這種流程特別適用于管線壓力高，實(shí)際使用壓力較低，中間需要降壓的地方。其突出的優(yōu)點(diǎn)是能充分利用天然氣在輸氣管道的壓力差膨脹制冷，做到幾乎不需要消耗電。此外還具有流程簡單、設(shè)備少、操作及維護(hù)方便等優(yōu)點(diǎn)。因此，它是目前發(fā)展很快的一種流程。在這種液化裝置中，天然氣膨脹機(jī)是個(gè)關(guān)鍵設(shè)備，因?yàn)樵谂蛎涍^程中，天然氣中一些沸點(diǎn)高的組分將會(huì)冷凝析出，致使膨脹機(jī)在帶液工況下運(yùn)行，這要求膨脹機(jī)有特殊的結(jié)構(gòu)。目前國外多家公司已制造天然氣帶液膨脹機(jī)。美國在1972年已出現(xiàn)了膨脹量為53×104m3/h的犬型天然氣透平膨脹機(jī)，天然氣從16.7MPa膨脹到4.7MPa，膨脹機(jī)出口含濕量為15%，制動(dòng)壓縮機(jī)可將天然氣從4.7MPa增壓到9.4MPa，從而使這種流程的應(yīng)用范圍日益廣泛。
氮膨脹液化流程是天然氣直接膨脹液化流程的一種變型。在流程中，氮?dú)庵评溲h(huán)回路與天然氣液化回路分開，氮?dú)庵评溲h(huán)為天然氣提供冷量。
該流程對含氮稍多的原料天然氣，只要設(shè)置氮一甲烷分離塔，就可制取純氮以補(bǔ)充氮制冷循環(huán)中氮的損耗，并可同時(shí)副產(chǎn)少量的液氮及純液甲烷。裝置中的膨脹機(jī)和壓縮機(jī)均采用離心式，體積小，操作方便；對原料氣組分變化有較大的適應(yīng)性；整個(gè)系統(tǒng)較簡單。但這種流程能耗較高，約為0.5kW·h/m3，比混合制冷劑液化流程高40%左右。
氮-甲烷膨脹液化流程是氮膨脹液化流程的一種改進(jìn)，其制冷循環(huán)中采用的工質(zhì)是氮?dú)夂吞烊粴獾幕旌衔?，而不是純氮?/div>
(三) 混合冷劑制冷調(diào)峰型液化裝置
隨著混合制冷劑液化流程的廣泛應(yīng)用，在調(diào)峰型裝置中也越來越多地應(yīng)用這類流程。我國建造的第一座調(diào)峰裝置(上海浦東LNG調(diào)峰站)就是采用混合制冷劑液化流程。
該調(diào)峰裝置用于東海天然氣開發(fā)中，當(dāng)上游生產(chǎn)因人力不可抗拒的因素(如臺(tái)風(fēng)等)停產(chǎn)時(shí)，確保安全供氣。裝置采用整體結(jié)合式級聯(lián)型液化流程(CII液化流程)。液化能力為165m3LNG/d。氣化能力為120m3LNG/h。
三、浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置
由于海洋環(huán)境特殊，海上天然氣的開發(fā)技術(shù)難度大、投資高，建設(shè)周期和資金回收期長，因此風(fēng)險(xiǎn)較大j目前開發(fā)的都是一些大型的商業(yè)性天然氣田。邊際氣田一般為地處偏遠(yuǎn)的海上小型氣田，若采用常規(guī)的固定式平臺(tái)進(jìn)行，則收益較低，開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性很差。20世紀(jì)90年代以來，隨著發(fā)現(xiàn)的海上大型氣田數(shù)量減少，邊際氣田的開發(fā)日益受到重視。同時(shí)海洋工程的不斷進(jìn)步，也使邊際氣田曲勺開發(fā)成為可能。浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置(Floating Production，Storage and Offloading system，簡稱FPSO)作為一種新型的邊際氣田開發(fā)技術(shù)，以其投資較低、建設(shè)周期短、便于遷移等優(yōu)點(diǎn)倍受青睞。
常規(guī)海上天然氣開發(fā)，包括海上平臺(tái)的建設(shè)、鋪設(shè)海底天然氣輸送管道、岸上天然氣液化工廠的建設(shè)、公路建造、LNG外輸港口等基礎(chǔ)設(shè)施，其投資大、建造周期長、現(xiàn)金回收遲。針對以上不足，浮式LNG生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置的設(shè)計(jì)著眼于低投資、投產(chǎn)快和高效益，集液化天然氣的生產(chǎn)、儲(chǔ)存與卸載于一身，簡化了邊際氣田的開發(fā)過程，優(yōu)點(diǎn)頗多。
浮式LNG裝置可分為在駁船、油船基礎(chǔ)上改裝的LNG生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置和新型混凝土浮式生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置。整個(gè)裝置可看作一座浮動(dòng)的LNG生產(chǎn)接收終端，直接泊于氣田上方進(jìn)行作業(yè)，不需要先期進(jìn)行海底輸氣管道、LNG工廠和碼頭的建設(shè)，降低了氣田的開發(fā)成本。同時(shí)減少了原料天然氣輸送的壓力損失，可以有效回收天然氣資源。
浮式LNG裝置采用了生產(chǎn)工藝流程模塊化技術(shù)，各工藝模塊可根據(jù)質(zhì)優(yōu)、價(jià)廉的原則，在全球范圍內(nèi)選擇廠家同時(shí)進(jìn)行加工建造，然后在保護(hù)水域進(jìn)行總體組裝，可縮短建造安裝周期，加快氣田的開發(fā)速度。另外，浮式LNG裝置遠(yuǎn)離人口密集區(qū)，對環(huán)境的影響較小，有效避免了陸上LNG工廠建設(shè)可能對環(huán)境造成的污染問題。該裝置便于遷移，可重復(fù)使用，當(dāng)開采的氣田氣源衰竭后，可由拖船拖曳至新的氣田投入生產(chǎn)，尤其適合于海上邊際氣田的開發(fā)。
海上作業(yè)的特殊環(huán)境對液化流程提出了如下要求：①流程簡單、設(shè)備緊湊、占地少、滿足海上的安裝需要；②液化流程有制取制冷劑的能力，對不同產(chǎn)地的天然氣適應(yīng)性強(qiáng)，熱效率較高；③安全可靠，船體的運(yùn)動(dòng)不會(huì)顯著地影響其性能。
美孚石油公司浮式LNG裝置的液化流程如圖3-16所示[8]。設(shè)計(jì)采用了單一混合制冷劑液化流程，可處理CO2的體積分?jǐn)?shù)高達(dá)15%，H2S體積濃度含量為10-4m3/m3的天然氣。由于取消了丙烷預(yù)冷，徹底消除了丙烷儲(chǔ)存可能帶來的危害。該流程以板翅式換熱器組成的冷箱為主換熱器，結(jié)構(gòu)緊湊，性能穩(wěn)定。
出于安全性的考慮，BHP石油公司采用改進(jìn)的氮膨脹液化循環(huán)作為浮式LNG裝置的液化流程。氮膨脹循環(huán)以氮?dú)馊〈顺Ｓ玫臒N混合物作為制冷劑，安全可靠，流程簡單，設(shè)備安裝的空間要求低，缺點(diǎn)是能耗較高。
浮式LNG裝置的液化流程在設(shè)計(jì)時(shí)，要充分考慮波浪引起的船體運(yùn)動(dòng)對設(shè)備性能可能產(chǎn)生的不良影響。由于填料塔工作性能穩(wěn)定，酸氣脫除模塊中的吸收塔和再生塔應(yīng)優(yōu)先選擇填料塔，分配器的類型和塔徑也要合理選擇，以保證工質(zhì)在填料中的合理分配。當(dāng)天然氣中CO2體積分?jǐn)?shù)高于2%時(shí)，可考慮采用胺洗和膜吸附相結(jié)合的酸氣脫除系統(tǒng)。液化及分餾模塊中的蒸餾塔的直徑和高度，由于遠(yuǎn)小于吸收塔和再生塔，對塔盤、堰板進(jìn)行改進(jìn)后，可以選用塔盤塔。需要注意的是，固定不變的傾斜，無論對填科塔還是塔盤塔都將產(chǎn)生不良影響，因此壓載系統(tǒng)必須保證浮式LNG裝置的平穩(wěn)。
浮式LNG生產(chǎn)裝置的LNG儲(chǔ)存設(shè)施的容量，一方面考慮為浮式LNG液化裝置的穩(wěn)定生產(chǎn)提供足夠的緩沖容積，另一方面取決于LNG運(yùn)輸船的能力以及裝卸作業(yè)條件。日本國家石油公司對浮式LNG生產(chǎn)裝置的儲(chǔ)存系統(tǒng)進(jìn)行了研究，得到了儲(chǔ)存容量與氣田距LNG接收終端距離的關(guān)系，見表3-8[9]。
表3-8 浮式LNG生產(chǎn)裝置的儲(chǔ)存容量
?
?
距離/km | LNG運(yùn)輸船容t/103m3 | FPSO儲(chǔ)槽容t/103m3 |
3218
4023
4827
5632 | 81
98
116
134 | 95
115
135
156 |
?
儲(chǔ)槽的形式按照FPSO外殼形狀和要求的儲(chǔ)槽容量可以選擇鋼質(zhì)殼體和MOSS球形儲(chǔ)槽；混凝土殼體和MOSS球形儲(chǔ)槽；鋼質(zhì)殼體和自支持棱柱形儲(chǔ)槽；混凝土殼體和薄膜儲(chǔ)槽。儲(chǔ)存系統(tǒng)要保證LNG儲(chǔ)存安全，將LNG泄漏可能造成的危害降到最低程度。對于鋼質(zhì)殼體要采用水幕等措施避免泄漏的低溫LNG液體接觸殼體?；炷翚んw由于吃水深，承載能力大，而且混凝土材料具有低溫性能好、不易老化等優(yōu)點(diǎn)，近來備受重視。MOSS球形儲(chǔ)槽及自支持棱柱形儲(chǔ)槽的安全性和相當(dāng)理想的低溫隔熱性能，已得到了實(shí)踐驗(yàn)證，均可滿足浮式LNG裝置的儲(chǔ)存需要。當(dāng)采用MOSS球形儲(chǔ)槽時(shí)，要注意流程設(shè)備的合理布局，以充分利用儲(chǔ)槽上方的空間。
