LNG冷能利用技术课件.ppt

液化天然气（LNG）冷能利用小组成员：张洪涛 何光胤 焦念伟 马国龙CONTENT产业发展现状各国政府和企业均十分重视LNG冷能的回收利用，特别是以日本和中国为代表的东亚国家和地区均对LNG冷能应用展开了广泛深入的研究，在空气液化、冷库、液化二氧化碳和干冰的制取、低温发电和低温破碎等领域进行了成熟的商业性应用，已积累了丰富的经验，企业在LNG冷能的回收利用过程中能得到政府在政策、资金等方面的大力支持，从而获得明显的经济效益和社会效益。产业发展现状日本日本是世界上LNG冷能利用较多、技术最发达的国家，主要方式有低温发电、空气分离、液态二氧化碳及干冰的制造和万吨级低温冷库，约20%30%的LNG冷能被利用。其中，低温发电比重超过70%，空气分离约占20%。日本正在运营的LNG冷能空分装置如表11所示。日本是利用LNG冷能发电最多的国家之一，冷能发电装置装机容量一般在4009400kW之间。东京湾LNG接收站区域已成为集中低温仓库、深冷发电装置，冷冻食品厂，空气分离及液化装置以及液化二氧化碳和干冰生产厂等企业的工业聚集区，其冷能利用率达到43%。韩国LNG冷能主要用于空气液化分离和食品冷冻库两个领域，LNG冷能利用率约20%30%。产业发展现状日本北海道石狩港LNG青森县野内宿LNG八户LNG东京湾千叶县浦市中袖LNG日本著名LNG接收站卫星图产业发展现状日本 依据全球标普普氏能源统计的数据，中国依据全球标普普氏能源统计的数据，中国20172017年的天然气进口数据为年的天然气进口数据为37893789万吨，超越韩国的万吨，超越韩国的36513651万吨，成为全球第二大万吨，成为全球第二大LNGLNG进口国。进口国。产业发展现状中国中海油是我国LNG冷能利用的领军龙头企业，常年致力于冷能利用技术的推广和工业实践，已在冷能空分、冷冻胶粉、丁基橡胶等多项技术领域取得了工业化进展，冷能空分装置已进入良好的商业运行阶段，冷冻胶粉和丁基橡胶已进入工业应用的实质性推进阶段，具有丰富的冷能项目建设运行经验，在国内外冷能产业中具有相当的竞争力。中石油和中石化是我国LNG冷能利用的主要企业，均根据各自沿海LNG接收站的规划建设进度安排相关冷能项目的规划审批，在冷能产业的技术积累和产业规模方面均落后于中海油，具有一定的后发优势。其中，中石油江苏如皋LNG接收站与国内空分企业合作建设冷能空分项目；中石化LNG冷能利用项目尚处于规划前期阶段。产业发展现状中国青岛大连福建莆田LNG珠海技术环境分析中海油是我国最早进行LNG冷能综合利用研究和工业化运行的企业，也是我国LNG冷能综合利用的领军企业。其中，中海油福建LNG冷能空分项目是我国第一个成功工业运行的LNG冷能利用项目，福建LNG冷能低温橡胶粉碎项目是我国第一个LNG冷能低温胶粉项目。2010年7月，中海油能源发展股份有限公司石化分公司LNG冷能项目组牵头研究的利用LNG冷能进行空气分离方法学在德国波恩召开的联合国方法学审核理事会第44会议上获得批准。这是国际LNG冷能利用领域第一个获批的方法学，将为LNG冷能利用产业带来可观的二氧化碳减排资金支持，是中海油对世界节能减排事业的重要贡献。目前，福建LNG冷能空分项目的CDM开发交易已向国家发改委申报并获得批准。截至2011年12月31日，中海油冷能利用领域的主要科研成果包括2个发明专利、4个实用新型专利和2个工艺包。目前，中海油初步形成了技术、管理、市场销售和科研的人才储备梯队，可以独立承担冷能项目申报立项、设计施工、投产运营和市场销售，拥有冷能利用研发和工业化能力。产业政策环境根据国家发改委2012年10月31日颁布的天然气利用政策（2012年第15号令），天然气工业下游产业分为优先类、允许类、限制类和禁止类，相关规定如表1417所示。天然气利用政策（2012年第15号令）已于2012年12月1日正式实施，天然气利用项目管理均适用该政策，所有新建天然气利用项目（包括优先类）申报核准时必须落实气源，并签订购气合同。其中，对优先类用气项目，地方各级政府可在规划、用地、融资、收费等方面出台扶持政策。鼓励天然气利用项目有关技术和装备自主化，鼓励地方政府出台如财政、收费、热价等具体支持政策，鼓励发展天然气分布式能源项目。根据我国天然气利用政策的相关规定，城市燃气和工业燃料是国家鼓励支持的天然气利用方向，天然气化工则是国家限制和禁止的天然气利用方向。FOR天然气产业政策环境FOR冷能利用根据关于印发天然气发展“十二五”规划的通知（发改能源20123383号），为引导天然气高效利用，将LNG接收站冷能利用纳入LNG项目核准评估内容，实现节能减排和提高能效。2012年3月，国家发展改革委、财政部、国土资源部和国家能源局联合颁布了页岩气发展规划（20112015年），规划明确我国要加大LNG冷能利用力度，冷能利用纳入LNG项目核准评估内容，与接收站同步建设，减少对海水生态环境的影响，提高能源综合利用效率，实现节能减排和提高能效。根据石油和化工行业“十二五”发展指南，国家鼓励LNG冷能的利用，特别是大型空分设备对LNG冷能的利用。LNG冷能利用是社会各界关注的问题，“十二五”期间是我国冷能产业快速发展的重要时期，相关的产业政策和行业标准将有望逐步完善，进一步推动我国LNG冷能产业的科学健康持续发展。制约因素在世界范围内，LNG冷能多领域利用存在二个制约因素：（1）LNG冷能利用项目受LNG接收站周边的工业环境的影响较大，国外多为单项利用技术；（2）天然气管道用户的用气量具有波动特性，LNG接收站需要承担调峰任务（即LNG单位时间气化量波动幅度很大），LNG接收站气化需求和冷能用户需求在时间和空间上不同步。鉴于LNG气化和冷能利用之间存在空间和时间上的不同步性国外大多数LNG接收站的冷能利用率在20%30%之间。制约因素在世界范围内，LNG冷能多领域利用存在二个制约因素：（1）LNG冷能利用项目受LNG接收站周边的工业环境的影响较大，国外多为单项利用技术；（2）天然气管道用户的用气量具有波动特性，LNG接收站需要承担调峰任务（即LNG单位时间气化量波动幅度很大），LNG接收站气化需求和冷能用户需求在时间和空间上不同步。鉴于LNG气化和冷能利用之间存在空间和时间上的不同步性，国外大多数LNG接收站的冷能利用率在20%30%之间。所谓冷能,是指在常温环境中,自然存在的低温差低温热能,实际上指的是在自然条件下,可以利用一定温差所得到的能量。根据工程热力学原理,用这种温差就可以获得有用的能量,这种能量称之为冷能。LN G接收站需要将 LN G 气化后输送给用户。L N G气化后被还原为初始的气体状态,可以作为热力发电的燃料和城市居民用气。在 L N G 气化过程中,约能产生 920.502 kJ/kg 的低温能量。目前,这种冷能大部分被释放到海水中。如果将这些能量利用起来,就可以节省巨大的能源。因此,从节约能源的角度,积极寻求和高效利用冷能量有着重要意义。表1和图2给出了构成天然气的各种成分和其它制冷剂的冷能数据。可以看出,作为天然气主要成分的甲烷,从温度水平和其含有的冷能上,都是一种极好的“制冷剂”。-162、常压下的LNG转变为0(常压)的气态天然气时释放出来的能量,一方面包括502.1kJ/kg的气化潜热,这是LNG在温度不变时由液态转化为气态时释放出来的能量;另一方面也包括334.7kJ/kg的显热,这是LNG从-162转变为0时释放出来的能量,这样,LNG一共释放出约为836.8kJ/kg的能量(见图2)。因为LNG既能够产生大量的冷能,又能够被保存在-162的极低温度下,所以LNG是一种质量极高的冷能源。在利用机械方法制冷时,存在一个规律,即温度越低,机械效率下降得就越快,需要的能量就越多。如果想要通过机械方法达到LNG-162的极低温度,就不得不消耗大量的电力能源,并且,冷库和其它设备的资金投入会急剧上升(见图3)。根据上述LNG冷能的特点,可以在很广泛的领域里应用LNG冷能。间接利用：通过LNG冷能生产液氮或液氧，再利用液氮、液氧分别进行低温粉碎、低温生物工程、污水处理等工艺冷能发电利用LNG冷能发电是较为新颖的能源利用方式，技术相对比较成熟，能够大规模利用LNG冷能。利用LNG冷能发电的系统主要有:直接膨胀法、二次冷媒法、联合法等。直接膨胀法原理为:经低温泵和蒸发器后 LNG 成为高压 常温气体，而后高压气化时物理转化为压力，驱动发电机发电，之后经过加热器将天然气输入管网中。直接膨胀法发电的工艺流程见图 1直接膨胀法原理简单、投资少，但是 LNG 冷 能利用率很低，只有24%左右。因此，该方法主要与其他冷 能利用方案综合使用。冷能发电二次冷媒法原理为LNG 与经过透平膨胀后的低压冷媒蒸 汽在冷凝器中换热，冷媒凝结成液体;低压冷媒液体经泵提高压力，加热变成高压蒸汽;高压冷媒蒸汽经透平膨胀成低压蒸 汽，对外输出动力，带动发电机发电，工艺流程见图 2应用二次冷媒法进行冷能发电的关键是冷媒的选择。常用的冷媒 主要有甲烷、乙烷、丙烷等单组分，也可以采用它们的混合物。这种方法对 LNG 冷能的利用效率要优于直接膨胀法。冷能发电联合循环法LNG 经压缩后，通过换热器将冷能转移给冷媒，LNG 经过换热器成为高压常温气体，再通过透平机膨胀，带动电机发电，最后经过换热器变成一定压力的常温气体之后外输。而冷媒被液 化经过泵压缩和回热器变成高压气体，再经泵压缩和换热器成 为高压常温气体，最后通过透平机带动电机发电，出来的冷媒再次循环利用，工艺流程见图 3。联合法将直接膨胀法与二次冷媒法相结合，可以大大提高冷能利用率，一般可保持在50%左右。日本投入实际使用的 LNG冷能发电项目大多采用这种方式。冷能发电是一种新兴无污染的发电方式，这种方法对LNG冷能的回收效率非常低，仅相当于制备LNG耗用的5%，但是具有流程短、占地面积少、投资小、易于实施、无污染等优点，所以在其他冷能利用方式难以实现的情况下，可优先考虑冷能发电。冷能发电空气分离20102010年空气化工与中海油建首个年空气化工与中海油建首个LNGLNG冷能空分项目冷能空分项目简介;该工厂采用LNG冷能来辅助气体液化过程，并生产冷却的乙二醇，与传统工艺相比可节约约50的电能，由此带来巨大的环保和能效效益。在该空分工厂，过去用于空气压缩的冷却水被冷却的乙二醇所取代，从而节约了水资源。此外，LNG冷能技术通过减少空气分离装置操作中所使用的电力能耗，从而降低了二氧化碳的排放量。空气分离右图为大阪煤气公司利用LNG冷能的空气分离装置流程图。其特点是：由于液化天然气的可燃性，故用氮气作为与其传热的工质，利用液化天然气的冷能来冷却和液化由下塔抽出经过复热的循环氮。空气分离现今工业上所用的氧气和氮气绝大部分是通过分离冷却液化后的空气获得的，因此LNG可以为空气液化提供冷量，然后通过相应的工艺将液化空气分离生产液氧、液氮和液氩。传统空气分离工艺中液化空气所需要的冷能是利用制冷机和组合膨胀机产生的，而LNG冷能空分装置可以直接利用LNG的冷能，不需要额外的制冷设备。因此，利用LNG的冷能进行空气分离相比传统工艺，不仅可以减少投资、简化工艺流程，还可以节省大量电能降低液氮、液氧和液氩的生产成本。此类项目在日本成功运营近20年，比传统工艺耗电降低50%以上，耗水降低70%，节能效果显著，被认为是最有效的LNG冷能利用方式。国内首个LNG冷能空分项目与福建莆田LNG接收站配套，于2010年10月投产，投资3.1亿。该冷能空分项目每天可以生产液氧300吨、液氮300吨、液氩10吨。很多其他的LNG接收站也已建成或在建与之配套的冷能空分项目。现状海水淡化我国淡水资源缺乏，海水淡化尤为重要。利用LNG冷能进行海水淡化属于冷冻法的范畴。即使海水在结冰时，盐分被排除在冰晶以外，将冰晶洗涤、分离、融化后即可得到淡水。分为直接冷冻法和间接冷冻法。间接冷冻法结构简单，控制方便，但传热效率没有直接冷冻法高，需要较大的传热面积。（1）直接冷冻法是冷冻剂或冷媒与海水直接接触而使海水结冰。其具体流程是：以不溶于水、沸点接近于海水冰点的冷媒（异丁烷）为冷冻剂，与预冷后的海水混合进入结晶器中；异丁烷气化吸热，海水冷冻结冰，交换的基本上是潜热；产生的冰盐水输送到连续对流洗涤塔的底部，从而分离出冰晶和浓海水；异丁烷蒸气从结晶器的顶部出去后进入LNG换热器降温液化，经泵加压后喷到结晶器的海水中循环使用。海水淡化间接冷冻法间接冷冻海水淡化法是中间冷媒与海水以非直接接触的方式来传递冷量，使海水结晶的方法。1，4LNG泵；2甲烷液体储罐；3，5，10换热器；6压缩机；7C2+液体储罐；8闪蒸塔；9脱甲烷塔；11再沸器冷库传统的冷库电耗很大。如果采用LNG的冷量作为冷库的冷源，将载冷剂氟利昂冷却到-65,再通过氟利昂制冷循环冷却冷库，使冷库温度维持在-50-55，电耗降低65%。目前LNG基地和大型的冷库基本都设在港口附近，因此回收LNG冷能供给冷库是很方便的冷能利用方式具有广阔的市场前景。A冻结库;B冷冻库;C冷藏库;E4E6换热器冷库针对小型气化站小型气化站的供气量大多在10104m3/d以下,且冷能产量随供气量的变化较频繁；但其产生的冷能品位较高，适合于建设冷冻冷库。例如，1976年即已投产的日本神奈川县根岸LNG终端的金枪鱼超低温冷库，30多年来一直运行良好，为LNG冷能应用于冷冻仓库建设提供了优秀范例。港华燃气公司所建的广东佛山杏坛LNG气化站是为顺德地区的燃气输配系统提供气源。站内建有100m3LNG储罐6个，其中4个工作压力为0.6MPa，2个为0.8MPa。站内设有空温气化器8台，每台气化能力为2000m3/h，气源来自深圳大鹏公司提供的LNG。为经济有效利用LNG气化时产生的冷能，在毗邻杏坛气化站处于2010年投产了1座冷冻仓库。此项目为国内首个小型气化站LNG冷能利用示范性项目，总投资约129万，年平均销售收入可达85万，税后内部收益率达31.7%，静态投资回收期4.1年（含建设期）。杏坛冷库主营水产品的加工及储存，一期工程库容总量为3000t，包括-300C冷冻库和-150C冷藏库两个部分，是与目前气化站5104m3/d的气化量相配套的；随着气化量提高至设计处理量(15104m3/d)，二期工程将扩容至约9000t。冷库针对小型气化站杏坛冷库制冷系统主要包括3个部分：LNG气化系统、低压氨制冷循环系统和电动压缩氨制冷系统。其工艺特点是当LNG气化系统处理量下降而冷能供应不足时，可以启动电动压缩氨制冷系统来补充。通过进入换热器氨气压力调节进入其中的LNG流量；并通过冷库温度调节进入其中的液氨量。该冷库的具体工艺流程为：来自储罐的LNG分为2股，一股LNG进入空温换热器（1）气化为常温的天然气，经调节阀调压至约0.3MPa后进入城市燃气管网。另一股LNG将来自冷库的气态氨冷凝后，经辅助空温换热器（2）气化并升温至常温，再与原气化系统中的天然气混合，最终也进入城市燃气管网。冷凝的液氨降压至0.3MPa0.5MPa，依次通过计量设备和调节阀，降压至约0.15MPa后进入冷库制冷，完成氨制冷循环。冷库针对小型气化站目前，LNG卫星站由于冷能较少，供气规模大多在十万方以下，而且冷能随时间频繁波动等原因而未能得到迅速发展。LNG卫星站数量多，分布广，可用的总冷能大，而且卫星站的气化压力远低于大型接收站的气化压力，气化释放的冷能品味更高，因此，LNG卫星站冷能的高效利用对实现节能减排的目标具有于重大意义。汽车空调ING以液态储存方式替代压缩天然气(CNG）的压缩储存方式作为汽车燃料，当前已经成为极具发展潜力的优质环保型燃料。为了最大程度地回收LNG气化过程中产生的冷能，并满足汽车空调的使用要求，可使用中间冷载体如乙二醇)进行多级换热以减小一次换热的传热温差并用蓄冷系统以实时调节汽车空调系统的供冷要求。此类应用目前虽尚未实现I业化，但国内外此方面的研究正方兴未艾，值得重视。LNG冷量回收汽车空调系统的基本原理如图利用与汽车空调类似的原理，LNG气化冷能也可以回收用来用于低温冷藏车。制取液态CO2或干冰液态CO2是CO2气体经过提纯，然后加压压缩使之液化得到的。传统的制取液态CO2的工艺是将CO2压缩至2.53.0MPa，然后利用制冷设备将其冷却，最终使之液化。利用LNG冷能液化CO2，则很容易从LNG中获得冷却和液化CO2所要的低温，而且CO2只需压缩到0.9MPa左右。与传统的液化工艺相比，量消耗也降低为原来的30%40%。用 LNG冷 能 液 化 CO2纯 度 较 高，可 达99.99%，并 且 投 资 费 用 可 减 少 10%。利用LNG的冷能制取液态CO2或干冰通常是以化工厂的副产品CO2为原料，这样就可以实现化工厂等高CO2排放的企业实现变废为宝。超低温破碎大多数物质在一定温度下会失去延展性，突然变得很脆弱。目前低温工艺的进展可以利用物质的低温脆性，采用低温进行破碎和粉碎。低温破碎和粉碎具有以下特点：室温下具有延展性和弹性的物质，在低温下变得很脆，可以很容易被粉碎低温粉碎后的微粒有极佳的尺寸分布和流动特性。利用LNG冷量对固体进行超低温破碎，可以不损坏食品、香料等物质的固有质量，不会使粉料发热氧化而变质，且破碎粒度匀细。几种固体物的低温破碎污水处理因为利用液态氧可得到高纯度的臭氧，被处理污水对臭氧的吸收率很高，这种方法与传统的过程相比可以减少大约1/3的电力消耗，而且对污水的处理效果极好。臭氧废水处理设备LNG冷能梯级利用任何单一的LNG冷能利用方案都无法充分利用LNG的冷量，LNG冷能利用效率很低。此外，不同温度的冷能价值相差很大，不同冷能利用方式所需温度也不同。所以，LNG冷能利用不仅要注重冷能利用率，还要看冷能利用的品位和质量，应当把握“温度对口、梯级利用”的综合利用原则。只有这样，才能最大限度的利用LNG冷能，实现经济效益的最大化。因此，LNG冷能用户应该是由多个冷能利用项目 形 成 的 产 业 群，冷 能 的 梯 级 利 用 将 会 形 成 一 个 新 的 产 业 链。LNG冷能的梯级利用，往往涉及跨度很大的多个领域和行业，各冷能利用项目之间互相影响和制约，所以应该将冷能利用项目纳入LNG接收站的总体规划，并与LNG接收站协同设计。华南理工大学华贲教授等提出可考虑将多种LNG冷能利用项目建成联合企业的冷能工业园区，并将其与LNG接收站一体化建设。他们还初步制订了唐山LNG冷能利用规划，形成以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。LNG冷能梯级利用流程蓄冷技术LNG的气化过程与LNG冷能利用过程在空间和时间上的不同步问题是LNG冷能迄今没有实现大规模集成利用的主要原因。为此，一些专家研究利用一些相变物质作为蓄冷剂存储LNG冷能，实现LNG冷能在时间和空间跨度上的供应。原理如下:当LNG冷能充裕时，蓄冷剂吸收冷量而凝固;当LNG冷能供应不足时，冷剂剂溶解，从而释放出冷量。蓄冷剂的开发是蓄冷技术的关键。作为蓄冷剂的相变物质要求具有较高的相变潜热、合适的相变温度、较大的热导率和密度、无相分离现象以及廉价易得等特性。LNG冷能利用具有很高的经济、社会和环境效益，随着LNG贸易的迅速增长以及全球性的能源紧张，LNG冷能利用具有十分广阔的发展前景。LNG冷能利用不仅可以节能减排，还可带动相关的科学研究和冷链产业的发展。因此，LNG冷能利用是时代的要求、发展的需要，是利国利民的绿色工程。END