探讨LNG储配输送中冷能利用技术应用

穆云飞 牛海亚 幸涛

摘要：为解决LNG储配输送冷能直接浪费的问题，本文对LNG储配输送产生的冷能在空分及轻烃分离中的利用进行深入分析，提出具体的冷能利用实现途径及方法，以期为相关人员提供参考，使LNG储配输送冷能得到最大限度回收利用，在减少浪费及污染的同时，节省电能及化石能源消耗。

关键词：LNG;冷能利用;空分;轻烃分离

LNG气化与输送时会产生大量冷能，我国沿海地区有很多LNG接收站，若利用海水进行加热气化，则会使冷能被直接浪费，还会造成不同程度的冷污染。若能对这部分冷能加以回收，在不同领域回用，如发电、空分与冷库等，则能节省很多电能，并减轻给环境造成的冷污染。基于此，在LNG储配输送过程中引入冷能利用技术有重要现实意义，必须引起相关人员的高度重视。在不同应用领域中，以在空分与轻烃分离中的应用较为复杂，因此以下即对这两方面应用进行分析介绍。

1 LNG储配输送冷能在空分中的利用

空气液化原理为空气与冷源接触或采用空气液化循环进行冷却，因空气精馏有一定特殊性，所以空气液化循环必须满足精馏要求，具体包括以下几点：压缩空气在冷却之后可以全部输送至精馏设备中，从而使分离产品量达到最大化;采用节流阀节流的空气及采用膨胀机膨胀后的空气，其压力都应满足精馏压力要求;液化循环系统液化系数与制冷量需结合具体精馏要求确定;实际使用的液化循环应能满足分离设备正常启动及运转的基本要求[1]。

空气由多种组分构成，但氧与氮的占比较高，其摩尔分数可达99%以上，基于此，为了简化精馏分离，可将空气看成一种二元混合物，而空气精馏即属于二元精馏。在空气当中，氧与氮的摩尔分数分别为20.9%、79.1%，多元精馏需将二元精馏作为基础。对于二元精馏，可通过假设来简化复杂的问题。因空气主要有两个组分，所以在分离之后，于精馏设备顶端获得沸点较低的氮，在底部获得沸点相对较高的氧[2]。

经模拟可知，每液化1kg标准状态天然气所需功率为236.6W，相当于每小时做850kJ的功，即可获得相等的冷能。由此可见冷能数量十分可观，可用于冷却压缩空气。将LNG冷能用在空气分离时，制冷过程中不论何种工作压力，所有温度比LNG最低温度低的冷能均需通过机械制冷来提供。可见其冷量十分庞大，可占总量50%以上。机械制冷过程中，当压缩物流温位较低时，获得相同数量及温位冷量所需电能较少。基于此，为减少电能消耗，应先对空气进行压缩，然后将其冷却至-100℃，再进一步压缩，继续冷却到-160℃，之后输送到膨胀机中，形成适当液化率，满足精馏条件[3]。

2 LNG储配输送冷能在轻烃分离中的利用

进口LNG以甲烷为主要成分，此外还有C2-C3烃，以及数量极少的C4烃。伴随我国LNG实际进口数量的不断增加，通过轻烃分离可实现热值调整，对不同气源热值实现统一有利，从而确定统一的标准。对于C2+轻烃，作为高附加值产品，有很多使用用途。从LNG组分可知，可从C2+轻烃中提取出很多LPG-丙烷与丁烷，提供给当地市场使用;此外，C2+还含有很多C2烷烃与C3烷烃，以及由C3与C4两种组分构成的凝析油，这些都是乙烯生产原料。根据相关研究成果，LNG储配输送冷能可在C2+分离与裂解过程中回用对裂解产物进行深冷分离，实践表明这是一种LNG冷能最佳用途之一[4]。

因我国现阶段还没有对管网热值与输送压力给出统一标准，所以可按照高压与低压两种方案实施设计。在高压输送条件下，需借助大排量压缩机对天然气进行压缩，确保管输压力符合要求，可见这样要消耗很多电能。对此，根据冷能回收利用基本原理，优化整个轻烃分离过程。现以某接收站为例对其高压轻烃分离方案进行模拟分析，其LNG组分为：C1摩尔分数为96.299%，C2摩尔分数为2.585%，C3摩尔分数为0.489%，iC4摩尔分数为0.1%，nC4摩尔分数为0.118%，iC5摩尔分数为0.003%，nC5摩尔分数为0.003%，N2摩尔分数为0.4%[5]。具体的模拟结果如表1所示。

根据以上模拟结果，对于常压LNG，主要采用升压泵进行压力提升，分流成两个支物流，其中相对较大的支流采用换热器进行预热，然后输送至脱甲烷塔进行分离，而相对较小的支流直接输送至塔顶，将其作为脱甲烷塔的回流。塔釜液相出料以C2+轻烃为主，所有气相甲烷均通过塔顶分出，和准备输送至塔的支流全部发生液化，最后进行汽化外输[6]。

对于低压输送方式，则相对简单和容易。在设计过程中需确保塔顶出口压力和输送压力达到匹配，以此在低压泵提升压力后直接输送至塔内对C2+轻烃进行分离，塔顶产生的甲烷可直接进行外输，无需进行液化、加压与汽化。

3结语

综上所述，在LNG储配输送过程中会产生很多冷能，这些冷能有很多用途，除以上两种外，还可使用在液态及固态二氧化碳的制取、冷库制冷、低温破碎及粉碎与储冷装置等，对此我国应逐步加大力度，充分利用LNG储配输送冷能，从而减少对电能及化石能源的消耗，良好适应我国节能减排需求。

参考文献：

[1]任金平，刘福录，任永平，潘瑞霞，高光甫.调峰型城市液化天然气储配站技术与应用[J].石油化工设备，2014，4304：72-75.

[2]阮芮彬.LNG加气站与LNG气化站合建的技术难点计算分析[J].设备管理与维修，2021，02：81-83.

[3]任金平，于春柳，张兵，任永平，马志鹏.低温液体BOG再液化技术在小型LNG储罐的应用分析[J].陇东学院学报，2018，2903：29-33.

[4]孙志莹.关于城镇燃气LNG气化站内增设LNG加气设施的探讨[J].中国标准化，2016，15：244+246.

[5]姚渡.液化石油气（LPG）在天然气（LNG）时代的价值再利用[J].中国资源綜合利用，2017，3509：71-73+76.

[6]李海伦.闵行LNG汽车加气与灌装示范站工程工艺及安全设计[J].上海煤气，2019，06：14-17+35.