中国LNG产业链核心技术发展方向

全球ＬＮＧ产业发展历史悠久，天然气液化、ＬＮＧ接收气化技术发展与设施建设为国际ＬＮＧ贸易和ＬＮＧ大规模应用奠定了基础。目前世界上ＬＮＧ共有２０个出口国家，４２个进口国家，ＬＮＧ贸易量同比增长８．３％，达到３．１４亿ｔ。传统的ＬＮＧ生产国如卡塔尔、澳大利亚等与新兴的俄罗斯、美国等ＬＮＧ供应量增长潜力巨大，中国、日本、韩国以及欧洲部分国家是目前主要的ＬＮＧ进口国。

在全球能源结构升级和环保治理等政策驱动影响下，我国天然气消费高速增长，２０１８年国内天然气表观消费总量达２８０３亿ｍ３，其中进口ＬＮＧ５３７８万ｔ，占天然气供应总量的２６％；２０１９年国内天然气表观消费量达３０６７亿ｍ３，其中进口ＬＮＧ６０２５万ｔ，占天然气供应总量的２７％。进口ＬＮＧ已经成为我国天然气供应的重要来源之一，为我国快速增长的天然气消费提供了支持和保障。从远期国内市场供需平衡来看，国际ＬＮＧ资源供应充裕，贸易灵活性提高，我国ＬＮＧ进口规模仍将大幅增长。

自２００６年中国海洋石油集团有限公司（以下简称“中国海油”）在深圳大鹏的第１个ＬＮＧ接收站建成投产起，我国ＬＮＧ产业经过１０余年的快速发展，已经形成了完整的产业链。目前，国内已建成２２座ＬＮＧ沿海接收站（含ＬＮＧ储备库），年接收能力已超９０００万ｔ。伴随着国内ＬＮＧ产业的发展，ＬＮＧ技术得到同步孕育发展和创新突破。目前，我国已建立了从上游天然气产出、分离液化，中游运输、接收及储存，到下游的天然气利用的完整产业链核心技术体系，部分核心自主技术和核心装备制造能力已达到国际领先水平。

本文聚焦ＬＮＧ产业链上、中、下游关键环节，对天然气液化技术、ＬＮＧ接收站技术、ＬＮＧ储运技术、ＬＮＧ终端利用技术和ＬＮＧ关键设备的国产化以及ＬＮＧ产业标准化等发展现状进行了阐述，对其未来发展趋势进行了展望，并提出了相关技术发展建议。

１中国ＬＮＧ产业链核心技术发展现状

ＬＮＧ产业链上游主要包括气田产出天然气、天然气的净化分离及液化等；中游包括运输船舶、终端站（储罐和再气化设施）和供气主干管网等；下游，即最终市场用户，如联合循环电站、城市燃气公司、工业和城市居民用户、工业园区和建筑物冷热电多联供的分布式能源站等。本节以ＬＮＧ产业链关键环节为例，介绍国内ＬＮＧ核心技术发展现状。

１．１天然气液化与ＦＬＮＧ技术

１．１．１天然气液化技术

我国天然气液化技术发展相对较晚，早期的技术研发主要集中在上海交通大学、哈尔滨工业大学、中国科学院等高校或研究院，后续深冷行业单位和石油企业陆续引进液化技术，建造天然气液化装置，并逐渐开始探索大中型天然气液化技术及装备的研发。２００１年１１月建成投产的我国首套工业化的天然气液

化装置，液化能力为１５万ｍ３／ｄ，采用阶式制冷工艺。近年来，为满足天然气市场的调峰和管网未接入地区发展清洁能源的需要，我国小型ＬＮＧ装置进入快速发展时期。截至目前，已经建成２３０多座天然气液化工厂，广泛分布于内蒙、新疆、陕西、四川等地。目前我国建设的天然气液化装置全部为中小型，２０１３年建成的山东泰安２６０万ｍ３／ｄ和湖北黄冈５００万ｍ３／ｄ的天然气液化装置，是国内单列规模最大的２套天然气液化装置。

为推进国外天然气资源的获取和大型液化工厂的自主建设，自２００８年起，中国海油和中国石油天然气集团有限公司（以下简称“中石油”）先后组织国内相关单位开展天然气液化技术研究及设备研发。

其中，中国海油旗下的中海石油气电集团有限责任公司（以下简称“中海油气电集团”）牵头开发了２套２６０万ｔ／ａ的大型天然气液化工艺包以及配套设备，并进一步开发了多套混合制冷剂液化工艺的液化装置，单线液化能力可覆盖１万ｔ／ａ的微型液化装置直至５００万ｔ／ａ的超大型液化工厂，达到了国际先进水平（国外大型ＬＮＧ工程主要采用级联式液化流程及混合制冷剂液化流程，最大规模可达８００万ｔ／ａ以上）。在天然气预处理方面，针对不同杂质组分的天然气源，开展了三元胺液配比模拟和实验研究，掌握了自主胺液配方的工艺核心技术。

在冷剂方面，建立了混合冷剂配比模型和模拟计算方法，经与实际工程项目现场监测对比，冷剂工艺性能与实际运行情况基本完全吻合。

１．１．２ＦＬＮＧ技术

ＦＬＮＧ技术是将天然气处理、液化和产品储存全部集成到船上，要求布置更紧凑，安全性要求更高。ＦＬＮＧ概念由壳牌公司在１９６９年首次提出，于１９７８年第一次被提出用作工程方案。目前，全球已有４艘ＦＬＮＧ投入使用，其中澳大利亚Ｐｒｕｌｕｄｅ项目的３６０万ｔ／ａ的ＦＬＮＧ在２０１９年正式投产。

为配合国家战略发展和我国南海油气资源开发，中国海油积极推进ＦＬＮＧ的技术研发工作，先后完成了ＦＬＮＧ相关的１０余项国家科技重大专项、“８６３”计划和工信部研发课题的研究工作，解决了仓储与上部模块设计建造、液化工艺、核心装备及液舱晃动影响等技术难题，基本掌握了ＦＬＮＧ核心技术，为工程化应用奠定了基础。中国海油在ＦＬＮＧ核心技术方面的理论和试验研究包括：建设了一套２万ｍ３／ｄ规模的氮膨胀液化工艺中试装置，并依托营口液化实验基地开展现场试验研究；建设了３套摇摆晃动试验台，分别开展微型双混合冷剂液化工艺实验装置的晃动工况模拟与实验研究，晃动工况下ＬＮＧ绕管式换热器两相流均布及换热性能技术研究和预处理用塔器内部两相流传热传质的模拟和实验研究；提出了晃动工况下的两相流动和化学反应理论模型，并指导了实验工作，解决了晃动工况下两相流设备不均匀流动问题，突破了浮式生产装置两相流设备的流动换热控制关键技术。

１．２ＬＮＧ接收站技术

２０世纪９０年代，我国开始规划从海上引进ＬＮＧ。自２００６年广东大鹏ＬＮＧ接收站投产以来，福建莆田、上海、江苏如东等接收站相继投产，截至目前我国已建成２２座ＬＮＧ接收站。我国的ＬＮＧ接收站为满足下游天然气市场日峰、季峰的需要，在设计上需要满足频繁启停外输的稳定性和灵活性的要求，设计及操作是世界同类型接收站中最为复杂的。

中海油气电集团作为中国ＬＮＧ产业的领军者，目前已经在ＬＮＧ接收站自主设计、技术创新、整体优化等方面建立了完整的自主技术体系。在主工艺设计、蒸发气（ＢＯＧ）计算处理、储罐罐容计算、能耗分析、船舶分析等核心技术方面具有较强先进性和特色，自主研发的接收站四维演化分析技术动态模拟仿真系统包含了接收站三维动态仿真平台、新型试车技术、储罐新型施工技术以及站线联合优化技术，大力激活和提高了接收终端的运营优化空间。该技术以ＬＮＧ设施低温特性为切入点，首次对大型ＬＮＧ接收站进行全厂系统性三维建模，并在此基础上加载物性参数变化因子，在国际上首创了以低温两相流体随物性参数时序变化为特征的四维演化分析技术。通过该技术，中国海油在ＬＮＧ低温特性应用领域拥有了低温气液两相流精确仿真、低温动态应力耦合分析、事故动态演化分析、全厂能量动态优化等一系列具有里程碑意义的突破性核心技术成果。