单线建设规模达780万吨/年。(3) DMR双混合制冷剂流程尽管C3MR流程是LNG 行业应用最广泛的流程，但丙烷作为预冷制冷剂存在缺点，典型的丙烷预冷温度约为-35-40，这一温度由丙烷的物性决定。当环境温度变低时，丙烷预冷循环也只能将天然气和混合制冷剂预冷至-35-40，不能更低，因此不能减轻后续混合制冷剂循环的负荷，使得流程缺乏对环境变化的适应性。为了克服这一缺点，将丙烷预冷循环更改为混合制冷剂预冷循环，从而提高流程的灵活性。在环境温度大幅度变化时或天然气组分发生变化时，通过改变混合制冷剂的组分，达到合理分配预冷循环和制冷循环的热负荷，充分利用两个循环中压缩93、机驱动机的功率，从而使流程处于高效运行的状态。典型DMR流程如图所示。图4.1-4 DMR双混合制冷剂流程示意图XX在成功建设多套大型乙烯装置和空气分离装置的基础上，利用乙烯装置和空分装置低温分离技术的工程经验，自主研发了双混合冷剂液化专利技术及专有技术，实现天然气液化的技术。XX自主开发双混合冷剂液化技术目前正应用于中国在建最大的两座天然气液化工厂中，其中建设规模50万吨/年天然气液化工厂将在2012年6月开车。DMR 流程采用混合制冷剂作为预冷制冷剂具有如下优点：(1) 因为是混合制冷剂，在换热器中预冷制冷剂蒸发过程是个变温过程，这可使得换热器的冷热流体之间实现小温差传热，这可使流程总体比94、功耗低、热效率高。(2) 当预冷循环的制冷剂在压缩后进行空冷或水冷时，会产生气液两相混合物，对于C3MR流程，由于预冷制冷剂为纯工质丙烷，因此在冷凝过程中温度不变，而对于DMR流程，由于其预冷介质是混合物，因此在其冷凝过程中温度会逐渐降低，当需要冷却到相同的出口温度时，DMR流程的冷却器内冷热流体间的传热温差大于C3MR流程。因此当产量相同时，DMR流程的压缩后冷却器尺寸将减小；若采用相同换热面积的换热器，则DMR流程的LNG产能将提高。(3) 由于是混合制冷剂，因此其组分可以调节，当流程的运行条件，如环境温度、天然气的组分发生变化时，可调节混合制冷剂组分，从而可使天然气冷却过程所需释放的热负95、荷在两个循环中合理匹配，从而均衡地使用压缩机驱动机的功率，实现整体流程的低功耗。(4) 由于预冷混合制冷剂常采用的组分为C1、C2、C3的混合物，某些情况下也使用C4。因此一般情况下其平均分子量低于丙烷，从而在同样的流体流速下其马赫数较低。DMR流程采用混合制冷剂作为预冷制冷剂的不足之处在于：(1) 混合制冷剂预冷循环的操作比纯丙烷预冷循环操作及调节上复杂。(2) DMR流程在实际中应用远比C3MR流程少，其实际运行经验和运行数据少。(4) MFC三循环混合制冷剂流程MFC三循环混合制冷剂流程，是个三循环流程：预冷循环PC、液化循环LQ和过冷循环SC，流体被冷却至117.7K。此类MFC流程单96、线生产能力可达800万吨/年。预冷循环中，制冷剂在压缩机C1中被压缩，在冷却器CW1中被冷凝并在低温换热器E1A中被过冷。一部分被节流至中间压力并用作E1A中的制冷剂，另一部分进一步在换热器E1B中被过冷并节流至压缩机C1的吸入压力，用作换热器E1B的制冷剂。液化循环中MR被压缩机C2压缩、由冷却器CW2冷却以及在换热器E1A、E1B和E2中的进一步冷却。然后被节流降温用作液化器E2中的制冷剂。过冷循环中MR被压缩机C3 压缩、由冷却器CW3A和CW3B冷却并在换热器E1A、E1B、E2和E3中进一步冷却、经透平膨胀机X1 膨胀降温后流回过冷换热器E3 作为制冷剂冷却天然气和高压过冷循环制冷剂97、。所有压缩机吸入流体被适度过热至各自露点温度以上，以免压缩机产生液击现象。图4.1-5为典型MFC流程图。图4.1-5 MFC三循环混合制冷剂流程示意图MFC流程，具有所有三循环流程的复杂度和众多的设备数量、需要对三重混合制冷剂循环进行制冷剂的合理配比。MFC流程在LNG装置中的首次使用，遇到了诸多问题，这可能会使该类流程的应用前景受到影响。3) 液化工艺技术选择纵观各种混合冷剂技术，单线年生产能力在200万吨以上的LNG装置均采用多循环工艺。C3MR丙烷预冷工艺在基本负荷型LNG装置中占主导地位，其它工艺均在概念、开发或应用的早期阶段。不同液化工艺技术的详细对比参见表4.1-8。表4.1-898、 不同液化工艺技术对比类型比较项目C3MRDMR康菲优化级联MFC已建装置信息总年生产能力(百万吨)1869.630.94.3生产线数量(条)70291单线年生产能力(万吨)130500480150520430第1个装置启动年1972200919692007适用的生产规模130500150500150520400800适用的地域场合非极端气候地区所有地区所有地区所有地区原料条件不限不限不限不限复杂程度中等复杂关键设备台数中多处理能力的适应度和灵活性较好好差好C3MR丙烷预冷混合制冷工艺技术成熟可靠、综合能耗低、流程的复杂程度以及投资成本适中，因此本项目推荐使用C3MR丙烷预冷混合制冷工艺。4.99、2 装置工艺概述、流程及消耗定额4.2.1 工艺概述本项目分两期进行实施，共建设4条LNG生产线。一期工程建设2条LNG生产线，单线LNG能力为400万吨/年，原料气总需求量为131108 Sm3/a。未来拟新增2条LNG生产线，一期工程为其预留发展用地和相关接口位置，具体扩建计划及实施时间根据资源和市场情况确定。本项目年操作时间为8304h，操作弹性25%100%。液化装置设计时考虑了切换、生产、原料气中氮含量高等工况的要求，按基准设计工况，装置操作留有一定的弹性。装置分两条生产线，每条生产线均设有两台混合冷剂、丙烷压缩机，以适应操作工况的变化，最低负荷时可按单线一台混合冷剂、丙烷压缩机运行100、，因此，装置低负荷运行的适应能力强。4.2.2 装置组成LNG工厂的工艺过程基本包括脱酸气、脱水、脱汞、液化、冷剂及LNG储存、装船等。工艺装置单元组成参见表4.2-1。表4.2-1 工艺装置单元组成装置单元号单元名称工艺装置U-1000进气设施U-1100脱酸气单元U-1300脱水单元U-1350脱汞单元U-1400液化单元储存及装船U-1600冷剂储存U-3100LNG储存U-3400LNG装船主要辅助设施包括燃料气系统（U-4400）、柴油系统（U-4900）及火炬系统（U-6200）等。4.2.3 工艺流程说明本项目的工艺单元包含进气设施、脱酸气单元、脱水单元、脱汞单元、液化单元、冷剂101、储存、LNG储存及装船。工艺流程说明按照各单元分别说明。4.2.3.1 进气设施（1000）原料气通过输气管道输送至LNG工厂，进气压力为7.7MPa(G)。输气管道与LNG工厂的接口为进气计量前的切断阀处。LNG工厂厂内设置了原料气稳压调节阀和流量计量撬。原料气通过调节阀稳压至7.3MPa(A)后经3套计量撬（A-1001/02/03）计量，再进入下游装置进行净化处理。4.2.3.2 脱酸气单元（1100）调压计量后的原料气进入原料气气液分离罐（V-1101）分离煤层气中可能携带液体，分离后气体经预冷换热器（E-1105）加热至30后从吸收塔（C-1101）底进入，向上通过填料层或塔板，与从102、塔顶进入的贫胺溶液（MDEA、活化剂和水）逆向接触，从而达到贫胺溶液对酸性气体（CO2、H2S等）的吸收。贫胺溶液进塔温度维持在45。吸收了酸性气体胺液（富胺溶液）从吸收塔塔釜离开，进入胺再生系统进行再生。胺再生系统设有去除富胺溶液中酸性气体成分及再生胺溶液返回CO2吸收塔的必要设备。胺吸收塔底的富胺溶液进入胺闪蒸罐（V-1103）闪蒸，闪蒸气通过闪蒸气干燥器（C-1103）脱除水分和夹带的胺液后送往燃料气系统作为燃料，闪蒸后的胺液经过胺贫富液换热器（E-1102A/B/C），加热后直接送至胺再生塔（C-1102），在低压、高温条件下再生。复热后富胺溶液与塔釜再沸器（E-1104）返回的物料进103、行逆向接触，从而达到富胺溶液对酸性气体的脱除。胺再生后脱出的酸气从塔顶排出，并经胺再生塔冷凝器（E-1103）冷却，进入酸气分离罐（V-1104）分离凝液，凝液经胺再生塔回流泵（P-1103A/B）返塔回流，分离酸气通过燃气透平烟囱放空。胺再生塔底部引出贫液，贫液先由贫胺增压泵（P-1102A/B/C）升压，经贫富液换热器（E-1102A/B/C）和贫液冷却器（E-1101）降温，再通过进料泵（P-1101 A/B/C）进一步升压返回至吸收塔（C-1101）顶部，完成胺溶液系统的循环。贫富液换热器（E-1102A/B/C）出口物流通过流量控制阀分流，将90%流股直接进入进料泵（P-1101 A104、/B/C）入口，10%流股通过胺液过滤系统（S-1101/02/03），过滤后回到进料泵（P-1101 A/B/C）入口，在系统中不断过滤达到净化胺液中杂质的目的。系统水平衡通过系统在再生塔回流泵入口补充脱盐水实现。脱酸气单元设备排净至排净罐（V-1105）。胺液与可能存在的液态烃在排净罐中进行分离，胺液通过胺液排净泵（P-1104）泵送至塔釜再沸器的富胺溶液入口管线。液态烃通过烃排净泵（P-1105）送至热火炬分液罐。4.2.3.3 脱水单元（1300）自脱酸气单元来的湿净化气经丙烷冷却器（E-1401）预冷后进入原料气分离器（V-1301），分离出液态水后自上而下进入分子筛脱水塔（C-13105、01A/B/C）吸附脱水。干燥流程为3台分子筛脱水塔设计，2台吸附、1台再生，循环切换，实现天然气脱水连续操作。再生气取自脱水后的干气，并采用与原料气吸附脱水相反的介质流动方向，自下而上吹扫分子筛床层。再生气通过再生气加热器（E-1301A/B）加热至320进入分子筛脱水塔。再生气流量恒定，温度通过（E-1301A/B）旁路补气控制。分子筛吸附的水被高温再生气加热脱附，与再生气一起进入再生气冷却器（E-1302）。冷却后的再生气经再生气分离器（V-1302）分离出液态水后经再生气压缩机增压后返回丙烷冷却器（E-1401）进口。分子筛脱水塔再生完成后，再生气加热器停止加热，再生气通过再生气加热器106、旁路作为冷吹气自下而上通过刚完成再生过程的分子筛塔，对其进行冷却。分子筛脱水塔程序控制如表4.2-2。表4.2-2 分子筛脱水塔程序控制操作模式时间（min）吸附960升温至120C30恒温120C60升温至300C30恒温300C130降温20冷吹100准备110合计14404.2.3.4 脱汞单元（1350）从分子筛脱水塔出来的干气进入脱汞塔（C-1351），采用载硫活性碳作为吸附剂进行吸附，使汞含量降低至10 ng/Sm3以下；再经过原料气脱汞后过滤器（S-1351），送入液化单元。4.2.3.5 液化单元（1400）经预处理合格后的天然气进入液化装置，由丙烷制冷系统进行预冷，然后由混合107、制冷剂系统进行液化。丙烷压缩机和混合制冷剂压缩机均由燃气透平驱动。1) 天然气回路预处理后的天然气由2台串联的丙烷冷却器（E-1402/03）先进行预冷，其中一级丙烷预冷位于分子筛脱水塔入口，二、三级位于液化装置。通过控制每台冷却器丙烷蒸发压力，从而实现不同的预冷温度，以达到阶式效果。预冷后的天然气温度为-33。预冷后的天然气大部分进入主低温换热器（E-1405）液化、过冷，剩余的小部分通过闪蒸气换热器（E-1430），进而回收冷量。这两股物流被过冷到-156后出换热器汇合，然后通过LNG预冷器（E-1460）进一步降温到-160，降温后的LNG先进入液力透平（GT-1410）减压至0.3MP108、a(G)，再通过J-T阀进一步减压后进入脱氮塔（C-1410）闪蒸。闪蒸后的液体小部分返回LNG预冷器作为冷媒，产生的气体返回脱氮塔（C-1410）底部作为再沸介质。来自脱氮塔顶部闪蒸气首先进入闪蒸气换热器（E-1430）回收冷量，然后由三级闪蒸气压缩机（K-1450）压缩增压，送至燃料气系统。闪蒸气压缩机（K-1450）由变频电机驱动。脱氮塔底部产物由LNG产品泵（P-1401A/B）泵送至LNG储罐。2) 丙烷预冷回路丙烷预冷回路的作用如下：a冷却脱酸气后的天然气；b冷却从脱汞单元之后到主低温换热器之前的原料气；c冷却和冷凝混合制冷剂；每条LNG生产线丙烷预冷冷剂通过两台并列的三段离心丙烷109、压缩机（K-1440 A/B）压缩，形成3个不同压力的丙烷（高压、中压和低压）分别提供不同的制冷温度。丙烷压缩机由燃气透平驱动，用空冷作为冷却媒介。两台丙烷压缩机（K-1440 A/B）分别由两台燃气透平（KT-1420 A/B）驱动，每台燃气透平（KT-1420 A/B）同时驱动一台丙烷压缩机和一台混合冷剂压缩机。两台压缩机出口的丙烷气先分别通过两台并列的丙烷冷却器（E-1440 A/B）冷却至其露点温度以上，然后汇合并通过一台丙烷冷凝器（E-1441）冷凝为丙烷液体，经丙烷缓冲罐（V-1440）缓冲后再通过丙烷过冷器（E-1442）进一步降温为过冷的丙烷液体。过冷的丙烷液体分别用于原料气和110、混合制冷剂的预冷。原料气预冷回路包括原料气高压丙烷冷却器（E-1401）、中压丙烷冷却器（E-1402）及低压丙烷冷却器（E-1403）。混合冷剂预冷回路包括混合冷剂高压丙烷冷却器（E-1421）、中压丙烷冷却器（E-1422）及低压丙烷冷却器（E-1423）。丙烷首次开车前采用槽船运至LNG工厂，运行期间补充通过槽车运至LNG工厂。在丙烷缓冲罐（V-1440）顶部设置丙烷再生塔（C-1402）及冷却器（E-1417），用于脱除丙烷冷剂所含的少量乙烷和丁烷杂质。同时设置排净罐（V-1431）收集低压丙烷冷却器中的重组分，重组分通过混合烃输送泵（P-1431A/B）送至脱氮塔（C-1410）回收111、。3) 混合冷剂回路天然气液化和过冷的冷量是由混合制冷系统提供。混合冷剂为氮和烃类混合物，调整混合组成可向主低温换热器中提供最佳的液化温度。每条LNG生产线混合冷剂通过两台并列的两级离心混合冷剂压缩机（K-1420 A/B）压缩。混合冷剂压缩机由燃气透平驱动，用空冷作为冷却媒介。两台混合冷剂压缩机（K-1420 A/B）分别由两台燃气透平（KT-1420 A/B）驱动，每台燃气透平（KT-1420 A/B）同时驱动一台丙烷压缩机和一台混合冷剂压缩机。混合冷剂在混合冷剂压缩机中进行增压排出，经压缩机出口空冷器（E-1420A/B和E-1424A/B）冷却，再经丙烷冷剂进行三级预冷，预冷温度为-3112、3。经丙烷预冷后的混合冷剂进入混合冷剂分离罐（V-1425）中进气液分离。混合冷剂分离罐中的气相和液相通过主低温换热器的高温和中温管束进一步冷却。液态高压冷剂离开中温管束的低温端，并通过J-T节流后进入中温管束的顶部，向中温和高温管束提供制冷。气态高压冷剂在主低温换热器中温和低温管束中液化并过冷。然后出低温管束，通过J-T阀节流进入低温管束的顶部，在主低温换热器中分布并提供低温端冷量，以及中温段、高温段冷量。最后，各段的混合冷剂在高温管束底部以过热状态进入混合压缩机入口分离罐中，并进入混合冷剂压缩机压缩循环。4.2.3.6 冷剂储存（1600）冷剂包括氮气、甲烷、乙烯、丙烷。装置首次开车时，除113、氮气、甲烷外，所需的冷剂乙烯和丙烷均由外面购买。装置内设有乙烯储罐（T-1601）及丙烷储罐（T-1602）。冷剂储存单元主要用于首次开车、混合冷剂组成调整以及停车检修后的冷剂补充。正常操作时，丙烷压缩机及混合冷剂压缩机机封泄露的工艺介质将进行回收，因此正常冷剂补充量非常有限。液态乙烯通过乙烯泵（P-1601）输送至混合冷剂分离罐（V-1425），实现混合冷剂中乙烯量的补充。乙烯储罐通过压力控制，将所生成的蒸发气通过管线输送至混合冷剂压缩机入口。液态丙烷通过丙烷泵（P-1602）分别输送至丙烷缓冲罐（V-1440）和混合冷剂回路，用于补充丙烷预冷和混合冷剂回路中的丙烷。4.2.3.7 LNG储114、存及装船（3100&3400）LNG储存单元一期工程设有2座LNG储罐（T-3101/02），储罐有效容积为120000m3。每座LNG储罐配置3台LNG装船泵（P-3401A/B/C、P-3402A/B/C）和1个备用泵井，单台泵流量为2000m3/h。1台备用泵放置在仓库中。LNG储罐的设计压力为-0.5kPa(G)18kPa(G)。不装船时，LNG储罐的BOG直接进入闪蒸气压缩机（K-1450），压缩后进入燃料气系统作燃料。装船时，LNG储罐的BOG通过BOG压缩机（K-3401）压缩后返回至进料管线。为了防止出现BOG压缩机吸入蒸发气温度波动较大的情况，在BOG缓冲罐（V-3401）入115、口设低温LNG喷淋，以控制BOG压缩机入口蒸发气温度。BOG压缩机采用离心式压缩机，电机驱动，压缩机负荷由入口IGV调节。设有3台16LNG装船臂（Z-3401A/C/D）和1台16气相返回臂（Z-3401B）。最大装船能力为12000m3/h。当气相返回臂发生故障时，一台液体卸船臂将被用作气相返回臂。4.2.4 装置消耗定额装置中公用工程规格参见表4.2-3。表4.2-3 公用工程规格项目操作条件设计条件备注压力kPa(G)温度oC压力kPa(G)温度oC燃料气600035810065热水供水28001803250230热水回水2500973250230仪表空气750AMB100065氮气7116、00AMB100065循环冷却水供水5004975065循环冷却水回水2005575065脱盐水 (LP)350AMB55065脱盐水 (HP)2800AMB325065新鲜水450AMB75065生活用水350AMB75065生产用水350AMB75065装置的消耗定额见表4.2-4。表4.2-4 装置消耗定额表物料名称单位一期工程（800万吨/年）2列生产线备注正常最大电MW63热水t/h592循环冷却水t/h14040生活用水m3/h1011生产用水m3/h2235脱盐水m3/h11143燃料气kg/s26.3仪表空气m3(N)/h3440氮气m3(N)/h88097384.3 工艺设备117、技术方案4.3.1 关键设备比选本项目的关键设备为液化低温换热器、冷剂压缩机及驱动机和LNG储罐。4.3.1.1 低温换热器在LNG 装置中，主要使用以下两类低温换热器：板翅式换热器（PFHE）和绕管式换热器（SWHE），分别如图4.3-1（a）和（b）所示；其中板翅式换热器有时也被称为真空钎焊式铝制换热器（BAHX）。在板翅式换热器中，冷热流体以交叉方式流动，能实现冷热流体较小温差间的有效传热。板翅式换热器与中间的气液分离罐等设备通常被集成为冷箱，以冷箱形式一体提供。PFHE 的主要优点是紧凑，设备重量轻，易于模块化，并可能在一个单元中处理多股流。有多家制造商能设计生产制造PFHE，因此有较118、低的竞争价格，较短的供货期，可以满足项目进度需要。但也存在易受热冲击影响、维修率较高、流道内易发生流体分配不均的问题。图4.3-1 （a）板翅式换热器(PFHE)，（b）绕管式换热器（SWHE）绕管式换热器由多束精细的铝制管缠绕在一个中心面上，组成一个螺旋式上升的垂直竖立管束。天然气从底部流至顶部，并分散在许多螺旋管束里。降温后的低温制冷剂在上部被注入，并在管束外表面上形成液膜。在冷却过程中液态制冷剂蒸发，吸收热量后以气态形式流出换热器。在过去的十年间，SWHE 的尺寸在不断增大以适应单LNG 生产线规模日益增长的需求。SWHE 的优点是其效率高，同样体积下，此类换热器的换热面积大，且耐热冲击119、可靠性高。缺点是相对高的成本、尺寸和重量。另外，目前适用于大型LNG 装置的绕管式换热器的制造，基本被APCI 和Linde两家公司所垄断，因此这将影响价格和交货周期。C3MR（含C3MR/SplitMR和AP-XTM ）流程的LNG 装置中，低温换热器均采用绕管式换热器。而ConocoPhilips 的康菲优化级联流程装置中采用的是板翅式换热器。因此在整个基本负荷型LNG 装置中，绕管式换热器是占主导地位的。本项目的主低温换热器均采用绕管式换热器。4.3.1.2 冷剂压缩机工艺流程中常用的压缩机类型有：往复压缩机、离心压缩机、螺杆压缩机。 往复压缩机，热效率较高，一般大、中型机组绝热效率可120、达0.850.95左右，气量调节时，排气量几乎不受排气压力变动的影响，气体的重度和特性对压缩机的工作性能影响不大，同一台压缩机可以用于不同的气体，驱动机比较简单，大都采用电动机，一般不调速。但结构复杂笨重，易损件多，占地面积大，维修工作量大，机器运转中有振动，排气不连续，气流有脉动，容易引起管道振动，严重时往往因气流脉动、共振而造成管网或机件的损坏，流量调节采用补助容积或旁路阀，虽然简单、方便、可靠，但功率损失大，在部分载荷操作时效率降低，用油润滑的压缩机，气体中带油需要脱除，否则带入换热器设备中容易引起设备堵塞，否则需要选择无油润滑的压缩机，其设备购置费用大大增加。中大型工厂采用多台压缩机组121、时，操作人员多或工作强度较大。设备费用一次性投资相对较低，但使用周期短，维护费用高，开工率低。通常用于天然气处理量较小的液化装置。 离心压缩机，适用于制冷量大的压缩循环系统，结构紧凑、重量轻、尺寸小，因而占地面积小。在相同的制冷量下，离心式压缩机的重量只有往复压缩机的1/51/8，且冷量越大越明显。易损件少，可靠性高。离心式压缩机在运行过程中几乎无磨损，因而经久耐用，维修运转费用较低。离心式压缩机由于运转时的剩余惯性力极微，因而运转平稳，振动小，能够经济地进行调节。易于实行多级压缩，对中等至大型装置，维护费用相对往复压缩机低许多，且具有较高的开工率。 螺杆压缩机，螺杆压缩机零部件少，操作维护方122、便，动力平衡性好，体积小、重量轻、占地面积少，适应性强。螺杆压缩机具有强制输气的特点，排气量几乎不受排气压力的影响，在宽广范围内能保证较高的效率。螺杆压缩机的转子齿面实际上留有间隙，因而能耐液体冲击，可压送含液气体，含粉尘气体，易聚合气体等。但造价高，螺杆压缩机的转子齿面是一空间曲面，需利用特制的刀具，在价格昂贵的专用设备上进行加工。由于受到转子刚度和轴承寿命等方面的限制，螺杆压缩机只能适用于中，低压范围，排气压力一般不能超过3.0MPa(G)。螺杆式制冷压缩机运行噪音较高是制约螺杆式制冷压缩机使用范围的一大障碍。根据以上压缩机类型特点，并结合本项目的实际，冷剂压缩机均选择为离心压缩机。4.3123、.1.3 压缩机驱动机在LNG 装置中，压缩机驱动机有以下四类： 工业型燃气透平 航改型燃气透平 电动机 蒸气透平工业型燃气透平：这在LNG 工业中应用得最多。典型的输出功率范围为30-130MW，型号系列有限，其热效率为2934%，燃气透平的功率输出随着环境温度的增加而降低，最大功率降约为0.7%/。工业型燃气透平具有单轴和双轴两种类型。与双轴相比，单轴更加简单，维护费用更低，但运行速度范围更小，另外还需要起动机，该起动机常为一个独立的透平或电机。一旦起动之后，起动用的透平或电机可作为一个辅助电机，以增加燃气透平功率。航改型燃气透平：这种燃气透平的是航空发动机的衍生产品。其重量相对较轻，维修124、时间短，且热效率高，为4143%。缺点是需要周期性内窥检查，一般情况下，一年常需检查两次，检查时需减产或停产。与工业型轮机一样，航改型轮机型号有限。最大功率等级小于工业型燃气透平。航改型燃气透平有双轴和三轴两大类，因此无需辅助电机起动，且速度调节范围一般较大，为额定转速的50-105%。航改型燃气透平对于周围环境温度的变化更加敏感，功率降约为1.2%/。电动机：若用电动机驱动压缩机，因电动机功率非常大，起动时要求昂贵且复杂的VFD 驱动机。VFD 驱动机的速度调节范围很广。电动机可制造成各种功率等级，可实现无级变频调速；迄今为止LNG 工业中最大的电机功率为65MW。电动机的维护要求较燃气透平125、低，且电动机输出功率不受周围环境温度的影响。电动机本身的热效率非常好，输入电力的98%至99%被转化成轴功率。从本项目实际分析，由于项目所用电源是通过自设燃气透平发电而来，若采用电动机驱动，由于气电转化和电机驱动转化为轴功率的额外损失，因此，从整体看，直接采用燃气透平驱动压缩机，热效率高于采用电动机。蒸汽透平：在早期基本负荷型LNG 装置中绝大部分使用蒸汽驱动；但是近20 年来其应用越来越少。它的热效率相对较低，约为24%。蒸汽系统及附属水系统相对复杂，导致投资成本和运行费用较高。但是，运行速度可调范围较宽，可满足任何要求的功率等级。蒸汽轮机一般利用性高，但整体效率需考虑生产蒸汽设备的效率。过126、去20年来已建成的大型装置中，绝大多数都使用工业型燃气透平；航改型燃气透平由于高效和逐渐成熟，近年来应用航改型燃气透平的LNG厂正逐渐增多；电动机驱动和蒸汽轮机应用已经比较少。本项目压缩机驱动机采用航改型燃气透平。4.3.1.4 LNG储罐LNG储罐是接收站的重要设备，其选型要从安全、投资、运行操作费用、环境保护等综合因素考虑。LNG储罐属常压、低温大型储罐。按储罐的设置方式可分为地上罐、地下储罐与半地下储罐。按结构型式可分为：单包容罐、双包容罐、全包容罐和膜式罐。其中单包容罐、双包容罐及全包容罐均为双层，由内罐和外罐组成，在内外罐间充填有保冷材料，罐内绝热材料主要为膨胀珍珠岩、弹性玻璃纤维毡127、及泡沫玻璃砖等。本项目推荐选用全包容罐。地下储罐比地上储罐具有更好的抗震性和安全性，不易受到空中物体的撞击，不会受到风荷载的影响，也不会影响人们的视线。但是地下储罐的罐底应位于海平面及地下水位以上，事先需要进行详细的地质勘察，以确定是否可采用地下储罐这种型式。地下储罐的施工周期较长、投资较高。本项目推荐选用地上罐。1) 单包容罐单包容罐是常用的型式，它分为单壁罐和双壁罐，出于安全和绝热考虑，单壁罐已很少在新建大型LNG接收站及LNG工厂中使用。双壁单包容罐的外罐是用普通碳钢制成，它不能承受低温的LNG，也不能承受低温的气体。单包容罐一般适宜在远离人口密集区，不容易遭受灾害性破坏（例如火灾、爆炸128、和外来飞行物的撞击）的地区使用，由于它的结构特点，要求有较大的安全距离及占地面积。易泄漏是它的一个较大的问题，要求单包容罐罐间安全防护距离较大，周围不能有其它重要的设备。因此对安全检测和操作的要求较高。由于单包容罐的外罐是普通碳钢，需要严格的保护以防止外部腐蚀，外部容器要求经常检查和涂漆。对于大直径的单包容罐，设计压力相应较低，通常情况下，其最大操作压力大约在12kPa（G）。较低的设计压力使蒸发气体的回收压缩系统需要较大的功率，并增加投资和操作费用。单包容罐的投资相对较低，但由于单包容罐的安全性较低，近年来在新建LNG生产厂及接收站已较少使用。2) 双包容罐双包容罐由单包容罐外加一个靠近的由129、低温钢或混凝土建造的高围堤组成，在内筒发生泄漏时，气体会发生外泄，但液体不会外泄，增加了外部的保险，当外界产生危险时其外侧的混凝土墙有一定的保护，其安全性较单包容罐高。根据规范要求，双包容罐不需要设置防火堤但仍需要较大的安全防护距离。当事故发生时，LNG罐中气体被释放，但装置仍在控制中。与单包容罐相同，储罐的设计压力较低，蒸发气体的回收压缩系统需要较大的功率，增加投资和操作费用。双包容罐的投资略高于单包容罐，约为单包容罐投资的110%，其施工周期也较单包容罐略长。3) 全包容罐全包容罐的结构采用9Ni钢内筒、9Ni钢或混凝土外筒和顶盖、底板，外筒或混凝土墙到内筒大约12 m，可允许内筒里的LN130、G和气体向外筒泄漏，它可以避免火灾的发生。由于全包容罐的外筒体可以承受内筒泄漏的LNG及其气体，不会向外界泄漏，其安全防护距离也要小得多。一旦事故发生，装置的控制和物料的输送仍然可以继续，这种状况可持续几周，直至装置停车。当采用金属顶盖时，其最高设计压力与单包容罐和双包容罐的设计相同。当采用混凝土外壁（内悬挂铝质顶板）时，安全性能增高，但投资相应增加一些。设计压力相对较高，蒸发气体的回收压缩系统需要较小的功率，并降低投资和操作费用。全包容罐的投资比单包容罐高，但和双包容罐相差不多。4) 膜式罐膜式罐没有可适用的规范，但可参照EN1473规范。膜式罐采用了不锈钢内膜和混凝土储罐外壁，对防火和安全131、距离的要求与全包容罐相同。但与双包容罐和全包容罐相比，它只有一个筒体。膜式罐的操作灵活性优于全包容罐，这是因为膜式罐不锈钢内膜很薄，没有温度梯度的约束。该类型储罐可设在地上或地下，建在地下时，当投资和工期允许，可选用较大的容积，这种结构可防止液体的溢出，提供了较好的安全设计，可有较大的罐容。该罐型较适宜在地震活动频繁及人口稠密地区使用，但投资比较高，建设周期长。由于本身结构的原因，膜式罐有微量泄漏的缺点。5) LNG储罐的比较及选择LNG罐型的选择要求安全可靠、投资合理、寿命长、技术先进、结构有高度完整性，便于制造；并且要求能使整个系统的操作费用低。地下罐与地上罐相比投资较高、建设周期长。单包132、容罐投资较低，其安全性也较低。双包容罐和全包容罐的投资和建设周期相近，但前者安全水平较低。全包容罐和膜式罐的投资比其他形式的储罐稍高，但由于具有安全性好的优势，被新建接收站普遍采用，另外增加混凝土顶的投资能提供额外保护和工艺优势（较高的操作压力）。膜式地上罐投资和建设周期理论上较全包容罐和地下罐有优势，不利因素是制造商较少。单包容罐、双包容罐与全包容罐相比，罐本身的投资较低，建设周期较短；但是，因为单包容罐、双包容罐的设计压力与操作压力均较低，需要处理的BOG量相应增加较多，BOG压缩机的处理能力相应增加，投资和操作费用也相应增加。因此，LNG罐及相应配套设备的投资相比较，单包容罐、双包容罐操133、作费用要大于全容罐。不同类型LNG储罐的投资及操作费用见表4.3-2。LNG储罐综合比较见表4.3-3。表4.3-2 LNG储罐的投资及操作费用比较表单位：百万美元单包容罐双包容罐全包容罐投资费用LNG罐8085%8085%100%土地费200250%100%100%道路围墙110120%100%100%管线走廊100180%100%100%BOG系统250300%250300%100%总计8085%95100%100%运行费用运行费用450500%110120%100%结合本项目的特点，经过对各种类型储罐的技术经济及安全性的综合对比，混凝土顶及外壁的全包容罐的安全性能、技术经济性能及综合性能134、最优，故推荐选用全包容式混凝土顶地上储罐。格拉德斯通港年最大连续不可作业天数为4天，根据LNG储存单元进料量为0.632 m3/s，计算LNG工厂所需的最小存储容量为218419.2m3，因此确定LNG储罐的有效储存容积为120000 m3，储罐的数量为2座。4.3.1.5 LNG装船泵LNG装船泵输送的LNG属低温易燃介质，因此LNG装船泵不仅要具备承受低温的性能，同时对泵的密封和电气方面安全性能要求很高。本项目LNG装船泵选用潜液泵，泵和电机整体安装在一个密封的空间内，不需要轴封，能解决轴封泄露问题，由于电机也是潜置在LNG液体中，因此，对电机的电气连接、密封及电缆选择要求很高。同时由于L135、NG温度为-160，潜液泵及电机的所有材料必须满足此低温要求。4.3.2 主要工艺设备一览表LNG工厂两条生产线主要工艺设备共计288台（套），其中转动设备75台(套)，静设备213台(套)。转动设备共有43个位号，包括压缩机组13台（套），液力透平2台，燃气透平4台，各种泵56台。压缩机组主要包括混合冷剂压缩机组、丙烷压缩机组和BOG压缩机组等，泵主要包括LNG装船泵及其他输送泵等设备。其中压缩机组、燃气透平及LNG装船泵为关键设备。静设备共有162个位号，包括塔器20台（套），换热器70台（含空冷器），容器123台。其中LNG储罐和绕管式换热器为关键设备。LNG工厂主要工艺设备一览表参见表136、4.3-4。 表4.3-3 LNG罐选型比较表项目单包容罐双包容罐（混凝土外壁）全包容罐（混凝土外壁）膜式地上罐膜式地下罐安全性中中高中高占地多中少少少技术可靠性高高高中中结构完整性低中高中中投资8085%95100%100%95%150180%操作费用中中低低低施工周期, 月28323034323630344252施工难易程度低中中高高观感及信誉低中高中高表4.3-4 主要工艺设备一览表设备名称设备位号主要工艺参数数量备注U-1000气体入口设施进气过滤器0S-1001A/B0S-1002A/B0S-1003A/B体积流量 5400 m3/h材料 CS设计温度 65设计压力 9 MPa(G)137、6计量撬0A-10010A-10020A-1003设计温度 65 设计压力 9 MPa(G)流量 365 t/h3U-1100脱酸气单元吸收塔1C-11012C-1101设计温度 130设计压力 8.26 MPa(G)尺寸（ID x TT） 3470 mm x 21150 mm材料 上部CS 下部CS+SS(复合板)2胺再生塔1C-11022C-1102设计温度 150设计压力 0.35/FV MPa(G)尺寸（ID x TT） 2300 mm x 21456 mm材料 CS+SS(复合板)2闪蒸气干燥塔1C-11032C-1103设计温度 150设计压力 0.91 MPa(G)尺寸（ID x138、 TT） 1300 mm x 4300 mm材料 外壳 CS 内件 SS2贫液冷却器1E-11012E-1101换热面积 286 m2热负荷 2.91 MW材料 CS2胺贫富液换热器1E-1102A/B/C2E-1102A/B/C换热面积 314m2热负荷18.0 MW材料 SS6胺再生塔冷凝器1E-11032E-1103换热面积 341m2热负荷 6.13 MW材料 SS2塔釜再沸器1E-11042E-1104换热面积 1368 m2热负荷 16.1 MW材料：壳侧 CS 管侧 SS2预冷换热器1E-11052E-1105换热面积 290m2热负荷10.1 MW材料：壳侧 CS 管侧 CS尺139、寸（ID x TT） 850 mm x 8020 mm2贫液进料泵1P-1101A/B/C2P-1101A/B/C额定流量 134 m3/h扬程 691 m材料 SS轴功率 385 kW6贫胺增压泵1P-1102A/B/C2P-1102A/B/C额定流量 142 m3/h扬程 97 m材料 SS轴功率 51 kW6胺再生塔回流泵1P-1103A/B2P-1103A/B额定流量 11.1 m3/h扬程 41 m材料 SS轴功率 1.75 kW4胺液排净泵1P-11042P-1104额定流量 3.4 m3/h扬程 38 m材料 CS轴功率 0.55 kW2烃排净泵1P-11052P-1105额定流140、量 3.4 m3/h扬程 166 m材料 CS轴功率 1.32 kW2溶剂补充泵0P-1106额定流量 5.4m3/h扬程 149 m材料 CS轴功率 3.45 kW1洗涤水泵0P-1107额定流量 5.4m3/h扬程 165 m材料 CS轴功率 3.45 kW1贫液过滤器1S-11012S-1101体积流量 24.516 m3/h材料 CS设计温度 130 设计压力 1.58 MPa(G)2活性炭过滤器1S-11022S-1102体积流量 12.276 m3/h材料 CS设计温度 130 设计压力 1.58 MPa(G)2活性炭过滤器后过滤器1S-11032S-1103体积流量 12.276141、 m3/h 材料 CS设计温度 130 设计压力 1.58 MPa(G)2排净回流过滤器1S-11042S-1104体积流量 5.44 m3/h材料 CS设计温度 65 设计压力 2.3 MPa(G)2溶剂储罐0T-1101尺寸（ID x TT）7000 mm x 4500 mm设计温度 65设计压力 0.0005 MPa(G)材料 CS1洗涤水储罐0T-1102尺寸（ID x TT）7000 mm x 4500 mm设计温度 65设计压力 0.0005 MPa(G)材料 CS1原料气气液分离罐1V-11012V-1101设计温度 65 设计压力 8.26 MPa(G)尺寸（ID x TT）2142、300 mm x 7200 mm材料：外壳 CS 内件 SS2胺闪蒸罐1V-11032V-1103设计温度 130设计压力 0.7 MPa(G)尺寸（ID x TT）3100 mm x 6300 mm材料：外壳 CS 内件 SS2酸气分离罐1V-11042 V-1104设计温度 150设计压力 0.35/FV MPa(G)尺寸（ID x TT）1500 mm x 6300 mm材料 外壳 SS 内件 SS2排净罐1V-11052V-1105设计温度 150 设计压力 0.35/FV MPa(G)尺寸（ID x TT）2400 mm x 2700 mm材料 外壳 CS 内件 SS2U-1300脱143、水单元分子筛脱水塔1C-1301A/B/C2 C-1301A/B/C设计温度 350设计压力 8.26 MPa(G)尺寸（ID x TT）3300 mm x 5800 mm材料 CS6再生气加热器1E-1301A/B2E-1301A/B热负荷 8.2 MW材料 CS4再生气冷却器1E-13022E-1302换热面积 200m2总热负荷 4.72 MW材料 CS2再生气压缩机1K-13012K-1301设计流量 33.48 t/h进出口压力 6.44/7.09 MPa(G)进出口温度 40/47 轴功率185 kW2脱水滤水器1S-13012S-1301体积流量 3.6 m3/h材料 CS设计压144、力 8.26 MPa(G)设计温度 3502原料气分离器1V-13012V-1301设计温度 75 设计压力 8.26 MPa(G)尺寸（ID x TT）2000 mm x 9150 mm材料 外壳 CS 内件 SS2再生气分离器1V-13022V-1302设计温度 350设计压力 8.26 MPa(G)尺寸（ID x TT）850 mm x 1700 mm材料 外壳 CS 内件 SS2U-1350脱汞单元脱汞塔1C-13512C-1351设计温度 75设计压力 8.26 MPa(G)尺寸（ID x TT）4200 mm x 4150 mm材料 CS2原料气脱汞后过滤器1S-13512S-13145、51体积流量 9594 m3/h 材料 CS设计温度 75设计压力 8.26 MPa(G)2U-1400液化单元丙烷再生塔1C-14022C-1402设计温度 -45/65设计压力 2.4 MPa(G)尺寸（ID x TT） 2000mm x 4000mm材料 CS2脱氮塔1C-14102C-1410设计温度 -170/65 设计压力 1.04 MPa(G)尺寸（ID x TT）3900 mm x 18900 mm材料 SS2原料气高压丙烷冷却器1E-14012E-1401热负荷 2.3 MW材料：壳侧 CS 管侧 SS2原料气中压丙烷冷却器1E-14022E-1402热负荷 9.9 MW材料146、 壳侧 CS 管侧 SS2原料气低压丙烷冷却器1E-14032E-1403热负荷 12.5 MW材料 壳侧 CS 管侧 SS2主低温换热器1E-14052E-1405热负荷 240 MW材料 SS+Al2解冻气加热器1E-14102E-1410设计温度 35 设计压力 8.26MPa(G)尺寸（ID x TT）500 mm x 4950 mm2丙烷再生塔冷却器1E-14172E-1417设计温度 -45/65 设计压力 2.4 MPa(G)2冷剂压缩机级间冷却器1E-1420A/B2E-1420A/B热负荷 10.9 MW材料 CS4混合冷剂高压丙烷冷却器1E-14212E-1421热负荷 2147、5.3 MW材料 壳侧 CS 管侧 SS2混合冷剂中压丙烷冷却器1E-14222E-1422热负荷 43.6 MW材料 壳侧 CS 管侧 SS2混合冷剂低压丙烷冷却器1E-14232E-1423热负荷 58.4 MW材料 壳侧 CS 管侧 SS2冷剂压缩机后冷却器1E-1424A/B2E-1424A/B热负荷 27.4 MW材料 CS4闪蒸气换热器1E-14302E-1430热负荷 1.98 MW材料 SS2丙烷冷却器1E-1440A/B2E-1440A/B热负荷 10.6 MW材料 CS4丙烷冷凝器1E-14412E-1441热负荷 180.6 MW材料 CS2丙烷过冷器1E-14422E-148、1442热负荷 27.0 MW材料 CS2闪蒸气压缩机一段冷却器1E-14502E-1450热负荷 1.42 MW材料 CS2闪蒸气压缩机二段冷却器1E-14512E-1451热负荷 3.27 MW材料 CS2闪蒸气压缩机出口冷却器1E-14522E-1452热负荷：3.45 MW材料 CS2LNG预冷器1E-14602E-1460热负荷 3.45 MW材料 SS2翅片式空冷器1E-1461A/B2E-1461A/B设计温度 65材料 Al4LNG液力透平1GT-14102GT-1410流量 1319 m3/h设计温度 -170/65 设计压力 8.25 MPa(G)2混合冷剂压缩机1K-14149、20 A/B2K-1420 A/B进口流量 108000 m3/h进出口温度 -36.3/103.8进出口压力 0.35/4.46 MPa(G)轴功率 47349 kW4丙烷压缩机1K-1440A/B2K-1440A/B一段入口流量 125640 m3/h二段入口流量 43200 m3/h三段入口流量 28080 m3/h一段入口温度/压力 36.6/0.01 MPa(G)二段入口温度/压力 -10.6/0.228 MPa(G)三段入口温度/压力 9.6/0.522 MPa(G)进出口压力 1.816 MPa(G)轴功率 33162 kW4燃气透平1KT-1420A/B2KT-1420A/B轴150、功率 80511 kW额定功率 100000 kW4闪蒸气压缩机1K-14502K-1450进口流量 45000 m3/h进出口温度 -64/179进出口压力 0.00/6.4 MPa(G)轴功率 8402 kW2K-1420一段进气混合器1M-1420A/B2M-1420A/B流量 669.06 kg/h设计温度 -70/65设计压力 1.04 MPa(G)4K-1450一段进气混合器1M-14502M-1450流量36.036 t/h设计温度 -170/65设计压力 1.04 MPa(G)2LNG产品泵1P-1401A/B2P-1401A/B额定流量 1272 m3/h扬程 105 m轴功151、率 234 kW4冷剂输送泵1P-14302P-1430额定流量 105 m3/h扬程 900 m轴功率 165 kW 2混合烃输送泵1P-1431A/B2P-1431A/B额定流量 7 m3/h扬程 20 m轴功率 1 kW4丙烷输送泵1P-1446A/B2P-1446A/B额定流量 55 m3/h扬程 20 m轴功率 3 kW4MCHE天然气进料过滤器1S-14012S-1401体积流量 7200 m3/h材料 SS设计温度 -70/65设计压力 8.26 MPa(G)2E-1430天然气过滤器1S-14022S-1402体积流量 7200 m3/h材料 SS设计温度 -70/65设计压力152、 8.26 MPa(G)2E-1406液化天然气过滤器1S-1403 A/B2S-1403 A/B体积流量 1260 m3/h材料 SS设计温度 -170/65设计压力 8.25 MPa(G)4E-1406过滤器1S-1404 A/B2S-1404 A/B体积流量 230.4 m3/h材料 SS设计温度 -170/65设计压力 1.04 MPa(G)4混合冷剂(液体)过滤器1S-1406A/B2S-1406A/B体积流量 1800 m3/h材料 SS设计温度 -70/65设计压力 5.90 MPa(G)4混合冷剂(气体)过滤器1S-14072S-1407体积流量 8460 m3/h材料 SS设153、计温度 -70/65设计压力 5.90 MPa(G)2K-1420一段出口消音器1S-1420A/B2S-1420A/B体积流量 34560 m3/h材料 CS尺寸（ID x TT）305 mm x 1516 mm4K-1420二段出口消音器1S-1421A/B2S-1421A/B体积流量 16200 m3/h材料 CS尺寸（ID x TT）305 mm x 1516 mm4K-1440A/B出口消音器1S-1440A/B2S-1440A/B体积流量 27000 m3/h材料 CS尺寸（ID x TT）305 mm x 1516 mm4K-1450一段出口消音器1S-14502S-1450体积154、流量 11520 m3/h材料 CS尺寸（ID x TT）305 mm x 1516 mm2K-1450二段出口消音器1S-14512S-1451体积流量 3960 m3/h材料 CS尺寸（ID x TT）305 mm x 1516 mm2K-1450三段出口消音器1S-14522S-1452体积流量 1152 m3/h材料 CS尺寸（ID x TT）305 mm x 1516 mm2低压混合冷剂入口罐1V-1420A/B2V-1420A/B设计温度 -70/65 设计压力 1.04 MPa(G)尺寸（ID x TT）5200 mm x 8000 mm材料 SS4混合冷剂分离罐1V-14252155、V-1425设计温度 -70/65 设计压力 5.90 MPa(G)尺寸（ID x TT）4400 mm x 18000 mm材料 SS2冷剂输送罐1V-14302V-1430设计温度 -45/65 设计压力 1.04 MPa(G)尺寸（ID x TT）6400 mm x 13000 mm材料 CS2排净罐1V-14312V-1431设计温度 50 设计压力 0.157 MPa(G)尺寸（ID x TT）1000 mm x 2000 mm材料 CS2丙烷缓冲罐1V-14402V-1440设计温度 -45/65 设计压力 2.4 MPa(G)尺寸（ID x TT）4400 mm x 16000 156、mm材料 CS2低压丙烷入口罐1V-1441A/B2V-1441A/B设计温度 -45/65 设计压力 1.6 MPa(G)尺寸（ID x TT）2700 mm x 6000 mm材料 CS4中压丙烷入口罐1V-1442A/B2V-1442A/B设计温度 -45/65 设计压力 1.6 MPa(G)尺寸（ID x TT）2700 mm x 6000 mm材料 CS4高压丙烷入口罐1V-1443A/B2V-1443A/B设计温度 -45/65 设计压力 1.6 MPa(G)尺寸（ID x TT）2200 mm x 6000 mm材料 CS4丙烷输送罐1V-14462V-1446设计温度 -45/157、65 设计压力 2.4 MPa(G)尺寸（ID x TT）1600 mm x 6000 mm材料 CS2 燃气透平冷却水储罐1V-1461A/B2V-1461A/B设计温度 65设计压力 0.75 MPa(G)尺寸（ID x TT）8000 mm x 16000 mm材料 CS4U-1600冷剂储存乙烯脱汞床0C-1601设计温度 -104/75设计压力 2.43 MPa(G)尺寸（ID x TT）1500 mm x 6000 mm材料 SS1丙烷脱汞床0C-1602设计温度 -45/50设计压力 1.43 MPa(G)尺寸（ID x TT）2000 mm x 8000 mm材料 CS1乙烯泵158、0P-1601A/B额定流量 25 m3/h扬程 680轴功率 30 kW2丙烷泵0P-1602A/B额定流量 117 m3/h扬程 300 m功率 65 kW2乙烯卸车泵0P-1603A/B额定流量 87 m3/h扬程 435 m功率 85 kW2丙烷卸车泵0P-1604A/B额定流量 50 m3/h扬程 55 m功率 5 kW2乙烯过滤器0S-1601体积流量 57.6 m3/h材料 SS设计温度 -104/75设计压力 2.43 MPa(G)1丙烷过滤器0S-1602体积流量 50.4 m3/h材料 CS设计温度 -45/75设计压力 1.43 MPa(G)1乙烯储罐0T-1601有效容159、积 450 m3设计压力 2.43 MPa(G) 设计温度 -104/75 1丙烷储罐0T-1602有效容积 2100 m3设计压力 1.43 MPa(G)设计温度 -45/75 1丙烷分子筛床 0V-1601设计压力 1.43 MPa(G)设计温度 -45/75 尺寸（ID x TT）1500 mm x 6000 mm材料 CS1U3100 and U3400 LNG储存和装船系统BOG压缩机二段冷却器0E-3401热负荷 1.1 MW材料 CS1BOG压缩机后冷却器0E-3402热负荷 1.1 MW材料 CS1BOG压缩机0K-3401进口流量 19800m3/h进出口温度 -129/75160、进出口压力 0.005/7.5 MPa(G)轴功率 3450 kW1LNG装船泵0P-3401 A/B/C/S额定流量 2000 m3/h扬程 110 m轴功率 373 kW4LNG装船泵0P-3402 A/B/C额定流量 2000 m3/h扬程 110 m轴功率 373 kW3LNG液体返回泵0P-3403A/B额定流量 29 m3/h扬程 110 m轴功率5 kW2装船管线排净泵0P-34040P-3405额定流量 144 m3/h扬程 80 m轴功率20 kW2LNG码头排净泵0P-3406额定流量 150 m3/h扬程 110 m轴功率 30 kW1LNG过滤器0S-3401/02/0161、3体积流量 6012 m3/h材料 SS设计温度 -170/65设计压力 0.35 MPa(G)3LNG 储罐0T-31010T-3102有效储存容积120000 m3设计温度 -170/65设计压力 -0.0005/0.018 MPa(G)材料 9Ni钢+CS2BOG缓冲罐0V-3401设计温度-170/65设计压力 0.35 MPa(G)尺寸（ID x TT）1800 mm x 5600 mm材料 SS1LNG码头排净罐0V-3402设计温度 -170/65设计压力 0.35 MPa(G)尺寸（ID x TT）3200 mm x 11600 mm材料 SS1LNG装船臂0Z-3401A/C162、/D设计温度 -170/65设计压力 1.6 MPa(G)装船能力4000 m3/h3气相返回臂0Z-3401B设计温度 -170/65设计压力 0.35 MPa(G)气相返回能力 11000 m3/h1注：“1”表示第一条生产线，“2”表示第二条生产线，“0”表示两条生产线共用。4.4 设计中采用的主要标准及规范表4.4-1 设计中采用的主要标准和规范序号标准、规范名称标 准 编 号1Standard for the Production, Storage, and Handling of Liquefied Natural GasNFPA 59A-20092Installation and163、 Equipment for Liquefied Natural Gas-Design of Onshore Installation EN 1473-20073Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries, Part I - Sizing and Selection API 520(I)-20004Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries, Part II Ins164、tallation API 520(II)-20035Guide for Pressure-Relieving and Depressuring SystemsAPI 521-20076Design and Construction of LP Gas InstallationsAPI STD 25107Centrifugal Pumps for Petroleum, Petrochemical and Natural Gas IndustriesAPI 61010th8Axial and Centrifugal Compressors and Expander-Compressors for165、 Petroleum, Chemical and Gas Industry API 6177th 9Reciprocating Compressors for Petroleum, Chemical and Gas Industry API 6184th10Pumps-shaft Sealing Systems for Centrifugal and Rotary Pumps API 682 3rd 11Lubrication, Shaft-Sealing, and Control-Oil Systems and auxiliaries for Petroleum, Chemical and 166、Gas Industry Services Fourth EditionAPI 6144th 12Machinery Protection SystemsAPI 6704th 13Special-Purpose Couplings for Petroleum, Chemical, and Gas Industry Services API 6713rd 14Special Purpose Gear Units for Petroleum, Chemical and Gas Industry Services API 6134th 15Technical Specifications for C167、entrifugal pumpsClass ISO 519916Boiler and Vessel Code ASME Section VIII, Div. 1 and 2,17Standards of the Tubular Exchanger Manufacturers Association TEMA17Air-Cooled Heat Exchangers for General Refinery Services API 66118Plate Heat Exchangers for General Refinery Services API 66219Flat Bottomed, Ve168、rtical, Cylindrical Storage Tanks for Low Temperature Service BS 777720Unfired Pressure Vessel Code AS 12105 原料、辅助材料及燃料供应5.1 原料供应来自Surat和Bowen盆地的煤层气，经压缩后通过专用输气管道送至集气站（GGS），在集气站进行压缩和初步干燥处理后达到管输气水露点要求，再通过输气管道送至LNG工厂，进厂区压力为7.7 MPa(G)，水露点-10左右。原料气数量和规格分别见表5.1-1和表5.1-2。表5.1-1 原料气数量序号原料名称单位数 量备 注1煤层气104t/169、a900.5合计104t/a900.5原料气的组成仅包括氮气、甲烷和二氧化碳，具体参见表5.1-2。表5.1-2 原料气组成工况AGAAHNAALNHA氮气(mol%)1.653.01.33甲烷(mol%)98.0196.098.47二氧化碳(mol%)0.3410.2总计100100100注：各种工艺工况说明：AGAA：平均气质组成、平均环境温度；HNAA：含氮量高原料气、平均环境温度；LNHA：含氮量低原料气、环境温度高。原料中其他微量杂质的设计值参见表5.1-3。表5.1-3 原料中杂质含量组成单位含量H2Sppmv0.2COSppmv1.3C1SHppmv0.2C2SHppmv0.5总170、硫ppmv10Hgg/m3(N)1O2 ppmv25C6H6mg/Sm36Arppmv75Heppmv100RnBq/Sm3200注：表中H2S、总硫和汞含量可测，其他杂质含量不可测，采用典型经验数据。5.2 辅助材料供应装置中的主要辅助材料包括乙烯、丙烷、MDEA、哌嗪、4A分子筛及载硫活性碳，具体消耗参见表5.2-1。表5.2-1 主要辅助材料表 序号材料名称数量来源备 注一次填充正常消耗1乙烯200 t-外购2丙烷840 t-外购3MDEA114.6 t6.88 t/a外购4哌嗪18.6 t1.12 t/a外购54A分子筛240 m3-外购每3年更换一次6载硫活性碳105 m3-外购每6171、年更换一次由于煤层气几乎不含重组分，不能提取出丙烷作为制冷剂，因此丙烷需要外购，另外乙烯也需要外购，以满足开车及正常操作时冷剂的补充。(1) 乙烯表5.2-2 乙烯规格规格含量乙烯最小 99.8 mol%甲烷和乙烷最大 1500 ppm mol丙烷和重烃最大100 ppm mol汞最大10 ng/Sm3腐蚀性化合物，铜带最大No 1硫化氢最大5 ppm mol硫(总)含量 ppm (wt)最大0含水量 ppm (wt)最大0注：大多数乙烯供应商不能保证乙烯中汞的最大含量，因此乙烯储存装置设置脱汞床。(2)丙烷表5.2-3 丙烷规格规格含量乙烷最大 2 liq vol %丙烷最小 95 liq 172、vol %异丁烷-正丁烷-总丁烷最大 4 liq vol %异戊烷和重烃0总烯烃最大0.1 liq vol %腐蚀性化合物，铜带最大No 1b硫化氢最大5 ppm vol硫 (总)含量 ppm (wt)最大30含水量 ppm (wt)最大10注：外购丙烷不应含有丙烯、硫醇或烯烃。(3)MDEA和哌嗪脱酸气溶剂由43wt%甲基二乙醇胺(MDEA)，7wt%哌嗪，50wt%水组成，从而满足设计工况气体处理要求。MDEA和哌嗪可以作为通用化学品进行单独购买，也可以从溶剂供应商购买配好的溶剂。MDEA和哌嗪的规格如下表。表5.2-4 MDEA规格参数规格形态液态MDEA 99.0 wt%伯胺和仲胺 1173、000 ppmw水 0.5 wt%比重 (20/20)分子量119.2颜色 99.7 wt%水 0.5 wt%密度 (20)1.1 g/cm3分子量86.2颜色 50 APHA(4)4A分子筛脱水剂采用4A分子筛。每3年更换一次，以保证脱水单元的性能。分子筛脱水塔中分层装填不同粒径的4A分子筛，分别为1/8和1/16。(5)脱汞剂脱汞剂采用载硫活性碳，寿命不低于6年。载硫活性炭颗粒粒径3mm。5.3 燃料供应装置中燃料气自给自足，用于燃气发电和冷剂压缩机驱动，主要来源于原料气及闪蒸气和BOG气。表5.3-1 燃料气规格及消耗组成甲烷 (mol%)85氮气 (mol%)15二氧化碳 (mol%)174、0(0.1)规格压力(kPa(G) 设计条件8100压力(kPa(G) 操作条件6000温度() 设计条件65温度() 操作条件34流量 (kg/s)26.36 自动控制6.1 研究范围及依据6.1.1 研究范围XXXX能源项目LNG工厂分两期进行实施，共建设4条LNG生产线，一期工程建设两条LNG生产线，单线能力为400万吨/年，未来拟新增两条生产线。本报告中自动控制研究范围包括：一期工程的工艺装置、公用工程和辅助设施及储运系统的自动控制系统及安全联锁保护。本报告中工艺装置主要包括：进气设施、脱酸单元、脱水单元、脱汞单元、液化单元。LNG工厂的公用工程和辅助装置主要包括：供电系统、热水系统、175、循环冷却水系统、新鲜水系统、燃料气系统、生活及生产用水系统、除盐水系统、仪表空气系统、氮气系统、柴油系统、火炬系统。LNG工厂的储运系统主要包括：冷剂储存、LNG储存、LNG装船。6.1.2 研究依据BOD和BDP中与自动控制有关的内容。6.2 全厂控制系统及仪表选型6.2.1 全厂控制的总体水平LNG工厂将设置一个全厂中央控制室，拟采用集散型控制系统(DCS)，对新建的生产装置、储运系统和公用工程系统等进行集中操作、控制和管理，控制水平达到国际同类工厂的先进水平。装置和配套的生产系统将设置DCS、安全仪表系统(SIS)、可编程序逻辑控制器(PLC)、火灾报警和可燃/有毒气体检测报警系统(FG176、S)、监视电视系统（CCTV）等。LNG工厂将实现生产装置和配套系统（单元）控制、管理、经营一体化，各生产装置、储运系统以及公用工程的自动控制将到国际同类工厂的先进水平。各工艺装置、储运系统以及公用工程设施采用DCS进行过程控制、检测和操作管理，在中央控制室进行集中操作和管理。LNG工厂自动控制系统能够实时监控生产过程、储运、公用工程、原料和产品进出厂、产品质量等全过程，它是全厂操作、监视和控制的核心和基础。主要包括：1) 分散型控制系统（DCS）2) 安全仪表系统（SIS）3) 火灾报警和可燃气体/有毒气体检测系统（FGS）4) 仪表设备管理系统（AMS）5) 在线分析仪表系统 （AMADA177、S）6) 设备配套控制系统（PLC）7) 转动设备监控系统8) 罐表系统（TDAS）9) 电气网络监控系统（ENMC）10) 进界区计量撬及装船系统11) 监视电视系统（CCTV）12) 管道泄漏监测系统（LDS）6.2.2 选型原则应用于本项目的所有仪表设备或系统应是技术先进、性能可靠，适用于本工程且是制造商业已成熟的产品，应为近年来在国际同类装置中应用广泛，且被证明是可信赖的产品或系统。控制系统在满足功能需求的前提下，应从安全性、可靠性、实时响应性、可维护性、可扩展性及费用等方面综合考虑，选择技术成熟、性能/价格比高、经过实际运行检验过的系统和用户易于使用、维护的硬件和软件。选用的测控仪表178、应技术先进，运行可靠，安全耐用，有较好的动态特性，高精度，复现性好，操作方便，易于维护，经济合理，且满足检测和控制的要求。满足工艺条件的前提下，尽量减少仪表种类及型号，以便于供应商维护支持及简化备件。应用于本项目的关键仪表设备设计使用寿命应大于工厂寿命。6.2.3 控制系统选型1) 集散控制系统（DCS）DCS系统是一个综合、集成、灵活配置、标准化的过程控制系统，其选型原则如下：(1) 技术水平应采用近几年发展和改进的新技术和新系统，应具有开放系统的基本结构，扩展方便，具有先进可靠的硬件。(2) 系统冗余系统应具有完备的冗余技术，包括设备冗余和工作性能冗余，控制站或控制器、各级网络通讯设备和部179、件、主机电源及通道电源设备、控制回路的I/O卡件等应1:1冗余。(3) 系统的扩展性所有I/O通道应有15%的备用量，I/O卡件插槽应预留15%的余量。除此之外系统具有在线扩展的能力。(4) 系统的开放性系统可以与另一个符合ISO/OSI通讯标准的系统联网通讯。可以增加较简单或标准的接口与以太网联网。(5) 系统的可靠性系统的平均无故障时间(MTBF)和平均维护时间(MTTR)的指标应该是先进的。(6) 系统维护与故障诊断系统应具有完善的硬件、软件故障诊断和自诊断功能，自动记录故障报警并能提示维护人员进行维护。系统的各种插卡应能在线插拔、更换。系统需考虑项目未来扩建工程的扩展性和兼容性。2) 180、安全仪表系统（SIS）为了确保装置和重要的工艺设备以及大型机组的安全，确保生产人员的安全，装置应设置高可靠性的安全仪表系统(下称SIS)，实施装置和重要设备的紧急停车和安全联锁保护。SIS系统主要技术性能要求：系统应采用以PLC为基础的、冗余容错结构故障安全型系统，安全度等级应按照装置SIL等级分析的要求进行设置。具有完善的故障自诊断功能、事件顺序记录功能(SOE)和与DCS通信的功能。为了保证SIS系统的高可靠性，考虑如下原则：(1) 独立于DCS系统之外；(2) 事故安全型(失电动作)；(3) 系统的安全等级与装置的安全等级相适应；(4) 逻辑结构采用子系统块的连接方式；(5) 合理考虑输181、入/输出卡件的冗余配置和现场一次动作元件的冗余设置；(6) 有足够的操作员接口；(7) 有自动/半自动(手动)灵活的操作手段；(8) 有足够的旁路维修开关；(9) 具有故障诊断技术和毫秒级第一事故区分功能和报警打印机；(10) 可与DCS系统通讯。(11) 其扩展能力强，卡件能在线插拔和更换。3) 火灾报警和可燃/有毒气检测报警系统（FGS）火灾报警和可燃/有毒气检测报警系统（FGS）的检测点数量，探测器类型、位置通常由危险评估工具确定，通过HAZID、HAZOP和IPF分析发布。在本装置区内，根据装置的泄漏源的分布，设置足够的可燃气体和毒气检测报警器探头,并将其引入火灾报警和可燃/有毒气检测182、报警系统。根据厂区各装置的特点，在装置及罐区周围设置手动火灾报警按钮；在无人值守的建筑方内,如仪表/电气机柜间、FAR等，设置VESDA(Very-early-smoke-detection- alarm)系统；根据标准要求设置感温、感烟探测器、火焰探测器等。所有检测信号送FGS系统。FGS系统可实现报警及相应的联动功能，同时FGS系统将信号上传DCS。DCS在中央控制室的操作屏上设模拟画面。在消防站同时要设置模拟盘显示厂区内所有火灾和可燃气监测点。FGS系统带事件顺序记录功能；FGS系统的所有报警信号在DCS系统同时报警、记录。4) 仪表设备管理系统(AMS)为了保证装置高效、长周期、稳定运183、转，设有仪表设备管理系统(AMS)等。仪表设备管理系统(AMS)主要完成对本装置现场仪表、调节阀进行维护、校验和故障诊断的管理功能。AMS软件包由DCS厂商成套提供。5) 转动设备监控系统气体透平、压缩机、关键泵及其它透平/压缩机组要配备在线监控系统，对设备的机械状况和运行状况进行监控。系统要具备机械运行状况诊断、辅助预诊等功能。系统可与DCS进行通讯，交换数据。6) 监控电视系统（CCTV）本项目中的CCTV系统是能够实现本项目工艺装置高度监视管理的安全防护系统，能够实现在控制室的集中管理。厂区围墙及大门、LNG储罐、压缩机厂房、火炬等重要区域应设摄像头。7) 储罐管理系统储罐管理系统将利用184、LNG储罐现场检测仪表的测量数据，并采用专用软件对LNG储罐内介质的液位、温度、压力、密度等参数进行实时监测，避免储罐内发生液体分层、翻滚以及气体超压、负压等危险情况。此外，还可根据测量参数计算出储罐内LNG的体积、重量以及库存管理所需的其它信息，便于生产管理和实际运行操作。储罐管理系统采用专用软件，运行在专用的计算机工作站上。储罐管理系统与DCS采用网络的形式连接，将现场传送到DCS中的其它储罐相关参数采集到该系统中，进行数据存储、处理和显示。8) 进界区计量撬及装船系统计量撬包括超声波流量计、流量计算机、温度变送器、压力变送器、DBB双向密封阀等现场仪表和阀门，拟由国外著名仪表厂家成套供货185、。计量及控制信号引到中央控室DCS系统。计量撬同时要提供品质测量仪表（QMIs）,如气相色谱、密度分析仪等,对气体进行品质分析。分析仪表数据要送到AMADAS系统进行监控和标定。LNG装船控制通过罐表实现定量控制。要提供LNG品质测量。9) 在线分析仪表系统 （AMADAS）在线分析仪表系统 （AMADAS）需提供分析仪表的运行日志，标定数据确认，统计数据处理，通过操作员实现分析仪确认初始化，通过质检维护员初始化分析仪标定值。10) 电气网络监控系统（ENMC）电源分配系统、电功率消耗、开关位置、变压器等都要通过电气网络监控系统监测。全厂的主电路状况、参数都要通过数据线上传DCS。对于DCS发186、出的电机控制信号或是由IPS发出的联锁信号都要求用硬线连接，并要有继电器隔离。11) 火炬气体监测流量计量包要求安装在火炬管线，超声波流量计要求作为主要流量计量仪表。12) 管道泄漏监测系统（LDS）（由输气管线EPC承包商负责）LDS系统由LDS厂商成套供应。LDS系统数据可以上传到DCS。6.2.4 仪表选型应用于本项目的所有仪表、控制设备或系统应是技术先进、性能可靠，性价比高，适用于本工程且是制造商业已成熟的产品。所选用的仪表必须具有高可靠性、能满足所需精确度要求；满足所处区域的环境条件和防爆等级要求；安装在工艺管道和设备上的仪表必须满足所处位置的压力等级和温度要求。在本项目中，由于LN187、G介质处于深冷状态 (温度为-160 -170)，所选相应仪表需能够承受低温的要求。需信号远传的检测仪表采用现场总线仪表和气动阀门，阀门泄漏等级均不低于IV级。应用在LNG或NG管线上的开关阀应为防火设计，满足API 607FA版次4和API 6D的设计要求。现场检测仪表一般采用基金会现场总线（FF）仪表，对于参与安全联锁、火气系统仪表或是没有总线型的仪表采用420mADC (二线制)带HART协议。开关量信号为无源接点信号。现场仪表及控制阀门应适应当地环境和介质条件。仪表及其外壳、仪表配管和安装材料应能耐介质和环境的腐蚀。仪表的电气部分应符合所在区域防爆等级和防护等级要求。仪表的防护等级室外188、应不低于IP65、室内不低于IP55。选用先进可靠、免维护或维修方便的仪表。仪表型号应尽量一致，以减少仪表品种。对于粘稠、腐蚀、易结晶的介质，压力、差压测量采用隔膜隔离，隔膜材质视介质确定。特殊情况下，也可采用隔离液或冲洗油。校验仪表：除各装置专用校验仪表、维修工具外，通用的校验仪表、仪器由全厂统一考虑，满足维修、维护的需要。6.3 工艺装置自动控制方案6.3.1 工艺装置主要控制方案工艺装置主要采用单回路控制。净化单元、液化单元控制有分程、串级等复杂控制，LNG储罐的液位采用液位、温度和密度综合控制。工艺装置控制方案详见工艺过程控制说明，主要单元控制简述如下：1) 进气设施(1) 对原料气进189、气量进行计量；(2) 紧急情况下，对进气设施进行切断、隔离保护；(3) 原料气总管压力和进气流量进行串级控制。2) 脱酸气单元(1) 检测、控制原料气气液分离罐的液位；(2) 检测、控制进入吸收塔原料气的温度；(3) 检测、控制进入吸收塔贫胺液的流量；(4) 检测、控制进入吸收塔贫胺液的温度；(5) 检测、控制胺闪蒸罐的压力，其液位与胺再生塔进口富胺液流量进行串级控制；(6) 检测、控制出再生塔塔底贫胺液的流量；(7) 检测、控制酸气分离罐的压力，其液位与胺再生塔贫胺液流量进行串级控制；(8) 检测胺再生塔塔釜压力；其压力与塔釜再沸器的温度和流量进行串级控制。3) 脱水单元和脱汞单元(1) 原190、料气高压丙烷冷却器原料气的出口温度和原料气高压丙烷冷却器的压力进行串级控制；(2) 分子筛脱水塔进出口切断阀顺序控制系统，对分子筛吸附、再生和冷吹过程进行自动切换；(3) 再生气加热器出口再生气温度和分子筛脱水塔出口再生气流量串级控制；(4) 检测、控制再生气分离器的液位；(5) 检测、控制再生气分离器的压力；(6) 再生气压缩机组自带的控制系统能独立完成机组所有的运行操作。4) 液化单元和冷剂储存单元(1) 检测、控制主低温换热器的压力；(2) 检测、控制主低温换热器出口LNG产品温度、流量；(3) 检测、控制脱氮塔的压力；(4) 脱氮塔液位与LNG产品流量进行串级控制；(5) 对冷剂进行在191、线色谱分析以实时监测冷剂组分含量；(6) 混合冷剂压缩机组、丙烷压缩机组自带的控制系统能独立完成机组所有的运行操作；(7) 丙烷压缩机出口压力、温度串级控制；(8) 检测、控制丙烷再生塔冷却器的液位；(9) 丙烷再生塔压力和塔顶气相出口流量进行串级控制；(10) 检测、控制原料气高压、中压、低压丙烷冷却器的液位；(11) 检测、控制混合冷剂高压、中压、低压丙烷冷却器的液位；(12) 检测、控制乙烯卸车泵的出口流量；(13) 检测、控制乙烯泵的出口流量；(14) 检测、控制乙烯储罐的压力；(15) 检测、控制丙烷卸车泵的出口流量；(16) 检测、控制丙烷泵的出口流量；(17) 检测、控制丙烷储罐192、的压力。5) LNG储存单元和装船单元(1) 检测、控制LNG储罐液位、压力；(2) 储罐超压保护：当储罐超压，第一级保护打开相应切断阀，超压气体排入火炬系统；(3) 储罐负压保护：第一级保护停BOG压缩机，并且关闭相应截断阀。第二级保护通过安装在罐顶的真空阀实现；(4) 储罐高液位保护：当储罐液位超高时，关闭进液截断阀，停止进液；(5) 储罐低液位保护：当储罐液位超低时，停止LNG装船泵；(6) LNG储罐内部设置多点平均温度计，用于检测罐内固定高度的LNG的温度；(7) 内罐底部和罐体设置温度检测温点，用于监测预冷操作和正常操作时罐内的温度；(8) 对LNG装船量进行计量；(9) 紧急情况193、下，对LNG装船单元进行切断、隔离保护。主要的联锁保护包括如下子系统：(1) 全厂手动停车联锁(2) 原料气入口压力联锁(3) CO2/H2O 含量超高联锁(4) 脱水单元高温联锁(5) 原料气分离器高高液位联锁(6) 再生气压缩机停机联锁(7) 冷剂压缩机停机联锁装置控制点规模（两条线）：DCS检测点AI约2000点，AO约500点,DI点约2000点，DO点800。SIS检测控制点数约1200点。6.3.2 仪表选型及成套供应范围1) 流量仪表(1) 孔板流量测量通常采用同心的带有法兰取压或角接取压的直角边孔板。孔板的材质采用不锈钢。孔板的计算、口径和安装，“上游”、“下游”直管段长度以及194、取压孔应符合ISO 5167要求。(2) 孔板法兰和计量管段通常采用焊颈孔板法兰并带有法兰取压，低温测量法兰最低等级为300lb。为保证测量准确度，应采用定位安装器，以满足ISO 5167所要求的孔板同心度。(3) 经典文丘里管经典文丘里管用于测量LNG、泥浆或悬浮固体或要求高流速、低压力损失的场合。ISO 5167的要求适用于经典文丘里管的计算、尺寸、上游和下游直管段长度以及取压。经典文丘里管最小“上游”“下游”直管段长度值，应满足ISO 5167表1和表2中没有圆括号(“零附加不确定”值)的值。(4) 测量范围选择仪表的差压范围，应使直径比 () 值在0.250.75之内。优先采用差压值：195、5kPa,12.5kPa,25kPa,50kPa,100kPa。仪表测量范围的选择应满足：正常流量范围在仪表量程的70%与80%之间。最小和最大流量范围在仪表量程的30%与95%之间。流量计将传送带工程单位的线性测量值。(5) 差压测量装置由基本流量元件产生的差压，用差压变送器(电容式，扩散硅式，或类似类型)来测量。变送器过程连接应为1/2 NPT。(6) 超声波流量计超声波流量计适用于天然气、水等介质测量。超声波流量计的精度(包括线性、滞后和重复性)应优于全量程1.0%或更好。(7) 安装除差压设备外，上述列出的各种流量计的安装应按制造厂家推荐的安装要求进行。2) 液位仪表(1) 液位计液位196、测量可采用差压液位变送器、导波雷达液位计、浮筒液位计等，就地指示液位检测仪表采用磁翻板液位计。对于生活及生产用水罐采用静压式液位计；液位报警采用电容式液位开关。(2) LNG储罐液位计在LNG储罐上安装自动、多传感器探测设备，储罐的顶端安装的电子控制模块用于连续测量液位和密度，并提供对温度和压力的监视。这些参数通过控制模块和电动-机械驱动装置共同操作，使多参数检测器在LNG储罐内进行定位及多参数测量。根据控制系统发出的命令，探测器通过驱动装置在罐内垂直移动，在系统设计中应考虑对探测器的自动和手动控制功能。储罐内所有的系统元件在任何时候都应能够从罐内取出，以便进行检查和维修。系统需要有效地检测出197、LNG密度分层，以便采取有效措施避免LNG的翻滚。应设计两种储罐测量系统用于储罐测量，分别采用伺服液位计和雷达液位计。储罐应安装两个独立工作的液位测量系统。LNG储罐测量系统测量或计算过程参数并通过接口单元与DCS控制系统通讯传送至DCS。接口单元提供以太网口或PC/server与DCS通讯。通讯采用光纤、串口RS-485 Modbus RTU。在LNG罐顶应安装一个具有远程诊断能力的微处理机控制单元。其数据将用于DCS转运核查计算、LNG储罐存量及液位、温度和压力指示。为了可以就地显示储罐液位，在地面上应安装就地电子指示仪，该显示仪与现场液位变送器串联连接。(3) 储罐液位、温度和密度测量(198、LTD)选用伺服液位计(STG)用于测量液位、温度和密度(LTD)，可以测量范围包括约40m的整座储罐的液位、温度和密度。LTD变送器应安装在配套提供的标定腔上，通过全通径球阀或闸阀与罐顶连接法兰连接。金属测量线应采用低温度膨胀性能的合金。位于伺服变送器腔内的轮毂应具有全温度范围内的补偿。伺服-机械机构应采用磁耦合或其他适宜的技术与伺服驱动变量步进器耦合，以便暴露于罐内介质中的轮毂腔与仪表腔隔离。 仪表腔应气密，防止可燃蒸汽进入仪表腔并泄露至外面大气中。液位、温度和密度(LTD)储罐液位测量系统应能够提供储罐液位、温度和密度实时指示，报警和趋势。所有计算，如总体积、在线密度等，应在每个储罐的接199、口单元内完成。(4) 储罐伺服液位计(STG)伺服液位计(STG)应独立于LTG罐测量系统，专门用于液位测量，其应连续测量液位，并给安全仪表系统(SIS)提供HH液位报警/联锁所需的信号。(5) 储罐雷达液位计储罐雷达液位计提供安全仪表系统(SIS)所需的储罐全量程高报、高高报、低报和低低报警。由于LNG对雷达波的低反射率，故雷达液位计需要提供锥形天线，并设置导波管。导波管与雷达天线安装在一起，以确保雷达波的平稳传输。导波管将从罐顶直接到罐底进行固定，罐底需没有底板移动发生，例如在刚性基础上的储罐。为了准确检测到LNG储罐不同位置的液位，在套管上每隔一定的间距应设有导流孔。雷达变送器应带有4个200、独立可调整的液位报警干接点：高报、高高报、低报、低低报警至SIS，用来提供安全仪表系统(SIS)所需的操作功能。雷达液位计在现场操作、测试和应用时，不应产生对人员危害水平的微波能量，微波能量应小于2毫瓦(mW)。3) 压力测量仪表(1) 变送器压力变送器和差压变送器应为电容式、扩散硅式或相类似测量原理的产品。当用于测量低温介质时，变送器应采用远程安装，并且与引压点保持最小5米的距离，以确保变送器的安装位置能够达到常温。(2) 压力表压力表(绝大多数都是弹簧管式)应该有直径为100mm(4)的刻度盘，1/2NPT底部过程连接，不锈钢压力测量元件和带爆破片的不锈钢外壳。用于LNG的压力测量，应采用201、机械作用的膜片式压力表，或采用有隔膜密封件和耐低温(至少-165)灌充液的压力表。在可能产生振动的检测点，选用耐振压力表。4) 温度测量仪表(1) 电阻温度计(RTD)Pt100(RTD)应作为LNG的主要测温元件。双支RTD温度传感器适合用在LNG储罐中预定液位处温度的检测。双支RTD温度传感器由主传感器和备用传感器组成。主、备传感器的选择，应能够在中央控制室工程师工作站上完成。(2) 双支RTD温度传感器：第一个双支热电阻位于LNG储罐底部附近液相。第二个双支热电阻永远位于气相(在LNG储罐顶部)。温度测量信号应送至液位测量系统用于补偿液位测量。LNG泄漏的低温检测也采用Pt100的RTD202、温度传感器。用于LNG储罐内罐罐壁温度测量的仪表采用表面热电阻温度计。储罐内LNG液相温度测量采用多点平均温度计。温度计测量点数不低于16点。(3) 温度变送器温度测量元件(RTD或热电偶)应该配有工业用接线盒来连接两线制带HART协议的智能型变送器。另外，准确度应该优于全量程的0.25%。测量LNG时，温度变送器应采用远程安装。(4) 就地温度计介质温度高于-80的就地温度检测仪表采用双金属温度计，介质温度低于-80时，就地温度指示采用压力式温度计，压力式温度计温包内填充的工作介质必须能够满足LNG的温度测量要求。就地温度计采用万向型表头，表头直径100mm。(5) 多点温度检测元件除LTD203、罐表系统外，至少设置一套多点温度检测元件用于检测LNG储罐不同液位的温度。测量元件选用RTD。测量点数最少18点。测量信号送至储罐管理系统行进处理，然后通过以太网或串行通讯与液位信号一起送至DCS。5) 分析仪 采用在线气相色谱分析仪对LNG组份(摩尔百分比含量)进行分析。(1) 气相色谱分析仪气相色谱分析仪及其相关的控制器应连续在线进行气体质量分析。气相色谱分析仪及其相关设备应安装在分析小屋内，分析小屋放置在户外。气相色谱分析仪的旁路管线和气相色谱分析仪的废气应被收集起来，通过放空管排放到屋顶上空。控制器应配有10/100M以太网接口，采用TCP/IP通信协议。另外，至少应提供1个RS232204、/RS485串行口与DCS。气相色谱分析仪必须具有标定功能，标定周期是可调的。气相色谱分析仪应有自诊断功能。所有的事件和报警记录应该传输至DCS。气相色谱分析仪外壳防护等级不低于IP65。气相色谱分析仪检测器采用TCD (Thermal conductivity Detector)原理，检测器重复性优于0.1%。6) 控制阀(1) 阀门材质阀体材质和等级应至少符合所处位置的压力、温度等工艺对材质的要求，低温控制阀至少应配置300# RF法兰。一般情况下需要以下材料：铸造或锻造碳钢通常用于无腐蚀性介质，且温度在-5400范围的场合。合金钢通常用于腐蚀性介质，用于有闪蒸以及温度大于等于400或小于205、等于-5的场合。304/304L 和316/316L不锈钢用于低温场合，温度范围到200。在经济合理、且温度和压力条件都允许的情况下，可以考虑将塑料用在特定的腐蚀场合。在温度和压力条件都允许时，可以考虑将带衬的阀体用在特定的腐蚀场合。(2) 阀门的连接阀门连接应遵循以下原则：若管道技术规格没有禁止要求，所有控制阀均应采用法兰连接。若配管技术规格仅允许焊接连接，应采用焊接连接。(3) 阀门选型阀门类型和口径的选择应该考虑以下几个方面，例如：成本、操作及设计条件、介质特性、所需可调量程比、允许泄漏量、噪声和其它特殊的要求。对于一般场所，需要考虑下列类型：平衡或非平衡阀内件的笼式球形阀。单座柱塞阀，206、单阀座阀门应该为顶部导向的。节流型偏心旋塞阀。节流型V形槽口(特征)球阀。应用于LNG介质中的阀杆应垂直安装。阀门的流量特性由工艺过程要求决定。等百分比特性通常用于阀门压降变化很大的回路、快速压力控制回路和绝大多数的流量控制回路。在没有规律可循的工艺过程中需要应用等百分比特性。线性特性通常用于绝大多数的液位控制、缓慢的压力控制回路以及那些测量为线性的、通过阀门压降变化很小的回路。三通调节阀及应用于三通工况的直通调节阀采用线性特性。快开特性通常用在开关操作。阀门的阀内件至少为不锈钢，在侵蚀工况，采用硬质不锈钢。当工艺条件苛刻时需要考虑采用其它的材料。导向套筒材料应采用耐腐蚀材料，套筒材料布氏硬度207、应大于阀芯材料125个硬度。填料函采用法兰连接，如果填料要求润滑，应配备带切断阀的注油器，温度低于230采用Teflon填料，温度在230425之间，采用柔性石墨填料。禁止采用石棉填料。有毒介质采用波纹管密封。在温度高于230或低于-5，采用延长型上阀盖或按照制造厂推荐。延长型上阀盖，应用于LNG场合。直行程阀行程最小为3/4。(4) 阀门执行机构a) 执行机构的选择通常采用气动执行机构。气动执行机构具有体积小、价格经济、容易安装和维护等特点，没有电气设备，也就没有潜在的火花产生，因此，气动执行机构常用于在危险场所安装。气动执行机构易于操作，并且易于组态为“故障开”或“故障关”的方式。弹簧膜片208、式气动执行机构因其设计简单、可靠而常被采用。对于特定要求的场合，活塞作用的执行机构可以提供阀门定位能力和高力矩。紧急切断阀的执行机构一般选用气动活塞执行机构，单作用弹簧复位或双作用。双作用执行机构根据需要可配置备用仪表空气罐。电动执行机构比气动执行机构更复杂价格更高。在没有气源、气源管道在低温下会冷冻凝结水、或需要更大阀杆推力的情况下选用。b) 阀门执行机构阀门执行机构应该是弹簧膜片式或活塞式。所有的执行机构都应能在阀门处于最大差压下关闭和开启阀门。弹簧薄膜执行机构一般用于所有标准设计的控制阀。弹簧薄膜执行机构的膜片应采用铸膜，弹簧采用钢制，具有抗环境腐蚀的涂层，不允许采用镀镉。弹簧应完全安装209、在金属腔中。在阀门运行时，弹簧预紧力应可调节。执行机构应带有可调节的机械限位机构，通过调节可使阀门在开启过程时，阀芯在达到行程极限前，由薄膜保证停止；在阀门关闭过程时，在膜片达到行程极限前，阀芯接触阀座。如果需要可以采用气动或液动活塞执行机构。当薄膜执行机构的推力不足、没有足够空间安装、或薄膜执行机构行程不够时，应选用活塞执行机构。c) 阀门口径阀门口径通常是根据1.3倍正常流量值或1.1倍最大流量绝对的值之间的最大值来确定的。确定阀门Cv值采用ISA 75.01。Cv用于确定阀门的流通能力。球形阀开度选择通常按照：最小流量不低于15%开度，正常流量在40%-70%开度之间，最大流量不大于85210、%开度。球阀、偏心阀和旋塞阀开度选择通常按照：最小流量为15%开度，常规流量在40%-50%开度之间，最大流量在60%-75%开度之间。7) 开关阀(1) 阀体阀体材质和压力等级不应低于管道等级要求。选择阀体类型应遵循下列原则：LNG工况选用硬密封。 在球体高压侧钻泄压孔。所有在LNG应用的阀门测试应满足BS6364 和API 598。在烃环境应用的阀门应按照API 607 或API 6FA满足火灾安全。用于SIS 场合的阀门，作为最低要求，应为符合API598的V等级。(2) 开关阀执行机构开关阀执行机构应设计成阀杆顶部安装，除偏心旋转阀外，偏心旋转阀的执行机构应安装在水平阀杆的顶端。阀门执211、行机构最佳的安装方向是如果阀门安装在水平管道上，执行机构与管道平行。作为最低要求，执行机构的尺寸应按照下列原则选取，蝶阀执行机构推力应大于阀门最大扭矩的1.3倍；球阀执行机构推力应大于阀门最大扭矩的1.5倍。一般情况下，选用弹簧复位执行机构(齿条、齿轮或拨叉式)，气动双作用气缸或电动执行机构。(3) 阀门防火设计当阀门位于火灾区域或不是故障安全阀门，阀门必须进行防火设计。弹簧复位执行机构是故障安全，双气缸执行机构不是故障安全。6.3.3 主要仪表和设备本项目仪表设备均为全球采购。表6.3-1 主要工程量表序号项目名称单位数量备注1自控系统1.1分散型过程控制系统 (DCS)套11.2安全仪表系212、统 (SIS)套11.3仪表设备管理系统（AMS）套11.4火灾报警和可燃气体/有毒气体检测系统(FGS)套11.5工业电视监控系统(CCTV)套11.6低温罐表系统套11.7在线分析仪表系统 （AMADAS）套11.8进界区计量撬套11.9装船系统套11.10转动设备监控系统套11.11电气网络监控系统（ENMC）套12仪表2.1现场检测仪表（压力、温度、液位计量、计量系统等）台50002.2控制阀台8002.3特殊仪表台62.4低温控制阀台3002.5低温流量仪表台803主材3.1控制电缆批13.2电缆桥架批13.3接线箱批13.4管阀件批16.4 储运系统自动控制方案6.4.1 储运系统213、主要控制方案储运系统主要单元控制联锁简述如下：1) 冷剂储存单元控制2) 冷剂回路压力控制3) LNG 储罐压力控制4) LNG 装船定量控制及联锁5) LNG 储罐停车联锁6) 装船事故停车联锁7) LNG 储罐液位超高联锁 8) LNG 储罐液位超低联锁 6.4.2 仪表选型仪表选型同6.3.2。1) 超声波流量计超声波流量计适用于天然气、水等介质测量。超声波流量计的精度(包括线性、滞后和重复性)应优于全量程1.0%或更好。2) LNG储罐液位计在LNG储罐上安装自动、多传感器探测设备，储罐的顶端安装的电子控制模块用于连续测量液位和密度，并提供对温度和压力的监视。这些参数通过控制模块和电动214、-机械驱动装置共同操作，使多参数检测器在LNG储罐内进行定位及多参数测量。根据控制系统发出的命令，探测器通过驱动装置在罐内垂直移动，在系统设计中应考虑对探测器的自动和手动控制功能。储罐内所有的系统元件在任何时候都应能够从罐内取出，以便进行检查和/或维修。系统需要有效地检测出LNG密度分层，以便采取有效措施避免LNG的翻滚。应设计两种储罐测量系统用于储罐测量，分别采用伺服液位计和雷达液位计。储罐应安装两个独立工作的液位测量系统。LNG储罐测量系统测量或计算过程参数并通过接口单元与DCS控制系统通讯传送至DCS。接口单元提供以太网口或PC/server与DCS通讯。通讯采用光纤、串口RS-485 215、Modbus RTU。在LNG罐顶应安装一个具有远程诊断能力的微处理机控制单元。其数据将用于DCS转运核查计算、LNG储罐存量和液位、温度和压力指示。为了可以就地显示储罐液位，在地面上应安装就地电子指示仪，该显示仪与现场液位变送器串联连接。3) 储罐液位、温度和密度测量(LTD)选用伺服液位计(STG)用于测量液位、温度和密度(LTD)，可以测量范围包括约40m的整座储罐的液位、温度和密度。LTD变送器应安装在配套提供的标定腔上，通过全通径球阀或闸阀与罐顶连接法兰连接。金属测量线应采用低温度膨胀性能的合金。位于伺服变送器腔内的轮毂应具有全温度范围内的补偿。伺服-机械机构应采用磁耦合或其他适宜的216、技术与伺服驱动变量步进器耦合，以便暴露于罐内介质中的轮毂腔与仪表腔隔离。 仪表腔应气密，防止可燃蒸汽进入仪表腔并泄露至外面大气中。液位、温度和密度(LTD)储罐液位测量系统应能够提供储罐液位、温度和密度实时指示，报警和趋势。所有计算，如总体积、在线密度等，应在每个储罐的接口单元内完成。4) 储罐伺服液位计(STG)伺服液位计(STG)应独立于LTG罐测量系统，专门用于液位测量，其应连续测量液位，并给安全仪表系统(SIS)提供HH液位报警/联锁所需的信号。5) 储罐雷达液位计储罐雷达液位计提供安全仪表系统(SIS)所需的储罐全量程高报、高高报、低报和低低报警。由于LNG对雷达波的低反射率，故雷达217、液位计需要提供锥形天线，并设置导波管。导波管与雷达天线安装在一起，以确保雷达波的平稳传输。导波管将从罐顶直接到罐底进行固定，罐底需没有底板移动发生，例如在刚性基础上的储罐。为了准确检测到LNG储罐不同位置的液位，在套管上每隔一定的间距应设有导流孔。雷达变送器应带有4个独立可调整的液位报警干接点：高报、高高报、低报、低低报警至SIS，用来提供安全仪表系统(SIS)所需的操作功能。雷达液位计在现场操作、测试和应用时，不应产生对人员危害水平的微波能量，微波能量应小于2毫瓦(mW)。6) 多点温度检测元件除LTD罐表系统外，至少设置一套多点温度检测元件用于检测LNG储罐不同液位的温度。测量元件选用RT218、D。测量点数最少18点。测量信号送至储罐管理系统行进处理，然后通过以太网或串行通讯与液位信号一起送至DCS。6.5 公用工程及辅助生产设施自动控制方案6.5.1 公用工程主要控制方案1) 空气氮气系统空气站压缩机自带控制系统，可自行控制压缩机的状态及启停，其状态信号送至DCS显示报警；制氮自带控制系统，自行完成控制，其状态信号送至DCS显示、报警。2) 热水系统加热器控制；检测工艺装置的温度、流量；液位控制。3) 循环冷却水系统检测工艺装置回水温度、流量；进入工艺装置的循环水流量计量；进入工艺装置的循环水压力、温度检测。4) 新鲜水系统新鲜水补充水量计量；循环水池液位检测、报警，其液位与新鲜水219、补水总管自动控制阀联锁。5) 生产生活给水系统清水罐液位检测、报警，进水总管流量计量；加氯装置现场电控柜信号上传。6) 燃料气系统分离和混合罐压力控制。7) 消防水系统进水总管来水计量；消防水罐液位检测、报警；消防水泵自动及远程启泵，运行状态上传显示，泵出口压力检测；消防稳压设备自带控制系统，控制信号上传，电缆硬线连接。6.5.2 仪表选型仪表选型同。6.6 中央控制室全厂中央控制室,其位置按照便于项目实施、维护及管理的原则进行设计。结合总图布置的实际情况，考虑到其重要性和安全性，其建筑物为全封闭抗爆式结构。本项目设置一个中央控制室 (CCR)，7个现场机柜间（FAR）。机柜间分别设置在第一L220、NG生产线、第二LNG生产线、公用工程、LNG罐区、进界区计量站、码头、排净处理。CCR由安装DCS等硬件的操作室、机柜室、UPS间、工程师室、通讯室、更衣室、卫生间、空调机室等组成。FAR设置机柜室、工程师室、UPS室、空调机室等。中央控制室及各机柜间（FAR）位于非防爆、无火灾危险的区域内，分别安装DCS、SIS、FGS等系统的相关监视控制设备。CCR总面积为1575m2 。 机柜室采用防静电的活动地板，距地面底部为600mm，基础地面采用水磨石地面。中央控制室内地面采用水磨石地面。为保证自动控制系统的正常工作，对各控制室应采取一定的保护措施。包括：1) 各机柜室内设置防静电活动地板并可靠221、接地；2) 在有外界电磁干扰的情况下，为避免对控制系统的影响，控制室/机柜间应采用相应的屏蔽措施；3) 考虑对其它灾害的防护，如非法窜入、水害、鼠虫害、雷击等；4) 设火灾检测与报警系统；5) 照明为无眩光或轻微眩光的照明，平均照度为300lx，应急照明灯为50lx。6) 设置疏散照明和安全出口标志灯，其照度不低于0.5lx。7) 出口设置向疏散方向开启且能自动关闭的门，并能保证在任何情况下都能从房间内打开。为保证计算机系统的正常运行，控制室应配备空调设备。6.7 与输气管道和SCADA系统的衔接液化厂与外输管道的工程界面设在管道输气末站的计量系统前的第一个阀门处，计量系统属于液化厂设计内容。222、管道末站统一布置在液化厂内，站内不再设站控系统，其数据直接传至LNG工厂的DCS系统。LNG工厂的DCS系统需要具有采集、显示管道末站数据和联锁末站停输的功能。LNG工厂具有与SCADA系统的通讯接口和互传数据的功能。管道末站的关站停输的控制指令由总调控中心的SCADA主系统下达，逻辑由LNG工厂的DCS系统实现。6.8 设计中采用的主要标准和规范表6.8-1 设计中采用的主要标准和规范序号标准、规范名称标准编号1Instrumentation Symbols and IdentificationISA-S5.12Graphic Symbols for Distributed Control/223、Shared Display Instrumentation, Logic and Computer SystemsISA-S5.33Instrument Loop DiagramsISA-S5.44Graphic Symbols for Process DisplayISA-S5.55Specification forms for Process Measurement and Control Instruments, Primary Elements and Control ValvesISA-S206Application of Safety Instrumented Systems f224、or the Process IndustriesISA-84.017Enterprise Control System Integration8American National Standard for Control Valve Seat LeakageANSI FCI 70.29Vibration, Axial-Position, and Bearing-Temperature Monitoring SystemsANSI/API 67010Pipe Flanges and Flanged FittingsANSI/ASME B16.511Combustible gas detecto225、rsANSI/ISA12.1312Process Measurement InstrumentationAPI-RP55113Measurement of Fluid Flow in Pipes Using Orifice, Nozzle and VenturiASME-MFC-3M14Measurement of Gas Flow by Means of Critical Flow Venturi NozzlesASME-MFC-7M15Method for Establishing Installation Effects on FlowmetersASME-MFC-10M16Measur226、ement of Fluid Flow in Closed Conduits by Means of ctromagnetic FlowmetersASME-MFC-16M17Degree of Protection Provided by Enclosure (IP Code)IEC-6052918Functional safety of electrical/electronic/ programmable electronic safety-related systemsIEC 6150819Functional safety - Safety instrumented systems 227、for the process industry sectorIEC 6151120Analogue Signals for Process Control SystemsIEC -6038121Industrial Control Valve-Noise ConsiderationIEC-60534-822Industrial Platinum Resistance Thermometer SensorsIEC- 6075123Industrial Process Control - Safety of Analyser HousesIEC- 6128524Measurement of fl228、uid flow by means of pressure differential devicesISO 5167/BS104225Electronic Industries Association Recommend Standard-232CEIA-RS-232C26Electrical Characteristics of Generators or RecieveEIA-RS-48527Tests for electric cables under fire conditions Circuit integrityIEC 6033128Tests on electric and op229、tical fibre cables under fire conditionsIEC-6033229ThermocouplesIEC-6058430Equipment Reliability TestingIEC-6060531Operating Conditions for Industrial Process Measurement and Control Equipment Temperature, Humidity and Barometric PressureIEC 60654-132Optical Fibres Product / General SpecificationIEC230、 60793/6079433Industrial Process Measurement and Control Terms and DefinitionsIEC 6090234Industrial-Process Control Valves Part 2: Flow Capacity Sizing Equations for Fluid Flow under Installed ConditionsIEC 60534-235Components of Automatic Fire Detection SystemsBS EN 54-136Instrumentation for the De231、tection of Combustible GasesBS EN 61779-17 建厂条件及厂址选择7.1 建厂条件7.1.1 厂址自然条件7.1.1.1 厂址地理位置本项目厂址位于XXXX州东海岸的XX岛的西南部、格拉德斯通开发区XX工业区内，与格拉德斯通隔海相对，西南距格拉德斯通海岸约6km，距XX首府布里斯班约480km。LNG厂区用地位于XX岛的南端，厂区周围目前为空地，LNG场地西南面与该区域的公共通道相邻，本项目的产品输出管道、规划中的公共道路等布置在该通道中，南部边界靠近潮汐泥滩，东面、西面和北面均为山地。本项目拟建的LNG码头位于厂区西南的China Bay海湾,，距LNG232、厂区西南约1500m。为本项目服务的施工营地用地位于厂区东南侧的Boatshed Point区。拟建的材料卸船码头（MOF）及客运码头位于Boatshed Point的海岸，北距厂区约1000m。LNG工厂的地理位置详见附图一；LNG工厂的区域位置详见附图二。7.1.1.2 厂址工程地质条件1) 地形地貌LNG厂区可用场地为波浪形起伏的山地，整个厂区地形从北部坡向南部海岸。厂区中部地势较低，地形较平坦，从场地由西北至南形成缓坡，标高从15m降至3m，坡度小于3南部为冲积形成地带，场地北部、东部及西部均为山地，坡度最高点标高为48m，场地北部地形坡度较大，为514,局部地段达到26。厂址南部有一233、季节性河流通过。2) 工程地质根据地质报告，LNG厂区场地土层上部主要由粘土、沙砾组成，中部为高度至中度风化泥岩组成，下部主要有低度风化泥岩组成。详细的地层分析见“土建”章节的相关内容。3) 地下水根据在地质勘探期间所做的观测，在低于现有场地0-3.2m处发现地下水，在观测期，同一位置地下水深度变化达到1.9m。地下水随着季节和潮汐变化，需要进一步对地下水的季节性变化进行评估。4) 地震XX地震记录历史相对较短。根据地震灾害评估报告，厂址区域近120年以来，发生过中低震级的地震，其中最高级的地震发生在1918年，地震震级为6级，震中至XX岛约140公里。距离厂址最近的地震发生在1912年，震级234、为3.5级。在近二十年，在周边区域发生过两次45级地震。根据地震灾害评估报告所做的分析，本项目所在区域采用的最小震级为5级，最大震级为7级。设计采用的抗震参数详见“土建”章节。7.1.1.3 气象条件XX属亚热带地区，温度高，湿度大，夏季和春季（12月至三月）为雨季，秋天和冬天（5月至10月）为旱季。雨季气温较高，温度在3040之间，降雨量较大，频繁引发洪水。旱季气温低，天气晴朗，平均气温在20左右。目前没有为本项目专门收集的气象数据。以下数据是从XX气象局得到的厂址厂址附近两个站点（格拉德斯通雷达站及格拉德斯通机场）的数据。1) 气温年平均气温22.4极端最高温度40.2极端最低温度4.6月235、平均最高气温（一月）35.1月平均最低气温（七月）6.52) 气压年平均气压1015.7hPa年平均高气压1028.6hPa年平均低气压1000.3hPa3) 相对湿度年平均湿度70%最冷月平均相对湿度(七月)65%最热月平均相对湿度(一月)73%4) 降雨30分钟最大降雨量41mm 日最大降雨量256mm5) 风平均最大风速（10m高度）12.7m/s瞬时最大风速（100年一遇）27.1m/s瞬时最大飓风风速（100年一遇）44.4m/s6) 太阳辐射热日平均最大辐射热强度33.3MJ/m27.1.1.4 水文条件没有为本项目厂址所做的水位统计资料，以下水位资料为Fishermans Lan236、ding 所做的1992年至2011年的统计数据。最高潮位5.12m春季平均高水位4.2m平均水位2.41m春季平均低水位0.76m极端最高水位（百年一遇，9.13m已考虑海平面上升因素）7.1.2 厂址区域社会人文经济条件XX位于南半球南纬10度到39度之间，是世界上唯一占有整个洲的国家，XX大陆面积769万平方公里，是地球上最大的岛屿和最小的大陆。XX是发达的工业化国家，农牧业、采矿业为其传统产业。20世纪70年代以来，XX进行经济结构调整，服务业得到迅速发展，占国内生产总值的比重逐渐增加，目前已达到70%左右。XX是OECD成员国，有丰富的铅、镍、石油、天然气和煤等矿产资源，是世界重要的237、矿产资源生产国和出口国。主要出口产品为煤、LNG等，1986年以后，XX成为世界上最大的煤炭出口国。目前，LNG出口量位居全球第六。主要贸易伙伴是日本、远东地区、欧盟和美国。中国同XX1972年12月21日建交以来，双边关系基本上发展顺利。近年来，中澳双边高层互访和接触频繁，磋商和对话机制不断加强。两国在政治、军事、经贸、文教、科技、领事以及旅游等诸多领域的合作与交往取得积极成果。据中方统计，2007年，中澳双边贸易稳步增长，货物进出口总额达到438.5亿美元，比2006年增长33.1。其中，中国对澳出口180亿美元，增长32.1；从澳进口258.5亿美元，增长33.8。中国是XX第一大贸易伙238、伴，第一大进口来源地，第二大出口市场。目前,中方在澳投资主要集中在矿产和农业两方面。另外,投资也涉及房地产、金融、运输和进出口贸易等多种领域。XX全国分为6个州和两个地区。各州有自己的议会、政府、州督和州总理。个州是：新南威尔士、维多利亚、XX、南XX、西XX、塔斯马尼亚；两个地区是：北部地方、首都直辖区。XX首都堪培拉(Canberra)是联邦政府、国会及外国使馆的所在地，是澳洲的政治中心。XX州位于XX大陆的东北部，是XX的第二大洲，人口超过300万，一半以上的人口居住于布里斯班城区外围。布里斯班为XX州的首府和主要港口城市，位于XX州东南角，面积122平方公里，人口145万，是XX人口最239、密集的地区。布里斯班气候怡人，日照时间长，雨量充沛，又因临海，故没有严寒酷暑，常年沐浴在温暖的阳光之下。布里斯班河流经市区，两岸景色如画，是一个环境整洁、美丽的现代化城市。布里斯班最初是个小城市，由于6070 年代采矿业和旅游业的发展，使它的工商业得到繁荣；随之，机场和港口设施也逐步完善。南半球规模最大、设备最完善的皇家医院就建在这里。1982年在那里成功地主办了英联邦国家运动会，1988年又圆满地举办了世界博览会，因而布里斯班的知名度日益提高。布里斯班是一座崭新的现代化城市，是通往亚太地区最近的交通要塞，XX进行亚太贸易的重点港口之一。布里斯班是XX自然资源和农业资源最富饶的地区之一，盛产煤240、天然气、铝土、铜、银、铅、锌、镍、矿沙、木材等，以及糖、牛肉、海产品、原木、小麦和水果等食品也十分丰富。布里斯班市是XX州华人华侨最集中的城市，华裔比例占3%，有华人华侨三万余人。XX能源的总部即设在布里斯班。格拉德斯通目前是个港口小城，现有居民人数约4万人。LNG工厂位于XX州东海岸的XX岛，距格拉德斯通海岸约6km，距XX首府布里斯班约480km，所需的生活、医疗设施均可依托格拉德斯通及布里斯班。除了本项目外，XX岛目前还有三家LNG项目也在处于前期工作中，它们分别是QCLNG(BG)、GLNG(Santos/Petronas)、APLNG (Origin/ ConocoPhillips241、)。目前此三家LNG项目均已通过FID，并已正式进入实施阶段。其中BG的LNG建设进度最快，计划2014/2015年投产，其它项目厂址与本项目厂址的相对位置见下图7.1.1,XX岛LNG项目规划示意图。图7.1.1 XX岛LNG项目规划示意图7.1.3 交通运输条件7.1.3.1 水运条件厂址南邻格拉德斯通港区。格拉德斯通港区是深水港区，目前主要服务于煤炭贸易，停靠港区的船舶载重达20万吨，吃水深度达16m。从格拉德斯通大陆至XX岛的唯一的运输方式为水运，本项目在岛上拟自建两处码头，一处为LNG码头，用于产品LNG的装运；另一处为材料卸船（MOF）及客运码头，用来满足施工期间和正常操作期间材料242、的运输及人员交通。7.1.3.2 公路条件XX岛目前没有可以为本项目服务的公用道路，本项目拟建两条厂区外道路，一条连接LNG码头与厂区，另外一条连接材料卸船/客运码头与厂区主要出入口，该道路还将用于建设期间的大件设备运输。7.1.3.3 空运条件XX岛没有机场，空运将依托格拉德斯通机场。考虑到医疗急救的而要求，可能将在LNG厂区附近修建一个直升机停机坪，停机坪将由本项目与XX岛的其它LNG项目业主共同投资建设。7.1.4 公用工程条件7.1.4.1 供水条件现场附近没有水井，由于厂址所在区域被视为世界遗产，不允许对自然资源有任何影响，因此LNG工厂在岛上没有可用的新鲜水水源，本项目的新鲜水将来243、自格拉德斯通市的水厂，通过海底管线输送至厂区。7.1.4.2 供电条件厂址附近没有可满足项目要求的电网，LNG工厂需自建发电设施以满足本项目需要。7.1.4.3 厂址防洪、防潮及排涝条件根据气象资料的数据，厂址百年一遇最高洪水位为9.13m（已考虑海浪和海平面上升因素）。根据厂区地形现状，结合全厂总平面布置、功能区的划分及防洪要求，初步计算将厂区的场地平整为南北2个区域，北区标高为14.0m,南区标高为11.0m，施工营地位于厂区用地围墙外，整平标高初步定为18m。厂区最低标高11m高于百年一遇洪水位1.87m，能满足厂址的防洪要求。由于厂区周边为山地，将沿厂区周边设置排洪沟，排除厂区周边的地244、面雨水，外部排水系统的雨水将不排入厂内排水系统。所有厂区内的清净雨水将被排入排水明沟内，厂内排水明沟与外部排洪沟连接，然后排入大海。7.1.5 土地条件LNG厂区所用土地为XX政府所有土地，通过购地所得。土地现为山地，植被茂密，属于未被开发的土地，无设施需拆迁。可供LNG厂区使用的土地面积约为247公顷，LNG 厂区围墙内占地面积约130公顷。施工营地位于厂区东南面Boatshed Point区，可用地面积约为20公顷，距LNG生产装置的最小距离为700m。7.2 厂址选择中油国投（XX）公司与荷兰XX公司合作联合收购了XXXX能源公司，并共同开发位于XXXX州的煤层气资源。生产的煤层气在满足245、自用气和当地周边市场需求后，液化后通过LNG专用码头装船外运。LNG工厂的原料-煤层气，将来自位于XX州的Surat及Bowen盆地的气田，LNG工厂的厂址选在XX州东海岸XX岛，与格拉德斯通隔海相对，距格拉德斯通海岸约6km，该厂址有以下优点：1) 符合当地规划情况本项目厂址位于XX岛、格拉德斯通开发区XX工业区内，XX岛目前还有另外三个LNG项目，正在建设或前期研究中，本项目厂址位于XX岛的南端，厂址的位置符合工业区规划。2) 距离气田近，输气管线相对较短为本项目提供原料煤层气的气田位于XX州的Surat 及Bowen 盆地，原料气集气站将设在格拉德斯通，通过管线将原料气输送到LNG工厂，246、集气站与LNG厂区的位置相对较近，输气管道相对较短。3）与其它LNG工厂有潜在的依托条件除了本项目外，XX岛目前还有三家LNG项目在处于前期工作中，它们分别是QCLNG(BG)、GLNG(Santos/Petronas)、APLNG (Origin/ ConocoPhillips)。目前此三家LNG项目均已通过FID，并已正式进入实施阶段。其中BG的LNG建设进度最快，计划2014/2015年投产，本项目可与其它三个项目有良好的依托协作关系，如运输道路的依托、码头依托、直升机机场建设的协作等。4）远离有人员居住的城市，但又良好的生活依托条件。XX岛上没有居民，厂址与格拉德斯通隔海相对，距格拉德247、斯通海岸约6km，既不对周围居民产生影响，又有方便的生活依托条件。5）不占农田，没有需拆迁设施XX岛目前没有居民，土地未被开发，厂址用地内无农田，无需拆迁设施。6）有方便的修建码头的条件。厂址南邻海岸，LNG输出码头、MOF/客运码头分别位于厂址的西南和东南部，距厂址距离分别为1.5km和1.0km，海运条件良好。综合以上内容，LNG厂址选择在XX岛，原料气输送管道相对较短，当地依托条件较好，符合当地规划，并符合LNG工厂选址的技术经济、安全和环保要求。8 总图运输、厂外工程及土建8.1 总图运输8.1.1 总图布置8.1.1.1 总平面布置原则1) 满足XX当地法规及规范要求。2) 满足安全248、间距的要求，满足操作、消防、检修、应急逃生以及建设期间运输要求。3) 合理利用土地，充分考虑未来发展用地。4) 空冷器的排列尽量与主导风向平行布置，以避免热空气重复循环。5) 相邻的LNG单元之间保持足够距离，以避免热空气重复循环。8.1.1.2 工厂的主要组成及用地面积LNG工厂厂区可用地面积为247公顷，围墙内占地约130公顷。LNG工厂的主要设施包括工艺设施、公用工程设施、储运设施及其它辅助设施等。工艺设施包括进气设施、LNG生产线（含脱酸气单元、脱水单元、脱汞单元、液化单元等）。储运设施包括冷剂储存、LNG储存及LNG装船设施等。公用工程设施包括发电、生活水设施、循环冷却水设施、脱盐水249、设施、燃料气设施、仪表空气/氮气设施、消防水设施、火炬及污水收集设施等；其它辅助设施包括控制室、变电所、办公楼、维修车间、化验室、仓库等。8.1.1.3 总平面布置的说明LNG生产线由南至北布置在厂区中部，本期工程拟建的LNG生产线1和LNG生产线2布置在南部，预留的LNG生产线3和LNG生产线4布置在北部；发电单元、原料气接收单元、仪表空气/氮气设施、循环水设施、燃料气单元等靠近LNG布置，布置在LNG生产线的西侧，预留的为LNG生产线3和LNG生产线4服务的发电及其它公用工程设施，用地布置在LNG生产线3和LNG生产线4的西面；LNG储罐、火炬、冷剂储运设施布置、脱盐水设施、生活水及消防水250、设施、污水收集设施等均布置在LNG生产线1的南侧，靠近LNG生产线。LNG储罐布置在厂区西南部，靠近LNG码头，方便管道输送；生活水及消防水设施、脱盐水设施、污水收集设施等集中布置在厂区东南部，靠近施工营地，增加了施工临时设施与永久设施建设相结合的可能性。行政管理中心、中央控制室、化验室、维修、仓库等建筑物布置在LNG厂区的东北角，远离生产装置，形成一个单独的建筑物区，设置厂区内部单独的围墙及大门，方便管理。由于厂址位于山区，地面植被茂密，按照XX州的安全规定，在LNG厂区周边将设防火带，以防止发生丛林火灾时，火势向LNG厂区蔓延。防火带内的树木、植被将清除，防火带内的地面将被夯平以满足巡防车251、辆、检修车辆及消防车辆的通行要求。LNG工厂的总平面布置详见附图三。8.1.1.4 总图布置中的安全间距总图布置的安全间距将主要根据风险评估报告（GS.10.51385）确定，并符合XX相关规范及XX公司相关的工程规定要求。本项目涉及的主要安全间距要求如下：风险评估报告、XX相关规范及XX公司相关的工程规定中的最大值实际设计间距LNG生产线-东侧有人员的建筑物400m430mLNG生产线-东南侧施工营地700m780mLNG生产线-围墙200m320相邻LNG生产线之间80m80mLNG生产线至LNG储罐100m190mLNG生产线-消防水设施400m400mLNG生产线-紧急柴油发电机柴油4252、00m400m含液态烃设备-任何可能产生火花的设施（如不受限制的道路、变电所、现场辅助间、炉子等）15m均满足8.1.1.5 竖向布置1) 竖向布置原则(1) 满足生产、运输的要求。(2) 结合自然地形现状，合理确定平土标高，尽量减小填方高度，并尽量减少填、挖方量。(3) 场地标高满足防洪的要求。(4) 土方计算范围包括厂区用地和临时用地，综合考虑土方平衡。(5) 根据场地地层情况，土方计算时考虑将一部分挖方产生的岩石作为混凝土的骨料。2) 竖向布置方案根据初步的土方平衡计算，将厂区的场地按功能分区整平，各区的初定标高如下：LNG储罐区、LNG生产线区（生产线1及生产线2）、建筑物区的场地标高253、初定为12m，火炬及给排水设施区场地标高为10m；发电单元、进气设施及N2/IA单元所在的区域场地标高为14m。厂区北面的预留区标高尽量按照现状地形整平，中部高地区域标高初定为17m，预留的公用工程区标高为12m。施工营地位于厂区用地围墙外，整平标高初步定为15m。根据初步计算，场地平整挖方5,763,789m3，填方3,512,742m3。计算挖方量大于填方量，所余土方含场地平整时清除表层土的量及可作为混凝土骨料使用的石方量。场地的填挖方边坡均采用天然放坡，边坡坡度初定为1:2。将在LNG厂区围墙外边坡坡脚下设置排洪沟，将厂区周边的地面雨水通过排洪沟排除，厂区外部的雨水将不排入厂内排水系统，254、但外部排水系统将被作为拟建设施，设计、施工及维护。厂区内地表雨水将通过道路坡向排至路边排水沟，厂内排水明沟与外部排洪沟连接，最终排入大海。8.1.1.6 总图主要工程量总图主要工程量见表8.1-1。表8.1-1 主要工程量表序号项目单位数量备注1道路m2121,040含厂外道路2混凝土铺砌面积m293,5003工厂围墙m58154土石方量4.1填方m35,763,7894.2挖方m33,268,5345排水沟m27,1667大门座57.124m宽大门座17.29m宽大门座48.1.2 全厂运输8.1.2.1 运输量及运输方式本项目的原料为来自气田的煤层气，通过管道输送至厂区；本项目的产品为LN255、G，通过管道输送至码头，在码头装船外运。开车及正常生产时需要的少量辅助材料（如LPG、哌嗪、分子筛、活性碳、柴油等）将通过海运运至MOF码头，由卡车运入厂内。本项目原料气的输送量为897.7万吨/年，由输气管道输入；产品输出量为796.1万吨/年，由LNG码头装船外运。8.1.2.2 水运本项目拟自建两处码头：一处为材料卸船（MOF）及客运码头，满足施工时材料及设备的运输，并且满足本项目日常的货运及客运需求；另一处为LNG码头，用于产品LNG的装运。材料卸船及客运码头：材料卸船及客运码头位于Boatshed Point，距离厂区南部边界约1公里，拟建四个泊位，其中两个泊位用于建设期间及日常操作256、期间的设备及材料运输，另外两个泊位用于建设期间和日常操作时人员的输送。LNG码头：LNG码头位于North Hamilton Point, 靠近XX岛南端，距LNG厂区西南边界约1.5公里。该码头一期建设一个LNG泊位，预留了第二个LNG泊位的位置，主要供LNG装船,LNG船的尺寸按125,000m3至 217,000m3设计。有关码头区的详细说明，详见“第二部分 码头工程”。8.1.2.3 公路运输本项目的原料及产品运输主要采用管道输送和海运，开车及正常生产时需要的少量辅助材料（如哌嗪、分子筛、活性碳、柴油等）将通过海运运至MOF码头，由卡车运入厂内。XX岛目前没有可以为本项目服务的公用道路257、，本项目拟建两条厂区外道路：1）LNG码头至厂区的道路该路沿LNG成品输送管道布置，路宽为4m，方便维修、消防及人员通行。2）材料卸船（MOF）/客运码头至厂区主要出入口的道路该路路面宽20m,在项目建设期间，该道路用于建设期间的大件设备运输。在正常生产时，用于辅助材料的运输及人员的交通。LNG厂区内道路采用环形布置，以满足运输、检修、交通联络及消防需要。厂内主要道路宽度为8米，次要道路宽度为6m，道路转弯半径一般为12米，道路型式为公路型道路。8.2 厂外工程8.2.1 LNG厂区到码头管线8.2.1.1 研究范围本项目外管网研究范围主要指从LNG工厂围墙外1米到LNG码头和MOF码头的各种258、管线，包括工艺管线、公用工程及消防管线。8.2.1.2 主要工程量LNG厂区到码头管线主要工程量见表8.2-1。表8.2-1 LNG厂区到码头管线主要工程量管线起止点公称直径管材长度(m)介质厂区至LNG码头2CS2000生产水厂区至LNG码头3CS2000氮气厂区至LNG码头2CS2000工厂空气厂区至LNG码头2CS2000仪表空气厂区至LNG码头28CS2000消防水厂区至LNG码头3TP304/304L2000火炬气厂区至LNG码头30TP304/304L2000LNG，装船管线/循环厂区至LNG码头30TP304/304L2000LNG，装船管线/循环厂区至LNG码头30TP304/259、304L2000NG，气相返回厂区至MOF码头8LTCS2000液体丙烷8.2.1.3 设计中采用的主要标准及规范表8.2-2 设计中采用的主要标准和规范序号标准、规范名称标准编号1Pipelines Gas and liquid petroleum. Part1 Design and ConstructionAS2885.12Pipelines Gas and liquid petroleum. Part2 WeldingAS2885.23Pipelines Gas and liquid petroleum. Part3 Operation and MaintenanceAS2885.34P260、ipelines Gas and liquid petroleum. Part4 Offshore submarine pipeline systemsAS2885.45Pipelines Gas and liquid petroleum. Part5 Field Pressure TestingAS2885.56Pipeline engineering (amendments/supplements to ISO 13623)7Design of cathodic protection systems for onshore buried pipelines8Design of cathod261、ic protection systems for offshore pipelines9Emergency depressurising and sectionalizing10Design of pipeline pig trap systems11Control valves selection, sizing and specification12Fiscal flow measurement of natural gas13Hydraulic systems for remote operation of shut-off valves14On-line process stream262、 analysis Analysers15Hot-tapping on pipelines, piping and equipment16Carbon and low alloy steel pipeline flanges for use in oil and gas operations (Amendments / Supplements to MSS SP-44)17Pipeline Isolating Joints (Amendments/Supplements to MSS SP-75)18Pipeline leak detection19Petroleum and natural 263、gas industries pipeline transportation system (pipeline guideline)ISO 13623款2)8.2.2 供水和污水管输工程（HDD）8.2.2.1 研究范围LNG工厂水源来自格拉德斯通水厂，LNG工厂生产污水及生活污水要送至格拉德斯通污水处理厂进行处理。由于XX环境保护非常严格，而HDD是对环境影响最小的施工方法，因此拟采用定向水平钻（HDD）的方法穿海敷设新鲜水和污水管线，新鲜水管线要送至LNG工厂界区外1米，污水管线要送至污水处理厂界区外1米。8.2.2.2 水平定向钻HDD简介1) 概述水平定向钻技术最早出现在70年代，是传264、统的公路打孔和油田定向钻井技术的结合，这已成为目前广受欢迎的施工方法，可用于输送石油、天然气、石化产品、水、污水等物质和电力、光缆各类管道的施工。不仅应用于河流和水道的穿越，同时还广泛应用于高速公路、铁路、机场、海岸、岛屿以及密布建筑物、管道密集区等。其工作过程是通过计算机控制进行导向和探测，先钻出一个与设计曲线相同的导向孔，然后再将导向孔扩大，把产品管线回拖到扩大了的导向孔中，完成管线穿越的施工过程。水平定向钻穿越是对环境影响最小的施工方法。这项技术同时还可以为管道提供良好的保护层，并相应减少了维护费用，同时不会影响河流运输并缩短施工期，目前已被证明是效率最高、成本最低的穿越施工方法。2) 265、水平定向钻穿越施工工艺使用水平定向钻机进行管线穿越施工，一般分为二个阶段：第一阶段是按照设计曲线尽可能准确地钻一个导向孔；第二阶段是将导向孔进行扩孔，并将产品管线（一般为PE管、光缆套管或钢管）沿着扩大了的导向孔回拖到导向孔中，完成管线穿越工作。(1) 钻导向孔要根据穿越的地质情况，选择合适的钻头和导向板或地下泥浆马达，开动泥浆泵对准入土点进行钻进，钻头在钻机的推力作用下由钻机驱动旋转（或使用泥浆马达带动钻头旋转）切削地层，不断前进，每钻完一根钻杆要测量一次钻头的实际位置，以便及时调整钻头的钻进方向，保证所完成的导向孔曲线符合设计要求，如此反复，直到钻头在预定位置出土，完成整个导向孔的钻孔作业266、。见图8.2-1。图8.2-1 钻导向孔示意图钻机被安装在入土点一侧，从入土点开始，沿着设计好的线路，钻一条从入土点到出土点的曲线，作为预扩孔和回拖管线的引导曲线。(2) 预扩孔和回拖产品管线一般情况下，使用小型钻机时，直经大于200mm时，就要进行予扩孔，使用大型钻机时，当产品管线直径大于350mm时，就需进行预扩孔，预扩孔的直径和次数，视具体的钻机型号和地质情况而定。回拖产品管线时，先将扩孔工具和管线连接好，然后开始回拖作业，并由钻机转盘带动钻杆旋转后退，进行扩孔回拖，产品管线在回拖过程中是不旋转的，由于扩好的孔中充满泥浆，所以产品管线在扩好的孔中是处于悬浮状态，管壁四周与孔洞之间由泥浆润267、滑，这样即减少了回拖阻力，又保护了管线防腐层，经过钻机多次预扩孔，最终成孔直径一般比管子直径大200mm，所以不会损伤防腐层。见图8.2-2和图8.2-3。图8.2-2 预扩孔示意图在钻导向孔阶段，钻出的孔往往小于回拖管线的直径，为了使钻出的孔径达到回拖管线直径的1.31.5倍，需要用扩孔器从出土点开始向入土点将导向孔扩大至要求的直径。图8.2-3 回拖管线示意图地下孔经过预扩孔，达到了回拖要求之后，将钻杆、扩孔器、回拖活节和被安装管线依次连接好，从出土点开始，一边扩孔一边将管线回拖至入土点为止。8.2.2.3 主要工程量供水水厂至HDD出土点段、污水处理厂至HDD出土点段考虑与APLNG合建268、，投资分摊。主要工程量见表8.2-5。表8.2-5 厂外给水管线和污水管线主要工程量表分段直径或孔径(mm)长度(km)材料备注供水水厂至HDD入土点段管线2001PE供水管线HDD4004HDD段供水管线2004PEHDD出土点至LNG工厂供水管线1501PE污水水厂至HDD入土点段管线6001PE污水管线HDD8004HDD段污水管线6004PEHDD出土点至LNG工厂污水管线4001PE8.2.3 厂外道路XX岛目前没有可以为本项目服务的公用道路，本项目拟建两条厂外道路：LNG码头至厂区的道路和材料卸船（MOF）/客运码头至厂区主要出入口的道路。主要工程量见下表。表8.2-6 厂外道路工269、程量表路宽(m)长度(km)功能LNG码头至厂区的道路41.5沿LNG成品输送管道布置，方便维修、消防及人员通行材料卸船（MOF）/客运码头至厂区主要出入口的道路201.2建设期间用于大件设备运输；正常生产时用于辅助材料的运输及人员的交通。8.2.4 厂外通讯线路本项目地处荒僻的XX岛，当地没有电信基础设施可以依托，本项目需自建通讯光缆至格拉德斯通大陆，大陆通信接口设施及上下游整体通信系统由总体院统一考虑。接至格拉德斯通大陆需要跨海，可沿着输气管道穿海隧道敷设，主要工程量见表8.2-7。表8.2-7 厂外通讯线路工程量表序号起止点长度(km)规格1沿道路从格拉德斯通大陆通信接入点埋地敷设至输气270、管道穿海隧道起始端724芯铠装光缆2沿输气管道穿海隧道敷设624芯铠装光缆3从输气管道穿海隧道末端沿道路埋地敷设至LNG工厂界区外1米224芯铠装光缆8.3 土建8.3.1 基础资料1) 建设场地工程地质概况根据业主提供的BDP文件中的地质数据，土层从上到下如下：1A层：深度0.00.6米，表层土。从松软到稳固的淤泥，低到中等可塑性粘土或松散到中密度的砂，含有有机质的细砂和粗砂。1B层：深度0.33.4米，冲击沉降层。松散到坚硬，可塑性中到高的粘土或中密度到密实的砂砾。一般存在于厂区南部和东南部较低的区域。1C层：深度0.310米，残余土层。坚硬的粘土，低到中等可塑性或很密实的粗砂或稀砂。2层271、：深度0.812.8米：强风化泥岩。3层：深度218.7米：中等风化泥岩。4层：深度1060米：低风化泥岩。由于季节原因,在地质勘察中,未发现地下水。LNG厂区可能与已知的GLNG厂区近似,在冲击沉积层和风化岩的缝隙中存在地下水。2) 所在地区抗震信息根据规范AS1170.4，LNG厂区土层分类见下表。表8.3-1 LNG厂区土层分类区域土方工作土层分类山脊挖方Be斜坡、山谷回填或浅的挖方区Ce海和海岸回填De根据规范AS1170.4，回归期为475年地震峰值水平加速度（PGA）见下表。表8.3-2 回归期为475年地震峰值水平加速度（PGA）土层分类PGA(g)Be0.10Ce0.13De0272、.11回归期为4975年的罕遇地震的地震峰值水平加速度（PGA）见下表。表8.3-3 回归期为4975年的罕遇地震的地震峰值水平加速度（PGA）土层分类PGA(g)Be0.28Ce0.35De0.303) 采用的设计荷载(1) 风荷载当地50年一遇非飓风情况3秒钟阵风风速为26.2m/s,50年一遇飓风情况3秒钟阵风风速为40.3m/s。(2) 楼(屋)面使用荷载和其它特殊荷载按照澳洲荷载规范AS1170进行设计。4) 主要结构构件的材料选型(按照美标)(1) 混凝土强度等级(28天最小抗压强度)垫层 fc=10N/mm2基础 fc=35N/mm2梁、柱、墙 fc=35N/mm2水池 fc=3273、5N/mm2预制构件 fc=35N/mm2(2) 钢筋主钢筋 (直径大于12mm) G60 (屈服强度fy414 N/mm2)。箍筋、分布筋 (直径小于等于12mm) G40 (屈服强度fy300 N/mm2 )(3) 型钢Grade 50(屈服强度fy250 N/mm2 )根据需要与可能,积极合理地采用新技术、新材料和新结构。8.3.2 设计方案1) 主要建筑物设计(1) 行政管理中心管理中心是一幢单层的框架结构建筑，抗爆结构,建筑面积约5600m2。它是集办公、会议及培训等功能于一体，是整个厂区生产管理的核心。管理中心主要包括:a) 办公室区,满足70人办公空间。包括配套图书室、接待区、会274、议室、资料室、卫生间、IT机房和紧急处理室等。b) 培训中心,服务于办公室人员和现场职工,培训中心拥有现代的IT技术设备,设置一个能满足50人的大培训室,两个25人的小培训室,四个休息室以及配套的四个办公室。c) 餐饮区、服务全场的餐饮设施。d) 医疗救助站,行政管理中心设置医疗救助设施,服务病人,对职工长期医疗关怀,指导病人去当地医院。e) 更衣区。f) 车库。(2) 中央控制室中央控制室位于行政管理中心附近,中央控制楼是一幢两层的抗爆结构建筑，建筑面积约1600m2。中央控制室为全空调系统,包括:a) 办公室区b) 救助站c) 操作室d) 等待区e) 会议室f) 档案室g) 电气及UPS室275、h) 培训室i) 设备室j) 更衣区等更衣室满足全场职工500人的更衣空间。(3) 中心化验室中心化验室是一幢单层的框架结构建筑，抗爆结构，建筑面积约1000m2。其中化验室部分700 m2，钢瓶储存50 m2，环境监测站50 m2。中央控制楼将为全厂提供分析化验服务，建筑设全空调系统。2) 建筑构造及装修(1) 屋面,根据结构形式不同采取不同的处理方法,钢筋混凝土结构屋面采用高分子卷材防水,轻质材料保温；钢结构屋面采用复合保温金属板材。(2) 外墙,有抗爆要求的外墙采用配筋砖墙或混凝土墙,外刷涂料；其他采用空心砖墙或复合保温金属板墙。(3) 内墙,采用轻钢龙骨石膏板墙或空心砖墙,外刷涂料或贴276、壁纸。(4) 地面,有防水要求的采用高分子卷材防水,水泥地面或贴地转；计算机房采用抗静电活动地板；办公区采用塑料地板。(5) 顶棚,除设备机房、厂房及库房外均吊顶,采用矿棉吸音板。(6) 外门,采用金属外门。(7) 内门,采用木夹板门。(8) 外窗, 采用金属外窗, 办公生活区设置遮阳窗帘。3) 主要建构筑物结构型式(1) 主要建筑物上部结构及基础型式主要建筑物上部结构及基础型式见表8.3-5。(2) 主要构筑物上部结构及基础型式管廊采用钢结构,基础采用天然地基。工艺框架采用钢结构,基础采用天然地基和桩基。水池采用钢筋混凝土结构。火炬塔架采用钢结构,基础采用桩基。储罐采用环墙式基础,天然地基。277、压缩机采用大块式基础,桩基。8.3.3 特殊技术措施1) 建筑物防腐、防爆、隔音等措施对于有腐蚀性介质的生产区域，应根据其生产环境、作用部位、对建筑材料长期作用下的腐蚀性大小等条件，进行防腐设计。位于爆炸危险区内，经常有人员停留及具有重要性的房屋应考虑抗爆措施。位于爆炸危险区外的建筑物，其面向爆炸危险区的外墙应尽量少开门窗或不开窗，窗上玻璃应采取安全玻璃。对于有爆炸危险的建筑，应采取有效防爆措施，并通过计算确定其足够的泄爆面积。中央控制室，装置的（联合）现场机柜间应采用抗爆结构设计，单一工艺装置或单元的控制室和机柜间应根据存在的爆炸危险程度采取相应的抗爆结构设计措施，如面向工艺装置一侧的墙采用278、抗爆墙，按抗爆结构设计的墙体，可采用钢筋混凝土抗爆墙。对于噪音较大对环境造成影响的厂房，如压缩机房、发电机房等厂房，对于单体建筑内的设备机房，如空调机房、泵房等设备用房，应进行降噪处理设计，使隔音要求达到当地标准。2) 建筑物节能措施建筑体型方正，南北朝向，房间布置尽量朝南方向；采用适宜的建筑间距，避开冬季主导风向，整个厂前区自然通风顺畅，提高绿地面积和绿化率；采用简单规整的体形，尽量缩小体形系数，建筑体形系数控制在当地规定数值以内。实现建筑节能设计指标达到节能要求。屋顶、外墙围护结构采用玻璃棉复合金属墙板，节能设计应满足地方有关规定。各朝向外门窗（包括透明幕墙）窗墙比控制在当地规定数值以内。279、采用节能型材料，外门窗造做法及性能指标满足当地有关规定。3) 特殊场地的地基处理方案本厂区分为挖方区和填方区,填方区采用分层碾压的地基处理方案,按照业主提供的数据,碾压后地基土承载力为100150MPa,回填土密实度0.98。8.3.4 设计中采用的主要标准及规范表8.3-4 设计中采用的主要标准和规范序号标准、规范名称标准编号1SAA Loading CodeAS11702Piling-Design and InstallationAS21593The Design of Earthquake Resistant Buildings,SAA Earthquake CodeAS21214SAA280、 Concrete StructuresAS36005SAA Steel Structures CodeAS41006Uniform Building CodeUBC7Design and Engineering of BuildingsDEP8Construction of Buildings in Bushfire prone areasAS39599Local Government Act 1960Local Statute10Building Regulations 1989Local Statute11Land Use Safety Planning Hazardous Indust281、ry Planning Advisory paper Number 10Local Statute12Building Code Requirements for Reinforced concreteAC131813Waterproof building papersBS 1521表8.3-5 主要建、构筑物一览表序号名称层数总高度（m）基础形式结构形式建筑面积（m2）占地面积（m2）备注1行政管理中心15R.C条形基础R.C抗爆墙结构56005600抗爆2中央控制室16R.C条形基础R.C抗爆墙结构16001600抗爆3维修中心19R.C独立基础钢框架结构325032505t、15t吊车4282、消防站16R.C独立基础钢框架结构5755755材料库16R.C独立基础钢框架结构180018006化学品库16R.C独立基础R.C.结构8758757中心化验室(含环境监测站)16R.C条形基础R.C抗爆墙结构950+50950+50抗爆8主大门15R.C独立基础R.C.结构4004009门卫15R.C独立基础R.C.结构20206处10LNG 1#生产线现场机柜间15R.C条形基础R.C.结构440440抗爆11LNG 2#生产线现场机柜间15R.C条形基础R.C.结构440440抗爆12公用工程现场机柜间15R.C条形基础R.C.结构410410抗爆13进气设施现场机柜间15R.C条形基283、础R.C.结构4040抗爆14码头现场机柜间15R.C条形基础R.C.结构9090抗爆15贮存及装船现场机柜间15R.C条形基础R.C.结构260260抗爆16贮存及装船变配电室15R.C独立基础钢框架结构20020017燃气发电变配电室15R.C独立基础钢框架结构30030018LNG 1#生产线变配电室15R.C独立基础钢框架结构30030019LNG 1#生产线变配电室15R.C独立基础钢框架结构30030020公用工程变配电室15R.C独立基础钢框架结构20020021码头变配电室15R.C独立基础钢框架结构4040221#和2#生产线主压缩机配电室15R.C独立基础钢框架结构6006284、0023建筑物变配电15R.C独立基础钢框架结构505024LNG 1#生产线分析室15R.C独立基础R.C.结构120120抗爆25LNG 2#生产线分析室15R.C独立基础R.C.结构120120抗爆26LNG 装船分析室15R.C独立基础R.C.结构3535抗爆27氮气ASU分析室15R.C独立基础R.C.结构8080抗爆28进气设施分析室15R.C独立基础R.C.结构8080抗爆29空压站房17.6R.C独立基础钢框架结构300300抗爆30紧急柴油发电机房17.6R.C独立基础钢框架结构300300抗爆31BOG 压缩机房115R.C独立基础钢结构600600抗爆32公用工程泵房17285、.6R.C独立基础钢框架结构300300抗爆33中央制冷压缩机房17.6R.C独立基础钢框架结构250250抗爆9 公用工程及辅助生产设施9.1 给排水9.1.1 研究范围LNG工厂给排水设计范围包括如下内容：1）生活给水系统2）生产给水系统3）高压消防水系统4）循环水系统5）除盐水系统6）污水收集及排放系统7）给排水系统管网9.1.2 厂区给水系统本工程厂区给水系统包括生活水给水系统、生产水给水系统、高压消防水系统、循环水系统和除盐水系统。全厂用水量见表9.1-1。表9.1-1 用水量表（单位m3/h）序号单元正常量最大量1生活给水系统10112除盐水系统11143生产水系统22354未预见286、905总新鲜水用量52609.1.2.2 生活水给水系统本系统主要是为各工艺装置及辅助设施提供所需的生活饮用水。主要用于厂区内办公室、浴室、厨房等生活用水、化验用水及洗眼器用水。厂内生活用水水源来自格拉德斯通水厂，系统最大设计供水能力为11 m3/h，水压到本工程界区不小于0.15 MPa(G)。外线提供的水压为0.15MPa(G)，为确保本工程生活用水安全，拟将生活饮用水加压后再供给各用户。外线所供生活水先进入生活水罐（T-4501），其有效容积V=200 m3。设生活水泵两台(P-4501A/B),一用一备，单台能力：Q=10 m3/h，H30m，N1.1kW。经生活给水泵加压，通过给水管287、网系统向各个用户供水。管网系统水压为0.30 MPa(G)。为防止水质长期储存后变质，设计二氧化氯发生器（A-4501）一套，能力0.04kg/h，加药量24ppm。9.1.2.3 生产水给水系统本系统主要是为各工艺装置及辅助设施提供所需的生产水。各装置区内所需的生产水来自格拉德斯通水厂。系统设计供水能力最大值为35 m3/h。水压到本工程界区不小于0.15 MPa(G)。为确保本工程生产用水安全，拟将生产用水加压后再供给各用户。外线所供生产给水先进入生产消防水罐（T-6001A/B），单座有效容积V=2625 m3，尺寸15000mm X H15000mm，材质碳钢内防腐。总储水量5250 288、m3，其中消防水贮存2880 m3。设生产水泵两台(P-4604A/B),一用一备，单台能力：Q=35 m3/h，H50m，N7.5kW。经生产水泵加压，通过给水管网系统向各个用户供水。管网系统水压为0.50 MPa(G)。9.1.2.4 高压消防水系统本系统主要是为各工艺装置及辅助设施提供所需的高压消防用水。本系统包括消防水泵、保压泵、生产消防水罐及辅助设施。工艺装置区及辅助设施设计最大高压消防用水量为720 m3/h，供水压力为0.8 MPa(G)（在装置界区），消防持续时间4小时，生产消防水罐（T-6001A/B）单座有效容积V=2625 m3，总储水量5250 m3，其中消防水贮存28289、80 m3。消防水泵选用三台,两用一备。一台消防电泵（P-6001A），两台消防柴油泵(P-6001B/C)。单台流量432 m3/h，扬程100m，电泵电机功率160kW。平时为保持消防水管网压力（0.8 MPa(G)），设二台消防保压泵(P-6002A/B),一用一备，单台流量20 m3/h，扬程80m，电机功率7.5kW。9.1.2.5 循环水系统本系统主要是为各工艺装置及辅助设施提供所需的冷却水。本项目循环水系统为闭式系统，主要由循环水泵、闭式冷却塔、加药设备、膨胀罐、给水管网、回水管网等组成。本系统设计设计流量14040 m3/h。设计循环水冷却塔一座。循环水泵(P-4201A/B/290、C)选用三台，一用两备，单台设计流量为14040 m3/h，扬程为30m，电机功率2000kW。为保证换热设备具有良好性能，该系统设有阻垢缓蚀剂投加系统（A-4201）和相应的附件。为了收容和补偿系统中水的涨缩量以及稳定系统的压力，设置循环水膨胀罐（V-4200A/B）两座，单座有效容积60m3,尺寸3000 X H9000，材质碳钢。9.1.2.6 除盐水系统本系统主要是为各工艺装置及辅助设施提供所需的除盐水。除盐水系统主要由混合离子交换器、除盐水罐、高压除盐水给水泵、低压除盐水给水泵、中和水池、中和废水外排泵以及再生系统等组成。生产消防水罐内的生产水由生产给水泵加压后，进入混合离子交换器（291、A-4601A/B），以去除水中的阳离子和阴离子。制备的除盐水送至除盐水罐（T-4601A/B），经高低压除盐水泵送至用户。为了混床再生，设计再生加药系统一套，包括储药罐、再生水泵及相应的辅助附件。再生废水进入中和水池（T-4630）一座,水池尺寸W10000 X L10000 X H2500，材质钢筋混凝土。再生废水经酸碱中和后，经中和废水外排泵送至清净下水系统。中和废水提升泵（P-4603A/B）设置两台，一用一备,单台能力：Q=20 m3/h，H30m，N1.1kW。为满足不同装置所需除盐水的压力，设置高压除盐水给水泵（P-4601A/B）两台，单台能力：Q=11 m3/h，H300m，292、N15kW；设置低压除盐水给水泵（P-4602A/B）两台，单台能力：Q=5 m3/h，H40m，N0.75kW。9.1.3 厂区排水系统本工程的排水系统分为生活污水排水系统、生产废水及污染雨水排水系统、污水收集及排放系统、雨水及清净下水排水系统。9.1.3.1 生活污水排水系统本系统主要是用于收集和排放各工艺装置及辅助设施界区内的生活污水。装置区内的生活污水主要来自装置建筑物内的卫生间、厕所、浴室、餐厅等设施。各装置区建筑物内的生活污水经重力收集后，直接流入各个区内的化粪池，经化粪池处理后，送至污水均衡罐（T-6407）,再泵送至格拉德斯通污水处理厂进行处理。9.1.3.2 生产废水及污染雨293、水排水系统本系统主要用于收集和排放各工艺装置及辅助设施区内的生产污水、初期污染雨水，送至污水均衡罐（T-6407）,再泵送至格拉德斯通污水处理厂处理。生产污水直接由工艺装置用泵送至污水均衡罐；初期污染雨水由污染雨水收集池集中收集后送至污水均衡罐。9.1.3.3 污水收集及排放系统本系统主要用于收集各工艺装置及辅助设施区内的生产污水、生活污水和初期污染雨水，均质后经污水提升泵送至格拉德斯通污水处理厂处理。设计污水均衡罐（T-6407）一座，有效容积V=1000 m3，尺寸12000mm X H9000mm，材质碳钢内防腐。设计污水提升泵（P-6407A/B）两台，一用一备，单台能力 Q=26 m294、3/h，H30m，N3kW。9.1.3.4 清净雨水和清净废水排水系统本系统主要是用于收集和排放各装置区内的清净雨水和清净废水。经收集后的清净雨水和清净废水通过重力方式直接排海。9.1.4 主要工程量给排水主要设备见表9.1-2。表9.1-2 给排水系统主要设备表装置名称设备名称及位号设备特性单位数量高压消防水系统T-6001A/B生产水及消防水罐尺寸15000mm X H15000mm有效容积V=2625 m3座2P-6001A消防电泵Q=432m3/h，H=100m，N=160kW台1P-6001B/C消防柴油泵Q=432m3/h，H=100m台2P-6002A/B消防保压泵Q=20m3/295、h，H=80m，N=7.5kW台2生产给水系统P-4604A/B生产水泵Q=35m3/h，H=50m，N=7.5kW台2生活给水系统T-4501生活水罐尺寸6500mm X H6500mm有效容积V=200 m3座1P-4501A/B生活水泵Q=10m3/h，H=30m，N=1.1kW台2A-4501二氧化氯发生器Q=0.04Kg/h，N=1.1kW台1循环水系统E-4201冷却塔N200kW座1P-4201A/B/C循环水泵Q=14040m3/h，H=30m，N2000kW台3A-4201阻垢缓蚀剂投加系统套1V-4201A/B循环水膨胀罐尺寸3000mm X H9000mm有效容积V=60296、m3座2除盐水系统A-4601A/B混合离子交换器Q15m3/h台2T-4601A/B除盐水罐尺寸6500mm X H6500mm有效容积V=200m3座2P-4601A/B高压除盐水给水泵Q11m3/h，H300mN15kW台2P-4602A/B低压除盐水给水泵Q5m3/h，H40mN0.75kw台2T-4630中和水池尺寸W10000mm X L10000mm X H2500mm有效容积V=250m3座1P-4603A/B中和废水提升泵Q20m3/h，H30mN1.1kW台2污水收集及排放系统T-6407污水均衡罐尺寸12000mm X H9000mm有效容积V=1000m3座1P-640297、7A/B污水提升泵Q26m3/h，H30mN1.1kW台29.1.5 设计中采用的主要标准和规范表9.1-3 设计中采用的主要标准和规范序号标准、规范名称标准编号1Environmental Protection Act 1994 5.552Environmental Protection (Water) Policy 2009 5.573Queensland Water Quality Guidelines 2009 5.724IFC EHS General Guidelines 20075.545World Health Organization Drinking Water Guidel298、ines (WHO 2006)6Australian Drinking Water Guidelines, No 6,2004, Australian Government, National Health and Medical Research Council7Plumbing and Drainage- Storm water DrainageAS/NZS 3500.3:2003,9.2 供电9.2.1 研究范围及原则9.2.1.1 研究范围LNG工厂供电研究范围主要包括界区内的工艺生产装置、辅助生产设施和公用工程设施以及厂前区的供、配电系统。9.2.1.2 研究原则1) 应根据项目发展299、规划进行研究，做到远、近期结合，以近期为主，正确处理近期建设与远期发展的关系，适当考虑扩建的可能。2) 遵守项目所在国有关的各项政策、法规和法令，符合相关产业政策、投资方向及行业和地区的规划；3) 尽量节省投资，加快工程建设进度。9.2.2 建设项目所在地域的电网现状XX岛上目前没有能够满足LNG工厂所需要的电力设施，装置电力只能依靠建设自备电站来提供。9.2.3 全厂用电计算负荷及负荷等级9.2.3.1 全厂用电计算负荷全厂用电负荷见表9.2-1。表9.2-1 用电负荷表装置区最大运行负荷（MW）不装船工况装船工况公用工程6.36.3生产线1-空冷器、泵12.312.3生产线1-闪蒸气压缩机300、11.59.2生产线2-空冷器、泵12.312.3生产线2-闪蒸气压缩机11.59.2LNG 装船泵03.2BOG 压缩机03.3场外和其他（照明、HVAC等等）1.51.5小计55.457.3设计裕量（因为是自备电站供电，且是孤岛运行，应考虑最大运行功率以及一定的设计裕量）5.55.7总负荷61639.2.3.2 负荷等级本项目属大型天然气处理项目，生产连续性要求高，中断供电将造成较大损失，如主要设备损坏，大量生产原料损失，恢复生产所需时间较长，因此主要生产装置部分属于一、二级负荷。大型关键机组的润滑油泵、仪表DCS、事故照明等负荷，属于一级负荷中特别重要负荷。行政办公区及生活区均为三级负荷。本项目以一、二级负荷为主。9.2.4 供电电源选择及可靠性9.2.4.1 供电源选择全厂电源由自备电站提供。自备电站设有四台燃气透平发电机组，装机容量为442MVA，发电能力在ISO工况下为33.9MW，在当地平均最高气温32情况下发电能力大约为26.2MW,极端高温出现时，发电能力还会降低。发电机输出电压11kV，经过四台升压变压器变为33kV并入总变电站33kV 母线。9.2.4.2 可靠