1、新能源公司占地50亩液化煤层气项目立项申请报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月新能源公司占地50亩液化煤层气项目立项申请报告建设单位：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134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 目录第1章 总 论61.1 概述61.2 编制依据61.2.1 依据主要标准、规范。61.3 编制原则71.4 项目建设的背景和意2、义71.4.1 项目建设的背景71.4.2 液化天然气概况71.4.3 项目建设的意义91.5 项目研究范围101.6 工程内容概述111.6.1 项目概况111.6.2 建设内容111.7 研究结果121.7.1 主要技术经济指标12PSA制氮及液氮罐单元161.7.2 结论18第2章 市场分析和价格预测192.1 市场分析192.1.1 国外市场简介192.1.2 国内市场分析202.1.3 国内LNG工厂现状222.1.3 本项目市场分析242.1.4 市场分析结果252.2 价格预测252.2.1 产品价格252.2.2 原料气供应252.2.3 气源状况25第3章 建厂条件及厂址选择3、263.1 建厂条件263.1.1 厂址自然地理概况263.2 厂址选择283.2.1 厂址选择的原则283.2.2 本厂厂址选择28第4章 总图、运输284.1 总图布置的一般原则28国家颁布的其它有关规范和设计规定294.2 总平面及竖向布置294.2.1 工程占地294.2.2 站内分区294.2.3 厂区道路304.2.4 厂区围墙及其它围护设施304.2.5 排水及竖向布置314.3 主要技术指标314.4 运输31第5章 工艺方案335.1 建设规模335.2 工艺方案的选择335.2.1 天然气净化方法的选择335.2.2 天然气液化流程的选择35 焦-汤节流制冷循环355.2.4、3 带膨胀机的液化流程的选择385.3 工艺方案的确定39（1）预处理系统39（2）净化系统40（3）液化系统425.4 工艺流程图435.5 LNG储存及装车系统43（1）常压储存比带压储存所需的制冷循环能耗高10%左右。435.6 主要工艺设备选择445.6.1 设备选择原则445.6.2 主要设备选择455.6.3 主要设备表见表5.6.3456 仪表、电气控制系统506.1 仪表控制系统506.1.1 设计依据506.1.2 设计原则506.1.3 控制系统构成536.1.4 主要仪表选型536.1.5 仪控系统货物清单606.2 电气626.2.1 用电设备及负荷62第7章 公用工程5、及辅助生产设施657.1 建筑657.1.1 执行的主要规范657.1.2 设计原则657.1.3 基础数据667.1.4 设计内容667.1.5 地基处理687.1.6 建筑安全要求687.1.7 建筑美观要求687.2 给水、排水687.2.1 站内给水68a.循环冷却塔选型计算717.2.2 站内排水757.3 供配电767.3.1 编制规范767.3.2 设计概况767.3.3 电源引入方案767.3.4 供配电线路777.3.5 配电柜、照明箱选择777.3.6 防爆等级及防爆电器777.3.7 防雷区域划分及防雷措施777.3.8 防静电措施797.3.9 接地系统797.3.106、 功率因数补偿797.3.11 电力拖动、控制与信号797.3.12 高压配电系统807.3.13 照明配电827.4 通信827.4.1 设计内容827.4.2 编制原则837.4.3 设计方案837.5 暖通空调837.5.1 通风847.5.2 空调847.5.3 供热857.6 其它辅助生产系统877.6.1 净化风系统877.6.2 氮气系统877.6.3 燃料气系统877.6.4 维修设备的配置87第8章 消 防878.1 防火设计依据878.1.1 国内标准878.1.2 国外标准888.1.3 有关标准说明898.1.4 标准采用原则898.1.5 采用标准908.2 工程概况7、908.2.1 厂址概况908.2.2 设计规模908.2.3 主要工艺设备908.2.4 工艺流程简述908.3 危险性分析918.3.1 介质的危险性918.3.2 装置的危险性928.3.3 工艺液相管道的危险性938.3.4 生产运行中的危险性948.4 防火安全设计958.4.1 总图布置958.4.2 建（构）筑物设计968.4.3 工艺安全设计96 紧急停车系统（ESD）988.4.4 监测报警系统988.4.5 电气安全设计988.4.6 排水系统安全设计1008.5 消防给水系统100（1）消防冷却给水系统组成及控制方式100（2）消防设施布置100（3）设备选型及配置1018、8.6 高倍数泡沫灭火系统101（1）设计参数确定102（2）设备选型1028.7 干粉灭火系统102（1）固定干粉灭火系统103（2）移动式干粉灭火器103灭火器配置表103第9章 环境保护1049.1 设计依据的环保法规和标准104工业企业设计卫生标准（TJ36-79）1059.2 本项目污染物状况1059.2.1 生产污水1059.2.2 生活污水1059.2.3 废气1059.2.4固体废物1069.2.5 装置尾气1079.2.6 排放方式和去向1079.2.7 可能造成的环境危害107可能造成的环境危害情况1079.3 环境影响分析及治理措施1079.3.1 大气环境影响分析及治理9、措施1089.3.2 水环境影响分析及治理措施1089.3.3 土壤影响分析及治理措施1099.3.4 噪声环境影响分析及治理措施1099.4 环境评价109第10章 能耗分析及节能措施11010.1 能耗构成分析110能耗分析表11010.2 节能措施11010.2.1 节能原则11010.2.2 节能措施11010.2.2 建筑节能措施111建筑物外围护保温隔热做法及要求11110.3 节能评价112第11章 职业安全卫生11211.1 设计标准及设计原则11211.1.1 设计标准、规定11211.1.2 编制原则11311.2 职业危害因素及治理措施11411.2.1 职业危害因素分析10、11411.2.2 主要防范措施11411.2.3 预期效果11611.3 专项投资估算116劳动安全卫生专项概算11611.4 项目劳动安全卫生结论117第12章 工厂定员及人员培训11812.1 组织机构设置118（1）厂长对全厂工作负主要责任。11812.2 工厂定员118LNG工厂定员编制11812.3 人员培训119第十三章 项目实施计划12013.1 项目进度控制办法12013.2 项目进度计划表121第14章 投资估算与资金筹措12114.1 投资估算12114.1.1 工程概况12113.1.2估算范围12114.1.3 编制依据12114.1.4 其它费用说明12114.1.11、5 建设项目总投资12214.2资金筹措12214.3资金使用计划122第15章 经济评价12215.1 经济效益评价范围及说明12215.2 编制依据12315.3 基础数据123财务评价基础数据详见基础数据表（如下）12315.4 成本费用分析125(1)原材料费用125(2)动力费用125(3)工资及福利125(4)制造费用：125(5)管理费用126(6)银行贷款利息：12615.5 财务盈利能力分析12615.5.1 销售收入12615.5.2 经济效益分析127=1759.4万元12815.6 项目风险分析12915.7 补充分析：1294、煤层气价为1元时的经济分析1291、燃料12、及动力费用：1302、工资及福利：1303、制造费用：1304、管理费用1315、财务费用：1314、煤层气价为0.75元时的经济分析1321、燃料及动力费用：1322、工资及福利：1323、制造费用：1334、管理费用1335、财务费用：13315.8风险评估：1342、1万立方煤层气液化规模小，盈利空间低，没规模效益。134第1章 总 论1.1 概述1.1.1 项目名称：xx新能源10104Nm3/d液化煤层气项目1.1.2 项目业主：中国xx集团新能源股份有限公司1.1.3 项目总投资：7670万元（不含流动资金）1.1.4 项目地点：山西省1.1.5 项目占地：50亩1.2 编制依据113、.2.1 依据主要标准、规范。1) 石油天然气工程设计防火规范 GB50183-20042) 建筑设计防火规范 GB50016-20063) 建筑灭火器配置设计规范 GB50140-20054) 建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范 GB50242-20025) 建筑给水排水设计规范 GB50015-20036) 建筑物防雷设计规范 GB50057-20007) 低压配电装置及线路设计规范 GBJ54-838) 爆炸和火灾危险环境电气装置设计规范 GB50058-929) 化工企业静电接地设计技术规范 CD90A3-8310) 工业与民用供电系统设计技术规范 GBJ50052-9511) 中14、石化（2005）咨字154号中国石油化工集团公司石油化工项目可行性研究报告编制规定12) 中国石化集团公司项目可行性研究技术经济参数与数据20051.3 编制原则1.3.1 严格执行国家现行设计规范，贯彻国家有关安全、环保节能的相关法规。1.3.2 符合当地规划部门的要求，做到合理规划、合理布局、统筹兼顾。1.3.3 选择先进、经济、可靠的工艺技术，降低能耗，减少运行成本，提高企业经济效益。1.3.4 充分利用同类工厂的建设经验，立足于先进成熟的工艺装置技术，选择国内一流装置，降低工程投资，保证装置长期安全运行。1.3.5 努力学习消化国外技术，积极采用新工艺、新技术、新材料，力争各项指标达到15、国内同类装置的先进水平。1.4 项目建设的背景和意义1.4.1 项目建设的背景我国目前天然气生产及输送能力远远满足不了市场需求，尤其受气源、地理条件的限制，众多远离气源或输气管线的城市用气需求无法得到满足，特别是那些地处山区、河网地带的城市，修建管道施工难度大，经济性差。合理、充分、有效利用山西丰富的煤层气资源，均衡全面地发展煤层气利用，液化煤层气即（LNG）是一条高效和经济的途径。1.4.2 液化天然气概况1) 天然气非管道运输的两种方式天然气在投入生产和应用初期，为了提高贮存和运输效率,弥补管道输送的缺陷，产生了液化天然气（(liquefied natural gas英文缩写LNG)和压缩16、天然气(Compressed Natural Gas英文缩写CNG)这两种储运形式。CNG是天然气加压至2025Mpa并以气态储存在容器中。LNG是气态天然气经深度净化，在常压下冷却到-162后呈液态的天然气，其体积约为气态时的1/625。2) LNG优点介绍：（1）煤层气液化后便于进行经济可靠的运输。使用专门的槽车、轮船，将LNG运输到管道不能到达的地区，方便灵活，不受管网限制，适应性强；能量密度大，同体积下是CNG储量的3倍，运输成本低。（2）储存效率高、占地少、投资省。液化天然气（LNG）与气态天然气相比，储存压力低，安全可靠，体积小，容量轻，贮量大。（3）能综合使用，经济性好。LNG使17、用过程释放出的冷量可以用作冷藏、冷冻、温差发电等。（4）LNG可作为优质的车用燃料。与燃油汽车相比，用LNG做燃料的汽车，具有抗爆性好、燃烧完全、排气污染少、发动机寿命长、价格低、运输成本低等优点。LNG燃点为650，比汽油高230，气态时比空气轻，所以稍有泄漏立即挥发飘散，不易引起自燃爆炸，安全性能好。3) LNG的应用范围：（1）用作城市管道供气的主气源。由于气源、地理条件的限制，采用LNG技术是目前实现城镇气化的非管道输送的供气方式，通过汽车、轮船等运输工具将LNG运到用气地区，可以作为过渡气源或永久性气源。（2）用作LNG小区气化的气源。由于LNG运输灵活高效，且小区气化工艺流程简单，18、建设投资省、见效快、方式灵活，价格比石油液化气（LPG）便宜、价格平稳、气化成本低，经济合理。（3）用作汽车加气燃料。LNG比汽柴油、LPG价格低，安全、环保，储存效率高，汽车续驶里程长，发动机寿命长，在发动机运行中释放的冷量可用于空调。（4）用作城市管网供气的调峰负荷和事故调峰。由于LNG储存效率高，储运手段比气态天然气更灵活，具有较高的机动性。用作调峰和事故气源，一次性投资小，运行成本低。4) 国内外LNG产业简述LNG工业在世界上已有60多年的发展历史，技术成熟，已形成了从液化、储存、运输、气化到终端利用的一整套先进工艺。目前，世界上已建成投产LNG大型装置有160多套，液化生产能力2319、44.3亿立方米/年，年平均产量以20的速度增长。LNG工业在我国方兴未艾，90年代以来，我国陆续在河南中原油田、新疆鄯善、上海、海南海口、广西北海、四川乐山等地建成了近十套LNG工业生产装置，液化生产能力约10亿立方米/年。目前LNG产品供不应求，取得了可观的经济效益和良好的社会效益。1.4.3 项目建设的意义LNG是目前全球增长最快的一种能源，在中国大力发展LNG，将对优化我国的能源结构，有效解决能源供应安全、生态环境保护的双重问题，实现经济和社会的可持续发展发挥重要作用。对山西而言，充分把握国家西部大开发战略和能源结构调整战略实施的机遇，利用山西省内煤层气的丰富资源优势，发展LNG工业，20、具有以下几方面的意义：（1）实现资源优势向经济优势转化山西地处煤层气的主产区，开发利用天煤层气十分便利，但目前天然气利用率低，用气量相对较少。通过就地转化，发展LNG产业，占领LNG市场，使山西的煤层气源得到充分利用，从而变资源优势为经济优势。（2）改善大气环境，打造宜居城市天然气在燃烧过程中基本不排放二氧化硫，排放的氮氧化物比油和煤分别低40和60，排放的二氧化碳比煤炭低50，比石油低20左右。通过管输天然气不能到达的地区使用LNG，积极推进城镇气化范围，扩大天然气的利用范围和领域，改善城市的大气环境。（3）拉动产业发展，促进经济增长LNG是一种新兴产业，通过建设使用LNG，在促进阳城地区经21、济增长的同时，对拉动本地能源等相关产业的发展，促进就业、增加税收，促进深冷科技水平的提高，都将发挥重要的作用。1.5 项目研究范围（1）通过对气源、市场的分析来确定xx新能源LNG工厂的建设规模。（2）通过技术比较，确定LNG工厂的工艺流程、设备选择等方案。（3）根据项目总体要求，对工程的总图、运输、公用工程及配套设施，进行合理规划和设置。（4）对项目的技术安全性进行分析。（5）分析项目建设、运行对环境的影响。（6）进行项目投资估算，对项目财务效益和敏感性进行初步计算、分析和评价。1.6 工程内容概述1.6.1 项目概况本工程原料气处理规模10104Nm3/d，采用煤层气膨胀制冷循环的液化工艺22、，装置产品为液化天然气。本项目充分吸收国内外先进的液化工艺和生产经验，产品产率高，装置运行安全。 本项目建成后年开工天数330天。1.6.2 建设内容（1）土建工程：罐区围堰、压缩机厂房、设备平台、道路硬化、公用工程、装置区和辅助生产建（构）筑物、厂前区综合楼等。（2）安装工程：原料进气系统、原料气预处理系统、低温液化系统，增压透平膨胀机系统，氟利昂预冷系统，LNG储存系统，仪表空气系统，置换用氮气系统，仪表控制系统，电气控制系统，变配电系统等。1.7 研究结果1.7.1 主要技术经济指标1) 主要技术指标见表1.7.1-1 主要技术指标 表1.7.11项 目性 能 参 数备 注进装置煤层气气23、量10104 Nm3/d（0、101.325 KPa）放空酸气1.342103 Nm3/d（0、101.325 KPa）LNG产量125.3 m3/d（48.04吨）（在LNG贮槽内计量）LNG贮槽的储存压力0.4MPa.G（表压）LNG贮槽的储存温度-138 装置的操作弹性50%100%装置连续运行时间8000小时2) 装置日消耗指标见表1.7.1-2 装置日消耗指标 表1.7.1-2序号消耗项目耗量备注1原料气10104Nm32工艺性用电50320kW.h按轴功率计算（公用工程用电以工程设计为准）3公用工程用电5600kW.h4循环水11360 m35补充新鲜水171m3循环率按98.5%24、（以工程设计为准）6低压蒸气16320kg0.6MPa.G7燃料气1920 m30.3MPa.G8仪表空气2400Nm30.65MPa.G，水露点- 409氮气2400 Nm30.6MPa.G，水含量1ppm10液氮10 m3（供开车时用）3) 装置其他消耗指标见表1.7.1-3。装置其它消耗指标 表1.7.1-3 序号消耗项目耗量备注113X分子筛2334(吸附塔用)每2年更换一次2活性碳2134(吸附塔用)根据实际情况更换 3浸硫活性碳1334(脱汞器用) 每1年更换一次43KT-172分子筛1000(PSA制氮用) 每2年更换一次513X分子筛174(PSA制氮用) 每2年更换一次6活性25、碳100(PSA制氮用) 每2年更换一次7分子筛1000(仪表空气用) 每2年更换一次8MDEA8 m3首次开车充装量9清洗用汽油0.2m3首次膨胀机用油10清洗用煤油0.4m3首次11清洗用润滑油0.4m3 (N32透平油)首次12加注润滑油0.4m3 (N32透平油)首次13每次更换润滑油0.4m3 (N32透平油)14加注46#冷冻油400600首次R22冷冻机用油15加注R22冷剂800首次16加注压缩机润滑油650/台首次氮甲烷循环压缩机用油4) 主要经济技术指标见表1.7.1-4主要投资数据指标汇总表 表1.7.1-4 设备投资序 号项 目 名 称报价（万元）备 注1液化工艺包设计26、费50.00满足石油化工装置工艺包设计内容规定（SHSG-052-2003）深度要求；2原料气过滤计量与增压单元487.00原料气气液过滤分离器、原料天然气增压机（二台、一用一备）。3原料气脱酸气脱硫单元310.00吸收塔、再生塔、再沸器、贫液冷却器、胺液循环泵、胺液闪蒸罐、贫富液换热器、CO2冷却器、再生塔回流罐、再生塔回流泵、胺液储罐、液下泵、地下贮槽、消泡剂泵、溶液过滤器、消泡剂罐、脱酸气冷却器、脱酸气分离器。4原料气干燥脱重烃及脱汞单元180.00主吸附燥器、再生气加热器、再生气冷却器、过滤器、再生气分离器、汞脱除罐。5制冷剂压缩单元962.00制冷剂分离罐、制冷剂压缩机、制冷剂二级分27、离罐。6净化气低温液化单元550.00液化冷箱、板翅式换热器、制冷剂分离罐、制冷剂干燥器、LNG停车排放汽化器、LMR停车排放汽化器。7制冷剂储存及配比单元115.00制冷剂储罐、丙烷储罐、丙烷干燥器、异戊烷储罐、异戊烷干燥器、乙烯储罐、灌充排、异戊烷加压泵。8储罐及装车单元990.001750m3LNG带压储罐、液化天然气装车泵2台（一用一备）。9仪表空气单元15.00空压机、吸附式干燥机、过滤器、空气贮罐。10PSA制氮及液氮罐单元66.00PSA制氮机、氮气贮罐、液氮储槽、空温式汽化器。11导热油炉单元115.00导热油炉单元。12仪表控制系统380.00集散式控制系统（DCS）及控制仪28、表、联锁停车系统（ESD）、主要仪表配置：变送器、流量计、铂热电阻、低温调节阀、UPS电源、SMC电磁阀、离线色谱分析仪、二氧化碳分析仪、露点分析仪、压力表、双金属温度计、仪表附件等。13电控系统210.00高压柜、0.4KV变压器、GGD配电柜、低压控制柜、现场防爆操作柱等。14装置成套工艺阀门110.00工艺单元全套装置。15运费及保险费80.00全套装置。16技术服务费50.00全套装置。 设备总投资合计4670土建及安装工程投资（含集气管路投资）3000工程总投资7670年平均运营总成本5367.9年销售收入（税后）8067.6盈亏平衡点煤层气价格为1.8元/立方米投资回收期煤层气价格29、1.5元/立方米7.45煤层气价格1.0元/立方米2.84财务内部收益率煤层气价格1.5元/立方米13%煤层气价格1.0元/立方米35.2% 1.7.2 结论（1）装置原料来源稳定、可靠。装置建成后，山西煤层气资源得到合理充分利用，产品附加值高，符合市场需要，市场空间广阔，对提高企业经济效益和促进地方经济发展具有积极作用。（2）本项目采用的生产工艺先进成熟，安全可靠，节能高效。（3）项目主要技术经济指标均好于行业基准值，说明本项目的经济效益好、抗风险能力强，在经济上是可行的。（4）工艺流程采用先进、环保新技术，对环境无任何危害，属于绿色产业。综上所述，xx新能源 10104Nm3/d液化煤层气30、项目，资源可靠、技术先进、市场前景广阔、经济合理，具有良好的经济、环保和社会效益，对山西省煤层气资源的利用和发展是必要和积极的，项目可行。 第2章 市场分析和价格预测2.1 市场分析2.1.1 国外市场简介天然气液化技术始于1914年，发展于60 年代。自 60 年代起，全世界生产 LNG 装置的数量和规模不断增加，目前已投产的LNG装置达到160多套。另外还有大量的LNG工厂正在计划建造中。2004年LNG生产能力达到1.66亿吨。预计2013年新增产能将达到1.96亿吨。 目前，世界上共有十几个国家生产出口 LNG。LNG 主要产地分布在印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚、阿尔及利亚、文莱等地31、，消费国主要是日本、法国、西班牙、美国、韩国和我国台湾省等。目前世界LNG贸易分成两个界线分明的市场，一个是亚太地区，一个是大西洋地区。在亚太地区日、韩是两大进口国，印尼、马来西亚是两大出口国。在大西洋地区，法国、美国是两大进口国，尼日利亚、阿尔及利亚、特立尼达和多巴哥是主要出口国。自 1980 年以来，LNG 出口量几乎以每年8的速度增长。2000年全球LNG贸易量为105.5106 吨，比上一年增长11.2。目前，LNG占全球天然气市场的5.6及天然气出口总量的25.7。过去十年LNG贸易量上升了近一倍，目前仍呈上升趋势。目前世界 LNG年贸易量为1200亿立方米，预测到2010年将跃升至32、16301690亿立方米。2010年大西洋地区LNG需求约为4968106t/a，供应能力为 90106 t/a。亚太地区 LNG 需求约为 97.2133.4106t/a，供应能力约为170106t/a。 各国均将LNG作为一种低排放的清洁燃料加以推广，亚洲LNG进口量已占全球进口总量的 70以上，今后亚洲市场将成为 LNG 需求中心。目前亚洲占世界 LNG 贸易量的77，预计今后亚洲市场LNG需求仍持续增长。日本是LNG进口大国，2001年的需求量占世界需求量的52，占亚洲需求量的70%左右。预计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。33、印度和中国这两个亚洲大国是最有希望增长的潜在市场。 2.1.2 国内市场分析 我国拥有丰富的煤层气资源（煤层气属天然气中的一种），加快发展我国天然气工业，对优化产业结构、改善生态环境、提高人民生活质量、加快城市化建设、保持国民经济持续健康发展，都具有重要和深远的战略意义。 随着国民经济的快速发展，我国对能源的需求越来越大，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。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“十二五”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34、源发展方针。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（见下图）。近年来中国能源工业发展很快，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。下表为中国能35、源消费结构变化趋势预测（据：国家发展计划委员会能源研究所相关数据）。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。由于在运输、经济、环保、安全等方面的突出特点，LNG 在国内被广泛用于城市燃气市场的先期开发、调峰、发电、汽车燃料、建材生产和居民燃气等领域。随着国内LNG应用规模不断扩大，呈现出供不应求的局面，预计到2013年增长到457亿立方米。同期国内生产量为120亿立方米，缺口高达337亿立方米。 2.1.3 国内LNG工厂现状A、目前，国内已建成LNG工厂生产规模：1) 河南中原油田濮阳36、LNG液化厂已建成投产，规模为15万立方米/天；2) 新疆广汇集团建设的吐哈油田LNG液化厂已建成投产，规模为150万立方米/天；3) 海南福山油田LNG液化厂已建成投产，规模为25万立方米/天；4) 广西北海涠洲岛LNG液化厂已建成投产，规模为15万立方米/天；5) 中石油西南分公司乐山LNG液化厂已建成投产，规模为4万立方米/天；6) 江阴天力燃气LNG液化厂已建成投产，规模为5万立方米/天；7) B、筹建中的LNG生产工厂规模：1) 兰州燃气化工集团30万立方米/天的天然气液化厂；2) 内蒙古鄂尔多斯100万立方米/天的天然气液化厂；3) 四川达州100万立方米/天的天然气液化厂；4) 37、中海油珠海横琴岛50万立方米/天的天然气液化厂；5) 新疆广汇库尔勒400万立方米/天的天然气液化厂；6) 重庆民生股份15万立方米/天的天然气液化厂；7) 苏州天然气管网公司7万立方米/天的天然气液化厂；8) C、国内LNG接收站产业状况：1) 广东LNG项目接收站址在深圳大鹏湾秤头角，规模为370万吨/年；2) 福建LNG项目接收站址在莆田市秀屿港，规模为260万吨/年；3) 珠海LNG项目接收站址在高栏岛，规模为900万吨/年；4) 浙江LNG项目接收站址在宁波，规模为300万吨/年；5) 山东LNG项目接收站址在青岛灵山卫镇，规模为300万吨/年；6) 江苏LNG项目接收站址在江苏如东38、县，一期规模为350万吨/年，二期规模达600万吨/年；7) 上海LNG项目接收站址在上海国际航运中心洋山深水港区的中西门堂岛，规模为300万吨/年；8) 唐山LNG项目接收站址在唐山市唐海县曹妃甸港，一期规模为600万吨/年，二期规模为400万吨/年；9) 秦皇岛LNG项目接收站址拟在山海关港或秦皇岛港，一期规模为200万吨/年，二期规模达到300万吨/年；10) 澳门黄茅岛一期200万吨工程预计3年完成，二期将达500万吨/年。11) 2.1.3 本项目市场分析 本项目市场定位在推动山西省及东部经济发达地区管输天然气未到达城市的用气。由于受地理条件限制，这些地区铺设管道施工难度太大，不经济39、，即便管道铺设到达的城市也因各种条件限制，远远未达到全面气化。这部分用气缺口预计在200万立方米/日，所以本厂10万立方米/日的产品是远远不能满足市场需求的。2.1.4 市场分析结果 通过以上分析可知，本项目产品 LNG 有较大的市场空间，国内、国外市场均供不应求，发展前景广阔。因此本项目在市场上是可行的。 2.2 价格预测 2.2.1 产品价格（1）定价策略：经过市场调查及对生产成本的测算，LNG的出厂价初步定为2.94元/立方米（4000元/吨），以山西南部及周边作为目标市场，主要考虑以晋南为中心，500公里为半径的辐射区内的销售市场。（2）运输方式：所有产品运输委托专业运输公司。（3）运40、费测算：公路运输成本0.07元/每百公里立方米。天然气原料气进厂价为1.0元/ m3，加上0.617元/ m3的液化加工成本，则单位成本价格为1.617元/ m3，远低于出厂价2.94元/ m3。液化气价随季节和地域波动各不相同，山西价格偏低，平均在3500-4500元/吨；东北价格偏高，平均在4500-5500元/吨。暂按4000元/吨计算，吨公里运费一般为0.07元。2.2.2 原料气供应（1）原料气来源：本项目原料气来自晋南地区的煤层气矿井。（2）原料气价格：1.0元/Nm3。2.2.3 气源状况（1）原料气需求量：拟建LNG工厂每天需原料天然气10104Nm3/d，每月需330104N41、m3/d（月按30天计），每年需约3630104Nm3/d（年按330天计）。（2）原料气气样分析见表2.2.3-1 煤层气气样分析表 表2.2.3-1组份名称组成（mol%）氮3.03二氧化碳0.45硫化氢-甲烷95乙烷1.52（3）原料气资源状况xx新能源10104Nm3液化煤层气项目建于山西地区煤层气高产区，该区煤层气总储量为6.85万亿m3，约占山西煤层气储量的2/3强，压力在1.113.7Mpa，煤层气涌出量最高达178m3/min，气源压力、流量稳定，能够满足该项目用气需求。第3章 建厂条件及厂址选择3.1 建厂条件3.1.1 厂址自然地理概况（1）行政区划山西（Shanxi）以大42、部分位于太行山之西，吕梁山和黄河以东而得名。自古被称为“表里山河”。地理坐标为北纬3434-4043、东经11014-11433。全省纵长约682公里，东西宽约385公里，总面积15.67万平方公里，约占全国总面积的1.6%。现辖太原、大同、朔州、阳泉、忻州、吕梁、晋中、临汾、长治、运城、晋城十一个地级市。共计86个县、14个县级市和18个市辖区，总人口3595.3万人。（2）历史沿革山西是华夏文明的发祥地之一，拥有众多的古遗址，号称“地上文物中国第一”。传说中尧都平阳（今临汾）、舜都蒲板（今永济）、禹都安邑（今夏县），都在山西境内建过都。临汾有尧庙、尧陵，沁水有舜王坪，河津的龙门则是夏禹治水43、的所在，又叫禹门口。山西唐代大部分属河东道；五代群雄割据南北分属。宋设河东路；金分河东北、南路；元设山西河东道，为山西得名的开始；明置山西省，后改山西布政使司；清改山西省，省名至今未变。（3）物产资源山西省现有耕地72054719.7亩，主要粮食作物有小麦、高粱、玉米、豆类和薯类；经济作物有棉花、烟叶、甜菜、胡麻、油菜籽等。大同、太原、忻州、临汾和运城等盆地是山西省的主要农作区。近些年，雁门关外生态养殖畜牧业也发展很快，以奶牛养殖为主。山西省矿产资源十分丰富，其中以煤、铝土、铁等为最。煤炭资源得天独厚，分布在全省90多个县（市、区）内。工业以能源、冶金为主，轻工业相对薄弱。（4）地震烈度根据中44、国地震烈度区划图（1990）标注，项目所在地区地震烈度为7度，工程按8度地震基本破坏烈度设防。3.2 厂址选择3.2.1 厂址选择的原则（1）一般要求煤层气液化工厂选择的原则，应符合城市总体规划、消防安全和环境保护的要求，并应选择在交通便利、方便大型车辆出入的地方。（2）站址选择安全要求 厂址选择应符合城镇燃气设计规范、建筑设计防火规范和液化天然气（LNG）生产、储存和装运的防火安全要求； 避开重要建筑物和人员密集区； 远离明火场所。3.2.2 本厂厂址选择 山西省晋南地区第4章 总图、运输4.1 总图布置的一般原则（1）根据站内设施的功能性质、生产流程和实际危险性，结合四邻状况及风向，分区集45、中布置，尽量减少管线长度，节约投资，方便以后的安全作业和经营管理。（2）保证站内场地通畅，方便大型车辆和消防车辆的出入。避开重要建筑物和人流密集区。采用的主要标准规范：城镇燃气设计规范 GB50028-2006石油天然气工程设计防火规范 GB 50183-2004石油化工企业厂区总平面布置设计规范 SH 3053-93工业企业总平面设计规范 GB 50187-93石油化工企业厂区竖向布置设计规范 SH/T 3013-2000石油化工企业厂内道路设计规范 SHJ 23-90城市道路设计规范 CJJ 37-90石油化工厂区绿化设计规范 SH 3008-2000建筑设计防火规范 GB5001620046、6总图制图标准 GB/T 50103-2001国家颁布的其它有关规范和设计规定4.2 总平面及竖向布置4.2.1 工程占地厂区占地面积50亩。4.2.2 站内分区本项目按火灾危险性分类属于甲类危险场所，厂内平面布局严格按照现行防火规范的有关规定布置。总体布置按照使用功能分区，分为厂前区、辅助区、装置区、储罐区、装车区。各区之间分界明确，功能如下：厂前区：布置有综合楼（包含消防泵房、中央控制室、化验分析室及办公等），占地面积为540.00平方米，建筑面积为2160平方米；消防水沉淀池约520立方米，占地面积130平方米。辅助区：总变电所、锅炉房、空压及PSA制氮站等。占地面积为804平方米。装置47、区：布置有工艺生产装置及辅助工艺装置。区内布置针对LNG管线介质特点，在满足工艺配管及操作维修通道的前提下，尽量缩短管线，减少气阻和气蚀现象，节约投资。占地面积为2770.00平方米。储罐区：布置有一台1750m3的LNG子母罐。占地面积为1225.00平方米。装车区：布置有二个装车台及供LNG槽车装车的回车场地。占地面积为1345平方米。总平面布置必须满足工艺流程和动力设施要求，使得工艺流程顺畅、管道缩短交通运输方便。力求紧凑合理，各单元及设备之间衔接短捷，以节约用地。充分考虑安装和检修的要求，以方便工厂将来的管理。4.2.3 厂区道路为方便车辆进出，道路设计为双车道。厂区设置一环形主干道，48、宽为6米，道路旁边布置绿化带。充分考虑防火安全和环保卫生要求，满足国家现行有关标准规范的要求。4.2.4 厂区围墙及其它围护设施液化厂属于易燃易爆性生产场所，为了厂区的安全管理，应做适当的封闭。厂区新建围墙，围墙高度为2.2米高的非燃烧实体围墙，防止厂内天然气泄漏时扩散到厂外或厂外火源飞入厂内。厂内设施之间可设栅栏墙。为了防止储罐发生事故时范围扩大，储罐周围设围堰，围堰高1.6米，为钢筋混凝土结构。4.2.5 排水及竖向布置站区现有场地自然坡度较为平缓，故本工程竖向设计采用平坡式设计方案。设计坡向与原地自然坡向相同。工艺装置区、储罐区高出其它地方地面200mm。场地雨水按照设计坡向出站后排入市49、政管网。罐区四周设有围堰，围堰内设有集液池，集液池内设有潜水泵，收集后的雨水经过潜水泵排出围堰。4.3 主要技术指标厂区用地面积： 33000 m2建构物用地面积： 4469.0m2道路及广场用地面积： 8000.0 m2管架及地下管线用地面积： 3200.0 m2建筑系数： 22.3容积率： 0.304.4 运输本项目原料气由管道输送，每年输送量为3.63107 Nm3；产品液化天然气由运输公司的汽车槽车运出，每年运出量为15853.2t（详见年运输量表4.4）。 年运输量表 表4.4序号名 称运输量运输方式备 注一运入1天然气3.63107 m3/a管道二运出2液化天然气15853.2t/50、a汽车槽车本站不承担第5章 工艺方案5.1 建设规模项目设计规模初步确定为日处理原料气10104Nm3，日生产LNG 10104Nm3，年开工天数330天。全年生产LNG 3300104Nm3/a(2.43万吨/年)。5.2 工艺方案的选择天然气的液化包括原料天然气的净化处理和天然气液化两个过程。工艺方案的确定主要是指确定原料天然气的净化处理和天然气液化两个过程的工艺流程。5.2.1 天然气净化方法的选择天然气的净化处理，目的是除去低温过程中会固化而产生堵塞的成分。这些成分包括二氧化碳、水、重烃、硫化物和汞。A、对于硫化物和二氧化碳含量较高的气源，净化过程分成两步：第一步采用乙醇胺等溶剂的溶剂51、吸收法进行处理，将硫化物和二氧化碳的含量减少到几十至几百ppm；第二步采用分子筛吸附将水减少到1ppm以下，二氧化碳含量降到50100ppm。由于溶剂的选择性吸收以及分子筛也吸附硫化物，净化过程能使硫化物净化得更好。天然气脱CO2、H2S通常有三种方法：化学吸收法、物理吸收法和氧化还原法。我们这里采用目前国内外天然气脱CO2 、H2S通常采用的化学吸收法。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CO2 、H2S方法，溶剂与原料气中的CO2、H2S等酸性气体反应生成化合物；吸收了CO2、H2S的富液在升高温度、降低压力的条件下又能分解而放出CO2、H2S，从而实现溶剂的再生。这52、类方法中最具代表性的是碱性溶液法和醇胺法。后者是天然气脱CO2、H2S最常用的方法，是天然气脱CO2、H2S最基本的技术路线。从经济性及技术成熟的角度考虑，并结合气源气质情况，本装置采用胺法来脱除原料气中的酸性气组分。无论在国外LNG装置中、或国内天然气预处理中，其应用历史悠久、技术成熟，能可靠达到CO2、H2S的脱除深度，如上海、新疆、中原LNG装置均选用此方法。B、天然气脱水和脱重烃工艺方法一般包括：低温脱水、溶剂吸收和固体干燥剂吸附三大类。低温冷冻分离主要用于避免天然气在温度低时出现水化物，然而它所允许达到的低温是有限的，不能满足天然气液化的要求；溶剂吸收通常包括浓酸（一般是浓磷酸等有机53、酸）、甘醇（常用三甘醇）等，但这些方法脱水深度较低，不能用于深冷装置；固体干燥剂脱水法常见的是硅胶法（湿容量高，易破碎）活性氧化铝与分子筛法，对于深度脱水，将原料气中水含量降至小于1ppm，分子筛吸附脱水法是最常用的方法。本工程采用分子筛吸附脱水脱重烃法。C、汞的存在会严重腐蚀铝设备，而且汞还会造成环境污染，以及检修过程中对人的危害。脱除汞依据的原理是汞与硫在催化反应器中的反应。在高的流速下，可脱除含量低于0.001g/Nm3的汞，汞的脱除不受可凝混合物C5+烃及水的影响。美国匹兹堡Colgon公司活性炭分公司，研制了一种专门用于从气体中脱除汞的硫浸基活性炭HGR。从脱水单元来的天然气进入浸硫54、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0.01g/Nm3。5.2.2 天然气液化流程的选择对于液化工厂的液化流程的选择，必须综合考虑以下因素：1）、装置的用途及处理能力2）、被液化的天然气组成、压力以及产品组分、压力和温度等要求；3）、主要设备类型及性能。国外的天然气液化始于20世纪30年代，美国于1966年发布了世界上第一个LNG的标准，即为NFPA 59A“液化天然气的生产、储存和处理标准”。天然气的液化是将净化好的天然气变成液体状态。这方面的工艺技术在上世纪70年代就已经很成熟。天然气常用的基本液化55、流程有： 阶式制冷循环 混合制冷剂循环 膨胀机制冷循环 焦-汤节流制冷循环以下对这几种基本流程进行简单的介绍： 阶式制冷循环:这种循环是由若干个不同低温下操作的制冷循环复迭组成。一般由用C3H8、C2H4和CH4为的三个制冷循环复迭而成，来提供液化所需的冷量。它们的制冷温度分别为-40、-100和-160。 净化好的天然气进入换热器与C3H8、C2H4和CH4制冷剂进行热交换，经过冷却、冷凝，并节流到常压后送入液化天然气储罐储存。 阶式制冷循环1939年首先应用于液化天然气产品，装于美国的Clevelant，采用NH3、C2H4为第一、第二级制冷剂。 优点：能耗低；制冷剂为纯物质，无匹配问题；56、技术成熟，操作稳定。缺点：液化效率低，机组多，流程复杂；附属设备多，专门储存制冷剂；管路和控制系统复杂，维护不便。本项目不推荐使用该流程。 混合冷剂制冷循环:混合冷剂制冷循环是1960年发展起来的，克服了阶式制冷循环的某些缺点。它采用混合式的一种制冷剂、一台制冷剂压缩机。制冷剂是根据要液化的天然气组分而配制的，经充分混合，内有N2、C1C5碳氢化合物。多组分混合制冷剂，进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀得到不同温度水平的制冷量，以达到逐步冷却和液化天然气的目的。与阶式制冷循环相比，其优点是：机组少、流程简单、投资省，投资比阶式制冷循环少1520%；管理方便；对制冷剂的纯度要求不高；混合制冷剂组分可以57、部分或全部从天然气中提取和补充。缺点是：能耗较高，比阶式制冷循环多1020%；混合冷剂的合理匹配较为困难。本项目不推荐使用该流程。 天然气膨胀制冷循环:膨胀机制冷循环，是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳特循环制冷实现天然气液化的流程。气体在膨胀机中膨胀降温的同时，对外做功，可用于驱动流程中的压缩机（增压透平膨胀机的增压端）。根据制冷剂的不同，又可分为氮气膨胀液化流程、氮-甲烷膨胀液化流程、天然气膨胀流程。与阶式及混合冷剂液化流程相比，膨胀液化流程简单、紧凑，造价较低，该技术在深冷领域中广泛应用，故技术成熟、经验丰富，由于带膨胀机的液化流程操作比较简单，具有启动快，运行灵活，适应性强58、，易于操作和控制，安全可靠性好，维护方便，投资适中，特别适合液化能力为中小型的天然气液化装置。 焦-汤节流制冷循环:天然气进行绝热节流时，压力降低，比容增大，但节流前后的焓值是不变的。天然气的焓值是温度和压力的函数，在绝热节流时，焓值虽然不变，但由于压力的改变，其温度也可能发生变化。这一现象称为节流效应（Joule-Thompson效应），天然气节流时温度的变化与压力的降低成比例。 焦-汤节流循环流程最简单，投资最少，但效率也最低。膨胀机制冷循环和焦-汤节流制冷循环，这两种工艺流程适合于小型LNG装置。膨胀机制冷循环的效率比焦-汤循环高，特别是有较大的天然气压差时，能实现LNG生产的最佳经济性59、。国内膨胀机技术已经相当成熟，在轻烃回收和液化天然气装置上已大量使用。本LNG装置采用膨胀机制冷流程。5.2.3 带膨胀机的液化流程的选择 带膨胀机的液化流程常用的有以下几种： 天然气膨胀液化流程天然气膨胀液化流程是指直接利用高压天然气在膨胀机中绝热膨胀到输出管道压力而使天然气液化的流程。特别适用于管线压力高、实际使用压力较低、中间需要降压的场合。这种流程最突出的特点是它的功耗小，由于进入膨胀机的天然气不需要脱除CO2，只对需液化的那部分原料气脱除杂质，因而预处理的天然气的量可以大为减少。但流程不能获得像氮气液化膨胀流程那样低的温度、循环气量大、液化率低，且膨胀机的工作性能受到原料气压力和组成60、变化的影响较大，对系统的安全行要求高。本项目不推荐使用该流程。 氮气膨胀液化流程该流程中氮气制冷循环回路与天然气液化回路分开，氮气制冷循环为天然气提供冷量。该流程优点是对原料气组分有较大的适应性，液化能力强，整个系统简单、操作方便，但冷热流体间的换热温差和换热面积较大，能耗较高，与混合制冷剂液化流程高40左右。本项目不推荐使用该流程。 氮甲烷膨胀液化流程为了降低膨胀机的功耗，采用氮甲烷混合气态代替纯氮气，发展了氮甲烷膨胀液化流程，它可缩小冷端的换热温差。与混合冷剂液化流程相比较，具有启动时间短、流程简单、控制容易等优点。与天然气膨胀液化流程比较，这种流程能获得较低的温度和较高的液化率，而且比纯61、氮气膨胀液化流程节省515的动力消耗。5.3 工艺方案的确定通过对几个厂家的压缩机进行比较，在压缩机参数相同情况下,氮和氮-甲烷轴功率相差3%,在流程参数相同情况下,氮和氮甲烷循环气量相差5%,故取流量相同情况下,氮和氮甲烷轴功相差7%。因此本装置采用氮-甲烷液化流程。根据上述天然气净化和天然气液化流程的选择，本装置流程包括预处理系统、净化系统、液化系统等。（1）预处理系统 原料气在035，1.2MPa条件下进入本装置预过滤系统，原料气首先经过原料气过滤分离器尽可能除去可能携带的游离液体和机械杂质，再经计量、调压以后进入原料气压缩机，压力升至5.0MPa后进入净化装置系统。原料气进装置设置有事62、故联锁切断阀，切断进入装置的原料天然气源，保证装置、人员及附近设施的安全。（2）净化系统l 脱碳装置从预处理系统来的原料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地下槽。处理后的天然气中CO2含量小于50ppmV。吸收了CO2的MDEA溶液称富液，至闪蒸塔，降压闪蒸出的原料气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（63、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，从吸收塔上部进入。再生塔顶部出口气体经酸气冷却器，进入酸气分离器，出酸气分离器的气体送往安全泄压系统，冷凝液去MDEA地下槽。再生塔再沸器的热源由来自水蒸气系统的低压饱和蒸汽提供，冷凝液返回水蒸气系统。l 纯化装置来自脱碳单元的原料气直接进入纯化单元。 纯化单元主要由三台吸附塔组成，其中一台处于工作状态，另两台处于再生状态，三台吸附塔内都装填有吸附剂。原料气通过正处于工作状态的吸附塔，原料气中的水份及重烃和汞等杂质被全部脱除。每台吸附塔的工64、作时间由原料气 量来确定，干燥后的气体（称为干燥气）直接送出界区。完成吸附工作步骤的吸附塔，停止引入原料气，切换到再生状态，原料气引入 到下一台完成再生的吸附塔。通过引入界区外再生气（氮气）对完成吸附工作 步骤的吸附塔进行再生，主要包括以下步骤：1) 吸附塔的压力通过阀门降低到再生状态压力；2) 再生气通过加热器升温后，逆着吸附步骤原料气流动的方向，进入吸附塔， 提高该吸附塔的温度，吸附剂表面的水分被带出；出吸附塔的氮气被再生气 冷却器降温后，送往界外；3) 完成水份解吸后，该吸附塔随即引入未经加热的再生气，吸附塔被冷却；出吸附塔的再生气进入到再生器加热器加热后，用于另一塔的加热再生。4) 通65、过引入干燥后的净化气对吸附塔进行缓慢升压，直至达到吸附状态压力。每台吸附塔设计满负荷连续工作和再生时间见下表，再生过程主要由以下步骤 组成：降压（D）加热（H）冷却（C）充压（R）。干燥单元是由程序 控制的全自动运行，每一步骤执行预先设定的时间，运行程序从上一步切换到 下一步必须检查各种条件，如温度、压力等参数，如果条件不满足，程序自动停止，程控阀门保持原先的开关状态。在进入液化单元之前，气体必须进行分析，以保证杂质含量达到进入液化单元的要求。进入液化冷箱之前乙方配备如下分析仪表：n CO2含量在线分析仪n H2O在线分析仪n 微量苯分析仪（色谱仪）n 微量汞分析仪（3）液化系统原料气液化过程66、：净化后天然气，进入液化冷箱的预冷换热器的中部继续下行进行冷却，在约-20下进入氟利昂蒸发器冷却到-35，之后进入重烃分离器将重烃凝液分离出来。分离器顶部出来的原料气在冷箱继续冷却、液化和过冷到一定的温度（根据LNG贮存方案而定）、节流降压到贮存压力，进入液化冷箱内的LNG闪蒸罐，分离出的液体，即为LNG产品送入LNG贮槽。分离出来的气体，在液化换热器和预冷换热器中复热到常温作为分子筛吸附系统的冷吹气和再生气，之后作为尾气送入工业窑炉等下游用户。氟利昂预冷氮-甲烷膨胀制冷过程：采用氟利昂作为冷剂提供高温段冷量，采用氮-甲烷作为冷剂提供低温段冷量。氮-甲烷经氮-甲烷压缩机增压、冷却后进入预冷换热67、器中冷却，依次进入氟利昂蒸发器冷却后分为两路；一路进入增压透平膨胀机，绝热膨胀后返回液化器，另一路继续经冷箱冷却后经节流阀节流降压后返回冷箱，提供冷量后出冷箱，进入氮气循环压缩机，形成闭合的膨胀机制冷循环。氮-甲烷气体的获得与补充：液氮气化系统为首次开车置换提供氮气。在正常运行中，PSA制氮提供液化循环补充氮气和液化冷箱以及子母罐的氮封用气。甲烷气体则引至纯化后的再生气缓冲罐。5.4 工艺流程图 工艺流程图见附图35.5 LNG储存及装车系统本工程的产品：液态天然气（LNG）储罐常压、带压的比较：（1）常压储存比带压储存所需的制冷循环能耗高10%左右。（2）工作压力不同常压罐为1550KPa，68、子母罐为0.50.6MPa（3）内罐形式不同常压罐为一只常压内罐构成，不属于压力容器；子母罐由数量不等的内罐组成子罐，子罐属于压力容器。（4）主体材料（不锈钢）用量不同1000m3内罐不锈钢用量子母罐是常压罐的3.5倍；而2000m3内罐不锈钢用量子母罐是常压罐的4.12倍。投资上差价较大。（5）日蒸发率略微不同由于子母罐的受热面积较常压罐的大，但绝热材料更多，互相对比后蒸发率相差甚微，两种方案没有明显的优势。（6）自动泄放的时间间隔不同在蒸发率没有任何优势的情形下，由于子母罐的工作压力较高，气相空间贮存气体的能力较强，压力泄放的时间间隔较长；而常压罐的工作压力较低，压力泄放的时间间隔相对较短69、；因此常压罐产生BOG的量比子母罐多一倍。（7）绝热材料用量不同1000m3、2000m3珠光砂用量子母罐约为常压罐的2.9倍左右，但子母罐没有泡沫玻璃砖，如果把泡沫玻璃砖换算成珠光砂来对比，子母罐的绝热材料依然更多。（8）首次投资时子母罐的投资要比常压罐高，但日后运行费用较低；常压罐虽然首次投资中罐体本身价格较低，但加上低温泵和压缩机的设备费以及10-15年的运行费用，其费用基本相当。在设计寿命内设备的投资费用基本相当，而常压储存比带压储存所需的制冷循环能耗高10%左右。储存天数按照10天计算，故本液化工厂选用1750m3子母罐带压储存（0.4MPa.G、-138.7）。本工程日生产LNG 70、174m3，运输方式主要采用汽车槽车陆运。配备2台流量80 m3/h的装车泵，操作日按8小时(白天)计算，可设LNG装车位2个。所有产品外运均委托专业运输公司。5.6 主要工艺设备选择5.6.1 设备选择原则LNG为国内新兴产品，对工艺设备的选择应遵循如下原则：（1）根据国内相关标准，并参照美国、加拿大等发达国家的标准选择设备。（2） 在满足工艺要求的条件下，尽量选用国内技术先进、安全可靠的设备。（3）对于关键设备，国内技术尚不成熟的，考虑进口设备。5.6.2 主要设备选择（1）压缩机：氟里昂预冷压缩机、N2-CH4循环压缩机、BOG增压压缩机：该类机组拟选用国内的往复式、活塞式、离心式压缩机71、；膨胀机：选用增压透平膨胀机组；板翅式换热器、LNG储罐、常温设备：可选用国产产品； （2）输送管路煤层气管路采用20无缝钢管，LNG输送管路选用奥氏体不锈钢管。5.6.3 主要设备表见表5.6.3 工艺系统设备一览表 表5.6.3序 号项 目数量单位备 注一原料气过滤、增压系统过滤分离器2台带精密过滤滤芯 用1备1天然气压缩机2台二原料气脱二氧化碳系统1进口分离器1台2吸收塔1台3脱碳气冷却器1台4脱碳气分离器1台5MDEA闪蒸分离器1台6贫富液换热器1台7再生塔1台8贫液冷却器1台9贫液循环泵2台用1备110溶液过滤器1台11酸气冷却器1台12酸气分离器1台13MDEA地下罐1台14液下泵72、2台用1备115MDEA储罐1台三原料气脱水及脱重烃和脱汞系统1吸附塔3台含分子筛2再生气加热炉1台3再生气冷却器1台U形管换热器4再生气分离器1台四原料气脱汞与过滤1脱汞塔2台含脱汞剂 用1备12粉尘过滤器2台含滤芯 用1备1五净化气低温液化系统1液化冷箱1台1.1预冷换热器1台1.2R22蒸发器1台1.3重烃分离器1台1.4液化换热器1台1.5过冷器1台1.6LNG闪蒸罐1台1.7低温管道1套1.8低温手动阀门1套2膨胀机过桥1台3冷箱和过桥绝热材料足量4残液放空分离器1台六氟里昂预冷冻系统1R22压缩冷凝机组1台2附属设备1套3启动柜1台七增压透平膨胀机系统1增压透平膨胀机2台撬装为整体73、2润滑油系统2套3增压机后冷却器2台不锈钢换热管4膨胀机过滤器2台5增压机过滤器2台八循环制冷剂压缩系统1进口缓冲罐1台2氮甲烷循环压缩机3台活塞压缩机 PLC控制用2备13出口缓冲罐1台九LNG储存系统1LNG贮槽1台2增压汽化器1台3BOG加热器1台4LNG灌装泵2台5BOG压缩机2台用1备16BOG缓冲罐1台十氮气系统1空压机1台2压缩空气净化组件1台3空气贮罐1台4PSA氧氮分离系统1台5氮气缓冲罐1台6氮气干燥装置1台7PSA制氮系统仪表1套8液氮贮槽1台真空绝热9液氮汽化器1台10氮气平衡罐1台11氮气电加热器1台电加热十一仪表空气系统1螺杆空压机1台2气水分离器1台3除油过滤器274、台4无热再生干燥装置1台520m3空气储罐1台十二循环冷却水系统1循环水泵2台2凉水塔1台3无阀过滤器1台4加药设备1套十三水蒸汽锅炉和热水锅炉系统1水蒸汽锅炉1套2蒸汽锅炉辅助设备1套3热水锅炉1套4热水锅炉辅助设备1套十四脱盐水系统1反渗透装置1台2辅助设备1套十五消防系统十六放散系统十七照明系统十八仪表控制系统十九电控系统二十手动阀门1手动低温阀1套2手动常温阀1套6 仪表、电气控制系统6.1 仪表控制系统6.1.1 设计依据 石油化工自动化仪表选型设计规范（SH3005-1999）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）可燃气体检测报警器使用规范（SY675、503-2000）石油化工分散控制系统设计规范（SH/T3092-1999）石油化工安全仪表系统设计规范SH/T3018-2003国家中国石油化工集团公司颁布的其它有关规范和设计规定6.1.2 设计原则（1）控控系统应能有效地监控成套LNG 装置的生产过程，确保运行可靠，操作、维护方便。 （2）控控系统以中控室DCS集中控制为主、机旁柜显示监控相结合的原则。满足工艺过程的数据采集、过程控制、逻辑运算和快速联锁控制功能，满足事故工矿的紧急停车，及满足消防部门对火灾的检测和报警要求；该DCS集散型控制系统由DCS测控系统、紧急停车系统（ESD）及火灾检测报警系统（FGS）组成；成套设备的重要信号送76、DCS显示。紧急停车系统（ESD）及火灾检测报警系统（FGS）由DCS系统内的独立控制模块完成；各系统均按本安要求设计，并遵循相关标准。（3）DCS系统实现主要工艺参数的显示、趋势记录、历史事件记录、报警、控制、打印、制表及流程图画面动态显示等功能。工艺过程的所有常规控制或逻辑控制均由DCS系统完成，当工艺参数越限时，能记忆、显示、打印并报警。DCS系统的CPU及通讯总线负荷率控制在设计规定的指标之内并留有20%裕度，主系统与外系统通讯负荷率不大于50%，通讯速度不低于1Mb/s，有长距离通讯能力；控制器的中央处理器、通讯、电源等主要部件具有1:1冗余配置，重要I/O点应考虑非同一板件的冗余配77、置，每个I/O机架应有20%的在线备用量；系统电源备用电源的切换时间小于5ms（应保证控制器不能初始化），系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警；进入DCS系统的测控信号电缆采用本安型屏蔽电缆；紧急停车按钮配置与DCS分开；DCS系统过程接口的备用点数为实际设计点数的1015%，输入输出卡件插座（位）的备用空间为1015%。（4）ESD系统按照相对独立的原则，级别高与DCS测控系统；当装置出现紧急情况时，直接由ESD发出联锁保护信号；ESD系统的控制器和电源实时热备冗余，模块具有带电拔插和自诊断功能。联锁保护系统中的执行器件（如电磁阀等）在正常运转时均处于励磁状态；保护动作时阀78、门应朝安全的方向动作。 （5）FGS系统对厂区附近区域进行早期的火焰，可燃气体或有毒气体的检测，并通过声光报警指示发生的区域。在厂内建筑及工艺装置区设置探测装置，主要监测仪表有感温/感烟探测器、可燃气体浓度探测器、低温探测器、火焰探测器及手动报警按钮等。（6）仪表选型具有高可靠性和满足精度要求；满足区域环境条件和本质安全要求；满足工艺的各种温度和压力等级要求。（7）辅助用房内设置一间控制室、一间消防室和一间设备室；控制室内将安装DCS系统机柜、操作台、ESD系统的手动操作盘、火警模拟盘等。（8）爆炸危险区内选用和爆炸、火灾危险环境等级相适应的仪表，防护等级不低于IP65；接地系统由电气专业统一79、设置，小于4欧；所有控制仪表在控制室侧加电涌保护模块，重要仪表和安装位置危险区域的仪表内也须加电涌保护模块。（9）DCS系统采用不间断电源（UPS）系统供电，容量不小于负载容量的150%；掉电后，应保证0.5小时的正常供电。（10）现场仪表空气用量约为167Nm3/h，压力0.5MPa 0.8MPa，正常输出压力为0.6 MPa，在空压机故障时，须保证30分钟的供气量。（11）所有电缆由控制室经铝合金桥架敷设到防爆接线箱再分别接线到现场仪表，现场仪表之接线箱敷设在小桥架内。本安电缆应满足安全栅及变送器的性能要求；在桥架敷设中，仪表供电电缆、本安电缆、仪表信号电缆应用金属隔板隔开；现场仪表和端子80、柜之间的信号电缆屏蔽层应在端子柜侧接地，但每个单回路只能有一个点接地，仪表电缆汇线槽、仪表盘、电缆保护管和接线箱等应安全接地；气动信号管采用81mm不锈钢管（316SS）。6.1.3 控制系统构成LNG工厂控制系统采用集散型控制系统，包括：过程测控系统、紧急切断等系统。整个系统的CPU、通讯、电源及数据总线均采用冗余方式。 （1）过程控制系统（DCS）DCS系统通过对LNG工艺装置生产过程进行连续动态监测和控制，使整个LNG工厂安全稳定连续生产。DCS系统在结构上分为过程控制层和操作管理层。过程控制层由I/O控制站（PM）、通讯接口模块（CM）和网络接口模块（IM）等组成。管理模块由通用操作站81、和数据存储器（HM）组成。两者之间通过通讯总线相连，挂在通讯总线上的每个设备是一个节点，节点之间可以实现点到点的通讯。（2）紧急关断系统（ESD）ESD系统由I/O模块、逻辑控制器、维护PC等组成。LNG工厂的ESD系统设置为事故安全型。6.1.4 主要仪表选型6.1.4.1集散型控制系统（DCS）采用浙大中控JX-300XP系统或北京和利时MACS系统。集散控制系统(DCS)主要实现主要工艺参数的显示、趋势记录、历史事件的记录、报警、控制、打印、制表及流程图画面动态显示等功能。DCS系统为整个系统的核心，工艺过程的所有常规控制或逻辑控制均可由DCS完成，当工艺参数越限时，能记忆、显示、打印并82、报警。DCS系统除成套提供的液化装置工艺点外，还包括公用工程内重要的工艺参数。（1）配置原则l 主要控制器、电源、通讯采用100%冗余配置，I/O点备10%15%余量。l 系统电源设计有可靠的后备手段(采用UPS电源)，备用电源的切换时间小于5ms(保证控制器不能初始化)。系统电源故障在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警。l DCS的系统接地严格遵守技术要求，有良好的单端接地。l 操作员站按钮的配置能满足机组各种工况下的操作要求。l 操作站3台，其中1台兼做工程师站，打印机1台。（2）技术要求l 设计原则提供的控制、互锁和保护系统的安全性和整体性符合以下原则：单个组件故障不给整个系统造成损83、失。单个组件故障不给整个系统造成直接风险或系统跳闸。单个组件故障不造成整个系统完全瘫痪。l 系统监测和自我诊断系统设计有自我诊断和监测功能以确保系统的健康状态被报道，保障信号和控制安全，避免任何隐藏的故障。l 通讯工厂另有其他控制设备PLC系统的重要工艺参数通过通讯送中控DCS显示，故所有仪表和控制设备的接口是开放和标准的，数据传输采用标准的通讯协议。l 环境保护和能源、资源保护方面要求控制仪表设备的设计和现场施工充分考虑以下因素：在运输、包装、耗材和容器方面的环保意识和环保措施。有关设计应符合环保的原则，即节约能源和资源保护。设计系统时避免或减少对环境的大气污染、噪音污染和土壤污染。l 升温84、要求冷却系统的设计是指：在所有门关闭，所有盖子盖上，所有内部设备正确安装且正常运转的情况下，温度不会升高到环境温度以上10C。所选的控制仪表设备在采暖通风与空调故障的情况下，其任何组件的运行温度超过制造商的限定温度的运行时间为至少2个小时。适用于外部环境温度为25C，整个工厂正常运转，门和柜关闭的情况。l 供电采用UPS不间断电源供电，10KVA，220VAC/50HZ，30分钟后备。l 电磁干扰(EMI)，射频干扰(RFI)和雷电干扰DCS控制系统设计免受存在强电和强电磁区域的影响。DCS系统不对其它系统或设备产生电、电磁或射频干扰，也不能使员工感到不舒适。射频干扰减少到国家标准或相关国际标85、准规定的极限以下。DCS系统不易受来自便携式无线电通讯的射频干扰的影响。当柜门关上时不易受影响。当柜门打开时不易受距离设备0.5米处的干扰的影响。6.1.4.2分析系统为了准确计量进入装置的原料天然气的流量，建议配备原料天然气全组分及杂质分析（色谱仪）。在进入液化单元之前，气体必须进行分析，以保证杂质含量达到进入液化单元的要求。分析仪表为连续运行，均采用在线分析，输出420mA标准型号到DCS显示、报警。进入液化冷箱之前乙方配备如下分析仪表：n CO2含量在线分析仪 n H2O在线分析仪 n 微量苯分析仪（色谱仪）n 微量汞分析仪6.1.4.3气动控制阀根据工艺要求设置工艺装置区内气动控制阀，86、包括系统常温/低温紧急切断阀、分子筛吸附切换阀、常温/低温调节阀等等。带电气阀门定位器、过滤减压器、手轮、ASCO电磁阀、限位开关等附件。气动控制阀在失电、失气、失信号或DCS系统失灵的情况下，能够向安全方向动作或保持原位。6.1.4.4检测仪表检测仪表包括液化天然气装置的温度、压力、标准孔板等。A、 选型原则1）概述所选用的仪表具有高可靠性、能满足所需精确度要求，满足所处区域的环境条件要求。仪表控制设备的设计，安装和投产遵循制造商的建议、相关的国内和国际标准。安装在工艺管道和设备上的仪表满足所处位置的压力等级和温度等级要求。在本LNG装置中，由于部分介质处于深冷状态，所选仪表均能够承受工艺所87、给定的低温要求。需信号远传的检测仪表全部采用电子式仪表。2）仪表防爆和防护等级爆炸危险区内仪表电气设备防爆等级为ExdIIBT4，为防爆I区用电气设备，符合国标GB3836标准。室外仪表防护等级不低于IP65。B、 技术要求1）压力/差压变送器n 信号特征用于远程仪表变送处理测量的电信号符合国家标准或国际标准或相当标准的要求。输出为4-20mA的直流信号。n 变送器设计变送器采用两线制，其信号电路接地在中控室DCS机柜端统一接地。除特别声明外，对于4-20mA的信号范围，当输入超载、输入故障、输出短路或其它故障情况下，变送器输出控制在最大额定输出的125%以下（例如：对于4-20mA的变送器而88、言，其为25mA）每个变送器均提供现场显示测量读数。变送器的精度为信号范围的0.075%，且是为制造商所鉴定的精度。甲方要求所有变送器采用北京远东公司产品(3051系列)。2）温度测量远传温度检测采用三线制Pt100铂热电阻，带保护套管与设备/管道焊接,液化冷箱内采用双支Pt100铂热电阻，一用一备。就地温度检测选用抽芯式双金属温度计，带保护套管与设备/管道焊接。3）就地压力检测压力/真空度或压差的本地显示使用弹簧管压力表压力表。4）流量测量进厂原料气的计量，采用流量计(精度0.5%)，含整流器、过滤器、体积修正仪。(工程设计确定)其余流量检测采用标准孔板计量。5）液位测量就地液位检测采用磁浮89、子液位计，侧装法兰。6.1.4.5不间断电源（UPS）仪控系统由UPS提供总供电电源，该UPS总容量为10kVA，220VAC/50HZ，30分钟后备时间，采用佛山金武士系列产品。UPS的电池应完全密封、铅酸组合、免维护类型，后备时间为30分钟。UPS在输入频率为4753Hz，输入电压为正常电压波动15%的条件下能运行,且输出保持在正常电压波动1%，正常频率波动0.1%。6.1.5 仪控系统货物清单仪控系统货物清单见表6.1.5 仪控系统货物清单 表6.1.5流程位号设备名称数量厂家其他说明1中控室过程控制系统1套1.1DCS系统1套1.2工程师/操作员站1台1.3操作员站2台1.4打印机1台90、1.5机柜2面1.6I/O卡件1套1.7系统软件1套2FGS系统1套3压力、差压变送器约58台4标准孔板8台含脱苯后的再生尾气计量5控制阀，包括：1套5.1常温调节阀约24台不带位置反馈5.2低温调节阀约16台不带位置反馈5.3吸附塔切换二位开关阀23台带位置反馈5.4低温二位紧急切断阀29台带位置反馈5.5常温二位紧急切断阀3台带位置反馈56气动薄膜执行机构2台6数字转速表（带磁电传感器）1台7铂热电阻1套8弹簧管压力表1套9双金属温度计1套10磁浮子液位计1套11UPS1台12微量CO2含量分析仪1台13微量水分含量分析仪1台露点-60-9014微量氧分析仪1台氮气系统氧检测15进装置气体91、流量计2台16进装置(稳压)减压阀2套17微量苯色谱分析仪1台18微量汞分析仪1台6.2 电气6.2.1 用电设备及负荷根据工艺及各专业提供的电气条件，经计算本项目总需要电力负荷为4553.3kW。A、 工艺性耗电煤层气液化装置每小时液化4167 Nm3的工艺性耗电见表6.2-1表6.2-1 工艺性耗电一览表(KW)项目功率（kW）电压备注轴功率电机功率原料气压缩机12031355380V、50Hz用1备1氮甲烷循环压缩机主电机2768286710kV、50Hz用2备1主油泵电机2525380V、50Hz仪表用电20.720.7220V、50Hz盘车电机22.722.7380V、50Hz很少用92、，不计入总电耗辅助油泵电动机21.4621.46380V、50Hz很少用，不计入总电耗油池电加热器21.421.4380V、50Hz很少用，不计入总电耗R22压缩冷凝机组主电机183210380V、50Hz无备机主油泵电机22380V、50Hz仪表用电0.70.7220V、50Hz透平膨胀机组A/B润滑油泵电机7.3/7.37.3/7.3380V、50Hz用1备1偶尔无备机润滑加油泵电机1.47/1.471.47/1.47380V、50Hz很少用，不计入总电耗膨胀机油箱加热3.4220V、50HzBOG压缩机10.412.4380V、50Hz用1备1再生气电加热器66.7380V、50Hz贫液93、泵3033.4380V、50Hz用1备1液下泵2.73.4380V、50Hz用1备1LNG装车泵29.4220380V、50Hz用2仪表控制系统用电13.413.4220V、50Hz合计2097B、公用工程耗电煤层气液化装置每小时液化4167 Nm3的公用工程耗电见表6.2-2。表6.2-2公用工程耗电一览表(kW)项目轴功率电机功率电压备注仪表空气压缩机14.714.7380V、50Hz循环水泵66.766.7380V、50Hz用1备1凉水塔风机1520380V、50HzPSA制氮系统空压机电机冷干机电机仪表用电73.420.78820.7380V、50Hz380V、50Hz220V、50H94、z车间及辅助用房的照明、空调、通风等负荷135合计173考虑93%的机械效率和电机效率319第7章 公用工程及辅助生产设施7.1 建筑7.1.1 执行的主要规范城镇燃气设计规范 GB50028-2006建筑设计防火规范 GB500162006混凝土结构设计规范 GB50010-2002建筑地基基础设计规范 GB50007-2002建筑抗震设计规范 GB500112001构筑物抗震设计规范 GB50191-93石油化工企业建筑设计规范 SHJ17-90石油化工企业塔型设备基础设计规范 SHJ30-91石油化工企业管架设计规范 SHJ3055-937.1.2 设计原则在建（构）筑物的平面布置、选型95、和构造处理等方面的设计中需满足工艺生产、安装维修的要求，并保证建（构）筑物满足强度、刚度、变形、耐久性和抗震的要求。在满足生产使用要求和安全、可靠的原则下，积极采用新结构和新材料。7.1.3 基础数据耐久年限：二级50年；耐火等级：二级；建筑结构安全等级：二级；抗震设防类别：乙类；抗震设防烈度：8度。7.1.4 设计内容7.1.4.1 主要建筑物（1） 建筑物名称及建筑占地面积：综合楼（包含消防泵房、中央控制室、化验分析室及办公等），占地面积为540.00平方米，建筑面积为2160平方米；消防水沉淀池约520立方，占地面积130平方米。总变电所、锅炉房、空压及PSA制氮站等占地面积为804平方96、米。装置区占地面积为2770.00平方米。（2） 建筑物结构：除磅房、门房以及生活楼采用砖混结构，压缩机棚采用轻钢结构，其余建筑物采用钢筋砼框架结构。屋面：压缩机棚采用压型钢板屋面，其余建筑物采用现浇钢筋砼板，卷材防水、加气砼砌块保温层。基础：柱下独立基础，墙下砼条形基础。门窗：塑钢门窗。外墙面：贴面砖。楼地面：根据建筑物类别采用防滑地砖、水磨石地面、不发火水泥地面。7.1.4.2 主要构筑物LNG储罐基础：钢筋砼灌注桩承台基础，用泡沫玻璃砖与储罐隔热。塔类基础：钢筋砼灌注桩承台基础。压缩机基础：钢筋砼基础。冷箱、泵基础：砼基础。换热器、分离器等基础：钢筋砼基础。水池：现浇钢筋砼结构。管架、设97、备钢架：H型钢结构。围墙、大门：砖砌围墙，电动钢大门。围堰：现浇钢筋砼结构。7.1.4.3 结构材料墙体：加气砼砌块，M5混合砂浆。钢筋砼基础：C25砼，HPB235、HRB335级钢筋。砼基础：C20砼。钢筋砼梁、板、柱：C25砼，HPB235、HRB335级钢筋。钢筋砼水池：C25（S6）抗渗砼，HPB235、HRB335级钢筋。钢筋砼桩、承台：C25砼，HPB235、HRB335级钢筋。7.1.5 地基处理地基处理的原则：一般构筑物，优先采用天然地基；对于荷载大或基础沉降敏感的构筑物，采用钻孔灌注桩。另外，由于介质温度很低，为零下一百四十多度，所以围堰等结构需要考虑液体泄漏时产生的低温损98、害，围堰及相关设备基础按防冻砼设计，应考虑温度应力的影响，并应增加钢筋的砼保护层，适当设置温度缝。7.1.6 建筑安全要求厂内的所有建筑物防火等级为二级，装车棚子为钢网架结构，耐火极限为0.25h，罩棚采用非燃烧材料。站内所有建筑物的门窗向外开启。爆炸危险区域内的房间的地坪采用不发火地面；停车场和道路路面采用混凝土路面。站区爆炸危险区域内的建（构）筑物如工艺设备基础抗震设计按8度设防。7.1.7 建筑美观要求本着简单、大方、美观的原则，建筑物在满足使用功能的前提下要注意美观，造行要新颖。7.2 给水、排水7.2.1 站内给水（1）给水水源市政供水，满足生活饮用水卫生标准。（2）用水水量本工程生99、活用水，主要为站区人员生活饮用水和卫生器具用水；本工程主要生产用水为工艺循环冷却用水，每天需补充一定水量，其它为站内生产区及地面设备冲洗用水；本工程消防用水主要考虑站区的消防冷却用水和配置泡沫用水。具体用水部位及日用水量见表7.2.1-1。用水部位及日用水量表 表7.2.1-1序号分 类部 位用 途水量（m3/d）备 注1生活用水办公楼、生活楼饮用、卫生洁具1016小时2生产用水冷却器系统补充25624小时设备、地面、车辆冲洗41小时3消防用水储罐区冷却、配置泡沫用水4250消防6小时装置区冷却、配置泡沫用水用水量不作计算建筑物冷却、配置泡沫用水合计184m3/d（不含消防时用水）（3）给水方100、式生活给水本工程生活用水主要为站内人员生活饮用水和卫生器具用水，由于所需水量由市政管网供给，管道布置采用下行上给形式。生产给水本工程生产用水主要为工艺循环冷却用水，由于循环水量大，压力高，本项目新建循环水系统一套，包括：循环水泵房、循环水泵、循环水池、冷却塔、旁滤设施。循环水池和冷却塔为露天装置，循环水泵和旁滤设施设置在泵房内。其系统流程如下：补充水冷却水池冷 却 塔工艺装置循环水泵消防给水本站区设室外消防给水系统和室内消防给水系统。室外消防给水包括室外消火栓、喷淋和高倍数泡沫灭火给水系统；室内只设消火栓给水系统。消防栓和喷淋合用一套给水系统,泡沫灭火给水单独为一套系统。由于消防用水量大，压力101、高，自备水井提供的水量和水压难以满足要求，因此需设置专用消防水池和消防水泵。管道的平面布置及管材室外给水管道为便于管网的调节和检修，与站区给水管网上均设置阀门。给水管道的室外地下部分DN100采用焊接钢管，DN100采用镀锌钢管，管道的埋深为1.00m，管道与建筑物基础以及其他管线和构筑物的最小水平、垂直净距按规范确定。地上部分采用镀锌钢管或焊接钢管，管道用支架固定。泵房内管道全部采用无缝钢管或焊接钢管。（4）给水系统设计计算及主要设备选型 循环冷却给水系统计算及主要设备选型a.循环冷却塔选型计算根据工艺资料和当地气象资料，其设计工况如下：工艺设备所需冷却水量Q474m3/h；设计上水温度为3102、2设计回水温度为38给水压力： 0.35MPa（装置区界区处）回水压力： 0.2MPa（装置区界区处）根据相关参数，本工程拟选用中温型玻璃钢机械通风冷却塔，其型号为BL（II）-750型，设计参数为：进水温度t1=40出水温度t2=32温降t=8单台设计流量Q=500m3/h单台电机功率为37kW本工程拟选用冷却塔一台。b.循环水泵选型计算循环水泵主要用以克服工艺设备、冷却塔以及管路系统阻力损失，并保证冷却塔内配水系统最低水压0.35MPa。本工程拟选用单级单吸离心泵（Q=267m3/h，H=50m，N=90Kw）三台，两用一备。c.循环水池计算循环水池起储存和调节水量作用，并兼作循环水泵的吸103、水井。循环水池的容积应当满足循环水处理药剂在循环水系统内的停留时间的要求。一般情况，水池容积约为循环水小时流量值（m3）的1/31/5，本工程按1/5取值，即水池容积为150m3。 消防给水系统计算及主要设备选型 a.消防冷却总需水量计算：根据建筑设计防火规范和石油天然气设计防火规范规定，消防用水量应按同一时间内的火灾次数和最大一次灭火用水量确定。故本站消防用水量按贮罐区一次灭火用水量计算。储罐区单台储罐总容积为1750m3（罐的外形尺寸1445028020mm），根据石油天然气工程设计防火规范要求，设置固定式和移动式冷却水系统。由于本工程中LNG储罐为立式子母罐，内外罐体之间采用珠光砂堆积隔104、热，有较厚的隔热层，安全设施齐全。鉴于储罐本身结构及储存介质状况，固定冷却水强度可参考全冷冻式液化烃储罐进行设计，详见下表：设备类型贮罐类别供水强度保护面积冷却用量冷却时间水池贮备容积固定式着火罐罐顶4L/min 172688L/min6h248 m3罐壁2L/min 13272654L/min6h955 m3移动式45L/s6h972 m3合计2175 m3b.泡沫灭火总需水量计算：根据石油天然气设计防火规范和高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范规定，采用移动式高倍数泡沫灭火系统控制液化天然气的流淌火灾。设计如下：采用发泡倍数为300500的泡沫发生器；泡沫混合液的供给强度为7.2L/min.105、m2。泡沫液和水的供应时间最小为60min。混合液（泡沫液和水）的贮备量为V，经计算如下：V=7.260S/1000（S为防火堤内液体流淌计算面积，取值2025m2），V=875m3泡沫液混合比K=0.03系统用泡沫液的最小量为VP =VK=26 m3系统发泡用水最小量为VS= V（1K）=849m3c. 消防水池容量计算根据厂区给水条件，在6h火灾延续时间内，总补水量为450m3。根据石油天然气工程设计防火规范，考虑170 m3/h的消防余量，在6h火灾延续时间内，总补水量为1020m3。本项目消防用水取自市政供水管网，经计算，水量满足消防用水需求。d.消防冷却水主要设备选择消防水泵： XB106、D7.8/210-300-N6/509型 2台（一用一备）（Q=750m3/h，H=78m，N=250Kw） 固定喷淋环 DN100镀锌钢管 1套带架水枪：QJ32型 2台地下式消火栓： SA100/65-1.0型 12台室外消防箱：8003001000规格消防箱 12个控制阀门：均采用手动控制闸阀水枪、水龙带：每个消防箱配置两支19mm水枪，65mm25m水龙带两条e.泡沫灭火主要设备选择泡沫发生器：PFST4（手提移动型） 4台 PFS3（固定型） 1台泡沫栓：MPS100-65-1.6 4台泡沫混合液泵：XBD9.0/220-ZX（Q=220L/s，H=90m，N=315kW） 2台（一107、用一备）固定式泡沫液贮罐：V=15m3， 2台泡沫比例混合器：K=3%，Q=122L/s， 2个泡沫水龙带：65，L=20m， 4条7.2.2 站内排水储罐围堰内排水：围堰内设有集液池，池内设有潜水泵，围堰内雨水汇集到集液池后经潜水泵排出围堰。经水封井隔离后并入厂区雨水管道。（1） 雨水系统雨水按照站区道路的自然坡向，采取有组织地面排放至市政管网。（2） 生活、生产排水系统生活生产装置中天然气系统为密闭式工艺系统，生产过程中不产生污水，污水主要为生活污水。生活污水经化粪池初步处理后排放至站区外市政管网。罐区夏季喷淋废水和雨水，在没被液化天然气凝液污染时，用潜水泵从集液池抽至罐区外雨水系统。（3108、） 消防排水及初雨收集由于煤层气的比重比空气轻，偶尔泄漏时，会很快在空气中散开，装置区和罐区基本上没有可能发生对初期雨水的化学污染。因此罐区和装置区的初期雨水不考虑收集。事故状态下罐区内的消防废水，不允许立即排放，应在防火堤内暂存，待天然气挥发后，另行处理，其它部位的消防废水通过站区雨水系统排放。7.3 供配电7.3.1 编制规范供配电系统设计规范 GB50052-9510KV及以下变电所设计规范 GB50053-94低压配电设计规范 GB50054-953100kV高压配电装置设计规范 GB50060-92石油化工静电接地设计规范 SH3097-2000爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 G109、B50058957.3.2 设计概况（1）本工程电力负荷包括： 工艺配套的动力设备用电：氟利昂压缩冷凝机组、N2-CH4循环压缩机、加温解冻用氮气加热器、泵类等。 消防、供水、仪表以及低压动力照明负荷。（2）负荷等级及电源要求：根据本工程用电负荷等级要求，消防用电为一级负荷，主要考虑事故状态下，消防给水系统不能停电；考虑到安全监控、生产调度的要求，仪表用电也设计为一级负荷。一级负荷总容量800KW。生产工艺装置用电负荷为二级负荷，主要考虑生产过程不能中断，二级负荷总容量3553.3KV，其中10KV负荷2600KW；其余负荷如照明、空调等为三类负荷，总容量为200KV。7.3.3 电源引入方案110、本项目引入电源为10KV线路二条，从附近不同变电站35KV引出10KV线路，终端下杆采用10Kv高压电缆引入。7.3.4 供配电线路（1）电源电缆：自变电站引入二10KV回路做为常用电源， 电源电缆埋地敷设至本厂变电站。电缆为聚氯乙烯铠装铜芯电缆。（2）配电线缆：由厂区变电站引自各低压配电柜，或由各低压配电柜引自用电设备或建筑物，均采用聚氯乙烯铠装电缆埋地敷设。（3）控制电缆：控制电缆由配电柜或设备随机配套的控制柜引至设备现场控制设备，均采用聚氯乙烯铠装控制电缆埋地敷设。（4）照明线路：室外线路，如照明箱电源线路或路灯电源均采用聚氯乙烯铠装电缆埋地敷设，室内正常环境采用铜芯导线穿PVC管暗设，111、爆炸危险环境采用铜芯导线穿镀锌钢管明设。7.3.5 配电柜、照明箱选择（1）配电柜一律选用新型 ZGB型设备（2）照明箱一律选用PXT型7.3.6 防爆等级及防爆电器（1）LNG工厂生产区：装置区、罐区、装卸车区气体区爆炸危险环境场所。（2）站区内其余环境为正常环境。（3）气体区爆炸危险环境场所用电设备及照明灯具均采用隔爆型电器设备，规格为dBT4。7.3.7 防雷区域划分及防雷措施（1）防雷区域划分：根据当地气象部门要求，LNG工厂罐区及装置区划为第一类防雷建筑物；厂区变电站、厂前区综合楼划为第二类防雷建筑物。（2）防雷措施 防直击雷：本工程工艺装置区有：储罐，外壁厚度10mm；气化器顶部天112、然气管道壁厚4 mm， BOG储罐壁厚10 mm，其他设备壁厚度均大于4 mm。根据建筑物防雷设计规范及石油天然气工程设计防火规范。储罐等设备壁厚大于4 mm，可利用设备本体兼作接闪器，不专设避雷针，但应保证设备本体有良好的电气性能。本工程工艺装置材质均为碳钢、不锈钢、铝型材等导电性能良好，均可利用设备本体兼作接闪器，不单独设置避雷针。上述设备本体与工艺装置区接地网连接即可。第二类防雷建筑物如厂前区建筑物等采用屋面装设避雷网，网格不大于1010m。 防雷电感应：罐区、工艺装置区的所有设备、管道、构架、平台、电缆金属外皮等金属物均接到接地装置上。 防雷电波侵入：低压电缆埋地敷设，电缆金属外皮均接113、到接地装置上，所有管道在进出建筑物时与接地装置相连，管道每隔25m接地一次。 防雷击电磁脉冲：低压电磁脉冲主要侵害对象为计算机信息系统，本工程信息系统所在建筑物如控制室，建筑物屋面装设避雷针网格，网格不大于1010m，建筑物基础钢筋屋内各种金属管道、各种接地系统、防雷装置等作等位电气连接，设计等电位连接板。供配电系统，如变压器低压侧，进入信息系统的配电线路首末端均装设电涌保护器。7.3.8 防静电措施本工程在生产过程中，因液体、气体在设备、管道中高速流动而产生静电，静电电荷有可能高达数千伏，有可能产生静电放电火花，引燃泄漏的可燃气体，防止静电火花最根本的方法是设备管道作良好的接地，设备每台两处114、接地，管道每隔25m 接地一次，法兰、阀门之间作电气跨接。7.3.9 接地系统（1）配电系统采用TNS接地形式，变压器中性点直接接地，接地电阻不大于4欧姆。（2）电气设备的金属外壳均作保护接地，防止人身触电，接地电阻不大于4欧姆。（3）所有接地系统如防雷接地、电气系统接地、防静电接地共用接地装置，接地电阻不大于4欧姆。7.3.10 功率因数补偿厂区变电站内设置自动电容补偿柜，补偿后功率因数为0.95，功率因数补偿装置按负荷大小自动投入。7.3.11 电力拖动、控制与信号 厂区工艺装置区、辅助生产设施、消防水泵等电动机大于15 KW的均装有软启动装置，其余设备功率较小，一律直接启动。 所有传动设115、备采用控制室和现场两地控制，控制室监控系统上有设备运行状况信号。 所有电动机和用电设备的控制、计量、保护和信号等均按国家有关规定的规范设置。 在各机组的机旁设有操作柜（箱），其防护等级为IP54，设操作柜（箱）的机组有：氮-甲烷压缩机、天然气压缩机、氟里昂压缩机、氮气膨胀机机组、凝液输送泵、胺泵、LNG装车泵、循环水泵、消防水泵等。 高、低电机启动时，母线电压应满足不低于额定电压的85%，否则采用降压启动方式，天然气压缩机暂定为直接启动；循环冷却水泵、消防水泵采用固态软启动装置降压启动。氮-甲烷压缩机采用降压启动。7.3.12 高压配电系统（1）变压器选择选用10/0.4KV,1000KVA变116、压器二台，供给厂内低压用电负荷。（2）配电系统设置 本液化装置电控设备,在满足设计条件和工艺要求的前提下，要力求可靠、安全、先进和操作方便。 高、低压电源均为两路进线，单母排分段，设母联。每段进线开关能承担装置的全部负荷，重要的用电负荷分设在母线的两段。 高压开关柜选用中置式真空开关柜ZS1，真空断路器选用ABB公司产品VD4系列。低压开关柜选用ABB公司抽屉式开关柜MNS型，并留有约20%的备用抽屉回路。高、低压开关柜柜内主元件采用ABB公司产品。整个6KV高压系统采用微机综合保护装置，保护装置采用ABB公司产品，实现继电保护，计量等功能。 高、低压开关柜操作、保护和信号电源采用直流电源DC117、110V、来自免维护铅酸电池直流屏，直流屏容量为100AH。 设有中央音响信号系统，整个液化设备的电器设备运行状态进入DCS系统显示，主要部机可在中控室DCS上启停，也可在就地启停。在中控室设有氮-甲烷压缩机、天然气压缩机紧急停车按钮箱。 设有电容器补偿装置对380V母线进行功率补偿，补偿后母线功率因数大于0.92。（3）配电系统主要设备配电系统主要设备表（1）10 /0.4KV，1000KVA变压器2台（2）高压手车开关柜ZS1（内含微机综保）11台（3）主要有：进线柜2台（4）母联柜 1台PT柜2台氮-甲烷压缩机柜3台备用1台10KV变电所柜2台（5）低压抽屉式开关柜MNS（含20%备用回118、路）11台主要有：进线柜2台母联柜 1台馈电柜6台电容补偿柜2台（6）就地箱、操作柜（含随机带控制箱）1套（7）DC110V、100AH免维护直流电源屏1套（8）中央信号屏1 台7.3.13 照明配电本工程照明系统分为建筑室内生活照明、室外路灯照明和防爆区域照明三部分。建筑包括办公楼、生活楼和辅助房。建筑采用正常照明，室内配置节能型荧光灯具、应急照明等照明设施；室外照明在一般场所配置庭院花灯或普通路灯；防爆区域包括生产区、罐区、装车区。防爆区域照明由防爆路灯、防爆应急照明灯、防爆投光灯和局部照明组成。防爆照明灯具均采用高压钠灯，防爆标志dIIBT4。一般场所和防爆场所的照明设施配电分别控制。7119、.4 通信7.4.1 设计内容通信系统主要为本项目提供通信配套建设，做到对生产流程全过程进行动态监视、控制、模拟、分析、预测、计划调度和优化运行，满足现代化、信息化办公的要求。其业务种类主要包括：话音业务：行政电话、调度电话、内部无线调度通信；数据业务：10M/100M以太网；有线电视业务。7.4.2 编制原则（1）严格执行国家和行业的有关现行标准、规范、规程，遵循国家有关法律、法规。（2）采用目前成熟的新技术、新设备，做到系统运行稳定，操作管理简单，运行费用合理，满足LNG生产对通信系统的中、远期要求，并能为以后拓展新业务做预留。7.4.3 设计方案根据通信业务的不同，厂内通信主要分为3部分120、。（1）无线调度通信：厂内组建无线调度网络，设800MHz无线固定双工台一部，防爆型无线手持对讲机30部，用于生产调度、内部巡检及检修所用。（2）电话及网络部分：电话及网络部分采用综合布线形式，设置19英寸标准机柜一个，用于放置内部小型程控交换机（30门），网络交换机等设备。（3）外线主要有10对市话电缆、6芯光缆，外线统一接至附近通信站，利用现有公网将内部数据信号远传至目的地。（4）有线电视系统：为职工生活区及办公室区设置有线电视终端，外部信号通过光缆引至厂区。7.5 暖通空调通风及空调设计应按现行采暖通风空气调节设计规范GBJ19-87规范进行。工厂不设锅炉等供热设施，新建综合楼和平房配置121、空调进行调温。值班室、操作间等设置良好的通风设施，确保可燃气体的及时散发。7.5.1 通风厂区生活区建筑物采取自然通风为主，卫生间等要求通风严格的场所若自然通风不能满足要求时可设机械排风系统。各房间的自然通风量可按下列公式计算得出：G=3600mQ/c(Tn-Twf)Q散至室内的全部热量，KW；c空气比热，c1.0KJ/(kg)；Tn室内工作地点温度，；Twf夏季通风室外计算温度，；m散热量有效系数。一般室内的自然通风可通过门窗的开启等满足，若无法满足时可在门上或墙上安装百叶风口，或者安装换气设备等。生产工艺厂房、锅炉房等应设置强制排风系统。化验室有可能散发有毒有害气体，必须保证室内负压状态，122、并采用强制排风系统，并在强制排风设备上设置过滤消毒设备。锅炉房内应当防爆轴流风机，并与燃气浓度检测报警器联锁，当报警系统报警时立即启动轴流风机，强制排除室内可燃气体，降低气体浓度，达到安全要求。7.5.2 空调该地区夏季室外计算温度为31.4，为了满足夏季工作人员的防暑降温要求，可采用分体式家用空调进行降温，空调器必需满足以下几点；5) 夏季室内设计温度：24266) 室内平均风速：0.25m/s；7) 地面以上0.11m间的垂直空气温度差3；8) 空调器制冷量可根据建筑物单位面积冷负荷80180W/确定。由电气专业考虑空调用电容量并予留电气插座。7.5.3 供热7.5.3.1 生产供热 生产123、供热主要为过滤分离器、再沸器、地下贮槽、残液气化分离器等工艺设备提供水蒸气，来满足工艺热备的用热要求。 蒸汽用量为871 Kg/h,热源由一台蒸发量为1.5t的燃气蒸汽锅炉提供，蒸汽压力为0.5MPa。锅炉采用一用一备。各工艺设备蒸汽用量如下：（1） 过滤分离器A：20Kg/h（2） 过滤分离器B：20Kg/h（3） 再生分离器：20Kg/h（4） 残液气化分离器：40Kg/h（5） 再沸器：600Kg/h（6） 地下贮槽：30Kg/h（7） 溶液贮槽：30Kg/h（8） BOG水浴式汽化器: 30Kg/h（9） 液氮水浴式汽化器: 56Kg/h（10） 仪表管线：25Kg/h锅炉给水由站区内124、自备水源提供，蒸汽凝结水回收进入锅炉房与锅炉给水系统合并。锅炉应采用定期排污，污水必须先经过排污降温池进行降温处理再排入污水管网。7.5.3.2 生活供热生活供热主要是站区内冬季采暖用热及生活热水用热。本站处于天津市，冬季天气寒冷。 根据热指标估算热负荷为799.2KW，热源由一台1.05MW的燃气热水锅炉提供，采暖锅炉不设备用，热水进出口温度为95/70。采暖系统采用机械循环系统，循环动力由锅炉房内循环水泵提供。7.5.3.3供热设备本站供热设备主要是生产供热与生活供热所需锅炉及其辅机设备，供热设备集中布置于锅炉房内。生产供热锅炉为一台QXS1.5-1.6- Q型蒸汽锅炉提供，给水泵流量为2125、m3/h，扬程70m。生活供热锅炉为一台CWNS1.05-90/70-Q型热水锅炉提供，循环水泵循环水量为28t/h，扬程为110m，补给水泵补给水量为3t/h。锅炉采用LNG装置的再生尾气作为燃料，额定耗量约为220 Nm3/h，其中生产供热锅炉用气为105Nm3/h，生活供热锅炉用气为115Nm3/h。7.5.3.4 管道敷设及保温厂区室外供热管道采用无缝钢管地沟敷设，管道表面采用聚氨酯泡沫塑料保温管进行保温，室内管道采用岩棉保温管壳进行保温。7.6 其它辅助生产系统7.6.1 净化风系统厂内配置一套仪表用空气系统，设有空压机，空气干燥器及空气储罐等。7.6.2 氮气系统工厂设置氮系统一套126、，包括PSA制氮和液氮气化两部分，供吹扫管线及密封用。也用于LNG储罐绝热层的氮气填充和吹扫。7.6.3 燃料气系统LNG液化后闪蒸气经换热、升温供工厂内燃气和其它加热设备用气。7.6.4 维修设备的配置 维修间：按常规维修工具配置； 天然气压缩机厂房：配置一台510吨手动电葫芦起吊设备。冷冻机房：配置一台510吨手动电葫芦起吊设备。循环压缩机厂房：配置一台2030吨手动电葫芦起吊设备。其他动设备的维修由生产厂家提供专业工具。第8章 消 防8.1 防火设计依据8.1.1 国内标准（1）城镇燃气设计规范 GB50028-2006 （以下简称燃规）（2）液化天然气（LNG）生产、储存和装运GB/T127、203682006 （以下称LNG规）（3）石油天然气工程设计防火规范 GB501832004 （以下称石油规）（4）石油化工企业防火设计规范 GB50160-1992(1999年版)（以下称石化规）（5）建筑设计防火规范GB500162006 （以下称防火规）（6）建筑物防雷设计规范GB5005794（2000年版） （以下称防雷规）（7）爆炸和火灾消防环境电力装置设计规范GB50058（以下称爆炸规）（8）建筑灭火器配置设计规范GB501402005（以下称灭火器规）8.1.2 国外标准（1）美国国家防火协会NFPA 59A液化天然气（LNG）生产、储存和装运（2002年版 以下称美国LN128、G规）（2）49CFR193液化天然气设施-陆上相关设施（3）EN1473-2002液化天然气设备与装置-陆上装置设计（4）EN13645-2002液化天然气设备与装置-储量5t至200t之间的陆上装置设计8.1.3 有关标准说明我国的LNG技术起步较晚，美国早在20世纪80年代就相应制定了一系列LNG技术标准。我国2006年10月1日实施的LNG规完全等同采用了美国LNG规。此标准对LNG的生产、储存和装运全过程中的设计、选址、施工、操作、人员培训等作了详尽的规定，它是美国LNG产业技术发展的科学总结，它合理、人性化地规范了LNG产业设施的防火设计要求，是目前全世界范围内通用的先进规范。但是129、，LNG规及美国LNG规在防火设计方面不像我国国内标准在一些具体规定上明确详细，它要求设计者具有一定的判断力，允许设计者根据某些原则及现场情况确定防火措施，这种情况在我国现行防火审查方面容易引起疑义，鉴于此种情况，本报告选用城镇燃气设计规范简称燃规中关于LNG站场的规定较为适应。8.1.4 标准采用原则（1）国内有的适用的优先采用国内标准，国内没有的直接引进国外的先进标准，我国第一个LNG试点项目广东LNG项目正是根据此原则进行工程建设的。（2）有明确规范执行明确规范，无明确规范执行相近规范。（3）在规范允许设计者作出评判的情况下，根据实际情况，因地制宜，合理灵活理解执行规范，我国上述相关规范130、主要用于大型LNG生产、储运和使用，如大型液化厂、LNG接收站、城市气化站等。本项目在地理环境上远离城市人口密度较大的区域，属于小型LNG液化厂。所以要求设计者对防火设施的程度作出评价时，设计者应根据防火设计的原则、设施当地条件和危险性的分析以及周边建构筑物的实际情况，合理的评价判断，全面执行规范。8.1.5 采用标准 综上所述，本项目防火设计主要执行LNG规有关规定，有些具体规定执行美国车用LNG规，公用工程首先执行上述两标准，局部参照执行石化规、石油规、防火规。8.2 工程概况8.2.1 厂址概况山西LNG工厂位于晋南地区8.2.2 设计规模 本项目设计规模为日生产液化煤层气10104Nm131、3/d。8.2.3 主要工艺设备（1）LNG低温储罐1750立方米 1台（2）原料气预处理系统 1套（2）原料天然气净化系统 1套（3）增压透平膨胀机组 2台（4）氟利昂预冷系统 1套（5）氮-甲烷压缩机组 3套（2开1备）8.2.4 工艺流程简述来自厂区门站的原料气依次经过原料气过滤分离器、计量系统、脱CO2系统、脱水脱重烃系统、脱汞过滤系统，进入冷箱冷凝分离出LNG；制冷系统由氟利昂与冷系统、增压透平膨胀机组系统、氮-甲烷压缩机系统组成，为冷箱提供冷量。8.3 危险性分析8.3.1 介质的危险性（1）火灾、爆炸特性液化天然气是以甲烷为主的液态混合物，储存温度约为140左右。泄漏后由于地面和132、空气的加热，会生成白色蒸气云。当气体温度继续被空气加热直到高于107 时，由于此时天然气比空气轻，会在空气中快速扩散。液体密度是标准状态下气体的约570倍，天然气与空气混合后，体积分数在一定的范围内就会产生爆炸，其爆炸下限为4.6，上限为14.57。天然气的燃烧速度相对于其它可燃气体较慢（大约是0.3m/s）。（2）低温特性由于本项目LNG储存温度约为140，泄漏后的初始阶段会吸收地面和周围空气中的热量迅速气化。但到一定的时间后，地面被冻结，周围的空气温度在无对流的情况下也会迅速下降，此时气化速度减慢，甚至会发生部分液体来不及气化而被防护堤拦蓄。气化的天然气在空气中形成冷蒸气云，此蒸气云的密度133、和空气的密度相等时的温度是107。所以，LNG泄漏后的冷蒸气云或者来不及气化的液体都会对人体产生低温灼烧、冻伤等危害。LNG泄漏后的冷蒸气云、来不及气化的液体或喷溅的液体，会使所接触的一些材料变脆、易碎，或者产生冷收缩，材料脆性断裂和冷收缩，会对加气站设备如储罐、低温泵、加气机、卸车阀组、加气车造成危害，特别是LNG储罐和LNG槽车储罐可能引起外筒脆裂或变形，导致真空失效，保冷性能降低失效，从而引起内筒液体膨胀造成更大事故。（3）火灾危险类别 天然气火灾危险性类别按照我国现行防火设计规范如防火规划为甲类，石油规及石化规细划分甲A类，即它的火灾危险性类别是最高的。（4）爆炸危险环境分区根据我国现134、行规范爆炸规规定，天然气的物态属工厂爆炸性气体，分类、分组、分级为：类，B级，T1组，即BT1，防爆电器应按此选择。 爆炸性气体环境区域划分为2级区域（简称2区），即在正常运行时，不可能出现爆炸性气体混合物，即使出现也仅是短时存在的环境。8.3.2 装置的危险性（1）LNG低温储罐LNG低温储罐，罐容积1750立方米，子母罐，双层结构，内外筒之间用珠光砂填充并抽真空绝热。其最大的危险性在于真空破坏，绝热性能下降。从而使低温深冷储存的LNG因受热而气化，储罐内压力剧增，此时安全放散阀自动开启，通过集中放散管释放压力。其次可能的危险性还有储罐根部阀门之前产生泄漏，如储罐进出液管道或内罐泄漏，如内罐135、泄漏，此时爆破片就会打开，从而降低内外的压力，不会引发储罐爆裂，且这些事故发生概率很小。（2）卸车软管LNG装车软管与槽车连接，接口处容易漏气，也可能因接口脱落或软管爆裂而泄漏。但在关闭了LNG储罐出液口后泄漏量不大。（3）LNG槽车LNG槽车危险性与LNG储罐相同，但一般装车时间控制在2小时左右，时间短，发生事故几率较小。8.3.3 工艺液相管道的危险性（1）保冷失效LNG液相管道为低温深冷管道，采用真空管或绝热材料绝热，但当真空度破坏或绝热性能下降时，液相管道压力剧增，此时安全阀自动开启，可以降低管道内的压力。（2）管道中的两相流与管道振动 在LNG的液相管道中，管内液体在流动的同时，由于136、吸热、磨擦等原因，势必有部分液体要气化为气体（尽管气体的量很小），液体同时因受热而体积膨胀，这种有相变的两相流因流体的体积发生突然的变化，流体的流型和流动状态也受到扰动，管子内的压力可能增大，这种情况可能激发管道振动。 当气化后的气体在管道中以气泡的形式存在时，有时形成“长泡带”；当气体流速增大时，气泡随之增大，其截面可增至接近管径，液体与气体在管子中串联排列形成所谓“液节流”；这两种流型都有可能激发管道振动，尤其是在流径弯头时振动更为剧烈。（3）管道中蒸发气体可能造成“间歇泉”现象 与LNG储罐连接的液相管道中的液体可能受热而产生蒸发气体，当气体量小时压力较小，不能及时的上升到液面，当随着受137、热不断增加，蒸发气体增大时，气体压力增大克服储罐中的静压（即液柱和顶部蒸发气体压力之和）时，气体会突然喷发，喷发时将管路中的液体也推向储罐内，管道中气体、液体与储罐中的液体进行热交换，储罐中液面发生闪蒸现象，储罐压力迅速升高，当管道中的液体被推向储罐后管内部分空间被排空，储罐中的液体又迅速补充到管道中，管道中的液体又重新受热而产生蒸发，一段时间后又再次形成喷发，重复上述过程，这种间歇式的喷发有如泉水喷涌，故称之为“间歇泉”现象，这种现象使储罐内压力急剧上升，致使安全阀开启而放散。8.3.4 生产运行中的危险性（1）储罐液位超限 LNG储罐在生产过程中要防止液位超限，进液超限可能使多余液体从溢满138、阀流出来。此种情况下，监测报警系统会启动，并连锁关闭阀门，避免事故发生。（2）LNG设施的预冷 LNG储罐在投料前需要预冷，同样在生产中工艺管道每次开车前需要预冷，如预冷速度过快或者不进行预冷，有可能使工艺管道接头阀门发生脆性断裂和冷收缩引发泄漏事故，易使工作人员冷灼伤，或者大量泄漏导致火灾爆炸发生。（3）BOG气体 LNG储罐或液相工艺管道，由于漏热而自然蒸发一定量的气体，一般情况下（制造厂家提供的数据为每昼夜3的蒸发量），生产运行中由于装车，需要给系统增压，这部分气体也储存于储罐，这些气体统称为BOG气体，当BOG气体压力过高时需要进行回收或安全放散。 8.4 防火安全设计8.4.1 总图139、布置（1）根据相邻建（构）筑物特点，结合地形，方向等因素布置储罐等危险源设备，远离人口密集区，远离明火场所。（2）根据系统的工艺流程按照功能分区布置。（3）站内各设施之间防火间距确定。（4）LNG储罐设置拦蓄区 根据LNG规LNG储罐的周围应设置拦蓄区，拦蓄区类似石化规、石油规中的防护堤或围堰，拦蓄区的作用是在发生泄漏时，为防止流体流淌蔓延，将流体限制在一定区域内，LNG规及车用LNG规规定了从拦蓄区到站外建（构）筑物的防火间距。（5）设置集液池 在拦蓄区内设置集液池一座，以便防止泄漏的LNG扩散蔓延、收集雨水。集液池内装防爆潜水泵，当发生LNG泄漏时，潜水泵不工作，当需要排雨水时，启动潜水泵140、排入拦蓄区外的排水系统。（6）设置环形车道厂内设置环形车道，方便消防车辆的出入。（7）装置露天化、敞棚化LNG气体泄漏后扩散挥发迅速，与空气混合后容易形成爆炸混合物。密闭房间内部易积聚气体，易引发火灾爆炸事故。本工程在设计时充分了考虑了装置露天化、敞棚化，如LNG储罐、装车槽车等设施采用露天化布置。8.4.2 建（构）筑物设计（1）耐火等级，耐火极限按照建筑防火规及石油规，站内建（构）筑物耐火等级为2级；耐火极限不低于2h 。装车棚采用轻型钢架结构，工艺设施界区内如装车区、储存区（拦蓄区）、工艺设备区采用不发火地面。（2）耐低温性能厂内工艺设施基础如LNG储罐、防护堤、罩棚柱子等构筑物，采用钢141、筋混凝土结构，使用防冻水泥。（3）抗震设计建（构）筑物及设备基础按6度设防。8.4.3 工艺安全设计（1）工艺流程工艺流程为密闭型系统，从物料的投入和物料的输出始终在一个由装置和管道组成的密闭系统，被加工的物料始终在受控条件下（安全状态下）工作，当物料状况超出预先设定的受控条件，系统设备的安全保护装置立即启动、关闭物料进出口（包括储罐）的紧急切断阀或者打开安全阀放散泄压。（2）安全设施 储运设施的设计严格执行LNG规、车用LNG规、石油规、石化规及管道规等有关规定。 LNG储罐 储罐的进、出液相管道上设置紧急切断阀，当储罐内液面过高、过低、超压与之连接的工艺管道泄漏等事故状况下，自动报警并切断142、紧急切断阀，储罐同时安装安全放散阀和人工放散阀，当储罐超压时，安全阀会自动开启，通过集中放散管泄压。 工艺管道 低温工艺管道的管材、管件、阀门均采用奥氏体不锈钢，工艺管道的绝热采用真空管或发泡聚乙烯保冷。 液相管道的两个截断阀之间设置安全放散阀，一旦液体受热膨胀或气化时，安全放散阀自动打开泄压，防止管道超压。气相总管上设置安全放散阀，一旦操作失误或系统超压时，安全阀打开放散泄压，保护了气相管道的安全。针对各种原因引起的管道振动，设计中根据管道强度增加支架。 集中放散 站内各工艺设施如储罐、工艺管道等设备设有统一集中的放散管，使安全放散阀或人工放散阀需要放散的气体集中排放，放散管高出储罐2米，设143、置在站内全年最小频率风向的上风侧，放散方向为无建（构）筑物和无人活动的空旷地带。 紧急停车系统（ESD） 系统内设置紧急停车系统，当系统内装置的监测仪表监测系统超限时能自动报警并切断系统（首先切断储罐等危险源装置）当系统内场地监测仪表检测到系统发生泄漏或火灾等灾难性事故时，能自动报警并快速切断（同样首先切断储罐等危险源装置）。 在控制室等经常操作的区域内，设置紧急停车系统人工按钮，当操作者判断系统不在受控制的条件下时，可以通过人工手段快速实现停车。 控制系统失“源”保护 当控制系统失去电源或仪表空气源时，系统应能中止在安全的状态，并保持这一状态直至系统重新启动或长期安全。8.4.4 监测报警系144、统（1）装置检测仪表 储罐上分别设置现场和远传液位计、压力表，并对液位、压力实行联锁，超限自动报警、切断。（2）现场监测仪表装车区、罐区、设备区设置可燃气体泄漏报警器；罐区设置能连续检测LNG泄露的低温控制报警装置；装卸车区、罐区、设备区设置火焰探测器。8.4.5 电气安全设计装置的电气设计严格执行LNG规、石油规、石化规及其它防爆、防雷、防静电设计规范。 （1）按照爆炸规划定爆炸和火灾危险区域，在爆炸区域内选择相应防爆级别的电器设备、灯具、电缆等； （2）采用阻燃性电缆，并对电缆沟填实封堵，防止气体和液体进入配电室，控制室内。 （3）按照建筑物防雷设计规范划定防雷区域，采用如下防雷措施： 防145、止直击雷：将装车棚屋面钢板厚度设计为4mm（满足雷电直击要求），控制室等建筑物屋面装设避雷针网。 防止感应雷：将所有工艺设施，如储罐、管道、放散管、钢结构的装车棚等，接到防雷电感应的接地装置上。 防止雷电波侵入：电缆外皮、保护钢管接到防雷电感应的接地装置上，架空工艺管道每隔25米接地一次，并与防感应雷接装置相连； 防雷电磁脉冲：信息系统需要防雷击电磁脉冲，主要措施有将建筑物内的金属构架、支撑物、钢结构、金属门窗、钢筋混凝土的钢筋等自然构件、工艺设备、管道采取屏蔽接地措施；配电系统的保护架与防雷装置组成一个共同接地系统，设置等电位连接板等。 为了防止雷电及雷击电磁脉冲，在低压进线屏上设置浪涌保护146、器，在信息系统的电源入口处设置浪涌保护器。（4）按照石油化工静电规范，对工艺装置、管道等进行防静电接地，对装车处的LNG槽车进行接地。（5）全厂的防雷接地、防静电接地与电气接地共用接地装置，接地电阻不大于1欧姆。8.4.6 排水系统安全设计（1）储罐区的集液池与外部排水管道之间无直接联系，防止LNG流入排水管道。（2）当储罐区的集液池的雨水需要排出时，在排出系统上设置水封井，隔离夹杂的LNG，并采用明沟排至安全地带。8.5 消防给水系统（1）消防冷却给水系统组成及控制方式消防冷却给水系统由消防水泵、消防水池、消防给水管网、带架水枪、消火栓、储罐喷淋装置组成。事故状态下，采取人工手动控制方式，即147、在发生火灾时，由泄漏探测报警装置将信息传递给消防控制室（值班室），人工通过水泵控制柜开启水泵，或由现场人员通过远程控制按扭启动消防水泵，向贮罐、工艺设备、建筑物喷水冷却、灭火。（2）消防设施布置a. 消防给水管道及消火栓站区消防给水管道按环状布置，环状管道的进水管，不少于两条；环状管道用阀门分成若干独立管段。 给水管道按最大秒流量计算确定，且不小于DN200。地下独立的消防给水管道，埋设在冰冻线以下，距冰冻线不小于150mm。由于当地冬季气温低下，站内室外采用地下式消火栓，生产辅助区和生活区的消火栓保护半径按120m确定；工艺装置区、罐区四周的消火栓保护半径按60m确定；办公楼和生活楼采用室内148、消火栓。b. 带架水枪、喷淋装置由于工艺装置区、罐区可燃气体、可燃液体量大，且属高大设备群，结合实际情况，在工艺装置区四周设置带架水枪保护，在罐区每个储罐上设置固定喷淋装置。c.消防水泵消防水泵采用自吸式引水系统，消防水泵设置备用泵。消防水泵在接到报警后3min以内可投入运行。（3）设备选型及配置消防水泵： XBD7.8/210-300-N6/509型 2台（一用一备）（Q=750m3/h，H=78m，N=210Kw） 固定喷淋环 DN100镀锌钢管 1套带架水枪：QJ32型 2台地下式消火栓： SA100/65-1.0型 6台室外消防箱：8003001000规格消防箱 6个控制阀门：均采用手149、动控制闸阀水枪、水龙带：每个消防箱配置两支19mm水枪，65mm25m水龙带两条8.6 高倍数泡沫灭火系统为控制和扑救液化天然气流淌火灾，减少和防止蒸气云形成，本站设置高倍数灭火系统。高倍数泡沫灭火系统采用局部固定应用和移动式相结合的方式，主要由泡沫发生器、泡沫栓、泡沫混合液管网、水泵、混合器、溶液罐等组成。局部固定应用是在罐区集液池口安装1台固定式泡沫发生器；4台手提移动式泡沫发生器和2个泡沫栓设置在罐区和工艺装置区四周，事故状态时，隔绝泄漏出的液态天然气。（1）设计参数确定发泡倍数：1：500泡沫混合液供给强度为：7.2L/min.m2。泡沫液和水的供应时间为：60min。最不利保护面积为150、：2025 m2（2）设备选型泡沫发生器：PFST4（手提移动型） 4台 PFS3（固定型） 1台泡沫栓：MPS100-65-1.6 2台泡沫混合液泵：XBD9.0/220-ZX（Q=220L/s，H=90m，N=315kW） 2台（一用一备）固定式泡沫液贮罐：V=15m3， 2台泡沫比例混合器：K=3%，Q=122L/s， 2个泡沫水龙带：65，L=20m， 4条8.7 干粉灭火系统 厂内干粉灭火系统由固定干粉灭火系统和移动式灭火器组成。（1）固定干粉灭火系统根据规范要求，在液化天然气储罐通向大气的安全阀出口管应设固定干粉灭火系统，考虑罐区为室外露天场所，不适合用有管网的干粉灭火系统，本工程151、拟采用防爆型悬挂式脉冲自动干粉灭火装置。装置参数如下：装置号：布朗-7F喷射形式：脉冲灭火剂：超细干粉总重/灭火剂重：12/7Kg启动方式：温度启动（70温度启动元件）使用环境温度：-50+55设置数量：2只/每罐（2）移动式干粉灭火器主要由手推式干粉灭火器和手提式干粉灭火器组成。 灭火器配置表序号位置推车式干粉灭火MFT/ABC35手提式干粉手提式二氧化碳（MT7）MF/ABC8 MF/ABC41储罐区4台8个2装车区3台3个3工艺装置区6台12个4生产辅助房8个5消防水泵房4个6循环水泵房2个7配电室10个8控制室4个9办公楼12个10生活楼12个第9章 环境保护9.1 设计依据的环保法规152、和标准本项目位于山西，国家的环保法规、标准和山西的地方法规和标准均应是本项目建设的环保依据。 在项目开展进一步研究时，应与当地环保部门磋商，明确具体执行的环保标准级别和特殊要求。编制执行的主要国家标准有：中华人民共和国环境保护法中华人民共和国大气污染防治法环境空气质量标准（GB3095-1996）工业企业设计卫生标准（TJ36-79）工业“三废“排放试行标准（GBJ4-73）中华人民共和国环境、噪声污染防治条例工业企业厂界噪声标准 (GB12348-90)城市区域环境噪音标准（GB3096-93）9.2 本项目污染物状况9.2.1 生产污水煤层气液化过程除循环冷却用水外，其余工序不用水。煤层气153、中含有微量游离水，水在煤层气液化过程中会凝固堵塞管道系统，因此生产过程需除去煤层气中的游离水，分子筛吸附干燥器再生时伴有少量废水，PSA制氮系统冷干机排放的空气中含有少量水，累计废水量最1.2t/d，属于轻度污染，符合城市污水排放标准。9.2.2 生活污水本工程生活用水，主要为站区人员生活饮用水和卫生器具用水，产生的生活污水经过化粪池处理后，排入市政污水管网。9.2.3 废气 事故状态下，进入装置的原料气排入放散系统后排放，气量大约4400m3/h，持续半小时。 正常状态下，进装置原料气含二氧化碳(1.11.5%)即12101650Nm3/d，故脱除的杂质(二氧化碳)量为：12101650Nm154、3/d，单独排放。9.2.4固体废物（1）生产固体废物主要为报废分子筛、脱汞剂、活性炭，详见下表： 消耗项目耗量备注13X分子筛2334(吸附塔用)每2年更换一次活性碳2134(吸附塔用)根据实际情况更换 浸硫活性碳1334(脱汞器用) 每1年更换一次3KT-172分子筛1000(PSA制氮用) 每2年更换一次13X分子筛174(PSA制氮用) 每2年更换一次活性碳100(PSA制氮用) 每2年更换一次分子筛1000(仪表空气用) 每2年更换一次（2）生活固体垃圾送地方垃圾场处理。9.2.5 装置尾气进装置原料气C6以上重烃及苯量约73112Nm3/d，用装置产生的尾气(总量约3000 Nm3155、/d)作再生气，用量107Nm3/h(2568Nm3/d)，故脱苯后的再生气（含重烃及苯）约26412680 Nm3/d，由甲方处理（可作为工业燃气外运使用）。9.2.6 排放方式和去向本工程废气量排放较少，通过放散塔排放，不会对周围环境带来不利影响。水轻度污染，符合排放标准；工业废料更换时采用罐装回收，返回供货厂家回收利用。9.2.7 可能造成的环境危害可能造成的环境危害情况污染物类型环境要素污染目标备 注废水/废液地面水厂外灌渠和河流量很少废气环境空气厂外居民附近无居民噪声声环境厂内和厂外人员固体废弃物土壤、生态环境土壤、生态环境9.3 环境影响分析及治理措施本工程工艺技术先进、能耗低、“156、三废”排放少，正常生产时没有有害气体、废渣和废水排出，只有少量生活污水，而排出时又采取了切实可行的治理措施进行治理，做到达标进入系统排放，因而本工程排出的生活污水对当地大气环境、水环境无影响。9.3.1 大气环境影响分析及治理措施本工程废气主要来源于厂内锅炉和脱碳、脱硫出来的酸性气体，燃料气来源是工厂生产尾气，这些气体已经过净化处理，燃烧产物主要是CO2、CO、NOx和水蒸气。由于各单元负荷较小，废气量排放较少，不会对周围环境带来不利影响。生产过程中有LNG蒸发气收集系统，将蒸发气回收利用，正常情况下，几乎没有烃类物质释放到大气环境中，故不会给周围大气环境带来影响。工厂设放散塔一座，经收集的设157、备泄漏气体、设备超压泄放气体等低压气体，导入放散塔排放。事故状态冷放空的概率很小，且放散塔位于厂区的最小频率上风向，扩散条件良好，不会对地面大气环境造成大的影响。9.3.2 水环境影响分析及治理措施（1）废水工厂每天产生少于几吨的生活污水，在站内通过生活污水集中处理装置处理，达标后排入系统。设备清洗、维修等环节产生少量的含油污水，经排放系统收集后送污水处理装置集中处理，隔油池分离，达标后排入装置污水系统。（2）废液装置产生的废液主要有：废弃润滑剂（油）、MDEA溶液。废弃润滑剂主要是在装置检修维护（更换）时产生的，通常采用桶装回收，返回厂家（或相关生产处理厂家）回收利用，另外废液主要来源是运转158、机械泄漏引起，由于选用设备档次高，并做到维修、保养及时，泄漏量极少，不会对周围水源造成不良影响。装置中的酸性气体脱除剂（MDEA溶液）在循环过程中有可能被原料气中的重烃污染，或由于自身在高温条件下发生化学反应而生成高碳链的衍生物，使溶液粘度增大，导致溶液发泡。所以需对MDEA溶液进行定期深度再生（复活），深度再生过程中产生污染物。但由于此操作周期间隔很长（经常两三年之内不发生一次），且每次产生的污染物量较少，可以采取高温灼烧处理，灼烧后的残渣深埋，不会对环境土壤造成不良影响。9.3.3 土壤影响分析及治理措施本工程的固体废弃物主要是失效的分子筛，因这种固体废弃物2-3年更换一次，且用量较少，通159、常采取罐（桶）回收，返回厂家回收利用。原料天然气中含汞量极少，用浸硫活性炭吸附，活性炭失效后返回生产厂及，不会对环境土壤造成不良影响。9.3.4 噪声环境影响分析及治理措施设计中选用低噪音控制设备，对单机超标的噪声源采用安装消音器或隔音罩等有效措施，操作人员出入高噪声区时必须配带耳罩或耳塞等防护用品，在噪声作业区设置隔音操作间。通过这样使得厂界噪声符合国家标准，避免对周围环境造成影响。9.4 环境评价本项目原料及产品均为高纯度的洁净能源，生产过程只是相态转换、储存、装运，不进行任何再加工，无“三废”污染物，噪声控制符合国家及地方有关标准，站区边角绿化，建筑物新颖大方与周边环境协调，整体环境评价160、合格。第10章 能耗分析及节能措施10.1 能耗构成分析本工程优化工艺流程，采用先进的工艺设备和控制系统，平面布局紧凑合理，以达到节能降耗的目的。工程能耗分析表如下：能耗分析表序号项目单位小 时 耗 量年 耗 量1燃料气m38063.36104m32新鲜水m364.8104m33电kWh1441.751.1534107kWh10.2 节能措施10.2.1 节能原则（1）采用先进的生产工艺和技术；（2）采用新型高效机泵、加热炉；（3）采用成熟可靠的节能技术。10.2.2 节能措施10.2.2.1 生产装置节能措施LNG工厂的能耗与生产工艺、装置水平、原料气条件、液化率和厂址建设环境等因素有关。本161、工程依据这些因素考虑采取以下多种节能措施：（1）主流程充分考虑原料气的压力、气质特点，液化工艺经过多方案的对比，优选出能耗最为合理的工艺方案。（2）合理调整制冷机组的进口温度和级间换热器出口温度，降低制冷机组能耗。（3）提高装置自动化水平，采用DCS控制系统，换热器、加热炉、冷却器等主要设备前后均设调控阀，使主要设备能够根据实际情况精确控制，保证了运行优化，从而减少了能量损耗。（4）采用先进高效板翅式换热器作为主工艺的热交换设备，提高工艺过程的能量交换效率。（5）设备及管道布置紧凑合理，从而减少散热损失和压力损失。（6）设备及管道保冷，从而减少能量损失。10.2.2 建筑节能措施本设计执行公共162、建筑节能设计标准按夏热冬冷地区采暖公共建筑要求进行外围护结构的建筑节能设计。夏季室内计算温度26C，冬季室内计算温度18C。需做保温隔热的外围结构，包括建筑外墙、暴露的平屋顶、外门窗及有冷（热桥部位等）。外墙拟采用外保温，屋顶采取加厚保温层并加设隔热板措施，外门窗采用气密性高、传热性小的材料。混凝土冷桥采取外保温。建筑物外围护保温隔热做法及要求A. 外墙外保温采用40mm厚聚苯颗粒保温浆料。B. 外墙门窗一律采用单框塑钢双玻推拉式，K2.5W/m2.K，q01.5 m3/m.h，窗玻为3+12+3低辐射玻璃。窗缝设橡胶密封带。C. 混凝土冷（热）桥处的保温隔热处理参见附图。D. 平面屋的保温层163、无论何种做法一律采用干铺150mm厚沥青珍珠岩，找坡层为20mm厚（最薄处）1：8水泥珍珠岩。铺35mm厚预制板架空隔热。E. 入户门设防护内木夹板门（50mm厚），内填松散有机材料（锯末、木屑等），以加强效果。F. 所有底层外墙室内地板自内墙皮向里2米范围做保温地面。10.3 节能评价本项目充分利用原料气蕴含的压能，工艺装置能耗少。建筑物设计中充分利用了自然能源。本项目是一个节能型的项目。第11章 职业安全卫生 11.1 设计标准及设计原则11.1.1 设计标准、规定（1）国家安全生产监督管理总局第8号令危险化学品建设项目安全许可实施办法。（2）中华人民共和国劳动部令第3号建设项目(工程)劳164、动安全卫生监察规定(劳动部1996年10月发布，1997年1月1日起实施)。（3）工作场所安全使用化学品规定(劳动部、化工部1996年12月发布，1997年1月1日起实施)。（4）劳动部劳锅字(1990)8号文：关于颁发压力容器安全技术监察规程的通知。（5）工业企业设计卫生标准(TJ36-79)（6）职业性接触毒物危害程度分级(GB5044-85)（7）石油化工企业设计防火规范(GB50160-92)（8）石油天然气工程设计防火规范(GB501832004)（9）建筑设计防火规范(GB500162006)（10）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范(GB50058-92) （11）常用危险化学品165、的分类及标志(GB13690-92)（12）石油化工企业职业安全卫生设计规范(SH3047-93)（13）工业及民用电力装置接地设计规范(GBJ65-83)11.1.2 编制原则（1）贯彻“安全第一，预防为主”的方针。（2）设计中严格执行国家、地方及主管部门的有关标准规定。（3）工艺流程技术方案的选择，要求先进、可靠，确保安全生产和符合卫生要求。（4）职业安全卫生设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产。11.2 职业危害因素及治理措施11.2.1 职业危害因素分析由于液化天然气具有低温、易挥发以及易燃易爆性，工厂相关设施、管线中存在以下危险：（1）非火灾危险和对人体的危害 天然气可能使人窒166、息。 泄漏的液化天然气其低温可能使人冻伤，或造成设备或建筑物材料损坏。 液化天然气存储设备由于吸收热量，液体LNG气化后可能引起超压排入放散系统。 在生产过程中，压缩机、输送泵等机械设备及管线、阀门均会产生不同程度的噪音。人员长期处于噪音环境，可危害耳膜及人身健康。（2）火灾和爆炸危险 液化天然气泄漏到地面并收集到指定地点，可能引起火灾。 液化天然气泄漏后，在空气中汽化，气体扩散到大气中，扩散的气体云遇到火源，引发火灾及爆炸。 设备的安全释放设施在事故状态时排放的液化天然气可能引发火灾。11.2.2 主要防范措施为确保生产安全，防止灾害和事故的发生及蔓延，在项目建设中，充分设置各种足够的、必须167、的安全、卫生和消防设施。（1）选择优质的设备、材料，保证工程质量，确保生产安全、正常。杜绝不正常的泄漏。（2）按照有关标准、规范，在火灾爆炸危险场所内的建构筑物的结构形式、建筑材料及设备符合防火防爆要求。（3）设备、管道、建构筑物之间保持足够的防火距离，并符合有关标准、规范的要求。（4）在具有火灾、爆炸危险的生产设备和管道上设置安全阀、爆破片、水封、阻火器等防爆阻火设施。（5）设置放散塔，使排放的可燃气体通过放散塔排放。（6）设置可燃气体监测及火灾报警系统，可及时准确地探测可能发生的气体泄漏及火情。（7）配备计算机监测、控制系统，设置事故连锁、报警和紧急切断设施。便于处理突发事件，保证生产的安168、全进行。（8）在防爆区内的所有金属设备、管道、储罐等设有静电接地。对可能产生静电危害的工作场所，配置个人防静电防护用品。（9）按介质的组份及泄漏源的实际情况严格划分防爆区域。（10）尽量将电气设备或容易产生火花的其他设备安装在远离防爆区域的地方。（11）必须设在防爆区域内的电气设备，严格按规范规定选用相应等级的防爆电气设备，并采取相应的防爆措施。（12）根据工作环境特点配备各种必需的防护用具和用品。包括洗眼器、淋浴器、眼面防护用具、工业安全帽、工作帽、防护手套、防护鞋靴、防毒面具、耳塞及护肤用品等。（13）设置工业电视监视系统，便于监控和处理突发事件，保证生产的安全进行。（14）加强安全培训、169、制定规章及责任制。11.2.3 预期效果本项目设计中严格执行各种安全卫生标准、规范，采取了完善的安全卫生措施，可有效地防止火灾、爆炸、窒息、机械伤害、触电和噪声等事故的发生。一旦因泄漏等原因而可能发生燃爆之类事故，依靠装置区内设置的安全监控系统，防护设施和消防设施，也能及时加以控制，防止事故发生和扩大。本设计能使操作人员在安全和良好的劳动环境中操作，生产安全和人体健康均有可靠的保证。11.3 专项投资估算劳动安全卫生专项概算 单位：万元项 目名 称 / 用 途数 量总费用备 注消防安全设施消防给水、灭火器材等1套333.3紧急停车系统装置事故状态紧急停车1套98.8防雷设施防雷接地系统1套11170、.7监控系统DCS自动控制系统1套120监测装备便携式可燃气体报警器、火焰探测器、摄像系统1套32教育装置职业安全教材230.23职业卫生教材230.23防范措施1.防毒面具2.防静电工作服3.防静电工作鞋2323232.30.460.69应急措施1.手推式灭火器2.手提式灭火器3.应急照明灯1050103.22.21合 计606.1占总投资比例7.9%11.4 项目劳动安全卫生结论本项目设计中严格执行各种安全卫生标准、规范，采取了完善的安全卫生措施，可有效地防止火灾、爆炸、窒息、机械伤害、触电和噪声等事故的发生。一旦因泄漏等原因而可能发生燃爆之类事故，依靠装置区内设置的安全监控系统、防护设施171、和消防设施，也能及时加以控制，防止事故发生和扩大。本设计保证操作人员在良好的劳动环境中工作。 本项目物料洁净安全，工艺流程简单可靠，设备选型先进，生产过程危险因素在本工程设计中采取了一定的防范措施，本项目职业劳动安全卫生符合国家现行标准要求。第12章 工厂定员及人员培训12.1 组织机构设置根据实行现代企业制度的有关要求，本着机构精简、工作高效等原则，本项目实行公司领导下的厂长负责制，下设副厂长、四个生产班组班长及其它管理岗位，主要岗位职责如下：。（1）厂长对全厂工作负主要责任。（2）副厂长隶属于厂长领导，协助厂长工作。主要负责全厂的技术工作，在厂长临时离开工作岗位时，根据厂长的授权代行厂长职172、责。（3）班长对本班组的工作负全部责任。（4）维修工全面负责设备维修工作。（5）其它管理人员按岗位各负其责。12.2 工厂定员 全年开工天数设为330天。工厂定员编制见下表：LNG工厂定员编制岗 位人 数合 计厂 长11副厂长22工艺、仪表、电气设备工程师55生产班组(四班：班长、内操、外操、装车、计量、化验)520维修44后勤及其他44合计3612.3 人员培训本行业是一个高危行业，涉及到压力容器、压力管道、低温容器、低温管道、低温设备的安全运行管理，涉及到防爆电器，防雷接地等专业知识。由于它的易燃易爆场所及周边的城市环境特性，它的消防安全管理更是重中之重，所以液化厂是一个需要一定的专业知识173、一定技术水平、高度责任心的职工队伍的产业。本报告建议建设单位，应对职工进行一定的专业脱产培训，使职工对运行介质、设备、压力管道、自动控制，电气操作、消防安全等方面具有较高的专业知识，应制定安全操作规程，应制定安全保卫规程，应制定事故控防预案，应对职工进行岗位责任、职业道德方面的教育，使职工具有崇高的责任感和使命感；应对职工进行消防安全方面的教育及实际事故抢险预案的演练，作到平时安全操作，战时有条不紊。第十三章 项目实施计划13.1 项目进度控制办法13.1.1 严格实行项目管理，成立项目管理体系，实行项目经理负责制。13.1.2 严格执行项目建设进度计划，及时协调运行计划，进度拖后及时采取措174、施将进度赶上计划。13.1.3 严格执行项目监理：专业的监理人员顶在现场，严把质量关，不让隐患留下，保证施工质量一流。13.1.4 定期组织工程质量检查，抓好“三查四定”，发现问题及时解决。13.1.5 作好雨季施工准备：按进度计划安排先将压缩机棚安装完好，以备雨季时作为预制厂房用。并做好活动焊接防雨防风棚，以免影响施工进度、质量。13.1.6 在有条件的地方，可组织多个施工小分队进行竞赛，比速度，比质量，加快施工进度，确保按质按期完工投产。13.1.7 把好定货质量关，到货必须逐件认真检查，发现质量问题及时处理，严防用上后再返工。13.1.8 组织编制好施工组织、技术措施；组织好单机试运、试175、压、吹扫、置换、液氮预冷、抽真空、投料等各项投产组织、技术措施，确保按期投产一次成功。13.2 项目进度计划表见附表1：项目进度计划表第14章 投资估算与资金筹措14.1 投资估算14.1.1 工程概况本项目为新建项目，建成后处理规模为10104Nm3/d，原料气经纯化加压处理，采用氟里昂预冷，氮-甲烷膨胀制冷循环的液化工艺。本项目充分吸收国内外先进的液化工艺和生产经验，装置产品为液化天然气，年开工天数330天。占地50亩。13.1.2估算范围主要对该站区的各系统设备及安装费,建筑工程费及工程其它费用（不含土地费用）,预备费,铺底流动资金做以估算。14.1.3 编制依据14.1.3.1 本工程176、可行性研究设计方案；14.1.3.2 材料按最新市场价，设备按询厂家价；14.1.3.3 近期建设类似项目的有关资料及造价指标；14.1.3.4 各专业提供的编制资料。14.1.4 其它费用说明14.1.4.1 建设单位管理费：按第一部分的2.0%计算；14.1.4.2 勘察、设计费按工程勘察设计收费标准（2002年修订本）计；14.1.4.3 施工图审查费按设计费的1.5%计取；14.1.4.4 竣工图编制费按设计费的8%计取；14.1.4.5 预算编制费按设计费的10计取；14.1.4.6 生产职工培训费：按设计定员的60%，每人培训费为3000元计算；14.1.4.7 职工提前进厂费按设177、计定员的50%，每人2800元计；14.1.4.8 联合试运转费按设备及安装的1%计；14.1.4.9 办公和家具购置费：按设计定员每人1500元计算；14.1.4.10基本预备费费率按8%计取。14.1.5 建设项目总投资 详见投资估算表14.2资金筹措资金来源:本项目固定资产投资为企业自筹，流动资金的30%为企业自有，其余申请银行贷款，贷款利息为6.55%。14.3资金使用计划本项目建设期按1年计，即第一年投入全部建设投资。第15章 经济评价15.1 经济效益评价范围及说明本次经济效益评价范围是对中国xx集团新能源股份有限公司xx新能源10104Nm3/d煤层气液化项目全部工程进行财务计算178、分析及经济效益评价。是在可行性研究完成，根据市需求,生产规模、工艺技术方案、原材料和燃料及动力供应、建厂条件和厂址方案、公用工程和辅助设施、环境保护、工厂组织和劳动定员及项目实施规划诸方面进行研究论证和多方案比较后，确定了最佳方案的基础上进行的。15.2 编制依据15.2.1国家计委编发的建设项目经济评价方法与参数。（第三版）15.2.2化工部编发的化工建设项目经济评价与参数。15.2.3中国国际工程咨询公司的投资项目经济评估指南。15.2.4国家计委编发的投资项目可行性研究指南。15.2.5由甲方及各相关专业提供的基础资料。15.3 基础数据15.3.1本次评价物价水平为2013年物价水平179、15.3.2 基准收益率取12%.财务评价基础数据详见基础数据表（如下）基础数据计算评价期限：建设期（非经营期）+经营期=1+20年名称价格总量1、煤层气进价（元/每方）1.02、电耗量（元/KWh）0.51153.4万度/年3、循环水（元/吨）0.2222万吨/年4、新鲜水2.54.8万吨/年5、煤层气耗量(m3/年)1.03300万m3/年6、13X分子筛(元/吨)17800.001.25吨/年7、浸硫活性碳(元/KG)26.001334/年8、3KT-172分子筛(元/吨)16700.000.5吨/年9、活性碳(元/KG)29.602234/年10、液氮（元/方）6000.0010方/年180、11、润滑油、煤油、汽油及其它等200000.00按每年20万元考虑12、工资及福利（万元/年）工资3.0福利：14%工资，项目人员：36人13、工程维护费用按固定资产折旧的50%计取14、其他管理费用100%的人员工资福利15、销售费用销售收入的1.5%16、折旧费用折旧采用直线法，固定资定按20年，无形资产按10年，递延资产按5年，残值为0 17、盈余公积公益金按税后利润的15%计提18、税收及附加增值税13%，城市建设维护税7%，教育费附加3%，所得税25%。19、天然气销售规模销售规模:3300方 15.4 成本费用分析采用生产要素估算法估算各年总成本费用。为了估算简便，将各年生产过程181、中消耗的外购原料、辅助材料、燃料、动力、人工工资福利以及维修费、折旧、摊销、财务费用和其它费用归类估算后分别例出。(1)原材料费用每天100000方，按年生产7920小时计算。则原料气费用=1.3510(792024)=4455万元本项目原料为煤层气，每立方米1.35元。(2)动力费用动力费用包括水、电及其它费用，消耗量根据工艺计算确定，价格按现行市场价计算.A、动力 0.51441.75（KW/h）792010000=570.93 万元B、水 循环水：0.2277.5792010000=43.95万元 新鲜水: 2.56792010000= 11.88万元(3)工资及福利本项目定员36人，人182、均年工资及福利费按40000元计算。 436=144万元(4)制造费用：制造费用包括折旧费、修理费及其他制造费用。固定资产折旧年限为15年，采用平均年限法折旧。修理费按固定资产原值的2.5%计取。其它按设计定员0.94万元计算。制造费用：583.84万元其中：折旧：400万元修理费：150万元其它：33.84万元 (5)管理费用管理费用按设计定员2.55万元计算。2.5536=91.8万元(6)银行贷款利息：利率按8%，年还利息递减按十年还完计算，平均年利息313万元年平均总成本为：6214.4万元 。年液化煤层气量为3300万立方米，加工成本为1759.410330=0.533立方米/元，购183、气每方1.35元，即：LNG成本费用为1.883元/立方米。 15.5 财务盈利能力分析15.5.1 销售收入本项目销售收入主要为售液化煤层气收入，在设备全部运行的情况下售液化煤层气收入计算如下：1、按每天产气量100000立方，气体损耗率3%，年工作天数330天计算：年液化天然气产量:100000m3300.976250.46吨/m=2.36万吨2、销售收入（税后）=2.36万吨4200元/吨（1-17%） =8226.96万元15.5.2 经济效益分析1、工程总投资6000万元:其中设备购置4500万元，土建及安装费（包括井网管线）1500万元。2、机组运行小时数：除去检修、保养时间，单机184、运行天数按330天/年计算；3、液化煤层气售气价格：4200元/吨，液化气价随季节和地域波动各不相同，山西价格偏低，平均在3500-4500元/吨；东北价格偏高，平均在4500-5500元/吨。暂按4200元/吨计算，吨公里运费一般为0.07元。4、煤层气价不同时的经济分析： （1）若本项目购气价格为每立方米1.35元时，年利润为2012.56万元，投资回收期为2.98年，内部收益率为33.5%，具体计算如下：每天100000方，按年生产7920小时计算。则原料气费用:1.3510（792024）=4455万元加工费用:燃料及动力费用+工资及福利+制造费用+管理费用+银行贷款利息+财务费用 =185、（570.93+43.95 +11.88）+144+583.84+91.8+313 =1759.4万元年平均总成本:原料费用+加工费用=4455+1759.4=6214.4万元年利润:年销售收入-年平均总成本 =8226.96-6214.4 =2012.56万元投资回收期：工程总投资年利润 =6000万元2012.56万元/年 =2.98年内部收益率：年利润工程总投资=2012.566000=33.5%15.6 项目风险分析（1）、日产10万立方米的煤层气井，约需50口地面钻井，在项目经营期内，气井能否稳定供气直接关系到经济效益，因此，为防控风险，产气量最低要留有1.5倍的系数。（2）、市场的186、价格波动会直接影响效益，所以投资前要按可研中的价格签好销售协议。（3）、本项目属于易燃易爆气体，在整个生产工艺过程中，对安全生产要求更加严格。15.7 补充分析：项目每天液化煤层气为5万方时：1、工程总投资4500万元:其中设备购置3000万元，土建及安装费（包括井网管线）1500万元。2、机组运行小时数：除去检修、保养时间，单机运行天数按330天/年计算；3、液化煤层气价格：4200元/吨，液化气价随季节和地域波动各不相同，山西价格偏低，平均在3500-4500元/吨；东北价格偏高，平均在4500-5500元/吨。暂按4200元/吨计算；4、煤层气价为1元时的经济分析（1）经测算日液化5万立187、方米时,气价为每立方米1元时，年利润为1366.81万元，投资回收期为3.29年，内部收益率为30.37%，具体计算如下： 每天50000方，按年生产7920小时计算。则原料气费用=51792024=1650万元 加工费用：1、燃料及动力费用：动力：0.5720.875（KW/h）792010000=285.47万元循环水：0.2138.75792010000=21.98万元 新鲜水: 2.53792010000= 5.94万元2、工资及福利：本项若日液化5万立方时定员为25人，人均年工资及福利费按40000元计算。 425=100万元3、制造费用：制造费用包括折旧费、修理费及其他制造费用。固188、定资产折旧年限为15年，采用平均年限法折旧。修理费按固定资产原值的2.5%计取。其它按设计定员0.94万元计算。制造费用：435.5万元其中：折旧：300万元修理费：112万元其它：23.5万元 合计：435.5万元4、管理费用管理费用按设计定员2.55万元计算。2.5525=63.75万元5、财务费用：利率按8%，年还利息递减按十年还完计算，平均年利息177万元加工费用合计为：756.14万元 所以年平均总成本为：1650+1089.7=2739.7万元按每天产气量50000立方，气体损耗率3%，年工作天数330天计算：年液化天然气产量:50000m3300.976250.46吨/m=1.1189、78万吨销售收入（税后）=1.178万吨4200元/吨（1-17%） =4106.51万元年利润：4106.51-2739.7=1366.81万元/年投资回收期：4500万元1366.81万元/年=3.29年内部收益率：1366.814500=30.37%项目每天液化煤层气为1万方时：1、工程总投资1350万元:其中设备购置1000万元，土建及安装费（包括井网管线）350万元。2、机组运行小时数：除去检修、保养时间，单机运行天数按330天/年计算；3、液化煤层气价格：4200元/吨，液化气价随季节和地域波动各不相同，山西价格偏低，平均在3500-4500元/吨；东北价格偏高，平均在4500-5190、500元/吨。暂按4200元/吨计算；4、煤层气价为0.75元时的经济分析（1）经测算日液化1万立方米时,气价为每立方米0.75元时，年利润为255.94万元，投资回收期为5.27年，内部收益率为18.96%，具体计算如下： 每天10000方，按年生产7920小时计算。则原料气费用=0.75元1792024=247.5万元 加工费用：1、燃料及动力费用：动力：0.5144.175（KW/h）792010000=57.1万元循环水：0.227.75792010000=4.4万元 新鲜水: 2.50.6792010000= 1.19万元2、工资及福利：本项若日液化1万立方时定员为13人，人均年工资191、及福利费按40000元计算。 413=52万元3、制造费用：制造费用包括折旧费、修理费及其他制造费用。固定资产折旧年限为15年，采用平均年限法折旧。修理费按固定资产原值的2.5%计取。其它按设计定员0.94万元计算。制造费用：104.67万元其中：折旧：66.67万元修理费：25万元其它：13万元 合计：104.67万元4、管理费用管理费用按设计定员2.55万元计算。2.5513=33.15万元5、财务费用：利率按8%，年还利息递减按十年还完计算，平均年利息65万元加工费用合计为：317.51万元 所以年平均总成本为：247.5+317.51=565.01万元按每天产气量1万立方，气体损耗率3192、%，年工作天数330天计算：年液化天然气产量:10000m3300.976250.46吨/m=0.2355万吨销售收入（税后）=0.2355万吨4200元/吨（1-17%） =820.95万元年利润：820.95 -565.01=255.94万元/年投资回收期：1350万元255.94万元/年=5.27年内部收益率：255.941350=18.96%15.8风险评估：1、1万立方煤层气液化需1.5倍的气源，即1.5万立方气源，目前中联煤的集输管线及阀组未建成，能否保证330天连续稳定运行有待考虑。2、1万立方煤层气液化规模小，盈利空间低，没规模效益。3、产能、流量、设备运行稳定性需实践检验。4、与中联公司的商务合同正在洽谈中，即供气地点、时间、价格。5、考察所见非常规天然气井和管道液化，未见煤层气井直接液化，有待实践中摸索。