我国LNG冷能空分技术的应用现状及展望

江 蓉，赖勇杰，黄震宇，倪宏伟

[四川空分设备(集团)有限责任公司，四川 简阳 641400]

1 前 言

随着全球能源需求的持续激增，天然气作为一种优质的清洁能源，逐步成为低碳新能源供应增量的主体，液化天然气(LNG)已经成为天然气国际贸易供应链中的重要一环。中国目前已成为全球天然气第一大进口国，进口LNG量呈爆发式增长，沿海地区配套投入使用的LNG接收站工程数量和规模日趋增大。在大型LNG接收站，为满足内陆地区天然气管网输送要求，LNG需要经过加压汽化成为常温气体后再输入到天然气管网中，在汽化过程中LNG会释放大量冷能。

传统的LNG接收站采用海水开架式汽化器(ORV)或浸没燃烧式汽化器(SCV)来汽化LNG，浪费了宝贵的冷能，对附近海域和环境产生了冷污染[1]。LNG在汽化过程中会释放大量冷能，对于一座接收能力为300万t/a的接收站，可利用冷功率为65 MW，折合电能约10×108kW·h/a[2]，如何更加合理高效地利用大型接收站的LNG冷能具有重要的意义。

LNG冷能可分为直接利用和间接利用两种方式，直接利用可应用于发电、空分、海水淡化、冰鲜食品运输、冷库及冰雪娱乐场所等领域；间接利用可用于低温医疗和橡胶粉碎等领域[3-8]。基于能量梯阶利用理论，LNG的汽化温度约-162℃，与空气分离的温区(-190～-150℃)相匹配，将LNG的冷能用于空气分离是最合理的冷能利用方式。

2 国内外LNG冷能利用概况

据IGU(International Gas Union)发布的《World LNG report 2020》的统计数据显示[9]，截至2019年末，全球共有129座已投运的LNG接收站。其中，陆上LNG接收站共104座，浮式LNG接收站共25座。全球已投运LNG接收站主要分布在亚洲，该地区共有86座LNG接收站，占已投运LNG接收站总量的66.7%；其次是欧洲地区，共拥有已投运LNG接收站25座，占比约19.4%。其中，日本是全球已投运LNG接收站数量最多的国家，已投运数量为32座，而我国投运的大型LNG接收站已有22座，中日占比合计达41.8%。我国在建与规划中的LNG接收站约有46座。

LNG接收站的建设带动了LNG冷能利用技术的产生和发展，并已进行了较成功的工程实践，如表1所示。日本作为目前世界上LNG冷能利用率最高的国家，约有50%的LNG冷能被利用，其LNG冷能主要用于发电、空气分离、干冰及低温冷库等领域[3-4]。韩国主要将LNG冷能用于空气液化分离以及食品冷冻库两个方面，目前LNG冷能利用率不到20%。印度LNG冷能利用的主要方式是低温发电。

表1 国内外LNG冷能利用现状

我国于2007年9月在福建莆田建设了国内第一套LNG冷能利用装置[10]，并在之后陆续建设了6套冷能利用装置，包括低温粉碎、冷能空分和轻烃回收等装置，总体冷能利用率偏低，如表2所示。根据我国对节能减排、发展低碳循环经济的要求，我国大型LNG接收站的冷能利用还有很大的发展空间。

表2 国内LNG冷能利用现状

3 LNG冷能空分技术的应用现状

LNG冷能空分技术是冷能利用最合理的一种方式，目前已成功应用于工程实践中。该工艺与常规空分工艺的区别主要在于其利用LNG冷能取代了常规空分中以消耗大量电能为代价的机械制冷，使系统能耗及水耗大大降低。

综合目前国内外冷能空分技术的工业化应用情况来看，具有代表性的利用LNG冷能的空气分离装置主要参数统计如表3、表4所示。从表3、表4可知，目前已经投入工业应用的LNG空分装置主要集中在亚洲各国，其中包括日本、韩国和中国。

表3 国外LNG冷能空分项目分布及参数

续表3

表4 国内LNG冷能空分项目分布及参数

冷能空分技术工业化的发展需要工艺技术的研发与创新的支持，充分利用冷能后的空气分离装置可使整体运行电耗降低约56%，工艺耗水可降低99%以上[11]。同时LNG冷能空分装置在减排CO2方面也有重要的意义，一套600 t/d的液体空分装置相当于间接减排CO2约6.5万t。

LNG冷能空分装置采用氮气作为循环介质，吸收LNG低温段的冷量后被液化，返回空分冷箱，为空气的分离、液化提供冷量，取代了常规增压膨胀制冷的模式，达到了节能降耗的效果；同时采用乙二醇水溶液为循环冷却剂，吸收LNG高温段的冷量后去空压机级间冷却器，降低了空压机的级间温度，从而进一步降低了能耗；而闭式循环的乙二醇水溶液系统基本不消耗水，从而也降低了装置的水消耗。其原理如图1所示。

空分系统为富氧区，而天然气主要成分为甲烷，是对空分系统极为敏感的有害物质，因此，LNG冷能空分装置采用氮气为中间循环介质来实现LNG冷量的传递，从而避免LNG与空分系统的直接接触。同时，为进一步确保LNG冷能空分装置的安全性，还设置了超压泄放装置、碳烃化合物分析仪、可燃气体监测探头、SIS系统等安全设施。

图1 LNG冷能空分装置示意图[1]

4 LNG冷能空分装置工业运行建议

随着国内LNG冷能空分装置的陆续投运，LNG供应与冷能空分装置需求不同步的问题也随之突显。从实际工程运行中总结并提取出关键技术瓶颈点，分析解决工程内在的技术难点，将为后续新的冷能空分装置设计创新和运行管理提供可靠的实践依据，也为LNG冷能空分技术的进一步发展和研究提供有力的数据支撑。对LNG供应与冷能空分装置需求不同步的问题分析和建议如下。

4.1 LNG供应不连续

LNG冷能空分装置的冷量由接收站供应的LNG提供，因此LNG的连续、稳定供应是LNG冷能空分装置稳定运行的前提条件。而目前部分接收站的LNG供应量会根据下游管网用气波动而频繁变化，在用气低谷时LNG供应量少，甚至供应中断，致使利用LNG冷能的空分装置的冷量供应中断而不能稳定运行，即LNG汽化负荷的波动性与冷能空分装置要求的连续、稳定运行的矛盾是LNG冷能空分面临的重大挑战[10]。因此LNG汽化负荷的波动与后续的空分装置冷能需求的适配性问题亟待解决。

4.2 LNG供应温度高

LNG温度越低，所提供的冷能品质越高，对冷能空分装置提高产量和降低能耗越有利。一般适用于冷能空分装置的LNG温度在-150℃左右，而实际上接收站运行后，因BOG的冷凝回收换热器导致LNG供应温度升高，从而降低LNG提供冷量的品质，导致LNG冷能空分产量下降，运行能耗增加。根据冷能空分装置的运行参数及理论计算分析，在冷能空分装置可运行的温度范围内，LNG温度每升高1℃，冷能空分的液体产量约减少10 t/d；当LNG温度超过可运行范围后，对冷能空分的产量和能耗的影响更为明显[12]。

基于以上情况，建议LNG冷能空分项目与接收站同步规划、同步建设，使接收站在设计时能够兼顾冷能空分的需求，从而降低接收站LNG负荷波动对空分装置运行的影响。同时针对LNG冷能空分技术的需求，适当的改进LNG接收站的工艺，如增加小流量的LNG高压泵，保证LNG连续供应的时间；建设独立的LNG供应管线至冷能空分装置，避免BOG再冷凝液化时对LNG供应温度产生影响，从而保证冷能空分装置高效稳定的运行。

5 LNG冷能空分技术的展望

在LNG冷能空分技术的应用中，一方面要对现有的技术进行升级完善，另一方面要不断开发出具有高效率、高适用性的新技术，对LNG冷能空分的技术发展建议如下。

5.1 LNG冷能用于气体空分技术的开发

对于冶金、煤化工等行业配套的大型气体空分装置，将LNG冷能与之结合，可大幅降低空分装置的能耗，同时有效提高接收站的冷能利用率。以一套配套冶金行业的6万等级LNG冷能气体空分装置为例，其能耗可比常规空分装置降低约20%以上；同时辅助接收站汽化LNG约240 t/h，对于一座年接收能力为300万t/a的LNG接收站，冷能利用率可达约65%。

5.2 LNG冷能液体空分装置产品结构的优化

冷能液体空分装置的单位能耗受液体产品结构的影响，其产品结构中氮氧比例越大，产品的综合单位能耗越低。因此，对于液氮需求量大的区域，建议在确定空分装置产品结构时，尽可能提高空分液体产品的氮氧比例，从而降低装置的综合能耗。

5.3 基于低温液体储能的LNG冷能空分技术研究

针对LNG接收站供应负荷波动与空分系统的冷能需求不匹配的问题，开展基于低温液体储能技术(液空或液氮储能)的LNG冷能空分技术研究，从而实现LNG冷能空分装置的连续稳定运行。