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1、 基层编号：上级编号：大 港 油 田 集 团 有 限 责 任 公 司重 点 科 技 项 目开题论证报告项目（课题）名称天然气液化储存及调峰技术研究 负责单位 ： 石油工程公司 （盖章） 项目负责人： 周 学 深 起止年限 ： 2003 年 1 月 至 2004 年 12 月 编写日期 ： 2002 年 10 月 20 日填 写 说 明 为加强科技开发项目立项及计划管理，凡申请在大港油田集团有限责任公司立项的科学研究单位，都需填报开题论证报告。通过专家论证评审后，再经科委审批方可列为集团公司科技计划项目。开题论证报告由承担科学研究任务的主要负责单位的项目负责人认真详尽填写，经单位主管科技工作的领
2、导审查签字盖章后，报集团公司科技开发部进行形式审查，合格后再按科技开发部要求份数提交专家组进行立项前的论证评审。经专家评审确认立项的科技项目，申报单位按论证专家提出的意见对开题论证报告进行修改完善，再一式三份上报科技开发部。开题论证报告以独立课题为基本单元分别填写。两个以上单位共同承担一个课题时，视具体情况各自分别填写上报或共同协商填写上报。开题论证报告填写格式要求：报告纸张一律为A4纸；正文文字为宋体，字号为小四；填写单位应严格按照格式要求组织编写材料，不得任意修改字型、字号及边框。一、国内外技术现状、发展趋势和集团公司技术经济现状2000年全世界对天然气的需求量为2.43x1012m3，预
3、测到2010年将增加到3.28x1012m3，国外发达国家天然气占一次能源消费的比例超过23%，并呈逐年增加趋势。目前我国天然气占一次能源消费的比例仅2.2%，随着西气东输等输气项目的实施，我国能源结构将发生重大变化，天然气在一次能源消费中的比例将大副上升，预计至2010年天然气占一次能源消费的比例将达到8.0%。气田开发和管道输气是平稳、均衡的采输气，但不同季节和昼夜时间不同用户用气是不均衡的，尤其是调峰电厂等用户时用气波动很大，为解决这一矛盾，通常采用储气调峰的方法。天然气调峰有以下几种方式：1.地下储气库方式，容量大，适应于季节调峰，目前国内已建有3座枯竭气田地下储气库；2.管道调峰方式
4、，与增压站配套，适应于日调峰，目前国内长输气管线和市政燃气管网已有采用；3.球罐调峰，用于补充管道调峰的不足，设置数量较少；4.LNG调峰方式，同时满足日调峰和事故供气。天然气液化是指通过制冷的方法使天然气变成液体，称为LNG。LNG具有以下优点：1.LNG体积比同质量的天然气小625倍，可用汽车或轮船方便地运到没有天然气的地方使用。2.LNG储存效率高，10m3LNG储存量可供1万户居民1天的生活用气。3.LNG可作为优质的车用燃料，与汽油相比具有辛烷值高、抗爆性能好、燃料费用低、环保性能好等优点。4.LNG汽化潜热高，气化过程中的冷量可回收利用，LNG冷量直接利用有冷能发电（朗肯循环方式和
5、天然气直接膨胀方式），液化分离空气（液氧、液氮）、冷冻仓库、液化碳酸、干冰、空调、BOG再液化等；间接利用有冷冻食品，低温粉碎废弃物处理，冻结保存，低温医疗，食品保存等。由于LNG具有十分优越的特点，国外已被广泛应用，1964年世界上第一座LNG工厂在阿尔及利亚建成投产，至今LNG已占国际天然气贸易量的25%，预计今后几年世界LNG贸易的年均增长率将达到10%以上，截至2000年底，世界已投产的LNG工厂有28座，装置规模较大，LNG生产能力为1.242 x108t/a。LNG液化调峰技术在我国还处在开发阶段，我国LNG产业刚刚起步，1999年以来四川绵阳、吉林油田、长庆油田曾先后投建过工厂，
6、但都因技术原因而以失败告终。2001年10月中原油田天然气液化装置（LNG产量250m3/d）建成投产，该工程采用法国索菲燃气公司提供的基础设计，主要设备国外进口，装置投资1.05亿元，采用丙烷预冷、乙烯制冷和节流膨胀的复迭式制冷工艺，该装置的建成投产说明装置在我国已进入商业应用阶段。2001年上海浦东计划引进1套天然气液化调峰装置（LNG产量250m3/d，储存能力2.0 x104m3）。运输方便、安全、清洁、高效的产品越来越受到人们的青睐，LNG装置不仅可用于燃气调峰，还可用于海上气田或陆上边远油气田天然气的回收与利用，所生产LNG即可解决天然气管网达不到的地区用气问题，又可用于大规模发展
7、天然气汽车。目前集团公司相关计算软件、加工和储存设备研究匮乏，开发经济实用的各种规模的LNG液化装置可解决各种用户用气调峰问题，具有巨大的市场应用前景，可提高石油工程公司专有技术水平，开辟新的设计领域。LNG生产厂分为基地型、调峰型（液化能力小，储存和再气化能力较大）、终端站型（储存加压后气化后输给用户）、卫星型（调峰型的一种，无液化能力）四种类型。这一项目的研究开发开创了天然气应用新领域。一个成功的LNG项目必须具有充足的探明天然气储量，以支持液化能力15到20年。为了确保在项目期限内有充分的生产能力，资源量应该是工厂年生产能力的25-35倍。这意味着一套1400万Nm3/天的生产项目，将需
8、要1529-2152亿Nm3的探明储量。另外，原料气价也需要较低，典型地应小于1.00美元/MMBtu，最好在0.5美元/MMBtu左右。这意味着用于做LNG的天然气只能来源于少数高产的大型气田。液化工厂的操作费用相当低。尽管液化是一个高耗能过程，典型地，约有8-9%的天然气进料量被用来作为工厂的动力燃料，以将天然气进行液化。但是，因输送至工厂的天然气价格相当低，因此运行成本并不高。根据工程需要/投资风险/技术可靠性，国内研究开发LNG装置规模不宜太大，建议研究天然气液化能力10x104m3/d、50x104m3/d、100x104m3/d、150x104m3/d、200x104m3/d的LN
9、G装置，装置实现橇装化，可满足绝大多数用户调峰需要，并大大提高了管道供气可靠性，是确保安全供气的重大技术措施。LNG产品采用深冷液体储罐储存，液体储罐为双壁真空粉未绝热，LNG的日蒸发率可控制在046之内，储存周期为4天。储罐容量取决于LNG运输船的大小和所需缓冲储存量。目前世界上常用的储罐类型有地上双层罐壁和地下隔膜两种构造。单罐容量最大已达20万m3。储罐有一个自由（无约束）直立的顶部开口的及由特种耐低温材料9%镍钢制成的内罐。正常运行时，它将盛装着温度为-162？的液体天然气。该内罐被一个整体式的混凝土外层储罐完全封闭起来。该混凝土外罐由预应力混凝土壁，钢筋混凝土地板和钢筋混凝土拱顶所组
10、成。储罐的地板和四周的侧壁敷有绝热材料，并设有绝热吊顶，以减少闪蒸气的产生。储罐还装有一切所需的仪表和安全防护系统，以使云座安全和得以控制运转。储罐容量结合国内低温液氮储罐设计制造水平，建议研究储存能力1000m3、2000m3、5000m3、1x104m3、2x104m3的LNG低温储罐。采用LNG气化小城镇与管输和CNG运输对比见文章（气源要求与节流温降），据资料报道：与压缩天然气（CNG） 比较，在相同的行程和运行时间条件下，对于中型和中重型车辆而言，LNG汽车燃料成本要低20，重量要轻23，同时，供燃系统装置的成本也至少低23。LNG研究包括天然气液化技术、设备设计与制造、仪表自控、消
11、防系统等研究工作。所开发成套装置可大规模应用于用户调峰，具有广阔的设计市场和装置推广前景。LNG经高压外输泵泵入气化器，利用海水喷淋（开架式气化器）或者热水（浸燃式气化器）使LNG气化成气态天然气，最后进行加味，调压，计量后送进输气管网。前者日常操作费用低，但造价较高；而后者日常操作费用高（要烧掉约1.5%左右的气），但造价低。因此，接收终端一般都采用两者相结合使用的方法，海水开架式气化器负责基本负荷，浸没燃烧式气化器作为备用和调峰使用。二、项目概要：（含立项必要性、技术性质、解决的主要技术问题和可形成的配套技术、自主知识产权、达到的技术水平、产学研情况及市场竞争力等）近几年我国天然气产量和进
12、口量将大幅上升，客观上要求进行天然气液化储存和调峰技术研究，降低LNG装置投资和生产成本，解决城市用气调峰和安全供气问题。目前西气东输用户燃气电厂采用管道调峰，城市民用气采用管道和球罐调峰。目前世界LNG生产线的建设成本约为300900美元/吨年生产能力，先进水平为225美元/吨年生产能力，LNG燃料既清洁又具有高品位的冷能。在天然气液化过程中，1吨LNG已消耗动力约380kWh，而1吨到岸LNG可利用的冷能约为250kWh，LNG典型的成本构成为：天然气原料0.5$/MMBtu、液化2.5$/MMBtu、运输0.75$/MMBtu，这样，在LNG接收终端的到岸价为3.75$/MMBtu。收率
13、达到60%，综合能耗，投资。LNG是一种清洁燃料，同时也是一种经济性燃料。参照美国国产天然气价格，美国进口LNG价格：15$MMBtu（到岸价）。参照进口管道天然气价格，欧洲进口LNG价25$MMBtu（到岸价）。日本、韩国及台湾由于当地基本上不生产天然气，所以进口LNG价格参照进口原油价格：35$MMBtu（到岸价）。我国东南沿海进口LNG价格大体为参照日本、韩国的LNG到岸价，即35$MMBtu，相当于13元m3（含税），LNG气化站气化后气价15元m3,到达城市门站气价1617元m3。当LNG气化后价格为16元m3时，按净热值计算，单价热值为：24074kJ元，而目前市场上90汽油，单价
14、热值为（经折算）:21520kJ元，液化石油气（LPG）为142644kJ元， LNG单价热值是汽油的112倍，是LPG的169倍，由此可见，LNG单价热值最高，用户对它的接受能力是最强的，所以不管作为民用燃料或是汽车燃料,都有很好的经济效益和市场前景。按热值计算，与目前城市民用燃气相比，到用户的价格比油制气和液化石油气的小区管道供气便宜。发电上网电价比核电和进口设备脱硫煤电便宜，与国产设备脱硫煤电相当天然气发电尤其适应电网调峰，与担负基荷的核电互补性强。利用天然气在燃气轮机中直接燃烧作功，使燃气轮机带动发电机发电，此时为单循环发电。再利用燃气轮机产生的高温尾气，通过余热锅炉，产生高温高压蒸汽
15、后推动蒸气轮机，带动发电机发电，此时为双循环即联合循环发电。目前燃气轮机的制造技术得到了迅速的发展，燃气轮机的可用率及可靠性越来越高，应用燃气轮机发电技术已完全成熟。国外己能制造出单机容量24万kW，整套联合循环容量超过70万kW的机组，机组热效率也越来越高，最高已达55，而燃煤蒸气轮机的热效率一般在38左右，热能利用率提高45。燃气轮机特别是单循环时起动快，带负荷快，能随时停机，非常适合于每天开停带峰荷的运行方式，是高效率的调峰机组，同时也可作应急电源，是电网（特别是缺乏调峰水电的电网）需配备的一种电源。峰电电量少，而发电容量大；基电电量多，而发电容量相同。所以峰电电价应比基电高几倍。LNG的生产、运输、储存，LNG的生产工艺一般分以下三种：一是阶式混和制冷工艺，二是混和阶式制冷工艺，三是压缩膨胀制冷工艺。LNG工厂主要设备有压缩机、膨胀机、换热器、分离器、低温储罐、低温泵、低温槽车等。由于LNG的生产过程是一个制冷过程，完全可以依托我国具有雄厚实力的制冷行业。空分制氧（-183），制氮（-196）中的许多技术都可以应用于LNG的生产中，如气体膨胀制冷技术，压缩制冷技术等。除此之外，国内制冷设备生产技术也十分可靠，低温储罐、低温槽车，换冷设备等等。制冷技术、设备的不断发展，为LNG在国
