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161可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录第一章 总 论5第一节 项目编制依据及原则5第二节 项目背景及建设的必要性7第三节 焦炉煤气利用方案的选择13第四节 项目范围15第2、五节 研究结果16第二章 市场预测19第一节 产品简介19第二节 产品供需现状及需求预测23第三节 LNG 市场价格分析32第三章 原料来源、生产规模及产品方案37第一节 原料来源及规格37第二节 生产规模38第三节 产品方案38第四章 工艺技术方案40第一节 工艺技术路线比较及选择40第二节 工艺流程简述及特点43第三节 装置物料平衡51第四节 平面布置53第五节 自动控制55第六节 主要设备选择60第七节 消耗指标66第五章 总图、运输、公用工程及辅助生产设施67第一节 建厂条件67第二节 总图71第三节 运输73第四节 公用工程74第五节 维修86第六节 土建87第六章 节能90第一节 3、概述90第二节 装置能耗90第三节 节能措施91第四节 设计中采用的主要标准及规范92第七章 环境保护93第一节 设计依据和设计原则93第二节 生产过程中主要污染源及污染物95第三节 治理措施及预期效果96第八章 职业安全卫生99第一节 设计依据99第二节 生产过程中职业危险因素分析101第三节 防范措施及预期效果109第九章 消防122第十章 组织机构及人力资源配置125第十一章 项目实施计划126第一章 总 论第一节 项目编制依据及原则 1、项目编制依据1.1、重庆市xx煤焦有限责任公司可行性研究报告的委托。1.2、2013年01月上海汉兴能源科技有限公司与重庆市xx煤焦有限责任公司签订的4、30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置可行性研究报告合同及合同技术附件。1.3、重庆市xx煤焦有限责任公司提供的装置设计基础数据及其他资料等1.4、国家发改委和建设部发布的建设项目经济评价方法与参数2006年8月第三版。1.5、国家计委、建设部计投资（2002）发布的可行性研究报告投资指南1.6、中国石油化工总公司石油化工项目可行性研究报告编制规定(2005年版)的通知”，及中国石油化工集团公司项目可行性研究技术经济参数与数据2001。2、项目编制原则2.1、30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置以焦炉煤气为原料，产品为符合国家要求的液化天然气，符合国家发展的产业政策。装置操作弹性505、110，年开工大于8400小时，连续开工时间大于三年。2.2、30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置中，焦炉煤气的净化需要多段处理才能到达进入冷箱生产液化天然气的指标要求，本装置包括脱硫、压缩、吸附净化、甲烷化、深冷等工序，以确保产品质量；2.3、采用先进、成熟、可靠的工艺技术和设备，并尽可能采用先进技术，确保装置技术先进，经济合理，操作可靠，产品质量合格，加工能耗低。2.4、认真贯彻国家关于环境保护和劳动保护的法规和要求。认真贯彻安全第一预防为主的指导思想。严格执行环境保护法，采用环境友好的工艺技术方案，采取切实有效的 “三废” 治理措施，减少环境污染。对生产中易燃易爆有毒有害物质设置必6、要的防范措施。三废排放要符合国家现行有关标准和法规。2.5、贯彻“安全第一，预防为主”的方针，确保新建装置符合安全卫生要求。2.6、平面布置在满足安全、防火的前提下，尽量采用联合布置，节约用地。2.7、装置工艺过程控制采用集散型控制系统（DCS），以提高装置的运转可靠性。2.8、装置所需公用工程新建，火炬等辅助设施尽量依托河原有设施，以减少工程投资。2.9、为节约外汇，除少部分需引进外，主要设备和材料均立足于国内供货。第二节 项目背景及建设的必要性1、项目背景1.1项目性质本项目是焦炉气综合利用项目，即以焦炉煤气为原料，采用现代组合净化及分离工艺，通过甲烷化反应，将焦炉气中的CO 和CO2转化7、为CH4 后提纯并液化，生产合格的LNG 产品，副产的燃料气作为燃料外输。1.2项目承办单位概况重庆市xx煤焦有限责任公司成立于2008年11月7日，公司所在地重庆市xx区，公司经营范围主要是生产销售冶金焦、甲醇、粗苯、硫铵及焦油；销售煤炭、矿石（不含稀有矿石）、普通机电产品、金属材料（不含稀有金属）、汽车配件、五金交电、化工产品（除化危品）、标准件、橡胶制品、建筑材料、百货；人力装卸过磅、代办货物运输。公司现有员工96人，管理和技术人员24人，其中初中以上学历48人，大学本科学历6人，大专学历5人，平均年龄36岁。1.3 国内外焦炉煤气现状及概况中国是全球最大的焦炭生产基地，2009 年焦炭8、产量约为3.53 亿吨，但是出口量不断萎缩，仅为54 万吨，同比下降95.5%。据了解，由全球金融危机导致的国际需求减少是焦炭出口大幅滑坡的最直接原因。此外，由于焦炭属于典型的高耗能、高污染、资源性产品，国家于2005 年5 月取消了焦炭出口享受多年的出口退税政策，2008年又将焦炭出口关税由25%上调至40%。这是导致焦炭出口利润区间收窄的另一个重要原因。第三个方面，中国已成为煤炭净进口国，而焦煤进口量约占煤炭进口总量的1/3。2009 年全国已累计进口炼焦煤3449 万吨，同比增长4.03 倍。随之而来的是主焦煤价格不断上涨。目前，澳大利亚炼焦煤现货价格已经达到1830 元/吨，而国内二级9、冶金焦的价格也不过1825 元/吨。因此，在2009 年，中国焦炭行业经过了有史以来最严重的危机，在成本抬升、下游销售不畅的双向挤压下，为减少焦炭售价大幅下降所带来的损失，许多焦炭企业采取限制产量的方式保炉生产，而小型焦炭企业迫于压力已经关门停产。按照目前煤炭价格计算，焦炭企业购进原料后，加上其它的生产成本，焦炭销售几乎无利润可言。焦炉煤气是炼焦的副产品，其主要成份为H2、CH4、CO 和CO2，是一种良好的化工原料和高热值燃料。但其所含杂质（如各种形态硫、焦油、苯、萘、氨和HCN 等）种类繁多，成份复杂，严重影响了其使用范围。之前较为成熟且经济的方式是以焦炉煤气为原料生产甲醇，但是由于受甲醇10、产品市场的影响和资金限制，规划生产甲醇的企业均停止了进展。因此，大规模的焦炉气面临直接被排放的危机，这成为困扰企业和政府的难题。2009 年11 月26 日，国务院公布控制温室气体排放的行动目标，决定到2020 年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005 年下降40至45。各级政府及监管部门相继出台了政策及调控措施，加大了对焦化、化工和钢铁等高污染、高耗能行业的监控。在此背景下，建设焦炉煤气制LNG 项目，是实现焦炉煤气的综合利用和下游产品的多元化，从根本上治理环境、解决焦化企业困境的必然选择。1.4 重庆燃气供应现状及规划概况1.4.1燃气供应现状重庆的天然气产业是在1952年工业用气的基础上11、发展起来的，至1982年，工业用气管网已遍布主城区。从1982年起,天然气逐步进入民用领域。经过20多年的发展,现全市40个行政区域中已有37个行政区域使用上了天然气。2008年，重庆市天然气消费总量达47. 5亿立方米，比2007年增长了2. 9亿立方米。其中，工业用气31. 7亿立方米，CNG用气5亿立方米，商业、公共建筑、居民用气10. 8亿立方米。全市新发展民用天然气用户20余万户，累计天然气民用户达280余万户。全市新建压缩天然气汽车加气站9座，累计投产压缩天然气汽车加气站75座，使用天然气的汽车约5. 3万辆，年替代汽油35万多吨。全市天然气基础设施新建、改造共投入资金近2. 5亿12、，新建天然气主干管道700余公里。其中，投入资金约3 000万元，完成陈旧供气设施约80公里主干管、100公里庭院管道、100座阀井阀室、500台调压箱的改造工作。根据对天然气市场的需求情况，目前，重庆市天然气市场正处于高速发展阶段。燃气供应存在的问题(一)天然气供需平衡问题突出随着重庆经济的高速发展，全市对天然气需求呈高速增长趋势，天然气供需平衡问题日益突出。作为重庆天然气供给主渠道的中石油西南油气田公司受老气田综合递减率增高、天然气需求弹性小、新气田投产效果不理想等因素影响，产气严重不足。据2010年重庆经济展望蓝皮书预测：重庆天然气供应缺口为7亿8亿立方米。这导致重庆一些已建成的需要天然13、气作为原料的工业项目无法投产，CNG加气站排队加气状况日趋严重，民用气也相应供应不足，严重影响到群众的正常生活。(二)天然气的市场机制未发挥调节作用相对煤炭石油而言，天然气属于清洁能源，由于其价格与可替代能源价格没有进行合理的挂钩，因此，一方面造成近年来重庆掀起一股“煤改气”、“油改气”热潮;另一方面，重庆许多地方都纷纷规划在未来几年建设天然气化工工业园区，特别是天然气甲醇项目，这都是依据目前国内天然气价格水平而进行规划的。这种加快发展利用天然气为燃料的项目，容易造成市场上部分产品供大于求。一旦天然气价格与可替代能源价格挂钩，企业的生产成本将会不断增加，从而可能导致企业项目亏损。此外，一些工业14、用户也往往采用“项目先行，手续后补”的方式，在没有向有关方面落实用气之前就动手实施天然气工程项目，造成了部分地区天然气供不应求的局面。1.5 焦炉煤气利用与未来天然气发展焦炉煤气是焦化产业主要的副产品之一。每炼1吨焦炭，会产生400立方米左右的焦炉煤气。这些焦炉煤气中的一半用于回炉加热，另外约200立方米必须使用专门的装置进行回收利用。随着国家节约能源法、循环经济促进法的颁布实施以及环境保护力度的加大，那些尚未得以利用焦炉煤气的焦化企业，正积极寻求焦炉煤气充分利用、绿色利用、高附加值利用的有效途径。否则只能直接排入大气，或者燃烧排放（俗称“点天灯”）。国家统计局的数据显示，2007年全国规模以15、上焦化企业共生产焦炭3.28亿吨，超过了全球焦炭总产量的50。如此算来，全国每年白白排放掉的焦炉煤气就有600多亿立方米。这既浪费了资源，也极大地污染了环境。目前城市有大量的未被利用的焦炉煤气，其发展和能源战略的总体要求又将城市未来的主气源定义为天然气。众所周知，焦炉煤气和天然气没有互换性，焦炉煤气不能直接输送到天然气管网供用户使用，在重庆市如何即利用好现有的焦炉煤气又能和天然气衔接，是重庆市能源利用所面临的一个难以用常规途径解决而又不得不解决的新课题。1.6 项目建设方案与规模的确定1.6.1 项目建设方案的确定由于采用变压吸附技术从焦炉煤气中分离出CH4后再次进行深冷制取液化天然气，相对于16、直接深冷液化后分离的工艺流程能耗会大大的增加。而且焦化公司同时有未利用的焦炉煤气，如果能利用这种煤气无疑将大大地提高装置的经济效益。因此确定采用：焦炉煤气吸附净化甲烷化深冷分离LNG的工艺方案。这样可最大限度地利用焦炉煤气资源多产LNG，经济效益显著。焦炉煤气的变压吸附净化技术、气体甲烷化技术和含CH4纯净气体的深冷液化分离LNG技术都非常成熟，将这些成熟技术有机地组合在一切的总体技术风险也较小。1.6.2 项目规模的确定重庆市xx煤焦有限责任公司目前可提供30555Nm3/h的剩余焦炉煤气。LNG的供应比管道天然气具有更灵活、方便的优势。但目前在城市管网的覆盖与供应规模没有完全确定的条件下，17、作为管道天然气的应急补充与调度气源的调度与补充规模也不能确定。另外，尽管深冷工艺成熟可靠并已在工业领域大量应用，但利用焦炉煤气制取液化天然气大规模用于城市燃气供应尚属首次。综合以上因素，因而本项目规模为30000Nm3/h焦炉煤气制LNG。2、项目建设的必要性2.1环境保护的要求联合国气候变化公约京都议定书于2005年2月16日正式生效。按照京都议定书的规定，各缔约方需要控制六种温室气体：二氧化碳、甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化物、全氟化碳、六氟化硫。虽然京都议定书只为发达国家规定了具体减排义务，但由于发展中国家温室气体排放数量的快速增长，发达国家要求发展中国家参与温室气体减排或限排承诺的压力与日俱18、增。作为发展中国家，中国尚不承担减排义务。但由于中国经济的快速发展，而技术和设备相对陈旧、落后，能源消费强度大，导致单位生产总值的温室气体排放量较高。从总量上看，目前，我国二氧化碳排放量已居世界第二，甲烷、氧化亚氮等温室气体的排放量也居世界前列。根据国家发改委的资料，我国2000年的煤炭消费总量为12.5亿吨，电煤用量5亿多吨；2005年，实际煤炭消费量将近20亿吨，电力用煤则不少于10亿吨。按照这个增长速度，如果还是停留在目前的能源使用效率和排放标准上的话，中国有可能在2025年成为二氧化碳排放量最大的国家。这将对我国经济发展造成负担，我国在参与联合国气候变化框架公约活动中遭受的压力将会越来19、越大。为此，作为一个易受气候变化影响的发展中国家，中国政府对气候变化问题给予了高度重视，并采取了7项积极的应对措施，措施之一是采取一系列有利于减缓温室气体排放的政策措施。焦炉煤气主要含有甲烷（CH4）、氢气（H2）、一氧化碳（CO），二氧化碳（CO2），其中CH4、CO2属温室气体，CH4对地球产生的温室效应约为CO2的21倍以上，大量的焦炉煤气直接排入大气，将对地球环境造成严重的不良影响。因此，加大焦炉煤气的综合利用， 是保护环境的必然选择。也是我国面对参与联合国气候变化框架公约活动的必然选择。2.2 焦炉煤气制LNG的优势(1) 解决远距离输送问题。液化后的天然气体积缩小600多倍，一台320、5m3标准液化气槽车可运输21000标方天然气，相当于5个CNG运输车的运输量。因此，液化为天然气的远距离输送创造了条件。(2) LNG进简单气化装置后就可以变成气态使用，可用于城市管网以解决天然气调峰问题，克服了长途铺设管线耗资大、覆盖地区有限的确定，具有良好的应用和发展前景。2.3 经济效益焦炉气是炼焦的副产品，其主要成份为H2、CH4、CO 和CO2，是一种良好的化工原料和高热值燃料。但其所含杂质（如各种形态硫、焦油、苯、萘、氨和HCN 等）种类繁多，成份复杂，严重影响了其使用范围。此项目的实施将充分利用焦炉气中的有效组分，将CO 和和CO2 甲烷化获得更多CH4，液化后作为液化天然气（21、LNG）出售，副产的燃料气可作为锅炉燃料，提高了焦炉气的附加值，经济效益非常可观。详见技术经济部分有关数据。2.4社会效益利用好焦炉煤气，既可以解决焦化工业的污染问题，实现焦化工业的清洁生产，同时又可以提高焦炉煤气产品的附加值，具有化害为利、治理环境和变废为宝、创造效益的双重功效。符合我国“节能减排”、“建设资源节约型、环境友好型社会”的发展规划。本项目建成后，对重庆市的经济发展和改造传统的焦化产业具有重大的战略意义，也为全国焦炉气的有效、合理利用树立典范。重庆市目前管道燃气项目正在进行之中，需要大量的天然气。本项目的实施一方面可以提供大量的天然气，另一方面有效利用了富余的焦炉煤气，真正实现了22、资源的有效合理利用，该项目符合国家鼓励的综合资源利用项目要求，以循环经济的模式，发展国家鼓励的清洁能源产业，推动区域经济的发展，为国家清洁能源产业的发展和建设做贡献，也为国家“节能减排”、“建设资源节约型、环境友好型社会”做贡献。3、经营体制类别新建30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置，隶属重庆市xx煤焦有限责任公司。第三节 焦炉煤气利用方案的选择随着社会经济迅速发展，炼焦产业得以前所未有发展壮大，但一个不容忽视的负面现象则随之而生：大量副产的焦炉煤气被放空或点“天灯”，浪费了大量能源的同时更对当地环境造成严重的污染。作为贫油、缺气的能源需求大国，如何充分、合理利用这部分白白废弃的焦炉煤23、气，同时减少环境污染，成为一个亟待解决的现实问题。近年来, 我国对焦化行业实施“准入”制度，焦炉煤气的综合利用成为炼焦企业生存与发展的关键。一些大型的炼焦企业建设了焦炉煤气制甲醇项目，并取得了良好的经济效益，为大型炼焦企业综合利用焦炉煤气找到了新方法。但中小焦化企业生产规模相对较小，焦炉煤气产量少，成本优势不明显，多家企业联合又困难，影响了焦化企业对焦炉煤气的综合利用。焦炉煤气醇氨联产技术成熟，但由于受国际国内甲醇和化肥市场低迷的影响，市场前景一般。一、 焦炉煤气制甲醇联产合成氨工艺流程压力 57 KPa的焦炉煤气先进入气柜，再进入往复式压缩机，把焦炉气提高到2.3MPa，进入干法脱硫，经过除24、油及过滤后，首先进行铁钼加氢转化，把有机硫转化成无机硫，并使焦炉气中的不饱和烃加氢为饱和烃，再经中温复合氧化铁脱H2S后，再经含二氧化钛及氧化锌脱硫后，进入转化工段的转化炉，与空分来的氧（99.6%）及转化废锅来的水蒸汽进行转化反应，使焦炉气中的CH4降低0.5%以下，经废锅等热回收装置，在40左右进入二合一压缩机，压缩至6.0MPa后进行甲醇合成反应，生产的粗甲醇经三塔（预塔、加压塔和常压塔）精馏后，精甲醇送贮槽待运。甲醇合成驰放气含有大量的H2及少量的CO、CO2、CH4、N2等，由于CO在7%左右，需进行变换反应，把CO变换为H2，以增加H2产量。变换出口CO0.3%。然后通过变压吸附脱25、CO2，脱碳后的CO和CO2经甲烷化反应后，使CO+CO210PPm，与空分来的纯氮一起再加压进入氨合成系统。产品液氨出售，氨合成有少量的驰放气，可作为转化工段预热炉的燃料气使用。二、 焦炉煤气制甲醇联产合成氨工艺流程的优点焦炉煤气制甲醇是资源合理利用的变废为宝项目，项目的竞争优势在于作为原料的焦炉煤气价格便宜，用其生产的甲醇相对于煤炭和天然气原料具有成本领先优势。在油价高涨、能源紧缺的今天，也是很好的煤基清洁能源原料。三、 焦炉煤气制甲醇联产合成氨工艺流程的缺点焦炉煤气生产甲醇、醇氨联产建设周期长、投资较高、盈利水平一般。对于中小焦化企业生产规模相对较小，焦炉煤气产量少，成本优势不明显。四、26、 不推荐焦炉煤气制甲醇联产合成氨方案的理由近年来我国甲醇建设项目比较多，但主要集中在以煤为原料上，据统计目前国内甲醇装置开工率不到30%，甲醇市场基本饱和，前景一般。焦炉煤气生产甲醇、醇氨联产建设周期长、投资较高、盈利水平一般。而焦炉煤气甲烷化生产液化天然气的建设周期较短、盈利水平高。因此建议优先考虑焦炉煤气甲烷化生产液化气的建设。第四节 项目范围 1、30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置主要包括装置区、压缩机厂房、中央控制室、配电室、办公楼、配套公用工程等部分组成，其中，中央控制室、配电室、办公楼、配套公用工程等部分依托全厂。2、30000Nm3/h焦炉煤气制LNG装置的主体装置区由脱27、硫、压缩、净化、甲烷化、深冷等工序组成。5kPa焦炉煤气液化天然气LNG富氢气体压缩净化脱硫甲烷化压缩深冷分离3、30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置配套公用工程设施依托全厂，主要包括：为装置提供电力、燃料、循环水、净化压缩空气、非净化压缩空气、氮气、原料等的配套设施。4、装置界区：蒸汽副产蒸汽第五节 研究结果 1、工艺技术方案 30000Nm3/h焦炉煤气制LNG装置焦炉煤气的净化需要多段处理才能达到进入冷箱生产液化天然气的指标要求，本装置采用脱硫、压缩、净化、甲烷化、深冷等工序，确保产品质量。2、主要技术经济指标如下：1） 原料本装置的原料为来自上游的焦炉煤气。焦炉煤气耗量为305528、5 Nm3/h（湿基），约合15560 Kg/h（湿基），折合成年为2.567亿标方/年，约合13.0704万吨/年。2）、产品装置主要产品为满足国标的LNG，生产能力为10326 Nm3/h，即7641kg/h，折合成年为0.8674亿标方/年，约合6.418万吨/年。3）、副产品装置副产品为富氢气，流量为7224Nm3/h，折合成年为0.5982亿标方/年，全部作为燃料外输。4）、公用工程消耗见表1-5-1表1-5-1公用工程消耗序号名 称单位数量备 注1焦炉煤气Nm3/h30555湿基，连续2循环水t/h3400连续（依托全厂）3新鲜水t/h3连续4除盐水t/h8连续(补充量）5电10029、00VKWh/h5425连续6380VKWh/h236连续7220VKWh/h30照明及仪表83.82MPa蒸汽t/h11连续9净化压缩空气Nm3/h250连续（依托全厂）10氮气Nm3/h450连续（依托全厂）2.5、能耗 制LNG综合能耗为54.15MJ/Nm3 LNG。 2.6、“三废”情况（1）废气：初次开工置换气 9000 Nm3/次。（2）生活污水： 2.0t/h,间断。（3）含油、酸性水污水： 0.8t/h,连续。（4）含盐污水： 3.5t/h,连续。（5）废脱硫剂等： 239t/年（折合量）。（6）制冷剂： 2.4t/年2.7、定员56人。2.8、主要经济指标见表1-5-2表130、-5-2主要技术经济指标表序号项 目单位数据备注I经济数据1项目总投资 万元2建设投资 万元3建设期利息 万元4流动资金 万元其中：铺底流动资金 万元5资金筹措 万元其中：债务资金 万元 项目资本金 万元 资本金比例 %6年平均营业收入 万元不含税7年平均营业税金及附加 万元8年平均总成本费用 万元9年平均利润总额 万元10年平均所得税 万元11年平均净利润 万元12年平均息税前利润 万元13年平均增值税 万元II财务评价指标1总投资收益率 %2项目资本金净利润率 %3项目投资财务内部收益率(所得税前) %4项目投资财务净现值(所得税前) 万元Ic=13%5项目投资回收期（所得税前） 年6项目31、投资财务内部收益率(所得税后) %7项目投资财务净现值(所得税后) 万元Ic=13%8项目投资回收期（所得税后） 年9项目资本金财务内部收益率 %10盈亏平衡点（生产能力利用率） %3、结论3.1、该项目属技术、资金密集型产业。投资较高，但收益更大，抗风险性强。3.2、本项目经济效益、社会效益十分明显。项目的实施，不仅增加了企业的经济效益，也为社会提供了更多的就业机会，促进了当地经济的发展，服务了社会。3.3、项目将焦炉气合理利用，杜绝了富含温室效应成分气体的直接排放，保护了大气环境。该项目生产过程中对三废采取了相应的措施，如废气回收利用、工艺污水经处理后回用措施，三废排放少且达标排放。项目符32、合国家发展资源节约型、环境友好型社会的产业政策要求。3.4、本项目生产高附加值产品液化天然气（LNG），对改善当地经济结构和能源结构有很好的作用，因此一定会得到当地政府部门和人民群众的支持和拥护。3.5、该项目不仅大大提高焦炉煤气的市场附加值，具有较好的经济效益，而且由于使有污染的排放气变成了清洁燃料LNG，减少了环境污染，并带动其他产业的发展，具有良好的社会效益。3.6、该项目总体建成投产后，年平均销售收入达17173万元，年平均利润总额XX万元，年均净利润XX万元，总投资收益率达XX%。项目财务内部收益率（税前）为XX%，当基准收益率取13%时，财务净现值为XX万元，投资回收期XX年（含建33、设期），项目财务内部收益率（税后）为XX%，当基准收益率取13%时，财务净现值为XX万元，投资回收期XX年（含建设期），均高于国家规定的行业基准值。利息备付率和偿债备付率指标满足要求，有足够的偿付能力。从以上各财务指标分析结果可知该项目经济效益好，抗风险能力及还款能力也强，该项目在经济上可行。具体详见技术经济部分有关数据。第二章 市场预测第一节 产品简介1. 产品概述甲烷分子式 CH4，分子量16.04，无色无味。经过净化和低温液化后即为液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG），LNG 的性质随组分变化而略有不同，一般商业LNG 产品的基本性质为：熔点-182；闪点34、-188；沸点-161.5；相对密度0.43；引燃温度538；爆炸限5.315%；汽化潜热约510kJ/kg；气化后燃烧热889.5kJ/mol。由于生产工艺和气源的不同，不同LNG 工厂生产的产品组成也各不相同。LNG 是一种清洁、高效的能源。随着社会的发展、科技的进步以及人类对环境保护的意识增强，近年来，LNG 作为清洁能源备受关注，天然气燃烧后二氧化硫和粉尘排放量减少近100%，产生的二氧化碳和氮氧化合物仅为煤的50%和20%，污染为液化石油气的1/4，煤的1/800。天然气液化后可以大大节约储运空间和成本，而且具有热值大、性能高等特点，是一种非常清洁的能源。目前全球天然气消费量已高达每35、年2.32 万亿m3，占世界一次能源需求总量的24.3%。2. 产品性能天然气作为未来的主要能源，具有许多其他能源所不具备的优势，其优点有： （1）绿色环保天然气是一种洁净环保的优质能源，几乎不含硫、粉尘和其他有害物质，燃烧时产生二氧化碳少于其他化石燃料，造成温室效应较低，因而能从根本上改善环境质量，有利于保护环境，减少城市污染。（2）经济实惠天然气与人工煤气相比，同比热值价格相当，并且天然气清洁干净，能延长灶具的使用寿命，也有利于用户减少维修费用的支出。天然气是洁净燃气，供应稳定，能够改善空气质量，因而能为该地区经济发展提供新的动力，带动经济繁荣及改善环境。天然气更经济实惠，比液化石油气便宜36、约30%至50%。天然气热效高，在同样压力下，天然气在燃烧时较相同体积的大部分其他矿物燃料释放出更高的热值。 （3）安全可靠天然气无毒、易散发，比重轻于空气，不宜积聚成爆炸性气体，是较为安全的燃气。（4）改善生活随着家庭使用安全、可靠的天然气，将会极大改善家居环境，提高生活质量。相对燃煤用户而言，清除了门前的煤堆，土堆，美化了室内外的人民生活环境。LNG 与天然气比较有以下优点：（1）便于贮存和运输天然气液化后便于进行经济可靠的运输。用专门的槽车、火车等，将LNG运输到销售地，比地下管道输气可节省大量投资，而且方便灵活，适应性强。（2） 储存效率高、占地少、投资省。液化天然气密度是标准状态下甲37、烷的625倍。也就是说，1 m3液化天然气可气化成625 m3天然气，由此可见贮存和运输的方便性。据统计，建成一座1MPa的6座1000m3的天然气球罐的投资，要比建成一座1MPa的100m3的LNG储罐高8倍。（3）安全性好天然气目前的储藏和运输主要方式是压缩天然气（CNG）。由于压缩天然气的压力高，带来了很多安全隐患。LNG燃点650，比汽油高230多度；LNG爆炸极限4.7%15%，比汽油高出34.7倍；LNG密度为0.47左右，汽油为0.7左右。LNG 的安全性是通过在设计、建设及生产过程中，严格地执行一系列国际标准的基础上得到充分保证的，LNG 运行至今30 多年未发生过恶性事故。（38、4）间接投资少压缩天然气（CNG）体积能量密度约为汽油的26%，而液化天然气（LNG）体积能量密度约为汽油的72%，是压缩天然气（CNG）的两倍还多，因而使用LNG 的汽车行程远，相对可大大减少汽车加气站的建设数量。（5）调峰作用天然气作为民用燃气或发电燃料，不可避免会有需要量的波动，这就要求供应上具有调峰作用。LNG汽化时的冷量，用作冷藏、冷冻、温差发电等。因此，有的调峰装置就和冷冻厂进行联合建设。按目前LNG生产的工艺技术水平，可将天然气液化生产所消耗能量的50%加以回收利用。（6）环保性天然气在液化前必须经过严格的预净化，因而LNG 中的杂质含量远远低于CNG，为汽车尾气或作为燃料使用时39、排放满足更加严格的标准创造了条件。与燃油汽车相比，尾气中排出的氮氧化合物下降约40%，碳氢化合物下降约90%，一氧化碳下降80%，二氧化碳下降30%。一般而言，1立方米天然气约相当于1.1公升汽油，天然气价格较汽油便宜；从公交车看，使用天然气比汽油节省40%的费用，维修保养费节约50%。符合国家和集团公司有关发展清洁燃料，合理利用天然气资源的要求，属于国家重点扶持的新兴产业。3. 产品用途1）工业用LNGa）替代燃油或燃煤LNG 作为可持续发展清洁能源，具有明显的环境效益及社会效益，以LNG 取代燃油后可以减少90%的二氧化硫排放和80%的氮氧化物排放，环境效益十分明显，是汽车的优质代用燃料。40、城市在汽车燃料方面逐步用LNG 或天然气代替燃油。近年来，它已被世界许多国家重视和推广，俄罗斯在将LNG 用于汽车运输、铁路运输、水上运输和空中运输方面积累了许多经验。英国的运输公司大部分采用LNG 为车用燃料。按照天然气的储存方式不同，天然气汽车大致分为CNGV(压缩天然气汽车)、LNGV(液化天然气汽车)和ANGV(吸附天然气汽车)，目前在国内大量使用的是CNG型汽车，正在推广的是LNGV 型汽车，ANGV 正处在研制阶段，随着LNG 的大量普及，LNGV 型汽车会逐步向重型车发展，并会部分取代小型CNG 型汽车及公交车，现国内建成的LNG 公交车示范站有新疆的乌鲁木齐市、北京市、长沙市，41、正在筹备建设的有北海市、湛江市等。与传统的石油类燃料及天然气相比，LNG 具有明显的优点，汽车续驶里程长，LNG 相对于CNG和LPG 具有储存能量大、压力低、噪声低、更清洁等优势。目前全国已改装的CNG 型汽车已达数万辆，单一LNG 燃料的重型卡车及公交车的也已经投入实际应用。LNG 汽车的发展较CNG、LPG 汽车缓慢。目前LNG 汽车最多的国家为美国和俄罗斯，美国约有1500 辆正在运行。LNG 加气站有两种类型，一种LNG 加气站，站内有LNG 储罐，直接给汽车储罐加注LNG，如美国休斯敦城市运输局LNG 加气站；另一种是LNG-CNG加气站，如美国休斯敦学校校车LNG-CNG 加气站42、，将LNG 在高压下（27.6MPa）气化，成为CNG，再进入CNG 储罐。LNG 汽车现主要是中型运输车或大型公交车，对钢瓶的保冷性能要求较高。b）特种燃料为了提高产品质量和档次，LNG 是许多工业的不可或缺的特种燃料。由于LNG 经过高度净化，以其为燃料，陶瓷工业生产的产品不会产生炭黑、颗粒、气泡、麻点等缺陷，窑炉内温度均匀，产品变形小，能够生产高档次的釉面砖。玻璃工业特别是特种玻璃（汽车玻璃、光学玻璃、液晶显示玻璃和微晶玻璃等）采用LNG 为燃料生产的产品，清纯透明，色彩纯正，质量上乘。烟草生产过程以LNG 为燃料，所产烤烟香气芬芳馥郁、烟味柔和优美、吸味协调醇和，色泽金黄纯正。因此陶瓷43、玻璃和烟草工业属于LNG 的高端用户，也是能源密集型的产业，LNG 在该领域具有非常巨大的市场。2）调峰的备用气源LNG 作为城市气化调峰之用比用地下储气库有许多优点。因LNG 液化后其体积仅为气态时的1/625，在低温状态下储存量大，在用气量大的城市，需要设置LNG 调峰作为被用气源，这项技术在国外已比较成熟，如美国、英国和加拿大的部分地区采用LNG 调峰，我国在上海已建成并投入使用。3）中小城镇生活用LNG随着社会的发展、科技的进步以及人类对环境保护的意识增强，近年来，LNG 作为清洁能源现备受关注，天然气燃烧后产生的二氧化碳和氮氧化合物仅为煤的50%和20%，污染为液化石油气的1/4，44、煤的1/800。随着居民生活水平的提高，中小城镇居民更希望能用洁净的能源，由于管道铺设投资费用大，LNG 气化站具有比管道气更好的经济性，在中小城镇可采用LNG 气化站作为气源供居民使用。4）临时性应用低温罐式集装箱可以用汽车运输，也可以作为临时储罐，集装箱的这一特性为搭建短期使用的供气设施成为可能，可以作成车装或撬装式的可移动设备，可用于应急，如一些小区在入住时天然气管道不能及时得到使用，可用临时性LNG 气化站解决生活问题；也可作成车装或撬装式的L-CNG 可移动加气站。总之，LNG 对调剂国家天然气供应起着巨大的作用，可以解决国家能源的短缺，使没有气源的地区和距离气源远的地区供气得到保证45、，对有气源的地区则可以起到调峰及补充的作用，不仅使天然气来源多元化，而且有很大的经济价值和社会价值。第二节 产品供需现状及需求预测1. 国外LNG 现状及需求预测世界LNG贸易迅速扩展。1998年达到8400万吨/年，而1970年为200万吨/年、1980年为2300万吨/年、1990年为5300万吨/年。近年仍迅速增长，2000年和2001年分别达到9924万吨/年和10358万吨/年。LNG占整个天然气贸易量的比例已由1970年6%、1980年16%、1990年24%增长到2000年26%.2001年，全球天然气贸易量为5542.7亿立方米，其中LNG为1429.5亿立方米，占总贸易量2546、.8%.亚洲占世界LNG贸易量75%，日本是世界上最大的LNG进口国，韩国是第二位最大的进口国。2001年LNG主要进口国（和地区）为：1.日本740.7亿立方米（占52.0%），2.韩国218.3亿立方米（占15.3%），3.法国104.5亿立方米（占7.2%），4.西班牙98.4亿立方来（占6.9%），5.美国65.9亿立方米（占4.6%），6.中国台湾63.0亿立方米（占4.4%），7.意大利52.5亿立方米（占3.7%），8.土耳其48.3亿立方米（占3.4%）。印度尼西亚、阿尔及利亚和马来西亚是当今前三位LNG出口国。2001年主要LNG出口国依次是：1.印度尼西亚318.0亿立方米47、（占22.2%），2.阿尔及利亚255.4亿立方米（占17.9%），3.马来西亚209.1亿立方米（占14.6%），4.卡塔尔165.4亿立方米（占11.6%），5.澳大利亚102.0亿立方米（占7.1%），6.文莱90.0亿立方米（占6.3%），7.尼日利亚78.3亿立方米（占5.5%），8.阿曼74.3亿立方米（占5.2%）。预计2010 年全球各地区LNG 消费需求比例分别为：美国和欧洲占45%，日本、台湾和韩国占34%，中国和印度占15%。亚洲仍将是世界LNG 的主要市场，预计对LNG 的需求2010 年将达到12040 万吨，其中日本为6090 万吨；韩国为2570 万吨；台湾为1648、00 万吨。印度对LNG 的需求欲望正在增强。预计到2010 年，印度LNG 需求量将达到1800 万吨。西欧和美国东海岸的LNG 市场需求也在持续增长。葡萄牙、西班牙、意大利和土耳其等国将建设新的LNG 进口终端，LNG 需求将由2000 年2700 万吨 增加到2010 年6000 万吨。全世界LNG 生产能力将形成一个逐渐增长的互联供应网络，LNG 贸易正在呈现全球化的发展趋向。2. 国内天然气现状1）国内天然气生产状况据中国石油和化学工业协会资料，2005 年我国天然气产量为499.5 亿立方米；2006 年我国天然气产量约585.5 亿立方米，同比增长17.2%；2007 年我国生产49、天然气693.1 亿立方米，与上年相比增长18.4%；2008 年我国生产天然气760.8 亿立方米，与上年相比增长9.8%。天然气产量统计见图2-2-1。图2-2-1 我国天然气产量统计情况（亿立方米）2）国内天然气消费状况近几年我国天然气产量和消费量都保持了两位数以上的增长幅度。2005 年我国天然气消费量约457 亿立方米，2006 年我国天然气消费量约556 亿立方米，同比增长21.7；2007 年我国天然气消费量为673 亿立方米，增长21；2008 年我国天然气消费量达到748 亿立方米（数据来源：国家统计局，中国石油和化学工业协会）。天然气消耗统计见图2-2-2。图2-2-1 我50、国天然气消耗统计情况（亿立方米）3）国内天然气管网状况目前国内天然气输送主要靠管道，包括西气东输、陕京线（靖边至北京）、鄯乌线（鄯乌至乌鲁木齐）、川气东送、俄气南送、西气东输二线等。a.西气东输工程“西气东输”，我国距离最长、口径最大的输气管道。全线采用自动化控制，供气范围覆盖中原、华东、长江三角洲地区。西起新疆塔里木轮南油气田，向东经过库尔勒、吐鲁番、鄯善、哈密、柳园、酒泉、张掖、武威、兰州、定西、西安、洛阳、信阳、合肥、南京、常州等大中城市。东西横贯新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、上海等9个省区，全长4200千米。它西起塔里木盆地的轮南，起点是塔北油田，东至上海。设计年输气51、能力120亿立方米，最终输气能力200亿立方米。管道走向见图2-2-3西气东输工程建设示意图图2-2-3西气东输工程建设示意图b.川气东送工程川气东送引总投资626.76亿元，是我国继西气东输工程后又一项天然气远距离管网输送工程。该工程西起四川普光气田，跨越四川、重庆、湖北、江西、安徽、江苏、浙江、上海6省2市，管道总长2170公里，年输送天然气120亿立方米，相当于2009年中国天然气消费量的1/7。管道走向见图2-2-4川气东送管道工程与周边管网示意图图2-2-4川气东送管道工程与周边管网示意图c. 西气东输二线西气东输二线工程西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，东达上海，途经新疆、甘肃、宁夏52、陕西、河南、湖北、江西、湖南、广东、广西、浙江、上海、江苏、安徽等14个省区市，干线全长4895千米。西气东输二线管道，与拟建的中亚天然气管道相连，工程建成投运后，可将我国天然气消费比例提高1至2个百分点。这些天然气每年可替代7680万吨煤炭，减少二氧化硫排放166万吨、二氧化碳排放1.5亿吨。可将我国新疆地区生产以及从中亚地区进口的天然气输往沿线中西部地区和长三角、珠三角地区等用气市场，以满足珠三角和长三角地区的能源需求，并可稳定供气30年以上。管道走向见图2-2-5西气东输二线管线示意图图2-2-5西气东输二线管线示意图随着能源产业就够的调整，中国的天然气管网建设取得了举世瞩目的成就。一53、个覆盖全国的天然气管网将逐步形成。但对于支网及中小城市管网的建设，在短期内还无法形成。3. 国内LNG 产品供需现状1）国内LNG 需求状况2005 年我国液化天然气的需求量约为3088 万吨（相当于400亿立方米），2006 年我国液化天然气的需求量约3396 万吨（相当于440 亿立方米），2007 年我国液化天然气需求量约3786 万吨，2008年约4168 万吨（数据来源：国家统计局，中国石油和化学工业协会）。LNG需求量统计见图2-2-6。图2-2-6 我国LNG需求量统计情况（万吨）2）国内LNG 进口状况近几年，随着我国天然气消费增速加快，天然气供应越来越紧张。2005 年开始，54、我国LNG 进口逐年加快，2005 年、2006 年、2007年我国LNG 进口量分别为482.80 吨、68.75 万吨和291.3 万吨，2008年中国液化天然气进口总量为333.6 万吨，比2007 年同期增长14.5（数据来源：国家统计局，中国石油和化学工业协会）。LNG需求统计见图2-2-7.由于供需缺口不断放大以及能源价格的大幅回落，预计未来几年我国液化天然气进口量仍然保持较大规模且有所增长。 图2-2-7 我国LNG进口量统计情况（万吨）近年来，我国LNG 在生产、消费及进口量方面逐年上升。中国天然气利用极为不平衡，天然气在中国能源中的比重很小。从中国的天然气发展形势来看，天然气55、资源有限，天然气产量远远小于需求量，供需缺口越来越大，供需的空缺主要依靠LNG 弥补。尽管还没有形成规模，但是LNG 的特点决定LNG 发展非常迅速。可以预见，在未来1020 年的时间内，LNG 将成为中国天然气市场的主力军。4. 国内LNG 生产情况截至目前，我国已建成的LNG 生产厂至少有9 家，生产规模达89.4 万t。从目前国内现有的液化气厂的处理能力来看，在天然气源充足的情况下，国内LNG 的供应量如表2-2-1 所示。以液化天然气厂年工作365 日计，国内现有液化天然气厂在天然气源充足情况下最大供应量如表2-2-2 所示。表2-2-1 国内已建成的LNG工厂列表（单位：104 m356、/d）表2-2-2 国内LNG供应量列表（单位：万吨）LNG 在民用上的供应离不开气化站，现列举部分国内气化站概况于表2-2-3 中。该表只选择早期建成和个别LNG 气化站列表。表2-2-3 国内已建成的LNG小区气化站列表5. 国内液化天然气产品需求预测目前，我国天然气消费量和产量增幅均居全球第二。据相关预测显示，到2010 年消费量为1100 亿立方米，而届时国内天然气生产所能提供的只有900 亿立方米，天然气供应缺口达200 亿立方米；2015 年我国天然气需求将达1600 亿立方米，而国内生产能提供的只有1200 亿立方米，供应缺口达400 亿立方米；2020 年消费量为2000 亿立57、方米，缺口将至少达到800 亿立方米。到2030 年消费量将达到3000 亿立方米，到2050 年消费量会达到4500 亿立方米。这一缺口有待液化天然气（LNG）或开发其它天然气（如焦炉气、煤层气和瓦斯气等）予以补充。而在进口天然气方面，发改委预计到2020年，中国要进口350 亿立方米，相当于2500 万吨/年，是目前广东省接收站的总量的7 倍。表2-2-4 国内天然气需求预测在国际石油紧缺的情势之下，中国的能源危机越发显得更加严重。中国的能源结构以煤炭为主，石油、天然气只占到很小的比例，远远低于世界平均水平。随着国家对能源需求的不断增长，引进LNG将对优化中国的能源结构，有效解决能源供应安58、全、生态环境保护的双重问题，实现经济和社会的可持续发展发挥重要作用。我国能源发展“十一五”规划提出，天然气占一次能源消费总量的比例将在5 年内提高2.5 个百分点，到2010 年达到5.3%。同时“十一五”规划纲要提出“节能减排”的要求，指出在“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20%左右、主要污染物排放总量减少10%。这是贯彻落实科学发展观、构建社会主义和谐社会的重大举措；是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择。液化天然气（LNG）作为一种绿色能源，具有洁净、高效、资源丰富和方便储运等优点，大力发展LNG 是缓解能源紧缺、减少环境污染的有效途径。为此，我国政府非常重视LNG 产业的发展59、，2004年6 月，国家发改委在我国能源中长期发展规划的基础上制定了关于我国液化天然气进口方案的建议。建议中提出在广东，福建，山东，浙江，上海，江苏，辽宁，河北，天津，广西等沿海地区建设若干LNG 接收码头和输气干线。这标志着我国已经进入LNG 利用的新阶段。我国对LNG 产业的发展越来越重视，正在规划和实施的沿海LNG 项目有：广东、福建、浙江、上海、江苏、山东、辽宁，这些项目将最终构成一个沿海LNG 接收站与输送管网。除广东、福建已经进入正式实施阶段外，其余项目多处在前期准备阶段。在内陆，中国建成的LNG 卫星站已超过40 个、调峰站1 座、LNG 工厂9 座，正在建设中的LNG 工厂有460、 座，规划中的LNG 接收站全部建成后总储存中转能力可达1800 万吨/年。中国的LNG 产业正处在蓬勃发展的阶段。6. LNG 市场扩展情况2009 年之前，LNG 主要用于城市燃气的调峰气源、中小城镇生活燃气、特种工业的燃料或者替代燃油，气化后作为CNG 汽车的燃料。目前，中国的LNGV(液化天然气汽车)应用取得了重大突破，并向重型车发展，部分取代小型CNG 型汽车及公交车。其中陕汽集团在该新能源汽车领域的发展和实际应用走在前列，先后推出德龙LNG重卡、CNG 重卡及LNG 客车、并进入实际应用阶段，先后向深圳市五洲龙汽车有限公司和新疆广汇公司等提供LNG 及CNG 汽车，新疆广汇能源正在61、新疆及周边地区积极推进LNG 重卡物流系统的建设。第三节 LNG 市场价格分析1.LNG价格现状LNG 价格在不同地区和各个时间内会有所波动，但基本上都是按照替代燃料的原则来确定的。亚洲LNG 价格以替代石油为基础，欧洲和美国以替代管道天然气为基础。数据显示，美国天然气价格是同等热值汽油价格的80%-90%，为了维持价格稳定，保证供应，目前中国仍限制天然气价格的上涨，市场价格仅是同等热值汽油价格的30%。通常情况下，城市天然气价格包括出厂价（从气田开采出来的成本价格）、管输价（管道运输费用）、门站价（进入城市管网前的价格，相当于出厂价+管输价）、城市管网价（终端消费价格）。目前，天然气出厂价和62、管输价由发改委确定，根据开采成本和运输距离，实行一线一价。这形成了国内各地不同的天然气价格。根据国家发展改革委价格监测中心数据，2009 年11 月国内主要城市民用天然气价格如表2-3-1 所示。表2-3-1 国内部分地区2009年的天然气销售价格目前，我国天然气供气管网中。西气东输一线天然气主要由新疆塔里木气田供给，入网价格为0.522 元/Nm3。陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为0.681 元/Nm3。加上管输线费用，以北京为例，终端用气价格为2.05 元/Nm3。西气东输二线西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，东达上海，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、北京等14 个省区市，管道主干线和63、8条支干线全长9102 公里。该线已于2010 年1 月21 日实现向北京供气。西气东输二线管道与中亚天然气管道联为一体，主供气源来自土库曼斯坦，补充气源来自哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦。也可将我国新疆地区生产的天然气输往沿线中西部地区和长三角、珠三角等用气市场。按照西气东输二线与国际油价挂钩的定价公式，当国际石油价格为80 美元/桶时，天然气在霍尔果斯的边境完税价格为2.20 元/Nm3。按照西气东输二线全线平均管输费1.08 元/Nm3 计算，城市门站平均价格将达到3.28 元/Nm3。以上海为例，加上0.84 元/Nm3 的管输费用，土库曼斯坦天然气到上海门站的成本为3.04 元/Nm3。而64、在北京，加上0.70.8 元/Nm3 的管网费，到北京门站就要2.9-3.0 元/Nm3。与现有天然气供气价格相比，西气东输二线的终端用气价格低于供气价格。2.可承受价格分析LNG 用户可承受价格主要取决于两个因素：用户的购买能力和液化天然气的替代能力。1）购买能力据重庆市统计局、国家统计局重庆调查总队联合发布的2011年重庆市国民经济和社会发展统计公报显示，重庆市2011 年城镇居民人均可支配收入首次超过2万元，为20249.70 元/年。按每户3.5 人、每户每天用气0.5 m3、气价XX 元/m3 计算，每户每年的燃气费用XX 元，占可支配收人的XX%，低于建设部建议的合理水平5%。这说65、明居民对此价格不敏感，有较强的承受能力。2）替代能力我国中东部大城市的民用液化石油气价格为5.57.5 元/公斤，即82.5112.5 元/瓶(15 kg)，折合成天然气为4.15.6 元/m3，而目前民用天然气价格普遍为2.13.0 元/m3，相当于液化气的一半。天然气净热值8500 kcal/m3，LPG 净热值12000 kcal/m3，煤制气净热值4200 kcal/m3，柴油净热值8648 kcal/L，93#汽油净热值7965 kcal/L。1 立方米天然气的热值相当于1.06 升的93 号汽油，即便天然气的价格为4 元/m3，也要比汽油节省35%。据乐观测算：按1 升93 号汽油66、的价格为6.3 元，97 号汽油的价格为6.6 元。如按每辆公交车日行驶300 公里消耗93 号燃油约84 升估算，每天的油钱需要529 元；一年按350 天计算，每辆公交车一年就需要18.5 万元的油钱。油改气后，即使1 m3 天然气价格为4 元，平均每辆车行驶300 公里/日耗气约79 m3，每天的燃气费需要316 元；同样一年按350 天计算，每辆公交车一年只需要燃气费11 万元。换句话说，油改气后每辆公交车一年可节省油费近7.5 万元。3）LNG 价格水平2009 年3 月在北京举办的2009 天然气市场发展论坛上，根据中国城市燃气协会权威人士证实，关于天然气价格改革，目前一共有6 套67、方案，国家发改委正组织专家对这些方案进行论证。他还表示，改革方案与国际天然气价格逐渐接轨的大方向已经确定。海南省海口市物价局已于2009 年12 月率先发布关于调整我市管道天然气价格的批复（市价字2009153 号），将管道天然气价格由2.10 元/Nm3调整为3.60 元/Nm3。2009 年11 月，由于天然气被输往遭受暴雪来袭的中国北部，中国中部和东部省份面临近几年来最严重的天然气供应短缺情况。武汉市加气站停止供气，杭州也因天然气短缺关停了11 家企业。公开披露的消息显示：武汉的用气缺口高达60 万Nm3/d，管网压力仅为往常一半。武汉市出台应急措施，烧气出租车改烧油后，每台车每天补贴168、00 元。此外，因杭州的天然气来自“西气东输”一号线，杭州在管道下游最末端，短缺影响更明显。南京的用气缺口达40 万Nm3/d，占计划用气的40%。另一方面，受“气荒”刺激、天然气提价的预期增大，带“气”字的股票应声而动。陕天然气四个交易日价格涨5元/股，涨幅为25%；大通燃气从9 元涨到12.5 元，涨幅为39%；深圳燃气涨5 元/股，涨幅为38%；长春燃气涨5 元/股，涨幅为62%。普遍认为，天然气出现短缺是由于价格形成机制的极端不合理而造成的，全国范围新一轮的天然气价格调整预期将在2010 年二季度进行。2009 年6 月我国部分地区LNG 价格如表2-3-2 所示，2010 年2月我国69、部分地区LNG 价格如表2-3-3 所示，表2-3-2 2009年6月全国LNG价格表2-3-3 2010年02月全国LNG价格 因此，根据市场预期以及国内市场上天然气销售的现有价格，本项目所产液化天然气价格暂定为XX元/Nm3。第三章 原料来源、生产规模及产品方案第一节 原料来源及规格从国内外的情况来看，在天然气资源丰富的地区，基本上均采用天然气为原料来生产LNG。液化天然气是优质的化工原料及工业和民用燃料，目前国家正在经济发展较快、天然气需要量较大，因此对于缺乏天然气资源的地区需要引进液化天然气。而焦炉煤气是煤炼焦过程中产生的可燃气体，其产率和组成因炼焦煤质和焦化过程条件不同而有所差别，焦70、炉煤气高含氢、高含尘、杂质多、热值相对较低、成分易变，燃烧不稳，流量波动和芳香烃、焦油等杂质，用来直接燃烧一是热值较低，二是污染环境。目前根据全球能源状况，国家大力发展焦炉煤气深度转化利用，其中分离液化获得液化天然气（LNG）是目前是不错的选择，使焦炉煤气变废为宝，同时解决了国内企业长期依赖进口技术的现状，填补了国内在相关领域的空白。根据厂方的实际情况，本LNG项目是以焦炉煤气为原料，通过净化、甲烷化和深冷工艺生产液化天然气LNG的成套装置。焦炉煤气规格如下表3-1-1：表3-1-1 焦炉煤气规格表组分H2CH4N2COCO2CmHnO2发热量MJl/Nm3组成，V%55-6023-273-771、5-81.5-32-417-19组分焦油NH3萘苯HCNH2Sg/Nm3 0.050.050.32-50.30.02焦炉煤气压力： 8Kpa.G焦炉煤气温度： 30焦炉煤气流量： 30555Nm3/h（湿基）第二节 生产规模 新建30000Nm3/h/焦炉煤气制LNG装置的生产规模为：10326Nm3/h 液化天然气（LNG），装置操作弹性50110，年开工大于8400小时，连续开工时间大于三年。装置设计操作寿命20年。第三节 产品方案装置主要产品为LNG，副产的富氢气作为燃料外输。1、 LNG规格：产品为液化天然气（LNG）见表3-3-1。产品性质优良，性能稳定，满足液化天然气一般特性（GB72、/T19204-2003）的技术规格（见表3-3-2）；作为新型燃料，符合国家清洁燃料标准，运输、储存、使用方便，市场前景广阔。表3-3-1 LNG规格表序号组成摩尔百分数mol%备注1CH496.042CnHm3.33N20.664CO合计100压力Mpa(G)常压温度162流量Nm3/h10326表3-3-2液化天然气一般特性(GB/T 19204-2003)2.副产品 副产富氢气规格如下：物料名称富氢气压力0.02MPa.G 温度40-140流量7224第四章 工艺技术方案第一节 工艺技术路线比较及选择1、国内外制LNG技术状况液化部分是LNG项目的核心部分，工艺过程并不十分复杂，主要由73、天然气预冷及液化和制冷系统两部分组成。开发研制经济实用、性能可靠的换热设备和高效节电、操作简单灵活的制冷系统，一直是LNG生产技术的专利商梦寐以求的目标。各主要公司如Linde、B.V.、法国燃气等在这方面做了很多研究工作，在传统的复迭制冷、氮制冷、膨胀制冷工艺的基础上开发出了能量效率更高的混合制冷剂工艺，如B.V.公司的PRICO工艺和法国燃气公司的MCR工艺。膨胀制冷的主要优点是利用天然气本身压力进行制冷，装置能耗低，设备台数少，投资少；主要缺点是液化率低，对天然气的组成和压力有较高的要求。这种工艺适合于在天然气压力较高，甲烷含量较高，天然气气源较充足，资金紧张的情况下选用。三级复迭制冷工74、艺是LNG装置最初经常采用的液化工艺，它包含了三个相对独立、互相串联的冷剂循环，可以达到天然气全液化的目的。这种工艺投资高，能耗高，操作复杂，动设备和静设备台数都多。现已基本被淘汰。两级复迭制冷+闪蒸工艺是将复迭制冷和膨胀制冷的工艺相结合，使得液化率比膨胀制冷的液化率有所提高，可达到50%左右，投资和能耗又比三级复迭制冷工艺的投资有所降低。混合制冷工艺就是以多组分的混合制冷剂（N2和C1-C5的混合物）取代传统的单一组分的制冷剂，大大简化了液化单元，提高了操作可靠性、灵活性，强化系统的能量利用，从而实现低能耗、低投资的目的。与三级复迭制冷工艺相比，混合制冷工艺能以较小的压缩机功耗来获得更低能位75、（-160）的冷量，因而更适合于高液化率的场合。根据国外公司的介绍，这几种工艺的对比如表4-1-1。表4-1-1 工艺技术对比表工艺制冷系统数量换热器数量复杂 程度成本处理 压力备注混合制冷11低低低三级复迭制冷36很高最高高两级复迭制冷加闪蒸24高高高氮制冷26高很高高膨胀机1或22中等低高液化率低国内LNG工艺近几年发展迅速，已经有成功的装置投入运行，而节能的混合制冷技术也有哈尔滨深冷有限公司开发成功并投入使用。本可研从投资和技术先进性等方面考虑，暂时按国产混合制冷技术考虑。2、工艺技术方案的选择由于焦炉煤气组成复杂且含有多种难以解吸的重质组份，同时，液化天然气对净化煤气的净化度要求很高，76、因而本装置焦炉煤气的净化需要多段处理才能达到进而冷箱生产液化天然气的指标要求；本装置包括：气柜、脱硫、压缩、净化、甲烷化和深冷六个工序。脱硫和净化其目的是将原料中的H2O、酸性气（包含H2S、COS、有机硫化物）、重烃等杂质除去。在这些杂质中，H2O、重烃在后续的深冷液化部分会引起固化，因此必须除去；H2S、有机硫化物在产品指标中有限制，同时对后续甲烷化催化剂有毒害作用，因此必须除去；原料气中可能含有的汞成分（包括单质汞、汞离子及有机汞化物）会造成铝合金材料设备的腐蚀（液化部分中大部分低温换热器的材质选用铝合金），即使汞的含量极低，影响也很大，因此必须把汞减少到尽可能低的水平。各种杂质的控制指77、标见表4-1-2。表4-1-2 LNG工厂净化控制指标杂质名称控制指标水0.1 ppm（V）CO210ppm（V）H2S0.1 ppm（V）COS0.1 ppm（V）硫化物总量10-50 mg/m3汞0.1 g/m3芳香族化合物1-10 ppm（V）从本液化装置原料气组成可以看出，S、CO2、重烃、水、汞等杂质的含量均不满足液化过程要求，因此本装置需要考虑脱S、CO2、重烃、水、汞等杂质。本装置规模原料气中H2S的含量为20 mg/Nm3，但焦炉煤气中H2S比较不稳定，因此本装置选用常温HX-Z系列固体脱硫剂先脱出大部分H2S，由于甲烷化催化剂对硫易中毒，甲烷化工序还需设置钴钼加氢氧化锌脱硫设78、施，以确保脱硫精度。脱除焦炉煤气中萘、焦油、苯、芳香族化合物等重烃组份的方法，目前主要采用吸附分离的方法，为保证脱除的精度，本装置采用了TSA净化工艺，不仅脱除精度高，而且可同时脱除有机和无机硫，可减少后续精脱硫的负担与运行成本。分子筛吸附CO2近些年取得了较大进步，新型、高效的产品不断被发现应用。例如上海UOP分子筛厂的13X分子筛就是一种专用于吸附CO2的分子筛。在原料气中的CO2浓度低于1%（mol），吸附效果很好，投资低。但是随着CO2浓度的增高，投资和运行费用上升很快。因此，在国外近些年已建成的LNG装置中，CO2浓度低于1%的装置多采用分子筛吸附法，CO2浓度大于1%的装置多采用化79、学吸收法。由于本装置为增产CH4设置有甲烷化反应工序，CO2全部反应生成甲烷，因此分子筛干燥工序可不考虑吸附CO2的影响。LNG装置多采用分子筛吸附的方法脱水。这是因为这种方法具有吸附能力强、低水汽分压下的高吸附特性以及同时进一步脱除残余酸性气等优点。综上所述，根据原料气的组成及规格，经过综合比较，本可研报告采用常温脱硫剂脱H2S、吸附脱除重烃、钴钼加氢氧化锌脱有机硫、汞和氧、甲烷化、脱水干燥的净化工艺，分子筛再生采用循环再生工艺。综合考虑到压缩、甲烷化的投资和深冷工序的能耗，选择1.25MPa.G的深冷分离压力是适宜的。第二节 工艺流程简述及特点1、工艺流程简述1.1、脱硫工序为保证液化气的80、质量，同时减少后续压缩机的腐蚀与堵塞等故障，提高装置运行可靠性，满足环保要求，建议首先对原料焦炉煤气进行脱硫。经过静电捕焦塔的焦炉煤气进入脱硫工序的脱硫塔，脱硫塔内装填我公司开发HX-Z系列固体脱硫剂。该脱硫剂具有很高的脱硫活性和硫容，其中在常温下具有脱硫活性的主要成分为：-Fe2O3.H2O和-Fe2O3.H2O。当煤气通过床层时，煤气中的硫化氢与脱硫剂接触反应生成硫化铁：Fe2O3.H2O+3H2S= Fe2S3.H2O+3H2O 。 当煤气中有氧气存在的条件下，生成的硫化铁又与氧气反应生成氧化铁并析出硫磺。反应为：Fe2S3.H2O+3/2O2= Fe2O3.H2O+3S。当煤气中的O281、/H2S3时，这一脱硫-再生过程将不断进行，直到脱硫剂空隙被堵塞而失效。在此过程中，具有活性的氧化铁水合物固体脱硫剂实际上相当于催化剂的作用。 从微观上看，脱硫的过程可细分为以下几步： H2S分子通过气固界面上的气膜和脱硫剂微孔向内部扩散到氧化铁水合物表面； H2S溶解于氧化铁表面的水膜中，并离解成HS-，S2-离子； HS-，S2-离子与水合氧化铁中的晶格氧（OH-，O2-）相互置换，生成Fe2S3.H2O； 晶格重排，水合氧化铁的针型及立方体结构转变成水合硫化铁的单斜晶体； 生成的表层硫化铁与内层的氧化铁进行界面反应，硫向内扩散； 表面更新后，表面的氧化铁继续吸收硫化氢。为提高脱硫剂的利用82、效率，本装置的精脱硫塔分两组，可以并联也可以串联操作。当第1组出口净化煤气的H2S含量超过20mg/Nm3时，与第二组串联操作，直到第1组的出口H2S浓度接近原料气浓度时，认为第1组的脱硫剂已失效，将第1组切除出流程，只用第2组操作，第1组脱硫塔更换脱硫剂。然后切换到第2组在前第1组在后串联操作。同理，可在线更换第2组脱硫塔中的脱硫剂。1.3、压缩工序来自脱硫工序的焦炉煤气首先经压缩机加压至0.3MPa(G)，然后进入预处理系统除去萘、焦油、NH3及其它重烃化合物。处理后的焦炉煤气再经二级压缩机压缩至1.5MPa(G)后进入后续甲烷化工序。1.4、净化工序净化工序由4台TSA吸附塔和1台蒸汽加83、热器组成。简述如下：TSA净化：来自压缩工序的焦炉煤气进入净化工序的TSA净化塔，自塔底进入TSA吸附塔，其中二台处于吸附脱油、脱萘、脱硫状态、二台处于再生状态。当TSA吸附塔吸附焦油和萘饱和后即转入再生过程。TSA吸附塔的再生过程包括：a) 降压过程预处理塔逆着吸附方向，即朝着入口端卸压，气体排至煤气管网。b) 加热脱附杂质用来自PSA净化塔的排放气经加热器加热至120160后，逆着吸附方向吹扫吸附层，使吸附的杂质在加温下得以完全脱附，再生后的解吸气送回焦化厂燃气管网。c) 冷却吸附剂脱附完毕后，停止加热再生气，继续用常温再生气逆着进气方向吹扫吸附床层，使之冷却至吸附温度。吹冷后的解吸气也送84、回焦炉煤气管网。d) 升压过程用处理后的净化煤气逆着吸附方向将TSA吸附塔加压至吸附压力，至此TSA吸附塔就又可以进行下一次吸附了。经过净化处理，脱除了水、萘、焦油、苯和绝大部分S的净化焦炉煤气再返回压缩机二段入口，继续压缩后送甲烷化工序。1.5、甲烷化工序经过预处理净化后的焦炉煤气经过压缩机压缩，以1.5MPa.G压力和130的温度进入甲烷化工序后，首先经过原料气/甲烷化气换热器加热后进入预加氢反应器，然后经冷却器降温后进入加氢反应器、脱硫反应器脱除硫，脱硫后的焦炉煤气进入第一甲烷化反应器及第二甲烷化反应器，在250及催化剂的作用下，发生甲烷化反应：CO+3H2= CH4+H2OCO2+4H85、2= CH4+2H2O甲烷化气通过换热器给原料煤气升温，通过脱盐水预热器回收热量，然后再通过甲烷化水冷器进一步降温到常温，最后经过分液罐分离掉水份后，去后续的深冷提纯LNG工序。1.6、深冷分离LNG工序深冷分离工序分为TSA干燥和深冷两个工段。TSA干燥工段冷箱前的TSA干燥由两台干燥塔组成，来自脱碳工序的净化焦炉煤气自塔底进入TSA吸附塔，其中1台处于吸附H2O和CO2状态、一台处于再生状态。当干燥塔吸附H2O和CO2饱和后即转入再生过程。TSA吸附塔的再生过程包括：a) 降压过程干燥塔逆着吸附方向，即朝着入口端卸压，气体排至再生气管网。b) 加热脱附杂质用来自冷箱的排放气经加热器加热至186、60180后，逆着吸附方向吹扫吸附层，使吸附的杂质在加温下得以完全脱附，再生后的再生气送回预处理工序作为再生气源。c) 冷却吸附剂脱附完毕后，停止加热再生气，继续用常温再生气逆着进气方向吹扫吸附床层，使之冷却至吸附温度。吹冷后的解吸气也送回预处理工序作为再生气源。d) 升压过程用处理后的净化煤气逆着吸附方向将TSA吸附塔加压至吸附压力，至此TSA吸附塔就又可以进行下一次吸附了。干燥完毕的甲烷化气进入脱汞净化器进行脱汞处理，以保护冷箱。深冷工段：本系统采用带预冷的混合制冷剂循环（MRC）。净化后的甲烷化气进入冷箱内的各段换热器被返流的低温介质冷却，在一定温度下以汽液混合物进入气液分离器，气相部分87、（富氢气体）进入LNG过冷器过冷LNG后去主换热器复热送出冷箱液相部分节流后进入塔中部进行精馏，塔釜获得LNG经过冷器过冷后送至常压LNG贮罐中储存；塔顶部抽出驰放气回主换热器复热后送出冷箱可作为燃料。氮气经氮气压缩机压缩后进入主换热器，冷却后进入塔底再沸器作为热源冷却为液体后经减压并过冷后进入塔顶冷凝器作为冷源并被气化后依次经过冷器、主换热器复热后送出冷箱循环压缩。本系统采用带预冷的单级节流混合制冷剂循环。甲烷化气液化所需冷量由一套混合制冷剂循环系统提供。混合制冷剂由甲烷、乙烯、丙烷和氮气等组成，利用各组分沸点的不同在各换热器内冷凝并过冷经J-T阀减压进入返流制冷剂中依次冷却不同温区的原料焦88、炉气及正流制冷剂，返流制冷剂被复热后出冷箱进入混合制冷剂压缩机循环压缩。出混合冷剂压缩机的中压制冷剂先经溴化锂制冷机冷却后再进入冷箱。在运行异常和开车时，冷剂吸入缓冲罐可以保护压缩机没有液体进入。冷剂的补充：氮气由液氮贮罐提供。甲烷的补充来自LNG储罐BOG。乙烯、丙烷和异戊烷均由各自的储罐提供。所有的冷剂均由冷剂吸入罐的入口管线加入。在系统维修或由于冷剂中液体过多时，用冷剂储罐来存放排出的或多余的冷剂。这些冷剂可以根据需要再加入到系统中，以使冷剂损失最小。针对本系统原料气中氢含量较高相应的液化温度较低的特点,采用带溴化锂制冷进行预冷的混合冷剂循环,采用预冷措施最大限度地降低混合冷剂中异戊烷的89、比例,防止MRC节流后温度过低引起异戊烷的冻结确保装置稳定运行，其次，采用溴化锂制冷机预冷，充分利用焦化厂低品位一次能源丰富的特点，节约运行成本。此外，由于没有压缩机，溴化锂制冷机的可靠性远远高于丙烷或氟利昂制冷压缩机。流程中设置液氮及液态甲烷过冷器，减少节流阀后的汽化量及由此带来的不可逆损失，降低系统能耗。生产液化天然气后剩余的0.05MPa驰放气和1.25MPa富氢气混合作为干燥工段和预处理净化工段的再生气源。最后的富氢气体送至锅炉作为燃料气。深冷分离单元原则流程图：B3主换热器 B12制冷剂压缩机 B7氮气压缩机 B21精馏塔 B23冷凝器 B25蒸发器 B4LNG过冷器 B6气液分离器90、 B8、B1、B18溴化锂制冷机蒸发器 B13MR节流阀 2、工艺操作条件2.1、脱硫塔操作温度40操作压力MPa(G)0.0082.2、焦炉煤气压缩机入口温度40出口温度40入口压力MPa(G)常压出口压力MPa(G)0.32.3、净化煤气压缩机入口温度40出口温度120入口压力MPa(G)0.25出口压力MPa(G)1.52.4、TSA吸附塔TSA操作温度40160TSA操作压力MPa(G)0.32.5、绝热加氢反应器入口温度 284出口温度 380入口压力MPa(G) 1.46出口压力MPa(G) 1.442.6、氧化锌脱硫反应器入口温度 380出口温度 360入口压力MPa(G) 1.91、44出口压力MPa(G) 1.422.7、 甲烷化反应器入口温度360出口温度480入口压力MPa(G)1.42管程出口压力MPa(G)1.362.8、干燥塔操作温度40220操作压力MPa(G)1.302.9、脱汞净化器操作温度40操作压力MPa(G)1.252.10、深冷部分 混合冷剂分离塔操作条件项 目混合冷剂分离塔温度塔 顶33.6塔 底44.7压力塔 顶1.2MPa（abs）塔 底1.153、工艺技术特点在充分考虑原料气条件以及用户的实际情况和需求后，为用户确定的工艺流程、选择的吸附剂、配套的工艺设备及软件技术有如下的技术特点：在流程上： 本装置在压缩机前的干法脱硫不仅可保证后续产品92、的H2S含量，而且可以更好地保护压缩机，减少故障率，干法脱硫采用可串、可并工艺，既可以实现在线更换脱硫剂，又提高了硫容，降低了运行费用。 本装置采用TSA预处理脱除重烃，可充分保证煤气净化的精度，同时具有进一步脱硫的作用，可降低后续精脱硫工序的运行费用。 采用甲烷化工艺，对原料气的CO、CO2容忍度高，适应性强，甲烷化彻底。 深冷工艺成熟、可靠，采用高效、节能的MCR混合制冷工艺，节能效果明显。在吸附剂上： 由我公司公司开发的HX-Z常温干法氧化铁系脱硫剂的硫容高，运行费用低。 在大型焦炉煤气PSA装置中的应用结果表明：我公司公司开发的HX-02吸附剂对H2O、S和重烃均有很高的吸附能力，同时93、再生非常容易。 我公司公司针对不同的烃类分子自行开发的HX-03和HX-04型吸附剂，由于增加了酸洗工序，改进了活化条件，使得吸附剂的灰份大大降低、微孔特别发达，因此对烃类具有特别大的吸附容量而且解吸容易，长期使用性能稳定。 我公司公司开发的HX-06型吸附剂对烃类的脱除精度高，有利于保证产品质量。 采用高效甲烷化催化剂，可节省设备投资。 本装置吸附剂装填采用密相装填技术，可进一步减小吸附死空间，提高产品收率。在控制系统上： 采用DCS控制系统对整个流程进行全自动监控，因而大大提高了装置运行的可靠性，减少了人工成本。 关键的升压过程和降压过程采用了智能的自适应调节控制模式，可保证吸附塔的压力变94、化过程自动接近于理想压力曲线，该功能既可保证吸附、解吸过程的平稳和可降低管道气流噪音。 本装置先进成熟的控制软件包可自动实现吸附时间的优化，自动在保证产品的合格的情况下追求氢气回收率的最高。 本装置控制系统对所有动力设备和工艺设备进行统一监控，操作简便，并具有完善的产品质量联锁和安全联锁功能。在设备上： 本装置吸附塔采用了我公司公司开发的新结构，死空间更小，气体分布更好，我公司公司最大已经有DN6000mm吸附塔的成功使用经验，该技术在国内处于领先地位。 冷箱内换热器采用高压铝制板翅式换热器，换热效率高，结构紧凑； 冷箱内通密封氮气，使冷箱内保持正压，防止珠光沙受潮，同时，惰性气体的保护防止由95、于换热器意外泄漏带来的安全隐患； 冷箱内配管采用三维设计，应力补偿自动计算，确保低温下的安全； 冷箱采用集装箱式结构，阀门及仪表布置在主操作面上，便于操作及监控。在程控阀门上： 作为关键设备的PSA程控阀， 推荐选用成都我公司化工科技股份有限公司专利产品高性能程控阀。具有体积小、动作快、密封性能好、寿命长的特点，达到100万次开关无泄漏（商务保证水平）的先进水平，可更好地保证装置长期运行的可靠性。第三节 装置物料平衡本项目物料平衡见表4-3-1表4-3-1 项目物料平衡物料名称焦炉煤气脱硫气预处理净化气组成mol%mol%mol%H252.1252.1255.89CH423.2723.272496、.95 CO8.388.388.98CO22.332.332.49CmHn1.861.861.2 N24.654.654.99O2 0.50.50.5 H2O6.926.921H2S mg/Nm320200.1焦油、灰尘mg/Nm350500.1HCN mg/Nm33002502苯mg/Nm34000400020氨mg/Nm350401萘mg/Nm33002801合计100.0 100.0 100.0 压力8KPa.G1Kpa.G0.3Mpa.G流量Nm3/h305553055528355续上表物料名称甲烷化气干燥净化气LNG组成mol%mol%mol%H226.8429.86CH454.3697、59.8696.04COCO2CmHn1.82.03.3N27.458.280.66O2 H2O9.55H2S mg/Nm3焦油、灰尘mg/Nm3HCN mg/Nm3苯mg/Nm3氨mg/Nm3萘mg/Nm3合计100.0 100.0 100.0 压力Mpa.G1.31.250.007流量Nm3/h216891707910326续上表物料名称冷箱排放气总排放气组成mol%mol%H275.5171.69CH44.546.17CO0.18CO20.07CmHn3.15N219.9418.74O2 0.01H2OH2S mg/Nm348 焦油、灰尘mg/Nm3121 HCN mg/Nm3604 苯98、mg/Nm39188 氨mg/Nm397 萘mg/Nm3677 合计100.0 100.0 压力Mpa.G0.0250.02流量Nm3/h67537224以上为理论计算数据，具体会根据原料气条件变化而变化。第四节 平面布置根据公司提供的平面总图以及LNG项目布置方案要求，现提出该装置的平面布置方案，该装置各单元联合布置。 1、遵守的主要标准、规范石油化工企业设计防火规范 GB50160-2008爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-92石油化工企业建筑物结构设计规范SH3076-1996石油化工工艺装置布置设计通则 SH3011-2000石油化工企业厂区竖向布置设计规范 （SH/99、T3013-2000）2、平面布置的原则和特点2.1、遵守国家的有关法规和规范。2.2、采用“同类设备相对集中的流程式”布置方式。流程式布置可减少工艺管道的交叉来往，既减少了基建投资，又减少了介质在管道内的阻力降。同类设备相对集中布置使得设备的设置整齐美观，方便操作和管理。同时，高压设备集中布置，从而有效地缩短了昂贵的高压管道长度，并减少了高压系统的管道阻力降。2.3、原则上将泵布置在管桥下面，空冷器布置在框架上。2.4、充分考虑设备的检修和催化剂、吸附剂的装卸场地。2.5、充分考虑装置设备的维修、消防、生产操作等所需通道。2.6、压缩机厂房采用半敞开式布置（即采用压缩机棚）。2.7、管线进出100、装置设在装置东侧。2.8、装置内不设变电所，仅设置配电室和中控室。2.9、压缩机棚、管桥及框架等构筑物采用钢结构。2.10、锅炉设在装置全年最小风频的下风向。2.11、装置占地面积本装置总占地面积 130200= 26000m2； 3、设备检修与维护除在设备平面布置中充分考虑其检修场地和检修通道外，还采取如下措施：3.1、压缩机设有专用的防爆起重机3.3、冷换框架上设置若干吊耳，用于起吊换热器等设备。4、管道器材选用原则4.1、执行石油化工企业管道设计器材选用通则SH3059-94。4.2、对临氢介质的管道及其配件的材质按最新版“Nelson曲线”进行选材；对于氢气和硫化氢共存的管道及其管配件101、的材质，按最新版“柯柏曲线”进行选材。4.3、管子执行GB8163、GB9948和GB/T14976等标准。 第五节 自动控制 5.1 概述根据焦炉煤气制LNG项目技术的工艺特点，本装置的控制系统设计和软件设计将在满足工艺要求的前提下，既考虑技术的先进性、操作的简便性和直观性，又特别注意运行的可靠性和稳定性，并兼顾价格因素。全套控制软件包将充分体现焦炉煤气制LNG装置的技术特点，不仅能实现系统的实时控制、优化操作，而且能完全保证装置的长期、稳定、安全运行。5.2 基本控制功能 顺序控制本装置的全部程控开关阀和控制调节阀，按照工艺给定的条件进行顺序控制和模拟调节，使装置正常工作。这要求顺序控制和102、模拟控制能有机的结合起来，进行复杂控制。并且对于多种切塔和恢复的控制，能实现多种不同的控制程序。所有的程控开关阀均带阀位检测、显示和报警功能。 程控调节这是由开关信号和模拟信号组合运行的复杂控制，分三个步骤：首先是顺序开关信号启动，然后进入自适应随动控制，最后由顺序开关信号关断或开启。该功能用于保证变压吸附部分各关键压力变化能和理想曲线基本完全吻合。从而保证了变压吸附工况的稳定和优化。 参数优化控制依据反应器温度的变化自动优化、调整装置的反应入口的温度和组成。依据原料气量的大小、原料气组成和产品纯度的变化自动地调整PSA单元的吸附循环时间，优化装置的运行状况，使装置在保证产品质量的前提下，还可103、以自动地获得最高的产品回收率、获得最佳的经济运行效益。 联锁控制包括工艺参数联动调节，工艺参数安全联锁，产品质量联锁控制等。动力设备监控包括各类泵、压缩机等动力设备的流程显示、关键参数的监控、动力设备故障的报警和动作联锁。管理功能可以进行完善直观的工艺流程监控与动态显示，如故障自诊断，历史趋势，事故状态和各种操作记录及打印报表。可以和工厂管理网络或INTERTNET联网，可将装置运行参数和数据上传至管理计算机用于工厂管理、调度和数字统计；也可以通过INTERNET为用户提供远程技术支持 故障诊断功能本控制系统可根据压力、阀位检测、产品纯度、温度、流量等参数自动对工艺或设备故障进行自动诊断、报警104、和联锁处理。同时对控制系统自身的主要故障：如CPU故障、通讯故障也可进行自自诊断，并提出故障警告和安全处理。5.3 控制设备选型 控制系统选型本系统控制主机按DCS系统考虑。考虑到投资和国产技术已经非常成熟，本可研按国产DCS考虑。 DCS系统可实现完善直观的工艺流程监控与动态显示，PID回路调节、故障自诊断、历史趋势记录、事故状态和各种操作记录及打印报表。控制系统配置如下：DCS冗余控制系统示意图冗余控制器工业以太网工程师站兼操作员站服务器兼操作员站I/O站I/O站I/O站以太网工厂管理计算机PROFIBUS-DP冗余网络5.3 控制软件及特点5.3.1 本装置采用的控制主要有：均为常规的单105、回路或串级调节回路。5.3.2 自适应随动调节软件装置在运行过程中，PSA部分的吸附塔总是处在某种降压和升压过程中。在这个过程中要求气流均衡、稳定。因为对这类过程的控制是关系装置运行质量包括吸附剂寿命长短的一个关键，本装置方案中以压力为控制量，通过控制吸附压力均匀上升和下降，达到稳定控制气体量的目的。按照上述要求开发的变压吸附自适应控制软件，可根据变化中的工艺条件进行预估,随工艺状况的改变,自动生成控制操作曲线，按此曲线自动控制变压吸附装置的均压、逆放、冲洗、充压过程，可最大限度地接近于理想过程。这套软件在武钢等现场运行多年来效果极佳，反应良好。控制软件采用专利商成都我公司提供的“智能专家系统106、软件”并负责编程组态。5.4 主要现场仪表选型及数量本装置仪表选型原则上应尽量与用户原有仪表相一致并符合用户的使用习惯，以便于用户维护和减少库存量。1） 现场检测仪表均选用能够与计算机进行数字通讯的智能型变送器（如压力/差压变送器、流量计）。2）执行机构主要采用气动调节阀加电/ 气阀门定位器（或电/ 气转换器）的配置方式。3）流量测量仪表主要采用孔板加差压变送器测量方式，并配温度、压力补偿。4）本装置生产控制设有在线CH4分析仪，CO分析仪、CO2分析仪，微O2分析仪和露点仪。5）本装置设可燃气体检测报警装置以保证装置的安全性。6）对生产过程中的关键参数进行监控，以保证产品质量和提高产品收率。107、7）控制仪表一览表：（不含压缩机仪表）序号名称、规格制造商备注1EJA智能压力变送器30台2EJA智能差压变送器13台3热电偶温度变送器38台4温度变送器25台5流量计11台6玻璃板液位计8台7浮筒液位计3台8调节阀（含阀门定位器）26台9隔爆电磁阀40台10阀位传感器40只11在线CH4分析仪1台12在线CO2分析仪2台13露点分析仪1台14在线O2分析仪1台15DC24V仪表电源2只16可燃气体报警仪（固定式）40套17安全栅295只18KG-22仪表柜900x900x20003套19操作台3套20防爆接线盒14只21现场指示仪表全套22深冷装置内仪表1套第六节 主要设备选择一、主要设备选108、择（一）反应器反应器等全部采用热壁结构，筒体采用低铬钼钢材质。（二）冷换设备由于操作条件较苛刻，并考虑酸性水对设备的腐蚀，非定型换热器壳体采用碳钢，换热管采用不锈钢管。（三）压缩机机组由压缩机、电动机、润滑油系统、强制夹套冷却系统、检测控制系统、辅助设备、盘车机构等组成。压缩机与电动机之间采用刚性联轴节直联。压缩机按照API618设计制造。每级气缸进、排气口均按上进、下出布置。气缸及气缸盖夹套用强制夹套冷却系统冷却。采用双室隔距件。气缸设卸荷器和余隙腔用作气量调节。气缸、活塞环、活塞杆、填料函按无油润滑选材及设计。机组内的所有电气设备均应符合防爆要求。主电机的防爆等级不低于eIIT3，其它用电109、设备不低于dIICT4。（四）吸附塔吸附塔为疲劳容器， 采用美国ASME标准和中国JB4732-95进行应力分析计算和设计，所有设备设计寿命20年。本装置的吸附塔直径较大，而大型吸附塔设计的关键是如何在实现良好的气体分布的同时尽量减少吸附塔死空间。我公司公司为此开发了新型锥型下分布器结构可大大减小床层死空间，充分利用所有吸附剂，有利于减少产品氢气的损失，达到了世界先进水平。（六）深冷设备1、设备选材原则液化天然气生产因其操作压力高、而温度低到-163，设备材料的选择就成为一个很重要的问题，既要立足于成熟的生产技术和压力容器安全可靠运行的要求，又要满足工艺要求。我国低温压力容器钢板使用GB353110、1-2008低温压力容器用低合金厚钢板技术条件。16MnDR和09MnNiDR是低温韧性比较好的材料，16MnDR的使用温度为-40，冲击功指标AKV24J；09MnNiDR的使用温度为-70，冲击功指标AKV27J，国内的生产厂家有武汉和舞阳两家钢厂生产，其AKV值远远大于24J和34J。温度低于-70的压力容器，基于国内深冷设备材料还不完善，主体材料可以选用奥氏体不锈钢0Cr18Ni9，这是一种相当普及的材料，其使用温度可以达到-196。详细选材表见下表：设备选材表设计压力MPa(G)设计温度ASME板材/锻件国内板材/锻件所有压力-196T-70SA-240 3040Cr18Ni9SA-111、182 F3040Cr18Ni9-70T-4009MnNiDR09MnNiD-40T-20SA-516 Gr.70+S516MnDRSA-350 LF216MnD-20T350SA-516 Gr.6016MnR/20RSA-10516Mn2主要特殊设备选型原则换热设备在本装置中所占比例很大，换热器类型的选择直接影响到整个装置的投资。由于深冷工艺要求换热器有较小的流动阻力、单位体积和单位重量的传热面积较大、传热温差较小的要求，一般的管壳式换热器难以满足要求，因此本装置在板翅式换热器制造允许的条件下尽量多选用板翅式换热器，这种换热器具有重量轻、传热面积大、允许传热温差小、结构紧凑等优点。二、焦炉煤112、气制LNG装置主要设备规格表 设备规格表见表4-6-1表4-6-1 焦炉煤气制LNG装置主要工艺设备表 序号设 备 名 称台数操作条件设 备 规 格 介 质 材质 重量t 备 注压力Mpa.G温度脱硫部分1静电捕焦塔20.00540300010700 立式焦炉煤气Q345R2脱硫塔20.00140480012000 立式焦炉煤气Q235-B小 计4压缩部分1焦炉煤气压缩机2常压/0.340/40LG-250/6，轴功率=1050kw，焦炉煤气CS2开0备2净化煤气压缩机30.25/ 1.540/1202D-77/2.5-15，轴功率=1050kw，焦炉煤气CS2开1备小 计5预处理部分一塔类1113、预处理塔40.6520010000 立式焦炉煤气Q245R小 计4二冷换类1再生气加热器10.03160F=300m2再生气Q345R12601.0Mpa蒸汽Q345R小 计1三其它类1精密过滤器1定型产品焦炉煤气不锈钢小 计1甲烷化部分一反应器类1加氢反应器21.46380200012000净化煤气15CrMoR2氧化锌脱硫反应器21.44380200010000净化煤气15CrMoR3第一甲烷化反应器11.4224006000精制煤气15CrMoR4第二甲烷化反应器11.416006000精制煤气15CrMoR小 计5二冷换类1原料气/甲烷化气换热器11.38380BIU-1000x600114、0甲烷化气Q345R1.5300 压缩煤气Q345R2甲烷化气水冷却器1BIU-1400x4500甲烷化气Q345R循环水Q345R3除盐水预热器11.38150BIU-700x3000甲烷化气不锈钢0.680除盐水20R4电加热器11000KW15CrMoR5反应器冷却器1小 计5三容器类1煤气除油罐11.512020009000 立式压缩煤气Q245R2中压汽水分离器14.025016004000 立式蒸汽、汽包水Q345R3除氧器10.0210420008000 卧式汽、水Q235-B/0Cr18Ni94甲烷化气分液罐11.344014006000 立式甲烷化气Q245R5溶解器1常压常115、温4002000 方箱Na3PO4溶液Q235-A小 计5四泵类1加药泵141040.09m3/hNa3PO4溶液2锅炉给水泵2410421m3/h除氧水小 计3深冷部分1TSA干燥塔21.2840260013000 立式甲烷化气Q345R2再生气加热器10.03140BEM1000-1.6-150-3/25-1管程再生气CS1250B=100 壳程蒸汽CS3脱汞剂罐21.244014007000 立式甲烷化气Q245R4过滤器21.244010002000(滤芯） 立式甲烷化气Q245R5溴化锂冷水机组16混合制冷剂压缩机系统1套6.1混合制冷剂压缩机（蒸汽透平）13轴功率=3456kw，蒸116、汽消耗=16t/h蒸汽透平驱动6.2制冷剂吸入缓冲罐12.2常温15m3制冷剂Q345R6.3制冷剂贮罐13常温15m3制冷剂Q345R6.4异戊烷贮罐10.2常温5m3异戊烷Q345R6.5MR干燥器13常温5m3氮气Q345R6.6丙烷干燥器11.6常温5m3丙烷Q345R6.7异戊烷干燥器10.2常温0.12m3异戊烷Q345R6.8丙烷储罐11.6常温2.0m3Q345R6.9乙烯罐组1GC-87异戊烷卸车泵2异戊烷8丙烷卸车泵2丙烷9液化冷箱系统1套9.6m8m24m壳体：碳钢精馏塔、主换热器：铝镁合金10冷箱加热器10.3氮气碳钢0.8200 水蒸汽20R11循环氮气压机23.54117、0轴功率=1285w，循环氮1开1备12氮气缓冲罐1氮气碳钢13停车液体排放汽化器11.6常温停车液体铝镁合金14BOG加热器11.6-162BOG铝镁合金15停车制冷剂排放汽化器11.6常温制冷剂铝镁合金16BOG缓冲罐10.00125BOG1710m3液氮贮罐1液氮碳钢18CFL-4000 LNG贮槽10.015-162直径20m（10天贮存量）LNG内罐304,外罐碳钢19LNG装车泵2LNG1开1备20空调水泵20.3低温水1开1备小 计35第七节 消耗指标1、公用工程消耗1）公用工程消耗见表4-7-1表4-7-1 公用工程消耗序号名 称单位数量备 注1焦炉煤气Nm3/h30555湿基118、，连续2循环水t/h3400连续（依托全厂）3新鲜水t/h3连续4除盐水t/h8连续(补充量）5电10000VKWh/h5425连续6380VKWh/h236连续7220VKWh/h30照明及仪表83.82MPa蒸汽t/h11连续9净化压缩空气Nm3/h250连续（依托全厂）10氮气Nm3/h450连续（依托全厂）2、催化剂、吸附剂及化学药剂消耗1）催化剂、吸附剂及化学药剂消耗见表4-7-3表4-7-3催化剂、吸附剂及化学药剂消耗序号名 称一次装入量 t使用寿命(年)一催化剂1HX-Z脱硫剂13022C40除油剂13023脱汞剂5024绝热加氢催化剂2635脱氯剂1326ZnO脱硫剂5227甲119、烷化催化剂263二吸附剂1HX-01A吸附剂16.252HX-01B吸附剂953HX-02吸附剂91154HX-03吸附剂156155HX-06吸附剂32.515三干燥剂1HX-08干燥剂3252HX-09干燥剂525四其它1磁球填料1122制冷剂2.4t/a第五章 总图、运输、公用工程及辅助生产设施第一节 建厂条件1、厂址地理位置重庆市xx煤焦有限责任公司技改扩能、环保搬迁工程用地位于xx区煤电化园区内，其北面为500m为国电恒泰电厂灰场，其东面为煤电化园区南北干道，南侧为国电恒泰电厂二期项目规划用地，西侧为荒山。本项目地理位置图见本报告附图六：区域位置图2、 厂址概况该厂址铁路、道路交通便120、利；同时水、电等外部条件易于解决，可以满足建厂条件。3、当地气象条件该地区常年主导风向为西风。全年平均气温 18.8极端最高温度 42.2极端最低温度 -1.7年平均风速 1.8m/s全年最多风向 W年平均相对湿度 77%年平均降水量 1071.2mm年平均蒸发量 1495.5mm年无霜期 342天4、地形地貌及地震烈度1）工程地质条件厂址区内地下水对混凝土无侵蚀作用，厂址范围内无大的不良工程地质现象和特殊软弱底层，工程地质和水文地质条件尚好，无大的断裂带通过场地，场地地质构造稳定。厂址区内没有重要文物古迹和军事设施，不占压煤炭资源。2）水文地质详细的水文地质条件有待于进一步勘察。3）地震烈度121、根据国家地震局中国地震动反应谱特征周期区划图（GB18306-2001）和中国地震动峰值加速度区划图（GB18306-2001），该地区地震动峰值加速度PGA 为0.05g，设计特征周期为0.35s，所属地震分组为第一组。场地属抗震有利地段。场地等级为三级；相当于中国地震局1990 年发布的中国地震烈度区划图（50年超越概率10%）的地震烈度VI 度。本工程抗震设计参数待场地地震安全评价并经过相关地震主管部门批准后决定。5、地区和城镇社会经济的现况及发展规划重庆市是我国四个直辖市之一、长江上游的经济中心，辖15个区，4个县级市，21个县。地处东经1051111011，北纬28103213之间，122、与陕、川、鄂、湘、黔接壤。东西长470公里、南北宽450公里，幅员面积82403平方公里。截止1999年底，全市共发现矿产67种。其中，查明资源储量的矿产39种。在国家论证的45种主要矿产中，查明资源储量的有19种，已发现但尚未查明资源储量的有13种。保有资源储量居全国前十位的矿产有毒重石、陶瓷用砂岩、水泥配料用泥岩、汞、砖瓦用砂岩、天然气、锶、铸型用砂、锰、滑石、玻璃用砂岩、铝土矿、砖瓦用粘土及重晶石等14种。2011年重庆市实现GDP10011.13亿元，同比增长16.4%，增速跃居全国第一，位居中国大陆第七。全年实现地方财政收入2908.82亿元，增长46.1%，其中一般预算收入1488123、.25亿元，增长46.2%。全年城镇居民家庭人均可支配收入20250元，同比增长15.5%，农村居民家庭人均纯收入6480元，增长22.8%。6、 交通运输重庆已形成铁路、公路、水运、航空和管道运输相结合的综合运输体系,成为长江上游和西南地区最大的水陆空交通枢纽。铁路方面有成渝、襄渝、川黔3条电气化铁路干线与全国铁路网相连；公路方面有21条干线公路，其中有17条公路连接云、贵、川、湘、鄂、陕，构成四通八达的公路交通网络；航空方面，重庆江北机场是国家重点建设项目，按国际空港标准正在扩建和完善；水运方面，以长江黄金水道为依托，建有港口和客货码头数十个，开展了重庆经上海至海外的江海联运业务，三千吨级124、轮船可终年顺江而下直航海外，三峡工程建成后，万吨级船队可溯江而上直达重庆；产气区紧靠高速公路和长江河运通道，交通运输十分方便；能源方面，重庆是中国西部电网的负荷中心之一，煤炭、天然气产量大，能源供应的保障程度高。特别是目前重庆市的交通正在实施二环八射的高速公路，和一环八射的铁路，也就是说铁道部和交通部以重庆为一个踞点，向全国辐射，有八条铁路，八条高速公路，大体上每四十五度一条铁路和一条高速公路。在整个中国，一个城市有八条铁路辐射全国的只有重庆；在整个中国一个城市有八条高速公路辐射全国的也只有重庆。重庆的区位是在中国地图的中间，有辐射优势，是铁路枢纽和公路枢纽，再加上又是长江航运的一个枢纽，所以125、重庆的交通地理位置对工业发展有比较便利的条件。7、 公用工程及生活设施依托条件本装置拟建厂址内现有两条 10kV 双回路供电线路。本项目生产过程清洁卫生，无连续污染物排放（废水、废气和废渣），少量生产、生活污水可简单处理后通过管道排放至污水处理站集中处理。本项目建设有固定消防水系统（水炮及水喷淋系统），用以发生火灾时冷却控制，由原有消防单位出勤配合。因此，本项目消防有可以依托的消防站人员和设施，不需新建消防站。8、 厂址方案根据本项目原料焦炉气分离液化的性质、特点及工艺要求，在建址选择上主要考虑的因素有：1）应尽量靠近气源，以减少输气的能量消耗和安全隐患。2）尽量利用工业园区内现有的公共设施，126、以便于生产管理、减少重复建设，节省投资。3）天然气提纯液化的生产设施多属甲类，与现有各种设施应留有足够的防火间距、满足相关规范要求。第二节 总图1、设计中采用的总图运输标准：石油化工企业设计防火规范 GB50160-2008石油化工企业厂区总平面布置设计规范SH3053-2002石油化工企业厂区竖向布置设计规范 SH3013-2000石油化工企业厂内道路设计规范 SH3023-20052、总平面布置原则2.1、满足工艺要求，便于生产管理：工艺流程短捷流畅。2.2、切实注意安全：单元之间的防护距离应遵守现行的国家和总公司颁布的规范、标准和规定。2.3、尽量利用原厂区场平竖向。2.4、与给排水专业127、结合，切实保证竖向设计标高、坡度满足污水管线自流排放要求。2.5、采取必要的措施保证场地的稳定。2.6、装置四周设环行消防道路。2.7、充分利用地形地貌，因地制宜进行布置，并结合风向、朝向等当地自然条件，使大多数建、构筑物有良好的日照、通风；2.8、符合规范，使总平面布置合理，符合防火间距，满足消防要求；2.9、合理布置厂内外道路，使厂内交通便捷，减少人车干扰，功能区划分明确；3、总图布置方案3.1、工厂主要组成主要生产装置： 脱硫、压缩、净化、甲烷化、深冷等工序组成。公用工程：电力、燃料、循环水、净化压缩空气、非净化压缩空气、氮气、原料等依托全厂。其它服务性设施：中央控制室和配电室、门卫等依128、托全厂。3.2 布置方案a）根据拟建厂址地形及风向、交通运输条件等因素进行总平面布置和功能分区规划, 根据生产特性分开设置人流和货流出入口；b）将主要生产装置相对集中，联合布置在厂区中心位置，使各个生产单元之间联系方便；c）配套建设的与生产装置联系密切的中央控制室、总变、循环水系统、给排水及消防水系统、污水处理、气柜、储罐等设施布置在装置周围，以缩短与装置之间联系的管线，节约投资并减少能源动力消耗。本项目厂区总占地26000m2，详见附图七总平面布置图。4、竖向布置本工厂的竖向设计结合工厂周围规划情况统一考虑，且使得场地竖向设计符合本项目建厂的技术要求，满足生产和交通运输的需要，为施工、管理创129、造良好的场地条件，且尽量减少土方量。本工厂建设地地势平坦，竖向布置采用平坡式布置，出入口标高和厂外道路路面平缓衔接，雨水经厂区暗管排至厂外道路排水管网。5）绿化为绿化美化厂容，创造良好的厂区环境，为尽量合理提高厂区的绿化覆盖率，在总平面设计中统一规划考虑。重点绿化厂前区，在道路两侧种植行道树，充分利用边角地植草种花，绿化美化厂区环境。优先选用对污染气体有抗性、吸附性及滞尘能力强、适应能力强、易于成活、树态美观的乡土植物。第三节 运输重庆已形成铁路、公路、水运、航空和管道运输相结合的综合运输体系,成为长江上游和西南地区最大的水陆空交通枢纽。铁路方面有成渝、襄渝、川黔3条电气化铁路干线与全国铁路网130、相连；公路方面有21条干线公路，其中有17条公路连接云、贵、川、湘、鄂、陕，构成四通八达的公路交通网络；航空方面，重庆江北机场是国家重点建设项目，按国际空港标准正在扩建和完善；水运方面，以长江黄金水道为依托，建有港口和客货码头数十个，开展了重庆经上海至海外的江海联运业务，三千吨级轮船可终年顺江而下直航海外，三峡工程建成后，万吨级船队可溯江而上直达重庆；产气区紧靠高速公路和长江河运通道，交通运输十分方便；能源方面，重庆是中国西部电网的负荷中心之一，煤炭、天然气产量大，能源供应的保障程度高。特别是目前重庆市的交通正在实施二环八射的高速公路，和一环八射的铁路，也就是说铁道部和交通部以重庆为一个踞点，131、向全国辐射，有八条铁路，八条高速公路，大体上每四十五度一条铁路和一条高速公路。在整个中国，一个城市有八条铁路辐射全国的只有重庆；在整个中国一个城市有八条高速公路辐射全国的也只有重庆。重庆的区位是在中国地图的中间，有辐射优势，是铁路枢纽和公路枢纽，再加上又是长江航运的一个枢纽，所以重庆的交通地理位置对工业发展有比较便利的条件。装置区内交通运输：(1)、装置的交通运输新建道路。厂内道路采用城市型，路面结构拟采用普通混凝土路面，道路平面布置成环形。厂内道路路面宽度为9.06.0m，道路路面内缘最小转弯半径为9.0 m。厂外道路规划宽度为1215 m，路面内缘最小转弯半径15 m。(2)、装置的原料及132、富氢气通过管道进装置。(3)、装置的产品通过LNG槽车送出厂区。(4)、装置的辅助材料催化剂和吸附剂等固体材料由汽车运至该装置。废催化剂等固体废渣，由汽车运出装置，然后，由制造厂回收或由厂方深埋处理。第四节 公用工程1、给排水及消防1.1 概述本项目一次水由厂区所在地的工业园区提供。生产废水依托原有厂区。根据节约用水原则，生产用水尽可能或全部循环使用，其它用水采用分质供水。排水采用清污分流制，生产污水和生活污水均经处理后排放。工厂生产、生活废水经厂内污水处理站处理达到污水综合排放标准二级标准后排至园区废水排放管网。1.2、设计原则（1）采用国内外先进技术、新设备、新材料，做到工艺设计经济合理、133、技术先进、成熟可靠、便于操作维护和管理，使给排水系统设计整体达到国内领先水平。（2）节约水资源，做到一水多用、重复利用和废水综合利用，使其生产用水的消耗指标达到国内领先水平。（3）生产污水实施清污分流、污污分流、分质处理和废水回用，使其排放废水指标达到国内先进水平。（4）提高给水排水工程的仪表自动化水平。（5）消防以“安全第一，预防为主，防消结合”的原则，以自救为主。设计严格执行相关的国家、行业规范。（6）严格执行国家、地方及行业制定的环保、职业安全卫生和消防等设计规范、标准和规定。1.3、设计采用的标准规范(1) 生活饮用水卫生标准(GB5749-2006)；(2) 室外给水设计规范(GB5134、0013-2006)；(3) 室外排水设计规范(GB50014-2006)；(4) 建筑给水排水设计规范(GB50015-2003)；(5) 污水综合排放标准(GB8978-1996)；(6) 工业循环冷却水处理设计规范(GB50050-2007)；(7) 工业循环水冷却设计规范(GB/T50102-2003)；(8) 石油化工给水排水管道设计规范(SH3034-1999)；(9) 石油化工给水排水系统设计规范(SH3015-2003)；(10) 石油化工企业循环水场设计规范(SH3016-1990)；(11) 石油化工给排水水质标准(SH3099-2000)；(12) 石油化工污水处理设计规135、范(SH3095-2000)；(13) 污水再生利用工程设计规范(GB50335-2002)；(14) 炼油企业污水回用技术管理导则（试行）；(15) 中华人民共和国消防法(2008年修订)；(16) 石油化工企业设计防火规范(GB50160-2008)；(17) 建筑设计防火规范(GB50016-2006)；(18) 建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2005)；(19) 火灾自动报警系统设计规范(GB50116-98)； (20) 水喷雾灭火系统设计规范(GB50219-95)；(21) 化工企业安全卫生设计规定(HG20571-95)。1.4、生产给水 厂区用水量厂区的一次水给水主136、要包括生产用水和生活、办公科研用水，以及各工段补充水等。本项目除盐水用水量约为8m3/h；其它用水由全厂统一考虑。1.5、消防水系统消防水系统依托全厂。室外消防水量按同一时间的火灾次数为一次进行设计。根据工艺专业所提供的建筑物的耐火等级，生产类别，高度，体积，设计室外消防水量为251/s，室内消防用水量251/s，工艺装置的消防用水量为150l/s，即全厂消防用水量为150l/s(540m3h)生产、消防水池贮备消防水2000m3，火灾延续时间为3小时，因消防水池与生产水池合并，设有保证消防水量不做它用的技术措施。1.6、循环水站依托全厂。（1）循环冷却水的规模及参数根据工艺要求，循环水系统正137、常用水量约为3400m3/h，由全厂统一考虑。本系统设计参数如下：供水温度 32回水温度 42供水压力 0.45MPa回水压力 0.25MPa1.7、排水系统（1）生活污水系统生产区和生活区依托全厂，由厂区污水收集后分别靠重力流入各自化粪池，经化粪池处理后的生活污水排入厂区污水处理系统。排水干管采用高密度聚乙烯缠绕增强管，承插连接。（2）生产清洁废水系统本系统用于排放各种生产装置、辅助装置及公用工程设施排放的清洁废水，其中主要为冷却水系统排污水和除盐水装置再生排水等废水，正常小时排水量约为28.3m3/h。在工程设计中，将就近排放到厂内雨水排水管网中，然后排至厂外市政雨水管网。（3）生产废水系138、统本系统用水收集各工艺装置和工段排放的污水以及冲洗地面水等，小时排水量约为1.2m3/h。 排水干管采用高密度聚乙烯缠绕增强管，承插连接。（4）初期雨水系统根据清污分流的原则，初期雨水单独排放。储罐区和生产装置区的初期雨水收集后排入厂区污水管网，并设置与雨水排水管道的切换装置，后期雨水排入厂区雨水管网。排入污水管网的初期雨水与其他污水一起进入污水处理系统。排水干管采用高密度聚乙烯缠绕增强管，承插连接。（5）雨水系统根据清污分流的原则，除部分初期雨水排入污水管网中外，其余雨水单独排放。在工程设计中，将就近排放到厂内雨水排水管网中，然后排至厂外市政雨水管网。1.8、污水处理系统1） 污水处理系统构139、成本项目厂区的污水处理系统包括：含油废水预处理设施、污水处理站、蒸汽凝结水回用设施、雨水收集池、事故水收集池。依托原有焦化厂。l 装置区含油废水预处理设施本项目污染雨水、设备检修排放的含油污水及地坪冲洗等含油污水，由于含油量较高，需要进行预处理，设置集中预处理设施，集中汇集至污水集水池，通过高效油水分离器回收污油后送至污水处理场进行处理。l 污水处理站本项目设置全厂性的污水处理站，各装置所排出的正常含油污水和生活污水进行集中处理，同时考虑装置围堰内、储罐防火堤内的含油雨水，以及其他非正常情况时的含油污水的排入。l 蒸汽凝结水回用设施本着经济、合理的原则，本项目各装置充分回收和利用全厂蒸汽冷凝水140、，减少补充水量，从而降低全厂新鲜水单耗，汽轮机凝结水按100%回收。另外，在回收凝结水的同时，可回收凝结水的低温热，用来加热脱盐水。l 雨水收集池为了保证纳水水体的水质安全，进一步降低对其造成的水质污染的危险，防止少量的轻度污染的雨水流入纳水水域，将装置、储罐等污染区域的雨水全部集中收集，设置全厂雨水收集池。雨水收集池内设撇油带等除油设施，除油后的污染雨水送至污水处理场，污油经收集后送至罐区的污油罐回收，雨水收集池出水设置自动在线监测系统，自动监控收集池的储水水质。l 事故水收集系统本项目设置全厂事故储水池，主要用于LNG 罐区事故工况时消防水的储存以及LNG 的四处蔓延，从而避免了事故状态下141、对外环境的影响。事故储水池在平时保持空池容。2、供电2.1、供电电源本装置生产过程属于连续化生产工艺，按供配电系统设计规范等规范规定，本工艺装置及消防等用电负荷属于二级负荷，应由两路线路供电。根据本项目主要生产装置和必需的辅助装置用电负菏统计，计算用电负菏为5691KW(即设备容量)。主要生产装置及辅助装置用电负菏均为二级负菏，消防用电设备、压缩机的润滑油泵、仪表DCS、事故照明等为一级负菏，办公、维修等辅助生活装置为三级负菏。一级负菏重，消防用电的控制器、探测器等及DCS采用UPS供电。事故照明采用EPS、直流电照明或采用带蓄电池的灯具，泵、风机采用双电源终端切断后供电。二级负菏采用双电源供142、电。其它用电负菏及正常照明为三级，全厂的事故照明为保安负菏，由专用保安电源供给。动力用电为10KV/380V，照明用电为220V。2.2、供电方案选择1）供配电系统由于装置各主项均为连续化生产装置及其配套的公用工程装置，其特点是生产规模大，自动化水平高，生产连续性强，中断供电将在经济上造成较大的损失，连续生产过程被打乱，使主要设备损坏，产品大量报废，大量减产，且需较长时间才能恢复正常生产。根据供配电系统设计规范（GB50052-95）中对负荷分级的规定，并结合本工程实际情况和工艺生产特点，该项工程中的大部分用电负荷均属二级用电负荷。10/0.4kV 系统均采用双电源进线、主接线采用单母线分段接143、线方式，母线联络断路器设自动投入装置；正常情况下，各段母线分段运行，当一条进线退出运行时，母联开关自动投入，另一条进线带全部重要负荷。各区域变配电室内0.4kV 系统主接线形式采用单母线分段接线，并设母联自投装置，当任一台变压器或其进线发生故障时，母联自动合闸，由另一台变压器带全部生产性负荷运行，以保证二级以上用电负荷的供电连续性。2） 全厂供配电电压等级根据本项目用电设备特点，项目全厂供配电电压等级确定如下：160kW 及以上电动机 AC，10kV，50 Hz，三相160kW 以下电动机 AC，380 V，三相检修电源 AC，380/220V，三相/单相照明电源 AC，380/220V，三相144、/单相FCS 及关键仪表 AC，220V，来自UPS3） 低压变电所选用干式变压器，变压负荷率约50%；0.4kV 系统主接线采用单母分段，母线联络断路器设自动投入装置。4） 电容补偿在10kV 和0.4kV 系统分别进行集中补偿；在有条件情况下，优先考虑采用调节同步电动机励磁方式进行无功补偿；10kV 系统要求补偿后的功率因数均宜在0.92 以上；0.4kV 系统要求补偿后的功率因数均宜在0.90 以上。上述补偿容量宜分解后尽量按照相对平衡的原则分别接入新建变电所10kV 或0.4kV 相应的母线段。5） 计量本装置的用电计量点初步考虑设置在园区内10kV 系统电源侧。6） 谐波治理本项目将145、根据系统用电及配电设备的产生谐波源的情况，采取适当的抑制或吸收谐波的装置；为确保DCS用电安全，初步考虑在UPS出线侧装设谐波吸收装置；低压配电系统电容补偿采用具有抑制谐波功能的电容补偿柜。7） 电缆敷设本装置高低压电缆采用以桥架为主，局部直接埋地或电缆沟为辅的方式敷设电缆。2.3、区域划分按照国家设计标准GB50058-92有关条款，装置区内属爆炸危险区域2区，2区范围内低于地平面的沟坑和正常采样点附近，划为1区。该区域内所有电气设备均应选用防爆产品，视区域内介质不同，电气设备防爆标志为dIICT4或eIIT3的产品。2.5、设计中采用的主要标准及规范GB 50034-2004 建筑照明设计146、标准GB 50052-95 供配电系统设计规范GB 50053-94 10 kV 及以下变电所设计规范GB 50054-95 低压配电设计规范GB 50055-93 通用用电设备配电设计规范GB 50056-93 电热设备电力装置设计规范GB50057-94(2000) 建筑物防雷设计规范（2000 版）GB 50058-92 爆炸火灾危险环境电力装置设计规范GB 50060-92 3110 kV 高压配电装置设计规范GB 50062-92 电气装置的继电保护和自动装置设计规范GB 50160-2008 石油化工企业设计防火规范GB 50174-93 电子计算机机房设计规范GB 50217-9147、4 电力工程电缆设计规范GB J50016-2006 建筑设计防火规范GB J63-90 电力装置的电测量仪表装置设计规范GB J64-83 工业与民用电力装置的过电压保护设计规范GB J65-83 工业与民用电力装置的接地设计规范GB 50227-95 并联电容器装置设计规范GB 50217-1994 发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程SH/T 3027-2003 石油化工企业照度设计标准SH 3038-2000 石油化工企业生产装置电力设计技术规范SH 3060-1994 石油化工企业工厂电力系统设计规范SH/T 3082-2003 石油化工仪表供电设计规范SH 3097-2000 石油148、化工静电接地设计规范HG/T 20666-1999 化工企业腐蚀环境电力设计规程3、电讯3.1、厂区电讯系统组成本项目拟设行政管理电话系统、生产调度电话系统、无线通信系统、电视监控系统、火灾自动报警系统、智能卡管理系统依托全厂。3.2、厂区电讯设施1）行政管理电话系统行政管理电话系统：为便于全厂行政管理和对外通信联络，满足行政管理通讯的需要。2）生产调度电话系统为使生产调度管理人员及时了解生产情况迅速地进行指挥、调度生产。调度电话主要设置在控制室、电气控制室、值班室等经常有人值守并且与生产密切相关的工作岗位。调度电话分机根据需要及工作岗位的性质设置通话等级。在需要直接、迅速电话联系的生产岗位之149、间设置直通电话机，直通电话机利用生产调度电话的热线功能实现。3）局域网络综合布线系统a）为满足全厂计算机局域网络建设的需要，本工厂设结构化布线系统，网络的交换机和服务器等由信息专业负责设计，本设计仅包括网络布线机柜、配线架、光端收发器，传输光缆以及结构化布线。b）信息插座主要设在办公室、控制室、现场机柜室、值班室等地点。c）网络布线采用超5 类标准的电缆和设备。4）无线通讯系统a）为满足生产过程中移动性通信联络的需要，本工厂采用防爆无线对讲电话机。无线对讲机电话采用简单对讲组。根据生产操作要求、管理要求及车间班组的组合方案，无线对讲电话配置成多个相互独立的对讲组，各组使用不同频率、互不相通。b150、）无线对讲机电话严格限制在其防爆等级所允许的场所内使用。5）电视监控a）区内设1 套全厂性电视监控系统，该系统主要用于生产过程的监视，防火监视、安全保卫等。b）各生产装置区、汽车装车区、火炬火焰、厂区围墙大门、主要路口、重要设施出入口的摄像机信号均引至中央控制室内的工业电视监控主机，该监控主机具有与局域网络的接口。c）电视监控系统的电源由电气UPS 电源柜提供。6）火灾报警系统a）为有效预防火灾，及时发现和通报火情，迅速组织和实施灭火，在全厂范围内设1 套火灾自动报警系统。b）火灾自动报警系统组成：火灾自动报警系统由火灾报警控制器、联动控制盘、火灾探测器、手动报警按钮、声光报警器等组成。c）根151、据厂区的布局和管理模式，项目火灾报警系统配置模式为：拟将火灾报警控制器安装在仪表 DCS 控制室和消防站；拟在仪表DCS 控制室设置点式感烟或感温探测器，在变配电所电缆沟内设置线型感温探测器；在生产装置区、辅助生产装置区、罐区、管理区设置必要的手动报警按钮。3.3、设计中采用的主要标准及规范GBJ42-81 工业企业通信设计规范GB /T50311-2000 建筑与建筑群综合布线系统工程设计规范GB 50116-98 火灾自动报警系统设计规范GBJ115-87 工业电视系统设计规范GB50200-94 有线电视系统工程技术规范GB 50174-93 电子计算机机房设计规范GB 50058-92152、 爆炸火灾危险环境电力装置设计规范GB 50160-2008 石油化工企业设计防火规范GB J50016-2006 建筑设计防火规范CECS09：89 工业企业程控用户交换机工程设计规范CECS36：91 工业企业调度电话和会议电话工程设计规范CECS62：94 工业企业扩音通信系统工程设计规范4、供汽及外输蒸气4.1、装置开工所用1.0MPa(g)蒸汽由装置自产提供。4.2、装置正常生产用的3.82MPa(g)蒸汽由锅炉提供。全厂蒸汽用量见表5-4-1。表5-4-1 全厂蒸汽用量表序号车间或工段1.0MPa3.82MPa1深冷工序2.1162甲烷化工序-8.64TSA0.75消防吹扫等5（间153、断）6干燥0.8合计2.88.25、化学水5.1脱盐水系统本工程所需的脱盐水由脱盐水站提供，依托全厂。5.2、脱盐水水质要求本工厂脱盐水水质的要求为：电导率（25） 0.2s/cmSiO2 20g/L硬度 06、空压站及至氮站6.1、空压站空压站依托全厂，其任务是向工艺装置提供工厂空气和仪表空气，同时向制氮站提供满足制氮要求的压缩空气。设计范围包括从空气压缩机到向用户输出的供气总管范围的设备、管道和控制系统。本项目所需空压站规模为 250 Nm3/h。压缩空气的质量要求压力 1.0 MPa常压下露点温度 -40含油 5ppm（wt%）粉尘 1mg/Nm3尘粒径 3m其中用作仪表空气的压缩空气需154、减压至0.8 MPa。6.2 制氮站制氮站依托全厂，其主要任务是对空气进行分离，获得特定压力和规格的氮气并向工艺装置稳定连续地提供。本项目所需氮气规模为450 Nm3/h。氮气质量要求纯度 99.9%供气压力 0.60.80MPa常压时露点温度 -65温度 常温质量 无油、无尘7、采暖、通风及空气调节7.1、设计采用的主要标准及规范GB50019-2003 采暖通风与空气调节设计规范 SH3004-1999 石油化工采暖通风与空气调节设计规范GB50160-2008 石油化工企业设计防火规范 GB50016-2006 建筑设计防火规范 HG/T20698-2000化工采暖通风与空气调节设计规定155、GBJ87-85 工业企业噪声控制设计规范 GB50242-2002 建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范 GB50243-2002 通风与空调工程施工质量验收规范GB/T50114-2001 暖通空调制图标准 GBZ1-2002 工业企业设计卫生标准 GBZ2-2002 工作场所有害因素职业接触限值 GB50155-92采暖通风与空气调节术语标准GB50176-93民用建筑热工设计规范 7.2、设计采用的基础数据1）室外气象参数该地区常年主导风向为西风。全年平均气温 18.8极端最高温度 42.2极端最低温度 -1.7年平均风速 1.8m/s全年最多风向 W年平均相对湿度 77%年平均降水156、量 1071.2mm年平均蒸发量 1495.5mm年无霜期 342天2） 室内空气设计参数a) 采暖室内设计参数：l 浴室等 25 l 办公室、操作室 、值班室、化验室等 18 l 维修间等 16 b) 空调室内设计参数：工艺特殊要求时，应根据工艺生产装置、控制仪表设备、电气设备、分析检验仪器要求确定。无特殊要求时，室内设计参数可采用如下数据：常规仪表控制室： 温度 夏季25-30 冬季 18-20 相对湿度 4070%DCS 控制室： 温度 夏季262 冬季 202 相对湿度 50% 10% 温度变化率 5/h 湿度变化率 6%/h 有害物质最高允许浓度尘:0.2 mg/m37.3、采暖通风157、及空气调节工程1） 采暖a）本工程位于集中采暖地区，对于工艺有温度要求的厂房、公用工程和辅助设施采用集中热水采暖（散热器采暖或热风采暖）。b）采暖热媒：厂区建筑物、公用工程及生产辅助设施均采用9570热水，由热水换热站提供。c）热水采暖系统视具体情况采用上供下回、下供下回式。室内采暖管道及散热器一般应明装。2） 通风a）充分利用有组织的自然通风来改善工作区的劳动卫生条件。必须设置机械通风时，应首先考虑局部通风、降温，无特殊要求时，一般不设置全面机械通风系统。b）根据生产厂房介质特性和要求考虑必要的通风设施。c）有通风要求的封闭厂房、库房和建筑物，当工艺生产过程散热、散湿量较大时，应主要采用自然158、通风或机械排风、自然补风的方式；固定的有害物散发点，应采用局部机械排风。d）变配电站、电缆间等采用机械排风、自然补风的方式以排除余热。e）卫生间、浴室设计墙上安装或吊顶安装的换气扇。f）通风设备 排除室内余热的通风设备选用普通的钢制轴流式通风机、斜流式通风机、贯流式通机或离心式通风机。 设置在爆炸危险区内的通风设备应采用防爆型的离心风机、轴流风机或斜流风机。 排除有腐蚀性气体或湿空气的通风设备应作相应的防腐蚀处理或采用玻璃钢材质的离心风机、轴流风机或斜流风机，同时有防爆要求的，其电机应采用防爆型。g）易燃易爆厂房的送、排风设备及风管应采取静电接地措施，且不应采用容易积聚静电的绝缘材料。3）空气159、调节本装置空调系统设置的原则如下:a）不考虑舒适性空调。b）凡工艺或使用上对室内温湿度有严格特殊要求的房间如控制室、化验楼的物性测试室等设置恒温恒湿空调系统；生产装置和辅助设施的常规仪表控制室设单冷分体空调系统。第五节 维修大、中修按社会化的原则来考虑。一些专有设备、定型设备等的配件可依靠院设备制造厂提供解决。日常的维修与维护部分依托原有设施.第六节 土建6.1 设计原则a. 建构筑设计应贯彻国家的方针和政策，遵守现行的国家规范，行业标准及有关规定。b.建构筑设计各项技术指标的确定应符合安全适用、经济合理的原则。c.优先采用集中布置方案，以减少占地、节约投资。设计应注重营造良好的室内外空间环境160、。d.生产及生产辅助建筑在单体设计中应注重功能与形式的统一，力求平面功能合理，立面造型新颖，充分体现现代工业建筑简洁、美观的时代风貌。e.根据石油化工企业的特点，满足防火、防爆、防尘洁净，采光通风等各项使用要求，合理地采用新技术、新结构、新材料。6.2 设计中采用的主要标准和规范本工程设计执行现行国家和行业标准规范，标准图集优先选用内蒙地方标准图，其次选用国家标准图，再次选用本院标准图。采用的主要标准规范如下：1)建筑设计防火规范 GB50016-20062)石油化工企业设计防火规范 GB50160-20083)建筑结构荷载规范（2006年版） GB50009-20014)建筑抗震设计规范（2161、008年版） GB50011-20015)构筑物抗震设计规范 GB50191-936)钢结构设计规范 GB50017-20037)混凝土结构设计规范 GB50010-20028)砌体结构设计规范 GB50003-20019)建筑地基基础设计规范 GB50007-200210)建筑地基处理技术规范 JGJ79-200211)建筑桩基技术规范 JGJ94-200812)石油化工生产建筑设计规范 SH3017-199913)石油化工钢储罐地基处理技术规范 SH/T3083-199714)石油化工钢储罐地基与基础设计规范 SH/T3068-200715)石油化工球罐基础设计规范 SH/T3062-20162、0716)石油化工塔型设备基础设计规范 SH3030-199717)石油化工企业钢结构冷换框架设计规范 SH3077-199618)石油化工企业建筑物结构设计规范 SH3076-199619)石油化工钢结构防火保护技术规范 SH3137-200320)石油化工构筑物抗震设计规范 SH/T3147-200420)石油化工管架设计规范 SH/T3055-200720)石油化工落地式离心泵基础设计规范 SH/T3057-20076.3 建筑构造及装修标准a. 屋面屋面采用SBS新型改性沥青卷材防水层（防水等级为级），水泥珍珠岩板保温层（厚度按热工计算），结构找坡或采用1：6水泥焦渣找2坡（最薄处30163、厚）；压缩机厂房屋面采用单层彩色压型钢板。b. 墙体框架结构采用加气混凝土填充墙，外墙厚250mm，内墙厚200mm。控制室面向装置一侧采用配筋砖墙。压缩机厂房采用单层彩色压型钢板墙体。c. 门窗外门窗采用铝合金窗。内门可用木门。变压器室采用钢大门及钢百页窗。d. 外装修外墙饰面一般采用丙烯酸外墙涂料，局部贴面砖。e. 内装修喷刷耐擦洗内墙涂料。f. 楼、地面高低压配电间采用通体地砖及水泥地面；仪表机柜室采用磨光地砖及抗静电活动地板；压缩机厂房采用不发火花水泥地面及钢格板楼面。g. 踢脚踢脚做法一般同楼地面面层。h. 顶棚仪表机柜室、高低压配电间设铝合金龙骨矿棉吸音板吊顶，其他为一般粉刷喷涂料164、。6.4结构型式根据本装置工程地质情况,所有建、构筑物基础一般采用天然地基基础, 结构型式如下:a. 压缩机厂房采用钢结构，屋面采用钢檩条及压型钢板，楼面采用钢梁及钢格板，吊车梁采用钢吊车梁，基础采用钢筋砼结构。b. 二台往复式压缩机基础,采用现浇钢筋砼墙式或大块式基础；c. 空冷及冷换框架、管架、反应器构架等基础采用现浇钢筋砼结构，上部结构均采用钢结构。d. 落地塔、炉基础及立、卧式落地设备基础均采用现浇钢筋砼结构。e. 小型设备基础及泵基础等 均采用现浇素砼结构。6.5本装置共有2座新建建筑物，具体内容详见附后建筑物一览表5-6-1。表5-6-1 建筑物一览表序号建筑物名称火灾危险性分类耐165、火等级建筑占地面积(m2)建筑面积(m2)建筑层数通风或空调形式建筑物主要特征基础形式结构型式围护结构屋面门窗1压缩机厂房甲二676813536二半敞开式独立柱基础钢结构彩色压型钢板彩色压型钢板2泵房甲二600600一半敞开式钢结构合计14136第六章 节能第一节 概述1、 编制说明(1) 本项目能耗计算依据SH/T3110-2001石油化工设计能量消耗计算(2) 计算范围本能耗计算范围为重庆市xx煤焦有限责任公司30000Nm3/h焦炉煤气制LNG装置内的所有装置。(3) 计算基准本能耗计算以产10326Nm3/h LNG为基准。2 、节能原则 a.节能措施(1) 采用先进可靠的节能型工艺技166、术和流程(2) 采用高效压缩机组(3) 采用可靠的保冷、保温设施(4) 积极贯彻执行国家关于行业节能和工程节能设计的有关规范和规定。 b. 能源管理(1) 建立能源管理体系，配备兼职能源管理人员。(2) 配备完善的能源计量器具，能源计量器具备备率达到用能单位能源计量器具配备和管理通则(GB 17167-2006)的要求。 c. 建筑节能(1) 建筑围护结构采用隔热措施。(2) 空调制冷系统按设计规模配置，不得任意加大，并配置有效的调节控制装置。(3) 选用节能性建筑设备及产品，包括门、窗、照明、电气设备和控制系统等。第二节 装置能耗以产10326Nm3/h LNG为基准时装置能耗见表6-2-1167、表6-2-1 装置能耗表序项 目小时耗量能耗指标总能耗单位能耗号 单位数量单位数量MJ/hMJ/1000Nm31焦炉煤气Nm3/h30555MJ/Nm317.252554650895 2富氢气Nm3/h-7224MJ/Nm310.7-77297-74863电KWh/h5691MJ/KWh11.8467381.447812.3443.82MPa蒸汽t/h11MJ/t3684405244698.435新鲜水t/h3MJ/t7.1221.362.48 6装置综合总能耗MJ/h556175.87装置综合单位能耗MJ/1000Nm353861.698装置生产总能耗MJ/h107927 9装置生产能耗MJ168、/1000Nm312513.25 第三节 节能措施1、项目用能特点及节能原则1.1、装置用能特点由于本工程要求较高的天然气液化率，只能采用外加机械功的天然气液化工艺，这类工艺能量消耗的特点就是电消耗量大，电消耗的多少直接影响整个装置的能耗，因此如何减少电的消耗是节能的重点。本装置甲烷化是放热反应，如何实现热量的充分回收也是本装置节能的一个关键。1.2、节能原则（1）采用先进可靠的节能型工艺技术和流程（2）采用高效压缩机组（3）采用可靠的保冷、保温设施（4）利用装置的副产品:富氢气作为锅炉的燃料，产生蒸汽，驱动部分压缩机降低装置的电耗。2、装置节能措施根据液化天然气装置的特点，本装置采取了以下措169、施：2.1、采用先进的工艺技术由于本液化天然气装置要求较高的液化率，在众多的液化天然气工艺中，本装置所采用的混合制冷工艺是世界上最先进的液化天然气全液化工艺，它的特点之一就是能耗低，并能适应各种原料工况。2.2、采用冷箱，集中保冷，尽量减少冷损失由于本装置许多设备（特别是众多的换热器）都是在低温下操作，冷量损失的多少将影响混合制冷剂的流量，也就影响到整个装置的能量消耗。本装置采用冷箱，将多个低温设备放在冷箱内集中保冷，保冷效果明显好于各个设备独立保冷。同时，冷箱内设备排放紧密，减短了各设备之间连接的管线，也减少了冷量的损失。2.3、对低温闪蒸气进行能量回收装置所产生的低温闪蒸气温度为-163.170、2，这部分气体在出装置之前先进入冷箱进行冷量回收，然后再出装置。2.4、在工艺条件允许的前提下，选用合理的压缩机形式，提高压缩机的效率。一级焦炉煤气压缩机，混合制冷剂压缩机耗电量大，采取蒸汽透平驱动。为了驱动透平，利用原有锅炉，利用装置的副产品:富氢气作为锅炉的燃料，产生蒸汽。采用上述节能措施后，可显著地降低本装置的能耗，使装置的能耗达到国内先进水平。2.5、甲烷化反应所放出的热量，经过多级换热器充分回收用于发生高压蒸汽外送。第四节 设计中采用的主要标准及规范(1) 石油化工设计能耗计算标准 GB/T 50441-2007(2) 企业节能量计算方法GBT 13234-2009(3) 综合能耗计171、算通则GBT 2589-2008(4) 石油化工设计能量消耗计算方法SH 3110-2001(5) 石油化工合理利用能源设计导则SH3003-2000第七章 环境保护第一节 设计依据和设计原则1、 设计依据设计采用的环保标准应以国家标准和地方标准为依据，对该装置而言，主要执行下列标准：1.1、国家、地方政府和主管部门的有关规定。(1)建设项目环境保护管理条例（1998年国务院令第253号）(2)中华人民共和国环境保护法(1989年12月26日颁布)(3)（86）国环字002号文，关于颁发建设项目环境保护设计规定的通知(4)（87）国环字002关于颁发建设项目环境保护管理办法的通知(5)中华人民172、共和国大气污染防治法(2000年4月29日)(6)中华人民共和国水污染防治法(1996年5月15日修正)(7)中华人民共和国固体废物污染环境防治法(1995年10月3日)(8)中华人民共和国环境噪声污染防治法(1996年10月29 日)(9)中华人民共和国清洁生产促进法（2002年6月29日）(10)化工企业环境保护监测站设计规定（HG 20501-92）(11)SH3024-1995 石油化工企业环境保护设计规范(12)GB3095-1996 环境空气质量标准（2000年修正）二级标准(13)GB16297-1996 大气污染物综合排放标准(14)GB13271-2001 锅炉大气污染物排放173、标准(15)GB8978-1996 污水综合排放标准(16)GB123482008 工厂企业厂界噪声标准(17)GB3838-2002 地面水环境质量标准1.2、污染物排放标准、制订地方大气污染物排放标准的技术方法 GB/T 1320191、工业炉窑大气污染物排放标准 GB90781996、大气污染物综合排放标准 GB162971996二级、污水综合排放标准 GB89781996、恶臭污染物排放标准 GB1455493二级、炼焦炉大气污染排放标准（GB16171-1996）二级；、火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）III时段；、一般工业固体废物储存、处置场所污染控制标准（GB174、18599-2001）；、危险废物贮存污染控制标准（GB 18597-2001）、危险废物焚烧污染控制标准（GB 18484-2001）；1.3、环境质量标准、环境空气质量标准 GB30951996 二级标准(居民区)、地面水环境质量标准 GB38382002 、工业企业厂界噪声标准 GB123482008 、声环境质量标准 GB30962008 1.4、设计标准、建设项目环境保护设计规定 (87)国环字第002号、工业企业设计卫生标准GBZ1-2002、石油化工企业环境保护设计规范SH302495、炼油厂卫生防护距离标准GB8195-872、 设计原则2.1、选择工艺过程简单可靠的工艺技术，175、尽量降低“三废”排量。2.2、严格按照国家及地方各项标准、规范进行工程设计。2.3、确保施工质量，避免投产后产生事故对环境造成污染。2.4、对有可能造成重大环境污染的单元过程及设备，采取特殊监理。3、 环境现状分析1）大气环境鸡西市环保局对拟建厂址周围环境空气的监测结果表明，项目拟建厂区各项因子均没有超标现象，总体来说，当地环境空气质量没有到污染。2）地下水环境鸡西市环保局对拟建厂址周围地下水的监测结果表明，所有监测项目未超标，均达到地下水质量标准（GB/T14848-93）III 类标准的水质要求，说明该区域地下水水质较好。3）噪声环境噪声监测结果表明，厂界周围的噪声昼间、夜间监测值均不超标176、，拟建厂址区域环境较好。第二节 生产过程中主要污染源及污染物装置的主要污染源及污染物如下：1、废气排放（见表7-2-1）装置正常生产时无气体排放，在事故或特殊情况下有可燃气体排放，排放气体均经过火炬系统燃烧后达到国家环保排放要求。表7-2-1 废气排放名称组成或特性排放特征排放量排放地点备注安全阀排放气CO2、CH4 、CO 、N2 、H240，临时、间断排放5000m3/次集中于焦化厂放空火炬生产不正常排放气CO2、CH4 、CO 、N2 、H240，临时、间断排放5500m3/次集中于焦化厂放空火炬初次开车置换气氮气、空气40，临时、间断排放9000m3/h集中于焦化厂放空火炬2 、废水排177、放（见表7-2-2） 表7-2-2 废水排放 序废水来源排放废水废水量水质 mg/l治理措施号方式种类t/hCOD油类PH1汽包排污连续含盐污水1.5污水处理站2机泵冷却水连续含油污水1300210污水处理站3生活污水间断生活污水22010市政废水管网4循环水系统连续含盐污水4污水处理站3、固体废物排放（见表7-2-3）表7-2-3固体废物排放序号名 称来 源特 征流 量处理方式或去向1废脱硫剂脱硫塔固体Fe2O3，S130吨/2年去硫酸厂产硫酸2废脱硫剂脱硫反应器固体ZnO，S52吨/2年去硫酸厂产硫酸3C40除油剂脱硫塔固体C130吨/2年作燃料4废催化剂反应器Co.Mo，NiO,C,S5178、2/3年生产厂回收5废吸附剂吸附塔固体279.5t/20年回收或填埋6废吸附剂吸附塔固体109.2t/5年回收或填埋7其它 脱汞塔固体50吨/2年回收或填埋4、噪声装置的主要声源是压缩机、机泵、高速气流与管道磨擦发生的噪声见表7-2-4表7-2-4 噪声一览表序号名 称来 源特 征流 量处理方式或去向1噪声机泵 85分贝（A）选用低噪声电机各放空口 85分贝（A）加消音罩管道和阀门 85分贝（A）按规定流速设计第三节 治理措施及预期效果根据国家环保局颁发的建设项目环境保护管理办法等法规，在发展生产的同时保护好人类赖以生存的环境，在设计中主要采取了以下措施和控制方案：1、治理措施1.1、废气治理179、 装置开工及事故状态下由安全阀排放的可燃气体均密闭排入火炬系统。可防止开停工或事故状态大量烃类气体排入大气环境，减少烃类对环境的影响。1.2、废水治理合理划分供排水系统，污水系统的划分严格执行清污分流、污污分流的原则，将污水划分为含硫含氨污水、含油污水、生活污水和清净废水等系统。 装置的地面冲洗水、初期污染雨水等污水排至焦化厂区生产污水厂，后期雨水排入清净废水系统，以减轻工厂污水处理的负荷。 装置的含油，含盐污水等污水排入焦化厂生产废水管网，与其它车间排放的废水一起进入厂内污水预处理场，经隔油、浮选预处理，再排入污水处理场进行处理，1.3、噪声治理由于装置没有特大型回转设备，噪声污染并不严重，180、为了进一步降低噪声，采取如下措施： 选用低噪声YB系列电机； 蒸气放空点设置消音器； 压缩机设隔音设施；1.4、固体废物治理装置只有在停工检修时，才更换出废催化剂，废催化剂送至废催化剂回收工厂或深埋作无害化处理。1.5、绿化绿化有利于防止污染，保护环境。在厂区各空旷地带遍植树木花草，提高绿化水平，能净化空气，调节气温，减弱噪声，美化环境，提高环境的自净能力，因而是保护环境的根本性措施之一。本工程根据生产和环境保护、管线、道路设置的技术要求，结合当地的树种等因素，进行厂区绿化，道路两旁、车间之间等均有绿化场地，绿化系统应该达到25%左右。绿化树种如下：a：在散发有害气体的装置附近种植具有抗污染、181、有净化作用的乔灌木，间种花卉及灵敏指示植物；b：在散发烟尘、粉尘的装置附近，乔、灌木、草坪间种，组成立体平屏障，且栽种吸尘、滞尘植物；c：在厂前区绿化以美化为主，种植以观赏性为主的乔木及灌木；d：厂区及厂界 四周种植杨树、柳树等，以降低烟尘、SO2、CO、BaP及噪声污染。2、预期效果该装置的设计采取先进的工艺技术方案，同时采取一系列可靠的防护措施。对各类污染物进行相应的治理，使影响环境的因素从工艺技术方案开始，至采取相应的技术措施后，使环境得到根本的保护。因此，本装置建成投产后，对环境不会产生不良的影响。3、环境管理与环境检测本工程设立相应的环境管理机构及环境监测机构，配备一定数量的管理人员182、，负责全厂的环境管理及监测工作。第八章 职业安全卫生第一节 设计依据1、国家、地方政府和主管部门的有关规定1.1、中华人民共和国劳动部劳字（1988）48号文：颁发关于生产性建设工程项目职业安全卫生监察的暂行规定的通知。1988.5.27。1.2、中华人民共和国劳动部劳锅字（1990）8号文：关于颁发压力容器安全技术监察规程的通知。1990.5.9。1.3、中华人民共和国消防条例。1.4、中国石化总公司关于颁发安全生产人员禁令和规定的通知。1.5、中国石化总公司中石化（84）生字9号文：关于颁发石油化工企业液化气瓦斯安全规定的通知,1984.2.11。1.6 劳动部令1996 第3号：建设项目183、（工程）劳动安全卫生监察规定。1.7、公安部令1996 30号 建筑工程消防监督审核管理规定2、采用的主要技术规范、规程及标准2.1、工业企业设计卫生标准 （GBZ1-2002）2.2、工作场所有害因素职业接触限值 （GBZ2-2002）2.3、石油化工企业设计防火规范 (GB50160-2008)2.4、建筑照明设计标准 (GB50034-2004)2.5、爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 (GB50058-92)2.6、液化焦炉气生产、贮存和装运标准（参照执行标准）NFPA-59A（美国）2.7、工业企业噪声控制设计规范 (GBJ87-85)2.8、石油化工企业职业安全卫生设计规范 (S184、H3047-1993)2.9、职业性接触毒物危害程度分级 (GB5044-85)2.10、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）2.11、生产过程安全卫生要求总则GB/T12801-20082.12、劳动部关于生产性建设工程项目职业安全卫生监察的暂行规定1988.5.27。2.13、中国石化总公司安全生产人员禁令和规定2.14、炼油厂卫生防护距离标准GB8195-872.15、中国石化总公司建设项目环境保护管理办法实施细则1989.1.3。2.16、职业性接触有毒物危害程度分级GB5044-852.17、石油化工企业设计防火规范GB50160-20082.1185、8、建筑设计防火规范（GB50016-2006）2.19、爆炸和火灾危险环境电力装置设计规程GB50058-922.20、电气设备安全设计导则GB4064-832.21、工业与民用电力装置接地设计规范（试行）GBJ65-832.22、建筑灭火器配置设计规范 GB5014020052.23、石油化工企业可燃气体检测报警设计规范SH3063-19992.24、工业企业噪声控制设计规范GBJ87-852.25、生产设备安全卫生设计总则GB5083-19992.26、钢制压力容器GB150-1998(2003年修订)2.28、石油化工钢制压力容器SH3074-20072.29、建筑抗震设计规范GB50186、011-20012.30、工业企业采光设计标准GB50033-20012.31、工业企业照明设计标准GB50034-20042.33、石油化工企业厂区总平面布置设计规范SH3053-20022.34、工作场所安全使用化学品规定（劳动部、化工部1996年12月发布，1997年1月1日起实施）2.35、原油和天然气工程设计防火规范 GB50183-20042.36、常用危险化学品的分类及标志 GB13690-2009第二节 生产过程中职业危险因素分析1、自然因素然危害重庆位于长江流域上游北半球副热带内陆地区，气候温和，属亚热带季风性湿润气候，无霜期长，雨量充沛、常年降雨量10001450毫米，春夏187、之交夜雨尤甚。由于重庆地处四川盆地，两江交汇之处，气候与其他城市明显不同。冬季日照严重不足，属国内日照最少的地区（在世界上也属于日照最少的地区），并且日照时间都集中在夏季里，冬季几乎无日照，因此夏季酷暑、冬季湿寒。另外，重庆多雾，素有“雾重庆”之称。重庆雾多，是由于重庆地理环境形成的。重庆年平均雾日是104天，有世界雾都之称的英国伦敦年平均雾日只有94天，远东雾都的日本东京也只有55天，因此重庆是名符其实的“雾都”。由于自然灾害会造成巨大的人员伤亡和经济损失，因此做好对当地自然因素的分析有利于做好安全卫生工作。重庆自然灾害包括高低温、风向等。（1）高低温：年平均气温在18左右，冬季最低气温平均188、在6-8，夏季较热，七月八月日最高气温均在35度以上，极端气温最高41.9，最低-1.7，日照总时数10001200小时，冬冷夏热。人体有适宜的环境温度，当环境温度超过一定范围时会感到不舒服。夏季气温过高使人易发生中暑，冬季温度过低则可能导致冻伤人体或冻坏设备、管道。气温的作用广泛，时间长，但危害性较轻。（2）其它：自然风向对有害物质的输送作用明显，人员久处危害源的下风侧则深受其害。2、生产过程中具有燃烧和爆炸危险物的性质2.1 主要物料的危害因素分析本工程生产过程涉及的主要危害物料包括瓦斯气、产品LNG、和制冷剂（乙烯、乙烷、丙烷和戊烷）等，其危害特性具体见表8-2-1.2.2生产过程危险、189、危害因素分析1）危险因素本工程主要的危险因素有火灾/爆炸、腐蚀、电气、 机械伤害和高处坠落等危险。具体如下：a.火灾/爆炸 引起火灾爆炸危险的条件火灾发生的条件即火灾三要素：氧化剂、可燃物和点火源。爆炸事故发生的条件很复杂，其中物理爆炸如压力容器爆炸，发生爆炸的条件是构成爆炸的体系内存在有高压气体或在爆炸瞬间生成的高温高压气体或蒸气的急骤膨胀，爆炸体系和它周围的介质之间急剧的压力突变。而化学爆炸发生的条件取决于三个要素：反应的放热性、反应的快速性和生成气体产物，这三个要素缺少一个，都构不成爆炸事故的发生。火灾/爆炸危险性本工程生产过程中涉及的物料多为易燃、易爆气体，其爆炸极限较低，在物料生产、190、使用、装卸储存和运输过程中，由于泵、法兰、管道等泄漏、控制失灵、雷电、静电等原因，一旦满足发生火灾、爆炸事故的条件，极易发生火灾爆炸事故；由于罐区储存液化天然气的量大，发生火灾时一般火势猛烈，火焰温度高，辐射热强，而且燃烧和爆炸往往交替进行，甚至可能形成二次爆炸和连锁爆炸；罐区引起火灾、爆炸事故的点火源分布比较广，而且火灾持续时间长，扑救困难，人员和财产损失巨大。本工程生产装置、物料储运设施和压缩站等辅助生产设施很多都使用压力容器，这些设备受温度、压力等操作因素的影响，如果内部压力超过所能承受的最大压力，加之安全附件（安全阀、防爆膜等）失效，则会导致压力容器的破裂爆炸。另外，物料的储罐有其要求191、的最大允许的充装量，如果在操作过程中由于人为失误、不遵守操作规程或设备故障等原因而导致超装，极易导致储罐破裂爆炸。该项目的生产操作介质为焦炉煤气、液化天然气、氢气和含烃气体，这些气体都属于爆炸性气体，根据爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92）的规定，该装置属爆炸和火灾危险环境区。其性质见表8-2-1表8-2-1 气体性质序号物料名称危险类别理化性质燃爆特性 毒性 熔点沸点相对 密度闪点引燃点爆炸极限（%）火灾危险性急性毒性允许浓度（mg/m）毒性等级上限下限LD50 mg/kgLC50 mg/kgMACPC-TWAPC-STE1瓦斯气第2.1类易燃气体155甲2甲烷*第2.192、1类易燃气体-182.5-161.50.42-188538155.3甲-3硫化氢第2.1类易燃气体-85.5-60.4-260464甲-61810-4氮气第2.2类不燃气体-209.8-195.6/7.525乙烯第2.1类易燃气体-136490362.7甲6丙烷第2.1类易燃气体-1044509.52.3甲7异丁烷第2.1类易燃气体-159.6-11.80.56-82.84608.51.8甲8异戊烷第2.1类易燃气体-159.427.80.62-564207.61.4甲 甲烷液化后为甲A其中，瓦斯气也被称作沼气，其主要成分为甲烷，此外还含有氧气、氮气等。项目中的瓦斯含甲烷浓度在35%左右，具有193、易燃易爆的危险性，火灾危险性为甲类。当浓度低于5%时，遇到火源就能够燃烧，氧化生成的热量很快散掉，不会爆炸；瓦斯气浓度在5%15%时，由于瓦斯气与氧气配合比例适当，遇到火源迅速氧化，热量生成速度大大超过散热速度，生成的CO2和水蒸气因热量急增而急剧膨胀，形成爆炸现象；瓦斯浓度大于15%时，空气中氧的含量相对减少，只能有一部分的瓦斯气与氧发生反应，多余的瓦斯气体起阻止氧化作用，由于瓦斯气热容比空气大2.5倍，故热的散失速度大于热的生成速度，因此既不爆炸也不燃烧，但当新鲜空气不断供给时，遇火可能燃烧，甚至发生爆炸。瓦斯气爆炸界限（5%15%）并不是固定不变的，它受到许多因素的影响，其中主要的有： 194、其他可燃气体的混入，能扩大瓦斯气爆炸界限；空气中含有煤尘，会降低瓦斯气爆炸上限，增加爆炸的危险性；惰性气体混入，可降低瓦斯气爆炸的危险性；混合气体的温度对瓦斯气爆炸界限也有影响，温度升高可使爆炸界限扩大。b.腐蚀本工程原料焦炉气中含有微量硫化氢，具有一定程度的腐蚀性，若对设备密封的材质选取不当，就会对设备、管道等造成严重的腐蚀。腐蚀除了直接影响工艺设备和装置之外，腐蚀性介质还对建筑物和构筑物造成危害。室内外地坪、楼面、墙脚、基础、地沟、池槽等主要受到液相腐蚀，往往引发地坪腐蚀、钢筋混凝土构件裂缝、钢筋裸露、砖墙粉化、面层剥落、基础削弱、建筑物不均匀沉陷等严重后果，而墙、柱、梁、顶棚、屋盖、钢梯195、平台、支架等主要受到化学介质的气相腐蚀，包括酸雾、蒸汽、粉尘、气溶胶等的侵蚀作用，经过一定时间后，这些建、构筑物的强度会大受影响，给安全生产带来隐患。另外，厂区内的电气设备、照明灯具、电源开关、导线电缆、接地装置等也会受到腐蚀性介质的侵蚀，从而引发各类电气故障。c.电气(1) 漏电电气设备、线路存在缺陷，使用或检修过程中绝缘损坏漏电，检修作业安全距离不够，停、送电失误等均可能导致电气事故。电气设备线路绝缘损坏、线路短路，或没有按规定设置漏电保护器，防爆场所电器设备、线路、照明等不符合防爆要求，均可能产生电气火花而引起火灾爆炸事故。变压器、电缆等电气系统因电气故障还可引发电气火灾、爆炸，甚至导196、致其它装置事故。（2）雷电本项目主要原料中有大量的易燃易爆物质,若遭受雷击会导致大量的财产损失和人员伤亡。雷电会导致变电所、变电整流系统跳闸，停电,引发易燃气体泄漏而着火爆炸，造成设备财产损失,危及厂区和周边地区的人员安全。（3）静电静电无处不在，设备上、空气中、人体中都有可能携带有静电。静电电压有时会达到几千伏，静电放电产生的火花对易燃易爆危险物品的安全构成极大的威胁。干燥天气人体上会带有大量的静电,特别是电器和电子元（器）件外壳会带有大量的静电。因此本项目在防静电工作上既要做好建筑物、设备、管道、电气设备外壳防静电接地；还要确保操作人员和进入危险区域的人员穿戴好防静电衣服及鞋帽，消除人体静197、电。d.机械伤害本工程维修、机泵等机械设备运动（静止）部件、工具直接与人体接触会引起人体的夹击、碰撞、卷入等机械伤害。e.高处坠落(1) 高处作业未系安全带或无防护措施，建筑物的各类洞口（坑、井）临边无防护措施，雨、雪天进行高处作业时未采取可靠的防滑、防寒和防冻措施，在六级以上强风、浓雾等恶劣气候条件下进行高处作业时，均可能导致人员高处坠落事故的发生。(2) 进入现场不戴安全帽或安全帽不符合标准，砌件、工具、废料因人为（有意或无意）、大风等各种原因从高处坠落等，将存在坠物伤人的危险。2）危害因素本工程主要的危害因素有中毒、职业性皮肤病、噪声和振动、高温等危害。具体如下：a.中毒危害本工程所涉及198、的硫化氢气体，已列入职业病危害因素分类目录中，属于高毒物质，高毒物质引起急性中毒后，人体肌体功能会遭到严重的损害，甚至在短时间内致死。如果不采取防护措施，操作人员就会受到不同程度的毒害。主要物料的健康危害如下：硫化氢属于强烈的神经毒物，对粘膜有强烈刺激作用。短期内吸入高浓度硫化氢后出现流泪、眼痛、眼内异物感、畏光、视物模糊、流涕、咽喉部灼热感、咳嗽、胸闷、头痛、头晕、乏力、意识模糊等。部分患者可有心肌损害。重者可出现脑水肿、肺水肿。极高浓度(1000mg/m3 以上)时可在数秒钟内突然昏迷，呼吸和心跳骤停，发生闪电型死亡。高浓度接触眼结膜发生水肿和角膜溃疡。长期低浓度接触，引起神经衰弱综合征和199、植物神经功能紊乱。b. 窒息危害甲烷对人基本无毒，只有在极高浓度时成为单纯性窒息剂。甲烷浓度增加能置换空气而致缺氧。空气中87%的瓦斯浓度使小鼠窒息，90%可致呼吸停止。80%甲烷和20%氧的混合气体可引起人头痛。当空气中甲烷达25%30%时，人出现窒息前症状，头晕、呼吸增快、脉速、乏力、注意力不集中、动作障碍，甚至窒息。皮肤接触液化气可引起冻伤。空气中氮气含量过高，使吸入气氧分压下降，引起缺氧窒息。吸入氮气浓度不太高时，患者最初感胸闷、气短、疲软无力；继而有烦躁不安、极度兴奋、乱跑、叫喊、神情恍惚、步态不稳，称之为“氮酩酊”，可进入昏睡或昏迷状态。吸入高浓度，患者可迅速昏迷、因呼吸和心跳停止200、而死亡。c. 高/低温危害本工程工艺过程多处采用加热炉或蒸汽加热，温度较高，在生产过程中，如不采取保温、防烫等防护措施，易引起操作人员的烫伤，甚至引起中暑职业病和各种疾病。另外，本工程液化工序中，液化天然气装车泵操作温度为-162，液氮储罐的储存温度为-196，紧急放散空温器的操作温度为-162，其操作过程属于低温操作，低温环境会引起体温降低，甚至造成死亡，如不采取一定的保冷措施，对人体会有冻伤危害。d. 噪声和振动危害本工程生产的原料气压缩机、空压机和各类泵等设备会产生强弱程度不同的噪音和振动，从业人员长期在这种环境下工作，易引起听力下降或耳聋甚至造成噪声聋职业病。3）生产介质的危害该装置生201、产过程中对人体健康产生危害的物质主要有氢气、甲烷、乙烷、乙烯等，这些物质的性质如下：a) 氢气（H2）：氢气为无色、无臭、无味、无毒、易燃易爆的气体；在空气中的自然点530，爆炸极限为4.174.2%。b) 甲烷（CH4）：甲烷为无色、无臭的气体，比重0.55，分子量16.03，沸点-161.58（760mmHg）,甲烷与空气混合达5.315%浓度遇火就会爆炸，甲烷浓度达2530%以上就会使人缺氧导致呼吸困难。c) 乙烯（C2H4）：乙烯为无色气体，有特殊的香味。比重0.61，分子量28.05，沸点-104，爆炸极限为2.7036%，乙烯与空气混合物在接触任何火源时都可燃烧。在空气中，乙烯是一202、种窒息剂，浓度为50%而氧含量低于11%，能使人昏迷，更低则使人死亡。d) 其它 ：乙烷、丙烷、丙烯等与烃类气体均为易燃、易爆、无毒气体，浓度高时都使人因缺氧而导致呼吸困难。e) 一氧化碳（CO）：纯品为无色、无臭、无刺激性的气体。 分子量28.01，密度0.967g/L， 冰点为-207，沸点-190。在水中的溶解度甚低，但易溶于氨水。空气混合爆炸极限为12.5%74.2%。急性一氧化碳中毒是我国发病和死亡人数最多的急性职业中毒。CO也是许多国家引起意外生活性中毒中致死人数最多的毒物。急性CO中毒的发生与接触CO的浓度及时间有关。我国车间空气中CO的最高容许浓度为30mg/m3。有资料证明，203、吸入空气中CO浓度为240mg/m3共3h，Hb中COHb可超过10%；CO浓度达292.5mg/m3时，可使人产生严重的头痛、眩晕等症状，COHb可增高至25%；CO浓度达到 1170mg/m3时，吸入超过60min可使人发生昏迷，COHb约高至60%。CO浓度达到11700mg/m3时，数分钟内可使人致死。f) 二氧化碳（CO2）：本品不燃，若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。健康危害：在低浓度时，对呼吸中枢成兴奋作用，高浓度时则产生抑制甚至麻醉作用。中毒机制中还兼有缺氧的因素。急性中毒：人进入高浓度二氧化碳环境，在几秒内迅速昏迷倒下，反射消失、瞳孔扩大或缩小、大小便失禁、呕吐等更204、严重者出现呼吸停止及休克，甚至死亡。固态（干冰）的液态二氧化碳在常压下迅速气化，能造成8043低温，引起皮肤和眼睛严重的冻伤。慢性影响：经常接触较高浓度的二氧化碳者，可有头晕，头痛，失眠、易兴奋、无力等神经功能紊乱。但在生产中是否存在慢性中毒国内外均未见病例报道。4）主要生产岗位危险因素分析该装置处理的物料分为易燃、易爆介质。主要生产岗位危险因素分析见表8-2-2。主要生产岗位危险因素分析 表8-2-2序号 场所或设备 危险性1 反应器 高温、高压、着火、爆炸2 LNG深冷 低温3管阀架区噪声、泄漏时易燃易爆4 催化剂等装填 粉尘5 装置区 着火、爆炸6 压缩机 爆炸 噪声第三节 防范措施及预205、期效果本工程遵循消除-预防-减弱-隔离-连锁-警告原则，对生产过程中易产生的危险、有害因素采取相应的安全防护措施。1. 安全卫生监督与管理1.1安全卫生管理机构及定员本工程应按照化工企业安全卫生设计规定的要求，并结合本厂的实际生产情况设置相应的安全卫生机构。同时，还应配置专职的安全生产、职业卫生管理人员，负责本厂的劳动安全卫生管理。1.2安全管理制度及管理(1) 根据中华人民共和国安全生产法等法律、法规的规定，本工程投产前应建立完善的安全生产责任制、安全生产管理制度并制定与生产特点相关的操作规程等。(2) 建设单位应及时修定安全管理制度及事故应急救援预案，对新增人员提前进行安全操作培训，特种作206、业岗位的操作工人应依法培训、持证上岗。(3) 建立、健全引进新技术（含国内、外技术）的岗位安全生产操作规程。进一步建立健全以安全责任制为核心的岗位责任制和各项安全管理制度。(4) 接触尘毒作业岗位应在显著位置设置说明有害物质危害性预防措施和应急处理措施的指示牌。(5) 企业生产、使用、储存的危险化学品必须按照危险化学品登记管理办法（原国家经贸委35号令）进行登记。(6) 配备专、兼职的安全管理人员以协助管理安全工作(7) 对本工程的关键装置、重点部位应进行严格的日常检查。(8) 工程施工设计必须由有资质的单位进行设计，工程施工、工程监理均需有资质单位进行施工、监理，工程建成后所有交接、验收手续207、必须齐全，保存好设计、设计更改、施工方资质、监理方资质、交接资料、验收资料等。(9) 严格执行国家、地方、行业及企业制定的各项有关安全卫生的法律、法规和标准、规范，做到劳动安全卫生与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。对生产中易燃、易爆、有毒、有害物质设置必要的防范措施，并实施有效控制，防止事故的发生，实现生产的“安、稳、长、满、优”。(10) 建成后应进行试车，试车时应对各类安全附件、安全设施进行试验，确保完好有效，并保存好验证记录。(11) 项目建成试运行后应经消防验收合格，并进行安全验收评价，对生产设备设施进行安全生产专项验收，及时申领安全生产许可证。(12) 企业应尽快完成208、本项目的环境评价，执行环境评价中关于项目卫生距离的要求。(13) 加强操作人员的培训教育，使其了解生产过程中所使用的物质的特性及危害，严格落实公司的各项管理制度，熟悉本项目的各项安全技术规程，具备一定的事故预防能力和自救能力。(14) 应建立用火、进入受限空间、高空、临时用电等作业许可制度，特别是用火作业必须进行可燃气体含量分析，经批准后方可作业。1.3职业健康监护本工程建成投产后，应根据职业健康监护管理办法的规定对接触有害因素的职工进行职业健康查体。职业健康查体主要包括上岗前、在岗期间、离岗时以及应急查体。应委托具有职业健康查体资质的单位进行。2. 主要安全措施2.1 厂址选择和总平面布置本209、工程厂址选择和厂区总平面布置从区域规划、功能分区、人流及物流、工艺流程、风向因素、施工、设备安装、检修及消防通道等方面统合考虑，其布置符合工业企业总平面设计规范（GB50187-93）安全和卫生的要求。1）本装置的平面布置综合考虑了生产流程布置的流畅、防火安全以及工业卫生三者的统一与谐调。装置设有物流出入口、人流出入口两个出入口。2）通过对工艺流程、防火和消防安全等因素的综合考虑，针对装置特点对装置的平面布置进行了优化设计。按功能分区，按流程式集中紧凑布置，减少了物料的往返输送，保证生产的平稳、运输方便和管线短捷顺畅，以利安全操作。3）装置中设置贯通的宽度为6米的消防检修通道。4）装置区内的安210、全设计，充分考虑了生产装置区与相邻区域、防爆区与非防爆区之间的防火间距和安全距离。详见平面布置图。5）装置中处理同类危险物料的设备或厂房尽量集中布置。如将吸附塔、真空泵等集中布置，将中心控制室和高低压配电间等设施布置在非爆炸危险区，便于统筹安排防火防爆设施。装置内的设备基本上布置在露天、敞开或半敞开式的建、构筑物内。6）安全警示标志凡需要迅速发现并引进注意的防发生事故的地点部位，均涂安全色，凡容易发生事故或危及人身安全的场所和设备以及应引起注意的地点均设置安全、警示标志（见安全、警示标志一览表）。序号设置部位安全标志禁止标志警告标志指令标志提示标志一长区入口出禁止带火种、禁止穿化纤服装、禁止穿211、带钉鞋注意安全必须带安全帽二主厂房禁止吸烟、禁止烟火、禁止触摸注意安全、当心火灾、当心触电、当心机械伤人必须戴安全帽、必须戴防护手套、必须穿防护鞋、必须穿防护服紧急出口2.2 建、构筑物的火灾危险特性装置及采光、通风设施本工程各类建、构筑物的结构形式、生产火灾危险性、耐火等级、建筑层数、占地面积、防火防爆、安全防火间距、采光、通风、安全疏散等设置和车间卫生分级均符合相关标准安全、卫生的要求。严格执行国家各项抗震防灾技术和行政法规，贯彻“预防为主，平震结合，常备不懈”的方针，塔及其它建（构）筑物等按7度设防设计。 结构设计1)对不均匀沉降敏感的构筑物以及大口径管线的支承结构，采取减小不均匀沉降或212、提高结构、管线对不均匀沉降适应能力的措施。2)同一结构单元采用同一类型基础。3)同一结构单元的基础，设置在同一标高上。4)桩基采用低承台。5)平面、立面布置尽量规则对称；保证质量分布和刚度变化均匀，相邻层的层间刚度不突变，平面内减小刚度中心与质量中心间的偏心距。6)相邻层的抗侧力结构或构件的承载力不突变，平面内同类抗侧力构件的承载力均匀。7）不采用自重大的悬臂结构。8）设置防震缝时，将结构分成规则的结构单元。9）不设置防震缝时，对结构进行整体抗震计算；对薄弱部位，采取提高抗震能力的措施。10）砌体结构构件应按规定设置钢筋混凝土圈梁、构造柱和芯柱，或采用配筋砌体和组合砌体柱等。11）合理选择钢结213、构构件尺寸，防止局部或整个构件失稳。建筑物防火设计根据建筑设计防火规范（GB50016-2006），本项目生产中涉及到甲类危险化学品的生产和使用，生产的火灾危险类别为甲类，建筑物耐火等级均为二级。厂房独立划分为一个防火分区以便于管理。厂房的安全出口分散布置，每个防火分区均设置2个以上安全出口，其相邻2个安全出口最近边缘之间的水平距离均大于5.0m。厂房内的疏散楼梯、走道、门的各自总净宽度根据疏散人数按规定经计算确定。疏散楼梯的最小净宽度不小于1.1m，疏散走道的最小净宽度不小于1.4m，门的最小净宽度不小于0.9m。内部装修均为不燃体，并涂刷防火涂料达到符合规范要求的耐火极限。在建筑相应位置设214、置相应数量的手提灭火器，在消防疏散出口设置出口消防疏散标志。建构筑物防腐设计建筑防腐蚀设计以预防为主，根据生产过程中产生介质的腐蚀性、环境条件、生产、操作、管理水平和维修条件等，因地制宜，区别对待，综合考虑防腐蚀措施。对生产影响较大的部位，危及人身安全、维修困难的部位，以及重要承重构件等应加强防护。对以下部位进行不同等级的防腐设计(如采用沥青混凝土、耐酸砖等)。1） 平台及楼地面、钢梁、柱等2） 钢筋混凝土或重要的设备基础3） 地沟和地坑、管沟4） 厂房围护结构5） 门窗6） 屋面7） 基础建筑物防震、抗震设计根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010），该地区抗震设防烈度为7度。（1） 215、建筑、结构的抗震设计按照建筑抗震设计规范 GB50011-2010进行。（2）钢制非埋地管道（工艺和热力管道）主要在构造上采取了抗震措施。阀门及钢制管件之间设置管道补偿器。管道连接除特殊需要外均采取焊接。2.3 工艺设计1)本装置采用了先进、可靠的工艺流程。其工艺流程的先进性和整体设计水准达到了目前的国内先进水平，具有很高的可靠性。2）本工程生产过程中涉及的物料为易燃、易爆气体，其爆炸极限较低，易发生火灾爆炸事故。 a. PSA装置前设置水封阻火泄爆装备、干式阻火器、超压放散罐、细水雾、溢流式水封阻火器等一系列安全设置。b. 在VPSA提浓单元的关键设备吸附器内部设置防静电丝网，避免气体与吸附216、剂摩擦时产生静电聚集，引发安全事故。c. 特殊阀门采用镀铜或选用不锈钢。3）生产仪表及其它电气设备按所处区域的防爆等级选用防爆型号。装置内可能泄漏可燃气体危险区域设置可燃气体检测报警仪。在变配电室设置事故通风设施。4）在装置工艺生产中的关键部位设置了必要的在线分析和报警联锁设施。如在原料气、中间气、放空气、产品气设置甲烷在线分析仪，在产品设置氧气、水分析仪。在真空泵、压缩机和变压吸附部分等部位设置了自动安全联锁。上述安全联锁可确保在生产过程中一旦出现不正常状态时，可使装置局部或全部自动停车，以防事故发生，保证人员和设备安全。装置联锁停车时，原料气缓冲罐的放空阀（F.O）打开，原料气通过阀门放空217、。即使紧急停车，也不会使采矿区抽送瓦斯出现问题。5）装置中所有压力容器和压力系统设置了安全阀，在开工及事故状态下由安全阀排放的可燃气体均排入放空总管。安全泄压系统设计时，考虑了发生火灾、停水、停电、停风等事故状态下的排放量，取最不利工况作为安全阀的设计依据。6）装置内的关键转动设备（如泵等）设备机，以确保装置安全生产7）装置中压缩机的出口均设置止回阀，以防止高压介质倒流。8）压缩机出口与第一个切断阀之间设安全阀。9) 各低温泵应设置排放口、安全阀或两个都设，防止最大速度冷却时泵壳体承压过高10）LNG储罐设计适应顶部和底部灌装。11）低温手阀间设置安全阀。12）天然气脱水采用中低压脱水，脱水采218、用三塔流程。13）装置公用工程管道与易燃、易爆介质管道相连时，均设置切断阀、止回阀或盲板，以防止易燃、易爆介质串入公用工程管道。14）所有瓦斯管道的设计压力按2.5MPa，设备设计压力按1.6MPa.G 考虑，同时设置安全阀，在原料总管、放空总管、产品气总管上设置安全水封，以防发生意外时保护设备和管道。2.4设备工程1）、严格按有关标准、规范、规定进行设备的工程设计、制造和检验，压力容器设计均依据固定式压力容器安全技术监察规程（国家质量技术监督局TSG R004-2009）执行。2）、对有可能产生超温、超压的设备，设置安全泄压系统或联锁保护系统。3）、设备基座均设防火保护措施。4）、设备的保温219、保冷措施，充分考虑了安全卫生的需要。2.5工艺配管工程1）装置各部分均设有固定的消防蒸汽管线和足够的软管站，使可能出现的泄漏点均在消防蒸汽软管范围之内。2）按标准、规范规定选用管道、管件、法兰、垫片、阀门。3）对安装管道采取必要的保温、保冷措施。该措施充分考虑到：a.工艺过程的需要。b.减少散热或冷量散失的需要c.保证操作人员安全、改善劳动条件的需要。例如，防烫保温。4）、保温工艺管道安全的措施a.热补偿安全b.适应高温、高压及腐蚀介质管道材质。c.防泄漏措施。2.6电气和电信系统本工程可提供两回路 10kV 电源，电源可靠性高，基本满足供电需求，另设UPS 作为应急电源。本工程消防报警及控220、制设备、消防泵、仪表工作电源等负荷为一级负荷；仪表DCS 装置用电负荷及应急照明负荷为一级负荷中特别重要负荷；工艺主生产装置及辅助生产装置用电负荷为二级负荷；其它负荷为三级负荷。对于生产中存在易燃、易爆气体的危险部位和环节，设置安全监测、报警和通讯调度系统，并采取了联锁和自保设施，防止和减小事故的危害，保证操作人员的人身安全和生产的正常运行。具体如下：1）、在设计中遵守爆炸和火灾危险环境电力装置设计规程2）、为方便检修，电缆设桥架敷设。3）、电力线路采用阻燃铠装电缆。4）、设防爆检修动力箱，供停工时检修用电。5）、装置内所有为保障安全生产需要照明的场所均设置照明器具，局部重要的操作通道及操作点221、设应急照明灯。6）、装置设工作接地、保护接地、及防雷防静电接地设施，并附合有关规定。7）、装置内设防爆对讲电话、视频监控以及火灾报警装置，以便发生火灾时及时报警。2.7自动控制系统本工程主要生产装置采用先进的集散控制系统（DCS），重要的工艺操作控制参数设置报警联锁系统及ESD 系统，操作运行越限与故障报警装置。在控制室内设有可燃、有毒气体检测报警盘、火灾报警盘等。控制室及现场仪表供电除设置一般电源（GPS）外，还设置仪表专用的不间断供电系统（UPS），不间断供电时间一般为30分钟，以便电网掉电时能够使装置处于安全保护状态。灾害监测仪表主要包括：可燃气体报警仪，用于监测装置各危险部位逸出可燃性222、气体达到的浓度。1）设置可燃气体检测报警仪，含检测(变送)器及报警控制器共30个，主要检测CH4等，报警值为爆炸下限的25%。报警地点在控制室和现场，可燃气检测报警仪主要分布在容易泄漏可燃气体的地方。2）设置手提式可燃气体检漏仪2个，用于日常定期检测工艺系统泄漏情况和置换情况。3）设置接地电阻测试仪1台，在日常生产过程中，定期测试站区的防雷和放静电接地电阻，防止站区防雷和放静电接地电阻超标引起安全事故。2.8消防系统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。本工程根据建筑设计防火规范（GB50016-2006）、石油化工企业设计防火规范（GB50160-223、2008）和石油天然气工程设计规范（GB50183-2004）等规范要求，消防设施包括：消防通道、水消防系统、消防水泵站、水喷雾系统、干粉灭火、灭火器等，满足标准规范的要求。3 主要防范措施3.1 防火、防爆本工程从总平面布置、工艺、自动控制、建/构筑物防火、电气防火、消防系统、设备泄压等方面采取防火、防爆控制措施。1）装置生产过程中接触的介质均属易爆气体，且低浓度瓦极易处于爆炸极限范围内，工艺设备采取露天布置。装置的设备、建筑物、 构筑物的布置均遵守石油化工企业设计防火规范（GB50160-2008）、中国防爆标准爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92）。装置系统物料为煤矿224、抽排站低浓度瓦斯气，中间产品为浓缩瓦斯气，最终产品为LNG，其防火危险性为甲或甲A类。2）在设计潜在火灾、爆炸的生产装置厂房时，除按相应耐火等级设计外，尽量做到敞开化，保持良好的通风，并避免装置泄压方向朝向重要建（构）筑物，无法避免时可设隔离墙以减少事故损失。3）同一建筑物内布置有不同火灾危险性类别的房间时，中间隔墙应为防火墙。4） 参照中压乙炔和煤气输送管道的流速范围， 系统管道内介质流速按小于15m/s考虑，同时对所有管道和静止设备进行保冷，以防夏天的太阳照射造成介质温度升高。5）可燃气体的管道，应架空或沿地面敷设。必须采用管沟敷设时，应采取防止气液在管沟内积聚的措施，并在进、出装置及厂房225、处密封隔断；管沟内的污水，应经水封井排入生产污水管道。6）装置内的电缆沟，应有防止可燃气体积聚。电缆沟进入变配电室、控制室的墙洞处，应填实、密封。7）由于瓦斯爆炸属于可燃气体爆燃现象，爆炸的能量来源于瓦斯与氧的燃烧反应，因此通过计算可能爆炸范围内的各种瓦斯浓度的燃烧反应状况，可以计算出各种浓度下瓦斯爆炸所能产生的最大压力为爆炸前压力的7.1倍，因此，对于120kPa(A)PSA装置而言，其爆炸所能产生的最高压力为：0.85MPa(A),因此，所有低浓度瓦斯部分管道的设计压力按2.5MPa，设备设计压力按考虑，同时在吸附塔和均压总管、真空总管上设置0.2MPa的安全阀，在原料总管、现场放空管、提226、浓甲烷气管道设置安全水封，以防发生意外时保护设备和管道。8）在原料总管、放空总管、产品气总管上设置干式阻火器，防止发生意外时对瓦斯抽排站产生影响而引起更大事故。3.2防雷、防静电1）严格按照国家有关标准规范采取防静电和雷电措施，所有接地电阻不大于10，人体泄漏电阻不得超过105。为了防止吸附塔内因非导电体材料吸附剂产生的静电引起危险，在吸附塔内设置了5 cm见方的铁丝网，以使带电面积不大于252。2） 瓦斯提浓部分所有焊接采用承插焊，并在系统安装完成后进行严格吹扫，防止管道及设备内存有焊渣。3）瓦斯提浓部分阀门采用黄铜密封材料，防止阀门在开关过程中产生火花。3.3防化学腐蚀和灼烫根据石油化工企227、业职业安全卫生设计规范，本工程选择耐腐蚀的设备、管道、阀门及在线仪表；储存、输送腐蚀性化学物料的储罐和泵等在其周围地面和基础作防腐处理；在可能造成化学灼伤的危险区域，设置相应的安全淋浴及洗眼器等卫生防护设施，其服务半径小于15m。并根据作业特点和防护要求，配置事故柜、急救箱；配置相应的个人防护用品。3.4 防机械伤害本工程对机械传动部分要加设防护罩，设置危险警示标志；设备及管道布置要留有足够的操作及检修空间，防止人员碰伤。此外，还要加强人员的自我安全保护意识。3.5 防毒本工程根据工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）、工作场所有害因素职业接触限值第1 部分化学有害因素（GBZ2.1-20228、07）的要求，尽量减少就地操作岗位，使作业人员不接触或少接触有毒物质，防止误操作造成中毒事故；工艺设备采取露天布置，使有毒有害气体及时散发；在有围护结构的厂房及化验室，设置必要的机械通风排毒、净化装置；在可能造成有毒物质泄漏的设备和工作场所设置可靠的事故处理装置和应急防护设施，并在有毒作业工作环境中设置安全洗眼器，并配置事故柜、急救箱和个体防护用品等应急设施。3.6防坠落、防滑根据石油化工企业职业安全卫生设计规范、固定式工业防护栏杆等规范，本工程进行操作、维护、调节、检查的工作位置，距坠落基准面高差超过2m、且有坠落危险的场所，配置供站立的平台和防坠落的栏杆、安全盖板、防护板等；梯子、平台和易229、滑倒的操作通道地面应有防滑措施。3.7防高/低温根据高温作业分级、低温作业分级和工业企业设计卫生标准，本工程工艺装置，反应器等设备及部分管道操作温度高（低），设计中应采用保温（保冷）的材质，并尽量做好保温防烫（防冻）措施，定期检查高（低）温设备、管道、阀门等确保不出现泄漏；尽可能远距离操作、设置全面或局部通风装置、减少作业时间；配备隔热或防寒等个人防护用品和用具。3.8防噪声和振动根据工业企业噪声控制设计规范和工业企业设计卫生标准，本工程在设计中尽量采用振动小噪声低的设备，并通过减振、消声等措施使各类产生噪声的设备的噪声限值符合相关规定；尽量减少操作人员在噪声作业场所的作业时间；对于暂时需接近230、噪音设备的，配置相应的防护用品如耳塞、耳罩等；个体防护采取穿戴防振手套、防振鞋等防护用品以降低振动危害程度。3.9安全标志本工程易发生事故的场所，应按安全标志使用导则（GB16179-1996）的规定设置安全标志，或在建（构）筑物及设备上按规定涂安全色；罐区等易燃易爆危险区应设置永久性“严禁烟火”等警示标志；并在罐区及各装置安全疏散口等场所设置风向标，以指示当物料泄漏时现场人员逃生方向。3.10职业卫生警示标志本工程产生职业病危害的工作场所、设备及产品，应按照工作场所职业病危害警示标识（GBZ158-2003）的规定设置相应的警示标识。4、 备用措施及应急手段1）、事故的抢救及应急措施：利用设231、置的火灾自动报警系统和电话向消防站报警，并根据物质性质，利用消防器材进行扑救。2）、事故的疏散措施：主要生产厂房设两个及两个以上的安全出口，通向室外主要通道设事故排风的启动按钮；易发生事故的场所考虑设置应急照明设施。3）、事故的应急措施：主要生产及消防设备均采用两路电源供电，在工程易发生事故的生产场所设置相应的事故应急照明设施，并设置必备的防尘口罩、防护手套、防毒面具、急救药品与器械等应急器具，自动控制系统设置相应的手动装置。个人防护用品配置一览表序号个人防护设施单位数量备注1工作服套202防护手套双803防护耳罩或耳塞套84普通口罩个805防护眼镜副26安全帽顶207电工绝缘手套双28防尘口232、罩个10应急救援器材的配备表序号设备名称规格型号数量备注1正压式空气呼吸器复合碳纤瓶，气瓶容积：68L，最高储气压力30MPa，有效使用时间：60min3台2过滤式防毒面具全面罩，防酸性气体，防毒时间不少于30min3套3便携式可燃气体检测仪检测介质：CH42套4急救药箱内置常用急救药品2个5空气呼吸器用备用空气瓶容积：68L材质：复合碳纤瓶最大供气流量：200Lmin3个4）、各车间根据工作环境特点配备必须的防护用具和用品。包括洗眼器、眼面防护具、工业安全帽、工作帽、防护手套、防护鞋靴、防毒面具、耳塞、耳罩及护肤用品等。对新入厂的职工必须经过三级安全教育，并通过考试，考试合格取得安全作业证后233、方可上岗。5、预期效果该项目生产装置虽属甲类生产装置，工作介质多为易燃、易爆介质，但生产操作中均在密闭的管道和设备中，加上采用先进控制监测报警与自然通风、强制通风相结合的措施，可有效地消除装置内易燃、易爆物质的危险性以及对职工健康伤害的可能性。装置的平面布置设计是严格执行有关规定设计的，并配备有足够的消防和监测手段，只要操作人员严格执行操作规程和防火规定，加强设备循检和维护，可以保证安全生产。因此，采取上述消除和减少危害的几类措施后，预期装置可符合中华人民共和国劳动部关于生产性建设工程项目职业安全卫生监察的暂行规定（劳字198848号文）和生产过程安全卫生要求总则(GB/T12801-2008234、)的要求。但是，作为拥有危险化学品的石油化工项目，其潜在的危险性是始终存在的。设计只能尽量减少事故发生的条件、降低各类事故的发生频率、使各生产工序、单元的实际危险程度达到最小。因此，精良的装备、周到的维护保养、熟练的操作、科学的管理，是安全生产的关键；而对安全工作的长抓不懈、切实贯彻执行“安全第一、预防为主”的原则是企业长期安全稳定运行的保证。6、 职业安全卫生设施费用安安卫生设施依托全厂。第九章 消防一、执行的标准、规范1、中华人民共和国消防法（2009）2、建筑工程消防监督审核管理规定 (1997年3月1日施行)3、石油化工企业设计防火规范 GB 5016020084、低倍数泡沫灭火系统设235、计规范 GB5015192（2000年修订版）5、建筑设计防火规范 GB 5001620066、建筑灭火器配置设计规范 GB5014020057、火灾自动报警系统设计规范 GB501162008二、依托条件本项目建设有固定消防水系统（水炮及水喷淋系统），用以发生火灾时冷却控制。因此，本项目消防有可以依托的消防站人员和设施，不需新建消防站。三、生产过程中火灾危害分析本工程生产过程中原料及产品为可燃、易燃、易爆物品，具有一定火灾危险性，在有明火、雷电及静电等情况下能引起爆炸和火灾。火灾危险性及危害性的大小与危险物质的多少及生产性质、操作管理水平、环境等有直接关系。生产过程中可能会引起火灾爆炸的主要236、危险物品有：焦炉煤气、焦油、苯类物质、洗油等。焦炉煤气为一级可燃，甲类火灾危险品，具燃爆性，燃炸浓度极限（体积）：4.72%37.59%，自燃点：560；焦油为可燃物质，丙类火灾危险品，闪点100，自燃点580；苯类物质均为易燃物质，甲类火灾危险品，蒸汽具燃爆性，多为一级可燃物，闪点一般在15 120之间，其中纯苯、甲苯危险性较大。生产装置中具有火灾爆炸危险性的物质有一氧化碳、苯类及氢气等。生产装置的火灾危险性类别为甲类，厂房耐火等级为二级。生产装置中主要危险物质的危险特征及灭火方法见表9-1。表9-1 主要危险物质的危险特征及灭火方法一览表H2危险特征与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热或明火237、即爆炸。气体比空气轻，在室内使用和储存时，漏气上升滞留屋顶不易排出，遇火星会引起爆炸。氢气与氟、氯、溴等卤素会剧烈反应。灭火方法切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭泄漏处的火焰。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：雾状水、泡沫、二氧化碳、干粉。CO危险特征易燃易爆气体。与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。灭火方法切断气源。若不能切断气源，不允许熄灭泄漏处的火焰。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：雾状水、泡沫、二氧化碳、干粉。H2S危险特征易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与浓硝酸、发烟硝酸或其它强氧化剂238、剧烈反应，发生爆炸。气体比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇火源会着火回燃。灭火方法消防人员必须穿全身防火防毒服，在上风向灭火。切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭泄漏处的火焰。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：雾状水、抗溶性泡沫、干粉。四、消防设计贯彻的方针为了保障人身和财产的安全，在石油化工企业中，贯彻“预防为主，防消结合“的方针，积极采取防火措施及设置必要的灭火设施，防止和减少火灾危害。五、消防设施设置（一）消防设施组成消防设施由消防水系统、消防车灭火系统、消防报警系统、蒸汽灭火系统及移动灭火器等组成。（二）消防设计1、消防水系统本装置的消防水设计按稳高压考虑239、，用水量按不小于250L/S考虑，火灾延续供水时间不小于3小时，一次消防用水总量不小于2700m3，装置边界线处要求消防水压力不小于0.8MPa。（1）本装置设置了地上式消火栓、箱式消火栓、固定消防水炮、消防竖管等以提高自救能力及防火安全的可靠性。（2）沿装置内消防检修道路敷设高压消防水管道，其上设置地上式消火栓，以方便消防车取水灭火。（3）在加热炉、冷热油泵、气压机房等易燃易爆的重要设备附近设置了箱式消火栓（气压机房设于室内)，以便岗位人员及时对设备进行冷却保护。（4）在高于15米的甲、乙类设备框架平台等处沿梯子敷设消防给水竖管，每层设置带阀门的管牙接口。（5）在高大框架、加热炉和设备群附近240、设置消防水炮。2、火灾报警系统（1）沿装置周围和装置内消防道路设置手动报警按钮，报警报至装置控制室。（2）在配电室机柜间等房间内设置火灾自动报警系统，报警报至装置控制室。（3）在控制室设置电话报警系统，报警报至消防站。3、消防车灭火系统装置内设有贯通式消防通道，装置周围设有环行消防道路，道路旁设有地上式消火栓，满足消防车灭火系统对装置的保护，消防车辆及人员依托现有消防站。4、其他消防设施除以上设置的消防设施外，本装置还设置有蒸汽灭火系统、小型灭火器等。 第十章 组织机构及人力资源配置本装置定员包括生产人员和管理人员。辅助人员由焦化公司在需要时提供。定员编制执行中石化标准SHSG-051-98 241、石油化工生产装置设计定员暂行规定，按内操和外操设置，采用四班制，见表10-1表10-1 一期装置定员表序岗位名称操作班数操 作定 员其中技术人员备注号人/班合计1内操45202外操46243班长4284管理25维修2合计1356人员的来源及培训：全体职工一律实行招聘制，公司根据所需人员的数量、类别和结构，面向社会公开招工，通过对应聘人员在德、智、体、能等方面严格考核，择优录取，报劳动部门备案。第十一章 项目实施计划 一、项目实施计划项目实施计划见表11-1表11-1 项目实施计划见表序 号规划时间工 作 内 容12013年01月02月可研及评估22013年02月2013年06月基础设计32013年06月基础设计审查42013年07月2014年04月详细设计52013年12月2014年02月设备订货62014年04月2014年11月工程施工及建设72014年12月调试投产