提氢解吸气深加工制LNG项目可行性研究报告 167页

'提氢解吸气深加工制LNG项目可行性研究报告 黑龙江建龙化工有限公司提氢解吸气深加工制LNG项目可行性研究报告档案号：KY1308四川天一科技股份有限公司四川成都2013年10月 可研负责人：编制人员：校核人：审核人：审定人： 目录1总论11.1概述错误!未定义书签。错误！未定义书签。11.2主要研究结论错误!未定义书签。错误！未定义书签。142市场预测151202.1产品用途151202.2世界天然气市场状况161222.3我国天然气市场分析191252.4目标市场分析251322.5竞争力分析301382.6价格预测311393产品方案和生产规模321403.1产品方案321403.2生产规模321403.3产品控制指标341424工艺技术方案351434.1原料路线351434.2工艺技术方案的选择351444.3工艺过程说明511634.4消耗定额58173 4.5主要设备591744.6自控技术方案641794.7标准化711895原料及辅助材料供应751935.1原料的供应及规格751935.2辅助材料供应751935.3公用工程供应及规格751946建厂条件和厂址方案781966.1建厂条件781966.2厂址方案801997公用工程和辅助设施方案8211017.1总图运输8211017.2给排水8611067.3电力及电信8811087.4供热9111137.5仪表空气、氮气、工厂空气供应9211137.6分析化验9211137.7采暖通风及空调9311157.8外管9411167.9贮运设施9411167.10土建941116 7.11维修9611188节能9711208.1能耗指标及分析9711208.2节能措施综述9811218.3能源管理9811218.4建筑节能9811229环境保护9911239.1自然环境现状9911239.2社会环境现状10011259.3执行的环境标准与规范10111269.4三废排放10311289.5环境保护治理措施及方案10511309.6环境管理及监测10611339.7环保设施费用估算10811359.8环境影响分析10811359.9建议109113610劳动安全、职业卫生与消防110113710.1编制依据110113710.2执行的安全卫生标准规范110113710.3危害因素及危害程度111113910.4职业安全防范措施1131141 10.5消防115114411工厂组织和劳动定员121115111.1工厂体制和组织机构121115111.2生产班制和定员121115111.3人员来源和培训122115212项目实施规划122115312.1建设周期的划分122115312.2项目实施进度表123115313投资估算125115513.1投资估算错误!未定义书签。错误！未定义书签。15513.2资金筹措错误!未定义书签。错误！未定义书签。15714财务、经济评价及社会效益分析132116214.1财务评价基础数据错误!未定义书签。错误！未定义书签。16214.2产品成本和费用估算错误!未定义书签。错误！未定义书签。16314.3年销售收入和年销售税金及附加计算错误!未定义书签。错误！未定义书签。16414.4利润总额及分配错误!未定义书签。错误！未定义书签。16514.5财务盈利能力分析错误!未定义书签。错误！未定义书签。16514.6清偿能力分析错误!未定义书签。错误！未定义书签。16514.7不确定性分析错误!未定义书签。错误！未定义书签。166 14.8社会效益分析错误!未定义书签。错误！未定义书签。16615结论错误!未定义书签。错误！未定义书签。16815.1综合评价错误!未定义书签。错误！未定义书签。16815.2研究报告结论错误!未定义书签。错误！未定义书签。169 附图表：1．财务指标汇总表2．项目投资现金流量表3．项目资本金现金流量表4．财务计划现金流量表5．利润与利润分配表6．资产负债表7．流动资金估算表8．项目总投资使用计划与资金筹措表9．借款还本付息计划表10．营业收入、营业税金及附加和增值税估算表11．总成本费用估算表12．固定资产折旧费估算表13．无形资产和其他资产摊销估算表14．物料衡算表15．工艺流程图16．总平面布置图 1总论1.1概述1.1.1项目名称、建设单位及建设地点项目名称：提氢解吸气深加工制LNG项目建设单位：黑龙江建龙化工有限公司建设地点：黑龙江双鸭山市1.1.2可行性研究报告编制的依据和原则1.1.2.1编制依据(1)建设单位与四川天一科技股份有限公司签订的技术咨询合同。(2)建设单位提供的可行性研究基础资料。(3)化计发（1997）426号文《化工建设项目可行性研究报告内容和深度的规定》（修订本）。(4)国务院令第253号，1998年11月29日《建设项目环境保护管理条例》。(5)国家发展改革委员会、建设部计投资（2006）1325号文发布《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）。(6)国石化规发（2000）412号《化工投资项目经济评价参数》。(7)国石化规发（1999）195号《化工建设项目可行性研究投资估算编制办法》（修订本）。(8)国家计委计办投资[2002]15号文《投资项目可行性研究报告指南》（试用版）。1.1.2.2编制原则(1)严格执行国家、地方、行业现行法令、法规及各专业的标准规范。(2)充分利用建设单位的焦炉气制甲醇后的提氢解吸气废气资源，选择国内先进可靠的工艺技术，合理安排工艺流程，建设提氢解吸气制LNG装置，再生产L-CNG，保证项目投产后能安全、稳定、长周期连续运行。(3)充分依托建设单位已建装置现有的公用工程和辅助设施，尽可能降低造价、节省投资。.158. (4)本着技术先进、经济合理、安全可靠的原则进行设备选型，设备全部国产化。(5)设计中坚持“一体化、露天化、轻型化、国产化、社会化”的五化方针。(6)注意节能、降耗、减污、增效，努力降低成本，争取获取最佳经济效益。(7)“三废”处理应满足国家有关环境保护的规定。外排废水、废气、废渣达到国家和当地环保排放的要求。(8)贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，确保本工程投产后符合职业安全卫生的要求，保证职工的安全和健康。采用先进的控制和联锁系统，改善生产操作条件，为保护操作人员的身体健康，创造一个安全、清洁、文明的生产环境。(9)对项目的费用和效益，本着实事求是、稳妥可靠的原则进行估算和评价。1.1.3项目提出的背景、投资必要性和经济意义1.1.3.1建设单位基本概况建设单位是北京建龙重工集团有限公司在双鸭山市投资兴建的集钢铁冶金和煤化工生产为一体的中型钢铁联合企业，始建于2003年8月。企业注册资金9亿元，占地面积162万平方米。企业经过6年的发展，现已形成年产焦炭180万吨、生铁195万吨、螺纹钢100万吨、无缝钢管25万吨、煤气发电2.7亿KW的生产能力。6年间企业总资产达到62亿元，累计实现销售收入260亿元，上缴税金13亿元，安置当地居民就业6200余人，拉动相关产业发展间接安置就业2万多人，为振兴地方经济作出了突出贡献。进入2009年以来，企业面对席卷全球的金融危机，通过对内实施降本增效、技术攻关、加快新上项目建设，对外实施对标挖潜，努力开拓外部市场等一系列有效措施，取得了稳步发展。黑龙江建龙化工有限公司在管理上求真务实，在产品销售上求活生效，在新产品开发上求速重质。公司组建后跨越式发展，正快速同国际市场接轨。建龙化工以人为本，引入国际国内先进管理经验、一流的产品、一流的效益、一流的服务，打造一艘大型钢铁冶金和煤化工企业巨舰。1.1.3.2项目提出的背景.158. （1）国内能源短缺的现状改革开放以来，我国经济快速发展，能源的消费量也不断增加，目前中国已成为仅次于美国的世界第二大能源生产与消费国、世界第一大煤炭生产与消费国、世界第三大石油消费国。从1993年起，我国已从石油出口国变成进口国，并且石油短缺状况逐年加剧，2005年我国进口原油达到1.2708亿吨，2009年我国进口原油达到2.04亿吨，我国原油的对外依存度从2005年的42.3%增大到约50%，远远超过进口石油依存度30%这一国际公认的安全警戒线。根据国研中心2008年的研究报告，预计到2020年，中国的石油需求量为4.5～6.1亿吨，而预计届时国内的石油产量只有1.8～2亿吨，石油对外依存度将高达55%以上。我国的石油安全已成为亟待解决的重大问题。（2）环境污染日益严重的现状在能源加工和利用过程中产生的环境污染问题也困扰着我国的经济发展。据2004年中国环境公报，在全国开展监测的500多个城市中，有290个城市的环境空气质量达不到国家环境空气质量二级标准（居住区标准），119个城市不符合国家三级标准。中国已成为世界最大的二氧化硫排放国，酸雨区已占国土面积的30%，每年造成的损失超过1100亿元。近年来，随着我国汽车保有量的高速增长，汽车尾气排放已成为我国城市大气污染的主要污染源之一。据统计，上海城区内机动车辆排放的CO、HC和NOx已分别占单项总排污的86%、90%和56%，北京城区在非采暖期城区机动车辆排放的CO、HC和NOx已分别占单项总排污的60%、86.8%和54.7%。在目前使用的各种汽车代用燃料中，天然气作为最清洁的民用燃料及车用替代能源，由于其自身对大气环境污染小等特点，成为最理想的清洁燃料。（3）开发新型清洁能源的迫切要求作为世界上人口最多的发展中国家，能源的开发利用已成为我国可持续发展的关键，它所面临的能源供给和环境保护的双重巨大压力，已成为限制我国经济发展的瓶颈。因此，针对我国“缺油、少气、而煤炭资源较为丰富”.158. 的能源和资源现状，合理利用能源资源，尤其是煤炭资源，开发新型的清洁能源已经迫在眉睫。随着国际油价高位运行给我国经济运行和居民生活带来一定负面影响的同时，加快开发和利用替代能源行业的发展已成为急待解决的问题之一。根据国家提出的“坚持节约优先、立足国内、多元发展、依靠科技、保护环境、加强国际互利合作，努力构筑稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系，以能源的可持续发展支持经济社会的可持续发展”的战略，在目前能源供应和节能减排环保要求的形势下，发展清洁能源己势在必行。（4）液化天然气的生产和应用技术已经成熟焦炉煤气是煤焦化过程副产的可燃性气体，主要成分是H2、CH4、CO、CO2等。根据建设单位已建成的焦炉气和转炉气制甲醇项目，其副产的提氢解吸气有效组分中也含有大量的CH4（44.41%）、H2（11.65%）、CO（15.29%）等，以及少量H2S、有机硫、氨及苯等杂质，可通过压缩、脱苯、脱碳、硫回收及深冷分离等方法，进一步制得液化天然气（LNG）。作为优质、高效、清洁能源，天然气在交通领域替代石油具有良好的经济性和安全性。近年来我国天然气汽车发展很快，2010年底保有量超过100万辆，并且在天然气汽车发动机和相关设备、天然气加气站建设方面也拥有成熟的技术。很多地区和城市CNG出租车、CNG公交车已经普及应用，部分省区正在推广天然气重型卡车、天然气城际客车。在长江、大运河上用天然气替代柴油的船舶也开始运营。从国家到地方，都正在以崭新的姿态加速推动“以气带油”的发展。继我国《天然气利用政策》（发改能源[2007]2155号）的实施，国家相关部门又陆续出台了一系列的支持性政策，这些都表明了我国合理利用资源，发展“以气带油”，大力推动节能减排和积极发展低碳经济的决心和意志。根据能源中长期发展战略，“十二五”期间天然气消费比例将翻番，由目前在能源消费结构占4%的比重提高到8%。低碳化是‘十二五’期间的重要特征。液化天然气市场正逐步与国际液化天然气市场接轨。（5）为平衡企业煤气系统，需配套建设高炉煤气柜黑龙江建龙化工有限公司共建设有3座530m3.158. 高炉，目前高炉煤气主管网压力平均值为15kPa，供给全厂高炉煤气、混合煤气用户使用。由于未建设得有专门的高炉煤气柜，该系统存在着如下问题：①公司内部各炉窑正常使用煤气时管网压力均为正值，当高炉生产异常时，煤气来源突然断绝，管网压力突降，煤气用户会产生回火爆炸，整个高炉煤气管网存在安全隐患；②由于没有气柜用于稳定煤气管网压力，高炉煤气主管网压力波动频繁，造成煤气用户频繁调节煤气使用量，影响调节设备及烧嘴的使用寿命；③高炉煤气压力波动导致煤气用量波动，煤气用户使用调整过程会产生煤气不完全燃烧现象，即空燃比调节频繁，导致煤气浪费；④影响轧钢加热炉的氧化烧损：高炉煤气压力波动致流量不断调节，直接影响加热炉的空燃比，建设高炉煤气柜，稳定管网压力，空燃比稳定，减少钢坯的氧化烧损。1.1.3.3投资的必要性和经济意义（1）发展天然气汽车是我国实施应对气候变化国家战略重要途径气候变化问题已成为影响人类社会发展和全球政治经济格局的重大战略课题。我国作为温室气体排放的主要大国，面临巨大的国际压力，为此，我国明确提出要大力发展绿色经济，积极发展低碳经济和循环经济，将应对气候变化纳入经济社会发展规划，并向世界郑重承诺到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%-45%的减排目标。从全球范围来看，交通运输业在世界能源消费和温室气体排放中所占比重均超过20%，且仍呈较快上升态势，节能减排责任重大，世界各国纷纷将发展绿色、低碳交通作为战略重点，我国交通运输行业作为能源资源消费和温室气体排放的重点领域之一，必须按照发展绿色经济、低碳经济的要求，加快实施绿色、低碳发展战略。与同量的汽、柴油汽车相比，使用天然气汽车可减排一氧化碳90%、二氧化碳25%、碳氢化合物72%、氮氧化物40%，同时PM2.5排放量降低90%.158. 以上，几乎无二氧化硫排放，达到欧四甚至更高排放标准，从而大幅度降低污染物排放，有效改善区域空气质量。因此，推广发展天然气汽车可有效改善城区大气质量，具有良好的环境效益，符合我国应对气候变化的国家战略。（2）发展天然气汽车是调整我国能源结构，保障能源安全的重要手段当前我国经济发展与资源环境的矛盾突出，石油资源尤为紧缺，目前我国石油对外依存度已突破50%的警戒线。交通运输业是全社会石油消费的主要行业，也是建设资源节约型、环境友好型社会的重要领域。2008年交通运输业石油消费量约占全国石油终端消费总量的36%，其中公路运输、水路运输、城市客运在交通运输业中的比例分别约为44%、20%和15%。国家“十二五”控制温室气体排放工作方案提出，积极发展低碳能源，调整和优化能源结构，鼓励开发利用天然气。因此，“十二五”时期，交通运输发展仍将处于重要战略机遇期。面对能源资源短缺、生态环境恶化所带来的严峻挑战，交通运输发展不可能通过单纯依靠扩充能力的粗放式发展方式，而必须通过整合，加快转变交通运输发展方式，把节能减排摆到更加突出的位置，实现能源资源利用效率的显著提升和生态环境的持续改善。发展天然气汽车是有效方式之一，我国国民经济和社会发展“十二五”规划纲要提出加快西北、东北、西南和海上进口天然气战略通道建设，完善国内天然气主干管网。统筹天然气进口管道、液化天然气接收站、跨区域骨干输气网和配气管网建设，初步形成天然气、煤层气、煤制气协调发展的供气格局，为天然气发展提供了可靠的能源保障。因此在油价不断飙升和环保压力不断增加的背景下，提高交通用气比重，对于降低石油对外依存度、优化能源结构、减少污染物排放、应对气候变化等具有重要的战略意义。（3）建设液化天然气生产项目及汽车加气站有利于满足当地天然气汽车对天然气的需求双鸭山市位于黑龙江省东北部，距省会哈尔滨市430公里，距北京1500公里。东隔乌苏里江与俄罗斯比金市相望，南与七台河市、鸡西市毗邻，西与佳木斯市相连。目前双鸭山市现营运车辆以汽油和柴油为燃料。现有加油站6座，附近的集贤县已建成1座液化石油气(LPG)加气站，随着双鸭山经济的快速发展，用气车辆不断增加，现有加油站、加气站已表现出一定的局限性，已不能充分满足发展的需要。.158. 黑龙江建龙化工有限公司拥有年产180万吨的焦炭项目，为了节能减排、响应国家能源综合利用政策，黑龙江建龙化工有限公司拟利用焦炉煤气制甲醇后的提氢解吸气制LNG及汽车加气站项目，该焦炉气制甲醇装置提氢后解析气生产能力为21000Nm3/h，可日产LNG125t/d，折合标态天然气17万Nm3/d。该项目符合黑龙江省天然气市场中长期规划和国家产业政策及能源规划等相关要求。项目实施后社会效益、环保效益较为可观，可降低汽车的运营成本，对双鸭山市交通运输有重要的推动作用，为当地经济发展服务。同时项目的建设也解决了企业焦炉气提氢尾气的出路问题，符合国家节能减排措施的实施和环境保护的要求，为建设资源节约型、环境友好型企业以及实现节能减排目标做出贡献。因此本工程建设是十分必要的。（4）建设高炉煤气柜，保证企业煤气系统平稳安全运行黑龙江建龙化工有限公司本次拟建设项目内容除上述LNG及汽车加气站外，还需特别为整个现有煤气系统配套建设一套15万m3的高炉煤气气柜。该气柜的建设，不仅能对整个公司的煤气管网系统起到一个安全保障作用，稳定用户的使用压力，调节煤气发生与用户使用之间的不平衡，确保煤气用户的正常生产和安全，煤气的缓冲量经过气柜的容量调节后，还可减少工艺放散，且替换出管网系统内热值更高、更有利用价值的燃料焦煤煤气，起到节能减排、提高能源利用效率的作用。1.1.3.4技术拥有单位概况（1）西南化工研究设计院（以下简称“西南院”）西南院为上市公司“四川天一科技股份有限公司”的参股单位，始建于1958年，现已在成都和泸州分别建成了互相依托的科技开发和成果孵化的两个基地，是集科工贸为一体的原化工部直属重点研究院、国家碳一化学工程技术研究中心和国家变压吸附技术研究推广中心的依托单位、水煤浆气化及煤化工国家工程研究中心含氧化学部的依托单位、天然气转化国家工程研究中心的核心成员单位。全国气体标准化技术委员会秘书处设在该院，是煤化工学会、天然气化工专业委员会和化工部天然气化工信息站的挂靠单位，负责编辑出版发行国内外的《天然气化工》杂志。作为全国甲醛行业协作组信息组长单位，负责编辑出版《甲醛与甲醇》刊物。.158. 西南院长期承担了大量与国民经济和社会发展密切相关的重大攻关项目，开发出一大批产业化的高新技术成果，已取得科技成果441项，有150项获国家级和部省级科技进步奖，有10余项达到或超过国际先进水平，获得国家专利22项。该院在烃类转化工艺及催化剂、变压吸附气体分离与净化技术、碳一化学三大领域在国内处于领先地位并跟踪世界先进的研究水平和方向。1984年，科技体制改革给该院进一步发展壮大带来了机遇、生机和活力。该院被原国家科委、原化工部列为全国首批科技改革的试点单位之一。在“以市场为导向，以企业为目标，以科研为基础，以效益为中心”的方针指导下，十多年来，该院经济收入均以20%以上的速度增长，经济收入已达1.8亿元。西南院的科技成果为社会增加的利税是国家向该院投入的80倍。目前西南院已建有进行高新技术应用研究开发、成果转化、生产经营和高新技术产品的企业化实体，现已拥有固定资产3.5亿元。西南院拥有一批思想解放、勇于探索进取的人才，现有职工1500余人，有国家级专家3人，教授级高工29人，高工195人，工程师358人，获省级以上荣誉称号的40多人。根据国务院国办发[1998]18号文，西南院经改制已转化成科技型企业，以加大科技成果推广力度，加速发展科技产业，并继续加强理论基础、应用基础研究和前沿研究，不断创新，保持技术领先地位；将形成科技促进产业发展、产业发展支持科技进步，出人才、出成果、出科技产业、出效益的科技进步良性循环。为了促进产业化的步伐，经过2年多的股份制改造的准备工作，提出了将西南院已建成的优秀科技产业进行资产化及股本设计方案，并经国家科技部评审推荐、中国证监会委托中国科学院专家组审查通过，国家证券会发文同意西南院按上报方案改制并试运行，经验收合格，以西南院优质资产组建的四川天一科技股份有限公司股票已于2001年1月11日在上海交易所正式上网发行。（2）四川天一科技股份有限公司（以下简称“天科股份”）四川天一科技股份有限公司是1999年初经国家经贸委批准，由西南化工研究设计院优良资产组建并控股的股份有限公司，于2001年1月11日经中国证监会批准，在沪市A股上市，简称“天科股份”，股票代码为600378。.158. 天科股份有939名职工，有各类专业技术人员798名，公司下设变压吸附工程研究所、工程公司、催化剂生产厂和多个生产及配套辅助工厂。天科股份主要从事甲醇及其下游产品、工业气体、变压吸附分离技术、基本有机化工、精细化工、化肥工艺技术研究、成套装置的开发设计和工程总承包。近年来，人员素质、设计技术和装备水平大幅度提高，高科技产业在突飞猛进的发展，具有参与国际竞争的实力。例如主导技术产品之一的变压吸附气体分离技术及装置，开发、推广应用领域及其技术水平列世界前茅，被列入国家科技推广计划；合成芳樟醇及其生产维生素E的全套技术，产品质量达到国际水平；研究生产的各种高纯气体、标准气体在国内处于行业的领先地位。在已设计和施工建成的各种工业气体供气装置、天然气或焦炉气或煤气为原料的低压合成甲醇和制氢、甲醇氧化制甲醛、甲醇裂解制氢、甲醇制二甲醚、甲醇脱氢路线制二甲基甲酰胺、甲醇法制甲烷氯化物、汽车用压缩天然气、芳樟醇制取异植物醇、糠醛制四氢呋喃等几百项工程，都具有较好的声誉，设计技术力量、工程业绩、管理水平都位居同行业前茅。其下属的变压吸附工程研究所拥有雄厚的技术力量，具有一批优秀的工程项目总承包管理、采购和施工管理、施工监理等专业人才，有丰富的现场施工实践经验，保证了工程设计项目的可靠性和先进性。现有专业设计技术人员180名，已为全国各行业提供了上千套不同类型和规模的PSA分离工程技术和总承包装置。其下属的工程公司拥有雄厚的技术力量，具有一批优秀的工程设计、采购和施工管理、施工监理、工程概预算等专业人才，有丰富的现场施工实践经验，保证了工程设计项目的可靠性和先进性。工程公司现有专业设计技术人员160名，其中教授级高级工程师13名，高级工程师56名，工程师66名。有项目经理18名，国家一级注册建筑师1名，国家一级注册结构师3名，国家一级注册造价师2名国家一级注册建造师1名、国家注册咨询工程师10名、二级注册建筑师3名，高中级工程造价师13名，高中级概、预算资格人员10名，环境评价资格人员8名，四川省级监理工程师4名。.158. 在工程公司的组织机构中，专业配备齐全。近年来，对外设计和工程承包的项目达数百余项，设计的项目多次荣获国家、部、省级优秀设计金奖、一等奖、二等奖，承担完成国家级攻关项目多项。天科股份持有国家建设部颁发的化工石化医药行业甲级、建筑行业乙级工程设计证书；还持有压力管道设计证书；工程总承包证书；一、二、三类压力容器设计和压力容器分析设计资格证书；具有甲级工程咨询资格证书、甲级环境污染防治工程工艺设计资格证书及建设项目乙级环境影响评价资格证书等。2001年通过ISO9001质量管理体系认证，2008年取得质量、环境、职业健康安全（QHSE）管理体系认证证书。公司的管理机构、管理体制、管理制度得到进一步完善。以项目管理为中心，技术骨干层具有很强的项目管理能力。在建立和完善项目管理机制的条件下，对项目进行动态管理，实现对项目计划、进度、质量、环境、职业健康安全和费用的控制，保证项目顺利按合同进行。天科股份还长期从事烃类转化催化剂、甲烷化催化剂、甲醇催化剂、各种脱硫剂的研究和生产，从事疲劳容器、DCS和PLC自控系统的设计或制造工作，下属有泸洲分公司催化剂厂、棠湖工业园区阀门厂、气体生产分公司、天立压力容器设备制造厂、吸附剂生产厂等等。1.1.3.5项目实施的优势（1）政策优势本项目生产装置属于2013年2月16日发布的国家发展和改革委员会令第21号《国家发展改革委关于修改<产业结构调整指导目录>（2011年本）有关条款的决定》规定的“第一类鼓励类”中“七、石油、天然气”的“9、液化天然气技术开发与应用”和“八、钢铁”的“2、煤调湿、风选调湿、捣固炼焦、……、焦炉煤气高附加值利用等先进技术的研发与应用”范畴。除此之外，根据我国能源发展战略，2015年要实现“车用燃料结构得到优化。替代燃料占车用燃料消耗的比例达到10%以上。天然气汽车推广规模达到150万辆以上，第二代生物燃料得到规模化市场应用”的目标；2020年要实现：“替代燃料占车用燃料消耗的比例达到15%以上”的目标。随着国内加气站网络建设的完善，天然气汽车必将得到大力推广，因此天然气企业和天然气汽车行业的市场空间将更为广阔。综上所述，本项目的建设.158. 符合黑龙江省天然气市场中长期规划和国家产业政策及能源规划等相关要求，符合政策优势。（2）资源优势本项目能充分利用建设单位富余的焦炉煤气制甲醇后的提氢尾气废气，因此本项目具有资源优势和原料价格优势。（3）技术优势本项目的技术完全可以立足国内，技术来源为西南院和天科股份的净化技术。天科股份拥有焦炉煤气净化和分离等专利技术，已有大量的工程业绩，其中焦炉煤气的净化和分离技术、工业气体甲烷化催化剂及工艺技术已在国内数十套装置上得到应用，因此，西南院和天科股份可为用户提供焦炉煤气甲烷化制天然气的可靠技术。1.1.4研究范围本可研报告研究范围包括提高炉煤气柜、提氢尾气制LNG、天然气加气站的生产装置及其配套设施。本报告着重对以上主要生产单元的生产工艺技术及装置规模、所需配套的公用、辅助设施，产品市场需求情况，项目经济效益等方面进行重点研究与分析。提出工艺技术推荐方案，作出市场预测分析，投资估算，对项目经济效益进行财务分析，最后作出研究结论性意见，供建设单位决策。本报告研究的具体内容如下：表1-1项目组成内容序号工序名称备注1高炉煤气柜界区外配套设施建设2提氢尾气制LNG装置含提氢尾气压缩、脱苯、脱碳、深冷分离等3L-CNG加气站4一次水及消防水站5循环水站6变配电站7界内外管.158. 8界外外管1.2主要研究结论1.2.1主要结论1.2.1.1本项目符合国家产业政策本项目的液化天然气产品系利用富余的焦炉煤气提氢后的解吸气生产的清洁燃料，根据2013年2月16日发布的国家发展和改革委员会令第21号《国家发展改革委关于修改<产业结构调整指导目录>（2011年本）有关条款的决定》本项目属于规定的“第一类鼓励类”中“七、石油、天然气”的“9、液化天然气技术开发与应用”和“八、钢铁”的“2、煤调湿、风选调湿、捣固炼焦、……、焦炉煤气高附加值利用等先进技术的研发与应用”，符合国家的产业政策及建设单位的发展规划。1.2.1.2采用的工艺技术先进、可靠本项目采用西南院与天科股份等单位的净化、深冷分离等技术，工艺先进，技术成熟，能耗低、三废少、质量高等特点，投产后可以长期稳定、安全、满负荷地运行。1.2.1.3原料来源本项目的原料气来自于建设单位焦炉气和转炉气制甲醇项目后副产的提氢解吸气，原料来源稳定、可靠。1.2.1.4能耗状况本项目以LNG为产品时，单位产品综合能耗为45.52GJ/kNm3，单位产品生产能耗为3.51GJ/kNm3。其中原料气和电耗占绝大部分。与国内其它同类型项目比较，其能耗达到国内较好水平。1.2.1.5环保、安全卫生及消防措施落实本项目.158. 三废排放量较小，装置建成后对周围环境影响较小，符合国家清洁生产的要求。同时在设计中注意安全生产及工业卫生，认真贯彻执行国家和地方的各项法规，采取完善的安全卫生消防措施，确保安全生产。1.2.1.6项目经济可行性以高炉煤气柜、LNG装置、L-CNG加气站合并计算时，项目总投资为29526万元，其中建设投资28249万元，建设期利息633万元，铺底流动资金644万元。年均生产总成本费用18209万元；L-CNG的出厂价格按3.7元/Nm3（含税价）计算，年均销售收入29281万元，年均利润总额10904万元，年均销售税金1846万元。项目投资内部收益率43.11%（税前），税前静态投资回收期3.37年（含建设期），总投资收益率36.31%，项目在经济上可行。单独以LNG装置计，项目总投资为20686万元，其中建设投资19651万元，建设期利息440万元，铺底流动资金595万元。年均生产总成本费用16785万元；LNG的出厂价格按3.3元/Nm3（含税价）计算，年均销售收入26228万元，年均利润总额9312万元，年均销售税金1439万元。项目投资内部收益率50.94%（税前），税前静态投资回收期3.04年（含建设期），总投资收益率43.41%，项目在经济上可行。1.2.1.7项目抗风险能力以L-CNG加气站产品为方案时，盈亏平衡点为25.11%（生产期平均），以LNG装置产品LNG为方案时，盈亏平衡点为29.42%（生产期平均），说明本项目抗市场风险能力较强。1.2.1.8社会效益本项目的成功实施将为焦炉气和转炉气制甲醇后产生的提氢解吸气的进一步综合利用找到一条变废为宝、消除污染的有效途径，具有很好的社会效益。1.2.2存在问题和建议(1)本项目是废气资源综合利用项目，因此原料气的供应量将直接影响到装置的正常运行，建议建设单位要保证原料气体的供应稳定。(2)为保证工程进度，建设单位应尽早与供应商联系，落实供应厂家和供货时间。附：综合技术经济指标表表1-2综合技术经济指标.158. （含高炉煤气柜、LNG装置、L-CNG加气站）序号指标名称单位数量备注一生产规模1提氢解吸气处理量Nm3/h20000二产品方案1LNG产品Nm3/h11352.6652副产深冷尾气Nm3/h6170.585三操作时间LNG装置年操作时间小时8000L-CNG加气站年操作时间小时5840四主要原材料消耗1提氢解吸气Nm3/h200002压缩润滑油t/a10.53脱苯剂t/a6.94加氢催化剂t/a16.55加氢催化剂t/a7.96精脱硫剂t/a2057除油剂t/a11.58分子筛t/a10.59混合制冷剂t/a3910MDEAt/a0.811活化剂t/a0.36五公用工程消耗1电kWh/h110262新鲜水t/h553循环水t/h21414脱盐水t/h1.55仪表空气Nm3/h4006氮气Nm3/h2007液氮t/次208蒸汽t/h5.0六劳动定员人142七项目总投资万元295261建设投资万元282492建设期利息万元633.158. 3铺底流动资金万元644全额流动资金2146万元八年均销售收入万元29281含税九年平均总成本万元18209生产期平均十年均营业税金及附加万元168十一年均增值税万元1677十二年均利润总额万元10904十三财务评价指标1全投资内部收益率%43.11税前2总投资收益率%36.313静态投资回收期年3.37税前，含建设期4动态投资回收期年3.93税前，含建设期5盈亏平衡点%29.42生产期平均表1-3综合技术经济指标（LNG装置）序号指标名称单位数量备注一生产规模1提氢解吸气处理量Nm3/h20000二产品方案1LNG产品Nm3/h11352.6652副产深冷尾气Nm3/h6170.585三操作时间LNG装置年操作时间小时8000四主要原材料消耗1提氢解吸气Nm3/h200002压缩润滑油t/a10.53脱苯剂t/a6.94加氢催化剂t/a16.55加氢催化剂t/a7.96精脱硫剂t/a2057除油剂t/a11.58分子筛t/a10.59混合制冷剂t/a3910MDEAt/a0.811活化剂t/a0.36.158. 五公用工程消耗1电kWh/h110262新鲜水t/h553循环水t/h21414脱盐水t/h1.55仪表空气Nm3/h4006氮气Nm3/h2007液氮t/次208蒸汽t/h5.0六劳动定员人81七项目总投资万元206861建设投资万元196502建设期利息万元4403铺底流动资金万元595全额流动资金1984万元八年均销售收入万元26228含税九年平均总成本万元16785生产期平均十年均营业税金及附加万元131十一年均增值税万元1308十二年均利润总额万元9312十三财务评价指标1全投资内部收益率%50.94税前2总投资收益率%43.413静态投资回收期年3.04税前，含建设期4动态投资回收期年3.46税前，含建设期5盈亏平衡点%25.11生产期平均.158. 2市场预测2.1产品用途天然气用途广泛，天然气发电，具有缓解能源紧缺、降低燃煤发电比例，减少环境污染的有效途径，且从经济效益看，天然气发电的单位装机容量所需投资少，建设工期短，上网电价较低，具有较强的竞争力。天然气化工工业，天然气是制造氮肥的最佳原料，具有投资少、成本低、污染少等特点。城市燃气事业，特别是居民生活用燃料。随着人民生活水平的提高及环保意识的增强，大部分城市对天然气的需求明显增加。天然气作为民用燃料的经济效益也大于工业燃料。压缩天然气汽车，以天然气代替汽车用油，具有价格低、污染少、安全等优点。天然气利用领域非常广泛，除了能用于上述领域外，还可广泛作为机械制造、玻璃陶瓷、集中空调的燃料或原料。天然气是较为安全的燃气之一，它不含一氧化碳，也比空气轻，一旦泄漏，立即会向上扩散，不易积聚形成爆炸性气体，安全性较高。采用天然气作为能源，可减少煤和石油的用量，因而大大改善环境污染问题；天然气作为一种清洁燃料，与燃煤相比，能减少二氧化硫和粉尘排放量近100%，减少二氧化碳排放量60%和氮氧化合物排放量50%，并有助于减少酸雨形成，延缓地球温室效应，从根本上改善环境质量。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、粉尘和其他有毒物质，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。（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。（3）安全可靠：天然气无毒、易散发，比重轻于空气，不易积聚成爆炸性气体，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。.158. LNG（LiquefiedNaturalGas），即液化天然气的英文缩写，主要成分是液态的甲烷，其密度为标准状态下甲烷的625倍。LNG是将在常压下气态的天然气冷却至-162℃，使之凝结成液体。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、燃烧完全等特点，是优质的发动机燃料，而且燃烧排放的SO2、NOx非常少、碳排放量也小，是一种洁净的燃料，在相同发热量下，其燃烧时的碳排放量与燃料油、煤的对比如下表示：表2-1LNG燃烧时碳排放量对比燃料名称LNG汽油柴油煤油原油重油烟煤无烟煤碳排放量（t/t）0.710.800.840.820.840.881.091.14LNG是一种清洁、高效的能源。由于进口LNG有助于能源消费国实现能源供应多元化、保障能源安全，而出口LNG有助于天然气生产国有效地开发天然气资源、增加外汇收入、促进国民经济发展，因而LNG贸易正成为全球能源市场的新热点。LNG除和普通天然气一样可以作为城市民用燃气和作为发电厂的燃料之外，还具有调峰储存功能；同时还可用于作为汽车、轮船、飞机等交通工具的燃料。在目前能源供应和节能减排环保要求的形势下，汽车工业发展清洁的代用燃料己势在必行，在目前使用的各种汽车代用燃料中，天然气作为最清洁的车用替代能源，由于其自身对大气环境污染小等特点，是最理想的清洁燃料。2.2世界天然气市场状况2.2.1世界天然气储量及地理分布在世界各国的努力勘探下，全球天然气探明储量的数据每年都在增加，据统计2011年底达208.4万亿m3。按世界各国目前的消费水平可以满足全球63.6年的需要。据美国《油气杂志》统计，截至2011年底，天然气探明储量排名前三位的分别为俄罗斯47.57万亿m3，伊朗29.6万亿m3，卡塔尔25.6万亿m3，其次是沙特、美国、阿联酋、尼日利亚，他们的储量分别为7.78万亿立方米、6.93万亿立方米、5.45万亿立方米、5.29万亿立方米和4.58万亿立方米。.158. 表2-2世界天然气储量排名排名国家探明储量，万亿立方米所占份额，%1俄罗斯47.5726.62伊朗29.614.93卡塔尔25.614.34土库曼斯坦7.784.165沙特阿拉伯6.933.836美国6.043.367阿联酋5.453.038尼日利亚5.292.909阿尔及利亚4.582.5410委内瑞拉4.322.4011伊拉克3.171.7612哈萨克斯坦2.831.5713印度尼西亚2.771.5414挪威2.331.3015中国2.271.262.2.2世界天然气产量情况世界天然气生产量基本上保持增长的态势，增长较为平稳，2000~2011年11年间全球天然气生产平均增幅稳定在2.8%左右，2011年的产量达到3.28万亿立方米，比2010年增长3.1%。全球天然气产量最多的6个国家的天然气生产情况见下图：图2-12000~2011年全球天然气生产最多的6个国家产量.158. 可以看到美国和俄罗斯是世界最大的天然气生产国其中美国2011年的天然气产量达6513亿m3，比2010年增加了470亿m3，创下了历史最高的增长率（7.8%），相当于2011年当年全球增量的48%。2011年全球天然气生产增速最快的国家还有卡塔尔、土库曼斯坦和秘鲁，增长率分别为25.8%、40.6%和56.9%。特别是卡塔尔，2011年的产量已经超过中国，成为全球第五大天然气生产国。相反，由于老气田产量的衰减、设备陈旧、维修时间的增加和区域消费需求的萎靡，2011年欧盟的天然气的产量出现了有史以来的最大降幅（降低11.4%），特别是英国，天然气减产20.8%。2.2.3世界天然气消费情况2011年全球天然气消费量为3.22万亿m3，比2010年增长2.2%，略低于历史平均水平（2.7%）。世界天然气消费量最大的5个国家天然气消费情况见下图：图2-22000~2011年全球天然气消费最多的5个国家消费量近年来北美地区由于天然气价格较低消费增长强劲，例如美国.158. 2011年天然气消费量增长2.4%，达6901亿m3。美国天然气消费量比俄罗斯大得多，并长期保特全球天然气第一消费大国地位。2011年中国的天然气消费量增长了21.5%，已经超过日本成为世界第4大天然气消费市场。中国天然气市场规模在过去5年里扩大了一倍多。天然气供应主要来自于国内天然气增产（增长8%）、管道天然气进口（来自于土库曼斯坦，143亿m3），以及LNG进口（主要来自澳大利亚、卡塔尔、印度尼西亚和马来西亚，166亿m3）。2.2.4世界天然气贸易量世界天然气贸易近几年快速增长见下图：图2-3世界管道天然气和LNG贸易情况2011年贸易量比2010年增长4%，达到了10254亿m3，突破了1万亿m3大关。管道天然气虽然还是贸易主要渠道，但LNG贸易的增幅逾10%，远超管道天然气贸易1.3%的增幅，在全球天然气贸易中所占份额达到了32.3%。近年来，世界天然气的贸易格局发生了很大变化。首先，过去受运输条件的限制，北美、欧洲和亚太的三个天然气市场基本独立，随着一批跨国天然气管道投运和LNG的快速发展，目前的天然气区域间的流动性明显增强。其次，由于以中国为代表的新兴市场国家经济持续快速发展，加上日本替代核电的需求，2011年亚洲天然气的需求快速增长，成为天然气消费量增长最快的地区，贸易的重心也已经转向亚洲市场，净进口量增长了34%（276亿m3），占全球LNG贸易.158. 增长量的90%。今后20年亚洲的天然气市场走势还将继续对全球天然气市场格局产生重大影响。2011年世界LNG贸易增长几乎都来自卡塔尔，其出口量达1026亿m3，是当年LNG出口量最大的国家，出口量的增长占全球贸易总增长的87.7%。全球LNG进口量增幅最大的是日本，2011年日本进口量达1070亿m3。中国为第6大进口国，2011年进口量为166亿m3。2011年，俄罗斯是管道天然气出口量最大的国家，出口量达2070亿m3。美国和德国是全球管道天然气进口量最大的国家，进口量达到了881亿m3和840亿m3。我国管道天然气进口量位列第13位，2011年进口量为143亿m3。2.3我国天然气市场分析2.3.1我国天然气供给现状2011年，我国天然气产量突破1000亿立方米，达到1025.31亿立方米。其中中石油756亿立方米占75%，中石化146亿立方米，占14%，中海油产量109亿立方米。基础设施不断完善，为供应提供保障；国内小型LNG迅猛发展，产能接近1000万立方米/日。2011天然气的进口量大幅攀升，达314亿立方米，对外依存度快速上升至24%。而进口气的价格不断上涨，与国产气价格明显倒挂。产量数据显示：2011年1~12月全国累计生产天然气1025.31亿立方米，同比增长6.9%，增速同比下降5.17个百分点。表2-32000~2011年天然气产量及增速年份天然气产量（亿立方米）同比增长2000年2727.95%2001年303.2911.50%2002年326.617.69%2003年350.157.21%2004年414.618.41%2005年493.218.96%2006年585.5318.72%.158. 2007年692.418.25%2008年789.3214.00%2009年852.698.03%2010年948.4811.23%2011年1025.316.90%数据来源：国家统计局2012年，我国天然气产量1077亿立方米，同比增长6.5%，天然气进口量（含LNG）425亿立方米，增长31.1%，表观消费量1471亿立方米，增长13%。近年来，随着四川盆地、鄂尔多斯盆地、柴达木盆地、塔里木盆地等天然气项目的大规模开发，我国天然气产量呈现稳定增长的势头。在短期内，影响天然气产量最主要的因素为冬季采暖，随着天然气管道建设的加快，中国越来越多的居民家庭冬季采用天然气取暖，天然气需求旺盛，为保证供应，石油公司采取多种措施加快生产，力保供应。2011年，我国天然气产量突破1000亿立方米，达到1025.3亿立方米，同比增长6.9%，同时非常规天然气勘探步伐明显加快。数据来源：国家统计局图2-42010~2011年我国天然气月度产量及同比增速从天然气产地分布来看，截至2011年12月底天然气累计产量最高的是陕西，1~12月累计生产天然气272.21亿立方米，同比增长21.8%；四川天然气累计产量攀居第二，1~12月累计生产天然气267.76亿立方米，同比增长7.5%；新疆天然气累计产量退居第三，1~12月累计生产天然气234.05亿立方米.158. ，同比增长-6.3%；广东天然气累计产量仍稳居第四，1~12月累计生产天然气83.28亿立方米，同比增长6.3%。青海天然气累计产量第五，1~12月累计生产天然气65亿立方米，同比增长15.9%。基于我国的资源情况，发展天然气工业必须利用国内外两种资源，我国天然气已经从单一的国内生产，逐渐走向国外多渠道供应，即天然气来自陆上管道输送和海洋液化天然气运输进入我国。从2010年，我国天然气渠道来源结构看，国内天然气产量占天然气总量的86%；LNG进口量占天然气总量的11%，管输进口量占天然气总量的3%。LNG进口量占我国天然气总量的比重在不断上升。2006~2010年，LNG占天然气总量的比重分别为：1.7%、5.3%、5.2%、8.2%、11.3%。社科院统计数据也表明，未来十多年里我国天然气需求将以每年11~13%的速度增长，预计到2020年天然气需求量将超过2000亿立方米，缺口将达1000亿立方米。由于中国在天然气供应上已捉襟见肘，预计2020前，年进口量将由800亿立方米提高到1000亿立方米以上。无论从资源储量还是市场发展程度看，我国天然气市场目前还是以供定需，还做不到以需定供。末端经营方过度发展下游市场，生产商资源供应不上，是造成我国天然气市场供需矛盾的根本原因。为解决天然气市场的供需矛盾，我国采取了以下措施：（1）加快天然气管网和配套基础设施的建设，推动了我国天然气利用范围和规模的不断扩大。我国第一条西气东输管线工程已于2004年底投入商业运营，直接拉动了天然气消费市场的扩大。（2）2008年我国进一步加快天然气管网的建设和布局，将中亚天然气输送至我国的西气东输二线工程以及与之相连的中亚天然气管道已于2008年全线开工建设。管线投产后，以土库曼斯坦为主供气源，哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦为补充气源的进口天然气将通过西气东输二线工程向珠三角合唱三角输送。.158. 目前，中亚——中国石油管道A线实现通气，而同时铺设的B线预计年底焊接完毕，今年4、5月间投入使用。依照计划，该管道将与建设中的“西气东输”二期相连接。中亚天然气可惠及中国中西部、长三角、珠三角的14个省市，直至南端终点香港。2009年6月，中国与土库曼斯坦签署合同，约定后者在30年期限内，通过此条管道每年向中国供应400亿立方米的天然气。同时，管道过境国乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦也承诺，共同担负每年300亿立方米的满额量。这意味着，此条动脉的满额通气量将高达700亿立方米，几乎等同于去年中国天然气的消耗总量。在外界看来，这无疑是缓解中国“气荒”的良策。（3）随着我国天然气消费量不断上升，以进口天然气为主的液化天然气项目加快发展。2008年，中石油位于大连和江苏的液化天然气项目相继开工建设。在国际油价不断高涨的带动下，国际市场天然气价格也不断上涨。尽管如此，我国几大石油公司进一步加快了与国际卖家签署液化天然气长期购买合同的步伐。2008年中石油先后与卡塔尔液化天然气公司和壳牌等签署天然气销售与购买协议。中海油也与卡塔尔液化天然气公司和法国道达尔公司签署了液化天然气购买框架协议。虽然通过以上措施，可以在一定程度上缓解目前国内天然气供应紧张的局面。但仍难以满足国内对天然气需求的快速增长。2011年，天然气表观消费量1307.1亿立方米，比上年增长20.5%，为2008年来最大增幅，增幅较上年提高3个百分点，占石油天然气表观消费总当量的20.1%，较上年提高2.2个百分点。为防止“气荒”，国家发改委、能源局制定应对预案。开始主动协调油气企业，一方面加大天然气增储上产，鼓励开展天然气储备；另一方面加大LNG现货采购，补充国内缺口；同时，调整检修计划，加快天然气主干管网的投运进度，市场资源供应量得到有效保障。在有关各方的共同努力下，2010年冬季全国没有出现“气荒”现象。.158. 数据来源：中国能源统计局图2-5中国天然气生产与消费量关系预计到2020年，我国天然气缺口仍将达到1000亿立方米左右。我国天然气在未来将明显表现为需求大于供给，对进口的需求将持续增长。2.3.2我国天然气消费需求分析在国家天然气利用政策的引导下，天然气消费结构不断优化。2000年以前，受输送管道的限制，我国天然气消费市场局限于油气田周边地区，天然气利用以工业燃料和化工为主。2000年，在全国天然气消费总量中，工业燃料和化工用气占78.3%，城市燃气消费占17.6%，燃气发电用气占4.1%。随着西气东输、陕京二线、忠武线、涩宁线等长输管线建成投产，用气区域迅速向经济发达的沿海市场转移，城市燃气和发电用气明显增加，工业燃气和化工原料用气逐步减少。2008年，我国天然气消费结构为工业燃料占30.5%，化工用气占31.5%，城市燃气占28%，燃气发电占10%。2011年，天然气表观消费量1307.1亿立方米，比上年增长20.5%，为2008年来最大增幅，增幅较上年提高3个百分点，占石油天然气表观消费总当量的20.1%，较上年提高2.2个百分点。.158. 数据来源：国家统计局、海关总署图2-62007~2011年我国天然气表观消费量及同比增速从需求增长趋势看，我国天然气的需求量呈显著上升趋势。虽然2008年的金融危机给需求量的增长速度带来了一定的影响，但是2011年却表现出了强劲的增长势头。随着管道建设的进展以及LNG接收站的陆续建成以及海上油气的发现，我国天然气的供给量将会大幅的提升。从而会带动消费量的更快的增长。天然气对外依存度进一步有所提高。2011年我国天然气的对外依存度达21.56%，与2010年相比增加9.99个百分点。2012年对外依存度28.9%，比2011年提高了约4.5个百分点。图2-72011年我国天然气累计进口量及同比增速2010年，我国增加天然气在能源构成中的比例达到7%。未来中国将加大天然气基础设施的建设，包括5万公里的天然气管线，在长三角、渤海地区、珠江地区建设约为10个液化天然气接收站，形成5000万吨规模的液化天然气接收设施。到2020.158. 年，中国天然气消耗将增加到2200亿立方米。目前我国有多个气源送达各个城市，其中包括西气东输、俄罗斯天然气引入（供应环渤海、长三角、珠三角等区域）、海气登陆。第三个气源分为两种：一方面在近海地区我国有自己生产的天然气抵达沿海地区，预计中国南海、渤海、东海的海上天然气规模将达到每年100亿立方米；另外，进口液化天然气优先供应沿海地区，广东省液化天然气项目已经通气；福建、上海和浙江的液化天然气也已经启动。其他省市也在积极布点，2020年将形成沿海天然气供应网，就近供应。预计到2020年，中国液化天然气（LNG）进口将累计创造超过600亿美元的市场价值，其中，将有138亿美元来自天然气的勘探和生产，183亿美元来自液化工艺，128亿美元产生于运输环节，而天然气的储存和重新气化则可创造152亿美元的市场价值。从经济方面来看，目前，我国经济建设正处于一个新的发展期，能源需求日益增加，拉闸限电更是进一步说明了能源需求的旺盛。国家在可持续发展战略中提出，要调整能源结构，开发利用可再生能源和新能源，这些都为天然气行业的发展提供了机遇。2.4目标市场分析中国天然气地区表观消费呈现以下几个特征：一，传统的天然气产销重地西南，西北以及华北地区表观消费份额保持大幅优势，且增长稳定。二，东南沿海经济发达但远离产地的华东华南两个地区目前消费的份额相对不大，但处于快速增长期。三，以北京为首的华北地区份额较大，增幅稳定。四，其他地区份额偏小且增势相对较慢。从天然气消费地区分布看，中国天然气的消费主要集中在东部地区和油田周边地区，如图2-8。.158. 图2-8中国天然气主要消费地区分布示意图针对于本项目LNG主要目标市场，本小节着重论述黑龙江双鸭山地区尤其是汽车燃料方面的天然气市场。2.4.1我国天然气汽车的发展现状及市场预测2001年以来，国内CNG汽车快速发展，至2008年底，16个天然气汽车重点推广城市CNG汽车达30万辆，全国近40万辆。汽车用天然气增长迅猛，在气源附近的城市如四川、重庆、乌鲁木齐、西安、海南、银川和兰州等地，公交出租气化率达到90%以上。燃气汽车保有量的增加及使用率的提高极大的增加了汽车能源消耗的替代效益。截止到2008年底，中国已有80余个城市拥有了加气设施，加气站数超过1000个，我国机动车动力燃料结构正在发生巨大而深刻的变化,向更加绿色、更加环保的方向迈进。从世界范围来看，目前CNG汽车是天然气汽车发展的主流方向。应用领域以出租车、公交车为主,天然气汽车应用领域的选择是关系到天然气汽车能否保持持续快速增长的重要因素。在我国，有相对固定行驶路线的出租车、公交车约占我国汽车保有量的10%，但是其年运行总里程却是私家车的5～10倍，因此出租车、公交车是我国CNG.158. 汽车发展的首选目标。对于北京等大城市来说，应以发展公交为主，原产车为主；中小城市则以发展出租车为主，车型初期以改装车为主，逐步过渡到原产车。但由于公交车、出租车的总容量有限，当CNG汽车发展到一定规模后，可能会进入一个相对停滞期。随着加气网络的完善，城市市政车、功能车和私家车会逐步成为天然气汽车的发展方向。根据我国能源发展战略，适度发展以天然气汽车为代表的各类替代燃料汽车，形成多元化的清洁车用燃料结构，降低对石油资源的依赖。2015年要实现“车用燃料结构得到优化。替代燃料占车用燃料消耗的比例达到10%以上。天然气汽车推广规模达到150万辆以上，第二代生物燃料得到规模化市场应用”的目标。2020年要实现：“替代燃料占车用燃料消耗的比例达到15%以上”的目标。随着国内加气站网络建设的完善，天然气汽车必将得到大力推广，天然气企业和天然气汽车行业的市场空间将更为广阔。2.4.2目标市场现状分析随着我国交通运输业的发展和环保意识的提高，社会对作为新型能源的车用燃料的需求也在逐年增加。尽管黑龙江省在车用加气站的建设上起步较晚，但随着社会需求的增加，车用加气站建设与发展的脚步也正在逐渐地加快。双鸭山市现营运车辆以汽油和柴油为燃料，跟据2011年统计年鉴及总体规划，全市现有机动车数量93548辆，其中汽车63890辆。营运车辆6973辆，其中，货车4057台、客车780台、出租车2136台。其中，双鸭山市市区公交车辆现有数量为394台，出租车现有数量为1100台，详见表2-4。表2-4双鸭山市现有公交车和出租车数量车型数量公交车394台出租车1100台现状主要公路有国道2条，即：同三公路（G010），哈同公路（G221），同三公路佳木斯至集贤段已建成全封闭高速公路：省道5条即：依饶公路（S307），抚饶公路（S210），虎饶公路（S211），富密公路（S205），依宝公路（S308）。.158. 全市现有市客运总站，虹桥客运站，集贤客运站，宝清客运站，友谊客运站，饶河国际客运站等主要客运站以及37个农村客运站。目前城区公交由龙安公交公司运营。现有公交线路27条，总长244km。公交车394台，现状年客运量达4953万人。公交网络基本覆盖整个尖山区，公交站点300m半径覆盖率达到56%。目前双鸭山市有加油站6家，除集贤有一座LPG汽车加气站外，尚未有汽车加气站。2.4.3目标市场汽车增长预测参照双鸭山市总体规划，并根据《城市道路交通规划设计规范》相关指标，预测双鸭山市区近远期出租车和公交车数量。（1）公交车辆发展规划根据双鸭山市总体规划和《城市道路交通规划设计规范》指标，按2015年44万人，2020年52万人考虑，则2015年应设置500台标准车（公交车），2020年设置620台标准车（公交车）。（2）城市出租车发展规划根据双鸭山市总体规划和《城市道路交通规划设计规范》指标，参照目前双鸭山市出租车保有量情况，按2015年44万人，2020年52万人考虑，则2015年应设置1320台标准车（出租车），2020年应设置1560台标准车（出租车）。详见表2-5。表2-5近远期公交车和出租车预测数量车型2015年2020年公交车500台620台出租车1320台1560台（3）燃气汽车用气量指标根据双鸭山市车辆实际运行情况，以出租车年均行驶7.2万km，每百公里耗天然气10Nm3；公交车年均行驶5.0万km，每百公里耗天然气33Nm3；私家车年均行驶2.5万km，每百公里耗天然气10Nm3计算。.158. （4）汽车用户用气不均匀系数燃气汽车的用气状况较为均匀，一般来说，月与日的用气视为是均匀的。本规划考虑汽车加气站每天的工作时间为16小时（二班制），因此确定燃气汽车的用气不均匀系数为：月不均匀系数K1max=1.0日不均匀系数K2max=1.0小时不均匀系数K3max=1.5（5）汽车用户气化率（改装率）考虑到加气站建设进度，并参考其它类似城市经验，本项目2015年出租车、公交车的气化率为75%；2020年气化率为100%，私家车目前数量不详，但年增长率已超过10%，本规划私家车年增长率10%，故本规划2015拟气化年私家车数量为1000台，2020年气化私家车数量为1610台。（6）车用天然气年需求量计算车用天然气年需求量:Qva=∑Nvk×Lk×fkQva:车用燃气年需求量万Nm3/年Nvk:第k类燃气车数量万辆Lk:第k类燃气车年均里程100km/年fk:第k类燃气车百公里气耗Nm3/100km2015年车用天然气年需求量：Qva=（0.132×720×10+0.05×500×33）×75%+0.1×250×10Qva=1582万Nm3/年同时考虑增加过境、停靠、旅游等车辆的加气需求，补充10%其它用户的天然气需求，Qva1=1582+158=1740万Nm3/年2020年车用天然气年需求量：.158. Qva=（0.156×720×10+0.062×500×33）×100%+0.161×250×10Qva=2549万Nm3/年考虑10%其它用户的天然气需求，Qva1=2549+255=2804万Nm3/年（7）CNG需求量预测CNG需求量预测见下表。表2-6双鸭山市汽车CNG年需求量预测数量单位2015年2020年出租车车辆数量辆13201560改装率%75100用气量指标Nm3/百公里1010年均里程万km7.27.2需求量万Nm3/年7131123公交车车辆数量辆500620改装率%75100用气量指标Nm3/百公里3333年均里程万km5.05.0需求量万Nm3/年6191023私家车改装车辆数量辆10001610用气量指标Nm3/百公里1010年均里程万km2.52.5需求量万Nm3/年250403其它需求量万Nm3/年158255合计万Nm3/年17402804（8）销售量测算参照加气站通常供气规模，考虑规划中非建龙公司所属的汽车加气站所占市场的份额，根据市场需求分析和资金筹措能力并结合市场开发的稳妥性，确定本项目设置5个天然气加气站，单站日供CNG能力为10000Nm3。年供CNG365万Nm3。达到设计规模时，建龙加气站日总供CNG能力达5万Nm3，年总供CNG1825万Nm3。.158. 加气站建成后可首先在公交行业、出租车行业进行推广使用，并以此为基础逐步向办公车辆、市政用车及私家车领域扩展。本着面向全市汽车成品油改天然气市场，落实用户，逐步推广使用的原则，在加气站预留设备位置和能力，以适应用户发展的需要。2.5竞争力分析燃气汽车是以天然气或液化石油气为燃料的汽车，相对与燃油汽车，它具有环保、经济、安全等特点，被誉为21世纪“绿色”汽车。与燃油汽车相比，燃气汽车可降低汽车尾气的污染物排放量及噪音强度。其中其中CO减少90%以上，HC减少70%，NOx减少40%以上，几乎无SO2排放。使用天然气作为汽车的燃料具有明显的经济效益，据2012年05月黑龙江省成品油价格的统计，对CNG和汽油、柴油3种燃料用在小型汽车上百公里的经济比较如下。表2-7CNG、汽油、柴油作为燃料比较序号燃料种类单位价格（元）百公里燃料消耗百公里燃料价（元）1汽油93#7.33元/L8L58.642汽油97#7.98元/L8L63.843柴油0#6.96元/L8L55.684CNG3.70元/Nm310L37.00按同等热值测算，销售价格若按3.7元/Nm3计，则相当于汽油价格为4.63元/升，而目前93#汽油价格为7.33元/升，出租车改用天然气后，每天可在燃料支出上节约约40~50元，年节约燃料支出约1.4~1.8万元左右。根据汽车运行成本分析，汽车每100公里消耗天然气成本比用汽、柴油消耗成本低30～40%左右。因此天然气具有一定的价格优势。2.6价格预测为继续贯彻《国家发展改革委员会关于调整天然气价格有关问题的通知》（发改电[2007]301号）文件精神，切实推进车用天然气的发展，按照车用天然气与汽油的比价关系，本项目根据成本、市场等实际情况并结合建设单位意见，预测建龙加气站车用压缩天然气销售价格为3.7元/Nm3。.158. 本报告对高炉煤气、LNG装置、L-CNG加气站合并计算时，L-CNG按出厂价格3.7元/Nm3（含税）进行财务评价，单独对LNG装置进行经济评价时，LNG按出厂价格3.3元/Nm3（含税）进行财务评价，并在财务评价中对产品价格下降和上涨10%时分别进行不确定性分析，以供建设单位参考。.158. 3产品方案和生产规模3.1产品方案本装置建设范围包括高炉煤气柜、提氢解吸气制LNG、天然气加气站的生产装置及其配套设施。其中高炉煤气柜是为公司整个现有煤气系统配套建设的15万m3新型干式气柜。LNG装置是以公司现有甲醇装置副产提氢解吸气为原料，生产产品为液化天然气（LNG）。LNG再送到新建天然气加气站对外销售。3.2生产规模本项目拟建在黑龙江省双鸭山市，本报告确定本项目建设规模为处理提氢解吸气20000Nm3/h，LNG液化规模为60%~110%负荷，年运行时间按8000小时计算。产量初步估算如下：（1）LNG产品LNG小时产量：10633.888Nm3/h，9.108t/h，20.04m3/h（规格见表3-1）LNG日产量：272463.96Nm3/d，218.593t/dLNG年产量：9082.132×104Nm3/a，69698.45t/a（2）深冷尾气副产深冷尾气小时产量：6170.585Nm3/h（规格见表3-1）。副产深冷尾气年产量：4936.468×104Nm3/a装置产品规格如下表：.158. 表3-1LNG装置产品规格组份分子式LNG深冷尾气Nm3/h%Nm3/h%一氧化碳CO5.4490.0483375.19654.698二氧化碳CO20.3500.0030.0000.000氢气H20.0000.0001146.70618.583氮气N20.0790.0011441.11823.355甲烷CH410170.71289.589207.5653.364高烃类CnHm1176.06510.3590.0000.000氧气O20.0000.0000.0000.000水H2O0.0090.0000.0000.000硫化氢H2S0.0000.0000.0000.000有机硫按硫计0.0000.0000.0000.000合计11352.665100.0006170.585100.000相关参数及状态分子量17.9822.78温度℃-162.8040.00压力MPa.G0.0150.990相态液气低位热值kcal/Nm39463.0012411.5957高位热值kcal/Nm310473.96782531.3472天然气加气装置则是以生产出的LNG为原料，结合双鸭山市近远期的用气量和汽车用户数量，本项目拟设置5个L-CNG汽车加气站，单站CNG日供气规模为1万Nm3/d，年周转量365万Nm3。根据《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》NB/T1001-2011，确定各加气站为三级站。天然气加气站生产作业方式：生产过程为16小时工作，三班两运转，每班8小时。年工作日：365天，年操作时间：5840小时。.158. 表3-2L-CNG汽车加气站的供气规模名称高峰小时供气(Nm3/h)日加气规模（Nm3/d）储气瓶组储气容积加气站625100006.51m33.3产品控制指标本项目生产的LNG产品达到以下质量指标：CH4+CnHm≥99%(vol)N2≤1%(vol).158. 4工艺技术方案4.1原料路线本项目建设范围主要为三部分，包括高炉煤气柜、LNG装置、天然气加气站装置。其中高炉煤气柜主要是为公司整个现有煤气系统配套建设的15万m3新型干式气柜，其原料为3座530m3高炉副产出的高炉气。L-CNG加气站的原料LNG来源于本次新建LNG装置生产出的LNG产品。对于LNG装置而言，传统制备LNG产品的原料是天然气，这也是当前国内外生产LNG最主要的原料来源。其他可以作为制备LNG原料的还有：煤层气、各种不同原料生成的合成气、焦炉煤气、富甲烷气，这些原料是制备LNG有别于传统天然气的新原料，因而生产工艺有很大差别。本项目建在黑龙江省双鸭山市，建设单位有大量富余的焦炉煤气资源，其中焦炉煤气提氢供应甲醇装置外，富余焦炉煤气提氢解吸气，该气体富含CH4，所以，本项目确定生产LNG的原料气为焦炉煤气提氢解吸气，气源来自建设单位焦炉煤气PSA制氢装置解吸气。由于目前建设单位焦炉煤气PSA制氢装置原料气含甲醇弛放气，造成解吸气中氮含量较高，本项目的建设将甲醇弛放气单独采用一套PSA提氢装置，使解吸气中氮含量降低，同时降低处理气量，节约能耗。焦炉煤气提氢解吸气平均组成如下：表4-1提氢解吸气组成（vol%）组成COCO2H2N2CH4CnHmO2ΣV%16.916.0311.377.2151.925.880.68100杂质含量如下：表4-2提氢解吸气杂质含量组分H2S有机硫NH3BTX含量，mg/Nm3≤180≤180≤0.36≤1800.158. 4.2工艺技术方案的选择4.2.1高炉煤气气柜的选择气柜，主要用于贮存各种工业气体，同时也是用于平衡气体需用量的不均匀性的一种容器设备，可以分为低压气柜和高压气柜两大类，前者又有湿式和干式两种结构。湿式气柜是最简单常见的一种气柜，通常用于煤气贮存。湿式气柜构造简单，易于施工，但是其煤气压力波动大，土建基础费用高，冬季耗能大，且由于水封装置，柜体易锈蚀，维护费用较高，检修时产生大量污水，寿命只有约10年。大容量贮气柜用湿式气柜不经济。干式气柜是借助内部大面积活塞升降来恒定及调节输出压力，内部设有活塞的圆筒形或多边形立式气柜，活塞直径约等于外筒内径，其间隙靠稀油或干油气密填封。干式气柜也多用于贮存煤气，其基础费用低，占地少，运行管理和维修方便，维修费用低，无大量污水产生，煤气压力稳定，寿命可长达30年。大容量干式气柜在技术与经济两方面均优于湿式气柜。结合黑龙江建龙化工有限公司现有3座高炉产生的高炉煤气量，本项目拟选择建设15万m3新型干式气柜1座。4.2.2LNG装置工艺技术方案的选择工艺技术方案的选择是否先进、合理、可靠等，直接关系到整个装置的稳定运行及该项目的经济效益。因此在工艺技术方案的选择上，我们主要考虑了各工序之间的流程特点，充分对多种工艺技术方案进行组合和比较，通过反复对几种工艺流程的组合模拟计算、关键设备的投资和能耗比较，找到优化的工艺路线，遵循的基本原则如下：●采用的技术方案力求先进、合理、可靠。●力求降低原料气和公用工程（主要是电）的消耗，全装置尽量做到气和热电平衡，尽量降低生产成本。●保证产品性能的前提下，选用成熟的成套节能定型产品，以节省投资，缩短建设周期，提高投资回收期，创造尽可能好的经济效益和社会效益。●遵循国家的有关设计规范、规定及标准。.158. ●本项目的原料、中间过程及产品均为易燃易爆物质，在设计中严格执行国家及有关部委关于消防、环保、劳动安全与工业卫生的有关规范，采取有效措施，改善劳动条件，保证安全生产。提氢解吸气在进行液化前，须对其进行彻底净化，即除去原料气中的酸性气体、水分和其它杂质，如H2S、CO2、H2O、Hg和芳香烃等，以免它们在低温下冻结而堵塞、腐蚀设备和管道。提氢解吸气在进行液化冷箱时的杂质最大含量如下。表4-3LNG原料气最大允许杂质含量杂质含量极限H2O≤1ppmCO2≤50ppmH2S≤3.5mg/Nm3总含硫量10～50mg/Nm3Hg≤0.01μg/Nm3芳香烃类≤10ppm环烷烃总量≤10ppm4.2.2.1净化工序焦炉煤气提氢解吸气杂质含H2S、有机硫、NH3、苯等杂质，提氢解吸气的净化通常要经历以下步骤，首先经升压、升温、有机硫加氢转化为硫化氢，接下来脱除硫化氢（根据转化硫化氢量的多少而选用干法或湿法或者湿法＋干法）；在经过湿法脱碳后使最终净化后的气体中的总硫脱除到≤1mg/Nm3，最后脱除提氢解吸气中的苯、氨等杂质。对于本项目提氢解吸气净化主要的工艺方案选择有：（1）提氢解吸气压缩机提氢解吸气压缩机是本项目十分重要的动力设备，可供选择的有离心式、往复式、螺杆式三种形式的压缩机。由于提氢解吸气中含有苯等杂质，这对离心式压缩机的叶轮有可能造成伤害，难以保证压缩机的连续正常运转；对往复式压缩机来说，情况远比离心式压缩机性能好，尽管提氢解吸气含有苯等杂质，但能够保证压缩机在一定.158. 周期连续稳定运转。目前国内开发的湿式螺杆压缩机，适宜于提氢解吸气介质，主机冷却形式采用喷软化水或柴油，防止杂质对缸体产生影响，但目前国内开发的湿式螺杆压缩机出口压力不高，价格相对往复式压缩机昂贵，制造周期长。为此，本报告推荐选用往复式压缩机组对提氢解吸气进行加压。（2）提氢解吸气脱苯焦炉煤气提氢装置对苯的要求不严格，造成提氢解吸气中含较高的苯。就本项目而言，原料提氢解吸气中的苯类杂质为1.8g/Nm3，而LNG液化装置允许的含量≤10ppm，必须将绝大部分苯类杂质脱除。继续采用油洗工艺已不能达到要求。天科股份针对含苯等杂质组成的气体进行了充分研究和多套工业化装置的实践，开发出一种含苯等杂质净化的全干法变温吸附（TSA）净化工艺，采用专用净化吸附剂通过变温吸附（TSA）处理可以完全脱除气体中的焦油、萘、苯、氨及其它杂质组分，其净化精度可以达到ppm级水平，满足后续LNG装置的要求。脱除下来的苯跟随再生气可做燃料或返回焦化装置采用相应措施回收利用。该工艺已在多套焦炉煤气制甲醇装置，焦炉煤气制氢装置中连续稳定运行，效果良好。提氢解吸气脱苯脱氨，推荐采用天科股份的发明专利申请“焦炉煤气干法净化变温吸附工艺”（申请号为200810045657.4）中公开的净化处理方法。杂质脱除采用二级净化系统，净化系统包括吸附器、相应数量的阀门、加热器、冷却器等设备。吸附器均采用复合床，在一台吸附器内分别装填至少两种不同的吸附剂，每台吸附器分别经历吸附、降压、加热(吹扫)、冷却(吹扫)、升压等过程，实现提氢解吸气脱苯脱氨。吸附剂采用深冷装置尾气再生，再生废气送焦化装置做燃料，不产生再生废液。（3）有机硫转化及精脱硫①有机硫转化在提氢解吸气中含H2S≤180mg/Nm3和有机硫≤180mg/Nm3需要脱除，硫的脱除分有机硫转化和H2S脱除两步，有机硫转化设置一级。.158. 尽管前工序已除去多种杂质，为避免剩余部分杂质对有机硫转化催化剂产生不良影响，在加氢转化前设置预转化，预转化催化剂首先接触提氢解吸气对加氢转化催化剂起保护作用。预转化设两个槽，以保证长周期、稳定运行；预转化阶段采用铁钼转化催化剂，还有个别生产厂家在预转化催化剂上层再铺一层旧催化剂，防止预转化催化剂受到污染。预加氢转化要求在较高浓度下将大部分有机硫转化，而净化度要求不高，可选用价格便宜的铁钼转化催化剂；本项目要求脱硫精度相对低（要求H2S≤3.5mg/Nm3，总硫10~50mg/Nm3），加氢转化也可选用价格便宜的铁钼转化催化剂。②精脱硫经过有机硫转化后，设置精脱硫，一方面可取消后续脱碳工序酸性气体硫回收投资；另一方面使最终净化后的气体中的总硫脱除到≤1mg/Nm3，不需要脱碳工序后再设置精净化把关。本项目采用中温氧化锌作为精脱硫剂。（4）净化工序推荐方案根据上述方案论证，结合国内技术发展状况及本项目提氢解吸气杂质含量情况，以及深冷分离对原料气的要求，本次方案确定为：①提氢解吸气选用往复式压缩机组进行加压。②采用变温吸附（TSA）脱去苯、氨等杂质。③有机硫转化采用一级加氢转化，在加氢转化前设置预加氢转化。④有机硫转化后的精脱硫采用中温氧化锌脱硫剂。4.2.2.2脱碳工序提氢解吸气脱碳的主要任务包含二个方面：一方面是二氧化碳（即脱酸性气体）；另一方面是脱除提氢解吸气中残留的微量硫化氢和有机硫。世界上至少有30多种脱酸气工艺，其中许多工艺具有专利。按操作特点、脱酸原理，可将这些工艺分类为：（1）间歇法.158. 其特点是脱酸气容器只能批量生产，不能连续生产。按脱酸气原理可分为化学反应法和物理吸附法。属化学反应法的的有：海绵铁法、氧化锌法等，由于与酸气的反应物不能再生，作为废弃物处置，故仅用于气量小、含酸气浓度低的场合。用分子筛脱除酸气属物理吸附法。（2）化学吸收法在塔器内以弱碱性溶液为吸收剂与酸气反应，生成某种化合物。在另一塔器内，改变工艺条件（加热、降压、汽提等）使化学反应逆向进行，碱性溶液得到再生，恢复对酸气的吸收能力，使天然气脱酸气过程循环连续进行。各种醇胺溶液是化学吸收法内使用最广泛的吸收剂，包括一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二甘醇胺（DGA）、甲基二乙醇胺（MDEA）、二异丙醇胺（DIPA）等。醇胺法是目前使用较广的脱酸性气体工艺。此外，还有热钾碱法。（3）物理吸收法以有机化合物为溶剂，在高压、低温下使酸气组分和水溶解于溶剂内，使气体“甜化”和干燥。吸收酸气的溶剂又在低压、高温下释放酸气，使溶剂恢复吸收能力，使脱酸过程循环持续进行。物理溶剂再生时所需的加热量较少，适用于气体内酸气负荷高，要求同时进行脱水的场合，常用于脱除大量CO2和硫化物。物理吸收法大都具有专利，如：Selexol法，吸收剂为聚乙二醇二甲醚；NHD工艺，主要吸收剂为聚乙二醇二甲醚；低温甲醇洗（Rectisol），吸收剂为甲醇；Fluor法，吸收剂为碳酸丙烯等。（4）混合溶剂吸收法由物理溶剂和化学溶剂配制的混合溶剂，兼有物理吸收和化学吸收剂性质。如：Sulfinol法，吸收剂为属物理溶剂的环丁砜和属化学溶剂的DIPA或MDEA的混合溶剂，称砜胺法。（5）直接氧化法对H2S直接氧化使其转换成元素硫，如：Claus（克劳斯）法、LOCAT法、Stretford（蒽醌）法，Sulfa-check等。在天然气工业中常用于天然气脱除酸气的处理，原料气的特点是气体流量小、酸气浓度很高。（6）膜分离法.158. 用气体各组分通过薄膜渗透性能的区别，将某种气体组分从气流中分离和提浓，达到脱酸性气体的目的。适用于从气体内分出大量CO2的场合。根据本项目实际情况，从投资、工艺流程、占地等方面考虑，本项目提氢解吸气脱碳脱硫在满足脱除提氢解吸气中二氧化碳的前提下尽量脱除硫化氢和有机硫。目前大型化装置配套的脱酸性气体装置主要有N-甲基二乙醇胺法（MDEA），聚乙二醇二甲醚法（NHD）工艺，鲁奇、林德公司开发的低温甲醇洗（Rectisol）工艺，三种工艺分述如下：（1）MDEA工艺MDEA是目前常用的天然气、合成气脱碳脱硫方法。20世纪30年代最先采用的醇胺法是三乙醇胺（TEA），因其反应能力和稳定性差已不再采用。目前，主要采用的是一乙醇胺（MEA）、常规的二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（ADIP）、二甘醇胺（DGA）和甲基二乙醇胺（MDEA）等溶剂。80年代我国研制开发了新型选择性脱碳脱硫溶剂N-甲基二乙醇胺（MDEA），开始在天然气脱碳脱硫装置上应用；进入90年代，MDEA在炼厂气脱硫装置，合成氨脱碳装置上开始应用。MDEA作为新一代脱碳脱硫溶剂已在天然气脱碳脱硫、煤气化脱碳脱硫以及炼厂脱硫中得到广泛应用。由于MDEA对H2S有很高的选择性和较低的能耗，被用于克劳斯原料气提浓，斯科特法尾气处理，低热值气体脱硫等过程。从1993年开始，由于中国石化总公司系统内炼厂因加工能力提高，或因掺炼高硫原油，均出现过干气、液态烃脱硫深度不够的情况。在这种情况下以MDEA为主剂的高效脱硫剂充分显示出它硫容量大、选择性好的优点。由于该剂使用浓度可高达50%，因此它的循环量可大大减少，它可在高气液比或高液液比下吸收，MDEA的再生解吸热又比上述几种胺小，从而降低了再生耗热，总之，这些特点归纳为一点，就是用MDEA脱酸性气可大幅降低能耗，最终能降低操作成本。（2）NHD工艺.158. NHD主要成分为聚乙二醇二甲醚，是一种多组分的配方溶剂。聚乙二醇二甲醚法脱酸性气体首先由美国Allied化学公司于1965年开发，称为Selexol。它使用多组分的聚乙二醇二甲醚的混合溶剂。目前Selexol是美国UOP公司的专利技术。我国南化公司研究院和杭州化工研究所于20世纪80年代开始对Selexol法进行研究，在此基础上对各种溶剂进行筛选后得出用于脱硫和脱CO2的聚乙二醇二甲醚较佳的溶剂组成，商品名为NHD溶剂，即在Selexol法基础上开发出的NHD工艺。1984年其气体净化工艺通过了部级鉴定。NHD溶剂性质稳定，蒸气压低，损耗少，净化度高，净化气中CO2含量在0.1%以下，适合配甲烷化流程，对CO2、H2S、COS吸收能力强，尤其能选择吸收H2S，适合对合成原料气的净化采用先脱硫后脱碳的方法。脱硫需消耗少量的热量，脱碳时需消耗少量的冷量，属于低能耗的净化方法。目前已成功地用于大、中、小各种合成气的脱CO2和脱硫。（3）低温甲醇洗工艺低温甲醇洗（Rectisol）是20世纪50年代初由德国林德公司和鲁奇公司联合开发的，主要用于从变换气中提取高纯度的氢气，从裂解气中提取乙炔，从鼓风炉煤气中回收高纯度的CO2，从CH4中分离C2H2，以及从焦炉煤气中分离苯和环戊烯等。低温甲醇洗法是典型的物理吸收，优点是随着系统操作压力的提高，循环量会大大减少，可以脱除合成气中多种杂质，在-30~-70℃的低温下，甲醇能同时脱除气体中H2S、COS、CS、CO2、NO等，所吸收的杂质可以在再生过程中加以回收，气体净化度高，净化气体中总硫含量可脱至0.1ppm以下，CO2可净化到10ppm以下，溶剂具有较高的选择性，COS和H2S在低温甲醇中的溶解度分别比CO2高3倍和6倍左右，所以酸性气的脱除可以在同一个吸收塔中进行，脱除COS和H2S的溶剂可以采用溶解饱和CO2的富液，大大降低了溶剂循环量，并分别得到纯度极高的CO2产品气和浓度不同的H2S酸性气，满足不同硫回收工艺的要求。（4）工艺指标对比表4-4三种净化工艺用于脱碳脱硫的比较项目低温甲醇洗MDEA改良NHD.158. 溶剂蒸汽压20℃，12.92kPa20℃，1.33Pa25℃，0.093kPa溶剂粘度0℃，0.82×10-3Pa·S40℃，101mPa·S40℃，2.0×10-3Pa·S溶剂比热2.5J/g·K2.24J/g·K2.1J/g·K溶剂毒性有毒，空气中允许浓度<50mg/m3低毒，大鼠经口LD50=4780mg/kg无毒化学稳定性与热稳定性良好良好良好，溶剂可长期保持良好的吸收能力溶剂腐蚀性较小较小无腐蚀性脱硫最佳压力3.0~7.0MPa0.8~2.0MPa1.7~5.6MPa脱硫温度-20~-30℃，需制冷40~60℃20~40℃脱碳脱硫精度H2S<0.1ppmCO2≤20ppmH2S<5~20ppmCO2≤30ppmH2S<1ppmCO2≤0.1%脱噻吩效率可部分脱除噻吩，精度不详可部分脱除噻吩，精度不详为H2S溶解度的60倍COS溶解度的231倍脱羰基硫效率为H2S溶解度的60%为H2S溶解度的60%为H2S溶解度的30%H2S与CO2分离同时脱除H2S与CO2，再生时方能分开若回收CO2，需增加再生设备常温下用较低循环比可以脱除H2S为主能尽可能减少CO2的脱除常温下用较低循环比可以脱除H2S为主能尽可能减少CO2的脱除脱硫时保留CO2能力CO2溶解度较高，保留能力低CO2溶解度较高，保留能力低CO2溶解度相对较低保留能力较低溶剂价格2500元/吨16000元/吨23000元/吨溶剂循环量相对较低相对低相对高溶剂损耗量由于蒸汽压高，溶剂损耗大溶剂损失小溶剂损失小溶剂再生溶剂沸点低，再生能耗相对较低，但需较多的冷量溶剂沸点高，较NHD低，再生能耗较大溶剂沸点高，溶剂循环量大，再生能耗较大硫回收浓度高，易回收浓度高，易回收.158. 浓度低，可采用返回粗脱硫装置回收三废处理溶剂有毒、废水废液处理复杂溶剂低毒，溶液可长期使用溶剂无毒，不降解，溶液可长期使用设备管道材质需进口低温钢材，费用高常温无腐蚀，可用碳钢常温无腐蚀，可用碳钢装置投资高较低较低知识产权多为引进，现已有国内专利具有自主知识产权具有自主知识产权运行费用3方法相近3方法相近3方法相近上述对比表明：三种工艺都是先脱硫后脱碳，脱硫后的溶剂采用热再生，其中低温甲醇洗与NHD脱CO2后的溶剂均采用汽提。低温甲醇洗与MDEA脱硫与脱碳是用同一个高的吸收塔分为两段，上段脱二氧化碳，下段脱硫，上塔吸收CO2的溶剂一部分去下塔继续吸收H2S，NHD目前的流程是脱硫和脱CO2溶剂分开各自成立系统循环，但低温甲醇洗额外增加一个甲醇—水蒸馏塔。MDEA吸收温度为40℃，低温甲醇洗吸收温度是-60℃，NHD脱CO2吸收温度-5℃，脱硫温度在24℃，因此流程中换热部分低温甲醇洗比NHD、MDEA要复杂得多，总的来说MDEA流程简单。同时，值得注意的是工厂内如果没有空分装置，则低温甲醇洗的气提用氮气将无法解决，NHD可以用空气作气提剂，MDEA不需要其他介质气提。在脱除精度方面，MDEA、低温甲醇洗工艺可脱除“全部”CO2含量，通常的残余CO2浓度是在20～50ppm之间。在净化气体中的残余H2S、COS组分通常不超过几个ppm，在必要时硫浓度可以达到低于0.1ppm。NHD工艺脱硫与脱碳后的气体中总硫含量≤1ppm，CO2<0.2%（经常<0.1%），MDEA工艺脱硫与脱碳后的气体中总硫含量1~20ppm，CO2≤30ppm完全可满足本项目的要求。综合以上分析，MDEA、低温甲醇洗和NHD三种脱碳脱硫方法各有优缺点，在满足本项目后续装置要求的情况下MDEA更具有优越性，低温甲醇洗需要引进软件包和部分设备和钢材，仪表、阀门等。而MDEA.158. 是国内技术，国内多家化肥厂、天然气脱碳脱硫的实际操作也充分证明该方法操作稳定，很少因净化出问题而停车。因此我们认为MDEA技术是成熟可靠的，经济是合理的，在节省基建投资的情况下，MDEA更具其优越性，同时MDEA其设计和建设期短。因此，在本报告中提氢解吸气脱碳技术推荐采用MDEA工艺。4.2.2.3气体分离液化工序4.2.2.3.1天然气液化技术概况天然气液化的流程按制冷方式分为3种模式：①阶式制冷循环工艺；②混合制冷剂制冷循环工艺（MRC），包括闭式、开式、丙烷预冷、CII等流程；③带膨胀机制冷循环工艺，包括天然气膨胀、氮气膨胀、氮-甲烷膨胀等。（1）阶式制冷循环工艺该液化流程由3个制冷段（即3个温度级：丙烷段-38℃、乙烯段-85℃、甲烷段-160℃）串接组成。为了使实际级间操作温度尽可能贴近原料气的冷却曲线，减少熵增，提高效率，人们后来将3个温度级改进为9个温度级，即再将丙烷段、乙烯段、甲烷段各分为3个段。（2）混合制冷剂制冷循环工艺混合冷剂制冷循环又称MRC（MixedRefrigerantCycle）工艺，该工艺采用多组分制冷剂（N2+C1～C5混合物）循环，利用混合物各组分不同沸点、部分冷凝的特点，达到所需的不同温度水平。在混合冷剂循环的基础上，发展有丙烷预冷的MRC工艺，简称C3/MRC工艺，它的效率接近阶式循环。C3/MRC工艺综合了阶式制冷循环工艺和MRC工艺的特长，具有流程简单、效率高、运行费用低、适应性强等优点。（3）膨胀机制冷循环工艺.158. 以膨胀机制冷循环为基础的天然气液化工艺流程是通过采用透平膨胀机进行等嫡膨胀而达到降温目的的过程。根据进入膨胀机的介质的不同，膨胀机制冷循环分为两种：（1）天然气膨胀机工艺——采用天然气膨胀制冷的循环，又称开式膨胀机循环；（2）氮气膨胀机循环工艺——采用氮（或氮-甲烷混合物）膨胀制冷（闭式）的工艺流程。天然气膨胀机工艺是利用原料气（即天然气）自身的压力进行膨胀，该循环仅适用于当原料气具有较高的压力，且天然气液化率要求不高的场合。氮气膨胀机循环工艺是利用透平膨胀机制冷原理，以氮为介质，进行密闭循环制冷。氮膨胀制冷循环是一个密闭的、独立的系统，因此该工艺的选用，可不考虑原料气压力的高低，并且可根据需要，使进入装置的天然气液化率几乎达到100%。为了降低膨胀机制冷循环的功耗，采用N2-CH4双组分混合气体代替纯氮，发展了N2-CH4膨胀机制冷循环。与混合冷剂循环相比，N2-CH4膨胀机制冷循环具有起动时间短、流程简单、控制容易、制冷剂测定和计算方便等优点。同时由于缩小了冷端换热温差，它比纯氮膨胀机制冷循环节省10～20%的动力消耗。4.2.2.3.2三种工艺的技术经济比较取阶式制冷循环的典型能耗为0.33kW·h/kg，并将其设定为1。各种制冷循环工艺比较见表4-5，各种制冷循环工艺特性比较见表4-6，国内建成投产和在建的LNG生产工厂统计见表4-7。表4-5各制冷循环工艺能耗比较液化流程与阶式制冷循环的相对能耗阶式制冷循环1.00双混合制冷剂制冷循环1.05丙烷预冷混合制冷剂制冷循环1.15单级混合制冷剂制冷循环1.25N2-CH4膨胀制冷循环1.50N2膨胀制冷循环1.65表4-6各种制冷循环工艺特性比较指标阶式制冷循环混合制冷剂制冷循环膨胀机制冷循环效率高中/高低复杂程度高中低换热器类型板翅板翅或绕管板翅.158. 换热器面积小大小适应性高中高投资高中低表4-7国内建成投产和在建的LNG生产工厂一览表序号生产厂或建设地液化工艺规模(Nm3/d)技术来源投产或拟投产时间备注1上海浦东的东海LNG事故调峰站级联液化(CII)10×104法国索菲公司2000.022河南中原油田濮阳LNG液化厂丙烷预冷、乙烯节流的级联式制冷循环15×104法国索菲公司2001.113新疆广汇集团建设的吐哈油田LNG液化厂SMRC150×104德国林德2005.84天津大港油田浦海化工有限公司-海南福山油田LNG液化厂N270%+CH430%膨胀25×104加拿大PROPAK2006.4河南中原绿能高科有限责任公司总包5新奥集团广西北海涠洲岛LNG液化厂天然气(97%CH4)二级膨胀一期15×104美国SALOF2006.3中国科学院理化技术研究所参与6中海油珠海横琴岛LNG液化厂SMRC60×104美国B&V公司2008.10Prico液化工艺7鄂尔多斯LNG装置SMRC100×104美国B&V公司2008.12河南中原绿能高科有限责任公司技术服务8重庆民生能源股份有限公司深冷调峰装置俄罗斯的喷射器膨胀制冷设备15×104俄罗斯深冷机械制造股份公司2008重庆耐德工业股份有限公司总包9中石油西南分公司犍为LNG液化厂天然气单级膨胀、部分液化4×104成都深冷空分设备工程有限公司2005.11J-T节流10江阴天力燃气LNG液化厂天然气双级膨胀、部分液化5.5×1042005.12J-T节流11山西港华煤层气有限公司(一期)混合制冷（MRC）25×1042008.11.158. 12内蒙古时泰天然气经营有限公司氮-甲烷膨胀15×1042009.713山西港华煤层气有限公司(二期)混合制冷（MRC）60×104201014沈阳煤气总公司LNG工厂氮-甲烷膨胀2×1042007.915贵州凯添能源公司氮气膨胀5×104哈尔滨深冷气体液化设备有限公司200616吉林前郭天德能源有限公司MRC7×104—2007开工17泸州川贵能源奇锋LNG液化厂氮气膨胀5×1042007.318泰安深燃LNG液化厂氮气膨胀15×104中国科学院理化技术研究所200819太工天成天然气综合利用工程混合制冷（MRC）25×1042009.6从天然气中分离CH4制LNG，非甲烷化20成都龙泉驿LNG液化厂全液化、氮气膨胀10×104四川空分设备（集团）有限责任公司2008.821宁夏LNG液化厂全液化、氮-甲烷膨胀30×1042009.1022内蒙杭锦棋苏-东-准天然气输气管道调峰工程氮-甲烷膨胀13.5×1042010.6一期23内蒙杭锦棋苏-东-准天然气输气管道调峰工程混合制冷（MRC）60×1042012.11二期24贵阳公交开磷合成氨尾气综合利用LNG液化厂氮气膨胀~4×104中国航天科技集团公司2009.625鄂尔多斯市兴圣天然气有限责任公司混合制冷（MRC）200四川空分设备（集团）有限责任公司2014.2.158. 4.2.2.3.3提氢解吸气分离液化制冷工艺的确定本项目中，由于深冷分离液化工序在项目投资和能耗中所占的比例较大，因此，合理地评价及选择分离液化流程尤其重要。根据目前国内随着天然气液化装置可供选择的液化流程种类和已建成工业化装置的运用情况，本着尽量采用国产化、可靠、节能工艺技术的原则，针对本项目的特点：与一般液化天然气装置的不同在于，提氢解吸气中含有大量的氮气（~20%），一定量的一氧化碳（~14%），一定量的氢气（~12%）。提氢解吸气制LNG有两种方案：①采用预分离技术先除去大部分氢，再深冷液化采用精馏塔分离残余的氢、氮、一氧化碳而获得LNG；②提氢解吸气直接深冷液化采用精馏塔分离气体中的氢、氮、一氧化碳而获得LNG。因此本公司通过对几种不同方法分离氢、氮、一氧化碳后深冷液化的工艺流程进行组合和模拟计算，并分别对其甲烷总收率、能耗进行综合比较分析，得出采用预分离的好处在于：可预先分离大部分的氢气，使得进入深冷液化工序的气量减少，压缩功减小，减小深冷液化设备尺寸，但预分离的深冷尾气中要带走部分甲烷，使得甲烷总收率低于直接深冷液化分离氢和氮的工艺。采用预分离预先分离大部分氢气的工艺适合氢含量高（≥35%），液化气量较大（100×104Nm3/d）的情况，在节约设备投资和能耗方面优势突出。由于本项目液化规模不大（最大液化气量约50×104Nm3/d），为了在液化过程中尽可能的减少CH4损失，更多的获得LNG产品，简化工艺流程，根据工艺流程比较分析后选定了优化的工艺技术：即对提氢解吸气不进行预分离，直接进入脱水处理后，再采用混合制冷剂制冷液化流程，通过精馏工艺分离氢、氮、一氧化碳得到液化天然气的工艺流程是比较合理的。综合考虑设备投资和运行成本，本项目采用混合冷剂制冷工艺，为提高CH4收率，采用氮气循环作为精馏塔顶冷凝器冷源，在同时达到在较低液化能耗的情况下减少动设备的数量，使装置能够长周期运行和降低维护成本。4.2.2.4LNG储罐（1）低温贮罐概况.158. LNG贮罐是LNG罐区的核心设备。低温LNG贮罐当有效容积V≤125m3时，可采用真空粉末或真空多层绝热方式，在制造厂内整体制作（包括抽真空工序）完工，经公路、铁路或水路运输至现场安装；当有效容积＞125m3时，可在现场组装，可供选择的技术方案有：（1）子母罐；（2）球罐；（3）圆筒罐；（4）常压罐；（5）集群罐。其中（1）~（3）方案的内罐均为压力罐，因此排液采用压力挤压法，（4）方案则采用泵加压排液。所有方案中，内罐的材料为奥氏体不锈钢，外罐为低合金钢或碳素压力容器用钢。（2）LNG贮罐方案比选（一）子母罐子母罐是指由多个（三个以上）子罐并联组成的内罐，以满足低温液体贮存站大容量贮液的要求。多只子罐并列组装在一个大型外罐（即母罐）之中。子罐通常为立式圆筒形，外罐为立式平底拱盖圆筒形。由于外罐形状尺寸过大等原因不耐外压而无法抽真空，外罐为常压罐。绝热方式为粉末（珠光砂）堆积绝热。子罐通常在压力容器制造厂制造完工后运抵现场吊装就位，外罐则加工成零部件运抵现场后，在现场组装。单只子罐的几何容积通常在100～180m3之间（目前国内最大单只子罐容积为250m3）。子罐的数量通常为3～7只，因此可以组建300～1750m3的大型贮罐。子罐可以设计成压力容器，最大工作压力可达1.8MPa，通常为0.2～1.0MPa，视用户使用压力要求而定。子母罐具有如下特点：①依靠容器本身的压力可采用压力挤压的办法对外排液，而不需要输液泵排液。由此可获得操作简便和可靠性高的优点。②容器具备承压条件后，可采用带压贮存方式，减少贮存期间的排放损失。③子母罐的制造安装较球罐容易实现，制造安装成本较低。（二）球罐.158. 低温液体球罐的内外罐均为球罐。工作状态下，内罐为内压力容器，外罐为真空外压容器。夹层通常为真空粉末绝热。球罐的内外球壳板在压力容器制造厂加工成形后，在安装现场组装。球壳板的成形需要专用加工工装保证成形，现场安装难度大。国际上，美国和前苏联在航天火箭LH2、LO2地面贮罐上采用过。国内采用过200m3球罐储存LO2。球罐具有如下特点：①在相同容积条件下，球体具有最小的表面积，设备的净重最小。②球罐具有最小的表面积，则意味着传热面积最小，加之夹层可以抽真空，有利于获得最佳的绝热保温效果。③球罐的球形特性具有最佳的耐内外压力性能。（三）圆筒罐圆筒罐为双圆筒夹套式结构，夹层充填或包扎绝热材料并抽真空，保温效果较为理想。一台大型圆筒罐可以等容量取代多台小容量并联贮罐，可以节省贮罐配套用阀门仪表。该贮罐适用于容积200～1000m3，工作压力0.2～1.0MPa范围之间。圆筒罐具有如下特点：①由于操作阀门仪表的减少，操作更加方便可靠。②占地面积较少。③与球罐相比，圆筒罐加工成形、组装技术难度比低，更易实现。（四）常压罐常压罐为立式平底拱盖双圆筒结构，内罐用于常压贮存液体，夹层充填绝热材料。外罐为常压容器，夹层无法抽真空，绝热方式为堆积绝热。常压罐通常与液体生产装置相匹配。常压罐自身的排液压力极为有限，通常需采用输液泵加压排液。因此，对泵的可靠性要求较高，使整个储存区的可靠性受到制约。常压罐具有如下特点：①建造技术难度低，容易实现。②材料利用率高，投资省。③容量适用范围宽，可达200～140000m3。.158. ④占地面积小，维护方便。（五）集群罐罐建站模式是指采用多只容量100m3左右，在制造厂整体制造完工的真空粉末绝热压力贮罐，运抵用户现场，并联组成较大总贮液量要求的建站模式。当LNG站的总贮量≤200m3时，采用集群罐建站模式可以获得缩短建站周期，减少现场安装工作量等效果。集群罐具有如下特点：①贮罐可在制造厂整体制造（包括抽真空合格）完工后交用户。产品制造施工条件较好，有利于保证质量。②单只贮罐的容量≤100m3时，无论公路、铁路运输均能实现。但当容量＞100m3时，某些地域运输受限，且运费高昂。③建站周期短，投资占用期相应缩短。（3）储存方案的选择本项目LNG的出口压力为0.015MPa.G，所以采用常压储罐储存。本项目LNG储存量根据市场调节，按7～10天的储存天数考虑，根据LNG产量，装置配备约10天的贮存容量，即配1个5000m3的LNG常压贮槽储存。贮存压力～15kPa.G，设计压力为30kPa.G。4.2.3加气站工艺技术方案的选择从气源角度分，目前车用天然气有气态、液态两种形式。一种叫压缩天然气(CNG)，在常温20MPa下，天然气体积缩小至1/200。一种叫液化天然气(LNG)，在常压-162℃低温下，天然气变成液态，体积缩至1/625。压缩天然气汽车是天然气汽车的一种形式，其英文全称为CompressNaturalGasVehicle，我国常称其为CNG汽车，它是以储存在车载高压气瓶中的高压气态天然气为燃料的汽车。相应加气站分为CNG加气站、LNG加气站和L-CNG加气站。表4-8加气站类型比较一览表.158. 名称CNG加气站L-CNG加气站技术保障CNG加气站在很多城市已经使用多年，技术成熟可靠，可以完全做到全部国产化，已摸索出一套相对完整的建设、运行和管理经验；但同时CNG加气站也存在工序多，涉及化工处理，操作压力高，工艺复杂的问题。LNG虽然较CNG起步较晚，但近年发展迅速，大部分设备可以国产化。LNG低温储罐保温技术经过多年应用已很成熟。主要限制因素是气源和价格问题，通常情况下LNG的价格较CNG高很多。工艺流程CNG加气子站的工艺流程较复杂，且动力设备多，高压管道多，从而使其管理和维护都比较困难，其运行成本将有很大增加L-CNG加气站工艺流程比较简单，只有部分动力设备及高压管道，总体来说，管理和维修量较CNG加气站少，各方面的运行费用较CNG也低很多。L-CNG汽车加气站是液化天然气经液态加压、气化的天然气加气站。其主要设备有LNG低温储罐、高压柱塞泵、高压汽化器、LNG计量装置、控制系统、CNG储气瓶组和CNG售气机。高压柱塞泵将储罐内的LNG增压后注入汽化器，LNG吸收外界热量而汽化，汽化后的高压气体存于CNG气瓶组内，通过售气机对CNG汽车加气。汽化过程由控制系统自动控制。L-CNG汽车加气站技术在国外，尤其是美国、加拿大、法国等是十分成熟的，其工艺原理比较简单，所采用的设备中低温储罐、高压汽化器、CNG售气机、CNG储气瓶等在国内是定型产品，技术成熟。从安全性上讲，CNG加气站由于高压管道、动力设备多，有高压储气设备，安全隐患最大，需要增加的安全防护措施较多，需要较大的安全防护距离。故L-CNG加气站相对较安全。因此，本项目确定建设L-CNG加气站。4.3工艺过程说明4.3.1高炉煤气柜工艺过程说明本项目选用高炉稀油密封型（POC.158. 型）煤气柜。是新开发出的一种全新柜型。柜本体为圆形全钢结构，主要由立柱、薄壁圆筒型侧板、柜底板、活塞系统、柜顶系统、活塞密封装置、外部回廊、柜内回转平台、梯子、栏杆、电梯井道等组成。4.3.1.1柜底板柜底板包括底板和底部油沟挡板，用于与立柱、侧板、活塞系统等组成密封筒体以储存煤气，同时底部油沟挡板还用于贮存由密封装置泄露下来的密封油和工艺水。底板安装时以中央板为中心向外铺设，底板下部涂以焦油。底板上面焊后磨平，外围板采用对接焊，其它均采用搭接焊，要求焊后按300mmHg柱作真空试漏。4.3.1.2立柱立柱既是气柜的承重构件，同时又是组成气柜密封体系的一部分。煤气柜沿圆周按等分设有28根立柱，其中普通柱24根，防回转柱4根；普通立柱采用热轧H型钢构成，防回转柱采用焊接H型钢。每一根立柱由8段组成，中间用螺栓和焊接连接。柜体侧板与立柱焊接形成整体,立柱材质为Q345-B。4.3.1.3侧板侧板是整个煤气柜的围护结构，共44段组成，基本带宽2m，用t=7、6、5mm的钢板卷制而成，侧板与侧板连接焊缝处用T型钢进行加固。侧板材质为Q235-C。4.3.1.4柜顶柜顶系统为穹顶结构，由柜顶骨架梁、柜顶板、检修用旋转平台、柜顶窗、通风气楼等组成。其中柜顶骨架梁由边梁、径向梁、环向梁等组成，其中边梁为箱型结构，主要节点焊接连接，仅端部与立柱相连的部位为高强螺栓连接。柜顶梁材质为Q253-B。柜顶板用于封闭柜体，以免雨水等进入活塞，保护活塞和密封橡胶及密封油。通气楼位于柜顶中部，用于活塞运行时空气的吸入和排放,其通气面积满足活塞运行时的进排气量的需求。通气楼材质为Q253-B。旋转平台轻便实用，主要用于内部检修和涂装柜顶内件，其轨道梁用工字钢煨制而成。4.3.1.5活塞系统.158. 活塞系统由活塞梁、活塞运行支架、走道平台、活塞板、活塞油沟和活塞密封装置等主要部分组成。活塞梁与活塞板为主体结构，并设有运行支架以支撑导轮。其中活塞梁由支座环梁、径向梁、环向梁组成，支座环梁为箱型结构，由钢板焊接而成，内灌C20素砼作为固定配重，还有一定数量的预制砼块为活配重，以便平衡煤气压力。活塞运行支架为三角形钢架，由H型钢立柱与双肢角钢斜杆等组成，下部安装在活塞支座环梁上，用以安装和固定导轮。活塞梁及导轮支架的材质为Q235-C。活塞板用于封存煤气，为拱形结构。活塞板搭焊在活塞梁上，制作时易变形，安装后作焊缝严密性检查。活塞油沟是由活塞环梁的外侧板和油沟底板构成，组焊后平整度要求较高，工作面焊缝除作密性检查外，还应打磨光滑以免挂伤橡胶和帆布。活塞密封装置安装在油沟内，由四道环状橡胶板及橡胶夹持机构、兜底帆布、加力机构等组成。活塞油沟材质为Q235-B。密封装置是确保活塞安全运行的关键装置，为煤气柜的重要部件，安装精度很高。其机构又由三部分组成：密封橡胶与兜底帆布，密封橡胶夹持机构，密封橡胶加力机构。其中，密封橡胶为新型煤气柜专用的经过特制研究生产的耐磨耐油橡胶，分为上下两圈，每圈两层，共计4层，总长约600m，重约4t；兜底帆布类材质为涤纶；密封橡胶夹持机构与密封橡胶加力机构主要是机加工件。4.3.1.6外部回廊外部回廊共6层（包括柜顶回廊），考虑到柜施工阶段浮升的需要，这些回廊角部设计上已作了处理，并不影响施工浮升。回廊为型钢与花纹钢板焊接的组合结构，外沿设有栏杆。电梯井道下部由机房顶部引出，上部接至柜顶，整个井道开有若干厅门以便与回廊相通。外部回廊及电梯井道的材质均为Q235-B。4.3.1.7导轮导轮在活塞运行时起导向作用，共有两种56组。其中弹簧导轮28组，固定导轮28组。弹簧导轮主要安装在向阳的方向，固定导轮主要安装在背阴方向。.158. 活塞防回转装置共2组4件，分别对称安装在防回转立柱上，以防止活塞在运行时发生水平回转。4.3.1.8密封油供油系统密封油供油系统包括油泵站、油上升管、预备油箱和收油板。油泵站接收柜内溢出的密封油和水的混合液，经油水分离后，密封油被泵送到柜顶预备油箱，并沿柜内壁淌下，分离出来的水排到污水沟内。油泵站共4座，每座泵站装有1套油水分离装置，2台油泵。4.3.1.9检修鼓风机检修鼓风机用于施工阶段活塞的顶升以及生产运行阶段的检修，附有管道、阀门、放散等装置，共1套。4.3.1.10外部电梯外部电梯，为小型防爆客货两用电梯，设有若干厅门，主要供气柜操作人员上柜作用，共计1台。4.3.1.11内部吊笼内部吊笼，属防爆设备，安装在柜顶通气楼内，供操作人员下到柜内活塞使用，共计1台。4.3.1.12其它煤气柜由于工艺和生产操作的需要，紧急救护装置、大放散管、紧急放散管、置换煤气用放散管、活塞倾斜测定装置、窥视孔、检修人孔、柜容指示器等。4.3.2LNG装置工艺过程说明LNG装置工艺流程示意如下，物料点数据见附表。图4-1LNG装置工艺流程示意图MDEA脱碳1提氢尾气压缩脱苯脱汞换热脱水深冷分离11LNG12深冷尾气加氢Ⅰ溶液再生电加热预加氢精脱硫13酸气水冷贫液富液去脱碳回收低位热2345678910.158. 4.3.2.1压缩工序（100#）由PSA提氢装置来的提氢解吸气，经气柜缓冲后压力约3kPa，温度40℃，进入提氢解吸气压缩机组，经三级压缩后，压力升至~1.5MPa送净化工序加氢单元。每段压缩冷却后分离出的冷凝液放至分油器，分离出的废油装桶送焦化装置的油回收站处理，废水经管网收集后排入焦化装置污水处理站处理。4.3.2.2净化工序（200#）由提氢解吸气压缩机三级压缩出口气体，压力～1.5MPa，经过油水分离器、除油器除掉原料气中的油水后进入加氢单元，经过与精脱硫后气体换热升温后依次进入预加氢反应器、加氢反应器，通过精脱硫器使提氢解吸气中的硫≤1mg/Nm3，经过气体换热后送脱碳工序回收低位热以及脱碳后，进入一组变温吸附装置进行脱苯脱氨，最后送液化分离工序。变温吸附装置再生所需的热介质通过电加热器升温、冷吹气冷却器冷却，形成吸附（A）、降压（D）、加热（H）、冷吹（C）、升压（R）的再生循环。再生气来自分离装置尾气，分离尾气首先进入处于冷吹步序的净化器，再通过换热器升温至160℃，进入处于加热再生步序的净化器，最终的再生废气经冷却器、气液分离器后去燃料管网，约4小时再生一次。4.3.2.3脱碳工序（300#）来自净化工序的提氢解吸气温度约240℃，经过与富液换热、循环水冷却降到常温后进入吸收塔的底部，与塔上部MDEA贫液逆流接触，气体中的CO2、微量H2S及有机硫被溶液吸收。净化气中夹带微量的MDEA，在塔的气体出口处经冷却分离返回系统，净化后的提氢解吸气进入气液分离器分离出其中的游离水，然后进入下一个工序。.158. 吸收塔底部出来的富液先与再生塔底部来的贫液换热后再与提氢解吸气换热升温，进入再生塔上部，富液经气提煮沸成为只含有很少CO2的贫液。热贫液经换热、贫液冷却器冷却后，用泵打入吸收塔顶部。再生塔顶部出来的再生气（CO2、H2S及水蒸汽）经冷却、气液分离后送出界外。4.3.2.4液化工序（400#）液化工序流程示意如下：.158. 图4-2液化工艺流程示意图LNG去储罐深冷尾气净化气冷箱换热器精馏塔压缩氮气循环脱水节流混合制冷剂循环节流压缩（1）提氢解吸气液化来自净化工序的提氢解吸气，经过干燥器脱水后进入冷箱，经过与冷箱预换热器换热、做低压精馏塔塔釜再沸器热源后冷却、冷箱过冷换热器冷却到-160℃后进入精馏塔中部，在精馏塔分馏作用下，分离氢气、氮气、一氧化碳与甲烷，在塔顶得到含氢气、一氧化碳、氮气的深冷尾气，塔釜液为LNG。该LNG温度较高，因此再返回换热器过冷到-160℃，之后节流降压到0.015MPa，进入LNG储罐。从精馏塔顶分馏出的深冷尾气返流通过换热器复热到常温，作为TSA再生气使用后送焦化装置做燃料。（2）循环制冷系统本项目的制冷工艺选用混合制冷剂制冷循环工艺，混合制冷剂拟由氮气、甲烷、C2、C5等组分组成。.158. 混合制冷剂由压缩机压缩，通过水冷却后进入液化冷箱，依次冷却分离后过冷到-160℃，节流降压后进入液化换热器的冷端，由下而上汽化，为液化换热器提供冷量，出液化冷箱后的混合制冷剂返回到压缩机的入口，循环压缩制冷。循环氮气由压缩机压缩，通过水冷却后进入液化冷箱，依次冷却分离后过冷到-160℃，节流降压后进入精馏塔的回流冷凝器作为冷源而蒸发。之后再返回到液化换热器的冷端，由下而上汽化，为液化换热器提供冷量，出液化冷箱后的循环氮气返回到压缩机的入口，循环压缩制冷。（3）产品参数装置的产品为液化天然气（LNG）和尾气。LNG产品参数见表4-7。表4-9产品LNG方案项目数据备注LNG产量标准气态11352.665Nm3/h液体状态20.04m3/h与原料气组分相关质量9108.031kg/h与原料气组分相关LNG储存压力0.015MPa.GLNG储存温度-162.5℃与原料气组分相关4.3.2.5罐区（600#）从液化工序冷箱出来的LNG，通过真空管道输送到LNG贮槽储存。LNG贮槽中的液体通过真空管道到装车液相管线，液相管线和气相管线分别与LNG槽车的对应管线相连，通过LNG输送泵进行灌装。LNG储罐中的LNG约有0.15%的汽化量，汽化的气体即为“BOG”，该BOG通过空温式加热器返回到富甲烷气中。灌装过程中产生的BOG通过空温式加热器复温后返回到富甲烷气中。4.3.3L-CNG加气站工艺过程说明4.3.3.1L-CNG加气站建设内容及规模.158. 根据LNG生产装置的建设规模和双鸭山市车用天然气的需求，本项目设置5座L-CNG汽车加气站，按《双鸭山市天然气汽车加气站专项规划(2012～2020)》编号，分别为1#、2#、3#、4#、5#L-CNG加气站。其中1#、2#为对站，3#、4#、5#L-CNG加气站为单站。根据《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》NB/T1001-2011，确定各加气站为三级站。单站CNG日供气规模为1万Nm3/d，年周转量365万Nm3，各加气站设置1台60m3卧式LNG储罐，储气能力均为3.24万Nm3，并设置4台天然气加气机。单站建设内容如下：（1）站房：183.60m2（建筑面积）；（2）加气岛及罩棚：460.00m2（水平投影面积）；（3）60m3LNG储罐：1台；（4）CNG储气瓶组：6.51m3；（5）L-CNG气化撬：1台；（6）CNG双枪加气机：4台；（7）硬化地面及道路面积共计1200.00m2；（8）防雷、防静电系统安装；（9）供配电系统及消防设施；（10）给排水系统安装等。表4-10各L-CNG加气站主要技术指标项目参数L-CNG加气站供气规模10000Nm3/d日工作时间16小时高压柱塞泵小时处理能力流量1.5m3/h高压气化器小时处理能力1000m3/h每辆CNG汽车加气时间10min占地面积2400m24.3.3.2L-CNG加气站布点.158. 加气站的布局和建设，是发展清洁燃料汽车的关键。由于城区用地非常紧张，而且市区的消防要求又高，因此加气站尽量选址于市区边缘，靠近汽车加油站，各L-CNG加气站均位于双鸭山市尖山区，其中1#、2#L-CNG加气站位于挹娄大道东西二侧；3#加气站位于五马路北侧，与加油站毗邻而建；4#L-CNG加气站位于东环路与东安路隧道交口西侧，5#L-CNG加气站位于岭东路西侧，与加油站毗邻而建。其中1#、2#、3#加气站从2012年开始建设，于2015年达产，4#、5#加气站从2016年开始建设，2017年全部达产。各站相距3～4公里，既辐射一定汽车加气区域，又互相呼应。均在建龙化工LNG生产厂经济配送范围内。4.3.3.3L-CNG加气站工艺流程L-CNG加气站工艺流程方框图如下图所示：图4-2L-CNG加气站工艺流程框图提氢解吸气制LNG生产装置生产出的LNG产品由液化天然气槽车运至各加气站内，先通过槽车自增压气化器或站内专用卸车增压器将罐车压力增至0.6MPa，储罐接收LNG时，罐内压力为0.45～0.5MPa，再通过卸车软管，利用压差将车内LNG卸至站内储罐。开启排液阀，利用其压力，将LNG送至LNG柱塞泵进行加压，增压到25MPa，加压后的LNG通过高压空温式气化器进行气化，冬天时，利用水浴气化器将天然气温度升到10℃后，再经优先顺序控制盘一部分进入天然气储气瓶组储存，一部分经加气机向使用天然气作燃料的汽车进行加气。4.4消耗定额表4-11消耗定额一览表（LNG装置）.158. 序号项目名称规格单位消耗定额备注一原材料　　　　1提氢解吸气　Nm3/h20000　2压缩润滑油　t/a10.51年一换3脱苯剂t/a6.93年一换4加氢催化剂t/a16.52年一换5加氢催化剂t/a7.93年一换6精脱硫剂t/a2052年一换7除油剂t/a11.52年一换8分子筛t/a10.52年一换9混合制冷剂　t/a39乙烯、异戊烷等10MDEA　t/a0.8　11活化剂　t/a0.36　二公用工程　　　　1电10kV/380VkWh/h11026　2新鲜水　t/h55　3循环水32℃t/h2157　4脱盐水0.5μS/cmt/h1.5　5仪表空气　Nm3/h400　6氮气≥99.8%Nm3/h200液化工序用7液氮　t/次20开车时用8蒸汽0.5MPa(G)t/h5.0脱碳工序三副产品　　　　1深冷尾气　Nm3/h6170.59低位热值2411.5957kcal/Nm34.5主要设备4.5.1高炉气柜主要设备说明本项目选用的高炉稀油密封型（POC型）柜型。柜本体为圆形全钢结构，主要由立柱、薄壁圆筒型侧板、柜底板、活塞系统、柜顶系统、活塞密封装置、外部回廊、柜内回转平台、梯子、栏杆、电梯井道等组成。具体设备说明可见前面4.3.1小节所述。4.5.2LNG装置主要设备.158. 4.5.2.1LNG装置主要设备说明（1）提氢解吸气压缩机本项目选用往复式压缩机组（二开一备）。该压缩机组由3级压缩组成，主要规格如下：气量11000Nm3/h（按~110%气量考虑）进气压力～3kPa(G)进气温度≤40℃排气压力I级0.16MPa(G)II级0.54MPa(G)Ⅲ级1.5MPa(G)各级排气温度I级/II级/Ⅲ级138/135/137℃主机转速333rpm机组列数四列轴功率1363kW主机冷却方式循环水台数3（2）LNG储罐本项目LNG储罐采用常压储罐（立式平底拱顶圆筒形），绝热方式为珠光砂堆积绝热。单台LNG储罐技术参数如下：公称容积：5000m3装量系数：94%内罐材质：不锈钢外罐外型（立式平底拱顶圆筒形）：φ24000外罐主要材料：碳钢.158. （3）制冷剂压缩机制冷剂压缩机压缩的气体主要组成为氮气、甲烷、C2、C4等。气体由0.37MPa升至1.4MPa经级间冷却、气液分离后，气相升至3.2MPa经过冷却后进入冷箱。制冷系统对压缩机稳定运行的要求较高，且气量大，从投资及长周期连续稳定运行等方面考虑，本项目选用离心式压缩机组（一开不备）。该压缩机组由2级压缩组成，主要规格如下：气量I级62760Nm3/hII级62760Nm3/h进气压力~0.37MPa(G)进气温度≤40℃排气压力I级/II级1.4MPa/3.2MPa(G)排气温度I级/II级100.8/116.6℃主轴转速10908rpm轴功率5821kW主机冷却方式循环水台数14.5.2.2主要设备表表4-12压缩工序主要设备表序号名称规格主要材料数量备注1提氢解吸气压缩机正常排气量：11000Nm3/h（每台）进口：～3kPa，出口：1.5MPa组合件3二开一备表4-13净化工序主要设备表序号名称规格主要材料数量备注1预加氢器立式椭圆封头碳钢32除油器立式椭圆封头碳钢2.158. 3精脱硫器Ⅰ立式椭圆封头碳钢24精脱硫器Ⅱ立式椭圆封头碳钢15加氢器立式椭圆封头碳钢16开工电炉防爆等级DⅡCT4组合件17变温吸附器立式椭圆封头碳钢3表4-14脱碳脱硫工序主要设备表序号名称规格主要材料数量备注1吸收塔填料塔Q345R1台2净化气分离器Q345R1台3贫液冷却器卧式管壳式Q345R1台4贫液泵H=220m组合件2台5富液泵组合件1台6再生气冷却器Q345R1台7再生气分离器Q345R1台8回流泵组合件1台9再生塔填料塔Q345R06Cr19Ni101台10再沸器立式管壳式Q345R06Cr19Ni101台11溶液换热器06Cr19Ni101台表4-15液化工序主要设备表序号名称规格主要材料数量备注一干燥系统1干燥器碳钢32再生气加热器碳钢/不锈钢13再生气冷却器碳钢/不锈钢14再生气分离器碳钢15粉尘过滤器碳钢2二液化分离系统1液化分离冷箱碳钢11.1换热器板翅式铝合金21.2分馏塔不锈钢11.3LNG闪蒸罐不锈钢1.158. 2残液分离器不锈钢13氮气电加热器碳钢/不锈钢1三混合冷剂制冷系统1制冷剂贮槽不锈钢32混合冷剂压缩机离心式，一级进口：～0.37MPa，末级出口：3.2MPa，电机带高压变频组合件13MRC循环泵组合件2表4-16罐区主要设备表序号名称规格主要材料数量备注1LNG贮槽5000m3常压罐碳钢/不锈钢12汽化器自增压铝合金13BOG加热器铝合金14LNG灌装泵组合件24.5.3L-CNG加气站主要设备4.5.3.1L-CNG加气站主要工艺设备选型天然气属于甲类易燃易爆物品，为保证加气站的安全平稳运行，必须选用性能优良、安全可靠的设备。L-CNG汽车加气站的主要设备选型和配置数量如下：（1）LNG储罐LNG储罐设计总容量按3天计算月平均日用气量计算确定，设置1台60m3LNG立式低温储罐。储气能力3.24万Nm3。最高工作压力0.6MPa；内胆设计温度-196℃，内胆材料0Cr18Ni9。储气罐采用高真空缠绕绝热结构。（2）站内储气瓶组站用储气瓶组的作用是储存天然气，通过瓶组为天然气汽车售气，保护机泵不至频繁启动，符合充气过程非连续操作的特点。为提高取气率，选用一套6.51m3水容积三瓶储气瓶组，储气瓶组分为高、中、低压三组，最高储气压力为25MPa。钢瓶设计压力：27.5MPa。钢瓶工作压力：25.0MPa；钢瓶设计温度：-29～93℃；.158. 单瓶储罐水容积：2.17m3。（3）L-CNG气化撬本项目配置L-CNG气化撬1台，其中包括Q=1.5m3/h柱塞泵2台（1用1备）、Q=1000Nm3/h高压空温气化器2台,（1用1备）、Q=1000Nm3/h高压水浴加热器1台、Q=300Nm3/h储罐增压器1台、EAG气化器1台、优先顺序控制盘1台。（4）CNG双枪加气机加气机按每次加满平均80升容积的储气瓶（20MPa时，折合20Nm3气）的燃气汽车约8分钟/枪（包括进出站时间），加气机每天连续累积加气时间约16小时。单台双枪加气机日加气车辆为16×60/8×2=240车次/天。本项目设4台CNG双枪加气机。计量精度：±0.5%；流量范围：0～40m3/min·枪；额定工作压力：20MPa；最大工作压力：25MPa；环境温度：-30℃～+50℃；额定功率：<200W；质量流量计：采用质量流量计并带有温度传感器进行补偿。4.5.3.2L-CNG加气站主要设备表表4-17单站主要工艺设备一览表序号名称规格数量备注1LNG储罐V=60m3，PN=1.26Mpa，D2920*L134101卧式2L-CNG气化撬1撬装卧式其中包括柱塞泵Q=1.5m3/hP入=0.3~0.6MPa,P出=25MPa21用1备高压空温气化器Q=1000Nm3/hPN=27.5MPa21用1备.158. 高压水浴加热器Q=1000Nm3/hPN=27.5MPa1储罐增压器Q=300Nm3/h，PN=2.5MPa1卸车用EAG气化器Q=150Nm3/h，PN=4.0MPa1优先顺序控制盘13CNG双枪加气机Q=4~40Nm3/h，PN=20MPa4预留2台4CNG储气瓶组V=6.51m314.6自控技术方案4.6.1LNG装置自控技术方案4.6.1.1LNG生产工艺装置对自动控制的要求本项目工艺生产过程具有易燃、易爆、有毒及连续化生产等特点，要求采用就地监视为辅、集中监视和控制为主的基本原则。本项目提氢解吸气压缩、提氢解吸气净化、分离液化、罐区及装车台的自动控制采用DCS集散控制系统；提氢解吸气压缩机、制冷剂压缩机的自动控制采用PLC控制系统；循环水站自带控制系统。本装置设置一套独立的安全仪表系统（SIS）来实现紧急停车，保证生产过程和重要设备的安全。安全仪表系统（SIS）需与过程控制DCS进行通讯。本正装置似设一个中央控制室（CCR）、两个就地分控室（分离液化就地控制室LCR1、提氢解吸气压缩分控室LCR2），各分控室内各系统均留有与主装置DCS的通讯接口。4.6.1.2生产过程的自动化水平及控制、检测仪表选型原则4.6.1.2.1DCS集散控制系统DCS集散控制系统的选型以安全性、可靠性、通用开发性、操作使用方便、易维护性及先进性等为原则，本项目拟采用进口先进的集散控制系统（DCS）对整个装置进行监视、控制和操作，利用其多种的功能、良好的操作性、高度的可靠性，以保证装置的连续平稳运行。装置的自动化水平达到目前国际同类装置先进水平。.158. 集散控制系统（DCS）在中央控制室（CCR）对整个生产过程进行自动检测和控制。生产过程中主要的和重要的参数集中到CCR由DCS系统进行显示和控制；次重要的参数及设定值不需经常调节的参数，可采用就地显示和调节。DCS系统在完成过程控制的同时还能进行生产管理和生产统计，并通过上位机，与全厂的管理计算机网络相连，从而实现全厂的信息化管理。DCS系统的自诊断功能以及系统所采用的热冗余技术、容错技术使控制系统运行的安全性和可靠性大大的提高，从而保证工艺生产过程的长期稳定运行，并减轻劳动强度，改善工作条件。本项目DCS系统拟选用世界著名公司的最新产品，硬件可靠性指标优良，软件版本最新，备品备件及硬件、软件维修服务容易到位。DCS系统由操作站、工程师站、控制站、打印机、辅助操作台、大屏幕、通讯总线及相关接口组成。在系统配置中要考虑重要控制回路卡件、系统电源、通讯总线及CPU的冗余。DCS系统留有与上位机通讯的网络接口，同时设置一套实时数据采集服务器，以便将装置的数据和信息实时地传送到工厂管理系统。4.6.1.2.2安全仪表系统（SIS）联锁保护控制以及当生产装置出现紧急情况时，由SIS发出保护联锁信号，对现场设备进行安全联锁保护。安全仪表系统（SIS）采取硬接线连接。4.6.1.2.3可燃、有毒气体检测报警系统（GDS）本装置可燃气体/有毒气体检测系统（简称GDS）与DCS系统合用，不设独立的控制器，但卡件、机笼、操作站相对独立。4.6.1.2.4PLC控制系统本项目的PLC系统拟选用世界著名公司的最新产品，硬件可靠性指标优良，软件版本最新，备品备件及硬件、软件维修服务容易到位。PLC系统由操作站、控制站、通讯总线及相关接口组成。在系统配置中要考虑重要控制回路卡件、系统电源、通讯总线及CPU的冗余。PLC控制系统主要用于机组自身的控制。4.6.1.2.5检测仪表.158. 本项目控制、检测仪表的确定，主要依据工艺生产过程操作的实际需要，满足自然环境条件和所在场所的防爆要求，本着技术先进、性能可靠，操作维护方便，经济合理等原则而定。本项目主要物料具有易燃、易爆等特点，因此要求仪表防爆，采用本安防爆系统。所有现场仪表应是全天候的，具有相应防护、耐气候及耐大气腐蚀的能力，最低相当于IP65的要求。安装在工艺管道和设备上的仪表满足所处位置的压力等级和温度等级要求。在本装置中，由于部分介质处于高压状态，所选仪表均能够承受工艺所给定的压力要求。（1）温度仪表集中检测控制的温度元件选用铠装热电阻或热电偶。就地温度仪表选用抽芯式双金属温度计。所有温度计均要采用温度计套管，材质至少与工艺管道或设备同级。（2）压力仪表集中检测控制的压力（差压）测量采用智能型压力（差压）变送器，对于腐蚀介质可采用隔膜密封型压力（差压）变送器。就地压力测量根据工艺介质情况选用不锈钢弹簧管压力表、隔膜式压力表及耐震压力表。（3）流量仪表集中流量测量，一般选用多孔平衡取压孔板配差压变送器、涡街流量计及电磁流量计。原料、产品及配比用等计量精度要求高的场合，选用质量流量计。就地流量仪表一般选用金属管转子流量计。（4）液位仪表集中检测控制的液位测量，根据使用场合、工艺介质的不同，选用智能型差压变送器、单/双法兰差压变送器、外浮筒液位变送器和磁致伸缩液位计，汽包液位测量智能锅炉汽包液位计。就地液位测量选用磁翻板液位计。（5）在线分析仪选用进口分析仪分析微量CO+CO2气体，净化气体的微量H2O分析；包括预处理系统和防爆机柜。（6）调节阀.158. 调节阀、紧急切断阀一般采用气动薄膜执行机构，特殊要求采用气缸执行机构。TSA吸附塔、分子筛吸附塔切换阀采用专利商的特制产品。所有调节阀带智能定位器、过滤减压器、手轮等；紧急切断阀配带ASCO电磁阀等附件。自力式调节阀用于控制精度要求不高的场合。（7）安全栅选用P+F或MTL产品。（8）可燃、有毒气体检测选用合资或国产产品。4.6.1.3主要的检测及控制方案本项目的自动化程度较高，主要包括以下复杂控制回路：a.吸收塔、再生塔温度，液位控制b.加氢反应器选择控制c.压缩机回路控制d.水冷器液位控制e.TSA吸附、分子筛切换程控4.6.1.4保证自控系统正常运行的主要安全技术措施由于本项目主要物料具有易燃、易爆等特点，仪表的选型上考虑选用防爆型仪表，并采用隔离器和安全栅等设备进行隔离及采取安全接地措施。本设计在工艺装置区和产品贮存内以及易泄漏可燃气体的场所，设置有可燃气体检测报警仪；易泄漏有毒气体合成气的场所，设置有CO、H2S气体检测报警仪。一旦发现报警，便可及时采取措施，以防事故的发生。可燃、有毒单独成一套独立报警系统，通过通讯引入DCS系统。4.6.1.5仪表的供电和供气（1）仪表供气.158. 本项目仪表用气量约400Nm3/h。仪表空气质量标准要满足仪表气源规范要求。（2）仪表供电所有控制仪表设备由UPS提供总供电电源，UPS总容量为2台20kVA。UPS的电池应完全密封、铅酸组合、免维护类型，后备时间为1小时，不间断供电系统使用电池最小使用寿命为10年。4.6.1.6中央控制室全厂统一设中央控制室（CCR），控制室位于综合楼内。控制室分为操作间和机柜间，操作间设5台操作站，2台工程师站兼操作站，用于工艺装置的监控和操作，设置消防控制中心，配置可显示的消防报警终端。1台开放式OPC服务器，用于传输数据，与管理系统通讯。控制室按化工装置控制室规范要求设计。压缩机本体单独成控制系统，用于压缩机本身的监视和操作。通过通讯方式上传数据到中控室，中控室只能监视，不能操控压缩机。气体液化分离、罐区等单独成控制系统，用于气体液化分离、罐区等的监视和操作。通过通讯方式上传数据到中控室，中控室只能监视，不能操控压缩机。循环水站单独成控制系统。4.6.1.7仪表维修本项目仪表维修负责一次仪表，DCS、ESD及PLC系统备品备件的维修，采用社会化协作方式进行。计量器具定期送当地计量主管部门检验。4.6.2L-CNG加气站自控技术方案4.6.2.1L-CNG加气站自控水平根据项目特点，需在各汽车加气站设置站控系统（PLC），以便连续、自动地监视和控制设备的运行，保证人身、设备及管道的安全，确保为用户连续、稳定供气。该自控系统应达到以下水平：a.对工艺过程影响较大，需随时监控的参数设自动调节；b.需要经常了解其变化趋势的参数设记录；.158. c.对工艺过程影响不大但需经常监视的参数设指示；d.对可能影响生产及安全的参数设报警或联锁，进行报警打印；e.对要求计量或经济核算的参数设积算；f.对生产过程设班报、日报及月报等报表打印；g.对站区进行视频监控，防止非正常进入。4.6.2.2L-CNG加气站自控系统方案（1）站控系统本项目的L-CNG加气站站控系统是指由PLC、变频控制器、工控机和各类传感器、变送器、电磁阀等设备组成的，一套完整独立的集中控制系统，实现加气站工艺系统的控制、显示、报警、参数查询、历史记录查询及报表打印等功能。该系统专门编制的控制和管理软件，实现系统的远程监控、诊断和数据传输；系统含有可燃气体泄露检测和报警、ESD开关的联动，实现安全控制；系统设置了浪涌保护电子设备，防止供电电压的尖峰干扰；该系统配备了UPS电源,支持突然停电状态下系统能正常工作1小时，防止设备损坏、数据丢失。（2）天然气泄漏检测系统加气站内设置天然气泄漏检测系统，设置不少于2条泄漏检测回路，不少于2个可燃气体检测探头，分别安装于罐区和加气机等危险区域。报警器安装在值班室，并配有备用电源。泄漏检测仪表选用催化燃烧式可燃气体报警装置，设置高、低限报警，并能自动启动ESD系统。6.2.2.3L-CNG加气站自控系统配置及说明（1）PLC（可编程控制器）PLC主要承担的任务是对LNG储罐、机泵、站内工艺阀门以及加气机的监控和管理，完成增压、气化、计量、储存、加气等各种工艺过程的采集、逻辑控制、显示、故障检测、报警、紧急启动自保系统等功能，又具有参数查询、历史记录查询及报表打印等管理功能。同时要完成对加气站的安全状态进行监测，通过天然气泄漏探测传感器及时发现泄漏隐患，并予报警并关闭紧急切断阀，确保人身安全。.158. 现场各种工艺运行数据通过PLC采集，并通过高速总线传送到工控机上，进行集中监控和管理。同样工控机或人机界面触摸屏的控制命令也通过上述高速总线传送到PLC，实施对各种设备的控制。PLC主要功能：A、控制功能－控制工艺状态模式：加气站的工艺分为卸车、增压、加气和待机等运行模式，控制系统针对这几种不同的工艺运行模式分别自动进行切换和控制。－工艺流程阀门的自动控制：控制系统针对不同的工艺运行模式各工艺阀门的开和关进行自动控制。B、数据采集显示功能控制盘上实时显示的参数有：天然气的密度、压力、温度、售气流量以及累积流量等等。C、数据查询和报表打印功能控制系统储存有单车加气的历史记录，包括车号、加气时间、加气量、加气司机姓名等，可根据以上数据生成日报表、周报表和月报表并通过配套的打印机打印报表。D、通讯功能控制系统的通讯功能主要是与加气机的通讯，通过与加气机的通讯完成对加气机的管理和加气量及加气金额的采集。（2）工业控制计算机工业控制计算机完成如下功能：A、生产过程监视功能：在显示器上显示的内容除文字、表格、图形、曲线外，还能生成工艺流程，主要设备运行工况，提供清晰、友善的人机界面，使生产管理人员很方便地掌握当前生产运行情况。计算机系统还可在线诊断各类故障，查找故障部位并报警。B、控制功能：在基于图形和文字菜单的基础上，进行工艺参数的设定。操作人员在中控室通过键盘或鼠标下达控制命令。.158. C、管理功能：设置不同的操作权限，记录操作员的工号、操作时间、操作内容，防止非法操作，确保加气站设备安全运行；完成控制事件、故障报警、历史数据、生产指标、历史趋势曲线的登录、储存、显示和查询；生成、打印各类生产运行管理报表。6.2.2.4L-CNG加气站仪表及控制系统选型现场仪表是采集工艺参数的设备，是完成加气站自动化控制的重要前提。L-CNG加气站项目现场仪表（传感器、变送器）的选型采用本质安全型仪表，各仪表均带现场显示，并具有4～20mA标准信号输出，其检测值送入控制室的PLC。现场仪表和PLC之间设置本质安全型隔离式安全栅，以防止危险能量窜入现场，同时增加系统的抗干扰能力，提高了系统的可靠性。在现场可能发生天然气泄露的场所设置工作稳定，使用寿命长，误报率低的催化燃烧型天然气泄漏探测传感器，在天然气泄漏时及时通知工作人员进行应急处理。具体见下：（1）温度测量温度测量远传采用一体化温度变送器；就地温度测量采用全不锈钢双金属温度计。（2）压力检测变送器采用智能变送器；就地压力指示采用不锈钢压力表。（3）可燃气体检测可燃气体检测器采用催化燃烧式可燃气体变送器，检测可燃气体的浓度，输出4～20mADC信号至报警控制器。6.2.2.5L-CNG加气站仪表供电、接地及其它为保证控制系统的正常工作，应采用不间断电源（UPS）为站内的控制系统、仪表检测系统和微机服务器供电。供电电源一般为380VAC、50Hz或220VAC、50Hz或24VDC/12VDC，在外部电源断电的情况下，UPS能保证站控系统及现场仪表1小时的正常工作。UPS由电气专业统一设置与选型。加气站自控系统的用电负荷约为1kW。.158. 本工程接地系统的保护接地和信号接地与电气专业的总接地板相联结，与电气装置合用接地装置，接地电阻不大于1Ω。由工艺装置区到控制室的电缆采用铠装屏蔽控制电缆直埋敷设，埋深700mm。6.2.2.6L-CNG加气站控制室本项目控制室设在站房内，完成对加气站的生产管理，监控所有的工艺和电气设备的工作状态。在控制室设置1台PLC控制柜，1台电器控制柜、1台工业控制计算机，配1台21”彩色显示器和1台喷墨打印机，工控机安装有监控软件。中控室配置2KVA的UPS不间断电源，蓄电池提供1小时以内的不断电功能，在供电系统停电时仍能为仪表系统和自保系统提供电源，监视和记录系统的运行状况，保证系统的安全运行。PLC柜内设置浪涌电压保护器，避免供电电压大幅波动引起柜内设备的损坏。4.7标准化本项目在设计、设备制造、安装、施工验收中所依据的主要标准规范如下：4.7.1工艺规范《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）《天然气》（GB17820-2012）《化工工厂初步设计文件内容深度规定》（HG/T20688-2000）《化工工艺设计施工图内容和深度统一规定》（HG/T20519-2009）《化工装置设备布置设计规定》（HG20546-2009）《化工装置管道布置设计规定》（HG20549-98）《化工装置管道材料设计规定》（HG/T20646-99）《石油化工储运系统罐区设计规范》（SH/T3007-2007）《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》（GB/T20368-2006）《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB/T1001-2011）《汽车加油加气站设计与施工规范》.158. 《石油化工储运系统罐区设计规范》（SH/T3007-2007）《Flat-bottomed，vertical,cylindricalstoragetanksforlowtemperaturesercice》—Part1（BS7777-1:1993）《Flat-bottomed，vertica，cylindricalstoragetanksforlowtemperaturesercice》—Part2（BS7777-2:1993）《Flat-bottomed，vertical，cylindricalstoragetanksforlowtemperaturesercice》—Part3（BS7777-3:1993）《Flat-bottomed，vertical，cylindricalstoragetanksforlowtemperaturesercice》—Part4（BS7777-4:1993）《DesignandConstructionofLarge，Welded，Low-PressureStorageTanks》（APISTD620-2002）4.7.2设备设计规范国家质量技术监督局“压力容器安全技术监察规程”（1999）《钢制压力容器》（GB150-1998）《钢制管壳式换热器》（GB151-1999）《钢制化工容器设计基础规定》等五项规定（HG20580~20584-1998）《塔器设计技术规定》（HG20652-1998）《低温绝热压力容器》（GB18442-2001）《钢制焊接常压容器》（JB/T4735-1997）《普通粉末绝热贮槽》（JB/T9077-1999）《压力容器无损检测》（JB/T4730-2005）《低温液体贮运设备使用安全规则》（JB6898-1997）《低温液体容器性能试验方法》（JB/T3356.1-1999）《液化天然气设备与安装陆上装置设计》（GB/T22724-2008）.158. 4.7.3自控设计规范《过程测量和控制仪表的功能标志及图形符号》（HG/T20505-2000）《自动化仪表选型设计规定》（HG/T20507-2000）《控制室设计规定》（HG/T20508-2000）《仪表供电设计规定》（HG/T20509-2000）《仪表供气设计规定》（HG/T20510-2000）《信号报警、安全联锁系统设计规定》（HG/T20511-2000）《自动设计常用名词术语》（HG/T20699-2000）4.7.4电气设计规范《建筑照明设计标准》GB50034-2004《建筑物防雷设计规范》（2000年版）GB50057-94《低压配电设计规范》GB50054-95《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92《通用用电设备配电设计规范》GB50055-93《供配电系统设计规范》GB50052-2009《通用用电设备配电设计规范》GB50055-934.7.5消防专业设计规范《建筑设计防火规范》GB50016-2006《火灾自动报警系统设计规范》GB50166-1998《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（2000版）《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《水喷雾灭火系统设计规范》GB50219-95《干粉灭火系统设计规范》GB50347-2004.158. 《固定消防炮灭火系统设计规范》GB50338-20034.7.6环境保护《化工建设项目环境保护设计规范》GB50483-2009《化工建设项目噪声控制设计规定》HG20503-92《石油化工企业环境保护设计规范》SH3024-954.7.7劳动安全卫生《压力容器中化学介质毒性危害和爆炸危险程度分类》HG20660-2000《化工企业安全卫生设计规定》HG20571-95《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047-93《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493-2009《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》SH3501-20024.7.8建筑《建筑设计防火规范》GB50016-2006《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2002《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-85《建筑照明设计标准》GB50034-20044.7.9总图《建筑设计防火规范》GB50016-2006《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《工业企业总平面设计规范》GB50187-1993《厂矿道路设计规范》GBJ22-87.158. 5原料及辅助材料供应5.1原料的供应及规格本项目高炉煤气柜主要用于调节公司煤气管网的高炉煤气发生与各用户使用之间的系统平衡，而L-CNG加气站主要是以本次新建LNG装置生产出的LNG为原料，因此，此处提及的原料，是指LNG装置所需的原料气提氢解吸气。该提氢解吸气来源于公司甲醇装置富余焦炉煤气提氢解吸气，供给本次LNG装置气量为20000Nm3/h。平均组成如下：表5-1提氢解吸气组成（vol%）组成COCO2H2N2CH4CnHmO2ΣV%16.916.0311.377.2151.925.880.68100杂质含量如下：表5-2提氢解吸气杂质含量组分H2S有机硫NH3BTX含量，mg/Nm3≤180≤180≤0.36≤18005.2辅助材料供应辅助材料主要为LNG生产装置所需各种催化剂等，其年用量和供应途径见下表。表5-3辅助材料供应表序号项目名称规格年耗量供应途径备注1压缩润滑油10.5当地市场1年一换2脱苯剂6.9天科股份3年一换3加氢催化剂16.51年一换4加氢催化剂7.92年一换5精脱硫剂2051年一换6除油剂11.52年一换7分子筛10.52年一换8混合制冷剂39乙烯、异戊烷等9MDEA0.8.158. 10活化剂0.365.3公用工程供应及规格5.3.1循环冷却水本项目高炉气柜和L-CNG加气站均无循环冷却水的需求，唯有LNG生产装置压缩机等需用冷却用循环水，正常生产时需要的循环冷却水量2157m3/h，最大量2373m3/h，由本设计新建的3000m3/h循环水站提供。正常生产时新鲜水补充量41.41m3/h。5.3.2消防水低压消防和高压消防共用一个管网，在本生产界区设消防水池，高压和低压消防水由经泵提压后送出，在本生产界区内形成独立的消防水管网。5.3.3蒸汽本装置运行时需要0.5MPa饱和蒸汽为5.0t/h。由界区外公司蒸汽管网提供。5.3.4电力本项目内用电规格为：50HZ、10kV/380V。本项目用电量约11026kW，供电方案拟从建设单位现有焦化装置的变电站引两路10kV电源作为本项目的工作电源。本项目10kV用电设备制冷剂压缩机最大功率为5821kW，提氢解吸气压缩机为往复式，轴功率为1363kW。5.3.5仪表空气需要量约400Nm3/h，由建设单位现有装置仪表空气站提供。5.3.6氮气纯度≥99.8%v，压力约0.8MPa，正常生产期间，液化深冷工序用氮气量约200Nm3/h，由建设单位现有装置氮气站提供。5.3.7脱盐水.158. 本项目脱盐水总需求量约1.5t/h。脱盐水水质要求电导率≤0.5μS/cm(25℃)、SiO2≤20μg/L。本项目所用脱盐水由建设单位现有集中脱盐水站提供。5.3.8公用工程供应表5-4公用工程供应序号项目名称规格单位小时消耗备注1电10kV/380VkWh11026新建变电站2新鲜水t55现有给水管网3循环水32℃t2157新建循环水站4脱盐水0.5μS/cmt1.5现有集中脱盐水站5仪表空气Nm3400现有仪表空气站提供6氮气≥99.8%Nm3200现有氮气站提供7液氮t/次20现有装置提供8蒸汽0.5MPa(G)t5.0现有蒸汽管网提供.158. 6建厂条件和厂址方案6.1建厂条件6.1.1地理位置双鸭山市位于黑龙江省东北部，完达山北麓三江平原，地理位置在东经130°39′～134°20′，北纬45°39′～47°34′之间。双鸭山市距省会哈尔滨市430km，东隔乌苏里江与俄罗斯比金市相望，南与虎林市、密山市、桦南县毗邻，西与佳木斯市、七台河市相连，北与富锦市、同江市、扶远县、桦川县接壤。本工程拟建厂址位于市区西部的马蹄河流域、岭西苗圃北侧山丘台地处。该区域为双鸭山市城市总体规划的冶炼工业区，距市区中心直线距离约为5km。厂址北邻山丘，南侧靠近矿山专用铁路，西南为安通煤气公司，东侧、南侧均与新兴村相邻，距最近居民区距离约150m。6.1.2地形地貌双鸭山市在地质构造上包括两个不同级别的构造单元，一是佳木斯隆起，一是其东侧的次一级构造单元合江中断陷。佳木斯隆起属布列亚地块南延的一部分，是兴凯运动的褶皱带。早在古生代时期处于隆起状态，经古生代进一步隆起，到中生代晚期出现了一系列断陷、坳陷盆地。正是这种沉陷运动的影响，双鸭山市呈现高低相同的地貌特征，即低山丘陵区、山前漫岗区和河谷川地三种类型。市区处于低山丘陵地带，地势由南部山区向北部丘陵明显倾斜，山地占总面积的80%左右，共有大小101个山头。以七星砬子为最高点，海拔852.7m；北部最低点海拔108m；平均海拔450m。本工程拟建厂址位于马蹄河流域，属双鸭山盆地，系河流冲击地带。厂区北侧山丘海拔标高由南向北在150m～300m之间，坡度自南向北由缓到陡，马蹄河自西向东从场地中南部通过。厂区自然地面标高在140m～150m之间，高差较大。6.1.3气候、气象.158. 双鸭山市地处北半球中高纬度地区，属湿润寒温带大陆性季风气候，冬季漫长而寒冷，常受西伯利亚寒流影响，夏季短促而温暖，春秋两季气候多变，且昼夜温差较大，春季多风、干旱，秋季时有暴雨霜冻。（1）气温由1996-2000年气象资料统计，全市年平均气温4.7℃，最冷1月平均气温-16.1℃，极端最低温度五年均值-27.9℃；最热气温7月均值23.1℃，极端最高温度五年均值34.7℃。年无霜期在136天左右。（2）风向、风速双鸭山市居我国东部季风区内，冬季盛行西南风，夏季盛行西南风和南南西风，春秋两季则呈中间过度型，季风特征明显。1996-2000年五年来全年主导风向为西南风，平均风速2.6m/s，最大风速18.7m/s。（3）降水双鸭山市受大陆性季风影响，降水量在时间分配上表现为：冬季降水稀少，夏季降水量大且集中。五年平均降水量为516mm/a。经过五年资料统计，1、2月份降水均值低于10mm，2月份均值仅为3.3mm，7、8月份降水较大，皆超过100mm。6.1.4水文及水环境简况双鸭山市区境内共有三条河流，自西向东分别为安邦河、二道河和七星河，分属于松花江及乌苏里江两大水系。三条河流域本区面积分别为513.8km2、14.8km2和979.3km2。本工程的直接纳污水体马蹄河为安邦河左岸主要支流，全长21.8km，流域面积124km2，全部为山区。根据资料，马蹄河流经拟建厂址厂区的最大流量为7.012m3/s，最小流量为0.187m3/s，由于季节的变化流量有所不同。本工程间接纳污水体安邦河位于双鸭山尖山区西部，为松花江右岸一级支流，发源于市区内的完达山余脉七星砬子东分水岭北麓，自南向东，流经寒葱沟、二站、定国山、尖山子等地至滚兔岭后入集贤县境。干流总长度44km，为山丘区，河道比较稳定顺直，比降1/60左右，安邦河流经尖山区长度13.8km。.158. 6.1.5经济发展双鸭山市是一座以煤炭、电力、粮食为主的资源型、综合性、区域性的中心城市。双鸭山市经过四十年的建设，经济实力日益增强。2001年末，国内生产总值达84亿元。粮、豆、薯总产量60.86万吨，农业总收入23.78亿元。工业增加值实现27.1亿元。煤炭、电力、地方工业三足鼎立，是国家重点能源基地之一。全市有中省直和地方国有企业816户，有农村、城镇个体、私营企业29068户，形成了以能源工业为主体，以冶金、建材、化工、机械、食品加工、制药、酿酒、造纸、纺织、森工为支柱，生产360多种产品的工业群体。全市名优产品达百种，销往全国20多个省、市、自治区，其中有16种产品销往美国、俄罗斯、日本、东南亚等国家和地区。6.1.6物产资源双鸭山市有着得天独厚的物产资源。煤炭是双鸭山的主要矿产资源，因而素有“煤城”之誉。煤炭远景储量100亿吨，精查储量25亿吨，现年产已达1500万吨。羊鼻山铁矿储量1.2亿吨，品位较高，是全省唯一的大型磁铁矿。黄金、石墨、白钨、大理石、石灰石、红绿宝石等矿产储量也很可观。6.1.7交通运输双鸭山市的交通运输主要有铁路、公路和水路。哈同高速公路和佳富线铁路直达哈尔滨市，开通了双鸭山直达北京的直快旅客列车。通过饶河至俄罗斯比金口岸可直抵海参崴和日本海，进入江海联运通道。佳木斯航空港距市区仅50km，公路客运共开发营运线路58条，日运送旅客10000余人次。6.1.8基础设施.158. 双鸭山市区主要街道实现了高等级改造，大小街道实现了“五色”封闭。城市日供水能力达到77123t，可满足工业用水和居民生活用水需求。双鸭山发电厂现装机容量82万千瓦，年发电量60亿度，已经开工的三期工程竣工后，总装机容量为262万千瓦，是目前我国最大的坑口电站。全市电话总装机容量近30万门，城市电话安装户数达到70%以上，开办了国际、国内特快专递业务。全市有大型体育场馆8座，游泳馆3座，举办过全国篮球甲级联赛和全国乒乓球擂台赛，还建有影剧院、图书馆、文化宫、艺术馆、大型公园等公益设施。6.2厂址方案厂址的选择是工程建设的重要环节之一，其合适与否将对工厂的文明生产、经营管理、经济效益和生态环境等产生重大影响。拟选厂址应符合以下要求：1)厂址位置必须符合国家工业布局、城市或地区的规划要求；2)厂址宜选在原料、燃料供应便利的地区；3)厂址应靠近水量充足、水质良好的水源地；4)厂址应尽可能靠近原有交通线（水运、铁路、公路），以避免新建项目修建过长的专用交通线；5)厂址应尽可能靠近热电供应地；6)厂址宜选在位于城镇居住区全年主导风向的下风向，且不应位于窝风地段；7)厂址选择注意当地自然环境条件，并对装置建成投产后对于环境可能造成的影响做出评价，最终的厂址应在通过环境影响评价和安全卫生预评价后确定。本项目选址于市区西部的马蹄河流域、岭西苗圃北侧山丘台地处。该区域为双鸭山市城市总体规划的冶炼工业区，距市区中心直线距离约为5km。该厂址方案的优点在于：1）本项目厂址所在地是双鸭山市政府规划的冶炼工业园区，园区以焦化、炼铁企业为主，本项目拟选厂址符合双鸭山市城市总体规划的要求；2）本项目距离双鸭山市中心区直线距离约5km，满足《焦化行业准入条件》中在城市规划区边界外2km以外的要求；3）厂址不在各级政府规定的生态保护区、自然保护区、风景旅游区、文化遗产保护区以及饮用水源保护区内；4）靠近原料地.158. 拟建地靠近建设单位现有甲醇装置，能有效地降低原料气提氢解吸气的运输费用和生产成本，且能减少安全隐患。5）有较好的公辅设施、维修等依托条件建设单位现有公用工程：蒸汽、脱盐水、仪表空气及氮气等，完全能满足本装置生产的需要，且本项目大、中修完全可以依托现有的部分有利条件。6）有利于节省工程投资拟建设厂址地势平坦，三通一平及部分公辅设施已建设完善，可有效减少了平整场地及公辅设施的建设，节省了土建投资。.158. 7公用工程和辅助设施方案7.1总图运输7.1.1总平面布置7.1.1.1总平面布置原则（1）符合工艺流程，保证物料流向顺畅（2）生产设施相对集中布置（3）遵守国家现行的防火规范（4）便于原料和成品的运输7.1.1.2竖向设计原则（1）满足生产工艺对高程的要求（2）满足运输装卸对竖向标高的要求（3）便于排水7.1.1.3装置总平面布置（1）高炉煤气煤总平面布置本项目建设内容包括三个部分，其中150000m3高炉煤气柜区域位于马蹄河的北面，厂办公楼的南侧，占地面积7100m2，站房煤气柜控制楼面积为9m×4.5m,层高4.5m，内设配电室，控制室，距气柜30m，内设4.5m宽环形消防通道，混凝土路面，转弯半径为9.0m，距马蹄河边15m，煤气柜区设2m高实体围栏，柜区道路设两个出口分别与厂办公楼前公路、马蹄河北侧路相接。煤气柜具体定位符合《建筑设计防火规范》（GB50016-2006），煤气柜44m范围以内不得有有民用建筑，31.25m范围内不得有厂房，50m范围内不得有明火或散发火花的地点和室外变、配电室。煤气柜区布置符合相关规范，可不设防爆墙以及站区的隔离墙等安全防护措施。（2）L-CNG加气站总平面布置.158. 压缩天然气加气站火灾危险性属于甲类，站区总平面布局严格按现行的《建筑设计防火规范》（GB50016-2006年版）和《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50028-2006年版）的有关规定和要求进行总平面布置。各加气站总平面布置时严格遵守《汽车加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006年版）有关规定，在满足安全、使用方便的前提下，充分考虑美观，尽量节约用地，功能分区明确。L-CNG加气站共设5个加气站，其中对站1对，单站3个，站址均位于双鸭山市尖山区，其中1#、2#加气站位于挹娄大道东西二侧；3#加气站位于五马路北侧，与加油站毗邻而建；4#加气站位于东环路与东安路隧道交口西侧，5#加气站位于岭东路西侧，与加油站毗邻而建。各站相距3～4公里，既辐射一定汽车加气区域，又互相呼应，均在建龙化工LNG生产厂经济配送范围内。各加气站土地为国有土地划拨方式取得，土地性质为商业用地。站址地势较为平坦，地质条件较为稳定，基础设施完善。站址紧邻公路，方便当地车辆加气，站区与四周建、构筑物的防火间距均能满足相关规范要求。同时靠近新建LNG生产装置区。各加气站站区呈规则矩形，站区长60米，宽40米，占地面积2400m2，建筑面积413.60m2。为了保证压缩天然气加气站安全运行和便于管理，考虑到生产工艺及安全防护的需要，并结合地势环境及主导风向等具体条件，各站区总平面布置采用分区布置，站内共分为3个功能区进行布置，即生产区（甲类）、加气区（甲类）和生产辅助区。①生产区设有LNG储罐及其气化区、LNG卸车点、CNG储气瓶组。②加气区靠近公路，设有加气岛及罩棚，并与公路相连，方便车辆加气。③生产辅助区主要是站房，占地面积183.6m2。在竖向布置方面，加气站站内加气岛宽1.2米，高出付气场区地面0.2米，场地雨水采用开放式自然排放，站内地面高出站外道路，设5‰的排水坡度，坡向站外，在汽车槽车卸车停车位处，按平地设计。为满足生产、检修的要求，站内道路及回车场均采用混凝土路面。进出口向公路敞开，.158. 方便车辆加气。各加气站主要工程量及技术指标见下表所示。表7-1L-CNG加气站单站总图主要技术指标表序号指标名称单位数量1项目用地面积m22400.002建筑面积m2413.603建构筑物占地面积m2886.884道路及回车场占地面积m21200.005站区绿化面积m2240.006站区围墙长度m140.007建筑容积率0.178建筑系数%36.959绿化系数%10.010土地利用系数%86.92（3）LNG生产装置总平面布置遵循总平面布置的原则，结合厂址的具体条件，进行总平面布置。根据生产与工艺流程需要，本项目具体布置参见总图。本项目主要由生产装置区、公用工程区、储运设施区、行政服务设施区组成，分别为：生产装置区：压缩厂房、净化、脱碳脱硫与液化装置等。公用工程区：综合库房、循环水系统。储运设施区：产品罐区、泵房、汽车装卸站台。行政服务设施区：综合楼（含中央控制、分析化验及变配电）。表7-2LNG装置区主要组成及用地面积表（m2）序号名称用地面积备注1气柜6802压缩工序14403净化工序19444液化工序39205LNG罐区3136.158. 6循环水及消防水站38707中控及变配电9608事故中转池24016190表7-3LNG装置区总图布置技术经济指标表序号指标名称单位数量备注1本项目用地面积m276492.6862建、构筑物用地面积m2176093道路及广场用地面积m2191164建筑系数%23.05场地利用系数%54.56绿地率%157.1.2绿化7.1.2.1绿化规划本项目的绿化规划根据项目的污染特点，即装置中无组织排放的废气、粉尘及噪声污染情况以保护环境和改善环境为出发点，绿化规划布置上考虑以下几个方面：（1）在有较强的噪声车间与比较安静的车间或部门之间应设置隔声林带；（2）在产生有害气体及烟尘的车间与要求清洁的车间或部门之间，应设隔离林带；（3）要求较高的清洁厂房，不宜采用有扬花、飞絮的树种。7.1.2.2绿化面积及绿化系数根据《化工建设项目环境保护设计规定》HG/T20667-2005规定，化工装置绿化覆盖率（绿化系数）不宜低于15%，本项目绿化由建设单位统一考虑。7.1.2.3树种配置树种的配置根据装置区各生产车间性质和要求的不同而定。（1）对散发有害气体（如H2.158. S、CO等）的车间（如净化工段）附近，因会有跑、冒、滴、漏等无组织排放的污染物所造成的局部污染，为使其尽快扩散、稀释，在其周围不宜种植成片、过密、过高的林木，尽可能多种抗H2S、CO的草皮等低矮植物。（2）在有噪声车间（如压缩厂房）的周围，宜选择降噪能力强、树冠矮、分枝低、枝叶茂密的乔、灌木，高低搭配，形成隔声林带。（3）办公楼的绿化主要净化空气、美化环境，故对树形、色彩的选择应与环境协调，在配置树种时还应兼顾采光和通风的要求。7.1.2.4绿化植物的选择根据本项目的污染特点，绿化植物宜选择一些抗H2S、CO、NH3类、抗尘的树种，结合当地自然条件选择。7.1.3工厂运输（1）运输方式的确定本项目高炉煤气柜的进出气体均由管道输送至界区范围。LNG装置的原料气提氢解吸气自建设单位甲醇装置通过管道输至本项目界区，其他辅助材料通过汽车运输。产品LNG则由槽车转运至L-CNG加气站各加气点，为社会车辆加气用。装置区内设置环行道路，主要道路路面宽9米，次要道路路面宽7米，满足运输与消防的要求。（2）主要材料及产品运输量一览表主要材料及产品运输流量如表7-4所示。表7-4年运输流量表（按LNG装置产品叙述）序号原料名称单位年运输量包装方式运输方式一运入1提氢解吸气t153958.34气态管输2催化剂、脱硫剂等t268.80固态汽车或火车小计t154227.14二运出　1LNG产品t72864.25液态汽车.158. 2深冷尾气副产品t50166.66气态管输3废催化剂等t123299.71固态汽车或火车小计t153958.347.2给排水7.2.1给水系统7.2.1.1概况本项目的给水系统有：生产及生活水系统、高压消防给水系统、工艺循环冷却水系统。本装置所用的工业水、消防水和生活水来源于新鲜水，新鲜水由建设单位焦化系统现有的一次水站提供。脱盐水由建设单位焦化系统现有的集中脱盐水站提供。循环水则由本装置配套建设的循环水站供给。7.2.1.2生产及生活水系统生产及生活给水共用一个系统。从建设单位现有一次水管网接入，用作本装置区生产一次水、工人洗手、淋浴、厕所冲洗水、地坪冲洗水、绿化用水等。各加气站的生产及生活水系统则由就近的市政管网接入。7.2.1.3高压消防系统高压消防水环形管网独立设置，并设独立的消防水泵和稳压泵，从消防水池取水。高压消防用水总量按145L/s考虑。高压消防水池与泡沫消防站水池共用，用泵加压至室外消防水炮，工作压力为0.9MPa。低压消防系统与高压消防系统合并。7.2.1.4循环水系统本项目LNG装置区新建3000m3/h循环水系统，包括：循环水的供水/回水管网、循环水泵、循环水冷却塔、循环水池、无阀滤池、水质稳定加药系统。循环水冷却塔选用喷雾节能型冷却水塔。循环水给水温度为30℃，回水温度为38℃，正常用量为2157m3/h。.158. 表7-5用水量表（单位：m3/h）序号用水单元生活、生产水循环水备注正常最大正常最大1解吸气压缩172.00189.202解吸气净化100.00110.003脱碳工序700.00770.004液化工序1185.001303.506脱盐水站0.007分析化验3.008生活用水2.509循环水补充水41.4145.5610绿化用水5.0011其它3.00合计54.9159.062157.002372.707.2.2工厂排水排水系统采用清污分流方式。本装置的排水系统有：生产污水排水系统、生活污水排水系统和雨水排水系统。7.2.2.1雨水排水系统装置区内的雨水及无污染的地坪冲洗水经明沟收集后，通过阀门、水封井排入雨水排水管网，外送市政雨水管网。7.2.2.2生活污水排水系统LNG装置区内的生活污水经污水排水管道及化粪池处理后送至界区内的污水站内的生活污水收集池内，由生活污水泵送至焦化生化污水处理系统统一处理后集中排放。各加气站的生活污水则送就近的城镇污水管网。7.2.2.3生产污水排水系统1）生产事故、装置检修及保洁时地面冲洗水，及循环水站的排水，这部分冲洗水带有污染性，故先排入污水站的生产污水收集池内，再由生产污水泵送至焦化生化污水处理系统统一处理后集中排放。.158. 2）生产过程中产生的工艺冷凝水、生产废水等排入污水站的生产污水收集池内，再由生产污水泵送至焦化生化污水处理系统统一处理后集中排放。7.3电力及电信7.3.1电力7.3.1.1用电及负荷等级（1）高炉煤气柜本项目高炉气柜的电力负荷主要为高煤气柜电梯、电动阀门、照明等，负荷类别为一、二类负荷。主要用电负荷在冬季包括高煤气柜上部油沟加热、热水站循环泵。煤气柜上部油沟电加热器224KW（冬季）热水站循环泵10KW（冬季）油泵站4×2.2KW（2）LNG装置LNG生产装置为连续生产的化工生产装置，装置内负荷主要为二级负荷，部分为一、三级负荷。其中最大用电负荷设备是提氢解吸气压缩机和制冷剂压缩机，功率分别是1363kW和5821kW。表7-6LNG装置用电负荷表序号装置名称低压负荷kW(0.4kV)高压负荷kW(10kV)照明负荷kW总负荷kW安装开机需要安装开机需要一正常生产负荷1压缩工序11476684800320028801029582净化工序151095143脱碳工序28814413051354分离液化121102929063773769641070655LNG储存及装车31017015321556循环水系统18415013566044039655367消防水站3030276604400330.158. 8事故水池09维修厂房和库房010综合楼120120833011311道路照明202012小计11828026971518311817102409013合计7871024011026二开工增加负荷1净化工序开工电炉1600160012802小计160016001280三最大负荷20671024012306（3）L-CNG加气站各加气站内生产用电负荷为三级负荷。各站用电负荷总量656kW。7.3.1.2供电方案（1）高炉煤气柜高炉煤气柜供电电压为380/220VAC。由建设单位煤气加压站低压配电室两段不同母线段引两路380V电源，送至本煤气柜管理操作室的低压配电室受电端。在煤气柜管理操作室设低压配电室，在油泵站及电梯间分别设配电箱提供照明及空调供电，在煤气柜区设户外动力配电箱，为煤气柜本体和电梯间、油泵站的照明、检修提供电源。低压配电采用固定式配电屏，母联、受电等回路采用框架式断路器。馈出回路采用塑壳式断路器。LNG装置内用电电压等级为10kV/0.4kV。装置年耗电量约为9.7×107kWh（含公用工程用电量）。LNG装置区内自设变配电所1座，由建设单位总变电站两段母线分别引入两回路10KV电源，两路直接引入本装置变电所。并于装置内设置一定数量的车间配电室，为装置内用电设备供电。.158. 两回路10kV电源引入，装置变电所10kV主接线为单母分段，设母联开关，平时两段母线同时分列运行，当一路电源故障时，母联开关投入，由另一路电源负担装置全部负荷。0.4kV也采用单母线分段方式运行，设置双电源自动切换装置，当其中一台变压器需检修或发生故障时，由另一台变压器承担装置0.4KV用电设备负荷。（3）L-CNG加气站各加气站用电总功率为65.00kW，计算功率为52.20kW，年用电量为1.46×105kWh/a。电源取自各站外0.4KV供电线路，经YJV22型电缆埋地敷设至站房配电间内，为站内各用电设备供电。自控仪表及火灾报警系统采用UPS（不间断电源）供电。7.3.1.3电气照明各装置区照明电压均采用220V，检修用的照明电压为36V/24V，但在特别潮湿的场所为12V。在主要生产车间和规范规定的场所中，除设置工作照明外，还应设置保证安全及供人员疏散用的应急照明；并在工艺要求场所设置局部照明和检修照明；厂区道路设道路照明。7.3.1.4防雷及接地根据规范规定，对第二类工业防雷的建、构筑物设计将考虑防直击雷和感应雷的措施。对第三类工业防雷的建、构筑物将考虑防直击雷的措施并符合GB50057-94《建筑物防雷设计规范》（2000年版）中要求。装置采用联合接地方式。接地体采用建筑物自然接地体外加人工接地装置相结合的方式，如厂房、泵房建筑物采用屋顶装设避雷针或避雷带的方式防雷，室外露天设备壁厚均大于4mm，采用直接接地的方式防雷。项目内电气工作接地、仪表接地、保护接地、防雷、防静电接地共用一个接地网，接地电阻不大于1欧姆，接地装置以人工接地体为主，接地极采用DN50的镀锌钢管（其长度2.5米），垂直打入地下，接地干线采用-40×4的镀锌扁钢，接地支线采用-25×4的镀锌扁钢。装置内所有工艺设备、管道、电缆金属外皮及带常不带电的金属物体均与接地装置连接，实现等电位联结。平行敷设的管道，净距小于100mm时每隔20米跨接。.158. 7.3.2电信根据生产操作及管理对通讯的要求，该项目电信系统设有行政电话系统、调度电话系统、无线对讲电话系统、扩音对讲电话系统、火灾自动报警系统、工业电视监视系统。7.3.2.1电讯设施方案（1）行政管理电话根据本项目的规模，行政管理电话数量不多，为了节省投资，本项目不建行政管理电话站，所有行政电话用户均依靠当地电话局虚拟电话网来解决。（2）生产调度电话整个厂区初步考虑建在中控室设置一套约30门的程控调度电话站。供全厂区内生产调度指挥用。（3）扩音对讲由于各工艺装置区大多属高噪声环境，且无固定操作岗位，因此在各工艺装置区设置扩音对讲系统，用于装置区与主控室之间、装置区巡检人员之间的通信联络。（4）无线通讯为了满足装置安装、调试、巡视时的通讯联系，本项目拟设6对防爆无线对讲电话手机。（5）火灾自动报警系统为了防止火灾，及时进行火灾报警，本项目拟设一套火灾自动报警系统，该系统由火灾报警控制器、火灾探测器、手动报警按钮组成。在装置区及重要通道口安装若干个手动报警按钮，在综合楼、装置控制室、变电所等重要建筑物室内安装探测器。火灾报警控制器设于装置控制室内。当发生火灾时，由火灾探测器或手动报警按钮迅速将火灾信号报至火灾报警控制器，以便迅速采取措施及时组织扑救。（6）综合布线本项目在综合楼内的语音（电话）和数据（计算机）线路拟采用综合布线方式布线。.158. （7）工业电视为适应现代化企业管理的需要，强化安全监测，增强装置的安全性，全厂区内设置有工业电视监视系统，在装置区一些重点部位设置摄象机，所有视频信号送至中央控制室显示。另外在L-CNG加气站则设行政通讯系统一套，各站设市网直通电话2部，安装在各加气站办公室。7.3.2.2线路敷设装置内电信线路主要沿电信桥架或仪表桥架敷设，没有电缆桥架的地方采用电缆穿钢管保护埋地或架空敷设。7.4供热LNG装置区所需蒸汽及供热系统由建设单位现有蒸汽锅炉提供，其中主要是脱碳工序需用0.5MPa（G）蒸汽5.0t/h，由外管网输送至本项目界区内。蒸汽系统的所有冷凝水则全部回送到建设单位现有锅炉系统作为锅炉供水。7.5仪表空气、氮气、工厂空气供应7.5.1仪表空气供应拟建装置需仪表空气量为400Nm3/h，要求仪表空气压力0.6～0.8MPa，露点-40℃，并且无油及无0.3μm以上微粒。由建设单位现有装置仪表空压站供应。7.5.2氮气供应本装置液化工序氮气最大用量约200Nm3/h，氮气质量要求N2≥99.8%，无油无尘，露点-40℃，压力0.8MPa(G)，由建设单位现有装置氮气站供应。7.5.3工厂空气供应工厂吹扫用吹扫空气，由建设单位现有装置空压站提供，可以满足全厂吹扫及公用站使用。7.6分析化验.158. 为使生产正常运行、确保产品的质量和产量，节约原料及能源，同时为了控制环境污染以及安全生产，必须对原料、成品及中间产品的各项指标进行监督与分析。为此，LNG装置区需设置中央化验室。7.6.1分析方法和分析仪器本项目需要分析的项目较多，涉及到化学分析，仪器分析等，所需的分析仪器、设备多，主要分析仪器包括硫分析仪、气相色谱分析仪、分光光度计、pH计、微量水分析仪、奥氏气体分析仪、可燃气体测爆仪等；主要分析设备包括光电分析天枰、高温电阻炉、真空泵、电热鼓风干燥箱等。以上分析仪器，设备国产质量已有保障，本LNG生产装置均选用国产的分析仪器、设备。对于项目的分析方法严格执行国家标准或相关标准。7.6.2主要分析项目表7-7主要分析项目序号项目名称分析项目分析方法备注一原料分析1提氢解吸气H2、CO、CO2、N2、CH4、CnHm、O2气相色谱法奥氏气体分析2杂质分析苯氨硫化氢焦油及尘萘等气相色谱法吸收滴定法硫分析仪过滤法气相色谱法二控制分析1制冷剂N2、CH4、C2H4、i-C4H10、i-C5H12气相色谱法卡尔费休法2脱硫前后原料气有机硫，无机硫硫分析仪三产品分析1CNG/LNG产品N2、CH4、H2、CO2、H2O气相色谱法卡尔费休法7.6.3中央化验室的设置原则.158. 为保证分析工作顺利进行以及分析工作人员的身体健康，分析化验室必需要有良好的通风设施，以排除室内的有害气体；要求分析化验室设置中央空调，既可改善分析人员的工作环境，更重要的是可以保证分析结果的重复性，可靠性，同时还可以延长仪器的使用寿命；分析化验室的地板要求打磨水磨石地面或铺设防滑瓷砖，天枰台，仪器平台以及周围墙壁（~2m高）均铺设白色瓷砖；水池选用标准瓷具，分析化验室尽可能与分析工作人员的休息室分开；本分析化验室要求远离振动源，远离高压电源（30~50m）及强磁场。本中央化验室综合考虑分析仪器及分析任务，面积拟定为240m2。设置仪器分析室、化学分析室、天平室、水质分析室、高温室等。化学分析室进行药品的化学处理和分析测定，工作中常使用一些小型的电器设备及各种化学试剂，也有一定的危险性。为保证工作安全、正常地进行，应考虑防火等安全问题，即化验室应用耐火或不易燃烧的材料建成。7.7采暖通风及空调7.7.1设计采用的标准和规范采暖通风与空气调节设计规范（GBJ19-87）。7.7.2设计范围DCS操作室、会议室、办公室、化验室、工人休息室、泵房操作室等的空调设计。7.7.3气象资料详见第6章。7.7.4设计方案夏季需空调的房间按房间面积和负荷，配置分体式空调机，保持房间温度在26～28℃，保证设备与仪表工作的安全稳定运行。冬季采暖的房间设置散热器，由焦化系统统一建设的换热站提供热水热源，使房内温度保持在16～22℃。7.8外管本项目主要生产原料为焦炉煤气提氢解吸气，来自于建设单位甲醇装置。.158. 生产装置之间均以外管道连接。工艺物料、蒸汽、脱盐水、冷凝水等管道以架空外管架为主；新鲜水、循环水、生活水、消防水以及排污水管道以埋地为主设置。根据管道直径和介质温度参数，按照具体情况分别设置波纹补偿器和“Π”形补偿器，进行管道的热力补偿。蒸汽管线根据压力等级情况，在一定间距内设置背压式疏水器，统一回收蒸汽冷凝水，并设置蒸汽冷凝水回收总管。易燃易爆介质均采取防静电接地措施。为了便于管道的安装、维修以及装置的整洁、美观，设集中管架，布置分为一层或二层，并留有一定的余量。管道架空设置，装置内管架净高不低于3.5米，横穿厂区主干道净高不低于6.0米，柱距间为4~8米之间。7.9贮运设施本项目贮运设施主要包括高煤炉气柜、LNG产品贮运和L-CNG加气站，详情见下表。表7-8贮运设施一览表序号名称规格贮存天数备注1高炉煤气气柜150000m32LNG产品贮罐5000m31台3LNG装车台20×2.34L-CNG加气站60×40m5个7.10土建7.10.1土建工程原则的确定(1)建筑设计应符合国家现有的有关规范、规程要求，在满足生产功能所需的前提下，尽可能做到安全适用、经济合理、技术先进、美观大方，创造比较好的工作条件，进行文明生产。(2)建筑物在建筑形式上要做到全厂基本统一、协调，结构造型尽量采用统一的构件类型。(3)根据《建筑设计防火规范》进行防火设计。.158. 7.10.2设计依据⑴各专业提供的设计条件⑵现行建筑、结构设计规范⑶气象资料：见第6章。⑷地质资料：见第6章。⑸地震：抗震设防烈度为7度。7.10.3防护措施按保温要求，所有围护墙采用370厚空心砖，双层钢窗，室内外装修均采用一般装修标准，防火、防腐、防噪音、防尘等按相关工艺及规范要求作相应处理。7.10.4结构设计150000m3干式高炉煤气柜基础采用钢筋混凝土环形基础，中间填充碎石碾压。配套油泵房、电梯房采用砖混结钩，混凝土条形基础。煤气管理室为二层建筑，一层有低压配电室、热水站、浴池卫生间等辅助设施，二层为管理室、办公室等管理部门，占地面积9m×26m。采用的是钢筋混凝土框架结构，钢筋砼梁板柱，砖墙，塑钢窗，钢门。LNG装置结构设计使用年限为50年，考虑满足工艺要求及当地习惯，大多数建筑采用钢筋砼框架及天然地基基础，设计基础大部分也采用天然地基，个别特重特高的设备基础采用桩基。LNG装置结构形式详见表7-7。.158. 表7-9LNG装置主要建构筑物一览表序号名称长×宽（米）层数建筑面积（平方米）结构形式1压缩厂房60×2422880钢筋混凝土框排架2净化工序54×36钢筋混凝土框框架3液化工序70×56钢筋混凝土框架4LNG罐区56×56砖防火堤5装车台20×2.3轻钢框架棚6循环水站、消防站86×4514500钢筋混凝土框架7事故池及污水收集站20×121钢筋混凝土水池8外管钢框架L-CNG加气站的建筑结构设计使用年限也是50年，站房建筑面积183.6m2，单体功能分为办公室、配电间、控制室、卫生间等，单层，砖混结构，窗采用单框三玻塑钢窗，外门采用保温门和安全门。火灾危险性分类为戊类。加气岛及罩棚采用独立加气岛，加气岛宽1.20m，其面层采用不发火花地面，高于地坪0.20m。罩棚水平投影面积460.00m2，网架下弦高6.00m，采用钢网架结构，刷防火涂料。建筑耐火等级为二级。加气站设LNG储罐区占地面积236.77m2。火灾危险性类别为甲类。罐区外比罐区内地面高出0.7m，设两处过梯。罐区四周设防火堤，防火堤高出罐区内地面1.0m。罐池池壁均采用钢筋混凝土结构，基础采用筏片基础。罐区上部建防晒罩棚，防晒罩棚水平投影面积236.77m2，排架结构，网架上铺彩钢板。7.11维修根据实际情况，本厂在维修力量安排上仅考虑正常生产的维护保养以及日常小修工作，大、中修将依托焦化系统力量进行，因此维修人员将以正常生产巡查值班和白班保修保养工为主进行人力配备和装备。.158. 8节能8.1能耗指标及分析本项目主要耗能装置为LNG生产装置，对该装置作以下能耗指标及分析。LNG生产装置以焦炉煤气提氢解吸气为原料，按中华人民共和国国家标准《综合能耗计算通则》（GB/T2589-2008）和《石油化工设计能耗计算标准》（GB/T50441-2007）的有关规定，计算得出本项目的单位产品综合能耗如下：表8-1LNG产品综合能耗指标（kNm3产品）序号项目消耗量能量折算值设计能耗(MJ/h)当量能耗(MJ/kNm3)备注单位数量单位数量一原材料1焦炉煤气Nm3/h20000.00MJ/Nm326.02520356.5845835.63二公用工程1电力kW11026.39MJ/kWh3.6039695.013496.542新鲜水t/h54.91MJ/t2.51137.8412.143除盐水t/h1.50MJ/t14.2321.351.884蒸汽t/h5.00MJ/t3763.0018815.001657.32三产品1LNGNm3/h11352.67MJ/Nm339.61449703.1539612.122深冷尾气Nm3/h6170.59MJ/Nm310.0962291.695486.97四能耗统计1消耗能量合计579025.7751003.512产品能量合计511994.8445099.093综合能耗MJ/h516734.084生产能耗MJ/h39854.195单位产品综合能耗MJ/Nm345.526单位产品生产能耗MJ/Nm33.517全厂能量利用率%88.42以上综合能耗计算中，原料提氢解吸气、LNG产品气、深冷尾气等的折当量能耗指标均取其低位热值。以此计算，本项目生产1000Nm3产品的综合能耗为45.52GJ，生产能耗为3.51.158. GJ。本项目年用提氢解吸气1.6亿立方米，年产出LNG产品9082.132×104Nm3，全年总能耗4133872.66GJ，折标煤141054.11吨/年（折标煤系数：29307kJ/kgce）。由上述计算可知，本项目LNG产品的能量利用效率为88.42%。从上述能耗计算表中，可以看出，原料气消耗和电耗所占比例较大，今后降低能耗的工作应主要从这两个最大耗能项着手。8.2节能措施综述本项目优化工艺流程，充分回收利用反应副产物，实现废物的利用，选用节能设备，选用国家推荐的节能压缩机、节能产品、节能型变压器、节能型灯具等。严禁选用已公布的机电产品，有效降低产品能耗指标。电气设备选用节能产品，系统运行采用数据采集、集中监控，借助先进的管理软件和计算机系统，使管道系统优化运行，减少能量损耗。有关天然气、电量、水量等均设置计量表，强化运行中的管理，节省能源。在管材选用、施工焊接等工艺环节上采用优质管材并采用先进的焊接及施工技术，从而减少跑、冒、漏现象的发生。本项目建筑用材均采用节能型材料，以减少冷、热能的消耗及不可再生能源的使用。8.3能源管理8.3.1根据《能源管理体系要求》GB/T23331-2012建立能源管理体系，配备兼职能源管理人员。8.3.2配备完善的能源计量器具，能源计量器具配备率达到GB/T17167-2006（企业能源计量器具配备和管理导则）的要求。8.4建筑节能8.4.1建筑围护结构采取隔热措施。8.4.2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。.158. 8.4.3选用节能性建筑设备及产品，包括门、窗、空调、照明、电气设备和控制系统等。.158. 9环境保护9.1自然环境现状9.1.1地理位置简况双鸭山市位于黑龙江省东北部，完达山北麓三江平原，地理位置在东经130°39′～134°20′，北纬45°39′～47°34′之间。双鸭山市距省会哈尔滨市430km，东隔乌苏里江与俄罗斯比金市相望，南与虎林市、密山市、桦南县毗邻，西与佳木斯市、七台河市相连，北与富锦市、同江市、扶远县、桦川县接壤。本工程拟建厂址位于市区西部的马蹄河流域、岭西苗圃北侧山丘台地处。该区域为双鸭山市城市总体规划的冶炼工业区，距市区中心直线距离约为5km。厂址北邻山丘，南侧靠近矿山专用铁路，西南为安通煤气公司，东侧、南侧均与新兴村相邻，距最近居民区距离约150m。9.1.2气候、气象及环境空气质量简况双鸭山市地处北半球中高纬度地区，属湿润寒温带大陆性季风气候，冬季漫长而寒冷，常受西伯利亚寒流影响，夏季短促而温暖，春秋两季气候多变，且昼夜温差较大，春季多风、干旱，秋季时有暴雨霜冻。（1）气温由1996-2000年气象资料统计，全市年平均气温4.7℃，最冷1月平均气温-16.1℃，极端最低温度五年均值-27.9℃；最热气温7月均值23.1℃，极端最高温度五年均值34.7℃。年无霜期在136天左右。（2）风向、风速双鸭山市居我国东部季风区内，冬季盛行西南风，夏季盛行西南风和南南西风，春秋两季则呈中间过度型，季风特征明显。1996-2000年五年来全年主导风向为西南风，平均风速2.6m/s，最大风速18.7m/s。（3）降水.158. 双鸭山市受大陆性季风影响，降水量在时间分配上表现为：冬季降水稀少，夏季降水量大且集中。五年平均降水量为516mm/a。经过五年资料统计，1、2月份降水均值低于10mm，2月份均值仅为3.3mm，7、8月份降水较大，皆超过100mm。（4）环境空气质量简况双鸭山市是以煤为主要能源的城市，煤烟型污染是市区环境空气污染的主要特征。据《双鸭山市环境质量报告书2002年度》中统计数据显示，双鸭山市区SO2和NO2还有较大的环境容量，TSP全年污染分指数已超过临界值，无环境容量。9.1.3水文及水环境质量简况双鸭山市区境内共有三条河流，自西向东分别为安邦河、二道河和七星河，分属于松花江及乌苏里江两大水系。三条河流域本区面积分别为513.8km2、14.8km2和979.3km2。本工程的直接纳污水体马蹄河为安邦河左岸主要支流，全长21.8km，流域面积124km2，全部为山区。根据资料，马蹄河流经拟建厂址厂区的最大流量为7.012m3/s，最小流量为0.187m3/s，由于季节的变化流量有所不同。本工程间接纳污水体安邦河位于双鸭山尖山区西部，为松花江右岸一级支流，发源于市区内的完达山余脉七星砬子东分水岭北麓，自南向东，流经寒葱沟、二站、定国山、尖山子等地至滚兔岭后入集贤县境。干流总长度44km，为山丘区，河道比较稳定顺直，比降1/60左右，安邦河流经尖山区长度13.8km。据《双鸭山市环境质量报告书2002年度》中统计数据显示，安邦河双鸭山市区段水质以有机污染为主，主要污染物为高锰酸盐指数、BOD5，现状水质达不到规划的Ⅴ类水体功能要求。9.2社会环境现状9.2.1行政区划及人口双鸭山市辖四区四县，全市总面积22483km2，全市总人口150万人，市区人口51万人。9.2.2经济发展.158. 双鸭山市是一座以煤炭、电力、粮食为主的资源型、综合性、区域性的中心城市。双鸭山市经过四十年的建设，经济实力日益增强。2001年末，国内生产总值达84亿元。粮、豆、薯总产量60.86万吨，农业总收入23.78亿元。工业增加值实现27.1亿元。煤炭、电力、地方工业三足鼎立，是国家重点能源基地之一。全市有中省直和地方国有企业816户，有农村、城镇个体、私营企业29068户，形成了以能源工业为主体，以冶金、建材、化工、机械、食品加工、制药、酿酒、造纸、纺织、森工为支柱，生产360多种产品的工业群体。全市名优产品达百种，销往全国20多个省、市、自治区，其中有16种产品销往美国、俄罗斯、日本、东南亚等国家和地区。9.2.3科技教育双鸭山市现有各类科研机构82个。全市拥有各级各类学校773所，已经形成了从基础教育到高等教育，从文化教育到职业教育，从普通教育到成人教育的多规格、多层次、多类别的教育体系。9.2.4交通运输双鸭山市的交通运输主要有铁路、公路和水路。哈同高速公路和佳富线铁路直达哈尔滨市，开通了双鸭山直达北京的直快旅客列车。通过饶河至俄罗斯比金口岸可直抵海参崴和日本海，进入江海联运通道。佳木斯航空港距市区仅50km，公路客运共开发营运线路58条，日运送旅客10000余人次。9.2.5基础设施双鸭山市区主要街道实现了高等级改造，大小街道实现了“五色”封闭。城市日供水能力达到77123t，可满足工业用水和居民生活用水需求。双鸭山发电厂现装机容量82万千瓦，年发电量60亿度，已经开工的三期工程竣工后，总装机容量为262万千瓦，是目前我国最大的坑口电站。全市电话总装机容量近30万门，城市电话安装户数达到70%以上，开办了国际、国内特快专递业务。全市有大型体育场馆8座，游泳馆3座，举办过全国篮球甲级联赛和全国乒乓球擂台赛，还建有影剧院、图书馆、文化宫、艺术馆、大型公园等公益设施。9.2.6风景名胜.158. 双鸭山市旅游资源丰富。四条旅游线路，风情各具特色、景物清新、可登高畅怀、可觅踪吊古、令人流连忘返，极具观光和开发价值。9.3执行的环境标准与规范9.3.1国家法律依据(1)中华人民共和国主席令第22号《中华人民共和国环境保护法》（1989年12月26日）；(2)《中华人民共和国大气污染防治法》2000年4月29日；(3)中华人民共和国主席令第72号《中华人民共和国清洁生产促进法》（2002年6月29日）；(4)中华人民共和国主席令第77号《中华人民共和国环境影响评价法》（2003年9月1日）；(5)《中华人民共和国水污染防治法》（1984年5月11日）；(6)中华人民共和国主席令第66号《全国人民代表大会常务委员会关于修改〈中华人民共和国水污染防治法〉的决定》（1996年5月15日）；(7)中华人民共和国国务院令第284号《中华人民共和国水污染防治法实施细则》（2000年3月20日）；(8)《中华人民共和国环境噪声防治法》（1996年10月29日）；(9)《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（1995年10月30日颁布，2004年10月29日修订）。9.3.2其它环保法规、相应规程等(1)国务院国发[1996]31号“国务院关于环境保护若干问题的决定”（1996年8月2日）；(2)中华人民共和国国务院令第253号《建设项目环境保护管理条例》（1998年11月29日）；(3)国家环境保护总局《关于执行建设项目环境影响评价制度有关问题的通知》（1999年4月21日）；(4).158. 国家环境保护总局环发[2001]19号《关于进一步加强建设项目环境保护管理工作的通知》；(5)国家环境保护总局令14号《建设项目环境保护分类管理名录》（2003年1月1日）；(6)国经贸资源[2000]1015号文《关于加强工业节水工作的意见》；(7)国家发改委[2005]第40号令《产业结构调整指导目录（2005年本）》；(8)工业和信息化部《焦化行业准入条件》（2009年1月1日实施）；9.3.3采用的环保标准9.3.3.1环境质量标准(1)《环境空气质量标准》（GB3095-1996）；(2)《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）；(3)《地下水环境质量标准》（GB/T14848-93）；(4)《声环境质量标准》（GB3096-2008）。9.3.3.2污染物排放标准(1)《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）；(2)《污水综合排放标准》（GB8978-1996）；(3)《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）；(4)《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）；(5)《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）。9.4三废排放9.4.1废气LNG生产装置正常生产情况下，仅有深冷尾气和富氮尾气做再生气后含微量硫，送出界区做燃料；在事故状态或开车情况下有可燃气体产生，送建设单位现有焦化装置地面火炬燃烧处理，详见表9-1。表9-1LNG装置尾气产生及排放一览表.158. 序号气体污染源名称组成及特性数据排放特性排放数量排气筒高度备注连续间断1深冷尾气54.70%CO18.58%H223.36%N23.36%CH4含微量硫√6170.585Nm3/h送出界外作燃料L-CNG加气站空气污染物主要为加气时泄漏的微量气体及加气站运行期间放空天然气对环境的影响，事故状态下天然气的泄漏对大气环境可能导致污染。高炉煤气柜正常生产情况下无废气产生，柜区部放散煤气仅在设备检修时用蒸汽、氮气吹扫煤气时才放煤气。9.4.2废水LNG装置正常生产情况下，生活污水主要来源于各装置卫生设施排出的污水，平均量为3m3/h，生活污水先经化粪池处理后排入污水处理站。生产废水主要来源于压缩工序产生的压缩机排液。循环水站排污属于清净下水，排入雨水管网。LNG装置废水污染物产生及排放情况见下表。表9-2LNG装置废水产生及排放一览表序号废水及废液名称组成及特性数据排放特性排放量排放去向1压缩机排液水，少量润滑油间歇30t/次六月一次送界区外焦化装置污水处理站进行集中处理2地坪冲洗水COD：160mg/LSS：60mg/L间歇1.0t/次3生活污水COD：400mg/LSS：200mg/LBOD5：200mg/LNH3-N：25mg/L连续2.5m3/h4循环水站排污浓缩水连续9.5m3/h清净下水排入雨水管网.158. 高炉煤气柜废水污染物主要来源于煤气柜底部油沟冲洗水，每3个月冲洗一次，每次冲洗1小时，产生废水量30m3/h。L-CNG加气站的污水主要为生活污水，产生量为0.75m3/h，经站区内化粪池排污管线，汇入市政污水管网。9.4.3废渣LNG装置产生的废渣主要为失活的废催化剂、废吸附剂等。排放情况详见下表。表9-3LNG装置废渣排放表序号组成及特性数据组分排放特性排放数量排放去向1废脱苯剂CAN-420/228/3163年1次20.52t/次催化剂厂家回收利用2废加氢催化剂JT-1,JT-82年1次32.3t/次3废精脱硫剂1年1次205/次4废除油剂TX-12年1次23t/次5失活废分子筛3A2年1次21t/次6生活垃圾废纸张等间歇22t/a统一集中清运9.4.4噪声本装置产生的噪声主要来自各个吸附器、压缩机、真空泵及程控阀等。表9-4主要噪声源一览表序号噪声源名称数量（台）工作情况声压级dB(A)备注1提氢解吸气压缩机3连续≤100订货控制、减震、隔声，设置隔声房等2制冷剂压缩机1连续≤1003氮气压缩机2连续≤1004贫液泵2连续≤855富液泵1连续≤856回流泵1连续≤857MRC循环泵2连续≤858LNG灌装泵2间歇≤85.158. 9.5环境保护治理措施及方案9.5.1对污染物控制及处理原则为推行清洁生产，设计中采用先进的工艺和设备，最大限度地提高资源、能源的综合利用率，把污染物消灭或减少在工艺生产过程中。工艺过程中采用清污分流，将污水量压缩到最低限度，减少处理量，节约运行费用。在生产工艺中，对工艺过程必须排放的废弃物，应首先采取回收或综合利用的措施，对必须外排的污染物则采取稳妥可靠的治理措施，以达到相应的排放标准。9.5.2废气治理措施LNG装置建成投产后正常生产情况下产生的尾气主要为液化装置的深冷尾气。由于这股气体的主要成分为一氧化碳、氮气、氢气，还含有甲烷等其它含碳类物质，具有一定的热值，因此本项目的处理措施为将其送出界区外焦化装置作为燃料。高炉煤气柜正常生产情况下无废气排放，柜区顶部放散煤气仅在设备检修时用蒸汽、氮气吹扫煤气时才放少量煤气，送往界区外焦化装置作为燃料。L-CNG加气站空气污染物主要为加气时泄漏的微量气体及加气站运行期间放空天然气对环境的影响。除此之外，本项目对生产过程中带压设备均设置有压力调节阀或安全阀，避免因系统超温超压而发生爆炸事故，系统内各废气通过安全阀起跳的形式得以释放，泄压排点引入界区外火炬管网燃烧排放，避免了易燃易爆气体在装置内的积累。在工艺流程中设计有氮气置换系统，可能产生混合气的设备及管道，均设有开停车吹扫系统。加气站内设置放空系统，保障压力超限时不危害设施安全，天然气的安全放散采用集中高排放点进行放散；排放至室外的天然气比重较轻，很快就会扩散，不会对周边环境构成危害。本项目选用先进可靠的机泵、阀门、管道、管件，加强维护和管理，严禁跑、冒、滴、漏现象发生，使焦炉煤气提氢解吸气、甲烷、氢气等危险介质操作岗位危险浓度和厂界无组织排放浓度均控制在国家规定允许浓度以下，以减少和消除对健康的危害。.158. 9.5.3废水治理措施本项目排水系统根据排水性质实行清污分流，排水划分为；生活污水排水系统、生产废水排水系统、净下水、雨水排水系统。生活污水主要来源于各装置卫生设施排出的污水，生活污水先经化粪池处理后排入焦化装置污水处理站，加气站生活污水则通过化粪池处理后送城市污水管网。生产废水主要来源于LNG装置压缩工序产生的压缩机冷凝液和高炉煤气柜含油废水。压缩机冷凝液及含油废水经分油器分离出废润滑油后装桶去焦化装置的油回收站处理，废水经管网收集后排入焦化装置污水处理站进行集中处理，不外排。9.5.4废渣治理措施本装置建成投产后主生产装置区产生的废渣主要包括净化工序、脱硫脱碳工序、液化工序等主要设备定期更换下来的失活废催化剂、废吸附剂、脱硫剂等。此外，装置内废渣还包括办公楼生活垃圾。处理方案：再生利用价值较高的失活铁钼加氢催化剂等更换下来后，由催化剂生产厂家回收后进行再生利用；而主要含活性炭和分子筛等的废吸附剂等则由项目建设地附近专门回收这类物质的厂家回收处理再利用。办公楼等产生的生活垃圾则由建设单位定期收集后送专门的垃圾处理场进行集中处置。9.5.5噪声防治及环境监测本装置噪声主要来自压缩机、泵等动力设备以及放空管产生的排气噪声。为降低噪声污染，所有噪声设备，订货时均应选用低噪声电机，同时在订货时要求厂家安装消声设备或加消声罩。在设计中应尽量少设放空管，最好只设放空总管；将主要噪声源安装在单独的隔音房内，在操作中不设岗位，只作巡回检查；并在厂区周围及高噪声设备附近种植降噪植物。9.6环境管理及监测9.6.1环境管理.158. 根据《中华人民共和国环境保护法》和中华人民共和国国务院令第253号《建设项目环境保护管理条例》，建设单位必须把环境保护工作纳入计划，建立环境保护责任制度。项目环境管理是指建设单位在建设期和运行期执行和遵守国家、省和市有关环境保护法规、法律政策与标准，接受地方主管环境保护部门的环境监督、调查和制订环境规划和目标，协调同有关部门的关系以及一切与环境保护有关的管理活动。总体目标是促使生产向“清洁生产”的方向不断发展。9.6.1.1环境管理机构的职责根据国家环境保护管理的规定，环境管理工作应由专门的机构负责，在项目内设置环境保护机构，保证环境监测与跟踪计划的实施，其环境管理机构的职责为：（1）贯彻执行国家环境保护的方针、政策及有关法律、法规；（2）对各阶段的环境保护措施的执行情况进行监督检查，组织实施环境监测与环境监理工作；（3）配合当地各级环境管理部门及其规划所涉及的相关部门做好规划建设各阶段的环境管理工作；（4）贯彻环境保护的有关法律、法规、条例，组织拟订工程环境保护的规定、办法、细则等，并处理环境法规执行中的有关事宜；（5）组织有关部门制定产业区环境保护的各项专题规划、实施计划及措施，保证各种环保措施在项目设计、施工、投产过程中得到落实。9.6.1.2环境管理机构的设置项目建设同时应建设环境管理机构，负责项目界区内环境管理。9.6.1.3环境管理的任务1）建设期（1）制定有效的措施，减少施工中废水、废气、固体废物(建筑垃圾、生活垃圾等)、噪声对环境的污染；（2）对施工单位严格要求，按规定和要求对施工期“三废”排放进行控制，并定期检查；.158. （3）组织做好施工现场环境恢复工作；（4）对各项环保设施的施工安装质量严格要求和控制。2）运行期（1）认真贯彻国家和地方有关环境保护的方针、政策、法规、条例，并对执行情况进行监督；（2）组织实施企业员工的环境教育，培训和考核，提高环保管理人员和监测人员的业务水平，提高全员的环境意识和环境法制观念；（3）组织制定全厂环保工作计划，长远环保发展规划和年度实施计划，并监督执行；（4）建立和健全一套符合企业实行情况的环境保护管理制度，使环保工作有章可循，形成制度化管理；（5）制定环境管理控制目标及实施办法，搞好全厂的污染物总量控制，定期进行清洁生产审计；（6）组织与领导全厂的环境监测和统计工作，掌握污染动态，及时反馈生产操作系统，并提出防治措施建议；（7）参与各项环保设施施工质量的检查和竣工验收；监督和检查环保设施的运行、维护；（8）组织推广和应用先进的污染治理技术和环境保护管理经验；（9）实施事故状态下防止污染发生和扩散的应急反应；（10）建立和运行环境数据、文件和资料的管理系统；（11）定期公布全厂排污状况、排污费交纳情况。9.6.2环境监测环境监测目的是通过对企业污染源监测和周围环境的监测，及时准确掌握污染状况，了解污染程度和范围，分析其变化趋势和规律，为加强环境管理，实施清洁生产提供可靠的技术依据。环境监测包括污染源监测及环境质量监测。.158. 污染源监测原则上由公司自己的监测机构来完成，但应接受当地环保机构的不定期抽查或复查。企业应定期将监测结果上报有关环保部门。环境质量监测可委托当地具有监测资格的监测机构来完成。9.7环保设施费用估算本项目的环保设施费用已包括在项目总投资中。9.8环境影响分析本项目为焦炉煤气综合利用项目，以建设单位焦炉煤气制甲醇后的提氢解吸气为原料，采用先进工艺技术生产液化天然气（LNG）产品和CNG产品，而天然气作为最清洁的替代能源，由于其自身对大气环境污染小的特点，因此，本项目的建设符合2007年国务院新闻办公室发布的《中国的能源状况与政策》白皮书中提出的“以能源的可持续发展支持经济社会的可持续发展”战略基本内容。本项目建成投产后对改善环境质量的最突出表现包括两个方面：一是通过消除焦炉尾气的排放污染以改善当地的环境质量；二是通过用洁净的天然气——LNG和CNG替代民用燃料以及汽油和柴油以降低汽车排放尾气的污染，改善当地的环境质量，因而能实现污染物的“双向减排”。本项目在设计中重视环境保护，在采用先进可靠生产工艺的同时，注重生产全过程的“三废”控制和回收利用，对生产过程中排放的“三废”进行综合治理与利用，既节约了资源，控制了物料流失，又极大减少了外排污染物对环境的影响，对不能回收的“三废”均采取切实可行的末端治理，使最终排放的污染物均能达到环保标准的要求。预计本装置建成投产后，正常生产时“三废”排放种类少、数量小，通过综合利用、治理后均能达到国家的有关环境标准，本装置的建设对周围环境影响较小。9.9建议从环境保护角度出发，本项目在设计和实施过程中，还将着重加强对以下各方面事项的重视力度：.158. （1）坚持以经济建设为中心，实施可持续发展战略，实行经济建设、环境建设同步规划、同步实施、同步发展的战略方针，力求作到经济效益、社会效益、环境效益相互统一、协调发展。（2）将环境保护作为项目建设的重要组成部分。在项目建设过程中，必须坚持污染治理设施与主体设施同时设计、同时施工、同时投产的“三同时”制度。（3）注重循环经济，利用产品链之间紧密的上下游关系，尽量提高资源利用率、拾遗补差、变废为宝，降低企业的生产成本，主动降低污染，改善环境。（4）工艺装置优先选择符合清洁生产要求的工艺路线，采用先进的“三废”治理技术，坚持从源头上解决环境污染问题。（5）采取节约用水措施，减少污水排放。（6）加强绿化，为生产、生活提供优美舒适的环境。.158. 10劳动安全、职业卫生与消防10.1编制依据（1）《中华人民共和国安全生产法》（中华人民共和国主席令[2002]第70号）。（2）《中华人民共和国劳动法》（中华人民共和国主席令[1994]第28号）。（3）《中华人民共和国消防法》（中华人民共和国主席令[2008]第6号）。（4）《危险化学品建设项目安全许可实施办法》（国家安全生产监督管理总局令[2012]第45号）。（5）《危险化学品名录》（2012版）（国家安全生产监督管理总局公告[2003]第1号）。（6）《中华人民共和国职业病防治法》（2011年12月31日中华人民共和国主席令第52号）。（7）《首批重点监管的危险化工工艺目录》（安监总管三[2009]116号）。10.2执行的安全卫生标准规范（1）《生产过程安全卫生要求总则》GB12801-1991（2）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92（3）《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008（4）《生产设备安全卫生要求总则》GB5083-1999（5）《职业性接触毒物危害程度分级》GB5044-85（6）《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（7）《石油化工静电接地设计规范》SH3097-2000（8）《建筑设计防火规范》GB50016-2006。（9）《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-98（10）《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（11）《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2002.158. （12）《化工企业总图运输设计规范》HG/T20649-1998（13）《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-85（14）《工作场所有害因素职业接触限值第1部分：化学有害因素》GBZ2.1-2007（15）《工作场所有害因素职业接触限值第2部分：物理有害因素》GBZ2.2-2007（16）《压力容器中化学介质毒性危害和爆炸危险程度分类》HG20660-2000（17）《建筑抗震设计规范》GB50011-2001（18）《安全标志》GB2894-1996（19）《安全色》GB2893-2001（20）《氧气及相关气体安全技术规程》GB16912-1997（21）《石油化工企业卫生防护距离》SH3093－1999（22）《压力容器安全技术检察规程》，1999.6.25（23）《工作场所职业病危害警示标识》GBZ158-2003（24）《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2003（25）《职业健康监护技术规范》GBZ188-2007（26）《储罐区防火堤设计规范》GB50351-2005（27）《氢气使用安全技术规程》GB4962-85（28）《易燃易爆性商品储藏养护技术条件》GB17914-1999（29）《压力容器安全技术监察规程》（国家质量技术监督局质技监局锅发154号）（30）《城镇燃气设计规范》GB50028-200610.3危害因素及危害程度10.3.1火灾爆炸危险性物质本项目在生产过程中存在的主要火灾爆炸危险性物质如下表。表10-1主要可燃可爆物质特性数据表.158. 序号物质名称熔点（℃）沸点（℃）闪点（℃）自燃温度（℃）爆炸极限V%火灾危险分类下限上限1氢气-259.2-252.84004.174.1甲2甲烷-182.5-161.55385.315.0甲3一氧化碳-199.1-191.461012.574.2乙4硫化氢-85.5-60.42604.046.0甲5萘80.1217.978.95260.885.9乙6氨-77.7-33.565115.727.4乙10.3.2主要有毒有害物质本项目在生产过程中存在的有毒有害物质主要有一氧化碳、硫化氢、氨等。另外，氢气、甲烷、二氧化碳、氮气等可引起窒息。（1）一氧化碳一氧化碳在血中与血红蛋白结合而造成组织缺氧。急性中毒：轻度中毒者出现头痛、头晕、耳鸣、心悸、恶心、呕吐、无力，血液碳氧血红蛋白浓度可高于10%；中度中毒者除上述症状外，还有皮肤粘膜呈樱红色、脉快、烦躁、步态不稳、浅至中度昏迷、瞳孔缩小、肌张力增强、频繁抽搐、大小便失禁、休克、肺水肿、严重心肌损害等，血液碳氧血红蛋白可高于50%。部分患者昏迷苏醒后，约经2～60天的症状缓解期后，又可能出现迟发性脑病，以意识精神障碍、锥体系或锥体外系损害为主。工作场所有害因素职业接触限值：短时间接触为30mg/m3，时间加权平均浓度20mg/m3。职业性接触毒物危害程度分级：Ⅱ级（高度危害）。（2）硫化氢本品为强烈的神经毒物，对粘膜有强烈刺激作用。急性中毒：短期内吸入高浓度硫化氢后出现流泪、腹痛、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(1000mg/m3.158. 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植物神经功能紊乱。工作场所有害因素职业接触限值：最高容许浓度为10mg/m3。职业性接触毒物危害程度分级：Ⅱ级（高度危害）。（3）氨氨是一种无色、有辛辣刺激性臭味的气体。低浓度的氨仅对粘膜、皮肤有刺激作用，引起结膜、上呼吸道粘膜充血、水肿和分泌物增加。高浓度的氨对直接接触部位可引起碱性化学灼伤，组织溶解性坏死，并可引起呼吸道深部炎症及肺炎和肺水肿。当空气中的氨浓度超过3000ppm时，呼吸到这种空气将产生窒息，并可能致死。氨溅到皮肤会引起灼伤，溅到眼睛会造成失明。工作场所有害因素职业接触限值：短时间接触为30mg/m3，时间加权平均浓度20mg/m3。职业性接触毒物危害程度分级为Ⅳ级（轻度危害）。（4）二氧化碳二氧化碳是无色、不燃气体，它能以碳酸盐和碳酸氢盐的形式存入人体中，并能透过肺泡膜。人吸入高浓度的二氧化碳后，因缺氧可使人昏倒、昏迷，严重时出现休克或停止呼吸。工作场所有害因素职业接触限值：短时间接触容许浓度为18000mg/m3，时间加权平均容许浓度为9000mg/m3。（5）氮气氮气无色、无味、无臭，且在常温下稍轻于空气。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，患者最初感觉胸闷、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，患者可迅速出现昏迷、呼吸心跳停止而致死亡。10.3.3噪声本项目的主要噪声源为压缩机和泵等机械设备。噪声的危害除造成听力减退外，还可引起耳鸣、耳痛等症状，严重时能引起中枢神经系统功能状态的改变，并有明显的神经衰弱综合症。.158. 10.3.4其它危险、危害因素装置中有低温设备及产品储罐，可能引起冻伤；生产过程存在机械伤害、高处坠落、物体打击、厂内运输伤害、触电等危险。另外，还存在静电、雷电危害。以上因素需要在安全预评价中作详细论述。10.4职业安全防范措施10.4.1建筑及场地布置总平面布置中，充分考虑总体布置的安全性，顺应生产流程布置，严格执行有关标准、规范，并考虑各类工艺生产装置之间的防火间距，以及工艺生产装置与重要辅助设施、储罐区、道路、行政设施等的防火间距。设置环行道路，有利于安全疏散和消防。设备布置尽量露天化，以保持良好的通风，避免有害物质聚集。装置内有发生坠落危险的操作岗位按规范设置扶梯、平台、栏杆等安全设施。合理设计装置内外竖向标高,使雨水排放顺畅。装置内的建筑结构抗震按当地地震的基本烈度设防，建构筑物的耐火等级按有关规范执行。根据《储罐区防火堤设计规范》在储罐区设置防火堤或围堤；各储罐之间保持一定的防火间距；罐组的专用泵均布置在防火堤外，与罐组之间保持一定的防火间距。另外，储罐区地面作防渗漏处理。根据《液化天然气（LNG）生产、储运和装运》GB/T20368，为减少储罐中LNG事故排放危及临近财产或重要工艺设备和构筑物安全的可能性，或进入排水沟的可能性，采用在罐区周围设置围堰的形式进行拦截。防止LNG流入下水道、排水沟、水渠或者任何有盖板的沟渠中。本项目设一个5000m3储罐，LNG罐区围堰总容积约为14400m3。满足消防水量5832m3及一个储罐泄漏的存放要求（极端情况下）。所以厂区事故池容积不以罐区的消防水量来定，以最大单体建筑压缩厂房的消防用水（70L/S）来定，3个小时消防水量为736m3，考虑厂区部分雨水量，所以本项目事故池容积拟定为1000m3。.158. 10.4.2工艺及自控为防可燃、有毒物质泄漏，工艺装置采用密闭生产。有易燃易爆介质的设备，设供开停车使用的氮气置换设施。焦化装置已建有地面火炬，在事故状态和开车状态时，本项目各生产单元排放的可燃气体经减压后送入相邻焦化厂火炬管网进行处理。液相排放设置密闭排放系统，尽量减少有毒介质的排放。对装置内的压力设备、管道均设置安全阀、爆破膜等紧急泄压设施，以防操作失灵和紧急事故带来的设备、管道超压；设置阻火、隔爆装置，防止某一设备发生火灾、爆炸而波及相邻的设备。采用DCS系统集中控制，对装置生产过程集中检测、显示、连锁、控制和报警。设置紧急停车系统，并独立于DCS系统。在可燃、有毒气体可能泄漏的场所，根据规范设置可燃、有毒气体检测报警设施。10.4.3电气及电信采用双回路电源供电。仪表负荷、消防报警、关键设备等按一类负荷设计，采用不间断电源，工艺装置区、控制室等设事故照明。按《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》选用电气设备。爆炸和火灾危险环境内可产生静电的物体，如设备管道等都采用工业静电接地措施；对高大的建构筑物、设备、储罐等采取可靠的防雷接地措施。设置火灾自动报警系统。设置工业电视系统。10.4.4防噪声尽可能选用低噪声设备；对超过一定压力的气体放空管线设置消音器。配备耳机或耳塞，在检查较高噪声设备时使用。10.4.5防高温、低温.158. 高温设备及管道采取隔热措施，进行人身防烫保护；低温储罐和输送低温流体的管道，均做保冷。10.4.6防毒封闭式厂房设置机械通风，使车间空气中有害物质的容许浓度在规定的范围之内。配备必要的劳动保护用品，如过滤式呼吸器、防护眼镜、防护手套、防护服、防护鞋等。各生产岗位配备正压式空气呼吸器，并定期检查、定期更换，以防失效。紧急事态抢救或逃生时佩戴。配备一定数目的长管式呼吸器，统一保管，检验、维修时使用。10.4.7其它按规范对电气设备设置过载、过电流、短路等电气保护装置，并采取漏电保护措施。对传动设备安装防护设施或安全罩。高处作业处设置防护栏杆。凡容易发生事故及危害生命安全的场所以及需要提醒人员注意的地点，均按标准设置各种安全标志；凡需要迅速发现并引起注意以防发生事故的场所、部位均按要求涂安全色。设置浴室、厕所、更衣室等卫生设施。本项目依托焦化装置的气体防护站，不再另建，只增加部分气防设备。10.5消防10.5.1编制说明1）国家和地方的相关法规和规定（1）中华人民共和国消防法（2）建筑工程消防监督审核管理规定（公安部30号令）（3）危险化学品安全管理条例（国务院第344号令，2002年3月15日实施）2）设计中执行的相关标准、规范（1）《建筑设计防火规范》GB50016-2006（2）《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008（3）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005.158. （4）《液化天然气（LNG）生产、储运和装运》GB/T20368-2006（5）《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-98（6）《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（7）《化工企业总图运输设计规范》HG/T20649-1998（8）《城镇燃气设计规范》GB50028-20063）本公司各相关专业的设计条件10.5.2依托条件该项目各装置拟建于建设单位焦化装置旁的预留发展用地上，当地已拥有专职消防队，配置有专用消防车和其它消防救援设备，可作为本项目的消防主要力量。此外，在当地有完备的消防组织系统和消防队伍，设备设施精良，也可作为新建项目依托的消防协作力量。10.5.3工程概述本项目为焦炉煤气提氢后的解吸气综合利用制液化天然气（LNG），以LNG为产品，LNG产量为9082.132×104Nm3/a，副产深冷尾气4936.468×104Nm3/a。液化天然气生产是一个复杂的、连续化的工艺生产过程，需在密闭系统、高温、低温、高压条件下进行，其设备、管道多，其生产过程都具有易燃易爆性，火灾爆炸危险性较大，因此，装置区、罐区等都具有火灾危险性，火灾危险性均属甲类。该项目的主要有害物料为甲烷、氢气、一氧化碳、二氧化碳、氮气等。10.5.4有害物料的火灾危险特性和单项工程火灾危险性类别（1）甲烷甲烷分子式CH4，甲烷是没有气味的气体，沸点-161.4℃，比空气轻，它是极难溶于水的可燃气体。甲烷和空气成适当比例的混合物，遇火花会发生爆炸，化学性质相当稳定。分子量：16.04，蒸汽压:53.32kPa/-168.8℃，闪点：-188℃。熔点：-182.5℃，沸点：-161.5℃，溶解性：微溶于水，溶于醇、乙醚。密度；相对密度（水=1）0.42(-164℃)；相对密度（空气=1）0.55，稳定性：稳定。.158. 危险特性：易燃，于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。与五氧化溴、氯气、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其它强氧化剂接触剧烈反应。燃烧（分解）产物：一氧化碳、二氧化碳。灭火方法：切断气源，若不能立即切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体，喷水冷却容器。灭火剂：雾状水、泡沫、二氧化碳、干粉。（2）氢气氢气分子式：H2，相对分子量：2.016氢气是无色并且密度比空气小的气体，（在各种气体中，氢气的密度最小，标准状况下，1升氢气质量是0.0899克，比空气轻）。氢气具有高燃烧性，还原剂，液态温度比氮更低。氢气和氟、氯、氧、一氧化碳以及空气混合均有爆炸的危险，其中，氢气与氟的混合物在低温和黑暗环境就能发生自发爆炸，与氯的混合比为1：1时，在阳光下也可爆炸。液态氢外溢并突然大面积蒸发还会造成环境缺氧，并有可能和空气形成爆炸混合物，引发燃烧爆炸。（3）一氧化碳（CO）一氧化碳在通常状况下是无色、无臭、无味、有毒气体，熔点-199℃，沸点-191.5℃。标准状况下气体密度为1.25g/L，和空气密度（标准状况下1.29g/L相差很小，这也是容易发生煤气中毒的因素之一，它为中性气体。单项工程火灾危险性类别：本项目配套有焦炉煤气净化装置、甲烷化装置、液化装置、空压站、公用工程及辅助设施。根据《石油化工企业设计防火规范》火灾危险性分类，氢气为甲类可燃气体；一氧化碳为乙类可燃气体；甲烷为甲类可燃气体。本项目单项工程火灾危险性分类见表10-2。表10-2单项工程火灾危险性类别序号建构筑物名称火灾危险类别耐火等级主要危险物料备注1压缩工序甲类二级提氢解吸气建筑物2净化工序乙类二级提氢解吸气建筑物.158. 3脱硫脱碳工序甲类二级富甲烷气建筑物4液化工序甲类二级甲烷氢气构筑物5产品罐区甲类二级液态天然气构筑物6装车台甲类二级甲烷构筑物7循环水站戊类二级-建筑物8综合楼丙类二级-建筑物10.5.5消防设施设置原则消防设计充分考虑上述因素并采取相应的防范措施，以“安全第一”为原则，贯彻“预防为主，防消结合”的消防工作方针，严格执行设计规范和标准。本项目的消防设计包括火灾报警系统、消防水设施及室内外消防管网系统、灭火器配置等设计内容。10.5.6消防措施为了确保装置的安全生产，消防系统的设计充分考虑装置的生产类别，火灾危险性，严格遵守国家消防规范，采取消防措施。本项目的消防主要从以下方面采取有效措施来满足消防要求。（1）总图、建筑防火、防爆在总图布局中，按各单体的功能分区布置，各单体之间距满足国家标准规定的要求，厂区内设置环行消防车通道。建筑设计严格按照《建筑设计防火规范》的规定，设计中从防止火灾发生和安全疏散两方面考虑。所有建筑均采用二级耐火等级。疏散方面、楼梯间距、楼梯宽度要求等均满足防火疏散的要求，方便人员疏散。有爆炸危险的甲类生产装置采用开敞式布置，结构形式采用钢筋混凝土框架结构或钢结构。（2）火灾报警系统和可燃气体监测系统.158. 在有火灾爆炸危险介质的设备场所、配电室等处，设置可燃气体监测报警装置，火灾探测器、声光报警器等设施；在主要通道口及装置区框架等处设置手动报警按钮。中央控制室（CCR）设置消防控制中心，配置可显示的消防报警终端。（3）防雷接地、防静电措施厂房、泵房建筑物采用屋顶装设避雷针或避雷带的方式防雷，室外露天设备壁厚均大于4mm，采用直接接地的方式防雷。本项目内电气工作接地、仪表接地、保护接地、防雷、防静电接地共用一个接地网，接地电阻不大于1欧姆，接地装置以人工接地体为主，接地极采用DN50的镀锌钢管（其长度2.5米），垂直打入地下，接地干线采用-40×4的镀锌扁钢，接地支线采用-25×4的镀锌扁钢。装置内所有工艺设备、管道、电缆金属外皮及带常不带电的金属物体均与接地装置连接。平行敷设的管道，净距小于100mm时每隔20米跨接。10.5.7消防系统（1）装置消防新建LNG装置压缩与净化工序、脱碳脱硫工序、液化工序，在装置周围设室外地上式消火栓和消防水炮（水/雾两用型），对装置实行覆盖保护。室外消火栓的间距为50~60m。装置内高于15m框架平台沿梯子设消防竖管。（2）产品罐区消防产品罐为联合罐组1座，设有保冷和围堰，储存物为液态甲烷。根据《城镇燃气设计规范》GB50028，液化天然气储罐的消防用水量为储罐固定喷淋装置用水量及水枪用水量之和。储罐固定喷淋装置的供水强度不应小于是0.15L/(s.m2)，着火罐的保护面积按其全表面积计算。故固定喷淋装置的用水量为：210L/S；移动消防水量约为60L/S，总的消防水量为：270L/S。火灾延续供水时间6h。在罐区周围设置地上式减压稳压型消火栓，在罐壁顶部及上部设置喷淋环管，环管上设置水雾喷头。（3）消防水系统本项目最大消防用水为成品罐区，消防用水量约为270L/s，水压为：0.80.158. MPa，火灾延续时间为：6小时，一次消防用水量不小于5832m3。目前焦化装置设置有消防水池，本项目拟新建两座2000m3的消防水池，与现有消防水池联通并用，以满足项目对消防水的需求。室外消火栓的间距为50~60m，消防干管管径为DN300。消防管道采用无缝焊接钢管。埋地钢制管道防腐采用HS后浆型环氧煤沥青防腐涂料，防腐层作特加强级。表10-3装置、罐区及辅助设施消防系统表序号装置名称消防水量（L/S）消防冷却方式消防设施1压缩工序35固定或移动式室外消火栓2净化工序10固定或移动式室外消火栓3脱碳脱硫工序10固定或移动式室外消火栓4液化工序15固定或移动式室外消火栓5产品罐区270固定和移动式室外消火栓、水喷淋系统6循环水站10固定或移动式室外消火栓7综合楼35固定或移动式室外消火栓10.5.8其它常规消防工艺装置界区的框架高于15米以上平台，设置消防竖管和消火栓，在其它辅助设施设置室内消火栓。本项目工艺装置区、罐区及辅助设施内均配置消防灭火器。工艺装置及罐区按严重危险级配置，其余公用工程建筑物按中危险级配置。详见表10-4消防灭火器配置表。表10-4消防灭火器配置表序号装置名称灭火器配置情况备注1压缩工序MF/ABC8手提式干粉灭火器14具按保护距离9米配置.158. MFT/ABC50推车式灭火器4台按保护距离18米配置2净化工序MF/ABC8手提式干粉灭火器12具MFT/ABC50推车式灭火器2台按保护距离9米配置按保护距离18米配置3脱碳脱硫工序MF/ABC8手提式干粉灭火器4具MFT/ABC50推车式灭火器2台按保护距离9米配置按保护距离18米配置4液化工序MF/ABC8手提式干粉灭火器20具MFT/ABC50推车式灭火器4台按保护距离9米配置按保护距离18米配置5产品罐区MF/ABC8手提式干粉灭火器8具MFT/ABC50推车式灭火器4台按保护距离9米配置按保护距离18米配置6循环水站MF7手提式干粉灭火器2具按保护距离9米配置7综合楼MF7手提式干粉灭火器16具按保护距离9米配置10.5.9消防设施专项投资概算本项目消防设施费用已包括在项目总投资中。.158. 11工厂组织和劳动定员11.1工厂体制和组织机构本项目按公司体制编制设置管理机构。机构的设置遵循以下原则：⑴能保证整个装置生产生活的正常运行；⑵力求精简，提高办事效率；⑶统一指挥、协同管理，有利生产，一切为生产服务。11.2生产班制和定员11.2.1班制划分本项目管理人员实行白班一班制，具体工作是行政管理、原材料采购、产品销售、生产调度、安全环保、质量检验、材料统计等。LNG装置生产人员按四班三运转编制，出勤率按100%计，未考虑替补人员。L-CNG加气站生产人员按三班两运转制，每班8小时，生产过程为16小时工作。11.2.2劳动定员估算本项目高炉煤气柜定员13人，N-CNG加气站定员48人，LNG装置定员81人，项目总定员142人。定员估算情况详见11-1。表11-1LNG装置劳动定员估算表序号岗位名称班制每班人数白班人数合计一管理岗位1管理人员1222技术人员1223安全环保111小计055二生产岗位1调度岗位4142主控及班长43123巡检及外操人员4416.158. 4压缩机主控及其外操43125产品装车岗位4286变配电4147循环水站4148生产分析岗位4289电仪维修428小计419076合计1958111.3人员来源和培训11.3.1人员来源本装置管理人员主要由公司内部调配，技术人员、生产人员和服务人员可在人才市场招聘。装置管理人员和技术人员建议应具有本科以上化工专业学历并有三年以上化工生产及管理经验，生产人员具有中专以上学历并有三年以上化工厂生产岗位工作经历。11.3.2人员培训本生产装置自控水平较高，而且生产介质多为易燃易爆的物质或具有腐蚀性化学物质，因此，对生产人员的文化素质和技术水平均有较高的要求。装置投产之前，应对新上岗工人进行技术培训，熟悉工艺技术，掌握生产操作规程和安全技术规程，经考核合格后才能上岗独立操作。12项目实施规划12.1建设周期的划分.158. 在整个项目的建设过程中，设计进度将对项目采购、土建施工和安装建设的进度起到关键的影响作用，同时项目有关设备的采购和设计应是一个交叉的过程，项目初步设计完成后即可开展主要设备的定货，特别是施工图设计必须要待定性设备招标确定制造厂，制造厂提供有关技术资料后，设计才能深入进行。但为了保证项目建设的总进度，应做好整个项目策划，将设计、采购、土建施工、安装将应计划交叉进行，设计方应充分考虑到业主整个项目建设进度的需要，按时提供采购数据表，分批提供土建施工图和按时提供安装施工图。根据有关工程经验，建议业主应首先考虑长周期定货的设备，例如：往复式压缩机制造周期在6个月左右，根据工程经验，本报告提出整个项目的建议进度，供业主参考，建议进度见表12-1。12.1.1项目前期工作和设计工作(1)项目调研、咨询、立项(2)可行性研究报告编写及评估、环评报告、安评报告(3)工程设计12.1.2建设阶段(1)设备加工及订货(2)土建施工(3)安装工程(4)试车投产12.2项目实施进度表本项目建设将严格按国家规定的建设程序进行，为加快建设进度，建设阶段各项工作必须衔接，其中设计、设备订货与土建和安装施工可交叉进行。见表12-1。表12-1项目实施进度规划表序号日历月内容123456789101112131415161可研报告编制及评估环评报告、安评报告2初步设计及审查.158. 3施工图设计4设备材料采购5场地三通一平6土建施工7人员培训8设备管道安装9电气、自控系统安装10扫尾工作11单体试车联动试车12试生产.158. 13投资估算13.1投资估算13.1.1投资估算编制的依据(1)中国石油化工集团公司、中国石油化工股份有限公司《石油化工项目投资估算办法》；(2)中国石油化工集团公司、中国石油化工股份有限公司《石油化工工程建设费用定额》[石化股份建[2008]建字46号]；(3)国家计委、建设部发布关于《工程勘察设计收费标准》（计价格[2002]10号）；(4)国家计委关于印发《建设项目前期工作咨询收费暂行规定的通知》计价格[1999]1283；(5)国家发改委、建设部关于印发《建设工程监理与相关服务收费管理规定》的通知（发改价格[2007]670号）；(6)国家计委、国家环境保护总局关于规范环境影响咨询收费有关问题的通知（计价格[2002]125号）；13.1.2投资估算范围(1)主要生产装置：LNG生产装置压缩与净化、脱碳脱硫、深冷液化等工序、高炉煤气气柜、L-CNG加气站。(2)公用工程及辅助设施包括循环水系统、综合楼、分析化验、外管、厂区给排水及消防、全厂电信、总图运输等。(3)厂外工程项目：暂不考虑。13.1.3编制说明13.1.3.1工程费用的计算依据(1)本项目主要设备及材料价格按类似规模，类似工艺流程的工程经验数据计算。(2)填料、催化剂等的一次填充费用计入设备购置费中，设备购置费用已包括设备运杂费。(3)安装工程按类似工程的一定比例估算。(4)建筑工程费用按建筑经济指标估算。.158. 13.1.3.2固定资产其他费用计算依据和说明(1)工程建设管理费按照《石油化工工程建设费用定额》（2007版）相关规定，工程建设管理费为工程费用乘以工程建设管理费率。(2)前期准备费按该项目实际情况估列，包括可研报告编制费、环境影响评价、安全评价、前期准备费。(3)临时设施费按工程费用的0.5%计算。(4)工程监理费按《建设工程监理与相关服务收费管理规定》（发改价格[2007]670号）规定计取。采用插入法计算。13.1.3.3无形资产计算依据和说明（1）本项目专利技术使用费未计列。（2）工程设计费按国家计委、建设部发布关于《工程勘察设计收费标准》（计价[2002]10号）计算。13.1.3.4其他资产计算依据和说明生产人员准备费包括提前进厂费和培训费。其中培训费按设计定员的40%，60000元/年·人，培训期限为12个月计算，提前进厂费按设计定员的40%，20000元/年·人，培训期限为12个月计算。13.1.3.5预备费计算依据和说明预备费中基本预备费率按工程费用、固定资产其他费、无形资产、其他资产之和为基数乘以5%，本项目暂不考虑涨价预备费。13.1.4投资分析把高炉煤气柜和L-CNG加气站、LNG装置合并进行投资估算，建设投资为28249万元，其中按项目组成划分，固定资产费用26518万元，其他资产费用386万元，基本预备费1345万元；按费用构成划分，设备购置费14447万元，安装工程费3737万元，建筑工程费5287万元，其它费用4239万元。.158. 单列LNG装置的投资费用，建设投资为19650万元，其中按项目组成划分，固定资产费用18494万元，其他资产费用220万元，基本预备费936万元；按费用构成划分，设备购置费11497万元，安装工程费2807万元，建筑工程费2077万元，其它费用3270万元。13.1.5投资估算两种方案的装置投资估算详见表13-1和表13-2。13.1.6流动资金估算按详细估算法估算，LNG装置全额流动资金为1984万元，所需铺底流动资金为595万元。13.1.7项目总投资整个项目总投资由建设投资、铺底流动资金和建设期利息组成，总计29526万元（含高炉煤气柜、LNG装置、L-CNG加气站）。13.2资金筹措本项目建设资金筹措拟通过以下途径解决：建设投资的70%申请银行贷款，建设期建设贷款利息按6.4%计算，流动资金贷款利息按5.6%计算；建设投资的30%由企业自筹。表13-1装置投资估算表（含高炉煤气柜、LNG装置、L-CNG加气站）序号工程项目或费用名称概算价值(万元)设备购置费安装工程费建筑工程费其他合计一建设投资1444737375827423928249㈠固定资产投资14447373758272507265181工程费用1444737375827240101.1工艺生产装置895414371147115381.1.1100#提氢工序663126508391.1.2200#压缩工序113015048017601.1.3300#净化工序10403113113821.1.4400#脱碳工序358184916331.1.5500#液化工序53304514956276.158. 1.1.6LNG装置区自控4332156481.2配套系统工程547022114630123101.2.1总图运输132.78133厂区竖向、道路104104绿化28281.2.2储运工程4498132840099835高炉煤气柜120052030004720原料解吸气气柜23811445397LNG罐区及装车台13201401421602L-CNG加气站17404107502900LNG工艺外管道系统144722161.2.3辅助设施和公用工程88284146821911.2.3.1给排水工程125240350715全厂消防及给排水6205110321循环水及消防水站11935240394事故水及污水收集站1.2.3.2供热工程121426采暖1214261.2.3.3供配电及电信655545981298变配电站(含变频器313万)6124698756全厂电气12466478电信3133641.2.4生产管理设施904220152工厂大门32023暖通403979分析50501.3LNG厂外工程-外管89501391.4工器具及生产家俱购置费23232固定资产其它费250725072.1土地使用费2.2工程建设管理费8028022.3临时设施费1201202.4前期准备费5050.158. 2.5环境影响咨询费30302.6劳动安全卫生评价费30302.7可行性研究报告编制费30302.8工程勘察和设计费6606602.9工程建设监理费5255252.10特种设备安全监督检验费50502.11超限设备运输特殊措施费2.12设备采购技术服务费26262.13联合试运转费80802.14抗震评估20202.15节能评估20202.16HSE费用6464(二)无形资产投资专利技术费(三)其他资产投资386386生产人员准备费386386(四)预备费13451345基本预备费13451345二建设期利息633633三铺底流动资金644644项目总投资(一+二+三)1444737375827551629526表13-2装置投资估算表（LNG装置）序号工程项目或费用名称概算价值(万元)设备购置费安装工程费建筑工程费其他合计一建设投资1149728072077327019650㈠固定资产投资11497280720772114184941工程费用1149728072077163811.1工艺生产装置89541437114711538.158. 1.1.1100#提氢工序663126508391.1.2200#压缩工序113015048017601.1.3300#净化工序10403113113821.1.4400#脱碳工序358184916331.1.5500#液化工序533045149562761.1.6LNG装置区自控4332156481.2配套系统工程2530128188046901.2.1总图运输132.78133厂区竖向、道路104104绿化28281.2.2储运工程15583982592215高炉煤气柜原料解吸气气柜23811445397LNG罐区及装车台13201401421602L-CNG加气站LNG工艺外管道系统144722161.2.3辅助设施和公用工程88284146821911.2.3.1给排水工程125240350715全厂消防及给排水6205110321循环水及消防水站11935240394事故水及污水收集站1.2.3.2供热工程121426采暖1214261.2.3.3供配电及电信655545981298变配电站(含变频器313万)6124698756全厂电气12466478电信3133641.2.4生产管理设施904220152工厂大门32023暖通403979分析50501.3LNG厂外工程-外管89501391.41313.158. 工器具及生产家俱购置费2固定资产其它费211421142.1土地使用费2.2工程建设管理费6006002.3临时设施费82822.4前期准备费50502.5环境影响咨询费30302.6劳动安全卫生评价费30302.7可行性研究报告编制费30302.8工程勘察和设计费6606602.9工程建设监理费3873872.10特种设备安全监督检验费50502.11超限设备运输特殊措施费2.12设备采购技术服务费26262.13联合试运转费80802.14抗震评估20202.15节能评估20202.16HSE费用4848(二)无形资产投资专利技术费(三)其他资产投资220220生产人员准备费220220(四)预备费936936基本预备费936936二建设期利息440440三铺底流动资金595595项目总投资(一+二+三)1149728072077432520685.158. .158. 14财务、经济评价及社会效益分析本章节主要针对LNG装置进行财务和经济评价。14.1财务评价基础数据14.1.1实施进度和生产负荷本项目从前期调研到建成投产需要约16个月（其中工程建设需要约12个月）。投产当年达到80%生产能力，第二年达到100%，生产期按14年计算，经济计算期为16年。14.1.2总投资估算及资金来源(1)投资估算LNG装置总投资包括：建设投资、建设其利息和铺底流动资金。总额为20686万元人民币。(2)资金来源本项目所需建设资金拟通过以下途径解决：70%申请银行贷款，贷款利率按6.4%计算，其余30%由企业自筹。全额流动资金共1984万元，其中铺底流动资金595万元，其余申请银行贷款。贷款利率按5.6%计算。14.1.3生产规模及产品方案本项目以提氢解吸气为原料，原料气量处理规模为2000Nm3/h，LNG小时产量：11352.665Nm3/h。富产品深冷尾气小时产量：6170.585Nm3/h。14.1.4工资及福利费估算LNG装置定员为81人，工资及附加费按40000元/人·年。14.1.5原材料、燃料、动力以及产品价格估算：原材料、燃料价格全部按工厂提供价格计，动力价格按工厂提供的价格计，产品价格.158. 是参考近几年国内外市场供需情况和价格的变化情况以及今后的发展趋势的基础上来确定的，在本报告中对LNG装置的产品LNG的出厂价格按3.3元/Nm3（含税价）计。14.2产品成本和费用估算14.2.1产品成本估算按规定对该项目分别作了年总成本费用和单位生产成本估算。当原料提氢解吸气按0.50元/Nm3（不含税价）计价时，年总成本费用估算平均值为16785万元。当原料提氢解吸气按0.50元/Nm3（不含税价）计价时，LNG单位生产成本估算见表14-1。表14-1LNG平均单位生产成本（元/kNm3）序号项目名称单位消耗定额单价（元）成本(无)备注一原材料881.601提氢解吸气Nm31761.700.5880.852压缩润滑油kg0.00112.8210.013脱苯剂kg0.00114.530.014加氢催化剂kg0.003600.165精脱硫剂kg0.02321.3680.486除油剂kg0.00112.8210.027分子筛kg0.00117.0940.028混合制冷剂kg0.00410.2560.049MDEAkg0.0000921.3680.0010活化剂kg0.0000442.7350.00二公用工程571.181电kWh973.430.53515.922新鲜水t4.8450.773.733脱盐水t0.132101.324仪表空气Nm335.230.13.525氮气Nm317.620.152.6460.5MPa蒸汽t0.44010044.04三人员工资及附加元0.50六折旧费元1.86四修理费元0.83.158. 五其他费用元1.18包括其他制造费、管理费和营业费用七摊销费元0.02八利息支出元0.42九副产品-108.711深冷尾气Nm3-543.540.2-108.71十单位成本元1348.8814.2.2费用成本估算如下(1)固定资产折旧和无形其他资产摊销计算固定资产原值为18310万元，按平均年限法计算折旧，折旧年限为14年，残值率按4%计，则折旧为1220万元。无形资产按10年摊销，其他资产按5年摊销。(2)修理费计算修理费率按固定资产原值的3%计，计算值为536万元。(3)其他费用包括其他制造费用、其他营业费和其它管理费用。其他制造费用按固定资产原值的1.0%计算，其他营业费按营业收入的1.0%计算，其他管理费用按40000元/人·年计算。其他费用的计算值为769万元（以正常生产年份计）。14.3年销售收入和年销售税金及附加计算产品LNG的生产按投产年达到设计生产能力的80%，第二年达到100%计算。按国家新税制的有关规定，生产出来的产品应缴纳增值税、城市建设维护税以及教育附加费。对LNG装置产品LNG的出厂价格按3.3元/Nm3（含税价）计算，增值税税率按13%计取，城市建设维护税税率按增值税的7%计取，教育附加费按增值税的3%计取。当LNG的出厂价格按3.3元/Nm3（含税价）计算，时，年均不含税营业收入为26228万元，年均营业税金及附加为1439万元，其中增值税为1308万元。.158. 14.4利润总额及分配所得税按利润总额的25%计取。当LNG的出厂价格按3.3元/Nm3（含税价）计算，时，利润总额年平均值为9312万元，年平均税后利润为6984万元。14.5财务盈利能力分析经计算，各财务评价指标如下：LNG装置所得税前财务内部收益率为50.94%，财务净现值（i=12%）为45826万元，所得税后财务内部收益率为39.97%，财务净现值（i=12%）为31876万元。所得税前的静态投资回收期为3.04年，所得税后的静态投资回收期为3.55年（含建设期），均小于行业基准投资回收期10年，表明项目投资能按时收回。项目总投资收益率为43.41%；项目资本金净利润率为107.61%。14.6清偿能力分析清偿能力分析是通过对“借款还本付息计算表”、“资产负债表”的计算，考察项目计算期内各年的财务状况及偿债能力并计算资产负债率、流动比率、速动比率及借款偿还期等指标。清偿能力分析详见附表。借款偿还期为5年(不含建设期)。14.7不确定性分析(1)敏感性分析对本项目作了所得税前后全部投资的敏感性分析。考虑到项目实施过程中一些不确定因素的变化，分别对售价、产量、固定资产投资、原料、燃料及动力价格作了提高10%、5%和降低10%、5%的单因素变化对收益率影响的敏感性分析。从敏感性分析中可以看出，各因素的变化都不同程度地影响内部收益率，其中销售价格的提高或降低最为敏感，销售量变化的影响次之。(2)盈亏平衡分析.158. 以生产能力利用率表示的盈亏平衡点（BEP），以LNG为产品时，生产期平均计算值为25.11%，此表明只要达到设计能力的25.11%，企业就可以保本。14.8社会效益分析本项目的社会效益表现在以下几个方面：焦炉煤气综合利用生产液化天然气的技术示范作用，对上下游相关产业的带动作用，提高人民生活质量、改善城市形象、促进社会经济发展等方面。（1）技术示范作用该项目采用焦炉煤气提氢解吸气的深度净化、深冷分离等多项成熟工艺技术的集成和优化，从而形成利用焦炉煤气生产液化天然气——LNG的整套技术，将炼焦企业富余的焦炉煤气利用后的副产提氢解吸气转化为对环境友好的洁净燃料LNG，并可有较好的经济效益。所以，本项目的实施及其形成的整套技术将对炼焦和焦化企业焦炉煤气的综合利用、节能减排技术和环保治理技术的发展将起到示范作用；为当前炼焦和焦化企业富余焦炉煤气的综合利用，以及污染治理、减少温室气体排放提供了一条可靠途径。（2）对上下游产业带动作用该项目在降低炼焦行业产生的焦炉尾气对环境造成的污染的同时，更好的利用资源，因而促进本项目的上游产业-炼焦产业的可持续发展将产生积极的影响，有利于炼焦和焦化产业的发展，并对焦化产业链的延伸和循环经济的形成起到带动作用。（3）促进社会经济发展有利于促进当地社会和经济的可持续发展和繁荣；有利于改善当地的能源结构，补充优质能源供应，实现能源多元化和和多样化，保障能源安全；有利于城市能源洁净化、高效化，改善城市环境；有利于方便人民生活、提高生活质量；有利于促进工业企业提高综合竞争能力。.158. 15结论15.1综合评价15.1.1本项目符合国家产业政策本项目的液化天然气产品系利用富余的焦炉煤气提氢解吸气生产的清洁燃料，根据2013年2月16日发布的国家发展和改革委员会令第21号《国家发展改革委关于修改<产业结构调整指导目录>（2011年本）有关条款的决定》本项目属于规定的“第一类鼓励类”中“七、石油、天然气”的“9、液化天然气技术开发与应用”和“八、钢铁”的“2、煤调湿、风选调湿、捣固炼焦、……、焦炉煤气高附加值利用等先进技术的研发与应用”，符合国家的产业政策及建设单位的发展规划。15.1.2采用的工艺技术先进、可靠本项目采用西南院与天科股份等单位的焦炉煤气净化、甲烷化、深冷分离等技术，工艺先进，技术成熟，能耗低、三废少、质量高等特点，投产后可以长期稳定、安全、满负荷地运行。15.1.3原料来源本项目的原料提氢解吸气来自于建设单位拟建地旁甲醇装置，原料来源稳定、可靠。15.1.4能耗状况LNG装置单位产品综合能耗为45.52GJ/kNm3，单位产品生产能耗为3.51GJ/kNm3。其中原料气和电耗占绝大部分。与国内其它同类型项目比较，其能耗达到国内较好水平。15.1.5环保、安全卫生及消防措施落实本项目三废排放量较小，装置建成后对周围环境影响较小，同时能有效地改善当地的生态环境，符合国家清洁生产的要求。同时在设计中注意安全生产及工业卫生，认真贯彻执行国家和地方的各项法规，采取完善的安全卫生消防措施，确保安全生产。15.1.6项目在经济上可行以高炉煤气柜、LNG装置、L-CNG加气站合并计算时，项目总投资为29526万元，其中建设投资28249万元，建设期利息633万元，铺底流动资金644万元。年均生产总成本费用18209.158. 万元；L-CNG的出厂价格按3.7元/Nm3（含税价）计算，年均销售收入29281万元，年均利润总额10904万元，年均销售税金1846万元。项目投资内部收益率43.11%（税前），税前静态投资回收期3.37年（含建设期），总投资收益率36.31%，项目在经济上可行。单独以LNG装置计，项目总投资为20686万元，其中建设投资19651万元，建设期利息440万元，铺底流动资金595万元。年均生产总成本费用16785万元；LNG的出厂价格按3.3元/Nm3（含税价）计算，年均销售收入26228万元，年均利润总额9312万元，年均销售税金1439万元。项目投资内部收益率50.94%（税前），税前静态投资回收期3.04年（含建设期），总投资收益率43.41%，项目在经济上可行。15.1.7项目抗风险能力以L-CNG加气站产品为方案时，盈亏平衡点为25.11%（生产期平均），以LNG装置产品LNG为方案时，盈亏平衡点为29.42%（生产期平均），说明本项目抗市场风险能力较强。15.2研究报告结论15.2.1结论（1）本项目具有工艺技术成熟，先进可靠，产品质量好、消耗定额低，“三废”排放量少等优点，项目符合国家的产业政策和环保政策、能源政策和建设单位的发展规划。（2）本项目经济可行。（3）本项目具有较好的社会效益。15.2.2存在问题和建议(1)本项目是废气资源综合利用项目，因此原料气的供应量将直接影响到装置的正常运行，建议建设单位要保证原料气体的供应稳定。(2)为保证工程进度，应尽早与供应商联系，落实供应厂家和供货时间。.158. .158.'