液化天然氣

天然氣是指蘊藏在地層內的可燃性氣體，主要是低分子烷烴的混合物，可分為干氣天然氣和濕天然氣兩種，干氣成分主要是甲烷，濕天然氣除含大量甲烷外，還含有較多的乙烷、丙烷和丁烷等。

液化天然氣（Liquefied Natural Gas）的主要成分是甲烷，還有少量的乙烷和丙烷。液化天然氣無色、無味、無毒、無腐蝕性，天然氣在常壓和-162℃左右可液化，液化天然氣的體積約為氣態體積的1/625。

在常壓下，LNG的密度約為430-470kg/ （因組分不同而略有差異），燃點約為650℃，熱值為52MMBtu（1MMBtu=2.52×108cal），在空氣中的爆炸極限（體積）為5%-15%。液化天然氣的儲存是天然氣儲存方式之一。LNG儲罐通常為雙層金屬罐，與LNG接觸的內層材質為含9%Ni低溫鋼，外層材質為碳鋼，中間絕熱層為膨脹珍珠岩，罐底絕熱層為泡沫玻璃。

世界上環保先進國家都在推廣使用LNG.除了用作發電廠、工廠、家庭用戶的燃料外，其中所含的甲烷可用作製造肥料、甲醇溶劑及合成醋酸等化工原料；另外其所含的乙烷和丙烷可經裂解而生成乙烯及丙烯，是塑料產品的重要原料。

此外，超低溫的LNG在大氣壓力下轉變為常溫氣態的過程中，可提供大量的冷能，將這些冷能回收，還可以利用於6種低溫用途上：使空氣分離而製造液態氧、液態氮，液化二氧化碳、乾冰製造，利用冷能進行發電，製造冷凍食品或使用於冷凍倉庫，橡膠、塑料、鐵屑等產業廢棄物的低溫破碎處理，海水淡化。

在生態環境污染日益嚴重的形勢面前，為了優化能源消費結構，改善大氣環境，實現可持續發展的經濟發展戰略，人們選擇了天然氣這種清潔、高效的生態型優質能源和燃料。現在，無論是工業還是民用，都對天然氣產生了越來越大的依賴性。液化天然氣(LNG) 是天然氣的液態形式，在某些情況下，選擇液化天然氣比選擇氣態天然氣具有更多的優點。LNG的應用實際上就是天然氣的應用，但由於其特性，LNG又比天然氣有著更廣泛的用途。

工業用LNG

1、發電

LNG使用高效，經濟，在發電中，天然氣的熱能利用率可達55%，高於燃油和煤，尤其是對調峰電廠而言，天然氣取代燃油的優勢非常明顯｡用於發電是目前LNG的最主要工業用途。

日本一直是世界上LNG進口最多的國家，其LNG進口量的75 %以上用於發電，用作城市煤氣的佔20 %～23 %。韓國也是LNG 進口大國，其電力工業是韓國天然氣公司( Kogas) 的最大用戶，所消費的LNG占該國LNG進口總量的一半以上。

世界上已建有不少以天然氣或液化天然氣為燃料的燃氣蒸汽聯合循環電站。1999 年到2020 年期間，美國計劃新增發電量中約有90%是天然氣發電，屆時，美國天然氣發電量的比重將達到33 %。20 世紀80 年代興起的聯合循環電站，發電量以燃氣輪機為主(約佔總電量的2/ 3)，電站純效率已達50 %以上，而常規的燃煤蒸汽輪機電站效率只有30 %～35 %。燃氣輪機電站和聯合循環電站不僅效率高，而且機動性好，從機組起動到滿負荷運行時間短，既可作基本負荷運行，也能作調峰運行。此外，聯合循環電站污染小、可靠性高。

目前，我國“西氣東輸”等大型天然氣輸配工程已經全線貫通；廣東液化天然氣站線項目一期工程正式啟動；建設總規模為500 萬t/年、一期工程總投資超過220 億元的福建LNG 項目也正式啟動。這些項目的投產和啟動為發展我國的天然氣發電提供了必要的物質保障，必將對緩解我國能源供需矛盾、優化能源結構起到重要作用。

2、陶瓷、玻璃等行業

一些能源消耗很大的企業往往距城市或天然氣管道很遠，或者根本得不到管道輸送的天然氣，這種情況下LNG的優勢更明顯，最典型的是陶瓷廠，使用LNG可以使產品檔次提高，成本下降｡ 用在玻璃、陶瓷製造業和石油化工及建材業(無鹼玻璃布)，可極大地提高產品的質量或降低成本，從而因燃料或原料的改變，而成為相關企業新的效益增長點。

中小城鎮生活用LNG

近年來，隨著居民生活水平的提高，中小城鎮居民更希望能用潔凈的能源， LNG作為清潔能源現備受關注，天然氣燃燒后產生的二氧化碳和氮氧化合物僅為煤的50%和20%，污染為液化石油氣的1/4，煤的1/800｡由於管道鋪投資設費用大，LNG氣化站具有比管道氣更好的經濟性，在中小城鎮可採用LNG氣化站作為氣源供居民使用，此外還可用於商業，事業單位的生活以及用戶的採暖等。

LNG作為調峰的備用氣源

作為管道天然氣的調峰氣源，可對民用燃料系統進行調峰，保證城市安全、平穩供氣。在美國、英國、德國、荷蘭和法國等國家，將LNG 調峰型裝置廣泛用於天然氣輸配系統中，對民用和工業用氣的波動性，特別是對冬季用氣的急劇增加起調峰作用。我國在上海已建成並投入使用｡

車用LNG燃料

LNG作為可持續發展清潔能源，具有明顯的環境效益及社會效益，以LNG取代燃油后可以減少90%的二氧化硫排放和80%的氮氧化物排放，環境效益十分明顯，是汽車的優質代用燃料｡可以預見，城市在汽車燃料方面逐步用LNG或天然氣代替燃油，近年來，它已被世界許多國家重視和推廣｡俄羅斯在將 LNG 用於汽車運輸，鐵路運輸，水上運輸和空中運輸方面積累了許多經驗｡英國的運輸公司大部分採用LNG為車用燃料｡

按照天然氣的儲存方式不同，天然氣汽車大致分為CNGV(壓縮天然氣汽車)，LNGV(液化天然氣汽車)，和ANGV(吸附天然氣汽車)，目前在國內大量使用的是CNG型汽車，正在推廣的是LNGV型汽車，ANGV正處在研製階段，隨著LNG的大量普及，LNGV型汽車會逐步向重型車發展，並會部分取代小型CNG型汽車及公交車，現國內建成的LNG公交車示範站有新疆的烏魯木齊市、北京市、長沙市，正在籌備建設的有北海市、湛江市等｡目前全國已改裝的CNG型汽車已達數萬輛，但用LNG作為汽車燃料特別值得推廣，在建造LNG加氣站的同時兼顧CNG(壓縮天然氣)加氣站，能滿足目前及今後的需求｡

天然氣的主要成分是甲烷，甲烷的常壓沸點是 -16 1 ℃ ，臨界溫度為 -84 ℃ ，臨界壓力為 4.1MPa 。 LNG 是液化天然氣的簡稱，它是天然氣經過凈化（脫水、脫烴、脫酸性氣體）后[4]，採用節流、膨脹和外加冷源製冷的工藝使甲烷變成液體而形成的[5]。

中國天然氣貿易的發展，不但反映了世界天然氣市場格局的變化，而且正在為世界天然氣市場注入新的活力。

2011年中國天然氣產量首次突破1000億立方米，達到1011.8億立方米，同比增長6.4%。2012年前8個月產量累計達到697.7萬噸，同比增長5.4%。天然氣管道建設也如火如荼。2011年全國新增天然氣長輸管道里程超過5000公里，全國干、支線天然氣管道總長度超過5萬公里。2013年10月16日，西氣東輸三線工程在北京、新疆和福建三地同時開工，沿線經10個省區，總長度7378公里，設計年輸氣量300億立方米。

液化天然氣則隨著海上液化天然氣進口量的不斷增加以及陸上液化天然氣液化工廠的建設，國內資源供應得到了保障。2011年我國進口液化天然氣1221.5萬噸(約合171億立方米)，約為上年進口量的1.3倍。我國海上液化天然氣進口量今後將會逐年增加，2015年有望達到4000萬噸，年均複合增長率超過30%。

如今，中國的三大一次性能源是石油、天然氣、煤炭。並且在世界上天然氣可以排到第二。我國近幾年由於石油危機使得國內生產石油地區受到嚴重損失。並且在此同時，對自然的大力度採用，使得環境受到了很嚴重的污染。這就使得液化天然氣這種既環保又清潔的燃料型燃料問世。如今在國際能源消費市場上天然氣能源消費就可以佔到總消費的28%，但是在我國卻只能佔到 2.8%，這就是導致我國與世界市場脫軌的原因之一。

我國目前運送天然氣的裝置也比較繁瑣，裝置液化天然氣的裝置一般都是真空隔熱的小罐子，裡面容積比較小。並且運送過程中也比較緩慢、低效。運送工具一般選用液化天然氣罐車，車型大多數是半掛。但是隨著科學技術的提升，在運送過程中也會選擇鐵路運送，這將被廣泛應用。我國在面對天然氣裝置問題是也是採用地區分化式，像邊遠地區的裝置一般較小，而上海浦東的裝置則更偏向於液化，對於中原地區，選擇了負荷型。我國目前還是發展中國家，並且是人口眾多的發展中國家，目前的經濟也正處於緩慢發展過程中，這就導致我國對能源的需求大大增加，並且我國一直以石油為主要發展能源，但就目前世界石油發展情勢，石油價錢越跌越低，我國在這方面已經入不敷出。目前我國的重工業地區對於天然氣的需求在慢慢增長，並且我國大部分地區都使用了天然氣這種節能燃料。隨著人民生活水平的增長，我國的天然氣市場也有了好的機遇去發展。

2013年11月22日俄羅斯國家杜馬通過一項法律允許俄液化天然氣出口自由化，這項法律將打破多年來液化天然氣出口由俄羅斯天然氣工業股份公司壟斷的局面。

上述法律自2013年12月1日起生效。按照規定，俄羅斯將有兩類能源公司獲得液化天然氣出口權。持有2013年1月1日前頒發的聯邦礦產資源開採許可證，並被允許建立液化天然氣工廠，或將開採出的天然氣用於生產天然氣的公司。此外，擁有包括黑海和亞速海在內的內海、領海及大陸架礦產資源開採權，並將開採出的天然氣或按產品分成協議獲得的天然氣進行液化，國有資本超過50%的公司。

根據該法，俄工業貿易部將頒發液化天然氣許可證的權力轉交給能源部。天然氣出口商將向俄能源部提供按俄政府規定的程序出口天然氣的信息，此舉是為了協調液化天然氣出口，避免在俄出口商之間形成競爭。

俄政府希望，液化天然氣出口自由化將有助於提高俄在世界天然氣市場的份額，保持天然氣價格穩定。

2013年前10個月，俄天然氣出口量為1633．53億立方米，其中遠距離出口量同比增長17．7%，為1098．71億立方米；近距離出口量同比下降16%，為416．63億立方米。此外，前10個月出口至亞太地區的液化天然氣同比略降1.6%，為118.15億立方米。

中國三大國有石油公司之一的中國海洋石油總公司(China National Offshore Oil Corp.，簡稱∶中海油集團)正發行10年期美元計價債券，初步指導息率為同期美國國債加約210點子。今次是該集團首次在國際市場上發債集資，以作為其投資澳大利亞昆士蘭Curtis液化天然氣(liquefied natural gas 簡稱∶LNG)項目之用。

銷售文件沒有顯示具體發債金額，僅稱為基準規模。在美元債市場，基準規模一般指5億美元或以上。

中海油集團是中央特大型國有企業，也是中國最大的海上油氣生產商，總部設在北京。主要業務包括油氣勘探開發、專業技術服務、煉化銷售及化肥、天然氣及發電、金融服務、新能源等六大業務板塊。

該集團是在香港上市的中國海洋石油有限公司(CNOOC Ltd.，0883.HKCEO 簡稱∶中海油)的母公司，上市的中海油曾在國際債券市場多次發債，在今年5月初剛發行了40億美元、四檔不同年期的美元債，但中海油集團則是首次在海外發債。

銷售文件顯示，今次發債由中海油集團旗下全資附屬公司CNOOC Curtis Funding No. 1 Pty Ltd擔任發債體，由中海油集團提供擔保。有關債券獲穆迪(Moody's)初步"Aa3"及標準普爾(Standard & Poor's)初步"AA-"評級，並計劃於香港聯合交易所上市。

文件顯示，中海油集團計劃把今次發債集資所得，用於旗下CNOOC (AUS) Investment或子公司的一般企業用途，當中部分將用作收購Curtis液化天然氣項目之用。

中海油集團在5月時與英國石油公司(BP PLC， BP.LN)簽訂一項19.3億美元的約束性協議，以取得Curtis液化天然氣項目的40%權益，令其總權益由10%增至50%，協議還包括一個20年的供應合約。

銷售文件顯示，中國銀行(Bank of China)、高盛(Goldman Sachs)、摩根大通(JP Morgan)及瑞銀(UBS)擔任今次發債的聯席全球協調人，該4間投行，連同工銀國際(ICBC International)、建銀國際(CCB International)、農銀國際(ABC Internaitonal)、交銀國際(BOCOM International)，擔任今次發債的聯席賬簿管理人及聯席牽頭經辦人，預計最快於今天內定價。

1 天然氣氣源

我國目前在發展液化天然氣的最大挑戰就是氣源。在緩和東部地區的天然氣供應問題是，我國採用了“西氣東輸”工程。但這項工程只是解決了當時天然氣供給不足的問題，隨和我國國民生產水平的不斷提高，市場上對於天然氣的需求與日俱增，天然氣的供給早已成為了難題，我們目前要做的就是尋找天然氣氣源，加大對天然氣的開採，才是從更本上解決天然氣供給不足的方法。在發展天然氣能源的環節中掌握更多國際資源成產地也是極其重要的，我國的天然氣氣源地並不足，並且還逐漸“向西”發展，我們要做到如何能保證在“向西”發展的過程中佔據有利地位。只有在達到氣源充足的基礎上，才能談及液化天然氣的健康持續發展。

2 液化天然氣價錢

目前的天然氣資源被世界其他國家壟斷，並且液化天然氣在價錢上持不斷增長趨勢，這對我國大力發展天然氣存在著不利影響。我們都知道，原油價格和液化天然氣的價錢存在直接聯繫，液化天然氣價格的不斷上漲就是由於原油價格的上漲所致。並且這幾年液化天然氣的項目建設價格也在不斷上漲，這也就拉高了天然氣的總體價格，比如說，中國進口液化天然氣價格在 2013 年已經達到 15 美元/MMBTU。液化天然氣價格的持續上漲也是導致我國天然氣發展緩慢的原因。

3 液化天然氣相關技術和裝備

就我國目前的形式來看，沒有工業化應用經驗、沒有大型天然氣液化技術、沒有大型天然氣液化工廠，這一系列的問題都造成了我國目前液化天然氣發展緩慢的形式。我們應該將重心投放在對天然氣液化的技術創新上，應用科學技術製造一些擁有自主知識產權的液化天然氣的設備。我國目前在液化天然氣方面無論從技術還是從設備上都任重道遠。

4 液化天然氣的供需問題

我國對天然氣的需求逐漸增大，但是就目前的供給，根本無法支持起中國這個人口大國。並且新疆、海南等地的天然氣液化工程的建施也使得供給問題變得嚴峻。在使用當面，天然氣具有足夠的優越性和靈活性，但是我國沒有足夠的天然氣氣源來開採天然氣，但是我國還有將近300 個省市在使用天然氣。並且如此大的需求也是的世界上的天然氣價格變得非常高。這極不利於我國的天然氣發展。

1 尋找天然氣氣源

隨著我國國民生活水平的不斷提升，我國對於天然氣的需求也變得越來越緊迫，但我國對於開採天然氣的氣源還未明確。就目前來看，國際上開發氣田分佈的國家主要是有：澳大利亞、伊朗、加拿大等。近幾年發展最快的天然氣氣源是澳大利亞，預計出口液化天然氣的數量在 2008年居世界第一。據調查，目前新興的能源產地是非洲。加拿大在開採這方面也不弱，其在液化天然氣項目中也有天然氣液化廠之類的建設。

2 提高天然氣液化技術和裝備

具有中國自主知識產權的設備和技術是支撐液化天然氣發展的主要。有了具有我國知識產權的設備和技術不光能滿足我們國家對液化天然氣產業的發展，還能將國際壟斷這種形式打破。我國目前對於液化天然氣的技術太過於淺薄，不足與支撐整個中國市場的需求，中國是一個人口大國，由於石油市場的暴跌，天然氣已經漸漸成為市場主要能源，但就目前國家的技術，無法實現。所以我們要先攻克液化天然氣全產業鏈關鍵技術，使其形成一條具有知識產權、設備完全的液化天然氣技術系列。並且，我國目前在低溫技術關鍵設備方面取得很大進展。

3 提高液化天然氣議價話語權

①我國應該加快對煤層氣、頁岩氣、管道氣等的發展腳步，減少國際液化天然氣的價格上漲對中國市場的影響。

②要通過調研、關注等手段來牢牢鎖定國際形勢，運用投資、併購等方法來得到液化天然氣的生產商股份和液化天然氣上游氣源資源。我國目前對於液化天然氣這方面屬於開始階段，要創造好政策環境。不能讓經濟利益成為了液化天然氣的阻撓。要想讓液化天然氣的發展可持續，在選擇合作夥伴的時候，就一定要注意合作夥伴的多元化，這可以讓技術更加的流通便捷，更有利於發展。

1 國外研究現狀

現在世界能源生產總量中，天然氣已佔到1/3，並有可能在不遠的將來逐步將現時廣受歡迎的石油和煤炭擠到次要地位。2020年前，天然氣在世界能源需求中的比例將會達到45%-50%。目前，世界天然氣年需求量超過2.5×10m，進入國際貿易的為(6250-6500)×l0m，而其中以LNG方式出售的約佔33%。據第20屆世界天然氣大會和相關資料預測，2030年前，世界天然氣的潛在需求將增加到4×10m，液化天然氣歷來是一種細分市場產品。它的消耗量正以每年10%的速度增長，全球液化天然氣需求將從2010年的2.18億噸增至2015年的3.1億噸，到2020年可達到4.1億噸。2011年上半年，液化天然氣需求同比增長8.5%，全年增長12%，主要是受來自於日本、英國和印度新增需求，以及韓國傳統買家需求增長的刺激。預計到2015年，我國天然氣供應結構為國產氣1700億立方米，凈進口900億立方米，天然氣消費量將達到2600億立方米，佔一次能源消費中的比重則將從目前的4%上升至7%至8%。2011年中國天然氣的消費量為1313億立方米，屆時天然氣佔一次性能源的消費比例可能將提升至10%至15%。

近年來，隨著世界天然氣產業的迅猛發展，LNG已成為國際天然氣貿易的重要部分。與十年前相比，世界LNG貿易量增長了一倍，出現強勁的增長勢頭。據預測，2012年國際市場上LNG的貿易量將佔到天然氣總貿易量的36%，到2020年將達到天然氣貿易量的40%，占天然氣消費量的15%。

國外的液化裝置規模大、工藝複雜、設備多、投資高，基本都採用階式製冷和混合冷劑製冷工藝，目兩種類型的裝置都在運行，新投產設計的主要是混合冷劑製冷工藝，研究的主要目的在於降低液化能耗。製冷工藝從階式製冷改進到混合冷劑製冷循環，目前有報道又有 C Ⅱ -2 新工藝，該工藝既具有純組分循環的優點，如簡單、無相分離和易於控制，又有混合冷劑製冷循環的優點，如天然氣和製冷劑製冷溫位配合較好、功效高、設備少等優點。

法國Axens 公司與法國石油研究所 (IFP) 合作，共同開發的一種先進的天然氣液化新工藝—— Liquefin 首次工業化，該工藝為 LNG 市場奠定了基礎。其生產能力較通用的方法高 15%-20% ，生產成本低 25% 。使用 Liquefin 法之後，每單元液化裝置產量可達 600 × 104 t/y 以上。採用 Liquefin 工藝生產 LNG 的費用每噸可降低 25% 。該工藝的主要優點是使用了翅片式換熱器和熱力學優化后的工藝，可建設超大容量的液化裝置。 Axens 已經給美國、歐洲、亞洲等幾個主要地區提出使用該工藝的建議，並正在進行前期設計和可行性研究。 IFP 和 Axens 開發的 Liquefin 工藝的安全、環保、實用及創新特點最近已被世界認可，該工藝獲得了化學工程師學會授予的“工程優秀獎”。

美國德克薩斯大學工程實驗站，開發了一種新型天然氣液化的技術—— GTL 技術已申請專利。該技術比目前開發的 GTL 技術更適用於小規模裝置，可加工 30.5 × 104 m3 /d 的天然氣。該實驗站的 GTL 已許可給合成燃料(Synfuels) 公司。該公司在 A & M 大學校園附近建立了一套 GTL 中試裝置，目前正在進行經濟性模擬分析。新工藝比現有技術簡單的多，不需要合成氣，除了發電之外，也不需要使用氧氣。其經濟性、規模和生產方面都不同於普通的費托 GTL 工藝。第一套工業裝置可能在 2004 年上半年建成。

2 國內研究現狀

早在20世紀 60 年代，國家科委就制訂了 LNG 發展規劃， 60 年代中期完成了工業性試驗，四川石油管理局威遠化工廠擁有國內最早的天然氣深冷分離及液化的工業生產裝置，除生產 He 外，還生產 LNG 。 1991 年該廠為航天部提供 30tLNG 作為火箭試驗燃料。與國外情況不同的是，國內天然氣液化的研究都是以小型液化工藝為目標，有關這方面的文獻發表較多，以下就國內現有的天然氣液化裝置工藝作簡單介紹。

2011年，我國液化天然氣行業市場銷售CRN值約為80%，其中中石油、中石化、中海油三大國企的比重達到近六成，銷售地區主要集中在天津、山東、廣東、新疆、陝西等地。在LNG進口方面，截至2011年底，中國共投運LNG接收站5座，接收能力合計達1580萬噸/年；到2014年全部建成后，中國LNG接收能力將達3380萬噸/年。我國天然氣地質資源量估計超過38萬億立方米，可采儲量前景看好，按國際通用口徑，預計可采儲量7-10萬億立方米，可采95年，在世界上屬資源比較豐富的國家。陸上資源主要集中在四川盆地、陝甘寧地區、塔里木盆地和青海，海上資源集中在南海和東海。此外，在渤海、華北等地區還有部分資源可利用。由於資源勘探后，未能有效利用，以及政策不配套，造成用氣結構不合理，都在一定程度上制約了我國天然氣工業的健康發展。但是，隨著我國的社會進步和經濟發展，天然氣成為主要能源將是一個必然的趨勢。

（1）四川液化天然氣裝置

由中國科學院北京科陽氣體液化技術聯合公司與四川簡陽市科陽低溫設備公司合作研製的 300l/h 天然氣液化裝置，是用 LNG 作為工業和民用氣調峰和以氣代油的示範工程。該裝置於 1992 年建成，為 LNG汽車研究提供 LNG 。

該裝置充分利用天然氣自身的壓力，採用氣體透平膨脹機製冷使天然氣液化，用於民用天然氣調峰或生產 LNG ，工藝流程合理，採用氣體透平膨脹機，技術較先進。該裝置基本不消耗水、電，屬節能工程，但液化率很低，約 10% 左右，這是與它的設計原則一致的。

（2）吉林油田液化天然氣裝置

由吉林油田、中國石油天然氣總公司和中科院低溫中心聯合開發研製的 500l/h 撬裝式工業試驗裝置於 1996 年 12 月整體試車成功，該裝置採用以氮氣為冷劑的膨脹機循環工藝，整個裝置由 10 個撬塊組成，全部設備國產化。

該裝置採用氣體軸承透平膨脹機；國產分子篩深度脫除天然氣中的水和 CO2 ，工藝流程簡單，採用撬裝結構，符合小型裝置的特點。採用純氮作為製冷工質，功耗比採用冷劑的膨脹機循環要高。沒有充分利用天然氣自身壓力，將天然氣在中壓下（ 5.0MPa 左右）液化（較高壓力下液化既可提高氮氣的製冷溫度，又可減少製冷負荷），因此該裝置功耗大。

（2）陝北氣田液化天然氣

1999 年 1 月建成投運的 2 × 104 m3 /d “陝北氣田 LNG 示範工程”是發展我國 LNG 工業的先導工程，也是我國第一座小型 LNG 工業化裝置。該裝置採用天然氣膨脹製冷循環，低溫甲醇洗和分子篩乾燥聯合進行原料氣凈化，氣波製冷機和透平膨脹機聯合進行低溫製冷，燃氣機作為循環壓縮機的動力源，利用燃氣發動機的尾氣作為加熱分子篩再生氣的熱源。該裝置設備全部國產化。裝置的成功投運為我國在邊遠油氣田上利用天然氣生產 LNG 提供了經驗。

（4）中原油田液化天然氣裝置

中原油田曾經建設了我國最大的 LNG 裝置，原料氣規模為 26.6 5 × 104 m3 /d 、液化能力為 1 0 × 104 m3 /d 、儲存能力為 1200 m3 、液化率為 37.5%[13]。目前，在充分吸取國外先進工藝技術的基礎上，結合國內、國外有關設備的情況，主要針對自身氣源特點，又研究出 LNG 工藝技術方案。該工藝流程採用常用的分子篩吸附法脫水，液化工藝選用丙烷預冷 +乙烯預冷 + 節流。

裝置在原料氣量 30× 104 m3 /d 時，收率高達 51.4% ，能耗為 0.13 Kwh/Nm3 。其優點在於各製冷系統相對獨立，可靠性、靈活性好。但是工藝相對較複雜，須兩種製冷介質和循環，設備投資高。由於該廠充分利用了油田氣井天然氣的壓力能，所以液化成本低。

（5）天津大學的小型液化天然氣裝置

小型 LNG 裝置與大型裝置相比，不僅具有原料優勢、市場優勢而且投資低、可搬遷、靈活性大[15]。 LNG 裝置主要是用胺基溶劑系統對天然氣進行預處理，脫除 CO2 等雜質；分子篩脫水；液化幾個步驟。裝置採用單級混合製冷系統；閉合環路製冷循環用壓縮機壓縮製冷劑。單級混合製冷劑工藝操作簡便、效率高，適用於小型 LNG 裝置。

壓縮機的驅動機可用燃氣輪機或電動馬達。電價低的地區可優先考慮電動馬達（成本低、維修簡單）。在燃料氣價格低的地區，燃氣透平將是更好的選擇方案。經濟評估結果表明，採用燃氣輪機驅動機的液化裝置，投資費要比選用電動馬達高出 200 萬~ 400 萬美元。據對一套 15 × 106ft 3 /d 液化裝置進行的成本估算，調峰用的 LNG 項目儲罐容積為 10 萬 m3 ，而用於車用燃料的 LNG 項目僅需 700m3 儲罐，導致最終調峰用的 LNG 成本為 2.03 ~ 2.11 美元 /1000ft3 ，而車用 LNG 成本僅 0.98 ~ 0.99 美元 /1000 ft3。

（6）西南石油大學液化新工藝

該工藝日處理 3.0 × 10 m 天然氣，主要由原料氣（ CH4 ： 95.28% ， CO2 ：2.9% ）脫 CO2 、脫水、丙烷預冷、氣波製冷機製冷和循環壓縮等系統組成。以 SRK 狀態方程作為基礎模型，開發了天然氣液化工藝軟體。天然氣壓縮機的動力採用天然氣發動機，小負荷電設備用天然氣發電機組供電，解決了邊遠地區無電或電力緊張的難題。由於邊遠地區無集輸管線可利用，將未能液化的天然氣循環壓縮，以提高整套裝置的天然氣液化率。

裝置採用一乙醇胺法（ MK-4 ）脫除 CO2 。由於處理量小，脫二氧化碳的吸收塔和再生塔應採用高效填料塔。由於混合製冷劑，國內沒有成熟的技術和設計、運行管理經驗，儀錶控制系統較複雜。同時考慮到原料氣中甲烷含量高，有壓力能可以利用。故採用天然氣直接膨脹製冷作為天然氣液化循環工藝。氣波製冷屬於等熵膨脹過程，氣波製冷機是在熱分離機的基礎上，運用氣體波運動的理論研製的。在結構上吸收了熱分離機的一些優點，同時增加了微波吸收腔這一關鍵裝置，在原理上與熱分離機存在明顯不同，更加有效地利用氣體的壓力，提高了製冷效率。

（7）哈爾濱燃氣工程設計研究院與哈徠爾濱工業大學

LNG 系統主要包括天然氣預處理、天然氣的低溫液化、天然氣的低溫儲存及天然氣的氣化和輸出等。經過處理的天然氣通過一個多級單混冷凝過程被液化，製冷壓縮機是由天然氣發動機驅動。 LNG 儲罐為一個雙金屬壁的絕熱罐，內罐和外罐分別是由鎳鋼和碳鋼製成。

循環氣體壓縮機一般採用天然氣驅動，可節省運行費用而使投資快速收回。壓縮機一般採用非潤滑式特殊設計，以避免天然氣被潤滑油污染。採用裝有電子速度控制系統的透平，而且新型透平的最後幾級葉片用鑽合金製造，改善了機械運轉。安裝於透平壓縮機上的新型離合器是撓性的，它們的可靠性比較高，還可以調整間隙。

福建省莆田燃氣電廠首台機組投產

2008年12月23日上午，福建LNG（液化天然氣）站線項目一期工程新增3、4#儲罐暨燃氣電廠首台機組投產儀式，在福建省莆田市湄洲灣秀嶼港區隆重舉行。

此次新增的3、4#儲罐項目建設完工後將使得福建LNG站線項目儲罐容量達到64萬立方米，能滿足10台發電機組一年多次滿發、停發的惡劣工況。新增儲罐將大大增加儲氣調峰的靈活性，為現有用戶的用氣安全性以及新增用戶的靈活性提供保障。

根據規劃，2015年-2020年之間，福建省內將形成“兩縱兩橫、南北延伸”的天然氣管網格局。其中環網布置是從漳州沿著漳龍高速至龍岩，從福州沿著京福高速至南平，再從南平經漳平、永安、三明、沙縣到龍岩，與現在福州至漳州管線形成“兩縱兩橫”的環狀供氣管網架構，以此環網為供氣平台，接引相應輸氣支線和設置分輸站，覆蓋省內主要用氣市場。而“南北延伸”調度幹線則是指從福州經寧德、福安、北上福鼎；從廈門翔安經漳州、漳浦南下詔安，屆時福建全省的老百姓都可以同步用上清潔環保的天然氣。

同時，採用重型9F燃氣-蒸汽聯合循環發電機組的莆田燃氣電廠#1機組於此前順利通過168小時試運行，現已正式投產。據悉，莆田燃氣電廠一期工程將建4套發電機組，項目總投資為50.8億元，一期工程投產後，年發電量為60億千瓦時。電廠使用清潔能源LNG，能有效推動節能減排，提高一次能源至二次能源的轉換率，每年可減少二氧化碳排放量約200萬噸。其在建的#2號機組現已完成部分工程調試，有望在2009年4月實現投產試運。