1、内蒙古乌海市海南区焦炉煤气综合利用节能减排项目焦炉煤气制LNG工厂可行性研究报告目 录目 录II1 总 论81.1 概述91.1.1项目名称、主办单位名称、企业性质及法人91.2 编制依据和原则91.2.1 编制依据91.2.2 编制原则101.3生产规模101.3.1 原料供应101.3.2 生产规模101.4 原料及产品方案111.4.1 生产原料111.4.2 产品方案111.4.3 产品质量标准111.5 项目背景及意义121.5.1 项目背景121.5.2 项目建设必要性131.5.3 项目建设的有利条件141.6 研究范围151.7 研究结论151.7.1 初步研究结论151.7.2、2 财务评价结论161.8 主要技术经济指标161.9 存在的主要问题及建议172 市场调研192.1 概述192.2 产品性能及用途192.2.1 产品性能192.2.2 产品用途202.3 产品供需现状及需求预测222.3.1 国外LNG供需现状及需求预测222.3.2 国内天然气产品供需现状222.3.3 国内LNG产品供需现状242.3.4 国内液化天然气的生产情况262.3.5 国内液化天然气产品需求预测272.3.6 内蒙古自治区天然气产品供需情况282.4 LNG市场价格分析302.4.1 LNG价格现状302.4.2 可承受价格分析313 工艺技术方案353.1 甲烷化技术方案3、363.1.1甲烷化反应简介363.1.2甲烷化反应技术进展373.2 制冷与液化流程的选择423.2.1 膨胀机制冷流程423.2.2 复叠制冷流程443.2.3 混合制冷剂流程443.3 LNG储存方案的选择464 工艺流程474.1工艺流程及物料平衡474.2流程简述474.2.1 甲烷化474.2.2 脱汞474.2.3 脱水及纯化494.2.4 LNG液化494.2.5 LNG产品的储存及装车504.3 自控技术方案514.3.1 控制水平和主要控制方案514.3.2主要的仪表选型524.3.3 动力供应544.4 主要设备选型554.4.1 设备选型原则554.4.2 主要工艺设备4、选择554.4.3 主要工艺设备一览表585 原材料、辅助材料和公用工程供应605.1 原材料605.2 公用工程规格605.3 化学品规格625.4 公用工程消耗量636 建厂条件和厂址方案656.1 建厂条件656.1.1 厂址地理位置656.1.2 厂址概况656.1.3 地形、地貌条件656.1.4 气象条件666.1.5 地区和城镇社会经济的现况及发展规划676.1.6 交通运输676.2 厂址方案687 总图运输、储运、厂区内外管网及土建697.1 总图运输697.1.1 总平面布置697.1.2 工厂运输717.1.3 工厂维护727.2 储运727.2.1 储存和运输方案7275、.3.2 综合仓库727.3.3 LNG贮存及装卸设施737.4 厂区内外管网737.4.1 概述747.4.2 管道敷设原则及敷设方式747.5 土建747.5.1 土建工程方案747.5.2 建构筑物一览表767.5.3 三材用量表768 公用工程和辅助设施方案798.1 给排水798.1.1 概述798.1.2 工厂给水798.1.3 循环水站808.1.4 软化水系统818.1.5 消防水系统828.1.6 工厂排水828.1.7 污水处理系统838.2 供电878.2.1 供电电源878.2.2 全厂用电及用电负荷等级878.2.2 供电电源888.2.3 供电方案选择888.2.46、 防雷及防静电措施918.2.5 节电措施928.2.6 主要电气设备表928.2.7 设计中采用的主要标准及规范938.3 电讯948.3.1 厂区电讯系统组成948.3.2 厂区电讯设施948.3.3 设计中采用的主要标准及规范968.4 供热968.4.1 供热方案968.4.2 全厂热负荷968.4.3 热动力平衡978.4.4 动力锅炉978.5 水处理装置988.5.1 脱盐水系统988.5.2 脱盐水水质要求998.6 空压站及制氮站998.6.1 空压站998.6.2 制氮站1018.7 采暖、通风和空气调节1028.7.1 设计采用的主要标准及规范1028.7.2 设计采用的7、基础数据1028.7.3 采暖通风及空气调节工程1048.8 维修设施1058.8.1 机修1058.8.2 电修1078.8.3 仪修1078.9 化验室、安全环保监测站1088.9.1 化验室1088.9.2 安全环保监测站1098.10 火炬系统1098.10.1 概述1098.10.2 火炬系统方案1109 节能1119.1 能耗指标1119.1.1 采用标准1119.1.2 能源实物与耗能工质1119.1.3 单位产品直接综合能耗1119.2 节能措施11210 消防11410.1 编制依据11410.2 工程概述11410.2.1 主要物料和火灾危险性11410.2.2 主要生产装8、置的火灾危险性类别11510.3 防火措施及消防设施11510.3.1 水消防系统11510.3.2 消防水泵站11610.3.3 泡沫灭火系统11610.3.4 其他消防设施11710.4 火灾报警系统11711 环境保护11811.1 环境质量现状11811.1.1 环境现状分析11811.1.2 企业现状描述与分析11811.2 执行的环境标准与规范11811.2.1 国家和地方有关环保法律法规11811.2.2 环境质量标准11911.2.3 污染物排放标准11911.2.4 监测规范12011.2.5 设计标准和依据12011.3 投资项目污染物排放12011.3.1 施工期间的污染9、物排放12011.3.2 运行期间的的污染物排放12111.4 环境保护治理措施及方案12311.4.1 施工期防污染措施12311.4.2 生产运行期间防污染措施12311.5 清洁生产分析12611.5.1 生产工艺特点和先进性分析12611.5.2 原料和产品分析12611.5.3 设备先进性分析12611.5.4 综合能耗水平分析12611.5.5 污染物产生及废物回收利用分析12711.6 环境管理及监测12711.7 绿化12811.8 环境保护投资12911.9 环境影响分析12911.9.1 施工期环境影响分析12911.9.2 运营期环境影响分析12911.9.3 事故状态下10、环境影响分析13011.10 存在的问题及建议13012 劳动安全卫生13112.1 设计原则13112.2 执行标准及规范13112.2.1 国家和地方相关法律、法规13112.2.2 相关标准规范、规定13212.3 环境因素分析13312.4 生产过程职业安全与危害因素分析13412.4.1 主要物料的危害因素分析13412.4.2 生产过程危害因素分析13412.5 安全卫生措施13812.5.1 厂址选择和总平面布置13812.5.2 建、构筑物的火灾危险特性装置及采光、通风设施13812.5.3 电气和电信系统13812.5.4 自动控制系统13912.5.5 消防系统13912.11、5.6 防火、防爆13912.5.7 防毒14012.5.8 防雷、防静电14012.5.9 防机械伤害14112.5.10 防坠落、防滑14112.5.11 防化学腐蚀和灼烫14112.5.12 防高/低温14112.5.13 防噪声和振动14212.5.14 卫生设施14212.5.15 安全标志14212.5.16 职业卫生警示标志14312.6 安全卫生监督与管理14312.6.1 安全卫生管理机构及定员14312.6.2 安全管理制度14312.6.3 安全、卫生教育及生产投入14312.6.4 重大危险源管理和事故应急救援预案14312.6.5 职业健康监护14412.7 预期效果12、分析14413 组织机构及定员14513.1 组织机构14513.1.1 公司组织机构14513.1.2 生产组织机构14513.2 生产班制和工厂定员14513.2.1 生产班制14513.2.2 工厂定员14513.3 人员培训14614 项目实施规划14714.1 项目实施计划14714.2 项目实施进度规划14715 投资估算及资金筹措14815.1 概述14815.2 投资估算范围及构成14815.3 投资估算依据14815.4 投资估算说明14915.4.1 工程费用14915.4.2 固定资产其他费用估算14915.5 资金筹措15016 经济分析15616.1 概述15616.13、2 成本费用估算15616.2.1 成本费用估算依据15616.2.2 成本费用估算基础数据15616.2.3 财务分析的主要数据、参数15816.3 效益及财务评价指标分析15916.3.1 主要报表分析15916.3.2 财务生存能力分析15916.3.3 财务盈利能力分析16016.3.4 项目偿债能力分析16016.4 不确定性分析16016.4.1 盈亏平衡分析16016.4.2 敏感性分析16116.4.3 财务评价结论1631 总 论1.1 概述本项目是焦炉煤气综合利用项目，即以焦炉煤气为原料，采用现代组合净化及分离工艺，通过甲烷化反应，将焦炉煤气中的CO和CO2转化为CH4后提14、纯并液化，生产合格的LNG产品，富裕的少量富氢气送出界区。本方案的主要特征是：通过工艺优化和流程的合理安排以及产品方案的优化选择，降低能耗并充分、完全地利用了焦炉煤气中所有的有效组份，既拓展了焦化的产业链，又提高了焦化副产品的附加值。流程简单，生产成本低，产品效益好，具有较强抵御市场风险的能力。1.1.1项目名称、主办单位名称、企业性质及法人1）项目名称内蒙古乌海市海南区焦炉煤气综合利用节能减排项目2）项目性质本项目为新建项目，由华油天然气股份有限公司全额出资建设。3）主办单位情况主办单位：乌海华油天然气有限责任公司企业性质：有限责任公司法人代表：仲文旭地 址：内蒙古乌海市海南区建设地点：内蒙15、古乌海市海南区西来峰工业园区1.2 编制依据和原则1.2.1 编制依据1）乌海华油天然气有限责任公司与中国科学院理化技术研究所签订的内蒙古乌海市海南区焦炉煤气综合利用节能减排项目技术咨询合同。2）中国石油和化学工业协会化工投资项目可行性研究报告编制办法3）乌海华油天然气有限责任公司提供的设计基础资料及相关会议纪要。1.2.2 编制原则1）本着“积极、稳妥、可靠、求实、科学”的原则，充分贯彻低投入、高产出和实际效益最佳化的指导思想，进行多方案的比较和论证，以求得总体方案最佳化。2）成熟的工艺技术立足于国内，确保技术先进、安全可靠、经济合理，关键技术和设备从国外引进。3）贯彻“五化”设计原则，努力16、做到“工厂布置一体化，设备布置露天化，建筑结构轻型化，公用设施社会化，引进技术国产化”，并缩短流程、降低能耗、节省占地、节约投资。4）认真执行国家有关消防、劳动安全、工业卫生和环境保护的法律法规，“三废”治理做到“三同时”，提高综合利用水平。贯彻“安全第一、预防为主”的方针，确保项目投产后符合职业安全卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。5）采用节能技术和节能新产品，降低装置运行能耗。6）提高自动化、机械化水平，保证装置安全稳定运行，减少定员，减轻劳动强度。1.3生产规模1.3.1 原料供应根据乌海市发展规划和现场调查，乌海市焦炭总生产能力约1910万吨/年。其中，乌海市海南区西来峰17、工业园区焦炭产能约1060万吨/年，2010年将全部投产，可外供焦炉煤气约1012亿Nm3/a。（焦炉煤气供应情况详见本报告第五章原材料供应）。1.3.2 生产规模1）建设规模：12.5104 Nm3/h焦炉煤气（10亿Nm3/a）2）年操作时间：8000h。3）操作弹性：501051.4 原料及产品方案1.4.1 生产原料本装置主要的原料为焦炉煤气，由管道输送至装置界区，其组成如表1.1所示。 界区压力 6 kPa(G)界区温度 30 平均分子量 11.25表1.1 焦炉煤气组分及含量组分H2CH4N2COCO2CmHnO2/Ar发热量kcal/Nm3组成，V%58.121.414.598.18、664.382.550.314041组分焦油NH3萘苯HCN噻吩H2S有机硫mg/Nm3 902003003000200微量1002001.4.2 产品方案本项目产品是液化天然气，副产品是燃料气，各产品规模如表1.2所示。表1.2 产品一览表序号产品（副产品）名称产量（Nm3/h）备注1液化天然气（LNG）4008823.8万吨/年2富氢气116701.4.3 产品质量标准1）LNG产品本项目的主产品是液化天然气，满足液化天然气一般特性（GB/T 19204-2003）的技术规格（如表1.3所示）。表1.3 液化天然气一般特性(GB/T 19204-2003)常压下泡点时的性质LNG 例1LN19、G 例2LNG 例3摩尔分数/N2CH4C2H6C3H8i C4H10n C4H10C5H120.597.51.80.2-1.7993.93.260.690.120.150.090.3687.208.612.740.420.650.02相对分子质量/(kg/kmol)16.4117.0718.52泡点温度/-162.6-165.3-161.30和101 325Pa 条件下单位体积液体生成的气体体积/(m3/m3)5905905680和101 325Pa 条件下单位质量液体生成的气体体积/(m3/103kg)1 3671 3141 2112）副产品富氢气界区压力 1.8 MPa(G)界区温度 320、0 组成 H2 88.623% CO 0.008% CH4 3.318% N2 8.051% 硫 0.1mg/Nm31.5 项目背景及意义1.5.1 项目背景根据乌海市发展规划，乌海市焦炭总生产能力约1910万吨/年，每年可外供焦炉煤气约2936亿Nm3。由于受甲醇产品（焦化厂均规划以焦炉煤气为原料生产甲醇）市场影响和资金限制，上述大规模的焦炉煤气面临直接被排放的危机，这成为困扰企业和政府的难题。2009年11月26日，国务院公布控制温室气体排放的行动目标，决定到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40至45。在此背景下，内蒙古华油天然气有限责任公司按乌海市的发展战略，利用企21、业自身的优势，决定在乌海市煤焦化产业集中的重点区域进行焦炉煤气综合利用，建设焦炉煤气煤气制LNG及后续煤深加工等相关项目。为此，委托中国科学院理化技术研究所开展技术咨询工作，编制内蒙古乌海市海南区焦炉煤气综合利用节能减排项目可行性研究报告。1.5.2 项目建设必要性1）节能减排，解决环境污染，社会效益显著由于焦炉煤气中含有H2S和COS等气体，是强烈的神经毒物，对粘膜有强烈地刺激作用。长期低浓度接触，引起神经衰弱综合症和植物神经功能紊乱。短期内吸入高浓度硫化氢后出现流泪、眼痛、流涕、咳嗽、头痛、头晕、乏力等。极高浓度时可在数秒钟内突然昏迷，呼吸和心跳骤停。如果将焦炉煤气直接排放，将造成大气污染22、，也会造成强烈的温室效应，导致环境破坏，严重地影响当地居民的生活环境。本项目的实施将彻底解决困扰焦化企业和当地居民的这一难题，达到社会、经济和环境的协调统一。本项目实施后，将在海南区西来峰工业区建设焦炉煤气综合利用工厂，每小时就可利用焦炉煤气12.5104 Nm3/h（折合10亿Nm3/a），在不考虑副产氢气的情况下，就可节约标准煤48.5t/h（折合38.8万吨/年），扣减装置的生产消耗后，净节约标准煤33.7t/h（折合26.9万吨/年）。2）变废为宝，经济效益显著焦炉煤气是炼焦的副产品，其主要成份为H2、CH4、CO和CO2，是一种良好的化工原料和高热值燃料。但其所含杂质（如各种形态硫、23、焦油、苯、萘、氨和HCN等）种类繁多，成份复杂，严重影响了其使用范围。此项目的实施将充分利用焦炉煤气中的有效组分，将CO和和CO2甲烷化获得更多CH4，液化后作为液化天然气（LNG）出售，剩余的富氢气可作为合成氨或炼油厂加氢的原料，提高了焦炉煤气的附加值，经济效益非常可观。本项目实施后，每年的销售收入为76156.48万元，为乌海市上缴利税4440.15万元，年税后利润约为6339.98万元。3）解决液化天然气供给，满足社会经济发展需要本项目实施后，可获得LNG产品40088Nm3/h（折合3.2亿Nm3/a），可替代93#汽油24.6万吨/年。1.5.3 项目建设的有利条件1）良好的机遇我国24、“十一五”规划纲要提出“节能减排”的要求，指出在“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20%左右、主要污染物排放总量减少10%。2009年11月26日，国务院公布控制温室气体排放的行动目标，决定到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降4045%。这是贯彻落实科学发展观、构建社会主义和谐社会的重大举措；是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择。2）显著的社会效益利用好焦炉煤气，既可以解决焦化工业的污染问题，实现焦化工业的清洁生产，同时又可以提高焦炉煤气产品的附加值，具有化害为利、治理环境和变废为宝、创造效益的双重功效。符合我国“节能减排”、“建设资源节约型、环境友好型社会”的发25、展规划。3）完善的配套环境本项目厂址位于乌海市海南区西来峰工业区，区内配套的公用工程条件比较成熟，工业区内水、电、消防及公路规划完善，原料输送便捷，为本工程创造了有利的投资环境。同时，乌海市政府对于焦炉煤气的利用非常重视，并给予了大力支持。1.6 研究范围本可行性研究范围包括：市场预测；建设方案；生产规模及产品方案；工艺技术方案；原辅材料及公用工程供应；建厂条件及厂址方案；总图运输、储运、电气、电信、给排水、热工、采暖通风等公用工程及辅助生产设施方案；环境保护；安全卫生；消防；项目实施规划及人力资源配置；投资估算以及技术经济分析。着重对工艺技术方案、市场情况、经济效益三方面进行研究分析，从技术26、上分析项目的先进性、适用性和安全可靠性；从经济上分析项目的必要性和合理性；从财务上分析项目盈利性和风险性。1.7 研究结论1.7.1 初步研究结论1）本项目以西来峰区净化厂焦炉煤气为原料，开展海南区焦炉煤气综合利用节能减排，既可以解决焦炉煤气的排放问题，实现焦化厂的清洁安全生产，同时又可以提高焦炉煤气的附加值。该项目的建设有利于充分有效地利用资源、可实现化害为利、变废为宝，具有经济、环境生态及社会可持续发展重大意义，符合内蒙自治区产业结构调整的政策，具有示范性和代表性。2）本项目采用物理分离的方法净化焦炉煤气、甲烷化后生产液化天然气；富裕的少量富氢气输出本装置界区进行综合利用。流程简单，技术可27、靠，产品能耗低，经济效益好。3）本项目实施后，既解决了乌海市焦化企业的后顾之忧，完全、彻底、有效、最大程度地利用了乌海市的焦炉煤气，又实现了焦炉煤气节能减排，满足乌海及周边地区的天然气供应，具有显著的经济效益和社会效益，为乌海和内蒙古自治区建设“资源节约型、环境友好型社会”树立了典范。1.7.2 财务评价结论本项目工程总投资71307.65万元，建成并达产后年均营业收入为76156.48万元，年均总成本费用为65376.35万元，年均利润总额为8453.30万元，年均税后利润总额6339.98万元。项目资本金净利润率为41.11%，投资利润率为11.40%，项目投资财务内部收益率（所得税后）为28、14.69%，项目投资财务净现值（所得税后）为4780.41万元，项目投资回收期（所得税后）为7.14年（含建设期），项目资本金财务内部收益率为14.69%，说明此项目有一定的抗风险能力。综上所述，本项目具有较好的建厂条件，经济效益、社会效益和环境效益显著，本项目的实施具有良好的示范效应，建议予以批准备案，使之早日建成、早日投产、早日见效。1.8 主要技术经济指标本项目的综合技术经济指标如表1.4所示。表1.4 主要技术经济指标序号名 称单 位数据或指标备 注一产品规模1液化天然气（LNG）108Nm3/a3.212富氢气108Nm3/a0.93二. 主要原、辅材料用量1焦炉煤气108Nm3/29、a8三公用工程消耗1循环水106t/a67.322脱盐水104t/a1.63供 电装机容量kW5280 年耗电量106kWh23.724供汽3.8MPaG中压蒸汽104t/a28.45氮气106Nm3/a4.86仪表空气106Nm3/a1.6四全厂定员1生产工人人962技术及管理人员人243总计人120五占地面积总占地面积m2146670约220亩六工程建设期工程建设期月18七财务基本数据1工程总投资万元71307.652年均营业收入万元76156.483年均营业税金及附加万元2326.824年均总成本费用万元65376.355年均利润总额万元8453.306年均税后利润万元6339.98八财30、务评价指标1投资利润率%11.402项目资本金净利润率%41.113项目投资财务内部收益率%18.09税前4项目投资财务内部收益率%14.69税后5项目投资财务净现值(i=13%)万元14945.13税前6项目投资财务净现值(i=13%)万元4780.41税后7项目投资回收期(含建设期)年6.38税前8项目投资回收期(含建设期)年7.14税后9盈亏平衡点(%)54.891.9 存在的主要问题及建议1）焦炉煤气直接排放到大气中，造成了严重的环境污染和资源浪费。以焦炉煤气为原料生产LNG，符合我国“节能减排”、“建设资源节约型、环境友好型社会”的发展规划。建议政府相关部门从鼓励清洁能源发展，缓解市31、场需求矛盾，保障能源供应安全，减轻环境污染等方面考虑，给予本项目土地、资源和税收等方面的大力支持。2）由于焦炉煤气中甲烷的含量较低，为了充分利用焦炉煤气中的有效组分（CO、CO2和H2），生产更多LNG，本报告选用了甲烷化技术，鉴于该技术国内目前仍然没有大规模应用于同类装置中，建议在后续的工作中充分的开展甲烷化相关技术的交流工作，以确保本项目积极稳妥的开展。3）本项目的原料为众多炼焦企业的尾气，是否可以正常生产受上游气源供应情况的影响较大，建议在乌海市政府的主持下落实好气源的供应协议。2 市场调研2.1 概述LNG是一种清洁、高效的能源。随着社会的发展、科技的进步以及人类对环境保护的意识增强，32、近年来，LNG作为清洁能源备受关注，天然气燃烧后二氧化硫和粉尘排放量减少近100%，产生的二氧化碳和氮氧化合物仅为煤的50%和20%，污染为液化石油气的1/4，煤的1/800。天然气液化后可以大大节约储运空间和成本，而且具有热值大、性能高等特点，是一种非常清洁的能源。目前全球天然气消费量已高达每年2.32万亿m3，占世界一次能源需求总量的24.3%。2.2 产品性能及用途2.2.1 产品性能a）绿色环保天然气作为一种清洁能源，采用天然气作为能源，可减少煤和石油的用量，因而大大改善环境污染问题。天然气燃烧时产生二氧化碳少于其他化石燃料，造成温室效应较低，因而能从根本上改善环境质量。b）经济实惠天33、然气与人工煤气相比，同比热值价格相当，并且天然气清洁干净，能延长灶具的使用寿命，也有利于用户减少维修费用的支出。天然气是洁净燃气，供应稳定，能够改善空气质量，因而能为地区经济发展提供新的动力，带动经济繁荣及改善环境。c）安全可靠天然气无毒、易散发，不含一氧化碳，比重轻于空气，一旦泄漏，立即会向上扩散，不易积聚形成爆炸性气体，安全性较高。LNG与天然气比较有以下优点：a）便于贮存和运输 液化天然气密度是标准状态下甲烷的625倍。也就是说，1 m3液化天然气可气化成625 m3天然气，由此可见贮存和运输的方便性。b）安全性好 天然气目前的储藏和运输主要方式是压缩天然气（CNG）。由于压缩天然气的压34、力高，带来了很多安全隐患。LNG的安全性是通过在设计、建设及生产过程中，严格地执行一系列国际标准的基础上得到充分保证的，LNG运行至今30多年未发生过恶性事故。c）间接投资少压缩天然气（CNG）体积能量密度约为汽油的26%，而液化天然气（LNG）体积能量密度约为汽油的72%，是压缩天然气（CNG）的两倍还多，因而使用LNG的汽车行程远，相对可大大减少汽车加气站的建设数量。d）调峰作用 天然气作为民用燃气或发电燃料，不可避免会有需要量的波动，这就要求供应上具有调峰作用。LNG作为电厂能源发电，有利于电网的调峰，安全运行和优化以及电源结构的改善。e）环保性 天然气在液化前必须经过严格的预净化，因而35、LNG中的杂质含量远远低于CNG，为汽车尾气或作为燃料使用时排放满足更加严格的标准（如“欧II”甚至“欧III”）创造了条件。2.2.2 产品用途1）工业用LNG a）替代燃油或燃煤LNG作为可持续发展清洁能源，具有明显的环境效益及社会效益，以LNG取代燃油后可以减少90%的二氧化硫排放和80%的氮氧化物排放，环境效益十分明显，是汽车的优质代用燃料。城市在汽车燃料方面逐步用LNG或天然气代替燃油。近年来，它已被世界许多国家重视和推广，俄罗斯在将LNG用于汽车运输、铁路运输、水上运输和空中运输方面积累了许多经验。英国的运输公司大部分采用LNG为车用燃料。b）特种燃料为了提高产品质量和档次，LNG36、是许多工业的不可或缺的特种燃料。由于LNG经过高度净化，以其为燃料，陶瓷工业生产的产品不会产生炭黑、颗粒、气泡、麻点等缺陷，窑炉内温度均匀，产品变形小，能够生产高档次的釉面砖。玻璃工业特别是特种玻璃（汽车玻璃、光学玻璃、液晶显示玻璃和微晶玻璃等）采用LNG为燃料生产的产品，清纯透明，色彩纯正，质量上乘。烟草生产过程以LNG为燃料，所产烤烟香气芬芳馥郁、烟味柔和优美、吸味协调醇和，色泽金黄纯正。因此陶瓷、玻璃和烟草工业属于LNG的高端用户，也是能源密集型的产业，LNG在该领域具有非常巨大的市场。2）调峰的备用气源LNG作为城市气化调峰之用比用地下储气库有许多优点。因LNG液化后其体积仅为气态时的37、1/625，在低温状态下储存量大，在用气量大的城市，需要设置LNG调峰作为被用气源，这项技术在国外已比较成熟，如美国、英国和加拿大的部分地区采用LNG调峰，我国在上海已建成并投入使用。3）中小城镇生活用LNG随着社会的发展、科技的进步以及人类对环境保护的意识增强，近年来，LNG作为清洁能源现备受关注，天然气燃烧后产生的二氧化碳和氮氧化合物仅为煤的50%和20%，污染为液化石油气的1/4，煤的1/800。随着居民生活水平的提高，中小城镇居民更希望能用洁净的能源，由于管道铺设投资费用大，LNG气化站具有比管道气更好的经济性，在中小城镇可采用LNG气化站作为气源供居民使用。4）临时性应用低温罐式集装38、箱可以用汽车运输，也可以作为临时储罐，集装箱的这一特性为搭建短期使用的供气设施成为可能，可以作成车装或撬装式的可移动设备，可用于应急，如一些小区在入住时天然气管道不能及时得到使用，可用临时性LNG气化站解决生活问题；也可作成车装或撬装式的L-CNG可移动加气站。总之，LNG对调剂国家天然气供应起着巨大的作用，可以解决国家能源的短缺，使没有气源的地区和距离气源远的地区供气得到保证，对有气源的地区则可以起到调峰及补充的作用，不仅使天然气来源多元化，而且有很大的经济价值和社会价值。2.3 产品供需现状及需求预测2.3.1 国外LNG供需现状及需求预测近年来，世界LNG贸易扩展十分迅速。1970年为239、00万吨/年、1980年为2300万吨/年、1990年为5300万吨/ 年，2000年已达到达到9924万吨/年。LNG占整个天然气贸易量的比例已由1970年6%、1980年16%、1990年24%增长到2000年26%。预计2010年全球各地区LNG消费需求比例分别为：美国和欧洲占45%，日本、台湾和韩国占34%，中国和印度占15%。全世界LNG生产能力将形成一个逐渐增长的互联供应网络，LNG贸易正在呈现全球化的发展趋向。2.3.2 国内天然气产品供需现状2005年 2006年 2007年 2008年1）国内天然气生产状况图2.1 20052008年我国天然气产量统计情况(亿立方米)据中国石40、油和化学工业协会资料，2005年我国天然气产量为499.5亿立方米；2006年我国天然气产量约585.5亿立方米，同比增长17.2；2007年我国生产天然气693.1亿立方米，与上年相比增长18.4%；2008年我国生产天然气760.8亿立方米，与上年相比增长9.8。2）国内天然气消费状况2005年 2006年 2007年 2008年图2.2 20052008年我国天然气消耗量统计情况（亿立方米）近几年我国天然气产量和消费量都保持了两位数以上的增长幅度。2005年我国天然气消费量约457亿立方米，2006年我国天然气消费量约556亿立方米，同比增长21.7；2007年我国天然气消费量为673亿41、立方米，增长21；2008年我国天然气消费量达到748亿立方米（数据来源：国家统计局，中国石油和化学工业协会）。2.3.3 国内LNG产品供需现状1）国内LNG需求状况2005年我国液化天然气的需求量约为3088万吨（相当于400亿立方米），2006年我国液化天然气的需求量约3396万吨（相当于440亿立方米），2007年我国液化天然气需求量约3786万吨，2008年约4168万吨（数据来源：国家统计局，中国石油和化学工业协会）。2006年 2007年 2008年图2.3 20062008年我国LNG需求量统计情况（万吨）2）国内LNG进口状况图2.4 20052008年我国LNG进口量统计情42、况（万吨）随着我国各行业的快速发展，我国对液化天然气的需求量将会进一步增大。近几年，我国天然气消费增速加快，天然气供应越来越紧张。2005年开始，我国LNG进口逐年加快，2005年、2006年、2007年我国LNG进口量分别为482.80吨、68.75万吨和291.3万吨，2008年中国液化天然气进口总量为333.6万吨，比2007年同期增长14.5（数据来源：国家统计局，中国石油和化学工业协会）。由于供需缺口不断放大以及能源价格的大幅回落，预计未来几年我国液化天然气进口量仍然保持较大规模且有所增长。3）国内液化天然气产量分析2006年我国LNG产量已达到3326万吨，成为世界第三位；随着我国43、液化天然气需求量的增长，2007、2008年我国液化天然气的产量也有较大幅度的增长，增长比例约9（数据来源：国家统计局，中国石油和化学工业协会）。据权威资料显示，预计2009年全球的LNG产量将增加14%，由于金融危机的缘故，增长幅度会有所下降，但依然能保持10以上的增长比例。2006年 2007年 2008年图2.5 20062008年我国LNG产量统计情况（万吨）随着全球LNG生产和贸易日趋活跃，LNG将逐步成为我国天然气利用的新热点。近年来，我国LNG在生产、消费及进口量方面逐年上升。中国天然气利用极为不平衡，天然气在中国能源中的比重很小。从中国的天然气发展形势来看，天然气资源有限，天然44、气产量远远小于需求量，供需缺口越来越大，供需的空缺主要依靠LNG弥补。尽管还没有形成规模，但是LNG的特点决定LNG发展非常迅速。可以预见，在未来1020年的时间内，LNG将成为中国天然气市场的主力军。2.3.4 国内液化天然气的生产情况截至目前，我国已建成的LNG生产厂共有8家，生产规模达86.8万吨。从目前国内现有的液化气厂的处理能力来看，在天然气源充足的情况下，国内LNG的供应量如下。表2.1 国内已建成的LNG工厂列表（单位：104 m3/d）序号名 称规模地 点投产时间1河南中原绿能高科15濮阳油田2001年11月2新疆广汇（一期）150鄯善吐哈油田2004年9月3海南海燃25海口福45、山油田2005年4月4中石油西南分公司4四川犍为县2005年11月5江阴天力燃气5江苏江阴2005年12月6新奥燃气15广西北海涠洲岛2006年3月7泰安深燃15泰安道朗镇2008年3月8鄂尔多斯星星能源100乌审旗2008年12月表2.2 国内LNG供应量列表（单位：万吨）名 称供应量河南中原绿能高科3.9新疆广汇（一期）39.7海南海燃6.6中石油西南分公司1.1江阴天力燃气1.3新奥燃气3.9泰安深燃3.9鄂尔多斯星星能源26.4总计86.8注：这里是以1t=1380立方米计算的。以液化天然气厂年工作365日计，国内现有液化天然气厂在天然气源充足情况下最大供应量如表2.2所示。2.3.546、 国内液化天然气产品需求预测目前，我国天然气消费量和产量增幅均居全球第二。据相关预测显示，到2010年消费量为1100亿立方米，而届时国内天然气生产所能提供的只有900亿立方米，天然气供应缺口达200亿立方米；2015年我国天然气需求将达1600亿立方米，而国内生产能提供的只有1200亿立方米，供应缺口达400亿立方米；2020年消费量为2000亿立方米，缺口将至少达到800亿立方米。到2030年消费量将达到3000亿立方米，到2050年消费量会达到4500亿立方米。这一缺口有待液化天然气（LNG）或开发其它天然气（如焦炉煤气、煤层气和瓦斯气等）予以补充。而在进口天然气方面，发改委预计到20247、0年，中国要进口350亿立方米，相当于2500万吨/年，是目前广东省接收站的总量的7倍。表2.4 国内天然气需求预测 年 份项 目1998200520052010202020302050需求量（亿m3）-4601000200030004500年增长（亿m3）202010810010075增长率（%）101015202009年 2010年 2011年在国际石油紧缺的情势之下，中国的能源危机越发显得更加严重。中国的能源结构以煤炭为主，石油、天然气只占到很小的比例，远远低于世界平均水平。随着国家对能源需求的不断增长，引进LNG将对优化中国的能源结构，有效解决能源供应安全、生态环境保护的双重问题，实现48、经济和社会的可持续发展发挥重要作用。2009年 2010年 2011年图2.6 国内LNG产量预测情况（万吨）我国能源发展“十一五”规划提出，天然气占一次能源消费总量的比例将在5年内提高2.5个百分点，到2010年达到5.3%。同时“十一五”规划纲要提出“节能减排”的要求，指出在“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20%左右、主要污染物排放总量减少10%。这是贯彻落实科学发展观、构建社会主义和谐社会的重大举措；是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择。2.3.6 内蒙古自治区天然气产品供需情况内蒙古鄂尔多斯盆地天然气总资源量即11.14万亿立方米，占全国的22%，2009年长庆油田在鄂尔多49、斯盆地的天然气产量将达180亿立方米，到2015年天然气产能将达到300亿立方米/年。内蒙古境内资源量占全盆地资源量的41%，全盆地探明储量1.25万亿立方米，自治区境内天然气探明储量7900亿立方米，且开发利用技术条件也非常成熟，已有靖边、榆林、乌审旗、大牛地、苏里格五大超千亿Nm3的大型气田逐年开发建设，具备向外供气80多亿Nm3的产能，目前已建成3座天然气净化厂，并且仍在加速推进新净化厂的建设，2013年净化供气能力将达200亿Nm3。随着勘探程度的深入和勘探面积的扩大，内蒙古自治区境内天然气储量将进一步增大。同时，内蒙作为煤炭资源大省，除气藏气外煤层气资源也非常丰富，达到了全国储量（350、6万亿立方米）的50%以上，潜在发展前景更加广阔。华油天然气股份有限公司目前正在努力打造内蒙古中西部及周边地区(包括鄂尔多斯、呼和浩特市、包头市、乌海市、巴彦淖尔市、乌兰察布市、阿拉善盟及陕西神木、府谷地区)的LNG加气网络。该项目将LNG生产、LNG加气站及其终端紧密联系在一起，建成了产、运、销一体化的网络。该项目的目标市场定位于内蒙古中西部及周边地区(包括鄂尔多斯、呼和浩特市、包头市、乌海市、巴彦淖尔市、乌兰察布市、阿拉善盟及陕西神木、府谷地区)城际间运行的大、中型货、客车，特别是煤炭运输车辆。截止2008年底的统计数据显示，区域内大、中型货车的保有量为20万辆，大、中型客车保有量约为2万51、辆(不包括城市公交车、出租车、公务车及私家车)。保守估算，按大、中型货、客车保有量的80%在区域内运行，且6年内燃油改燃气的比例为60%来计算，目标市场的货车数量确定为9万辆，客车数量确定为1万辆，用气量约为42亿方/年。该项目的LNG加气站规划建设在内蒙古中西部及周边地区城际间一级公路、二级公路、运煤专线及盟市绕城路沿线，主要覆盖：京藏高速、包茂高速、G110国道、109国道、210国道、208国道、呼大高速、S103省道、S211省道、S313省道、S217省道、包府线、德敖线、曹羊线、边贾线、阿四线、棋千线，道路全长约3600公里。目前，华油天然气股份有限公司已开始在内蒙古自治区巴彦淖尔52、市磴口县投资建设30104m3/d的天然气液化厂以及LNG加气站的选址及建设工作。本项目的实施将有力地推动该网络建设，为LNG加气网络的推广及覆盖提供稳定可靠的气源供应。2.4 LNG市场价格分析2.4.1 LNG价格现状LNG价格在不同地区和各个时间内会有所波动，但基本上都是按照替代燃料的原则来确定的。亚洲LNG价格以替代石油为基础，欧洲和美国以替代管道天然气为基础。数据显示，美国天然气价格是同等热值汽油价格的80%-90%，为了维持价格稳定，保证供应，目前中国仍限制天然气价格的上涨，市场价格仅是同等热值汽油价格的30%。通常情况下，城市天然气价格包括出厂价（从气田开采出来的成本价格）、管输53、价（管道运输费用）、门站价（进入城市管网前的价格，相当于出厂价+管输价）、城市管网价（终端消费价格）。目前，天然气出厂价和管输价由发改委确定，根据开采成本和运输距离，实行一线一价。这形成了国内各地不同的天然气价格。根据国家发展改革委价格监测中心数据，2009年11月国内主要城市民用天然气价格如表2.5所示。表2.5 国内部分地区2009年的天然气销售价格序号地 区规格、等级价格(元/Nm3)备 注1北京市民用2.052天津市民用2.23石家庄市民用2.24唐山市民用1.95秦皇岛市民用3.386邢台市民用2.27大同市民用28长治市民用1.79运城市民用2.310包头市民用1.5711沈阳市民54、用2.412锦州市民用2.413长春市民用2目前，我国天然气供气管网中。西气东输一线天然气主要由新疆塔里木气田供给，入网价格为0.522元/Nm3。陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为0.681元/Nm3。加上管输线费用，以北京为例，终端用气价格为2.05元/Nm3。西气东输二线西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，东达上海，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、北京等14个省区市，管道主干线和8条支干线全长9102公里。该线已于2010年1月21日实现向北京供气。西气东输二线管道与中亚天然气管道联为一体，主供气源来自土库曼斯坦，补充气源来自哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦。也可将我国新疆地区生产的天然气输往沿55、线中西部地区和长三角、珠三角等用气市场。按照西气东输二线与国际油价挂钩的定价公式，当国际石油价格为80美元/桶时，天然气在霍尔果斯的边境完税价格为2.20元/Nm3。按照西气东输二线全线平均管输费1.08元/Nm3计算，城市门站平均价格将达到3.28元/Nm3。以上海为例，加上0.84元/Nm3的管输费用，土库曼斯坦天然气到上海门站的成本为3.04元/Nm3。而在北京，加上0.70.8元/Nm3的管网费，到北京门站就要2.9-3.0元/Nm3。与现有天然气供气价格相比，西气东输二线的终端用气价格低于供气价格。2.4.2 可承受价格分析LNG用户可承受价格主要取决于两个因素：用户的购买能力和液化56、天然气的替代能力。1）购买能力内蒙古自治区2008年城镇居民人均可支配收入14480元/年。按每户3.5人、每户每天用气0.5 m3、气价2.2元/m3 计算，每户每年的燃气费用401.5元，占可支配收人的0.83%，低于建设部建议的合理水平5%。这说明居民对此价格不敏感，有较强的承受能力。2）替代能力我国中东部大城市的民用液化石油气价格为5.57.5元/公斤，即82.5112.5元/瓶(15 kg)，折合成天然气为4.15.6元/m3，而目前民用天然气价格普遍为2.13.0元/m3，相当于液化气的一半。天然气净热值8500 kcal/m3，LPG净热值12000 kcal/m3，煤制气净热值57、4200 kcal/m3，柴油净热值8648 kcal/L，93#汽油净热值7965 kcal/L。1立方米天然气的热值相当于1.06升的93号汽油，即便天然气的价格为4元/m3，也要比汽油节省35%。据乐观测算：目前1升93号汽油的价格为6.3元，97号汽油的价格为6.6元。如按每辆公交车日行驶300公里消耗93号燃油约84升估算，每天的油钱需要529元；一年按350天计算，每辆公交车一年就需要18.5万元的油钱。油改气后，即使1 m3天然气价格为4元，平均每辆车行驶300公里/日耗气约79 m3，每天的燃气费需要316元；同样一年按350天计算，每辆公交车一年只需要燃气费11万元。换句话说58、，油改气后每辆公交车一年可节省油费近7.5万元。3）LNG价格水平2009年3月在北京举办的2009天然气市场发展论坛上，根据中国城市燃气协会权威人士证实，关于天然气价格改革，目前一共有6套方案，国家发改委正组织专家对这些方案进行论证。他还表示，改革方案与国际天然气价格逐渐接轨的大方向已经确定。海南省海口市物价局已于2009年12月率先发布关于调整我市管道天然气价格的批复（市价字2009153号），将管道天然气价格由2.10元/Nm3调整为3.60元/Nm3。2009年11月，由于天然气被输往遭受暴雪来袭的中国北部，中国中部和东部省份面临近几年来最严重的天然气供应短缺情况。武汉市加气站停止供气59、，杭州也因天然气短缺关停了11家企业。公开披露的消息显示：武汉的用气缺口高达60万Nm3/d，管网压力仅为往常一半。武汉市出台应急措施，烧气出租车改烧油后，每台车每天补贴100元。此外，因杭州的天然气来自“西气东输”一号线，杭州在管道下游最末端，短缺影响更明显。南京的用气缺口达40万Nm3/d,占计划用气的40%。另一方面，受“气荒”刺激、天然气提价的预期增大，带“气”字的股票应声而动。陕天然气四个交易日价格涨5元/股，涨幅为25%；大通燃气从9元涨到12.5元，涨幅为39%；深圳燃气涨5元/股，涨幅为38%；长春燃气涨5元/股，涨幅为62%。普遍认为，天然气出现短缺是由于价格形成机制的极端不60、合理而造成的，全国范围新一轮的天然气价格调整预期将在2010年二季度进行。2009年6月我国部分地区LNG价格如表2.6所示，2010年2月我国部分地区LNG价格如表2.7所示，表2.6 2009年6月全国LNG价格地区生产厂提货形式地点价格备注西北新疆广汇车提新疆鄯善2,000成交在1.6-1.7元/立方米，约合2250元/吨。宁夏西宁车提宁夏西宁3,100到华南包运费 3800-4100元/吨，不同地区不同出厂价西南重庆民生车提重庆石柱3,300华南海南海燃车提海南福山4,000到珠三角加运费后约4300元/吨珠海横琴车提珠海横琴4,000华北绿能高科车提河南濮阳3,300鄂尔多斯星星能源61、车提内蒙鄂尔多斯3,1005月中下旬恢复生产山西港华车提山西晋城3,500液化煤层气，有优惠华东苏州华峰车提江苏苏州3,700成交 3,500-3,700元/吨江苏江阴车提江苏江阴3,700成交 3,500-3,700元/吨泰安深燃车提山东泰安3,500成交 3,300-3,500元/吨表2.7 2010年2月全国LNG价格地区生产厂提货形式地 点价格备 注西北新疆广汇车提新疆鄯善3,3002.4元/Nm3，已订大宗合同华南海南海燃车提海南福山4,8003.5元/Nm3华北山西顺泰车提山西沁水4,8003.5元/Nm3华东泰安深燃车提山东泰安4,8003.5元/Nm3因此，根据市场预期以及国内62、市场上天然气销售的现有价格，本项目所产液化天然气价格暂定为2.2元/Nm3（折2665元/吨）。3 工艺技术方案焦炉煤气是炼焦的副产品，其主要成份为H2和CH4，是一种良好的化工原料和高热值燃料。但其所含杂质（如各种形态硫、焦油、苯、萘、氨和氢氰酸等）种类繁多，成份复杂，严重影响了其使用范围。实现焦炉煤气的综合利用和下游产品的多元化，是从根本上治理环境、变废为宝的有效途径。如何将其综合利用，需要以科学发展的角度进行产品方案的设计。本技术方案进行产品方案设计的基本原则是：l 技术成熟可靠、具有工程的可行性；l 实现投资最小化、利润最大化；l 产品应具有较强的抵御市场风险能力；l 物尽其用，充分利63、用；焦炉煤气中含有H2、CO、CH4和CO2，可供生产的产品有：LNG、甲醇、液氨、尿素和双氧水等。但是一个不争的事实是：焦炉煤气中H2/(CO+CO2)=4.8，单纯以焦炉煤气为原料只生产上述任何一种产品均不能充分利用。经过多年的研发，以焦炉煤气制甲醇的技术得到了较大发展，其中焦炉煤气部分氧化转化制甲醇以及双气头制甲醇已经成为成熟的技术路线。但是，部分氧化转化法将焦炉煤气中的甲烷转化后仍无法达到合成甲醇的最佳H2/(CO+CO2)比，氢气仍然存在部分过剩，并且产品单一，抵御市场风险的能力较弱；在此基础上，采用双气头补碳（CO）工艺，目的是使转化后的焦炉煤气与汽化煤气匹配，达到甲醇合成的最佳H64、2/(CO+CO2)比，提高了甲醇产量，也充分利用了焦炉煤气中的有效组份，经济性相比有所改善。但是，近年来国内大型甲醇装置不断投产，市场趋于饱和的状况已经初现端倪。同时，受美国次贷危机的影响，国际原油价格不断走低，甲醇的价格也随之一路下滑，现已降至1800元/吨左右。因此，单一生产甲醇的工艺方案显然不能应对市场变化的风险。基于上述因素，本技术方案建议：以焦炉煤气为原料，采用甲烷化技术生产LNG，并富产高纯度氢气。事实上，在产品方案确定的前提下，焦炉煤气综合利用的关键是需要解决如何以较小的能耗实现焦炉煤气的净化和分离问题。本方案气源为乌海西来峰工业园区焦炉气净化厂，从净化厂出来的焦炉气已经达到进65、入甲烷化工序净化要求，本报告主要涉及甲烷化、深冷分离技术方案：3.1 甲烷化技术方案3.1.1甲烷化反应简介甲烷化反应是指气体CO和CO2在催化剂作用下，与氢气发生反应，生成甲烷的强放热化学反应。甲烷化反应属于催化加氢反应。其反应方程为：通常能量分配为：100% 80% + 20%（反应热）即80%的能量转换为产品，另外20%以反应热的形式释放。通常工业生成中的甲烷化反应有两种：一种是用于合成氨及制氢装置中，在催化剂作用下将合成气中少量碳氧化物（一般CO+CO20.7）与氢反应生成水和惰性的甲烷，以削除碳氧化物对后续工序催化剂的影响。用于上述甲烷化反应的催化剂和工艺的研究可以追溯到上世纪初，当66、时主要是用于脱除合成气中残留的少量碳氧化物（CO和CO2），自1902年发明了用于催化甲烷化反应的镍基催化剂以来，化肥生产中用于甲烷化的催化剂和工艺绝大多数围绕这类催化剂进行研究。另一种是人工合成天然气工艺中的甲烷化，其原料气中的碳氧化物（CO+CO2）浓度较高。以煤制合成气(高CO含量)为原料的合成天然气(甲烷化)研究始于20世纪40年代，在经历了上世纪70年代的石油危机后，人们又开始重视以煤为原料生产合成天然气的研究工作，从而使合成天然气的研究进入高速发展时期。3.1.2甲烷化反应技术进展1）国外技术进展a）鲁奇公司甲烷化技术20 世纪70 年代，世界出现了自工业化革命以来的第一次石油供应67、危机，引起了各国政府和企业家的广泛关注。当时西德鲁奇公司（Lurgi）和南非沙索公司在南非F-T煤制油工厂旁建了一套半工业化煤制合成天然气甲烷化试验装置，同时，鲁奇公司和奥地利艾尔帕索天然气公司在奥地利维也纳石油化工厂建设了另一套半工业化的甲烷化天然气试验装置。两套试验装置都进行了较长时期的运转，取得了可喜的试验成果。1984年美国北达科他州的大平原（Great Plain）公司建成389万m3/d 的煤制天然气工厂（相当于日产原油2万桶）。该工厂采用鲁奇纯氧干排灰压力气化技术、用Lurgi MarkIV 气化炉气化高含水（30%）褐煤，年消耗褐煤量为423万t。出气化炉的粗煤气先低温甲醇洗净68、化, 然后约30%的煤气通过耐硫耐油变换、以调整煤气中的H2/CO比约为3:1，变换后的煤气与旁路煤气混合，在2.4MPa高压下进行甲烷化反应。产品气含甲烷96%，热值35564 kJ/m3以上，该厂于1980年动工，1984年投入运行。该装置由鲁奇公司设计，最初采用的是BASF公司的催化剂，后改用Davy公司的催化剂，现已正常运行了20多年。b）丹麦托普索公司甲烷化技术1978年丹麦托普索公司在美国建成72000m3/d的甲烷化合成天然气厂，1981年由于油价降低到无法维持生产，被迫关停。目前丹麦托普索公司推出一种甲烷化制天然气的TREMP技术，该技术采用托普索的MCR-2X催化剂，可将煤炭69、或生物质转化为天然气，目前已经在半商业规模的不同装置中得到证明。MCR-2X催化剂在托普索中试装置和德国Union Kraftstoff Wesseling(UKW)的中试装置中均进行了独立测试。中试装置最长的运行时间达到了10000 h，累计运行记录超过了45000 h。在TREMPTM工艺中，反应在绝热条件下进行。反应产生的热量导致了很高的温升，通过循环来控制第一甲烷化反应器的温度。MCR-2X催化剂无论在低温下（250）还是在高温下（700）都能稳定运行。反应器在高绝热温升下运行的可能性使循环气体量减少，降低循环机功耗。除了核心技术外，因为生产甲烷的过程要放出大量的热量，如何利用和回收甲70、烷化热量是这项技术的关键。托普索公司可以将这些热量再次利用，产出高压过热蒸汽，这些蒸汽可以用于驱动透平。托普索TREMPTM工艺的特点如下：l 单线生产能力大，在10万m3/h20万m3/h天然气之间。l MCR-2X催化剂活性好，转化率高，副产物少，消耗量低。l MCR-2X催化剂使用温度范围很宽，在250700范围内都具有很高且稳定的活性。催化剂允许的温升高，循环比低，设备尺寸和压缩机能力小。l MCR-2X催化剂在高压情况下，可以避免羰基形成，保持高活性、寿命长。l 可以产出高压过热蒸汽（8.6 MPa12.0 MPa，535），用于驱动大型压缩机，每1000 m3天然气副产约3 t高压71、过热蒸汽，能量效率高。l 冷却水消耗量极低（每生产1 m3产品气，冷却水消耗低于1.8 kg）。l 高品质的替代天然气，甲烷体积分数可达94%96%，高位热值达37260 kJ/m338100 kJ/m3，产品中其他组分少。l 甲烷化进料气的压力高达8.0 MPa，可以减少设备尺寸。c）DAVY公司甲烷化技术（CRG）CRG技术最初是由英国燃气公司（BG公司）在20世纪60年代末期至70年代初开发，是将容易获取的液体馏分作为原料来生产低热值城市煤气的工艺流程中的一部分。原料石脑油和蒸汽经过绝热的CRG催化剂床层，石脑油在低温下进行转化而生产出富含甲烷的气体。为了弥补天然气来源的不足，采用CRG72、技术在英国建造了许多装置。从20世纪70年代末期和80年代初期，BG公司开发了使用CRG催化剂的工艺，将来自煤气化炉的氢气和一氧化碳气体进行甲烷化反应。美国大平原煤制天然气装置使用了与BG公司相类似的工艺，并且CRG催化剂已在该装置上成功地使用了很多年，充分证明了CRG催化剂在商业化规模装置上的适用性。20世纪90年代末期，Davy工艺技术公司获得了将CRG 技术对外转让许可的专有权，并进一步开发了CRG技术和催化剂，向市场推出了最新版的CRG催化剂，即CEG-LH催化剂。Davy甲烷化工艺技术除具有托普索TREMPTM工艺特点外，还具有如下特点：l CEG-LH催化剂已经经过工业化验证，拥有73、美国大平原等很多业绩。l CEG-LH催化剂具有变换功能，合成气不需要调节H/C 比，转化率高。l CEG-LH催化剂使用范围很宽，在230700范围内都具有很高且稳定的活性。l 甲烷化压力高达3.0MPa6.0MPa，可以减少设备尺寸。d）日本关西热化学株式会社甲烷化技术上世纪80年代初期，日本关西热化学株式会社用于煤制气提高热值的研究，经过三年的研究，完成了焦炉煤气转化为代用天然气的技术开发，使热值由原来的4500 kcal/Nm3提高到11000 kcal/Nm3，关西热化学株式会社的这项技术，采用配碳技术，反应压力约为0.85MPa，CO接近100%转化。甲烷化后低热值的气体CO2、N74、2和H2经变压吸附法分离，经分离后天然气的热值约在10000 kcal/Nm3。目前国外拟建的甲烷化相关项目情况如下:2007年1月，美国伊利诺斯州杰斐逊的煤气化工厂开工建设煤制天然气工厂。该工程采用GE公司的Texaco 气化炉和丹麦托普索公司甲烷化技术生产天然气，将于2010年投入运行，每年可将约400万吨煤炭转化为天然气。南印第安纳州也计划投资15 亿美元，采用甲烷化技术建设一个年产11亿m3/a合成天然气工厂。美国博地能源公司和康菲石油公司在联合开展一个投资30亿美元，年产14.1619.82亿m3的甲烷化煤制天然气工厂可行性研究工作，工厂选址在肯塔基州。2）国内技术进展我国从20世纪75、80年代初，根据城市煤气化发展的实际情况，进行煤气甲烷化技术开发研究工作，开发了多种催化剂和工艺，并进行了中试，但均没有实现工业化。我国从事煤气甲烷化研究工作的单位主要有大连化物所、北京溯希至清科技有限公司、化工部化肥所、西南化工研究所、西部化工研究院和中国科技大学等。为了配合我国中小城市煤气化发展的进程，在国家“八五”科技攻关计划的支持下，化工部化肥所和煤炭科学研究总院共同在秦皇岛煤气厂建立了中试试验装置，进行了常压两段炉水煤气甲烷化的中试试验研究，完成了1000h催化剂的寿命试验，1997年完成全部试验研究工作，顺利通过科技部组织的鉴定。中国科学院大连化学物理研究所在低热值煤气甲烷化制取中76、热值城市煤气方面进行了大量研究工作。1990年与鞍山焦耐院及青浦化肥厂合作建成了3.5万m3/天甲烷化示范工程，并相继建成了10个工厂，主要用于水煤气常压部分甲烷化以提高热值做城市燃气，基于市场的原因，目前已没有装置运行。近年来，中国科学院大连化学物理研究所开发了专门用于CO2甲烷化的催化剂，已在实验室完成1000h实验，并且在贵州用于合成氨尾气甲烷化制液化天然气的工业应用，但目前还没开车，同时该所与大唐国际合作，开发了可耐700高温的甲烷化催化剂，1000h实验室试验已完成，目前正准备进行侧线实验。此外，针对焦炉煤气甲烷化制天然气项目，他们又开发了一种能耐550以上高温的甲烷化催化剂，目前正77、在山东铁雄能源煤化有限公司开展中试实验。1992年西北化工研究院、五环工程公司（化工部第四设计院）及北京顺义合作建成50000m3/天煤气甲烷化工程。西南化工研究院也开展了焦炉煤气甲烷化催化剂的研究工作，该催化剂温度范围为300650，但只在实验开展了120h实验研究。西北化工研究院在耐高温甲烷化催化剂用于城市煤气方面开展了研究工作，其催化剂能耐650的高温。北京溯希至清科技有限公司在耐硫甲烷化催化剂用于焦炉煤气方面开展了研究和实验工作。其甲烷化催化剂耐硫可达5mg/Nm3，并已在4000Nm3/d的实验装置运行中稳定运行1500h。目前，该公司与内蒙古乌海市华资煤焦有限公司共同投资建设焦炉煤78、气生产天然气项目，首期投资2000万元，年处理焦炉煤气4000万立方米。2009年5月，石化产业振兴规划出台，将甲烷化煤制天然气列为煤化工的五类示范工程之一，并指出要重点抓好现有的示范工程。尽管国家对煤制天然气项目的审批一直持非常谨慎的态度，但国内众多能源企业看好这个巨大的市场先机，并已经启动了项目运行。自2008年以来，各大能源企业在甲烷化煤制天然气领域掀起千亿投资大战。目前国内规划的项目已经有9个，合计产能约为21010Nm3/a（如下表所示）。序号建设单位及地点开始时间投资（亿元）产量亿（Nm3/a）1大唐集团能源化工有限公司内蒙古赤峰市克什克腾旗2009年257402大唐集团能源化工有79、限公司辽宁省阜新市2009年257403内蒙古汇能煤化工有限公司鄂尔多斯悖牛川煤电煤化工园区164神华集团鄂尔多斯200205华银电力与内蒙古海神煤炭集团有限责任公司合资建设156中海油公司与同煤集团合资1800万吨原煤7新疆庆华集团伊犁558新汶矿业集团(伊犁)2009年89.2209神东天隆集团有限责任公司新疆煤化工分公司吉木萨尔县五彩湾矿区2009年68.513由于本项目建设规模较大，从技术可靠稳妥的角度出发，本报告暂以托普索甲烷化技术的相关参数开展工作，具体选择何种技术，需在初步设计阶段进行技术交流后确定。3.2 制冷与液化流程的选择制冷与液化流程是天然气液化分离装置的核心部分，主要由80、制冷系统及液化分离系统组成。目前LNG工厂采用的制冷流程主要有三种：即膨胀机制冷流程、复叠制冷流程和混合制冷剂制冷流程（MRC）。3.2.1 膨胀机制冷流程带膨胀机的制冷液化循环，冷量主要是由气体在膨胀机中的绝热膨胀产生的。它又可以分为直接膨胀制冷和间接膨胀制冷二种。图3.1表示的是直接膨胀制冷的天然气液化循环，它利用气体的自身压力在膨胀机中绝热膨胀制冷，使天然气液化，因此，几乎不消耗额外的能量，但它的液化率比较低，一般在715%。因此，也不适合本项目的情况。图3.1 直接膨胀制冷液化循环图图3.2表示的是间接式膨胀机制冷液化循环，它使用另一种气体（例如氮气）经过压缩，进入冷箱，膨胀制冷来液化81、天然气。这种循环几乎可以全部液化天然气。它属于气体制冷循环，与复叠式和混合制冷剂循环相比，这种循环流程特点是：机动灵活、装置简单，但能耗相对略高一些，多用于中、小型设备。本项目规模较大，不适宜采用间接式膨胀机制冷的方案。图3.2 间接膨胀机制冷液化循环图膨胀机制冷液化流程根据制冷剂的不同又可分为氮气膨胀制冷（单级、双级）、氮甲烷膨胀制冷和天然气膨胀制冷等。3.2.2 复叠制冷流程复叠制冷流程是由几个气体制冷循环复叠而成。例如可以用丙烷、乙烯和甲烷为制冷剂的制冷循环复叠制冷以实现天然气的液化（如图3.3所示）。丙烷在压缩机压缩后经水冷却后，成为液体，液态丙烷节流后蒸发制冷（温度约为-45），用它82、来冷却乙烯，使压缩后的乙烯液化，液态乙烯节流后蒸发制冷（温度约为-100），用它来冷却压缩后的甲烷，并使甲烷液化。液态甲烷节流后蒸发制冷（温度约为-160），用它来使原料天然气液化和过冷。原料天然气净化后，先在丙烷冷却器和乙烯冷却器中冷却，然后在甲烷冷却器中冷凝成液体，减压后进入储槽，其蒸汽可进入燃料气管网。该制冷流程的能耗最低，但机组较多、附属设备多（要有专门生产和储存多种制冷剂的设备），其投资最大，而且流程、管道与控制系统复杂，操作、维护均不方便。图3.3 复叠式制冷循环图3.2.3 混合制冷剂流程混合制冷剂液化循环是20世纪60年代末在复叠式制冷液化循环的基础上发展起来的，其流程如图3.83、4所示。图3.4 混合制冷剂液化循环图它以多组分混合物作为一种制冷剂，代替了复叠式制冷液化循环中的单组分的多种制冷剂，从而简化了流程。混合制冷剂一般是56种组分的混合物，工作时利用混合物中重组分先冷凝，轻组分后冷凝，让它们依次节流，蒸发制冷，最后使天然气液化，具体实施时有多种变形流程。其特点是设备相对复叠式制冷简单，能耗较低，但制冷剂需要专门配制，适用于大规模天然气液化和气体组分稳定的场合。适合焦炉煤气液化分离的各液化流程的优缺点如表3.2所示。表3.2 液化流程比较一览表 流程类别比较项目混合制冷剂（MRC）N2-CH4膨胀单级氮气膨胀双级氮气膨胀能耗（kwh/Nm3）0.43-0.500.84、75-0.80.8-0.90.72-0.78启动时间长略长短短操作维护一般一般最简单简单投资较大适中小适中注: 表中能耗为综合生产能耗。MRC流程与膨胀机制冷流程相比能耗较低，单产电耗节省约0.2 kwh/Nm3以上，长期运行费用低，有利于提高产品的市场竞争力。目前已被广泛应用于大型天然气液化装置中。由于本项目液化规模较大，本报告暂选择混合冷剂循环作为LNG生产的制冷流程。3.3 LNG储存方案的选择LNG产品的储存方式有两种，即常压储存和带压储存。根据石油天然气工程设计规范（GB50183-2004）的划分，LNG的常压贮槽属于全冷冻式结构，带压储存的子母罐属于半冷冻式结构。小型LNG液化或85、接收站常采用储罐常压或带压储存方式，更多的是采用中压子母罐的方式。子母罐是多个能够承压的子罐并联排列组成内罐来满足低温LNG液体的储存，多个子罐由一个大型外罐包围，因为外罐尺寸巨大不能承压而不能抽真空，常采用保温材料堆积隔热。带压储存的优点是罐装方便，即使LNG泵出现故障或停电等，存储在储槽中的LNG照样可以靠自增压快捷方便地装车，同时这种方式储存可以降低生产能耗，这种流程比常压储存方式的制冷能耗约低0.2 kW/Nm3。缺点是容量受限制，材料使用量大，加工制造费用高，大于5000立方米的容量经常采用低压储槽替代储罐来储存LNG。大型LNG场站一般采用常压储槽来储存LNG，进入贮槽的LNG为低86、压高密度产品，LNG产品的贮存、运输效率高，制冷能耗略大，但加压装车后液体处于过冷状态，在运输过程中气化量少；储槽外观体积及占地面积相同的情况下储量远大于子母罐。本项目原料焦炉煤气每小时10万标立，通过甲烷化后每小时得到LNG的体积数约为67.75 m3/h，即每天得到1626 m3LNG，考虑到生产能力、销售与运输，厂区内储罐至少应该能够满足710天左右的储存能力，储罐在充装时需留出一定的空间，作为介质受热膨胀之用，不得将储罐充满，故本项目每个装置选用20000 m3常压储槽。4 工艺流程4.1工艺流程及物料平衡本项目LNG装置主要包括甲烷化、脱汞、脱水及纯化、LNG液化及产品储存工序。全厂87、的工艺流程简图如图4.1所示，全厂物料平衡表如附表1所示。4.2流程简述4.2.1 甲烷化甲烷化反应是一个强放热反应，如何控制反应温升和回收反应热量是整个工序的核心。本项目采用3段绝热床反应器，采用段间换热和部分回流的工艺移除反应热并降低反应器入口CO含量，从而控制反应温升。来自精脱硫工序的焦炉煤气首先与出二段反应器的气体换热，被预热后进入一段反应器，一段反应器的出口温度约650，经废热锅炉换热后，部分原料气换热后被冷却至40进入循环压缩机，与新鲜原料气混合，并控制一段反应器入口甲烷含量约25%。其余部分接着进入二段反应器，二段反应器的出口温度约600。回收热量后进入气液分离器，分离部分前两段88、反应过程中产生的水分，这有利于改变三段反应器的化学平衡，进一步降低CO和CO2的含量。出三段反应器的焦炉煤气中CO100ppm，CO2含量约0.3%。经废热锅炉回收热量后送入脱汞工序。废热锅炉可富产3.8MPa(G)，425过热蒸汽，送至液化分离工序用作混合冷剂压缩机的透平驱动。4.2.2 脱汞焦炉煤气中可能会含有极微量的汞元素。尽管汞的含量极微，但在焦炉煤气制冷过程中，金属汞会在制冷材质（多为铝合金板翅式换热器）表面上生成铝汞齐（类似长毛），随后形成粉末状腐蚀产物，加快腐蚀进度，进而造成金属脆化，出现裂缝，发现气体泄漏。因此，必须进行脱除。 本文件包含技术成果，未经本院许可不得转给第三方或复89、制。 51This document contains proprietary information. To be kept confidential.内蒙古乌海市焦炉煤气节能减排综合利用项目焦炉煤气制LNG工厂可行性研究报告5185 Nm3/h甲烷化干 燥纯 化副氢气11670 Nm3/hLNG产品40088 Nm3/h液 化焦炉气100000 Nm3/h氮氢尾气图4.1 工艺技术方案流程简图 本文件包含技术成果，未经本院许可不得转给第三方或复制。 52This document contains proprietary information. To be kept confidenti90、al.本项目采用固定床载硫活性炭吸附方法，即原料焦炉煤气进入脱汞塔，吸附后将其中含有的微量汞脱除，控制汞含量10ng/Nm3。4.2.3 脱水及纯化本项目脱水及纯化工段采用变温变压吸附（PTSA）原理，利用复合床层的吸附剂在不同压力和温度下吸附容量存在差异和选择吸附的特性，脱除工艺气体中的水分及杂质以满足LNG单元要求。干燥系统由3台干燥器、1台加热器、1台冷却器、1台分离器组成。3台干燥器中2台为主干燥器，1台为辅助干燥器。主干燥器干燥及再生交替进行，再生分加热和冷却两个步骤，经干燥后的产品气体露点低于-70。等压干燥系统的工艺过程如下：纯化系统由3台吸附净化塔组成，目的是脱除工艺气体中剩余91、的微量杂质，以确保本装置在前段操作出现波动的情况下仍可满足LNG液化要求。3台吸附器连续循环使用，1台吸附器处于吸附阶段，另1台吸附器则处于吸附剂再生过程的吹冷和加热阶段。再生气采用精馏塔塔顶的氮氢尾气。4.2.4 LNG液化液化分离部分拟采用混合冷剂循环制冷加精馏液化的流程。净化好的原料气温度约40，压力约2.0MPa，进入冷箱，依次经过一级板翅式换热器、二级板翅式换热器、精馏塔底再沸器、三级板翅式换热器、温度逐级降低，此时原料气中的绝大部分甲烷以及部分氮气、CO和少量的氢气变成液体。之后气液混合物进入气液分离器，以氢气为主的气态流体从分离器顶部出来，依次返回三级、二级、一级换热器复热，最后92、出冷箱，进入下一道氢气提纯工序。从气液分离器底部出来的液体减压后，进入低温精馏塔，通过热质交换，越往下，甲烷纯度越高，最后从塔底出来的液体甲烷纯度高于99%，节流至微正压，然后经过过冷器，成为过冷LNG产品送往LNG储槽。精馏塔顶部出来的尾气以氮气为主，同时有少量的CO、氢气及微量甲烷，依次返回三级、二级、一级换热器复热，最后送出冷箱，作为纯化和与处理工序的再生气。混合冷剂制冷循环中的制冷剂，主要由由氮气、甲烷、乙烯、丙烷、戊烷等物质按照一定比例混合而成，流程具有如下特点：1）换热效率高，能耗低；2）冷量利用充分；3）优秀的国产设备可以适用。4.2.5 LNG产品的储存及装车1）概述LNG属甲93、A类可燃液体，可在常压或加压下低温储存。根据石油天然气工程设计规范（GB50183-2004）的划分，LNG的常压贮槽属于全冷冻式结构，带压储存的子母罐属于半冷冻式结构。本技术方案暂选常压储存。2）罐区设计LNG产量：按照每小时处理12.5104 Nm3/h焦炉煤气，甲烷化后实际得到甲烷产量约40088 Nm3/h来计算，采用常压储存，即691吨/天，液体产品体积约为1626 m3/d，考虑到生产能力、销售与运输，厂区内储罐至少应该能够满足710天左右的储存能力，储罐在充装时需留出一定的空间，作为介质受热膨胀之用，不得将储罐充满，故此选用20000 m3立式圆筒形、双层金属壁、平底、单包容常压94、储罐，罐体内径约33 m，筒体高度约24 m。3）装卸设施储罐内的LNG泵将LNG通过灌装鹤管引导到装车区，根据实际需要，装车区设置三个装车台，共6个装车位（每个槽车的装车时间为1.5小时，每天装车时间为10小时，配备12个装车工人，3班2运转），露天设置在LNG罐区防火堤外。在储罐内设置2台LNG泵（一用一备），每台流量为300 m3/h。泵可以在现场也可以在控制室启动。泵为罐内提升式设计，安装在贮罐内的立轴上；泵的全部零件包括电机均置于液体中，液体从进口管经过叶轮压出流经电机定子与外壳之间的空间然后由密封管道中导出。该泵无需轴封，泄漏的液体仍然在贮罐的内部，轴承的润滑和冷却是在泵的出口处引95、进一小部分的液体来实现。电机所产生的热量也被介质所带走。由于该泵不需要轴封，因此消除了机械密封的许多弊病，如冻结、磨损、泄漏及寿命短等。4.3 自控技术方案4.3.1 控制水平和主要控制方案1）DCS系统本装置主要的工艺物料是焦炉煤气，其特点是：有毒、易燃、易爆。根据LNG生产过程的要求，本项目的自动控制方案为：主要生产装置采用先进的集散控制系统（DCS），在控制室对工艺各单元和公用工程系统进行工艺操作数据与操作状态采集、处理、显示和存储，通过液晶显示器显示工艺流程图、工艺操作数据、工艺运行状态、趋势记录、生产报表和报警等画面，并可通过打印机打印各种画面、报表和记录。为提高生产过程的控制精度，96、设计除采用常规的定值控制系统外，还设有压力分程控制等复杂控制系统。重要的工艺操作控制参数设置报警联锁系统及ESD系统，操作运行越限与故障报警装置。本项目设置独立的控制室，包括操作控制室、机柜室、工程师站室、UPS间等。在控制室内设有可燃、有毒气体检测报警盘、火灾报警盘等。控制室单独设在控制楼内。2）ESD系统根据规范要求，为确保装置的安全运行，本装置设置了ESD系统，以实现在紧急状态下或事故状态下对装置进行关断（停车）。ESD系统是由I/O模块、逻辑控制器、维护PC、SOE、ESD控制盘等组成。ESD系统要求通过TUV6级认证。LNG工厂ESD系统设置为事故安全型，ESD系统共分为4级：a）197、级关断（ESD-1）为全厂关断。该级关断级别最高。工厂设备除应急支持系统（延时关断）外全部关停。此级别关断只能由工厂主要负责人或其指定的人员手动启动。ESD-1级按钮设有明显的标志及警告牌，并有保护装置防止误操作。关断信号将自动传送到中心平台触发相关的关断。b）2级关断（ESD-2）为火气关断。该级关断由工厂的火灾或可燃气体严重泄漏引起。由操作人员手动启动。除能执行本级关断的特殊功能外，ESD-2关断将能触发ESD-3及ESD-4级关断。ESD-2级按钮设有明显的标志及警告牌，并有保护装置防止误操作。c）3级关断（ESD-3）为生产/公用关断。该级关断由公用系统故障或生产系统的重要装置故障引起98、，可手动或自动启动。除能执行本级关断外，ESD-3关断将能触发ESD-4级关断。关断信号将自动传送到中心平台触发相关的关断。ESD-3级按钮设有明显的标志及警告牌，并有保护装置防止误操作。d）4级关断（ESD-4）为单元关断。该级关断由单个设备故障引起。此级关断仅关断故障设备，而不影响其他设备的正常操作。ESD-4级关断可手动自动启动。某一级别的关断指令均不能引起较高级别的关断，只能引起本级别级及所有相关的较低级别的关断。在紧急情况下，如火灾、爆炸事故时，按紧急预案所规定的程序启动紧急切断按钮，将下列阀门切断或开启，使进出装置的物料、装置区与LNG罐区之间的物料切断，保证本设备、其他设施的安全99、。4.3.2主要的仪表选型根据工艺介质易燃、易爆的特点，现场的电动仪表均选用隔爆型仪表。现场主要仪表选型如下：1）流量仪表a）孔板流量计b）电磁流量计c）涡街流量计d）可变面积流量计e）其它类型流量元件及流量计，如：文丘里管、威力巴、质量流量计等将根据需要考虑选用。2）液位仪表a）单、双法兰差压式液位变送器b）浮筒式液位变送器c）雷达液位计d）就地指示型液位仪表（玻璃板液位计、磁翻板液位计）e）其它类型的液位仪表，如：外浮球式液位开关、浮子式或贮罐液位计、超声波液位计等将根据特定的对象，分别考虑、择优选用。3）压力仪表a）就地压力表：根据需要可采用普通型、耐震型及隔膜型。b）就地安装的压力开关100、：仅作报警或联锁用。c）压力及差压变送器：适用于非腐蚀介质的压力及差压测量。d）膜片密封型压力变送器：适用于腐蚀介质的压力测量。4）温度仪表a）温度计套管：热电偶、热电阻、双金属温度计等检测元件用于测量高温、高压或是腐蚀性强的介质的温度时用；b）热电偶：特殊低温测量采用一体化热电偶温度变送器。c）热电阻：一般情况下采用分度号为Pt100的一体化热电阻温度变送器。d）就地指示温度计：均采用双金属温度计（抽芯式、万向型）。5）分析仪如：电导仪，PH、色谱分析仪计等，将根据工艺要求选用。6）可燃、有毒气体检测、监视器 根据安全专业的要求进行设置,可采用催化燃烧型或其它类型的检测器。监视器独立安装，并101、安置在控制室内。7）控制阀a）波纹管密封调节阀：适用于易燃、易爆及有腐蚀性的介质。b）气动调节蝶阀：适用于气体、接管口径大于350mm，且要求压力降较小时。c）气动薄膜调节阀：适用于一般场合时。d）切断阀采用气缸式球阀或闸阀。e）其它类型的控制阀如三通阀、角型调节阀、隔膜调节阀等可根据生产过程及工艺介质的特点选用。4.3.3 动力供应1）电源电压：220VAC，50Hz 10%;容量：40KVA（UPS 不间断电源）;UPS不间断供电时间：30分钟2）仪表气源压力0.5MPa (进装置区的压力)温度常温露点40仪表空气质量要求:含尘量0.1g/m3 粉尘粒径3m含油量8 ppm仪表空气用量40102、0 Nm3/h仪表气备用时间20 min4.4 主要设备选型4.4.1 设备选型原则本项目各装置将根据各自的工艺特点和物料特性，本着节约投资、安全可靠、能耗低、占地小等原则选择工艺设备。4.4.2 主要工艺设备选择本项目主要的工艺关键设备包括甲烷化反应器、LNG冷箱、LNG储罐和混合冷剂压缩机等。1）甲烷化反应器由于甲烷化反应是强放热反应，因此。反应器设计的核心问题是需要将反应热及时移走，确保催化剂和设备安全。本项目甲烷化反应器为固定床，常用的固定床反应器有：单段绝热式、多段绝热式、换热式、径向反应器及轴径向反应器等。由于甲烷化反应的强放热，该反应器可选择绝热式多段固定床反应器或管壳换热式反应103、器，但管壳式换热器反应器需要解决换热管热膨胀应力问题，目前尚无成熟的应用。所以，本报告的甲烷化反应器选用多段、绝热的固定床反应器，一段甲烷化反应器出口温度约为650，二段反应器出口温度为600，三段反应器出口温度约为350。2）吸附塔本装置干燥和纯化等工序的关键设备是吸附塔，其工作过程是降压、脱附和升压的循环过程，属于疲劳容器，需采用钢制压力容器-分析设计标准JB4732-95仔细核算。其设计寿命大于15年。此外本装置吸附塔直径较大，其中预处理塔直径为4400mm。为了尽量减少吸附塔死空间，并实现气体在塔内的均匀分布，本项目采用新型锥型下分布器结构，使吸附剂得到充分利用，也有利于减少产品的损失104、。3）LNG冷箱LNG冷箱是液化工序的核心设备，外部是钢制保温箱，内装铝制板翅式主换热器，液化器、冷凝器、再沸器及精馏塔，然后充填珠光砂保温。原料气被逐级冷却，以气液混合状态进入气液分离器，以氢为主要成分的气相从气液分离器顶部出来返流经过换热器复热后送出装置界区；气液分离器底部液相进入精馏塔中进行热、质交换，低沸点物质以气态穿过填料向塔顶运动，高沸点以液态物质通过填料向塔底运动，最终在塔底获得合格的LNG产品，塔顶得到含残量甲烷的氮氢气，其中甲烷含量可通过调整回流比控制在希望的范围内。所以，铝制板翅式换热器是冷箱设计和制造的关键技术。4）LNG储罐本项目LNG采用常压压低温储存，温度为-160105、。LNG储罐的总容量为20000 m3。具有如下特性：a）本储罐为立式圆筒形、双层金属壁、平底、单包容、自支承拱顶常压储罐，属于低温设备。罐体内径约33m，筒体高度约24m。内罐设计压力为20kPa，设计温度-196，外罐设计压力为1.0kPa，设计温度为-30/50。b）常压储槽为双层壁单包容型, 由内罐、外罐、绝热层、管道、阀门和仪表控制系统组成。内罐为吊顶内罐，由底板、筒体、吊顶和加强部件组成，采用0Cr8Ni9不锈钢或者表面起波纹的36Ni钢薄膜制作储存LNG液体，内罐自支撑地着落在由泡沫玻璃砖和珠光砂混凝土构成的底部绝热层上，可以自由收缩；c）外罐由顶盖、外筒体、外底板、基础锚固件等106、构成；主体部分采用低合金钢（Q345R）制造，整体着落在基础平台上，通过足够的锚固件和基础牢固地连接为一体；整个贮罐的压力载荷由外罐承受，外罐同时承受地震载荷和风载荷；顶盖由瓜瓣、加强筋、承压环和拉杆组成，拉杆为不锈钢制作。d）外罐与吊顶甲板之间绝热材料为玻璃纤维，厚度约800mm；外罐与内罐之间的柱形空间绝热材料为玻璃纤维毯和珠光砂，厚度约1000mm（其中玻璃纤维毯约150 mm）；底部绝热材料为混凝土和泡沫玻璃砖，厚度约800mm。5）混合冷剂压缩机制冷压缩机是为本项目液化工序提供冷量的关键设备。由于液化工序的循环冷剂流量大，并且在级间设有冷剂抽出，所以该压缩机选用蒸汽透平驱动的离心式压107、缩机，具有运行平稳、便于调节的优点。混合冷剂压缩机I的技术参数为：入口温度35入口流量39000 Nm3/h入口压力300 kPa(A)出口压力3000 kPa(A)出口温度35轴 功 率3421 kW混合冷剂压缩机II的技术参数为：入口温度35入口流量114000 Nm3/h入口压力300 kPa(A)出口压力3500 kPa(A)出口温度35轴 功 率12830 kWa）机组概况l 机组为双层布置，安装在顶棚之下；l 压缩机组由汽轮机+压缩机组成，安装在共用底座上；l 轴端采用干气密封；l 润滑油站、气体冷却器安装在室内的一楼基础上；l 高位油箱位于距机组中心线6米以上的高度。b）机壳结构108、压缩机采用焊接机壳，进出口蜗室是靠机壳和支撑隔板形成的，出口蜗室为变截面结构。两端密封区的回油腔是通过钻孔形成的。油直接排出，不在机壳内停留，保证了回油畅通。采用焊接机壳，避免了选用铸造机壳而产生的铸造缺陷，同时也提高了机壳的外观质量。c）转子压缩机的转子采用的是高效率的三元流动性叶轮，主要是满足大流量的要求，提高了效率，减少了耗功，同时也减小了机器的外形尺寸，节省了投资。d）叶轮叶轮采用闭式、后弯叶轮。叶轮和轴之间有过盈，叶轮热装在轴上，隔套热装在轴上，它们把叶轮固定在适当的位置上，而且能保护没装叶轮的部分的轴，使轴避免与气体相接触，且起导流作用。4.4.3 主要工艺设备一览表本项目工艺装置109、主要设备详见表4.1。表4.1 工艺装置主要设备表序号设备名称数量材质备 注1脱水吸附塔216MnR2辅助吸附器116MnR3加热器116MnR/204冷却器116MnR/205分离器116MnR6脱汞塔416MnR7纯化塔316MnR8加热器116MnR/209甲烷化预热器116MnR10甲烷化开工加热炉111甲烷化I段反应器112甲烷化II段反应器113甲烷化III段反应器114甲烷化气液分离器115甲烷化水冷器116循环压缩机2往复式，1用1备17软水预热器118废热锅炉及汽包1组合件19锅炉给水泵21用1备20除氧器121液化冷箱1组合件22混合冷剂储罐40Cr18Ni923混合冷剂压110、缩机I1组合件离心式，透平驱动24混合冷剂压缩机II1组合件离心式，透平驱动25烃泵4组合件26LNG泵2组合件27LNG储罐10Cr18Ni920000m328段间辅助冷却器316MnR29混合冷剂干燥器216MnR30液氮罐10Cr18Ni931混合冷剂空温器1铝32放空空温器2铝5 原材料、辅助材料和公用工程供应5.1 原材料海南区西来峰工业园区焦炭年产能约1060万吨，其中神华乌海煤焦化公司已建和拟建规划规模为480万吨，一期和二期建设的396万吨焦化厂配套建设了焦炉气生产甲醇的装置，但由于市场原因，目前甲醇装置并没有生产；二期拟建的296万吨焦化尚未开工，副产的焦炉气仍未利用；其余5111、80万吨焦化拟在2010年全部建成并投产。该园区焦化企业全部达产后，每年可外供焦炉气约1620亿Nm3，除乌海泰和煤焦化公司约12亿Nm3/年焦炉煤气用于联产炭黑外，尚余1519亿Nm3/年焦炉气可以利用。2010年底前可利用的焦炉气资源为1012亿Nm3。本报告拟建设12.5104 Nm3/h（10亿Nm3/年）焦炉煤气综合利用工厂的原料气有充分保证。5.2 公用工程规格1）蒸汽a）压力 3.8 MPa(G)温度 425 此蒸汽为动力蒸汽。本项目配套建设40吨燃气锅炉，与甲烷化副产的蒸汽并网后，用于驱动压缩机透平。b）压力 2.5 MPa(G)温度 225 此规格蒸汽经3.8MPa动力蒸汽减112、温减压后供应。c）压力 0.6 MPa(G)温度 165 此规格蒸汽经2.5MPa动力蒸汽减温减压后供应。2）循环水供水压力 0.4MPa(G)回水压力 0.2 MPa(G)供水温度 32回水温度 40本工厂配套建设循环水系统，循环水总用水量为9000 t/h，经过埋地管线供应用户。3）新鲜水供水压力 0.2 MPa(G)供水温度 25本工厂需新鲜水159t/h，由工业区内管网统一输送。4）电电压 10 kV 中性点不接地系统；380/220 V 中性点直接接地系统。频率 50 Hz本工厂电力供应引自工业园区110kV变电站。5）氮气压力 0.60.8 MPa(G)温度 常温露点 -65 （常113、压下）质量 无油、无尘本工厂配套建设PSA制氮装置，建设规模为600 Nm3/h。6）仪表空气/装置空气供气压力 0.40.6 MPa（G）常压下露点温度 40 含油 8 ppm粉尘 1 mg/Nm3本工厂配套建设空压站，为本项目提供仪表空气和装置空气，同时也为PSA制氮装置提供原料压缩空气，建设规模为2400 Nm3/h。5.3 化学品规格1）干燥剂组成 指 标主要组成Al2O350%，SiO250%颗粒度23 mm堆密度0.60.8 kg/L比表面积9001000 m2/g颜色白色或微红色形状球型2）甲烷化催化剂组成 指 标颗粒度46 mm堆密度0.951.1 kg/L比表面积800130114、0 m2/g颜色灰黑色形状圆柱3）乙烯组成 指 标分子式C2H4熔点-169.4沸点-103.94）丙烷组成 指 标分子量44.10 外观与性状无色气体，纯品无臭熔点-187.6沸点-42.1引燃温度450爆炸上限9.5 %(v/v)爆炸下限2.1 %(v/v)5）异丁烷组成 指 标分子量58.12外观与性状无色、稍有气味的气体熔点-159.6沸点-11.8闪点-82.8引燃温度460爆炸上限7.6 %(v/v)爆炸下限1.4 %(v/v)6）异戊烷组成 指 标分子量72.15外观与性状无色透明的易挥发液体，有令人愉快的芳香气味熔点-159.4沸点27.8闪点-56引燃温度420爆炸上限7.6115、 %(v/v)爆炸下限1.4 %(v/v)5.4 公用工程消耗量本项目公用工程消耗量如表5.5所示。表5.5 公用工程消耗量表序号名 称规 格单位消耗量1脱盐水0.4MPa(G)t/h22循环水32，t=8t/h84153蒸汽3.8MPa(G)，饱和t/h35.54电10 kVkW.h350380 VkW.h1505压缩空气0.8MPa(G)Nm3/h2006氮气0.6MPa(G),99.8%Nm3/h600本项目化学品及催化剂消耗量如表5.6所示。表5.6 化学品及催化剂消耗量表序号名 称装填量m3年消耗量m3/a备注1甲烷化催化剂6020三年更换2脱水吸附剂4816三年更换3纯化吸附剂90116、30三年更换4氢气提纯吸附剂654.5开车一次性用量5丙烷16t/a6乙烯15t/a7异丁烷23t/a8异戊烷24t/a6 建厂条件和厂址方案6.1 建厂条件本项目规划在乌海市海南区西来峰工业园区开展焦炉煤气综合利用，建设12.5104 Nm3/h 焦炉煤气制LNG装置。6.1.1 厂址地理位置本工厂拟建厂址位于乌海市西来峰工业园北区内。 6.1.2 厂址概况本工厂拟建厂址位于乌海市西来峰工业园北区内，占地约200亩。厂区地形较为平坦，地理位置优越，交通便利。6.1.3 地形、地貌条件1）工程地质本工厂拟建厂址为沙土层，深约1.2米，卵石层深约2.4米，其下为岩石层，土壤地耐力可达18 t/m117、2以上。据勘探参考资料分析，本工厂建厂地区处去黄河口II级阶地上，地势北高南低，坡降为2-3%，东高西低，坡度为2.0。厂区内无滑坡、泥石流、洪水等不良地质现象。地下水埋深约40m，地震时地基土不具备液化现象。2）水文地质本工厂拟建厂址位于黄河东岸，水资源丰富，地下水含水层薄，储水性差。黄河流经乌海市约60km，黄河水平均流量500-800 m3/s，最大流量5820 m3/s，最小流量88 m3/s，平均含沙量为3.9g/L，黄河乌海一段的流向自南向北，冬季河封冻期间及春解冻期间，冰凌流动撞击严重，常深入河面以下给地面取水和净水工程带来困难。黄河地表水水质较好，最高者属于中等矿化度、四度硬水118、，作为生活用时需要进行适度处理，但能够满足工农业生产用水的一般要求。千里沟地表水水化学类型为：HCO3C1-NaCaMg及SO4C1HCO3-NaCa，矿化度1g/L，属于淡水，总硬度13.5Me/L。其他河流水属于低矿化软水，水化学类型为重碳酸钙I或II型、弱碱性水。3）地震烈度本工厂拟建厂址距石嘴山-巴彦木仁地震断裂带约30km，该断裂带南起宁夏石嘴山，北到内蒙巴彦木仁，全长90km，总体走向近似正南正北，在乌海市一段基本沿黄河河道走，据有关资料阐述，断层断距北大南小，南端不明显，为燕山运动产物，是阿拉善地块（黄河西）与鄂尔多斯地块（黄河东）以及在这两块体之间的北块体之间的相互作用下形成的119、，地质构造极为复杂，新构造表现强烈，为内蒙的主要地震活动区之一。这一地区现今构造应力场主压应力为北东、南西，主拉应力为北西、南东。本地区地震均发生在地壳内，与构造有关，属浅源构造地区。内蒙古自治区地震局1984年10月10日提供的乌海市化工基地地震基本烈度鉴定书：“乌海地区的地质构造极为复杂，第四季活动断裂发育，近10年来小地震极为频繁，中等地震时有发生，从区域稳定角度分析，该区属于次稳定区，在未来百年内具有发生中强地震地质背景，虽然在厂区内未发现地震活动，但未来有遭受地震列度为8度的可能”。根据国家地震局中国地震动反应谱特征周期区划图（GB18306-2001）和中国地震动峰值加速度区划图（120、GB18306-2001），该地区地震动峰值加速度PGA为0.20g，相当于中国地震局1990年发布的中国地震烈度区划图（50年超越概率10%）的地震烈度VIII度。本工程抗震设计参数待场地地震安全评价并经过自治区地震局主管部门批准后决定。6.1.4 气象条件本工厂拟建厂址属于显著的大陆性暖温带气候。主要特征是：日照时间长，昼夜温差大，降水少，气候干燥，风沙大。本地季节变化明显，春季升温快，易发生干旱；夏季炎热高温，降水集中；秋季降温剧烈，天空晴朗；冬季少雪。年平均气温9.3，近年来温度呈上升趋势，是自治区最热的地区。年平均降水量162毫米，是自治区降水较少地区之一。年平均无霜期156天。年平121、均风速4.6米/秒，主要以偏南风为主，年大风日数15天，主要集中在46月。6.1.5 地区和城镇社会经济的现况及发展规划乌海是内蒙古自治区直辖市，位于内蒙古自治区西部，总面积1754平方公里，辖千里山、乌达、海南三个区，总人口50.06万人。共有25个民族，其中少数民族24个。于1976年1月10日设市。1988年乌海市被国务院确定为内蒙古自治区经济体制改革实验区和对外国人开放城市，享有省级经济管理权限。经过40多年的开发建设，特别是改革开放以来，乌海市依托资源优势，努力改善投资环境，扩大开放，使综合经济实力不断增强。随着西部大开发的推进，特色工业优势凸显，工业化水平不断提升。依托经济开发区和122、重点项目建设，能源、化工、建材、特色冶金四个支柱产业优化升级。规模以上工业企业由2003年的83户上升到2007年的150户，其中产值超亿元的达到45户。1996年7月乌海市被国家建设部确定为全国矿区城市建设试点市。乌海工业经济连续五年保持了两位数以上的高速度，尤其是近几年，乌海市各项主要经济指标都保持了快速增长的势头。2008年预计生产总值完成230亿元，增长21%；地方财政总收入完成47亿元，增长50.5%；全社会固定资产投资完成115亿元，增长62.2%；城镇居民人均可支配收入16200元，增长19%；农区居民人均纯收入7830元，增长20.5%；社会消费品零售总额50亿元，增长23.3123、%。6.1.6 交通运输本工厂拟建厂址位于乌海市西来峰工业园北区内，厂址四周道路均为宽20m水泥加固道路，通过园区南北连接线，交通运输非常便利。拟建厂址原料和产品的运输采用汽车运输。6.2 厂址方案根据本项目原料焦炉煤气分离液化的性质、特点及工艺要求，在建址选择上主要考虑的因素有：1）应尽量靠近气源，以减少输气的能量消耗和安全隐患。2）尽量利用西来峰工业园区内现有的公共设施，以便于生产管理、减少重复建设，节省投资。3）天然气提纯液化的生产设施多属甲类，与现有各种设施应留有足够的防火间距、满足相关规范要求。本工厂拟建厂址位于乌海市西来峰工业园区内，地理位置优越，厂址选择符合乌海市总体规划和经济发124、展规划；水、电、气等公用工程均可依托已有设施，交通运输便利，可以大大节省投资。7 总图运输、储运、厂区内外管网及土建7.1 总图运输7.1.1 总平面布置1）总平面布置原则a）遵守国家及行业颁布的有关规范、规定，满足防火、安全、卫生及环境保护等标准、规范的规定。b）符合工艺流程要求，满足施工、安装、操作及检修要求，平面布置紧凑、节约用地。c）结合地形、风向按功能分区集中布置，合理规划，方便生产、管理。d）物流顺畅，线路短捷，减少折返与迂回，人流、货流出入口分开设置，减少干扰。2）功能划分及工厂组成本项目规划在乌海市海南区西来峰工业园区建设12.5104 Nm3/h（10亿Nm3/年）焦炉气综合125、利用工厂。LNG工厂说明如下：厂区内工程包括工艺生产设施、公用工程和辅助生产设施、储运设施。以下为厂区内的工厂主要组成：LNG装置的工艺生产设施包括：甲烷化、脱水、纯化、液化和制冷剂循环压缩。公用工程及辅助生产设施包括：中央控制室、分析化验室、循环水系统、消防水系统、给排水系统、脱盐水站、锅炉房、空压制氮站、变配电站、维修厂房、综合仓库、污水处理站、火炬装置、行政办公楼等。储运设施包括： LNG罐区及装车系统。3）总图布置方案a）根据拟建厂址地形及风向、交通运输条件等因素进行总平面布置和功能分区规划, 根据生产特性分开设置人流和货流出入口；b）将主要生产装置相对集中，联合布置在厂区中心位置，使126、各个生产单元之间联系方便；c）配套建设的与生产装置联系密切的中央控制室、总变、循环水系统、给排水及消防水系统、污水处理、气柜、储罐等设施布置在装置周围，以缩短与装置之间联系的管线，节约投资并减少能源动力消耗。西来峰园区LNG厂区总占地146670m2（约220亩），详见总平面布置图（附图1）。4）竖向布置本工厂的竖向设计结合工厂周围规划情况统一考虑，且使得场地竖向设计符合本项目建厂的技术要求，满足生产和交通运输的需要，为施工、管理创造良好的场地条件，且尽量减少土方量。本工厂建设地地势平坦，竖向布置采用平坡式布置，出入口标高和厂外道路路面平缓衔接，雨水经厂区暗管排至厂外道路排水管网。5）绿化为绿127、化美化厂容，创造良好的厂区环境，为尽量合理提高厂区的绿化覆盖率，在总平面设计中统一规划考虑。重点绿化厂前区，在道路两侧种植行道树，充分利用边角地植草种花，绿化美化厂区环境。优先选用对污染气体有抗性、吸附性及滞尘能力强、适应能力强、易于成活、树态美观的乡土植物。6）主要技术指标LNG厂区总图主要技术指标如表7.1所示。表7. 1 总图主要参数指标表序号指标名称单位数量备注1厂区用地面积m21466702建、构筑物占地面积m2440003建筑系数%304道路及广场用地面积m2254805绿化用地面积m2220006绿地率%157.1.2 工厂运输 1）货物运输量及运输方式根据目前厂址区域运输现状，128、本项目除原料焦炉煤气采用管道输送外，其余均为公路运输。工厂运输量表见表7.2表7.2 工厂运输量汇总表序号货物名称年运输量t/a装卸方式物态包装方式备 注运入运出一运出项1LNG230400灌装液专用汽车2燃料气12500气管道3废催化剂及化学品320固/液汽车二运入项1焦炉煤气8x108Nm3/a气管道2催化剂及化学品320固/液汽车2）运输方案本项目产品LNG运输采用液化气体运输半挂车，每个厂区需要配备80 t汽车衡1台。液化气体运输半挂车主要依托社会力量。本工厂LNG生产能力690吨/天，液体产品体积为1626m3/d。目前我国最大的液化气体运输半挂车的容积为56 m3，按照此车来计算，129、每天需要装25车。3）工厂道路厂址周围有规划道路。厂区道路通过厂址周围规划路与其它省道和国道连接。为满足生产、运输及消防要求，厂区内道路设计成环形道路，主干道宽度9米，次干道宽度6米，主要道路交叉口转弯半径12米。厂内道路采用城市型道路，水泥混凝土路面。7.1.3 工厂维护工厂四周设置围墙，高度2米。设有汽车货流及人流大门各1个。根据当地的自然环境条件，沿工厂围墙四周种植杨树，即绿化环境，也能起到防风沙作用；厂前区大面积绿化，为职工生产和生活创造良好的环境条件。7.2 储运7.2.1 储存和运输方案本工厂主要原料是焦炉，辅助原料及化学品有脱硫溶液、特种活性碳、活性碳吸附剂等；原料焦炉煤气用量为130、12.5104 Nm3/h，来自本项目配套的焦炉煤气净化厂，采用管道输送。辅助原料中各种催化剂只在初次装填和检修更换时需要运输，均由汽车输运。各种化学品总用量约320 t/a，由汽车运入，在化学品仓库内储存，储存时间按1季度考虑。产品LNG在LNG罐区储存，储存时间按7天考虑。7.3.2 综合仓库本工厂内综合仓库和化学品仓库合建。化学品仓库中各种化学品采用隔离方式储存在室内，自然通风，环境温度下储存。各类仓库的建筑面积、结构形式见表7.3全厂性仓库一览表。表7.3 全厂性仓库一览表序号仓库名称建筑面积(m2)层数备注1综合仓库9601室内2催化剂仓库9601室内7.3.3 LNG贮存及装卸设施131、1）概述LNG可在常压或加压下低温储存。根据石油天然气工程设计规范（GB50183-2004）的划分，LNG的常压贮槽属于全冷冻式结构，带压储存的子母罐属于半冷冻式结构。本技术方案暂选常压储存。2）罐区设计装置LNG产量：按照每小时处理12.5104 Nm3/h焦炉煤气，甲烷化后实际得到甲烷产量约40088 Nm3/h来计算，采用常压储存，即690吨/天，液体产品体积约为1626 m3/d，考虑到生产能力、销售与运输，厂区内储罐至少应该能够满足710天左右的储存能力，储罐在充装时需留出一定的空间，作为介质受热膨胀之用，不得将储罐充满，故此选用20000m3立式圆筒形、双层金属壁、平底、单包容常132、压储罐，罐体内径约33m，筒体高度约24m。3）装卸设施采用储罐内的LNG泵将LNG通过灌装鹤管引导到装车区，根据实际需要，装车区设置三个装车台，共6个装车位（每个槽车的装车时间为1.5小时，每天装车时间为10小时，配备12个装车工人，3班2运转），露天设置在LNG罐区防火堤外。在储罐内设置2台LNG泵（一用一备），每台流量为300 m3/h。泵可以在现场也可以在控制室启动。泵为罐内提升式设计，安装在贮罐内的立轴上；泵的全部零件包括电机均置于液体中，液体从进口管经过叶轮压出流经电机定子与外壳之间的空间然后由密封管道中导出。该泵无需轴封，泄漏的液体仍然在贮罐的内部，轴承的润滑和冷却是在泵的出口处133、引进一小部分的液体来实现。电机所产生的热量也被介质所带走。由于该泵不需要轴封，因此消除了机械密封的许多弊病，如冻结、磨损、泄漏及寿命短等。7.4 厂区内外管网7.4.1 概述本工厂的原料焦炉煤气由本项目配套的焦炉煤气净化厂提供，可满足进行甲烷化反应的要求。本项目新鲜水分别由所在工业园区内的供水管网引入。7.4.2 管道敷设原则及敷设方式本项目厂区内、外管网均采用架空敷设，厂区外管网采用钢筋混凝土，厂区内管廊可采用混合结构（钢筋混凝土立柱，钢横梁）或全钢结构。本项目厂区内外管均架空敷设。7.5 土建7.5.1 土建工程方案1）建筑物基础设计a）砌体结构基础 承重墙基础多层砌体结构采用钢筋混凝土条134、形或筏板基础；单层砌体结构采用砖条形基础。 非承重墙基础底层内隔墙，当非承重墙厚不大于240 mm，且高度不大于4.0 m时，可采用加厚地面垫层作法不另设基础，但应对地坪下的垫层提出要求。底层外隔墙，原则上采用基础梁，特殊情况采用砖条形基础。b）框、排架柱基础（无地下室）优先采用独立柱阶形基础（当柱基埋深大于3 m时，宜用短柱式基础；当柱基埋深不大于3 m时，或个别基础较深时，可采用加厚基础垫层的作法）；如有必要基础之间宜设置联系梁，独基最小高度为600 mm。2）结构选型主梁跨度不大于6.6 m，柱距不大于6.0 m，活荷载不大于4.0 kN/m2的四层以下化验办公、生产辅助类建筑，可采用钢135、筋混凝土结构，条件许可时也可采用砖混结构。a）石油化工企业建筑抗震设防等级分类标准SH3049-93中的乙类建筑及腐蚀严重的建筑，宜优先采用钢筋混凝土结构。b）压缩机厂房可采用混凝土或钢结构，但钢结构须考虑防火、防腐措施。c）单层厂房、仓库等大跨结构可采用钢结构、轻钢结构或钢筋混凝土框排架结构，多层厂房宜采用现浇钢筋混凝土框架结构或钢结构。d）变配电室、控制室以及抗爆结构应采用钢筋混凝土结构。e）设备重量特别大或者有振动设备的框架、工艺有特殊要求或腐蚀性严重的框架可采用现浇钢筋混凝土结构，必要时也可采用钢结构。当振动设备的框架采用钢结构时，其主要楼层可采用现钢筋混凝土楼板。f）池类结构一般采用136、现浇钢筋混凝土结构，顶盖现浇钢筋混凝土结构。当池内介质具有腐蚀性时，池底、池壁应采取防腐蚀措施。当介质温度较高时，应采取保温隔热措施。3）屋盖结构a）钢结构压缩机厂房、大跨度厂房、仓库尽量采用轻型屋盖。b）对于有防爆要求的屋盖，宜采用可泄压的轻型屋盖（如有檩式压型钢板屋盖），但屋盖重量不宜大于1.2 KN/m2。c）其它钢筋混凝土或砖混结构建筑物宜采用无檩体系的钢筋混凝土屋盖（如大型屋面板、空心板及屋面梁、屋架等），也可采用现浇钢筋混凝土屋盖。4）楼面结构a）多层配电间、总变电所、中央控制室等采用现浇钢筋混凝土楼面。b）钢结构压缩机厂房楼面采用钢格板，局部检修区可采用加强型的复合钢格栅板或钢筋137、混凝土楼板。7.5.2 建构筑物一览表本项目建构筑物一览表如表7.4所示。7.5.3 三材用量表本项目三材用量表如表7.5所示。 本文件包含技术成果，未经本院许可不得转给第三方或复制。 80This document contains proprietary information. To be kept confidential.内蒙古乌海市焦炉煤气节能减排综合利用项目焦炉煤气制LNG工厂可行性研究报告表7.4 建构筑物一览表序号主要建构筑物名称层数总高(米)结构类型占地面积(m2)建筑面积(m2)预计基础型式备注1LNG罐区13225大块或钢筋混凝土2装车区8374大块或钢筋混凝土3甲烷化138、区3600大块或钢筋混凝土4液化区2500大块或钢筋混凝土5冷剂补充系统480钢筋混凝土6空压制氮站一8排架825825钢筋混凝土柱下独立基础设行车7脱盐水站一8排架288288钢筋混凝土柱下独立基础设行车8中央控制室一5框架810810钢筋混凝土柱下独立基础9变配电站一5框架810810钢筋混凝土柱下独立基础10综合仓库一6框排架960960钢筋混凝土柱下独立基础2吨电动葫芦11化学品仓库一6框排架960960钢筋混凝土柱下独立基础12维修厂房一6框排架10001000钢筋混凝土柱下独立基础2吨电动葫芦13锅炉房一12框排架15001500钢筋混凝土柱下独立基础14消防及循环水泵房一8排架8139、10810钢筋混凝土条形基础设8吨行车15消防水池1500钢筋混凝土水池有效2750m316泡沫消防站一4框架5454钢筋混凝土柱下独立基础17凉水塔框架15601560柱下独立基础加钢筋混凝土18办公楼五18框架15007500钢筋混凝土筏形基础19食堂浴室二9.5框架960960钢筋混凝土柱下独立基础20汽车衡70钢筋混凝土21营业室一4144144钢筋混凝土22人流大门5628钢筋混凝土23物流大门2828钢筋混凝土24火炬30钢筋混凝土合计4204418237表7.5 三材用量表序号名称钢材(t)钢筋(t)水泥(t)木材(m3)备注1厂区2102200126001800合计210220140、0126001800本文件包含技术成果，未经本院许可不得转给第三方或复制。 82This document contains proprietary information. To be kept confidential.8 公用工程和辅助设施方案8.1 给排水8.1.1 概述LNG工厂工业一次水由厂区所在地的工业园区提供。生产废水设置污水处理和排水系统。根据节约用水原则，生产用水尽可能或全部循环使用，其它用水采用分质供水。排水采用清污分流制，生产污水和生活污水均经处理后排至各工业园区污水处理厂。本报告LNG工厂生产、生活废水经厂内污水处理站处理达到污水综合排放标准二级标准后排至园区或城市废141、水排放管网。8.1.2 工厂给水1）工厂用水量本工厂厂区一次新鲜水用量约为159 m3/h，循环水设计量为9000 m3/h，各用水单元及用水情况如表8.1所示。表8.1 工厂用水量表序号用水单元新鲜水循环水（m3/h）备注1甲烷化03802气体纯化及分离01003液化004制冷剂循环及压缩078155软化水系统14606脱盐水系统607循环水系统00补充软化水 140 m3/h8空压制氮站0609锅炉房0010全厂生活用水5011地面冲洗用水20合计15983552）水源及输水工程LNG工厂所需新鲜水由工厂所在地的工业园区供水管网引出，工厂新鲜水用量约为159 m3/h，新鲜水管道直径为DN142、250。3）厂区给水系统方案根据工程用水对水质、水量的要求，LNG工厂厂区内给水系统划分为：新鲜直流水给水系统（包括生产、生活用水及低压消防系统用水）、高压消防水给水系统、循环水给水回水系统。8.1.3 循环水站1）设计规模LNG工厂全厂循环水用水总量为8355 m3/h，循环水站供水能力按9000 m3/h设计。2）设计气象条件干球温度=28.5 湿球温度=22 大气压力P=697 mmHg3）循环水设计方案循环水冷却采用钢结构方形逆流式机械通风冷却塔。循环水回水上塔直接冷却后至下部集水池，再用水泵加压送至各工艺用水点循环使用。4）主要建构筑物设计a）LNG工厂冷却塔按4座设计，单座塔主要参143、数如下：处理水量4000 m3/h进、出水温差10 风机直径9140 mm配套防爆电机功率182 kW风量263104 m3/h外形尺寸LxBxH16560x16560x13940循环水泵采用露天布置，选用立式离心泵3台，二开一备；单泵能力为Q=4500 m3/h，扬程H=50m。b）辅助用房循环水站辅助用房包括加氯加药间，值班室，化验室及变配电室等。总建筑面积约450m2，与循环水加压泵房合建。加药间药剂选用复合药剂，药剂投加量根据原水水质情况而定，平均磷酸盐总含量3mg/L。加药采用计量泵投加到加压泵吸水井。加氯间选用转子加氯机和水射器投加于吸水井中，投加量约为3mg/L。c）旁滤系统循环144、水旁滤系统采用重力式钢制无阀过滤器，旁滤水量480 m3/h，单座无阀过滤器过滤水量200 m3/h，共设置3座，单排布置。8.1.4 软化水系统为了节约水资源，LNG工厂拟采用软化水作为循环水场的补充水源，通过提高循环水浓缩倍数减少循环水系统的排污量。软化水系统采用钠离子软化工艺处理。根据计算，循环水系统需要补充软化水140 m3/h，软化水系统需要新鲜水146m3/h。装置设计规模为150 m3/h（2套设备，每套75 m3/h）。平面尺寸20m12m。本工厂软化水站主要设备如表8.2所示。表8.2 软化水站主要设备表序号设备及性能规格单位数量1全自动钠离子交换器，Q=120 m3/h台2145、2储盐池，4m4m1.2m( H)座13浓盐池，3m3m1.2m( H)座14盐泵，Q=12m3/h H=15 m台25盐液循环泵，Q=12m3/h H=10 m台18.1.5 消防水系统LNG工厂厂区消防水量为125L/s，消防水池总贮水量2700 m3，消防水分为稳高压消防水系统和低压消防水系统。稳高压消防水系统单独设置。主要服务范围为生产装置区和LNG罐区。稳高压消防水管网设计压力为0.9 MPa，主管直径为DN250。消防水管网沿装置区、罐区设成环状，管网上设置固定消防水炮和室外地上式消火栓。高压消防水按125 L/s计。低压消防水系统和生产水系统合用。主要服务范围为公用工程区、生产装146、置管廊和辅助生产设施区（除罐区外），管网成环状布置。低压消防水按20 L/s计。低压消防水系统与厂区生产用水管线合用，高压消防水系统单独设计。并建有泡沫消防系统，具体位置根据工艺装置布置确定，保证消防泡沫的有效性。消防水泵房考虑和循环水泵房合建。8.1.6 工厂排水1）工厂排水量LNG工厂厂区各排水单元及排水量如表8.3所示。表8.3 工厂排水量表序号排水单元排水性质污水处理站（m3/h）市政管网（m3/h）1甲烷化锅炉排污及清净废水012.82气体纯化及分离清净废水04.03液化004制冷剂循环及压缩005软化水系统含盐废水06.06脱盐水站含盐废水027循环水系统清净废水068空压制氮站0147、09锅炉房锅炉排污水01.510全厂生活用水生活污水5.0011地面冲洗用水含油废水2.00合计732.32）厂区排水系统划分本项目根据排水性质实行“清污分流”，厂区的排水划分为：生产污水排水系统，生活污水排水系统，清净废水排水系统和雨水排水系统。凡含有污染的生产、生活污水均送入污水处理站进行生化处理。含油雨水经除油后送至污水处理场，清洁雨水直接排放。8.1.7 污水处理系统1）污水处理系统构成本项目厂区的污水处理系统包括：含油废水预处理设施、污水处理站、蒸汽凝结水回用设施、雨水收集池、事故水收集池。l 含油废水预处理设施在设备检修时排放的含油污水及地坪冲洗等含油污水，由于含油量较高，需要进行148、预处理，设置集中预处理设施，集中汇集至污水集水池，通过高效油水分离器回收污油后送至污水处理场进行处理，全厂设1个污水预处理站。l 污水处理站本项目设置全厂性的污水处理站，各装置所排出的正常含油污水和生活污水进行集中处理，同时考虑装置围堰内、储罐防火堤内的含油雨水，以及其他非正常情况时的含油污水的排入。本项目厂区需处理的污水排水量为7 m3/h，污水处理站总设计规模暂定为10 m3/h，分别分质处理合格后，达标排放。l 蒸汽凝结水回用设施本着经济、合理的原则，本项目各装置充分回收和利用全厂蒸汽冷凝水，减少补充水量，从而降低全厂新鲜水单耗，汽轮机凝结水按100%回收。另外，在回收凝结水的同时，可回149、收凝结水的低温热，用来加热脱盐水。l 雨水收集池为了保证纳水水体的水质安全，进一步降低对其造成的水质污染的危险，防止少量的轻度污染的雨水流入纳水水域，将装置、储罐等污染区域的雨水全部集中收集，设置全厂雨水收集池。雨水收集池内设撇油带等除油设施，除油后的污染雨水送至污水处理场，污油经收集后送至罐区的污油罐回收，雨水收集池出水设置自动在线监测系统，自动监控收集池的储水水质。l 事故水收集系统本项目设置全厂事故储水池，主要用于LNG罐区事故工况时消防水的储存以及LNG的四处蔓延，从而避免了事故状态下对外环境的影响。事故储水池在平时保持空池容。2）污水处理站l 设计进水水质CODcr800mg/L氨氮150、150mg/L油15mg/LSS100mg/LPH89l 设计排水水质要求达到污水综合排放标准二级标准后排至市政废水管网。3）污水处理站工艺方案根据国内生产经验，处理高浓度氨氮有机废水广泛采用的方法有A/O和SBR法。本项目各厂区污水主要为原料气输送、净化过程排放的焦炉煤气凝液和少量的生产废水、生活污水，废水特点是有机物浓度高，因此本工厂选用国内焦化企业普遍选用的A/O法内循环生物脱氮工艺，主要目的是通过生物的生物化学活动来降解工艺废水中的有毒、有害物质，降低废水中的COD、氨氮等含量，生化处理的主要设施有缺氧池、好氧池、沉淀池、污泥回流系统及消泡设施等。工艺流程如图8.1所示。污水经格栅拦截151、较大的悬浮物后进入调节池，在调节池内均调后的污水经泵提升进入浮选池，废水中的乳化油被加压充气后水中释放的微气泡吸附并浮至水面，经集油槽收集至轻油分离池，池底油渣进入油渣分离池。轻油外运，油渣泵入污泥浓缩池。浮选出水自流入浮选吸水井，浮选吸水井的一部分（浮选出水的1/3）出水通过泵加压后在溶气罐中与压缩空气混合，溶入空气后送入浮选池，其余出水泵入厌氧池。厌氧池出水和回流沉淀池约三倍回流水进吸水井，用回流水泵经缺氧池旋转布水器送至缺氧池，缺氧池出水进一段好氧池，并在好氧池中加入稀释水和磷药剂。一段好氧池泥水混合液分别进回流沉淀池和二段好氧池。回流沉淀池上清液入吸水井，底部污泥入吸水井，经污泥回流泵152、送回一段好氧池。二段好氧池泥水混合液自流入混合反应池，在此投加混凝剂聚合硫酸铁（PFS）和助凝剂聚丙烯酰胺（PAM），反应后废水流入最终沉淀池进行泥水分离。最终沉淀池上清液进吸水井，经过滤水加压泵送入无阀过滤器，过滤水进吸水井后外排或送熄焦工序。底部污泥进吸水井，经污泥回流泵一部分送回二段好氧池，其余污泥经污泥回流泵送往污泥浓缩池，浓缩后污泥进入污泥反应池，加混凝剂聚合硫酸铁（PFS）和助凝剂聚丙烯酰胺（PAM）反应后，用污泥泵送往压滤机脱水，脱水后的泥饼送煤场掺入炼焦煤中焚烧。污泥浓缩池上清液流和压滤机的脱水回到污水提升水井，送回浮选池进行处理。调节池浮选池渣油池污泥浓缩池污泥反应池压虑机污153、水提升池轻油分离池池吸水井厌氧池缺氧池好氧池01回流沉淀池吸水井吸水井好氧池02混合反应池最终沉淀池吸水井无阀过滤器吸水井污水污泥吸水井图8.1 A/O法污水处理工艺流程图a）缺氧池生化处理的核心设施之一，主要为NO3-N进行反硝化反应及降解部分有机物。缺氧池中设有组合填料，使在缺氧的条件下，反硝化菌以废水中的有机物为碳源，以从好氧池回流水中的硝态氮为氧源，进行反硝化反应，使回流水中的硝态氮（NO3-）还原成氮气逸出，同时，废水中的COD也得到一定程度的降解。本工厂缺氧池正常运行时的操作条件如下：溶解氧2 mg/LPH7.58适宜水温3035 b）好氧池生化处理的核心设施之一，微生物的生物化学154、过程主要是在好氧池中进行的。废水中的有害物质在好氧池中被微生物降解，同时废水中的NH3-N被亚硝化菌氧化成NO2-，再由硝化菌将NO2-氧化成NO3-。本工厂好氧池正常运行时的操作条件如下：溶解氧2 mg/LP3 mg/LPH6.57.5适宜水温2030 混合液污泥浓度4g/L为满足生化要求，需要向好氧池中鼓入氧气，为微生物提供氧和对混合物进行搅拌，并需补充磷和投加碳酸钠调整PH值。c）沉淀池及污泥回流系统沉淀池主要分离曝气池的泥水混合物液，分离后的水大部分回流后返回缺氧池，剩余水进入混凝处理系统进一步处理；分离后的活性污泥同样大部分送回好氧池循环使用，剩余部分送污泥浓缩池进行浓缩处理。d）后155、混凝沉淀处理系统主要是通过物理化学方法进一步降低水中的悬浮物和COD，后混凝沉淀系统包括混合反应和泥水分离等过程。8.2 供电8.2.1 供电电源LNG工厂生产过程属于连续化生产工艺，按供配电系统设计规范等规范规定，本工厂工艺装置及消防等用电负荷属于二级负荷，应由两路线路供电。工厂内两路电源拟分别来自当地110kV变电站不同母线段。该变电站距本厂区2km，可以做为工厂供电电源。8.2.2 全厂用电及用电负荷等级 1）用电负荷本工厂用电设备装机总容量为5280kW，其中10kV电动机装机容量2480 kW；低压用电设备装机容量2905 kW。本工厂计算负荷为2965kW，其中10kV电动机的计算156、负荷1730 kW，380/220V低压用电计算负荷为1235 kW。各单元用电计算负荷如表8.4所示。表 8.4 全厂用电负荷计算表序号装置名称10kV动力0.38V动力照明需要容量（kW）小计需要容量（kW）备注需要容量（kW）需要容量（kW）1工艺主生产装置3501502007002罐区及装车区0220803003公用工程13804201518154办公楼等辅助建筑08070150合计173087036529652）负荷等级a）根据工艺生产装置及辅助生产装置用电负荷特点, 其用电负荷划分为二级负荷。b）一些必须连续运转的工艺用电设备及消防泵的用电负荷划分为一级负荷。c）仪表DCS装置用电157、负荷及应急照明负荷划分为重要负荷。d）其它负荷属于三级用电负荷。8.2.2 供电电源 8.2.3 供电方案选择1）供配电系统由于LNG各主项均为连续化生产装置及其配套的公用工程装置，其特点是生产规模大，自动化水平高，生产连续性强，中断供电将在经济上造成较大的损失，连续生产过程被打乱，使主要设备损坏，产品大量报废，大量减产，且需较长时间才能恢复正常生产。根据供配电系统设计规范（GB50052-95）中对负荷分级的规定，并结合本工程实际情况和工艺生产特点，该项工程中的大部分用电负荷均属二级用电负荷。本工厂总变电所110kV进线共两回，采用单母线分段接线方式。全厂10kV配电系统均采用单母线分段接线158、方式。当任一回10kV电源进线发生故障或停运时，母联自动或手动合闸，由另一回电源带全部负荷运行。10/0.4kV系统均采用双电源进线、主接线采用单母线分段接线方式，母线联络断路器设自动投入装置；正常情况下，各段母线分段运行，当一条进线退出运行时，母联开关自动投入，另一条进线带全部重要负荷。各区域变配电室内0.4kV系统主接线形式采用单母线分段接线，并设母联自投装置，当任一台变压器或其进线发生故障时，母联自动合闸，由另一台变压器带全部生产性负荷运行，以保证二级以上用电负荷的供电连续性。2）变配电所设置根据工艺装置的布置情况及低压用电负荷分布情况，按照变电所靠近负荷中心的原则，新建110kV总变电159、所一座，以放射式方式向界区内各工段的高低压用电设备供电。另外，在用电负荷比较集中的工段设置10/0.4 kV车间级变电所及配电室。消防水泵等消防负荷的配电采用双电源自动切换装置。3）全厂供配电电压等级根据本项目用电设备特点，项目全厂供配电电压等级确定如下：新总变电源进线 AC，110 kV，50 Hz，三相，200kW及以上电动机AC，10kV，50 Hz，三相200kW以下电动机 AC，380 V，三相检修电源 AC，380/220V，三相/单相照明电源 AC，380/220V，三相/单相FCS及关键仪表 AC，220V，来自UPS4）总变电所内主要设备选择a）变压器。主变压器选用110kV160、低损耗三相双绕组有载调压油浸变压器。选用型式为：SFZ10-25000/110 110 81.25%/10.5kV；接线组别：YNd11；阻抗：Uk%=10.5。b）110kV设备。采用六氟化硫封闭式组合电器，其断路器额定电流为2000A，额定开断电流为31.5kA。c）10kV设备。选用金属铠装移开式开关柜；主变压器回路选用真空断路器，其额定电流为2500A，额定开断电流为31.5kA；出线回路选用真空断路器，其额定电流为1250A，额定开断电流为20kA。d）无功补偿装置。采用可调容式无功补偿装置，电容器选用（1200+1200）kVar户内装配式电容器成套装置；串联6%电抗器，电抗器按（161、1200+1200）kVar调容分组配置。5）总变电所雷电过电压保护a）110kV配电装置雷电过电压保护按照相关规范，在GIS管道与架空线路的连接处，装设金属氧化物避雷器，其接地端应与管道金属外壳链接，每回110kV出线侧均设一组氧化锌避雷器。b）10kV配电装置雷电过电压保护。因为10kV出线全部为电缆，因此只在10kV两段母线上各装设一组氧化锌避雷器。c）防直击雷保护为防直击雷，总变电所除利用布置在主建筑屋顶的避雷带保护主建筑物外，装置区内设有四根30m独立避雷针用于保护室外变配电设施。6）总变电所接地本设计总降变电所接地按有关技术规程的要求，采用水平接地体与垂直接地体组成，接地线采用LD162、J系列连铸铜包钢接地绞线，接地极采用LDB-202500，L=2.5m连铸铜包钢接地极，接地网接地电阻不大于1。7）低压变电所选用干式变压器，变压器负荷率约50%；0.4kV系统主接线采用单母分段，母线联络断路器设自动投入装置。8）电容补偿在10kV和0.4kV系统分别进行集中补偿；在有条件情况下，优先考虑采用调节同步电动机励磁方式进行无功补偿；10kV系统要求补偿后的功率因数均宜在0.92以上；0.4kV系统要求补偿后的功率因数均宜在0.90以上。上述补偿容量宜分解后尽量按照相对平衡的原则分别接入新建变电所10kV或0.4kV相应的母线段。9）计量本工厂的用电计量点初步考虑设置在园区内10k163、V系统电源侧。10）谐波治理本项目将根据系统用电及配电设备的产生谐波源的情况，采取适当的抑制或吸收谐波的装置；为确保DCS用电安全，初步考虑在UPS出线侧装设谐波吸收装置；低压配电系统电容补偿采用具有抑制谐波功能的电容补偿柜。11）全厂电缆敷设本工厂高低压电缆采用以桥架为主，局部直接埋地或电缆沟为辅的方式敷设电缆。8.2.4 防雷及防静电措施 1）本工厂生产装置区内凡具有2区爆炸或11区火灾危险环境的建筑物及生产装置均按第二类防雷设防；变配电所、控制楼、循环水冷却塔按第三类防雷设防，其它非爆炸危险场所是否按第三类防雷设防，将根据各建筑物年预计雷击次数确定。2）对于第二类和三类防雷建筑物，采用在164、建筑物屋面上装设不大于1010m或128m网格的避雷网（带）或避雷针或由其混合组成的接闪器，用以防止防直击雷保护，所有避雷针应采用避雷带相互连接。3）为消除易燃易爆装置在生产过程中产生的静电危害，凡可能产生静电的设备均作防静电接地。4）所有各生产装置区（或界区）内设置的工作接地、保护接地、防雷及防静电接地等各种接地共用人工接地装置或自然接地体必须相连接构成等电位联结的接地网，整个厂区设置厂区接地干线，将各生产装置区（或界区）内接地网连接成一个整体，以使整个厂区接地系统尽可能处在等同电位。8.2.5 节电措施 1）变压器选用低损耗节能型；2）生产装置及辅助生产装置区或厂房安装高度低于2.8m的灯165、具光源采用电磁感应灯（该光源目前小功率比较经济），该灯具节电效果明显，且寿命长；另外对道路照明及户外装置区照明采用光电控制装置，避免人为的能源浪费。3）电缆线路按经济电流密度选择电缆截面。4）采用先进的谐波治理装置，避免由于高次谐波电流在电气设备中产生热损，从而达到节电目的。5）采用电容补偿装置，避免线路传输中及用电设备运行中无功负荷的输送造成的电损。8.2.6 主要电气设备表本工厂主要电气设备表如下所示。序号名 称型号及规格单位数量备注1110/10kV电力变压器SFZ11-25MVA/110/10台22110kV进线间隔户内，GIS,UN=110kV间隔23110kV分段间隔户内，GIS,166、UN=110kV间隔2410kV真空开关柜中置式台255直流电源装置DC220 V，200Ah套16变电所综合自动化系统套1710kV补偿电容器组组28控制保护屏台8910/0.4kV电力变压器台610低压开关柜抽屉式台3011动力配电箱、检修箱台若干8.2.7 设计中采用的主要标准及规范序号标准编号标准名称1GB 50034-2004建筑照明设计标准2GB 50052-95供配电系统设计规范3GB 50053-9410 kV及以下变电所设计规范4GB 50054-95低压配电设计规范5GB 50055-93通用用电设备配电设计规范6GB 50056-93电热设备电力装置设计规范7GB5005167、7-94(2000)建筑物防雷设计规范（2000版）8GB 50058-92爆炸火灾危险环境电力装置设计规范9GB 50060-923110 kV高压配电装置设计规范10GB 50062-92电气装置的继电保护和自动装置设计规范11GB 50160-2008石油化工企业设计防火规范12GB 50174-93电子计算机机房设计规范13GB 50217-94电力工程电缆设计规范14GB J50016-2006建筑设计防火规范15GB J63-90电力装置的电测量仪表装置设计规范16GB J64-83工业与民用电力装置的过电压保护设计规范17GB J65-83工业与民用电力装置的接地设计规范18GB168、 50227-95并联电容器装置设计规范19GB 50217-1994发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程20SH/T 3027-2003石油化工企业照度设计标准21SH 3038-2000石油化工企业生产装置电力设计技术规范22SH 3060-1994石油化工企业工厂电力系统设计规范23SH/T 3082-2003石油化工仪表供电设计规范24SH 3097-2000石油化工静电接地设计规范25HG/T 20666-1999化工企业腐蚀环境电力设计规程8.3 电讯8.3.1 厂区电讯系统组成根据本工厂工艺生产特点、生产规模、辅助设施情况，本项目拟设行政管理电话系统、生产调度电话系统、无线通信系169、统、电视监控系统、火灾自动报警系统、智能卡管理系统。8.3.2 厂区电讯设施1）行政管理电话系统行政管理电话系统：为便于全厂行政管理和对外通信联络，满足行政管理通讯的需要。2）生产调度电话系统为使生产调度管理人员及时了解生产情况迅速地进行指挥、调度生产。调度电话主要设置在控制室、电气控制室、值班室等经常有人值守并且与生产密切相关的工作岗位。调度电话分机根据需要及工作岗位的性质设置通话等级。在需要直接、迅速电话联系的生产岗位之间设置直通电话机，直通电话机利用生产调度电话的热线功能实现。3）局域网络综合布线系统a）为满足全厂计算机局域网络建设的需要，本工厂设结构化布线系统，网络的交换机和服务器等由170、信息专业负责设计，本设计仅包括网络布线机柜、配线架、光端收发器，传输光缆以及结构化布线。b）信息插座主要设在办公室、控制室、现场机柜室、值班室等地点。c）网络布线采用超5类标准的电缆和设备。4）无线通讯系统a）为满足生产过程中移动性通信联络的需要，本工厂采用防爆无线对讲电话机。无线对讲机电话采用简单对讲组。根据生产操作要求、管理要求及车间班组的组合方案，无线对讲电话配置成多个相互独立的对讲组，各组使用不同频率、互不相通。b）无线对讲机电话严格限制在其防爆等级所允许的场所内使用。5）电视监控a）区内设1套全厂性电视监控系统，该系统主要用于生产过程的监视，防火监视、安全保卫等。b）各生产装置区、汽171、车装车区、火炬火焰、厂区围墙大门、主要路口、重要设施出入口的摄像机信号均引至中央控制室内的工业电视监控主机，该监控主机具有与局域网络的接口。c）电视监控系统的电源由电气UPS电源柜提供。6）火灾报警系统a）为有效预防火灾，及时发现和通报火情，迅速组织和实施灭火，在全厂范围内设1套火灾自动报警系统。b）火灾自动报警系统组成：火灾自动报警系统由火灾报警控制器、联动控制盘、火灾探测器、手动报警按钮、声光报警器等组成。c）根据厂区的布局和管理模式，项目火灾报警系统配置模式为：拟将火灾报警控制器安装在仪表DCS控制室和消防站；拟在仪表DCS控制室设置点式感烟或感温探测器，在变配电所电缆沟内设置线型感温探172、测器；在生产装置区、辅助生产装置区、罐区、管理区设置必要的手动报警按钮；8.3.3 设计中采用的主要标准及规范序号标准编号标准名称1GBJ42-81工业企业通信设计规范2GB /T50311-2000建筑与建筑群综合布线系统工程设计规范3GB 50116-98火灾自动报警系统设计规范4GBJ115-87工业电视系统设计规范5GB50200-94有线电视系统工程技术规范6GB 50174-93电子计算机机房设计规范7GB 50058-92爆炸火灾危险环境电力装置设计规范8GB 50160-2008石油化工企业设计防火规范9GB J50016-2006建筑设计防火规范10CECS09：89工业企业173、程控用户交换机工程设计规范11CECS36：91工业企业调度电话和会议电话工程设计规范12CECS62：94工业企业扩音通信系统工程设计规范8.4 供热8.4.1 供热方案LNG工厂蒸汽最大消耗量为79.5t/h，正常生产中甲烷化工序可以提供42 t/h高压蒸汽，其余37.5t/h蒸汽需要外供。因此，为满足LNG工厂的供气要求，需要在厂区内配套建设1台40吨燃气锅炉，燃气为焦炉煤气和液化工序返回的部分氮氢尾气等。8.4.2 全厂热负荷LNG工厂热负荷表详见表8.4全厂热负荷表。表8.4 全厂热负荷表序号项目温度压力MPa蒸汽t/h备注1纯化及气体分离1602.542制冷剂循环及压缩4253.8174、73.53甲烷化4253.8-424厂区采暖1600.628.4.3 热动力平衡根据生产装置用热以及主要机泵功率情况，确定全厂蒸汽管网的参数等级如下： l 3.8MPa 425l 2.5MPa饱和l 0.6MPa 饱和1）LNG工厂3.8MPa 的过热蒸汽由燃气锅炉和甲烷化废热锅炉提供，最大供气能力为79.5t/h。主要用于驱动原料气接力压缩机透平和制冷循环压缩机透平。2）LNG工厂2.5MPa饱和蒸汽消耗量为6t/h，由3.8MPa过热蒸汽经减温减压后提供。3）LNG工厂0.6MPa饱和蒸汽消耗量为2t/h（包括冬季采暖蒸汽消耗），由2.5MPa饱和蒸汽经减温减压后提供。全厂蒸汽平衡详见本报175、告附件：全厂蒸汽平衡系统图。8.4.4 动力锅炉由于本工程配套建设40t/h燃气动力锅炉一套，实际消耗动力蒸汽79t/h。1）设计参数建设规模40t/h动力蒸汽出口压力3.8MPa动力蒸汽出口温度435锅炉给水温度1602）系统组成动力锅炉包括：汽水系统、燃烧系统和除氧水系统。汽水系统包括：锅炉给水泵、给水调节阀、节能器、汽包和过热器等。燃料气和空气按照一定的比例在炉膛内燃烧，产生的热量使汽包内的水汽化，饱和蒸汽经过热器后送至全厂蒸汽管网。燃烧系统包括：燃气调节、燃烧器、空气预热器和引风机等。除氧给水系统包括：脱盐水预热器、除氧器和加盐系统。为了充分利用工艺装置中的余热，本锅炉系统的除氧给水系176、统布置的工艺装置的界区内。8.5 水处理装置本工程水处理装置包括软化水系统、脱盐水系统和凝液回收系统，软化水系统主要为循环水装置提供补水，详见本报告相关章节（8.1.4）；脱盐水和凝水回收系统主要为LNG工厂提供锅炉水和生产用脱盐水。LNG工厂锅炉水最大用量为37.5t/h，其中35.5t/h由凝水回收系统提供，其余2 t/h由脱盐水补充。8.5.1 脱盐水系统本工程所需的脱盐水由脱盐水站提供。它包括二级脱盐水的制备以及凝结水精处理两个部分。脱盐水制备装置设计规模为4 t/h。1）脱盐水制备系统自来水经过滤器过滤后进入原水水箱，通过原水水泵，经过水水加热器将温度加热到35 以后进入交换器除盐。177、经交换器以后的除盐水经过脱盐水箱、脱盐水泵，将压力升到1.0 MPa左右送出脱盐水站。为了防止脱盐水在输送过程中对管道、设备的腐蚀，在脱盐水泵进口管上加氨，将送出的脱盐水pH值控制在69之间。交换器再生以后的再生废液，通过地沟排入中和池，在中和池中和以后的pH值达到69，通过中和泵到下水道排放。LNG工厂脱盐水制备装置设计规模为4 t/h。正常情况下外供脱盐水4 t/h，其中各装置脱盐水消耗2 t/h，锅炉补充水2 t/h。需要补充新鲜水6.0 t/h。2）凝结水精处理系统工艺装置送出的不能直接被利用的凝结水经过水水热交换器，将温度降低到40以后送进设在脱盐水车间的凝结水箱，经过凝结水泵、过滤178、器、阳离子交换器、高速混床，精致以后的凝结水进入脱盐水箱，通过脱盐水泵送出。LNG工厂凝结水考虑全部回收利用，经精处理后返回脱盐水罐。LNG工厂凝结水合计35.5 t/h。8.5.2 脱盐水水质要求本工厂脱盐水水质的要求为：电导率（25） 0.2s/cmSiO2 20g/L硬度 08.6 空压站及制氮站8.6.1 空压站空压站的任务是向工艺装置提供工厂空气和仪表空气，同时，向制氮站提供满足制氮要求的压缩空气。设计范围包括从空气压缩机到向用户输出的供气总管范围的设备管道和控制系统。1）压缩空气负荷及规模各单元压缩空气用气负荷如表8.4所示。表8.4 压缩空气负荷表序号用 途单位用量（正常/最大）179、备注1仪表用气Nm3/h200/3002吹扫用气Nm3/h0/2400间断用、不合计3制氮站用气Nm3/h2000/2400合 计2200/2400本工程空压站规模按2400 Nm3/h进行设计。2）压缩空气的质量要求为压力 1.0 MPa常压下露点温度 -40含油 5ppm（wt%）粉尘 1mg/Nm3，尘粒径3m其中用作仪表空气的压缩空气需减压至0.8 MPa。3）设计原则本工厂空气间断使用，且用量不大，所以仪表空气和装置空气采用同规格压缩空气，两个系统之间用切断阀隔开。为使仪表空气和装置空气不互相干扰，各自设独立的缓冲系统。根据规范在停电情况下需有20分钟仪表压缩空气缓冲量，压力从0.8180、MPa降到 0.6MPa，初步选择仪表空气储罐为280011000 mm的立式储罐。故分别设置仪表空气和装置空气缓冲罐。同时，为了减少备机数量，节省设备投资，仪表空气、装置空气和制氮站原料用压缩空气采用同一套压缩机组生产，合理设置压力和流量控制系统，满足气量和压力的要求。4）设备选型本工厂暂考虑采用螺杆式有油压缩机。主要设备如表8.5所示。表8.5 空压站主要设备一览表序号设备名称型号规格数量材质备注1螺杆式空压机SA180W4台组合3开1备2无热再生吸附式干燥机BLT-030AD-50 m31台组合3精密过滤器BLT-50C/T/A/H4级组合4缓冲罐C3-3 m31台16MnR5仪表空气储181、罐3200 110001台16MnR6装置空气储罐 3000 60001台16MnR8.6.2 制氮站制氮站的主要任务是对空气进行分离，获得特定压力和规格的氮气并向工艺装置稳定连续地提供。1）氮气负荷及规模全厂各装置用氮气负荷见如表8.6所示。表8.6 氮气负荷表序号装置名称单位正常最大备注1工艺生产装置Nm3/h300400连续2吹扫Nm3/h200400开停车用合 计300400本工程制氮站规模按400 Nm3/h进行设计。2）氮气质量要求纯度 99.8%供气压力 0.60.80MPa常压时露点温度 -65温度 常温质量 无油、无尘3）设备选型工业用氮气的主要来源是进行空气分离。目前，空气182、分离的基本方法有低温分离和非低温分离两大类。低温分离技术即深度冷冻分离技术；非低温分离技术包括变压吸附分离技术和膜分离技术。本工厂拟采用变压吸附分离技术。表8.7 制氮站主要设备一览表序号设备名称型号数量备注1PSA变压吸附器TLN400-2951台2高效率除油器TCY-40/101台3组合式低露点干燥机TFH-40/10W1台4粉尘过滤器TFC-40/101台5氮气储罐2400 90001台8.7 采暖、通风和空气调节8.7.1 设计采用的主要标准及规范序号标准名称标准号(带年代号)1采暖通风与空气调节设计规范GB50019-20032石油化工采暖通风与空气调节设计规范SH3004-1999183、3石油化工企业设计防火规范GB50160-20084建筑设计防火规范GB 50016-20065化工采暖通风与空气调节设计规定HG/T20698-20006工业企业噪声控制设计规范GBJ87-857建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范GB50242-20028通风与空调工程施工质量验收规范GB50243-20029暖通空调制图标准GB/T50114-200110工业企业设计卫生标准GBZ1-200211工作场所有害因素职业接触限值GBZ2-200212采暖通风与空气调节术语标准GB50155-9213民用建筑热工设计规范GB50176-938.7.2 设计采用的基础数据1）室外气象参数l 大184、气压力：年最高值：91.9 kPa年最低值： 87.1 kPal 最多频率风向：南风l 极端最低温度： -32.6 l 极端最高温度： 39.4 l 最大冻土深度： 1780 mml 冬季采暖室外设计温度-18 l 夏季空调室外设计温度28.8 2） 室内空气设计参数a) 采暖室内设计参数：l 浴室等 25 l 办公室、操作室 、值班室、化验室等 18 l 维修间等 16 b) 空调室内设计参数：工艺特殊要求时，应根据工艺生产装置、控制仪表设备、电气设备、分析检验仪器要求确定。无特殊要求时，室内设计参数可采用如下数据：l 常规仪表控制室：温度夏季25-30冬季 18-20相对湿度4070%l 185、DCS控制室：温度夏季262 冬季 202 相对湿度50% 10%温度变化率 5/h湿度变化率 6%/h有害物质最高允许浓度尘:0.2 mg/m38.7.3 采暖通风及空气调节工程1）采暖a）本工程位于集中采暖地区，对于工艺有温度要求的厂房、公用工程和辅助设施采用集中热水采暖（散热器采暖或热风采暖）。b）采暖热媒：厂区建筑物、公用工程及生产辅助设施均采用9570热水，由热水换热站提供。c）热水采暖系统视具体情况采用上供下回、下供下回式。室内采暖管道及散热器一般应明装。2）通风a）充分利用有组织的自然通风来改善工作区的劳动卫生条件。必须设置机械通风时，应首先考虑局部通风、降温，无特殊要求时，一般186、不设置全面机械通风系统。b）根据生产厂房介质特性和要求考虑必要的通风设施。c）有通风要求的封闭厂房、库房和建筑物，当工艺生产过程散热、散湿量较大时，应主要采用自然通风或机械排风、自然补风的方式；固定的有害物散发点，应采用局部机械排风。d）变配电站、电缆间等采用机械排风、自然补风的方式以排除余热。e）卫生间、浴室设计墙上安装或吊顶安装的换气扇。f）通风设备 排除室内余热的通风设备选用普通的钢制轴流式通风机、斜流式通风机、贯流式通机或离心式通风机。 设置在爆炸危险区内的通风设备应采用防爆型的离心风机、轴流风机或斜流风机。 排除有腐蚀性气体或湿空气的通风设备应作相应的防腐蚀处理或采用玻璃钢材质的离心187、风机、轴流风机或斜流风机，同时有防爆要求的，其电机应采用防爆型。g）易燃易爆厂房的送、排风设备及风管应采取静电接地措施，且不应采用容易积聚静电的绝缘材料。3）空气调节本工厂空调系统设置的原则如下:a）不考虑舒适性空调。b）凡工艺或使用上对室内温湿度有严格特殊要求的房间如控制室、化验楼的物性测试室等设置恒温恒湿空调系统；生产装置和辅助设施的常规仪表控制室设单冷分体空调系统。8.8 维修设施8.8.1 机修1）设计原则和任务根据本工厂所在地区的协作条件，机械维修规模按小修考虑，大修、中修项目依托外协解决，由公司统一调配安排。机械维修承担所有工艺装置及辅助设施等在内的设备、管道的小修及日常维护、保运188、工作，紧急事故的抢修，旧件更换修复，进行技术安全措施与技术改造项目的部分制作和施工安装工作。负责制订大、中修维修计划和提出备品备件采购清单，备品备件供应由工厂统一解决。根据生产规模和设备管道情况，确定按每年对各种辅助材料的需求量大约100吨进行设计。2）组成机械维修及备品备件库为独立建筑物，由机修间、备品备件库、工具库等组成。面积为960 m2，另在室外还设有约200 m2的露天作业区。3）定员及工作制度a）定员按照精简定员、一专多能的原则设置定员。b）工作制度 按一班工作制，考虑到生产工作需要，可随时调配班次和人员。4）主要设备选型依据工厂中的设备、管道等的小修、维修的需要，选择包括车床、台189、式钻铣床、交直流弧焊机等设备和相应机具，机修间设置1台2吨电动葫芦，备品备件库设置1台1吨电动葫芦，提高厂房利用率，改善工人操作条件。主要设备选型详见表8. 8。表8.8机械维修设备一览表序号设备名称及技术规格型号单位数量备注1普通车床 400x1500,7.625kW/380VC6140台12台式钻铣床 2.2kW/380VAG32-1台13型材切割机 400, 2.2kWJ3G-400台14直流弧焊机60400A, 19.5 kW/380VCLEAN ARC SS 400台15直流TIG弧焊机5315A, 11.5 kWYC-300TSP台16交流弧焊机 500A,23.5kW/380VY190、K505FL台17氧气钢瓶 40L, 16MPaPTP15-40个108乙炔钢瓶 40L, 3MPaPTP20-40个109氮气钢瓶 40L, 16MPaPTP15-40个610电焊条烘箱 2kW/220VZYH-60台111手动试压泵 0200kg/ cm2200-1台112电动试压泵 0350kg/ cm2,3kW /380VSY-350台113电动套丝切管机 4kW/220VQJ-8.7套114切割器G01-100台115切割器G01-300台116钳工台 2500X1000X800 mm台217钳工画线平台 1000X1000X120 mm台118管工工作台 800X800X800 m191、m台119台式砂轮机250，0.5kW/380VS3ST250台120手提电钻13,0.27kW/220VJ3Z-13台221手提砂轮150，0.25kW/220VS3S-150台222电动葫芦起重量G：2吨，起升高度H：6米起升功率3kw，运行功率0.4kwMD2t台123电动葫芦起重量G：1吨，起升高度H：6米起升功率1.5kw，运行功率0.2kwCD1t台18.8.2 电修1）编制原则本工厂电修的规模按微型电修考虑，其它依托社会资源解决。2）任务、体制a）任务电气设备的正常、安全运转是保证工业企业持续生产的重要条件。为保证生产的正常、安全运行，配合工艺设备的大修，结合本工程的具体情况，本192、工程的电修规模仅设置电气微型维修，其主要任务是处理设备运行中临时、应急的电气设备简单故障修理，大型、中型、小型维修全部依托社会资源解决。b）电修体制本工程不再设电气维修车间，依托厂内维修厂房，按照精简定员、一专多能的原则，除电气控制室值班人员外，其它所有电气人员均兼职电气小型维修任务，不再设置专职电修人员。 8.8.3 仪修1）功能仪修是全厂自动化仪表维修的技术归口部门，负责全厂工业自动化仪表及系统的维护、检修和调校，以保证仪表稳定、准确、可靠的运行；协助工艺操作人员正确地使用生产过程控制仪表，不断提高过程仪表的完好率和自控率；对检测和控制系统进行技术革新和技术改造，负责全厂的仪表及自动化系统193、的技术档案和资料收集、总结。2）仪修的规模和组织形式：根据仪表修理车间设计规范（CADC052-93）要求和本工厂仪表台数的估算，暂按小型仪修规模设计并且设在控制楼内。仪修下设检修班、系统维护两个部分。3） 仪修设备的配备原则仪表维护所用的仪器设备的精度至少应比被维护的仪表高一个等级，检修所用的仪器设备的精度至少应比被检修的仪表高二个等级，拟采用数字表。现场维护组配置的仪器应符合现场安全要求，携带方便，尽量数字化。本工厂仪修用于维护、校验的仪器设备按小型仪修的规模配备。8.9 化验室、安全环保监测站8.9.1 化验室化验室任务主要是负责全厂的原料、产品化验分析、进行全厂产品的质量管理和检验，统194、一全厂的分析方法、校验装置的化验仪器等工作。化验室包括色谱分析室、化学分析室、仪器分析室、标准溶液配制室、天平室、及其它辅助房间。钢瓶室单独设在楼外靠近色谱室的位置。化验分析方法将严格执行相关国家标准、行业标准进行分析。化验分析设备主要有气相色谱仪、红外分光测油仪、pH计、浊度仪、多功能水质快速测定仪、露点仪等，详细的仪器配置如表8.9所示。表8.9 化验室主要分析仪器一览表序号仪器名称规格型号数量（台）备注1气相色谱仪SP-3420A52红外分光测油仪OIL 46013pH计PHS-3E14浊度仪WZS-18015多功能水质快速测定仪Sp-116露点仪TG-1520A1为保证化验室的安全，相195、应的设施应设有通风设备、可燃气体报警器、火灾报警系统、消防栓、室内灭火器，以及应急喷淋器、应急洗眼器和安全箱，同时配备必要的劳保用品。8.9.2 安全环保监测站本工厂在厂区综合办公楼设立三级级别的安全环保监测站。监测站所需仪器按照三级站规格及监测项目实际情况所需配备，负责本工厂的安全、“三废”排放及噪声监测，为环境和安全管理、污染源调查提供监测数据。8.10 火炬系统8.10.1 概述为保证本工厂工艺装置在正常、事故、紧急和非正常工况下产生的易燃、有毒气体能够及时、安全、可靠地放空燃烧，并满足相关的环保和安全要求。LNG工厂需要设置火炬系统。火炬系统主要由火炬头、火炬筒体、分子密封器、水封罐、196、自动点火控制柜、高空点火装置、引火筒、节能型长明灯及火焰检测装置等组成。8.10.2 火炬系统方案根据目工艺生产装置的介质特点，本项目火炬系统分为冷火炬系统和热火炬系统。主体的设计方案如下：1）火炬自动点火系统由点火触发信号源、点火控制单元、高空点火装置、燃料气供应管线控制阀组等构成。其中，点火控制单元采用现场PLC实现。2）火炬采用2套点火方式：高空自动点火和地面爆燃点火。高空自动点火系统，能实现远程自动和手动点火，现场亦可手动点火。3）火炬燃烧器设置2支引火筒及节能型长明灯，长明灯可以全天候工作，可以长燃或间歇燃烧使用。4）火炬采用分子密封器、水封罐作为防回火设施，确保火炬上游管道及生产装197、置的安全。5）放散燃烧点火装置具有火焰检测装置，火焰检测方式采用热电偶或紫外线火检的检测来完成，可以全天候监控长明灯的燃烧状况，并远传至中控室，实现现场及远程报警。9 节能9.1 能耗指标9.1.1 采用标准本报告的各项能耗指标计算所依据的标准：1）综合能耗计算通则（GB2589-90）；2）石油化工设计能量消耗计算方法（SH/T 3110-2001）。9.1.2 能源实物与耗能工质本工厂LNG生产过程中，使用的一次能源是焦炉煤气（生产原料，废物利用），二次能源是电力，使用的耗能工质有脱盐水、循环水、氮气和压缩空气等，其中由外部供给的是新鲜水。在能耗计算中，采用的能耗折算数据如表9.1所示。表198、9.1 耗能工质折算数据表序号工质名称单位能量折算(MJ)1电力kWh11.842循环水t4.193污水t33.494脱盐水t96.35净化压缩空气Nm31.596氮气Nm36.287焦炉煤气Nm317.589.1.3 单位产品直接综合能耗以生产装置为能耗体系，计算单位产品直接的综合能耗。本工厂的主产品为LNG，按产品产量40088 Nm3/h进行计算，单位产品的综合能耗如表9.2所示。表9.2 单位产品综合能耗序号工质名称单位消耗量单耗(/Nm3)折算能耗(MJ/Nm3)1电力kWh5000.01240.147672循环水t84150.209910.87953脱盐水t24.989E-054.199、80E-0343.8MPa蒸汽t35.50.000883.26235净化压缩空气Nm32000.004980.007936氮气Nm36000.0149370.0938由以上计算可知，每生产1 Nm3液化天然气的耗能为4.4MJ，折算为电力是：4.4/11.84=0.371 kwh。因此本工艺的综合能耗为：0.371 kwh/Nm3 LNG。9.2 节能措施本工厂在工艺流程的组织、各工艺装置的布置、设备的选型以及最大限度地回收能源上，都采取了许多节能措施，主要有以下几方面：1）先进的工艺技术和控制系统本工程根据根据原料其产品的特性，采用先进、可靠的工艺技术。焦炉煤气的液化分离采用了当前工业化装置200、中能耗最低的混合冷剂制冷工艺，最大程度地降低能耗；同时对焦炉煤气甲烷化的副产蒸汽合理利用，用作液化分离制冷压缩机的透平驱动，可降低水、电、蒸汽消耗量； 工艺装置采用DCS控制系统，对生产过程进行集中监视和控制，实现工艺条件优化，以进一步降低生产能耗。2）选用节能设备本着节约能源的原则，设计上采用节能、高效、先进的设备，选用效率较高的传动设备。本工程的原料气压缩和制冷循环压缩功率较大，采用电动机驱动，变频调节，虽然增加了投资，但是有利于负荷调节。同时为了装置操作安全可靠，提高产品质量、延长操作周期，以降低能耗，关键设备均采用具有较高信誉的国内外知名企业的产品。采用冷箱，集中保冷，尽量减少冷损失，201、由于本装置许多设备(特别是换热器)都是在低温下操作，冷量损失的多少就影响到整个装置的能量消耗。本装置采用冷箱，将多个低温设备放在冷箱内集中保冷。同时，冷箱内设备排放紧密，减短了各设备之间连接的管线，也减少了冷量的损失。3）能量的合理充分利用对低温气体进行能量回收，装置中LNG储槽蒸发的气体（BOG）温度都很低，这部分气体先进入冷箱中的换热器进行冷量回收，然后再出装置，这也显著的减少了能耗。4）优化设备布置及总平面布置本工程设计针对LNG产品的特性，对设备布置及总平面布置进行优化，使物料流向符合流程，缩短物料的输送距离，减少冷量损失。5）选择高效绝热材料，完善保温结构，以减少设备和管道的热量和冷202、量的损失。10 消防10.1 编制依据中华人民共和国消防法石油化工企业设计防火规范 GB50160-2008石油天然气工程设计防火规范 GB50183-2004建筑设计防火规范 GB50016-2006固定消防炮灭火系统设计规范 GB50338-2003火灾自动报警系统设计规范 GB50116-98爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92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建筑灭火器配置设计规范 GB50140-2005石油化工企业静电接地设计规范 SH3097-2000建筑防雷设计规范 GB50057-94(2000)高倍数、中倍数泡沫灭火系统设203、计规范 GB50196-93(2002)低倍数泡沫灭火系统设计规范(GB50151-92) (2000)10.2 工程概述LNG工厂主要包括生产装置、公用工程及辅助生产设施、生活服务设施。其中工艺生产装置包括原料气得压缩、净化、甲烷化、纯化分离、液化、制冷压缩循环、LNG贮存及装车工序。LNG工厂建设1座20000m3的液化天然气（LNG）储罐。10.2.1 主要物料和火灾危险性表10.1 主要物料危险特性序号物料闪点（）自燃点（）爆炸极限%(mol)火灾类别下限上限1焦炉煤气-1885.315甲（易燃气体）2氢气5004.174.2甲（易燃气体）3甲烷-1885.315甲（易燃气体）4一氧化204、碳-5060912.574乙（可燃气体）5硫化氢-50292444甲（易燃气体）6苯-111.28.0甲B（易燃液体）7液化天然气-1885.315甲A（易燃液化液体）8乙烯-136362.7甲（易燃气体）9丙烷-1049.52.3甲（易燃气体）10异丁烷-82.88.51.811异戊烷-567.61.4甲（易燃气体）10.2.2 主要生产装置的火灾危险性类别表10.2 主要生产装置防火等级表序号主项名称生产类别耐火等级1工艺生产装置甲二2公用工程及辅助生产装置-二3生活服务设施-二10.3 防火措施及消防设施为充分贯彻“以防为主，防消结合”的消防原则，本报告依据国家现行消防法规的要求，并结合205、总图布置、工艺生产装置特点及物料性质等，从工艺生产、总图布局、建构筑物防火处理、防雷接地、火灾自动报警、可燃气体检测、防爆等各个方面采取相应的措施，以防止火灾的发生，最大限度的减少火灾所带来的损失。根据本项目工厂规模、总图布置等因素综合考虑，确定同一时间内火灾次数按一处设计。消防设施用电为一级负荷。10.3.1 水消防系统1）工厂消防水系统包括温高压消防水系统和低压消防水系统，消防用水量按全厂同一时间一处着火考虑，最大用水量为125L/s，一次消防总用水量为2700 m3。消防水源来自工业园区给水管网，当发生火灾时能保证向水池连续补水，补水时间为48小时。2）稳高压消防水系统主要服务范围为生产206、装置区和LNG罐区。稳高压消防水管网设计压力为0.9 MPa，消防用水量不小于125L/s；火灾延续供给时间：LNG罐区6小时；消防一次用水量不小于2700 m3。3）低压消防水系统和生产水系统合用。主要服务范围为公用工程区、生产装置管廊和辅助生产设施区。低压消防水按20 L/s计。4）室外消防水管网按独立环状布置。管网上设置消防水炮、室外消火栓及室内消火栓。工艺装置设备框架平台设半固定式消防给水竖管。工艺装置内设箱式消火栓。10.3.2 消防水泵站消防水泵站与循环水泵、生产用水加压泵站合建，为半地下式。内设专用稳压装置一套，电动消防泵三台（Q=250 m3/h，H=90m），2用1备。其中3207、台均为电动消防泵，消防电源采用一级负荷。平时消防水管网由稳压泵维持压力为0.75MPa，火灾发生时消防主泵启动，提供足够的消防水量和压力，使管网压力达到0.9MPa。消防水泵均为自灌式启动。消防水泵的启动按自动/远控/就地三种方式设计。本工厂拟将消防水泵房与循环水泵房合建，消防值班设置在消防加压泵房值班室。10.3.3 泡沫灭火系统本工厂在液化区、罐区和装车区设有集液池，集液池配固定式全淹没高倍数泡沫灭火系统，并与低温探测报警联锁，主要用于扑灭液化天然气流淌火灾。因此LNG工厂设泡沫消防站，泡沫混合液制备拟采取平衡压力式比例混合系统，泡沫混合液供给强度大于7.2 L/min.m2，混合比为3%208、，泡沫发泡倍数1:500，系统泡沫混合液和水的连续供应时间大于40min。泡沫混合液根据最大工作区面积确定。10.3.4 其他消防设施1）灭火器为扑救生产装置的可燃气体、可燃液体火灾，本工厂在LNG罐区、油品罐区、生产装置区、装车区设置固定、移动式干粉灭火装置。2）蒸汽灭火系统装置内设置有半固定式蒸汽接头及一定数量的软管站，使可能出现的泄漏点在灭火蒸汽软管覆盖范围内。3）中央控制室操作间、机柜间设置IG-541（烟烙尽）绿色环保型洁净气体全淹没式灭火系统。4）带有重要负荷的变电所的电缆夹层、高低压配电室等处设置固定式DKL气溶胶自动灭火装置。10.4 火灾报警系统本项目厂区设置火灾自动报警系统209、一套，主要包括：火灾报警控制器、联动控制盘、火灾探测器、手动报警按钮、声光报警器等组成。火灾报警控制器安装在控制楼。同时，在厂区设置可燃气体报警系统一套，系统主要由可燃气体报警器、可燃气体探测器等组成。可燃气体探测器安装在可能产生可燃介质积聚的位置，可燃气体报警器安装在控制楼内。11 环境保护11.1 环境质量现状11.1.1 环境现状分析1）大气环境乌海市环保局对拟建厂址周围环境空气的监测结果表明，项目拟建厂区各项因子均有超标现象，总体来说，当地环境空气质量没有到污染。2）地表水环境乌海市环保局对拟建厂址周围地表水的监测结果表明，芦苇河断面九项水质参数中，均具备地表水环境质量标准（GB383210、8-2002） IV类水体功能。3）地下水环境乌海市环保局对拟建厂址周围地下水的监测结果表明，所有监测项目未超标，均达到地下水质量标准（GB/T14848-93）III类标准的水质要求，说明该区域地下水水质较好。4）噪声环境噪声监测结果表明，厂界周围的噪声昼间、夜间监测值均不超标，拟建厂址区域环境较好。11.1.2 企业现状描述与分析本项目是新建项目，无连续废气排放、少量生产废水和生活污水经简单处理后排放。11.2 执行的环境标准与规范11.2.1 国家和地方有关环保法律法规国家环境保护总局令第27号“废弃危险化学品污染环境防治办法”（2005 年10 月）国务院国发（1996）31号文“国务211、院关于环境保护若干问题的决定”中华人民共和国环境保护法（1989年12月26日）中华人民共和国环境影响评价法（2002年10月28日）中华人民共和国清洁生产促进法（2002年6月29日）中华人民共和国大气污染防治法（2000年4月29日）中华人民共和国水污染防治法（1996年5月）中华人民共和国环境噪声防治法（1996年10月29日）中华人民共和国固体废物污染环境防治法（2005年4月）建设项目环境保护分类管理名录（国家环境保护总局令第14号，2002年10月）国家危险废物名录（环发199889号）全国生态保护纲要（国发200038号，2000年11月26）内蒙古自治区环境保护条例(1997修212、正)11.2.2 环境质量标准环境空气质量标准（GB3095-1996及其2000年修改单） 二级标准地下水质量标准（GB/T14848-93）III类标准地表水环境质量标准（GB3838-2002）V类标准城市区域环境噪声标准（GB3096-93）2类标准11.2.3 污染物排放标准大气污染物综合排放标准（GB16297-1996） 二级标准污水综合排放标准（GB8978-1996） 二级标准工业企业厂界噪声标准（GB12348-90） II类标准一般工业固体废物贮存、处置场污染物控制标准（GB18599-2001）恶臭污染物排放标准（GB14554-93）城市污水再生利用城市杂用水水水质（213、GB/T18920-2002）11.2.4 监测规范地表水和污水监测技术规范（HJ/T 912002）大气污染物无组织排放监测技术导则（HJ/T 55-2000）固定污染源烟气排放监测技术规范（试行）（HJ/T 75-2007）工业固体废物采样制样技术规范（HJ/T20-1998）工业企业厂界噪声测量方法（GB12349-90）地下水环境监测技术规范（HJ/T164-2004）11.2.5 设计标准和依据化工企业环境保护监测站设计规定（HG 20501-92）化工建设项目环境保护设计规定（HG/T20667-2005）工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）工业企业设计卫生标准（GBZ1-214、2002）污水再生利用工程设计规范（GB50335-2002）石油化工厂区绿化设计规范（SH3008-2000）11.3 投资项目污染物排放本建设项目由生产装置、公用工程及辅助生产设施、界外工程和生活服务设施组成。其中生产装置在生产过程中，没有固体废弃物排放，其焦炉煤气的净化过程采用了分子筛为吸附剂，它是一种碱性颗粒，在生产过程中是反复使用的，不会对外排放。气体在压缩冷却和干燥的过程中，会有少量的含油污水排放，在流程中都要进行处理，达到国家排放标准后排放。11.3.1 施工期间的污染物排放施工期主要施工活动有：场地挖填、地基平整、生产装置及辅助设施等的建设。所排放的污染物分析如下：1）施工废气215、主要来自施工场地机械车辆运输产生的扬尘、尾气及焊接作业排放的少量烟气；2）废水主要为施工人员所产生的生活污水和工艺储罐、管线等生产装置设备安装完成后进行清罐试压所产生的废水，排放量较小，污染物成分相对简单；3）施工噪声主要表现为“结构阶段”和“装修阶段”的噪声特征。施工过程中将施工大型机械设备如起重机、大型运输车、打桩机、推土机等，运行时的噪声高达85Db(A)以上。11.3.2 运行期间的的污染物排放1）废水本项目所产生的废水主要包括生活污水和生产污水。主要污染源、污染物、排放量以及处理措施和去处等的详细情况见表11.1。表11.1 废水排放一览表序号排放源污染物名称排放量（t/h）组成（w216、t%）排放方式处理措施及去向1甲烷化生产污水12.8含盐锅炉排污水连续市政废水管网2气体纯化废水4.0清洁废水连续市政废水管网3软化水系统生产污水6含盐排污水连续市政废水管网4脱盐水站生产污水2含盐排污水连续市政废水管网5循环水系统生产污水6含盐排污水连续市政废水管网6锅炉房生产污水1.5含盐排污水连续市政废水管网7洗手间、食堂及浴池生活污水5COD、SS、动植物油、BOD5、氨氮间断污水处理站8地面冲洗水含油废水2水，含少量的润滑油间断污水处理站2）废气本项目所产生的废气主要包括两个部分，一部分是工艺废气，另一部分是烟道气。工艺废气包括：装车区的无组织排放废气，制冷压缩机和原料气压缩可能泄露217、而排放的废气，此外还包括工艺装置在事故工况时安全阀泄放的工艺气体。上述废气均排入工厂密闭排放系统，然后经火炬燃烧后达标排放。烟道气主要是燃气锅炉和工艺装置加热炉排放的尾气。废气排放的详细情况见表11.2。表11.2 废气排放一览表序号排放源污染物排放量Nm3/s组成wt%排放方式排气筒高度m处理方法及去向1装车区无组织排放废气0.01CH4间断大气2制冷压缩机冷剂微量混合冷剂连续大气3锅炉废气9.2烟道气连续60大气4火炬系统火炬气27间断60大气3）废固本项目所产生的固体废弃物主要是工艺生产装置所产生的废弃吸附剂、废弃催化剂以及生活污水处理产生的污泥和生活垃圾，详细情况见表11.3。表11.218、3 固废一览表序号排放源污染物排放量（m3/次）组成（wt%）排放频率年/次处理措施及去向1干燥塔废吸附剂48活性碳3焚烧2纯化塔纯化吸附剂90活性碳3焚烧3甲烷化反应器废甲烷化催化剂603厂商回收本项目生产过程中产生的各种固体废物根据国家危险废物名录分类，含有重金属的废催化剂送催化剂厂回收利用，不能回收的固体废物首先考虑进行综合利用，不能综合利用的经无害化处理(置)后填埋。以上各措施实施后，可使各种固体废物得到妥善的处置，使固体废物对环境的影响介于可接受水平。4）噪声本项目的主要噪声来自生产装置内的泵和压缩机机、火炬头及原厂区生活污水处理站的各种机泵，循环水站的风机和水泵等。在设备选型时选用219、低噪声的电机；易产生噪声的放空点设置消音器；压缩机设置隔音罩。详细情况见表11.4。表11.4 主要噪声一览表序号装置名称噪声源运行台数备用台数噪声值dB（A）减噪措施降噪后噪声值dB(A)1制冷压缩机压缩机、烃泵118090设隔音罩、消声器等设备852污水处理站水泵118090854循环水站冷却塔风机20809585循环水泵218090855火炬火炬头1080908511.4 环境保护治理措施及方案本项目的环境保护应严格遵守国家及地方的环境保护法规与标准，执行环保“三同时”制度，对能回收利用的“三废”，应综合利用；对必须排放的污染物进行治理，保证达标排放。在装置区内，设置各种治理设施，用来对220、装置生产的“三废”进行预处理。全厂设置火炬系统、生活污水处理站、事故水池等环保处理设施。11.4.1 施工期防污染措施合理选择施工工艺、科学安排施工工序，采用先进、科学、合理的运输机械等，减少污染。运输物料加盖蓬布、减少散落，避免易起尘物的飞扬；施工产生的污水通过污水收集系统进行收集后处理回用；选用低噪声的施工机械和车辆，合理安排施工进度，避免夜间高噪声施工和车辆鸣笛。11.4.2 生产运行期间防污染措施1）废水治理措施本项目废水的治理措施如下：l 含油废水预处理设施在设备检修时排放的含油污水及地坪冲洗等含油污水，由于含油量较高，需要进行预处理，设置集中预处理设施，集中汇集至污水集水池，通过高221、效油水分离器回收污油后送至污水处理场进行处理，全厂设1个污水预处理站。l 污水处理场本项目设置全厂性的污水处理场，各装置所排出的正常含油污水和生活污水进行集中处理，同时考虑装置围堰内、储罐防火堤内的含油雨水，以及其他非正常情况时的含油污水的排入，污水处理场总设计规模为10 m3/h，分别分质处理合格后，达标排放。l 蒸汽凝结水回用设施本着经济、合理的原则，本项目各装置充分回收和利用全厂蒸汽冷凝水，减少补充水量，从而降低全厂新鲜水单耗，汽轮机凝结水按100%回收。另外，在回收凝结水的同时，可回收凝结水的低温热，用来加热脱盐水。l 雨水收集池为了保证纳水水体的水质安全，进一步降低对其造成的水质污染222、的危险，防止少量的轻度污染的雨水流入纳水水域，将装置、储罐等污染区域的雨水全部集中收集，设置全厂雨水收集池。雨水收集池内设撇油带等除油设施，除油后的污染雨水送至污水处理场，污油经收集后送至罐区的污油罐回收，雨水收集池出水设置自动在线监测系统，自动监控收集池的储水水质。l 事故水收集池本项目设置全厂事故储水池，主要用于LNG罐区事故工况时消防水的储存以及LNG的四处蔓延，从而避免了事故状态下对外环境的影响。事故储水池在平时保持空池容。2）废气治理本项目所产生的废气主要是加热炉及锅炉房烟道气、装车区的无组织排放废气、制冷压缩机和原料气压缩潜在可能泄露而排放的废气，a）拟采用密闭设备，氮封等措施减少223、无组织排放废气；b）吹扫过程排放的废气中基本为氮气，含有极少量的天然气，经放空管汇集后经20米的排放管排放，不会对环境大气造成污染；c）安全阀起跳、紧急防空等事故废气拟采取放空管汇集后经20米的排放管高空排放，排放浓度及其落地浓度分别满足大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）二级标准和环境空气质量标准（GB3095-1996及其2000年修改单）二级标准的要求。3）固体废弃物治理本项目所产生的固体废弃物主要是生产装置所产生的废弃吸附剂、催化剂和生活垃圾。属于一般工业固体废物的活性炭吸附剂、废干燥剂和废弃催化剂首先考虑厂商回收，循环利用。不能回收的送锅炉房焚烧或安全填埋。来自卫生间、224、值班室等的生活垃圾，统一存放于带盖的垃圾箱内，定期外运至当地生活垃圾处理场处理。4）噪声治理项目中主要的产噪设备拟通过优先选用低噪声设备，噪声源进行减振和隔声处理，然后将其布置于泵房及设备用房内，必要时再加装隔声罩、消声器等，使厂界的噪声达到工业企业厂界噪声标准(GB12348-90) II类标准；提高设备的自动化水平，减少操作人员在噪声源的停留时间，使操作人员在噪声接近标准的岗位停留时间不大于国家有关规范允许的指标。11.5 清洁生产分析11.5.1 生产工艺特点和先进性分析本项目以焦炉煤气为原料生产液化天然气产品。生产工艺采用物理化学方法净化，进一步液化分离得到LNG产品。原料气的脱硫采用225、的工艺技术是目前能耗最低、脱硫精度最高的脱硫溶液，天然气的干燥及纯化分别采用的等压干燥和分子筛吸附工艺，生产过程实现无人值守全自动控制。11.5.2 原料和产品分析本项目所使用的原料是来自界外管网的焦炉煤气，通过采用先进工艺技术路线和严格成熟的环保措施，将其加工为清洁的液化天然气，整个生产过程无连续污染物排放，符合国家产业需要和清洁生产要求。11.5.3 设备先进性分析本项目拟采用国内外先进可靠、低能耗的工艺技术和关键设备、控制系统、控制阀、特殊管材以及一些关键仪表。因此所选设备也是先进和合理的，可以保证项目完全稳定的生产运行。11.5.4 综合能耗水平分析本项目将认真贯彻执行国家和原化工部对226、新建项目的节能要求，采用先进技术，合理利用能源，以最小的能耗取得最大的经济效益。拟建项目拟采用的新工艺技术及节能降耗措施如下：1）本项目所产生的生活污水拟采用先进、高效的A/O法内循环生物脱氮工艺，将其处理达到城市污水再生利用城市杂用水水质（GB/T18920-2002）中的城市绿化水质标准，达标后的水作为绿化用水，实现零排放。2）焦炉煤气的纯化工序采用成熟可靠、无化学污染，工艺路线简单的分子筛吸附技术。3）焦炉煤气的液化分离工序采用了能耗最低的混合冷剂制冷工艺，装置中的冷量根据不同情况尽可能在生产上回收利用。4）选用节能型的电气产品，选用高效的保温材料。11.5.5 污染物产生及废物回收利用227、分析本项目所产生的废气，除了安全阀起跳和临时放空的短时排放外，无其他废气，并且短时排放的废气直接进入火炬系统燃烧，高空达标排放；废水拟处理达到回用水标准后回用；废固基本达到回收利用。总体而言，对外排放的污染物相对很少，满足清洁生产的要求。综上所述，本项目采用合理、先进、可靠的工艺技术，得到清洁燃料液化天然气，符合国家产业政策；同时设计中采用多种节能降耗措施、废气、废水、废固尽可能回收利用，不但有利于增加企业经济效益，产生的环境效益也十分显著，项目建设符合清洁生产要求。11.6 环境管理及监测根据化工企业环境保护监测站设计规定(HG20501-92)的要求，结合本项目的排污情况，设立三级级别的安228、环监测站。建筑面积约300 m2，监测站所需仪器按照三级站规格及监测项目实际情况所需配备，负责本项目的安全、“三废”排放及噪声监测，为环境和安全管理、污染源调查提供监测数据。根据拟建项目建成投产后的工程排污特点及实际情况，列出了环境污染物的监测项目、监测频率和监测方法见表11.5。表11.5 监测项目概况一览表序号类别监测点位置监测项目监测频率监测方法1废水污水处理站排放口排放量PHCODcrBOD5SS色度浊度溶解性总固体氨氮阴离子表面活性剂溶解氧总余氯总大肠菌群1次/天HJ/T92-2002GB6920-86GB11914-89GB7488-87GB11901-89GB11903-89GB229、13200-91HJ/T51-1999GB7479-87GB7494-87GB11913-89GB11898-89HJ/T347-20072废气生产装置区、办公区和生活区总悬浮颗粒物SO2二氧化氮总烃硫化氢正常生产情况下每月一天，每天4次；非正常情况随时监测GB/T15432-1995GB8970-88GB8969-88GB/T15263-94GB/T14678-93排气筒总烃硫化氢GB/T15263-94GB/T14678-933地下水厂址地下水上下游PHCODcr溶解性总固体氨氮总大肠菌群2次/年HJ/T92-2002GB6920-86HJ/T51-1999GB7479-87HJ/T347230、-20074噪声厂界外1m、车间操作岗位Leq（A）每季1次GB12349-905固废固废排放口统计种类、生产量、处理方式、去向每月统计1次11.7 绿化厂区绿化主要分布在办公区、道路两旁、装置间歇地块和厂区周围墙边防护带等。在装置间歇地块种植具有抗污染、有净化作用的乔木、灌木、花卉及敏感指示植物；在厂前区种植观赏美化为主的乔木和灌木等；在厂区及厂界四周种植杨树、柳树等，以减低噪声等的污染。本项目厂区绿化率为15%。11.8 环境保护投资根据建设项目环境保护设计规定中有关环境保护设施及其环保投资的详细规定，本项目的环保措施包括火炬系统、生活污水处理设施、工艺装置排气筒、事故水池、废固处理措施、231、噪声防治措施、环境评价及环境管理、安环监测站、厂区绿化及绿化设施。11.9 环境影响分析11.9.1 施工期环境影响分析施工期的作业内容主要是场地平整、设备安装，且在厂区内进行，故对环境的影响是短暂的，间歇的，随着施工期的结束而结束，属可接受范围，但由于本项目装置较多，施工期较长，所以在施工期要严格执行国家、地方对建筑施工场地有关噪声、固废、扬尘等相关规范和规定的要求，将建筑期环境影响控制在最小范围。11.9.2 运营期环境影响分析1）大气环境影响分析本项目的废气排放除了无组织排放外，只有在紧急状况下产生，并且采取一定的环保措施达标排放，对于无组织排放则采取有效措施进行挥发量控制，可使对大气环232、境的影响在可接受范围内。所以本项目对周围大气环境影响很小。2）水环境影响分析项目产生的生产废水和生活污水拟经污水处理站处理后达到回用水标准后回用，不外排，所以基本不会对水环境产生影响。3）废弃固体物环境影响分析拟建项目的废固经过回收利用、安全填埋或燃烧处理后，对周围环境不会造成污染影响。4）噪声环境影响分析通过对主要噪声源的隔离、控制、合理布局等隔声降噪措施后，完全可达到工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）III类标准，所以对环境的影响很小。综上所述，本项目对环境的影响总体比较小，从工艺技术和环保要求等方面都是可行的。11.9.3 事故状态下环境影响分析根据各装置的特点，在设计中严格注233、意有毒可燃气体的密闭排放，严格按规范选用设备和管线材质，充分考虑防腐处理。另外装置设置自保系统，保证在事故状态下有毒可燃气体进入紧急放空系统，装置内设置毒可燃气体报警仪，可避免有毒可燃气体泄漏。在管理上对于事故排放制定妥善的应急处置措施和方案，可以有效地处置事故状态下排放的各种污染物，将事故状态下污染物排放对环境造成的影响控制在最小范围。根据国家安全生产监督管理总局和国家环境保护总局联合发布的：安监总危化【2006】10号文件精神，本项目必须设置全厂事故储水池，主要针对产品罐区事故工况时消防水的储存。在生产装置及罐区发生事故时，通过管网将事故水直接引至事故储水池，当事故结束后再通过污水泵提升送234、污水处理场进行处理，从而避免了事故状态下对外环境的影响。11.10 存在的问题及建议在装置运行过程中，应加强管理，提高全员的环保意识，对于设备、管线、阀门等定期进行巡查及检测，以便及时发现泄漏点，杜绝跑、冒、滴、漏现象的发生。定期检查环保设备的运行情况，发现问题及时排除，确保治理设施的正常运行，作到防患于未然。加强对生产过程的管理，严格操作制度，控制事故排放。积极开展清洁生产，节能降耗，从源头上减少污染物的产生。12 劳动安全卫生12.1 设计原则认真贯彻“安全第一、预防为主”的方针及劳动安全卫生“三同时”的原则，严格执行国家和部门颁发的有关标准规范和规定，在工程设计中采取可靠有效的安全防护措235、施，减少各类事故的发生，保障劳动者生命和财产的安全。12.2 执行标准及规范12.2.1 国家和地方相关法律、法规中华人民共和国安全生产法（主席令70号，2002年11月1日起实施）中华人民共和国劳动法（主席令28号，1995年1月1日起实施）中华人民共和国职业病防治法（主席令61号，2002年5月1日起实施）中华人民共和国消防法（中华人民共和国主席令第4号，1998年9月1日实施）危险化学品安全管理条例（国务院令344号令，2002年3月15日实施）危险化学品建设项目安全许可实施办法（国家安全生产监督管理局令，第8号）建设项目职业病危害分类管理办法(卫生部令第49号)固定式压力容器安全技术监236、察规程（国家质量技术监督局TSG R004-2009）特种设备安全监察条例（中华人民共和国国务院令第373号）使用有毒物品作业场所劳动保护条例（国务院令第352号）关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则（AQ/T90022006）重大危险源分级（征求意见稿）（国家安全生产监督管理总局协调函2007号）12.2.2 相关标准规范、规定化工投资项目项目申请可行性研究报告编制办法（中石化协产发200676号）工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）工作场所有害因素职业接触限值第1部分：化学有害因素（GBZ2.1-2007）工作场所有害因素职业接触限值第2部237、分：物理因素（GBZ2.2-2007）职业性接触毒物危害性程度分级（GB5044-85）化工企业气体防护站工作和装备标准（HG/T23004-92）劳动防护用品选用规则（GB 11651-89）高温作业分级（GB4200-1997）低温作业分级（GB/T14440-1992）噪声作业分级（LD80-1995）固定式工业防护栏杆安全技术条件（GB4053.3-1993）化工企业安全卫生设计规定（HG20571-95）石油化工企业职业安全卫生设计规范（SH3047-93）建筑设计防火规范（GB50016-2006）石油化工企业设计防火规范（GB50160-2008）工业企业总平面设计规范（GB50238、187-93）工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）生产过程安全卫生要求总则（GB12801-91）建筑灭火器配置设计规范（GB 50140-2005）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92）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）防止静电事故通用导则（GB12158-90）建筑物防雷设计规范（GB50057-94，2000年版）建筑抗震设计规范（GB50011-2001）工业建筑防腐蚀设计规范（GB 50046-95）压缩空气站设计规范（GB50029-2003）重大危险源辩识（GB18218-2000）常用危险化学品分类及标志（GB1239、3690-92）危险化学品目录（2002版）工作场所职业病危害警示标识（GBZ158-2003）安全标志（GB2894-1996）安全色（GB2893-2001）安全标志使用导则（GB16179-1996）职业健康监护技术规范（GBZ188-2007）12.3 环境因素分析本工厂拟建厂址属于显著的大陆性暖温带气候。主要特征是：日照时间长，昼夜温差大，降水少，气候干燥，风沙大。本地季节变化明显，春季升温快，易发生干旱；夏季炎热高温，降水集中；秋季降温剧烈。其自然灾害包括雷击、洪水、高温、地震等。夏季多雷雨天气，建筑物和人员可能遭受雷击，造成建筑，特别是电气设备损坏，导致火灾以及人员触电身亡等事故240、。雷暴雨天气，容易遭受洪水袭击；排水不畅处，容易遭受内涝，造成停产、停电、设备损坏、人员溺亡等事故。乌海市地震烈度按VIII设防，因此存在一定的地震威胁，发生地震灾害时将会对该厂厂房建筑、道路设备造成一定程度的破坏，人员因此也可能由于建筑的垮塌而伤残甚至死亡。其他自然灾害出现的可能性相对很小，可以依托城市紧急救援系统对灾害性天气进行防御和处理。12.4 生产过程职业安全与危害因素分析12.4.1 主要物料的危害因素分析本工程生产过程涉及的主要危害物料包括：焦炉煤气，产品LNG、氢气、一氧化碳、硫化氢、苯、萘、氨气和制冷剂（乙烯、乙烷、丙烷和戊烷），其危害特性具体见表12.1。12.4.2 生产241、过程危害因素分析1）危险因素本工程主要的危险因素有火灾/爆炸、腐蚀和化学灼伤、触电、 机械伤害和高处坠落等危险。具体如下：a）火灾/爆炸 引起火灾爆炸危险的条件火灾发生的条件即火灾三要素：氧化剂、可燃物和点火源。爆炸事故发生的条件很复杂，其中物理爆炸如压力容器爆炸，发生爆炸的条件是构成爆炸的体系内存在有高压气体或在爆炸瞬间生成的高温高压气体或蒸气的急骤膨胀，爆炸体系和它周围的介质之间急剧的压力突变。而化学爆炸发生的条件取决于三个要素：反应的放热性、反本文件包含技术成果，未经本院许可不得转给第三方或复制。 140This document contains proprietary informa242、tion. To be kept confidential.内蒙古乌海市焦炉煤气节能减排综合利用项目焦炉煤气制LNG工厂可行性研究报告表12.1 主要危害物料特性数据表序号物料名称危险类别理化性质燃爆特性毒性熔点沸点相对密度闪点引燃点爆炸极限(%)火灾危险性急性毒性允许浓度(mg/m3)毒性等级LD50mg/kgLC50mg/m3MACPC-TWAPC-STE上限下限1焦炉气第2.1类易燃气体30.45.6甲2氢气第2.1类易燃气体-259.2-252.80.07-40074.14.1甲-3甲烷第2.1类易燃气体-182.5-161.50.42-188538155.3甲-4一氧化碳第2.1类易243、燃气体-199.1-191.40.79-5061074.212.5乙20692030-5氨气第2.3类有毒气体-77.7-33.50.82-65115.727.4乙350139020-6氮气第2.2类不燃气体-209.8-195.6/7.527氯气第2.3类有毒气体-101-34.51.47-乙8501-8乙烯第2.1类易燃气体-136490362.7甲9丙烷第2.1类易燃气体-1044509.52.3甲10异丁烷第2.1类易燃气体-159.6-11.80.56-82.84608.51.8甲11异戊烷第2.1类易燃气体-159.427.80.62-564207.61.4甲本文件包含技术成果，未244、经本院许可不得转给第三方或复制。 141This document contains proprietary information of. To be kept confidential.内蒙古乌海市焦炉煤气节能减排综合利用项目焦炉煤气制LNG工厂可行性研究报告应的快速性和生成气体产物，这三个要素缺少一个，都构不成爆炸事故的发生。火灾/爆炸危险性本工程生产过程中涉及的物料多为易燃、易爆气体，其爆炸极限较低，在物料生产、使用、装卸储存和运输过程中，由于泵、法兰、管道等泄漏、控制失灵、雷电、静电等原因，一旦满足发生火灾、爆炸事故的条件，极易发生火灾爆炸事故；由于罐区储存液化天然气的量大，发生火灾245、时一般火势猛烈，火焰温度高，辐射热强，而且燃烧和爆炸往往交替进行，甚至可能形成二次爆炸和连锁爆炸；罐区引起火灾、爆炸事故的点火源分布比较广，而且火灾持续时间长，扑救困难，人员和财产损失巨大。本工程生产装置、物料储运设施和压缩站等辅助生产设施很多都使用压力容器，这些设备受温度、压力等操作因素的影响，如果内部压力超过所能承受的最大压力，加之安全附件（安全阀、防爆膜等）失效，则会导致压力容器的破裂爆炸。另外，物料的储罐有其要求的最大允许的充装量，如果在操作过程中由于人为失误、不遵守操作规程或设备故障等原因而导致超装，极易导致储罐破裂爆炸。b）腐蚀和化学灼伤本工程原料焦炉煤气中含有微量硫化氢，具有一定246、程度的腐蚀性，若对设备密封的材质选取不当，就会对设备、管道等造成严重的腐蚀。另外，操作人员若接触到腐蚀性物料，还会造成严重的化学灼伤。c）机械伤害本工程维修、机泵等机械设备运动（静止）部件、工具直接与人体接触会引起人体的夹击、碰撞、卷入等机械伤害。d）触电本工程生产过程中，涉及配电室等供电装置和很多用电设备，如设计不当或采购产品不合格、防护措施不到位或操作失误，均有可能引起触电事故，另外，作业人员违章使用用电设备，也极有可能发生触电事故和火灾事故。e）高处坠落本工程储存设备存在各种高度大于2m的操作平台和较高的设备等，在操作、巡检和维修作业时，如不采取防护措施，会有发生高处坠落的危险。2）危害247、因素本工程主要的危害因素有中毒、职业性皮肤病、噪声和振动、高温等危害。具体如下：a）中毒危害本工程所涉及的硫化氢气体，已列入职业病危害因素分类目录中，属于高毒物质，高毒物质引起急性中毒后，人体肌体功能会遭到严重的损害，甚至在短时间内致死。如果不采取防护措施，操作人员就会受到不同程度的毒害。主要物料的健康危害如下：硫化氢属于强烈的神经毒物，对粘膜有强烈刺激作用。短期内吸入高浓度硫化氢后出现流泪、眼痛、眼内异物感、畏光、视物模糊、流涕、咽喉部灼热感、咳嗽、胸闷、头痛、头晕、乏力、意识模糊等。部分患者可有心肌损害。重者可出现脑水肿、肺水肿。极高浓度(1000mg/m3以上)时可在数秒钟内突然昏迷，呼248、吸和心跳骤停，发生闪电型死亡。高浓度接触眼结膜发生水肿和角膜溃疡。长期低浓度接触，引起神经衰弱综合征和植物神经功能紊乱。b）高/低温危害本工程工艺过程多处采用加热炉或蒸汽加热，温度较高，在生产过程中，如不采取保温、防烫等防护措施，易引起操作人员的烫伤，甚至引起中暑职业病和各种疾病。另外，本工程液化工序中，液化天然气装车泵操作温度为-160，液氮储罐的储存温度为-196，紧急放散空温器的操作温度为-160，其操作过程属于低温操作，低温环境会引起体温降低，甚至造成死亡，如不采取一定的保冷措施，对人体会有冻伤危害。c）噪声和振动危害本工程生产的原料气压缩机、空压机和各类泵等设备会产生强弱程度不同的噪249、音和振动，从业人员长期在这种环境下工作，易引起听力下降或耳聋甚至造成噪声聋职业病。12.5 安全卫生措施本工程遵循消除-预防-减弱-隔离-连锁-警告原则，对生产过程中易产生的危险、有害因素采取相应的安全防护措施。12.5.1 厂址选择和总平面布置本工程厂址选择和厂区总平面布置从区域规划、功能分区、人流及物流、工艺流程、风向因素、施工、设备安装、检修及消防通道等方面统合考虑，其布置符合工业企业总平面设计规范（GB50187 -93）安全和卫生的要求。具体见本报告“总图运输”的相关内容。12.5.2 建、构筑物的火灾危险特性装置及采光、通风设施本工程各类建、构筑物的结构形式、生产火灾危险性、耐火等250、级、建筑层数、占地面积、防火防爆、安全防火间距、采光、通风、安全疏散等设置和车间卫生分级均符合相关标准安全、卫生的要求。12.5.3 电气和电信系统本工程可提供两回路10kV电源，电源可靠性高，基本满足供电需求，另设UPS作为应急电源。本工程消防报警及控制设备、消防泵、仪表工作电源等负荷为一级负荷；仪表DCS装置用电负荷及应急照明负荷为一级负荷中特别重要负荷；工艺主生产装置及辅助生产装置用电负荷为二级负荷；其它负荷为三级负荷。根据爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范，进行爆炸危险区域划分，爆炸危险区域内根据生产装置环境的不同选择防爆设备，防爆电气设备的级别、组别和防护等级不低于该爆炸性气体环境内251、爆炸性气体混合物的级别和组别。室内、外非爆炸危险区域的电气设备根据工艺生产特点选用相应的防腐、防水、防尘等配电设备和材料。电信系统包括：自动电话系统、生产调度电话系统、无线通信系统、电视监控系统、火灾自动报警系统、智能卡管理系统，满足安全卫生的要求。12.5.4 自动控制系统本工程主要生产装置采用先进的集散控制系统（DCS），重要的工艺操作控制参数设置报警联锁系统及ESD系统，操作运行越限与故障报警装置。在控制室内设有可燃、有毒气体检测报警盘、火灾报警盘等。12.5.5 消防系统本工程根据建筑设计防火规范（GB50016-2006）、石油化工企业设计防火规范（GB50160-2008）和石油天252、然气工程设计规范（GB50183-2004）等规范要求，消防设施包括：水消防系统、消防水泵站、水喷雾系统、干粉灭火、灭火器等，满足标准规范的要求。12.5.6 防火、防爆本工程从总平面布置、工艺、自动控制、建/构筑物防火、电气防火、消防系统、设备泄压等方面采取防火、防爆控制措施。总平面布置、自动控制、建/构筑物防火、电气防火、消防系统方面的防火、防爆设施及措施具体见本报告相关内容。1）工艺控制a）采用完善的生产工艺控制手段，设置可靠的温度、压力、液位控制系统，并设置超温、超压的报警、泄压和紧急排放装置。b）重要的工艺操作控制参数设置报警联锁系统及ESD系统，操作运行越限与故障报警装置。c）存在253、易燃易爆介质的设施均采用密闭工艺设备和管道。d）具有火灾、爆炸危险储罐管线和作业，均采用氮气吹扫。2）设备泄压压力容器设计均依据固定式压力容器安全技术监察规程（国家质量技术监督局TSG R004-2009）执行。压力0.1Mpa（G）的所有压力容器（包括塔、反应器、贮槽等）均设有安全阀、爆破膜或紧急泄放阀。3）个人防护同时还考虑设置配备防静电的个人防护用品以避免进入火灾爆炸危险区域时产生静电导致的火灾、爆炸的发生。12.5.7 防毒本工程根据工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）、工作场所有害因素职业接触限值第1部分化学有害因素（GBZ2.1-2007）的要求，尽量减少就地操作岗位，使作业254、人员不接触或少接触有毒物质，防止误操作造成中毒事故；工艺设备采取露天布置，使有毒有害气体及时散发；在有围护结构的厂房及化验室，设置必要的机械通风排毒、净化装置；在可能造成有毒物质泄漏的设备和工作场所设置可靠的事故处理装置和应急防护设施，并在有毒作业工作环境中设置安全洗眼器，并配置事故柜、急救箱和个体防护用品等应急设施。12.5.8 防雷、防静电本工程按照GB50057-94（2000年版）建筑防雷设计规范，2区爆炸或11区火灾危险环境的建筑物及生产装置(油罐除外)，按第二类防雷设防，其余的主要建构筑物按第三类防雷设防。所有各生产装置区（或界区）内设置的工作接地、保护接地、防雷及防静电接地等各种255、接地共用人工接地装置或自然接地体必须相连接构成等电位联结的接地网，整个厂区设置厂区接地干线，将各生产装置区（或界区）内接地网连接成一个整体，以使整个厂区接地系统尽可能处在等同电位。12.5.9 防机械伤害本工程对机械传动部分要加设防护罩，设置危险警示标志；设备及管道布置要留有足够的操作及检修空间，防止人员碰伤。此外，还要加强人员的自我安全保护意识。12.5.10 防坠落、防滑根据石油化工企业职业安全卫生设计规范、固定式工业防护栏杆等规范，本工程进行操作、维护、调节、检查的工作位置，距坠落基准面高差超过2m、且有坠落危险的场所，配置供站立的平台和防坠落的栏杆、安全盖板、防护板等；梯子、平台和易滑256、倒的操作通道地面应有防滑措施。12.5.11 防化学腐蚀和灼烫根据石油化工企业职业安全卫生设计规范，本工程选择耐腐蚀的设备、管道、阀门及在线仪表；储存、输送腐蚀性化学物料的储罐和泵等在其周围地面和基础作防腐处理；在可能造成化学灼伤的危险区域，设置相应的安全淋浴及洗眼器等卫生防护设施，其服务半径小于15m。并根据作业特点和防护要求，配置事故柜、急救箱；配置相应的个人防护用品。12.5.12 防高/低温根据高温作业分级、低温作业分级和工业企业设计卫生标准，本工程工艺装置，反应器等设备及部分管道操作温度高（低），设计中应采用保温（保冷）的材质，并尽量做好保温防烫（防冻）措施，定期检查高（低）温设备、257、管道、阀门等确保不出现泄漏；尽可能远距离操作、设置全面或局部通风装置、减少作业时间；配备隔热或防寒等个人防护用品和用具。12.5.13 防噪声和振动根据工业企业噪声控制设计规范和工业企业设计卫生标准，本工程在设计中尽量采用振动小噪声低的设备，并通过减振、消声等措施使各类产生噪声的设备的噪声限值符合相关规定；尽量减少操作人员在噪声作业场所的作业时间；对于暂时需接近噪音设备的，配置相应的防护用品如耳塞、耳罩等；个体防护采取穿戴防振手套、防振鞋等防护用品以降低振动危害程度。12.5.14 卫生设施根据工业企业设计卫生标准化工企业气体防护站工作和装备标准的规定，结合本工程生产特点、规模和定员，本工程设258、置所需卫生用室、生活用室、医疗室、急救室和安全卫生监测站。同时还应与社会医院建立合作协议。安全卫生监测站和本工程环保监测站合并建设，为安全卫生和环保监测所用。有毒、有腐蚀性物料的作业场所，考虑设置安全喷淋和洗眼器，以便操作人员的事故紧急处理，根据劳动防护用品选用规则（GB11651-89）的规定配置个人防护用品和用具。12.5.15 安全标志本工程易发生事故的场所，应按安全标志使用导则（GB16179-1996）的规定设置安全标志，或在建（构）筑物及设备上按规定涂安全色；罐区等易燃易爆危险区应设置永久性“严禁烟火”等警示标志；并在罐区及各装置安全疏散口等场所设置风向标，以指示当物料泄漏时现场人259、员逃生方向。12.5.16 职业卫生警示标志本工程产生职业病危害的工作场所、设备及产品，应按照工作场所职业病危害警示标识（GBZ158-2003）的规定设置相应的警示标识。12.6 安全卫生监督与管理12.6.1 安全卫生管理机构及定员本工程应按照化工企业安全卫生设计规定的要求，并结合本厂的实际生产情况设置相应的安全卫生机构。同时，还应配置专职的安全生产、职业卫生管理人员，负责本厂的劳动安全卫生管理。12.6.2 安全管理制度根据中华人民共和国安全生产法等法律、法规的规定，本工程投产前应建立完善的安全生产责任制、安全生产管理制度并制定与生产特点相关的操作规程等。12.6.3 安全、卫生教育及生260、产投入本工程投产后，企业所有人员应接受相应的安全教育培训和考核。在建设施工期间，还应制定现场施工安全管理制度和事故应急方案，对所有进入生产现场的施工及操作人员都要进行安全教育。此外，本工程应建立安全生产投入的长效机制，保证具备安全、职业卫生生产条件所需的专项资金的投入得到实施。12.6.4 重大危险源管理和事故应急救援预案根据重大危险源辨识（GB18218-2000）和关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见（安监管协调字200456号），本工程液化天然气储存量未达到其临界量，不构成重大危险源，但应进行定期检测、评估、监控，并制定应急预防方案。同时，还应针对该项目可能发生的重大事故编制相应的应261、急救援预案。12.6.5 职业健康监护本工程建成投产后，应根据职业健康监护管理办法的规定对接触有害因素的职工进行职业健康查体。职业健康查体主要包括上岗前、在岗期间、离岗时以及应急查体。应委托具有职业健康查体资质的单位进行。12.7 预期效果分析本工程通过采取各种安全、职业卫生防范措施，使易燃易爆、有毒等危害物料得到了严格控制。生产安全可靠，对人员健康无不良影响。如果加上企业科学的管理，其安全、卫生条件可以达到和超过国内同类型企业的较高水平。但是，作为拥有危险化学品的石油化工项目，其潜在的危险性是始终存在的。设计只能尽量减少事故发生的条件、降低各类事故的发生频率、使各生产工序、单元的实际危险程度262、达到最小。因此，精良的装备、周到的维护保养、熟练的操作、科学的管理，是安全生产的关键；而对安全工作的长抓不懈、切实贯彻执行“安全第一、预防为主”的原则是企业长期安全稳定运行的保证。13 组织机构及定员13.1 组织机构13.1.1 公司组织机构根据本项目的特点，本项目焦炉煤气综合利用工厂隶属于乌海华油天然气有限责任公司，各工厂设厂长办公室、生产技术部、财务部、经营部、保卫部、安全环保部。13.1.2 生产组织机构根据现代化工生产的高度自动化集成操作的特点，生产实行整体统一管理，从原料气进界区至产出合格产品的所有工艺装置，不设生产管理车间。13.2 生产班制和工厂定员13.2.1 生产班制生产装263、置均为连续生产方式，生产班制按四班三运转形式安排操作人员。管理干部、技术管理人员实行白班制度，和生产相关部门设夜间值班制度。13.2.2 工厂定员本项目工厂定员为120人，以下为劳动定员表。表13.1 劳动定员表序号部 门管理人员生产人员备 注1行政管理部门412含厂办、总工办、保卫部门2生产及技术管理48含技术科、设备科总调度室3财务及经营销售212含劳资及装车工序4甲烷化装置4165液化装置4246机电仪维修287动力车间288安全卫生环保149分析化验14合 计249613.3 人员培训本厂所需各类人员，根据市场经济规则和人才市场规则，一律采用招聘制，按双向选择和生产管理与生产需要招聘职264、工。凡进入本厂的人员必须经过培训合格后方能持证上岗。生产管理和操作人员可派到相关工厂进行生产管理和操作培训，培训期为半年至一年，根据生产岗位操作复杂性确定具体培训时间。培训内容应包括：基础理论、生产操作、开停车操作规程、化工单元操作和联动开车（试车）、仪表设备的调试、DCS操作以及工厂和岗位安全生产技能、设备维修技能等。14 项目实施规划14.1 项目实施计划本报告规划正乌海市进行焦炉煤气综合利用，在海南区西来峰工业园区建设12.5104 Nm3/h 焦炉煤气制LNG装置。项目计划在2010年5月开始实施，2011年10月建成并投产，共计18个月。14.2 项目实施进度规划1）项目前期准备阶段265、可研报告2010.42010.5环评与安评2010.52010.72）工程设计阶段技术交流及工艺包设计2010.52010.8基础工程设计2010.62010.10详细工程设计2010.102011.33）采购与施工阶段设备材料采购2010.92011.6仪表采购2010.102011.4电气采购2010.102010.4场地平整2010.92010.11土建施工2010.102011.7安装施工2011.22011.84）试车与考核阶段设备单体试车2011.62011.8设备联动试车2011.82011.9投料试车2011.10上述几个阶段，既逐步展开又合理交叉，有利于项目的执行。15 投资266、估算及资金筹措15.1 概述内蒙古乌海市海南区焦炉煤气综合利用节能减排项目为新建项目，公司的企业性质为有限责任制。本项目利用乌海能源、资源综合优势，以焦炉煤气为原料生产LNG产品。15.2 投资估算范围及构成本投资估算范围包括工艺生产装置、公用工程设施、辅助生产设施、储运设施和界外工程。公用工程设施有循环水站、锅炉及消防设施、变电所等；辅助生产设施有控制室、分析化验室和软水站；储运设施有LNG罐区及装车系统。总投资估算内容包括建设投资、建设期利息及流动资金，报批项目总投资估算内容包括建设投资及铺底流动资金，其中建设投资包括工程费用、固定资产其他费用、无形资产、其他资产和预备费。本工程建设总投资267、71307.65万元，投资估算如表15.1所示。15.3 投资估算依据1）国家发展改革委、建设部发布的建设项目经济评价方法与参数（第三版）。2）中国石油化工集团公司中国石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据2007。3）中国石油化工集团公司中国石化2000建字476号“关于批准发布石油化工安装工程概算指标(修订版)和石油化工工程建设费用定额的通知”。4）中国石油化工集团公司中国石化建200881号“关于发布石油化工工程建设费用定额（2007）版的通知”。5）中国石油化工集团公司中国石化建200882号“关于发布石油化工工程设计概算编制办法（2007）版的通知”。15.4 投资估算说明15.4268、.1 工程费用本估算采用参考同类工程概算资料、工程量法和相关系数法估算工程费用。工艺生产装置的工程费用结合本报告的具体工程内容，采用扩大综合指标进行估算。配套工程的工程费用估算是根据主体专业估算的工程量，按现行的设备材料价格和估算指标进行估算，建筑工程采用大指标估算法进行估算；采用的设备材料价格及施工费用达到2008年价格水平。15.4.2 固定资产其他费用估算1）固定资产其他费用估算建设单位管理费：按中国石化2008建字81号文规定进行估算，即按工程费用费率计算。工程建设监理费：依据国家发改委、建设部关于印发建设工程监理与相关服务收费管理规定的通知（发改价格2007670号）规定进行计算。劳269、动安全卫生评价费：按石油计字200371号文计取；可研报告编制费：按原国家计委关于印发建设项目前期工作咨询收费暂行规定的通知（计投资19991283号）规定计算；2）无形资产费用估算本项目无形资产费用主要是甲烷化专利技术的使用费，为2000万元。3）其他资产费用估算其他资产费用为生产人员准备费，包括生产人员培训费、提前进厂费、办公及生活家具购置费。其费用根据有关文件计取。4）预备费估算基本预备费：按固定资产费用、无形资产费用和其他资产费用之和简单估算。5）建设期借款利息估算本项目总投资71307.65万元，建设投资为65905万元。本项目总投资中，30%为自有资金，70%来自银行贷款，贷款利率270、（有效利率）为5%。即自有资金为20809.5万元，银行贷款50498.15万元。6）流动资金估算本项目流动资金按分项详细估算法进行估算，流动资金的总额为3460万元，各分项最低储备天数如下：应收帐款15天原材料10天燃料动力10天产成品10天现金30天应付帐款15天流动资金估算如附表“15.3 流动资金估算表”所示。15.5 资金筹措本项目总资金为71307.65万元，建设投资为65905万元（包括4200万元预备费用），流动资金为3460万元，建设期利息为1942.65万元。本项目详细的投资计划与资金筹措计算表如表15.2所示。本文件包含技术成果，未经本院许可不得转给第三方或复制。 157271、This document contains proprietary information. To be kept confidential.内蒙古乌海市焦炉煤气节能减排综合利用项目焦炉煤气制LNG工厂可行性研究报告表15.1 总投资估算表(万元)序号分 项设备购置费安装工程费建筑工程费合计(人民币，万元)1甲烷化818015201635113351.1非标设备750013501500103501.2动设备6801701359852液化装置1723019401960211302.1制冷压缩机580061075071602.2冷箱570042052566452.3LNG储罐5100840630272、65702.4烃泵27020153052.5非标设备36050404503公用工程456533053670115403.1循环水站5301502008803.2脱盐水站10030201503.3全厂给排水管网150440806703.4污水处理9060852353.5消防（含泡沫站）450452707653.6变配电及供电系统80035021013603.7电讯180802603.8工艺及供热外管100090019003.9总图运输90170017904辅助设施设施2084479102735904.1空压制氮站25025503254.2中央控制室及分析室90022016012804.3火炬系统273、26060523724.4综合仓库4685954.5维修厂房908701684.6锅炉 5001601107704.7办公楼及其它生活设施805005805固定资产其它费用47705.1可研报告编制费505.2勘察设计费19005.3建设单位管理费12005.4建设单位前期费用2705.5招标费用1805.6建设单位临时设施费1005.7监理费3005.8保险费605.9环保评估费605.10 劳动安全卫生评估费505.11 压力容器检验费1005.12 联合试运转费5006初次化学品及催化剂费104506.1吸附剂及填料8006.2催化剂90006.3混合冷剂506.4其它化学品6007无形274、资产费用20007.1专利技术引进费20008递延资产4208.1生产人员培训费1208.2生产人员提前进厂费3009预备费420010流动资金346011建设期利息1942.6512总计71307.65表15.2 装置投资计划与资金筹措计算表(万元)序号项 目合计建设期生 产 期第 1年第 2年第 3年第 4年第 5年1总资金71307.65 40365.10 29212.55 1730.00 0.00 0.00 1.1建设投资65905.00 39543.00 26362.00 0.00 0.00 0.00 1.2固定资产投资方向调节税0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.275、00 1.3建设期利息1942.65 822.10 1120.55 0.00 0.00 0.00 1.4流动资金3460.00 0.00 1730.00 1730.00 0.00 0.00 2资金筹措71307.65 40365.10 29212.55 1730.00 0.00 0.00 2.1自有资金20809.50 11862.90 8427.60 519.00 0.00 0.00 其中：用于支付建设期利息0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.11资本金19771.50 11862.90 7908.60 0.00 0.00 0.00 2.12自有流动资金及资本溢价276、1038.00 0.00 519.00 519.00 0.00 0.00 2.2借款50498.15 28502.20 20784.95 1211.00 0.00 0.00 2.21长期借款48076.15 28502.20 19573.95 0.00 0.00 0.00 其中: 借款本金46133.50 27680.10 18453.40 0.00 0.00 0.00 2.22流动资金借款2422.00 0.00 1211.00 1211.00 0.00 0.00 2.3赠款(拨款或补助)0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 表15.3 装置流动资金估算表(万元)序号项277、目周转次数第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年1流动资产0.002828.125656.255656.255656.255656.255656.255656.255656.255656.255656.255656.255656.255656.251.1应收帐款240.001242.082484.162484.162484.162484.162484.162484.162484.162484.162484.162484.162484.162484.161.2存货0.001561.043122.093122.093122.093122.09278、3122.093122.093122.093122.093122.093122.093122.093122.09 原材料、燃料动力360.00732.991465.981465.981465.981465.981465.981465.981465.981465.981465.981465.981465.981465.98 在产品0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00 产成品360.00828.051656.111656.111656.111656.111656.111656.111656.111656.111656.11279、1656.111656.111656.111.3现金120.0025.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.002流动负债0.001099.482198.972198.972198.972198.972198.972198.972198.972198.972198.972198.972198.972198.97应付帐款240.001099.482198.972198.972198.972198.972198.972198.972198.972198.972198.972198.972198.972198.973流280、动资金0.001728.643457.283457.283457.283457.283457.283457.283457.283457.283457.283457.283457.283457.284流动资金本年增加额0.001728.641728.640.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00本文件包含技术成果，未经本院许可不得转给第三方或复制。 162This document contains proprietary information. To be kept confidential.内蒙古乌海市焦炉煤气节能减排综合利用项目焦炉煤气制LN281、G工厂可行性研究报告16 经济分析16.1 概述本报告以工艺生产装置及其配套工程为界定范围，对其经济效益进行测算评价。16.2 成本费用估算16.2.1 成本费用估算依据1）国家发展改革委、建设部发布的建设项目经济评价方法与参数（第三版）；2）中国石油化工集团公司中国石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据2007。16.2.2 成本费用估算基础数据1）本项目计算期14年，其中建设期1.5年、生产经营期13年。2）生产期第一年生产负荷为50%，其余各年生产负荷均为100%。3）原材料、辅助材料价格序号名 称单位小时消耗量单价(元/t,Nm3)消耗费用（元/h）年消耗费用（万元/a）一原材料1焦282、炉煤气Nm31250000.67500060000小计7500060000二公用工程1脱盐水t281612.82循环水t84150.216831346.43氮气Nm36000.74203364仪表空气Nm32000.360485蒸汽t35.5100355028406电10kVkW.h00.4800380kVkW.h5000.482401927小计59694775.2本项目化学品及催化剂消耗的费用为3565万元/年。4）燃料动力价格（含税）燃料动力根据设计消耗指标进行估算，其价格为本项目业主提供：电0.48元/kWh循环水0.20元/吨中压蒸汽100元/吨氮气0.7元/Nm3仪表空气0.3元/ 283、Nm3脱盐水8.0元/吨5）定员、工资及附加费本项目全厂总定员为120人，工资及福利费按50000元/人.年考虑。6）制造费用制造费用包括折旧费、修理费及其他制造费用。折旧费：采用直线法计算，残值率按固定资产原值的4%，折旧年限为13年修理费：按固定资产原值的2%计取。7）其他管理费其他管理费：按50000元/人.年计取。8）摊销费用本项目摊销费用包括无形资产摊销和其他资产摊销，无形资产摊销年限为10年，其他资产摊销年限为5年。无形资产及其他资产摊销估算表详见附表16.7。9）财务费用本项目财务费用主要为利息支出，包括建设投资贷款利息支出及流动资金借款利息。建设期贷款利率（有效利率）按5%计，284、流动资金为3460万元。本项目总投资中，30%为自有资金，70%来自银行贷款。10）营业费用营业费用：按销售收入的1%计取。16.2.3 财务分析的主要数据、参数1）产品销售本项目产品销售如下表所示。序号产品名称产量（Nm3/h，t/h）单价（元/Nm3,t）销售收入（元/h）年销售收入（万元/a）1LNG400882.288193.670554.882富氢气116700.670025601.6合计95195.676156.48年操作时间：8000 h。产品销售收入合计：95195.6元/h，即76156.48万元/a。2）增值税增值税：焦炉煤气、水、蒸汽、天然气和燃料气为13%外，其余原料均285、为17%。3）营业税金及附加城市维护建设税：按增值税的5%计取。教育费附加：按增值税的3%计取。4）所得税企业所得税税率为25%。5）项目还款资金来源项目还款资金来源包括折旧、摊销、利润。6）财务基准收益率财务基准收益率为13。7）其它公积金：按税后利润的10%计取。公益金：按税后利润的10%计取。16.3 效益及财务评价指标分析16.3.1 主要报表分析1）损益计算项目投产后年均利润总额为8453.30万元，年均所得税为2113.33万元，年均税后利润6339.98万元，利润与利润分配表详见附表16.2。2）现金流量计算a）项目投资现金流量表通过项目投资现金流量计算:项目投资财务内部收益率：286、税前为18.09%；税后为14.69%财务净现值：税前14945.13万元；税后4780.41万元计算表明，全部投资财务内部收益率高于财务基准收益率，证明有较好的市场前景和经济收益。项目投资现金流量表详见附表16.4。b）项目资本金现金流量表通过项目资本金现金流量表计算，资本金财务内部收益率为21.80%。项目资本金现金流量表详见附表16.5。16.3.2 财务生存能力分析通过考察项目计算期内的投资、融资和经营活动所产生的各项现金流入和流出，计算了现金流量和累计盈余资金，可看出：本项目有较大的经营活动净现金流量，证明了项目有较好的财务可持续性；各年累计盈余资金均为正值，说明项目有较强的财务生存287、能力。16.3.3 财务盈利能力分析项目投资财务内部收益率（所得税后）14.69%项目投资财务净现值（所得税后）4780.41万元项目投资回收期（所得税后）7.14年（含建设期）项目资本金财务内部收益率21.80%项目资本金净利润率41.11%通过上述指标数据可以看出，项目具有非常强的盈利能力。16.3.4 项目偿债能力分析项目的清偿能力按照最大偿还能力计算。生产期内各年的利息均计入成本。还款年份垫付的还款利润在还清债务后，在以后各年以折旧、摊销的形式予以弥补。若本项目不考虑银行贷款，则没有负债问题。16.4 不确定性分析16.4.1 盈亏平衡分析盈亏平衡分析主要用以考察项目对市场的适应能力和抗风险能力，通过对项目的产品销售收入、成本费用、销售税金等方面的数据进行分析来确定项目的