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1、漳州液化天然气（LNG）项目环境影响评价报告书 12清洁生产与节能减排12 清洁生产与节能减排12.1 清洁生产分析清洁生产是指不断采取改进设计、使用清洁的能源和原料、采用先进的工艺技术与设备、改善管理、综合利用等措施，从源头削减污染，提高资源利用效率，减少或者避免生产、服务和产品使用过程中污染物的产生和排放，以减轻或者消除对人类健康和环境的危害。其核心是从源头做起、预防为主，通过全过程控制，促进经济与社会可持续发展。漳州液化天然气（LNG）项目通过向福建地区引进清洁能源液化天然气以调整能源结构，控制大气污染、改善生态环境，促进该地区可持续发展。针对建设项目这一特点，本章主要从本工程的产品，生
2、产工艺和设备设施和建设施工期生态保护措施等方面进行分析。12.1.1 产品的清洁性分析从广义来说，天然气是自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、生物圈和岩石圈中各种自然过程形成的气体。但是长期以来人们通用的天然气是从能源角度出发的狭义定义，是专指天然蕴藏在地下的烃和非烃气体，其主要成分是甲烷、C2C4和其他组分。天然气是一种优质能源，其热值高，常见燃料的发热量如表12.1-1所示。由表12.1-1可知，单位质量天然气发热量高于单位质量煤、焦碳的发热量，与汽油、柴油的单位质量发热量相当。表12.1-1 常用燃料的发热量 单位：kJ/kg燃料名称工业统煤标准煤焦碳石油煤油柴油汽油天然气发热
3、量23027293082972641031439614605542705460553265746264作为清洁燃料，天然气在燃烧过程中产生二氧化碳、水和极少量二氧化硫，对大气环境影响很小，因此广泛用于民用燃料、工业燃料和发电。而液化天然气（LNG）在液化过程中天然气温度为-162，其中的硫等成分以固体形式析出、分离，在燃烧前极大减少SO2的生成。常见燃料的含硫量如表12.1-2所示。由表12.2-2可知，LNG的含硫量远低于煤、燃料油，且与矿采天然气相比，由于进行了脱硫等加工处理，LNG的含硫量得到了进一步降低。与煤相比，LNG不含灰分，其燃烧后产生的NOx仅为煤的19.2%，产生的CO2仅为
4、煤的42.1%。本项目一期工程投产后LNG气化成天然气的规模达到300104t/a，按其全部替代含硫量0.6%的燃煤推算，则每年可少排SO2、NOX、CO2的量分别为8.41104吨、10.27104吨、562.76104吨，极大地缓解大气污染带来的压力。表12.1-2 常用燃料的含硫量燃料名称煤燃料油矿采天然气LNG含硫量1%0.5%100 ppm33.5 ppm12.1.2 生产工艺和设备设施的先进性分析12.1.2.1生产工艺先进性分析本项目的生产工艺先进性主要表现在海上运输、卸船工艺、接收站工艺等方面。（1）液化天然气的海上运输分析天然气运输方法有气态压缩运输与低温液化运输，后者与前者
5、相比具有体积小、安全性高等优点。液化天然气海上运输始于20世纪50年末，1959年世界上第一艘天然气液化船“甲烷先锋号”试航，将液化天然气由美国路易斯安娜州运至坎威岛；1964年甲烷普林塞斯号和甲烷普罗格列斯号投入使用；根据有关资料统计，截至2000年底全世界共有127艘LNG运输船，累计航行超过2.5万个航次，累计运输量近10亿吨。在LNG运输船的设计中采取双层船体设计，保证在发生撞船、触礁等事故时不发生LNG泄漏。多年的实践表明，三十多年来与LNG运输有关的事故仅有六次，而其中没有一次造成LNG泄漏或船毁人亡的事故。本项目采取天然气低温液化运输，符合其技术发展趋势，安全性也能得到可靠保证，
6、充分体现出技术先进性。（2）卸船工艺分析在本项目在LNG卸船系统中形成LNG运输船卸船臂和回气臂-接收站LNG储罐形成闭路循环系统，即LNG运输船进港靠泊码头后，将码头卸料系统的LNG卸料臂和回气臂与LNG船上的相应管道相接。启动船上LNG输送泵，将运输船上的LNG通过码头上的4台液体卸船臂输送到接收站上的LNG储罐内；为维持运输船储罐内气相空间的压力平衡，接收站储罐内的部分蒸发气通过1台气体返回臂，返回至船上储罐内补压。这一循环系统不仅有利于维持运输船储罐内气相空间的压力平衡，而且减少LNG泄漏，有利于环境保护。（3）接收站工艺分析接收站的工艺方案分为两种：直接输出式和再冷凝式，两种工艺方案
7、的主要区别在于对蒸发气（BOG）的处理方式不同。直接输出工艺是利用天然气压缩机将蒸发气直接压缩到外输压力送至管网；再冷凝式是将蒸发气经压缩机加压至较低压力后，与从LNG储罐送出的LNG在再冷凝器内混合并进行冷量交换，由于LNG加压后处于过冷状态，可使蒸发气再冷凝，然后经高压输送泵加压后送至气化器气化后外输。本项目接收站工艺采取再冷凝工艺方案，它不需要将蒸发气压缩到很高的压力，而是利用冷的LNG使蒸发气在低温下冷凝再液化。冷凝下来的蒸发气与从贮罐来的LNG一起进入后续工段，经加压、气化后作为成品外输。再冷凝工艺方案不需要将蒸发气压缩到很高的压力，而是压缩到较低的压力（通常为0.6MPaG）后与由
8、LNG低压输送泵从LNG贮罐送出的LNG在再冷凝器中混合，这样减少BOG的压缩功的消耗，节省了能量。此外，正常情况下，蒸发气进入再凝系统回收，只有非正常和事故工况下，火炬总管超压，且再凝系统压缩机无法控制时，蒸发气才进入火炬燃烧。这样可减少火炬天然气的燃烧量，进而减少火炬燃烧废气量，同时也提高天然气利用率。12.1.2.2气化所用海水生物灭活方案比选目前国内LNG接收站项目海水系统防海生物装置可以选用的技术主要为电解制氯技术和EGD杀生缓蚀剂技术，其中电解制氯技术应用较多，但EGD杀生缓蚀剂技术属于新一代多功能水处理剂，且经过各项测试和现场工业试验后已应用于市场。EGD杀生缓蚀剂及相应的设备系
9、统和海水电解制氯技术两种不同防海生物处理系统在环保、技术、投资和运行成本方面各有优缺点，见表12.1-3所示，由表12.1-3可知：电解制氯技术：海水电解制氯是通过整流变压器和整流器，将6KV左右的交流电变压整流为直流电，施加到海水电解槽的阴、阳两极上。利用天然海水中含有的氯化钠成分，使海水发生电解反应产生次氯酸钠和活性有效氯，再通过加药泵将含有次氯酸钠和有效氯的海水加入到循环冷却海水中。由于次氯酸钠易降解，且浓度大大低于工业次氯酸钠，故循环水出口余氯含量很低，对海域环境只产生一定影响。海水电解制氯装置在正常运行工作状态时，经循环泵加压后海水经管道输送到制氯间，然后通过自动反冲洗过滤器（一用一
10、备）除去直径在0.5mm以上的固体污物后进入电解槽组件电解。制氯单元是由两组电解槽模块组成，每组电解槽模块由两列电解槽组组成。每组电解槽在电路上通过导电母排串联连接。两套整流装置将6KV交流电转化为直流电分别供给对应的电解槽组，将流经电解槽的海水电解，产生次氯酸钠溶液及副产物氢气进入次氯酸钠储罐。在次氯酸钠储罐内稀释排放大气。次氯酸钠储罐内的溶液通过各种加药泵输送至各个加药点。此外，系统设计1套酸洗系统，对电解槽进行定期酸洗。EGD杀生缓蚀剂技术：EGD杀生缓蚀剂在水中以极低的浓度即可在水系中的物体上建立有机分子膜，水生物因此被隔氧窒息灭亡；EGD杀生缓蚀剂在水中的能改变金属表面腐蚀电位，并在
11、其表面形成有机分子膜的有效保护，显著减缓水体中金属物体的腐蚀速率；其毒性低于普通食盐，对海洋浮游动物、贝类等的能起到抑制生长的作用，但由于生物半降解时间为24小时，全降解时间为200小时，不会产生生物抗药性。EGD杀生缓蚀剂的添加采用间断法加药方式，加药点设在循环水泵吸入口。由于只是每天定期添加，可直接把药品倒入容器内用自流的方式加到海水泵吸入口取水前池，无需复杂的加药设备，配置复杂的控制系统，因此加药系统可由1台杀生缓蚀剂溶液箱及其相关管路和阀门等组成。桶装成品药（20kg/桶）存放于接收站库房。经对比研究，EGD杀生缓蚀剂技术与海水电解氯技术均能达到防治海生物的作用，均具有可行性。EGD杀
12、生缓蚀剂方案在建设投资、占地面积、环保性、装置维护和检修频率等有较大优势，但运行费用较高、业绩较少，本项目从技术应用成熟性考虑建议选用海水电解制氯方案防治海生物。表12.1-3海水电解制氯方案与EGD杀生缓蚀剂方案对比表技术方案海水电解制氯EGD杀生缓蚀剂建设投资费用约为EGD杀生缓蚀剂投资费用的50-60倍较低运营期费用（考虑设备厂房折旧费）约为EGD杀生缓蚀剂运营费用的80%90%较高占地面积约为EGD杀生缓蚀剂占地面积的10倍较低是否能够达到达到防治海生物的作用是是装置操作性复杂简单装置维护、检修频率高低业绩多，接收站多采用此项技术较少环保要求余氯对海洋生物有一定的毒害作用无毒、环保12
13、.1.2.3 设备设施的先进性分析本工程的设备设施种类很多，如储罐、气化器、自控系统等接收站、分输站设施，管材、阀门、防护保护层等管线工程设施。下面对本项目的主要设备设施的先进性进行分析。（1）LNG储罐LNG储罐主要有单容罐、双容罐、全容罐和薄膜罐四种类型。1）单容罐单壁罐或者有内外罐壁组成的双壁罐，其设计仅仅考虑符合内壁罐在存储产品时的低温韧性要求，外罐壁仅仅负荷其装填的保温材料或仅承受蒸发气体的压力，设计中不考虑在事故状态下存储从内罐泄漏出来的低温冷冻液体。单壁罐通常在其周围设一圈低的围堰，在发生泄漏事故时，临时存储泄漏的液化气体。单容罐的主要优势在于：造价低、工期短。单容罐劣势在于：对
14、外部危害如火灾、爆炸、飞行物等的防护能力低；万一内罐泄漏，外容器无法盛装这些低温液体，它将进入围堰内，从而导致一些无法预料和控制的危害。操作压力低。图12.1-1 单容罐图例1 主容器(钢制)3 底部绝热层4 地基5 基础加热系统6 柔性绝热密封层7 悬顶(绝热)8 顶(钢制)9 外壳绝热层10 外部蒸气隔层11松散充填料绝热层12 外层钢壳(不能盛装液体)13 围堰2）双容罐双容罐的内外壁都能单独承受液化气体存储，通常外罐或罐的外壁距离内罐不超过6m。在正常的操作状况下，内罐存储液化气体，外罐或罐的外壁保存从内罐泄漏出来的液体，但不保存从内罐泄漏出来的任何气体。双容罐的主要优势在于：与单容罐
15、来相比，一定程度上提高了泄漏时的安全性；罐与罐、罐与其它建筑物和设备之间的距离减小了。双容罐的劣势在于：与单容罐相比，双容罐的投资略有增加、工期稍有延长；同单容罐一样，操作压力低带来的问题依然存在。图12.1-2 双容罐图例1 主容器(钢制)2 次级容器(钢制或混凝土)3底部绝热层4地基5基础加热系统6柔性绝热密封层7 悬顶(绝热)8 顶(钢制)9 外部绝热10 外部蒸气隔层11松散充填料绝热层12 外壳(不能盛装液体)13 罩(防雨)3）全容罐全容罐应由一个主容器和一个次容器组成，此二者共同构成一个完整的储罐。主容器应是一个储存液体产品的自身支撑式、钢质、单壁罐。内罐和外罐之间的环形空间为1
16、2.0m。全容罐的优势在于：提高了内罐发生泄漏时的安全等级；当采用混凝土罐顶时，提高了操作压力和降低了操作费用及相关设备费用，场区布局紧凑。全容罐的劣势在于：它的造价和工期比双容罐稍高，比单容罐更高。图12.1-3 全容罐图例1 主容器(钢制)2 次级容器(钢制)3底部绝热层4地基5基础加热系统6柔性绝热密封层7 悬顶(绝热)8 顶(钢制)9松散充填料绝热层10 混凝土顶11 预应力混凝土外罐(次级容器)12 预应力混凝土外罐内侧的隔离层 4）薄膜罐薄膜罐多为地下罐形式，统称为地下薄膜罐。由一个薄的钢质主容器(即薄膜)、绝热层和一个混凝土罐共同组成，构成一个整体的复合结构。该复合结构应能储存液
17、体。地下薄膜罐的优势在于：环境友好、有较高的安全等级，特别适用于地震区和人口密集区；操作弹性大，在罐冷却过程中没有温度降速率的限制。地下薄膜罐的劣势在于：高蒸发率导致了蒸发气处理设备的增大，投资费用和操作费用都有较大的增加；承包商非常少，而且它的设计需要投标之后才能确定。图12.1-4 薄膜罐图例1 主容器(薄膜)2 次级容器(混凝土)3底部绝热层4地基5基础加热系统6 柔性绝热密封层7 悬顶(绝热)8 混凝土顶9 预应力混凝土外罐内侧的隔离层5）罐型比选本项目通过工艺技术、安全、投资等方面的比较选用全容式混凝土顶储罐作为LNG的储罐，它采用双重罐体结构，内罐为钢罐、外罐为钢筋混凝土罐、顶盖也
18、用筋混凝土盖，可允许内筒里的LNG和气体向外筒泄漏，它可以避免火灾的发生。其设计最大压力29000Pa，设计最小温度-165。由于全容罐的外筒体可以承受内筒泄漏的LNG及其气体，不会向外界泄漏。其安全防护距离也要小得多。一旦事故发生，对装置的控制和物料的输送仍然可以继续，这种状况可持续几周，直至设备停车。相对于单容罐、双容罐、膜式罐而言，全容罐具有更高的安全性。此外，当采用混凝土顶盖（内悬挂铝顶板）时，其设计压力可达29000Pa。因设计压力相对较高，在卸船时可利用罐内气体自身压力将蒸发气返回LNG船，节约能源，省去了蒸发气（BOG）返回气风机的投资，并减少了操作费用。（2）气化器目前国际上用
19、于大型LNG接收站的气化器主要可分为以下几类开架式(ORV)、管壳式(STV)、中间介质式(IFV)、浸没燃烧式(SCV)四类。1）开架式气化器（ORV）开架式气化器（ORV）是以海水在气化器中作为加热介质，海水从气化器上部进入，流经铝合金管的外表面(为防海水腐蚀，铝合金管已作过防腐处理)，LNG流经铝合金管的内部，从而被加热和气化。该气化器的基本单元是传热管，由若干组内部呈星形断面、外部有翅片的铝合金传热管组成板状排列，两端与集气管或集液管焊接形成一个管板，再由若干个管板组成气化器。尽管ORV的投资成本高，但其构造简单，且维护量小。2）管壳式气化器（STV）管壳式气化器采用多套阵列式的空气鼓
20、风系统对中间换热介质丙烷进行加热气化后，丙烷再通过一个管壳式换热器达到加热气化LNG的效果。STV通常不被采用在LNG接收站，最大缺点是由于热源是空气，需要很大的安装区域。事实上，只有位于亚洲南方的接收站，由于海水包含细小砂粒子而不适于ORV时才安装STV，安装STV的场地与储罐区占地面积相同。除占地面积大外，与其他类型气化器相比其结构更加复杂。3）中间介质式气化器（IFV）中间介质式气化器也是以丙烷作为中间加热介质，但采用海水作为加热源气化，气化后的丙烷蒸气去加热低温LNG，使其在管程内气化为低温天然气，丙烷蒸气同时被冷凝，丙烷在LNG气化单元以气液动平衡形式循环使用；在天然气加热单元，被气
21、化的低温天然气再经海水升温后（0）进入天然气总管。IFV主要缺点是热交换管使用钛合金造成成本较高，且在世界上有很少的制造厂商。4）浸没燃烧式气化器（SCV）浸没燃烧式气化器是以燃料气和压缩空气在气化器的燃烧室内燃烧，燃烧后的气体通过喷嘴进入水中，将水加热，LNG经过浸没在水中的盘管，由热水加热而气化。SCV需消耗接收站生产的天然气，鉴于STV，IFV和ORV使用自然资源空气、海水作为热源，而SCV一般要消耗1-2%的天然作为燃料气，所以在运行费用和环境方面SCV没有竞争力。但SCV设备投资费用低，并且其结构紧凑且不需要海水设备包括海水水管和排水口。一般应用于海水温度低、海水污染或者包含对设备有
22、害的物质而不能使用海水的场所，或者利用其可快速启动且低投资的特点，用于调峰气化。5）气化器选择气化器的选择主要考虑投资成本、运行成本及站址环境。对于本项目而言，具备可使用的海水环境条件，使用开架式气化器（ORV）目前是最为可靠和经济的选择。（3）自控系统本工程的自控系统根据“经济实用、安全可靠、集中控制、管理方便”的原则，按照接收站的规模、特点、生产控制要求，设置一个由集散型过程控制系统(DCS)、紧急停车系统(ESD)、以及火焰和气体检测系统(FGS)、和第三方控制系统共同构成的综合控制系统ICS(Integrated Control System)，既过程控制层。此外，在码头和接收站设有可
23、燃气体和火灾检测器，可将信号传送至控制室的控制系统并进行报警，以便由操作人员或由控制仪表采取必要的措施，如进行消防喷淋、紧急停车等。配备的现场探测和报警设备有可燃气体探测器、火焰检测器、烟雾探测器、温度探测器、火灾报警按钮和声光报警装置等。（4）阀门为了尽量减少接收站通过手动阀及控制阀的密封圈的无组织泄漏气体排放量，对控制烃类气体输送的所有闸阀及球阀设计了低排放指标密封圈。另外，根据有关规定，对于接收站的工艺设备需使用安全阀进行防过压保护，为了尽量降低安全阀启闭频率，工程设计了高密闭、高压启闭装置，这些装置的压力将设定在低于安全阀压力水平，并对接收站接近作业安全限度时的安全关闭作了规定，尽量减
24、少安全阀的开启，这样可最大限度减少天然气的无组织排放，保护周围环境质量。12.1.3 建设施工期清洁生产分析本工程的建设涉及面广、施工类型多，下面将对本工程施工期的主要问题进行分析。12.1.3.1码头疏浚本项目建设施工期产生的主要污染物是水中的固体悬浮物。本项目主要采取耙吸式挖泥船为主，抓斗挖泥船为辅的组合疏浚施工。（1）耙吸式挖泥船耙吸式挖泥船主要在负压吸泥时搅动了泥土产生泥土固体悬浮物以及挖上船的稀泥澄清排水过程产生悬浮物。同一般的抓斗式挖船相比，耙吸式挖泥船挖泥时接触面周围的固体悬浮物被吸走，产生的悬浮物在水中的停留时间短，其产生的悬浮物量较小。因此本工程的码头疏浚采用耙吸式挖泥船为主
25、施工，可以有效地减少其施工过程产生的悬浮物对施工现场附近海域水质的影响。（2）抓斗式挖泥船抓斗式挖泥船是利用旋转式挖泥机的吊杆及钢索来悬挂泥斗；在抓斗本身重量的作用下，放入海底抓取泥土。然后开动斗索绞车，吊斗索即通过吊杆顶端的滑轮，将抓斗关闭，升起，再转动挖泥机到预定点（或泥驳）将泥卸掉。挖泥机又转回挖掘地点，进行挖泥，如此循环作业。抓斗式挖泥船主要用于挖取粘土、淤泥、孵石、宜抓取细砂、粉砂。 纵上所述，本项目采用耙吸式挖泥船和抓斗挖泥船配合泥驳施工的方式属于国内较成熟的施工工艺。12.1.3.2接收站建设在接收站建设过程中，场地平整及土建施工对环境影响最大，在建设方案设计上，通过科学优化设计
26、尽量减少土方工程量，即对拟建在开方上的构筑物，尽量利用天然地基，对填方上的构筑物视其重要性及负荷大小，考虑采用混凝土基础或桩基础，这样通过减少土石方的施工量来控制对其周围环境的影响。其次采取各种有效措施来减轻施工影响，其措施主要有：采取施工现场局部封闭，对道路、施工场地定时洒水清扫，减少施工机械和运泥车辆引起的扬尘对大气环境的污染；及时清除建筑垃圾和生活垃圾，保证施工场地卫生；科学计划施工时间，尽量缩短施工周期；对挖方所剩余的山地种植植被，减少施工的植被破坏。12.2节能减排12.2.1节能分析12.2.1.1工艺系统节能措施为更好地节约能源，本项目工艺系统采用以下节能措施。（1）设置再冷凝器
27、可利用部分LNG的冷能来冷凝蒸发气，再经高压输送泵外输，与直接压缩外输比较，可节约大量的压缩功。（2）在LNG贮罐形式选择了全容式混凝土顶贮罐（FCCR），而未选择全容式金属顶贮罐（FCMR）。对两种不同形式的LNG贮罐，其蒸发气处理系统也不同。由于FCMR允许的操作压力较低，与LNG运输船上容器的压力相当，而在卸船操作时由于LNG温度升高，在LNG进入贮罐时将闪蒸产生大量的蒸发气，需要额外的蒸发气压缩机能力来处理闪蒸的蒸发气，同时还必须设置返回气风机把蒸发气送回到LNG运输船。而FCCR的操作压力比FCMR高，在卸船操作时，可利用储罐内蒸发气自身压力直接返回到LNG运输船上，无需设置返回气风
28、机加压，降低能耗。（3）选用了ORV气化器,利用海水气化LNG，与浸没燃烧式气化器相比，可以减少的天然气的消耗，减低能耗。（4）选用了先进、高效、节能的机械设备。（5）采用了先进、省电的电动机及其它电气产品，以减少电能消耗。（6）对LNG管线进行了保冷，采用了先进的绝热性能好的绝热材料，并加强深冷管线的绝热，充分考虑减少LNG管线的能量损失。（7）采用了较大的卸船总管，缩短了卸船时间。用小流量对卸船总管的保冷，减少了卸船时的气化量，有利于降低BOG的能耗。（8）在管路设计中，根据站址特点，尽量做到了管路短、直，管径合理，使管线能耗降到最低限度，减少了管路压力损失。12.2.1.2辅助生产系统节
29、能措施（1）建筑节能措施项目根据建筑功能和生产特点，合理的布置了建筑平面布局、立面造型和采光通风等。（2）供电照明节能措施1）供电电源和配电系统的设计进行了多方案比较，做到了安全可靠、节约能源、技术先进、经济合理。2）工程选用了较高的供电配电电压，减少了变压层次和变电设备重复容量。电网变电等级为两级变压，简化了设备层次和结线。总降压站采用110kV/6kV，装置区内采用6kV/0.4kV 供电。3）生产装置变配电所的位置距离负荷中心较近，缩短了供配电距离。合理选择了供电电缆的规格、路径、走向，减少供电系统的线路损耗。4）变压器采用了低损耗、高效率的变压器。5）一般电动机选用了鼠笼型感应电动机，
30、大型低速的电动机采用无刷励磁的同步电动机，160kW以上的电动机选用了高压电动机。6）供、配电系统采取了高低压带抑制谐波功能可调式自动补偿无功功率措施，整个系统补偿后的功率因数不低于0.93。7）采用了高效长寿的新型光源（如荧光灯、金属卤化物灯等），以减少电能消耗。灯具选用了直射光通高，控光性能合理的高效灯具。8）建议利用太阳能、风能技术。太阳能、风能为清洁、绿色能源；建议在接收站采用太阳能热水、太阳能照明、风能发电等节能技术，以节约能源。9）海水泵、LNG低压泵、LNG高压泵设置了变频设施，可有效节约电量。（3）暖通空调节能措施采暖通风采用的节能措施有：1）设计选用的风机均采用高效、低噪声风
31、机。选用风机的单位风量耗功率小于0.32W/（m3/h），风机效率86；2）空调系统送风管选用防腐、保温、消声、质轻、难燃的超强复合玻纤风管。减少冷量损失约8%、风量损失小于5%、风压损失约10%；3）排风、排烟两用风机平时按照排风状态运行，降低排风机的耗电量约65；4）空调系统所选用的分体式空调机的能效比均达到房间空气调节器能效限定值及能源效率等级（GB 12021.3-2004）一级水平；选用的多联机制冷（热）性能均满足多联式空调（热泵）机组GB/T18837-2002 的要求； 5）建筑物的围护机构的保温等热工性能良好。选择了合理的保温措施、采用了保温系数较小的保温材料，确定合理的保温厚
32、度，尽量避免了大的开窗面积特别是全玻璃幕的维护结构。6）合理设定了室内空调通风参数。在冬季，室内空气温度每降低1，将节约1020%的供热能耗；在夏季，空气温度每升高1，将节省8%的空调供冷能耗。而空调的新风负荷，更是占到了整个空调负荷的3040。所以在满足人体基本要求的前提下，尽量合理地设定室内的温度和新风量（一般不超过15%）非常重要；7） 空调系统要进行实时控制。在室内空调系统的配置上，必须能够实现分室的室温调节和控制措施。如风机盘管的温控调节，新风机的比例积分温度调节，变风量系统的分室调节等，并且实现空调控制的自动化有利于实时调节。资料显示，采取完善实时自动控制措施的空调系统与无自动控制
33、措施的空调系统相比，全年可节约2030%的空调能耗；8）在有集中排风且集中排风与新风温差大于8时应考虑排风设热回收系统，但排风热回收不能对新风造成污染。且排风热回收装置（全热和显热）的额定热回收效率不应低于60%；本项目对于人员较为集中的房间，如办公室、会议室、多功能厅等，其空调系统中选用全热交换器以回收空调排风的冷量，达到了节约能量目的。12.2.1.3冷能利用分析（1）概述、利用方式及国内外利用现状LNG是超低温液态天然气，沸点约为-161。在常温常压下，LNG气化过程中最大可利用的冷能约为240 kWh/t。如每年进口300万吨的LNG，相当于同时捎带约6亿度电。利用LNG冷能，符合国家
34、能源战略的要求，符合建立节约型社会的要求，促进社会经济可持续发展。合理利用LNG的冷能，不仅可以减少电能等能源消耗、降低投资，而且可以降低生产经营成本，为投资企业带来良好的经济效益。LNG直接利用方式包括冷能发电、液化分离空气(液氧、液氮)、冷冻仓库、液化碳酸、干冰及空调等；间接利用方式有冷冻食品、低温粉碎废弃物处理、冻结保存，低温医疗及食品保存等。LNG冷能利用方式的效果大致如下表所示。表12.2-1 冷能利用方式效果比较利用方式节能效果超低温仓库可节省电力70%制造干冰可节省电力5%冷能发电100t/h，发电4085kW生产液态氧可节省电力50%生产液态氢可节省电力50%生产液态氮可节省电
35、力50%目前，世界LNG冷能利用较多的国家是日本。日本每年从国外进口LNG约55006000104 t，大约有2000 t/h的LNG用于提供LNG冷能，约占整个进口量的20；而现存系统对这20的LNG的冷能利用率仅为8。日本LNG冷能利用主要分成两类：一类供接收站自身使用，如对BOG进行再冷凝和冷能发电；另一类是与外部工厂或冷却系统集成使用，如空分、生产液体二氧化碳和冷藏等。其中LNG冷能外部系统集成使用最广泛的是空分，因为空分利用的是LNG深冷部分的冷量，可获得较高的能量利用率。日本目前有七套空气分离装置，其处理能力均为10,00020,000 m3/h；三台制干冰装置，每天生产100吨干
36、冰；一座深度冷却仓库，库容为33,200吨；十五台低温朗肯循环独立发电装置，单台容量为4009400kW。在日本，冷能发电、空气分离、制干冰、冷冻仓库等在实际中都有广泛的应用。我国台湾永安LNG接收站的冷能利用，主要是制造高纯度的液态氮、液态氧等空分产品，也用于发电厂的进气冷却，其LNG冷能利用率为8左右。韩国釜山、澳大利亚等地的LNG接收站为了利用LNG冷能，建立了空分厂，生产液体空气产品等。我国福建秀屿LNG冷能空分项目目前已建成投产，其生产规模为21.9104 t/a。其中，液氧产品9.1104t/a，液氮产品12.5104t/a，液氩产品0.36104t/a。由于每小时使用了68吨LN
37、G的冷能，与同规模的常规空分相比，每小时节电8355度，节电约51；每小时节省水950吨，节水约63。（2）本项目冷能利用方案本项目冷能由中海油能源发展股份有限公司投资的漳州“LNG冷能空分项目”来利用，采取空分来利用冷能，本项目预留了冷能空分系统接口，并并预留了生产用地。1）规模LNG冷能利用生产液态空分产品主要涉及参数如下：生产规模：液氧400t/d，液氮400t/d，液氩30/d；生产方式：连续生产生产时间：350d（8400h）/a2）产品规格LNG冷能利用生产液态空分产品，其产品参数如表12.2-2所示。表12.2-2LNG冷能生产液态空分产品参数序号产品名称纯 度状态输出状况产出量
38、t/d输出量t/a输出方式产品去向压力(MPaG)温度K1液氧O299.6%液0.1590400140000储罐储存或通过充车泵装槽车市场销售(80%分销，20%直销)2液氮O21ppm液0.15764001400003液氩N23ppmO21ppm液0.8883010500（3）空分工程工艺流程LNG冷能空分是将LNG气化系统与空分系统相结合，充分利用LNG气化时所释放的巨大冷量来生产出液氮液氧等空分液体产品的一种工艺，它的工艺流程主要包括空气过滤及压缩系统(含末级冷却器系统)、空气纯化系统（含再生气加热系统）、氧氮精馏系统(含无氢制氩系统)、LNG换热系统、低温液体贮存系统、乙二醇循环冷却系
39、统、仪电控系统等几个部分。由于空分系统是氧气富集区，天然气作为碳氢化合物，对空分系统而言是极为敏感的有害物质，因此，对LNG冷能的利用需要采用中间介质来实现，从而避免LNG与空分系统的直接接触。本套装置采用的中间介质为压力氮气，即从空分装置下塔中抽取压力氮气，与LNG换热器中来的压力液氮换热并被液化后返回下塔，将冷量由LNG传递到空分系统，并由此获得液氧、液氩及部分液氮产品。如图12.2-1所示。1）过滤、压缩、预冷及纯化原料工艺空气经吸入口吸入，进入空气过滤器，滤去尘埃和机械杂质，并经入口消音器，进入离心式空气压缩机进行压缩，压缩后的空气经过末级冷却器冷却后送至空气纯化系统，压缩机级间及末级
40、冷却的冷却剂为乙二醇水溶液。空气纯化系统作用是吸附水分、二氧化碳及部分碳氢化合物，纯化系统中的吸附器由两台立式容器组成，两台吸附容器采用双层床结构，底部为活性氧化铝，上部为分子筛，当一台运行时，另一台再生；再生气源为冷箱送出并经加热器加热后的污氮。加热器采用电加热器，总放空消音器采用混凝土结构，中间放置消音元件。2）空气精馏出空气纯化系统的洁净工艺空气进入冷箱内的主换热器，被返流出来的气体冷却至接近露点的空气进入下塔的底部，参与下塔精流。在下塔中，上升气体与下流液体充分接触，经过传热传质后，上升气体中氮的浓度逐渐增加，下降液体中的氧含量逐渐增加。在下塔顶部获得压力氮气，小部分压力氮气抽出作为纯
41、氩蒸发器热源；剩余氮气一部分抽出进入液氮-氮换热器中与来自LNG冷箱的压力液氮换热并被液化后返回下塔顶部，从而完成冷量的传递；其余氮气进入主冷液氧冷凝成液氮，液氮除部分作为下塔回流液外，其余全部经液氮液空冷器过冷并节流后送入上塔顶部作为上塔回流液，参与上塔精馏。在氮气冷凝的同时，主冷凝蒸发器中的液氧得到汽化，作为上塔精馏的上升气。在下塔底部产生的富氧液空也经过液氮液空冷器过冷并节流后送入上塔中部参与上塔精馏。经过上塔的精馏，在上塔中可获得低压氮气、污氮、液氧。由上塔顶部抽出少量液氮，作为产品液氮送出冷箱。由主冷底部抽出液氧，经液氮液空过冷器过冷后作为产品液氧送出冷箱。由上塔顶部获得低压纯氮气，
42、经液氮液空过冷器及主换热器复热到一定温度后送入低压低温氮压机作为液氮产品的原料氮气。在上塔上部，获得污氮，经液氮液空过冷器及主换热器复热后送出冷箱，一部分作为纯化系统的再生用气，其余放空。由LNG-氮换热器来的中压液氮经液氮液空过冷器过冷后节流至低压，作为产品液氮送出冷箱。3）冷量的供应装置所需的冷量由液氮提供，液氮来自液氮贮槽（经泵加压）或LNG冷箱的液氮。经过循环压缩并在LNG-氮换热器中被液化并在液氮过冷器中被过冷的高压液氮节流为中压液氮，一部分返回液氮过冷器及LNG-氮换热器，一部分送入空分冷箱的液氮液空过冷器再次过冷后节流作为产品液氮，其余部分再次节流成压力液氮，压力液氮一部分返回液
43、氮过冷器及LNG-氮换热器作为冷源，其余进入主换热器中的液氮-氮换热器并在其中与下塔抽出的压力氮进行换热并被汽化后进入主换热器复热后返回低温循环氮压机入口，将冷量由LNG传递到空分系统。4）氩的提取氩的提取采用全精馏制氩技术，为了制取氩，从分馏塔上塔下部的适当位置引出一股氩馏份气送入粗氩塔进行精馏，使氧的含量降低；粗氩塔的回流液体是由粗氩塔底部引出经液体泵输送来的液态粗氩。从粗氩塔顶部引出的气体进入粗氩塔并在其中进行深度氩氧分离，经过粗氩塔的精馏，在粗氩塔的顶部得到含氧量小于1PPm的粗氩气，粗氩塔的顶部装有冷凝蒸发器，以过冷后引出的富氧液空经节流后送入其中作为冷源，绝大部分的粗氩气经冷凝蒸发
44、器冷凝后作为粗氩塔的回流液，其余部分由粗氩塔顶部引出并送入纯氩塔，纯氩塔的底部装有一台蒸发器，以下塔底部引出的压力氮气作热源使液氩蒸发，同时氮气被液化。在纯氩塔的顶部装有冷凝器，以纯氩蒸发器引出的液氮作为冷源，使绝大部分上升气体冷凝作为纯氩塔的回流液，经过纯氩塔的精馏，在纯氩塔底部得到的99.999纯液氩，引出冷箱作为产品液氩。5）LNG液化系统低压氮气在主换热器中复热到-100左右抽出进入低温低压氮压机，压缩后的氮气汇合由空分冷箱返回的循环压力氮进入LNG-氮换热器中并备冷却到-115左右，再与用于高压液氮过冷并被复热到-115的压力氮汇合，进入低温循环氮压机的一段压缩，压缩后的中压氮气进入
45、LNG-氮换热器并被冷却到-115左右抽出，与用于高压液氮过冷并被复热到-115的中压氮气汇合后进入中压循环氮压机的二段压缩，压缩后的高压氮气再次进入LNG-氮换热器与LNG换热后被液化，液化后的高压液氮在液氮过冷器中被返流的中压、压力液氮过冷，过冷后的液氮一部分节流成中压液氮、一部分节流到压力液氮提供过冷冷源，其余液氮一部分节流到中压液氮进入空分冷箱中的液氮液空过冷器进一步过冷后节流到低压作为产品液氮，剩下部分节流成压力液氮进入空分系统中的液氮-氮换热器并被汽化，将冷量传输给空分系统，汽化后的氮气经主换热器复热后返回低温循环氮压机一段入口。6）LNG/NG输送来自接收站增压泵后的部分高压低温
46、LNG通过管道输送至空分界区，作为冷源进入LNG冷量回收冷箱系统的LNG-氮换热器，其中一部分直接汽化复热到1以上进入用户管网。其余LNG由板式换热器中部抽出去乙二醇冷却器作为冷源，将高温端冷量传递给乙二醇，自身汽化并复热至1以上并入通过管道输送至LNG接收站NG管网。LNG/NG输送能够与接收站通过阀门快速隔断，并有多道手动阀门截断，确保LNG接收站安全。7）乙二醇水溶液循环系统空压机级间及末级冷却器采用乙二醇水溶液作为冷却剂冷却，电机采用经复热后的乙二醇水溶液作为冷源，油冷却器采用电机复热后的乙二醇水溶液作为冷源，乙二醇水溶液在空分各冷却器处被加热后，再经乙二醇泵加压后送入乙二醇换热器与较
47、低温度的LNG换热冷却，从而将温度降低，乙二醇水溶液循环采用两台泵，互为备用。因乙二醇水溶液挥发少，补充损耗少，故低温循环制冷剂通常采用乙二醇水溶液，价格低廉，容易维护等特点，补充水采用专用纯净水生产装置获得的纯净水，乙二醇来源于乙二醇罐。压缩机吸入温度越低，能耗越低，冷能空分降低能耗的重要措施是降低压缩机入口温度，但入口温度太低会又导致循环量过大，且由于空气含有水分，故启动前压缩机入口温度需保证在其对应的冰点以上，启动后可适当低点。值得注意的是，乙二醇水溶液也需定期分析，以免影响其最低凝固温度及对设备的腐蚀。循环冷却系统前期直接利用低温LNG，正常生产期间尽量让LNG板式换热器吸收低温端冷量，乙二醇系统吸收高温端冷量。空气压缩机废气换热器精馏塔氩塔循环氮气压缩机天然气LNG液氧储罐液氮储罐液氩储罐图
