摘要：天然气体是一种燃烧热值高、洁 净、污染小的重要能源资源，深受各国的关注和欢迎。为了解决长距离运输问题，原产地的业主均要花费大量的投资和能耗，把天然气液化为LNG再进行运输，所 以我们在引进LNG时，不仅引进了清洁、高热值的天然气，同时也引进了潜在于其中来之不易的冷能。冷能的利用不仅要看其能量的回收大小，更为重要的是品位 的利用。在经济合理安全可靠的情况下，要符合温度对口、梯级利用的总能系统原则。
因我国目前LNG使用规模较小，LNG冷能的利用还没得以重 视和推广，随着LNG使用规模的不断扩大，LNG的冷能的利用市场前景巨大。本文介绍了LNG冷能在提取LPG、低温发电、空气分离、制取干冰、冷库等方 面的利用的相关技术，重点探讨了利用冷能提取LPG的工艺方案，详细说明了其工艺流程，用HYSYS软件对其工艺过程进行模拟。同时文中还将其与空分进行 分析比较，将有利于LNG接收站项目合理研究选择冷能利用方案。
关键词：冷能利用 轻烃分离 HYSYS 空分
一、LNG冷能回收的意义和途径
LNG是由低污染天然气经过脱酸、脱水处理，通过低温工艺冷冻液化而成的低温(－162℃)的液体混和物，其密度大大地增加(约600倍)，有利于长距离 运输。每生产一吨LNG的动力及公用设施耗电量约为850kW·h，而在LNG接收站，一般又需将LNG通过汽化器汽化后使用，汽化时放出很大的冷量，其 值大约为830kJ/kg(包括液态天然气的汽化潜热和气态天然气从储存温度复温到环境温度的显热)。这种冷能从能源品位来看，具有较高的利用价值，而其 通常在天然气汽化器中随海水和空气被舍弃了，造成了能源的浪费。为此，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。我国 LNG冷能利用尚处于研究阶段。
LNG直接利用有冷能发电(朗肯循环方式和天然气直接膨胀方式)，液化分离空气(液氧、液氮)，冷冻仓库，制造液化CO2、干冰，空调，BOG再液化，低 温养殖、栽培等；间接利用有冷冻食品，用空分后的液氮、液氧、液氩来低温破碎，低温干燥，水和污染物处理，低温医疗，食品保存等。冷能的利用不仅要看其能 量的回收大小，更为重要的是品位的利用。在经济合理安全可靠的情况下，要符合温度对口、梯级利用的总能系统原则。
二、LNG冷能用于轻烃分离
进口液化天然气成分主要以甲烷为主，同时含摩尔分数5%～10%左右的C2～C3烃和极少量C4烃。随着我国大量进口LNG，应用LNG轻烃分离技术能够 调整热值，有利于统一国内各种气源的热值，建立统一的天然气质量标准。同时C2+轻烃是高附加值的产品，可作多种用途。根据LNG组分的分析，可以从C2 +提取出大量的LPG－丙烷和丁烷，供应本地市场；另一方面C2+含有大量的C2、C3烷烃和主要由C3、C4构成的凝析油，都是乙烯工业的极好原料。乙 烯工业是石油化工的龙头，是衡量一个国家石化工业发展的重要标志。研究表明，LNG的冷能用于C2+分离、和裂解制乙烯装置中的裂解产物深冷分离，是 LNG冷量利用的最佳途径。
(一)轻烃分离工艺技术方案
由于在我国管网天然气没有对天然气热值、输送压力等制定统一的标准。针对轻烃分离工艺技术方案的主要思路，我们分别按高压输送和低压输送两种情况设计方案。
1 高压输送
在美国，从LNG中分离出C2+轻烃已成为调节天然气热值使之符合美国国家燃气标准的重要手段。近年来，在美国、日本等国又注册了很多LNG轻烃分离专 利，这为我国从沿海引进的LNG湿气中分离轻烃起到良好的指导作用。但现有的专利技术还有很多不足：如美国专利US2952984，US3837172和 US5114451等，用这些专利中的流程分离轻烃得到的甲烷均为气相，抽提塔的压力设定较低，较低的操作压力可改善分离效力。 由于天然气均采用高压运输管道输送，因此需要采用大排量的压缩机来压缩天然气，使之达到管输压力的要求，因而能耗很高[2]。在现有国外专利技术和国内相关研究的基础上，根据LNG冷量利用的原理，对轻烃分离流程的进行优化设计，分别设计了以下三个方案。
方案一：如下图常压LNG通过泵提压，LNG在换热器中预热后经分流成大小2股物流，较大的一股LNG(约占总流量的90%)通过换热器进一步预热而部分 汽化；较小的一股LNG(约占总流量的10%)则直接输送到脱甲烷塔的塔顶作为回流。LNG预热部分汽化后送人闪蒸塔内预分离，从塔顶分出来的为甲烷气 体，而塔釜液体中仍然含有大量的甲烷，通过管道将其输送到脱甲烷塔中进一步分离。通过脱甲烷塔的分离，甲烷组分全部从塔顶分出，塔釜的液相出料主要为C2 +轻烃。塔釜出料C2+轻烃进入后面的脱乙烷、脱丙烷塔进一步分离。将从闪蒸塔和脱甲烷塔分离出来的2股甲烷气体混合后，再利用压缩机将其加压，加压后的 甲烷气体在换热器中同LNG进料交叉换热而全部液化，再去提压汽化外输。现以某大型LNG接收站为例用HYSYS进行模拟，此LNG接收站进口LNG为 300万t/a，以某典型气源组成为例如下表所示，按此接收站LNG小时最大流量940t/h进行模拟分析：
LNG组成
| 成 份 |
C1 |
C2 |
C3 |
iC4 |
nC4 |
iC5 |
nC5 |
N2 |
| Mo1% |
88.8 |
7.5 |
2.6 |
0.6 |
0.4 |
0 |
0 |
0.1 |
此方案通过压缩分离出的甲烷气体来提高压力，然后同LNG进料换热，使甲烷气体在较高的压力下重新液化，再利用液体泵将其压力提高至管网标准，然后汽化进 入燃气管网，较好地解决了天然气外输的问题。并且LNG全都进行了分离，C2+回收率较高达99.9%，纯度高达99.9%，但此方案压缩机的负荷虽然跟 美国专利US2952984等相比，负荷大大减小，但模拟结果显示压缩机功率仍高达6587.72KW，成本较高。
方案二：如下图常压LNG通过泵提压，LNG分流成大小2股物流，较大的一股LNG(约占总流量的90%)与较小的一股LNG(约占总流量的10%)都分 别通过换热器进一步预热，再输送到脱甲烷塔的进行分离。通过脱甲烷塔的分离，甲烷组分(气相)从塔顶分出，通过换热器先后分别与上述大、小两股LNG换热 后，大部分冷凝为液体，再进入分离器将气液分离。气相甲烷通过压缩机压缩后，在再冷凝器中用分离的液相甲烷冷凝为液体，可以再去提压汽化外输。塔釜的液相 出料主要为C2+轻烃。还可以将塔釜出料C2+轻烃进入后面的脱乙烷、脱丙烷塔进一步分离与方案一同，本文不再赘述模拟此过程。以同样组分和流量的进口 LNG模拟结果如下：
此方案充分利用了LNG冷量，与方案一相比很大的降低了压缩机的负荷，压缩机功率仅为625.4kw，约为方案一的1/10，设备投资和运营成本也大大降 低。但由于小股物料也与脱甲烷塔出来的甲烷气体换热，温度升高，再去作为回流液冷凝，因此与方案一分离塔塔板板数相同情况下，模拟结果显示C2+回收率达 64.8%较低，纯度达99.16%。
方案三：如下图常压LNG通过泵提压，LNG分流成大小2股物流，较大的一股LNG(约占总流量的90%)通过换热器进一步预热，将其输送到脱甲烷塔中分 离，较小的一股LNG(约占总流量的10%)则直接输送到脱甲烷塔的塔顶作为回流。塔釜的液相出料主要为C2+轻烃。还可以将塔釜出料C2+轻烃进入后面 的脱乙烷、脱丙烷塔进一步分离与方案一同，本文不再赘述模拟此过程。甲烷组分(气相)全部从塔顶分出，与欲进塔的较大一股LNG换热全部液化，再去提压汽 化外输。以同样组分和流量的进口LNG模拟结果如下：
此方案直接用LNG冷量将分离出的甲烷气体液化，同时利用一定条件甲烷的压力越高，液化所需的冷量越小的原理，与方案一相比可以省去压缩机，大大节省设备 投资和操作费用，但工况较理想，与LNG换热压力接近甲烷的临界压力，使相变焓减小，从而所需液化的冷量大大减小，因此操作条件范围较小，不易控制，在分 离塔塔板板数与方案一相同情况下，模拟结果显示，C2+回收率达89.4%，纯度达97.64%，较方案一低。
能耗对比表
| 工艺参数 |
纯度 % |
C2+ %回收率 |
压缩机功率 KW |
精馏塔塔底再沸器功率 KW |
| 方案一 |
99.9 |
99.9 |
6587.72 |
55450 |
| 方案二 |
99.16 |
64.8 |
625.4 |
131500 |
| 方案三 |
97.64 |
89.4 |
— |
90620 |
上述轻烃分离方案，均使精馏的甲烷同LNG进料换热，使其重新液化，再利用液体泵将其压力提高至管网标准，然后汽化进人燃气管网，较好地解决了天然气外输 的问题。整个轻烃分离工艺流程主要能耗在于压缩机和精馏塔塔底的再沸器，而压缩机功率的功率过大，制造成本和难度会大大增加，不利于采购，因此希望能尽量 降低压缩机的能耗。
2 低压输送
当低压输送天然气时，方案就相对简单。设计时将分离塔顶的出口压力与输送压力相匹配，这样由低压泵提压后的LNG直接进入脱甲烷塔分离出C2+后，从塔顶出来的甲烷气体便可以直接外输，不需要再液化、加压、汽化的过程了。
(二)方案优化建议
1 冷能利用轻烃分离与发电集成优化
将LNG用作一次能源时，从现有的利用方法可见，无论是用于空分装置、冷能发电、制取二氧化碳还是冷冻仓库，都不能简单地下结论说那种方法最好。它们可以 在不同的温级利用LNG冷能，而目前主要将这些方案孤立的应用，并未充分利用LN G的冷能。因此，将上述各种方法相互交叉集成以达到充分利用LN G冷能的目的是今后该领域研究的发展方向之一[3]。
1)LNG燃气轮机联合循环发电是一种新型发电技术，天然气燃烧驱动燃气透平发电，燃气透平排出的大量高温废气进入余热锅炉回收热量，产生蒸汽驱动蒸汽透平发电。该循环热效率高达55%，而蒸汽轮机和燃气轮机发电的效率则仅分别为38%～41%和35%[4]。 现可将轻烃分离出的乙烷作为入口燃气供给燃气轮机发电，综合利用LNG冷量与燃气轮机联合循环中的废热，可以有效提高燃气轮机联合循环整个系统的热效率， 降低了燃气发电的成本。其中LNG冷能主要的可利用方式为：①燃气轮机入口空气的冷却 ②蒸汽余热汽化LNG ③蒸汽余热作为分离塔再沸器的热源。
2)可以将此电厂的所发电能向本接收站供电，这样避免从外部接入电源，增加接收站供电可靠性，同时减少了外部进线投资。以浙江LNG接收站为例，接收站设 计二期总用电需要负荷为24331.2kW，若考虑增加轻烃分离这部分的用电负荷，需增加约1.4万KW，总计约3.8万KW，则用电设备的安装容量可考 虑为5.43万KW，因此所建电厂装机规模只需3台2万KW燃气机组，就可满足接收站供电要求，还可根据项目需要扩大电厂规模外输供电。
3)此外中国科学院工程热物理所提出了利用LNG冷能与分离CO2一体化的新型循环系统，如图2 所示。该方案利用LNG冷能来完善燃用它的热机性能，既提高了效率，又能回收用天然气燃料热机的惟一主要排放物CO2，为降低CO2分离能耗和实现CO2 准零排放动力系统的研究做出了重要贡献。将此研究成果与本方案结合，就形成了LNG冷能用于轻烃分离、燃气发电与分离CO2三者的集成优化，将LNG冷能 综合利用，可以把天然气终端使用成本大幅度降低[3]。
2 建立乙烯厂利用LNG冷能
在我国的LNG接收站将其中的C2+分离出来，就地或者在附近建厂生产乙烯。将LNG冷能用于分离湿气中的C2+和分离裂解产物中的乙烯、丙烯，或将 LNG深冷用于乙烯裂解装置的深冷部分，替代部分乙冷和丙冷压缩机的能耗，可把天然气液化耗费的大量冷能最充分地加以利用，比国内原有的以石脑油和更重的 原料生产乙烯的成本低得多。但有一系列的系统技术问题需要研究，例如包括冷能利用、轻烃分离和乙烯裂解以后的分离装置之间的集成、LNG接收站与分离装 置、乙烯裂解装置的投资主体等[1]。
3 轻烃分离调峰问题
为解决LNG轻烃分离装置的平稳运行与天然气气源调峰之间的矛盾，需要将一部分分离轻烃的烷液体用储罐储存起来，这样，一方面保证轻烃分离装置能够平稳运 行，另一方面可以利用储存的液体甲烷来达到调峰的目的，即在用气低谷时将液体甲烷储存起来，减少天然气汽化供气量，而到用气高峰时则再将储存的甲烷液体汽 化，增加供气量，从而满足下游用户谷峰期的用气需求。目前，LNG等低温液体都要求低压储存，上述专利和方案一所述流程分离出来的液体甲烷压力很高，不利 于储存。为此，可利用LNG的冷量将一部分高压甲烷液体过冷，然后再节流降至低压，从而使甲烷能够低压液相储存[2]。
三 LNG冷能用于空分和轻烃分离比较
1. 产品应用及市场前景
(1)空气分离
目前应用最为广泛的空气分离产品是氧气、氮气、氩气三种气体。氧气是反应活跃的气体，主要用于冶金行业和化工行业，还可以用于医疗卫生，城市污水处理，金 属焊接和切割，并且由于它对任何燃料都有充分的助燃性，氧气也用于燃烧工艺中；氮气可以被广泛应用于工业和研究领域。在大多数的应用中，氮气是作为一种物 理的制冷剂或是一种化学的惰性气体；氩气最重要的化学特性是它的惰性，这一特性使其成为高温处理的保护气体，通常被用于冶金和焊接工艺中。
以浙江省市场情况为例，由于浙江省的经济结构长期以轻工业为主导，目前浙江省空气分离产品市场规模在全国来说并不算大。从浙江省市场销售情况来看，年平均 增长幅度都在15%以上，但受到国家宏观调控的影响，整体市场发展趋势趋向于平稳。从下图中，我们可以看出在未来几年中，浙江省供大于求的市场状况仍将继 续存在。但从更长期来看，随着市场需求的自然增长，产品制造商的变化乃至整合重组，以及低价对于市场需求的促进，浙江省的空气分离产品市场将逐步趋向于平 衡。
(2)轻烃分离
LNG冷能用于轻烃分离的主要产品C2+(主要为乙烷、丙烷和少量丁烷)既可以进一步分离，作为液化丙烷和LPG(主要成分是丙烷和丁烷)分别出售，又可以将其作为制取乙烯的工业原料，大大降低其生产成本，市场前景都非常乐观。
国内LPG产量每年都有较大幅度的增长，但是仍然远远不能满足消费需求，每年都得从国外进口较大数量的LPG。中国LPG消费量占世界总消费量的9%，位 居全球第三。LPG作为清洁燃料不仅会在家庭生活用气方面稳步快速增长，而且在工业用途方面尤其是车用燃料方面将有重大飞跃。工业陶瓷、玻璃、城市工业锅 炉将有相当部分改用LPG取代煤和重油，此外LPG还可作为车用燃料。目前国内城市民用燃气主要为人工煤气、LPG和天然气，LPG在3种气源中所占比例 为60%以上[6]。
通过从进口的LNG中分离出C2+作为乙烯原料，对保证我国石化工业的原料供应、提高乙烯工业竞争力意义重大。同时用乙烷和丙烷代替石脑油为乙烯裂解原 料，可节省投资30%，降低能耗30%～40%，降低综合成本10%。如果到2010年我国增加的8．88Mt/a乙烯中，50%使用乙烷和丙烷为原料， 按每万吨乙烯投资2．5亿元人民币估算，节约投资约1110亿元/a，增加利润约300亿元/a；另外利用进口25Mt/aLNG的冷能与乙烷和丙烷分 离、乙烯生产结合，可创造利润70亿元。大约可使每立方米天然气成本降低0．3元左右；可大大提高进口LNG的竞争力。此外，还可以减少进口原油近 50Mt/a[5]。
表4和表5中的数据可知，随着原料的变重，投资成本和操作费用也有较大的增加。如用轻柴油与用乙烷生产乙烯相比，生产成本高1．5倍，投资费用高56%。 用轻柴油作原料时，操作费用(主要是公用工程费用)为185美元/t；用乙烷为原料时，操作费用仅为128美元/t。操作费用的增加主要是由于处理较多的 原料和副产品时消耗的增加，这些都可归结为能耗的增加。在这方面，可分析、借鉴乙烯工业原料70%为C2 ～C4烷烃的美国石化工业的经验，结合我国的情况，可得到全局最优化的经济效益[5]。
2. 利用的冷量
以浙江LNG接收站空气分离研究方案为例。流程简述：一、空气过滤和压缩，二、空气的冷却和纯化，三、 空气的精馏，四、LNG冷能传递：出吸附器的空气分为两部分：下塔抽出氮气直接进入主换热器复热通过氮气增压机进一步压缩，压缩后进后冷却器的冷却，再进 入主换热器与LNG进行热交换被冷却，节流后后进入下塔。
该方案同时获得两种产品:具有7.0MPa压力下的常温NG(低压液体通过液体泵增压汽化获得)和空气产品(液氧、液氮、液氩、气氮)。在该方案中只有 33吨/时LNG从－159℃～－60℃的冷量被利用。在回收过程中因为LNG冷量是低温区冷能，虽然冷能品质很高，但在高温区回收就有一定的困难，这时 零下-50～-60℃的NG的冷量只能用制取低温水的办法回收，由于温差大，热力学不可逆性大，所以回收效果不理想。
轻烃分离流程如前所述，方案中能充分利用接收站所有进口(方案以940t/h为例)LNG从-159℃左右至-80℃左右深冷部分的冷量，冷能品质高，所 利用的冷量远高于空分中33t/h LNG从－159℃～－60℃的冷量，但考虑到需高压外输天然气的问题，从-80℃左右～0℃的冷量没有利用，可进一步优化方案，与其它冷能利用工艺结 合，利用LNG浅冷冷量，提高冷量利用率。
3. 经济分析
(1)空气分离
仍以浙江LNG接收站空气分离研究方案为例：
液体空分规模
| 产品名称 |
产量Nm3/h |
纯 度 |
| 液 氧 |
12000 |
≥99.6%O2 |
| 液 氮 |
6700 |
￡10PPmO2 |
| 液 氩 |
350 |
￡2PPmO2，￡3PPmN2， |
| 天然气 |
33000kg/h |
同原料气 |
技术方案的设备组成
⑴ 空气过滤系统；⑵空气压缩系统；⑶空气预冷系统；⑷空气纯化系统；⑸分馏塔系统：由主换热器子系统，氮/氧分离主精馏塔子系统组成：A主换热器子系统，B氮/氧分离主精馏塔子系统；⑹全精馏制氩系统，均为一套，此外，本装置还包括其它辅助设备。
设备投资：7500万人民币 ；安装费用：1000万人民币。
(2)轻烃分离
技术方案的设备组成如前技术方案图中所示，以940t/h流量的LNG为例进行模拟，轻烃分离产量约为15～20万t/h，轻烃C2+回收率可达 64～99%。由比较可知一定范围内，设备投资费用越高，轻烃回收率也越高。结合当前国际LNG进口价格以青岛进口300×104t 萨哈林LNG项目为例[7]。
规模：370万吨/年的LNG接收终端
总投资和安装费：约8亿元
年耗电：2068.1万KW·h 1034万元
维修费：2500万元
人员工资及其他成本：500万元
年总经营费：4100万元
每年回收C2+质量为：80.1万t/a 净销售收入：10.59亿元
(其中C2+纯度95.0%m，按LNG中含C2+21.9%计，C2+回收率为94.0%m，轻烃价格按2300元(RMB)计，扣除轻烃分离天然气销售减少的收入7.83亿美元/a，每年净销售收入10.59亿元。)
研究表明，从进口LNG中提取C2+的工艺流程是可行的，有效的与经济的。在典型LNG接收终端，原有设备只需作少量变更，包括输出泵壳体要设定在较高压 力值等，但不要求另加压缩机。与其他要求安装输出气压缩机方案相比，分离方案至少降低投资40%，并可减少操作费用。
附：参考文献
[1] 华贲.利用海外LNG资源的战略思考.天然气工业，2005；25(5)
[2] 熊永强，李亚军，华贲.液化天然气冷量利用与轻烃分离集成优化.现代化工，2006，26(3)
[3] 李静等. LNG冷能利用现状及发展前景. 天然气工业，2005 ；25 (5) :103～105
[4] 顾安忠等.液化天然气技术.机械工业出版社，2003，10
[5] 华贲，郭慧，李亚军等.用好轻烃资源优化我国乙烯工业原料路线.石油化工，2005，34(8)
[6] 白哲楠.我国LPG和LNG发展前景分析.石油与天然气化工，2005，34(1)
[7] 徐正斌等.LNG凝液回收技术经济浅析. 天然气工业，2005 ；25 (10) :133～135
