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。     

天然气液化技术

天然气液化是一个超低温过程，工艺要求比较复杂。液化用原料天然气比管输气态商品天然气要求有更高的纯度。介绍了原料天然气的预处理技术；论述了天然气液化技术，包括基地型LNG工厂、调峰型LNG工厂和接收终端的生产工艺、主要工艺设备的比较与选择；讨论了天然气液化技术的发展趋势。     

大连液化天然气(LNG)接收站冷能利用探讨

本文阐述了液化天然气冷能火用的概念和数学模型,着重介绍了液化天然气冷能利用于空气分离的应用。我国液化天然气的冷能利用潜力巨大。在建设LNG接收站的同时,采用冷能利用技术以有效回收LNG的冷能,节约能源,减少海水排放造成的冷污染,具有可观的经济效益和社会效益。     

浅谈进口液化天然气“互换性”对下游用户的影响

未来的天然气工业中，液化天然气将起着越来越重要的作用。许多国家都设有接收终端进口LNG，将其汽化后通过管道系统提供给工业用户或居民，或者直接由火车、公路槽车运送LNG到卫星站为LNG汽车提供燃料。为了引进国外液化天然气，我国已在广东深圳和福建莆田建造液化天然气接收终端，并准备在广东珠海、浙江宁波、江苏、山东青岛、辽宁大连、河北唐山等地陆续建造液化天然气接收终端。全球LNG供应资源种类较多，各有差异，同时热值变化范围较广。     

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液化天然气的陆地储存与运输是天然气工业链中的必不可少的组成部分，对促进天然气工业的发展意义重大。文章介绍了我国当前LNG储运市场中天然气液化站、LNG运输、LNG供应站等方面的情况，以及我国LNG储运设备中的支承、绝热、安全与流程设计等关键的技术水平，最后对发展我国LNG储运设备产业提出了一些建议。     

液化天然气冷量利用不断升温一点不冷

油价攀升．能源紧缺．环境约束．使得液化天然气冷量利用不断升温．一点不冷。目前,世界上不少国家都采取7LNG冷能利用技术．在LNG冷能利用方面积累了许多可资借鉴的成熟经验。     

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。     

世界LNG装置现状及发展

世界天然气液化工业至今已有近百年的发展史。近百年来，LNG工业规模不断扩大，LNG工厂成倍增加。LNG工业是一个庞大的系统工程，在这个系统链中包括了LNG生产、储存、装运、接收、利用等密不可分的多个环节。论述了世界LNG生产设施的特点、发展情况及其分类，介绍了我国LNG工业的发展情况。     

L-CNG加气站技术浅析

近年才兴起的液化 压缩天然气加气站（即L-CNG加气站）以LNG为气源，经高压液体泵加压后气化向CNG汽车加气，也可同时用低压液体泵向LNG汽车加气。为此，介绍了L-CNG加气站的特点和工艺流程，分析了其相对于传统压缩天然气加气站的优点：可同时为压缩天然气汽车和液化天然气汽车加注燃料，有巨大的应用前景和可观的经济、社会效益。给出了典型的L-CNG加气站的工艺流程及设备布置方案，着重对L-CNG加气站的LNG低温储存和装卸系统，以及低温低压充注系统和高压气化系统，包括LNG槽车、LNG低温泵、LNG气化器等进行了说明，并介绍了相关技术要求。最后提出L-CNG加气站是目前CNG加气站向LNG加气站过渡的看法。     

LNG在苏州城市管网供气调峰中的应用

〗随着能源紧缺压力日益增大和人们环保意识的不断提高,LNG中所蕴藏的冷能利用越来越受到关注,LNG用于城市燃气调峰也越来越引起人们的重视。为此,介绍了苏州市天然气管网建设和运行情况、苏州市天然气调峰厂的方案选择、工艺流程和装置运行情况,并建议华东城市天然气管网在工程建设的同时考虑LNG调峰和LNG冷能利用。     

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.     

中国LNG冷能利用的进展和展望

中国经济持续快速发展,能源供需矛盾日益突出,随着能源尤其是电力成本大幅度增加,LNG冷能利用越来越显珍贵。为此,利用经济学方法对LNG冷〖HT5”,7〗火〖KG-*3〗用〖HT5”F〗的价值进行了计算分析,指出LNG冷能利用在中国具有重大的节能减排价值和经济效益。通过对中国LNG冷能利用的潜在市场、关键技术问题以及国内现有的LNG接收站冷能利用进展进行了分析和总结,指出为充分高效地利用LNG冷能,需要将冷能利用纳入LNG接收站项目规划并与接收站协同设计,建立冷能利用项目与接收站的协同运作机制、整合LNG接收站与周边各种产业及冷能利用产业之间的关系,发展小型LNG气化站的冷能利用产业。     

某LNG接收站冷能用作区域供冷系统冷源探讨

设计了应用LNG冷能作为区域供冷冷源的系统流程。采用Aspen Plus流程模拟软件计算分析了某LNG接收站在设计工况下的可利用冷量。针对供冷对象分别为办公建筑和有自然冷源供冷的数据中心,分析了10种不同输送距离下,该区域供冷系统的经济性和环境效益。研究结果表明:当输送距离在20 km以内时,应用LNG冷能的区域供冷系统比传统分布式电制冷系统更节能减排,具有一定的环境效益;当输送距离为6 km时,用于办公建筑和有自然冷源供冷的数据中心的投资回收期分别为1.77年和0.43年;当输送距离为16 km时,用于办公建筑和有自然冷源供冷的数据中心的投资回收期分别为12.86年和3.15年。     

大型LNG接收站冷能的综合利用

越来越多的人已经意识到，LNG冷能是一笔宝贵的财富。为此，运用低温制冷效率工程数据和火用经济学方法，计算了LNG冷能的价值与气化过程中压力和温度变化范围的关系，结果指出：300×10⁴ t/a规模的LNG项目在8.0 MPa下气化时可利用的冷功率为65 MW，折合电能约为10×10⁸kWh。还介绍了采用丙丁烷和乙二醇水溶液冷媒循环储存系统来解决LNG气化与冷能用户的运行在时间和空间上不同步的问题，以实现冷能集成和梯级利用的方案。最后指出了在中国目前的能源形势下，LNG冷能集成和梯级利用的必要性和可能性，以及实现方式：首先应着眼于煤化工、油气勘探开发、轻烃分离等大规模冷能产业市场；通过在国内外成熟可靠单项技术基础上的集成优化，有可能实现70%以上的冷能回收率。实施的关键是冷能产业链与LNG接收站同步规划建设，并在循环经济园区范围内按照市场机制统筹协调。     

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。     

液化天然气泄漏与扩散的安全性分析

能源供应紧张的现状，使得我国的LNG进口量快速增长，LNG接收终端和港口设备可能发生LNG溢出的危险性及破坏性也备受关注。为此，介绍了我国LNG进口和终端建设情况，结合国内外LNG泄漏与扩散的试验和模拟，对可能发生的LNG船舶碰撞危害性、LNG泄露的扩散和火灾危险性等方面研究进行了综述和分析，并对其中的不确定性问题进行了讨论，给出了进行LNG风险评价的建议。     

用液化天然气的冷量生产液氧、液氮

液化天然气（LNG）的主要成分是甲烷，其主要用途是作为燃料，是目前最清洁的一种能源。LNG的体积是常温下天然气体积的1/625，因而便于运输和贮存。正是由于这一特点， LNG贸易早在几十年前就成为了世界上仅次于石油的一种能源贸易的主要形式。进口LNG不仅进口了能源，而且也进口了宝贵的冷能，但如果不利用其冷能则是极大的浪费。为此，在介绍日本LNG冷能利用情况的基础上，重点讨论了利用我国中小型LNG气化站的冷能生产液氧、液氮等液体空分产品的可能性及经济性。随着我国LNG进口量和自行生产量的不断加大，LNG冷能的利用必将受到高度重视并付诸实践。     

基于变压吸附制氮系统的BOG再冷凝工艺

为了解决LNG接收站在低输量工况下闪蒸气(Boil-Off Gas,以下简称BOG)回收不完全的问题,在不增加冷凝工艺复杂性的前提下,基于现有设备的实际工况及工艺流程,以热力学原理、静态仿真计算结果为依据,在传统的蓄冷式BOG冷凝方案的基础上,结合LNG冷能利用方式,提出了一种基于LNG接收站制氮系统的蓄冷回收BOG新工艺,并进行了BOG温度、冷凝器入口压力、LNG组分等参数的敏感性分析,明确了新工艺的适用条件。运用效果表明:(1)新工艺充分利用了LNG接收站的现有设备,每年可为LNG接收站节能创收近160万元;(2)新工艺可实现高负荷下的BOG冷凝,其冷凝外输工艺可作为辅助冷凝工艺,冷凝回罐工艺可作为应急工艺——液氮用于蓄冷、气氮用于吹扫,可满足接收站的多种需求;(3)较之于前人提出的4种BOG处理工艺(多级压缩、级间冷却、预冷和透平回收轴功),新工艺在对外输量的依赖性、流程安全性及操作性等方面均有优势。结论认为:新工艺在设备投资、能耗、工艺安全性及经济效益上都具有明显的优势,值得推广应用。     

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。     

广东大鹏LNG接收站运行节能措施

作为中国第一家LNG接收站,中海石油广东大鹏LNG接收站正式商业运营3 a多来,在强调安全稳定生产的同时,还不断摸索LNG接收站安全经济运行的措施和办法。结合广东大鹏LNG接收站工艺和设备的特点,通过优化运行方式和生产线起停时间、增加电容补偿装置提高功率因数等措施,使气化吨气耗电指标降低了3.57 kW.h/t,2009年节约电能1 600×104kW.h,运行成本控制达到国际先进水平。在总结广东大鹏LNG接收站节能措施的基础上,进一步展望了继续适量增大生产线的气化能力、恢复码头冷循环设计运行方式等节能前景,对其他LNG接收站的安全经济运行具有参考价值。