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1、XXXXXXXXXX有限责任公司220万吨/年液化天然气项目设立安全评价报告建设单位：XXXXXXXXXX有限责任公司建设单位法定代表人：建设项目单位：XXXXXXXXXX有限责任公司建设项目单位主要负责人：建设项目单位联系人：2011年3月28日第一章 评价报告工作过程51.1 设立安全评价的目的和基本原则51.1.1设立安全评价的目的51.1.2设立安全评价的基本原则61.2 设立安全评价范围61.3 安全评价工作经过和程序71.3.1 设立安全评价工作经过71.3.2 设立安全评价的程序8第二章 建设项目概况102.1 建设单位概况102.2 建设项目概况142.2.1建设项目概述142
2、.2.2主要工艺技术和国内、外同类项目水平对比情况142.2.3建厂条件及厂址选择172.2.4生产规模及产品方案192.2.5主要原、辅材料、燃料用量储存及动力供应202.3 工艺流程和主要装置、设施的布局及生产装置上下游关系232.3.1 工艺流程232.3.2主要装置和设施的布局272.3.3生产装置的上下游关系292.4 主要生产设备及特种设备292.4.1.主要生产设备292.4.2.特种设备392.5建设项目配套和辅助工程412.5.1给、排水412.5.2电气482.5.3电信512.5.4供热562.5.5采暖、通风和空气调节572.5.6空压站及氮气站582.5.7自动控制6
3、12.5.8消防652.5.9建、构筑物712.5.10运输、道路及绿化732.5.11环境保护752.6安全生产投资792.7组织机构和及人力资源配置792.7.1企业管理体制及组织结构设置792.7.2生产班制及人力资源配置792.7.3人员培训80第三章 危险、有害因素辨识结果813.1 危险化学品辨识结果813.1.1主要危险化学品813.1.2 危险化学品理、化性质和危险、有害特性823.2天然气包装、储存、运输技术要求823.3 建设项目危险、有害因素辨识结果833.3.1项目选址及平面布置主要危险、有害因素辨识结果833.3.2自然条件形成的主要危险、有害因素辨识结果833.3.
4、3项目建设期间主要危险、有害因素辨识结果853.3.4生产过程中主要危险、有害因素辨识结果853.3.5职业卫生伤害危险辨识结果853.3.6重点监管的危险化工工艺辨识结果853.3.7危险、有害因素分布853.4 重大危险源辨识结果87第四章 安全评价单元的划分与安全评价方法的确定884.1 设立安全评价单元的划分及理由884.1.1评价单元的划分884.1.2 评价单元划分的理由说明894.2 评价方法的选用及理由894.2.1 安全评价方法选择894.2.2 评价单元与评价方法的对应关系894.2.3 采用的安全评价方法理由说明90第五章 定性、定量分析危险、有害程度925.1 固有危险
5、程度分析的结果925.1.1定量分析建设项目中具有可燃性、腐蚀性的化学品的情况结果925.1.2定性分析建设项目总的和各个场所的固有危险程度的结果925.2 风险程度的分析结果935.3 各评价单元分析结果935.3.1 厂址选择及总平面布置单元935.3.2 液化天然气生产装置单元945.3.3液化天然气储罐区单元955.3.4 公用工程和辅助生产设施单元955.3.5 厂内运输单元965.4 事故案例分析97第六章 安全条件的分析结果1026.1建设项目外部情况1026.2 建设项目的安全条件分析103第七章工艺、装置安全可靠性的分析结果1067.1.1主要技术、工艺和装置、设备、设施的安
6、全可靠性1067.1.2主要装置、设备与生产、储存的匹配情况1077.1.3辅助工程的满足情况107第八章 安全对策与建议1098.1 提出对策措施的依据1098.2 提出对策措施的原则1098.3 可行性研究报告已考虑的安全对策措施1098.4 补充的安全对策措施建议1118.4.1选址方面和平面布置方面的安全对策措施建议1118.4.2拟选择的主要技术、工艺或者方式和装置、设备、设施方面安全对策措施建议1138.4.3配套和辅助工程方面的安全对策措施建议1178.4.4职业卫生防护方面的对策措施建议1208.4.5主要装置、设备、设施的布局方面的对策措施建议1228.4.6 事故应急救援措
7、施和器材、设备方面的对策措施建议1238.4.7其他方面的对策措施建议130第九章 设立安全评价结论1319.1 主要危险、有害因素评价结果1319.2 建设项目设立安全评价结论131第十章 与建设单位交换意见的情况结果134安全评价报告附件135附件一 图纸135附件二 主要危险有害物质的理化特性136附件三 选用的安全评价方法简介1493.1 评价方法选择原则1493.2 评价方法选择1493.3 评价方法简介1493.3.1 安全检查表法介绍1493.3.2 预先危险分析法1503.3.3 危险度分析法1503.3.4 事故树评价法1513.3.5事故后果模拟分析法152附件四 重大危险
8、源辨识及重点监管的危险化工工艺过程1534.1重大危险源辨识1534.1.1危险化学品重大危险源辨识1534.1.2 压力管道重大危险源辨识1544.1.3 压力容器重大危险源辨识1544.1.4重大危险源监管1554.2重点监管的危险化工工艺156附件五 定性、定量分析危险、有害因素的过程1575.1 单元评价1575.1.1厂址、总平面布置及建（构）筑物单元1575.1.2 液化天然气生产装置单元1605.1.3 LNG储罐区单元35.1.4 公用工程及辅助生产设施单元35.1.5 厂内运输单元105.2 固有危险程度的分析115.2.1具有爆炸性、可燃性、毒性、腐蚀性的化学品数量、浓度（
9、含量）状态和所在地作业场所（部位）及其状况115.2.2各个评价单元的固有危险程度115.2.3 火炬热辐射计算155.3风险程度分析的过程195.3.1出现具有爆炸性、可燃性、毒性、腐蚀性化学品泄漏的可能性195.3.2出现具有爆炸性、可燃性的化学品泄漏后具备造成爆炸、火灾事故的条件195.3.3出现具有毒性的化学品泄漏后扩散速率及中毒情况205.3.4出现爆炸、火灾、中毒事故造成人员伤亡的范围20附件六 安全评价依据226.1 法律、法规、规章226.2 标准、规范236.3 甲方提供的资料26附件七 项目相关批复文件27第一章 评价报告工作过程我公司受XXXXXXXXXX有限责任公司的委
10、托，对该公司XXXXXXXXXX220万吨/年液化天然气项目进行设立安全评价。本次评价工作是依据危险化学品安全许可实施办法、危险化学品建设项目安全评价细则（试行）、安全预评价导则及国家有关法律、法规、标准和规范以及该项目的可行性研究报告等进行的。评价依据见附件一。1.1 设立安全评价的目的和基本原则1.1.1设立安全评价的目的安全评价是落实“安全第一，预防为主，综合治理”方针的重要技术保障，是安全生产监督管理的重要手段。安全评价工作以国家有关安全的方针、政策和法律、法规、标准为依据，运用定量和定性的方法对建设项目或生产经营单位存在的职业危险、有害因素进行识别、分析和评价，提出预防、控制、治理对
11、策措施，为建设单位或生产经营单位减少事故发生的风险，为政府主管部门进行安全生产监督管理提供科学依据。本次设立安全评价的目的为：1）预先识别建设项目可能存在的危险、有害因素（危险源），评价建设项目建成后可能存在风险及其危害程度。2）提出建设项目建成投入运营后的安全技术措施和安全管理措施。3）为项目安全设计提供依据。4）为企业安全管理的系统化、标准化和科学化提供依据，同时为安全生产监督管理部门实施综合监督管理提供依据。1.1.2设立安全评价的基本原则安全评价是关系到被评价项目能否符合国家规定的安全标准，能否保障劳动者安全与健康的关键性工作。这项工作不但具有较复杂的技术性，而且还有很强的政策性，因此
12、，要做好这项工作，必须以被评价项目的具体情况为基础，以国家安全法规及有关技术标准为依据，用严肃的科学态度，认真负责的精神，强烈的责任感和事业心，全面、仔细、深入地开展和完成评价任务。在安全评价工作中必须自始至终遵循科学性、公正性、合法性和针对性原则。1.2 设立安全评价范围根据安全预评价导则和危险化学品建设项目安全评价细则（试行）规定，本次设立安全评价范围包括XXXXXXXXXX220万吨/年液化天然气项目的厂址选择、总平面布置、生产装置以及配套的公用工程和辅助生产设施等。生产装置包括：主工艺装置区：2套原料气预处理及液化装置；冷剂储存区、BOG压缩机房、LNG罐区、产品装车区、火炬区。公用工
13、程和辅助工程包括：循环水、消防泵房水池、变电所、控制室、空压氮气站、锅炉房、维修间库房等。评价范围表 表1-1序号评价范围备注1站址选择、总平面布置2生产装置贫/富胺换热器2台、汽提塔回流冷凝器1台、胺冷却器1台、胺再沸器1台、吸收塔进口出口气体交换器1台、贫胺活性炭过滤器1台、胺吸收塔1台、胺汽提塔1台、胺闪蒸罐1台、汽提塔回流罐1台、贫胺缓冲罐1台、胺收集罐1台、废液罐1台、再生气冷却器1台、脱苯床再生气冷却器1台、再生气加热器1台、脱水器2台、再生气分离器1台、汞脱除器1台、脱苯床1台、粉尘过滤器2台、碳尘过滤器2台、冷剂压缩机1台、冷剂压缩机段间冷却器4台、冷剂冷凝器4台、低压重烃冷却
14、器1台、高压重烃冷却器1台、冷剂吸入罐1台、段间缓冲罐1台、重烃分离器1台、密封气罐1台、胺储罐1个、冷剂储罐1个、乙烯储罐1个、丙烷储罐1个、异戊烷储罐1个、丙烷干燥床1台、异戊烷干燥床1台、蒸发气压缩机1台、再生气压缩机3台、重烃罐2个、火炬头1个、火炬塔架1套、火炬分离罐1个、双层低温储罐1个3建（构）筑物压缩机厂房、空压制氮站、综合库/维修间、综合办公楼、生活楼、循环水站房、中控楼/化验室、装置变电所、总变电所、锅炉房、消防泵房等4消防设施消防、防雷防静电检测及消防器材的配置情况5公辅设施给水排水、供电、采暖6安全管理安全组织机构设置、人员管理、物料管理；安全责任制、安全管理制度及事故
15、应急救援预案1.3 安全评价工作经过和程序1.3.1 设立安全评价工作经过设立安全评价一般包括前期准备阶段；风险评估；危险有害因素识别与分析；确定设立安全评价单元；确定设立安全评价方法；定性、定量分析危险、有害程度；分析安全条件和安全生产条件；提出安全对策及建议；整理、归纳设立安全评价结论；与建设单位交换意见；编制设立安全评价报告。第一阶段准备阶段：主要工作是明确被评价对象和范围，根据建设项目的实际情况,与建设单位共同协商安全评价对象和范围。收集、整理安全评价所需资料,进行现场调查和收集国内外相关法律法规、技术标准及建设项目的有关资料。初步识别和分析建设项目各阶段、单元的危险、有害因素。第二阶
16、段实施评价阶段：主要工作是对工程项目的安全状况进行调查，确定设立安全评价单元，选择适宜的评价方法进行定性及定量评价，分析安全条件和安全生产条件,提出切实可行的安全对策措施。第三阶段与建设单位交换意见。第四阶段报告编制阶段：主要工作是对前一阶段获得的资料及分析结果进行汇总，提出综合结论及建议，编制建设项目设立安全评价报告书，在征求委托单位意见的基础上，进一步修改完善后呈报上级主管部门审核。1.3.2 设立安全评价的程序本次设立安全评价工作程序符合国家安全生产监督管理总局安监总危化2007255号危险化学品建设项目安全评价细则（试行）通知的要求，安全评价工作程序见下图。前期准备辨识与分析危险、有害
17、因素划分评价单元选择评价方法定性、定量评价提出安全对策措施与建议编制安全评价报告分析安全条件做出评价结论与建设单位交换意见图1-1 设立安全评价程序框图第二章 建设项目概况2.1 建设单位概况项目名称：XXXXXXXXXX220万吨/年液化天然气项目建设单位：XXXXXXXXXX有限责任公司建设地点：内蒙古XXXXXXXXXX企业性质：有限责任公司法人代表：谢昕可行性研究报告编制单位：东华工程科技股份有限公司证书等级：甲级证书编号：21420070010编制时间：2010年11月XXXXXXXXXX有限责任公司成立于2010年8月19日，由XXXXXXXXXX有限公司、鄂尔多斯市时达房地产开发
18、集团有限责任公司共同出资成立，注册资本壹亿元整， 主要从事液化天然气工厂承建等项目。XXXXXXXXXX有限公司是河南中原绿能燃气投资有限责任公司于2010年3月变更而来，河南中原绿能燃气投资有限责任公司于2007年7月注册成立，注册资金一亿八千一百万元，其前身是河南中原油田天然气应用技术开发处。经营范围包括：对燃气、石油、化工、机械行业及自动化工程领域的投资与管理；房屋、车辆、设备租赁；润滑油、沥青、建筑材料的销售。公司成立以来，通过摸索、实践，不断进行技术革新，在LNG技术方面拥有明显优势,公司先后取得了撬装式LNG汽化装置、撬装式LNG汽车加气站、撬装式L-CNG加气站、异戊烷脱苯技术等
19、16项国家专利技术。掌握了LNG从开发、生产、储运到应用的一整套技术，建成投产了国内首座商业化LNG工厂，填补了国内商业化生产、应用LNG的空白。近年来，公司科研人员参与多项LNG行业标准的制订，并承担国家科技攻关项目。2001年至2002年，在中原油田的组织下，公司科研人员参与了国家液化天然气产品标准、液化天然气生产、储存和装运规范、液化天然气汽车加气站建设标准等有关LNG技术标准的编制工作。鄂尔多斯市时达房地产开发集团有限责任公司简称鄂尔多斯时达集团，是由鄂尔多斯市时达房地产开发有限责任公司发起并成立的法人联合体。集团下设总裁办公室、财务管理处、技术质量部、人力资源部、审计事务部。集团拥有
20、5家全资子公司，即鄂尔多斯市时凯隆投资有限责任公司、鄂尔多斯市时正矿业有限责任公司、鄂尔多斯市时达商贸有限责任公司、鄂前旗时友矿业有限责任公司、鄂旗时鑫矿业有限责任公司。集团参股企业有鄂旗长蒙天然气管输有限责任公司、鄂前旗时泰天然气有限责任公司、鄂尔多斯市中小企业担保有限责任公司、鄂尔多斯市城市商业银行、鄂尔多斯市广丰小额贷款有限公司等，集团协作企业有鄂尔多斯市东兴物业管理有限责任公司。 时达集团于2008年10月15日由鄂尔多斯市工商行政管理局批准成立，注册资本为10110万元，总资产6.56亿元，主要从事房地产及能源开发。集团推动集中发展战略，坚持以双翼（能源与房地产利润中心与事业部）优化
21、、资本运营为发展理念，通过持续改革、理顺经营、资源融合，实现企业的可持续发展。内蒙古XXXXXXXXXX时泰天然气经营有限责任公司于2002年在鄂前旗工商局注册成立,公司主要经营XXXXXXXXXX城镇天然气供气业务。2002年至2007年利用长庆油田的天然气勘探井,投资2460万元，对鄂前旗上海庙实施天然气气化工程，工程竣工后城网管线覆盖率达到85%。为充分利用天然气资源,促进地方经济发展, 同时缓解用气紧张的矛盾,经旗、市政府申请,中国石油天然气股份有限公司以油计函字200740号函复，从2008年起,每年向XXXXXXXXXX供气2000万方。此外旗政府又与长庆油田公司签订协议,每年向前
22、旗供气5000万方。气源地位于鄂前旗昂素镇苏43号集气站，距上海庙82公里。2007年公司投资3050万元，新建82公里昂-敖输气管道工程,2007年12月工程竣工投产。2007年12月,公司申报的昂-敖输气管道工程配套项目15104Nm3/d 天然气液化储气项目经鄂尔多斯市经贸委批复核准，目前主体完工，计划2009年6月份投产。项目总投资9200万元，工程于2008年3月开工，工期12个月。为保证15104Nm3/d 天然气液化储气项目的顺利实施,公司通过增资扩股注册资本增至6750万元,总资产达7550万元。经济效益指标见表2-1 经济效益指标汇总表 表2-1序号工 程 和 费 用 名 称
23、 单 位 指 标 值备注1工程总投资万 元95061.53报批投资92317.83万元1.1固定资产投资总额万 元91141.961.1.1建设投资万 元87288.541.1.2建设期利息万 元3853.42 其中：其他融资费用万 元0.001.1.3流动资金万 元3919.57其中：铺底1175.87万元2年营业收入万 元117118.63生产期平均3年总成本费用万 元90593.69生产期平均其中：年经营成本费用万 元83571.78生产期平均4利润4.1年利润总额万 元21456.93生产期平均4.2年税后利润万 元16092.70生产期平均5动态投资回收期ic=12%5.1所得税前项
24、目投资回收期年6.83含建设期2.00年5.2所得税后项目投资回收期年8.24含建设期2.00年6投资利润率%22.577投资净利率%16.938贷款偿还8.1外汇贷款偿还年限年0.00宽限期0.00年8.2人民币贷款偿还年限年5.31含建设期2.00年9净现值（FNPV）9.1所得税前项目投资净现值万元72729.55ic=12%9.2所得税后项目投资净现值万元45571.57ic=12%9.3所得税后项目资本金净现值万元51857.94ic=12%10内部收益率（FIRR）10.1所得税前项目投资内部收益率%25.7410.2所得税后项目投资内部收益率%21.16 10.3所得税后项目资本
25、金内部收益率%28.672.2 建设项目概况2.2.1建设项目概述项目规模220万吨/年液化天然气，项目总占地35.87公顷，总投资9.5亿元，建设周期24个月，年开工时数8000 小时。装置包括原料天然气净化，并经过制冷分离，生产液化天然气等产品。工厂的工艺过程基本包括预处理(净化)、脱硫、脱碳、制冷液化、液化天然气储存、产品装车及公用工程和辅助设施等。2.2.2主要工艺技术和国内、外同类项目水平对比情况1）.国内外工艺技术概况 ：LNG 工厂的工艺技术核心是天然气的液化部分，各技术提供商的大部分专利也是在液化的技术部分。液化分离部分是LNG 装置的核心部分，工艺过程并不十分复杂，主要由天然
26、气液化和天然气分离两部分组成。开发研制经济实用、性能可靠的换热设备和高效节能、操作简单灵活的制冷系统，一直是天然气液化分离生产技术的专利商梦寐以求的目标。目前活跃在中国液化分离市场的主要公司有德国 LINDE 、美国 B.V.及法国 SOFREGAZ 等工程公司，这些公司在研究天然气制冷液化方面做了很多研究工作。在传统的阶式制冷、氮循环制冷、膨胀制冷等工艺的基础上开发出了投资低、能量效率高的混合冷剂制冷工艺，近期该工艺被大多数国内外小型LNG 工厂采用。国内以成都深冷、中华煤气为代表的部分公司也积极加入混合冷剂制冷工艺的开发研究，打通流程并全部采用国产设备建设并顺利投产的有山西港华LNG 项目
27、。2）.国外工艺技术概述：国外工艺常见的液化方法如下：膨胀制冷：主要优点是利用天然气本身压力进行制冷，装置能耗低，设备台数少，投资少；主要缺点是液化率低，对天然气的组成和压力有较高的要求。这种工艺适用与天然气压力较高，甲烷含量较高，天然气气源较充足，资金紧张的情况下选用。三级阶式制冷：是LNG 装置最初经常采用的液化工艺，它包含了三个相对独立、互相串联的冷剂循环，可以达到天然气全液化的目的。这种工艺投资高，能耗较高，操作复杂，动设备和静设备台数都多。两级阶式制冷+闪蒸制冷：是将复迭制冷和节流膨胀制冷的工艺相结合，使得液化率比膨胀制冷的液化率有所提高，可达到 50%左右，投资和能耗又比三级阶式制
28、冷工艺的投资有所降低。混合制冷：是以多组分的混合制冷剂（N2 和C1-C5 的混合物）取代传统的单一组分的制冷剂，大大简化了液化单元，提高了操作可靠性、灵活性，强化系统的能量利用，从而实现低能耗、低投资的目的。3）.国内工艺技术概述：目前国内LNG 工艺研究开发尚处于初级阶段，其涉及的主要有天然气直接膨胀制冷、氮循环膨胀制冷、混合冷剂循环制冷等工艺，规模都非常小，介于 115 万吨/ 年之间。目前仅个别项目已打通流程建立装置且投入生产。但装置中设备余量较大，设备间搭配不合理，或大或小。国内工艺技术的研究开发受国产设备的影响也比较大，国产设备单机（台）能力受限，某些关键设备，国外设备使用 1台的
29、国内需使用数台才能达到同样生产能力。目前世界上混合冷剂循环技术已经非常成熟，在天然气液化领域中得到广泛应用。该工艺具有以下特点：操作可靠，流程简单该工艺只有一个采用单压缩机的混合冷剂制冷循环。这一简单的制冷系统在调峰型和基荷型LNG装置中都有过成功应用的经验。使用单元循环制冷系统是一个简单可靠的LNG装置的关键特征。传统的阶式制冷、丙烷预冷混合制冷及其它混合制冷工艺，由于制冷系统复杂，都存在操作繁琐和维修费用高的问题。使用单循环制冷系统，不仅减少了设备的数量和费用，同时也可将控制中所需仪表减少50%或更多。使LNG装置工艺简化、易于操作的另一个关键因素是使用单个主换热器。如果在工艺中加入其它的
30、换热设备和容器，开车和操作的复杂性将显著增加。快速再开车MRC工艺设计能够使冷剂在长期停车期间保存在系统中，系统可以在很长停车时间内不损失冷剂，这是在一段时间停车后实现快速再开车的一个关键。操作弹性原料天然气液化所需的冷量大约为冷剂换热器负荷的1520%。原料气成分和压力的波动对冷剂换热器性能的影响很小；另外，环境条件的变化对本系统的影响也很低。混合制冷剂循环工艺流程简单、设备少，能耗较低，适应性强，且操作灵活、开停车方便，因此本项目制冷工艺推荐选用混合冷剂循环工艺。由于国产LNG工艺技术研究开发刚起步，规模小，投资高，运行成本高，故本项目不选用国产LNG工艺技术，推荐使用国外进口混合制冷剂循
31、环工艺技术。2.2.3建厂条件及厂址选择1）.地理位置XXXXXXXXXX位于内蒙古自治区鄂尔多斯西南部，地处东经1064110854，北纬38184011之间，为毛乌素沙漠腹地。东与乌审旗连接，北与鄂托克旗交界，西与宁夏回族自治区陶乐县、灵武县接壤，南部与陕西靖边、定边及宁夏盐池毗邻，总面积12180Km2 ，其中可利用草场面积58.464 万公顷，占总面积的50%，耕地面积17636公顷，占3%，林地面积12.65万公顷，占21.6%。2）.地质、地貌项目所在地地势从布拉格苏木到三段地镇呈南北脊型，分别向东南、西北倾斜，海拔最高点达1564米，最低点为1160米，地貌类型分梁、滩、沙三种。
32、梁地占全旗总面积的31.46%，主要分布在西北部，地下水埋藏较深，多数地区在50米以下，滩地、沙地分别占全旗总面积的7.94%和60.53%，主要分布在东南部毛乌素沙漠腹部，地下水位2-3 米。东南流沙呈西北-东南条带状与滩相间分布。地貌按在因及形态特征分为三部分：构造剥蚀地形：境内分布广泛，由于地壳长期缓慢大面积上升遭受剥蚀而形成。主要以风蚀洼地、岛状山、长条状低洼地形组成。堆积地形：为第四纪冲洪积河谷地形、冲积湖积洼及小湖泊组成。风积地形：境内大面积分布，主要由流动沙丘及固定沙丘组成。3）.地震根据中国地震烈度区划图（1990）标注，项目所在地区地震烈度为6度，工程按6度地震基本破坏烈度设
33、防。4）.水文地质项目位于内蒙古XXXXXXXXXX，属大陆型半干旱半荒漠气候区，冬季严寒、夏季酷热、昼夜温差大、蒸发强烈、降水少且集中等为本区气候特征。本区为高原侵蚀区、侵蚀切割强烈，地形、地势复杂，相对高差大、地表植被零星。为基岩裸露区，基岩裂隙不发育，不利于大气降水入渗。地下水接受大气降水渗透补给，地表无水体。主要含水层为厚层灰岩，以基岩裂隙水形式存在，沿断层破碎带未见泉水上露，地表岩石干燥，地下潜水位一般在侵蚀基准面以下，因此，本区水文地质属简单类型。5）.气象条件该区域属西北干旱区，为典型的大陆性气候，夏季炎热，冬季寒冷，降水稀少，蒸发强烈，光照充足，干燥多风是其典型基本气象特征，详
34、见下表2-2气象参数表 表2-2 序号类型单位数量1一般海拔高度m125013502平均相对湿度%53653年平均风速m/s3.04瞬间最大风速m/s335历史最大风速m/s20.06平均大风日数天217主导风向西北风8大气压kPa87.029气温极端最高37.7极端最低-31.610年平均气温7.611最冷月份1月平均气温-9.312最热月份7月平均气温22.413年平均地温1214年平均降水量mm261.215年平均蒸发量mm2513.616最大冻土深度m1.5017最大积雪厚度cm1418年无霜天数天17319年平均雷暴日天22.220年平均沙暴日天3021地震烈度度66）.交通运输本项
35、目拟采用长庆油田分公司内蒙古苏里格第四天然气处理厂提供的天然气进行LNG生产，装置拟建于XXXXXXXXXX上海庙工业园规划区内，该处是拟建的长庆油田分公司内蒙古苏里格第四天然气处理厂油井主采区，气源稳定可靠，地势开阔平坦，交通便利，配套设施齐全,投资环境较好，为本项目的建设创造了良好条件。XXXXXXXXXX上海庙工业园区已规划出约35.87公顷的装置用地以建设本项目。拟建厂区周围公路有国道、省道，汽车可直达全国各地。综上所述，该项目的交通运输条件十分便利，本厂址适合建厂。2.2.4生产规模及产品方案1）.生产规模内蒙古XXXXXXXXXX220万吨/年液化天然气项目包括液化天然气装置、液化
36、天然气运输及相关系统配套设施。工程建设规模40万吨/年LNG，并作40万吨/年产能预留。设计规模为处理天然气量180万立方米/天。液化天然气（LNG）装置连续操作，年操作时间在8000小时。2）.产品方案本项目产品方案如下表2-3:项目产品方案表 表2-3序号物料单位数量备注1重烃t/a4822液化天然气104t/a403）.产品规格重烃产品规格副产品为重烃，期望的规格如下表：重烃产品规格表 表2-4组分摩尔甲烷11.89 C2 0.38 C3 1.10 C4 11.28 C5+ 56.76 苯12.49 H2O 5.87 其它（氦&氮气）0.23液化天然气产品规格本项目产品为液化天然气，国内
37、尚无专门的LNG标准，根据本项目原料气组分确定本项目LNG的规格如下表：液化天然气产品规格 表2-5序号组份mol1甲烷98%2苯10ppm3二氧化碳50ppmv4温度-1625压力MPa（g）常压2.2.5主要原、辅材料、燃料用量储存及动力供应1）. 主要原、辅材料用量（1） 本项目主要原材料为天然气 本项目原料气来自长庆油田分公司内蒙古苏里格第四天然气处理厂，供气量为1,600,000Nm3/d。至本项目界区交接点的供气压力不低于4.5MPa(a)，供气温度为常温。天然气组成如下：天然气成分表 表2-6组份名称组成（mol%）氮0.72二氧化碳1.10硫化氢-甲烷93.33乙烷3.93丙烷
38、0.57异丁烷0.092正丁烷0.085新戊烷0.0053异戊烷0.033正戊烷0.014己烷0.025庚烷0.034辛烷0.0055壬烷0.0018癸烷及以上0.011苯0.0002环己烷0.0089甲苯0.0022汞0.0710-3g/L水饱和（2） 辅助材料： 本项目正常生产需补充的主要辅助材料见下表：辅助材料一览表 表2-7序号物料来源规格备注1甲基乙二醇胺MDEA进口99%（wt）CS-20202制冷剂/丙烷国产C3H895%3制冷剂/乙烯国产C2H495%4制冷剂/异戊烷国产i-C5H1295%5燃料本装置供6脱水剂进口4A分子筛三年更换一次7活性炭进口830目三年更换一次辅助材料
39、国内均可采购到，日常生产补充用的甲基乙二醇胺也可由国内产品代替。脱水剂4A分子筛以及活性炭也可由国内产品替代，但更换时间间隔可能会缩短。初次填充的主要材料：脱水剂4A分子筛：约16t，活性炭830目：约2t，胺液（MDEA）：约10t，制冷剂（乙烯、丙烷、异戊烷、）：约20t。2）. 主要原、辅材料储存（1）本项目原料气来自长庆油田分公司内蒙古苏里格第四天然气处理厂，管道运输无需储存。（2）本项目冷剂采用罐体储存，储存周期为7天。（3）本项目辅料采用罐体储存。3）. 动力消耗本项目所需燃料由本装置供给。4）.动力供应本项目将建在XXXXXXXXXX上海庙工业园区内，该工业园区已制定了近期及长期
40、发展规划，区内水、电等公用工程设施齐全，并将设置消防站等，本项目仅需自设锅炉房等配套设施即可。原料天然气用管道输送，水用管道输送，电由工业园区变电站电缆输送。项目电源采用双回路。2.3 工艺流程和主要装置、设施的布局及生产装置上下游关系2.3.1 工艺流程 1）. CO2 脱除 原料气以 4.5MPa 压力进入装置，首先进入原料气过滤分离器。原料气过滤器的作用是除去原料气中的液体和固体杂质。收集到的液体送到界区外。离开过滤器后，气体进入胺吸收塔中，胺溶液由塔顶流下，与原料气接触，将其中的二氧化碳浓度降低到 50 ppmv 以下，设计中拟采用的吸收剂为甲基二乙醇胺（MDEA）溶液。 离开胺吸收塔
41、塔底的富胺（含二氧化碳），在胺闪蒸罐中闪蒸，流经贫/富胺换热器后再进入胺汽提塔顶。贫/富胺换热器降低了胺汽提塔的热负荷，从而降低了胺再沸器的负荷。胺汽提塔配置了一套水冷式顶部回流系统，冷凝后的胺溶液回流到胺汽提塔的顶部，而富含二氧化碳的气体则被引至大气安全处。 来自胺汽提塔底部的贫胺到胺吸入罐，经过胺增压泵、贫/富胺换热器、胺冷却器和过滤器，再由胺循环泵打回至胺吸收塔顶部。 2）. 脱水 脱除二氧化碳后的原料气离开胺处理系统后进入脱水段。过滤/分离器用来分离来自上游胺系统的携带物。离开过滤/分离器的气体进入分子筛干燥器，将其中水份脱除。脱水工段设有 2套分子筛吸附床，1套在线工作时另一套处于再
42、生状态。 原料气进入在线的分子筛床层，水份在气体流过床层时被吸附。当在线床层水份饱和后，将切换至离线再生，而另一套再生后离线床层则变为在线。饱和的床层将进入加热再生循环，接着被冷却和备用。再生气加热器为床层再生提供所需热量。再生时，热的干气由下至上流过分子筛，脱除床层中的水份，然后，再生气在再生气冷却器中被冷却，冷凝水在再生气分离器中分离，而再生尾气被循环至脱水段的入口。干燥的、不含二氧化碳的原料气，离开在线分子筛床层的底部，在送入液化工段之前，要进一步脱除其中的汞，再进入粉尘过滤器进行过滤。 3）. 液化 液化段采用单循环混合冷剂制冷工艺，液化经过处理的原料气并生产LNG 产品。冷剂为一种混合物，由氮气和从甲烷至异戊烷的碳氢化合物组成。冷剂压缩机为两段压缩，由电机驱动。单循环混合冷剂制冷工艺流程简单，操作方便，在提供高效液化工艺的同时，配管少、控制点少、设备数量少。 预处理后的气体进入冷剂换热器，在冷剂换热器中向下流动，冷却到大约-71时，原料气被引出换热器。这样做是考虑需要的重组分分离。-71的原料气返回冷箱后，继续向下流动，在冷剂换热器的底部作为-162的LNG 流出，LNG 直接流入LNG储罐，LNG 的总流量由LNG 管线上的调节阀来控制。 4）. 制冷 MRC 工艺设计采用了一个简单的闭式制冷循环，冷剂经压缩、部分冷凝、冷却
