曹學(xué)文葉　青石　倩任大偉

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）儲(chǔ)運(yùn)與建筑工程學(xué)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(guó)LNG產(chǎn)業(yè)關(guān)鍵技術(shù)發(fā)展分析

曹學(xué)文1葉青1石倩1任大偉2

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）儲(chǔ)運(yùn)與建筑工程學(xué)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(guó)LNG工廠、接收終端和運(yùn)輸方式的發(fā)展存在著小型LNG液化技術(shù)實(shí)現(xiàn)了液化流程和關(guān)鍵設(shè)備的國(guó)產(chǎn)化，但大型LNG液化技術(shù)仍被國(guó)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(yùn)輸已不能滿足市場(chǎng)需求等問題仍然突出。為此，就開發(fā)新型天然氣液化技術(shù)、LNG接收站和LNG氣化裝置配備相應(yīng)的冷能利用系統(tǒng)、發(fā)展LNG低溫管輸技術(shù)等LNG產(chǎn)業(yè)關(guān)鍵技術(shù)的發(fā)展情況及趨勢(shì)等進(jìn)行了詳細(xì)分析。

關(guān)鍵詞液化天然氣LNG關(guān)鍵技術(shù)冷能利用LNG管輸新液化技術(shù)

修訂回稿日期：2016-04-07

0　引言

全球能源消耗已經(jīng)開始由石油向新能源過渡，進(jìn)入“后石油時(shí)期”，而天然氣則是這個(gè)過渡期的主角。作為全球第三大LNG進(jìn)口國(guó)的中國(guó)，近十年來LNG工業(yè)在東部沿海地區(qū)發(fā)展迅速，在許多環(huán)節(jié)上都取得了技術(shù)性突破，然而我國(guó)LNG技術(shù)的發(fā)展仍落后于世界同期水平。筆者擬就我國(guó)LNG產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀及關(guān)鍵技術(shù)的發(fā)展方向作一探討分析。

1　我國(guó)LNG產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

1.1 LNG工廠

我國(guó)LNG工廠建設(shè)起步較晚，2001年國(guó)內(nèi)第一套商業(yè)運(yùn)營(yíng)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(jí)聯(lián)式液化流程，以丙烷和乙烯為制冷劑［1］。2012年，安塞LNG工廠應(yīng)用國(guó)內(nèi)自主開發(fā)的雙循環(huán)混合冷劑液化技術(shù)（DMR）成功產(chǎn)出合格LNG，填補(bǔ)了國(guó)內(nèi)天然氣液化技術(shù)的空白［2］。2014年，處理量為500×104m3/d的湖北LNG工廠正式投產(chǎn)，其裝置的液化技術(shù)和關(guān)鍵設(shè)備均實(shí)現(xiàn)國(guó)產(chǎn)化，同時(shí)也成為國(guó)內(nèi)產(chǎn)能最大的LNG工廠［3］。

截至2015年初，國(guó)內(nèi)投產(chǎn)的LNG工廠超過110座，產(chǎn)能達(dá)到約1 600×104t/a［4］，主要分布在新疆、內(nèi)蒙古、四川等西部天然氣資源較為豐富的地區(qū)。雖然我國(guó)LNG產(chǎn)能逐年增加，但LNG工廠建設(shè)缺乏合理計(jì)劃性，造成部分LNG工廠原料天然氣不足，導(dǎo)致開工率不高。2012年，我國(guó)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(shù)方面，國(guó)際上常見的LNG液化流程分為3類：級(jí)聯(lián)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(guó)LNG工廠大多引進(jìn)國(guó)外液化技術(shù)，如法國(guó)索菲的CII、美國(guó)APCI的MRC，加拿大的Propak氮膨脹工藝等［6］。隨著國(guó)內(nèi)小型LNG裝置液化技術(shù)及設(shè)備生產(chǎn)技術(shù)的日益成熟，自主開發(fā)的天然氣液化流程逐漸被應(yīng)用到生產(chǎn)實(shí)踐當(dāng)中，如中原綠能高科采用國(guó)產(chǎn)級(jí)聯(lián)式工藝、安塞LNG工廠采用國(guó)產(chǎn)雙循環(huán)混合冷劑液化工藝、寧夏LNG廠采用國(guó)產(chǎn)氮甲烷膨脹工藝等。但由于液化技術(shù)的限制，上述裝置均為中小型LNG液化裝置。目前，國(guó)內(nèi)還沒有大型自主LNG液化工廠投產(chǎn)，其液化技術(shù)仍被歐美國(guó)家壟斷。我國(guó)已探明的天然氣儲(chǔ)量豐富，而LNG又便于運(yùn)輸，因此開展大型自主LNG液化裝置的研究與建設(shè)是未來發(fā)展的主流方向。

1.2 LNG接收終端

2015年，我國(guó)天然氣的對(duì)外依存度達(dá)32.2％，進(jìn)口LNG占進(jìn)口天然氣總量的45％，近年來中國(guó)LNG進(jìn)口量逐年上升。進(jìn)口LNG通過船舶運(yùn)送至接收終端，因此LNG接收終端是LNG遠(yuǎn)洋運(yùn)輸與陸上運(yùn)輸?shù)闹匾~帶，同時(shí)又擔(dān)負(fù)著國(guó)家戰(zhàn)略儲(chǔ)備、城鎮(zhèn)季節(jié)調(diào)峰、平衡區(qū)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(chǎn)后，我國(guó)LNG接收站的規(guī)劃建設(shè)進(jìn)入飛速發(fā)展階段，根據(jù)資料統(tǒng)計(jì)，截至2015年初，全國(guó)共有13座LNG接收站順利投產(chǎn)運(yùn)營(yíng)，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(shè)和規(guī)劃中。

國(guó)內(nèi)LNG市場(chǎng)基本由國(guó)內(nèi)3大石油公司占據(jù)，而中海油在沿海LNG接收終端的布局上優(yōu)勢(shì)明顯，民營(yíng)企業(yè)也在逐漸步入LNG接收站建設(shè)的行列。目前，大批新投產(chǎn)的LNG接收站正面臨一系列挑戰(zhàn)，其中購(gòu)銷價(jià)格倒掛是最突出的問題。由于亞太地區(qū)的LNG采購(gòu)定價(jià)方式、國(guó)內(nèi)LNG銷售定價(jià)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(tài)［7］，因此必須盡快完善國(guó)內(nèi)LNG的市場(chǎng)體制。

1.3 LNG運(yùn)輸

我國(guó)LNG運(yùn)輸路徑主要為L(zhǎng)NG接收站和工廠至下游的LNG衛(wèi)星站、加氣站以及工商用戶等，主要運(yùn)輸形式分為槽車運(yùn)輸和船舶運(yùn)輸兩種。

1）槽車運(yùn)輸。槽車分為公路槽車和鐵路槽車。公路運(yùn)輸靈活安全，但運(yùn)輸成本高、運(yùn)輸能力有限、運(yùn)輸半徑??；鐵路運(yùn)輸運(yùn)載量大、速度快、覆蓋范圍廣、受惡劣天氣影響小，適合長(zhǎng)距離輸送。公路運(yùn)輸是我國(guó)LNG運(yùn)輸?shù)闹饕问?，但已逐漸不能滿足國(guó)內(nèi)日益活躍的LNG市場(chǎng)。2015年，我國(guó)首輛LNG鐵路罐車樣車出爐，填補(bǔ)了我國(guó)LNG鐵路商業(yè)運(yùn)輸?shù)目瞻?。如果LNG鐵路運(yùn)輸能夠在我國(guó)實(shí)現(xiàn)商業(yè)化運(yùn)行，必定會(huì)影響全國(guó)的LNG資源流向，拓寬我國(guó)LNG消費(fèi)市場(chǎng)。

2）船舶運(yùn)輸。LNG船舶有大型和小型之分，大型LNG船運(yùn)輸量大、運(yùn)輸成本低，多用于國(guó)際LNG貿(mào)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(zhuǎn)運(yùn)，利用內(nèi)河或者近海送至內(nèi)陸地區(qū)或者其他沿海城市，具有很好的發(fā)展前景［8-9］。2015年6月我國(guó)首個(gè)內(nèi)河LNG接收站項(xiàng)目落戶蕪湖，預(yù)示著我國(guó)LNG內(nèi)河運(yùn)輸模式的開啟，利用小型LNG船舶作為沿海接收站和內(nèi)河接收站的連接紐帶，促進(jìn)沿江沿河地區(qū)的LNG消費(fèi)。

2　 LNG關(guān)鍵技術(shù)的研究和發(fā)展方向

2.1 新型天然氣液化技術(shù)

未來我國(guó)的天然氣液化技術(shù)發(fā)展方向是高效化和國(guó)產(chǎn)化，如何改進(jìn)原料天然氣的處理工藝，研發(fā)自主品牌的LNG液化工藝，開發(fā)區(qū)別于傳統(tǒng)的新型天然氣液化技術(shù)都是值得關(guān)注的問題。

目前處于研究階段的新型天然氣液化技術(shù)主要是建立在膨脹制冷原理上，通過膨脹機(jī)、節(jié)流閥、噴管等設(shè)備完成高壓天然氣自身壓能向冷能的轉(zhuǎn)化，實(shí)現(xiàn)天然氣液化，多針對(duì)調(diào)壓站進(jìn)行研究設(shè)計(jì)。孫恒［10-11］做了關(guān)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(yīng)用于調(diào)壓站的液化基礎(chǔ)流程，并進(jìn)行計(jì)算模擬，流程見圖1。研究結(jié)果表明3S分離器的液化率高于J-T閥，相對(duì)于膨脹機(jī)而言具有無運(yùn)動(dòng)部件、可帶液膨脹等優(yōu)點(diǎn)，適用于小型天然氣液化裝置的開發(fā)。楊文［12-13］對(duì)3S分離器內(nèi)天然氣的凝結(jié)過程進(jìn)行了數(shù)值模擬，分析不同Laval噴管結(jié)構(gòu)、入口參數(shù)等對(duì)液化過程的影響。結(jié)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(huì)導(dǎo)致入口氣無法液化；單級(jí)裝置的液化率較低，應(yīng)開展多級(jí)裝置的研究工作。

圖1　采用3S技術(shù)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(duì)海上平臺(tái)設(shè)計(jì)的新型液化流程應(yīng)運(yùn)而生。天然氣帶壓液化技術(shù)（PLNG）在較高壓力和溫度下儲(chǔ)存LNG，可以增大CO2在LNG中的溶解度，省掉CO2預(yù)處理單元，簡(jiǎn)化液化裝置。胡曉晨［14］研究PLNG流程中CO2晶體析出現(xiàn)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(jié)論。熊曉?。?5］分析比較了氣體膨脹帶壓液化流程和傳統(tǒng)膨脹液化流程的性能，研究結(jié)果表明，氣體膨脹帶壓液化流程能耗和膨脹比更小?？梢?，PLNG適用于低CO2含量的海上氣田開發(fā)，對(duì)于陸地LNG生產(chǎn)液化并不適用。

2.2 LNG冷能綜合利用技術(shù)

LNG蘊(yùn)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(chǔ)糧、發(fā)電等方面。目前國(guó)內(nèi)LNG接收站普遍開始規(guī)劃LNG冷能利用項(xiàng)目，唐山LNG工廠冷能空氣分離項(xiàng)目于2015年6月正式投產(chǎn)，青島LNG工廠也成功利用冷能實(shí)現(xiàn)了輕烴分離，但冷能利用效率較低。

冷能梯級(jí)利用理論［16-18］是當(dāng)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(duì)應(yīng)不同的冷量利用形式，最終形成一套最優(yōu)的冷能利用方案，特別適用于大型LNG接收站冷能利用項(xiàng)目。圖2為一種LNG冷能梯級(jí)利用流程，可以綜合實(shí)現(xiàn)空氣分離、干冰制取、冷庫(kù)制冷和冷能發(fā)電。然而，由于LNG冷能利用在空間和時(shí)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(chǔ)存技術(shù)可以在一定程度上解決時(shí)間供需不同步的問題；LNG冷能利用項(xiàng)目前期合理規(guī)劃建設(shè)是解決空間供需不同步的最佳方法。

圖2　LNG冷能梯級(jí)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(cāng)庫(kù)或者LNG汽車空調(diào)制冷等方面［19］。此外，結(jié)合國(guó)家推進(jìn)的分布式能源系統(tǒng)以及國(guó)內(nèi)LNG市場(chǎng)現(xiàn)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(tǒng)中，LNG冷能代替機(jī)械制冷單元，實(shí)現(xiàn)區(qū)域范圍內(nèi)的冷—熱—電聯(lián)供。

2.3 LNG低溫管道運(yùn)輸技術(shù)

LNG管道運(yùn)輸現(xiàn)主要運(yùn)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(zhǎng)距離陸上運(yùn)輸以及LNG低溫管道海底運(yùn)輸是國(guó)內(nèi)外關(guān)注的熱點(diǎn)問題，在理論和技術(shù)上已經(jīng)具有可行性，但對(duì)低溫管材的要求和低溫運(yùn)輸成本過高，因此很少進(jìn)行實(shí)際應(yīng)用。

低溫管輸首先要解決防LNG氣化的問題，陸上長(zhǎng)距離輸送沿途需建設(shè)冷泵站進(jìn)行加壓和冷卻，以保證管道運(yùn)行工況處于液相密相區(qū)，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(duì)于低溫輸送至關(guān)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(bǔ)償器來補(bǔ)償管道熱脹冷縮的短板［21］。

LNG長(zhǎng)距離管輸技術(shù)在理論上已經(jīng)比較成熟，在吸收國(guó)外經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，加強(qiáng)我國(guó)自主的LNG長(zhǎng)輸工藝技術(shù)、施工技術(shù)、管材生產(chǎn)技術(shù)等研究，推動(dòng)LNG低溫管輸?shù)挠行蚪】蛋l(fā)展。如果能在低溫管材的生產(chǎn)上取得突破，未來LNG大規(guī)模管輸將會(huì)成為可能。LNG管輸?shù)膽?yīng)用必定會(huì)改變LNG的市場(chǎng)格局，有利于LNG的大范圍推廣和利用。

3　結(jié)論

1）我國(guó)天然氣液化技術(shù)研究起步較晚，目前傳統(tǒng)的小型LNG液化技術(shù)日趨成熟，實(shí)現(xiàn)了液化流程和關(guān)鍵設(shè)備的國(guó)產(chǎn)化，但大型LNG液化技術(shù)仍被國(guó)外壟斷。未來，開發(fā)針對(duì)特殊液化工況（如高壓天然氣、海上天然氣、頁(yè)巖氣、煤制氣）的新型高效天然氣液化技術(shù)，對(duì)我國(guó)液化天然氣的開發(fā)具有重要意義。

2）我國(guó)已投產(chǎn)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(xì)合理規(guī)劃，部分已投產(chǎn)，但冷能利用率較低。小型氣化裝置較少配備冷能利用系統(tǒng)，如何有效回收LNG調(diào)峰站、衛(wèi)星站、LNG汽車等少量高品位冷能、提高LNG的利用效率是一個(gè)發(fā)展趨勢(shì)。

3）LNG槽車公路運(yùn)輸是我國(guó)現(xiàn)今LNG運(yùn)輸?shù)闹饕绞剑阎饾u不能滿足LNG市場(chǎng)的需求。因此開展多種形式的LNG運(yùn)輸方式，在保證安全的前提下，增強(qiáng)LNG運(yùn)輸量和靈活性是十分必要的。鐵路運(yùn)輸和小型LNG船運(yùn)在我國(guó)已進(jìn)入實(shí)質(zhì)發(fā)展階段，長(zhǎng)距離LNG低溫管輸仍處于研究階段。無論對(duì)陸上還是海上運(yùn)輸，LNG低溫管道輸送都將是一種高效、安全的運(yùn)輸方式。

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（編輯：蔣龍）

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：B

文章編號(hào)：2095-1132（2016）02-0001-04

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

基金項(xiàng)目：本文受國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（編號(hào)：51274232）資助。

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