❶ 天然氣怎麼儲存
儲存是管線運輸系統的一項重要功能。儲存允許在管線操作中的波動，也使在輸送管線的天然氣中不該有的波動降至最低天然氣的儲存是為需求高峰時所需而備的，在這個時期對天然氣的需求量要遠高於管線的平均輸送能力。在天然氣需求量廣泛而且頻繁變化時，是不可能改變生產井進入輸送管線的天然氣產量的。比如，天然氣的需求量在很大程度上取決於天氣情況，而且需要按月了解這些波動。
天然氣一般儲存在地下，以氣體或液體的形態儲存在地面或地下的儲氣罐內。由於是氣體，它們可以被儲存在地下具有合適滲透率與孔隙度的岩石或砂質儲層內。天然氣在高壓狀態下被注入地下，在需要時，儲集層中的這種壓力就可將天然氣壓出來。當需要量較高時，就可將地下儲集層中的天然氣抽出來，並與管線中正在輸送的天然氣匯合。天然氣還可被儲存在一些枯竭了的石油或天然氣田內，鹽穴或含水層也可以被用做天然氣的地下儲存庫。當需要量較低時，可將一些天然氣從管線中抽出儲存，儲存庫中的一些天然氣必須被用做墊氣，以便可用將天然氣抽出與注入。理想的天然氣儲存庫應當位於消費中心附近，以及運送管線與其加壓站附近。
將天然氣以液體形式（LNG儲存）是一種可行的方法。當天然氣被液化至－260℉時它的體積可減至其總體積時的1/600。LNG儲存需要在一些特殊的工廠進行——一座設施完整的工廠應包括純化、液化、儲存以及再汽化——至終端工廠，在那裡，從儲存罐接收LNG並按所需進行再次汽化，還有緩解高峰需求的工廠，在這些工廠，天然氣以液態儲存以滿足用氣高峰所需。
地下與地上的儲存罐以及地下儲存方法都可以用來儲存LNG。由於液化天然氣必須在極低溫下才能保持其液態，所以隔熱層在LNG儲存設計時就是一個最重要的因素。對於地下洞穴儲存方式來說，需要在地下挖一個洞穴。然後在洞穴四周安插管線以形成一個環形的「冰箱」，將土壤冷卻並形成一個不滲透的屏障。這個洞穴用一種密閉封蓋封住，以儲存LNG。地上LNG儲存罐為雙層壁，在內外壁之間有隔熱層。地上的LNG儲存主要用於緩解高峰需求並可供基本供氣廠使用。
地下的混凝土儲存罐也可用於LNG儲存。這種儲存可用於大量LNG的儲存。這些儲存罐也必須注重隔熱。這些儲存庫中，可以用泵將LNG輸送至蒸發器，在那裡進行再汽化並輸送給用戶。
❷ LNG儲罐的容積該怎麼定義
LNG儲罐的容積的定義方式，應符合以下規定：
國家對於LNG儲氣罐的容積有相關規定，容積大於500L就是歸納為儲槽，定義為商業運輸容器；所以現在國內LNG儲存罐的容積都在500L以內。目前市面上常見的LNG儲存罐一般有三種規格，分別是495L（對外宣稱500L容量）、450L和375L。LNG的續航能力，可以按照其儲氣罐的容積計算出來。
LNG（Liquefied Natural Gas），即液化天然氣的英文縮寫。天然氣是在氣田中自然開采出來的可燃氣體，主要成分由甲烷組成。LNG是通過在常壓下氣態的天然氣冷卻至-162℃，使之凝結成液體。天然氣液化後可以大大節約儲運空間，而且具有熱值大、性能高等特點。
❸ LNG重大危險源臨界量是多少
根據國家標准《危險化學品重大危險源辨識 GB18218-2009》，LNG臨界量為50T。
下方表格來自該標准。
❹ LNG加氣站的功能模式
加氣功能:儲罐內的LNG由LNG低溫泵抽出增壓，通過加液機向汽車加液
卸車功能:由低溫泵將LNG槽車內LNG抽至LNG儲罐
增壓功能:將儲罐內部分LNG注入汽化器汽化成BOG（Boil Off Gas蒸發氣）進入儲罐，當儲罐壓力達到設定壓力時停止
調溫功能:用LNG低溫泵從儲罐內抽出部分LNG注入增溫器後進入儲罐，當液體溫度達到設定溫度時停止。
一般純LNG加氣站由：LNG儲罐，泵撬及潛液泵，儲罐增壓汽化器、卸車汽化器、EAG加熱器（工藝流程不同，這三個汽化器也會有相應的變化），加液機等組成。 作用：用於LNG液體存儲。
外形：立式儲罐、卧式儲罐
絕熱材料：真空粉末（珠光砂）
纏繞式（玻璃纖維）
日蒸發率：<0.3%
設計最高工作壓力：1.2MPa
安全閥開啟壓力：1.25MPa
耐壓壓力：<1.6MPa
設計溫度：-196℃
工作溫度：-162℃
儲罐的使用注意事項：
1.有雙根部閥的儲罐，靠近儲罐則的閥門，應常開。
2.卸車時，建議儲罐的極限充裝量為不超過有效容積的90%（廠家給出為幾何容積的85%-95%），使用餘量不能低於10%。
3.儲罐壓力高時，不一定為儲罐有問題，應考慮整個系統的漏熱和存液時間等情況，一般在壓力超過1.1MPa時需進行排放泄壓，儲罐長時間處於高壓狀態會影響儲罐夾層真空的壽命。
4.儲罐出現大量的長時間的「冒汗」或結霜，且壓力不停快速上漲時，應考慮其真空失效，應進行緊急處理，手動排壓，轉移罐內的LNG液體。
5.儲罐建議每隔一年進行一次真空檢測，儲罐為熱罐時真空度小於1Pa,儲罐為冷罐時真空度為小於0.5Pa（0.00375TOF）為合格。
6. 儲罐不能帶液運輸，長時間停用時應排放掉罐內的LNG液體。
7. 儲罐屬壓力容器設備，根據中華人民共和國頒布實施的《壓力容器安全技術監察規程》要求，安裝、維修、改造壓力容器，需有相應資質的單位到當地質檢部門進行告知，獲得許可後才能進行安裝、維修、改造。 工作介質：LNG
加氣速度：3～80kg/min
計量准確度：1.0級
重復性：0.5%
工作壓力：1.6MPa
設計溫度：-196℃～55℃
真空模塊設計
高亮度大屏顯示，可調節計量單位
雙重拉斷保護
標配真空加氣軟管
可選配防爆小票列印機
金屬鍵盤配置
加氣機的使用注意事項：
1. 加液機每次上電之前，應先檢查儀表風壓力是否足夠（>0.4MPa）。
2. 加液機通電後，小循環閥門應起跳，特殊設置的除外；顯示屏應顯示最後一次加液的數據。小鍵盤旁屏幕上應顯示加註空閑。
3. 應盡量少的進行大循環預冷，可以根據化霜的情況或環境溫度來判定，環境溫度高時，可適當增加大循環的次數。
4. 加液機的流量計為質量流量計，實體部分並不是真空，內部充裝了惰性氣體，所以在長時間工作時會結霜。但不建議對流量計保溫，否則會影響計量精度。
5.加液槍每次操作前，應先對其進行吹掃，特別是內密封環處冰渣和異物,極易損壞密封圈,縮短密封圈壽命。
6.加液槍密封墊極易損壞，且成本較高，操作時，應雙手均衡用力，先泄壓，然後壓緊手柄平穩的拔出。
7.加液槍的內密封墊損壞時，拔下加液槍會出現泄漏現象；如果加液時發生泄漏，一般為外密封圈損壞。外密封圈比內密封墊更易損壞，內密封墊損壞時，極易傷人。
8. 加液槍的密封圈、墊的使用壽命以次數計算，所以盡量減少加液槍的插拔次數，在不使用時，可以把槍放在掛扣處，不用插在加液機的槍座上。 工作介質：LNG；
充裝速度：≤160kg/min
工作壓力： ≤ 1.6MPa
設計溫度：-196℃～55℃
LNG泵撬使用注意事項：
1.LNG泵撬使用前必須檢查每安全旁通放散閥應全部關閉，安全閥進口截止閥門應處於開啟態，氣動閥全部關閉處於自動狀態。
2.LNG泵撬上每段真空管和泵池等部件上有一個抽真空咀，嚴禁打開該真空咀，否則真空會全部失效。
3.LNG泵撬部分元件只有少數工況時才接觸LNG液體，所以工作有可能發生泄漏，在泵撬工作應注意巡察。
4.應每周至少進行一次泵撬上閥門的檢查。包括手動/自動閥門
5.每月應進行一次放散管殘液排放操作，雷雨天氣時禁止操作，夏季應縮短為15天一次，雨後應立即進行排放操作。 輸送介質:LNG
流量：340L/min
電機功率：≤11KW
轉速：1500～6000r/min
泵池工作壓力：1.6MPa
蒸發率：≤ 50%/d
潛液泵使用中的注意事項：
1.程序在進行自動運行時，泵的進出口壓差參數不能設置太低。
2.潛液泵正常工作時，變頻器上顯示的電流應大於4安培以上，低於22.5安培。
3.手動模式，需要啟動潛液泵進行工作時，潛液泵必須預冷完成後才能啟動，以免損壞潛液泵或縮短泵的壽命。
4.潛液泵運行時聲音小，輕快明細，同時振動非常小。
5.潛液泵的維護周期時間為運行4000h需進行檢測。
6.設備長時間停用或維護潛液泵時，泵池的進口與回氣口、出口等要完全密封，待泵池恢復成常後再進行相應的操作，以免含有水蒸氣的空氣進入潛液泵，容易造成冰堵，且銹蝕潛液泵部件。
❺ 求液化天然氣（LNG）的密度，要國家標准。
液化天然氣密度計算模型規范GB/T21068-2007：本標准涵蓋的LNG密度計算模型，適用於給定壓力、溫度和混合物組成情況下，飽和LNG混合物密度的計算或預測，在90K＿120K，計算值與真值的偏差在0.1%以內。
液化天然氣主要成分是甲烷，被公認是地球上最干凈的化石能源。無色、無味、無毒且無腐蝕性，其體積約為同量氣態天然氣體積的1/625，液化天然氣的質量僅為同體積水的45%左右。
液化天然氣的應用：
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。
❻ 液化天然氣的發展概況
1941 年在美國克利夫蘭建成了世界第一套工業規模的LNG裝置，液化能力為 8500 m3 /d 。從 60 年代開始， LNG 工業得到了迅猛發展，規模越來越大，基本負荷型液化能力在 2.5 × 104 m3 /d 。各國投產的 LNG 裝置已達 160 多套， LNG 出口總量已超過 46.18 × 106 t/a 。
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）後[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，年均復合增長率超過30%。 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采許可證，並被允許建立液化天然氣工廠，或將開采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采權，並將開采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及標准普爾(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。 2.1 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、工藝復雜、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[6]，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% [7] 。該工藝的主要優點是使用了翅片式換熱器和熱力學優化後的工藝，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」 [8] 。
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[9]。
2.2 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[10]，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年全部建成後，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。由於資源勘探後，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。
2.2.1 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。
2.2.2 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 [11]。
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。
2.2.3 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[12]。
2.2.4 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 [14] 。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。但是工藝相對較復雜，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。
2.2.5 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 。
2.2.6 西南石油大學液化新工藝
該工藝日處理 3.0 × 104 m3 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 [16] 。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，儀表控制系統較復雜。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[17]。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。
2.2.7 哈爾濱燃氣工程設計研究院與哈爾濱工業大學
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[18]。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 [19] 。
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[20]。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。
❼ LNG單容罐和全容罐到底有什麼區別
單容罐：就是內罐不銹鋼，加保溫層，加外罐（碳鋼），加圍堰（擋液牆）：
全容罐：就是內罐不銹鋼，加保溫層，加外罐（不銹鋼或鋼筋混凝土澆築）；
作用主要區分在：單容罐內罐發生泄漏時，只能依賴擋液牆，相當於只有一層的容器；全容罐是介於單容與雙容之間的一種罐型，雙容在內罐（不銹鋼材質）外，還有一層外罐（不銹鋼或鋼筋混凝土澆築），但是外罐罐頂是不封閉的，能起到雙容，但是外罐與大氣接觸，及內罐為密閉容器外罐為不密閉容器；全容罐是在內罐泄漏時，LNG能夠被外罐可靠保存，相當於兩層密閉容器。
以上雙容和全容其實都是用於LNG大型儲罐，小型儲罐基本都屬單容罐。
❽ 液化天然氣的特性簡介
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。
❾ LNG儲存系統由什麼組成
以LNG為燃料的汽車稱為LNG汽車，一般分三種形式：一種是完全以LNG為燃料的純LNG汽車，一種為LNG與柴油混合使用的雙燃料LNG汽車，一種為LNG與汽油替換使用的兩用燃料汽車。這幾種LNG汽車的燃氣系統基本相同，都是將LNG儲存在車用LNG儲罐內，通過汽化裝置汽化為0．5MPa左右的氣體供給發動機，其主要構成有LNG儲罐、汽化器、減壓調壓閥、混合器和控制系統等.
❿ 什麼叫LNG全容罐、單容罐、雙容罐
單容罐：故名思義，單個包容。我一解釋您就懂了。主要結構為內罐不銹鋼，加保溫層，加外罐（碳鋼），加圍堰（擋液牆）。
全容罐：故名思義，全部包容。主要結構為內罐不銹鋼，加保溫層，加外罐（不銹鋼或鋼筋混凝土澆築）。
雙容罐：故名思義，雙包容。主要結構基本同全容罐，內罐（不銹鋼材質）外，還有一層外罐（不銹鋼或鋼筋混凝土澆築），但是外罐罐頂是不封閉的，能起到雙容，但是外罐與大氣接觸，及內罐為密閉容器外罐為不密閉容器。
小型LNG低溫雙壁罐，也叫低溫大槽，主要用液化工廠儲存、大型化工廠儲存或中小型碼頭儲存低溫液體。
除了雙容罐，另一個停留在理論階段的還有地上薄膜罐和地下薄膜罐，由於技術難度，目前也沒有過業績。薄膜罐在船舶上的應用還是比較多的，技術也已成熟，在陸地上還不是太成熟。