冀东油田部分液化管道天然气项目可行性报告文档格式.docx
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3.1概述9
3.1.1天然气净化9
3.1.2天然气液化与储存10
3.2工艺流程特点11
3.2.1原料气预处理系统11
3.2.2液化和制冷系统11
3.2.3原料气组分变化12
3.2.4可调节范围12
3.3产品确认及说明12
第四章工艺设备选型和供货13
4.1原料气过滤调压计量系统13
4.2原料气预处理系统13
4.3低温液化系统18
4.4气波制冷机系统19
4.5产品储存装车系统19
4.6氮气系统20
4.7仪表空气系统21
4.8手动阀门21
4.9设备的供货状态21
4.9.1非标设备21
4.9.2各类泵23
第五章装置性能保证值25
5.1基本条件25
5.2测量方法25
5.3考核条件25
5.4性能保证值25
5.4.1液化天然气产量25
5.4.2电耗26
第六章设计标准27
第七章项目建设周期29
第八章项目投资估算30
第九章经济效益分析32
9.1经济效益分析基础数据32
9.2财务分析32
9.3财务预测33
第一章设计基础资料
1.1项目概况
本天然气液化装置将按下述条件进行设计，每天生产13.7777×
104Nm3液化天然气。
本天然气液化装置是利用天然气输气管网之间的压力差，采用气波机膨胀制冷的方法，将原料天然气部分液化的成套装置。
1.2计量单位
除非另有说明，本技术文件的所有图纸、文件和技术资料将按如下的国家法定计量单位：
温度℃
压力MPa（MPa表示绝压、MPa.G表示表压）
流量Nm3
SiO2≤0.02ppm，
总硬度（按CaCO3计）≤0.2ppm，
铁≤0.025ppm
总溶解固体≤0.025ppm
铜≤0.2ppm
Cl-≤5ppm
1.4.3导热油系统
本天然气液化装置需要高低温导热油各一路，低温一路用于脱二氧化碳溶剂再生，高温一路用于原料天然气干燥系统的分子筛再生，由新建的导热油系统提供。
1.4.4仪表空气
本液化装置需要仪表空气，为气动仪表提供动力气源，初步确定在厂区新建。
仪表空气应符合SHT3020-2001《石油化工仪表供气设计规范》的标准要求。
仪表空气压力0.5~0.7MPa.G
露点温度≤-40℃
1.4.5装置用氮气
本天然气液化装置需要氮气，初步确定在厂区新建氮气系统。
氮气主要用于首次开车和检修时的置换、保持LNG贮槽和液化冷箱正压、低温系统的加温解冻等。
氮气的基本要求为：
氮气压力0.5~0.7MPa.G
纯度≥99.99%
含水量≤1ppm
含二氧化碳量≤1ppm
1.4.6装置用燃料气
本天然气液化装置的导热油炉采用直接火焰加热，需要使用燃料气，采用装置原料天然气或BOG做燃料气。
燃料气压力0.2MPa.G
1.4.7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。
第二章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LNG产量不小于13.7777×
104Nm3d。
年开工时数按8000小时。
原料天然气处理量为60×
2.1.2产品方案
本装置的产品为液化天然气（LNG），见表2.1.2-1
表2.1-1产品方案
液化天然气（LNG）
标准气体状态LNG产量
137,777Nm3d
液体状态LNG产量
257.8m3d
产品质量流量
105td
LNG贮槽的储存压力
0.12MPa.G
LNG贮槽的储存温度
-147.℃
说明：
LNG的产量是指液化冷箱出口处的产量。
2.1.3装置操作弹性范围
本天然气液化装置的液化能力的弹性范围：
40%~120%。
2.2公用工程消耗
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
原料天然气
60×
104Nm3
工艺性用电
6636Kw.h
指轴功率
补充新鲜水
129m3
按闭式水考虑，以工程设计为准
表2.2-2每Nm3的LNG消耗一览表
消耗量
燃料气
0.073Nm3
CO2含量对此项指标有重要影响
0.048Kw.h
按轴功率计算
补充新鲜水
0.94L
2.2.1装置电耗
装置在上述产品及产量下的电耗见表2.2-3.
表2.2-3.工艺主装置电耗一览表（Kw）
项目
功率（Kw）
电压等级
轴功率
电机功率
MDEA循环泵
125
2×
150
380V、50Hz
用1备1，两台互为备用
回收泵
1.5
2.2
用1备1
MDEA液下泵
4
5.5
冷干机
45
55
用于分子筛再生气冷却
仪表空气压缩机
15
22
氮气加热器
30
40
加温用，不计入总电耗
LNG装车泵
19.1
间断使用，不计入总电耗，用1备1
循环冷却水泵
75
凉水塔风机
11
仪表控制系统用电
20
220V、50Hz
合计
276.5
2.2.2循环冷却水
本装置的工艺性循环冷却水耗量见表2.2-4。
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.G
表2.2-4循环冷却水一览表
循环冷却水量（m3h）
脱酸气冷却器
MDEA贫液冷却器
140
酸气冷却器
再生气冷却器
85
气波机冷却器
65
360
2.2.3脱盐水
脱盐水采用反渗透装置生产，脱盐水成分的要求如下：
导电率≤10μscm
SiO2≤0.02ppm,总硬度（按CaCO3计）≤0.2ppm
铁≤ppm0.025ppm
总溶解固体≤0.025ppm，铜≤0.2ppm，Cl-≤5ppm
脱盐水用量300Kgh
2.2.4导热油
本天然气液化装置需要低压的高、低温导热油，主要用于装置脱二氧化碳溶剂再生以及原料天然气干燥系统的分子筛再生，由买方新建的导热油系统提供。
高、低温导热油压力≥0.50MPa.G
低温导热油供回油温度160140℃
低温导热油提供热量2069kJs
高温导热油供回油温度280250℃
高温导热油提供热量622kJs
2.2.5装置其他消耗一览表
装置在上述产品及产量下的其他消耗量见表2.2-5。
2.2-5装置其他消耗一览表
MDEA
6t
每年用量
活化剂
溶液过滤活性炭
0.70t
每年更换一次
分子筛
每2年更换一次
脱重烃用活性炭
1.5t
浸硫活性炭
煤基活性炭
φ6瓷球
0.9m3
φ13瓷球
第三章工艺技术方案及说明
3.1概述
LNG装置的原料天然气杂质为水分和二氧化碳，原料气的净化就是要清除原料天然气中的水分和二氧化碳等杂质。
由于水分和二氧化碳在液化冷箱内的低温环境中将以冰或霜的形式冻结成固体，会导致如下情况：
1）在换热器表面会增加换热热阻，使换热器工况恶化。
2）在管道、阀门和喷嘴内冻结会引起堵塞，特别在节流阀处。
根据上述采用的原料天然气，其净化过程分为下列3个步骤：
1）天然气脱酸性气体（即脱除二氧化碳）。
2）天然气干燥（脱除天然气中的微量水分）。
3）天然气脱重烃和汞。
下表是LNG产品的原料天然气的处埋指标。
表3.1LNG装置预处理指标
杂质组分
预处理指标
水
H2O
<
0.5~1ppm
二氧化碳
CO2
50~100ppm
硫化氢
H2S
4ppm
芳香烃
10ppm
汞
Hg
10ngNm3
3.1.1天然气净化
从管网来的压力为6.0MPa的原料天然气自界区外进入装置，（如果压力不足，需要增压）首先在过滤分离器中分离可能存在的水分或凝液。
之后进入MDEA脱酸气系统，脱除酸性气体后的天然气进入分子筛吸附器除去水分，天然气由上而下通过吸附器，从吸附器中出来的天然气水分含量≤1ppm。
●分子筛吸附器的再生：
吸附器为三台，一台处于吸附状态、一台处于再生状态、一台处于冷却状态，切换使用。
（暂定吸附周期8小时）
入脱水装置的部分天然气作为吸附器再生和冷却的介质：
分出的再生气通过流量计量后，由上而下通过冷却状态的吸附器，冷却气体流出吸附器后进入再生气加热器加热到280℃，由下而上通过加热状态的吸附器，再生气流出吸附器后，经过再生气冷却器冷却，进入再生气水分离器分离冷凝的水分。
冷却后的再生气与主流汇合，进入处于吸附状态的吸附器。
3.1.2天然气液化与储存
天然气的液化过程如图3.1所示：
图3.1天然气液化流程示意图
净化后的天然气在进入冷箱前分作两路，分别叫气波机路（402：
图中节点编号，下同）和高压气路（401），气波机路占总气量的80.7%，高压气路气量占19.3%。
两路气进入冷箱降温。
气波机路预冷降温到-32℃（407），进入气波制冷机，膨胀至0.82MPa，降温至-104℃（408），膨胀后的低温气体均返回冷箱中的板翅式换热器，为天然气液化提供冷量并复热到36℃，以0.8MPa（G）（413）送入中压管网。
高压气路进入冷箱中的板翅式换热器降温，降到-107℃（403）后节流减压到0.12MPa（G），降温至-147℃（4
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