我國LNG產業關鍵技術發展分析

曹學文葉　青石　倩任大偉

（1.中國石油大學（華東）儲運與建筑工程學院，山東　青島　266580；2.海洋石油工程股份有限公司，天津　300461）

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我國LNG產業關鍵技術發展分析

曹學文1葉青1石倩1任大偉2

（1.中國石油大學（華東）儲運與建筑工程學院，山東青島266580；2.海洋石油工程股份有限公司，天津300461）

摘要我國LNG工廠、接收終端和運輸方式的發展存在著小型LNG液化技術實現了液化流程和關鍵設備的國產化，但大型LNG液化技術仍被國外壟斷、沿海LNG接收站冷能資源豐富但冷能利用效率較低、以公路槽車為主的LNG運輸已不能滿足市場需求等問題仍然突出。為此，就開發新型天然氣液化技術、LNG接收站和LNG氣化裝置配備相應的冷能利用系統、發展LNG低溫管輸技術等LNG產業關鍵技術的發展情況及趨勢等進行了詳細分析。

關鍵詞液化天然氣LNG關鍵技術冷能利用LNG管輸新液化技術

修訂回稿日期：2016-04-07

0　引言

全球能源消耗已經開始由石油向新能源過渡，進入“后石油時期”，而天然氣則是這個過渡期的主角。作為全球第三大LNG進口國的中國，近十年來LNG工業在東部沿海地區發展迅速，在許多環節上都取得了技術性突破，然而我國LNG技術的發展仍落后于世界同期水平。筆者擬就我國LNG產業現狀及關鍵技術的發展方向作一探討分析。

1　我國LNG產業現狀

1.1 LNG工廠

我國LNG工廠建設起步較晚，2001年國內第一套商業運營的天然氣液化裝置在中原油田建成，其天然氣處理量為15×104m3/d，采用級聯式液化流程，以丙烷和乙烯為制冷劑［1］。2012年，安塞LNG工廠應用國內自主開發的雙循環混合冷劑液化技術（DMR）成功產出合格LNG，填補了國內天然氣液化技術的空白［2］。2014年，處理量為500×104m3/d的湖北LNG工廠正式投產，其裝置的液化技術和關鍵設備均實現國產化，同時也成為國內產能最大的LNG工廠［3］。

截至2015年初，國內投產的LNG工廠超過110座，產能達到約1 600×104t/a［4］，主要分布在新疆、內蒙古、四川等西部天然氣資源較為豐富的地區。雖然我國LNG產能逐年增加，但LNG工廠建設缺乏合理計劃性，造成部分LNG工廠原料天然氣不足，導致開工率不高。2012年，我國LNG工廠平均開工率僅為45％，最高開工率也僅有70％［5］。

在液化技術方面，國際上常見的LNG液化流程分為3類：級聯式液化流程、混合制冷劑液化流程和膨脹制冷液化流程。早期，我國LNG工廠大多引進國外液化技術，如法國索菲的CII、美國APCI的MRC，加拿大的Propak氮膨脹工藝等［6］。隨著國內小型LNG裝置液化技術及設備生產技術的日益成熟，自主開發的天然氣液化流程逐漸被應用到生產實踐當中，如中原綠能高科采用國產級聯式工藝、安塞LNG工廠采用國產雙循環混合冷劑液化工藝、寧夏LNG廠采用國產氮甲烷膨脹工藝等。但由于液化技術的限制，上述裝置均為中小型LNG液化裝置。目前，國內還沒有大型自主LNG液化工廠投產，其液化技術仍被歐美國家壟斷。我國已探明的天然氣儲量豐富，而LNG又便于運輸，因此開展大型自主LNG液化裝置的研究與建設是未來發展的主流方向。

1.2 LNG接收終端

2015年，我國天然氣的對外依存度達32.2％，進口LNG占進口天然氣總量的45％，近年來中國LNG進口量逐年上升。進口LNG通過船舶運送至接收終端，因此LNG接收終端是LNG遠洋運輸與陸上運輸的重要紐帶，同時又擔負著國家戰略儲備、城鎮季節調峰、平衡區域資源分配不均等重要功能。LNG接收終端的合理布局具有重要的意義。

自2006年深圳大鵬LNG接收站順利投產后，我國LNG接收站的規劃建設進入飛速發展階段，根據資料統計，截至2015年初，全國共有13座LNG接收站順利投產運營，其中包括12座陸地沿海LNG接收站和1座FLNG（浮式）接收站，年接收能力超過4 000× 104t。另外，仍有多座接收站在建設和規劃中。

國內LNG市場基本由國內3大石油公司占據，而中海油在沿海LNG接收終端的布局上優勢明顯，民營企業也在逐漸步入LNG接收站建設的行列。目前，大批新投產的LNG接收站正面臨一系列挑戰，其中購銷價格倒掛是最突出的問題。由于亞太地區的LNG采購定價方式、國內LNG銷售定價方式的不完善，LNG冷能利用率較低等多方面因素，致使許多LNG接收站處于虧損狀態［7］，因此必須盡快完善國內LNG的市場體制。

1.3 LNG運輸

我國LNG運輸路徑主要為LNG接收站和工廠至下游的LNG衛星站、加氣站以及工商用戶等，主要運輸形式分為槽車運輸和船舶運輸兩種。

1）槽車運輸。槽車分為公路槽車和鐵路槽車。公路運輸靈活安全，但運輸成本高、運輸能力有限、運輸半徑小；鐵路運輸運載量大、速度快、覆蓋范圍廣、受惡劣天氣影響小，適合長距離輸送。公路運輸是我國LNG運輸的主要形式，但已逐漸不能滿足國內日益活躍的LNG市場。2015年，我國首輛LNG鐵路罐車樣車出爐，填補了我國LNG鐵路商業運輸的空白。如果LNG鐵路運輸能夠在我國實現商業化運行，必定會影響全國的LNG資源流向，拓寬我國LNG消費市場。

2）船舶運輸。LNG船舶有大型和小型之分，大型LNG船運輸量大、運輸成本低，多用于國際LNG貿易；小型LNG船舶靈活、自由，適用于沿海LNG接收站資源的分銷轉運，利用內河或者近海送至內陸地區或者其他沿海城市，具有很好的發展前景［8-9］。2015年6月我國首個內河LNG接收站項目落戶蕪湖，預示著我國LNG內河運輸模式的開啟，利用小型LNG船舶作為沿海接收站和內河接收站的連接紐帶，促進沿江沿河地區的LNG消費。

2　 LNG關鍵技術的研究和發展方向

2.1 新型天然氣液化技術

未來我國的天然氣液化技術發展方向是高效化和國產化，如何改進原料天然氣的處理工藝，研發自主品牌的LNG液化工藝，開發區別于傳統的新型天然氣液化技術都是值得關注的問題。

目前處于研究階段的新型天然氣液化技術主要是建立在膨脹制冷原理上，通過膨脹機、節流閥、噴管等設備完成高壓天然氣自身壓能向冷能的轉化，實現天然氣液化，多針對調壓站進行研究設計。孫恒［10-11］做了關于超聲速旋流（3S）分離器在天然氣液化方面的初步研究，提出了應用于調壓站的液化基礎流程，并進行計算模擬，流程見圖1。研究結果表明3S分離器的液化率高于J-T閥，相對于膨脹機而言具有無運動部件、可帶液膨脹等優點，適用于小型天然氣液化裝置的開發。楊文［12-13］對3S分離器內天然氣的凝結過程進行了數值模擬，分析不同Laval噴管結構、入口參數等對液化過程的影響。結果表明，增大噴管膨脹率可以提高液化率，但過大的膨脹率會導致入口氣無法液化；單級裝置的液化率較低，應開展多級裝置的研究工作。

圖1　采用3S技術的天然氣液化流程圖

LNG是海上天然氣輸送的最佳方式，針對海上平臺設計的新型液化流程應運而生。天然氣帶壓液化技術（PLNG）在較高壓力和溫度下儲存LNG，可以增大CO2在LNG中的溶解度，省掉CO2預處理單元，簡化液化裝置。胡曉晨［14］研究PLNG流程中CO2晶體析出現象，得出CO2晶體析出溫度隨CO2濃度增大而上升，隨乙烷濃度增大而降低的結論。熊曉俊［15］分析比較了氣體膨脹帶壓液化流程和傳統膨脹液化流程的性能，研究結果表明，氣體膨脹帶壓液化流程能耗和膨脹比更小。可見，PLNG適用于低CO2含量的海上氣田開發，對于陸地LNG生產液化并不適用。

2.2 LNG冷能綜合利用技術

LNG蘊含著大量高品位的冷能，可用于空氣分離、輕烴分離、海水淡化、低溫粉碎、低溫儲糧、發電等方面。目前國內LNG接收站普遍開始規劃LNG冷能利用項目，唐山LNG工廠冷能空氣分離項目于2015年6月正式投產，青島LNG工廠也成功利用冷能實現了輕烴分離，但冷能利用效率較低。

冷能梯級利用理論［16-18］是當下LNG冷能利用研究中比較流行的一種理論，冷能品位由高向低依次對應不同的冷量利用形式，最終形成一套最優的冷能利用方案，特別適用于大型LNG接收站冷能利用項目。圖2為一種LNG冷能梯級利用流程，可以綜合實現空氣分離、干冰制取、冷庫制冷和冷能發電。然而，由于LNG冷能利用在空間和時間上供需不同步，將各種不同形式的冷能利用方式組合到一起的可操作性較差。研究高效冷媒以及冷媒儲存技術可以在一定程度上解決時間供需不同步的問題；LNG冷能利用項目前期合理規劃建設是解決空間供需不同步的最佳方法。

圖2　LNG冷能梯級利用流程圖

小型LNG氣化裝置提供冷量少，但品位高，可以用于冷凍倉庫或者LNG汽車空調制冷等方面［19］。此外，結合國家推進的分布式能源系統以及國內LNG市場現狀，可以將小型LNG氣化裝置的冷能利用到天然氣分布式能源系統中，LNG冷能代替機械制冷單元，實現區域范圍內的冷—熱—電聯供。

2.3 LNG低溫管道運輸技術

LNG管道運輸現主要運用在LNG工廠和LNG船舶裝卸過程中的短距離輸送上。LNG低溫管道長距離陸上運輸以及LNG低溫管道海底運輸是國內外關注的熱點問題，在理論和技術上已經具有可行性，但對低溫管材的要求和低溫運輸成本過高，因此很少進行實際應用。

低溫管輸首先要解決防LNG氣化的問題，陸上長距離輸送沿途需建設冷泵站進行加壓和冷卻，以保證管道運行工況處于液相密相區，即管道操作壓力要控制在臨界壓力之上，流體溫度控制在臨界溫度以下［20］。保冷材料及方式選擇對于低溫輸送至關重要，LNG低溫管道常選擇堆積絕熱管道；低溫管材一般選擇奧氏體不銹鋼，利用彎管或者補償器來補償管道熱脹冷縮的短板［21］。

LNG長距離管輸技術在理論上已經比較成熟，在吸收國外經驗的基礎上，加強我國自主的LNG長輸工藝技術、施工技術、管材生產技術等研究，推動LNG低溫管輸的有序健康發展。如果能在低溫管材的生產上取得突破，未來LNG大規模管輸將會成為可能。LNG管輸的應用必定會改變LNG的市場格局，有利于LNG的大范圍推廣和利用。

3　結論

1）我國天然氣液化技術研究起步較晚，目前傳統的小型LNG液化技術日趨成熟，實現了液化流程和關鍵設備的國產化，但大型LNG液化技術仍被國外壟斷。未來，開發針對特殊液化工況（如高壓天然氣、海上天然氣、頁巖氣、煤制氣）的新型高效天然氣液化技術，對我國液化天然氣的開發具有重要意義。

2）我國已投產13座LNG接收站，年接收能力超過4 000×104t，冷能資源非常豐富，大部分接收站都有冷能利用的詳細合理規劃，部分已投產，但冷能利用率較低。小型氣化裝置較少配備冷能利用系統，如何有效回收LNG調峰站、衛星站、LNG汽車等少量高品位冷能、提高LNG的利用效率是一個發展趨勢。

3）LNG槽車公路運輸是我國現今LNG運輸的主要方式，但已逐漸不能滿足LNG市場的需求。因此開展多種形式的LNG運輸方式，在保證安全的前提下，增強LNG運輸量和靈活性是十分必要的。鐵路運輸和小型LNG船運在我國已進入實質發展階段，長距離LNG低溫管輸仍處于研究階段。無論對陸上還是海上運輸，LNG低溫管道輸送都將是一種高效、安全的運輸方式。

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（編輯：蔣龍）

文獻標識碼：B

文章編號：2095-1132（2016）02-0001-04

doi：10. 3969/j. issn. 2095-1132. 2016. 02. 001

基金項目：本文受國家自然科學基金項目（編號：51274232）資助。

作者簡介：曹學文（1966-），教授，博士生導師，從事天然氣加工與處理、油氣田集輸技術、海洋管道技術等方面的研究。E-mail：caoxw@upc.edu.cn。