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 我国LNG接收终端的现状及发展新动向
液化天然气(LNG)是将天然气经过净化处理(脱水、脱重烃、脱酸性气体)后，采用节流、膨胀或外加冷量制冷工艺，由气态变为液态，液态体积约为气态时的1/600。液化天然气储存效率高，占地少，造价低；储存和运输成本低，便于经济可靠地远距离输送；可用于燃气调峰，有利于城市供气负荷的平衡调节；热值高，是优质的工业和民用燃料[1、2]。
截至2003年，全球12个LNG生产国的总生产能力达到13779×104 t/a。目前正在建设的LNG生产厂的能力约4640×104 t/a。亚洲是世界上最大的LNG消费地区，其LNG进口量占世界LNG贸易量的67%。到2005年，共有11个国家和地区的共51个接收终端在运行，其中日本有23个(数量居世界之最)。随着我国经济的持续发展、能源结构的调整，到2020年天然气年消费量为(1600～2100)×108 m3/a，预计缺口达到(500～800)×108 m3/a，届时天然气消费中的51%将来自LNG进口。因此，大量引进LNG清洁能源是必然趋势，沿海地区LNG接收终端的建设将进入新的发展阶段。
1 我国LNG接收终端的现状
目前，深圳大鹏湾秤头角已成功建起我国第一个LNG接收终端[3]，并于2006年5月底正式投产运营。该接收终端总体项目包括LNG接收终端和输气干线项目，以及配套新建电厂、燃油电厂改造和城市管网等用户项目。供气范围覆盖珠江三角洲和香港特区，输气主干线全长为509 km。整个工程分两期完成，一期工程包括接收终端和输气干线，每年进口 LNG的量为370×104 t/a，年输气量约为40×108 m3/a；二期工程增加1座10×104 m3的LNG储罐，每年进口LNG达700×104 t/a，年输气量约82×108 m3/a。广东省已开始建设6座天然气发电厂，现有的燃油电厂将转变为LNG电厂。投资85×108 美元的惠州LNG电厂是广东LNG一体化项目的重要配套项目，建成投产后将为惠州市及中国海洋石油总公司-壳牌南海石化项目提供电力保证。
由中国海洋石油总公司与其合作伙伴在福建湄洲湾共同兴建的LNG接收终端项目，填海工程已于2004年8月动工。该项目总接收能力为500×104 t/a，分两期进行。其中一期规模为260×104 t/a，包括接收终端及输气干线、3个燃气电厂和福州、莆田、泉州、厦门、漳州5个城市燃气项目，计划于2007年4月投运。浙江省将成为我国第3个引进LNG项目的地区，浙江LNG项目由LNG接收终端、输气干线、配套LNG电厂三部分组成，一期工程设计能力为300×104 t/a。此外，国家计划在青岛建设1座LNG接收终端，其LNG气化外输能力预计为(200～300)×104 t/a。
随着中原天然气液化工厂、新疆广汇LNG液化装置等基地型LNG生产工厂的建设投产，上海浦东LNG调峰站的建成，以及深圳大鹏湾秤头角LNG接收终端、福建湄洲湾LNG接收终端的建设，我国LNG工业已经形成了一定的规模。现阶段我国大力进行的LNG接收终端建设，必将带动LNG生产及储运等相关技术的进步，我国LNG工业将迎来快速发展的阶段。
2 LNG接收终端工艺技术
2.1 LNG接收终端工艺系统
LNG运输船进港停泊后，启动船上LNG输送泵，经LNG卸料臂将LNG输送到储罐。储罐内LNG经罐底LNG泵增压后进入LNG气化器，LNG吸热气化后输送至外输管网。
根据对储罐冷损产生蒸发气(BOG)处理方式的不同，LNG接收终端工艺分为BOG直接压缩工艺和BOG再冷凝工艺[4]。BOG直接压缩工艺是指LNG储罐内的BOG气体通过压缩机直接加压到管网所需压力，进入外输管网，用于工业、民用燃气和发电。储罐内LNG泵将LNG送入气化器气化后进入外输管网输送，不需要再冷凝器和第二级外输泵。BOG直接压缩工艺流程见图1。
BOG再冷凝工艺是指LNG储罐内的BOG气体通过压缩机加压，储罐内LNG泵送出相同压力的LNG，两者按照一定比例在再冷凝器中直接换热。加压后过冷的LNG利用“显冷”将大部分BOG气体冷凝，再经第二级外输泵加压，经气化器气化后送入高压外输管网，用于工业、民用燃气和发电。
两者相比，BOG直接压缩工艺需要将气体直接升压达到管网的压力，消耗大量压缩功；而LNG再冷凝工艺是将液体用泵升压，体积要小得多，据资料介绍可节省约50%的BOG升压能耗。由于BOG再冷凝工艺充分考虑了能耗的节省，以及防止LNG储罐超压，从目前世界LNG接收终端工艺来看，大多选择BOG再冷凝工艺。
2.2 LNG接收终端设备
LNG接收终端的储罐大都采用地下式储罐，常用的内壁材料主要为9%镍钢、不锈钢或铝合金，隔热层材料为珍珠岩、硬质聚氨酯泡沫塑料，外罐通常采用钢筋混凝土壁和预应力混凝土壁[5]。地下液化天然气储罐的优点是容积大、占地面积小、安全性高、具有防灾害性事故的功能。
目前LNG接收终端最广泛使用的气化器有开架式气化器(ORV)、浸没燃烧式气化器(SMV)和间接加热式气化器(IFV)。开架式气化器以海水为加热介质，适用于基本负荷供气要求，可采用多台并联运行，其优点是动力消耗最小，可以在工厂中组装好，仪表控制简单，不易发生火灾；缺点是海水用量大，冷却和开车时间较长，可能产生污染和水质问题。浸没燃烧式气化器作为备用设备，在开架式气化器维修时运行或在需要增加气量调峰时并联运行[6]，其优点是保持水温时起动快，安全性好，可设计为无明火操作；缺点是燃气消耗高，仪表控制及安全停车较复杂，产生的酸水会造成污染。间接加热式气化器由LNG气化器、中间媒体蒸发器和天然气升温器三部分组成，以海水为热源，运行成本低，同时可以利用各种废热，实现冷量综合利用，但结构较复杂，造价商。
为了保证LNG外输时的压力，需要在储罐底部和外输管道上设置LNG泵。潜液式电动泵是应用非常广泛的一种，一般为多级泵。
LNG接收终端通常采用往复式或离心式压缩机。根据储罐在不同工况下BOG蒸发量的不同，将蒸发气压缩机分两组运行：一组用于大气量、中低压比的卸船工况，一组用于小气量、高压比的非卸船工况。
由于LNG在储存过程中产生大量的BOG(日蒸发率为0.03%～0.08%)，采用BOG再冷凝工艺时应设置具有冷凝和分液作用的再冷凝器，液化来自储罐的蒸发气。当BOG气量增加时，未冷凝的BOG分液后排向火炬放空系统；当BOG不够时，可引入少量外输气至再冷凝器，保持压力平衡。
3 我国LNG接收终端的发展新动向
根据我国天然气资源与市场的分析预测，2004年—2010年规划实施的广东LNG和福建LNG接收终端项目，进口规模达到1200×104 t/a。到2020年，国内累计建成的LNG接收终端总接收规模将达到4250×104 t/a，主要分布在广东、福建、上海、浙江等地区。目前，国外LNG接收终端建设和运作已有多年经验，技术日趋成熟。很多知名公司如壳牌(Shell)公司、BP公司等，拥有海上运输、LNG卸船系统、LNG低温管道输送和蒸发气回收系统等一整套LNG接收终端系统的设计、建造技术和运营经验。在借鉴这些知名公司先进技术的基础上，充分考虑安全性、经济性和环保性，结合我国LNG现有技术状况来建设LNG接收终端。目前，我国LNG接收终端呈现以下发展新动向。
3.1 卫星接收站快速发展及应用
为了给能源资源缺乏以及天然气管网暂时不能达到的区域供气，目前在大型LNG接收终端附近正设计建造一些LNG卫星接收站，用低温槽车将LNG运送到卫星接收站。卫星接收站考虑靠近用户，与大型接收终端的距离控制在30～380 km范围内，国内现有的LNG罐式集装箱和LNG运输槽车能够提供有力支持。卫星接收站包括装卸、储存、气化、热值调整和供气压力调整等设施。LNG由运输槽车(或罐式集装箱)从接收终端运来卸入储罐，卸气时利用压力气化器的压力，也可设LNG接收泵。
卫星接收站工艺简单、经济效益显著，可作为天然气管网高峰供气和事故调峰的备用气源站，向天然气管网提供可靠的燃气供应。因此，卫星接收站在我国能得到快速发展和应用，具有很好的市场前景[7、8]。
3.2 LNG接收终端与发电厂的联合建设
LNG气化时将会放出很大的冷量，其值约830 kJ/kg。通过特定的工艺技术利用LNG冷能，将发电厂与LNG接收终端联合建设，可以达到节省能源、提高经济效益的目的，有利于共用设备、减少造价。近年来，LNG接收终端与发电厂联合建设，大都采用先进的燃气轮机-蒸汽轮机联合循环，日本、西班牙等国在这方面和LNG冷能利用方面是世界领先的，有许多成熟经验。深圳大鹏湾秤头角LNG接收终端、福建湄洲湾LNG接收终端等项目，将LNG接收终端与发电厂联合建设，这将是今后建设LNG接收终端的趋势。
3.3 建设海上LNG接收终端
随着全球环保意识的增强，在充分考虑技术可行性、安全性、经济性的基础上，提出了建设海上LNG接收终端的构想。国外海上LNG接收终端形式有：可转换的LNG船(水下或外转塔式系泊)、平台式接收终端(FBIT)、浮动式接收终端(FSRU)和重力基座式接收终端(GBS)例。建设海上接收终端的优点在于安全性和保险性高，终端规模大，可避免航运、气候和日光的制约。我国沿海如广东、福建等地经济发达，工业、民用对能源的需求日益增大，大量引进LNG势在必行，目前正建设的陆上LNG接收终端均在该地区。渤海油田、南海西部莺歌海油田、东海油田等探明天然气储量丰富，具有建设海上LNG接收终端的条件，在引进国外海上LNG接收终端技术基础上，结合我国沿海条件和现有陆上LNG接收终端技术，将有效促进海洋天然气开采和利用，具有较高的经济和社会效益。
3.4 大力开发优化仿真模拟技术
为了进一步提高接收终端的经济性，降低成本，国外公司掀起了采用仿真模拟技术优化LNG接收终端设计、运行以及LNG运输的热潮。例如，Lanner′s公司研制出了LNG接收终端仿真模拟软件WITTNESS，结合LNG接收终端工艺链的各个环节，建立了各个环节的模拟模型。我国国内在建的LNG接收终端系统流程的设计均采用国外技术，国内仅具有卫星LNG站系统的设计能力。随着一系列沿海LNG接收终端项目的上马，必将大力推动开发优化仿真模拟技术。
4 结论及建议
液化天然气作为一种高效清洁能源，可以优化我国的能源结构，缓解经济发达地区的能源短缺问题，大量引进LNG是必然趋势。我国沿海地区LNG接收终端建设正蓬勃发展，潜力大、进步快，取得了一定进展。也应看到，我国LNG接收终端相关技术主要依赖借鉴国外先进技术，应加强进行以下几方面的研究工作：
① 目前我国还没有制定LNG的专用设计规范，国内LNG站设计工作一般参考美国NFPA-59A《液化天然气(LNG)生产、储存和装卸标准》(2001版)。应尽快颁布适合我国自身条件的LNG设计规范，制定施工标准，以指导LNG应用领域的设计、施工安装和运行管理。
② 国内在建的LNG接收终端系统流程的设计均采用国外技术，国内仅具有卫星LNG站系统的设计能力，尤其是大型LNG储槽的设计与建造技术基本处于空白状态。研究人员应大力提高该方面的技术水平，开发具有自主知识产权的接收终端工艺流程。
③ LNG相关设备、阀门、仪表等对材料和结构的保冷性有特殊要求，国内的设计制造水平与国际水平相差较大，应加强防腐蚀、安全性、可靠性的研究，从而大幅度降低产品成本。
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