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信源区块天然气综合利用项目
项目详情
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400-688-2000
1、建设项目基本信息
企业基本信息
| **** | 建设单位代码类型：|
| ****2823MA7FXY8827 | 建设单位法人：邱瑞龙 |
| 杨太峰 | 建设单位所在行政区划：**维吾尔自治区****县 |
| ********花园小区AS1-102****商铺 |
建设项目基本信息
| 信源区块天然气综合利用项目 | 项目代码：**** |
| 建设性质： | |
| 2021版本:008-陆地天然气开采 | 行业类别（国民经济代码）：B0721-B0721-陆地天然气开采 |
| 建设地点： | **维吾尔自治区巴音郭楞**县 **维吾尔自治区巴音郭楞**县 |
| 经度:84.****62825 纬度: 40.****74496 | ****机关：****环境局 |
| 环评批复时间： | 2024-04-12 |
| 巴环评价函〔2024〕50号 | 本工程排污许可证编号：****2823MA7FXY****001X |
| 2025-01-08 | 项目实际总投资(万元)：15171 |
| 207 | 运营单位名称：**** |
| ****2823MA7FXY8827 | 验收监测(调查)报告编制机构名称：**尔思生态****公司 |
| ****0106MA792BQ398 | 验收监测单位：**点点****公司 |
| ****0100MA77578E84 | 竣工时间：2024-10-10 |
| 2024-11-24 | 调试结束时间：2024-11-27 |
| 2025-11-25 | 验收报告公开结束时间：2025-12-23 |
| 验收报告公开载体： | https://www.****.com/gs/ |
2、工程变动信息
项目性质
| ** | 实际建设情况：** |
| 无 | 是否属于重大变动：|
规模
| 天然气处理规模净化60×104m3/d，尾气回收60×104m3/d，液化60×104m3/d，LNG储存1500m3 | 实际建设情况：天然气处理规模净化60×104m3/d，尾气回收60×104m3/d，液化60×104m3/d，LNG储存1500m3 |
| 无 | 是否属于重大变动：|
生产工艺
| 3.7.1.1原料气过滤计量单元 由界区外进入的天然气进入“原料气过滤计量单元”，原料气进入装置区后，分为两路：一路作为装置原料气经管道过滤器过滤掉可能存在的机械杂质后，经流量计计量后进入原料气过滤减压单元。另一路作为装置燃料气经调压阀调压后进入燃料气系统。计量后输往过滤减压单元。 原料气进站设置有紧急切断阀，超压或事故状态下可切断进入装置的原料气气源，保证装置、人员及附近设施的安全。 3.7.1.2脱酸单元 **1套脱酸装置，处理能力为60×104Nm3/d。 本单元采用改良MDEA脱酸工艺，根据原料气含CO2，采用针对性MDEA溶液配方，采用一段吸收，一段再生流程。 来自“原料气过滤减压单元”的原料气先进入原料气换热器与吸收塔顶排出的脱酸净化气换热后，自下而上通过吸收塔，再生后的MDEA贫液自上而下通过吸收塔，MDEA贫液和天然气在吸收塔内充分接触，气体中的酸性气体（CO2）被吸收而进入液相，脱除酸性气体的净化气从吸收塔顶部引出，经原料气换热器换热后，进入脱酸净化气分离器，分离出的气体送至脱水脱汞单元，分离出的液体与吸收塔底富液汇合后去再生塔。 吸收了酸性气体的MDEA溶液称为富液，从吸收塔底流出，经调压后进入闪蒸罐，闪蒸气经调压后送至硫回收单元。闪蒸的液体通过贫富液换热器与贫液换热升温，再经调节阀控制液位后进入再生塔顶部。 再生塔采用微正压汽提的方式完成对MDEA溶液的再生；富液中的酸性气被大量解析至气相并伴随气提蒸汽从再生塔顶流出，经酸气冷却器换热降温至～45℃进入酸气分离器，分离出的气体调压后送至硫回收单元；分离出的液体去溶液贮槽回收。 从再生塔底出来的贫液经贫富液换热器降温且控制再生塔液位后进入溶液贮槽。溶液贮槽内的液体经贫液泵升压后再降温至45℃分为两路，一路控制流量（～循环量的10%）后进入溶液过滤器在线过滤，过滤后的贫液与另一路贫液汇合后去吸收塔循环使用，通过在线过滤的方式除去溶液中的杂质以保证MDEA溶液的洁净度。再生塔底再沸器的热源由导热油提供。 本工程原料气中含CO2，针对原料气条件，本项目以复合胺溶液为吸收剂、采用一段吸收、一段再生流程脱除原料天然气中酸性气体。选择活性甲基二乙醇胺（MDEA）水溶液作为脱除酸气（CO2）的溶剂。 MDEA即N-甲基二乙醇胺，分子式为CH3-N（CH2CH2OH）2，分子量119.2，沸点246~248℃，闪点260℃，凝固点-21℃，汽化潜热519.16kJ/kg，能与水和醇混溶，微溶于醚。在一定条件下，对二氧化碳、硫化氢等酸性气体有很强的吸收能力，而且反应热小，解吸温度低，化学性质稳定，无毒而不降解。 纯MDEA溶液与CO2不发生反应，但其水溶液与CO2反应： CO2＋H2O＝H+＋HCO3-（1） H+＋R2NCH3＝R2NCH3H+（2） 式（1）受液膜控制，反应速率极慢，式（2）则为瞬间可逆反应，因此式（1）为MDEA吸收CO2的控制步骤，为加快吸收速率，在MDEA溶液中加入活化剂（R2/NH）后，反应按下式进行： R2/NH＋CO2＝R2/NCOOH（3） R2/NCOOH＋R2NCH3+H2O＝R2/NH＋R2CH3NH+HCO3-（4） （3）＋（4）： R2NCH3＋CO2＋H2O＝R2CH3NH+HCO3-（5） 由式（3）~（5）可知，活化剂吸收了CO2，向液相传递CO2，大大加快了反应速度。MDEA分子含有一个叔胺基团，吸收CO2后生成碳酸氢盐，加热再生时远比伯仲胺生成的氨基甲酸盐所需的热量低得多。 脱酸系统特点如下： 专用活化剂配方，CO2、H2S脱除精度高； 活化MDEA为吸收剂，对设备基本无腐。 3.7.1.3脱水脱汞单元 **1座脱水、脱汞装置，处理能力为30×104Nm3/d；**1座干燥撬，单套处理能力为30×104Nm3/d。 从“MDEA脱酸单元”来的天然气，进入脱水前冷却器，冷却后进入干燥前气液分离器分离冷凝水，分离后的气相进入脱汞塔，脱汞处理后进入脱水塔吸附。 原料气从脱水塔底部进入，通过分子筛床层吸附脱除水分后，从脱水塔顶部出来，干燥后天然气中含水量≤1ppm，再进入脱烃单元。 原料气脱水脱汞单元设**脱水塔，在给定的吸附周期内，一台处于吸附状态来脱除原料气中的水分，第二台处于再生状态来解吸分子筛中的水分，或冷吹状态来冷却分子筛，第**处于再生气吸附状态或分子筛冷吹状态。当处于吸附状态的脱水塔饱和后，切换到第二台再生好的脱水塔。同时，第**已经加热结束，进入冷吹阶段。再生气从压力控制阀前取得，然后从下而上通过第**脱水塔，在冷却脱水塔时再生气被加热。从第**脱水塔顶部出来的热再生气依次通过脱水再生气电加热器、蓄热器再次被加热。热再生气自上而下通过第一台脱水塔加热解析分子筛中的水分。含水再生气从塔底出来依次通过脱水再生气冷却器、脱水再生气分离器分成气、液两部分，液相降压后进入排污总管；气相分成两部分，返回脱水塔入口总管，另一部分至燃料气缓冲罐用作燃料气。**脱水塔切换使用。 本项目脱水采用固体吸附法脱水。由于分子筛具有吸附选择能力强、低水汽分压下的高吸附特性，以及同时可以进一步脱除残余酸性气体等优点。因此，本装置采用3A分子筛作为脱水吸附剂。 采用分子筛吸附脱水时，采用3个吸附塔。在三塔流程中，**干燥器中两台为主吸附器，一台为辅助吸附器。吸附器吸附及再生交替进行，再生过程分为加热和冷却两个步骤。 本项目采用3台吸附塔，吸附时间=加热时间+吹冷时间。 采用以浸硫活性炭作为吸附剂的固定床反应器，原料气先脱水后，再经浸硫活性炭脱除天然气的汞。活性炭中的硫可以和汞反应结合而附着在活性炭过渡孔中，从而达到脱汞的目的。其化学反应式为：2Hg+S2→2HgS。浸硫活性炭不能循环使用，需定期更换，但设备和操作简单。 浸硫活性炭吸附脱汞法已在国内多套LNG装置中成功使用，所以本装置采用浸硫活性炭脱汞，活性炭在设计汞含量条件下每两年更换一次，也可以根据检测数据适当**活性炭更换周期。 3.7.1.4脱重烃单元 **1座脱烃装置，处理能力为60×104Nm3/d。 天然气中的重烃和芳香烃也会在低温下固化，因此必须脱除。本工程采用重烃洗涤法，利用冷箱中液化的重烃作为洗涤液。 “脱水脱汞单元”来的干燥天然气从底部进入洗涤塔，沿多层塔板逆流向上，从冷箱中液化的重烃通过回流泵自塔顶进入洗涤塔，与上升气相（天然气）逆流接触，两相接触中，下降液中的易挥发（低沸点）组分不断地向气相中转移，气相中的难挥发（高沸点）组分不断地向下降液中转移，气相愈接近塔顶，其易挥发组分浓度愈高，从而大大提高气相产品纯度。 洗涤塔液相即为混烃产品，进入混烃储运单元。洗涤塔气相进入液化单元。 本工程设置总容积为200m3的重烃储罐区，包括：2台100m3重烃储罐。为储存重烃用。 利用“相似相溶”原理，天然气从塔底进入洗涤塔，洗涤液（异戊烷或冷箱中液化的重烃）相自塔顶以液相形式进入洗涤塔，天然气和洗涤液两相在塔内逆流接触，将天然气中的重烃溶解吸收，从而达到重烃脱除的目的。 重烃洗涤法是将洗涤塔引入低温分离过程，使含重组分天然气与重烃液相在洗涤塔内各塔板多次“平衡-分离”，从而得到纯度较高的气相和液相馏分。 3.7.1.5液化单元 **4座冷箱装置，单座冷箱处理能力为15×104Nm3/d； 本单元设置的液化LNG冷箱选用多流股板式换热器，使原料气温度在节流阀前降至-158℃。冷箱主要由多流股板式换热器、气相冷剂气液分离器、液相冷剂气液分离器、气液相J-T阀，LNG产品J-T阀及相关仪表、流量计、管路、支撑结构、绝热材料（珠光砂）等构成。 液化单元流程包括天然气液化部分和冷剂循环部分。 天然气液化流程：由于天然气中CO2，水和汞等杂质含量均已处理且能满足深冷液化要求（CO2含量要求≤50ppm，H2S含量要求≤3.5mg/Nm3，水含量要求≤1ppm和汞含量要求＜0.01μg/Nm3），干燥脱汞后的原料气进入冷箱的一级主换热器，经过一级主换热器换热温度降到-50℃，压力约4.3MPa（G）进入重烃分离器，液相重烃送至脱重烃单元作为洗涤液；气相经过二段换热器降温至-160℃后经过节流阀减至0.3MPa（G）送至LNG储罐。 经过预冷压缩机的丙烷，压力升至1.5Mpa（G），经冷却至45℃后分成两股，一股节流后压力降至0.36Mpa（G）进入冷剂预冷器提供冷量，复温后送至压缩机入口，另一股节流压力降至0.36Mpa（G）送至冷却分离器，换热复温后的气体进入压缩机入口，完成循环。 净化后的气流首先经预冷（冷量由冷冻水提供）降低一定温度，再通过冷箱内的主换热器进一步降温至液化，在最终节流后作为LNG产品送至储罐。为防止降温过程中可能凝结的重烃（NGL）堵塞换热器通道，主换热器设置有中间温度抽口，并配有重烃分离器用于气液分离。由氮、甲烷、乙烯、丙烷、异戊烷组成的混合冷剂经制冷剂压缩机增压，在出口分离器中分离为气液两相后进入冷箱，在主换热器不同的位置节流降温，经过主换热器提供冷量后，返回压缩机继续制冷循环。 本项目采用丙烷预冷混合冷剂制冷工艺，预冷段采用丙烷制冷循环预冷原料气和混合冷剂，液化段和过冷段采用混合冷剂制冷循环为液化段和过冷段提供冷量，工艺流程相对简单，效率更高，运行费用较低。 3.7.1.6混合冷剂压缩单元 **4座冷剂压缩装置，单座处理能力为15×104Nm3/d。 整个系统的冷量由丙烷预冷系统和混合冷剂闭式循环制冷系统来提供。丙烷预冷和混合冷剂压缩机均选用电机驱动的喷油螺杆机，配备独立的控制系统，并与全厂DCS系统通信。 单套混合冷剂压缩装置流程： 混合冷剂经过冷剂压缩机压力升至1.9Mpa（G），温度为45℃后送至冷剂预冷器，经过冷剂预冷器后温度降至5℃，进入冷剂分离器，气液分离。气相送至冷箱，进入冷箱后的冷剂经过一级主换热器和二级主换热器后，温度降至-161℃，压力1.85Mpa（G），节流压力降至0.32Mpa（G）后送至二级分离器，分离后的气、液相分别送至二级主换热器复温，温度为-54℃；冷剂分离器分离的液相送至冷箱经过一级主换热器后节流至0.3Mpa（G）后送至一级分离器，分离后的气相与二级主换热器回流的气相冷剂混合送至一级主换热器，换热后的温度为0.5℃，送至冷剂预冷器复温至15℃送至冷剂压缩机入口，完成循环。 预冷选用新型丙烷绿色环保冷剂，混合冷剂制冷系统中的冷剂，主要由氮气、甲烷、乙烯、丙烷、异丁烷等物质按照一定比例混合而成。 混合冷剂补充系统主要用于补充制冷压缩循环过程中由于管道及压缩机的密封系统泄露而损失的部分混合冷剂。主要包括冷剂补充汇流排和冷剂干燥器。 本工程设置总容积为90m3的冷剂储罐区，包括：1台30m3乙烯储罐，1台30m3丙烷储罐，1台30m3异丁烷储罐。为液化单元补充冷剂。 3.7.2.7LNG储存单元 LNG由冷箱进入LNG储罐，然后由装车泵增加经LNG装车臂装车。LNG储罐BOG及装车BOG由BOG汽化器与空气换热升温，升温后的BOG由水浴式气化器继续升温去燃气缓冲罐。低温放空气经放空气化器升温后去放空总管。 设置有10台150m3LNG储罐，全站总储量1500m3。设计压力位0.64MPa，设计温度为-162℃。 3.7.1.8LNG装车单元 **LNG装车单元包含2台80m3/h装车泵、2套LNG装车撬（4个装车臂）。BOG复热包含2台800Nm3/hBOG气化器。 本单元设置4台装车鹤管，并在LNG管道上设置紧急切断阀进行紧急切断。产品运输方式主要采用汽车槽车陆运，****公司。 3.7.1.9重烃储运单元 脱重烃单元产生的混烃进入混烃储罐，装车拉运。 重烃储运单元由1台重烃装车臂、1台装车泵、2台100m3的重烃储罐构成。 3.7.1.10生产污水储运单元 本单元建设有1台30m3污水罐，生产装置产生的污水经污水总管至污水储罐，定期拉运。 3.7.1.11安全泄放单元 本单元建设有DN300H=45m放空火炬1套。 可燃气体经放空管道至放空分液罐分离液体，气体至火炬高空燃烧；放空分液罐内液体由污水泵排至污水储罐。 从站内引燃料气管线至放空区，放空区设长明火，并设置有自动点火及火焰检测，可监测长明火状态，熄火报警并自动点火。 3.7.1.12空压制氮单元 本单元设有空氮站1座（仪表风、氮气产量分别为300Nm3/h、200Nm3/h；），二期工程将增设1座空压制氮撬，仪表风供气能力300Nm3/h，供气压力0.7MPa；氮气供气能力为200Nm3/h，供气压力0.6MPa，分别接入仪表风总管、氮气总管上的二期预留口。 仪表风用于各装置生产仪表用净化空气；氮气主要用于MDEA脱碳装置、分子筛脱水、LNG液化开停工氮气置换，以及LNG储罐补压及氮封、冷箱夹层密封气、胺液储罐氮封、导热膨胀罐氮封、导热油炉膛灭火等。 3.7.1.13导热油单元 本工程设置有1台7500kW导热油炉，热源均采用燃气燃烧加热。 导热油炉采用BMS燃烧器管理系统进行生产管理，保证导热油系统的稳定性。导热油系统设置N2炉膛灭火系统。 | 实际建设情况：3.7.1.1原料气过滤计量单元 由界区外进入的天然气进入“原料气过滤计量单元”，原料气进入装置区后，分为两路：一路作为装置原料气经管道过滤器过滤掉可能存在的机械杂质后，经流量计计量后进入原料气过滤减压单元。另一路作为装置燃料气经调压阀调压后进入燃料气系统。计量后输往过滤减压单元。 原料气进站设置有紧急切断阀，超压或事故状态下可切断进入装置的原料气气源，保证装置、人员及附近设施的安全。 3.7.1.2脱酸单元 **1套脱酸装置，处理能力为60×104Nm3/d。 本单元采用改良MDEA脱酸工艺，根据原料气含CO2，采用针对性MDEA溶液配方，采用一段吸收，一段再生流程。 来自“原料气过滤减压单元”的原料气先进入原料气换热器与吸收塔顶排出的脱酸净化气换热后，自下而上通过吸收塔，再生后的MDEA贫液自上而下通过吸收塔，MDEA贫液和天然气在吸收塔内充分接触，气体中的酸性气体（CO2）被吸收而进入液相，脱除酸性气体的净化气从吸收塔顶部引出，经原料气换热器换热后，进入脱酸净化气分离器，分离出的气体送至脱水脱汞单元，分离出的液体与吸收塔底富液汇合后去再生塔。 吸收了酸性气体的MDEA溶液称为富液，从吸收塔底流出，经调压后进入闪蒸罐，闪蒸气经调压后送至硫回收单元。闪蒸的液体通过贫富液换热器与贫液换热升温，再经调节阀控制液位后进入再生塔顶部。 再生塔采用微正压汽提的方式完成对MDEA溶液的再生；富液中的酸性气被大量解析至气相并伴随气提蒸汽从再生塔顶流出，经酸气冷却器换热降温至～45℃进入酸气分离器，分离出的气体调压后送至硫回收单元；分离出的液体去溶液贮槽回收。 从再生塔底出来的贫液经贫富液换热器降温且控制再生塔液位后进入溶液贮槽。溶液贮槽内的液体经贫液泵升压后再降温至45℃分为两路，一路控制流量（～循环量的10%）后进入溶液过滤器在线过滤，过滤后的贫液与另一路贫液汇合后去吸收塔循环使用，通过在线过滤的方式除去溶液中的杂质以保证MDEA溶液的洁净度。再生塔底再沸器的热源由导热油提供。 本工程原料气中含CO2，针对原料气条件，本项目以复合胺溶液为吸收剂、采用一段吸收、一段再生流程脱除原料天然气中酸性气体。选择活性甲基二乙醇胺（MDEA）水溶液作为脱除酸气（CO2）的溶剂。 MDEA即N-甲基二乙醇胺，分子式为CH3-N（CH2CH2OH）2，分子量119.2，沸点246~248℃，闪点260℃，凝固点-21℃，汽化潜热519.16kJ/kg，能与水和醇混溶，微溶于醚。在一定条件下，对二氧化碳、硫化氢等酸性气体有很强的吸收能力，而且反应热小，解吸温度低，化学性质稳定，无毒而不降解。 纯MDEA溶液与CO2不发生反应，但其水溶液与CO2反应： CO2＋H2O＝H+＋HCO3-（1） H+＋R2NCH3＝R2NCH3H+（2） 式（1）受液膜控制，反应速率极慢，式（2）则为瞬间可逆反应，因此式（1）为MDEA吸收CO2的控制步骤，为加快吸收速率，在MDEA溶液中加入活化剂（R2/NH）后，反应按下式进行： R2/NH＋CO2＝R2/NCOOH（3） R2/NCOOH＋R2NCH3+H2O＝R2/NH＋R2CH3NH+HCO3-（4） （3）＋（4）： R2NCH3＋CO2＋H2O＝R2CH3NH+HCO3-（5） 由式（3）~（5）可知，活化剂吸收了CO2，向液相传递CO2，大大加快了反应速度。MDEA分子含有一个叔胺基团，吸收CO2后生成碳酸氢盐，加热再生时远比伯仲胺生成的氨基甲酸盐所需的热量低得多。 脱酸系统特点如下： 专用活化剂配方，CO2、H2S脱除精度高； 活化MDEA为吸收剂，对设备基本无腐。 3.7.1.3脱水脱汞单元 **1座脱水、脱汞装置，处理能力为30×104Nm3/d；**1座干燥撬，单套处理能力为30×104Nm3/d。 从“MDEA脱酸单元”来的天然气，进入脱水前冷却器，冷却后进入干燥前气液分离器分离冷凝水，分离后的气相进入脱汞塔，脱汞处理后进入脱水塔吸附。 原料气从脱水塔底部进入，通过分子筛床层吸附脱除水分后，从脱水塔顶部出来，干燥后天然气中含水量≤1ppm，再进入脱烃单元。 原料气脱水脱汞单元设**脱水塔，在给定的吸附周期内，一台处于吸附状态来脱除原料气中的水分，第二台处于再生状态来解吸分子筛中的水分，或冷吹状态来冷却分子筛，第**处于再生气吸附状态或分子筛冷吹状态。当处于吸附状态的脱水塔饱和后，切换到第二台再生好的脱水塔。同时，第**已经加热结束，进入冷吹阶段。再生气从压力控制阀前取得，然后从下而上通过第**脱水塔，在冷却脱水塔时再生气被加热。从第**脱水塔顶部出来的热再生气依次通过脱水再生气电加热器、蓄热器再次被加热。热再生气自上而下通过第一台脱水塔加热解析分子筛中的水分。含水再生气从塔底出来依次通过脱水再生气冷却器、脱水再生气分离器分成气、液两部分，液相降压后进入排污总管；气相分成两部分，返回脱水塔入口总管，另一部分至燃料气缓冲罐用作燃料气。**脱水塔切换使用。 本项目脱水采用固体吸附法脱水。由于分子筛具有吸附选择能力强、低水汽分压下的高吸附特性，以及同时可以进一步脱除残余酸性气体等优点。因此，本装置采用3A分子筛作为脱水吸附剂。 采用分子筛吸附脱水时，采用3个吸附塔。在三塔流程中，**干燥器中两台为主吸附器，一台为辅助吸附器。吸附器吸附及再生交替进行，再生过程分为加热和冷却两个步骤。 本项目采用3台吸附塔，吸附时间=加热时间+吹冷时间。 采用以浸硫活性炭作为吸附剂的固定床反应器，原料气先脱水后，再经浸硫活性炭脱除天然气的汞。活性炭中的硫可以和汞反应结合而附着在活性炭过渡孔中，从而达到脱汞的目的。其化学反应式为：2Hg+S2→2HgS。浸硫活性炭不能循环使用，需定期更换，但设备和操作简单。 浸硫活性炭吸附脱汞法已在国内多套LNG装置中成功使用，所以本装置采用浸硫活性炭脱汞，活性炭在设计汞含量条件下每两年更换一次，也可以根据检测数据适当**活性炭更换周期。 3.7.1.4脱重烃单元 **1座脱烃装置，处理能力为60×104Nm3/d。 天然气中的重烃和芳香烃也会在低温下固化，因此必须脱除。本工程采用重烃洗涤法，利用冷箱中液化的重烃作为洗涤液。 “脱水脱汞单元”来的干燥天然气从底部进入洗涤塔，沿多层塔板逆流向上，从冷箱中液化的重烃通过回流泵自塔顶进入洗涤塔，与上升气相（天然气）逆流接触，两相接触中，下降液中的易挥发（低沸点）组分不断地向气相中转移，气相中的难挥发（高沸点）组分不断地向下降液中转移，气相愈接近塔顶，其易挥发组分浓度愈高，从而大大提高气相产品纯度。 洗涤塔液相即为混烃产品，进入混烃储运单元。洗涤塔气相进入液化单元。 本工程设置总容积为200m3的重烃储罐区，包括：2台100m3重烃储罐。为储存重烃用。 利用“相似相溶”原理，天然气从塔底进入洗涤塔，洗涤液（异戊烷或冷箱中液化的重烃）相自塔顶以液相形式进入洗涤塔，天然气和洗涤液两相在塔内逆流接触，将天然气中的重烃溶解吸收，从而达到重烃脱除的目的。 重烃洗涤法是将洗涤塔引入低温分离过程，使含重组分天然气与重烃液相在洗涤塔内各塔板多次“平衡-分离”，从而得到纯度较高的气相和液相馏分。 3.7.1.5液化单元 **4座冷箱装置，单座冷箱处理能力为15×104Nm3/d； 本单元设置的液化LNG冷箱选用多流股板式换热器，使原料气温度在节流阀前降至-158℃。冷箱主要由多流股板式换热器、气相冷剂气液分离器、液相冷剂气液分离器、气液相J-T阀，LNG产品J-T阀及相关仪表、流量计、管路、支撑结构、绝热材料（珠光砂）等构成。 液化单元流程包括天然气液化部分和冷剂循环部分。 天然气液化流程：由于天然气中CO2，水和汞等杂质含量均已处理且能满足深冷液化要求（CO2含量要求≤50ppm，H2S含量要求≤3.5mg/Nm3，水含量要求≤1ppm和汞含量要求＜0.01μg/Nm3），干燥脱汞后的原料气进入冷箱的一级主换热器，经过一级主换热器换热温度降到-50℃，压力约4.3MPa（G）进入重烃分离器，液相重烃送至脱重烃单元作为洗涤液；气相经过二段换热器降温至-160℃后经过节流阀减至0.3MPa（G）送至LNG储罐。 经过预冷压缩机的丙烷，压力升至1.5Mpa（G），经冷却至45℃后分成两股，一股节流后压力降至0.36Mpa（G）进入冷剂预冷器提供冷量，复温后送至压缩机入口，另一股节流压力降至0.36Mpa（G）送至冷却分离器，换热复温后的气体进入压缩机入口，完成循环。 净化后的气流首先经预冷（冷量由冷冻水提供）降低一定温度，再通过冷箱内的主换热器进一步降温至液化，在最终节流后作为LNG产品送至储罐。为防止降温过程中可能凝结的重烃（NGL）堵塞换热器通道，主换热器设置有中间温度抽口，并配有重烃分离器用于气液分离。由氮、甲烷、乙烯、丙烷、异戊烷组成的混合冷剂经制冷剂压缩机增压，在出口分离器中分离为气液两相后进入冷箱，在主换热器不同的位置节流降温，经过主换热器提供冷量后，返回压缩机继续制冷循环。 本项目采用丙烷预冷混合冷剂制冷工艺，预冷段采用丙烷制冷循环预冷原料气和混合冷剂，液化段和过冷段采用混合冷剂制冷循环为液化段和过冷段提供冷量，工艺流程相对简单，效率更高，运行费用较低。 3.7.1.6混合冷剂压缩单元 **4座冷剂压缩装置，单座处理能力为15×104Nm3/d。 整个系统的冷量由丙烷预冷系统和混合冷剂闭式循环制冷系统来提供。丙烷预冷和混合冷剂压缩机均选用电机驱动的喷油螺杆机，配备独立的控制系统，并与全厂DCS系统通信。 单套混合冷剂压缩装置流程： 混合冷剂经过冷剂压缩机压力升至1.9Mpa（G），温度为45℃后送至冷剂预冷器，经过冷剂预冷器后温度降至5℃，进入冷剂分离器，气液分离。气相送至冷箱，进入冷箱后的冷剂经过一级主换热器和二级主换热器后，温度降至-161℃，压力1.85Mpa（G），节流压力降至0.32Mpa（G）后送至二级分离器，分离后的气、液相分别送至二级主换热器复温，温度为-54℃；冷剂分离器分离的液相送至冷箱经过一级主换热器后节流至0.3Mpa（G）后送至一级分离器，分离后的气相与二级主换热器回流的气相冷剂混合送至一级主换热器，换热后的温度为0.5℃，送至冷剂预冷器复温至15℃送至冷剂压缩机入口，完成循环。 预冷选用新型丙烷绿色环保冷剂，混合冷剂制冷系统中的冷剂，主要由氮气、甲烷、乙烯、丙烷、异丁烷等物质按照一定比例混合而成。 混合冷剂补充系统主要用于补充制冷压缩循环过程中由于管道及压缩机的密封系统泄露而损失的部分混合冷剂。主要包括冷剂补充汇流排和冷剂干燥器。 本工程设置总容积为90m3的冷剂储罐区，包括：1台30m3乙烯储罐，1台30m3丙烷储罐，1台30m3异丁烷储罐。为液化单元补充冷剂。 3.7.2.7LNG储存单元 LNG由冷箱进入LNG储罐，然后由装车泵增加经LNG装车臂装车。LNG储罐BOG及装车BOG由BOG汽化器与空气换热升温，升温后的BOG由水浴式气化器继续升温去燃气缓冲罐。低温放空气经放空气化器升温后去放空总管。 设置有10台150m3LNG储罐，全站总储量1500m3。设计压力位0.64MPa，设计温度为-162℃。 3.7.1.8LNG装车单元 **LNG装车单元包含2台80m3/h装车泵、2套LNG装车撬（4个装车臂）。BOG复热包含2台800Nm3/hBOG气化器。 本单元设置4台装车鹤管，并在LNG管道上设置紧急切断阀进行紧急切断。产品运输方式主要采用汽车槽车陆运，****公司。 3.7.1.9重烃储运单元 脱重烃单元产生的混烃进入混烃储罐，装车拉运。 重烃储运单元由1台重烃装车臂、1台装车泵、2台100m3的重烃储罐构成。 3.7.1.10生产污水储运单元 本单元建设有1台30m3污水罐，生产装置产生的污水经污水总管至污水储罐，定期拉运。 3.7.1.11安全泄放单元 本单元建设有DN300H=45m放空火炬1套。 可燃气体经放空管道至放空分液罐分离液体，气体至火炬高空燃烧；放空分液罐内液体由污水泵排至污水储罐。 从站内引燃料气管线至放空区，放空区设长明火，并设置有自动点火及火焰检测，可监测长明火状态，熄火报警并自动点火。 3.7.1.12空压制氮单元 本单元设有空氮站1座（仪表风、氮气产量分别为300Nm3/h、200Nm3/h；），二期工程将增设1座空压制氮撬，仪表风供气能力300Nm3/h，供气压力0.7MPa；氮气供气能力为200Nm3/h，供气压力0.6MPa，分别接入仪表风总管、氮气总管上的二期预留口。 仪表风用于各装置生产仪表用净化空气；氮气主要用于MDEA脱碳装置、分子筛脱水、LNG液化开停工氮气置换，以及LNG储罐补压及氮封、冷箱夹层密封气、胺液储罐氮封、导热膨胀罐氮封、导热油炉膛灭火等。 3.7.1.13导热油单元 本工程设置有1台7500kW导热油炉，热源均采用燃气燃烧加热。 导热油炉采用BMS燃烧器管理系统进行生产管理，保证导热油系统的稳定性。导热油系统设置N2炉膛灭火系统。 |
| 无 | 是否属于重大变动：|
环保设施或环保措施
| 废气处理：导热油炉废气采用低氮燃烧器+8m高排气筒排放；火炬燃烧废气建设一座高架火炬1座，DN300排气筒高度为40m；生产装置区产生的非甲烷总烃采用加强设备管理措施。 废水处置：生活污水污水罐收集后采用密闭吸污车拉运至吸污车拉运至****处理厂；生产废水罐收集后采用密闭吸****工业园****处理厂。 噪声处置：选用低噪声设备、合理布局，隔声、减震措施 固废处置：废冷剂干燥分子筛、废氧化铝、废活性炭、废RO膜，通过随换随清，由厂家回收置换； 废润滑油、废油桶和含油手套抹布（已混入生活垃圾的不按危废处理），通过在危废暂存间进行暂存，定期委托具有相关资质的单位进行处置； 废脱水分子筛、废脱汞剂、废导热油等多年一次量大危险废物即产即清，直接委托具有相关资质的单位进行转运处置； 生活垃圾集中收集后统一清运处理。 防腐防渗：危废暂存库底板、事故水池（底板及壁板）、地下液体管道区域（生产废水、生活污水、液体产品管道）（隐蔽工程）等做好防渗措施，重点防渗区等效黏土防渗层Mb≥6.0m，k≤1.0×10-7cm/s；或参照GB18598执行；一般防渗区：混烃储罐区地面及围堰、污水储罐区地面及围堰、调节及分离单元地面、脱硫单元地面、脱水脱烃单元地面的地面采取地面硬化，等效黏土防渗层Mb≥1.5m，K≤1×10-7cm/s，重点防渗区和一般防渗区以外的其它区域，进行水泥硬化。 | 实际建设情况：废气处理：导热油炉废气采用低氮燃烧器+8m高排气筒排放；火炬燃烧废气建设一座高架火炬1座，DN500排气筒高度为68m；生产装置区产生的非甲烷总烃采用加强设备管理措施。 废水处置：生活污水采****设备处理，处理后的生活污水用于洒水降尘。生产废水经生产废水罐收集后，采用密闭吸污车拉运至，******公司****处理厂）处理。 噪声处置：选用低噪声设备、合理布局，隔声、减震措施 固废处置：1、一般工业固体废物①制冷剂干燥分子筛本项目液化单元制冷剂干燥分子筛1年左右更换1次，即产即清，厂家回收，验收期间暂未产生。②脱盐水系统废RO膜本项目脱盐水橇采用反渗透法，RO膜三年更换一次，即产即清，厂家回收，验收期间暂未产生。③公辅工程的仪表风系统固废 公辅工程的仪表风系统运行过程中，用于吸水的耐水活性碳，验收期间暂未产生，通过随换随清，由厂家回收置换；活性氧化铝干燥剂三年更换一次，即产即清，厂家回收，验收期间暂未产生。 2、危险废物①脱水工序废分子筛分子筛1年左右更换1次，验收期间暂未产生。②废活性炭即产即清，厂家回收，验收期间暂未产生。③废导热油2年更换1次，验收期间暂未产生。④废机油验收期间产生量为0.749t/a暂存于危废暂存间后，委托******公司收集处置。⑤废油桶暂存于危废暂存间后，委托******公司收集处置。⑥废含油手套抹布工人在维修过程中使用的手套抹布等，也属于危险废物，验收期间暂未产生。 3、生活垃圾集中收集后交由******公司清运，****环保站处置。 防腐防渗：重点防渗：1、危废暂存间：危废暂存为撬装式箱体结构，依托水泥硬化处理后的地基布设，内部地面铺设防渗塑料膜（HDPE），且配套设置围堰设施，形成“硬化地基+防渗膜+围堰”的多重防护体系，有效防范危废渗漏污染风险，重点防渗区效黏土防渗层Mb≥6.0m，k≤1.0×10-7cm/s。 2、事故池：①池体均采用C35(P8)级抗渗混凝土，抗冻等级F200.HRB400级钢筋现浇。混凝土中掺加水泥基渗透结晶型防水剂和复合型防冻剂，掺量为胶凝材料总重的1.5%。池体外露部分采用1：2.5防水水泥砂浆抹面，厚20mm池壁及底板的内侧表面采用聚合物水泥防水砂浆抹面，厚12mm。基础表面与土壤接触部分采用沥青冷底子油两遍沥青胶泥涂层，厚度>500um。钢筋混凝土结构中添加钢筋阻锈剂。最外层钢筋的混凝土保护层厚度:50mm。垫层为C20聚合物水泥混凝土。②回填土沿四周连续对称分层均匀回填。③水池持力层为细砂层，地基承载力特征值120Kpa。底板座落于原状土层上，超挖部分采用C20素混凝土换填。④**采用预埋柔性防水套管(A型)。⑤钢构件的钢材表面除锈等级要求达到Sa2：1/2级，防腐涂层做法：无机富锋底漆**，厚度80um；⑥环氧云铁中间漆一-道，厚度60um；聚氨酯面漆**，厚度60um；涂层总厚度不小于200um。 一般防渗区：混烃储罐区地面及围堰、污水储罐区地面及围堰、调节及分离单元地面、脱硫单元地面、导热油储罐地面。 简单防渗区：一般地面硬化。 |
| 1.对高架火炬进行了优化，建设了DN500排气筒高度为68m，有利于火炬燃烧废气的排放，增加紧急泄放能力，减少对地面的热辐射，能将燃烧产物和可能的有毒气体在高空扩散稀释，降低对地面空气的污染浓度 2.本项目拉运距离远，长期运输成本高，因此生活污水采****设备处理，生活污水全部综合利用；生产废水处理方式没有变动。 | 是否属于重大变动：|
其他
| 1.供水：给水：站内人员饮用水采用外购桶装水，生产用水采用拉运方式进行补充，由轮南拉运。2.排水：排水：站内排水系统采用雨污分流，生产污水排放至污水罐，由罐车统一拉运。设备、场地清洗污水及雨水，根据场地自然坡度散排至排水沟内。3.供电：本项目利用外电环网35kV，在站场附****电站（35/10kV），由变电站内引出一回路10kV电源至场站高压配电室，为10kV工艺装置提供电源。4.供热：本项目消防泵房、值班室、门卫室冬季设置供暖设施，供暖系统采用电暖气，生产热源采用燃气加热炉。5.通风：新风系统、机械通风系统、空调系统。6.自动控制：DCS、SIS、GDS、FAS各1套。7.道路：本站站外**有南北走向的混凝土道路2条，西侧道路宽度为6m，东侧道路宽度为9m，外接道路长均为90m，场站可直接连接站外道路，为满足工程车辆及运输车辆正常通行条件。外接道路占地面积1350m2，均处于红线范围内，站外道路依托现状6井砂砾石道路向东20km连接S165省道。8.来气管线：从气****处理站输气管线由****另行立项建设，不包含在本项目建设内容中。 | 实际建设情况：1.供水：给水：站内人员饮用水采用外购桶装水，生产用水采用拉运方式进行补充，由轮南拉运。2.排水：排水：站内排水系统采用雨污分流，生产污水排放至污水罐，由罐车统一拉运。设备、场地清洗污水及雨水，根据场地自然坡度散排至排水沟内。3.供电：本项目利用外电环网35kV，在站场附****电站（35/10kV），由变电站内引出一回路10kV电源至场站高压配电室，为10kV工艺装置提供电源。4.供热：本项目消防泵房、值班室、门卫室冬季设置供暖设施，供暖系统采用电暖气，生产热源采用燃气加热炉。5.通风：新风系统、机械通风系统、空调系统。6.自动控制：DCS、SIS、GDS、FAS各1套。7.道路：本站站外**有南北走向的混凝土道路2条，西侧道路宽度为6m，东侧道路宽度为9m，外接道路长均为90m，场站可直接连接站外道路，为满足工程车辆及运输车辆正常通行条件。外接道路占地面积1350m2，均处于红线范围内，站外道路依托现状6井砂砾石道路向东20km连接S165省道。8.来气管线：信源2、3井开采的气通过柔性复合管输送至本项目区，****另行立项建设，不包含在本项目建设内容中。 |
| 无 | 是否属于重大变动：|
3、污染物排放量
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4、环境保护设施落实情况
表1 水污染治理设施
| 1 | 一体化污水处理设备 | 《农村生活污水处理排放标准》（DB654275-2019）表2中B级标准 | 生活污水采****设备处理，处理后的生活污水用于洒水降尘 | 水质满足《农村生活污水处理排放标准》（DB654275-2019）表2中B级标准。 |
表2 大气污染治理设施
| 1 | 导热油炉燃烧废气通过“低氮燃烧+8m排气筒”排放 | 排放浓度及排放速率均满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中表2中的标准及《关于开展自治区2022年度夏秋季大气污染防治“冬病夏治”工作的通知》（新环大气发〔2022〕483号）中**燃气锅炉氮氧化物排放浓度限值（NOX≤50mg/m3）中的相关要求。 | 导热油炉燃烧废气通过“低氮燃烧+8m排气筒”排放 | 验收监测期间，****导热油炉燃烧废气总排口颗粒物最大排放浓度为<1.1mg/m3、二氧化硫最大排放浓度为4mg/m3、氮氧化物最大排放浓度为41mg/m3、烟气黑度检测结果为<1级，各项污染物均满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中表4中的标准及《关于开展自治区2022年度夏秋季大气污染防治“冬病夏治”工作的通知》（新环大气发〔2022〕483号）中**燃气锅炉氮氧化物排放浓度限值（NOX≤50mg/m3）。 |
表3 噪声治理设施
| 1 | 选用低噪声设备、合理布局，隔声、减震措施 | 《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准 | 选用低噪声设备、合理布局，隔声、减震措施 | 验收监测期间，厂界四周昼、夜间监测值满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准。 |
表4 地下水污染治理设施
表5 固废治理设施
| 1 | 废冷剂干燥分子筛、废氧化铝、废活性炭、废RO膜，通过随换随清，由厂家回收置换； 废润滑油、废油桶和含油手套抹布（已混入生活垃圾的不按危废处理），通过在危废暂存间进行暂存，定期委托具有相关资质的单位进行处置； 废脱水分子筛、废脱汞剂、废导热油等多年一次量大危险废物即产即清，直接委托具有相关资质的单位进行转运处置； 生活垃圾集中收集后统一清运处理。 | 1、一般工业固体废物①制冷剂干燥分子筛本项目液化单元制冷剂干燥分子筛1年左右更换1次，即产即清，厂家回收，验收期间暂未产生。②脱盐水系统废RO膜本项目脱盐水橇采用反渗透法，RO膜三年更换一次，即产即清，厂家回收，验收期间暂未产生。③公辅工程的仪表风系统固废 公辅工程的仪表风系统运行过程中，用于吸水的耐水活性碳，验收期间暂未产生，通过随换随清，由厂家回收置换；活性氧化铝干燥剂三年更换一次，即产即清，厂家回收，验收期间暂未产生。 2、危险废物①脱水工序废分子筛分子筛1年左右更换1次，验收期间暂未产生。②废活性炭即产即清，厂家回收，验收期间暂未产生。③废导热油2年更换1次，验收期间暂未产生。④废机油验收期间产生量为0.749t/a暂存于危废暂存间后，委托******公司收集处置。⑤废油桶暂存于危废暂存间后，委托******公司收集处置。⑥废含油手套抹布工人在维修过程中使用的手套抹布等，也属于危险废物，验收期间暂未产生。 3、生活垃圾集中收集后交由******公司清运，****环保站处置。 |
表6 生态保护设施
表7 风险设施
5、环境保护对策措施落实情况
依托工程
| 环评期间本项目依托的气源井为信源2井、3井还未建设完成 | 验收阶段落实情况：本项目依托的气源井为信源2井、3井，2023年3月17日**巴****生态环境局出具了《关于信源1井、信源2井探井项目环境影响报告表的批复》（巴环评函〔2023〕50号），2024年3月24日****完成《信源1井、信源2井探井项目》的竣工环境保护验收工作，信源2井目前正常运营；2023年2月14日**巴****生态环境局出具了《关于信源3井探井项目环境影响报告表的批复》（巴环评函24〔2023〕号），2024年3月24日****完成《信源3井探井项目》的竣工环境保护验收工作，信源3井目前正常运营。 |
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环保搬迁
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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区域削减
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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生态恢复、补偿或管理
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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功能置换
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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其他
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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6、工程建设对项目周边环境的影响
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7、验收结论
| 1 | 未按环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定要求建设或落实环境保护设施，或者环境保护设施未能与主体工程同时投产使用 |
| 2 | 污染物排放不符合国家和地方相关标准、环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定或者主要污染物总量指标控制要求 |
| 3 | 环境影响报告书（表）经批准后，该建设项目的性质、规模、地点、采用的生产工艺或者防治污染、防止生态破坏的措施发生重大变动，建设单位未重新报批环境影响报告书（表）或环境影响报告书（表）未经批准 |
| 4 | 建设过程中造成重大环境污染未治理完成，或者造成重大生态破坏未恢复 |
| 5 | 纳入排污许可管理的建设项目，无证排污或不按证排污 |
| 6 | 分期建设、分期投入生产或者使用的建设项目，其环境保护设施防治环境污染和生态破坏的能力不能满足主体工程需要 |
| 7 | 建设单位因该建设项目违反国家和地方环境保护法律法规受到处罚，被责令改正，尚未改正完成 |
| 8 | 验收报告的基础资料数据明显不实，内容存在重大缺项、遗漏，或者验收结论不明确、不合理 |
| 9 | 其他环境保护法律法规规章等规定不得通过环境保护验收 |
| 不存在上述情况 | |
| 验收结论 | 合格 |
温馨提示
1.该项目指提供国家及各省发改委、环保局、规划局、住建委等部门进行的项目审批信息及进展，属于前期项目。
2.根据该项目的描述，可依据自身条件进行选择和跟进，避免错过。
3.即使该项目已建设完毕或暂缓建设，也可继续跟踪，项目可能还有其他相关后续工程与服务。
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