1、XXXXXXXXXXXXX有限公司农业综合开发项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月58目录第一章 总论11.1编制依据11.2研究目的11.3研究范围61.4编制原则61.5遵循的标准规范71.6推荐技术路线111.7研究结论111.8存在的问题和建议17第二章 厂址的选择192.1厂址选择过程及原则192.2厂址的地理位置192.3选址结论21第三章 建设规模及总工艺流程223.1原料天然气来源及组成223.2建设规模233.3产品方案233.4总工艺流程2、233.5自动控制32第四章 工艺装置454.1 原料气计量稳压单元454.2 天然气净化单元454.3 天然气液化单元514.4 冷剂循环单元524.5 介质加热系统564.6 工艺部分消耗指标564.7工艺系统设备表56第五章 辅助生产设施615.1 火炬和放空系统615.2 化验室615.3 维修615.4 消防615.5 防腐及绝热66第六章 公用设施716.1 给排水716.2供电746.3 通信816.4 供热886.5 燃料气系统886.6 仪表风空气886.7 氮气系统896.8 采暖通风90第七章 总图、运输917.1总图917.2 储存、运输937.3 建筑94第八章 节能3、988.1 综合能耗分析988.2 节能措施98第九章 环境保护999.1 污染物的来源及处理999.2 绿化1019.3 结论101第十章 劳动安全卫生10210.1职业危害分析10210.2职业危害防护10310.3 预期效果10410.4 建议104第十一章 组织结构和定员10511.1 组织机构10511.2 定员10511.3 培训106第十二章 项目实施进度安排107第十三章 投资估算与资金筹措10813.1投资估算的范围和依据10813.2投资估算10813.3资金筹措109第十四章 财务评价11114.1财务评价依据、基础数据与参数11114.2成本费用估算及分析11114.34、财务指标计算与效益分析11214.4不确定性分析11414.5结论及建议116148第一章 总论1.1编制依据XXXX新能源有限责任公司小时处理量1.25万Nm3天然气液化项目1.2研究目的本天然气液化项目可行性研究的主要目的在于，针对给定的天然气组成、天然气气量，以技术先进、节省投资和经济效益为原则进行全面优化，最终得出优化合理的工艺流程、总图布置、用地范围、供电方案、给排水方案、投资估算等，在全面分析LNG的市场基础上完成整个项目的经济评价，为业主作出正确的投资决策提供依据。1.2.1项目建设的必要性 石油短缺和生态恶化是人类面临的主要问题，能源的短缺将直接影响各国经济的持续发展，而环境污5、染则直接威胁着人类的健康和生存。天然气是世界能源的重要组成部分，除石油、煤炭以外，唯有天然气可实现低成本、大面积开采，而且运输和储存技术已十分成熟，应用广泛，被公认为是一种廉价、清洁、安全、高效的车用燃料。以天然气替代石油已成为世界能源发展的主要方向之一。同时，天然气汽车也是汽车工业发展的一个重要方向。世界上有许多国家在进行LNG 车用技术及加气站技术的研发和使用，LNG 不但适用于城市公交车，同样也适用于出租车和大型货运车辆，尤其是长途车辆。在我国，从2001 年以来，燃气汽车保有量目前已超过22 万辆，19 个重点推广应用城市（地区）加气站数量达712 座以上。截止2007 年，鄂尔多斯市6、的汽车保有量就达325627 辆，其中载客汽车69621 辆，载货汽车42209 辆。目前，XXXX天然气利用仍以工业和居民消费为主，CNG 出租车在呼包鄂三市已经形成了一定规模，xx市和xx市的CNG 加气母子站也正在建设。XXXX中西部是矿产和能源富集区，也是重化工发展比较快的地区，对公路运输能力的要求也在不断提高。丹萨高速、110 国道、包茂高速、210 国道、109 国道、省道103、214 和曹羊线、德敖线等公路组成密集的公路交通网络，使货物运输更加畅通、快捷，运输特点更加突出。可以预见，随着人民生活水平的提高和汽车工业的迅速发展，随着国内各个城市供气系统和全国范围内的加气站网络建设7、的完善，天然气汽车必将得到大力推广。鄂尔多斯煤层气资源、废弃天然气气井的开发利用具有变废为宝、变害为利、节能减排、建设绿色矿山、促进煤矿企业可持续发展、优化能源结构、缓解石油短缺等等一系列重要的意义，它的快速推进符合国家和地区经济发展的总体战略要求。 天然气液化后体积变小这一物理现象，使LNG 可服务于城市燃气负荷的平衡调节。市政天然气的输送和储存，无论其主力气源是管输天然气还是车船运天然气，都需要LNG 的配合，才能较好地发挥功效。例如，民用燃气冬天用得多、夏天用得少，用气户或LNG 装置的检修、输气管网的故障等，都会造成定期或不定期的不平衡。储存LNG 并根据需要气化它，能起到削峰填谷的作8、用。在这方面，LNG 储存具有其它储气方式不可比拟的优势。因此，即使对于100%气体管输的系统，LNG 也是必不可少的手段。1999 年，由法国索非公司帮助上海建设的浦东LNG 液化装置，是我国首座LNG 调峰站，也是LNG 与市政燃气系统相互配合的典型例证。 此外，大量分散的天然气用户必须依赖LNG 才能被连接到天然气供应网络中来。 可见，LNG 已是现代燃气系统的必要组成部分。 液化天然气可作优质的交通运输工具燃料。与用汽油相比，用LNG 驱动车辆具有辛烷值高、抗爆性好、燃烧完全、污染排放少、发动机寿命长、运输成本低等优点；即便与压缩天然气(CNG)比，它也具有储存效率高，一次装填续驶行程9、远，燃料容器压力低、重量轻、装填地点不受供气管网限制等优点。随着环境保护的日益受到重视，社会对汽车的节能减排提出了更高的要求。我国政府提出了“发展清洁能源汽车，调整能源结构， 减少环境污染，改善大气质量”的重要方针，把发展清洁能源环保汽车作为本世纪我国汽车工业发展的一个重要方向，汽车燃料的清洁化、多样化将是我国汽车工业发展的必然趋势。我国现有城市的污染源主要在于车辆尾气。若汽车改烧LNG，有害物排放将大大减少。据美国的测试资料，LNG 车与汽油车相比，尾气中的CH 将由0.54 降至O.26， CO 将由8.35 降至0.03，NOx 由1.92 降至1.23、S0x 由0.71 降至0，Pb10、 也由0.08 降至0。另据国内测试资料，LNG 车比汽油车排放的CH 减少72%，NOx 减少39%，CO 减少24%， S02 减少90%。 LNG 的燃点为650，比汽油高230 多度；爆炸极限为4.7%-15%，比汽油(1%-5%) 更不易爆炸。它与空气相比更轻，泄漏时更容易向上扩散，而不易积聚在地面而引起爆炸。正由于LNG 具有这样的特性，它使用起来要比汽油安全得多。它的这一特点使LNG经历了30 年几乎无事故的发展。1970 年以来，全世界只发生过16 起与LNG 有关的事故。1980 年以来，全世界只有两人的死亡与LNG 有关。 LNG 的上述特性使它的推广使用不存在安全方面的顾11、虑和障碍。 综上所述，建设LNG生产厂不仅可以满足管道未辐射到的大量分散的天然气用户的用气需求，而且可以作为管道气的调峰气源，补充高峰用气时的不足气量，同时也可以作为优质廉价的车用燃料气，因此本项目的建设具有很大的必要性。1.2.2项目建设规模本项目建设规模小时处理量1.25 x104Nm3，液化厂每天分三班生产，每班满负荷运转可产液化天然气9.5x104Nm3，按年产8000h设计。1.2.3项目市场分析 1.2.3.1目标市场由于液化天然气的优异性能和运输的便捷，主要用于城镇居民、公共事业、商业和汽车用气。液化天然气的汽车运输半径为2000km，火车、海运会更远，因此可以说国内大多数城镇都12、在经济合理的运输范围内。特别是XXXX自治区境内和临近省区如北京、东北、华北、西北等地区的城镇。对于这些地区管道天然气未覆盖的城镇，在铺设管道不经济的情况下，液化天然气以其单位运输成本低、综合利用范围广而成为比较理想的选择。本项目的目标市场定位主要有以下几个方向：1）市政燃气 本项目所产LNG 产品将优先考虑用作市政燃气。与发达国家相比，我国的民用燃气起步较晚。全国有配气管网的城市本身就少。有配气系统的城市，配送的天然气也仅占全部燃气的13%。本项目目标市场为XXXX中西部的中小城市，产品将以液化天然气槽车运输至用户。 2）运煤车和公交车用燃料如果本项目产品用于市政燃气后还有余量的话，可以用一13、部分LNG 产品来改造该城市的公交车系统和部分大中型货运车辆。早在2004 年，全国就有了16 个重点推广城市，拥有天然气汽车19.64 万辆。后来CNC 汽车又向其他城市推广。此后510 年内，天然气汽车的数量将有大幅度增长。这些天然气汽车目前大部分是压缩天然气(CNC)汽车，而所有的CNG 汽车，都是LNG 的潜在用户。今年三月，在被认为并不发达的贵阳市，公交车已用上液化天然气。如果能将xx市内的公交车和客运车及周边交通路线上的大中型货运车辆配合进行LNG改装,同时进行LNG 加(燃)料站建设，将促使该城市、乃至该城市所在和邻近的省区，提前驶上环保汽车发展的快车道。1.2.3.2市场容量L14、NG的合理运输半径是2000公里，在此范围内有许多的大、中、小城镇目前已具备天然气消费的需求和足够的承受能力，只苦于气源不足，气源缺口还是相当大的，本项目建成投产后，能够提供的LNG 产品为每小时12500Nm3，如果全部用作市政燃气，只可支持一个约200,000 户的中小城市的用度，同时xx市内的公交车和客运车及周边交通路线上的大中型货运车辆实施LNG燃料改装后其用量也是相当大的,对于其市场容量来说，本项目的产量只会被嫌少而不会被嫌多的，因此本项目的市场前景是非常广阔的。 1.2.3.3 市场价格 根据LNG 在目标市场销售所能接受的价格，粗估了从产地到用户所在地的运输费用和将LNG 配送到15、住户的费用之后，暂定本项目LNG 产品的出厂价为3.0元/标立米(含税)。1.3研究范围本研究的范围包括：天然气液化厂址的建设条件、市场预测，天然气液化厂的天然气净化和液化工艺系统的优化、液化天然气的储存和运输、总图布置、给排水和消防系统、污水处理系统、供电方案、通信系统、自控系统、放空系统等液化厂内的所有内容，以及项目的投资估算、资金来源和项目的财务评价结论等等。1.4编制原则1）积极采用国内外先进、可靠的工艺技术，提高工程技术水平，确保经济合理、安全可靠；保证产品质量和产品的产量，方便操作和管理。2）关键设备选用进口设备，其余设备，在满足工艺技术要求的前提下，优先选用国产设备。尽量降低投资16、减少占地面积。3）遵守国家法令、法规及有关标准和规范，在国内标准、规范没有明确规定时参照ASME、API、NFPA的国际规范执行。4）采用国内外先进的自动控制系统，主要生产过程采用全自动控制，确保装置处于最佳工况下运行；减少管理人员，简化管理体制，在满足生产的条件下，尽量减少操作人员，以降低运行管理费用，提高管理水平。（5）充分考虑HSE，做到安全设施与主要工程设计、施工、投产三同时。1.5遵循的标准规范石油化工项目可行性研究报告编制规定天然气净化厂工程项目可行性研究报告编制规定 Q/CNPC GHY 0205-1999石油和天然气工程总图设计规范SY/T0048-2000液化天然气（LNG17、）生产、储存和装运GB/T 20368-2006液化天然气的一般特性 GB/T19204-2003气田天然气净化厂设计规范SY/T0011-96石油地面工程设计文件编制规程SY0009-2004气田地面工程设计节能技术规定SY/T6331-1997工业企业总平面设计规范GB50187-93天然气脱水设计规范SY/T0076-2003天然气GB17820-1999石油天然气工程设计防火规范GB50183-2004建筑设计防火规范GBJ16-87（2001版）输送流体用无缝钢管GB/T8163-1999石油化工企业环境保护设计规范SH3024-95环境空气质量标准GB3095-96大气污染物综合排18、放标准GB16297-96工业企业卫生防护距离标准GB11654-11666-89工业企业厂界噪声标准GBJ12348-1990低温绝热压力容器GB18442-2001钢制焊接常压容器JB/T4735-1997普通粉末绝热贮槽JB/T9077-1999压力容器无损检测JB4730-97低温液体贮运设备使用安全规则JB6898-1997 低温液体容器性能试验方法JB/T3356.1-1999大型焊接低压贮罐的设计及建造，压力容器安全技术监测规程API-620高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范GB50196-93建筑灭火器配置设计规范GBJ140-90 （1997年版）自动喷水灭火系统设计规范 G19、B50084-2001水喷雾灭火系统设计规范 GB50219-95干粉灭火系统设计规范GB50347-2004建筑给水排水设计规范GB50015-2003室外给水设计规范GBJ 13-86（1997年版）室外排水设计规范GBJ 14-87（1997年版）生活饮用水卫生标准GB5749-85污水综合排放标准GB8978-1996油气厂、站、库给水排水设计规范SY/T0089-96公路水泥混凝土路面设计规范JTG D40-2002厂矿道路设计规范GBJ22-87控制室设计规定HG/T20508-2000自动化仪表选型规定HG/T20507-2000仪表供电设计规定HG/T20509-2000仪表系20、统接地设计规定HG/T20513-2000砌体结构设计规范GB50003-2001建筑结构荷载规范GB50009-2001混凝土结构设计规范GB50010-2002建筑抗震设计规范GB50011-2001钢结构设计规范GB50017-2003建筑结构可靠度设计统一标准GB50068-2001化工、石油化工管架、管墩设计规定HG/T 20670-2000构筑物抗震设计规范GB50191-93建筑地基基础设计规范GB50007-2002建筑地基处理技术规范 JGJ79-2002/J220-2002石油化工企业钢储罐地基与基础设计规范SH 3068-95油罐区防火堤设计规范 SY/T 0075-2021、02石油化工防火堤设计规范 SH 3125-2001门式刚架轻型房屋钢结构技术规程 CECS 102:2002建筑桩基技术规范 JGJ94-94程控电话交换设备安装设计暂行技术规定YDJ20-88国内卫星通信小型地球站VSAT通信系统工程设计暂行规定 YD5028-96通信局（站）雷电过电压保护工程设计规范YD/T5098-2001民用闭路监视电视系统工程技术规范 GB50198-94滩海石油工程通信技术规范 SY/T0311-96建筑与建筑群综合布线系统工程设计规范GB/T503112000工业企业程控用户交换机工程设计规定 CECS 09:89供配电系统设计规范 GB50052-95低压配22、电设计规范 GB50054-9510kV及以下变电所设计规范 GB50053-943110kV高压配电装置设计规范 GB50060-92爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-92建筑照明设计标准 GB50034-2004建筑物防雷设计规范 GB50057-94（2000年版）电力工程电缆设计规范 GB50217-94通用用电设备配电设计规范 GB50055-93油田防静电接地设计规范 SY/T0060-92石油化工企业设计防火规范 GB50160-92石油设施电气装置场所分类 SY0025-95采暖通风与空气调节设计规范 GB50019-2003钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范23、 SY 0007-1999钢质储罐罐底外壁阴极保护技术标准 SY/T 0088-95涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级 GB/T 8923涂装前钢材表面预处理规范 SY/T 0407-97液化天然气设备与安装 ENl473中、高泡沫消防系统 NFPA 11A二氧化碳消防系统 NFPA 12喷淋系统的安装 NFPA 13固定式水喷淋消防系统 NFPA 15干粉消防系统 NFPA 171.6推荐技术路线液化厂主要功能是将经过净化、脱重烃（C3+）后的天然气进行进一步净化处理，在脱除酸气、水、苯和汞后进行液化，生产LNG，运输外销。本次研究推荐的技术路线包括：净化单元中脱二氧化碳，推荐采用MDEA法技24、术路线；脱水工艺推荐采用三塔分子筛流程；脱苯和汞采用专用的脱苯和脱汞剂吸附脱除；液化工艺推荐采用混合制冷机(MRC)液化工艺；LNG储存推荐常压低温储存工艺；LNG充装推荐采用低温泵和低温LNG加注机；运输推荐车运运输方案。1.7研究结论1.7.1推荐方案液化厂推荐工艺方案主要包括：进站调压计量单元、天然气净化单元、天然气液化单元、制冷剂储存系统、制冷剂循环压缩系统、LNG储存装车单元。进站天然气首先经过调压计量单元，该单元实现对进站天然气的调压和交接计量；经过计量稳压后的天然气进入天然气净化单元，在该单元对天然气进行脱二氧化碳、脱H2S、脱水处理，脱碳、脱H2S推荐MDEA工艺，脱水推荐三塔25、流程的分子筛脱水工艺，再生气推荐使用经过回收压缩的BOG；经过净化的天然气进入天然气液化单元，天然气液化推荐混合制冷剂液化工艺；液化后的LNG进入储罐储存，LNG储罐选用1座常压低温储罐，总容量4500 m3,配以BOG压缩机，对BOG进行增压后进分子筛干燥器分子筛用于再生，依靠低温泵实现装车；同时配备独立的LNG加注系统，该系统由两台水容积为50m3的立式LNG低温储罐，两台低温泵，1台增压器，4台加注机组成。1.7.2主要工程量1.7.2.1工艺部分调压计量 2套（1套备用）1.25x104Nm3/h原料气增压装置 2套（1套备用）1.25x104Nm3/h天然气脱碳装置 1套1.25x126、04Nm3/h天然气脱水装置 1套1.25x104Nm3/h天然气液化装置 1套制冷剂储存系统 1套制冷剂循环压缩系统 1套4500m3常压低温储罐1座BOG压缩机2台2个装车位的装车系统（包括地衡）1套1.7.2.2加注系统50m3立式低温储罐 2座低温泵2台增压器1台加注机4台1.7.2.3给排水及消防污水处理系统1套消防水管线系统1套高倍数泡沫灭火系统（4L/s）1套全自动干粉灭火系统2套全自动气体灭火系统1套全自动消防直流喷雾两用炮Q=32L/s2套移动式消防直流、喷雾两用炮Q=32L/s3套绿化水系统1套1.7.2.4供配电系统1套1.7.2.5通信电话系统1套广播/报警系统1套视频27、监控系统1套闭路电视系统1套通信线路系统1套1.7.2.6自控过程控制系统PCS1套紧急关断系统ESD1套火灾及消防系统F&G1套1.7.2.7土建综合办公楼1栋生产用房、辅助用房及设备基础1.7.2.8暖通通风系统1套分体空调10台1.7.2.9总图、运输总占地面积（包括外部道路）6.46x104m2（97亩）绿化面积0.4x104m2站内道路490m1.7.2.10其它工程仪表风系统1套氮气系统1套1主要工程量一览表表1.7-1 主要工程量一览表序号系统(装置)名称单位数量备注1调压计量套2备用1套套21.25x104Nm3/h原料气增压装置套2备用1套套31.25x104Nm3/h天然气28、脱碳装置套141.25x104Nm3/h天然气脱水装置套151.25x104Nm3/h天然气液化装置套16制冷剂储存系统套17制冷剂循环压缩系统套18供配电系统套19仪表风及工厂风系统套110氮气系统套111污水处理系统套112给排水系统套113自控系统套114产品储存系统（包括储罐、压缩机）套115产品装车系统套216通讯系统套117生产辅助设施套118生活、办公设施（包括综合办公楼）套119场区绿化104m20.420站内外管网套11.7.3 主要技术经济指标1.7.3.1建设规模本天然气建设规模为：1.25x104Nm3/h原料气增压处理量：1.25x104Nm3/h天然气脱碳处理量：129、.25x104Nm3/h天然气脱水处理量：1.25x104Nm3/h天然气液化处理量：1.25x104Nm3/h液化天然气储存规模：4500m31.7.3.2产品产量和规格液化厂的主要功能是对进站的天然气进行净化和液化处理，所以该液化厂的产品只有液化天然气（LNG）。产品指标：沸点：-161.04（10kPa）分子量：16.223密度：453kg/m3热容：3.469kJ/kg-低热值：36231kJ/m3H2S/CO2：痕量产量：200t/d(456m3/d)1.7.3.3 定员液化厂全部定员50人。1.7.3.4 占地面积本液化厂内占地面积为：6.46x104m2（97亩）。1.7.3.530、 工程总投资本液化厂总投资为：9823万元。主要技术经济指标见表1.7-2表1.7-2 主要技术经济指标一览表序号名称单位数量备注规划一规模104Nm3/h1.25二年操作时间h8000三原料气及产品1原料天然气104Nm3/a9900满负荷运转情况下2商品LNG104Nm3/a9405满负荷运转情况下四公用工程消耗1水104t/a5.772电104kW.h/a39503燃料气104Nm3/a75.244仪表风Nm3/h150五辅助材料消耗量1分子筛t/a1.52MDEAt/a1.5八总占地面积m26.46x104九建筑面积m21000十项目总投资万元9823.001工程总投资万元9162.031、02建设期利息万元361.003流动资金万元300.00十一生产成本1年均生产成本费用万元61562液化费元/m30.575十二财务评价指标1财务内部收益率（税后）%28.292投资回收期（税后）年3.683借款偿还期年2.54财务净现值（税后）万元88601.7.4 研究结论1)XXXX天然气液化工程的建成，将为周边没有天然气源的城市（城镇）提供民用天然气。2)本工程采用混合制冷剂工艺技术，技术成熟，操作简单。3）本工程采用先进可靠的的工艺技术，建设中多数设备可以实现国产化，少部分设备进口。4）本项目的实施，将会对XXXX自治区的天然气市场和周边管道未辐射地区的能源结构产生一定的影响。1.832、存在的问题和建议1.8.1存在的问题1）因气源情况的变化，引起输气压力及气量的变化，导致输气管道提供的气量不足。2）主要用户因企业效益原因，对用气的需求量减少或对天然气价格的承受能力降低，致使天然气市场的萎缩。3）下游工程的滞后发展，有可能导致下游用户对天然气的需求量在较长的一段时间内不能达到设计规模。以上这些因素对天然气市场的影响是很大的，而对于天然气液化来说，天然气市场的变化对项目的效益影响是至关重要的，因此，充分考虑不利因素，采取确实可行的措施对风险进行规避是十分必要的。1.8.2规避项目风险的建议为减少项目投资风险，提高项目经济效益，首先应从工程投资上进行控制和压缩，对工艺方案进一步优33、化，做到投资最省。另外，要尽快与上游供气方积极协商，保障充足的气源，对下游用户要准确跟踪。既保障上游的供气稳定，又保障下游的市场稳定。对于沿线各地市的潜在用户，应尽快深入调查和接触，保障天然气市场的可持续发展。总的来说，天然气市场是一个变化发展较快的市场，市场风险性较大，但发展潜力也非常大，相对本工程而言，市场风险性相对是比较小的。第二章 厂址的选择2.1厂址选择过程及原则理想的LNG工厂厂址应满足以下条件：1、地质条件稳定；2、接近气源且有充足的水源供应；3、交通方便。本项目将遵循以上几个原则来选址。2.2厂址的地理位置通过综合比选本项目厂址定于XXXX自治区xx市磴口县工业园区。以下是当地34、的自然条件和社会条件情况。1）气象资料磴口县属典型的干旱、半干旱大陆性季风气候，四季分明，无霜期短，日照丰富，降水少，蒸发强烈，多风沙。主要气象条件见表2.2-1。表2.2-1主要气象条件一览表县（旗）磴口平均气压(HPa)870.2平均温度（）9.5极端最高气温（）36.3极端最低气温（）-26.5平均相对湿度（%）55降水量（mm）148.4平均风速（m/s）1.6最多风向EN/WS沙尘暴日20.1雷暴日32.1蒸发量(mm)2410最大冻深（cm）130土壤电阻率502）水文本区地下水主要赋存于白垩系疏松砂岩和第四系风积洪积岩层中，地下水的补给主要来自大气降水入渗和沙漠凝结水，侧向补给较35、少，下面将主要含水类型介绍如下：孔隙裂隙潜水：主要分布于风积砂层、河湖冲积层及基岩表面强风化带中，其特点是岩层结构疏松，颗粒较粗，能直接接受大气降水的入渗补给，储水性和渗水性均好，水质受降水、蒸发量和人为因素综合影响，表现出明显的小区域性特征，此类水在低洼和平原地区埋藏较浅，个别地段形成排水区，其它地区埋藏较深。基岩孔隙裂隙水：主要分布于白垩系志丹群泥砂碎屑岩中，含水层稳定，产水量大，水质较好，一般矿化度小于1gL，最高达5.85gL，是站址、基地集中供水的理想开采层位。岩溶及裂隙混合水：主要分布于大青山南麓地区，包括奥陶系、寒武系、石炭系和古老火成岩、变质岩基岩裂隙水，含水不均匀，主要随岩溶36、和裂隙分布情况变化。3）地形地貌主要地貌类型为山前冲积平原。地形十分开阔、平坦，地下水埋藏浅，一般在0.52.0m左右。4）交通沿线交通发达，110国道为公路交通的主要干道，同时省内公路四通八达，县、乡、村之间道路成网，铁路以京兰铁路贯通呼和浩特、包头、xx市。2.3选址结论由以上地域资料可以看出本项目所选地理位置地质条件稳定、水资源丰富、交通便利，是建设LNG厂的理想位置，完全满足投产后生产及营运的需求。第三章 建设规模及总工艺流程3.1原料天然气来源及组成本天然气液化项目主要原料天然气资源为长庆气田生产的天然气，通过长-乌-临管道及相应支线输送至液化厂。因此，天然气液化厂的气源是确有保障的37、。原料气组成详见表3.1-1。表3.1-1 天然气组成一览表介质长-乌-临甲烷0.927200乙烷0.048500丙烷0.004700异丁烷0.000792正丁烷0.000852异戊烷0.000424正戊烷0.000154己烷异构0.000307正己烷0.000057苯0.000008庚烷及以上组分0.000064氢0.000622氦0.000359氩0.000031氮0.000066二氧化碳0.009900一氧化碳未检出硫化氢未检出其他硫化物未检出氧未检出汞1g/Nm3水余量3.2建设规模本项目建设规模小时处理量1.25 x104Nm3，液化厂每天分三班生产，每班满负荷运转时可产液化天然气938、.5x104Nm3，按年产8000h设计。3.3产品方案3.3.1产品种类液化厂的主要功能是对进站的天然气进行净化和液化处理，原料气是长-乌-临管道的天然气，C3以上的重烃含量较少，所以该液化厂的产品只有液化天然气（LNG）。3.3.2产品质量实际指标及产量l 沸点：-161.04（10kPa）l 分子量：16.223l 密度：453kg/Nm3l 热容：3.469kJ/kgl 低热值：36231kJ/Nm3l H2S/CO2：痕量l 产量：200t/d（折合456m3/d）3.4总工艺流程3.4.1简介本项目建设规模小时处理量1.25 x104Nm3，液化厂每天分三班生产，每班满负荷运转可产39、液化天然气9.5x104Nm3。本项目采用混合制冷剂（MRC）制冷工艺。为了减少设备现场安装工作量，保证安装质量和易于移动，工艺系统的全部设备将最大程度的采用撬装。在压缩机的选用中，主要有电驱动压缩机和燃气轮机驱动压缩机，燃气轮机驱动压缩机投资大，维修工作量大，故本项目推荐电驱动形式。本天然气液化装置将采用混合制冷剂（MRC）制冷液化工艺流程，该流程的特点为：运行灵活、适应性强、相对容易操作和控制、维护方便；流程较简单、操作比较简单、能耗低、一次性投资较低。3.4.2总工艺流程的优选液化厂的工艺系统主要包括净化工艺系统、液化工艺系统和存储系统。工艺优化主要体现在：液化中制冷方式的优化和储存方式40、的优化。3.4.2.1 制冷方式的确定天然气液化为低温过程。天然气液化所需冷量是靠外加制冷循环来提供，配备的制冷系统就是要使得换热器达到最小的冷、热流之温差，并因此获得极高的制冷效率。 天然气液化的制冷系统已非常成熟，常用的工艺有：阶式制冷循环、混合冷剂制冷循环、膨胀机制冷循环。 1）阶式制冷循环 阶式制冷循环1939 年首先应用于液化天然气产品，装于美国的Cleveland，采用NH3、C2H4 为第一、第二级制冷剂。 经典阶式制冷循环由三个独立的制冷系统组成。 第一级采用丙烷做制冷剂，经过净化的天然气在丙烷冷却器中冷却到-35-40，分离出戊烷以上的重烃后进入第二级冷却。由丙烷冷却器中蒸发41、出来的丙烷气体经压缩机增压，水冷却器冷却后重新液化，并循环到丙烷冷却器。第二级采用乙烯做制冷剂，天然气在第二级中被冷却到-80-100，并被液化后进入第三级冷却。乙烷或乙烯冷却器蒸发出来的气体经过增压、水冷后，在并在丙烷冷却器中冷却、液化，循环到乙烷或乙烯冷却器。第三级采用甲烷做制冷剂，液化天然气在甲烷冷却器中被过冷到-150-160，然后通过节流阀降压，温度降到-162后，用泵输送到LNG 贮槽。甲烷冷却器中蒸发出来的气体经增压、水冷后，在丙烷冷却器中冷却、在乙烯冷却器中液化后，循环到甲烷冷却器。 经典阶式制冷循环，包含几个相对独立、相互串联的冷却阶段，由于制冷剂一般使用多级压缩机压缩，因而42、在每个冷却阶段中，制冷剂可在几个压力下蒸发，分成几个温度等级冷却天然气，各个压力下蒸发的制冷剂进入相应的压缩机级压缩。各冷却阶段仅制冷剂不同，操作过程基本相似。从发展来看，最初兴建LNG 装置时就用阶式制冷循环的着眼点是：能耗最低，技术成熟，无需改变即可移植用于LNG 生产。随着发展要求而陆续兴建新的LNG 装置，这时经典的阶式制冷循环就暴露出它固有的缺点：1）经典的阶式制冷循环由三个独立的丙烷、乙烯、甲烷制冷循环复迭而成。机组多（三台压缩机）、冷剂用量大、级间管路连接复杂，导致造价高昂；2）为使实际级间操作温度尽可能与原料天然气的冷却曲线（Q-T 曲线）贴近，以减少熵增，提高效率，如图2.143、-2，用9 个温度水平（丙烷、乙烯、甲烷段各3 个）代替3 温度水平（丙烷段-38、乙烯段-85、甲烷段-160）。如此以来，效率提高了，但流程十分复杂。3）需要相当一部分资金购置和贮存制冷剂。2）混合冷剂循环 有鉴于阶式制冷循环装置复杂、投资高，为此开发了混合制冷循环（Mixed Refrigerant Cycle， MRC）。用一种制冷剂（一般是烃类混合物，如N2、C1C5等），其Q-T 曲线与原料天然气接近一致。利用混合物部分冷凝的特点来达到所需的不同温度水平，既保留了阶式制冷循环的优点，而且又只有1 台压缩机，使流程大于简化，造价也可降低。从原则上讲，由N2、C1C5等组成的混合物，其44、组成比例应依照原料天然气组成、工艺流程、工艺压力而异。一旦确定后组成不易调整，即使能作到这一点，要使整个液化过程（从常温到-162）都按冷却曲线来提供所要求的冷量则是很困难的，充其量只能局部或一部分作到贴近原料天然气的Q-T 曲线。因此MRC 的流程是简单了，但它的效率要比9 个温度水平的阶式制冷循环低。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45、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。 3）膨胀机制冷循环 膨胀机制冷循环是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳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，46、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。为了降低膨胀机制冷循环的功耗，采用N2-CH4双组分混合气体代替纯N2，发展了N2-CH4膨胀机制冷循环。与混合冷剂循环相比，N2-CH4膨胀机制冷循环具有起动时间短、流程简单、控制容易、制冷剂测定和计算方便等优点。同时由于缩小了冷端换热温差，它要比纯氮膨胀机制冷循环节省电耗，但是投资相对较高。N2-CH4膨47、胀机制冷循环的液化流程由天然气液化系统与N2-CH4膨胀机制冷系统两个各自独立的部分组成。在天然气液化系统中，经过预处理装置脱酸气、脱水后的天然气，经预冷器冷却后，在气液分离器中分离重烃，气相部分进入液化器进行液化，在过冷器中进行过冷，节流降压后进入LNG 贮槽。 在N2-CH4制冷系统中，制冷剂N2-CH4 经循环压缩机和增压机（制动压缩机）压缩到工作压力，经水冷却器冷却后，进入预冷器被冷却到膨胀机的入口温度。一部分制冷剂进入膨胀机膨胀到循环压缩机的入口压力，与返流制冷剂混合后，作为液化器的冷源，回收的膨胀功用于驱动增压机；另外一部分制冷剂经液化器和过冷器冷凝和过冷后，经节流阀节流降温后返流48、，为过冷器提供冷量。膨胀机制冷流程中，由于换热器的传热温差很大，可采用预冷的方法对制冷剂和天然气进行预冷，则液化过程的能耗可大幅度降低。从上面的对比可看出级联式制冷循环能耗最低，效率最高，但是系统的复杂程度最高，所以级联式制冷循环逐渐被混合制冷剂制冷循环代替。带膨胀机的制冷循环虽然复杂程度最低，但是比功耗最高，运行成本最高，经济性不好，而且使用了较多高速转动机械，降低了可靠性，和其它制冷循环比不具有优势。而混合制冷剂制冷循环具有流程简单、适应性强、操作运行比较容易的优点，且功耗相对较低，目前被广泛采用。因此本工程推荐采用混合制冷剂制冷循环工艺，液化能耗较低，对于本工程，装置电耗低于0.4 kW49、h/Nm3LNG。且液化冷箱中无高速转动机械，液化冷箱的维护量几乎为零。3.4.2.2存储方式的确定液化天然气LNG在常压下沸点大约为-162，目前对于LNG的储存大约存在两种工艺，一种是常压低温储存；另一种是带压子母罐储存，对两种储存工艺对比列举如下：1）常压低温储存LNG常压储存是采用常压拱顶低温储罐储存LNG，储罐为平底拱盖、立式双层壁结构，外罐底板铺设在平台上，底板上铺设泡沫玻璃砖（作为底部保温层及负荷承载层），内罐底板铺设在负荷分配板上，内罐及液体重力通过负荷分配板均匀分布在玻璃砖上，内罐四周通过多个锚带紧固，防止内槽在举升力作用下，底部产生外凸变形，内外夹层间填充珍珠砂保温层，并且50、充干氮气保护，采用自动调节阀控制，保证夹层压力稳定。储存压力大约为10kPa，BOG通过BOG压缩机增压后返回系统，在每座储罐上至少配备两台低温装车泵用于LNG装车等。常压储存方式尤其适用于大规模储存，特点是投资较省，但是工艺比较复杂。2）带压子母罐储存LNG带压储存通常是采用子母罐储存，子罐一般采用压力罐，设计压力约为0.8MPa，储存压力大约为0.3MPa，母罐主要作用是保冷和抗风荷载，内外罐之间填满保温层。子母罐由于子罐的制造容积受到限制，目前国内最大能够做到250m3，而且目前一个母罐最多容纳子罐12个即1座子母罐最大储存容积为3000m3，因此子母罐储存方式难以满足大规模的LNG储存51、。带压子母罐储存方式不需要配备BOG压缩机，只需配备普通低温泵用于装车等操作。子母罐储存方式优点是工艺简单，缺点是在较大储存规模时投资高。本项目的储存的设计量有4500 m3的储罐，属于较大的储存规模，故本项目推荐采用常压罐储存。3.4.2.3工艺流程简述液化厂按照功能可以分为原料气计量稳压单元、天然气净化单元、天然气液化单元、制冷剂储存系统、制冷剂压缩系统和LNG储存单元。1）原料气计量稳压单元原料天然气在30，2.02.5MPa.G条件下进入本装置，原料气首先经过原料气过滤分离器尽可能除去可能携带的游离液体和机械杂质，再经计量后稳压至2.0MPaG 以后进入LNG 装置的后续系统。原料天然52、气进装置设置有事故联锁切断阀，切断进入装置的原料天然气源，保证装置、人员及附近设施的安全。2）天然气净化单元天然气净化单元主要包括天然气脱硫和天然气脱水两个部分a 天然气脱二氧化碳部分来自调压计量单元的天然气经过过滤器精细过滤后，进入脱二氧化碳单元进行脱二氧化碳处理，本工程选用MDEA吸收脱二氧化碳工艺，天然气由塔底进入MDEA吸收塔，塔顶喷入MDEA溶液，脱二氧化碳后的天然气经过冷却分离进入脱水部分，富MDEA经过再生循环使用。b 原料气脱汞及过滤系统从脱酸气单元来的天然气进入脱汞塔，塔内装脱汞剂，汞与脱汞剂（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53、系统出来的天然气的汞含量小于0.01g/Nm3。硫化物小于3.5mg/Nm3(4ppmV)。c 天然气脱水部分来自脱硫部分的天然气进入分子筛干燥塔进行脱水处理，脱水工艺采用分子筛三塔流程，以4A分子筛作为吸附载体，12h干燥、6h再生，5h冷吹，1h备用，脱水后天然气的水露点降至-100以下，以防止后续的液化单元中生成水化物而造成冻堵，分子筛再生选用干气进行同压再生，再生后的天然气经过冷却分离后增压返回脱水系统。 d 脱苯系统本系统由3 台吸附塔，1 台加热器组成，其中1 台吸附塔处于吸附状态，另2 台处于再生状态的不同阶段；在吸附塔中，苯环化合物被脱除至10ppm，其它烃类被脱除至满足要求。54、3）天然气液化单元来自天然气脱水脱汞单元的净化天然气进入液化冷箱，在板翅换热器中冷却到一定温度后进入重烃分离罐，分离重烃后的天然气返回板翅换热器中继续冷却、液化、过冷，出板翅换热器的过冷高压液化天然气节流到0.3MPaG 后作为LNG 产品，去LNG 储罐储存。4）制冷剂压缩单元本工程采用混合制冷剂制冷循环工艺，混合制冷剂由C1、C2、C3、C5 和N2 组成。来自天然气液化单元的低压混合制冷剂经分离罐进入制冷剂压缩机压缩，一级压缩后进入一级冷却器和分离器，分离后混合制冷剂进入二级压缩，二级压缩后进入二级冷却器和二级分离器，二级分离器顶部的高压制冷剂气体去天然气液化单元，二级分离器底部的高压制55、冷剂液体经制冷剂泵加压后送至天然气液化单元。高压混合制冷剂进入天然气液化单元后，经液化冷箱中的板翅换热器冷却、液化、过冷，然后节流降温降压，返回板翅换热器为天然气液化和高压制冷剂冷却提供所需的冷量，复温后的低压混合制冷剂出天然气液化单元，返回制冷剂压缩单元。5）制冷剂储配单元制冷剂储配单元包括制冷剂储罐、丙烷储罐、丙烷干燥器、丙烷卸车泵、异戊烷储罐、异戊烷干燥器、异戊烷卸车泵、乙烯储罐等设备。用以补充系统中损失的混合制冷剂。6）LNG 储存与装车单元来自天然气液化单元的液化天然气进入LNG 储罐中储存。液化天然气产量为每天456m3，储存能力按9 天计为4104m3，设置一座有效容积为450056、m3 的常压罐。装车台设置二个装车位，配备2 台75m3/h 的LNG 装车泵，一台汽车衡。7）LNG加注系统LNG加注系统的工艺设备包含2台50m3的立式LNG 储罐、2 台低温泵、1 台增压器、4 台加气机。LNG 储罐、低温泵和增压器均布置在围堰内，加气机分别布置在加气区的四个加气岛上。该系统主要用来给车辆加液。3.5自动控制3.5.1 总 论3.5.1.1设计原则 体现当代国际先进水平 安全可靠、控制管理灵活方便 根据工艺要求和生产装置的规模、流程特点，各参数对生产操作的影响等因素，确定测量及调节方式，选用相关的仪表 仪表的防爆类型根据国家有关爆炸和火灾危险场所电气装置设计规范的规定，57、按照仪表安装场所的爆炸危险类别、范围、组别确定 PCS、ESD、火气监控系统及主要仪表采用国外先进设备，以提高系统的可靠性3.5.1.2概述天然气液化站控制系统采用集散型控制系统（DCS）实现对整个站场的集中监视和控制。DCS系统由过程控制系统（PCS）、成套设备控制系统（遥控PLC系统）、紧急关断系统（ESD）和火气控制系统（F&G）组成，各控制系统之间使用通信接口连接。全站所有的检测点信号传入控制系统，实现在中控室对全站进行集中控制和管理。3.5.2 自控系统配置中控室共设置上位机操作站4台，冗余数据服务器2台。上位机操作站同时具有操作站、工程师组态站和系统维护功能，当一台操作站用做它用，58、如在线临时组态，维护系统时，其它任何一台操作站可以方便地取代其完成操作功能。操作站采用全局数据库的设计方法，任何一台操作站都可以看到全站的数据，并具有在线组态，在线和离线故障及自诊断能力。操作站能显示总貌、分组、点细节画面及流程图画面，具有声光报警功能，报警趋势，操作指导显示等。3.5.2.1过程控制系统（PCS）PCS系统可通过I/O模块实现过程数据的采集、控制，并可以向上位机传送数据并接受其控制及组态。该系统采用机架冗余的方案，即采用2块CPU模板分置于2个机架中，采用热备模板连接，构成CPU、通讯热备系统。本系统中2块CPU分为主CPU和从CPU，主从CPU一起工作，一般情况下主CPU完59、成数据采集和控制；热备模板负责监视主从CPU的工作状态，保证两者间的数据同步；在主CPU出现故障时，从CPU会在50ms内切换为主CPU，并接管主CPU的所有工作，保障监控与通讯的连续运行。3.5.2.2 成套设备控制系统（遥控PLC系统）主工艺成撬设备采用遥控PLC系统即远程控制I/O设计，每个撬块自带一个就地PLC控制器。遥控PLC系统的控制器位于工艺撬上的控制盘上。它负责对相应撬块上所有工艺参数的监视与控制。所有的数字和模拟I/O都和他们各自对应的遥控PLC盘相连。通过网络接口，遥控PLC系统可以和DCS系统实现通信。3.5.2.3紧急关断系统（ESD）根据国家规范和关于LNG生产、储存60、和处理的NFPA 59A标准（2001版）的要求，设计紧急关断系统。紧急关断系统采用三冗余可编程序控制器，双电源的冗余结构，互为热备。安全等级为SIL3级（TUV6级）。在操作站上能监视联锁动作及报警显示；ESD系统采用事故安全型，检测端和执行端采用正常带电，事故断电的原则；在ESD上还设置旁路功能，以便于系统启动、操作、维修。紧急关断系统（ESD）分为4级，即： 1级关断（ESD-1）为全站关断。该级关断由天然气液化站的火灾或爆炸引起，该关断级别最高。终端设备除应急支持系统（延时关断）外全部关断并紧急放空。此级别关断手动启动。ESD-1级按钮设有明显的标志及警告牌，并有保护装置防止误操作。 61、2级关断（ESD-2）为工艺关断。该关断由气体严重泄漏或关键工艺参数异常引起的全站停产的关断。它可由操作人员手动启动。也可由火气控制逻辑自动启动。除能执行本级关断功能外，ESD-2级关断将能触发ESD-3及ESD-4级关断。ESD-2级按钮设有明显的标志及警告牌，并有保护装置防止误操作。 3级关断（ESD-3）为工艺段关断。该级关断由工艺段故障或生产系统的重要装置故障引起，可手动或自动启动。除能执行本级关断功能外，ESD-3级关断将能触发ESD-4级关断。ESD-3级按钮设有明显的标志及警告牌，并有保护装置防止误操作。 4级关断（ESD-4）为单元关断。该级关断由单个设备故障引起。此级别关断仅62、关断故障设备，而不影响其它设备的正常操作。ESD-4级关断可手动或自动启动。某一级别的关断指令均不引起较高级别的关断，只能引起本级别及所有相关的较低级别的关断。3.5.2.4火气监控系统(F&G)F&G系统用于探测和报告火情、可燃气体泄漏以及LNG溢出。F&G系统由现场探测设备和中控室安全监控盘组成，控制逻辑由火灾盘中的控制器实现。现场火气探测设备探测到可燃气体泄漏、火情或LNG溢出时，发出信号给安全监控系统，以声光形式报警，提示操作人员确认火情，以采取相应措施诸如启动消防泵阀，开启泡沫、消防喷淋装置等消防设施去通知ESD完成有关的紧急关断。现场探测设备包括：可燃气体探测器、感温、感烟探测器、63、火焰探测器、低温检测探测器、手动报警站等可燃气体探测器主要安装在主工艺装置区、LNG储罐区、装车区等可能有可燃气体泄漏的场所。三频红外火焰探测器主要安装在主工艺装置区、LNG储罐区、装车区。电视监控也作为火灾检测的手段。低温探测器主要安装在主工艺装置区、LNG储罐区和装车区。感温/感烟探测器主要安装在中控室及相关房间。手动报警站安装在厂区、道路、值班室等有人接近的地方。3.5.2.5防雷为保证设备安全和系统的可靠，在检测仪表信号传输接口、ESD系统的所有I/0点、数据通信接口、供电接口等有可能将感应雷电所引起的高压引入系统的部位，均采取防护措施，以避免雷电感应的高压窜入，造成设备损坏。主要的现64、场检测仪表应具有防雷保护的功能。3.5.3 自控系统的功能天然气液化站DCS系统主要对进厂天然气过滤分离及调压计量、酸气脱除、脱水、脱重烃、制冷、液化、LNG储存、LPG储存、LNG和LPG装车外运等过程监控，以及消防、仪表风、给排水、火炬放空等生产装置进行常规检测与PID控制，顺序控制，以及输入输出监视和数据采集，历史数据记录和报表生成打印，报警指示记录打印。通过中控室人机界面的显示器能够显示全站工艺流程图及各种主要工艺参数，工艺变量的历史趋势，机、泵的启停状态，过程控制阀和紧急关断阀的阀位状态，调节阀的开度及状态等。3.5.3.1 数据采集和存储 系统应能检测模拟和数字两种信号，并把数据存65、储在存储器内。 控制室操作人员应能中止对任一模拟输入输出信号的扫描并能修改设定参数。 各模拟输入信号的扫描时间如下：温度、压力2S；电流、流量2S；液位2S；其它4S。 数字输入信号每秒扫描一次。 趋势记录采样时间，根据需要0.5s24h可选，对测量、给定和操作输出均可有趋势采样功能。 应对过程变量的历史数据建立数据库，数据库应每6分种将瞬时值存盘一次，并保留前7天的瞬时值。数据库应保存前3个月的2h平均值和累积值，保存1年的8h、24h、月平均值和累积值。3.5.3.2 控制 连续控制：系统应有连续控制的功能，主要有定值、比值、串级、分程、PID调节等。 顺序控制：系统应有顺序控制功能，执行66、信号的逻辑运算和判断。应可自动完成过程或设备的安全、停止保护。3.5.3.3 报警系统应有下列报警功能 模拟输入信号超出信号范围； 模拟输入信号超出高、低限值； 模拟输入信号变化率超出限定范围； 模拟输出信号超出高、低幅值； 数字输入信号为报警状态； 通讯中断报警； 系统本身故障。3.5.3.4 记录（1）生产运行记录 班记录：每8h打印一次平均值和累积值。 日记录：每天8时打印前一天的平均值和累积值。 月记录：每月第一天8时打印上月的平均值和累积值。 生产运行曲线打印。记录打印可设置为定时打印和随时打印，报表需要汉化。（2）报警记录发生任何一种报警时，应自动启动打印机打印报警数据，也可以根据67、需要手动启动打印机打印报警记录。报警记录的内容要求报警有关信号、报警值、日期及时间，报警时间需精确到秒级。（3）事件记录操作人员的任何操作均作为事件记录,事件记录的内容包括:事件名称、事件内容、发生的日期和时间。可手动或自动启动打印机打印事件记录。3.5.3.5 显示（1）操作人员画面系统应有下列显示并能使用汉字注释： 菜单画面，列出可显示的全部画面的一个目录，可以在此画面上直接调用所需画面。 总貌画面，显示全部过程变量。 组显示画面，在每一组显示画面上，同时显示几个（如8个）相关检测控制点的信息。 点显示画面，在每一幅点显示画面上显示一个检测控制点的全部信息。 趋势显示画面，每幅趋势显示画面68、应在同一坐标上，同时显示至少4个变量的变化趋势。每个变量的变化趋势应以不同颜色显示。应有23种间隔时间供用户自由选择，如1h、8h、24h等。 动态流程图显示画面，用图形、颜色、数据等组合显示装置的运行状态和变量的实时值。 通讯统计显示画面，显示各级通讯状态。 报警显示画面，至少应有2种可供选择的声响和颜色，报警级别用不同的声响区分，并能通过显示画面确定第一报警原因。过程存在的所有报警都应同时显示。 报警总汇和报警记录显示画面。 报警极限操作显示画面。（2）工程技术人员画面工程技术人员应能在工程技术人员画面上方便地进行系统的结构、用户流程图、各类图形和各类记录、报表的生成，同时为系统的二次开发69、及优化控制提供相应的语言和接口。 系统组态画面，在此画面上进行系统结构的生成和各回路、各种显示图形的生成，生成各种顺控和逻辑控制回路画面。 用户图形生成，以CAD方式生成用户流程图画面及其它用户所需的画面。要求提供ISA符号库。 高级语言编程画面，用提供的高级语言可方便的编制各类复杂控制及局部优化软件，用于过程控制的高级语言应具有实时性。 联机记录和报表生成画面，在此画面上至少生成下述联机记录：周期性联机记录、以每小时一次进行的联机记录、报警历史联机记录、操作联机记录。（3）维护人员画面维护人员应能够在该画面上方便地进行整个系统的诊断和维护，能准确地观察到系统发生故障的位置，指导维护人员对全系70、统进行维护。 系统诊断画面，在此画面上显示系统设备、通讯及网络的诊断结果及发生故障设备的位置等参数。 系统维护画面，根据自诊断的结果，该画面显示维护提示指导维修人员工作。 系统资源使用情况画面，显示整个系统中资源的使用及内存分布情况，便于系统的管理。 设备状态画面，显示出发生故障的设备上故障卡件的位置。3.5.3.6 操作 系统应至少提供两种以上的操作，如工程师键盘、操作键盘、鼠标等。 操作安全:操作输入采用密码或键锁方式,规定各操作站和操作员所管辖的范围,对不同级别的操作员、工程师、维修人员、经理所处理的数据范围加以限制。3.5.4 自控仪表选型3.5.4.1 选型原则本工程仪表控制内容主要71、有温度、压力、液位的检测和流量计量、可燃气体检测、火灾检测、低温检测报警等。天然气液化站的现场仪表是检测工艺过程参数、执行DCS命令的关键环节，是控制系统准确、安全、可靠运行的重要依据。针对本工程工艺参数的特点，选择的仪表和执行机构应满足其所处位置的压力等级、温度范围以及所处场所防爆等级的要求，选择的仪表和执行机构必须能满足其工艺所需的可靠性和精确度要求。 现场仪表的选型原则应遵守有关设计规范，选择技术先进、性能可靠、维护方便、适应当地环境条件、经济合理的现场仪表。关键仪表设备在国内产品功能和可靠性不能满足生产需要时，考虑采用进口产品。仪表设备的设计选型应尽量统一，选用设备的制造厂家应尽量少，72、便于维修维护、购买备件和厂家售后服务。3.5.4.2 现场仪表的标准信号、防爆及防护等级需要信号远传的检测仪表全部选用电动仪表，变送器应符合IEC标准，其输出信号为420mA.DC（二线制），直流24V供电。气动调节阀气源压力为0.650.8MPa，调节阀输入气动信号为20100kPa，控制信号为420mA.DC（二线制）。所有阀门的材质、流通能力、允许压差、噪声等级、泄漏量等技术指标都要满足有关设计规范和控制的要求。处于爆炸危险区域内的电动仪表，按隔爆型进行选型设计，其防爆等级不低于dIIBT4；防护等级不低于IP65。3.5.4.3现场仪表选型1）压力检测仪表压力变送器选用带就地表头指示的73、智能压力变送器，变送器的压力检测元件为电容式感压元件。2）温度检测仪表根据需要测量温度的范围，温度检测仪表选用标准的铂热电阻，热电阻采用变送器直接安装在传感器上的一体化温度变送器。3）液位检测仪表储罐液位检测仪表选用一体化超声波液位计。4）流量检测仪表超声波流量计计量精度高，有很宽的量程比，和其他流量计相比有较高的性价比。由于长-乌-临管道天然气出站计量采用超声波流量计，为了不引起计量纠纷，所以进站流量计量选用超声波流量计，并配套流量计算机。包括流量在线计量，温度、压力、密度远传显示，以及自动补偿；流量计算机通过RS 485接口与中控室PCS系统相连，并将流量计算机的所有数据上传至上位机。5）74、调节阀调节阀选用气动直通单座调节阀，阀门自带电气阀门定位器，控制信号为标准420mA信号。6）开关阀消防用开关阀选用气动蝶阀。开关阀自带限位指示开关，以指示开关阀开/关状态。7）火焰探测火焰探测采用三频红外火焰探测器。8）可燃气体检测可燃气体检测选用红外式可燃气体探测器。9）火灾检测火灾检测室内选用感温探测器、感烟探测器。10）低温检测低温检测选用低温检测探测器。3.5.5电缆敷设方式仪表主电缆采用架空桥架敷设方式，主干线与工艺管汇同架，防爆接线盒到一次仪表电缆大部分采用埋地敷设。电缆过路应穿保护管。电缆桥架选用不锈钢桥架。3.5.6 动力供应3.5.6.1电源自控系统由不间断电源（UPS）供75、电，电源为AC 220V5%、50Hz1Hz,单相电源。现场仪表24VDC电源由控制系统提供。3.5.6.2 仪表风仪表风为净化空气，供气压力范围：0.60.8MPa。3.5.7主要工程量自控系统主要工程量见表3.5-1。表3.5-1 推荐方案仪表一览表序号仪表名称主要规格单位数量备注1过程控制PCS系统操作站、控制器、I/O卡、机柜、系统软件等套12成套设备控制系统远程I/O控制器（控制器、I/O卡、系统软件等）套13紧急关断ESD系统控制器、I/O卡、系统软件、操作面板等套14压力变送器420mA，HART协议台35温度变送器420mA，HART协议台36超声波液位计420mA，HART协76、议台17气动开关蝶阀DN100台28气动开关蝶阀DN80台49雨淋阀DN100台310雨淋阀DN100台211气动直通单座调节阀DN100台112超声波流量计及流量计算机精度：0.5，管径：DN80套113火气系统（F&G)包括可燃气体探测器、火焰探测器、感温感烟探测器、低温探头及火气控制盘等套1第四章 工艺装置本天然气液化工程工艺装置包括原料气计量稳压单元、天然气净化单元、天然气液化单元、制冷剂循环单元。4.1 原料气计量稳压单元4.1.1 工艺流程及设备选择原料天然气在30，2.02.5MPa.G 条件下进入本装置，原料气首先经过原料气过滤分离器尽可能除去可能携带的游离液体和机械杂质，再经77、计量后稳压至2.0MPa.G 以后进入LNG 装置的后续系统。原料天然气进装置设置有事故联锁切断阀，切断进入装置的原料天然气源，保证装置、人员及附近设施的安全。4.1.2 操作参数进气压力为2.02.5MPa，操作温度为30；过滤分离器操作压力为2.0MPa。4.1.3 自控水平为保证液化装置的正常、安全运行，计量调压单元设置进站紧急切断阀。以实现对全厂的切断；设置稳压调压阀及流量计量，调压后压力显示报警和开关；过滤分离器压差和温度显示、报警；安全紧急泄放的设施；采用DCS系统自动控制。4.2 天然气净化单元4.2.1 天然气脱酸气部分4. 工艺技术选择对于较大规模及较高碳容的天然气脱酸气工艺78、总体上可以归纳为多种工艺，目前常用的净化方法有以下三种，即醇胺法、热钾碱法、砜胺法。这三种方法的对比见表4.2-1。表4.2-1 三种基本脱酸气方法比较方法脱酸剂脱酸情况及应用MDEA法MDEA法水溶液主要是化学吸收过程，操作压力较小，当酸气分压较低时用此法较为经济。此法工艺成熟，同时吸收二氧化碳和硫化氢的能力强，尤其在CO2含量比H2S较高时应用，缺点是须较高再生热，溶液易发泡。改良热钾碱法碳酸钾溶液中，加入烷基醇胺和硼酸盐等活化剂主要是化学吸收过程，在酸气分压较高时用此方法较为经济，压力对操作影响较大，CO2含量比H2S较高时适用，此法所需的再生热较低。砜胺法环丁砜和二异丙醇胺或甲基二醇胺79、水溶液兼有化学吸收和物理作用，天然气中酸气分压较高，H2S含量比CO2含量较高时，此法较经济，此法净化能力强，能脱除有机硫化合物，对设备腐蚀小，缺点是价格较高，能吸收重烃。本工程的原料气含有微量的H2S和较低含量的CO2 （小于5%摩尔）。天然气液化所要求的原料气的纯度为：H2S的含量低于4ppm，CO2的含量低于50ppm。通过对比以上三种方法并结合现有天然气的组分可以看出MDEA法较适合，因此采用MDEA法脱除CO2和H2S。4.2.1.2 装置工艺流程从进口分离器出来的原料气中CO2的含量约为3%(摩尔百分数)。原料气首先进入MDEA吸收塔的底部。气体逆流向上，并与流向吸收塔底部的调配胺80、溶液（浓度为55%的CS-2020 MDEA的溶液）接触。来自MDEA吸收塔顶部的气体的CO2含量低于50ppm，H2S的含量低于5ppm, 但MDEA吸收塔的吸收工艺使气体浸满水，经过MDEA吸收塔上方的分离器再次分离。从MDEA吸收塔顶上的分离器中流出的气体流向脱水装置进一步脱水。 由吸收塔底部流出的富液先进入闪蒸罐，以脱除被醇胺溶液吸收的烃类。然后，富液经过过滤器后进入贫富液换热器，利用高温贫液将其加热后进入在低压下运行的再生塔上部喷入，使酸气在再生内精馏出来。离开再生塔底部的贫液经过贫富液换热器及溶液冷却器冷却，然后进入吸收塔内循环使用。从富液中汽提出来的酸气和水蒸气离开再生塔顶，经冷81、凝器进行冷凝和冷却，冷凝水作为回流返回汽提塔顶，而回流罐分出的酸气送往火炬。4.2.1.3 主要操作条件脱碳工艺主要由吸附、再生操作组成。吸附操作条件为50、2.0MPa，MDEA循环量为5m3/h，再生压力为0.07MPa，温度为122，再生使用热媒作为热源。4.2.1.4 自控水平天然气脱碳部分整体撬装，利用DCS系统实现对脱碳部分的自动控制；控制参数主要包括吸收塔的液位控制，MDEA循环量控制，闪蒸分离器的压力和液位控制，贫富液换热器温度显示，再生塔的塔底液位、温度控制，塔顶温度、压力、回流量控制，回流罐液位控制。过滤器压差显示、报警，及各设备压力显示报警。4.2.1.5 主要设备选择天82、然气脱碳部分的主要设备包括：MDEA吸收塔，塔顶空冷器、塔顶分离器、富液闪蒸分离器、精密过滤器、再生塔、再生塔顶回流泵、MDEA循环泵、MDEA装料泵等。4.2.2 天然气脱水部分4. 工艺技术选择1）吸附剂由于天然气液化中的最低温度达到-161（10kPa），而脱碳后天然气含有饱和水，所以天然气必须进一步脱水，使其水露点达到液化要求,方可保证处理装置正常运行。常用的天然气脱水方法有节流冷冻法、甘醇吸收和固体干燥剂吸附三种方法。节流冷冻法借助于进站高压，而且脱水露点取决于防冻液使天然气的冰点降，一般脱水露点高于-50oC，因此不能满足本工程要求。甘醇吸收法中常用的吸收剂为TEG，采用气提再生时83、，干气的露点可以达到-30oC，也不能满足本工程的需要。固体干燥剂吸附法根据所选用吸附剂的不同。天然气脱水所能达到的最小露点也不一样，见表4.2-2。表4.2-2 固体干燥剂吸附法脱水比较表 吸附法脱水材料最小露点 oC分子筛-100氧化铝-73硅 胶-60采用不同吸附剂的天然气脱水工艺流程基本是相同的，装置可以互换，无需特别的改动，但脱水效率有所不同。分子筛吸附脱水的原理为气体中的水吸附至固体分子筛干燥剂上，从而将水脱除。分子筛干燥剂基本上可除掉天然气中所有的水，可以满足天然气液化的要求。在本装置中选用分子筛脱水装置，吸附剂为4A分子筛。4A分子筛的主要性能参数见表4.2-3表4.2-3 484、A分子筛性能参数一览表堆密度g/l吸附水容量kgH2O/kg分子筛排除分子孔直径应用范围670720912大于4A大分子4A饱和烃脱水2）脱水工艺为了降低能耗，更便于操作管理，本系统选用三塔分子筛干燥方案。推荐采用特制的分子筛（如UOP公司的 4A-LNG 、LNG-和RK-38）脱水，同时除去天然气内的微量的CO2、H2S和低分子量硫醇。如果原料气中含有汞的话，可采用一层特制的分子筛（如UOP和HgSIV再生型除汞吸附剂）除掉汞，也可以采用载硫活性碳过滤器脱除汞，以便进一步保护下游的钎焊铝制换热器。4.2.2.2 主要操作条件分子筛脱水工艺主要由吸附、再生和冷却操作组成。操作温度为天然气进脱85、水装置的温度45，操作压力为2.0MPa，吸附周期为12h，再生气和冷吹气用量为300m3/h，再生温度为160，再生6h,冷吹5h，备用1h。4.2.2.3 装置工艺流程本系统主要由2 台干燥塔，1台预干燥塔，1 台加热器，1 台冷却器和1 台气水分离器组成，再生所需的气源为工艺天然气，但没有气体损失。本干燥系统的工艺过程如下：气体首先经流量调节回路分成两路。其中一路直接去干燥塔，其中装填的干燥剂将气体中的水分吸附下来，使气体得以干燥。在一台干燥塔出于干燥的状态下，另一台干燥塔处于再生过程。干燥塔的再生过程包括加热再生和吹冷两个步骤。在加热再生过程中，另一路再生气首先经预干燥塔进行干燥，然后86、经加热器升温至160后冲洗需要再生的干燥塔，使吸附剂升温、其中的水分得以解吸出来，解吸气经冷却和分液后再与另一路气体混合，然后去处于干燥状态的干燥塔进行干燥。在吹冷过程中，再生气体直接去处于再生状态的干燥塔，将干燥塔温度降至常温，然后再经加热器加热后去预干燥塔，对预干燥塔中的干燥剂进行加温干燥，然后经冷却和分液后再与另一路气体混合，最后去处于干燥状态的干燥塔进行干燥。整个脱水单元为闭合流程，再生气内循环。原料气在除去酸性气体和水分后，处理后的天然气中CO2含量低于50ppm，H2S的含量低于4ppm，含水量低于1ppm，这样就可以进行液化处理了。4.2.2.4 自控水平为保证天然气脱水部分的正87、常运行，分子筛干燥器应采用DCS系统自动切换吸附、再生和冷却操作；为保证再生温度的要求，天然气加热器出口设温度控制。分子筛干燥器床层温度远传至集中控制室显示；为了确保冷却分离系统不冻堵，脱水后干气管线设置在露点仪，显示脱水后露点并报警；另外空冷器后设置温度显示，再生气分离器设置液位显示、控制，压力显示、控制。4.2.2.5 主要设备选择天然气脱水部分的主要设备包括：分子筛干燥器，再生气空冷器、再生气分离器、再生气加热器、再生气电加热器等。4.3 天然气液化单元4.3.1 装置工艺流程净化处理过的天然气经过MDEA脱碳装置和分子筛脱水装置后，CO2含量低于50ppm，H2S的含量低于4ppm，含88、水量低于1ppm，进入主换热器钎焊铝制换热器，天然气冷却至50左右，冷凝重烃，重烃可能会导致工厂的低温段出现冻结。净化后的天然气，首先进入液化冷箱的切换式换热器中与循环介质进行换热，被冷却到50左右后从切换式换热器底部引出，进入到重烃分离罐冷凝重烃，重烃可能会导致工厂的低温段出现冻结。重烃分离到罐底，而顶部出来的天然气进入主热器继续冷却、液化和过冷到一定的温度、节流降压到贮存压力，这时压力降至约110kPa，温度约-160，然后进入液化冷箱内的LNG 闪蒸罐，分离出的液体，即为LNG 产品送入LNG 贮槽。从LNG 贮槽闪蒸出的气体，在液化换热器和切换板式换热器中复热到常温作为导热油炉的燃料气89、或净化系统的再生气，剩余部分将进入BOG 压缩机压缩后送至用户原料气低压管网。 自控水平天然气液化单元整体撬装，和制冷循环系统联合配置PLC系统实现对天然气液化单元的自动控制；主换热器主要控制：重烃冷分的温度控制在约为-50，避免低温段存在重烃而出现冻结的危险；LNG的流量/重烃冷分分离器压力的串级控制，可以保持或调节液化厂LNG产量；蒸发气压缩机出口压力的控制能确保蒸发气通过主换热器再次液化。4.3.3 主要设备选择天然气液化单元主要设备包括：主冷箱；重烃分离器。4.4 冷剂循环单元4.4.1 装置工艺流程本工程采用混合制冷剂制冷循环工艺，混合制冷剂由C1、C2、C3、C5 和N2 组成。来90、自天然气液化单元的低压混合制冷剂经分离罐进入制冷剂压缩机压缩，一级压缩后进入一级冷却器和分离器，分离后混合制冷剂进入二级压缩，二级压缩后进入二级冷却器和二级分离器，二级分离器顶部的高压制冷剂气体去天然气液化单元，二级分离器底部的高压制冷剂液体经制冷剂泵加压后送至天然气液化单元。高压混合制冷剂进入天然气液化单元后，经液化冷箱中的板翅换热器冷却、液化、过冷，然后节流降温降压，返回板翅换热器为天然气液化和高压制冷剂冷却提供所需的冷量，复温后的低压混合制冷剂出天然气液化单元，返回制冷剂压缩单元。 自控水平和冷箱联合设置一套先进的基于PLC的整体的压缩机控制系统，该系统提供温度控制、无水击控制，过载控制91、，排序/保护，以及通讯界面。4.4.3 主要设备选择冷剂循环单元主要设备包括：各级冷却器和分离器，制冷压缩机。以下部分将就制冷压缩机的驱动型式进行比选。4.4.3.1压缩机组型式选择天然气压缩机一般有往复式、离心式和螺杆式三种类型。往复式是一种容积式压缩机，压缩机中的气体受到压缩，单位体积内气体分子的密度增加从而使气体的压力增加，压缩机适合低流量、高压力的场合，具有排除压力稳定、适应范围广、流量调节范围大、效率高（约95%）和价格较低等优点，但体积大、振动大、易损件较多、维护工作量较大。但是由于往复机维修量大，必须设置备用机，无形的增加设备投资和维护费用，因此本工程不推荐往复机。螺杆式压缩机介92、于往复式和离心式压缩机之间，但是处理量较小，不适用本工程，因此本工程只比较往复式和离心式。离心式压缩机是一种速度型压缩机、气体的压力是由气体分子的速度转化而来，即气体分子获得一个很高的速度，然后在固定元件中使用一部分速度转化为气体的压力势能。离心式压缩机适合大流量、低压缩比的场合，其优点是体积小、振动小、维护工作量较小，但对进出口工况要求严格，效率较低（84%），控制点多，叶轮有喘振问题、压力适应范围狭窄，并且价格较高，由于不需要备用机，投资相对减小，因此本工程推荐离心式压缩机。4.4.3.2压缩机组驱动形式比选1）总论从压缩机的驱动形式上划分可分为电机驱动、活塞式燃气发动机和燃气涡轮机（透平93、）驱动。活塞式燃气发动机一般用作活塞式压缩机的原动机，燃气透平机一般用作离心式压缩机的原动机，电动机通用于两种压缩机，但是需要相应的减速和增速传动装置。采用何种驱动形式需要根据增压机组的配量合理选用，在操作可行性、生产运行费用等方面进行优化研究。2) 选型对比本工程混合冷剂流量比较大，压缩比不高，从我们目前掌握的资料来看，无论采用活塞式还是离心式，无论采用电驱动还是燃气轮机或燃气发动机驱动，在技术上都是成熟可靠的。（1）电机驱动优点：运转时间长，约15万小时，工作可靠；安装成本低，占地面积小；便于实现自动化管理。缺点：对供电条件的依附性较大；流量调节范围有限。电机驱动用于接近城市，有可靠电力供94、应的场所，一次性投资小。（2）燃气发动机燃气发动机和燃气轮机相比，具有较小的热效率，一般在3537%之间，但是它与活塞机具有相同的机组笨重、安装复杂、震动大、辅助设备多等缺点。（3）燃气轮发动机燃气轮机是当前大口径输气管道压缩机的主要原动机，它是一种把燃气内能转化为机械能。具有结构简单、重量轻、外形转化为机械能。具有结构简单、重量轻、外形尺寸小等特点。在气温较低时，能发出更大的功率。通常燃机驱动压缩机组用于野外、 远离城市、 电力供应供应不足的场所，但一次性投资高。本次研究就燃气透平驱动和电机驱动两种方案进行论证，从两种方案的投资、运行费用、操作管理条件、占地面积及能源供应等几个方面进行比较，95、方案一：电机驱动天然气压缩机；方案二：燃气透平驱动天然气压缩机。燃气轮机或燃气发动机驱动：可以省去配电、电能输送和变配过程，运行费用将会大幅度的降低。为了对压缩机驱动形式作更为合理的选择，将电驱动和燃气透平驱动的离心式压缩机组作详细对比见表4.5-1。表4.4-1 不同驱动形式的压缩机对比表序号项目燃气透平驱动电驱动一 机组基本情况1机组台数2（一开一备）3（两开一备）2单台功率3400kW800kW3投资$400万元/台470万元二 年运行费用 万元230601（电费）三 维修费用 万元50050四 驱动配套费用 万元580由上表可以看出，电驱动压缩机的优势是显而易见的，投资少，维护方便，缺96、点是运行费用高，加之本项目所在地区电力供应充足，因此本项目推荐冷剂压缩机采用电机驱动。4.5 介质加热系统热介质加热系统包括一台导热油炉、2台热介质泵和一台热介质罐、一台膨胀罐。用于加热热媒油，为分子筛再生和MDEA再生提供的热量。加热炉出口温度为220，进口温度为150。4.6 工艺部分消耗指标工艺部分消耗指标详见表4.6-1表4.6-1 工艺部分消耗指标一览表消耗名称规格单位数量备注水耗t/d175电耗kW.h/d119693燃料气消耗Nm3/d2280仪表风Nm3/h150分子筛4At/a1.5MDEAt/a1.54.7工艺系统设备表序号设备名称数量备注1.天然气过滤与压缩单元1.1天然97、气过滤分离器21用1备1.2排污罐11.3天然气压缩机组21用1备2.天然气脱酸气单元2.1吸收塔1不锈钢填料及内件2.2天然气冷却器1不锈钢换热管2.3天然气分离器12.4胺液闪蒸罐12.5贫富液换热器1不锈钢2.6贫液冷却器1不锈钢换热管2.7活性炭过滤器12.8再生塔1不锈钢2.9再生塔再沸器1不锈钢换热管2.10酸气冷凝冷却器1不锈钢2.11酸气分离器1不锈钢2.12胺液缓冲罐12.13胺液储罐12.14胺液排污罐12.15消泡剂罐12.16胺液加压泵21用1备2.17胺液循环泵21用1备2.18胺液补充泵1间歇2.19胺液排污泵1间歇3.天然气脱水脱汞单元3.1干燥器33.2再生气加98、热器13.3再生气冷却器13.4再生气分离罐13.5脱汞罐13.6过滤器21用1备4.天然气液化单元4.1液化冷箱1板翅换热器1铝制重烃分离罐1不锈钢低温管道、管件、常温阀门、低温阀门、JT阀1套冷箱绝热材料足量4.2重烃汽化器15.制冷剂压缩单元5.1进口缓冲罐15.2制冷剂压缩机组21用1备5.3制冷剂分离罐15.4制冷剂泵21用1备6.制冷剂储配单元6.1制冷剂储罐16.2乙烯储罐16.3丙烷储罐16.4丙烷干燥器16.5丙烷卸车泵1间歇6.6异戊烷储罐16.7异戊烷干燥器16.8异戊烷卸车泵1间歇7.LNG储存与装车单元7.1LNG储罐14500m3，常压罐7.2LNG装车泵27.3B99、OG加热器18.放空系统8.1放空分离罐1不锈钢8.2放散管19.氮气系统9.1液氮储罐19.2液氮汽化器19.3氮气储罐19.4PSA制氮机系统110.仪表空气系统10.1螺杆空压机210.2气水分离器210.3除油过滤器210.4无热再生干燥器110.5空气储罐110 m311.生产供热系统11.1导热油炉1套80万大卡11.2导热油炉配套设备1套12.循环水脱盐水系统12.1循环水系统1套凉水塔1台350 m3/h循环水泵3台180 m3/h，2用1备配套加药设备1套12.2脱盐水系统1套20 kg/h13.化验室分析13.1常规分析仪器1套13.2离线气体色谱分析仪1台碳氢化合物分析1100、3.3计算机1台13.4打印机1台13.5色谱分析仪配套分析用气设施1套14仪表控制系统14.1中控室仪表控制系统1套DCS系统1套JX-300XPESD系统1套FGS系统1套工程师/操作员站2台操作员站1套打印机1台机柜6面I/O插件1套系统软件1套14.2压力、差压变送器1套14.3可燃气体报警仪（探头）1套14.4常温调节阀1套14.5低温调节阀1套14.6孔板1套14.7干燥器二位开关阀1套14.8紧急切断阀1套14.9铂热电阻1套14.10压力表1套14.11双金属温度计1套14.12磁浮子液位计1套14.13三阀组1套14.14仪表阀1套14.15在线CO2分析仪1台CO2含量02101、00ppm14.16在线水露点分析仪1台露点-100+2014.17UPS1台15kVA,30分钟后备14.18在线气体色谱分析仪1台碳氢化合物分析15.电气控制系统15.110kV高压柜4台高压一路进线15.2380V低压柜7台低压二路进线15.3降压启动装置1套15.4变地地箱（柱）1套16.产品计量系统16.1汽车衡1台最大称重量60吨17LNG充装系统17.150m3立式低温储罐2座17.2低温泵2台17.3增压器1台17.4加气机4台第五章 辅助生产设施5.1 火炬和放空系统该单元包括放空分液罐、凝液提升泵、火炬及相应的点火、密封实施。放空介质通过放空火炬分液罐，可除去300600m102、直径的液滴，从而保证火炬的正常燃烧；火炬由火炬头、长明灯、火炬筒体、塔架及点火系统组成。火炬头上设置有稳焰聚火器，起到回流稳焰作用；火炬头设有长明灯，确保火炬能够及时点燃；火炬规格为2738，H=30m。5.2 化验室液化厂化验项目主要包括天然气、LNG、水、污水、MDEA溶液等，因此本液化厂应建设独立化验室并配套各种化验设备。5.3 维修本工程工艺装置年检维修及大型设备维修委托当地专业维修队伍承担，机械维修和仪表维修主要依托内蒙西部天然气公司已有力量，本厂的维修人员仅负责工艺装置的日常维护和设备、仪表的简单维修。5.4 消防5.4.1 消防系统方案5.4.1.1 设计原则贯彻“预防为主，防消103、结合”的方针，严格执行国家及行业有关消防法规及设计规范。从全局出发，统筹兼顾，结合实际，正确处理生产和安全的关系，全面分析所有可能发生的各种火灾情况，积极采用行之有效的先进的防火和灭火技术，做到保障安全，经济实用。5.4.1.2 消防对象 液化天然气工艺装置区：处理能力1.25x104Nm3/h的天然气液化处理装置1套，每天分三班生产，每班满负荷运转可产液化天然气9.5x104Nm3。 液化天然气储罐区：1座4500m3的全冷冻双金属壳LNG储常压罐； LNG装车、储存区：LNG装车鹤管、装车衡； 办公管理区：1座2层综合楼； 辅助设施区：变电所和消防泵房等5.4.1.3 火灾危险性1）火灾危104、险性分类见表5.4-1。表5.4-1 火灾危险性分类表生产储存类别建（构）筑物名称甲A液化天然气工艺装置区、液化天然气储罐区、LNG装车、储存区丁维修间、配电室戊综合楼、车库、消防泵房2）火灾危险性分析 液化天然气的组成绝大部分是甲烷，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-l62。 液化天然气具有低温、易挥发和易燃易爆的特性。人体接触低温的液化天然气易引起冻伤。泄漏的液化天然气很容易挥发，天然气与空气的混合物具有爆炸性。 液化天然气生产、储存及输送过程的火灾危险性为甲A类。 液化天然气火灾的特点有：火灾爆炸危险性大；火焰温度高，辐射热强；易形成大面积火灾；具有复燃、复爆105、性。 液化天然气一旦从储罐或管道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密度大，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及爆炸。 对于液化天然气类火灾，首先应进行紧急切断气源和冷却，等切断气源后再进行灭火106、；如果不能保证切断气源，则应保证冷却，以控制火势和减少火焰的辐射热，防止对临近设施造成危害。5.4.1.4消防水源 天然气液化厂消防水设置1个消防水池，保障Q80L/s，H=80m的消防冷却水能力保障，配备消防冷却水环状管网作为消防冷却水源。5.4.1.5 消防方案1）天然气液化工艺装置区： 冷却：对混合制冷压缩机、空冷器、制冷剂储罐、立式容器、换热器等设置固定水喷雾冷却系统；其余采用设置在装置区外的固定式消防水炮、移动式消防水炮、消火栓等移动方式冷却； 灭火：采用移动式化学干粉灭火器进行灭火；2）液化天然气储罐区： 冷却：LNG储罐罐顶、阀门、管道等处设置固定水喷雾冷却系统；同时防火堤外配置107、的固定消防水炮、消火栓； 灭火：LNG储罐罐顶灭火采用固定式干粉灭火装置灭火；罐区内围堰池采用固定式高倍数泡沫灭火系统，目的是控制泄漏到LNG收集池内的液化天然气的挥发，并可采用移动式化学干粉灭火器进行灭火；3）LNG槽车装车区、辅助生产区： 设置消火栓进行冷却保护，同时设置移动式化学干粉灭火器进行灭火；4）综合楼： 楼内设置室内消火栓系统进行冷却保护，主控室设置全自动气体灭火系统，其余设置移动式化学干粉或CO2灭火器进行灭火； 天然气液化工艺装置区和液化天然气储罐区设置的固定式消防水炮为直流-喷雾两用消防水炮，消防水炮的进口压力为0.7MPa时，其额定流量为32L/s。固定式消防炮具有自动、108、手动操作功能，其水平回转角度为360，俯仰角为-15+75；移动式消防炮为手动操作。5.4.2 主要设计参数5.4.2.1 主要设计参数1) 水喷雾设计强度表5.4-2 水喷雾设计强度表序号设备喷雾强度L/min.m2所在区域1混合制冷压缩机、空冷器20.4工艺装置区2制冷剂储罐、立式容器、换热器等10.2工艺装置区3LNG罐顶平台钢结构、阀门、管道等20.4LNG罐区4LNG罐顶表面4LNG罐区5LNG罐壁2LNG罐区2) 高倍数泡沫灭火设计参数 泡沫混合液供给强度：7.2L/min.m2 混合液供给时间：40min 发泡倍数：300500 泡沫原液：3高倍数泡沫原液 高倍数泡沫混合液供给量109、为：4L/s3) 化学干粉灭火设计参数 喷射时间：60s 喷射速率：0.04kg/s/m3 备用量：1005.5 防腐及绝热5.5.1 设计原则1）严格遵守防腐蚀有关的设计规范、技术标准和技术规定；2）采用成熟技术、材料，做到经济合理、安全可靠；3）采用防腐涂层与阴极保护相结合的方法，确保防腐效果。4）选用安全可靠的绝热层5.5.2 设备防腐5.5.2.1 选用原则1) 防腐材料的技术可行性与经济合理性统一；2) 根据沿线自然条件不同，因地制宜，选取适宜的涂层。5.5.2.2 设备防腐大气腐蚀是一种电化学过程，是空气湿度、温度、降水量、凝露以及大气组成、灰尘、含盐量等综合作用的结果。在大气腐蚀110、环境中，湿度对腐蚀的影响有着决定性的作用。空气中相对湿度（RH）的大小，决定了大气中金属腐蚀的速度。如水膜中溶解有酸、碱、盐，则会加速大气腐蚀。另外，工业大气的工业废气污染程度决定了它的腐蚀性，工业废气中含有大量的SO2、CO2、CO、Cl2、H2S、NH3等，这些气体在大气中形成了酸雨。酸雨对钢材的腐蚀性强。对于某些需要保温、保冷的设备，因为保温层外面包裹着保护层，该保护层可根据具体要求决定是否涂刷涂料。对于保温层的内壁即设备基材外壁，为了防止因某些不可预见原因具有腐蚀性的大气或水分浸入保温层从而对钢材形成腐蚀，需要在基材外壁涂刷某些防腐蚀涂料。此类可以选择的涂料有环氧粉末涂料、高强度无溶剂111、液体环氧涂料、环氧富锌、无机富锌等。这些涂料对底材均有良好的附着力，涂料具有屏蔽性，能阻挡水、氧、离子的透过。对于不需保冷或保温的罐体，外壁防腐涂料的选择除了具有良好的附着力、耐海洋大气环境腐蚀外，还要耐日光紫外线的曝晒，耐老化、外表美观。这类防腐涂料的结构常常为底漆中层漆面漆或底漆面漆的结构。底漆通常选用环氧底漆、无机富锌底漆、长曝型磷化底漆或环氧富锌底漆，中间漆有环氧云铁中涂漆，面漆有脂肪族聚氨酯面漆、氯化橡胶面漆、高氯化聚乙烯面漆等。设备的内壁要视介质的腐蚀情况来考虑相应的防腐蚀涂料。对于设备或罐介质天然气的，可选用环氧玻璃鳞片涂料或酚醛环氧涂料。介质为清水的大罐内壁可选用高强度液体环氧112、重防腐涂料。，5.5.2.3 LNG储罐防腐LNG储罐为双层罐，完全密封，夹层充干氮气保护，内罐为不锈钢材质。因此仅对外罐外壁进行涂层防腐，防腐结构如下： 罐顶、罐壁、盘梯、栏杆、扶手等外壁：环氧富锌底漆（2道，100m）+环氧云铁中间漆（1道，50m）+丙烯酸聚氨酯面漆（2道，100m）。 罐底外壁：无溶剂环氧重防腐涂料，3道，300m。为减小防腐涂层缺陷带来的腐蚀，采用阴极保护法对LNG储罐外罐底板外壁进行联合保护，阴极保护有牺牲阳极和强制电流两种方法。如采用牺牲阳极法，海岸附近土壤电阻率低，阳极消耗较快，保护年限相对较短，更换维护工作繁琐；因此宜采用强制电流法进行阴极保护，保护寿命较长，113、管理维护方便。通过均压线将将2座LNG储罐相连接作为一个整体，设置一套强制电流阴极保护系统。设计参数为： 自然电位：-0.55V（饱和Cu/CuSO4参比电极） 最小保护电位：-0.85V（饱和Cu/CuSO4参比电极） 最大保护电位：-1.15V（饱和Cu/CuSO4参比电极） 保护电流密度：10mA/m2 设计寿命：20年强制电流阴极保护系统主要包括恒电位仪、阴极保护控制柜、辅助阳极、防爆接线箱、长效参比电极及连接电缆等。恒电位仪放在站内阴极保护间（综合楼）内，阳极地床采用浅埋式，在罐底埋设长效参比电极检测保护效果。主要工程量：表5.5-1 防腐工程量表序号名称数量1恒电位仪 50V/50114、A2台2控制机柜1台3辅助阳极100150040支4防爆接线箱12支5长效Cu/CuSO4参比电极2支6电缆VV22-1KV/150mm240m7电缆VV22-1KV/125mm2600m8电缆VV-1KV/116mm2300m9电缆VV-1KV/16mm2100m10便携式参比电极2支11数字万用表1个5.5.3 管线防腐5.5.3.1 埋地非保温管线埋地钢质管道的防腐层有石油沥青、煤焦油瓷漆、聚乙烯胶带、环氧粉末、环氧煤沥青、聚乙烯包覆层等几种形式。经综合技术、性能、经济对比，推荐选用特加强级环氧煤沥青防腐层。环氧煤沥青采用冷涂覆工艺，较热涂覆的石油沥青和煤焦油沥青有很大的优越性，主要适用115、于水下管道及金属构筑物。该涂料耐矿物油及化学药剂,漆膜不仅耐磨，而且对金属表面有很好的附着力。但是环氧煤沥青的施工条件要求较高，表面必须喷砂除锈，对于温度、湿度都有要求，固化时间较长，要求施工场地较大。5.5.3.2 架空管线架空管线主要受到大气环境的腐蚀，其防腐涂层结构用环氧富锌底漆环氧云铁中涂漆氯化橡胶面漆，干膜厚度300m。5.5.3.3 给排水、消防系统管线内防管线的内腐蚀也是个不容忽视的问题。在水介质中，除了发生一般的电化学腐蚀外，某些条件下（如厌氧环境）也会发生微生物腐蚀。水腐蚀的影响因素很多，主要有溶解氧、电导率、pH值、水质及流速、温度等。在中性水介质中，阴极去极化主要为氧的还116、原，所以溶解氧浓度升高，腐蚀率增大。流速的增加，溶解氧等去极化剂传递速率增加，会增加金属的腐蚀速率。行之有效的防腐蚀方法就是管道内壁喷涂防腐涂料。采用加强级液体环氧内防腐涂料，干膜厚度250m。5.5.3.4 埋地管线的阴极保护考虑到站内管线数量较少，长度较短，对于新建管道及新投用防腐层，宜采取牺牲阳极阴极保护法。该法具有不要外接电源、安装后维护费用低、安装费用低等优点。牺牲阳极根据土壤电阻率的数值大小，可以选择锌合金或镁合金阳极。5.5.4 设备和管线绝热5.5.4.1 保温设备保温采用离心玻璃棉板，管线保温采用离心玻璃棉棉5.5.4.2 保冷由于本项目低温运行温度约-162，因此普通的保冷117、材料难以满足要求，在本项目中双层低温储罐中间层采用珍珠岩保冷，氮气调节中间层压力，罐底采用泡沫玻璃砖，既可以达到保冷目的，又可以承载罐的重力负荷；管线保冷统一采用3层聚氨酯发泡塑料进行隔热，每层聚氨酯发泡塑料的厚度为5060mm。第六章 公用设施6.1 给排水6.1.1 水量平衡6.1.1.1 用水量 本工程给水包括生产用水、生活用水及其他用水。 生产用水主要为循环冷却水及胺液的补充水（软化水）； 生活用水主要是工作人员生活用水和综合值班室卫生器具等用水，工作人员按最大50人计算，长住人员按30人计； 其他用水主要是场地浇洒、道路和绿化用水等。 场地浇洒、道路用水按每3日1次，场地、道路面积按118、总占地面积的10计算； 绿化用水按每3日1次，绿化面积按总占地面积的10计算；本站最高日用水量统计见下表：表6.1-1 最高日用水量表给水类别最大时水量(m3/h)最高日水量(m3/d)供水方式供水水质供水标准用水点压力（MPa）生产用水9216连续软化水0.3MPa生活用水0.167.5间歇饮用水250L/d/人0.25MPa场地浇洒、道路用水0.051.2间歇饮用水2L/m2.次0.1MPa绿化用水0.051.2间歇饮用水2L/m2.次0.1MPa未可预见用水量及管线漏失水量0.071.7饮用水10最高日水量小计9.33223.926.1.1.2排水量厂内的排水主要是生活排水，生活排水量按119、生活给水量的80计。生产排水为软化水处理排放的高硬度排水：1）原料气进装置时从输气管道带入的游离水。水量视上游原料气净化厂情况而定。当输气温度从30降到0时最大水量10kg/h，含机械杂质；2）分子筛吸附干燥器再生带水量12kg/h，含少量分子筛粉尘；3）制氮系统冷干机后排放的空气中的水量，最大10kg/h，含少量压缩机润滑油。装置停车检修时，一次性排放废水：1） MDEA 废水：最大排放量8m3 含MDEA 11-12%（重量）；2） 各水冷却器水侧排放废水 2125m3，含少量油和机械杂质；3） 场地冲洗（用量由工程设计定）本站最高日排水量统计见下表：表6.1-2最高日排水量表排水类别最大120、时水量(m3/h)最高日水量(m3/d)排水方式排水水质生产排水0.0320.768间歇含少量轻质油软水处理0.12.4连续高硬度水生活排水0.0681.63间歇生活排水备注：初期雨水为不计入排水量。6.1.2供、排水方案6.1.2.1供水方案站内新建15m3储水罐1座，由工业园区内的供水管网给水，通过全自动气压供水装置输送至各用水点。供水流程为：园区管网给水储水罐全自动气压供水装置用水点6.1.2.2排水方案天然气液化厂污水处理系统主要包括：站内生活排水、软化水排水、工艺生产区排水以及初期雨水排水。污水处理系统新建污水调储池1座，接收各系统排水（包括初期雨水），进行隔油调节水量，然后由泵提升121、至一体化污水处理装置处理，处理后水质达到国家三级排放标准后由污水泵送至园区污水处理厂。6.1.3循环冷却水系统 表6.1-3本装置的工艺性循环冷却水耗量表项目循环冷却水量（m3/h）备注天然气压缩机30制冷剂压缩机230天然气冷却器5贫液冷却器40酸气冷凝器5再生气冷却器18仪表空气压缩机10PSA制氮空压机10合计348补充新鲜水7.29循环率按98%（工程设计为准）6.1.4主要设备及构筑物表表6.1-4主要给排水设备及构筑物表序号名称及规格单位数量115m3水罐 座12全自动软水器 Q=0.1m3/h套132m3热水器套14调储池10m5m2m座15一体化污水处理装置Q=1m3/h套16122、循环水泵台2 7凉水塔台18无阀过滤器台19加药设备 套110反渗透装置 1 台11FN-20BS-I钠离子交换器进水压力：产水量： 20T/h软化水残留硬度：0.03mmol/L交换柱：不锈钢水温： 5-4512树脂装填量： 960kg（英国漂莱特树脂）进出水管径： D80设备外型尺寸：a.制水系统：长宽高20707302400b.再生系统：长宽高16007301360设备总重量： 2060kg1 套6.2供电6.2.1概述天然气液化装置需要电力，主要供原料天然气压缩机、混合制冷剂循环压缩机、再生气加热器、仪控系统等使用。为保障消防水泵在紧急状态下的投运，消防水泵应采用双路电源。6.2.2用123、电负荷和负荷分级6.2.2.1 用电负荷电源基本要求为：10KV、50Hz0.5Hz、三相三线制，中性点不接地；380V/220V、50Hz0.5Hz、三相四线制，中性点直接接地；高压开关柜操作电源采用直流220V。本工程站内用电负荷主要包括工艺装置、辅助生产设施、公用工程、自控、通信等。总计算负荷为1723.7kW，年用电量为3950104kW.h/a，负荷计算见表6.2-1。表6.2-1工艺性耗电一览表项目功率（kW）电压等级备注轴功率电机功率原料气压缩机228025.5-21235025.525.525.526216000V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz124、380V、50Hz24V、50Hz用2备1主油泵电机辅助油泵电机盘车电机电加热器仪表用电MDEA循环泵200220380V、50Hz用1备1MDEA地下槽泵34380V、50Hz用1备1再生气加热器60100380V、50Hz用1备1混合冷剂压缩机2188527.5-212200027.527.527.528216000V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz24V、50Hz用2备1主油泵电机辅助油泵电机盘车电机电加热器仪表用电MRC循环泵57.5380V、50Hz用1备1BOG压缩机210215380V、50Hz用2备1LNG装车泵2030380V125、50Hz用1备1仪表空气压缩机2630380V、50Hz用1备1循环水泵280290380V、50Hz用2备1凉水塔风机216218.5380V、50Hz仪表控制系统用电2020380V、50Hz锅炉给水泵22.2380V、50Hz用1备1PSA制氮系统371.50.2371.50.2380V、50Hz380V、50Hz220V、50Hz空压机，用1备1加热器仪表用电MRC计量泵0.50.75380V、50Hz用1备1合计4987.26.2.2.2 负荷分级由表6.2-1可知，本工程总计算负荷为4987.2kW。根据供配电系统设计规范（GB50052-95），本工程应采用双电源供电，当一个电126、源发生故障时，另一个电源应不致同时受到破坏。6.2.2.3 电压等级为了选择合理安全的电压等级，提高用电设备的可靠性，降低损耗，根据本站特点，冷剂压缩机电机由10kV电压供电，其它电机由0.4kV电压供电。照明及控制采用0.22kV供电。6.2.3供电电源6.2.3.1供电现状厂址附近有两个高压变电站，可由附近变电站引出10kV线路为该项目供电。6.2.3.2应急电源为站内自控仪表、应急照明及通信设备等负荷设置应急电源，电源采用在线式不间断电源装置（UPS）。6.2.4供配电6.2.4.1供配电网络电压等级根据现有供电条件，本工程由厂外2个不同的10kV电源为本厂供电，电压等级采用10kV，冷127、剂压缩机电机采用10kV供电，厂内其它配电电压等级采用0.4kV。6.2.4.2供配电线路外部电源分别由2个10kV电源引来，2条10kV架空线路各约600m。站内低压配电线路均采用铜芯电缆，敷设方式为直埋及沿电缆沟等，电缆选型考虑防腐蚀、防爆环境要求。6.2.4.3供配电网络结构型式站内设高压配电室1座；10/0.4kV变电所1座；位于辅助生产区，低压配电方式采用放射式。6.2.4.4高压配电室及变电所高压配电室内设KYN-28型移开式金属封闭开关柜，共计13面（进线2面、母联2面、PT 2面、变压器配出2面、10kV电机配出3面、备用2面）,10kV侧采用分段单母线结线。变电所由变压器室及128、低压配电室组成。变压器室安装1250kVA变压器，2台，变比为10/0.4kV，低压配电室内设低压柜18面，0.4kV侧采用单母线分段结线，正常情况下母联断开，两台变压器同时运行（分列运行）。当一台变压器停运时另一台变压器可带全部一、二级负荷。 二次控制保护部分采用微机监控保护综合自动化系统，站用直流电源采用免维护铅酸蓄电池作为直流操作电源。6.2.4.5电容补偿电容补偿采用就地低压补偿方式，电容补偿柜设于变电所内。6.2.4.6电能计量电量计量采用高压计量方式（设置专用计量柜，由电业局负责），站内高压配电室进线柜上安装电能表。6.2.4.7爆炸危险区域配电爆炸危险区域的电气设备选用隔爆型，并129、可靠接地，配电线路采用铜芯电缆埋地敷设。6.2.4.8 电机控制BOG压缩机根据工艺要求设变频控制；原料气增压机和消防水泵设软启动控制，其余电机采用交流接触器启动控制。6.2.4.9照明设计室内安全区的照明选用新型高光效节能光源和灯具，配用节能型镇流器；爆炸危险区内的照明均采用隔爆型灯具；控制室等重要场所设应急照明系统。6.2.5主要设备、材料选型1）电力变压器：采用SCR9-10型干式变压器该产品为环氧树脂干式变压器，采用新技术、新材料、新工艺生产而成，具有免维护、难燃、自熄、无污染、耐潮、防霉、防盐雾、损耗小、噪音低、抗短路能力强等特点。2）10kV高压配电柜：10kV开关柜采用移开式金属130、封闭开关柜，断路器为真空断路器。3）电容补偿柜：电容补偿采用调谐电抗电容补偿柜。4）电力电缆：YJV22、 YJV型铜芯交联聚氯乙烯绝缘电缆。6.2.6防雷、防静电接地1）接地系统爆炸危险区域采用TN-S系统。2）工艺装置区及管线的防雷、防静电 场区内的所有金属管道、支架、容器均做防静电接地。进入装卸区的油品、液化天然气、天然气凝液输送管道在进入点应接地，冲击接地电阻不大于10。 架空和地上管沟敷设的管线及其相关设备始端、末端、分支处及直线段每隔200m应设防静电和防感应雷的接地装置，接地电阻不大于30。 金属管道法兰间可靠跨接。 在爆炸危险区入口处外侧设消除人体静电装置，并可靠接地，接地电阻131、不大于100。 接地极采用L5052500镀锌角钢，接地母线采用404镀锌扁钢。3）弱电、信息设备进行防电磁脉冲设计。4）建构筑物的防雷据建筑物防雷设计规范的规定进行设计，爆炸危险为2区的建筑按2类防雷进行设计。6.2.7主要设备、材料表6.2-3主要设备、材料表序号名称规格、型号单位数量备注1 干式变压器SCR9-10 10/0.4kV 1250kVA台22 10kV高压配电柜KYN-28型面133 UPS电源 380VAC,10kVA套1在线式4微机综合自动化系统套15站用直流电源系统采用免维护铅酸蓄电池套16 低压配电柜GCS-面187 高杆照明灯H=18米,8x400W套28 路灯H=132、8米,1x250W套209 电力电缆ZR-YJV22-10kV 3x95m56010电力电缆YJV22-1kV 4x95m280011 电力电缆YJV22-1kV 3x240+1x120 等km5.812 控制电缆KVV22-750 4x2.5km2.613 防爆按钮只1614 动力配电柜XL-台915 照明配电箱TIX1-面121610kV架空线路LJ-120km1.46.3 通信6.3.1工作内容与工作界面1） 设计工作内容液化厂通信系统工程包括：程控交换机系统、广播报警系统、办公大楼综合布线系统、视频监控系统、闭路电视接收系统等六个系统，以及各建筑物单体内部电话配线和厂区通讯线路。2）工133、作界面液化厂通信系统工作界面为：外部通讯电缆，从征地线内1米开始至厂区内；液化厂通信机房到原有场站间通信部分。6.3.2通信设计方案6.3.2.1 程控电话交换机系统1）程控交换机的容量根据项目实际需要和应用规模，本次设计选用小容量用户型数字程控交换机，最大容量为66线用户线8路模拟中继。2）通信机房通信设备均安装在办公楼一层的的通信机房内，地面铺设防静电活动地板，活动地板装高距地面300mm。机房内电缆走线全部在活动地板下，设备机柜均安装在钢制支架上，整个支架对地面进行加固。设备支撑架的制作应根据到货设备底座的实际测量尺寸进行。6.3.2.2 广播/报警系统厂内设置广播/报警系统一套，为各生134、产岗位、生产工艺区、办公区和宿舍区提供广播及自动报警服务。1）系统要求a、语音广播清晰，音质良好。b、具备扩音、录音、放音、收音功能。c、通过遥控单元，中控室等要害部门可实现远程操作。d、紧急情况报警功能。e、可与程控交换机实现联动。f、紧急情况下的报警功能。2）系统构成系统配置500W广播/报警设备一套。由2台2m机柜组成。其中一面为广播/报警系统，内装冷风单元、监听器、报警信号发生器、前置放大器、中心控制器、电源控制器、检测控制器、检测传输装置、自动测试负载单元，以及生产指挥中心、生产区四台100W功率放大器和2台遥控单元组成。第二面为娱乐广播系统。内装冷风单元、监听器、定时器、收音调谐器135、CD唱机、双卡座以及前置放大器、电源控制器、检测控制器和1台100W功率放大器两种广播/报警设备与各种扬声器及线路构成完整的广播报警系统。3）系统功能a、娱乐广播本系统可以收音广播、CD唱机广播、录放音广播，为生产指挥中心娱乐场所及公共场所提供娱乐服务。当报警机柜的各种信号需向全厂广播时，即可切断娱乐广播信号改播报警机柜信号。b、电话广播当电话机拨出指定的号码时，程控交换机送出一组开关信号，将广播机开通，而对全厂进行电话广播。c、 话筒广播可利用设在前置放大器内的本机话筒，分区或向全厂进行广播。d、 遥控广播遥控单元采用机柜式，当按下遥控开关及分区键后，即可向某一区或全厂进行广播。e、 报警136、广播报警广播由报警信号发生器、室内遥控单元都可以完成。二者为“首入首出”。报警分自动和手动两种，平时将报警选择放在自动位置上，自动报警通过电缆与火气盘联接，平时短路，报警时开路。6.3.2.3 综合布线系统为满足办公区办公自动化，实现办公数据资源共享和外部信息的快速浏览，在办公区设置支干网络交换机，对内管理厂内用户办公数据，对外连接已有通信机房的核心交换机，充分利用已有数据网络和出口资源。本系统设计采用建筑内结构化布线技术，系统所有设备、器材及电缆均符合ETA/TIA 5类标准。可支持100Mb/s高速IP数据通信、语音通信。根据实际情况，本系统由工作区系统、水平电缆系统及设备间子系统三部分组137、成。1）工作区系统由各办公区域的电话、计算机终端设备连接到信息插座的连线和插座组成。本工程出线口均选用双口插座，可插入数据通信用的RJ45插头，也可插入电话用的RJ12插头。 2）水平电缆系统水平电缆系统由信息插座至通信机房配线架之间电缆构成，本系统电缆采用超五类双绞线。3）设备间子系统设备间子系统位于一层通信机房内。由一台千兆位24口交换机、一台网管服务器、以及若干配线架组成。另设置12口百兆交换机供站控DCS系统专用。6.3.2.4 闭路电视系统电视信号可引自已有场站，经本地通信机房内的分之分配系统，出用户线至各房间出线口。1）分支分配系统组成根据需要，办公区电视出线点数暂设为24个，故分138、支分配系统可由一个六分配器和六个串接四分支器组成。器件置于喷涂金属箱，后固定于通信机房综合配线机柜内。2） 用户端在办公室和宿舍设置闭路电视出线口，楼内闭路电视用户线型号为SYV755型同轴电缆。6.3.2.5 视频监控系统天然气液化等油气工艺对场区安全要求很高，为方便办公区内管理人员能直观、全面的监控各个区域的运行情况，视频监控系统是必不可少的，1）功能要求视频监控系统的基本要求是为中控室内值班操作人员提供重要监控点一定范围内清晰、有效的视频图像，并通过存储设备将一段时间内影像资料保存备查。此外，视频监控系统还需有网络传送功能，以便除控制室外其他授权用户获取实时监控图像。2） 系统组成 前端139、图像采集部分：包括摄像机、变焦镜头、防护罩、电动云台及解码器等。 中间传输部分：主要由电源线、视频线、控制线等传输线缆组成。 中心图像显示和处理部分：包括视频主机、控制矩阵、录像机、监视器、控制台等。3）系统说明本系统采用的前端摄像设备配置需与实际摄像范围、中心距离、光照强度、清晰度等条件匹配。安装于不同地点的摄像机按照不同要求分别配置不同防护等级的云台、防护罩、解码器等设施。传输部分视频线为普通SYV-75-5型同轴电缆，电源线由机房统一供给，控制线宜选用2芯屏蔽双绞线。图像显示和处理部分集成于控制台内，使得系统有良好的操作性、实用性，同时不失美观。本次设计初步考虑厂区监控点不超过12个，故140、中心采用12路视频监控主机系统，采用大容量数字硬盘，在跳帧存储模式下12路视频监控影像资料保存时段不小于30天。6.3.2.6 通信线路系统厂办公楼内通信机房和走廊通信线路穿金属电缆桥架敷设，走廊至用户侧出线点部分穿塑料管暗敷。办公楼内通信机房至已有场站通信机房的外部线路采用多孔HDPE塑料管保护埋地敷设。每80米或在过路、转弯、进线等地方设置手孔。6.3.3 通信电源本次通信系统电源等级分为两种：程控交换机系统用的48V直流电源；广播/报警系统、视频监控主机系统、综合布线系统用的220V交流电源。6.3.3.1 直流电源1）开关柜48V直流电源开关柜智能高频开关电源系统。该系统交流输入220141、V 50HZ(源自中控室UPS)，采用额定输出为-48V/15A模块2个并联，与一个监控单元、交直流配电单元组成一体化机柜，机柜内部可放置两组蓄电池。该电源系统具有交流输入过欠压保护，直流输出过压保护、欠压告警，工作过温关断保护。工艺先进，内置监控，可通过RS485口全面监控模块的功能状态。2）蓄电池蓄电池选用阀控式密封铅酸蓄电池，容量为-48V 150AH。选用单体容量为12V 150AH的蓄电池4个。由于蓄电池整体密封结构，密封性好，不漏液，可放置在智能高频开关电源的机柜内。6.3.3.2 交流电源通信机房通信设备的电源除程控交换机采用-48V直流电源外，其余均采用220V交流电源。交流电142、源均直接由中控室UPS电源供电，其电池容量应保证在主电源失效情况下为通信设备和应急照明连续供电4小时以上，本设计中通信设备总的交流负荷按4kW计。6.3.4 接地本次项目中通信系统的工作接地、保护接地、防雷接地采用三合一的接地系统，接地系统电阻要求不大于1欧。应满足通信系统设备的接地要求。通信机房、中控室内应设等电位连接网络，电子设备的金属外壳和机柜、计算机直流地、防静电接地、金属屏蔽线缆外层、安全保护地及各种SPD接地端应以最短距离就近与等电位连接网络直接连接。室外单元的设备用25mm2的铜芯绞线与接地体相接。馈线波导与同轴电缆屏蔽外皮应有两处接地，分别在天线附近和在进入机房的引入口处与接地143、体连接。另外，程控电话交换机、闭路电视监控设备应采用单点接地，设备侧电源线、信号线和控制线等出入需加装电涌保护器(开关型SPD)。6.4 供热6.4.1用热统计用热负荷主要为工艺装置再生用热，主要用热负荷见表6.4-1。表6.4-1主要用热负荷 序号用热点名称负荷 kW备 注1MDEA再生15002分子筛再生240合计1740kW工艺用热来自导热油炉系统。6.5 燃料气系统站内的燃料气主要为回收的BOG，站内燃料气消耗主要是导热油炉的燃气消耗，燃料气来自于进站天然气、闪蒸气和凝液赋热后气体，配置燃气分离器和过滤器各一套，分离过滤稳压后供导热油炉及其它用热单元使用。6.6 仪表风空气天然气液化装144、置需要仪表空气，为气动仪表提供动力气源。仪表空气应符合SH/T3020-2001石油化工仪表供气设计规范的标准要求。6.6.1仪表风用量供风压力 0.50.7MPa(a)仪表风露点 -40oC仪表风用量 最大150m3/h6.6.2.工艺流程空气经压缩，压力达0.7MPa(a)，风冷至40，经气液分离器分离后经前置空气过滤器、空气干燥器和空气过滤器净化后进入仪表风储罐，缓冲稳压后进入净化风管网供仪表用风。6.6.3主要设备表表6.6-1仪表风系统主要设备表序号设备名称规格或外形尺寸数量其他说明1螺杆空压机2台用1备12除油过滤器3台3无热再生干燥装置1台420m3空气储罐1台6.7 氮气系统为145、天然气液化装置提供首次开车和检修时的置换、保持冷箱正压、制冷剂的补充、再生气源、低温系统的加温解冻等。 氮气流量 300Nm3/h（液氮贮槽汽化） 氮气压力 0.8MPa 纯度 99.9% 露点（常压）温度 70 含二氧化碳量 50ppm本装置配10m3,0.8MPa 液氮贮槽，300Nm3/h 0.8MPa 液氮汽化器作为氮气来源。表6.7-1氮气系统主要设备表序号设备名称规格或外形尺寸数量其他说明130Nm3/h制氮空分1套110m3液氮贮槽1套真空绝热2氮气汽化器汽化量：300 Nm3/h1台3氮气平衡罐10m31台4氮气加热器加热量：300 Nm3/h 1台6.8 采暖通风办公室、会议146、室、机房等房间采用分体空调器夏季制冷；冬季采用天然气壁挂炉辐射采暖。空压机房、变电所采用轴流风机强制通风。第七章 总图、运输7.1总图7.1.1总平面布置7.1.1.1总平面布置的原则（1）功能分区明确，工艺流程顺畅，尽量做到流程短、占地少、减少厂区管网，使各系统实现有机的结合。（2）各装置和设施的控制和管理由中心控制完成，生产区按功能和区域划分为少数几个操作区，集中设值班室和配电室。（3）满足防火、防爆、防振、防噪的要求，有利于环境保护和安全卫生。（4）厂区道路连接短捷，顺直，满足消防、运输及设备检修的要求。（5）近期和远期工程相结合，为预留区预留足够的用地面积，预留区施工方便安全。（6）合147、理绿化，营造良好的生产和生活环境。7.1.1.2 总体布置根据功能需要，液化厂设厂前区、辅助生产区、罐区、装车区及工艺装置区。厂前区包括办公楼、中控室等；辅助生产区水处理站、污水处理设施，高低压变电所，空压站等；工艺装置区包括调压计量单元、天然气净化单元、天然气液化单元、冷剂循环单元；罐区包括：4500m3低温常压LNG储罐1座；装车区包括：LNG装车鹤管两台、销售计算机室。各区通过道路有机的连接为一体，既满足运输的要求，又满足消防和设备检修的要求。为了创造一个良好的生产、生活环境，在厂前区种植了大面积草坪和树木，美化环境。厂前区布置在全厂的东北部，主出入口靠近装车区南侧，道路直接接至站外道路148、。工艺生产装置区布置在液化厂西南部，其南侧为罐区。辅助生产区布置在罐区西侧。辅助生产区的北侧是厂前区，其东侧为装车区，装车区设单独的围墙及出入口，将装车区南侧作为槽罐车停车场。7.1.2 道路及场地.1道路该站站外道路接通外部道路，路面宽6.0m，均为混凝土路面。站内道路为城市型道路，路面宽6.0m，道路累计总长430m。进站道路长60m扩宽为25m作为停车场。道路结构型式自上而下一次为:C30混凝土厚20cm、级配碎石厚15cm、碎石厚20cm、素土夯实。7.1.2.2 场地场前区及装车区的场地均为混凝土场地，场前区混凝土场地面积为2500m2，装车区混凝土场地面积为2600m2。 大门本厂149、共设大门4樘，宽9m。7.1.4 绿化设计厂前区及一切裸露土地面种植草坪，距道路边缘0.5m，沿线种植一道小柏树墙，每隔30m留出0.7m间隙，供人穿过。可在适当地方种植松、柏、杨等树木。生产区、防火堤内装置区内不考虑绿化。其他区域可沿距路边0.5m一线种植一道矮灌木墙(高0.3m)，遇人行道断开。厂区周围内侧种植藤本植物，使其沿墙攀缘而上。7.1.5 防火堤在罐区四周设闭合的防火堤。防火堤为土堤，内侧培土，在防火堤不同周边应设置不少于两处的人行台阶。同时在防火堤内部需设置围堰区，围堰区的大小为储罐中液体的总容积，以保证储罐发生的事故对周围设施造成的危害降低到最小程度。7.1.6 主要技术经济150、指标工程总用地面积 6.46x104m2，折合97亩道路及广场占地面积 0.5x104m2厂区大门 1樘建构物面积1000m2装车区围墙长180m装车区大门2樘绿化系数15%7.2 储存、运输7.2.1 产品储运液化厂储运系统主要LNG储存和运输。配置1台4500m3的常压低温储罐，产品依靠汽车运输销售。LNG储罐装有一个蒸发气压缩机，用于将罐中的蒸发气送到主换热器中再次液化。储罐外安装2台LNG泵，装载能力为75m3/h。两台泵互为备用，供储罐装车和外输所用。7.2.2其它运输由于本站生活、办公区和生产区设置在一个场区，因此本站其它运输量主要是维修运输。7.3 建筑7.3.1 设计原则a) 151、建设的内容和面积应满足各种规范的要求。充分考虑周围环境，合理用地，做到总平面布局合理，环境优美，以利于正常的工作和身心健康。按照安全、实用、经济、美观的原则，合理布置平面各系统配套完善合理，以满足客户的使用要求。b)立面造型简洁大方，色调明快，绿化及环境设计力求协调美观，争取创造一个和谐、美观的工作环境。c）抗震烈度7度，设计地震分组: 第二组，框架抗震等级为三级d）防火等级按二级设计。e）使用年限50年。7.3.2设计荷载 地面粗糙度类别: A类 办公室、会议室、接待室、值班室： 2.0 KN/m2 中控室、通讯机房： 7.0 KN/m2 库房： 5.0 KN/m2 活动室： 4.0 KN/152、m2 走廊、楼梯： 2.5 KN/m27.3.3建筑风格 外装修：综合楼采用铝板、玻璃幕墙、石材；生产辅助用房采用外墙涂料。 内装修：地面均铺地面砖，综合楼中控室、通讯机房采用防静电地板，内墙面刷乳胶漆，顶棚刷乳胶漆，综合楼及值班用房石膏板吊顶或铝板吊顶，均采用轻钢龙骨，压缩机棚采用水泥砂浆地面。 屋面：架空隔气层屋面 ，珍珠岩板保温层厚150，防水层为SBS改性沥青防水卷材，有组织排水。 散水：砼散水,宽1000 踢角：磁砖 台阶：综合楼为石材，其余为地面砖 坡道：砼蹉槎面 轻钢结构：钢结构樟丹打底，外刷调和漆，有防火要求的刷防火涂料。 构筑物装修：钢结构樟丹打底，外刷调和漆，有防火要求的刷153、防火涂料，砼构件1：2.5水泥砂浆抹面。7.3.4结构型式建筑物均采用钢筋砼框架结构，外墙填充墙采用240mm厚陶粒砼空心砌块，内墙填充墙采用200mm厚陶粒砼空心砌块，隔墙采用轻钢龙骨石膏板、GRC轻质墙等；基础采用钢筋砼结构，独立基础或条形基础，必要时采用预应力砼管桩。压缩机棚采用轻钢结构，波形钢板顶棚，基础采用钢筋砼结构。构筑物：罐基础采用钢筋砼环墙式，沥青砂面层，砂石垫层，基础采用预应力砼管桩；其它小型罐基础采用砼护坡式基础，沥青砂面层，砂石垫层；水处理池采用钢筋砼结构；地重衡采用钢筋砼结构；设备基础采用钢筋砼结构；管线支架采用钢结构，基础采用钢筋砼结构；罐区防火堤采用土堤，砼预制板面154、层；罐区围堰采用砼预制；围墙采用镂空铸铁艺术制品，基础采用钢筋砼结构。7.3.5综合楼功能分区一层西立面正中设主入口，入口正对门厅、楼梯，门厅、楼梯间宽6米，门厅北侧设中控室、通讯机房，门厅东侧设会议室、值班室、库房；二层设办公室、接待室、男、女厕所、六间公寓。 7.3.6建构筑物一览表表7.3-1建构筑物一览表序号名 称层数层高（m）建筑面积（m2）平面尺寸（mm）数量1综合楼两层一层层高4.2m，二层层高3.6m1000一栋2辅助用房（包括：变压器室、低压配电室、空压机房、值班室、水处理间、泡沫储藏室）一层4.5406.4一栋3计算机室及门卫一层3.6136一栋4压缩机棚一层6.02081155、3X16一栋5调储池10X5一座6水处理设备基础10X5一座750立方米水罐基础4.25一座8气罐基础2X1.5二座9LNG储罐基础15.62一座10LNG储罐区防火堤堤高1.8m总长约40m11地重衡27X3.5一座12主工艺装置区设备基础600立方米约25个13管线支架约3X3约150个14砖围墙高2.2m长264m第八章 节能8.1 综合能耗分析电力：本站在正常生产过程中的主要耗电设备是空冷器、压缩机及其它机泵设备。水：正常生产过程中，工艺装置中只有MDEA装置需要补充新鲜水。综合楼的用水量按30位办公及值班人员考虑。另外还有部分绿化用水。燃料气：主要是制冷压缩机、MDEA及分子筛的再生156、加热。电和燃料气的消耗量统计见表8.1-1。电力消耗统计 表8.1-1 项目 负荷分类计算负荷 (kW)负荷等级 总计算负荷 (kW)4987.2 全厂年用电量(kWh)3950x104燃料气用量：75.24x104m3/a新鲜水用量：5.77x104m3/a8.2 节能措施在确定工艺方案时。充分利用天然气的特点和进站压力，采用混合冷剂制冷工艺，取消辅助制冷系统，极大减少了电耗。装置用热充分利用制冷压缩机回收废热。装置大量采用空冷器，节约用水。分子筛再生气经冷却分离后作返回系统。第九章 环境保护9.1 污染物的来源及处理9.1.1 施工期间污染物的来源及处理在施工过程中存在着机械噪声、人员喧哗157、声，这些影响是局部的、暂时的，随着施工结束，这些影响也将消失。施工过程中排放的施工废水中污染物的含量很低，生活污水量少且分散，可直接外排。9.1.2 正常运行期间污染物的来源及处理9.1.2.1 大气污染物的来源及处理本厂的大气污染物主要为站内排放的天然气和烟尘。泄漏天然气中不含硫化氢，排放的气体符合有关标准，可直接排放。安全阀泄放及终端紧急停车时的天然气全部引入火炬系统燃烧。液化厂在生产过程中均采用密闭流程，阀门、管件选用密封性能良好的产品，选择少泄漏甚至无泄漏产品，在正常情况下无天然气排放。在站场内设有气体检测器，一旦发生意外，及时报警。烟尘控制重点是放空火炬。放空火炬设计选择采用空气助燃158、型低噪音、无烟燃烧型火炬头，采用离心式风机向火炬头燃烧中心区域供氧，增强火焰强度，提高燃烧完全程度，并严格按有关规范设计一定高度的烟囱和火炬，排放的烟气不会对大气造成污染。本站废气排放量见表9.1-1。表9.1-1 天然气液化厂废气排放量序号污染气体源名称组成及特性排放特性排放量104m3/d温度oC压力MPa连续间断1MDEA再生CO2常压连续0.272制氮空分和仪表风干燥解析气N2常压连续0.249.1.2.2 废水的来源及处理液化厂生活污水最高日排量为1.63 m3/d。液化厂设生活污水处理站一座；处理后水质可达到污水综合排放标准（GB8978-1996）中第二类污染物排放三级标准。每天159、生产污水（约0.77m3）经隔油调节水量，然后由泵提升至工业园区的污水处理站。9.1.2.3 噪声的来源及处理液化厂站内的主要噪声源如下：冷剂压缩机、机泵以等。对压缩机进行必要的降噪处理以及有效的隔音消声措施，保证其达到工业企业厂界噪声标准之规定。9.1.2.4 废渣的来源及处理天然气液化厂内废渣的主要来源为生活垃圾以及每年更换的废分子筛和活性炭。分子筛和活性炭无毒，也不含其他污染物，可以填埋处理；生活垃圾可由地方环保部门统一处理。9.1.3 事故状况下污染物的来源及处理事故使由于人为或自然因素造成气体外泄，一旦发生事故，污染物的排放量较大，容易发生火灾，应在短时间内得到控制，避免明火与气体接160、触。9.2 绿化绿化可以改善环境，降低噪声。植物既可以吸收污染物，清洁环境，又可以作为环境污染的警报器，在站内种植一些敏感植物，可以检测污染物是否超标。因此，终端内的绿化是必不可少的。9.3 结论从环境保护的角度来看，本工程是可行的，不会对厂址周围的环境造成不利的影响。第十章 劳动安全卫生10.1职业危害分析本天然气液化工程所涉及的为易燃易爆的天然气、液化气，一旦发生事故，其危害不可估量，另外还有超低温和高温操作环境。所以，本站的安全防范措施极为重要。工程的主要危害因素可分为两部分，其一为自然因素形成的危害或不利影响，包括地震、不良地质、暑热、冬季低温、雷击、洪水、内涝等因素；其二为生产过程中161、产生的危害，包括火灾爆炸、机械伤害、噪声、触电、低温等各种因素。10.1.1 火灾、爆炸天然气处理装置甲类火灾危险装置，生产所用的原料和产品均具有易燃易爆性，爆炸极限5.0-15.0%，装置内的大部分区域均属爆炸危险2区。当系统、压力容器或受压设备处在火灾发生的现场时，系统、压力容器或受压设备内的介质就会受热，体积膨胀，出现超压现象，这些设备受火灾影响越长，所产生的压力就越高，其危险性就越大。10.1.2 毒性物质危险天然气和凝液属轻毒物质，人吸入高浓度的油气可麻醉神经，使人的神经系统受到伤害，严重的可引起强直性痉挛，由于在生产过程中，本装置原料和产品均在密闭的容器和管线内，对操作人员危害的可162、能性很小，只有在检修时，如不严格遵守操作规程，进入充满高浓度油气的容器中时，才可能发生中毒事故。10.1.3 其他危害液化厂内其他安全危害因素主要包括：分子筛干燥器、MDEA再生、外表面的高温灼伤；液化后所有管线和设备超低温装置，对操作人员的低温冻伤；操作平台的坠落事故等。10.2职业危害防护10.2.1 总平面布置严格执行有关防火防爆规范，使平面布置合理，工艺流程顺畅并设有安全可靠的保护措施，易燃易爆生产区域设有可燃气体浓度报警。10.2.2 防火、防爆（1）设备选型先进可靠，自动化程度较高，以确保各设备安全运行；（2）电气、仪表等设备均按照爆炸和火灾危险场所的类别、等级进行选择；（3）站内163、设消防系统，储存罐区设消防水自动喷淋设施及固定式灭火设施，工艺装置区设置必要的冷却设施，站内并配备干粉灭火器及其他移动消防设备；（4）装置的设计为全封闭式，带压容器所排放的油气排入密闭的放空系统；（5）对易燃易爆及压力容器设备设有自控、泄压安全保护设施，自控系统四级自动关断；（6）在有可能泄漏油气的场所，采用强制通风，站内各建构筑物之间留有足够的防火间距，并配备足够的消防设施。10.2.3 其他安全防范措施（1）站场内必要的地区设置避雷针，储罐及管道均采用静电接地；（2）操作平台的梯子、栏杆的设计严格按有关标准执行，并采取防滑措施；（3）生产过程中的LNG，直接与皮肤接触，对人体有冻伤，因此在164、生产操作过程中应注意劳动保护，严格操作规程；（4）分子筛干燥器、MDEA再生塔、热媒系统等的高温外表面设置防烫隔热层；冷箱设置保冷层，储罐采用双层常压罐，杜绝超低温介质和人体接触。（5）各岗位分工明确，确保安全生产；（6）一旦发生事故，除站内的维修队伍力量外，还可以依托临近同类站场和社会的力量，及时解决问题。（7）对操作人员要有必要的安全防护，配备有工作服、防护眼镜、手套等劳动保护用品，防止生产操作过程中对操作人员受到伤害。10.3 预期效果在设计中充分考虑了各种危险因素和可能造成的危害，并采取了相应的处理措施。因此，尽管本终端内的介质为易燃、易爆的天然气、液化气，但只要各工作岗位严格遵守岗位165、操作规程，避免误操作，加强设备的维护和管理，本液化厂可以在设计年限内平稳安全地运行。10.4 建议建议液化厂内部做好安全工作，在可能有易燃、易爆气体散发地点的危险范围之内杜绝明火，工作人员必须穿防静电服，机动车辆严禁驶入生产装置区。第十一章 组织结构和定员11.1 组织机构液化厂的自动化水平较高，所以现场操作人员应采取少而精的配备方案。确定组织机构如下：本站组织机构按部门分设两层机构即管理层和操作层，管理层为技术岗，操作层分为主控室、生产及检修等。11.2 定员劳动定员编制见表11.2-1；表11.2-1劳动定员编制表部门岗位在岗人数班次小计文化程度专业技能职责领导总经理111大学经营、管理及166、外部协调副总经理212大学 综 合 部 门行政管理部313大专计划财务部313大专销售合同部313大学加工、机电安全生产部414 生产运行部经理212中专机电、自控中控326生产428压缩机224公用工程224配电222分析212充装储运224值班机修122总计5011.3 培训液化厂涉及的多为易燃易爆的天然气、液化气物质，一旦发生事故，其危害不可估量，同时超低温和高温操作对人体也会构成大的伤害。所以，对新招职工必须进行上岗前培训，经考核合格后方可上岗，除此之外，还必须对本站的职工进行不定期培训，培训内容主要包括岗位职责、安全注意事项、安全与防护等。第十二章 项目实施进度安排本天然气液化项目，167、计划从项目可研开始到竣工投产需要10个月的时间，投产时间为2010年6月。第十三章 投资估算与资金筹措13.1投资估算的范围和依据13.1.1投资估算的范围对项目建设和生产运营所需投入的全部资金进行估算,包括建设投资、建设期利息和流动资金。13.1.2投资估算编制的依据投资估算执行中国石油化工集团公司暨股份公司现行的石油化工项目可行性研究报告编制规定（2005年）。投资估算执行中国石油天然气总公司石油建设工程项目可行性研究投资估算编制办法（2000年）投资估算执行中国天然气总公司（95）中油基字第79号文件及石油计字200371号文件石油建设工程其他费用补充规定。1、主要设备、材料价格按照市场168、询价。2、引进设备、材料价格按到岸价计价，并计算两税四费。3、采用的外汇兑换率：人民币外汇牌按1美元折合6.8元人民币计算。4、基本预备费为第一、二部分费用之和，扣除引进工程设备费和从属费为基础，按3%计取。5、流动资金采用分项详细估算法计算。13.2投资估算13.2.1建设投资估算根据项目建设方案设计所确定的研究范围和主要工程量，按照2008年物价水平及类似项目对该项目固定资产投资进行估算。建设工程投资为9162万元。13.2.2投资方向调节税根据财政部国家税务总局、国家发展计划委员会“关于暂停征收固定资产投资方向调节税的通知”财税字1992299号文规定，本项目不计取固定资产投资方向调节税169、。13.2.3建设期利息根据国家有关规定，本项目所需建设投资的70%为贷款，有效年利率7.2%，计算公式为：有效年利率=式中 r名义利息，； m每年计息次数。本项目建设期1年，建设期利息361万元。13.2.4流动资金估算流动资金估算按详细估算法计算，达到建设规模时流动资金为 300万元。13.2.5总投资估算 项目总投资=固定资产投资+投资方向调节税+建设期利息+流动资金总投资9823万元。13.3资金筹措13.3.1资金筹措本工程法人资本金比例为30%，其余资金均向银行贷款，国内银行贷款有效年利率为7.2%。流动资金100%为自有资金。第十四章 财务评价14.1财务评价依据、基础数据与参数170、14.1.1财务评价编制依据1. 中国石油天然气股份有限公司颁布的建设项目经济评价方法与参数（2001年）。2.国家计委、建设部颁布的建设项目经济评价方法与参数（第二版）。3.中国石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据（2005年）4.国家有关的财务及税收政策。5.建设项目方案设计的基础数据及甲方提供的原始数据。14.1.2财务评价基础数据与参数本工程建设期1年，生产期16年，计算期17年。年LNG产量及其他基础数据见附表经济评价基础数据表。14.2成本费用估算及分析14.2.1工程成本和费用估算： （1）原材料费（含燃料气费）：原料气价格按1.025元/m3计算，达到建设规模时为1025万171、元。（2）辅助材料费：包括胺液补充、分子筛补充、制冷剂及水费，合计119万元。（3）动力费：年耗电量为3950万kWh/年，电价按0.435元/KWh计算，年动力费为1718.25万元。（4）生产工人工资：设计定员为50人，年工资按3.6万元/人.年，年工资总额为180万元。（5）职工福利费:按生产工人工资的14%计算，为25万元/年。（6）折旧费：按平均年限法计算, 折旧年限14年，残值率0%。（7）维护修理费：按折旧费的50%计算。（8）其他制造费用：按生产工人工资及职工福利费之和的80%计算。（9）财务费用：生产期利息计入财务费用。（10）摊销：该工程投资无形资产按10年摊销计算。（11172、）其他管理费用：按5.0万元/人.年计算。（12）销售费用：按销售收入的0.2%计算。14.2.2成本构成说明成本与费用估算表可以看出，本工程计算期内年平均总成本为14779万元，年平均经营成本13768万元，年平均固定成本1938万元，年平均可变成本12841万元。14.3财务指标计算与效益分析14.3.1销售收入本工程建设规模为每小时处理天然气1.25万Nm3，天然气液化能力200t/d 。根据预测的产品销售量，以项目税后内部收益率12推算本项目LNG售气价格，计算产品销售收入。年销售收入=年产量售气价。详见损益表。14.3.2销售税金及附加本项目所缴纳的税金为增值税、城市维护建设税及教育173、费附加，根据国家规定液化天然气增值税税率为13。销项税=销售收入/（1+税率）税率=销售收入11.5%，并扣减进项税。材料费、动力费、燃料费按100扣除，修理费、其他制造费按50扣除。城市维护建设税：按增值税的7计取。教育费附加：按增值税的3计取。14.3.3利润和所得税企业所得税为33%，税前利润可用来弥补前五年亏损后再纳所得税，税后利润提取20%盈余公积金和公益金，其余为应付利润和未分配利润。14.3.4盈利能力分析按照（税后）基准收益率12% ，反算产品的出厂价为1.80元/ m3。即当进气价为1.025元/ m3时，反算出的售气价为1.80元/ m3，液化费为0.775（元/ m3）。174、根据表-7 “财务现金流量表（全部投资）”可以看出：该项目税后财务内部收益率为12.00% ，税后投资回收期为8.44年，税后财务净现值为0万元；税前财务内部收益率为15.40% ,税前投资回收期为7.43年，税前财务净现值为2274万元。各项指标均能满足行业基准要求。根据表-8“财务现金流量表（自有资金）”可以看出：该项目税后财务内部收益率为14.18% ，税后投资回收期为10.53年，税后财务净现值为746万元；税前财务内部收益率为23.68% ,税前投资回收期为8.89年，税前财务净现值为3076万元。各项指标均能满足行业基准要求。根据表-6 “损益表”和表-1“总投资估算表”可以看出：175、投资利润率（年均利润总额/总投资）x100 9.55投资利税率（年均利税总额/总投资）x100 12.57714.3.5清偿能力分析 由“借款偿还计算表”可以看出，该项目国内借款偿还期为8.11年。14.4不确定性分析14.4.1盈亏平衡分析生产能力利用率=年固定成本/（年销售收入-年销售税金-年可变成本）100% 该项目各年的盈亏平衡点见下图:由上图看出各年的盈亏平衡点是变化的，计算期内平均 盈亏平衡点为60.37% ，说明该项目具有一定的抗风险能力。14.4.2敏感性分析LNG项目在国内尚属新兴产业，尽管可以借鉴国外成熟的建设、运行及管理经验，但也需要我们通过实践来摸索，建立信心。因此对今176、后运行中可能出现的一些不确定因素的影响进行敏感性分析，有利于及早采取对策，化解风险。本项目分别对售气价格、经营成本、工程投资、购气价格和LNG产量作了敏感性分析，见 “敏感性分析表”和“敏感性分析图”。敏感性分析表变化幅度经营成本工程投资售气价格购气价格LNG产量基准收益-10.00%20.17%13.69%0.81%16.73%7.91%12.00%-5.00%16.16%12.81%7.43%14.39%9.99%12.00%0.00%12.00%12.00%12.00%12.00%12.00%12.00%5.00%7.61%11.25%16.27%9.53%13.94%12.00%10.177、00%1.48%10.56%20.34%6.93%15.82%12.00%可以看出，本项目各因素的敏感程度由高到低依次为售气价格、经营成本、购气价格、LNG产量和工程投资，即售气价格、经营成本、购气价格特别敏感，对项目效益影响很大。14.5结论及建议（一）评价结论1）根据计算结果，该项目各项财务指标可以满足基准要求,在经济上是可行的。2）天然气是清洁能源，国家大力支持使用天然气，天然气使用的普及可以减少污染，提高人民生活质量，改善地区投资环境，增加就业机会，具有很好的社会效益。（二）计算结果详见下列附表：1、总投资估算表（表-1）2、经济评价基础数据表（表-2）3、投资使用计划与资金筹措（表-178、3）4、流动资金估算表（表-4）5、年总成本费用估算表（表-5）6、损益表（表-6）7、财务现金流量表(全部投资)（表-7）8、财务现金流量表(自有资金)（表-8）9、资金来源与运用表（表-9）10、资产负债表（表-10）总投资估算表项目名称：小时处理量1.25万Nm3天然气液化项目 表-1序号名称报价（万元）说明1净化系统原料气过滤调压计量单元50原料气增压单元(2)420脱酸性气体单元590脱水干燥脱汞苯单元3402液化系统制冷剂压缩单元（2）1000制冷剂制备单元80氮气单元70液化冷箱单元8003仪表控制系统6504LNG储存及装车系统LNG储罐(4500m3)880LNG装车单元95179、汽车衡85公用工程系统电气控制单元320仪表空气系统45循环软化水单元74供热(或/及导热油)单元125分析化验单元80放空单元10消防(及水池)单元856工艺工程设计工艺包设计80工程设计807设备运输和保险费608工程安装及材料设备安装500工程材料8609土建工程厂房及设备基础1056厂区绿化照明办公楼(1000m3)围墙道路合计8358二其它费用4921.永久征地费1502.建设单位管理费803.工程监理费604.前期工作费475.勘察费206.办公及生活家具购置费107.生产准备费108.联合试运转费309.场地准备及临时设施费2410引进设备材料国内检验费4111水工保护812地震安全性评价613环境评价费314安全评价费3三预备费用3121.基本预备费3123.532.价差预备费四应列入总投资的费用6611固定资产投资方向调节税2建设期贷款利息3613流动资金300五总投资9823