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时泰天然气有限责任公司15104Sm3/d天然气液化项目合同技术附件（合同号：CAS080229）买方：内蒙古时泰天然气有限责任公司卖方：成都深冷空分设备工程有限公司二八年二月二十九日目录附件一设计技术条件 11.1原料天然气 11.2尾气 21.3厂区自然条件 31.4公用设施条件 31.4.1装置用电 31.4.2装置用水 31.4.3供热系统 41.4.4仪表空气 41.4.5装置用氮气 41.4.6装置用燃料气 41.4.7消防用水 4附件二产品方案和公用工程消耗 52.1生产规模和产品方案 52.1.1生产规模 52.1.2产品方案 52.2公用工程消耗 52.2.1工艺性耗电 62.2.2循环冷却水 72.2.3燃料天然气 72.2.4透平油和煤油 72.2.5装置其他消耗一览表 7附件三工艺技术方案 83.1工艺技术方案选择 83.1.1天然气净化工艺选择 83.1.2天然气液化工艺选择 93.2工艺流程描述 113.2.1原料天然气的过滤与计量 113.2.2原料天然气的脱酸气 113.2.3原料天然气的脱水分和重烃(含苯) 113.2.4原料气脱汞与过滤 123.2.5净化天然气的液化 12分离出来的气体，在液化换热器和预冷换热器中复热到常温作为分子筛吸附系统的冷吹气和再生气，之后作为尾气出装置进入下游管网。 123.2.7LNG贮存 123.3装置对原料的适应性 133.3.1原料天然气组分变化 133.3.2可调节范围 13附件四机器和设备供货范围 144.1原料气过滤和计量系统 144.2原料气脱二氧化碳系统 144.3原料气脱水和脱重烃系统 154.4原料气脱汞与过滤 154.5净化气低温液化系统 164.6氟里昂预冷冻系统 164.7增压透平膨胀机系统 164.8循环制冷剂压缩系统 174.9LNG储存系统 174.10 氮气系统 174.11 仪表空气系统 184.12 循环冷却水系统 184.13 水蒸汽锅炉和热水锅炉系统 184.14 脱盐水系统 194.15 手动阀门 19附件五仪表控制系统设计和供货 205.1概述 205.2仪控系统技术方案描述 205.2.1集散型控制系统（DCS） 205.2.2分析系统 215.2.3气动控制阀 225.2.4检测仪表 225.2.5不间断电源（UPS） 235.3仪控系统供货范围 23附件六电控系统设计和供货 256.1电源条件 256.2设计范围 256.3系统组成 256.3.110KV系统的组成 256.3.2厂变变压器 266.3.3氮甲烷循环压缩机启动装置 266.3.4低压系统 266.3.5直流系统 266.3.6现场操作单元 266.4设计方案 266.4.1高压系统 266.4.2低压配电系统 276.4.3现场操作单元 276.5电控设备表 276.5.110KV高压配电室 276.5.2低压配电设备 286.5.3就地防爆操作柱 28附件七设计标准与知识产权 297.1设计标准 297.2知识产权 30附件八设备性能保证值 318.1基本条件 318.2测量方法 318.3性能保证值 31附件九与设计院的设计分工 329.1卖方的主要工作内容 329.1.1天然气液化装置工艺包设计 329.1.2其他工作 339.2设计院的主要工作内容 339.2.1总图运输设计 339.2.2道路与生产装置给排水的设计 349.2.3土建设计 349.2.4工艺管道配管图 349.2.5自控仪表工程设计施工图 349.2.6电气、电信工程设计施工图 359.2.7消防 359.2.8其他设计内容 35附件十技术资料交付和设计联络 3710.1总则 3710.2初步设计阶段 3710.3最终设计阶段 38附件十一技术人员的服务范围及条件 4011.1卖方技术人员的派遣 4011.2卖方技术人员的服务及职责 4011.3买方为卖方技术人员的提供的条件 4011.4其它 40附件十二设备安装和调试 4112.1总则 4112.2工程界线 4112.3双方责任 4112.3.1买方责任 4112.3.2卖方责任 41附件十三买方自理范围 4313.1装置的工程设计 4313.2联络与文件报批 4313.3其他设备的供货 4313.4土建 4413.5安装 4413.6调试 4413.7其它 44附件十四工程进度计划 45附件十五定员、技术培训和投产保运方案 4615.1装置定员 4615.2培训 4615.2.1培训阶段和费用 4615.2.2理论培训的内容 4615.2.3理论培训的时间 4715.2.4参观在运行的LNG装置 4715.2.5现场培训 4715.3投产保运 4715.3.1保运人员的组成 4715.3.2保运人员的职责 47附件十六安全、健康与环保 4816.1液化天然气性质与危害 4816.1.1液化天然气的性质 4816.1.2液化天然气的溢出 4816.1.3着火和爆炸 4916.1.4包容 4916.1.5低温环境中的危害 4916.1.6天然气环境中的危害 4916.2安全 5016.2.1火灾检测报警系统(FGS) 5016.2.2紧急停车 5116.2.3装置安全设计 5116.2.4消防设施 5116.3健康 5116.3.1低温环境中 5116.3.2天然气环境中 5216.3.3其他 5216.4环境保护 5216.4.1三废排量与噪音 5216.4.2环境保护措施 5316.4.3环境绿化 53附件一设计技术条件本天然气液化装置是按本附件的设计技术条件进行设计，每天至少生产15104Sm3液化天然气。本天然气液化装置是采用带R22预冷的氮-甲烷膨胀制冷液化工艺。除非另有说明，本天然气液化装置所提供的所有图纸、文件和技术资料将按如下的国际单位制（SI）：温度 压力 MPa（MPa表示绝压、MPa.G表示表压）流量 Sm3/h（指20、0.101325MPa的气体状态）Nm3/h（指0、0.101325MPa的气体状态）功率 kW组成 mol%1.1原料天然气按本天然气液化装置的招标文件的规定，原料天然气条件如下：1）进站天然气量 17104Sm3/d2）管输天然气气源压力 2.953.2MPa.G3）管输天然气气源温度 0354）原料天然气组分：组份名称组成（mol%）氮0.72二氧化碳1.10硫化氢-甲烷93.33乙烷3.93丙烷0.57异丁烷0.092正丁烷0.085新戊烷0.0053异戊烷0.033正戊烷0.014己烷0.025庚烷0.034辛烷0.0055壬烷0.0018癸烷及以上0.011苯0.0002环己烷0.0089甲苯0.0022汞0.0710-3g/L水饱和本合同附件综合考虑招标文件规定的检测数据，卖方所设计的本天然气液化装置将按下表的“原料天然气设计组成”进行设计，并在此组分组成范围内达到考核产量和考核能耗的要求。组份名称组成（mol%）氮1.0二氧化碳1.5甲烷92.096.0乙烷4.0丙烷1.0异丁烷0.10正丁烷0.10新戊烷0.006异戊烷0.05正戊烷0.05己烷0.05庚烷0.05辛烷0.01壬烷0.01癸烷及以上0.015苯0.001环己烷0.01甲苯0.003汞0.110-3g/L水饱和1.2尾气按招标文件规定，本天然气液化装置的原料进气量为17104Sm3/d、LNG产量为15104Sm3/d，因此LNG装置会有少量尾气产生，作为脱水分子筛的再生气使用，然后返回下游城市民用天然气管网。供气压力 0.35MPa.G；供气量 01.6104Sm3/d1.3厂区自然条件本天然气液化装置的招标文件未给出项目所在地的气象资料，设计时需要买方提供如下相关气象和场地资料：1）温度：最冷月平均气温、最热月平均气温2）风向，平均风速3）海拔高度4）地震裂度5）湿度：年最高湿度、年最低湿度、年平均湿度6）降雨量：年平均降雨量、年最大降雨量、月最大降雨量、小时最大降雨量7）场地土类别8）最大冻土深度9）降雪量：年最大雪深、月最大降雪量1.4公用设施条件1.4.1装置用电本天然气液化装置需要电力，主要供R22冷冻机、氮-甲烷循环压缩机、仪控系统以及其他辅助机器和泵等使用。本液化装置的买方提供给厂区的电源条件如下：外供电源10kV、50Hz0.5Hz、三相三线制，中性点不接地；1.4.2装置用水本天然气液化装置需要三种类型的水：冷却水、锅炉给水、脱盐水。1）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 30设计回水温度 38设计上水压力 0.45MPa.G2）锅炉给水的质量应符合GBl576-2001工业锅炉水质标准要求。3）脱盐水采用反渗透装置生产。补充水源：招标文件未提供给厂区的水源条件，初步考虑采用市政给水管网供给装置的补充新鲜水，设计时需要买方明确提供给厂区的水源条件。排水：达到国家排放标准后，排入厂外排水管线，接点位置待定。1.4.3供热系统本天然气液化装置需要两种类型的热源：低压水蒸气、采暖热水。低压水蒸气为脱二氧化碳溶剂再生以及为原料冬季防冻提供热源。低压水蒸气的基本要求为：压力 0.30.5MPa.G用量 1.2t/h热水为生产厂房和生活用房提供采暖热源。热水的基本要求为：压力 0.3MPa.G温度 7090用量 1.0t/h1.4.4仪表空气本天然气液化装置需要仪表空气，为气动仪表提供动力气源。仪表空气应符合SH/T3020-2001石油化工仪表供气设计规范的标准要求。仪表空气压力 0.50.7MPa.G露点温度 -401.4.5装置用氮气本天然气液化装置需要氮气，主要用于首次开车和检修时的置换、保持冷箱、制冷剂的补充、低温系统的加温解冻等。氮气的基本要求为：氮气压力 0.500.7MPa.G含水量 1ppm含二氧化碳量 50ppm1.4.6装置用燃料气本天然气液化装置的再生气加热炉、水蒸气锅炉和热水锅炉采用直接火焰加热，采用装置尾气做燃料气。燃料气压力 0.4MPa.G1.4.7消防用水本天然气液化装置的厂内不设置消防专业车队，其职能由厂外临近的企业专业消防队和社会专业消防队提供。在厂区内仅设置满足生产安全消防所需的消防水池和消防泵站及管网。附件二产品方案和公用工程消耗2.1生产规模和产品方案2.1.1生产规模本天然气液化装置设计日处理原料气量为17104Sm3/d，LNG产量不小于15104Sm3/d。年开工时数按8000小时或330天。2.1.2产品方案本天然气液化装置的产品为液化天然气（LNG）和尾气。LNG贮存采用普通粉末绝热子母贮槽，贮存压力0.4MPa.G，设计压力0.6MPa.G。1）产品液化天然气（LNG）项目数据备注标准气体状态LNG产量150,000Sm3/d由于LNG贮槽约有0.2%的汽化量，该汽化量也是LNG产量的一部分。液体状态LNG产量261m3/dLNG贮槽的储存压力0.4MPa.GLNG贮槽的储存温度-1382）产品尾气标准气体状态产量 16,200Sm3/d出装置压力 0.35MPa.G出装置温度 402.2公用工程消耗本天然气液化装置在上述产品及产量下的日消耗量见表2.2-1，单位产品消耗见表2.2-2。表2.2-1装置日消耗一览表消耗项目耗量备注原料气17104Sm3工艺性用电67560kW.h按轴功率计算（公用工程用电以工程设计为准）公用工程用电5400kW.h补充新鲜水428m3循环率按97%（工程设计为准）表2.2-2液化每Sm3的LNG消耗一览表消耗项目耗量备注原料气1.133Sm3包括杂质和返回尾气工艺性用电0.4843kW.h机械效率和电机效率按93%考虑（公用工程用电以工程设计为准）公用工程用电0.0387补充新鲜水2.85L循环率按97%（工程设计为准）2.2.1工艺性耗电装置在上述产品及产量下的工艺主装置耗电见表2.2-3，公用工程用电见表2.2-4。表2.2-3工艺主装置耗电一览表(kW)项目轴功率电机功率电压备注MDEA循环泵4045380V、50Hz用1备1MDEA液下泵34380V、50Hz用1备1R22压缩冷凝机组主电机主油泵电机仪表用电2203125031380V、50Hz380V、50Hz24V、50Hz无备机氮甲烷循环压缩机主电机主油泵电机仪表用电2127527.5212140027.52110kV、50Hz380V、50Hz24V、50Hz用2备1膨胀机油泵电机加油泵电机112.2112.2380V、50Hz380V、50Hz用1备1无备机仪表控制系统用电20220V、50Hz合计2815说明：由于时间关系，氮-甲烷循环压缩机厂商尚未做详细设计方案，所提供的数据仅是初步的计算结果，其订货时的功率与上述功率可能会有少许偏差。表2.2-4公用工程耗电一览表(kW)项目轴功率电机功率电压备注仪表空气压缩机1818380V、50Hz循环水泵90110380V、50Hz用1备1凉水塔风机2330380V、50HzPSA制氮系统空压机电机冷干机电机仪表用电90319031380V、50Hz380V、50Hz220V、50Hz用1备1合计2252.2.2循环冷却水本装置的工艺性循环冷却水耗量见表2.2-5。表2.2-5循环冷却水一览表项目循环冷却水量（m3/h）备注脱碳气冷却器7MDEA贫液冷却器40酸气冷却器13R22压缩冷凝机组110氮甲烷循环压缩机2140用2备1膨胀机润滑油冷却器10增压机后冷却器75再生气冷却器30合计5652.2.3燃料天然气再生气加热炉消耗燃料天然气 40Sm3/h2.2.4透平油和煤油首次清洗用汽油 0.2m3首次清洗用煤油量 0.4m3首次清洗用透平油量 0.4m3首次加注透平油量 0.4m3首次加注46#冷冻油 600kg首次加注R22 800kg首次加注压缩机润滑油 650kg/台2.2.5装置其他消耗一览表分子筛 6t（每2年更换一次）浸硫活性炭 6t（每2年更换一次）活性炭 3t（每2年更换一次）压缩机和压缩冷凝机组等的消耗见最终技术文件。附件三工艺技术方案3.1工艺技术方案选择天然气液化工厂的工艺过程基本包括预处理（净化）、液化、储存、装车及辅助系统等，主要工艺流程包括天然气净化和液化工艺。3.1.1天然气净化工艺选择一般的原料天然气不能满足液化天然气的质量要求，在液化前要进行处理，即除去原料气中的酸性气体、水分和杂质，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。表3.1-1列出了LNG工厂原料气预处理标准和杂质的最大含量。表3.1-1LNG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本装置的原料气为管道天然气，未达到液化天然气的质量要求，因此在进行液化前必须对其进行彻底净化。A）脱酸气工艺选择天然气中含有的H2S和CO2统称为酸性气体，它们的存在会造成金属腐蚀并污染环境。此外，CO2含量过高，会降低天然气的热值。因此，必须严格控制天然气中酸性组分的含量，以达到工艺和产品质量的要求。用于天然气脱除酸气的方法有溶剂吸收法、物理吸收法、氧化还原法和分子筛吸附法。目前普遍公认和广泛应用的溶剂吸收法和分子筛法。溶剂吸收法是以可逆的化学反应为基础，以碱性溶剂为吸收剂的脱硫方法，溶剂与原料气中的酸组分（主要是H2S和CO2）反应而生成化合物；吸收了酸气的富液在升高温度、降低压力的条件下又能分解而放出酸气，从而实现溶剂的再生利用。溶剂吸收法所用溶剂一般为烷醇胺类，主要有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。分子筛法是利用分子筛的吸附性能来同时脱除水分和二氧化碳。由于本天然气液化装置的原料天然气中二氧化碳含量较高，不适用于分子筛法，因此选择溶剂吸收法来脱除原料天然气中的酸性气体（二氧化碳和硫化氢）。B）脱水工艺选择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，水的存在还会导致设备冻堵，故必须脱水。天然气脱水工艺方法一般包括：低温脱水、固体干燥剂吸附和溶剂吸收三大类。冷冻分离主要用于避免天然气在温度低时出现水化物，然而它所允许达到的低温是有限的，不能满足天然气液化的要求；溶剂吸收通常包括浓酸（一般是浓磷酸等有机酸）、甘醇（常用的是三甘醇）等，但这些方法脱水深度较低，不能用于深冷装置；固体干燥剂脱水法常见的是硅胶法、分子筛法或这两种方法的混合使用。天然气液化脱水必须采取固体吸附法，由于分子筛具有吸附选择能力强、低水汽分压下的高吸附特性，以及同时可以进一步脱除残余酸性气体等优点，因此本天然气液化装置选用分子筛法来脱除原料天然气中的微量水分。C）脱芳香烃和重烃工艺选择芳香烃和重烃(含苯)的脱除我公司目前有两种十分成熟的工艺，一种是溶解脱芳香烃和重烃(含苯)工艺，另一种是采用活性炭吸附工艺。本天然气液化装置选用活性炭吸附法脱芳香烃和重烃(含苯)。D）脱汞工艺选择目前，脱汞工艺主要有两种：即美国UOP公司的HgSIV分子筛吸附法和采用浸硫活性炭使汞与硫产生化学反应生成硫化汞并吸附在活性炭上。本装置原料气中汞含量很低，本天然气液化装置将选用浸硫活性炭脱汞，本公司设计的四川犍为LNG装置上有成功的使用经验。活性炭在设计汞含量条件下每年更换一次，也可以根据汞分析仪（如果配汞分析仪）的检测数据适当延长活性炭更换周期。3.1.2天然气液化工艺选择迄今为止，在天然气液化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。A）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（蒸发温度分别为-38、-85、-160）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、设备多、控制复杂等。B）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。C）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。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N2，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1020%的动力消耗。N2-CH4膨胀机制冷循环的液化流程由天然气液化系统与N2-CH4膨胀机制冷系统两个各自独立的部分组成。在天然气液化系统中，经过预处理装置脱酸气、脱水后的天然气，经预冷器冷却后，在气液分离器中分离重烃，气相部分进入液化器进行液化，在过冷器中进行过冷，节流降压后进入LNG贮槽。在N2-CH4制冷系统中，制冷剂N2-CH4经循环压缩机和增压机（制动压缩机）压缩到工作压力，经水冷却器冷却后，进入预冷器被冷却到膨胀机的入口温度。一部分制冷剂进入膨胀机膨胀到循环压缩机的入口压力，与返流制冷剂混合后，作为液化器的冷源，回收的膨胀功用于驱动增压机；另外一部分制冷剂经液化器和过冷器冷凝和过冷后，经节流阀节流降温后返流，为过冷器提供冷量。D）液化工艺的确定本公司的LNG（LCBM）装置已经采用了各种工艺流程：1）犍为LNG工厂：天然气膨胀流程，部分液化。2）江阴LNG工厂：天然气膨胀流程，部分液化。3）沈阳LNG工厂：带预冷的氮甲烷膨胀流程，全液化。4）西宁LNG工厂（1期）：天然气膨胀流程，部分液化。5）西宁LNG工厂（2期）：带预冷的氮膨胀流程，全液化。6）安阳LNG工厂：带预冷的天然气膨胀流程，部分液化。7）晋城LCBM工厂（1期）：混合冷剂（MRC）流程，全液化。8）晋城LCBM工厂（2期）：混合冷剂（MRC）流程，全液化。本天然气液化装置的液化工艺选用带R22预冷的氮-甲烷膨胀制冷工艺。采用膨胀机制冷的天然气液化装置流程简单、调节灵活、工作可靠、易起动、易操作、维护方便；此制冷循环可根据天然气液化所需冷量而相应调整，因此可适应天然气组分的变化；采用气体状态的氮-甲烷作为循环制冷剂，使液化冷箱的更简化和紧凑。膨胀机制冷的天然气液化装置所用的工艺设备都为常规设备，不采用无实际运行经验的新技术设备。从40多年来全球LNG的液化工艺来看，无论阶式制冷循环、混合冷剂循环、还是带预冷的混合冷剂循环流程都是在106t/a以上的基本负荷型天然气液化装置中采用，对于小型天然气液化装置、调峰型装置中很少采用。国外小型天然气液化装置中，约70%采用膨胀机制冷循环。国外典型的小型天然气液化装置的参数和工艺方法如下：美国San Diego气体和电气公司的LNG装置，液化能力55000Nm3/d，采用分子筛吸附净化、膨胀机制冷的液化流程。美国Brooklyn联合气体公司的LNG装置，液化能力150000Nm3/d，采用Rectisol净化、分子筛干燥、膨胀机制冷的液化流程。美国Delmarva动力和照明公司的LNG装置，液化能力40000Nm3/d，采用分子筛吸附净化、N2膨胀机制冷的液化流程。美国Intermountain气体公司的LNG装置，液化能力98000Nm3/d，采用分子筛吸附净化、N2-CH4膨胀机制冷的液化流程。荷兰N. V. Nederlandse天然气液化装置，液化能力276000Nm3/d，采用分子筛吸附净化、N2膨胀机制冷的液化流程。美国Metropolitan Utilities Distric天然气液化装置，液化能力160000Nm3/d，采用分子筛吸附净化、N2-CH4膨胀机制冷的液化流程。比利时Distrigaz天然气液化装置，液化能力240000Nm3/d，采用分子筛吸附净化、N2膨胀机制冷的液化流程。可以看出，液化能力从40000270000Nm3/d的LNG装置，均可采用膨胀机制冷循环，制冷介质既可以是N2、也可以是N2-CH4。总之，由于本天然气液化装置液化量比较小，采用带预冷的N2-CH4膨胀机制冷的液化流程在技术上是完全成熟的、可行的和合理的，经济性也是适中的。3.2工艺流程描述3.2.1原料天然气的过滤与计量原料天然气在035，2.953.2MPa.G条件下进入本装置，原料气首先经过原料气过滤分离器尽可能除去可能携带的游离液体和机械杂质，再经计量、调压以后进入LNG装置的后续系统。原料天然气进装置设置有事故联锁切断阀，切断进入装置的原料天然气源，保证装置、人员及附近设施的安全。3.2.2原料天然气的脱酸气从过滤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。处理后的天然气中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，降压闪蒸出的天然气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。3.2.3原料天然气的脱水分和重烃(含苯)天然气脱水分采用三固定床吸附塔，一塔进行脱水和重烃操作，一塔进行吸附剂的再生、一塔进行吸附剂的冷却，切换操作。吸附周期为8h，净化后的原料气出口含水量4ppm、C6+重烃含量100ppm。再生气进吸附塔温度230290，再生气出吸附塔175220温度。从冷箱出来的尾气作为冷吹气，首先从下而上通过冷却状态的干燥器，之后作为再生气通过加热炉加热至再生温度280，然后从干燥器底部进入，将分子筛吸附的水解吸。再生气从干燥器顶部出来，经再生气冷却器冷却后作为尾气出装置。取很少量的尾气作为再生气加热炉的燃料气。3.2.4原料气脱汞与过滤从脱水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。脱汞与过滤单元设两台脱汞器和两台过滤器，两台脱汞器每半年切换一次，两台过滤器切换使用，过滤分子筛与活性炭粉尘。3.2.5净化天然气的液化在进入液化单元之前，气体必须进行分析，以保证杂质含量达到进入液化单元的要求。进入液化冷箱之前卖方配备如下分析仪表：o CO2含量在线分析仪o H2O在线分析仪进入液化冷箱之前买方自行配备如下分析仪表：o 微量苯分析仪（色谱仪）o 微量汞分析仪净化后天然气，进入液化冷箱的预冷换热器的中部继续下行进行冷却，在约-20下进入预冷蒸发器冷却到-35，之后进入分离器将凝液分离出来。分离器顶部出来的天然气在液化换热器继续冷却、液化和过冷到一定的温度（根据LNG贮存方案而定）、节流降压到贮存压力，进入液化冷箱内的LNG闪蒸罐，分离出的液体，即为LNG产品送入LNG贮槽。分离出来的气体，在液化换热器和预冷换热器中复热到常温作为分子筛吸附系统的冷吹气和再生气，之后作为尾气出装置进入下游管网。制冷系统采用氮和甲烷的混合物作为制冷工质，制冷剂由循环压缩机从0.403.2.6制冷系统MPa.G压缩到1.8MPa.G，冷却后继续由膨胀机同轴带动的增压机压缩到2.74MPa，经水冷却后进入液化冷箱。制冷剂在预冷器中冷却，接着进入制冷剂蒸发器继续降温，在液化器中冷却到一定温度后大部分从液化冷箱中抽出进入膨胀机膨胀，之后依次在液化器、预冷器中复热到常温出液化冷箱；少量的制冷剂继续在液化换热器中液化过冷，之后节流降压在液化换热器中蒸发，之后在预冷器中复热到常温出液化冷箱。出液化冷箱的制冷剂进入循环压缩机压缩而循环膨胀制冷，为天然气液化提供冷量。3.2.7LNG贮存从液化冷箱出来的LNG进入LNG贮槽储存。根据LNG产量，装置配备6天的贮存容量，即配1个1750m3的普通粉末绝热的LNG贮槽储存。LNG贮存采用普通粉末绝热子母贮槽，贮存压力0.4MPa.G，设计压力0.6MPa.G。3.3装置对原料的适应性3.3.1原料天然气组分变化采用带预冷的N2-CH4膨胀机制冷的液化流程，其可调节性较强，对原料组分变化的适应性也较强，完全满足表3.3-1“天然气液化装置的原料天然气组成（设计值）”的变化范围，并在此组分组成范围内达到考核产量和考核能耗的要求。表3.3-1天然气液化装置的原料天然气组成（设计值）组份名称组成（mol%）氮1.0二氧化碳1.5甲烷92.096.0乙烷4.0丙烷1.0异丁烷0.10正丁烷0.10新戊烷0.006异戊烷0.05正戊烷0.05己烷0.05庚烷0.05辛烷0.01壬烷0.01癸烷及以上0.015苯0.001环己烷0.01甲苯0.003汞0.110-3g/L水饱和3.3.2可调节范围天然气液化装置的产能可调节范围受下列因素的影响：o 氮甲烷混合制冷介质循环压缩机的调节范围；o 增压透平膨胀机组的调节范围。氮甲烷混合制冷介质循环压缩机组采用2用1备方式配套，因此整个装置可在50100%的范围内调节产量。虽然整个装置可在50100%的范围内调节产量，但由于氮甲烷混合制冷介质循环压缩机为往复式（活塞）压缩机，其调节性能较差，因此产量在50100%之间时单位能耗将有所上升。附件四机器和设备供货范围卖方将按单机成套供应原则提供壹套150,000Sm3/d液化天然气装置成套设备。包括整套装置的单机和设备、阀门以及单机设备相应的底盘、支架、地脚螺栓、螺母、垫圈、进出口配对法兰、垫片等。设备的详细技术参数以最终设计为准。除注明由买方自备的设备外，其余均属卖方供货。4.1原料气过滤和计量系统原料天然气从界区外进入装置，按招标书的要求必须配备贸易结算用流量计量表。系统的设备组成如下：序号设备名称基本工艺参数数量其他说明1原料天然气过滤分离器处理气量：7080Sm3/h进口压力：2.953.2MPa.G进口温度：0352台带精密过滤滤芯用1备12涡轮流量计法国ACTARIS，精度0.5%2台两路计量，用1备1(买方自备)3调压器和切断阀进口压力2.953.2MPa.G出口压力2.95MPa.G各2台两路调压，用1备1(买方自备)4.2原料气脱二氧化碳系统为防止低温液化过程中二氧化碳的冻结，将采用MDEA来脱除二氧化碳，设备构成如下：序号设备名称基本工艺参数数量其他说明1进口分离器处理气量：7080Sm3/h进口压力：2.953.2MPa.G进口温度：381台2吸收塔处理气量：7080Sm3/h进口压力：2.953.2MPa.G进口温度：38出口二氧化碳含量：50ppm出口水分含量：饱和1台3脱碳气冷却器处理气量：7080Sm3/h进口压力：2.95