进入膨胀机的天然气不需要脱除CO₂，而只对液化部分的原料气进行CO₂的脱除，因此预处理气量大为减少。装置正常运转时，储槽蒸发的天然气经返回气压缩机压缩后，回到系统进行液化。装置的主要工艺参数见表3-7。

 

 

① 所列的设备见图3-12天然气膨胀液化流程图所示。

这种流程特别适用于管线压力高，实际使用压力较低，中间需要降压的地方。其突出的优点是能充分利用天然气在输气管道的压力差膨胀制冷，做到几乎不需要消耗电。此外还具有流程简单、设备少、操作及维护方便等优点。因此，它是目前发展很快的一种流程。在这种液化装置中，天然气膨胀机是个关键设备，因为在膨胀过程中，天然气中一些沸点高的组分将会冷凝析出，致使膨胀机在带液工况下运行，这要求膨胀机有特殊的结构。目前国外多家公司已制造天然气带液膨胀机。美国在1972年已出现了膨胀量为53×10⁴m³/h的犬型天然气透平膨胀机，天然气从16.7MPa膨胀到4.7MPa，膨胀机出口含湿量为15%，制动压缩机可将天然气从4.7MPa增压到9.4MPa，从而使这种流程的应用范围日益广泛。

膨胀机液化流程的液化率，相对于其他类型的流程来说要低一些，且主要取决于膨胀前后的压力比。压比越大，液化率也越大，液化率一般在7%～15%左右。

氮膨胀液化流程是天然气直接膨胀液化流程的一种变型。在流程中，氮气制冷循环回路与天然气液化回路分开，氮气制冷循环为天然气提供冷量。

该流程对含氮稍多的原料天然气，只要设置氮一甲烷分离塔，就可制取纯氮以补充氮制冷循环中氮的损耗，并可同时副产少量的液氮及纯液甲烷。装置中的膨胀机和压缩机均采用离心式，体积小，操作方便；对原料气组分变化有较大的适应性；整个系统较简单。但这种流程能耗较高，约为0.5kW·h/m³，比混合制冷剂液化流程高40%左右。

氮-甲烷膨胀液化流程是氮膨胀液化流程的一种改进，其制冷循环中采用的工质是氮气和天然气的混合物，而不是纯氮。

随着混合制冷剂液化流程的广泛应用，在调峰型装置中也越来越多地应用这类流程。我国建造的第一座调峰装置(上海浦东LNG调峰站)就是采用混合制冷剂液化流程。

该调峰装置用于东海天然气开发中，当上游生产因人力不可抗拒的因素(如台风等)停产时，确保安全供气。装置采用整体结合式级联型液化流程(CII液化流程)。液化能力为165m³LNG/d。气化能力为120m³LNG/h。

由于海洋环境特殊，海上天然气的开发技术难度大、投资高，建设周期和资金回收期长，因此风险较大j目前开发的都是一些大型的商业性天然气田。边际气田一般为地处偏远的海上小型气田，若采用常规的固定式平台进行，则收益较低，开发的经济性很差。20世纪90年代以来，随着发现的海上大型气田数量减少，边际气田的开发日益受到重视。同时海洋工程的不断进步，也使边际气田曲勺开发成为可能。浮式液化天然气生产储卸装置(Floating Production，Storage and Offloading system，简称FPSO)作为一种新型的边际气田开发技术，以其投资较低、建设周期短、便于迁移等优点倍受青睐。

常规海上天然气开发，包括海上平台的建设、铺设海底天然气输送管道、岸上天然气液化工厂的建设、公路建造、LNG外输港口等基础设施，其投资大、建造周期长、现金回收迟。针对以上不足，浮式LNG生产储卸装置的设计着眼于低投资、投产快和高效益，集液化天然气的生产、储存与卸载于一身，简化了边际气田的开发过程，优点颇多。

浮式LNG装置可分为在驳船、油船基础上改装的LNG生产储卸装置和新型混凝土浮式生产储卸装置。整个装置可看作一座浮动的LNG生产接收终端，直接泊于气田上方进行作业，不需要先期进行海底输气管道、LNG工厂和码头的建设，降低了气田的开发成本。同时减少了原料天然气输送的压力损失，可以有效回收天然气资源。

浮式LNG装置采用了生产工艺流程模块化技术，各工艺模块可根据质优、价廉的原则，在全球范围内选择厂家同时进行加工建造，然后在保护水域进行总体组装，可缩短建造安装周期，加快气田的开发速度。另外，浮式LNG装置远离人口密集区，对环境的影响较小，有效避免了陆上LNG工厂建设可能对环境造成的污染问题。该装置便于迁移，可重复使用，当开采的气田气源衰竭后，可由拖船拖曳至新的气田投入生产，尤其适合于海上边际气田的开发。

海上作业的特殊环境对液化流程提出了如下要求：①流程简单、设备紧凑、占地少、满足海上的安装需要；②液化流程有制取制冷剂的能力，对不同产地的天然气适应性强，热效率较高；③安全可靠，船体的运动不会显著地影响其性能。

美孚石油公司浮式LNG装置的液化流程如图3-16所示^[8]。设计采用了单一混合制冷剂液化流程，可处理CO₂的体积分数高达15%，H₂S体积浓度含量为10^-4m3/m³的天然气。由于取消了丙烷预冷，彻底消除了丙烷储存可能带来的危害。该流程以板翅式换热器组成的冷箱为主换热器，结构紧凑，性能稳定。

出于安全性的考虑，BHP石油公司采用改进的氮膨胀液化循环作为浮式LNG装置的液化流程。氮膨胀循环以氮气取代了常用的烃混合物作为制冷剂，安全可靠，流程简单，设备安装的空间要求低，缺点是能耗较高。

浮式LNG装置的液化流程在设计时，要充分考虑波浪引起的船体运动对设备性能可能产生的不良影响。由于填料塔工作性能稳定，酸气脱除模块中的吸收塔和再生塔应优先选择填料塔，分配器的类型和塔径也要合理选择，以保证工质在填料中的合理分配。当天然气中CO₂体积分数高于2%时，可考虑采用胺洗和膜吸附相结合的酸气脱除系统。液化及分馏模块中的蒸馏塔的直径和高度，由于远小于吸收塔和再生塔，对塔盘、堰板进行改进后，可以选用塔盘塔。需要注意的是，固定不变的倾斜，无论对填科塔还是塔盘塔都将产生不良影响，因此压载系统必须保证浮式LNG装置的平稳。

浮式LNG生产装置的LNG储存设施的容量，一方面考虑为浮式LNG液化装置的稳定生产提供足够的缓冲容积，另一方面取决于LNG运输船的能力以及装卸作业条件。日本国家石油公司对浮式LNG生产装置的储存系统进行了研究，得到了储存容量与气田距LNG接收终端距离的关系，见表3-8^[9]。

 

 

储槽的形式按照FPSO外壳形状和要求的储槽容量可以选择钢质壳体和MOSS球形储槽；混凝土壳体和MOSS球形储槽；钢质壳体和自支持棱柱形储槽；混凝土壳体和薄膜储槽。储存系统要保证LNG储存安全，将LNG泄漏可能造成的危害降到最低程度。对于钢质壳体要采用水幕等措施避免泄漏的低温LNG液体接触壳体。混凝土壳体由于吃水深，承载能力大，而且混凝土材料具有低温性能好、不易老化等优点，近来备受重视。MOSS球形储槽及自支持棱柱形储槽的安全性和相当理想的低温隔热性能，已得到了实践验证，均可满足浮式LNG装置的储存需要。当采用MOSS球形储槽时，要注意流程设备的合理布局，以充分利用储槽上方的空间。