液化天然氣公路運輸鏈技術(shù)特點

液化天然氣公路運輸鏈技術(shù)特點

一、液化天然氣產(chǎn)業(yè)鏈液化天然氣在運輸、儲存和峰調(diào)過程中具有獨特的優(yōu)勢。近年來，世界液化天然氣工業(yè)的快速發(fā)展導(dǎo)致液化天然氣成為世界各國產(chǎn)品類別中最重要的能源來源。據(jù)BP公司2002年的統(tǒng)計數(shù)據(jù),世界液化天然氣總貿(mào)易量已從1964年的8×104t上升到2001年的10.359×108t,年均增長率高達(dá)22%。過去10年間,全球液化天然氣貿(mào)易量增長了80%。2002年全球共銷售液化天然氣1.24×108t,全球液化天然氣的市場規(guī)模為250×108美元。2002年液化天然氣占全球天然氣消費量的6%,占國際天然氣貿(mào)易量的26%。預(yù)計到2007年,液化天然氣在天然氣市場的份額將上升到9.5%。目前,印度尼西亞是全球最大的液化天然氣出口國,占世界液化天然氣出口總量的26%,日本則是世界最大的液化天然氣進(jìn)口國,其液化天然氣進(jìn)口量超過720×108m3/a,占世界液化天然氣進(jìn)口總量的53%。中東和非洲的液化天然氣出口份額也在不斷增長,亞洲則是液化天然氣主要進(jìn)口地區(qū)(見表1)。隨著我國能源戰(zhàn)略的調(diào)整,東南沿海液化天然氣項目的不斷建設(shè),我國液化天然氣工業(yè)將得到較快的發(fā)展。液化天然氣產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)且粋€資金龐大、技術(shù)密集的完整鏈系,包括上游天然氣的開采、液化、儲存、運輸和裝卸、液化天然氣再氣化、銷售等環(huán)節(jié),產(chǎn)業(yè)鏈中任何一個環(huán)節(jié)的斷裂都將導(dǎo)致其他主要環(huán)節(jié)的連鎖反應(yīng)(見圖1)。液化天然氣運輸是液化天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中重要的一環(huán),是連接上下游之間的紐帶。以下著重對管道、罐車和船舶3種運輸液化天然氣方式的特點及其存在的技術(shù)難點進(jìn)行了系統(tǒng)分析,旨在為我國液化天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展提供借鑒。二、低溫輸送技術(shù)管輸液化天然氣多用于城市調(diào)峰裝置和油輪裝卸設(shè)施,由于管道低溫輸送技術(shù)存在一定的困難,目前尚無采用低溫管道長距離輸送液化天然氣的實例。為此,必須加快研發(fā)并提高液化天然氣管道運輸技術(shù)的步伐,以適應(yīng)當(dāng)前液化天然氣工業(yè)迅猛發(fā)展的迫切需求。1、管道內(nèi)兩相流動,都是單液化天然氣作為液體產(chǎn)品進(jìn)行長距離管道輸送,其輸送技術(shù)與原油加熱輸送工藝類似,管道沿線需要建設(shè)液化天然氣加壓泵站和冷卻站。進(jìn)入管道的是飽和液化天然氣液體,由于管道沿線溫度的影響,液化天然氣易受熱,其中一部分會被氣化,使管道內(nèi)形成兩相流動,這不僅增大了沿線阻力,而且還會產(chǎn)生氣體段塞流動現(xiàn)象,嚴(yán)重影響管道的輸送能力和安全運行。因此,對于低溫液體輸送管道,特別是長距離管道,要防止液體氣化,就必須實現(xiàn)液體單相流動。而防止液化天然氣氣化的方法需要采用密相輸送工藝,即將管道的操作壓力控制在臨界冷凝壓力之上,管道內(nèi)流體溫度控制在臨界冷凝溫度之下,使得管道運行工況位于液相密相區(qū)(見圖2)。此外,為降低因流動摩擦和過泵剪切引起的液化天然氣溫度升高,長距離液化天然氣輸送管道除建設(shè)加壓站之外,還需要每隔一定距離設(shè)冷卻站,并且使加壓站和冷卻站建在一起,即所謂的冷泵站,以便于施工和管理。隨著低溫材料和設(shè)備技術(shù)的發(fā)展,液化天然氣長距離管道輸送在技術(shù)上是可行的。2、液化天然氣輸送管道的建設(shè)液化天然氣的體積是其氣態(tài)時體積的1/600,與輸氣管道比較,輸送相同體積的天然氣,液化天然氣輸送管徑要小得多,可以節(jié)約鋼材投資。此外,液化天然氣泵站的費用要低于輸氣壓縮機(jī)站的費用,液化天然氣泵站能耗要比壓氣站低若干倍。然而,液化天然氣輸送管道要求在密相區(qū)運行,溫度較低,必須采用性能良好的低溫隔熱材料,價格昂貴,同時,管道降溫需增建中間冷卻站。這些因素會使得液化天然氣輸送管道的初期投資費用較高。隨著世界能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整,天然氣占世界總能源的比例越來越大,天然氣地區(qū)性貿(mào)易量也正逐年加大。液化天然氣長距離管道的建設(shè)問題也越來越受到重視。顯然,輸量的增加將有助于降低低溫管道的投資費用和單位輸量的運行管理費用,從而使得長距離管道輸送液化天然氣在經(jīng)濟(jì)上成為可能。3、低溫輸送工藝(1)管材的選擇如果要實現(xiàn)管道在低溫“密相區(qū)”工況下運行,管道材質(zhì)十分關(guān)鍵。管材必須選用性能良好的低溫隔熱材料,同時還應(yīng)該考慮到管材的冷脆問題,因此,液化天然氣管材一般選用9%和3.5%的鎳鋼。此外,管道焊接一般采用惰性氣體保護(hù)焊,并需要進(jìn)行焊縫檢測。為了減少輸送壓降損失,管道內(nèi)涂層技術(shù)仍需要開展研究。(2)低溫輸送工藝在管道輸送液化天然氣前,需要將管道溫度從環(huán)境溫度冷卻到工作溫度,即所謂的管道預(yù)冷過程。在預(yù)冷過程中,為使管道保冷層和周圍土壤降溫,需要蒸發(fā)掉一定量的液化天然氣,且經(jīng)過相當(dāng)長的時間才能達(dá)到熱穩(wěn)定工況。液化天然氣管道停輸期間,由于周圍環(huán)境熱量的作用,管內(nèi)液化天然氣溫度升高而達(dá)到飽和狀態(tài),甚至進(jìn)一步氣化而使管內(nèi)壓力急劇升高,因此要在進(jìn)出站處設(shè)置安全閥,與放空罐相連,以將管道壓力控制在安全極限內(nèi)。此外,液化天然氣管道的在線檢測和自動控制等方面還需要進(jìn)一步研究。(3)冷能再利用將天然氣液化(冷凍到-162℃)需要大量的能量,該能量通常被稱作液化天然氣冷能。目前廣東省正在建設(shè)第一個300×104t/a的液化天然氣接收終端,并已經(jīng)開始建造6座天然氣發(fā)電廠,現(xiàn)有的燃油電廠將變?yōu)槿細(xì)怆姀S。液化天然氣冷能在電廠中的利用系統(tǒng)見圖3。經(jīng)長輸管道輸入的液化天然氣必須經(jīng)過再氣化后才能被用戶使用。由于液化天然氣有可觀的冷能儲備,回收利用這部分冷能可以有效提高能量的利用率。因此,在液化天然氣長輸管道項目的規(guī)劃建設(shè)中應(yīng)進(jìn)行綜合考慮。4、廣東三角洲液化管道天然氣管道建設(shè)將是中國管道建設(shè)的熱點。繼西氣東輸管道之后,中國將啟動“俄氣南送”工程,為了解決上海、廣州等大型城市用氣的季節(jié)性不均衡性問題,還將在城市附近建立大型的低溫儲氣庫。此外,為了改善我國東南沿海地區(qū)經(jīng)濟(jì)增長迅速而缺乏能源的狀況,經(jīng)國家批準(zhǔn),廣東珠江三角洲地區(qū)將首先引進(jìn)國外液化天然氣資源,作為液化天然氣項目的試點,該管道由一條主干線及兩條支線組成,全長327km,主干線由深圳至廣東,預(yù)計2005年完工。液化天然氣管道的建設(shè)將有力地拉動相關(guān)產(chǎn)業(yè)的發(fā)展,保證城市天然氣市場的快速增長。目前,國內(nèi)液化天然氣管道輸送技術(shù)尚處于起步階段,國外也無成熟的實踐經(jīng)驗,因此需要加強(qiáng)對液化天然氣管道輸送技術(shù),特別是在管材、低溫輸送工藝、低溫管道施工、自動控制和檢測技術(shù)及設(shè)備方面的研究工作。三、液化天然氣運輸1、液化天然氣儲罐采用液化天然氣形式供應(yīng)天然氣的過程稱為液化天然氣供應(yīng)鏈。公路液化天然氣供應(yīng)鏈主要包括天然氣液化、液化天然氣儲存和運輸、液化天然氣再氣化等環(huán)節(jié)。液化天然氣再氣化的目的是將液化天然氣重新轉(zhuǎn)化為氣態(tài),以便終端用戶使用,再氣化過程在專用蒸發(fā)器中進(jìn)行。(1)天然氣液化廠(站)根據(jù)液化的目的,天然氣液化廠(站)通常分為基本負(fù)荷型和調(diào)峰型兩種?；矩?fù)荷型液化廠的任務(wù)是將天然氣以液態(tài)形式運輸?shù)较M地,其特點是全年連續(xù)運行且產(chǎn)量比較均衡。目前,中原、吉林、長慶、江蘇、浦東、深圳等地已建成或在建天然氣液化站。這些天然氣液化站均包括天然氣預(yù)處理、液化、儲存等幾個主要部分。調(diào)峰型液化廠的任務(wù)是為天然氣供氣系統(tǒng)提供一種儲氣調(diào)峰方式。對于一些城市,由于民用氣冬用多,夏用少,或者因用氣的化工廠檢修及液化天然氣廠的技術(shù)改造,甚至是輸氣管網(wǎng)發(fā)生故障等,都會造成定期或不定期的供氣不平衡,而建設(shè)調(diào)峰型液化廠就能起到削峰填谷的作用。在經(jīng)濟(jì)上,調(diào)峰型液化廠比地面高壓儲氣罐和地下儲氣庫建設(shè)更節(jié)省土地、資金,而且方便、靈活,不受地質(zhì)條件限制。據(jù)統(tǒng)計,美國、日本、歐洲已建成投產(chǎn)100多座液化天然氣調(diào)峰型液化廠。(2)液化天然氣儲存儲存液化天然氣通常采用低溫常壓方式,儲存溫度在一161℃以下,壓力一般不超過0.03MPa。液化天然氣儲罐屬低溫常壓大型儲罐,分為地上金屬罐、地上金屬/混凝土罐、地下罐3類,大型液化天然氣儲罐的日蒸發(fā)率一般在0.04%～0.1%之間。儲罐內(nèi)壁與液化天然氣直接接觸,一般為含鎳9%的低合金鋼,也可為全鋁、不銹鋼薄膜或預(yù)應(yīng)力混凝土,外壁為碳鋼或預(yù)應(yīng)力混凝土。液化天然氣儲罐有單容(封閉)罐、雙容(封閉)罐以及全容(封閉)罐3種類型,此外,球形儲罐也是液化天然氣有效的儲存方式。據(jù)統(tǒng)計,6座儲量為1MPa的1000m3天然氣球罐比1座儲量相當(dāng)0.5MPa的100m3液化天然氣儲罐的投資高出80倍以上。(3)液化天然氣運輸及其費用低溫液化天然氣罐車是公路運輸?shù)闹饕O(shè)備。目前,我國已成功研制了液化天然氣低溫運輸設(shè)備。液化天然氣儲罐有立式和臥式兩種結(jié)構(gòu),主要采用堆積絕熱和真空粉末絕熱兩種絕熱方式,儲罐容積分別為30m3、100m3、150m3和700m3(組合)不等。目前,液化天然氣罐車有30m3、40m3和45m3等幾種規(guī)格。國外液化天然氣罐車容積約為90m3。液化天然氣罐車運輸費用一般包括天然氣罐車成本折舊、駕駛員工資、燃料費用等,通常按照單位里程費用進(jìn)行估計。美國加州能源委員會報告中指出,容積為90m3液化天然氣罐車的單程運輸費用為1.50～3.0美元,與具有穩(wěn)定用戶源的長距離罐車輸送相比,短途或者零星液化天然氣罐車運費有所增加。按照這一運費進(jìn)行估算,罐車運送90m3液化天然氣322km的運費為2.50美元/km。(4)液化天然氣供氣站供氣站是液化天然氣應(yīng)用點的供應(yīng)站,非常適合于用氣量大,又缺乏天然氣源的地區(qū)。例如,山東淄博因陶瓷工業(yè)等要消耗大量的燃料,建設(shè)了液化天然氣供應(yīng)站,第一期有100m3儲罐14臺,第二期要擴(kuò)大。上海浦東的東海液化天然氣調(diào)峰站的液化天然氣儲量為2×104m3。另外,山東濰坊還要建800m3的供氣站。目前國內(nèi)的液化天然氣供氣站只有山東淄博、上海、深圳、北京等處在建設(shè),處于起步階段。此外,山東的濰坊、青島、煙臺、濟(jì)南以及江蘇、浙江、廣東、西安等地也在籌建中,今后幾年,我國的液化天然氣市場將逐漸擴(kuò)大。2、罐車使用多層預(yù)熱技術(shù)(1)絕熱技術(shù)液化天然氣在運輸過程中一般采用無損儲存,容器由內(nèi)膽、外殼、絕熱層和支承構(gòu)件組成。漏熱量是影響其性能的主要因素,因此低溫儲罐絕熱結(jié)構(gòu)的設(shè)計是非常關(guān)鍵的技術(shù),直接決定了容器的性能。儲罐多以真空粉末絕熱為主,但在液化天然氣罐車中已開始使用高真空多層絕熱,其絕熱空間僅有30～35mm,比真空粉末絕熱小10倍左右,而且絕熱效果好。低溫液體半掛車是目前國產(chǎn)容積最大的液化天然氣半掛車,容積為40m3,其日蒸發(fā)率低于0.3%,已達(dá)到國外同類產(chǎn)品水平,是多層絕熱技術(shù)在國內(nèi)大型液化天然氣罐車上的首次應(yīng)用。(2)安全技術(shù)在液化天然氣儲運中,其安全性非常重要,應(yīng)從儲罐的布局、蒸氣壓的控制、儲罐及管路的惰化與鈍化、分層的消除、儲罐與罐車的預(yù)冷等環(huán)節(jié)上進(jìn)行控制,并在流程與結(jié)構(gòu)的設(shè)計中完善。(3)流程設(shè)計因液化天然氣是一種易燃易爆的低溫液體,工藝流程中除了設(shè)置有充液、排液、壓力液面檢測等功能之外,還應(yīng)當(dāng)配備緊急截止閥、安全閥、放空閥、阻火器等設(shè)備。3、距離管道輸送我國天然氣資源往往遠(yuǎn)離能源消費市場,資源不能得到有效利用。輸氣管道的投資較大,適用于有穩(wěn)定氣源和穩(wěn)定用戶間的長期供氣。而以液化天然氣地面機(jī)動運輸代替地下遠(yuǎn)距離管道輸送,可以節(jié)省管道風(fēng)險性建設(shè)投資,有效利用遠(yuǎn)海、荒漠地區(qū)的天然氣資源。按目前液化天然氣產(chǎn)量,用40m3(有效容積為36m3)的半掛罐車運輸需70輛左右(按每車每天一次計)。2002年,中原油田液化天然氣產(chǎn)量增加到2500m3/d,需要增加同類型罐車70輛左右。由于我國液化天然氣應(yīng)用開發(fā)時間較晚,從整個國家利用天然氣資源、提高經(jīng)濟(jì)性來看,還與國際上存在差距。因此,今后應(yīng)注重各種類型儲存容器及其配套儀器儀表的研發(fā),加強(qiáng)對液化天然氣應(yīng)用終端的開發(fā)研究。四、液化天然氣的海上運輸1、液化天然氣運輸線路20世紀(jì)50年代初,隨著天然氣液化技術(shù)的發(fā)展,歐美開始研究液化天然氣的海上運輸技術(shù)。1959年,用雜貨船改裝的“甲烷先鋒號”從美國路易斯安那州的查爾斯湖向英國Canvey島運送了5000m3的液化天然氣,這是世界上的第一次液化天然氣海上運輸。到2000年,世界上共有25條液化天然氣運輸航線,其中輸量超過300×104t/a的航線有13條,其總輸量達(dá)到8000×104t/a,占世界液化天然氣運量的82%以上。隨著液化天然氣海上運輸技術(shù)的不斷成熟,世界液化天然氣的貿(mào)易量占世界天然氣貿(mào)易量的比例呈逐年上升的趨勢,1970年為6.5%,1980年為15.9%,1990年為23.4%,1998年為25.3%。2002年世界液化天然氣貿(mào)易增長率為10.1%,達(dá)到1369×108m3,占國際天然氣總貿(mào)易量的26%,占全球天然氣消費總量的5.7%。2、輸船造價較高、運輸穩(wěn)定性較低(1)高風(fēng)險液化天然氣的運輸成本占液化天然氣價格的10%～30%,原油的運輸成本只占10%。原因之一是液化天然氣罐船需要低溫絕熱材料,建造費用昂貴。目前,運輸能力為13.8×104m3的液化天然氣運輸船造價為1.5×108～1.6×108美元,比同樣輸送當(dāng)量的油船造價高出4～5倍。另外,由于此類船舶的用途單一,經(jīng)營上又缺乏靈活性,使液化天然氣船舶的投資風(fēng)險比其他種類船舶更大,一般在進(jìn)行投資之前都要求掌握長期運輸合同(一般在20年以上)。(2)運輸穩(wěn)定世界液化天然氣運輸大多為定向造船,包船運輸,航線和港口比較固定,并要求較為準(zhǔn)確的班期,非計劃性停泊較少,運費收入比較穩(wěn)定,一旦進(jìn)入市場運費收入比較穩(wěn)定,來自外界的競爭相對較小。(3)競爭有序由于世界液化天然氣運輸?shù)募雌谑袌鰶]有出現(xiàn),因此其運費主要取決于氣源地的天然氣價格、運輸距離以及船舶的營運成本等方面,一般不會出現(xiàn)市場競爭無序的情況。3、液化天然氣運輸能力液化天然氣海上運輸鏈包括液化廠(站)、海上運輸和接收終端(再氣化)3個環(huán)節(jié),由于這3個環(huán)節(jié)密切相連,相互影響,相互協(xié)同建設(shè),同步投產(chǎn),所以將其稱為液化天然氣海上運輸鏈。(1)液化天然氣運輸船隨著液化天然氣市場需求的進(jìn)一步擴(kuò)大,液化天然氣船舶運輸能力迅速擴(kuò)大。根據(jù)LNGShippingSolutions的統(tǒng)計,世界上正在運營的液化天然氣運輸船共有151艘,其中15艘船的運輸能力低于5×104m3,16艘船的運輸能力在5×104～12×104m3之間,120艘船的運輸能力超過12×104m3。此外,在建的液化天然氣運輸船共有55艘,除其中46艘船的運輸能力超過13.8×104m3外,有些正建船的運輸能力已超過了25×104m3,但這一運輸能力已經(jīng)與現(xiàn)有的液化天然氣終端不相匹配了。新建船只將使世界液化天然氣的運輸能力增加44%,液化天然氣輸量從2003年10月的1740×104m3增加到2006年的2510×104m3。目前,世界上共有8家造船廠建造液化天然氣運輸船,其中3家在日本,3家在韓國,兩家在歐洲。印度、中國和波蘭正在計劃提高液化天然氣運輸船的造船能力?，F(xiàn)今,薄膜型船舶正在成為液化天然氣船舶發(fā)展的主要方向。(2)世界液化天然氣接收終端液化天然氣接收終端接收用船從基本負(fù)荷型天然氣液化工廠運來的液化天然氣,將其儲存和再氣化后分配給用戶。接收終端的再氣化能力很大,儲罐容量也很大。主要由專用碼頭、卸貨裝置、液化天然氣輸送管道、液化天然氣儲罐、再氣化裝置及送氣設(shè)備、氣體計量和壓力控制站、蒸發(fā)氣體回收裝置、控制及安全保護(hù)系統(tǒng)、維修保養(yǎng)系統(tǒng)等組成。對于液化天然氣進(jìn)口國,需要建設(shè)液化天然氣接收站,進(jìn)行接收、儲存和再氣化液化天然氣,再通過管網(wǎng)將計量后的液化天然氣輸至用戶。目前世界上已經(jīng)建成和包括在建的液化天然氣接收站有40多個,液化天然氣接收站的技術(shù)已相當(dāng)成熟(見表2)。4、海水氣化系統(tǒng)我國東部沿海地區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá),但缺乏能源。為了解決經(jīng)濟(jì)發(fā)展和能源緊缺的矛盾,政府已決定在東南沿海地區(qū)適量引進(jìn)液化天然氣,在廣州和福建分別建設(shè)液化天然氣設(shè)施(見表3)。廣東液化天然氣接收終端及相關(guān)配套項目建設(shè)分兩期