1、 项目文件号：702081F0208B LUOYANG PETRINGOCHEMICAL ENGINEER 编 制 日 期:2012-06 CORPORATION（LPEC）/SINOPEC 地址（Add）：河南省洛阳市中州西路 27 号 27 Zhongzhou Xilu，Luoyang，Henan，P.R.China 邮编（P.C）：471003 电话（Tel）：86-379-64887114 传真（Fax）：86-379-64857177，64857178 因特网（Web）：http：/ 中国石油化工股份有限公司天然气分公司中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（山东液化天2、然气（LNG）项目接收站工程）项目接收站工程 轻烃回收装置轻烃回收装置 可行性研究报告可行性研究报告 中国石化集团洛阳石油化工工程公司中国石化集团洛阳石油化工工程公司 中国石油化工股份有限公司天然气分公司中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B I 建设项目名称：中国石油化工股份有限公司天然气分公司建设项目名称：中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（山东液化天然气（LNG）项目接收站工程）项目接收站工程 建设单位：中国石油化工股份有限公司建设单位：中国石油化工股3、份有限公司 建设单位负责人：傅成玉建设单位负责人：傅成玉 编制单位：中国石化集团洛阳石油化工工程公司编制单位：中国石化集团洛阳石油化工工程公司 编制单位负责人：闫少春编制单位负责人：闫少春 中国石油化工股份有限公司天然气分公司中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B II 项目负责人：项目负责人：刘刘 武武 项目技术负责人：项目技术负责人：李网章李网章 项目经济负责人：项目经济负责人：司景山司景山 总工程师：总工程师：朱华兴朱华兴 公司总经理：公司总经理：闫少春闫少春 中国石油4、化工股份有限公司天然气分公司中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B III 主主 编：顾炯炯编：顾炯炯 参编专业及人员：参编专业及人员：工艺系统：工艺系统：顾炯炯 李志禹顾炯炯 李志禹 管道设计：管道设计：齐一芳齐一芳 自自 控：控：李志宇李志宇 裴炳安裴炳安 电电 气：气：张铁楷张铁楷 设设 备：备：李李 辉辉 机机 械：械：杨其文杨其文 结结 构：构：魏晓辉魏晓辉 崔秋君崔秋君 建建 筑：筑：苗志伟苗志伟 总总 图：图：赵永辉赵永辉 储储 运：运：李战杰李战杰 何龙辉何龙5、辉 热热 工：工：郭玉霞郭玉霞 汪汪 红红 给给 排排 水：水：陈守河陈守河 概概 算：算：陈比劲陈比劲 技术经济：技术经济：曾广升曾广升 安全环保：安全环保：闫闫 葵葵 中国石油化工股份有限公司天然气分公司中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B IV 目 录目 录 1 总论 总论.1 1.1 编制依据和原则.1 1.2 项目背景及建设必要性.1 1.3 项目范围.2 1.4 研究结果.2 2 市场分析 市场分析.4 3 生产规模、原料性质及产品方案 生产规模、原料性质及产品6、方案.5 3.1 设计规模及开工时数.5 3.2 原料性质.5 3.3 产品方案.5 4 工艺装置 工艺装置.7 4.1 工艺技术选择.7 4.2 工艺流程简述.8 4.3 物料平衡.8 4.4 主要工艺操作条件.8 4.5 主要设备选择.9 4.6 平面布置.16 4.7 自动控制.29 4.8 供电.34 4.9 消耗与能耗.38 5 建设地区条件建设地区条件.39 5.1 自然地理概况.39 5.2 外部交通运输状况.44 5.3 公用工程状况.45 6 总图运输及土建总图运输及土建.46 中国石油化工股份有限公司天然气分公司中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（山东液化7、天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B V6.1 总图运输.46 6.2 土建.48 6.3 建筑.51 7 储运系统储运系统.54 7.1 设计原则.54 7.2 编制范围.54 7.3 轻烃回收装置产品量.54 7.4 轻烃产品储存及应急运输方案.54 7.5 平面布置及管道敷设方式.55 7.6 主要设备选择.55 8 公用工程公用工程.57 8.1 给排水.57 8.2 供热、供风及供氮.58 9 环境保护环境保护.60 9.1 项目建设地区的环境现状.60 9.2 主要污染源及污染物.62 9.3 污染防治措施.62 9.4 8、设计采用的环境保护标准、规范.63 9.5 环境保护投资估算.64 9.6 环境管理和检测.64 9.7 环境影响分析.64 10 劳动安全卫生与消防劳动安全卫生与消防.65 10.1 建设项目生产过程中危害因素的分析.65 10.2 劳动安全卫生防护措施.67 10.3 安全卫生管理.71 10.4 劳动安全投资估算.71 10.5 消防.72 中国石油化工股份有限公司天然气分公司中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B VI11 节能节水节能节水.75 11.1 编制依据.9、75 11.2 节能原则.75 11.3 能耗分析.75 11.4 节能措施.76 11.5 节水.76 12 项目定员及项目实施计划项目定员及项目实施计划.77 12.1 定员.77 12.2 项目实施计划.77 13 投资估算 投资估算.78 13.1 建设投资估算.78 13.2 总投资估算.83 14 财务评价财务评价.85 14.1 财务评价的依据.85 14.2 价格体系.85 14.3 成本费用估算的主要参数和依据.86 14.4 营业收入及营业税金估算.86 14.5 财务分析.86 14.6 不确定性分析.87 14.7 财务评价结论.88 附图 工艺流程图（702081F010、208B/3.2-14）装置平面布置图（702081F0208B/3.6-1）区域位置图（702081F0208B/5.1-1）中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 1 页 共 96 页 1 总论 总论 1.1 编制依据和原则 编制依据和原则 1.1.1 编制依据 1）中国石油化工股份有限公司天然气分公司 关于委托编制山东 LNG 项目接收站内轻烃回收等四项重大单项工程可行性研究报告的函2010 年 9 月 2）中国石油化工股份有限公司天然气分11、公司山东LNG项目接收站内轻烃回收等四项重大单项工程可行性研究报告技术咨询合同（待签）3）中国石油化工股份有限公司天然气分公司山东 LNG 项目设计基础资料 4）中国石油化工股份有限公司天然气分公司关于轻烃分离方案的函2011 年 11 月 1.1.2 编制原则 1）本报告的研究范围仅限于轻烃回收装置的一期工程。2）采用先进可靠的工艺技术，选用先进可靠的工艺设备、仪器仪表和工程材料，确保装置在技术上的先进性、经济上的合理性和操作上的可靠性。3）装置平面布置，以流程顺畅、紧凑布局为原则。4）采取先进成熟的节能措施，降低装置能耗。5）采用集散控制系统（DCS），实现集中监视和先进过程控制、协调操作12、参数、提高工艺装置和辅助设施的自动化水平和综合管理水平，提高经济效益。6）高度重视环境保护，严格控制环境污染，严格遵守国家及当地的有关环境保护、劳动安全卫生等方面的法规，采取坚实有力的措施减少污染物的排放。设计中要体现环保清洁的主题，执行清洁生产标准，全部做到密闭排放，实现零泄漏，做到三废治理和安全卫生保障措施与工程建设同时进行。1.2 项目背景及建设必要性 项目背景及建设必要性 为优化我国能源生产、利用结构，提高清洁能源市场份额，改善生态环境，保障我国能源供应安全，确保国民经济可持续发展，在沿海经济发达地区逐渐建设几处进口液化天然气（LNG）基地十分必要和迫切。山东天然气（LNG）项目可为胶13、东半岛提供充足、安全的工业、民用气源，改善山东半岛地区以煤炭为主的一次能源结构，将对该地区环境保护、能源安全供应、地方经济可持续性发展起到积极的促进作用。山东天然气（LNG）项目气源组分中轻烃含量高，热值高于山东管网天然气的热中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 2 页 共 96 页 值，将其中的 C2+轻烃分离出来是一种非常经济、有效的热值调整方法，从而使进口的 LNG 同山东地区管道天然气的热值相当；而且，轻烃是一种优质的化工原料，具有很高14、的附加值。常压下的 LNG 是-162的液体，蕴藏了大量高品质的冷能，在被用于燃料或化工原料之前，需要进行热交换把它气化为常温气体。汽化通常是利用海水或空气加热来实现的，这种方法虽然简单直接，但把 LNG 宝贵的冷能白白浪费了。因此，利用 LNG 冷量以较低的成本将其中的轻烃资源分离出来，有利于实现天然气资源的综合优化利用。为合理利用 LNG 资源，使其并入中石化山东天然气管网并增加装置效益，需要将山东天然气（LNG）项目中的 C2+轻烃分离出来，分离出的 C2+资源可为我国的乙烯装置提供大量优质的裂解原料，优化我国乙烯工业的原料路线，降低乙烯的生产成本，增强乙烯装置的市场竞争力，而且可以节省15、大量用于生产乙烯的原油，缓解我国石油资源的短缺。1.3 项目范围 项目范围 该项目可行性研究报告的范围是轻烃回收装置界区内工程及系统配套工程。1.4 研究结果 研究结果 1.4.1 项目概况 本项目是天然气分公司为回收液化天然气中的 C2+而新建的轻烃回收装置。本项目以液化天然气（LNG）为原料，采用 Sofregaz 技术，回收 LNG 中的 C2+，生产纯度为 95%的乙烷以及液化气产品。1.4.2 主要技术经济指标 主要技术经济指标见表 1-4。表 1-4 主要技术经济指标 序号 项目 单位 数量 备注 主要原材料 1（1）LNG 原料 t/a 2000000 主要产品 （1）LNG 产16、品 t/a 1596900 （2）乙烷 t/a 218100 2（3）液化气产品 t/a 185000 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 3 页 共 96 页 序号 项目 单位 数量 备注 公用工程消耗 （1）新鲜水 t/h 5 间断，最大（2）软化水 t/h 0.5 （3）生活用水 t/h 2 间断（4）0.5MPa 蒸汽 t/h 34.5 （5）蒸汽凝结水 t/h 34.5 外输（6）电 kW 2250 （7）净化压缩空气 Nm3/h 17、300 （8）非净化压缩空气 Nm3/h 360 间断 3（9）氮气 Nm3/h 360 间断 4 装置占地 平方米 22800 5 装置定员 人 24 6 综合能耗 MJ/t 原料 516.5 1.4.3 研究结果 1）本项目轻烃回收装置设计规模为 200 万吨/年，采用 Sofregaz 技术，经过优化的工艺流程技术先进，投资合理，生产安全可靠，环保、职业安全方面的设计符合标准规范。2）本项目总投资 92663 万元，其中建设投资 68781 万元，建设期借款利息 5672万元，流动资金 18210 万元。含税报批投资 79916 万元，不含税报批总投资 75354万元（其中不含税建设投资18、 64219 万元）。项目实施后年均净利润 8436 万元，全部投资所得税前投资财务内部收益率 17.41%，投资回收期（静态）为 7.86 年（含建设期）。全部投资所得税后财务内部收益率 14.62%，所得税后投资回收期（静态）8.64年（含建设期），项目有较好的盈利能力和清偿借款能力。本项目技术先进、可靠，经济合理、可行，对山东液化天然气项目提高经济效益和社会效益，增加市场竞争力具有非常重要的意义。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 4 19、页 共 96 页 2 市场分析 市场分析 青岛炼化公司利用首次大检修机会，实施了消除瓶颈挖潜改造，随着 2012 年新建200 万吨/年加氢裂化装置投产，公司炼油综合配套能力将达到 1200 万吨/年。在原油价格高企的情况下，公司在盈利能力、抗风险能力方面表现出不足，今年 110 月，公司加工原油726 万吨，实现营业收入 400 亿元，上缴税金 63 亿元，亏损 7.99 亿元；而炼化一体化企业，表现出了较强的盈利能力和抗风险能力。因此，在千万吨级炼油基础上，实施液化气综合利用项目，优化资源利用，“宜油则油、宜烯则烯”，最大限度提升资源的分子价值，实现炼化一体化、提高抗风险能力，为青岛炼化尽20、早达到世界领先水平创造条件。青岛炼化公司2010 年液化气产量为73 万吨，实现1200 万吨/年综合配套后，液化气产量将达到 80 万吨/年，而青岛炼化公司所在的山东地区炼油企业集中，液化气产量大，市场竞争激烈，随着中国石油、中国石化天然气进入山东市场，区域液化气市场需求急剧萎缩，价格低迷，公司液化气不得不大量下海南运（出厂价较在粤企业低 500 元/吨左右，较汽油低约1500 元/吨）。近期中国石油、中国石化LNG 将陆续在山东建成投产，以及廉价页岩气进入燃气市场的趋势，液化气市场将受到进一步挤压。实施液化气综合利用项目，整合区域中国石化液化气资源，将主要作为燃料的液化气深加工转化为乙烯、21、丙烯等高附加值的化工原料产品，提升中国石化整体效益和竞争力。青岛炼化公司位于经济活跃的环渤海区域，乙烯、丙烯下游产品需求旺盛，实施液化气综合利用项目，依托发达的陆运、海运系统和中国石化完善的营销网络，将产品便捷地运往需求地，满足市场需求，利于区域经济发展。综上所述，无论从青岛炼化自身发展需要，还是从中国石化优化区域资源，发挥与山东省战略合作优势，实施液化气综合利用项目确有必要。同时，地方政府大力支持，为项目实施创造了良好条件，因此，项目实施机会已经成熟。山东LNG 项目副产轻烃约50 万吨/年，就地加工难以形成规模，利用青岛炼化公司具有千万吨级炼油能力、完备的管理体系等依托条件，将LNG 项目22、副产轻烃作为青岛炼化公司液化气综合利用项目原料，可实现资源的规模利用和有效增值。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 5 页 共 96 页 3 生产规模、原料性质及产品方案 生产规模、原料性质及产品方案 3.1 设计规模及开工时数设计规模及开工时数 轻烃回收装置设计规模为200万吨/年，采用双系列，操作弹性为50%110%，年开工时数8760小时。3.2 原料性质原料性质 轻烃回收装置原料为液化天然气（LNG），性质如表3-1所示：进装置温度：23、-163 进装置压力：7.5barg 表3-1 LNG进料组成 序号 组分名称 mol%1 甲烷 87.97 2 乙烷 7.08 3 丙烷 2.87 4 异丁烷 0.39 5 正丁烷 0.42 6 异戊烷 0.06 7 正戊烷 0.03 8 正庚烷 0.99 9 氮气 0.19 合计 100 3.3 产品方案产品方案 轻烃回收装置主要产品为 LNG 产品、乙烷及液化气产品。a）LNG产品 表3-2 LNG产品规格 序号 组分名称 mol%1 甲烷 99.32 2 乙烷 0.45 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 24、版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 6 页 共 96 页 3 丙烷 0.01 4 氮气 0.22 合计 100 b）乙烷 表3-3 乙烷 序号 组分名称 mol%1 甲烷 0.65 2 乙烷 97.00 3 丙烷 2.35 合计 100 c）液化气产品 表3-4 液化气产品 序号 组分名称 mol%1 乙烷 1.44 2 丙烷 58.06 3 异丁烷 8.40 4 正丁烷 9.00 5 异戊烷 1.19 6 正戊烷 0.62 7 正庚烷 21.29 合计 100 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 7025、2081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 7 页 共 96 页 4 工艺装置 工艺装置 4.1 工艺技术选择工艺技术选择 利用液化天然气自身的冷能进行轻烃分离的流程主要包括原料预热和轻烃分离部分。原料预热主要是闪蒸甲烷和脱甲烷塔顶部甲烷与原料 LNG 换热的过程，目前有以下几种流程：（1）LNG 多级升压闪蒸流程：多级闪蒸分离出大部分甲烷，闪蒸气与原料 LNG换热后冷凝成液相甲烷产品，少量产品甲烷压缩送出。（2）LNG 单级升压闪蒸全部压缩流程：闪蒸气和低压脱甲烷塔分出甲烷气一起经甲烷压缩机升压，与原料 LNG 换热后冷凝成液相甲烷产品。（26、3）LNG 两级升压一级闪蒸部分压缩流程：LNG 升压、换热后，进行闪蒸，液相再升压进入脱甲烷塔；闪蒸气经甲烷压缩机升压，与原料 LNG 换热后冷凝成液相甲烷产品，脱甲烷塔分出甲烷气不经压缩与原料 LNG 换热后冷凝成液相甲烷产品。（4）LNG 两级升压一级闪蒸无压缩流程：LNG 升压、换热后，进行闪蒸，液相再升压进入脱甲烷塔；闪蒸气和脱甲烷塔分出甲烷气不经压缩，分别与原料 LNG换热后冷凝成液相甲烷产品。轻烃分离主要是 LNG 进行分离的过程，流程按分离产品分类：有单塔和双塔流程，单塔得到碳二、碳三混合产品，双塔得到乙烷产品和丙烷产品；按脱甲烷塔操作压力分类，根据换热流程不同，有高、中、低压27、流程。本项目推荐采用 LNG 两级升压一级闪蒸无压缩流程、脱甲烷塔中压操作进行轻烃分离。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 8 页 共 96 页 4.2 工艺流程简述工艺流程简述 自储罐来的-162LNG经 LNG 升压泵升压，再经脱甲烷塔闪蒸冷凝器和脱甲烷塔顶冷凝器换热，进入闪蒸罐，塔顶闪蒸出部分甲烷，闪蒸出的气相在脱甲烷塔闪蒸冷凝器中经 LNG 进料冷凝，冷凝液进入再冷凝闪蒸气罐，经再冷凝闪蒸气泵增压后，大部分与脱甲烷塔顶气相冷凝液混合出28、装置，少部分作为脱甲烷塔回流。闪蒸罐分出的液相经脱甲烷塔进料泵送至脱甲烷塔。塔顶气体在脱甲烷塔顶冷凝器中经 LNG 冷凝，冷凝液与闪蒸罐气相冷凝液混合出装置。脱甲烷塔所需热量由脱甲烷塔重沸器、脱乙烷塔 C2 过冷器及脱乙烷塔顶冷凝器提供。脱甲烷塔塔底分出的 C2+轻烃进入脱乙烷塔，C2 组分从顶部蒸出，经脱乙烷塔顶冷凝器部分冷凝后，进入脱乙烷塔回流罐。不凝气自脱乙烷塔回流罐顶经脱乙烷塔C2 过冷器与脱甲烷塔中部抽出的物流换热，冷却至-20后送出装置。冷凝液用脱乙烷塔回流泵送回脱乙烷塔顶全部作为回流，脱乙烷塔底物料经液化气产品空冷器冷却至 45后送出装置。脱乙烷塔所需热量由脱乙烷塔重沸器提供。429、.3 物料平衡物料平衡 表4-1 物料平衡 项目 kg/h 104t/a 进料：LNG 原料 228300 200.00 产品：LNG 产品 182293 159.69 乙烷 24900 21.81 液化气产品 21107 18.5 合计 228300 200.00 4.4 主要工艺操作条件主要工艺操作条件 表 4-2 主要工艺操作条件 操作温度 操作压力 MPa（abs）回流比 项目 进料塔顶 塔底 回流罐塔顶 塔底 回流罐 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不30、得以任何方式使用 第 9 页 共 96 页 闪蒸罐 -104.1-104.1 1.79 1.79 脱甲烷塔-88-94.5 21.5 3.1 3.14 脱乙烷塔 32.74.1 77.4 1.5 2.62 2.66 2.5 1.33 4.5 主要设备选择主要设备选择 4.5.1 塔类 1）脱甲烷塔 脱甲烷塔规格为 2800/240032100（切），内设 35 层浮阀塔盘，操作压力为3.14MPa，操作温度为-94.5/21.5，壳体材质采用 S30408，塔盘材质采用 S30408。2）脱乙烷塔 脱乙烷塔规格为 1600/220027820（切），内设 35 层浮阀塔盘，操作压力为2.66M31、Pa，操作温度为 77.4，壳体材质采用 S30408，塔盘材质采用 S30408。4.5.2 冷换类 冷换设备的选型中，除脱甲烷塔闪蒸冷凝器和脱甲烷塔顶冷凝器采用板翅式，组成集成冷箱，其余均采用管壳式冷凝器。4.5.3 容器类 除脱甲烷塔重沸器冷凝液罐和脱乙烷塔重沸器冷凝液罐外，其他容器壳体材质全部采用 S30408。4.5.4 低温泵 LNG升压泵、再冷凝闪蒸气泵、脱甲烷塔进料泵和再冷凝LNG高压泵为低温泵，该类泵拟采用立式桶袋离心泵，即API610 VS6泵型，材料为API610 A8等级，轴封为机械密封BTTXX，冲洗方案为P14+52。国内泵制造商尚无该类低温泵的生产和使用业绩，低温32、泵按引进考虑。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 10 页 共 96 页 表 4-3 主要设备规格表 序 设备名称 规格（切线距）介质名称 操作条件 数 重 材 质 备 注 号 温度 压力MPa(G)量 量（t）一 塔类 1 脱甲烷塔 2800/240032100 LNG-94.5/21.5 3.04 2 2x150 S30408 35层浮阀塔板 2 脱乙烷塔 1600/220027820 碳二、碳三 4.1/77.4 2.56 2 2x6533、 S30408 35层浮阀塔板 小计 4 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 11 页 共 96 页 序 规格（切线距）介质名称 操作条件 数 重 材 质 备 注 号 设备名称 温度 压力MPa(G)量 量(t)二 容器类 1 闪蒸罐 26007800 立式 LNG-104.1 1.79 2 2x28 S30408 2 再冷凝闪蒸气罐 24006100 立式 LNG-120 1.76 2 2x16 S30408 3 再冷凝顶部罐 27007834、00 立式 LNG-105.4 2.97 2 2x37 S30408 4 脱乙烷塔回流罐 20006000 卧式 乙烷 1.5 2.5 2 2x16 S30408 5 C2+回收退料罐 32008700 卧式 轻烃-120/95 0.005-0.9 1 32 S30408 6 脱甲烷塔重沸器冷凝液罐 7501500 卧式 汽、水 152 0.4 2 2x1 Q345R 7 脱乙烷塔重沸器冷凝液罐 6501400 卧式 汽、水 152 0.4 2 2x0.8 Q345R 小计 13 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B35、 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 12 页 共 96 页 设备编号操作条件 数 单重 材 质 备 注 序 号 设备名称 设 备 规 格 介质名称 温度 压力MPa(G)量 t 三 换热器 1 脱甲烷塔闪蒸冷凝器 冷箱 冷侧 LNG-154 1.85 2 热侧 闪蒸气-112.71.79 2 脱甲烷塔顶冷凝器 冷箱 冷侧 LNG-108.21.82 热侧 脱甲烷塔顶气-101.23.0 3 脱甲烷塔重沸器 840/15003048 管程 低压蒸汽 152 0.4 2 2x30S30408 BKU A=128m2 壳程 碳二、碳三 28.4 3.04 4 36、脱乙烷塔 C2 过冷器 4891525 管程 碳二、碳三-74.33.03 2 2x3 S30408 BEM A=27.56m2 壳程 碳二、碳三-20 1.53 5 脱乙烷塔顶冷凝器 8103048 管程 碳二-74.33.03 2 2x9 S30408 BEM A=169m2 壳程 碳二、碳三 4 2.52 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 13 页 共 96 页 设备编号 操作条件 数 单重 材 质 备 注 序 号 设备名称 设 备 37、规 格 介质名称 温度 压力MPa(G)量 t 6 脱乙烷塔重沸器 735/14003048 管程低压蒸汽 152 0.4 2 2x25S30408 BKU A=86.55m2 壳程 碳二、碳三 28.4 3.04 小计 10 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 14 页 共 96 页 设备编号 操作条件 数 单重 材 质 备 注 序 号 设备名称 设 备 规 格 介质名称 温度 压力MPa(G)量 t 四 空冷器类 1 液化气产品空冷器 G38、P63-4-85-4.0S-23.4/DR-II 液化气 82 2.58 2 2x5.209MnD/09MnNiDR 构架 GJP63B-24/2F 2 2x4.03 风机 G-TF24L4-Vs11 4 4x1.3 配套电机 YXn160L-6W 4 百叶窗 SC63 2 2x0.9 小计 2 33.5 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 15 页 共 96 页 序 号 机 泵 名 称 机泵类型 介质名称 压力MPa（G）入口/出口 温度 39、流量 m3/h 扬 程 m 数 量 轴功率 kw 电机功率 kw 备 注 五 机泵类 1 LNG升压泵 LNG 0.8/1.92-158.6 289.3 263 4 150 低温泵 2 脱甲烷塔进料泵 LNG 1.8/3.31-104.2 203.5 401.5 4 141.5 低温泵 3 再冷凝闪蒸气泵 LNG 1.75/3.26-122 225.5 452 4 157 低温泵 4 再冷凝LNG高压泵 LNG 2.94/6.88-106.9 330 1260 4 588.5 低温泵 5 脱甲烷塔级间回流泵 LNG 3.12/3.31-85.4 408.3 44 4 42 低温泵 6 脱乙烷塔40、回流泵 乙烷 2.51/2.76 1.2 74.8 65.5 4 8.5 低温泵 7 乙烷产品升压泵 乙烷 1.5/3.1-20 32.4 364 4 25.8 低温泵 小计 28 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 16 页 共 96 页 4.6 平面布置平面布置 4.6.1 装置布置 4.6.1.1 遵守的主要标准和规范 GB50160-2008 石油化工企业设计防火规范 GB50058-92 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB5041、016-2006 建筑设计防火规范 SH3011-2000 石油化工工艺装置布置设计通则 SH3047-1993 石油化工企业职业安全卫生设计规范 4.6.1.2 布置原则 1）装置布置满足工艺流程、安全生产、环境保护和经济合理的要求，并满足工厂总体布置，兼顾操作、维修、施工的需要。2）装置布置考虑与相邻装置、罐区、系统管桥和道路的相对位置，尽量与相邻装置的布置相协调。3）设备按工艺流程顺序和同类设备适当集中相结合的原则进行布置，控制温降、压降，避免发生副反应等有工艺要求的相关设备靠近布置。4）大型设备如反应器、分馏塔等考虑设备安装所需的空间，尽量靠近检修道路一侧布置。装置布置还考虑设备检修（42、如换热器抽芯或退壳、空冷器的吊装）和固体物料（如催化剂）装卸所需的空间。5）装置内按有关规范设贯通式的消防及检修通道，保证消防作业的可抵达性和可操作性。4.6.1.3 布置概况 1）装置占地 24095=22800m2，装置北邻化学品仓库，给水泵站，维修车间等设施，东邻汽化气工艺区，南邻罐区。详细布局请见装置平面布置图。2）根据工厂的总体布局，装置的主管桥东西向设置，各工艺单元设备布置在分区管桥两侧。3）装置的变配电室、控制室和机柜间集中设置在界区内。主要动力、控制电缆架空敷设；分区动力电缆根据实际情况选择埋地或架空敷设。4）装置的布置充分考虑防火、防爆所需要的安全间距，装置内设备之间、设备与43、建构筑物之间，以及装置与界区外相邻设备或建构筑物之间的安全距离均满足现行防火、防爆规范的要求。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 17 页 共 96 页 5）塔与其直接关联设备如进料加热器、重沸器、塔顶冷凝冷却器、回流罐、塔底抽出泵等，按工艺流程的顺序尽可能靠近布置。6）当塔用泵抽吸时，根据泵的汽蚀余量(NPSHr)、吸入管道的压力降及管道布置要求来确定塔的安装高度；带有重沸器的塔，其安装高度按工艺要求的塔和重沸器之间的相互关系来确定。7）泵44、采用露天布置的方式。一般泵布置在管桥外，大型机泵和操作温度高于介质自燃点的可燃液体泵，在管桥之外侧靠近被抽吸的设备布置；泵端前面操作通道的宽度，不小于 1m。8）操作温度等于或高于自燃点的可燃液体泵尽量集中布置，与操作温度低于自燃点的可燃液体泵之间留有不小于 4.5m 的防火间距，与液化烃泵之间留有不小于7.5m 的防火间距。9）设备的间距除满足防火、防爆规范外，还考虑了以下各方面的要求。（1）操作、检修、装卸和吊装的场地和通道；（2）设备和构架平台、梯子的布置；（3）设备基础、地下埋设的管道、管沟、电缆沟和排水井的布置；（4）管道和仪表的安装需要。10）装置内通道宽度按以下原则考虑：车行消防45、检修道路宽度 最小 6000mm 主要车行道路内转弯半径 最小 12000mm 管桥下泵的检修通道宽度 最小 2500mm 操作人行通道宽度 最小 800mm 11）装置内通道高度按以下原则考虑：装置间消防、检修道路高度 最小 5000mm 装置内消防、检修道路高度 最小 4500mm 管桥下泵的检修通道高度 最小 3500mm 操作人行通道高度 最小 2200mm 12）设备检修的考虑：（1）换热器的布置为移动吊车检修留有足够的空间，换热器管箱端留有抽芯空间，空间长度不小于管束长度+2m，如无法采用移动吊车检修时，在换热器上方设置检修吊梁或吊钩；中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液46、化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 18 页 共 96 页（2）对于立式泵、立式电机以及距操作面较高的阀门、法兰，设有可移动式操作平台。13）设备基础标高的考虑：（1）立式设备和泵的基础标高至少高出所在地坪 200mm，并圆整；（2）换热器基础标高除满足工艺要求外，还要保证底部接管的最低标高或排液阀与地面或平台面的净空不小于 150mm；（3）卧式容器基础的标高根据实际情况确定；（4）管架、构架基础的标高高出所在地坪 200mm，一般支架的基础高出所在地坪 100mm；4.6.1.4 47、安全卫生措施 装置布置除符合防火、防爆等规范的安全距离要求外，还采取以下安全措施：1）装置的四周设置消防水管网，沿消防通道的一侧设置足够数量的地上式消火栓；压缩机、加热炉等需要重点保护的设备附近，设置箱式消防栓；可燃气体、可燃液体量大的高大框架和设备群采用消防水炮予以保护。2）为提高装置的自救能力，消灭初期火灾，控制火灾蔓延，在火灾危险性较大的区域设置消防环管，一旦局部发生火灾，能有效地进行隔离保护；同时，在操作区内设置足够数量的手提式和推车式灭火器，可就地应急，方便使用。3）装置内设置足够数量软管站，使可能出现的泄漏点均在灭火蒸汽软管的覆盖范围内。这些软管接头都布置在明显、安全和方便操作的位48、置。4）所有构架、平台均按防火规范要求设置人行通道，以确保操作人员安全疏散。5）装置内设置火灾报警系统，报警点分散布置于装置内，一旦遇到火灾危情况，可直接向控制室报警。.6）装置内所有构架、管桥的立柱，塔类、立式容器的裙座均按有关要求设置耐火层，其耐火极限不低于 1.5h。7）所有可燃气体、可燃液体管道在进出装置处，均设置静电接地设施。8）可燃气体、可燃液体设备和管道的排液口除设置切断阀外，盲端还加法兰盖或丝堵；表面温度超过60的管道在距地面或平台面高度低于2.1m，四周距离0.75m范围以内均设置防烫隔热层保护。4.6.1.5 环境保护措施 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然49、气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 19 页 共 96 页 根据石油化工企业环境保护设计规范（SH3024-95）的要求，采取以下有利于环境保护的措施：1）凡在开停工、检修过程中，可能出现有液流体泄漏、漫流的设备区周围，均设有不低于 150mm 高的围堰和导液设施。2）设备和管道的排液口、采样口和溢流口的排出物都进入地漏集中收集。3）压缩机和泵组附近均设有排水明沟，收集机泵的各种排放和地面冲洗等污水，并由地漏经水封排入含油污水系统。4）加热炉、锅炉蒸汽或压力气体的放空口均设有消声器。消声器设50、置在高出 10m范围内的平台或建筑物顶部 3.5m 以上，同时考虑了排气口噪声的指向性。5）装置区内设置雨水收集措施，将含油雨水和干净雨水分别排放，以减少对周围水系的污染。4.6.2 管道布置 4.6.2.1 执行的主要标准和规范 SH3012-2000 石油化工管道布置设计通则 SH3034-1999 石油化工给水排水管道设计规范 SH3010-2000 石油化工设备和管道隔热技术规范 SH/T3041-2002 石油化工管道柔性设计规范 SH/T3040-2002 石油化工管道伴管和夹套管设计规范 SH/T3039-2003 石油化工非埋地管道抗震设计通则 SH/T3073-2004 石油51、化工管道支吊架设计规范 4.6.2.2 管道布置的一般要求 1）管道布置设计符合 P&ID 的要求。2）管道布置统筹规划，做到安全可靠、经济合理、满足施工、操作、维修等方面的要求，并力求整齐美观。3）管道一般架空或地上敷设；特殊情况下可埋地或敷设在管沟内。4）在管架、管墩上布置管道时，力求管架或管墩所承受的垂直荷载、水平荷载均衡。5）装置主管架留有 10%-20的裕量，并考虑其荷重。6）输送介质对距离、角度、高差等有特殊要求的管道及大直径管道的布置符合设备布置设计的要求。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 52、LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 20 页 共 96 页 7）管道布置不妨碍设备、机泵及其内部构件的安装、检修和消防车辆的通行。8）管道布置使管道系统具有必要的柔性。在保证管道柔性及管道对设备、机泵管口作用力和力矩不超出允许值的情况下，使管道最短，组成件最少。9）管道布置尽量避免气袋或液袋，否则应根据操作、检修要求设置排凝、放空。管道布置尽量减少“盲肠”。10）气液两相流的管道由一路分为两路或多路时，管道布置已考虑对称性或满足管道及仪表流程图的要求。11）埋地管道的埋深以管道不受损害为原则。管顶距地面不小于 0.5m；在室内或室外有混凝土地面的区域，管顶距地面不53、小于 0.3m；通行机械车辆的通道下，不小于 0.75m 或采用套管保护，套管管顶距地表不小于 0.3m。套管的直径比被保护管大二级，被保护管在套管范围内不留焊缝。埋地管道的阀门设置阀井。12）管道采用管沟敷设时，沟底有不小于 2的坡度，在低处设排水设施。沟内的隔热管道设置管托。管道器材选用原则 4.6.3 管道材料选择 4.6.3.1 采用的主要管道器材标准 1）无缝钢管 SH3405 石油化工企业钢管尺寸系列 GB/T8163 流体输送用无缝钢管 GB9948 石油裂化用无缝钢管 GB/T14976 流体输送用不锈钢无缝钢管 GB6479 化肥设备用高压无缝钢管 GB5310 高压锅炉用无54、缝钢管 ASME B36.10M 焊接和无缝热轧钢管系列 ASTM A312 不锈钢无缝钢管 ASTM A335 合金钢无缝钢管 ASTM A106 碳钢无缝钢管 2）焊接钢管 GB/T3091-2008 低压流体输送用焊接钢管 GB/T9711.1 石油天然气工业输送钢管交货技术条件 第一部分：A 级钢管 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 21 页 共 96 页 ASTM A691 合金钢焊接钢管 3）管件 SH3408 钢制对焊无缝管件55、 SH3409 钢板制对焊管件 SH3410 锻钢制承插焊管件 GB/T14626 锻钢制螺纹管件 ASME B16.9 钢制对焊管件 ASME B16.11 锻钢制承插焊及螺纹管件 ASTM A403 奥氏体不锈钢管件 ASTM A234 碳钢和合金钢管件 ASTM A182 高温用合金钢和不锈钢锻件 ASTM A105 碳钢锻件 4）联接件 SH3406 石油化工钢制管法兰 SH3403 管法兰用金属环垫 SH3407 管法兰用缠绕式垫片 GB/T19066 柔性石墨金属波齿复合垫片 SH3404 管法兰用紧固件 ASME B16.5 钢制管法兰 ASME B16.47 B 大直径钢制法兰56、 ASME B16.2 管法兰用金属垫片 5）弹簧(也可采用其它行业标准)JB/T8130.2 可变弹簧支吊架 JB/T8130.1 恒力弹簧支吊架 6）阀门 ASME B16.34 法兰、螺纹和焊接端连接的阀门 API600-2001 石油和天然气工业用阀盖螺栓连接的钢制闸阀 API602-1998 法兰、螺纹、焊接连接和阀体加长连接的紧凑型钢制闸阀 4.6.3.2 管道器材选用原则 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 22 页 共 96 57、页 1）输送极度危险介质、高度危害介质及液化烃的压力管道应采用优质钢制造，输送可燃介质的管道不得采用沸腾钢制造。含碳量大于 0.24%的材料，不宜用于焊制管子及管件。2）输送腐蚀介质管道用材料应有耐腐蚀能力。除局部腐蚀和应力腐蚀需按具体情况考虑外，均匀腐蚀可根据介质对金属材料的腐蚀速率来选材。3）高温受压元件的钢材使用温度，不应超过 GB50316 标准所规定的温度上限；ASTM 材料的使用温度不应超过 ASME B31.3 所规定的温度上限；高温非受压元件的钢材使用温度，不应超过钢材的极限氧化温度。4）长期使用在高温条件下，碳素钢的使用温度不应超过 425，0.5Mo 钢的使用温度不应超过 58、468。5）奥氏体不锈钢的使用温度高于 525时，钢的含碳量不应小于 0.04。6）管道器材按石油化工管道设计器材选用通则(SH3059-2001)的要求进行选用。7）对临氢介质的管道器材按最新版“纳尔逊曲线”进行选材。8）对含硫化氢介质的管道器材按最新版“柯柏曲线”进行选材。9）对高硫介质的管道器材按 SH/T3129-2002 进行选材。4.6.3.3 管子的选用 1）国内材料的管子外径统一采用 SH3405 系列；国外材料的管子外径统一采用ASME B36.10 系列(碳素钢、合金钢)和 ASME B36.19 系列(不锈钢)。2）各装置工艺管道按照专利商要求，选用无缝钢管或焊接钢管。359、）净化风管道全部采用GB/T3091的镀锌焊接钢管。当DN40时采用螺纹(NPT)连接，当 DN40 时采用对焊连接。4）对于输送含固体颗粒(如催化剂)的管道，在确定管子壁厚时要考虑磨损。5）原则上不使用 DN32、DN65、DN125、DN175 等特殊管径。当机械、设备接口中使用这些管径时，应使与之相连的这类管子尽可能短。4.6.3.4 管件的选用 1）国内材料的所有对焊无缝管件的结构尺寸及技术要求应符合 SH3408 的规定；国外材料的所有对焊无缝管件的结构尺寸及技术要求应符合 ASME B16.9 的规定。并要求管件的外径、端部壁厚应与所连接管子的外径、壁厚相匹配。中国石油化工股份有限60、公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 23 页 共 96 页 2）所有钢板制对焊管件的结构尺寸及技术要求应符合 SH3409 或 ASME B16.9的规定，并要求管件的外径、端部壁厚应与连接管子的外径、壁厚相匹配。3）国内材料的所有承插焊管件的结构尺寸及技术要求应符合 SH3410 的规定；国外材料的所有承插焊管件的结构尺寸及技术要求应符合 ASME B16.11 的规定。4）一般情况 10DN40 时，应选用锻钢制承插焊管件；DN50 时，各装置按照专利商要求61、，选用钢制对焊无缝管件或钢板制对焊管件。5）一般情况下，无缝弯头和焊接弯头应选用长半径(R=1.5DN)型式；输送含固体颗粒(如催化剂)的管道可选用大曲率半径的弯头(R=3DN、R=6DN 等)；在特殊情况下需要选用短半径(R=1.0DN)的弯头时，要注意校核容许工作压力，并在配管图上注明短半径(R=1.0DN)。4.6.3.5 法兰、垫片与紧固件的选用 1）DN600 的管道法兰采用 ASME B16.5 或 SH3406 系列标准；650DN1500的管道法兰采用采用 ASME B16.47 B 系列或 SH3406 系列标准；DN1500 的法兰需要根据工况计算出图。2）法兰密封面与所连62、接的阀门和设备管嘴密封面相匹配，对焊法兰接口的外径、端部壁厚应与所对接的管道外径、壁厚相匹配。3）除配设备管嘴、仪表管嘴等有特殊要求的法兰外，不选用凹凸面法兰。4）对于润滑油、应力腐蚀开裂环境管道，均采用对焊连接法兰。5）一般情况下，公称压力 PN10.0MPa(CL600)的法兰，采用环槽型密封面配八角型金属环垫；公称压力 PN5.0Mpa(CL300)的法兰，采用凸台型密封面配柔性石墨金属波齿复合垫片、柔性石墨金属缠绕垫片或无石棉橡胶垫片。6）小于 M36 的螺栓、螺母选用粗牙螺纹；大于或等于 M36 的螺栓、螺母选用细牙螺纹。4.6.3.6 阀门的选用 1）阀门全部采用 API 标准系列63、，阀门的温度压力等级按照 ASME B16.34 的规定执行。专利商有特殊要求的，按照专利商要求执行。2）除非另有说明，阀门结构尺寸符合 ASME B16.10 的规定。3）一般情况 DN40 的阀门选用承插焊连接；DN50 的阀门，当 PN10.0MPa(CL600)时选用法兰连接，当 PN15.0MPa(C900)时，选用对焊连接。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 24 页 共 96 页 4）对于一般的大口径阀门，采用齿轮传动操作形式；64、对于机泵进出口等频繁操作的大口径切断阀，采用电动或气动操作形式。5）塔器底部防火快速切断阀根据情况采用电动或气动操作形式。6）往复式压缩机进出口管道上的切断阀考虑选用全通径球阀。4.6.3.7 隔热材料 1）保温材料制品应符合以下要求：（1）平均温度等于或低于 350时，导热系数不得大于 0.12w/m，并应有随温度变化的导热系数方程或图表；（2）保温材料制品的密度不应大于 200kg/m3；（3）硬质保温材料制品的抗压强度不应小于 0.4MPa。2）保冷材料制品应符合以下要求：（1）泡沫塑料及其制品的常温导热系数不应大于 0.035w/m，密度不应大于60kg/m3，吸水率不应大于 4%(V65、/V)；硬质成型制品的抗压强度不应小于 0.15MPa。（2）泡沫玻璃及其制品的常温导热系数不应大于 0.064w/m，密度不应大于180kg/m3，吸水率不应大于 0.2%(V/V)。（3）阻燃型保冷材料及其制品的氧指数不应小于 30。3）隔热材料的选用原则 （1）隔热材料及其制品的各项性能应满足 工业设备及管道绝热工程设计规范 (GB50264)、石油化工设备和管道隔热技术规范(SH3010)等相关标准要求；奥氏体不锈钢管道用隔热材料应符合覆盖奥氏体不锈钢用绝热材料规范 (GB/T17393)的规定。（2）保温材料制品的最高允许使用温度应高于管道的设计温度。（3）保冷材料制品的允许使用温度66、应低于管道的设计温度。（4）保冷材料选用闭孔型的材料制品，不选用纤维材料制品。4）隔热层厚度计算 （1）一般情况下，以“经济厚度”的方法计算保温厚度。但是，当经济保温厚度偏小，以致散热损失量超过最大允许值；或者经济保温厚度偏大，造成管间距加大，总体投资加大时，应用最大允许散热损失量的厚度公式进行校核。（2）一般情况下，保冷厚度按经济厚度法计算。若为防止外表面结露，可采用表面温度法计算保冷层厚度。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 25 页 共67、 96 页（3）工艺有特殊要求，如延迟介质凝结、凝固、结晶，或需要控制物料温降时，其保温厚度应按热平衡方法计算。4.6.3.8 管道的防腐处理和涂装 1）防腐材料按 石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范 (SH3022-1999)的要求进行选用；管道设计温度超过 400和内隔热衬里管道应采用耐高温防腐涂料。2）管道的表面色和标志满足石油化工设备管道钢结构表面色和标志规定(SH3043-2003)的要求。4.6.4 管道机械设计 4.6.4.1 执行的主要标准规范 ASME B31.3 工艺管道 GB50316-2000 工业金属管道设计规范 SH/T3041-2002 石油化工管道柔性设计规范68、 SH3059-2001 石油化工管道设计器材选用通则 SH/T3073-2004 石油化工管道支吊架设计规范 SH/T3039-2003 石油化工非埋地管道抗震设计通则 GB50009-2001 建筑结构荷载规范 4.6.4.2 管道柔性设计原则 1）管道柔性设计满足 SH/T3041、GB50316、ASME B31.3 的要求。2）兼顾管道及设备安全，避免管道热胀、冷缩对相关设备造成危害。3）优先采用自然补偿方法解决管道柔性问题。安装空间狭小而不具备自然补偿条件时，可采用金属波纹管膨胀节，并满足工艺条件及防腐要求，有毒及可燃介质管道不得采用填函式伸缩节和球形补偿器。4）管道应力分析方法：69、经验判断、图表分析、详细计算。4.6.4.3 以下类型管道用计算机进行详细柔性分析：1）设置有膨胀节的管道；2）贵重的管道；3）设备沉降位移较大的管道；4）塔或反应器顶部附加位移较大，且与第一个管道承重支架有不同步位移的管道；5）剧毒介质管道；中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 26 页 共 96 页 6）安全阀出口或孔板后产生高速介质流动的管道；7）应力工程师认为有必要进行详细应力分析的管道。4.6.4.4 柔性分析设计条件 1）管道计算温70、度根据工艺设计条件按照 SH/T3041 标准确定：2）计算压力取管道的设计压力。3）在管道柔性设计中，除考虑管道本身的热胀冷缩外，还考虑以下管道端点的附加位移。（1）静设备热胀冷缩时在连接管口处产生的附加位移；（2）转动设备热胀冷缩时在连接管口处产生的附加位移；（3）加热炉管热胀冷缩时在连接管口处产生的附加位移；（4）设备的基础沉降在连接管口处产生的附加位移；（5）不和主管一起分析的支管，将分支点处主管的位移作为支管端点的附加位移。4）金属管道的柔度系数及应力增强系数、金属弹性模量及平均线膨胀系数按ASME B31.3(国外牌号材料)或 GB50316-2000(国内牌号材料)取值。（1）按71、常温下管材弹性模量计算热应力变化范围，按操作态温度下管材弹性模量计算冷态位移。（2）引入应力增强系数计算管件应力。计算持续荷载引起的管件应力时，应力增强系数取 0.75i，但不得小于 1；计算管件热应力变化范围时，应力增强系数取 i。i 值按 GB50316 的附录 E 计算。5）计算由持续荷载引起的管道纵向应力时，计算壁厚中剔除腐蚀裕量；计算热应力变化范围时，计算壁厚取管道名义厚度。6）计算工况包括最不利工况,如开车、停车、再生、烘炉及蒸汽吹扫等特殊工况。7）国外牌号材料的许用应力按 ASME B31.3 取值，国内牌号材料的许用应力按GB50316 取值。4.6.4.5 荷载 Loads 72、1）除另有规定外，考虑管道由重力和介质压力、温度变化及内外部冲击产生的荷载。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 27 页 共 96 页 2）除考虑沿管道轴线发生的热胀冷缩以及与温度有关的设备附加位移，对于连接自重较大的设备或机器的较大口径的管道，以及高温、高压厚壁管道，还考虑设备之间、设备与管构架可能出现的不均匀(差异)沉降的影响。3）如需考虑风荷载，其计算按 GB50009 进行。4）除另有规定外，九级以下地震不进行地震验算，但要按 SH/73、T3039 采取防震措施。5）不考虑风和地震同时发生的情况。4.6.4.6 冷紧 1）可采取冷紧措施减小管道热态下对设备管嘴、法兰以及固定支架的作用力，但与敏感转动设备相连的管道不采用冷紧。2）力与力矩的计算中考虑冷紧因素。3）在应力校核中不考虑冷紧效应。4.6.4.7 摩擦力 1）以下管道考虑了摩擦力的不利影响：（1）公称直径大于或等于 600mm 的管道；（2）敏感转动设备管道。2）滑动摩擦系数按以下情况取值：（1）滑动面为钢对钢时，取 0.3；（2）滑动面为钢对混凝土时，取 0.6；（3）滑动面为不锈钢对聚四氟乙烯时，取 0.1。3）滚动摩擦取 0.1。4）仅考虑重支承面上的摩擦效应。474、.6.4.8 应力评定 1）管道应力 （1）各种工况下管道由内压和重力等持续荷载引起的一次应力不超过相应温度下材料的许用应力。（2）长期操作状态下管道的二次应力不超过相应温度下的许用应力范围。许用应力范围的定义为 1.25 倍的管材在高温及常温下许用应力之和减去管道上已存在的一次纵向应力。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 28 页 共 96 页（3）对 GB50316 所划定的 A1 类管道(剧毒流体管道),按 GB50316 相关规定执行75、。其余管道(非剧毒流体管道)在工作状态下，管道由风或地震等偶然荷载以及重力、压力等持续荷载引起的管道纵向应力之和，不超过材料在工作温度下许用应力的 1.33 倍。2）作用于法兰的力与力矩 作用于法兰的力与力矩满足下式要求：Peq+PpPf(1)23416ggeqDFDMP+=(2)式中：Pp管道的设计压力，MPa；Pf法兰按温压曲线的对应压力，MPa；Peq力矩和力产生的当量压力，MPa；M法兰连接处承受的弯矩，Nmm；F法兰连接处承受的轴向拉力，N；Dg垫片压紧力作用中心圆直径，mm。3）作用于设备的力与力矩 管道作用于设备管口的力与力矩不超过设备制造厂提出的允许值，制造厂不提供数据时，按以76、下规定进行核算：（1）离心泵管口的允许推力和力矩符合 API 610 的规定；（2）蒸汽轮机管口的允许推力和力矩符合 NEMA SM23 的规定；（3）离心式压缩机管口的允许推力和力矩符合 API 617 的规定；（4）对于上述（2）、（3）项，管道在安装状态下作用于设备管口的力与力矩要接近于零值。（5）空冷器管口的允许推力和力矩符合 API661 的推荐值；（6）加热炉管口的允许推力和力矩要由加热炉设计单位确定；（7）压力容器管口的允许推力和力矩符合压力容器设计单位提出的要求，否则，管道施加在压力容器的力和力矩要取得压力容器设计单位的确认。4.6.4.9 振动分析 1）兼顾管道热补偿和防振要77、求。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 29 页 共 96 页 2）存在明显振源的管道优先考虑防振。3）对高压脉冲气流管道，设计根据一维不稳定流理论和 API618 的要求，对管系进行脉冲振动模拟分析，并采取措施控制有害脉动和振动。4.6.4.10 非埋地管道的抗震设计 根据石油化工非埋地管道抗震设计通则(SH/T3039-2003)的要求，非埋地管道的阀门和管件均采用钢制品。除特殊需要外，管道连接尽可能采用焊接形式；管道补偿器采用无填料补偿78、器；管架上采取防止管道横向滑落的措施；沿立式设备敷设的竖直管道和采用吊架吊挂的管道合理设置导向支架。4.7 自动控制自动控制 4.7.1 生产装置对仪表自动化的要求 轻烃回收装置采用法国SOFREGAZ的技术，原料是LNG，产品为C2、液化气等。轻烃回收装置工艺流程较复杂，生产中涉及的物料LNG、甲烷、C2、液化气等均为易燃、易爆物品；且部分工艺操作在低温（40以下）等特殊工况下进行，为此，要求对过程变量进行高精度、稳定、可靠的控制。因此，现场仪表、控制系统及安全保护系统的可靠性和先进性都与本装置产品的质量、产量、能耗以及装置的安全生产有着密不可分的联系。4.7.2 生产过程自动化水平 为达到79、对过程变量进行可靠和优质的控制，实现装置的安全、稳定、高效运行，本装置的生产过程自动化采用技术先进、可靠的分散控制系统(DCS)、安全仪表系统(SIS)、气体检测报警系统、仪表及控制设备维护系统(AMS)等，对装置的过程变量进行优质可靠的监控，对装置仪表和设备进行有效保护，对装置人员和设备进行科学管理。分散控制系统(DCS)轻烃回收装置工艺单元及公用工程的过程操作、监视，控制、报警、管理由分散控制系统(DCS)完成。分散控制系统(DCS)安装在中央控制室和现场机柜室里。分散控制系统采用高可靠性和先进性的系统硬件和软件，应适应集中管理的要求及与上层管理网络连接的可能性。分散控制系统(DCS)具有80、与其他系统通讯的功能。安全仪表系统(SIS)安全仪表系统(SIS)安装在中央控制室和现场机柜室里。安全仪表系统(SIS)独立中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 30 页 共 96 页 于DCS系统和其它子系统单独设置，采用故障安全型设计原则，确保装置生产的安全性和可靠性。安全仪表系统(SIS)由经TUVIEC安全认证的的双重化或三重化可编程序控制器(PLC)构成，独立完成本装置的紧急停车和安全联锁。安全仪表系统(SlS)的设计必须满足IEC681、1508IEC61511及DIN19250所定义的安全度等级(SIL3)。紧急停车信号通过串行通信接口连接到DCS。所有的过程报警、旁路、复位等信号能在DCS操作站上显示。气体监测报警系统 气体监测报警系统独立于DCS系统、SIS系统和其它子系统单独设置。气体监测系统可作为LNG接收站F&GS系统的一部分，接受来自现场的可燃气体的检测信号及手动报警信号进行显示和报警，同时通过串行通信接口接至DCS系统。气体监测系统可与自动灭火系统、消防站等联网。仪表及控制设备维护系统AMS（可选择）采用仪表及控制设备维护系统(简称AMS)进行现场仪表的管理，对现场仪表(主要是智能变送器及调节阀)进行综合维护管82、理。自动地为检测、控制仪表建立应用及维护档案，实现预测维护管理，以保证仪表的可靠运行、减少维护工作量、提高设备的管理效率。特殊工艺设备的现场仪表由工艺设备供货商配套。4.7.3 检测仪表选型原则 1）装置安全和长周期连续运行是经济效益的基础，因此，现场仪表及室内仪表，如变送器、安全栅、信号转换器、执行器、分析器等各个环节，都将充分考虑目前国内同类装置仪表的运行情况，在国产仪表和国外仪表中筛选出性能价格比最好的仪表，使设计出的每个控制或监测回路都能在安全、可靠、长周期、自动状态下运行，提高整个装置的仪表投用率和自动化管理水平。2）立足于国内，选择国内生产和合资或技术引进的高质量产品。3）现场仪表83、尽量选用智能型仪表(根据情况也可采用气动仪表或其它仪表)。原则上直接与DCS、SIS系统等系统相连的现场电子式仪表，采用420mADC叠加数字信号的HART通信协议。4）危险区域优先选用本安型仪表，其防爆等级应不低于iaIIBT4；无本安仪表可中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 31 页 共 96 页 选时，可采用隔爆型仪表，其防爆等级应不低于dIIB4；开关量仪表均采用隔爆型。所选仪表应符合IEC 60079或GB 3836标准，并应具有C84、ENELECATEX或NEPSI的防爆认证。5）对于安全或可靠性要求比较高的重要场合，检测仪表要考虑冗余，一般采用“三取二”或“三取中”。对于同一参数需分别输入DCS和SIS系统的情况，原则上分别设置独立的一次仪表。6）所有现场安装的电子式设备和仪表盘柜防护等级一般不低于 IP65，所有现场安装的就地指示仪表防护等级一般不低于 IP55，安装在地下管道的仪表防护等级一般为 IP68。4.7.4 主要控制方案（1）脱甲烷塔的控制 塔顶压力采用塔压控制再冷凝 LNG 高压泵出口阀门开度控制。塔底温度由灵敏板温度与塔底重沸器热载体流量组成串级控制，以调节塔的热平衡。塔底液位与塔底排出量组成串级控制，85、采用均匀调节方案，使塔底流量及塔底液位变化平稳。（2）脱乙烷塔的控制 塔顶压力采用塔顶压力分别控制塔顶冷凝器出口（或入口）和旁路的压力(控制过热面积)，以保证塔顶压力的平稳。塔底液位与塔底排出量组成串级控制，采用均匀调节方案，使塔底流量及塔底液位变化平稳。4.7.5 控制室 本装置与 LNG 接收站设一个联合中央控制室，位于爆炸危险区外，采用抗爆结构，面积约为 2400m2，并设置恒温恒湿空调系统。包括操作室、机柜室、工程师室、UPS 电源室、空调间、消防控制室、电缆间、DCS 数据管理室、AMS 设备管理室、信息及软件管理室、打印机室、操作员仿真培训室、仪表值班室、仪表维修间、会议室、交接班86、室、更衣室、淋浴间、开水间、卫生间等。根据平面布置和信号传输要求设置现场机柜室，现场机柜室包括机柜室、UPS电源间、空调机房等，现场机柜室面积约为 180m2，与中心控制室光缆通信。4.7.6 消耗指标 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 32 页 共 96 页 1）仪表 UPS 电源：20KVA（冗余），AC220V 50HZ；2）仪表净化风：0.40.7MPa(G),300Nm3/h。4.7.7 单元设备清单 序 号 仪 表 名 称 单 87、位 数 量 一 温度仪表 1 双金属温度计 支 60 2 气体压力式温度计 支 20 3 铠装热电阻(低温)支 80 铠装热电阻(非低温)支 20 4 铠装热电偶 支 10 二 压力仪表 1 全不锈钢压力表 块 160 2 全不锈钢耐震压力表 块 60 三 流量仪表 1 法兰取压节流装置(低温)套 55 法兰取压节流装置(非低温)套 15 2 质量流量计 台 6 四 液位仪表 1 电外浮筒液位变送器 台 10 2 磁浮子液位计（低温）台 10 3 雷达液位计（低温）台 4 五 电动仪表 1 压力变送器 台 210 2 差压变送器 台 120 3 双法兰液位差压变送器 台 10 六 辅助单元 188、 温变输入隔离安全栅 个 120 2 隔离式模入安全栅 个 400 3 隔离式模出安全栅 个 100 4 隔离式数字输入安全栅 个 260 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 33 页 共 96 页 5 浪涌保护器 个 800 6 电源柜 个 3 7 24V 直流电源 个 4 8 继电器 个 20 9 仪表及端子柜 个 2 七 在线分析及安全仪表 1 点式可燃性气体检测器 台 25 2 开路式可燃性气体检测器 台 10 3 火焰检测器 台 189、0 4 便携式可燃气分析仪 台 2 5 色谱分析仪(四套测 LNG)套 7 八 执行机构 1 调节阀(低温)台 50 调节阀(非低温)台 20 2 气缸式切断阀(低温)台 70 气缸式切断阀(非低温)台 60 3 自力式调节阀 台 22 九 盘、箱、台 1 仪表接线箱 台 40 2 仪表保温箱 台 30 十 安全仪表系统 套 1（I/O 400 点）主要包括:主机(三重化)1 个 工程师站 1 个 CRT 操作站 1 个 打印机 1 个 开关面板 2 十一 DCS 控制系统 套 1（I/O 1100 点）主要包括:控制站(冗余)2 个 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LN90、G）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 34 页 共 96 页 操作站 3 个 工程师站 1 个 打印机 2 个 十二 F&G 系统 套 1（I/O 300 点）主要包括:控制站(三重化)1 个 操作站 1 个 工程师站 1 个 4.8 供电供电 4.8.1 设计原则 供、配电的设计在满足各专业安全、可靠用电的前提下，应操作简单、维护方便、节省投资。4.8.2 设计执行标准 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 15544-1995 三相交流系统短路电流计算 GB/T91、 20368-2006 液化天然气(LNG)生产、储存和装运 GB/T 22724-2008 液化天然气设备与安装 陆上装置设计 GB 50052-2009 供配电系统设计规范 GB 50054-95 低压配电设计规范 GB 50055-93 通用用电设备配电设计规范 GB 50057-2010 建筑物防雷设计规范 GB 50058-92 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB 50060-2008 3110kV 高压配电装置设计规范 GB/T 50062-2008 电力装置的继电保护和自动装置设计规范 GB/T 50063-2008 电力装置的电测量仪表装置设计规范 GB 50160-2092、08 石油化工企业设计防火规范 GB 50183-2004 石油天然气工程设计防火规范 GB 50217-2007 电力工程电缆设计规范 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 35 页 共 96 页 GB 50227-2008 并联电容器装置设计规范 GB 50343-2004 建筑物电子信息系统防雷技术规范 SH 3038-2000 石油化工企业生产装置电力设计技术规范 SH 3060-94 石油化工企业工厂电力系统设计规范 SH/T 30893、1-2003 石油化工仪表接地设计规范 SH/T 3082-2003 石油化工仪表供电设计规范 SH 3097-2000 石油化工静电接地设计规范 SH/T 3116-2000 炼油厂用电负荷设计计算方法 SH/T 3131-2002 石油化工电气设备抗震设计规范 4.8.3 供电系统（1）电力负荷及等级 接收站内主要用电设备运行负荷见表 4-4。表 4-4 装置负荷估算表 消耗量 名 称 单 位 正常 最大 备注 公用工程消耗 6000V kW 2075 连续 电 380V kW 175 连续 锅炉房消耗 电 380V kW 1000 连续 总计 6000V kW 2075 连续 电 38094、V kW 1175 连续 LNG 轻烃回收装置总运行负荷为 3250kW，160kW 以上电机采用中压 6kV 配电，160kW 及以下电机采用低压 0.38kV 配电；LNG 轻烃回收装置中压负荷为 2075kW，低压负荷为 175kW。工艺装置负荷多为一、二级负荷，部分重要工艺、仪表及消防负荷为一级负荷中特别重要负荷；所有负荷采用单母线分段方式，放射式供电。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 36 页 共 96 页（2）变电站 在 LNG95、 轻烃回收装置内设置 6/0.4kV 变电站一座，该 6/0.4kV 变电站负责 LNG冷能空分及 LNG 轻烃回收装置的配电。该 6/0.4kV 变电站总负荷约为 10000kW，其中中压负荷约为 8570kW，低压负荷约为 1435kW（其中冷能空分项目中压负荷约为6493kW，低压负荷约为 259kW）。该 6/0.4kV 变电站双重电源引自 LNG 接收站总 110/6kV 变电站的不同母线段。变压器安装容量为 22000kVA。6kV 及 0.4kV 主接线方式均采用单母线分段，进线和母联设自动投入装置。正常情况下单母线分段运行，任何一回进线失电跳闸时，母联开关均可自动或手动投入。696、kV 配电设备采用中置式高压开关柜，配用真空开关；0.4kV 配电设备采用抽屉式及固定式。变电所保护采用微机综合自动化系统(控制操作电源为直流 220V)，微机保护、测控装置选用 CSC2000 型。无功补偿采用在变电站 6kV 母线侧及低压配电室 0.4kV 母线侧集中无功补偿方式，补偿后的功率因数达 0.92 以上。（3）配电方式 高、低压配电设备到各用电设备之间均采用电缆放射式配电，电缆敷设方式采用直埋或沿工艺管架或桥架敷设。（4）照明 照明电源电压为 AC220V，设置单独的计量装置。室外照明采用分区集中控制，事故照明和应急疏散照明根据有关消防规范要求设置。（5）爆炸危险区域的划分 爆97、炸危险区域划分将遵循 GB5005892爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范和 GB/T 20368-2006液化天然气(LNG)生产、储存和装运等的规定。液化天然气为气态爆炸性混合物，属于 IIA 级，温度组别为 T3。（6）接地及防雷 电气接地系统组成包括：电气工作接地系统；电气设备保护接地系统；工艺设备管道静电接地系统；仪表接地系统；防雷保护接地系统。防爆区域内采用 TN-S 接地系统。接收站内设共用接地网，连接电气工作接地、电气设备保护接地和工艺设备管道的静电接地，每个设备/单体接地系统在满足自身的接地要求后与共用接地网连接，中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）98、项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 37 页 共 96 页 其接地电阻不大于 4 欧姆。DCS 及计算机系统分别设单独接地系统，其接地电阻均不大于 1 欧姆；仪表设备保护接地将与电气接地系统共用，接地电阻不大于 4 欧姆；电缆屏蔽接地的接地电阻不大于 10 欧姆。站区内各建筑物和构筑物将根据 GB500572010建筑防雷设计规范设置防雷保护系统。（7）电气设备选择 电气设备的选择基于全站各装置用电负荷、外部电网的短路参数及各用电及配电设备所处位置的环境特征进行选择。爆炸性气体环境电气设备的选择将符合下99、列规定：在爆炸危险区域内，应根据爆炸危险区域的划分选择与该区域类别相适应的电气设备，即选用的防爆电气设备的级别和组别，不应低于该环境内爆炸性气体混合物的级别和组别。同时，这些电气设备尚应符合周围环境内化学的、机械的、热的、霉菌及风沙等不同环境条件对电气设备的要求，其结构也应在规定的运行条件下不降低防爆性能的要求，其防护等级不得小于 IP54。表 4-5 主要设备一览表 名 称 型 号 及 规 格 单 位数 量 备 注 6kV 高压开关柜 UR4 12 配真空断路器 台 17 其中 LNG 轻烃回收装置 12 台 低压配电柜 MNS 台 14 其中 LNG 轻烃回收装置 7 台 小型配电箱 XL100、21 台 3 照明配电箱 PXT-3 台 4 负荷开关箱 台 1 检修电源箱 台 3 插座箱 台 2 防爆现场操作柱 台 14 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 38 页 共 96 页 4.9 消耗与能耗消耗与能耗 4.9.1 公用工程消耗 表 4-6 公用工程消耗 消耗量 序号 名 称 单 位正常 最大 备注 1 新鲜水 t/h 5 间断 2 生活用水 t/h 2 间断 3 软化水 t/h 0.5 1 连续 6000V kW 2075 连101、续 4 电 380V kW 160 连续 220V kW 15 连续 5 净化压缩空气 Nm3/h 300 连续 6 非净化压缩空气 Nm3/h 360 间断 7 0.6MPa 氮气 Nm3/h 360 间断 3.5MPa 氮气 Nm3/h 240 间断 8 0.5MPa 蒸汽 t/h 34.5 连续 9 蒸汽凝结水 t/h 34.5 连续，外输 4.9.2 能耗 表 4-7 装置能耗 小时耗量 能耗指标 总能耗 单位综合能耗序号 项 目 单位 数量单位 数量 MJ/h MJ/t 原料 1 软化水 t/h 0.5 MJ/t 10.475.235 2 电力 kWh 2250 MJ/kWh10.8102、924502.5 3 0.5MPa 蒸汽 t/h 34.5MJ/t 3014 103983 4 蒸汽凝结水 t/h 34.5MJ/t 320.29-11050.01 5 净化压缩空气 Nm3/h 300MJ/m3n1.59 477 合计 117917.73 516.50 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 39 页 共 96 页 5 建设地区条件建设地区条件 5.1 自然地理概况自然地理概况 5.1.1 地理位置和区域位置 山东液化天然气（L103、NG）项目 LNG 接收站位于青岛市胶南市西南的董家口嘴，地处青岛港董家口港规划区西侧。站址东临琅琊台湾，西侧为棋子湾，紧邻青岛市与日照市分界线。地理坐标为东经 1194530，北纬 353500。陆路距青岛市 150km，距胶南市 42km。水路距青岛港老港区约 50 海里。轻烃回收装置、锅炉房、轻烃罐区、轻烃气化区、计量发球区位于 LNG 接收站西部，轻烃装车设施位于 LNG 接收站东北角。具体位置详见区域位置图（702081F0208B/5.1-1）。5.1.2 气象条件 站址东南濒临黄海，属海洋性气候，空气湿润，雨量充沛，温度适中，四季气候变化比较明显。春季气温回升缓慢，较内陆迟 1 104、个月；夏季湿热多雨，但酷暑较少；秋季天高气爽，降水少，蒸发强；冬季风大温低，持续时间较长。年降水量偏少，降水量季节分布不均，主要集中在夏季。气象资料中风资料采用董家口 2006 年 9 月2007 年 8 月一年测风资料统计分析，其它采用胶南气象站 19612007 年资料统计分析。a）气温 历年平均温度：12.5 极端最高温度：41C（2002.07.15）极端最低温度：-16.3C（1976.12.30）最高年平均温度：17.3C 最低年平均温度：8.3C 最高月平均温度：25.4C（8 月）最低月平均温度：-1.4C（1 月）b）风 本地区受季风影响，夏季多偏南风，冬季多偏北风。常风向：105、NW 11.2%次常风向：NNW 8.5%中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 40 页 共 96 页 强风向：ENE 最大风速：23m/s 8 级大风日数：16.1 图 4-1 风玫瑰图 夏季大风由台风或气旋造成，冬季由寒潮形成；对青岛地区有影响的台风每年约发生 12 次，最多 4 次（1962 年）；台风期间伴随大风大浪和增水。c）降水 年平均降雨量：757.7mm 最大年降雨量：1457.2mm（2007 年）最大月降雨量：556.1mm106、（2007.08）最大日降雨量：299.9mm（1990.08.16）最大一次降雨量：385.7mm（2001.07.212001.08.03）雨季（天）降雨日数：86.5 天 台风天数：1 天 d）雾 雾多出现于每年的 47 月，出现频率约占全年的 77.8%。年平均雾日：48.4 天 年最多雾日：65 天 年最少雾日：22 天 雾影响船舶航行（能见度1km）天数：21 天 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 41 页 共 96 页 e）相107、对湿度 年平均相对湿度：71%最大月平均相对湿度：87%最小月平均相对湿度：63%最大年平均相对湿度：76%最小年平均相对湿度：65%f）雷暴 雷暴多出现在夏季，占全年雷暴天数的 71.9，以 7、8 月份最多。雷暴最早发生在 2 月（1987 年），最晚结束于 12 月（1975 年）。年平均出现雷暴天数为 23.1天。雷暴影响码头作业的天数为 7 天。g）大气压 年平均气压：1016.3 hPa 极端最高气压：1043.0 hPa（2000.01.31）极端最低气压：986.0 hPa（1985.08.20）最高年平均气压：1017.5 hPa（1987 年）最低年平均气压：1014.8 108、hPa（1966 年）最高月平均气压：1026.6（12 月）最低月平均气压：1003.6（8 月）5.1.3 地形地貌 站址地处鲁东南丘陵区的边缘，陆域地势北高南低，起伏不大，以波状剥夷准平原为主要特征，地表风化残积层普遍较发育，尤其是原地势低洼处和低丘山麓常有较厚的坡洪积物分布，但多被冲沟、干谷切割，地形支离破碎。5.1.4 工程地质 站址在大地构造上处于新华夏第二隆起带次级构造胶南隆起的东部，南黄海盆地的西部。出露地层仅有元古界胶南群和第四系更新统，全新统。出露的岩浆岩是元古代的酸性和中性岩体以及中生代燕山运动的侵入岩体。a）褶皱 泊里复向斜，是未定的体系构造形迹，在站址以北陈家贡湾顶部109、呈东西向穿过。b）断裂 泊里断裂组：出露在泊里，寨里，前村和海清一带，向北可能经灵山湾西岸与灵中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 42 页 共 96 页 山卫断裂相连，为海阳-青岛断裂的南延部分。但在灵山湾南侧可能被北西向断裂右行错开断续出露，长 47 公里，断裂带有三条断裂组成，其中以泊里断裂规模最大，单一断裂破碎带宽约 20 米，总体走向 45 度。倾向南东或北西，倾角 5667 度，局部 80 度。泊里断层沿走向和倾向呈舒缓波状，沿断裂110、有水量较大的井泉分布，显压扭性，具派生构造，主断裂具左行扭动特征。站址内无大的构造形迹，上述构造也长期无活动迹象，站址在构造上是稳定的。站址地层覆盖层主要为第四系全新统残坡积层，下卧崂山阶段侵入岩体中粗粒花岗岩、辉绿岩及胶南期月季山阶段侵入岩体夏河城中粒角闪闪长岩。根据岩土层的时代成因、岩土类别以及相应的物理力学指标，按单元土体从上至下描述如下：?粉质粘土：褐黄色，混砂，含云母，少许植物根,局部混多量碎石。是该区上部地层，以透镜体形式出现，层厚在 0.20（K16）2.30m（K27）之间，一般呈可塑状态。部分区域该层直接覆盖基岩之上。?中粗砂：黄色、褐黄色，含云母，混少许粘性土，局部地层为细111、砂，是该区上部地层，呈透镜体状零星分布，层厚 0.302.30m 之间。该地层直接覆盖在岩石之上。一般呈松散稍密状态。?全风化花岗岩：褐黄色、灰黄色，原岩结构可辨。为勘区中上部地层，以透镜体状分布于单元土体之上，分布标高在 5.4913.56m 之间，层厚在+1.60(K5)+6.00（K26）m 之间，其标准贯入击数平均值 N34（3039）击。?强风化花岗岩(砂砾状)：褐黄色、灰黄色，原岩结构，主要成份为未完全风化的长石、石英颗粒及少许云母碎屑组成，风化不均，岩芯以砂砾状为主，局部块状，手掰可断。层顶标高在+5.56-26.69m 之间。?强风化花岗岩（碎石状）：褐黄色，灰黄色，灰白色，岩112、芯主要以碎块状为主，手掰可断，部分呈柱状，敲击即断。为勘区中部地层，呈层状，层顶标高在-3.25+14.24m 之间，其标准贯入击数平均值 N=163（136187）击。?中风化辉绿岩：灰绿色，岩质较硬，岩芯多呈块状及短柱状。本次勘察仅在钻孔 K5 中有所揭示。?中风化花岗岩：为中风化花岗岩、花岗闪长岩。褐黄色，灰黑色，岩质坚硬，岩芯呈块状、短柱状、柱状，局部有石英脉岩侵入体。为勘区下部地层，层顶标高在-7.49+12.55m 之间，本次勘察未钻穿。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 113、LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 43 页 共 96 页 5.1.5 水文地质 站址场地地下水根据其含水层的岩性及地下水赋存条件不同，可分为第四系松散层孔隙水、基岩裂隙水两大类。松散层孔隙水：该类型地下水主要为赋存于中粗砂层的潜水类型，该类型含水层属强透水层，富水性较好，粘性土和淤泥质土可视为相对隔水层。基岩裂隙水：该类型地下水主要赋存于中风化花岗岩裂隙中。其富水性及导水性受断裂构造控制，具各向异性，且不排除局部破碎带有地下水量较大的可能。各类地下水主要接受相邻含水层的侧向补给及海水的下渗补给，并向海域低洼方向渗流排泄。5.1.6 地震烈度 站址位于琅琊湾湾口西侧，周边在大地构造上处114、于新华夏第二隆起带次级构造-胶南隆起的东部,南黄海盆地的西部，上部一般分布有厚度不等的第四系覆盖层，下伏基岩为花岗岩、闪长岩，历史上区内未发生过破坏性地震，遭受震害主要是区外强震的波及。根据国家中国地震动参数区划图（GB183062001），拟建场地位于抗震设防烈度度区，设计基本地震加速度值为 0.05g。5.1.7 水文条件 1）潮汐、水位 本海区潮汐类型判别系数为 0.4，属正规半日潮。a）基准面关系 站址所处董家口港址几个高程基面关系如下：图 4-2 董家口港址高程基面关系示意图 b）潮位特征值 85 国家高程基准面 当地理论最低潮面 2.735m 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 115、山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 44 页 共 96 页 以下数据以董家口理论最低潮面起算。平均海平面 2.81m 平均高潮位 4.21m 平均低潮位 1.39m 最高高潮位 5.64m 最低低潮位-0.28m 最大潮差 4.64m 平均潮差 2.81m c）设计水位 以下数据以董家口理论最低潮面起算。设计高水位 4.70m 高潮累积频率 10%的潮位 5.90m 重现期为 50 年的年极值高水位 极端高水位 6.02m 重现期为 100 年的年极值高水位 极端低水位-0.29116、m 重现期为 50 年的年极值低水位 2）海冰 本海区很少有冰冻现象。小麦岛检测站表层海水温度统计见表 5-1。表 5-1 小麦岛检测站日平均表层水温统计表 5.2 外部交通运输状况外部交通运输状况 5.2.1 公路 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 45 页 共 96 页 董家口附近有同三高速路、204 国道、334 省道等高等级公路，滨海大道自董家口港区北侧穿过。站址向北 9km 可至滨海大道南段，交通便利。根据董家口重工业基地总体规划117、，坝南路将在接收站北面穿过，以后可做接收站的主要运输道路。5.2.2 水运 董家口港区目前岸线基本未开发，近期没有水运条件。5.2.3 管道 站址所处泊里镇已建有一条自泊里到胶州的天然气管道。5.3 公用工程状况公用工程状况 水源、电源、风、通信、污水处理等公用工程条件均包括在 LNG 接收站内。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 46 页 共 96 页 6 总图运输及土建总图运输及土建 6.1 总图运输总图运输 6.1.1 总平面布置 1）118、总图布置原则 a）严格遵守我国防火、防爆、安全、卫生等现行规范、规定；b）满足生产工艺要求，流程顺畅，管线短捷，节约投资；c）按功能分区合理布局，便于经营和管理；d）公用工程设施尽量靠近负荷中心；e）道路呈环形布置，以满足消防、检修的需要；f）充分考虑风向，减少环境污染。2）总平面布置 轻烃回收装置位于 LNG 接收站西部。装置北侧为锅炉房、软化水站、污水处理场，东侧为天然气输送系统，南侧为轻烃罐区、轻烃气化区、计量发球区，西侧为厂区围墙。轻烃回收装置平面布置详见管道设计专业图纸。锅炉房位于轻烃回收装置的北侧，其东侧为空分、空压站、软化水站，西侧为厂区围墙，北侧为总变配电所。轻烃罐区位于 LN119、G 接收站西部。罐区北侧为轻烃回收装置，东侧为轻烃气化区、计量发球区，南侧为预留地，西侧为厂区围墙。轻烃气化区、计量发球区位于轻烃罐区东侧，其北侧为轻烃回收装置，东侧为工艺处理设施，南侧为 LNG 储罐、区域变配电所 4 及机柜间 1。轻烃装车设施位于 LNG 接收站东北角，与 LNG 装车设施布置在一起。装车设施北侧、东侧为厂区围墙，南侧为 BOG 及燃料气系统，西侧为空分站。6.1.2 竖向布置 1）竖向布置原则 a）与 LNG 接收站的竖向布置相协调；b）合理确定场地标高，满足生产、运输需要；c）满足雨水快速排放的要求。2）竖向布置 轻烃回收装置、锅炉房、轻烃罐区、轻烃气化区、计量发球区120、及轻烃装车设施均中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 47 页 共 96 页 采用平坡式竖向布置方式，场地坡度不小于 3。6.1.3 场地铺砌 轻烃回收装置、锅炉房、轻烃气化区、计量发球区单元内消防、检修场地采用混凝土车行铺砌；除建构筑物、设备、围堰及车行铺砌外，地面均采用混凝土人行铺砌。轻烃罐组内地面除构筑物、设备外均采用混凝土人行铺砌。轻烃装车设施地面除建构筑物外均采用混凝土车行铺砌。6.1.4 雨水排放 轻烃回收装置、锅炉房、轻烃气化区、121、计量发球区、轻烃装车设施内雨水均采用盖板钢筋砼明沟收集，接入厂区排雨水系统。轻烃罐组内雨水采用钢筋砼明沟收集，雨水管出防火堤后设闸阀，再接入厂区排雨水系统。6.1.5 绿化 各单元内均不进行绿化。6.1.6 产品运输 轻烃产品运输量合计为 40.31 万吨/年，运输方式为管道运输。外输管道事故停输情况下 C2 直接进入 LNG 系统气化与 NG 混合外输，液化气汽车装车外运。6.1.7 主要工程量 主要工程量见表 6-1。表 6-1 主要工程量表 序号 项 目 单 位 数 量 备 注 1 占地 平方米 68790 LNG 接收站内 2 车行铺砌 平方米 29000 砼面层 3 人行铺砌 平方米122、 23100 砼面层 4 防火堤 米 490 钢筋砼结构，高 0.6 米5 排水沟 米 1430 钢筋砼结构，宽 0.4 米6 闸阀 台 2 6.1.8 设计执行的标准、规范 石油天然气工程设计防火规范（GB 50183-2004）液化天然气（LNG）生产、储存和装运（GB/T 20368-2006）液化天然气接收站安全技术规程（SY/T 6711-2008）中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 48 页 共 96 页 石油化工企业设计防火规范123、（GB 50160-2008）石油化工厂内道路设计规范（SH/T 3023-2005）石油化工排雨水明沟设计规范（SH 3094-1999）6.2 土建土建 6.2.1 结构设计原则 a）结构选型和空间处理等应严格执行国家颁布的有关规范,并应满足工艺、生产、安装、操作及检修的要求，满足结构强度、刚度、抗震和节能的要求；b）根据液化天然气的特点，采取必要的措施，妥善处理防火、防腐、防爆、防振等问题；c）选材应首先满足使用要求，并优先选用新结构、新材料，充分利用当地材料；d）结构形式的确定原则为：选择技术先进、经济合理、安全适用的结构设计方案。6.2.2 执行标准 a）国家标准 砌体结构设计规范（124、2002 年局部修订）GB 50003-2001 建筑地基基础设计规范 GB 50007-2002 建筑结构荷载规范（2006 年版）GB 50009-2001 混凝土结构设计规范 GB 50010-2010 建筑抗震设计规范 GB 50011-2010 建筑设计防火规范 GB 50016-2006 钢结构设计规范 GB 50017-2003 工业建筑防腐蚀设计规范 GB 50046-2008 建筑结构可靠度设计统一标准 GB 50068-2001 石油化工企业设计防火规范 GB 50160-2008 石油化工建（构）筑抗震设防分类标准 GB 50453-2008 b）行业标准 建筑地基处理技125、术规范 JGJ 79-2002 石油化工塔型设备基础设计规范 SH/T 3030-2009 石油化工管架设计规范 SH/T 3055-2007 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 49 页 共 96 页 石油化工落地式离心泵基础设计规范 SH/T 3057-2007 石油化工冷换设备和容器基础设计规范 SH/T 3058-2005 石油化工球罐基础设计规范 SH/T 3062-2007 石油化工企业建筑物结构设计规范 SH 3076-1996126、 石油化工企业钢结构冷换框架设计规范 SH/T 3077-1996 6.2.3 建筑物的结构形式 a）锅炉房为单层钢筋混凝土框架结构，采用钢筋混凝土独立基础；b）变配电所为两层钢筋混凝土框架结构，采用钢筋混凝土独立基础；c）现场机柜间为单层钢筋混凝土抗爆结构，采用钢筋混凝土条形基础；d）综合办公室为单层钢筋混凝土框架结构，采用钢筋混凝土独立基础。6.2.4 构筑物的结构形式 a）管架：采用钢结构，钢筋混凝土独立基础；b）构架：采用钢结构，钢筋混凝土独立基础；c）冷箱基础：钢筋混凝土整板基础；d）汽车装车棚：采用钢结构，钢筋混凝土独立基础；e）塔基础：钢筋混凝土板式基础；f）其它立式容器基础：钢127、筋混凝土独立基础；g）换热器、卧式容器基础：钢筋混凝土支墩式基础；h）球罐基础：钢筋混凝土环形板式基础；i）锅炉基础：钢筋混凝土整板基础。6.2.5 地基 a）工程地质概述 装置内地层覆盖层主要为第四系全新统残坡积层，下卧崂山阶段侵入岩体中粗粒花岗岩、辉绿岩及胶南期月季山阶段侵入岩体夏河城中粒角闪闪长岩。根据岩土层的时代成因、岩土类别以及相应的物理力学指标，按单元土体从上至下描述如下：表 6-2 土层物理力学性能指标一览表 土层编号 土层名称 土层特征 厚度 承载力特征值fak(kPa)中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F02128、08B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 50 页 共 96 页 粉质粘土 褐黄色，混砂，含云母，少许植物根，局部混多量碎石。是该区上部地层，以透镜体形式出现，一般呈可塑状态，部分区域该层直接覆盖基岩之上。0.202.30m 中粗砂 黄色褐黄色，含云母，混少许粘性土，局部地层为细砂，呈透镜体状零星分布。该地层直接覆盖在基岩之上，一般呈松散稍密状态。0.302.30m 全风化 花岗岩 褐黄色灰黄色，原岩结构可辨，标准贯入击数平均值 N34 击。1.606.00m 300 1 强风化 花岗岩 沙砾状，褐黄色灰黄色，原岩结构，主要成份为未完全风化的长石、石英颗129、粒及少许云母碎屑组成，风化不均，岩芯以砂砾状为主，局部块状，手掰可断。600 2 强风化 花岗岩 碎石状，褐黄色灰黄色灰白色，岩芯主要以碎块状为主，手掰可断，部分呈柱状，敲击即断。呈层状，其标准贯入击数平均值 N163 击。1000 中风化 花岗岩 褐黄色灰黑色，岩质坚硬，岩芯呈块状、短柱状、柱状，局部有石英脉岩侵入体。本次勘察未钻穿。2500 b）地下水 场地内地下水根据其含水层的岩性及地下水赋存条件不同，可分为第四系松散层孔隙水、基岩裂隙水两大类。各类地下水主要接受相邻含水层的侧向补给及海水的下渗补给，并向海域低洼方向渗流排泄。?松散层孔隙水：主要为赋存于中粗砂层的潜水类型，该类型含水层属130、强透水层，富水性较好，粘性土和淤泥质土可视为相对隔水层。?基岩裂隙水：主要赋存于中风化花岗岩裂隙中。其富水性及导水性受断裂构造控制，具各向异性，且不排除局部破碎带有地下水量较大的可能。场地内地下水受地层渗透性影响，对混凝土结构无腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋（干湿交替）有弱腐蚀性，对钢结构有弱腐蚀性。c）地基处理方案 由于陆域部分场平及地基处理由“中交第二航务工程勘察设计院有限公司”完成，场区内处理后的地基承载力特征值达到 200kPa 以上，因此，装置内建、构筑物均采用天然地基。有关陆域部分场平及地基处理的具体方案见“中交第二航务工程勘察设计院有限公司”编制部分。中国石油化工股份有限公司天131、然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 51 页 共 96 页 6.2.6 抗震 根据本项目波速测试报告，建筑场地类别为类，建筑场地类别的确定应以本工程场地地震安全性评价项目报告为准。本地区地震烈度为度，装置内各单体的抗震设防分类和设防标准应符合下表的要求。表 6-3 抗震设防分类和设防标准一览表 设防标准 单体名称 抗震设防分类地震作用 抗震措施 机柜间 丙类 度 变配电所、锅炉房 乙类 度 球罐基础、冷箱基础 乙类 度 塔基础 丙类 度 度 6.2.7 存在问题 本次132、可研阶段地质勘察报告深度有限，根据后期详细的地质勘察报告和陆域部分场平及地基处理的结果，具体的地基与基础方案以后可能做适当调整。6.3 建筑建筑 6.3.1 设计原则 a)建筑设计首先应符合健康、安全及环境保护（HSE）的要求，遵守国家法令、法规及工程建设强制性条文；满足工程设计合同中关于设计标准条款的规定；还应符合相关的国家、行业及地方标准和规范的规定。b)建筑平面布置，立面及层高的确定应满足使用功能的要求。生产及辅助生产建筑的设计方案，还应根据生产工艺的特点满足防火、防爆、抗爆、防腐蚀、防水、防雷、防静电、采光通风、抗震设防、隔热遮阳、噪声治理、电磁屏蔽等要求。c)充分考虑当地的自然（气象133、及地质）条件，尊重当地的建筑风格及习惯做法。建筑选材应优先采用技术成熟，符合国家节能、环保政策及政府推广使用的建筑材料及产品；并注意因地制宜，尽可能使用地方材料，以降低工程造价。6.3.2 主要建筑物一览表 表 6-4 主要建筑物一览表 建筑名称 建筑面火灾危耐火层 结构特征 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 52 页 共 96 页 积(m2)险 性分类等级数 现场机柜间 450 丁 二级1 钢筋砼抗爆结构 6.3.3 建筑构造及一般装修标134、准 a）墙体 1）钢筋混凝土框填充墙采用 MU7.5 混凝土小型空心砌块，M5 专用砂浆砌筑，内外墙厚 300/200mm(考虑当地墙体材料供应情况)。2）抗爆结构采用钢筋混凝土抗爆墙，墙厚由结构计算确定。b）一般装修标准 1）内墙面及非吊顶房间顶棚刷白色乳胶漆，更衣室、卫生间等做磁砖墙裙。2）吊顶采用T型轻钢龙骨（轻型）吊顶，板面采用矿棉纤维板，规格600 x600 x12mm;浴室卫生间等潮湿房间可采用轻钢龙骨铝板吊顶。3）建筑室内配件：浴厕隔断采用塑料或成品隔断。在设置抗静电活动地板的房间内及轻钢龙骨保温墙上设高度为 100mm 的木质踢脚线；其余部分踢脚线均为 100mm高，构造及材料135、均同地面面层。4）建筑物外墙采用白色丙烯酸外墙涂料，在女儿墙或挑檐部位适当高度作蓝灰色水平装饰色带。外墙勒脚 600900 高，采用仿石面砖面层。抗爆控制室钢筋混凝土外墙做外墙外保温薄抹灰系统，保温层厚度根据计算结果确定。5）建筑室外工程构造：散水宽度m，C15 混凝土垫层 60mm 厚。台阶 C15 混凝土垫层80mm厚，面层抹1:2 水泥砂浆20厚抹平压光。坡道C15混凝土垫层100mm厚，面层抹 1:2 水泥砂浆 20 厚做防滑构造。6）建筑门窗标准：抗爆机柜间采用钢抗爆防护门，洞口尺寸不宜大于 15002400。内门采用成品实木复合门。c）建筑楼地面、屋面构造 1）办公室等采用地板砖楼136、地面（含活动地板下地面）。2）其它生产建筑一般采用 20 厚 1：2 水泥砂浆楼、地面层或耐磨混凝土面层。现场机柜间内的操作室、机柜间等采用 600 x600 x35 全钢抗静电活动地板地面。卫生间、淋浴间等有防水要求的在面层下加 1.5 厚聚氨酯防水涂料，四边沿墙翻起 300 高。3）重要建筑屋面防水设计按 II 级防水等级；一般建筑物屋面防水设计按 III 级防中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 53 页 共 96 页 水等级。屋面避雷137、带由电气专业设置,引下线宜暗埋。屋面防水采用 SBS 改性沥青防水卷材，保温采用 50 厚聚苯乙烯泡沫板。6.3.4 本项目执行的主要标准规范 工程建设标准强制性条文（房屋建筑部分）2009 年版建标2002219 号 建筑设计防火规范GBJ50016-2006 房屋建筑制图统一标准GB/T 50001-2001 建筑地面设计规范GB50037-96 建筑抗震设计规范GB50011-2010 建筑物防雷设计规范（2000 年版）GB50057-94 建筑制图标准GB/T 50104-2001 民用建筑设计通则GB503522005 建筑工程建筑面积计算规范GB503532005 石油化工企业设138、计防火规范GB50160-2008 屋面工程技术规范GB50345-2004 石油化工生产建筑设计规范SH 3017-1999 石油化工控制室和自动分析器室设计规范SH3006-1999 石油化工控制室抗爆设计规范SH3160-2009 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 54 页 共 96 页 7 储运系统储运系统 7.1 设计原则设计原则?轻烃回收装置年操作时间365天，全年连续运行，装置操作弹性50%110%；?正常生产情况下 C2 及139、液化气分别储存，C2/液化气分别管道外输，外输管道事故停输情况下 C2 直接进入 LNG 系统气化与 NG 混合外输，液化气汽车装车外运；?C2 储存罐容仅考虑作为管道外输缓冲容量；液化气根据 石油化工储运系统罐区设计规范SH/T3007 要求储存天数为 57 天。7.2 编制范围编制范围 C2 及液化气产品储存设施及液化气汽车装车设施，不含 C2 及液化气产品管道外输设施（外输泵、外输计量、发球设施及外输管道）。7.3 轻烃回收装置产品量轻烃回收装置产品量 项目一期轻烃回收装置设计为 2 列，每列处理能力为 100 万吨/年，不考虑二期发展。轻烃产品年回收量见下表。表 7-1 C2 及液化气140、产品年产量 轻烃产品回收量 产品名称 kg/h 104t/a C2 24900 21.81 一期 液化气 21107 18.50 合 计 46007 40.31 7.4 轻烃产品储存及应急运输方案轻烃产品储存及应急运输方案 7.4.1 储存方案 表 7-2 接收站内新建储罐列表 新建储罐 序号 介质名称 年产量 104t/a 单罐容量 立方米 数量 台 罐型 实际储存天数天 1 C2 21.81 3000 1 低温压力球罐 2.0 2 液化气 18.50 3000 3 压力球罐 9.3 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F02141、08B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 55 页 共 96 页 正常生产情况下，C2 由轻烃装置直接进入轻烃罐区内 C2 低温压力球罐储存，外输泵增压后再计量管道外输，储罐设保冷，C2 低温压力球罐设循环制冷设施，设换热器 1 台，利用 LNG 罐内泵出口 LNG 作为冷源，以保证 C2 球罐低温状态。正常生产情况下，液化气由轻烃装置直接进入轻烃罐区内液化气压力球罐储存，外输泵增压后再计量管道外输。轻烃罐区储罐安全阀放空接入接收站放空系统。7.4.2 应急运输方案 C2 及液化气产品应急运输方案主要考虑 C2 及液化气产品外输管道事故停输时C2 及液化142、气产品的外输问题。（1）C2 应急运输方案 C2 产品液相低温压力存储，外输管道事故停输时，C2 由装置直接送入 LNG 外输系统，随 LNG 气化外输。（2）液化气应急运输方案 液化气产品液相常温压力存储，液相管道外输，管道事故停输时，液化气考虑设置应急汽车装车。液化气应急装车不考虑公路运输不均衡系数，设液化气汽车装车鹤位 4 个，液化气汽车装车采用定量装车系统，交接计量采用汽车衡。7.5 平面布置及管道敷设方式平面布置及管道敷设方式 轻烃罐区。C2 与液化气储罐分别单独成罐组，泵房联合设置。预留 C2 及液化气外输泵安装位置及液化气计量外输用地。轻烃装车。轻烃装车鹤位与 LNG 装车鹤位布143、置在同一区域。管道敷设。管道采用地面管墩(架)敷设，轻烃罐区至汽车装车单元管道利用接收站系统管架敷设。7.6 主要设备选择主要设备选择 7.6.1 储罐 C2 选用低温压力球罐；液化气选用常温压力球罐。7.6.2 机泵 C2、液化气选用离心泵或立式筒袋泵。7.6.3 装车鹤管 C2、液化气选用带气相返回功能的密闭装车鹤管。7.7 消耗指标消耗指标 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 56 页 共 96 页 表 7-4 消耗指标 新鲜水 t/h144、 1.0MPa 蒸汽 t/h 序号 年耗电量 104kW.h/a 氮气 Nm3/h 连续 间断 连续 间断 1 20-2-7.8 设计中采用的设计规范、标准设计中采用的设计规范、标准 表 7-5 设计标准 序号 标准编号 标准名称 1 GB50160-2008 石油化工企业设计防火规范 2 SH/T3007-2007 石油化工储运系统罐区设计规范 3 SH3047-93 石油化工企业职业安全卫生设计规范 4 SH/T3014-2002 石油化工企业储运系统泵房设计规范 7.9 存在问题及建议存在问题及建议 轻烃罐区与轻烃产品外输管道具体界面下一步工作确定。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 145、山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 57 页 共 96 页 8 公用工程公用工程 8.1 给排水给排水 8.1.1 设计原则（1）采用先进成熟的工艺技术，保证安全可靠、经济合理。（2）严格执行国家和地方环境保护、消防和职业安全卫生等有关法律、法规，做到“三废”治理、安全卫生等保障措施与工程建设同时进行，建设环保型项目。（3）保护水资源，贯彻“节水、减排、节能”的方针，走可持续发展道路。（4）节省占地，平面布置适当集中，合理规划发展余地。（5）清污分流，源头治理，加强装置污水排放管146、理。8.1.2 设计范围 新建轻烃回收装置的消防系统工程。给水、排水依托系统给排水管网。8.1.3 水量表 生产给水m3/h 生活用水 m3/h 含油污水 m3/h 生活污水 m3/h轻烃回收装置 2 正常 2 正常 2 正常 3 最大 2 锅炉房 5 正常 5 正常 8.1.4 给水依托情况（1）水源 接收站用水来自市政自来水管道，水质满足生活饮用水卫生标准(GB 5749-2006)的要求，进接收站边界水压不小于 0.3MPa，水量最大 200m3/h。（2）给水 生产用水主要包括工艺用水、地坪冲洗，生活用水主要供卫生间冲洗。生产生活用水量为 2 m3/h。8.1.5 排水依托情况 装置的147、含油污水、生活污水自流进入装置周围的含油污水系统，排入污水处理场，经处理达标后排放。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 58 页 共 96 页 8.2 供热、供风及供氮供热、供风及供氮 8.2.1 供热（1）蒸汽负荷及锅炉设置 山东 LNG 接收站中轻烃回收装置需 0.5MPa 蒸汽 34.5t/h（连续量），轻烃外输部分需 0.4MPa 蒸汽 16t/h（连续量），建筑物冬季采暖用蒸汽为 2.3t/h，为满足装置和冬季采暖蒸汽需求，本项目拟148、建低压燃气锅炉房一座，满足轻烃回收装置、轻烃外输部分和冬季建筑物采暖蒸汽的需求。锅炉燃料为站内 NG。蒸汽负荷见表 8-1。表 8-1 整个接收站蒸汽负荷表 序号 装置各单元名称 蒸汽 t/h 备注 1 轻烃回收装置 34.5 连续 2 轻烃外输 16 连续 3 采暖 2.3 冬季连续 合计 52.8 锅炉房设三台 35t/h 低压燃气锅炉，正常工况时二开一备，产 0.8MPa 蒸汽52.8t/h，进入接收站低压蒸汽管网。考虑到冬季采暖期时，轻烃回收装置有可能停止运行，若运行单台蒸汽锅炉负荷率太低，锅炉无法运行，另设 1 台 1500KW 电热水锅炉作为建筑物采暖备用锅炉。（2）蒸汽系统 根据149、轻烃回收装置和轻烃外输部分用汽参数，全厂设一个压力等级蒸汽管网，蒸汽的参数如下：管网名称 公称压力 MPa（G）公称温度（）低压蒸汽 0.8 250（3）锅炉房主要设备 表8-2 锅炉房主要设备表 序号 设备名称 型号、规格 台（套）备注 1 低压燃气锅炉 35t/h 1.0MPa 250 3（带鼓风机）2 除氧器及水箱 处理能力75t/h,水箱有效容积V=40m3 1 3 连续排污扩容器 V=1.7m3 1 4 定期排污扩容器 V=2.66m3 1 5 锅炉给水泵 50m3/h，200mH2O 3 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 70150、2081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 59 页 共 96 页 序号 设备名称 型号、规格 台（套）备注 6 烟囱 上口径2.0m，H45m 1 7 电热水锅炉 1500KW 1 （4）消耗指标 表8-3 主要消耗 序号 名 称 消 耗 量 单 位 备 注 1 电（380V）1000/1520 kW （正常/间断）2 磷酸三钠 2000 kg/a 3 净化压缩空气 120 m3n/h 4 天然气 5 t/h 5 软化水 10 t/h （5）平面布置 锅炉房布置在轻烃回收装置的西北侧。本单元由锅炉间及泵房、框架组成。泵房与框架布置在一体。锅151、炉间内布置有三台 35t/h 燃气锅炉；烟囱及锅炉所带的鼓风机等布置在锅炉间外。泵房内布置有凝结水泵、采暖水循环泵、低压给水泵、取样冷却器、磷酸三钠加药装置、电热水锅炉等设备；定排、低压凝结水闪蒸罐和燃料气分液罐等露天布置在泵房外面。泵房上设管道层、阀组操作层和除氧器层，采暖热水换热器、除氧器及连排布置在除氧器层上。8.2.2 供风、供氮 装置的供风和供氮依托接收站工程的空分空压站。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 60 页 共 96 页 152、9 环境保护环境保护 9.1 项目建设地区的环境现状项目建设地区的环境现状 9.1.1 自然环境概况 a）地理位置 轻烃回收装置及配套的罐区、锅炉房均位于接收站内，接收站位于青岛胶南市的董家口嘴，在规划的青岛港董家口港区西侧。港址东侧为琅琊台湾，西侧为棋子湾。西侧紧邻青岛市与日照市分界线，地理座标为 353500N，1194530E。陆路距青岛市 150km，胶南市 42km。水路距青岛港 45 海里。b）地形地貌 接收站地处鲁东南丘陵区的边缘，濒临南黄海，在大地构造上处于新华夏第二隆起带次级构造胶南隆起的东部，南黄海盆地的西部。出露地层仅有元古界胶南群和第四系更新统、全新统。出露的岩浆岩是元153、古代的酸性和中性岩体，中生代燕山运动的侵入岩体。接收站所处董家口咀为两海湾（棋子湾和琅琊台湾）之间突出的基岩岬角。大地构造上处于新华夏第二隆起带次级构造胶南隆起的东部，南黄海盆地的西部。岬角中心为顶高程 20m 的小山包，岬角西侧水深浅，而东侧水深较深，东侧近岸有 15m 深槽，最大水深 17.2m。岬角正南距岸 300m 水深可达 10m。c）气候 本地区处于大陆性气候区，四季变化明显，受海洋影响，气候温和，冬暖夏凉，年平均气温 11.9，夏季主导风向为南风偏东，冬季为北风偏西。9.1.2 社会环境概况 董家口所处的胶南市泊里镇位于胶南市的西南部，全镇辖 101 个行政村，7.5 万人口，9154、.57 万亩耕地，总面积 140 平方公里，其中镇区规划面积 12 平方公里，建成区面积已达 4.5 平方公里，居住人口 2 万人，是胶南市西南部的经济文化中心。泊里镇交通十分便利，区位优势极佳。204 国道横穿镇驻地，在建的“同三线”高速公路在镇内设有进出口。镇驻地东距胶南市区 30 公里，距青岛前湾港和日照港分别为45 公里，乘车去青岛国际机场仅需 70 分钟。泊里镇工业经济发达，形成了包括铸造、纺织机械、汽车制造、农药、橡胶、建材、塑料、建筑、印刷、麻纺等十几个行业体系。全镇有 3 万亩蔬菜，2 万亩优质果中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回155、收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 61 页 共 96 页 品，形成了一批特色鲜明的高效产业带和产业区。10 万亩海域（1.7 万亩虾池、3 万亩滩涂、6 万亩浅海养殖水面），海洋水产经济发展迅速，是青岛市的海洋与渔业先进乡镇。工业已形成热电、纺织印染、化工橡塑、仓储物流、皮革箱包、机械加工等8 个优势行业。盛产牙鲆、海参、鲍鱼等海产品。9.1.3 环境质量现状 a）环境空气质量状况 根据调查，站址所在地大气污染源较少，大气污染物排放量也较小，空气环境质量较好。采用标准指数法评价，区域 NO2、SO2、TSP 的日均值均达156、到环境空气质量标准(GB3095-1996)二级标准，平均值标准指数分别为 0.280.32，0.260.42、0.760.82，SO2、NO2等因子污染程度低，TSP 稍高。b）海域水环境 拟建工程海域水质依不同海域功能区采用海水水质标准（GB3097-1997）二类和三类标准，pH、DO、COD、硫化物、油类未超过评价标准，无机磷和无机氮有超标现象，轻微污染，工程海域总体上水质环境质量较好。海洋沉积物按海洋沉积物质量(GB186682002)一类质量标准，有机碳、油类、铜、铅、锌、镉、铬、总汞、砷等 9 项评价因子均未出现超标现象，其中油类、镉平均污染指数超过 0.5，但均未超过 1.0，157、海域沉积物质量状况较好。c）声环境 建设区域噪声值昼间在 52dB61.8dB 之间，夜间在 39.7dB46.5dB 之间。基本满足声环境质量标准（GB30962008）中的 2 类标准要求。d）海域生态环境 海域叶绿素 a 的含量平均值为 1.429g/L。浮游植物的多样性指数较低，优势度和均匀度较低，丰度值较高，群落结构正常。浮游动物多样性指数分布不均，浮游动物群落均为非正常结构，均匀度低。海域鱼卵和仔鱼的资源量和数量较少，海域鱼类21 种，种类组成为一些浅海小型鱼类，鱼类生物量为 174.36 kg/km2，无脊椎动物16 种，经济无脊椎动物生物量为 464.76 kg/km2。无需特158、别保护的种类。灵山湾近岸浅水海域大多为海水养殖业。养殖方式包括筏式、网箱、底播等。养殖品种为养殖扇贝、贻贝和海带。工程海域周围有扇贝养殖区。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 62 页 共 96 页 9.2 主要污染源及污染物主要污染源及污染物 9.2.1 废水污染源及污染物 装置所排放废水包括含油污水和生活污水。含油污水为装置正常操作过程中，各机泵冷却排出的含油污水、从各容器底部间断切出的含油污水以及地面冲洗水。生活污水来自装置内洗手间等的159、排水点。锅炉排放的含盐废水的污染物主要为盐类，可直接排放。表9-1 废水排放一览表 序 类 别 排放量 主要污染物 mg/l 排放 去 向 号 t/h 石油类 COD 方式 1 含油污水 1 200 300 连续 含油污水系统 2 锅炉含盐废水 2 盐类 间断 直排 3 生活污水 2 间断 生活污水系统 9.2.2 废气污染源及污染物 本项目排放的废气主要为锅炉排放的燃烧废气，以及轻烃回收装置安全阀放空时的可燃气体。表9-2 废气排放一览表 排气参数 污染物 mg/Nm3 序 号 污染源 废气量 m3/h 温度 高度 mSO2 NOx 尘 排放 方式 排 向1 锅炉 56000/74000(正160、常/最大)150 45 微量 400 50 连续 大气 2 安全阀 112000 kg/h-104 间断 火炬 9.2.3 噪声 本装置的主要噪声源为机泵、空冷器、锅炉等，经相应减噪措施后其声压级为8595dB(A)。9.3 污染防治措施污染防治措施 9.3.1 废水污染防治措施 轻烃回收装置装置正常操作过程中，各机泵、压缩机冷却排出的含油污水以及中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 63 页 共 96 页 生活污水，排入工厂污水系统集中处理。161、锅炉房排放的含盐废水中主要污染物为盐类，可直接排放。9.3.2 废气污染防治措施 轻烃回收装置设置放空气体总管。对于装置操作过程中可能排放的含烃类气体通过上述密闭系统排放，进入火炬总管。装置内各压力系统均设置安全阀，设备超压时泄放的可燃烃类气体通过放空总管排入火炬管网。锅炉的燃料为接收站内的 NG，含硫量极低，排放的污染物较少，可满足锅炉大气污染物排放标准的要求。9.3.3 噪声治理 在噪声防控方面主要采取了以下措施：（1）在平面布置上高噪声区与操作区分开布置；（2）机泵选用噪声较低系列的防爆电机；（3）空冷器选用低转速风机、低噪声电机；（4）生产噪声局部超标的区域，为现场巡检人员配备防噪声耳162、罩。9.4 设计采用的环境保护标准、规范设计采用的环境保护标准、规范 9.4.1 环境质量标准 a）环境空气质量标准(修改版)GB3095-1996 二级 b）海水水质标准 GB3097-1997 2、3 类 c）声环境质量标准 GB3096-2008 3 类 9.4.2 污染物排放标准 a）大气污染物综合排放标准（GB16397-1996）执行表 2 中二级标准 b）工业企业厂界环境噪声排放标准（GB123482008）类 c）污水综合排放标准（GB89781996）表 4 一级 d）锅炉大气污染物排放标准(GB13271-2001)燃气锅炉时段 9.4.3 设计标准 a）液化天然气（LNG163、）生产、储存和装运 GB/T20368-2006 b）石油化工企业环境保护设计规范 SH3024-1995 c）工业企业噪声控制设计规范 SH/T3146-2004 d）石油化工企业卫生防护距离 SH3093-1999 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 64 页 共 96 页 e）工业企业设计卫生标准 GBZ1-2010 f）石油化工厂区绿化设计规范 SH3008-2000 9.5 环境保护投资估算环境保护投资估算 根据建设项目环境保护设计164、规定第七章第二十二条规定的原则，和石油化工企业环境保护设计规范SH302495 中环境保护投资规定，该项目工程投资的3%可计入环保投资。9.6 环境管理和检测环境管理和检测 9.6.1 环境管理 本工程设置环境管理机构 HSE 中心，并有专人负责组织、落实、监督其环保工作。环境管理机构的主要职责如下：a)贯彻执行环境保护法规和标准；b)组织制定和修改本单位的环境保护管理规章制度并监督执行；c)制定并组织实施环境保护规划和计划；d)领导和组织本单位的环境监测；e)检查本单位环境保护设施的运行；f)推广应用环境保护先进技术和经验；g)组织开展本单位的环境保护专业技术培训，提高人员素质水平；h)组织165、开展本单位的环境保护科研和技术交流。9.6.2 环境监测 接收站内设置环境监测站，定员 2 人，仪器配备有 COD 试验仪、便携式余氯试验仪、声级计等。轻烃回收装置环境监测依托接收站。9.7 环境影响分析环境影响分析 LNG 为清洁能源，主要成份是甲烷，燃烧后的主要产物为 H2O、CO2，因此本工程的建设，可优化山东省的能源结构，减少山东省煤炭、石油的消耗量，可大大减少 SO2的排放量，是控制大气污染、防止酸雨发生、改善生态环境的有效措施。同时本项目在设计中采取了多项措施来减少“三废”排放，使外排污染物得到了有效的控制，初步估计轻烃回收装置对周围环境的影响较小。本项目对环境的影响程度和结论最终166、以该项目的环境影响报告书的结论为准。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 65 页 共 96 页 10 劳动安全卫生与消防劳动安全卫生与消防 10.1 建设项目生产过程中危害因素的分析建设项目生产过程中危害因素的分析 10.1.1 主要物料特性 a）LNG 本工程主要危险物料为液化天气（LNG），液化天然气的主要组成为甲烷，天然气经过低温液化后即得到液化天然气。LNG 的火灾危险性类别为甲类，性质如下所示：沸点：-161.5 熔点：-182.5167、 闪点：-188 引燃温度：538 相对密度（空气=1）：在 1 个标准大气压，温度-160（沸点）的状况下，LNG 能够挥发成比重为 1.7 的蒸气。而在环境温度下的天然气是比空气轻的，相对空气的比重只有 0.55。爆炸极限（v%）：515.8 饱和蒸气压（KPa）：53.32（-168.8）液化天然气的主要组成为甲烷，天然气经过低温液化后即得到液化天然气。液化天然气的储存温度为-162。LNG 的主要危险性源自它的：（1）低温（-160），（2）易燃性，（3）蒸气扩散性。同时还有窒息性。b）甲烷（CH4）甲烷为无色、无臭的气体，分子量16.04，沸点-161，冰点-182，在毒物学上甲烷浓168、度对人体危害，没有报道。c）乙烷（C2H6）乙烷为无色、无味的气体，分子量30.07，沸点-88，冰点-183，在水中溶解度47g/l（20），和乙醇完全混溶。在高浓度乙烷中，使人缺氧导致呼吸困难，甚至昏迷。d）丙烷（C3H8）丙烷为无色、无味的气体，分子量44.10，沸点-42，冰点-186，不溶于水。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 66 页 共 96 页 丙烷使人昏迷、兴奋、痉挛，严重时甚至昏厥，并导致死亡。10.1.2 火灾爆炸危险169、分析 液化天然气在装置操作过程中存在的主要泄漏事故包括：?管道及阀门发生泄漏；?储罐罐顶管道及阀门发生的泄漏；?低压/高压泵和高压外输设备发生的泄漏；?LNG 输送管线发生的泄漏。液化天然气一旦从管道及阀门泄漏，一小部分立即急剧气化成蒸气，剩下的泄漏到地面，沸腾气化后与周围的空气混合成冷蒸气雾，在空气中冷凝形成白烟，再稀释受热后与空气形成爆炸性混合物。形成的爆炸性混合物若遇到点火源，可能引发火灾及爆炸。液化天然气泄漏后形成的冷气体在初期比周围空气比重大，易形成云层或层流。泄漏的液化天然气的气化量取决于土壤、大气的热量供给，刚泄漏时气化率很高，一段时间以后趋近于一个常数，这时泄漏的液化天然气就会170、在地面上形成一种液流。若无围护设施，则泄漏的液化天然气就会沿地面扩散，遇到点火源可引发火灾。事故状态时设备的安全释放设施排放的液化天然气遇到点火源，也可能引发火灾。液化天然气在装置操作过程中产生的火灾爆炸事故主要包括：?LNG 大量泄漏到地面或水面上形成液池后，被点燃产生的池火灾；?LNG 输送设施、管线内 LNG 泄漏时被点燃产生的喷射火灾；?LNG 泄漏后形成的 LNG 蒸气云被点燃产生的闪火；?障碍/密闭空间内（如外输装置区）LNG 蒸气云被点燃产生的蒸气云爆炸事故。10.1.3 窒息危害 天然气为窒息性气体，空气中天然气浓度过高时，人可因缺氧而头疼、呼吸困难，甚至昏迷、窒息而死，因此在171、装置内当介质泄漏到操作环境中时，会造成窒息危害。10.1.4 噪声危害因素分析 本项目生产过程中的主要噪声源包括：?泵运转时所产生的机械振动噪声；?电机所产生的电磁噪声；中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 67 页 共 96 页?气体在开停车以及事故放空时所产生的噪声；?高速气流或两相管路所引起的管道振动噪声；?调节阀引起的噪声 这些噪声若不加以治理，高噪声可能危及操作人员的健康。10.1.5 高空坠落 项目中一些设备框架较高，操作人员在定时172、巡视、维护、调节、检查时均可能发生坠落伤害事故。10.1.6 低温冻伤 低温作业时，人体可出现一系列生理功能的改变，主要为体温调节、水盐代谢、循环系统、消化系统、神经系统、泌尿系统等方面的适应性变化。人体接触低温管线及储罐，存在被冻伤的可能。10.1.7 主要自然危害因素 本项目主要的自然灾害影响包括台风、地震、雷电、海潮等。10.2 劳动安全卫生防护措施劳动安全卫生防护措施 10.2.1 工艺、设备安全技术措施 a）采用先进可靠的工艺技术和合理的工艺流程。b）设置安全阀，保证事故状态下的人身安全和设备安全。c）可燃气体的排放，进入密闭火炬系统。d）选用低噪声设备，对噪声较高的声源采取消声降噪173、措施。e）采用先进的 DCS 控制系统，从而保证工艺装置控制系统的可靠性。f）压力容器的设计、制造均遵照执行压力容器安全技术监察规程的规定，从本质上保证压力容器的安全运行。g）压力容器设置各种检测报警设施，如温度、压力、液位检测设施等，以及安全泄压设施，如安全阀等。h）设置一套火灾和气体监控系统（FGS），该系统将火灾探测和报警、气体泄漏检测和报警合为一体，能够有效的探测 LNG、天然气泄漏和各种火灾，监测、控制和保护设备及其附件，对操作人员提出事故警示，自动启动相关的安全保护设施和灭火设施。i）设置一套紧急事故停车系统（SIS），用于事故时紧急切断一些关键的阀门及设备，实现某台设备、某个单元174、和/或全厂的紧急停车。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 68 页 共 96 页 j）装置区内设置有可燃气体检测报警器、低温探测器和火焰探测器等报警设施，一旦探测到 LNG 和天然气泄漏或火灾事故，可通过控制系统启动相应的保护设施，同时切断有关的管线、设备，实现紧急停车。10.2.2 电气安全技术措施 a）供电可靠性 工艺装置负荷为一、二级负荷，行政区大部分负荷为三级负荷。所有负荷采用单母线分段方式，放射式供电。b）触电防护 对于电气设备或电175、气装置的正常情况下不带电的金属部分和金属外壳均采取可靠的保护接地措施，防止操作人员触及因绝缘损坏、漏电而带有危险电压的金属部分而遭到电击，同时也能有效地防止因漏电或对地短路而引起的火灾。c）电气防爆 根据规范的要求划分火灾爆炸危险区域，根据火灾爆炸危险区域的划分选用相应的防爆电气设备、配线及开关等。10.2.3 建筑、结构安全技术措施 a）根据生产、储存的火灾爆炸危险性确定各建构筑物的结构形式、耐火等级、防火间距、建筑材料等。b）本地区地震烈度为度，按我国“建筑抗震设防分类标准”，装置内建筑物为丙类建筑，抗震设计时按抗震设防烈度度设防，并按度采取抗震构造措施。c）建筑物内设置完善的安全疏散通道176、，疏散楼梯等设施。走道和门的宽度、数量按规范要求设置。10.2.4 平面及总图布置安全措施 a）装置平面布置遵守有关防火、防爆安全规范。针对装置特点，按流程式集中布置，以利安全操作。b）建筑物间距离，符合防火及通风、采光有关规定。c）装置内设置检修及消防通道。保证消防车和急救车能顺利通往可能出现事故的地方。10.2.5 防火防爆安全技术措施 a）泄漏源控制 加强设备、管道、阀门的密封措施，防止液化天然气、天然气等可燃物料泄漏而中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得177、以任何方式使用 第 69 页 共 96 页 引起火灾、爆炸事故。工艺装置区均设置事故收集池，泄漏的 LNG 收集到事故收集池内，以防止泄漏的 LNG 四处溢流。同时，每个收集池均设置高倍数泡沫系统，当低温探测器探测到收集池内有泄漏的 LNG 后，即自动向收集池内喷射高倍数泡沫，以降低 LNG 的气化速度。b）点火源控制 严格控制接收站内的点火源，禁止一切明火，严禁吸烟，严格控制作业区内的焊接、切割等动火作业。合理布置设备，避免热辐射成为点火源。c）电气防爆 根据规范的要求划分火灾爆炸危险区域，根据火灾爆炸危险区域的划分选用相应的防爆电气设备、配线及开关等。d）耐火保护 对工艺装置内承重的钢框架178、支架、裙座、钢管架以及建筑物的钢柱、钢梁等按规范要求采取覆盖耐火层等保护措施，使涂有耐火层的钢结构的耐火极限满足规范要求。对火灾爆炸危险区域内可能受到火灾威胁的关键阀门、控制关键设备的仪表、电气电缆均采取有效的耐火保护措施。e）防静电 1）对处理和输送可燃物料的、可能产生静电危险的设备和管道，均采取可靠的静电接地措施。2）对输送可燃气体、液体等物料的管道，采取限制流速的措施，以避免因流速过快而带来的静电危害。3）对于含有可燃物质的放空气体，一旦由于放空速度过快，就可能磨擦产生静电放电而引起火灾爆炸事故。因此，对这些放空气体控制其放空的速度。f）防雷 对高大的框架和设备均采取可靠的防雷接地措施179、，避免因雷击而带来危害。10.2.6 机械伤害及高处坠落防护措施 a）对高速旋转或往复运动的机械零部件应设计可靠的防护设施、挡板或安全围栏。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 70 页 共 96 页 b）对埋设于建构筑物上的安装检修设备或运送物料用的吊钩、吊梁等，设计时考虑必要的安全系数，并在醒目处标出许吊的极限荷载量。c）对操作人员需要进行检查、操作、维护的工作位置，距坠落基准面高差超过2 米，且有发生坠落危险的场所，按规定设置便于检查、操180、作、维护的扶梯、平台和围栏等附属设施。d）梯子、平台和栏杆的设计符合有关规范的要求。10.2.7 防噪声 a）设计中尽量选用低噪声的设备，如选用低噪声的电动机、泵等。b）对产生较大噪声和振动的设备，采取消声、吸声、隔声及减振、防振措施，如隔声罩、消声器等，使操作环境中的噪声值达到规范要求。c）对试车放空、正常开停车放空、正常生产放空、事故放空等气体排放所产生的噪声，采取在排放口设置消声器来降低噪声值。d）设计时合理控制管道流速，以降低噪声。e）调节阀、节流装置分配适当的压差，避免压差过大产生噪声。f）设计管道布架时，考虑最佳位置，以减少振动。g）操作人员配备一些防噪声的个人防护设施，如防噪声耳181、塞、耳罩等。h）在不妨碍消防、检修、行车安全及有害气体扩散的前题下，根据生产特点、环境污染情况和当地土壤、气候等自然条件，合理选择抗污、净化、减噪或滞尘能力强的绿化植物进行绿化布置，并与周围环境和建、构筑物相协调，以达到防火、防污染、防噪音、美化环境的目的。站内绿化系数不小 12。10.2.8 个人防护措施 a）在控制室内配备一些应急防护设施，如空气呼吸器、防火服等，以供事故时操作人员使用。b）对有可能接触液化天然气的操作人员配备一些防冻设施，如防冻手套、防冻服装等。c）操作人员配备一些防噪声的个人防护设施，如防噪声耳塞、耳罩等。d）操作人员配备一些头部防护设施，如安全帽等。10.2.9 自然182、灾害防护措施 a）和当地气象部门信息联网，对可能出现的恶劣气候早预报，早防范。b）对厂址的地质状况进行详细勘探，根据详勘情况对地基加以处理，防止因地中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 71 页 共 96 页 基沉降而引起事故。c）本地区地震烈度为度，按我国“建筑抗震设防分类标准”，装置内建筑物为丙类建筑，抗震设计时按抗震设防烈度度设防，并按度采取抗震构造措施.10.2.10 安全色及安全标志 a）凡容易发生事故或危及生命安全的场所和设备，以及183、需要提醒操作人员注意的地点，均按规范要求设置安全标志。b）凡需要迅速发现并引起注意以防发生事故的场所、部位均按规范要求涂安全色。c）对阀门布置比较集中，易因误操作而引发事故时，在阀门附近标明输送介质的名称、符号或设明显的标志。d）生产场所与作业地点的紧急通道和紧急出入口均按规范要求设置明显的标志和指示箭头。10.2.11 应急救援措施 a）接收站设置 HSE 中心。HSE 中心设置消防站（救护中心）。HSE 中心分别配备有不同规格的消防车和急救车辆。同时配备一些消防和紧急救援装备，如消防队员个人防护装备、破拆工具、通讯工具、常用抢救器材以及药品等。b）在项目设计过程中，开车运转之前，业主应当与184、当地公安、企业消防队、当地消防及安全卫生管理、医疗机构密切配合，按照危险化学品事故应急救援预案编制导则（单位版）的规定制定完善的危险化学品事故应急救援预案，并报当地公安、消防、安全、卫生、环保等部门审查批准、备案。适当时候应组织重大事故演习，以检验危险化学品事故应急救援预案的可操作性及可行性。10.3 安全卫生管理安全卫生管理 10.3.1 安全卫生管理机构设置和人员配备 装置的安全卫生管理机构和人员均依托接收站。10.3.2 安全教育培训及管理制度 在装置投入运行之前，必须对操作人员、生产管理人员进行安全教育，制定必要的安全操作规程和管理制度，操作人员必须经安全培训，考核合格后才能上岗。生产185、运行中，工厂应加强安全管理，建立安全巡检制度，避免不必要的事故发生。10.4 劳动安全投资估算劳动安全投资估算 本项目用于劳动安全的投资包括：火灾报警及气体探测系统、防火防爆设施、防中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 72 页 共 96 页 雷及防静电设施及消防设施等，预计约占工程费用的 5%。10.5 消防消防 10.5.1 消防体制和工作方针 消防体制采用专业消防和义务消防相结合的消防体制。贯彻“预防为主，防消结合”的工作方针，同时做到设186、施可靠、技术先进、经济合理。消防设施根椐装置的规模、火灾危险性程度、临近有关单位的消防协作条件等因素综合考虑确定。消防设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产。10.5.2 消防设施设置原则 消防工程的设计严格遵守国家及地方的有关法规、标准、规范。10.5.3 消防设施设置 10.5.3.1 消防依托情况 a）消防站 接收站设置一个消防站。消防站设置在 HSE 中心，消防站内配备 1 辆干粉与低倍数泡沫联用车、1 辆干粉消防车、1 辆大型高倍泡沫消防车、1 辆抢险救援车（带照明功能）、1 辆高喷消防车、1 辆通讯指挥车。同时配备一些消防装备，如消防队员个人防护装备、破拆工具、通讯工具等。消防187、站内设置训练场，训练场地内设置训练塔、训练用消火栓、消防水炮等训练设施。本工程拟配备 2 艘消拖两用船，对 LNG 船靠离泊进行协助，也能对靠泊 LNG船进行监护；在 LNG 船靠离泊时，还需租用 12 艘消拖两用船协助。b）消防联防协作单位 胶南消防一中队基本情况 胶南消防一中队地处海王路 713 号，占地面积 18000m2，建筑面积 3500m2，中队现有执勤人数 26 人，执勤车辆 6 部，其中东风水罐车 2 部，化工抢险车 1 部，15 吨重型水罐车 1 部，登高消防车 2 部。距胶南市董家口船业有限公司 10 公里。胶南消防二中队基本情况 胶南消防二中队地处铁山路 89 号，占地面188、积 5000 m2，建筑面积 1000 m2，中中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 73 页 共 96 页 队现有执勤人数 27 人，执勤车辆 4 部，其中东风水罐车 3 部，抢险救援车 1 部，距胶南市董家口船业有限公司 18 公里。c）消防供水系统 装置周围系统为独立的稳高压消防水系统，管网压力为 0.7MPa1.7MPa,接收站的消防水量按 2700m3/h 设计，平时淡水稳压，消防时用海水；同时接收站内设置1 套低压消防水系统消防水量189、按 210m3/h，压力 0.7MPa。10.5.3.2 本装置消防设施设置 a）消防水系统（1）装置外周围的环形消防道路上设置了环形消防水管网，管网上设置室外地上式消火栓，装置内消防检修道路旁设置室外地上式消火栓。（2）高于 15 米的甲、乙类框架平台沿梯子敷设置半固定式消防给水竖管，每层设置带阀门的管牙接口。（3）在泵区、管廊等易燃易爆的重要设备附近，设置消火软管卷盘，以便岗位人员及时对设备进行冷却保护。（4）在装置内高大框架和火灾危险性大的设备附近设置消防水炮，以提供消防水冷却保护。（5）罐区内每台罐设置固定式冷却系统。b）蒸汽消防系统 在装置内框架平台上设置半固定蒸汽接头，所有半固定蒸190、汽接头都设置在安全通道的进出口附近既明显又易于操作的位置。装置管桥下设置半固定式消防蒸汽接头，供管道和附近的设备、机械灭火时使用。c）高倍数泡沫比例混合装置 为了控制泄漏到 LNG 集液池内的液化天然气挥发，在轻烃装置内 2 座 LNG 集液池附近各设置 1 座高倍数泡沫比例混合装置。泡沫混合液供给强度为 7.2L/minm2，泡沫混合液供给时间为 40 min。泡沫原液选用 3%的耐海水高倍数泡沫原液，选用发泡倍数为 500 倍的高倍数泡沫发生器。高倍数泡沫比例混合装置的额定流量为 6L/s；每个集液池设置 2 个泡沫产生器，单个额定流量 Q=3L/s；泡沫液储存量 Q=1m3（有效容积）。191、d）小型灭火设施 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 74 页 共 96 页 在装置区内按规范配置手提式及推车式干粉灭火器。10.5.3.3 火灾报警系统 火灾报警系统采用电话报警系统，报警报至 HSE 中心。装置周围设置手动火灾报警按钮。10.5.4 设计采用消防法规及标准 建筑设计防火规范 GB500162006 建筑物防雷设计规范 GB 50057-94（2000 年版）建筑内部装修设计防火规范 GB 50222-95 石油化工企业设计192、防火规范 GB 50160-2008 建筑灭火器配置设计规范 GB 50140-2005 火灾自动报警系统设计规范 GB50116-98 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 75 页 共 96 页 11 节能节水节能节水 11.1 编制依据编制依据 1）国家计划委员会、国务院经济贸易办公室和建设部计交能19972542 号文件和中国石油化工总公司中石化1998计长字 2 号文的通知 2）中国石油天然气股份有限公司 炼油化工建设项目可行性研究报193、告编制规定（2002）3）石油化工设计能耗计算标准（GB/T50441-2007）11.2 节能原则节能原则 轻烃回收装置可行性研究报告中充分实施节能措施，围绕的节能原则是：1）采用先进可靠的工艺和技术，减少工艺用能。2）充分提高能量回收率。3）采用新型高效节能设备，提高能量转换效率。4）设备及管道布置尽量紧凑合理，以减少散热损失和压力损失。11.3 能耗分析能耗分析 1）实物消耗及能耗 轻烃回收装置的实物消耗及能耗见表 11-1。表 11-1 装置能耗 小时耗量 能耗指标 总能耗 单位综合能耗序号 项 目 单位 数量单位 数量 MJ/h MJ/t 原料 1 软化水 t/h 0.5 MJ/t 194、10.475.235 2 电力 kWh 2250 MJ/kWh10.8924502.5 3 0.5MPa 蒸汽 t/h 34.5MJ/t 3014 103983 4 蒸汽凝结水 t/h 34.5MJ/t 320.29-11050.01 5 净化压缩空气 Nm3/h 300MJ/m3n1.59 477 合计 117917.73 516.50 2）能耗分析 轻烃回收装置的能耗为 516.5MJ/t 原料，在装置的能耗构成中，蒸汽居于最主要的位置，能耗的大小主要取决于蒸汽的用量，蒸汽主要用作装置内脱甲烷塔和脱乙烷中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置195、 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 76 页 共 96 页 塔重沸器的热源。电力的消耗在装置的能耗构成中也占据重要位置，装置内的用电设备主要为机泵和空冷器。11.4 节能措施节能措施 优化装置设计，合理选择工艺参数，减少过程能耗。充分利用 LNG 自身冷能，完成分离过程。设备及管道布置尽量紧凑合理，从而减少散热损失和压力损失。加强设备及管道保温，从而减少散热损失。装置内尽量采用高效节能机泵。脱乙烷塔产品冷却采用空冷器，减少循环水用量。采用集成冷箱，最大程度地节省冷能。11.5 节水节水 节约用水是本项目重要内容，为了合理使用淡水196、资源，本项目采取以下节水措施：合理安排换热流程，尽可能多采用空冷器，以节约用水。回收装置凝结水。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 77 页 共 96 页 12 项目定员及项目实施计划项目定员及项目实施计划 12.1 定员定员 轻烃回收装置操作人员按内操、外操配置，采用四班三倒制，装置定员共 24 人，管理人员和辅助生产人员依托接收站，详见表 12-1。表12-1 装置定员 操作定员 序号 岗位名称 操作班数人/班 合计 管理人员 备注 1 197、2 3 4 5 6 7 一 装置 1 班长 4 1 4 2 内操 4 1 4 3 外操 4 2 8 二 锅炉房 1 班长 4 1 4 2 司炉 4 1 4 小计 24 12.2 项目实施计划项目实施计划 为使本项目及早建成投产，拟订初步计划如下：1、完成可行性研究报告编制 2012 年 6 月 2、完成基础设计 2012 年 7 月 3、完成详细设计 2012 年 12 月 4、设备及材料采购 2012 年 6 月2014 年 4 月 5、工程施工 2012 年 6 月2014 年 9 月 6、开工试车 2014 年 10 月 7、竣工验收 2014 年 12 月 中国石油化工股份有限公司天然198、气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 78 页 共 96 页 13 投资估算 投资估算 13.1 建设投资估算建设投资估算 13.1.1 建设投资估算范围 本项目轻烃回收系统建设投资估算范围包括：200 万吨/年轻烃回收装置及配套系统工程的工程费用、固定资产其他费、其他资产投资和预备费。该投资估算结果为 68781 万元，其中外汇 2972 万美元，详见表 13-1 建设投资估算表。13.1.2 估算依据 a）中国石油化工集团公司暨股份公司 石油化工项目可行性研究报告编制199、规定中国石化咨2005154 号 b）中国石油化工集团公司暨股份公司石油化工项目可行性研究投资估算编制办法（试行）中国石化咨2006163 号 c）中国石油化工集团公司石油化工工程建设费用定额（1607 版）中国石化建2008建字 81 号 13.1.3 估算方法 13.1.3.1 工程费用 投资估算编制采用工程量法。工程费用中的设备、材料及施工费按现行价格水平确定。a）设备购置费：通用设备、非标设备或专用设备、电气设备、自控仪表等按现行出厂价格计算。设备运杂费按设备出厂价的 6%计算。b）主要材料费：材料价格按现行价格计算。材料运杂费率为 4%，材料费税金为 3.44%。c）安装费：以中石化200、或中石油概算指标为基础或估算指标进行估算。d）建筑工程费：总图竖向、建筑物和构筑物工程采用综合指标编制或相关系数估算。e）安全生产费：执行“财政部、国家安全生产监督管理总局关于印发高危行业安全生产费用财务管理暂行办法的通知”（财企2006478 号）规定，按照建筑、安装工程费的 1.0%计取，分别列入建筑工程费和安装工程费中。f）进口设备材料项目 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 79 页 共 96 页 1）进口设备材料的外汇金额根据有关报201、价、询价价格资料进行估算。2）外汇汇率：1 美元等于 6.30 元人民币。3）关税和进口环节增值税：按 2010 年进口商品关税税率（压缩机类 7、机泵类 10、自动数据处理设备 0、仪表 7、不锈钢管（板）10、阀门 7）及进口环节增值税税率均为 17计算。4）进口设备材料从属费用费率：国外运输费（海运）4%、运输保险费 0.10%、外贸手续费 1.0%、银行财务费 0.15%。5）进口设备材料国内运杂费按 1.7计算。6）进口设备材料安装费，按国内同类设备材料的安装费编制方法和估算指标计算。13.1.3.2 固定资产其他费用 固定资产其他费用原则上执行中国石化建2008建字 81 号费用定202、额。?土地使用费：本项目建设用地为接收站已征土地，没有再考虑其费用。?工程建设管理费：按中国石化建2008建字 81 号费用规定进行估算。?临时设施费：按中国石化建2008建字 81 号费用规定估算。?可行性研究报告编制费：按国家计委“关于转发建设项目前期工作咨询收费暂行规定的通知”（计投资【1999】1283 号）规定计算。?工程勘察费和设计费：主要依据国家发展计划委员会、建设部计价格200210 号文规定计算。?工程建设监理费：按国家发改委、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）规定计算。?进口设备材料国内检验费：按到岸价（C.I.F 价）的 203、0.5%计算。?特殊设备安全监督检验费：按有关文件规定或参照有关费用资料计算。?设备采购技术服务费：按中国石化建2008建字 81 号费用规定估算。?设备监造费：按照关于印发的通知（石化股份物 2006 509 号）和 关于印发石化设备监造计费参考价的通知（石化股份物函2006444 号）规定计算。?工程保险费：按工程费用 0.3%计算。13.1.3.3 预备费 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 80 页 共 96 页 a）不可预见费：国内204、部分按固定资产费用、无形资产费用及其他资产费用之和扣除外汇及从属费用的 6%计算，进口部分按外汇及从属费用之和的 2%计算。b）工程造价调整预备费根据国家和中石化文件的有关规定，本工程暂不考虑这项费用。13.1.3.4 增值税抵扣说明 根据中国石化计炼200915 号“关于中国石油化工集团公司固定资产投资项目实施增值税抵扣的通知”中的有关规定，油品销售和化工销售的固定资产投资项目的投资估算、概算或预算中，设备购置费和安装工程主材费所含增值税进项税额暂按 70%抵扣进项税。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 205、LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 81 页 共 96 页 表 13-1 建设投资估算表 单位：万元/万美元 估算价值 投资 序号 项目名称 设备 购置费 主要 材料费 安装费 建筑 工程费 其他 合计 外汇 建设投资建设投资 29683 21604 6331 1653 9510 68781 2972 100.00 43.16 31.41 9.20 2.40 13.83 100.00 其中：可抵扣设备材料增值税 2574 1988 4562 一一 固定资产投资固定资产投资 29683 21604 6331 1653 6530 65801 2914 95.67 （一206、）（一）工程费用工程费用 29683 21604 6331 1653 59271 2914 86.17 1 轻烃回收装置 23618 20037 4213 431 48299 2914 70.22 1.1 总图 293 293 1.2 构筑物 221 474 88 783 1.3 静置设备 5203 530 488 6221 1.4 机械设备 8303 83 8386 1000 1.5 工艺管道 17384 2355 19739 1073 1.6 电气 229848 221 1298 1.7 电信 5112028 559 1.8 自控仪表 9120936504 10560 842 1.9 给排207、水 2147545 50 384 1.10 劳动安全卫生 382315 76 2 锅炉房 2345803297 736 4181 6.08 3 轻烃罐区 35726691438 312 5991 8.71 3.1 乙烷罐区 1702199428 92 2421 3.2 丙烷罐区 18704701010 220 3570 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 82 页 共 96 页 估算价值 投资 序号 项目名称 设备 购置费 主要 材料费 安装208、费 建筑 工程费 其他 合计 外汇 4 轻烃装车设施 1489526 158 427 0.62 5 特定条件下费用 80 80 0.12 6 安全生产费 277 16 293 0.43 （二）（二）固定资产其他费用固定资产其他费用 6530 6530 9.49 1 工程建设管理费 1511 1511 2 临时设施费 148 148 3 可行性研究报告编制费 115 115 4 工程设计费 33073307 5 工程建设监理费 864864 6 进口设备材料国内检验费 9696 7 特种设备安全监督检验费 100100 8 设备采购技术服务费 141141 9 设备监造费 70 70 10 工程209、保险费 178 178 二 预备费预备费 2980 2980 58 4.33 1 不可预见费 2980 2980 58 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 83 页 共 96 页 13.2 总投资估算总投资估算 13.2.1 资金筹措 本项目报批总投资的 30%为企业自有资金，其余为银行贷款，银行贷款名义年利率为 7.05%。根据山东 LNG 项目总体进度安排，本项目和山东 LNG 项目同步建设，建设期按 3年考虑，建设投资分年投入比例为 3210、0%、40%、30%。13.2.2 总投资估算 1）流动资金估算 该项目流动资金按分项详细估算法估算，各分项周转天数如下：应收账款 30 天 在产品 1 天 产成品 5 天 现金 30 天 应付账款 30 天 流动资金中 30%为自有资金，70%为银行贷款。贷款名义年利率 6.56%。流动资金估算详见表 13-2。2）建设期借款利息估算 根据建设投资资金筹措方式及使用计划估算建设期利息。建设期利息估算详见表 13-3。3）总投资估算 本项目总投资包括建设投资、建设期借款利息和流动资金。总投资估算为 92663万元，报批总投资 79916 万元，不含税报批总投资 75354 万元。中国石油化工股211、份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 84 页 共 96 页 表 13-2 流动资金估算表 单位：万元 序 号 项 目 周转天数周转次数4 5 6 723 1 流动资产 77035 94455 94455 94455 1.1 应收帐款 30 12 62426 76546 76546 76546 1.2 存货 14516 17801 17801 17801 1.2.1 原材料 1 360 2045 2509 2509 2509 1.2.2 燃料 1.2.3 在212、产品 1 360 2078 2548 2548 2548 1.2.4 产成品 5 72 10393 12744 12744 12744 1.3 现金 30 12 93 108 108 108 2 流动负债 62140 76246 76246 76246 2.1 应付账款 30 12 62140 76246 76246 76246 3 流动资金占用 14894 18210 18210 18210 4 流动资金当期增加额 14894 3315 5 流动资金借款 10426 12747 12747 12747 6 流动资金利息 701 857 857 857 表 13-3 项目总投资使用计划与资金筹213、措表 单位：万元 序 号 项 目 合计 1 2 3 4 5 1 项目总投资 92663 21180 29371 23901 14894 33151.1 建设投资 64219 19266 25688 19266 1.2 可抵扣增值税 4562 1369 1825 1369 1.3 建设期借款利息 5672 546 1859 3267 1.4 流动资金 18210 14894 33152 资金筹措 92663 21180 29371 23901 14894 33152.1 项目资本金 23975 5554 7405 5554 4468 9952.1.1 用于建设投资 18512 5554 7405214、 5554 2.1.2 用于可抵扣增值税 2.1.3 用于流动资金 5463 4468 9952.1.4 用于建设期利息 2.2 债务资金 68688 15627 21967 18348 10426 23212.2.1 用于建设投资 45707 13712 18283 13712 2.2.2 用于可抵扣增值税 4562 1369 1825 1369 2.2.3 用于建设期利息 5672 546 1859 3267 2.2.4 用于流动资金 12747 10426 2321 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归215、 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 85 页 共 96 页 14 财务评价财务评价 14.1 财务评价的依据财务评价的依据（1）本项目财务评价的编制执行中国石油化工集团暨股份公司石油化工项目可行性研究报告编制规定（2005 年）、中国石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据（2010 年）和建设项目经济评价方法与参数（第三版）中的有关规定，按新建项目测算空分装置的经济效益。（2）山东 LNG 项目运营期内各年负荷按中国石化天然气分公司提供的与上游巴布亚新几内亚 LNG 项目公司签订的 LNG 购销合同，上游气源方于 2013 年年底开始为山东 LNG 项目供应 216、LNG，合同期 20 年，各年度购买的 LNG 热值见表 1，其中稳产年折合为年供应 LNG 200 万吨。各年度每年购买的 LNG 热值表 签约年份 年约定量(百万英热单位计)主要成分总热值 年约定量(MMT)第 1 年 83225720 16332.89 第 2 年 101978164 20040.31 第 3-14 年（稳定期）101987164 20040.31 第 15 年 100372133 19739.67 第 16 年 85070146 16733.62 第 17 年 67386663 13226.63 第 18 年 53463764 10521.13 第 19 年 42416217、704 8316.77 第 20 年 33408300 6613.20（3）稳产年轻烃回收产量表如下：项目 kg/h 104t/a 进料：LNG 原料 228300 200.00 产品：甲烷 182293 159.69 乙烷 24900 21.81 液化气产品 21107 18.5 合计 228300 200.00 运营期各年物料平衡根据各年生产负荷按照稳产年物料平衡按相同比例考虑。14.2 价格体系价格体系 原料和产品价格（不含税）：原料价格采用山东 LNG 项目确定的布伦特原油 80 美元/桶价格水平的 LNG 进接收站价格 12.41 美元MMBTU；根据中国石油化工项目可行性研究技术经218、济参数与数据（2010 年）规定的布伦特原油 80 美元/桶价格水平时的中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 86 页 共 96 页 石脑油价格确定 C2 和液化气产品价格，产品中的 LNG 维持原料价格不变。LNG 原料、产品 3996 元/吨 乙烷 4921 元/吨 液化气产品 4750 元/吨 14.3 成本费用估算的主要参数和依据成本费用估算的主要参数和依据 1）本项目计算期 23 年，其中建设期 3 年，生产期 20 年，生产期各年生219、产负荷根据合同气量确定。2）公用工程价格（不含税）软化水 4.42 元/吨 新鲜水 2.65 元/度 净化风 0.17 元/标立 电 0.63 元/度 蒸汽凝结水 4.42 元/吨 天然气 3996 元/吨 3）辅助材料采用现行市场价格估算。4）固定资产折旧年限为 15 年，残值率为 5%，修理费按固定资产原值的 3%计取。5）固定资产保险费按固定资产原值的 0.3%计取。6）无形资产按 10 年摊销，其他资产按 5 年摊销。7）工人工资及福利费按 10.26 万元年人。8）其他制造费根据设计定员按 8000 元/人年估算。9)其他管理费根据设计定员按 24000 元/人年估算。10）营业费用220、按营业收入的 0.5%估算 根据以上主要参数和辅助材料及燃料动力消耗量估算成本费用。总成本费用估算见表 14-1。14.4 营业收入及营业税金估算营业收入及营业税金估算 1）根据产品方案和上述产品价格估算营业收入。2）增值税：本项目原料、产品、辅助材料及公用工程消耗的增值税税率除水、蒸汽和燃料气为 13%外，其余均为 17%。3）城市维护建设税和教育费附加分别按增值税和消费税税额之和的 7%和 5%。营业收入、营业税金及附加和增值税估算见表 14-2。14.5 财务分析财务分析 1）盈利能力分析 所得税按应纳税所得额的 25%计取。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）221、项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 87 页 共 96 页 盈余公积金按所得税后净利润的 10%提取。按照拟定的融资方案，项目投产后年均净利润 8436 万元，项目全部投资所得税后财务内部收益率 14.62%，项目资本金财务内部收益率为 24.04%，高于设定的基准值。利润与利润分配见表 14-3。项目投资现金流量见表 14-4。项目资本金现金流量见表 14-5。2）债偿能力分析 项目投产后按最大能力偿还建设投资借款。通过计算，项目还款期内利息备付率为 4.01，偿债备付率为 1.09。项目有充裕的偿付222、债务本息的能力。借款还本付息计划见表 14-6。3）财务生存能力分析 财务计划现金流量表见表 14-7。从财务计划现金流量表可以看出，计算期内经营活动现金流入均大于现金流出，从经营活动、投资活动和筹资活动全部净现金流量看，计算期内现金流入均大于或等于现金流出，说明本项目具备财务生存能力。14.6 不确定性分析不确定性分析（1）盈亏平衡分析 本报告以生产能力利用率表示盈亏平衡点。盈亏平衡点=固定成本/（营业收入可变成本营业税金及附加）该项目各年份的盈亏平衡点分别见下图：盈亏平衡分析图0%20%40%60%80%123456789101112131415161718192021年份生产负荷 从上图223、中可以看出，该项目各年的盈亏平衡点逐年降低，盈利水平逐年提高。表明该项目有较强的抗风险能力。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 88 页 共 96 页（2）敏感性分析 根据该项目的实际情况，以建设投资、生产负荷、产品价格作为敏感性因素，测算其单独向不利方向变化时对项目经济效益的影响，并编制敏感性分析表如下：敏感性分析表 项目 变化率 内部收益率（）财务净现值（万元）投资回期（年）敏感度系数基准状况 14.626673 8.64 建设投资 5 224、13.96 4082 8.85-0.90 -5 15.339264 8.42-0.97 生产负荷 5 15.31 9657 8.43 0.94 -5 13.913689 8.87 0.97 原料价格 5 -5 39.13141751 5.00-33.52 产品价格 5 39.76146748 4.97 34.39 -5 原料产品价格同时 5 15.7511593 8.29 1.55 -5 13.441753 9.04 1.62 敏感性分析结果表明，建设投资和生产负荷的变化对项目的经济效益影响较小，原料和产品价格对项目经济效益的影响较大，当原料和产品价格单独向不利方向变化时项目的经济效益很差，但225、当原料和产品价格同方向变化时项目均有较好的经济效益。14.7 财务评价结论财务评价结论 主要经济评价数据和指标见表 14-8。从主要技术经济指标数据汇总表可以看出，本项目总投资 92663 万元，其中建设投资 68781 万元，建设期借款利息 5672 万元，流动资金 18210 万元。含税报批投资 79916万元，不含税报批总投资 75354 万元（其中不含税建设投资 64219 万元）。项目实施后年均净利润 8436 万元，全部投资所得税前投资财务内部收益率 17.41%，投资回收期（静态）为 7.86 年（含建设期）。全部投资所得税后财务内部收益率 14.62%，所得税后投资回收期（静态226、）8.64 年（含建设期），项目有较好的盈利能力和清偿借款能力。中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 89 页 共 96 页 表 14-1 总成本费用估算表 单位:万元 序 号 项 目 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 生产负荷(%)100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 10227、0 100 1001 生产成本 667630 817616 817616 817616 817616 817616 817616 817616 817616 817616 817616 817616 817616 817616 805455 679325 537447 427997 338817 2699041.1 外购原材料费 651423 799292 799292 799292 799292 799292 799292 799292 799292 799292 799292 799292 799292 799292 787303 667409 527533 419628 331706 2228、637661.2 辅助材料费 1.3 外购燃料及动力费932511442 11442 11442 11442 11442 11442 11442 11442 11442 11442 11442 11442 11442 11270 9554 7552 6007 4748 37761.4 工资及附加 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 2461.5 制造费用 6636 6636 6636 6636 6636 6636 6636 6636 6636 6636 6636 6636 663229、6 6636 6636 2116 2116 2116 2116 21161.5.1 折旧费 4520 4520 4520 4520 4520 4520 4520 4520 4520 4520 4520 4520 4520 4520 4520 1.5.2 修理费 2097 2097 2097 2097 2097 2097 2097 2097 2097 2097 2097 2097 2097 2097 2097 2097 2097 2097 2097 20971.5.3 其他制造费用 1919 1919191919191919 191919191919191919 192 管理费用 267 267230、 267 267 267 267 267 267 267 267 267 267 267 267 267 267 267 267 267 2672.1 固定资产保险费 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 2102.2 摊销费 2.3 其他管理费用 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.6 57.63 财务费用 47503970 314231、822811367857857857857857 857857857857857857857857857 8573.1 长期借款利息 37193113 22911424510 3.2 流动资金借款利息701857 857857857857857857857857 857857857857857857857857857 8573.3 其他长期借款利息330 4 营业费用 795 976 976 976 976 976 976 976 976 976 976 976 976 976 961 815 644 512 405 3225 总成本费用 673443 822829 822007 821140232、 820226 819716 819716 819716 819716 819716 819716 819716 819716 819716 807540 681264 539215 429634 340346 271351 其中：可变成本 661543 811710 811710 811710 811710 811710 811710 811710 811710 811710 811710 811710 811710 811710 799534 677778 535728 426148 336860 267864 固定成本 11899 11119 10297 9430 8516 8006 8233、006 8006 8006 8006 8006 8006 8006 8006 8006 3486 3486 3486 3486 34866 经营成本 664173 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 802164 680407 538358 428777 339489 270494中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以234、任何方式使用 第 90 页 共 96 页 表 14-2 营业收入、营业税金及附加和增值税估算表 单位:万元 序号 产品名称 单价 (元/吨)销售量(吨)4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 生产负荷(%)100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 1 营业收入 2000000 679203 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 83337235、8 833378 833378 833378 833378 820878 695871 550030 437524 345852 2750151.1 LNG 产品 3996 1596900 520129 638195 638195 638195 638195 638195 638195 638195 638195 638195 638195 638195 638195 638195 628622 532893 421209 335052 264851 2106041.2 乙烷 4921 218100 87463 107316 107316 107316 107316 107316 107316236、 107316 107316 107316 107316 107316 107316 107316 105707 89609 70829 56341 44536 354141.3 液化气产品 4750 185000 71612 87867 87867 87867 87867 87867 87867 87867 87867 87867 87867 87867 87867 87867 86549 73369 57992 46130 36465 28996 2 营业税金及附加 620 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 143237、2 1432 1410 1196 945 752 594 4732.1 营业税 2.2 消费税 2.3 城市维护建设税 361 835 835 835 835 835 835 835 835 835 835 835 835 835 823 697 551 439 347 2762.4 教育费附加 258 597 597 597 597 597 597597 597 597 597 597 597 597 588 498 394 313 248 1973 增值税 5163 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11238、933 11933 11933 11754 9964 7876 6265 4952 39383.1 销项税 94659 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 114404 96982 76657 60977 48201 383283.2 进项税 89496 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 102651 8239、7019 68781 54712 43249 34391中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 91 页 共 96 页 表 14-3 利润与利润分配表 单位:万元 序号 项 目4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 生产负荷（%）100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 240、100 1 营业收入 679203 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 820878 695871 550030 437524 345852 2750152 总成本费用 673443 822829 822007 821140 820226 819716 819716 819716 819716 819716 819716 819716 819716 819716 807540 681264 539215 429634 340346 2713513 营241、业税金及附加 620 1432 143214321432143214321432143214321432143214321432141011969457525944734 利润总额 5141 9118 99401080711720122301223012230122301223012230122301223012230119271341198707138491231925 弥补以前年度亏损 6 应纳税所得额 5141 9118 994010807117201223012230122301223012230122301223012230122301192713411987071384912319242、27 所得税 1285 2279 248527022930305830583058305830583058305830583058298233532467178412287988 净利润 3856 6838 74558105879091739173917391739173917391739173917389451005874025353368423949 期初未分配利润 3470 9624163342362825277198401440389663529 10 可供分配利润 3856 10308 1707924439324183444929013235761813912702917391739243、1739173894510058740253533684239411 提取法定盈余公积金386 684 745810879917917917917917917917917917895100674053536823912 可供投资者分配的利润3470 9624 1633423628315393353228095226581722111785825682568256825680519052666248183315215413 各投资方利润分配 62631369213692136921369211785825682568256825680519052666248183315215414 未分配利润 244、3470 9624 163342362825277198401440389663529 15 息税前利润 9891 13087 13087130871308713087130871308713087130871308713087130871308712784142681072779955769404916 息税折旧摊销前利润14411 17607 176071760717607176071760717607176071760717607176071760717607173041426810727799557694049 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工245、程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 92 页 共 96 页 表 14-4 项目投资现金流量表 单位：万元 序 建设期 生 产 期 号 项 目 合计 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 2122 23 生产负荷（%）100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 1 现金流入 16698708 7738639495259495259495259246、49525949525949525949525 9495259495259495259495259495259495259352827928536266864985003940533336501.1 营业收入 14638288 679203833378833378833378833378833378833378833378 8333788333788333788333788333788333788208786958715500304375243458522750151.2 增值税销项税额 2040113 946591161471161471161471161471161471161471161247、47 116147116147116147116147116147116147114404 96982 76657 60977 48201 383281.3 回收固定资产余值 2097 20971.4 回收流动资金 18210 18210 2 现金流出 16460639 2063427512 20634769784935233931918931918931918931918931918931918 9319189319189319189319189319189319189180007788216164474911863891223102542.1 建设投资 64219 1926625688 1248、9266 2.2 可抵扣增值税 4562 136918251369 2.3 流动资金 18210 148943315 2.4 经营成本 14310271 664173814339814339814339814339814339814339814339 8143398143398143398143398143398143398021646804075383584287773394892704942.5 营业税金及附加 27826 6201432143214321432143214321432 1432143214321432143214321432143214321432143214322.6 249、增值税进项税额 1830517 84934104214104214104214104214104214104214104214 104214104214104214104214104214104214102651 87019 68781 54712 43249 343912.7 增值税 205034 5163 11933 11933 11933 11933 119331193311933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11754996478766265495239383 所得税前净现金流量 238069-20634-27512-206344078 14250、292 17607 17607 17607 176071760717607 17607 17607 17607 17607 17607 17607 17282 14032 1024073154931 233964 累计所得税前净现金流量 -20634-48147-68781-64703-50411-32804-151972410 200173762455231 72838 904461080531256601432671608741781561921882024272097422146732380695 所得税 51812 12852279248527022930305830583058 30251、5830583058305830583058298233532467178412287986 所得税后净现金流量 186257-20634-27512-206342793 12012 15122 14905 14677 145491454914549 14549 14549 14549 14549 14549 14549 14300 10679777255303703 225987 累计所得税后净现金流量 -20634-48147-68781-65988-53976-38853-23948-927152781982834377 48927 63476 78026 925751071251216252、74135974146653154426159956163659186257 计算指标 所得税前 所得税后 财务内部收益率 17.41 14.62 财务净现值(i=13%)19186 万元 6673 万元 投资回收期(静态）7.86 年 8.64 年 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 93 页 共 96 页 表 14-5 项目资本金现金流量表 单位:万元 建设期 生 产 期 序号 项 目 合计 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11253、 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 1 现金流入 16698708 773863 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 935282 792853 626686 498500 394053 3336501.1 营业收入 14638288 679203 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378254、 833378 820878 695871 550030 437524 345852 2750151.2 增值税销项税额 2040113 94659 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 114404 96982 76657 60977 48201 383281.3 回收固定资产余值 2097 20971.4 回收流动资金 18210 18210 2 现金流出 16511871 5554 7405 5554 772738 949662 948668 9255、48668 942405 934975 934975 934975 934975 934975 934975 934975 934975 934975 920982 782174 618914 492970 390350 3110522.1 项目资本金 23975 5554 7405 5554 4468 995 2.2 投资借款本金偿还 51379 8375 11358 11974 12625 7047 2.3 投资借款利息支付 11057 3719 3113 2291 1424 510 2.4 经营成本 14310271 664173 814339 814339 814339 814339 256、814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 802164 680407 538358 428777 339489 2704942.5 营业税金及附加 27826 620 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 14321432 14322.6 增值税进项税额 1830517 84934 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214257、 104214 104214 104214 104214 104214 102651 87019 68781 54712 43249 343912.7 增值税 205034 5163 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11754 9964 7876 6265 4952 39382.8 所得税 51812 1285 2279 2485 2702 2930 3058 3058 3058 3058 3058 3058 3058 3058 3058 2982 3353 2467 1258、784 1228 7982.9 维持运营投资 3 净现金流量 186837-5554-7405-5554 1125-138 857 857 7120 14549 14549 14549 14549 14549 14549 14549 14549 14549 14300 10679 7772 5530 3703 22598 计算指标 资本金财务内部收益率 24.04%中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 94 页 共 96 页 表 14-6 借款259、还本付息计划表 单位：万元 序号 项 目 1 2 3 4 5 6 7 8 1 借款及还本付息 51379 4300431646 1967170471.1 期初借款余额 13712 18283 13712 1.2 当期借款 546 1859 3267 371931132291 14245101.3 当期应计利息 120941447114265 1404875571.4 当期还本付息 83751135811974 126257047 其中：还本 3719 3113 2291 1424 510 利息 14258 34400 51379 43004 31646 19671 7047 1.5 期末借款余260、额 2.083.304.16 5.749.57计算 指标 利息备付率 1.001.001.00 1.001.74 偿债备付率 51379 4300431646 196717047中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPEC 书面许可，不得以任何方式使用 第 95 页 共 96 页 表 14-7 财务计划现金流量表 单位:万元 序号 项 目 合计 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 1 经营活动净现金流量261、 252941 17688 15328 15122 14905 14677 14549 14549 14549 14549 14549 14549 14549 14549 14549 14300 10679 7772 5530 3703 2291 1.1 现金流入 16678402 773863 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 949525 935282 792853 626686 498500 394053 313343 1.1.1 营业收入 1463828262、8 679203 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 833378 820878 695871 550030 437524 345852 275015 1.1.2 增值税销项税额 2040113 94659 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 116147 114404 96982 76657 60977 48201 38328 1.263、1.3 补贴收入 1.1.4 其他流入 1.2 现金流出 16425461 756175 934197 934403 934619 934848 934975 934975 934975 934975 934975 934975 934975 934975 934975 920982 782174 618914 492970 390350 311052 1.2.1 经营成本 14310271 664173 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 814339 8021264、64 680407 538358 428777 339489 270494 1.2.2 增值税进项税额 1830517 84934 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 104214 102651 87019 68781 54712 43249 34391 1.2.3 营业税金及附加 27826 620 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 1432 14265、32 1432 1432 1.2.4 增值税 205034 5163 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11933 11754 9964 7876 6265 4952 3938 1.2.5 所得税 51812 1285 2279 2485 2702 2930 3058 3058 3058 3058 3058 3058 3058 3058 3058 2982 3353 2467 1784 1228 798 1.2.6 其他流出 2 投资活动净现金流量-86991-20634-27512-266、20634-14894-3315 2.1 现金流入 2.2 现金流出 86991 20634 27512 20634 14894 3315 2.2.1 建设投资 64219 19266 25688 19266 2.2.2 可抵扣增值税 4562 1369 1825 1369 2.2.3 维持运营投资 2.2.4 流动资金 18210 14894 3315 2.2.5 其他流出 3 筹资活动净现金流量-137213 20634 27512 20634-2793-12012-15122-14905-14677-14549-14549-14549-14549-12642-9113-9113-9113267、-9113-8908-9909-7519-5675-4172-3011 3.1 现金流入 86991 20634 27512 20634 14894 3315 3.1.1 项目资本金投入 23975 5554 7405 5554 4468 995 3.1.2 建设投资借款 45707 13712 18283 13712 3.1.3 其他长期借款 4562 1369 1825 1369 3.1.4 流动资金借款 12747 10426 2321 3.1.5 债券 3.1.6 短期借款 3.1.7 其他流入 3.2 现金流出 224204 17688 15328 15122 14905 14677268、 14549 14549 14549 14549 12642 9113 9113 9113 9113 8908 9909 7519 5675 4172 3011 3.2.1 各种利息支出 28371 4750 3970 3148 2281 1367 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 3.2.2 偿还长期借款本金 51379 8375 11358 11974 12625 7047 3.2.3 偿还其他长期借款本金 4562 4562 3.2.4 应付利润（股利分配）139892 6263 13692 13692269、 13692 13692 11785 8256 8256 8256 8256 8051 9052 6662 4818 3315 2154 3.2.5 其他流出 4 净现金流量 28737 1908 5437 5437 5437 5437 5393 770 253-145-469-720 5 累计盈余资金 240965 1908 7345 12782 18219 23655 29048 29818 30071 29926 29457 28737 中国石油化工股份有限公司天然气分公司 山东液化天然气（LNG）项目接收站工程轻烃回收装置 702081F0208B 版权归 LPEC 所有，未经 LPE270、C 书面许可，不得以任何方式使用 第 96 页 共 96 页 表 14-8 主要经济评价数据和指标汇总表（80 美元）序号 项 目 单位 指标备 注 1 总投资 万元 92663 1.1 含税建设投资 万元 68781 不含税建设投资 万元 64219 1.2 建设期借款利息 万元 5672 1.3 流动资金 万元 18210 2 项目含税报批投资 万元 79916 3 项目不含税报批投资 万元 75354 4 年均营业收入 万元 822266 5 年均总成本费用 万元 809642 6 年均增值税 万元 11469 7 年均营业税金及附加 万元 1376 8 年均利润总额 万元 11248 271、9 年均息税前利润（EBIT）万元 12854 10 年均所得税 万元 2812 11 年均所得税后利润 万元 8436 经济评价指标 1 所得税前财务内部收益率 17.41 2 所得税前财务现值(i=10%)万元 19186 3 所得税前投资回收期 年 7.86含建设期三年 4 所得税后财务内部收益率 14.62 5 所得税后财务现值(i=10%)万元 6673 6 所得税后投资回收期 年 8.64 含建设期三年 7 资本金财务内部收益率 24.04 8 总投资收益率（ROI）13.87 9 资本金净利率（ROE）35.19 10 利息备付率 4.01还款期平均 11 偿债备付率 1.09还款期平均 12 借款偿还期 年 7.53含建设期三年