LNG冷能利用研究

刘红宇，龙晓警



LNG冷能利用研究

刘红宇，龙晓警

通过对国内外LNG冷能利用现状的分析，结合我国LNG冷能利用产业的政策，对我国LNG冷能利用存在的问题进行了分析与研究，并提出了相应的对策建议。

LNG；冷能利用

引 言

常压下的LNG是一种-162.0 ℃的低温液体，通常在LNG接收站采取增压汽化的方式将LNG汽化成为常温的高压天然气。在汽化过程中LNG会释放出大量的冷能。截至2014年底，我国已建成十余座大型接收站，预计未来3年，我国接收站累计接收能力将超过8 000万t/a。这些接收站在气化过程中会产生大量的冷能，有效地利用LNG的冷能，对我国节能减排、应对气候变化具有重要的意义。

1 国外LNG冷能利用情况

世界上最早在进口LNG的同时也开发LNG冷能利用技术的是日本，已经有40多年的历史。目前日本LNG冷能利用主要分成2类：一类供接收站自身使用，如BOG再液化、冷能发电和接收站的空调；另一类是与外部工厂或冷却系统集成使用，如空分、液体CO2生产和低温冷库等。其中LNG冷能在空分系统中的利用效率最高，因为空分利用的是LNG深冷部分的冷量，每吨LNG大约节省电力150 kW·h。日本建设了7套左右的空气分离装置，每套处理能力大致为 10 000～20 000 m3/h。在日本，空分装置利用的冷能约占LNG冷能利用总量的20 %左右，而冷能发电项目利用的LNG冷能最多，约占70 %左右。

作为全球主要LNG进口国，韩国国内建设了5个主要的LNG接收站，仁川、平泽、光阳、统营和三陟等5个接收站，规模都比较大。在韩国，LNG的冷能主要用于空气分离和食品的低温冷冻冷藏，其LNG冷能利用率不到20 %。

在印度，LNG冷能利用是与燃气电厂发电结合，利用 LNG冷能来提高大型燃气轮机出力。LNG接收站的冷能被用于燃气轮机的进气冷却，用来提高燃气轮机的发电量。

2 我国LNG冷能利用现状

我国对 LNG冷能利用十分重视，自第一个LNG接收终端—广东大鹏LNG接收站建设期间就已经开始进行了有关 LNG冷能利用的研究和前期规划。

国家相关部委也出台了相关鼓励政策。根据《关于印发天然气发展“十二五”规划的通知》（发改能源［2012］3383号），为引导天然气高效利用，将LNG接收站冷能利用纳入LNG项目核准评估内容，实现节能减排和提高能效。

2012年3月，国家发展改革委、财政部、国土资源部和国家能源局联合颁布了《页岩气发展规划（2011—2015年）》，规划明确我国要加大LNG冷能利用力度，冷能利用纳入LNG项目核准评估内容，与接收站同步建设，减少对海水生态环境的影响，提高能源综合利用效率，实现节能减排和提高能效。

根据《石油和化工行业“十二五”发展指南》，国家鼓励LNG冷能的利用，特别是大型空分设备对LNG冷能的利用。LNG冷能利用是社会各界关注的问题，相关的产业政策和行业标准将有望逐步完善，进一步推动我国LNG冷能产业的科学健康持续发展。

目前，我国 LNG冷能利用主要用于空气分离、轻烃分离、废旧橡胶低温粉碎、丁基橡胶、低温冷库、制冰和冷水空调等方面。在我国的LNG接收站中，大多数将空气分离项目作为首先的冷能利用项目。

我国第一个LNG冷能的空气分离项目2010 年11月在福建莆田建成投产，日产液氮、液氧和液氩等产品，比常规生产法节能50 %、节水70 %以上。

除了福建莆田的LNG空分外，其它在建或建成的利用LNG冷能的空分项目包括：中海油浙江宁波空分项目、中海油广东珠海空分项目，以及中石油河北唐山的空分项目，江苏如东等 4个LNG冷能空分项目。

除了空气分离项目外，LNG轻烃分离项目在青岛建成；废旧轮胎低温粉碎项目在福建莆田建成。

总体而言，我国LNG冷能项目实际投入使用的很少，LNG冷能利用率很低。

3 LNG冷能利用的主要方式

结合国内外冷能利用的实践，本文重点介绍几种常见的LNG冷能利用方式。

3.1 空气分离生产液氧、液氮和液氩

空气分离方法可分为低温和非低温两种。采用低温分离法大规模制取氧气、氮气液态产品，尤其是高纯度产品方面具有无法取代的竞争优势，而且只有低温分离法可以同时生产氩气等稀有气体产品，因此低温分离法在空气分离的工业应用中占据非常重要的地位。

低温分离法即深度冷冻空气分离法，是采用低温技术从空气中分离氧气和氮气的技术。利用LNG气化时的冷能对空气进行分离，生产液态空气产品，系统工艺温度低，对LNG冷能的整体利用率高，以600 t/d、20 000 m3/h规模的空分装置为例，常规空分装置的电耗为0.7 kW·h/（N·m3），而LNG空分装置电耗为0.3 kW·h/（N·m3），每小时消耗50 t LNG，全年节电6 400万kW，节能效果显著。在国际上此类研究已有逾30年的历史，并已有多个项目建成运营。总的来说，利用LNG冷能的空分流程有3个主要优点：

1）利用LNG冷能的空气分离项目技术成熟，主要产品是液氧、液氮和液氩，产品在钢铁、化工、医药、电子、材料等领域均有广泛的用途，有非常广阔的市场。2）在空分装置中LNG冷能可以得到高效利用，项目有很好的经济性和节能减排效益。3）项目占地较少，可以布置在 LNG接收站内。

3.2 LNG冷能发电

在目前回收LNG冷能的诸多方法当中，利用LNG冷能发电是应用较多，技术较为成熟的方法。用LNG冷能发电主要是利用LNG的低温冷能使工质液化，而后工质经加热气化再在气轮机中膨胀做功带动发电机发电。目前LNG冷能发电方式主要有直接膨胀发电、朗肯循环发电、直接膨胀+朗肯循环系统等。

日本作为LNG最大的进口国，在利用LNG发电方面有最多的工程实例。日本的 Sodegaura低温电力公司的直接膨胀-单工质朗肯循环系统的LNG流量为10 t/h，发电量为442 kW·h；混合工质朗肯循环系统的LNG流量为5 t/h，发电量为241 kW·h。

冷能发电技术成熟，世界上已有多套商业化运行的LNG冷能发电装置。而且LNG冷能低温发电是一种新兴的节能环保的发电方式，符合国家大力提倡的节能减排政策，且产业链最短，但冷能利用效率较低，约30 %～50 %。近年来，随着我国对冷能发电产业的投入，目前大部分相关设备能够国产，项目投资已经大幅降低。冷能发电项目占地较小，可以设置在接收站内。

3.3 低温冷库及冷冻食品加工

LNG基地和大型的冷库基本都设在港口附近，所以回收LNG冷能供给冷库是很方便的冷能利用方式。

采用LNG作为冷库的冷源，将载冷剂冷却到一定温度，冷却后的载冷剂经管道进入冷冻、冷藏库，通过冷却盘管释放冷能实现对物品的冷冻冷藏。另外，还可对LNG的冷能进行“温度对口，逐级利用”，即从低温到高温，用不同的冷媒进行热交换后分别送入低温冻结库或低温冻结装置（-60 ℃）、冷冻库（-35 ℃）、冷藏库（0 ℃以下）以及果蔬预冷库（0～10 ℃），这样其冷能的利用效率大大提高，整个成本较之机械制冷会下降37.5 %。

冷库可以使 LNG的冷能从量上几乎无浪费的全部加以利用，且不用制冷机，节约了大量的投资和运行费用。但根据国家标准《冷库设计规范》的规定，一般的冷库只需维持在-35 ℃以上即可，而将-162 ℃ LNG的冷能全部用于冷库制则冷能损很大，冷能利用效率较低。

3.4 冷能制冰

冰是一种高能耗产品，1 t 20 ℃的水凝结成冰需要约120 kW·h的冷能，常规采用电压缩制冷的方法将水冷却凝结为冰，1 t冰需近70度电，制冷工质通常采用氨或氟利昂。

利用 LNG冷能制冰可以节约大量制冰消耗的电能，符合国家提倡的节能减排政策。LNG冷能制冰技术成熟，但是将-160 ℃的LNG冷能用于-10 ℃左右的制冰，冷能利用效率低，无法充分体现LNG冷能的价值。

3.5 轻烃分离

利用 LNG的冷能能够以较低的成本将进口LNG湿气（即含C2+较多—体积百分比在10 %左右或以上）中的轻烃资源分离出来，其利用温位在-150～-110 ℃。经过轻烃分离可以从LNG中回收乙烷、丙烷、丁烷等C2+轻烃。开展LNG轻烃分离项目，关键是进口的LNG中是否有较高含量的轻烃。如果进口的LNG为富含C2+轻烃的湿气，而且气源稳定，则可以开展轻烃分离项目，回收的 C2+轻烃可以作为乙烯原料和液化石油气产品进行销售。

从LNG中利用冷能分离回收轻烃技术成熟，我国第一个LNG轻烃分离项目回收装置2015年4月15日已建成交工，设计规模为回收轻烃200 万t/a，生产纯度为95 %乙烷以及液化气产品。

3.6 丁基橡胶

丁基橡胶合成工艺是一个温度在-95～-102 ℃的典型低温反应，生产过程所需冷量通过丙烯、乙烯复迭制冷系统获得，制冷系统庞大复杂，需要消耗大量的电能，造成丁基橡胶整个工艺高能耗的问题。将LNG拥有的高品质冷能利用于丁基橡胶生产过程中，可以将丁基橡胶生产过程的制冷能耗降低87 %，提高经济效益的目的。

利用LNG冷能的丁基橡胶项目技术成熟，产品市场需求大，前景好，LNG冷能可以得到较高效的利用。但是利用LNG冷能的丁基橡胶项目需要较大的建设用地。

3.7 制取液态CO2和干冰

利用 LNG的冷能，很容易获得冷却和液化CO2所需要的低温，从而将液化装置的工作压力降至0.9 MPa左右。利用回收LNG的冷能制造液态CO2或者干冰，耗电0.2 kW·h/m3，与传统液化工艺相比可节约50 %以上的电能和10 %的建设费。利用LNG冷能制取液体CO2和干冰，项目技术成熟。

制取液体 CO2和干冰装置 2所需的温度（-60～-50 ℃）与LNG冷能品位（-162 ℃）相差较大，冷能回收率低于空气分离、轻烃分离、丁基橡胶等项目，但高于冷能发电、低温冷库、制冰等项目。此外，LNG冷能液体CO2和干冰生产装置需要选择建设排放大量气态 CO2的工厂附近，确保原料气态CO2供应充足。如果LNG接收站周边建设有钢厂和火电厂等CO2集中排放源，可以考虑建设干冰或液体CO2生产项目。

4 目前LNG冷能利用存在的问题及对策

我国LNG冷能项目实际投入使用的很少，利用率很低。在世界范围内，除了日本大阪燃气和根岸基地的 LNG接收站的冷能利用效率较高之外，其余大多数 LNG接收站的冷能利用率均较低，一般均在20 %～30 %之间，甚至更低。造成LNG冷能利用率偏低主要有以下几个因素。

4.1 受LNG接收站汽化操作的限制

冷能利用项目一般均要求连续、稳定运行，而接收站 LNG的气化量在不同时段和不同季节会由于下游用户的用气波动而频繁变化，夜间用气低谷时LNG的气化量很少，甚至停止气化，致使利用LNG冷能的装置难以连续、稳定运行，所以通常按照 LNG用量最低来进行冷能利用项目设计，从而限制了LNG冷能利用的规模，导致冷能利用率较低。这是LNG冷能利用面临的技术难点和重大挑战。

解决上述问题，可考虑采取以下对策：在LNG接收站项目选址阶段需统筹规划，将冷能利用产业的布局进行综合考虑，在接收站附近安排石油炼厂、化工厂、电厂等需要冷热的企业，LNG冷能利用采用工业集群模式。对于不具备采用大规模工业集群模式的接收站，为了提高LNG冷能利用的效率，可以考虑不同他冷能项目进行集成，实现LNG冷能的梯级利用。

4.2 冷能利用项目的投资管理模式矛盾

目前我国 LNG冷能利用项目大部分是接收站以外的其他公司投资建设，与LNG接收站投资主体不同，导致接收站运行和冷能利用项目运行不衔接、不协调的问题。同时，国内由于目前电/天然气的定价机制：LNG气化后的售价是按“成本加利润”上报国家发改委审批而定，接收站不用冷能不影响其经济效益。所以LNG接收站业主把注意力集中在保障上百亿投资项目的稳定和安全运行上，担心冷能利用“副业”对主业（气化—供应）有干扰。这极大地限制了大部分LNG冷能的利用。

解决上述问题，有赖于我国现有投资管理体制的改革，通过将接收站与冷能利用结合为有机整体，使冷能利用项目作为接收站的子公司，或者均与接收站是同一个母公司，为发展冷能利用创造条件。

4.3 LNG冷能接收站的选址限制

由于大部分 LNG项目在选址的时候未将冷能利用产业的布局进行综合考虑，或者接收站周边没有足够的工业用地用于冷能利用产业的建设，因而缺乏足够的冷能用户和冷能需求。

解决上述问题，需要在LNG接收站项目选址阶段将冷能利用产业的布局进行综合考虑，在接收站附近根据拟引进的冷能利用产业规划预留出必要的土地资源。

5 结 语

LNG的冷能利用在我国尚处于起步阶段，如何有效利用 LNG冷能是我国节能减排的一个重要课题。本文是笔者实际工作中的一些体会，不当之处，望指正。

Research on LNG Cold Energy Utilization

Liu Hongyu， Long Xiaojing
（CCCC First Harbor Consultants Co.， Ltd.， Tianjin 300222， China）

Based on the policy on the industry of LNG cold energy utilization established by Chinese government，by analyzing the present state of LNG cold energy utilization in China and abroad， the research and analysis have been carried out for the existing problems of LNG cold energy utilization in China. Furthermore， the corresponding measures and suggestions are put forward.

LNG； cold energy

TE89

A

1004-9592（2016）03-0063-04

10.16403/j.cnki.ggjs20160316

2015-10-14

刘红宇（1966-），男，高级工程师，主要从事港口工程总图设计工作。