液化天然气(LNG)是在常压下将气田开采的气态天然气冷却至-162 ℃凝结成的液体。天然气液化后可大大节约储运空间和成本，并且具有热值大、性能高等特点。近年来，在天然气消费市场的推动下，全球LNG的生产和贸易日趋活跃，很多国家都将LNG列为首选燃料。LNG作为一种清洁能源，正以每年约12%的速度增长，逐渐成为世界油气工业新的热点。随着我国经济的快速发展和城镇化进程的加快，天然气消费量增长迅速。从2006年起，我国成为天然气净进口国，对外依存度逐年攀升。2011年，我国天然气产量达1 011.15×108 m3，首次突破千亿立方米。但由于国内天然气生产供不足需，2011年我国天然气对外依存度达到21.56%，预计到2020年可能达到50%[1-2]。目前，我国天然气资源供应已经初步形成国内天然气、陆路管道进口气和进口LNG等多气源供气格局，LNG在我国多气源供气格局中占有越来越重要的位置。
进口LNG中一般都含有一定量的乙烷组分，乙烷是裂解制乙烯的优质原料[3]，由于缺乏适宜的分离回收方式，只有与甲烷一起气化后作为民用或工业燃料，降低了LNG利用的经济效益；另外，目前LNG的冷能也未得到充分利用，造成LNG冷能资源的浪费。因此，探讨并寻求LNG中乙烷资源和冷能的综合高效利用途径，对于提高我国进口LNG企业的经济效益具有重要意义。
世界LNG资源国主要分布在亚太地区、中东和大西洋盆地，主要生产国有澳大利亚、卡塔尔、印度尼西亚、马来西亚、也门、尼日利亚等。据美国伯恩斯坦研究公司预计，日本、韩国、印度、中国以及拉美新兴市场如巴西和智利将支撑近期LNG需求；长远来看，全球LNG需求将从2010年的2.18×108 t增加到2015年的3.1×108 t，到2020年将达到4.1×108 t [4]。我国LNG进口量已经从2006年的68×104 t增加到2011年的1 221×104 t；按照我国LNG使用计划，2020年全国LNG需求将达4 600×104 t，届时我国要进口2 500×104 t LNG(相当于350×108 m3)。2006~2011年我国进口LNG情况见表 1，2011年我国LNG进口来源见表 2[5]。
国际上LNG交易主要有装运港船上交货(FOB)、目的港船上交货(DES)和CIF(成本加保险和运费)3种[6]，我国大多采用FOB方式。LNG交易价由签约时资源国天然气价格、进口国远期消费需求以及交易国总体战略计划等多种因素决定，长期供应合同签订后，遵守“照付不议”的商业运行机制进行交易，交易期内石油价格变化对LNG交易价影响不大。例如2002年2月，中海油与印尼东固气田签署了期限25年的LNG购销协议，约定每年供应260×104 t LNG，合同金额85亿美元, 相当于每吨仅130.7美元(2.5美元/MBTU)[7]；2009年8月，中国石油与埃克森美孚签署协议，每年购买该公司澳大利亚项目230×104 t LNG，供期20年，交易额为410亿美元，相当于每吨891美元(17.1美元/MBTU)[8]。2011年4月和12月，中国石化两次与澳大利亚太平洋液化天然气有限公司(APLNG)签署LNG供应协议，将从APLNG每年采购760 ×104 t的LNG，供期20年，其中中国石化对APLNG持股比例共计25%[9]。
国内LNG接收站的工艺流程基本相同，以我国江浙沿海某LNG接收站为例，其基本流程是：大型LNG船到港后，先经卸料装置将LNG用低压泵卸出，经港口的短程管线输送到人工岛LNG储罐，再用泵输送到开架式海水气化器(冬季用浸没燃烧式气化器)气化后，通过外输管线与西气东输管线联网，供给下游用户使用。少部分LNG同时用LNG槽车外运出售给用户。
目前我国国内已经建成投运的LNG接收站有深圳大鹏湾、福建莆田和上海洋山港、江苏如东、辽宁大连、澳门黄茅岛共6座。到2017年前后我国将在东南沿海建成16座LNG接收站，接受能力将超过4 400×104 t/a。主要由中国海油、中国石油、中国石化等公司负责建设及运营。
中国海油是目前国内最大的进口LNG的企业，已投入运营的接收站有深圳大鹏湾670×104 t/a、福建莆田260×104 t/a和上海洋山300×104 t/a，其他在建和规划的6座LNG接收站分别位于珠海金湾、浙江宁波北仑港、海南洋浦、河北秦皇岛和天津港。气源主要来自澳大利亚、印尼等国家。
中国石油已投运的LNG接收站有2座：2011年5月投运的江苏如东一期350×104 t/a项目，11月投运的大连大孤山半岛一期300×104 t/a项目；在建的河北曹妃甸LNG接收站一期项目规模为350×104 t/a，有望在2013年建成投产。气源主要来自澳大利亚、卡塔尔、印尼等国家。
中国石化进口LNG接收终端项目发展较晚，目前仅有1家位于澳门黄茅岛的500×104 t/a接收站投入运行。在建的青岛胶南董家口300×104 t/a接收站计划在2014年投产，同时拟在广西北海铁山港区建设300×104 t/a接收站。气源主要来自澳大利亚等国家。
根据LNG中乙烷、丙烷、丁烷等重烃类(C2+轻烃)含量的大小，LNG可分为湿气和干气，C2+轻烃含量在10%以上的，可以看作湿气。湿气一般含有6%~8%的乙烷(最高可达15%)以及少量丙烷、丁烷等；干气中乙烷组分含量很低(在销售前乙烷组分已经被脱除或LNG本身乙烷含量低)。我国国标GB/T 19204-2003《液化天然气的一般特性》提出的3种典型的LNG产品组成详见表 3[10]。
我国天然气销售按体积计量，由于LNG湿气比重大于干气，其热值高于干气。将湿气中的C2+轻烃分离出来是一种非常经济、有效的热值调整方法。同时，轻烃是一种非常优质的化工原料(主要是用乙烷作为乙烯裂解料)，可生产高附加值的化工产品。利用LNG的冷量分离出其中的C2+轻烃，不仅可以调节LNG的热值，使之与管道天然气的热值相匹配，还可以用乙烷代替石脑油等重组分原料生产乙烯，降低乙烯生产成本，为企业带来可观的经济效益。我国乙烯生产主要以石脑油为原料，其价格与进口LNG相当(5 500元/t左右)，但石脑油裂解制乙烯收率只有28%~32%，远低于乙烷裂解50%~55%的乙烯收率，目前乙烯售价在12 000元/t左右，因此如果能将LNG中的乙烷分离出来作为裂解原料生产乙烯，其效益显然优于将LNG全部气化作燃料，也明显比石脑油裂解制烯烃的效益要好。
经对我国东部沿海某接收站LNG组成数据的调查，一组典型卸载LNG组成分析结果(摩尔分数)为：甲烷93.03%，乙烷6.66%，另外还有0.08%的丙烷和0.23%的氮气。该接收站一期LNG接收能力为350×104 t/a，二期设计能力将达到650×104 t/a，远期可达1 000×104 t/a。按照进口LNG实际接收量为设计能力的80%估计，乙烷分离效率按90%计算，一期每年可分离出乙烷约30×104 t；二期每年可分离出乙烷60×104 t；远期乙烷分离量可达到90×104 t以上，可供给一套45×104 t/a乙烯裂解装置使用。
分离LNG中的乙烷主要有一塔分离和两塔分离两种方法[10]，原则流程分别见图 1、图 2。一塔分离针对不含丙烷、丁烷成分的LNG中乙烷的分离，通过在LNG气化前的合适位置增设甲烷分离塔，利用LNG本身的冷能再补充少许热能，可将LNG中的甲烷和乙烷用精馏方法分离，塔顶出料为甲烷，塔底出料主要为乙烷及少量的丙烷等，塔底混合料可直接作为乙烯裂解优质原料，技术简便可行。两塔分离针对既含乙烷、又含有少量丙烷、丁烷(例如2%~3%)的LNG，可在甲烷塔后再增设一台乙烷分离塔，将甲烷塔塔底出来的乙烷和LPG混合料在乙烷塔中再进行分离，塔顶出料为乙烷，塔底出料为LPG(丙烷、丁烷混合组分)，获得的乙烷单独作为乙烯裂解料，可大大提高乙烯收率；获得的少量LPG也是一种重要能源，可作为轻型车辆燃料或民用燃料使用。
当前天然气以气态出售，我国进口LNG气源到国内后门站价就已经较高，气化后通过西气东输或省区干线管道长途输送到用户后，却无法以市场价出售，形成价格倒挂，因此将进口LNG单独作为民用或工业用气，经济效益很难提升，尤其是LNG中的乙烷与甲烷一起气化后供给用户，乙烷这一宝贵资源只能低效利用。但是，如果在LNG接收站将湿气中的乙烷分离出来就近供给乙烯装置作为裂解原料，无疑具有可观的经济效益。
LNG是天然气经净化、液化而成的-162 ℃低温液体混合物。当1 t LNG在1个标准大气压下汽化时，从-162 ℃到5 ℃约可放出230 kW·h的冷量。一座300×104 t/a的LNG接收站扣除消耗于高压外输气体的压力能后可利用的冷功率为65 MW，折合电能约为10×108 kW·h[11]。目前国内LNG接收站一般都还没有对LNG冷能进行高效利用，LNG接收站在气化LNG的过程中，一般采用海水气化，这样大量的冷能被海水带走，既造成高品位冷量资源的浪费，同时对海洋环境还可能会有一定影响。因此，对LNG冷能的综合有效利用已在业内备受重视。
目前LNG冷能可利用的方式有：冷能转化为管道输送的压力能(LNG需要用泵提高压力后气化外送，这样部分冷能就会转化为压力能)、油田伴生气和LNG中所含的轻烃分离、发电、空气分离、废橡胶低温粉碎、干冰、冷库、制冰、空调等。一般认为LNG中70%以上的冷能可以获得利用。按照科学用能的原则，LNG冷能利用不仅要以利用过程中能量回收量的多少为依据，还要看能量利用的品位，把握“温度对口、梯级利用”的总能系统原则。国内有关专家认为[11]，-162 ℃的LNG冷能应当依照轻烃分离、空气分离、废轮胎低温粉碎、干冰、冷库、制冰、燃气轮机进气冷却等各种冷用户所需温位的高低，以获得能量最大化利用和经济效益。LNG冷量用户是一个产业群，冷能的梯级利用将会形成一个新的产业链，但目前的LNG接收站基本都是用海水加热，用加热炉作为补充热源，不但没有利用这些冷能，而且对环境造成了污染。
LNG冷能的利用在技术上存在两个关健问题，一是LNG气化进入下游管网与同时利用冷能存在空间和时间不同步的问题。时间上，LNG的气化要根据下游用户使用的峰、谷负荷来调整不同时段气化量，而冷能利用装置则要求冷能供应稳定；空间上，冷能利用产业群的占地面积加起来比接收站大得多，并且低温冷量的经济输送距离只能在几公里之内，因此LNG冷能利用的下游产业链与接收站必须靠近。由于受到用地和冷量输送等限制，接收站一旦建成后再想集成利用LNG冷能和构建相关产业将十分困难，因此LNG接收站建设最好与冷能利用装置的建设同步考虑。
LNG冷能利用的潜力巨大，近年来LNG冷能利用技术已经开始发展[12-13]。世界上多个国家都采用了LNG冷能利用技术，其中空气分离在LNG冷能技术中使用最为广泛，在韩国、澳大利亚等国家以及我国台湾都有应用；其次，日本已经利用LNG进行空气分离、冷能发电、干冰制造和冷库冷藏[14]。中国海油福建莆田LNG项目建设的空分装置已经于2009年开工运行，其LNG冷能低温粉碎废旧轮胎(规模2×104 t/a)的项目也在建设之中。根据中国海油规划，2007~2010年，在莆田、宁波、大鹏湾和上海这4座LNG接收站相继建成空气分离项目和民用取冷项目，2010~2015年将完成中海油各LNG接收站冷能综合利用的全面建设与开发[15]。中国石油江苏如东LNG项目也已与杭州杭氧股份有限公司在该接收站附近联合建设空分装置，一期项目(规模60 t/h LNG) 2013年建成投运，可望使该接收站的LNG冷能得以高效利用[16]。
LNG的另一重要用途是可作为交通运输燃料替代柴油，用作商用卡车、内河航运船舶的燃料。由于油价高，LNG替代车用和船舶用柴油燃料具有很大的优势和潜力。LNG作为大功率交通运输发动机燃料替代柴油，其优势体现在：一是能量密度高，实施方便，比CNG车用燃料更有优势；二是低碳、氢含量高、清洁、无硫，有助于减少PM2.5排放；三是经济性好，热值超过柴油，效率略高于柴油，而且价格比柴油便宜很多，目前LNG价格5 000元/t左右，而柴油零售价格接近10 000元/t，因此企业使用LNG积极性高。据国内有关部门测算，使用LNG作为船用燃料比使用柴油能节约30%~55%的费用，大幅降低船舶运输企业运营成本，更重要的是可以减少环境(水体、大气)污染，具有非常明显的社会效益和经济效益[16]。
由于油价高、环保要求趋严，使得交通运输用LNG(主要是LNG汽车和海运船舶)的发展备受重视。目前LNG汽车已经在我国许多省市开始进行示范性推广或被列入发展规划[17]。LNG汽车的产业链涉及购车方、车辆制造商、供气方，三方运行同时到位才能保证该产业链的完整。目前，我国LNG汽车发展较快的区域有两个：一是新疆等气源较丰富的地区；另一个是东南沿海等市场需求大的经济发达地区。在多方努力下，初步探索形成了两种产业模式：一是LNG汽车制造商和能源公司合作的“车厂-气源联合模式”，如重型卡车企业和能源公司采取合作模式；二是政府、企业联手的“用户-气源联合模式”，如中国海油和中山市政府合作建造LNG加注站和购买LNG公交车同步到位；再如，2012年中国石油将向北京市捐赠100辆LNG公交车，北京市将逐步在全市范围内推广应用LNG公交车。除LNG汽车外，内河航运LNG船舶在我国具有很大的发展潜力。与现有内河航运船舶使用的柴油燃料相比，LNG燃料具有经济性、安全性等方面的优势。因此，根据各地船运能力需求，可在内河及沿海地区口岸设立LNG加注站为船舶提供高效LNG燃料[18]。
我国油气资源及产量供不足需，进口LNG将在满足我国未来能源消费需求过程中占有重要的地位，其发展潜力大，应加快布局，及早筹划。为此，提出以下几点建议：
(1) 加快海外资源的布局。从长远看，LNG价格将随着石油价格上涨，因此应加快布局，掌控更多的海外资源，尤其是对亚太地区、中东国家以及大西洋盆地等的资源，尽量与资源供应国签订长单合同，确保LNG资源长期供应。另外，增加天然气进口量、然后再液化成LNG作为交通运输燃料，将天然气以LNG形式输送到管道无法到达的消费市场，最大满足国内市场LNG供应。
(2) 考虑LNG接收站建设与我国沿海炼化项目的结合。将LNG接收站建设与沿海大型炼油化工项目结合考虑，具有3个好处：一是LNG冷能可以得到有效利用，例如冷能可用于炼厂空气分离、乙烯裂解气低温分离以及LNG中轻烃分离等；二是LNG可用于炼厂制氢，保障炼厂氢气供应，节约石油基制氢原料；三是可将LNG中乙烷分离出来作为乙烯裂解原料，进一步提高乙烯装置经济效益。我国在今后规划LNG接收站项目时，应将LNG接收站建设与我国南方炼化项目结合考虑，合理高效利用进口LNG冷能及乙烷资源，以实现LNG资源利用效益最大化。
(3) 深入研究LNG冷能利用的有效途径。LNG在气化过程中，大量的冷能未得到充分利用，造成能源浪费，并且对附近海域生态环境也有不利影响。建议我国有关单位深入研究LNG冷能高效利用的综合途径，除了建设空分等传统项目外，可考虑其他科学用能途径，例如如何实现LNG冷能在乙烯裂解气分离过程的有效利用，为LNG企业合理利用LNG冷能提供技术支持。
(4) 加快LNG加注站建设，推进发展LNG交通燃料。LNG可以用槽车被运输到任何尚未建设天然气管道的目标市场。建议国内进口LNG企业与当地政府、大型运输企业、内河航运企业等有关方面合作，在有LNG需求的地方加快建设LNG加注站，推进LNG汽车、LNG船舶的发展，保障LNG市场供应，实现互利共赢。
2013, Vol. 42 Issue (2): 143-148
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