我国LNG产业关键技术发展分析

曹学文叶　青石　倩任大伟

（1.中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院，山东　青岛　266580；2.海洋石油工程股份有限公司，天津　300461）



我国LNG产业关键技术发展分析

曹学文1叶青1石倩1任大伟2

（1.中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院，山东青岛266580；2.海洋石油工程股份有限公司，天津300461）

摘要我国LNG工厂、接收终端和运输方式的发展存在着小型LNG液化技术实现了液化流程和关键设备的国产化，但大型LNG液化技术仍被国外垄断、沿海LNG接收站冷能资源丰富但冷能利用效率较低、以公路槽车为主的LNG运输已不能满足市场需求等问题仍然突出。为此，就开发新型天然气液化技术、LNG接收站和LNG气化装置配备相应的冷能利用系统、发展LNG低温管输技术等LNG产业关键技术的发展情况及趋势等进行了详细分析。

关键词液化天然气LNG关键技术冷能利用LNG管输新液化技术

修订回稿日期：2016-04-07

0　引言

全球能源消耗已经开始由石油向新能源过渡，进入“后石油时期”，而天然气则是这个过渡期的主角。作为全球第三大LNG进口国的中国，近十年来LNG工业在东部沿海地区发展迅速，在许多环节上都取得了技术性突破，然而我国LNG技术的发展仍落后于世界同期水平。笔者拟就我国LNG产业现状及关键技术的发展方向作一探讨分析。

1　我国LNG产业现状

1.1 LNG工厂

我国LNG工厂建设起步较晚，2001年国内第一套商业运营的天然气液化装置在中原油田建成，其天然气处理量为15×104m3/d，采用级联式液化流程，以丙烷和乙烯为制冷剂［1］。2012年，安塞LNG工厂应用国内自主开发的双循环混合冷剂液化技术（DMR）成功产出合格LNG，填补了国内天然气液化技术的空白［2］。2014年，处理量为500×104m3/d的湖北LNG工厂正式投产，其装置的液化技术和关键设备均实现国产化，同时也成为国内产能最大的LNG工厂［3］。

截至2015年初，国内投产的LNG工厂超过110座，产能达到约1 600×104t/a［4］，主要分布在新疆、内蒙古、四川等西部天然气资源较为丰富的地区。虽然我国LNG产能逐年增加，但LNG工厂建设缺乏合理计划性，造成部分LNG工厂原料天然气不足，导致开工率不高。2012年，我国LNG工厂平均开工率仅为45％，最高开工率也仅有70％［5］。

在液化技术方面，国际上常见的LNG液化流程分为3类：级联式液化流程、混合制冷剂液化流程和膨胀制冷液化流程。早期，我国LNG工厂大多引进国外液化技术，如法国索菲的CII、美国APCI的MRC，加拿大的Propak氮膨胀工艺等［6］。随着国内小型LNG装置液化技术及设备生产技术的日益成熟，自主开发的天然气液化流程逐渐被应用到生产实践当中，如中原绿能高科采用国产级联式工艺、安塞LNG工厂采用国产双循环混合冷剂液化工艺、宁夏LNG厂采用国产氮甲烷膨胀工艺等。但由于液化技术的限制，上述装置均为中小型LNG液化装置。目前，国内还没有大型自主LNG液化工厂投产，其液化技术仍被欧美国家垄断。我国已探明的天然气储量丰富，而LNG又便于运输，因此开展大型自主LNG液化装置的研究与建设是未来发展的主流方向。

1.2 LNG接收终端

2015年，我国天然气的对外依存度达32.2％，进口LNG占进口天然气总量的45％，近年来中国LNG进口量逐年上升。进口LNG通过船舶运送至接收终端，因此LNG接收终端是LNG远洋运输与陆上运输的重要纽带，同时又担负着国家战略储备、城镇季节调峰、平衡区域资源分配不均等重要功能。LNG接收终端的合理布局具有重要的意义。

自2006年深圳大鹏LNG接收站顺利投产后，我国LNG接收站的规划建设进入飞速发展阶段，根据资料统计，截至2015年初，全国共有13座LNG接收站顺利投产运营，其中包括12座陆地沿海LNG接收站和1座FLNG（浮式）接收站，年接收能力超过4 000× 104t。另外，仍有多座接收站在建设和规划中。

国内LNG市场基本由国内3大石油公司占据，而中海油在沿海LNG接收终端的布局上优势明显，民营企业也在逐渐步入LNG接收站建设的行列。目前，大批新投产的LNG接收站正面临一系列挑战，其中购销价格倒挂是最突出的问题。由于亚太地区的LNG采购定价方式、国内LNG销售定价方式的不完善，LNG冷能利用率较低等多方面因素，致使许多LNG接收站处于亏损状态［7］，因此必须尽快完善国内LNG的市场体制。

1.3 LNG运输

我国LNG运输路径主要为LNG接收站和工厂至下游的LNG卫星站、加气站以及工商用户等，主要运输形式分为槽车运输和船舶运输两种。

1）槽车运输。槽车分为公路槽车和铁路槽车。公路运输灵活安全，但运输成本高、运输能力有限、运输半径小；铁路运输运载量大、速度快、覆盖范围广、受恶劣天气影响小，适合长距离输送。公路运输是我国LNG运输的主要形式，但已逐渐不能满足国内日益活跃的LNG市场。2015年，我国首辆LNG铁路罐车样车出炉，填补了我国LNG铁路商业运输的空白。如果LNG铁路运输能够在我国实现商业化运行，必定会影响全国的LNG资源流向，拓宽我国LNG消费市场。

2）船舶运输。LNG船舶有大型和小型之分，大型LNG船运输量大、运输成本低，多用于国际LNG贸易；小型LNG船舶灵活、自由，适用于沿海LNG接收站资源的分销转运，利用内河或者近海送至内陆地区或者其他沿海城市，具有很好的发展前景［8-9］。2015年6月我国首个内河LNG接收站项目落户芜湖，预示着我国LNG内河运输模式的开启，利用小型LNG船舶作为沿海接收站和内河接收站的连接纽带，促进沿江沿河地区的LNG消费。

2　 LNG关键技术的研究和发展方向

2.1 新型天然气液化技术

未来我国的天然气液化技术发展方向是高效化和国产化，如何改进原料天然气的处理工艺，研发自主品牌的LNG液化工艺，开发区别于传统的新型天然气液化技术都是值得关注的问题。

目前处于研究阶段的新型天然气液化技术主要是建立在膨胀制冷原理上，通过膨胀机、节流阀、喷管等设备完成高压天然气自身压能向冷能的转化，实现天然气液化，多针对调压站进行研究设计。孙恒［10-11］做了关于超声速旋流（3S）分离器在天然气液化方面的初步研究，提出了应用于调压站的液化基础流程，并进行计算模拟，流程见图1。研究结果表明3S分离器的液化率高于J-T阀，相对于膨胀机而言具有无运动部件、可带液膨胀等优点，适用于小型天然气液化装置的开发。杨文［12-13］对3S分离器内天然气的凝结过程进行了数值模拟，分析不同Laval喷管结构、入口参数等对液化过程的影响。结果表明，增大喷管膨胀率可以提高液化率，但过大的膨胀率会导致入口气无法液化；单级装置的液化率较低，应开展多级装置的研究工作。

图1　采用3S技术的天然气液化流程图

LNG是海上天然气输送的最佳方式，针对海上平台设计的新型液化流程应运而生。天然气带压液化技术（PLNG）在较高压力和温度下储存LNG，可以增大CO2在LNG中的溶解度，省掉CO2预处理单元，简化液化装置。胡晓晨［14］研究PLNG流程中CO2晶体析出现象，得出CO2晶体析出温度随CO2浓度增大而上升，随乙烷浓度增大而降低的结论。熊晓俊［15］分析比较了气体膨胀带压液化流程和传统膨胀液化流程的性能，研究结果表明，气体膨胀带压液化流程能耗和膨胀比更小。可见，PLNG适用于低CO2含量的海上气田开发，对于陆地LNG生产液化并不适用。

2.2 LNG冷能综合利用技术

LNG蕴含着大量高品位的冷能，可用于空气分离、轻烃分离、海水淡化、低温粉碎、低温储粮、发电等方面。目前国内LNG接收站普遍开始规划LNG冷能利用项目，唐山LNG工厂冷能空气分离项目于2015年6月正式投产，青岛LNG工厂也成功利用冷能实现了轻烃分离，但冷能利用效率较低。

冷能梯级利用理论［16-18］是当下LNG冷能利用研究中比较流行的一种理论，冷能品位由高向低依次对应不同的冷量利用形式，最终形成一套最优的冷能利用方案，特别适用于大型LNG接收站冷能利用项目。图2为一种LNG冷能梯级利用流程，可以综合实现空气分离、干冰制取、冷库制冷和冷能发电。然而，由于LNG冷能利用在空间和时间上供需不同步，将各种不同形式的冷能利用方式组合到一起的可操作性较差。研究高效冷媒以及冷媒储存技术可以在一定程度上解决时间供需不同步的问题；LNG冷能利用项目前期合理规划建设是解决空间供需不同步的最佳方法。

图2　LNG冷能梯级利用流程图

小型LNG气化装置提供冷量少，但品位高，可以用于冷冻仓库或者LNG汽车空调制冷等方面［19］。此外，结合国家推进的分布式能源系统以及国内LNG市场现状，可以将小型LNG气化装置的冷能利用到天然气分布式能源系统中，LNG冷能代替机械制冷单元，实现区域范围内的冷—热—电联供。

2.3 LNG低温管道运输技术

LNG管道运输现主要运用在LNG工厂和LNG船舶装卸过程中的短距离输送上。LNG低温管道长距离陆上运输以及LNG低温管道海底运输是国内外关注的热点问题，在理论和技术上已经具有可行性，但对低温管材的要求和低温运输成本过高，因此很少进行实际应用。

低温管输首先要解决防LNG气化的问题，陆上长距离输送沿途需建设冷泵站进行加压和冷却，以保证管道运行工况处于液相密相区，即管道操作压力要控制在临界压力之上，流体温度控制在临界温度以下［20］。保冷材料及方式选择对于低温输送至关重要，LNG低温管道常选择堆积绝热管道；低温管材一般选择奥氏体不锈钢，利用弯管或者补偿器来补偿管道热胀冷缩的短板［21］。

LNG长距离管输技术在理论上已经比较成熟，在吸收国外经验的基础上，加强我国自主的LNG长输工艺技术、施工技术、管材生产技术等研究，推动LNG低温管输的有序健康发展。如果能在低温管材的生产上取得突破，未来LNG大规模管输将会成为可能。LNG管输的应用必定会改变LNG的市场格局，有利于LNG的大范围推广和利用。

3　结论

1）我国天然气液化技术研究起步较晚，目前传统的小型LNG液化技术日趋成熟，实现了液化流程和关键设备的国产化，但大型LNG液化技术仍被国外垄断。未来，开发针对特殊液化工况（如高压天然气、海上天然气、页岩气、煤制气）的新型高效天然气液化技术，对我国液化天然气的开发具有重要意义。

2）我国已投产13座LNG接收站，年接收能力超过4 000×104t，冷能资源非常丰富，大部分接收站都有冷能利用的详细合理规划，部分已投产，但冷能利用率较低。小型气化装置较少配备冷能利用系统，如何有效回收LNG调峰站、卫星站、LNG汽车等少量高品位冷能、提高LNG的利用效率是一个发展趋势。

3）LNG槽车公路运输是我国现今LNG运输的主要方式，但已逐渐不能满足LNG市场的需求。因此开展多种形式的LNG运输方式，在保证安全的前提下，增强LNG运输量和灵活性是十分必要的。铁路运输和小型LNG船运在我国已进入实质发展阶段，长距离LNG低温管输仍处于研究阶段。无论对陆上还是海上运输，LNG低温管道输送都将是一种高效、安全的运输方式。

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（编辑：蒋龙）

文献标识码：B

文章编号：2095-1132（2016）02-0001-04

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

基金项目：本文受国家自然科学基金项目（编号：51274232）资助。

作者简介：曹学文（1966-），教授，博士生导师，从事天然气加工与处理、油气田集输技术、海洋管道技术等方面的研究。E-mail：caoxw@upc.edu.cn。