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中国LNG产业链核心技术发展方向

日期:2020-08-19    来源:能源情报

国际燃气网

2020
08/19
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关键词: LNG产业链 LNG接收站 LNG进口规模

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。

1.1.2 FLNG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。

1.2 LNG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。

中石油、中国石油化工集团有限公司(以下简称“中石化”)及其他民营企业也同步在LNG领域开展了大量的技术创新研究和工程项目建设工作。以中石油的深基坑储罐技术、中石化的C2、C3等高碳烃类分离处理技术等为代表,为接收站工程技术提升发展发挥了重要作用。

随着LNG产业的不断发展,除了常规的LNG接收终端外,还涌现出了许多不同形式的LNG接收及再气化基础设施,浮式LNG再气化装置(FSRU)即为其中之一。FSRU相比传统的同等规模陆上再气化设施,开发时间短,建设成本相对较低,使用起来也更为灵活。2013年,中海油气电集团成功攻克卸料、系泊、气化等多项关键核心技术,正式建成投产了国内首个FSRU项目———天津FSRU项目,并于2014年实现与陆地设施联合调试外输,成为国际上首例海陆一体化工程项目。此外,中海油气电集团还在国内首次提出了海上模块化接收终端(CNO-OC GAS BLOCK)概念,能够根据需要,实现LNG再气化、LNG海上存储、LNG海上转运、LNG海上加注等功能,具有建设周期短、运营灵活、便于推广、可定制化等显著优点,其理念在世界LNG领域处于领先地位。

1.3 LNG储运技术

1.3.1 LNG储罐技术

近年来,国内清洁能源需求快速增长,考虑到应急调峰需求以及国家对天然气储备基础设施的建设要求和国家天然气产供储销体系的建设规划,LNG储罐朝大型化发展(22~27万m3)将是未来国内LNG储存技术的主要发展趋势。在大型LNG全容储罐技术上,中国海油自主研发了储罐三维全模型、多点接触有限元计算模型、地震谱设计及应用方法、内罐地震响应谱法计算校核方法、外罐M-N曲线配筋设计技术等核心算法;根据LNG储罐桩基础的设计特点,引入欧洲地震设计理论,并结合国内桩基设计规范及工程经验,开发出了一种更精确、更经济、更安全的全新桩基础设计算法;建立了浮顶力学计算方法,引入低温收缩对力学控制方程影响因素,包括载荷确定、力学控制方程、迭代求解等3部分,可以提高储罐浮顶设计的可靠性。

目前我国上海LNG和江苏如东LNG等均开展了20万m3大型LNG储罐的自主化建造,成功打开了超大型LNG储罐技术自主研发的大门。中国海油在国内首次建立了超大容积(20~27万m3)储罐技术基础理论体系、储罐有限元数值分析体系、储罐模拟设计体系、试验模拟体系和现场监测体系等五大体系,成功掌握了相关核心技术。目前22万m3储罐技术正在江苏LNG项目上进行工程化应用。

此外,国内在储罐设计建造方面也将逐步拓展超大容积储罐减隔震、软地基下碎石桩处理、高地震带下结构综合处理方案和新型预应力系统设计等技术,必将进一步提高大型液化天然气储罐技术的经济性及安全可靠度。

1.3.2 天然气管输技术

随着天然气产量和贸易量的增长以及消费市场的扩大,全球输气管道的建设向长运距、大管径和高压力方向发展,形成了具有多气源、多通道、供气灵活可靠等特点的洲际的、多国的、全国性的和许多地区性的大型管网系统。伴随着天然气管道建设的高速发展,国内外天然气管道在计量技术、泄漏检测、管道减阻剂和运行仿真及基于地理信息系统(GIS)的管道数字化等方面取得了一些新进展。中海油气电集团结合自身业务需求,在天然气管输工艺方面形成了管网瞬态调峰、混输调质与组分跟踪、管网分时调度、场站动态仿真、第三方开放能力分配、管网能量计量间接赋值等具有差异化特色的自主技术成果。目前正在攻关解决LNG长距离管道输运面临的难题。

1.3.3 LNG罐箱多式联运技术

非管输天然气运输因机动灵活、占地少,是管输天然气供应模式的有力补充。伴随着LNG贸易市场的逐渐壮大,以物联网为基础的一系列创新物流模式迎来发展机遇。LNG罐箱因具备无损存储时间长、“宜储宜运”的优势,是大型天然气液态储运方式的有力补充,可实现沿海接收站与用户的“门到门”服务,解决管线不能到达地区的供气难题。

中国海油、中石油、中石化和民营天然气企业都在积极探索LNG罐箱多式联运的物流模式。中海油气电集团自2004起就在积极探索LNG罐箱海陆联运的实践,通过不断研究和试验,对LNG罐箱多式联运全产业链从充装、吊装、运输、堆放存储等4个环节的技术难题进行了攻关,掌握了LNG罐箱三级分拨供应链物流仿真、LNG罐箱高效充装、安全储运、LNG多式联运的综合安全评价、物联网监控及智能化与信息化等多项技术,提出了完整的多式联运产业链标准体系,形成了完整的LNG罐箱供应链体系和安全保障体系。2018年11月,装载了130个LNG罐式集装箱的“乐从轮”顺利抵达山东龙口和辽宁锦州,完成了我国首次LNG罐式集装箱大规模试装试运;同年12月,搭载24台LNG罐式集装箱的“建功9号”从山东日照港顺利抵达南京龙潭港卸船,完成了我国首次LNG罐箱江海联运。

1.4 终端利用技术

1.4.1 天然气发电技术

随着我国天然气产业的不断发展,LNG终端利用方式中燃气发电逐渐兴起。截至2018年,我国天然气发电装机容量达到8375万kW,占全国总装机容量4.4%,相较国际还有较大发展空间。中国海油利用自身天然气优势,延伸产业链,为接收站和海上气田配套天然气电站,目前共运营6座燃气电站,总装机规模达到823万kW,居国内前列。集中式燃气发电通常采用燃气-蒸汽联合循环,其技术成熟,但其核心设备重型燃气轮机,我国仅能实现装配制造技术的国产化,其核心技术,如核心设计、热端部件制造、维修技术以及控制技术等仍掌握在国外企业手中。为此,我国“十三五”期间已全面启动实施航空发动机及燃气轮机(“两机”)重大科技专项,拟突破上述关键技术,推动燃气轮机国产化。中国海油与中国航空发动机集团有限公司共同合作申请的“国产R0110重型燃机创新示范项目”已获国家能源局批准,将在中国海油深圳电力的燃机试验平台上进一步开展燃气轮机现场试验,对燃机整体性能的适应性、可靠性和核心部件进行综合评价,推动我国自主知识产权的燃气轮机的研发和产业化。

近年来,分布式燃气发电成为我国新兴的一种天然气利用方式。其采用的主要工艺是冷-热-电联供,通过对一次能源的梯级利用,提高能源利用效率。分布式燃气发电接近负荷端,无需建设远程输电线路,可大大减少线损,且受电网影响较小,可实现对用户安全可靠供能和能源梯级利用,运行灵活、对电网和气网可双向调峰。

1.4.2 冷能发电技术

冷能发电技术可将LNG中蕴含的20%以上的冷能转化为电能。从世界范围来看,冷能发电是利用LNG冷能最多的方式。我国的LNG冷能发电技术起步较晚,但近年来已取得大量研究成果。

目前,上海LNG接收站正在实施国内首个LNG冷能回收发电工程,该工程预计2021年建成,投产后预计年发电量达到2500万kW·h。中国海油通过该工程,已掌握冷能发电核心技术并积极推动浙江LNG接收站冷能发电工程实施。此外在建的舟山LNG接收站也制定了建设LNG冷能发电装置的规划。LNG冷能发电项目的工程化建设在国内仍是一片蓝海,发展前景可期。冷能发电的核心设备是分体式中间介质气化器(IFV)和向心式透平机。其中,分体式IFV已实现国产化,向心式透平机正在进行国产化研发。

1.4.3 LNG车船加注

在LNG车船加注方面,船舶加注是国际主流LNG加注利用方式。目前我国LNG水上运输主要集中在内河示范推广阶段,沿海尚未起步,中国海油、昆仑能源公司、新奥能源等众多能源企业正在大力推动基础设施建设和行业规范的建立。近几年,中国海油充分发挥资源优势和产业布局优势,着力推进“三线五港一环”绿色物流大通道和“两横两纵”LNG船舶加注规划建设,打造国际船舶加注中心,构建覆盖全国的LNG车船加注网络。中海油气电集团积极开展相关技术研究和标准制定等工作,完成了无动力LNG加注装置、新型LNG加气枪、LNG加注软管等设备的研制,以及LNG加注储罐、加注风险评估、小型气化站相关企业标准和行业标准的制定,现已具备陆上和水上从可研、初设、产业化方式布局、站点规划、LNG加注站设备研制、LNG加注站后评价等一站式服务的能力。

目前正在开展LNG船用低温泵、LNG低温软管、LNG船舶的蒸发气再液化装置以及船岸连接控制系统等方面的研究。2019年,中海油气电集团基于产业和技术发展,与国内78家LNG行业相关单位签约,牵头成立了“中国LNG车辆/船舶产业合作联盟”,共同助力国家交通运输产业的绿色发展。

1.5 LNG关键设备国产化

LNG关键设备国产化是确保LNG进口战略通道建设和运行安全的重要保障。经过多年的发展,国内LNG关键设备国产化走出了属于自己的发展道路,取得了显著的成就。得益于国内“政产学研用”合作机制和“依托重点LNG工程推进装备国产化”模式的成功实施,在国家主管部门、油气公司、装备制造单位、高校科研院所等各方的共同努力下,LNG关键设备由最初的完全依赖进口变成目前的绝大部分国产、极少数进口的情况。LNG液化工厂、接收站、储运站、加注站等全产业链关键设备国产化率达到90%以上。现场运行数据证明,与进口产品相比,相关国产产品不仅在各项关键指标方面可与之比肩,而且在价格、供货周期和后期运营维护上优势明显。

以中海油气电集团、中国寰球工程有限公司、中国石化天然气分公司为代表的国内LNG领域领军企业,依托国内工业产业体系特别是制造业发展的雄厚基础,以关键技术及核心设备重点自主攻关、基础和通用设备扶持国产厂家为原则,着力解决限制产业发展瓶颈设备的国产化问题,目前已实现液化冷箱、换热器、液力透平、LNG储罐及材料、罐顶吊机、气化器、LNG泵等LNG全产业链大部分关键设备的自主化供货。绝大部分设备都可从国内依靠本地资源获得,小部分需国外供货的关键设备也可以找到相应的国产替代方案。未来,国内将持续加大对LNG关键设备国产化的研发投入力度,补上创新不足的短板,逐步实现从技术跟随者到技术引领者的蜕变,为实现保证国家能源安全目标奠定坚实的技术基础。

1.6 LNG产业国家及行业标准化

我国LNG产业开启之初的10年,标准工作主要以调研国外LNG产业标准体系、借鉴国外LNG标准进行采标为主。经过多年发展,通过充分研究、消化吸收和转化国际标准,我国LNG相关标准研究能力逐步提升,已从直接采标国外LNG重点标准转变为自主制定适合国内LNG行业发展的标准的阶段。2009年石油工业标准化技术委员会液化天然气分技术委员会(以下简称“液化专标委”)正式成立,中海石油气电集团为秘书处挂靠单位。液化专标委负责液化天然气行业标准化的技术归口工作,并与国际上ISO TC67/WG10等有关组织对应。

在液化专标委组织下,近10年间完成了LNG领域近50项国家和行业标准的制修订工作,目前正在组织开展浮式LNG、船舶和海上技术等国际前沿技术标准编制工作。

此外,在液化专标委组织下,结合我国LNG产业标准化建设工作现状、实际生产和发展需求,建立了LNG行业标准体系。该标准体系以层次、门类、序列的层级构建而成,并与天然气标准体系相融合衔接,科学统一地形成了我国LNG标准体系框架,为LNG标准制定及管理工作奠定了基础。持续推进标准体系的完善和优化,将有助于促进LNG行业生产建设规范、有序发展。未来将形成以我国自主编制的新标准为主流的标准管理新态势,同时考虑进一步扩充标准体系的序列维度,增加如LNG产品质量、计量方法、冷能利用、罐箱运输等方面内容,以体系先行引导标准的研究制定工作。

2 中国LNG产业链关键技术发展方向

综合国内外LNG产业发展特点及需求,中国LNG产业链关键技术发展方向主要表现为以下几点:

1)国际天然气液化技术向大型化、组合化、标准模块化发展,将有助于降低大型天然气液化工厂的建造成本和建设周期,提高液化厂的运行灵活性、装置可靠性及经济性;智能化和数字化的浮式天然气液化装置,将提高FLNG的运行可靠性,减少运行操作人员,增强恶劣天气下的运行能力;大型天然气液化核心装备和FLNG核心装备的国产化研制与应用,例如大型绕管式换热器及压缩机驱动机的设计与制造等,将极大地减少对国外的依赖。

2)LNG接收站的设计、建设和运营将向“云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能”等创新技术方向发展,通过发展接收站大数据分析与深度学习技术、接收站智能化运行技术、接收站数字孪生技术、接收站站场数字化交付技术等,形成LNG基础设施设计、建造、运维、延寿检测等全过程的数字化建设能力。

3)LNG存储方面,随着LNG产业链运输船船容的增大、数量的增加以及LNG新增接收站数量增加,储罐大型化成为国内外LNG存储技术的主要发展趋势。此外,随着不同市场、定位、环境需求,双金属全容罐、地下储罐技术、薄膜储罐技术、全混凝土储罐技术、新型自支撑式储罐技术、海上储罐技术等在未来几年也将有较快的发展和工程应用。

4)天然气运输方面,天然气管道仍需在高压力输气与高强度、超高强度管材的组合方面、多相混输技术以及天然气水合物储运技术、人工智能方面寻求突破。LNG罐箱多式联运作为天然气管道和液态储运的新型补充方式,顺应国家多式联运发展战略和符合政策导向,未来将积极推动LNG铁路运输试验、LNG罐箱调峰储备试点项目和水路常态化运输,并响应国家“一带一路”战略通过海上丝绸之路出口东盟国家,为推动长江经济带发展提供新的选择。

5)天然气利用方面,智慧电厂、基于燃气分布式能源的多能互补技术将是天然气发电的重要发展方向;LNG冷能发电技术将走向成熟,并在LNG接收站逐渐普及;LNG车船加注方面,简易、有效、模块化的船舶加注方法与产品研制将是重点,以缩短项目落地时间;同时加强LNG车船加注技术服务能力,如LNG新船冷舱气试服务、LNG船舶加注风险评估等。

3 结束语

2030年之前全球天然气消费将处于快速发展期,在此背景下,中国LNG产业发展机遇与挑战并存。要将创新驱动摆在首位,围绕资源开发、天然气储运基础设施建设、天然气利用等关键环节加快重点任务的技术研究,坚持协同创新与跨领域合作,为中国LNG产业发展提供强有力的技术支撑。


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