天然气液化装置及其应用.docx

无标题文档 天然气液化装置及其应用 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。 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1015% 。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好。但是，在实际运行时，由于压机在高出口压力下发生较强烈的振动，因此通常是降压运行，三级出口压力不超过35bar（ A ），此时，仍可正常生产。对于这种情况我们也进行了验算。 上海 LNG 站所提供的组分是： （略） 经过验算，发现这样的组分在压力为35bar时，实际上不能算通。冷箱中的高温区热交换器出现负温差，说明丁烷、戊烷含量太少，而甲烷、乙烷含量偏多，经调整后组分改为：（略）。组分调整以后，计算的结果令人满意，经过改变组分, 在压机三级出口压力降为35bar（ A ）的情况下，不仅不会降低LNG产量，反而能使液化量增加，原来天然气流量为3393kg/h, 现可增加到3510kg/h, 增加3% 多。此时压机 的功率情况为：一级：567.8KW，二级：575.24， 三级：276.8KW。总功率为1419.84KW ，仍然比原流程设计的压机能耗低。 关于液化流程改进意见的讨论 1）从前面的计算结果可以看出，原流程设计在混合制冷剂的组分上似乎没有进行很好的优化，如能进一步优化，则有可能节省能耗和增加产液量。 2）从计算的结果看，用乙烯代替乙烷，并降低三级压机出口压力，是可以达到原设计的液化产量的，如要同时去掉戊烷，也是可以的，但可能会略降低一点产液量（约7%）。 3）流程中混合制冷剂精馏塔的作用似乎不大。我们曾去掉精馏塔，通过改变混合制冷剂组分和节流点的温度，同样可以在原设计的压机流量和压力的条件下，实现每天10万立方米天然气的液化， 而且功率还比原设计小，去掉精馏塔可以显著的简化流程和操作，国外很多天然气液化的流程，其混合制冷剂都不带精馏塔，因此，在以后的流程上应考虑不加混合制冷剂精馏塔。 对已建成的上海 LNG 站而言，因为冷箱和换热器是按有精馏塔的流程设计的 ，改变流程就不很方便。 4 ）流程中应增加混合制冷剂的储气罐和储液罐，在装置停车时依靠二级压缩将液体压送到储液罐中，依靠三级压缩，将气体送到储气罐中。 三 、 液化天然气汽车 车辆在使用燃油时所造成的严重的大气污染，已经引起了世界各国政府的关注。据北京市环保部门的测定，北京市的城市污染，在夏天60是由汽车尾气污染造成的，在冬天汽车尾气所造成的污染也占30以上。美国政府对汽车尾气排放标准作了严格的规定，德克萨斯州于1989年6月通过了一个限制空气污染的法律，其中规定从1990年9月1日起禁止州政府各部门、各学校、公共交通部门购置和租用不能采用清洁燃料的汽车，到1994年9月1日要求30的车辆采用清洁燃料，到1998年将增加到90。此外，燃油供应不足也是一个需要解决的问题。近年来，人们在努力寻找新的车用燃料，到目前为止，世界各国主要试验过四种燃料， 这就是甲醇、丙烷、压缩天然气（CNG）和液化天然气（LNG）。美国休斯敦城市交通管理局的专家认为，甲醇和丙烷有很多缺点，不适宜推广，这主要考虑了它们的安全性、成本、是否容易得到、泄露可能造成的危害、 机械效率、维修保养费用等因素。 天然气则被认为是最好的燃油代用品。首先，因为它燃烧清洁。以天然气为燃料，汽车发动机排气中的一氧化碳和碳氢化合物大大低于使用汽油时的汽车尾气的含量，约为国际汽油排放标准的1/5以下。其次，价格便宜。不论是美国、俄罗斯，还是中国，以相等的热值比较，天然气比汽油都便宜得多。第三，以天然气为燃料，对汽车的润滑油破坏程度小，不积碳，减少了磨损，降低了车辆的运行和维修费用。 用天然气作汽车燃料，早先是用气袋的方法，以后发展为采用压缩天然气（CNG）， 近几年又发展了采用液化天然气（LNG）的技术。 用气袋是很不方便的，用CNG则比气袋进了一步。因为天然气压缩到200个大气压以后，体积缩小为原来的1/200，装在钢瓶中便于使用。 LNG则比CNG更适合做车用燃料，因为：1 、容器的重量和尺寸都进一步减小了，汽车可行使的路程也更长了。 2 、更加安全，LNG的绝热容器的压力只有0.5-5个大气压，这比200个大气压的高压钢瓶要安全得多。 3 、液化天然气蒸发时冷量还可用作汽车空调器的冷源，省去了采用氟利昂的车用空调器。 从安全的角度看，LNG蒸汽的比重比空气小得多，因此，当液化天然气漏出时，它总是迅速蒸发并向上飘散，而汽油和柴油蒸汽的比重比空气大，它们蒸发后是向下聚集的，危险性更大。此外，LNG 蒸汽在空气中浓度达到5以上时才燃烧，不像汽油和柴油蒸汽达到1.4甚至0.6以上就能燃烧，而且 LNG 蒸汽的自燃温度也要高很多。因此专家们认为，只要了解了 LNG 的性质，并按照一定的安全规程操作，它在使用时的危险性比汽油和柴油还要小。 从价格上看，在美国，按同样热值相比， LNG 的价格也不到柴油的一半，甚至比 CNG 便宜。据俄罗斯汽车及发动机研究院（NAMI） 的专家们介绍，在俄罗斯 LNG 按同等热值比较也只相当于汽油价格的70，与CNG的价格差不多。由于上述的这些原因，尽管CNG车用燃料技术已经商业化，许多国家又进一步在发展 LNG 车用燃料。 在我国， 发展 LNG 汽车有很好的条件。首先，我国有较为丰富的天然气资源，而且与石油相比，天然气开发利用得还很不充分，尤其是边远的零散气井的资源没有得到开发和利用。其次，我国的公共交通比较普及，而 LNG 特别适用于公共汽车这种行使路线和距离都比较稳定的车辆，这样只需要在公交汽车的发车站建立加液系统就可以了。此外，公汽公司也便于统一解决安全管理、尾气处理等问题。第三，从现行的价格和发展的趋势看，天然气总还是比汽油和柴油便宜，因此从经济上看，会受到欢迎。第四，我国的汽车发动机，基本都是四冲程发动机，因此车上的低温供然系统要简单得多。第五，我国对环境保护问题十分重视， LNG 汽车能显著减少汽车尾气对大气的污染，因此能得到国家的支持。 由中国科学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）与清华大学等单位合作研制的 LNG 汽车低温供然系统，已经经过4000多公里的路试，证明性能良好。该低温供然系统已经经过国家科委鉴定。鉴定认为，采用这套低温供然系统改装的东风 EQ1090F1型LNG汽车， 经过发动机台架试验和道路试验，证明了汽车的动力性和经济性均达到了设计指标。路试结果表明，最高车速达到86公里/小时，与燃用汽油时的车速基本一致。其加速性能，在60公里/小时以下，加速时间和行使距离与燃油时一致，在车速超过60公里/小时后， 相差5， 达到了双燃料汽车发动机采用气体燃料的先进水平。 LNG 平均消耗量为每百公里38.6升，运行费用按 LNG 成本计算，只有汽油的三分之一，经济效益显著。尾气排放实测结果是： HC和CO的含量分别为燃用汽油的1/5和1/12， 对保护环境、改善大气质量具有重要意义。 我们在建设 500升/时LNG装置的同时，又改造了一辆东风四平LNG大客车，并对供然系统做了改进，研制的车用LNG低温容器采用粉末真空绝热，内壳为不锈钢，外壳采用碳钢，降低了造价。由于我国的市内公共汽车通常每天行使200公里左右，大型公共汽车每百公里耗油约为33升 ，因此只需安装一个100升的LNG车用容器就足够了（美国是安装两个100升的容器）。这样我们用于LNG汽车改车的费用为8000-10000元人民币，预计批量改车时的成本还可以降低。根据油价和天然气价格的不同，采用LNG作燃料， 估计一年多的时间节约的燃料费就可以把改车的费用收回。 我们相信， LNG 汽车这一经济上有利，技术上可行，社会效益显著的技术一定能在我国得到很好的发展。 五、 LNG 项目建议1 、 海上采油过程中的伴生气 项目研究 目前，我国海上采油过程中的伴生气只有很少一部分得到应用（主要是用作采油平台上的能源），由于海上采油的特殊性，大部分的石油伴生气都不得不点火炬烧掉。近几年，每年烧掉的海上石油伴生气约在20亿立方米以上，这是一个很大的资源浪费。 本项目研究的目的是：研究一种在海上平台上液化（包括重烃分离）、储运石油伴生气的技术可行性，以便能够更有效的利用我国的天然气资源。因此，项目具有很重要的现实意义。 液化天然气（LNG）装置的流程通常有前文所述三种形式，我国的气体制冷和液化的研究工作，从建国初期就开始了，空气分离和液化装置的生产早已实现了产业化。根据上述我们做过的工作，对各种 LNG 的循环已基本掌握，具有了自主开发 LNG 装置的能力。 但是由于海上石油伴生气的液化是一个更为复杂的系统工程，对装置有更特殊的要求，因此，需要提前进行可行性研究。 项目研究的目标及主要研究内容 主要目标 提出一种适合海上平台安装运行的中、小型石油伴生气液化分离装置的方案，以及海上小规模 LNG 的储运方案。对项目做出可行性分析。分析其技术方案实施的可行性，以及实施应用所能产生的经济效益。为项目的进一步开展提供可靠的依据。 主要研究内容 （1）研究海上石油伴生气的液化分离的特殊要求（可用面积小，海风海浪影响等），综合、比较和研究多种国内外紧凑型LNG装置的原理和特点，并结合海上石油伴生气的特殊情况，提出一种恰当的技术方案。对方案中的各种关键技术设备进行调查研究。 （2）研究和比较几种可行的小规模LNG液体的海上运输方案，探讨船用的集装箱式的LNG运输储槽的可行性。 （3）开展适当的市场调查，对本项目的进一步实施做出经济评估。 项目的关键技术 关键技术：适合海上平台石油伴生气液化分离特殊要求的紧凑型 LNG 技术。技术难点和创新点在于目前还没有见到世界上有这种海上石油伴生气液化分离的装置，这是因为一些产油和天然气的大国往往不很重视海上石油伴生气的进一步利用。虽然在技术上，这种装置不会有特别大的困难。但是对于这样一种新的、特殊的装置，在设备的紧凑性的要求上，仍然会有一些技术难点。因此，我国如能率先开展这一项目，将能在海上石油伴生气资源的利用上，取得创新的技术成果。 技术、经济效益分析 技术、经济效益分析 （1）我国目前的海上采油平台有50-60座，通常每座平台的伴生气量为每天20-30万标方，除去平台上的能源消耗，每座平台每天尚可利用10-20万标方。 近年来，随着基础产业改革力度的加大，燃气行业发生了巨大的变革，小城镇的小区气化十分活跃。由于LNG的运输比管道输送更为灵活，因此中原油田15万标方/天的LNG 装置建成后，每天生产的LNG供不应求。研究适合海上平台石油伴生气液化分离要求的，液化量为10-20万标方LNG装置，将不仅能够充分利用我国的天然气资源，同时也能满足我国城镇小区的供气需要。此外，利用LNG做汽车燃料和内燃机燃料，更加具有价格优势和显著的经济效益。因此，有广阔的市场前景。 （2）LNG的成本构成中，原料气价占有很大的比重，利用海上石油伴生气，原料气的成本低。LNG的液化加工，由于也采用伴生气为能源，液化加工费也将下降，约在每标方0.3-0.4元左右。LNG的陆上运输费通常为每标方每百公里0.05元，如采用集装箱式低温运输储槽，则海上运输费应比陆上运输费低。另外，也不必另建专门的LNG港口。这样，经济效益将是很好的。 （3）中国科学院理化技术研究所（前身为中国科学院物理所五室，中国科学院低温技术实验中心）低温系统关键技术组是我国最早从事气体制冷和液化的单位，曾在我国最早实现了氢、氦的液化，并参与了我国航天事业低温系统的设计和研制，有丰富的低温工程的经验。从二十世纪九十年代起，又先后研制了两种小型的LNG装置，并参与了中原油田LNG装置的设计，还应邀对上海LNG装置进行了技术评估，提出了改进意见。因此，对国内外的LNG流程有较深入地了解。本项目有他们的参与，高质量的完成这一预研工作是有把握的。 推广应用前景分析 海上采油平台石油伴生气的进一步利用，是一个带普遍性的问题。近年来，我国的经济和社会正在快速发展，人民生活水平也在日益提高。随之而来的是对能源结构和能源质量提出了更高的要求，液化天然气产业的发展正好满足了这种需求。本项目的工作，不仅能够充分利用资源，而且能够满足小规模的天然气供应的需要，前景很好。设备定型后，不仅能用于海上，也可以用于陆上偏远小油气井的天然气的综合利用。推广应用的前景很好。 项目实施的风险分析 对海上石油伴生气进行液化分离和运输是一个全新的课题，存在着一定的技术风险，因此，更需要提前进行深入的调查和研究，做好充分的技术准备。 计划实施年限、经费预算及来源 必要的支撑条件、组织措施及实施方案 2 、煤层气 意义及必要性 我国煤层气资源极为丰富，但是由于开发较少，因此几乎没有工业上的应用。据了解，每年排入大气的煤层气在100亿立方米以上，是很大的资源浪费。煤层气也称非常规天然气，特点是，单井产量不很高。除就地使用外，铺设管道外输常常不合算，因此浪费很严重。如果采用低温制冷的方法，把煤层气液化，其体积将缩小600多倍，便于运输和利用。与管道输送相比，液化运输更为灵活，可以随着气源和用户的变