1、能源公司年产60万吨LNG装备国产化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3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1-11.1项目及建设单位基本情况1-11.2编制依据及原则1-41.3研究范围1-51.4项目背景及建设理由1-71.5产业政策与企业投资战2、略1-122市场分析2-12.1天然气市场分析2-12.2LNG 市场分析2-52.3目标市场分析2-62.4LNG 价格分析2-123原料、辅助材料及燃料供应3-13.1原料供应3-13.2辅助材料供应3-33.2燃料供应3-34建设规模、产品方案及总工艺流程4-14.1原料性质4-14.2建设规模4-14.3产品方案4-14.4总工艺流程4-15工艺装置5-15.1工艺技术比选5-15.2工艺方案5-165.3工艺设备技术方案5-315.4工艺装置“三废”排放5-485.5工艺及设备风险分析5-495.6设计中采用的主要标准及规范5-525.7主要工艺设备表5-526自动控制与信息工程6-3、16.1自动控制6-16.2信息工程6-247建厂条件和厂址方案7-17.1建厂条件7-17.2厂址方案7-98总图运输和土建8-18.1总图运输8-18.2土建8-109公用工程及辅助设施9-19.1给排水9-19.2供电9-279.3通信9-399.4供热9-429.5采暖通风和空调9-489.6空压及氮气站9-569.7中心化验室9-629.8维修9-739.9仓库9-7310节能和节水10-110.1节能10-110.2节水10-711消防11-111.1编制依据及原则11-111.2消防对象概述11-111.3可依托的消防条件11-311.4消防系统方案11-311.5消防站（含气防4、站）11-911.6主要工程量11-1011.7设计中采用的主要标准及规范11-1112环境保护12-112.1自然环境12-112.2建设项目所在地区环境质量现状及分析12-212.3污染物排放及治理措施12-312.4环境管理及监测制度12-1212.5环境保护投资估算12-1412.6环境影响分析12-1512.7存在的环保问题及建议12-1712.8执行的主要环境保护法规和环境标准12-1713职业安全卫生13-113.1编制依据13-113.2建设项目选址安全条件论证13-313.3职业危险、有害因素分析13-613.4安全对策措施13-1113.5安全卫生监督与管理13-1613.5、6职业安全卫生专用投资估算13-1613.6预期效果13-1714组织机构和人力资源配置14-114.1企业管理体制与组织机构14-114.2生产倒班制及人力资源配置14-114.3人员来源及培训14-215项目实施计划及招标15-115.1项目实施计划15-115.2项目招标15-316投资估算及融资方案16-116.1投资估算16-116.2资金来源及融资方案16-516.3投资估算附表16-517财务分析17-117.1财务分析基础17-117.2成本费用估算17-217.3财务评价17-417.4财务分析结论17-618经济影响分析18-118.1经济分析基础18-118.2经济费用效6、益分析18-318.3经济分析结论18-419风险分析19-119.1风险因数的识别19-119.2风险程度的估计19-419.3降低风险应对措施19-720结论与建议20-120.1主要研究结论20-120.2存在的问题和建议20-220.3主要技术经济指标20-31 总论1.1 项目及建设单位基本情况1.1.1 项目基本情况(1) 项目名称山东XX 60 万吨/年 LNG 装备国产化项目。(2) 项目建设性质 项目类型：新建； 经营体制：股份制；管理机制：总经理负责制。(3) 项目建设地点 本项目拟建在XX市岱岳区范镇工业园区内，位于范镇工业园南侧，项目地块紧邻园区路，距泰莱高速入口 157、00m 左右。1.1.2 建设单位基本情况(1) 建设单位名称、性质及负责人 建设单位名称：山东XXXX能源有限公司； 企业性质：有限责任公司；企业法人：XX（中国国籍）。山东XXXX能源有限公司是XX能源投资（山东）有限公司和XX市XX燃气 集团有限公司合资成立的。XX能源投资（山东）有限公司隶属于XX能源有限公司。(2) 建设单位概况XX能源有限公司是中国石油天然气集团（中国石油）公司在香港上市的子公司， 原名中国（香港）石油有限公司。主要业务是天然气，特别是液化天然气（LNG）等 清洁能源的生产、储存、运输、销售和综合利用。其责任是为中国石油发展油气主营 业务中天然气业务的运、产、销、储8、进行综合协调，优化系统运行，以实现中国石油 为国家民生提供 绿色清洁能源天然气的社会担当。根据中国石油的战略部署，XX能 源有限公司借助香港资本市场优越的融资条件，依靠中国石油充足的天然气资源供 应，开发国内天然气综合利用终端市场。通过产业整合，XX能源现在新疆、川渝、 山东、陕西、山西、海南、宁夏等地经营民用气、车用气和工业用气业务，积累了丰 富的产业投资和技术管理经验，培养了一批高素质、专业化的天然气人才队伍，取得 了良好的经济效益和社会效益。XX能源致力于发展成为中国最大的从事天然气终端销售业务的企业。公司坚持 走节能减排，绿色发展之路，大力发展以低碳为特征的清洁能源和新能源业务，在保 9、持原有的油气田勘探开发业务平稳运行的前提下，积极推动天然气终端销售和综合利 用业务的快速壮大，重点发展液化天然气 (LNG) 业务，实施“以气代油”的战略，努力 开拓天然气利用的高端市场。XX能源有限公司目前主要业务涵盖油气田勘探开发、 天然气终端销售和综合利用等，其中油气田勘探开发业务分布在中国大陆、哈萨克 斯坦、阿曼、秘鲁、泰国、阿塞拜疆及印尼等 7 个国家；天然气终端销售和综合利 用业务主要分布于中国大陆。XX能源的控股股东-中国石油天然气股份有限公司（简称“中国石油”）是中国 内地最大的石油和天然气的生产商和供应商，中国石油将其天然气业务作为战略性、 历史性和成长性的业务来发展。天然气10、下游的终端销售业务，作为中国石油天然气产 业链上的一个重要的价值实现环节，将由XX能源作为投资主体来发展。因此，公司 将会在人才、技术和资源等诸多方面得到中国石油的大力支持。XX能源投资（山东）有限公司是XX能源的子公司，是XX能源有限公司属地 化经营的体现。经营范围以山东省为主，辐射东北、华北、华中地区。主要经营领域： 一是 LNG 工业燃气和高端工业用户 LNG 业务；二是近海渔船和内陆航运 LNG“气 代油”业务；三是载重卡车和长途客运车辆“气代油”业务。为了最大化地利用区域 的资源及市场的优势，推动区域 LNG 的应用推广，XX能源投资（山东）有限公司 与XX市XX燃气有限公司合资成立11、山东XXXX能源有限公司。共同投资建设的天 然气液化工厂项目山东XXXX能源有限公司成立于 2011 年 2 月 1 日，注册资本 3 亿元。其中XX能源投资（山东）有限公司出资 2.7 亿元，占注册资本的 90%，XX 市XX燃气集团有限公司出资 3000 万元，占注册资本的 10%。合作双方发挥各自的优势，推进项目的进展。1.1.3 项目编制单位资质中国XX工程公司是一家拥有 50 多年历史的直属于中国石油天然气集团公司的 人才密集型、知识密集型、技术密集型的国际工程公司。具有技术开发、技术产业化 的研发能力和资质。国家能源局将国家能源天然气液化技术研发中心设在该公司， 为中国石油重大科技12、专项天然气液化技术的研发提供广阔的平台。中国XX工程公司于 1995 年在国内首批获得 ISO9001 质量管理体系认证证书， 并于 2002 年完成了 2000 版的升版工作，HSE 体系于 2003 年通过认证。中国XX工程公司目前拥有的主要资质有：(1) ISO 9001 质量体系认证；(2) ISO 14001 环境管理体系认证；(3) GB/T 28001 职业健康安全管理体系认证；(4) 工程设计综合甲级资质（可全行业）(5) I、II、III 类压力容器设计资质；(6) GA、GB、GC 类压力管道设计资质；(7) 甲级工程咨询资质；(8) 甲级工程造价咨询资质；(9) 甲级工商13、领域固定资产投资咨询资质；(10) 甲级环评资质；(11) 乙级机电产品国际招标资格；(12) 乙级城市规划编制资质证书；(13) 国家发改委委托投资咨询评估任务的 35 家单位之一（从事化工、医药）；1-9(14) 规划环评资质。1.2 编制依据及原则1.2.1 编制依据(1) 中国石油天然气股份有限公司炼油化工建设项目有关编制规定；(2) 山东XXXX能源有限公司给中国XX工程公司有关山东XX 60 万吨/年LNG 装备国产化项目可行性研究报告编制委托函；(3) 国家能源局综合司关于进一步做好大型液化天然气装备国产化工作的通知国能综科技（2011）261 号(4) 关于向山东XX 60 万14、吨年天然气调峰站项目供气有关事宜的批复石油计（2011） 239 号；(5) 与业主之间来往的资料文件。(6) 现行的 LNG 工程项目国家、行业法律法规与规范标准。1.2.2 编制原则(1) 本工程设计规模为原料天然气处理量为 260104 m3(N)/d，LNG 产量 63.6913万吨/年，装置生产操作弹性为 50%105%。(2) 总体计划是：从设计合同签字开始，于 24 个月内达到机械竣工。(3) 本工程生产运行期为 20 年。(4) 在设计中严格执行国家有关安全、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。(515、) 采用先进、可靠的自动控制及安全设施，以保证全厂安全、可靠的长周期、 连续、稳定运转，同时尽可能减少操作人员。(6) 设计将充分考虑在正常生产及施工建设期间对周围现有环境带来的影响。(7) 严格执行 ISO9000 质量管理体系和 HSE 的有关规定，同时要满足压力容器 及压力管道的有关要求；(8) 立足于国内采购，引进国内目前还无法满足技术要求的关键核心设备，以保 证装置稳定可靠长周期运行。(9) 在保证全厂安全、可靠地长期运行及保证三废排放达标的原则下，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 研究范围报告编制的范围主要包括生产装置、辅助生16、产设施、公用工程、全厂性工程和服 务性工程。具体见表 1.3-1。表1.3-1 工程主项表序号主项名称主要内容备注1工艺装置1.1净化单元包括：原料天然气计量、重力分离，机械过 滤，脱酸性气、脱水、脱汞、脱苯等。新建1.2液化单元包括：MR1 和 MR2 冷剂压缩机、LNG 板翅 式换热器、洗涤塔、缓冲罐等。新建1.3储运单元包括：LNG 储罐、BOG 压缩、装车设备等LNG 储罐有效装填容积约为 30000m3。新建1.4冷剂储存单元包括：MR1 冷剂储罐、丙烷储罐、乙烯储 罐等。新建1.5输气管线新建1.6火炬系统分为热、冷火炬，分别包括火炬总管/火炬 管廊、火炬分液罐、火炬筒、火炬头、点17、火 系统及火炬 PLC（控制盘）等。新建2公用工程及辅助生产设施2.1供热系统设置 3 台 7500kW 的导热油炉，燃料为燃料 气，2 用 1 备。一台热水锅炉，额定热功率 4200 kW。新建2.2空气氮气系统空压系统设计规模：1050m3(N)/h新建序号主项名称主要内容备注氮气系统设计规模：900m3(N)/h2.3给排水新建2.3.1净水厂设计流量：150m3/h；新建包括生活给水泵站、生产给水泵站、循环水补水泵站和相应的管网系统。2.3.2原水及生产生活水系统生活给水设计流量：15m3/h；新建生产给水设计流量：40m3/h；冷却补充水水设计流量：120m3/h2.3.3循环冷却水18、系统由冷却塔、吸水池、泵房、加药间、观察室 等组成；设计流量：6000m3/h新建2.3.4LNG 收集池雨水提升系统在装置区、装车区、储罐区各设置一个 LNG 泄漏收集池，每个 LNG 收集池设计流量 5m3/h。新建2.3.5脱盐水系统包括除盐水制备、系统化学清洗、反洗设备 等。二级 RO 单元连续出水能力为 9 m3/h， EDI 单元连续出水能力 1.0m3/h。新建包括生活污水处理系统和生产污水处理系统2.3.6污水处理系统生活污水设计处理能力 3m3/h；新建生产污水设计处理能力 5m3/h。2.3.7回用系统设计能力为 24m3/h，主要由预处理单元、除 盐单元和浓水处理单元组成19、新建2.3.8消防给水泵站消防水泵站主要包括消防水罐、消防柴油 泵、消防电泵、消防稳压泵等。设计流量： 1800m3/h新建包括消防水系统、泡沫灭火系统、干粉灭火2.4消防系统、移动灭火设施和一座二级普通消防站新建（与气防站合建）。2.5全厂供电和照明电话系统、无线对讲系统、热线电话系统、2.6通信及生产调度系统广播系统、电视监控系统、局域网系统、门禁系统3全厂性工程3.1中央控制室新建3.2分析化验室新建3.3变电站设置 110kV 变电站 1 座新建3.4机修及库房新建3.5总图运输道路、车辆、围墙、大门及绿化地等新建序号主项名称主要内容备注4服务性工程4.1技术研发中心新建4.2实习基地20、新建5厂外工程5.1原料天然气管线DN300，1200m新建5.2外输 BOG 管线DN250，1200m新建5.3电力工程包括两路 110kV 电力线路，同塔架设， 15Km；110kV 电力电缆，5Km新建5.4供水工程包括取水泵站和二根 DN350 个供水管线新建1.4 项目背景及建设理由1.4.1 项目背景(1) 国家和地方环境保护“十二五”的规划目标，LNG 的替代应用成为必须 在即将发布的国家环境保护十二五规划中要求“面对日趋强化的资源环境约束，必须增强危机意识，树立绿色、低碳发展理念，以节能减排为重点，健全激励和约束 机制，加快构建资源节约、环境友好的生产方式和消费模式，增强可持21、续发展力”。 为实现上述目标，山东省在制定该省的环境保护十二五规划中提出了三条主线，即改 善环境质量，确保环境安全，服务科学发展。“十二五”期间，山东省环保将重点攻 坚大气治理,健全法律法规,理顺工作机制，努力实现大气污染防治新突破，使山东省 空气质量改善走在全国前列，达到“水要有鱼大气要清”的环境治理目标。为实现这 一目标，用清洁能源 LNG 替代油、煤能源，将是最为有利的手段。随着在山东省交 通运输领域进行液化天然气（LNG）“以气代油”项目的推广，随着周边地区民用天然 气量的增加，对山东省改善能源结构、实现低碳经济，将起到积极的推动作用。LNG 项目的推广，是贯彻落实“十二五”规划及山东22、省政府关于发展新能源精神的积极举 措，符合建设低碳交通、降低社会物流成本、保护生态环境的要求。(2) XX-青岛-威海天然气管道的开通，为建设 LNG 项目提出了调峰、保运的要 求按照中国石油天然气布局战略的要求，2009 年中国石油天然气股份公司投资建设 的XX青岛威海天然气管线开工，2010 年底即可具备了供气条件。一旦供气的下游用户的需求量确定后，稳定的气源供应将是满足民生需求，稳定社会安定的重要方 面。因此，保证气源的供应，根据社会需求适当调整需求的高峰和低谷，将成为XX 能源的重要任务。借助母公司中国石油天然气股份有限公司“泰青威”管线的布 局，借助XX市XX燃气集团有限公司的用户布23、局，XX能源投资（山东）有限公司 与XX市XX燃气集团有限公司组建了山东XXXX能源有限公司，并在XX市岱岳 区合作建设天然气调峰站、储备库项目。建设日处理能力 260 万方的调峰站及储备库 一座，以满足天然气的供需平衡。本项目为山东省天然气利用工程从天然气资源安全性需求、事故应急工况需求、 区域战略储备考虑而设置，一旦上游长输管线发生事故，可供气量骤减，或遇到恶劣 天气，天然气需求激增时，可迅速启动，向天然气管网补充气源，为山东地区和河南 地区的平稳供气提供有力保障。本站在确保城市应急和调峰功能的基础上，不仅可以实现日常城市高峰用气时的 补充调峰，完善“泰青威”管线的气源储备体系，还可以实现24、 LNG 外运功能， 即灌装杜瓦瓶和 LNG 槽车。通过汽车运输至目前暂无管道天然气的区域，作为区域 过渡气源，实现小区或地区居民、公建、工业用户的燃气管道化。(3) 用自主技术和设备建设液化天然气项目，实现我国在天然气液化技术和设备 领域的新突破在国家对于自主技术和装备制造自主研发的政策鼓励下，在中国石油的有效组织 和资金的支持下，中国XX工程公司致力于天然气液化技术的研究已经多年，正在几 个项目中实施，为该技术和设备的国产化积累了丰富的经验。中国XX工程公司按照 中国石油的总体战略的要求，在 LNG 接收站总承包的实施之中，已经组织实施了对 LNG 接收站专有技术的工程化开发；在天然气液化25、领域，公司也成立了天然气液化 技术开发组，继先期承接的内蒙磴口和达旗中小型天然气液化项目后（规模为：30 104 m3(N)/d）和安塞液化天然气液化生产线（规模为：200104 m3(N)/d）。通过这几 年XX公司在 LNG 项目的实际经验和技术研究，自主开发了液化技术，完全有能力 采用自有技术完成山东XX天然气液化项目。鉴于XX公司的业绩，经国家有关部门 批准，将国家能源液化天然气（LNG）研发（实验）中心建在XX公司，以构建液化 天然气的技术创新平台。本项目为国产化示范工程，液化技术采用中国XX工程公司自主研发的技术。在 天然气液化技术研发平台，将集中和整合中国石油内外的优秀资源，进行26、联合攻关，开展系统的技术研究，培育和强化原始创新能力，提高关键设备和关键技术的开发及 工程化转化能力，使之成为行业技术进步的高效平台和中国 LNG 技术的重要来源之 一，为提升我国 LNG 技术的核心竞争力发挥桥梁作用。1.4.2 项目建设理由1.4.2.1 项目建设目的及意义(1) 满足日益增长的 LNG 的消费需求 进入新世纪以来，我国天然气消费量以年均 16%以上的速度增长，2008 年消费量 807 亿立方米，是 2000 年的 3 倍多。多家机构预测认为，2030 年前中国天然气生 产、进口和消费仍处于增长期，2030 年需求量将达到 3500 亿立方米左右。伴随着消 费量的增长，最27、突出的问题之一就是如何应对峰谷差急剧扩大的现实，防止可能出现 的供应中断，确保供应安全。随着山东省区域经济的发展，山东XX的城镇建设和工业经济得到了快速发展， 人民生活水平的不断提高，高效、清洁、方便的天然气作为人民生活必需品，其需求 量也不断扩大。建设天然气液化和储存设施，以调节用气高峰和低谷时的用量需求， 是保证天然气稳定供应的重要手段。(2) 落实中国石油对于 LNG 在山东区域的供气部署，保证气源的稳定 随着中国石油“泰青威”管线的建成，山东及河南地区的供气和用气量将形成相对稳定的状况。本项目为山东省天然气利用工程，从天然气资源安全性需求、事故应急工况需求、区域战略储备考虑，建设适宜规28、模的液化装置是保证稳定供气的重 要手段。一旦上游长输管线发生事故，可供气量骤减，或遇到恶劣天气，天然气需求 激增时，可迅速启动，向天然气管网补充气源，为山东地区和河南地区的平稳供气提 供有力保障。本站在确保城市应急和调峰功能的基础上，不仅可以实现日常城市高峰用气时的 补充调峰，完善“泰青威”管线的气源储备体系，还可以实现 LNG 外运功能， 即灌装杜瓦瓶和 LNG 槽车。通过汽车运输至目前暂无管道天然气的区域，作为区域 过渡气源，实现小区或地区居民、公建、工业用户的燃气管道化。根据中石油“关于向山东XX 60 万吨/年天然气调峰站项目供气有关事宜的批复”，同意通过山东天然气管网向本项目供气，气29、量指标实行计划单列。可靠稳定的 气源，为本项目建设创造了良好的资源条件。(3) 利用液化天然气的特点，扩大液化天然气的应用范围 项目主要产品为液化天然气，具有以下特点： 液化天然气产品便于运输。用专门的槽车、轮船运输到销售地，方便灵活，适 应性强。利用该特性，可以将 LNG 用于燃气管道不能敷设到的居民区和厂矿； 储存效率高（1m3 液化天然气相当于约 600m3 气态天然气）、占地少、投资省。 可以储存，易于城市燃气峰值的调节； 液化天然气是优质清洁的车用燃料、民用燃气、工业用气。与燃油相比，具有 抗爆性好、燃烧完全、排气污染少、发动机寿命长、运输成本低等优点。可以作为长 途货运车辆的燃料，30、运输成本将远远低于柴油燃料；基于液化天然气的优质特点，LNG 的使用不仅可以解决城市用气调峰问题，解 决目前区域内非管网天然气用户供气问题，而且还能满足货运、客运液化天然气汽车 推广项目的需求，降低终端用户燃料成本。(4) 为中国石油在掌握天然气液化技术方面抢占先机 本项目的液化技术采用中国XX工程公司自主研发的低温混合制冷液化技术，采用国内自主研发的核心设备。该项目的建设将成为中国石油第一个“天然气液化关键技术及国产化”的实训基地，将为中国石油掌握该技术，推进该技术的进一步发展奠 定基础。该项目的实施成功，将使中国石油在天然气液化技术领域占有优先的地位， 以此为平台，可以将该技术进一步优化和31、完善，形成真正的自主知识产权的独有技术， 为中国石油扩大天然气战略创造有利条件。本项目的建设成功将标志着中国石油在天然气液化技术领域的重大突破，将成为 国内首个利用自主技术、国内设备、规模最大的天然气液化装置，为中国石油跻身于 天然气技术先进行列奠定基础。1.4.2.2 项目建设目标(1) 开展液化天然气（LNG）XX、山东及其周边地区的物流载重卡车、长途客1-10运等车辆的“气代油”业务和非管道工业用气及高端客户用气等综合利用业 务。(2) 本项目的建成，为中油集团建立第一个“天然气液化关键技术及国产化”的 实训基地，有利于推进“天然气液化关键技术及国产化”的步伐，为开展下 一步的工作打下基32、础。(3) 为城市燃气的季节调峰提供一定的 LNG 气源。1.4.3 项目建设有利条件(1) 资源条件 原料天然气来源于中石油已建成的“泰青威”管线，气量指标已获集团批准。原料天然气输气管线在XX分输站内与“泰青威”输气管线连接，然后通过埋地 敷设到达本项目的工厂界区内。(2) 区域位置条件 本项目用地范围位于规划的范镇工业园南侧。该地块紧邻园区路，距泰莱高速入口 1500m 左右，距范镇高压供电所（110kV）500 米，项目地块水电路等配套设施较齐全。占地面积约 228600m2。(3) 交通运输 本项目所在辖区内有泰莱一级公路、泰莱高速公路、省道济临路穿境而过，并设有泰莱高速公路匝道口，33、距京沪高速公路仅十分钟车程，并连接京福、济青、博莱高 速公路；距京沪高速铁路不足 30 分钟车程，距青岛港 300 公里，距日照港 250 公里，据济南遥墙国际机场 70 公里，均有高速公路连接。(4) 地质条件 拟建场区地貌单元属泰莱盆地，次级地貌单元为山前冲洪积平原，地形平坦，勘察点地面标高为 144.50147.80m 之间，最大高差为 3.30m。场区无影响本工程建设 的不良地质作用，场地稳定性良好，适宜建筑。(5) 水源条件1-13采用崅峪水库水作为本项目水源。崅峪水库离本项目 9 公里，水库水经过取水泵 站和二根 DN350 的供水管道输送至本项目界区。(6) 电源条件本项目 1134、0kV 电源来源有两个，一个是 220kV 岳东变电站，岳东变距工厂约 15km，主变容量为 220/110/10kV、2x180MVA，最大负荷约 150MVA；另一个是 220kV 红庙变电站，红庙变距工厂约 20km，主变容量为 220/110/35kV、2x120MVA，最大负 荷约 200MVA，预计 2012 年底前红庙变将更换为 2x180MVA 主变，并扩建 110kV 出 线间隔。届时，这两个变电站可以满足本项目双回路用电要求。1.5 产业政策与企业投资战略1.5.1 国家产业政策分析在国务院通过的能源中长期发展规划纲要（2004-2020 年）（草案）中明确指 出，能源是经35、济社会发展和提高人民生活水平的重要物质基础，制定并实施能源中长 期发展规划，解决好能源问题，直接关系到我国现代化建设的进程。必须坚持把能源 作为经济发展的战略重点，为全面建设小康社会提供稳定、经济、清洁、可靠、安全 的能源保障，以能源的可持续发展和有效利用支持我国经济社会的可持续发展。LNG 就是真正的清洁能源。为了落实纲要中的要求，国家发改委颁布的产业结构调 整指导目录（2011 年版）中，将“液化天然气技术开发与应用”作为鼓励类的产业 中。解决好能源供需平衡是解决我国能源问题关键所在。更多地引入 LNG 这一清洁 能源是解决能源供需平衡的关键之一。围绕天然气液化技术开展联合攻关，将是提高 36、天燃气液化技术水平、加大 LNG 应用领域、保证天燃气稳定供应的关键。因此加快 研发 LNG 技术，加大投入力度，推广 LNG 的应用，符合国家清洁能源发展战略。本项目是利用国内技术和设备建设天燃气液化工厂，为建设地区提供稳定的、安 全的、可靠的 LNG 产品，既符合国家的能源政策，又符合国家的产业政策，而且还 落实了国家鼓励提倡的科技进步和创新精神。1.5.2 区域规划分析 山东省政府非常重视环境保护，在“十一五”期间就采取了一些重大举措，使山东地区的环境改善有了明显的改观。在“十二五”的发展规划中，山东省环保将重点攻坚大气治理,并制定了一系列的实施措施，以保证大气环境的改善。而将污染严重的37、煤和油用清洁能源天燃气替代，则是治理环境污染的重要手段之一。在山东地区开 展 LNG“以气代油”业务得到了山东省政府高度重视和支持，规划到 2015 年，在高 速公路、国道、内河、沿海港口码头及山东省各城市建设 380 座 LNG 加气站、气化 站，构建山东地区绿色交通运输网络。调峰储备站等 26 座。到 2015 年实现 LNG 销 售 30 亿方。本项目的建设将为这一规划的实施提供保障。山东省XX市在第十一个五年规划中表示要重点支持传统能源的高效加工利用 及新型能源开发。改善城市工业和民用燃料构成，提高清洁能源的消费比例方面做出 了努力，到 2009 年末，全市城市居民燃料的气化率由 2038、05 年的 75%提高到了 90%以 上。随着天然气在其他领域应用的替代，将为本项目的液化天然气开拓市场。1.5.3 行业规划与企业战略分析根据中石油XX能源 LNG“以气代油”规划布局，依托XX能源沿海 LNG 接收 站、内陆液化工厂的强大资源优势，山东公司以“统筹规划，重点突出，稳步推进、 样板示范”为指导，遵循“资源、市场、安全、建站、效益”五统一的原则，有序开 展市场开发工作。业务范围包括：(1) 载重卡车、城市公交和城际间客车的 LNG“以气代油”业务(2) 工业燃气和高端工业用户 LNG 业务(3) 近海渔船和内陆航运船舶的 LNG“以气代油”业务(4) 城市调峰业务和非管道区域用39、户 山东公司为发展上述业务领域，市场开发以华北、华东、东北地区为主体，以山东为基点，形成内陆“两横三纵”、水域“两线”的 LNG 车、船“以气代油”和工业 燃气业务的市场开发总体布局。十二五期间将建设 LNG 加气站、气化站 620 座，调 峰储备站 46 座。到 2015 年实现 LNG 销售 55 亿方。本项目是采用国产技术的 LNG 项目，既满足我国能源工业的现状和国民经济持 续发展的需求，又与区域规划不相违背，有利于区域经济发展。而且，还属于XX能 源 LNG“以气代油”规划布局内，是十二五期间计划建设的调峰储备站。山东XX 60 万吨/年 LNG 装备国产化项目可研2 市场分析2.140、 天然气市场分析2.1.1 全球天然气市场分析 天然气资源作为一种优质、高效、清洁的能源，在能源竞争中逐步确立了优势，发展天然气已成为当代世界潮流。随着全球天然气探明储量和产量的迅速增 长，天然气在能源构成中所占的比例日益提高。2010 年全球天然气消费量为 31690 亿立方米，在一次能源中所占比例约为 28.0%，天然气已成为继煤炭、原 油后的第三大能源。(1) 世界天然气资源世界天然气资源丰富，根据 BP【2011 年世界能源统计】，截至 2010 年底， 世界天然气探明储量为 187.1 万亿立方米，平均储采比为 58.6。世界天然气资源分布极不均衡，主要分布在中东和欧洲地区，201041、 年两地 区占全球总探明储量的比例分别为 40.5%和 33.7%。相比之下，亚太地区天然气 资源较贫乏，探明储量为 16.2 万亿立方米，占全球总探明储量的比例仅为 8.7%， 该地区的天然气资源主要集中在澳大利亚、印度尼西亚、马来西亚等国，液化天 然气主要流向日本、韩国、中国及中国台湾省。世界天然气探明储量见表 2.1-1。表2.1-1 2010 年世界天然气探明储量排名国家天然气探明储量, 万亿立方米占世界比例,%1俄罗斯44. 823.92伊朗29.615.83卡塔尔25.313.54土库曼斯坦8.04.35沙特阿拉伯8.04.36美国7.74.17阿拉伯联合酋长国6.03.28委内瑞42、拉5.52.99尼日尼亚5.32.810阿尔及利亚4.52.4其他国家42.422.8世界合计187.1100.02-1资料来源：BP【2011 年世界能源统计】(2) 世界天然气生产近 10 年来，世界天然气产量以年均 2.51%的速率增长，到 2010 年世界天然气总产量达到 31933 亿立方米。其中美国产量为 6110 亿立方米，占世界产量的 19.3%；俄罗斯的产量为 5889 亿立方米，占世界产量的 18.4%，美俄两国的总产 量接近世界总产量的 40%。天然气已经成为世界上主要大国的战略力量和潜在的 主导能源。世界前 10 位天然气生产国的产量见表 2.1-2。表2.1-2 世界43、前 10 位天然气生产国的产量排名国家天然气产量, 亿立方米占世界比例,%1美国611019.32俄罗斯588918.43加拿大15985.04伊朗13854.35卡塔尔11673.66挪威10643.37中国9683.08阿尔及利亚8042.59沙特阿拉伯8392.610印度尼西亚8202.6小计2064464.6世界合计31933100.0资料来源：BP【2011 年世界能源统计】(3) 世界天然气消费量及预测2010 年世界天然气消费量为 31690 亿立方米，与 2009 年相比增加了 7.4%。2010 年，居世界前 10 位的天然气消费国的消费量达到 18596 亿立方米，占世界 44、天然气总消费量的 58.3%。世界最大的天然气消费国是美国和俄罗斯，这两个国 家 2010 年消费量分别占全球消费总量的 21.2%和 13.0%，两国合计消费量约占 全球消费总量的三分之一。世界前 10 位天然气消费国的消费量见表 2.1-3。2-5表2.1-3 世界前 10 位天然气消费国的消费量排名国家天然气消费量, 亿立方米占世界比例,%1美国683421.22俄罗斯414113.03伊朗13694.34中国10903.45日本9453.06加拿大9383.07英国9383.08沙特阿拉伯8392.69德国8132.610墨西哥6892.2小计1859658.3世界合计3193310045、.0资料来源：BP【2011 年世界能源统计】 天然气作为燃料主要用于发电，而民用和服务业是世界天然气消费量增长最快的领域，天然气消费逐渐进入交通领域，尽管目前在交通领域的用量还很小，但呈现出较快速度增长的趋势。据世界能源专家认为，21 世纪是天然气世纪，天然气资源比石油资源更为 丰富，可满足世界需求 120 年以上。国际能源机构预测，2009-2030 年，天然气 需求的年增长率为 2.2%，在主要燃料中增长最快，在全世界需求增长中又以亚 太地区需求增长最快。预计世界天然气需求将从目前的 3.2 万亿立方米增加到 4.3 万亿立方米。2040 年世界天然气供应量将超过石油和煤炭，天然气所占比46、例将 达到 51%。2.1.2 中国天然气市场分析中国天然气储量相对不足。截止 2010 年底，中国天然气探明可采储量 2.8 万亿立方米，仅占世界总量的 1.5%，人均占有量远远低于世界平均水平。并且 由于地质条件相对复杂，勘探难度不断加大，低品位储量占 90%以上，中国天然 气勘探难度非常大。天然气在地下的分布是极不均一的，是受相同的地质条件控制呈聚集区或聚 集带分布，我国天然气探明储量的分布特征也证明了这一规律。中国天然气探明储量的 80以上分布在鄂尔多斯、四川、塔里木、柴达木和莺一琼五大盆地， 其中前三个盆地天然气探明储量超过了 5000 亿立方米。天然气在一个国家能源消费结构中的比例47、，是衡量一国能源消费结构是否科 学合理的重要依据。在中国的能源消费上，结构失衡已经是非常严重的问题，突 出表现在天然气产业发展的不健全。2010 年中国天然气产量为 968 亿立方米， 在中国一次能源生产中的比例约为 6%，与世界相比有很大的差距；2010 年中国 天然气消费量为 1090 亿立方米，在一次能源消费中的比例占 4.3%，与世界平均 的 27.3%相比偏低。要改变长期以来以煤为主的能源消费结构，实现国民经济的清洁高效发展， 突破发展天然气产业，大量增加天然气消费量，是实现中国能源结构调整最现实 的科学选择。本世纪以来，中国天然气市场进入大规模发展阶段，天然气消费量以每年两 位数的48、速度增长。2005-2010 年中国天然气消费量年均增长率达 13.9%，2010 年 中国天然气消费量为 1073 亿立方米，是 2005 年的 2.3 倍多；2010 年中国天然气产量为 968 亿立方米，与此相比，中国天然气供需缺口达 128 亿立方米，中国连 续四年成为天然气净进口国。据海关总署的统计，2010 年中国进口 LNG 1195 万吨，同比增长 116%。近 年中国天然气供需状况见下表。表2.1-4 中国天然气供需情况表年份产量（亿立方米）消费（亿立方米）缺口（亿立方米）进口 LNG（万吨）2000272245-272001303274-292002327292-3520049、3350339-112004415397-182005493468-252006586561-2520076926953291200876180747334200985288735553201094510731281195增长率 05-10（%）13.918.1据统计，城市燃气（包括居民、公共福利、LNG 汽车、采暖以及城市小工 业）消费量占全国天然气消费总量的 33.2%，工业燃料消费量占消费总量的 26.4%，天然气化工消费量占消费总量的 22.1%，天然气发电消费量占 18.3%。按照我国目前经济的发展速度，未来我国对天然气需求量增长迅速，预测结 果显示未来我国天然气的缺口将越来越大。表50、2.1-5 中国天然气供需预测年份产量（亿立方米）消费（亿立方米）缺口（亿立方米）201094510731282015120016004002020150021006002.2 LNG 市场分析2.2.1 全球 LNG 市场目前全球共已建 LNG 生产线 95 条，总产能已达 2.5 亿吨/年；在建中的 LNG生产线有 30 条，总产能为 1.44 亿吨/年。全球主要的 LNG 消费市场有：亚太地区（不包括北美）、欧洲和北美。亚太 地区由于人口增长较快、经济保持良性发展、能源多样化以及环境保护的需要， LNG 需求量由 2000 年 994 亿立方米增至 2010 年将达 1 800 亿立方米51、，年均增量 约 6%，而在此期间可供亚太地区的供应量仅增 4%。亚太地区最大的 2 个 LNG 进口国日本和韩国需求增长趋缓，欧洲地区需求 增长也不大。但北美地区由于现有天然气田的产量增长缓慢，并有下降的趋势， 所以该地区天然气供需不平衡的问题日益突出，导致其需求量急剧增加，尤以美 国的 LNG 需求增长最为明显。未来美国、印度和中国 LNG 市场需求的迅速增长将使全球 LNG 供应趋于 紧张。中东和亚太地区将成为向中国供应 LNG 的主要供应地区，特别是亚太地 区。2.2.2 中国 LNG 市场 由于中国天然气地质储量具有西多东少的特点，天然气西气东输管线覆盖范围有限，导致中国东部地区天然气52、市场存在巨大缺口。因此，在沿海地区建设LNG 接收站，在天然气产地建设 LNG 加工装置，可以满足更大范围、更多地区对天然气的需求。目前我国沿海地区已建成和在建的进口 LNG 接收站项目有 13 个，分别如 下：广东大鹏、福建莆田、上海洋山港、上海五号沟、广东珠海、广东揭阳、广 东深圳、浙江宁波、江苏如东、河北曹妃甸、辽宁大连、山东青岛、海南洋浦接 收站。截至 2010 年底，国内已建成了 30 余座天然气液化工厂，总生产能力为 1193 万立方米/天。这些已经建成的 LNG 装置中，只有新疆广汇、鄂尔多斯、四川达 州的加工能力超过 100 万立方米/天，其余装置的规模普遍较小。未来三年，中 53、国尚有 30 余个拟建 LNG 项目，潜在产能超过 3000 万立方米/天。从国内的天然气发展形势来看，天然气资源有限，产量远远小于需求，供需 缺口越来越大。可以预见，在未来 10-20 年的时间内，LNG 将成为中国天然气 市场的强大生力军。2.3 目标市场分析根据XX能源 LNG“以气代油”规划布局，依托XX能源沿海 LNG 接收站、 内陆液化工厂的强大资源优势，山东公司正在开发 LNG 终端市场。山东公司市 场开发以华北、华东、东北地区为主体，以山东为基点，形成内陆“两横三纵”、 水域“两线”的 LNG 车、船“以气代油”和工业燃气业务的市场开发总体布局。 “十二五”期间将建设 LNG 54、加气站、气化站 620 座，调峰储备站 46 座。2015 年实现销售 LNG 55 亿立方米。本项目 LNG 出厂价格为 4360 元/吨，目标市场平均价格为 4600 元/吨，运 费为 0.8 元/吨公里，因此，本项目的平均运输半径为 300 公里，以山东省为主要 目标市场，可辐射到河南等省。根据本项目经济分析数据,当项目所得税后内部收益率为 10%时(基准折现 率为 10%)，计算得到的 LNG 出厂价为 4331 元/吨，LNG 吨产品可承受的最高运 费为 269 元（目标市场价 4600 元/吨-LNG 出厂价 4331 元/吨），即其最大运输半径为 340 公里。山东、河南两省人口55、约为 1.9 亿，2 省 2010 年 GDP 约为 6.23 万亿元，占全 国 GDP 39.8 万亿的 15.66%，年均增长率 13%，工矿企业和物流运输业发展迅猛， 陆路、水路交通发达，区域内重型卡车、客车等多达 83 余万辆，仅重卡就高达70 万辆，“以气代油”业务市场前景广阔，发展潜力巨大，同时开发船舶改造、 工业用气及季节性小城镇调峰用气等，均为本项目产品销售提供了强有力的市场2-13支持。目前，山东、河南两省有重卡车 70.8 万辆，大客车 12.1 万辆，年消耗成品 油 524 亿升。若按照 10%的市场进行“以气代油”业务，需要用 LNG 为 373.9 万吨；若按照 2056、%的市场进行“以气代油”业务，需要用 LNG 为 747.8 万吨， 市场潜力巨大。参见下表。表2.3-1 2011 年本项目山东、河南市场调研汇总省份地级市重卡车大客车年总耗油量10%替代为 LNG/万吨20% 替代为 LNG/万吨数量/万辆/万辆/亿升山东省1737.27.8276197.1394.2河南省1733.64.3248176.8353.6合计3470.812.1524373.9747.8本项目 LNG 将以山东省和河南省汽车和船舶的以气代油为主要目标市场， 适当考虑为城市燃气的季节调峰提供 LNG 气源。2.3.2 山东市场2010 年全省实现生产总值（GDP）3.94 万亿元57、，按可比价格计算，比上年 增长 12.5%，比上年加快 0.3 个百分点。山东是全国重要的能源基地之一，但经 济的快速增长使得能源供需矛盾日渐突出，山东省的能源形势已逐渐由丰盈转为 原煤总量不足、成品油外调量大、依靠“外电入鲁”保证电力供需平衡。目前，山东省 LNG 的发展正处于起步阶段，采用 LNG 供气的小城镇、发 电厂、工业等所占比重较小，因此近期 LNG 的用气量占 CNG 用气量的 50%， 用气量为 2.66 亿立方米；随着 LNG 技术的日趋成熟以及 LNG 便于长距离运输 的特点，LNG 的用气量将会显著提高。2011 山东省大型重卡 37.2 万辆，载客大型客车 7.8 万辆58、，年耗油量 276 亿 升。如果 10%替代为 LNG，则消耗 LNG197.1 万吨；如果 20%替代为 LNG，则 消耗 LNG394.2 万吨。到 2015 年山东省大型重卡将达到 62 万辆，载客大型客 车将达到 12 万辆。可见，山东省车用 LNG 需求潜力巨大。根据市场调研，2015 年山东省 LNG 需求量将增长到 30 亿立方米，2020 年 增长到 60 亿立方米，其中包括汽车用气、发电用气、小城镇用气、工业用气及 调峰用气等，参见以下各表。表2.3-2山东省 LNG 市场需求分析单位：亿立方米年份20112012XX201420152020车5.18.51114.2152459、船0.10.20.51.126调峰储备3.23.2678.718工业（发电）0.81.22.13.14.111.5其它0.80.90.40.60.20.5总计101420263060表2.3-3山东省各地市 LNG 市场需求单位：亿立方米城 市20112012XX201420152020济 南11.21.61.92.23.9青 岛1.31.61.92.42.64.4淄 博0.711.41.71.93.6枣 庄0.20.40.81.11.33.1东 营0.50.81.31.51.73.4烟 台0.91.21.61.61.83.5潍 坊1.11.31.722.24.2济 宁0.70.91.31.660、1.83.5泰 安0.30.50.91.31.53.2威 海0.60.91.21.51.73.8日 照0.20.40.81.31.63.3莱 芜0.20.30.71.11.43.1临 沂0.811.21.61.93.7德 州0.50.81.11.51.73.4聊 城0.20.40.81.41.63.3滨 州0.40.711.41.73.4菏 泽0.40.60.71.11.43.2总计101420263060表2.3-4 全省 LNG 汽车用气量预测（单位：万立方米/年）城市2015 年2020 年客车货车客车货车济南市166211038.365657.5125043.2青岛市1781.341461、061.476062.5131903.2淄博市1309.137073.89445516049.6城市2015 年2020 年客车货车客车货车枣庄市335.533677.061142.518344东营市650.914222.1322159581.6烟台市1469.639373.525002.5121268.8潍坊市1002.8413433.493412.5130480.8济宁市912.757776.593107.5117645.6XX市476.914579.091622.5110388威海市634.596525.16216014806.4日照市301.312492.5310255656莱芜市2762、4.411870.229354244.8临沂市1088.539365.58370521252德州市857.815494.1292012465.6聊城市697.883332.3223757560滨州市463.314266.611577.519682.4菏泽市783.284676.87266510612合计14702.1611325950040.05256984表2.3-5 全省电厂、小城镇、工业等 LNG 用气量预测（单位：亿立方米）城市2015 年2020 年济南市0.431.28青岛市0.280.94淄博市0.411.53枣庄市0.100.33东营市0.110.53烟台市0.260.97潍坊63、市0.140.54济宁市0.150.64XX市0.080.4威海市0.060.3日照市0.080.24莱芜市0.060.16临沂市0.150.56德州市0.080.49聊城市0.110.53滨州市0.080.25菏泽市0.080.4城市2015 年2020 年合计2.6610.09根据山东省天然气发展利用规划市县居民和商业用户用气量和供需平衡的 规划，确定全省市县所需的液化天然的总的储气量并由储气量确定各设区市所辖 县的 LNG 储配站的数量及规模如下表所示。表2.3-6LNG 储配站的数量及规模城市计算月平均日用气量（万立方米/天）应急调峰储气量（万立方米）2015 年2020 年2015 64、年2020 年济南市22.2934.85222.9348.5青岛市51.6268.05516.2680.5淄博市14.320.05143200.5枣庄市6.659.4166.594.1东营市8.3812.4983.8124.9烟台市14.7120.43147.1204.3潍坊市14.318.08143180.8济宁市11.6715.78116.7157.8XX市5.106.95169威海市4.286.2542.862.5日照市5.267.8952.678.9莱芜市临沂市12.917.42129174.2德州市8.3812.4983.8124.9聊城市15.1222.36151.2223.6滨州65、市3.74.933749.3菏泽市5.318.9853.189.8山东公司在山东省开展 LNG“以气代油”业务得到了山东省政府高度重视 和支持。到 2015 年，该省将在高速公路、国道、内河、沿海港口码头及山东省 各城市建设 380 座 LNG 加气站、气化站，构建山东地区绿色交通运输网络，调 峰储备站等 26 座。预计 2015 年山东公司在省内可实现销售 LNG 30 亿立方米。2.3.3 河南市场2010 年河南省生产总值 22942.68 亿元，比上年增长 12.2%，增速同比加快1.3 个百分点，高于全国平均水平 1.9 个百分点。2010 年河南省天然气消耗总量为 48.9 亿立方66、米，占一次能源消耗比例2.9%，总供给量 27.8 亿立方米，缺口 21.1 亿立方米。2011 河南省大型重卡 33.6 万辆，载客大型客车 4.3 万辆，年耗油量 248 亿升。到 2015 年河南省大型重卡将达到 45 万辆，载客大型客车将达到 9 万辆。通过 LNG 应用推广，到 2015 年 LNG 替代汽柴油比率从目前的 6.8%提升到 15%，年需用气量达到 25 亿立方米。其中：车用 LNG 普及目标：到 2015 年 LNG 汽车达到 5.92 万辆，其中客车 2.03 万辆，气化率为载客汽车的 15%，货车 3.89 万辆，气化率为载货汽车的 5%，共需 LNG 约 13 67、亿立方米/年。船用 LNG 普及目标：LNG 船达到 375 艘，共需 LNG 约 1.1 亿立方米/年。 调峰储备、分布式能源的发展共需 LNG 6.9 亿立方米/年。表2.3-7河南省 LNG 市场需求分析单位：亿立方米年份20112012XX201420152020车4.25.67.19.81320船00.10.30.51.15调峰储备2.73.64.85.36.915.1工业（发电）0.51.122.93.79其它0.60.60.90.50.30.9总计81115192550表2.3-8 河南省各地市 LNG 市场需求单位：亿立方米城市2011 年2012 年XX 年2014 年20168、5 年2020 年郑州0.91.11.41.623.6新乡0.40.60.91.11.43洛阳0.50.70.91.21.63焦作0.60.81.11.31.73.5许昌0.30.50.70.91.32.7平顶山0.60.811.21.43.1漯河0.30.50.70.91.42.8开封0.20.40.60.91.22.6濮阳0.40.60.91.11.42.7鹤壁0.50.70.91.21.53.2南阳0.20.40.711.32.7三门峡0.50.70.81.11.43.1驻马店0.30.50.70.91.32.5城市2011 年2012 年XX 年2014 年2015 年2020 年商丘69、0.50.60.91.11.52.8周口0.70.811.31.63信阳0.60.70.91.11.52.9安阳0.50.60.91.11.52.8总计81115192550河南腹地是国家南北、东西交通大动脉的主要枢纽地区，交通物流业发达， “以气代油”业务市场十分广阔。河南省紧邻山东省，是XX液化工厂和青岛周 转库的理想下游市场。2015 年规划在河南省建设 LNG 加气站、气化站 240 座， 调峰储备站等 20 座。预计 2015 年山东公司在河南省可实现销售 LNG 25 亿立方 米。2.4 LNG 价格分析国际 LNG 价格与原油价格和天然气价格密切相关。近年来，在天然气需求 强劲推70、动下，受国际原油价格持续上涨的影响，国际市场 LNG 价格也呈现上涨 的趋势，如图 2.4-1。图中的美国亨利(Henry Hub)价格、英国 NBP(国家平衡点) 价格、日本进口 LNG 到岸价是国际天然气合同价格的主要参考价格。181614美元/百万BTU121086420原油OECD cif日本LNG cif美国Henry Hub天然气英国NBP价格图 2.4-1 近年来国际 LNG 价格及原油、天然气价格走势图天然气价格是国内天然气行业发展的一个重要因素，价格水平的高低对天然 气的发展起至关重要的作用，而气价水平取决于天然气的定价机制。合理的价格 可以促进天然气行业的发展。目前国内天然71、气出厂价格由国家发改委统一制定和管理。2010 年 5 月 31 日 国家发改委发布国家发展改革委关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知，适当提高国产陆上天然气出厂基准价格，取消价格“双轨制”。在国际、国内天然气价格普遍上涨的宏观背景下，2010 年 7 月 22 日山东省 济南市物价局对天然气价格进行了调整，目前济南市非居民用天然气价格为每立 方米 3.61 元，车用天然气价格为每立方米 4.22 元。国家发改委和地方物价部门制定的天然气价格对 LNG 价格起到参考作用。3 原料、辅助材料及燃料供应3.1 原料供应3.1.1 原料构成和规格本项目所需的原料为天然气，天然气来自泰-青-威管线72、输送的天然气。天然 气的规格满足国标一级或二级的要求，典型的组成见表 3.1-1 原料的规格。表3.1-1 典型的原料规格组份名称规格（mol%）CO20.6077Nitrogen0.77Methane95.11Ethane2.73Propane0.48i-Butane0.06n-Butane0.09Neo-pentane0.006i-Pentane0.026n-Pentane0.02122-Methyl butane0.005Cyclopentane0.0022-Methyl pentane0.0053-Methyl pentane0.003n-Hexane0.006Methyl cyclo73、pentane0.00042,2-Di-Methyl pentane0.00172,4-Di-Methyl pentane0.00032,2,3-Tri Methyl butane0.0001Benzene0.00533,3-Di-Methyl pentane0.0002Cyclohexane0.00262,3-Di-Methyl pentane0.0008Dimethyl Cyclo Hexane0.0002Cis1,3-Di-Methyl cyclo pentane0.00023-1组份名称规格（mol%）Cis1,2-Di-Methyl cyclo pentane0.0007Trans174、,2,-Di-Methyl cyclo pentane0.0002n-Heptane0.001Toluene0.00182Methyl-3Ethyl pentane0.0001Trans 1,3-Dimethyl Cyclo Hexane0.0001H2O0.0258H2S15.57mg/ m3(N)汞总硫36.86mg/ m3(N)原料天然气中含硫杂质的典型组成见表 3.1-2 原料气中含硫杂质的含量。表3.1-2 原料气中含硫杂质的含量组分mg/ m3(N)H2S15.57Methyl mercaptan11.33Ethyl mercaptan7.21Propyl mercaptan1.675、5i-butyl mercaptan0.43n-butyl mercaptan0.65总硫36.86原料天然气的消耗量：108333.33 m3(N)/h（81895kg/h），即 260104 m3(N)/d； 按照年操作时数 8400 小时计，则年消耗为 9.1 亿标准立方米，68.79 万吨。3.1.2 原料供应可靠性分析本项目原料天然气来源于XX-青岛-威海天然气管。泰-青-威管线为中石油 山东管网主干线，其气源来源于陕京二线和西气东输二线，泰-青-威管线的气源 有保证。根据中国石油天然气股份有限公司文件：关于向山东XX 60 万吨/年天然气 调峰站项目供气有关事宜的批复（石油计20176、1239 号），同意山东天然气管 网向本项目供气，气量指标实行计划单列，XX能源有限公司与华北天然气销售3-3分公司衔接、协商确定供气量、接起点、开始供气时间、气价等具体事宜并签订 供用气合同，按合同供用气。本项目的原料供应可靠。3.1.3 原料价格及预测见本报告第二章市场分析中第 2.4 节。3.2 辅助材料供应本装置的主要辅助材料包括：脱酸剂、消泡剂、干燥剂、脱汞剂、冷剂等。 其规格和消耗量见表 3.2-1。表3.2-1 主要辅助材料的规格、数量表序号材料名称规格单位数量来源备注1乙烯聚合级t/a27国产初次装填 13t,年耗 27t2丙烷工业优级t/a30国产初次装填 22t,年耗 3077、t3脱酸剂活化 MDEAt/a12进口初次装填 40t,年耗 12t4消泡剂t/a0.3进口初次装填 0.05t5分子筛4At/a17.461国产初次装填 69.844t,四年更换6脱汞剂t/a0.305进口初次装填 1.83t, 六年更换7脱苯剂t/a1.3国产初次装填 3.9t, 三年更换8脱硫剂活性炭t/a24国产初次装填 24t合计根据目前国内外辅助材料的技术发展和应用情况，脱酸剂、消泡剂、脱汞剂 均采用进口。脱硫剂和干燥剂采用国产。3.3 燃料供应装置正常运行时，使用内部的驰放气作为燃料气，驰放气量不足时使用 BOG或原料气补充。开车阶段或燃料气供气不足的时候可使用天然气原料气作为燃78、料气补充。燃 料气峰值消耗量为 1244 m3(N)/h。4 建设规模、产品方案及总工艺流程4.1 原料性质见本报告 3.1.1 中的相关内容。4.2 产品方案装置主要产品为液化天然气（LNG），主要副产品为挥发气（BOG）、混合烃（LPG） 和燃料气（自用）。4.3 建设规模装置原料天然气处理量为 260104 m3(N)/d，LNG 产量 63.6913 万吨/年。 副产品产量：挥发气 BOG3.2763.528 万吨/年，混合烃 0.336 万吨/年。 装车能力：共 14 个装车位，每个装车位最大装车速率 80m3/h，最大装车流量 800m3/h。生产操作弹性：50%105%。年开工时79、数以 8400 小时计。装置设计寿命不小于 20 年。4.4 总工艺流程本工程的工艺过程包括输气管线、净化、液化、LNG 储运、冷剂储存、火炬 系统。装置的原料天然气来自泰青威输气管线的XX分输站内，通过埋地敷设到达 本项目的工厂界区内。原料天然气经计量后进入净化单元，在净化单元脱除酸性 气、水、汞等杂质，净化后的原料气送入液化单元；在液化单元采用中国XX工 程公司自主开发的双循环混合冷剂制冷工艺，来自液化单元的 LNG 在-161、 0.01MPaG 下进入 LNG 储罐。（详见本报告 5.2 中的相关内容）。详见附图：附图三 总工艺流程图。4-15 工艺装置5.1 工艺技术比选5.1.1 80、脱酸性气工艺选择(1) 脱酸性气工艺方法简介 脱酸性气工艺方法分为干法和湿法两大类。 1) 干法脱酸性气 主要有固体吸附和膜分离两种，其中：固体吸附脱酸性气与分子筛脱水类似，天然气中的酸性气被吸附在多孔状固 体上（如分子筛），然后通过加热使酸性气脱附出来。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，从而达到减少装置设备数量，简化流 程的目的。但受固体吸附剂吸附强度的影响，吸附剂优先选择硫醚、硫醇、H2S、 COS 和 CO2，因此比较适合原料含硫特别是有机硫的原料，另外再生气的处理 流程比较复杂。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81、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 H2S 和 CO2 与其它组分进行分离。该方法流程简单，投资小， 缺点是净化气的指标低，更适合酸性气浓度较高的天然气预脱酸性气。由于本项目处理的天然气中硫含量并不高（总硫 36.86mg/m3(N)），干法脱 酸性气技术不适合本工程。2) 湿法脱酸性气 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，利用酸性气在这些溶剂中的溶解度随着压力变化的原理来吸收酸性气，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82、低而增加。而在吸收饱和后，采用降压或常温气提的方 式将酸性气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碳方法， 溶剂与原料气中的酸性气反应生成某种化合物，然后在升高温度、降低压力的条5-1件下，该化合物又能分解并释放酸性气，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、醇胺吸收法和氢氧化钠吸收法等。(2) 常用的脱酸性气工艺 目前在天然气脱酸性气工业上主要运用以下六种工艺： 1) 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83、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 两侧一个适当的压力差，则气体在分压差的驱动下，“快气”（H2O、CO2）选择 性地优先透84、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。膜分离在脱除酸性气的同时，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撬装装置，或作为液相脱酸性气工艺前的 初脱装置，以减小液相脱酸性气溶液循环量，降低能耗和投资。2) 胺法胺法是指采用以 MDEA 为基液的配方溶剂，MDEA 为 N-甲基二乙醇胺，在 使用时通常采用 45%50%（胺液的质量含量）浓度的水溶液。该类型溶剂不易 降解，具有较强的抗化学和热降解能力、腐蚀性小85、，蒸汽压低，溶液循环率低， 并且烃溶解能力小。该工艺于上世纪 60 年代开始开发，第一套胺法工业装置于1971 年在德国巴斯夫的一座工厂中被投入生产应用。目前该溶剂已成为应用最 广泛的气体净化处理溶剂，不仅可以用来从合成氨厂的合成气中去除酸性气，也 可净化合成气、天然气，甚至诸如高炉煤气等特殊气体，另外，还可应用到现有 工厂的技术改造上。3) Selexol 法5-8Selexol 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86、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，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。4) 冷甲醇法冷甲醇法工艺是由德国 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 合成气的脱硫和脱碳，而在87、单独用于脱除 CO2 的工业应用实例很少。5) 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 溶液吸收酸性气生成碳酸氢钾，碳酸氢钾在加热后又分解、释放出酸性气，碳酸 钾得以再生，并重复利用。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88、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)法脱除酸性气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 水溶液脱除酸性气改造 热钾碱(苯菲尔)脱酸性气。6) 低温分离法低温分离是利用原料气中各组分相对挥发度的差异，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 含量较高以及在 CO2 进行三次采油时采出气中 CO2 含量和流89、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。根据本工程原料气气质条件及原料气组成的波动情况、处理规模和产品气质 量要求以及目前天然气脱酸性气工业应用情况，本研究报告推荐采用活化 MDEA 工艺，工艺流程选用常规的吸收再生（闪蒸汽提）的工艺方案。该方案净化 度高，原料适应性宽，工程经验多，较低的溶剂循环量，较低的溶剂蒸汽压，减 少了再生的热负荷。活化 MDEA 工艺对于原料气中 CO2 的适应范围比较宽，工业装置中 CO2 的 浓度范围从微量到 10%左右都有该工艺的应用，也有报道应用到 CO2 含量高达 21.7%的工业装置。本工程的原料天然气为管输天然气，CO2 含量不大于 390、%，后 续的工程设计中要充分考虑原料气中酸性气的变化，并使设计适应酸性气的变 化，以便指导后续的生产运行。5.1.2 脱水工艺选择天然气的脱水工艺主要有甘醇法和分子筛法，由于生产 LNG 要求深度脱水， 可以选择的脱水工艺是分子筛法，甘醇法适合气田的集输和净化厂脱水。采用固定床分子筛脱水的工艺流程，为了保证脱水工艺连续，至少需要有两 个分子筛固定床切换操作，一台进行吸附，另一台进行再生和冷却，这就是分子 筛脱水的经典工艺流程，称为双塔流程。双塔脱水工艺流程，流程简洁，设备台 数少。除双塔流程外，也有采用三塔、四塔、五塔等的多塔流程。采用三塔和四 塔等的多塔流程，流程复杂，设备台数多。优点是由于91、吸附塔数量多，可以调整 好吸附、再生、冷吹等的时间，使再生加热系统能够连续操作，避免循环压缩机 和加热炉频繁开停，利于稳定操作，降低操作人员的劳动强度，另外利用冷吹的 热气体作为再生气也可以回收部分热量，降低装置的能耗。两种工艺的优缺点如 下：工艺技术优点缺点分子筛法脱水之双塔流程流程简洁，设备台数少再生过程有间断，不利于进行能量回收。可以调整好吸附、再生、冷吹分子筛法脱水之三塔或多塔流程等的时间和顺序，使再生加热系统连续操作，另外利用冷吹 的热气体作为再生气也可以回流程相对复杂，多一台 或几台干燥器收部分热量，降低装置的能耗。根据本工程原料气气质条件、处理规模和产品气质量要求以及目前天然气脱92、 水工业应用情况，本研究报告推荐采用三塔流程。5.1.3 脱汞、脱苯工艺选择脱汞、脱苯采用固定床吸附脱除，保证在后续的天然气液化低温条件下设备 的腐蚀及堵塞。虽然原料的组成中没有提供汞含量，但考虑到极微量的汞足以对 铝制换热器带来严重的损害，且 1973 年阿尔及利亚的天然气液化厂曾发生过严 重的汞腐蚀现象，设置脱汞保护床是现代天然气液化设计的通常选项。脱苯床是 为了初始配制冷剂组份甲烷设置的。5.1.4 液化工艺选择 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、93、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类：阶式制冷循环流程（即级联流程）；膨胀循环，又分为带或不带预冷的单级膨胀循环和多级膨胀循环；混合冷剂循环，又分为带或不带预冷的单级混合冷剂循环和多级混合冷 剂循环。以下对三类液化工艺流程进行简述，液化技术比较见表 5.1-1。(1) 阶式制冷循环工艺 阶式制冷循环工艺的基本原理是较低温度级的循环将热量转给相邻的较高温度级的循环。以丙烷、乙烯和甲烷循环为例，第一级丙烷制冷循环为天然气、 乙烯和丙烷提供冷量；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，天然气的温度逐渐降94、低， 直至液化。净化后的天然气首先用丙烷作为第一冷却级冷却至-35左右，分出 C5 以上 的重烃后进入第二冷却级。丙烷蒸发器中蒸发出来的丙烷气体经压缩机增压，冷 却水冷却后重新变为液体回到丙烷蒸发器。第二冷却级用乙烯（乙烷）作为制冷剂，天然气在这一级中被冷却至-97 左右，并被液化后进入第三冷却级。乙烯蒸发器蒸发出来的乙烯气体经增压，冷 水冷却，通过丙烷蒸发器换热后，再通过节流阀降压降温使其变为液体，最后进 入乙烯蒸发器中。第三冷却级用甲烷作制冷剂提供冷量，第二级已液化的天然气在这一级中继 续被冷却到-150左右，然后通过节流阀降温降压，温度降至-162，压力降至微正压，用泵将 LNG 输送到95、专门的储罐中。该流程多用于大型的基本负荷型天然气液化装置。 在早期的天然气液化生产中，阶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 有任何泄露，因而可靠度相对较低，在混合冷剂工艺出现后很快被取代。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，目前已在部分大型 LNG 装置中 应用。(2) 膨胀循环 膨胀机制冷循环是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳德循环制冷来实96、现天然气的液化。气体在膨胀机中膨胀降温的同时，能输出功，可用 于驱动流程中的压缩机。根据制冷剂的不同，膨胀机制冷循环可分为：氮膨胀机制冷循环、氮-甲烷 膨胀机制冷循环、天然气膨胀制冷循环。与阶式制冷循环和混合冷剂制冷循环工艺相比，氮气膨胀循环流程非常简 单、紧凑，造价略低。起动快，热态起动 24 小时即可获得满负荷产品，运行 灵活，适应性强，易于操作和控制，安全性好，放空不会引起火灾或爆炸危险。 制冷剂采用单组分气体，因而消除了像混合冷剂制冷循环工艺那样的分离和存储 制冷剂的麻烦，也避免了由此带来的安全问题，使液化冷箱更加简化和紧凑。但 能耗要比混合冷剂液化流程高出 40%左右。为了降低膨胀机97、制冷循环的功耗，采用 N2-CH4 双组分混合气体代替纯 N2， 发展了 N2-CH4 膨胀机制冷循环。与混合冷剂循环相比，N2-CH4 膨胀机制冷循环 具有起动时间短、流程简单、控制容易、制冷剂测定和计算方便等优点。同时由 于缩小了冷端换热温差，它比纯氮膨胀机制冷循环节省 1020%的动力消耗。 N2-CH4 膨胀机制冷循环的液化流程由天然气液化系统与 N2-CH4 膨胀机制冷系统 两个各自独立的部分组成。在天然气液化系统中，经过预处理装置脱酸气、脱水后的天然气，经预冷器 冷却后，在气液分离器中分离重烃，气相部分进入液化器进行液化，在过冷器中 进行过冷，节流降压后进入 LNG 贮槽。在 N298、-CH4 制冷系统中，制冷剂 N2-CH4 经循环压缩机和增压机（制动压缩机） 压缩到工作压力，经水冷却器冷却后，进入预冷器被冷却到膨胀机的入口温度。 一部分制冷剂进入膨胀机膨胀到循环压缩机的入口压力，与返流制冷剂混合后， 作为液化器的冷源，回收的膨胀功用于驱动增压机；另外一部分制冷剂经液化器 和过冷器冷凝和过冷后，经节流阀节流降温后返流，为过冷器提供冷量。如果需要被液化的原料气是高压气体，在液化工艺中还可采用天然气膨胀制 冷循环工艺：该工艺中天然气即是制冷剂又是需要被液化的对象。原料气经净化 后，分成两股物流。一股去做制冷剂，一股是需要被液化的对象。制冷剂天然气 经增压机压缩到工作压力，经水99、冷却器冷却后，进入冷箱中的预冷器冷却到膨胀 机进口温度。制冷剂进入膨胀机膨胀到外输管网压力，该部分气体做吸附器的再 生气，完成后输入外输管网。膨胀液化流程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，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 以节省耗功或者发电外送。由于膨胀流程中的制冷剂绝大部分是处于气相的，气 相密度低，使其换热系数比沸腾液体约低 5 至 30 倍、显热比沸腾流体的潜热低4 至 6 倍，这使得制冷剂在换热器中能提供的冷量低，单线 LNG 装置产能低， 因此膨胀流程常用于调峰型、小型及海上平台的 LNG 装置，在大中型 LNG 装 置不采用100、。(3) 混合冷剂循环混合冷剂循环流程是以碳氢化合物及 N2 等组成的多组分混合物作为制冷 剂，进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀得到不同温度水平的冷媒，以达到逐步冷却 和液化天然气的目的，并实现冷剂的循环。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，国外约 90%的 LNG 装 置使用各种类型的混合冷剂流程。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 括丁烷和乙烯等，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。由于混合制冷剂是混合物，因此其吸热沸腾过程是个变温过程，这使换热器 中冷101、热流股之间的传热温差降至最低，从而流程热效率高。在固定的产量下，使 用混合制冷剂时压缩机/驱动机的规格较单工质小，从而降低流程比功耗。当生产条件，如天然气的组成、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，从而使流程运行在较低的比 功耗之下。表5.1-1 液化工艺技术对比表液化流程优点缺点适用范围阶式制冷较早工业化的液化技术 之一，技术成熟，能耗低流程长，设备台数多，机组多，投资 高适用于大型的基本负 荷型天然气液化装置膨胀流程流程简单、紧凑、投资低易于操作和控制 制冷剂安全性好单线 LNG 产能低 能耗偏高用于调峰型、小型海上平台的天然气液化装 置流程102、相对简单操作、控制相对复根据制冷循 环数 混合冷剂循环投资适中适应性强杂量的不同，可分别适用于小型和大中型天然 能耗较低气液化装置对于混合制冷剂流程，可以根据冷剂循环数量的不同分为以下几种：SMR：单循环混合冷剂流程C3MR：丙烷预冷混合冷剂流程DMR：双循环混合冷剂流程MFC：混合冷剂级联流程1) SMR 单循环混合冷剂流程相对于阶式流程，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103、后冷却器中冷却。制冷剂在主换 热器中不断冷却，冷凝。冷凝的制冷剂通过焦耳汤汤姆逊阀（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。2) C3MR 丙烷预冷混合冷剂流程 当单线装置年产能较大且不带预冷时，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。因此针对大规模的生产线，带预冷循环的混合制冷剂流程应运而生。APCI 等公司提出了丙烷预冷制冷剂流程 C3MR。即流程由两104、个循环组成， 丙烷预冷循环和混合制冷剂循环组成。引入丙烷预冷循环，使得单条生产线的规 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。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。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：系统非常易于操作。丙烷几乎存在于所有天然气的原料气中，且可由分馏单元现场提供。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105、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。3) DMR 双混合冷剂流程尽管 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，合理分配预冷循环和制冷循环的热负荷，充分利用两个106、循环 中压缩机驱动机的功率，从而使流程处于高效运行的状态。DMR 流程采用混合制冷剂作为预冷制冷剂具有如下优点： 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，这使得换热 器的冷热流体之间实现小温差传热，使流程总体比功耗低、热效率高。 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，由于预冷剂为纯丙烷工质，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5-9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107、压缩后冷却器尺寸将小；若采用相同尺寸的换热器， 则 DMR 流程的 LNG 产量将提高。 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。 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，因此一般情况下其分子量低于丙烷，从而在同样的流体流 速下其马赫数较低，有利于冷剂压缩机的设计制造和安全运行。DMR 流程采用混合制冷剂作为预冷制冷剂的不足之处在于：混合制冷剂预 冷循环108、的操作比纯丙烷预冷循环操作及调节上要复杂一些。由于其历史较短，实 际中应用远比 C3MR 流程少，实际运行经验和运行数据较少。4) MFC 三循环混合冷剂级联流程混合冷剂级联流程 MFC，是三循环流程：预冷循环、液化循环和过冷循环。 此类流程单生产线的生产能力可达 800 万吨，适合大型天然气液化装置。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 混合冷剂循环进行制冷剂的合理配比。虽然 MFC 流程在 LNG 装置中首次使用 时遇到了一些问题，可能会使该类流程的应用前景受到影响，但 MFC 流程的出 现说明混合冷剂流程在朝着使用多种混合冷剂循环的方向发展。综上所述，DM109、R 流程比 C3MR 流程具有更多的可调参数，更好的原料气和 气候条件适应能力，更广的适用区域，更高的流程效率，所以 DMR 是比 C3MR 更具发展潜力的流程，随着运行经验的积累，DMR 流程在 LNG 装置中的应用必 将得到大力发展。因此，选择 DMR 流程作为大中型天然气液化技术国产化研究 和开发的主攻方向。(4) 中国XX工程公司双循环混合剂制冷 中国XX工程公司自主研发的双循环混合冷剂液化专利技术，是在XX公司成功建设数十套大型乙烯装置的基础上，利用乙烯装置低温分离技术的经验，采 用双混合冷剂流程，实现天然气液化的技术。该技术克服了阶式制冷设备多、流 程长、投资高的缺点；同时又避免了110、膨胀制冷单线产量低、能耗高的缺点，最大5-20限度地发挥了混合冷剂制冷的优势。该工艺是通过调节混合冷剂的组成比例，分 段提供液化过程中所需的冷量，使得液化过程的熵增降至最小。根据该研发项目 的生产规模（原料天然气处理量为 260104 m3(N)/d 属中等规模），通过热力学 计算和对工艺设备经济性的研究，该制冷工艺选择两台混合冷剂压缩机，该制冷 工艺由预冷混合冷剂压缩机和深冷混合冷剂压缩机组成，每台压缩机分两段压 缩，根据运行条件如原料的流量、组成以及环境温度的变化，对混合冷剂进行计 算和调整，利用压缩、闪蒸和节流膨胀分段提供液化过程所需要的冷量，使天然 气冷却过程所需释放的热负荷在两个循环111、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。用两台压缩机达到了用多台压缩机才能实 现的多段冷量提供的效果，降低了能耗，减少了工艺设备。主要工艺技术特点如 下：1) 规模适应性好。混合冷剂技术可以适合各种规模的天然气液化装置，双循环混合冷剂 技术应用于大、中型天然气液化装置时技术经济优势明显。2) 采用脱重烃罐或脱重烃塔脱除天然气所含重烃。根据不同原料的组成，可采用脱重烃罐或脱重烃塔脱除了天然气中的新戊 烷，异戊烷，苯等重组分，避免了低温设备，管道和阀门冻结的可能性。原料的 适用性强。3) 原料的适应性广泛。 原料的适应性广泛，可用于传统的天然气如气田气、伴生气或管输气112、，也可应用于非传统的煤层气或页岩气等。4) 综合能耗低。 低于国内类似项目的单位能耗，与国外类似项目的单位能耗相当，运行费用低。5) 传热效率高，温差小。 采用氮气、甲烷、乙烯和丙烷按照一定比例配置混合冷剂，组成分别独立封闭的预冷制冷循环和深冷循环。根据混合冷剂各自蒸发温度的不同，不同组分在 同一冷箱内不同层位蒸发，达到多级制冷的作用，用较小的温差实现天然气液化 和重烃分离，传热效率高，“火用”损失小。6) 混合冷剂组成简单。独立设置的预冷循环和深冷循环，克服了单循环混合冷剂流程中冷剂组分过 多，运行配置复杂的缺点。同时避免了单循环混合冷剂流程运行中轻重冷剂分离、 并随装置负荷调节的复杂要求。113、7) 无冷剂组分冻结之忧。 优化的冷剂配方，避免冷剂在较低温度冻结的可能性。8) 原料天然气液化率高，全液化流程；冷剂来源广泛，降低了能耗，节约 了装置长周期运行费用。9) 冷剂压缩机的驱动方式可根据外部的条件灵活选择，提高装置的技术经 济性，节约装置长周期运行费用。10) 国产化技术与装备的共同研发，降低了装置的投资。 中国XX工程公司研发的双循环混合冷剂液化专利技术，首次用于华气安塞液化天然气项目，该项目预计于 2012 年 6 月底开车。结合XX液化项目的原料 气质及现场情况，对冷剂的配方进行了优化，对预冷、液化和过冷的负荷进行了 优化，使整个液化的能耗有所降低，对工艺系统的配置及控制方114、案也进行了优化， 以便更好地满足工艺要求，达到节能降耗、稳定操作的目的。主要优化内容如下：a) 预冷循环由一级减压改为两级减压，缩小了换热温差，降低了预冷压缩 机功率。b) 深冷循环增加汽液分离，降低深冷负荷，充分利用冷剂组分的显热。c) 优化冷剂配方，减小了传热温差，总体上降低能耗。减少了冷剂组分种 类，冷剂配制简单，便于控制和操作。根据原料组分中新戊烷等重烃含量较高的特点，增加洗涤塔将重烃和苯等一 并脱除，避免低温设备和管道冻堵问题的发生。从以上液化工艺技术的对比，结合本工程的规模、国家产业政策，本研究报 告推荐采用国产化工艺技术和设备。国产化技术和设备的成功，将有利于中石油 海外天然气资115、源利用和业务发展，有利于推进我国低温设备制造业的技术进步， 打破国外技术垄断。5.1.5 液化国产技术与国外技术的比较以国外 C3MR 技术，处理能力为 200 万立/天 LNG 装置工艺流程简述如下： 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电机驱动。天然气侧：预处理后的天然气由四个串联的丙烷蒸发器先进行预冷，其中一 级丙烷预冷位于分子筛脱水装置入口，二、三、四级位于液化装置。通过控制每 个蒸发器压力，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-35。预冷后的天然气通过重烃洗涤塔脱除重碳、苯116、甲苯等。重烃洗涤 塔采用精馏塔结构，顶部进料为-80低温凝液，底部设重沸器，热源为导热油。 重烃洗涤塔顶的天然气送到主低温换热器液化，重烃将送到燃料气系统。脱重烃 后的天然气进入主低温换热器液化、过冷。主低温换热器包含三个连续的管束： 高温管束、中温管束和低温管束。液化天然气过冷到-163后，出换热器，节流 后进入 LNG 储罐储存。丙烷预冷系统：丙烷预冷为一闭式循环，用于原料气和混合制冷剂的预冷。 通过逐级节流，形成四个不同压力的丙烷（高压，中压，低压，低低压）分别提 供不同的制冷温度。主要设备有：丙烷压缩机，包含四个压力等级的吸入口；压 缩机出口冷凝器；丙烷储罐；丙烷过冷器；四级丙烷蒸发117、器。压缩机出口气相在 冷凝器中冷凝。冷凝的丙烷在丙烷储罐中收集，然后在过冷器过冷，逐级节流进 入各级蒸发器，形成四个压力级别的制冷温度。每个蒸发器出来的气相通过分离 罐回到相应级的压缩机入口。混合冷剂系统：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。混 合冷剂在混合冷剂压缩机中进行增压排出，经压缩机出口水冷器冷却，再经丙烷 冷剂进行一级、二级、三级和四级预冷，预冷温度为35。经丙烷预冷后的混 合冷剂进入混合冷剂分离罐中进气液分离。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118、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 压缩机吸入罐中，并进入混合冷剂压缩机压缩循环。XX公司的双循环混合冷剂工艺（流程简述见 5.2 章节）与国外 C3MR 工艺， 在工艺流程上的主要差异是：在预冷方面：双循环混合冷剂预冷采用两级节流，集中在冷箱换热器中对原 料气和深冷冷剂进行预冷；C3MR 采用四级节流，在八个蒸发器中119、分别对原料气 和深冷冷剂进行预冷的流程。由于预冷冷剂的物理特性，决定预冷的最终温度可 能不同。双循环混合冷剂的最终温度可通过冷剂组成进行调整。在深冷方面：双循环混合与 C3MR 都采用两级节流。 国产自有技术和国外技术的液化比功耗对比见下表：表5.1-2 国产自有技术和国外技术的液化比功耗对比表项目XX技术国外技术工厂规模，万立/天260200进LNG储罐年产量，万吨（注1）66.9550预冷压缩机功率，kW107607000深冷压缩机功率，kW1628313600制冷压缩机总功率，kW2704320600液化比功耗，kW.d/tLNG14.113.7备注： 1本装置实际LNG年产量为63.6120、913万吨，此处为便于与国外技术进行比较，统一采用进LNG储 罐的年产量数值。 2液化比功耗为生产每吨LNG需要的制冷压缩机功耗，可用来衡量液化流程的能耗水平。其值 与原料气条件、流程设置、压缩机效率、公用工程条件等因素密切相关，比较时需采用相同基准。 目前国内外天然气液化厂，液化比功耗范围一般为1216 kW.d/tLNG。 3冷剂压缩机效率、冷剂压缩机段间及后冷却器出口温度对液化比功耗影响较大，冷剂压缩机 效率高、冷剂压缩机段间及后冷却器出口温度低时液化比功耗值低。 4表中国外技术液化比功耗数据根据采用国外技术(丙烷预冷混合冷剂技术)设计的200万方/天 LNG工厂冷剂压缩机功率与LNG产121、量计算得到，其冷剂压缩机段间及后冷却器出口温度为35 C，压缩机效率取值未知。 5为尽量与国外技术在同一基准上比较，XX技术（双循环混合冷剂技术）的压缩机功率数据 是按照山东XX国产化研发工程（260万方/天）原料条件，冷剂压缩机效率取80%，冷剂压缩机 段间及后冷却器出口温度为35C时的计算值；在实际设计中冷剂压缩机段间及后冷却器出口温 度为43C。表5.1-3 混合冷剂制冷工艺主要技术指标比较序号指标单位XX自有技术国外技术备注1规模104m3/d2602002年产量104t63.6913503液化比功耗，kW.d/t(LNG)14.113.74装置总投资万元7000075400(包括工艺122、装置、装车、罐区和火炬)序号指标单位XX自有技术国外技术备注5单位成本元/吨（LNG）365036756操作弹性50105%50105%7关键设备单台（线）能力m3(N)/d2602008已运行装置数13国内、外9在建装置数15国内、外5.1.6 装置冷却方式的选择本装置主要需要冷却的物流是：脱酸气再生塔顶冷凝冷却、脱水再生气的冷 凝冷却、冷剂压缩机排出口的冷凝冷却、空压站空压机排出口的冷却等。通常的冷却方式有水冷却式和空气冷却式方法。水冷与空冷比较，能使工艺 物流的换热终温达到更低，传热效率高、设备小易于在装置内安装布置等优点， 在石油化工上应用广泛。从经济性分析，对于本次原料天然气处理量为123、 260104 m3(N)/d 规模的中等 LNG 装置，不考虑工艺物流的换热终温的要求，达到相同 的冷却负荷，水冷的一次性投资较空冷的一次性投资要少 815%。鉴于上述的 技术、经济比较，考虑到建设场地现有的水井和就近可能利用的河流水源，本研 究报告优先推荐采用水冷的冷却方式，同时也提出尽快与地方政府就水源利用尽 快达成书面的用水批复文件，指导后续工作的开展。5.1.7 含有硫化氢的酸性气体处理方式的选择 原料气中的酸性气体，主要是硫化氢和二氧化碳，经 MDEA 法脱酸性气后，在脱酸气再生塔顶排除。正常工况排放量为 1.7038kg/h，最大工况为 2.04456kg/h。 从排放情况分析，124、正常工况该排气筒排放的硫化氢不超过排放标准限值，但与排 放标准限值很接近。在最大排放情况下，排放速率超过排放标准，超标约 20%。从初步环境影响预测结果看，该排气筒最大地面浓度不超过厂界浓度限值， 约占厂界浓度的 77%，但该排气筒对厂区外的浓度贡献超过环境质量标准，超标 约 3 倍以上，有可能对环境空气质量造成一定程度的影响，会降低该地区的环境 空气功能。鉴于环保的要求，需对该排放源进行处理。对于这种低浓度的硫化氢气体主 要采用吸附法进行处理。常用的吸附剂为活性炭，也有国外的进口吸附剂如 GB220 等，考虑到经济性和可行性，本报告推荐采用活性炭吸附的方法，满足 环保排放要求。5.1.8 工125、艺技术的推荐经过上述技术比选的结果，本报告对于各工序的技术推荐结果如下：(1) 酸性气体脱除采用 MDEA 工艺(2) 脱水工艺采用三塔分子筛脱水工艺(3) 脱汞、脱苯采用固定床吸附脱除工艺(4) 液化工艺采用中国XX工程公司开发的双循环混合冷剂制冷工艺(5) 装置的冷却方式推荐水冷方式5.2 工艺方案5.2.1 工艺概述(1) 装置规模和年操作时数装置 LNG 产量：63.6913 万吨/年，原料天然气处理量为 260104 m3(N)/d。 装车能力：共 14 个装车位，每车装车时间 1.5 小时（槽车有效容积 50m3 计），每天最大装车时间为 12 小时。每个装车位最大装车速率 80m126、3/h，最大装车流量 800m3/h。生产操作弹性：50%105%。年开工时数以 8400 小时计。装置设计寿命不小于 20 年。(2) 装置组成 工艺装置主要由以下单元组成：净化单元，包括：原料天然气计量、脱酸性气、脱水、脱汞、脱苯等。 液化单元，包括：预冷循环和深冷循环、LNG 板翅式换热器、洗涤塔等。 LNG 储运单元，包括：LNG 储罐、BOG 压缩、装车设备等。 冷剂储存单元，包括：混合冷剂储罐、丙烷储罐、乙烯储罐等。(3) 原料和辅助材料本项目所需主要原料是泰青威管线输送的天然气。辅助原料主要包括胺液、 消泡剂、分子筛干燥剂、脱汞剂、脱苯剂、活性炭，丙烷，乙烯等。表5.2-1 原料127、和辅助材料数量表序号名称单位数量执行质量标准来源备注1原料1.1天然气t/a687900管输标准管网108333.33 m3(N)/h（81895kg/h），即 260104 m3(N)/d2辅助材料2.1胺液t/a12进口初次装填量 40t2.2消泡剂t/a0.3进口初次装填量 0.05t2.3分子筛t/a17.461国产初次装填量 50.87 m3x2（69.844t） 4 年更换2.4脱汞剂t/a0.305进口初次装填量 3.4 m3（1.83t）6 年更换2.5脱苯剂t/a1.3国产初次装填量 3.9t 3 年更换2.6活性炭t/a24国产2.7乙烯t/a27聚合级 99.9 mol%128、国产初次装填量 13 t2.8丙烷t/a30工业优级国产初次装填量 22 t合计表5.2-2 原料性质（规格）表序号指标名称单位指标数值备注1天然气CO2mol%0.6077Nitrogenmol%0.77Methanemol%95.11Ethanemol%2.73Propanemol%0.48i-Butanemol%0.06n-Butanemol%0.09Neo-pentanemol%0.006i-Pentanemol%0.026n-Pentanemol%0.02122-Methyl butanemol%0.005Cyclopentanemol%0.0022-Methyl pentanemo129、l%0.005序号指标名称单位指标数值备注3-Methyl pentanemol%0.003n-Hexanemol%0.006Methyl cyclopentanemol%0.00042,2-Di-Methyl pentanemol%0.00172,4-Di-Methyl pentanemol%0.00032,2,3-Tri Methyl butanemol%0.0001Benzenemol%0.00533,3-Di-Methyl pentanemol%0.0002Cyclohexanemol%0.00262,3-Di-Methyl pentanemol%0.0008Dimethyl Cycl130、o Hexanemol%0.0002Cis1,3-Di-Methyl cyclo pentanemol%0.0002Cis1,2-Di-Methyl cyclo pentanemol%0.0007Trans1,2,-Di-Methyl cyclopentanemol%0.0002n-Heptanemol%0.0010Toluenemol%0.00182Methyl-3Ethyl pentanemol%0.0001Trans 1,3-Dimethyl CycloHexanemol%0.0001H2O0.0258汞总硫mg/ m3(N)36.86H2Smg/ m3(N)15.57Methyl me131、rcaptanmg/ m3(N)11.33Ethyl mercaptanmg/ m3(N)7.21Propyl mercaptanmg/ m3(N)1.65i-butyl mercaptanmg/ m3(N)0.43n-butyl mercaptanmg/ m3(N)0.65原料气进界区的压力为 4.826.36MPa，装置设计原料气的压力为 6.0MPa。 原料气中 CO2 的波动范围为 0.6%-2.7%。(4) 产品及副产品本装置主要产品为液化天然气（LNG），主要副产品为挥发气（BOG）、混 合烃（LPG）和燃料气（自用）。产品和副产品的规格见表 5.2-3 和表 5.2-4，数量见表132、 5.2-5。表5.2-3 LNG 产品性质（规格）表序号指标名称单位指标数值备注1液化天然气（LNG）氮气%mol0.37随原料变化甲烷%mol96.24随原料变化乙烷%mol2.86随原料变化丙烷%mol0.47随原料变化C4+%mol0.06随原料变化总硫ppm30H2Sppm3CO2ppm50H2Oppm1苯Ppm5Hgg/m30.01高热值MJ/ m3(N)31.4随原料变化表5.2-4 副产品性质（规格）表序号指标名称单位指标数值备注1挥发气 BOG典型组成氮气%mol9.045甲烷%mol90.950乙烷%mol0.005密度kg/ m312.75高热值MJ/ m3(N)36.2133、2混合烃典型组成甲烷%mol0.8乙烷%mol2.1丙烷%mol6.7丁烷%mol34.8C5+%mol55.6密度kg/ m3614.97高热值MJ/ m3(N)147.83燃料气装置自用氮气%mol7.14序号指标名称单位指标数值备注甲烷%mol83.58乙烷%mol2.34丙烷%mol2.10密度kg/ m33.45H2Sppm4高热值MJ/ m3(N)39.33表5.2-5 产品和副产品规格数量表序号名称规格数量（104t/a）执行质量标准备注1产品液化天然气（LNG）636913经槽车送出装置2副产品挥发气 BOG3.2763.528管输气标准管道输送出界区混合烃0.336企业标准经134、槽车送出装置燃料气0.357装置自用合计67.66035.2.2 工艺流程天然气液化装置主要工艺单元有：输气管线、净化、液化、LNG 储运、冷 剂储存、火炬系统。(1) 净化单元 装置的原料天然气来自泰青威输气管线的XX分输站内，通过埋地敷设到达本项目的工厂界区内。原料天然气经计量后进入净化单元，在净化单元脱除酸性气、水、汞等杂质， 净化后的原料气送入液化单元。净化单元的工艺指标是：脱除原料气中的杂质使其达到：总硫30ppm（vol， 以硫计）、二氧化碳50ppm（vol）、H2S3ppm（vol）、水1ppm（vol）、汞10ng/ m3(N)、苯5ppm（vol）。过滤分液后的原料天然气与135、胺吸收塔顶的物料在吸收塔进出料换热器中进 行换热，一方面冷却胺吸收塔顶的物料，利于后续的脱水分液，另一方面预热了原料气（特别在进料温度低的情况）便于胺吸收塔操作。预热后的天然气自胺吸收塔底向上通过吸收塔，与从吸收塔顶部进入的胺液 进行逆流接触，酸性气体被胺液充分吸收后的（富胺液）汇于塔釜，经减压后进 入胺闪蒸罐（操作压力 0.5MPaG，操作温度 69）闪蒸分出部分气相，闪蒸气去 燃料气系统作为燃料，闪蒸后的富胺液经过贫富胺液换热器后送至胺再生塔（操 作压力 0.08 MPaG，操作温度 98120）再生，贫富胺换热器加热了富胺液，冷 却了贫胺液，这样可降低贫胺液的冷却负荷，又可减少胺再生塔的136、再沸负荷。富胺液在胺再生塔通过加热析出酸性气，再生为贫胺液。胺再生塔的气相经 循环水冷凝冷却后进入酸气分离罐进行气液分离，分离出的气体为酸性气，经脱 硫罐中的活性炭吸收硫化氢后在安全处排入大气（二氧化碳），液体主要为水， 经回流泵返回再生塔。胺再生塔塔釜的贫胺液经贫富胺换热器降温后再经贫胺冷却器进一步冷却 到 44左右，然后分成两股物流，其中一股占总量的 20%经过过滤和吸附脱除 胺液中的杂质，其余部分经流量控制阀后再与过滤吸附后的胺液汇合一处，经胺 循环泵升压后循环回胺吸收塔，完成胺液系统的循环。胺再生塔塔底再沸器热源 采用低温位的导热油提供。为避免天然气中的水分在液化系统发生冻堵，采用分子137、筛脱除，满足液化的 要求。分子筛脱水采用三塔吸附流程，按周期切换，保证脱水过程连续。每台干燥 器的操作分为吸附，再生，冷吹三个阶段，每个阶段为 8 小时。在同一个 8 小时 周期内，A、B、C 三台干燥器分别经历吸附，再生和冷吹三个不同的阶段。含水分的天然气自上向下进入原料气干燥器 A（按照 A、B、C 的顺序描述）， 含有的水分在分子筛中被吸附。在此 8 小时内干燥器 B、C 分别经历了再生、冷 吹阶段。从干燥后原料气抽出一股作为冷再生气，先进入干燥器 C 进行冷吹。 冷吹后的再生气经与热再生气换热，之后进入再生气加热器，再生气加热器由高 温位的导热油提供，加热到 290后进入原料气干燥器 138、B 对其进行再生。从干燥 器 B 出来的热再生气先与冷再生气换热，再经水冷器进一步冷却，进入再生气 分离罐分水后去再生气压缩机升压，升压后的再生气循环返回脱酸气聚结分离器 入口，汇入干燥器进料。干燥器 A 结束 8 小时的吸附阶段后，进入再生阶段，同时干燥器 B、C 分别 进入冷吹和吸附阶段。干燥器每 24 小时经历一次完整的吸附，再生，冷吹过程。 再生气压缩机在整个周期内处于连续操作，保证了系统的稳定。从干燥后过滤器5-33出来的含水量低于 1ppm 的天然气进入原料气脱汞罐，采用载硫吸附剂脱除汞， 使汞含量降低至 0.01g/ m3(N) 以下；再经过原料气脱汞后过滤器，送入液化单 元。经139、过脱酸、脱水、脱汞后的天然气，分出少部分进脱苯罐进行脱苯，使苯含 量降至 5ppmv 以下，然后送入冷剂压缩机进口缓冲罐，用于配制或补充混合冷 剂中的甲烷。脱苯罐的再生共用干燥器的再生流程。(2) 液化单元 原料天然气液化天然气液化采用中国XX工程公司自主开发的双循环混合冷剂制冷工艺。经净化合格后的天然气进入 LNG 板翅式换热器，在 LNG 板翅式换热器中 向下流动，冷却至-43时，进入洗涤塔，脱除天然气中的苯、重烃，达到苯含 量5ppm，新戊烷5ppmv，重烃100ppm，脱除苯和重烃的轻组分返回 LNG 板 翅式换热器后，在 LNG 板翅式换热器的底部以-156.5的液体流出，经节流至 140、0.3MPaG，进入 LNG 储罐作为 LNG 产品。设置洗涤塔是为了脱除天然气中存在的苯、新戊烷及重烃，避免在后续的深 冷过程中，苯及新戊烷组分结冰变成固体堵塞低温液化换热器。洗涤塔塔顶的气 相经混合冷剂部分冷凝、冷却，冷凝的液体回流到洗涤塔顶部，未冷凝的气相去 深冷换热器液化。洗涤塔底再沸器采用 1 号混和冷剂液体加热，回收这部分冷量。 洗涤塔采用板式塔，操作弹性为 50%105%，装置的操作弹性一致。液相重烃由洗涤塔底部抽出，节流降压到 0.4MPaG 并加热至常温后分成气 液两相，气相去燃料气缓冲罐作燃料气，液相去重烃储罐，作为副产品通过槽车 外送。(3) 冷剂循环预冷混合冷剂在 3.141、8MPaG、38条件下，以液态形式进入 LNG 板翅式换热 器顶部，在 LNG 板翅式换热器中向下流动，温度降至-43后流出换热器，经节 流膨胀降温至-49返回，提供冷量后从 LNG 板翅式换热器顶部出来，进入预冷 压缩机压缩后，经冷却、冷凝、过冷后进入 LNG 板翅式换热器顶部，完成冷剂 循环。部分预冷混合冷剂从 LNG 板翅式换热器的适当位置抽出，节流降温后返 回 LNG 板翅式换热器提供冷量后直接进入预冷压缩机二段入口。深冷混合冷剂在 4.35MPaG、43条件下，以气态形式进入 LNG 板翅式换热器, 在 LNG 板翅式换热器中向下流动，在 LNG 板翅式换热器底部流出，节流 膨胀降温142、后(-161)返回 LNG 板翅式换热器，为天然气提供深冷所需的冷量后， 从换热器顶部出来进入预冷压缩机，经两段压缩后，再进入 LNG 板翅式换热器， 完成冷剂循环。两台冷剂压缩机均为离心式压缩机，采用变频电机驱动，转速调节范围为80%-105%。(4) LNG 储运与液化单元处理能力相配套，LNG 储存单元设有 1 座 LNG 储罐 10TK-3001， 储罐有效装填容积约为 30000 m3，另预留 1 座 30000 m3 储罐。来自液化单元的 LNG 在-161、0.01MPaG 下进入 LNG 储罐，LNG 储罐的 设计压力为-0.49kPaG20kPaG，储罐的压力通过 BOG 压143、缩机压缩回收储罐内 产生的蒸发气进行控制。LNG 储罐的 BOG（约-160）直接进入 BOG 压缩机，在 BOG 压缩机压缩 到 1.7MPaG 后经外输管线送至XX分输站。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 罐入出口前设调温器，根据进入压缩机的蒸发气温度，定量向蒸发气喷射低温 LNG，以控制 BOG 压缩机入口蒸发气温度。BOG 压缩机采用往复式压缩机，可通过逐级调节（0-25%-50%-75%-100%） 来实现流量控制，压缩机负荷（0-25%-50%-75%-100%）由 LNG 储罐的压力来 控制。设有三台 LNG 装车泵，单台液体输出流量为 144、320 m3/h。 14 套装车臂用于 LNG 装车外运（满足最多十辆槽车同时最大速率装车工况），单台臂最大装车速 率为 80m3/h 左右，每辆 LNG 槽车装车时间为 1.5 小时（按槽车有效容积 50m3 计）。根据 LNG 槽车同时装车的台数，由操作工确定同时运行的 LNG 装车泵的 台数。设有 LNG 装车总管的冷循环系统，当有部分装车或者没有装车时，打开 装车进料总管端部与循环总管跨接管线上流量控制阀，通过调节流量，保持在各 工况操作时的装车总管上的循环量恒定，以保证 LNG 装车总管处于低温状态。(5) 冷剂储存本项目所需的冷剂乙烯和丙烷均由外面购买，甲烷来自洗涤塔后的干气，氮 145、气由厂内的氮气系统提供。装置内设有乙烯储罐、丙烷储罐，以及混合冷剂储罐。混合冷剂储罐的主要作用在于停工时收集、储存混合冷剂冷剂。制冷工艺为闭式循环，当制冷系统首次填装冷剂后，系统中仅有压缩机机封 有微量泄漏后排放至火炬气系统燃烧处理，机封产生的泄漏需要进行冷剂定量补 充。(6) 原料气输气管道和 BOG 外输管道 本项目所设计的天然气输气管线(NG)是供山东XX 60 万吨/年 LNG 装备国产化项目液化天然气装置的原料气管线，原料气来自项目西南侧新建输气站；再 生气管线(BOG)是由液化天然气装置压缩机输送至XX燃气集团门站的埋地管 线。本天然气管线采用直埋式敷设，管道均采用高频电阻焊钢管（146、HFW），设 置牺牲阳极保护。管中心埋深 -2.0m。原料气管线(NG) 自气体分输站穿西侧围 墙后敷设于围墙与水渠之间，向北至 LNG 厂区南侧车行道（尚未修建）后右行， 沿车行道右侧敷设，过撬装区后由南侧围墙进入 LNG 厂区，接至工艺装置区计 量站，全长约 1200m；返回气管线（BOG）由厂区管廊下地后（具体接点待定） 沿原料气管线左侧并行敷设（与之管中心间距 1.5m），至XX燃气集团门站（接 点待定），全长约 1200m。管线走向布置见全厂地下管道研究图（五）、（六）。天然气管线设计为 12”的高频电阻焊接管。再生气管线设计为 10”的高频 电阻焊接管。天然气管道设计及施工验收规范147、：GB50183-2004原油和天然气工程设计防火规范 GB50251-2003输气管道工程设计规范 GB50028-2006城镇燃气设计规范GB20369-2006油气长输管道工程施工及验收规范ASME B36.10M焊接及无缝锻造钢管GB 504232007油气输送管道穿越工程设计规范SY/T0413-2002埋地钢制管道聚乙烯防腐层技术标准线路走向 天然气管线XX燃气集团输气站向西穿围墙后，沿水渠向北，至奥奇重工南侧道路后，向西沿道路右侧敷设约 450m，从火炬区南围墙进入厂区，至工 艺装置区计量站，全长约 1000m。蒸发气管线由工艺装置区南侧管廊下地后，与天然气管线平行敷设（管中心 148、间距 1.5m）至XX燃气集团门站，全长约 1000m。地形、地貌拟建场地范镇位于XX东麓，东与莱芜市接壤，南有牟汶河，北有瀛汶 河，境内地势东高西低、北高南低。厂区用地大致为长方形，地势平坦。地貌类 型为平原、丘陵，水浇地多，旱地少，土壤类型为壤土和亚粘土。范镇地处泰莱平原，河流及地下水呈中性，无污染，水质良好。土地平 坦，坡度小于 3。土壤条件较好，类型主要为褐土。土壤表层质地以中壤土为 主，大部分土层较厚，质地适中。气象资料 路线经过区属于华北暖温带半湿润大陆性气候区，春季干燥多风，夏季炎热多雨，秋季天高气爽，冬季严寒少雪。XX市年平均气温为 13，极端最 低气温为-20.7，极端最高气149、温为 42.1。年平均降雨量 770mm，多集中在七、 八、九三个月，蒸发量大于降水量，干燥指数在 2.0 以上。霜冻日期一般在十月 初至四月初旬。XX市主导风向为东北风。最大冰冻深度为 0.310 米。地震根据XX LNG 工厂项目工程场地地震安全型评价报告，确定拟建场 地地震烈度 7 度，地震基本加速度 0.10g，地震分组为第二组，特征周期 0.40s。交通及社会经济状况 天然气及蒸发气管线沿线只经过一条新修的小车路及奥奇重工的厂房，有一些经济和农作物生长，沿线无人居住。周围环境简单易于管理。由于管线输送的介质为处理过的天然气及 BOG 蒸发气，几乎不含水，介质 的腐蚀性很弱且输送距离较150、短，因此，管道内壁不考虑做内防腐，只做外防腐。防腐形式 根据业主建议和行业习惯做法，此埋地天然气管线及蒸发气管线采用加强级(S)挤压聚乙烯三层复合结构（简称 3LPE）作为管道外防腐层，三层结构的总厚度不小于 2.9 毫米。涂层结构为：底层熔结环氧+中间层胶粘剂+面层挤塑聚乙烯。 防腐施工应符合中国石油天然气行业标准埋地钢制管道聚乙烯防腐层技术标准SY/T0413-2002 的相关要求和规定。外防腐层补口 管线外防腐层的补口：采用无溶剂环氧树脂底漆加敷设交联聚乙烯热收缩套（带）,防腐层总厚度为 3.5 毫米。防腐前应按规范除锈，手工除锈其质量标准应达到 St3 级，喷砂或化学除锈 的质量标准应151、达到 Sa2.5 级。管沟开挖、管道下沟及回填施工作业带: 管线采用沟上组装焊接. 施工作业带宽约为 15m,有地面障碍 物段,可适当减小作业面宽度。管沟开挖: 管道采用全埋地敷设.一般地段管沟的开挖深度为 1.6-2.5m 左右, 穿越公路管段部分按预留位置和标高施工，原则上管线应逐级升高，不出现局部 低点。管沟一般采用机械开挖，部分特殊地段采用人工开挖。沟深 3m 以内时，旱 地沟底宽度为 1.20m；沟深大 3m5m 时，旱地沟底宽为 1.4m；沟深大于 5m 时， 沟底宽仍为 1.4m，但中间需加筑 0.5m 的平台。当在沟内进行弯头、弯管和对口 焊接时沟宽应为 2.4m。管沟开挖坡度152、采用 1:1。管道下沟: 管线的焊接、无损检测、补口完成后，应尽快下沟回填。下沟前， 应复查管沟深度，清除沟内塌方、石块、积水、冰雪等有损防腐层的异物；管线 下沟时, 沟内必须无水，若沟内有水,则须将水抽干，并及时下管回填覆土，以减 少管线暴露时间。管道下沟前，应使用电火花检漏仪检查管道防腐层，检漏电压不小于 15KV,合格后尽快下沟回填。管道下沟宜使用吊管机，严禁使用推土机或撬杠等非起重机具。吊具宜使用 尼龙吊带或橡胶辊轮吊篮，严禁使用钢丝绳。若管线穿越排水沟、干枯的河床、河流时，管线外防腐层顶距河流的稳定床 层顶的最小距离为 1.5m。且保持这个深度至河边缘外 5m。当管线穿越等级公路、高153、速公路时，管线外防腐层顶距路面的最小距离为 1.5m，且保持这个深度至路基边缘外 5m。为保护输气管道的输送安全，应采用 钢筋混凝土套管，进出应增设牺牲阳极保护。管沟回填管道下沟后应在 10d 内回填。回填前，如沟内积水无法完全排除，在完成 回填时应使管子不致浮离沟底。下沟管道的端部，应留出 30m 管段暂不回填。沟回填土宜高出原地面 0.3m 以上，回填土应分层夯实（300mm 一层），夯 实度 95%。管线试压管线试压: 应按油气长输管道工程施工及验收规范GB20369-2006 的规 定执行。试压介质: 该输气管线通过三级区域，采用无腐蚀性洁净水作为试压介质， 试压时环境温度不宜小于 5154、，否则应采取防冻措施。试验压力：本管线试压按三级地区考虑。强度试验压力为 1.25 倍设计压力（即 8.82 MPa），稳压时间为 4h，无泄漏为合格；严密性试验压力为设计压力（6.3 MPa），稳压时间为 24 小时，压降不大于 1% 试验压力值,且不大于 0.1 MPa。压力表的量程为试验压力的 1.5 倍，精度不应小于 1 级。表盘直径不应小于150mm，最小刻度不应大于每格 0.02MPa。压力表需经校验标定合格，并有铅封。管线的穿越段道路穿越设计管线穿越厂外南侧车行道路采用 18” (天然气管线用)和 14”(蒸发气管线 用)钢制套管加以保护。道路施工方需在施工时预留钢筋混凝土涵洞，155、以便施工 管道时不影响交通。套管内的污物应清扫干净；套管中的输送管道设置绝缘支撑，并不得损坏管 道防腐层；套管两端采用柔性材料进行端部密封。套管做法见施工详图。管线的标志 输气管线沿途设置里程桩、转角桩、交叉和警示牌永久标志，以便今后的巡线、生产管理和管道本身的安全。 里程桩应沿气流前进方向左侧从管道起点至终点，每公里连续设置。 当线路走向变化时，每个折点设置一个转角桩直至终点。管线穿越公路处两侧设置标志桩（牌）；与地下构筑物交叉的上方设一个标 志桩。对易于遭到车辆碰撞和人畜破坏的管段，应设置警示牌，并应采取保护措施。(7) 火炬系统 火炬系统用于收集和处理装置在紧急和操作条件下泄放的气体。由156、安全阀或控制阀泄放的介质经火炬总管收集到火炬分液罐，经分液罐至火炬燃烧。火炬系 统分为热、冷火炬，分别包括火炬总管/火炬管廊、火炬分液罐、火炬筒、火炬 头、点火系统及火炬 PLC（控制盘）等。火炬分液罐中收集的液体通过分液罐底部的火炬分液罐电加热器加热气化。 热火炬设置水封罐。为防止空气进入火炬系统，在火炬总管尾端连续通以低流量氮气，以维持火 炬系统微正压。排放至热火炬的物料主要是原料气过滤及计量单元、脱酸气单元、脱水脱汞 单元发生超压之后的泄放。热火炬正常无连续排放，仅在事故工况下会有火炬气排放。 对各种工况进行分析，原料气过滤及计量单元为热火炬最大事故排放工况，其排放量为 85000 kg157、/h。排放至冷火炬的物料主要是压缩机出口超压（包括冷剂压缩机、BOG 压缩 机）泄放，液化和冷剂储配单元的冷剂分离罐、冷剂储罐、冷剂储配单元的乙烯 储罐、丙烷储罐、LNG 储罐发生火灾之后的泄放以及 LNG 储罐顶部排放的蒸发 气。冷火炬正常无连续排放，仅在事故工况下会有火炬气排放。对各种工况进行 分析，冷火炬排放量为 316421kg/h。5.2.3 物料平衡本装置物料平衡见表 5.2-6，循环水冷却平衡见表 5.2-7。表5.2-6 物料平衡表序号装置名称进装置出装置物料名称单位数量物料名称单位数量1天然气t/h81.895LNGt/h75.823BOGt/h3.94.2混合烃t/h0.4158、燃料气t/h0.425酸性气t/h1.336合计81.89581.895表5.2-7 循环冷却水平衡表总量，t单元名称用量，t/h4883净化单元718液化单元4165合计48835.2.4 装置消耗定额表5.2-8 主要公用工程规格序号项目公用工程单位规格1新鲜水操作压力MPaG0.4操作温度常温2循环冷却水污垢系数m2.K/W0.000052供水压力MPaG0.4回水压力MPaG0.2供水温度33回水温度433脱盐水操作压力MPaG0.65操作温度常温氯离子ppm （wt）2电导率（25）s/cm0.24工厂空气操作压力MPaG0.6操作温度常温5仪表空气操作压力MPaG0.6操作温度常温159、含油量mg/m310序号项目公用工程单位规格含尘量mg/m31灰尘粒径m3常压露点-506低压蒸汽操作压力MPaG0.6操作温度1657燃料气操作压力MPaG0.03操作温度38低热值MJ/ m3(N)33.58氮气压力MPaG0.65温度环境纯度Vol%99.9含氧量vol0.1露点-609液氮压力MPaG1.6纯度Vol%99.9含氧量Vol%0.1二氧化碳ppm50含油量mg/m30.001含尘量mg/m31露点-70（压力）10电力10000V 电源供电回路双回路电压V100005%频率Hz504%380V/220V 电源电压V380/2205%相位3-phase频率Hz50表5.2-160、9 公用工程消耗工艺数据表序号名称生产装置接点条件单位小时消耗年耗消耗定额(每吨产品)温 度压力MPaG1循环水33/400.4t48854083240064.1292电10kVkWh284722.38E+08373.364380V373.621638403.398序号名称生产装置接点条件单位小时消耗年耗消耗定额(每吨产品)温 度压力MPaG3氮气AMB0.650.7m3(N)35029619004.6524仪表空气AMB0.6m3(N)795667800010.4885工厂空气AMB0.6m3(N)150800000.1266燃料气AMB0.6m3(N)22931120938717.6047161、脱盐水AMB1.0t1.4114660.018表5.2-10 公用工程物料综合能耗序 号名称吨产品消耗能量标准值 MJ标准能耗 MJ (每吨产品)单位数量单位数量1循环水t64.129t4.19268.702电kWh(10kV)373.364kWh10.894065.94kWh (380V)3.39810.8937.013氮气m3(N)4.652m3(N)6.2829.214仪表空气m3(N)10.488m3(N)1.5916.685工厂空气m3(N)0.126m3(N)1.170.156燃料气m3(N)17.604m3(N)32.86578.477脱盐水t0.018t96.31.73合计49162、97.89注 1：以上能耗折算值遵循 GB/T 50441-2007石油化工设计能耗计算标准；注 2：以 1kg 标准油的低发热量为 41.868MJ 计，则综合能耗折算每吨产品 标准油 0.123t；以 1kg 标准煤的低发热量为 29.308MJ 计，则折合标准煤 0.175t。5.3 工艺设备技术方案5.3.1 设备概况表5.3-1 主要工艺设备汇总表设备类型国内订货（台/套）国外订货（台/套）合计（台/套）备注离心压缩机22往复压缩机55泵15318塔器33设备类型国内订货（台/套）国外订货（台/套）合计（台/套）备注容器4444储罐11换热器2020其中板翅式换热器 2 台电加热器3163、3装车臂及气相返回臂1414火炬22合计1073110表5.3-2 机泵分类汇总表序 号类型国内订货国外订货合计备注台数重量（t）台数重量（t）台数重量（t）1往复压缩机515051502离心压缩机227522753螺杆式空压 机721721有油螺杆压缩机 2 台无油螺杆压缩机 3 台无热再生干燥器 2 台4LNG 潜液泵3153155离心泵457645766滑片泵10.410.47往复泵83838消防泵228228电机驱动 1 台柴油机驱动 1 台柴油储罐 1 台合计69553415.473568.4表5.3-3 非定型设备汇总表序号类型国内订货国外订货备 注台 数金属重量台 数金属质量（t164、）总重（t）合金钢总重(t)其中合金钢材料重量材料重量(t)1反应器2塔器3211不锈钢复合88不锈钢683换热器16728铝合金904容器483724不锈钢640铝合金335其它总计6746639195.3.2 关键设备方案比选5.3.2.1 转动设备的选择(1) 转动设备的选型的基本原则1) 设备应满足工艺参数，输送介质的物理、化学性能及现场条件。2）对于高压或超高压，排气量小及富氢工况一般选用往复式压缩机；对于 排气量较大且压比较小的工况，一般选用离心式压缩机。3）因为往复式压缩机易损件较多，如：气阀、活塞环、填料、十字头滑道 等，造成压缩机连续运行周期短，故对连续操作的往复式压缩机应设165、置备用机。 而离心式压缩机运行可靠，使用期限较长，故一般不设置备用机。4）介质为有毒有害及易燃易爆气体的离心式压缩机的轴端密封优先采用非 接触式的干气密封。5）转动设备驱动机地选择要考虑当地公用工程条件，尽可能减少能源多次 转换而造成能量损失，考虑到离心式压缩机组操作的灵活性，驱动机应满足正常 操作调速和开工的要求。6）往复式压缩机一般采用电动机驱动。7）对于特殊介质的离心泵（如低温、腐蚀等），由于工艺条件苛刻，对泵过 流部分材料的要求要特别注意。(2) 压缩机型式选择液化单元预冷冷剂压缩机、深冷冷剂压缩机和储运单元 BOG 压缩机及 LNG潜液泵为本项目主要的转动设备。 工艺流程中常用的压缩166、机类型有：往复压缩机、离心压缩机、螺杆压缩机。 1) 往复压缩机往复压缩机，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167、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。2) 离心压缩机 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。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168、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。3) 螺杆压缩机 螺杆压缩机，螺杆压缩机零部件少，操作维护方便，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5-34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169、中，低压范围，排气压力一般不能超过 3.0MPa。 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。预冷冷剂压缩机由于处理气量大，压力相对较高，且有中间加气要求，考虑 到国内制造厂现有的运行业绩和设计制造能力，采用二段单缸压缩，齿轮箱增速。 按 API617、API614、API613、API670、API671 等标准的要求和项目的工程规定 设计、制造、试验和检验；采用变频电机驱动，转速调节范围为 75%-100%，配 备回流调节阀，可实现 50%-105%流量调节。润滑油系统符合 API61170、4 的要求,主、 辅油泵均为螺杆泵。正常操作时，主油泵运行，当系统油压下降时辅助油泵能自 动启动以平衡系统中的压力。为保证压缩机事故时安全停车，压缩机组设有专用 高位油槽和事故油泵。轴封采用采用串联式干气密封。压缩机的控制采用较为先 进的 ITCC 集中控制方案，对压缩机、驱动机的整个服务寿命期间无间断地进行 监控，保证压缩机组平稳无故障运行。深冷由于处理气量大，分子量大，压比相对较高，考虑到国内制造厂现有的 运行业绩和设计制造能力，深冷冷剂压缩机采用两段两缸压缩，齿轮箱增速。按 API617、API614、API613、API670、API671 等标准的要求和项目的工程规定设 计、制造、试171、验和检验；采用变频电机驱动，转速调节范围为 75%-100%，配备 回流调节阀，可实现 50%-105%流量调节。润滑油系统符合 API614 的要求,主、 辅油泵均为螺杆泵。正常操作时，主油泵运行，当系统油压下降时辅助油泵能自 动启动以平衡系统中的压力。为保证压缩机事故时安全停车，压缩机组设有专用 高位油槽和事故油泵。轴封采用采用串联式干气密封。压缩机的控制采用较为先 进的 ITCC 集中控制方案，对压缩机、驱动机的整个服务寿命期间无间断地进行 监控，保证压缩机组平稳无故障运行。BOG 压缩机流量小，温度低（约-150），往复压缩机较为合适，目前，世 界上用于 LNG 装置 BOG 压缩机主172、要有卧式对称平衡型和立式迷宫型。迷宫活 塞式压缩机采用非接触式密封结构（活塞与气缸间、填料与活塞杆间），无活塞 环、填料环等易损件；压缩气体无任何污染；活塞运动过程是一个无磨损的过程， 故能保证长期可靠运行。经过特别设计的传动机构带动活塞作垂直运动，由于活 塞上无导向结构，为保证活塞在气缸中精确运动与密封，在气缸与十字头之间设 计了独特的导向轴承（一般活塞式压缩机无此结构），通过十字头和导向轴承来 保证活塞杆往复运动的精确性，并实现密封。所以，较之卧式对称平衡型往复压5-36缩机，立式迷宫及更可靠、经济、安全。可靠性：迷宫活塞压缩机采用了非接触 式迷宫密封，不仅排气无油，而且压缩机气缸内不产生173、任何粉尘磨屑，同时对压 缩介质中混入的杂质颗粒不敏感，在易燃易爆烃类气体，在超低温工况时使用更 具有极高的安全可靠性；经济性：迷宫活塞压缩机没有连续摩擦而引起活塞环和 填料密封环磨损现象，维修费用低，开工率高，仅有极少的几个部件要求特别维 护，且为立式结构占地面积小；迷宫活塞既可逾越非金属材料活塞环允许的最高 工作温度安全运行，亦可高于气缸有油润滑压缩机的压缩机油闪点正常工作，还 可低于普通金属材料为防冷脆而限定的最低工作温度下正常工作，这无疑提高了 经济效益；安全性：迷宫活塞压缩机通过气流的所有部件用金属制成，设计尽可 能简单，在压缩范围内无机械摩擦产生，在压缩易燃易爆有毒气体时还可采用闭 174、式结构，提高了压缩机的安全性。另外，卧式对称平衡型的低温压缩机国内制造 尚无成功业绩，所以，BOG 压缩机选择为立式往复迷宫压缩机。BOG 压缩机按 API 618、API 614、API 670、API 671 等标准的要求和项目 的工程规定设计、制造、试验和检验；立式结构，非接触式迷宫密封可实现长周 期运行。同时用 LNG 储罐的压力来调节 BOG 压缩机负荷，流量控制要求 0-25%-50%-75%-100% 分级调节，压缩机采用电机驱动。润滑油系统符合 API614 的要求,主、辅油泵均为螺杆泵，配置水系统，实现压缩机隔冷和冷却，并由机 组自带的 PLC 对整个机组进行控制，考虑到 B175、OG 量的变化和长期运行，压缩机 配置两台，一用一备。(3) 压缩机驱动机型式选择 离心压缩机通常的驱动方式有蒸汽透平、燃气透平和电机。按XX当地价格,以电 0.75 元/度, 水 3 元/吨, 气 3.67 元/Nm3w 为基准。各种驱动方式的运行和投 资费用估算如下：山东XX 60 万吨/年 LNG 装备国产化项目可研表5.3-4 压缩机各种驱动方式的运行和投资费用估算表序号项目电机蒸汽透平燃气透平备注电机+液力变速器+软启动电机+变频器2x150t/h 燃气锅炉+2 台蒸汽驱动透平2 台燃气透平+2 台余热锅炉1主要设 电机：电机：蒸汽透平 ：燃气透平机组：备及规 -MR1 高压电机 1176、5000KW-MR1 高压电机 15000KWMR1: 高压蒸汽（9.8MPaG）MR1：ISO 功率 18000kW 的燃格-MR2 高压电机 20000KW-MR2 高压电机 20000KW驱动，抽 凝式,额定功率 气透平 1 台液力耦合器：变频器：15000kW，抽出 25t/h(6bar)用于MR2：ISO 功率为 23000kW 的-MR1 15000KW-MR1：15000kW工艺需要燃气透平 1 台-MR2 20000KW-MR2：20000kWMR2: 高压蒸汽（9.8MPaG）旁路烟囱及三通烟道阀：2 套软启动器高压变压器驱动,纯凝式，额定功率 20000kW余热锅炉：2 台177、，-MR1 电机软启动器-35/10kV 变压器两台锅炉岛：余热锅炉初步选用 1 台产蒸汽，1-MR2 电机软启动器变压器和开关柜等包括：高压燃气锅炉：2150t/h台补燃同时副产低压蒸汽和热导高压变压器-MR1 电动机鼓风机：2 台热油，低压蒸汽副产量为 25t/h，-35/10kV 变压器两台整流变压器 30MVA引风机：2 台以及 15000KW 的导热油。余热锅开关柜等-10kV 开关柜 1 台烟囱：1 座炉厂是否能够同时副产低压蒸汽如果采用单独的母线段 -如果采用单独的母线段给水除氧系统：和热导热油尚需进一步确认供电需要进线（和出线开供电需要进线和出线开关除氧器：1150t/h余热锅178、炉烟囱：2台 关柜）各 1 台，柜各 1 台，1 台电压互感锅炉给水泵：2160t/h除氧器：130t/h1 台电压互感器柜器柜和 1 台电容器出线低压加热器：2 台锅炉给水泵：230t/h1 台电容器出线柜柜；疏水泵：215t/h加药系统：3套 电容器组 1 套。电容器组 1 套。加药系统：3 套如果采用同步机则不需要除盐水站除盐水站电容器出线 柜和电容器 设计规模：50m3/h设计规模：50m3/h5-40序号项目电机蒸汽透平燃气透平备注燃气锅炉系统：组。循环水场：2 台 30t/h燃气锅炉系统：设计规模：8000m3/h循环冷却水系统2 台 30t/h（电机冷却）：循环冷却水系统：140179、 m3/h1 套（电机、变频器冷却）：200 m3/h1 套2设备国 电机采用国产；电机采用国产；所有设备均可以国产燃气轮机：MR1、MR2 驱动燃机需产化的 液力耦合器进口；高压变压器国产；采用进口燃机.可行性高压变压器国产；整流变压器国产；余热锅炉：国产，是否能够同时软启动器采用进口或合 变频器采用进口或合资品副产导热油和蒸汽尚需进一步确资品牌；牌；认3.一 次 投总投资估算：总投资估算：总投资估算：总投资估算：电气的投资 资估算2500+3150+800+2002500+3700+360+550+100+7200+1160+500+3600约 1.96 亿和其主接线 +2000+360+180、1002000+100=12460 万元燃气透平机组：方案有关系；9110 万元9310 万元蒸汽透平（带凝汽器） ：MR1：990 万美元还应考虑电 -电机：-电机：MR1: 2400MR2：1260 万美元耗和上游变 900+1600=2500 万元900+1600=2500 万元MR2: 1200余热锅炉岛系统：3000 万元压器的投资，-软启动器：350+450=800-变频器：锅炉岛总投资：6000 万其他投资：1500 万且应考虑由 万元1300+2400=3700 万元其中：2 台燃气锅炉：2400 万于变压器容 -液力耦合器：-高压变压器：其他：3600 万除盐水站量的增大而 181、110+240U=3150 万元2*180=360 万元除氧给水系统总投资：1200 万设计规模：50m3/h当地电力部 -高压变压器：2*180=360- 燃气锅炉系统：其中：除氧器：40 万投资费用：500 万元。其中：门所需要收 万元2000 万锅炉给水泵：200 万设备费用：280 万元；取的费用等。- 燃气锅炉系统：-冷却水系统：低压加热器：60 万土建费用： 80 万元；序号项目电机蒸汽透平燃气透平备注2000 万100 万元疏水泵：20 万电气费用：50 万元；-冷却水系统：-变压器和开关柜等：加药系统：30 万仪表费用：90 万元。100 万元550 万元其他投资：850 万-182、开关柜等：100 万元-其它费用：100 万元循环水场：-其它费用：100 万元设计规模：8000m3/h未考虑导热油系统的其他投资，投资费用：1160 万元。其中：包括循环泵、膨胀罐、储存罐、设备费用：780 万元；导热油、管道、仪表、电气土建土建费用：186 万元；等。电气费用（包括变配电）：110 万元；仪表费用：90 万元。除盐水站设计规模：50m3/h投资费用：500 万元。其中：设备费用：280 万元；土建费用： 80 万元；电气费用：50 万元；仪表费用：90 万元。4.操 作 消电电锅炉岛：天然气：12000Nm3/h耗(15000+20000)/0.97(15000+2000183、0)/0.97天然气：13000 Nm3/h电：500kW+55=36137kw+55=36137kw电：2300kW工业水：10m3/h水：4.5m3/h水：6m3/h工业水：10m3/h汽汽循环水场：气：1900Nm3/h气：1900Nm3/h电：1840Kw；序号项目电机蒸汽透平燃气透平备注水：168m3/h；药剂：160 元/h。 除盐水站： 电：80Kw； 水：70m3/h； 药剂：50 元/h。5操作费 用(每小 时)36137*1*0.75+1900*3.67+ 4.5*3=3.4 万元36137*1*0.75+1900*3.67+6*3 =3.4 万元13000*3.67+(2184、300+1840+80)*0.75*1+(10+168+70)*3=5.12 万元12000*3.67+500*0.75*1+10*3=4.44 万元6可靠性可靠性一般可靠性高技术成熟，可靠性比较高燃机驱动压缩机，在化肥行业已经有很多业绩，技术成熟可靠山东XX 60 万吨/年 LNG 装备国产化项目可研几种驱动方式中,，大功率燃气透平由于设计与制造非常复杂（耐高温又具 有高强度的材料、大型压气机和涡轮的热动性能、高温叶片的制造和燃烧室壁面 的冷却技术等）以及工业拖动应用少等因素，使得我国在大功率工业拖动燃气透 平方面的成熟度不足，目前国内燃气透平主要用于发电领域，上汽、哈汽 、东 汽与南汽分别185、从 SIEMENZ、MITSUBISHI、GE 等引进发电燃气透平，单机最大 功率可达 20 万千瓦，由于工况特性有别，基本不可用于压缩机拖动，用于工业 拖动的主要是小功率燃气透平、有中航成都发动机公司的 FT8( 输出功率 ISO25000kw) 和中船 703 所 GT25000 舰用燃机(输出功率 ISO25000kw) , 与本项 目要求有一些差距，而且这些燃气透平和压缩机的没有配套，经验相对不足，无 法用于本项目。蒸汽透平国内技术较为成熟，但需要附加较大的锅炉和给水系统，一次投资 较大，运行费用较高，生产管理复杂。同等功率的电机在国内已有成功应用，结合XX当地现有的公用工程条件和 价186、格，综合比较后，从一次投资和运行费用方面比较，采用电机方案有较大优势， 故本项目冷剂压缩机采用电机驱动方案。考虑到工况变化，冷剂压缩机采用变转速调节，电机驱动的变转速压缩机有 变频器和液力藕合器两种方案可选，比较如下：1）调速范围：变频器调速范围宽（10:1）,液力耦合器约 4:1。2）调速精度：调速精度达到 0.1Hz，而且稳定性高，,液力耦合器精度低。3）效率：高压频器效率高，无转差损失，其效率达 0.95 以上，并且不随调 速范围而变化，液力耦合器效率低，其效率与调速比成正比，负载转速越低，效 率越低。4）额定转差率：高压变频器没有转差率问题，液力耦合器的转差率大于等 于 3%，5）启动187、性能：高压变频器具有真正意义上的软启动功能，液力耦合器需要 加上软启动器，这样存在晶闸管可靠性问题。6）可靠性：高压变频器可靠性高，故障率低，液力耦合器可靠性差，特别 是漏油和打坏齿轮。7）维修工作量：液力耦合器的维修工作量远大于变频器，8）高压变频器一旦发生故障，则可立即切出，并切换到工频电源上，不影5-60响压缩机运转，液力耦合器需要全面停机。9）功率因数：高压变频器由于采用二极管整流，可以保证电网测的功率因 数在 0.95 以上，液力耦合器调速使电网测功率因数降低，因为电机的余量较大， 输入电流中无功分量就越大，导致其在低功率因数下运行。10）国产化：国产液力耦合器的最大功率为 2000188、KW，用于本项目同等功率 的液力耦合器国产化短期内没有可能，而国内变频器的主要厂家为鞍山荣信和上 广电，两家厂 7500KW 的变频器已连续运行 1 年，20000kW/ 4800RPM 变频器已 完成出厂评定，即将投入到西气东输项目11）价格：进口变频器价格低于进口液力耦合器考虑到上述因素，电机采用变频器调节转速。电机按照 API541 等标准的要 求和项目的工程规定设计、制造、试验和检验，配有测温和测振系统对电机正常 运行进行检测，并通有冷却水及时导去电机运行中产生的热量，电机功率的选取 按照 API617 的要求，并考虑分子量变化（+/-10%）和变转速要求。BOG 压缩机的功率在 10189、00kW 左右,选用 YB2 的高压防爆电机即可。(4) 压缩机的国产化分析国内能够有能力制造冷剂压缩机的主要有沈鼓集团公司，该公司于 1976 年 从意大利新比隆公司全套引进了 MCL 大型离心压缩机设计制造技术，同时购进 了世界各国先进的制造、检验设备；1982 年开始企业又先后从日本-日立制作所、 川崎重工、三井造船、德国-德马格公司、KKK 公司、丹麦-诺文科公司、美国-费城齿轮公司引进了 DH 型压缩机、斜流风机、GM 型鼓风机、轴流压缩机、 组装式离心压缩机及高速齿轮等先进设计与制造技术。目前在气体动力学的研究 和高效基本级的开发, 压缩机转子动力学、强度与振动的研究开发,离心压缩190、机热 力模型的开发，优化选型软件开发和控制系统的设计制造技术已达到国际当代先 进水平；同时，数十年来，沈鼓一直致力于 CAE 技术的研究与应用，采用先进 的三元流动技术，使整机效率达到国际先进水平。该厂新建试验车间面积为 14232 平方米，跨度分别为 36 米、30 米。其中，压缩机试验区最大功率为 3 万kW，20 个试验台，二套独立的 40 平方米供油系统。一套 20 立方米/NT 和 30 万立方米/N 开式排气性能测试系统。在压缩机低温烃类气体方面，该公司研制 的 100 万吨/年乙烯装置中的裂解气压缩机，丙烯制冷压缩机等都成功投入应用（天津、镇海），并且实现了 45 吨/年乙烯装置191、（华锦）“三机”的国产化，在低 温烃类气体的压缩方面积累了丰富的经验，同时，该公司近些年在小型 LNG 装置中也积累了一些经验，为本项目的实施打下了坚实的基础，从设计、制造、检 验、试验能力方面，完全具备条件，只要在各个环节加强评审、监督、管理，实 现国产化是完全可能的。目前，国内有能力生产冷剂压缩机用电机的厂家主要有上电、哈电及南阳， 上电 20000kW/ 4800RPM 变频无刷防爆同步电动机也已完成出厂评定，并在工厂 完成试验全速全负荷试验，即将投入到西气东输项目，该厂 20000kW/ 1500RPM 的异步电机在国内有较多业绩；哈电和与西门子合作，制造了 42000kW， 3000192、r/min 的风机用同步电动机，拥有该电机的定子设计图纸和西门子提供的转 子和励磁机的主要图纸和设计参数，转化了西门子设计的 36000kW，3000r/min 的风机用同步电动机的图纸和技术文件，20000kw 同步电动机正在制造中，即将 投入到西气东输项目；此外，南阳防爆电机厂 18000kW 的异步电动机也已连续 运行 3 年，该厂具备进一步开发大功率电机的技术储备。所以，和冷剂压缩机配 套的电机实现国产是有较大把握的。本项目 BOG 压缩机配置为一开一备。世界上用于 LNG 装置低温 BOG 往复 式压缩机主要有卧式对称平衡型和立式迷宫型，卧式对称平衡型的低温压缩机国 内制造尚无成功业193、绩，低温型立式迷宫（-103乙烯）已由沈阳远大在中石化立 项进行研制（2008 年），并于 2009 年 5 月实现了低温液氮气化出厂试验（-160），目前该乙烯低温压缩机已在福建炼化运行近两年，效果较好，此外，该厂 还全部消化吸收了国外知名厂家的全系列立式迷宫压缩机，技术储备较为充分。 同时和中科院沈阳金属所等单位展开了低温材料研究，目前，取得较大进展，通 过试验确认后，各项机械性能均达到了相关标准要求。适合本项目的同样机型（常 温）已在其他装置上成功运行，所以，BOG 压缩机实现国产是有较大把握的。(5) LNG 装车泵LNG 装车泵采用罐内安装的潜液式离心泵，其特点是运行稳定、可靠性高、194、 效率高、无需密封系统、故障率低；操作液位要求低、使得储罐的有效容积增加， 增加了装置的整体操作弹性。泵按 EN 14731、GB/T 22724-2008 等标准的要求和 项目的工程规定设计、制造、试验和检验。LNG 潜液泵运行温度极低(-160 OC)，有效汽蚀裕量很小，由于泵与电机整 体安装在密封的金属容器内,不需要使用轴封，所以不存在动密封的泄露问题、 断绝与氧化剂的接触,避免了产生爆炸性环境或爆炸性气体环境; 电机潜入在 LNG 中, 工作环境温度在-160 OC 左右，可避免达到引燃温度、电路产生电火花、 静电释放等，消除引燃条件。该泵的主要技术关键体现在三个方面：即低温电机、低温195、泵体与易燃易爆介质的安全性。LNG 潜液泵的设计温度为-196OC,目前国内的工业用电机最低温度在-40 OC, 深冷环境中的定子,转子的磁性能和电缆的绝缘是十分关键的问题. 低温下，电阻 和磁力性能的变化，电机的电力特性也会发生改变，使转矩有较大的降低。同时 为了保证动力电缆的密封,防止 LNG 沿着电缆泄漏到接线盒, 动力电缆要采取特 殊的密封装置或 2 道氮气密封保护系统(带有密封失效报警)。此外，LNG 潜液泵启动前需灌注低温液体至一定的液位高度，泵整体浸入 低温 LNG(-162OC)中，热应力作用可能会导致泵抱死、裂纹等现象而损坏泵，为 防止热应力的损坏作用，结构和材料要特殊设计；196、同时，为了防止饱和的 LNG 低温液体的“闪蒸”和“汽蚀”，需要特殊设计的螺旋诱导轮来减小 LNG 在吸入 口处的阻力。由于油或脂在此运行温度下固化,不能使用油或脂润滑,只能使用 LNG 润滑, 泵运行中产生的轴向力和径向力影响 LNG 润滑液膜的状态，极易造成严重的磨 损，所以，轴承需要特殊考虑；同时，由于 LNG 易于气化和易燃的特性、及 LNG 泵在 LNG 储罐中的工作位置、LNG 泵由电力驱动等原因，LNG 潜液泵不仅要 能承受低温，对泵的气密性和电气安全性要求更高，电机的动力电缆对外连接采 用特殊密封装置确保密封性能。另外，根据标准要求，制造商需要有低温试验装 置进行 LNG 输送197、测试和安全性测试。国外 LNG 潜液泵技术起步较早，已有产品投入实际工程应用。目前主要发 展高压、大型、高效的低温潜液泵：国内相关技术基本空白，现已建成的 LNG 终端和加注站中全部采用进口泵。考虑到上述因素， LNG 装车泵从国外采购。(6) 丙烷卸车泵由于卸车可能出现气体的情况。 而滑片泵的叶片可以滑动，可以自动调节， 叶片磨损以后，效率保持变（这个比齿轮泵优越）;效率高；适合输送油品，气 液混合物，树脂等。而国内的滑片泵的可靠性跟进口产品比，差距较大，所以丙 烷卸车泵从国外采购。(7) 动设备的主要参数1) MR1 冷剂压缩机主要参数卖方应保证压力偏差符合 API 617 的要求, 轴功198、率的偏差不大于 4%, 工作点 的流量无负偏差, 多变效率不低于 80%。表5.3-5 MR1 冷剂压缩机主要参数正常（设计）额定（105%）输送介质MR1 冷剂MR1 冷剂一段入口流量Nm3/h9410098805二段补气流量Nm3/h98200103110进气压力（入口/补气）MPaA0.434/1.5760.434/1.576进气温度（入口/补气）-5/37.6-5/37.6出口压力MPaA4.1014.1012) MR2 冷剂压缩机主要工艺参数卖方应保证压力偏差符合 API 617 的要求, 轴功率的偏差不大于 4%, 工作点 的流量无负偏差，多变效率不低于 80%。表5.3-6 MR199、2 冷剂压缩机主要工艺参数正常（设计）额定（105%）输送介质MR2 冷剂MR2 冷剂入口流量Nm3/h157000164850进气压力MPaA0.2960.296进气温度-45.8-45.8出口压力MPaA4.514.513) BOG 压缩机主要工艺参数卖方应保证压力无负偏差, 轴功率的偏差不大于 3%, 工作点的流量无负 偏差. 绝热效率不低于 85%表5.3-7 BOG 压缩机主要工艺参数输送介质BOG入口流量Am3/h3165进气压力MPaA0.11进气温度-150出口压力MPaA1.8轴功率kW660(低温氮气工况为 728)5.3.2.2 主低温换热器的选择天然气液化装置主低温换热200、器常用绕管式换热器和板翅式换热器。螺旋缠绕 式换热器热效率高，管束和壳体最高承受压力为 20MPa；板翅式换热器紧凑、 质量轻、传热效率高，国内小型装置的液化工厂冷箱都用板翅式换热器，大中型 装置的液化工厂冷箱都是用绕管式换热器。(1) 螺旋缠绕式换热器的特点 螺旋缠绕式换热器是在芯筒与壳体之间的空间内将换热管以螺旋线形状交替缠绕而成，相邻两层螺旋状换热管的旋转方向相反，以提高换热系数，并且采 用一定间距、一定形状的定距件使之保持一定的间距。若所有传热管均通过同一 种介质，则为单通道螺旋绕管式换热器；若管内分别通过几种不同介质，而每种 介质所通过的传热管均汇集在各自的管板上，便构成了多通道绕管201、式换热器。传 热管的材料可根据压力、温度及介质的性质选定，通常采用管径为 825mm 的 钢管、不锈钢管、铜管或铝管。(2) 板翅式换热器的特点 板翅式换热器是一种新型的紧凑式换热器，其结构紧凑、质量轻、传热效率高。板翅式换热器最先用于空分制氧。近几年来，在产品结构、翅片规格、生产 工艺和设计、科研等方面都有了较大发展，应用范围也日趋广泛。目前，中国已 经能够生产多种规格的板翅式换热器，不仅可满足对流、错流、错逆流和多股流 换热，而且可实现气液、气气、液液之间的冷却、冷凝、和蒸发换热等过 程，广泛用于空分、石油化工、航空、车辆和船舶等方面。综合对比，板翅式换热器的优点：1）单位体积换热面积大；202、2）容易组合成为更复杂的换热流程；3）供货商较多，国产化业绩多；4）压降小；5）安装方便。 缺点：1）抗温度变化冲击能力弱；2）温度巨变造成钎焊破裂；3）大型装置需多台并联操作；4）低负荷时换热效率低；5）耐压不如绕管；6）难维修。(3) 液化换热器的选择 综合以上对比，为实现本项目设备的国产化，在满足工艺要求的基础上采用国产化板翅式换热器，为天然气液化技术和设备国产化积累经验。5.3.2.3 LNG 储罐常压 LNG 储罐的结构型式包括单容罐、全容罐及膜式罐等。储罐的选型除 要考虑技术先进、安全可靠、结构完整性外，还要考虑投资、建设周期等因素， 综合以上因素，本项目 LNG 储罐采用单容储罐203、型式。由于 LNG 采用公路运输， 按照石油化工储运系统罐区设计规范，取 5-7 天储存量确定 LNG 储罐容积为 30000 m3。考虑到今后调峰以及 LNG 外送量的变化，预留 1 座 30000m3 储罐。常压 LNG 单容储罐，是地上式圆筒型拱顶双层金属结构（即双壁、双顶、 双底）储罐。内罐结构为平底、平吊顶，用于储存低温介质；外罐为平底、拱顶， 用做盛装介质蒸发气和保冷材料以保护内罐。内、外罐壁间的环隙填充膨胀珍珠 岩保冷材料，内罐顶覆盖一定厚度的轻质玻璃棉保冷材料，内罐底和外罐底之间 泡沫玻璃保冷材料。内罐壁设置加强圈以抵抗环隙保冷材料引起的外压。单容储 罐的结构稳定、性能牢靠，已204、经得到很好应用。LNG 单容储罐的主要材料包括 16MnDR、S30408、5083 等，所有用钢均实 现国产化，供货周期短，加工制造质量稳定，经济合理。5.3.3 大型超限设备概况 所有设备的运输考虑公路或铁路。表5.3-8 大型超限设备表序号设备名称规格 mm超限内容解决措施备注1LNG 储罐4350026650尺寸、重量现场制造2消防水罐2500016500尺寸、重量现场制造3胺储罐50005800尺寸、重量现场制造4LNG 板翅式换热器2280039004900单重重量（130t）陆路特运5.4 工艺装置“三废”排放5.4.1 废气表5.4-1 废气排放表序号名称排放点排放量 m3(N205、)/h有害物/浓度（wt%）排放方式排放去向备注CO2 96.14mol%1酸气脱硫后 排放酸气脱硫罐1.63104(正常)8.13104(最大)H2O 3.64mol% CH4 0.002mol%连续大气痕量 H2S2长明灯烟气冷火炬/热火炬72烟气：CO2、H2O、 NOx 等连续大气3热火炬热火炬1.21106烟气：CO2、H2O、 NOx 等间断大气4冷火炬冷火炬4.9106烟气：CO2、H2O、 NOx 等间断大气5预冷压缩机压缩厂房房顶15N2连续大气6预冷压缩机压缩厂房房顶注 1微量轻烃间断大气7深冷压缩机压缩厂房房顶15N2连续大气8深冷压缩机压缩厂房房顶注 1微量轻烃间断大气206、间断9LNG 储罐LNG 罐顶130000天然气/紧大气急注 1：废气排放量为事故工况下最大量。5.4.2 废水表5.4-2 废水排放表序号名称排放点排放量有害物/浓度（wt%）排放方式排放去向备注1原料气重力分离罐原料气重力分离罐100 kg/hH2O+重烃连续排污分离罐2凝液收集罐凝液收集罐100 kg/hH2O+重烃连续排污分离罐序号名称排放点排放量有害物/浓度（wt%）排放方式排放去向备注3燃料气缓冲罐燃料气缓冲罐100 kg/hH2O+微量烃连续排污分离罐4甜气聚结分离器甜气聚结分离器200 kg/hH2O+微量烃连续排污分离罐5再生气分离器再生气分离器1000 kg/hH2O+微量207、烃间断排污分离罐6热火炬分液罐热火炬分液罐H2O+重烃间断污水处理厂7热火炬热火炬5m3/hH2O+微量烃连续污水处理厂8检修清洗排放火炬区8m3/hH2O+痕量重烃间断污水处理厂9压缩机房地面冲洗 含油废水压缩机房5m3/h石油类： 50-200mg/L间断界区外10初期污染雨水石油类：50-200mg/L间断界区外5.4.3 废渣（液）表5.4-3 废渣（液）排放表序号名称排放点排放量（m3）有害物成分/组成（wt%）排放频次排放去向备注14A 分子筛原料气干燥器71.34每 3 年厂家回收2脱硫剂酸气脱硫罐19每季度厂家回收3脱汞剂原料气脱汞罐3.4含硫化汞每 6 年厂家回收5.5 工艺208、及设备风险分析5.5.1 风险因素的识别 本项目作为国家能源局液化天然气（LNG）研究（实验）中心的依托项目，旨在实现工艺技术国有化、关键设备国产化、工程管理国际化，并为与天然气液 化装置相关的国有技术和国产化装备全面走向国际工程建设领域奠定坚实的基 础。为此本项目采用了中国XX工程公司自主研发的天然气净化、天然气液化、 液化天然气储运等工艺专利和专有技术，关键设备冷剂压缩机及其驱动机、板翅 式换热器冷箱、BOG 压缩机、工艺控制及联锁系统、低温阀门等由国内知名厂 家沈阳鼓风机厂、上海电机厂、四川空分集团公司、沈阳远大压缩机厂、浙大中控、江苏纽威阀门厂等与XX公司合作研发和制造。5.5.2 工209、艺及设备风险分析 本项目主要工艺装置包括：天然气净化、天然气液化、LNG 储运、冷剂储存、火炬。天然气净化单元主要包括：脱酸、干燥、脱汞、脱苯。脱酸采用醇胺吸收法， 从制造商处直接购买并由其提供性能保证，醇胺法（MDEA）脱酸脱碳技术在天 然气、炼油、合成氨等行业已经有多年的商业应用，运行中保持胺液封闭循环的 稳定，最大程度减少胺液损耗，定期补充新鲜胺液，技术风险较低。脱汞、脱苯 单元采用物理吸附法，直接从制造商处购买吸附剂并由其提供性能保证，主要控 制操作稳定性，减少吸附剂损耗，防止粉末污染下游单元，技术风险较低。其中 干燥单元涉及分子筛再生，由于目前采用等压还原，减少了降压/充压过程中操 210、作不当带来的压力突变，从而降低了分子筛床层涌动磨损的可能性。在再生升温， 冷吹过程中，按照吸附剂供货商要求的升温曲线控制再生气温度即可满足工艺技 术要求，技术风险较低。天然气液化采用的是中国XX工程公司自主研发的双循环混合冷剂制冷工 艺，混合冷剂技术属于国家领先技术，XX公司的技术已经应用在安塞天然气液 化项目中，安塞项目将于 2011 年 11 月底建成。双循环混和冷剂制冷技术由一个 预冷制冷循环和一个深冷制冷循环组成，规模适应性好，主要适于中型及大型的 天然气液化装置；冷剂组分可以调整，能较好的适应原料气组成及环境温度的变 化。技术风险较低。LNG 板翅式换热器制造一次成型、制造周期短、制211、造工艺成 熟、质量可靠、现场安装工作量小、运行免维修、稳定可靠，因此技术风险较小， 同时已经在安塞天然气液化项目上实现了国产化应用。预冷和深冷冷剂压缩机为国内同类 LNG 装置中最大的压缩机（流量及功率）， 国内相关制造厂对混合冷剂的物料特性方面经验相对欠缺，加之工艺操作方面要 求的变工况较多（如分子量变化+/-10%，流量 105%等），存在工艺性能不完全达 到要求，长周期运行得不到保证及变工况时效率低等设备风险，为了降低这些技 术风险，必须要求制造厂在选择技术方案时，所选的压缩机气动模型至少应有两 年以上的成功使用业绩，压缩机转子动力学至少在两套以上的同类机组的得到验 证，所选的主要配套件212、从主流厂家选配等，此外，在设计与制造的各个阶段召集 专家论证会，就技术方案和检验、试验方案等进行专家论证，同时，要求加强生产、质量管理，充分利用相关制造厂在低温烃类气体大型压缩机方面的的经验（如 百万吨乙烯装置中的乙烯压缩机、丙稀压缩机、裂解气压缩机）和近些年在小型 LNG 装置中一些经验，并在出厂前完成压缩机性能试验，上述风险是可控的。LNG 储运单元主要由一个 30000m3 单包容双金属壁罐、BOG 压缩机、槽车 装车系统组成。低温储罐和槽车装车系统都有多年的成熟应用，技术风险较低。BOG 压缩机工作温度较低（-150 OC），国内相关制造厂有低温乙烯 BOG（-104OC）压缩机的一些213、经验，在如此低温之下，存在工艺性能达不到要求，长周期运行得不到保证的风险。为了降低这些风险，要求制造厂充分利用原有乙烯 BOG 出厂低温液氮气化出厂试验（-160）的经验，消化吸收国外知名厂家的全系列 立式迷宫压缩机（包括国内引进的用于 LNG 接收站的低温迷宫压缩机），并和国 内有关科研单位（如，中科院沈阳金属所等）展开低温材料研究，目前，取得较 大进展，通过试验确认后，各项机械性能均达到了相关标准要求；适合本项目的 同样机型（常温）已在其他装置上成功运行。此外，在设计与制造的各个阶段召 集专家论证会，就技术方案和检验、试验方案等进行专家论证，同时，要求加强 生产、质量管理，并在出厂前完成压214、缩机低温性能试验，所以，BOG 压缩机的 风险也是可控的。LNG 潜液泵安装于储罐内，采用潜液电机，其技术较为复杂，主要技术关 键体现在三个方面：即低温电机、低温泵体与易燃易爆介质的安全性，存在工艺 性能达不到和可靠性风险，国内相关技术基本空白，现已建成的 LNG 终端和加 注站中全部采用进口泵。为了降低这些风险，LNG 潜液泵从国外采购，要求供 货商必须有多套同类装置的成功使用经验，所选配套件须有安全认证，并在出厂 时用 LNG 进行全负荷性能试验，达到要求后方可出厂用于本项目，所以，LNG 潜液泵的风险也是可控的。5.6 设计中采用的主要标准及规范表5.6-1 设计中采用的主要标准及规范序215、号标准规范名称标准号1石油天然气工程设计防火规范GB 50183-20042液化天然气的一般特性GB/T 19204-20033液化天然气（LNG）生产、储存和装运GB/T 20368-20064液化天然气设备与安装陆上装置设计GB/T 22724-20085综合能耗计算通则GB/T 2589-20086现场组装操作温度介于 0-165的立式圆筒形平底低温液化天然气钢制储罐的设计与建造Q/SY 1201-20097液化天然气设备与安装陆上装置设计Q/SY 1205-20098石油化工企业燃料气系统和可燃性气体排放系统设计规范SH 3009-20019石油化工储运系统罐区设计规范SH/T 300216、7-200710Installation And Equipment For Liquefied Natural Gas-Design Of Onshore InstallationsEN 1473-200711Pressure-Relieving And Depressuring SystemsAPI 521-200712Venting Atmospheric And Low-Pressure Storage TanksAPI 2000-199813Production, Storage, And Handling Of Liquefied Natural Gas (LNG)NFPA 59A217、-200914Sizing Selection And Installation Of Pressure-Relieving Devices In RefineriesAPI 520(I)-20005.7 主要工艺设备表表5.7-1 主要工艺设备表序 号设备位号设备名称和详细规格计量单位数量备注一、净化单元110C-1001A/B再生气压缩机台2类型：往复式设计能力：14000 m3(N)/h210DR-1001A/B/C原料气干燥器台3外形尺寸:立式,内径 x 切线高2500mmx6000mm工作介质：NG310E-1001吸收塔进出料换热器台1工作介质：脱酸气（壳程）/原料气序 号设备位号218、设备名称和详细规格计量单位数量备注（管程）换热面积：89.18 m2410E-1002胺贫富液换热器台1工作介质：贫胺液/富胺液510E-1003胺再生塔再沸器台1工作介质：贫胺液（壳程）/低压蒸 汽（管程）总流量：124000kg/h(max)610E-1004胺再生塔冷凝器台1工作介质：酸气/循环冷却水710E-1005贫胺冷却器台1工作介质：贫胺液/循环冷却水810E-1006再生气水冷器台1工作介质：再生气（壳程）/冷却水（管程）换热面积：92.72 m2910E-1007再生气换热器台1工作介质：再生气换热器进料1010E-1008再生气加热器台1计算热负荷：2036 KW工作介质：219、再生气1110FT-1002原料气过滤分离器台1支腿外形尺寸:立式,内径 x 切线高1700mmx3600mm工作介质：NG1210FT-1003脱酸气聚结分离器台1裙座外形尺寸:立式,内径 x 切线高1400mmx3400mm工作介质：NG1310FT-1004贫胺 1#机械过滤器台1支耳外形尺寸:立式,内径 x 切线高400mmx1500mm工作介质：胺液1410FT-1005贫胺活性炭过滤器台1支耳外形尺寸:立式,内径 x 切线高1000mmx2500mm工作介质：贫胺液序 号设备位号设备名称和详细规格计量单位数量备注1510FT-1006贫胺 2#机械过滤器台1支耳外形尺寸:立式,内径220、 x 切线高400mmx1500mm工作介质：贫胺液1610FT-1009原料气干燥后过滤器台1支耳外形尺寸:立式,内径 x 切线高1000mmx2500mm工作介质：天然气1710FT-1010原料气脱苯后过滤器台1支耳外形尺寸:立式,内径 x 切线高400mmx1500mm工作介质：天然气1810FT-1011原料气脱汞后过滤器台1支耳外形尺寸:立式,内径 x 切线高1000mmx2500mm工作介质：天然气1910P-1001A/B胺再生塔回流泵台2型式：离心式工作介质：胺再生塔顶凝液正常流量：4m3/h额定流量：5.5m3/h2010P-1002A/B贫胺循环泵台2型式：离心式工作介质221、：贫胺液正常流量：84.6m3/h额定流量：132.8m3/h2110P-1003A/B胺补充泵台2型式：离心式工作介质：贫胺液正常流量：16.67m3/h额定流量：20m3/h2210P-1004胺低位罐泵台1型式：离心式工作介质：废胺液正常流量：16.67m3/h额定流量：20m3/h序 号设备位号设备名称和详细规格计量单位数量备注2310P-1005A/B消泡剂泵台2型式：液压隔膜式计量泵工作介质：消泡剂正常流量：0.1m3/h额定流量：0.13m3/h2410P-1005A/B脱盐水洗涤泵台2型式：液压隔膜式计量泵工作介质：脱盐水正常流量：0.2m3/h额定流量：0.3m3/h2510222、T-1001胺吸收塔台1外形尺寸:立式,内径 x 切线高2100mmx23960mm工作介质：NG/MEDA2610T-1002胺再生塔台1外形尺寸:立式,内径 x 切线高2000mmx23590mm工作介质：CO2/MEDA2710V-1001凝液收集罐个1鞍座外形尺寸:卧式,内径 x 切线高1400mmx2800mm工作介质：NG/水2810V-1002脱酸气分离罐个1外形尺寸:立式,内径 x 切线高1600mmx5000mm工作介质：NG2910V-1003胺闪蒸罐个1外形尺寸:卧式,内径 x 切线高 2400mmx6000mm 700mmx1350mm工作介质：胺液3010V-1005223、胺储罐个1外形尺寸:立式拱顶,内径 x 切线高5000mmx5800mm工作介质：胺液3110V-1006胺低位罐个1外形尺寸:立式拱顶,内径 x 切线高序 号设备位号设备名称和详细规格计量单位数量备注2000mmx3000mm工作介质：胺液3210V-1007消泡剂罐个1外形尺寸:立式,内径 x 切线高800mmx1200mm工作介质：消泡剂3310V-1008A/B酸气脱硫罐个2外形尺寸:立式,内径 x 切线高2200mmx5000mm工作介质：酸气（CO2+H2O+H2S）3410V-1009再生气分离罐个1外形尺寸:立式,内径 x 切线高1000mmx2800mm工作介质：NG3510224、V-1010原料气脱苯罐个1外形尺寸:立式,内径 x 切线高1200mmx3600mm工作介质：NG3610V-1011原料气脱汞罐个1外形尺寸:立式,内径 x 切线高1900mmx2600mm工作介质：NG3710V-1012燃料气缓冲罐个1外形尺寸:立式,内径 x 切线高1800mmx4500mm工作介质：燃料气3810V-1013酸气分离罐个1外形尺寸:立式,内径 x 切线高1400mmx4800mm工作介质：解吸气+凝液（H2O+CO2+少 量 H2S）3910V-1014原料气重力分离罐个1外形尺寸:立式,内径 x 切线高1600mmx5600mm工作介质：NG4010V-1015再225、生气缓冲罐个1外形尺寸:立式,内径 x 切线高2000mmx6000mm序 号设备位号设备名称和详细规格计量单位数量备注工作介质：NG二、液化单元4110C-2001MR1 压缩机台1工作介质：C1，C2，C3，C4，N2 混 合物流量：94100Nm3/h(一段）； 192000Nm3/h(二段）4210C-2002MR2 压缩机台1工作介质：C1，C2，C3，N2 混合物流量：157000 m3(N)/h(一段）;157000 m3(N)/h(二段）4310V-2001MR1 一段入口分离罐台1裙座外形尺寸:立式,内径 x 切线3000mmx5000mm工作介质：MR14410V-2002226、MR1 压缩机二段入口分离罐台1裙座外形尺寸：卧式,内径 x 切线2500mmx4500mm工作介质：MR14510V-2003MR1 压缩机出口缓冲罐台1鞍座外形尺寸：卧式,内径 x 切线3000mmx8500mm工作介质：MR14610V-2004MR2 压缩机入口分离罐台1裙座外形尺寸：立式,内径 x 切线3600mmx6000mm工作介质：MR24710V-2005洗涤塔回流罐个1裙座外形尺寸：立式,内径 x 切线1500mmx4500mm工作介质：NG4810E-2001A/BLNG 板翅式换热器台2工作介质：NG/MR1/MR24910E-2002MR1 压缩机出口冷却器台1结构形227、式：管壳式热负荷：10.69kW5010E-2003A/B/C/ DMR1 压缩机出口冷却器台4序 号设备位号设备名称和详细规格计量单位数量备注结构形式：管壳式热负荷：22798kW5110E-2004MR1 过冷器台1结构形式：管壳式热负荷：1570kW5210E-2005MR2 压缩机一段出口冷却器台1结构形式：管壳式热负荷：5950kW5310E-2006MR2 压缩机二段出口冷却器台1结构形式：管壳式热负荷：5815kW5410E-2007洗涤塔再沸器台15510L-2001起重机台15610T-2001洗涤塔个15710P-2001A/B洗涤塔回流泵台2型式：离心式工作介质：LNG正228、常流量：43m3/h5810E-2501A/B重烃复热器台2型式：管壳式热负荷：91kW5910E-2502天然气复热器台1注 1型式：电加热式6010P-2002A/B重烃输送泵型式：往复式工作介质：重烃正常流量：0.68m3/h三、储运单元6110C-3001A/BBOG 压缩机台26210P-3001A/B/CLNG 装车泵台3立式离心 潜液泵连续/间歇：至少有一台泵连续运行正常流量：320m3/h6310LA-3001A-NLNG 槽车装车臂套14流量：80 m3/h序 号设备位号设备名称和详细规格计量单位数量备注6410V-3001BOG 缓冲罐个1裙座外形尺寸：立式，内径 x 外罐229、高1500mmx2000mm工作介质：NG/LNG6510V-3002LNG 收集罐个1鞍座外形尺寸：卧式，内径 x 外罐高1400mmx4800mm工作介质：NG/LNG6610TK-3001LNG 储罐个1单包容双 金属罐外形尺寸：内径 x 内径高41500mmx23700mm工作介质：LNG冷剂储存单元6710V-4001MR1 储罐台1鞍座外形尺寸：卧式,内径 x 切线3000mmx10000mm工作介质：MR16810V-4002丙烷储罐台1鞍座外形尺寸：卧式,内径 x 切线3000mmx8000mm工作介质：丙烷6910V-4003乙烯储罐台1工作介质：乙烯有效容积：40m3701230、0V-4004重烃储罐台1鞍座外形尺寸：卧式,内径 x 切线3400mmx9700mm工作介质：重烃7110DR-4001丙烷干燥器台1支耳或支 腿外形尺寸：立式,内径 x 切线750mmx3200mm工作介质：丙烷7210P-4001丙烷卸车泵台1连续/间歇：间歇工作介质：丙烷6710P-4002重烃装车泵台1序 号设备位号设备名称和详细规格计量单位数量备注工作介质：重烃正常流量：15m3/h6810E-4001乙烯气化器台1工作介质：乙烯气化能力：500 m3(N)/h火炬单元6910FL-6001热火炬套1高架火炬能力：102 t/h7010V-6001热火炬分液罐个1外形尺寸：卧式,内231、径 x 切线3000mmx8500mm工作介质：烃类、水、少量 CO2、H2S7110FL-6002冷火炬套1高架火炬能力：380 t/h7210V-6002冷火炬分液罐个1外形尺寸：卧式,内径 x 切线3700mmx9600mm工作介质：烃类7310E-6001热火炬分液罐电加热器台1类型：外夹式设计功率：60KW7410E-6002冷火炬分液罐电加热器台1类型：外夹式设计功率：40KW7510V-6003热火炬水封罐个1外形尺寸：卧式,内径 x 切线2500mmx6500mm工作介质：烃类、水、少量 CO2、H2S7610E-6003热火炬水封罐电加热器台1类型：外夹式设计功率：60KW注232、：1 .与 LNG 板翅式换热器一起采购。6 自动控制与信息工程6.1 自动控制6.1.1 自动控制水平6.1.1.1 研究范围山东XX 60 万吨/年 LNG 装备国产化项目自动控制研究范围包括：工艺装 置、公用工程和辅助设施的自动控制系统及安全联锁保护。工艺装置包括：净化单元、液化单元、储运单元、冷剂储存单元、输气单元、 火炬系统；公用工程和辅助设施包括：导热油系统、空气氮气系统、生产生活水 系统、循环水系统、污水系统、消防水系统和分析化验室等。6.1.1.2 自控水平本项目是一套日处理量 260104 m3（N）/d 的液化天然气装置。所处理的天 然气属易燃介质，而且该装置在低温下连续运233、行。要求设置的自动控制系统可以 连续监视并控制生产过程，在装置启动、正常运行、减量运行、工艺失效以及紧 急停车期间均对整个装置进行有效控制及保护。本项目将设置质量可靠、技术先进、性能稳定、有成熟使用经验和技术支持 的自动控制系统和现场仪表实现工业过程控制。结合全厂设置的信息管理系统， 将过程控制发展为生产过程管理的一体化过程控制，确保生产装置安全、平稳、 长周期、高质量的运行,避免因仪表及控制系统故障引起装置非计划停工。自动控制系统由分散型过程控制系统 (DCS) 、安全仪表系统 (SIS) 、以及 火灾报警系统(FAS)，可燃气体/有毒气体检测系统(GDS)，工业电视监控系统 (CCTV)等234、独立子系统构成的，但可采用通讯方式进行数据共享。GDS 由 DCS 系统实现其显示及报警功能。工厂的监视、控制和管理采用分散型控制系统(DCS)及机组成套（如：冷剂 压缩机，BOG 压缩机等）可编程逻辑控制器（PLC）系统完成，并在中央控制 室进行集中操作和管理。安全仪表保护系统(SIS)独立于 DCS 系统和其它子系统单独设置，SIS 系统 和辅助操作台的紧急停车控制按钮，用于实现装置的安全联锁停车的控制，以确 保人员及生产装置、重要机组和关键设备的安全。6-34可燃气体/有毒气体检测系统（GDS）、火灾报警系统（FAS）和闭路电视监 视系统（CCTV）将对装置区域内的可燃气体、有毒气体、火235、灾报警、重要的被 监视区域及其消防联动进行统一监视和控制。本项目设置两个控制室：中央控制室 (CCR)和装车控制室（LCR）。LCR 设 有 DCS/SIS/GDS 的远程站，装车的仪表信号通过光缆连接到 CCR 的控制柜，LCR 里的成套控制系统的控制柜也经光缆连接到 CCR。为了提高操作人员的操作水平，掌握工厂开停车操作和处理异常情况的能 力，可考虑设置一套操作员培训系统 OTS (Operator Training simulator)。在生产稳定以后，可考虑构建工厂管理信息系统 (MIS)，实现管控一体化。6.1.2 自动控制系统方案(1) 分散控制系统(DCS)山东XX LNG 工厂236、项目是国家能源液化天然气（LNG）研发（实验）中心 依托工程， 分散控制系统（DCS）在国家能源局主持下与浙大中控技术股份有 限公司签订联合开发协议，采用浙大中控 DCS 系统完成全厂的监视和控制。分散控制系统应确保在任何时间任何控制回路不会因系统中某单个硬件组 件的故障而受到影响。系统中的重要硬件如 CPU 控制卡，通讯总线、用于控制 的 I/O 卡和电源卡采用 1：1 冗余，系统应具有自诊断功能，采用可带电插拔卡 件，易于编程，操作和通讯。在设计 DCS 的配置时，将充分考虑其硬件、软件的可靠性、主流性和先进 性、以及系统的可扩展性、网络开放性，网络通讯的硬软件平台及其相应接口， 使采用的237、 DCS 系统不仅能适应现阶段的要求，而且留有与上位管理计算机的通 信接口 OPC 实施全厂计算机高层网络管理创造条件。(2) 安全仪表系统(SIS)安全仪表系统 SIS，提供将工厂置于安全状态的检测和控制功能。SIS 是专 门用于防止或减轻危险事件、保护人员安全和环境以及预防对工艺设备造成灾难 性损害的系统。SIS 应对可能存在危险或如果不采取措施可能最终产生危险的工 艺及设备状况做出快速响应。SIS 按故障安全、冗余容错型进行设计。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 应达到三级(即 SIL3 级)，其对应 TUV6 级。为了238、保证 SIS 系统的高可靠性，工程设计时将充分考虑如下原则： 独立于 DCS 系统之外； 事故安全型(失电动作)； 系统的安全等级与装置的安全等级相适应； 逻辑结构采用子系统块的连接方式； 合理考虑输入/输出卡件的冗余配置和现场一次动作元件的冗余设置； 有足够的操作员接口； 有自动/半自动(手动)灵活的操作手段； 有足够的旁路维修开关； 可与 DCS 系统通讯。在紧急情况下，SIS 系统可实现全厂停车、工艺停车和单元停车。在原料气 接收管线、净化单元、液化单元、储运单元、储罐进出料管线、冷剂储存单元、 输气单元等必要位置设有紧急切断阀，在紧急时隔离设备和管线。(3) 可燃气体/有毒气体检测系统239、(GDS)GDS 将用来检测工艺装置区、公用工程和重要建筑物内可能出现的可燃气 体泄漏并触发声光报警。可燃气体检测报警系统设置在 DCS 系统中，进入 DCS 系统的过程端子柜以 及系统柜，在 DCS 系统中设置独立的可燃气体及有毒气体信号输入卡件，控制 器与工艺装置共用，设置独立的显示器用于可燃气体及有毒气体检测监视、报警。 在 DCS 系统中,由全厂统一设置独立的可燃气体及有毒气体服务器，其应设置事 件顺序记录功能。为了保证生产安全、可靠、平稳地运行，所选用的自动控制设备和仪表，必 须是经过实践考验证明其具有高可靠性和稳定性。另外，提供设备的厂商必须具 有良好的产品质量、信誉保障和应用经验240、以及售后服务，并能提供强有力的备件 和系统配套及软件支持等能力。(4) 其他控制系统1) 仪表设备管理系统(AMS)为了保证装置高效、长周期、稳定运转，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，提早发现仪表及阀门问题，提早采取措施，自动或手 动切换出问题仪表，以保证控制系统安全运行。2) 火灾报警系统(FAS) 此系统将用来检测工艺装置区、公用工程和建筑物内可能出现的火灾，在发生紧急情况时触发声光报警及消防设施，保证人员和生产设施的安全。火灾报警系统由火灾联动盘接收来自现场的低温检测信号和火灾探测信号， 通241、过串行口和 DCS 通讯，或通过硬线将关键参数报警上传 DCS，与工艺设备的 联动信号通过硬线送至 SIS。现场和建筑物的各个火警检测器的状态在中央控制 室、装车控制室火灾报警控制盘上显示、报警、控制。在消防站的火灾报警盘上 显示、报警。3) 工业电视监控系统(CCTV)CCTV 系统是能够实现各装置视频监视管理的安全防护系统，便于实现在控 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。(5) 公用工程及辅助设施自动控制方案 公用工程和辅助设施包括：导热油系统、空气氮气系统、生产生活水系统、循环水系统、污水系统、消防水系统和分析化验室等。其中的控制方案及仪242、表选 型同工艺装置。各装置/主项主要监控及传输方式见表 6.1-1。表6.1-1 各装置/主项主要监控及传输方式装置或主项名称主要监控系统监控地点现场与中控室的信号传 输方式成套设备控制操作 情况导热油系统DCS中控室硬线连接待定空气氮气系统成套控制系统和 DCS中控室硬线连接和串行通讯待定其它水系统DCS中控室硬线连接和串行通讯待定(6) 控制规模1) 输入输出点数表6.1-2 DCS 的 I/O 点统计序号项目单位(个)1AI 输入8002AIR 输入1203AOR 输出1504DI 输入6005DO 输出500表6.1-3 SIS 的 I/O 点统计序号项目单位(个)1AI 输入902D243、I 输入2203DO 输出150表6.1-4 GDS 的 I/O 点统计序号项目单位(个)1AI 输入1502) 系统配置表6.1-5 DCS 系统硬件配置表中央控制室操作员工作站(OPS)，包括 LED 屏、键盘和鼠标6 台控制站4 对工程师工作站(EWS)，包括 LED 幕、工程师键盘、键盘和鼠标1 台SOE工作站1 台激光打印机2 台辅助操作台2 台表6.1-6 SIS 系统硬件配置表中央控制室主控制器：1 套工程师站：1 个SOE工作站1 台6.1.3 主要检测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244、控制。(1) 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) 原料气脱胺脱酸气单元控制2) 原料气脱水脱汞干燥单元控制3) 液化冷箱和冷剂配制单元控制4) LNG 储罐压力控制5) LNG 装车定量控制及联锁(2) 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) 再生气压缩机停机联锁5) 冷剂压缩机停机联锁6) BOG 压缩机停机联锁7) LNG 储罐停车联锁8) 装车站事故停车联锁9) LNG 储罐液位超高联锁（3 选 2）10) LNG 储罐液位超低联锁（2 选 1）(3) 空气氮气系统1) 空气站压缩机245、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；2) 变压吸附式制氮撬块自带控制盘，自行完成控制，其状态信号送至 DCS 显示、报警；(4) 循环水场1) 检测工艺装置回水温度、流量；2) 进入工艺装置的循环水流量计量；3) 进入工艺装置的循环水压力、温度检测；4) 新鲜水补充水量计量；5) 循环水池液位检测、报警，其液位与新鲜水补水总管自动控制阀联锁；(5) 生产生活给水系统1) 清水罐液位检测、报警，进水总管流量计量；2) 加氯装置现场电控柜信号上传。(6) 消防水系统1) 进水总管来水计量；2) 消防水罐液位检测、报警；3) 消防水泵自动及远程启泵，运行状态246、上传显示，泵出口压力检测；4) 消防稳压设备自带控制系统，控制信号上传，电缆硬线连接。(7) 污水处理装置1) 对污水池液位进行检测、报警，液位低低停泵联锁；2) 对事故应急池、检修污水池液位进行检测、报警；3) 污水提升泵出口设置压力就地指示、流量计量；4) 过滤装置自带控制系统，控制信号上传、报警；5) 污水处理装置自带控制系统，控制信号上传。6.1.4 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、节省工程费用的 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。本项目设置两个控制室：中央控制室 (CCR)和装车控制室（LCR）。247、CCR 由安装 DCS 等硬件的操作室、机柜室、UPS 间、工程师站、仪表维修 室、巡检员休息室、更衣室、卫生间、空调机室等组成。中央控制室、装车控制室位于非防爆、无火灾危险的区域内。各控制室内安 装 DCS、SIS、FAS、GDS 等系统的监视控制设备。CCR 总面积为 1450m2 ，其中操作室为 324m2，机柜室为 440m2。 LCR 总面积为 300m2 ，其中操作室为 70m2，机柜室为 64m2。 中央控制室的机柜间采用防静电的活动地板，距地面底部为 600mm。 中央控制室内所有基础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： 各控248、制室内设置防静电活动地板并可靠接地；在有外界电磁干扰的情况下，为避免对控制系统的影响，控制室应采用相应 的屏蔽措施；考虑对其它灾害的防护，如非法窜入、水害、鼠虫害、雷击等； 设火灾检测与报警系统；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。 设置疏散照明和安全出口标志灯，其照度不低于 0.5lx； 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。6.1.5 供电、接地及其它6.1.5.1 仪表电源应为仪表设备提供下列电源：(1) 220 VAC，50Hz 的电源用于机柜照明，风扇等249、辅助功能供电。(2) 应采用不间断电源系统(UPS)为各控制系统及检测仪表供电。在外电源 断电的情况下，UPS 应能保证 DCS、SIS、工业电视及现场检测仪表和 控制设备 30 分钟的正常工作, UPS 冗余设置。对于火灾报警系统，火 灾报警系统主电源采用 UPS，单相交流 220VAC，50Hz，备用电源采用 火警系统专用蓄电池(系统配套)。备用蓄电池的容量应充分满足在报警 的情况下全部的探测器、手动报警按钮 24 小时的负荷。(3) 本项目 UPS 额定容量约为 100KVA。6.1.5.2 仪表接地系统 对于仪表信号的工作接地、屏蔽接地、仪表及机柜的保护接地，根据设计规范(SH/T 3250、081-2003)的有关要求，应将各种接地的分干线汇总接至仪表总接地板， 再从仪表总接地板引出仪表接地干线，统一接至全装置电气专业的总接地板，实 现全装置“等电位”连接。仪表系统的接地电阻值不应大于 4，保护接地的电阻值不应大于 10。6.1.5.3 仪表防雷系统 为保证设备安全和系统的可靠，根据有关防雷设计规范，除要求电力专业设置防雷与接地系统外，在主要的检测仪表信号传输接口、SIS 及 FAS、GDS 系统 的重要 I/O 点、数据通信接口、供电接口等有可能将雷电感应所引起的过电流与 过电压引入系统的关键部位，安装防浪涌保护器，以避免雷电感应的高压窜入， 造成设备损坏。主要的现场检测仪表也251、应具有防雷电保护的功能。用于防雷击的浪涌保护器应采用可靠性高，并经实践证明过的优质产品。所 选择的浪涌保护器必须能承受预期通过的雷电流，并有能力熄灭在雷电流通过后 产生的工频续流。对于电源接口要求抗电涌的主要技术指标：标称放电电流 60kA(8/20s)，测试电流 10kA。数据通信接口和其它的 I/O 点抗电涌的主要技 术指标：标称放电电流10kA(8/20s)，测试电流 3kA。6.1.5.4 仪表空气气动执行机构的动力源采用仪表风。仪表风应采用清洁、干燥的空气，当仪 表风的压力超出正常要求值时，系统将进行报警。经净化后的仪表气源，在装置出口处其含尘颗粒不应大于 3m，含尘量应小 于 1m252、g/m3。仪表气源中不应含易燃、易爆、有毒、有害及腐蚀性气体或蒸汽。 仪表气源装置送出的仪表空气的油份含量应小于 10mg/m3(8ppm(W)。仪表风储气罐应有足够的容量，如果空气压缩机出现故障，储气罐中的气体 应能确保至少 30 分钟之内整个仪表系统的运行。本工程的仪表风主要用作气动调节阀、气动开关阀的动力源。需要的仪表压 缩空气总量大约为：750Nm3/h。6.1.5.5 电缆敷设仪表电缆敷设采用地上槽架敷设方式。仪表信号电缆和电源电缆应分开走线 以避免干扰。不同类型的电缆应敷设在不同的电缆槽架中：1) 本安信号。2) 非本安信号3) 仪表电源4) 同轴电缆或通讯电缆。5) 光缆应敷设在253、独立的电缆桥架内。冗余光缆采用不同的敷设路径。 主电源和仪表信号主电缆走向沿管廊布置，电缆敷设路线上应避免高频干扰和接触腐蚀性介质。6.1.6 仪表及自控系统选型6.1.6.1 仪表选型原则 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 LNG 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全 部采用电254、子式仪表和气动阀门，阀门泄漏等级均不低于 IV 级。应用在 LNG 或NG 管线上的开关阀需为防火设计，满足 API 607FA 版次 4 和 API 6D 的设计要 求。电子变送器的输出信号一般应为 420mADC (二线制)，开关量信号为无源 接点信号。处于爆炸性危险区域内的仪表和电器设备一般按本安型进行选型设计。仪表 和电器设备的防爆等级不低于相应的防爆等级 (GB3836爆炸性环境用防爆电 气设备)，其防护等级不低于 IP65 (GB4208外壳防护等级的分类)。为使装置安全、稳定和有效地运行，应设置分散型过程控制系统 (DCS) 、 安全仪表系统 (SIS) 以及火警检测系统（FAS255、）和可燃气体/有毒气体检测系统 (GDS) 。主要仪表和各控制系统要求防浪涌保护设计。工厂监视及控制系统采用 DCS；与其他系统如安全仪表系统、火灾报警系 统、可燃气体/有毒气体检测系统、CCTV 系统、主要成套设备有自身的控制和 停车系统采用通过串行口和 DCS 进行通讯，重要信号通过硬线将关键参数报警 上传 DCS。6.1.6.2 控制系统选型原则(1) 分散型过程控制系统 (DCS)DCS 是整个工厂生产控制的核心。操作人员可在中央控制室内通过 DCS 操 作站对工厂的运行进行监视和控制。DCS 可提供常规的过程控制功能，同时具 备顺控和逻辑功能、计算功能、报警管理、历史数据存贮和报表打256、印功能。DCS 应包括 SOE 事件记录站，HIS 历史记录服务器。DCS 能与其它子系统 SIS，火灾报警系统(FAS)进行通信，并提供主时间信 号确保整个系统同步运行。DCS 还应考虑设置与上位管理计算机的通信接口， 具体情况在工程设计阶段确认。(2) 安全仪表系统 (SIS)LNG 工厂要求采用高可靠性的控制系统，尤其对工艺要求的重要联锁控制 点，要采用 SIS 系统，以实现安全可靠的控制，相应的现场仪表也要满足 SIL 分 析要求的 SIL 等级。SIS 系统需独立于 DCS 单独设置。系统应采用以 PLC 为基 础的、冗余容错结构故障安全型系统，安全度等级应达到三级(即 SIL3 级257、)，其 对应 TUV6 级。SIS 的机柜 (包括 I/O、CPU、电源和通信组件) 放在中央控制室中的机柜室， 工作站与 DCS 操作站共用。全部 SIS 信号应能通过冗余的通信线与 DCS 连接，并符合 MODBUS 协议。SIS 来自现场和送往现场的信号要求硬线连接。安全仪表系统(SIS)同时包括手动操作的硬线连接的紧急停车系统 (ESD 系 统) 。它是由操作人员在控制室内手动操作紧急停车按钮，停车信号直接送到现 场的停车阀门，而不经过其它系统，它是确保工厂安全的最后手段。(3) 可燃气体/有毒气体检测系统(GDS)GDS 将用来检测工艺装置区、公用工程和重要建筑物内可能出现的可燃气 258、体/有毒气体泄漏并触发声光报警。可燃气体/有毒气体检测系统设置在 DCS 系统中，进入 DCS 系统的过程端 子柜以及系统柜，在 DCS 系统中设置独立的可燃气体及有毒气体信号输入卡件， 控制器与工艺装置共用，设置独立的显示器用于可燃气体及有毒气体检测监视、 报警。在 DCS 系统中,由全厂统一设置独立的可燃气体及有毒气体服务器，其应 设置事件顺序记录功能。(4) 仪表设备管理系统(AMS)考虑采用 AMS 系统以实现对现场仪表及控制阀门的实时监视，提早发现仪 表及阀门问题，提早采取措施，自动或手动切换出问题仪表，以保证控制系统安 全运行。(5) 设备成套系统 随机组成套提供的仪表及控制系统应259、能满足机组的正常操作和开停车，其主要参数和信号以通讯的方式送入分散控制系统(DCS)显示或报警，以便于集中监 视和管理。DCS 系统将不参与大型成套机组的核心控制。(6) 进界区计量撬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。计量及控制信 号引到中央控室 DCS 系统。(7) 储罐监视及管理系统LNG 储罐要求采用 2 台伺服液位计，带就地显示和高低液位开关；1 台雷达液位计，带就地显示和高低液位开关；1 套 LTD (液位、温度、密度) 三参数罐 表监视。罐体上还要设计罐壁、罐内、罐底等多点温度测量，以保证储260、罐的操作 安全。仪表信号均引至主控室 DCS 系统进行监视，再加上上位储罐管理系统软 件，以构成完整的储罐监视及管理系统。6.1.6.3 主要仪表选型(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”直管段长度以及取压孔应符合ISO 5167 要求。a) 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。b) 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261、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 和表 2 中没有圆括号(“零附加不确定”值)的值。c) 测量范围选择仪表的差压范围，应使直径比 () 值在 0.25 0.75 之内。 优先采用差压值：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。d) 262、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。2) 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。计量级超声波流量计精度不低于0.5%.3) 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263、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/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264、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265、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 LNG 罐测量系266、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 S267、IS，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) LNG 储罐管理系统LNG 储罐管理系统将利用 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。LNG 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。LNG 储 罐管理系统与 DC268、S 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。(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，1/2”NPT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269、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 RTD 温度传感器。用于 LNG 储罐内罐罐壁温度测量的270、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 LTD 罐表系统外，至少设置271、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272、 1 个 RS232/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273、性介质，用于有闪蒸以及温度大于等于 400或小于等 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 C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，274、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，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275、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 230C 采用 Teflon 填料，温度在 230 to 425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276、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277、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 278、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 85%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 工况选用软密封，其 Kel-f 阀座。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 A279、PI 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，280、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。6.1.7 主要工程量表6.1-7 引进设备规格、型号表序号设备名称单位数量备注1安全仪表系统 (SIS)套12低温罐表系统套13低温控制阀台1104低温流量仪表套25表6.1-8 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安全仪表系统 (SIS)套11.3火灾报警系统(FAS)套11.4可燃气体/有毒气体检测系统(GDS)套11.5工业电视监控系统(CCTV)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13002.2控制阀套3002.3特殊仪表281、套23主材3.1控制电缆260km6.1.8 设计中采用的主要标准级规范表6.1-9 国外标准和规范1ISA-S5.1Instrumentation Symbols and Identification2ISA-S5.3Graphic Symbols for Distributed Control/Shared Display3ISA-S5.4Instrument Loop Diagrams4ISA-S5.5Graphic Symbols for Process Display5ISA-S20Specification forms for Process Measurement and Con282、trol6ISA-84.01Application of Safety Instrumented Systems for the Process7ISA-95.00.01Enterprise Control System Integration8ANSI FCI 70.2American National Standard for Control Valve Seat Leakage9ANSI/APIVibration,Axial-Position,andBearing-Temperature10ANSI/ASME B16.5Pipe Flanges and Flanged Fittings11ANSI/ISA12.13Combustible gas detectors12API-RP551Process Measurement Instr