液化天然氣(LNG)項目可行性研究報告

i 4 4 8 8 9 22 25 28 5.1原料、燃料消耗供應及資源 37 38 40 41 41 42 43 46 52 54 55 56 58 60 60 619.2職業(yè)危害因素的防范及治理 63 67 67 68 69 70 70 71 7111.5設計中采取的綜合利用與處理措施及 73 75 76 78 80 8041.1.1項目名稱和主辦單位項目名稱：50×104m3/d天然氣液化項目項目性質(zhì)：新建建設單位：***新能源有限公司企業(yè)性質(zhì)：有限責任公司1.1.2編制依據(jù)與建設單位簽訂的可性行研究報告技術(shù)咨詢合同。建設單位提供的基礎(chǔ)資料。1.1.3編制原則貫徹有關(guān)部門頒發(fā)的標準和規(guī)范。嚴格按照合同規(guī)定的建設規(guī)模、內(nèi)容要求進行編制。采用可靠的工藝生產(chǎn)技術(shù)，確保操作運行穩(wěn)定、能耗低、三廢排放少、產(chǎn)品質(zhì)量好。重視環(huán)境保護、安全和工業(yè)衛(wèi)生，三廢治理、消防、安全、勞動保護措施必須與主體裝置同時設計、同時建設、同時投運。工廠排放必須達到規(guī)定標準，并保證工廠安全運行和操作人充分依托化工園區(qū)和公司的現(xiàn)有建設條件。在保證工藝生產(chǎn)安全、可靠的前提下，盡可能采用國產(chǎn)設備和材料。以經(jīng)濟效益為中心，加強項目的市場調(diào)研，按照少投入、多產(chǎn)出、快速發(fā)展的原則和工廠設計模式改革的要求，盡可能節(jié)省項目建設投資。在穩(wěn)妥可靠的前提下，實事求是地優(yōu)化各項成本要素，最大限度地降低項目的目標成本，提高項目的經(jīng)濟效益，增強項目的競爭能力。1.2.1項目背景目前，全球共有12個國家（約68條生產(chǎn)線）生產(chǎn)LNG，生產(chǎn)能力達到13779萬噸/年。LNG產(chǎn)品已被廣泛用于發(fā)電、化工原料、新型汽車燃料、民用燃料等領(lǐng)域。在能源供需矛盾突出、國際油價長期居高不下，全球?qū)Ω鍧嵞茉刺烊粴獾男枨笤鲩L強勁的今天，天然氣作為清潔能源是21世紀消費量增長最快的能源，占一次性能源的比重將越來越大。2010年全球天然氣消費量為35億立方英尺，天然氣在一次性能源消費比例為25%，預計2050年將達到30%，屆時天然氣將取代石油或與石油持平成為第一能源。我國在天然氣的利用方面遠低于世界平均水平。全球天然氣占總能源消費的比例為24%，而這一比重在我國只有3%，甚至低于印度的8%。未來幾年內(nèi)，我國天然氣需求增長將快于煤炭和石油，天然氣市場在全國范圍內(nèi)將得到發(fā)展。2010年，天然氣在能源總需求構(gòu)成中的比重約為6%，需求量將達到900億立方米，預計2020年，需求量將達到2000億立方米，占整個能源構(gòu)成的10%。據(jù)此預測的天然氣需求量與國內(nèi)今后潛在的、可生產(chǎn)的天然氣產(chǎn)量相比還有較大的缺口。因此，天然氣行業(yè)具有廣闊的發(fā)展空間。世界天然氣剩余可采儲量在1988~1998年十年間增長了1.3倍，年均增長2.7％，約為同期石油儲量增長的二倍。到2000年末，世界天然氣探明可采儲量已超過石油，油氣比0.98，天然氣顯示出巨大的發(fā)展?jié)摿?。面?1世紀更為嚴格的環(huán)境要求，天然氣作為清潔、高效能源將得到更快發(fā)展。截至2000年末，全世界天然氣剩余探明儲量150萬億m3，天然氣產(chǎn)量2.422萬億其貿(mào)易量的74％由長輸管道運輸；其余26％約1370億m3（合11000萬噸）以液化天然氣(LNG)方式經(jīng)海上船運。陸上運輸LNG主要用于天然氣用戶的調(diào)峰。目前全球新建天然氣管道繼續(xù)保持在每年約新增1.5萬公里以上，2000年管輸天然氣貿(mào)易量增長了8％；隨著液化天然氣技術(shù)的不斷發(fā)展、完善，其生產(chǎn)能力大幅擴增，2000年末全球已建成LNG生產(chǎn)線68多條，總能力達1.4億噸/年，在建LNG生產(chǎn)線14條，2009年LNG總能力已達1.9億噸以上。2008年海運LNG貿(mào)易量增長了10.3％，LNG在天然氣國際貿(mào)易量中已占到1/4以上，發(fā)展速度超過了管輸天然氣。我國改革開放以來，經(jīng)濟持續(xù)增長，人民生活不斷改善，追求良好生存環(huán)境和可持續(xù)發(fā)展目標已成為全面建設小康社會發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成部分，而面對我國絕大部分城鎮(zhèn)煤煙型污染嚴重的大氣環(huán)境和我國政府向全世界作出的減排CO2溫室氣體的鄭重承諾，大力開發(fā)利用天然氣等高效潔凈能源，加快調(diào)整、優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，切實改善生態(tài)環(huán)境和實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展目標，就成為我國跨入新世紀后最迫切要求解決的重大問題之一。面對上述我國天然氣資源秉賦和經(jīng)濟發(fā)展對天然氣的迫切需求，國家雖已采取“西氣東輸”、“海氣上岸”、“北氣南進”(進口俄羅斯管道氣)和進口LNG等一系列戰(zhàn)略措施，以加快我國天然氣工業(yè)發(fā)展和促進我國能源結(jié)構(gòu)調(diào)整，這對解決我國東部沿海經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)的能源供需矛盾、環(huán)境壓力和提高經(jīng)濟運行效率和經(jīng)濟社會效益將發(fā)揮舉足輕重的作用，但隨著西部大開發(fā)戰(zhàn)略的全面實施和縮小東西部發(fā)展差距措施的積極推進，如何進一步推進我國天然氣工業(yè)和西部地區(qū)優(yōu)勢資源更好組合和配套發(fā)展，以適應西部大開發(fā)加強基礎(chǔ)設施建設和改善生態(tài)環(huán)境的基本要求；如何進一步支持西部地區(qū)優(yōu)勢資源的開發(fā)，加大新興產(chǎn)業(yè)和新經(jīng)濟增長點的培植力度，以切實加快西部地區(qū)資源優(yōu)勢向經(jīng)濟優(yōu)勢的轉(zhuǎn)化，這些已成為貫徹落實西部大開發(fā)戰(zhàn)略急待解決的關(guān)鍵問題之一。1.2.2項目意義1.2.2.1根據(jù)國內(nèi)外有關(guān)能源研究機構(gòu)的預測，到2013年，在世界一次能源結(jié)構(gòu)中，石油所占的比重將下降到40％以下，煤將降至22％，天然氣所占的消費比將占26％。到2030年，天然氣的生產(chǎn)量和消費量將均會超過石油，并有可能取代石油成為主要能源。可以說本世紀將是天然6從LNG在國外的產(chǎn)業(yè)化實踐看，LNG產(chǎn)品的優(yōu)勢主要體現(xiàn)在四個方面：第一，LNG用作汽車燃料，比CNG和液化石油氣（LPG）性能更好；第二，用作城市燃氣調(diào)峰，具有安全可靠、調(diào)控方便的優(yōu)點；第三，用作燃料發(fā)電比燒煤發(fā)電具有利用效率高、社會經(jīng)濟效益顯著的優(yōu)勢。從國家產(chǎn)業(yè)政策上看，我國政府已把天然氣利用作為優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、改善大氣環(huán)境的主要措施，鼓勵發(fā)展液化天然氣項目。我國LNG工業(yè)起步很晚，第一套裝置是1999年，河南濮陽中原油田，在引進法國制冷技術(shù)的基礎(chǔ)上，自行設計，以國產(chǎn)設備為主建成；并于2001年10月投入運行，其生產(chǎn)能力為15萬立方米/日。2000年上海全套引進了法國的技術(shù)和設備，在浦東建成日處理為10萬立方米的裝置一套；但其主要功能是為了保證穩(wěn)定地向上海市供氣，作為調(diào)峰使用，未做商業(yè)運營。大規(guī)模、商業(yè)化發(fā)展LNG產(chǎn)業(yè)在我國僅寧夏廣匯2004年建設的一套150萬Nm3/D1.2.2.2隨著國民經(jīng)濟高速發(fā)展對清潔能源的需求和對環(huán)保的日益加強，我國對LNG需求越來越大。2010年已增長到457億m3。同期國內(nèi)生產(chǎn)量為120億m3，缺口高達337億m3。我國是一個幅員遼闊的國家，但是資源分布不均與經(jīng)濟發(fā)展的不平衡現(xiàn)象非常嚴重。西部資源豐富省份經(jīng)濟相對落后，能源消耗低；而東部經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)卻缺少能源。所以在我國如何合理的調(diào)配和運輸能源顯得尤為重要。為此我國政府制定了“西氣東輸”和“西電東送”的總體能源調(diào)配政策。作為國家大的產(chǎn)業(yè)政策的一個重要補充和服務部分的LNG工程具有非常廣闊的市場前（1）城市氣源（民用、工業(yè)）城市氣源是我國“西氣東輸”工程的重要組成部分?？紤]到部分與氣源距離遠、市場容量較小、采用管道輸送不經(jīng)濟的中小城市，以及由于各種原因暫時無法使用管輸氣的城市，采用國際通常的發(fā)展模式：即推廣和使用LNG，是解決其天然氣氣源問題的有效方法。這種模式在美國和日本等發(fā)達國家普遍采用。LNG小區(qū)氣化的工藝技術(shù)和設備在世界上來說是成熟的，已有30年的歷史，因而，在技術(shù)上是可行的。我國仍然有許多城市沒有被覆蓋在“西氣東輸”管道和“海氣上岸”工程的范圍內(nèi)。為了解決這些城市的天然氣使用問題，單獨投資鋪設管道就存在經(jīng)濟規(guī)模和成本回收的問題。使用和推廣LNG產(chǎn)品無疑是最為合理和經(jīng)濟的解決方式，LNG的存在有利于天然氣項目在上述地區(qū)的普及和推廣。我國江西和福建閩東南地區(qū)以及廣大的中小城鎮(zhèn)和農(nóng)村市場就是屬于這種能源缺乏區(qū)，在這些地區(qū)，LNG項目有著廣闊的市場空間。（2）大中型城市調(diào)峰及備用氣源“西氣東輸”工程實現(xiàn)后管道沿線的城市，除每天的正常使用外仍然需要進行調(diào)峰。天然氣的使用，一旦形成供需關(guān)系，對需方來講不可一日無氣，否則就會造成企業(yè)停產(chǎn)、居民停炊，北方城市冬季就有可能造成供熱無法保障、設備凍壞等嚴重后果，損失將不可估量。加之無法預測的自然災害影響，造成氣源無法供給城市，帶來無法挽回的損失。首先，使用管道天然氣的城市中必然存在日調(diào)峰的需要，特別是城市居民用氣高峰時如何使管道用氣達到平衡。通常情況下，日調(diào)峰量約占日用氣量的0~30％以上。“西氣東輸”沿途經(jīng)過蘭州、西安、鄭州、太原、南京、杭州等七個省會城市以及27座地級市。以蘭州為例，在僅僅考慮居民用戶的情況下，其日調(diào)峰量就達24萬立方米。一般情況下，中型城市日調(diào)峰量在5~107萬立方米，大型省會城市的日調(diào)峰量都在50萬立方米以上，有些特大型城市可達100萬立方米其次，大型城市出于環(huán)保方面的考慮，冬季采暖大量使用天然氣鍋爐，從而導致冬、夏兩季用氣量產(chǎn)生較大的反差。解決城市季節(jié)性調(diào)峰靠自建LNG生產(chǎn)裝置或建設CNG儲罐都是不經(jīng)濟的，需要為沿線城市開辟較經(jīng)濟的第二氣源用于調(diào)峰。目前絕大多數(shù)的城市調(diào)峰采用CNG方式，其主要缺點是要建設體積很大的高壓儲罐，在儲存相同天然氣的情況下，占地面積更大，投資更高。因此也有一些國家直接利用管道天然氣液化后作為管網(wǎng)調(diào)峰使用。用CNG和LNG作為城市調(diào)峰使用，達到儲存相同氣量時，CNG比LNG的投資增加2~3倍，占地面積增大4倍，同時由于CNG是以高壓壓縮天然氣為手段達到提高儲存一定數(shù)量天然氣的目地，設備的耐壓性能要求較高，也帶來了潛在的不安全性，進入管網(wǎng)前需要做減壓處理。而LNG的儲存是在常壓低溫條件下進行，對相關(guān)設備要求相對較低，當需要時再氣化送入管網(wǎng)即可。無論從安全角度，還是從減少投資角度來看LNG作為調(diào)峰使用更為經(jīng)濟實用。另外，為了避免由于長輸管線故障、檢修時的停氣影響。許多城市，特別是大型城市在天然為原料）而調(diào)峰氣源廠建設投資大且設備利用率很低。如果采用LNG作為備用氣源，可以發(fā)揮其日調(diào)峰、季節(jié)調(diào)峰、事故備用（甚至LNG汽車加氣站）等多種功能的綜合利用，且投資小、設備利用率高，有較好的應用前景。LNG作為城市調(diào)峰使用時也可有兩種途徑，一種是在城市天然氣供氣終端建設一套液化天然氣的裝置；以上海液化能力為10萬立方米/日的調(diào)峰裝置為例，其投資為5.7億元。另一種方式為購買現(xiàn)成的LNG產(chǎn)品，只建LNG存罐和氣化裝置，與前一種方式相比節(jié)省投資60%。如果有二十余座城市采用這種方式調(diào)峰，僅一次性的投資減少四十余億元。隨著天然氣利用技術(shù)的日益成熟和環(huán)保標準對汽車排放控制越來越嚴，天然氣汽車在國外已得到廣泛的應用，以氣代油已成為世界汽車工業(yè)發(fā)展的趨勢。目前使用天然氣作為燃料的汽車有（c）LNG（液化天然氣）汽車其中最廣泛使用的壓縮天然氣（CNG）技術(shù)是在高壓（25MPa）下儲存天然氣；其缺點是一次3.5MPa）下吸附儲存天然氣，要進入實用化還有待于解決吸附熱問題及開發(fā)更高效的吸附劑。而液化天然氣（LNG）在儲存容器的尺寸、重量和造價方面都比CNG技術(shù)更有優(yōu)勢。同樣使用90升鋼瓶，加注LNG一次充裝量可供車輛行駛最大距離約為CNG（25MPa）汽車的2~3倍。另外由于LNG汽車加氣站的建設不受管道敷設的限制，使得約束CNG汽車只能在城市內(nèi)進行短途運營的因素不復存在。LNG可以使燃氣車輛長距離運營成為現(xiàn)實，并大大降低車輛的運營成本。LNG在汽車使用市場尤其是營運車輛（公共汽車、出租車、大型運輸車）方面與CNG相比，無論是成本、價格還是運行里程方面都具有無可比擬的優(yōu)勢。像烏魯木齊這樣一個中等規(guī)模8如果其中有50萬輛改裝為LNG汽車，每日將需要氣源2000萬立方米，可見汽車使用液化天然氣市場的容量是巨大的，而且效益十分明顯。LNG在中國的發(fā)展，不亞于燃氣領(lǐng)域的一場革命。中國的城市能源從煤炭—煤制氣—LPG—管道天然氣—LNG，走過了漫長過程，代表了中國能源的發(fā)展歷程。中國也有望成為亞太地區(qū)新興的LNG市場。2010年中國LNG進口已超過1200萬噸，專家預計，2020年則將會成倍增長。巨大的需求蘊含著巨大的商機。國際天然氣市場將逐漸轉(zhuǎn)為賣方市場，供應趨緊。從目前來看，中國石油一期（2010年）LNG能力約1250萬噸；中國石化一期能力600萬至900萬噸；中國海洋石油一期能力約1200萬噸。換算下來，僅一期能力，中國石油相當于引進約167億立方米天然氣，中國石化約為80億至120億立方米，中國海洋石油約160億立方米。因此隨著能源價格不斷上升和液化天然氣轉(zhuǎn)變，LNG產(chǎn)業(yè)化的趨勢已銳不可當，有著非常大的發(fā)展空間。正是在這種大背景下，公司及時抓住了這一歷史性機遇，適時地進行了產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整，提出了發(fā)展液化天然氣產(chǎn)業(yè)的大思路。1.2.2.3隨著西部大開發(fā)戰(zhàn)略的全面推進，西部地區(qū)特別是云南地處邊陲，地域遼闊，少數(shù)不僅可適應省內(nèi)一些中小城鎮(zhèn)對天然氣的迫切需要，而且還可靈活機動的向偏僻的營地、獨立的居民點、單獨的工業(yè)用戶和分散的汽車加氣站等方便供氣，同時還可提供調(diào)峰和事故等應急備用氣源。這對推動省內(nèi)城鎮(zhèn)加速氣化，盡快改善脆弱的生態(tài)環(huán)境和較差的生存環(huán)境，逐步縮小東西部之間發(fā)展差距，進一步加強民族團結(jié)，鞏固邊防都有一定積極意義。（1）工藝技術(shù)成熟、可靠。本項目的液化技術(shù)擬采用國內(nèi)最先進的LNG液化、貯存和配送技術(shù)，該技術(shù)成熟、可靠、適用，且已經(jīng)過規(guī)?；?、長周期生產(chǎn)考驗。因而本項目的技術(shù)不存在（2）通過深入的市場分析和需求預測，確定的LNG目標市場定位明確，在目標市場內(nèi)銷售LNG有較強競爭力；為該項目的市場拓展積極作準備。利用自治區(qū)的天然氣資源和價格優(yōu)勢。因此銷售不存在問題。（3）本工程外部條件較好，主要原料和公用工程配套條件，公路、通訊聯(lián)絡便捷。工廠所在地地勢平坦，施工條件好；可節(jié)省工程投資費用。（4）本工程總投資30000萬元，稅前內(nèi)部收益率16.06％，年均利潤總額3296萬元，投資％，u本項目主要原料來自于進口氣源，氣源的穩(wěn)定供應對項目具有至關(guān)重要的意義。建議業(yè)主落實氣源，保證氣源的長期穩(wěn)定供應。u由于項目建設地在云南，主要市場在珠三角等沿海地區(qū)，如果項目達產(chǎn)生產(chǎn)，每天需要的運輸交通公交校多，盡管本項目委托具有相關(guān)能力的一家或幾家物流公司來9 完成產(chǎn)品的運輸，但較大的運輸和主要市場的距離產(chǎn)地距離較長，安全等因素需要考慮。建議業(yè)主在項目開建前期做好主要目標市場的選擇。同時，根據(jù)目標市場考察、選擇號適當?shù)慕煌ㄟ\輸工具，為項目的建設投產(chǎn)和良好運行打好基礎(chǔ)。本項目主要技術(shù)經(jīng)濟指標見下表1.5-1。表1.5-1本項目主要技術(shù)經(jīng)濟指標表序號項目名稱一天然氣處理規(guī)模二產(chǎn)品方案1液化天然氣（LNG）三年操作日天四主要原材料，燃料用量2分子篩填裝量m3/am3/年含活化劑五公用動力消耗量39.37247.6m3/h0.2t/h0.590.016八全廠定員人人45 序號項目名稱2管理人員九總占地面積1建、構(gòu)筑物占地面積2道路及場地占地面積4綠化占地面5綠化系數(shù)6辦公及服務設施占地面積十工程項目總投資其中外匯其中外匯其中外匯調(diào)節(jié)稅2流動資金其中外匯其中鋪底流動資金十一報批項目總投資其中外匯十二年銷售收入十三成本和費用1年均總成本費用2年均經(jīng)營成本十四年均利潤總額m2m2m2%m2%m2萬美元萬美元萬美元萬美元萬美元萬美元675303297054.243652.8601030000///// 序號項目名稱十五年均銷售稅金十六財務評價指標2投資利稅率3資本凈利潤率4投資回收期5全員勞動生產(chǎn)率6全投資財務內(nèi)部收益率7全投資財務凈現(xiàn)值8自有資金財務內(nèi)部收益率9自有資金財務凈現(xiàn)值%%%%年萬元/人%%13%13%13%目前世界LNG貿(mào)易分成兩個界線分明的市場，一個是亞太地區(qū)，一個是大西洋盆地地區(qū)。在亞太地區(qū)日、韓是兩大進口國，印尼、馬來西亞是兩大出口國。在大西洋盆地地區(qū)，法國、美國是兩大進口國，尼日利亞、阿爾及利亞、特立尼達和多巴哥是主要出口國。截止1999年，世界LNG出口國有11個，天然氣的液化能力為1490生產(chǎn)，現(xiàn)計劃發(fā)展的LNG項目有：阿曼96億立方米/年、印度尼西亞的邦坦第八套40億立方米/年與納土納72億立方米/年、澳大利亞戈根（Gorgon）125億立方米/年、俄羅斯95億立方米/年的薩哈林項目、加拿大50億立方米/年的項目、也門76億立方米/年等二十余個；設計能力超過了1455億立方米/年，預計到2010年世界LNG的生產(chǎn)能力將在現(xiàn)有的基礎(chǔ)上翻一番。過去十年LNG貿(mào)易量上升了近一倍。目前呈上升趨勢。目前世界LNG年貿(mào)易量為1200億立方米，預測到2010年將躍升至1630億至1690億立方米。2010年大西洋盆地LNG需求約為今后亞洲市場將成為LNG需求中心。目前亞洲占世界LNG貿(mào)易量的77%，預計今后亞洲市場LNG需求仍持續(xù)增長。日本是LNG進口大國，2001年的需求量占世界需求量的52%，占亞洲需求量的70%左右。預計2010年日本LNG進口量為7200萬噸，韓國的進口量為2000萬噸，臺灣地區(qū)為1100萬噸。印度和中國這兩個亞洲大國是最有希望增長的潛在市場。目前世界LNG貿(mào)易由于區(qū)間貿(mào)易的差異及運輸費用等不同形成了三種不同的價格。即亞洲、歐洲和美國三個特有進口價格的出現(xiàn)。亞洲市場（日本）LNG價格從1994年的3.2美元/Mbtu增長到2000年的4.7美元/Mbtu，目前雪佛龍承諾從2010年起的25年內(nèi)將向日本中部電力每年提供150萬噸來自澳大利亞高產(chǎn)氣田的LNG，交易價格為7美元/百萬英熱單位。美國市場從1994年的2.2美元/Mbtu增長到2008年的5.0美元/Mbtu，歐洲市場從2.4美元/Mbtu增長到2007年但是多年來LNG工業(yè)一直致力于降低成本，以使其更具競爭力。通過采用更為先進的技術(shù)，合理的項目管理降低投資成本。有望使LNG的總成本降低15%~20%。2009年8月19日中石油和埃克森美孚簽訂了一個合同，每年從澳大利亞購買225萬噸天然氣，為期20年，交易價值412.9億美元。這個合同是一個風向標，未來幾年國外的LNG到中國港口的價格6300元/噸。這個價格相當于918美元/噸，與這個價格比，公司的LNG產(chǎn)品每噸還有2000多元的上漲空間。著國民經(jīng)濟的快速發(fā)展，我國對能源的需求越來越大，南方沿海地區(qū)原有的能源消費結(jié)構(gòu)以LNG作為一種清潔、高效、廉價的能源，成為我國本世紀重點開發(fā)利用的目標。而我國天然氣工 業(yè)發(fā)展滯后，目前，我國天然氣在一次能源結(jié)構(gòu)中僅占2.1%，遠低于23.5%的世界水平和8.8%的亞洲平均水平。據(jù)分析，未來幾年內(nèi)，我國天然氣需求增長將快于煤炭和石油，天然氣市場在全國范圍內(nèi)將得到發(fā)育。天然氣工業(yè)被列為“十五”期間國民經(jīng)濟鼓勵發(fā)展的重要產(chǎn)業(yè)，并制定了遵循多種能源、多種途徑、因地制宜、合理利用的能源發(fā)展方針，實施了“西氣東輸”、“海氣上岸”等的天然氣開發(fā)利用總體部署。2010年中國能源消費目標結(jié)構(gòu)：天然氣消費占5.6%，煤炭消費占60.8%，油品消費占25.2%，其它占8.4%。預計2010年，中國天然氣需求量為1600億立方米左右，2020年，需求量將達到2600億立方米。據(jù)此預測的天然氣需求量與中國今后潛在的、可生產(chǎn)的天然氣產(chǎn)量相比還有巨大的缺口。資料來源：產(chǎn)業(yè)預測、阿瑟德里特公司（ADL）等近年來中國能源工業(yè)發(fā)展很快。目前，中國能源生產(chǎn)總量僅次于美國和俄羅斯，名列世界第三；能源消費總量僅次于美國，名列世界第二。我國能源結(jié)構(gòu)比例長期以來以煤為主，但已經(jīng)呈現(xiàn)出逐年下降的趨勢，與此同時，石油、天然氣、電力逐年上升，呈現(xiàn)健康發(fā)展的勢頭。天然氣工業(yè)被列為“十五”期間國民經(jīng)濟鼓勵發(fā)展的重要產(chǎn)業(yè)。表2.2-1為中國能源消費結(jié)構(gòu)變化表2.2-1中國能源消費結(jié)構(gòu)變化趨勢預測20152020消費結(jié)構(gòu)%天然氣2.104.605.608.209.80一次電力6.908.008.309.20煤炭67.0063.6060.8056.6053.60石油23.6024.0025.2026.5027.00 據(jù)此預測，我國的天然氣需求量和目前能源結(jié)構(gòu)下生產(chǎn)及輸送的能力相比存在著極大的差距。我國需要開展多種形式的供應手段和保障體系以適應不斷增長的能源需求。發(fā)展大規(guī)模、商業(yè)化的液化天然氣產(chǎn)業(yè)有利于能源供應方式的多元化。公司液化天然氣項目生產(chǎn)的液化天然氣可通過火車、汽車運輸?shù)叫枰茉吹倪呥h城市和鄉(xiāng)村，是對“西氣東輸”工程的一個重要的有益的補充和服務，大大提高天然氣的利用程度，從更廣泛的領(lǐng)域加快我國能源結(jié)構(gòu)的優(yōu)化和調(diào)整；對我國中小城市的能源結(jié)構(gòu)、環(huán)境改善、產(chǎn)業(yè)優(yōu)化以及人民生活水平的提高具有深遠而重大的現(xiàn)實意義。隨著國民經(jīng)濟高速發(fā)展對清潔能源的需求和對環(huán)保的日益加強，我國對液化天然氣需求越來LNG產(chǎn)品與其它能源產(chǎn)品（CNG、LPG、汽油、電等）相比，最具挑戰(zhàn)的是在經(jīng)濟上能否與干凈、方便的電競爭，同時作為工業(yè)燃料能否替代輕油、重油、LPG等。LNG與其它能源的市場承4.5-5.0元/公斤0.40-0.46強3200-34000.35-0.37可替代人工煤氣元/立方米0.34-0.41較強電0.5-0.60.58-0.70較強單位熱值售價元/MJ替代能力3-3.8元/立方米0.3-0.38煤0.06弱從表中分析可見：LNG到用戶的銷售價如保持在3~3.8元/立方米，與除煤炭外的其他燃料相比，有較強的市場承受能力和可替代性。而煤由于其污染性高等原因，在我國能源產(chǎn)業(yè)政策中占一次性能源的比重逐年遞減。這將會為LNG市場的發(fā)展提供更大的契機。液化天然氣工業(yè)鏈是非常龐大的，它主要包括：天然氣液化、儲存、運輸、接收終端和氣化站等，其主要環(huán)節(jié)包括：生產(chǎn)環(huán)節(jié)、儲存環(huán)節(jié)、運輸環(huán)節(jié)和應用環(huán)節(jié)。為了充分地滿足下游用戶的需求，必須使上述的每個環(huán)節(jié)環(huán)環(huán)相扣，并且采取聯(lián)動的方式進行，才能實現(xiàn)各環(huán)節(jié)的正常運行。由于提取輕烴、液化天然氣屬于高科技、高投入的項目，采取各環(huán)節(jié)的合理分工、專業(yè)化經(jīng)營，有利于提高管理水平、降低整體運行成本，獲取更大的經(jīng)濟效上游公司全力做好液化廠的生產(chǎn)經(jīng)營，不斷提高液化廠的生產(chǎn)管理、運營水平，降低液化生產(chǎn)總成本，提高工廠效益；中游運輸環(huán)節(jié)努力做好運輸管理工作，確實保障運輸供氣能力，為獲 得效益創(chuàng)造條件，并為產(chǎn)生良好效益打好基礎(chǔ)；下游燃氣公司盡力開拓液態(tài)天然市場，不斷改進服務功能，確保供氣安全，獲取穩(wěn)定的收益。液化天然氣的運輸可分為管道運輸、船舶運輸及低溫液體運輸車（槽車）運輸。船舶運輸方式一般用于液化氣的國際貿(mào)易。液化氣管道輸送其管材必須采用價格昂貴的鎳鋼，還需性能良好的低溫隔熱材料；為實現(xiàn)低溫液體單相流動，防治液體氣化，還需在管道上增建中間冷卻站，因而以液化天然氣地面機動運輸代替地下遠距離管道輸送，可以節(jié)省風險性管線建設，有效利用距離較遠的天然氣資源。槽車運輸有兩種方式：公路槽車運輸和鐵路槽車運輸。有研究表明1000km以內(nèi)距離以公路槽車運輸為宜，1000km以上距離以鐵路運輸較經(jīng)濟。液化天然氣輸送成本僅為管道輸送的1/6~1/7，并可減少由于氣源不足鋪設管道而造成的風不僅具有裝卸方便、靈活、可運、可儲存的優(yōu)點，而且可以方便地實現(xiàn)公、鐵聯(lián)運，即使萬一出現(xiàn)事故，集裝箱體對罐體具有一定的保護作用，降低運輸安全風險。可見，該項目的液化天然氣產(chǎn)品宜采用公路槽車運輸或船運。一支龐大的運輸車隊，從專業(yè)管理的角度分析，車隊越龐大，管理的幅度和力度都會影響到實際的執(zhí)行力。建議公司將運輸全部外協(xié)給第三方物流公司，帶動地方經(jīng)濟發(fā)展，公司只負責基地的液化裝置的運行。目前，影響較大的LNG物流企業(yè)有武漢綠能、新疆廣匯、福建中閩物流、九安喜順物流有限公司等企業(yè)，也可以依靠地方的小型物流企業(yè)和個人車主。液化天然氣物流市場競爭格局與液化天然氣業(yè)務發(fā)展直接相關(guān)，與液化天然氣處理項目配套的物流公司將會是地方液化天然氣物流市場的主導企業(yè)，其可以將小型企業(yè)及掛靠企業(yè)擁有的液化天然氣運輸車通過業(yè)務外包方式統(tǒng)一納入管理體系。預計2011~2015年，我國液化天然氣公路運輸物流市場發(fā)展將會加快，液化天然氣大型物流企業(yè)在2015年前后將會達到20多家，市場總體規(guī)模達到40億元。表2.4-1我國液化天然氣物流發(fā)展預測大型物流公司（家）液化天然氣運輸車保有量（臺）20114201262013200025.32014240032.42015300040項目產(chǎn)量貯存壓力貯存溫度標準氣體狀態(tài)液體狀態(tài)m3/d質(zhì)量t/dMPa.G℃理論計算數(shù)據(jù)液化天然氣58.439860.01-162備注組分變化將導致液體體積和質(zhì)量的變化液化天然氣產(chǎn)量是指液化冷箱出口的質(zhì)量流量計的測量累計值天然氣液化工廠的工藝過程基本包括預處理（凈含量極限依據(jù)50～100ppmVB（極限溶解度）C（產(chǎn)品技術(shù)要求）總含硫量10～50mg/Nm3CA芳香烴類環(huán)烷烴總量分子量119.2，沸點246~248℃,閃點260℃,凝固點-21℃,汽化潛熱519.16kJ/kg，甘醇（常用的是三甘醇）等，但這些方法脫水深度較（蒸發(fā)溫度分別為-38℃、-85℃、-160℃)進行的三級冷凍，使天然氣在多個溫度等造價。但是從理論上講，混合冷劑的組成比例應按照天的。即使能做到這一點，要使整個液化過程（從常溫到-162℃)所需的冷量與冷劑所料天然氣到～-40℃;低溫段的換熱采用兩種方式——高壓的混合冷劑與較高溫度的膨脹機制冷循環(huán)是指利用高壓制冷劑通過透平膨根據(jù)制冷劑的不同，膨脹機制冷循環(huán)可分為：氮膨脹機制性強，易于操作和控制，安全性好，放空不會引起火 制冷工藝階式制冷循環(huán)混合冷劑制冷循環(huán)R22預冷N2-CH4膨脹制冷循環(huán)與階式制冷的相對能耗指標指標階式制冷混合冷劑膨脹制冷效率高中低復雜程度高中低換熱器類型板翅式板翅式或繞管式板翅式換熱器面積小大小適應性高中），下圖為裝置的總體系統(tǒng)框圖原料天然氣進裝置二氧化碳去供熱系統(tǒng)燃料氣胺液再生單元BOG回收胺液再生單元BOG回收單元計量調(diào)壓原料氣脫酸氣脫水脫汞與脫LNG貯存LNG裝車單元增壓系統(tǒng)單元單元粉塵單元單元單元單元儀表控制系統(tǒng)（過程控制和安全控制）冷卻水系統(tǒng)儀表風系統(tǒng)供電系統(tǒng)氮氣系統(tǒng)消防單元冷卻水系統(tǒng)儀表風系統(tǒng)供電系統(tǒng)氮氣系統(tǒng)消防單元導熱油系統(tǒng)導熱油系統(tǒng)點畫線內(nèi)為主工藝單元，LNG生產(chǎn)主要在工藝單元內(nèi)完成。點畫線之外為公用工程系統(tǒng)，為工藝單元提供電力、熱源和冷卻。所有單元設備通過儀表控制系統(tǒng)（過程控制和安全控制）連接為有機整體，完成對裝置各測控點的測量、控制。u原料天然氣過濾與調(diào)壓單元原料天然氣從界區(qū)來，首先進入過濾分離器，過濾掉可能存在的機械雜質(zhì)、灰塵，并分離出），潔凈的原料天然氣進入調(diào)壓器，將壓力調(diào)整并穩(wěn)定至4.0MPa.G，然后經(jīng)計量后進入后續(xù)單原料氣進裝置設置有事故聯(lián)鎖切斷閥，在事故發(fā)生后將切斷進入裝置的原料氣源，同時通過旁路放空原料氣，保證裝置、人員及上游設施的安全。u原料天然氣脫酸性氣單元從原料天然氣過濾與壓縮單元來的天然氣從吸收塔下部進入，自下而上通過吸收塔；再生后的MDEA溶液（貧液）從吸收塔上部進入，自上而下通過吸收塔，逆向流動的MDEA溶液和天然氣在吸收塔內(nèi)充分接觸，氣體中的H2S和CO2被吸收而進入液相，未被吸收的組份從吸收塔頂部引出，進入脫碳氣冷卻器和分離器。出脫碳氣分離器的氣體進入原料氣干燥單元，冷凝液去MDEA處理后的天然中CO2含量小于50ppmV，H2S含量小于4ppmV。吸收了H2S和CO2的MDEA溶液稱富液，至閃蒸塔，降壓閃蒸出的天然體送往界外燃料系統(tǒng)。閃蒸后的富液與再生塔底部流出的溶液（貧液）換熱后，升溫到～98℃去再生塔上部，在再生塔進行汽提再生，直至貧液的貧液度達到指標。出再生塔的貧液經(jīng)過溶液換熱器、貧液泵進入貧液冷卻器，貧液被冷卻到~40℃,從吸收塔再生塔頂部出口氣體經(jīng)酸氣冷卻器，進入酸氣分離器，出酸氣分離器的氣體送往安全泄壓系統(tǒng)，冷凝液去MDEA地下槽。再生塔再沸器的熱源由來自供熱系統(tǒng)的導熱油提供，導熱油在供熱系統(tǒng)內(nèi)部循環(huán)使用。u原料氣脫水脫苯單元該單元設三臺脫水分子篩吸附器，實行切換操作，其中一臺吸附、一臺冷卻、一臺加溫再從原料氣壓縮單元來的原料氣進入吸附器頂部，通過分子篩吸附脫除水分后，從吸附器底部出來，脫水后天然氣中含水量小于1ppmV。脫水吸附劑用冷箱返流和貯槽的BOG氣體（主要是甲烷和氮氣）復熱后作為冷吹和再生介質(zhì)，再生氣出吸附塔后通過冷卻、分離后排至燃料氣單元，為導熱油爐等提供燃料再生氣首先從下而上通過冷卻狀態(tài)的吸附器，之后再生氣通過電加熱器加熱至再生溫度經(jīng)再生冷卻器冷卻后進入再生氣分離器，分離其中的液體后排至燃料氣單元。原料氣脫重烴單元設兩臺吸附器切換操作，其中一臺吸附、一臺再生。從原料氣壓縮單元來的原料氣進入吸附器頂部，通過吸附劑吸附脫除重烴后，從吸附器底部出來，重烴含量小于20ppmV，之后進入凈化氣提純液化單元。原料氣脫重烴單元用冷箱出來的返流氣【主要為甲烷和氮氣】作為再生介質(zhì)，再生氣出吸附塔后通過冷卻、分離后作為燃料氣。低壓原料氣首先從下而上通過冷卻狀態(tài)的吸附器，之后再生氣通過電加熱器加熱至再生溫度260～280℃,然后從吸附器底部進入，將吸附劑吸附的重烴解吸。再生氣從干燥器頂部出來，經(jīng)再生冷卻器冷卻后進入再生氣分離器，分離其中的液體后進入燃料氣單元。u原料氣脫汞與脫粉塵單元從原料氣干燥與脫重烴單元來的天然氣進入浸硫活性炭吸附器，汞與浸硫活性炭上的硫產(chǎn)生化學反應生成硫化汞，吸附在活性炭上，從而達到脫除汞之目的。從脫汞器出來的天然氣的汞含量小于0.01μg/Nm3。脫汞器設置兩臺，用一備一，浸硫活性炭每年更換。過濾單元設兩臺過濾器，根據(jù)阻力數(shù)據(jù)切換使用，達到過濾分子篩與活性炭粉塵之目的。在進入液化單元之前，氣體必須進行分析，以保證H2S與CO2含量、水含量以及汞含量達到進入提純液化單元的要求。凈化后的管道天然氣進入液化冷箱，在液化換熱器中被MR混合冷劑冷卻到一定溫度后，經(jīng)節(jié)流閥降壓；凈化并回收輕烴后的井口天然氣，同樣進入液化冷箱的換熱器，被MR混合冷劑冷卻到一定溫度后，經(jīng)節(jié)流閥節(jié)流后，與冷卻節(jié)流后的管道天然氣匯合，進入氮氣過冷器，被繼續(xù)冷卻到-162℃,進入LNG分離器分離可能存在的氣相后作為LNG產(chǎn)品送入LNG貯槽儲存。本天然氣液化工程采用混合制冷劑循環(huán)制冷+氮氣膨脹，混合制冷劑由氮氣、甲烷、乙烯等混合冷劑由循環(huán)壓縮機組壓縮，通過水冷卻，分離其中的液相和氣相，分別進入液化冷箱，在液化換熱器中冷卻、冷凝并過冷到一定溫度后節(jié)流降壓到一定壓力后合并，返流進入液化換熱器復熱。出冷箱后的混合制冷劑返回到循環(huán)壓縮機的入口，循環(huán)壓縮制冷。冷劑貯存和補充主要由于氣體密封造成循環(huán)氣的損失，需設置冷劑補充系統(tǒng)。冷劑各組分的補充量按各組分的讀數(shù)、冷區(qū)的各溫度情況進行調(diào)整，并通過流量計連續(xù)補充注入。丙烷從汽車槽車或集裝箱罐在冷劑接收罐區(qū)卸料，貯存于丙烷貯罐，用泵送至液態(tài)丙烷干燥器，除去水分，為保證環(huán)境低溫時仍有足夠的壓力，該容器需伴熱。戊烷從汽車槽車或集裝箱罐在冷劑接收罐區(qū)卸料，貯存于戊烷貯罐，用N2氣壓送至液態(tài)戊烷干燥器，除去水分，為保證環(huán)境低溫時仍有足夠的壓力，該容器需用氮氣進行加壓。u貯存單元和裝車單元液化單元生產(chǎn)的LNG（液化天然氣）經(jīng)管線送入LNG貯罐。進料可以注入貯罐上部，也可壓力和溫度測量儀表。貯罐的保護系統(tǒng)經(jīng)安全控制系統(tǒng)與DCS相接。貯罐發(fā)生高液位或高壓力時，貯罐的進料閥會自動關(guān)閉。LNG貯罐的不同液位高度，都布置了溫度計，并配置了密度計來監(jiān)測，防止液體在貯罐內(nèi)可能發(fā)生的“翻滾”（Rollover）危害。貯罐配有泄放去火炬的壓力控制閥和排放去大氣的安全閥。為防止貯罐負壓，還設置了真液化單元生產(chǎn)時，每小時約41m3的LNG連續(xù)進入貯罐。貯罐外安裝了LNG裝車泵，每臺貯槽一臺泵，用于泵送灌裝裝車。由于LNG貯存溫度為-162，不可避免外界熱量通過貯槽的絕熱層傳入，因此貯槽存在一定量的液體將會被氣化，成為BOG。在LNG裝車過程中，由于車輛的溫度較高，加之管路損失，也會產(chǎn)生一定量的BOG。這些低溫BOG經(jīng)空溫式加熱器加熱到常溫后，用BOG壓縮機將其壓縮到0.2MPa.G，進入燃料氣系統(tǒng)，作為燃料氣供熱油系統(tǒng)使用。4.3.1控制方式報警系統(tǒng)（GAS）、各個獨立配套機組的PLC以及采用HART通訊協(xié)議的現(xiàn)場儀表的基礎(chǔ)上，組成了一個集成化的高品質(zhì)的安全控制系統(tǒng)，從而達到天然氣液化工廠生產(chǎn)所要求的測量、控制、監(jiān)督報警、聯(lián)瑣、緊急切斷等功能，保證生產(chǎn)操作高效及安全運轉(zhuǎn)。該系統(tǒng)內(nèi)的各個系統(tǒng)相對獨立又相互關(guān)聯(lián)，確保各個系統(tǒng)主要功能的實現(xiàn)及相關(guān)數(shù)據(jù)流的暢通。各系統(tǒng)所采用的軟硬件均系當今著名品牌，采用的技術(shù)也是當今先進的技術(shù)，如ESD系統(tǒng)采用（QMR）技術(shù)，DCS的控制器采用現(xiàn)場總線技術(shù)等都一一展現(xiàn)了當代先進控制技術(shù)在本裝置的應現(xiàn)場儀表全部采用了HART通訊協(xié)議的電子式儀表，使DCS系統(tǒng)的操作應用功能進一步加強了對儀表質(zhì)量的監(jiān)測，提高了系統(tǒng)的安全性和可操作性。4.3.2檢測和控制方案本裝置檢測和控制方案中，除了常規(guī)儀表和單回路、串級回路外，尚有以下特殊儀表及控制為了對特大型冷罐低溫液位測量、控制采用了SMART儲罐伺服液位計，該儀表可對冷罐液位精確測量±2mm外，還可對罐內(nèi)介質(zhì)密度、平均溫度進行測量，并采用了4-20mA輸出或用HART水份儀、密度計、濁度計、熱值儀、紅外分析儀、總硫分析儀、氧分析儀、采用質(zhì)量流量計、預設控制器、控制閥與DCS一同組成對槽車罐裝的精確定量控制。對循環(huán)氣壓縮機Ⅱ級，都采用了防喘振措施。它們根據(jù)所控段的入口壓力及出口段的溫度、壓力、流量控制相應的旁路流量以達到對壓縮機的保護和安全運轉(zhuǎn)。A-251A/B分子篩干燥器的吸附、再生過程由DCS實現(xiàn)程序控制。緊急切斷（停車）系統(tǒng)（ESD根據(jù)安全等級劃分（SLA1001本裝置將有17個安全回路（SILI13個，SIL3個，NE1個）進入EDS系統(tǒng)。它們主要分布在液化和熱油兩個區(qū)內(nèi)，它們的設定值均為HH或LL，在參數(shù)進入HH或LL極限，將引發(fā)安全停車或切斷動作。該系統(tǒng)將采用四冗余（QMR）技術(shù)。凡未列入SIL安全等級的安全聯(lián)鎖回路，將進入DCS系統(tǒng)實現(xiàn)聯(lián)鎖報警，該部分的聯(lián)鎖動作僅為小范圍或非主要設備的切斷、停車動作。DCS維修間、操作值班室、UPS間、空調(diào)機房、休息室和洗手間等。采用的DCS是一個功能完善的系統(tǒng)，具有過程控制（連續(xù)控制和離散控制）、操作、顯示記錄、報警、邏輯運算、制表打印、信息管理、與上位機通訊、系統(tǒng)組態(tài)以及自診斷等基本功能。采用的DCS是一個開放的系統(tǒng)，其通訊層次結(jié)構(gòu)符合OSI參考模型，其通訊控制符合TCP/IP協(xié)議和IEEE802協(xié)議族的有關(guān)協(xié)議，并采用WINDOWSNT操作系統(tǒng)。控制室內(nèi)設置4臺操作員站、工程師站1臺，二臺打印機。工程師站置于軟件室，DCS機柜4.3.4可燃氣體和有毒氣體檢測儀的設置按照Linde和TGE要求以及“石油化工企業(yè)可燃氣體和有毒氣體檢測報警設計規(guī)范”（SH3063-1999本裝置設置了獨立的可燃氣體檢測系統(tǒng)，在控制室設立專門的可燃氣體檢測報警系統(tǒng)，在DCS顯示、報警。由于本裝置工藝生產(chǎn)中有毒氣體泄漏量較低、測量困難，所以不再設置有毒氣體檢測裝置。4.3.5儀表的保護措施根據(jù)工廠防爆等級劃分dⅡCT3的要求，電子儀表將采用本質(zhì)安全儀表。壓力變送器考慮過量程及真空保護，而壓力表將考慮在背部設置爆破片?，F(xiàn)場儀表如變送器、開關(guān)將采用保護箱或保溫箱。按照測量環(huán)境和防凍要求將對有關(guān)儀表采用伴熱或絕熱措施。控制閥噪聲正常時不超過85dBA，非正常狀況不超過100dBA。4.3.6儀表電源規(guī)格和容量UPS30kVA（儀表30min備用）4.3.7儀表和控制系統(tǒng)的選用原則分散型控制系統(tǒng)（DCS●可用于本安儀表●具備與各種系統(tǒng)通訊的能力緊急停車系統(tǒng)（ESD）●可用于本安儀表●可與選用的DCS通訊●具備QMR冗余技術(shù)儀表●變送器選用SMART型，可進行HART通訊，其精度高于（等于）0.2%，保護等級高于IP54●流量計以節(jié)流裝置和差壓變送器為主，有計量要求的采用質(zhì)量流量計，就地流量計采用金●壓力儀表以壓力、差壓變送器為主，就地儀表采用壓力表，差壓表或電接點壓力表●液位儀表采用浮筒液位計、超聲波液位計、差壓變送器及液位開關(guān)。大型貯罐液位采用伺服式貯罐液位計，就地儀表采用磁性液位計●溫度儀表采用鉑電阻（RTD）、熱電偶（K型電接點雙金屬溫度計●控制閥采用氣動執(zhí)行機構(gòu)的偏心旋轉(zhuǎn)閥、蝶閥、籠式閥、球閥等，相應的電/氣閥門定位器及閥位開關(guān)均應具備HART通訊功能●分析儀表應按具體工藝要求選取相應的在線分析儀表及取樣系統(tǒng)。本節(jié)所述的工藝設備基本技術(shù)參數(shù)以最終設計為準。4.4.1非標設備非標設備是工藝裝置中未定型的的壓力容器或常壓容器等設備，比如吸附器、分離器等。1設計制造標準工藝裝置的設備設計、制作、檢驗和驗收采用如下標準：TSGR0004－2009GB150-1998GB151-1999JB/T4710-2005JB/T4731-2005NB/T47003.1-2009JB/T7261-1994GB50183-2004GB713-2008GB/T4237-2007GB/T8163-2008GB/T14976—2002JB4708-2000JB/T4709-2000JB/T4730-2005NB/T47003.1-2009JB/T4711-2003《固定式壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程》《鋼制壓力容器》《管殼式換熱器》《鋼制塔式容器》《鋼制臥式容器》《鋼制焊接常壓容器》《鋁制板翅式換熱器技術(shù)條件》《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》《鍋爐和壓力容器用鋼板》《不銹鋼熱軋鋼板和鋼帶》《輸送流體用無縫鋼管》《流體輸送用不銹鋼無縫鋼管》《鋼制壓力容器焊接工藝評定》《鋼制壓力容器焊接規(guī)程》《承壓設備無損檢測》《鋼制焊接常壓容器》《壓力容器涂敷與運輸包裝》 2設備的無損檢測比例與壓力試驗為了確保設備制造質(zhì)量，設計壓力大于2.5MPa的容器都將進行100%射線探傷，設計壓力小于2.5MPa的容器進行不小于20%的射線檢測。非標設備將按照《固定式壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)3供貨狀態(tài)的說明u配對法蘭與緊固件本公司提供的非標準設備中，所有法蘭連接處均配成對法蘭、密封墊片與緊固件，為了方便檢修，所有密封墊片增加一套備件。本公司提供所有臥式非標設備的地腳螺栓和緊固件。由于地質(zhì)氣象條件不充分，立式備的地腳螺栓和緊固件由本公司提供螺栓直徑和材質(zhì)，然后由設計院根據(jù)基礎(chǔ)特性確定其最終規(guī)設備的就地液位計由本公司供貨，由安裝公司安裝。u設備的涂敷與運輸包裝本公司提供的非標設備將按JB/T4711-2003《壓力容器涂敷與運輸包裝》和業(yè)主的關(guān)于顏色的要求等完成設備出廠前的涂敷。所有非標設備出廠前噴底漆和中間漆，面漆顏色根據(jù)業(yè)主的要求確定，將在設備安裝就位后，完成面漆的噴涂。運輸過程中的油漆刮傷等問題由本公司提供油漆，并負責修復。安裝過程中的損傷由安裝單4非標設備選型清單表4.4-1非標設備（部分）選型清單序號序號設備名稱技術(shù)參數(shù)與規(guī)格主體材料天然氣脫酸氣單元數(shù)量備注1介質(zhì)：天然氣Q345R工作壓力：5.0MPa設計壓力：5.5MPa工作溫度：43℃設計溫度：80℃臺12脫酸氣冷卻器介質(zhì)：天然氣/冷卻水Q345R工作壓力：5.0MPa/0.4MPa設計壓力：5.5MPa/0.8MPa工作溫度：50℃設計溫度：80℃臺13脫酸氣分離介質(zhì)：天然氣Q345R臺1 序號設備名稱器技術(shù)參數(shù)與規(guī)格工作壓力：5.0MPa設計壓力：5.5MPa工作溫度：35℃設計溫度：80℃主體材料單位數(shù)量備注天然氣脫水脫苯單元2再生氣加熱器3再生氣冷卻器4再生氣分離器介質(zhì)：天然氣工作壓力：5.0MPa設計壓力：5.5MPa工作溫度：300℃設計溫度：350℃介質(zhì)：天然氣/導熱油工作壓力：5.0MPa/0.4MPa設計壓力：5.5MPa/0.8MPa工作溫度：300℃設計溫度：350℃介質(zhì)：天然氣/冷卻水工作壓力：5.0MPa/0.4MPa設計壓力：5.5MPa/0.8MPa工作溫度：220℃設計溫度：350℃介質(zhì)：天然氣工作壓力：5.0MPa設計壓力：5.5MPa工作溫度：35℃設計溫度：80℃Q345R天然氣脫汞脫粉塵單元12脫汞器粉塵過濾器介質(zhì)：天然氣工作壓力：5.0MPa設計壓力：5.5MPa工作溫度：43℃設計溫度：80℃介質(zhì)：天然氣工作壓力：4.9MPa設計壓力：5.5MPa工作溫度：43℃設計溫度：80℃Q345RQ345R臺臺22切換使用切換使用 序號設備名稱技術(shù)參數(shù)與規(guī)格過濾精度：10um主體材料備注MRC制冷單元5異戊烷貯罐介質(zhì)：異戊烷Q345R工作壓力：0.5MPa設計壓力：0.8MPa工作溫度：0～35℃設計溫度：80℃有效容積：60m3臺16丙烷貯罐介質(zhì)：丙烷Q345R工作壓力：0.8MPa設計壓力：1.8MPa工作溫度：0～35℃設計溫度：80℃有效容積：60m3臺17介質(zhì)：乙烯不銹鋼工作壓力：0.5MPa設計壓力：0.8MPa工作溫度：-155℃設計溫度：-196℃有效容積：50m3臺1真空粉末絕熱8型式：立式鋁翅片管外形尺寸：2000×2000×5200臺1設計壓力：1.6MPa設計溫度：-196℃氣化量：300Nm3/h9丙烷干燥器介質(zhì)：丙烷Q345R工作壓力：0.8MPa設計壓力：1.8MPa工作溫度：0～30℃設計溫度：80℃容積：1.3m3臺1分子篩干燥異戊烷干燥器介質(zhì)：異戊烷Q345R工作壓力：0.8MPa設計壓力：1.8MPa工作溫度：0～30℃設計溫度：80℃容積：1.3m3臺1分子篩干燥MR配比罐介質(zhì)：混合冷劑Q345R臺1 序號設備名稱技術(shù)參數(shù)與規(guī)格工作壓力：0.6MPa設計壓力：1.0MPa工作溫度：0～30℃設計溫度：80℃主體材料單位數(shù)量備注MR集液罐介質(zhì)：混合冷劑工作壓力：1.0MPa設計壓力：1.8MPa工作溫度：0～30℃設計溫度：80℃MR緩沖罐介質(zhì)：混合冷劑工作壓力：3.0MPa設計壓力：3.5MPa工作溫度：0～30℃設計溫度：80℃14液化冷箱15氮氣加熱器冷箱殼體板翅式換熱器（上段）設計溫度：-196～80℃工作溫度：-170～40℃板翅式換熱器（下段）設計溫度：-196～80℃工作溫度：-170～40℃LNG過冷器設計溫度：-196～80℃工作溫度：-170～40℃工作壓力：0.5MPa設計壓力：1.0MPa設計溫度：-196℃膨脹機過橋透平膨脹機低溫管道低溫閥門鉑熱電阻和低溫電纜膨脹珍珠巖（保冷材料）介質(zhì)：氮氣工作壓力：0.6MPaQ235B5052/50835052/50835052/5083S30408Q235-BS30408S3040815521221111安裝在冷箱內(nèi)安裝于冷箱上現(xiàn)場裝填 主體材料單位主體材料單位數(shù)量備注設計壓力：1.0MPa工作溫度：80℃設計溫度：100℃加熱功率：40kw工作壓力：0.1MPa設計壓力：1.0MPa工作溫度：-161℃設計溫度：-196℃殘液汽化分技術(shù)參數(shù)與規(guī)格設備名稱序號4.4.2泵泵包括MRC制冷單元的烴泵。1設計制造標準泵的設計、制造、檢驗和驗收采用如下標準：GB/T3215-2007《石油、重化學和天然氣工業(yè)用離心泵》2供貨狀態(tài)說明u配對法蘭與緊固件本公司提供的泵均帶地腳螺栓，所有連接管口均帶成對法蘭、密封墊片與緊固件，其中密封墊片含一套備件。為提高裝置運行的可靠性，本公司提供的泵均帶備機。表4.4-2泵選型清單技術(shù)參數(shù)與規(guī)格技術(shù)參數(shù)與規(guī)格脫酸氣單元型式：離心泵介質(zhì)：胺液進口壓力：0.1MPa泵增壓力：5.0MPa型式：離心泵介質(zhì)：胺液進口壓力：常壓泵增壓力：0.3MPaMRC制冷單元過流部分為不銹鋼設備名稱主體材料貧液泵液下泵備注序號2 序號設備名稱泵技術(shù)參數(shù)與規(guī)格介質(zhì)：丙烷進口壓力：0.1MPa~泵增壓力：0.5MPa流量：15m3/h電機功率：8kw主體材料為不銹鋼備注使用2戊烷卸車泵型式：離心泵介質(zhì)：戊烷進口壓力：0.1MPa~泵增壓力：0.5MPa流量：15m3/h電機功率：8kw過流部分為不銹鋼臺1僅在卸車時使用3液烴輸送泵型式：離心泵介質(zhì)：混烴進口壓力：0.8MPa泵后壓力：3.2MPa過流部分為不銹鋼臺2裝車單元泵型式：離心泵介質(zhì)：LNG進口壓力：0.01MPa泵增壓力：0.6MPa4.4.3壓縮機1設計、制造、安裝、試運行標準GB/T20322-2006API618JB/T9105GB/T4980GB/T7777電動機及電氣儀表GB755-2000GB3836.1～4GB50058-1992壓力容器《石油及天然氣工業(yè)用往復式壓縮機》《大型往復活塞壓縮機技術(shù)條件》《容積式壓縮機噪聲測量方法》《往復活塞式壓縮機振動測量與評價》《旋轉(zhuǎn)電機定額和性能》《爆炸性氣體環(huán)境用防爆電氣設備通用要求》《爆炸和火災危險環(huán)境電力裝置設計規(guī)范》 GB150-1998GB151-1999JB/T4730-2005TSGR0004-2009《鋼制壓力容器》《管殼式換熱器》《承壓設備無損檢測》管道、管件閥門與法蘭GB/T8163-2008《輸送流體用無縫鋼管》GB/T12459-2005《鋼制對焊無縫管件》HG/T20592-20092選型清單表4.4-3壓縮機選型清單技術(shù)參數(shù)與規(guī)格技術(shù)參數(shù)與規(guī)格型式：離心式介質(zhì)：混合冷劑進口壓力：0.18MPa排氣壓力：3.0MPa流量：72000Nm3/h型式：往復式介質(zhì)：天然氣進口壓力：0.01MPa排氣壓力：0.2MPa流量：800Nm3/h【單臺流量】設備名稱冷劑循環(huán)壓縮機臺序號21BOG壓縮機主體材料備注424.4.4LNG貯槽LNG儲罐為平底拱蓋、立式雙層結(jié)構(gòu)。整個設備坐落在水泥支撐平臺上，平臺底部通風、隔內(nèi)槽下部四周均勻設置了多個可調(diào)節(jié)錨栓，并與基礎(chǔ)預埋錨固裝置進行可靠連接，使整個內(nèi)槽緊固于平臺之上。外槽底板四周均勻設置了外槽緊固錨帶，以防止設備在外力（如風載荷、地震載荷等）的作用下產(chǎn)生傾斜。內(nèi)、外槽之間以及頂部夾層空間填充絕熱性能良好的膨脹珍珠巖，同時充灌氮氣保護。設備底部絕熱層采用泡沫玻璃磚進行隔熱，同時敷設負荷分配板，能將整個內(nèi)筒的重量均勻分配到基礎(chǔ)平臺上。工作壓力有效容積幾何容積5000m35450m3外筒直徑內(nèi)筒高度20900mm~21800mm 5.1.1原料、燃料消耗供應表5.1-1原料、輔助材料消耗及供應1天然氣Nm3/a2.0×1084工藝用水39.35電104kw.h/a7247.6表5.1-2工藝性耗電一覽表混合冷劑循環(huán)壓縮機組MDEA循環(huán)泵MDEA液下泵再生氣加熱器制氮空分BOG壓縮機儀表控制系統(tǒng)儀表風系統(tǒng)循環(huán)水泵循環(huán)水冷卻塔260855210kV、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz380V、50Hz表5.1-3循環(huán)冷卻水一覽表脫酸氣冷卻器MDEA脫酸氣冷卻器MDEA貧液冷卻器酸氣冷卻器混合冷劑循環(huán)壓縮機組BOG壓縮機包括油冷卻器和末級冷卻器含末級冷卻器82表5.1-4裝置其他消耗一覽表消耗項目消耗項目MDEA20t每年用量活化劑每年用量溶液過濾活性炭5t每年更換一次分子篩22m3每2年更換一次脫重烴用活性碳5t每2年更換一次浸硫活性炭5t每2年更換一次每2年更換一次3.1t首次裝填量2.4t首次裝填量異戊烷首次裝填量貫徹“十分珍惜和合理利用每寸土地”的基本國策。因地制宜，節(jié)約用地，提高土地利符合城市規(guī)劃及工業(yè)園區(qū)規(guī)劃的要求。滿足工藝生產(chǎn)流程、交通運輸、環(huán)境保護、防火、安全、衛(wèi)生等要求；并應方便生產(chǎn)管理、檢修、施工等需要。根據(jù)生產(chǎn)特點合理劃分街區(qū)和確定街區(qū)通道寬度，街區(qū)平面布置外形宜規(guī)整。約投資；滿足防火、防爆、安全、衛(wèi)生等有關(guān)規(guī)范要在廠區(qū)西南布置廠前區(qū)和輔助生產(chǎn)設施：包括辦公總平面布置詳見附圖。豎向布置，應與總平面布置同時考慮，并與廠外現(xiàn)有運輸線路、排水系統(tǒng)、周圍場地標合理利用地形，并合理確定各項用地標高。方便生產(chǎn)聯(lián)系，滿足運輸和場地排雨水的要求。進入廠區(qū)裝置的原料天然氣為管道輸送。出廠產(chǎn)品本液化天然氣工程全年總運輸量為21.55萬噸/年。運入量為11.83萬噸/年，運出量為9.72萬噸/年。廠外運輸方案廠內(nèi)運輸方案50噸地磅一臺廠區(qū)綠化以廠前區(qū)和道路綠化為主。配以車間空地及罐區(qū)空地綠化。充分利用邊角地帶進行綠化。提高土地利用率。廠區(qū)綠地率為19%。給排水設計范圍為項目內(nèi)給水系統(tǒng)、循環(huán)冷卻水系統(tǒng)及排水系統(tǒng)。執(zhí)行國家法規(guī)、規(guī)范、標準。給排水工藝設計合理，設備選型安全、可靠。設計中采取有效措施確保安全，嚴格執(zhí)行國家有關(guān)安全和消防規(guī)定。室外給水設計規(guī)范《GB50013-2006》室外排水設計規(guī)范《GB50014-2006》建筑給水排水設計規(guī)范《GB50015-2003》工業(yè)循環(huán)冷卻設計規(guī)范《GB/T50102-2003》石油化工企業(yè)設計防火規(guī)范《GB50160-2008》建筑設計防火規(guī)范《GB50016-2006》給水排水標準圖集合訂本S1-S8污水綜合排放標準《GB8978-1996》生產(chǎn)水水質(zhì)達到石油化工給水排水水質(zhì)標準《SH3099－2000》的規(guī)定。本工程廠區(qū)給水分為生產(chǎn)給水、生活給水以及消防給水。廠區(qū)內(nèi)具體水量詳見用水量表7.2-1。廠區(qū)內(nèi)最大小時生產(chǎn)用水量為33m3/h，日用水量為165m3，每個單體工程的用水量見水量表。辦公樓主要用于實驗用水；汽車罐車灌裝站主要用于地面沖洗用水；生產(chǎn)裝置區(qū)主要用于地面沖洗用水（最大18m3/h）和機泵冷卻用水（最大4m3/h裝置區(qū)的地面設計為每月沖洗一次。2）生活給水廠區(qū)內(nèi)生產(chǎn)定員為300人，每班65人。生活用水量按30L/人·班計，淋浴用水量按40L/人·班，則廠區(qū)內(nèi)小時生活用水量為4m3，日用水量為14m3。從天然引水系統(tǒng)所供的水，經(jīng)過處理合格后才能做生活水使用。序號單體名稱生產(chǎn)給水生活給水3)3)3)3)22倉庫//0.83//4儀表控制及變配電室//5汽車灌裝站42.46生產(chǎn)裝置區(qū)44//7綠化用水量51//8未預見水量///94循環(huán)冷卻給(回)水系統(tǒng)該系統(tǒng)主要向項目內(nèi)各生產(chǎn)工序提供循環(huán)冷卻水。該系統(tǒng)由冷卻塔，塔下水池，循環(huán)水泵，循環(huán)水泵房，及循環(huán)水管網(wǎng)組成。本項目采用3座玻璃鋼逆流冷卻塔，單塔處理水量為250m3/h，冷卻水溫差8℃。單塔尺寸為塔下水池為鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)，水池尺寸20×7×5m3。(地上2.0m，地下3.0m)。循環(huán)水泵房采用地上式，泵房尺寸為18×6×4.5m3。泵房內(nèi)設有循環(huán)水泵四臺(三用一備)，單臺水泵性能為套220~240m3/h，H=42～50m，配電機功率55KW/臺。水處理選用具有防垢、防腐、阻銹、殺菌的多功能電電子除垢儀，該除垢儀安裝在循環(huán)水泵 表7.2-2廠區(qū)內(nèi)排水量表23456///93)3)3)///廠區(qū)內(nèi)排水分為生產(chǎn)污水、初期雨水、雨水和生活排水。廠區(qū)內(nèi)生產(chǎn)污水最大小時排放量為26.2m3，日排放量為56m3；各單體工程的生產(chǎn)污水排放量各單體的生產(chǎn)污水排入廠區(qū)內(nèi)生產(chǎn)污水管網(wǎng)，經(jīng)管道匯集到污水處理場統(tǒng)一處理。生產(chǎn)污水本項目的初期雨水按降水深度13.35mm計，主要為生產(chǎn)裝置區(qū)的初期雨水，其污染區(qū)面積分別為20000m2，則其初期雨水水量為267m3。初期雨水和生產(chǎn)廠區(qū)內(nèi)最大小時生活排水量為3.6m3，日排水量為12.6m3。各單體工程的生活排水量詳見廠各單體的生活排水排入廠區(qū)內(nèi)生活排水管網(wǎng)，經(jīng)管道匯集到污水處理場統(tǒng)一處理。GB50058-92爆炸和火災危險環(huán)境電力項目設計規(guī)范GB50057-94建筑防雷設計規(guī)范GBJ65-83工業(yè)與民用電力項目的接地設計規(guī)范GB50053-9410kV及以下變電所設計規(guī)范GB50062-92電力項目的繼電保護和自動項目設計規(guī)范GB50054-95低壓配電設計規(guī)范GB50052-2009供配電系統(tǒng)設計規(guī)范GB50217-2007電力工程電纜設計規(guī)范GB50227-95并聯(lián)電容器項目設計規(guī)范GB50229-2006火力發(fā)電廠與變電所設計防火設計規(guī)范GB50160-92石油化工企業(yè)防火規(guī)范(1999年版)HG21507-92化工企業(yè)電力設計施工圖內(nèi)容深度統(tǒng)一規(guī)定HG/T20688-2000化工項目初步設計內(nèi)容深度的規(guī)定HG/T20686-1990化工企業(yè)電氣設計圖形和文字符號統(tǒng)一規(guī)定DL/T621-1997交流電氣項目的接地GB12325-1990電能質(zhì)量供電電壓允許偏差DL/T620-1997交流電氣項目的過電壓保護和絕緣配合GB50034-2004建筑照明設計標準HG/T20687-1989化工企業(yè)爆炸和火災危險環(huán)境電力設計技術(shù)規(guī)程HG/T20666-1999化工企業(yè)腐蝕環(huán)境電力設計規(guī)定HG/T20675-1990化工企業(yè)靜電接地設計技術(shù)規(guī)定能造成爆炸危險事故發(fā)生，產(chǎn)生較大影響，根據(jù)國家標 表7.3-2主要電氣設備材料型號及規(guī)格型號及規(guī)格S10-1250/35/10KYN-10電力變壓器高壓開關(guān)柜低壓配電盤現(xiàn)場防腐操作箱臺臺臺個序號1234442備注 現(xiàn)場防爆操作箱現(xiàn)場防爆操作箱BZC53型個905高壓電力電纜ZR-YJV-8.7/10-3X955.0低壓電力電纜ZR-VV-0.6/1-3X16(平均)6控制電纜ZR-KVV-0.45/0.75-10X1.57鍍鋅鋼材批18熱鍍鋅電纜橋架批19批1在各裝置區(qū)、罐區(qū)分別各安裝一套呼叫/對講子系統(tǒng)，要；在適當位置安裝一套多路合并/分離設備，將各子系本方案所采用的是無主機分散放大呼叫/對講《石油化工企業(yè)生產(chǎn)裝置電信設計規(guī)范》《工業(yè)企業(yè)通信設計規(guī)范》《火災自動報警系統(tǒng)設計規(guī)范》《工業(yè)電視系統(tǒng)工程設計規(guī)范》《爆炸和火災危險環(huán)境電力裝置設計規(guī)范》 器分離，過濾，除水。隨后進入干燥，除塵，最終進《采暖通風與空氣調(diào)節(jié)設計規(guī)范》GBJ19-87(2等，采暖熱媒為95℃熱水，由通過余熱回收 介質(zhì)名稱介質(zhì)名稱分析內(nèi)容控制指標分析方法原料氣CO2<50vppm色譜法MEA溶液色譜法原料氣H2O<1vppm水份儀再生氣色譜法脫離子水pH值，電導率，含氧量pH計，電導率計表7.5-2主要分析儀器設備一覽表設備名稱色譜儀色譜儀卡爾菲休水份滴定儀測量天然氣和混合冷劑的組份測量胺溶液的組份滴定法分析化學組份測量天然氣和冷劑的水份測量脫離子水的電導率測量脫離子水的PH值規(guī)格雙通道型，雙TCD探頭單通道型，F(xiàn)ID探頭111111生產(chǎn)裝置區(qū)鋼結(jié)構(gòu)共四層，底下三層為管架，最上操作平臺及塔、泵基礎(chǔ)：操作平臺均采用鋼節(jié)約放在首位”的方針，大力節(jié)能、節(jié)水、節(jié)材、節(jié)地DCS系統(tǒng)，對整個裝置進行檢測、控制和報警。裝置的安全聯(lián)鎖采用 根據(jù)統(tǒng)計資料，對本項目進行生產(chǎn)能耗指標比較，比較結(jié)果顯示本項目達到LNG0.50.622%0.350.14能耗指標原料消耗指標m3/萬元度/m3Nm3/Nm30.270.08水耗天然氣 表9.1-1原料、輔助原料、產(chǎn)品的物性一覽表序號123456原料甲烷氣H2氫氣N2氮氣Ar氬氣一乙醇胺-190-190-253-196-18694.5540540500410爆炸極限（V%）5.3~155.3~154~742.5~13.1備注物性數(shù)據(jù)近似采用甲烷數(shù)據(jù)物性數(shù)據(jù)近似采用甲烷數(shù)據(jù).無色無味無毒惰性氣體用于生產(chǎn)時配成濃度12WT%的水溶液表9.1-2原料、輔助原料，產(chǎn)品的火災危險性分類物料貯存狀態(tài)序號火災危險性類別備注蒸汽壓爆炸下物料貯存狀態(tài)序號火災危險性類別備注蒸汽壓Mpa(G)氣氣液液氣氣（甲烷87.68液*近似取甲烷數(shù)據(jù)可燃氣體，甲*液化過程轉(zhuǎn)為液可燃液體，甲A氣（甲烷8