FPSO小型LNG装置研究.ppt

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1、LNG技术发展与中国机会,林文胜 2008-10-22,制冷空调学科前沿-14,目录,1 Why LNG？ 2 LNG技术 3 非常规天然气液化举例:LNG-FPSO 4 LNG在中国,1 Why LNG?,液化天然气(Liquefied Natural Gas)：气田开采出来的天然气，经过脱水、脱酸性气体和重烃类，然后压缩、膨胀、液化而成的低温液体。 基本特点：当LNG在大气压下，液化温度为 -162(111K)；LNG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；LNG的重量仅为同体积水的45%左右；热值为52MMBtu/t (1MMBtu=2.52108cal)

2、。,LNG优点,LNG有特有的运输方式。对于远洋运输,LNG是唯一的运输方式。 利用LNG方式是解决远海,荒漠地区气田开发,回收边远气田天然气的有效办法。 LNG作为用气负荷调峰安全可靠。 LNG用途广泛：LNG不仅自身可以作为能源利用，低温冷量可回收。 LNG与氦联产,可得到LNG和氦两种产品。 低的储存成本。 LNG比管输天然气更洁净。,加快天然气应用是全球性趋势,天然气资源的潜力较大 2006年世界石油剩余探明储量为1645亿吨，储采比40.5 2006年世界天然气剩余探明储量181.46万亿立方米，相当于1638亿吨油当量，储采比63.3 预计2015年天然气产量将超过原油，成为世界第

3、一大能源 天然气应用有利于环境保护 天然气燃烧远较煤、油等燃烧清洁,世界和中国的天然气产量,2006年世界天然气产量28653亿立方米，中国天然气产量586亿立方米（占世界总量2.0%）,LNG贸易增长迅速,2006年世界LNG贸易量已占世界天然气总贸易量28.2（在70年代只占5）。1996年世界LNG贸易量92109m3，2006年达211.08109m3 ，近10年平均年增长率12.9%。,2006年LNG国别贸易量,2 LNG技术,2.1 LNG生产 2.2 LNG储运 2.3 LNG气化与冷能利用,液化天然气工业链,2.1 LNG生产 2.1.1 天然气净化,LNG工厂原料气预处理标

4、准和杂质的最大允许含量,脱水,为了避免天然气中由于水的存在造成堵塞现象，通常须在高于水合物形成温度时就将原料气中的游离水脱除，使其露点达到100以下。 目前，常用的天然气脱水方法有冷凝法、吸收法、吸附法和化学反应法等。 吸收脱水是用吸湿性液体（或活性固体）吸收脱除气流中的水蒸气。实践证明采用二甘醇及其相邻的同系物三甘醇(TEG)是特别有效的。 甘醇法适用于大型天然气液化装置中脱除原料气所含的大部分水分。优点：一次投资较低，压降少，可节省动力；可连续运行，容易扩建；塔易重新装配；可方便地应用于在某些固体吸附剂易受污染的场合。,常压甘醇脱水装置流程图,吸附脱水,能够提供非常低的露点，可使水的体积分

5、数降至110-6ppm以下； 吸附法对气温、流速、压力等变化不敏感； 没有腐蚀、形成泡沫等问题； 主要缺陷是基本建设投资大；一般情况下压力降较高；吸附剂易于中毒或碎裂；再生时需要的热量较多。 吸附法脱水一般适用于小流量气体的脱水。,脱酸性气体,天然气最常见的酸性气体是H2S、CO2和COS。 H2S具有致命的剧毒，对金属具有腐蚀性。在天然气液化装置中，CO2易成为固相析出，堵塞管道。 脱酸性气体的方法一般可分为化学吸收法、物理吸收法、联合吸收法、吸附法、直接转化法、非再生性法、膜分离法、低温分离法和固体床脱硫法等。 醇胺法是吸收法脱除天然气中酸性组分的现有方法中应用较普遍的一种。常用的醇胺类溶

6、剂有一乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、二异丙醇胺(DIPA)、甲基二乙醇胺(MDEA),醇胺法脱酸性气体流程,MEA常用于酸性组分分压低的场合。 MEA既可脱除H2S，又可脱除CO2，一般无选择性。 DEA酸性负荷较大，溶液循环量、投资及操作费用都较低。DEA也既可脱除H2S，又可脱除CO2。还可用于原料气中含有COS的场合。 二异丙醇胺(DIPA)法脱硫情况与MEA法大致类似，可脱除部分有机硫化合物，在有CO2存在时对H2S吸收有一定选择性。 甲基二乙醇胺(MDEA)虽然与H2S的反应能力不如MEA，但它对H2S有优良的选择脱除能力,砜胺法、Benfield法和膜分离,砜胺( Sulf

7、inol)法属于联合吸收法。其操作条件和脱硫效果大致与相应的醇胺法相当。与MDEA相比，此溶液更能适应CO2含量很高的原料气的净化。 砜胺溶液比醇胺溶液有较高的酸气负荷 。 Benfield溶剂是碳酸与催化剂、防腐剂的多组分水成混合物。主要是化学吸收过程，在酸气分压较高时用此方法较为经济。 膜分离技术是利用特殊设计和装备的高分子气体分离膜对天然气中酸性组分的优先选择渗透性，当原料气流经膜表面时，其水分和酸性组分(H2O、 CO2和少量H2S)优先透过分离膜而被脱除掉。膜系统造价昂贵，以及在工业条件下，膜的性能不够稳定。,吸附分离,在工业上常用的是变压吸附PSA技术或变温吸附TSA技术 主要特点

8、是：循环时间短，常温操作（能耗低）、易于自动控制、可获得高纯度产品。 由于新型高效吸附剂不断产生，工艺逐渐得到改进，吸附分离技术的应用领域还在不断拓展，处理规模也在日益扩大。在液化天然气技术领域，吸附分离技术也正获得越来越多的应用。,2.1.2 天然气液化,天然气液化流程分类 按照制冷方式 级联式液化流程（Cascade） 混合制冷剂液化流程（MRC） 膨胀机液化流程 按照液化装置的生产模式 基本负荷型（baseload） 调峰型（peak-shaving）,（1）级联式液化流程,级联式液化流程由三级独立的蒸气压缩制冷组成，逐级提供冷量冷却天然气。各级所用的制冷剂一般分别选择为丙烷、乙烯（乙烷

9、）、甲烷 特点：效率高；流程设备多。,级联式液化流程最大能力可达3.3Mt/a,世界上第一座大型基本负荷型天然气液化装置(CAMEL),（2）混合制冷剂循环液化流程,混合制冷剂循环（MRC）是采用N2和C1-C5烃类混合物作为循环制冷剂的工艺。 特点：流程设备简单，传热温差较小；能耗较高，制冷剂配比较困难,制冷剂与液化过程中的天然气的温度变化曲线,利比亚伊索工厂天然气液化装置流程,PRICO流程,除了上述APCI的MRC流程之外，由Black & Veatch开发的 PRICO流程也是无预冷的单级混合制冷剂流程的典型代表。但制冷剂在多个压力级别下工作，提供不同温度范围的冷量。,丙烷预冷的混合制

10、冷剂制冷循环工艺,APCI的C3/MRC流程成为经典-增加丙烷预冷提高效率,带丙烷预冷的混合冷剂循环天然气冷却曲线,文莱丙烷预冷混合制冷剂液化流程,双级混合冷剂循环工艺流程,混合流体级联式流程,Linde/ Statoil,Linde的螺旋绕管式换热器,(3)带膨胀机的液化循环,以膨胀机制冷循环为基础的天然气液化工艺流程是通过采用透平膨胀机进行等熵膨胀而达到降温目的的过程。 天然气膨胀机循环工艺 氮气膨胀机循环工艺 氮-甲烷膨胀机循环工艺 特点：流程设备简单，调节和开停方便；能耗高,天然气膨胀机液化流程,带丙烷预冷的天然气膨胀机液化流程,氮气膨胀机液化流程,氮-甲烷膨胀液化流程,用膨胀机改进混

11、合制冷剂循环,AP-X流程与C3/MRC流程的主要区别，即最低温度段（过冷段）的负荷改由氮气膨胀制冷机循环承担,C3/MRC流程与AP-X流程的对比,（4）天然气液化工艺的发展趋势 a)大型基本负荷型天然气液化装置,(1)装置大型化趋势明显。大型化可降低流程单位能耗，也可减少单位产量的投资成本。目前建设的装置生产能力一般在35Mt/a，并有进一步扩大的趋势。 (2)在流程选择方面，APCI的C3/MRC流程占据了绝对的优势。,b)调峰型天然气液化装置,(1)调峰型液化装置的规模根据需要确定，一般较小，但与液化能力相比储存能力和气化能力相对较大。典型的调峰型LNG工厂的液化能力为10000020

12、0000Nm3/d，制冷动力大约为15007000kW，贮存容量为25000100000m3。 (2)调峰型液化装置对设备开停灵活性要求很高，一般并不追求单位能耗达到最低。 (3)调峰型液化装置可供选择的流程较多，没有明显占据优势的流程，比较确定的是级联式流程已基本上不再采用。,c)中小型基本负荷型天然气液化装置,(1)中小型与大型基本负荷型天然气液化装置之间并无严格界定，在现今大型装置生产能力一般在35Mt/a的背景下，可将1Mt/a以下的装置列为中小型。 (2)与大型装置一样，中小型基本负荷型天然气液化装置一般连续稳定运行；但与调峰型液化装置类似，对设备简单性、灵活性要求较高，虽注重单位能

13、耗指标，但不一定将其列为最重要指标。 (3)中小型基本负荷型天然气液化装置可供选择的流程较多，但级联式流程已采用得较少。相对来说，PRICO流程在这一类装置中采用得较为广泛。 LNG-FPSO天然气液化装置大体上应属于此类中小型基本负荷型天然气液化装置。,2.2 LNG储运,日本LNG接收终端-全景图,世界最大的LNG接收终端,2.2.1 LNG储存 （1）固定式LNG储罐,固定式LNG储罐： 液化站、接收站用大型储罐、卫星站(汽化站)用储罐。 分类 罐材料 放置方式 内部观察装置 中国的固定式LNG储罐,固定式LNG储罐-种类,LNG球形储罐(民用燃气气化站，LNG汽车加注站等),固定式LN

14、G储罐-球形,圆柱形(基本负荷型、调峰型液化装置、LNG接收站),固定式LNG储罐-圆柱形,固定式LNG储罐-圆柱形,圆柱形(基本负荷型、调峰型液化装置、LNG接收站),固定式LNG储罐-罐材料,双金属：内罐采用耐低温的不锈钢或铝合金。外壳采用黑色金属，常用压力容器用钢。 预应力混凝土：指大型贮槽采用预应力混凝土外壳，而内筒采用低温的金属材料。 薄膜型：指内筒采用厚度为0.81.2mm36Ni钢（又称殷钢）。薄膜表面起波纹的36Ni钢作主屏，起到允许膨胀和收缩的作用。绝热板起着支撑膜的作用。,固定式LNG储罐-薄膜型,固定式LNG储罐-薄膜型,膜型储罐内部结构,固定式LNG储罐-按放置分类,U

15、nderground in-pit LNG储罐 Underground LNG储罐 In-ground LNG储罐 Above ground LNG储罐(双壁金属型)） Above ground LNG储罐(预应力混凝土型) 以上几种LNG储罐常用于LNG接收终端的特大型贮槽。,固定式LNG储罐- Underground in-pit LNG储罐,固定式LNG储罐- Underground in-pit LNG储罐,固定式LNG储罐- Underground LNG储罐,固定式LNG储罐- In-ground LNG储罐,固定式LNG储罐- In-ground LNG储罐,固定式LNG储罐-

16、In-ground LNG储罐,固定式LNG储罐- In-ground LNG储罐,现代建造的LNG储罐（11和12号） 容量： 140,000m3 建设周期：1997年10月2001年10月（49个月） 合同金额：141百万美元 储罐类型：In Ground LNG储罐，膜型 顶： 混凝土圆顶，不锈钢板，悬挂（甲板） 墙结构： 厚2.5m；泥墙厚度1.5m 日蒸发率：0.1%/d 内罐尺寸：内径：64m；最大液体高度：43.65m 设计寿命：50年 设计温度：-162 设计压力：最大290mbarG，最小-5mbarG 操作压力：50250mbarG,固定式LNG储罐- Above grou

17、nd LNG储罐（双壁金属型）,固定式LNG储罐- Above ground LNG储罐（双壁金属型）,固定式LNG储罐- Above ground LNG储罐(预应力混凝土型),固定式LNG储罐- Above ground LNG储罐(预应力混凝土型),固定式LNG储罐-内部观察装置,固定式LNG储罐-内部观察装置,固定式LNG储罐-内部观察装置,(b) LNG运输槽车（陆地运输）,LNG运输槽车（陆地运输）,LNG槽车的隔热方式,有三种型式： 真空粉末隔热； 真空纤维隔热； 高真空多层隔热，绝热层所占空间小；绝热材料轻；隔热材料一般不发生沉降。但施工难度大。,LNG槽车的输液方式,两种输液

18、方式： 自增压输液：利用在增压器中气化LNG返回贮罐增压。 液泵输送：配置在车上的离心式低温泵来泵送液体。,(c) LNG远洋运输(LNG船),LNG运输船：为大气压下沸点为-162的大宗LNG货物的专用船舶。这类船目前的标准货量在1213万立方米之间。一般它们在2530年船龄期内，从事专用的航行计划。 类型： （1）独立球型（MOSS）； （2）SPB型船，石川岛播磨重工业IHI； （3）薄膜型（Membrane），法国GTT公司。,液化天然气运输船,液化天然气运输船-SPB型,液化天然气运输船-GTT型,薄膜型LNG船的开发者Gaz Transport和Technigaz已合并为一家，故对

19、该型船称为GTT型。 GTT型的围护结构包括GTNO96和TGZ MarkIII两种。,液化天然气运输船-GTT型,GTT NO.96型LNG船,液化天然气运输船-MOSS型,MOSS型(球型)LNG船,液化天然气运输船-MOSS型,液化天然气运输船-MOSS型,液化天然气运输船-三种船型比较,LNG船接收码头-LNG终端,LNG船接收码头- LNG终端,2.3 LNG气化与冷能利用 2.3.1 气化器,LNG气化器是一种专门用于液化天然气气化的换热器，但由于液化天然气的使用特殊性，使LNG气化器也颇具特色。低温的液态天然气要转变成常温的气体，必须要提供相应的热量使其气化。热量的来源可以从环境

20、空气和水中获得，也可以通过燃料燃烧或蒸气来加热LNG。 对于基本负荷型系统使用的气化器，使用率高（通常在80%以上），气化量大。首先考虑的应该是设备的运行成本。以空气或水作热源的气化器，比较适合于基本负荷型的系统。 对于调峰型系统使用的气化器，是为了补充用气高峰时供气量不足的装置，其工作特点是使用率低，工作时间是随机性的。要求启动速度快，气化速率高，维护简单，可靠性高，具有紧急启动的功能。要求设备初投资尽可能低，而对运行费用则不大苛求。,空气加热型气化器,空气加热型气化器大多数是翅片管型或其它伸展体表面的换热器。因为空气加热的能量比较小，一般用于气化量比较小的场合，在LNG工业中的应用受到一定

21、的限制。空气加热型气化器的另一缺点是受环境条件的影响太大，如温度和湿度的影响。另外，它们的气化能力还受当地的最低温度和最高湿度的影响。因为结冰过多会减少有效的传热面积和堵塞空气的流动。空气加热型气化器的上限一般在标准状况下是1400m3/h。由于没有燃料的消耗，所以结构简单，运行费用低。但单位容量的投入费用势必较高的，而最大气化能力是比较低的。,水加热型气化器,用水作热源的LNG气化器应用很广，特别是用海水作为热源，因为很多LNG生产装置和接受装置都是靠海建设，海水温度比较稳定，热容量大，是取之不尽的热源。开架式气化器(Open Rack Vaporizer, ORV)就是以海水作热源的气化器

22、。用于基本负荷型的大型气化装置，最大天然气流量可达180t/h。气化器可以在0%100%的负荷范围内运行。可以根据需求的变化遥控调整气化量。通常气化器的进口水温的下限大约为5。,ORV气化器工作原理,整个气化器用铝合金支架固定安装。气化器的基本单元是传热管，由若干传热管组成板状排列，两端与集气管或集液管焊接形成一个管板，再由若干个管板组成气化器。气化器顶部有海水的喷淋装置，海水喷淋在管板外表面上，依靠重力的作用自上而下流动。液化天然气在管内向上流动，在海水沿管板向下流动的过程中，LNG被加热气化。这种气化器也称之为“液膜下落式气化器（falling film）”。虽然水的流动是不停止的，但这种

23、类型的气化器工作时，有些部位可能结冰，使传热系数有所降低。,具有中间传热流体的气化器,采用中间传热流体的方法可以改善结冰带来的影响，通常采用丙烷、丁烷或氟利昂等介质作中间传热流体。实际使用的气化器的传热过程是由两级换热组成：第一级是由LNG和丙烷进行热交换，第二级是丙烷和海水进行热交换。这样加热介质不存在结冰的问题。由于水在管内流动，因此可以利用废热产生的热水。换热管采用钛合金管，不会产生腐蚀，对海水的质量要求也没有过多的限制。这种气化器已经广泛应用在基本负荷型的LNG气化系统，最大天然气流量达150t/h。,燃烧加热型气化器,在燃烧加热型气化器中，浸没式燃烧加热型气化器是使用最多的一种。结构

24、紧凑，节省空间，装置的初始成本低。它使用了一个直接向水中排出燃气的燃烧器，由于燃气与水直接接触，燃气激烈地搅动水，使传热效率非常高。水沿着气化器的管路向上流动，LNG在管路中气化，气化装置的热效率在98%左右。适合于负荷突然增加的要求，可快速启动，并且能对负荷的突然变化作出反应。可以在10%100%的负荷范围内运行，适合于紧急情况或调峰时使用。,2.3.2 LNG冷能利用,LNG：超低温液态天然气，沸点为-162 LNG蕴含巨大的冷能，约830MJ/t 一座6Mt/a的LNG接收站，LNG连续均匀气化释放的冷量约160MW 如果其中1/5的冷能能转化为电力 发电功率为32MW 发电量（即节能）

25、2.8亿kWh 考虑常规电厂效率50%，可减排CO20.7亿吨/年 LNG的冷能利用对于大规模节能减排意义重大,LNG冷能利用技术,LNG冷能利用技术总图,低温发电,压力有效能的利用可采用天然气直接膨胀方式，低温有效能的利用则采用低沸点工质的朗肯动力循环。,液化天然气冷冻储存系统,低温粉碎装置,低温空气分离,3 非常规天然气液化举例: LNG-FPSO,海上天然气Solutions other than firing Pipeline CNG (Compressed Natural Gas) ANG (Adsorbed Natural Gas) NGH (Natural Gas Hydrate

26、) GTL (Gas-To-Liquid) Electricity LNG Conventional LNG PLNG/HLG LUWS,LNG-FPSO特点,消耗大量能量（对于1Mt/a的装置大约为50MW）。 与典型的陆上设施相比，需要在更拥挤的空间布置低温流程的设备及管路系统。晃动对吸收塔等设备有影响。 LNG储存需要特殊的储存系统，因为在海上生产时，半充满储槽中液体晃荡构成特殊的问题。 LNG从FPSO向运输船的输送需要特殊的设备，而这类设备一般还未经实际使用。,较早进行的研究,BHP Billiton为在帝汶海(Timor Sea)Bayu-Undan海域某一可能位置生产LNG而提出

27、的。是一个混凝土重力基础机构(GBS)，在平台上拟建170,000m3常规圆柱形LNG储罐。该研究提出了LNG生产能力为1.5Mt/a的方案，液化流程采用经改进的氮膨胀循环。 1999年，Chevron与其他几家石油天然气公司出于开发边际气田的兴趣共同完成了一项重要的联合工业项目(JIP)研究。该项目受到了燃气利用研究论坛(GURF)的鼓励，研究结果显示采用几种液化技术之一可以开发出一个紧凑型工厂。船体内LNG储存可采用基于IHI设计的薄膜系统或棱柱形系统。 Mobil提出了一个浮式LNG生产概念，生产装置位于一个带月池的大型正方形混凝土结构之上。该设计通常被称为“甜甜圈”，它具有内在的稳定性

28、，对主要安全问题有较多考虑。 Black&Veitch和ABB Randall都提出了适合小型生产规模的液化循环。,欧盟资助的Azure项目,证实了薄膜储存系统在部分充满模式下的完整性，在此条件下，液体充装物的晃荡是薄膜结构承受的主要外力； 验证了LNG输送系统控制特性； 开发了创新性的混凝土船体设计； 开发了LNG-FPSO刚制船体设计； 开发了干舷布置方式来满足安全和操作性要求。,Shell的概念设计-FLNG,其中最先进的是Sunrise项目，被认为是2001年的一项主要突破。该项目设计了产量达5Mt/a的LNG生产设施，采用了Shell的双混合制冷剂(DMR)流程。工艺设备布置在一艘大

29、型驳船上(400m70m)，LNG和凝析液的储存量分别为240,000m3和85,000m3。该概念设计据称比相似规模的陆上项目减少投资40%,Shell的概念设计-FONG,同时生产原油和LNG的方案。设计原油产量85,000桶/天，天然气处理量85106立方英尺/天。两者分别可扩容至170,000桶/天和170106立方英尺/天。天然气液化采用氮膨胀流程。驳船空间尺度为3847036m。LNG储存容积160,000m3 LNG，油储量1,400,000桶。油的卸载采用浮动软管，LNG采用并排布置方式的加料臂。,Aker Kvaerner设计,Statoil联合Linde和Aker Kvae

30、rner公司提出了基于混合流体级联式(MFC)流程的概念设计，该流程被选择为计划于2006年试车的Snhvit项目的流程。Snhvit项目设计思路是：LNG设施建在一艘位于西班牙的驳船上，目的是向北挪威Melkya输送LNG。尽管该项目还不能算一个海上项目，但采用了大量“海洋化”的思路。Statoil认为MFC流程可成功地用于海上LNG装置。,ABB Lummus NicheLNG,LNG生产能力为1.5Mt/a。LNG和LPG的储存量分别为170,000m3和35,000m3，分别储存在4个和1个SPB型舱室中。卸载方式可根据需要设定为串联方式或并排方式。ABB Lummus NicheLN

31、G的天然气液化采用了氮透平膨胀机和甲烷透平膨胀机两个系统为循环提供冷量，采用一台GE LM2500燃气轮机同时驱动氮和甲烷压缩机。冷箱中采用一台板翅式换热器。,ABB Lummus NicheLNG,4 LNG在中国,4.1 液化工厂 4.2 LNG接收站 4.3 小型储运气化设施,4.1 液化工厂 (1)上海天然气液化调峰装置,该装置采用了由法国燃气公司(Gaz de France)开发的CII流程。,(2)中原绿能天然气液化装置,(3)新疆广汇天然气液化装置,新疆广汇建成了迄今国内最大规模的天然气液化装置。设计液化能力为1500000 Nm3/d天然气。采用了林德提供的混合制冷剂循环工艺流

32、程,根据国家发展规划，2015年LNG进口将达到4200万吨。 广东大鹏LNG接收站位于深圳大鹏湾，占地约40公顷。一期工程设计容量为3.7 Mt/a，设2160,000m3储罐。一期工程总投资约300多亿元人民币。工程供气范围：广州、深圳、东莞和佛山四个城市以及香港和5个燃气电厂。2006年5月接收站建成开始投产。2005年7 月，一期工程增加建设第三号储罐。最终一期工程设计容量为570 Mt/a，设3160,000m3储罐。二期最终达到1200 Mt/a。,4.2 LNG接收站 (1)广东大鹏LNG接收站,(2)福建LNG进口接收站,位于福建省莆田市秀屿港，占地约37公顷。一期工程设计容量

33、为2.6 Mt/a，设2160,000m3储罐。一期工程供气范围：福州、莆田、泉州、厦门、漳州等9个城市和4个电厂。预计2008年上半年接收站建成。二期最终达到5.0 Mt/a。,上海LNG接收站位于洋山岛，2007年1月工程开工。 一期:300万吨/年，16.5万m3 LNG储罐3座。 2009年上半年投产。 二期:600万吨/年。,(3)上海LNG进口接收站,4.3 小型储运气化设施 （1）气化站,储罐：圆柱形，106m3/台，共12台; 内罐材质为0Cr18Ni9，外罐材质为16MnR， 夹层充填珠光砂250mm厚，抽真空,山东淄博LNG汽化站,姜堰LNG气化站,建设时间：2002.2

34、投产时间：2002.7 设计规模：6900 Nm3/d 现期使用气源：中原油田LNG,余姚LNG气化站,建设时间：2002.4 投产时间：2002.10 设计规模：12600 Nm3/d 现期使用气源：中原油田LNG,九江LNG气化站,建设时间：2002.11 投产时间：2003.5 设计规模：11500 Nm3/d 现期使用气源：中原油田LNG,沭阳LNG气化站,建设时间：2003.2 投产时间：2003.7 设计规模：11465 Nm3/d 现期使用气源：中原油田LNG,（2）小型LNG储运设备,建于中原油田的LNG储罐，620m3,绝热方式: 粉末（珠光砂）堆积绝热。,中国27m3LNG

35、槽车,1-牵引车；2-外筒安全装置；3-外筒；4-绝热层真空纤维； 5-内筒；6-操作箱；7-仪表、阀门及管路系统； 8-THT9360型分体式半挂车底架,中国40m3LNG槽车,由沪东中华造船公司承建 船舱容量14.72万立方米,船长292米,宽43.35米，为GTT NO.96型 。 低温内壁直接由双层外壳直撑，内壁由两层材料相同的膜和两个独立的绝热层组成，之间有珍珠岩绝热材料。内壁材料为0.7 mm的不胀钢（36%Ni合金钢）。 两艘LNG船造价达4亿美元 ，第一艘船计划2007年和2008年已分别交付船东。,（3）LNG船,（4）LNG汽车技术（含加注站）,河南中原绿能高科技公司与北京市合作研制单一燃料LNG公交示范车。 在上海市科委的支持下，上海交通大学联合上海申沃客车有限公司开发达到欧洲III号排放标准的液化天然气城市公交汽车。,LNG车载瓶,LNG公交车 在沙长投入营运,偌大的LNG罐藏在车体右下部 ,LNG加注站,北京LNG科技示范站及LNG样车,首座LNG汽车示范站工程已经 于2002年12月在北京建成投产。,广汇集团的LNG加注站,工作人员在为公交车加气,谢谢！,关注LNG，关注方兴未艾的能源产业！ Any comments and suggestions are highly appreciated,