進入膨脹機的天然氣不需要脫除CO₂，而只對液化部分的原料氣進行CO₂的脫除，因此預處理氣量大為減少。裝置正常運轉時，儲槽蒸發(fā)的天然氣經返回氣壓縮機壓縮后，回到系統(tǒng)進行液化。裝置的主要工藝參數見表3-7。

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① 所列的設備見圖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，實際使用壓力較低，中間需要降壓的地方。其突出的優(yōu)點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、設備少、操作及維護方便等優(yōu)點。因此，它是目前發(fā)展很快的一種流程。在這種液化裝置中，天然氣膨脹機是個關鍵設備，因為在膨脹過程中，天然氣中一些沸點高的組分將會冷凝析出，致使膨脹機在帶液工況下運行，這要求膨脹機有特殊的結構。目前國外多家公司已制造天然氣帶液膨脹機。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，天然氣從16.7MPa膨脹到4.7MPa，膨脹機出口含濕量為15%，制動壓縮機可將天然氣從4.7MPa增壓到9.4MPa，從而使這種流程的應用范圍日益廣泛。

膨脹機液化流程的液化率，相對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。

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，氮氣制冷循環(huán)回路與天然氣液化回路分開，氮氣制冷循環(huán)為天然氣提供冷量。

該流程對含氮稍多的原料天然氣，只要設置氮一甲烷分離塔，就可制取純氮以補充氮制冷循環(huán)中氮的損耗，并可同時副產少量的液氮及純液甲烷。裝置中的膨脹機和壓縮機均采用離心式，體積小，操作方便；對原料氣組分變化有較大的適應性；整個系統(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，其制冷循環(huán)中采用的工質是氮氣和天然氣的混合物，而不是純氮。

隨著混合制冷劑液化流程的廣泛應用，在調峰型裝置中也越來越多地應用這類流程。我國建造的第一座調峰裝置(上海浦東LNG調峰站)就是采用混合制冷劑液化流程。

該調峰裝置用于東海天然氣開發(fā)中，當上游生產因人力不可抗拒的因素(如臺風等)停產時，確保安全供氣。裝置采用整體結合式級聯(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。

由于海洋環(huán)境特殊，海上天然氣的開發(fā)技術難度大、投資高，建設周期和資金回收期長，因此風險較大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的海上小型氣田，若采用常規(guī)的固定式平臺進行，則收益較低，開發(fā)的經濟性很差。20世紀90年代以來，隨著發(fā)現(xiàn)的海上大型氣田數量減少，邊際氣田的開發(fā)日益受到重視。同時海洋工程的不斷進步，也使邊際氣田曲勺開發(fā)成為可能。浮式液化天然氣生產儲卸裝置(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，以其投資較低、建設周期短、便于遷移等優(yōu)點倍受青睞。

常規(guī)海上天然氣開發(fā)，包括海上平臺的建設、鋪設海底天然氣輸送管道、岸上天然氣液化工廠的建設、公路建造、LNG外輸港口等基礎設施，其投資大、建造周期長、現(xiàn)金回收遲。針對以上不足，浮式LNG生產儲卸裝置的設計著眼于低投資、投產快和高效益，集液化天然氣的生產、儲存與卸載于一身，簡化了邊際氣田的開發(fā)過程，優(yōu)點頗多。

浮式LNG裝置可分為在駁船、油船基礎上改裝的LNG生產儲卸裝置和新型混凝土浮式生產儲卸裝置。整個裝置可看作一座浮動的LNG生產接收終端，直接泊于氣田上方進行作業(yè)，不需要先期進行海底輸氣管道、LNG工廠和碼頭的建設，降低了氣田的開發(fā)成本。同時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裝置采用了生產工藝流程模塊化技術，各工藝模塊可根據質優(yōu)、價廉的原則，在全球范圍內選擇廠家同時進行加工建造，然后在保護水域進行總體組裝，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工廠建設可能對環(huán)境造成的污染問題。該裝置便于遷移，可重復使用，當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，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，對不同產地的天然氣適應性強，熱效率較高；③安全可靠，船體的運動不會顯著地影響其性能。

美孚石油公司浮式LNG裝置的液化流程如圖3-16所示^[8]。設計采用了單一混合制冷劑液化流程，可處理CO₂的體積分數高達15%，H₂S體積濃度含量為10^-4m3/m³的天然氣。由于取消了丙烷預冷，徹底消除了丙烷儲存可能帶來的危害。該流程以板翅式換熱器組成的冷箱為主換熱器，結構緊湊，性能穩(wěn)定。

出于安全性的考慮，BHP石油公司采用改進的氮膨脹液化循環(huán)作為浮式LNG裝置的液化流程。氮膨脹循環(huán)以氮氣取代了常用的烴混合物作為制冷劑，安全可靠，流程簡單，設備安裝的空間要求低，缺點是能耗較高。

浮式LNG裝置的液化流程在設計時，要充分考慮波浪引起的船體運動對設備性能可能產生的不良影響。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，以保證工質在填料中的合理分配。當天然氣中CO₂體積分數高于2%時，可考慮采用胺洗和膜吸附相結合的酸氣脫除系統(tǒng)。液化及分餾模塊中的蒸餾塔的直徑和高度，由于遠小于吸收塔和再生塔，對塔盤、堰板進行改進后，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生產裝置的LNG儲存設施的容量，一方面考慮為浮式LNG液化裝置的穩(wěn)定生產提供足夠的緩沖容積，另一方面取決于LNG運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生產裝置的儲存系統(tǒng)進行了研究，得到了儲存容量與氣田距LNG接收終端距離的關系，見表3-8^[9]。

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儲槽的形式按照FPSO外殼形狀和要求的儲槽容量可以選擇鋼質殼體和MOSS球形儲槽；混凝土殼體和MOSS球形儲槽；鋼質殼體和自支持棱柱形儲槽；混凝土殼體和薄膜儲槽。儲存系統(tǒng)要保證LNG儲存安全，將LNG泄漏可能造成的危害降到最低程度。對于鋼質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，近來備受重視。MOSS球形儲槽及自支持棱柱形儲槽的安全性和相當理想的低溫隔熱性能，已得到了實踐驗證，均可滿足浮式LNG裝置的儲存需要。當采用MOSS球形儲槽時，要注意流程設備的合理布局，以充分利用儲槽上方的空間。