冀东油田部分液化管道天然气项目可行性研究报告1

《冀东油田部分液化管道天然气项目可行性研究报告1》由会员分享，可在线阅读，更多相关《冀东油田部分液化管道天然气项目可行性研究报告1（35页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、冀东油田部分液化管道天然气项目可行性研究报告2013年6月目录第一章 设计基础资料11.1 项目概况11.2 计量单位11.3 原料天然气11.4 公用设施条件21.4.1 装置用电21.4.2 装置用水21.4.3 导热油系统31.4.4 仪表空气31.4.5 装置用氮气31.4.6 装置用燃料气41.4.7 消防用水4第二章 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52.1.3 装置操作弹性范围52.2 公用工程消耗52.2.1 装置电耗62.2.2 循环冷却水72.2.3 脱盐水72.2.4 导热油82.2.5 装置其他消耗一览表8第

2、三章 工艺技术方案及说明93.1 概述93.1.1 天然气净化93.1.2 天然气液化与储存103.2 工艺流程特点113.2.1 原料气预处理系统113.2.2 液化和制冷系统113.2.3 原料气组分变化123.2.4 可调节范围123.3 产品确认及说明12第四章 工艺设备选型和供货134.1 原料气过滤调压计量系统134.2 原料气预处理系统134.3 低温液化系统184.4 气波制冷机系统194.5 产品储存装车系统194.6 氮气系统204.7 仪表空气系统214.8 手动阀门214.9 设备的供货状态214.9.1 非标设备214.9.2 各类泵23第五章 装置性能保证值255.

3、1 基本条件255.2 测量方法255.3 考核条件255.4 性能保证值255.4.1 液化天然气产量255.4.2 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329.1 经济效益分析基础数据329.2 财务分析329.3 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13.7777104Nm3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

4、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/h(指0、0.101325MPa的气体状态) 功率kw组成mol%1.3 原料天然气原料天然气参数：气源管输天然气气量100104Nm3/d进站压力6.0MPa.G(按6.0MPa.G设计)出站压力0.8MPa.G温度常温(按035设计)组成(mol%)方案选择的管道天然气组成数据，见表1.3-1。说明：天然气组份的含量直接影响工艺流程组织和净化设备的设计，本技术方案按(表1.3-1)设计。但根据乙方在LNG装置上的设计和调试经验，本装置的CO2最大含量按3%mol设计，水露点最大按进气条件下饱和状态设计。表1.3

5、-1原料天然气组成数据介质组成mol%备注氮气 N21.205甲烷 CH492.798乙烷 C2H63.864丙烷 C3H80.224异丁烷 iC4H100.079正丁烷 nC4H100.121异戊烷 iC5H120.061正戊烷 nC5H120.030己烷及以上0.299二氧化碳 CO21.319按3%设计水露点按进气条件下饱和设计1.4 公用设施条件1.4.1 装置用电厂区供电设计按2路外供电考虑，电压为380V。天然气液化装置的电力主要供仪表控制系统以及其他辅助机器和泵等使用。1.4.2 装置用水补充水的来源，暂时确定补充水由市政给水管网供给，压力0.35MPa.G 。本天然气液化装置需

6、要两种类型的水：冷却水、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/回水温度32/40 设计上水压力0.4MPa.G2) 脱盐水采用反渗透装置生产。脱盐水主要用于MDEA循环再生过程中损耗的补充。脱盐水成分的要求如下：导电率10us/cm SiO20.02ppm，总硬度 (按CaCO3计)0.2ppm，铁0.025ppm总溶解固体0.025ppm铜0.2ppmCl-5ppm1.4.3 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

7、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，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0.50.7MPa.G纯度99.99%含水量1ppm含二氧化碳量1ppm1.4.6 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

8、料气。燃料气压力0.2MPa.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13.7777104Nm3/d。年开工时数按8000小时。原料天然气处理量为60104Nm3/d。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137,777Nm3/d液体状态LNG产量257.8m3/d产品质

9、量流量105t/dLNG贮槽的储存压力0.12MPa.GLNG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60104Nm3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消耗一览表消耗项目消耗量备注燃料气0.073Nm3CO2含量对此项指标有重要影响工艺性用电0.048K

10、w.h按轴功率计算补充新鲜水0.94L按闭式水考虑，以工程设计为准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）电压等级备注轴功率电机功率MDEA循环泵1252150380V、50Hz用1备1，两台互为备用回收泵1.522.2380V、50Hz用1备1MDEA液下泵45.5380V、50Hz用1备1冷干机45255380V、50Hz用于分子筛再生气冷却仪表空气压缩机15222380V、50Hz用1备1氮气加热器3040380V、50Hz加温用，不计入总电耗LNG装车泵19.1230380V、50Hz间断使用，不计入总

11、电耗，用1备1循环冷却水泵55275380V、50Hz用1备1凉水塔风机1115380V、50Hz仪表控制系统用电2020220V、50Hz合计276.52.2.2 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循环冷却水一览表项目循环冷却水量(m3/h)备注脱酸气冷却器40MDEA贫液冷却器140酸气冷却器30再生气冷却器85气波机冷却器65合计3602.2.3 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

12、率10s/cmSiO20.02ppm,总硬度（按CaCO3计）0.2ppm铁ppm0.025ppm总溶解固体0.025 ppm，铜0.2ppm，Cl-5ppm脱盐水用量300Kg/h2.2.4 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160/140低温导热油提供热量2069 kJ/s高温导热油供/回油温度280/250高温导热油提供热量622 kJ/s2.2.5 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

13、-5 装置其他消耗一览表消耗项目消耗量备注MDEA6t每年用量活化剂6t每年用量溶液过滤活性炭0.70t每年更换一次分子筛6t每2年更换一次脱重烃用活性炭1.5t每2年更换一次浸硫活性炭1.5t每2年更换一次煤基活性炭1.5t每2年更换一次6瓷球0.9m3每2年更换一次13瓷球0.9m3每2年更换一次第三章 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

14、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3.1 LNG装置预处理指标杂质组分预处理指标水H2O0.51ppm二氧化碳CO250100ppm硫化氢H2S4ppm芳香烃10ppm汞Hg10ng/Nm33.1.1 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

15、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。l 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

16、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（404）进入气液分离罐，罐顶的气相（406）返回板翅式换热器，为天然气液化提供

17、冷量并复热到36（409），然后一部分作为燃料气（410），另一部分进入中压管网（412）。罐底的LNG液体产品送入LNG储罐，压力为0.12MPa（405）。3.2 工艺流程特点3.2.1 原料气预处理系统原料气预处理系统的工艺流程所选择的工艺方法具有如下特点：1）采用活性胺法(MDEA)脱碳，较MEA法具有发泡小、腐蚀性小、胺液损失小等特点。2）采用分子筛吸附可以深度脱水，即使在低水汽分压下仍具有很高吸附特性。3）采用活性炭脱重烃，可使芳香烃和C6+，重烃基本脱除，彻底解决低温冻堵问题，保证长周期运转。4）将脱水与脱重烃组合到一起，减少切换阀门的数量，提高装置运行的可靠性。5）汞与浸硫活性

18、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。采用浸硫活性炭脱除汞，其价格低廉。6）精密过滤元件可以使分子筛和活性炭粉尘过滤到10um以下。7）采用子母贮槽储存LNG,LNG带压储存，同时储存量较大。3.2.2 液化和制冷系统液化和制冷系统所选择的工艺方法为气波制冷机膨胀制冷，其特点为：1）该工艺流程充分利用了管网之间的压力能2）气波制冷机近似可看做一个静设备，上游高压管网压力、流量的变化，不会对气波机造成任何损坏，操作极其简便。3）装置基本无能耗，运行稳定，维护成本低。3.2.3 原料气组分变化通过适当调节装置的运行条件，可在较宽的范围内适应原料天然气组分的变化。3.

19、2.4 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1）下游中压管网的天然气消耗量。2）预处理系统的负荷调节范围(40%120%)。整个装置可在40120%之间调节。3.3 产品确认及说明对业主提供的原料组分，采用先进工艺计算软件进行了流程计算，计算结果如表3.3-1：表3.3-1流程计算结果项目数据备注LNG贮存压力0.12MPa.GLNG贮存温度-147.4LNG分子量17.1LNG密度426.8kg/Nm3每m3液体汽化后的气体体积564Nm3每吨液体汽化后的气体体积1310Nm3汽化后的标态密度0.765kg/Nm3低位热值9016kcal/Nm3可以看出，液化后的天然气是

20、优质的，由于其杂质含量微乎其微，燃烧过程更加环保。第四章 工艺设备选型和供货本章所述的工艺设备基本技术数据以最终设计为准。4.1 原料气过滤调压计量系统分离并过滤原料天然气中的液态相固态杂质，为后续系统提供洁净、压力稳定的原料天然气。序号设备名称基本工艺参数数量主体材质其他说明1过滤分离器处理气量：30000Nm3/h进口压力：6.0MPa.G进口温度：0352台Q345R属非标设备4.2 原料气预处理系统为防止低温液化过程中二氧化碳、水和重烃(含苯)的冻结，将采用溶液吸收和分子筛吸附等方法来脱除这些杂质，设备构成如下：序号设备名称基本工艺参数数量主体材质其他说明原料气脱酸气单元1吸收塔处理气

21、量：30000Nm3/h二氧化碳设计含量3%设计压力： 6.0MPa.G进口温度：-401台Q345R属非标设备2脱酸气冷却器处理气量：30000Nm3/h气体进口温度：-60气体进出口温度：-401台Q345R不锈钢换热器属非标设备3脱酸气分离器处理气量：30000Nm3/h进口温度：-40设计压力： 6.0MPa.G设计温度：801台Q345R属非标设备4MDEA循环泵进口流量：60m3/h扬程：600m进口温度：-552台过流部分为不锈钢属泵类离心类，用1备15闪蒸分离器处理量28m3/h进口温度：-50设计压力： 6.0MPa.G设计温度：801台Q345R属非标设备6MDEA溶液过滤

22、器处理量5m3/h设计压力： 6.0MPa.G设计温度：801台Q345R属非标设备7贫富液换热器介质管程/壳程：MDEA贫液/MDEA富液工作压力管程/壳程：0.06/0.12MPa设计压力管程/壳程：0.06/0.6MPa工作温度管程/壳程：120/95设计温度管程/壳程：140/1201台属非标设备8贫富冷却器介质管程/壳程：MDEA贫液/循环水工作压力管程/壳程：0.05/0.12MPa设计压力管程/壳程：0.6/0.6MPa工作温度管程/壳程：80/40设计温度管程/壳程：100/601台属非标设备9酸气冷却器介质管程/壳程：酸气/循环水工作压力管程/壳程：0.05/0.12MPa设

23、计压力管程/壳程：0.09/0.6MPa工作温度管程/壳程：105/40设计温度管程/壳程：120/601台Q345R不锈钢换热管属非标设备10酸气分离器处理量：600Nm3/h设计压力： 0.09MPa.G设计温度：801台不锈钢属非标设备11MDEA地上储槽设计压力： 0.09MPa.G有效容积：5m3设计温度：801台Q345R属非标设备12MDEA地下储槽设计压力： 0.09MPa.G有效容积：1.6m3设计温度：801台Q345R属非标设备13消泡剂罐设计压力： 0.09MPa.G有效容积：0.8m3设计温度：801台不锈钢属非标设备14消泡剂泵进口流量：1m3/h扬程：80m进口温

24、度：401台过流部分为不锈钢属泵类15回收泵进口流量：4m3/h扬程：80m进口温度：402台过流部分为不锈钢属泵类16MDEA液下泵进口流量：5m3/h扬程：80m进口温度：402台过流部分为不锈钢属泵类用1备117再生塔工作压力：0.04MPa设计压力： 0.09MPa工作温度：120设计温度：1501台不锈钢属非标设备18再沸器介质管程/壳程：导热油/MDEA溶液工作压力管程/壳程：0.5/0.05MPa设计压力管程/壳程：0.8/0.09MPa工作温度管程/壳程：160/125设计温度管程/壳程：200/1801台不锈钢属非标设备原料气干燥与脱重烃单元19吸附塔吸附状态压力/温度：6.

25、0MPaG/40再生状态压力/温度：6.0MPa.G/280出口H2O1ppm、C2H620ppm3台Q345R属非标设备20再生气加热器介质管程/壳程：天然气/导热油工作压力管程/壳程：2.6/0.5MPa设计压力管程/壳程：3.5/1.0MPa工作温度管程/壳程：280/280设计温度管程/壳程：300/3001台Q345R不锈钢属非标设备21再生气冷却器介质管程/壳程：天然气/循环水工作压力管程/壳程：2.6/0.4MPa设计压力管程/壳程：3.5/0.6MPa工作温度管程/壳程：280/40设计温度管程/壳程：300/601台Q345R不锈钢属非标设备22再生气分离器处理量6000Nm

26、3/h出口液滴直径100um设计压力：6.6MPa.G设计温度：801台Q345R属非标设备原料气脱汞与过滤单元23脱汞器按原料天然气含汞5ug/Nm3设计出口含汞量0.01ug/Nm32台Q345R属非标设备24粉尘过滤器出口粉尘直径10um2台Q345R属非标设备4.3 低温液化系统采用气波制冷机膨胀制冷的方法，使净化天然气冷却、液化并过冷，并输送到LNG储槽。液化冷箱由液化换热器、分离器、保冷壳体以及配套的管线阀门组成。其目的是通过制冷使净化天然气降温而液化得到产品液化天然气(LNG)。低温液化系统的设备组成如下：序号设备名称基本工艺参数数量主体材质其他说明1液化冷箱外形尺寸：约3600

27、X3200X1800重量：约80吨1台属于非标设备1.1冷箱壳体3600x3200x18001台碳钢属于冷箱1.2液化换热器换热负荷：2500KW4台铝制板翅式已安装于冷箱内1.3LNG闪蒸灌LNG储量：1000L处理气量：10000NM3/h进口压力：0.12Mpa.G进口温度：-1371台不锈钢已安装于冷箱内1.4分离灌处理气量：10000M3/h进口压力：6.0MPa.G进口温度：-451台不锈钢已安装于冷箱内1.5低温管道满足压力和低温要求1套不锈钢已安装于冷箱内1.6低温阀门满足压力和低温要求1套不锈钢已安装于冷箱内1.7低温电缆1套已安装于冷箱内1.8绝热材料导热系0.0280.0

28、30W/M.K容量：4560Kg/m3足量珠光砂，用户自购并现场装填2气波制冷机过桥2台3残液放空分离器1200，H=45001台不锈钢属非标设备4氮气加温器功率60KW1台Q345R属非标设备4.4 气波制冷机系统序号设备名称基本工艺参数数量主体材质其他说明1气波制冷机处理气量：30000Nm3/h进口压力：6.0MPa.G进口温度：0-80撬装块外形尺寸：约5000X2400X2000重量：约6吨2台1Cr18Ni9Ti属非标设备4.5 产品储存装车系统储存LNG，完成贮槽的保护功能，并将带压子母贮槽储存的LNG通过装车泵增压后装车。产品储存装车系统的设备组成如下：序号设备名称基本工艺参数

29、数量主体材质其他说明1LNG贮槽有效容积：1750m3设计压力：0.6MPa充装（满）系数：0.921台子母贮槽2贮槽自增压汽化器设计压力：1.6MPa汽化量：500Nm3/h1台铝制翅片式3LNG装泵车流量：80m3/h进口压力：常压出口压力：1.0MPa2台用1备14BOG加热器设计压力：1.61MPa加热气量：500Nm3/h出口温度：-160出口温度：较环境温度低5101台铝制翅片式属非标产品5装台车附件包括1套装车臂、6根装车软管、6套拉断阀按4个装车台位考虑4.6 氮气系统为天然气液化装置提供首次开车和检修时的置换、保持冷箱正压、制冷剂的补充、低温系统的加温解冻等。氮气系统的设备组

30、成如下：序号设备名称基本工艺参数数量主体材质其他说明1100Nm3/hPSA制氮系统详见公用工程条件部分1套220m3液氮贮槽设计压力：0.8 MPa有效容积：20m3包括自增压器1台不锈钢Q345R真空绝热3氮气汽化器汽化300Nm3/h1台铝制翅片式4氮气平衡罐设计压力：0.8 MPa设计温度：-30容积：10m31台16MnDR4.7 仪表空气系统天然气液化设备需要仪表空气，为气动仪表提供动力气源。装置区内新建的仪表空气系统，仪表空气的质量符合SH/T3020-2001石油化工仪表供气设计规范的标准要求。系统组成如下：序号设备名称规格或外形尺寸数量其他说明1螺杆空压机2台2气水分离器2台

31、空压机带3除油过滤器3台4无热再生干燥装置1台510m3空气储罐1台4.8 手动阀门低温手动阀门、常温手动阀门按最终仪表控制和管道流程图中所列的手动阀门供货。4.9 设备的供货状态4.9.1 非标设备非标设备是工艺装置中由卖方自行设计的压力容器、常压容器等设备，比如各类塔（器）等。4.9.1.1设备设计制造检验标准液化装置主要工艺设备的设计、制造、检验和验收采用采用如下标准(包括但不限于，同时卖方承诺将使用最新的标准）。国务院特种设备安全监察条例TSGR0004-2009固定式压力容器安全技术监察规程GB150-1998钢制压力容器及第一、二号修改单GB151-1999管壳式换热器JB /T4

32、730-2005承压设备无损检测JB/T4710-2005钢制塔式容器JB/T4709-2000钢制压力容器焊接规程JB/T4711 -2003压力容器涂敷与运输包装GB /T8163-1999流体输送用无缝钢管GB/T14976-2002流体输送用不锈钢无缝钢管GB13296-2007锅炉、热交换器用不锈钢无缝钢管GBT4237-2007不锈钢热轧钢板和钢带GB713-2008压力容器用钢板JB/T7216- 1994铝制板翅式换热器技术条件JB4708-2000钢制压力容器焊接工艺评定4.9.1.2 设备的无损检测比例与压力试验等要求非标设备将严格按照现行国家、行业最新的有效标准来确定无损

33、检测的比例与压力试验(包括强度与气密性)要求。同时卖方承诺将严格按照业主提出的特殊的监测要求(比如冷箱内管路的氦质谱检漏)来规范设计、制造和检验。4.9.1.3 设备供货状态的说明按照卖方要求，非标准设备供货状态如下。4.9.1.3.1 设备配套的填料、内件和机物料卖方提供的非标准设备中，吸收塔和再生塔采用250Y的不锈钢板波纹填料，该部分填料由卖方深冷采购并完成最后在制造厂内的组装，整体出厂。部分带丝网捕雾器的设备（主要是分离器等)由卖方采购并完成在制造厂内的组装，整体出厂。装置在运行过程中需要进行拆卸清洗或更换的填料、内件或机物料(比如MDEA溶液等)由买方采购并按照卖方技术要求进行安装或

34、装填。A. 过滤分离器(2台)和粉尘过滤器(2台)的精密过滤滤芯由投标方供货，由业主现场安装。B. 原料天然气脱酸气使用的MDEA溶液、活化剂、消泡剂等，C. MDEA溶液过滤器使用的活性炭。D. 脱水脱重烃使用的13X分子筛、活性炭。E. 脱汞使用的浸硫煤基活性炭。F. 制冷剂配比系统丙烷、异戊烷脱水的分子筛。4.9.1.3.2 保温、保冷和防烫材料与施工卖方提供的非标准设备中，下列需要在安装现场进行保温施工，由买方完成保温、保冷和防烫材料的购买与施工(装填)。A. 吸收塔、再生塔、贫富液换热器、贫液冷却器、再沸器、吸附器、再生加热器、再生冷却器。B. 冷箱内的珠光砂与矿渣棉。4.9.1.3

35、.3 配对法兰与紧固件卖方提供的非标准设备中，所有法兰连接处均配成对法兰、密封垫片与紧固件，同时在装置运行前需要进行拆卸处配一套密封垫片备件。卖方按照设计要求所提供设备的所有地脚螺栓和紧固件。设备安装所需要的垫铁等由买方自行负责采购。设备的就地液位计由卖方供货，由买方安装。4.9.1.3.4设备的涂敷与运输包装卖方提供的非标准设备将按JB/T4711-2003压力容器涂敷与运输包装和买方的关于颜色的要求等完成设备出厂前的涂敷。运输过程中的油漆刮伤等问题由卖方提供油漆，买方负责修复。安装过程中的损伤由买方负责修复。卖方提供的设备包装不回收。4.9.2 各类泵卖方提供的泵包括原料天然气脱酸气系统的

36、工艺泵。4.9.2.1泵设计制造检验的标准卖方提供的泵满足现行的国家和行业标准。4.9.2.2 供货状态4.9.2.2.1供货范围卖方提供的泵包括泵体、电机、支架(或底座)、成对法兰、紧固件和密封垫片等常规配置，同时每台泵均带地脚螺栓和紧固件。每台泵均带一套一年期常规备件。有特殊要求的泵，必须增加类似弹簧减振器等配置。4.9.2.2.2运输和包装卖方提供的泵运输和包装须满足如下要求：A. 满足现行的国家和行业标准要求。B. 买方提出明确的合理化要求时，必需考虑。C. 运输包装不回收。4.9.2.2.3 说明各类泵安装后若需要添加机油等物料，由买方提供。第五章 装置性能保证值5.1 基本条件本章

37、所规定的天然气液化设备性能保证值是建立本技术方案第一章所规定的设计基础条件之上，并且是在进装置的原料气流量、组分、组成和压力位于设计点，其测试结果作为双方对合同设备验收的依据。装置在上述基本条件下连续运转3天后，在买方和卖方做好考核准备工作后开始进行对装置的考核和验收工作。考核时以连续运行3天的平均产量和能耗数据作为考核验收的依据。5.2 测量方法气体产量：采用孔板流量计测量，并按温度、压力参数修正。液体产量：采用LNG出冷箱管道上设置的质量流量计计量。若采用贮槽液位计指示，则由于LNG贮槽和管道系统有约0.1%的汽化量，该汽化量也必须作为LNG产量的一部分来计算。气体压力：采用U形压力计或压

38、力表测定。上述所采用的计量仪表经过双方认可。标准按现行国家和行业标准。5.3 考核条件原料气的流量和压力以进本装置的流量计量表和压力表的测量值并按国家标准修正。5.4 性能保证值5.4.1 液化天然气产量本装置的液化天然气产量保证值为：137,777Nm3/d (其状态为0、0.101325MPa)，LNG液体体积为257m3/d 。液态LNG产量是指LNG贮槽的储存压力为0.12MPa.G下的容积，由于LNG贮槽有一定的汽化量，该汽化量也是LNG产量的一部分。若考核时装置运行不在本技术方案第一章规定的设计条件下，则可根据实际进气量、进气压力和组分的情况，双方协商考核方式对合同装置进行考核验收

39、。5.4.2 电耗装置工艺性电耗保证值：0.05kW.h/Nm3LNG。装置工艺性电耗是指本方案第二章表2.2-3所列出的功率之和，机械效率和电机效率按92%考虑。第六章 设计标准本项目的设计、设备、材料、施工、安装、检查及和验收必须符合但不限于下列规范和标准的规定：爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 (GB50058-1992) 爆炸环境用防爆电气设备 GB3836.1012-91 承压设备无损检测 JB/T4730.16-2005 低温液体储运设备使用安全规则 JB6897-1997 低温液体容器基本参数 JB/T3356-1992 低温液体容器性能试验方法 JB/T3356.1-1999

40、 地面与楼面工程施工及验收规范地下防水工程施工及验收规范地下工程防水技术规范电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范(GB50257) 电气装置安装工程低压电器施工及验收规范 (GB50254-1996) 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范 (GB50168-1992) 电气装置安装工程高压电气施工及验收规范 (GBJ147-1990) 阀门检验与管理规程 (SH3518-2000) 粉末普通绝热贮槽 JB/T9077-1999 钢筋焊接及验收规程钢制焊接常压容器 JB/T4735-1997 钢制压力容器 (GB150-1998) 钢制压力容器焊接工艺评定 JB 4708-

41、2000 钢制压力容器焊接规程 JB/T 4709-2000 工厂企业总平面布置设计规范 (GB50l87-l993)工业管道工程施工及验收规范 (GB50235-1997) 工业金属管道设计规范 (GB50316-2000) 工业设备及管道绝热工程设计规范 GB50264-97 工业设备及管道绝热工程施工及验收规范 GBJ126-89 管壳式换热器 (GB151-1999) 混凝土结构工程施工及验收规范混凝土结构工程施工质量验收规范 (GB50204-2002) 火灾自动报警系统施工及验收规范 (GB50166-1992) 建筑地基处理技术规范 (J220-2002)建筑设计防火规范 (GB

42、50016-2006)立式圆筒形钢制焊接储罐施工及验收规范 GB50128-2005 流体输送用不锈钢无缝管 GB/T14976 铝制板翅式换热器技术条件 (JB/T7261-1994) 石油工业常用机电产品验收一般规定 SY5548.3-1992 石油化工绝热工程施工工艺标准 (SHJ522-1991) 石油化工企业设备管道表面色和标志 (SHJ43-1991) 石油天然气工程设计防火规范 (GB50183-2004) 涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级 GB8923-88 屋面工程施工及验收规范现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范 (GB50236-1998) 压力容器安全技术监察规程(

43、1999版)液化天然气的生产、储存与装运 (GB/T20368-2006) 砖石工程施工及验收规范在合同履行期间，若上述标准和规范有修改或重新颁布，卖方将遵照新颁布版本执行。第七章 项目建设周期编号工程项目第一年度第二年度1234567891011121234567891011121工艺包设计2工程设计3招标、合同签订4设备制造5土建施工6设备安装7设备调试8设备试运行注：由于项目所需设备均为非标产品，所以制造周期较长，尤其是冷箱需要810个月。第八章 项目投资估算项目投资估算包含：工艺设备费、公共工程费，工艺包设计费，工程设计费，工程安装费，安装材料费等。准确的估算要在工程设计完成后，在最终

44、设计的基础上进行。相同项目投资为8800万元。不可预见费500万元，流动资金1000万元。项目需要资金10300万元。第九章 经济效益分析9.1 经济效益分析基础数据1）LNG日产量为137,777Nm3，合105吨。年开工时间按照8000小时计算，则年产LNG总计35000吨。2）原料气单位价格按1.5元/标方计算，工业用电按0.8元/度计算，工业用水按4元/吨计算。3）LNG价格按照4元/标方计算，合5248元/吨。4）LNG销售增值税及原料气增值税按13%计算，所得税按照25%计算，平均总税按15%计算。5）设备折旧期按照10年计算，每年折旧10%。9.2 财务分析9.3 财务预测根据以上计算，本项目的年度财务预测为：表9.1 项目年度财务预测项目金额（万元）收入18368原料气成本6821燃料气成本497.8电耗成本175.2水耗成本17人工成本 192（32人，年均6万元）管理成本30折旧780总利税9855税2755净利润7100根据上述财务预测的数据，本项目具有很好的经济效益，预计2.5年可以收回投资成本（含建设期1年）。