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一、 简介
天然气是清洁的优质燃料，也是很好的化工原料，它的主要成分是甲烷。由于甲烷与丙、丁烷不同，不能在常温下加压液化，只能在低温下变成液体，因此天然气在使用时，一般只能铺设管道，在气体状态下输送和使用。丙、丁烷则可以在常温下加压液化（称液化石油气）罐装使用。在最近十几年来，用低温制冷的方法将天然气液化的技术发展得很快，液化天然气（
Liquefied Natural Gas ，简称 LNG
）在世界上的产量每年平均递增10％以上。天然气在液化以后，体积缩小了600多倍，使得远距离运输更为方便。现在海上运输，各国已普遍采用了低温运输槽船运送LNG。
天然气汽车有哪些LNG技术除了用来解决运输问题外，还广泛地用在天然气使用的调峰装置上，即在用气低峰时，将气体液化并储存起来，在用气高峰时，再将储存的液体气化输入管道使用，以解决高峰时供气不足的问题。这种方法比压缩球罐调峰的方法，在投资和占地面积上都要节省一半以上。
近年来，一些国家又在进行以液化天然气代替燃油作汽车燃料的试验。因为天然气燃烧清洁，价格便宜，是理想的汽车燃油代用品，因而采用压缩天然气作汽车燃料的技术已经在一些国家推广。然而压缩天气容器重量重、压力高、贮气不多，促使人们又去探索采用液化天然气作汽车燃料。为了在我国发展天然气液化技术，充分利用
零散气井的天然气资源，同时进行天然气汽车的开发工作，以缓解燃油紧张的矛盾并减少城市污染，中科院低温中心北京科阳气体液化技术联合公司（现中国科学院理化技术研究所低温系统关键技术组）先后分别与四川省绵阳燃气集团总公司、中国石油天然气总公司勘探局、吉林油田管理局等单位合作，设计制造了两台天然气液化设备，一台产量为每小时300升LNG
，采用了天然气自身压力膨胀制冷的循环，另一台产量为每小时500升LNG ，
采用了氮气膨胀制冷闭式循环。两台装置均采用了气体轴承透平膨胀机技术，同时还进行了LNG汽车的改装和运行试验。
二、天然气液化的几种方案
1、 天然气膨胀制冷LNG装置
如果天然气气源有较高的压力，我们也可以利用这一压力直接膨胀制冷，产生的冷量达到使天然气部
分液化的目的。这种方法一般来说最高的液化率只有10~15%
。我们做过的这样的装置是设计产量为每小时300升LNG，它是以天然气为制冷工质，以气体轴承透平膨胀机为主要制冷部件，利用输配气调压站管线进、出口压差来膨胀制冷的天然气液化装置。该装置因充分利用了天然气自身的压力能，省去了压缩机
组等动力设备，不仅大大降低了电力消耗（整个系统只有少量的仪表用电），而且也节省了设备投资费用。
原料天然气（甲烷含量96.03％，乙烷含量2.84％，氮气0.17％，丙烷0.34％，二氧化碳0.44％）以4MPa，30℃的状态分两路进入干燥器，一路气量为每小时1500多标准立方米，为透平膨胀机膨胀制冷用气，这一路天然气在干燥器中主要是脱除水分；另一路气量为250多标准立方米，是在冷箱中节流液化的天然气，它在干燥器中除了脱除水分以外，还要脱除二氧化碳，因此采用了两组干燥器。膨胀路的天然气在冷箱中经过一级热交换器，温度降至200K左右，然后在透平膨胀机中膨胀，压力由4MPa降低至0.8MPa，温度降低至164K，然后与节流路未液化的天然气汇合，返流依次进二级换热器和一级换热器，用来冷却和液化节流路的天然气，最后从一级换热器出来，温度变为常温，压力为0.8MPa
， 进入管网给用户使用。节流路的天然气从干燥器出来后进入冷箱，经过一级和二级换热器，温度降
至176K，节流后温度进一步降至144K，每小时生产出300多升LNG
，少量节流后出现的气体与膨胀机膨胀后的天然气汇合，返流进入二级热交换器。生产出的液化天然气准备灌装槽车运往供气点作为汽车的燃料，在需要的时候也可以气化进入管网用于民用天然气的调峰。
两套干燥器各设有两个吸附筒，可切换使用，切换周期为8小时，
再生加热气采用了透平膨胀机增压涡轮的温度较高的排气，经过气体加热炉加热后进入吸附筒对分子筛进行再生。为了保证系统的安全稳定运行，配备了较为齐全的监测、控制仪器仪表，其中透平膨胀机的转速和干燥器再生加热炉的温度均采用了自动控制系统。
这套装置的特点是，利用天然气自身的压力能膨胀制冷，节省了能耗和设备投资，采用以天然气为介质的气体轴承透平膨胀机，长期运行可靠。但装置尾气排放量大，每小时有近1600标准立方米的天然气，以0.8MPa的压力进入管网，需要一个稳定的用户使用掉，这就使得这种装置的推广使用受到了一定的限制。
实际上现场能够提供的气源压力最高只有2MPa，所以设备没法达到设计要求，产量没有达到300升/小时。
2、 氮气膨胀制冷LNG装置
氮气膨胀制冷的LNG装置采用氮气闭式循环膨胀制冷，这样的装置适应性强，原料气组分在一定范围内波动，基本上不会影响到系统的正常运转，而且很方便做成模块式的，根据需要移动安装到需要的气井边上，特别适用于中小型气井且设备一次性投资小。但是这样的系统是几种方法中能耗较高的一种。
我们1996年做的产量为每小时500升LNG
的装置就是采用这一流程。考虑到气井周围用电困难，而全部采用天然气作动力能源。同时为了使装置便于在必要时搬迁，对设备全部采用撬装式模块结构。
氮气由四台4L-20活塞式压缩机压缩，为了节省设备投资，没有采用天然气发电机发电，再由电动机来带动压缩机，也没有采用天然气摩托压机的方案，而是采用天然气发动机通过皮带轮变速直接带动活塞压缩机。调试结果证明，这种方案是既经济又可靠的。
氮气经压缩机压缩后，经过冷却器、除油器和干燥器，以每小时4600标准立方米的气量和0.85MPa的压力进入冷箱，然后经过一级热交换器和二级热交换器，温度下降到165K，再经透平膨胀机膨胀后，温度进一步下降到115K，压力下降为0.15MPa，
然后再返流依次进入三级热交换器、二级热交换器和一级热交换器，用来冷却和液化天然气并预冷正流来的氮气。最后氮气从冷箱中出来，进低压贮气罐，回到压机吸气口。流程中没有采用体积庞大的油封浮筒式气柜，而是采用了一个中压储气罐和一个低压储气罐，并配有三个气动薄膜调节阀来调节气量。当高压管路压力过高时，调节阀打开，使气体旁通进入低压管路，当低压管路压力过低时，气体由中压储气罐向低压储气罐补气，当低压管道和高压管道压力都过高时，高压管道的气进入到中压储气筒，使整个流程的压力降低。透平膨胀机的转速控制也采用了自控调节阀，能够使透平始终在设定的转速下运转。在手动操作时，还能够实现超速自动停车和排气温度过低自动停车等功能。
天然气从采气处出来，经过水套炉加热，再节流喷嘴节流到1MPa ，
然后在气液分离器中分离掉游离态的水，再进入纯化器脱除水分和二氧化碳，然后经过滤器进入冷箱。在冷箱中，天然气经过二级、三级热交换器被冷却到142K
，再经节流阀节流，压力降至0.35MPa，温度降至126K，此时大部分天然气被液化，经输液管输出，贮存在低温贮槽中。少量未被液化的天然气经三级、二级热交换器返回，回收冷量以后进入天然气的低压管路，参加天然气纯化器分子筛的再生循环。
天然气纯化器分子筛的再生，也是采用气体加热炉，用天然气燃烧来加热再生用的天然气。天然气被加热到300℃以上进入纯化器，使分子筛再生，再用常温天然气冷吹。流程多余的尾气天然气都进入
燃料气管路，用作气体加热炉、水套炉的燃料和天然气发动机、天然气发电机（供仪表和水泵用电）的动力燃料。
为了补充氮气循环中氮气的漏失和为仪表控制提供气源，流程中还配备了一台碳分子筛变压吸附制氮机，每小时可提供20立方米
氮气。这台设备连续运转七昼夜，每小时可生产450升LNG。调试结果表明，整个流程的设计是合理的，设备的选型也是正确的，非标设备的设计和制造以及整套设备的安装和施工也能基本符合流程的要求。存在的问题是，部分设备的基础还需要加强，自控仪表还需要进一步调整，透平膨胀机的制动能力还需要改进。
现在看来，当时做这套装置有些太超前，生产出来的液体天然气没有用户，只好又气化掉，所以运转成功后由于种种原因而没有再进行下一步的工作。
3 、混合工质循环
对于大气量且气源情况比较稳定的天然气液化系统来说较多采用这种流程，混合制冷剂液化循环 ,
是20世纪60年代末发展起来的。它以多组分混合物做为一种制冷剂，代替了复叠式制冷液化循环中的单组分的多种制冷剂，从而简化了流程。混合制冷剂一般是5-6种组分的混合物，工作时利用混合物中
重组分先冷凝，轻组分后冷凝。让它们依次节流，蒸发制冷，最后使天然气液化。这种方法是能耗最低的一种，但目前而言，国内生产的混合工质的压缩机还不成熟，多靠进口，其余设备国内都可生产。根据实际可利用的条件，也有将混合工质制冷和天然气直接膨胀结合在一起的流程。以下是我们对上海
LNG 站所做的混合工质替代工作。
上海某LNG站，主要是用于在上游停气时向输配系统提供用户所需的临时气源，以保障输配系统的安全、可靠和连续供气。该站由国外一家公司提供工艺部分的详细设计、设备供应和技术服务。考虑到上游最大连续停产期为10天，每天供气规模为120万标方，确定该站总存储能力为2万立方米LNG
，即相当1200万标方天然气。按照120天液化1200万标方天然气计算，该站的液化能力设计为每天液化10万标方天然气。
上海LNG站流程采用的是混合制冷剂循环，该流程有如下特点：
1），采用了三级压缩并在二级压缩后进行气液分离和精馏，然后液体进冷箱，预冷后节流制冷，气体则再经三级压缩进一步提高压力再进冷箱参予制冷的方案。
2），冷箱中的热交换器设计有较大的富裕量，能够适应变工况的需要。
3），有较完善的自动控制系统，和净化、脱水的流程一样，在液化流程中也采用了较完善的自动控制系统，因此整个流程在正常运行时的操作，都变的很方便。全部系统通常只需要
4 个人就可以正常操作和运行。
液化流程存在的主要问题是：
1），上海LNG站属于调峰型的LNG站，因此开停车的情况比较多。但流程中没有设立混合制冷剂的气体和液体的缓冲容器，停车时制冷剂就必须放空，造成损失。
2），流程设计中混合制冷剂
的组分有乙烷和异戊烷，这两种组分都需要进口。因此，制冷剂的补充很不方便。
3 ），混合制冷剂的压机泄漏比较严重，在排出压力较高时（高于 35bar), 振动加剧，需要改进。
乙烯替代乙烷的计算结果的讨论
2002 年 6 月，中科院理化技术研究所低温系统关键技术组曾对上海LNG站的流程进行了计算，采用乙烯替代乙烷，在不增加压机容积流量。不改变压机功率和不降低
LNG 产量的情况下，得出了一组较好的混合制冷剂的组分（摩尔分率）。
与原流程的组分相比，由于乙烯的正常沸点比乙烷低，因此要想使混合制冷剂的特性没有大的变化，就必须增加乙烯的含量，但单纯地增加乙烯含量又会使压机的功率增加，因此，在加入乙烯的同时，又增加了丙烷的含量，因为丙烷的正常沸点比乙烷高，这样就可以使原流程中乙烷的功能由乙烯和丙烷分担，计算的结果也说明，这样的分析是正确的。
但是，这一组计算结果是根据原流程三级压缩机出口压力为46.6bar做出的。而目前三级压缩机很难达到设计的46.6bar
，在这种压力下会有强烈的振动。因此，还需要计算用乙烯替代乙烷后，在降低三级压缩机出口压力情况下工作的结果。
在计算中发现，适当增加丁烷的含量可以同时降低氮、甲烷和丙烷、戊烷的含量，从而可以进一步降低能耗，压缩机三级压缩的出口压力也可降低。压缩机的三级出口压力选定为35bar
，经优化后得出了混合制冷剂的组分（摩尔分率）。此时一级压缩进口压力为2.7bar(A) ， 温度30℃ ，排气压力7bar(A)，排气温度为82.95℃
，功率为568.73KW， 流量为进口状态下5181m3/h ，
二级压缩出口压力为16bar(A)，温度为104.3℃，功率为576.44KW，三级压缩进口压力为14.4bar(A)，进口温度为9.7℃ ,
流量为进口状态下478.12m3/h，出口压力为35bar(A)，温度为78.36℃，功率为267.83KW，压机总功率为1413KW ，比原流程的压机功率低。
组分中去掉戊烷的流程计算
由于原混合制冷剂组分中的戊烷也需要进口，因此，我们也计算了在混合制冷剂中去掉戊烷的情况。混合制冷剂中的乙烷仍用乙烯代替，压缩机的三级出口压力仍取35bar(A)
。计算结果表明，在这种情况下，如果不改变压缩机的流量，则不能达到每天液化10万立方米天然气的产量，产量将下降7%左右。此时，在压缩机一级进口处，混合制冷剂的组分（摩尔分率）如下：（略）。压缩机功率比前面的方案略有增加，总功率为1414.8KW
。
原流程组分降压运行情况的验算
原流程设计的三级压缩机排气压力为46bar（ A
），根据提供的混合制冷剂组分，我们曾进行过验算，发现和原设计符合得非常
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