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'30万方LNG工厂可行性研究报告目录第一章总论101.1概述101.2可行性报告编制的依据和原则101.2.1编制依据101.2.2编制原则101.3项目提出的背景及投资意义111.3.1项目提出的背景111.3.2投资的意义131.4可行性研究的范围141.5研究结论16第二章市场分析和价格预测202.1国外产品市场分析202.2国内产品市场分析212.3目标市场分析232.4原料供应和价格预测23第三章生产规模、产品方案及产品规格253.1生产规模的确定253.1.1项目规模确定的依据253.1.2项目规模的确定253.2生产规模及设置253.3产品方案及规格26 第四章工艺技术方案284.1天然气液化工艺技术方案的选择284.1.1天然气净化工艺选择284.1.2天然气液化工艺选择304.1.2.1典型的液化工艺304.1.2.1.1典型的液化工艺选择314.1.2.1.2建议本项目采用的液化工艺334.1.2.2典型混合冷剂工艺技术344.1.2.2.1典型混合冷剂工艺技术的选择344.1.2.2.2建议本项目采用的混合冷剂工艺流程414.2工艺流程描述414.2.1天然气净化工艺414.2.2天然气液化工艺434.3物料平衡444.4自动控制444.4.1全厂自控水平444.4.2控制系统主要功能454.4.3控制系统构成454.5设备选择474.5.1静设备选型原则474.5.2机械设备选型原则484.5.3其它主要设备514.6消耗指标634.7装置内管道及附件材料63第五章原材料、辅助材料、燃料和动力供应665.1主要原料供应665.2辅助材料及燃料675.3水、电等动力供应67 第六章建厂地区条件和厂址选择696.1厂址自然地理概况696.1.1地理位置696.1.2自然条件696.1.3基础设施建设706.2公用工程及辅助设施716.3厂址方案71第七章总图运输、储运及土建727.1总图布置727.1.1总平面布置727.1.2竖向布置727.1.3绿化727.1.4运输设计737.2产品储存和运输737.2.1产品储存747.2.2产品运输747.2.3设计方案747.3土建747.3.1基础数据747.3.2地基处理757.3.3建构筑物一览表75第八章公用工程778.1给水、排水778.1.1给水系统778.1.2循环冷却水系统778.1.3脱盐水系统778.1.4排水系统778.2供电78 8.2.1用电负荷、负荷等级及电源供应状况788.2.2防雷防静电及防爆区域划分788.3通信788.3.1概述788.3.2原则788.3.3范围788.4通风798.4.2通风798.4.3空调798.5空压站798.5.1压缩空气负荷及质量要求798.5.2工艺流程简述808.5.3设备选型808.6氮气站808.6.1氮气负荷及质量要求808.6.2工艺流程简述818.6.3设备选型81第九章辅助生产设施829.1机修829.2分析化验82第十章能耗分析及节能措施8410.1节能原则8410.2节能措施84第十一章消防8611.1设计依据8611.2工程概况8611.3消防措施8611.4消防建构筑物88 11.5消防管网设计8811.6安全可靠性评述8911.7存在的问题及解决方案89第十二章环境保护9012.1建设地区环境现状9012.2本项目污染物状况9012.2.1主要污染源及污染物9012.2.2排放方式和去向9012.2.3可能造成的环境危害9012.3环境影响分析及治理措施9012.3.1大气环境影响分析及治理措施9112.3.2水环境影响分析及治理措施9112.3.3土壤影响分析及治理措施9212.4噪声环境影响分析及治理措施92第十三章劳动安全卫生9313.1职业危害因素及其影响9313.1.1装置火灾危险因素分析9313.1.2原料、半成品、成品主要危险、危害性质9413.2生产过程中有害作业因素及其危害程度9613.3可能受到职业危险及受害程度以及防范措施9713.4事故应急预案10113.5安全卫生防范措施的预期效果和评价101第十四章企业组织及定员10314.1企业组织10314.2生产班制及定员10314.3人员培训104第十五章项目实施计划104 15.1建设周期的规划10515.2项目实施计划进度表105第十六章投资估算及资金筹措10716.1项目投资构成10716.2投资估算编制依据10716.3建设投资估算10716.4资金筹措方案107第十七章财务分析10817.1编制依据10817.2成本和费用估算10817.2.1依据及说明10817.2.2成本估算10917.2.3总成本估算10917.3财务评价10917.3.1依据及说明10917.3.2销售收入及税金估算11017.3.3利润估算及分配11017.3.4清偿能力分析11017.3.5赢利能力分析11017.3.6不确定性分析11117.3.7结论111第十八章结论和建议11218.1结论11218.2建议112 可行性研究报告第一章总论1.1概述项目名称：建设规模：30x104Nm3/d占地面积：建设地点：建设单位：技术经济：项目总投资23764万元，报批投资23432万元。年均利税1068万元，投资内部收益率（税后）：11.34%。投资回收期（税后）：9.45年。1.2可行性报告编制的依据和原则1.2.1编制依据可研报告的编制依据是中华人民共和国颁布的有关法律、法令、法规和政策。可研报告编制所需的基础资料和数据由建设单位提供。可研报告编制的依据主要有：1、《化工投资项目可行性研究报告编制办法》2、《液态天然气生产、储存和装运》GB/T20368-20063、《石油天然气工程设计防火规法》GB50183-20044、《液化天然气（LNG）生产、储运和装运》GB/T20368-20065、《石油化工企业设计防火规范》GB50160-20086、《建筑设计防火规范》GB50016-20067、《化工企业总图运输设计规范》GB50489－20091.2.2编制原则1、贯彻落实国家的产业发展和布局政策，对建设条件、技术路线、经济效益、工程建设、生产管理以及对环境的影响等多方面进行分析比较，力求全面、客观的反映实际情况，为建设单位提供决策依据。2、本着投资少、产出多、见效快、效益高的方针，合理利用当地天然气资源，开拓应用天然气的新途径，生产出市场潜力大，附加值高的产品。3、液化天然气第109页 可行性研究报告工厂的设计应严格执行国家有关安全、卫生及环境保护的有关政策、法规及标准规范，切实做到不发生事故、不造成人员伤害、不破坏环境。4、对工艺方案及设备、材料选择和设计进行合理优化，立足于成熟的生产技术，尽量选择国产过关设备，引进部分国内欠成熟的关键设备及自控仪表，既要保证装置安全长期运行，又要降低项目投资，提高项目的经济效益。5、装置的设计，尽可能达到布置一体化、装置露天化、结构新型化、材料轻型化、公用设施社会化和设备材料国产化，并充分考虑当地气象、水文、地质等当地条件。6、贯彻“安全第一、预防为主”的方针，确保本项目投产后符合环保、消防、劳动保护和职业安全卫生的国家及地方的有关规定及要求，保证生产过程的安全和职工身体的健康。1.3项目提出的背景及投资意义1.3.1项目提出的背景1、液化天然气自身的优势。（1）液化天然气的体积约为同量气态天然气体积的1/600，大大方便储存和运输。液化天然气比水轻，其重量仅为同体积水的45%。便于进行经济可靠的运输。液化天然气用于城市干线供气和支线管网，可节省大量的工程投资，而且经济，供气范围广。（2）液化天然气储存效率高、占地少、投资省。例如，一座100m3的低温储罐所装液化天然气量(罐内压力为0.1MPa，温度为－162℃),相当于6座体积为100m3的天然气球罐（内压为1MPa，温度为常温）所装天然气量。但后者的投资要比前者高8倍。（3）有利于城市负荷的调节，生产过程释放出的冷量可以利用。液化天然气气化时的冷量，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。按目前液化天然气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%加以利用。（4）液化天然气用作汽车燃料经济、安全、环保。液化天然气可用作优质的车用燃料，与燃油汽车相比，具有抗爆性好，燃烧完全、排气污染少、发动机寿命长、降低运输成本等优点。液化天然气第109页 可行性研究报告与压缩天然气和压缩石油气汽车相比更加经济、安全、环保。液化天然气汽车是以液化天然气工厂生产的低温液态天然气为燃料的新一代天然气汽车，其突出优点是其排放尾气污染量是其它车型的1/10,节能减排效果尤其明显。另外液化天然气能量密度大，气液体积比为625／1，汽车续驶里程长；建站投资省，占地少，无大型动力设备，运行成本低；加气站无噪音；液化天然气可用专用槽车运输，建站不受天然气管网制约，因此便于规模化推广。更重要的一点是可将液化天然气用泵升压汽化后转化为压缩天然气，对压缩天然气汽车加气，而不需要提供压缩天然气专用压缩机。（5）生产、使用比较安全。液化天然气安全性高，其着火温度为650℃；比汽油高230多度；液化天然气爆炸极限4.7%～15%，汽油为1%～5%，高出3～4.7倍；液化天然气密度为470Kg/m3左右，汽油为700Kg/m3左右；不含一氧化碳，不会引起一氧化碳中毒。气态天然气密度比空气轻，如有泄露易于飘散。在泄露处不容易聚集而引起火灾或爆炸。燃烧时不会产生一氧化碳等有毒气体，不会危害人体健康。正因为液化天然气具有低温、轻质、易蒸发的特性，可防止被人盗取造成损失。（6）有利于保护环境，减少污染。属于国家重点扶持的新兴产业。天然气是公认的最清洁的燃料。天然气燃烧后生成二氧化碳和水，与煤炭和重油比较，燃烧天然气产生的有害物质大幅度减少，如以天然气代替燃煤，可减少氮氧化物排放量80-90%，一氧化碳排放量可减少52%。而液化天然气则使天然气在液化过程中进一步得到净化，甲烷纯度更高，不含二氧化碳、硫化物等。并杜绝二氧化硫的排放和城市酸雨的产生。更有利于保护环境，减少污染。属于国家重点扶持的新兴产业。2、液化天然气生产技术成熟自1964年首次实现液化天然气工业生产以来，经过近40多年的发展，液化天然气的液化、贮存、运输、再气化等技术环节和设备制造都已十分成熟，运输安全可靠，输配较为灵活。迄今为止，世界上在天然气液化领域中成熟的液化工艺主要有以下三种：阶式制冷循环工艺、混合制冷循环工艺和膨胀机制冷循环工艺。早在70年代初，日本已使用特制的公路槽车将液化天然气第109页 可行性研究报告从码头接收站运往配气中心的卫星基地。美国1988年开始采用8.6吨的拖车型槽车运输液化天然气供调峰用。目前国内公司已能制造容量50m3、载重量20吨的一系列液化天然气专用槽车，公路运输安全可靠。由此可见，液化天然气在我国已经具备了成熟的产业化和市场应用的条件。1.3.2投资的意义1、我国能源结构调整的需要 从国家产业政策上看，我国政府已把天然气利用作为优化能源结构、改善大气环境的主要措施，随着国民经济高速发展对清洁能源的需求和对环保的日益加强，我国对液化天然气需求越来越大。我国是一个幅员辽阔的国家，但是资源分布不均与经济发展的不平衡现象非常严重。西部资源丰富省份经济相对落后，能源消耗低；而东部经济发达地区却缺少能源。所以在我国如何合理的调配和运输能源显得尤为重要。为此我国政府制定了“西气东输”、“川气东输”和“西电东送”的总体能源调配政策。作为国家大的产业政策的一个重要补充和服务部分的液化天然气工程具有非常广阔的市场前景。2、规范并完善天然气的利用结构，降低运营成本天然气有管网输气、压缩天然气和液化天然气等输送形式，它们各自有其适用范围。由于天然气管道初期投资大，适宜于用户多的大城市，难以每个城市都铺到，就是天然气发达的国家（如比我国先进40多年的美国、欧洲等），仍有压缩天然气和液化天然气等输送形式；对我国而言，有大量中小城市是天然气管道所不及的，而这些中小城市对天然气的需求同样迫切，因而，压缩天然气和液化天然气等灵活的输送形式将在较长时间内存在。尤其是液化天然气，它的经济运输距离比压缩天然气长，对中小城市天然气供应将发挥重要作用。另外，对大城市而言，冬夏天然气用量相差很大，可通过液化天然气来弥补燃气的不足和调峰。3、满足城市居民及油田用气调峰需要第109页 可行性研究报告天然气的使用，一旦形成供需关系，对需方来讲不可一日无气，否则就会造成企业停产、居民停炊，北方城市冬季就有可能造成供热无法保障、设备冻坏等严重后果，损失将不可估量。加之无法预测的自然灾害影响，造成气源无法供给城市，带来无法挽回的损失。近几年每到冬季，由于供热系统对天然气需求越来越大，已造成天然气出现冬季供气紧张、夏季天然气卖不掉的供需矛盾，同时也对天然气生产企业造成排产压力，本项目的建设将平衡城镇居民用气和油田生产企业天然气生产调峰的矛盾，促进整个燃气网络系统平稳。本项目的建成，将为周边城市、长途客货运车辆及油田公司钻机、热洗等特种车提供清洁环保的液化天然气燃料。夏季气富裕时，液化天然气可用作油田专业用户需求，冬季油田用户需求降低时，可用作城市燃气调峰。同时对油田公司节约能源，改善环境污染等方面具有最直接有效作用，本项目的实施使地区每年降低二氧化碳排放10万吨，二氧化硫800吨，有效降低地区环境污染。本项目的实施，一是节约能源、改善环境污染；二是引入23764万元人民币的投资和可观的税收，增加经济实力，并带动其它产业（如运输、服务行业）的发展；三是可以解决部分人员的就业，为城市建设与发展取得明显的环保效益和社会效益。1.4可行性研究的范围本项目可行性研究报告的范围包括：工艺装置、存储系统、公用工程及辅助设施。充分考虑技术先进性，配置合理性、规模经济性、市场前瞻性、安全环保及系统运行可靠性。1、通过对气源、市场的分析来确定工厂的建设规模。2、通过技术比较，确定液化天然气工厂的工艺流程、设备选择等方案。3、根据项目总体要求，对工程的总图、运输、公用工程及配套设施，进行合理规划和设置。4、对项目的技术安全性进行分析。5、根据工艺的生产特点，研究环保、工业卫生及节能措施；6、分析项目建设、运行对环境的影响。7、进行项目投资估算，对项目财务效益进行初步计算、分析和评价。整个项目建设内容见下表1－1第109页 可行性研究报告表1－1工程建设的主项表序号主项名称主项代号备注一生产装置10001净化工序11002液化工序1200二辅助生产设施20001仓库21002液化天然气贮罐区22003液化天然气装车站23004火炬系统24005机修25006废水收集池2600三公用工程30001给排水系统31002消防泵房、水池32003循环水33004脱盐水34005变电所35006锅炉房36007空压站37008办公楼41009中心控制室4200包括中心化验室10综合生活楼430011总图510012电气530013电信540014外管5500第109页 可行性研究报告15门卫，大门，围墙560016车棚570017地磅58001.5研究结论本项目规模为日处理天然气35x104Nm3，项目占地56.46亩，建设周期18个月，年开工时数8000小时。装置包括原料气净化，并经过制冷分离，生产液化甲烷和重烃等产品。工厂的工艺过程包括原料气预处理、脱碳、脱硫、脱水、制冷液化、产品存储、装车及公用工程和辅助设施等。1、简要结论（1）工艺技术成熟、可靠。本项目的液化技术充分吸收国内外液化工艺的先进技术，特别是采用世界一流工艺技术和经验，通过对混合制冷、阶式制冷和膨胀制冷三种典型的液化工艺进行初选，推荐选用技术成熟、能耗低、工艺先进的混合制冷工艺。该技术成熟、可靠、适用，且已经过规模化、长周期生产考验，因而本项目的技术不存在风险。（2）本项目日消耗35x104Nm3天然气。通过深入的市场分析和需求预测，确定的液化天然气目标市场定位明确，在目标市场内销售液化天然气有较强竞争力,因此销售不存在问题。(3)本工程外部条件较好，主要原料和公用工程的供应稳定可靠；企业位于四川大竹县，有良好的公用工程配套条件，公路发达，通讯联络便捷。(4)本项目报批总投资23432万元，其中建设投资22810万元，税前内部收益率14.25%，税后内部收益率11.34％。年均利税总额1038万元，投资利润率：9.25%。投资利税率10.71%，贷款偿还期7.51年，税后投资回收期9.45年。经济分析表明，投资的经济和社会效益较好，有较强的抗风险能力。综合考虑，项目可行，有一定示范和推广意义。综上所述，本工程项目实施的条件较好，在二年内建成并投入运行，经济论证是可行的。第109页 可行性研究报告推荐工艺方案主要产品及消耗指标见表1-2表1-2主要产品及消耗指标序号项目单位消耗指标备注一主要原材料1天然气104Nm3/d35包括燃料气二产品1液态天然气t/a84960主产品三公用工程1新鲜水104t/a562循环水t/a2000连续Δt=8℃3电力Kw.h/h13377连续4仪表空气Nm3/h400连续5氮气Nm3/h50连续四辅助材料及化学品1脱水分子筛t/a4每3年更换1次2活性炭t/a0.5每3年更换1次3MDEAt/a44MDEA消泡剂t/a0.685异戊烷t/a3每年补充40%6丙烷t/a0.5每年补充40%7乙烯t/a2每年补充40%2、主要技术经济指标汇总本项目原料气价格按2.52元/Nm3，产品出厂价根据市场情况确定为3.10元/Nm3。主要技术经济指标见表1-3。第109页 可行性研究报告表1-3主要技术经济指标序号项目单位数量备注一装置规模1液化能力4t/a84960二年操作时间小时8000三主要原材料消耗1原料天然气104Nm3/d352新鲜水104t/a560.4MPa（G）3电104KW.h/a10701.64脱水分子筛t/a45活性炭t/a0.56MDEAt/a47MDEA消泡剂t/a0.688异戊烷t/a39丙烷t/a0.510乙烯t/a2四三废排放量1废气Nm3/a正常操作时无2废液吨/年正常操作时无3废固吨/年少量废分子筛送回厂家回收五定员人60六占地面积亩56.46七建设周期月18八总投资万元237641建设投资万元228102建设期利息万元4793流动资金万元475第109页 可行性研究报告九年均销售收入万元31211十年利税总额万元1068十一年均总成本万元29189十二年所得税后利润万元1477十三财务评价指标1投资利润率%9.252内部收益率(税前)%14.253内部收益率(税后)%11.344投资回收期(税后)年9.455净现值(税前)万元95636净现值(税后)万元4917第109页 可行性研究报告第二章市场分析和价格预测2.1国外产品市场分析液态天然气是当今世界增长最快的一种燃料，自1980年以来，液态天然气出口量几乎以每年8%的速度增长。2007年全球液态天然气贸易量为1.653亿吨，比上一年增长7.3%，目前各国均将液态天然气作为一种低排放的清洁燃料加以推广。2007年全球液态天然气贸易增长达到2264亿立方米。北美进口增长36％，达251亿立方米。亚洲随着中国和印度的崛起，日本、韩国、中国、印度成为是主要进口国，2007年亚洲液态天然气的需求以日本、中国和印度为引领，增长9.5％，达到1480亿立方米。目前，液态天然气出口国随着伊朗等国的加入，世界液态天然气出口国有14个，从2007年至2009年，全球天然气液化新增生产能力多在中东，卡塔尔有几个项目将全部竣工，年生产能力至少可增加3900万吨。此外，俄罗斯的萨哈林、印尼、尼日利亚、澳大利亚等运作了多年的一些项目也将投产。为了在2020年前成为世界主要的液态天然气出口国，伊朗计划向液态天然气项目投资1200多亿美元。预计伊朗在2020年前将能够生产8000万吨的液态天然气。澳大利亚国际石油公司在第九届矿产石油大会上宣布，将投资40－60亿美元开发巴布亚新几内亚液态天然气项目，预计2011年投入生产。巴布亚新几内亚将成为世界第十五个出口液态天然气的国家。世界各地的液态天然气新项目开始投产，国家如卡塔尔、印尼、也门、澳洲和俄罗斯，其总计产量约占全球的四分之一。预计国际市场需求将持续增加，液态天然气资源紧俏；2012年后，新的液态天然气生产线将陆续建成投产，供需紧张情况可能缓解。国际燃气联盟协调委员会指出，从2009年起，由于项目推迟影响，全球的液态天然气供应紧张局面显现，主要液态天然气出口国的国内天然气消费增长也会影响出口潜力。美国最大的石油公司埃克森美孚公司负责液态天然气业务的主管汤姆·科达诺2009年12月在世界液态天然气峰会上发表上述讲话预测：“2020年前，我们预计天然气日需求量将从今天的水平上增加25%，达到4000亿立方英尺。尽管通过管道供应的页岩气将增加，但是，液态天然气的需求量将继续增加，在2020年结束前将占到总天然气需求量的10%。科达诺说：“我们预计全球液态天然气日需求量在2020年前将增加40%，达到大约400亿立方英尺”。第109页 可行性研究报告2.2国内产品市场分析随着国民经济的快速发展，我国对能源的需求越来越大，南方沿海地区原有的能源消费结构以煤为主，但远离生产基地，因此迫切要求使用清洁、高效的能源，以改善环境，缓解运输压力。中国天然气利用的发展策略是：立足国内，利用海外，西气东输，北气南下，海气登陆，就近供应。我国天然气工业发展滞后，2005年，中国天然气消费量300亿立方米，在一次能源消费结构中比例为3%。2010年要使中国天然气在一次能源消费总量中所占比例从目前的3%增加到约7%。预计2010年，中国天然气需求量为1600亿立方米左右，2020年，需求量将达到2600亿立方米。据此预测的天然气需求量与中国今后潜在的、可生产的天然气产量相比还有巨大的缺口。表2-1中国天然气产需状况和潜力资料来源：产业预测、阿瑟德里特公司（ADL）等近年来中国能源工业发展很快。目前，中国能源生产总量仅次于美国和俄罗斯，名列世界第三；能源消费总量仅次于美国，名列世界第二。我国能源结构比例长期以来以煤为主，但已经呈现出逐年下降的趋势，与此同时，石油、天然气、电力逐年上升，呈现健康发展的势头。天然气工业被列为“十五”期间国民经济鼓励发展的重要产业。表2-2为中国能源消费结构变化趋势预测（据国家发展计划委员会能源研究所相关数据）。第109页 可行性研究报告表2-2中国能源消费结构变化趋势预测年份消费结构，%煤炭石油天然气一次电力2000（实际）67.0023.602.106.902005（实际）63.6024.004.607.40201060.8025.205.608.00201556.6026.508.208.30202053.6027.009.809.20据此预测，我国的天然气需求量和目前能源结构下生产及输送的能力相比存在着极大的差距。我国需要开展多种形式的供应手段和保障体系以适应不断增长的能源需求。液态天然气作为一种清洁、高效、廉价的能源，成为我国本世纪重点开发利用的目标。发展大规模、商业化的液态天然气产业有利于能源供应方式的多元化。随着国民经济高速发展对清洁能源的需求和对环保的日益加强，我国对液态天然气需求越来越大。随着我国经济的持续发展和能源结构的调整，选择清洁的能源、大量进口液态天然气是必然的发展趋势。2004年6月，国家发改委制定了《关于我国液态天然气进口方案的建议》，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液态天然气接收码头和输气干线，基本形成以液态天然气为主体的沿海天然气大通道。这标志着我国液态天然气进口工作全面启动。中国已与澳大利亚西北大陆架天然气项目合作伙伴签订为期25年的液态天然气供应合同，这是澳大利亚有史以来最大的天然气出口合同。国内继广东大鹏液态天然气接收站之后，沿海地区开始建设其他接收站，目前福建接收站已经建成，在建的还有上海和江苏接收站，辽宁接收站已经获批，还有13个接收站在等待批复。2007年中国液态天然气（液态天然气）进口总量291.3122第109页 可行性研究报告万吨。2008年1-12月，中国液态天然气进口总量为333.6405万吨。虽然受全球金融危机影响，但是2009年1至10月中国累计进口量仍然为439.3347万吨。随着我国天然气事业的蓬勃发展，大型天然气输配工程以及一批液态天然气装置的纷纷启动，我国液态天然气工业必然会进入一个迅猛发展的时期。2.3目标市场分析由于中国的天然气需求市场大，借助LNG卫星站投资较小的灵活性和LNG非管道运输长距离、大面积覆盖作用，LNG将大大加快实现中国城市天然气气化的进程。只要中小城镇的人口数量、经济规模、用气量达到一定的水平，能承担起一个卫星站的投资，就能借助LNG的功能享受到天然气给人类带来的文明。另一方面，LNG非管道运输对卫星站的大面积覆盖，将大大加快形成LNG接受站所必须的市场容量，对推动新的LNG项目建设起到了重要的拉动作用，同时提高LNG装置的资产利用率和资产盈利能力。由于在运输、经济、环保、安全等方面的突出特点，液态烃在国内被广泛用于城市燃气市场的先期开发、调峰、发电、汽车燃料、建材生产和居民燃气等领域。随着国内液态烃应用规模的不断扩大，目前液态烃呈现出供不应求的局面。本项目日产液态烃254.88t,通过对周边市场进行分析，用气方向主要为天然气汽车以及城市燃气和工业用气。根据调查分析，预计到2020年中国天然气需求量可达2600×108Nm3/a。目前的管道供应还存在较大的缺口，未来液态烃可顺利进入汽车用气以及城市燃气和工业用气市场，弥补管道天然气供应不足及城市调峰。为改善环境，提高电厂效益，电厂改烧液态烃是发展趋势。由于液态烃项目签订长期稳定供应合同，价格稳定，发电燃料成本比燃油发电成本低20%～30%。本项目建设的LNG液化厂天然气液化量为35×104m3/d，其功能无论是城市主供气气源型还是调峰型均具有较强的保障性。LNG气化使用便捷，运输灵活高效，工艺流程简单，价格较LPG更加经济。随着经济的发展和人民生活水平的提高，对天然气的需求量将会越来越大，LNG具有广阔的市场前景。2.4原料供应和价格预测1、原料来源及供应状况第109页 可行性研究报告本项目的气源来大竹作业区，供气压力2.0Mpa,二级配气站预留接口，通过管道供应给本项目。2、原料天然气价格我国目前天然气价格主要由上游气价（井口气价和净化费）、管线运输费和下游的输配运营费组成。液化天然气的价格可根据出口气价和市场燃料行情进行定价，这就决定了项目投资回收期，但该价格也决定了下游用户的利益，能否改变用液化天然气作为能源的关键，所以要根据国家的指导价格和市场价格进行整个权衡后来行定价。根据有关调研，结合本项目原料来源和产品市场情况下，在确保投资者一定的经济效益和保证下游用户利益的前提下，本项目原料气价格按2.52元/Nm3考虑，产品出厂价根据市场情况确定为3.1元/Nm3考虑。第109页 可行性研究报告第三章生产规模、产品方案及产品规格3.1生产规模的确定3.1.1项目规模确定的依据1、坚持以市场为导向、效益优先和量力而行的原则。2、符合国家产业及能源政策。3、项目实施后提高经济效益，有效带动周边经济。4、要有利于项目的顺利实施。5、以市场、规模效益、资金的投入额度定位产品的生产规模，以技术的成熟、先进、可靠来减少投资的风险。6、充分利用和优化公用工程。3.1.2项目规模的确定1、从市场需求上考虑：项目建设所在地位于大竹县苎麻工业园区，本项目所在地有丰富的油气资源，可以为本项目提供可靠的原料气来源。本项目产品液化天然气既可以为油田设备及车辆运输提供需要的燃料，同时可以满足周边地区的车辆和居民用燃料。通过目标市场需求分析，建设35x104Nm3/d天然气综合利用项目的规模是符合市场需求的。2、从建设周期考虑：从工艺技术和主要设备考虑，选用国外先进的技术，已有现成系列，技术先进、自动化程度高、安全可靠，且本项目推荐的技术已经在国内外有多套成功运行的工业装置。为本项目的建设积累了一定的建设和操作经验，可缩短建设周期和制造成本，节省投资。因而建设35x104Nm3/d天然气综合利用项目的规模是合适的。3、从投资和能耗考虑从市场需求和建设周期分析，建设35x104Nm3/d天然气综合利用项目的装置规模是合适的，但是根据市场情况将35x104Nm3/d的规模设置为1套30x104Nm3/d和1套5x104Nm3/d的装置3.2生产规模及设置本项目属于天然气综合利用项目。具体建设内容包括天然气净化、液化装置、第109页 可行性研究报告液化天然气的存储、运输以及相关系统配套设施。工程建设日处理天然气35x104Nm3，年需天然气1.17Nm3亿。装置连续操作年操作时间为8000h。规模设置：日处理天然气30x104Nm3天然气净化液化装置1套日处理天然气5x104Nm3天然气净化液化装置1套配套的公用工程及辅助设施1套150卧式产品储罐3套3.3产品方案及规格本项目产品方案见表3-2，产品规格见表3－3、表3-4。表3-2产品方案表序号物料单位数量备注1液化天然气t/a84960主产品表3－3液化天然气产品规格表序号组分摩尔分率mol%1C199.082C20.213N20.674He0.03合计1001温度-162℃2压力15kPa第109页 可行性研究报告第四章工艺技术方案4.1天然气液化工艺技术方案的选择天然气液化工厂的工艺过程基本包括预处理(净化)、液化、副产品回收、储存、装车、及辅助设施等，主工艺流程包括天然气预处理和液化工艺。基于对本项目原料气的组分分析和产品所要求达到的国家城市商用天然气的处理标准，做如下工艺技术方案选择。4.1.1天然气净化工艺选择天然气中含二氧化碳、硫化氢、水分、和汞等杂质，这些杂质的存在会腐蚀设备及在低温下冻结而阻塞设备和管道。若天然气中含有水分，则在液化装置中，水在低于零度时将以冰或霜的形式冻结在换热器的表面和节流阀的工作部分，另外，防止半稳定的固态化合物。酸性气体不但对人体有害，对设备管道有腐蚀作用，而且因其沸点较高，在降温过程中易呈固体析出，必须脱除。液化天然气工厂原料气预处理标准和杂质的最大含量见表4-1。表4-1液化天然气工厂原料气预处理标准和杂质的最大含量杂质含量极限依据H2O＜1ppmVA（在不限制产量条件下，允许超过溶解极限）CO2＜50ppmVB（极限溶解度)H2S＜3.5mg/Nm3（4ppmV）C（产品技术要求）COS＜0.1ppmVC总含硫量10～50mg/Nm3CHg＜0.01μg/Nm3A芳香烃类1～10ppmVA或B注：A为无限制生产下的累积允许值；B为溶解度限制；C为产品规格从气质分析报告来看，本项目原料气中二氧化碳、硫等组分超标，所以原料气必须进行进一步净化。1、脱CO2工艺选择　　CO2第109页 可行性研究报告的脱除方法主要有化学吸收法和分子筛吸附法。其脱除的溶剂与流程选择主要根据是：原料气的组成、压力、对产品的规格要求、总的成本与运行费用的估价等。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CO2吸附能力很强的分子筛。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。天然气的脱硫通常有三种方法：化学吸收法、物理吸收法和氧化还原法。目前国内外天然气脱硫通常都采用化学吸收法。为了将CO2和H2S同时脱出我们推荐选用化学吸收法。这三种方法的对比见表4-2。表4-2化学吸收方法对比表烷基醇胺法（Amine法）方法脱酸剂脱酸情况应用醇胺法（MEA、MDEA）15～25%（重）--乙醇胺水溶液主要是化学吸收过程，操作压力影响较小，当酸气分压较低时用此法较为经济。此法工艺成熟，同时吸收CO2和H2S的能力强，尤在CO2浓度比H2S浓度较高时应用，亦可部分脱除有机硫。缺点是须较高再生热、溶液易发泡、与有机硫作用易变质等。常用的方法，应用广泛。二异丙醇胺法（DIPA法）25%～30%（重）--二异丙醇胺水溶液脱硫情况与醇胺法（MEA法）大致类似，可以脱出部分有机硫化物。在存在时对的吸收有一定的选择性，腐蚀性小，胺损失小。主要应用于炼厂气脱硫和施柯特法硫回收装置尾气处理。碱性盐溶液法改良热钾碱法第109页 可行性研究报告20～35%碳酸钾溶液中加入烷基醇胺和硼酸盐等活化剂主要是化学吸收过程，当酸气分压较高时用此法较为经济。压力对操作影响较大，尤在CO2浓度比H2S浓度较高时适用。此法所需的再生热较低。美国和日本合成氨厂在大量使用，已有90多套装置在使用。砜胺法环丁砜和二异丙醇胺或甲基单乙醇胺兼有化学吸收和物理吸收作用，当酸气分压较高，H2S浓度比CO2浓度较高时，此法较为经济，能脱除有机硫、对设备腐蚀小。缺点是价格较高，能吸收重烃。为重要的天然气净化方法，有130多套装置在使用。本装置原料气中含有H2S和CO2，基于原料气的组成、压力、对产品的规格要求、总的成本与运行费用等因素的考虑。本项目选用化学吸收法中醇胺法较适合。在众多的醇胺中，N-甲基二乙醇胺（MDEA）是一种价格适中、对二氧化碳、H2S等酸性气体有很强的吸收能力，而且反应热小，解吸温度低，化学性质稳定，不降解并在国内外广为应用的吸收剂，为大多数液化天然气装置所采用。本可研报告推荐采用MDEA化学吸收法脱H2S和CO2的净化工艺。2、脱水工艺选择天然气脱水按原理可分为低温脱水、固体干燥剂吸附和溶剂吸收三大类。低温脱水和溶剂吸收法脱水深度较低，不能用于深冷装置；因此天然气液化脱水必须采取固体吸附法，固体干燥剂常见的是硅胶法、分子筛法或这两种方法的混合使用。由于分子筛具有吸附选择能力强、低水汽分压下的高吸附特性，以及同时可以进一步脱除残余酸性气体等优点，因此本项目采用4A分子筛作为脱水吸附剂。4.1.2天然气液化工艺选择4.1.2.1典型的液化工艺迄今为止，世界上成熟的天然气液化工艺流程有三种类型，分别是复迭（阶）式循环流程、膨胀机制冷流程和混合冷剂制冷流程。4.1.2.1.1典型的液化工艺选择1、复迭（阶）式制冷液化循环第109页 可行性研究报告复迭式制冷液化循环亦称阶式循环，是由几个制冷循环复迭而成，多为丙烷、乙烯和甲烷等数个不同温度级别的循环系统串联，每个系统均有一个压缩机组，对各自的纯冷剂进行压缩、节流、闪蒸，从而将原料天然气冷凝、液化和过冷。原则流程示意见图4-1。图4-1阶式制冷液化循环原则流程示意图在早期的天然气液化生产中，复迭制冷技术有较多的应用。这种工艺热效率高、能耗少，但是缺点是机组多、控制复杂、维修不便，各制冷循环系统间不能有任何泄露，因而可靠度相对较低，在混合冷剂工艺出现后很快被取代。图4-1流程是唯一的一种目前仍在使用的非混合冷剂工艺的主流天然气液化生产工艺。由于其流程复杂，出于开工率考虑，主要机组需要备用，因此投资较大，也仅仅在极少数的大型的基地型LNG生产设施上应用。我国在本世纪初采用引进技术建设的一套很小的LNG装置选择了复迭制冷工艺，开车调试和生产过程中出现的诸多问题，也充分体现了复迭制冷工艺本身所存在的一些特点。2、带膨胀机的天然气液化循环第109页 可行性研究报告带膨胀机的天然气液化循环，冷量主要是由气体在膨胀机中的绝热膨胀产生的。它又可以分为直接膨胀制冷和间接膨胀制冷两种。直接膨胀制冷的天然气液化循环利用天然气的自身压力在膨胀机中绝热膨胀制冷，使天然气液化，因此几乎不消耗额外的能量，但它的液化率比较低，一般在7%〜15%。  俄罗斯深冷机械制造股份公司开发了一种新的直接膨胀工艺，使其液化率提高到30%，适用于装置规模较小的情况。另一种是间接式膨胀机制冷液化循环，它使用另一种气体（例如氮气和/或甲烷，亦或是经处理后的原料天然气自身）经过压缩，进入冷箱，膨胀制冷来液化天然气，可得到较高的液化率。膨胀机工艺的原则流程示意图见图4-2。图4-2膨胀机工艺的原则流程示意图膨胀机流程循环气量大，液化率低，工作性能受原料气压力和组成变化的影响很大。由于效率很低，单位产能的设备投入也很大。因此仅适用于产能很小而且特殊的场合，比如说原料天然气压力高，近处就有低压管网，可以接收装置在液化过程中所产生的没有液化的大量的低压天然气。3、混合制冷剂液化循环第109页 可行性研究报告混合制冷剂液化循环，是20世纪60年代末发展起来的。它以多组分混合物做为一种制冷剂，代替了复迭式制冷液化循环中的单组分的多种制冷剂。混合制冷剂一般是5〜6种组分的混合物，工作时利用混合物中重组分先冷凝，轻组分后冷凝。让它们依次节流，蒸发制冷，最后使天然气液化。混合冷剂工艺的原则流程示意图见图4-3。图4-3混合冷剂工艺的原则流程示意图它既达到了类似复迭式工艺流程的目的，又克服了其系统复杂的特点。从而简化了流程。70年代中期以来，混合制冷剂循环已经成为商业化天然气液化流程的首选，逐渐被各种规模的液化天然气生产设施采用。4.1.2.1.2建议本项目采用的液化工艺三种工艺的技术经济比较：将阶式制冷循环的能耗设定为1，各种制冷循环效率比较见左表所列，各种制冷循环的特性比较见表4-3、表4-4。表4-3各种制冷循环效率比较制冷工艺与阶式制冷的相对能耗第109页 可行性研究报告阶式制冷循环1混合制冷循环1.1膨胀制冷循环1.35表4-4各种制冷循环特性比较指标阶式制冷混合制冷膨胀制冷效率高中低复杂程度高中低换热器面积小大小适应性中高本项目的规模为30x104Nm3/d和5x104Nm3/d。30x104Nm3/d如采用膨胀机流程，由于效率很低且设备数量较多，投资和运行成本都将显著增加。而和复迭流程相比，混合冷剂流程机组设备少，流程简单，操作容易掌握，管理更加方便，效率也具有竞争性。在世界范围内，类似规模的天然气液化装置绝大多数也都使用混合冷剂流程。所以，建议本项目30x104Nm3/d装置也选择混合冷剂工艺路线，而5x104Nm3/d采取俄罗斯深冷机械制造股份公司的天然气液化工艺。4.1.2.2典型混合冷剂工艺技术混合冷剂技术自出现以来，应用于液化天然气的生产已近50年，虽然仍仅被为数不多的几家公司所有，但也已得到长足发展，有数种不同形式的变形和专有技术，各自都有自己的优缺点和适用场合。4.1.2.2.1典型混合冷剂工艺技术的选择从工艺设计概念上来讲，天然气液化工艺流程按照循环数量可分为单循环混合冷剂工艺，双循环冷剂工艺以及三循环混合冷剂工艺。1、典型单循环混合冷剂液化工艺第109页 可行性研究报告典型单循环混合冷剂液化工艺特点是在冷箱的不同温度级别上的冷剂压力级别也不同，这通常通过多级循环冷剂压缩机来实现。该工艺功耗合理，但这类流程控制较为复杂，冷剂组分的配比非常苛刻，增加了开车和操作的难度。这种流程的原则流程示意图见图4-4。图4-4典型单循环混合冷剂液化工艺原则流程示意图2、整体合并阶联式液化流程                    整体合并阶联式液化流程也是一种单循环混合冷剂工艺，其基本设计思想是混合冷剂由氮气和烃类组成。冷剂的低压返流由压缩机压缩至中压之后冷却并进入塔内分馏，塔底的重组分进入冷箱的上面的一部分用以预冷。塔顶组分首先在冷箱上部进行预冷之后进行部分冷凝，液态作为回流，而气相被进一步压缩为高压后再被预冷，之后依次节流提供冷量。原则流程示意见图4-5。此种工艺在我国上海的一套小型装置上使用，但是运行结果显示，增加的冷剂精馏塔的作用非常有限，特别是对于中小型装置，而且大大增加了操作的复杂程度，也降低了运行的可靠性。事实上，通过对混合冷剂的组成及节流温度的精确控制，可以同样达到很高的能量效率但是流程可以简化许多。第109页 可行性研究报告图4-5整体合并阶联式液化流程示意图3、改进性单循环混合冷剂液化艺                                       这类工艺和典型的单级混合冷剂工艺相比，将混合冷剂分段压缩，并在段间分离出部分重组分，这样达到减小二段压缩功耗的目的。原则流程示意图见图4-6、4-7、4-8。图4-6改进型单级混合冷剂工艺一第109页 可行性研究报告                              图4-7改进型单级混合冷剂工艺二图4-8改进型单级混合冷剂工艺三4、双循环混合冷剂工艺C3+MRC流程比较于经典的MR工艺多增加了一级丙烷预冷。丙烷预冷循环用于预冷混合冷剂和天然气到约-30°C第109页 可行性研究报告左右，而混合冷剂用于深冷和液化天然气。这种流程结合了阶式液化流程和混合冷剂流程的优点，运行效率较高，并在大型的LNG装置上得到广泛应用。原则流程示意图见图4-9。上世纪九十年代以后，随着世界对LNG需求的日益增大，基地型LNG装置的规模也越来越大（单线能力在每年250万吨以上），为了适应单线产能的增加和进一步改善大型装置的能耗，一些公司推出了双循环混合冷剂工艺的概念。这一工艺包括两个混合制冷剂循环，一个用于预冷，一个用于液化，通过充分利用两个循环中压缩机驱动机的动力，提高装置的能力。原则流程示意见图4-10、4-11。图4-10双循环混合冷剂工艺二第109页 可行性研究报告图4-11双循环混合冷剂工艺三                  5、三循环混合冷剂循环工艺进入二十一世纪后，大型液化装置单线能力的要求不断增加，随之出现了三循环混合冷剂工艺，适应产能可达每年500万吨以上。概念是采用三个串联的制冷循环，分别用于预冷、冷凝和液化。原则流程有以下几种，具体见图4-12、图4-13。图4-12三循环混合冷剂工艺一第109页 可行性研究报告                  图4-13三循环混合冷剂工艺二4.1.2.2.2建议本项目采用的混合冷剂工艺流程第109页 可行性研究报告纵观各种混合冷剂技术，多循环工艺适合于单线产能在200万吨以上的生产设施，且除丙烷预冷工艺外，其它工艺均在概念、开发或应用的早期阶段。对于中小型规模的装置，包括丙烷预冷在内的多循环工艺，增加额外的预冷循环，流程效率的改善不明显但是流程的复杂以及带来的投资成本的增加却非常突出，因此适合使用单循环混合冷剂工艺。本项目的生产规模在技术应用层面划分仍属于中小型装置，因此应建议采用改进型的单循环混合冷剂工艺，在保持工艺简单性的同时提高流程效率从而实现技术和经济性的最佳组合。混合冷剂工艺是一种经典而又先进的液化流程，特点鲜明。和其他混合冷剂液化流程相比，它的循环更简单，控制更方便，开车迅速，操作可靠，对冷剂成分的变化不敏感，对不同组分的原料气有很强的适应性。由于艺用关键设备采取模块化设计，可以非常方便的通过放大、缩小来得到所需要的生产能力，因此在各种类型、各种规模的液化天然气装置都得到了广泛的应用。它的优势明显，很适合应用在我国内陆的液化天然气装置。综合考虑本可研工艺技术按混合制冷工艺考虑。4.2工艺流程描述本项目采用工艺技术，用于对天然气进行深冷液化分离。该工艺采用了简单的闭式制冷循环，冷剂经压缩、部分冷凝、冷却、膨胀然后被加热提供冷量。冷剂是由氮气、甲烷、乙烯和异戊烷组成的混合物。本装置主要包括净化和液化两部分。4.2.1天然气净化工艺1、原料气压缩　　2.0Mpa(G)原料天然气自界区外进入装置后，首先进入原料气过滤器，过滤后进入原料气压缩机压缩至4.5Mpa(G),压缩后的原料气进入高压原料气过滤分离器。原料气过滤器的作用是除去原料气中的液体和固体杂质。除去原料气中的液体杂质。收集到的液体进入凝液储罐。以避免液体带入净化单元，对吸收剂污染。过滤后、压缩后的天然气进入脱CO2单元。2.、脱CO2　脱CO2:天然气离开过滤器后，进入二氧化碳吸收塔，胺溶液由塔顶流下，与原料气逆向接触，将原料气中二氧化碳浓度降低到50ppm以下。离开二氧化碳吸收塔，第109页 可行性研究报告塔底的富胺进入富胺闪蒸罐，闪蒸后的胺液流经贫/富胺换热器换热后，再进入胺再生塔，将胺液中的二氧化碳脱除。吸收塔底出来的富含CO2的MDEA溶液进入MDEA再生系统。MDEA再生:胺再生塔塔顶气相经塔顶的胺再生塔冷凝器冷却至65℃左右，经分离后气体去放空系统，液体作为回流全部返回胺再生塔，来自胺再生塔的胺液经再生塔底泵输送到胺再生塔重沸器加热至120℃，加热产生的气相返回胺再生塔；液相从胺再生塔重沸器底出来，经富胺/贫胺换热器冷却后，进入贫胺缓冲罐。　　贫胺缓冲罐中的贫胺溶液由贫胺进料泵抽出加压后，经贫胺冷却器冷却后，进入吸收塔顶部，开始一个新的循环。为防止MDEA溶液发泡，系统中需增加消泡剂罐、胺过滤器以及新鲜MDEA补充装置等。H2S和硫醇等在该系统一并脱除。3、脱水　　脱水部分设两台干燥器切换操作，其中一个脱水，另一个再生。　　脱水：从吸收塔塔顶过滤器出来的天然气进入干燥器顶部，通过分子筛吸附脱除水分后，从干燥器底部出来，经干燥器出口过滤器过滤后进入天然气液化单元。脱水后的天然气中水含量＜1ppm。达到指标后的原料气，离开分子筛床层后，进入脱汞、脱尘系统，进行过滤。然后进入液化单元。再生：再生气采用干燥器出口过滤器后节流的天然气和液化天然气储罐闪蒸气的混合气。液化天然气储罐出来的闪蒸气经蒸发气压缩机增压后，与一部分脱水后调压的干气混合，通过再生气加热炉加热至再生温度。然后从干燥器底部进入，将分子筛吸附的水分脱除掉。再生气从干燥器顶部出来，经再生气冷却器冷却后，进入再生气分液罐分液。气体从再生气分液罐顶部出来后进入原料气压缩机入口循环利用；液体从再生气分液罐底部出来去废液罐进行回收处理。干燥器出来的气体在一定温度下恒温一小时后，即可认为脱水合格，再生结束。4.2.2天然气液化工艺1、原料气液化流程第109页 可行性研究报告液化采用单循环制冷工艺。冷剂为一种混合物，由氮气和从甲烷至异戊烷的碳氢化合物组成。冷剂压缩机为两段压缩，由电机驱动。预处理合格后的原料气进入冷剂换热器。原料气在冷剂换热器中向下流动，冷却至-50度时，被引出冷箱，进入重烃分离罐，脱过重烃的轻组分返回冷箱后，仍然向下流动，在冷剂换热器底部作为-156度的液化天然气流出，经过节流膨胀，进入储罐。由于原料气在冷箱内被冷却过程始终处于过冷状态，所以在储罐内只会产生较少的闪蒸气。液相重烃从重烃分离罐分离后，节流降压到1.17Mpa,去重烃回收罐作为副产品外卖。2、制冷剂循环流程工艺设计采用一个简单的闭式制冷循环，冷剂经压缩、部分冷凝、冷却、膨胀，然后被加热并提供冷量。冷剂由氮气、甲烷、丙烷、乙烯、异戊烷组成的混合物。来自冷剂换热器顶部的低压冷剂，经冷剂压缩机的第一段压缩后，进入冷剂压缩机段间冷却器，冷却后的冷剂进入段间罐，进行气液分离，气相进入冷剂压缩机的二段，压缩至4.5MPa后的冷剂同来自段间罐的泵送液相冷剂混合，然后在冷剂冷凝器冷却，进入冷剂出口分离器，进行气液分离。来自冷剂出口分离器的高压气相和液相冷剂，分别进入冷剂换热器。气相冷剂以其自身的压力流动，液相冷剂则有冷剂泵送入。气相和液相冷剂在冷剂换热器内部汇合。分别处理气相和液相冷剂可以保证冷剂进入冷剂换热器时，合理的分布。高压冷剂向下流出冷剂换热器，然后流经汤姆斯－焦尔阀，冷剂节流膨胀至2公斤，然后返回冷剂换热器，由下向上流动，吸收原料气和高压冷剂的热量。由冷剂换热器出来的低压冷剂，进入冷剂吸入罐然后进入冷剂压缩机一级入口。3、冷剂的补充和储存冷剂的补充：乙烯、丙烷、异戊烷由外面购买；甲烷的补充来自干燥脱水后的原料气；氮气由界区外提供。对于该制冷工艺，由于为闭式循环，当制冷系统首次填装冷剂后，不存在大的泄漏，只需要较少的冷剂补充。4、蒸发气压缩来自液化天然气储罐的蒸发气由蒸发气压缩机压缩。压缩前，先在蒸发气换热器中被压缩机排出的热气体加热。压缩机为螺杆压缩机，操作范围宽，而且可靠性高。第109页 可行性研究报告由于由液化天然气进入储罐时产生的闪蒸气、储罐吸热产生的闪蒸气、环境温度变化产生的气体、液化天然气进出储罐造成的气相变化等所组成，蒸发气的体积是连续变化的。而且蒸发气压缩机的吸入压力接近常压。蒸发气被压缩后送到干燥系统用作再生气利用。4.3物料平衡装置物料平衡见表4-5。项目物料名称Nm3/dNm3/ht/ht/a进料天然气3500001458310.6284960合计3500001458310.6284960出料液化天然气1458310.6284960合计10.62849604.4自动控制4.4.1全厂自控水平根据工厂工艺和生产管理的要求，自控系统本着安全、可靠、平稳、经济的原则进行设计。工厂自动化系统的总体水平，应达到国内同类装置的先进水平。(1)为了保证工厂的装置安全、平稳、长周期的运行，采用分布式控制系统（DCS-DistributedControlSystem）对工艺过程进行集中控制、显示、记录和报警。分布式控制系统（DCS），实现对工厂所有生产过程的连续监测和控制操作；紧急关断系统（ESD），实现对工厂内工艺装置进行紧急关断操作；火气探测系统（F＆G），实现对工厂内生产区域进行火气探测和控制操作；安全监视系统，实现对工厂内安全状况及厂区环境进行监视。为了提高整个分布式控制系统的可靠性，DCS、ESD、F＆G将独立设站，并各自完成不同的功能。　　(2)在工厂设置一个中心控制室，对工厂内所有参数进行集中操作与控制。中心控制室包括操作室、机柜室、工程师室、UPS电源室、交接班室、更衣室等。第109页 可行性研究报告　　(3)工厂装置区为易燃、易爆危险场所。自控设备要求质量可靠、技术先进、性能稳定、安全防爆，有成熟的应用经验。主要系统按本安系统考虑，现场仪表选用本安型仪表。4.4.2控制系统主要功能显示动态工艺流程、主要工艺参数及设备运行状态。对生产过程进行监控，保证液化天然气处理厂工艺流程及设备的正常运行。对异常工作状态进行声光报警，保护人员和设备的安全。可在线设定、修改工艺参数。具有手动操作功能并可实现手动/自动操作的无扰动切换。可以即时记录、存储和打印相关工艺参数、设备运行状态和报警事件。可显示实时趋势曲线和历史曲线。可定期打印各种生产报表。根据生产过程中的事故状态实现手动及自动紧急关断、紧急泄放和安全停车逻辑（ESD）。可对介质关键组分进行在线分析。动态显示工厂火气探测系统及消防系统的状态，对异常状况进行报警，并可自/手动执行火气状态控制逻辑。系统具有较强的开放性、扩展性。可对装置关键部位进行电视监视。可对操作人员进行模拟操作培训4.4.3控制系统构成工厂控制系统采用分布式控制系统包括：过程控制系统、紧急关断系统、火气探测系统、安全监视系统。整个系统由多台计算机组成的局域网组成，采用冗余以太网。工控机4台（包括工程师站1台、操作站2台、ESD控制1台），均具有组态功能，互为备用。3台打印机，互为备用。为了保证控制系统连续可靠的运行，系统的CPU模块、电源模块、通讯模块及数据通讯总线均采用1：1冗余。为了保证工厂装置的平稳、安全运行，应配套功能完善的软件。机组控制系统随设备成套供应，机组控制系统能和DCS系统进行通讯。第109页 可行性研究报告(1)分布式控制系统（DCS）过程控制系统通过工厂工艺装置生产过程进行连续动态检测和控制，使整个工厂处于安全稳定、连续生产。DCS系统在结构上分为过程控制层和操作管理层。过程控制层通过I/O控制站（PM）、通讯接口模块（CM）和网络接口模块（IM）等组成。操作管理层由通过操作站和数据存储管理器（HM）组成。过程控制层和操作管理层之间通过通讯总线相连，挂在通讯总线上的每个设备是一个节点，节点之间可以进行点到点的通讯。(2)紧急关断系统（ESD）ESD系统是由I/O模块、逻辑控制器、维护PC、SOE、ESD控制盘等组成。ESD系统要求通过TUV6级认证。工厂ESD系统设置为事故安全型，ESD系统共分为4级：a级关断（ESD-1）为全厂关断。该级关断级别最高。工厂设备除应急支持系统（延时关断）外全部关断。此级别关断只能由工厂主要负责人或其指定的人员手动启用。ESD-1级按钮设有明显的标志及警告排，并有保护装置防止误操作，关断信号将自动传送到中心平台触发相关的关断。b级关断（ESD-2）为火气关断。该级关断由工厂的火灾或可燃气体严重泄露引起。由操作人员手动启动。除能执行本级关断的特殊功能外，ESD-2关断将能触发ESD-3及ESD-4级触发。ESD-2级按钮设有明显的标志及警告牌，并有保护装置防止误操作。c级关断（ESD-3）为生产/公用关断。该级关断由公用系统故障或生产系统的重要装置故障引起，可手动或自动启动。除能执行本级关断外，ESD-3关断将自动触发ESD-4级关断。关断信号将自动传送到中心平台触发相关的关断。ESD-3级按钮设有明显的标志和警告牌，并有保护装置防止误操作。d级关断（ESD-4）为单元关断。该级关断由单个设备故障引起。此级关断仅关断故障设备，而不影响其他设备的正常操作。ESD-4级关断可手动、自动启动。某一级别的关断指令均不能引起较高级别的关断，只能引起本级别及所有相关的较低级别的关断。第109页 可行性研究报告(3)火气探测与消防系统（F&G）利用火焰探头、感温探头、感烟探头和可燃气体探头及时发现生产过程中出现的问题，及时报警或启动灭火设备进行灭火操作。F&G系统合并在与PCS系统内，还包括F&G控制盘等。(4)安全监视系统在工厂的各监视点设置摄像头，对这些地点进行电视监控，以避免发生人为的破坏，加强工厂的安全防护。4.5设备选择4.5.1静设备选型原则1、装置概况本装置共设置两台干燥器，间歇操作，内装分子筛干燥剂，分子筛干燥剂需要再生，需按GB150-1998《钢制压力容器》的有关要求设计和制造。冷箱（板翅式换热器）是本装置内的主要换热设备之一，国内生产的板翅式换热器主要应用在空分装置，对于天然气分离装置还没有应用。其主要问题是真空铅焊的工艺过程无法保证焊接质量。建议采用美国查特公司冷箱。原料天然气过滤器（FI101）和胺吸收塔顶出口过滤器（FI102）均采用两级过滤，底部带排污罐。2、材料的选择压力容器用钢的选用是考虑了容器的使用条件、设计温度、设计压力、介质特性和操作特点及材料的焊接性能、容器的制造工艺和经济合理性而选择的。选用国外钢材制造压力容器时，应是国外相应压力容器最新标准所允许使用的钢材。其使用范围不应超出该标准的规定。3、其它1）绝热保温材料选用硅酸铝镁；保冷材料选用聚氨脂泡沫塑料；外保护层为0.5mm厚的镀锌铁皮。2）换热器防腐第109页 可行性研究报告管程或壳程介质为循环水的碳钢换热器，换热器走循环水侧应进行防腐，防腐涂料为TH-901。3）防火本装置立式容器支座均应设置防火层，防火层材料为SJ-Ⅰ型。当容器裙座直径小于1200mm时，仅在裙座外侧设置30mm厚的防火层，当裙座直径大于等于1200mm时，在裙座内、外侧各设一层30mm厚的防火层。4.5.2机械设备选型原则本装置机械部分主要包括原料天然气压缩机组、混合冷剂压缩机组、闪蒸气压缩机组。1、原料天然气压缩机组1）压缩机组详细配置方案和特点比较见表4-6：表4-6原料气压缩机方案比较方案一方案二离心压缩机齿轮箱异步电动机往复压缩机同步电动机BCL2D或HHE第109页 可行性研究报告1．配置：机组配置一台。2．特点：（1）机组重量和尺寸小,占地面积小，每台占地面积约为10000X3500，基础设计简单。（2）操作简单。结构简单,运转平稳，工作可靠,易损件少，检修、维护工作量小。能量转换环节多，效率低。（3）对增速齿轮箱质量要求高。3．经济性：单台投资较高，对增速齿轮箱质量要求高，建议引进。1．配置：机组配置两台，一开一备。2．特点：（1）机组重量和尺寸大，占地面积大。每台占地面积约为9000X7000，基础设计复杂。操作简单。结构复杂,易损件多，检修、维护工作量大。（2）流量调节：卸荷器调节,有级调节.能满足工艺负荷大幅度变动的操作条件。能量转换环节少，效率高。3．经济性：单台投资较低，可以选用国产机组。本研究报告推荐方案二。2）单机选型原料气压缩机采用往复式压缩机，一段（或两段）压缩，可采用增安型无刷励磁同步电机或增安型异步电机驱动。2、混合冷剂压缩机组1）混合冷剂压缩机组详细配置方案和特点比较见表4-7：表4-7混合冷剂压缩机方案比较方案一方案二第109页 可行性研究报告高压离心压缩机低压离心压缩机齿轮箱同步电动机高压离心压缩机低压离心压缩机齿轮箱燃气透平BCLMCLBCLMCL1．配置：机组配置一台。2．特点：（1）机组重量和尺寸小,占地面积小，每台占地面积约为13000X4000，基础设计简单。（2）操作简单。结构简单,运转平稳，工作可靠,易损件少，检修、维护工作量少。（3）电机功率大,起动受电力供应的影响.对电网容量要求较高,能量综合利用率低。3．经济性：单台投资高，建议引进。1．配置：机组配置一台。2．特点：（1）机组重量和尺寸大,占地面积大，每台占地面积约为19000X4500，基础设计简单。（2）操作简单。结构相对复杂,运转平稳，工作可靠,易损件少，检修、维护工作量相对多。（3）起动容易,不受电力供应的影响，如果能将燃气轮机的排气废热综合利用,如用以发生蒸汽作为吸收式制冷机的热源或用以驱动汽轮机发电，可以实现能量的阶梯应用，则能量综合利用率高。3．经济性：装置规模大时，能量利用合理，经济效益明显。单台投资相对较高，建议引进。根据本项目规模，本项目所用的冷剂压缩机轴功率为6179KW.h,相对来说功率较小，属于小型装置。本项目压缩机驱动型式的选择比较见表4-8。表4-8压缩机驱动方式比较序号项目电机驱动燃气透平1单台价格较少多2运行费用少多3复杂程度相对简单相对复杂4来源进口进口5占地(mxm)13x419x4.5第109页 可行性研究报告电机驱动的运行费用只为电费，燃气透平驱动费用包括直接运行费用和间接运行费用。燃气透平的直接费用为消耗的天然气原料费用，间接费用为燃气透平驱动消耗的原料天然气如果用来生产液化天然气所产生的经济效益。针对本项目规模，采用燃气透平驱动方式总的运行费用（间接费用按内部收益率为20%）比电机驱动方式的运行费用多909.15元/h。单台价格燃气透平驱动比电机驱动高3300万元。综上所述，对于本项目由于规模较小，使用燃气透平设备一次投资相对较高，运行费用高，相对复杂、占地大，所以本研究报告推荐方案一，采用电机驱动。2）单机选型压缩机采用离心压缩机，压缩机的轴封可采用干气密封。膜式联轴器，压缩机采用电机驱动。3、闪蒸气压缩机组闪蒸气压缩机采用进口螺杆压缩机1台。4、LNG泵根据本项目的特点LNG泵采用专用的外置离心泵。鉴于LNG泵作为项目的关键设备，需要能在-162℃的情况下，能够稳定运行。考虑到生产安全和实际操作，本项目建议采用进口LNG泵。4.5.3其它主要设备详见主要国产设备表4-9、主要进口设备表4-10。第109页 可行性研究报告表4-9主要国产设备表序号设备编号设备名称规格介质名称操作条件数重量（t）材质备注温度℃压力MPa(G)量单重总重一反应器类1V-202A/B干燥器天然气40/3204.0/0.9216MnR2V-203再生气分离器MDEA、H2O41/700.45120R3V-205汞脱除器274.0116MnR备用小计4二塔1T1101胺吸收塔塔顶天然气、CO2404.85116MnR+塔底MDEA、H2O404.860Cr18Ni92T102胺汽提塔塔顶MDEA、H2O1150.70116MnR+塔底CO21230.800Cr18Ni9小计2三泵和压缩机1P-101A/B胺循环泵胺液70℃0.6922P-102A/B胺增压泵胺液1501.0323P-103A/B汽提塔回流泵胺液1501.0324P-104胺收集泵胺液700.6915C-101原料气压缩机天然气4026C-601空压机空气4027P-401丙烷卸车泵丙烷18P-402异戊烷卸车泵异戊烷1小计13第109页 可行性研究报告序号设备编号设备名称规格介质名称操作条件数重量（t）材质备注温度℃压力MPa(G)量单重总重四冷换、换热类设备1E-201再生气冷却器管程天然气250～400.91空气2E101富胺液换热器板式MDEA、H2O、CO240～1100.51MDEA、H2O、CO2121～470.43E-102汽提塔回流冷凝器管壳式1500.3414E103胺冷却器管程MDEA、H2O、CO254～404.9510Cr18Ni9壳程循环水32～400.416MnR5E-104胺再沸器管程MDEA1壳程循环水6E-304重烃冷却器管程循环水32～400.4110壳程C3～C5651.816MnR71131-E-302冷剂压缩机段间冷却器管程N2、C1～C465.4～47.80.541空气8E-306开车用热交换器管程天然气40～-204.55116MnD壳程16MnDR9E-307冷剂换热器-185/70℃5.17110E-308CO2冷凝器1111151-E-501蒸发气换热器管程-185/70℃1.03/2.411-45/18212E-506蒸发气再加热器管程-185/70℃2.41/3.11-45/18213E-303冷剂冷凝器管程1654.48110壳程20R小计13第109页 可行性研究报告序号设备编号设备名称规格介质名称操作条件数量重量（t）材质备注温度℃压力MPa(G)单重总重五容器类1V-102闪蒸罐MEA、H20、CO2400.4116MnR2V103汽提塔回流罐MEA、H20、CO248.80.0210Cr18Ni93V-105胺罐1500.3414V-106胺储罐700.0115V-107贫胺罐1500.3416V-108收集罐700.5217V-301冷剂吸入罐1703.108V-302段间缓冲罐703.1019V-303冷剂出口分离器1654.48110V-304重烃分离器-106/704.141111141-V-401冷剂储罐702.07112V-402乙烯储罐70/-1501.04113V-403丙烷储罐701.72114V-404异戊烷储罐700.69115V-504过量重烃分离器93.333.44116V116CO2回收罐117V117乙烷回收罐118V118重烃回收罐1小计18第109页 可行性研究报告序号设备编号设备名称规格介质名称操作条件数重量（t）材质备注温度℃压力MpaGMPa(G)量单重总重六过滤器及分离设备1F-101贫胺过滤器750.6912F-102贫胺活性炭过滤器750.6913F-201A/B2粉尘过滤器705.1724F-202A/B粉尘过滤器705.172小计6七其它设备1加热设备H-101蒸汽锅炉直燃式2051.031H-201再生气加热炉直燃式3205.1712控制系统PLC-202干燥器PLC控制盘13测试仪表序号设备编号设备名称规格说明数量备注I01测试仪表仪表车间通用仪表工具仪表车间通用仪表工具批1516就地仪表区第109页 可行性研究报告序号设备编号设备名称规格个质名称说明数量备注4仪表散材1521-Q01仪表控制和信号电缆批Q02热电阻（RTD）电缆批1522-Q01电缆穿线管包括弹性管批Q02仪表电缆槽架电缆槽架的支架批Q04A仪表安装材料卖方供货范围的仪表管件卖方供货范围的仪表管件批Q04B仪表安装材料买方供货范围的仪表管件批1523-Q01A仪表取样管SS,用于卖方供货范围的仪表批Q01B仪表取样管SS,用于买方供货范围的仪表批Q02B仪表根部阀用于所有仪表批Q03仪表空气分布器批1551-E01分配变压器批1552-E01总线输送管批1553-E01电源控制中心批1554-E01电机控制中心每个规格有10%的备用批第109页 可行性研究报告序号设备编号设备名称规格个质名称说明数量备注1555-E02转换器柜批1556-E01交流分配盘/电源盘批1557-E01功率因数改进系统批1558-E01就地控制站批仪表用不间断电源系统（UPS）供电30分钟1批仪表分配盘（IDB）1批电气散装材料1批照明1批通讯/火灾报警系统1电话系统1条中继线的自动交换机，接线员柜1化学实验室设备1批采暖、通风和空调系统用风道1批绝热散材1批第109页 可行性研究报告表4-10主要进口设备表序号设备编号设备名称规格介质名称操作条件数量重量（t）材质备注温度℃压力MPa(G)单重总重一塔内件1T105胺吸收塔内件150℃0.34MpaG252T106胺汽提塔内件70℃3.0MpaG20小计45二泵及压缩机1P-105胺补充泵胺液700.6912P-301AB段间冷剂泵冷剂70℃3.10MpaG23P-302AB冷剂泵冷剂165℃4.48barG24P-303C-301主润滑油泵润滑油25P-304C-301辅助润滑油泵润滑油16P-501C-501润滑油泵润滑油182℃2.07MpaG17P-502C-501润滑油泵润滑油182℃3.10MpaG18C-301冷剂压缩机电机驱动冷剂70℃4.019C-501蒸发气压缩机电机驱动蒸发气210P-801液化天然气泵液化天然气-16260米夜柱2小计15第109页 可行性研究报告序号设备编号设备名称规格介质名称操作条件数量重量（t）材质备注温度℃压力MPa(G)单重总重四冷换、换热类设备1E114冷剂换热器-185/70℃5.17MpaG12E115润滑油冷却器95℃1.03MpaG13E116润滑油加热器24E117润滑油冷却器管程-30/182℃2.07MpaG15E118蒸发气循环冷却器管程-30/182℃2.07MpaG16E119润滑油冷却器管程-30/182℃3.10MpaG17E120后冷却器管程-30/182℃3.10MpaG210壳程20R8E121蒸发气压缩机润滑油加热器182℃2.07MpaG1小计10第109页 可行性研究报告序号设备编号设备名称规格介质名称操作条件数量重量（t）材质备注温度℃压力MpaGMPa(G)单重总重五过滤器及分离设备1FI101进气过滤/分离器天然气、MEA、H20703.0MpaG,18.516MnR2FI102分子筛过滤/分离器天然气、MEA、H20703.018.516MnR3FI105润滑油过滤器润滑油24FI106润滑油除雾器润滑油15FI107润滑油过滤器润滑油182℃2.07MpaG26FI108润滑油过滤器润滑油182℃3.1027FI109蒸发气压缩机油分离器1822.07MpaG1小计10六其它设备1火炬系统火炬头1个包括分子密封器、点火器、长明灯、带有火焰检测器、航空警示灯&点火盘2控制系统（1）集散控制系统（DCS）1套带有安全仪表系统SIS，2个DCS操作站，1个DCS工程师站，1个SIS工程师站，A3激光打印机1个（2）冷剂压缩机控制盘1套带有DCS通讯功能，用来监视运行状态,带编程软件和辅件（3）蒸发气压缩机控制盘1带编程软件和辅件第109页 可行性研究报告3仪表、阀门（1）奥比特（ORBIT）开关阀1批干燥器用,配手轮（2）深冷控制阀1批温度低于–150℃（3）焦-汤控制阀1批（4）深冷安全阀1批温度低于–150℃（5）在线气相色谱仪16个取样点（6）在线二氧化碳分析仪10-100ppm（7）在线水分析仪10-10ppm（8）便携式气体分析泵（汞）1带30个管（9）特殊不锈钢阀门1批深冷，低于-150℃4储罐系统（1）立式潜液泵2带底阀。（2）葫芦及辅件1（3）液位计2（4）压力变送器4（5）压力表1（6）流量变送器2（7）温度热电阻1套（8）泄放阀热电阻2（9）温度变送器5（10）压力泄放阀2先导式（12）真空泄放阀2（13）控制阀/截止阀批包括深冷场合阀门（14）球阀批包括深冷场合阀门（15）蝶阀批第109页 可行性研究报告（16）基础电加热器1（17）阻潮毡7500M2（18）罐底泡沫玻璃砖1000M3（19）玻璃纤维弹性毡80卷（20）密织玻璃布80卷（21）珍珠岩混凝土砌块100（22）LNG储罐10000m31台第109页 可行性研究报告4.6消耗指标1、原材料消耗天然气消耗为：35×104Nm3/d，生产261，9/d液化甲烷。2、辅助材料及化学药剂消耗见表4-11表4-11辅助材料及化学药剂消耗表年耗量t/a一次装填量备注1脱水分子筛410t每3年更换1次2活性炭0.51t每3年更换1次4MDEA410t5MDEA消泡剂0.681.5t6异戊烷38t每年补充40%7丙烷0.51t每年补充40%8乙烯25t每年补充40%3、公用工程消耗见表4-12表4-12公用工程消耗表序号名称单位数量备注1新鲜水t/h70间断2循环水t/h2000连续Δt=8℃3电力KW.h/h13377连续4仪表空气Nm3/h400连续5氮气Nm3/h50连续4.7装置内管道及附件材料1、管道材料（管子，隔热材料，法兰，阀门，螺栓，垫片等）。第109页 可行性研究报告(1)管子材料选用原则装置内管道拟采用HG/T20553-2011Ⅱ系列。依据工艺流程温度压力条件：-40℃≤T≤250℃的天然气管道选用：16Mn无缝钢管标准号：GB6479-2000《高压化肥设备用无缝钢管》T<-40℃的天然气管道选用：0Cr18Ni9不锈钢无缝钢管标准号：GB/T14976-2012《流体输送用不锈钢无缝钢管》非低温工艺介质管道选用：20号无缝钢管标准号：GB9948-2006《石油裂化用无缝钢管》一般公用工程管道选用：20号无缝钢管标准号：GB8163-2008《输送流体用无缝钢管》仪表风管道选用：Q235AF+Zn焊接钢管标准号：GB/T3091-2008《低压流体输送用焊接钢管》(2)管子隔热材料选用原则依据工艺流程温度条件：T<5℃的管道选用：改性聚胺酯保冷材料T>60℃的管道选用：复合硅酸盐保温材料低温管道法兰、阀门均设阀门保冷套(3)管子法兰选用原则管子法兰选用HG/T20592-2009《钢制管法兰、垫片、紧固件》B系列标准。（4）管道阀门选用原则管道阀门选用按机械标准制造的阀门。第109页 可行性研究报告T<-40℃的管道阀门选用按机械标准制造的不锈钢阀门。T≥-40℃的管道阀门按机械标准制造的碳钢阀门。(5)管道法兰用紧固件选用原则低温管道拟选用HG/T20613-2009《钢制管法兰用紧固件》PN系列标准中的316/316螺栓/螺母。非低温管道拟根据HG/T20613-2009《钢制管法兰用紧固件》PN系列标准中的35CrMo/30CrMo螺栓/螺母。(6)管道法兰用垫片选用原则低温管道拟选用HG/T20610-2009《钢制管法兰用缠绕式垫片》PN系列。选用316-聚四氟乙烯缠绕垫片。非低温管道拟根据HG/T20606-2009，HG/T20607-2009系列分别选用。2、管道附件（弯头，三通，大小头，等）。（1）对焊无缝管件选用GB/T12459-2005《钢制对焊无缝管件》标准系列。（2）承插焊管件选用GB/T14383-2008《锻制承插焊和螺纹管件》标准系列。第109页 可行性研究报告第五章原材料、辅助材料、燃料和动力供应5.1主要原料供应本项目年用原料天然气1.17x108Nm3,供气压力2.0Mpa,温度为常温。二级配气站预留接口，通过管道供应给本项目。原料天然气性质见表5-1。表5-1原料天然气组分性质表组分Components组分(mol％)氮气Nitrogen0.67氧气Oxygen未检出氦气Helium0.03氢气Hydrogen未检出氩气Argon未检出二氧化碳CO20.60硫化氢H2S0.000二氧化硫SO2未检出甲烷Methane98.49乙烷Ethane未检出丙烷Propane未检出异丁烷i-C4未检出正丁烷n-C4未检出新戊烷Neo-C5未检出异戊烷i-C5未检出正戊烷n-C5未检出己烷C6未检出庚烷C7未检出辛烷C8未检出壬烷C9未检出癸烷及以上C10+未检出甲基环戊烷Mcyclopentan未检出苯Benzene未检出第109页 可行性研究报告环己烷Cyclohexane未检出甲基环己烷Mcyclohexane未检出甲苯Toluene未检出乙苯E-Benzene未检出对二甲苯p-Xylene未检出间二甲苯m-Xylene未检出邻二甲苯o-Xylene未检出汞Hg(μg/m3)未检出5.2辅助材料及燃料本项目辅助材料及燃料见表5-2表5-2辅助材料及燃料表序号物料年用量来源规格1MDEA4t进口2消泡剂0.68t进口/国产专用3分子筛干燥剂4t进口/国产4A4活性炭0.5t国产5丙烷0.5t国产95%（wt）6乙烯2t国产95%（wt）7异戊烷3t国产95%（wt）8氮本装置提供99.9%（wt）9燃料本装置提供10甲烷本装置提供5.3水、电等动力供应本项目水、电等动力由园区配套供给，水电等动力供应见表5-3表5-3水、电等动力表序号物料年用量来源规格1新鲜水56x104t园区管道供应2电10701.6x104kw.h园区供应35KV双回路供应第109页 可行性研究报告第109页 可行性研究报告第六章建厂地区条件和厂址选择6.1厂址自然地理概况6.1.1地理位置本项目拟建在大竹县苎麻工业园区。6.1.2自然条件大竹县区域位于川东平行岭谷西部中段，地形成三山两槽，由大巴山向东延伸三山，分别为华蓥山、铜锣山、明月山，在县内自西向东平行排列，三山之间为较宽而狭长的两槽浅丘地带。全县地形地貌以丘陵山地为主。其中低山占全县幅员面积的37.4%，低丘占36.5%，深丘占8.8%，平坝及台地占17.3%。低山一般海拔在900—1000m，相对高差400—500m，中部浅丘地带海拔在300—500m之间，县内最高海拔1196.2m，最低253m，平均450m。项目所在地势平坦，东柳河下游竹北高桥处（黄家坝处）20年一遇的洪水位为：377.04m，历史最高水位为：377.91m，厂址现状地面标高在375.0—378.5m左右，有一定数量的填方。工业区位于大竹县北郊，为平坝和浅丘地形。1、气象条件项目所在地区气候属亚（中亚）热带季风型气候类型，气候温和，热量丰富，日照合宜、四季分明，冬冷夏热，冬干夏湿，雨热同步变化。降水充沛、分布不均，盛夏多干旱，秋冬多阴雨；无霜期长，云雾多，日照少，农业灾害性天气频繁，山区立体气候明显。（1）温度平均温度：18.7℃最高温度：40.2℃最低温度：-4.0℃（2）风第109页 可行性研究报告主导风向：东（E），风频为40.6%：历年平均风速：年平均风速2.3m/s,年静风频率：8.9%最大阵风风速：未知（1）降雨量年平均降雨量(mm)：1201.1mm年最大降雨量(mm)：未知月最大降雨量(mm)：未知日最大降雨量(mm)：171.5mm小时最大降雨量(mm)：未知（2）地震地震带烈度：6度设计地震加速度：0.05g2、工程地质条件本工程所在地区构造上属新华夏构造体系，县域位于四川盆地边缘川东平原褶皱带中段。地质系华蓥山脉沿北东—西南方向延伸的低山丘陵体系。其构造特点是：背斜窄，向斜宽；背斜紧凑，向斜平缓。这种宽度的向斜和狭窄的背阔是构成达州地貌的骨架和基础。经过长期剥蚀作用，形成陵谷地，冲沟坳谷等地貌。其岩为侏罗系沙溪庙紫红色泥岩，粉砂岩，泥质彩砂岩三层。本区第四系松散层厚度0—10m。6.1.3基础设施建设第109页 可行性研究报告大竹县城位于国道210线和318线的交汇处，公路交通十分发达。西至渠县火车站40公里，北至达县火车站79公里，至达县机场84公里，南至重庆江北国际机场150公里，东至重庆万州区港口176公里，达渝高速公路从境内经过，其中达县-大竹段于2000年底正式通车。过境两条国道好路率达78%，并改造建成了64公里山岭重丘二级公路，被命名为全省公路行业省级文明示范窗口，实现了村村通公路。6.2公用工程及辅助设施供电：市供电源，电压10KV，双回路。总包界面为总变配电柜馈线下口。供水：由供水公司供应，供水压力0.35～0.4Mpa。总包界面为界区外一米。　　排水：园区依托境内已有的污水处理厂，处理能力满足项目需求，水质达到国家环保要求。拟选场地周边具备排水管网，排水排入园区污水处理厂。消防：发生火灾时，主要依托当地消防力量灭火，同时厂内按规范配置必要的消防设施，以用于自救。供气：拟建项目气源来大竹作业区，供气压力2.0MPa，二级配气站预留接口。6.3厂址方案本项目拟建在大竹县苎麻工业园区，占地56.46亩。第109页 可行性研究报告第七章总图运输、储运及土建7.1总图布置7.1.1总平面布置总平面布置应尽量因地制宜，使新建装置和设施紧凑布置，少占地，少拆迁，节约投资；满足防火、防爆、安全、卫生等有关规范要求，为生产创造有利条件；合理划分界区，力求工艺流程顺畅，工艺管线短捷，方便生产管理。该总平面布置功能分区合理、布置集中，工艺管线短捷，生产管理方便。整个厂区分为厂前区、生产装置区、产品储运区域和公用工程和辅助设施区域。根据项目所在地的风玫瑰和公用工程供应情况及位置，以及周边道路设施情况，全厂总平面考虑如下设置。火灾危险性因素最大的火炬、液化天然气储罐及装车设施布置在全年最小频率风向的上风侧。液化天然气储罐的防护半径为91m（10000BTU），此防护区域内不能布置任何建构筑物和设备。对于有大量人员集中的办公楼、综合生活楼等厂前区均布置在液化天然气储罐防护半径175m（3000BTU）之外。考虑到整个工艺流程及场地情况，生产装置区布置在储运设施北侧，公用工程和辅助生产设施靠近生产装置布置。本项目占地约56.46亩，具体详见附件全厂总平面布置图。7.1.2竖向布置竖向设计原则：满足生产、运输、装卸对高程的要求，并为其创造良好条件；因地制宜，使场地设计标高尽量与自然地形相适应，以减少土石方工程量；厂内道路采用城市型道路。7.1.3绿化绿化布置的原则：充分利用厂区的空地、非建筑地段、管架、栈桥、架空线路等设施的两旁和地下管线带等上面场地进行绿化；满足生产、检修、运输、安全、卫生及防火要求，避免与建筑物、构筑物、地下设施的布置相互影响。为美化厂区环境，保障职工的身心健康，厂前区进行重点绿化。入口处的中央广场可进行雕塑、小品，空地种植草坪，辅以常青乔木和观赏花卉。辅助公用工程区的空地可进行草坪绿化，并种植道树，使生产区的环境优美、整洁。而厂区大面积的预留用地根据当地实际情况进行绿化，保护土地。第109页 可行性研究报告7.1.4运输设计入厂区装置的原料天然气为管道输送。出厂产品（液化天然气）主要由公路（液化天然气汽车罐车）运输。年总运输量为268631吨，其中年运入量134718吨（其中原料气管道运输量为134696吨），年运出量为133913吨。工厂年运输量表见表7-1表7-1工厂年运输量表货物名称年运输量（吨）运输方式形态包装方式运入/运出备注一运入项天然气84960管道气体管道输送运入原料气乙烯2公路液体汽车槽车运入丙烷0.5公路液体汽车槽车运入异戊烷3公路液体汽车槽车运入MDEA4公路液体汽车槽车运入消泡剂0.68公路液体汽车槽车运入分子筛4公路固体汽车运入活性炭0.5公路固体汽车运入其它7.32公路固体汽车运入小计84982二运出项液化天然气84960公路液体汽车槽车运出产品其它15公路固体汽车运出产品小计849757.2产品储存和运输第109页 可行性研究报告7.2.1产品储存本项目的主产品液化天然气产品采用汽车槽车运输，产品需有一定的储存能力，本次拟拟选用150m3卧式单包容液化天然气储罐3座，存储系数为0.9。7.2.2产品运输所有产品外运均委托运输公司。运输方式主要采用汽车槽车运输。本工程日生产液化天然气589.7m3，每天操作按8小时(白天)计算，需设的液化天然气装车位6个。7.2.3设计方案目前世界上运输液化天然气方式主要有三种方式：船舶运输、火车运输及汽车运输。汽车运输液化天然气适应于较长距离的运输，灵活好。本项目选择汽车运输。液化天然气储罐内的液化天然气经过泵送入到液化天然气装车站，泵送的液相液化天然气通过软管与槽车的液体进口管路连接，中间设置了紧急切断阀及手动切断阀。装车站内设置了氮气为装卸过程中提供吹扫和氮气保护。气相管经过软管与槽车的气相管连接，装车过程中产生的气相天然气经气相管路送回液化天然气存储罐。气相管上设置紧急切断阀。液化天然气槽车采用合适的隔热设施，以确保高效、安全的运输。防止槽车超压，槽车上设置了安全阀、爆破片等卸压装置。液化天然气槽车在国内已经成熟，国产的液化天然气槽车有27立方米和50立方米两种型号。本项目液化天然气运输方案：液化天然气工业链是非常庞大的，它主要包括：天然气液化、储存、运输、接收终端和气化站等，其主要环节包括：生产环节、储存环节、运输环节和应用环节。为了充分地满足下游用户的需求，必须使上述的每个环节环环相扣，并且采取联动的方式进行，才能实现各环节的正常运行。由于液化天然气属于高科技、高投入的项目，采取各环节的合理分工、专业化经营，有利于提高管理水平、降低整体运行成本，获取更大的经济效益和社会效益。一支庞大的运输车队，从专业管理的角度分析，车队越庞大，管理的幅度和力度都会影响到实际的执行力。本项目产品运输采用第三方运输公司承担运输。7.3土建7.3.1基础数据第109页 可行性研究报告在建（构）筑物的平面布置、选型和构造处理等方面的设计中满足工艺生产、安装维修的要求，并保证建（构）筑物满足强度、刚度、变形、耐久性和抗震的要求。借鉴、吸收已有液化天然气厂成熟的、可靠的、先进的技术。在满足生产使用要求和安全、可靠的原则下，积极采用新结构和新材料耐久年限：二级50年；耐火等级：二级；建筑结构安全等级：二级；抗震设防类别：乙类；抗震设防烈度：6度7.3.2地基处理地基处理的原则：一般构筑物，优先采用天然地基；对于荷载大或基础沉降敏感的构筑物，采用钻孔灌注桩。7.3.3建构筑物一览表本项目包括下表的主要建筑物。所有建筑物及构筑物均按照生产工艺要求并遵照国家颁发的有关设计规范进行设计。本项目主要建构筑物一览表见下表。表7-2主要建构筑物一览表序号主项名称建筑结构占地面积（平方米）生产类别一生产装置1预处理工艺装置钢结构902甲类2压缩机厂房钢结构756甲类3深冷工艺装置区钢结构573.5甲类二辅助生产设施1水处理工艺区混凝土框架结构1082液化天然气贮罐区混凝土框架结构甲类第109页 可行性研究报告三公用工程1循环水混凝土框架结构108丁类2制氮间混凝土框架结构149.76丁类3工艺值班室混凝土框架结构77.76丁类5综合办公楼混凝土框架结构1573.56民用第109页 可行性研究报告第八章公用工程8.1给水、排水8.1.1给水系统用水量主要包括生活用水、工艺装置区生产用水、循环补充水、绿化用水。生活用水量按60人考虑，约为10m3/d.绿化用水量10m3/d（间歇使用）；循环用水量为2000m3/h，循环补充用水量60m3/h。所有用水均有开发区供水管网提供。8.1.2循环冷却水系统建设循环水量为2000m3/h的循环水站。站内设低噪声型逆流玻璃钢冷却塔2台；集水池1座；循环冷却水泵3台，2用1备。工艺装置区设备冷却回水用管道汇集，进入冷却塔冷却后，用管线输至集水池，然后由水泵再输送进设备。8.1.3脱盐水系统本项目脱盐水主要用于锅炉补水和工艺装置用水。脱盐水系统由供应商成套供应，全自动操作。脱盐水设计规模：1m3/h；产水电导率：0.7-1.5µs/cm;产水PH值：6.5-8.5；供水压力：0.5Mpa。产水温度：≥4℃；8.1.4排水系统全厂排水分为生产废水排水系统、生活污水排水系统、雨水排水系统。1、生产废水排水系统各工段的生产废水包括工艺装置的生产排水、洗眼器排水和循环水池等的排水，大都属于轻度污染的废水，统一收集到集水池，经自然净化后，达到生活杂用水质标准后，可用水绿化，浇地等场所使用。2、生活污水排水系统生活污水主要为办公楼的卫生间和浴室的淋浴器排水。对于卫生间排出的生活污水，先排入化粪池，经开发区污水管网送入开发区污水处理站；浴室等的排水可直接排入集水池。第109页 可行性研究报告3、雨水排水系统厂区内的雨水、道路及屋面、主装置区内地面雨水可由明沟收集至废水收集池；罐区围堰内的雨水，经分析无污染后，用泵排至防火堤外，送至废水收集池。8.2供电8.2.1用电负荷、负荷等级及电源供应状况本项目共有用电设备37台。装机总容量共约13377KW，其中10kv用电设备7台，备用2台，低压常用设备30台；本项目消防泵属于一级负荷，仪表自控系统、主装置工艺区部分生产设备大多为二级负荷，其它生产和辅助设备属于三级负荷。本项目的电源由市供电源，电压10KV，双回路供应。8.2.2防雷防静电及防爆区域划分厂区内所有电气设备、工艺设备、金属管架等均应作复接地或防静电接地；爆炸危险环境区域内建筑物及储罐应设置避雷针及罐顶独立避雷针。根据《石油设施电气装置场所分类》（SY/T0025-95）规定进行防爆区域划分，所有安装于爆炸危险场所内的电气设备应采用防爆电气设备。8.3通信8.3.1概述本通信系统是大竹县城市燃气调峰装置扩建工程（二期）的配套建设工程，主要为工厂建设、生产的正常运转提供有力的保障。8.3.2原则1、以安全可靠为核心，建立相应的通信系统2、通信系统的设置要充分满足厂区内各项功能的需要，既要先进又要实用充分体现性能优良、操作方便、运行可靠、经济合理。3、符合电信、消防及其他安全机构的有关标准和规范。8.3.3范围本项目通信系统主要由电话及网络系统、广播系统、甚高频电台系统、安全监控系统、卫星电视接收系统以及厂区通信线路网系统等组成第109页 可行性研究报告本项目通信系统包括各通信系统的设备、线路和相关传输部分。至自控系统端本工程只提供标准协议接口。本项目仅负责厂区围墙以内的内部通信设施，由通信机房配线架直列侧至厂区围墙外的外部通信线路由当地电信部分负责。8.4通风通风及空调设计应按现行《采暖通风空气调节设计规范》规范进行。8.4.2通风以自然通风为主、机械通风为辅。对自然通风可以满足生产及卫生要求的厂房，采用自然通风进行换气。办公楼通风系统包括餐厅的排风，备餐、粗加工的排风以及洗手、厕所等房间的排风。泵房为排除设备泄露可能产生的有害物，设置事故排风系统，在墙上设置轴流通风机进行通风换气。变压器室及配电间为夏季排除设备散热，兼变压器事故通风，以自然通风为主，并设置定期开启的排风机。其他建筑设置一般性通风装置。化验室按工艺要求设通风柜、排气罩局部排风。8.4.3空调控制室要求恒温，设置分体式恒温空调机来满足控制设备对室温的要求；夏季温度：22±2℃湿度50%±10%冬季温度：20±2℃湿度50%±10%办公室有空气调节要求的，设计案《采暖通风与空气调节设计规范》执行。8.5空压站空压站主要向液化天然气生产装置及液化天然气储罐区，公用工程系统提供0.6MPa，无油，无水，无尘的洁净的仪表空气及向PSA装置提供制氮用压缩空气。8.5.1压缩空气负荷及质量要求1、仪表用气量及质量要求流量：400Nm3/h(装置正常使用)第109页 可行性研究报告供气压力：0.6Mpa（G）气源质量：无油，无水，无尘操作压力下露点温度≤-46℃2、压缩空气气量及质量要求流量：300Nm3/h(制氮站正常使用240Nm3/h)供气压力：0.8MPa气源质量：无油8.5.2工艺流程简述空压站向全厂用户供应仪表空气、装置用的压缩空气和制氮用压缩空气。空压站内设置压缩机两台。一开一备，单台能力为800Nm3/h，排气压力为0.8MPa，无热再生干燥器一套，能力为800Nm3/h。并配有粗过滤器、精过滤器，以确保压缩空气无油无尘。为保证仪表用气和制氮用气的稳定，分别设置仪表用气贮罐一台和压缩空气贮罐一台。常压空气经过滤器被空气压缩机吸入并压缩至0.8MPa的压缩空气，随后经分离器分离，过滤，除水。随后进入干燥，除尘，最终进入储罐，提供无油，无水，无尘洁净的仪表用气。8.5.3设备选型根据工艺装置生产的要求，正常使用需要400Nm3/h仪表空气。从气源品质角度考虑，选用无油螺杆空压机，该机排气量800Nm3/h，排气压力0.8MPa，选用两台，当正常用气时可开一台，另一台作备机，当用气高峰时可两台同开，这样整个系统，其一运行费用较低，较节能。其二可靠性高。其三系统总投资费用降低。同时从节能的角度考虑，选用无热干燥装置一套，该装置处理气量800Nm3/h，出口气体压力露点可达－460C。能满足生产的需要。8.6氮气站氮气站主要向液化天然气生产装置及液化天然气储罐区提供0.6MPa，纯度99.9%的氮气。8.6.1氮气负荷及质量要求氮气用量：50Nm3/h第109页 可行性研究报告供气压力：0.6Mpa（G）氮气纯度：99.9%8.6.2工艺流程简述根据纯度和用量，供氮方式选用成套的PSA变压吸附式装置。PSA装置包括过滤器、吸附系统等设备。具有技术成熟、简单、经济的特点来自空压站的压缩空气经过冷干机除水，使出口气体压力露点达－460C，随后除油，除尘后，送至PSA变压吸附装置进行脱氧，最后产出纯度99.9％氮气进入氮气罐，供给装置使用。8.6.3设备选型根据工艺装置生产的要求，正常使用需要50Nm3/h氮气。需要压缩空气量为240Nm3/h。选用PSA变压吸附制氮装置一套，氮气量为50Nm3/h，出口氮气纯度为99.9%。主要设备的选型及其主要参数吸附塔型式:变压吸附能力:50Nm3/h第九章辅助生产设施第109页 可行性研究报告9.1机修机修设计原则“大中修需要依托社会力量，小修通过机修工段解决”。机修工段负责全厂计划内机械设备、化工设备、管道的简单修理和日常维护保养工作；计划外设备、管道的检修及抢修；承担技改、安全措施所需部分简单的铆焊件零件的加工制作任务；购置车床、钻床等加工设备进行设备易损件的更换和小型备品备件的加工；参与设备、管道的防腐维护工作，制定大、中型零配件和设备更新的委托加工计划。机修工段由金工和铆焊组成；主要负责整个装置的简单修理和日常维护工作，机修工段的金工和和铆焊设计成一个联合厂房。厂房占地面积360M2。9.2分析化验分析室的任务是进行日常生产控制的分析化验。通过对原料，中间产物，产品的分析，对生产进行监测，保证生产的正常进行。同时对在线分析仪表进行校正。1、分析设备的选择原则分析设备的选择应针对本装置的分析化验项目，其精度应比在线分析仪表高，质量可靠。主要分析项目见表9-1表9-1分析项目表介质名称分析内容控制指标分析方法原料气CO2，N2，C5H12，C4H10，C3H8，C2H6，CH4CO2<50vppm色谱法MDEA溶液MDEA色谱法原料气H2OH2O<1vppm水份仪混合冷剂N2，C5H12，C3H8，C2H4，CH4色谱法再生气CO2，N2，C5H12，C4H10，C3H8，C2H6，CH4色谱法脱盐水PH值，电导率，含氧量PH计,电导率计,丙烷H2O水份仪乙烯H2O水份仪异戊烷H2O水份仪2、主要分析仪器及分析室建筑物分析化验室设在综合楼底层。主要分析仪器设备见表9-2。第109页 可行性研究报告表9-2主要分析仪器设备一览表设备名称功能规格数量色谱仪测量天然气和混合冷剂的组份双通道型,双TCD探头1色谱仪测量胺溶液的组份单通道型,FID探头1自动滴定仪滴定法分析化学组份1卡尔菲休水份滴定仪测量天然气和冷剂的水份精度1vppm以上1电导率计测量脱离子水的电导率1PH计测量脱离子水的PH值1第十章能耗分析及节能措施10.1节能原则1、采用先进的生产工艺和技术。2、采用新型高效机泵等其它用电设备。3、采用成熟可靠的节能技术。10.2节能措施第109页 可行性研究报告液化天然气工厂的能耗受生产工艺、原料气条件、液化率要求和厂址建设环境影响。本项目紧扣以上条件采取了多种节能措施：1、采用先进生产技术，各项消耗指标下降（1）液化工艺设计简单、可靠并且易于操作。来自液化工段的液化天然气送入液化天然气储罐。来自储罐工艺闪蒸、吸热和物位移动产生的蒸发气，被送入蒸发气压缩机进行压缩后作为再生气。再生尾气将循环至原料气压缩机入口。在正常操作中工艺没有天然气浪费。（2）液化工艺只有一个采用单压缩机的混合冷剂制冷循环。使用单元循环制冷系统是一个简单可靠的液化天然气装置的关键特征。传统的阶式制冷、丙烷预冷混合制冷以及其它混合制冷工艺，由于制冷系统负荷，都存在操作繁琐和维修费用高的问题。使用单循环制冷系统，不仅减少了设备的数量和费用，同时也可将控制系统中所需仪表减少50％或更多。（3）液化工艺设计能够使冷剂在长期停车期间保存在系统中。冷剂吸入罐邻近的低压部分，尽管其操作压力为0.276MPa(A)，但仍按操作压力为3.1Mpa（G）设计。所以，系统可以在很长的停车时间内不损失冷剂，这是在一段时间停车后实现快速再开车的一个关键。系统中同时也提供了一个冷剂储罐，用来保存检修时排出的液体，这样也可以减少补充冷剂的费用。（4）液化工艺能够在一个很宽的冷剂组成范围内良好的运行。在装置运行过程中，可以很容易调整冷剂的组分。轻组分可以在任何时候从吸入罐中加入；另外，还可以通过变化出口分离器中液位，来调节制冷回路冷剂的组成。冷剂组成的优化是在开车时，根据原料气和环境条件使得液化天然气产品产量最大来实现的。（5）本项目设计的冷箱内只有液化天然气生产需要的板翅式换热器，冷箱中没有其它设备和阀门。因此，冷箱中不需要维修通道，所有与冷箱连接的接口都为法兰，且在冷箱外部，所有冷箱内部的接口均为焊接，因此无泄漏。2、弃水回用：将循环冷却水系统的弃水用于绿化。3、关键设备从国外引进，选用高效、节能的机电设备，有利于节能。第109页 可行性研究报告4、所有需要保冷的设备、管道采用良好的绝热措施，最大限度降低能量损失。所有温度较高的管道采用良好的绝热措施，最大限度降低热损失，节约能源。5、工程采用DCS控制系统，换热器、加热炉、冷却器等主要设备前后均设调控阀，使主要设备能够根据实际情况精确控制，保证了运行优化，从而减少了能量损耗。第109页 可行性研究报告第十一章消防11.1设计依据《建筑设计防火规范》GB50016-2006《建筑灭火器配置防火规范》GB50140-2005《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004《高倍数、中倍数泡沫灭火系统防火规范》GB50196-93（2002版）《水喷雾灭火系统设计规范》GB50219-95《固定消防炮灭火系统防火规范》GB50338-200311.2工程概况拟建的四川索渝燃气有限公司大竹县城市燃气调峰装置扩建工程（二期），位于大竹县苎麻工业园区内。本厂可以借助大竹县消防力量，不需再设消防站。本项目设计在充分利用周边已有消防设施的基础上，结合本工艺装置的消防要求，以防为主，防消结合，将水消防、高倍数泡沫灭火系统，固定消防水炮系统、固定水喷雾系统、干粉灭火系统与化学消防相结合，进行全面系统的考虑，根据《建筑设计防火规范》本厂区同一时间的火灾次数为一次。11.3消防措施1、工艺装置：根据《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-2008）第8.6.1条，主装置区设备群设置水炮。根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）第10.4.6条，主装置区设置移动式高倍数泡沫灭火系统，移动式灭火系统由厂外消防车提供。根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）第10.4.7条，液化天然气工艺装置内通向大气的安全阀出口管设置固定干粉灭火系统。主装置区四周设置室外消火栓和化学消防（手提式灭火器）。胺处理工段为露天布置，主要危险品天然气所含主要危险介质为甲烷，火灾危险性为甲A类，灭火器配置属严重危险级。第109页 可行性研究报告脱水工段为露天布置，主要危险品天然气所含主要危险介质为甲烷，火灾危险性为甲A类，灭火器配置属严重危险级。液化工段为露天布置，主要危险品天然气所含主要危险介质为甲烷，火灾危险性为甲A类，灭火器配置属严重危险级。制冷剂储存工段为有顶棚的半露天的厂房，主要危险为甲烷，乙烯，丙烷和异戊烷，火灾危险性为甲A类，灭火器配置属严重危险级。蒸发气压缩机工段为有顶棚的半露天的厂房；蒸发气压缩过程中，主要危险品天然气所含主要危险介质为甲烷，火灾危险性为甲A类，灭火器配置属严重危险级。火炬工段为露天布置，主要危险品为甲烷，乙烯，丙烷，异戊烷，火灾危险性为甲A类，灭火器配置属严重危险级。2、LNG储罐区根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）第10.4.6条，储罐区围堰内设置固定式全淹没高倍数泡沫炮。根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）第10.4.7条，液化天然气储罐通向大气的安全阀出口管设置固定干粉灭火器。天然气储罐围堰外设置室外消火栓。储罐区为露天布置，主要危险品为液化天然气，其主要危险介质为甲烷，苯的含量≤10PPm，二氧化碳的含量≤50PPm，火灾危险性为甲A类，灭火器配置属严重危险级。3、产品运输产品装运为露天布置，设置装车棚，主要危险品为液化天然气，其主要危险介质为甲烷，苯的含量≤10PPm，二氧化碳的含量≤50PPm，火灾危险性为甲A类，灭火器配置属严重危险级。4、辅助装置库房、维修间为框架结构，生产类别为丁、戊类，灭火器配置属轻危险级。厂外管线（天然气管线），其主要危险介质为甲烷，苯的含量≤10PPm，二氧化碳的含量≤50PPm，火灾危险性为甲A类，灭火器配置属严重危险级。第109页 可行性研究报告5、公用工程空压站（氮气站，脱水站）：生产类别为丁、戊类，灭火器配置属轻微险级。全厂总变电所：电力变压器，10Kv开关柜，配单元式微机保护，低压抽出式开关柜，生产类别为丙类，灭火器配置属中危险级。控制室：DCS/SIS等控制系统设备，供电经配电柜、交流配电器，灭火器配置属严重危险级。消防泵房：有消防泵，稳压泵，电机，紧急备用柴油系统，电动葫芦，自控仪表，导轨等，生产类别为丁、戊类，灭火器配置属轻微危险级。循环水泵房:有循环水泵，电机，电动葫芦，自控仪表，导轨等，生产类别为丁、戊类，灭火器配置属轻微危险级。6、总图本项目各装置间距离严格按规范要求布置，确保防火间距。装置周围设有环形消防通道；同时，厂区绿化不防碍消防操作，保证消防车辆畅通无阻地进行灭火作业。11.4消防建构筑物本项目为扩建项目，消防水系统能力足够，本次设计不再新建。11.5消防管网设计室外消防管网与生产、生活给水管网合并，由开发区外管网直接供至厂内管网。室内消火栓、消防水炮以及高倍数泡沫消防的给水合用一条给水管网，由消防水泵从消防水池内吸收水提供。消防水炮和高倍数泡沫消防为高压消防管网，室内消火栓供水通过减压后供至室内。高压消防系统设计采用稳高压系统，包括高压消防泵、稳压泵和稳压罐等消防设备。11.6安全可靠性评述本项目采取以防为主，从总图布置、火灾危险性的划分、建筑设计上都以安全、防火为出发点，有系统的进行全面考虑，在消防措施上，将水消防、高倍数泡沫灭火系统、干粉灭火系统、消防水炮系统与化学消防相结合，以保证扑灭初期小型火灾，而遇有较大范围的火灾时应求救于本厂和当地消防部门的力量，以及时采取扑救措第109页 可行性研究报告施。第109页 可行性研究报告第十二章环境保护12.1建设地区环境现状拟建项目位于大竹县苎麻工业园区。根据规划目标，园区将建成一个总体布局合理、环境优美、各种资源配置和利用水准高、生产设施完善、经济与社会协调发展、人与自然和谐统一的绿色工业园区。12.2本项目污染物状况12.2.1主要污染源及污染物大气污染物主要有：火炬燃烧产生的废气，主要为CO2和少量CO、NO。水污染源：生活污水、设备清洗、维修等环节产生少量的含油污水；噪声环境污染；压缩机、泵工业废料污染：分子筛、MDEA、废弃润滑油等；12.2.2排放方式和去向本工程所产生的大气污染物全部进火炬燃烧；水污染源经排放系统收集后送化工园区污水处理装置集中处理。工业废料采用罐装回收，返回供货厂家回收利用。12.2.3可能造成的环境危害表12-1本项目可能造成的环境危害因素表污染物类型环境要素污染目标备注废水/废液地面水厂外灌渠和河流废气环境空气厂外居民噪声声环境厂内和厂外人员固体废弃物土壤、生态环境土壤、生态环境12.3环境影响分析及治理措施本项目第109页 可行性研究报告关键设备拟从国外引进，工艺技术先进、能耗低、“三废”排放少，正常生产时没有有害气体污水排出，只有少量生活污水，而排出时又采取了切实可行的治理措施进行治理，做到达标排放，因而本工程排出的生活污水对当地大气环境、水环境无影响。12.3.1大气环境影响分析及治理措施本项目废气主要来源于厂内加热炉燃烧产物，燃料气来源是工厂生产尾气和部分处理后的原料气，这些气体已经过净化处理，燃烧产物主要是CO2、CO、NO和水蒸气。由于各单元负荷较小，废气量排放较少，不会对周围环境带来不利影响。生产过程中有液化天然气蒸发气收集系统，将蒸发气回收利用，正常情况下，除少量的漏损外，几乎没有烃类物质释放到大气环境中，故不会给周围大气环境带来影响。工厂设火炬一座，经收集的设备泄漏气体、设备超压泄放气体等低压气体，导入火炬燃烧；天然气经燃烧后，污染物由烃类物质转变为水蒸气、CO2和少量的NO、CO，对大气环境造成的影响大大降低。事故状态冷放空的概率很小，且火炬位于厂区的最小频率上风向，扩散条件良好，不会对地面大气环境造成大的影响。12.3.2水环境影响分析及治理措施1、废水冷凝液来自脱水工段的再生气，约50kg/h，大多数将作为胺系统的补充水使用，偶尔也需要处理。需要处理的废液经过收集后去废液收集罐收集后，集中处理。工厂每天产生少于20m3的生活污水，在站内通过埋地式生活污水集中处理装置处理，达标后排放。设备清洗、维修等环节产生少量的含油污水，经排放系统收集后送污水处理装置集中处理。2、废液装置产生的废液主要有：废弃润滑剂（油）。废弃润滑剂主要是在装置检修维护（更换）时产生的，通常采用桶装回收，返回厂家（相关生产处理厂家）回收利用，所以废液主要来源是机械泄漏引起，由于泄漏量极少，不会对周围水源造成不良影响。3、废渣本项目工业固体废弃物主要为天然气净化干燥单元定期排放的吸附剂和干燥剂。吸附剂来自于MD第109页 可行性研究报告EA溶剂再生单元吸收产生的废活性炭。干燥剂来自于脱水单元的废分子筛。由于原料气中几乎不含有重金属Hg及砷等有害物质，主要含量是少量的油份和水分。本项目投入运行后，在生产中排放的固体废弃物主要是废干燥剂和废活性炭。废干燥剂由天然气净化工段干燥单元定期排放，干燥剂使用分子筛作吸附剂，分子筛的化学组成为Al2O3，SiO2，其本身不含有有毒物质，本项目的天然气为较清洁能源，分子筛吸附的物质主要是水及CO2。生产中排出的少量分子筛送厂家回收处理。12.3.3土壤影响分析及治理措施本工程的固体废弃物主要是失效的分子筛和，因其2-3年更换一次，且用量较少，通常采取罐（桶）回收，返回厂家回收利用。12.4噪声环境影响分析及治理措施设计中选用低噪音控制设备，对单机超标的噪声源采用安装消音器或隔音罩等有效措施，操作人员出入高噪声区时必须配带耳罩或耳塞等防护用品，在噪声作业区设置隔音操作间。通过这样使得厂界噪声符合国家标准，避免对周围环境造成影响。第109页 可行性研究报告第十三章劳动安全卫生13.1职业危害因素及其影响13.1.1装置火灾危险因素分析本装置的易燃易爆危险物料主要为天然气原料，液化天然气产品。同时混合冷剂由各种烃类组成（其中的烃类有甲烷、乙烯、丙烷、戊烷）。1、原料、辅助原料、产品的物性表见表13-1表13-1物性一览表序号名称闪点(℃)自燃点(℃)爆炸极限（V%）备注1原料天然气-1905405.3～15物性数据近似采用甲烷数据2液化天然气成品-1905405.3～15物性数据近似采用甲烷数据.3乙烯-1364902.7～36贮存于冷剂罐区4丙烷-1044502.3～9.5贮存于冷剂罐区5异戊烷-564201.4～7.6贮存于冷剂罐区2、原料、辅助原料，产品的火灾危险性按GB-50160-2008进行分类如下见表13-2:表13-2原料、辅助原料，产品的火灾危险性分类序号名称闪点(℃)150C蒸汽压Mpa(G)爆炸下极（V%）物料贮存状态火灾危险性类别备注1原料天然气-190液体>>0.1气体5.3气液可燃气体，甲可燃液体，甲A*近似取甲烷数据*液化过程转为液体2液化天然气成品-190液体>>0.1闪蒸汽5.3液可燃液体，甲A*闪蒸汽为可燃气体，甲*近似取甲烷数据3乙烯-136液体气体液可燃液体，甲A第109页 可行性研究报告>>0.12.7*汽化后为可燃气体，甲生产过程中汽化，4丙烷-104液体，0.6气体2.3液可燃液体，甲A*汽化后为可燃气体，甲本装置的原料是天然气，产品为液化天然气。同时混合冷剂由各种烃类组成。从上述两表可以看出：原料、辅助材料、产品，闪点低，爆炸下限低，极大部分属甲A类可燃液体和甲类可燃气体。具有火灾、爆炸危险性。基于存在爆炸性气体环境，根据工艺设备等配置情况，电气防爆危险性属2区爆炸危险区域，个别点为1区爆炸危险区域。13.1.2原料、半成品、成品主要危险、危害性质本工程原料、半成品、成品主要危险、危害性质如下:①天然气是一种碳氢化合物，通常所称的天然气是指储存于地层的可燃气体，同煤炭、石油一样同属化石燃料。天然气主要成分为甲烷、也包括少量的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、己烷等重质碳氢化合物和少量的氮气、氧气、二氧化碳和硫化物。根据地质形成条件不同，具体成分和组成会有所不同。天然气比空气轻，经过净化处理后无色、无味、无毒且无腐蚀性。②液化天然气天然气在常压下，冷却至约－162度，由气态变液态，成为液化天然气（英文LiquefiedNaturalGas,简称液化天然气）。天然气在液化过程中进一步得到净化，甲烷纯度更高，不含二氧化碳，硫化物，无色、无味、无毒且无腐蚀性。液化天然气的体积约为同量气态天然气体积的1/600，大大方便存储和运输。液化天然气比水轻，重量仅为同体积水的45％。液化天然气的基本特性：主要成分：甲烷，还有少量的乙烷、丙烷以及氮等。沸点：－162度，熔点为－182度，着火点为650度爆炸范围：上限为15％下限为5％③甲烷第109页 可行性研究报告甲烷理化性质甲烷（methane,CH4）为无色、无臭、易燃气体。分子量16.04,沸点－161.49度，蒸气密度0.55g/L，饱和空气浓度100％，爆炸极限4.9%-16%，水中溶解度极小为0.0024%(20度)甲烷毒性甲烷对人基本无毒，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。87％的浓度使小鼠窒息，90％使致呼吸停止。80％甲烷和20％氧的混合气体可引起人头疼。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、共济失调、精神动作障碍，甚至窒息。煤矿的“瓦斯爆炸”是甲烷的最大危害。有人报告58名甲烷中毒患者均有中毒性脑病，以全身电流计和心电图测定脑循环容量，发现容量减少26.1%。皮肤接触液化天然气可引起冻伤。危险性类别为第2.1类易燃气体。密度为0.7552kg/m3；临界温度为203.75K；临界压力为4.42Mpa；燃烧热量为37000KJ/m3。危险特性：易燃与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。①丙烷丙烷（propane,C3H8）常温下为无色、无臭气体。易燃易爆，化学性质稳定。分子量40.09，熔点-187.7度，沸点－42.17度，蒸气密度1.52g/L。丙烷毒性丙烷属微毒性，为单纯麻醉剂，对眼和皮肤无刺激，直接接触可致冻伤。急性毒性：当丙烷浓度（3600mg/m3时无明显作用。1％浓度使狗血液动力学改变，3.3％时可降低心肌收缩力，致使平均主动脉压心搏出量减少，肺血管阻力增加。对猴，10％浓度对心肌产生影响，20％时加重，且出现呼吸抑制。大鼠和小鼠吸入混合气体（丙烷占50.15%,乙烷占19.3%,丙烯占15.1%）50mg/m3，均无中毒症状；5－65g/m3时条件反射异常；110－126g/m3时，轻度麻醉；达到400－500g/m3时，表现为麻醉状态，部分动物出现深度麻醉，但均无死亡。人在1％浓度下无影响，10％可出现轻度头晕，但无刺激症状。第109页 可行性研究报告慢性中毒：每日暴露于丙烷为主的混合气8.5-12.16g/m3，2小时，连续6个月，动物除体重略低于对照组外，一般情况较好，浮游试验时间缩短，神经活动早期2个月以抑制为主，后以兴奋为主。体温调节有轻度改变，早期低，后趋正常。血红蛋白轻度减少，脱离接触后可以恢复，组织学仅有轻微变化，表现为肺少量出血，肝肾有不明显的蛋白变化。丙烷危险类别为2.1。危险特性：易燃与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。气体比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火引着回燃。①乙烯（ethylene,C2H4）常温下为无色、无臭/稍带有甜味的气体。分子量28.05，密度0.5674g/cm3(20/4度)，冰点-169.2度，沸点103.7度，易燃,爆炸极限为2.7%-36%，几乎不溶于水，溶于乙醇、乙醚等有机溶剂。乙烯危险类别为2.1。危险特性：易燃与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热或与氧化剂接触，有燃烧爆炸的危险。乙烯毒性属低度类。麻醉作用较强，但对呼吸影响较小。乙烯主要经呼吸道吸入，经肺泡扩散，小部分溶解到血液里。吸收后的乙烯的绝大部分以原形通过肺迅速随呼气排出，如停止麻醉2分钟后，即在血液内消失。只有在极高浓度（80％－90％）时，乙烯在血液内消失后，还能在组织中存留数小时。故乙烯麻醉迅速，苏醒亦快。吸入含37.5%乙烯的空气，15分钟可引起明显记忆障碍；含50%乙烯的空气，使含氧量降至10％，引起人意思尚失。若吸入75％－90％乙烯与氧的混合气体，可引起麻醉，但无明显的兴奋期，并迅速苏醒。吸入上述混合气体25％－45％可引起痛觉消失，意识不受影响，乙烯气体对皮肤无刺激性，但皮肤接触液态乙烯能发生冻伤。对眼和呼吸道粘膜引起轻微的刺激症状，脱离接触后数小时可消失。长期接触乙烯的工人，常有头晕、全身不适、乏力、注意力不能集中，个别与肠胃功能紊乱，体征无特殊发现。对白细胞及肝脏功能的影响尚无定论。13.2生产过程中有害作业因素及其危害程度第109页 可行性研究报告本项目在生产过程中主要存在危险有害因素有燃烧爆炸的危险、生产性噪音危害、触电伤害和机械伤害。1、燃烧爆炸危险性分析本项目原料气、辅助材料及成品―天然气、丙烷、乙烯、液化天然气均属易燃易爆性物质。主工艺装置区生产类别为甲类，一旦发生泄漏，有可能引起火灾、爆炸事故。2、噪音危害分析本项目产生噪音危害的设备主要是压缩机、制冷机及泵类，接触噪音岗位的操作工人，在进行现场操作、巡视过程中均受到一定的噪音危害。长期接触高强度噪声会使听力下降，甚至耳聋；对人的神经系统有伤害，会诱发许多疾病，如：头晕、失眠、食欲不振、心率不齐及高血压，降低脑力工作效率，使人体疲劳。3、其它危害分析低温冻伤：液化天然气温度－162℃；各电气设备的非带电金属外壳，由于漏电、静电感应等原因，操作人员在操作过程中，有可能发生触电伤害事故；运转设备的机械运转部分如果裸露在外且防护措施不当，将造成机械伤害；所有平台、楼梯，如果未设防护栏杆或防护栏杆高度不够，有易发生坠落的危险等。13.3可能受到职业危险及受害程度以及防范措施1、选用可靠的设备、材料本装置在使用过程中有天然气原料、液化天然气产品、混合冷剂（其中的烃类有甲烷、乙烯、丙烷、戊烷）等有毒有害物质，因此设备的选型、结构要符合工艺操作要求，设备的抗震按相应的设计标准、规范进行。设备的选材要根据工艺介质和工艺操作参数。2、电气类根据爆炸和火灾危险场所类别等级选择电气设备。危险区的电气设备选用应符合国标GB50058-92的要求，相应地采用隔爆型、增安型或增安与隔爆混合型产品。3、照明第109页 可行性研究报告本装置设正常照明和应急照明，应急照明是通过在灯具本体上设应急电源装置来实现的。当照明电源正常时，应急照明灯作为正常照明灯使用，当照明电源故障时，应急照明灯会自动点亮。4、仪表的选择本装置的自动化水平要求较高，主控仪表采用集散型（DCS）系统。为保证操作人员及生产装置的安全，本项目设置了安全仪表系统（SIS），用于装置的安全联锁保护、紧急停车系统及关键设备联锁保护。本装置爆炸危险区域划分为2区，局部1区，爆炸性气体和蒸气的分级分组为ⅡBT4。在设计中，视仪表安装区域的危险程度，现场电动仪表以本质安全型为主。对于本质安全型仪表，在控制室内设置安全栅对信号进行限能和隔离。5、泄压防爆、防火安全设施根据工艺技术的要求，在适当位置设置安全阀，出现超压时通过安全阀泄压保护设备；在事故状态下，大量可燃气体通过安全阀由管道送至火炬系统。液化天然气储罐压力过高，通过调节阀排放至火炬，若调节阀失灵，通过罐顶的安全阀直接排放至大气，安全阀出口有自动干粉灭火系统。液化天然气储罐压力过低，可通过调节阀补充原料气和氮气，若调节阀失灵，通过罐顶的真空阀来保证储罐的正常压力。在每个单体的主要进出口处、走廊设置手动报警按钮、警铃。主要的办公、生产场所设置感烟探测器。火灾报警系统与风机、消防泵联动控制，在发生火警时能及时关闭风机，启动消防泵。火灾报警系统能接收消火栓按钮开关信号，发生火警时能及时接收信号报警。在生产装置区，罐区，装卸区等防爆区域内设置防爆手动报警按钮，防爆蜂鸣器。考虑到安全生产和确保设备正常运行的需要，在装置内的设备危险点和现场安全入口点及部分重要设备附近根据工艺生产需要设置摄像系统进行监控，监视信号将送至中央控制室。中央控制室操作人员可随时通过设置的监视器对现场情况进行监视。厂区内设置了水消防系统、高倍数泡沫消防系统、干粉灭火系统和灭火器。6、生产控制中的报警、停车联锁和紧急停车设施鉴于装置的危险性大，考虑安全性和可靠性，生产装置区设有火灾报警按钮及安全仪表系统（SIS）。SIS应独立于DCS，采用冗余技术以确保故障安全。第109页 可行性研究报告对关键设备设计了联锁系统，如冷剂压缩机等出现不正常现象都会导致停车。对重要部位设有报警功能，如液位控制根据需要设有低位报警、高位报警的及高低位报警。安全联锁和紧急停车系统均能与DCS进行数据通信。在贮罐顶部和装卸站设有紧急按钮。紧急按钮通过安全仪表系统（SIS）切断相关阀门和关闭相关电机，及时使该区进入安全状态，防止事故的发生。7、可燃气体泄漏检测、报警设施在本装置内设置了可燃气的检测探头，分别位于液化天然气贮罐顶部，槽车灌装站，压缩机房顶部及生产装置区天燃气或冷剂可能泄漏的地方。检测信号进入控制室内独立的报警盘上进行报警。8、个人劳保用具、事故淋浴、洗眼器本装置设有公用工程站供检修和事故使用，并在胺闪蒸罐、冷剂存储罐、冷剂压缩机附近分别设置事故淋浴和洗眼器。设置防毒面具、防护服、安全帽带面罩、橡皮手套、橡胶防水衣、橡胶长靴、护镜等防护用具。9、通风、除尘、降温、减噪和防放射性危害等设施本装置采用露天布置，框架结构，防止有害气体的积聚，便于通风。本装置的噪声主要来自压缩机和泵，在设备选型时选用噪声小的设备，在布置上力求合理，压缩机房为半敞开式，在构筑物设计时考虑通风和降噪措施。设备表面温度高于60℃应考虑防烫保温，低于10℃时要设置保冷。10、防雷、防静电接地措施采用接闪器防直接雷击，采用将金属物接地等措施防雷电感应，采用将进入建构筑物内部的金属管道和电源线接地等措施防雷电波侵入。将所有需要作防静电接地的设备和管道都并联到接地干线或接地端子板上。全厂设一共用接地网，将防雷接地、防雷电感应接地、保护接地、仪表接地、电信系统接地等接地系统全部连接起来，形成一个统一的共用接地网。装置中的设备及管线均采用静电接地措施及等电位连接，以确保安全。11、安全距离、疏散、急救通道第109页 可行性研究报告总图布置时，充分考虑具有火灾和爆炸危险性的建构筑物的安全布局，满足防火防爆规定；保证建构筑物之间有足够的距离和消防通道。装置中各建构筑物均按《建筑设计防火规范》和《石油化工企业设计防火规范》进行设计，根据火灾和爆炸的危险性考虑建构筑物的耐火等级、防火间距等。建构筑物的安全出口数目、安全疏散距离均满足《建筑设计防火规范》。为了防止高空坠落，在装置的操作平台四周、直爬梯等处设置了护栏。梯子、平台及走板是操作人员容易发生坠落、跌伤的地方，设计中采用格栅板进行防滑。直梯的平台口要有遮盖及标志，设计中采用活动连接的蓖子盖网。为使发生坠落时不致一落到底，相邻两层的直梯采用错开布置。经常操作的阀门设在便于操作的位置。12、严格按规范要求保证足够的安全距离。凡容易发生事故及生命安全的场所和设备，均有安全标志，并按《安全标志》进行设置。凡需要迅速发现并引起注意以防发生事故的场所、部位涂安全色。安全色按《安全色》、《安全色使用导则》选用。阀门布置比较集中，易因误操作而引发事故时，在阀门附近标明输送介质的名称、符号或设明显的标志。生产场所与作业地点的紧急通道和紧急出入口均设置明显的标志和指示箭头。13、储罐内液化天然气翻腾现象所引发的安全隐患以及解决措施：①、储罐内液化天然气翻腾现象所引发的安全隐患：液化天然气储运过程中，会发生一种被成为“漩涡”或“翻腾”（rollover）的非稳性现象。由于向已装有液化天然气的低温储罐中充注新的液化天然气液体，或者由于液化天然气中的氮等不凝气体优先蒸发而使储罐内的液体发生分层。分层后的各层液体在储罐周壁漏热的加热下，形成了各自独立的自然对流循环。该循环使各层液体的密度不断发生变化，当相邻两层液体的密度近似相等时，两个液层就会发生强烈的混合，从而引起储罐内过热的液化天然气大量蒸发引发事故。漩涡现象通常发生在多组分液化天然气中，在半充满的液化天然气储罐内，充入密度不同的液化天然气第109页 可行性研究报告时会形成分层。特别是储罐愈大、组分变化愈大越明显。发生漩涡时蒸发率的突然上升，会引起储罐内压力超过其安全设计压力，给储罐的安全运行带来严重的威胁，即使不引发严重事故，至少也会导致大量天然气排空，形成严重浪费。②、解决措施：液化天然气的漩涡是由于分层引起的，因此防止分层即可预防漩涡。Ⅰ、遵循以下原则选择正确的充注方法：A:密度相近的一般底部充注。B:将轻质的液化天然气充注到重质的液化天然气储槽中时，宜底部充注。C:将重质的液化天然气充注到轻质的液化天然气储槽中时，宜顶部充注。D:使用混合喷嘴和多孔管充注，可使充注的新液化天然气和原有的液化天然气充分混合，从而避免分层。Ⅱ、增加搅动消除分层为了防止储罐内的液化天然气分层而产生漩涡现象。可以采用内部搅动或增加输出来增加液体的搅动，减少分层。为了防止分层和漩涡储罐内设置了一个专门的搅拌器。以破坏液化天然气的分层，从而减少漩涡。Ⅲ、增加监控和探测及时处理。在液化天然气储罐不同位置增设温度测控点和密度测控点，监控储罐内液化天然气的温度和密度的参数变化。当各层液体之间的温差大于0.2K，密度差大于0.5kg/m3时，即认为发生了分层，采取开启搅拌或输出部分液体（循环或外卖），来消除分层避免漩涡（翻腾）现象发生。13.4事故应急预案1、主工艺装置区设置必要的喷林洗眼器、洗手池，并配备空气呼吸器、防毒面具、防护眼镜、防护手套等个人防护用品，供事故时急用。2、液化天然气储罐区四周建有防火堤，防止储罐泄漏介质向四周扩散；另外，各储罐还设有阻火器、呼吸阀、液位报警等安全设施。同时要加强管理，定期检查容器、阀门及管道，防止泄漏事故的发生。13.5安全卫生防范措施的预期效果和评价第109页 可行性研究报告由于采用了成熟的工艺，工艺技术上先进、安全、可靠。整个装置采用DCS控制，在装置内将设有火灾报警系统、消防设施及可燃气体报警系统。有工艺危险的设备皆采用联锁控制，可以自动切断设备的动力、热源和危险物料的供应，使设备处于安全状态。紧急事故情况下排放的可燃气体将排向火炬。设计中严格执行国家现行有关劳动安全卫生的标准规定，提高了装置的安全可靠性。采取上述防范措施后，将事故发生率及由此所引发的安全卫生危害降低至最低限度。保证了“职业安全第一，预防为主”的思想，以实现安全生产。第十四章企业组织及定员第109页 可行性研究报告14.1企业组织四川索渝燃气有限公司，工厂组织及管理机构均按国际通用的管理模式设置：公司实行董事会领导下的总经理负责制，公司的一切日常业务及管理由总经理负责并向董事会报告。按照国家有关精简机构和减员增效的总体构思，在工厂管理方面突出生产、突出一线，最大限度地减少或取消非生产人员。销售、财务与生产相分离。本公司劳动定员一期60人：其中液化天然气一线生产人员56人。各类管理人员4人。二期预计增加30人。14.2生产班制及定员1、生产班制根据中华人民共和国实行每周五天工作制和本项目的生产特点，除管理人员、技术人员及装卸人员为白班制外，其它的操作工和安全员拟采用每天3班操作4班人员编制。2、劳动定员本工程置劳动定员见表14-1。表14-1劳动定员表序号部门和岗位每班操作工(人)行政管理(人)班次小计(人)一、公司管理人员1管理人员4二、液化天然气生产装置1生产厂长2122计划统计人员等2123技术人员5144环保和安全员3134装置操作工64245维修工2486分析化验工2487装卸人员515第109页 可行性研究报告小计56三合计6014.3人员培训本项目生产操作人员需要进行上岗前培训，学习必要的生产原理和控制原理及紧急事故的处理能力，操作技能的培训必须在同类型的生产工厂进行。第十五章项目实施计划本项目建设应按照基建程序，精心设计，精心施工，坚持质量第一，合理规划工期，组织安排施工建设，是争取早日投产、创优质工程的关键。第109页 可行性研究报告15.1建设周期的规划本项目建设周期18个月，项目实施计划大体分下述四个阶段：第一阶段：项目的前期工作，即从可行性研究报告编制到正式审批，时间约1～2个月。第二阶段：勘察及设计，即从地质勘察、初步设计及批复、施工图设计，时间约10个月。第三阶段：施工、建筑与安装，即从地下工程开始到电仪安装完成止。时间约14个月。第四阶段：试车考核，即从单机试车到考核验收止。时间约2个月。在实施本规划时，经过仔细周密安排后，各阶段之间可以合理交叉，相互协调。力争在最短时间内建成投产，早见效益。15.2项目实施计划进度表项目实施计划进度表（见表15-1）第109页 可行性研究报告表15-1项目实施计划进度表序号工程名称0102030405060708091011121314151617181可研编制及批复3初步设计及批复4设备订货及运输5施工图设计6土建施工7管道、设备安装8机械实验9试车10验收投产第109页 可行性研究报告第十六章投资估算及资金筹措16.1项目投资构成本投资项目均为扩建。投资估算的范围包括：天然气净化装置、天然气液化装置、液化天然气储罐、厂区外管及辅助生产设施、公用工程项目。其中辅助生产设施包括空压站、氮气站、脱盐水站；公用工程包括储运、给排水、消防、供电、总图运输等厂内系统配套工程。16.2投资估算编制依据国家和有关部门颁布的有关投资的政策、法规。中石化《石油化工项目可行性研究报告编制规定》(2005年)。《中国石油化工集团公司项目可行性研究技术经济参数与数据》(2005年)。《国务院关于调整进口设备税收政策的通知》及附件《当前国家鼓励发展的产业、产品和技术目录（2000年修订）》16.3建设投资估算本项目建设投资22810.02万元，见投资估算表。16.4资金筹措方案本项目总投资23764.03万元，报批总投资23431.53万元，其中建设投资22810.02万元，建设期贷款利息479.01万元，铺底流动资金142.50万元。工程报批投资23431.53万元，资金筹措如下：a、申请借款16300万元，其中用于建设投资15967（占建设投资的70%），用于流动资金333万元。建设期贷款利率6.00%b、项目资本金6986万元，其中用于固定资产投资6843万元，用于铺底流动资金143万元；c、流动资金项目所需流动资金475万元，按规定30%自筹，其余申请贷款，流动资金贷款利率5.60%资金筹措详见表《项目总投资使用计划与资金筹措表》。第109页 可行性研究报告第十七章财务分析17.1编制依据本项目评价主要依据《市政公用设施建设项目经济评价方法与参数》（2008年版），国家发展改革委、建设部颁布的《建设项目经济评价的方法与参数》（第三版）规定的有关编制方法及化工部规划院为主编单位编制的《化工投资项目可行性研究报告编制办法》有关规定和要求进行估算。17.2成本和费用估算17.2.1依据及说明1、主要原辅材料及动力价格见表17-1。表17-1主要原辅材料及动力价格表项目价格天然气2.52元/Nm3电0.705元/KW.h工业水3.37元//吨丙烷7000元/吨乙烯13000元/吨异戊烷7000元/吨MDEA22000元/吨分子筛500000元/吨活性碳390000元/吨消泡剂19000元/吨2、工人工资及附加费生产总定员60人，人均年工资及附加50000元。3、固定资产折旧费固定资产综合折旧年限为14年,残值率5%。无形资产及递延资产摊销年限取10年。4、固定资产维修费按固定资产原值(扣除建设期利息)的2%计算。第109页 可行性研究报告5、营业费用按销售收入的0.5%计算。6、财务费用财务费用由生产期长期借款利息和流动资金借款利息组成，按各年度实际发生额计。7、其它费用其它费用是制造费用、管理费用扣除工资及附加、折旧费、摊销费、维修费后的其余部分。为简化计算,按固定资产原值的1.5%和工资及附加费总额的150%估列。17.2.2成本估算详见下列表格:《外购燃料和动力费估算表》《总成本费用估算表》17.2.3总成本估算取自投产后第5年(代表性年份)成本数据见表17-2:表17-2成本数据表1总成本费用万元304252其中:固定成本万元32603可变成本万元271654经营成本万元2830517.3财务评价17.3.1依据及说明1、产品方案与建设规模：见表17-3表17-3产品方案及建设规模表产品名称单位达产年商品量销售价格(元)备注1液化天然气Nm31.155x1083.1主产品注：均为含税价格2、建设与生产规划第109页 可行性研究报告建设期1年,生产期20年,第1年生产负荷50%,第2年生产负荷80%，第3年开始满负荷生产。工程经济寿命期20年,经济计算期21年。3、产品价格根据目前市场价格水平和发展趋势确定产品价格3.1元/m3。4、销售税金及附加销售税金及附加包括增值税、城市建设维护税和教育费附加。本项目增值税税率为13%，城市建设维护税为营业税的7%,教育费附加为3%。17.3.2销售收入及税金估算本项目平均年份年销售收入为31211万元，税金及附加为52万元，年增值税524万元；计算情况详见表《营业收入、营业税金及附加和增值税估算表》17.3.3利润估算及分配本项目各年的销售收入、销售税金、利润分配计算情况详见表《利润与利润分配表》。在利润分配中提取盈余公积金10%。17.3.4清偿能力分析按规定采取税后还款，该项目可用于还款的资金来源为每年回收的折旧及摊销费、未分配利润。贷款偿还年限为7.51年（含建设期1年），详细计算情况见表《借款还本付息计算表》。本项目每年的资产负债率、流动比率及速动比率详见表《资产负债表》。由表中可见，项目投产期第一年资产负债率最高，为71%，投产第3年降为62%，其后逐年下降。项目有较好的清偿能力。17.3.5赢利能力分析本项目行业收益率取8%（税前8%），主要财务指标计算见表17-4：表17-4主要财务指标分析表净现值(FNPV)（所得税前）9563万元净现值(FNPV)（所得税后）8.28万元全部投资内部收益率(FIRR)（所得税前）14.25%全部投资内部收益率(FIRR)（所得税后）11.34%投资利润率9.25%第109页 可行性研究报告投资利税率10.71%投资回收期（所得税后）9.45年详细计算情况见表《项目投资现金流量表》、《项目资本金现金流量表》、《项目总投资使用计划与资金筹措表》17.3.6不确定性分析（1）盈亏平衡分析:年固定成本BEP(生产负荷)=------------------------------------×100%年销售收入-年销售税金及附加-年可变成本=59.22%生产能力利用率达59.22%时,实现盈亏平衡，说明项目有较强的抗风险能力。其余各年的盈亏平衡分析详见表《盈亏平衡分析》。（2）敏感性分析敏感因素变动幅度-30%-20%-10%0%10%20%30%基准折现率Ic8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%8.00%建设投资22.90%19.29%16.49%14.25%12.44%10.94%9.68%销售价格3.21%7.63%11.31%14.25%30.98%47.97%65.54%原材料价格6.85%2.24%第109页 可行性研究报告58.43%43.34%28.72%14.25%10.12%负荷10.57%11.72%12.94%14.25%15.66%17.16%18.76%分析投资、销售价格、动力消耗价格、建设工期等因素变化对经济效益的影响程度,详见表《敏感性分析表》,其中销售价格为最敏感因素。17.3.7结论本项目所得税后财务内部收益率(FIRR)为11.34%,财务净现值为4917万元,有较强的清偿能力和很好的经济效，财务评价可行。第109页 可行性研究报告第十八章结论和建议18.1结论大竹县城市燃气调峰装置扩建工程（二期），符合国家有关政策、规定，项目建设地有丰富的资源优势，以资源有效利用、节能降耗、系统优化为宗旨，采用国内外目前先进、成熟的新工艺、新技术，降低能耗，增加公司经济效益，提高了公司抵抗市场风险的能力。项目建成后，公司经济效益可观。天然气液化涉及－164℃深冷，在制冷技术、工程材料、机械制造、安全运营和管理各个环节都可能有安全隐患，除严格按标准规范选材制造和安装外，还要严格培训操作管理人员以避免技术管理风险。大竹县城市燃气调峰装置扩建工程（二期）建设对促进我国西部地区的经济和社会的可持续发展、推动西部大开发和可持续发展，均具有十分重要的经济和政治意义。项目将依托丰富的天然气资源，大力发展液化天然气清洁燃料项目，改善油田及周边地区大气环境质量，还我们一个蔚蓝的天空。同时给项目所在地带来显著的经济效益和社会效益。18.2建议1、通过经济测算项目9.45年可收回全部投资。市场前景广阔，技术先进，经济合理，具有良好的经济和社会效益，项目实施可行。请政府有关部门尽快立项报批。2、建议四川索渝燃气有限公司必须认真搞好项目的建设工作，大力培训好操作管理人员，严格执行好安全操作和管理规程，确保装置建成投产一次成功，稳定运行，达到预期目标。工艺、设备均选用世界一流水平，确保装置稳定、安全、长周期运行，项目力争于18个月建成投产。3、根据目前LNG市场供需情况，建议四川索渝燃气有限公司增加2个5000m3LNG储罐及相关的配套设置（包括新增消防水池、消防泵房、LNG充装站等设施共计占地约120亩）。第109页'