1、 新能源有限公司60104Nm3/d天然气液化项目可行性研究报告2012年7月 成都60万天然气液化项目可行性研究报告目 录1.0 总论51.1 概述51.2 项目提出的背景和意义51.3 研究结论101.4 存在问题和建议111.5 主要技术经济指标112.0 产品市场分析与预测142.1 LNG市场分析142.2 产品运输173.0 产品方案及生产规模193.1 工艺方案设计基础193.2 产品方案和规模193.2 产品品种及规格194.0 技术方案214.1 技术比较214.2 工艺技术方案254.3 自控技术方案304.4 主要设备选择335.0 原料、辅料及动力供应425.1 原料、2、燃料消耗供应及资源425.2 公用工程条件消耗及供应435.3 催化剂和化学品消耗456.0 建厂条件和厂址方案466.1 建厂条件466.2 项目选址467.0 公用工程及辅助设施477.1 总图运输477.2 给排水497.3 供电及电信527.4 供热、供风、暖通空调587.5 分析化验607.6 维修及全厂性仓库617.7 土建628.0 循环经济建设方案和节能节水648.1 循环经济建设方案648.2 节能措施668.3 节水措施669.0 职业卫生安全679.1 职业危害因素及其影响679.2 职业危害因素的防范及治理699.3 职业安全卫生专项投资739.4 设计采用的标准7313、0.0 消防7410.1 主要消防措施和设施7410.2 消防设计依据7510.3 消防设计原则7610.4 火灾危险性分析7611.0 环境保护7711.1 编制依据7711.2 设计采用的环境保护标准7711.3 建设项目概况7711.4 主要污染源和污染物7811.5 设计中采取的综合利用与处理措施及预计效果7911.6 绿化设计8111.7 环境监测机构及设施8112.0 企业组织、劳动定员和人员培训8312.1 企业组织8312.2 生产班制及定员8312.3 人员培训8413.0 项目实施计划8513.1 建设周期的规划8513.2 实施进度规划8514.0 估算及资金筹措86144、.1 工程概况8614.2 编制方法8614.3 投资估算依据8614.4 项目投入总资金8714.5 资金筹措87791.0 总论1.1 概述1.1.1 项目名称和主办单位 项目名称：60104m3/d天然气液化项目 项目性质：新建 建设单位：新能源有限公司 企业性质：有限责任公司1.1.2 编制依据 与建设单位签订的可性行研究报告技术咨询合同。 建设单位提供的基础资料。1.1.3 编制原则 遵守国家的各项政策、法规和法令，符合国家的产业政策、投资方向及行业和地区规划，贯彻有关部门颁发的标准和规范。 严格按照合同规定的建设规模、内容要求进行编制。 采用可靠的工艺生产技术，确保操作运行稳定、能5、耗低、三废排放少、产品质量好。 重视环境保护、安全和工业卫生，三废治理、消防、安全、劳动保护措施必须与主体装置同时设计、同时建设、同时投运。工厂排放必须达到规定标准，并保证工厂安全运行和操作人员的健康不受损害。 充分依托化工园区和公司的现有建设条件。 在保证工艺生产安全、可靠的前提下，尽可能采用国产设备和材料。 以经济效益为中心，加强项目的市场调研，按照少投入、多产出、快速发展的原则和工厂设计模式改革的要求，尽可能节省项目建设投资。在稳妥可靠的前提下，实事求是地优化各项成本要素，最大限度地降低项目的目标成本，提高项目的经济效益，增强项目的竞争能力。1.2 项目提出的背景和意义1.2.1 项目背6、景天然气在投入生产和应用初期，就产生了液化天然气（LNG）和压缩天然气（CNG）两种形式。目前，全球共有12个国家（约68条生产线）生产LNG，生产能力达到13779万吨/年。LNG产品已被广泛用于发电、化工原料、新型汽车燃料、民用燃料等领域。在能源供需矛盾突出、国际油价长期居高不下，全球对更清洁能源天然气的需求增长强劲的今天，天然气作为清洁能源是21世纪消费量增长最快的能源，占一次性能源的比重将越来越大。2010年全球天然气消费量为3110亿立方英尺，天然气在一次性能源消费比例为25%，预计2050年将达到30%，届时天然气将取代石油或与石油持平成为第一能源。我国在天然气的利用方面远低于世界7、平均水平。全球天然气占总能源消费的比例为24%，而这一比重在我国只有3%，甚至低于印度的8%。未来几年内，我国天然气需求增长将快于煤炭和石油，天然气市场在全国范围内将得到发展。2010年，天然气在能源总需求构成中的比重约为6%，需求量将达到900亿立方米，预计2020年，需求量将达到2000亿立方米，占整个能源构成的10%。据此预测的天然气需求量与国内今后潜在的、可生产的天然气产量相比还有较大的缺口。因此，天然气行业具有广阔的发展空间。世界天然气剩余可采储量在19881998年十年间增长了1.3倍，年均增长2.7，约为同期石油储量增长的二倍。到2000年末，世界天然气探明可采储量已超过石油，油8、气比0.98，天然气显示出巨大的发展潜力。面对21世纪更为严格的环境要求，天然气作为清洁、高效能源将得到更快发展。截至2000年末，全世界天然气剩余探明储量150万亿m3，天然气产量2.422万亿m3，消费量2.405万亿m3，其中78在原产区消费，剩余22约5261亿m3在国际间进行贸易，其贸易量的74由长输管道运输；其余26约1370亿m3（合11000万吨）以液化天然气(LNG)方式经海上船运。陆上运输LNG主要用于天然气用户的调峰。目前全球新建天然气管道继续保持在每年约新增1.5万公里以上，2000年管输天然气贸易量增长了8；随着液化天然气技术的不断发展、完善，其生产能力大幅扩增，209、00年末全球已建成LNG生产线68多条，总能力达1.4亿吨/年，在建LNG生产线14条，2009年LNG总能力已达1.9亿吨以上。2008年海运LNG贸易量增长了10.3，LNG在天然气国际贸易量中已占到1/4以上，发展速度超过了管输天然气。我国改革开放以来，经济持续增长，人民生活不断改善，追求良好生存环境和可持续发展目标已成为全面建设小康社会发展战略的重要组成部分，而面对我国绝大部分城镇煤烟型污染严重的大气环境和我国政府向全世界作出的减排CO2温室气体的郑重承诺，大力开发利用天然气等高效洁净能源，加快调整、优化能源结构，切实改善生态环境和实现可持续发展目标，就成为我国跨入新世纪后最迫切要求解10、决的重大问题之一。面对上述我国天然气资源秉赋和经济发展对天然气的迫切需求，国家虽已采取“西气东输”、“海气上岸”、“北气南进”(进口俄罗斯管道气)和进口LNG等一系列战略措施，以加快我国天然气工业发展和促进我国能源结构调整，这对解决我国东部沿海经济发达地区的能源供需矛盾、环境压力和提高经济运行效率和经济社会效益将发挥举足轻重的作用，但随着西部大开发战略的全面实施和缩小东西部发展差距措施的积极推进，如何进一步推进我国天然气工业和西部地区优势资源更好组合和配套发展，以适应西部大开发加强基础设施建设和改善生态环境的基本要求；如何进一步支持西部地区优势资源的开发，加大新兴产业和新经济增长点的培植力度，11、以切实加快西部地区资源优势向经济优势的转化，这些已成为贯彻落实西部大开发战略急待解决的关键问题之一。1.2.2 项目意义1.2.2.1根据国内外有关能源研究机构的预测，到2013年，在世界一次能源结构中，石油所占的比重将下降到40以下，煤将降至22，天然气所占的消费比将占26。到2030年，天然气的生产量和消费量将均会超过石油，并有可能取代石油成为主要能源。可以说本世纪将是天然气的世纪。从LNG在国外的产业化实践看，LNG产品的优势主要体现在四个方面：第一，LNG用作汽车燃料，比CNG和液化石油气（LPG）性能更好；第二，用作城市燃气调峰，具有安全可靠、调控方便的优点；第三，用作燃料发电比烧煤12、发电具有利用效率高、社会经济效益显著的优势。从国家产业政策上看，我国政府已把天然气利用作为优化能源结构、改善大气环境的主要措施，鼓励发展液化天然气项目。我国LNG工业起步很晚，第一套装置是1999年，河南濮阳中原油田，在引进法国制冷技术的基础上，自行设计，以国产设备为主建成；并于2001年10月投入运行，其生产能力为15万立方米/日。2000年上海全套引进了法国的技术和设备，在浦东建成日处理为10万立方米的装置一套；但其主要功能是为了保证稳定地向上海市供气，作为调峰使用，未做商业运营。大规模、商业化发展LNG产业在我国仅宁夏广汇2004年建设的一套150万Nm3/D液化装置。1.2.2.2随着13、国民经济高速发展对清洁能源的需求和对环保的日益加强，我国对LNG需求越来越大。2010年已增长到457亿m3。同期国内生产量为120亿m3，缺口高达337亿m3。我国是一个幅员辽阔的国家，但是资源分布不均与经济发展的不平衡现象非常严重。西部资源丰富省份经济相对落后，能源消耗低；而东部经济发达地区却缺少能源。所以在我国如何合理的调配和运输能源显得尤为重要。为此我国政府制定了“西气东输”和“西电东送”的总体能源调配政策。作为国家大的产业政策的一个重要补充和服务部分的LNG工程具有非常广阔的市场前景。（1）城市气源（民用、工业）城市气源是我国“西气东输”工程的重要组成部分。考虑到部分与气源距离远、市14、场容量较小、采用管道输送不经济的中小城市，以及由于各种原因暂时无法使用管输气的城市，采用国际通常的发展模式：即推广和使用LNG，是解决其天然气气源问题的有效方法。这种模式在美国和日本等发达国家普遍采用。LNG小区气化的工艺技术和设备在世界上来说是成熟的，已有30年的历史，因而，在技术上是可行的。我国仍然有许多城市没有被覆盖在“西气东输”管道和“海气上岸”工程的范围内。为了解决这些城市的天然气使用问题，单独投资铺设管道就存在经济规模和成本回收的问题。使用和推广LNG产品无疑是最为合理和经济的解决方式，LNG的存在有利于天然气项目在上述地区的普及和推广。我国江西和福建闽东南地区以及广大的中小城镇和15、农村市场就是属于这种能源缺乏区，在这些地区，LNG项目有着广阔的市场空间。（2）大中型城市调峰及备用气源“西气东输”工程实现后管道沿线的城市，除每天的正常使用外仍然需要进行调峰。天然气的使用，一旦形成供需关系，对需方来讲不可一日无气，否则就会造成企业停产、居民停炊，北方城市冬季就有可能造成供热无法保障、设备冻坏等严重后果，损失将不可估量。加之无法预测的自然灾害影响，造成气源无法供给城市，带来无法挽回的损失。首先，使用管道天然气的城市中必然存在日调峰的需要，特别是城市居民用气高峰时如何使管道用气达到平衡。通常情况下，日调峰量约占日用气量的030以上。“西气东输”沿途经过兰州、西安、郑州、太原、南16、京、杭州等七个省会城市以及27座地级市。以兰州为例，在仅仅考虑居民用户的情况下，其日调峰量就达24万立方米。一般情况下，中型城市日调峰量在510万立方米，大型省会城市的日调峰量都在50万立方米以上，有些特大型城市可达100万立方米以上。其次，大型城市出于环保方面的考虑，冬季采暖大量使用天然气锅炉，从而导致冬、夏两季用气量产生较大的反差。解决城市季节性调峰靠自建LNG生产装置或建设CNG储罐都是不经济的，需要为沿线城市开辟较经济的第二气源用于调峰。目前绝大多数的城市调峰采用CNG方式，其主要缺点是要建设体积很大的高压储罐，在储存相同天然气的情况下，占地面积更大，投资更高。因此也有一些国家直接利用17、管道天然气液化后作为管网调峰使用。用CNG和LNG作为城市调峰使用，达到储存相同气量时，CNG比LNG的投资增加23倍，占地面积增大4倍，同时由于CNG是以高压压缩天然气为手段达到提高储存一定数量天然气的目地，设备的耐压性能要求较高，也带来了潜在的不安全性，进入管网前需要做减压处理。而LNG的储存是在常压低温条件下进行，对相关设备要求相对较低，当需要时再气化送入管网即可。无论从安全角度，还是从减少投资角度来看LNG作为调峰使用更为经济实用。另外，为了避免由于长输管线故障、检修时的停气影响。许多城市，特别是大型城市在天然气管网建设的同时必须考虑引入备用气源的问题，目前普遍采用的方法为建设调峰气源18、厂（以LPG为原料）而调峰气源厂建设投资大且设备利用率很低。如果采用LNG作为备用气源，可以发挥其日调峰、季节调峰、事故备用（甚至LNG汽车加气站）等多种功能的综合利用，且投资小、设备利用率高，有较好的应用前景。LNG作为城市调峰使用时也可有两种途径，一种是在城市天然气供气终端建设一套液化天然气的装置；以上海液化能力为10万立方米/日的调峰装置为例，其投资为5.7亿元。另一种方式为购买现成的LNG产品，只建LNG存罐和气化装置，与前一种方式相比节省投资60%。如果有二十余座城市采用这种方式调峰，仅一次性的投资减少四十余亿元。（3）LNG汽车随着天然气利用技术的日益成熟和环保标准对汽车排放控制越19、来越严，天然气汽车在国外已得到广泛的应用，以气代油已成为世界汽车工业发展的趋势。目前使用天然气作为燃料的汽车有三种，包括：（a）CNG（压缩天然气）汽车；（b）ANG（吸附天然气）汽车；（c）LNG（液化天然气）汽车其中最广泛使用的压缩天然气（CNG）技术是在高压（25MPa）下储存天然气；其缺点是一次充气行程短，还存在造价和安全性方面的问题。新兴的吸附天然气（ANG）技术是在中等压力（约3.5MPa）下吸附储存天然气，要进入实用化还有待于解决吸附热问题及开发更高效的吸附剂。而液化天然气（LNG）在储存容器的尺寸、重量和造价方面都比CNG技术更有优势。同样使用90升钢瓶，加注LNG一次充装量可20、供车辆行驶最大距离约为CNG（25MPa）汽车的23倍。另外由于LNG汽车加气站的建设不受管道敷设的限制，使得约束CNG汽车只能在城市内进行短途运营的因素不复存在。LNG可以使燃气车辆长距离运营成为现实，并大大降低车辆的运营成本。LNG在汽车使用市场尤其是营运车辆（公共汽车、出租车、大型运输车）方面与CNG相比，无论是成本、价格还是运行里程方面都具有无可比拟的优势。像乌鲁木齐这样一个中等规模的城市，公交、出租车辆等营运性车辆就达10000辆之多，全国市场的营运车辆的数字更为可观。如果其中有50万辆改装为LNG汽车，每日将需要气源2000万立方米，可见汽车使用液化天然气市场的容量是巨大的，而且效21、益十分明显。LNG在中国的发展，不亚于燃气领域的一场革命。中国的城市能源从煤炭煤制气LPG管道天然气LNG，走过了漫长过程，代表了中国能源的发展历程。中国也有望成为亚太地区新兴的LNG市场。2010年中国LNG进口已超过1200万吨，专家预计，2020年则将会成倍增长。巨大的需求蕴含着巨大的商机。国际天然气市场将逐渐转为卖方市场，供应趋紧。从目前来看，中国石油一期（2010年）LNG能力约1250万吨；中国石化一期能力600万至900万吨；中国海洋石油一期能力约1200万吨。换算下来，仅一期能力，中国石油相当于引进约167亿立方米天然气，中国石化约为80亿至120亿立方米，中国海洋石油约16022、亿立方米。因此随着能源价格不断上升和液化天然气转变，LNG产业化的趋势已锐不可当，有着非常大的发展空间。正是在这种大背景下，公司及时抓住了这一历史性机遇，适时地进行了产业结构调整，提出了发展液化天然气产业的大思路。1.2.2.3 随着西部大开发战略的全面推进，西部地区特别是宁夏地处边陲，地域辽阔，少数民族聚居，更需要加快发展以积聚实力，凝聚民心。充分合理利用天然气资源，发展天然气产业，不仅可适应疆内一些中小城镇对天然气的迫切需要，而且还可灵活机动的向偏僻的营地、独立的居民点、单独的工业用户和分散的汽车加气站等方便供气，同时还可提供调峰和事故等应急备用气源。这对推动疆内城镇加速气化，尽快改善脆弱23、的生态环境和较差的生存环境，逐步缩小东西部之间发展差距，进一步加强民族团结，巩固边防都有一定积极意义。1.3 研究结论（1）工艺技术成熟、可靠。本项目的液化技术拟采用国外的LNG液化、贮存和配送技术，该技术成熟、可靠、适用，且已经过规模化、长周期生产考验。因而本项目的技术不存在风险。（2）通过深入的市场分析和需求预测，确定的LNG目标市场定位明确，在目标市场内销售LNG有较强竞争力；为该项目的市场拓展积极作准备。利用自治区的天然气资源和价格优势。因此销售不存在问题。（3）本工程外部条件较好，主要原料和公用工程配套条件，公路、通讯联络便捷。工厂所在地地势平坦，施工条件好；可节省工程投资费用。（424、）本工程总投资30000万元，税前内部收益率16.06，年均利润总额3296万元，投资利税率10.68，税前投资回收期5.1年（含建设期）。经济分析表明，该投资社会效益较好，但在财务上有一定风险。1.4 存在问题和建议u 本项目主要原料来自于井口伴生气回收，且量较大，其收集过程能否保证需要进一步落实。由于井口伴生气气源组成及压力的不同，对保证项目达产有一定影响。建议业主落实井口伴生气气源收集等相关技术和情况。u 由于项目建设地在宁夏，主要市场在珠三角等沿海地区，如果项目达产生产，每天需要的运输交通公交校多，尽管本项目委托具有相关能力的一家或几家物流公司来完成产品的运输，但较大的运输和主要市场的25、距离产地距离较长，安全等因素需要考虑。建议业主在项目开建前期做好主要目标市场的选择。同时，根据目标市场考察、选择号适当的交通运输工具，为项目的建设投产和良好运行打好基础。1.5 主要技术经济指标本项目主要技术经济指标见下表1.5-1。表1.5-1 本项目主要技术经济指标表序号项目名称单位数量备注一天然气处理规模万Nm3/a20000二产品方案1液化天然气（LNG）万t/a14.63三年操作日天3338000小时四主要原材料，燃料用量1天然气万Nm3/a200002分子筛填装量m3/a223导热油m3/年254乙烯吨/年395丙烷吨/年266戊烷吨/年157一乙醇胺吨/年20含活化剂五公用动力消26、耗量1供水(新鲜水)万m3/a39.32供电万kwh7247.6六三废排放量1废水m3/h0.22废气t/h0.59七运输量104t/a14.661运入量104t/a0.0162运出量104t/a14.63八全厂定员人601生产工人人452管理人员人15九总占地面积m2150亩1建、构筑物占地面积m2675302道路及场地占地面积m2329703占地系数%54.24绿化占地面m243655绿化系数%2.86办公及服务设施占地面积m26010十工程项目总投资万元30000其中外汇万美元/1固定资产投资万元13500其中外汇万美元/(1) 建设投资万元16500其中外汇万美元/(2) 固定资产投资27、方向/调节税万元/(3) 建设期利息万元其中外汇：万美元/2流动资金万元其中外汇万美元/其中铺底流动资金万元十一报批项目总投资万元其中外汇万美元十二年销售收入万元十三成本和费用1年均总成本费用万元2年均经营成本万元十四年均利润总额万元十五年均销售税金万元十六财务评价指标1投资利润率2投资利税率3资本净利润率4投资回收期年5全员劳动生产率万元/人6全投资财务内部收益率(税前和税后)7全投资财务净现值万元13(税前和税后；需注明i值)138自有资金财务内部收益率139自有资金财务净现值万元(需注明i值)2.0 产品市场分析与预测2.1 LNG市场分析2.1.1 世界液化天然气供求状况目前世界LNG28、贸易分成两个界线分明的市场，一个是亚太地区，一个是大西洋盆地地区。在亚太地区日、韩是两大进口国，印尼、马来西亚是两大出口国。在大西洋盆地地区，法国、美国是两大进口国，尼日利亚、阿尔及利亚、特立尼达和多巴哥是主要出口国。截止1999年，世界LNG出口国有11个，天然气的液化能力为1490亿立方米/年。今后几年还将有新的LNG项目投入生产，现计划发展的LNG项目有：阿曼96亿立方米/年、印度尼西亚的邦坦第八套40亿立方米/年与纳土纳72亿立方米/年、澳大利亚戈根（Gorgon）125亿立方米/年、俄罗斯95亿立方米/年的萨哈林项目、加拿大50亿立方米/年的项目、也门76亿立方米/年等二十余个；设计29、能力超过了1455亿立方米/年，预计到2010年世界LNG的生产能力将在现有的基础上翻一番。过去十年LNG贸易量上升了近一倍。目前呈上升趋势。目前世界LNG年贸易量为1200亿立方米，预测到2010年将跃升至1630亿至1690亿立方米。2010年大西洋盆地LNG需求约为4968Mt/a，供应能力为90Mt/a。亚太地区LNG需求约为97.2133.4Mt/a，供应能力约为170Mt/a。今后亚洲市场将成为LNG需求中心。目前亚洲占世界LNG贸易量的77%，预计今后亚洲市场LNG需求仍持续增长。日本是LNG进口大国，2001年的需求量占世界需求量的52%，占亚洲需求量的70%左右。预计201030、年日本LNG进口量为7200万吨，韩国的进口量为2000万吨，台湾地区为1100万吨。印度和中国这两个亚洲大国是最有希望增长的潜在市场。目前世界LNG贸易由于区间贸易的差异及运输费用等不同形成了三种不同的价格。即亚洲、欧洲和美国三个特有进口价格的出现。亚洲市场（日本）LNG价格从1994年的3.2美元/Mbtu增长到2000年的4.7美元/Mbtu，目前雪佛龙承诺从2010年起的25年内将向日本中部电力每年提供150万吨来自澳大利亚高产气田的LNG，交易价格为7美元/百万英热单位。美国市场从1994年的2.2美元/Mbtu增长到2008年的5.0美元/Mbtu，欧洲市场从2.4美元/Mbtu增31、长到2007年的5.1美元/Mbtu。目前LNG的价格呈上扬趋势。2.1.2 世界液化天然气价格预测但是多年来LNG工业一直致力于降低成本，以使其更具竞争力。通过采用更为先进的技术，合理的项目管理降低投资成本。有望使LNG的总成本降低15%20%。2009年8月19日中石油和埃克森美孚签订了一个合同，每年从澳大利亚购买225万吨天然气，为期20年，交易价值412.9亿美元。这个合同是一个风向标，未来几年国外的LNG到中国港口的价格6300元/吨。这个价格相当于918美元/吨，与这个价格比， 公司的LNG产品每吨还有2000多元的上涨空间。2.1.3 国内液化天然气供求状况着国民经济的快速发展，32、我国对能源的需求越来越大，南方沿海地区原有的能源消费结构以煤为主，而又远离生产基地，因此迫切要求使用清洁、高效的能源，以改善环境，缓解运输压力。LNG作为一种清洁、高效、廉价的能源，成为我国本世纪重点开发利用的目标。而我国天然气工业发展滞后，目前，我国天然气在一次能源结构中仅占2.1%，远低于23.5%的世界水平和8.8%的亚洲平均水平。据分析，未来几年内，我国天然气需求增长将快于煤炭和石油，天然气市场在全国范围内将得到发育。天然气工业被列为“十五”期间国民经济鼓励发展的重要产业，并制定了遵循多种能源、多种途径、因地制宜、合理利用的能源发展方针，实施了“西气东输”、“海气上岸”等的天然气开发利33、用总体部署。2010 年中国能源消费目标结构：天然气消费占5.6%，煤炭消费占60.8%，油品消费占25.2%，其它占8.4%。预计2010年，中国天然气需求量为1600亿立方米左右，2020年，需求量将达到2600亿立方米。据此预测的天然气需求量与中国今后潜在的、可生产的天然气产量相比还有巨大的缺口。资料来源：产业预测、阿瑟德里特公司（ADL）等近年来中国能源工业发展很快。目前，中国能源生产总量仅次于美国和俄罗斯，名列世界第三；能源消费总量仅次于美国，名列世界第二。我国能源结构比例长期以来以煤为主，但已经呈现出逐年下降的趋势，与此同时，石油、天然气、电力逐年上升，呈现健康发展的势头。天然气工34、业被列为“十五”期间国民经济鼓励发展的重要产业。表2.2-1为中国能源消费结构变化趋势预测（据：国家发展计划委员会能源研究所相关数据）。表2.2-1 中国能源消费结构变化趋势预测年份消费结构%煤炭石油天然气一次电力2000（实际）67.0023.602.106.902005（实际）63.6024.004.607.402010（实际）60.8025.205.608.00201556.6026.508.208.30202053.6027.009.809.20据此预测，我国的天然气需求量和目前能源结构下生产及输送的能力相比存在着极大的差距。我国需要开展多种形式的供应手段和保障体系以适应不断增长的能源35、需求。发展大规模、商业化的液化天然气产业有利于能源供应方式的多元化。公司液化天然气项目生产的液化天然气可通过火车、汽车运输到需要能源的边远城市和乡村，是对“西气东输”工程的一个重要的有益的补充和服务，大大提高天然气的利用程度，从更广泛的领域加快我国能源结构的优化和调整；对我国中小城市的能源结构、环境改善、产业优化以及人民生活水平的提高具有深远而重大的现实意义。随着国民经济高速发展对清洁能源的需求和对环保的日益加强，我国对液化天然气需求越来越大。2.1.4 国内液化天然气价格预测LNG产品与其它能源产品（CNG、LPG、汽油、电等）相比，最具挑战的是在经济上能否与干净、方便的电竞争，同时作为工业36、燃料能否替代轻油、重油、LPG等。LNG与其它能源的市场承受能力比较见下表：表2.2-2 LNG与其他能源市场承受力比较表 (单位：立方米)名称LNG人工煤气LPG电轻油煤3-3.8元/立方米1.0-1.2元/立方米4.5-5.0元/公斤0.5-0.6元/度3200-3400元/吨350元/吨单位热值售价元/4.18MJ0.3-0.380.34-0.410.40-0.460.58-0.700.35-0.370.06替代能力较强强较强可替代弱（注：比较内容为单位热值的价格比较，人工煤气未计财政补贴。）从表中分析可见：LNG到用户的销售价如保持在33.8元/立方米，与除煤炭外的其他燃料相比，有较强37、的市场承受能力和可替代性。而煤由于其污染性高等原因，在我国能源产业政策中占一次性能源的比重逐年递减。这将会为LNG市场的发展提供更大的契机。2.2 产品运输液化天然气工业链是非常庞大的，它主要包括：天然气液化、储存、运输、接收终端和气化站等，其主要环节包括：生产环节、储存环节、运输环节和应用环节。为了充分地满足下游用户的需求，必须使上述的每个环节环环相扣，并且采取联动的方式进行，才能实现各环节的正常运行。由于提取轻烃、液化天然气属于高科技、高投入的项目，采取各环节的合理分工、专业化经营，有利于提高管理水平、降低整体运行成本，获取更大的经济效益和社会效益。上游公司全力做好液化厂的生产经营，不断提38、高液化厂的生产管理、运营水平，降低液化生产总成本，提高工厂效益；中游运输环节努力做好运输管理工作，确实保障运输供气能力，为获得效益创造条件，并为产生良好效益打好基础；下游燃气公司尽力开拓液态天然市场，不断改进服务功能，确保供气安全，获取稳定的收益。液化气的运输可分为管道运输、船舶运输及低温液体运输车（槽车）运输。船舶运输方式一般用于液化气的国际贸易。液化气管道输送其管材必须采用价格昂贵的镍钢，还需性能良好的低温隔热材料；为实现低温液体单相流动，防治液体气化，还需在管道上增建中间冷却站，因此液化气管道运输的初期投资大，管道输气的投资较大，适用于稳定气源与稳定用户间长期供气，而以液化气地面机动运输39、代替地下远距离管道输送，可以节省风险性管线建设，有效利用距离较远的天然气资源。槽车运输有两种方式：公路槽车运输和铁路槽车运输。有研究表明1000km以内距离以公路槽车运输为宜，1000 km以上距离以铁路运输较经济。液化气输送成本仅为管道输送的1/61/7，并可减少由于气源不足铺设管道而造成的风险，且液化前的净化处理使其成为洁净燃料。以LNG40英尺标准罐式集装箱，用火车和汽车联运，不仅具有装卸方便、灵活、可运、可储存的优点，而且可以方便地实现公、铁联运，即使万一出现事故，集装箱体对罐体具有一定的保护作用，降低运输安全风险。可见，该项目的液化天然气产品宜采用公路槽车运输或船运。一支庞大的运输车40、队，从专业管理的角度分析，车队越庞大，管理的幅度和力度都会影响到实际的执行力。建议公司将运输全部外协给第三方物流公司，带动地方经济发展，公司只负责基地的液化装置的运行。目前，影响较大的LNG物流企业有武汉绿能、新疆广汇、福建中闽物流、九安喜顺物流有限公司等企业，各地的小型物流企业和个人车主竞争力相对来说较弱。液化气物流市场竞争格局与液化气业务发展直接相关，与液化气处理项目配套的物流公司将会是地方液化气物流市场的主导企业，其可以将小型企业及挂靠企业拥有的液化气运输车通过业务外包方式统一纳入管理体系。预计20112015年，我国液化气公路运输物流市场发展将会加快，液化气大型物流企业在2015年前后41、将会达到20多家，市场总体规模达到40亿元。表2.4-1 我国液化气物流发展预测年份大型物流公司（家）液化气运输车保有量（台）物流市场规模（亿元）20114110012.520126150018.4201310200025.3201414240032.42015203000403.0 产品方案及生产规模3.1 工艺方案设计基础本装置的原料气为天然气本装置年开工天数为333天。原料气进厂条件温度：40压力：5MPaG流量: 2.0108 Nm3/a3.2 产品方案和规模3.2.1 产品方案的选择产品方案的选择应遵循下列原则：项目产品的选择，必须坚持以市场需求为导向，特别是要选取那些市场相对短缺或42、市场容量较大的产品；项目的产品品种、生产规模以及工艺技术应符合国家和地区的发展规划，应符合国家和地方的产业政策，特别是要符合“节能、减排”的要求；项目的产品品种及其工艺技术应能充分发挥地方的资源优势，适应现有建设条件，并有利于项目间相互衔接，形成综合利用资源，消除或减少“三废”排放的合理产业链。根据吴忠县现有的实际情况，本项目实现从天然气到聚丙烯、回收轻烃及焊割气的完整产业链，节约天然气的长途运输成本，形成一套比较完善的聚丙烯产业链。3.2.2 本项目的建设规模本项目的生产规模如下：液化天然气：14.63万吨/年3.2 产品品种及规格3.2.1产品品种本项目产品为液化天然气。3.2.2 产品产43、量及规格在3.1的设计基础之上，本装置的产品产量及规格见下表。项目理论计算数据备注液化天然气产量标准气体状态 104Nm3/d58.43液体状态 m3/d695组分变化将导致液体体积和质量的变化质量 t/d986贮存压力MPa.G0.01贮存温度-162液化天然气产量是指液化冷箱出口的质量流量计的测量累计值4.0 技术方案4.1 技术比较天然气液化工厂的工艺过程基本包括预处理（净化）、液化、储存、装车及辅助系统等，主要工艺流程包括天然气净化、液化和分离工艺。4.1.1天然气净化工艺选择作为原料气的天然气，在进行液化前必须对其进行彻底净化。即除去原料气中的酸性气体、水分和杂质，如H2S、CO2、44、H2O、Hg和芳香烃等，以免它们在低温下冻结而堵塞、腐蚀设备和管道。表4.1-1列出了LNG工厂原料气预处理标准和杂质的最大含量。表4.1-1LNG原料气最大允许杂质含量杂质含量极限依据H2O1ppmVA（在不限制产量条件下，允许超过溶解极限）CO250100ppmVB（极限溶解度）H2S3.5mg/Nm3(4ppmV)C（产品技术要求）总含硫量1050mg/Nm3CHg0.01g/Nm3A芳香烃类10ppmVA或B环烷烃总量10ppmVA或B从原料气数据来看，原料气中水、CO2、Hg和芳香烃的含量均超标，必须进行净化。A）脱CO2工艺选择天然气中含有的H2S和CO2统称为酸性气体，它们的存在45、会造成金属腐蚀并污染环境。此外，CO2含量过高，会降低天然气的热值。因此，必须严格控制天然气中酸性组分的含量，以达到工艺和产品质量的要求。用于天然气脱除酸气的方法有溶剂吸收法、物理吸收法、氧化还原法和分子筛吸附法。目前普遍公认和广泛应用的溶剂吸收法。它是以可逆的化学反应为基础，以碱性溶剂为吸收剂的脱硫方法，溶剂与原料气中的酸组分（主要是CO2）反应而生成化合物；吸收了酸气的富液在升高温度、降低压力的条件下又能分解而放出酸气，从而实现溶剂的再生利用。溶剂吸收法所用溶剂一般为烷醇胺类，主要有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。本方案从适用性和46、经济性的角度考虑，选择甲基二乙醇胺（MDEA）作为脱除酸性气体的溶剂。MDEA（N-Methyldiethanolamine）即N-甲基二乙醇胺，分子式为CH3-N(CH2CH2OH)2，分子量119.2，沸点246248，闪点260，凝固点-21，汽化潜热519.16kJ/kg，能与水和醇混溶，微溶于醚。在一定条件下，对二氧化碳等酸性气体有很强的吸收能力，而且反应热小，解吸温度低，化学性质稳定，无毒而不降解。纯MDEA溶液与CO2不发生反应，但其水溶液与CO2可按下式反应：CO2 + H2O = H+ + HCO3-(1)H+ + R2NCH3 = R2NCH3H+(2)式（1）受液膜控制，47、反应速率极慢，式（2）则为瞬间可逆反应，因此式（1）为MDEA吸收CO2的控制步骤，为加快吸收速率，在MDEA溶液中加入活化剂(R2/NH)后，反应按下式进行：R2/NH + CO2 = R2/NCOOH(3)R2/NCOOH + R2NCH3 + H2O =R2/NH + R2CH3NH+HCO3-(4)(3)+(4)：R2NCH3+ CO2 + H2O = R2CH3NH+HCO3-(5)由式（3）（5）可知，活化剂吸收了CO2，向液相传递CO2，大大加快了反应速度。MDEA分子含有一个叔胺基团，吸收CO2后生成碳酸氢盐，加热再生时远比伯仲胺生成的氨基甲酸盐所需的热量低得多。从能耗、处理规48、模和投资运行成本等角度，MDEA胺液法是最合适的工艺，因此本方案选择MDEA胺液法脱酸气。B）脱水工艺选择天然气中水分的存在往往会造成严重的后果：水分与天然气在一定条件下形成水合物阻塞管路，影响冷却液化过程；另外由于水分的存在也会造成不必要的动力消耗；由于天然气液化温度低，水的存在还会导致设备冻堵，故必须脱水。天然气脱水工艺方法一般包括：低温脱水、固体干燥剂吸附和溶剂吸收三大类。冷冻分离主要用于避免天然气在温度低时出现水化物，然而它所允许达到的低温是有限的，不能满足天然气液化的要求；溶剂吸收通常包括浓酸（一般是浓磷酸等有机酸）、甘醇（常用的是三甘醇）等，但这些方法脱水深度较低，不能用于深冷装置49、；固体干燥剂脱水法常见的是硅胶法、分子筛法或这两种方法的混合使用。天然气液化脱水必须采取固体吸附法，由于分子筛具有吸附选择能力强、低水汽分压下的高吸附特性，以及同时可以进一步脱除残余酸性气体等优点，因此本方案采用4A分子筛作为脱水吸附剂。C）脱汞工艺选择目前，脱汞工艺主要有两种：即美国UOP公司的HgSIV分子筛吸附法和采用浸硫活性炭使汞与硫产生化学反应生成硫化汞并吸附在活性炭上。前者成本高，适用于汞含量高的场合；后者运行成本低，适用于汞含量低的场合。一方面，HgSIV分子筛运行成本很高；另一方面，本装置的原料气中汞含量比较低。因此， 采用浸硫活性炭脱汞，此种工艺本公司已有有成功的使用经验。450、.1.2天然气液化工艺选择迄今为止，在天然气液化领域中成熟的液化工艺主要有以下三种：阶式制冷循环工艺、混合制冷循环工艺和膨胀机制冷循环工艺。A）阶式制冷循环工艺阶式制冷循环是用丙烷（或丙烯）、乙烷（或乙烯）、甲烷（或氮气）等制冷剂（蒸发温度分别为-38、-85、-160）进行的三级冷冻，使天然气在多个温度等级的制冷剂中与相应的制冷剂换热，从而使其冷却和液化。经典的阶式制冷循环的优点是采用了3种制冷剂、9个制冷温度梯度（丙烷、乙烷、甲烷各3个温度等级），使各级制冷温度与原料气的冷却曲线接近，减少了熵值，比能量消耗接近于理论的热力学效率的上限。而且该工艺操作灵活，开停车快捷，易于初期开车投产。但是51、阶式制冷也存在一些缺点，需要三个大型循环压缩机，以及相当数量的冷换设备；流程长、设备多、控制复杂等。B）混合制冷循环工艺混合制冷剂制冷循环是采用N2和C1C5烃类混合物作为循环制冷剂的工艺。该工艺的特点是在制冷循环中采用混合制冷剂，只需要一台压缩机，简化了流程，降低了造价。但是从理论上讲，混合冷剂的组成比例应按照天然气原料的组成、压力、工艺流程而异，因此对冷剂的配比和原料气的气质要求更为严格，一旦确定是不容易改变的。即使能做到这一点，要使整个液化过程（从常温到-162）所需的冷量与冷剂所提供的冷量完全匹配是比较困难的，充其量只能局部或一部分做到贴近冷却曲线。因此混合制冷剂循环流程的效率要比九个52、温度梯度水平的阶式循环流程低。既然调节混合冷剂的组成比例使整个液化过程按冷却曲线提供所需的冷量是困难的，那么合乎逻辑的推论是采用折中的办法，分段来实现供给所需的冷量，以期液化过程的熵增降至最小。因而，在混合冷剂循环的基础上，发展成有丙烷预冷的MRC工艺，简称C3/MRC工艺，它的效率接近阶式循环。此法的原理是分两段供给冷量：高温段用丙烷压缩制冷，按3个温度水平预冷原料天然气到-40；低温段的换热采用两种方式高压的混合冷剂与较高温度的原料气换热，低压的混合冷剂与较低温度的原料气换热。充分体现了热力学上的特性，从而使效率得以最大限度的提高。C）膨胀制冷循环工艺膨胀机制冷循环是指利用高压制冷剂通过透53、平膨胀机绝热膨胀的克劳德循环制冷来实现天然气的液化。气体在膨胀机中膨胀降温的同时，能输出功，可用于驱动流程中的压缩机。根据制冷剂的不同，膨胀机制冷循环可分为：氮膨胀机制冷循环、氮-甲烷膨胀机制冷循环、天然气膨胀制冷循环。与阶式制冷循环和混合冷剂制冷循环工艺相比，氮气膨胀循环流程非常简单、紧凑，造价略低。起动快，热态起动24小时即可获得满负荷产品，运行灵活，适应性强，易于操作和控制，安全性好，放空不会引起火灾或爆炸危险。制冷剂采用单组分气体，因而消除了像混合冷剂制冷循环工艺那样的分离和存储制冷剂的麻烦，也避免了由此带来的安全问题，使液化冷箱的更简化和紧凑。但能耗要比混合冷剂液化流程高40%左右。54、在天然气液化系统中，经过预处理装置脱酸气、脱水后的天然气，经预冷器冷却后，在气液分离器中分离重烃，气相部分进入液化器进行液化，在过冷器中进行过冷，节流降压后进入LNG贮槽。在N2制冷系统中，制冷剂N2经循环压缩机和增压机（制动压缩机）压缩到工作压力，经水冷却器冷却后，进入预冷器被冷却到膨胀机的入口温度。一部分制冷剂进入膨胀机膨胀到循环压缩机的入口压力，与返流制冷剂混合后，作为液化器的冷源，回收的膨胀功用于驱动增压机；另外一部分制冷剂经液化器和过冷器冷凝和过冷后，经节流阀节流降温后返流，为过冷器提供冷量。D）三种工艺的技术经济比较将阶式制冷循环的能耗设定为1，各种制冷循环比较见表4.1-2所列，55、各种制冷循环的特性比较见表4.1-3。表4.1-2各种制冷循环效率比较制冷工艺与阶式制冷的相对能耗阶式制冷循环1.00混合冷剂制冷循环1.05R22预冷N2-CH4膨胀制冷循环1.35表4.1-3各种制冷循环特性比较指标阶式制冷混合冷剂膨胀制冷效率高中低复杂程度高中低换热器类型板翅式板翅式或绕管式板翅式换热器面积小大小适应性高中综合权衡投资、能耗以及运行维护等因素，本装置的液化工艺选用混合冷剂制冷工艺。4.2 工艺技术方案天然气首先做预处理（包括脱酸、脱水、脱苯和脱汞），然后采用MRC工艺去液化。下图为装置的总体系统框图点画线内为主工艺单元，LNG生产主要在工艺单元内完成。点画线之外为公用工程56、系统，为工艺单元提供电力、热源和冷却。所有单元设备通过仪表控制系统（过程控制和安全控制）连接为有机整体，完成对装置各测控点的测量、控制。4.2.1天然气制液态天然气（LNG）u 原料天然气过滤与调压单元原料天然气从界区来，首先进入过滤分离器，过滤掉可能存在的机械杂质、灰尘，并分离出其中的液体（主要为游离水和液态烃），为后续系统提供洁净的天然气。洁净的原料天然气进入调压器，将压力调整并稳定至4.0MPa.G，然后经计量后进入后续单元。原料气进装置设置有事故联锁切断阀，在事故发生后将切断进入装置的原料气源，同时通过旁路放空原料气，保证装置、人员及上游设施的安全。u 原料天然气脱酸性气单元从原料天然57、气过滤与压缩单元来的天然气从吸收塔下部进入，自下而上通过吸收塔；再生后的MDEA溶液（贫液）从吸收塔上部进入，自上而下通过吸收塔，逆向流动的MDEA溶液和天然气在吸收塔内充分接触，气体中的H2S和CO2被吸收而进入液相，未被吸收的组份从吸收塔顶部引出，进入脱碳气冷却器和分离器。出脱碳气分离器的气体进入原料气干燥单元，冷凝液去MDEA地下槽。处理后的天然中CO2含量小于50ppmV，H2S含量小于4ppmV。吸收了H2S和CO2的MDEA溶液称富液，至闪蒸塔，降压闪蒸出的天然体送往界外燃料系统。闪蒸后的富液与再生塔底部流出的溶液（贫液）换热后，升温到98去再生塔上部，在再生塔进行汽提再生，直至贫58、液的贫液度达到指标。出再生塔的贫液经过溶液换热器、贫液泵进入贫液冷却器，贫液被冷却到40，从吸收塔上部进入。再生塔顶部出口气体经酸气冷却器，进入酸气分离器，出酸气分离器的气体送往安全泄压系统，冷凝液去MDEA地下槽。再生塔再沸器的热源由来自供热系统的导热油提供，导热油在供热系统内部循环使用。u 原料气脱水脱苯单元该单元设三台脱水分子筛吸附器，实行切换操作，其中一台吸附、一台冷却、一台加温再生。从原料气压缩单元来的原料气进入吸附器顶部，通过分子筛吸附脱除水分后，从吸附器底部出来，脱水后天然气中含水量小于1ppmV。脱水吸附剂用冷箱返流和贮槽的BOG气体（主要是甲烷和氮气）复热后作为冷吹和再生介质59、，再生气出吸附塔后通过冷却、分离后排至燃料气单元，为导热油炉等提供燃料再生气首先从下而上通过冷却状态的吸附器，之后再生气通过电加热器加热至再生温度260280，然后从吸附器底部进入，将吸附剂吸附的水和重烃解吸。再生气从干燥器顶部出来，经再生冷却器冷却后进入再生气分离器，分离其中的液体后排至燃料气单元。原料气脱重烃单元设两台吸附器切换操作，其中一台吸附、一台再生。从原料气压缩单元来的原料气进入吸附器顶部，通过吸附剂吸附脱除重烃后，从吸附器底部出来，重烃含量小于20ppmV，之后进入净化气提纯液化单元。原料气脱重烃单元用冷箱出来的返流气【主要为甲烷和氮气】作为再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分60、离后作为燃料气。低压原料气首先从下而上通过冷却状态的吸附器，之后再生气通过电加热器加热至再生温度260280，然后从吸附器底部进入，将吸附剂吸附的重烃解吸。再生气从干燥器顶部出来，经再生冷却器冷却后进入再生气分离器，分离其中的液体后进入燃料气单元。u 原料气脱汞与脱粉尘单元从原料气干燥与脱重烃单元来的天然气进入浸硫活性炭吸附器，汞与浸硫活性炭上的硫产生化学反应生成硫化汞，吸附在活性炭上，从而达到脱除汞之目的。从脱汞器出来的天然气的汞含量小于0.01g/Nm3。脱汞器设置两台，用一备一，浸硫活性炭每年更换。过滤单元设两台过滤器，根据阻力数据切换使用，达到过滤分子筛与活性炭粉尘之目的。u 液化单元61、在进入液化单元之前，气体必须进行分析，以保证H2S与CO2含量、水含量以及汞含量达到进入提纯液化单元的要求。净化后的管道天然气进入液化冷箱，在液化换热器中被MR混合冷剂冷却到一定温度后，经节流阀降压；净化并回收轻烃后的井口天然气，同样进入液化冷箱的换热器，被MR混合冷剂冷却到一定温度后，经节流阀节流后，与冷却节流后的管道天然气汇合，进入氮气过冷器，被继续冷却到-162，进入LNG分离器分离可能存在的气相后作为LNG产品送入LNG贮槽储存。u MRC制冷单元本天然气液化工程采用混合制冷剂循环制冷+氮气膨胀，混合制冷剂由氮气、甲烷、乙烯等组成。混合冷剂由循环压缩机组压缩，通过水冷却，分离其中的液相62、和气相，分别进入液化冷箱，在液化换热器中冷却、冷凝并过冷到一定温度后节流降压到一定压力后合并，返流进入液化换热器复热。出冷箱后的混合制冷剂返回到循环压缩机的入口，循环压缩制冷。冷剂贮存和补充主要由于气体密封造成循环气的损失，需设置冷剂补充系统。冷剂各组分的补充量按各组分的读数、冷区的各温度情况进行调整，并通过流量计连续补充注入。丙烷从汽车槽车或集装箱罐在冷剂接收罐区卸料，贮存于丙烷贮罐，用泵送至液态丙烷干燥器，除去水分，为保证环境低温时仍有足够的压力，该容器需伴热。戊烷从汽车槽车或集装箱罐在冷剂接收罐区卸料，贮存于戊烷贮罐，用N2气压送至液态戊烷干燥器，除去水分，为保证环境低温时仍有足够的压力63、，该容器需用氮气进行加压。u 贮存单元和装车单元液化单元生产的LNG（液化天然气）经管线送入LNG贮罐。进料可以注入贮罐上部，也可以注入贮罐下部，上或下进料由操作员根据贮罐内的液体密度、温度条件而定。贮罐设置了液位、压力和温度测量仪表。贮罐的保护系统经安全控制系统与DCS相接。贮罐发生高液位或高压力时，贮罐的进料阀会自动关闭。LNG贮罐的不同液位高度，都布置了温度计，并配置了密度计来监测，防止液体在贮罐内可能发生的“翻滚”（Rollover）危害。贮罐配有泄放去火炬的压力控制阀和排放去大气的安全阀。为防止贮罐负压，还设置了真空阀。液化单元生产时，每小时约41m3的LNG连续进入贮罐。贮罐外安装64、了LNG装车泵，每台贮槽一台泵，用于泵送灌装装车。u BOG回收单元由于LNG贮存温度为-162，不可避免外界热量通过贮槽的绝热层传入，因此贮槽存在一定量的液体将会被气化，成为BOG。在LNG装车过程中，由于车辆的温度较高，加之管路损失，也会产生一定量的BOG。这些低温BOG经空温式加热器加热到常温后，用BOG压缩机将其压缩到0.2MPa.G，进入燃料气系统，作为燃料气供热油系统使用。4.3 自控技术方案4.3.1 控制方式本装置自动控制，是建立在集散型控制系统（DCS）、紧急切断系统（ESD）、可燃性气体检测报警系统（GAS）、各个独立配套机组的PLC以及采用HART通讯协议的现场仪表的基础65、上，组成了一个集成化的高品质的安全控制系统，从而达到天然气液化工厂生产所要求的测量、控制、监督报警、联琐、紧急切断等功能，保证生产操作高效及安全运转。该系统内的各个系统相对独立又相互关联，确保各个系统主要功能的实现及相关数据流的畅通。各系统所采用的软硬件均系当今著名品牌，采用的技术也是当今先进的技术，如ESD系统采用（QMR）技术，DCS的控制器采用现场总线技术等都一一展现了当代先进控制技术在本装置的应用。现场仪表全部采用了HART通讯协议的电子式仪表，使DCS 系统的操作应用功能进一步扩大，加强了对仪表质量的监测，提高了系统的安全性和可操作性。4.3.2 检测和控制方案本装置检测和控制方案中66、，除了常规仪表和单回路、串级回路外，尚有以下特殊仪表及控制回路。冷罐液位测量控制：为了对特大型冷罐低温液位测量、控制采用了SMART储罐伺服液位计，该仪表可对冷罐液位精确测量2mm外，还可对罐内介质密度、平均温度进行测量，并采用了4-20mA输出或用HART总线与DCS进行通讯。分析测量：本装置采用了大量分析仪表，对工艺过程质量进行全面监测。分析仪表有：工业气相色谱仪、水份仪、密度计、浊度计、热值仪、红外分析仪、总硫分析仪、氧分析仪、pH和电导仪。称量控制：采用质量流量计、预设控制器、控制阀与DCS一同组成对槽车罐装的精确定量控制。防喘振控制：对循环气压缩机级，都采用了防喘振措施。它们根据所控67、段的入口压力及出口段的温度、压力、流量控制相应的旁路流量以达到对压缩机的保护和安全运转。程序控制：A-251A/B分子筛干燥器的吸附、再生过程由DCS实现程序控制。紧急切断（停车）系统（ESD）：根据安全等级划分（SLA1001），本装置将有17个安全回路（SILI 13个，SIL 3个，NE 1个）进入EDS系统。它们主要分布在液化和热油两个区内，它们的设定值均为HH或LL，在参数进入HH或LL极限，将引发安全停车或切断动作。该系统将采用四冗余（QMR）技术。安全联锁系统：凡未列入SIL安全等级的安全联锁回路，将进入DCS系统实现联锁报警，该部分的联锁动作仅为小范围或非主要设备的切断、停车动68、作。4.3.3 控制室工厂控制室将设在中央控制区内，中央控制区位置在生产区上风向，将包括控制室、机柜间、DCS维修间、操作值班室、UPS间、空调机房、休息室和洗手间等。采用的DCS是一个功能完善的系统，具有过程控制（连续控制和离散控制）、操作、显示记录、报警、逻辑运算、制表打印、信息管理、与上位机通讯、系统组态以及自诊断等基本功能。采用的DCS是一个开放的系统，其通讯层次结构符合OSI参考模型，其通讯控制符合TCP/IP协议和IEEE802协议族的有关协议，并采用WINDOWS NT操作系统。控制室内设置4台操作员站、工程师站1台，二台打印机。工程师站置于软件室，DCS机柜置于机柜室。4.3.69、4可燃气体和有毒气体检测仪的设置按照Linde和TGE要求以及“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），本装置设置了独立的可燃气体检测系统，在控制室设立专门的可燃气体检测报警系统，在DCS显示、报警。由于本装置工艺生产中有毒气体泄漏量较低、测量困难，所以不再设置有毒气体检测装置。4.3.5仪表的保护措施根据工厂防爆等级划分dCT3的要求，电子仪表将采用本质安全仪表。相关仪表的保护的等级应按IP54以上考虑。压力变送器考虑过量程及真空保护，而压力表将考虑在背部设置爆破片。现场仪表如变送器、开关将采用保护箱或保温箱。按照测量环境和防冻要求将对有关仪表采用伴热或绝70、热措施。控制阀噪声正常时不超过85dBA，非正常状况不超过100dBA。4.3.6仪表电源规格和容量24VDC 220VACUPS 30kVA（仪表30min备用）4.3.7仪表和控制系统的选用原则分散型控制系统（DCS）：通过ISO9001质量体系认证可用于本安仪表具备与各种系统通讯的能力紧急停车系统（ESD）符合EN61000、IEC61131-3、IEC61158、IEC61508、IEC61511 、J-S-412.1001标准通过ISO9001质量体系认证可用于本安仪表可与选用的DCS通讯具备QMR冗余技术仪表变送器选用SMART型，可进行HART通讯，其精度高于（等于）0.2%，保71、护等级高于IP54流量计以节流装置和差压变送器为主，有计量要求的采用质量流量计，就地流量计采用金属转子流量计。压力仪表以压力、差压变送器为主，就地仪表采用压力表，差压表或电接点压力表液位仪表采用浮筒液位计、超声波液位计、差压变送器及液位开关。大型贮罐液位采用伺服式贮罐液位计，就地仪表采用磁性液位计温度仪表采用铂电阻（RTD）、热电偶（K型）及温度变送器，就地仪表采用双金属温度计或电接点双金属温度计控制阀采用气动执行机构的偏心旋转阀、蝶阀、笼式阀、球阀等，相应的电/气阀门定位器及阀位开关均应具备HART 通讯功能分析仪表应按具体工艺要求选取相应的在线分析仪表及取样系统。4.4 主要设备选择本节所72、述的工艺设备基本技术参数以最终设计为准。4.4.1非标设备非标设备是工艺装置中未定型的的压力容器或常压容器等设备，比如吸附器、分离器等。1设计制造标准工艺装置的设备设计、制作、检验和验收采用如下标准：TSG R00042009固定式压力容器安全技术监察规程GB150-1998钢制压力容器GB151-1999管壳式换热器JB/T4710-2005钢制塔式容器JB/T4731-2005钢制卧式容器NB/T47003.1-2009钢制焊接常压容器JB/T7261-1994铝制板翅式换热器技术条件GB50183-2004石油天然气工程设计防火规范GB713-2008锅炉和压力容器用钢板GB/T423773、-2007不锈钢热轧钢板和钢带GB/T8163-2008输送流体用无缝钢管GB/T149762002流体输送用不锈钢无缝钢管JB4708-2000钢制压力容器焊接工艺评定JB/T4709-2000钢制压力容器焊接规程JB/T4730-2005承压设备无损检测NB/T 47003.1-2009钢制焊接常压容器JB/T4711-2003压力容器涂敷与运输包装2设备的无损检测比例与压力试验为了确保设备制造质量，设计压力大于2.5MPa的容器都将进行100%射线探伤，设计压力小于2.5MPa的容器进行不小于20%的射线检测。非标设备将按照固定式压力容器安全技术监察规程的要求进行压力试验（包括强度与气密74、性）。3供货状态的说明u 配对法兰与紧固件本公司提供的非标准设备中，所有法兰连接处均配成对法兰、密封垫片与紧固件，为了方便检修，所有密封垫片增加一套备件。本公司提供所有卧式非标设备的地脚螺栓和紧固件。由于地质气象条件不充分，立式非标设备的地脚螺栓和紧固件由本公司提供螺栓直径和材质，然后由设计院根据基础特性确定其最终规格，施工时采购。设备的就地液位计由本公司供货，由安装公司安装。u 设备的涂敷与运输包装本公司提供的非标设备将按JB/T4711-2003压力容器涂敷与运输包装和业主的关于颜色的要求等完成设备出厂前的涂敷。所有非标设备出厂前喷底漆和中间漆，面漆颜色根据业主的要求确定，将在设备安装就位75、后，完成面漆的喷涂。运输过程中的油漆刮伤等问题由本公司提供油漆，并负责修复。安装过程中的损伤由安装单位负责修复。4非标设备选型清单以下为分单元的非标设备清单（部分）。表4.4-1 非标设备（部分）选型清单序号设备名称技术参数与规格主体材料单位数量备注天然气脱酸气单元1吸收塔介质：天然气工作压力：5.0MPa设计压力：5.5MPa工作温度：43设计温度：80Q345R台12脱酸气冷却器介质：天然气/冷却水工作压力：5.0MPa/0.4MPa设计压力：5.5MPa/0.8MPa工作温度：50设计温度：80Q345R台13脱酸气分离器介质：天然气工作压力：5.0MPa设计压力：5.5MPa工作温度：76、35设计温度：80过滤精度：10mQ345R台1天然气脱水脱苯单元1吸附塔介质：天然气工作压力：5.0MPa设计压力：5.5MPa工作温度：300设计温度：350Q345R台3切换使用2再生气加热器介质：天然气/导热油工作压力：5.0MPa/0.4MPa设计压力：5.5MPa/0.8MPa工作温度：300设计温度：350Q345R3再生气冷却器介质：天然气/冷却水工作压力：5.0MPa/0.4MPa设计压力：5.5MPa/0.8MPa工作温度：220设计温度：350Q345R台14再生气分离器介质：天然气工作压力：5.0MPa设计压力：5.5MPa工作温度：35设计温度：80Q345R台1天然77、气脱汞脱粉尘单元1脱汞器介质：天然气工作压力：5.0MPa设计压力：5.5MPa工作温度：43设计温度：80Q345R台2切换使用2粉尘过滤器介质：天然气工作压力：4.9MPa设计压力：5.5MPa工作温度：43设计温度：80过滤精度：10umQ345R台2切换使用MRC制冷单元5异戊烷贮罐介质：异戊烷工作压力：0.5MPa设计压力：0.8MPa工作温度：035设计温度：80有效容积：60m3Q345R台16丙烷贮罐介质：丙烷工作压力：0.8MPa设计压力：1.8MPa工作温度：035设计温度：80有效容积：60m3Q345R台17乙烯贮罐介质：乙烯工作压力：0.5MPa设计压力：0.8MPa78、工作温度：-155设计温度：-196有效容积：50m3不锈钢台1真空粉末绝热8乙烯汽化器型式：立式外形尺寸：200020005200设计压力：1.6MPa设计温度：-196气化量：300Nm3/h铝翅片管台19丙烷干燥器介质：丙烷工作压力：0.8MPa设计压力：1.8MPa工作温度：030设计温度：80容积：1.3m3Q345R台1分子筛干燥10异戊烷干燥器介质：异戊烷工作压力：0.8MPa设计压力：1.8MPa工作温度：030设计温度：80容积：1.3m3Q345R台1分子筛干燥11MR配比罐介质：混合冷剂工作压力：0.6MPa设计压力：1.0MPa工作温度：030设计温度：80Q345R台79、112MR集液罐介质：混合冷剂工作压力：1.0MPa设计压力：1.8MPa工作温度：030设计温度：80Q345R台113MR缓冲罐介质：混合冷剂工作压力：3.0MPa设计压力：3.5MPa工作温度：030设计温度：80Q345R台1液化单元14液化冷箱冷箱壳体Q235B台1板翅式换热器（上段）设计温度：-19680工作温度：-170405052/5083台5安装在冷箱内板翅式换热器（下段）设计温度：-19680工作温度：-170405052/5083台5同上LNG过冷器设计温度：-19680工作温度：-170405052/5083台2同上LNG闪蒸罐工作压力：0.5MPa设计压力：1.0MP80、a设计温度：-196S30408台1同上膨胀机过桥Q235-B台2同上透平膨胀机台2同上低温管道S30408套1低温阀门S30408套1铂热电阻和低温电缆套1安装于冷箱上膨胀珍珠岩（保冷材料）现场装填15氮气加热器介质：氮气工作压力：0.6MPa设计压力：1.0MPa工作温度：80设计温度：100加热功率：40kw台116残液汽化分离器工作压力：0.1MPa设计压力：1.0MPa工作温度：-161设计温度：-196S30408台14.4.2 泵泵包括MRC制冷单元的烃泵。1设计制造标准泵的设计、制造、检验和验收采用如下标准：GB/T 3215-2007石油、重化学和天然气工业用离心泵2供货状态81、说明u 配对法兰与紧固件本公司提供的泵均带地脚螺栓，所有连接管口均带成对法兰、密封垫片与紧固件，其中密封垫片含一套备件。u 备件为提高装置运行的可靠性，本公司提供的泵均带备机。表4.4-2 泵选型清单序号设备名称技术参数与规格主体材料单位数量备注脱酸气单元1贫液泵型式：离心泵介质：胺液进口压力：0.1MPa泵增压力：5.0MPa过流部分为不锈钢台1 2液下泵型式：离心泵介质：胺液进口压力：常压泵增压力：0.3MPa台1MRC制冷单元1丙烷卸车泵型式：离心泵介质：丙烷进口压力：0.1MPa1.0MPa泵增压力：0.5MPa流量：15m3/h电机功率：8kw过流部分为不锈钢台1仅在卸车时使用2戊烷82、卸车泵型式：离心泵介质：戊烷进口压力：0.1MPa1.0MPa泵增压力：0.5MPa流量：15m3/h电机功率：8kw过流部分为不锈钢台1仅在卸车时使用3液烃输送泵型式：离心泵介质：混烃进口压力：0.8MPa泵后压力：3.2MPa过流部分为不锈钢台2工艺泵，用1备1装车单元1LNG装车泵型式：离心泵介质：LNG进口压力：0.01MPa泵增压力：0.6MPa台4 4.4.3 压缩机1 设计、制造、安装、试运行标准GB/T 20322-2006 石油及天然气工业用往复式压缩机API618 石油、化工和气体工业用往复压缩机（参照）JB/T9105 大型往复活塞压缩机技术条件 GB/T4980 容积式83、压缩机噪声测量方法GB/T7777往复活塞式压缩机振动测量与评价电动机及电气仪表GB755-2000旋转电机定额和性能GB3836.14爆炸性气体环境用防爆电气设备通用要求GB50058-1992爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范压力容器GB150-1998钢制压力容器GB151-1999管壳式换热器JB/T4730-2005承压设备无损检测TSGR0004-2009固定式压力容器安全技术监察规程管道、管件阀门与法兰GB/T8163-2008输送流体用无缝钢管GB/T12459-2005 钢制对焊无缝管件HG/T20592-2009 钢制管法兰、垫片、紧固件（欧洲体系） 2 选型清单表4.4-84、3 压缩机选型清单序号设备名称技术参数与规格主体材料单位数量备注2冷剂循环压缩机型式：离心式介质：混合冷剂进口压力：0.18MPa排气压力：3.0MPa流量：72000Nm3/h台14BOG压缩机型式：往复式介质：天然气进口压力：0.01MPa排气压力：0.2MPa流量：800Nm3/h【单台流量】台2用1备14.4.4 LNG贮槽LNG储罐为平底拱盖、立式双层结构。整个设备坐落在水泥支撑平台上，平台底部通风、隔潮。内筒材质为奥氏体耐低温不锈钢（0Cr18Ni9）、外筒材质为低合金钢（16MnR）。内槽下部四周均匀设置了多个可调节锚栓，并与基础预埋锚固装置进行可靠连接，使整个内槽紧固于平台之上85、。外槽底板四周均匀设置了外槽紧固锚带，以防止设备在外力（如风载荷、地震载荷等）的作用下产生倾斜。内、外槽之间以及顶部夹层空间填充绝热性能良好的膨胀珍珠岩，同时充灌氮气保护。设备底部绝热层采用泡沫玻璃砖进行隔热，同时敷设负荷分配板，能将整个内筒的重量均匀分配到基础平台上。数量2台工作压力15kPa有效容积5000m3几何容积5450m3内筒直径19700mm外筒直径20900mm内筒高度21800mm5.0 原料、辅料及动力供应5.1 原料、燃料消耗供应及资源5.1.1 原料、燃料消耗供应基于3.1的工艺设计基础，本装置的原料、辅助材料消耗及供应详见表5.1-3。表5.1-1 原料、辅助材料消耗86、及供应序号名称单位数量供应1天然气Nm3/a2.0108国内4工艺用水104m3/a39.3园区供应5电104kw.h/a7247.6园区供应装置在上述产品及产量下的新建部分的工艺性耗电见表5.1-2。表5.1-2 工艺性耗电一览表项目轴功率（kW）电压等级备注混合冷剂循环压缩机组757710kV、50HzMDEA循环泵160380V、50HzMDEA液下泵15380V、50Hz再生气加热器160380V、50Hz制氮空分80380V、50HzBOG压缩机66380V、50HzLNG装车泵39380V、50Hz 仪表控制系统用电20380V、50Hz仪表风系统25380V、50Hz循环水泵2687、0380V、50Hz循环水冷却塔风机150380V、50Hz合计8552本装置的工艺性循环冷却水耗量见表5.1-3 。表5.1-3 循环冷却水一览表项目耗量（m3/h）备注脱酸气冷却器34MDEA贫液冷却器196酸气冷却器132混合冷剂循环压缩机组1611包括油冷却器和末级冷却器BOG压缩机8含末级冷却器合计19815.2 公用工程条件消耗及供应1 循环冷却水系统装置区内新建循环冷却水设施和脱盐水设备。循环冷却水的质量符合GB50050工业循环冷却水处理设计规范标准要求。循环冷却水系统的基本要求为：设计上水温度32设计回水温度38设计上水压力0.35MPa（G）循环水量2500t/h2 脱盐水88、系统脱盐水系统主要应用于脱碳单元的MDEA溶液的补充水，脱盐水采用反渗透装置生产。脱盐水设备的基本要求为：脱盐水耗量400kg/h 设备脱盐水产量：800 kg/h脱盐水的储存容量：20m3脱盐水的成分要求：PH值：70.5导电率：s/cmSiO20.02mg/LFe0.01ppmCu0.2ppm氧0.05mg/LCl-0.02mg/L总硬度（按CaCO3计）0.2ppm总溶解固体0.025ppm3 仪表空气系统天然气液化设备需要仪表空气，为气动仪表提供动力气源。装置区内新建的仪表空气系统，仪表空气的质量符合SH/T3020-2001石油化工仪表供气设计规范的标准要求。仪表空气的基本要求为：耗89、量300Nm3/h压力0.450.70MPa（G）常压露点-404 氮气系统天然气液化设备需要氮气，主要用于混合冷剂的氮气补充，脱酸气单元的氮气密封，冷箱贮槽的氮气保护，以及开机、检修时的氮气置换。流量：200Nm3/h压力：0.6MPa纯度：99.99%（无氧含量）常压露点温度：-70O2含量：100ppmCO2含量：30ppm5 热源热源用于MDEA富液的再生，以及脱水分子筛的再生。低温热油温度150低温热油压力0.6MPa低温热油加热功率2216kw5.3 催化剂和化学品消耗装置在上述产品及产量下的其他消耗量见表5.1-4。表5.1-4 装置其他消耗一览表消耗项目消耗量备注MDEA20t90、每年用量活化剂10t每年用量溶液过滤活性炭5t每年更换一次分子筛22m3每2年更换一次脱重烃用活性碳5t每2年更换一次浸硫活性炭5t每1年更换一次6瓷球2m3每2年更换一次13瓷球2m3每2年更换一次乙烯3.1t首次装填量丙烷2.4t首次装填量异戊烷1.5t首次装填量 6.0 建厂条件和厂址方案6.1 建厂条件6.1.1 厂址的地理位置、地形、地貌概况（1）地理位置拟建项目厂址位于宁夏回族自治区吴忠市。（2）地形地貌、地质、土壤（3）水文特征1）地表水2）地下水 3）水质对混凝土侵蚀性评价 （4）气候、气象 （5）区域构造及地震 6.1.2 拟选厂址目前土地使用现状目前，本项目拟建厂址拟征土地91、使用现状为荒地。6.2 项目选址本项目拟建天然气液化项目厂址位于吴忠市。项目用地符合吴忠市工业发展规划。7.0 公用工程及辅助设施7.1 总图运输7.1.1 总平面布置（1）总平面布置原则 贯彻“十分珍惜和合理利用每寸土地”的基本国策。因地制宜，节约用地，提高土地利用率。 符合城市规划及工业园区规划的要求。 满足工艺生产流程、交通运输、环境保护、防火、安全、卫生等要求；并应方便生产管理、检修、施工等需要。 根据生产特点合理划分街区和确定街区通道宽度，街区平面布置外形宜规整。（2）总平面功能分区及布置方案总平面布置应尽量因地制宜，使新建装置和设施紧凑布置，少占地，少拆迁，节约投资；满足防火、防爆92、安全、卫生等有关规范要求，为生产创造有利条件；合理划分界区，力求工艺流程顺畅，工艺管线短捷，方便生产管理。根据厂区条件和工艺要求，其总平面布置如下：产品贮罐区新建2台5 000m3低温冷罐，直径21.50m，布置在厂区的东南部；在产品贮罐区南侧布置工艺生产装置，西面布置装置火炬系统。在工艺生产装置西面布置控制室和变配电楼、以及冷剂接收罐区；在工艺生产装置南面布置产品汽车罐装区，设12个罐装臂。为了方便生产管理，将LNG汽车罐装区独立，用围墙将它与生产装置区分开。在厂区西南布置厂前区和辅助生产设施：包括办公楼、食堂、消防水池、消防水泵房、空压和氮气站。该总平面布置功能分区合理、布置集中，工艺管93、线短捷，生产管理方便。总平面布置详见附图。7.1.2 竖向布置方案（1）竖向设计原则 竖向布置，应与总平面布置同时考虑，并与厂外现有运输线路、排水系统、周围场地标高相协调。 合理利用地形，并合理确定各项用地标高。 方便生产联系，满足运输和场地排雨水的要求。（2）竖向设计方案竖向布置坚持贯彻因地制宜，结合当地地形条件，选择合理的竖向设计，以及节约土石方工程量，节约项目投资的原则。本项目拟建厂址场地为平地，基本无障碍物。因此，场区竖向设计为平坡式，雨水排入废水管网，车间道路为郊区型水泥路面，主干道宽为9m，次干道宽6m，生产装置区室外地面一律做封闭式混凝土地面。7.1.3 工厂运输方案进入厂区装置94、的原料天然气为管道输送。出厂产品（轻烃、液化焊割气）主要由公路（汽车罐车）运输。 本液化天然气工程全年总运输量为21.55万吨/年。运入量为11.83万吨/年，运出量为9.72万吨/年。厂外运输方案近期工程全年总运输量为21.55万吨/年，考虑以管道、汽车和铁路运输为主。汽车运输车辆由第三方液化气物流公司承担。不考虑自备液化气运输车辆。本项目厂址所在的拉依苏石油化工区依吴忠县火车站而建，为节约产品运输成本，长距离运输可采用铁路集装箱罐运输。 厂内运输方案厂内主要以管道运输为主，辅以道路运输。 运输设备：载重车5吨一台行政办公用小轿车一辆16座面包车一辆 50吨地磅一台7.1.4 工厂绿化厂区绿95、化以厂前区和道路绿化为主。配以车间空地及罐区空地绿化。充分利用边角地带进行绿化。提高土地利用率。厂区绿地率为19%。7.2 给排水7.2.1 设计范围给排水设计范围为项目内给水系统、循环冷却水系统及排水系统。7.2.2 设计原则 执行国家法规、规范、标准。 给排水工艺设计合理，设备选型安全、可靠。 设计中采取有效措施确保安全，严格执行国家有关安全和消防规定。7.2.3 设计中采用的有关规范 室外给水设计规范GB50013-2006 室外排水设计规范GB50014-2006 建筑给水排水设计规范GB50015-2003 工业循环冷却设计规范GB/T50102-2003 石油化工企业设计防火规范G96、B50160-2008 建筑设计防火规范GB50016-2006 给水排水标准图集合订本S1-S8 污水综合排放标准GB8978-19967.2.4 给水系统（1）水源本项目以界区外管网作为供水水源，生活水水质达到生活饮用水卫生标准GB574985，生产水水质达到石油化工给水排水水质标准SH30992000的规定。（2）给水系统的划分本工程厂区给水分为生产给水、生活给水以及消防给水。厂区内具体水量详见用水量表7.2-1。1）生产给水厂区内最大小时生产用水量为33m3/h，日用水量为165m3，每个单体工程的用水量见水量表。办公楼主要用于实验用水；汽车罐车灌装站主要用于地面冲洗用水；生产装置区主97、要用于地面冲洗用水（最大18m3/h）和机泵冷却用水（最大4m3/h），装置区的地面设计为每月冲洗一次。另外，厂区内绿化面积为63365m2，绿化用水量按0.8L/m2计，每天一次，则日用水量为51m3。2）生活给水厂区内生产定员为300人，每班65人。生活用水量按30L/人班计，淋浴用水量按40L/人班，则厂区内小时生活用水量为4m3，日用水量为14m3。从天然引水系统所供的水，经过处理合格后才能做生活水使用。表7.2-1 厂区用水量表序号单体名称生产给水生活给水日用水量(m3)最大小时用水量(m3)日用水量(m3)最大小时用水量(m3)1办公楼623.21.62仓库/0.80.23门卫/198、.60.24仪表控制及变配电室/6.01.65汽车灌装站1042.40.46生产装置区4422/7绿化用水量5115/8未预见水量60/9合计17133144 循环冷却给(回)水系统该系统主要向项目内各生产工序提供循环冷却水。循环水量622.5m3/h循环水给水温度32循环水回水温度40循环水给水压力0.40MPa循环水回水压力0.25MPa该系统由冷却塔，塔下水池，循环水泵，循环水泵房，及循环水管网组成。设计采用气象资料干球温度27(参考值)；湿球温度31(参考值)；大气压131kPa；冷却塔：本项目采用3座玻璃钢逆流冷却塔，单塔处理水量为250m3/h，冷却水温差8。单塔尺寸为=4700m99、m，H=4850mm，风机直径=3000mm，电机功率11kW/台。塔下水池为钢筋混凝土结构，水池尺寸2075m3。(地上2.0m，地下3.0m)。循环水泵房采用地上式，泵房尺寸为1864.5m3。泵房内设有循环水泵四台(三用一备)，单台水泵性能为套220240m3/h，H=4250 m，配电机功率55KW/台。水处理选用具有防垢、防腐、阻锈、杀菌的多功能电电子除垢仪，该除垢仪安装在循环水泵的出水管道上。7.2.5排水系统本项目排水系统采取清浊分流，按水质划分的排水系统。表7.2-2 厂区内排水量表序号单体名称生产污水生活排水日排放量(m3)最大小时排放量(m3)日排放量(m3)最大小时排放量100、(m3)1办公楼5.41.82.881.442仓库/0.720.183门卫/1.440.184仪表控制及变配电室/5.41.445汽车灌装站93.62.160.366生产装置区41.620.8合计5626.212.63.6厂区内排水分为生产污水、初期雨水、雨水和生活排水。（1）生产污水：厂区内生产污水最大小时排放量为26.2m3，日排放量为56m3；各单体工程的生产污水排放量详见排水量表。各单体的生产污水排入厂区内生产污水管网，经管道汇集到污水处理场统一处理。生产污水为重力流排放。（2）初期雨水：本项目的初期雨水按降水深度13.35mm计，主要为生产装置区的初期雨水，其污染区面积分别为2000101、0m2，则其初期雨水水量为267m3。初期雨水和生产污水一样排入厂区内的生产污水管网。（3）生活排水：厂区内最大小时生活排水量为3.6m3，日排水量为12.6m3。各单体工程的生活排水量详见厂区用水量表。各单体的生活排水排入厂区内生活排水管网，经管道汇集到污水处理场统一处理。7.3 供电及电信7.3.1 设计中采用的有关规范 GB 50058-92 爆炸和火灾危险环境电力项目设计规范 GB 50057-94 建筑防雷设计规范 GBJ 65-83 工业与民用电力项目的接地设计规范 GB 50053-94 10kV及以下变电所设计规范 GB 50062-92 电力项目的继电保护和自动项目设计规范 102、GB 50054-95 低压配电设计规范 GB 50052-2009 供配电系统设计规范 GB 50217-2007 电力工程电缆设计规范 GB 50227-95 并联电容器项目设计规范 GB 50229-2006 火力发电厂与变电所设计防火设计规范 GB 50160-92 石油化工企业防火规范(1999年版) HG21507-92 化工企业电力设计施工图内容深度统一规定 HG/T20688-2000 化工项目初步设计内容深度的规定 HG/T20686-1990 化工企业电气设计图形和文字符号统一规定 DL/T621-1997 交流电气项目的接地 GB12325-1990 电能质量供电电压允许103、偏差 DL/T620-1997 交流电气项目的过电压保护和绝缘配合 GB50034-2004 建筑照明设计标准 HG/T20687-1989 化工企业爆炸和火灾危险环境电力设计技术规程 HG/T20666-1999 化工企业腐蚀环境电力设计规定 HG/T20675-1990 化工企业静电接地设计技术规定7.3.2 全厂供电（1）全厂供电计算负荷及负荷等级本项目全年新增耗电量为4810104kWh。本项目主要装置属于爆炸危险环境，其供电电源必须予以保证；如长期停电将可能造成爆炸危险事故发生，产生较大影响，根据国家标准供配电系统设计规范中关于负荷等级的规定，本厂主要用电设备负荷应为二级负荷，其它用104、电均属于三级负荷。（2）供电方案在配变电所搂内新建一个35/10kV配变电所，其10kV配电室负责配变电所内四台电力变压器和高压电动机的供配电，两路10kV进线电源一用一备，10kV侧采用单母线接线。在10kV配变电所内设一10/0.4kV变电所，负责生产装置和辅助设施内低压用电设备的供配电，选用四台1000kVA变压器，低压侧采用单母线分段接线。（3）无功功率补偿根据全国供用电规则的规定要求电力用户电源进线处的功率因数不低于0.9，由于23万吨/年液化天然气项目装置用电设备的功率因数为0.898，则只在低压配电室装设并联电容器补偿装置使其功率因数达到0.9及以上。（4）电动机起动及控制方式装105、置内低压电动机均采用全压直接起动方式；主要电动机控制根据工艺要求采集中控制和机旁手动控制两种方式，其它电动机则采用机旁手动控制。（5）计量方式本项目电费计量由10kV电源进线处统一计量。（6）主要设备材料选型车间变压器采用S10型低损耗油浸式电力变压器；低压配电柜采用MNS型低压抽出式开关柜，柜内空气断路器、接触器等均为国产元件；现场控制设备则根据环境特征选用防爆型或防水防尘型；由于生产装置属于爆炸危险环境，所以生产装置内灯具应选用防爆型，少数装置选用防水防尘型灯具，其它环境选用普通型灯具；高压电力电缆选用聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套阻燃电缆ZR-YJV-8.7/10型；低压电力电缆选用聚氯乙烯绝缘106、聚氯乙烯护套阻燃电缆ZR-VV-0.6/1型；控制电缆选用聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套阻燃电缆ZR-KVV-0.4/0.75型；电缆桥架选用热镀锌防腐电缆桥架。（7）主要电气设备材料见表7.3-2。表7.3-2 主要电气设备材料序号名称型号及规格单位数量备注1电力变压器S10-1250/35/10台42高压开关柜KYN-10台423低压配电盘MNS台324现场防腐操作箱LF型个20现场防爆操作箱BZC53型个905高压电力电缆ZR-YJV-8.7/10-3X95千米5.0低压电力电缆ZR-VV-0.6/1-3X16(平均)千米156控制电缆ZR-KVV-0.45/0.75-10X1.5千米177镀107、锌钢材批18热镀锌电缆桥架批19灯具批1（8）节能措施设计中尽量选用低损耗、高效率的电气设备，如低损耗变压器，高效率的节能电动机，照明光源优先选用高效节能光源，如金卤灯。低压电器元件选用低损耗的元器件。合理布置变电所减少供电线路的损耗，考虑长远利益，节约电能（9）照明照明的照度标准值按照国家标准和行业标准选取。照明光源当高度在4米以下时，采用荧光灯。当高度在4米以上时，采用金属卤化物灯。道路照明和室外生产装置选用高压钠灯或金属卤化物灯。对装置区、装置控制室等主要人行通道设应急灯照明。（10）防雷、接地、防静电措施按照GB50057-94（2001版）建筑防雷设计规范，所有生产装置属于第二类防雷108、建筑物，其余的建构筑物为第三类防雷建筑物。对于第二类防雷建筑物，每根引下线的冲击接地电阻不应大于10欧姆，对于第三类防雷建筑物，每根引下线的冲击接地电阻不应大于30欧姆。对于爆炸和火灾危险环境内可能产生静电危害的物体，应采取静电接地措施；对于无爆炸和火灾危险环境内的物体，如因其带静电会妨碍生产操作、影响产品质量或使人体受到静电电击时，应采取静电接地措施；在生产、储运过程中的器件或物料，彼此紧密接触后又迅速分离，而可能产生和积聚静电，或可能产生静电危害时应采取静电接地措施；每组专设的静电接地体，接地电阻不应大于100欧姆。设备和管道的静电接地系统可与电气设备的保护接地、防雷接地等共用接地装置。低109、压配电系统采用TN-S或TN-C-S系统接地，所有电气设备外露可导电部分均应可靠接地。变压器中性点的接地电阻小于4欧姆。全厂变压器工作接地、各生产装置和建筑物的保护接地、防雷接地、静电接地等系统相互连接，形成全厂接地网。联合接地电阻小于1欧姆。7.3.3 电信（1）电讯设施的主要内容为确保全厂安全、可靠、正常的生产及管理现代化的实现，根据其各套装置及配套公用工程设施的规模，以及生产工艺、公用工程的需要，本工程拟设以下电讯设施：行政管理电话生产调度电话站计算机信息网呼叫/对讲系统无线通讯工业电视火灾自动报警系统（2）电讯设施方案2-1）行政管理电话根据本项目的建设规模，由煤电煤化工基地建一个行政110、管理电话站。本装置管理层和调度室内共安装8部行政电话。2-2）生产调度电话站根据本项目的生产规模、生产调度组织系统及生产联系的实际情况，本工程生产调度系统暂按一级考虑。全厂总调度电话站亦设在厂前区综合办公楼内，本装置分调度电话30门考虑。2-3）计算机信息网为了提高现代化管理水平，满足对内对外信息交流的需求，实现办公自动化，拟在本工程中建立一套计算机局域网。该局域网与当地主干数据网采用光纤宽带接入。其网络管理中心设在综合办公楼内。综合办公楼、总控室、变配电站等重要建筑内，对语音（电话）和数据（计算机）线路拟采用综合布线方式布线。本工程约需设100语音点，100个数据点。2-4）呼叫/对讲系统为111、了满足装置控制室与装置现场之间的通讯联络以及紧急情况下报警、人员疏散等需要，拟在全厂设一套呼叫/对讲系统。在各装置区、罐区分别各安装一套呼叫/对讲子系统，满足其内部呼叫通话的需要；在适当位置安装一套多路合并/分离设备，将各子系统联网，形成一套全厂性的呼叫/对讲系统。本方案所采用的是无主机分散放大呼叫/对讲系统，具有群呼、组呼、双工五通道通话等功能。利本套系统在紧急情况下，可进行火灾或事故报警。2-5）无线通讯为了满足安装、调试、巡检时对移动通讯的要求，本工程各装置拟增设30对无线对讲电话手机。无线对讲机拟使用VHF或UHF频段，可实现点对点及一点对多点的通信。无线对讲机的频率待向当地无线电管理112、部门申请确定。2-6）工业电视为了监视生产情况，提高现代化管理水平，拟在装置区、罐区等处安装工业电视监视设备。监视控制设备安装在装置控制室内，并将视频信号送至全厂总调度室，以便监视现场情况，方便生产调度管理。本工程约需设置10个摄像点。2-7）火灾自动报警系统为了防止火灾，及时进行火灾报警，本工程拟设一套火灾自动报警系统。该系统由火灾报警控制器、火灾重复报警显示器，火灾探测器、手动报警按钮等组成。在装置区及重要通道口安装若干个手动报警按钮，在厂前区综合办公楼、车间办公楼、装置控制楼、变配电站等重要建筑内安装火灾探测器。火灾报警控制器设在全厂消防控制室。当发生火灾时，由火灾探测器或手动报警按钮迅113、速将火警信号报至全厂消防控制室，并将火灾报警信号就近送到消防队。以便马上采取措施，及时组织扑救。本工程语音信号和数据信号使用PDS非屏蔽双绞线传输，各系统缆线在建筑物之间采用穿钢管保护埋地敷设方式（铠装电缆采用直接埋地敷设方式）或在电缆汇线槽内沿工艺管架敷设方式，所有弱电系统缆线敷设应尽量与交流电力电缆分开敷设，当必须平行敷设时，必须留出足够的安全距离。 （3）标准和规范石油化工企业生产装置电信设计规范 SHJ28-90工业企业通信设计规范 GBJ42-81火灾自动报警系统设计规范 GB50116-98工业电视系统工程设计规范 GB50115-2009爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB5114、0058-927.4 供热、供风、暖通空调7.4.1 供热系统本工程所需热水主要用于建筑物的冬季采暖，不作其它用途。采暖用热从余热回收利用。7.4.2 供风空压站主要向LNG生产装置及LNG储罐区，公用工程系统提供0.6MPa，无油，无水，无尘的洁净的仪表空气及向PSA装置提供制氮用压缩空气。（1）压缩空气负荷及质量要求1-1）仪表用气量及质量要求流量： 300Nm3/h (装置正常使用)供气压力： 0.6MPa气源质量： 无油，无水，无尘1-2）压缩空气气量及质量要求流量： 100Nm3/h (制氮站正常使用)供气压力： 0.8MPa气源质量： 无油，无水，无尘（2）工艺流程简述空压站向全厂115、用户供应仪表空气和制氮用压缩空气。空压站内设置压缩机两台。一开一备，单台能力为450Nm3/h，排气压力为0.8MPa，无热再生干燥器一套（“空压站规范”要求1开1备），能力为300Nm3/h（干燥器能力不匹配制氮加工空气）。并配有粗过滤器、精过滤器，以确保压缩空气无油无尘。为保证仪表用气和制氮用气的稳定和事故用气，分别设置仪表用气贮罐一台和压缩空气贮罐一台。常压空气经过滤器被空气压缩机吸入并压缩至0.8MPa的压缩空气，随后经分离器分离，过滤，除水。随后进入干燥，除尘，最终进入储罐，提供无油，无水，无尘洁净的仪表用气。（3）设备选型根据工艺装置生产的要求，正常使用需要300Nm3/h仪表空气116、。从气源品质角度考虑，选用无油螺杆空压机，该机排气量450Nm3/h，排气压力0.8MPa，选用两台，当正常用气时可开一台，另一台作备机，当用气高峰时可两台同开，这样整个系统，其一运行费用较低，较节能。其二可靠性高。其三系统总投资费用降低。同时从节能的角度考虑，选用无热干燥装置一套，该装置处理气量300Nm3/h（“空压站规范”要求1开1备，干燥器能力不匹配制氮加工空气），出口气体压力露点可达40。能满足生产的需要。7.4.3暖通空调7.4.3.1工程内容本空调通风工程是为该项目的办公楼、控制室和配电间楼、空压站等单元服务的舒适性空调系统和采暖通风系统。（1)可研依据采暖通风与空气调节设计规范117、GBJ19-87(2001版)以及相关专业所提技术要求。（2)空调系统本工程舒适性空调系统均采用分体挂壁式空调机或立柜式空调机。空调室外机分别置于空调房间的外墙上或屋面上，凝水管排至室外散水坡。（3）通风系统办公楼通风系统包括餐厅的排风，备餐、粗加工的排风以及洗手、厕所等房间的排风。高低压配电间设置排热通风机。其他建筑设置一般性通风装置。（4）采暖系统办公楼、控制室配电间楼、空压站等单体采用暖气片采暖，各室温度10-20不等，采暖热媒为95热水，由通过余热回收利用为制热水装置提供热水，热水管道通过地沟接至各建筑物。7.4.3.2工程消耗量（1）办公楼公用工程消耗量 热水量： 5m3/h (所耗118、0.3MPa蒸汽量250kg/h)电 量：61kW（2）控制室配电间楼仪表控制室采用风冷柜式空调机，带温湿度控制装置及中效过滤器。空调机置于机房内，用风管送入各室，其中机柜室采用下送上回，控制室及DCS间等采用上送上回。高低压开关室，高压电容器室分别采用混流风机进行排热, 外墙面进风。直流电池室，UPS室，E-PLC室采用柜式空调机进行空气调节，空调机置于机房内，冷热风通过管道送入各室，气流型式采用上送上回。控制室配电间公用工程消耗量：冷量：40kW (设备自带)电量：98kW (包括空调用电加热)热水量：0.3m3/h (所耗0.3MPa蒸汽量15kg/h)（3）空压站冬季采用暖风机加热，使119、库内温度不低于15。所耗0.3MPa蒸汽50kg/h，热水量：1m3/h，电量0.72kW。（4）仓库仓库考虑屋顶风机排风、自然进风的方法改善库内的空气质量。（5）消防泵房泵房冬季采用热水暖风机采暖，值班室冬季采用暖气片采暖，夏季采用分体柜式空调制冷。电量3.72kW热水量1m3/h。（6）门卫本建筑冬季采用热水采暖，夏季门卫室采用分体空调制冷。电 量：2kW热水量： 0.5m3/h (所耗0.3MPa蒸汽量22kg/h)7.5 分析化验分析室的任务是进行日常生产控制的分析化验。通过对原料，中间产物，产品的分析，对生产进行监测，保证生产的正常进行。同时对在线分析仪表进行校正。7.5.1分析设备120、的选择原则分析设备的选择应针对本装置的分析化验项目，其精度应比在线分析仪表高，质量可靠。7.5.2分析项目表表7.5-1 分析项目介质名称分析内容控制指标分析方法原料气CO2，N2，CO，Ar，H2，CH4CO2 50vppm色谱法MEA溶液MEA色谱法原料气H2OH2O 0.1气体5.30.1闪蒸汽5.30.1气体474气生产过程中汽化4一乙醇胺94.52.5液可燃液体，丙A，本装置的原料是甲烷气，产品为LNG。从上述两表可以看出：原料、辅助材料、产品，闪点低，爆炸下限低，极大部分属甲A类可燃液体和甲类可燃气体。具有火灾、爆炸危险性。基于存在爆炸性气体环境，根据工艺设备等配置情况，电气防爆危121、险性属2区爆炸危险区域，个别点为1区爆炸危险区域。9.1.2装置毒性危险因素分析生产过程中的烃类都有一定程度的低毒性，使用的一些溶剂也有一定的中等毒性。本装置的毒性危害物料主要为一乙醇胺和烷烃类等。MEA溶液中含有一乙醇胺职业性接触毒物危害程度分级属III级中度危害毒物，混合冷剂含有戊烷属IV级轻度危害毒物。天然气主要有甲烷组成，其性质与纯甲烷相似，属“单纯窒息性”气体。（1）一乙醇胺无色粘稠液体，有氨的气味。呈强碱性，具有吸湿性。溶混于水。溶于乙醇、氯仿及四氯化碳等。相对密度1.018。熔点10.5。沸点170.5。蒸汽压800Pa(60).蒸汽密度2.11。车间时间加权平均允许浓度8mg/122、m3。大鼠经口LD50：2100mg/kg；兔经皮LD50：1000mg/kg，稀溶液刺激性很微，浓溶液和蒸汽对皮肤、眼睛和黏膜有刺激性和腐蚀性。其症状有咽喉痛，咳嗽，呼吸困难，头痛，腹痛，恶性，呕吐，皮肤及眼睛充血。疼痛，视力模糊。（2）甲烷气和LNG甲烷气为无色无臭气体。主要成分为甲烷。部分组份在液化过程中被除去。沸点160164。当液化甲烷气由液体蒸发为冷的气体时，其密度与在常温下的甲烷气不同，约比空气重1.5倍，其气体不会立即上升，而是沿着液面或地面扩散，吸收水与地面的热量以及大气与太阳的辐射热，形成白色云团。当冷气湿热至112左右，就变得比空气轻，开始向上升。蒸汽密度0.7液化天然气123、比水轻（相对密度0.45），遇水生成白色冰块。冰块只能在低温下保存，温度升高即迅速蒸发，如急剧扰动能猛烈喷发。高浓度时因缺氧窒息而引起中毒。空气中甲烷浓度达2535时出现头晕，呼吸加速，运动失调。液化甲烷气与皮肤接触会造成严重冻伤。（3）烃类生产过程中的烃类都有一定程度的低毒性。9.1.3噪声危害因素分析噪声源：原料气压缩机，空冷器和泵。高噪声区：压缩机房。9.1.4其它危害低温冻伤：LNG温度-162。9.1.5有害作业设备一览表表9.1-3 有害作业设备一览表序号设备名称危害介质及程度1LNG贮罐LNG，有冻伤，有爆炸危险2烟道气加热器烟道气，热油，有烫伤危险3MEA洗涤塔MEA，有伤害皮124、肤及眼睛的可能天燃气，有爆炸危险4MEA汽提塔MEA，有伤害皮肤及眼睛的可能5原料气压缩机天燃气，有爆炸危险、噪声危害6贫剂泵MEA，有伤害皮肤及眼睛的可能7回流泵MEA，有伤害皮肤及眼睛的可能8油泵有爆炸危险9LNG输送泵LNG，有冻伤，有爆炸危险10液化器总体配置单元LNG，有冻伤，有爆炸危险11集装箱罐装臂LNG，有冻伤，有爆炸危险12专用罐车罐装臂LNG，有冻伤，有爆炸危险9.2 职业危害因素的防范及治理9.2.1选用可靠的设备、材料本装置在使用过程中有甲烷气原料、液化甲烷气产品、一乙醇胺等有毒有害物质，因此设备的选型、结构要符合工艺操作要求，设备的抗震按相应的设计标准、规范进行。设备125、的选材要根据工艺介质和工艺操作参数。9.2.2电气类根据爆炸和火灾危险场所类别等级选择电气设备。危险区的电气设备选用应符合国标GB50058-92的要求，相应地采用隔爆型、增安型或增安与隔爆混合型产品。9.2.3照明本装置设正常照明和应急照明，应急照明是通过在灯具本体上设应急电源装置来实现的。当照明电源正常时，应急照明灯作为正常照明灯使用，当照明电源故障时，应急照明灯会自动点亮。9.2.4仪表的选择本装置的自动化水平要求较高，主控仪表采用集散型（DCS）系统。为保证操作人员及生产装置的安全，本设置另设紧急停车系统(ESD)，该系统可以自动停车，也可由操作人员手动停车。本装置爆炸危险区域划分为2126、区，局部1区，爆炸性气体和蒸气的分级分组为BT4。在设计中，视仪表安装区域的危险程度，现场电动仪表以本质安全型为主。对于本质安全型仪表，在控制室内设置安全栅对信号进行限能和隔离。9.2.5泄压防爆、防火安全设施根据工艺技术的要求，在适当位置设置安全阀，出现超压时通过安全阀泄压保护设备；在事故状态下，大量可燃气体通过安全阀由管道送至火炬系统。LNG储罐压力过高，通过调节阀排放至火炬，若调节阀失灵，通过罐顶的安全阀直接排放至大气，安全阀出口有自动干粉灭火系统。LNG储罐压力过低，可通过调节阀补充原料气和氮气，若调节阀失灵，通过罐顶的真空阀来保证储罐的正常压力。在每个单体的主要进出口处、走廊设置手动127、报警按钮、警铃。主要的办公、生产场所设置感烟探测器。火灾报警系统与风机、消防泵联动控制，在发生火警时能及时关闭风机，启动消防泵。火灾报警系统能接收消火栓按钮开关信号，发生火警时能及时接收信号报警。在生产装置区，罐区，装卸区等防爆区域内设置防爆手动报警按钮，防爆蜂鸣器。考虑到安全生产和确保设备正常运行的需要，在装置内的设备危险点和现场安全入口点及部分重要设备附近根据工艺生产需要设置摄像系统进行监控，监视信号将送至中央控制室。中央控制室操作人员可随时通过设置的监视器对现场情况进行监视。厂区内设置了水消防系统、固定式水喷淋系统、高倍数泡沫消防系统、干粉灭火系统和灭火器。9.2.6生产控制中的报警、停128、车联锁和紧急停车设施鉴于装置的危险性大，考虑安全性和可靠性，生产装置区设有火灾报警按钮及紧急停车系统（ESD）。ESD应独立于DCS，采用冗余技术以确保故障安全。对关键设备设计了联锁系统，如原料气压缩机和循环压缩机出现不正常现象都会导致停车。对重要部位设有报警功能，如液位控制根据需要设有低位报警、高位报警的及高低位报警。安全联锁和紧急停车系统均能与DCS进行数据通信。在贮罐顶部和罐装站设有紧急按钮。紧急按钮通过紧急停车系统（ESD）切断相关阀门和关闭相关电机，及时使该区进入安全状态，防止事故的发生。9.2.7可燃气体泄漏检测、报警设施在本装置内设置了可燃气的检测探头，分别位于LNG贮罐顶部，槽129、车灌装站，集装箱罐装站，压缩机房顶部及生产装置区天燃气或冷剂可能泄漏的地方。检测信号进入控制室内独立的报警盘上进行报警。9.2.8个人劳保用具、事故淋浴、洗眼器和有关医疗急救设施本装置设有公用工程站供检修和事故使用，并设置一套事故淋浴和洗眼器，位于MEA废水槽附近。设置防毒面具、防护服、安全帽带面罩、橡皮手套、橡胶防水衣、橡胶长靴、护镜等防护用具。9.2.9通风、除尘、降温、减噪和防放射性危害等设施本装置采用露天布置，框架结构，防止有害气体的积聚，便于通风。乙烯钢瓶储存在阴凉、通风良好的不燃然材料结构的库房。专库专储。远离火源和热源。本装置的噪声主要来自压缩机和泵，在设备选型时选用噪声小的设备130、，在布置上力求合理，压缩机房为半敞开式，在构筑物设计时考虑通风和降噪措施。设备表面温度高于60应考虑防烫保温，低于10时要设置保冷。9.2.10防雷、防静电接地措施采用接闪器防直接雷，采用将金属物接地等措施防雷电感应，采用将进入建构筑物内部的金属管道和电源线接地等措施防雷电波侵入。将所有需要作防静电接地的设备和管道都并联到接地干线或接地端子板上。全厂设一共用接地网，将防雷接地、防雷电感应接地、保护接地、仪表接地、电信系统接地等接地系统全部连接起来，形成一个统一的共用接地网。装置中的设备及管线均采用静电接地措施及等电位连接，以确保安全。9.2.11安全距离、疏散、急救通道总图布置时，充分考虑具有131、火灾和爆炸危险性的建构筑物的安全布局，满足防火防爆规定；保证建构筑物之间有足够的距离和消防通道。装置中各建构筑物均按建筑设计防火规范和石油化工企业设计防火规范进行设计，根据火灾和爆炸的危险性考虑建构筑物的耐火等级、防火间距等。建构筑物的安全出口数目、安全疏散距离均满足建筑设计防火规范。为了防止高空坠落，在装置的操作平台四周、直爬梯等处设置了护栏。梯子、平台及走板是操作人员容易发生坠落、迭伤的地方，设计中采用格栅板进行防滑。直梯的平台口要有遮盖及标志，设计中采用活动连接的蓖子盖网。为使发生坠落时不致一落到底，相邻两层的直梯采用错开布置。经常操作的阀门设在便于操作的位置。9.2.12严格按规范要求132、保证足够的安全距离凡容易发生事故及生命安全的场所和设备，均有安全标志，并按安全标志进行设置。凡需要迅速发现并引起注意以防发生事故的场所、部位涂安全色。安全色按安全色、安全色使用导则选用。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。生产场所与作业地点的紧急通道和紧急出入口均设置明显的标志和指示箭头。9.2.13气防措施根据LNG液化工厂性质，全厂设置一气体防护救护站，设专职人员1人，救护车1辆，防护救护器具若干。原则上防护救护依靠园区的医院和消防站，工厂的气防站进行临时、紧急事故的处理。9.2.14劳动安全卫生管理人员配备建立完整的安全管理机构和严133、格的安全管理制度。工厂应设置厂、车间、班组三级安全管理网络体系。工厂应设有安全生产委员会，厂级和车间级的主要领导是安全的主要负责人；各车间和班组设有兼职的安全员，负责日常的安全生产管理监督工作。维护、保养、日常监测检验人员及劳动保护教育设施和人员由工厂统一安排。9.2.15安全卫生防范措施的预期效果和评价由于采用了成熟的工艺，工艺技术上先进、安全、可靠。整个装置采用DCS控制，在装置内将设有火灾报警系统、消防设施及可燃气体报警系统。有工艺危险的设备皆采用联锁控制，可以自动切断设备的动力、热源和危险物料的供应，使设备处于安全状态。紧急事故情况下排放的可燃气体将排向火炬。设计中严格执行国家现行有关134、劳动安全卫生的标准规定，提高了装置的安全可靠性。采取上述防范措施后，将事故发生率及由此所引发的安全卫生危害降低至最低限度。保证了“职业安全第一，预防为主”的思想，以实现安全生产。9.3 职业安全卫生专项投资采用DCS控制系统和ESD紧急停车及联锁系统，可以提高装置的安全可靠程度，投资费用包含在自控专业的投资内。9.4 设计采用的标准石油化工企业设计防火规范 GB50160-2008版原油和天然气工程设计防火规范 GB50183-93石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警系统设计规范 GB50493-2009自动喷水灭火系统设计规范 GB50084-2001(2005版)建筑灭火器配置设计规范 135、GB50140-2005高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规 GB50196-93石油化工静电接地设计规范 SH3097-2000爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-92火灾自动报警系统设计规范 GB50116-98水喷雾灭火系统设计规范 GB50219-95建筑物防雷设计规范 GB50057-94(2000)火力发电厂与变电所设计防火规范 GB50229-2006工业与民用电力装置的接地设计规范 GBJ65-83化工企业静电接地设计规程 HGJ28-90建筑内部装修设计防火规范 GB50222-95电气设备安全设计导则 GB4064-8310.0 消防10.1 主要消防措施和设施136、 （1）总平面布置严格遵守有关设计规范，按生产装置和建筑物的类别和耐火等级严格进行防火分区，满足防火间距和安全疏散的要求。（2）生产装置周围设有环行消防通道，满足消防车通行需要。（3）厂区内所有建构筑物按火灾危险性和耐火等级严格进行防火分区，设置必须的防火门窗、防爆墙等设施。（4）在所有建（构）筑物内设置疏散通道，满足疏散要求。（5）建筑物内部装修严格按照建筑内部装修设计防火规范进行设计和施工。甲类装置内部采用不发火地面。对界区内主要承重钢结构和构件涂刷防火涂料。（6）在生产装置和变电所等不宜采用水消防的区域，采用相应的化学消防措施，分别配备干粉灭火器、二氧化碳灭火器。本项目拟建泡沫制备站，拟137、采用平衡压力式泡沫比例混合装置，泡沫混合液供给量不小于100L/s，连续供给时间不小于40分钟，泡沫液采用抗溶性泡沫原液。工艺装置区、罐区设置泡沫栓式泡沫灭火系统，原料和产品罐区储罐设置固定式泡沫灭火系统。（7）根据“建筑设计防火规范”和“石油化工企业设计防火规范”规定，在本项目所涉及的区域内，同一时间内火灾发生次数按一次计算。消防水来自供水管网。在厂区内设置有单独消防水池，为半地下式钢筋混凝土水池，分为两格，消防水容积为14000m3，火灾延续时间6h。消防泵房半地下式设置。泵房内设置消防主泵三台，两用一备；其中一台电动泵，Q=1000m3/h，H=100m，N=450kW；两台柴油泵，Q=138、1000m3/h，H=100m，柴油机功率N=448kW，且柴油机的油料储备满足机组连续运转6h的要求。设置电动稳压泵两台，一用一备，H=100m，N=30kW；隔膜式气压罐（D801）一座，V=500L。稳压泵主要用于维持平时高压消防水管网的压力，而气压罐则是为了减少稳压泵的启闭次数。消防泵房由两路出水管与室外的稳高压消防水环网相连接。消防主泵开启和稳压泵启闭根据管网压力自动控制。厂内消防管线呈环状管网布置，主管网管径为450mm，消防水泵站有两条出水管与环状管网连接，以保证消防系统供水的可靠性。工作压力为1.00Mpa(g)。环状管网用阀门分为若干段，每段内消火栓的数量不超过5个。厂区内设139、置室外消火栓。室外消火栓采用地上式消火栓SS150-1.6，消火栓间距一般不超过60m。室内设置了减压稳压单栓式消火栓SNJ65，消火栓间距不超过30m。在厂区内的一些重要部位设置固定式水喷淋装置、消防水炮及室外消火栓；在LNG罐区、灌装站及生产装置区设置了移动式高倍数泡沫系统；另外，在LNG储罐顶部的安全阀排放处设置自了自动固定式干粉灭火系统。（8）本项目设置一套火灾报警系统，火灾报警控制盘设置在控制室内，消防站内设置火灾报警复示盘。在生产装置区内设置防爆型手动报警按钮或普通型报警按钮，在控制室、配电室、仓库等房间内配置感温/感烟探测器等报警设施。（9）根据规范要求，对生产装置内承重的钢框架140、支架、裙座、钢管架等按规范要求采取覆盖耐火层等耐火保护措施，使涂有耐火层的钢结构的耐火极限满足规范要求。（10）本项目周边无可依托消防设施。本项目厂区区内新建消防站，拟配置三辆消防车，包括两辆大型干粉-泡沫联用消防车、一辆重型水罐消防车。10.2 消防设计依据液化天然气（LNG）生产、储存和装卸标准 NFPA59A(2001年版)中倍数和高倍数泡沫系统标准 NFPA11A(1999年版)喷淋系统安装标准 NFPA13(1999年版)固定式水喷雾系统防火标准 NFPA15(1996年版)干粉灭火系统 NFPA17石油化工企业设计防火规范 GB50160-2008原油和天然气工程设计防火规范 G141、B50183-93自动喷水灭火系统设计规范 GB50084-2001(2005年版)建筑灭火器配置设计规范 GB50140-2005高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范 GB50196-93爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-92火灾自动报警系统设计规范 GB50116-98水喷雾灭火系统设计规范 GB50219-95建筑物防雷设计规范 GB50057-94(2010年版)火力发电厂与变电所设计防火规范 GB50229-2006工业与民用电力装置的接地设计规范 GBJ65-83化工企业静电接地设计规程 HGJ28-90建筑内部装修设计防火规范 GB50222-95石油化工企业可燃142、气体和有毒气体检测报警系统设计规范GB50493-2009电气设备安全设计导则 GB4064-8310.3 消防设计原则充分贯彻“安全第一，预防为主”和“生产必须安全，安全为了生产”的设计思想，对生产中的易燃、易爆物品设置防范措施，并实施有效的控制，以减少和防止火灾事故的发生。消防设施的设计贯彻“预防为主，消防结合”的方针，执行有关消防、防火设计规范和标准，根据工程的规模、火灾的危险性程度、现有和临近单位消防力量，合理地设置消防设施。10.4 火灾危险性分析在本项目生产过程中的主要物料氢气和成品LNG的火灾危险类别为“甲类”易燃易爆介质。一氧化碳、氧的火灾危险类别为“乙类”。根据工艺生产流程、143、工艺生产装置及储运设施的具体情况以及所使用的原料、产品的火灾危险类别和物料燃烧性质，确定本项目中的生产装置的火灾危险类别为“甲类”；变电所、空压站、全厂总调度中心、中央化验室、控制室的火灾危险类别为“丙类”；其它建筑构筑物的火灾危险类别低于“丙类”。11.0 环境保护11.1 编制依据 建设项目环境保护管理条例中华人民共和国国务院令第253号文1998年11月29日颁发。 建设项目环境保护设计规定（国家计委、国务院环保委员会颁发的87国环字第002号）。 化工建设项目环境保护设计规定（HG/T20667-1986）。11.2 设计采用的环境保护标准11.2.1 环境质量标准 大气环境执行环境空144、气质量标准（GB3095-1996），甲醇参照执行工业企业设计卫生标准（TJ36-79）中居住区大气中有害物质的最高允许浓度； 地表水执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准； 环境噪声执行城市区域环境噪声标准（GB3096-93）中3类标准。11.2.2 污染物排放标准 废气执行大气污染物综合排放标准（GB16297-1996） 废水排放执行污水综合排放标准（GB8978-1996）三级标准； 厂界噪声执行工业企业厂界噪声标准（GB12348-2008）类；施工期执行建筑施工场界噪声限值（GB12523-90）中相关规定。11.2.3 其它标准 一般工业固体废物贮存、处置场污染145、控制标准(GB18599-2001)； 危险废物贮存污染控制标准(GB18597-2001)； 危险废物填埋污染控制标准(GB18598-2001)。11.3 建设项目概况本项目为 公司天然气液化9.72万吨/年液化天然气项目，位于位于吴忠县工业园区。项目生产总定员60人。本项目预计总投资30000万元人民币。11.4 主要污染源和污染物通过生产装置工艺流程及产污环节分析，结合公用工程及辅助设施排污情况，本节将对项目污染物来源、排放状况作定量分析。11.4.1 废气装置正常工况下的废气污染源主要有三股，来自生产LNG装置的燃气透平产生的燃烧废气；来自于CO2脱除单元的溶剂再生所产生的酸性气体；146、来自各系统安全阀泄放的甲烷气。1-1）燃气透平燃烧尾气燃气透平排出气体组成如下：组分N2CO2O2ArH2OMole%74.5673.12613.550.8777.879燃烧后，烟气污染物浓度较低，主要成分为N2、O2、CO2水蒸气及少量烟尘。需控制的污染物主要是ppm级的NOx。NOx的浓度为230ppm。1-2）工艺过程中产生的酸性气体主要为CO2脱除单元溶剂再生所排出的酸性气体，富含CO2。1-3）LNG装置及储运系统内各压力管道系统均设置安全阀，设备超压时及其他正常或非正常工况下泄放的可燃甲烷气体通过火炬燃烧排放。11.4.2 固体废物本项目工业固体废弃物主要为天然气净化干燥单元定期排147、放的吸附剂和干燥剂。吸附剂来自于MEA溶剂再生单元吸收重烃产生的废活性炭。干燥剂来自于脱水单元的废分子筛。由于原料气中几乎不含有重金属Hg及硫、砷等有害物质，主要含量是少量的油份和水分。11.4.3 废水本项目生产废水主要有一小股单乙醇胺（MEA）溶剂再生工段排出的废水。主要污染成分为少量MEA和硫化物及少量油份。水量约0.1m3/h。含油废水来自于生产及储运区域内机泵冷却水、污染区域围堤的废水、以及装置内各压缩单元分离罐部分排水，包括设备、污染区地坪冲洗水在内的废水日最大排放量约18m3。本项目生产工作人员的生活废水小时最大量约0.9m3，日排放量3m3。表11.4-1 废水污染物排放汇总表148、序号污染物排放点排放量m3/h排放方式污染物组成mg/l排放去向1MEA洗涤单元排水(45，0.6MpaA)0.2连续CODCr1000MEA500ppmSS3mg/LpH10污水处理场2污染区域冲洗水55.8间歇H2O；油；HC；MEACODCr150SS200BOD560 pH69油类20污水处理场3生活废水12.6(max)CODCr 300BOD5 150污水处理场11.4.4 噪声装置产生高噪声设备来自于燃气透平、原料气压缩机及混合制冷剂压缩机、闪蒸气压缩机、空冷器等设备的噪音，对大功率的压缩机和风机来说，设备噪声值大多在85dB(A)以上。拟采用隔音设施保护生产工人。11.5 设计149、中采取的综合利用与处理措施及预计效果（1）治理措施工厂生产排出少量的污染物，将通过各项环保措施，使污染物的排放满足国家及地方环保标准的要求。1-1）废气处理本项目工艺过程中产生的酸性气体主要为CO2脱除单元溶剂再生排出的酸性气体，富含CO2，含有一定量的烃类物质，由于量小（97Nm3/h），采用送至火炬燃烧。非正常工况下泄放的可燃烃类气体通过火炬燃烧排放。火炬采用冷热2个火炬头，正常情况下，连续性燃烧的量仅260kg/h，不会对环境造成影响。对于无组织排气，工程设计在设备选用及管道设计中将采用严格的标准、规范、等级，最大限度减少装置泄漏的可能性。本装置设计采用集散型连续自动化控制。由于装置物料150、含易燃、易爆介质，压缩机安全联锁要求高。为达到安全、稳定生产运行、环保管理及配合将来的全厂信息管理，实现管控一体化，本装置对自动控制和仪表设计了很高的要求，采用DCS系统，对整个装置进行检测、控制和报警。装置的安全联锁采用独立于DCS控制系统的ESD紧急停车联锁系统，实现本装置的停车联锁。同时设置了可燃气体报警系统。因此装置的无组织排气可以控制在一定的极小量的范围内，满足工厂安全生产及环保标准中无组织排放浓度限值的要求。1-2）废水处理本项目生产废水和生活污水采用分流制，其中含油废水及MEA废水，其COD浓度小于1000mg/L，送污水处理装置处理。来自于生产及储运区域内机泵冷却水、污染区域围151、堤的废水、以及装置内各压缩单元分离罐部分排水，包括机泵冷却水及设备、污染区地坪冲洗水在内的含油废水废水日最大排放量约44m3，将通过管网收集后排至污水处理厂。本工程污水排放量很小，总废水排放量将低于120m3/d。对于工厂产生的生活废水，由厂区内生活排水管网收集后，经管道汇集到污水处理厂。1-3）废渣处理本项目投入运行后，在生产中排放的固体废弃物主要是废干燥剂和废活性炭。废干燥剂由天然气净化工段干燥单元定期排放，干燥剂使用分子筛作吸附剂，分子筛的化学组成为Al2O3，SiO2，其本身不含有有毒物质，本项目的天然气为较清洁能源，分子筛吸附的物质主要是水及CO2。因此，装置分子筛排出无毒害物质，可152、以综合利用，可用于建筑铺路、填坑等，也可排至环保部门指定的固废填埋处填埋。1-4）噪声防护本装置的最大噪音源为三台压缩机，由于功率不大，运转时噪音不会超过规定值。本装置压缩机设置在压缩机房内，可减低厂区的噪声。但基于劳动安全方面考虑，压缩机系统虽有密封，但也可能会有少量气体泄漏，造成压缩机厂房内的易燃气体的积聚，为减少气体爆炸可能性，压缩机厂房上部采用敞开形式。从环保噪音防止方面，相应采取如下措施：机房内的压缩机，在机械上采取措施，尽量降低噪音；压缩机配管，采取优化设计，防振动，减少噪音；压缩机厂房四周设防噪音墙。11.6 绿化设计在吴忠县工业园区建设的工业企业，应符合城市环境卫生的要求。项目153、绿化能起到保护和美化环境的作用，因此绿化设计在本项目内占有很重要的作用。绿化布置应尽量利用项目区内的空地、零星小地块以及管廊下的空地。采用垂直绿化，增加绿化面积。本项目绿化用地分为三个区域，分别是：项目区周围绿化、道路绿化、重点绿化区。项目区和冷却塔周围，可铺砌草皮，栽植灌木，分散种植单棵小乔木并适当布置花坛。在道路两侧设置车道与人行道的绿化分隔带。可种植高大、壮观的常绿树，树下种植灌木带或花、草坪。厂区南端为人流主要出入口，是厂区绿化的重点。厂前设置厂前广场，可种植小灌木、花卉为主的观赏性植物并配置建筑小品、花坛等。靠近道路的边缘应种植行道树。本项目绿化率为19。11.7 环境监测机构及设施154、11.7.1监测及管理本装置在连续生产废水排放处设置废水流量计，对装置内排放的废水进行累积计量。本项目共设有二个废水排放监控池：一个为MEA连续生产废水排放池，另一个是其他生产废水及冲洗水的汇集点。水质分析采用实验室分析的方法进行分析。水质监测由生产装置分析室执行。11.7.2监测项目排放废气主要监测项目为：SO2、NOx、CO2、甲烷烃等，根据环保要求定期监测。废水水质分析项目为CODcr、BOD5、SS、油、氨氮、pH、MEA含量等。11.7.3监测布点及分析废水监测点在连续生产废水排放口设一监测点。间歇废水集水池排出口设一监测点。噪声沿装置边界按每100米，沿界区1米处每年进行一次测定。155、废气监测点将按照石油化工企业排气筒（管）采样口设计规范设计采样口进行主要污染物的监测分析。监测分析项目为O2、CO、NOx、等。11.7.4环境管理机构本项目将设有一名专职环保管理人员，切实贯彻执行环保方针、政策，实施环保工作计划、规划、审查及环保项目的“三同时”工作，执行或委托环境监测、负责事故的调查、分析、处理，编制项目中的环保统计及考核工作。凡属污染治理和环境保护所需的装置、设备、监测手段和工程设施均属环保设施，其投资全部计入环保投资；生产需要又为环保服务的设施按其投资的一定比例计入环保投资。12.0 企业组织、劳动定员和人员培训12.1 企业组织按照国家和股份公司有关精简机构和减员增效156、的总体构思，在工厂管理方面突出生产、突出一线，最大限度地减少或取消非生产人员。销售、财务与生产相分离。本工程所规划的工厂定员不包括销售和财务人员。12.2 生产班制及定员12.2.1 生产班制根据中华人民共和国实行每周五天工作制和本项目的生产特点，除管理人员、技术人员为白班制外，其它的操作工和安全员拟采用每天3班操作5班人员编制。12.2.2 劳动定员本工程劳动定员见下表。外部运输委托第三方物流公司，维修依托社会力量。序号岗位名称管理人员技术人员操作人员辅助人员其他小计备注1厂长112副厂长113计划统计人员664销售人员555工艺工程师226设备工程师227仪表、电气工程师228分析化验工程157、师229安全工程师2210倒班工人464284人备用11文秘及库管3312门卫44合计28207458由于本工程生产技术性较强，要求技术人员和主要操作工具有一定的专业知识。因此本工程主要技术人员及每班班长建议从现有一期装置调剂，其他操作人员从社会上招聘。12.3 人员培训本工程生产操作人员需要进行上岗前培训，学习必要的生产原理和控制原理及紧急事故的处理能力，操作技能的培训必须在同类型的生产工厂进行。培训时间一般不少于6个月。13.0 项目实施计划本工程项目建设应按照基建程序，精心设计，精心施工，坚持质量第一，合理规划工期，组织安排施工建设，是争取早日投产、创优质工程的关键。13.1 建设周期的158、规划实施计划大体分下述四个阶段：第一阶段：项目的前期工作，即从可行性研究报告编制到正式审批，时间约12个月。第二阶段：勘察及设计，即从地质勘察、施工图，时间约13个月。第三阶段：施工、建筑与安装，即从地下工程开始到电仪安装完成止。时间约12个月。第四阶段：试车考核，即从单机试车到考核验收止。时间约3个月。预计从第二个阶段到项目投产需18个月左右。在实施本规划时，经过仔细周密安排后，各阶段之间可以合理交叉，相互协调。力争在最短时间内建成投产，早见效益。13.2 实施进度规划液化天然气工程项目实施计划表序号阶 段时间1编写可行性研究报告及可研评估2011.6-2011.82初步设计编制、修订201159、1.9-2012.23初步设计审查2012.34施工图设计、修订2012.4-2012.105设备等订货2012.116施工2012.11-2013.37调试投产2013.3-2013.6项目自初步设计开始至项目建成投产共计18个月。对长周期的设备和材料，需要提前订货。14.0 估算及资金筹措14.1 工程概况本投资估算为 公司9.72万吨/年液化天然气项目总投资估算。本项目投资估算范围主要包括生产装置、产品储罐区等及配套公用工程。14.2 编制方法14.2.1固定资产费用定型设备按现行市场价格确定，非标设备参照近期同类工程的订货价以及中石化设计概算技术中心站公布的2010年9月非标设备价格，160、并根据市场做相应调整。安装工程费根据单项工程的设备购置费采用综合指标估算，综合指标参照以往类似单项工程情况确定。主要安装材料价格按现行市场价确定。建筑工程费依据相关专业提供的建（构）筑物工程量和单位造价指标估算，单位造价指标的确定参照当地土建工程定额和类似工程指标，并按现行材料价格水平及项目建构筑物的特点予以调整。14.2.2固定资产其它费用土地使用费：400万元估算。勘察设计费参照国家计委和建设部工程设计收费标准和工程勘察收费标准的有关规定，并根据实际情况估算。14.2.3无形资产和递延资产费用。生产准备费按新增设计定员18000元/人的标准估算。14.2.4预备费本项目基本预备费率按6%计161、算。按规定不计涨价预备费。14.3 投资估算依据14.3.1国家和有关部门颁布的有关投资的政策、法规。14.3.2国石化规发（1999）195号化工建设项目可行性研究投资估算编制办法。14.3.3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)、石油化工工程建设设计概算编制办法(修订版)、石油化工工程建设引进工程概算编制办法(2000年版)和石油化工工程建设费用定额的通知”。14.3.4中国石油化工集团公司中国石化咨2005154号“关于印发中国石油化工集团公司石油化工项目可行性研究报告编制规定的通知”。14.3.5中国石化（2006）203号关162、于印发中国石油化工集团公司石油化工项目可行性研究投资估算编制办法试用版）的通知。14.3.6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2005。14.3.7中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数(2008)14.3.8宁夏维吾尔自治区人民政府办公厅文件“宁夏关于天然气销售价格有关问题的通知”14.3.9业主提供的投资估算基础资料。14.3.10各专业提供的设计条件。14.4 项目投入总资金本项目总资金为30000万元，其中建设投资为24000万元，建设期利息2000万元，流动资金为4000万元。14.5 资金筹措本项目建设投资总额30000万元，本项目资金70%由银行贷款解决，贷款利率为6.1%。流动资金70%拟申请银行贷款，贷款利率为6.1%，其余由企业自筹。