中国液化天然气产业链
最新13中国LNG产业链的发展策略探讨
13中国L N G产业链的发展策略探讨中国LNG产业链的发展策略探讨一、天然气产业链现状概述世界LNG产业是从上个世纪八十年代开始的，由于两次石油危机和更多天然气资源的发现，使人们认识到天然气是比石油更清洁更高效的能源。
因此天然气资源的利用得到迅速发展。
天然气的运输有两条渠道，一条是用管道运输，另一条是液化后运输（Liquefied Natural Gas, LNG）。
由于产气区和用气区之间的地理位置的局限，到上世纪九十年代，通过海上运输的LNG占天然气总交易量的30％左右，约1亿吨/年。
世界天然气资源主要分布在俄罗斯，伊朗，卡塔尔，阿联酋等国家。
而通过海上运输的LNG的用户，在上世纪八九十年代主要是美国、西班牙、日本、韩国和中国台湾，绝大部分是从中东、北非、特立尼达和多巴哥、澳大利亚和印度尼西亚等国进口。
1、天然气资源和LNG生产的工程技术天然气资源主要来自三种类型的矿藏；一种是凝析气田，它们是“湿气”，即除了大量的CH4以外，还含有较多的C2-C6成分，是以甲烷和乙烷为主的天然气（Natural Gas, NG）；第二种类型就是油田，一般的地下原油都有一定量的伴生气；由于形成的地质年代和条件不同，油田伴生气的数量也不一样，越是重质石油的油田伴生气越少。
第三种就是天然气田，有的几乎不含C2以上组分的“干气”，但也有的是湿气。
我国的鄂尔多斯盆地和四川盆地的天然气田、印度尼西亚的东固气田，都是干气田，基本上没有油，有时含有大量的二氧化碳。
天然气的开采和液化技术目前已形成LNG生产线的通用模式。
从地层里开采出来的资源，先分离出原油后，通过管道输送到LNG加工厂；在那里，先把比较容易分离的C5和C6等组分分离出来，然后脱去水分、CO2和其他的杂质（比如H2S等）；剩下的烃类通过深冷技术把气相的天然气与以C3和C4为主的LPG分离出来，然后在低温下液化成LNG，一般的LNG的冷凝温度在﹣162℃左右，它的主要成分是甲烷和乙烷，还有少量的丙烷，极少量的丁烷。
天然气产业链
天然气产业链：
上游的天然气勘探生产、中游的管道运输及地下储存和下游的城市配送,是组成天然气工业的基本业务单元。
随着LNG国际贸易的发展,天然气工业的业务构成又增添了新内容,即天然气液化、液化天然气(LNG)远洋运输及LNG的接收、储存和再气化,它们构成了LNG 业务链。
图示：
天然气勘探开发业：
地质勘查→物理勘探→钻井（包括辅助专业地质录井、测井、固井）→试油（气）→油田建设→采油采气（含井下作业）→净化→储存运输
★输油气管道制造业：
我国的输油气管道主要有SSAW(螺旋缝埋弧焊钢管)和LSAW(直缝埋弧焊钢管)两种。
SSAW占输油气管道主干线的70%，将是管道建设加速的主力军;LSAW应用范围广，且其应用领域正不断拓宽，受地方城市管线以及深海输油管线铺设加快的影响，应该也有极大的发展空间。
★天然气运、储、用等相关设备生产制造业：
天然气贮槽、半挂车、牵引车、列车系列；天然气运输车安全装置；LNG储罐
运输业：
运输车出租出售，天然气配送。
天然气产业链介绍
天然气产业链介绍天然气产业链是指从天然气的开采、加工、运输到最终利用的过程中所涉及的各个环节和相关产业。
天然气是一种重要的清洁能源，具有广泛的应用前景。
下面将从天然气的开采、加工、运输和利用四个方面介绍天然气产业链。
1. 天然气开采天然气的开采是天然气产业链的第一步。
天然气主要存在于地下的油气田中，通过钻探和开采技术将其开采出来。
开采过程中需要进行地质勘探、钻井和提取等工艺。
地质勘探是通过采集地质样本和地质勘探技术，确定天然气的分布和储量。
钻井是使用钻机将钻头钻入地下，通过旋转和冲击力将地下的岩石打碎，形成井筒，使天然气能够顺利流出。
提取是通过提高井口压力或使用泵将天然气提取到地面。
2. 天然气加工天然气开采后，需要进行加工处理，以满足市场需求和运输要求。
加工主要包括除杂、脱硫、脱水、脱碳等过程。
除杂是指去除天然气中的杂质，如油、水和固体颗粒等。
脱硫是将天然气中的硫化物去除，以减少对环境的污染和对设备的腐蚀。
脱水是除去天然气中的水分，以防止水分在运输过程中结冰或对设备产生腐蚀。
脱碳是去除天然气中的二氧化碳，以提高天然气的热值和减少对环境的影响。
3. 天然气运输天然气加工后，需要进行运输到各个消费地。
天然气运输主要有管道运输和液化天然气（LNG）运输两种方式。
管道运输是将天然气通过管道输送到各个消费地，它具有输送量大、损耗小的优势，但受限于管道的建设和维护成本。
LNG运输是将天然气液化后，通过特殊的船舶运输到各个消费地，然后再恢复为气体进行利用。
LNG 运输具有灵活性高、适用范围广的优势，但液化和再气化过程会带来一定的能源损失。
4. 天然气利用天然气的利用涵盖了众多领域，包括发电、供热、化工、交通等。
天然气发电是利用天然气燃烧产生的热能，通过发电机转化为电能。
天然气发电具有高效、清洁的特点，是一种重要的发电方式。
天然气供热是利用天然气进行燃烧，产生热能用于供暖和热水供应。
化工领域中，天然气可以用作原料制取化学品，如合成氨、甲醇等。
中国液化天然气产业链
液化天然气是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。
LNG是天然气的一种独特的储存和运输形式，它有利于天然气的远距离运输有利于边远天然气的回收、降低天然气的储存成本、有利于天然气应用中的调峰。
同时，由于天然气在液化前进行了净化处理，所以它比管道输送的天然气更为洁净。
液化天然气工业链是非常庞大的，主要包括天然气液化、储存、运输、接收终端、气化站等，见图l。
图 1 液化天然气工业链Fig．1 LNG Industry Chain近十年来，中国的液化天然气(LNG)产业已起步，在液化天然气链的每一环节上都有所发展。
下面分别介绍我国在LNG工业链各环节：即LNG工厂、LNG接收终端、LNG运输、LNG气化站等方面的现状和进展。
1液化天然气工业链1．1液化天然气工厂我国从20世纪80年代末开始就进行液化天然气装置的实践。
下面介绍的小型液化天然气装置的研制与开发，为我国探索天然气液化技术提供了宝贵的经验。
1．1．1中科院低温中心等单位研制的天然气液化装置中科院低温中心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联合研制了两台天然气液化设备，一台容量为0.3m3/hLNG，采用了天然气自身压力膨胀制冷循环。
另一台容量为0.5m3/h LNG，采用了氮气膨胀闭式制冷循环。
图 2天然气膨胀液化装置流程示意图Fig．2 Natural Gas Expand-liquefied Flow Chart1．1．2中原天然气液化工厂2001年，我国第一座小型生产性质的天然气液化装置在中原油田试运行成功，这标志着我国在生产液化天然气方面迈开了关键的一步。
其生产的LNG通过槽车运输的方式供应给山东、江苏等省的一些城市。
中原油田有较丰富的天然气储量，天然气远景储量为2800×10sm3,现已探明地质储量为947.57×10m3/d.这些天然气能为液化装置提供较长期稳定的气源。
LNG产业链
每吨LNG的气化过程，相当于释放了830兆至860兆焦耳的冷能，同样的制冷方式需要850千瓦时电能，如果将冷能用于其他项目，每吨LNG可节电500至700千瓦时。
优点：
LNG具有燃烧清洁的特性，其燃烧排放的二氧化
碳比石油少25%，有利于环境保护。其最大的优点是
体积只有等量气态天然气的1/610，因此可弥补天然
气在运输和储存方面所固有的缺陷，无论是用大型船
只跨洋运输还是通过装载储罐的卡车运输都很适合。
特别是在冬季用气高峰期，可以将事先储存备用的
液化天然气工业链是非常庞大的，主要包括天然气液化、储存、运输、接收终端、气化站等。
液化天然气是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。近十年每一环节上都有所发展。我国在LNG工业链各环节：即LNG工厂、LNG接收终端、LNG运输、LNG气化站等方面的现状和进展。 )
引进LNG将对优化中国的能源结构，有效解决能源供应安全、生态环境保护的双重问题，实现经济和社会的可持续发展发挥重要作用。
缺点
LNG生产成本相对较高，造成最后到用户的气价增加，保存也是个问题，气态液化后是超低温状态，通过蒸发气化进入发动机燃烧。虽然LNG气瓶是真空隔热的，但是要长期保存，仍然会蒸发泄露，不如CNG保存时间长。
LNG 用于调峰，使用起来非常灵活。
LNG是一种清洁、高效的能源。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。
液化天然气产业链
液化天然气产业链目前，液化天然气代表了国际燃气行业中最令人激动的产业发展方向。
尽管燃气运输的总百分比中，LNG仅占全球燃气贸易量的10%都不到，但其发展迅猛，且有越来越多的买方和卖方加入到这个市场中。
在过去20年中，LNG贸易呈现飞速发展，而到2020年为止，预估LNG贸易仍将继续发展，不会呈现衰退态势。
简而言之，相比从生产商处运输天然气至消费者处，液化是一种替代选项。
天然气（甲烷C1H4）被冷却至-161.5℃（-260℉），从气态被转换成了更易运输的液态，体积大约被缩小了600倍。
（实际被缩小了将近610倍，但通常应用600倍。
）因此，就是说600立方英尺的天然气会被缩小至1立方英尺的洁净、无味的LNG。
并且，其储存和运输通常是在低温、低压下完成的。
转换成液态的天然气将会通过海上运输，从遥远的开采地被带回接收地，相比航运，管道运输显得既不经济，又不合理。
在接收地，液态的甲烷从船上被卸下，然后加热，使其由液态再次回归到气态。
随后，就像当地开采出的天然气一样，以管道运输的方式，被运往各个燃气消费者。
液化天然气的整个运输过程相比管道运输更为复杂。
接下来所提到的“LNG产业链”包含了整个过程中各个分散的板块：上游、中游液化工厂，航运，再汽化，以及最后的天然气分配输送。
（上游开采至终端发电过程）LNG的技术并不新颖。
早在1941年美国克利夫兰市就建造了世界上第一个商业LNG 设备，作为（电力）调峰设施。
在短则数小时、长则几季的需求淡季，天然气（通过运输管道输送至工厂中）被液化；而在需求旺季，天然气则被加热成气态，随后通过泵，被压入输送管道形成的气网中。
不幸的是，在1944年，由于天然气泄漏所引发的爆炸，使得这家工厂最终倒闭。
究竟是通过液化天然气，还是直接通过管道运输天然气，成了天然气储地必须作出的商业化决定，而这主要取决于其距离需求市场的距离。
通常被各国所遵循的一个重要规则是——相比管道运输，当满足下列特征时，LNG会成为一个行的通的选择：天然气市场距离产地至少2000千米以外。
LNG产业链成本分析及定价策略
LNG产业链成本分析及定价策略一、LNG产业链各环节成本分析1. LNG产业链各环节成本构成LNG（液化天然气）项目的天然气供应成本主要由天然气开采费用、净化液化费用、运输费用以及接收再汽化等费用构成。
根据资源状况、运距等的不同，各项费用所占比例变化范围很大（见表1）。
（1）LNG开采和净化、液化环节费用及其与国际市场FOB价格的关系国际市场上的LNG价格，不论是长期合同价还是现货或期货价，都是指LNG的离岸价（FOB价）。
FOB价由天然气的开采费用、净化液化费用、资源国征收的税赋和公司的利润构成。
在1993－2003的10年间天然气的开采费用随气田情况的不同差异很大。
随着技术的发展，天然气的净化和液化费用已经降低了35%～50%。
但是LNG的FOB价格与国际原油价格一样，随国际地缘政治、经贸关系和气候等因素的变化而变化。
LNG的净化和液化费用相对稳定，不稳定的是开发商的利润和产气国的税收。
（2）LNG的运输费用LNG的运输费用主要包括LNG运输船的折旧费用、燃料费用以及管理和人员费用。
随着LNG贸易的发展，LNG 的运输费用降低了40%。
万吨级的专用船，1995年的造价为亿美元，到2003年已降到亿～亿美元。
LNG运输船的设计航行年限一般为20年，如果船舶在运营期间无重大故障发生，即使航行40年也属正常，所以LNG运输船的折旧费用在不断下降。
2003年以包租船运合同方式进口LNG的运输费大约是美元/百万英热单位，相当于元/立方米左右。
其中折旧费、燃料费和管理费所占比重分别大致为（3～4）∶（2～3）∶（3～4）。
这个比例显然随造船费用的高低、运输距离的远近、燃料价格的涨落而不同。
但是可以肯定，随LNG 的FOB价格升高而升高的燃料费用不会对运输费用产生太大的影响。
（3）接收站和汽化、管输费用LNG接收站和汽化、管输费用的成本主要包括接收站和管道设施的折旧成本、再汽化成本及人工管理费。
一个年接收量为几百万吨的LNG项目工程站线总投资需要几十亿元人民币。
lng产业链发展趋势
lng产业链发展趋势LNG产业链发展趋势是指涉及液化天然气(LNG)生产、运输、储存和使用的全球产业链的发展方向。
随着全球对清洁能源需求的不断增长，LNG作为一种低碳、高效的能源形式，已经成为人们关注的焦点。
本文将探讨当前LNG产业链的发展状况以及未来的发展趋势。
一、LNG产业链概述1. LNG生产环节：LNG的生产主要包括天然气的采集、净化、然后通过液化设备将天然气转化为LNG，最后进行储存和运输。
在LNG生产环节中，净化和液化技术是关键，不断提升净化和液化技术的效率和成本控制是发展的重要方向。
2. LNG运输环节：LNG作为液化气体，需经过专门的LNG船只进行长距离的运输。
船舶的绝缘和储存技术是运输环节的关键。
新一代的LNG船舶通常采用双壳设计，以确保安全运输。
此外，LNG船舶的运输成本也是发展的关键，如何提升运输效率、降低运输成本是未来的发展趋势。
3. LNG储存环节：LNG的储存通常采用液态储存罐，需要确保LNG的密封性和安全性。
随着LNG需求的增长，储存设施的建设和扩容将是一个重要的发展方向。
此外，LNG的储存和再气化技术也在不断创新，以满足不同用户的需求。
4. LNG使用环节：LNG的使用主要包括发电、工业和交通领域。
在发电方面，LNG发电站的建设和升级是LNG使用环节的一个重要发展方向。
在工业领域，LNG被广泛用于燃料和原料的替代，以减少碳排放。
在交通领域，LNG作为一种清洁燃料被用于替代汽油和柴油，用于公共交通和货物运输。
未来，LNG在交通领域的应用将是一个重要的发展趋势。
二、LNG产业链的发展趋势1. 技术的进步：随着科技的进步，LNG产业链的各个环节都在不断创新和改进。
在LNG生产环节，净化和液化技术的改进将提高生产效率和降低成本。
在LNG运输环节，LNG船舶的设计和技术将进一步提高运输效率和安全性。
在LNG储存环节，液态储存罐的设计和储存技术将变得更加先进和高效。
在LNG使用环节，燃气发电技术的提升和交通领域的LNG应用技术的创新将推动LNG产业链的发展。
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液化天然气是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。
LNG是天然气的一种独特的储存和运输形式，它有利于天然气的远距离运输有利于边远天然气的回收、降低天然气的储存成本、有利于天然气应用中的调峰。
同时，由于天然气在液化前进行了净化处理，所以它比管道输送的天然气更为洁净。
液化天然气工业链是非常庞大的，主要包括天然气液化、储存、运输、接收终端、气化站等，见图l。
图 1 液化天然气工业链Fig．1 LNG Industry Chain近十年来，中国的液化天然气(LNG)产业已起步，在液化天然气链的每一环节上都有所发展。
下面分别介绍我国在LNG工业链各环节：即LNG工厂、LNG接收终端、LNG运输、LNG气化站等方面的现状和进展。
1液化天然气工业链1．1液化天然气工厂我国从20世纪80年代末开始就进行液化天然气装置的实践。
下面介绍的小型液化天然气装置的研制与开发，为我国探索天然气液化技术提供了宝贵的经验。
1．1．1中科院低温中心等单位研制的天然气液化装置中科院低温中心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联合研制了两台天然气液化设备，一台容量为0.3m3/hLNG，采用了天然气自身压力膨胀制冷循环。
另一台容量为0.5m3/h LNG，采用了氮气膨胀闭式制冷循环。
图 2天然气膨胀液化装置流程示意图Fig．2 Natural Gas Expand-liquefied Flow Chart1．1．2中原天然气液化工厂2001年，我国第一座小型生产性质的天然气液化装置在中原油田试运行成功，这标志着我国在生产液化天然气方面迈开了关键的一步。
其生产的LNG通过槽车运输的方式供应给山东、江苏等省的一些城市。
中原油田有较丰富的天然气储量，天然气远景储量为2800×10sm3,现已探明地质储量为947.57×10m3/d.这些天然气能为液化装置提供较长期稳定的气源。
该液化装置生产LNG的能力为15.0×104m3/d，原料气压力为12Mpa，温度为30~C，甲烷含量93．35%～95．83%。
采用丙烷和乙烯为制冷剂的级联式循环，图3为液化流程示意图。
图 3中原天然气液化流程示意图Fig．3 Natural Gas Liquefied Flow Chart(Zhongyuan Pl~t)1．1．3上海LNG事故调峰站建于上海的LNG事故调峰站是我国第一座调峰型天然气液化装置，该调峰站是东海天然气供应上海城市燃气工程下游部分中的一个重要组成部分。
它主要用于东海天然气中上游工程因不可抗拒的因素(如台风等)停产、输气管线事故或冬季调峰时向管网提供可靠的天然气供应，确保安全供气。
该LNG事故调峰站的流程由法国索菲燃气公司设计开发的整体结合式级联型液化流程(Integral Incorporated Cascade).简称为CII液化流程，见图4。
图 4 CII液化流程示意图Fig．4 CII Natural Gas Liquefied Flow Chart1-分馏塔；2-冷箱；3-低压压缩机；4-高压压缩机；5、6、7、8-气液分离器；9、1O、11-节流阀；12，13-冷却器该液化流程的主要设备包括混合制冷剂压缩机、制冷剂分馏设备和整体式冷箱三部分。
整个液化流程可分为天然气液化系统和混合制冷剂循环两部分。
CII流程具有如下三个特点：(1)流程精简、设备少；(2)冷箱采用高效钎焊铝板翅式换热器，体积小，便于安装；(3)压缩机和驱动机的型式简单、可靠，降低了投资与维护费用。
1．1．4新疆液化天然气工程新疆液化天然气项目一期工程投资15.8亿元人民币，于2003年12月投产，通过公路把液化天然气运输到全国能源紧缺的地区，对国家“西气东输”主干管网以外的广阔市场供气。
市场目标主要有如下三个：(1)闽东南地区，即从福州至厦门沿铁路的14个城市； (2)以江西景德镇为中心辐射湖南、湖北等华中地区；(3)华北及新疆天山北坡经济带一些地区。
LNG工厂的气源来自吐哈油田。
首期生产能力为150×104m3/d天然气，是我国目前最大的液化天然气生产基地LNG设计年周转量456kt；设计LNG储罐容量为3×104m3，可储存液化装置正常生产10天的LNG量。
目前，广汇LNG二期工程也已启动，预计到2008年6月四期工程完成以后，天然气的液化处理能力整体规模将达到1200万m3/d以上，年供气能力将达40亿m以上。
整个LNG工厂由五大部分组成，即净化部分、液化部分、LNG储罐部分、LNG 外输部分和火炬放空部分。
图5为液化工艺流程示意图，流程中采用的是混合制冷剂循环。
图 5新疆LNG工程液化工艺流程示意图Fig．5 Natural Gas Liquefied Flow Chart(Xi~iang Plant)另外，在海南、广西北海、内蒙乌审旗和兰州建成或在建液化天然气工厂。
1．2液化天然气接收终端中国已规划在珠江三角洲、长江三角洲和福建等地进口LNG。
深圳将建第一个LNG接受终端，一期工程2005年投产，每年进口LNG 300万吨。
供气范围包括深圳、东l莞、广州和佛山市以及中国香港部分用户。
二期工程2008 1年投产，每年进口的LNG增加到500万吨。
广东省已开始1建造6座天然气发电厂，现有的燃油电厂将转变为天然气电厂。
投资85亿美元的惠州LNG电厂是广东LNG一体化项目的重要配套项目，设计总装机容量200万kW，建成投产后将为惠州市及中海油一壳牌南海石化项目提供电力保障。
澳大利亚LNG公司已与广东省签署液化天然气供货合同总金200亿～250亿澳元，从2005～2006年度开始，每年向中国供应液化天然气300万吨，为期25年。
福建LNG接收站填海工程已于去年8月在福建省莆田市秀屿港动工，总规模为500万t/a。
其中，一期工程投资超过220亿元，其中接收站项目投资约60亿元，包括接收站及输气干线、三个燃气电厂和福州、莆田、泉州、厦门、漳州5城市燃气项目，年接收能力为260万吨LNG，计划2007年4月投运。
上海LNG 接收站项目目前进入实质性阶段。
项目按年接收600万吨设计，分两期建设，工程内容包括LNG接收站、LNG专用船码头和海底输气干线。
一期计划于2008年6月建成投产，届时可年接收处理300万吨LNG，形成年供应上海40亿m，天然气的能力。
广东第二个LNG接收站拟选址珠海市，并首选高栏港的平排山为站址。
接收站主要为珠江三角洲西岸的部分电厂和城市工业与民用提供可靠的燃料，设计首期接卸量为300万t/a，最终接卸量为900万t/a。
预计2008年建成投产的浙江宁波LNG接收站项目已取得实质进展，项目由接收站、码头、输气干线及液化天然气电厂组成。
其中，一期建设规模300万t/a，二期扩建到600万t/a，一期工程总投资约43亿元人民币，其中包括建设一座停靠8到16．5万m。
液化天然气运输船单泊位接卸码头。
即将在山东青岛建设LNG接收终端项目，处理能力为300万t/a。
1．3液化天然气运输槽车和罐式集装箱目前，我国LNG从生产地运往使用地是用槽车或罐式集装箱方式运输的，已有四川、江苏和河北的制造商在试制、生产，并投入运行。
1．3．1 LNG运输槽车运输槽车一次可装运27m3或40m3 LNG产品。
考虑到LNG等介质的低温特性，采用真空纤维绝热技术对槽车进行绝热，贮槽内筒及管道材料选用0Crl8Ni9奥氏体不锈钢，外筒选用16MnR低合金钢钢板。
内外筒支承选用耐低温的，且绝热性能较好的环氧玻璃钢。
槽车包括进排液系统、进排汽系统、自增压系统、吹扫置换系统、仪控系统、紧急截断阀与气控系统、安全系统、抽空系统、测满分析取样系统。
针对 LNG的易燃易爆特点，设计已采取了以下安全措施：紧急截断控制措施、易熔塞、阻火器、吹扫置换系统、导静电接地及灭火装置。
1．3．2罐式集装箱罐式集装箱一次可装运 17．5m3 、40m3 或 43．9m3 LNG产品。
采用高真空多层绝热，绝热性能好，无损贮存时间长，自重轻。
罐式集装箱运输灵活机动，可公路、水路、铁路联运，也可直接作为贮存容器。
1．4液化天然气运输船LNG船是国际公认的高技术、高难度、高附加值的“三高”产品，是一种“海上超级冷冻”被喻为世界造船“皇冠上的明珠”，目前只有美国、日本、韩国和欧洲的少数几个国家的l3家船厂能够建造。
LNG船主要有独立球型(MOSS)和薄膜型两种。
薄膜型LNG船是法国GTT公司的技术，在船型性能方面要优于MOSS型LNG船。
由沪东中华造船公司承建，价值达4亿美元的两艘 LNG船已在上海开工建造，这标志着中国的造船工业在技术上进入了一个新的领域。
该船舱容量14．72万m',船长292m，宽43.35m，为GTTNO.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0.7ram的不胀钢(36%Ni合金钢)。
第一艘船计划2007年10月交付使用，第二艘计划2008年初交付。
1．5液化天然气的应用1．5．1 LNG气化站目前在江苏苏州、山东淄博、江苏姜堰等城市已建立了LNG气化站，这些气化站的LNG来自河南中原油田和新疆广汇的天然气液化工厂。
(1)江苏苏州气化站江苏苏州气化站的主要功能如下： (1)LNG的卸车及储存；(2)将LNG气化、调压后与水煤气、焦炉气掺混作城市煤气气源；(3)LNG装车运往小区气化站及LNG汽车加气站。
目前已实现了前二项功能。
该气化站近期供气规模为2×10*m3/d天然气，即液态LNG为34.5m3/d.设计考虑将来供气量可增加到3×10m3/d.可供居民小区及汽车加气站用气。
高峰时段供气量为1200m3/h.管换热器，管内为LNG，管外为大气。
LNG气化站工艺流程见图6。
图6 LNG气化站工艺流程图Fig．6 LNG Gasifying Station Working Flow Chart气化站内主要设备为：(1)两台体积均为100m3的低温贮罐，贮罐夹层填充珠光砂并抽真空进行绝热；(2)贮罐增压气化器二台，气化能力为150 kg/h，用于维持贮罐压力及装车输液时使用；(3)流量为600m3/h空气式气化器二台；(4)流量为600m3/h蒸汽加热水浴式气化器一台；(5)BOG加热器一台，加热BOG能力为400m3/h。
(2)山东淄博气化站山东淄博气化站项目自2000年8月开始建设，2001年8月底竣工，于2001年12月2日投入LNG供气，是国内第一座工业用液化天然气气化站，设计能力为12×104m3/d。