LNG接收站冷能利用研究进展
高晓劝，梁勇
中国石油天然气管道工程有限公司
摘要
随着人口增长和经济的发展，中国LNG消费量快速增长，LNG冷能利用是现在研究的热点之一。文章介绍了LNG冷能利用的主要方法及应用现状，提出了目前冷能利用面临的主要问题，并对LNG冷能利用提出了展望。
1、LNG冷能利用现状
国外对LNG冷能利用研究起步较早，其中日本是LNG冷能利用开发、使用较早的国家，目前全球LNG接收站冷能利用方面，日本占有50%左右的份额。日本冷能发电装置占冷能利用总量约60%，是冷能利用的最主要方式。韩国LNG冷能利用技术主要是在空气分离和食品冷藏方面。另外法国、西班牙、比利时等国家均有接收站建设冷能利用装置。
我国LNG发展较晚，一直延伸至2006年广东大鹏投产相关接收站，我国逐步引入进口LNG，并凭借自身特征优势，快速席卷整个市场，获取良好的推广应用成效。目前，我国已投运LNG接收站21座。其中7座接收站设置冷能利用装置。
2、LNG冷能利用方法
2.1LNG冷能发电
现阶段，全球各国均纷纷投产LNG冷能发电装置接收站，其中众多国家中以日本为首级，如：大阪瓦斯泉北NO.2、东邦瓦斯知多LNG基地，均应用循环发电方式；新泻日本海LNG等采用直接膨胀法发电。上海洋山港LNG接收站发电采用低温朗肯循环，循环介质为丙烷，设计循环量为175t/h；舟山LNG接收站发电采用低温朗肯循环，循环介质为丙烷和乙烯，设计循环量为200t/h。国内已建LNG冷能发电装置均采用自给自足的供电模式，核心目的在于为有效避免意外事故对接收站造成干扰，主要体现在内部供气暂时停止，致使经济受损，同时也是接收站供电可靠性及时效性有力保障。冷能发电装置受LNG接收站外输量影响较大，建议冷能发电装置设计规模与LNG接收站的基荷外输量一致以保证装置的正常稳定运行。除了LNG接收站的外输量，冷能发电装置的外输功率还受如LNG组分、海水入口温度、LNG压力等因素制约。LNG组份越接近贫液，蕴含的冷能越多，冷能发电装置的外输功率越高，以东南部某LNG接收站实际接收贫、富液典型组分(甲烷含量体积分数分别为99.86%，87.74%)为例，单位质量LNG贫液发电量较富液高33%；海水入口温度对冷能发电装置的影响明显，相同外部条件下，贫液组分在海水入口极高温度(28℃)与平均温度(19℃)工况相比，装置发电功率提高了16%，因此我国南方地区尤其适合设置低温有机郎肯循环冷能发电系统。因此，利用LNG冷能发电具有流程和产业链短、占地少、易于实施等优点，在其他冷能利用产业链尚难决策或这些产业链仍不能完全利用LNG冷能的情况下，可优先考虑冷能发电。
2.2空气分离
LNG冷能空气有效分离，主要原理为将高质量低温冷能放置于空气分离装置中，联合其气化和空气分离系统，依托LNG高品质低温冷能，进一步减少空气分离系统中实际冷能耗损量，优化改造流程，节省大量建设成本支出，提高空气分离设备启动时间，提高设备生产效率。空气野花分离温度与LNG温度相较，低于其实际温度，充分应用LNG冷量，可以在较低的能耗指标下得到大量的液态产品，是现阶段技术上最理想的利用方式。在日本、韩国、法国以及我国接收站均有应用案例，全球建设LNG冷能液体空分装置约为35座。中海油与美国空气化工产品公司在福建莆田建设的国内首个LNG冷能空分项目，液氧、液氮生产规模达600t/d；中石油江苏如东LNG项目吸收国外先进技术，建设一座总产能20.0×104t/a冷能利用空分工厂；浙江宁波LNG项目采用自主知识产权建造了620t/d的冷能空分，年减排CO2可达6.5万吨，节能降耗效果显著；唐山LNG以及珠海LNG冷能空分装置规模为723t/d和620t/d，都分别于2015年6月及2018年2月投产运行，产品产量调节灵活，系统稳定性强。典型LNG冷能空分技术如图1所示。
利用LNG冷能进行空分，技术成熟，经济效益较好。受限因素主要为周边市场情况，合理的往返运距一般为100～300km，另外空分设备多，占地较大。LNG冷能空分的建设建议与接收站同步进行，以利于工艺参数、设备操作参数的确定[1]。
2.3轻烃分离
LNG冷能轻烃分离的原理为，由于其内部轻烃组分自身性质存在较大差异性，相变温度不尽相同，分离技术实施主要是基于各组分相变温度不同下，达成轻烃分离目标。从上述组分中分离最终产物较多，即CH4、C2H6和LPG。其中一般将最终分离获取的CH4对其进行持续性加压，最终输送至天然气管道，分离得到的C2H6是重要的工业原料。轻烃回收成功之后，原有包含乙烷和丙烷回收率较高，同时温度可至约-100℃左右的液相，具有成本低、能耗低、投资小的优势，产生很客观的经济效益。目前国外的意大利和西班牙的接收站设置有LNG轻烃回收装置。我国第一套LNG轻烃分离装置在青岛LNG项目中投用，采用LNG两级升压一级闪蒸无压缩流程。该技术可从200万吨/年富液LNG中分离出C2+/C3+组分约40万吨/年。利用LNG冷能进行轻烃分离具有较好的经济效益，受制因素为进口LNG来源地各不相同，导致接收站储罐内LNG组份含量不同，复杂的气源组份使轻烃分离的产品产量难以保证。
2.4冷库
LNG和冷库之间的换热，使用中间冷媒循环来完成，无需使用制冷机，此种方式应用可有效突破原有换热方式瓶颈，不仅占据实际面积较小，节省投资费用，而且温度差异性凸显，后续维护较为便捷。LNG接收站通常设在港口附近，港口货物吞吐量大，为充分应用LNG冷能，通常可将不同温度下冷冻库、冻结库及冷藏库，依照一定温度梯度以串联方式连接，进而实现系统化应用。用于冷库比较多的国家是日本，日本神奈川县根岸基地的金枪鱼超低温冷库(-60～-70℃)，自1976年至今运营效果良好。
2.5制取液态二氧化碳和干冰
干冰实际制备过程中，其基本原理为充分应用降低二氧化碳的压力，一部分液体二氧化碳蒸发将大量热量吸收，促使剩余部分二氧化碳冷却呈现为固体，将其称为干冰。处于常温常压条件下，干冰可直接生化为低温二氧化碳气体，具有五毒无害的特征，此类特征优势，促使干冰在食品、工业、医疗等领域中占有一席之地。干冰广泛应用促使二氧化碳成为可利用物质，克服原有领域中技术难题，增强其自身原有附加价值。同时，与碳捕获技术联合应用，构成完成的产业链，以此有效缓解温室效应，获取一定的经济效益，相较于传统工艺，可节省超过一半的耗能[2]。LNG冷能用于干冰制备的技术取得一定的研究进展，但是目前该技术的投产仍存在一定的难点，如LNG冷能利用率低。同时国内没有投产项目，缺少可参考的数据。
2.6废旧橡胶深冷粉碎
橡胶、塑料、金属都具有低温脆性。相较于常温破碎，其可将将物质破碎转变为微粒，具有良好的可分离性，破碎过程中不会造成污染及爆炸现象，通过不同低温有针对性选取破碎混合物，此种方式在资源回收、物质分离等领域中拥有良好发展空间。废旧橡胶深冷粉碎产品市场前景广阔，对产品进行深层次加工具有较高的附加值，且该项目投资投入小、成效较快，环保性优良，只要具有产品投入市场内，便可获取良好的经济成效。
2.7海水淡化
通过应用LNG冷能实现海水淡化，核心原理是利用冷冻法，冷冻法海水淡化主要是海水实际冷冻过程中，会出现“盐水分离”的现象，温度较低冰体中实际含盐量较低，可有效实现盐水与冰分离，最终形成产物为淡水。立足实际能耗层面分析，冰在一个大气压条件下融化与水气化比值为3∶10，且冷冻法处于低温下操作，材料设备腐蚀程度小，无需进行除钙。现阶段，受多方面因素限制，LNG冷能海水淡化仍处于理论及研究层面，在工业化应用仍有较长的路。
3、LNG冷能利用面临的主要问题
3.1LNG冷能利用方式单一，效率较低
LNG接收站通常远离城市，且周边配套工业需求、交通等条件差异较大，受周边配套系统影响，多数接收站的LNG冷能利用方式较为单一，利用效率低。在对冷能技术利用的过程中，应当充分结合政府的扶持政策，考虑站址周边交通情况及未来发展规划，联合与周围匹配度较高、集成度较高的LNG冷能，进而对其技术实现优化改良，制定可行性较高的技术工艺方案[3]。
现阶段，为进一步应用LNG冷能，研究者加大冷能阶梯技术，但其可用性及工业化应用需耗损一定时间。
3.2LNG冷能需求与LNG
接收站的运行峰谷匹配性差，降低了冷能利用率天然气供需实际量，与气候及温度变化息息相关，下游燃气需求和冷能用户对冷能负荷需求变化规律存在一定的偏差，促使其无法实现协同实施。
3.3冷能利用与接收站建设不同步，远期预留用地不足
我国大量LNG接受站，处于初期设计及规划过程中，对冷能实际用户未进行综合性考量，进而形成时间层面无法实现同步化。同时，实际规划及设计过程中，对使用项目考量缺位，实际占地面积有限，难以实现大面积覆盖目标。
4、结论与展望
经济高速发展背景下，我国能源产业高速发展，LNG实际需求量呈上升态势，可携带的冷能也是良好的应用资源，提高其实际利用率，作为LNG产业节能环保重要举措。针对LNG接收站冷能利用的前景提出以下两点展望：
(1)在LNG接收站规划前期充分考虑LNG冷能利用，遵循因地制宜的原则，确定其实际应用方式，为积极促进周边产业发展，提高其实际应用率，形成产业与LNG冷能联动效应。
(2)最大限度提高LNG冷能利用率，选用冷能阶梯方式，逐层次充分应用冷能，并有效提高其应用可行性。或加大研发新工艺力度，不仅对冷能利用方案进行优化升级，而且需积极研发新冷能利用方案。
