林暢，白改玲，王紅，李玉龍

（中國(guó)寰球工程公司LNG與低溫工程事業(yè)部，國(guó)家能源液化天然氣技術(shù)研發(fā)中心，北京 100012）

天然氣是優(yōu)質(zhì)清潔的一次能源，以氣態(tài)和液態(tài)兩種形式進(jìn)行貿(mào)易與應(yīng)用。天然氣液化后，體積約為標(biāo)態(tài)下氣體的1/600，便于遠(yuǎn)洋運(yùn)輸和應(yīng)用。

天然氣液化工藝技術(shù)的研究早在20世紀(jì)初就已開始，但其工業(yè)應(yīng)用最早出現(xiàn)在20世紀(jì)40年代。1941年，在美國(guó)克利夫蘭建成了首套調(diào)峰型天然氣液化裝置，采用級(jí)聯(lián)式工藝流程，處理能力約為0.23Mt/a液化天然氣（LNG）。隨后1964年，在阿爾及利亞Camel Arzew建成了首套基荷型天然氣液化裝置，采用經(jīng)典級(jí)聯(lián)流程[1]，裝置包括3條生產(chǎn)線，每條生產(chǎn)能力為0.36Mt/a，裝置總產(chǎn)能1.1Mt/a。此后天然氣液化工業(yè)進(jìn)入快速發(fā)展時(shí)期，大批大型液化裝置（> 1.0Mt/a）在中東、北非、大洋洲、北美等地相繼建成。據(jù)統(tǒng)計(jì)，目前國(guó)外已建成大型基荷型天然氣液化裝置58套，生產(chǎn)線近百條。本文就大型天然氣液化裝置的生產(chǎn)規(guī)模和工藝流程等方面進(jìn)行統(tǒng)計(jì)和分析，研究天然氣液化技術(shù)現(xiàn)狀和發(fā)展趨勢(shì)。

1 天然氣液化裝置

1.1 已建工程裝置規(guī)模

半個(gè)多世紀(jì)以來(lái)，天然氣液化裝置規(guī)模不斷擴(kuò)大，單線生產(chǎn)能力不斷提高。據(jù)統(tǒng)計(jì)，20世紀(jì)60年代和70年代初，單線產(chǎn)能在0.36～1.7Mt/a。隨著工藝技術(shù)和設(shè)備加工制造技術(shù)的進(jìn)步，規(guī)模逐漸擴(kuò)大。到80年代末，單線產(chǎn)能已經(jīng)可以達(dá)到2.6Mt/a；90年代產(chǎn)能進(jìn)一步提高，在2.5～3.3Mt/a，而且這一階段內(nèi)新建裝置的單線產(chǎn)能規(guī)模相差相對(duì)較小，處于裝置規(guī)模發(fā)展的平穩(wěn)期。從2000年至今的10余年，LNG裝置的單線生產(chǎn)能力又上了一個(gè)新臺(tái)階，多在3.3～5.2Mt/a，且已建最大單線產(chǎn)能達(dá)到7.8Mt/a（卡塔爾、6套）。LNG裝置建設(shè)在不斷追求著規(guī)?；?jīng)濟(jì)效益。裝置規(guī)模的發(fā)展歷程如圖1所示，大體可以劃分為4個(gè)發(fā)展階段。前3個(gè)階段產(chǎn)能不斷擴(kuò)大，第四個(gè)階段出現(xiàn)兩極分化，出 現(xiàn)超大規(guī)模產(chǎn)能裝置，但更多為3.0～5.0Mt/a規(guī)模，項(xiàng)目全生產(chǎn)周期的技術(shù)經(jīng)濟(jì)效益更加受到關(guān)注。

圖1 已建大型天然氣液化裝置規(guī)模

單線產(chǎn)能在1.0～2.0Mt/a的生產(chǎn)線條數(shù)最多，共32條，占總生產(chǎn)線條數(shù)的30.8%，但其產(chǎn)能僅占總產(chǎn)能的15.3%；其次是單線產(chǎn)能為2.1～3.0Mt/a、3.1～4.0Mt/a和4.1～4.9Mt/a的生產(chǎn)線，分別有21條、24條和11條，分別占總生產(chǎn)線條數(shù)的20.2%、23.1%和10.6%。這三段的產(chǎn)能之和超過總產(chǎn)能的60%，屬已建裝置的主流規(guī)模，單條生產(chǎn)線的平均產(chǎn)能達(dá)到3.37Mt/a。特大型生產(chǎn)線（單線能力≥ 5.0Mt/a）共有9條，占總生產(chǎn)線條數(shù)的8.6%，產(chǎn)能占總產(chǎn)能的20.6%，其中單線產(chǎn)能為7.8Mt/a的6條生產(chǎn)線的產(chǎn)能就已與32條1.0～2.0Mt/a的生產(chǎn)線的產(chǎn)能之和相當(dāng)。目前已建的特大規(guī)模液化裝置分布在卡塔爾、特立尼達(dá)和多巴哥、阿爾及利亞。

1.2 已建工程裝置分布

目前全球已建成大型基荷型LNG裝置58套，主要分布于卡塔爾（12套）、印度尼西亞（10套）、澳大利亞（10套）、阿爾及利亞（4套）、特立尼達(dá)和多巴哥（4套）等國(guó)家和地區(qū)，總生產(chǎn)線97條，總產(chǎn)能290Mt/a[2]。其中卡塔爾是目前最大的生產(chǎn)國(guó)，總生產(chǎn)能力為77Mt/a，其次是印度尼西亞和澳大利亞，總生產(chǎn)能力分別為35.9Mt/a和24.6Mt/a，如圖2所示。

1.3 新建和擬建工程項(xiàng)目

據(jù)統(tǒng)計(jì)，2013—2019年正在新建和擬建LNG項(xiàng)目達(dá)42項(xiàng)之多，生產(chǎn)線超過78條，總生產(chǎn)能力將超過359.7Mt/a。單線能力在1.0～6.0Mt/a，其中1.0～2.0Mt/a的有9條生產(chǎn)線；2.1～4.0Mt/a的有12條生產(chǎn)線；其余57條生產(chǎn)線生產(chǎn)能力為4.0～6.0Mt/a[2]。

圖2 各國(guó)已建LNG裝置能力情況（1964—2012年）

圖3 各國(guó)新建和擬建LNG裝置能力情況

新建和擬建項(xiàng)目主要分布在美國(guó)（11項(xiàng)）、澳大利亞（8項(xiàng)）、加拿大（6項(xiàng)）、俄羅斯（4項(xiàng)）。到2019年，美國(guó)將成為最大LNG生產(chǎn)國(guó)和出口國(guó)（125.8Mt/a）、澳大利亞次之（84Mt/a）、卡塔爾則位居第三（77Mt/a）。各國(guó)具體總產(chǎn)能情況如圖3所示。

2 天然氣液化工藝

2.1 液化工藝的發(fā)展與類型劃分

天然氣液化技術(shù)研究從20世紀(jì)初開始，在20世紀(jì)20年代經(jīng)典級(jí)聯(lián)流程最早被提出，此工藝也最早被工業(yè)化應(yīng)用。如1941年在美國(guó)克利夫蘭建成的世界第一套調(diào)峰型天然氣液化裝置，以及1964年在阿爾及利亞Camel Arzew地區(qū)建成首套基本負(fù)荷型天然氣液化裝置，均采用經(jīng)典級(jí)聯(lián)工藝[1]。

經(jīng)典級(jí)聯(lián)流程較復(fù)雜、設(shè)備臺(tái)數(shù)多，后來(lái)逐漸被后續(xù)開發(fā)的膨脹機(jī)流程和混合冷劑流程等所取代。其中氮膨脹單循環(huán)與氮?dú)?甲烷雙循環(huán)主要應(yīng)用于調(diào)峰站或小型的基荷型液化裝置中，在小型浮式液化裝置中也有應(yīng)用，未應(yīng)用于大中型天然氣液化裝置。但20世紀(jì)70年代開始得到工業(yè)應(yīng)用的混合冷劑流程則可應(yīng)用于中型（0.5～1.0Mt/a）、大型（1.0～5.0Mt/a）或特大型（>5.0Mt/a）的液化裝置。

混合冷劑流程按照循環(huán)數(shù)目及冷劑特點(diǎn)，又分單循環(huán)（SMR）、雙循環(huán)（DMR）、丙烷預(yù)冷（C3MR和AP-X）等多種流程。其中SMR液化工藝，APCI、BV、LNGL等國(guó)際公司掌握該種工藝，國(guó)內(nèi)綠能公司、海然公司和寰球公司也均已擁有SMR工藝技術(shù)，但BV公司的Prico流程簡(jiǎn)單、應(yīng)用最廣、設(shè)備緊湊，備受小型基荷型液化裝置的青睞。

同期，APCI公司開發(fā)了C3MR流程，并應(yīng)用于大型的基荷型液化裝置，占據(jù)了天然氣液化裝置建設(shè)大半個(gè)市場(chǎng)。2000年后，APCI公司又提出SplitMR技術(shù)，該技術(shù)可應(yīng)用于C3MR流程和AP-XTM流程，在現(xiàn)有壓縮機(jī)和驅(qū)動(dòng)機(jī)的基礎(chǔ)上能使單產(chǎn)能力提高15%。SplitMR技術(shù)的使用，使APCI公司的C3MR流程在已建的液化裝置中所占的比例進(jìn)一步提高到60%以上。DMR液化工藝曾分別由TEALARC和SHELL公司開發(fā)，并應(yīng)用于實(shí)際工程項(xiàng)目。

國(guó)外天然氣液化工藝技術(shù)研究起步早、工業(yè)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)豐富，長(zhǎng)期主導(dǎo)著天然氣液化裝置的工藝技術(shù)市場(chǎng)，主要的工藝及專利商詳見表1。近年來(lái)，中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司下轄的中國(guó)寰球工程公司通過多年技術(shù)攻關(guān)，也已經(jīng)自主開發(fā)出了具有知識(shí)產(chǎn)權(quán)的可應(yīng)用于大中型天然氣液化裝置的DMR流程，并且在陜西安塞0.5Mt/a天然氣液化裝置中得到成功應(yīng)用，2012年8月一次開車成功，10月順利并通過性能考核。此工藝技術(shù)還被推廣應(yīng)用于山東泰安0.6Mt/a LNG裝置國(guó)產(chǎn)化項(xiàng)目，并已于2014年8月順利開車成功。另外，寰球公司還基于此液化工藝開發(fā)了2.6Mt/a大型液化裝置工藝包，并已于2012年4月通過專家審查。

表1 國(guó)際主要天然氣液化工藝及其專利技術(shù)提供商情況

2.2 主要液化工藝的特點(diǎn)

2.2.1 康菲優(yōu)化級(jí)聯(lián)流程

康菲優(yōu)化級(jí)聯(lián)流程包含3個(gè)冷劑循環(huán)，即丙烷循環(huán)、乙烯循環(huán)和甲烷循環(huán)。其中甲烷循環(huán)又分為閉式和開式兩種，流程分別見圖4(a)和(b)[3-4]。與閉式相比，開式流程增加了對(duì)液化天然氣閃蒸氣（BOG）的利用與冷量回收。

康菲優(yōu)化級(jí)聯(lián)流程還采用“two-train-in-one”的設(shè)計(jì)理念，每個(gè)冷劑循環(huán)均采用2×50%兩臺(tái)壓縮機(jī)并聯(lián)配置，見圖4(b)[4]，這使其可適用于不同規(guī)模的液化裝置，據(jù)稱在單線產(chǎn)能8.0Mt/a以下的裝置均可使用。目前采用該流程建成的液化裝置的單產(chǎn)能力在1.0～5.2Mt/a?？捣苾?yōu)化級(jí)聯(lián)流程最大特點(diǎn)是：若任意一個(gè)循環(huán)中的一臺(tái)壓縮機(jī)出現(xiàn)故障不能正常工作時(shí)，整條生產(chǎn)線無(wú)需停車，并且仍能保證生產(chǎn)能力在正常產(chǎn)能50%以上。因此，該流程一直被采用，基本貫穿了LNG裝置建設(shè)的整個(gè)發(fā)展時(shí)期，是一種具有一定競(jìng)爭(zhēng)力的適用于大型LNG裝置的工藝流程。

2.2.2 帶丙烷預(yù)冷的混合冷劑制冷流程

C3MR流程和AP-XTM流程均為帶丙烷預(yù)冷的混合冷劑制冷流程，其流程示意圖分別見圖5和 圖6[5-6]。

C3MR流程中預(yù)冷循環(huán)使用純丙烷，通常分為三級(jí)或四級(jí)預(yù)冷；液化循環(huán)使用混合制冷劑，組成為氮?dú)?、甲烷、乙烷和丙烷[7]，混合制冷循環(huán)中通常分為兩個(gè)分支節(jié)流回路。C3MR工藝主要特點(diǎn)為：①冷劑便于獲得，可從天然氣的重?zé)N餾分中得到，操控簡(jiǎn)單；②丙烷壓縮機(jī)分為多級(jí)和混合冷劑壓縮機(jī)可進(jìn)行負(fù)荷匹配，進(jìn)而可采用兩臺(tái)同等能力的驅(qū)動(dòng)機(jī)；③除調(diào)整壓縮機(jī)負(fù)荷外，還可通過調(diào)節(jié)混合冷劑組成在一定程度上調(diào)節(jié)裝置的生產(chǎn)能力；④預(yù)冷循環(huán)采用純工質(zhì)丙烷，沸點(diǎn)較高，丙烷預(yù)冷溫度一般約-33℃，難以進(jìn)一步降低。在極端低溫環(huán)境下應(yīng)用具有局限性：一是不能充分利用環(huán)境低溫來(lái)提高裝置產(chǎn)能；二是需采取措施防止由于環(huán)境低溫造成丙烷氣體冷凝而導(dǎo)致的丙烷循環(huán)回路中設(shè)備與管線的真空問題。

AP-X是在C3MR工藝流程的基礎(chǔ)上，增加了一個(gè)氮膨脹循環(huán)（圖6），這樣可解除目前液化裝置中關(guān)鍵設(shè)備制造能力的瓶頸問題。增加的氮膨脹循環(huán)使丙烷與混合冷劑用量減少，降低了冷劑壓縮機(jī)的負(fù)荷，進(jìn)而對(duì)于現(xiàn)有的壓縮機(jī)產(chǎn)生最大能力。采用該工藝，其生產(chǎn)能力可以得到提高（50%）。

2.2.3 雙循環(huán)混合冷劑流程（DMR）

DMR流程由兩個(gè)循環(huán)構(gòu)成，即預(yù)冷循環(huán)和液化循環(huán)，且兩循環(huán)均采用混合冷劑。冷劑組成為氮?dú)?、甲烷、乙?乙烯和丙烷等，容易外購(gòu)或廠內(nèi)自產(chǎn)。流程示意圖如圖7所示[8]。

圖4 康菲優(yōu)化級(jí)聯(lián)流程

圖5 APCI公司的C3MR流程

圖6 APCI公司的AP-XTM流程

圖7 SHELL公司的DMR流程

兩循環(huán)均采用混合冷劑，因此可通過調(diào)節(jié)混合 制冷劑組分，使天然氣冷卻過程所需釋放的熱負(fù)荷在兩個(gè)循環(huán)中合理匹配，從而均衡地使用壓縮機(jī)驅(qū)動(dòng)機(jī)的功率，實(shí)現(xiàn)整體流程的低功耗；另外，當(dāng)流程的運(yùn)行條件，如環(huán)境溫度、天然氣的組分等發(fā)生變化時(shí)，也可以通過調(diào)節(jié)冷劑組成來(lái)優(yōu)化操作，充分利用環(huán)境低溫提高產(chǎn)能。DMR工藝與C3MR工藝相比較，在占地面積、對(duì)低溫環(huán)境的適應(yīng)性、提高產(chǎn)能、流程的簡(jiǎn)潔性等方面均具有一定優(yōu)勢(shì)，但是由于預(yù)冷循環(huán)采用繞管換熱器，并需使用不銹鋼管線，投資可能有一定程度提高。

2.3 各種液化工藝在工程實(shí)際中的應(yīng)用

到目前為止，除Liquefin流程外，表1中的各種工藝流程均在已建和在建的大型基荷型天然氣液化裝置（產(chǎn)能>1.0Mt/a）中得到應(yīng)用，包括經(jīng)典級(jí)聯(lián)（Classic Cascade）、康菲優(yōu)化級(jí)聯(lián)（Optimized Cascade）、SMR、DMR、C3MR、C3MR/SpitMR、MFC和AP-XTM等流程。

在大型基荷型天然氣液化裝置中經(jīng)典級(jí)聯(lián)流程和SMR流程應(yīng)用較少，所占市場(chǎng)份額也很低，這兩類流程裝置主要是建于1985年之前，該行業(yè)發(fā)展的初期。C3MR流程從20世紀(jì)70年代至今，不斷有新裝置建成，而且單線產(chǎn)能也不斷增加，涵蓋了1.0～4.0Mt/a，裝置產(chǎn)能占總產(chǎn)能的45.5%；C3MR流程改進(jìn)驅(qū)動(dòng)方案，采用SplitMR后，產(chǎn)能進(jìn)一步提升至5.0Mt/a，在近十年新建LNG裝置中占主導(dǎo)地位，C3MR/SplitMR流程裝置產(chǎn)能已占總產(chǎn)能的14.4%。C3MR流程和C3MR/SplitMR流程的液化裝置產(chǎn)能約占總產(chǎn)能的60%，是裝置建設(shè)的主流流程，積累了近40年的工程和研究經(jīng)驗(yàn)，技術(shù)成熟，使LNG裝置建設(shè)發(fā)展平穩(wěn)。在應(yīng)用中，處于第二位的流程是康菲優(yōu)化級(jí)聯(lián)流程，該流程的單線生產(chǎn)能力也比較寬泛，技術(shù)比較成熟，已建裝置產(chǎn)能占總產(chǎn)能比例也很高，達(dá)16.1%。2005年以后，又出現(xiàn)了新型流程的液化裝置，采用DMR、MFC和AP-XTM等流程。DMR和MFC流程已建裝置能力在4.0～5.0Mt/a，裝置數(shù)還很少，占市場(chǎng)份額分別為4.2%和1.4%。但是新型的AP-XTM流程發(fā)展相對(duì)較快，其單線產(chǎn)能也最高，被用于建設(shè)超大規(guī)模的天然氣液化裝置，在2008～2010年共建成6條生產(chǎn)線，生產(chǎn)能力到達(dá)總產(chǎn)能的15.7%。各液化工藝的應(yīng)用情況[8-19]具體見圖8和圖9。

圖8 歷年大型天然氣液化裝置的單線產(chǎn)能與所用工藝

圖9 各種工藝流程裝置所占的總產(chǎn)能份額

圖10 各種工藝流程的適用范圍

依據(jù)現(xiàn)有液化裝置建設(shè)情況以及關(guān)鍵設(shè)備（主 冷換熱器、冷劑壓縮機(jī)及驅(qū)動(dòng)機(jī)）的制造能力，可預(yù)測(cè)各工藝流程所適用的單條生產(chǎn)線能力見圖10所示范圍。其中康菲優(yōu)化級(jí)聯(lián)專利商預(yù)測(cè)其工藝使用規(guī)模可達(dá)到8.0Mt/a，但該工藝目前實(shí)際應(yīng)用裝置最大規(guī)模為5.2Mt/a；DMR技術(shù)在現(xiàn)有的莎哈林項(xiàng)目中其實(shí)際產(chǎn)能遠(yuǎn)超過其設(shè)計(jì)產(chǎn)能。冬季通過調(diào)整混合冷劑配方，原設(shè)計(jì)產(chǎn)能為4.8Mt/a的生產(chǎn)線已提高LNG產(chǎn)量至6.0Mt/a。另外，正在籌建中的一加拿大LNG項(xiàng)目（單線設(shè)計(jì)產(chǎn)能6.5Mt/a）選用此DMR工藝，研究表明基于現(xiàn)有的關(guān)鍵設(shè)備制造水平，其單條生產(chǎn)線能力可達(dá)6.4Mt/a，若考慮原料氣組成變化和氣溫條件變化等，產(chǎn)能有可能會(huì)進(jìn)一步提高。

2.4 液化工藝在極寒地區(qū)的應(yīng)用

迄今極寒地區(qū)已建天然氣液化工廠共3座，分別位于俄羅斯薩哈林、挪威哈默菲斯特島和美國(guó)阿拉斯加基耐，分別采用DMR、MFC、康菲級(jí)聯(lián)三種液化工藝。

俄羅斯薩哈林LNG項(xiàng)目，2009年建成投產(chǎn)，共兩條生產(chǎn)線，總裝置設(shè)計(jì)能力9.6Mt/a；自開車以來(lái)一直運(yùn)行良好，并且在冬季產(chǎn)能遠(yuǎn)超過設(shè)計(jì)產(chǎn)能。挪威哈默菲斯特島上的Sn?hvit LNG項(xiàng)目自2007年建成，運(yùn)行過程中因海水冷卻系統(tǒng)問題，出現(xiàn)多次停產(chǎn)檢修與設(shè)備更換，但無(wú)液化工藝本身問題。美國(guó)阿拉斯加基耐LNG項(xiàng)目，是在極寒地區(qū)建設(shè)最早的一個(gè)項(xiàng)目，1969年建成，運(yùn)行時(shí)間已超過 40年。

另外，目前在極寒地區(qū)還有一新建項(xiàng)目——俄羅斯Yamal LNG項(xiàng)目。該項(xiàng)目地處北極圈內(nèi)，擬選用液化工藝為C3MR（因DMR技術(shù)難于獲得）。其預(yù)冷循環(huán)均為丙烷制冷，與康菲級(jí)聯(lián)流程第一級(jí)循環(huán)相同?？捣萍?jí)聯(lián)流程在極寒地區(qū)的長(zhǎng)期運(yùn)行為C3MR工藝可以通過采取必要措施而使其能夠在極寒地區(qū)應(yīng)用提供了經(jīng)驗(yàn)與實(shí)踐佐證。因此從已建與在建的天然氣液化裝置來(lái)看，DMR、MFC、康菲級(jí)聯(lián)、C3MR均可應(yīng)用于極寒地區(qū)。但需注意的是對(duì)于具有丙烷預(yù)冷循環(huán)的康菲級(jí)聯(lián)與C3MR液化工藝，在工程設(shè)計(jì)過程中需要充分考慮防止丙烷循環(huán)中丙烷在低溫環(huán)境下可能會(huì)發(fā)生冷凝而導(dǎo)致的真空問題及低溫環(huán)境條件下開停車的問題。

2.5 浮式天然氣液化裝置

深海探明油氣資源儲(chǔ)量巨大，主要分布于墨西哥灣、巴西、遠(yuǎn)東、西非、尼日利亞、澳大利亞以及馬來(lái)西亞/文萊[21]。但海底輸氣管道鋪設(shè)造價(jià)昂貴，因此針對(duì)遠(yuǎn)離海岸線的深海油氣資源的開采利用，發(fā)展浮式天然氣液化（FLNG）成為必然趨勢(shì)。建設(shè)FLNG裝置，可避免建設(shè)海底長(zhǎng)輸管線，并對(duì)海底開采天然氣直接處理、液化，然后由LNG運(yùn)輸船遠(yuǎn)洋運(yùn)輸直接送往下游銷售市場(chǎng)。

FLNG歷經(jīng)最近十余年對(duì)海上作業(yè)特點(diǎn)識(shí)別、理解與應(yīng)對(duì)策略的研究，包括天然氣預(yù)處理、液化工藝、LNG與凝析液的儲(chǔ)運(yùn)、轉(zhuǎn)塔及系泊系統(tǒng)、模塊化設(shè)計(jì)與船體晃動(dòng)影響實(shí)驗(yàn)等，在全球范圍內(nèi)FLNG已取得了突破性進(jìn)展，全球范圍內(nèi)至2018年將有十余項(xiàng)大中型FLNG項(xiàng)目規(guī)劃投產(chǎn)，項(xiàng)目主要集中在亞太地區(qū)；澳大利亞的PreludeFLNG項(xiàng)目（天然氣液化規(guī)模3.5Mt/a），馬來(lái)西亞的PFLNG1（Sarawak）項(xiàng)目（1.2Mt/a）和PFLNG2（Sabah）項(xiàng)目（1.5Mt/a），印度尼西亞的AbadiFLNG項(xiàng)目等。FLNG總產(chǎn)能預(yù)計(jì)至2020年將占全球新增LNG總產(chǎn)能的17%[22-23]。

大型浮式液化裝置的液化工藝，是基于已有的岸基天然氣液化裝置所采用的液化工藝進(jìn)行創(chuàng)新與技術(shù)整合，主要技術(shù)供應(yīng)商仍為APCI和SHELL等公司，Technip等具有很強(qiáng)工程技術(shù)實(shí)力的工程公司以及韓國(guó)大宇等LNG造船公司在FLNG裝置設(shè)計(jì)建設(shè)中也起到了至關(guān)重要的作用。

3 結(jié) 論

天然氣液化行業(yè)至今已歷經(jīng)半個(gè)多世紀(jì)的發(fā)展，液化裝置的規(guī)模和所采用的工藝流程均發(fā)生了顯著變化。液化工藝技術(shù)日漸成熟，且工藝多樣、百家爭(zhēng)鳴，除Liquefin流程尚未得到應(yīng)用外，C3MR、AP-XTM、DMR、MFC等混合冷劑流程及優(yōu)化級(jí)聯(lián)流程均在大型液化裝置上得到成功應(yīng)用。

裝置規(guī)模不斷擴(kuò)大，單線生產(chǎn)能力不斷提高，從建設(shè)初期不足0.5Mt/a，發(fā)展到今天的單線產(chǎn)能最大7.8Mt/a。然而，裝置規(guī)模的發(fā)展并不是一味追求規(guī)模最大化，而是在朝著根據(jù)實(shí)際情況兼顧操作靈活性、負(fù)荷調(diào)節(jié)能力及設(shè)備檢維修停產(chǎn)等方面問題，追求項(xiàng)目全生產(chǎn)周期的技術(shù)經(jīng)濟(jì)效益最大。目前在建和擬建的大型液化裝置規(guī)模在3.0～6.5Mt/a較寬泛的范圍內(nèi)。

此外，現(xiàn)今海洋天然氣資源的開發(fā)和極地地區(qū)天然氣資源的開發(fā)是天然氣資源開發(fā)利用的新動(dòng)向，隨之刺激了液化工藝技術(shù)和裝置建設(shè)的進(jìn)一步發(fā)展，以用于海上浮式液化裝置和極端氣候環(huán)境下的液化裝置的設(shè)計(jì)建設(shè)。開發(fā)浮式液化技術(shù)、適應(yīng)極寒氣候的工藝技術(shù)及建設(shè)施工技術(shù)是技術(shù)研究新方向。

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