LNG冷能利用综述

摘要：综述了国内外接收站LNG冷能用于空气分离的概况，提出了LNG冷能利用可能的局限性，同时展望了LNG冷能用于空气分离的前景。

关键词：LNG冷能利用

中图分类号： U473.2+4 文献标识码： A 文章编号：

LNG接收站介绍

LNG资源

液化天然气（LNG）是一种特殊商品。该产业技术含量高，投资大，联系紧密，合同关系复杂，具有显著的链系特征，通常称为LNG产业链。该产业链包括上游气田开发、天然气液化、LNG运输、LNG接收站和输气管线及各燃气用户等环节，环环相扣，紧密相连。

一般说来，上游气田开发、天然气液化工厂的建设时间长、投资大。同样，从LNG接收站到各燃气用户，涉及到国民经济的许多领域，与国计民生息息相关，建设投资也十分庞大，因而也对LNG的供应有较严格的要求，不允许天然气供应有任何一次意外的中断。因此，LNG产业链的各个环节都必须安全、可靠、紧密、稳定地运行。

截止2010年底，全球共有18个国家的25个LNG液化厂在生产。4条新线于2010年投产，其中QatargasⅢ 1条，RasgasⅢ 1条，也门项目1条和秘鲁项目1条。

全球94条液化生产线总名牌产能为2.696亿吨，而2010年实际生产2.2亿吨LNG，液化厂平均利用率为81%。全球共有91个储罐，LNG总储存能力为920万立方米，即相当于全球LNG 7天的产量。

2010年全球LNG贸易量达到了2.2亿吨，比2009年增加了3800万吨，增长率为21%。在全球经济复苏的刺激下，这个数字创下历史新高。增长量主要来自于卡塔尔、尼日利亚、印尼和俄罗斯已有液化厂的产能增加和新投产的卡塔尔，也门和秘鲁液化厂。

在进口方面，日本保持了进口量第一的交椅， 进口量接近7100万吨，占全球进口量31.7%的份额，比2009年下降3.6个百分点。韩国继续排名第二（14.8%），进口了3420万吨, 西班牙第三，进口量为2040万吨 （9.5%）。

其中亚洲市场在2010年只有印度的需求量在下降，原因是国内产量的增加。美洲地区，由于非常规气供应量的增加和相对低价的市场环境，美国LNG进口量下降了11.1%，从2009年的960万吨下降至860万吨，其中再出口量为60万吨。相比之下，南美地区的LNG需求增长强劲，这些国家包括阿根廷，巴西和智利，需求主要用于燃气发电。这三个国家进口量几乎翻了三倍，达到580万吨，占到全球LNG市场2.6%的份额。

供应方面，LNG产量增长快于产能增加。2010年的增产量主要来自2009年投产项目的产量上升和已有液化项目的增产部分，小部分来自新建液化项目。

按地区分析，太平洋盆地出口增长15.1%，出口量为8300万吨，继续占据世界LNG出口主力的位置，但是出口份额从2009年的39.5%下降至37.2%。中东地区随着出口量增加至7600万吨，在全球供应市场的份额也从2009年的27.9%上升至33.9%。而大西洋盆地虽然出口增加了6.1%，但全球份额仍然从32.5%降至28.8%，下降的主要原因是北非出口量减少。

国家方面，卡塔尔几乎占据了增量的一半，其后依次是尼日利亚，俄罗斯和印度尼西亚。相反，埃及、阿尔及利亚和特立尼达和多巴哥出口下降，降幅最大的是埃及（30.2%）。2010年，卡塔尔产量占到全球的四分之一，出口到除希腊、科威特、波多黎各和多米尼加以外的所有国家和地区；印尼2010年出口排名重回世界第二，增幅达21.6%，产量为2380万吨；马来西亚排名第三，出口2320万吨；澳大利亚排名第四，1910万吨；尼日利亚Soku液化厂重新开工，因此出口增加54.2%。

现货和短期贸易2010年创纪录的增长40%，达到4200万吨，共计727船，2009年为3000万吨，491船。现货和短期贸易量占全球LNG总贸易量从2009年的16.3%增加到18.9%。其中欧洲的现货和短期贸易量增加最为迅猛，相比于长期合同的价格优势让涨幅高达50.9%；亚洲在2009年经历了大幅下滑之后，重新开始恢复，达到1800万吨，但是仍然低于2008年的2400万吨。亚洲的现货和短期合同供应商主要是印尼和俄罗斯。

2010年共有19船LNG被重新出口，其中比利时泽布勒赫7船，Sabine Pass接收站8船和Freeport 接收站4船，共计115万吨。其中9船被出口至苏伊士运河以东，10船在运河以西。

现货和短期贸易的来源地方面，卡塔尔超过特立尼和多巴哥达成为第一出口国，占据25.7%，后面依次是特立尼达和多巴哥（17.2%）、尼日利亚（12.3%）和埃及（7.3%）。

LNG接收站

接收站的功能是接卸由LNG船舶运来的LNG并储存在LNG储罐内，经再气化后将天然气通过输气管线外输或直接将LNG通过槽车外运，提供下游用户使用。

目前LNG接收站技术已相当成熟，LNG接收站设计将充分考虑工艺技术的先进性和可靠性，确保长期稳定、安全可靠向下游供气。接收站主要由以下系统组成。

卸船工艺

LNG接收站卸船工艺系统采用一根液相总管（100%能力）、一根气相平衡总管线和一根LNG循环管线的设计。无卸船时，通过LNG循环管线以小流量循环来保持卸船总管处于低温状态。该设计已有长时间安全、可靠运行的记录，与双总管设计比较，单总管可节约投资。

通常设计要求完成卸料作业的时间不超过30小时，最大卸船时，三台液体卸船臂同时工作。当一台卸船臂由于故障而不能使用，两台卸船臂将工作并能保证30小时内完成卸料作业。当气体返回臂由于故障不能使用，一台液体卸船臂将被用作气体返回臂。

(2) LNG储罐

通常LNG储罐选用安全、可靠的全容式混凝土顶储罐（FCCR）。全容式混凝土顶储罐的最大操作压力比金属顶储罐高。在卸船操作时，可利用罐内蒸发气自身压力将气体直接返回到LNG运输船上，而无需设置返回气风机进行加压。

卸船时，LNG通过卸船总管从储罐顶部进入。为避免卸船时引起储罐内LNG分层而导致“翻滚”的风险，可根据储罐内LNG的密度和运输船LNG密度选择卸船时LNG从上部进料管进料，或通过底部进料管下部进料。一般情况下，较重的LNG从上部进料，较轻的LNG从下部进料。进料方式的选择可根据卸船前提交的LNG货单中的密度、卸料总管上取样分析装置实测的密度结果，与储罐内LNG密度对比较核后确定。在卸船作业与非卸船期间，可利用罐内低压输送泵对罐内LNG进行循环，在低压泵循环回储罐管线末端设有LNG喷淋装置，可使罐内底层LNG通过该循环有效地与上层LNG混合，避免分层及“翻滚”。

(3) 蒸发气（BOG）处理

蒸发气的产生主要是由于外界能量的输入造成，如泵运转、外界热量的导入、大气压的变化、环境的影响及LNG 注入储罐时造成罐内LNG体积的变化等。LNG接收站在卸船操作时蒸发气的产生量是无卸船操作时的数倍。

按照LNG接收站对蒸发气（BOG）的处理方式的不同，接收站气化工艺分为两种：直接输出工艺和再冷凝工艺。两种工艺并无本质上的区别，仅在蒸发气体（BOG）的处理上有所不同。

通常采用再冷凝工艺，将蒸发气压缩到较低压力后，与从LNG储罐罐内泵送出的LNG在再冷凝器中混合，由于LNG加压后处于过冷状态，可以使蒸发气再冷凝。再冷凝后的LNG与罐内泵送出的LNG经高压输送泵加压送到气化器气化后外输。

在国外，尤其是日本，通常采用高压压缩机直接压缩BOG直接外输至管网。

(4) LNG输送及气化

正常情况下，LNG从再冷凝器直接进入LNG高压输送泵，加压后输送至高压气化器。高压输送泵通常为潜液式电动多级泵，泵与电动机整体安装于泵筒内，泵筒相当于泵的外壳，通过进出口法兰与外部管道连接。

高压输送泵是输送系统中的重要设备，其启动台数根据接收站的外输气量来确定。LNG高压输送泵外输流量可通过泵出口管线及气化器入口的流量调节阀进行控制，也可根据外输天然气总管的压力变化自动控制，以保证外输天然气总管中的压力稳定。

LNG在气化器中被加热气化，天然气经计量后通过管线送往外输天然气干线。气化后的天然气温度不低于0℃。

LNG在气化器被气化成高压天然气，由支管汇集到天然气外输总管。

(5) 火炬及放空系统

火炬系统用于处理蒸发气总管超压排放的气体，以及当下游输气管需检修时，管道中残留的高压气体。当同时发生因接收站事故需将蒸发气排至火炬的情况和因外输管线检修需将残存的高压天然气排火炬的情况时，应优先将蒸发气总管中的气体排火炬，防止接收站蒸发气超压事故发生。

为防止空气进入火炬及两条去火炬管线，应连续向火炬头通入低流量氮气，以维持系统微正压。

二、LNG接收站冷能利用的意义

1、LNG冷能概述

LNG是超低温液态天然气，沸点约为-162℃。在常温常压下，LNG气化过程中最大可利用的冷能约为240 kWh/t。如每年进口400万吨的LNG，相当于同时捎带约8亿度电。

利用LNG冷能，符合国家能源战略的要求，符合建立节约型社会的要求，促进社会经济可持续发展。合理利用LNG的冷能，不仅可以减少电能等能源消耗、降低投资，而且可以降低生产经营成本，为投资企业带来良好的经济效益。

2、LNG冷能利用方式

LNG冷能是宝贵的资源，但要充分、有效利用并非易事，这可从全世界LNG冷能利用的现状中得到佐证。目前任何单一利用技术都无法充分利用LNG冷量，过程有效能损失较大。

LNG直接利用方式包括冷能发电、液化分离空气(液氧、液氮)、冷冻仓库、液化碳酸、干冰及空调等；间接利用方式有冷冻食品、低温粉碎废弃物处理、冻结保存，低温医疗及食品保存等。LNG冷能利用通常如下图所示：

图2-1 LNG冷能利用方式

部分LNG冷能利用方式的效果大致如下表2-1：

表2-1 冷能利用方式效果比较

3、国内外冷能利用情况

目前，世界LNG冷能利用较多的国家是日本。日本每年从国外进口LNG约5,500×104～6,000×104 t，大约有2000 t/h的LNG用于提供LNG冷能，约占整个进口量的20％；而现存系统对这20％的LNG的冷能利用率仅为8％。日本LNG冷能利用主要分成两类：一类供接收站自身使用，如对BOG进行再冷凝和冷能发电；另一类是与外部工厂或冷却系统集成使用，如空分、生产液体二氧化碳和冷藏等。其中LNG冷能外部系统集成使用最广泛的是空分，因为空分利用的是LNG深冷部分的冷量，可获得较高的能量利用率。日本目前有七套空气分离装置，其处理能力均为10,000～20,000 m3/h；三台制干冰装置，每天生产100t干冰；一座深度冷却仓库，库容为33,200t；十五台低温朗肯循环独立发电装置，单台容量为400～9400kW。在日本，冷能发电、空气分离、制干冰、冷冻仓库等在实际中都有广泛的应用。

我国台湾永安LNG接收站的冷能利用，主要是制造高纯度的液态氮、液态氧等空分产品，也用于发电厂的进气冷却，其LNG冷能利用率为8％左右。韩国釜山、澳大利亚等地的LNG接收站为了利用LNG冷能，建立了空分厂，生产液体空气产品等。

我国福建LNG项目已经建设LNG冷能利用的空气分离系统，其生产规模为21.9×104 t/a。其中，液氧产品9.1×104t/a，液氮产品12.5×104t/a，液氩产品0.36×104t/a。由于每小时使用了68t LNG的冷能，与同规模的常规空分相比，每小时节电8355度，节电约51％；每小时节省水950t，节水约63％。

三、LNG接收站冷能利用方案

日本北九州、韩国、中国台湾等地已投运的大部分LNG冷能利用项目迄今只有20 %的LNG 冷能得到利用。中国进口LNG比世界晚了30年，现在的能源市场已变为卖方市场,进口价格较高。尤其是本世纪以来，国际石油价格高涨，能源和电力成本大幅度增加，LNG冷能利用越来越显得珍贵，充分利用LNG冷能在中国极其必要[2]。而空分无疑是目前最好的利用LNG冷能的方式。

普通空分通常用林德循环或其他改进型循环的低温液化空气分离法制造，这种方法把空气液化后，再根据空气中不同成分沸点不同进行分离，最终获得纯度很高的氧气、氮气、氩气或它们的液体。这种方法须在-150-191oC条件下进行，创造和维持低温要消耗大量电能。

利用LNG冷能的空分流程有3 个主要优点：一是在离LN G 最接近的温度位对其冷能加以利用，可用能利用程度高；二是可以在较低的能耗指标下得到大量的液态产品；三是可以缩短空分流程的起动时间，因为传统流程靠透平膨胀机产冷，冷量需要逐渐积累，而LNG则可以在瞬间释放出大量高品位的冷能[1]。

据2007年报道：“中国正在加大天然气的普及使用，2010年，天然气在中国能源市场上的份额将从之前的约2. 5 %增加到6 % ，2020 年至10 %。照此计算，在未来10 年内，中国进口液化天然气的需求量将达到每年2000 ×104 t 以上”。这对LNG 的冷量利用提出了要求，也为利用LNG冷量生产低能耗的液体空分产品创造了有利的条件[3]。

1、国外冷能空分现状

LNG产业的发展相应带动了LNG冷能利用技术的产生和发展，并已有较成功的实践。在日本的LNG接收终端，约有20 % LN G的冷能被利用。我国台湾省的永安LNG接收站的冷能也用于空分和发电厂的进气冷却，LNG冷能利用率为8 %[4]。以日本为例，日本一年的LNG消耗占到了全世界的一半。从上世纪60年代，日本就一直致力于液化天然气(LNG)相关技术的研发，并率先实现了利用LNG冷能进行空气分离、冷能发电、干冰制造和冷库冷藏等。

1971年，世界上首台利用LNG冷能的空气分离装置在日本东京液氧公司投入运行。空气分离作为LNG冷能利用中的最常用技术之一，应用越来越广泛，日本、韩国、法国、澳大利亚等国家已有多处此类项目投入运营。表1列出了其中一些利用LNG冷能的空气分离装置。利用冷能的空气分离装置，与普通的空气分离装置相比，电力消耗节省50 %以上，冷却水节约70 %。

表3-1 日本韩国冷能空分现状

其它国家也有将LNG冷能用于空分系统的成功实践。如在法国FOS2SUR2MER 接收站中的LNG冷量回收系统中，LNG冷量主要用于液化空气厂[5]。

3、中国利用LNG冷能空分概况

在利用LNG冷能空分方面，国内专家也做了很多研究，金滔、江楚标[1,3]等都做了很多基础理论工作。同时国内知名公司也都有自主知识产权的工艺，例如：杭氧、川空等。但是仅仅局限于理论方面，在工程实践方面国内还是较为欠缺的。

福建LNG接收站，为提高本项目的附加值并扩大中下游产业链,充分利用已有的资源，福建智舟科技有限公司经过3 年研发提出了“LN G冷能利用空分项目”。2006 年3 月，该公司与香港恒龙科技有限公司签约合建福建恒舟深冷气体有限公司，正式实施这一项目。将LNG冷能回收利用之后，可以用于6 种低温用途上。该项目总投资1250 万美元，2007 年LNG正式运营后,该合资公司将回收利用终端站的LNG冷能生产空分产品，向福建提供液态氧气、氮气和氩气产品和其他稀有气体。目前福建莆田利用LNG冷能空气分离项目已经投产、运行稳定，计划LNG日使用量1200 t/d，日产液氧300 t/d、液氮300 t/d和液氩10 t/d，广东大鹏、广东珠海、宁波LNG项目利用冷能的空气分离项目也已纳入议程。

4、LNG冷能空分流程

(1) 过滤、压缩、预冷及纯化

原料工艺空气经吸入口吸入，进入空气过滤器，滤去尘埃和机械杂质，并经入口消音器，进入离心式空气压缩机进行压缩，压缩后的空气经过末级冷却器冷却后送至空气纯化系统，压缩机级间及末级冷却的冷却剂为乙二醇水溶液。

(2) 空气精馏

出空气纯化系统的洁净工艺空气进入冷箱内的主换热器，被返流出来的气体冷却至接近露点的空气进入下塔的底部，参与下塔精流。

经过上塔的精馏，在上塔中可获得低压氮气、污氮、液氧。

由上塔顶部抽出少量液氮，作为产品液氮送出冷箱。

由主冷底部抽出液氧，经液氮液空过冷器过冷后作为产品液氧送出冷箱。

由上塔顶部获得低压纯氮气，经液氮液空过冷器及主换热器复热到一定温度后送入低压低温氮压机作为液氮产品的原料氮气。

在上塔上部，获得污氮，经液氮液空过冷器及主换热器复热后送出冷箱，一部分作为纯化系统的再生用气，其余放空。

由LNG-氮换热器来的中压液氮经液氮液空过冷器过冷后节流至低压，作为产品液氮送出冷箱。

(3) 氩的提取

氩的提取采用全精馏制氩技术，为了制取氩，从分馏塔上塔下部的适当位置引出一股氩馏份气送入粗氩塔进行精馏。在纯氩塔的顶部装有冷凝器，以纯氩蒸发器引出的液氮作为冷源，使绝大部分上升气体冷凝作为纯氩塔的回流液，经过纯氩塔的精馏，在纯氩塔底部得到的99.999％Ar纯液氩，引出冷箱作为产品液氩。

(4) LNG/NG输送

来自接收站增压泵后的部分高压低温LNG通过管道输送至空分界区，作为冷源进入LNG冷量回收冷箱系统的LNG-氮换热器，其中一部分直接汽化复热到1℃以上进入用户管网。其余LNG由板式中部抽出去乙二醇冷却器作为冷源，将高温端冷量传递给乙二醇，自身汽化并复热至1℃以上并入通过管道输送至LNG接收站NG管网。LNG/NG输送能够与接收站通过阀门快速隔断，并有多道手动阀门截断，确保LNG接收站安全。

(5) 乙二醇水溶液循环系统

空压机级间及末级冷却器采用乙二醇水溶液作为冷却剂冷却，电机采用经复热后的乙二醇水溶液作为冷源，油冷却器采用电机复热后的乙二醇水溶液作为冷源，乙二醇水溶液在空分各冷却器处被加热后，再经乙二醇泵加压后送入乙二醇换热器与较低温度的LNG换热冷却，从而将温度降低。

5、LNG冷能空分能耗

传统空分装置的低温环境完全由电力驱动的机械制冷设备产生的，消耗大量的电能，而LNG蕴藏着大量的低温能量，在被用于燃料或化工原料之前，需要进行热交换把它气化为常温气体。回收利用这部分LNG冷能来冷却和液化空气可以使空分过程的电耗降低56%以上，此外，LNG冷能空分采用乙二醇水溶液封闭循环利用LNG的冷能代替传统空分的循环冷却水，所以几乎没有水耗。采用乙二醇水溶液作为冷却剂，乙二醇水溶液在LNG-乙二醇换热器中被LNG冷却并作为压缩机级间及末级冷却器、油系统、低温氮压机电机及油系统的冷源，充分利用了LNG的高温段冷量。乙二醇水溶液循环冷却系统取代传统的循环水系统，可使压缩机级间及末级冷却器的排气温度更低，能耗更低。同时，乙二醇水溶液还具有配兑容易、溶液不易挥发、使用安全可靠、防腐和防垢等优点。

表 3.2 LNG冷能空分与常规空分对比

LNG冷能空分充分利用LNG气化过程中释放的冷量为空分装置提供所需的冷能，回收了目前LNG气化时浪费的冷能，节能显著，与国家建设节约型社会和发展循环经济目标一致。

四、结论

在能源日益短缺紧张的情况下，节能就成为首当其冲的问题，而传统空分的能耗是非常高的，有“电老虎”之称。LNG接收站气化过程中的冷能用于空气分离，既能够充分利用了LNG中蕴含的高品质冷能，又大大降低了空分的能耗。

随着LNG能源产业的不断发展壮大，其中蕴含的冷能可以应用于空气分离，既节约了能源，同时也满足了日益增长的气体需求。

当然，LNG冷能用于空分也存在一定的局限性，比如：冷能供应不稳定对冷能利用设备负荷的限制，影响了设备的连续稳定运行和利用率、低温冷能长距离输送会造成较大冷损等。

随着LNG产业的大力发展，冷能利用会受到日益重视，而克服上述限制的关键之一就是：发挥区位优势、早期同步规划。