液化天然气

液化天然气（LNG）概况 液化天然气（LNG）概况 一、前言 　　LNG为天然气经净化及冷却至-165℃后的液体产品，无色无味，主要成份是甲烷，很少有其它杂质，是一种非常清洁的能源。 　　LNG从气田采集到用户使用天然气，是一条相互联接，相互约束的生产供需链。每个供需环节紧密衔接，互相制约，并以严格的予以保证。 　　LNG作为能源，其特点有： 　　1.LNG燃烧后基本上不产生污染。 　　2.LNG供应的可靠性，由整个链系的合同和运作得到保证。 　　3.LNG的安全性是通过在、建设及生产过程中，严格地执行一系列国际标准的基础上得到充分保证。LNG运行至今30年，未发生过恶性事故。 　　4.LNG作为电厂能源发电，有利于电网的调峰，安全运行和优化以及电源结构的改善。 　　5.LNG作为城市能源，可以大大提高供气的稳定性、安全性及经济性。 　　我国是一个能源消费大国，随着国民经济的高速发展，研究能源供给的多元化，开发洁净高效能源，已经成为当前和今后经济发展中十分关注的课。 　　二、引进LNG是经济发展对能源的需要 　　1.我国能源的大致状况 　　能源是直接关系到国民经济和人民生活的重要基础。我国始终十分重视能源工业的发展，据1994年底的数据统计：煤炭产量为12.4亿吨，居各国之首；原油生产14608万吨，为世界第六位；天然气生产达到170亿米3，为世界第二十四位；发电量已增加到9278亿千瓦，居世界第四位。 　　在能源工业发展的同时，不断调整和改善了我国的能源结构，已由主要依赖于煤炭生产的单一型结构，逐步形成了以煤炭为主，多能互补的能源生产体系。煤炭在一次能源的生产和消费中的比重由原来的96％下降至75％左右，石油的比重增为17.5％，天然气比重为2％，水电(核电)的比重也已增至5.5％。 　　尽管我国能源工业的发展取得了举世瞩目的成就，但还远远不能满足经济和社会发展的需要，能源供应仍将是今后较长时间内经济发展的主要制约因素之一。1994年我国国内生产总值的增长率为11.8％，而能源消费增长率仅为6.0％，显得能源供应十分紧张，成为经济发展的"瓶颈"之一。 　　由于我国的能源主体仍是以煤为主的格局，能源的增长势必引发社会环境保护的问题。实行能源开发，利用与环境治理同步发展的方针已成为我国的基本国策。因此，发展能源，改善结构，综合治污和积极开发洁净能源，将是我国能源工业急需解决的问题。 　　2.我国天然气资源概况 　　椐1993年全国油气资源结果，天然气资源量为33～50万亿米3，予计可开采储量约为7～10万亿米3，仅占世界的3％左右。 　　我国天然气资源消费，目前占一次能源消费总量的2％，远低于世界23.2％和亚洲8.8％的平均水平。根据目前的予测，世界天然气资源足以支持生产和消费65年。 　　虽然我国近年来，在天然气开发和生产上数量有很大发展，到1996年底，年产量已达201亿米3，但仍然不能适应经济发展对它的需求。我国天然气的开发，在陆上基本集中在四川、陕甘宁和新疆等西部地区，成为我国主要的产气区。近期正加紧建设由陕甘宁到京津地区的输气管线，设计输气能力为年输20亿米3，在1998年可供京津等地用气。近海天然气的开发，目前已形成南海年供天然气34亿米3(其中香港29亿米3，海南5亿米3)，东海年供上海4.5亿米3的生产能力，同时渤海可望形成向天津供气4亿米3的规模能力。 　　根据勘探前景的予测分析，近期我国的天然气开发在时间和供气数量上难以满足要求。为了充分利用的两种资源，两种市场，以丰富的国际天然气市场作为背景，目前正着手进行俄罗斯管道天然气及东南沿海地区引进LNG的专项研究。 　　三、LNG资源 　　1.资源情况 　　世界上目前有八个国家出口LNG,1995年共出口6877万吨（折含天然气925亿米3），其中印尼为最大出口国，占35.4％。 出口国 1995年出口量（万吨） 占总量（％） 印度尼西亚 2435 35.4 阿乐及利亚 1361 19.8 马来西亚 956 13.9 澳大利亚 743 10.8 文莱 627 9.1 阿布扎比 497 7.2 利比亚 139 2.0 美国阿拉斯加 119 1.7 合计 6877 100 　　有九个国家和地区进口LNG，以日本和韩国进口量最大。 进口国 1995年进口量（万吨） 占总量（％） 日本 4306 62.6 韩国 700 10.2 法国 624 9.1 西班牙 527 7.7 比利时 307 4.5 台湾 257 3.7 土耳其 107 1.6 美国 45 0.7 意大利 4 0.1 合 6877 100.0 　　根据予测：世界LNG总需求量，2000年为0.9～1.1亿吨，2010年为1.3～1.9亿吨，通过现有装置的技术改造以及扩建、新建项目实施，到2010年世界年总产能量可达到2亿吨LNG，国际市场是能够满足LNG的需求。 　　2.价格情况 　　LNG价格在不同地区和各个时间内会有所波动，但基本上都是按照替代燃料的原则来确定的。亚洲LNG价格以替代石油为基础，欧洲和美国以替化管道天然气为基础。 　　根据1985年～1995年世界LNG价格资料的统计，其价格基本上与原油和煤炭的价格变化趋势是一致的，与国际能源价格同步变化。 　　日本在1985年～1995年进口LNG的价格大致在3.2～5.0美元/MMBtu范围内，中国进口LNG的价格估计会比较接近日本和附近周边地区价格，大约为3.45～3.70美元/MMBtu(相当于1.08元/米3～1.15元/米3)。 　　四、LNG的经济性 　　1.LNG用于发电 　　LNG项目大部分的气量用于电厂的联合循环发电，LNG电厂与常规燃煤电厂相比，除了大大改善了环保状况之外，在占地和建设周期，调峰机动性等方面都显示了很大的优越性。建设投资相对较低，LNG电厂的单位千瓦造价约为国产脱硫煤电厂的89％，进口设备脱硫煤电厂的60％，核电厂的33％。 　　LNG电厂的上网电价，据有关资料测算，大致为： 电厂类型 平均上网电价（元/千瓦时） 　　1.LNG电厂 0.492 　　2.煤电厂 　　　进口设备，脱硫 0.529 　　　国产设备，脱硫 0.464 　　3.轻油电厂 0.497 　　4.重油电厂脱硫 0.646 　　5.核电厂 0.670 　　考虑到环保的因素，能与LNG电厂相比较的应该是脱硫电厂的上网电价。从上表的测算可看出，除国产设备脱硫煤电厂和重油脱硫电厂之外，LNG电厂的上网电价还是有一定的竞争力。 　　2.LNG用于城市燃气 　　目前现有城市燃气成本在很大程度上是取决于原料的价格，由于各城市管网的情况不完全一致，故城市内管输费暂时统一取为0.40元/米3，如果不考虑政府的财政补贴，原料价格按目前市场的平均价格计，城市燃气的价格情况大致如下： 制气方式 原料价 元/吨 煤气热值 大卡/米3 出厂成本价 元/米3 城市管输费 元/米3 居民用户价 元/米3 单位热值价 元/1千大卡 与LNG价格比 ％ 煤制气 炼焦炉 480 4200 0.93 0.40 1.33 0.317 143 直立炉 350 3800 0.95 0.40 1.35 0.355 161 两段炉 400 2900 0.70 0.40 1.10 0.379 171 油制气 重油 制气 900 5000 1.50 0.40 1.90 0.380 172 轻油 制气 2000 3800 1.05 0.40 1.45 0.382 173 LPG 瓶供 3000 1100 大卡/公斤 3.0 元/公斤 0.273 124 小区 气化 3000 1300 4.25 0.327 148 天然气 管输气 8400 1.32* 0.40 1.72 0.205 93 液化天燃气 （LNG） 1600** 9480 1.70** 0.40 2.10 0.221 100 注：*为陕甘宁天燃气到京津门站的预计价格。 　　**LNG的CIF价以3.5美元/MMBtu计。 　　从上表所列的情况来看，LNG与现有的人工煤气及LPG相比较，其价格较低，有较强的竞争力。 　　3.LNG作为工业燃气 　　目前工业上常燃料有煤、重油及轻质燃料油等，与它们的经济比较，主要取决于替代燃料的价格，热值和热效率。在未考虑有严格的环保要求和相应增加的设资和费用的情况下，经初步计算，每立方米天然气大约可替代3.3公斤煤炭，1.5公斤重油和1.3公斤柴油。从目前价格比较来看，还不能顶替煤炭，可以替代轻油，而能否顶替重油则需根据具体情况来确定。 　　五、LNG项目 　　LNG项目一般应包括下列的生产环节： 　　 　　1.天然气生产 　　为上游气田的勘探，开采、集输以及气体的脱水，脱烃、并把天然气输送到液化工厂去。 　　2.天然气液化 　　在天然气液化厂内将天然气进行净化，液化和储存。 　　 　　首先将天然气中的酸性气体，如CO2，H2S及其硫化物除去，酸性组分除了腐蚀设备和管道外，CO2还将在低温状况下结冰影响生产。随后进行脱水，避免在液化过程中，水分凝冻。在液化之前还应除汞，防止铝设备的腐蚀。如果原料气中含有大量的氮，则需进行吹提，因为氮含量过高将会造成更低的贮存温度和在贮运过程中形成较高的蒸发损失。 　　经过净化的天然气进行深度冷冻，并分离出重烃类组分。 　　液化冷冻工艺通常采用以乙烷，丙烷及混合冷冻剂作为循环介质的压缩循环冷冻法。 　　3.LNG运输 　　由于LNG的比重较轻，液货舱不能作为压载，因此运输船的于舷大都很高，易受风浪影响。同时，因LNG的温计很低，在-165℃的状态下，货舱材料不仅要具备一定的强度，而且要有足够的低温延展性，即不脆化、有韧性、常采用含镍9％的合金钢或镍铬分别为18％和8％的合金钢或36％的镍钢。正由于有这些特殊性，所以LNG船都是经过专门的设计和制造的大型运输船。 　　为了充分保证运输的安全性，船体大多数设计成双层壳体结构；夹层中充填惰性气体并且设置有气体防爆监测装置和严密的装卸操作规程。 　　LNG运输船一般有薄膜舱和球形舱等结构形式，目前在世界上已有87艘LNG船。从发展趋势来看，LNG船均在向大型化方向发展。根据我国的情况，采用12.5万米3～13.5万米3的大型运输船是经济和适宜的。 　　4.LNG接收站 　　接收站的生产功能有：LNG接收、储存和气化。 　　接收站通常包括码头和接收站二部分。对于600万吨LNG/年规模的接收站，用地不小于50公顷。 　　(1)码头 　　为适合于12.5～13.5万米3的LNG运输船的入港停泊的要求，航道水深至少要14.5米，最小航道宽度300米。因LNG运输船进港时，需用驳船拖入和系泊，为使船头掉向，港池调头区宽度应在600米以上。码头的选择应充分考虑当地的海流，波浪、风速、雷暴及雨雾等情况，应保证全年港口作业天数在310天以上。 　　LNG运输船要求在12小时内卸空，在泊位上的时间为24小时。 　　(2)接收站 　　见LNG气化工艺流程图 　　LNG船停靠码头后，通过码头上的卸料臂将运输船上的LNG储罐与卸油管线相连，以船上储罐内的LNG输送泵将LNG输入接收站的储罐内。由于LNG的不断泵出，使得船上储罐内的气相压力下降，因此在卸料过程中用风机将接收站储罐的气相经气相回流臂。再送回船上储罐内，以保证储罐间的压力平衡。 　　在非卸船时，用接收站储罐内的泵，抽出部分LNG的卸船管线内循环回罐，以保持液相管线冷态。 　　LNG储存在罐内，由于罐体和附件的冷量损失，将引起部分LNG蒸发气化，其日气化量大约是储罐最大的储量的0.05～0.1％(重量)。为保证储罐在一定的压力和温度下正常操作，蒸发气由压缩机抽出升压后进入再冷凝器，在再冷凝器中被冷凝下来，其液相和储罐输出的LNG均送入气化器。 　　在气化器内经海水加热或使用自身燃气浸没燃烧加热，将LNG气化成气相，并进入输气干管。输气系统可根据用户的需要分为高压和低压系统。低压系统常为就近的用气大户，如发电厂等，其压力一般不小于35bar而供城市的长输管道系统，一般压力均不小于70bar。海水开架式气化器其造价虽较浸没式气化器高一些，但由于其经常操作费用较低，因此常选择海水开架式气化器作为基本负荷，而浸没燃烧式气化器当作备用和调峰负荷。 　　当卸料操作时，如蒸发气量大于压缩机的处理能力，则可直接进入火炬放空系统。