主要成分是甲烷，是公認的地球上最清潔的能源。無色無味，無毒無腐蝕性，其體積約為同體積氣態天然氣的1/600，液化天然氣的重量僅為同體積水的45%左右。它的制造過程是將氣田產出的天然氣凈化，經過壹系列超低溫液化，然後用LNG運輸船運輸。燃燒後空氣汙染很小，釋放的熱量大，所以LNG好。
它是由天然氣在-160℃經壓縮、冷卻、液化後制成的。它的主要成分是甲烷，用專門的船或油輪運輸，使用時再氣化。自20世紀70年代以來，世界液化天然氣的產量和貿易量迅速增長。2005年液化天然氣國際貿易量達到18885438+0億立方米，其中印尼是最大的出口國，出口量為31.4億立方米。最大的進口國是日本，763.2億立方米。
二、國內外概況及發展趨勢
1941年，世界上第壹座工業規模的LNG工廠在美國克利夫蘭建成，液化能力為8500m3/d，自20世紀60年代以來，LNG工業發展迅速，規模越來越大。基本荷載液化能力為2。5× 104m3/d..據資料[3]顯示，目前各國已有超過160套LNG裝置投產，LNG出口總量已超過46.1.8× 1.06t/a..
天然氣的主要成分是甲烷。甲烷的常壓沸點為-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，是將天然氣凈化(脫水、脫烴、脫酸性氣體)[4]後，通過節流、膨脹和附加冷源制冷將甲烷變成液體[5]而形成的。
2.1國外研究現狀
國外液化廠規模大，工藝復雜，設備多，投資高。它們基本采用復疊制冷和混合制冷劑制冷技術。目前，兩種類型的工廠都在運行，新投產的工廠主要采用混合制冷劑制冷技術。研究的主要目的是降低液化的能耗。制冷過程從分步制冷發展到混合制冷劑制冷循環。目前，有報道和Cⅱ-2新工藝[6]。該流程既具有純組分循環簡單、無相分離、易於控制的優點，又具有混合制冷劑制冷循環的優點，如天然氣和制冷劑的溫度和溫度協調性好、效率高、設備少。
法國Axens公司與IFP合作，首次開發出先進的天然氣液化工藝——liquid in，為LNG市場奠定了基礎。其生產能力比壹般方法高15%-20%，生產成本低25%。采用液化法後，每套液化裝置的產量可達600× 104 t/y以上，液化法生產LNG的成本每噸可降低25%[7]。該工藝的主要優點是采用翅片式換熱器和熱力學優化的工藝，可以建造超大容量的液化裝置。Axens公司已向美國、歐洲和亞洲等幾個主要地區提出使用該工藝，並正在進行初步設計和可行性研究。IFP和Axens開發的Liquefin工藝的安全、環保、實用和創新性最近得到了世界的認可，該工藝獲得了化學工程師學會頒發的“工程卓越獎”[8]。
美國德克薩斯大學工程實驗站開發了壹種天然氣液化新技術——GTL技術，並已獲得專利。該技術比目前開發的GTL技術更適用於小型裝置，可處理30.5 × 104 m3 /d天然氣。實驗站的GTL已授權給合成燃料公司。該公司在A&M大學校園附近建立了壹個GTL試驗工廠，目前正在進行經濟模擬分析。與現有技術相比，新工藝簡單得多，不需要合成氣，除了發電外，也不需要使用氧氣。其經濟性、規模和產量都不同於普通的費托GTL工藝。第壹套工業裝置可能在2004年上半年完成[9]。
2.2國內研究現狀
早在上世紀60年代，國家科委就制定了液化天然氣發展規劃，並於60年代中期完成了工業試驗。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液化工業生產裝置，生產LNG除了he。1991年，該廠為航天部提供了30噸作為火箭試驗燃料。與國外的情況不同，我國的天然氣液化研究是針對小規模的液化過程，在這方面有很多文獻發表[10]。以下是對中國現有天然氣液化廠工藝的簡要介紹。
四川液化天然氣廠
中科院北京科洋氣體液化技術有限公司和四川簡陽市科洋低溫設備有限公司合作開發的300l/h天然氣液化裝置，是利用LNG作為工業和民用燃氣進行調峰、以氣代油的示範工程。該裝置建於1992，為LNG汽車研究提供LNG。
該裝置充分利用天然氣本身的壓力，利用燃氣輪機膨脹機制冷液化天然氣，用於民用天然氣或LNG生產的調峰。工藝流程合理，采用技術先進的氣體透平膨脹機。該裝置基本不消耗水電，是節能項目，但液化率很低，約10%，與其設計原理壹致。
2.2.2吉林油田LNG工廠
吉林油田、中國石油天然氣總公司、中科院低溫中心聯合研制的500l/h撬裝式工業試驗裝置於6月5438+0996+2月65438成功試運行。該裝置采用以氮氣為制冷劑的膨脹機循環技術。整個裝置由10個橇塊組成，設備全部國產化[11]。
該裝置采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，撬裝結構，符合小型裝置的特點。使用純氮作為制冷劑，功耗比使用制冷劑的膨脹機循環高。天然氣在中壓(約5.0MPa)下液化，沒有充分利用自身壓力(在較高壓力下液化不僅可以提高氮氣的制冷溫度，還可以降低制冷負荷)，因此裝置電耗高。
2.2.3陜北氣田液化天然氣
1999年6月建成投產的2 × 104 m3 /d“陜北氣田LNG示範工程”，是發展我國LNG產業的試點工程，也是我國第壹套小型LNG產業化裝置。該裝置采用天然氣膨脹制冷循環，低溫甲醇洗滌和分子篩幹燥凈化原料氣，氣波制冷機和透平膨脹機進行低溫制冷，燃氣機作為循環壓縮機的動力源，燃氣機尾氣作為加熱分子篩再生氣的熱源。該裝置的所有設備都是本地化的。該裝置的成功運行為中國在偏遠油氣田利用天然氣生產LNG提供了經驗[12]。
2.2.4中原油田LNG工廠
中原油田曾建成國內最大的LNG工廠，原料氣規模26.6 5 × 104 m3 /d，液化能力1 0 × 104 m3 /d，儲存能力1200 m3，液化率37.5%[13]。目前，在充分吸收國外先進技術的基礎上，結合國內外相關設備情況，主要針對自身氣源特點，制定了LNG技術方案[14]。工藝采用常用的分子篩吸附法脫水，液化工藝采用丙烷預冷+乙烯預冷+節流。
當原料氣量為30× 104 m3 /d時，產量高達51.4%，能耗為0.13 Kwh/Nm3。其優點是各制冷系統相對獨立，具有良好的可靠性和靈活性。但工藝相對復雜，需要兩種制冷介質和循環，設備投資高。由於該廠充分利用了油田氣井中天然氣的壓力能，液化成本低。
2.2.5天津大學小型LNG工廠
與大型工廠相比，小型LNG工廠不僅具有原料優勢和市場優勢，而且投資低、搬遷方便、靈活性大[15]。LNG工廠主要使用氨基溶劑系統對天然氣進行預處理，以去除CO2等雜質。分子篩脫水；液化的幾個步驟。該裝置采用單級混合制冷系統；閉環制冷循環使用壓縮機來壓縮制冷劑。單級混合制冷劑流程簡單高效，適用於小型LNG工廠。
壓縮機可以由燃氣輪機或電動機驅動。在電價低(成本低，維護簡單)的地區可以優先考慮電動機。在燃氣價格較低的地區，燃氣輪機將是更好的選擇。經濟評價結果表明，采用燃氣輪機驅動的液化裝置的投資成本比采用電動機驅動的液化裝置高200萬至400萬美元。根據壹套15 × 106ft 3 /d液化裝置的成本估算，用於調峰的LNG項目儲罐容積為65438+1億m3，而用於車用燃料的LNG項目僅需700m3。最終用於調峰的LNG成本為2.03 ~ 2.11美元/1000ft3，而車用LNG成本僅為0.98 ~ 0.99美元/1000 ft3。
2.2.6西南石油學院液化新技術
本工藝日處理量為3.0 × 104 m3天然氣，主要由原料氣(CH4: 95.28%，CO2 :2.9%)組成，用於脫碳、脫水、丙烷預冷、氣波制冷機制冷和循環壓縮。基於SRK狀態方程，開發了天然氣液化流程軟件。天然氣壓縮機由天然氣發動機供電，小負荷用電設備由天然氣發電機組供電，解決了偏遠地區無電或缺電的問題。由於偏遠地區沒有集輸管道，液化天然氣將被回收壓縮，以提高全廠的液化率。
本裝置采用單乙醇胺工藝(MK-4)脫除CO2。由於容量較小，脫碳吸收塔和再生塔應采用高效填料塔[16]。由於采用混合制冷劑，國內在設計和運行管理方面沒有成熟的技術和經驗，儀表控制系統較為復雜。同時，考慮到原料氣中甲烷含量較高，可以利用壓力能。因此，天然氣液化循環工藝采用天然氣直接膨脹制冷[17]。氣波制冷屬於等熵膨脹過程，氣波制冷機是在熱分離器的基礎上，利用氣體波動理論發展起來的。在結構上吸收了熱分離器的壹些優點，同時增加了微波吸收腔這壹關鍵器件，與熱分離器在原理上有明顯的區別，更有效的利用了氣體壓力，提高了制冷效率。
2.2.7哈爾濱燃氣工程設計研究院和哈爾濱工業大學
LNG系統主要包括天然氣預處理、低溫液化、低溫儲存、氣化和天然氣外輸[18]。處理後的天然氣通過多級單壹混合冷凝過程液化，制冷壓縮機由天然氣發動機驅動。LNG儲罐為雙金屬保溫罐，內罐和外罐分別采用鎳鋼和碳鋼[19]。
循環氣壓縮機壹般采用天然氣驅動，可節省運行費用，投資回收快。壓縮機壹般采用無潤滑的特殊設計，避免天然氣被潤滑油汙染[20]。采用了配備電子調速系統的渦輪，新渦輪的末級葉片采用金剛石合金，提高了機械運行性。安裝在渦輪壓縮機上的新型離合器是靈活的，它們的可靠性相對較高，並且間隙可以調節。