天然氣液化裝置

安全管理/行業(yè)安全天然氣液化裝置天然氣液化裝置可以分為基本負(fù)荷型和調(diào)峰型兩大類。另外，隨著海上油氣田的開發(fā)，近年又出現(xiàn)了浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置。天然氣液化裝置一般由天然氣預(yù)處理、液化、儲(chǔ)存、控制及消防等系統(tǒng)組成?；矩?fù)荷型液化裝置是用本地區(qū)豐富的天然氣生產(chǎn)LNG供出口的大型液化裝置。20世紀(jì)60年代最早建設(shè)的這種天然氣液化裝置，采用當(dāng)時(shí)技術(shù)成熟的階式制冷液化流程。到20世紀(jì)70年代又轉(zhuǎn)而采用流程大為簡(jiǎn)化的混合制冷劑液化流程。20世紀(jì)80年代后新建與擴(kuò)建的基本負(fù)荷型天然氣液化裝置，則幾乎無例外地采用丙烷預(yù)冷混合冷劑液化流程。這類裝置的特點(diǎn)是：處理量大，為了降低成本，近年更向大型化發(fā)展，建設(shè)費(fèi)用很高；工廠生產(chǎn)能力與氣源、運(yùn)輸能力等LNG產(chǎn)業(yè)鏈配套嚴(yán)格；為便于LNG裝船外運(yùn)，工廠往往設(shè)置在海岸邊。調(diào)峰型液化裝置主要建設(shè)在遠(yuǎn)離天然氣源的地區(qū)，廣泛用于天然氣輸氣管網(wǎng)中，為調(diào)峰負(fù)荷或補(bǔ)充冬季燃料供應(yīng)。通常將低峰負(fù)荷時(shí)過剩的天然氣液化儲(chǔ)存，在高峰時(shí)或緊急情況下再氣化使用。調(diào)峰型液化裝置在匹配峰荷和增加供氣的可靠性方面發(fā)揮著重要作用，可以極大地提高管網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性。與基本負(fù)荷型LNG裝置相比，調(diào)峰型LNG裝置是小流量的天然氣液化裝置，非常年連續(xù)運(yùn)行，生產(chǎn)規(guī)模較小，其液化能力一般為高峰負(fù)荷量的1/10左右。對(duì)于調(diào)峰型液化天然氣裝置,其液化部分常采用帶膨脹機(jī)的液化流程和混合制冷劑液化流程。浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置是一種新型的海上氣田天然氣的液化裝置，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。一、基本負(fù)荷型天然氣液化裝置基本負(fù)荷型天然氣液化裝置主要用于天然氣生產(chǎn)地液化后遠(yuǎn)洋運(yùn)輸，進(jìn)行國際間LNG的貿(mào)易。它除了液化裝置和公用工程以外，還配有港口設(shè)備、棧橋及其他裝運(yùn)設(shè)備。在相應(yīng)的輸入國，要建設(shè)LNG港口接收站，配備卸貨裝置、儲(chǔ)槽、再氣化裝置和送氣設(shè)備等?；矩?fù)荷型天然氣液化裝置的液化和儲(chǔ)存連續(xù)進(jìn)行，裝置的液化能力一般在106m3/d以上。全部設(shè)施由天然氣預(yù)處理流程、液化流程、儲(chǔ)存系統(tǒng)、控制系統(tǒng)、裝卸設(shè)施和消防系統(tǒng)等組成，是一個(gè)復(fù)雜龐大的系統(tǒng)工程，投資高達(dá)數(shù)十億美元。如年產(chǎn)600X1041的LNG項(xiàng)目，從天然氣生產(chǎn)、液化到LNG運(yùn)輸，不包括LNG接收和下游用戶，投資約需60?80億美元。項(xiàng)目建設(shè)一般需以20?25年的長期供貨合同為前提。由于項(xiàng)目投資巨大，LNG項(xiàng)目大多由大型跨國石油公司與資源擁有國政府合資建設(shè)。（一）階式制冷的基本負(fù)荷型天然氣液化裝置1961年，在阿爾及利亞建造的世界上第一座大型基本負(fù)荷型天然氣液化裝置（CAMEL）,采用丙烷、乙烯和甲烷組成的階式制冷液化流程，見圖3-13[7]。于1964年在阿爾及利亞Arzew交付使用。該液化工廠共有三套相同的液化裝置。每套裝置液化能力為1.42X106m3/d。進(jìn)廠的天然氣壓力為3.24MPa；溫度37.8°C；組分的摩爾分?jǐn)?shù)是：83%甲烷、10%C2+以上的烷烴、7%氮。原料氣先經(jīng)離心壓縮機(jī)壓縮到4.1MPa,用海水進(jìn)行冷卻；此后用單乙醇胺溶液脫除二氧化碳，用乙二醇及鋁膠清除水分，將露點(diǎn)降到-73C以下。凈化后的原料氣進(jìn)入液化裝置。每套裝置用三臺(tái)離心式制冷壓縮機(jī)，它們?cè)诟髯缘姆忾]循環(huán)系統(tǒng)中作為制冷劑壓縮機(jī)。其中丙烷制冷循環(huán)在換熱器15和19中，為天然氣提供兩個(gè)溫度級(jí)的冷量，用于冷卻天然氣；乙烯制冷循環(huán)在乙烯冷卻器22中，為天然氣提供三個(gè)溫度級(jí)的冷量，用于液化天然氣；甲烷制冷循環(huán)在換熱器23、24、25中，為天然氣提供三個(gè)溫度級(jí)的冷量，用于過冷液化天然氣。過冷后的液化天然氣閃蒸到大氣壓，用泵送至儲(chǔ)罐。液化后的天然氣組分的摩爾分?jǐn)?shù)大致為：86.98%甲烷、0.71%氮、其余為C2+以上的烷烴。制冷循環(huán)所用的甲烷和丙烷直接取自天然氣；乙烯則由乙醇脫水制得，每天補(bǔ)充量約需5t。采用階式制冷液化流程的優(yōu)點(diǎn)是能耗低，且各制冷循環(huán)及天然氣液化系統(tǒng)各自獨(dú)立，相互牽制少，操作穩(wěn)定。它的缺點(diǎn)是流程復(fù)雜、機(jī)組多，要有生產(chǎn)和儲(chǔ)存各種制冷劑的設(shè)備，各制冷循環(huán)系統(tǒng)間不能有任何滲漏，維修也不方便。（二）混合冷劑制冷的基本負(fù)荷型天然氣液化裝置混合制冷劑液化流程有開式和閉式兩種。閉式混合制冷劑液化流程是指制冷劑循環(huán)與天然氣液化過程彼此分開的液化流程。圖3-14[7]為采用閉式混合制冷劑液化循環(huán)的天然氣液化裝置示意圖。這套裝置是1970年恢復(fù)運(yùn)轉(zhuǎn)的利比亞伊索工廠的液化裝置。該廠共有四條液化生產(chǎn)線，每兩條液化線組成一套裝置。每套裝置設(shè)有單獨(dú)的原料氣預(yù)處理、壓縮機(jī)及換熱器等?？傄夯芰?075X104m3/d。兩臺(tái)并聯(lián)布置的壓縮機(jī)將原料氣從起始?jí)毫?.84MPa壓縮到4.64MPa。壓縮后的原料氣用熱鉀堿法脫除二氧化碳與硫化氫；用分子篩脫水干燥，并借助吸附過程脫除高碳?xì)浠衔?。凈化后的天然氣進(jìn)入低溫?fù)Q熱器冷卻和液化，其液化壓力為3.94MPa。每套液化裝置由四臺(tái)離心式制冷壓縮機(jī)及兩臺(tái)繞管式鋁制換熱器組成。因此整個(gè)液化系統(tǒng)共有八臺(tái)制冷壓縮機(jī)，均用蒸汽透平驅(qū)動(dòng)；四臺(tái)低溫繞管式換熱器，每臺(tái)直徑4.5m，高61m，換熱器面積93000m2。液化天然氣產(chǎn)品在大氣壓下，儲(chǔ)存在兩個(gè)容量為47700m3的地面雙層隔熱合金鋼儲(chǔ)槽中，儲(chǔ)槽直徑42.7m、高36.6m,內(nèi)殼采用含9%Ni的鋼板，蒸發(fā)率為0.1%。與級(jí)聯(lián)式液化流程相比，采用混合制冷劑液化流程的液化裝置具有機(jī)組設(shè)備少、流程簡(jiǎn)單、投資較少、操作管理方便等優(yōu)點(diǎn)。同時(shí)，混合制冷劑中各組分一般可部分或全部從天然氣本身提取和補(bǔ)充，因而沒有提供純制冷劑的困難，且純度要求也沒有級(jí)聯(lián)式液化流程那樣嚴(yán)格。其缺點(diǎn)是能耗比級(jí)聯(lián)式液化流程高出15%?20%；對(duì)混合制冷劑各組分的配比要求嚴(yán)格，流程計(jì)算困難。（三）丙烷預(yù)冷混合冷劑制冷的基本負(fù)荷型液化裝置為了降低混合制冷劑液化流程的能耗，20世紀(jì)60年代末出現(xiàn)了許多改進(jìn)型的混合制冷劑液化流程。70年代，APCI（美國空氣液化公司）發(fā)展了丙烷預(yù)冷混合制冷劑液化流程，于1973年獲得專利，并在大型LNG工廠得到了廣泛應(yīng)用。它是級(jí)聯(lián)式循環(huán)和混合制冷劑循環(huán)的結(jié)合，用丙烷將天然氣從40°C預(yù)冷至-30°C；混合制冷劑循環(huán)再把天然氣從-30°C過冷到-160C。圖3-15[7]是首次采用這種液化流程的天然氣液化裝置的流程簡(jiǎn)圖，于1973年建于北加里曼丹的文萊。該廠共有五套這樣的裝置，每套液化能力為424.5X104m3/do原料氣經(jīng)脫除水分及重?zé)N后，通過兩條直徑為710mm的輸氣管送入廠內(nèi)。采用環(huán)丁砜法吸收脫除原料氣中的二氧化碳及硫化氫；處理后的原料氣含有的飽和水經(jīng)兩步脫除，即先將原料氣冷卻至21C左右，使約70%的水分被冷凝分離出來，而后再用分子篩深度脫水。凈化后天然氣組分的摩爾分?jǐn)?shù)為：88.2%甲烷、50%乙烷、4.9%丙烷、1.8%丁烷及0.1%C3+。此后，天然氣經(jīng)重?zé)N回收塔分離重?zé)N，并用丙烷預(yù)冷到-34°C,在4MPa壓力下進(jìn)入混合制冷劑循環(huán)的低溫?fù)Q熱器，在其中被冷卻、液化和過冷。過冷后的液化天然氣送入儲(chǔ)槽。該廠有液化天然氣地面儲(chǔ)槽三個(gè)，每個(gè)容量60000m3。槽內(nèi)壓力維持在29.4kPa，槽內(nèi)蒸發(fā)氣返回工廠作燃料。（四）基本負(fù)荷型液化裝置中液化流程的比較基本負(fù)荷型天然氣液化裝置主要采用上述三種液化流程，其主要指標(biāo)的比較見表3-5o表3-6列出世界上一些基本負(fù)荷型裝置所使用的液化流程及其性能指標(biāo)。表3-5液化流程主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)比較比較項(xiàng)目階式液化流程閉式混合冷劑液化流程丙烷預(yù)冷混合冷劑液化流程處理氣量/104m3①108710871087燃料氣量/104m3①168191176進(jìn)廠氣總量/104m3①125512871263制冷壓縮機(jī)功率/kw丙烷壓縮機(jī)58971一45921乙烯壓縮機(jī)72607一一甲烷壓縮機(jī)42810一一混合制冷劑壓縮機(jī)一200342149886總功率175288200342195870換熱器總面積/m2翅片式換熱器175063302332144257繞管式換熱器641413234052153鋼材及合金耗量/t150221450214856

總投資/104美元99801007010050總投資/104美元99801007010050為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的氣體體積。表3-6基本負(fù)荷型液化裝置性能指標(biāo)項(xiàng)目名稱投產(chǎn)時(shí)間/年液化流程產(chǎn)量/(104t/a)壓縮機(jī)功率/kw功率③/kW阿爾及利亞Arzew，CAMEL1963階式3622800141阿拉斯加Kenai1969階式11563100122利比亞MarsaelBrega1970MRC①6945300147文萊LNG1973C3/MRC②10861500127阿爾及利亞Skikda1，2，31974MRC10378300169卡塔爾Gas1996C3/MRC230107500104馬來西亞MLNGDua1995C3/MRC25010250091馬來西亞MLNGTiga2002C3/MRC37514D00083MRC為混合制冷劑液化流程。C3/MRC為丙烷預(yù)冷混合制冷劑液化流程。功率為生產(chǎn)1kg的LNG所消耗的功。從表中可以看出，丙烷預(yù)冷混合制冷劑液化流程在基本負(fù)荷型裝置中得到了廣泛的應(yīng)用。大多數(shù)運(yùn)行中的基本負(fù)荷型LNG裝置都采用這種液化流程。在過去的幾年里，對(duì)這類工藝流程進(jìn)行了進(jìn)一步的改進(jìn)，從而幾個(gè)新建LNG工廠都采用了這種液化流程，如馬來西亞的MLNGTiga，澳大利亞西北大陸架第4條生產(chǎn)線和尼13利亞擴(kuò)建的LNG項(xiàng)目?，F(xiàn)其單線生產(chǎn)能力已達(dá)到400X104t/a的數(shù)量級(jí)。當(dāng)前日趨激烈的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)對(duì)天然氣液化裝置提出了能耗低、投資少、設(shè)備運(yùn)行可靠、易于維護(hù)的要求。這些要求促進(jìn)了天然氣液化技術(shù)的進(jìn)步。目前除了上述廣泛采用的三種液化天然氣的液化流程外，近年來在工業(yè)上還發(fā)展了一些改進(jìn)型的混合制冷劑液化流程，如殼牌公司設(shè)計(jì)的雙混合制冷劑液化流程（DMR）,且已在阿爾及利亞Skikda天然氣液化工廠的I型液化裝置（共3套）上采用。另外，特立尼達(dá)和多巴哥的LNG項(xiàng)目，安裝了菲利浦的優(yōu)化級(jí)聯(lián)液化流程。殼牌公司的雙混合制冷劑液化流程，主要用于中高生產(chǎn)量的LNG生產(chǎn)線，其產(chǎn)量范圍為（200?500）X104t/a。這一液化流程包括兩個(gè)混合制冷劑循環(huán)，一個(gè)用于預(yù)冷，另一個(gè)用于液化。殼牌公司通過優(yōu)化設(shè)計(jì)DMR液化流程,從而可充分利用預(yù)冷循環(huán)和液化循環(huán)中的壓縮機(jī)驅(qū)動(dòng)裝置的動(dòng)力。對(duì)于DMR液化流程，可通過調(diào)節(jié)兩個(gè)循環(huán)中混合制冷劑的組分，使壓縮機(jī)在很寬的進(jìn)氣條件和大氣環(huán)境下工作。DMR液化流程在投資方面比丙烷預(yù)冷混合制冷劑液化流程更有競(jìng)爭(zhēng)力。這已在阿爾及利亞Skikda天然氣液化工廠中得到證實(shí)。DMR液化流程若用在熱帶地區(qū)，則投資將會(huì)進(jìn)一步降低。（五）發(fā)展趨勢(shì)天然氣液化工廠是LNG產(chǎn)業(yè)鏈中技術(shù)密集、投資額大的重要一環(huán)。在全球天然氣利用快速增長的今天，尋求天然氣液化工廠經(jīng)濟(jì)有效的建設(shè)方案也越發(fā)受到關(guān)注，特別是工藝技術(shù)、經(jīng)濟(jì)規(guī)模、優(yōu)化設(shè)計(jì)等方面的進(jìn)步，提高了天然氣液化工廠的經(jīng)濟(jì)性。工藝技術(shù)天然氣液化工廠的工藝技術(shù)主要是天然氣預(yù)處理工藝和液化工藝。工藝流程的先進(jìn)、合理是減少投資、方便操作、降低成本的基礎(chǔ)。隨著各種類型氣田的開發(fā)，液化工廠的原料氣組成變化不斷增大。天然氣預(yù)處理工藝要適應(yīng)各種氣質(zhì)的處理要求，特別是高酸氣含量的原料氣的處理。目前，醇胺法、Sulfinol法和Benfield法是使用較多的酸氣脫除方法。而分子篩法是使用較多的天然氣脫水方法。對(duì)于液化工藝，。由于液化設(shè)備的投資要占工廠總投資的近三分之一，因此工藝的先進(jìn)性直接影響到工廠建設(shè)和運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。液化工藝的選擇應(yīng)使流程簡(jiǎn)單、適應(yīng)性強(qiáng)、操作彈性大、設(shè)備標(biāo)準(zhǔn)化程度高、污染排放少。目前，丙烷預(yù)冷混合制冷劑液化工藝被認(rèn)為是高效的。在此基礎(chǔ)上，發(fā)展的一些流程各具特色，需按項(xiàng)目情況選擇。如澳大利亞采用的優(yōu)化級(jí)聯(lián)流程，AP-X流程等。裝置規(guī)模與大多數(shù)工廠相同，在一定的產(chǎn)量下，裝置規(guī)模大，有利于降低建設(shè)投資和運(yùn)行成本。LNG工廠也是如此。隨著生產(chǎn)規(guī)模的擴(kuò)大，投資費(fèi)用的增加并不顯著，如工藝相同的裝置，年產(chǎn)量800X1041的工廠總投資僅比年產(chǎn)量600X104t的工廠多10%?15%,但是單位產(chǎn)品的投資要降低15%,生產(chǎn)運(yùn)行費(fèi)用也低。因而增加單套生產(chǎn)規(guī)模可以得到好的規(guī)模效益。單套裝置的年生產(chǎn)能力已達(dá)到300X104t。但是，由于LNG產(chǎn)業(yè)鏈的特點(diǎn)，LNG工廠的生產(chǎn)能力受上游氣田天然氣供應(yīng)能力和下游LNG運(yùn)輸能力的制約，生產(chǎn)規(guī)模不宜太大。對(duì)于一座年產(chǎn)量800X1041的LNG工廠，按合同期25年計(jì)，其原料氣需求量多達(dá)3X1012m3，必須要有資源量足夠的天然氣田的支持。另外，天然氣資源產(chǎn)地往往遠(yuǎn)離市場(chǎng)，生產(chǎn)能力的安排必須考慮工廠附近地區(qū)市場(chǎng)需求之外的產(chǎn)品的運(yùn)輸問題。對(duì)LNG產(chǎn)業(yè)鏈來說,這兩方面的問題比其他產(chǎn)業(yè)更為突出。設(shè)計(jì)優(yōu)化工廠的設(shè)計(jì)優(yōu)化對(duì)降低造價(jià)作用明顯。近年來，LNG工廠設(shè)計(jì)，從廠址選擇、總圖布置、管路安裝到設(shè)備選型，都著重于設(shè)計(jì)優(yōu)化。如廠址選擇不僅考慮廠址內(nèi)部工程地質(zhì)條件、地貌情況、水電等公用系統(tǒng)的供應(yīng)，而且對(duì)工廠與氣源地、產(chǎn)品外運(yùn)條件做充分的比選。在LNG工廠設(shè)計(jì)中越來越重視集成優(yōu)化。二、調(diào)峰型天然氣液化裝置調(diào)峰型液化裝置指為調(diào)峰負(fù)荷、補(bǔ)充冬季燃料供應(yīng)或事故調(diào)峰用的天然氣液化裝置，通常將低峰負(fù)荷時(shí)過剩的天然氣液化儲(chǔ)存，在高峰時(shí)或緊急情況下再氣化使用。此類裝置的液化能力較小，儲(chǔ)存容量和再氣化能力較大，生產(chǎn)的LNG一般不作為產(chǎn)品外售。調(diào)峰型LNG裝置通常遠(yuǎn)離天然氣的產(chǎn)地，常處在城市管網(wǎng)附近。調(diào)峰型LNG工廠年開工200?250天，以保證充滿儲(chǔ)罐，再氣化供調(diào)峰使用。調(diào)峰型天然氣液化裝置中主要采用以下三種類型的液化流程：①階式液化流程，曾被廣泛采用，現(xiàn)在基本上不用；②混合制冷劑液化流程；③膨脹機(jī)液化流程，這類裝置充分利用原料氣與管網(wǎng)氣之間的壓力差，達(dá)到節(jié)能的目的。（一） 天然氣直接膨脹調(diào)峰型液化裝置天然氣直接膨脹液化流程，是直接利用氣田來的有壓力的天然氣，在膨脹機(jī)中絕熱膨脹到輸送管道的壓力，而使天然氣液化的流程。美國西北天然氣公司1968年建立的一座調(diào)峰型液化裝置就是采用此液化流程，其流程簡(jiǎn)圖見圖3-12。該裝置以壓力為2.67MPa，經(jīng)粗凈化后含CO2（900?4000）X10-6m3/m3、H2S0.7?4.5mg/m3、硫化物約6?70mg/m3的天然氣為原料氣，經(jīng)天然氣膨脹機(jī)絕熱膨脹到約490kPa的壓力，循環(huán)的液化率為10%左右。每日處理原料氣量為56.6X104m3,裝置液化能力約為5.7X104m3/d。儲(chǔ)槽容積約1700X104m3,全年的液化氣量都儲(chǔ)入儲(chǔ)槽。氣化器氣化能力為170X104m3/d,并有100%的備用量。在高峰負(fù)荷時(shí)，即在10天內(nèi)將全年儲(chǔ)存量全部進(jìn)行氣化。進(jìn)入膨脹機(jī)的天然氣不需要脫除CO2，而只對(duì)液化部分的原料氣進(jìn)行CO2的脫除，因此預(yù)處理氣量大為減少。裝置正常運(yùn)轉(zhuǎn)時(shí)，儲(chǔ)槽蒸發(fā)的天然氣經(jīng)返回氣壓縮機(jī)壓縮后，回到系統(tǒng)進(jìn)行液化。裝置的主要工藝參數(shù)見表3-7。表3-7裝置主要工藝參數(shù)工藝參數(shù)物流名稱原料氣返回氣換熱器5的膨脹氣①過冷器8的原料氣①出膨脹機(jī)氣體尾氣溫度/°c壓力/kPa流量/(104m3/d)15.6267056.626.724114.2480-143-11237.836.8①所列的設(shè)備見圖3-12天然氣膨脹液化流程圖所示。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(jiǎn)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53X104m3/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。膨脹機(jī)液化流程的液化率，相對(duì)于其他類型的流程來說要低一些，且主要取決于膨脹前后的壓力比。壓比越大，液化率也越大，液化率一般在7%?15%左右。（二） 氨膨脹液化調(diào)蜂型液化裝置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(duì)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(duì)原料氣組分變化有較大的適應(yīng)性；整個(gè)系統(tǒng)較簡(jiǎn)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。（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(jí)聯(lián)型液化流程（CII液化流程）。液化能力為165m3LNG/do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（FloatingProduction，StorageandOffloadingsystem，簡(jiǎn)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(duì)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(jiǎn)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(duì)環(huán)境的影響較小，有效避免了陸上LNG工廠建設(shè)可能對(duì)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(duì)液化流程提出了如下要求：①流程簡(jiǎn)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(duì)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