液化天然氣(LNG)項目可研報告

50×104m3/d天然氣液化項目可行性研究報告2014年2月50萬/天天然氣液化項目可行性研究報告 目錄TOC\o"1-2"\h\z\u1.0總論 51.1概述 51.2項目提出的背景和意義 51.3研究結(jié)論 101.4存在問題和建議 111.5主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo) 112.0產(chǎn)品市場分析與預(yù)測 142.1LNG市場分析 142.2產(chǎn)品運(yùn)輸 173.0產(chǎn)品方案及生產(chǎn)規(guī)模 193.1工藝方案設(shè)計基礎(chǔ) 193.2產(chǎn)品方案和規(guī)模 193.2產(chǎn)品品種及規(guī)格 194.0技術(shù)方案 214.1技術(shù)比較 214.2工藝技術(shù)方案 254.3自控技術(shù)方案 304.4主要設(shè)備選擇 335.0原料、輔料及動力供應(yīng) 425.1原料、燃料消耗供應(yīng)及資源 425.2公用工程條件消耗及供應(yīng) 435.3催化劑和化學(xué)品消耗 456.0建廠條件和廠址方案 466.1建廠條件 466.2項目選址 467.0公用工程及輔助設(shè)施 477.1總圖運(yùn)輸 477.2給排水 497.3供電及電信 527.4供熱、供風(fēng)、暖通空調(diào) 587.5分析化驗 607.6維修及全廠性倉庫 617.7土建 628.0循環(huán)經(jīng)濟(jì)建設(shè)方案和節(jié)能節(jié)水 648.1循環(huán)經(jīng)濟(jì)建設(shè)方案 648.2節(jié)能措施 668.3節(jié)水措施 669.0職業(yè)衛(wèi)生安全 679.1職業(yè)危害因素及其影響 679.2職業(yè)危害因素的防范及治理 699.3職業(yè)安全衛(wèi)生專項投資 739.4設(shè)計采用的標(biāo)準(zhǔn) 7310.0消防 7410.1主要消防措施和設(shè)施 7410.2消防設(shè)計依據(jù) 7510.3消防設(shè)計原則 7610.4火災(zāi)危險性分析 7611.0環(huán)境保護(hù) 7711.1編制依據(jù) 7711.2設(shè)計采用的環(huán)境保護(hù)標(biāo)準(zhǔn) 7711.3建設(shè)項目概況 7711.4主要污染源和污染物 7811.5設(shè)計中采取的綜合利用與處理措施及預(yù)計效果 7911.6綠化設(shè)計 8111.7環(huán)境監(jiān)測機(jī)構(gòu)及設(shè)施 8112.0企業(yè)組織、勞動定員和人員培訓(xùn) 8312.1企業(yè)組織 8312.2生產(chǎn)班制及定員 8312.3人員培訓(xùn) 8413.0項目實施計劃 8513.1建設(shè)周期的規(guī)劃 8513.2實施進(jìn)度規(guī)劃 8514.0估算及資金籌措 8614.1工程概況 8614.2編制方法 8614.3投資估算依據(jù) 8614.4項目投入總資金 8714.5資金籌措 871.0總論1.1概述1.1.1項目名稱和主辦單位項目名稱：50×104m3/d天然氣液化項目項目性質(zhì)：新建建設(shè)單位：***新能源有限公司企業(yè)性質(zhì)：有限責(zé)任公司1.1.2編制依據(jù)與建設(shè)單位簽訂的可性行研究報告技術(shù)咨詢合同。建設(shè)單位提供的基礎(chǔ)資料。1.1.3編制原則遵守國家的各項政策、法規(guī)和法令，符合國家的產(chǎn)業(yè)政策、投資方向及行業(yè)和地區(qū)規(guī)劃，貫徹有關(guān)部門頒發(fā)的標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范。嚴(yán)格按照合同規(guī)定的建設(shè)規(guī)模、內(nèi)容要求進(jìn)行編制。采用可靠的工藝生產(chǎn)技術(shù)，確保操作運(yùn)行穩(wěn)定、能耗低、三廢排放少、產(chǎn)品質(zhì)量好。重視環(huán)境保護(hù)、安全和工業(yè)衛(wèi)生，三廢治理、消防、安全、勞動保護(hù)措施必須與主體裝置同時設(shè)計、同時建設(shè)、同時投運(yùn)。工廠排放必須達(dá)到規(guī)定標(biāo)準(zhǔn)，并保證工廠安全運(yùn)行和操作人員的健康不受損害。充分依托化工園區(qū)和公司的現(xiàn)有建設(shè)條件。在保證工藝生產(chǎn)安全、可靠的前提下，盡可能采用國產(chǎn)設(shè)備和材料。以經(jīng)濟(jì)效益為中心，加強(qiáng)項目的市場調(diào)研，按照少投入、多產(chǎn)出、快速發(fā)展的原則和工廠設(shè)計模式改革的要求，盡可能節(jié)省項目建設(shè)投資。在穩(wěn)妥可靠的前提下，實事求是地優(yōu)化各項成本要素，最大限度地降低項目的目標(biāo)成本，提高項目的經(jīng)濟(jì)效益，增強(qiáng)項目的競爭能力。1.2項目提出的背景和意義1.2.1項目背景天然氣在投入生產(chǎn)和應(yīng)用初期，就產(chǎn)生了液化天然氣（LNG）和壓縮天然氣（CNG）兩種形式。目前，全球共有12個國家（約68條生產(chǎn)線）生產(chǎn)LNG，生產(chǎn)能力達(dá)到13779萬噸/年。LNG產(chǎn)品已被廣泛用于發(fā)電、化工原料、新型汽車燃料、民用燃料等領(lǐng)域。在能源供需矛盾突出、國際油價長期居高不下，全球?qū)Ω鍧嵞茉刺烊粴獾男枨笤鲩L強(qiáng)勁的今天，天然氣作為清潔能源是21世紀(jì)消費量增長最快的能源，占一次性能源的比重將越來越大。2010年全球天然氣消費量為3110億立方英尺，天然氣在一次性能源消費比例為25%，預(yù)計2050年將達(dá)到30%，屆時天然氣將取代石油或與石油持平成為第一能源。我國在天然氣的利用方面遠(yuǎn)低于世界平均水平。全球天然氣占總能源消費的比例為24%，而這一比重在我國只有3%，甚至低于印度的8%。未來幾年內(nèi)，我國天然氣需求增長將快于煤炭和石油，天然氣市場在全國范圍內(nèi)將得到發(fā)展。2010年，天然氣在能源總需求構(gòu)成中的比重約為6%，需求量將達(dá)到900億立方米，預(yù)計2020年，需求量將達(dá)到2000億立方米，占整個能源構(gòu)成的10%。據(jù)此預(yù)測的天然氣需求量與國內(nèi)今后潛在的、可生產(chǎn)的天然氣產(chǎn)量相比還有較大的缺口。因此，天然氣行業(yè)具有廣闊的發(fā)展空間。世界天然氣剩余可采儲量在1988~1998年十年間增長了1.3倍，年均增長2.7％，約為同期石油儲量增長的二倍。到2000年末，世界天然氣探明可采儲量已超過石油，油氣比0.98，天然氣顯示出巨大的發(fā)展?jié)摿?。面?1世紀(jì)更為嚴(yán)格的環(huán)境要求，天然氣作為清潔、高效能源將得到更快發(fā)展。截至2000年末，全世界天然氣剩余探明儲量150萬億m3，天然氣產(chǎn)量2.422萬億m3，消費量2.405萬億m3，其中78％在原產(chǎn)區(qū)消費，剩余22％約5261億m3在國際間進(jìn)行貿(mào)易，其貿(mào)易量的74％由長輸管道運(yùn)輸；其余26％約1370億m3（合11000萬噸）以液化天然氣(LNG)方式經(jīng)海上船運(yùn)。陸上運(yùn)輸LNG主要用于天然氣用戶的調(diào)峰。目前全球新建天然氣管道繼續(xù)保持在每年約新增1.5萬公里以上，2000年管輸天然氣貿(mào)易量增長了8％；隨著液化天然氣技術(shù)的不斷發(fā)展、完善，其生產(chǎn)能力大幅擴(kuò)增，2000年末全球已建成LNG生產(chǎn)線68多條，總能力達(dá)1.4億噸/年，在建LNG生產(chǎn)線14條，2009年LNG總能力已達(dá)1.9億噸以上。2008年海運(yùn)LNG貿(mào)易量增長了10.3％，LNG在天然氣國際貿(mào)易量中已占到1/4以上，發(fā)展速度超過了管輸天然氣。我國改革開放以來，經(jīng)濟(jì)持續(xù)增長，人民生活不斷改善，追求良好生存環(huán)境和可持續(xù)發(fā)展目標(biāo)已成為全面建設(shè)小康社會發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成部分，而面對我國絕大部分城鎮(zhèn)煤煙型污染嚴(yán)重的大氣環(huán)境和我國政府向全世界作出的減排CO2溫室氣體的鄭重承諾，大力開發(fā)利用天然氣等高效潔凈能源，加快調(diào)整、優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，切實改善生態(tài)環(huán)境和實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展目標(biāo)，就成為我國跨入新世紀(jì)后最迫切要求解決的重大問題之一。面對上述我國天然氣資源秉賦和經(jīng)濟(jì)發(fā)展對天然氣的迫切需求，國家雖已采取“西氣東輸”、“海氣上岸”、“北氣南進(jìn)”(進(jìn)口俄羅斯管道氣)和進(jìn)口LNG等一系列戰(zhàn)略措施，以加快我國天然氣工業(yè)發(fā)展和促進(jìn)我國能源結(jié)構(gòu)調(diào)整，這對解決我國東部沿海經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)的能源供需矛盾、環(huán)境壓力和提高經(jīng)濟(jì)運(yùn)行效率和經(jīng)濟(jì)社會效益將發(fā)揮舉足輕重的作用，但隨著西部大開發(fā)戰(zhàn)略的全面實施和縮小東西部發(fā)展差距措施的積極推進(jìn)，如何進(jìn)一步推進(jìn)我國天然氣工業(yè)和西部地區(qū)優(yōu)勢資源更好組合和配套發(fā)展，以適應(yīng)西部大開發(fā)加強(qiáng)基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)和改善生態(tài)環(huán)境的基本要求；如何進(jìn)一步支持西部地區(qū)優(yōu)勢資源的開發(fā)，加大新興產(chǎn)業(yè)和新經(jīng)濟(jì)增長點的培植力度，以切實加快西部地區(qū)資源優(yōu)勢向經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢的轉(zhuǎn)化，這些已成為貫徹落實西部大開發(fā)戰(zhàn)略急待解決的關(guān)鍵問題之一。1.2.2項目意義1.2.2.1根據(jù)國內(nèi)外有關(guān)能源研究機(jī)構(gòu)的預(yù)測，到2013年，在世界一次能源結(jié)構(gòu)中，石油所占的比重將下降到40％以下，煤將降至22％，天然氣所占的消費比將占26％。到2030年，天然氣的生產(chǎn)量和消費量將均會超過石油，并有可能取代石油成為主要能源。可以說本世紀(jì)將是天然氣的世紀(jì)。從LNG在國外的產(chǎn)業(yè)化實踐看，LNG產(chǎn)品的優(yōu)勢主要體現(xiàn)在四個方面：第一，LNG用作汽車燃料，比CNG和液化石油氣（LPG）性能更好；第二，用作城市燃?xì)庹{(diào)峰，具有安全可靠、調(diào)控方便的優(yōu)點；第三，用作燃料發(fā)電比燒煤發(fā)電具有利用效率高、社會經(jīng)濟(jì)效益顯著的優(yōu)勢。從國家產(chǎn)業(yè)政策上看，我國政府已把天然氣利用作為優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、改善大氣環(huán)境的主要措施，鼓勵發(fā)展液化天然氣項目。我國LNG工業(yè)起步很晚，第一套裝置是1999年，河南濮陽中原油田，在引進(jìn)法國制冷技術(shù)的基礎(chǔ)上，自行設(shè)計，以國產(chǎn)設(shè)備為主建成；并于2001年10月投入運(yùn)行，其生產(chǎn)能力為15萬立方米/日。2000年上海全套引進(jìn)了法國的技術(shù)和設(shè)備，在浦東建成日處理為10萬立方米的裝置一套；但其主要功能是為了保證穩(wěn)定地向上海市供氣，作為調(diào)峰使用，未做商業(yè)運(yùn)營。大規(guī)模、商業(yè)化發(fā)展LNG產(chǎn)業(yè)在我國僅寧夏廣匯2004年建設(shè)的一套150萬Nm3/D液化裝置。1.2.2.2隨著國民經(jīng)濟(jì)高速發(fā)展對清潔能源的需求和對環(huán)保的日益加強(qiáng)，我國對LNG需求越來越大。2010年已增長到457億m3。同期國內(nèi)生產(chǎn)量為120億m3，缺口高達(dá)337億m3。我國是一個幅員遼闊的國家，但是資源分布不均與經(jīng)濟(jì)發(fā)展的不平衡現(xiàn)象非常嚴(yán)重。西部資源豐富省份經(jīng)濟(jì)相對落后，能源消耗低；而東部經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)卻缺少能源。所以在我國如何合理的調(diào)配和運(yùn)輸能源顯得尤為重要。為此我國政府制定了“西氣東輸”和“西電東送”的總體能源調(diào)配政策。作為國家大的產(chǎn)業(yè)政策的一個重要補(bǔ)充和服務(wù)部分的LNG工程具有非常廣闊的市場前景。（1）城市氣源（民用、工業(yè)）城市氣源是我國“西氣東輸”工程的重要組成部分?？紤]到部分與氣源距離遠(yuǎn)、市場容量較小、采用管道輸送不經(jīng)濟(jì)的中小城市，以及由于各種原因暫時無法使用管輸氣的城市，采用國際通常的發(fā)展模式：即推廣和使用LNG，是解決其天然氣氣源問題的有效方法。這種模式在美國和日本等發(fā)達(dá)國家普遍采用。LNG小區(qū)氣化的工藝技術(shù)和設(shè)備在世界上來說是成熟的，已有30年的歷史，因而，在技術(shù)上是可行的。我國仍然有許多城市沒有被覆蓋在“西氣東輸”管道和“海氣上岸”工程的范圍內(nèi)。為了解決這些城市的天然氣使用問題，單獨投資鋪設(shè)管道就存在經(jīng)濟(jì)規(guī)模和成本回收的問題。使用和推廣LNG產(chǎn)品無疑是最為合理和經(jīng)濟(jì)的解決方式，LNG的存在有利于天然氣項目在上述地區(qū)的普及和推廣。我國江西和福建閩東南地區(qū)以及廣大的中小城鎮(zhèn)和農(nóng)村市場就是屬于這種能源缺乏區(qū)，在這些地區(qū)，LNG項目有著廣闊的市場空間。（2）大中型城市調(diào)峰及備用氣源“西氣東輸”工程實現(xiàn)后管道沿線的城市，除每天的正常使用外仍然需要進(jìn)行調(diào)峰。天然氣的使用，一旦形成供需關(guān)系，對需方來講不可一日無氣，否則就會造成企業(yè)停產(chǎn)、居民停炊，北方城市冬季就有可能造成供熱無法保障、設(shè)備凍壞等嚴(yán)重后果，損失將不可估量。加之無法預(yù)測的自然災(zāi)害影響，造成氣源無法供給城市，帶來無法挽回的損失。首先，使用管道天然氣的城市中必然存在日調(diào)峰的需要，特別是城市居民用氣高峰時如何使管道用氣達(dá)到平衡。通常情況下，日調(diào)峰量約占日用氣量的0~30％以上?！拔鳉鈻|輸”沿途經(jīng)過蘭州、西安、鄭州、太原、南京、杭州等七個省會城市以及27座地級市。以蘭州為例，在僅僅考慮居民用戶的情況下，其日調(diào)峰量就達(dá)24萬立方米。一般情況下，中型城市日調(diào)峰量在5~10萬立方米，大型省會城市的日調(diào)峰量都在50萬立方米以上，有些特大型城市可達(dá)100萬立方米以上。其次，大型城市出于環(huán)保方面的考慮，冬季采暖大量使用天然氣鍋爐，從而導(dǎo)致冬、夏兩季用氣量產(chǎn)生較大的反差。解決城市季節(jié)性調(diào)峰靠自建LNG生產(chǎn)裝置或建設(shè)CNG儲罐都是不經(jīng)濟(jì)的，需要為沿線城市開辟較經(jīng)濟(jì)的第二氣源用于調(diào)峰。目前絕大多數(shù)的城市調(diào)峰采用CNG方式，其主要缺點是要建設(shè)體積很大的高壓儲罐，在儲存相同天然氣的情況下，占地面積更大，投資更高。因此也有一些國家直接利用管道天然氣液化后作為管網(wǎng)調(diào)峰使用。用CNG和LNG作為城市調(diào)峰使用，達(dá)到儲存相同氣量時，CNG比LNG的投資增加2~3倍，占地面積增大4倍，同時由于CNG是以高壓壓縮天然氣為手段達(dá)到提高儲存一定數(shù)量天然氣的目地，設(shè)備的耐壓性能要求較高，也帶來了潛在的不安全性，進(jìn)入管網(wǎng)前需要做減壓處理。而LNG的儲存是在常壓低溫條件下進(jìn)行，對相關(guān)設(shè)備要求相對較低，當(dāng)需要時再氣化送入管網(wǎng)即可。無論從安全角度，還是從減少投資角度來看LNG作為調(diào)峰使用更為經(jīng)濟(jì)實用。另外，為了避免由于長輸管線故障、檢修時的停氣影響。許多城市，特別是大型城市在天然氣管網(wǎng)建設(shè)的同時必須考慮引入備用氣源的問題，目前普遍采用的方法為建設(shè)調(diào)峰氣源廠（以LPG為原料）而調(diào)峰氣源廠建設(shè)投資大且設(shè)備利用率很低。如果采用LNG作為備用氣源，可以發(fā)揮其日調(diào)峰、季節(jié)調(diào)峰、事故備用（甚至LNG汽車加氣站）等多種功能的綜合利用，且投資小、設(shè)備利用率高，有較好的應(yīng)用前景。LNG作為城市調(diào)峰使用時也可有兩種途徑，一種是在城市天然氣供氣終端建設(shè)一套液化天然氣的裝置；以上海液化能力為10萬立方米/日的調(diào)峰裝置為例，其投資為5.7億元。另一種方式為購買現(xiàn)成的LNG產(chǎn)品，只建LNG存罐和氣化裝置，與前一種方式相比節(jié)省投資60%。如果有二十余座城市采用這種方式調(diào)峰，僅一次性的投資減少四十余億元。（3）LNG汽車隨著天然氣利用技術(shù)的日益成熟和環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)對汽車排放控制越來越嚴(yán)，天然氣汽車在國外已得到廣泛的應(yīng)用，以氣代油已成為世界汽車工業(yè)發(fā)展的趨勢。目前使用天然氣作為燃料的汽車有三種，包括：（a）CNG（壓縮天然氣）汽車；（b）ANG（吸附天然氣）汽車；（c）LNG（液化天然氣）汽車其中最廣泛使用的壓縮天然氣（CNG）技術(shù)是在高壓（25MPa）下儲存天然氣；其缺點是一次充氣行程短，還存在造價和安全性方面的問題。新興的吸附天然氣（ANG）技術(shù)是在中等壓力（約3.5MPa）下吸附儲存天然氣，要進(jìn)入實用化還有待于解決吸附熱問題及開發(fā)更高效的吸附劑。而液化天然氣（LNG）在儲存容器的尺寸、重量和造價方面都比CNG技術(shù)更有優(yōu)勢。同樣使用90升鋼瓶，加注LNG一次充裝量可供車輛行駛最大距離約為CNG（25MPa）汽車的2~3倍。另外由于LNG汽車加氣站的建設(shè)不受管道敷設(shè)的限制，使得約束CNG汽車只能在城市內(nèi)進(jìn)行短途運(yùn)營的因素不復(fù)存在。LNG可以使燃?xì)廛囕v長距離運(yùn)營成為現(xiàn)實，并大大降低車輛的運(yùn)營成本。LNG在汽車使用市場尤其是營運(yùn)車輛（公共汽車、出租車、大型運(yùn)輸車）方面與CNG相比，無論是成本、價格還是運(yùn)行里程方面都具有無可比擬的優(yōu)勢。像烏魯木齊這樣一個中等規(guī)模的城市，公交、出租車輛等營運(yùn)性車輛就達(dá)10000輛之多，全國市場的營運(yùn)車輛的數(shù)字更為可觀。如果其中有50萬輛改裝為LNG汽車，每日將需要氣源2000萬立方米，可見汽車使用液化天然氣市場的容量是巨大的，而且效益十分明顯。LNG在中國的發(fā)展，不亞于燃?xì)忸I(lǐng)域的一場革命。中國的城市能源從煤炭—煤制氣—LPG—管道天然氣—LNG，走過了漫長過程，代表了中國能源的發(fā)展歷程。中國也有望成為亞太地區(qū)新興的LNG市場。2010年中國LNG進(jìn)口已超過1200萬噸，專家預(yù)計，2020年則將會成倍增長。巨大的需求蘊(yùn)含著巨大的商機(jī)。國際天然氣市場將逐漸轉(zhuǎn)為賣方市場，供應(yīng)趨緊。從目前來看，中國石油一期（2010年）LNG能力約1250萬噸；中國石化一期能力600萬至900萬噸；中國海洋石油一期能力約1200萬噸。換算下來，僅一期能力，中國石油相當(dāng)于引進(jìn)約167億立方米天然氣，中國石化約為80億至120億立方米，中國海洋石油約160億立方米。因此隨著能源價格不斷上升和液化天然氣轉(zhuǎn)變，LNG產(chǎn)業(yè)化的趨勢已銳不可當(dāng)，有著非常大的發(fā)展空間。正是在這種大背景下，公司及時抓住了這一歷史性機(jī)遇，適時地進(jìn)行了產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整，提出了發(fā)展液化天然氣產(chǎn)業(yè)的大思路。1.2.2.3隨著西部大開發(fā)戰(zhàn)略的全面推進(jìn)，西部地區(qū)特別是云南地處邊陲，地域遼闊，少數(shù)民族聚居，更需要加快發(fā)展以積聚實力，凝聚民心。充分合理利用天然氣資源，發(fā)展天然氣產(chǎn)業(yè)，不僅可適應(yīng)省內(nèi)一些中小城鎮(zhèn)對天然氣的迫切需要，而且還可靈活機(jī)動的向偏僻的營地、獨立的居民點、單獨的工業(yè)用戶和分散的汽車加氣站等方便供氣，同時還可提供調(diào)峰和事故等應(yīng)急備用氣源。這對推動省內(nèi)城鎮(zhèn)加速氣化，盡快改善脆弱的生態(tài)環(huán)境和較差的生存環(huán)境，逐步縮小東西部之間發(fā)展差距，進(jìn)一步加強(qiáng)民族團(tuán)結(jié)，鞏固邊防都有一定積極意義。1.3研究結(jié)論（1）工藝技術(shù)成熟、可靠。本項目的液化技術(shù)擬采用國內(nèi)最先進(jìn)的LNG液化、貯存和配送技術(shù)，該技術(shù)成熟、可靠、適用，且已經(jīng)過規(guī)?；?、長周期生產(chǎn)考驗。因而本項目的技術(shù)不存在風(fēng)險。（2）通過深入的市場分析和需求預(yù)測，確定的LNG目標(biāo)市場定位明確，在目標(biāo)市場內(nèi)銷售LNG有較強(qiáng)競爭力；為該項目的市場拓展積極作準(zhǔn)備。利用自治區(qū)的天然氣資源和價格優(yōu)勢。因此銷售不存在問題。（3）本工程外部條件較好，主要原料和公用工程配套條件，公路、通訊聯(lián)絡(luò)便捷。工廠所在地地勢平坦，施工條件好；可節(jié)省工程投資費用。（4）本工程總投資30000萬元，稅前內(nèi)部收益率16.06％，年均利潤總額3296萬元，投資利稅率10.68％，稅前投資回收期5.1年（含建設(shè)期）。經(jīng)濟(jì)分析表明，該投資社會效益較好。1.4存在問題和建議本項目主要原料來自于進(jìn)口氣源，氣源的穩(wěn)定供應(yīng)對項目具有至關(guān)重要的意義。建議業(yè)主落實氣源，保證氣源的長期穩(wěn)定供應(yīng)。由于項目建設(shè)地在云南，主要市場在珠三角等沿海地區(qū)，如果項目達(dá)產(chǎn)生產(chǎn)，每天需要的運(yùn)輸交通公交校多，盡管本項目委托具有相關(guān)能力的一家或幾家物流公司來完成產(chǎn)品的運(yùn)輸，但較大的運(yùn)輸和主要市場的距離產(chǎn)地距離較長，安全等因素需要考慮。建議業(yè)主在項目開建前期做好主要目標(biāo)市場的選擇。同時，根據(jù)目標(biāo)市場考察、選擇號適當(dāng)?shù)慕煌ㄟ\(yùn)輸工具，為項目的建設(shè)投產(chǎn)和良好運(yùn)行打好基礎(chǔ)。1.5主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)本項目主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)見下表1.5-1。表1.5-1本項目主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)表序號項目名稱單位數(shù)量備注一天然氣處理規(guī)模萬Nm3/a16700二產(chǎn)品方案1液化天然氣（LNG）萬t/a12.4三年操作日天3338000小時四主要原材料，燃料用量1天然氣萬Nm3/a167002分子篩填裝量m3/a223導(dǎo)熱油m3/年254乙烯噸/年395丙烷噸/年266戊烷噸/年157一乙醇胺噸/年20含活化劑五公用動力消耗量1供水(新鮮水)萬m3/a39.32供電萬kwh7247.6六三廢排放量1廢水m3/h0.22廢氣t/h0.59七運(yùn)輸量104t/a14.661運(yùn)入量104t/a0.0162運(yùn)出量104t/a14.63八全廠定員人601生產(chǎn)工人人452管理人員人15九總占地面積m2150畝1建、構(gòu)筑物占地面積m2675302道路及場地占地面積m2329703占地系數(shù)%54.24綠化占地面m243655綠化系數(shù)%2.86辦公及服務(wù)設(shè)施占地面積m26010十工程項目總投資萬元30000其中外匯萬美元/1固定資產(chǎn)投資萬元13500其中外匯萬美元/(1)建設(shè)投資萬元16500其中外匯萬美元/(2)固定資產(chǎn)投資方向/調(diào)節(jié)稅萬元/(3)建設(shè)期利息萬元其中外匯：萬美元/2流動資金萬元其中外匯萬美元/其中鋪底流動資金萬元十一報批項目總投資萬元其中外匯萬美元十二年銷售收入萬元十三成本和費用1年均總成本費用萬元2年均經(jīng)營成本萬元十四年均利潤總額萬元十五年均銷售稅金萬元十六財務(wù)評價指標(biāo)1投資利潤率％2投資利稅率％3資本凈利潤率％4投資回收期年5全員勞動生產(chǎn)率萬元/人6全投資財務(wù)內(nèi)部收益率％(稅前和稅后)7全投資財務(wù)凈現(xiàn)值萬元13％(稅前和稅后；需注明i值)13％8自有資金財務(wù)內(nèi)部收益率％13％9自有資金財務(wù)凈現(xiàn)值萬元(需注明i值)

2.0產(chǎn)品市場分析與預(yù)測2.1LNG市場分析2.1.1世界液化天然氣供求狀況目前世界LNG貿(mào)易分成兩個界線分明的市場，一個是亞太地區(qū)，一個是大西洋盆地地區(qū)。在亞太地區(qū)日、韓是兩大進(jìn)口國，印尼、馬來西亞是兩大出口國。在大西洋盆地地區(qū)，法國、美國是兩大進(jìn)口國，尼日利亞、阿爾及利亞、特立尼達(dá)和多巴哥是主要出口國。截止1999年，世界LNG出口國有11個，天然氣的液化能力為1490億立方米/年。今后幾年還將有新的LNG項目投入生產(chǎn)，現(xiàn)計劃發(fā)展的LNG項目有：阿曼96億立方米/年、印度尼西亞的邦坦第八套40億立方米/年與納土納72億立方米/年、澳大利亞戈根（Gorgon）125億立方米/年、俄羅斯95億立方米/年的薩哈林項目、加拿大50億立方米/年的項目、也門76億立方米/年等二十余個；設(shè)計能力超過了1455億立方米/年，預(yù)計到2010年世界LNG的生產(chǎn)能力將在現(xiàn)有的基礎(chǔ)上翻一番。過去十年LNG貿(mào)易量上升了近一倍。目前呈上升趨勢。目前世界LNG年貿(mào)易量為1200億立方米，預(yù)測到2010年將躍升至1630億至1690億立方米。2010年大西洋盆地LNG需求約為49~68Mt/a，供應(yīng)能力為90Mt/a。亞太地區(qū)LNG需求約為97.2~133.4Mt/a，供應(yīng)能力約為170Mt/a。今后亞洲市場將成為LNG需求中心。目前亞洲占世界LNG貿(mào)易量的77%，預(yù)計今后亞洲市場LNG需求仍持續(xù)增長。日本是LNG進(jìn)口大國，2001年的需求量占世界需求量的52%，占亞洲需求量的70%左右。預(yù)計2010年日本LNG進(jìn)口量為7200萬噸，韓國的進(jìn)口量為2000萬噸，臺灣地區(qū)為1100萬噸。印度和中國這兩個亞洲大國是最有希望增長的潛在市場。目前世界LNG貿(mào)易由于區(qū)間貿(mào)易的差異及運(yùn)輸費用等不同形成了三種不同的價格。即亞洲、歐洲和美國三個特有進(jìn)口價格的出現(xiàn)。亞洲市場（日本）LNG價格從1994年的3.2美元/Mbtu增長到2000年的4.7美元/Mbtu，目前雪佛龍承諾從2010年起的25年內(nèi)將向日本中部電力每年提供150萬噸來自澳大利亞高產(chǎn)氣田的LNG，交易價格為7美元/百萬英熱單位。美國市場從1994年的2.2美元/Mbtu增長到2008年的5.0美元/Mbtu，歐洲市場從2.4美元/Mbtu增長到2007年的5.1美元/Mbtu。目前LNG的價格呈上揚(yáng)趨勢。2.1.2世界液化天然氣價格預(yù)測但是多年來LNG工業(yè)一直致力于降低成本，以使其更具競爭力。通過采用更為先進(jìn)的技術(shù)，合理的項目管理降低投資成本。有望使LNG的總成本降低15%~20%。2009年8月19日中石油和?？松梨诤炗喠艘粋€合同，每年從澳大利亞購買225萬噸天然氣，為期20年，交易價值412.9億美元。這個合同是一個風(fēng)向標(biāo)，未來幾年國外的LNG到中國港口的價格6300元/噸。這個價格相當(dāng)于918美元/噸，與這個價格比，公司的LNG產(chǎn)品每噸還有2000多元的上漲空間。2.1.3國內(nèi)液化天然氣供求狀況著國民經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，我國對能源的需求越來越大，南方沿海地區(qū)原有的能源消費結(jié)構(gòu)以煤為主，而又遠(yuǎn)離生產(chǎn)基地，因此迫切要求使用清潔、高效的能源，以改善環(huán)境，緩解運(yùn)輸壓力。LNG作為一種清潔、高效、廉價的能源，成為我國本世紀(jì)重點開發(fā)利用的目標(biāo)。而我國天然氣工業(yè)發(fā)展滯后，目前，我國天然氣在一次能源結(jié)構(gòu)中僅占2.1%，遠(yuǎn)低于23.5%的世界水平和8.8%的亞洲平均水平。據(jù)分析，未來幾年內(nèi)，我國天然氣需求增長將快于煤炭和石油，天然氣市場在全國范圍內(nèi)將得到發(fā)育。天然氣工業(yè)被列為“十五”期間國民經(jīng)濟(jì)鼓勵發(fā)展的重要產(chǎn)業(yè)，并制定了遵循多種能源、多種途徑、因地制宜、合理利用的能源發(fā)展方針，實施了“西氣東輸”、“海氣上岸”等的天然氣開發(fā)利用總體部署。2010年中國能源消費目標(biāo)結(jié)構(gòu)：天然氣消費占5.6%，煤炭消費占60.8%，油品消費占25.2%，其它占8.4%。預(yù)計2010年，中國天然氣需求量為1600億立方米左右，2020年，需求量將達(dá)到2600億立方米。據(jù)此預(yù)測的天然氣需求量與中國今后潛在的、可生產(chǎn)的天然氣產(chǎn)量相比還有巨大的缺口。資料來源：產(chǎn)業(yè)預(yù)測、阿瑟德里特公司（ADL）等近年來中國能源工業(yè)發(fā)展很快。目前，中國能源生產(chǎn)總量僅次于美國和俄羅斯，名列世界第三；能源消費總量僅次于美國，名列世界第二。我國能源結(jié)構(gòu)比例長期以來以煤為主，但已經(jīng)呈現(xiàn)出逐年下降的趨勢，與此同時，石油、天然氣、電力逐年上升，呈現(xiàn)健康發(fā)展的勢頭。天然氣工業(yè)被列為“十五”期間國民經(jīng)濟(jì)鼓勵發(fā)展的重要產(chǎn)業(yè)。表2.2-1為中國能源消費結(jié)構(gòu)變化趨勢預(yù)測（據(jù)：國家發(fā)展計劃委員會能源研究所相關(guān)數(shù)據(jù)）。表2.2-1中國能源消費結(jié)構(gòu)變化趨勢預(yù)測年份消費結(jié)構(gòu)%煤炭石油天然氣一次電力2000（實際）67.0023.602.106.902005（實際）63.6024.004.607.402010（實際）60.8025.205.608.00201556.6026.508.208.30202053.6027.009.809.20據(jù)此預(yù)測，我國的天然氣需求量和目前能源結(jié)構(gòu)下生產(chǎn)及輸送的能力相比存在著極大的差距。我國需要開展多種形式的供應(yīng)手段和保障體系以適應(yīng)不斷增長的能源需求。發(fā)展大規(guī)模、商業(yè)化的液化天然氣產(chǎn)業(yè)有利于能源供應(yīng)方式的多元化。公司液化天然氣項目生產(chǎn)的液化天然氣可通過火車、汽車運(yùn)輸?shù)叫枰茉吹倪呥h(yuǎn)城市和鄉(xiāng)村，是對“西氣東輸”工程的一個重要的有益的補(bǔ)充和服務(wù)，大大提高天然氣的利用程度，從更廣泛的領(lǐng)域加快我國能源結(jié)構(gòu)的優(yōu)化和調(diào)整；對我國中小城市的能源結(jié)構(gòu)、環(huán)境改善、產(chǎn)業(yè)優(yōu)化以及人民生活水平的提高具有深遠(yuǎn)而重大的現(xiàn)實意義。隨著國民經(jīng)濟(jì)高速發(fā)展對清潔能源的需求和對環(huán)保的日益加強(qiáng)，我國對液化天然氣需求越來越大。2.1.4國內(nèi)液化天然氣價格預(yù)測LNG產(chǎn)品與其它能源產(chǎn)品（CNG、LPG、汽油、電等）相比，最具挑戰(zhàn)的是在經(jīng)濟(jì)上能否與干凈、方便的電競爭，同時作為工業(yè)燃料能否替代輕油、重油、LPG等。LNG與其它能源的市場承受能力比較見下表：表2.2-2LNG與其他能源市場承受力比較表(單位：立方米)名稱LNG人工煤氣LPG電輕油煤3-3.8元/立方米1.0-1.2元/立方米4.5-5.0元/公斤0.5-0.6元/度3200-3400元/噸350元/噸單位熱值售價元/MJ0.3-0.380.34-0.410.40-0.460.58-0.700.35-0.370.06替代能力較強(qiáng)強(qiáng)較強(qiáng)可替代弱（注：比較內(nèi)容為單位熱值的價格比較，人工煤氣未計財政補(bǔ)貼。）從表中分析可見：LNG到用戶的銷售價如保持在3~3.8元/立方米，與除煤炭外的其他燃料相比，有較強(qiáng)的市場承受能力和可替代性。而煤由于其污染性高等原因，在我國能源產(chǎn)業(yè)政策中占一次性能源的比重逐年遞減。這將會為LNG市場的發(fā)展提供更大的契機(jī)。2.2產(chǎn)品運(yùn)輸液化天然氣工業(yè)鏈?zhǔn)欠浅｝嫶蟮模饕ǎ禾烊粴庖夯?、儲存、運(yùn)輸、接收終端和氣化站等，其主要環(huán)節(jié)包括：生產(chǎn)環(huán)節(jié)、儲存環(huán)節(jié)、運(yùn)輸環(huán)節(jié)和應(yīng)用環(huán)節(jié)。為了充分地滿足下游用戶的需求，必須使上述的每個環(huán)節(jié)環(huán)環(huán)相扣，并且采取聯(lián)動的方式進(jìn)行，才能實現(xiàn)各環(huán)節(jié)的正常運(yùn)行。由于提取輕烴、液化天然氣屬于高科技、高投入的項目，采取各環(huán)節(jié)的合理分工、專業(yè)化經(jīng)營，有利于提高管理水平、降低整體運(yùn)行成本，獲取更大的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。上游公司全力做好液化廠的生產(chǎn)經(jīng)營，不斷提高液化廠的生產(chǎn)管理、運(yùn)營水平，降低液化生產(chǎn)總成本，提高工廠效益；中游運(yùn)輸環(huán)節(jié)努力做好運(yùn)輸管理工作，確實保障運(yùn)輸供氣能力，為獲得效益創(chuàng)造條件，并為產(chǎn)生良好效益打好基礎(chǔ)；下游燃?xì)夤颈M力開拓液態(tài)天然市場，不斷改進(jìn)服務(wù)功能，確保供氣安全，獲取穩(wěn)定的收益。液化天然氣的運(yùn)輸可分為管道運(yùn)輸、船舶運(yùn)輸及低溫液體運(yùn)輸車（槽車）運(yùn)輸。船舶運(yùn)輸方式一般用于液化氣的國際貿(mào)易。液化氣管道輸送其管材必須采用價格昂貴的鎳鋼，還需性能良好的低溫隔熱材料；為實現(xiàn)低溫液體單相流動，防治液體氣化，還需在管道上增建中間冷卻站，因此液化氣管道運(yùn)輸?shù)某跗谕顿Y大，管道輸氣的投資較大，適用于穩(wěn)定氣源與穩(wěn)定用戶間長期供氣，而以液化天然氣地面機(jī)動運(yùn)輸代替地下遠(yuǎn)距離管道輸送，可以節(jié)省風(fēng)險性管線建設(shè)，有效利用距離較遠(yuǎn)的天然氣資源。槽車運(yùn)輸有兩種方式：公路槽車運(yùn)輸和鐵路槽車運(yùn)輸。有研究表明1000km以內(nèi)距離以公路槽車運(yùn)輸為宜，1000km以上距離以鐵路運(yùn)輸較經(jīng)濟(jì)。液化天然氣輸送成本僅為管道輸送的1/6~1/7，并可減少由于氣源不足鋪設(shè)管道而造成的風(fēng)險，且液化前的凈化處理使其成為潔凈燃料。以LNG40英尺標(biāo)準(zhǔn)罐式集裝箱，用火車和汽車聯(lián)運(yùn)，不僅具有裝卸方便、靈活、可運(yùn)、可儲存的優(yōu)點，而且可以方便地實現(xiàn)公、鐵聯(lián)運(yùn)，即使萬一出現(xiàn)事故，集裝箱體對罐體具有一定的保護(hù)作用，降低運(yùn)輸安全風(fēng)險?？梢姡擁椖康囊夯烊粴猱a(chǎn)品宜采用公路槽車運(yùn)輸或船運(yùn)。一支龐大的運(yùn)輸車隊，從專業(yè)管理的角度分析，車隊越龐大，管理的幅度和力度都會影響到實際的執(zhí)行力。建議公司將運(yùn)輸全部外協(xié)給第三方物流公司，帶動地方經(jīng)濟(jì)發(fā)展，公司只負(fù)責(zé)基地的液化裝置的運(yùn)行。目前，影響較大的LNG物流企業(yè)有武漢綠能、新疆廣匯、福建中閩物流、九安喜順物流有限公司等企業(yè)，也可以依靠地方的小型物流企業(yè)和個人車主。液化天然氣物流市場競爭格局與液化天然氣業(yè)務(wù)發(fā)展直接相關(guān)，與液化天然氣處理項目配套的物流公司將會是地方液化天然氣物流市場的主導(dǎo)企業(yè)，其可以將小型企業(yè)及掛靠企業(yè)擁有的液化天然氣運(yùn)輸車通過業(yè)務(wù)外包方式統(tǒng)一納入管理體系。預(yù)計2011~2015年，我國液化天然氣公路運(yùn)輸物流市場發(fā)展將會加快，液化天然氣大型物流企業(yè)在2015年前后將會達(dá)到20多家，市場總體規(guī)模達(dá)到40億元。表2.4-1我國液化天然氣物流發(fā)展預(yù)測年份大型物流公司（家）液化天然氣運(yùn)輸車保有量（臺）物流市場規(guī)模（億元）20114110012.520126150018.4201310200025.3201414240032.4201520300040

3.0產(chǎn)品方案及生產(chǎn)規(guī)模3.1工藝方案設(shè)計基礎(chǔ)本裝置的原料氣為天然氣本裝置年開工天數(shù)為333天。原料氣進(jìn)廠條件溫度：40℃壓力：5MPaG流量:1.67×108Nm3/a3.2產(chǎn)品方案和規(guī)模3.2.1產(chǎn)品方案的選擇產(chǎn)品方案的選擇應(yīng)遵循下列原則：⑴項目產(chǎn)品的選擇，必須堅持以市場需求為導(dǎo)向，特別是要選取那些市場相對短缺或市場容量較大的產(chǎn)品；⑵項目的產(chǎn)品品種、生產(chǎn)規(guī)模以及工藝技術(shù)應(yīng)符合國家和地區(qū)的發(fā)展規(guī)劃，應(yīng)符合國家和地方的產(chǎn)業(yè)政策，特別是要符合“節(jié)能、減排”的要求；⑶項目的產(chǎn)品品種及其工藝技術(shù)應(yīng)能充分發(fā)揮地方的資源優(yōu)勢，適應(yīng)現(xiàn)有建設(shè)條件，并有利于項目間相互銜接，形成綜合利用資源，消除或減少“三廢”排放的合理產(chǎn)業(yè)鏈。3.2.2本項目的建設(shè)規(guī)模本項目的生產(chǎn)規(guī)模如下：液化天然氣：12.4萬噸/年3.2產(chǎn)品品種及規(guī)格3.2.1產(chǎn)品品種本項目產(chǎn)品為液化天然氣。3.2.2產(chǎn)品產(chǎn)量及規(guī)格在3.1的設(shè)計基礎(chǔ)之上，本裝置的產(chǎn)品產(chǎn)量及規(guī)格見下表。項目理論計算數(shù)據(jù)備注液化天然氣產(chǎn)量標(biāo)準(zhǔn)氣體狀態(tài)104Nm3/d58.43液體狀態(tài)m3/d695組分變化將導(dǎo)致液體體積和質(zhì)量的變化質(zhì)量t/d986貯存壓力MPa.G0.01貯存溫度℃-162液化天然氣產(chǎn)量是指液化冷箱出口的質(zhì)量流量計的測量累計值

4.0技術(shù)方案4.1技術(shù)比較天然氣液化工廠的工藝過程基本包括預(yù)處理（凈化）、液化、儲存、裝車及輔助系統(tǒng)等，主要工藝流程包括天然氣凈化、液化和分離工藝。4.1.1天然氣凈化工藝選擇作為原料氣的天然氣，在進(jìn)行液化前必須對其進(jìn)行徹底凈化。即除去原料氣中的酸性氣體、水分和雜質(zhì)，如H2S、CO2、H2O、Hg和芳香烴等，以免它們在低溫下凍結(jié)而堵塞、腐蝕設(shè)備和管道。表4.1-1列出了LNG工廠原料氣預(yù)處理標(biāo)準(zhǔn)和雜質(zhì)的最大含量。表4.1-1LNG原料氣最大允許雜質(zhì)含量雜質(zhì)含量極限依據(jù)H2O＜1ppmVA（在不限制產(chǎn)量條件下，允許超過溶解極限）CO250～100ppmVB（極限溶解度）H2S＜3.5mg/Nm3(4ppmV)C（產(chǎn)品技術(shù)要求）總含硫量10～50mg/Nm3CHg＜0.01μg/Nm3A芳香烴類≤10ppmVA或B環(huán)烷烴總量≤10ppmVA或B從原料氣數(shù)據(jù)來看，原料氣中水、CO2、Hg和芳香烴的含量均超標(biāo)，必須進(jìn)行凈化。A）脫CO2工藝選擇天然氣中含有的H2S和CO2統(tǒng)稱為酸性氣體，它們的存在會造成金屬腐蝕并污染環(huán)境。此外，CO2含量過高，會降低天然氣的熱值。因此，必須嚴(yán)格控制天然氣中酸性組分的含量，以達(dá)到工藝和產(chǎn)品質(zhì)量的要求。用于天然氣脫除酸氣的方法有溶劑吸收法、物理吸收法、氧化還原法和分子篩吸附法。目前普遍公認(rèn)和廣泛應(yīng)用的溶劑吸收法。它是以可逆的化學(xué)反應(yīng)為基礎(chǔ)，以堿性溶劑為吸收劑的脫硫方法，溶劑與原料氣中的酸組分（主要是CO2）反應(yīng)而生成化合物；吸收了酸氣的富液在升高溫度、降低壓力的條件下又能分解而放出酸氣，從而實現(xiàn)溶劑的再生利用。溶劑吸收法所用溶劑一般為烷醇胺類，主要有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二異丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。本方案從適用性和經(jīng)濟(jì)性的角度考慮，選擇甲基二乙醇胺（MDEA）作為脫除酸性氣體的溶劑。MDEA（N-Methyldiethanolamine）即N-甲基二乙醇胺，分子式為CH3-N(CH2CH2OH)2，分子量119.2，沸點246~248℃，閃點260℃，凝固點-21℃，汽化潛熱519.16kJ/kg，能與水和醇混溶，微溶于醚。在一定條件下，對二氧化碳等酸性氣體有很強(qiáng)的吸收能力，而且反應(yīng)熱小，解吸溫度低，化學(xué)性質(zhì)穩(wěn)定，無毒而不降解。純MDEA溶液與CO2不發(fā)生反應(yīng)，但其水溶液與CO2可按下式反應(yīng)：CO2+H2O==H++HCO3- (1)H++R2NCH3==R2NCH3H+ (2)式（1）受液膜控制，反應(yīng)速率極慢，式（2）則為瞬間可逆反應(yīng)，因此式（1）為MDEA吸收CO2的控制步驟，為加快吸收速率，在MDEA溶液中加入活化劑(R2/NH)后，反應(yīng)按下式進(jìn)行：R2/NH+CO2==R2/NCOOH (3)R2/NCOOH+R2NCH3+H2O==R2/NH+R2CH3NH+HCO3- (4)(3)+(4)：R2NCH3+CO2+H2O==R2CH3NH+HCO3- (5)由式（3）～（5）可知，活化劑吸收了CO2，向液相傳遞CO2，大大加快了反應(yīng)速度。MDEA分子含有一個叔胺基團(tuán)，吸收CO2后生成碳酸氫鹽，加熱再生時遠(yuǎn)比伯仲胺生成的氨基甲酸鹽所需的熱量低得多。從能耗、處理規(guī)模和投資運(yùn)行成本等角度，MDEA胺液法是最合適的工藝，因此本方案選擇MDEA胺液法脫酸氣。B）脫水工藝選擇天然氣中水分的存在往往會造成嚴(yán)重的后果：水分與天然氣在一定條件下形成水合物阻塞管路，影響冷卻液化過程；另外由于水分的存在也會造成不必要的動力消耗；由于天然氣液化溫度低，水的存在還會導(dǎo)致設(shè)備凍堵，故必須脫水。天然氣脫水工藝方法一般包括：低溫脫水、固體干燥劑吸附和溶劑吸收三大類。冷凍分離主要用于避免天然氣在溫度低時出現(xiàn)水化物，然而它所允許達(dá)到的低溫是有限的，不能滿足天然氣液化的要求；溶劑吸收通常包括濃酸（一般是濃磷酸等有機(jī)酸）、甘醇（常用的是三甘醇）等，但這些方法脫水深度較低，不能用于深冷裝置；固體干燥劑脫水法常見的是硅膠法、分子篩法或這兩種方法的混合使用。天然氣液化脫水必須采取固體吸附法，由于分子篩具有吸附選擇能力強(qiáng)、低水汽分壓下的高吸附特性，以及同時可以進(jìn)一步脫除殘余酸性氣體等優(yōu)點，因此本方案采用4A分子篩作為脫水吸附劑。C）脫汞工藝選擇目前，脫汞工藝主要有兩種：即美國UOP公司的HgSIV分子篩吸附法和采用浸硫活性炭使汞與硫產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)生成硫化汞并吸附在活性炭上。前者成本高，適用于汞含量高的場合；后者運(yùn)行成本低，適用于汞含量低的場合。一方面，HgSIV分子篩運(yùn)行成本很高；另一方面，本裝置的原料氣中汞含量比較低。因此，采用浸硫活性炭脫汞，此種工藝本公司已有有成功的使用經(jīng)驗。4.1.2天然氣液化工藝選擇迄今為止，在天然氣液化領(lǐng)域中成熟的液化工藝主要有以下三種：階式制冷循環(huán)工藝、混合制冷循環(huán)工藝和膨脹機(jī)制冷循環(huán)工藝。A）階式制冷循環(huán)工藝階式制冷循環(huán)是用丙烷（或丙烯）、乙烷（或乙烯）、甲烷（或氮氣）等制冷劑（蒸發(fā)溫度分別為-38℃、-85℃、-160℃）進(jìn)行的三級冷凍，使天然氣在多個溫度等級的制冷劑中與相應(yīng)的制冷劑換熱，從而使其冷卻和液化。經(jīng)典的階式制冷循環(huán)的優(yōu)點是采用了3種制冷劑、9個制冷溫度梯度（丙烷、乙烷、甲烷各3個溫度等級），使各級制冷溫度與原料氣的冷卻曲線接近，減少了熵值，比能量消耗接近于理論的熱力學(xué)效率的上限。而且該工藝操作靈活，開停車快捷，易于初期開車投產(chǎn)。但是階式制冷也存在一些缺點，需要三個大型循環(huán)壓縮機(jī)，以及相當(dāng)數(shù)量的冷換設(shè)備；流程長、設(shè)備多、控制復(fù)雜等。B）混合制冷循環(huán)工藝混合制冷劑制冷循環(huán)是采用N2和C1～C5烴類混合物作為循環(huán)制冷劑的工藝。該工藝的特點是在制冷循環(huán)中采用混合制冷劑，只需要一臺壓縮機(jī)，簡化了流程，降低了造價。但是從理論上講，混合冷劑的組成比例應(yīng)按照天然氣原料的組成、壓力、工藝流程而異，因此對冷劑的配比和原料氣的氣質(zhì)要求更為嚴(yán)格，一旦確定是不容易改變的。即使能做到這一點，要使整個液化過程（從常溫到-162℃）所需的冷量與冷劑所提供的冷量完全匹配是比較困難的，充其量只能局部或一部分做到貼近冷卻曲線。因此混合制冷劑循環(huán)流程的效率要比九個溫度梯度水平的階式循環(huán)流程低。既然調(diào)節(jié)混合冷劑的組成比例使整個液化過程按冷卻曲線提供所需的冷量是困難的，那么合乎邏輯的推論是采用折中的辦法，分段來實現(xiàn)供給所需的冷量，以期液化過程的熵增降至最小。因而，在混合冷劑循環(huán)的基礎(chǔ)上，發(fā)展成有丙烷預(yù)冷的MRC工藝，簡稱C3/MRC工藝，它的效率接近階式循環(huán)。此法的原理是分兩段供給冷量：高溫段用丙烷壓縮制冷，按3個溫度水平預(yù)冷原料天然氣到～-40℃；低溫段的換熱采用兩種方式——高壓的混合冷劑與較高溫度的原料氣換熱，低壓的混合冷劑與較低溫度的原料氣換熱。充分體現(xiàn)了熱力學(xué)上的特性，從而使效率得以最大限度的提高。C）膨脹制冷循環(huán)工藝膨脹機(jī)制冷循環(huán)是指利用高壓制冷劑通過透平膨脹機(jī)絕熱膨脹的克勞德循環(huán)制冷來實現(xiàn)天然氣的液化。氣體在膨脹機(jī)中膨脹降溫的同時，能輸出功，可用于驅(qū)動流程中的壓縮機(jī)。根據(jù)制冷劑的不同，膨脹機(jī)制冷循環(huán)可分為：氮膨脹機(jī)制冷循環(huán)、氮-甲烷膨脹機(jī)制冷循環(huán)、天然氣膨脹制冷循環(huán)。與階式制冷循環(huán)和混合冷劑制冷循環(huán)工藝相比，氮氣膨脹循環(huán)流程非常簡單、緊湊，造價略低。起動快，熱態(tài)起動2～4小時即可獲得滿負(fù)荷產(chǎn)品，運(yùn)行靈活，適應(yīng)性強(qiáng)，易于操作和控制，安全性好，放空不會引起火災(zāi)或爆炸危險。制冷劑采用單組分氣體，因而消除了像混合冷劑制冷循環(huán)工藝那樣的分離和存儲制冷劑的麻煩，也避免了由此帶來的安全問題，使液化冷箱的更簡化和緊湊。但能耗要比混合冷劑液化流程高40%左右。在天然氣液化系統(tǒng)中，經(jīng)過預(yù)處理裝置脫酸氣、脫水后的天然氣，經(jīng)預(yù)冷器冷卻后，在氣液分離器中分離重?zé)N，氣相部分進(jìn)入液化器進(jìn)行液化，在過冷器中進(jìn)行過冷，節(jié)流降壓后進(jìn)入LNG貯槽。在N2制冷系統(tǒng)中，制冷劑N2經(jīng)循環(huán)壓縮機(jī)和增壓機(jī)（制動壓縮機(jī)）壓縮到工作壓力，經(jīng)水冷卻器冷卻后，進(jìn)入預(yù)冷器被冷卻到膨脹機(jī)的入口溫度。一部分制冷劑進(jìn)入膨脹機(jī)膨脹到循環(huán)壓縮機(jī)的入口壓力，與返流制冷劑混合后，作為液化器的冷源，回收的膨脹功用于驅(qū)動增壓機(jī)；另外一部分制冷劑經(jīng)液化器和過冷器冷凝和過冷后，經(jīng)節(jié)流閥節(jié)流降溫后返流，為過冷器提供冷量。D）三種工藝的技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較將階式制冷循環(huán)的能耗設(shè)定為1，各種制冷循環(huán)比較見表4.1-2所列，各種制冷循環(huán)的特性比較見表4.1-3。表4.1-2各種制冷循環(huán)效率比較制冷工藝與階式制冷的相對能耗階式制冷循環(huán)1.00混合冷劑制冷循環(huán)1.05R22預(yù)冷N2-CH4膨脹制冷循環(huán)1.35表4.1-3各種制冷循環(huán)特性比較指標(biāo)階式制冷混合冷劑膨脹制冷效率高中低復(fù)雜程度高中低換熱器類型板翅式板翅式或繞管式板翅式換熱器面積小大小適應(yīng)性高中綜合權(quán)衡投資、能耗以及運(yùn)行維護(hù)等因素，本裝置的液化工藝選用混合冷劑制冷工藝。4.2工藝技術(shù)方案天然氣首先做預(yù)處理（包括脫酸、脫水、脫苯和脫汞），然后采用MRC工藝去液化。下圖為裝置的總體系統(tǒng)框圖點畫線內(nèi)為主工藝單元，LNG生產(chǎn)主要在工藝單元內(nèi)完成。點畫線之外為公用工程系統(tǒng)，為工藝單元提供電力、熱源和冷卻。所有單元設(shè)備通過儀表控制系統(tǒng)（過程控制和安全控制）連接為有機(jī)整體，完成對裝置各測控點的測量、控制。4.2.1天然氣制液態(tài)天然氣（LNG）原料天然氣過濾與調(diào)壓單元 原料天然氣從界區(qū)來，首先進(jìn)入過濾分離器，過濾掉可能存在的機(jī)械雜質(zhì)、灰塵，并分離出其中的液體（主要為游離水和液態(tài)烴），為后續(xù)系統(tǒng)提供潔凈的天然氣。潔凈的原料天然氣進(jìn)入調(diào)壓器，將壓力調(diào)整并穩(wěn)定至4.0MPa.G，然后經(jīng)計量后進(jìn)入后續(xù)單元。原料氣進(jìn)裝置設(shè)置有事故聯(lián)鎖切斷閥，在事故發(fā)生后將切斷進(jìn)入裝置的原料氣源，同時通過旁路放空原料氣，保證裝置、人員及上游設(shè)施的安全。原料天然氣脫酸性氣單元從原料天然氣過濾與壓縮單元來的天然氣從吸收塔下部進(jìn)入，自下而上通過吸收塔；再生后的MDEA溶液（貧液）從吸收塔上部進(jìn)入，自上而下通過吸收塔，逆向流動的MDEA溶液和天然氣在吸收塔內(nèi)充分接觸，氣體中的H2S和CO2被吸收而進(jìn)入液相，未被吸收的組份從吸收塔頂部引出，進(jìn)入脫碳?xì)饫鋮s器和分離器。出脫碳?xì)夥蛛x器的氣體進(jìn)入原料氣干燥單元，冷凝液去MDEA地下槽。處理后的天然中CO2含量小于50ppmV，H2S含量小于4ppmV。吸收了H2S和CO2的MDEA溶液稱富液，至閃蒸塔，降壓閃蒸出的天然體送往界外燃料系統(tǒng)。閃蒸后的富液與再生塔底部流出的溶液（貧液）換熱后，升溫到～98℃去再生塔上部，在再生塔進(jìn)行汽提再生，直至貧液的貧液度達(dá)到指標(biāo)。出再生塔的貧液經(jīng)過溶液換熱器、貧液泵進(jìn)入貧液冷卻器，貧液被冷卻到~40℃，從吸收塔上部進(jìn)入。再生塔頂部出口氣體經(jīng)酸氣冷卻器，進(jìn)入酸氣分離器，出酸氣分離器的氣體送往安全泄壓系統(tǒng)，冷凝液去MDEA地下槽。再生塔再沸器的熱源由來自供熱系統(tǒng)的導(dǎo)熱油提供，導(dǎo)熱油在供熱系統(tǒng)內(nèi)部循環(huán)使用。原料氣脫水脫苯單元該單元設(shè)三臺脫水分子篩吸附器，實行切換操作，其中一臺吸附、一臺冷卻、一臺加溫再生。從原料氣壓縮單元來的原料氣進(jìn)入吸附器頂部，通過分子篩吸附脫除水分后，從吸附器底部出來，脫水后天然氣中含水量小于1ppmV。脫水吸附劑用冷箱返流和貯槽的BOG氣體（主要是甲烷和氮氣）復(fù)熱后作為冷吹和再生介質(zhì)，再生氣出吸附塔后通過冷卻、分離后排至燃料氣單元，為導(dǎo)熱油爐等提供燃料再生氣首先從下而上通過冷卻狀態(tài)的吸附器，之后再生氣通過電加熱器加熱至再生溫度260～280℃，然后從吸附器底部進(jìn)入，將吸附劑吸附的水和重?zé)N解吸。再生氣從干燥器頂部出來，經(jīng)再生冷卻器冷卻后進(jìn)入再生氣分離器，分離其中的液體后排至燃料氣單元。原料氣脫重?zé)N單元設(shè)兩臺吸附器切換操作，其中一臺吸附、一臺再生。從原料氣壓縮單元來的原料氣進(jìn)入吸附器頂部，通過吸附劑吸附脫除重?zé)N后，從吸附器底部出來，重?zé)N含量小于20ppmV，之后進(jìn)入凈化氣提純液化單元。原料氣脫重?zé)N單元用冷箱出來的返流氣【主要為甲烷和氮氣】作為再生介質(zhì)，再生氣出吸附塔后通過冷卻、分離后作為燃料氣。低壓原料氣首先從下而上通過冷卻狀態(tài)的吸附器，之后再生氣通過電加熱器加熱至再生溫度260～280℃，然后從吸附器底部進(jìn)入，將吸附劑吸附的重?zé)N解吸。再生氣從干燥器頂部出來，經(jīng)再生冷卻器冷卻后進(jìn)入再生氣分離器，分離其中的液體后進(jìn)入燃料氣單元。原料氣脫汞與脫粉塵單元從原料氣干燥與脫重?zé)N單元來的天然氣進(jìn)入浸硫活性炭吸附器，汞與浸硫活性炭上的硫產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)生成硫化汞，吸附在活性炭上，從而達(dá)到脫除汞之目的。從脫汞器出來的天然氣的汞含量小于0.01μg/Nm3。脫汞器設(shè)置兩臺，用一備一，浸硫活性炭每年更換。過濾單元設(shè)兩臺過濾器，根據(jù)阻力數(shù)據(jù)切換使用，達(dá)到過濾分子篩與活性炭粉塵之目的。液化單元在進(jìn)入液化單元之前，氣體必須進(jìn)行分析，以保證H2S與CO2含量、水含量以及汞含量達(dá)到進(jìn)入提純液化單元的要求。凈化后的管道天然氣進(jìn)入液化冷箱，在液化換熱器中被MR混合冷劑冷卻到一定溫度后，經(jīng)節(jié)流閥降壓；凈化并回收輕烴后的井口天然氣，同樣進(jìn)入液化冷箱的換熱器，被MR混合冷劑冷卻到一定溫度后，經(jīng)節(jié)流閥節(jié)流后，與冷卻節(jié)流后的管道天然氣匯合，進(jìn)入氮氣過冷器，被繼續(xù)冷卻到-162℃，進(jìn)入LNG分離器分離可能存在的氣相后作為LNG產(chǎn)品送入LNG貯槽儲存。MRC制冷單元本天然氣液化工程采用混合制冷劑循環(huán)制冷+氮氣膨脹，混合制冷劑由氮氣、甲烷、乙烯等組成。混合冷劑由循環(huán)壓縮機(jī)組壓縮，通過水冷卻，分離其中的液相和氣相，分別進(jìn)入液化冷箱，在液化換熱器中冷卻、冷凝并過冷到一定溫度后節(jié)流降壓到一定壓力后合并，返流進(jìn)入液化換熱器復(fù)熱。出冷箱后的混合制冷劑返回到循環(huán)壓縮機(jī)的入口，循環(huán)壓縮制冷。冷劑貯存和補(bǔ)充主要由于氣體密封造成循環(huán)氣的損失，需設(shè)置冷劑補(bǔ)充系統(tǒng)。冷劑各組分的補(bǔ)充量按各組分的讀數(shù)、冷區(qū)的各溫度情況進(jìn)行調(diào)整，并通過流量計連續(xù)補(bǔ)充注入。丙烷從汽車槽車或集裝箱罐在冷劑接收罐區(qū)卸料，貯存于丙烷貯罐，用泵送至液態(tài)丙烷干燥器，除去水分，為保證環(huán)境低溫時仍有足夠的壓力，該容器需伴熱。戊烷從汽車槽車或集裝箱罐在冷劑接收罐區(qū)卸料，貯存于戊烷貯罐，用N2氣壓送至液態(tài)戊烷干燥器，除去水分，為保證環(huán)境低溫時仍有足夠的壓力，該容器需用氮氣進(jìn)行加壓。貯存單元和裝車單元液化單元生產(chǎn)的LNG（液化天然氣）經(jīng)管線送入LNG貯罐。進(jìn)料可以注入貯罐上部，也可以注入貯罐下部，上或下進(jìn)料由操作員根據(jù)貯罐內(nèi)的液體密度、溫度條件而定。貯罐設(shè)置了液位、壓力和溫度測量儀表。貯罐的保護(hù)系統(tǒng)經(jīng)安全控制系統(tǒng)與DCS相接。貯罐發(fā)生高液位或高壓力時，貯罐的進(jìn)料閥會自動關(guān)閉。LNG貯罐的不同液位高度，都布置了溫度計，并配置了密度計來監(jiān)測，防止液體在貯罐內(nèi)可能發(fā)生的“翻滾”（Rollover）危害。貯罐配有泄放去火炬的壓力控制閥和排放去大氣的安全閥。為防止貯罐負(fù)壓，還設(shè)置了真空閥。液化單元生產(chǎn)時，每小時約41m3的LNG連續(xù)進(jìn)入貯罐。貯罐外安裝了LNG裝車泵，每臺貯槽一臺泵，用于泵送灌裝裝車。BOG回收單元由于LNG貯存溫度為-162，不可避免外界熱量通過貯槽的絕熱層傳入，因此貯槽存在一定量的液體將會被氣化，成為BOG。在LNG裝車過程中，由于車輛的溫度較高，加之管路損失，也會產(chǎn)生一定量的BOG。這些低溫BOG經(jīng)空溫式加熱器加熱到常溫后，用BOG壓縮機(jī)將其壓縮到0.2MPa.G，進(jìn)入燃料氣系統(tǒng)，作為燃料氣供熱油系統(tǒng)使用。4.3自控技術(shù)方案4.3.1控制方式本裝置自動控制，是建立在集散型控制系統(tǒng)（DCS）、緊急切斷系統(tǒng)（ESD）、可燃性氣體檢測報警系統(tǒng)（GAS）、各個獨立配套機(jī)組的PLC以及采用HART通訊協(xié)議的現(xiàn)場儀表的基礎(chǔ)上，組成了一個集成化的高品質(zhì)的安全控制系統(tǒng)，從而達(dá)到天然氣液化工廠生產(chǎn)所要求的測量、控制、監(jiān)督報警、聯(lián)瑣、緊急切斷等功能，保證生產(chǎn)操作高效及安全運(yùn)轉(zhuǎn)。該系統(tǒng)內(nèi)的各個系統(tǒng)相對獨立又相互關(guān)聯(lián)，確保各個系統(tǒng)主要功能的實現(xiàn)及相關(guān)數(shù)據(jù)流的暢通。各系統(tǒng)所采用的軟硬件均系當(dāng)今著名品牌，采用的技術(shù)也是當(dāng)今先進(jìn)的技術(shù)，如ESD系統(tǒng)采用（QMR）技術(shù)，DCS的控制器采用現(xiàn)場總線技術(shù)等都一一展現(xiàn)了當(dāng)代先進(jìn)控制技術(shù)在本裝置的應(yīng)用?，F(xiàn)場儀表全部采用了HART通訊協(xié)議的電子式儀表，使DCS系統(tǒng)的操作應(yīng)用功能進(jìn)一步擴(kuò)大，加強(qiáng)了對儀表質(zhì)量的監(jiān)測，提高了系統(tǒng)的安全性和可操作性。4.3.2檢測和控制方案本裝置檢測和控制方案中，除了常規(guī)儀表和單回路、串級回路外，尚有以下特殊儀表及控制回路?！窭涔抟何粶y量控制：為了對特大型冷罐低溫液位測量、控制采用了SMART儲罐伺服液位計，該儀表可對冷罐液位精確測量±2mm外，還可對罐內(nèi)介質(zhì)密度、平均溫度進(jìn)行測量，并采用了4-20mA輸出或用HART總線與DCS進(jìn)行通訊?！穹治鰷y量：本裝置采用了大量分析儀表，對工藝過程質(zhì)量進(jìn)行全面監(jiān)測。分析儀表有：工業(yè)氣相色譜儀、水份儀、密度計、濁度計、熱值儀、紅外分析儀、總硫分析儀、氧分析儀、pH和電導(dǎo)儀?！穹Q量控制：采用質(zhì)量流量計、預(yù)設(shè)控制器、控制閥與DCS一同組成對槽車罐裝的精確定量控制?！穹来窨刂疲簩ρh(huán)氣壓縮機(jī)Ⅱ級，都采用了防喘振措施。它們根據(jù)所控段的入口壓力及出口段的溫度、壓力、流量控制相應(yīng)的旁路流量以達(dá)到對壓縮機(jī)的保護(hù)和安全運(yùn)轉(zhuǎn)。●程序控制：A-251A/B分子篩干燥器的吸附、再生過程由DCS實現(xiàn)程序控制。緊急切斷（停車）系統(tǒng)（ESD）：根據(jù)安全等級劃分（SLA1001），本裝置將有17個安全回路（SILI13個，SIL3個，NE1個）進(jìn)入EDS系統(tǒng)。它們主要分布在液化和熱油兩個區(qū)內(nèi)，它們的設(shè)定值均為HH或LL，在參數(shù)進(jìn)入HH或LL極限，將引發(fā)安全停車或切斷動作。該系統(tǒng)將采用四冗余（QMR）技術(shù)?！癜踩?lián)鎖系統(tǒng)：凡未列入SIL安全等級的安全聯(lián)鎖回路，將進(jìn)入DCS系統(tǒng)實現(xiàn)聯(lián)鎖報警，該部分的聯(lián)鎖動作僅為小范圍或非主要設(shè)備的切斷、停車動作。4.3.3控制室工廠控制室將設(shè)在中央控制區(qū)內(nèi)，中央控制區(qū)位置在生產(chǎn)區(qū)上風(fēng)向，將包括控制室、機(jī)柜間、DCS維修間、操作值班室、UPS間、空調(diào)機(jī)房、休息室和洗手間等。采用的DCS是一個功能完善的系統(tǒng)，具有過程控制（連續(xù)控制和離散控制）、操作、顯示記錄、報警、邏輯運(yùn)算、制表打印、信息管理、與上位機(jī)通訊、系統(tǒng)組態(tài)以及自診斷等基本功能。采用的DCS是一個開放的系統(tǒng)，其通訊層次結(jié)構(gòu)符合OSI參考模型，其通訊控制符合TCP/IP協(xié)議和IEEE802協(xié)議族的有關(guān)協(xié)議，并采用WINDOWSNT操作系統(tǒng)。控制室內(nèi)設(shè)置4臺操作員站、工程師站1臺，二臺打印機(jī)。工程師站置于軟件室，DCS機(jī)柜置于機(jī)柜室。4.3.4可燃?xì)怏w和有毒氣體檢測儀的設(shè)置按照Linde和TGE要求以及“石油化工企業(yè)可燃?xì)怏w和有毒氣體檢測報警設(shè)計規(guī)范”（SH3063-1999），本裝置設(shè)置了獨立的可燃?xì)怏w檢測系統(tǒng)，在控制室設(shè)立專門的可燃?xì)怏w檢測報警系統(tǒng)，在DCS顯示、報警。由于本裝置工藝生產(chǎn)中有毒氣體泄漏量較低、測量困難，所以不再設(shè)置有毒氣體檢測裝置。4.3.5儀表的保護(hù)措施根據(jù)工廠防爆等級劃分dⅡCT3的要求，電子儀表將采用本質(zhì)安全儀表。相關(guān)儀表的保護(hù)的等級應(yīng)按IP54以上考慮。壓力變送器考慮過量程及真空保護(hù)，而壓力表將考慮在背部設(shè)置爆破片。現(xiàn)場儀表如變送器、開關(guān)將采用保護(hù)箱或保溫箱。按照測量環(huán)境和防凍要求將對有關(guān)儀表采用伴熱或絕熱措施。控制閥噪聲正常時不超過85dBA，非正常狀況不超過100dBA。4.3.6儀表電源規(guī)格和容量24VDC220VACUPS30kVA（儀表30min備用）4.3.7儀表和控制系統(tǒng)的選用原則分散型控制系統(tǒng)（DCS）：●通過ISO9001質(zhì)量體系認(rèn)證●可用于本安儀表●具備與各種系統(tǒng)通訊的能力緊急停車系統(tǒng)（ESD）●符合EN61000、IEC61131-3、IEC61158、IEC61508、IEC61511、J-S-412.1001標(biāo)準(zhǔn)●通過ISO9001質(zhì)量體系認(rèn)證●可用于本安儀表●可與選用的DCS通訊●具備QMR冗余技術(shù)儀表●變送器選用SMART型，可進(jìn)行HART通訊，其精度高于（等于）0.2%，保護(hù)等級高于IP54●流量計以節(jié)流裝置和差壓變送器為主，有計量要求的采用質(zhì)量流量計，就地流量計采用金屬轉(zhuǎn)子流量計?！駢毫x表以壓力、差壓變送器為主，就地儀表采用壓力表，差壓表或電接點壓力表●液位儀表采用浮筒液位計、超聲波液位計、差壓變送器及液位開關(guān)。大型貯罐液位采用伺服式貯罐液位計，就地儀表采用磁性液位計●溫度儀表采用鉑電阻（RTD）、熱電偶（K型）及溫度變送器，就地儀表采用雙金屬溫度計或電接點雙金屬溫度計●控制閥采用氣動執(zhí)行機(jī)構(gòu)的偏心旋轉(zhuǎn)閥、蝶閥、籠式閥、球閥等，相應(yīng)的電/氣閥門定位器及閥位開關(guān)均應(yīng)具備HART通訊功能●分析儀表應(yīng)按具體工藝要求選取相應(yīng)的在線分析儀表及取樣系統(tǒng)。4.4主要設(shè)備選擇本節(jié)所述的工藝設(shè)備基本技術(shù)參數(shù)以最終設(shè)計為準(zhǔn)。4.4.1非標(biāo)設(shè)備非標(biāo)設(shè)備是工藝裝置中未定型的的壓力容器或常壓容器等設(shè)備，比如吸附器、分離器等。1設(shè)計制造標(biāo)準(zhǔn)工藝裝置的設(shè)備設(shè)計、制作、檢驗和驗收采用如下標(biāo)準(zhǔn)：TSGR0004－2009 《固定式壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程》GB150-1998 《鋼制壓力容器》GB151-1999 《管殼式換熱器》JB/T4710-2005 《鋼制塔式容器》JB/T4731-2005 《鋼制臥式容器》NB/T47003.1-2009 《鋼制焊接常壓容器》JB/T7261-1994 《鋁制板翅式換熱器技術(shù)條件》GB50183-2004 《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范》GB713-2008 《鍋爐和壓力容器用鋼板》GB/T4237-2007 《不銹鋼熱軋鋼板和鋼帶》GB/T8163-2008 《輸送流體用無縫鋼管》GB/T14976—2002 《流體輸送用不銹鋼無縫鋼管》JB4708-2000 《鋼制壓力容器焊接工藝評定》JB/T4709-2000 《鋼制壓力容器焊接規(guī)程》JB/T4730-2005 《承壓設(shè)備無損檢測》NB/T47003.1-2009 《鋼制焊接常壓容器》JB/T4711-2003 《壓力容器涂敷與運(yùn)輸包裝》2設(shè)備的無損檢測比例與壓力試驗為了確保設(shè)備制造質(zhì)量，設(shè)計壓力大于2.5MPa的容器都將進(jìn)行100%射線探傷，設(shè)計壓力小于2.5MPa的容器進(jìn)行不小于20%的射線檢測。非標(biāo)設(shè)備將按照《固定式壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程》的要求進(jìn)行壓力試驗（包括強(qiáng)度與氣密性）。3供貨狀態(tài)的說明配對法蘭與緊固件本公司提供的非標(biāo)準(zhǔn)設(shè)備中，所有法蘭連接處均配成對法蘭、密封墊片與緊固件，為了方便檢修，所有密封墊片增加一套備件。本公司提供所有臥式非標(biāo)設(shè)備的地腳螺栓和緊固件。由于地質(zhì)氣象條件不充分，立式非標(biāo)設(shè)備的地腳螺栓和緊固件由本公司提供螺栓直徑和材質(zhì)，然后由設(shè)計院根據(jù)基礎(chǔ)特性確定其最終規(guī)格，施工時采購。設(shè)備的就地液位計由本公司供貨，由安裝公司安裝。設(shè)備的涂敷與運(yùn)輸包裝本公司提供的非標(biāo)設(shè)備將按JB/T4711-2003《壓力容器涂敷與運(yùn)輸包裝》和業(yè)主的關(guān)于顏色的要求等完成設(shè)備出廠前的涂敷。所有非標(biāo)設(shè)備出廠前噴底漆和中間漆，面漆顏色根據(jù)業(yè)主的要求確定，將在設(shè)備安裝就位后，完成面漆的噴涂。運(yùn)輸過程中的油漆刮傷等問題由本公司提供油漆，并負(fù)責(zé)修復(fù)。安裝過程中的損傷由安裝單位負(fù)責(zé)修復(fù)。4非標(biāo)設(shè)備選型清單以下為分單元的非標(biāo)設(shè)備清單（部分）。表4.4-1非標(biāo)設(shè)備（部分）選型清單序號設(shè)備名稱技術(shù)參數(shù)與規(guī)格主體材料單位數(shù)量備注天然氣脫酸氣單元1吸收塔介質(zhì)：天然氣工作壓力：5.0MPa設(shè)計壓力：5.5MPa工作溫度：43℃設(shè)計溫度：80℃Q345R臺12脫酸氣冷卻器介質(zhì)：天然氣/冷卻水工作壓力：5.0MPa/0.4MPa設(shè)計壓力：5.5MPa/0.8MPa工作溫度：50℃設(shè)計溫度：80℃Q345R臺13脫酸氣分離器介質(zhì)：天然氣工作壓力：5.0MPa設(shè)計壓力：5.5MPa工作溫度：35℃設(shè)計溫度：80℃過濾精度：10μmQ345R臺1天然氣脫水脫苯單元1吸附塔介質(zhì)：天然氣工作壓力：5.0MPa設(shè)計壓力：5.5MPa工作溫度：300℃設(shè)計溫度：350℃Q345R臺3切換使用2再生氣加熱器介質(zhì)：天然氣/導(dǎo)熱油工作壓力：5.0MPa/0.4MPa設(shè)計壓力：5.5MPa/0.8MPa工作溫度：300℃設(shè)計溫度：350℃Q345R3再生氣冷卻器介質(zhì)：天然氣/冷卻水工作壓力：5.0MPa/0.4MPa設(shè)計壓力：5.5MPa/0.8MPa工作溫度：220℃設(shè)計溫度：350℃Q345R臺14再生氣分離器介質(zhì)：天然氣工作壓力：5.0MPa設(shè)計壓力：5.5MPa工作溫度：35℃設(shè)計溫度：80℃Q345R臺1天然氣脫汞脫粉塵單元1脫汞器介質(zhì)：天然氣工作壓力：5.0MPa設(shè)計壓力：5.5MPa工作溫度：43℃設(shè)計溫度：80℃Q345R臺2切換使用2粉塵過濾器介質(zhì)：天然氣工作壓力：4.9MPa設(shè)計壓力：5.5MPa工作溫度：43℃設(shè)計溫度：80℃過濾精度：10umQ345R臺2切換使用MRC制冷單元5異戊烷貯罐介質(zhì)：異戊烷工作壓力：0.5MPa設(shè)計壓力：0.8MPa工作溫度：0～35℃設(shè)計