1、LNG液化天然氣項目項目建議書0 一三年四月第一章 LNG 液化天然氣介紹第一節 項目背景由于近年來石油價格居高不下， 加之國家對環境保護力度的加大以及LNG勺供應能力不足，不能滿足發展要求。第二節 投資意義隨著中國經濟快速發展， 對于能源的依賴越來越嚴重， 能源的供需矛盾越來越突出。 2007 年我國能源消費總量占世界能源消費總量的 15%，位居世界第二。目前，天然氣消費在世界能源消費結構的比重已達到45%，成為僅次于石油的第二大能源。在能源消費大國中， 我國能源消費總量中煤炭的比重最高， 是全球平均水平的3 倍，而天然氣的比重最低，僅占總量的 3%，只是全球平均水平的7%。 隨著國家對于環

2、境治理的重視，煤炭作為高排放能源， 其使用已經受到許多限制。 天然氣作為清潔能源開始逐步取代煤炭甚至燃料油。根據全國能源發展總體綱要， 我國的能源消耗結構中， 天然氣所占的比例要從2006年的3%上升到2010年的6%， 相當于翻一番。2008年我國天然氣消費量已達到 778 億立方米，而2010 年天然氣消費量為 1100 億立方米， 2020 年需求量將達到 2100 億立方米。 2010 年底天我國天然氣消費缺口近400 億立方米， 2020 年缺口將達600 億立方米。近幾年，國內經濟發達地區對天然氣需求更多 , 導致連續幾年“氣荒”，影響了工業發展和居民生活中國未來天然氣的供需預測表

3、億立方管輸天然氣由于受到氣源、地理、經濟等條件的限制，已無法滿 足社會日益增長的用氣需求。如此巨大的天然氣用量和天然氣市場， 僅靠管道輸送是難以覆蓋的。經過液化處理的天然氣LNG憑借其運輸方式靈活、高效、經濟等 優勢，市場規模不斷擴大。液化天然氣的體積只有同量氣體體積的 1/625,因而其液化后，可降低貯存和運輸成本。以LNG的形式儲存天然氣幾乎是唯一的經濟有效的方法。多年來天然氣市場開發經驗表明，天然氣用戶的特點是初期用戶 少、用戶分散、用氣量小，僅僅依賴天然氣管網，很大程度上制約了 天然氣的規模化發展。特別是對于那些地方經濟發展迅速， 但比較分 散且地形復雜難以鋪設管道的縣級城市，采用液化

4、天然氣技術可以滿 足其對能源的迫切需要。第二章 市場分析和價格預測第一節 產品市場分析和價格預測中國石油、 中國石化和中國海油三大石油巨頭， 在我國沿海地區建設了多座大型LNG接收站，并在中國西部地區和海上氣田建設了數座LNG夜化工廠，以此布局全國市場。盡管中國液化天然氣工業起步 比較晚，但近十年來，在LNG鏈上的每一環節都有所發展，尤其是近 幾年在某些環節上進展較大。 小型液化廠和衛星氣站也得到了蓬勃發展。我國從20世紀80年代就開始進行小型LNG裝置的實踐，第一臺實現商業化的天然氣液化裝置于 2001 年在中原綠能高科建成，第一臺事故調峰型液化裝置于 2000 年在上海浦東建成。在引進液化

5、技術的同時， 國內有關企業也開始注重自己開發天然氣液化技術， 并掌握了小型天然氣液化技術。 隨著國家產能政策調整、 對環境治理力度的加大以及國產設備技術日臻成熟，LNGS一新興能源必將蓬勃發展。一、進口 LNG收項目：中國進口液化天然氣項目于 1995 年正式啟動，當時國家計委曾委托中國海洋石油總公司進行東南沿海LNG引進規劃研究。1996年12月，經過一年調研，中海油上報了東南沿海地區利用LNG和項目規劃報告，為中國發展 LNG產業奠定了基礎。2006年6月，廣東液化天然氣項目第一期工程正式投產，標志著中國規模化進口 LNG時代的到來。目前已建、在建和規劃中LNGK目達13個，分布在廣東、福

6、建、上海、浙江、海南、江蘇、遼寧等地。在國際石油價格一路上揚的情況下，中國的經濟發展與能源緊缺矛盾仍顯突出。近年來，中國LNG5J目強勁發展，形成了發展LNG產業的有利條件。中國近海油氣生產已形成相當規模，隨著渤海、東海、南海的天然氣登陸， 沿海一帶的天然氣管網已初步形成； 沿海一帶經濟發達地區資源普遍匱乏，天然氣需求愿望強烈，且在城市燃氣、化工、發電等應用方面都已具備完善的基礎設施， 對天然氣的消化潛力大， 對氣價的承受能力強； 中國沿海港口設施條件好， 便于進口液化天然氣的運輸、裝卸和接收站建設， 液化天然氣可與城市燃氣系統貫通、與海上天然氣登陸銜接，形成兩種氣源的互補； “西氣東輸”和“

7、廣東大鵬LNG項目”示范和宣傳作用，極大地促進了中國天然氣市場的發育。二、國內LN口工生產情況：LNG產業起步晚，但因其優勢，發展卻越來越受到社會各界的重視， 它是管輸天然氣的一個有機補充， 如同在鐵路大動脈運輸物資以外，還必須有巨大的汽車運輸市場一樣。2008年底，我國國內已建成的LNG工廠有20個，設計日處理天然氣能力 424 萬立方米； 2009 年底又陸續建成8 座， 日新增產能 303萬立方米。2009年底，我國國內有24億立方米LNG年生產能力。盡 管如此，對于全國市場的需求缺口仍是杯水車薪。從目前的情況看，進口 LNG目飽受爭議，許多是沒有落實氣源 就倉促立項，因為國際市場上LN

8、G可供采購的數量已經不是太多，國 內所生產的數量又太少。因此，較長一段時間我國氣源缺口將拉大，供應緊張的局面未來5 年內不會有大的改觀。第三章 生產規模、工藝路線及產品方案第一節 生產規模一、裝置規模年及開工時數裝置規模：45Xl07Nm3年天然氣液化裝置，年開工 8400小時二、技術來源：自主。第二節 工藝路線4.0MPa 的原料天然氣進入原料天然氣預處理系統，在由變壓吸附設備組成的預處理系統中取出其中的CO2及微量的H2O H2s和汞等。 凈化后的天然氣進入冷箱內的各段換熱器被冷卻液化后經減壓作為產品進入LNG貯罐，減壓汽化后的天然氣返回各段換熱器復熱回收冷量后送出冷箱作為純化器的再生用氣

9、。一、工藝技術方案選擇本天然氣液化工程的工藝過程基本包括原料氣壓縮系統、 預處理（凈化）、提純液化、制冷劑循環壓縮、產品儲存、裝車及輔助系統等，主要工藝流程包括原料氣凈化、提純液化工藝。二、原料化工尾氣凈化工藝選擇本裝置的原料氣未進行凈化處理， 因此不符合低溫液化的質量標準， 因此在進行液化前必須對其進行徹底凈化。 即除去原料氣中的酸性氣體、水分和雜質，如 H2S CO牙口 H2O?,以免它們在低溫下凍結而堵塞、腐蝕設備和管道。表3-2列出了原料氣預處理標準和雜質 的最大含量。表3-1原料氣組分表（根據建設單位供氣質量再定）介質組成mol%備注氮氣 N20.943甲烷 CH496.672乙烷

10、C2H61.3丙烷 C3H80.234異丁烷 iC4H100.038正丁烷 nC4H100.044己烷及以上C6+0.046二氧化碳 CO20.723按W2晚計水露點按 3.0MPa, 35 c下飽和設計本裝置的原料氣中水等的含量超標，必須進行凈化。天然氣中水分的存在往往會造成嚴重的后果： 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，水和 CO2 的存在還會導致設備凍堵，故必須脫除。本裝置的分子篩吸附系統用凈化后的原料天然氣作為冷吹和再生介質，再生氣出吸附塔后通過冷卻、分離后排至原料壓縮機入口。三、低溫液化

11、與分餾工藝選擇迄今為止， 在深冷液化天然氣領域中成熟的液化工藝主要有以下三種： 階式制冷循環工藝、 混合制冷循環工藝和膨脹機制冷循環工藝。第三節 工藝的技術經濟比較1 、階式制冷循環工藝階式制冷循環是用丙烷（或丙烯）、乙烷（或乙烯）、甲烷（或氮氣）等制冷劑（分別提供約為 -40 、 -100 、 -160 的溫度場）進行的三級冷凍， 使天然氣在多個溫度等級的制冷劑中與相應的制冷劑換熱，從而使其冷卻和液化。經典的階式制冷循環的優點是采用了 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效率

12、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。但是階式制冷也存在一些缺點， 需要三個大型循環壓縮機， 以及相當數量的冷換設備；流程長、控制復雜、設備多等。2、混合制冷循環工藝混合制冷劑制冷循環是采用N2和C1C5炫類混合物作為循環制冷劑的工藝。 該工藝的特點是在制冷循環中采用混合制冷劑， 只需要 一臺壓縮機，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要求更為嚴格，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

13、， 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流程的效率要比九個溫度梯度水平的階式循環流程低。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：藝, 簡稱C3/MRCX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-40兩；低溫段的換熱采用兩種方式一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

14、學上的特性，從而使效率得以最大限度的提高。3、膨脹制冷循環工藝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

15、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溢右。4、三種工藝的技術經濟比較將階式制冷循環的能耗設定為 1,各種制冷循環比較見表 3-32 所列，各種制冷循環的特性比較見表 3-4。各種制冷循環效率比較制冷工藝與階式制冷的相對能耗階式制冷循環1.00混合制冷劑制冷循環1.15N2-CH4膨脹制冷循環1.35表3-4各種制冷循環特性比較指標階式制冷混合冷劑膨脹制冷效率高中低復雜程度高中低指標階式制冷混合冷劑膨脹制冷換熱器類型板翅式板翅式或繞管式板翅式換熱器面積小大小適應性高中本裝置的液化工藝選用混合制冷劑循環壓縮制冷工藝，達

16、到較低 液化能耗，且裝置能夠長周期運行并有效降低維護成本。低壓原料氣首先從下而上通過冷卻狀態的吸附器， 之后再生氣通 過電加熱器加熱至再生溫度 260280C,從吸附器底部進入，將吸 附劑吸附的水和重炫解吸。再生氣從干燥器頂部出來，經再生冷卻器 冷卻后進入再生氣分離器，分離其中的液體后排至原料壓縮機入口。第四節原料氣脫汞單元從原料氣干燥與脫重炫單元來的天然氣進入浸硫活性炭吸附器， 汞與浸硫活性炭上的硫產生化學反應生成硫化汞，吸附在活性炭上， 從而達到脫除汞之目的。從脫汞器出來的天然氣的汞含量小于0.01it g/Nm3脫汞器設置兩臺，用一備一，浸硫活性炭每年更換。過濾單元設兩臺過濾器，根據阻力

17、數據切換使用，達到過濾分子 篩與活性炭粉塵之目的第五節 凈化氣的提純液化在進入提純液化單元之前，氣體必須進行分析，以保證 H2s與 CO治量、水含量以及汞含量達到進入提純液化單元的要求。本裝置在原料氣進裝置前設置了CO治量在線分析儀，在原料氣干燥與脫重烴單元設置了原料天然氣水露點在線分析儀。凈化后的原料氣進入液化冷箱， 在液化換熱器中冷卻到冷卻、 冷 凝并過冷到某一溫度后從換熱器中抽出，經節流閥降壓后進入LNG 離器分離可能存在的氣相后作為 LNGT品進入LNG貯梢儲存。第六節 制冷系統本天然氣液化工程采用混合制冷劑循環壓縮制冷， 混合制冷劑由氮氣、甲烷、乙烯等組成。混合冷劑由循環壓縮機組壓縮

18、， 通過水冷卻， 分離其中的液相和氣相，分別進入液化冷箱， 在液化換熱器中冷卻、冷凝并過冷到一定溫度后節流降壓到一定壓力后合并， 返流進入液化換熱器復熱。 出冷箱后的混合制冷劑返回到循環壓縮機的入口，循環壓縮制冷。平面布置是在考慮安全生產、 滿足 石油化工企業設計防火規范(GB50160 92) 的要求、 方便操作檢修和施工的前提下， 結合本廠的實際情況進行布置的。 裝置平面布置采用以流程式布置為主， 同時將某些同類設備相對集中布置，以方便操作與管理。本裝置運行過程無三廢排放， 對環境無任何不利影響。 本項目不產生廢渣和廢水， 整個生產過程均在全封閉的系統內運行， 天然氣在冷卻過程中重組分可能

19、有微量的排放以及事故狀態和檢修時少量的lnG非放均排至裝置自帶的排放梢內，有少量的生活污水及站內地面沖洗水， 有噪聲的設備為定型先進技術產品， 噪聲能控制在指標以內。消防用水量該廠消防用水量按廠區最大一處火災用水量考慮， 所需消防水流量按裝置考慮不小于1080 m3/h,水壓為0.71.2MPa,所需消防水儲量按儲罐考慮不小于5000m3。消防水池根據所需消防水儲量的要求，考慮設置兩個2500m3的消防水池，消防水池的補充水由新鮮水供給，消防水池的補充水流量不小于 110 m3/h。消防水池設置液位指示及高、低液位報警。消防水泵房泵房內設置3臺XBD11/160型電動消防水泵，單臺水泵流量為576 m3/h,揚程為110nl消防水泵為兩用一備。為提高固定式消防設施的消防防護能力及應急防護水平， 設置穩高壓消防給水系統， 在泵房內設置了一套消防穩壓裝置， 平時由穩壓泵維持消防水管網的消防水壓