1 前言
   世界LNG的发展方兴未艾，由于涉及到的技术问题很多，从2003年起，国际燃气联盟（LGU）成立了LNG问题的计划委会（PGC D），并将与其它国际组织（如世界LNG会议，美国燃气工艺研究院（LGT）和国际冷冻组织（IIR）等）合作进行工作。追踪并全面研究世界上发展LNG的经验，并开拓思路，对我国LNG今后的发展有重要的意义。本文主要介绍LNG，但也注意到LPG在燃气工业发展中的作用。
2 LPG与LNG在燃气工业发展中作用的国际评价[1]
   瓶装LPG的配气范围很大，价格中等，各国均有从事LPG的经营活动。世界LPG的产量一半来自气田，一半来自炼油厂。本国有LPG生产的，可通过管道、汽车槽车和船舶运输。LPG有国际贸易市场。本土无资源的则靠进口，建设相对较小、但经济的沿海终端接收站。由于这一原因，第三世界的一些国家通过进口LPG建立了自己的燃气工业（如非洲、中国和印度等[1]）。LPG开始时主要用于炊事，避免使用固体燃料可带来的负面影响，如破坏森林和空气污染等。
   在较发达的国家中，由于使用管道气不经济，LPG则大量用于城市郊区作为采暖和炊事燃料。用户LPG的储存吨位较小，主要在商业用户中应用，如旅馆等。只有在寒冷的国家，才有较大的国内用户。在一些岛屿上也用来发电，由于用量较小，建设天然气管道的基础设施或进口LNG的价格较高。
   但LPG的价格还是相对较高的，随着用气量的增加，天然气基础设施的投资成本和国际上卖方对长期供气合同的承诺，就可以重新评估引进天然气的问题。但天然气的引进和许多因素有关，如地理条件、燃气的有效利用和政治因素等。由于LNG的灵活性，进口LNG就有较大的意义。
   在欧洲，当海上气田发现之前，LNG为主要气源，用以替代传统的煤制气。接着，在日本，建设了30座LNG终端站，更多的还在计划中；在韩国，有2座终端站，第3座也在计划中；在中国台湾地区，建有1座终端站，第2座也在计划中。土耳其的燃气工业也在走着同样的发展道路，即进口LNG和发展管道供气。印度和中国是大国，由于本土天燃气资源受地理条件的限制，也将以战略位置（Strategically located）观点，设法补充本土天然气的不足，发展天然气的LNG进口项目。巴西将来也会进口LNG。美国和俄罗斯都是以管道输送本土的天然气发展燃气工业，但美国至今仍有4座终端站，在经历了经济上的效益不佳和废弃后重又活跃起来。
   许多国家，主要是第三世界的燃气工业，是通过生产出口的LPG和LNG发展起来的。随着本国经济的发展，阿尔及利亚、印尼、马来西亚和澳大利亚已开始利用本土所生产的天然气并达到一定的规模。阿曼也在考虑成为出口国。这些国家都在鼓励使用多生产的LPG，印尼有很多沿海LPG终端，阿尔及利亚则用LPG替代天然气发电和作为汽车燃料。
当天然气到来之后，LPG工业一般会停止增长，但在远离城市的地方，则仍将起着重要的作用，有时也可作为调峰（混空气）或汽车燃料使用。对比之下，LNG由于其灵活性和易于扩大终端站的规模，它仍能起到一定的作用，甚至在管道气为主气源的国家，LNG还可用来调峰，以减少管道成本，特别是季节用气量变化很大的一些国家，如美、英和加拿大就是例子。
   通常LNG与LPG的发展道路相类似，当由槽车供气的LNG卫星厂已经建成后，如管道天然气市场已经成熟，则会被管道天然气所代替。作为调峰使用时，它必须具备地区性的LNG气源，且价格相当于边际成本。作为调峰使用的实例，如英国（苏格兰），加拿大（英属哥伦比亚），阿拉斯加、日本和西班车，都是利用已有的LNG进口终端站。有时，公路槽车可替代部分基础设施建设，它与LPG相同，可以独立进行经营活动。美国和加拿大LNG公路槽车的发展是作为隔绝地区的工业燃料或汽车燃料，也是属于这类的例子。值得注意的是，发展中国家要建立LNG进口设施，必须以大的工业耗气量为基础（如电厂），然气再发展卫星厂。由公路槽车供气为目的建设液化厂，向卫星厂供气的例子还没有。
   当一个国家的燃气工业成熟后，LNG也会走下坡路，而建设海上或大陆间的管道更为经济。这时，小型LNG的卫星厂也达到了其使用年限，可搬动的，则可卖掉，大型的LNG设施，如进口终端，则可继续使用。
3 世界上正在建设着3 300Km的输气管道
   为了满足对天然气消费日益增长的需要，天然气必须从气田通过基础设施输向市场，为此，世界上已建设了3 300Km[1]的输气管道。基础设施是发展天然市场的“瓶颈”。出于同样的目的，发展海运LNG也是一个重要的途径。液化的目的是为了提高能源密度，降低输气成本。由于LNG的成本高，海上运输有一定的经济规模和经济距离，因此，至今尚无成熟的国际市场，只是通过双边贸易，建立长斯的供气合同来运作。详细数据可参看《城市煤气》1997年11月号（总273斯）液化天然气（LNG）的国际贸易一文。
   液化天然气属于重工业[2]，它包括许多互相依赖的经营者，遵循“照付不议的原则，在生产国和终端用户之间要建立一个“链”。在这个“链”中，液化厂、LNG储罐和再气化终端是三个主要环节，此外，还有大型船运设施。在这一刚性链中，通过非常长期的合同，使经营各方联系在一起，以保证有相对稳定的收入和满意的投资回收率。由于投资较大（约50亿美元），参加贸易的国家并不多[2]。LNG的输出国都是发展中国家，靠出口谋得经济收入，输入国大都是发达国家和地区，靠输入能源促进经济的进一步发展，1998年世界LNG贸易的输出国见表1。
世界LNG贸易的进口地区可见表2。
表1 世界LNG贸易的输出地区（占贸易量的%）[1]

表2 世界LNG贸易的进口地区（占贸易量的%）[1]

　　1998年，世界LNG的实际贸易量为112.13×109m3/年。国与国（包括地区）之间的贸易量通道有26条，有52个长期合同在执行，有88条航海路线（其中15条新路线，有4条未运行）。3条新航线是：阿布扎比—意大利；阿布扎比—韩国；卡塔尔—土尔其。
4 大规模LNG设施的经济分析数据
　　不同国家LNG设施的投资成本甚难进行比较和得出一个统一的结论[6]。不同地点有不同的影响因素，如劳动力成本，地区条件和需要施工的项目数量（如，要否建设机场，要否深挖港口等）。在公开文献上发表的成本数据，通常也难以评价和审定，因为在工程、采购和施工（EPC-Engineering，Procurement and Construction）合同之外的成本甚难确定和定量。LNG设施的EPC部分可分解为5个部分，即：燃气处理、液化、分馏（对溶解天然气）、公用与后备工程、LNG储罐的装载等。粗略的说，液化部分又包括液化、制冷和加N2（Nitrogen rejection），大约占厂成本的32%，公用和后备部分占27%，LNG储罐和装载占25%，燃气处理占12%，分馏占5%。
　　EPC成本只能代表总成本的80%-85%，其中，永久性的基础设施（包括运行人员的住宅和支持系统以及海上服务支持系统等）需增加3%-4%，项目所有人的管理费、启动成本、保险和项目的合资成本等占12%-16%。
2000年，在法国尼斯举行的世界燃气会议上，WOC-3，即液化气委员会（LNG和LPG），由比利时负责，并由瑞典、阿尔及利亚、法国、意大利、日本和西班牙等国专家共同组成的小组提交了一份LNG与管道气比较的报告，对5种方案作了比较，5个方安是[5]：
（1）3 Mt/年
（2）6 Mt/年，向一个接收终端供气
（3）6 Mt/年，向两个接收终端供气
（4）12Mt/年，向两个接收终端供气
（5）2Mt/年，向一个接收终端供气
项目的寿命期为25年，折现率为8%和10%，其它前提从略。研究条件见表3和表4。
研究结果可见表5和表6。
如输气距离小于平衡点距离，则LNG的成本高于管道气；如输气距离大于平衡点距离，则LNG的成本低于管道气。
敏感性分析表明，平衡点对管道成本和液化成本非常敏感，而对再气化成本、LNG的运输成本、折旧论和上游气价的敏感性较低。

5 液化厂对天然气质量的处理要求[3]
　　天然气液化时，必须进行预处理，预处理的成本较高。此外，经济性还与进入液化厂的天然气压力有关。进口的LNG均已满足处理要求，如为满足自身调峰或应急而拟自建LNG厂，则对天然气必须时行预处理，具体要求如下：
（1）O2的浓度应脱到5×10-7mol。否则液化时会冻结并堵塞设备。通常采用Amine吸收法（MEA法），即一氨基乙醇吸收法（Monoethanolamine absorption）。
（2）.水应脱至10-6mol，以防止在低温时堵塞设备。通常用分子筛再生吸附法（Regenerative molecular Sieve adsorption）
（3）汞应脱至小于10×10-9g/m3(n)*。它会使冷冻剂的铝质热交换器迅速腐蚀，特别在去霜时。
（4）重烃（特别是芳香烃）应在液化前去除，防止在冷冻设备中析出。脱除方法可用部分冷凝法。分离出来的C5可送入燃料系统或运出。
表5 LNG与陆上管道相比

表6 LNG与海上管道相比

（5）N2应小于lmol%。N2的含量高，制冷温度要求低（-196℃），使LNG储罐内的压力不稳定，且难以控制上升的压力，这称之为滚动效应（“Roll-over”effect）。
（6）天然气中的S和CI会形成硫化物和卤化物（Halides），造成腐蚀。
天然气中还含有其它重金属，其含量（μg/m3）为[4]：SB（锑）—0.05；As（砷）—0.01；Be（铍）—0.001；Pb（铅）—0.06；Cd（镉）—0.03；Cr（铬）—0.01；CO（钴）—0.002；Cu（铜）—0.1；Mn（锰）—0.006；Mo（钼）—0.01；Ni（镍）—0.02；Hg（汞）—0.1；Se（硒）—0.1；Zn（锌）—0.003；Sn（锡）—0.1等。
LNG再气化后，还应按照法律对气质的标准进行热值的调整和加臭后才能进入管道使用。
每吨LNG可提供840MJ的冷能（约-160℃）。为了提高LNG厂的经济性，这部分冷能应充分利用。在厂内和厂外，冷能的利用方法很多，在此不再详述。科学技术发展很快，许多技术问题值得我们注意。
表3 研究条件

表4 达到设计规模的时间分配

6 LNG的调峰厂和卫星厂
　　LNG厂有两种类型[3]，一种为基本负荷（Base- load）的LNG厂，它有稳定的LNG产量。一个基本负荷的LNG厂通常有若干个系列（Trains），每一个系列的能力为2百万t/年~3百万t/年。未来一个系列的能力将超过4百万t/年。第二种类型是LNG的调峰厂。调峰厂的目的是夏季贮存多余的天然气，液化后留作冬季高峰时使用，而不是作为日调峰使用的，可参见表8。
　　调峰用的LNG厂的生产工艺接近于常规的基本负荷厂，但也开发了一些小规模LNG使用的新工艺，如热-声驱动脉冲管制冷（TADOPRT-Thermo-acoustic driven pulse tube refrigerator）或冷冻剂外燃往复式发动机（Cryogenic stirling engine）等。
　　一个LNG的生产设施通常应包括以下几个部分：燃气的接收、燃气的处理（即脱CO2，脱水，脱汞和脱重物质（Heavy ends removal））、液化、公用部分、贮存和装载（基本负荷厂）或气化部分（调峰厂）。
世界基本负荷的液化厂和调峰厂的概况可见表7[3]。
世界LNG调峰厂的工作范围可见表8。
世界LNG的接收终端和卫星厂的概况见表9。
以下简要介绍几个国家的使用情况。
(1)德国[3]。德国有2座大型LNG调峰厂（液化、贮存和气化）（>200t/日）；小型的（<200t/日）有8座在运行。1座大型的（Nievenheim）向长输系统供气，另1座（在Stuttgart）向地区配气管网供气；6座小型机组与配气管网相连，2座供工业用户。
　在所有的小型装置中，储气能力的范围为25m3-500m3（LNG），供气能力的范围为1200m3(n)/h-10000 m3(n)/h。气化用空气或热水器。储罐类型为真空绝热式或地上装置。大型机组（在Nievenheim）的液化能力为2400m3(n)/h（LNG），储罐能力为22000 m3，供气能力为100000 m3(n)/h，另一个（在Stuttgart）液化能力为8600 m3(n)/h，储气能力为30000 m3（LNG），供气能力为100000 m3(n)/h。
　还有一种特殊型式的LNG卫星厂，是移动式的LNG装置，其主要用途是因维修而输气中断时作为替代供气设备使用，包括1个安装于槽车的储罐，1个气化器，1个空气吸入装置和1个发电机。槽车能力36 m3（LNG），即20000 m(n)，供气能力3000 m3(n)/h（压力为0.4Mpa表压），其运行和投资成本无官方数据。
另有50座LPG调峰厂在德国运行。采用的标准为：
——DVGW（可燃气体混合物的生产厂）
G213（LPG）和G215（LNG）
——DVGW，G260（燃气质量）
——DVGW（储罐）
——大型装置则采用欧洲标准DIN/EN1473
（2）比利时[3]。LNG调峰厂离Zeebrugge进口终端约6km，与天然气高压输气干线相连。LNG厂燃气的组分为85mol%甲烷，13.5mol% 乙烷和1.5mol%丙烷。供气能力为400000m3(n)/h，压力为0.8Mpa表压，为此，设有6座高压LNG泵和5座高压LNG气化器。燃气的华白数与管道气要求的富气相符，加N2时用高压泵。LNG的储罐能力为114000m3（约53000t），加上一个19000m3的液氮储罐。蒸发气量（BOG）约占0.05%/日。
表7 世界基本负荷液化厂和调峰厂概况

表8 世界LNG 调峰厂的工作范围[3]

　　从1995年起，由附近的LNG进口终端通过槽车供应LNG。每日供应能力为230m3/日或500m3/日LNG。相当一辆车跑13个来回。1998年总运输量为26000t。
（3）、荷兰[3]。荷兰由一座LNG调峰设施。由位于Gasunie的荷兰配气公司管理，无LPG调峰设施。公司的主要任务是购进、输送和向国内外用户出售天然气。荷兰的气候较温和，季节能量消费较平均，但在少有的寒冷天气，仍存在高峰耗气的问题，这就要增加管道的输气能力，出于经济原因，决定采用LNG储罐。在夏季耗气量较低时，从现有管网中取气储存，作为一个缓冲量以满足用气需要。目前的储量为75×106m3(n)(140000m3LNG)，今后若干年内可能会翻一番或翻两番。储存设施建于70年代中期，气化后最大气量可达1.3×106m3(n)/h，进入西部的输气干管，可供两天使用。
荷兰天然气的主要气源为格罗宁根气田，天然气中含有14%的N2，荷兰的燃具均按这一组成调整，按互换性要求，调峰设施也应供应同一成分的燃气。为保证达到这一标准，处理中分离的N2先分别储存；如供气设施不能保证有足够的N2，则还要购买液氮补充，在LNG再气化时按正确比例加入。LNG再气化时，LNG和液氮要升至相同的压力，即0.7Mpa。
（4）俄罗斯[3]。俄罗斯无LNG调峰厂和卫星厂。俄罗斯Podzemgazporm（地下燃气工业）公司有大量的经验建设地下LPG储库。1980年在亚美尼亚建有可产丙、丁烷-空气混合气1×10 6m3/年的LPG储库，用混合气输入输气管网进行调峰。气库由3个地下构造组成，总容量为125000m3，建于地下635m-950m的盐穴结构中（Salt dome）。为满足不经常的调峰需要，俄罗斯致力于建设不同类型的这类地下LPG储库（美国首都华盛顿也有这类储库两座，可满足7天需要）。
（5）美国[3]。美国有57座LNG调峰设施，由49家公司经营，建于1965年-1997年之间，其主要特性参数的范围可见表10和表11。
　美国有47座卫星储存设施，由35家公司经营，建于1969年-1995年之间，其主要特性参数范围见表12和表13。
表10 美国LNG调峰厂的主要特性参数范围

　　表11 美国LNG调峰设施总量[3]

　　表12 美国卫星储存设施的特性参数范围[3]

　　表13 美国卫星储存设施总量[3]

(6)日本[3]。日本有19个LNG接收终端在运行，45%的进口LNG用于发电，余下的作为城市燃气。电厂靠近接收终端。城市燃气在公司供气的范围内建有一个较小的供气管网系统。为满足调峰需要，可以增加LNG的进口量或利用储存的LNG，因此，不须再建液化厂。
　　日本的城市燃气由200多家公司经营，卫星厂的作用决定于公司的规模。大公司有自己的接收终端，卫星厂主要向管道达不到的地方供气。对小型燃气公司，无自己的接收站，LNG卫星厂就成为该公司的主要气源，用以替代以前以LPG或石脑油为原料的制气厂。卫星厂向大公司的LNG接收终端购气，依靠汽车槽车运输。第一个卫星厂建于1970年，到1998年共建成了27座。
　　卫星厂包括：卸装、储存、气化、热值调整和供气压力调整等设施。LNG由汽车槽车从终端站运来卸入储罐，卸载时利用压力气化器的压力，少数卫星厂设有LNG接收泵。
LNG储罐的能力和类型应根据所需的LNG处理量选择，考虑到汽车槽车来回跑的频率和卫星厂的服务范围。主要有4种类型的储罐，即：
a. 珍珠岩真空隔热式储罐（A perlite and vacuum-isolated storage vessel），工厂制造，按日本公路交通管理法（Road Traffic Control Law），最大容量限制为150m3。
b. 珍珠岩氮绝热式储罐（A perlite and nitrogen insulated storage vessel）。现场制造，容积超过150m3。
c. 地上LNG储罐。
d. 地下LNG储罐。
　　在LNG卸载或装载发生故障不能供气时，日本还设有代用天然气SNG厂，作为LNG气化厂的补充。SNG的原料为LPG，其作用仅为事故而设，而不是作为调峰，有两家城市燃气公司有SNG厂，每家设有两组，能力为每组740t/日-850t/日LPG。
日本无LNG长输管线，日-时调峰采用球罐，起缓冲作用。
7 采用的标准
　LNG装置的标准和规范为：
（1） 推荐的实践（RP）—日本
（2） 49CFR part 193—美国
（3） NFPA 59A—美国
（4） EN 1473—欧洲
　美国标准沿革为：
（1） 第一个LNG的标准为NFPA 59A“液化天然气的生产、储存和处理标准”，发布于1966年。
（2） 联邦LNG规范：Title 49 part 193，1980年制定，出了5版。近年来作了修改，覆盖了LNG的两个领域，即：①NFPA请求美国运输部的管道安全办公司（Part 193的归口单位），根据NFPA 59A修改P193中的设计、工程、施工和安装中的规定；②LNG开始可作为汽车燃料。
（3） 1996年，NFPA59A增加了一章“对采用ASME压力容器的工业和商业设施作为汽车加气站的补充要求”。
（4） 2000年，NFPA LNG委员会与加拿大合作，协调NFPA 59A和加拿大协会标准Z 276。
（5） 1984年，NFPA技术委员会对汽车替代燃料系统制定了NFPA 52，即“压缩天然气（CNG）汽车燃料系统标准”，1990年扩大到用LNG作汽车燃料和LNG的加气设施。
（6） 1996年，NFPA57“LNG汽车燃料系统标准”发布。
8 几点分析意见
　（1）天然气是21世纪能源，但天然气发展中的主要问题是经济问题。国外的情况说明，一个国家在不同的经济发展阶段有不同的能源对策。我国属发展中国家，人均GDP不到1000美元，处理能源问题，尤其应从发展战略的高度出发，作好经济分析研究的前期工作。
　（2）国际经验表明，发展天然气工业有5个环节，即天然气的生产与开采、天然气的储存、输气、配应和应用。其中最易忽视的问题是储存。在天然气链中，地下储气是主要的成本因素。在欧洲和北美市场中，储气成本的降低是天然气有无竟争力的关键。LNG和LPG也可作为调峰用，大部分是作为应急调峰，数量上远小于地下储气库，在选择调峰设施时，经济上应进行充分的论证。
　（3）对缺乏天然气资源的国家，进口LPG和LNG是解决城市能源供应的一个重要措施。LNG与LPG的比较，要从终端用户成本来分析。日本因缺乏能源资源，是进口LNG和LPG最多的国家，LNG主要用于发电，居民用LNG时，燃气价格为150日元/m3（热值46.05MJ/m3），是世界上最贵的。至今，由于城市基础设施投资较大，日本52%的民用户仍以LPG为燃料。发展中国家如马来西亚，本国有丰富的天然气资源，但用于民用的天然气只占总产量的0.07%，作为汽车燃料用的，在极为优惠的政策条件下仅占0.03%。如单用燃气（Monogas vehicle）车减税50%，双燃料车（Bi-fuel vehicle）减税25%，二元燃料车（Dual-fuel vehicle）减税25%。绝大部分民用户由于城市管道基础设施投资较大而使用LPG为燃料。
　（4）大量的国际经验说明，发展LNG有一定的经济规模和经济远距。对已有LNG接收终端的国家，只要经济合理，发展卫星厂在技术上并无困难，但如要自设液化厂作调峰使用，则成本与许多因素有关，其中预处理费和来气压力也很重要，应作审慎的研究（大规模基础负荷液化厂的进厂天然气压力为0.5Mpa）。
　（5）无LNG进口终端而以LNG作调峰厂的国家较少（属季节调峰），且均为发达国家，虽无可靠的官方经济数据可参考，但可说明天然气利用中调峰的重要性。对一个大国来说，根本的途径应解决多气源长输供气和采用地下储气的方式，才能确保供气安全。