液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG），主要成分是甲烷，被公认是地球上最干净的化石能源。无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/625，液化天然气的质量仅为同体积水的45%左右。

天然气是指蕴藏在地层内的可燃性气体，主要是低分子烷烃的混合物，可分为干气天然气和湿天然气两种，干气成分主要是甲烷，湿天然气除含大量甲烷外，还含有较多的乙烷、丙烷和丁烷等。

液化天然气（Liquefied Natural Gas）的主要成分是甲烷，还有少量的乙烷和丙烷。液化天然气无色、无味、无毒、无腐蚀性，天然气在常压和-162℃左右可液化，液化天然气的体积约为气态体积的1/625。

在常压下，LNG的密度约为430-470kg/m3（因组分不同而略有差异），燃点约为650℃，热值为52MMBtu（1MMBtu=2.52×108cal），在空气中的爆炸极限（体积）为5%-15%。液化天然气的储存是天然气储存方式之一。LNG储罐通常为双层金属罐，与LNG接触的内层材质为含9%Ni低温钢，外层材质为碳钢，中间绝热层为膨胀珍珠岩，罐底绝热层为泡沫玻璃。

2022年，卡塔尔以8000万吨的液化天然气出口量成为全球最大的液化天然气出口国，全球液化天然气出口量达到3.99亿吨，同比增长5% 。

液化天然气的主要成分是甲烷，它的体积分数为80%~85%。另外还含有乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和2甲基丁烷等烃类物质，以及氮气和水、二氧化碳、硫化氢等少量杂质。其中甲烷为无色无臭的可燃气体，也是优质民用燃料。乙烷，化学式为CH3-CH3，亦是无色、无臭的可燃气体。丙烷结构式为CH3-CH2-CH3。常温常压下丙烷为无色无臭的易燃气体。丁烷有两种异构体，即正丁烷和异丁烷。正丁烷，结构式为CH3-CH2-CH2-CH3。异丁烷，又名2-甲基丙烷，结构式为（CH3）2CH-CH3。常温常压下丁烷亦为无色可燃气体，有轻微的令人不愉快的气味。

世界上环保先进国家都在推广使用LNG.除了用作发电厂、工厂、家庭用户的燃料外，其中所含的甲烷可用作制造肥料、甲醇溶剂及合成醋酸等化工原料；另外其所含的乙烷和丙烷可经裂解而生成乙烯及丙烯，是塑料产品的重要原料。

此外，超低温的LNG在大气压力下转变为常温气态的过程中，可提供大量的冷能，将这些冷能回收，还可以利用于6种低温用途上：使空气分离而制造液态氧、液态氮，液化二氧化碳、干冰制造，利用冷能进行发电，制造冷冻食品或使用于冷冻仓库，橡胶、塑料、铁屑等产业废弃物的低温破碎处理，海水淡化。

在生态环境污染日益严重的形势面前，为了优化能源消费结构，改善大气环境，实现可持续发展的经济发展战略，人们选择了天然气这种清洁、高效的生态型优质能源和燃料。无论是工业还是民用，都对天然气产生了越来越大的依赖性。液化天然气（LNG）是天然气的液态形式，在某些情况下，选择液化天然气比选择气态天然气具有更多的优点。LNG的应用实际上就是天然气的应用，但由于其特性，LNG又比天然气有着更广泛的用途。

工业用LNG

1、发电

LNG使用高效，经济，在发电中，天然气的热能利用率可达55%，高于燃油和煤，尤其是对调峰电厂而言，天然气取代燃油的优势非常明显。用于发电是LNG的最主要工业用途。

日本一直是世界上LNG进口最多的国家，其LNG进口量的75%以上用于发电，用作城市煤气的占20%～23%。韩国也是LNG进口大国，其电力工业是韩国天然气公司（Kogas）的最大用户，所消费的LNG占该国LNG进口总量的一半以上。

世界上已建有不少以天然气或液化天然气为燃料的燃气蒸汽联合循环电站。1999年到2020年期间，美国计划新增发电量中约有90%是天然气发电，届时，美国天然气发电量的比重将达到33%。20世纪80年代兴起的联合循环电站，发电量以燃气轮机为主（约占总电量的2/3），电站纯效率已达50%以上，而常规的燃煤蒸汽轮机电站效率只有30%～35%。燃气轮机电站和联合循环电站不仅效率高，而且机动性好，从机组起动到满负荷运行时间短，既可作基本负荷运行，也能作调峰运行。此外，联合循环电站污染小、可靠性高。

中国“西气东输”等大型天然气输配工程已经全线贯通；广东液化天然气站线项目一期工程正式启动；建设总规模为500万t/年、一期工程总投资超过220亿元的福建LNG项目也正式启动。这些项目的投产和启动为发展中国的天然气发电提供了必要的物质保障，必将对缓解中国能源供需矛盾、优化能源结构起到重要作用。

2、陶瓷、玻璃等行业

一些能源消耗很大的企业往往距城市或天然气管道很远，或者根本得不到管道输送的天然气，这种情况下LNG的优势更明显，最典型的是陶瓷厂，使用LNG可以使产品档次提高，成本下降。用在玻璃、陶瓷制造业和石油化工及建材业（无碱玻璃布），可极大地提高产品的质量或降低成本，从而因燃料或原料的改变，而成为相关企业新的效益增长点。

中小城镇生活用LNG

近年来，随着居民生活水平的提高，中小城镇居民更希望能用洁净的能源，LNG作为清洁能源现备受关注，天然气燃烧后产生的二氧化碳和氮氧化合物仅为煤的50%和20%，污染为液化石油气的1/4，煤的1/800。由于管道铺设投资费用大，LNG气化站具有比管道气更好的经济性，在中小城镇可采用LNG气化站作为气源供居民使用，此外还可用于商业，事业单位的生活以及用户的采暖等。

LNG作为调峰的备用气源

作为管道天然气的调峰气源，可对民用燃料系统进行调峰，保证城市安全、平稳供气。在美国、英国、德国、荷兰和法国等国家，将LNG调峰型装置广泛用于天然气输配系统中，对民用和工业用气的波动性，特别是对冬季用气的急剧增加起调峰作用。中国在上海已建成并投入使用。

车用LNG燃料

LNG作为可持续发展清洁能源，具有明显的环境效益及社会效益，以LNG取代燃油后可以减少90%的二氧化硫排放和80%的氮氧化物排放，环境效益十分明显，是汽车的优质代用燃料。可以预见，城市在汽车燃料方面逐步用LNG或天然气代替燃油，近年来，它已被世界许多国家重视和推广。俄罗斯在将LNG用于汽车运输，铁路运输，水上运输和空中运输方面积累了许多经验。英国的运输公司大部分采用LNG为车用燃料。

按照天然气的储存方式不同，天然气汽车大致分为CNGV（压缩天然气汽车），LNGV（液化天然气汽车），和ANGV（吸附天然气汽车），在国内大量使用的是CNG型汽车，正在推广的是LNGV型汽车，ANGV正处在研制阶段，随着LNG的大量普及，LNGV型汽车会逐步向重型车发展，并会部分取代小型CNG型汽车及公交车，现国内建成的LNG公交车示范站有新疆的乌鲁木齐市、北京市、长沙市，正在筹备建设的有北海市、湛江市等。全国已改装的CNG型汽车已达数万辆，但用LNG作为汽车燃料特别值得推广，在建造LNG加气站的同时兼顾CNG（压缩天然气）加气站，能满足目前及今后的需求。

1941年在美国克利夫兰建成了世界第一套工业规模的LNG装置，液化能力为8500m3/d。从60年代开始，LNG工业得到了迅猛发展，规模越来越大，基本负荷型液化能力在2.5×104m3/d。各国投产的LNG装置已达160多套，LNG出口总量已超过46.18×106t/a。

天然气的主要成分是甲烷，甲烷的常压沸点是-161℃，临界温度为-84℃，临界压力为4.1MPa。LNG是液化天然气的简称，它是天然气经过净化（脱水、脱烃、脱酸性气体），采用节流、膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的。

中国天然气贸易的发展，不但反映了世界天然气市场格局的变化，而且正在为世界天然气市场注入新的活力。

2011年中国天然气产量首次突破1000亿立方米，达到1011.8亿立方米，同比增长6.4%。2012年前8个月产量累计达到697.7万吨，同比增长5.4%。天然气管道建设也如火如荼。2011年全国新增天然气长输管道里程超过5000公里，全国干、支线天然气管道总长度超过5万公里。2013年10月16日，西气东输三线工程在北京、新疆和福建三地同时开工，沿线经10个省区，总长度7378公里，设计年输气量300亿立方米。

液化天然气则随着海上液化天然气进口量的不断增加以及陆上液化天然气液化工厂的建设，国内资源供应得到了保障。2011年中国进口液化天然气1221.5万吨（约合171亿立方米），约为上年进口量的1.3倍。中国海上液化天然气进口量今后将会逐年增加，2015年有望达到4000万吨，年均复合增长率超过30%。

如今，中国的三大一次性能源是石油、天然气、煤炭。并且在世界上天然气可以排到第二。中国近几年由于石油危机使得国内生产石油地区受到严重损失。并且在此同时，对自然的大力度采用，使得环境受到了很严重的污染。这就使得液化天然气这种既环保又清洁的燃料型燃料问世。如今在国际能源消费市场上天然气能源消费就可以占到总消费的28%，但是在中国却只能占到2.8%，这就是导致中国与世界市场脱轨的原因之一。

中国目前运送天然气的装置也比较繁琐，装置液化天然气的装置一般都是真空隔热的小罐子，里面容积比较小。并且运送过程中也比较缓慢、低效。运送工具一般选用液化天然气罐车，车型大多数是半挂。但是随着科学技术的提升，在运送过程中也会选择铁路运送，这将被广泛应用。中国在面对天然气装置问题是也是采用地区分化式，像边远地区的装置一般较小，而上海浦东的装置则更偏向于液化，对于中原地区，选择了负荷型。中国目前还是发展中国家，并且是人口众多的发展中国家，目前的经济也正处于缓慢发展过程中，这就导致中国对能源的需求大大增加，并且中国一直以石油为主要发展能源，但就目前世界石油发展情势，石油价钱越跌越低，中国在这方面已经入不敷出。目前中国的重工业地区对于天然气的需求在慢慢增长，并且中国大部分地区都使用了天然气这种节能燃料。随着人民生活水平的增长，中国的天然气市场也有了好的机遇去发展。

2021年，中国超过日本成为全球最大的液化天然气（LNG）进口国。

2023年5月，由中国石油国际事业公司供应的5.1万吨液化天然气（LNG）在香港液化天然气接收站顺利完成卸货。

2023年9月21日，世界最大的浮式储存再气化装置船“紫荆精神号”于香港投运，标志着香港海上液化天然气接收站正式投产。

2013年11月22日俄罗斯国家杜马通过一项法律允许俄液化天然气出口自由化，这项法律将打破多年来液化天然气出口由俄罗斯天然气工业股份公司垄断的局面。

上述法律自2013年12月1日起生效。按照规定，俄罗斯将有两类能源公司获得液化天然气出口权。持有2013年1月1日前颁发的联邦矿产资源开采许可证，并被允许建立液化天然气工厂，或将开采出的天然气用于生产天然气的公司。此外，拥有包括黑海和亚速海在内的内海、领海及大陆架矿产资源开采权，并将开采出的天然气或按产品分成协议获得的天然气进行液化，国有资本超过50%的公司。

根据该法，俄工业贸易部将颁发液化天然气许可证的权力转交给能源部。天然气出口商将向俄能源部提供按俄政府规定的程序出口天然气的信息，此举是为了协调液化天然气出口，避免在俄出口商之间形成竞争。

俄政府希望，液化天然气出口自由化将有助于提高俄在世界天然气市场的份额，保持天然气价格稳定。

2013年前10个月，俄天然气出口量为1633．53亿立方米，其中远距离出口量同比增长17．7%，为1098．71亿立方米；近距离出口量同比下降16%，为416．63亿立方米。此外，前10个月出口至亚太地区的液化天然气同比略降1.6%，为118.15亿立方米。

中国三大国有石油公司之一的中国海洋石油总公司（China National Offshore Oil Corp.，简称∶中海油集团）正发行10年期美元计价债券，初步指导息率为同期美国国债加约210点子。今次是该集团首次在国际市场上发债集资，以作为其投资澳大利亚昆士兰Curtis液化天然气（liquefied natural gas，简称∶LNG）项目之用。

销售文件没有显示具体发债金额，仅称为基准规模。在美元债市场，基准规模一般指5亿美元或以上。

中海油集团是中央特大型国有企业，也是中国最大的海上油气生产商，总部设在北京。主要业务包括油气勘探开发、专业技术服务、炼化销售及化肥、天然气及发电、金融服务、新能源等六大业务板块。

该集团是在香港上市的中国海洋石油有限公司（CNOOC Ltd.，0883.HKCEO，简称∶中海油）的母公司，上市的中海油曾在国际债券市场多次发债，在今年5月初刚发行了40亿美元、四档不同年期的美元债，但中海油集团则是首次在海外发债。

销售文件显示，今次发债由中海油集团旗下全资附属公司CNOOC Curtis Funding No. 1 Pty Ltd担任发债体，由中海油集团提供担保。有关债券获穆迪（Moody's）初步“Aa3”及标准普尔（Standard & Poor's）初步“AA-”评级，并计划于香港联合交易所上市。

文件显示，中海油集团计划把今次发债集资所得，用于旗下CNOOC（AUS）Investment或子公司的一般企业用途，当中部分将用作收购Curtis液化天然气项目之用。

中海油集团在5月时与英国石油公司（BP PLC，BP.LN）签订一项19.3亿美元的约束性协议，以取得Curtis液化天然气项目的40%权益，令其总权益由10%增至50%，协议还包括一个20年的供应合约。

销售文件显示，中国银行（Bank of China）、高盛（Goldman Sachs）、摩根大通（JP Morgan）及瑞银（UBS）担任今次发债的联席全球协调人，该4间投行，连同工银国际（ICBC International）、建银国际（CCB International）、农银国际（ABC Internaitonal）、交银国际（BOCOM International），担任今次发债的联席账簿管理人及联席牵头经办人，预计最快于今天内定价。

2022年2月21日，国际能源巨头壳牌公司发布的最新年度液化天然气（LNG）市场展望报告认为，2022年美国有望成为全球最大液化天然气出口国。据2022年2月23日俄罗斯网站21日报道，2021年美国液化天然气出口持续上升，较上一年增加2400万吨，其中近半数出口到亚洲，约1/3出口到欧洲。

2024年12月29日消息，美国正在试图代替俄罗斯对欧洲的天然气出口。美国第八座液化天然气（LNG）出口设施在本周开始向外出口，首艘LNG运输船已经启程前往欧洲。欧盟已经成为美国石油和液化天然气的最大买家。2024年上半年，欧盟近一半液化天然气进口来自美国。

1.天然气气源

中国目前在发展液化天然气的最大挑战就是气源。在缓和东部地区的天然气供应问题是，中国采用了“西气东输”工程。但这项工程只是解决了当时天然气供给不足的问题，随着中国国民生产水平的不断提高，市场上对于天然气的需求与日俱增，天然气的供给早已成为了难题，我们目前要做的就是寻找天然气气源，加大对天然气的开采，才是从更本上解决天然气供给不足的方法。在发展天然气能源的环节中掌握更多国际资源成产地也是极其重要的，中国的天然气气源地并不足，并且还逐渐“向西”发展，我们要做到如何能保证在“向西”发展的过程中占据有利地位。只有在达到气源充足的基础上，才能谈及液化天然气的健康持续发展。

2.液化天然气价钱

目前的天然气资源被世界其他国家垄断，并且液化天然气在价钱上持不断增长趋势，这对中国大力发展天然气存在着不利影响。我们都知道，原油价格和液化天然气的价钱存在直接联系，液化天然气价格的不断上涨就是由于原油价格的上涨所致。并且这几年液化天然气的项目建设价格也在不断上涨，这也就拉高了天然气的总体价格，比如说，中国进口液化天然气价格在2013年已经达到15美元/MMBTU。液化天然气价格的持续上涨也是导致中国天然气发展缓慢的原因。

3.液化天然气相关技术和装备

就中国目前的形式来看，没有工业化应用经验、没有大型天然气液化技术、没有大型天然气液化工厂，这一系列的问题都造成了中国目前液化天然气发展缓慢的形式。我们应该将重心投放在对天然气液化的技术创新上，应用科学技术制造一些拥有自主知识产权的液化天然气的设备。中国目前在液化天然气方面无论从技术还是从设备上都任重道远。

4.液化天然气的供需问题

中国对天然气的需求逐渐增大，但是就目前的供给，根本无法支持起中国这个人口大国。并且新疆、海南等地的天然气液化工程的建施也使得供给问题变得严峻。在使用当面，天然气具有足够的优越性和灵活性，但是中国没有足够的天然气气源来开采天然气，但是中国还有将近300个省市在使用天然气。并且如此大的需求也是的世界上的天然气价格变得非常高。这极不利于中国的天然气发展。

1.寻找天然气气源

随着中国国民生活水平的不断提升，中国对于天然气的需求也变得越来越紧迫，但中国对于开采天然气的气源还未明确。就目前来看，国际上开发气田分布的国家主要是有：澳大利亚、伊朗、加拿大等。近几年发展最快的天然气气源是澳大利亚，预计出口液化天然气的数量在2008年居世界第一。据调查，目前新兴的能源产地是非洲。加拿大在开采这方面也不弱，其在液化天然气项目中也有天然气液化厂之类的建设。

2.提高天然气液化技术和装备

具有中国自主知识产权的设备和技术是支撑液化天然气发展的主要。有了具有中国知识产权的设备和技术不光能满足我们国家对液化天然气产业的发展，还能将国际垄断这种形式打破。中国目前对于液化天然气的技术太过于浅薄，不足与支撑整个中国市场的需求，中国是一个人口大国，由于石油市场的暴跌，天然气已经渐渐成为市场主要能源，但就目前国家的技术，无法实现。所以我们要先攻克液化天然气全产业链关键技术，使其形成一条具有知识产权、设备完全的液化天然气技术系列。并且，中国目前在低温技术关键设备方面取得很大进展。

3.提高液化天然气议价话语权

①中国应该加快对煤层气、页岩气、管道气等的发展脚步，减少国际液化天然气的价格上涨对中国市场的影响。

②要通过调研、关注等手段来牢牢锁定国际形势，运用投资、并购等方法来得到液化天然气的生产商股份和液化天然气上游气源资源。中国目前对于液化天然气这方面属于开始阶段，要创造好政策环境。不能让经济利益成为了液化天然气的阻挠。要想让液化天然气的发展可持续，在选择合作伙伴的时候，就一定要注意合作伙伴的多元化，这可以让技术更加的流通便捷，更有利于发展。

1.国外研究现状

现在世界能源生产总量中，天然气已占到1/3，并有可能在不远的将来逐步将现时广受欢迎的石油和煤炭挤到次要地位。2020年前，天然气在世界能源需求中的比例将会达到45%-50%。目前，世界天然气年需求量超过2.5×10m，进入国际贸易的为（6250-6500年）×l0m，而其中以LNG方式出售的约占33%。据第20届世界天然气大会和相关资料预测，2030年前，世界天然气的潜在需求将增加到4×10m，液化天然气历来是一种细分市场产品。它的消耗量正以每年10%的速度增长，全球液化天然气需求将从2010年的2.18亿吨增至2015年的3.1亿吨，到2020年可达到4.1亿吨。2011年上半年，液化天然气需求同比增长8.5%，全年增长12%，主要是受来自于日本、英国和印度新增需求，以及韩国传统买家需求增长的刺激。预计到2015年，中国天然气供应结构为国产气1700亿立方米，净进口900亿立方米，天然气消费量将达到2600亿立方米，占一次能源消费中的比重则将从目前的4%上升至7%至8%。2011年中国天然气的消费量为1313亿立方米，届时天然气占一次性能源的消费比例可能将提升至10%至15%。

近年来，随着世界天然气产业的迅猛发展，LNG已成为国际天然气贸易的重要部分。与十年前相比，世界LNG贸易量增长了一倍，出现强劲的增长势头。据预测，2012年国际市场上LNG的贸易量将占到天然气总贸易量的36%，到2020年将达到天然气贸易量的40%，占天然气消费量的15%。

国外的液化装置规模大、工艺复杂、设备多、投资高，基本都采用阶式制冷和混合冷剂制冷工艺，目两种类型的装置都在运行，新投产设计的主要是混合冷剂制冷工艺，研究的主要目的在于降低液化能耗。制冷工艺从阶式制冷改进到混合冷剂制冷循环，目前有报道又有CⅡ-2新工艺，该工艺既具有纯组分循环的优点，如简单、无相分离和易于控制，又有混合冷剂制冷循环的优点，如天然气和制冷剂制冷温位配合较好、功效高、设备少等优点。

法国Axens公司与法国石油研究所（IFP）合作，共同开发的一种先进的天然气液化新工艺——Liquefin首次工业化，该工艺为LNG市场奠定了基础。其生产能力较通用的方法高15%-20%，生产成本低25%。使用Liquefin法之后，每单元液化装置产量可达600×104t/y以上。采用Liquefin工艺生产LNG的费用每吨可降低25%。该工艺的主要优点是使用了翅片式换热器和热力学优化后的工艺，可建设超大容量的液化装置。Axens已经给美国、欧洲、亚洲等几个主要地区提出使用该工艺的建议，并正在进行前期设计和可行性研究。IFP和Axens开发的Liquefin工艺的安全、环保、实用及创新特点最近已被世界认可，该工艺获得了化学工程师学会授予的“工程优秀奖”。

美国德克萨斯大学工程实验站，开发了一种新型天然气液化的技术——GTL技术已申请专利。该技术比目前开发的GTL技术更适用于小规模装置，可加工30.5×104m3/d的天然气。该实验站的GTL已许可给合成燃料（Synfuels）公司。该公司在A&M大学校园附近建立了一套GTL中试装置，目前正在进行经济性模拟分析。新工艺比现有技术简单的多，不需要合成气，除了发电之外，也不需要使用氧气。其经济性、规模和生产方面都不同于普通的费托GTL工艺。第一套工业装置可能在2004年上半年建成。

2.国内研究现状

早在20世纪60年代，国家科委就制订了LNG发展规划，60年代中期完成了工业性试验，四川石油管理局威远化工厂拥有国内最早的天然气深冷分离及液化的工业生产装置，除生产He外，还生产LNG。1991年该厂为航天部提供30tLNG作为火箭试验燃料。与国外情况不同的是，国内天然气液化的研究都是以小型液化工艺为目标，有关这方面的文献发表较多，以下就国内现有的天然气液化装置工艺作简单介绍。

2011年，中国液化天然气行业市场销售CRN值约为80%，其中中石油、中石化、中海油三大国企的比重达到近六成，销售地区主要集中在天津、山东、广东、新疆、陕西等地。在LNG进口方面，截至2011年底，中国共投运LNG接收站5座，接收能力合计达1580万吨/年；到2014年全部建成后，中国LNG接收能力将达3380万吨/年。中国天然气地质资源量估计超过38万亿立方米，可采储量前景看好，按国际通用口径，预计可采储量7-10万亿立方米，可采95年，在世界上属资源比较丰富的国家。陆上资源主要集中在四川盆地、陕甘宁地区、塔里木盆地和青海，海上资源集中在南海和东海。此外，在渤海、华北等地区还有部分资源可利用。由于资源勘探后，未能有效利用，以及政策不配套，造成用气结构不合理，都在一定程度上制约了中国天然气工业的健康发展。但是，随着中国的社会进步和经济发展，天然气成为主要能源将是一个必然的趋势。

（1）四川液化天然气装置

由中国科学院北京科阳气体液化技术联合公司与四川简阳市科阳低温设备公司合作研制的300l/h天然气液化装置，是用LNG作为工业和民用气调峰和以气代油的示范工程。该装置于1992年建成，为LNG汽车研究提供LNG。

该装置充分利用天然气自身的压力，采用气体透平膨胀机制冷使天然气液化，用于民用天然气调峰或生产LNG，工艺流程合理，采用气体透平膨胀机，技术较先进。该装置基本不消耗水、电，属节能工程，但液化率很低，约10%左右，这是与它的设计原则一致的。

（2）吉林油田液化天然气装置

由吉林油田、中国石油天然气总公司和中科院低温中心联合开发研制的500l/h撬装式工业试验装置于1996年12月整体试车成功，该装置采用以氮气为冷剂的膨胀机循环工艺，整个装置由10个撬块组成，全部设备国产化。

该装置采用气体轴承透平膨胀机；国产分子筛深度脱除天然气中的水和CO2，工艺流程简单，采用撬装结构，符合小型装置的特点。采用纯氮作为制冷工质，功耗比采用冷剂的膨胀机循环要高。没有充分利用天然气自身压力，将天然气在中压下（5.0MPa左右）液化（较高压力下液化既可提高氮气的制冷温度，又可减少制冷负荷），因此该装置功耗大。

（2）陕北气田液化天然气

1999年1月建成投运的2×104m3/d“陕北气田LNG示范工程”是发展中国LNG工业的先导工程，也是中国第一座小型LNG工业化装置。该装置采用天然气膨胀制冷循环，低温甲醇洗和分子筛干燥联合进行原料气净化，气波制冷机和透平膨胀机联合进行低温制冷，燃气机作为循环压缩机的动力源，利用燃气发动机的尾气作为加热分子筛再生气的热源。该装置设备全部国产化。装置的成功投运为中国在边远油气田上利用天然气生产LNG提供了经验。

（4）中原油田液化天然气装置

中原油田曾经建设了中国最大的LNG装置，原料气规模为26.65×104m3/d、液化能力为10×104m3/d、储存能力为1200m3、液化率为37.5%。目前，在充分吸取国外先进工艺技术的基础上，结合国内、国外有关设备的情况，主要针对自身气源特点，又研究出LNG工艺技术方案。该工艺流程采用常用的分子筛吸附法脱水，液化工艺选用丙烷预冷+乙烯预冷+节流。

装置在原料气量30×104m3/d时，收率高达51.4%，能耗为0.13Kwh/Nm3。其优点在于各制冷系统相对独立，可靠性、灵活性好。但是工艺相对较复杂，须两种制冷介质和循环，设备投资高。由于该厂充分利用了油田气井天然气的压力能，所以液化成本低。

（5）天津大学的小型液化天然气装置

小型LNG装置与大型装置相比，不仅具有原料优势、市场优势而且投资低、可搬迁、灵活性大。LNG装置主要是用胺基溶剂系统对天然气进行预处理，脱除CO2等杂质；分子筛脱水；液化几个步骤。装置采用单级混合制冷系统；闭合环路制冷循环用压缩机压缩制冷剂。单级混合制冷剂工艺操作简便、效率高，适用于小型LNG装置。

压缩机的驱动机可用燃气轮机或电动马达。电价低的地区可优先考虑电动马达（成本低、维修简单）。在燃料气价格低的地区，燃气透平将是更好的选择方案。经济评估结果表明，采用燃气轮机驱动机的液化装置，投资费要比选用电动马达高出200万~400万美元。据对一套15×106ft3/d液化装置进行的成本估算，调峰用的LNG项目储罐容积为10万m3，而用于车用燃料的LNG项目仅需700m3储罐，导致最终调峰用的LNG成本为2.03~2.11美元/1000ft3，而车用LNG成本仅0.98~0.99美元/1000ft3。

（6）西南石油大学液化新工艺

该工艺日处理3.0×104m3天然气，主要由原料气（CH4：95.28%，CO2：2.9%）脱CO2、脱水、丙烷预冷、气波制冷机制冷和循环压缩等系统组成。以SRK状态方程作为基础模型，开发了天然气液化工艺软件。天然气压缩机的动力采用天然气发动机，小负荷电设备用天然气发电机组供电，解决了边远地区无电或电力紧张的难题。由于边远地区无集输管线可利用，将未能液化的天然气循环压缩，以提高整套装置的天然气液化率。

装置采用一乙醇胺法（MK-4）脱除CO2。由于处理量小，脱二氧化碳的吸收塔和再生塔应采用高效填料塔。由于混合制冷剂，国内没有成熟的技术和设计、运行管理经验，仪表控制系统较复杂。同时考虑到原料气中甲烷含量高，有压力能可以利用。故采用天然气直接膨胀制冷作为天然气液化循环工艺。气波制冷属于等熵膨胀过程，气波制冷机是在热分离机的基础上，运用气体波运动的理论研制的。在结构上吸收了热分离机的一些优点，同时增加了微波吸收腔这一关键装置，在原理上与热分离机存在明显不同，更加有效地利用气体的压力，提高了制冷效率。

（7）哈尔滨燃气工程设计研究院与哈尔滨工业大学

LNG系统主要包括天然气预处理、天然气的低温液化、天然气的低温储存及天然气的气化和输出等。经过处理的天然气通过一个多级单混冷凝过程被液化，制冷压缩机是由天然气发动机驱动。LNG储罐为一个双金属壁的绝热罐，内罐和外罐分别是由镍钢和碳钢制成。

循环气体压缩机一般采用天然气驱动，可节省运行费用而使投资快速收回。压缩机一般采用非润滑式特殊设计，以避免天然气被润滑油污染。采用装有电子速度控制系统的透平，而且新型透平的最后几级叶片用钻合金制造，改善了机械运转。安装于透平压缩机上的新型离合器是挠性的，它们的可靠性比较高，还可以调整间隙。

福建省莆田燃气电厂首台机组投产

2008年12月23日上午，福建LNG（液化天然气）站线项目一期工程新增3、4#储罐暨燃气电厂首台机组投产仪式，在福建省莆田市湄洲湾秀屿港区隆重举行。

此次新增的3、4#储罐项目建设完工后将使得福建LNG站线项目储罐容量达到64万立方米，能满足10台发电机组一年多次满发、停发的恶劣工况。新增储罐将大大增加储气调峰的灵活性，为现有用户的用气安全性以及新增用户的灵活性提供保障。

根据规划，2015年-2020年之间，福建省内将形成“两纵两横、南北延伸”的天然气管网格局。其中环网布置是从漳州沿着漳龙高速至龙岩，从福州沿着京福高速至南平，再从南平经漳平、永安、三明、沙县到龙岩，与现在福州至漳州管线形成“两纵两横”的环状供气管网架构，以此环网为供气平台，接引相应输气支线和设置分输站，覆盖省内主要用气市场。而“南北延伸”调度干线则是指从福州经宁德、福安、北上福鼎；从厦门翔安经漳州、漳浦南下诏安，届时福建全省的老百姓都可以同步用上清洁环保的天然气。

同时，采用重型9F燃气-蒸汽联合循环发电机组的莆田燃气电厂#1机组于此前顺利通过168小时试运行，现已正式投产。据悉，莆田燃气电厂一期工程将建4套发电机组，项目总投资为50.8亿元，一期工程投产后，年发电量为60亿千瓦时。电厂使用清洁能源LNG，能有效推动节能减排，提高一次能源至二次能源的转换率，每年可减少二氧化碳排放量约200万吨。其在建的#2号机组现已完成部分工程调试，有望在2009年4月实现投产试运。

国内规模最大的液化天然气储备基地实现投产

2022年9月26日，中国海油发布消息，中国海油盐城“绿能港”成功接卸首船液化天然气，标志国内规模最大的液化天然气储备基地实现投产。

国内首座冷热能互换站

11月13日，中国石化建设的国内首座冷热能互换站在天津南港正式投用，标志着其在冷能综合利用领域取得重要突破。该项目年处理能力超260万吨，每年可节省天然气1300万立方米，节电300万千瓦时。这是我国首次实现LNG（液化天然气）接收站与大型石化产品生产装置之间的能量耦合，对进一步促进能源绿色低碳转型具有重要示范意义。