LNG液化天然气建设项目概况

LNG液化天然气建设项目概况1.1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。1.2项目概况1.1.1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1.1.2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。1.1.3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11.1财务内部收益率%24.3511.2财务净现值万元330811.3投资回收期（静态）年5.913单位加工成本元/m31.93含进气成本1.3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。1.3.1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。1.3.2工艺技术方案的比较1.3.1.1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。1.3.1.2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。1.3.1.3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。1.3.3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。1.4项目选址1.4.1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。1.4.2建设用地本工程占地约34993.15m2（约51.5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。1.5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。1.6总图及平面布置1.6.1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。1.6.2总平面及竖向布置1.6.1.1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。1.6.1.2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。1.6.3厂区道路及运输站场四周设不低于1.2m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。1.7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。1.8生产工艺流程1.8.1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。1.8.2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1.58MPa，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。1.8.3R22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。1.8.4LNG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图2-1LNG装置工艺流程简图1.9主要设备1.9.1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。1.9.2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。1.9.3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BKU66/1200-6.0/1.0-45-1.5/14-4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11.10仪表、报警连锁控制系统1.10.1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。1.10.1.1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。1.10.1.2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。1.10.2报警连锁控制系统1.10.1.1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1.10.1.2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1.10.1.3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）1.10..1.4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1.11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%1.11.1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。1.11.2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。1.11.3供配电1.11.3.1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间断使用膨胀机加油泵1.2KW1偶尔使用膨胀机油泵11KW2用一备一膨胀机油箱加热器6KW1间断使用膨胀机加油泵1.2KW1偶尔使用加温解冻电加热器20KW15仪表空气压缩机15KW16空分制氮系统空分制氮空压机355KW1空分制氮预冷机17KW1空分制氮电加热器45KW2用一备一本工程内一期工程已投产，动力负荷为339.9KW，办公照明负荷为100KW，安装干式电力变压器SC（B）9型400KVA一台。8300型液化装置工程动力负荷为1543.5KW，在变配电所安装干式电力变压器SC（B）9型2000KVA变一台。另外：8300型液化装置工程内有两台1800KW10KV高压电机。8300型液化装置工程内电气总装机容量为5340.8KVA（其中高压负荷为3600KVA）,低压总装机容量为1740.8KVA，低压侧计算负荷为1034.2KW，计算电流为1566.9A，尖峰电流为2373.7A，折算到高压侧的尖峰电流为269.5A。1.11.3.2供电电源进线柜电源由站区综合变配电所引来，敷设方式沿站区电缆沟，局部直埋敷设方式。1.11.3.3供配电线路（1）电源电缆：电源电缆埋地引入，过道路穿管敷设。电缆为聚氯乙烯铠装铜芯电缆。（2）配电线缆：电源电缆引至低压配电柜，低压配电柜引至用电设备或建筑物，均采用聚氯乙烯铠装铜芯电缆埋地敷设。（3）控制电缆：控制电缆由配电柜或设备随机配套的控制柜引至设备现场控制设备，均采用聚氯乙烯铠装铜芯电缆埋地敷设。（4）照明线路：室外线路，如照明箱电源线路或路灯电源均采用聚氯乙烯铠装铜芯电缆埋地敷设，室内正常环境采用铜芯导线穿PVC管暗设，爆炸危险环境采用铜芯导线穿镀锌钢管敷设。1.11.3.4电控系统电控系统主要由高、低压进线、母联、PT、R22压缩冷凝机组、增压透平膨胀机组等设备组成。（1）高压电源为10KV±5%，50HZ±0.5HZ，三相三线制，中性点不接地。（2）低压电源为380/220V、50HZ±0.5HZ、三相四线制，中性点直接接地。（3）所有电动机和用电设备的控制、计量、保护及信号传输等均按国家有关规定的规范设置。（4）高、低压电源均为两路进线，单母排分段，设母联。每段进线开关能承担装