LNG冷能利用方式简介

LNG冷能利用方式

LNG冷能利用可分为直接和间接利用两种方式。其中，直接利用包括冷能、深冷空气分离、冷冻仓库、制造液态CO2(干冰)、汽车冷藏、汽车空调、海水淡化、空调制冷以及低温养殖和栽培等；间接利用包括低温粉碎、水和污染物处理等。目前LNG冷能主要应用领域如表1所示。

LNC冷能在空气分离、深冷粉碎、冷能发电和深度冷冻等方面已经达到实用化程度，经济效益和社会效益非常明显；小型冷能发电在LNC接收站也有运行，可供应ING接收站部分用电需求；海水淡化等项目尚需要对技术进行进一步的开发和集成。

基于种种条件的限制，LNC冷能不可能全部转化利用，目前世界LNG冷能平均利用率约20%。世界主要国家或地区LNC冷能利用情况如表2所示。 由于我国进口LNG处于起步阶段，国内冷能项目的建设要本着实事求是的原则进行合理规划。根据世界LNC冷能利用的经验，我国LNC冷能利用可以通

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过以下两个主要途径进行。

第一，建设大型空分装置，生产商品液氧、液氮和液氩。部分液氮作为生产冷冻粉碎胶粉和液体二氧化碳等项目的冷媒，气化后的氮气作为合成氨原料；氧气作为大型装置的原料，生产的合成气经精制后进一步延伸加工，作为合成氨的原料和的，合成气精制过程中副产的高纯度二氧化碳作为液体二氧化碳的原料。

第二，LNG与制冷剂换热，绿色制冷剂进一步作为冷藏库和合成气精制过程的冷媒。

总之，在LNG冷能利用过程中要贯彻循环经济的理念，积极探索我国LNG冷能利用技术，实现LNG冷能的安全利用，形成生态工业网络。 2 LNG冷能利用技术进展 2.1 LNG冷能空分技术

空分技术经过100多年的不断发展，现在已步入大型、全低压流程的阶段，工艺流程由空气压缩、空气预冷、空气净化、空气分离、产品输送等操作单元组成。空分设备较高，能源消耗占空分产品成本的70%-80%。例如，一套72000m3／h空分设备的主空压机电机容量达31000kW，相当于一个小城镇的民。因此，如何降低单位制氧耗电一直是空分行业关注的主要问题。

利用LNG高品质的低温冷能是有效降低空分单位制氧耗电的途径之一。 在常规空分装置中的主冷却器、废氮循环冷却器、后冷却器以及空压机中间冷却器等换热装置中引入LNG冷能，降低单位能耗，同时减少了空气压缩中间冷却的用水环节，可以提高空分产品的产量和质量。

总之，LNG冷能用于生产液体空分产品不仅可以充分利用LNG高压气化过程的能谱特点，按能量品质合理地分配利用冷能，而且工艺技术成熟可行，节能节水效果显著有利于空分系统液化率的提高，缩短装置启动时间，能够生产更多的液态产品，适用于生产液体产品较多的场合。 2.2 IGCC

整体化联合循环发电(Integrated Gasification Combined Cycle，简称IGCC)技术是以煤气化为上游，结合高效的燃气—蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术。在LNG冷能利用产业链上，IGCC属于利用空分产品的下游装置。 IGCC煤气化部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备(包括硫的

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回收装置)；燃气—蒸汽联合循环发电部分的主要设备有发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。

IGCC的工艺流程简述如下：原料煤在气化装置中转变为中低热值煤气，在净化装置中除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质驱动燃气透平做功，燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机做功。 2.2.1 煤气化及热回收

IGCC及大型化工采用的煤气化技术主要有鲁奇固定床碎煤加压气化技术、荷兰Shell公司的粉煤气化技术、Texaco公司的水煤浆加压气化技术、德国西门子公司的GSP煤气化技术等。

鲁奇气化炉技术较为成熟，采用块煤进料，流程较为复杂。 2.2.1.1 Shell粉煤气化技术

Shell气化技术代表新一代的气化技术，采用纯氧气化，干粉进料，气化温度达1400-1600℃，碳转化率达99%，有效气体(CO+H2)达90%以上，液态排渣。Shell技术的主要优点为：

(1)水冷壁气化炉，使用寿命可达25年； (2)喷嘴设计寿命达8000h以上； (3)气化采用废锅流程，副产高压蒸汽； (4)采用于粉气化，氧耗量较低。

Shell气化系统需要氮气密封，气化压力不能太高。关键设备气化炉(带废锅、导气管)结构复杂庞大，关键技术较多(例如，粗煤气除尘)，设备费及专利费都相对较高。

目前，Shell气化技术只有一套大型装置在运行，用于联合循环发电，国内工业化的经验不多，技术主要依赖进口，国内技术支撑率低，有一定风险，国产化有一定的难度。

2.2.1.2 Texaco水煤浆气化工艺

水煤浆加压气化是美国德士古公司(Texaco)在20世纪70年代开发的工艺。工艺流程简述如下：煤粒(粒度325目，0.044mm)以及少量添加剂和水在磨煤机中磨成可以用泵输送的非牛顿流体，再与氧气在加压高温状态下发生部分氧化反应制

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得高温合成气，高温合成气可以经辐射锅炉与对流锅炉间接换热回收热量(废锅流程)，或直接用激冷水冷却(激冷流程)，气化合成气再经过除尘后制得洁净水煤气送往下游装置。

Texaco水煤浆气化工艺技术在我国有多套装置运行，具备国产化条件，投资省，技术成熟可靠度高。华东理工大学等科研单位也开发了四喷嘴对置水煤浆气化炉，气化条件得到改善，碳转化率、氧化等消耗指标有所下降，单炉气化能力得到很大提升(目前四喷嘴对置气化炉单炉煤处理能力达到1800-2000t/d)。 2.2.1.3 西门子公司GSP粉煤气化技术

GSP气化技术的开发始于1979年，在德国Freiberg先后建成了3MW和5MW的小试装置。1984年在Schwarze Pumpe建成了一套130MW，气化压力为2.8MPa，产气量(标准状态)50000m3/h，煤处理量720t／d的工业化装置。

GSP气化炉为燃烧室和激冷室两段设计。气化炉下段为气化激冷室，采用高压激冷水冷却高温气化气体。气化炉上段为气化燃烧室，以冷却盘管制成水冷壁。燃烧室操作温度比煤的灰熔点约高50-80℃。冷却盘管外侧装有密集的销钉，用以固定碳化涂层，其表面温度低于液渣的流动温度。冷却水压力高于气化压力，燃烧室采用了以渣抗渣的方式，液渣在气化炉的燃烧室起到了耐火材料的作用。 粉煤(粒度≤100μm、水分≤2%)和高压氧气以及少量水蒸汽一起进入气化炉，在燃烧室进行气化反应。气化产生的粗煤气和熔渣并流从燃烧室下部进入激冷室，在激冷室高温气体被循环的高压灰水激冷后进入气体洗涤冷却系统。 GSP粉煤气化技术核心主要为粉煤的流化态稳定输送和气化炉的连续运行。目前GSP气化技术工业化装置少，缺乏生产运行经验。 2.2.2 脱酸性气

IGCC装置脱酸性气主要是指化物和二氧化碳。对于大规模气体脱硫，宜采用湿法工艺。常用的湿法脱硫工艺有低温洗、MDEA法和NHD法。 2.2.2.1 低温甲醇洗

低温甲醇洗是20世纪50年代初德国林德公司和鲁奇公司联合开发的一种气体净化工艺。第一个低温甲醇洗装置由鲁奇公司于1954年建在南非Sasol的合成燃料工厂，目前世界上有一百多套工业化装置，工艺技术成熟，在工业上拥有很好的应用业绩，被广泛应用于合成氨、合成甲醇及其他羰基合成、城市煤气、工

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