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最新国内外LNG的现状和发展趋势摘要：介绍了国内外LNG的现状和发展趋势，包括LNG贸易状况，LNG生产状况，LNG制冷方式状况，LNG储存设备，LNG运输方式，LNG接收终端状况等。探讨了LNG发展的新趋势，为我国LNG产业的发展提供了新的思路和宝贵资料，同时，对今后国内LNG产业的发展具有一定的参考价值。关键词LNG现状发展趋势1引言近几年,由于石油价格持续上涨,石油危机的冲击和石油、煤矿带来的环境问题日趋严重,寻求替代能源,实现能源需求多元化的要求日趋迫切。天然气作为一种优质、高效、方便的清洁能源和化工原料,具有巨大的资源潜力,世界各国对天然气的开发利用也日益重视,目前已进人高速发展时期。1996到2006年的10年间,世界石油探明储量增加了15.2%,而天然气探明储量却增加了22.7%，世界石油产量增加了16.8%,而天然气产量则增加了28.6%【1】。当前,石油、煤炭、天然气在全球一次能源消费中,分别占37.5%、25.5%和24.3%，天然气的比例已接近煤炭。然而，石油和煤炭的消费比重近年来一直呈下降趋势,只有天然气保持着旺盛的增长势头【2】。据预测,天然气在未来20到30年间将取代石油成为世界第一能源。2LNG世界贸易状况2.1LNG世界贸易发展概况LNG是当今世界发展最快的燃料，自1980年以来，以每年8％的速度增长。据国际LNG进口商集团（GHGNL）最新年度报告《2005年的LNG工业》，2005年全球LNG贸易增长了73.8％，达到1.4174×108t，其中欧洲占25％，美国和加勒比海地区占10％，东亚和印尼占65％。据国际天然气研究中心（Gedigaz）资料，2010年世界LNG贸易量预计将增至2.35×108t，2020年将达到3.8×108t，平均年增长率7％（比管道天然气增长快得多），在世界天然气贸易中的比例增至38％。有数据证明，2008年石油占世界能源消费比重（34.8%）已低于2007年（35.5%）的水平。于此同时，天然气占世界能源消耗的比重稳步上升，2008年已到达24.1%的水平，虽仍低于石油，但天然气的重要性在趋强[3]。图2.1描述了世界LNG贸易量的发展状况及趋势。050001000015000200002500030000350004000019701980199019982000200120022003200520102020LNG贸易量(万吨)图2.1世界LNG贸易发展趋势国际LNG贸易范围也在不断扩展。美国能源信息署（EIA）统计，截止到1999年，世界上LNG进口国和地区有美国、比利时、法国、意大利、西班牙、土耳其、日本、韩国、中国台湾10个；出口国和地区有美国、特里尼达和多巴哥、阿尔及利亚、利比亚、尼日利亚、卡塔尔、阿联酋、澳大利亚、文莱、印度尼西亚、马来西亚11个。2000年以来，世界上每年都有新增LNG进出口国和地区。截止到2008年，世界上共有进口国和地区18个，出口国和地区16个。预计全球的LNG需求到2030年会增长2倍。天然气消费预计从现在占全球能源消费20%增长到25%[4]。2.2LNG世界贸易发展趋势随着LNG液化技术的进步和运输成本的降低，LNG贸易得到了空前的发展。国际LNG贸易已取得了飞速发展，但LNG市在发展初期是供不应求的，卖方在市场上的主导地位决定了买方只能被动的接受相对应的规则，在LNG贸易中承担着较高的风险，同时，这种近似垄断的形式决定LNG市场只有卖方在唱独角戏的局面，贸易方式单一，交易价格死板。然而随着LNG液化技术的进步和运输成本的降低，国际LNG贸易正向更加灵活、对市场信号反应更加灵敏、更能体现市场自由化、经济自由化的趋势发展。主要表现在以下几个方面：首先，贸易中买方经营权限发生了较大的变化，从一开始的量的限制和时间的限制变为增大了年度勇气计划的变动幅度、不强求每月均匀提气、改善买方补提权利，从而降低了贸易中买方的经营风险。其次，贸易方式趋向多元化，主要表现为贸易长期合同与短期合同并存的期限多元化、买方可将剩余LNG销售予第三方实现双赢的对象多元化、新兴的物物交换媒介的多元化。最后，贸易定价机制已从原先的固定价格法发展到今天的参照本区域的竞争性燃料价格的区域定价法，虽然价格可以更确切符合区域的实际情况，但考虑到LNG的继续扩展，预计未来的定价机制会朝着全球性定价模式的方向继续发展。随着中国经济的发展和能源结构的调整，大量进口LNG是必然的趋势，因此，这些贸易政策的改变，不仅可以带动全球LNG贸易的再次繁荣，也会给中国的LNG贸易提供更成熟的贸易准则[5]。3LNG生产状况3.1世界LNG生产概况世界LNG的产量持续快速增长，其占天然气地区间贸易的比例从1970年的0.3%增加到2004的26.2%，预计到2030年将占5%左右。2004年，全球LNG的产能为16640万吨，其中东南亚—大洋洲、非洲和中东地区分别占45.7%，24.4%和23.2%。印尼和马来西亚是目前世界LNG产能最大的两个国家。从2005～2010年在建或拟建的LNG生产线来看，世界LNG将迎来新的发展，2010年，新增产能达到19280万吨/年。同时，世界三个主要LNG生产地区的产能将更加接近，但东南亚——大洋洲地区仍然领先，占世界总产能的33.9%，而卡塔尔已在2010年左右与印尼一同成为世界前两位的LNG生产大国【6】。据国际天然气研究中心和美国东西方中心的资料，截至2003年，全球12个国家已投产28座LNG工厂，总生产能力达13779×104t/a，2004年新建和扩建增加生产能力3100×104t/a，2005年再增3500×104t/a，目前世界LNG总生产能力达到2.04×105t/a，亚洲占世界产能的48.5％，全球计划和在建能力达2.03～2.91×105t/a。我国天然气的生产和消费近年来发展迅速，但生产量小于需求量的趋势已经凸显。为了解决天然气资源问题，我国几大石油公司在沿海地区已经开始布点建设液化天然气（LNG）接收站。世界LNG贸易量从1964年的8万吨发展到2004年的13182万吨，40年间的平均年增率为20.34%。即使以最近10年，从1994年到2001年计，年增率也达7.31%。LNG占世界天然气贸易量的份额山1970年的0.3%升至1994年的4.1%，到2001年(按Cedigaz的资料测算)高达26.2%。据IEA(国际能源署)2001年的顶测，到2030年大区间天然气贸易量的一半将是LNG。LNG已成为油气生产和贸易中增加最快的商品，并止以“青年期”特有的生命力持续发展着[7]。3.2世界LNG生产能力表现特点世界LNG生产能力表现为以下三个特点【6】：第一，东南亚/大洋洲地区是LNG的首要产地。1972年文莱开创了该地区的第一条LNG生产线；1997年从印尼东加里曼丹启程的LNG船首航日本；1981年马来西亚加入了LNG出口的行列；1990年澳大利亚也有了LNG的出口记录。1990年，东南亚/大洋洲地区的LNG出口量已达472.9亿立方米，占世界总出口量的65.6%。2001年上述四国的LNG出口量达828.4亿立方米，占世界的46.6%，印尼和马来西业LNG的出口量分别居世界第一、第二位。第二，中东LNG生产蓄势待发。中东2002年天然气的剩余可采储量达72.83万亿立方米，占世界的40.6%；产量为2799亿立方米、仅占世界的10.41%,储采比高达260。在中东目前有大量的天然气储量处于“闲置”当中。中东LNG发展相对较晚，1977年阿联酋在阿布扎比的第一条生产线投产，20年后卡塔尔开始出口LNG,而阿曼到2000年才加入LNG出口国的行列。第三，非洲LNG生产潜力巨大。阿尔及利亚是非洲第一个生产LNG的国家，早于1961年就开始从阿尔泽(Arzew)向欧洲运送LNG。利比亚是非洲第二个LNG生产国，尼日利亚直到2000年才开始外输LNG，埃及的第一船LNG于2005年3月输往美国。到2001年底，非洲上述四个国家的LNG总生产能力已达4060万吨。4LNG制冷方式状况天然气液化的工艺流程有不同的型式，其核心是制冷，根据制冷方式不同可分为级联式液化、混合制冷剂液化和带膨胀机的液化三种基本流程。天然气液化厂通常还采用包括上述各种液化流程中某些部分的不同组合的复合流程。4.1级联式液化流程级联式液化流程也称为阶式液化流程、复叠式液化流程或串联蒸发冷凝液化流程，它的制冷系统由若干个独立的在不同温位下操作的蒸气压缩制冷循环复叠组成。对于天然气的液化流程，一般由以丙烷、乙烯和甲烷为制冷剂的三个制冷循环复叠而成，制冷温度分别为-45℃、-100℃及-160℃，每个制冷循环中均含有三个换热器。在第一级丙烷制冷循环中，丙烷制冷剂经丙烷压缩机压缩后，经水冷、节流降压降温，一部分丙烷进入换热器吸收乙烯、甲烷和天然气的热量后汽化，进入丙烷第三级压缩机的入口；余下的液态丙烷再经过节流降温、降压，一部分进入换热器吸收乙烯、甲烷和天然气的热量后汽化，进入丙烷第二级压缩机的入口；剩余的液态丙烷再节流降温、降压，全部进入换热器吸收乙烯、甲烷和天然气的热量后汽化，进入丙烷第一级压缩机的入口。在第二级乙烯制冷循环中，乙烯制冷剂经乙烯压缩机压缩井水冷后，先经过丙烷制冷循环的三个换热器进行顶冷，再经过节流降温，为甲烷制冷剂和天然气提供冷量。在第三级甲烷制冷循环中，甲烷制冷剂经甲烷压缩机压缩并水冷后，先经过丙烷制冷循环和乙烯制冷循环的六个换热器进行顶冷，再节流降温，为天然气提供冷量。经预处理净化后的天然气在三个制冷循环的换热器中逐级核冷却、冷凝液化并过冷，液此后的天然气用低温泵送至液化天然气（LNG)储罐。4.2混合制冷剂液化流程混合制冷剂液化流程是20世纪60年代末期由级联式液化流程演变而来的，它采用多组分混合物作为制冷剂，代替级联式液化流程中的多种纯组分制冷剂。混合制冷剂一般是由C1～C5的烃类和氮等五种以上组分组成的混合物，其组成根据原料气的组成和压力而定，大致组成见表4-l。工作时利用多组分温合物中重组分先冷凝、轻组分后冷凝的棒性，将它们依次冷凝、节流、蒸发得到不同温度级的冷量，使对应的天然气组分冷凝并最终全部液化。表4-1天然气液化中所使用的混合制冷剂打大致组成组分氮甲烷乙烯丙烷丁烷戊烷体积分数%0～320～3034～4412～208～153～8采用混合物作为制冷剂既包括了天然气液化所需的全部温度范围，又可只用一台(或几台但类型相同的)压缩机。混合制冷剂液化流程能够达到类似级联式液化流程的目的，又使流程大为简化。因此，混合制冷剂液化梳程—经问世即在天然气液化及分离技术中得到了广泛应用。与级联式液化流程相比，混合制冷剂液化流程具有流程简单、管理方便，机组设各少、投资小(投资费用比级联式液化流程约低15％～20％)，对制冷剂纯度要求不苛刻，且混合制冷剂组分可以部分或全部从天然气本身提取与补充等优点。但也存在能耗较高(比级联式液化流程高10％～20％左右)，对混合制冷剂的配比要求严格(混合制冷剂的合理配比较为困难)，设计计算比较困难等缺点。混合制冷剂液化流程按原料天然气是否与泥合制冷剂相混合分为闭式和开式两大类。在闭式混合制冷剂液化流程中，制冷剂循环和天然气液化过程分开，自成一个独立的制冷循环。如果原料天然气的组成适合于作混合制冷剂，则制冷循环可按开式来考虑。开式混合制冷剂其特点是天然气既是制冷剂又是需要液化的对象。4.3带膨胀机的液化流程在绝热条件下，高压气体在膨胀机中膨胀对外做功，不但可获得较大的温降和冷量，还可回收部分能量。带膨胀机的液化流程是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀制冷，实现天然气液化的流程。气体在膨胀机中膨胀降温的同时输出功，可用于驱动流程中的压缩机。这种流程的关键设备是透平膨胀机。常见的带膨胀机的液化流程主要有天然气直接膨胀液化流程、氮气膨胀液化流程、氮气—甲烷膨胀液化流程和带预冷的膨胀液化流程。天然气直接膨胀液化流程指直接利用气田来的高压天然气在膨胀机中绝热膨胀到供气压力，而使天然气液化的流程。