60万方天然气液化项目前期调研报告.doc

1、 60 万天然气液化项目 前期调研报告 总论 1、项目背景 天然气在投入生产和应用初期，就产生了液化天然气（LNG）和压缩天然气（CNG ）两种形式。LNG 产品已被广泛用于发电、化工原料、新型汽车燃料、民用燃料等领域。在能源供需矛盾突出、国际油价长期居高不下，全球对更清洁能源天然气的需求增长强劲的今天，天然气作为清洁能源是 21 世纪消费量增长最快的能源，占一次性能源的比重将越来越大。预计 2050 年将达到 30%，届时天然气将取代石油或与石油持平成为第一能源。 我国在天然气的利用方面远低于世界平均水平。全球天然气占总能源消费的比例为 24%，而这一比重在我国只有 3%，甚至低于印度的 8

2、%。未来几年内，我国天然气需求增长将快于煤炭和石油，天然气市场在全国范围内将得到发展。2 预计 2020 年，需求量将达到 2000 亿立方米，占整个能源构成的 10%。 据此预测的天然气需求量与国内今后潜在的、可生产的天然气产量相比还有较大的缺口。因此，天然气行业具有广阔的发展空间。 世界天然气剩余可采储量在 19881998 年十年间增长了 1.3 倍， 年均增长 2.7， 约为同期石油储量增长的二倍。到 2000 年末，世界天然气探明可采储量已超过石油，油气比 0.98，天然气显示出巨大的发展潜力。面对 21 世纪更为严格的环境要求，天然气作为清洁、高效能源将得到更快发展。 截至 200

3、0 年末， 全世界天然气剩余探明储量 150 万亿 m3， 天然气产量 2.422 万亿 m3，消费量 2.405 万亿 m3，其中 78在原产区消费，剩余 22约 5261 亿 m3 在国际间进行贸易，其贸易量的 74由长输管道运输；其余 26约 1370 亿 m3（合 11000 万吨）以液化天然气(LNG)方式经海上船运。陆上运输 LNG 主要用于天然气用户的调峰。目前全球新建天然气管道继续保持在每年约新增 1.5 万公里以上，2000 年管输天然气贸易量增长了 8；随着液化天然气技术的不断发展、完善，其生产能力大幅扩增，2000 年末全球已建成 LNG 生产线 68 多条，总能力达 1

4、.4 亿吨/年，在建 LNG 生产线 14 条，2009 年 LNG 总能力已达 1.9 亿吨以上。2008 年海运 LNG 贸易量增长了 10.3， LNG 在天然气国际贸易量中已占到 1/4 以上， 发展速度超过了管输天然气。 我国改革开放以来，经济持续增长，人民生活不断改善，追求良好生存环境和可持续发展目标已成为全面建设小康社会发展战略的重要组成部分，而面对我国绝大部分城镇煤烟型污染严重的大气环境和我国政府向全世界作出的减排 CO2 温室气体的郑重承诺， 大力开发利用天然气等高效洁净能源，加快调整、优化能源结构，切实改善生态环境和实现可持续发展目标，就成为我国跨入新世纪后最迫切要求解决的

5、重大问题之一。 面对上述我国天然气资源秉赋和经济发展对天然气的迫切需求，国家虽已采取“西气东输” 、 “海气上岸” 、 “北气南进”(进口俄罗斯管道气) 和进口 LNG 等一系列战略措施，以加快我国天然气工业发展和促进我国能源结构调整，这对解决我国东部沿海经济发达地区的能源供需矛盾、环境压力和提高经济运行效率和经济社会效益将发挥举足轻重的作用，但随着西部大开发战略的全面实施和缩小东西部发展差距措施的积极推进，如何进一步推进我国天然气工业和西部地区优势资源更好组合和配套发展，以适应西部大开发加强基础设施建设和改善生态环境的基本要求；如何进一步支持西部地区优势资源的开发，加大新兴产业和新经济增长点

6、的培植力度，以切实加快西部地区资源优势向经济优势的转化，这些已成为贯彻落实西部大开发战略急待解决的关键问题之一。 2、项目意义 根据国内外有关能源研究机构的预测，到 2013 年，在世界一次能源结构中，石油所占的比重将下降到 40以下，煤将降至 22，天然气所占的消费比将占 26。到 2030 年，天然气的生产量和消费量将均会超过石油，并有可能取代石油成为主要能源。可以说本世纪将是天然气的世纪。 从 LNG 在国外的产业化实践看， LNG 产品的优势主要体现在四个方面：第一， LNG 用作汽车燃料，比 CNG 和液化石油气（LPG）性能更好；第二，用作城市燃气调峰，具有安全可靠、调控方便的优点

7、；第三，用作燃料发电比烧煤发电具有利用效率高、社会经济效益显著的优势。 从国家产业政策上看，我国政府已把天然气利用作为优化能源结构、改善大气环境的主要措施，鼓励发展液化天然气项目。我国 LNG 工业起步很晚，第一套装置是 1999 年，河南濮阳中原油田，在引进法国制冷技术的基础上，自行设计，以国产设备为主建成；并于 2001 年 10 月投入运行，其生产能力为 15 万立方米/日。2000 年上海全套引进了法国的技术和设备，在浦东建成日处理为 10 万立方米的装置一套；但其主要功能是为了保证稳定地向上海市供气，作为调峰使用，未做商业运营。 大规模、 商业化发展 LNG 产业在我国仅宁夏广汇 2

8、004 年建设的一套 150 万 Nm3/D 液化装置。 随着国民经济高速发展对清洁能源的需求和对环保的日益加强，我国对 LNG 需求越来越大。2010 年已增长到 457 亿 m3。同期国内生产量为 120 亿 m3，缺口高达 337 亿 m3。 我国是一个幅员辽阔的国家，但是资源分布不均与经济发展的不平衡现象非常严重。西部资源丰富省份经济相对落后，能源消耗低；而东部经济发达地区却缺少能源。所以在我国如何合理的调配和运输能源显得尤为重要。为此我国政府制定了“西气东输”和“西电东送”的总体能源调配政策。 作为国家大的产业政策的一个重要补充和服务部分的 LNG 工程具有非常广阔的市场前景。 （1

9、）城市气源（民用、工业） 城市气源是我国“西气东输”工程的重要组成部分。 考虑到部分与气源距离远、 市场容量较小、采用管道输送不经济的中小城市，以及由于各种原因暂时无法使用管输气的城市，采用国际通常的发展模式：即推广和使用 LNG，是解决其天然气气源问题的有效方法。这种模式在美国和日本等发达国家普遍采用。LNG 小区气化的工艺技术和设备在世界上来说是成熟的，已有 30 年的历史，因而，在技术上是可行的。我国仍然有许多城市没有被覆盖在“西气东输”管道和“海气上岸”工程的范围内。为了解决这些城市的天然气使用问题，单独投资铺设管道就存在经济规模和成本回收的问题。使用和推广 LNG 产品无疑是最为合理

10、和经济的解决方式，LNG 的存在有利于天然气项目在上述地区的普及和推广。我国江西和福建闽东南地区以及广大的中小城镇和农村市场就是属于这种能源缺乏区，在这些地区，LNG 项目有着广阔的市场空间。 （2）大中型城市调峰及备用气源 “西气东输”工程实现后管道沿线的城市，除每天的正常使用外仍然需要进行调峰。天然气的使用，一旦形成供需关系，对需方来讲不可一日无气，否则就会造成企业停产、居民停炊，北方城市冬季就有可能造成供热无法保障、设备冻坏等严重后果，损失将不可估量。加之无法预测的自然灾害影响，造成气源无法供给城市，带来无法挽回的损失。 首先，使用管道天然气的城市中必然存在日调峰的需要，特别是城市居民用

11、气高峰时如何使管道用气达到平衡。通常情况下，日调峰量约占日用气量的 030以上。“西气东输”沿途经过兰州、西安、郑州、太原、南京、杭州等七个省会城市以及 27 座地级市。以兰州为例，在仅仅考虑居民用户的情况下，其日调峰量就达 24 万立方米。一般情况下，中型城市日调峰量在 510 万立方米，大型省会城市的日调峰量都在 50 万立方米以上，有些特大型城市可达 100 万立方米以上。 其次，大型城市出于环保方面的考虑，冬季采暖大量使用天然气锅炉，从而导致冬、夏两季用气量产生较大的反差。 解决城市季节性调峰靠自建 LNG 生产装置或建设 CNG 储罐都是不经济的，需要为沿线城市开辟较经济的第二气源用

12、于调峰。目前绝大多数的城市调峰采用 CNG 方式，其主要缺点是要建设体积很大的高压储罐，在储存相同天然气的情况下，占地面积更大，投资更高。因此也有一些国家直接利用管道天然气液化后作为管网调峰使用。用 CNG 和 LNG 作为城市调峰使用，达到储存相同气量时，CNG 比 LNG 的投资增加 23 倍，占地面积增大 4 倍，同时由于 CNG 是以高压压缩天然气为手段达到提高储存一定数量天然气的目地，设备的耐压性能要求较高，也带来了潜在的不安全性，进入管网前需要做减压处理。而 LNG 的储存是在常压低温条件下进行，对相关设备要求相对较低，当需要时再气化送入管网即可。无论从安全角度，还是从减少投资角度

13、来看 LNG 作为调峰使用更为经济实用。 另外，为了避免由于长输管线故障、检修时的停气影响。许多城市，特别是大型城市在天然气管网建设的同时必须考虑引入备用气源的问题，目前普遍采用的方法为建设调峰气源厂（以 LPG 为原料）而调峰气源厂建设投资大且设备利用率很低。如果采用 LNG 作为备用气源，可以发挥其日调峰、季节调峰、事故备用（甚至 LNG 汽车加气站）等多种功能的综合利用，且投资小、设备利用率高，有较好的应用前景。 LNG 作为城市调峰使用时也可有两种途径， 一种是在城市天然气供气终端建设一套液化天然气的装置；以上海液化能力为 10 万立方米/日的调峰装置为例，其投资为 5.7 亿元。另一

14、种方式为购买现成的 LNG 产品，只建 LNG 存罐和气化装置，与前一种方式相比节省投资 60%。如果有二十余座城市采用这种方式调峰，仅一次性的投资减少四十余亿元。 （3）LNG 汽车 随着天然气利用技术的日益成熟和环保标准对汽车排放控制越来越严，天然气汽车在国外已得到广泛的应用，以气代油已成为世界汽车工业发展的趋势。目前使用天然气作为燃料的汽车有三种，包括： CNG（压缩天然气）汽车； LNG（吸附天然气）汽车； （c）LNG（液化天然气）汽车 其中最广泛使用的压缩天然气（CNG）技术是在高压（25MP）下储存天然气；其缺点是一次充气行程短，还存在造价和安全性方面的问题。新兴的吸附天然气（L

15、NG）技术是在中等压力（约 3.5MP）下吸附储存天然气，要进入实用化还有待于解决吸附热问题及开发更高效的吸附剂。而液化天然气（LNG）在储存容器的尺寸、重量和造价方面都比 CNG 技术更有优势。 同样使用 90 升钢瓶，加注 LNG 一次充装量可供车辆行驶最大距离约为 CNG（25MP）汽车的 23 倍。另外由于 LNG 汽车加气站的建设不受管道敷设的限制，使得约束 CNG 汽车只能在城市内进行短途运营的因素不复存在。 LNG 可以使燃气车辆长距离运营成为现实， 并大大降低车辆的运营成本。LNG 在汽车使用市场尤其是营运车辆（公共汽车、出租车、大型运输车）方面与 CNG 相比，无论是成本、价

16、格还是运行里程方面都具有无可比拟的优势。像乌鲁木齐这样一个中等规模的城市，公交、出租车辆等营运性车辆就达 10000 辆之多，全国市场的营运车辆的数字更为可观。如果其中有 50 万辆改装为 LNG 汽车，每日将需要气源 2000 万立方米，可见汽车使用液化天然气市场的容量是巨大的，而且效益十分明显。 LNG 在中国的发展，不亚于燃气领域的一场革命。中国的城市能源从煤炭煤制气LPG管道天然气LNG，走过了漫长过程，代表了中国能源的发展历程。中国也有望成为亚太地区新兴的 LNG 市场。 2010 年中国 LNG 进口已超过 1200 万吨，专家预计，2020 年则将会成倍增长。巨大的需求蕴含着巨大

17、的商机。国际天然气市场将逐渐转为卖方市场，供应趋紧。从目前来看，中国石油一期（2010 年）LNG 能力约 1250 万吨；中国石化一期能力 600 万至 900 万吨；中国海洋石油一期能力约 1200 万吨。换算下来，仅一期能力，中国石油相当于引进约 167 亿立方米天然气，中国石化约为 80 亿至 120 亿立方米，中国海洋石油约 160 亿立方米。因此随着能源价格不断上升和液化天然气转变，LNG 产业化的趋势已锐不可当，有着非常大的发展空间。 正是在这种大背景下，公司及时抓住了这一历史性机遇，适时地进行了产业结构调整，提出了发展液化天然气产业的大思路。 3、主要技术经济指标 本项目主要技

18、术经济指标见下表。 产品市场分析与预测 1、市场分析 随着国民经济的快速发展，我国对能源的需求越来越大，南方沿海地区原有的能源消费结构以煤为主，而又远离生产基地，因此迫切要求使用清洁、高效的能源，以改善环境，缓解运输压力。LNG 作为一清洁、高效、廉价的能源，成为我国本世纪重点开发利用的目标。而我国天然气工业发展滞后，目前，我国天然气在一次能源结构中仅占 2.1%，远低于 23.5%的世界水平和 8.8%的亚洲平均水平。据分析，未来几年内，我国天然气需求增长将快于煤炭和石油，天然气市场在全国范围内将得到发育。天然气工业被列为“十五”期间国民经济鼓励发展的重要产业，并制定了遵循多种能源、多种途径

19、、因地制宜、合理利用的能源发展方针，实施了“西气东输” 、 “海气上岸”等的天然气开发利用总体部署。2010 年中国能源消费目标结构：天然气消费占 5.6%，煤炭消费占 60.8%，油品消费占 25.2%，其它占 8.4%。预计 2020 年，需求量将达到 2600 亿立方米。据此预测的天然气需求量与中国今后潜在的、可生产的天然气产量相比还有巨大的缺口。 近年来中国能源工业发展很快。目前，中国能源生产总量仅次于美国和俄罗斯，名列世界第三；能源消费总量仅次于美国，名列世界第二。我国能源结构比例长期以来以煤为主，但已经呈现出逐年下降的趋势，与此同时，石油、天然气、电力逐年上升，呈现健康发展的势头。

20、天然气工业被列为“十五”期间国民经济鼓励发展的重要产业。2、国内液化天然气价格预测 LNG 产品与其它能源产品（CNG、LPG、汽油、电等）相比，最具挑战的是在经济上能否与干净、方便的电竞争，同时作为工业燃料能否替代轻油、重油、LPG 等。LNG 与其它能源的市场承受能力比较见下表： 表 2.2-2 LNG 与其他能源市场承受力比较表 (单位：立方米) （注：比较内容为单位热值的价格比较，人工煤气未计财政补贴。 ） 从表中分析可见：LNG 到用户的销售价如保持在 33.8 元/立方米，与除煤炭外的其他燃料相比，有较强的市场承受能力和可替代性。而煤由于其污染性高等原因，在我国能源产业政策中占一次

21、性能源的比重逐年递减。这将会为 LNG 市场的发展提供更大的契机。 技术方案 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、液化和分离工艺。 1、天然气净化工艺选择 作为原料气的天然气，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、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。A）脱 CO2 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

22、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。它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 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。 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

23、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，因此本方案采用 4A 分子筛作为脱水吸附剂。 C）脱汞工艺选择 目前，脱汞工艺主要有两种：即美国 UOP 公司的

24、 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。前者成本高，适用于汞含量高的场合；后者运行成本低，适用于汞含量低的场合。 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（

25、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

26、，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

27、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

28、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。 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 制冷系统中，制冷剂 N2 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

29、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）三种工艺的技术经济比较 综合权衡投资、能耗以及运行维护等因素，本装置的液化工艺选用混合冷剂制冷工艺。 3、工艺技术方案 天然气首先做预处理（包括脱酸、脱水、脱苯和脱汞） ，然后采用 MRC 工艺去液化。 下图为装置的总体系统框图 点画线内为主工艺单元，LNG 生产主要在工艺单元内完成。点画线之外为公用工程系统，为工艺单元提供电力、热源和冷却。所有单元设备通过仪表控制系统（过程控制和安全控制）连接为有机整体，完成对装置各测

30、控点的测量、控制。 天然气制液态天然气（LNG） 3.1 原料天然气过滤与调压单元 原料天然气从界区来，首先进入过滤分离器，过滤掉可能存在的机械杂质、灰尘，并分离出其中的液体（主要为游离水和液态烃） ，为后续系统提供洁净的天然气。 洁净的原料天然气进入调压器，将压力调整并稳定至 4.0MPa.G，然后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，在事故发生后将切断进入装置的原料气源，同时通过旁路放空原料气，保证装置、人员及上游设施的安全。 3.2 原料天然气脱酸性气单元 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

31、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、

32、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供热系统的导热油提供，导热油在供热系统内部循环使用。 3.3 原料气脱水脱苯单元 该单元设三台脱水分子筛吸附器，实行切换操作，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后，从吸附器底部出来，脱水后天然气中含水量小于 1ppmV。 脱水吸附剂用冷箱返流和贮槽的 BOG 气体 （主要是甲烷和氮气） 复热后作为冷吹和再生介质，再生气出吸附塔后通

33、过冷却、分离后排至燃料气单元，为导热油炉等提供燃料 再生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， 然后从吸附器底部进入， 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燃料气单元。 原料气脱重烃单元设两台吸附器切换操作，其中一台吸附、一台再生。 从原料气压缩单元来的原料气进入吸附器顶部，通过吸附剂吸附脱除重烃后，从吸附器底部出来，重烃含量小于 20ppmV，之后进入净化气提纯液化单元。 原料气脱重烃单元用冷箱出来的返流气【主要为甲烷和氮气】作为再生介质，再生气出吸附塔后通过冷却、分离

34、后作为燃料气。 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，然后从吸附器底部进入，将吸附剂吸附的重烃解吸。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，分离其中的液体后进入燃料气单元。 3.4 原料气脱汞与脱粉尘单元 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

35、的。 3.5 液化单元 在进入液化单元之前，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。 净化后的管道天然气进入液化冷箱，在液化换热器中被 MR 混合冷剂冷却到一定温度后，经节流阀降压；净化并回收轻烃后的井口天然气，同样进入液化冷箱的换热器，被 MR 混合冷剂冷却到一定温度后，经节流阀节流后，与冷却节流后的管道天然气汇合，进入氮气过冷器，被继续冷却到-162，进入 LNG 分离器分离可能存在的气相后作为 LNG 产品送入 LNG 贮槽储存。 3.6MRC 制冷单元 本天然气液化工程采用混合制冷剂循环制冷+氮气膨胀，混合制冷剂由氮气、甲烷、乙烯

36、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。 3.7 冷剂贮存和补充 主要由于气体密封造成循环气的损失，需设置冷剂补充系统。冷剂各组分的补充量按各组分的读数、冷区的各温度情况进行调整，并通过流量计连续补充注入。 丙烷从汽车槽车或集装箱罐在冷剂接收罐区卸料，贮存于丙烷贮罐，用泵送至液态丙烷干燥器，除去水分，为保证环境低温时仍有足够的压力，该容器需伴热。 戊烷从汽车槽车或集装箱罐在冷剂接收罐区卸料，贮存于

37、戊烷贮罐，用 N2 气压送至液态戊烷干燥器，除去水分，为保证环境低温时仍有足够的压力，该容器需用氮气进行加压。 3.8 贮存单元和装车单元 液化单元生产的 LNG（液化天然气）经管线送入 LNG 贮罐。进料可以注入贮罐上部，也可以注入贮罐下部，上或下进料由操作员根据贮罐内的液体密度、温度条件而定。贮罐设置了液位、压力和温度测量仪表。 贮罐的保护系统经安全控制系统与 DCS 相接。贮罐发生高液位或高压力时，贮罐的进料阀会自动关闭。LNG 贮罐的不同液位高度，都布置了温度计，并配置了密度计来监测，防止液体在贮罐内可能发生的“翻滚” （Rollover ）危害。 贮罐配有泄放去火炬的压力控制阀和排放

38、去大气的安全阀。为防止贮罐负压，还设置了真空阀。 液化单元生产时，每小时约 41m3 的 LNG 连续进入贮罐。贮罐外安装了 LNG 装车泵，每台贮槽一台泵，用于泵送灌装装车。 3.9 BOG 回收单元 由于 LNG 贮存温度为 -162，不可避免外界热量通过贮槽的绝热层传入，因此贮槽存在一定量的液体将会被气化，成为 BOG。在 LNG 装车过程中，由于车辆的温度较高，加之管路损失，也会产生一定量的 BOG。这些低温 BOG 经空温式加热器加热到常温后，用 BOG 压缩机将其压缩到 0.2MPa.G，进入燃料气系统，作为燃料气供热油系统使用。 4、自控技术方案 4.1 控制方式 本装置自动控制

39、，是建立在集散型控制系统（DCS） 、紧急切断系统（ESD） 、可燃性气体检测报警系统（GAS ） 、各个独立配套机组的 PLC 以及采用 HART 通讯协议的现场仪表的基础上，组成了一个集成化的高品质的安全控制系统， 从而达到天然气液化工厂生产所要求的测量、 控制、监督报警、联琐、紧急切断等功能，保证生产操作高效及安全运转。 该系统内的各个系统相对独立又相互关联，确保各个系统主要功能的实现及相关数据流的畅通。各系统所采用的软硬件均系当今著名品牌，采用的技术也是当今先进的技术，如 ESD 系统采用（QMR）技术，DCS 的控制器采用现场总线技术等都一一展现了当代先进控制技术在本装置的应用。 现

40、场仪表全部采用了 HART 通讯协议的电子式仪表，使 DCS 系统的操作应用功能进一步扩大，加强了对仪表质量的监测，提高了系统的安全性和可操作性。 4.2 检测和控制方案 本装置检测和控制方案中，除了常规仪表和单回路、串级回路外，尚有以下特殊仪表及控制回路。 冷罐液位测量控制： 为了对特大型冷罐低温液位测量、控制采用了 SMART 储罐伺服液位计，该仪表可对冷罐液位精确测量2mm 外， 还可对罐内介质密度、 平均温度进行测量， 并采用了 4-20mA 输出或用 HART 总线与 DCS 进行通讯。 分析测量： 本装置采用了大量分析仪表， 对工艺过程质量进行全面监测。 分析仪表有： 工业气相色谱

41、仪、水份仪、密度计、浊度计、热值仪、红外分析仪、总硫分析仪、氧分析仪、pH 和电导仪。 称量控制： 采用质量流量计、预设控制器、控制阀与 DCS 一同组成对槽车罐装的精确定量控制。 防喘振控制： 对循环气压缩机级，都采用了防喘振措施。它们根据所控段的入口压力及出口段的温度、压力、流量控制相应的旁路流量以达到对压缩机的保护和安全运转。 程序控制： A-251A/B 分子筛干燥器的吸附、再生过程由 DCS 实现程序控制。 紧急切断（停车）系统（ESD） ： 根据安全等级划分（SLA1001） ，本装置将有 17 个安全回路（SILI 13 个，SIL 3 个，NE 1 个）进入 EDS 系统。它们

42、主要分布在液化和热油两个区内，它们的设定值均为 HH 或 LL，在参数进入 HH 或 LL 极限，将引发安全停车或切断动作。该系统将采用四冗余（QMR）技术。 安全联锁系统： 凡未列入 SIL 安全等级的安全联锁回路，将进入 DCS 系统实现联锁报警，该部分的联锁动作仅为小范围或非主要设备的切断、停车动作。 4.3 控制室 工厂控制室将设在中央控制区内， 中央控制区位置在生产区上风向， 将包括控制室、 机柜间、DCS 维修间、操作值班室、UPS 间、空调机房、休息室和洗手间等。 采用的 DCS 是一个功能完善的系统，具有过程控制（连续控制和离散控制） 、操作、显示记录、报警、逻辑运算、制表打印

43、、信息管理、与上位机通讯、系统组态以及自诊断等基本功能。 采用的 DCS 是一个开放的系统， 其通讯层次结构符合 OSI 参考模型， 其通讯控制符合 TCP/IP 协议和 IEEE802 协议族的有关协议，并采用 WINDOWS NT 操作系统。 控制室内设置 4 台操作员站、工程师站 1 台，二台打印机。工程师站置于软件室，DCS 机柜置于机柜室。 4.4 可燃气体和有毒气体检测仪的设置 按照 Linde 和 TGE 要求以及“石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范” （SH3063-1999） ，本装置设置了独立的可燃气体检测系统，在控制室设立专门的可燃气体检测报警系统，在 DCS

44、 显示、报警。 由于本装置工艺生产中有毒气体泄漏量较低、测量困难，所以不再设置有毒气体检测装置。 4.5 仪表的保护措施 根据工厂防爆等级划分 dCT3的要求，电子仪表将采用本质安全仪表。 相关仪表的保护的等级应按 IP54 以上考虑。 压力变送器考虑过量程及真空保护，而压力表将考虑在背部设置爆破片。 现场仪表如变送器、开关将采用保护箱或保温箱。 按照测量环境和防冻要求将对有关仪表采用伴热或绝热措施。 控制阀噪声正常时不超过 85dBA，非正常状况不超过 100dBA。 4.6 仪表电源规格和容量 24VDC 220VAC UPS 30kVA（仪表 30min 备用） 4.7 仪表和控制系统的

45、选用原则 分散型控制系统（DCS） ： 通过 ISO9001 质量体系认证 可用于本安仪表 具备与各种系统通讯的能力紧急停车系统（ESD） 符合 EN61000、IEC61131-3、IEC61158、IEC61508、IEC61511 、J-S-412.1001 标准 通过 ISO9001 质量体系认证 可用于本安仪表 可与选用的 DCS 通讯 具备 QMR 冗余技术仪表 变送器选用 SMART 型，可进行 HART 通讯，其精度高于（等于）0.2%，保护等级高于 IP54 流量计以节流装置和差压变送器为主，有计量要求的采用质量流量计，就地流量计采用金属转子流量计。 压力仪表以压力、差压变送器为主，就地仪表采用压力表，差压表或电接点压力表 液位仪表采用浮筒液位计、超声波液位计、差压变送器及液位开关。大型贮罐液位采用伺服式贮罐液位计，就地仪表采用磁性液位计 温度仪表采用铂电阻（RTD） 、热电偶（K 型）及温度变送器，就地仪表采用双金属温度计或电接点双金属温度计 控制阀采用气动执行机构的偏心旋转阀、蝶阀、笼式阀、球阀等，相应的电/气阀门定位器及阀位开关均应具备 HART 通讯功能 分析仪表应按具体工艺要求选取相应的在线分析仪表及取样系统。 5、主要设备选择 本节所述的工艺设备基本技术参数以最终设计为准。