LNG液化天然气项目设立安全评价报告

LNG液化天然气项目设立安全评价报告LNG液化天然气项目设立安全评价报告目录前言.......................................................................................................................................1第一章概述.............................................................................................................................31.1安全预评价目的.........................................................................................................31.2安全预评价范围.........................................................................................................41.3安全评价工作原则.....................................................................................................41.4安全评价工作程序.....................................................................................................4第二章建设项目概况...........................................................................................................62.1企业简介....................................................................................................................62.2项目概况.....................................................................................................................62.3采用的主要技术、工艺............................................................................................82.4项目选址...................................................................................................................122.5产品 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 及建设规模................................................................................................132.6总图及平面布置.......................................................................................................132.7产品、中间产品及主要原材料...............................................................................152.8生产工艺流程............................................................................................................162.9主要设备....................................................................................................................192.10仪表、报警连锁控制系统......................................................................................212.11公用工程及辅助设施.............................................................................................26第三章危险、有害因素的辨识结果....................................................................................343.1依据............................................................................................................................343.2主要危险、有害物质的理化性质及危险特性.......................................................343.3生产过程中的危险、有害因素的辨识与分析.......................................................413.4工艺管网的危险性分析..........................................................................................503.5主要设备危险、有害因素的分析..........................................................................533.6LNG项目建设期的危险有害因素分析..................................................................563.7项目建成后投产试运行过程中的危险因素分析...................................................573.8检修作业中存在的危险性分析................................................................................573.9安全卫生管理分析....................................................................................................583.10自然条件对本项目的影响分析..............................................................................593.7重大危险源辨识.......................................................................................................61第四章评价单元划分与评价方法的选择............................................................................644.1评价单元划分的原则...............................................................................................644.2评价方法的选择........................................................................................................644.3评价方法简介…........................................................................................................654.4评价单元划分...........................................................................................................65第五章定性、定量分析危险、有害程度………................................................................665.1安全检查表评价………...........................................................................................665.2预先危险性分析评价................................................................................................705.3危险度安全评价........................................................................................................825.4事故树分析评价.......................................................................................................845.5道化学火灾爆炸指数分析评价................................................................................975.6事故概率危险分析评价..........................................................................................1025.7事故后果模拟分析评价..........................................................................................1035.8典型事故案例分析.................................................................................................109第六章建设项目的安全条件和安全生产条件..................................................................1116.1建设项目的外部情况..............................................................................................1116.1总平面布置及周边环境的影响..............................................................................1126.2建设项目的安全生产条件......................................................................................113第七章对策措施与建议......................................................................................................1157.1建设项目设计、审查与施工…………..................................................................1157.2总体布置………………..........................................................................................1167.3厂址与平面布置对策措施………….....................................................................1167.4防火、防暴安全措施………….............................................................................1187.6安全技术对策措施..................................................................................................1197.6安全管理对策措施..................................................................................................132第八章安全预评价结论与建议..........................................................................................1378.1危险有害因素评价结论..........................................................................................1378.1综合评价结论..........................................................................................................1408.2建议..........................................................................................................................140第九章与建设单位交换意见..............................................................................................142附录一安全评价依据的主要 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 目录..............................................................................143附录二选用的安全评价方法简介......................................................................................146附件1安全评价委托书附件2企业法人营业执照附件3《某市发展和改革委员会关于同意某燃气技术开发有限公司“青海LNG”项目立项报告的批复》附件4某燃气技术开发有限公司安全条件论证审查意见附件5总平面布置图PAGEPAGE157前言天然气作为一种优质、洁净的燃料，在能源、交通等领域具有很大的发展前景。天然气的液化技术作为世界上一门新兴工业正在迅猛发展。LNG技术不仅用来解决天然气存储、运输等问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 ，还作为中小城市的主要气源，同时广泛的用作调峰气源。城市燃气化是城市现代化的重要标志，燃气工程是城市重要基础设施之一。某市城市天然气工程自2001年5月通气运行以来，经过5年的安全运营，已取得显著成绩。基本实现了城市居民、公共建筑和工业生产燃气化。同时，随着城市燃气事业的发展，供气规模的不断扩大，进一步完善天然气输配体系已成为亟待解决的问题。2005年，某市冬季最大日供气量已达247万标准立方米/日，而夏季最大日供气量仅为52万标准立方米/日。燃气的供需平衡矛盾十分突出。随着国内西气东输，LNG项目等一系列燃气利用工程的实施，液化天然气(LNG)技术已作为一门新兴工业在国内迅速发展。LNG技术不仅用来解决天然气储存、运输等问题，同时广泛的用作城市调峰气源。而且中油中泰第一个LNG项目已经启动，在此形势下，为了加快某市天然气利用步伐，满足城市调峰需要，某燃气技术开发有限公司筹建了第二套LNG-8300型装置。受某燃气开发技术有限公司委托，青海省安全生产科学技术中心对该公司LNG-8300型装置进行安全预评价。接到委托后，我中心立即组建了安全预评价小组，评价组人员结合评价对象特点和评价范围，收集了国内相关法律法规、标准、规章、规范；收集、分析了评价对象的基础资料；考察了项目选址地；辨识和分析了该项目存在的危险有、害因素；划分了评价单元；结合项目特点选择了评价方法，并在分析评价基础上提出了安全技术与管理对策措施，最后编制完成了安全预评价报告。在安全预评价工作过程中，得到了某燃气开发技术有限公司的大力支持和积极配合。在此，对某燃气开发技术有限公司领导和配合预评价工作的人员表示诚挚的感谢。第一章概述1.1安全预评价目的贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”安全生产方针，为建设项目初步设计提供科学依据，有利于提高危化建设项目的本质安全程度和安全管理水平，减少和控制危化建设项目和危化生产中的危险、有害因素，降低危化生产安全风险，预防事故发生，保护建设单位和危化企业的财产安全及人员的健康和生命安全。对照国内有关法律、法规、标准和规定，结 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 类型装置生产运行情况及事故案例，依托专家知识和经验进行预先危险性分析和论证，找出事故隐患，提出相应的安全对策措施。推动新建、改建、扩建工程建设项目的安全“三同时”工作。本次预评价的目的如下：（1）分析和预测拟建项目存在的危险、有害因素的种类和程度，提出合理可行的安全技术和安全管理的建议，确保安全设施同主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用。（2）补充提出消除、预防或减弱装置危险性、提高装置安全运行等级的对策措施，为工程下一步的劳动安全卫生设计提供依据，以最终实现工程的本质安全化。（3）针对系统的危险性和危害程度，为初设提供安全设施设计依据，以达到项目投产后符合安全生产和法规标准的规定要求，获得最佳的安全投资效益。（4）为拟建装置的生产运行及日常劳动安全卫生管理提供依据。（5）为政府安监部门对危险化学品生产、储存项目的安全审查提供可靠的技术依据。1.2安全预评价范围本次评价的范围为某燃气技术开发有限公司LNG-8300型装置及辅助生产装置，分析和预测该改建项目存在的危险、有害因素的种类和程度，提出合理可行的安全技术和安全管理的建议。涉及本工程的环境、消防及卫生等问题，不包括在本评价范围内，应由环境、消防、卫生部门按国家有关规定及相关规定进行评价、审核。1.3预评价工作原则（1）严格执行国家及地方颁布的有关劳动安全卫生的方针、政策、法规和标准，保证预评价内容符合国家政策、法规的要求，保证预评价结论的公正性。（2）按照科学的方法、程序，采用可靠、先进、适用的评价技术，针对该项目工程的实际情况和特征，从实际的经济、技术条件出发，对工程进行分析和评价，最大程度地保证预评价结论的正确性和所采取的对策措施的合理性、可行性和可靠性。（3）做到实事求是、客观公正地开展预评价工作。1.4安全评价工作程序评价组根据《安全预评价导则》、《危险化学品建设项目安全评价 细则 测试细则下载防尘监理实施细则免费下载免费下载地暖施工监理细则公路隧道通风设计细则下载静压桩监理实施细则下载 》、委托单位提供的资料，项目的评价范围，制定此次评价的程序图如下：接受委托国家及政府部门有关政策法规和标准甲方相关资料工程概况收集资料工程分析安全卫生技术资料类比工程调研分析确定工程职业危险有害因素实施工程项目劳动安全卫生预评价提出安全对策措施评价结论编制评价报告邀请有关领导、专家审核修改审定评价报告送交主管部门甲方相关资料图1-1安全预评价报告编制工作程序图第二章建设项目概况2.1企业简介某燃气技术开发有限公司是中油中泰燃气有限责任公司出资90％，上海青上青国际贸易有限公司出资10％，于2006年12月13日在青海省某市经济技术开发区挂牌成立。公司注册资金1200万元人民币。公司以液化天然气的生产与销售为主要经营范围。投入生产运行后，天然气日进气量将达到40×104Nm3，液化天然气（LNG）日产量为5.76×104Nm3，液化天然气储存容量为450m3。它的成立将充分利用液化天然气（LNG）的优势在用气高峰期作为调峰气源解决某市燃气供需矛盾，在用气低峰时将液化天然气供应其它以LNG为主气源的中小城市；同时也将成为某市燃气事业一个新的经济增长点，促进某市燃气事业的进一步发展。2.2项目概况2.2.1项目名称、主办单位、企业性质及法人项目名称：青海LNG项目配套装置（LNG-8300型）主办单位：某燃气技术开发有限公司企业性质：有限公司　　企业法人：曲国华建设地点：某经济技术开发区东川工业园主要产品：LNG生产规模：20×104Nm3/d液化天然气2.2.2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。2.2.3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建设投资万元34661.2建设期利息万元511.3流动资金万元1642建设期年13生产期年204年均销售收入万元73065年均销售总成本万元61326年均销售税金万元2647年均利润总额万元9108年均所得税万元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财务净现值万元322011.3投资回收期（静态）年5.7512全投资所得税后12.1财务内部收益率%24.3512.2财务净现值万元330812.3投资回收期（静态）年5.913单位加工成本元/m31.93含进气成本2.3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。2.3.1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。天然气液化采用氮气循环膨胀制冷的工艺技术路线。2.3.2工艺技术方案的比较2.3.2.1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50～100ppm。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H2S<0.0004汞1.9×10-4μg/l因此，本项目原料气净化工艺采用分子筛吸附流程可满足气体液化前的净化要求。2.3.2.2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1939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、C1～C5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，其优点是：机组少、流程简单、投资省，投资比阶式制冷循环少15～20%；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10～20%；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，它是最经济的选择。2.3.2.3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。2.3.3与国内、外同类建设项目水平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NFPA59A“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。2.4项目选址2.4.1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。2.4.2建设用地本工程占地约34993.15m2（约52.5亩），这里地势比较开阔，交通方便，周围100米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。2.5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20×104Nm3/d，设计进LNG装置气量为24×104Nm3/d，设计出LNG装置气量为3.878×104Nm/d，年产液化天然气产量约为5万吨。2.6总图及平面布置2.6.1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。2.6.2总平面及竖向布置2.6.2.1总平面布置根据青海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。2.6.2.2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，两者高差约为8m。站内道路坡度设计最大为0.5%，装车区域按平坡设计。站内建筑物、工艺装置区、储罐区高出周边地面150～200mm。储罐周围设有围堰，围堰内设有集液池，池内设有潜水泵，围堰内雨水汇集到集液池后经潜水泵排出围堰。2.6.3厂区道路及运输站场四周设不低于2.2m的实体围墙；站内设环形消防车道，设计宽度4.5m；站场西侧设出入口两个，宽度分别为6m和12m，分别设钢栅栏门和电动伸缩门一座，方便运输罐车及其他车辆的出入。站区内道路及地面设计均为混凝土地面；道路旁设置流向、车辆限速等交通标志；装车区域设置禁止通行标志。本装置LNG产品采用汽车槽车陆运。2.7产品、中间产品、主要原材料和储存建设项目生产产品为低温液态天然气（LNG），无中间产品。所需原料为天然气，气源由涩北气田至某、兰州的输气管道接入，其组成见表2-2。根据本项目LNG的生产工艺特点，本工程LNG产品的储存采用带压储存，储存于6台150立方米卧式低温储罐内（包括一期3台150立方米卧式低温储罐），总容积900m3。2.8生产工艺流程2.8.1天然气流程压力为3.0MPa、温度约为20℃的原料天然气由工艺配气区进入原料气压缩机增压至5.5MPa后，首先在出口分离器中分离可能存在的水分或凝液，再经吸附器、脱汞器和粉尘过滤器净化，除掉原料气中的中粉尘、H2O、CO2等杂质，然后分两路送至冷箱内换热器冷却。净化天然气经冷箱内换热器（两路）初冷后，进入R22蒸发器预冷至－35℃后，回冷箱内换热器冷却至－120℃，出换热器天然气经节流阀减压至0.45兆帕进入液化冷箱内的LNG分离器，分离成气液两相，气相返流通过液化换热器为天然气液化提供冷量；液相经液位调节阀后输入LNG贮槽。分子筛吸附器设置为三台，一台处于吸附状态、一台处于再生状态、一台处于冷却状态，各吸附器进出阀门由可编程控制器自动控制，切换使用，循环周期为8小时。出LNG分离器气相分两路经液化换热器复热后，汇入吸附器预冷总管通过由编程控制器控制的阀门，由上而下通过处于冷却状态的吸附器，出该吸附器的气流经再生气加热炉加热到240～280℃后，进入另一台处于再生状态的吸附器，出该吸附器的天然气经再生气冷却器冷却，进入再生气分离器分离冷凝的水分后，汇入0.4兆帕天然气管网出界区。2.8.2循环氮气流程本工程氮气由一套700m3/h的制氮装置提供。出液化冷箱两换热器压力约0.4MPa，温度约30℃的氮气分两路经两台循环氮气压缩机组三级增压至2.58MPa，再经透平增压机增压，冷却器冷却后送至液化冷箱内换热器预冷，预冷后氮气经R22蒸发器冷却至－35℃后，返回液化冷箱内换热器深冷，深冷后氮气通过膨胀机过桥进入两膨胀机制冷降压至0.4MPa后，再次返流回液化冷箱给换热器提供冷量。氮气循环系统的补充氮气由制氮装置氮气平衡罐提供；增压透平膨胀机的密封气体，由透平增压前氮气管道提供，该气流经过滤器和减压阀后进入膨胀机密封系统，再同润滑油一起进入油箱，经油过滤器分离后放空。2.8.3R22制冷剂流程流程设备由两台压缩冷凝机组和两台蒸发器组成。压缩冷凝机组储罐内液态制冷剂经蒸发器与冷箱换热器预冷后的天然气和氮气换热，发生相变，气相返回经压缩冷凝机组压缩、水冷后进入储罐，循环使用。2.8.4LNG储存及装车系统本工程的产品：低温液态天然气（LNG）。考虑到本项目LNG的生产工艺特点，本工程LNG产品的储存采用带压储存。工艺流程见图2-1。图2-1　LNG装置工艺流程简图2.9主要设备2.9.1设备选择原则LNG为国内新兴产品，对工艺设备的选择应遵循如下原则：（1）根据国内相关标准，并参照美国、加拿大等发达国家的标准选择设备。（2）在满足工艺要求的条件下，尽量选用国内技术先进、安全可靠的设备。（3）对于关键设备，国内技术尚不成熟的，考虑进口设备。2.9.2主要设备选择（1）膨胀机膨胀机是天然气液化装置中获取冷量的关键设备。由于天然气液化装置的天然气处理量很大，一般采用透平膨胀机。透平膨胀机具有体积小、重量轻、结构简单、气体处理量大、运行效率高、操作维护方便和使用寿命长等特点。比容积式（活塞式或螺杆式）膨胀机具有更广泛的应用。本项目选用两台增压透平膨胀机组。（2）换热器在天然气液化装置中，无论是液化工艺过程或是液－气转化过程，都要使用各种不同的换热器。在工艺流程中，主要有绕管式和板翅式液化冷箱两种型式。大多数基本负荷型的液化装置都采用绕管式换热器。板翅式换热器主要应用于调峰型的LNG装置。这两种换热器在低温液化和空气分离装置中，早已得到成功的应用。本项目属调峰型天然气液化装置，选用板翅式换热器，成本低，结构紧凑，负荷本项目的实际情况。（3）LNG储罐储罐选用真空粉末绝热圆柱型金属卧罐。（4）LNG输送管路LNG输送管路选用奥氏体不锈钢管。2.9.3主要设备表表2-3主要设备表序号名称规格型号单位数量备注1原料气压缩机台22出口分离器设计压力:6.0MPa设计温度:100℃几何容积：1.26m3台13再生气加热炉热负荷：176945Kcal/h台14再生气水分离器设计压力:0.8MPa(壳程)0.8MPa(管程)设计温度:80℃(壳程)/90℃(管程)几何容积：1.26m3(壳程)台15再生气冷却器BIU325-0.8/0.6-14-3.5/19-2I台16分子筛吸附器设计压力:6.0MPa设计温度:300℃几何容积：10.24m3台3内装4A分子筛7脱汞器设计压力:6.0MPa设计温度:100℃几何容积：1.96m3台28粉尘过滤器设计压力:6.0MPa设计温度:100℃￠325x12H=2640台29液化冷箱外型尺寸：2900X2800X15200台1板翘式换热器五通道、设计温度:-150℃～65℃台2冷箱内安装LNG分离器设计压力:0.8MPa温度:-160℃台1冷箱内安装10膨胀机冷桥外型尺寸：1200X1744X2708台111增压透平膨胀机PLPN-296.4/41×4.8台212增压机后水冷却器BEM426-5.5/0.6-60-5.5/19-1台213LNG储槽CFW-150/0.6设计压力:0.66MPa设计温度:-196℃公称容积：150m3台314LNG装车柱个215LNG储槽自增压器设计压力:1.6MPa设计温度:-196℃200Nm3/h空温式台316BOG加热器设计压力:1.6MPa设计温度:-196℃250Nm3/h空温式台117残液分离器设计压力:1.0MPa设计温度:-162℃公称容积：4m3台118R22蒸发器BKU66/1200-6.0/2.0-45-2.5/14-4台219R22压缩冷凝机组JLNLG20F台220氮气循环压缩机3TYC44台221氮气平衡罐设计压力:0.9MPa设计温度:100℃公称容积：6m3台122氮气加热器设计压力:0.6MPa设计温度:350℃几何容积：0.19m3功率：20KW台123制氮装置KDN-700型套1分馏塔KDN-700型台1分子筛纯化系统HXK-2200/8套1透平膨胀机PLPX-21.66/0.27-0.03型台2空气预冷机组GAYL-2200/8台1空气压缩机GA315-5OO台124仪表空气压缩机STORM15台12.10仪表、报警连锁控制系统2.10.1仪表控制系统仪控系统确保能有效地监控成套LNG设备生产过程，确保运行可靠,操作维护方便，采用就地控制和中控室DCS控制相结合的原则。重要工艺参数的显示、控制、报警以及各机组的逻辑联锁保护控制均由DCS系统完成。2.10.1.1控制系统构成LNG工厂控制系统采用集散型控制系统，包括：过程测控系统、紧急切断等系统。整个系统的CPU、通讯、电源及数据总线均采用冗余方式。（1）过程控制系统（PCS）DCS系统通过对LNG工艺装置生产过程进行连续动态监测和控制，使整个LNG工厂安全稳定连续生产。DCS系统在结构上分为过程控制层和操作管理层。过程控制层由I/O控制站（PM）、通讯接口模块（CM）和网络接口模块（IM）等组成。管理模块由通用操作站和数据存储器（HM）组成。两者之间通过通讯总线相连，挂在通讯总线上的每个设备是一个节点，节点之间可以实现点到点的通讯。（2）紧急关断系统（ESD）ESD系统由I/O模块、逻辑控制器、维护PC等组成。LNG工厂的ESD系统设置为事故安全型。2.10.1.2主要仪表选型（1）DCS系统选型：国外公司如Honeywell、西屋、L&N、西门子、贝利、横和等均有不同档次的DCS系统产品；国产DCS系统符合国情，应用较多的是新华XDPS-400+、和利时MACS、浙大中控JX-300X、华文HPCS-3000等。（2）系统的UPS选用法国梅兰日兰公司或西门子——克劳瑞德公司的产品，380VAC/220VAC，15KVA、60分钟后备。（3）压力、差压变送器采用SIEMENS、川仪EJA或成都中阳CS智能变送器，带HART协议，本安型Exia=2\*ROMANIIC6或隔爆型ExdIICT6，防护等级不低于IP65。（4）调节阀选用浙江富阳恒达、无锡工装、无锡卓尔或川空阀门产品，带手动轮、过滤减压阀及本安电气阀门定位器等，防护等级不低于IP65；分子筛干燥系统切换阀门选用进口产品。（5）二位三通、二位五电磁阀选用ASCO公司的产品，隔爆型。防护等级不低于IP65。（6）分析仪采用进口或国产分析仪，具体规格型号见表2-4。表2-4分析仪器表序号用途量程型号厂家1CO2分析0～100PPmCO2IR7000进口2H2O分析0～100PPmH2O8800A进口3天燃气组份色谱分析川仪（7）测温元件采用川仪或天津中环的Pt100隔爆铂热电阻(IP65)。（8）流量测量采用标准孔板或GKF系列孔板节流装置，可在不断流的情况下更换或清洗孔板。（9）24VDC电源，采用西门子或菲尼克斯产品。2.10.2报警连锁控制系统2.10.2.1时间程序控制及逻辑控制（1）吸附器组时间程序切换与逻辑控制（29只切换阀、充压阀、旁通阀）（2）仪表空气压力与循环冷却水压力过低逻辑联锁控制（3）增压透平膨胀机逻辑联锁控制（4）增压透平膨胀机防喘振逻辑控制（5）增压透平膨胀机润滑油泵逻辑联锁控制2.10.2.2调节控制点（1）进口过滤分离器液位调节（2）原料压缩机入口压力调节A(进口流量)（3）原料压缩机入口压力调节B(进出口回流)（4）原料压缩机入口压力调节C(放空)（5）原料压缩机出口分离器液位调节（6）再生气水分离器液位调节（7）R22蒸发器液位调节（8）R22蒸发器蒸发压力调节（9）制冷剂出R22蒸发器温度调节（10）净化天然气出R22蒸发器温度调节（11）LNG闪蒸罐液位调节（12）LNG闪蒸罐压力调节（13）低压返流气(尾气)压力调节（14）再生气出加热炉温度调节（15）制冷剂进增压透平膨胀机温度调节（16）制冷剂进增压透平膨胀机进口紧急切断控制（17）制冷剂旁通增压透平膨胀机进出口控制（18）增压透平膨胀机防喘振控制（19）增压透平膨胀机润滑油进出压差控制（20）增压透平膨胀机润滑油箱压力控制（21）制冷剂循环压缩机进口压力控制A（22）制冷剂循环压缩机进口压力控制B（23）液化天然气（LNG）贮槽D/E/F压力控制2.10.2.3报警联锁（1）吸附器组充压压差指示、联锁（2）吸附器组卸压压差指示、联锁（3）增压透平膨胀机膨胀端密封气压力指示、报警、联锁（4）增压透平膨胀机增压端密封气压力指示、联锁（5）增压透平膨胀机膨胀端轴承温度指示、报警、联锁（6）增压透平膨胀机增压端轴承温度指示、报警、联锁（7）增压透平膨胀机转速报警、联锁（8）润滑油进出增压透平膨胀机压差指示、报警、联锁（9）进口过滤分离器液位指示、报警（10）再生气水分离器液位指示、报警（11）LNG闪蒸罐液位指示、报警（12）液化天然气（LNG）贮槽D/E/F液位报警（13）液化天然气（LNG）贮槽D/E/F压力报警（14）仪表空气压力过低报警（15）循环冷却水压力过低报警（16）可燃气体报警（厂区内8处）2.10..2.4紧急切断按钮在紧急情况下，如火灾、爆炸事故时，按紧急预案所规定的程序启动紧急切断按钮，将下列阀门切断或开启，使进出装置的物料、装置区与LNG罐区之间的物料切断，保证本设备、其他设施的安全。（1）原料天然气进装置紧急切断（2）原料天然气紧急旁通（开启）（3）LNG出液化冷箱紧急切断（4）低压返流天然气出装置紧急切断（5）液化天然气贮槽D/E/F上进液管紧急切断（6）液化天然气贮槽D/E/F下进液管紧急切断（7）液化天然气贮槽D/E/F出液管紧急切断（8）LNG装车液相管线紧急切断（9）LNG装车气相管线紧急切断2.11公用工程及辅助设施8300型液化装置主要消耗指标见下表2-5。表2-5主要消耗指标序号项目单位年耗量指标备注1电104kwh4230电机效率按94%2燃料气104m324再生气加热炉消耗3新鲜水104m30.2循环率97%2.11.1建筑（1）建筑物名称及建筑面积：氮气压缩机间735m2，原料气压缩机间160m2。（2）建筑结构：采用轻钢门式钢架钢结构。屋面：采用100厚岩棉夹心保温板面板；基础：柱下独立基础，墙下砼条形基础；门窗：塑钢门窗；外墙面：贴面砖；地面：采用不发火水泥地面。（2）主要构筑物设备基础均采用钢筋砼基础，管架、设备钢架为H型钢结构。围墙、大门：砖混240mm围墙，电动伸缩门或钢栅栏门。（3）地基处理地基处理的原则：一般构筑物，优先采用天然地基；对于荷载大或基础沉降敏感的构筑物，采用钻孔灌注桩；如果场地土对地基结构具有腐蚀性，应作相应防腐处理。低温设备基础结构考虑液体泄漏时产生的低温损害，按防冻砼设计，考并虑温度应力的影响，增加钢筋的砼保护层，适当设置温度缝。（4）建筑安全站内建筑物：原料气压缩机间耐火等级为2级；耐火极限不低于2h，氮气压缩机间耐火等级为3级。爆炸危险区域内的地坪采用不发火地面；停车场和道路路面采用混凝土路面。站区爆炸危险区域内的建（构）筑物、工艺设备基础抗震设计均按7度设防。2.11.2给水、排水（1）给水站用水量主要包括生活用水、绿化用水、工艺装置区用水，以上用水均由站区一期供水系统提供。（2）给水站内排水采用雨污分流制，生活污水、雨水经管道汇集并入站内原有生活污水和雨水管道；生产污水排放前应做曝气处理。2.11.3供配电2.11.3.1用电负荷（见表2-6）表2-6用电设备功率表序号名称高压用电设备的额定功率（10KV）低压用电设备的额定功率（0.4KV）数量备注1氮气循环压缩机组氮气循环压缩主机1800KW2氮气循环压缩机油泵4KW2氮气循环压缩机油箱加热器6KW2氮气循环压缩机空间加热器1.2KW2偶尔使用2原料压缩机组原料压缩机主机160KW2原料压缩机辅油泵1.5KW2原料压缩机油箱加热器3KW/0.22KV2间断使用3R22冷凝机组R22冷凝机主机200KW2R22冷凝机油泵3KW24膨胀机组膨胀机油泵11KW2用一备一膨胀K601油箱加热器6KW1间断使用膨胀机