LNG处理技术.docx
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LNG处理技术
目录
1LNG世界贸易状况1
1.1国外LNG世界贸易状况1
1.2中国LNG产业的发展和贸易状况2
1.3LNG世界贸易展望2
1.3.1国外LNG贸易展望2
1.3.2国内LNG贸易展望3
2世界LNG生产状况3
3LNG制冷方式状况6
4LNG储存设备7
5LNG运输（不低于1000字）9
6LNG接收终端（不低于1000字）9
6.1LNG接收终端工艺流程9
6.2LNG接收终端的主要类型10
6.3LNG接收终端系统设备10
6.3我国LNG接收终端的现状11
6.4我国LNG接收终端的发展趋势和动向12
7参考文献13
1LNG世界贸易状况
1.1国外LNG世界贸易状况
目前全球共已建LNG生产线81条，总产能已达1.91×108t/a；在建LNG生产线有13条，总产能约为0.58×108t/a，规划中的LNG生产线有30条，总产能为1.44×108t/a。
LNG贸易正日益成为全球能源市场的新热点，其占天然气地区间贸易的比例从1970年的0.3%增加到2007年的29.17%。
全球现有的主要的LNG消费市场：
亚太地区（不包括北美）、欧洲和北美。
亚太地区由于人口增长较快、经济保持良性发展、能源多样化以及环境保护的需要，LNG需求量由2000年994×108m3增至2007年的1480×108m3。
而在此期间可供亚太地区的供应量仅增4%。
亚太地区最大的2个LNG进口国日本和韩国需求增长趋缓，欧洲地区需求增长也不大。
但北美地区由于现有天然气田的产量增长缓慢，并有下降的趋势，所以该地区天然气供需不平衡的问题日益突出，导致其需求量急剧增加，尤以美国的LNG需求增长最为明显。
2002年LNG进口量只占天然气消费量的1%，2007年上升到2.8%（进口量为3011×104t），预计2020年时这一比例将达20%。
2010年全球LNG贸易量同比增22.6%，达2.188亿吨，而卡塔尔出口量占全球总出口量的25.5%。
卡塔尔国家银行QNBCapital公布的研究报告称，在卡塔尔的驱动下，去年全球液化天然气（LNG）贸易量达到了2.188亿吨，比2009年增加了22.6%。
与2009年的3640万吨相比，卡塔尔在2010年出口了5570万吨的LNG，同比增加了53%。
QNBCapital在研究报告中说，去年卡塔尔继续是世界最大的LNG出口国，其出口量占到了全球LNG总出口量的25.5%。
自2006年以来，卡塔尔一直是世界最大的LNG出口国。
今年，卡塔尔将继续是世界上最大的LNG出口国，卡塔尔的LNG总产能在今年年底前将达到7700万吨。
印度尼西亚是世界上第2大LNG出口国，印尼去年出口了2310万吨的LNG。
排在第3和第4位的是马来西亚和澳大利亚，这两个国家在2010年分别出口了2250万吨和1860万吨的LNG。
1.2中国LNG产业的发展和贸易状况
近年来，中国LNG项目得到了迅猛的发展，并形成了一些发展LNG产业的有利条件。
中国近海油气生产已形成相当规模，随着渤海、东海、南海的天然气登陆，沿海一带的天然气管网已初步形成；沿海一带经济发达地区资源普遍匮乏，天然气需求愿望强烈，且在城市燃气、化工、发电等应用方面都已具备完善的基础设施，对天然气的消化潜力大，对气价的承受能力强；中国沿海港口设施条件好，便于进口液化天然气的运输、装卸和接收站建设，液化天然气可与城市燃气系统贯通、与海上天然气登陆衔接，形成两种气源的互补；“西气东输”和“广东大鹏LNG项目”示范和宣传作用，极大地促进了中国天然气市场的培育；小型LNG液化厂技术的掌握，有利于小气田和边远气田的开发。
当然，也必须清醒地意识到面临的挑战。
分析国际LNG贸易形势，目前国际LNG市场是“卖方市场”，而且这种形式要持续到2010年左右，这意味我国沿海一带LNG项目（特别是那些计划在2010前投产、且资源没有落实的LNG项目）将面临资源落实的困难，近期的国际原油价格和建造LNG项目的钢铁（特别是9%Ni钢）及水泥等基础建筑物资价格起伏很大，使得LNG项目投资的不确定性也在增加。
1.3LNG世界贸易展望
1.3.1国外LNG贸易展望
未来美国、印度和中国LNG市场需求的迅速增长将使全球LNG供应趋于紧张。
从地理位置来看，大西洋盆地、俄罗斯的萨哈林离美国较近，该地LNG资源到美国较有竞争力；而通过扩大卡塔尔的LNG生产线和LNG运输船的规模，降低LNG生产和运输成本，从而使卡塔尔的LNG到岸价在美国市场很有竞争力。
中东和亚太地区将成为向中国供应LNG的主要供应地区，特别是亚太地区，就现阶段情况分析，在短时期内美国尚不会对该地区的LNG供需平衡造成太大的影响。
1.3.2国内LNG贸易展望
按照我国目前经济的发展速度，未来我国对天然气需求量增长迅速，综合多方机构及专家对我国天然气供需状况的预测结果见表3。
无论保守估计还是乐观预测，其结果都显示未来我国天然气的缺口越来越大。
中国未来天然气的供需预测表 108m3
年份
保守预测
乐观预测
预测消费量
预测产量
需求缺口
预测消费量
预测产量
需求缺口
2015
1600
1200
400
2400
1600
800
2020
2100
1500
600
3550
2400
1150
解决天然气供需缺口一方面通过管道从俄罗斯、土库曼斯坦、哈萨克斯坦等周边国家进口；另一方式可利用我国海岸线长的优势，以LNG的方式从世界各地的液化天然气市场购买。
相对而言，（与管道引进相比），引进LNG的风险相对要小，客户分散性好、市场开发相对容易、气源的灵活性大。
此外，根据我国国情，东南沿海省市经济较发达，对LNG价格的承受能力较强，对能源特别是清洁能源的需求量大，而这些地区离资源地较远，因此，这些地区完全具备引进LNG的条件。
2世界LNG生产状况
世界LNG贸易量从1964年的8万吨发展到2004年的13182万吨，40年间的平均年增率为20.34%。
即使以最近10年，从1994年到2001年计，年增率也达7.31%。
LNG占世界天然气贸易量的份额山1970年的0.3%升至1994年的4.1%，到2001年（按Cedigaz的资料一测算）高达26.2%。
据IEA（国际能源署）2001年的顶测，到2030年大区间天然气贸易量的一半将是LNG。
LNG已成为油气生产和贸易中增加最快的商品，并止以“青年期”特有的生命力持续发展着。
促进LNG迅猛发展的动力来自三个方面:
1）天然气以其清洁廉价的特性，可部分替代石油与之并驾齐驱；2）LNG的产生打破了管输的地区限制，还可以其灵活的运输方式，帮助天然气扩大市场;3）LNG的系统成本大幅度降低。
东南业一大洋洲地区是目前世界LNG的首要产地。
1990年，东南业一大洋洲地区的LNG出口量已达472.9亿立方米，占世界总出口量的65.6%。
2001年上述四国的LNG出口量达828.4亿立方米，占世界的46.6%，印尼和马来西业LNG的出口量分别居世界第一、第二位（见下表）。
印尼在1997年的天然气产量达710亿立方米，LNG出口量达388.1亿立方米，占天然气产量的5}1.7%。
之后受亚洲金融危机的影响，印尼的天然气产量.LNG出口量均有所下降。
印尼的LNG生产基地}几要有东加里曼月一的邦坦（Bontang）、北苏门答腊的阿伦（Arun）和西伊里安的为、固（Tangguh）。
此外，印尼还拟在苏拉威西（Sulaweei）开辟新的LNG生产基地，拟订于2007年投产。
顶计到2015年前后，印尼LNG的年生产能力可达到5310万吨（见下表）
中东2002年天然气的剩余可采储量达72.83万亿立方米，占世界的40.6%;产量为2799亿立方米、仅占世界的10.41%,储采比高达260。
在中东目前有大量的天然气储量处于“闲置”当中。
中东LNG发展相对较晚，1977年阿联酋在阿布扎比的第一条生产线投产，20年后卡塔尔开始出口LNG,而阿曼到2000年才加入LNG出口国的行列。
日本和韩国是中东LNG的传统大买主，1999年口本购买了中东80.9%的LNG;2001年口、韩和印度分别购买了中东LNG出口量的44.0%.34.7%和6.5%，包括土耳其在内的欧洲购买了3.3%，美国购买了1.5%。
随着伊朗、也门等向口、中、韩、印等国承诺供应的LNG生产线的大量投产，以及中国、印度等国对LNG需求的迅速增长，业洲仍将是中东LNG的卜要出口市场。
非洲LNG生产潜力巨大,阿尔及利业是非洲第一个生产LNG的国家，早于1961年就开始从阿尔译（Arzew）向欧洲运送LNG。
利比业是非洲第二个LNG生产国，尼口利业直到2000年才开始外输LNG，埃及的第一船LNG于2005年3月输往美国。
到2001年底，非洲上述四个国家的LNG总生产能力已达4060万吨。
我国天然气的生产和消费近年来发展迅速，但生产量小于需求量的趋势已经凸显。
为了解决天然气资源问题，我国儿大石油公司在沿海地区已经开始布点建设液化天然气（LNG）接收站。
对我国的LNG发展提出如下建议：
1）将LNG资源的落实放在首位。
目前一些公司在国内致力于建设LNG接收系（码头、储库、管线乃至燃气电和船队），而其中许多项目的LNG资源还不够落实。
2）争取在LNG出口国的系统工程中多方位、多层次地介入。
充分利用LNG产业链各环节投资多元化的趋势，利用主要LNG生产国实施大型天然气综合计划的特点，从资金、设备、劳务各个层次，从上游到下游，乃至电厂船队（中国已可造LNG专用船），力争全方位、更深入地进入资源国。
3）在建设我国LNG接收系统的同时，适当建立白己的LNGl厂，作为进口方，LNG的接收也是一个系统工程，包括从白己的船队，向下一直延伸到用户设施的建设。
3LNG制冷方式状况
作为一种新兴能源2010年天然气将超过煤炭，成为继石油之后的世界第2大能源。
中国经济以每年将近9%的速度增长，需要天然气供应量不断提升来满足上游和下游工业用户的需求。
2010年中国天然气需求将达1100亿立方米，而国内生产能力所能提供的只有900亿立方米。
预计2015年中国LNG进口将超过2000万吨，2020年还会成倍增长。
天然气的液化工艺流程根据所采用的制冷循环可以分为3种:
阶式制冷循环、混合制冷剂循环和膨胀机制冷循环，目前应用最多的是混合制冷循环技术，而一些小型天然气液化装置也有了很大的进步。
混合制冷剂工艺可以分为全混合制冷剂工艺（FMR）和预冷混合制冷剂工艺。
目前有多家公司开发出了各具特色丙烷预冷的混合制冷剂循环工艺（APCI公司的C3/MRC工艺、TECIINIP公司的Tealarc工艺、BV公司的PRICO工艺、Linde公司的LindeI艺等）对于混合制冷系统其有效能损失主要发生在冷剂压缩、换热、经节流阀及在管道和设备产生降压、组成或温度不同的冷剂混合4个过程。
液化天然气在生产过程中，净化工艺大同小异：
首先依据原料气的组成，选择合适的净化工艺，对天然气进行预处理，脱除天然气中的水份、二氧化碳、硫化氢、重烃和汞等等杂质，以避免在低温状态下堵塞、腐蚀设备、管道。
天然气液化工艺根据原理主要有以下几种：
①第一种是无制冷剂的液化工艺，天然气经过压缩，向外界释放热量，再经膨胀（或节流）使天然气压力和温度下降，使天然气部分液化；像江阴、苏州、成都等工厂就是采用这种制冷工艺。
②第二种是阶式制冷液化工艺，这种工艺选用蒸发温度成梯度的一组制冷剂，如丙烷、乙烷（或乙烯）、甲烷，通过多个制冷系统分别与天然气换热，使天然气温度逐渐降低达到液化的目的。
像河南中原液化天然气工厂就是这种制冷工艺。
③第三种是混合制冷剂制冷的液化流程，混合制冷剂循环，这种方法是通过多种制冷剂的压缩、冷却、节流过程获得低温，通过热交换使天然气冷凝液化的工艺，通常称为混合制冷工艺，现在已经有更先进的双混合制冷工艺。
像新疆广汇、四川达州、内蒙鄂尔多斯项目就是这种制冷工艺。
④第四种是单一制冷剂（主要是氮气或者甲烷）制冷的液化流程，例如用氮气一种制冷剂作制冷循环，像上海、海南福山、泰安、西宁就是这种制冷工艺。
再如用甲烷一种制冷剂作制冷循环，像北海涠洲岛就是这种制冷工艺。
各种制冷工艺的优缺点：
无制冷剂膨胀制冷（本身膨胀制冷）的优点是：
流程简单、易操作和维护；以天然气本身为制冷剂时，省去专门生产、运输、储存冷冻剂的费用。
其缺点是；天然气需要全部深度干燥，回流压力低，换热面积大，设备、金属投入量大，液化率低。
阶式制冷的优点是：
能耗低；制冷剂为纯物质，无配比问题；技术成熟，操作稳定；建设周期短；目前设备基本实现国产化。
其缺点是：
机组多，流程复杂，附属设备多，需要储存多种制冷剂的设备；管道与控制复杂。
混合制冷的优点是：
机组设备少，流程简单；管理方便；制冷剂组分可以全部或部分从天然气中提取和补充。
其缺点是：
能耗高；制冷剂的合理配比困难；主要设备依赖进口。
4LNG储存设备
1、液化天然气储气技术
液化天然气是以甲烷为主要组分的低温、液态混合物，其生产工艺过程是将含甲烷90%以上的天然气，经过“二脱”（即脱水、脱烃、脱酸性气体等）处理后，采用先进的制冷工艺，使甲烷在一162℃变为液体，液化后其体积仅为原来气态的1/600
虽然液化天然气在储存、运输与使用等方而都有显著的优势，但是，目前液化天然气仅占全球天然气消费量的60%。
要提高液化天然气在天然气消费中的比重，就必须解决液化天然气发展中存在的难题，即由于组分差异和温度差异造成的液化天然气分层而产生的涡旋，涡旋会引起液化天然气内部能量势的改变，从而导致液化天然气储存失稳，是重大安全隐患。
从20世纪60}70年代开始，国外学者就对液化天然气涡旋展开了研究，从不同的假设条件出发建立了涡旋的数学模型。
特别是Bate、等人提出的Bates-Morrison模型，克服了原有模型假设分层而静比的弊端，考虑了分层而的下降运动，采用较简单的数学方法对液化天然气涡旋进行了研究。
我国对液化天然气储存非稳定性研究始于20世纪80年代，经过试验模拟和数值模拟，在液化天然气储存的热流体力学、非平衡热力学等方而取得了一定的进展。
我国的液化天然气开发已取得了长足的进步，特别是以顾安忠教授为代表的上海交通大学的研究人员，在低温流体力学、制冷理论与技术、天然气液化设备与工艺等方而取得了丰硕的成果。
在今后一段时期，运用热力学、传热学和流体力学来研究天然气储存的稳定性仍将是液化天然气应用基础研究的重要方而。
除此以外，以下儿方而也将成为液化天然气研究的热点。
（1）天然气和制冷剂的热物性及迁移特性研究。
（2）天然气液化流程和设备模拟研究。
（3）天然气液化流程的系统模拟和优化研究。
（4）小型天然气液化装置的开发与优化。
（5）液化天然气冷量利用技术。
（6）提高液化天然气设备效率技术。
5LNG运输（不低于1000字）
LNG是一种在液态状况下的无色流体，主要由甲烷组成，组份可能含有少量的乙烷、丙烷、氮气或通常存在于天然气中的其他组份，它的密度在0．42—0．45之间（因为其组分稍有差别），其密度为标准状态下的甲烷的600多倍。
在LNG中，甲烷的含量应高于75％，氮的含量应低于5％。
在一个大气压下LNG温度为一162~C。
它的性质决定了它的运输方式，它解决了天然气无管线的运输问题，完全可以脱离开管道。
由于国内的LNG厂，基本上都处于内陆地区，而且在建的LNG工厂集中在中部地区，东部很少，但是市场却又集中在东部，所以这就需要LNG从产地到市场的运输。
①低温槽车运输还将是未来国内LNG运输的主要途径之一。
为了降低运输成本，低温槽车在制造过程中的储存容积也在不断增加，由最初的35m3，到现在通用的45-50m3。
此外，由于LNG罐式集装箱可以在铁路、公路、水路上进行联合运输，在我国也已进入批量生产阶段；它分12m和13m两种规格，有效容积为36m3／台和40m3／台；
②国内铁路运输现仍未对LNG开放，如果能够开放将大大降低LNG的运输成本；
③LNG的价格比例中有很大一部分都是运输成本，国外LNG的价格低，不光是国外低廉的原料气价格，还有很大一部分是船舶运输的低廉成本。
中国LNG船舶制造还比较落后，主要是由于LNG船舶的储运方式一般是船体储存和球形罐储存，而国内这两项技术还非常落后。
随着中国海上气田的开发和中国LNG进口量的加大，中国的LNG船舶储运技术必有一个大的提高。
储运技术的发展为实现LNG供气的可靠性和多样性提供了可能。
6LNG接收终端（不低于1000字）
6.1LNG接收终端工艺流程
LNG接收终端工艺流程有两种：
一种是直接输出式；另一种是再冷凝式。
直接输出式流程指蒸发气用压缩机增压后，送到稳定的低压用户，在卸船情况下，低压用户应能接收大量蒸发气。
具体是将LNG储罐内的BOG气体通过压缩机直接加压到管网所需压力，进人外输管网，用于工业、民用燃气和发电。
储罐内LNG泵将LNG送入气化器气化后进人外输管网输送，不需要再冷凝器和第二级外输泵。
再冷凝工艺流程是蒸发气经过压缩机后，进入再冷凝器与储槽中的由泵输出的LNG进行换热，蒸发气被冷却液化，经过输泵增压后，进气化器输送给用户。
两者相比，直接输出式流程需要将气体直接升压达到管网的压力，消耗大量压缩功;而LNG再冷凝工艺流程是将液体用泵升压，体积要小得多，据资料介绍可节省约50%的BOG升压能耗。
由于BOG再冷凝工艺充分考虑了能耗的节省，以及防止LNG储罐超压，从目前世界LNG接收终端工艺来看，大多选择BOG再冷凝工艺。
6.2LNG接收终端的主要类型
目前LNG接收终端的主要类型，按照所选地址的位置，大致可以分为陆地式接收终端与海上接收终端两大类型。
海上接收终端又分为以下几种形式。
浮动式储存再气化装置（FSRU）;LNG转换船（水下或外转塔式系锚系统）；海上重力基础结构（GBS）;平台式LNG进口接收终端（PBIT）。
6.3LNG接收终端系统设备
LNG卸船系统：
卸船系统由卸料臂、卸船管线、蒸发气回流臂、LNG取样器、蒸发器回流管线，以及LNG循环保冷管线组成。
LNG运输船停靠泊码头后，经码头上卸料臂将船上LNG输出管线与岸上卸船管线连接起来，由船上储罐内的输送泵（潜液泵）将LNG输送到终端的储槽内。
随着LNG不断输出，船上储罐内气相压力逐渐下降，为维持其气相压力值一定，将岸上储槽内一部分蒸发气加压后，经回流管线及回流臂送到船上储罐内。
LNG接收终端储存系统，由低温储槽、附属管线及控制仪表组成。
低温储罐要求有良好的绝热性能，按容量分为中小型储罐，大型储罐，特大型储罐；按绝热结构分为真空粉末绝热，正压堆积绝热，高真空多层绝热；按安装位置范围分为，地上型和地下型；按罐结构分为，球罐、但容式、双容式、三重式、全容式。
常用的内壁材料主要为9%镍钢、不锈钢或铝合金，隔热层材料为珍珠岩、硬质聚氨醋泡沫塑料，外罐通常采用钢筋混凝土壁和预应力混凝土壁。
地下液化天然气储罐的优点是容积大、占地面积小、安全性高、具有防灾害性事故的功能。
气化系统：
目前LNG接收终端最广泛使用的气化器有开架式气化器（ORV）、浸没燃烧式气化器（SMV）和间接加热式气化器（IFV）。
开架式气化器以海水为加热介质，适用于基本负荷供气要求，可采用多台并联运行，其优点是动力消耗最小，可以在工厂中组装好，仪表控制简单，不易发生火灾;缺点是海水用量大，冷却和开车时间较长，可能产生污染和水质问题。
浸没燃烧式气化器作为备用设备，在开架式气化器维修时运行或在需要增加气量调峰时并联运行，其优点是保持水温时起动快，安全性好，可设计为无明火操作;缺点是燃气消耗高，仪表控制及安全停车较复杂，产生的酸水会造成污染。
间接加热式气化器由LNG气化器、中间媒体蒸发器和天然气升温器三部分组成，以海水为热源，运行成本低，同时可以利用各种废热，实现冷量综合利用，但结构较复杂，造价高。
为了保证LNG外输时的压力，需要在储罐底部和外输管道上设置LNG泵。
潜液式电动泵是应用非常广泛的一种，一般为多级泵。
蒸发器压缩机：
LNG接收终端通常采用往复式或离心式压缩机。
由于LNG储罐在不同的蒸发气量，根据储罐在不同工况下BOG蒸发量的不同，将蒸发气压缩机分两组运行:
一组用于大气量、中低压比的卸船工况，一组用于小气量、高压比的非卸船工况。
再冷凝器：
具有冷凝和分液两种作用。
由于LNG在储存过程中产生大量的BOG（日蒸发率为0.03%一0.08%），采用BOG再冷凝工艺时应设置具有冷凝和分液作用的再冷凝器，液化来自储罐的蒸发气。
当BOG气量增加时，未冷凝的BOG分液后排向火炬放空系统;当BOG不够时，可引人少量外输气至再冷凝器，保持压力平衡。
6.3我国LNG接收终端的现状
目前，我国第一个LNG接收终端深圳大鹏湾秤头角接收终端已成功建起，并于2006年5月底正式投产运营，澳大利亚为供应方，提供期限为25年。
该接收终端总体项目包括LNG接收终端和输气干线项目，以及配套新建电厂、燃油电厂改造和城市管网等用户项目，供气范围覆盖珠江三角洲和香港特区。
接收终端及相关配套项目分两期完成，一期工程包括接收终端和输气干线，设置两座储罐，每年进口LNG的量为370×104t/a;二期工程增加1座10×104ms的LNG储罐，每年进口LNG达700×104t/a。
输气主干线全长为509km，该接收终端引进的LNG70%以上将用于工业和发电，其余作民用燃气。
接收站内配备高压开架式海水气化器，设高压浸没燃烧式气化器作调峰和备用。
气化能力：
一期为1200m
/hLNG,二期为2000m
/hLNG。
广东省已开始建设6座天然气发电厂，现有的燃油电厂将转变为LNG电厂。
投资85x108美元的惠州LNG电厂是广东LNG一体化项目的重要配套项目，建成投产后将为惠州市及中国海洋石油总公司一壳牌南海石化项目提供电力保证。
中海油与福建投资开发总公司在福建嵋洲湾共同兴建LNG接收终端项目。
该项目总接收能力为500×104t/a，分两期进行。
其中一期规模为260×104t/a，填海工程已于2004年8月动工。
包括接收终端及输气干线、3个燃气电厂和福州、莆田、泉州、厦门、漳州5个城市燃气项目，计划于2007年4月投运。
浙江省将成为我国第3个引进LNG项目的地区，浙江LNG项目由LNG接收终端、输气干线、配套LNG电厂三部分组成，一期工程设计能力为300×104t/a。
中石油也计划在青岛建设1座LNG接收终端，其LNG气化外输能力预计为（200一300）×104t/a。
同时中原天然气液化工厂、新疆广汇LNG液化装置等基地型LNG生产工厂也建设投产。
上海浦东LNG调峰站的建成，以及深圳大鹏湾秤头角LNG接收终端、福建媚洲湾LNG接收终端的建设，我国LNG工业已经形成了一定的规模。
大量的LNG接收终端建设，必将带动LNG生产及储运等相关技术的进步，极大促进我国LNG工业的发展。
6.4我国LNG接收终端的发展趋势和动向
众所周知，国外LNG接收终端建设和运作已有多年经验，技术日趋成熟。
很多知名公司如壳牌（Shell）公司、BP公司等，拥有海上运输、LNG卸船系统、LNG低温管道输送和蒸发气回收系统等一整套LNG接收终端系统的设计、建造技术和运营经验。
在借鉴这些知名公司先进技术的基础上，充分考虑安全性、经济性和环保性，结合我国LNG现有技术状况来建设LNG接收终端。
根据我国天然气资源与市场
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