LNG液化天然气建设项目概况Word文件下载.docx

1、 LNG 生产规模： 20104 Nm3/d液化天然气1.1.2 建设内容 （1）土建工程：原料气压缩机间、氮气压缩机间、地坪、设备基础等。 （2）安装工程：原料气增压系统、原料气净化系统、R22制冷系统、液化系统、增压透平机系统、LNG储运系统及制氮系统、仪表控制系统、供配电控制系统、暖通及消防等辅助系统组成。1.1.3 主要技术经济指标8300型液化装置主要消耗指标及主要财务指标分别见表2-1。表2-1主要财务指标序号指 标单 位数 量备 注1工程总资金万元36811.1建设投资34661.2建设期利息511.3流动资金1642建设期年3生产期204年均销售收入73065年均销售总成本61

2、326年均销售税金2647年均利润总额9108年均所得税2279投资利润率（年均）%24.7110投资利税率（年均）31.8911全投资所得税前11.1财务内部收益率21.6311.2财务净现值322011.3投资回收期（静态）5.7512全投资所得税后24.3533085.913单位加工成本元/m31.93含进气成本1.3 采用的主要技术、工艺天然气的液化包括原料天然气的净化处理和天然气液化两个过程。工艺方案的确定主要是指确定原料天然气的净化处理和天然气液化两个过程的工艺流程。1.3.1工艺技术方案的选择天然气净化用的吸附塔采用分子筛吸附净化工艺，清除原料天然气中的粉尘、H2O、CO2等杂质

3、。天然气液化采用氮气循环膨胀制冷的工艺技术路线。1.3.2工艺技术方案的比较1.3.1.1 天然气净化方法的选择天然气的净化处理，目的是除去低温过程中会固化而产生堵塞的成分。这些成分包括水、硫化物和二氧化碳。对于硫化物和二氧化碳含量较高的气源，净化过程分成两步：第一步采用乙醇胺等溶剂的溶剂吸收法进行处理，将硫化物和二氧化碳的含量减少到几十至几百ppm；第二步采用分子筛吸附将水减少到1ppm以下，二氧化碳含量降到50100ppm。由于溶剂的选择性吸收以及分子筛也吸附硫化物，净化过程能使硫化物净化得更好。对于大型的LNG装置，联合采用这上述两步净化过程是没有问题的。装置大、产量高、效率高、较容易消

4、化这样的净化成本。对于小型的LNG装置，则希望原料天然气中的硫化物和二氧化碳含量尽量低，采用上述第二步方法（即分子筛吸附法）就可以达到要求的净化指标，这样就不至于出现难以消化的净化成本。本LNG装置属于小型装置，所以原料天然气的选择要求硫化物和二氧化碳要尽量低。本项目气源地为柴达木气田。气源由涩北气田至某、兰州的输气管道接入。其主要成分见表2-2。表2-2 原料天然气组成组分名称体积百分比（）甲烷CH499.74二氧化碳CO20.054氮气N20.076乙烷C2H60.074丙烷C3H80.053丁烷C40.0028硫化氢H2S0.0004汞1.910-4g/l因此，本项目原料气净化工艺采用分

5、子筛吸附流程可满足气体液化前的净化要求。1.3.1.2 天然气液化流程的选择目前天然气常用的基本液化流程有：（1）阶式制冷循环流程；（2）混合制冷剂循环流程；（3）膨胀机制冷循环流程；（4）焦-汤节流制冷循环流程。以下对这几种基本流程进行简单的比较：（1）阶式制冷循环流程：这种循环是由若干个不同低温下操作的制冷循环复迭组成。一般由用C3H8、C2H4和CH4为的三个制冷循环复迭而成，来提供液化所需的冷量。它们的制冷温度分别为-40、-100和-160。 净化好的天然气进入换热器与C3H8、C2H4和CH4制冷剂进行热交换，经过冷却、冷凝，并节流到常压后送入液化天然气储罐储存。阶式制冷循环193

6、9年首先应用于液化天然气产品，装于美国的Clevelant，采用NH3、C2H4为第一、第二级制冷剂。优点：能耗低；制冷剂为纯物质，无匹配问题；技术成熟，操作稳定。缺点：机组多，流程复杂；附属设备多，专门储存制冷剂；管路和控制系统复杂，维护不便。（2）混合制冷剂循环流程：混合冷剂制冷循环是1960年发展起来的，克服了阶式制冷循环的某些缺点。它采用混合式的一种制冷剂、一台制冷剂压缩机。制冷剂是根据要液化的天然气组分而配制的，经充分混合，内有N2、C1C5碳氢化合物。多组分混合制冷剂，进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀得到不同温度水平的制冷量，以达到逐步冷却和液化天然气的目的。与阶式制冷循环相比，其优点

7、是：机组少、流程简单、投资省，投资比阶式制冷循环少1520%；管理方便；制冷剂可从天然气中提取和补充。缺点是：能耗较高，比阶式制冷循环多1020%；混合冷剂的合理匹配较为困难。（3）膨胀机制冷循环流程：利用天然气输气管网之间的压力差、即将天然气中的一部分利用本身输送中的压能从高压膨胀到低压，产生的冷量来冷却另一部分天然气，而达到液化的目的。此循环不消耗能量而达到液化。它流程简单、设备简单、调节灵活、工作可靠、易启动、易操作、维护方便；它适用于自由压力能是可以被利用的场合。（4）焦-汤节流制冷循环流程：天然气进行绝热节流时，压力降低，比容增大，但节流前后的焓值是不变的。天然气的焓值是温度和压力的

8、函数，在绝热节流时，焓值虽然不变，但由于压力的改变，其温度也可能发生变化。这一现象称为节流效应（Joule-Thompson效应），天然气节流时温度的变化与压力的降低成比例。焦-汤节流循环流程最简单，投资最少，但效率也最低。膨胀机制冷循环和焦-汤节流制冷循环，这两种工艺流程适合于小型LNG装置。膨胀机制冷循环的效率比焦-汤循环高，特别是有较大的天然气压差时，能实现LNG生产的最佳经济性。国内膨胀机技术已经相当成熟，在轻烃回收和液化天然气装置上已大量使用。由于本项目上游输气管线与最终用气压力之间的有可利用的压力差，为减少初步投资及降低液化成本，以低能耗为原则，本LNG装置采用膨胀机制冷流程，它是

9、最经济的选择。1.3.1.3膨胀机制冷循环流程的选择带膨胀机的液化流程常用的有以下几种：（1）天然气膨胀液化流程：天然气膨胀液化流程是指直接利用高压天然气在膨胀机中绝热膨胀到输出管道压力而使天然气液化的流程。这种流程最突出的特点是它的功耗小、只对需液化的那部分天然气脱除杂质，因而预处理的天然气的量可以大大减少。但流程不能获得像氮气液化膨胀流程那样低的温度、循环气量大、液化率低。（2）氮气膨胀液化流程：与混合制冷剂液化流程相比，氮气膨胀液化流程较为简单、紧凑，造价略低。此能获得很低的温度和较高的液化率。氮气膨胀液化流程能耗低，流程简单，符合本项目的实际情况。1.3.3 与国内、外同类建设项目水平

10、对比国外的天然气液化始于20世纪30年代，美国于1966年发布了世界上第一个LNG的标准，即为NFPA 59A“液化天然气的生产、储存和处理标准”。天然气的液化是将净化合格的天然气变成液态，这方面的工艺技术在上世纪70年代就已经很成熟。与国内、外同类建设项目水平相比，本项目LNG生产在能源、原材料供应和价格上具有竞争优势。1.4项目选址1.4.1 项目选址本项目用地位于某市经济开发区东川工业园8300型液化装置范围内,原乐家湾第三砖厂,塔尔山脚下,与现状凤凰山路北面的城东门站相对而建。1.4.2 建设用地本工程占地约34993.15m2（约51.5亩），这里地势比较开阔，交通方便，周围100米

11、范围内无居民稠密区和大型公共建筑，整个区域属于规划中的一类工业用地。1.5 产品方案及建设规模项目8300型液化装置在一期基础上建设，生产能力为20104 Nm3/d，设计进LNG装置气量为24104 Nm3/d，设计出LNG装置气量为3.878104Nm/d，年产液化天然气产量约为5万吨。1.6 总图及平面布置1.6.1总图布置的一般原则（1）根据站内设施的功能性质、生产流程和实际危险性，结合四邻状况及风向，分区集中布置，尽量减少管线长度，节约投资，方便以后的安去作业和经营管理。（2）保证站内场地通畅，方便大型车辆和消防车辆的出入。1.6.2 总平面及竖向布置1.6.1.1总平面布置根据青海

12、中油燃气技术开发有限公司提供的总平面布置图和可研报告的总平面布置方案，本工程项目的布置情况如下：站场内分区集中布置，分为调压配气区、液化区、LNG储罐区、气化区、装车区、仪表控制区和消防辅助区等。调压配气区位于站内西南角，为敞开式结构。工艺配管区为长方形布置，南北长39.5米，东西宽15米。仪表控制区位于站内西侧中部，包括仪表值班室，空压机房、循环水间、锅炉房及凉水塔等辅助设施。8300型液化装置液化区位于站内东南端，包括加压净化装置、液化装置、加热装置及制氮和循环装置等生产设施。LNG储罐区位于站内中部，包括6台150立方米卧式低温储罐（包括8300型液化装置3台），增压气化装置等，储罐区四

13、周设置高度为1.5m的挡液防火堤，堤脚线至罐壁距离最小距离为7.5m，罐区地坪采用不发火地坪。装车区位于LNG储罐区北侧，设3个装车柱（8300型液化装置2个），可同时为3辆罐车罐注LNG，装车区前设回车场约2600平方米，装车区出口设50吨地中衡一台。配电、消防辅助区位于站内西北部，包括消防泵房、变配电间、地下消防水池，消防水池设2座，单座容积1600m3。放散塔位于站场外西南角山坡上，距站场南侧、西侧围墙约为5米，其与站内最近的甲类工艺装置（调压配气区）距离为27米（规范要求距离25m）；放散塔设20米高放散管4根，其管口与站场内地坪高差约为35m，该地区主导风向为东南风，因此放散气体不会对站场造成威胁。1.6.1.2 竖向布置站场竖向设计依据相关规范，结合厂区现状进行，站场由北至南，依据地形由低到高阶梯式设计，配电、消防辅助区地坪最低，工艺配管区地坪最高，两者高差