1、LNG接收站工程设计基础2014年2月27日讲师介绍：张 毅 中国寰球工程公司高级工程师、一级项目管理师、PMP有15年以上项目管理经验。先后担任多个项目的设计经理、项目经理。参加过并在以下项目中担任项目管理职务。美国项目管理研究协会（PMI）注册的项目经理（PMP）。中石油大连LNG总承包二期工程中石油深圳LNG项目中海油/上海申能LNG项目扩建工程中石油大连LNG总承包项目中海油福建LNG接收站项目EPC报价神华集团公司/美国DOW化学公司煤化工项目湖北武汉油脂厂搬迁总承包工程湖北宜昌三峡配套粉煤灰总承包工程宁波卷烟厂膨胀烟丝引进项目项目经理项目经理项目副经理项目副经理、设计经理报价经理项
2、目经理项目经理；项目经理设计经理目录1、中国寰球工程公司LNG业务能力介绍2、中国LNG接收站现状3、LNG领域业务常识4、LNG接收站基础资料5、LNG接收站项目组成6、LNG接收站工程设计依据和原则7、LNG接收站工艺流程8、LNG接收站公用工程系统9、LNG接收站辅助设施系统10、LNG接收站总图布置中国寰球工程公司LNG业务能力介绍中国寰球工程公司是以技术为主线，设计为龙头，集研发、咨询、设计、采购、制造、施工、开车指导、融资服务等多功能于一体的国际工程公司，是智力密集、技术密集的科技型大型国有骨干企业。公司在油气田与储运工程建设、大型LNG液化及接收站技术开发和工程建设、现代规模的大
3、型乙烯及合成塑料、合成橡胶、合成纤维、大型炼油、大型化肥和大型煤化工等业务领域具有一流的技术和总承包能力。快速发展期从国内工程公司发展为国际知名工程公司从设计院发展为国内著名的工程公司发展成国内知名的化工设计院195319832013199320052005年至今1994-2005年1984-1993年1953-1983年中国寰球工程公司LNG业务能力介绍中国寰球工程公司LNG业务能力介绍项目启动融资服务工艺技术选择招标与投标咨询项目管理工程监理试车、开车管理及服务服务范围项目执行工程总承包EPC/EPCM/PMC工艺包设计基础设计详细设计设备材料采购（服务）工程施工（管理）技术服务人员培训技
4、术、标准、操作等编制和出版技术标准技术进出口与设备材料国际招投标项目前期项目规划项目建议书可行性研究报告环境影响评价项目评估劳动安全预评价投资估算中国寰球工程公司LNG业务能力介绍主要业务领域中国寰球工程公司LNG业务能力介绍一、工程设计资质工程设计综合甲级资质二、施工总承包及各类专项资质1.化工石油工程施工总承包一级2.房屋建筑工程施工总承包一级3.电力工程施工总承包三级4.机电设备安装工程专业承包一级5.管道工程专业承包一级6.无损检测专业承包一级7.消防设施工程专业承包二级8.海洋石油工程专业承包二级三、咨询类资质1.工程咨询甲级资质2.工程造价咨询甲级资质3.建设项目环境影响评价甲级资
5、质4.危险废物和医疗废物处置设施建设项目专项环境影响评价5.工商领域固定资产投资咨询6.国家发改委咨询评估任务评估机构四、特种设备资质1.特种设备设计资质(1)A1A2A3SAD类压力容器设计资质(2)GAGBGCGD类压力管道设计资质2.特种设备制造资质：A1A2A33.特种设备安装维修资质(1)级锅炉安装改造维修许可证(2)GA1级GB1GB2级GC1级压力管道安装改造维修许可证(3)A1A2压力容器安装改造维修许可证(4)D1D2压力容器设计许可证(5)B级起重机械安装改造维修许可证五、其它资质1.国际招标机构甲级资质2.工程项目监理甲级资质3.对外承包工程经营资质4.对外贸易经营者备案
6、登记5.工程勘察、工程测量乙级资质6.测绘乙级资质证书7.招标代理乙级8.安全生产许可证从业资质中国寰球工程公司LNG业务能力介绍20072013+312%2013合同额由2007年的87亿元到2013年的360亿元经济指标经营业绩2007 合同额中国寰球工程公司LNG业务能力介绍合同额2013年7月，ENR公布2013年度最新排名，寰球公司位居250家全球承包商95名，首次进入百强。已连续15年被ENR评为全球最大的225家国际工程承包商和全球最大的200家国际设计公司，是连续15年同时进入上述双排行榜的唯一一家中国公司！经营业绩中国寰球工程公司LNG业务能力介绍2013工程总承包完成合同额
7、排名第1名 3度登顶2013境外工程总承包完成合同额排名第6名第9名国内排名国内排名国内排名 2013工程项目管理营业收入排名经营业绩中国寰球工程公司LNG业务能力介绍湛江液氨项目四川乙烯项目钦州LPG项目广东大鹏项目中国寰球工程公司LNG业务能力介绍寰球公司低温工程技术优势寰球公司是国内较早涉足低温领域的工程公司之一，1997年开始研究实践大型低温储罐（8万立方米）。拥有乙烯、液氮洗、LEG、LPG等相关低温领域的技术和大型装置自主开发、建设和技术的引进、消化、吸收和国产化等实践经验。寰球公司还是国内最早介入LNG技术研究和开发的单位之一，2003年即承担了国内第一个LNG接收站（广东大鹏L
8、NG接收站）工程的部分详细设计、采购和施工管理，并独立完成了广东LNG接收站工程扩建项目的工艺及工程设计。寰球公司十余年来通过自主市场开发，通过承担中石油和国家层面的LNG技术开发项目,成功总承包陕西安塞、江苏如东、辽宁大连、河北唐山等多个LNG工程项目，培养了一支LNG领域的技术及管理骨干人才队伍，也逐步形成了涉及LNG接收站、天然气液化等多个领域的丰富技术储备。2011年7月通过境外股权认购，寰球公司成为澳大利亚LNGL公司最大股东，获得使用LNGL公司OSMR天然气液化技术的权利，同时LNGL公司也将在LNG项目的管理、生产运营等方面为寰球公司提供专家支持。寰球公司已成为国内在LNG领域
9、最具影响力和最具实力的工程公司和科研攻关单位。中国寰球工程公司LNG业务能力介绍LNG技术LNG储罐、接收站设计和施工技术（单包容、全包容罐 ）大型LNG装置关键设备技术（冷剂压缩机、驱动机、冷箱、BOG压缩机）中国寰球工程公司LNG业务能力介绍寰球公司LNG技术天然气液化工艺技术（DMR、OSMR）寰球公司打破了国内LNG接收站项目由国外EPC总承包商垄断和对项目全过程的控制，以及主要建设材料均需依赖进口的局面。掌握了建造16万方LNG储罐的设计和施工技术，已经具备建造18万方储罐的能力，在江苏开发应用20万方LNG储罐，已立项开发27万方LNG储罐技术。和GTT签署已协议，开展薄膜罐的相关
10、推广和应用工作。LNG储罐、接收站设计和施工技术中国寰球工程公司LNG业务能力介绍适用于60万吨/年规模装置的国产冷剂压缩机、BOG压缩机技术已经应用在山东泰安天然气液化项目。寰球公司和国内设备制造厂联合研制应用于大中型LNG项目的冷剂压缩机、驱动机、冷箱、BOG压缩机、DCS系统、低温阀门等关键设备应用在泰安。适用于260万吨/年规模天然气液化装置的冷剂压缩机、驱动机（蒸汽透平）、BOG压缩机已经完成施工图、机加工方案以及检验、试验方案等，具备生产制造条件。大型LNG装置关键设备技术中国寰球工程公司LNG业务能力介绍寰球公司依托技术平台由中国石油股份公司设立、寰球公司牵头开展“LNG接收站关
11、键技术集成研究”专项工作已经在2012年完成。由中国石油集团设立、寰球公司牵头开展“天然气液化关键技术研究重大科技专项”开发工作。以单线规模为260万吨/年的大型天然气液化项目为研究目标，中石油工程设计公司（CPE）、西南油气田分公司参与部分开发工作。选择沈鼓、杭汽、川空、沈阳远大等设备制造企业以及清华大学、上海交大、石油大学、大连民族大学等科研院校共同开展相关研究工作。中国寰球工程公司LNG业务能力介绍配合国外工程公司完成了国内第一个大型LNG接收站广东大鹏LNG接收站总承包项目（2006年）；采用自主技术、独立完成了中石油江苏如东、辽宁大连LNG接收站总承包（EPCC）项目；陕西安塞天然气
12、液化工厂总承包交钥匙项目；在持续总结的基础上，总承包(EPCC)建设的山东泰安天然气液化项目和河北唐山LNG接收站等项目顺利执行；通过积极投标取得集团外和海外的项目：加拿大PNWLNG，大唐集团LNG，广汇集团LNG，上海燃气LNG，中海油上海LNG等；现具备同时总承包建设6-7个大型LNG工程项目的能力。公司品牌在业内公认，评审和参与国内外业主单位的咨询工作。寰球公司LNG工程经验分享中国寰球工程公司LNG业务能力介绍在低温业务方面，寰球公司通过十多年的在低温领域的不懈努力与实践，积累了低温储运技术、天然气净化、液化并气化技术的工程设计和建设经验。运用自有的核心技术已成为寰球公司积极探讨多方
13、合作和服务各方业主发展的业务战略。在LNG领域的公司品牌价值持续得到体现和弘扬。LNG业务已经成为寰球公司重要的战略发展主业之一，近几年营业额平均约25亿元人民币/年。中国寰球工程公司LNG业务能力介绍寰球公司LNG工程经验分享寰球公司自主承担大中型LNG工程项目的工程管理实力强大，具备体现在以下六个方面的管理实践：寰球公司LNG事业部项目管理实践中国寰球工程公司LNG业务能力介绍中国LNG接收站现状与欧美日等发达国家不同，中国建设LNG接收站起步晚但发展迅速。自2002年开始与澳大利亚等国签署进口LNG合同，从此揭开了中国引进LNG的序幕。目前，中国沿海地区已投产、在建和规划建设的LNG项目
14、共有24个。已经建成投产8座LNG接收站,正在建设的有5个，处于前期研究中的还有11个。2012年中国进口LNG达1468万吨，占全球LNG进口量的6.2%。预计，2020年中国LNG进口量将达6000万吨/年。（1）我国LNG接收站建设现状投资方状态项目名称地点能力（万吨/年）完成时间中海油投产广东LNG接收站深圳3702006.6中海油投产福建LNG接收站莆田2602008.5中海油投产上海LNG接收站洋山港3002009.10中海油投产宁波LNG接收站宁波3002012.9中海油在建珠海LNG接收站珠海3372014中海油在建粤东LNG接收站揭阳2002014中海油在建海南LNG接收站杨
15、浦3002014中海油规划温州LNG接收站温州2002015中海油规划粤西LNG接收站湛江3002015中海油规划天津LNG接收站天津港（浮式）220/中海油规划江苏LNG接收站滨海300/中石化在建青岛LNG接收站青岛3002014中石化在建广西LNG接收站北海市3002015中国LNG接收站现状（2）我国LNG接收站项目一览表投资方状态项目名称地点能力（万吨/年）完成时间中石化规划江苏LNG接收站连云港/中石油投产江苏LNG接收站南通3502011.4中石油投产大连LNG接收站大连3002011.11中石油投产唐山LNG接收站曹妃甸3502013.12中石油规划深圳LNG接收站深圳/201
16、7中石油规划广西LNG接收站钦州/2017中石油规划福建LNG接收站待定/2017中石油规划浙江LNG接收站台州/2018中石油规划山东LNG接收站威海/2018中石油规划广东LNG接收站揭阳/2020东莞九丰能源投产东莞LNG接收站东莞2002012中国LNG接收站现状（2）我国LNG接收站项目一览表中国LNG接收站现状1)深圳 LNG 接收站投资方：中海油/英国BP能力：370万吨/年内容：码头栈桥-350 m416”卸料臂315万M LNG 储罐中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状2)福建 LNG 接收站投资方：中海油能力：600万吨/年内容：
17、码头栈桥-300 m416”卸料臂415万M LNG 储罐中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状3)上海 LNG 接收站投资方：中海油/上海申能能力：300万吨/年内容：码头栈桥-50 m416”卸料臂316.5万M LNG 储罐中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状4)江苏 LNG 接收站投资方：中石油能力：300万吨/年内容：码头栈桥-1900 m420”卸料臂316万M LNG 储罐中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国
18、LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状投资方：能力：内容：中石油300万吨/年码头栈桥-150 m420”卸料臂316万M LNG 储罐中国LNG接收站现状5)大连 LNG 接收站中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状5)唐山 LNG 接收站投资方：中石油能力：内容：300万吨/年码头栈桥-1900 m516”卸料臂416万M LNG 储罐中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状中国LNG接收站现状24%上升到28%。资料来源：国际能源署（IEA）LNG领域业务常识天然气在全
19、球21世纪是天然气的时代，目前天然气在能源构成中所占的比例日益提高，在世界范围内已成为继煤炭、石油后的第三大能源。预计到2030年，世界天然气产量将增加30%，在一次能源消费结构中由目前2013年，随着中缅管道建成投运，广东珠海、河北唐山和天津浮式LNG项目陆续建成投产，西北、西南、海上三条天然气进口通道初步建成。天然气进口量继续快速增长，全年进口量530亿立方米，同比增长25%，对外依存度突破了30%升至31.6%，比上年同期增加2.8个百分点。2003年我国天然气在一次能源结构中占比还只有2.5%，到2012年已经上升到5.2%。石油占比大大降低，煤炭占比悄然回升，可再生能源比例有较大提高
20、。根据规划，2014年天然气的比重要占到6.5%，到2015年天然气在我国一次能源中的比例将达到7.5%。LNG领域业务常识天然气在中国 2000-2012年探明地质储量由7600亿增加到1.33万亿立方米，年均增长5.9%。产量呈年均两位数的增长，从2000年的270亿立方米到2012年的1070亿立方米，年均增长12%。2013年天然气依然保持高产，约1170亿立方米，同比增长8.6%。液化天然气（LNG）是更清洁的能源，对优化能源结构、改善生态环境、实现可持续发展具有重要意义。当海上运输距离达到2000公里，陆上管道的距离达到3800公里时，运输LNG要比通过管道运输天然气便宜，即达到经
21、济性的转化点。世界各国包括中国政府都非常重视其在能源中的影响和应用，作为常规和非常规天然气应用产业中一个重要部分液化天然气(LNG)产业进入了一个新的发展期。有数据显示，1立方米天然气替代相应当量的煤炭可减排二氧化碳65.1%、二氧化硫99.6%、氮氧化物88.0%因此，加大天然气合理消费利用，降低石油和煤的用量，可有效改善大气环境。液化天然气LNG领域业务常识1221936552332现状：随着国家对天然气资源和非常规气利用的高度重视，以及天然气消费量的爆发性增长，我国LNG工厂和接收站工程的建设迅速兴起。12001000800600400200020082009201020111，加强国内
22、开发与稳步引进相结合，2，常规与非常规天然气开发相结合，3，整体布局与区域协调相结合，4，保障供应和节约使用相结合，5，引进技术和自主创新相结合，6，体制改革和加强管理相结合。LNG领域业务常识我国“十二五”规划中提出“提高天然气在一次能源消费中的比例”。中远期规划天然气占一次能源消费构成中的比重，由目前的约5%增至2030年的17%，缩小与国际平均水平的差距。十二五规划中确立的6条基本原则：1400LNG产业链组成包括：上游气田开采及预处理设施、天然气液化生产、LNG海上船运、LNG接收站、天然气管网及销售等五个环节。LNG领域业务常识LNG工厂按其使用情况，分为四种：（BASELOAD）基
23、本负荷型（PEAK SHAVING）（RECEIVING TERMINAL）（SATELLITE）调峰型接收终端型卫星型LNG领域业务常识LNG工厂分类和特征基本负荷型工厂也称为输出终端或输出站，主要为远离气源的用户供应LNG，或出口LNG，其特点是液化能力大，储存能力也大，并附有码头及装载设施。调峰型工厂主要用来调节用户高峰负荷，或为冬季燃气管网补充燃料。平时液化管道输送来的天然气，调峰时气化LNG，再把气化后的LNG输入管道，这种类型装置液化能力较小，而储存容量、LNG再气化能力都较大。LNG领域业务常识接收终端型工厂也称为接收站，用来大量接收由船从基本负荷型LNG工厂运来的LNG，加以储
24、存并气化后再进入分配系统供应用户，它的液化能力很小而气化能力很大，储存能力也很大，并附有码头及卸载设施。卫星型工厂将用船或LNG槽车从天然气液化工厂或接收站运来LNG加以储存并气化使用，但无液化能力。它的规模一般都较小，气化能力和储存能力都较小，主要是为某些特定的工业用户和较偏远的居民小区用户供气。LNG领域业务常识LNG接收站基础资料自然气象条件：1）气温2）降雨量3）湿度4）降雪量5）风力状况6）台风7）雾8）海水温度与水质9）气压10）海上结冰11）工程地质条件12）地震烈度LNG接收站基础资料海洋水文状况：1）潮汐（a）潮汐特征值 (以下为大连LNG项目现场数据）历史上的最高潮位历史上
25、的最低潮位平均高潮位平均低潮位平均潮位平均潮汐范围5.00m（1985，8月2日）-1.03m（1980，10月26日）3.44m1.04m2.23m2.39m（b）设计潮汐水位(以下为大连LNG项目现场数据）设计最高潮位设计最低潮位4.06 m0.44 m极端高潮位（重现周期50年）：极端高潮位（重现周期100年）:极端低潮位（重现周期50年）:5.16 m5.26 m-1.08 mLNG接收站基础资料占用土地：1）场地权属类别LNG项目一般地处沿海，接收站陆域部分由填海而成，其用地性质要为工业用地。2）土地利用现状及相关规划根据LNG接收站项目所在地海洋功能区划，其所在海域一般为港口功能区
26、，因此LNG项目的建设要完全符合当地海洋功能区划。与所规划的用海范围和用海内容完全一致。此外，项目所在地省海洋与渔业厅要出具关于对LNG项目使用海域的预审意见，原则同意项目使用该区海域。LNG接收站基础资料设计基础数据：1）码头最大连续不可作业天数2）交通和运输状况3）原料规格和处理量4）天然气外输压力和温度5）LNG船舶运输与船型6）产品规格和产量7）公用工程规格8）建设原则LNG接收站项目组成一般而言，LNG接收站项目由接收站工程、配套码头工程和外输管线工程组成，典型的具体分工为：接收站工程：工程公司配套码头工程：航运、水运设计院外输管线工程：管道公司项目构成接收站工程设计范围从LNG 卸
27、船至LNG 加压气化外输的所有相关的工艺系统、公用工程系统、辅助设施的设计，消防设计等。工艺内容包括：LNG卸船或装船、LNG储存、BOG处理、LNG加压、LNG气化、LNG计量、LNG外输等。公用工程系统包括：仪表空气和工厂空气系统、氮气系统、燃料气系统、燃料油系统、给排水系统、消防水供应系统、供电系统以及相关建筑物等。辅助设施包括：火炬系统、LNG泄漏及收集系统、电信系统、采暖通风系统、分析化验、维修设施、备品备件及化学品储存。厂外工程：引入站内的自来水、热水（如有）、供电、通讯、厂外连接道路。LNG接收站项目组成工区号工区名称工区号工区名称100工艺单元（总体）190火炬系统101工艺装
28、置200公用工程110码头及栈桥210消防系统120储罐系统220燃料系统1211号LNG储罐230海水系统1222号LNG储罐240生产生活水系统1233号LNG储罐250废水处理系统130BOG系统260泄漏收集系统140高压泵系统270仪表空气、工厂空气系统150ORV280氮气系统160SCV300槽车系统（总体）170计量系统装置组成LNG接收站项目组成项目设计依据LNG接收站工程可行性研究报告LNG项目环境影响报告书LNG工程安全预评价报告LNG项目职业病危害预评价报告书LNG工程场地地震安全性评价报告LNG接收站工程设计依据和原则一般LNG接收站工程将分期建设。一期先建设，二期工
29、程视市场情况确定。在设计中，考虑可在不停车状况下进行二期工程扩建的可能，并对扩建留有足够余地。在技术方案选择时，力求做到规模合适、技术先进，使资源合理配置和有效利用，确保项目效益最大化。在设计中严格执行国家有关安全、卫生及环境保护的政策、法规及标准规范的相关规定，切实做到无事故发生、无人员伤害、无环境破坏的“三无”HSE目标。采用先进、可靠的自动控制及安全设施，以保证接收站安全、可靠的长周期、连续、稳定运转，同时尽可能减少操作人员。在保证接收站安全、可靠地长期运行及保证三废排放达标的原则下，对工艺方案及设备、材料选择和设计进行优化，以合理的投资达到最佳的技术经济效果。LNG接收站工程设计依据和
30、原则设计原则主要工艺技术路线正常操作时，LNG接收站接收LNG船上的低温LNG，进行低温储存、加压后气化外输。由于整个工艺系统处于低温状态下运行，环境漏热会产生蒸发气体BOG，因此使用BOG压缩机将蒸发气压缩到较低的压力（0.7MPaG）后，与从LNG储罐低压输送泵送出的LNG在再冷凝器中混合，然后经高压输送泵加压后送到气化器气化后外输。LNG接收站工艺流程LNG接收站的主要功能是接收、储存LNG，并将LNG气化后通过管道向下游天然气用户直接送出，同时具备槽车外运的功能。主要考虑的运行工况卸船，输出（最小输出/峰值输出）无卸船，输出（最小输出/峰值输出）无卸船，零输出LNG接收站工艺流程备注全
31、包容往复式或迷宫式立式离心潜液泵立式离心潜液泵开架式浸没式立式立式立式立式数量(操作+备用)3+03+03+13+93+03+13+01+011单位台台台台台台台台台台设备名称LNG储罐BOG压缩机高压输出泵低压输送泵开架式气化器浸没燃烧式气化器LNG卸船臂气相返回臂再冷凝器火炬LNG接收站工艺流程主要设备表（300万吨/年LNG接收站）LNG接收站工艺流程设备布置LNG接收站设备布应严格遵循规范要求，并场地的具体情况，在满足安全和工艺要求的前提下，尽量紧凑、露天布置，节约用地。BOG压缩机、海水泵、海水消防泵、空气压缩机和其它生产生活水泵布置在建（构）筑物内，其它工艺设备为露天布置。设备布置
32、按流程顺序和同类设备集中布置，同时满足安全、操作、施工、维修的要求，并考虑管道安装经济合理和整齐美观。装置内主要采用管墩或管廊连接，管墩或管廊应预留满足二期的规模要求。设备布置按照功能及区域位置，划分为10个区，分别为：码头栈桥区、罐区、气化区、增压冷凝区、火炬区、公用工程区、厂前区、计量区、槽车装车区、预留区。管道布置在满足工艺、操作和热补偿的要求下，既要考虑便于设备与管道的安装、拆卸和支撑，又应遵守管道布置的一般原则：集中、合理、美观等。LNG工程中的工艺介质均为易燃易爆介质，根据压力管道安全管理与监察规定包含GC1级、GC2级管道，故管道设计中应按规定进行安全管理。对于在火灾危险区域内的
33、，输送易燃易爆介质的工艺管道，应采取防静电措施，法兰接头根据相关规范要求做防静电跨接。原则上工艺和公用工程管线均架空敷设，并尽量集中布置。少数公用工程管线可能需要埋地敷设，其防腐措施按直埋地下管处理。高压消防水主管道和泡沫消防主管道原则上均埋地敷设。LNG接收站工艺流程机泵的设计选型原则按照以下要求进行选型：1）工艺要求2）符合有关标准规范和相关工程规定3）具有已建成的同类装置中成功的使用经验对于国内采购的机泵，应采用合格厂商生产的，符合工艺要求的,并经使用证明性能良好的产品。选型时还要考虑到国内外已建成的同类装置中机泵的使用经验。LNG接收站工艺流程自动控制 LNG项目的控制系统一般由独立的
34、分散控制系统（DCS）、安全仪表系统（SIS）、火灾自动报警系统（FS）及可燃气体检测报警系统（GS）三个系统构成。分散控制系统（DCS）是为保证生产装置长周期、安全生产、平稳操作的。因此要求设计的控制系统要技术先进、成熟可靠，具有较高的安全等级，以实现全装置生产过程的连续监视控制及安全保护。LNG接收站公用工程系统自动控制 根据储运设施集中操作的要求，在接收站设置中央控制室，码头设置码头控制室。操作人员可在中央控制室内通过DCS 操作站对卸船码头、海水取水及整个LNG 接收站的操作过程进行监视和控制。为便于操作、控制和管理，在码头设置控制室，并分别设置DCS监控设备，用于各区域工艺过程的监视
35、和控制。海水取水区设置机柜间。为了确保安全生产及人员人身安全，除控制系统外，还设有火警系统、工业电视监视系统。现场设置可燃气体/有毒气体检测器，信号进DCS，由DCS提供相关的报警信息。LNG接收站公用工程系统仪表选型和防雷现场仪表选型应能满足工艺操作条件和环境的要求，电动仪表应符合所在场所的防爆要求。在LNG项目中，电动仪表应为防爆仪表，原则上采用本安型并配用隔离式安全栅，以构成本质安全防爆系统。开关类仪表及流量计应选用与防爆等级相当的隔爆型仪表。现场仪表外壳的防护等级不低于IP55，电动仪表外壳的防护等级不低于IP65。现场变送器应选用带HART协议功能的智能型仪表。为保证设备安全和系统的
36、可靠，根据防雷设计规范，除要求电力专业设置防雷与接地系统外，在DCS、SIS及FGS系统的所有I/O点、数据通信接口、供电接口等有可能将雷电感应所引起的过电流与过电压引入系统的关键部位，均安装防浪涌保护器，以避免雷电感应的高压窜入，造成设备损坏。现场检测仪表也应具有防雷电保护功能。LNG接收站公用工程系统电气系统LNG接收站工程应按一级负荷供电，工艺装置主要用电负荷应为一二级。根据LNG工程负荷特性，要求电源连续安全可靠，所以新建66kV 主变电所及6kV工艺变电所，以双回路电源，单母线供电。工艺装置在正常情况下由双电源分列运行同时供电。当某一电源回路发生故障时，依据国家标准GB50052-9
37、5 对一级负荷及二级负荷供电的规定，另一电源回路的电源进线及变压器容量均能承受各装置100%的用电负荷。LNG接收站公用工程系统电气系统一级负荷中特别重要的负荷(例如工艺所提供的应急负荷、直流电源、应急照明，UPS等)由应急母线供电。在两路进线失电的情况下，由连接于应急母线的应急柴油发电机供电。柴油发电机组电压等级为 6.3kV，备用容量一般为2000kW/2500kVA。柴油储罐容量应满足应急负荷连续24小时的运行。LNG接收站公用工程系统建筑物的防火、防爆、防腐设计根据LNG接收站工程建筑物的火灾危险性类别、建筑设计防火规范（GB50016-2006）与石油天然气工程设计防火规范（GB50
38、183-2004）等规范中的有关条款，合理确定建筑物的耐火等级均为一、二级。根据耐火等级，合理设置建筑物的防火墙与防火门窗等。根据工艺特点以及相关专业要求的爆炸危险性条件，按建筑设计防火规范（GB50016-2006）中有关要求，气化器区取样棚采用开敞式钢结构，BOG压缩机棚采用半开敞钢结构，使其泄压面积满足规范要求。主控室建筑中的主要生产性房间在其面向有爆炸危险区域的一侧，设置钢筋混凝土防爆墙；对实验室有防爆要求的钢瓶设置钢筋混凝土墙，起到防爆作用。建筑物需防腐部位按照防腐蚀介质要求，做相应的防腐处理。LNG接收站公用工程系统建构筑物抗震设计综合主控楼、总变电所、BOG压缩机厂房、槽车装车站
39、控制室、火炬塔架、管内物料为LNG的管廊（再冷凝器、高压泵管廊、装车站管廊、储罐管廊、栈桥管廊）、工艺变电所、海水泵房变电所、生产、生活、消防水泵房、空压站、维修车间及仓库、碱库、海水泵房、NaCLO发生间、主门卫、LNG储罐A/B/C泡沫站、输送泵区泡沫站、罐侧钢梯、罐侧螺旋梯等建构筑物的抗震设防烈度应按照项目所在地的地质情况确定。一般来讲，设计基本地震加速度为 0.1g，抗震类别为乙类，结构安全等级为二级。LNG储罐抗震类别为乙类，抗震设防烈度按NFPA59A 2006（液化天然气(LNG)生产、储存和装运标准）执行。LNG接收站公用工程系统给水系统LNG接收站给水系统主要由生产给水、生活
40、给水、消防给水和海水给水系统组成。生产用水和消防淡水共用一个生产水罐，生活给水系统单独使用1个生活水罐。1）生 产 给 水 系 统市政水供到生产水罐后，经生产水泵提升后作为各生产装置辅助设施生产用水；经消防测试泵提升后作为消防系统的测试、初期火灾消防用水及管网的清洗。生产水罐有效容积600m3。生产水泵能力：Q=50m3/h，H=49m，一用一备。LNG接收站公用工程系统给水系统2）生活给水系统生活给水系统由生活水罐和生活水泵、二氧化氯发生器组成。由市政管网来的新鲜水经管道进入生活水罐，然后由生产水泵加压后送到各用水点。生活水罐有效容积50m3。生活水泵能力：Q=10m3/h，H=49m，一用
41、一备。生产水泵、生活水泵布置在水泵房内。生产水罐、生活水罐设在在公用工程区室外，材质碳钢防腐。LNG接收站公用工程系统海水取水系统海水主要用于LNG气化加热用水，以及为高压消防系统提供消防水。在海水温度高于5时，采用ORV来气化LNG；海水温度低于5时，采用SCV气化LNG。海水泵设计流量的确定按照气化LNG用海水的最大温降5 确定。海水取水采用岸边取水方式，水泵直接从海水泵池内取水，取水口设置拦污栅及旋转滤网过滤海水。LNG接收站公用工程系统海水取水系统海水泵的选型依据工艺要求，一般为Q=9500m3/h，H=43m，N=1400kW。型式为立式长轴泵。为保证海水水质，防止大颗粒的泥沙和其他
42、悬浮物进入海水取水口，设置粗细两道过滤器，其中：拦污栅过滤量为Q=22000m3/h，过滤颗粒的粒度50mm 旋转滤网（过滤量为Q=22000m3/h，过滤颗粒的粒度6mm。LNG接收站公用工程系统消防水系统高压消防水系统用于向厂内工艺装置及辅助生产装置提供消防水，由海水消防水泵站、淡水保压系统和消防水管网组成。消防分为两个系统，第一个消防系统供接收站及栈桥消防用水；第二个消防系统供码头消防炮用水。LNG接收站公用工程系统排水系统含油污水处理系统生产污水排水系统由生产污水管道及其附属设施（检查井，水封井）组成，装置区排出的生产污水经重力排入厂区生产污水排水干管，再提升进入生产污水处理装置进行处
43、理。生产污水经处理达标后排入复用池，用作绿化用水。在处理中，分离出的废油统一储存在污油罐，定期外运。生产废水排水管道采用塑料管(UPVC)，粘接连接，埋地敷设时应做砂土基础。LNG接收站公用工程系统排水系统 生化污水处理系统本系统主要用于收集和排放各装置区建筑物内卫生间、厕所、浴室等设施的生活污水和部分化验室的冲洗废水。化验室的废液应单独装桶收集进行处理，不得排入本系统及其它系统中。在各装置区，生活污水应先经装置区内的化粪池预处理后，再重力排入厂区生活污水排水干管，送至生活污水处理装置进行处理，处理达标后最终排入复用水池作为绿化用水。厂区生活污水排水管道的材料采用塑料管(UPVC)，粘接连接，
44、埋地敷设时应做砂土基础。生活污水排水检查井和化粪池应采用防渗钢筋混凝土检查井。LNG接收站公用工程系统LNG接收站辅助设施系统电信系统设 计 范 围厂前行政区、工艺装置区、码头、公用工程及辅助生产设施等区域的通信系统设计。厂外与市政网络及长输管线通信系统所连接的通信线路不在本设计范围之内，当地电信部门负责将电话、Internet光纤引至综合楼电信室内相关设备上。设计原则本着充分满足业主需要以及电信系统以后可能扩展的原则进行设计。设备选型力求做到先进、可靠、安全、使用维护方便的原则，采用符合国家有关标准和经国家有关质量监督检查机构鉴定合格的定型产品。通信业务电话系统、调动电话系统、UHF无线对讲
45、系统、船到岸通信系统、扩音对讲系统、局域网系统、门禁/周界系统、周界电视监视系统及卫星电视系统等。其中电话系统和数据传输系统接入当地通信系统。消防水量LNG工程的消防水量主要依照各区域所布置的消防设施的用水量来确定。接收站和码头消防用水量最大的区域为码头，其消防水量约为1950m3/h。根据码头消防用水量，设计的最大消防用水量为1950m3/h。消防水源淡水水源来自于生产水罐。生产给水系统和淡水消防系统共用1个生产水罐。生产水罐有效容积为600m3，其中包括正常运行生产用水量150m3和1小时淡水消防用水量450m3。大量的消防用水为海水，并设置专门的海水消防泵取水。LNG接收站辅助设施系统消
46、防系统设计采暖通风所有卫生间、淋浴间、更衣室、备餐间(餐厅)等均设机械排风系统,自然补风。仓库、泵房加氯间等均设机械排风系统进行全面通风。排风采用玻璃钢制轴流或屋顶风机，补风采用外窗自然进风。变电所内的变压器间、发电机间等均设机械排风，通风量按电气设备散热量计算，自然进风。不能有效利用外窗进风的房间应考虑机械补风，并且补风量不小于排风量的80%。化验室的化学分析室、色谱分析室、储存室利用通风柜局部排风，排风采用玻璃钢制斜流风机。当有防爆要求时，采用防爆通风设备，房间维持微负压，采用机械补风补热。化验室内的通风柜设机械排风系统，一台通风柜设一套机械排风系统，独立排风。排风设备采用玻璃钢制斜流或离
47、心风机。LNG接收站辅助设施系统采暖通风根据工艺要求，综合主控搂内的中央控制室码头控制室槽车站控制室内的机柜室仪表控制室UPS室工程师室设置恒温恒湿空调系统。其它辅助一般办公房间设分体壁挂（柜式）热泵空调机。变电所的开关柜室设冷暖空调系统；综合主控楼内的化验室及其它办公类房间设风冷热泵VRV加新风的空调系统；门卫设分体壁挂热泵空调。空调系统的空调冷凝器均采用风冷型，结合气候特点，恒温恒湿空调系统的风冷冷凝器要采用铜管串铜翅片并外涂防盐雾腐蚀的漆。蒸发器制冷剂采用环保型R407C(壁挂除外)。LNG接收站辅助设施系统LNG接收站总图布置布置原则本着有利生产、方便施工和操作、确保安全、保护环境、节
48、约用地的原则，结合建设场地的具体情况，严格遵守国家现行的防火、防爆、安全、卫生等规范要求。进行总平面布置，其布置原则如下：平面布置遵循节约用地、集中布置的原则；根据LNG特性，依据风向条件确定设备、设施与建筑物的相对位置，严格遵守我国现行规范、标准、工程建设标准强制性条文，考虑必要的防火、防爆及卫生要求等安全间距。做到节省用地、降低能耗、节约投资、有利于环境保护。根据气温、降水量、风沙等气候条件和工艺条件或某些设备的特殊要求，决定采用室内或室外布置。根据地质条件，合理布置重载荷和有震动的设备；对有可能造成LNG及其它化学品泄露设置泄露收集系统；考虑在紧急事故状态下的人员安全撤离通道；考虑正常情
49、况下的工厂安全保卫系统、设施；总平面布置考虑事故状态下的防火、防爆要求；为施工、操作及维修期间保证有足够的安全距离及安全操作空间。总图布置分区接收站工程按照各单元的功能进行分区布置。充分考虑LNG工艺流程的合理顺畅、设备和管道的合理布置、施工、检修和安装的方便，并同时考虑安全生产、消防、扩建及综合投资等因素。接收站按照功能划分为：LNG储罐区、工艺装置区、槽车装车区、公用工程及辅助生产区、计量区、火炬设施、行政办公区。LNG接收站总图布置序号名称规范值（m）所采用规范1SCV、ORV气化器与BOG压缩机厂房15NFPA2LNG的装卸接口与控制室（装车站、码头两处）15NFPA3工艺设备区与控制室15NFPA4LNG储罐间距41NFPA5火炬至储罐/码头90/80GB50183各区域间防火距离LNG接收站总图布置
