LNG冷能利用优势显著
四川空分设备（集团）有限责任公司低温技术研究院副院长江蓉告诉媒体，LNG接收站经过高压泵加压并汽化为常温气体后再送入天然气管网，汽化过程中LNG会释放大量冷能。据理论估算其释放的冷量约为830kJ/kg。
江蓉说：“传统的LNG接收站采用海水开架式汽化器或浸没燃烧式汽化器来汽化LNG，不仅浪费了宝贵的冷能能源，还对附近海域产生局部低温污染。空气分离温区在-190℃～-150℃间，LNG汽化温度是-162℃，与空气分离的温区相匹配。将LNG高品质的低温冷能用于空分装置，根据温区梯级利用，可显著降低能耗，属于国家提倡的节能减排和资源综合利用项目。”
据介绍，常规空分装置的低温环境由电力驱动的机械制冷产生，电力一般占到生产成本的70%左右，同时还要消耗大量的冷却水，而利用LNG冷能可降低电耗约56%，工艺耗水降低99%以上，基本为零。且LNG冷能空分工艺流程及配置简单，取消了高低温膨胀机，简化空分主冷箱，操作方便，降低能耗。同时冷量来源于LNG—氮换热系统的封闭循环液氮，不参与精馏，安全可靠。
工业应用热潮涌动
随着中国LNG进口量不断加大，LNG冷能利用开发升温。2010年10月，中海油与美国空气化工产品公司在福建莆田建设的国内首个LNG冷能空分项目投产，液氧、液氮等生产规模600吨/天，4年来装置运行平稳。同时，中海油在浙江宁波614.5吨/天、广东珠海614.5吨/天，以及四川空分集团在河北唐山723吨/天、杭氧股份公司在江苏如东600吨/天等4个LNG冷能空分项目正在建设，其中宁波和唐山项目即将于11月投产，此外还有多个LNG冷能空分项目正在规划中。
江蓉说，四川空分集团在LNG冷能空分方面已获得3项专利技术，并在多个项目上得到了工业化应用。其中，该公司在河北唐山曹妃甸投资建设的项目为目前国内规模最大的LNG冷能空分项目。该项目利用中石油的LNG接收站，每天能生产液氧540吨、液氮150吨、液氩26吨、高纯液氧7吨。
同步规划至关重要
LNG冷能空分的设计，在工艺条件、接口条件、操作方式等方面，都需要与LNG接收站衔接协调。“但由于投资主体不同等因素，LNG冷能空分项目往往滞后于接收站建设，难以同步，导致在LNG冷能空分开始设计时，接收站的设计已经完成，相关设备已经订货，无法根据冷能空分项目的相关要求修改接收站设计，给冷能空分的设计、建造及运行带来一些问题。”江蓉呼吁，LNG冷能空分项目要与接收站同步规划、同步建设，使接收站在设计时能够兼顾冷能空分的需求。
另外，LNG冷能空分装置必须24小时连续运行，这要求接收站的LNG同步连续稳定供应。而接收站在建成初期，受下游用户影响，往往无法保证外输天然气的连续性。接收站不能24小时连续向冷能空分供应LNG，造成冷能空分无法正常运行。对此江蓉建议，接收站在设计时，在再冷凝器前按照冷能空分的流量单独设置一路LNG高压泵，专供冷能空分使用，保证冷能空分运行的稳定性和连续性。
也有业内专家在论坛上表示，虽然LNG冷能空分能耗和运行费用低，但由于增加了LNG/NG相关设备、阀门等，一次性投资较高。同时LNG接收站一般建在海边，要考虑冷能空分产品液氧、液氮、液氩的市场运输半径。
尽管如此，与常规空分相比，LNG冷能空分产品的综合生产成本依然具有优势。江蓉建议，在条件许可时，应扩大冷能空分生产规模。在确定冷能空分产品方案时，企业能根据冷能空分所在区域的市场需求，并考虑冷能空分的一次性投资及产品单耗，综合确定LNG冷能空分的产品方案。
