液化天然气产业链_中国液化天然气产业链
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液化天然气产业链
目前，液化天然气代表了国际燃气行业中最令人激动的产业发展方向。尽管燃气运输的总百分比中，LNG仅占全球燃气贸易量的10%都不到，但其发展迅猛，且有越来越多的买方和卖方加入到这个市场中。在过去20年中，LNG贸易呈现飞速发展，而到2020年为止，预估LNG贸易仍将继续发展，不会呈现衰退态势。
简而言之，相比从生产商处运输天然气至消费者处，液化是一种替代选项。天然气（甲烷C1H4）被冷却至-161.5℃（-260℉），从气态被转换成了更易运输的液态，体积大约被缩小了600倍。（实际被缩小了将近610倍，但通常应用600倍。）因此，就是说600立方英尺的天然气会被缩小至1立方英尺的洁净、无味的LNG。并且，其储存和运输通常是在低温、低压下完成的。
转换成液态的天然气将会通过海上运输，从遥远的开采地被带回接收地，相比航运，管道运输显得既不经济，又不合理。在接收地，液态的甲烷从船上被卸下，然后加热，使其由液态再次回归到气态。随后，就像当地开采出的天然气一样，以管道运输的方式，被运往各个燃气消费者。
液化天然气的整个运输过程相比管道运输更为复杂。接下来所提到的“LNG产业链”包含了整个过程中各个分散的板块：上游、中游液化工厂，航运，再汽化，以及最后的天然气分配输送。
（上游开采至终端发电过程）
LNG的技术并不新颖。早在1941年美国克利夫兰市就建造了世界上第一个商业LNG设备，作为（电力）调峰设施。在短则数小时、长则几季的需求淡季，天然气（通过运输管道输送至工厂中）被液化；而在需求旺季，天然气则被加热成气态，随后通过泵，被压入输送管道形成的气网中。不幸的是，在1944年，由于天然气泄漏所引发的爆炸，使得这家工厂最终倒闭。
究竟是通过液化天然气，还是直接通过管道运输天然气，成了天然气储地必须作出的商业化决定，而这主要取决于其距离需求市场的距离。通常被各国所遵循的一个重要规则是——相比管道运输，当满足下列特征时，LNG会成为一个行的通的选择：
天然气市场距离产地至少2000千米以外。 天然气产地拥有至少3万亿立方英尺至5万亿立方英尺的可采天然气。液化工厂的天然气生产成本低于1美元/百万英热单位（/MMBtu）。天然气包含极少量的其他杂质，比如CO2或硫磺。天然气产地附近拥有能够建造液化工厂的海港。
国家的政治局势支持大规模的、长期的天然气投资。
进口国的市场价格高到足够支撑整个生产链，并能为天然气出口公司和出口国提供丰厚的回报。
天然气运输需要穿越无关的第三方国家，这种情况下，应用管道替换方案将会引起购买方对天然气供应安全的担忧。
LNG贸易中使用的单位足够令人困惑。刚开采出的天然气是以体积为单位的（立方米或立方英尺），但一旦转换为LNG，则由众多单位可供选择，通常使用的是吨或百万吨。（缩写为MMT，或者更常用的MT。百万吨在技术中的缩写是MMT；然而，LNG行业会使用MT来代替。）LNG船舶尺寸一般以货物体积标识（典型的为几千立方米），并且一旦LNG被重新气化，它则会以能源单位被售出（百万英热单位，MMBtu）。
一吨LNG所包含的能量相当于48,700立方英尺（1,380立方米）的天然气。而一台LNG设备每年都可生产100万吨（百万吨/年，MTA）的LNG，这相当于每年生产487亿立方英尺（13.8亿立方米）的天然气，相当于每天生产1.33亿立方英尺的天然气。
LNG产业链：上游和中游
LNG产业链的上游和中游部分与传统燃气系统的上游和中游部分十分相似，拥有相同的气井、井口和气田处理设备。因为LNG需要将天然气冷却至非常低的温度，所以在送至液化工厂处理前，必须注意从甲烷流中移除所有的杂质，尤其是水。
LNG产业链：液化工厂
首个大规模的LNG工厂于1964年在阿尔及利亚的阿尔泽成立，并在1965年上线。在1969年，飞利浦公司在阿拉斯加建造了Kenai LNG工厂。而至2006年，全球至少有17家LNG工厂，主要分布在非洲、中东、亚洲、澳大利亚、加勒比地区和阿拉斯加处。尽管每家工厂在设计和尺寸上都是独特的，但他们仍有许多共同的特点。下图显示了一种典型的LNG液化和装载设施的布置。
（NGL to Fractionation：液态天然气分馏法；propane chiller：丙烷冷却器；condensate：冷凝物；LNG heat exchanger：LNG换热器）
接收到LNG设备中的天然气必须没有杂质，且必须越接近纯甲烷越好。任何其他的成分，比如CO2和硫磺，都可能对天然气冷却单元造成损害，或者降低LNG成品的质量，或者两者皆有。
全球的LNG从业者都已接受了两种主要的天然气液化过程：纯多端冷却过程（即飞利浦过程）、和预冷后混合丙烷的混合冷媒过程（MCR）（由空气产品公司、壳牌及其他公司改进，且应用于大多数LNG工厂）。首批在阿尔及利亚和阿拉斯加设立的LNG工厂应用的是飞利浦多端冷却过程，并使用丙烷、乙烯和甲烷作为冷却剂。然而，从那以后，大部分的大型LNG基地装载项目使用的都是空气产品公司的（丙烷）混合冷媒过程，以及低温换热器。不同的研究显示：这两种加工过程中主要工作的处理效率是相似的。因此，选择哪种过程主要取决于各个公司不同的考虑、特许费用的差距和个人所理解的优势。
一般来讲，液化工厂是一整个LNG项目中最昂贵的部分。因为运输到工厂中8%-10%的天然气会被用于作为冷却过程的燃料，即使其他费用，比如人工费和维修费较为低廉，总体的操作费仍就高昂。
因为规模经济十分重要，所以新建的LNG工厂将拥有更大的、更高效的生产线，并且对于邻近的LNG工厂（比如卡塔尔的），这些新建的工厂会与它们共享设备，以减少单位成本。然而，不断上升的对钢铁和镍的需求量，以及对于其他工程建造资源的高需求，使得长期下降的成本趋势有所回升。最近发布的LNG工厂项目，比如（澳）Woodside’s Pluto项目，所需成本相对几年前建造的工厂项目要翻5番以上。这样令人警醒的趋势将会迫使项目发起者制订更为激进的LNG价格预测，并将毋庸置疑地导致某些项目的取消，且很有可能是那些价格从现有水平调低后就无法盈利的项目（低定价）。
但是，不断上涨的LNG价格也反向促进了从前被认为是难以盈利的天然气资源的开发。更小的、距离更远的天然气田被发掘出来，通过改装、或特别定制的船舶将LNG生产和储备系统连接起来，这有些类似于油田的浮式生产储存卸货装置。另外，现在仍有许多有关LNG的技术挑战摆在眼前，最典型的就是半装满储罐的‘摇晃’问题——当LNG被产出时——以及LNG从一艘浮动船舶被卸载至另一艘浮动船舶时。目前，有许多公司正在改进它们的FLNG（浮动式LNG）理念，首批产品应该会在2011-2012年左右出炉，可能在西非或东南亚/澳大利亚地区着陆。
LNG产业链：运输
LNG通常通过特别设计的冷藏船舶被运输给天然气消费者。船舶要求在低大气压下运营（不像液化石油气船，可以在相对较高的气压下运营），LNG被装在独立绝缘的储罐中运输。储罐周围的绝缘层帮助维持LNG的温度，并使蒸发率（重新转变为气态）保持在最低的水平。因为大多数老旧船舶没有船上制冷系统，船舶使用刚刚生产出的、会蒸发的天然气作为能源、燃料。在一次典型的航程中，一般每天有0.1%-0.25%的LNG会转换成气态，作为燃料。
大部分LNG工厂有他们自己特定的LNG船队，作为“虚拟”管道。当一艘船舶处于装载状态，肯定有一艘姐妹船舶正在卸载货物，而船队剩余的船只则要么在去买方气化设施的途中，要么在回LNG工厂装载新货的途中。然而，当LNG短期交易和即期交易量不断上升时，船舶会从不同的工厂装载LNG，并且将它们卸载至出价最优的地方。
LNG产业链：再汽化终端
LNG接收终端，也被称为再汽化设施或气化设施，会接待LNG船舶，储存LNG（直到被需要），并且输送气态甲烷至当地管道气网。气化设施中主要的设备为卸载泊位、港口设施、LNG储备罐、蒸发器（将LNG转换成气态），以及连接当地供气网的管道通路。另外，LNG船舶也会在近岸处卸载，远离拥挤的、水位较浅的港口。这一般会通过一个浮动系泊系统完成（相似于原油进口中用到的系统）——即船舶近岸卸载时，天然气会从海底绝缘的LNG管道被运输至岸上的气化设施。
接收终端资本花费最多的板块是蒸发器设备。蒸发器可以将LNG从-161.5℃加热至超过5℃，使甲烷从液态转变为气态。从概念上来说，蒸发器属于相对简单的部分，当LNG通过泵被压入管式或板式换热器时，蒸发器发生作用，使其温度上升。在温暖的季节，将加热器与海水接触，或在寒冷的季节，将其与加热的水接触，都能保证换热器温暖。所以大规模的海水会持续流动在蒸发器系统中，以避免各面板结冰。
常规岸上气化设施中，卸载下的LNG通常被储存在大型储罐中，陆上储罐或半掩埋储罐，直到天然气被消费者所需要。半掩埋储罐，罐与罐之间的距离比较近，所以在日本十分常见，因为那里的土地资源比较稀缺。另外，LNG也可以在近岸被卸载，而且通常是通过船上有再汽化设备的、改进后的LNG船舶卸载LNG。这些船舶有能力直接将气态甲烷输送入管道气网内；或者通过离岸系泊设备将LNG输送进低温管道，再送到岸上进行气化；也可以采用LNG常规卸载，即通过固定悬臂完成近岸卸载。船到船的LNG转移仍在其早期阶段，所有的技术障碍还没有完全消除。一旦这个过程变的常规了，我们可以预见大型船舶在近岸处卸载LNG至更为小型的船舶，随后这些小船会直接驶向港口，当LNG被转换成甲烷后，再通过管道直接输入当地气网。
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