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LNG发展状况
我国天然气发展前景广阔
当今时代,为避免日益严重的生态和气候灾难,减少温室气体排放,治理环境污染,发展低碳经济,已经成为全球共识。
在此历史大背景下,作为清洁能源的全球天然气产业近年来进入了快速发展时期。
顺应世界发展趋势,我国天然气的勘探开发也驶入了发展快车道。
与发达国家相比,我国天然气产业仅处于发展初期,天然气资源总量大,勘探开发程度低,市场需求缺口大,天然气发展具有巨大潜力和广阔前景。
作为国内主要的天然气生产商之一,中国石化近年来大力推进“天然气大发展”战略,取得了令人瞩目的业绩:
川东北的普光、元坝、通南巴,川西的新场、大邑,北方的鄂尔多斯,东北的松南,天然气勘探四面突破;普光、大牛地、松南,大气田建设迅速推进;川气东送、榆济,天然气管线建设快马加鞭……天然气探明储量和产能成倍增长。
中国石化成为推动国内天然气快速发展的主力军。
特别推出了一组关于中国石化“天然气大发展”的专题报道,对近年来中国石化推动天然气快速发展的状况进行多角度、全方位的展示。
希望通过这些报道,能初步反映中国石化近年来在推进天然气发展方面取得的巨大进展,展现中国石化人在天然气勘探开发建设中迎难而上、积极进取、不断创新的良好精神风貌,揭示中国石化在天然气发展上面临的诸多挑战,从而进一步促进中国石化的天然气大发展。
自上世纪90年代以来,我国天然气勘探不断获得重大突破,发现了一大批大中型气田,储量产量快速增长,同时相继建成了一批天然气长输管线,开拓了天然气消费市场,实现了天然气工业快速发展,展现了我国天然气工业广阔的发展前景。
随着能源需求的不断增长,控制温室气体排放和环境保护的压力不断加大,开发洁净天然气能源已成为我国能源发展的一项重要任务。
我国是天然气资源大国,发展天然气是大势所趋。
天然气工业具备良好的发展基础
我国天然气工业正处在历史上最好的发展阶段,形成了天然气发展的大好局面。
一是天然气储产量快速增长。
“十五”以来,我国天然气勘探开发已经驶入快车道,先后在四川、鄂尔多斯、塔里木、柴达木、莺-琼、东海、松辽等盆地获得天然气大发现,基本形成了川渝、鄂尔多斯、塔里木、柴达木、海上等一批天然气生产基地。
2000年~2007年,新增天然气探明储量3.6万亿立方米,年均新增天然气探明储量5199亿立方米。
2007年新增天然气探明储量达6545亿立方米,比2006年增长14%,天然气产量从2000年的262亿立方米增长到2007年的693亿立方米,年均增产62亿立方米。
2007年我国天然气产量世界排名第九位,首次进入世界前10名,成为世界产气大国。
二是海外天然气开发利用进展良好。
近10多年来,以中国石油、中国石化、中海油三大国有油公司为主体的中国油公司海外业务已遍及全球50多个国家和地区。
截至2007年底,三大石油公司在海外已有天然气剩余可采储量4300亿立方米,海外天然气作业产量和权益产量已分别达到80亿立方米和60亿立方米。
我国首条跨国天然气管道——中亚天然气管道已开工建设,中俄、中缅天然气管道项目正在论证。
LNG引进已有实质性进展,中海油、中石化、中石油三大石油公司已建、在建和规划的国内LNG项目共有16个,其中广东LNG项目已于2006年建成投产,在建的项目有福建莆田、上海洋山、山东青岛、浙江宁波、江苏如东项目,已启动的项目还有辽宁大连、河北唐山项目。
2008年我国液化天然气进口总量达300多万吨。
三是全国天然气骨干管网已具雏形。
自“十五”以来,随着涩宁兰、西气东输、陕京二线、冀宁线、忠武线等重要管线陆续建成,大大改善了我国天然气输气管网格局,目前管道总长度达到3万多公里。
川气东送、西气东输二线等骨干管线正在建设,已建成川渝、华北、长江三角洲等地区比较完善的区域性管网,完成了中南、珠三角地区的区域性天然气管网主体框架,初步形成了以国内陆上天然气为主,以海气、引进LNG为补充的多元化供气格局。
四是天然气市场不断拓展。
目前,我国基本形成了东北、环渤海、长江三角洲、中南、西南、东南沿海、西北七大区域不同类型的天然气消费市场,其中西南地区、长江三角洲、环渤海和西北地区是我国天然气主要消费区域,约占全国消费量的70%。
我国天然气消费呈现出快速增长态势,天然气消费量从2001年的264亿立方米增加到2007年的673亿立方米,年均增长近70亿立方米。
天然气消费结构正在向多元化转变,城市燃气正在成为第一大用气领域,发电用气所占比例也有明显增加。
天然气勘探开发程度低、发展潜力大
我国未来的天然气勘探开发还将继续快速发展,天然气储量将保持高位增长态势,天然气产量将会持续增长。
天然气资源总量大。
我国是世界上最早发现和利用天然气的国家之一,是天然气资源大国。
据新一轮全国油气评价成果,我国常规天然气地质资源量35.03万亿立方米,可采资源量22.03万亿立方米。
主要分布在四川、鄂尔多斯、塔里木、柴达木、松辽、东海、琼东南、莺歌海和渤海湾等九大盆地。
此外,我国埋深2000米内的煤层气地质资源量36.81万亿立方米,煤层气可采资源量10.87万亿立方米。
初步预测还有丰富的页岩气、天然气水合物等非常规天然气资源。
天然气勘探开发程度低。
到2007年底,我国累计探明气层气可采储量3万亿立方米,可采资源平均探明程度仅16.7%,远低于世界平均水平(60%左右),还有待发现的常规天然气可采资源量18.4万亿立方米。
鄂尔多斯、四川、塔里木、松辽、柴达木、莺歌海、琼东南和东海陆架盆地的待发现常规天然气可采资源量都超过5000亿立方米,其中塔里木盆地是待发现常规天然气可采资源量最多的盆地。
在2007年底以前的已探明地质储量5.86万亿立方米中,已投入开发储量2.2万亿立方米,已开发的储量仅占总储量的37%,还有3.7万亿立方米探明储量待开发。
煤层气资源的勘探开发还处在初期阶段,仅有少量探明储量和产量。
天然气增储上产潜力大。
2000年以来,我国天然气储量保持了快速的发展势头,近6年新增天然气地质储量连续保持在5000亿立方米以上,预示了天然气勘探发展的美好前景。
据有关机构预测,2011年~2020年年均新增气层气地质储量5000亿立方米;2021年~2050年年均增长气层气地质储量4000亿~7000亿立方米。
2010年气层气产量为900亿~950亿立方米,2020年气层气产量为1900亿~2100亿立方米;在2025年左右进入高峰期,高峰气年产量为2400亿~2800亿立方米,能够稳产到2050年以后。
预计2010年我国煤层气产量可达100亿立方米,2020年产量超过300亿立方米,2030年达到500亿立方米。
发展我国天然气的战略举措
未来一段时期,我国天然气工业发展要以保障国家能源供应安全、优化能源结构为出发点,充分利用国内国外两种资源、两个市场,坚持上中下游一体化协调发展,强化科技创新能力,提高资源利用效率,促进我国经济社会的可持续发展。
从战略上要加强以下四个方面的工作。
一是立足国内资源,加强天然气资源勘探开发。
我国天然气发展首先要立足国内,要把国内天然气资源勘探开发放在首位,加大勘探开发力度,不断发现储量,增加产量,为天然气产业发展提供资源保障。
在近中期,国内天然气勘探开发的战略布局是立足中部、发展西部、加快海上、扩大东部,加大以塔里木、四川和鄂尔多斯盆地为重点的八大气区天然气勘探开发力度,不断扩大常规天然气生产规模,实现天然气储量、产量的快速稳步增长,建立和扩大一批大中型天然气勘探开发基地,夯实资源基础。
同时积极探索非常规天然气资源,开展非常规天然气资源评价和开发试验,适时推动非常规天然气资源商业化开发,进一步拓宽资源补充和产量增长领域。
二是实施全球资源战略,加快海外天然气引进。
引进国外天然气是弥补国内天然气供需缺口,实现气源多元化,供气网络化,提高我国能源供应安全的重要措施。
实施全球资源战略,优选目标资源国,积极开展海外天然气勘探开发和贸易等业务,通过管道天然气和LNG等途径,加快海外天然气引进步伐,利用国际市场调剂资源余缺,优化资源配置。
针对海外的天然气勘探与开发,需要国家统筹协调,在资金和技术方面采取特殊鼓励政策和措施,减小企业承担的经济风险。
通过外交途径妥善处理国际关系,为进入资源国市场和保证其环境稳定创造条件。
三是坚持上中下游一体化,实现天然气产业协调发展。
天然气产业的链式结构决定其资源、管网、市场的三位一体性,必须保持资源、管网、市场的配套建设和运行,实现协调发展,提高整体效益。
目前我国天然气工业整体上尚处在早期阶段,天然气工业体系尚不成熟,上中下游的发展还不平衡,必须从战略的高度来认识上中下游协调发展的问题,努力完善天然气工业体系,保证整个天然气工业健康顺利发展。
根据“西气东输,北气南下,海气登陆,就近供应”原则,加快主干管网、LNG接收站、调峰及储备设施建设,尽快形成覆盖全国的天然气管网和输配系统,实现供气多元化、输配网络化和运行安全化。
以国家宏观产业政策为指导,发挥价格的杠杆作用,合理调节产销关系,优化消费结构,促进天然气合理利用,提高天然气产业整体效益。
四是依靠科技进步,提高产业核心竞争力。
国内外实践证明,科技创新和进步是推动油气工业发展最重要的推动力,我国“六五”以来开展的天然气科技攻关成果就是很好的证明。
我国在天然气勘探开发、管道建设和利用上仍然面临许多难题,如海相天然气勘探理论、高含硫等特殊天然气藏开发技术、煤层气勘探开发理论与技术、天然气管道和利用水平落后于天然气工业发达国家等,这些都是制约我国天然气工业发展的“瓶颈”。
因此需要大力加强天然气科技攻关,进一步发展中国天然气地质理论,建立和发展适合中国天然气地质特征的勘探开发技术系列,加强天然气管道建设和技术开发。
同时,继续深化天然气科技管理体制机制改革,形成符合市场经济要求和科技发展规律的新机制,优化科技资源配置,做到产、学、研紧密结合,提高产业核心竞争力,为科技创新提供制度保障。
(作者系中国石化勘探研究院战略规划所副所长)
我国天然气供应新格局渐显开始商业化生产
日前北京又一个新的天然气气源地正式开始商业生产,天然气供应“保北京、保奥运”的原则凸显国内天然气“保障重点城市,民用优先”的供应格局。
这个新的天然气气源地是由中国石油和壳牌共同开发的长北天然气田。
长北气田开始商业生产后,2007年天然气生产能力将达到15亿立方米,2008年将扩大到30亿立方米,向北京、天津、山东和河北市场供气。
目前,国家发改委制订天然气供应序位表,首先保证城市居民生活、公交及公共事业等重点用气,其中北京、上海等重点城市成为重中之重。
五路气源保北京
北京的首都地位和绿色奥运目标使得该城市成为我国天然气供应源最为丰富的城市。
目前已经形成长庆油田、塔里木油田和华北油田三路气源联合保障北京的供应格局,未来还将有进口的俄罗斯管道天然气以及中东地区的液化天然气两路潜在供应源。
刚开始商业生产的长北气田位于陕西省和内蒙古自治区内的鄂尔多(6.65,-0.26,-3.76%)盆地毛乌素沙漠边缘,属于中国石油长庆油田公司和壳牌在产品分成合同下合作开发的气田。
此前,长庆油田就已经是一个北京重要的气源地,通过陕京线实现向北京供气。
长庆油田是中国石油旗下主力油气田,目前已进入有史以来发展最快的时期。
2006年长庆油田原油产量达到1059万吨,生产天然气超过80亿立方米,2007年将生产原油1201万吨、天然气107亿立方米。
另外一路供应源则为新疆的塔里木油田。
该供应源通过西气东输管线与陕京线的联络线向北京供气。
塔里木是西气东输的主气源地,除了担负向以上海为中心的华东地区供气任务外,也同时承担以北京为中心的华北地区的供气。
目前,塔里木油田已建成天然气生产能力135.6亿立方米,井口日产气量4200万立方米以上,向西气东输日供气3560万立方米,2007年计划生产天然气超过205亿立方米。
塔里木盆地是我国最大的含油气盆地,其中天然气资源量8.39万亿立方米,占全国天然气总资源量的22%。
目前累计探明天然气地质储量7241亿立方米,天然气三级储量1.6万亿立方米,可以确保西气东输工程年输气200亿立方米稳定供气20年以上。
此外中国石油的华北油田也就近向北京提供气源。
同时该公司还在大港地区建成6个地下储气库,供北京地区调峰用。
北京市天然气消费5年间增长近10倍,2006年用气量达到38亿立方米,资源主要由中国石油供给。
专家预测,随着北京天然气消费不断增加,进口天然气将在今后几年加入目前主要以西部天然气为主的供应圈,其中在河北建设的液化天然气接受站以及俄罗斯天然气东线项目的气源谈判都在进行中,这两个项目也将由中石油负责。
国内80%的天然气目前由中国石油提供。
该公司确定“民用优先”的原则,优先保障重点地区城市居民和公共事业用气。
根据该公司统计,公司销售结构逐渐从以工业用气为主向以居民用气为主转变,居民用气比重已达50%。
2006年,居民用气量比上年增长2.3%,呈现稳中有升的趋势,工业用气则稳中有降。
三家公司争上海
上海的天然气需求和北京一样增长迅速,但与中石油为主力保北京天然气供应不同,上海存在多家石油公司同时竞争的格局,上海的天然气供应在竞争中形成气源多元化。
中海油的“东海气”占了地利,每年从海上平湖气田通过管道向上海输送的天然气供应基本稳定在6亿立方米。
西气实现东输后,中石油的塔里木盆地天然气加速改善上海的能源结构。
“西气”供应量可达10亿立方米以上。
按照上海市的规划,到“十一五”末,天然气在上海一次能源消费中的比例将由3%提高到7%。
去年在有关部门的建议下,中国另外一家石油巨头中石化加入向上海供应天然气的队伍。
该公司修订了其四川东部天然气到沿海的管道走向,上海被确定为天然气主管道的终点站。
中石化在四川宣汉县普光镇发现普光气田。
按照规划,普光气田外输管线到2008年实现商业气量40亿立方米/年以上,2010年实现商业气量80亿立方米/年。
中海油则通过进口液化天然气来增加对上海的供应。
根据与马来西亚石油公司签署的合同期为25年的进口合同,上海液化天然气站将从2009年开始从马来西亚接收液化天然气,数量从110万吨起逐年增加,2012年后每年接收大约300万吨液化天然气(约40亿立方米)。
发展中的液化天然气产业
一、国内的LNG项目发展概况
中国的LNG产业,经过了一个从无到有,从小到大,走过了一个曲折的过程。
上世纪80年代末,中科院在绵阳实验建了一套LNG装置,没有成功。
进入90年代,开封空分与北京焦化厂合作,建成一套装置,生产出50升LNG。
在吉林油田,中科院做了一套液化装置,但没有成功。
在长庆油田,中科院建成了一套2吨的液化装置,也以失败告终。
以上几套装置,前三种是采用小型膨胀制冷工艺,长庆油田采用的是气波制冷工艺。
90年代末,上海为了城市燃气调峰,引进了法国索菲公司技术,建成了10万的LNG工厂。
它的气源来自海上气田,产品也不外输,只作为城市调峰。
投资为6.2亿元。
河南中原液化天然气工厂是国内首座商业化运行的LNG工厂,始建于2000年,2001年9月正式投产运行。
该装置针对中原油田的实际情况和采气特点,利用文23块气田高压天然气,采用了比较先进的丙烷、乙烯复迭制冷工艺,设计日处理量30万方,液化15万方。
2004年9月,新疆广汇LNG工厂投产,它利用西北丰富的天然气,日产量设计150万,采用混合制冷工艺,是目前国内投产的最大的LNG工厂。
2005年4月,海南福山LNG工厂建成投产,它是由我们河南中原绿能高科承担海南LNG工厂的技术总承包,该工厂为单一制冷剂氮气膨胀制冷,利用福山气田的天然气,设计日产30万方。
2005年9月,北海涠洲岛LNG工厂建成投产,该工厂为单一制冷剂甲烷膨胀制冷,利用海上气田的天然气,设计日产15万方。
2007年,江阴、苏州、成都等工厂相继投产,它们都是利用长输管道的高压能量,进行膨胀制冷。
因为工艺的限制,它们的产量一般不是很大,一般在lO万方以下,再高经济效益就不再明显。
2008年,泰安深燃和西宁LNG工厂投产,它们也是建在大管线附近,采用单一制冷剂氮气膨胀制冷,日产15万方。
目前在建的LNG项目主要有四川达州和内蒙鄂尔多斯项目,以及山西的几个煤层气液化项目,其中达州和鄂尔多斯都是日产100万方,采用的混合制冷技术。
现在计划要建的主要有靖边液化天然气项目、宁夏液化天然气项目、晋城液化天然气项目、阳城煤层气液化工程项目等等。
二常见的天然气液化工艺
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。
⑧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。
三、LNG工厂主要设备
建设LNG工厂,不管哪种液化工艺,装置设备的构成百变不离其宗,以全液化为例,大概所需设备如下:
①天然气预处理系统1套
②液化冷箱系统1套
③氮气压缩、双温增压膨胀制冷循环系统l套
④空气分离制氮装置1套
⑤自控系统(计算机控制系统及现场仪表)1套
⑥流程配套阀门1套
⑦低温储罐储存系统1套
⑧槽车(用户自理)1套
⑨三、LNG工厂主要设备
而其中的核心设备也就是压缩机、膨胀机、冷箱。
LNG经过近十年的发展,经过LNG技术人员的研究和摸索,目前这些设备绝大部分可以国产替代,象冷箱和膨胀机,四川、大连等皆可以生产,压缩机不管是透平还是往复式,国内都有很多。
近期建成的LNG工厂,很多进口设备已经被国产设备替代。
在选取设备过程中,只是根据规模的大小,采购的设备大小与结构有所不同,但总体的液化工艺还是基本相同。
净化工艺非常相似,在液化工艺上也大都采用丙烷预冷,氮一甲烷膨胀制冷的液化流程或氮一甲烷串联或并联膨胀制冷的液化流程。
当然在实际中,根据投资情况也应考虑实际成本,操作难度,系统复杂程度选择最优方案。
四、运输形式
液化天然气(LNG:
1iquefiednaturalgas)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/台昶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。
五、LNG市场定位和发展方向
LNG这个产业,从它在国内的诞生之日起,它的主要功能就是调峰、补充和替代,在以后的一段时间,就目前这个能源结构,因为它的高能耗,它的主要功能还是不会改变。
1.LNG将成为汽、柴油的替代能源
由于LNG的环保性,及LNG价格上的优越性LNG将有可能取代汽、柴油做为车用主要燃料的地位。
刚才说过,石油价格可能还会上涨,国家汽油柴油价格已经6月20日刚提过,迟早要与国际接轨,价格还会有很大的上升空间。
按现行最低价计,柴油每升6.23元,汽油每升6元,而在车用燃料中,每方LNG转换为天然气的最高价格为3.5元,而1方天然气与1升汽油在汽车使用过程中所行驶的里程数基本相同,由此可见LNG的价格优势。
而且LNG做为车用燃烧料与CNG相比有行驶里程更远,排出尾气更少的优点。
LNG的环保性更是无庸置疑的,LNG必将快速成为一种替代燃料。
继LPG各CNG之后,LNG也逐步应用于汽车燃料,对于推动油改气进程起了很大作用,弥补了没有管网不能建站的缺陷。
目前国内已建成并投入营运的LNG汽车加气站,有北京,新缰乌鲁木齐、湖南长沙、贵州贵阳、杭州等地,福州、厦门、海南等地也已进入试点工作,LNG汽车的发展必将带动LNG市场。
2.LNG在城镇燃气调峰利用
LNG比管道天然气有更广泛的用途。
它可以在天然气管道没到的地方进行市场开发和利用,同时可以弥补管道气不便在城市全面铺设的问题; 作为民用燃料或发电,随着季节或其它情况,不可避免会有量的波动,这就需要进行调峰装置,而LNG最有利于调峰储存。
3.特种工业燃料替代
LNG的甲烷组分高,就决定它的燃烧更清洁。
就是由于LNG清洁的特性,使它的在应用于玻璃、陶
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