日20万N立方米天然气液化项目建议书.doc

20104Nm3/d天然气液化项目建议书 20104Nm3/d天然气液化项目项 目 建 议 书36目 录摘要IAbstractII1 前 言12 设计任务书及原始资料23 窑体主要尺寸的确定33.1 内宽的确定33.2 窑体长度的确定33.2.1 窑体长度的初步确定33.2.2窑体有效长度的计算44 烧成制度的确定及各带划分54.1温度制度54.2气氛制度64.3压力制度64.4 窑内高度的确定75 工作系统的确定85.1排烟系统85.2燃烧系统85.2.1烧嘴的设置85.2.2天然气、助燃空气输送装置85.3冷却系统85.3.1急冷带通风系统95.3.2 抽热风口的设置95.3.3快冷通风系统95.4传动系统的选择95.4.1传动系统的选择95.4.2辊子材质的选择105.4.3辊子直径的确定105.4.4辊距的确定105.4.5辊子的转速的选择105.4.6传动过程115.5窑体附属结构115.6 钢架结构126 窑体材料的确定136.1 窑体材料确定原则136.2 窑体材料的选用及校核计算136.2.1窑体材料校核计算156.2.2各段窑体材料及厚度177 燃料及燃料计算257.1 燃料天然气对应成分的湿成分的换算257.2 理论空气需要量的计算267.3 实际空气需要量的计算267.4理论烟气量的计算267.5实际烟气量的计算267.6理论燃烧温度的计算268 物料平衡计算289 热平衡计算309.1 预热带和烧成带的热平衡计算309.1.1 热平衡计算基准及范围309.1.2热平衡示意图309.1.3 热收入项目319.1.4 热支出项目329.1.5热平衡方程369.1.6列出预热带、烧成带热平衡表379.2冷却带热平衡计算389.2.1 热平衡计算基准及范围389.2.2热平衡示意图389.2.3热收入项目389.2.4热支出项目399.2.5列热平衡方程439.2.6列冷却带热平衡表4310 管道尺寸、阻力计算及风机选型4410.1计算抽烟风机的管道尺寸、阻力计算对风机的选型4410.1.1管道尺寸4410.1.2阻力计算4510.1.3风机的选型4610.2 其他系统管道尺寸的确定、风机的选型4610.2.1燃料管径的计算4610.2.2助燃风管管径4710.2.3冷却带风管管径4810.2.4风机的选型5111烧嘴的选用5411.1每个烧嘴所需的燃烧能力5411.2选用烧嘴5412 工程预算5512.1窑体材料概算5512.1.1窑墙材料概算5512.1.2 窑底材料的概算5712.1.3 窑顶材料的概算5712.2 钢材材料概算5913 后记6114参考文献6215 外文文献63第一章 总论第一节 编制依据和原则一、编制依据天然气气源来自中石油管输天然气，拟建装置的日处理气量20.5104Nm3，日生产液化天然气20104Nm3（146吨），年生产液化天然气7000104Nm3(51250吨)。二、编制原则1、采用先进的天然气液化工艺技术，充分利用丰富的天然气资源，改善能源消费结构，大力推广洁净能源的消费，节约投资,提高经济效益。2、采用国内外先进可靠的天然气液化工艺技术，主要设备国内制造。3、为使拟建装置安全可靠、容易操作和维护，将采用MRC制冷与成熟的、可靠的预处理工艺技术进行设计，使得流程简单、操作灵活、安全可靠、易起动、易操作、维护方便。第二节 项目背景由于近年来石油价格居高不下，加之国家对环境保护力度的加大以及LNG的供应能力不足，不能满足发展要求。第三节 投资意义随着中国经济快速发展，对于能源的依赖越来越严重，能源的供需矛盾越来越突出。2007年我国能源消费总量占世界能源消费总量的15%，位居世界第二。目前，天然气消费在世界能源消费结构的比重已达到45%，成为仅次于石油的第二大能源。在能源消费大国中，我国能源消费总量中煤炭的比重最高，是全球平均水平的3倍，而天然气的比重最低，仅占总量的3%，只是全球平均水平的7%。 随着国家对于环境治理的重视，煤炭作为高排放能源，其使用已经受到许多限制。天然气作为清洁能源开始逐步取代煤炭甚至燃料油。根据全国能源发展总体纲要，我国的能源消耗结构中，天然气所占的比例要从2006年的3%上升到2010年的6%，相当于翻一番。2008年我国天然气消费量已达到778亿立方米，而 2010年天然气消费量为1100亿立方米，2020年需求量将达到2100亿立方米。2010年底天我国天然气消费缺口近400亿立方米，2020年缺口将达600亿立方米。近几年，国内经济发达地区对天然气需求更多,导致连续几年“气荒”，影响了工业发展和居民生活。表1-1 中国未来天然气的供需预测表 亿立方米年份保守预测乐观预测预测消费预测产量需求缺口预测消费预测产量需求缺口20151 6001 2004002 4001 60080020202 1001 5006003 5502 4001 150管输天然气由于受到气源、地理、经济等条件的限制，已无法满足社会日益增长的用气需求。如此巨大的天然气用量和天然气市场，仅靠管道输送是难以覆盖的。经过液化处理的天然气LNG凭借其运输方式灵活、高效、经济等优势，市场规模不断扩大。液化天然气的体积只有同量气体体积的1/625，因而其液化后，可降低贮存和运输成本。以LNG的形式储存天然气几乎是唯一的经济有效的方法。多年来天然气市场开发经验表明，天然气用户的特点是初期用户少、用户分散、用气量小，仅仅依赖天然气管网，很大程度上制约了天然气的规模化发展。特别是对于那些地方经济发展迅速，但比较分散且地形复杂难以铺设管道的县级城市，采用液化天然气技术可以满足其对能源的迫切需要。LNG单位体积的燃值相当于汽油的水平，可作为民用、发电和交通运输工具的燃料。一辆49立方米LNG槽车每次可装运天然气2.9104标准立方米，能满足1000辆汽车或56万户居民一天的用气量。因此，发展储运方便、使用灵活的液化天然气，克服了管输天然气弊端，加快了天然气市场的建立。天然气液化工厂用大容量槽车将运至天然气急需的地区或企业，将改变能源结构，改善环境质量，加大能源供给量，并提高自身盈利水平。第四节 项目范围一、20104Nm3/d天然气液化装置二、LNG贮存系统第五节 结论一、主要技术经济指标 详见主要技术经济指标表。二、结论1、建设天然气液化装置可使天然气像汽油一样贮存及运输，解决了长距离输气管路投资大、建设周期长的难题。2、本装置采用国内外先进的工艺技术，主要设备均由国内制造，这对于降低工程投资，提高经济效益是有利的。3、目前石油及成品油价格居高不下，天然气销售市场良好。4、本项目为环保型项目，其效益体现在液化天然气燃烧无硫及铅排放，是公认的清洁能源,故有经济效益,又有社会效益。表1-2 主要技术经济指标表序号项 目单 位数 量备 注(一)装置规模Nm3/d20104液化天然气(二)主要原材料消耗1天然气Nm3/d2000002氮气Nm3/a2000开车时置换用(三)商品量1液化天然气Nm3/d201042液化率%99.98(四)公用工程1电kWh/d775682循环水m3/d307.1t=10co(五)总图运输1工程占地m 2466202运输量t/d140.8(1)运入量(2)运出量t/d120(六)工程总定员人36(七)工程建设期月14(八)主要经济指标1销售收入104元/a22400每年开工8400小时2税金及附加104元/a947.43利润总额104元/a5977.54税后利润104元/a4483.15投资回收期年3.37含建设期14个月6建设投资104元10801.67流动资金104元1140三、存在问题及建议本建议书是依据建设单位提供的原料天然气条件完成的，原料天然气压力为4.0MPa，压力波动特别是压力下降将会影响装置的运行导致产量的降低。由于没有给出压力的波动范围和管输距离，本建议书是按设计压力4.0MPa给出的，实际会有出入,建议委托权威部门给出准确的范围。第二章 市场分析和价格预测第一节 产品市场分析和价格预测中国石油、中国石化和中国海油三大石油巨头，在我国沿海地区建设了多座大型LNG接收站，并在中国西部地区和海上气田建设了数座LNG液化工厂，以此布局全国市场。尽管中国液化天然气工业起步比较晚，但近十年来，在LNG链上的每一环节都有所发展，尤其是近几年在某些环节上进展较大。小型液化厂和卫星气站也得到了蓬勃发展。我国从20世纪80年代就开始进行小型LNG装置的实践，第一台实现商业化的天然气液化装置于2001年在中原绿能高科建成，第一台事故调峰型液化装置于2000年在上海浦东建成。在引进液化技术的同时，国内有关企业也开始注重自己开发天然气液化技术，并掌握了小型天然气液化技术。随着国家产能政策调整、对环境治理力度的加大以及国产设备技术日臻成熟，LNG这一新兴能源必将蓬勃发展。一、进口LNG接收项目中国进口液化天然气项目于1995年正式启动，当时国家计委曾委托中国海洋石油总公司进行东南沿海LNG引进规划研究。1996年12月，经过一年调研，中海油上报了东南沿海地区利用LNG和项目规划报告，为中国发展LNG产业奠定了基础。2006年6月，广东液化天然气项目第一期工程正式投产，标志着中国规模化进口LNG时代的到来。目前已建、在建和规划中LNG项目达13个，分布在广东、福建、上海、浙江、海南、江苏、辽宁等地。如此多的LNG接收项目所面临的困境是，国际市场中现有的LNG产能几乎已尽数出售，留给中国的资源已经不多。另外，最近国际LNG价格波动剧烈，也大大延缓了这些项目的进度。到目前，仅有5个LNG项目初步落实了气源，分别是中海油广东LNG项目每年300万吨、中海油福建LNG项目每年260万吨、中海油上海LNG项目每年300万吨、中石油江苏LNG项目每年400万吨、中石油大连LNG项目每年300万吨。没有落实气源的LNG项目建设进度缓慢。2009年1-8月，全国共进口317万吨LNG，距离弥补气源缺口尚有大的差距。表- 已建、在建和规划中LNG项目表类别项目名称规模（104 t/年）所属公司投产或拟投产时间已建广东LNG项目370+470）中海油2006-06福建260+240中海油2008/2012在建和在规划上海300+300中海油2009珠海300+400+300中海油2010/2015/2020浙江宁波300+300中海油2013深圳200+200中海油2013/2020海南200+100中海油2012粤东200+200中海油2012/2020粤西200中海油2014江苏350+300中石油2011大连300+300中石油2011唐山350+300中石油2013山东300+200中石化2012合计360+3310+300 当前中国经济持续快速的发展势头仍将继续，在国际石油价格一路上扬的情况下，中国的经济发展与能源紧缺矛盾仍显突出。近年来，中国LNG项目强劲发展，形成了发展LNG产业的有利条件。中国近海油气生产已形成相当规模，随着渤海、东海、南海的天然气登陆，沿海一带的天然气管网已初步形成；沿海一带经济发达地区资源普遍匮乏，天然气需求愿望强烈，且在城市燃气、化工、发电等应用方面都已具备完善的基础设施，对天然气的消化潜力大，对气价的承受能力强；中国沿海港口设施条件好，便于进口液化天然气的运输、装卸和接收站建设，液化天然气可与城市燃气系统贯通、与海上天然气登陆衔接，形成两种气源的互补；“西气东输”和“广东大鹏LNG项目”示范和宣传作用，极大地促进了中国天然气市场的发育。二、国内LNG加工生产情况 LNG产业起步晚，但因其优势，发展却越来越受到社会各界的重视，它是管输天然气的一个有机补充，如同在铁路大动脉运输物资以外，还必须有巨大的汽车运输市场一样。 2008年底，我国国内已建成的LNG工厂有20个，设计日处理天然气能力424万立方米； 2009年底又陆续建成8座，日新增产能303万立方米。2009年底，我国国内有24亿立方米LNG年生产能力。尽管如此，对于全国市场的需求缺口仍是杯水车薪。从目前的情况看，进口LNG项目饱受争议，许多是没有落实气源就仓促立项，因为国际市场上LNG可供采购的数量已经不是太多，国内所生产的数量又太少。因此，较长一段时间我国气源缺口将拉大，供应紧张的局面未来5年内不会有大的改观。表2-2 中国已建和在建的商业化液化装置表类别名称规模（104 m3/日）地点投产时间采用的液化工艺引进技术上海浦东LNG装置中原绿能LNG装置新疆广汇LNG装置新澳涠洲LNG装置海南海燃LNG装置中海油珠海LNG装置鄂尔多斯LNG装置1015150152560100上海浦东河南濮阳新疆鄯善广西北海海南福山广东珠海鄂尔多斯2000-022001-112005-082006-032006-032008-102008-12法国索菲公司级联式液化流程（CII）法国索菲公司级联式制冷循环德国林德公司的SMRC美国SALOF两级膨胀机制冷循环加拿大PROPAK公司氮气循环两级膨胀制冷美国B&V公司Prico液化工艺（SMRC）美国B&V公司Prico液化工艺（SMRC）国产技术龙泉驿LNG工厂宁夏LNG工厂鄂尔多斯LNG工厂犍为LNG工厂江阴LNG工厂沈阳LNG工厂西宁LNG工厂（一期）西宁LNG工厂（二期）安阳LNG工厂晋城LNG工厂晋城LNG工厂（二期）内蒙古时泰LNG工厂西宁LNG工厂（三期）合肥LNG工厂泸州LNG工厂山西顺泰LNG工厂泰安LNG工厂苏州LNG工厂10301545262010256060208550157四川成都宁夏银川鄂尔多斯四川犍为江苏江阴辽宁沈阳青海西宁青海西宁河南安阳山西晋城山西晋城鄂托克前旗青海西宁安徽合肥四川泸州山西晋城山东泰安江苏苏州2008-082009-102009-062005-112006-102007-092008-012008-082009-022008-102009-092009-042009-062009-052007-032008-112008-032007-11全液化装置、氮气膨胀制冷全液化装置、（氮气+甲烷）膨胀制冷全液化装置、（氮气+甲烷）膨胀制冷利用管网压差、单级膨胀制冷、部分液化利用管网压差、单级膨胀制冷、部分液化全液化装置、（氮气+甲烷）膨胀制冷利用管网压差、单级膨胀制冷、部分液化全液化装置、氮气膨胀制冷利用管网压差、双级膨胀制冷、部分液化全液化装置、MRC制冷全液化装置、MRC制冷全液化装置、（氮气+甲烷）膨胀制冷全液化装置、氮气膨胀制冷全液化装置、MRC制冷利用管网压差、膨胀制冷、部分液化全液化装置、（氮气+甲烷）膨胀制冷全液化装置、氮气膨胀制冷利用管网压差、膨胀制冷、部分液化综合2010年国内中东部LNG生产企业销售状况，目前在京津地区LNG出厂价格（全年平均价）应定位在3.40元/立方米左右（4600元/吨），随着能源产业政策进一步调整，预计LNG产品价格将会有较大幅度提高。第二节 原料供应价格中石油管道天然气供应，供应价格为2.20元/立方米。第三章 生产规模、工艺路线及产品方案第一节 生产规模一、装置规模年及开工时数装置规模：20104Nm3/d天然气液化装置，年开工8400小时二、技术来源：自主。第二节 工艺路线4.0MPa的原料天然气进入原料天然气预处理系统，在由变压吸附设备组成的预处理系统中取出其中的CO2、及微量的H2O、H2S和汞等。净化后的天然气进入冷箱内的各段换热器被冷却液化后经减压作为产品进入LNG贮罐，减压汽化后的天然气返回各段换热器复热回收冷量后送出冷箱作为纯化器的再生用气。一、工艺技术方案选择本天然气液化工程的工艺过程基本包括原料气压缩系统、预处理（净化）、提纯液化、制冷剂循环压缩、产品储存、装车及辅助系统等，主要工艺流程包括原料气净化、提纯液化工艺。二、原料化工尾气净化工艺选择本装置的原料气未进行净化处理，因此不符合低温液化的质量标准，因此在进行液化前必须对其进行彻底净化。即除去原料气中的酸性气体、水分和杂质，如H2S、CO2和H2O等，以免它们在低温下冻结而堵塞、腐蚀设备和管道。表3-2列出了原料气预处理标准和杂质的最大含量。表3-1原料气组分表介质组成mol%备注氮气 N20.943甲烷 CH4 96.672乙烷 C2H6 1.3丙烷 C3H80.234异丁烷 iC4H100.038正丁烷 nC4H100.044己烷及以上 C6+0.046二氧化碳 CO2 0.723按2%设计水露点按3.0MPa，35下饱和设计表3-2原料气最大允许杂质含量杂质含量极限H2O1ppmVCO250100ppmVH2S3.5mg/Nm3(4ppmV)总含硫量1050mg/Nm3Hg0.01g/Nm3芳香烃类10ppmV环烷烃总量10ppmV本装置的原料气中水等的含量超标，必须进行净化。天然气中水分的存在往往会造成严重的后果：水分与天然气在一定条件下形成水合物阻塞管路，影响冷却液化过程；另外由于水分的存在也会造成不必要的动力消耗；由于天然气液化温度低，水和CO2的存在还会导致设备冻堵，故必须脱除。本装置的分子筛吸附系统用净化后的原料天然气作为冷吹和再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分离后排至原料压缩机入口。三、低温液化与分馏工艺选择迄今为止，在深冷液化天然气领域中成熟的液化工艺主要有以下三种：阶式制冷循环工艺、混合制冷循环工艺和膨胀机制冷循环工艺。1、阶式制冷循环工艺阶式制冷循环是用丙烷（或丙烯）、乙烷（或乙烯）、甲烷（或氮气）等制冷剂（分别提供约为-40、-100、-160的温度场）进行的三级冷冻，使天然气在多个温度等级的制冷剂中与相应的制冷剂换热，从而使其冷却和液化。经典的阶式制冷循环的优点是采用了3种制冷剂、9个制冷温度梯度（丙烷、乙烷、甲烷各3个温度等级），使各级制冷温度与原料气的冷却曲线接近，减少了熵值，比能量消耗接近于理论的热力学效率的上限。而且该工艺操作灵活，开停车快捷，易于初期开车投产。但是阶式制冷也存在一些缺点，需要三个大型循环压缩机，以及相当数量的冷换设备；流程长、控制复杂、设备多等。2、混合制冷循环工艺混合制冷剂制冷循环是采用N2和C1C5烃类混合物作为循环制冷剂的工艺。该工艺的特点是在制冷循环中采用混合制冷剂，只需要一台压缩机，简化了流程，降低了造价。但是从理论上讲，混合冷剂的组成比例应按照天然气原料的组成、压力、工艺流程而异，因此对冷剂的配比和原料气的气质要求更为严格，一旦确定是不容易改变的。即使能做到这一点，要使整个液化过程（从常温到-162）所需的冷量与冷剂所提供的冷量完全匹配是比较困难的，充其量只能局部或一部分做到贴近冷却曲线。因此混合制冷剂循环流程的效率要比九个温度梯度水平的阶式循环流程低。既然调节混合冷剂的组成比例使整个液化过程按冷却曲线提供所需的冷量是困难的，那么合乎逻辑的推论是采用折中的办法，分段来实现供给所需的冷量，以期液化过程的熵增降至最小。因而，在混合冷剂循环的基础上，发展成有丙烷预冷的MRC工艺，简称C3/MRC工艺，它的效率接近阶式循环。此法的原理是分两段供给冷量：高温段用丙烷压缩制冷，按3个温度水平预冷原料天然气到-40；低温段的换热采用两种方式高压的混合冷剂与较高温度的原料气换热，低压的混合冷剂与较低温度的原料气换热。充分体现了热力学上的特性，从而使效率得以最大限度的提高。3、膨胀制冷循环工艺膨胀机制冷循环是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳德循环制冷来实现天然气的液化。气体在膨胀机中膨胀降温的同时，能输出功，可用于驱动流程中的压缩机。根据制冷剂的不同，膨胀机制冷循环可分为：氮膨胀机制冷循环、氮-甲烷膨胀机制冷循环、天然气膨胀制冷循环。与阶式制冷循环和混合冷剂制冷循环工艺相比，氮气膨胀循环流程非常简单、紧凑，造价略低。起动快，热态起动24小时即可获得满负荷产品，运行灵活，适应性强，易于操作和控制，安全性好，放空不会引起火灾或爆炸危险。制冷剂采用单组分气体，因而消除了像混合冷剂制冷循环工艺那样的分离和存储制冷剂的麻烦，也避免了由此带来的安全问题，使液化冷箱的更简化和紧凑。但能耗要比混合冷剂液化流程高40%左右。4、三种工艺的技术经济比较将阶式制冷循环的能耗设定为1，各种制冷循环比较见表3-32所列，各种制冷循环的特性比较见表3-4。表3-3各种制冷循环效率比较制冷工艺与阶式制冷的相对能耗阶式制冷循环1.00混合制冷剂制冷循环1.15N2-CH4膨胀制冷循环1.35表3-4各种制冷循环特性比较指标阶式制冷混合冷剂膨胀制冷效率高中低复杂程度高中低换热器类型板翅式板翅式或绕管式板翅式换热器面积小大小适应性高中本装置的液化工艺选用混合制冷剂循环压缩制冷工艺，达到较低液化能耗，且装置能够长周期运行并有效降低维护成本。第三节 工艺流程一、原料天然气过滤与压缩单元原料天然气经过调压和计量，进入原料气压缩机组入口平衡分离罐，为原料气压缩机提供洁净、压力比较稳定的天然气。原料气经原料气压缩机组多次增压、冷却分离至5.5MPa.G，经过压缩机组自身的末级冷却器冷却，进入出口分离器，并经计量后进入后续单元。原料气进装置设置有事故联锁切断阀，切断进入装置的原料气源，保证装置、人员及附近设施的安全。二、原料天然气脱酸性气体单元从原料天然气过滤与压缩单元来的天然气从吸收塔下部进入，自下而上通过吸收塔；再生后的MDEA溶液（贫液）从吸收塔上部进入，自上而下通过吸收塔，逆向流动的MDEA溶液和天然气在吸收塔内充分接触，气体中的H2S和CO2被吸收而进入液相，未被吸收的组份从吸收塔顶部引出，进入脱碳气冷却器和分离器。出脱碳气分离器的气体进入原料气干燥单元，冷凝液去MDEA地下槽。处理后的天然中CO2含量小于50ppmV，H2S含量小于4ppmV。吸收了H2S和CO2的MDEA溶液称富液，至闪蒸塔，降压闪蒸出的天然体送往界外燃料系统。闪蒸后的富液与再生塔底部流出的溶液（贫液）换热后，升温到-98去再生塔上部，在再生塔进行汽提再生，直至贫液的贫液度达到指标。出再生塔的贫液经过溶液换热器、贫液泵进入贫液冷却器，贫液被冷却到-40，从吸收塔上部进入。再生塔顶部出口气体经酸气冷却器，进入酸气分离器，出酸气分离器的气体送往安全泄压系统，冷凝液去MDEA地下槽。再生塔再沸器的热源由来自水蒸气系统的低压饱和蒸汽提供，冷凝液返回水蒸气系统。三、原料气干燥与脱重烃单元原料气干燥与脱重烃单元设三台吸附器切换操作，其中一台吸附、一台冷却、一台加温再生。从原料气压缩单元来的原料气进入吸附器顶部，通过分子筛吸附脱除水分和重烃后，从吸附器底部出来，脱水后天然气中含水量小于1ppmV，重烃含量小于20ppmV，之后进入净化气提纯液化单元。原料气干燥与脱重烃单元用净化后的少量的原料气节流降压后作为冷吹和再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分离后排至原料压缩机入口。低压原料气首先从下而上通过冷却状态的吸附器，之后再生气通过电加热器加热至再生温度260280，从吸附器底部进入，将吸附剂吸附的水和重烃解吸。再生气从干燥器顶部出来，经再生冷却器冷却后进入再生气分离器，分离其中的液体后排至原料压缩机入口。四、原料气脱汞单元从原料气干燥与脱重烃单元来的天然气进入浸硫活性炭吸附器，汞与浸硫活性炭上的硫产生化学反应生成硫化汞，吸附在活性炭上，从而达到脱除汞之目的。从脱汞器出来的天然气的汞含量小于0.01g/Nm3。脱汞器设置两台，用一备一，浸硫活性炭每年更换。过滤单元设两台过滤器，根据阻力数据切换使用，达到过滤分子筛与活性炭粉尘之目的。五、净化气的提纯液化在进入提纯液化单元之前，气体必须进行分析，以保证H2S与CO2含量、水含量以及汞含量达到进入提纯液化单元的要求。本装置在原料气进装置前设置了CO2含量在线分析仪，在原料气干燥与脱重烃单元设置了原料天然气水露点在线分析仪。净化后的原料气进入液化冷箱，在液化换热器中冷却到冷却、冷凝并过冷到某一温度后从换热器中抽出，经节流阀降压后进入LNG分离器分离可能存在的气相后作为LNG产品进入LNG贮槽储存。六、制冷系统本天然气液化工程采用混合制冷剂循环压缩制冷，混合制冷剂由氮气、甲烷、乙烯等组成。混合冷剂由循环压缩机组压缩，通过水冷却，分离其中的液相和气相，分别进入液化冷箱，在液化换热器中冷却、冷凝并过冷到一定温度后节流降压到一定压力后合并，返流进入液化换热器复热。出冷箱后的混合制冷剂返回到循环压缩机的入口，循环压缩制冷。图3-1 工艺流程系统框图 原料天然气 二氧化碳 去供热系统进装置 燃料气 消防单元氮气系统导热油系统仪表风系统冷却水系统供电系统计量调压单元原料气增压系统脱酸气单元脱水单元脱汞与脱粉尘单元液化单元LNG储存单元LNG装车单元仪表控制系统（过程控制和安全控制）胺液再生单元冷剂压缩与配比单元BOG回收单元第四节 自控水平 国内外LNG工艺过程中，自动化水平已成为提高经济效益的有效手段之一。自动控制系统的成功运行直接关系到工厂（或装置）安全、稳定、长期运行；也是实现现代化生产和管理的重要标志之一。一、天然气液化装置采用PLC。设计原则：采用成熟可靠的自控技术，满足生产控制和管理要求。自控系统应能有效地监控成套设备生产过程，确保设备长期稳定可靠运行，操作维护方便。所有电器元件均为防爆型。本套设备的控制采用就地与中控室相结合的控制方式。中控室采用SIMENS PLC控制系统。整套空分装置的测量和控制以中控室为主，必要的操作和紧急停车可在中控室PLC上进行，重要的参数在中控室PLC上显示、记录、报警，各设备的运行状态也在中控室PLC上显示。各设备的启动，原则上在就地现场启动。二、公用工程新增仪表，考虑维修方便，与现有仪表型号相同。三、过程检测、控制仪表选型：根据防爆区域划分分别选用本质安全型、隔爆型及普通型现场仪表。第五节 平面布置平面布置是在考虑安全生产、满足石油化工企业设计防火规范(GB50160-92)的要求、方便操作检修和施工的前提下，结合本厂的实际情况进行布置的。装置平面布置采用以流程式布置为主，同时将某些同类设备相对集中布置，以方便操作与管理。第六节 装置“三废”排放本装置运行过程无三废排放，对环境无任何不利影响。本项目不产生废渣和废水，整个生产过程均在全封闭的系统内运行，天然气在冷却过程中重组分可能有微量的排放以及事故状态和检修时少量的LNG排放均排至装置自带的排放槽内，有少量的生活污水及站内地面冲洗水，有噪声的设备为定型先进技术产品，噪声能控制在指标以内。第七节 装置占地面积、建筑面积占地80亩，净地70亩，建筑面积：5000m2。第四章 建厂地区条件和厂址选择第一节 建厂条件一、 厂址自然地理概况1、气象条件表4-1气温情况序号项 目单 位数 据1年平均气温172极端最高温度(6月)393极端最低温度(2月)-84最热月最高平均温度(6月)375最冷月最低平均温度(1月)-56最热月平均气温(6月)357最冷月平均气温(1月)-38夏季通风室外计算温度22表4-2 降雨量和降雪量序号项 目单 位数 据1年平均降雨量mm3.82年最大降雨量mm493.73最大积雪深度mm323表4-3 风向、风速、风压序号项 目风 向1 夏季主导风向南南东风2 冬季主导风向西西北风3 全年主风向南南东风表4-4 冻土情况序号项 目单 位数 据3 土壤冻结深度mm6404 冻结天数天792、工程地质情况该地区处于鲁南山区，各岩土层均具一定承载力。建设区无软弱下卧层、震陷及液化土层分布，地层结构较简单，厚度较稳定，无全新活动断裂，无其他不良地质作用分布，稳定性良好。二、外部交通运输状况枣庄市地处苏鲁皖交界，公路四通八达，交通非常方便。三、公用工程状况工厂现有公用工程设施基本可满足本项目要求。四、土地费用土地征用大约 万元/亩。第二节 厂址选择位于涿州市经济开发区，土地平整，配套齐全。第五章 总图、运输、储运第一节 总图装置区场地用现浇混凝土铺砌，结构为现浇C25混凝土80mm+水泥碎石基层150mm，。检修通道结构为现浇C30混凝200mm+水泥碎石基层300mm。第二节 运输装置所需原料天然气用管道送入；开工时置换氮气有液氮槽车送入就地气化；LNG产品由49m3槽车运出。第三节 贮存本装置的主产品为液化甲烷（LNG），在15kPa.G、-163下用普通粉末绝热子母贮槽贮存，设置1000m3 LNG贮罐两只。第六章 建筑工程和公用工程第一节 建筑工程厂内建、构筑物包括以下内容：厂界内的道路、围墙、大门、绿地、地下管沟、线缆桥架、管道支架等；储运区内的储罐基础、防液堤、导流槽及集液池、装车台及罩棚、地中衡基础、门卫建筑、区内所有设备基础等；工艺装置区内的框架透空式厂房、区内所有设备的基础等；生产辅助区内的生产辅助用房建筑、办公综合用房建筑、消防蓄水及循环用水公用的水池、循环冷却水塔架、区内所有设备的基础等；动力区内的变配电站建筑、柴油发电机房建筑、柴油储罐基础、区内所有设备的基础等；放空区内的放空塔和火炬塔架的基础等。第二节 供排水主要包括：生活给排水系统、装置用脱盐水系统、生产给排水系统、生产循环水系统、消防给水系统、高倍数泡沫灭火系统、干粉灭火系统、建构筑物灭火器配置系统。本天然气液化工程需要循环水，装置用循环冷却水的质量应符合GB50050工业循环冷却水处理设计规范标准要求。循环冷却水的基本要求为：设计上水温度32设计回水温度40设计上水压力0.35MPa一、新鲜水管网新鲜水管网埋地敷设，供生产、生活用水供水压力为0.4MPa。二、循环水管网循环冷水管网埋地敷设，在需要处引出。三、排水管网雨水直接排放。第三节 供电主要包括：总变电所1座、备用380V柴油发电系统、生产车间配电系统、生产辅助设施配电系统、建构筑物照明系统、防雷、接地系统、通讯系统、火炬自动点火系统。本天然气液化工程需要电力，供原料天然气压缩机组、循环制冷剂压缩机组、再生气电加热器、仪表空气压缩机、压缩机组油泵、循环冷却水泵、仪表空气压缩机、仪控系统等使用。为保障消防水泵在紧急状态下的投运，消防水泵应采用双路电源或增加备用发电机。对电源的基本要求为：6000V（或10000V）、50Hz0.5Hz、三相四线制，中性点不接地。380V/220V、50Hz0.5Hz、三相四线制，中性点直接接地。1、供电本装置设计范围为界区内变配电、动力、照明、防雷、接地设计。装置用电为380/220V。天然气发电，用电负荷等级为一级。正常情况下两路电源分列运行，当任一路电源失电时，另一路电源承担所有用电负荷。一、变电所设置装置内变电所一座，包括一个变压器室和一个低压配电室。变压器室内设置全密闭式电力变压器。二、动力、照明、接地设计生产装置属II区爆炸危险场所，电气设