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LNG冷能利用综述
作者：曲顺利 仇德朋 孟铁柱 鹿晓斌 来源：《城市建设理论研究》2013年第13期
摘要：综述了国内外接收站LNG冷能用于空气分离的概况，提出了LNG冷能利用可能的局限性，同时展望了LNG冷能用于空气分离的前景。 关键词：LNG冷能利用
中图分类号： U473.2+4 文献标识码： A 文章编号： LNG接收站介绍 LNG资源
液化天然气（LNG）是一种特殊商品。该产业技术含量高，投资大，联系紧密，合同关系复杂，具有显著的链系特征，通常称为LNG产业链。该产业链包括上游气田开发、天然气液化、LNG运输、LNG接收站和输气管线及各燃气用户等环节，环环相扣，紧密相连。 一般说来，上游气田开发、天然气液化工厂的建设时间长、投资大。同样，从LNG接收站到各燃气用户，涉及到国民经济的许多领域，与国计民生息息相关，建设投资也十分庞大，因而也对LNG的供应有较严格的要求，不允许天然气供应有任何一次意外的中断。因此，LNG产业链的各个环节都必须安全、可靠、紧密、稳定地运行。
截止2010年底，全球共有18个国家的25个LNG液化厂在生产。4条新线于2010年投产，其中QatargasⅢ 1条，RasgasⅢ 1条，也门项目1条和秘鲁项目1条。
全球94条液化生产线总名牌产能为2.696亿吨，而2010年实际生产2.2亿吨LNG，液化厂平均利用率为81%。全球共有91个储罐，LNG总储存能力为920万立方米，即相当于全球LNG 7天的产量。
2010年全球LNG贸易量达到了2.2亿吨，比2009年增加了3800万吨，增长率为21%。在全球经济复苏的刺激下，这个数字创下历史新高。增长量主要来自于卡塔尔、尼日利亚、印尼和俄罗斯已有液化厂的产能增加和新投产的卡塔尔，也门和秘鲁液化厂。
在进口方面，日本保持了进口量第一的交椅， 进口量接近7100万吨，占全球进口量31.7%的份额，比2009年下降3.6个百分点。韩国继续排名第二（14.8%），进口了3420万吨, 西班牙第三，进口量为2040万吨 （9.5%）。
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其中亚洲市场在2010年只有印度的需求量在下降，原因是国内产量的增加。美洲地区，由于非常规气供应量的增加和相对低价的市场环境，美国LNG进口量下降了11.1%，从2009年的960万吨下降至860万吨，其中再出口量为60万吨。相比之下，南美地区的LNG需求增长强劲，这些国家包括阿根廷，巴西和智利，需求主要用于燃气发电。这三个国家进口量几乎翻了三倍，达到580万吨，占到全球LNG市场2.6%的份额。
供应方面，LNG产量增长快于产能增加。2010年的增产量主要来自2009年投产项目的产量上升和已有液化项目的增产部分，小部分来自新建液化项目。
按地区分析，太平洋盆地出口增长15.1%，出口量为8300万吨，继续占据世界LNG出口主力的位置，但是出口份额从2009年的39.5%下降至37.2%。中东地区随着出口量增加至7600万吨，在全球供应市场的份额也从2009年的27.9%上升至33.9%。而大西洋盆地虽然出口增加了6.1%，但全球份额仍然从32.5%降至28.8%，下降的主要原因是北非出口量减少。 国家方面，卡塔尔几乎占据了增量的一半，其后依次是尼日利亚，俄罗斯和印度尼西亚。相反，埃及、阿尔及利亚和特立尼达和多巴哥出口下降，降幅最大的是埃及（30.2%）。2010年，卡塔尔产量占到全球的四分之一，出口到除希腊、科威特、波多黎各和多米尼加以外的所有国家和地区；印尼2010年出口排名重回世界第二，增幅达21.6%，产量为2380万吨；马来西亚排名第三，出口2320万吨；澳大利亚排名第四，1910万吨；尼日利亚Soku液化厂重新开工，因此出口增加54.2%。
现货和短期贸易2010年创纪录的增长40%，达到4200万吨，共计727船，2009年为3000万吨，491船。现货和短期贸易量占全球LNG总贸易量从2009年的16.3%增加到18.9%。其中欧洲的现货和短期贸易量增加最为迅猛，相比于长期合同的价格优势让涨幅高达50.9%；亚洲在2009年经历了大幅下滑之后，重新开始恢复，达到1800万吨，但是仍然低于2008年的2400万吨。亚洲的现货和短期合同供应商主要是印尼和俄罗斯。
2010年共有19船LNG被重新出口，其中比利时泽布勒赫7船，Sabine Pass接收站8船和Freeport 接收站4船，共计115万吨。其中9船被出口至苏伊士运河以东，10船在运河以西。 现货和短期贸易的来源地方面，卡塔尔超过特立尼和多巴哥达成为第一出口国，占据25.7%，后面依次是特立尼达和多巴哥（17.2%）、尼日利亚（12.3%）和埃及（7.3%）。 LNG接收站
接收站的功能是接卸由LNG船舶运来的LNG并储存在LNG储罐内，经再气化后将天然气通过输气管线外输或直接将LNG通过槽车外运，提供下游用户使用。
目前LNG接收站技术已相当成熟，LNG接收站设计将充分考虑工艺技术的先进性和可靠性，确保长期稳定、安全可靠向下游供气。接收站主要由以下系统组成。
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卸船工艺
LNG接收站卸船工艺系统采用一根液相总管（100%能力）、一根气相平衡总管线和一根LNG循环管线的设计。无卸船时，通过LNG循环管线以小流量循环来保持卸船总管处于低温状态。该设计已有长时间安全、可靠运行的记录，与双总管设计比较，单总管可节约投资。 通常设计要求完成卸料作业的时间不超过30小时，最大卸船时，三台液体卸船臂同时工作。当一台卸船臂由于故障而不能使用，两台卸船臂将工作并能保证30小时内完成卸料作业。当气体返回臂由于故障不能使用，一台液体卸船臂将被用作气体返回臂。 (2) LNG储罐
通常LNG储罐选用安全、可靠的全容式混凝土顶储罐（FCCR）。全容式混凝土顶储罐的最大操作压力比金属顶储罐高。在卸船操作时，可利用罐内蒸发气自身压力将气体直接返回到LNG运输船上，而无需设置返回气风机进行加压。
卸船时，LNG通过卸船总管从储罐顶部进入。为避免卸船时引起储罐内LNG分层而导致“翻滚”的风险，可根据储罐内LNG的密度和运输船LNG密度选择卸船时LNG从上部进料管进料，或通过底部进料管下部进料。一般情况下，较重的LNG从上部进料，较轻的LNG从下部进料。进料方式的选择可根据卸船前提交的LNG货单中的密度、卸料总管上取样分析装置实测的密度结果，与储罐内LNG密度对比较核后确定。在卸船作业与非卸船期间，可利用罐内低压输送泵对罐内LNG进行循环，在低压泵循环回储罐管线末端设有LNG喷淋装置，可使罐内底层LNG通过该循环有效地与上层LNG混合，避免分层及“翻滚”。 (3) 蒸发气（BOG）处理
蒸发气的产生主要是由于外界能量的输入造成，如泵运转、外界热量的导入、大气压的变化、环境的影响及LNG 注入储罐时造成罐内LNG体积的变化等。LNG接收站在卸船操作时蒸发气的产生量是无卸船操作时的数倍。
按照LNG接收站对蒸发气（BOG）的处理方式的不同，接收站气化工艺分为两种：直接输出工艺和再冷凝工艺。两种工艺并无本质上的区别，仅在蒸发气体（BOG）的处理上有所不同。