文/张鑫 陈文峰 张姝妍 赵方生 常城，海油工程，石油和化工设备
我国是贫油少气国家，陆地天然气资源储量少，而海洋油气资源储量丰富，仅南海油气资源储量即占全国总储量的1/3，因此海洋天然气开发重要性突出。我国海洋天然气资源分布较为分散，其中还包括较多的深海气田、边际气田、伴生气田，传统海洋天然气开发方式经济效益低，FLNG成为重要解决方案。
对比传统海洋天然气开发方式，FLNG具有成本优势，但FLNG的建造价格依然偏高，目前全球范围内，服役的FLNG数量依然较少。长期来看，FLNG灵活性好，可在多个海域工作，参与多个项目，使得海洋天然气开发成本降低，并且随着技术日益成熟，其成本还将不断下降。由此来看，未来FLNG将在海洋天然气开发中将发挥越来越重要的作用。
目前FLNG天然气液化工艺的选择主要集中于混合制冷剂工艺和氮膨胀工艺，针对这两种液化工艺，一些学者提出了不同的看法。
AndersenMN认为最适合应用于FLNG的液化工艺是双混合制冷剂工艺和双氮气膨胀工艺，他从安全性、紧凑性、㶲效率、操作、生产能力几个方面对两种工艺进行了比较，并认为：双氮气膨胀工艺没有易燃存货和动火要求，安全性更高；双氮气膨胀工艺不需要储存制冷剂，而且没有相分离设备，紧凑性更好；双混合制冷剂工艺能更好的与天然气的温降过程匹配，㶲效率更高；双氮气膨胀工艺启动更快，操作更简单；双混合制冷剂工艺处理量更大。AndersenMN最后认为尽管双混合制冷剂工艺的效率更高，但是综合来看，双氮气膨胀工艺的优势更大。
Finn研究了能够满足中小型LNG生产规模的海上天然气液化流程，认为氮膨胀流程具有流程简单、操作方便等优势，是较优的可选流程。他还认为未来FLNG的生产规模是较大的，氮膨胀工艺的应用将会引发相关制冷剂压缩系统的技术变革。
金海刚等人分析认为：氮膨胀工艺开机起动快、设备数少，但其高温区换热部分的制冷效率太低；常规的混合制冷剂工艺制冷效率较高，但其低温区换热部分增加了对混合制冷剂组分的要求。为达到扬长避短的效果，金海刚等人设计了一种混合制冷剂工艺与氮膨胀工艺组合式的海上天然气液化工艺，该工艺包括混合制冷剂循环和氮膨胀循环两个循环，其中混合制冷剂循环在100℃以上的温区工作，氮膨胀循环在100℃以下的温区工作。通过与常规的双氮膨胀工艺和丙烷预冷混合制冷剂工艺的比较，证明该工艺能耗较低、海上适应性较强。
李秋英通过分析比较混合制冷剂液化流程和氮膨胀液化流程，认为尽管混合制冷剂液化流程能耗较低，但由于海上平台空间的限制、流程对不同气源的适应性等因素的影响，海上天然气液化工艺的选择应优先考虑氮膨胀工艺；通过对氮膨胀液化流程增加预冷循环，成功地降低了氮膨胀液化流程的能耗。
李恩道等人为验证该工艺的技术可行性，建造了一套2x104m3/d规模的液化中试装置，完成了天然气压力等参数对液化工艺的影响试验，验证了理论模拟的准确性。喻西崇等人对该流程中的关键运行参数进行了优化分析，运用HYSYS软件分析了氮气一级膨胀前后压力、水冷器温度、丙烷节流后温度等参数对液化流程性能参数(包括系统能耗、制冷剂流量)的影响。
综合来看，国内学者提出的FLNG氮膨胀类工艺主要是纯氮气膨胀液化工艺，其能耗较高，并且，针对FLNG天然气液化流程综合评价的研究多是粗略的定性研究，研究工作还有待深入。
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1液化工艺方案对比分析
结合的国内外LNG研究成果，初步筛选了六种比较有代表性的LNG液化流程，这六种液化流程分别为：双级氮膨胀工艺、丙烷预冷-双氮膨胀工艺、CO2预冷-双氮膨胀工艺、单混合制冷剂工艺、丙烷预冷-单混合制冷剂工艺、双混合制冷剂工艺。这六种液化流程的基本原理和特点如表1所示。
2液化工艺方案海上适应性分析
考虑到本文主要研究海上天然气液化流程，因此主要从以下几个方面进行对比：压缩功耗、冷却负荷、制冷剂系统、主要设备规格参数、安全性、抗晃性等。通过这几个方面的对比来说明流程海上应用的可行性。
以FLNG处理规模为300万吨/年为例，通过HYSYS模型计算了六种工艺的压缩功耗及冷却负荷，如表2所示。
由以上对比结果表明：双级混合制冷剂工艺压缩功耗最低，双级氮膨胀工艺压缩功耗最大。六种工艺的主要采用的设备对比如下：
由以上对比结果表明：
双级混合制冷剂工艺与带丙烷预冷的单混合制冷剂工艺设备数量最少，单系列处理能力最大，适合于较大规模的装置；单混合制冷剂工艺及双级氮膨胀工艺单系列设备数量较少，但是单系列处理能力较小，双系列总设备数量较多。双级氮膨胀及单混合制冷剂工艺是设备投资及占地最小，较适合于中小型的LNG液化装置。
混合制冷剂虽然抗晃动性和安全性方面不如双氮膨胀工艺，但是在本课题处理规模下，高效率的优势非常明显，尤其是双混合冷剂工艺能耗比明显优于双氮膨胀工艺，设备数量也低于双氮膨胀工艺。
丙烷预冷和CO2预冷的单混合冷剂工艺虽然在能耗上与双混合冷剂工艺相当，但是由于丙烷蒸发器占地面积较大，限制了该工艺在海上的应用。CO2制冷工艺需要严格控制冷剂循环温度和压力，干冰形成风险很大。
因此针对FLNG推荐双级混合制冷剂工艺。
3双混合制冷剂工艺流程分析
双级混合制冷剂工艺流程如下图所示：
该工艺流程分三部分：天然气预冷、液化、过冷部分；预冷段制冷循环；液化过冷段制冷循环。
天然气在预冷段冷却到-54℃，进入液化、过冷段冷却到-155℃后节流至1.2bar后进行气液分离，LNG用泵送入储罐。
在预冷段制冷循环中，1.4barG，22℃的混合制冷剂经压缩机两级压缩到13barG后水冷到25℃后部分制冷剂冷凝为液体，混合制冷剂经气液分离，液体和气体分别进预冷一段换热到-30℃左右，液体过冷后经节流阀降压到1.5barG，-36℃，与预冷二段返回的制冷剂混合后一起进入预冷一段。气液分离器出口的气体经预冷一段、预冷二段冷却到-54℃后节流降压至1.6bar，-57℃，部分汽化并返回预冷二段冷端，依次经过预冷一段、预冷二段换热汽化后返回压缩机入口循环。
在液化过冷段制冷循环中，0.8bar，-57℃的混合制冷剂经压缩机两级压缩到30barG后冷却，经水冷和预冷部分冷却到-54℃后部分制冷剂冷凝为液体，混合制冷剂经气液分离，液体和气体分别进液化段换热到-121℃左右，液体过冷后经节流阀降压到1.0barG，-134℃，与过冷段返回的制冷剂混合后一起进入液化段。气液分离器出口的气体经液化段、过冷段冷却到-155℃后节流降压至1.2bar，-158℃，部分汽化并返回过冷段冷端，依次经过过冷段、液化段换热汽化后返回压缩机入口循环。
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4结论
（1）对六种适用于陆上成熟的基本负荷型液化工艺，通过综合分析其功耗、安全等因素和海上适应性对比分析，最终推荐双级混合冷剂工艺为FLNG液化工艺。
（2）双级混合冷剂工艺优点：效率高、可达到规模大；对对冷剂纯度要求不可苛刻；压缩功耗小。
（3）本文提出了双级混合冷剂工艺的具体参数，后续需进一步开展冷剂混合比例优选，开展DMR动态仿真分析。
