液化循环中LNG冷量利用的热力学研究

LNG在气化过程中会有大量冷量释放。对LNG的冷量进行了初步的能量分析，并以克劳特液化循环为例，对LNG的流量和换热器压力对于气体液化循环的影响进行初步探讨，并采用流程模拟软件对其影响进行了验证，研究了LNG流量对循环液化系数、单位能耗、循环膨胀量和系统〖HT5”，7〗火〖KG-*3〗用〖HT5”F〗效率的影响。结果表明，利用LNG冷量的克劳特循环，可以减少其膨胀气量，提高液化系数，降低单位液化产品的能耗，提高循环〖HT5”，7〗火〖KG-*3〗用〖HT5”F〗效率。找到分析LNG冷量有效的方法，对实践中利用LNG冷量有积极的意义。     

LNG接收站选址刍议

目前国内LNG接收站的选址一般仅考虑LNG船的装卸，储存和气化以及通过直线管网向下游用户的输送，没有考虑通过槽车运输、LNG冷能利用、C2^＊分离利用等相关产业链衔接对选址的影响．本文分别论述了LNG下游利用主产业链、LNG冷能利用产业链和湿LNG轻轻分离进一步裂解制乙烯产业链对LNG接收站选址的影响，指出了LNG接收站选址必须考虑管输和槽车LNG陆上运输两个市场用户，必须考虑与附近准能利用产业，轻轻加工产业的协同关系；并且为此在附近留出余地，和充分考虑相关物流所要求的水陆交通条件。[编者按]     

LNG接收站冷能利用前景展望

随着国内液化天然气(LNG)接收站的不断发展和市场的需求,大部分接收站都把发展目标投向了冷能利用项目。分析了LNG接收站冷能利用的初步方案,并从项目规划规模、技术可靠性分析、经济性分析、投资估算等方面对保障系统实施路径提出了建议。     

液化天然气冷能利用技术及其产业化进展

介绍了国内外液化天然气(LNG)冷能利用技术开发与应用进展,概述了我国LNG冷能利用技术产业化的特点。指出LNG冷能利用率较低的普遍问题,分析其原因为LNG气化过程与用冷过程在时间、空间上的不同步,以及LNG接收终端或卫星站工况背景与冷产业发展要求不相匹配等。在此基础上提出了规划前做好冷能用户调查、积极规划利用LNG卫星站冷能以及开拓冷能利用新方式等解决方案,并建议LNG接收终端或卫星站彰显本身优势,利用政府扶持进行大力发展,最终形成LNG接收站与冷能回收利用装置相结合的新型工业园区。     

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随着我国大量进口LNG，LNG携带的大量低温能量的利用，其经济价值已不能被忽视。为此，综述了目前国内外对LNG冷能利用的现状，对现有的LNG冷能利用的主要利用方式：冷能发电、空气分离、液化二氧化碳等进行了分析和评价。 指出了上述种种利用方法主要是只考虑了冷能的回收，而没有考虑品位的利用，造成大量火用损耗；并且大多是孤立地应用LNG冷能，没有和LNG的应用相集成。进而介绍了包括利用冷能的新型动力循环和分离C₂+烃在内的LNG冷能利用的研究进展；最后提出了与LNG的综合利用相集成的冷能利用集成优化的思路——将LNG接收站与冷能工业园区一体化建设，以逐级利用LNG冷能提高其利用效率。     

大型LNG接收站冷能利用策略分析

针对我国大型LNG接收站冷能利用情况进行了深入的探究和分析,提出了在我国大型LNG接收站,冷能利用效率不高这一情况,并且介绍了导致我国大型LNG接收站冷能利用效率不高的原因,同时,以深圳大鹏半岛为具体的案例,具体地阐述了提升冷能利用效率的相关对策,为日后研究大型LNG接收站冷能利用工作的开展,提供了一定的理论基础和科学依据。     

我国LNG产业进入快速发展期

近年来，随着资源的落实和技术的进步，我国LNG产业已进入快速发展时期。2005年6月，我国同澳大利亚共同建立了广东LNG项目液化天然气接收站，标志我国第一个LNG接收站正式运营，显示出LNG作为中国清洁能源的广阔发展前景。据有关人士称，未来中国LNG接收站的规模和数量将会进一步增长，其中，正在规划和实施的沿海LNG项目有广东、福建、浙江、上海、江苏、山东、广西、辽宁、河北等十几个LNG接收站项目，这些项目将最终构成一个沿海LNG接收站与输送管网。     

LNG冷能利用工艺技术研究

近年来,在清洁能源政策的支持与推动下,LNG越来越受到欢迎,其相关的冷能利用技术也逐渐成为研究热点。以某大型LNG接收站为背景,对LNG冷能用于轻烃分离工艺进行模拟分析,得到轻烃回收率为93.43%,单位轻烃能耗为97 k J/kg;通过工艺的敏感性分析,考察对流程性能的影响,得到最优的操作条件及适应性要求,通过分析得到LNG冷的利用效率比较低,约23.82%;在此基础上,按照能量梯级利用的原则,提出了轻烃分离与橡胶低温粉碎相集成的LNG冷能利用工艺,将分离出轻烃的贫LNG冷能用于橡胶粉碎装置,每吨贫LNG可节省制冷用电196.38 k W·h,节能效果显著;分析结果表明,集成的流程中LNG冷的利用效率有了大幅提高,可以实现冷能的高效利用。     

迎向“十二五”中国LNG的新发展

LNG国际贸易已成为全球能源市场的一个热点,经过近10年的加速发展,我国小型LNG产业链不断完善,小型LNG项目在我国天然气供应和使用中的作用尤为突出、地位日益提升。为此,综述了迎向“十二五”中国LNG的新发展：①首先根据国内外的市场现状与发展趋势,论述了向天然气转型已是世界潮流,同时认为未来一段时间中国无论是管道天然气还是沿海LNG接收站的天然气供应量都会大幅度增长,中国LNG产业前景光明;②进而剖析了我国小型LNG产业的构架,汇总了中国现有的小型LNG工厂--其多建在小规模气源所在地且以本国或本地区用户为主要客户对象,比较我国小型LNG物流模式后认为,采用罐式集装箱用于铁路、公路、海上运输的联运,可以充分发挥各种方式的优点;③还分析了我国小型LNG的市场状况,目前LNG多被用作城镇应急调峰储备、运输工具的替代燃料、城镇居民燃气以及一些工业领域（分布式能源系统、工业炉窑、焊接切割）;④最后对“十二五”期间我国小型LNG产业发展进行了展望：继续发展小型天然气液化厂、建设一批中小型LNG应急储备设施、建立数个小型LNG接收站。结论认为：小型LNG在我国天然气供应格局中的定位应是作为管道天然气的有益补充,实现与管道天然气供应方式的优势互补,以最大限度的满足国内市场对天然气的使用需求。     

对LNG冷能利用中几个问题的讨论

我国已规划建设10个以上从国外进口LNG的大型接收站，还在不断建设一些中小型LNG气化站。进口LNG不仅进口了燃料，同时也进口了宝贵的冷能。不同气化管输压力下LNG的可利用冷能和冷能的品位或利用价值有很大的不同。阐述了常压LNG和加压LNG气化时可利用冷能的数量和冷能的品位或低温价值所发生的变化。讨论了LNG冷能的梯级利用和LNG加压气化后天然气的外输压力问题。认为目前我国最应关注的是以成熟的LNG冷能利用技术为基础，在现有和即将建设的LNG接收站尽可能充分地利用冷能。接收站在规划之初就应同时把冷能的利用给予通盘考虑。对接收站的建设提出了建议。     

LNG卫星气化站冷能利用技术

我国LNG产业的迅猛发展和天然气管网基础建设的相对落后,使得LNG卫星气化站成为各地主要用气来源之一,其冷能利用受到了越来越多的关注。为此,对LNG冷能的利用方式及工艺进行了研究,论述了LNG卫星站冷能利用项目的特点及其关键的实施技术,开发出了LNG冷能开质低温火用发电工艺,提出了福建德化LNG卫星站冷能利用总体原则流程,结果表明输气规模为16×10⁴ m³/d的LNG卫星气化站其LNG所蕴含的冷能可发电200×10⁴ kWh/a,同时可供1 500 t、10 000 m³果蔬保鲜库、800 m²室内滑冰场、4 500 m²供冷面积冷水空调项目的用冷需要,整个项目年节电效益达600万元人民币。     

唐山LNG项目冷能利用示范工程

中国石油唐山LNG项目是为适应京津冀地区供气需求，形成多气源供气格局，确保京津冀地区供气安全的国家重点工程，项目位于河北省唐山市唐海县曹妃甸港。在分析国内已有LNG冷能利用项目规划和所存在问题的基础上，论证了唐山LNG冷能项目是目前国内最可能形成以LNG下游产业链、冷能利用产业链、炼油化工产业链和炼钢、发电产业链一体化建设格局的项目，也是典型的循环经济示范工程。通过预测唐山曹妃甸地区的工业气体市场、冷工业状况及潜力、油田伴生气轻烃分离市场及乙烯装置冷量需求市场等发展前景，初步制订了唐山LNG冷能利用项目的规划，并形成了以LNG冷能为依托，以空分、伴生气轻烃分离和冷媒循环系统为纽带，集成炼油厂、乙烯厂、钢铁厂以及其他重化工业、油田伴生气资源优化利用和CO₂沉积等产业统筹发展的格局。     

液化天然气冷能在炼厂中的综合利用

介绍了液化天然气（LNG）冷能的利用现状,并综述了其在炼厂中的利用领域,包括空分、轻烃分离、低温系统和循环水系统等.建议LNG接收站与炼厂项目集中规划,LNG项目为炼厂提供冷能,同时利用炼厂液氮作为LNG项目所需氮气的来源.指出炼厂应对LNG冷能按照温位匹配的原则进行梯级综合利用.     

缓蚀阻垢剂阻垢效果评价方法的探讨

介绍了我国进口LNG来源现状和LNG接收站建设情况,对LNG中乙烷资源利用和LNG冷能的利用途径进行了分析探讨,提出了加快发展我国LNG产业的有关建议,认为我国应加快海外LNG资源布局,建设LNG接收站时应考虑与沿海炼化项目的结合,深入研究LNG冷能科学利用的途径,同时加快LNG加注站建设,重视发展LNG交通燃料,保障LNG市场供应。     

用好轻烃资源优化我国乙烯工业原料路线

分析了由于我国乙烯工业原料偏重导致装置投资、能耗和生产成本过高及进一步发展受到限制等问题,提出了用好国内外天然气资源中的乙烷和丙烷轻烃、优化乙烯工业原料构成的战略。提出了大型油气田回收乙烷和丙烷并就近建乙烯厂,新建乙烯装置半数采用轻烃为原料并在中小气田或液化天然气(LNG)终端站附近建乙烯厂,在沿海LNG接收站采用“热冷电化”四结合技术最优利用液化天然气的冷能、分离乙烷和丙烷、生产乙烯、贮存进口液态乙烯,能源进口企业联合起来从买产品转向投资海外、开发建设湿天然气和油气联合资源基地,发展“液化天然气化工”5项具体建议。     

利用LNG冷能开展低温储粮

为提高粮食储藏的品质,降低低温储粮的能耗,提出了利用LNG冷能进行粮食低温储藏的思路。在对现有低温储粮工艺的技术经济分析基础上,介绍了直接利用LNG冷能和利用LNG冷能空分厂副产品污氮这两种低温储粮的工艺方案,并对这两种方案进行了比较,指出在邻近LNG接收站或者卫星气化站的粮库开展利用LNG冷能实现低温储粮,不仅可以降低低温储粮的能耗成本,而且也为LNG冷能利用提供了一种新的方法。     

冷能在天然气产业中循环利用的思路

余能利用是节能科技发展的一个重要方向。随着LNG在世界能源结构中比重的增加,“低温冷能”这一能源形态也将商品化。如何利用“低温冷能”已成为节能的新课题。分析了当前工业化规模使用“低温冷能”的两个行业--空气液化分离和LNG生产的现状,提出了LNG冷能循环利用的基本思路：LNG气化时用N₂回收冷能生产LN₂（液氮）,通过槽罐反运回气田,LN₂气化释放冷能生产LNG,而N₂可用于气井回注或排空。     

液化天然气接收终端及其相关技术

液化天然气接收终端是LNG工业链的重要环节，投资庞大，其技术涉及众多领域。文章介绍了液化天然气接收终端的工艺流程，包括LNG卸船装置、储罐、气化设备和安全保护系统；通过特定的工艺技术利用LNG冷能，可以达到节省能源、提高经济效益的目的；从发电、空气分离、制取干冰和冷库等4个方面介绍了液化天然气冷能利用等相关技术。最后，提出了我国在LNG接收终端建设方面需要进一步开展的主要工作如下：液化天然气工业链中设备的国产化； LNG冷能利用技术；开发具有自主知识产权的接收终端工艺流程。同时指出，中国在推进发展LNG时也要充分认识到：液化天然气的专业化、社会化和国际化问题。     

基于LNG气化分段模型的低温动力循环火用分析

构建LNG低温朗肯循环发电系统是冷能利用的主要方式之一。为了提高LNG冷能回收效率,根据LNG气化特性,笔者提出了冷能的分段利用模型,并采用火用分析的方法对低温朗肯循环各环节的火用损失进行了分析,得出如下结论：①LNG气化曲线存在较为明显的分段规律,为建立高效的冷能发电循环提供了基础;②LNG低温朗肯循环发电系统的火用损失主要集中在换热设备当中,因而系统的优化重点应放在对于换热设备尤其是冷凝器的优化上,减少平均换热温差能有效降低换热器的传热不可逆损失;③对LNG按不同温度段进行回收利用,构建梯级循环发电系统,能有效减小循环冷火用损失,提高LNG冷能回收效率。根据LNG气化特性构建的梯级循环流程较单极循环流程而言,总的冷火用损失显著减少,冷火用利用效率提高了16.2%。     

LNG接收站冷能用于轻烃回收工艺

近几年,随着大型LNG接收站的快速发展,LNG冷能利用的研究也日益迫切。利用LNG冷能回收其中高附加值的C+2轻烃则是一种有效的方式。提出了一种利用LNG冷能回收轻烃的改进流程,利用脱甲烷塔进料为脱乙烷塔塔顶冷凝器提供冷量,得到液态乙烷和C+3,方便产品的储运。以国内某LNG接收站的富气为例,模拟计算得到:该流程中C+3收率可达97.5%,乙烷回收率可达95.78%。对装置的经济性进行了分析,结果表明,使用该流程进行轻烃回收效益显著。并提出了LNG冷能用于轻烃回收工艺中冷能利用率的计算方法,得到单独采用该流程的冷能利用率为38.93%。针对LNG组分、温度等参数进行了敏感性分析,考察对C+3收率、乙烷回收率及能耗的影响,可以为接收站的优化运行提供指导。