1、磴口福斯達新能源有限責任公司小時處理1.25萬Nm3天然氣液化項目可行性研究報告SEY-09062勝利油田勝利工程設計咨詢有限責任公司工程設計證書編號：150004sj 工程咨詢證書編號：工咨甲20310190032009年6月磴口福斯達新能源有限責任公司小時處理1.25萬Nm3天然氣液化項目可行性研究報告SEY-09062項目經理： 胡 凱總工程師： 孫曉春總經理： 馮永訓磴口福斯達新能源有限責任公司小時處理1.25萬Nm3天然氣液化項目可行性研究報告SEY-09062專業 編 制 校 對 審 核 審 定化工 劉 紅 胡 凱 王圣偉 賈建昌防腐 孫海明 王健健 王麗芬 歐 莉總圖、道橋 周生

2、旺 李劍鋒 翟永輝 張學功給排水、消防 尚 艷 于保春 陳文峰 楊艷萍機械/機修 孫立君 劉慶棠 陳 紅 許 寧土建 段晨艷 周家樹 張翠萍 周興輝采暖通風 張立平 崔敬毅 宋容英 石 勇電力 劉 莉 任鳳堃 王 素 楊黎鵬通信 史乾坤 郝 強 舒秀民 馬莉敏儀表控制 紀志軍 莊文浩 劉少宇 魚養增技術經濟 莊 偉 車寶媛 蔡江匯 高延飛目錄第一章 總論11.1編制依據11.2研究目的11.3研究范圍61.4編制原則61.5遵循的標準規范71.6推薦技術路線111.7研究結論111.8存在的問題和建議17第二章 廠址的選擇192.1廠址選擇過程及原則192.2廠址的地理位置192.3選址結論2

3、1第三章 建設規模及總工藝流程223.1原料天然氣來源及組成223.2建設規模233.3產品方案233.4總工藝流程233.5自動控制32第四章 工藝裝置454.1 原料氣計量穩壓單元454.2 天然氣凈化單元454.3 天然氣液化單元514.4 冷劑循環單元524.5 介質加熱系統564.6 工藝部分消耗指標564.7工藝系統設備表56第五章 輔助生產設施615.1 火炬和放空系統615.2 化驗室615.3 維修615.4 消防615.5 防腐及絕熱66第六章 公用設施716.1 給排水716.2供電746.3 通信816.4 供熱886.5 燃料氣系統886.6 儀表風空氣886.7 氮

4、氣系統896.8 采暖通風90第七章 總圖、運輸917.1總圖917.2 儲存、運輸937.3 建筑94第八章 節能988.1 綜合能耗分析988.2 節能措施98第九章 環境保護999.1 污染物的來源及處理999.2 綠化1019.3 結論101第十章 勞動安全衛生10210.1職業危害分析10210.2職業危害防護10310.3 預期效果10410.4 建議104第十一章 組織結構和定員10511.1 組織機構10511.2 定員10511.3 培訓106第十二章 項目實施進度安排107第十三章 投資估算與資金籌措10813.1投資估算的范圍和依據10813.2投資估算10813.3資金

5、籌措109第十四章 財務評價11114.1財務評價依據、基礎數據與參數11114.2成本費用估算及分析11114.3財務指標計算與效益分析11214.4不確定性分析11414.5結論及建議116IV勝利油田勝利工程設計咨詢有限責任公司 天然氣液化項目可研第一章 總論1.1編制依據磴口福斯達新能源有限責任公司小時處理量1.25萬Nm3天然氣液化項目可行性研究報告編制委托書。1.2研究目的本天然氣液化項目可行性研究的主要目的在于，針對給定的天然氣組成、天然氣氣量，以技術先進、節省投資和經濟效益為原則進行全面優化，最終得出優化合理的工藝流程、總圖布置、用地范圍、供電方案、給排水方案、投資估算等，在全

6、面分析LNG的市場基礎上完成整個項目的經濟評價，為業主作出正確的投資決策提供依據。1.2.1項目建設的必要性 石油短缺和生態惡化是人類面臨的主要問題，能源的短缺將直接影響各國經濟的持續發展，而環境污染則直接威脅著人類的健康和生存。天然氣是世界能源的重要組成部分，除石油、煤炭以外，唯有天然氣可實現低成本、大面積開采，而且運輸和儲存技術已十分成熟，應用廣泛，被公認為是一種廉價、清潔、安全、高效的車用燃料。以天然氣替代石油已成為世界能源發展的主要方向之一。同時，天然氣汽車也是汽車工業發展的一個重要方向。世界上有許多國家在進行LNG 車用技術及加氣站技術的研發和使用，LNG 不但適用于城市公交車，同樣

7、也適用于出租車和大型貨運車輛，尤其是長途車輛。在我國，從2001 年以來，燃氣汽車保有量目前已超過22 萬輛，19 個重點推廣應用城市（地區）加氣站數量達712 座以上。截止2007 年，鄂爾多斯市的汽車保有量就達325627 輛，其中載客汽車69621 輛，載貨汽車42209 輛。目前，內蒙古天然氣利用仍以工業和居民消費為主，CNG 出租車在呼包鄂三市已經形成了一定規模，烏海市和巴彥淖爾市的CNG 加氣母子站也正在建設。內蒙古中西部是礦產和能源富集區，也是重化工發展比較快的地區，對公路運輸能力的要求也在不斷提高。丹薩高速、110 國道、包茂高速、210 國道、109 國道、省道103、214

8、 和曹羊線、德敖線等公路組成密集的公路交通網絡，使貨物運輸更加暢通、快捷，運輸特點更加突出。可以預見，隨著人民生活水平的提高和汽車工業的迅速發展，隨著國內各個城市供氣系統和全國范圍內的加氣站網絡建設的完善，天然氣汽車必將得到大力推廣。鄂爾多斯煤層氣資源、廢棄天然氣氣井的開發利用具有變廢為寶、變害為利、節能減排、建設綠色礦山、促進煤礦企業可持續發展、優化能源結構、緩解石油短缺等等一系列重要的意義，它的快速推進符合國家和地區經濟發展的總體戰略要求。 天然氣液化后體積變小這一物理現象，使LNG 可服務于城市燃氣負荷的平衡調節。市政天然氣的輸送和儲存，無論其主力氣源是管輸天然氣還是車船運天然氣，都需要

9、LNG 的配合，才能較好地發揮功效。例如，民用燃氣冬天用得多、夏天用得少，用氣戶或LNG 裝置的檢修、輸氣管網的故障等，都會造成定期或不定期的不平衡。儲存LNG 并根據需要氣化它，能起到削峰填谷的作用。在這方面，LNG 儲存具有其它儲氣方式不可比擬的優勢。因此，即使對于100%氣體管輸的系統，LNG 也是必不可少的手段。1999 年，由法國索非公司幫助上海建設的浦東LNG 液化裝置，是我國首座LNG 調峰站，也是LNG 與市政燃氣系統相互配合的典型例證。 此外，大量分散的天然氣用戶必須依賴LNG 才能被連接到天然氣供應網絡中來。 可見，LNG 已是現代燃氣系統的必要組成部分。 液化天然氣可作優

10、質的交通運輸工具燃料。與用汽油相比，用LNG 驅動車輛具有辛烷值高、抗爆性好、燃燒完全、污染排放少、發動機壽命長、運輸成本低等優點；即便與壓縮天然氣(CNG)比，它也具有儲存效率高，一次裝填續駛行程遠，燃料容器壓力低、重量輕、裝填地點不受供氣管網限制等優點。隨著環境保護的日益受到重視，社會對汽車的節能減排提出了更高的要求。我國政府提出了“發展清潔能源汽車，調整能源結構， 減少環境污染，改善大氣質量”的重要方針，把發展清潔能源環保汽車作為本世紀我國汽車工業發展的一個重要方向，汽車燃料的清潔化、多樣化將是我國汽車工業發展的必然趨勢。我國現有城市的污染源主要在于車輛尾氣。若汽車改燒LNG，有害物排放

11、將大大減少。據美國的測試資料，LNG 車與汽油車相比，尾氣中的CH 將由0.54 降至O.26， CO 將由8.35 降至0.03，NOx 由1.92 降至1.23、S0x 由0.71 降至0，Pb 也由0.08 降至0。另據國內測試資料，LNG 車比汽油車排放的CH 減少72%，NOx 減少39%，CO 減少24%， S02 減少90%。 LNG 的燃點為650，比汽油高230 多度；爆炸極限為4.7%-15%，比汽油(1%-5%) 更不易爆炸。它與空氣相比更輕，泄漏時更容易向上擴散，而不易積聚在地面而引起爆炸。正由于LNG 具有這樣的特性，它使用起來要比汽油安全得多。它的這一特點使LNG經

12、歷了30 年幾乎無事故的發展。1970 年以來，全世界只發生過16 起與LNG 有關的事故。1980 年以來，全世界只有兩人的死亡與LNG 有關。 LNG 的上述特性使它的推廣使用不存在安全方面的顧慮和障礙。 綜上所述，建設LNG生產廠不僅可以滿足管道未輻射到的大量分散的天然氣用戶的用氣需求，而且可以作為管道氣的調峰氣源，補充高峰用氣時的不足氣量，同時也可以作為優質廉價的車用燃料氣，因此本項目的建設具有很大的必要性。1.2.2項目建設規模本項目建設規模小時處理量1.25 x104Nm3，液化廠每天分三班生產，每班滿負荷運轉可產液化天然氣9.5x104Nm3，按年產8000h設計。1.2.3項目

13、市場分析 1.2.3.1目標市場由于液化天然氣的優異性能和運輸的便捷，主要用于城鎮居民、公共事業、商業和汽車用氣。液化天然氣的汽車運輸半徑為2000km，火車、海運會更遠，因此可以說國內大多數城鎮都在經濟合理的運輸范圍內。特別是內蒙古自治區境內和臨近省區如北京、東北、華北、西北等地區的城鎮。對于這些地區管道天然氣未覆蓋的城鎮，在鋪設管道不經濟的情況下，液化天然氣以其單位運輸成本低、綜合利用范圍廣而成為比較理想的選擇。本項目的目標市場定位主要有以下幾個方向：1）市政燃氣 本項目所產LNG 產品將優先考慮用作市政燃氣。與發達國家相比，我國的民用燃氣起步較晚。全國有配氣管網的城市本身就少。有配氣系統

14、的城市，配送的天然氣也僅占全部燃氣的13%。本項目目標市場為內蒙古中西部的中小城市，產品將以液化天然氣槽車運輸至用戶。 2）運煤車和公交車用燃料如果本項目產品用于市政燃氣后還有余量的話，可以用一部分LNG 產品來改造該城市的公交車系統和部分大中型貨運車輛。早在2004 年，全國就有了16 個重點推廣城市，擁有天然氣汽車19.64 萬輛。后來CNC 汽車又向其他城市推廣。此后510 年內，天然氣汽車的數量將有大幅度增長。這些天然氣汽車目前大部分是壓縮天然氣(CNC)汽車，而所有的CNG 汽車，都是LNG 的潛在用戶。今年三月，在被認為并不發達的貴陽市，公交車已用上液化天然氣。如果能將巴彥淖爾市內

15、的公交車和客運車及周邊交通路線上的大中型貨運車輛配合進行LNG改裝,同時進行LNG 加(燃)料站建設，將促使該城市、乃至該城市所在和鄰近的省區，提前駛上環保汽車發展的快車道。1.2.3.2市場容量LNG的合理運輸半徑是2000公里，在此范圍內有許多的大、中、小城鎮目前已具備天然氣消費的需求和足夠的承受能力，只苦于氣源不足，氣源缺口還是相當大的，本項目建成投產后，能夠提供的LNG 產品為每小時12500Nm3，如果全部用作市政燃氣，只可支持一個約200,000 戶的中小城市的用度，同時巴彥淖爾市內的公交車和客運車及周邊交通路線上的大中型貨運車輛實施LNG燃料改裝后其用量也是相當大的,對于其市場容

16、量來說，本項目的產量只會被嫌少而不會被嫌多的，因此本項目的市場前景是非常廣闊的。 1.2.3.3 市場價格 根據LNG 在目標市場銷售所能接受的價格，粗估了從產地到用戶所在地的運輸費用和將LNG 配送到住戶的費用之后，暫定本項目LNG 產品的出廠價為3.0元/標立米(含稅)。1.3研究范圍本研究的范圍包括：天然氣液化廠址的建設條件、市場預測，天然氣液化廠的天然氣凈化和液化工藝系統的優化、液化天然氣的儲存和運輸、總圖布置、給排水和消防系統、污水處理系統、供電方案、通信系統、自控系統、放空系統等液化廠內的所有內容，以及項目的投資估算、資金來源和項目的財務評價結論等等。1.4編制原則1）積極采用國內

17、外先進、可靠的工藝技術，提高工程技術水平，確保經濟合理、安全可靠；保證產品質量和產品的產量，方便操作和管理。2）關鍵設備選用進口設備，其余設備，在滿足工藝技術要求的前提下，優先選用國產設備。盡量降低投資、減少占地面積。3）遵守國家法令、法規及有關標準和規范，在國內標準、規范沒有明確規定時參照ASME、API、NFPA的國際規范執行。4）采用國內外先進的自動控制系統，主要生產過程采用全自動控制，確保裝置處于最佳工況下運行；減少管理人員，簡化管理體制，在滿足生產的條件下，盡量減少操作人員，以降低運行管理費用，提高管理水平。（5）充分考慮HSE，做到安全設施與主要工程設計、施工、投產三同時。1.5遵

18、循的標準規范石油化工項目可行性研究報告編制規定天然氣凈化廠工程項目可行性研究報告編制規定 Q/CNPC GHY 0205-1999石油和天然氣工程總圖設計規范SY/T0048-2000液化天然氣（LNG）生產、儲存和裝運GB/T 20368-2006液化天然氣的一般特性 GB/T19204-2003氣田天然氣凈化廠設計規范SY/T0011-96石油地面工程設計文件編制規程SY0009-2004氣田地面工程設計節能技術規定SY/T6331-1997工業企業總平面設計規范GB50187-93天然氣脫水設計規范SY/T0076-2003天然氣GB17820-1999石油天然氣工程設計防火規范GB50

19、183-2004建筑設計防火規范GBJ16-87（2001版）輸送流體用無縫鋼管GB/T8163-1999石油化工企業環境保護設計規范SH3024-95環境空氣質量標準GB3095-96大氣污染物綜合排放標準GB16297-96工業企業衛生防護距離標準GB11654-11666-89工業企業廠界噪聲標準GBJ12348-1990低溫絕熱壓力容器GB18442-2001鋼制焊接常壓容器JB/T4735-1997普通粉末絕熱貯槽JB/T9077-1999壓力容器無損檢測JB4730-97低溫液體貯運設備使用安全規則JB6898-1997 低溫液體容器性能試驗方法JB/T3356.1-1999大型焊

20、接低壓貯罐的設計及建造，壓力容器安全技術監測規程API-620高倍數、中倍數泡沫滅火系統設計規范GB50196-93建筑滅火器配置設計規范GBJ140-90 （1997年版）自動噴水滅火系統設計規范 GB50084-2001水噴霧滅火系統設計規范 GB50219-95干粉滅火系統設計規范GB50347-2004建筑給水排水設計規范GB50015-2003室外給水設計規范GBJ 13-86（1997年版）室外排水設計規范GBJ 14-87（1997年版）生活飲用水衛生標準GB5749-85污水綜合排放標準GB8978-1996油氣廠、站、庫給水排水設計規范SY/T0089-96公路水泥混凝土路面

21、設計規范JTG D40-2002廠礦道路設計規范GBJ22-87控制室設計規定HG/T20508-2000自動化儀表選型規定HG/T20507-2000儀表供電設計規定HG/T20509-2000儀表系統接地設計規定HG/T20513-2000砌體結構設計規范GB50003-2001建筑結構荷載規范GB50009-2001混凝土結構設計規范GB50010-2002建筑抗震設計規范GB50011-2001鋼結構設計規范GB50017-2003建筑結構可靠度設計統一標準GB50068-2001化工、石油化工管架、管墩設計規定HG/T 20670-2000構筑物抗震設計規范GB50191-93建筑地

22、基基礎設計規范GB50007-2002建筑地基處理技術規范 JGJ79-2002/J220-2002石油化工企業鋼儲罐地基與基礎設計規范SH 3068-95油罐區防火堤設計規范 SY/T 0075-2002石油化工防火堤設計規范 SH 3125-2001門式剛架輕型房屋鋼結構技術規程 CECS 102:2002建筑樁基技術規范 JGJ94-94程控電話交換設備安裝設計暫行技術規定YDJ20-88國內衛星通信小型地球站VSAT通信系統工程設計暫行規定 YD5028-96通信局（站）雷電過電壓保護工程設計規范YD/T5098-2001民用閉路監視電視系統工程技術規范 GB50198-94灘海石油工

23、程通信技術規范 SY/T0311-96建筑與建筑群綜合布線系統工程設計規范GB/T503112000工業企業程控用戶交換機工程設計規定 CECS 09:89供配電系統設計規范 GB50052-95低壓配電設計規范 GB50054-9510kV及以下變電所設計規范 GB50053-943110kV高壓配電裝置設計規范 GB50060-92爆炸和火災危險環境電力裝置設計規范 GB50058-92建筑照明設計標準 GB50034-2004建筑物防雷設計規范 GB50057-94（2000年版）電力工程電纜設計規范 GB50217-94通用用電設備配電設計規范 GB50055-93油田防靜電接地設計規

24、范 SY/T0060-92石油化工企業設計防火規范 GB50160-92石油設施電氣裝置場所分類 SY0025-95采暖通風與空氣調節設計規范 GB50019-2003鋼質管道及儲罐腐蝕控制工程設計規范 SY 0007-1999鋼質儲罐罐底外壁陰極保護技術標準 SY/T 0088-95涂裝前鋼材表面銹蝕等級和除銹等級 GB/T 8923涂裝前鋼材表面預處理規范 SY/T 0407-97液化天然氣設備與安裝 ENl473中、高泡沫消防系統 NFPA 11A二氧化碳消防系統 NFPA 12噴淋系統的安裝 NFPA 13固定式水噴淋消防系統 NFPA 15干粉消防系統 NFPA 171.6推薦技術路

25、線液化廠主要功能是將經過凈化、脫重烴（C3+）后的天然氣進行進一步凈化處理，在脫除酸氣、水、苯和汞后進行液化，生產LNG，運輸外銷。本次研究推薦的技術路線包括：凈化單元中脫二氧化碳，推薦采用MDEA法技術路線；脫水工藝推薦采用三塔分子篩流程；脫苯和汞采用專用的脫苯和脫汞劑吸附脫除；液化工藝推薦采用混合制冷機(MRC)液化工藝；LNG儲存推薦常壓低溫儲存工藝；LNG充裝推薦采用低溫泵和低溫LNG加注機；運輸推薦車運運輸方案。1.7研究結論1.7.1推薦方案液化廠推薦工藝方案主要包括：進站調壓計量單元、天然氣凈化單元、天然氣液化單元、制冷劑儲存系統、制冷劑循環壓縮系統、LNG儲存裝車單元。進站天然

26、氣首先經過調壓計量單元，該單元實現對進站天然氣的調壓和交接計量；經過計量穩壓后的天然氣進入天然氣凈化單元，在該單元對天然氣進行脫二氧化碳、脫H2S、脫水處理，脫碳、脫H2S推薦MDEA工藝，脫水推薦三塔流程的分子篩脫水工藝，再生氣推薦使用經過回收壓縮的BOG；經過凈化的天然氣進入天然氣液化單元，天然氣液化推薦混合制冷劑液化工藝；液化后的LNG進入儲罐儲存，LNG儲罐選用1座常壓低溫儲罐，總容量4500 m3,配以BOG壓縮機，對BOG進行增壓后進分子篩干燥器分子篩用于再生，依靠低溫泵實現裝車；同時配備獨立的LNG加注系統，該系統由兩臺水容積為50m3的立式LNG低溫儲罐，兩臺低溫泵，1臺增壓器

27、，4臺加注機組成。1.7.2主要工程量1.7.2.1工藝部分調壓計量 2套（1套備用）1.25x104Nm3/h原料氣增壓裝置 2套（1套備用）1.25x104Nm3/h天然氣脫碳裝置 1套1.25x104Nm3/h天然氣脫水裝置 1套1.25x104Nm3/h天然氣液化裝置 1套制冷劑儲存系統 1套制冷劑循環壓縮系統 1套4500m3常壓低溫儲罐1座BOG壓縮機2臺2個裝車位的裝車系統（包括地衡）1套1.7.2.2加注系統50m3立式低溫儲罐 2座低溫泵2臺增壓器1臺加注機4臺1.7.2.3給排水及消防污水處理系統1套消防水管線系統1套高倍數泡沫滅火系統（4L/s）1套全自動干粉滅火系統2套

28、全自動氣體滅火系統1套全自動消防直流噴霧兩用炮Q=32L/s2套移動式消防直流、噴霧兩用炮Q=32L/s3套綠化水系統1套1.7.2.4供配電系統1套1.7.2.5通信電話系統1套廣播/報警系統1套視頻監控系統1套閉路電視系統1套通信線路系統1套1.7.2.6自控過程控制系統PCS1套緊急關斷系統ESD1套火災及消防系統F&G1套1.7.2.7土建綜合辦公樓1棟生產用房、輔助用房及設備基礎1.7.2.8暖通通風系統1套分體空調10臺1.7.2.9總圖、運輸總占地面積（包括外部道路）6.46x104m2（97畝）綠化面積0.4x104m2站內道路490m1.7.2.10其它工程儀表風系統

29、1套氮氣系統1套1.7.2.11主要工程量一覽表表1.7-1 主要工程量一覽表序號系統(裝置)名稱單位數量備注1調壓計量套2備用1套套21.25x104Nm3/h原料氣增壓裝置套2備用1套套31.25x104Nm3/h天然氣脫碳裝置套141.25x104Nm3/h天然氣脫水裝置套151.25x104Nm3/h天然氣液化裝置套16制冷劑儲存系統套17制冷劑循環壓縮系統套18供配電系統套19儀表風及工廠風系統套110氮氣系統套111污水處理系統套112給排水系統套113自控系統套114產品儲存系統（包括儲罐、壓縮機）套115產品裝車系統套216通訊系統套117生產輔助設施套118生活、辦公設施（包

30、括綜合辦公樓）套119場區綠化104m20.420站內外管網套11.7.3 主要技術經濟指標1.7.3.1建設規模本天然氣建設規模為：1.25x104Nm3/h原料氣增壓處理量：1.25x104Nm3/h天然氣脫碳處理量：1.25x104Nm3/h天然氣脫水處理量：1.25x104Nm3/h天然氣液化處理量：1.25x104Nm3/h液化天然氣儲存規模：4500m31.7.3.2產品產量和規格液化廠的主要功能是對進站的天然氣進行凈化和液化處理，所以該液化廠的產品只有液化天然氣（LNG）。產品指標：沸點：-161.04（10kPa）分子量：16.223密度：453kg/m3熱容：3.469kJ/

31、kg-低熱值：36231kJ/m3H2S/CO2：痕量產量：200t/d(456m3/d)1.7.3.3 定員液化廠全部定員50人。1.7.3.4 占地面積本液化廠內占地面積為：6.46x104m2（97畝）。1.7.3.5 工程總投資本液化廠總投資為：9823萬元。主要技術經濟指標見表1.7-2表1.7-2 主要技術經濟指標一覽表序號名稱單位數量備注規劃一規模104Nm3/h1.25二年操作時間h8000三原料氣及產品1原料天然氣104Nm3/a9900滿負荷運轉情況下2商品LNG104Nm3/a9405滿負荷運轉情況下四公用工程消耗1水104t/a5.772電104kW.h/a39503燃

32、料氣104Nm3/a75.244儀表風Nm3/h150五輔助材料消耗量1分子篩t/a1.52MDEAt/a1.5八總占地面積m26.46x104九建筑面積m21000十項目總投資萬元9823.001工程總投資萬元9162.002建設期利息萬元361.003流動資金萬元300.00十一生產成本1年均生產成本費用萬元61562液化費元/m30.575十二財務評價指標1財務內部收益率（稅后）%28.292投資回收期（稅后）年3.683借款償還期年2.54財務凈現值（稅后）萬元88601.7.4 研究結論1)內蒙古天然氣液化工程的建成，將為周邊沒有天然氣源的城市（城鎮）提供民用天然氣。2)本工程采用混

33、合制冷劑工藝技術，技術成熟，操作簡單。3）本工程采用先進可靠的的工藝技術，建設中多數設備可以實現國產化，少部分設備進口。4）本項目的實施，將會對內蒙古自治區的天然氣市場和周邊管道未輻射地區的能源結構產生一定的影響。1.8存在的問題和建議1.8.1存在的問題1）因氣源情況的變化，引起輸氣壓力及氣量的變化，導致輸氣管道提供的氣量不足。2）主要用戶因企業效益原因，對用氣的需求量減少或對天然氣價格的承受能力降低，致使天然氣市場的萎縮。3）下游工程的滯后發展，有可能導致下游用戶對天然氣的需求量在較長的一段時間內不能達到設計規模。以上這些因素對天然氣市場的影響是很大的，而對于天然氣液化來說，天然氣市場的變

34、化對項目的效益影響是至關重要的，因此，充分考慮不利因素，采取確實可行的措施對風險進行規避是十分必要的。1.8.2規避項目風險的建議為減少項目投資風險，提高項目經濟效益，首先應從工程投資上進行控制和壓縮，對工藝方案進一步優化，做到投資最省。另外，要盡快與上游供氣方積極協商，保障充足的氣源，對下游用戶要準確跟蹤。既保障上游的供氣穩定，又保障下游的市場穩定。對于沿線各地市的潛在用戶，應盡快深入調查和接觸，保障天然氣市場的可持續發展。總的來說，天然氣市場是一個變化發展較快的市場，市場風險性較大，但發展潛力也非常大，相對本工程而言，市場風險性相對是比較小的。120第二章 廠址的選擇2.1廠址選擇過程及原

35、則理想的LNG工廠廠址應滿足以下條件：1、地質條件穩定；2、接近氣源且有充足的水源供應；3、交通方便。本項目將遵循以上幾個原則來選址。2.2廠址的地理位置通過綜合比選本項目廠址定于內蒙古自治區巴彥淖爾市磴口縣工業園區。以下是當地的自然條件和社會條件情況。1）氣象資料磴口縣屬典型的干旱、半干旱大陸性季風氣候，四季分明，無霜期短，日照豐富，降水少，蒸發強烈，多風沙。主要氣象條件見表2.2-1。表2.2-1主要氣象條件一覽表縣（旗）磴口平均氣壓(HPa)870.2平均溫度（）9.5極端最高氣溫（）36.3極端最低氣溫（）-26.5平均相對濕度（%）55降水量（mm）148.4平均風速（m/s）1.6

36、最多風向EN/WS沙塵暴日20.1雷暴日32.1蒸發量(mm)2410最大凍深（cm）130土壤電阻率502）水文本區地下水主要賦存于白堊系疏松砂巖和第四系風積洪積巖層中，地下水的補給主要來自大氣降水入滲和沙漠凝結水，側向補給較少，下面將主要含水類型介紹如下：孔隙裂隙潛水：主要分布于風積砂層、河湖沖積層及基巖表面強風化帶中，其特點是巖層結構疏松，顆粒較粗，能直接接受大氣降水的入滲補給，儲水性和滲水性均好，水質受降水、蒸發量和人為因素綜合影響，表現出明顯的小區域性特征，此類水在低洼和平原地區埋藏較淺，個別地段形成排水區，其它地區埋藏較深。基巖孔隙裂隙水：主要分布于白堊系志丹群泥砂碎屑巖中，含水層

37、穩定，產水量大，水質較好，一般礦化度小于1gL，最高達5.85gL，是站址、基地集中供水的理想開采層位。巖溶及裂隙混合水：主要分布于大青山南麓地區，包括奧陶系、寒武系、石炭系和古老火成巖、變質巖基巖裂隙水，含水不均勻，主要隨巖溶和裂隙分布情況變化。3）地形地貌主要地貌類型為山前沖積平原。地形十分開闊、平坦，地下水埋藏淺，一般在0.52.0m左右。4）交通沿線交通發達，110國道為公路交通的主要干道，同時省內公路四通八達，縣、鄉、村之間道路成網，鐵路以京蘭鐵路貫通呼和浩特、包頭、巴彥淖爾市。2.3選址結論由以上地域資料可以看出本項目所選地理位置地質條件穩定、水資源豐富、交通便利，是建設LNG廠的

38、理想位置，完全滿足投產后生產及營運的需求。第三章 建設規模及總工藝流程3.1原料天然氣來源及組成本天然氣液化項目主要原料天然氣資源為長慶氣田生產的天然氣，通過長-烏-臨管道及相應支線輸送至液化廠。因此，天然氣液化廠的氣源是確有保障的。原料氣組成詳見表3.1-1。表3.1-1 天然氣組成一覽表介質長-烏-臨甲烷0.927200乙烷0.048500丙烷0.004700異丁烷0.000792正丁烷0.000852異戊烷0.000424正戊烷0.000154己烷異構0.000307正己烷0.000057苯0.000008庚烷及以上組分0.000064氫0.000622氦0.000359氬0.00003

39、1氮0.000066二氧化碳0.009900一氧化碳未檢出硫化氫未檢出其他硫化物未檢出氧未檢出汞1g/Nm3水余量3.2建設規模本項目建設規模小時處理量1.25 x104Nm3，液化廠每天分三班生產，每班滿負荷運轉時可產液化天然氣9.5x104Nm3，按年產8000h設計。3.3產品方案3.3.1產品種類液化廠的主要功能是對進站的天然氣進行凈化和液化處理，原料氣是長-烏-臨管道的天然氣，C3以上的重烴含量較少，所以該液化廠的產品只有液化天然氣（LNG）。3.3.2產品質量實際指標及產量l 沸點：-161.04（10kPa）l 分子量：16.223l 密度：453kg/Nm3l 熱容：3.469

40、kJ/kg·l 低熱值：36231kJ/Nm3l H2S/CO2：痕量l 產量：200t/d（折合456m3/d）3.4總工藝流程3.4.1簡介本項目建設規模小時處理量1.25 x104Nm3，液化廠每天分三班生產，每班滿負荷運轉可產液化天然氣9.5x104Nm3。本項目采用混合制冷劑（MRC）制冷工藝。為了減少設備現場安裝工作量，保證安裝質量和易于移動，工藝系統的全部設備將最大程度的采用撬裝。在壓縮機的選用中，主要有電驅動壓縮機和燃氣輪機驅動壓縮機，燃氣輪機驅動壓縮機投資大，維修工作量大，故本項目推薦電驅動形式。本天然氣液化裝置將采用混合制冷劑（MRC）制冷液化工藝流程，該流程的特

41、點為：運行靈活、適應性強、相對容易操作和控制、維護方便；流程較簡單、操作比較簡單、能耗低、一次性投資較低。3.4.2總工藝流程的優選液化廠的工藝系統主要包括凈化工藝系統、液化工藝系統和存儲系統。工藝優化主要體現在：液化中制冷方式的優化和儲存方式的優化。3.4.2.1 制冷方式的確定天然氣液化為低溫過程。天然氣液化所需冷量是靠外加制冷循環來提供，配備的制冷系統就是要使得換熱器達到最小的冷、熱流之溫差，并因此獲得極高的制冷效率。 天然氣液化的制冷系統已非常成熟，常用的工藝有：階式制冷循環、混合冷劑制冷循環、膨脹機制冷循環。 1）階式制冷循環 階式制冷循環1939 年首先應用于液化天然氣產品，裝于美

42、國的Cleveland，采用NH3、C2H4 為第一、第二級制冷劑。 經典階式制冷循環由三個獨立的制冷系統組成。 第一級采用丙烷做制冷劑，經過凈化的天然氣在丙烷冷卻器中冷卻到-35-40，分離出戊烷以上的重烴后進入第二級冷卻。由丙烷冷卻器中蒸發出來的丙烷氣體經壓縮機增壓，水冷卻器冷卻后重新液化，并循環到丙烷冷卻器。第二級采用乙烯做制冷劑，天然氣在第二級中被冷卻到-80-100，并被液化后進入第三級冷卻。乙烷或乙烯冷卻器蒸發出來的氣體經過增壓、水冷后，在并在丙烷冷卻器中冷卻、液化，循環到乙烷或乙烯冷卻器。第三級采用甲烷做制冷劑，液化天然氣在甲烷冷卻器中被過冷到-150-160，然后通過節流閥降壓

43、，溫度降到-162后，用泵輸送到LNG 貯槽。甲烷冷卻器中蒸發出來的氣體經增壓、水冷后，在丙烷冷卻器中冷卻、在乙烯冷卻器中液化后，循環到甲烷冷卻器。 經典階式制冷循環，包含幾個相對獨立、相互串聯的冷卻階段，由于制冷劑一般使用多級壓縮機壓縮，因而在每個冷卻階段中，制冷劑可在幾個壓力下蒸發，分成幾個溫度等級冷卻天然氣，各個壓力下蒸發的制冷劑進入相應的壓縮機級壓縮。各冷卻階段僅制冷劑不同，操作過程基本相似。從發展來看，最初興建LNG 裝置時就用階式制冷循環的著眼點是：能耗最低，技術成熟，無需改變即可移植用于LNG 生產。隨著發展要求而陸續興建新的LNG 裝置，這時經典的階式制冷循環就暴露出它固有的缺

44、點：1）經典的階式制冷循環由三個獨立的丙烷、乙烯、甲烷制冷循環復迭而成。機組多（三臺壓縮機）、冷劑用量大、級間管路連接復雜，導致造價高昂；2）為使實際級間操作溫度盡可能與原料天然氣的冷卻曲線（Q-T 曲線）貼近，以減少熵增，提高效率，如圖2.1-2，用9 個溫度水平（丙烷、乙烯、甲烷段各3 個）代替3 溫度水平（丙烷段-38、乙烯段-85、甲烷段-160）。如此以來，效率提高了，但流程十分復雜。3）需要相當一部分資金購置和貯存制冷劑。2）混合冷劑循環 有鑒于階式制冷循環裝置復雜、投資高，為此開發了混合制冷循環（Mixed Refrigerant Cycle， MRC）。用一種制冷劑（一般是烴類

45、混合物，如N2、C1C5等），其Q-T 曲線與原料天然氣接近一致。利用混合物部分冷凝的特點來達到所需的不同溫度水平，既保留了階式制冷循環的優點，而且又只有1 臺壓縮機，使流程大于簡化，造價也可降低。從原則上講，由N2、C1C5等組成的混合物，其組成比例應依照原料天然氣組成、工藝流程、工藝壓力而異。一旦確定后組成不易調整，即使能作到這一點，要使整個液化過程（從常溫到-162）都按冷卻曲線來提供所要求的冷量則是很困難的，充其量只能局部或一部分作到貼近原料天然氣的Q-T 曲線。因此MRC 的流程是簡單了，但它的效率要比9 個溫度水平的階式制冷循環低。既然調節混合冷劑的組成比例使整個液化過程按冷卻曲線

46、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，在混合冷劑循環的基礎上，發展成有丙烷預冷的MRC 工藝，簡稱C3/MRC 工藝，它的效率接近階式循環。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。充分體現了熱力學上的特性，從而使效率得以最大限度的提高。 3）膨脹機制冷循環 膨脹機制冷循環是指利用高壓制冷劑通過透平膨脹機絕熱膨脹的克勞德循環制冷來實現天然氣的液化。氣體在膨脹機中膨脹

47、降溫的同時，能輸出功，可用于驅動流程中的壓縮機。根據制冷劑的不同，膨脹機制冷循環可分為：氮膨脹機制冷循環、氮-甲烷膨脹機制冷循環、天然氣膨脹制冷循環。 與階式制冷循環和混合冷劑制冷循環工藝相比，氮氣膨脹循環流程非常簡單、緊湊，造價略低。起動快，熱態起動24 小時即可獲得滿負荷產品，運行靈活，適應性強，易于操作和控制，安全性好，放空不會引起火災或爆炸危險。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。為了降低膨脹機制冷循環的功耗，采用N2-CH4雙組分混合氣體代替純

48、N2，發展了N2-CH4膨脹機制冷循環。與混合冷劑循環相比，N2-CH4膨脹機制冷循環具有起動時間短、流程簡單、控制容易、制冷劑測定和計算方便等優點。同時由于縮小了冷端換熱溫差，它要比純氮膨脹機制冷循環節省電耗，但是投資相對較高。N2-CH4膨脹機制冷循環的液化流程由天然氣液化系統與N2-CH4膨脹機制冷系統兩個各自獨立的部分組成。在天然氣液化系統中，經過預處理裝置脫酸氣、脫水后的天然氣，經預冷器冷卻后，在氣液分離器中分離重烴，氣相部分進入液化器進行液化，在過冷器中進行過冷，節流降壓后進入LNG 貯槽。 在N2-CH4制冷系統中，制冷劑N2-CH4 經循環壓縮機和增壓機（制動壓縮機）壓縮到工作

49、壓力，經水冷卻器冷卻后，進入預冷器被冷卻到膨脹機的入口溫度。一部分制冷劑進入膨脹機膨脹到循環壓縮機的入口壓力，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動增壓機；另外一部分制冷劑經液化器和過冷器冷凝和過冷后，經節流閥節流降溫后返流，為過冷器提供冷量。膨脹機制冷流程中，由于換熱器的傳熱溫差很大，可采用預冷的方法對制冷劑和天然氣進行預冷，則液化過程的能耗可大幅度降低。從上面的對比可看出級聯式制冷循環能耗最低，效率最高，但是系統的復雜程度最高，所以級聯式制冷循環逐漸被混合制冷劑制冷循環代替。帶膨脹機的制冷循環雖然復雜程度最低，但是比功耗最高，運行成本最高，經濟性不好，而且使用了較多高速

50、轉動機械，降低了可靠性，和其它制冷循環比不具有優勢。而混合制冷劑制冷循環具有流程簡單、適應性強、操作運行比較容易的優點，且功耗相對較低，目前被廣泛采用。因此本工程推薦采用混合制冷劑制冷循環工藝，液化能耗較低，對于本工程，裝置電耗低于0.4 kWh/Nm3LNG。且液化冷箱中無高速轉動機械，液化冷箱的維護量幾乎為零。3.4.2.2存儲方式的確定液化天然氣LNG在常壓下沸點大約為-162，目前對于LNG的儲存大約存在兩種工藝，一種是常壓低溫儲存；另一種是帶壓子母罐儲存，對兩種儲存工藝對比列舉如下：1）常壓低溫儲存LNG常壓儲存是采用常壓拱頂低溫儲罐儲存LNG，儲罐為平底拱蓋、立式雙層壁結構，外罐底

51、板鋪設在平臺上，底板上鋪設泡沫玻璃磚（作為底部保溫層及負荷承載層），內罐底板鋪設在負荷分配板上，內罐及液體重力通過負荷分配板均勻分布在玻璃磚上，內罐四周通過多個錨帶緊固，防止內槽在舉升力作用下，底部產生外凸變形，內外夾層間填充珍珠砂保溫層，并且充干氮氣保護，采用自動調節閥控制，保證夾層壓力穩定。儲存壓力大約為10kPa，BOG通過BOG壓縮機增壓后返回系統，在每座儲罐上至少配備兩臺低溫裝車泵用于LNG裝車等。常壓儲存方式尤其適用于大規模儲存，特點是投資較省，但是工藝比較復雜。2）帶壓子母罐儲存LNG帶壓儲存通常是采用子母罐儲存，子罐一般采用壓力罐，設計壓力約為0.8MPa，儲存壓力大約為0.3MPa，母罐主要作用是保冷和抗風荷載，內外罐之間填滿保溫層。子母罐由于子罐的制造容積受到限制，目前國內最大能夠做到250m3，而且目前一個母罐最多容納子罐12個即