lng冷剂压缩机

❶ lng液化，混合冷剂返回压缩机的温度低说明什么，怎么控制

压缩机结露说明冷剂过多或者蒸发器效能降低了！在回气管还有剩余的冷剂，在压缩机内部进行蒸发，导致压缩机温度偏低引起结露。气液分离器损坏也有可能导致问题。正丛悔常情况迅郑前下，压缩机的散热是通过剩余的制亩清冷剂进行冷却的，压缩机上半部（1/3）有少许结露也是正常的，如果压缩机运行后满身是冷凝水那就是有问题了

❷ LNG储配站BOG气体回收采用BOG压缩机，请问这个BOG压缩机与CNG压缩机有什么不同

基本原理相同，只是功率要小得多

❸ 调试月总结

调试月总兄渣结两篇

篇一：调试总结

一、调试方案及调试过程

2月15日，就当前运行状态，做出如下调试方案：

方案一：

准则：在保证MRC压缩机正常工况的前提下，缓慢调整MRC压缩循环系统及低温液化系统的参数，使其趋于设计值。期间，应杜绝一切超温、超压、超负荷现象的发生。

设计参数如下：

1、缓慢降低S1105 MRC出口分离器的温度至设计值；同时应密切观察MRC压缩系统的参数变化。

2、 通过冷箱液相节流阀FV0811A/B及液体回收泵的出口阀V1152A/B的调节，将S1105 MRC出口分离器的液位维持在700mm---800mm；并同时密切观察冷箱液相节流前后温度TI-0812A/B、TI-0813A/B的变化。 3、在压缩机入口流量与喘振流量有一定安全距离的情况下，缓慢关冷箱气

相节流阀FV0821A/B，以提高压缩机的出口压力，使其缓慢趋于设计值。 4、在防喘振点离防喘振线不远的时候，而压缩机的进出口压力依然很低，可根据混合冷剂的组分分析，缓慢配比所缺冷剂；因现各冷剂组分离设计值很近，所以在短暂配比之后，应停止配比，观察一段时间混合冷剂的组分变化。然后在进行相应的配比。

5、随着冷剂系统冷量的增加，天然气的处理量缓慢的进行匹配。 2月16日开始实施方案一，首先将压缩机出口分离器的温度调至40℃～42℃，使气液两相冷剂余尘樱进冷箱前的温度接近设计值。然后关小冷箱的液相节流阀，此时MRC压缩机入口温度上升，冷箱上板式热端温差减小，入口分离器成液量减少，出口分离器液位上升，冷箱内冷剂液相通道阻力减少。再缓慢开大冷箱的液相节流阀，冷箱上板式的温度开始下降，但使压缩机出口分离器的液位不低于600mm，与此同时，也缓慢关小冷箱的气相节流阀，压缩机的出口压力上升，进口压力下降，此时根据混合冷剂的在线分析结果，向系统内配比所缺冷剂，使压缩机的进出口压力缓慢上升。

此调试过程中，在天然气处理量不变的情况下，压缩机的能耗相比之前有所下降，天然气处理量能维持在12500m3/h～13000m3/h。但压缩机出口分离器的液位波动较大，冷箱上板式的温度也只能短时间靠近设计值，以致运行中工况不稳定。

通过3月竖丛6日观察，MRC液相B通道冷剂流量过大，其阻力也远超设计值，冷剂压缩机循环量偏大，出口压力未达到设计值，这时的压缩机已经达到额定功率，做出以下调试方案：

方案二：

1、降低MRC液相B流量，使MRC压缩机进口流量降低，同时B板式液相阻力降低，MRC出口分离器液位升高，避免液相流道气液混流。

2、MRC流量降低，电流、功率下降，可向冷剂系统添加轻冷剂，提高进口与出口压力，从而增加制冷量。

3、通过调整组份、液相流量，缩小板式热端温差，减小冷量损失，从而提高产量。3月7日开始做出调整，关小MRC液相节流阀，降低流量，提高MRC压缩机出口分离器液位，使MRC压缩机进口温度升高，液相通道阻力下降。

MRC液相流量减小后，压缩机的功率和出口压力都有所下降，向冷剂系统补充冷剂。冷剂压缩机出口压力升至45bar时停止补充冷剂，但MRC液相通道阻力还是偏大，怀疑板式可能堵塞，上板式温度不能降到设计值。

3月12日经过开会研究，做出如下调试方案：

方案三：

通过冷箱板式的温度观察，负荷基本都集中在下板式，上板式的温度始终降不下来，这就关系到MRC的一个冷量平衡，需通过对板式的冷量调节使上板式的温度降下来。

1、关小MRC气相节流阀，使下板式的气相流量减小，从而实现冷量的分配。 2、在关小MRC气相阀的同时，压缩机的进口压力会相应减小，出口压力升高；由于MRC液相节流后的压力在1.9bar左右，低于设计值2.28bar，所以MRC进口压力会在关小气相节流阀后降得更低，这时先不管进口压力，在把气相流量减小到11000～12000m3/h时，观察压缩机的出口压力和MRC的组份，如出口压力低于设计值44.8bar，可对MRC系统配比适当的冷剂，保证压缩机的冷量供给。

3、在关小MRC气相流量和配比冷剂的同时，观察上板式MRC的热端温差，如热端温差过大，通过调节液相的流量和冷剂组份中重组份的比例（如热端温差过大，减小MRC液相流量或配比冷剂减小组份中重组份的含量）。

方案四：

MRC压缩机的进口压力过低

1、开大MRC气相节流阀，降低MRC压缩机出口压力，使MRC压缩机进口压力达到1.8bar左右，观察这时压缩机出口压力，在保证压缩机进口压力的情况下对MRC进行组份的调整；在配比冷剂的过程中调节出口压力和进口的总流量。

2、MRC液相的流量根据总流量做出相应的调整，保证压缩机的进出口压力，在进出口压力靠近设计值的情况下（进口1.93bar，出口44.8bar），观察MRC液相的流量和气相流量，同时注意MRC液相通道的阻力，如阻力还是偏大，以液相的流量和节流前后的温度为准。

3、观察冷剂通道的热端温差，如热端温差过大，说明液相冷剂量过大或是冷剂中的重组份过多，这时通过对冷剂液相的流量和冷剂组份的配比进行调整。3月13日开始按照方案三调试，通过气相节流阀的关小，A板式气相流量由14050m3/h降至12400m3/h，B板式气相流量由14400m3/h降至12300m3/h；在关小气相节流阀的同时，MRC的出口压力上升至44.2bar，进口压力降至1.3bar，MRC总流量降至40200m3/h；在关小气相节流阀的'过程中冷箱上板式温度有所下降，冷剂的各种组份向设计值靠近。

MRC压缩机出口分离器的液位在达到800mm时，开大B板式MRC液相节流阀，其通道阻力上升，A板式液相流量升至11.8m3/h；冷箱上板式A通道液相节流后温度由-48.9℃下降至-84.5℃，B通道节流后温度由-34℃下降至-35.7℃；在气相通道不做调整的情况下，加大冷剂液相B的流量，从而提高其制冷量，天然气通道TI0805的温度控制在-161℃左右，增大天然气的处理量，从而增加产量。此时MRC压缩机进出口压力偏低，配比一部份冷剂（按照组份进行配比）。

由于LNG节流阀后温度是负温差，以节流前的温度控制LNG产品的温度，效果不明显，反而去大罐的LNG温度过高，气化量过大；后压缩机出口压力过高，开大气相节流阀，关小液相节流阀，降低MRC压缩机出口压力和进口流量，使压缩比减小以降低其功率。

此调试过程中，冷箱上板式温度无太过明显的改善，同时天然气处理量也无明显提高。

4月1日开始按照方案四调试，开大气相节流阀，压缩机的进口压力上升，出口压力下降，在压缩机的压缩比靠近设计值后，向冷剂系统内配比冷剂，使压缩机的进出口压力缓慢靠近设计值。同时，通过调节进冷箱的天然气量，将冷箱内的温度控制在设计值以下，此时冷箱下板式建立起了一定的冷剂液位，冷箱上板式的温度也开始向设计值靠近，天然气的处理量也随之提高至12500m3/h~13000m3/h。但在此调试过程中，由于冷箱温度的不易控制，冷箱下板式的冷剂液位不稳定，以致压缩机出口压力及出口分离器的液位波动较大，冷箱工况也相应发生变化，天然气的处理量也随之波动。

二、目前存在的问题及下一步采取的相应措施：

1、天然气进冷箱前压力低，在21bar左右原因是净化单元到粉尘过滤器后压差过大（10bar～12bar）。近几天冷箱进气量在11000m3/h～12000m3/h，此时天然气进冷箱压力在19bar～22bar，通过计算在天然气压力提升至设计值33.1bar时，冷箱天然气进气量还可增加15%左右。 原因分析：脱汞剂可能粉化严重，粉尘过滤器的滤芯堵塞严重。 解决措施：更换脱汞塔填料及粉尘过滤器滤芯。

2、 MRC液相通道阻力较大，上板式温度不易降下来， MRC气相建立一定的

液位上板式的温度就能降至设计值，需要控制好MRC下板式的液位，避免压缩机出口压力及出口分离器液位波动大。判断液相节流阀应是气液夹带，所以上板式温度能将到-100℃，且压缩机工况波动也大。 原因分析：（1）、MRC出口分离器的液位过低，出口分离器底部液相出口产生的漩涡将气相冷剂带入了液相通道；（2）、冷箱液相通道中有微小的固体杂质；（3）、冷箱液相通道有设计偏小的可能，以致无法达到设计流量。

调整方向：将出口分离器液位提高。结合现场液位计和DCS显示液位确定控制液位，防止液位过低，引起气液夹带。

3、 MRC压缩机压比大，压缩机功率偏大，通过开大MRC气相节流阀来提高

压缩机进口压力，效果不明显，进口压力1.45bar时，压缩机出口压力42.4bar，流量45100m3/h，而此时压缩机的功率电流均超额定值。

原因分析：压缩机内部泄漏量过大，导致压缩比过大。

篇二：调试培训总结

作为一个刚进入火电的应届毕业生，我很高兴也很荣幸参加这次调试培训。对于刚参加工作的我来讲，这次调试培训是一个很好的学习交流机会，感谢公司领导的安排，同时我也非常珍惜这次学习机会，从这次调试培训中我学到了不少工作上的专业知识，积累了一定的工作经验。

在这段培训期间，我们先后进行了对电厂辅机方面的理论培训学习，调试跟班学习，以及火力发电站结构及系统的理论培训与跟班实习，培训内容由易到难，由理论到实际，覆盖面广，各个专业均有涉及。

初到电厂，首先是进行对安全知识的学习。通过安全学习以及培训老师对一些真实违章事故的讲述使得我再一次认识到安全对于生产和生命的重要性；尤其是在后来的调试跟班学习中，更是深刻认识到安全规范是无数电力建设人员的经验总结、甚至是血的教训，是避免违规操作的基本依据，也是成为一名合格的电力工作人员的必要条件。通过学习电厂的安全规范，我顺利的通过了电厂组织的安全考试并拿到了电厂的出入证，调试培训开始进入正轨。

进入电厂开始调试培训期间，我首先对电厂设备的整体结构进行了解，其次是对火电站锅炉设备电气一次主接线图、厂用电主要负荷、煤、气、水、风系统、开关站、直流系统等进行了学习。虽然刚开始的理论学习有些地方不是很明白，但是在调试跟班学习过程中，通过沙A电厂技术组几位工程师的现场讲解，以及火电脱硝项目部工程师的指点，对原来学习中迷惑得到了释疑，也从前一阶段理论上的理解上升到现场实际的了解。在后来近半个月的调试跟班学习过程中，加强现场实际操作学习，对于引风机机、空预器、稀释风机、吹灰器等结构，各部位的组成，作用等有了进一步认识，同时加强理论学习，对火力发电厂的各专业运行规程进行了系统学习，虚心向运行班组师傅们请教，积极学习动手操作及工作票、操作票制度，在这一阶段中，对电厂调试运行工作有了更深刻的认识。 在调试培训跟班学习中，最先接触到的就是引风机的调试，我们先后对引风机的电机、冷却风机、油泵进行了系统的检查，各工种分工配合相互学习，机务方面检查的设备的安装是否符合安装规范和设计要求；热控电仪方面进行仪表的校验以及检查线路的连接是否正确，控制系统是否全部合乎要求。经检验完毕，引风机顺利试转，且转数、电流、温度、震动等参数符合设计要求，满足所有工

作条件，可以按照计划运行。同时空气预热器的电机试转也是按照这样的方法有条不紊的进行调试,经检查设备安装正常,线路控制系统正常,可以满足试转要求.经检验完毕，空预器电机顺利试转，且转数、电流、温度、震动等参数符合设计要求，满足所有工作条件，可以按照计划运行。之后我们按照计划要求对稀释风机试转进行调试，在对稀释风机试转之前，我们先后对稀释风机送风系统进行了检查，在对所有的设备安装，控制阀门，电路系统进行检查后，发现并无问题，但当稀释风机开始试转时，从阀门开口并无空气流动，进而在运行中无法完成对氨气的稀释，所以停止了稀释风机的试转进行检查，通过对电气控制系统，以及各个控制阀门的逐个排查，最终我们发现这种状况是由于其中一个阀门无法开启，经过检修，排除问题之后，我们再次进行了稀释风机的试转，并且试转正常，满足所有工作条件，可以按照计划运行。按照计划要求我们又对反应器的蒸汽吹灰器进行了调试，首先参加培训的人员配合电厂技术工程师，对吹灰器的电气控制系统进行了逐一的对线检查，电气控制系统符合控制要求，但是安装的吹灰蒸汽管大部分没有直接与下面导向滑轮相接触，但是不影响设备工作。按照耙式吹灰器的正常运行路径，控制中心对吹灰器吹扫路径开始调试，在培训人员的配合之下，电厂工作人员开始对吹灰机进行控制运行，在运行期间，我们发现上层吹灰器运行状态和路径运行正常，但是中层下层行程开关触发装置无法触发且无法触发蒸汽限位开关，在设计单位，供货厂家，施工单位，电厂业主一致协商，最终根据现场情况商量出最佳解决方案，就是调整行程开关位置和增加限位开关的触发杆长度。经过现场的整改调试，问题得到解决，蒸汽吹灰器能够正常运行。最后调试的就是

完成对电厂辅机方面的相关调试，涉及范围很广，各个专业都有所涉及，虽然对很多内容都只有一个笼统的概念，但是对于某些专业更深一步的理解上确实有难度，比如对微机系统的很多原理不明白，二次保护方面还有些地方的理解不是很深刻等，这些内容都需要以后时间的磨练、知识的积累，循序渐进的进行学习。在沙A的最后一段调试跟班实习中，由于在每个班组的时间短，对各个班组的工作核心未能做到像前一段运行时那样深刻的认识，也得到了一个很好的了解火力发电设备的机会，看到了图纸上很多没有立体感的实物，或许对以后我们认识自己电厂机组安装有所帮助。

经过这些天的培训，我在摸索中逐渐掌握了正确的学习方法：发电站系统特点就是发展比较快、理论性和工程性都比较强，涉及专业多，因此对于培训课程，需要听重点、记难点、重思路和方法；同时还要加强熟悉设备的现场实际位置、接线、运行方式等。总之，在这些天的培训过程中，自己逐渐从对水电站运行与维护的懵懵懂懂到对水电站各个组成部分有所了解、掌握了一些实际操作能力。但是自己没有实际操作的经验，对很多知识也不是很了解，还需要在今后的培训中努力学习，开阔视野，对几种经常涉及的主要专业加强学习。在下一阶段的学习中，要加强对我们潘口电站的各种技术图纸与设备型号的理论学习，多看书，多和同事们交流，互相学习，充分利用资源，继续充电，希望在正式上岗以后能以新的认识高度来从事以后的工作。

培训结束，要感谢火电沙A脱硝项目部的全体人员和电厂的工作人员，在培训这段时间沙A项目部不仅在生活上给予我们这些培训人员无微不至的关怀，在工作上也给我们不少的帮助和指点，使我们在生活和工作上都能顺利的进行。同时火电沙A项目部的内部文化也值得我们学习，大事上一丝不苟，小事上精益求精，管理分工明确，工作落实到位，是我们学习的榜样和楷模！

以上是我本次调试培训的总结心得，不足之处，敬请请领导评阅指正！

❹ 制冷剂在压缩机中被压缩为什么不会变成液体

一般使气郑旁体变成液体的方法就是压缩和冷却，但是制冷剂由于本身特性的原因，制冷剂在压缩机中被压缩时樱丛凯温度比较高，所以成高温高压的气体脊唤，经过冷凝器冷却后才变成液体。

❺ MRC混合冷剂压缩机工作原理

混合制冷（MRC）

这种循环采用N2、芹行C1～C5混合物做首迹作冷剂，利用混合物部分冷凝(或部分气化)的特点与原料气换热，使其冷却和液化。通过混合制冷剂不同配比，在换热过程中混合冷剂的制冷温度与原料气的冷却曲线接近一致。

一般情况下，采用丙烯作为预冷剂，在用混合冷剂来制备LNG，可以大大的降低能纯并耗

❻ 液化天然气需要什么设备

设备有压缩机，烃泵，储气罐。以及一些附助设备。如管道称重量用的衡器等。
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，液化天然气的重量仅为同体积水的45%左右。其制造过程是先将气田生产的天然气净化处理，经一连串超低温液化后，利用液化天然气船运送。液化天然气燃烧后对空气污染非常小，而且放出的热量大，所以液化天然气是一种比较先进的能源。
液化天然气是天然气经压缩、冷却至其沸点（-161.5摄氏度）温度后变成液体，通常液化天然气储存在-161.5摄氏度、0.1MPa左右的低温储存罐内。其主要成分为甲烷，用专用船或油罐车运输，使用时重新气化。20世纪70年代以来，世界液化天然气产量和贸易量迅速增加，2005年LNG国际贸易量达1888.1亿立方米，最大出口国是印度尼西亚，出口314.6亿立方米；最大进口国是日本763.2亿立方米。

❼ lng预冷压缩机组工作原理是什么

预冷压缩机组是利用冷却压缩机和冷凝器组成的一种制冷设备，它能够在低压和低温的条件下压缩气体。工作原理：

1. 当冷却压缩机开始运行时，低压的冷气进入压缩机，冷却压缩机将低压的冷气压缩成高压的热气，并将其输出到冷凝器；

2. 冷凝器将进入的热气冷却，使其凝结成液态的冷凝液；

3. 冷凝带冲者液被排出后，高压的冷凝蠢薯液进入膨胀阀，膨胀阀将冷凝液压力降低，并膨胀成低压的冷气；

4. 低压的冷空判罩气回到冷却压缩机，完成整个循环。

❽ lng混合冷剂先后顺序

低温段先后用含禅不同压纳搏力级别的混合冷剂把原料气顺序液化。
1、复叠制冷。
2、混合制冷。
3、带预洞老祥冷的混合制冷。
4、单元混合制冷。

❾ LNG冷箱最近冷不下来 压缩机负荷也最高了,求大神解答

关闭压缩机回流阀；加大压缩机入昌闹口导耐者罩流嫌梁阀；关小冷箱J-T阀； 加大冷却水冷却效果，加大流量和降低冷却温度。

❿ 天然气液化装置中，三级制冷过程跟二级制冷过程的区别在哪里请详细描述！

一、液化天然气(LiquifiedNaturalGas，简称LNG)
主要成分是甲烷,被公认是地球上最干净的能源。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1/600，液化天然气的重量仅为同体积水的45%左右。其制造过程是先将气田生产的天然气净化处理，经一连串超低温液化后，利用液化天然气船运送。燃烧后对空气污染非常小，而且放出热量大，所以液化天然气好。
它是天然气经压缩、冷却，在-160度下液化而成。其主要成分为甲烷，用专用船或油罐车运输，使用时重新气化。20世纪70年代以来，世界液化天然气产量和贸易量迅速增加，2005年LNG国际贸易量达1888.1亿立方米，最大出口国是印度尼西亚，出口314.6亿立方米；最大进口国是日本763.2亿立方米。
二、国内外概况及发展趋势
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 8500 m3 /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 × 104 m3 /d 。据资料[3]介绍，目前各国投产的 LNG 装置已达 160 多套， LNG 出口总量已超过 46.1 8 × 106 t/a 。
天然气的主要成分是甲烷，甲烷的常压沸点是 -16 1 ℃ ，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）后[4]，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[5]。
2.1 国外研究现状
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，目前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 C Ⅱ -2 新工艺[6]，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 × 104 t/y 以上。采用 Liquefin 工艺生产 LNG 的费用每吨可降低 25% [7] 。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” [8] 。
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 × 104 m3 /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[9]。
2.2 国内研究现状
早在 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[10]，以下就国内现有的天然气液化装置工艺作简单介绍。
2.2.1 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。
2.2.2 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 [11]。
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。
2.2.3 陕北气田液化天然气
1999 年 1 月建成投运的 2 × 104 m3 /d “陕北气田 LNG 示范工程”是发展我国 LNG 工业的先导工程，也是我国第一座小型 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。装置的成功投运为我国在边远油气田上利用天然气生产 LNG 提供了经验[12]。
2.2.4 中原油田液化天然气装置
中原油田曾经建设了我国最大的 LNG 装置，原料气规模为 26.6 5 × 104 m3 /d 、液化能力为 1 0 × 104 m3 /d 、储存能力为 1200 m3 、液化率为 37.5%[13]。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 [14] 。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× 104 m3 /d 时，收率高达 51.4% ，能耗为 0.13 Kwh/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。
2.2.5 天津大学的小型液化天然气（ LNG ）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[15]。 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 × 106ft 3 /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 /1000 ft3 。
2.2.6 西南石油学院液化新工艺
该工艺日处理 3.0 × 104 m3 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 [16] 。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[17]。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。
2.2.7 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[18]。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 [19] 。
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[20]。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。