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1、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

2、 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 Qatargas 1 条，Rasgas 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，

3、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

4、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，

5、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

6、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

7、 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 L

8、NG 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 3

9、0 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

10、 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

11、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

12、 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

13、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

14、 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。

15、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 5,5001046,000104 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

16、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 10,00020,000 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 4009400kW。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

17、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 21.9104 t/a。其中，液氧产品 9.1104t/a，液氮产品12.5104t/a，液氩产品 0.36104t/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

18、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

19、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

20、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