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1、 LNG工厂技术方案项目名称： 200万Nm3/d煤层气液化项目中油北方（沈阳）石油天然气有限公司2016年06月12日 200万方Nm3/d煤层气液化项目成套工艺装置 目 录第1章、技术方案1、设计技术条件61.1项目名称61.2.2原料煤层气组分（mol%）82、产品方案和公用工程消耗92.1生产规模和产品方案92.1.1生产规模92.1.2产品方案92.2公用工程消耗92.2.1工艺性耗电102.2.2循环冷却水112.3三废排放量113.工艺技术方案123.1工艺技术方案选择123.1.1煤层气液化工艺选择123.2工艺流程描述123.2.1原料煤层气的增压124.设备供货范围145.
2、1概述255.2仪控系统技术265.2.1技术要求265.2.2分析系统（买方自理）275.2.3气动控制阀275.2.4检测仪表275.2.5不间断电源（UPS）295.3仪控系统供货范围296.电控系统设计和供货317.1设计标准327.2知识产权338.设备性能保证值348.1基本条件348.2测量方法348.3性能保证值341.1建设方的主要工作内容361.1.1煤层气液化装置设计361.1.2其他工作371.2业主的主要工作内容372.1总则372.2提供设计资料和文件的时间、内容381.1技术服务内容411.1.1建设方技术人员的派遣411.1.2建设方技术人员的服务及职责411.
3、1.3业主为建设方技术人员提供的条件411.1.4其它413.1装置定员473.2技术培训473.2.1培训阶段和费用473.2.2理论培训的内容473.2.3理论培训的时间483.2.4参观在运行的LNG装置483.2.5现场培训484.售后服务48第5章业主自理范围521.1装置的工程设计521.2联络与文件报批521.3其他设备的供货521.4土建工程531.5安装531.6调试531.7其它5348 中油北方（沈阳）石油天然气有限公司 2016年6月12日 第1章、技术方案1、设计技术条件本液化装置的原料气是煤层气经过预处理、脱碳脱水干燥净化气，采用带氟利昂预冷多级节流的混合制冷液化工
4、艺。除非另有说明，本装置所提供的所有图纸、文件和技术资料将按如下的国际单位制（SI）：温度压力MPa（MPa表示绝压、MPa.G表示表压）流量Sm3/h（指20、0.101325MPa的气体状态）功率kW组成mol%1.1项目名称1.1.1项目名称：中有北方（沈阳）石油天然气有限公司 200万方Nm3/d 煤层气液化项成套工艺装置1.1.2建设地点：沈阳市沈北工业区1.1.3项目规模：200万方Nm3/d 煤层气液化项目成套工艺装置1.1.4项目性质：新建工程。1.2 设计技术条件1.2.1现场条件（由招标方最终提供）1、LNG设备工程所在地理位置2、LNG设备工程所在地气候条件 3、水系4、
5、工程地质1.2.2原料煤层气组分（mol%）本项目原料气来自煤层气输气管道的管输煤层气，经煤层气管网送至界区，由于管网压力的波动，原料气按压MPa（g），温度为常温，其组成如下：原料煤层气组成项 目指标(Mol%)CH4C2H6C3H8iC4H10nC4H10iC5H12nC5H12C6+总烃HcH2N2CO2(3.0%)*H2S(mg/m3)(20)*H2O(ppm)比重密度（g/L）临界温度（K）临界压力（Mpa）高位热量（MJ/ m3）(31.4)*低位热量（MJ/ m3）1.2.3 原料煤层气进气压力： 1.01.4MPa1.2.4原料煤层气进装置温度： 常温1.2.5 原料煤层气进装
6、置流量： 104104Sm3/d1.2.6 年开工时数： 年开工时数按8000小时。2、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生产规模处理原料气量： 43333.3 Sm3/hLNG产量： 41667 Sm3/h年开工时数： 8000 小时2.1.2产品方案LNG产量： 250104Sm3/dLNG贮存采用常压贮槽，贮存压力 0.007MPa.G。液体状态LNG产量: 67 m3/hLNG贮槽的储存温度： -163 BOG气量： 平均270 Sm3/h 最大405Sm3/hBOG压力： 0.007 MPa(G)操作弹性： 75110% 2.2公用工程消耗本煤层气液化装置在上述
7、产品及产量下的消耗量见表2.2-1，单位产品消耗见表2.2-2。表2.2-1装置消耗一览表消耗项目耗量备注原料气 43333.3Sm3/h工艺性用电 10353.95kW.h按轴功率计算，未计算水泵等公用工程用电及间歇用电设备耗电补充新鲜水 60m3/h混合制冷剂 2.96 kg/h原料气669 Sm3/h表2.2-2液化每Sm3的LNG消耗一览表消耗项目耗量备注原料气0.0033 Sm3/h导热油炉耗气用电0.32 kW.h按轴功率计算 ,不含公用工程用水1.410-3t冷却水耗量混合制冷剂6.110-5kg2.2.1工艺性耗电装置在上述产品及产量下的工艺主装置耗电见表2.2-3。表2.2-
8、3工艺主装置耗电一览表(kW)项目轴功率kw电机功率kw电压备注混合冷剂压缩机429824900210KV、50Hz二台并联氟利昂预冷机组22220.4KV，50Hz一台原料煤层气压缩机210022350210KV，50Hz二用一备预处理系统50.9550.95380V、50Hz导热油炉3030380V、50Hz一台 空调水泵302372380V、50Hz二用一备装车泵1215.5380V、50Hz三台仪表风系统1215380V、50Hz一台PSA制氮系统6375380V、50Hz一台BOG压缩机4655380V、50Hz一用一备仪表控制系统用电1010220V、50Hz冷箱电加热器50250
9、2380V、50Hz二台合计11201.9511747.452.2.2循环冷却水本装置的工艺性循环冷却水耗量见表2.2-4。表2.2-4循环冷却水一览表项目循环冷却水量（m3/h）备注氟利昂预冷机组300混合冷剂压缩机9902 原料气增压机5502预处理系统110BOG压缩机5合计34952.3三废排放量表2.3-1三废年排放量一览表项目耗量备注废液860t/a废水、废胺液、重烃及废油等废气11107m3/a主要是CO2排放量按2%计算、导热油炉及溴化锂燃烧烟气废料10.5t/a分子筛及活性碳3.工艺技术方案3.1工艺技术方案选择3.1.1煤层气液化工艺选择迄今为止，在煤层气液化领域中成熟的液
10、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。本装置采用带氟利昂预冷的多级节流混合制冷的液化流程，其技术已经是完全成熟的、可行的和合理的，突出特点是具有较低的能耗。3.2工艺流程描述3.2.1原料煤层气的增压原料煤层气在10-30，1.01.4MPa.G条件下进入本装置，经调压计量并增压后进入预处理装置，来自界区经过滤稳压后的原料气，经原料气压缩机增压至5.4MPa（G），进入下一单元。3.2.2 原料煤层气预处理预处理系统包括脱酸性气体及脱水脱汞脱重烃单元。醇胺法脱酸性气体的主要设备有吸收塔、再生塔、换热器和分离设备等。原料气经分离器除去游离的液体及夹带的固体
11、杂质后进入吸收塔的底部，与由塔顶自上而下流动的醇胺溶液逆流接触，脱除其中的酸气成分。离开吸收塔顶部的是净化气，经出口分离器除去气流中可能携带的溶液液滴。由于从吸收塔得到的净化气是饱和的，因此在进冷箱前必须经干燥塔深度脱水。由吸收塔底部流出的富液先进入闪蒸罐，以脱除被醇胺溶液吸收的烃类。然后，富液经过过滤器后进入贫富液换热器，利用高温贫液将其加热后进入在低压下运行的再生塔上部喷入，使酸气在再生内精馏出来。离开再生塔底部的贫液经过贫富液换热器及溶液冷却器冷却，然后进入吸收塔内循环使用。从富液中汽提出来的酸气和水蒸气离开再生塔顶，经冷凝器进行冷凝和冷却，冷凝水作为回流返回汽提塔顶，而回流罐分出的酸气
12、就地放空。脱水脱汞脱重烃单元的目的是降低水含量至1ppm，降低汞含量至0.01g/m3。苯等重烃降到10ppm以下。来自上游单元的原料气进入氟利昂冷水机组提供冷量的预冷器中被冷却至10进入吸附干燥塔，在这里原料气所含有的所有水分被脱除，干燥器出口原料气中水的露点在操作压力下低于-70。干燥器采用复合床，除4A分子筛外底部还有活性炭用于脱除苯等重烃。吸附过程采用分子筛三塔循环工艺。周期为8小时自动切换。一个塔吸附，另外一个塔进行再生和冷吹。采用等压再生,再生气源为净化后煤层气。再生气压力为5.4MPaG，再生温度为240。再生气体在再生气加热器中被加热至240，然后被送至干燥器中。热再生气体加热了分子筛床层，脱除被吸附的水分。从分子筛塔顶部出来的潮湿再生气体通过再生气冷却器冷却至40，流至再生气分离罐分离冷凝水后排出作为LNG原料。 来自上游分子筛干燥单元的原料气进入汞脱除罐，在这里原料气所含有的汞被吸附，汞脱除罐出口原料气中汞含量为0.01g/m3。在送至冷箱前，为清除可能会沉积在煤层气液化系统中的板翅换热器下游的灰尘，从汞脱除罐出来的原料气体在过滤器中进行过滤。由于汞为有毒物质，失效后的
