长岭日处理30万nm3天然气液化调峰项目(一期工程)投资环境评估报告书.doc

长岭日处理30万Nm3天然气液化调峰项目（一期工程） 目录

104

3. 拟建项目概况及工程分析
3. 拟建项目概况及工程分析
3.1拟建工程概况
3.1.1项目名称、建设性质及建设地点
项目名称：长岭日处理30万Nm3天然气液化调峰项目（一期工程）
建设单位：吉林长岭鸿聚通能源有限责任公司
建设性质：新建
建设地点：吉林省长岭县天然气开发利用特色工业园区内
3.1.2建设内容
长岭日处理30万Nm3天然气液化调峰项目计划分为两期建设，本次环评仅对其一期工程（10万Nm3）进行环境影响评价。一期工程总投资为7939万元。建设内容包括原料气计量稳压、净化、液化单元，制冷剂压缩、储配单元，LNG储存单元等主体部分及相应配套的公用工程和辅助设施以及外运设施。
主要技术指标及建筑物组成见表3-1。
表3-1主要技术指标及建筑物组成
序号
名 称
单位
数量（一期）
备注
1
厂区占地面积
m2
6.66×104
包括外部道路
2
建、构筑物占地面积
m2
1000

2.1
办公楼
m2
100
3层，砖混
2.2
装置区
m2
375
1层，轻钢厂房
2.3
压缩机房
m2
60
1层，砖混
2.4
控制房
m2
15
1层，砖混
2.5
锅炉房
m2
20
1层，砖混
2.6
储罐区
m2
240
1层，轻钢厂房
2.7
充装台
m2
80
露天
2.8
配电房
m2
40
半地下式，砖混
2.9
水泵房
m2
20
半地下式，砖混
2.10
水池
m2
50
地下式，砖混
3
绿化设施占地面积
m2
0.4×104

4
绿化系数
%
15

5
规模
Nm3/d
10×104

6
年操作时间
h
8000

7
原料天然气
Nm3/d
10×104

8
商品LNG
Nm3/d
9.5×104
换算为标况下气体量
t/d
67

m3/d
173

3.1.3生产规模及产品方案
（1）生产规模
本一期工程项目建设规模为10×104Nm3/d（3300×104Nm3/a），建成达产后日产液化天然气9.5×104Nm3,按年产8000h计。
（2）产品方案
液化厂的主要功能是对进站的天然气进行净化和液化处理，原料气是长岭管道的干气。C3+以上的重烃含量较少，所以该液化厂的产品只有液化天然气（LNG）。
产品主要技术指标如下：
l 沸点：-161.04℃（10kPa）
l 分子量：16.223
l 密度：453kg/m3
l 热容：3.469KJ/kg-℃
l 低热值：36231KJ/m3
l H2S/CO2：痕量
3.1.4主要生产设备
该项目设备选择本着先进可靠，满足工艺条件要求，满足各工序之间匹配容量，确保产品质量在国内属一流，主要生产设备详见表3—2。
表3-2 主要生产设备一览表
序号
设 备 名 称
规 格（mm）
数量（台）
备注
一期

一
天然气过滤与压缩单元

2

1.1
天然气过滤分离器
Φ409×1361
1

1.2
天然气压缩机组
7630×6460×3120
2

二
天然气脱酸气单元

2.1
吸收塔
Φ524×20412
1
不锈钢填料及内件
2.2
天然气冷却器

1
不锈钢换热管
2.3
天然气分离器

1

2.4
MDEA液闪蒸罐
Φ816×3953
1

2.5
贫富液换热器

1
不锈钢
2.6
贫液冷却器

1
不锈钢换热管
2.7
活性炭过滤器

1

2.8
再生塔
Φ516×16912
1
不锈钢
2.9
再生塔再沸器

1
不锈钢换热管
2.10
酸气冷凝冷却器

1
不锈钢
2.11
酸气分离器

1
不锈钢
2.12
MDEA液缓冲罐
Φ1116×4066
1

2.13
MDEA液储罐
Φ1616×4446
1

三
天然气脱水脱汞单元

3.1
干燥器

3

3.2
再生气加热器

1

3.3
再生气冷却器

1

3.4
再生气分离罐
Φ528×2784
1

3.5
脱汞罐
Φ732×4230
1

3.6
过滤器

2
1用1备
四
天然气液化单元

4.1
液化冷箱

4.1.1
板翅换热器

4.1.2
重烃分离罐
Φ636×2700

4.2
重烃汽化器

1

五
制冷剂压缩单元

5.1
进品缓冲罐
Φ1420×4260
1

5.2
制冷剂压缩机组

2
1用1备
5.3
制冷剂分离罐
Φ1228×4450
1

六
制冷剂储配单元

6.1
制冷剂储罐
Φ2044×4650
1

6.2
乙烯储罐
Φ2216×7098
1

6.3
丙烷储罐
Φ2040×4680
1

6.6
异戊烷储罐
Φ2024×7248
1

七
LNG储存与装车单元

7.1
LNG储罐
Φ3600×15100
7
子罐

八
放空系统

8.1
放空分离罐
Φ912×2400
1
不锈钢
九
氮气系统

1

9.1
液氮储罐
Φ2216×7098
1

9.2
液氮汽化器
300Nm3/h
1

9.3
氮气储罐
Φ2020×3864
1

9.4
PSA制氮机系统
30N m3/h
1

十
仪表空气系统

10.1
螺杆空压机
2Nm3/min
2
1用1备
十一
生产供热系统

11.1
导热油炉
80万大卡
1套

十二
循环水脱盐水系统

12.1
循环水系统

1套

12.1.1
凉水塔
350 m3/h
1台

12.1.2
循环水泵
180 m3/h
3台
2用1备
12.2
脱盐水系统
20kg/h
1套

3.1.5 投资估算及资金来源
本项目一期工程总投资7939万元，资金全部企业自筹。
3.1.6公用工程
（1）给水
本项目用水包括：生产工艺用水、生活用水、消防用水、绿化用水。站内新建15m3储水罐1座，人工打井，保证出水量15T，然后通过全自动气压供水装置输送至各用水点。供水流程为：
水源井来水→储水罐→全自动气压供水装置→用水点。
本站最高日用水量统计见表3—3。
表3-3 最高日用水量统计表
给水类别
最高日水量（m3/d）
供水方式
供水水质
供水标准
用水点压力（Mpa）
循环、冷却水补充水
84
连续
饮用水
循环率按98%计
0.3Mpa
软化水
1.8
间歇
软化水
-
0.3Mpa
生活用水
2.0
间歇
饮用水
40L/d/人
0.25Mpa
场地浇洒、道路用水
2
间歇
回用水
2L/m2.次
0.1Mpa
绿化用水
2
间歇
饮用水
2L/m2.次
0.1Mpa
小计
91.8

消防水量约为300 m3/次（30L/s），消防用水由设于站内的消防水池供给。
（2）排水
天然气液化厂排水主要包括：站内生活排水、软化水排水、工艺生产区排水、循环、冷却水系统排水以及雨水排水。
在天然气开发利用特色工业园区内污水处理厂建成正式运行前，本项目生活污水采用化粪池处理后，与软化水排水、工艺生产区排水及循环、冷却水系统排水混合后一同进入场内污水处理装置进行处理，达标后灌溉周边农田。在天然气开发利用特色工业园区内污水处理厂建成正式运行后厂内废水混合后进入污水管网，排入园区内污水处理厂处理后达标排放。
雨水系统：采用暗埋雨水排水管，沿厂区主、干次道敷设，接至厂外排水涵洞。
本站正常日排水量统计见表3—4。
表3-4正常日排水量统计表
排水类别
最大时排水量（m3/h）
最高日排水量（m3/d）
排水方法
排水水质
排水去向
原料气带入游离水
0.005
0.12
连续
微量机械杂质
进入场内污水处理装置处理达标后排放
干燥器再生带水
0.012
0.28
连续
含少量活性炭粉尘
软水处理
0.06
1.4
连续
高硬度水
循环、冷却水系统排水
1.1
8.4
间歇
高硬度水
生活排水
0.2
1.6
间歇
生活排水
化粪池处理后进入污水处理装置处理
小计
1.377
11.8

（3）供热
本项目用热主要为生产用热。工艺装置用热负荷主要为再生用热，用热点为MDEA（ N-甲基二乙醇胺）再生和分子筛再生，生产用热负荷1740KW，采用燃气导热油炉供热。燃料气主要为进站天然气、闪蒸气和凝液赋热后气体，配置燃气分离器和过滤器各一套，分离过滤稳压后供导热油炉使用。
（4）采暖及通风
办公室、会议室、机房等房间采用分体空调器夏季制冷；冬季采用天然气壁挂炉辐射采暖。
空压机房、变电所采用轴流风机强制通风。
（5）供电
天然气液化装置需要电力，主要供原料天然气压缩机、混合制冷剂循环机、再生器加热器、仪控系统等实用。为保障消防水泵在紧急状态下的投运，消防水泵应采用双路电源。
电源基本要求为：10KV/50Hz±0.5Hz、三相四线制，中性点直接接地；高压开关柜操作电源采用直流200V。本工程站内用电负荷主要包括工艺装置、辅助生产设施、公用工程、自控、通信等。总计算负荷为1723.7kW，年用电量为1379×104kW.h/a。本工程应采用双电源供电，当一个电源发生故障时，另一个电源应不致同时受到破坏。
外部电源分别由2个10kv点引来，2条10kv架空线路各约600m。站内低压配电线路均采用铜芯电缆，辐射方式为直埋及沿电缆沟等，电缆选型考虑防腐蚀、防爆环境要求。站内设高压配电室1座；10/0.4kv变电所1座；位于辅助生产区，低压配电方式采用方射式。变电所由变压器室及低压配电室组成。变压器室安装1250kvA变压器2台，变比为10/0.4kv，低压配电室内设低压柜18面，0.4kv，侧采用单母线分段结线。正常情况下母联断开，两台变压器同时运行（分列运行）。当一台变压器停运时另一台变压器可带全部一、二级负荷。
爆炸危险区域的电气设备选用隔爆型，并可靠接地，配电线路采用铜芯电缆埋地敷设。
（6）照明
室内安全区的照明选用新型高光效节能电源和灯具，配用节能型镇流器；爆炸危险区内的照明均采用隔爆型灯具；控制室等重要场所涉应急照明系统。
（7）防雷、防静电接地
1）接地系统
爆炸危险区域采用TN-S系统。
2）工艺装置区及管线的防雷、防静电
² 厂区内的所用金属管道、支架、容器均做防静电接地。进入装卸区的油品、液化天然气、天然气凝液输送管道在进入点应接地，冲击接地电阻不大于10Ω。
² 架空和地上管沟敷设的管线及其相关设备始端、末端、分支处及直接段每隔200m应设防静电和防感应雷的接地装置，接地电阻不大于30Ω。
² 金属管道法兰间可靠跨接。
² 在爆炸危险区入口处外测设消除人体静电装置，并可靠接地，接地电阻不大于100Ω。
² 接地极采用L50×5×2500镀锌角钢，接地母线采用-40×4镀锌扁钢。
3）弱点、信息设备进行防电磁脉冲设计。
4）建筑物的防雷
据《建筑物防雷设计规范》的规定进行设计，爆炸危险为2区的建筑按2类防雷进行设计。
（8）通信
液化厂通信系统工程包括：程控交换机系统、广播报警系统、办公大楼综合布线系统、视频监控系统、闭路电视接收系统等六个系统，以及各建筑物单体内部电话配线和厂区通讯线路。
通信设备均安装在办公楼一层的通信机房内，地面铺设防静电活动地板，活动地板装高距地面300mm。机房内电缆走线全部在活动地板下，设备机柜均安装在钢制支架上，整个支架对地面进行加固。设备支撑架的应根据到货设备底座的实际尺寸进行制作。
厂办公楼通信机房和走廊通信线路穿金属电缆桥架敷设，走廊至用户侧出线点部分穿塑料管暗敷。办公楼内通信机房至已有场站通信机房的外部线路采用多孔HDPE塑料管保护埋地敷设。每80米或在过路、转弯、进线等地方设置手孔。
本次通信系统电源等级分为两种：程控交换机系统用的V直流电源；广播/报警系统、视频监控主机系统、综合布线系统用的220V交流电源。本次项目中通信系统的工作接地、保护接地、防雷接地采用三合一的接地系统，按地系统电阻要求不大于1欧。应满足通信系统设备的接地要求。
（9）道路及绿化
该站站外道路接通外部道路，路面宽6.0m，均为混凝土地面。站内道路为城市型道路，路面宽6.0m，道路累计总长430m。进站道路长60 m扩宽25 m作为停车场。道路结构型式自上而下一次为：C30混凝土厚20cm、级配碎厂厚15cm、碎石20cm、素土夯实。场前区及装车区的场地均为混凝土场地，场前区混凝土场地面积为2500 m2。
厂前区及一切裸露土地面种植草坪，距道路边缘0.5 m，沿线种植一道小柏树墙，每隔30 m留出0.7m间隔，供人穿过。可在适当地方种植松、柏、杨等树木。
生产区、防火堤内装置区内不考虑绿化。其它区域可沿路边0.5 m一线种植一道矮灌木墙（高0.3 m），遇人行道断开。厂区周围内侧种值藤本植物，使其沿墙攀缘而上。
3.1.7与园区公用工程依托性
长岭县天然气开发利用特色工业园区位于长岭县集体乡东北约9.5km，东至巨宝山镇，南与光明乡接壤，西与流水乡为邻，北与前郭尔罗斯蒙古族自治县接壤。园区规划占地面积11km2，其中起步区5km2，远期控制区6km2。工业园区发展战略为东北地区重要的天然气下游产业基地、农副产品加工业、玻璃制造产业。根据《长岭县天然气开发利用特色工业园区区域环境影响报告书》内容，结合园区内基础设施保障系统规划要求，本项目公用工程可依托园区内基础设施。
（1）工业园区供水厂
在规划区西南角设一处供水厂，占地面积20000m2，起步区制水能力5万m3/d。可以满足工业园区远期最高日用水量。水源采用地下水，水源井群布置在规划区外西南区域。配水管网以环状和枝状相结合的方式布置。管网最不利点水压按不小于28m水柱（六层楼）设计。
本项目站内新建15m3储水罐1座，人工打井，保证出水量15T，然后通过全自动气压供水装置输送至各用水点。待工业园区供水厂正常运行后，依托园区供水厂统一供水。
（2）工业园区污水处理厂
污水处理厂位于工业园区东北角处，占地面积20000m2，起步区规划污水处理能力5万m3/d。污水处理级别为二级生化处理。规划全区工业废水处理率达到100％，生活污水处理率达到100％。园区内污水处理厂要求污染严重的工业污水各单位自行处理，达到《污水排入城市下水道水质标准》(CJ3082—1999)后经污水管道送入污水处理厂，再经二级生化处理，达到《污水综合排放标准》(GB8978-1996)中城市二级污水一级A排放标准后，经东侧明渠排入奈吉泡。
规划工业园区污水处理厂正式运行时间为2013年7月，本项目正式投产时间为2011年6月，因此要求在工业园区内污水处理厂建成正式运行前，本项目生活污水采用化粪池处理后，与软化水排水、工艺生产区排水及循环、冷却水系统排水混合后一同进入场内污水处理装置进行处理，达标后灌溉周边农田。在工业园区内污水处理厂建成正式运行后，本项目混合水质能够满足园区污水处理厂的进水要求，可直接排入污水管网进入园区内污水处理厂进行处理后达标排放。
（3）集中供热锅炉房
园区根据供热发展的需要，供热热源采用区域集中供热锅炉房。工业园区规划新建集中供热锅炉房，集中供热锅炉房位于工业园区中部。供热站内安装1台40t/h的高温热水锅炉。占地面积2万m2，供热负荷为28MW，包括5%的管网热损失，能满足工业园区建筑面积3万m2用热需求。烟囱高45m，以满足规划要求（2010-2020年）。2014年1月正式运行。
本项目用热主要为生产用热，工艺装置用热负荷主要为再生用热，用热点为MDEA（ N-甲基二乙醇胺）再生和分子筛再生，生产用热负荷1740KW，采用燃气导热油炉供热。本项目场内供暖可利用生产余热，因此供热部分不需要依托园区内集中供热锅炉房。
3.1.8工作制度及劳动定员
（1）劳动定员
液化厂全部定员50人。液化厂涉及的多为易燃易爆的天然气、液化气物质，一旦发生事故，其危害很大，同时超低温和高温操作对人体也会构成大的伤害。所以，对新招职工必须进行上岗前培训，经考核合格后方可上岗，除此之外，还必须对本站的职工进行不定期培训，培训内容主要包括岗位职责、安全注意事项、安全与防护等。
（2）工作制度
本项目年工作日约330d，按8000h计（扣除设备检修）。工作制度3班/d，每班8h。
3.1.9项目实施计划
本项目本着快建设、早收益的原则组织实施，采取按序施工，适当穿插尽量缩短建设工期。计划经上级项目主管部门审批确认及资金落实后，一期建设委托设计、土建施工、设备订货及安装调试和试生产在12个月内完成。设计一期投产时间为2011年6月。项目实施进度见表3-5。
表3-5 项目实施进度表
建设时间
建设阶段
2010年
2011年
5月
6月
7月
8月
9月
10月
11月
12月
1月
2月
3月
4月
5月
6月
可行性研究及批复

施工图设计

土建施工

设备安装

设备调试

试生产

正式生产

3.2工程分析
3.2.1主要原辅材料
本天然气液化项目主要原料天然气资源为长岭气田生产的天然气，通过管道输送至液化厂。原辅材料消耗量见表3-6，原料气组成见表3-7。
表3-6 原辅材料消耗表
序号
物 料 名 称
单位
年消耗量
备注
一
原材料（天然气）
104Nm3
3300

二
辅助材料

1
分子筛
t/a
5
4A级活性炭
2
活性炭吸附剂
t/a
5.3
浸硫活性炭
3
MDEA（N-甲基二乙醇胺）
t/a
1.5
一次性投入10t
三
公用介质消耗

1
热媒（煤油）
t/a
0.1
一次性投入8t
2
水
m3
26820

3
电
104kWh
1891

4
燃料气
104Nm3
75.24

5
仪表风
Nm3
49950

表3-7 原料气组成成分
介质
比例
甲烷
0.86596
乙烷
0.02432
丙烷
0.00694
异丁烷
0.00280
正丁烷
0.00310
异戊烷
0.00120
正戊烷
0.00110
正己烷
0.00278
氮
0.04900
二氧化碳
0.03014
氧气
0.00266
硫化氢
0.01000
汞
1μg/Nm3
天然气物理性质：
A、气态（NG）
密 度：0.802 kg/Nm3
比 重：0.620（空气=1）
分 子 量：17.918
运动粘度：12.56x10-6 m2/s（计算值）
B、液态（LNG）
密 度：456.5 kg/m3
比 重：0.4565（水的比重为1）
比 容：2.19 m3/t
C、天然气热值（0℃）
低热值：Ql =39.67MJ/Nm3（折合9474kcal/Nm3）
高热值：Qh =43.40MJ/Nm3（折合10368kcal/Nm3）
D、转化系数
容积系数：569 Nm3(NG)/m3(LNG)
当量比容：1246 Nm3(NG)/t(LNG)
E、爆炸极限
爆炸上限：14.57% 爆炸下限：4.60%
3.2.2工艺过程分析
3.2.2.1生产方法
液化厂主要功能是将经过净化、脱重烃（C3+）后的天然气进行进一步净化处理，在脱除酸气、水、苯和汞后进行液化，生产LNG，运输外销。进站天然气首先经过调压计量单元，该单元实现对进站天然气的调压和交接计量；经过计量稳压后的天然气进入天然气净化单元，在该单元对天然气进行脱二氧化碳、脱H2S、脱水处理，经过净化的天然气进入天然气液化单元，液化后的LNG进入储罐储存。
3.2.2.2总工艺流程优选
液化厂的工艺系统主要包括净化工艺系统、液化工艺系统和存储系统。工艺优化主要体现在：液化中制冷方式的优化和储存方式的优化。
（1）制冷方式
天然气液化为低温过程。天然气液化所需冷量是靠外加制冷循环来提供，配备的制冷系统就是要使得换热器达到最小的冷、热流之温差，并因此获得极高的制冷效率。
天然气液化的制冷系统已经非常成熟，常用的工艺有：阶式制冷循环、混合冷剂制冷循环、膨胀机制冷循环。
a.阶式制冷循环
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Cleveland，采用NH3、C2H4为第一、第二级制冷剂。经典阶式制冷循环由三个独立的制冷系统组成。第一级采用丙烷做制冷剂，经过净化的天然气在丙烷冷却器中冷却倒-35～-40℃，分离出戊烷以上的重烃后进入第二级冷却。由丙烷冷却器中蒸发出来的丙烷气体经压缩机增压，水冷却器冷却后重新液化，并循环到丙烷冷却器。第二级采用乙烯做制冷剂，天然气在第二级中北冷却到-80～-100℃，并被液化后进入第三级冷却。乙烷或乙烯冷却器蒸发出来的气体经过增压，水冷后，在并在丙烷冷却器中冷却、液化，循环到乙烷或乙烯冷却器。第三级采用甲烷做制冷剂，液化天然气在甲烷冷却器中被冷到-150～-160℃，然后通过节流阀降压，温度降到-162℃后，用泵输送到LNG储槽。甲烷冷却器中蒸发出来的气体静增压、水冷后，在丙烷冷却器中冷却、在乙烯冷却器中被液化后，循环到甲烷冷却器。
经典阶式制冷循环，包含几个相对独立、相互串联的冷却阶段，由于制冷剂一般使用多级压缩机压缩，因而在每个冷却阶段中，制冷剂可在几个压力下蒸发，分成几个温度等级冷却天然气，各个压力下蒸发的制冷剂进入相应的压缩机级压缩。各冷却阶段仅制冷剂不同，操作过程基本相似。从发展来看，最初兴建LNG装置时就用阶式制冷循环的着眼点是：能耗最低，技术成熟，无需改变即可移植用于LNG生产。随着发展要求而陆续兴建新的LNG装置，这是经典的阶式制冷循环就暴露出呀固有的缺点：1）经典的阶式制冷循环由三个独立的丙烷、乙烯、甲烷制冷循环复迭而成。机组多（三台压缩机）、冷剂用量大、级间管路连接复杂，导致造价高昂；2）为使实际级间操作温度尽可能与原料天然气的冷却曲线（Q-T曲线）贴近，以减少熵增，提高效率，如图2.1-2，用9个温度水平（丙烷、乙烯、甲烷段各3个）代替3温度水平（丙烷段-38℃、乙烯段-85℃、甲烷段-160℃）。如此以来，效率提高了，但流程十分复杂。3）需要相当一部分资金购置和储存制冷剂。
b. 混合冷剂制冷循环
有鉴于阶式制冷循环装置复杂、投资高，为此开发了混合制冷循环（Mixed Refrigerant Cycle，MRC）。用一种制冷剂（一般是烃类混合物，如N2、C1-C5等），其Q-T曲线与原料天然气接近一致。
利用混合物部分冷凝的特点来达到所需的不同温度水平，既保留了阶式制冷循环的有点，而且又只有一台压缩机，使流程大于简化，造价也可降低。
原则上讲，由N2、C1-C5等组成的混合物，其组成比例应依照原料天然气组成、工艺流程、工艺压力而异。一旦确定后组成不易都调整，即使能作用到这一点，要使整个液化过程（从常温到-162℃）都按冷却曲线来提供所要求的冷量则是很困难的，充其量只能局部或一部分作到贴近原料天然气的Q-T曲线。因此MRC的流程是简单，但它的效率要比9个温度水平的阶式制冷循环低。
既然调节混合冷剂的组成比例使整个液化过程按冷却曲线提供所需的冷量是很困难的，那么合乎逻辑的推论是采用折中的办法，分段来实现供给所需的冷量，以期液化过程的熵增降至最小。
因而，在混合冷剂循环的基础上，发展成有丙烷预冷的MRC工艺，简称C3/MRC工艺，它的效率接近阶式循环。
此法的原理是分两段供给冷量：高温段用丙烷压缩制冷，按3个温度水平预冷原料天然气到～-40℃；低温段的换热采用两种方式——高压的混合冷剂与较高温度的原料气换热，低压的混合冷剂与较低温度的原料气换热。充分体现了热力学上的特性，从而使效率得以最大限度的提高。
c. 膨胀机制冷循环
膨胀机制冷循环是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳德循环制冷来实现天然气的液化。气体在膨胀机中膨胀降温的同时，能输出功，可用于驱动流程中的压缩机。根据制冷剂的不同，膨胀机制冷循环可分为：氮膨胀机制冷循环、氮-甲烷膨胀机制冷循环、天然气膨胀制冷循环。
与阶式制冷循环和混合制冷剂制冷循环工艺相比，氮气膨胀循环流程非常简单、紧凑，造价略低。
起动快，热态起动2-4小时即可获得满负荷产品，运行灵活，适应性强，易于操作和控制，安全性好，放空不会引起火灾或爆炸危险。制冷剂采用单组份气体，因而消除了像混合制冷剂制冷循环工艺那样的分离和储存制冷剂的麻烦，也避免了由此带来的安全问题，使液化冷箱的更简化和紧凑。但能耗要比混合冷剂液化流程高40%左右。
为了降低膨胀机制冷循环的功耗，采用N2-CH4双组分混合气体代替纯N2，发展了N2-CH4膨胀机制冷循环。与混合冷剂循环相比，N2-CH4膨胀机制冷循环具有起动时间短、流程简单、控制容易、制冷剂测定和计算方便等优点。同时由于缩小了冷端换热温差，它要比纯氮膨胀机制冷循环节省电耗，但是投资较高。
N2-CH4膨胀机制冷循环的液化流程由天然气液化系统与N2-CH4膨胀机制冷系统两个各自独立的部分组成。在天然气液化系统中，经过预处理装置脱酸气、脱水后的天然气，经预冷器冷却后，在气液分离器中分离重烃，气象部分进入液化器进行液化，在冷却器中进行过冷，节流降压后进入LNG储槽。
在N2-CH4制冷系统中，制冷剂N2-CH4经循环压缩机和增压机（制动压缩机）压缩到工作压力，经水冷却器冷却后，进入预冷器被冷却到膨胀机的入口温度。一部分制冷剂进入膨胀机膨胀到循环压缩机的入口压力，与反流制冷剂混合后，作为液化器的冷源，回收的膨胀功用于驱动增压机；另外一部分制冷剂经液化器和冷却器冷凝和过冷后，经节流阀节流降温后反流，为过冷气提供冷量。
膨胀机制冷流程中，由于换热器的传热温差很大，可采用预冷的方法对制冷剂和天然气进行预冷，则液化过程的能耗可大幅度降低。
从上面的对比可看出级联式制冷循环能耗最低，功效最高，但是系统的复杂程度最高，所以级联式制冷循环逐渐被混合制冷剂冷循环代替，带膨胀机的制冷循环虽然复杂程度最低，但是比功耗最高，运行成本最高，经济性不好，而且使用了较多高速转动机械，降低了可靠性，和其它制冷循环比不具有优势。而混合制冷剂制冷循环具有流程简单、适应性强、操作运行比较容易的优点，而功耗相对较低，目前被广泛采用。
因此本天然气液化装置采用混合制冷剂（MRC）制冷液化工艺流程，该流程的特点为：运行灵活、适应性强、相对容易操作和控制、维护方便；流程较简单、操作比较简单、能耗低、一次性投资较低。采用混合制冷剂制冷循环工艺，液化能耗较低，对于本工程，装置电耗低于0.4kwh/Nm3LNG。且液化冷箱中无高速转动机械，液化冷箱的维护量几乎为零。
（2）存储方式
液化天然气LNG在常压下沸点大约为-162℃，目前对于LNG的储存大约存在两种工艺，一种是常压低温储存；另一种是带压子母罐储存，对两种储存工艺对比列举如下：
a. 常压低温储存
LNG常压储存是采用常压拱顶低温储罐储存LNG，储罐为平底拱盖、立式双层壁结构，外罐地板铺设在平台上，地板上铺设泡沫玻璃砖（作为底部保温层及负荷承载层），内罐地板铺设在负荷分配板上，内罐及液体重力通过负荷分配板均匀分布在玻璃砖上，内罐四周通过多个锚带紧固，防止内槽在举升力作用下，底部产生外凸变形，内外夹层间填充珍珠砂保温层，并且充干氮气保护，采用自动调节阀控制，保证夹层压力稳定。储存压力大约为10kPa，BOG通过BOG压缩机增压后返回系统系统，在每座储罐上至少配备两台低温装车泵用于LNG装车等。常压储存方式尤其适用于大规模储存，特点使投资较省，但是工艺比较复杂。
b. 带压子母罐储存
LNG带压储存通常是采用子母罐储存，子罐一般采用压力罐，设计压力约为0.8MPa,储存压力大约为0.3MPa,母罐主要作用是保冷和抗风荷载，内外罐之间填满保温层。子母罐由于子罐的制造容积收到限制，目前国内最大能够做到250m3，而且目前一个母罐最多容纳子罐12个即一座子母罐最大储存容积为3000m3，因此子母罐的储存方式难以满足大规模的LNG储存。带压子母罐储存方式不需要配备BOG压缩机，只需配备普通低温泵用于装车等操作。子母罐储存方式优点是工艺简单，缺点是较大储存规模时投资高。
本项目的储存的设计量有效容积是900m3，属于较小的储存规模，故本项目推荐采用带压子母罐储存，采用一个母罐带7个子罐，单个子罐有效容积约为128m3。
3.2.2.3工艺流程及物料平衡计算
（1）生产工艺流程
液化厂按照功能可以分为原料气计量稳压单元、天然气净化单元、天然气液化单元、制冷剂储存系统、制冷剂压缩系统和LNG储存单元。
1）原料气计量稳压单元
原料天然气在30℃，2.0～2.5 Mpa.G条件下进入本装置，原料气首先经过原料气过滤分离器尽可能除去可能携带的游离液体和机械杂质，再经计量后稳压至2.0 Mpa.G以后进入LNG装置的后续系统。
原料天然气进装置设置有事故联锁切断阀，切断进入装置的原料天然气源，保证装置、人员及附近设施的安全。
为保证液化装置的正常\安全运行，计量调压单元设置进站紧急切断阀。以实现对全厂的切断；设置稳压阀及流量计量，调压后压力显示报警和开关；对滤分离器压差和温度显示、报警；安全紧急泄放的设施；采用DCS系统自动控制。
2）天然气净化单元
天然气净化单元主要包括天然气脱酸气（CO2、H2S）、天然气脱水、脱汞两个部分。
a .天然气脱酸气部分
本项目的原料气含有微量的H2S和较低含量的CO2（小于5%摩尔百分数）。天然气液化所要求的原料气的纯度为：H2S的含量低于4ppm，CO2的含量低于50ppm。采用MDEA法脱除CO2和H2S。MDEA法主要是化学吸收过程，操作压力较小，当酸气分压较低时用此法较为经济。此法工艺成熟，同时吸收二氧化碳和硫化氢的能力强，尤其在CO2含量比H2S较高时应用。
MDEA(N-甲基二乙醇胺)，是一种叔胺类物质。分子式为CH3N(CH2CH2OH)2，分子量为119.16，比重1.0418，沸点247℃，凝固点–48℃，能全部溶于水中。是80年代我国研制开发的新型选择性脱硫溶剂，开始在天然气脱硫装置上应用，目前，它作为新一代脱硫溶剂已在天然气脱硫、煤气化脱硫中得到广泛应用。
来自调压计量单元的天然气经过过滤器精细过滤后，原料气中CO2的含量约为3%（摩尔百分数）。原料气首先进入MDEA吸收塔的底部。气体逆流向上，并与流向吸收塔底部的调配MDEA溶液（浓度为55%的CS-2020MDEA的溶液）接触，来自MDEA吸收塔顶部的气体的CO2含量低于50ppm，H2S的含量低于4ppm，但MDEA吸收塔的吸收工艺使气体浸满水，经过MDEA吸收塔上方的分离器再次分离。从MDEA吸收塔顶上的分离器中流出的气体向脱水装置进一步脱水。
由吸收塔底部流出的富MDEA液先进入闪蒸罐，以脱除被醇MDEA溶液吸收的烃类，然后，富液经过过滤器后进入贫富换热器，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，使酸气再生出来。离开再生塔底部的贫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送往火炬。富MDEA经过再生循环使用，MDEA循环量为5m3/h，再生压力为0.07 Mpa，温度为122℃，再生合用热媒作为热源。
b.天然气脱水、脱汞部分
由于天然气液化中的最低温度到-161℃（10kpa）,而脱酸气后天然气饱含有饱和水，所以天然气必须进一步脱水，使其水露点达到液化要求，方可保证处理正常运行。
本系统选用三塔分子筛（4A-LNG）脱水，同时除去天然气内的微量的CO2、H2S 和低分子量硫醇。分子筛吸附脱水的原理为气体中的水吸附至固体分子筛干燥剂上，从而将水脱除。分子筛干燥剂基本上可以除掉天然气中所有的水，可以满足天然气液化的要求。
气体进入三塔分子筛进行脱水处理，以4A分子筛作为吸附载体，12h干燥、6h再生，5h冷吹，1h备用，脱水后天然气的水露点降至-100℃以下，以防止后续的液化单元中生成的水化物而造成冻堵，分子筛再生选用干气进行同压再生，再生后的天然气经过冷却分离后增压返回脱水系统。具体过程为气体首先经流量调节回路分成两路。其中一路直接去干燥塔，其中装填的干燥剂将气体中的水分吸附下来，使气体中的水分吸附下来，使气体得以干燥。在一台干燥塔处于干燥的状态下，另一台干燥塔处于再生过程中，干燥塔的再生产过程包括加热再生和吹冷两个步骤。在加热过程中，另一路再生气首先经预干燥塔进行干燥，然后经加热器升温至160℃后冲洗需要再生的干燥塔，使吸附剂升温、其中的水分得以解吸出来，解吸气经冷却和分液后再与另一路气体混合，然后去处于干燥状态的干燥塔进行干燥。在吹冷过程中，再生气体直接去处于再生状态的干燥塔，将干燥塔温度降至常温，然后再经加热器加热后去预干燥塔，对预干燥塔中的干燥剂进行加温干燥，然后再经冷却和分液后再与另一路气体混合，最后去处于干燥状态的干燥塔进行干燥。整个脱水单元为闭合流程，再生气内循环。
脱水后的天然气进入脱汞塔，塔内装脱汞剂（浸硫活性碳），汞与脱汞剂上的硫产生化学反应生成硫化汞，吸附在吸附剂（活性炭）上，从而达到脱汞的目的。从系统出来的天然气的汞含量小于0.01μg/Nm3，硫化物小于3.5mg/Nm3（4ppmV）。
原料气在除去酸性气体和水分后，处理后的天然气CO2含量低于50ppm，H2S的含量低于4ppm，含水量低于0.1ppm，这样可以进行液化处理了。
3）天然气液化单元
净化后的天然气首先进入液化冷箱的板翅换热器中与循环介质进行换热，被冷却到-50℃左右后进入到重烃分离罐底，分离重烃后的天然气返回板翅换热器中继续冷却、液化、过冷，出板翅换热器的过冷高压液化天然气节流到0.3Mpa后作为LNG产品，去LNG储罐储存。
4）制冷剂压缩单元
本工程采用混合制冷剂制冷循环工艺，混合制冷剂由C1、C2、C3、C5和N2组成。
来自天然气液化单元的低压混合制冷剂经分离罐进入制冷剂压缩机压缩，一级压缩后进入一级冷却器和二级分离器，二级分离器顶部