天然气液化工厂装备市场前景分析及市场策略
编制人：杨仕兴
编制时间：2013年11月13日
第一部分
天然气液化市场前景分析
第一章（LNG）本身属性是液化天然气市场发展的基础1.1液化天然气是清洁能源中的清洁能源，因而政府及市场的认可
液化天然气是对开采出来的天然气首先进行预处理，脱除原料天然气中的机械杂质、硫化氢、氮气、二氧化碳、水分、汞、芳香烃类等，然后再将干净的天然气进行压缩加压、热交换冷到-162成LNG产品，相对于管输气质、压缩天然气碳含量更低、燃烧热值更高，用于汽车燃料时对发动机的保护程度更高，因而广受市场认可。
1.2液化天然气安全性高
液化天然气在存储时为低压状态，相对于高压的CNG更安全，即便泄露后，能迅速挥发，爆炸下限为5%——15%，安全性也高于CNG。
1.3汽车使用液化天然气行驶里程长，更适合长距离运输需要
液化天然气与气态天然气比值是1：625，也就是说，1立方米的液态天然气相当于625标方的常规天然气，正因为这个优势，使得液化天然气在作为汽车燃料，加注同样体积的携带量其行驶里程是使用常规天然气的4到5倍，因而更适合长途运输客户。
1.4使用液化天然气经济效益高
对于跑长途运输的重型卡车而言，使用液态天然气成本低于使用柴油成本，即便加上一辆车的改装费用5到8万元，收回成本最多也就在1年到1.5年。加之现在LNG加注站在各地迅速建设，为长途运输客户解除了后顾之忧。
第二章我国天然气利用现状催生天然气液化（LNG）市场2.1中国天然气分布不均衡，孕育天然气液化市场商机
我国天然气资源主要集中在中西部地区，而天然气市场需求主要位于东部沿海地区，市场供求的地域矛盾相当突出，导致我国天然气的输送成本较高，同时国外LNG价格高企，使得我国不得不大力提升天然气液化产能，以解决各地供需问题，在此背景下，天然气液化工厂迎来行业的发展机遇。
中国天然气分布图
2.2天然气管道覆盖度低、输送成本大、铺设进度慢、为天然气液化工厂发展提供客观条件
我国天然气主干网全长4.5万公里，年输送能力达到千亿立方，但依旧无法满足我国快速增长的天然气消费；其次，主干网覆盖区域仅惠及其沿途及附近的城市，偏远地带暂无天然气管网城市面临着天然气缺口严重的现实，而液化天然气本身性质可以长距离运输、存储、利用快捷而高效的解决不通官网供气的问题。
西气东输主干网图
由图可见：管网干线只能覆盖途径及附近的主体城市，而离主干网较远城市由于铺设管道进度慢、天然气需求只能通过其他形式满足，而LNG是最好的方式。
2.3不通管道的天然气偏远产地为天然气液化提供了气源保证
我国天然气产地局部地区位于偏远山区地带，铺设管道难度大、进展慢、资金成本大，在此种情况下，将产地的天然气就地进行液化，通过槽车送至管道所不及地区，既解决了产地的产能利用又解决了外地的需求不足。
2.4偏远井口气回收利用进一步拓展了液化天然气市场空间
长期以来我国油田、气田对偏远井口气都是通过燃烧后排空，既浪费了资源，也污染了空气，对环境造成了一定破坏，近年来国家加大了对雾霾及相关环境问题的治理力度，要求各油气田公司禁止直接排空井口气，采取多样化方式回收利用，做到节能减排。因而为液化天然气行业发展进一步市场空间。
2.5随着页岩气试点开采、开发为天然气液化市场打开了广阔空间
我国页岩气大部分位于山川地区，对于零散产气量不大又偏离主干网较远的井口就地液化是最高效的利用方式，将来所属民营企业区块开发的页岩气因体制原因进入三桶油管网难度大，民营企业选择建造小型液化工厂是不二选择。
第三章天然气产业政策是天然气液化（LNG）市场保障3.1政策背景
近年来，随着我国经济发展模式的转变，对清洁能源的需求越来越大。因此，进行能源结构调整，降低经济发展对石油依存度、减少煤炭对环境的破坏，增加天然气资源在我国能源消费中的比重是大势所趋，在此背景下，国家及地方出台了相关天然气利用政策，从而为天然气市场快速发展提供了政策保障。具体如下：
3.2产业政策
1.《天然气发展“十二五”规划》
解读：天然气发展“十二五”规划主要是针对我国目前产能与需求矛盾的日益突出而制定的战略性的纲领性文件，旨在加强对非常规天然气（页岩气）的勘探和开采，形成能源战略储备。其中专门章节明确提出对于产气量不大的井口气，可以采取建立小型的LNG液化工厂加以利用；另外，《规划》中明确要求对于井口放空气，严禁排放这对天然气液化市场提供了政策保障。再次，因我国的非常规气大多分散在山区偏远地带，产气量零散居多，这从另外一个面进一步打开了天然气液化市场的空间。
2.国家发展和改革委员会第15号令发布《天然气利用政策》（以下简称《政策》），并将于12月1日起正式实施。
解读：该政策确定了把解决城市燃气及天然气汽车列为优先类，这为发展以“城市调峰的天然气液化工厂”市场扫清了政策障碍；天然气车用市场被列入优先类，这为“清洁能源中的清洁能源——液态天然气（LNG）”打通了流通领域渠道，LNG加注站迅速在各地新建和扩张，就是该政策的最好体现。
3.《江苏省“十二五”海洋经济发展规划》、江苏《关于发展天然气分布式能源的指导意见》。
解读：第一个文件旨在强调加大力量研发大型LNG运输船舶，这直接扩大LNG 应用市场，间接推动了天然气液化市场的发展；第二个文件的出台为LNG液化调峰厂、LNG储配库、提供了政策空间。
第四章液化天然气（LNG）是解决供需矛盾的重要途径4.1天然气消费快速增长，消费规模日益扩大
4.1.12006年—2012年天然气消费量分析
近年来，随着我国经济发展模式的转变，对清洁能源的需求越来越大，在此背景下，降低石油对外依存度、减少煤炭对环境的破坏，加大天然气资源在我国能源消费中的比重是大势所趋，在此情势下，我国天然气消费规模从2007年的705亿立方米到2012年近1500亿立方米，翻了两倍多，年均增长率达到2位数，天然气缺口日益加大。（见表一）
单位：（亿.立方米）
2006年—2012年天然气消费量分析（表一）
年份2006200720082009201020112012
消费量561705813895106913051438
增速26%15%10%19%22%10%
本资料来源于BP公司《Statistical Review of World Energy2013》
通过表二可知：
1）我国天然气消费快速增加；
2）我国天然气消费平均增速为17%
4.2天然气产能增速呈现递减趋势，增速缓慢
4.2.12006年—2012年天然气产量分析
但随着经济的发展，人们对环境的重视程度、对健康的重视程度日益增强，经济发展必须依靠科学的、可持续的、低碳的“环境友好型”模式发展，但我国在天然气开采上相对较晚，产能扩张速度跟不上消费速度，管网覆盖度及铺设速度上因投资巨大，过程漫长，因而进口天然气成为解决供需矛盾的主要方式。
单位：（亿.立方米）
2006年—2012年天然气产量分析（表二）
年份2006200720082009201020112012
产量58669280385394810271072
增速18%16%6%11%8%4%
本资料来源于BP公司《Statistical Review of World Energy2013》
通过表二可知：
1）我国天然气产量虽然逐年提高，但增长遭遇瓶颈；
2）我国天然气逐年增速下降，年平均增速仅为10.5%，远低于消费增速17%。4.3天然气产能与需求矛盾突出，进口LNG成主流
4.3.12006年—2012年天然气缺口量分析
单位：（亿.立方米）
2006年—2012年天然气缺口量分析（表三）
年份2006200720082009201020112012
消费量561705813895106913051438
产量58669280385394810271072
缺口量-25131042121278366
通过上述表格可知：
1）从2007年开始从出口国转为净进口国。
2）从2009年开始我国天然气缺口量呈现爆发式增长。
4.3.22006年—2012年LNG进口量分析
单位：（亿.立方米）
2006年—2012年LNG进口量（表四）
年份2006200720082009201020112012
LNG进口量38.744.476.3128.0166.0200.0
增速15%72%68%30%20%
本资料来源于BP公司《Statistical Review of World Energy2012》
通过上述表格可知：
1）从2007年开始，我国进口LNG体量约来越大
2）从2008——2012年，我国LNG进口量年平均增速达41%，呈现出爆炸式增长。3）从历年的缺口量和LNG进口量，可知LNG是解决天然气供需的主要途径。4.4进口LNG成本高昂，国内液化工厂市场空间巨大
2012年，中国进口LNG达到1468万吨，占全球LNG进口量的6.7%。预计2020年前中国LNG进口量将达到6000万吨/年，可见我国对LNG存在重大需求。
但当前，国际LNG市场依然处于卖方市场。据中国能源报报道，“在2013年6月继中海油莆田LNG(液化天然气)接收站进口印尼LNG价格上涨70%之后，我国LNG最大的进口国卡塔尔的LNG到岸价格也将上涨100～700美元/吨。而也门现货进口均价则达到1026.71美元/吨（19.74美元/百万英热），成为国内进口LNG 价格最高的现货资源。”可见进口成本高昂。尽管输出国涨价风波也带动了国内LNG产商顺势涨价，但产能不足，供需矛盾依旧突出。但另一方面也凸显出天然气液化工厂市场空间巨大。
4.5国内LNG产能无法满足需求，液化工厂投资市场趋利效应明显
到2012年底，我国已经投产出液的天然气液化工厂数量约40家左右，其中80%是以管输气为原料进行液化，管输气液化存在一个问题就是：所有的管输气必须先满足城市燃气、城市居民用气后，方可利用剩余量进行液化。而在我国夏季是LNG需求淡季期，也是居民用气淡季期，冬季是居民用气高峰期，也是LNG 商业需求高峰期，但居民用气保障优先，加之，我国LNG成套设备工艺和经验不足，检修和维护较多，这导致开工率普遍低。据安讯思息旺能源统计，全年平均实际产能为设计能力的45%—50%。（国内液化工厂投产明细表）
截止2012年12月28日—中国LNG厂商生产率表
产量：(万方/天)
序号
LNG
生产商
地理
位置
装置
开工率（%）
周度变化
率（%）
实际
产量
设计
产能
备注
一、西北地区45%-15431210
1新疆广汇新疆87%0130150
2新疆博瑞新疆83%172530提产中3中油中泰青海0%-27045临时停产4青海昆仑青海100%63535提产中5宁夏清洁能源宁夏50%03060
6宁夏哈纳斯宁夏23%2370300提产中7甘肃新连海甘肃0%0040临时停产8兰州昆仑甘肃0%-33030临时停产9甘肃三峡甘肃0%0020临时停产
10靖边西蓝陕西60%-163050提产中11陕西众源陕西30%-530100调产中12陕西延长陕西89%2133150提产中13华油安塞陕西30%-3060200调产中二、华北地区49%-13266540
14天津舜天达天津100%01010
15内蒙时泰内蒙67%02030
16内蒙新圣内蒙80%06075
17内蒙华油内蒙0%-73030临时停产18内蒙恒泰内蒙93%272830提产中19星星能源内蒙60%-3060100调产中20包头世益内蒙0%-50010临时停产21内蒙亨通内蒙0%0030临时停产22内蒙万特内蒙0%-100010临时停产23华港任丘内蒙37%01335
24山西易高山西39%03590
25中国联盛山西20%01050
26绿能高科河南67%-332030提产中27安彩高科河南100%01010
三、华东地区0%-21029
28泰安深燃山东0%0015临时停产30江苏江阴江苏0%005临时停产31苏州华峰江苏0%-6709提产中四、华南地区0%0085
32气电广东广东0%0060临时停产33中油深南海南0%0025临时停产五、西南地区24%-460245
34达州汇鑫四川50%-1050100调产中35重庆民生重庆67%01015
36华油广安四川0%00100
37大通广元四川0%0030
六、东北地区54%-42852
38吉林前郭吉林92%-81112调产中39吉林天吉吉林15%-10320调产中40吉林吉星吉林70%51420
合计42%-58972161
以上表表格开工数量为40家为基准测算2012年国产LNG产能供应量：
假定上述LNG厂家都是年初同时投产，开工天数为330天（液化工厂成套供应商行业在为业主建造时普遍承诺）年均开工率为50%。
则全年LNG产量为：2161万m3/d x330天x50%=35.66亿m3/年
2012年国内LNG产量2012年进口LNG产量
35.66亿m3/年200亿m3/年
由于目前投产及在建的LNG液化工厂多数以管道气为原料液化，但管道气供气性质决定了提产空间不大，因而可以得出以下结论：
1）国产LNG产能严重不足
2）我国看似天然气液化工厂已建较多，但气源性质决定了我国液化工厂的数量依旧存在严重不足，市场空间随着未来缺口气量增大而更加增大。
3）解决LNG进口成本高昂问题，必须寻找稳定气源作为液化天然气原料，而偏远井口原料气不受管道气限产而且价格远低于管道原料气，是未来最可靠的方向，并且随着管道气提价影响必然驱动投资商将目光转向这一领域。在目前井口气液化上现有天然气液化成套工艺设备商才在初探，市场空间大，进入壁垒小。
4.6油品升级拉开气柴价差推动LNG汽车销量，打通LNG渠道销售
近年来以中石油为首的国内天然气供应商大幅提高液化天然气原料气价格，但终端市场因油价回落，使得气柴油差价空间缩小，终端LNG车用市场放缓，LNG 加注站建设扩张进度缓慢，LNG市场遭遇阶段性增速回落，但随着油品升级的实施，气柴油差价必将拉大，从而再次推动终端LNG加注站和LNG车用市场扩张，据相关人士所言，中石油计划到2020年要建设5000座LNG加注站，中海油到2020计划建设1000座LNG加注站，新奥计划为800座LNG加注站，这还不算民营企业计划投资的加气站数量，依据目前我国LNG厂商数量和产量是远远无法满足未来庞大的市场需求量的，因此可以预见天然气液化工厂设备市场依旧存在着巨大的市场空间。
4.7城镇化建设的开启为天然气液化(LNG)市场提供新空间
城镇化建设战略的制定和开启，是保证中国经济保持合理增速的最强保证，随着未来城镇化建设的实施，未来将有越来越多的镇升级为城市，而以目前天然气官网的覆盖程度和铺设进度远赶不上城镇化速度，这必然推动天然气液化市场的容量，为LNG液化市场注入新的动力。
4.8环保治理为以天然气为首的清洁能源提供强有力的支撑
4.9液化天然气（LNG）延伸至船舶应用进一步拓展LNG市场
结论：
综上所述可见，不论是从液化天然气本身属性，还是中国国情、产业政策、供需矛盾、液化天然气市场都是非常具有前景的行业，特别是处于LNG供应链上游的液化工厂装备市场由于技术含量高、需求空间大、竞争相对温和、利润空间大、此时介入，成为该领域的第二梯队并争取在井口气液化装备细分市场龙头，为企业未来飞跃发展奠定坚实基础。
备注：之所以花较大的篇幅论证天然气液化（LNG）市场规模在于：“只有庞大的市场空间和严重的供需矛盾和有利的产业政策，才有论证下文天然气液化工厂装备市场基础”。
第二部分
天然气液化装备市场分析
第一章天然气液化工厂概述
1.1天然气液化工厂流程概述
天然气液化的工艺过程基本包括原料气预处理（净化）、液化、制冷剂循环压缩、产品储存、装车及辅助系统等，主要工艺流程包括原料气净化、净化气液化工艺。
原料天然气经除尘过滤、计量后进天然气预处理系统，脱去CO
2、H
2
S、Hg、
重烃和H
2
O之后进入液化冷箱，在板翅式换热器中被冷却、液化、过冷，节流闪蒸到闪蒸罐，分离的液相部分作为LNG产品进入LNG贮罐。
1.2天气液化工厂工艺单元构成
1)原料气除尘过滤、计量系统；
2)原料天然气压缩系统；
3)预处理系统（包括脱酸气、脱水、脱重烃、脱汞脱粉尘）；
4)MRC配比系统和MRC压缩系统；
5)BOG压缩系统；
6)储存装车系统；
1.3天然气液化工厂常规工艺设备配置
序号名称
1原料天然气压缩系统
包括：原料气过滤分离器2台、调压计量撬1台、进口平衡罐1台、原料气压缩机组2台
2原料气预处理系统
包括：吸收塔1台、脱碳气冷却器1台、脱碳气分离器1台、MDEA循环泵2台、溶液过滤器1台、贫富液换热器1台、贫液冷却器1台、闪蒸分离器1台、再生塔1台、再沸器1台、酸气冷却器1台、酸气分离器1台、MDEA地上槽1台、MDEA地下槽1台、MDEA液下泵2台、吸附器3台、再生气冷却器1台、再生气分离器1台、再生气加热器2台、脱汞器2台、粉尘过滤器2台回收泵2台
3低温液化系统
包括：液化换热器1组、过冷换热器2台、LNG闪蒸罐1台、分离器2台、低温管线和低温手动阀门1套、冷箱绝热材料足量，调节阀门1套，一次仪表1套，氮气加热器1台，低温残液分离器1台，平台、梯子、栏杆、1套
4制冷剂循环压缩系统
包括：冷剂配比罐1台、出口平衡罐1台、MR循环压缩机组3台、MR循环压缩机附属设备3套、吸收式冷水机组1台（制冷量1450kw）
5制冷剂配比单元
制冷剂配比系统1套、乙烯贮罐1台、乙烯汽化器1台、丙烷贮罐1台、丙烷干燥器1台、丙烷卸车泵1台、异戊烷贮罐1台、异戊烷干燥器1台、异戊烷卸车泵1台
6产品贮存系统
包括：LNG贮槽1台（设计压力20kpa、5000M3）、贮槽自增压汽化器1台、BOG 加热器1台、装车泵2台、补气调压撬1套、LNG装车泵2台、BOG压缩机2台BOG平衡罐1台
7氮气系统
包括：20m3液氮贮槽1套、液氮汽化器1台、氮气缓冲罐1台、PSA制氮1台
8仪表控制系统
主要包括：DCS系统、ESD系统、PLC系统、UPS不间断电源系统等为主
9电控系统
10手动阀门
低温阀门1套、常温阀门1套
11紧急放散系统
低压放空1套、高压放空1套
第二章天然气液化工厂装备行业参考的技术规范
2.1液化工厂设计所参考的技术规范
天然气液化工程将严格执行国家和当地政府有关环境保护、安全生产和职业卫生的法律法规。拟建天然气液化工程的设计、制造、检验和验收采用如下最新版中国国家标准、行业标准（包括但不限于）。
TSG R0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》
GB/T14976-2002《流体输送用不锈钢无缝钢管》
GB/T13296-2007《锅炉、热交换器用不锈钢无缝钢管》
GB/T8163-1999《流体输送用无缝钢管》
GB/T22724-2008《液化天然气设备与安装陆上装置设计》
GB50183-2004《石油天然气工程设计防火规范》
GB/T20368-2006《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》
GBJ16-1987《建筑设计防火规范》（2001版）
GB50058-1992《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》
GB50187-1993《工厂企业总平面布置设计规范》
GB150-1998《钢制压力容器》
GB151-1999《管壳式换热器》
NB/T47006-2009《铝制板翅式换热器技术条件》
GB50316-2000《工业金属管道设计规范》
第三章天然气液化工厂行业资质及业绩要求
3.1资质要求
通常而言，液化工厂设备成套商都没有工程设计总承包资质，业主也很了解，但基于业主对天然气液化工厂工艺技术都不甚了解，业主担心工程设计、工艺包技术、工艺包设备、设备安装分别招标采购后，在建造过程中出现问题时，容易出现扯皮现象，既耽误建造速度又会造成经济损失，因而业主倾向于由工程设计院或者液化工厂设备成套商牵头组成联合体，对工程进行总体负责，避免出现问题时责任不明。
招标时对资质的一般性要求（以下内容非完全同时达到）
1）工商资质：
营业执照（业主看重注册资金规模）；
组织机构代码证；
税务登记证；
2）行业资质：
工程设计总承包资质（对设计院资质要求，最佳为甲级）；
压力容器设计、制造资质（对液化工厂成套设备厂家）；
压力管道设计、安装资质（对液化工厂成套设备厂家）；
压力容器、压力管道二级以上安装资质（针对安装公司）；
3.2业绩和经验要求
1）业绩要求
一般要求工程设计院和成套设备生产商具有2套以上同等规模的在运行的液化工厂业绩。
2）行业经验要求
一般要求供应商在该行业具有3年以上的实践经验。
第四章液化天然气工厂常见规模
根据液化工厂原料气来源不同，常见的液化工厂规模形式有如下几种
4.1管道气作为原料气
1）日处理15X104万m3/d，如山东临沂管道公司罗西液化工厂；
2）处理30X104万m3/d，如大通燃气广元苍溪一期工程；
3）处理50X104万m3/d，如陕西金源公司子洲项目一期；
4）处理60X104万m3/d，如宁夏清洁能源公司一期项目；
5）一期处理100X104万m3/d，如河北华油霸州项目；
6）处理150X104万m3/d，如新疆广汇新疆吉木乃项目；
7）处理200X104万m3/d，如陕西天然气公司杨凌项目；
目前以管道气为天然气液化原料气的工厂有向中大型发展的趋势，现在开空建设的最大天然气液化工厂为湖北新捷公司的位于湖北长株潭工业园区液化工厂，日处理500X104万m3/d，目前再建状态。
4.2以煤层气作为原料气
1）处理5X104万m3/d，如山燃集团寿阳项目；
2）处理25X104万m3/d，如港华公司山西沁水一期项目；
3）处理30X104万m3/d，如山西能源公司一期项目。
4.3以油田井口气作为原料气
4）处理3X104万m3/d，如陕西长兴公司定边项目；
5）处理5X104万m3/d，如陕西长隆公司榆林项目。
目前受管道天然气原料气价格上调，管道气液化工厂投资放缓，一部份投资公司转向气源更加便宜的井口气项目，在未来一段时间内，以井口气为原料的小型液化天然气工厂将是市场热点。
第六章天然气液化成套设备商市场竞争特征
6.1以行业品牌划分
天然气液化技术起源于欧美，我国天然气液化技术从上世纪80年代开始吸取国外技术、针对国内情况进行研发、学习，90年代中期开始正式实践。目前在中国国内参与天然气液化工厂市场竞争的，以品牌和影响力划分具体如下：
国外一线品牌
德国林德公司、美国康泰斯、俄罗斯深冷、美国GE（刚收购科罗进入天然气液化）
国内一线品牌
四川空分、成都深冷
国内二线品牌
杭州福斯达、哈尔滨深冷、哈尔滨雪贝、赛普瑞兴、四川金科深冷、重庆耐德、国内三线品牌
杭州中泰、富瑞特装、杰瑞股份（去年进入）、杭氧股份（今年进入）
6.2以工艺划分
1）以美国为首国外公司主要采用的工艺为BV 工艺—代表公司康泰斯；2）以俄罗斯技术为主打的“赛洛夫”工艺—重庆耐德、江苏富瑞；3）以混合冷剂为主打的“MRC”工艺—川空、成都深冷、四川金科等；备注：
以上工艺区分主要以国外工艺和国内主流工艺区别，另外还有“级联式工艺”、“膨胀制冷工艺”“管网压差工艺”等，但就目前形势看都非主流工艺，各个设备制造厂家会根据业主具体工况情况进行工艺选择，并非每家公司都只能做一种工艺。
混合冷剂工艺（主流）与其他工艺比较
将阶式制冷循环的能耗设定为1，各种制冷循环比较见表3.1-2所列，各种制冷循环的特性比较见表3.1-3。
表6.2-1
各种制冷循环效率比较
制冷工艺与阶式制冷的相对能耗阶式制冷循环 1.00制冷循环
1.15R22预冷N 2-CH 4膨胀制冷循环
1.35
表6.2-2
各种制冷循环特性比较
指标阶式制冷混合冷剂膨胀制冷效率高中低复杂程度高中
低换热器类型板翅式板翅式或绕管式
板翅式换热器面积小大小适应性
高
中
中
6.3各品牌竞争格局
第七章液化天然气工厂装备利润估测（仅供参考）
时间2007年—2009年
2010年—2012年
毛利率45%~60%40%~45%净利率
35%~45%
20%~30%
备注
1）以上估测完全以个人在行业中的经验为基础
2）上述估测区间不代表所有项目利润均值，不同企业在不同项目上考虑点不同，会产生差异。
第八章天然气液化工厂装备行业壁垒8.1人才壁垒
企业类型成立时间资质类别
目标市场企业优势
代表企业
国外品牌
历史悠久
大型液化工厂为主
在工艺技术上有领先优势、进入时间早有经验优势和业绩优势
美国康泰斯、德国林德
一线品牌
90年代中
期
企业资质荣誉较多
以中等规模液化工厂为主
工艺技术成熟、人才聚集、项目经验丰富、业绩丰富、知名度高
四川空分、
成都深冷二线品牌
2008年左右成立
比较齐全
以中等规模液化工厂为主
企业规模实力大、资金雄厚、业绩较多、
福斯达、哈深冷、赛普瑞
兴、重庆耐德、
三线品牌
2012年左
右
不全小型化、撬装化液化工厂为主
背靠集团公司规模优势及加工能力、营销
力度大
富瑞特装、杰瑞股份、杭州中泰、
LNG气化站工艺流程 LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45－0.60 MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户。
进入城市管网 储罐增压器 整个工艺流程可分为：槽车卸液流程、气化加热流程（含热水循环流程）、调压、计量加臭流程。 卸液流程：LNG由LNG槽车运来，槽车上有3个接口，分别为液相出液管、气相管、增压液相管，增压液相管接卸车增压器，由卸车增压器使槽车增压，利用压差将LNG送入低温储罐储存。卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装
LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。 为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每 次卸车前都应当用储罐中的LNG 对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG 的流速突然改变而产生液击损坏管 道。 气化流程： 靠压力推动，LNG 从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG 的流出，罐内压力不断降低，LNG 出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG 气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储罐内LNG 靠液位差流入自增压空温式气化器(自增压空温式气化器的安装高度应低于储罐的最低液位)，在自增压空温式气化器中LNG 经过与空气换热气化成气态天然气，然后气态天然气流入储罐内，将储罐内压力升至所需的工作压力。利用该压力将储罐内LNG 送至空温式气化器气化，然后对气化后的天然气进行调压(通常调至0．4MPa)、计量、加臭后，送入城市中压输配管网为用户供气。在夏季空温式气化 加压蒸发器卸车方式二 槽车自增压/压缩机辅助方式 BOG加热器 LNG气化器 加压蒸发器 卸车方式三 气化站增压方式 LNG贮罐 LNG贮罐 BOG压缩机 加压蒸发器 卸车方式五低温烃泵卸车方式 V-3 PC LNG贮罐 LNG贮 低温烃泵
（能源化工行业）中原油田天然气液化工艺研究
中原油田天然气液化工艺研究 杨志毅张孔明王志宇陈英烈王保庆叶勇刘江旭中原石油勘探局457001e-mail:b56z7h7@https://www.doczj.com/doc/ee17529301.html,摘要：本篇参考了国内外有关液化天然气（LNG）方面大量的技术资料，结合中原石油勘探局天然气应用技术开发处LNG工厂建设过程中的实践经验，简要介绍了目前国内外LNG产业的发展状况和LNG在国内发展的必要性以及发展前景。其中LNG发展状况部分，引用大量较为详实的统计数据，说明了我国目前LNG发展水平同国外水平间的差距和不足，且介绍了我国天然气资源状况，包括已探明的储量。工艺介绍部分，简要介绍了目前国外已用于工业生产的比较成熟的工艺方案，同时以大量篇幅介绍了中原石油勘探局天然气应用技术开发处，针对自身气源特点，设计出的三套液化工艺的技术性能及经济比较，旨在为大家今后从事LNG产业开发、利用提供壹些有益的帮助。同时本篇仍介绍了中原石油勘探局天然气应用技术开发处正在建设中的LNG工厂的工艺路线及部分参数。引言能源是国民经济的主要支柱，能源的可持续发展也是国民经济可持续发展的必不可少的条件。目前，我国能源结构不理想，对环境污染较大的煤碳在壹次能源结构中占75%，石油和天然气只占20%和2%，尤其是做为清洁燃料的天然气，和在世界能源结构中占21.3%的比例相比，相差10倍仍要多。所以发展清洁燃料，加快我国天然气产业的发展，是充分利用现有资源，改善能源结构，减少环境污染的良好途径。从我国天然气资源的分布情况来见，多分布于中西部地区，而东南沿海发达地区是能源消耗最大的地区，所以要合理利用资源，解决利用同运输间的矛盾，发展LNG产业就成了非常行之有效的途径。液化天然气（LNG）的性质及用途：液化天然气（liquefiednaturalgas）简称LNG，是以甲烷为主要组分的低温、液态混合物，其体积仅为气态时的１／625，具有便于经济可靠运输，储存效率高，生产使用安全，有利于环境保护等特点。LNG用途广泛，不仅自身能够做为能源利用,同时可作为LNG汽车及LCNG汽车的燃料，而且它所携带的低温冷量，能够实施多项综合利用，如冷藏、冷冻、空调、低温研磨等。液化天然气（LNG）产业国内外发展情况：1．国外LNG发展情况：液化天然气是天然气资源应用的壹种重要形式，目前LNG占国际天然气贸易量的25%，1997年已达7580万吨，（折合956亿立方米天然气）。LNG主要产地分布在印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚、阿尔及利亚、文莱等地，消费国主要是日本、法国、西班牙、美国、韩国和我国台湾省等。LNG自六十年代开始应用以来，年产量平均以20%的速度持续增加，进入90年代后，由于供需基本平衡，海湾战争等因素影响，LNG每年以6～8%的速度递增，这个速度仍高于同期其它能源的增长速度。2．国内LNG概况在我国，液化天然气在天然气工业中的比重几乎为零，这无法满足我国经济发展中对液化天然气的需求，也和世界上液化天然气的高速度、大规模发展的形势相悖，但值得称道的是，我国的科研人员和从事天然气的工程技术人员为我国液化天然气工业做了许多探索性的工作。目前，有三套全部国产化的小型液化天然气生产装置分别在四川绵阳、吉林油田和长庆油田建成，三套装置采用不同的生产工艺，为我国LNG事业发展起到了很好的示范作用。3．我国天然气资源优势我国年产天然气201多亿Nm3,天然气资源量超过38万亿M3，探明储量只有4.3%，而世界平均为37%，这说明我国天然气工业较落后，同时说明了我们大力发展天然气工业是有资源保证的，是有潜力的。目前几种成熟的天然气液化工艺介绍天然气液化过程根据原理能够分这三种。第壹种是无制冷剂的液化工艺，天然气经过压缩，向外界释放热量，再经膨胀（或节流）使天然气压力和温度下降，使天然气部分液化；第二种是只有壹种制冷剂的液化工艺，这包括氮气致冷循环和混合制冷剂循环，这种方法是通过制冷剂的压缩、冷却、节流过程获得低温，通过换热使天然气液化的工艺；第三种是多种制冷剂的液化工艺，这种工艺选用蒸发温度成梯度的壹组制冷剂如丙烷、乙烷（或乙烯）、甲烷，通过多个制冷系统分别和天然气换热，使天然气温度逐渐降低达到液化的目的，这种方法通常称为阶式混和制冷
引言: 随着全球对环境保护的重视和对能源供给问题的分析,人们已经严重意识到使用清洁型讷能源的重要性,我们都知道,自然环境是人类无尽的宝藏,但是无节制的开采和大面积的污染, 已经超出地球负荷。地球污染已经成为了全球问题我们如今用清洁能源天然气来代替之前的煤炭等能源, 就是为了保护环境。液化天然气在国际被称为LNG ,是一种新型清洁燃料型能源, 它的大量 使用和贸易改变了原有的贸易状态。 、世界天然气资源状况纵观这几年世界天然气资源销量, 不难发现如今天然气形势一片大好。目前世界的液化天然气生产地区主要在亚太地区和中东地区。随着世界对能源供应问题的逐渐重视, 液化天然气行业也在迅速发展中, 目前世界的天然气资源还是十分富足的,并且据勘探得知, 天然气资源最多的是俄罗斯。目前天然气的增长形势大好, 有着持续的增长量, 这表明各个地区已经非常重视能源的供应问题和环境的保护问题。目前分布在亚太地区、中东等地的16 个国家都生产液化天然气, 其中生产量最多的亚太地区的生产国包括印度尼西亚、美国、澳大利亚等欧洲国家。据2011年的统计数据显示,现在液化天然气的生产线已经高达88 条,其中亚太地区生产能力最强,其次是中东地区。目前还在建设13 条生产线。 二、西北地区天然气储存情况介绍 1、俄罗斯 俄罗斯第一个按照产品分成协议条款开发的项目是萨哈林项目, 这个项目的市场是亚洲, 也是目前俄罗斯最大的外国投资项目。2009年俄罗斯的萨哈林项目已经投身在日本和韩国这些能源需求大的国家, 并且同年也开始了运行。2、伊朗 在世界的天然气储存资源两种, 仅此俄罗斯的就是伊朗。伊朗目前的天然气总储蓄量占世界储蓄量的14.9%, 但是目前伊朗生产的天然气仅供伊朗国内内部使用 3、马来西亚目前世界最大的液化天然气生产中心是位于马来西亚的一个液化天然气生产公司,这个生产公司存在有三个固定的生产场地,并且2003年生产厂就开始运作, 但是马来西亚生产厂已经没有多少关于天然气的能源了, 如今只够供应中国上海的液化天然气接收站。 4、印度尼西亚 印度尼西亚的液化天然气价格比较有竞争力, 因为印度尼西亚的气田储量比较大并且印度尼西亚的开发成本也不高, 这使得印度尼西亚在周边各个国家都有固定的液化天然气贸易场所。并且目前印度尼西亚已经将国家的重点项目定为开发东固气田。自2008年起, 中国福建每年液化天然气能源就是有印度尼西
QC/T 755 —2006 （2006-07-26 发布，2007-02-01 实施） 刖言 本标准为首次制定。 本标准由全国汽车标准化技术委员会提岀并归口。 本标准起草单位：上海交通大学、中国汽车技术研究中心、中原石油勘探局天然气应用技术开发处。 本标准主要起草人：鲁雪生、顾安忠、林文胜。 本标准由全国汽车标准化技术委员会负责解释。 QC/T 755 —2006 液化天然气（LNG）汽车专用装置技术条件 Tech no logy requireme nts of special equipme nt for LNG vehicle 1范围 本标准规定了使用液化天然气（LNG）为燃料的汽车专用装置的技术条件。 本标准适用于液化天然气额定工作压力不大于 1.6MPa的液化天然气单一燃料汽车。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有 的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T 14976流体输送用不锈钢无缝钢管 GB/T 3765卡套式管接头技术条件、 GB/T 19204液化天然气的一般特性 GB/T 17895天然气汽车和液化石油气汽车词汇 GB 7258机动车运行安全技术条件 GB 18442低温绝热压力容器 GB/T 20734液化天然气汽车专用装置安装要求 3术语和定义 GB/T17895中的术语和定义以及下列术语和定义适用于本标准。 3.1
液化天然气liquefied natural gas 一种在液态状况下的无色流体，主要由甲烷组成，组分可能含有少量的乙烷、丙烷、氮或通常存在于天然气中的其他组分，品质符合GB/T19204的要求。简称（缩略语）LNG。 3.2 车用储气瓶vehicular gas tank 用于车辆储存和供应L NG燃料的压力容器及总成。压力容器通常采用双层 不锈钢壳体的真空绝热 型式。 3.2.1 加注截止阀filling line stop valve 安装在LNG储气瓶阀箱内加注管上的阀，用于切断储气瓶与加注管路的操作。 3.2.2 供液截止阀supply line stop valve 安装在LNG储气瓶阀箱内LNG供应管路上的阀，用于切断储气瓶与燃 料供应管路的操作。 3.2.3 供液扼流阀supply line flow regulation valve 安装在供液截止阀后面的阀，在流速异常增大时，能对流速的增大具有抑制作用，供气管路万一发生破裂时，能抑制燃料外泄的速度。 3.2.4 节气调节阀saving regulating valve 储气瓶的压力控制装置之一，安装于燃料供应管路和气体管路之间，用于释放储气瓶内过量的气体。当储气瓶内压力高于调节阀的设定压力时，能自动开启，使储气瓶内压力下降。当储气瓶内压力低于设定压力时，则自动关闭气体释放通道，能有效地控制储气瓶内的压力。 3.2.5 主安全阀prime relief valve 储气瓶的压力保护控制装置之一，用于储气瓶压力高于允许的最高工作压力时 自动泄放气体。 3.2.4 . 辅助安全阀auxiliary relief valve 储气瓶的压力保护控制装置之一，用于主安全阀失效状态下的紧急排 放。 3.2.7 压力表pressure gauge 安装在燃料操作面板或储气瓶上，指示储气瓶内压力的仪表。 3.2.5 液位传感器liquid level sensor 安装在储气瓶内，测量LNG的液位高度，发出 液位信号的装置。 3.2.6 液位指示器liquid level lndicator 安装在驾驶室操作面板 上，用于显示储气瓶内LNG的液位高度的仪表。 3.3 专用装置special equipment 包括储气瓶在内的液体燃料供给的所有管路和部件。 3.4 最大允许工作压力maximum allowable working pressure 在设计温度条件下，系统允许达到的最高压力 （表压）。缩略语MAW P 3.5 汽化器vaporizer 将LNG加热转变为气态，并达到发动机要求的进气温度的热交换器。 4 LNG汽车专用装置 4.1 LNG 汽车专用装置组成 4.1.1 LNG储气瓶总成：LNG储气瓶及安装在储气瓶上的液位显示装置、压力表等附件。 4.1.2 汽化器：水浴式汽化器、循环水管路及附件。 4.1.3 燃料加注系统：快速加注接口、气相返回接口。
天然气液化工艺部分技术方案（MRC） 一、 天然气液化属流程工业，具有深冷、高压，易燃、易爆等特征，在生产中具有极高的危险性，既有比较高的温度（280℃）和压力（50Bar），也有低温（-170℃），这些单元之间紧密相连，中间缓冲地带比较小，对参数的变化要求严格，这对LNG液化装置连续生产自动化提出了很高的要求。 LNG装置的制冷剂配比与产量和收率直接相关，因此LNG生产过程中控制品质占有非常突出的位置。整个生产过程需要很多自动化硬件和配套的软件来实现。以保证生产装置的安全、稳定、高效运行，不仅是提高效益的关键，而且对生产人员、生产设备，以及整个厂区安全都十分重要。 二、工艺过程简述 LNG工艺流程图参见P&ID图 1、原料气压缩单元 来自界区外的天然气经过过滤器除去部分碳氢化合物、水和其它的液体及颗粒。35MPa(G)的原料气进入脱CO2单元。 3、脱水脱酸气单元 原料气进入2台切换的干燥器，在这里原料气所含有的所有水分和CO2被脱除，干燥器出口原料气中水的露点在操作压力下低于-100℃。经过分子筛干燥单元，在这里原料气再经过两个过滤器中的一个进行脱粉尘过滤。 4、液化单元 进入冷箱的天然气在中被冷却至-35℃，在这个温度点冷箱分离罐中，脱除大部分重烃；天然气继续冷却至-70℃，在这个温度点，天然气在冷箱分离器中，脱除全部重烃，出口的天然气中C5+重烃含量降至70ppm以下；甲烷气继续冷却至-155℃，节流后进入冷箱分离罐中分离，液体部分即为液化天然气被送至液化天然气储罐中储存，气相部分返回冷箱复温后用作分子筛干燥单元的再生气。 5、储运单元 来自液化单元的液化天然气进入液化天然气储罐中储存，产量为420m3，储罐容量为4500 m3,储存能力为10天。 6、制冷剂压缩单元 按一定比例配比的制冷剂，经过制冷压缩机增压至1.3MPa(G)后经中间冷
91557 国际贸易论文 液化天然气国际贸易现状及发展新格局 引言：随着全球对环境保护的重视和对能源供给问题的分析，人们已经严重意识到使用清洁型讷能源的重要性，我们都知道，自然环境是人类无尽的宝藏，但是无节制的开采和大面积的污染，已经超出地球负荷。地球污染已经成为了全球问题，我们如今用清洁能源天然气来代替之前的煤炭等能源，就是为了保护环境。液化天然气在国际被称为LNG ，是一种新型清洁燃料型能源，它的大量使用和贸易改变了原有的贸易状态。 一、世界天然气资源状况 纵观这几年世界天然气资源销量，不难发现如今天然气形势一片大好。目前世界的液化天然气生产地区主要在亚太地区和中东地区。随着世界对能源供应问题的逐渐重视，液化天然气行业也在迅速发展中，目前世界的天然气资源还是十分富足的，并且据勘探得知，天然气资源最多的是俄罗斯。目前天然气的增长形势大好，有着持续的增长量，这表明各个地区已经非常重视能源的供应问题和环
境的保护问题。目前分布在亚太地区、中东等地的16个国家都生产液化天然气，其中生产量最多的亚太地区的生产国包括印度尼西亚、美国、澳大利亚等欧洲国家。据20xx 年的统计数据显示，现在液化天然气的生产线已经高达88条，其中亚太地区生产能力最强，其次是中东地区。目前还在建设13条生产线。 二、西北地区天然气储存情况介绍 1、俄罗斯 俄罗斯第一个按照产品分成协议条款开发的项目是萨哈林项目，这个项目的市场是亚洲，也是目前俄罗斯最大的外国投资项目。2009年俄罗斯的萨哈林项目已经投身在日本和韩国这些能源需求大的国家，并且同年也开始了运行。 2、伊朗 在世界的天然气储存资源两种，仅此俄罗斯的就是伊朗。伊朗目前的天然气总储蓄量占世界储蓄量的14.9%，但是目前伊朗生产的天然气仅供伊朗国内内部使用。 3、马来西亚
液化天然气LNG 技术知识点 1、LNG 储存在压力为0.1MPa 、温度为-162℃的低温储罐内。 2、LNG 的主要成分是甲烷，含有少量的乙烷、丙烷、氮和其他组分。 3、液化天然气是混合物。 4、LNG 的运输方式：轮船运输、汽车运输、火车运输。 5、三种制冷原理：节流膨胀制冷、膨胀机绝热膨胀制冷、蒸气压缩制冷。 6、节流效应：流体节流时，由于压力的变化所引起的温度变化称为节流效应。 7、为什么天然气在有压力降低时会产生温降？ 当压力降低时，体积增大，则有0V T V T H P ＞＞???? ????，，故节流后温度降低。 8、LNG ：液化天然气。 9、CNG ：压缩天然气。 10、MRC ：混合制冷剂液化流程是以C 1至C 5的碳氢化合物及N 2等五种以上的多组分混合制冷剂为工质，进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀，得到不同温度水平的制冷量，以达到逐步冷却和液化天然气的目的。 11、EC ：带膨胀机的天然气液化流程，是指利用高压制冷剂通过涡轮膨胀机绝热膨胀的克劳德循环制冷实现天然气液化的流程。 12、BOG ：蒸发气。 13、解释级联式液化工艺中三温度水平和九温度水平的差异？ 答：（1）三温度水平中的制冷循环只有丙烷、乙烯、甲烷三个串接；而九温度水平则有丙烷段、乙烯段、甲烷段各三个组成。 （2）九温度水平阶式循环的天然气冷却可以减少传热温差，且热力学效率很高。 （3）九温度水平阶式循环的天然气冷却曲线更接近于实际曲线。 14、丙烷预冷混合制冷剂天然气液化为何要比无丙烷预冷混合制冷剂天然气液化优？ 答：既然难以调整混合制冷剂的组分来使整个液化过程都能按冷却曲线提供所需的冷量，自然便考虑采取分段供冷以实现制冷的方法。C3/MRC 工艺不但综合了级联式循环工艺和MRC 工艺的特长，且具有流程简洁、效率高、运行费用低、适应性强等优点。 15、混合制冷剂的组成对液化流程的参数优哪些影响？ （1）混合制冷剂中CH4含量的影响：天然气冷却负荷、功耗以及液化率均随甲烷的摩尔分数的增加而增加； （2）混合制冷剂中N2含量的影响：随着N2的摩尔分数的增加，天然气冷却负荷、液化率以及压缩机功率都将增加，但与甲烷的摩尔分数变化时相比更为缓慢； （3）混合制冷剂中C2H4含量的影响：随着乙烯的摩尔分数的增加，天然气冷却负荷、液化率以及压缩机功率都将降低；
LNG气化站工艺流程 LNG卸车工艺 系统：EAG系统安全放散气体 BOG系统蒸发气体 LNG系统液态气态 LNG通过公路槽车或罐式集装箱车从LNG液化工厂运抵用气城市LNG气化站，利用槽车上的空温式升压气化器对槽车储罐进行升压(或通过站内设臵的卸车增压气化器对罐式集装箱车进行升压)，使槽车与LNG储罐之间形成一定的压差，利用此压差将槽车中的LNG卸入气化站储罐内。卸车结束时，通过卸车台气相管道回收槽车中的气相天然气。 卸车时，为防止LNG储罐内压力升高而影响卸车速度，当槽车中的LNG温度低于储罐中LNG的温度时，采用上进液方式。槽车中的低温LNG通过储罐上进液管喷嘴以喷淋状态进入储罐，将部分气体冷却为液体而降低罐内压力，使卸车得以顺利进行。若槽车中的LNG温度高于储罐中LNG
的温度时，采用下进液方式，高温LNG由下进液口进入储罐，与罐内低温LNG混合而降温，避免高温LNG由上进液口进入罐内蒸发而升高罐内压力导致卸车困难。实际操作中，由于目前LNG气源地距用气城市较远，长途运输到达用气城市时，槽车内的LNG温度通常高于气化站储罐中LNG的温度，只能采用下进液方式。所以除首次充装LNG 时采用上进液方式外，正常卸槽车时基本都采用下进液方式。 为防止卸车时急冷产生较大的温差应力损坏管道或影响卸车速度，每次卸车前都应当用储罐中的LNG对卸车管道进行预冷。同时应防止快速开启或关闭阀门使LNG的流速突然改变而产生液击损坏管道。 1．2 LNG气化站流程与储罐自动增压 ①LNG气化站流程 LNG气化站的工艺流程见图1。
图1 城市LNG气化站工艺流程 ②储罐自动增压与LNG气化 靠压力推动，LNG从储罐流向空温式气化器，气化为气态天然气后供应用户。随着储罐内LNG的流出，罐内压力不断降低，LNG出罐速度逐渐变慢直至停止。因此，正常供气操作中必须不断向储罐补充气体，将罐内压力维持在一定范围内，才能使LNG气化过程持续下去。储罐的增压是利用自动增压调节阀和自增压空温式气化器实现的。当储罐内压力低于自动增压阀的设定开启值时，自动增压阀打开，储
中国L N G应用技术发展现状及前景一、慨述 近年来，随着世界天然气产业的迅猛发展，液化天然气（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。据国际能源机构预测，2010 年国际市场上LNG的贸易量将占到天然气总贸易量的30%，到2020年将达到天然气贸易量的40% ，占天然气消费量的15%。至2020年全球天然气消费量将继续以年2%～3%的增长率增长，而LNG在天然气贸易市场中所占份额也将逐步增大,达到8% 的年增长率。 LNG在国际天然气贸易中发展势头如此强劲，地位越来越重要，这都得益于世界LNG应用技术的发展。世界上普遍认为：液化天然气工业是当代天然气工业的一场革命，其发展已经历了六十多年的历史，形成了从液化，储存，运输，汽化到终端利用的一整套完整的工艺技术和装备。 LNG是天然气的一种储存和运输形式，其广泛使用有利于边远天然气的回收和储存，有利于天然气远距离运输，有利于天然气使用中的调峰和开拓市场，以及扩展天然气的利用形式。 我国早在六十年代，国家科委就制订了 LNG 发展规划，六十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 。进入九十年代，我国进一步开始了液化天然气技术的实践，中科院低温中心联合有关企业，分别在四川和吉林研究建成了两台液化天然气装置，一台容量为每小时生产方LNG ，采用自身压力膨胀制冷循环，一台容量为每小
时生产方LNG，采用氮气膨胀闭式制冷循环。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。 随着我国天然气工业的发展，在液化天然气技术实践的基础上，通过引进国外技术，第一台事故调峰型天然气液化装置于2000 年在上海浦东建成，第一台商业化的天然气液化装置于2001 年在中原油田建成。这标志着，在引进国外天然气液化技术的基础上，国内天然气液化应用技术开始全面推开，随后在新疆，四川等地相继有多个LNG工厂建成投产，促使我国天然气从液化，储存，运输，到终端使用的LNG应用技术的全面发展。 二、中国LNG应用技术发展现状 从2001年中原油田建成的第一套商业化天然气液化装置开始，到目前近十年的时间，我国LNG应用技术得到了快速发展，建立起了涉及天然气液化，储存，运输，汽化和终端使用，以及配套装备各个方面，具有中国特色的LNG产业，成为了我国天然气工业发展中的一个重要方面。主要体现在： 1、天然气的液化、储存和运输 目前，我国已建成近20套LNG生产工厂，总规模达到了年产LNG146万吨，在建和待建的还有10套，总规模达到了年产LNG120万吨。 前期的工厂大都是在引进国外技术的基础上，通过消化吸收与国内技术相结合完成，中原天然气液化装置由法国索菲燃气公司设计,使用丙烷和乙烯为制冷剂的复叠式制冷循环。新疆广汇天然气液化装置由德国林德公司设计,采用混合制冷剂循环。而国内已建和拟建的中小型 LNG 液化工厂，其液化设备除主要设备外基本以国产设备为主，配套国产化设备已达
LNG液化工艺的三种流程 LNG是通过将常压下气态的天然气冷却至-162℃，使之凝结成液体。天然气液化后可以大大节约储运空间，而且具有热值大、性能高、有利于城市负荷的平衡调节、有利于环境保护，减少城市污染等优点。 由于进口LNG有助于能源消费国实现能源供应多元化、保障能源安全，而出口LNG有助于天然气生产国有效开发天然气资源、增加外汇收入、促进国民经济发展，因而LNG贸易正成为全球能源市场的新热点。为保证能源供应多元化和改善能源消费结构，一些能源消费大国越来越重视LNG的引进，日本、韩国、美国、欧洲都在大规模兴建LNG接收站。我国对LNG产业的发展也越来越重视，LNG项目在我国天然气供应和使用中的作用尤为突出，其地位日益提升。 1 天然气液化流程 液化是LNG生产的核心，目前成熟的天然气液化流程主要有:级联式液化流程、混合制冷剂液化流程、带膨胀机的液化流程。 1.1 级联式液化流程 级联式(又称复迭式、阶式或串级制冷)天然气液化流程，利用冷剂常压下沸点不同，逐级降低制冷温度达到天然气液化的目的。常用的冷剂为水、丙烷、乙烯、甲烷。该液化流程由三级独立的制冷循环组成，制冷剂分别为丙烷、乙烯、甲烷。每个制冷循环中均含有三个换热器。第一级丙烷制冷循环为天然气、乙烯和甲烷提供冷量;第二级乙烯制冷循环为天然气和甲烷提供冷量;第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量;通过9个换热器的冷却，天然气的温度逐步降低，直至液化如下图所示。 1.2 混合制冷剂液化流程 混合制冷剂液化流程(Mixed-Refrigerant Cycle，MRC)是以C1~C5的碳氢物及N2等五种以上的多组分混合制冷剂为工质，进行逐级的冷凝、蒸发、膨胀，得到不同温度水平的制冷量，逐步冷却和液化天然气。混合制冷剂液化流程分为许多不同型式的制冷循环。
液化天然气(LNG)储运罐车泄漏应急处置技术与方法 2015-06-18天然气汽车产业资讯天然气汽车产业资讯1、LNG储运罐车的结构 特征以及事故特点 LNG是液化天然气的简称，LNG的主要成分是甲烷，它是天然气经过净化(脱水、脱烃、脱酸性气体)后，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。由于LNG的体积约为其气态体积的1/600，LNG的重量又仅为同体积水的45%左右，所以LNG一旦发生大量泄漏就能迅速与空气混合达到爆炸极限。LNG储运罐车液罐目前均为真空粉末绝热卧式夹套容器，双层结构，由内胆和外壳套合而成。内外罐连接采用玻璃钢支座螺栓紧固连接，后支座为固定连接，前支座为滑动连接，以补偿温度变化引起罐体伸缩。夹套内填装膨胀珍珠岩并抽真空，加排管、排气管等由内容器引出，经真空夹套引至外壳后底与管路操作系统相连接，液罐通过U形副梁固定在汽车底盘上。 LNG运输罐车常见事故类型可分为翻车、碰撞，剐擦、追尾等4类。其中，翻车、碰撞和追尾事故在所有类型道路的储运罐车事故中均占较高比例，通常对罐体及其尾部阀门会直接造成严重破坏，致使泄漏概率最高。由于储运罐车的结构与制作材料特殊，特别是其外层保护壳体与环梁大多由具有很高抗压强度的碳钢材料构成，一般情况下，外壳体的破损、断裂情况事故很少。目前，各种信息显示国内外还没有此类情况发生，绝大部分事故均为罐体外壳的各种气相管与装置管道、安全装置与连接处的断裂与泄漏。 2、LNG储运罐车泄漏后果分析 2. 1气化超压爆炸 当外来的热量传入储运罐车时会导致LNG温度上升气化，使罐内压力升高，瞬 间产生大量气体，当罐内压力上升速度超过泄压装置的排泄速度后，罐体将可能产生物理性爆炸。 2. 2 LNG冷爆炸 在LNG泄漏遇到水的情况下，LN G会从水中迅速吸收热量，因为水与LNG之间有非常高的热传递速率，导致气体瞬间膨胀，LNG将激烈地沸腾并伴随大的响声、喷出水雾，导致LNG冷爆炸。 火灾2. 3 LNG． LNG与空气或氧气混合后，能形成爆炸性混合气体，与火源发生预混(动力)燃烧。 2. 4对人的低温冻伤 由于LNG的温度为-162℃，是深冷液体，皮肤直接与低温物体表面接触，皮肤
2019年中国液化天然气（LNG）液化石油气（LPG）发展现状分析 2019年1－11月份，全国能源工业投资增长态势良好。1－11月份，石油和天然气开采业固定资产投资（不含农户）3384亿元，同比增长31．6％。 一、液化天然气(LNG)行业发展现状 液化天然气(简称LNG)是通过制冷的方式，在常压下将气态的天然气温度降至－162℃而得到的液体它是一种运输方便清洁高效的能源，(液态热值为2．16×1010J/m3，气态天然气的热值为3．6×107J/m3)一方LNG可转化为600方的气态天然气，故天然气液化后可以大大节约储存空间并且在同等条件下运输更方便更安全很多发达国家都在大力发展LNG产业如美国韩国日本等我国正在实现从以煤炭消费为主向以油气消费为主的过度，LNG在国家资源战略中的地位日益明显。 LNG主要成分为甲烷，含有少量的C2C3以及N2等其他组分爆炸下限高，约为5%。由于液化天然气的主要成分是甲烷，燃烧后的产品是二氧化碳和水，因此液化天然气是一种高质量的燃料，一立方液化天然气可以供应1000个家庭一天的生活天然气需求。目前，液化天然气主要用于城市管网供气高峰负荷和城区燃气、车辆燃料的供气。 根据国家统计局数据显示，2019年我国液化天然气产量为1165万吨，同比增长29.4%。 从省市区看，陕西、内蒙古、四川、山西、新疆是国内液化天然气主产省区，2019年上述五地液化天然气产量均超过100万吨，产量分别为262.1、 256.1、
136.6、116.8、114.5万吨。从区域看，西北、华北、西南是国内液化天然气主产地区，2019年合计产量占全国比重89.54%。 2019年，中国共进口液化天然气6048万吨。中国目前是世界上最大的天然气进口国，加上其管道能力。2019年中国新增2个沿海LNG接收站，现有22个沿海LNG接收站，年接收能力为9035万吨。全年与中国港口相连的液化天然气船舶数量为1329艘，船舶来自世界29个国家。 截至2019年12月底，中国沿海液化天然气接收站有22个。总接收能力为9035万吨/年。其中，华南地区11个，华东地区6个，华北区5个。2019年LNG进口接收站，按接收量排名排列：南港、大鹏、青岛、鲁东和宁波列TOP5，前5个接收站LNG进口量超过全国进口量的50%。 二、液化石油气（LPG）行业发展现状 与天然气一样，液化石油气（LPG）也是一种清洁能源，易于运输、气化和应用设备成熟。它既适合使用独立、分散的个人或群体，又适用于集中供应，包括瓶装供应和管道供应，技术已完全成熟和产业化。此外，贸易、运输系统完善，产品安全性能、使用效果也完全被用户所接受。 根据国家统计局数据显示，2019年我国液化石油气产量4135.7万吨，同比增长8.8%。 从省市区看，山东、广东、辽宁、江苏是国内液化石油气主产省区，2019年上述四地液化石油气产量均超过200万吨，产量分别为1407.2、 461.5、337.5、214.6万吨。从区域看，华东、华南、东北是国内液化石油气主产地区，2019年合计产量占全国比重80.45%。
天然气液化工艺 工业上，常使用机械制冷使天然气获得液化所必须的低温。典型的液化制冷工艺大致可以分为三种：阶式(Cascade)制冷、混合冷剂制冷、带预冷的混合冷剂制冷。 一、阶式制冷液化工艺 阶式制冷液化工艺也称级联式液化工艺。这是利用常压沸点不同的冷剂逐级降低制冷温度实现天然气液化的。阶式制冷常用的冷剂是丙烷、乙烯和甲烷。图3-5[1]表示了阶式制冷工艺原理。第一级丙烷制冷循环为天然气、乙烯和甲烷提供冷量;第二级乙烯制冷循环为天然气和甲烷提供冷量;第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量。制冷剂丙烷经压缩机增压，在冷凝器内经水冷变成饱和液体，节流后部分冷剂在蒸发器内蒸发(温度约-40℃)，把冷量传给经脱酸、脱水后的天然气，部分冷剂在乙烯冷凝器内蒸发，使增压后的乙烯过热蒸气冷凝为液体或过冷液体，两股丙烷释放冷量后汇合进丙烷压缩机，完成丙烷的一次制冷循环。冷剂乙烯以与丙烷相同的方式工作，压缩机出口的乙烯过热蒸气由丙烷蒸发获取冷量而变为饱和或过冷液体，节流膨胀后在乙烯蒸发器内蒸发(温度约-100℃)，使天然气进一步降温。最后一级的冷剂甲烷也以相同方式工作，使天然气温度降至接近-160℃;经节流进一步降温后进入分离器，分离出凝液和残余气。在如此低的温度下，凝液的主要成分为甲烷，成为液化天然气(LNG)。
阶式制冷是20世纪六七十年代用于生产液化天然气的主要工艺方法。若仅用丙烷和乙烯(乙烷)为冷剂构成阶式制冷系统，天然气温度可低达近-100℃，也足以使大量乙烷及重于乙烷的组分凝析成为天然气凝液。 阶式制冷循环的特点是蒸发温度较高的冷剂除将冷量传给工艺气外，还使冷量传给蒸发温度较低的冷剂，使其液化并过冷。分级制冷可减小压缩功耗和冷凝器负荷，在不同的温度等级下为天然气提供冷量，因而阶式制冷的能耗低、气体液化率高(可达90%)，但所需设备多、投资多、制冷剂用量多、流程复杂。
关于液化天然气道路运输安全现状分析与对策研究 论文关键词：液化天然气；危险货物运输；罐车 论文摘要：在目前液化天然气需求旺盛的情况下，液化天然气道路运输市场也越来越活跃液化天然气道路运输安全问题已经成为途经各地尤其是已发生过安全事故地区的热点问题因此，要从运输公司、运输从业人员、罐车生产厂家及危险货物运输管理部门等各方面提出安全措施及要求。 0前言 随着我国能源结构的调整，特别是很多城市采用液化天然气作为城市燃气气源以来，液化天然气的消耗量逐年增加。为了满足当前我国对于液化天然气的需求，2005年初，河南中原油田建设了全国首家液化天然气工厂，国内其他省份也相继建设了一些液化天然气工厂，如新疆都善等，有力地促进了液化天然气道路运输的快速发展。 采用低温罐车方式储运液化天然气，可以发挥道路运输方式的灵活性，有效地补充当前供气网络不足的问题，利用远海、荒漠地区的天然气资源，扩大天然气的供应范围。由于液化天然气市场需求旺盛，液化天然气道路运输企业快速发展，如今已形成了几个较大规模的液化天然气道路运输实体，各类运输车辆达到上千辆，运输业务遍及全国各地，最远的运距达到4 000多公里。 危险货物运输关乎人民生命财产安全，一直是人们关注和研究的热点问题。液化天然气作为2.1类危险货物，尤其是陆续发生的一些运输安全事故，引起了人们的广泛关注。 1液化天然气特性及罐车安全性分析液化天然气道路运输载体为液化天然气罐车和罐式集装箱，两者的主体结构基本相同，罐式集装箱主要用于多式联运，方便罐体装卸。我国已有多家专业液化天然气运输罐车及罐式集装箱生产厂家，产品按照《压力容器安全技术监察规程》、《低温绝热压力容器》(GB 18442 -2001) ,《液化天然气罐式集装箱》(JB/T4 780-2002)等要求生产和检验。罐体为高真空多层绝热储罐，其绝热性能直接决定罐内的 压力，若绝热性能不好，则罐内压力不稳定，会严重影响运输的安全性。 对液化天然气罐车的结构分析发现，安全隐患主要在于其后部操作箱内存在着大量的阀门和接头，如安全阀、液相阀、放空阀等，这些阀门直接与罐内相连通，如果哪个阀门出现问题，就可能会造成液化天然气的泄漏。 2液化天然气道路运输安全事故形态及原因分析 液化天然气具有易燃易爆的特性，若发生液化天然气道路运输事故，会给当地人民群众带来重大伤害，造成极坏的社会影响。为了突出重点，找出影响液化天然气运输安全的关键因素，本文对22起较为严重的液化天然气道路运输事故进行分析。上述22起事故中，有1 1起是由于LNG运输车辆发生交通事故，车辆碰撞或翻车引起液化天然气罐车出现安全隐患。如2006年，在连霍高速公路柳忠段1741km拐弯处，一辆罐车车速过快，加之路况不好，
国内外LNG液化工厂简介 （LNG Liguefacion Terminal）
蔡国勇 2008年10月
1、国内中小型LNG液化工厂简介 （LNG Liguefacion Terminal）
国内中小型天然气液化工厂的兴起 The Uprising of Natural Gas Liquefaction Plants
国内中小型天然气液化工厂的兴起 The Uprising of Natural Gas Liquefaction Plants ? 本世纪初开始，国内中小型LNG液化工厂的迅速发展，目前仅靠西气 东输和未来的北气南输以及东南沿海地区进口国外LNG也不能完全解 决中国天然气供应的问题。积极开发中西部地区的天然气和煤层气， 建设多一些中小型天然气和煤层气的液化工厂，促使我国LNG中小型 生产厂不断上马。充分利用国产LNG来提前开发中小城镇燃气市场。 另外，作为调峰的需求，具中小型液化装置的LNG调峰站建设很有发 展前景。 ? 国内液化装置采用的引进技术以MRC工艺为主（法国索菲、德国 Linde、美国BV、Kroypak、加拿大Propak）。 ? 国内自主液化工艺采用氮透平和MRC兼有。氮透平工艺借用空分技 术，MRC技术小型化是国内LNG液化技术的攻关关键。 目前30×104m3/d以下规模的液化厂已经普遍采用了具国内自主知识 产权的液化技术。
常见的天然气液化工艺
液化天然气在生产过程中，净化工艺大同小异：首先依据原料气的组成，选择合 适的净化工艺，对天然气进行预处理，脱除天然气中的水份、二氧化碳、硫化氢、重 烃和汞等等杂质，以避免在低温状态下堵塞、腐蚀设备、管道。 天然气液化工艺根据原理主要有以下几种： 一、第一种是无制冷剂的液化工艺，天然气经过压缩，向外界释放热量，再经膨胀或 节流使天然气压力和温度下降，使天然气部分液化；像江阴、苏州、等工厂就是采用 这种制冷工艺。 二、第二种是级联式制冷液化工艺，这种工艺选用蒸发温度成梯度的一组制冷剂，如 丙烷、乙烷(或乙烯)、甲烷，通过多个制冷系统分别与天然气换热，使天然气温度逐 渐降低达到液化的目的。像河南中原液化天然气工厂就是这种制冷工艺。 三、第三种是混合制冷剂制冷的液化流程，混合制冷剂循环，这种方法是通过多种制 冷剂的压缩、冷却、节流过程获得低温，通过热交换使天然气冷凝液化的工艺，通常 称为混合制冷工艺，现在已经有更先进的双混合制冷工艺。像新疆广汇、四川达州、 内蒙鄂尔多斯项目就是这种制冷工艺。 四、第四种是单一制冷剂(主要是氮气或者甲烷)制冷的液化流程，例如用氮气一种制 冷剂作制冷循环，像海南福山、泰安、西宁就是这种制冷工艺。再如用甲烷一种制冷 剂作制冷循环，像北海涠洲岛就是这种制冷工艺。
一、慨述 近年来，随着世界天然气产业的迅猛发展，液化天然气(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。 据国际能源机构预测，2010年国际市场上LNG的贸易量将占到天然气总贸易量的30％，到2020年将达到天然气贸易量的40％，占天然气消费量的15％。至2020年全球天然气消费量将继续以年2％～3％的增长率增长，而LNG在天然气贸易市场中所占份额也将逐步增大，达到8％的年增长率。LNG在国际天然气贸易中发展势头如此强劲，地位越来越重要，这都得益于世界LN6应用技术的发展。世界上普遍认为：液化天然气工业是当代天然气工业的一场革命，其发展已经历了六十多年的历史，形成了从液化，储存，运输，汽化到终端利用的一整套完整的工艺技术和装备。 LNG是天然气的一种储存和运输形式，其广泛使用有利于边远天然气的回收和储存，有利于天然气远距离运输，有利于天然气使用中的调峰和开拓市场，以及扩展天然气的利用形式。 我国早在六十年代，国家科委就制订了LNG发展规划，六十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。进入九十年代，我国进一步开始了液化天然气技术的实践，中科院低温中心联合有关企业，分别在四川和吉林研究建成了两台液化天然气装置，一台容量为每小时生产0.3方LNG，采用自身压力膨胀制冷循环，一台容量为每小时生产O.5方LNG，采用氮气膨胀闭式制冷循环。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。 随着我国天然气工业的发展，在液化天然气技术实践的基础上，通过引进国外技术，第一台事故调峰型天然气液化装置于2000年在上海浦东建成，第一台商业化的天然气液化装置于2001年在中原油田建成。这标志着，在引进国外天然气液化技术的基础上，国内天然气液化应用技术开始全面推开，随后在新疆，
浙江长荣能源有限公司 液化天然气（LNG）贮罐气化站供气系统流程说明 一、工艺流程图： 二、槽罐车卸液操作： 1、罐车停稳与连接：液化天然气的专用槽罐车开到装卸区停稳、熄火、拉手刹，用斜木垫固定车轮，防止滑移；先把装卸台上的静电接地线与LN G槽罐车可靠夹接，再用三根软管分别把卸液箱卸液口与槽罐车装卸口可靠连接；并打开卸液箱接口处排气阀，打开槽车顶部充装阀、回气阀，使气体进入软管，再从排气阀放气置换软管内空气，关闭排气阀，检查软管接头处是否密封至不漏气。 2、槽罐与贮罐压力平衡：查看槽罐车内压力和贮罐内的压力，如贮罐内的压力大于槽罐车内压力时，这时打开贮罐顶部充装管道至槽罐车增压器进液管之间的阀门和增压器进液口阀门，使贮罐内的气相与槽罐车内的液相相通，以降低贮罐内的气相压力。当贮罐内与槽罐内的压力相同时，关闭贮罐顶部充装管至槽罐车增压器进液管之间的阀门。 3、槽罐的增压：打开槽罐车与槽罐车增压器进液管之间的阀门，以及槽罐车增压器回气至槽罐车气相管之间的阀门，通过槽罐车增压器增压以提高槽罐车内的气相压力。 4、槽罐卸液：当槽罐罐内压力大于贮罐中压力0.2Mpa左右，可逐渐打开槽罐车出液阀至全开状态。这样槽罐车内的液化天然气通过卸液箱的软管与贮罐上的装卸口连接卸入液化天然气（LNG）贮罐。
三、贮罐的使用操作： 1、贮罐的压力调整至恒压：利用贮罐自带的增压阀、节气回路、增压器把贮罐的压力调整在一定的范围内（一般控制在0.2～0.35MPa），若贮罐内的压力不够，可通过调整增压阀升高设定压力，从而获得足够的供液压力确保正常供气。正常工作时，贮罐增压器的进液阀和出气阀需要打开，以保证贮罐增压器正常工作，确保贮罐的工作压力。 2、供气系统的供气： 、管道和相关设备在首次使用液化天然气时，应使用氮气置换管道和相关设备内的空气，然后用天然气置换管道和相关设备内的氮气，以确保系统中天然气的含量后才能使用液化天然气。正常用气时可根据车间用气量大小确定是开二台空温式气化器还是开一台空温式气化器。打开空温式气化器前后相关阀门以及至车间用气点的阀门，缓慢打开贮罐出液使用阀，液化天然气（LNG）通过空温式气化器吸收空气中的热量，使液态介质气化成气体，同时对气体进行加热升温，使气体接近常温。气化后的天然气再经一级调压阀组调压，把气相压力调至一较低值（一般调至0.09Mpa），然后通过工艺管道进入用气设备前的二级调压阀组，经过二级调压后进入用气设备。 ②、贮罐操作主要是开关出液口阀门及气相使用阀门，一般出液口、气相使用阀门均为双阀，靠近贮罐的一只阀门是常开阀门，另一只是工艺操作阀，这样，一旦工艺操作阀因经常开关而损坏，把近罐的根部阀关闭就可以修理。 ③、贮罐节气操作：在正常用气时，如发现贮罐的压力达到0.6Mpa时，这时可打开贮罐气相使用阀、同时关闭贮罐出液使用阀，让气相代替液相进入空温气化器供气使用；当贮罐压力值下降至正常值0.2Mpa时，再开贮罐出液使用阀，同时关闭气相使用阀；如反复出现贮罐压力达到0.6Mpa时，应报设备产权单位修理或调整设定压力。在使用贮罐气相使用阀时，必须确保贮罐压力不得低于0.15 MPa。以保证生产的正常用气供应。 ④、当生产停产后恢复生产时，应首先确定供气系统和管道内的介质是天然气还是空气。如果介质是空气，则先要用氮气置换供气系统和管道内的空气，再用天然气置换供气系统和管道内的氮气，以确保系统中天然气的含量后才能恢复生产。如果介质是天然气，则可先开贮罐出液口阀旁的贮罐气相使用阀，让贮罐内的气相代替液相进入空温气化器和相关的工艺管道至车间用气设备。等相关设备和管道预冷后再开贮罐出液阀，同时关闭气相使用阀。 四、空温气化器和调压系统的操作： 1、关闭空温气化器出口阀，缓慢打开空温气化器的进液阀，待空温气化器内压力与贮罐内压力相等时，缓慢打开空温气化器出口阀。