犍为LNG装置于2005年11月建成投产，设计处理天然气量40×104 m3/d，产品LNG流量为4×104 m3/d。该装置虽然规模小，但整个工艺技术自主开发，合理利用了管道的压力降，所有设备全部国产化，为国内LNG工艺技术的发展起到了领路工厂的作用。
该装置采用的工艺有：分子筛吸附脱水和脱CO2；天然气膨胀机开式循环制冷；LNG带压储存充装；BOG作分子筛再生气，压缩后去界区外作燃料。其工艺流程示意图见图 1[1]。原料天然气(5.8 MPa，室温)经过分子筛吸附脱水后(水体积分数小于1×10-6)分成两股气流，膨胀气流进冷箱，预冷到-40 ℃后进膨胀机的膨胀端膨胀(膨胀后温度约为-105 ℃)，膨胀后的气流经过冷量交换，并复热到常温，经膨胀机增压端增压后出界区去管网，出装置压力约1.8 MPa。液化气流经过分子筛吸附脱除CO2后进冷箱，与膨胀后的气流间壁式换热，并与BOG返流气换热后节流去产品低温分离器。低温分离器的气相复热后作分子筛再生冷却气，压缩后去界外管道作燃料；液相去产品储罐储存，储存压力约为0.3 MPa。
该装置采用天然气压力能制冷，与常规制冷循环相比，简化了工艺流程，省去了制冷循环压缩机及附属设备，使得装置投资降低。同时，由于无制冷压缩机的电能消耗，使LNG装置的能耗极低。经考核表明，该装置单位产品能耗主要是尾气压缩机和公用工程(循环水、仪表风)的能耗，约150 kW·h/t LNG，比国外大型基本负荷型LNG装置单位产品能耗450 kW·h/t LNG[2]节约68%左右。
该装置原料气来源单一(由麻柳场气田供气)，天然气组分稳定，几乎不含C5+重烃，也不含H2S，且CO2摩尔分数低至约0.13%, 见表 1。与常规LNG装置相比，在天然气净化工艺上，设计开发出部分脱CO2工艺流程，即原料气中只有约20%的液化气流脱CO2(脱碳后CO2体积分数小于100×10-6)，大大降低了脱碳负荷。同时，省去常规胺法脱碳单元，减少了天然气净化部分的投资，节省了运行费用。
该装置采用4个100 m3的真空绝热低温储罐储存LNG，储存压力约为0.3 MPa，储存周期约5天。由此，可利用该压力对车辆装车，省去了LNG装车泵。同时，带压储存时对应储存温度升高，可在一定程度上降低产品能耗。
部分液化LNG装置的天然气净化部分的处理能力远大于天然气液化部分的处理能力是装置的基本特点之一，从而造成天然气净化部分的单位产品投资和运行费用较高。犍为LNG装置根据其原料天然气的特定性质，简化了净化部分投资和运行费用，有效解决了该问题。
该装置利用净化后天然气作制冷介质，采用开式循环工艺，膨胀气流制冷的天然气直接去界外，而液化气流的天然气受膨胀机制冷温度的限制，也不可能全部液化。因此，总的液化率约为10%。
犍为LNG采用单级膨胀机制冷，受叶轮材料强度和最大圆周速度的限制，只适用于膨胀机的焓降小于63~75.6 kJ/kg[3-4]的情况。当由于压力降增加或膨胀前温度上升引起膨胀机焓降增大时，应采用两级或多级膨胀机制冷。
天然气膨胀机制冷的膨胀前气流不能带液，而膨胀后气流带液量也有一定的限制(不超过20%)。犍为LNG属贫气，重烃含量很低。因此，当天然气中重组分含量更高时，应考虑重烃影响，膨胀前一般应增加重烃分离器。同时，在工艺参数的选择上，膨胀后的温度受该压力下的液化平衡温度的限制，如需降低膨胀后温度，只有降低膨胀后压力。否者在较高的膨胀压力下，随膨胀焓降的增加只能增加膨胀后的液体，而温度的降低并不明显。
经过HYSYS模拟表明，当采用带预冷的天然气膨胀代替不带预冷的膨胀机制冷循环时，会因制冷量的增加和更高温度水平冷量的合理利用，液化率有所提高。针对犍为LNG装置的模拟表明，采用单级预冷到-40 ℃时，LNG产量最高可从5.0×104 m3/d提高到8.16×104 m3/d，提高约63%。
利用管道压力能制冷或适当辅以外制冷循环补冷，部分液化生产LNG的装置，特别适用于管道输送过程中有较多的压力能可以利用，并同时需要生产少量LNG的情况，生产的LNG产品可用于调峰，或作LNG车用燃料。犍为LNG在这方面作了有益的实践和探索。
2014, Vol. 43 Issue (5): 512-514
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