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产业一体化节能应用

一、炼油化工一体化节能增效

世界各国特别是发达国家的炼油工业为迎接21世纪的到来，已经或正在采取的重大举措有以下6项：
   1、兼并、联合、重组，充分发挥优势，增强竞争实力
    兼并联合重组是经济全球化发展的结果。由于经济全球化加剧了行业的竞争，迫使大跨国公司通过扩大经营规模，组成更强大的集团，增加竞争力，占据更多的国际市场份额。就石油（含炼油和石油化工）行业而言，90年代特别是近几年来，兼并、联合、重组事件有几十起之多。特别值得注意且影响重大的有以下两起：一起是英国石油公司与美国阿莫科公司1998年11月宣布合并，组成BP-Amoco公司。1999年4月1日，BP-Amoco公司又兼并美国Arco公司，竞争实力又进一步加强。另一起是埃克森公司和美孚石油公司1998年12月1日宣布合并，能源公司-Exxon-Mobil公司。
    2、炼油化工一体化，优化资源配置，提高经济效益
    据介绍，目前美国炼油业的利润率为2%，勘探开发业为10%-12%，石油化工业为18%-20%。实现炼油化工一体化的好处主要是，优化原料配置，炼厂的石脑油直供裂解装置，裂解汽油直接用作汽油调合组分，减少了中间商的营销费用；减少了库存和贮运费用；水、电、汽、风等共用，一个管理部门，减少了公用工程和管理费用，减少了公用工程系统的投资；确保化工厂原料供应和副产品的出路，不受市场需求和价格波动的影响；石化产品市场需求增长势头远高于石油产品，石化产品价格攀升，炼油化工一体化，可以使炼油厂25%的油品变成价格较高的石化产品，资金回报率可以提高2%-5%。
    美国七大石油公司在美国墨西哥湾地区有9座炼油化工一体化联合企业，年增效益都在5000万美元以上。目前在建的炼油化工一体化大型联合企业是，德国巴斯夫公司与比利时石油公司在美国得克萨斯州阿瑟港合资的企业。这个一体化企业的主要装置是：9000kt/a炼油，817.2kt/a乙烯，908kt/a苯乙烯，953.4kt/a聚丙烯，363.2kt/a聚乙烯，499.4kt/a聚苯乙烯。

3、发展深度加工，优化资源利用，提高资源利用率
    发展深度加工主要是发展渣油加工，提高轻油收率，多出轻油、少出渣油，其次是用好废油和石油焦，提高原油资源利用率，提高炼油厂的经济效益。1999年初，全球共有渣油加工装置近600套，加工能力达735Mt/a。90年代以来共增加加工能力225Mt，其中1997-1999年的三年间新增能力75Mt。其原因主要是炼厂加工的廉价重质原油越来越多，特别是西半球，与此同时，全球大部分市场燃料油需求量持续下降，运输燃料和石油化工原料的需求量各地区都在增加。

一个值得重视和注意的发展动向是，渣油/石油焦/废油气化、发电、制氢、联产蒸汽的技术在推广应用。其价值在于把炼厂的低值产品变为炼厂急需的氢气、蒸汽和电力。目前在美国、日本、新加坡、意大利、法国、荷兰已建和在建的装置共11套。
    4、采用清洁技术，生产清洁油品，减少三废排放
    面向21世纪，炼油厂面临的问题是，不能再用有毒、有害、有碍人体健康的酸碱等辅助原材料，更重要的是要减少汽油的硫、烯烃、芳烃含量和柴油的硫、芳烃含量，生产清洁汽油和清洁柴油。目前已经成熟和正在开发的技术有：生产清洁汽油的选择性加氢技术，生产清洁汽油的吸附脱硫技术，生产清洁柴油的深度加氢技术，生产清洁航煤的临氢脱硫醇技术，生产清洁汽油的固体酸烷基化技术，生产清洁汽油、航空煤油、清洁柴油的加氢裂化技术等。

5、采用生物技术，生产清洁油品，降低生产成本
    开发和利用生物技术，生产清洁油品，始于本世纪80年代。到目前为止，已经和正在进行的技术开发工作包括生物脱硫、生物脱氮、生物脱重金属、生物减粘、生物制氢等。其中，柴油生物脱硫技术开发工作进展*快。柴油生物脱硫与加氢脱硫相比，*大的优点是在装置加工能力相同的情况下，投资节省50%，操作费用节省20%。在技术上，柴油生物脱硫用于催化轻循环油脱硫时的优势在于，催化轻柴油中的二苯并噻吩（DBT）化合物难以加氢脱除，而且消耗大量氢气，而生物脱硫不仅容易脱除（特别是4,6-二甲基二苯并噻吩），且不消耗氢气。
    世界上较早一套柴油生物脱硫装置建在美国阿拉斯加州的Valdez炼油厂，加工能力250kt/a，生产清洁柴油，副产4.540kt/a羟基联苯亚磺酸盐，2001年投产。

二、乙醇生产利用核电厂蒸汽的产业能源组合链

木质纤维原料生物转化燃料乙醇工业化进程

现代工业的迅速发展，大规模开发利用作为清洁能源的可再生资源显得日益重要。可再生能源进入能源市场，已成为世界各国能源战略的重要组成部分。按照欧盟规定，其成员国的可再生能源在一次能源中的比例将于2010年达到12 %，2020年达到20 %。美国提出，到2020年生物燃料在交通燃料中的比例达到20 %；瑞典提出，2020年之后利用纤维素生产的燃料乙醇全部替代石油燃料，彻底摆脱对石油的依赖。国家发改委近日就我国生物燃料产业发展作出3个阶段的统筹安排：“十一五”实现技术产业化，“十二五”实现产业规模化，2015年以后实现大发展。预计到2020年，我国生物燃料消费量将占到全部交通燃料的15%左右，建立起具有国际竞争力的生物燃料产业。

目前较成熟的燃料乙醇的生物转化方法是以玉米为原料，但其原料成本高达总成本的70 %～80 %。最近各国的研究集中在以木质纤维素为原料上。木质纤维素是地球上比较丰富的可再生资源，据估计木质纤维素原料占世界生物质量(100亿～500亿t)的50 %），这些丰富而廉价的自然资源可以来源于：①农业废弃物，如麦草、玉米秸秆、玉米芯、大豆渣、甘蔗渣等；②工业废弃物，如制浆和造纸厂的纤维渣、锯末等；③林业废弃物；④城市废弃物，如废纸、包装纸等。由木质纤维素生物转化成的燃料乙醇越来越引起世界各国的广泛关注。目前世界各国研究利用木质纤维素发酵生产乙醇的科研机构都围绕着这几大技术关键进行攻关。一是预处理工艺，即通过各种方法，如气爆法、湿氧化法、稀酸法或几种方法的组合，破坏秸秆中的纤维素、半纤维素与木质素的结构，使之松散，亦可使半纤维素水解；二是水解工艺，即通过酶法或酸法把上述物质中的纤维素、半纤维素水解成六碳糖和五碳糖；三是发酵工艺，选用特殊的共酵菌种对上述六碳糖和五碳糖进行发酵，生产酒精。但是目前世界上还没有一家工业规模利用纤维质原料生产燃料乙醇的企业。其主要障碍为：①酶解成本过高；②缺乏经济可行的五碳糖发酵技术。因此，技术路线的优化组合问题、生产过程中成本降低的问题以及乙醇废糟的综合利用等问题，值得我们认真深入探讨、研究、解决。 

据美国能源部门预测2015年可以实现技术和经济问题过关，实现工业化生产。2002年美国能源部和诺维信合作，资助1480万美元，研究把纤维素和半纤维素酶解成可发酵糖，再发酵制取乙醇。经过3年的努力，其关键技术纤维素酶有了突破，生产1加仑燃料乙醇所需纤维素酶成本从5美元降至50美分。他们计划再经过两年努力，使每生产1加仑燃料乙醇的纤维素酶成本降至10美分。这时纤维素酶就不再是发展纤维质水解制取燃料乙醇的制约因素了。由此可以推测纤维质原料生物转化燃料乙醇工业化的进程有望提前。
　　迄今为止，全世界已经有几十套纤维质原料经纤维素酶水解成单糖的中试生产线或小试生产线，大部分是以乙醇为最终主产品。这些试验或试生产机构包括美国陆军Natick研究发展中心、美国加州大学劳伦斯伯克莱实验室、美国阿肯色大学生物量研究中心、美国宾夕法尼亚大学、加拿大Iogen公司、加拿大Forintek公司、法国石油研究院、日本石油替代品发展研究协会、瑞典林产品研究实验室、瑞典隆德大学、奥地利格拉兹大学、芬兰技术研究中心、印度理工学院等。综上所述，在国外，以纤维质为原料生产酒精正逐步走向一个技术成熟的阶段。

1、美国纤维质燃料乙醇工业发展现状
　　美国用纤维素制乙醇的技术开发较早，1999年能源部计划到2015年把燃料乙醇的成本降低36 %，在这个目标的基础上又拟定了以下的开发方向：①通过转基因技术的研发，使纤维素酶酵母的活性比现有水平高10倍以上；②完善同步糖化发酵法(SSF)和同步糖化共酵法(SSCF，即糖化和C5，C6糖共同发酵)技术；③通过纤维素直接发酵菌的育种以开发直接发酵法(DMC)。
　　美国在乙醇的生产上仍然是世界乙醇生产的领头羊，同样在将纤维质转化为燃料酒精的研究、生产和应用方面也走在了世界的前列。在美国，政府积极鼓励燃料酒精的生产和使用。在政府的大力倡导下，酒精燃料在美国的燃料市场上的份额已达到8%。
　　2、加拿大纤维质燃料乙醇工业化发展现状
　　加拿大纤维质燃料乙醇工业一直处于先进地位。Iogen是加拿大一家生物技术公司，总部设在渥太华，主要开发纤维素酶技术，在2004年开始开设了一家投资约4千万美元的纤维素乙醇厂，是较早纤维质乙醇工业化公司，处于世界先进地位。在过去几年里，它共生产了65000加仑的乙醇，兑入85 %的汽油后提供给36家公司以及加拿大政府的汽车使用。使用原料为麦秸(也可利用玉米秸秆及其他农作物废弃物为原料)，采用的技术是用稀酸结合蒸汽气爆预处理半纤维素，随后在含木质素和木糖的环境下用纤维素酶水解纤维素；液固分离，固形部分(木质素)燃烧或资源利用，液体进行木糖和葡萄糖联合发酵；发酵物蒸馏，蒸馏后残渣用于发电或产热。每周处理能力25 吨麦秸，年产32万升乙醇。该公司准备在加拿大或美国爱达荷州建设一个耗资3.5亿美元的工厂。 
　　加拿大SunOpta公司采用稻草、玉米秸秆、草、树片、甘蔗渣等为原料生产各种生物转化产品，如纤维质乙醇、纤维质丁醇、木糖醇和膳食纤维等。该公司在世界范围内的纤维质原料转化乙醇技术上，处于先进地位，采用的技术是高压下连续气爆处理生物质，原材料包括木片、甘蔗渣、各种谷物秸秆、废纸等，中试厂处理原料为500kg/h。此技术已经在意大利、美国、芬兰和法国等国应用。

SunOpta 公司在生物质预处理生产纤维质乙醇和其他再生燃料方面处于世界先进地位。该公司拥有预处理系统所有权，同时也是能进行连续工业化生物质预处理装置的单位。并为Abengoa Bioenergy的研发机构在纽约和内布拉斯加州的玉米乙醇厂安装预处理装置。
　　SunOpta 公司与荷兰 Royal Nedalco公司签定了共同合作的协议，该公司是欧洲比较大的乙醇供应商。协议规定，SunOpta授权Royal Nedalco使用该公司的五碳糖发酵菌种技术在北美生产生物质乙醇并在新建的谷物乙醇厂中使用SunOpta 的技术和纤维生产乙醇生产装置。 

SunOpta 公司将该技术提供给Abener Energia S.A. of Seville， Spain，并准备在西班牙建一座以小麦秸秆为原料年产500万升的纤维质乙醇产业化示范厂，这将是世界上一座商业化规模的纤维质乙醇厂。尽管其生产成本仍被评估比谷物乙醇生产成本高出50 %～100 %，但也将对加拿大的Iogen Corp公司造成一定的打击，因为该公司一直寻求建立世界上较早商业化的纤维质乙醇厂。
　　3、日本纤维质燃料乙醇工业化发展现状
　　日本作为世界第二石油进口大国，也希望利用本国资源开发乙醇燃料，但由于国内粮食生产不足，故对以纤维素为主的生物质废物为原料生产燃料乙醇的技术十分重视。日本全国每年产有1000万吨废木屑，不少企业利用自行开发的技术或引进美国技术开展了以废木屑为原料生产燃料乙醇的工业试验。
　　在“建设废材再生法”的推动下，日本国内有不少企业开展了利用废木屑生产燃料乙醇的技术开发，其中以日本食粮公司发明的方法别具特色。该法先将废木材破碎为数毫米的碎片，再用臭氧处理，然后放入自行开发的酵素，将木材中的纤维素和半纤维素加水分解为葡萄糖、木糖，最后经酵母菌发酵生产乙醇。该项目已于2003年5月投资5亿日元建成工试，目前日产乙醇2.5 t。试成后拟建200 t/d商用装置，成本目标为25日元/L，将低于美国现有水平。 

4、欧洲纤维质燃料乙醇工业化发展现状
　　Abengoa是欧洲较大的乙醇生产厂，同时也是世界排名第二的生产厂家，是以小麦秸秆为原料生产乙醇的瑞典生产商。Abengoa Bioenergy是致力于可持续发展的技术先驱和高度多元化的公司，在美国拥有3家乙醇厂，一家在新墨西哥、一家在内布拉斯加州、一家在堪萨斯州，第四家正在施工中。在研究和开发乙醇新技术领域该公司占世界主导地位(传统工艺和纤维质工艺)。
　　目前 Abengoa Bioenergy′s 正努力建两个生物质乙醇厂，一个在西班牙，一个在美国，两个都在施工过程中，他们的目的是在2011年前使该技术商业化。 Abengoa 生物质能研发公司将在纽约和内布拉斯加州中试规模的试验中检验生物质分馏技术和发酵技术。这套设备将在年底运行。在以后的4年里将投入1亿多美元帮助建成更加实用、更加可行的纤维质乙醇厂。他们正在建的西班牙生物质示范厂将展示酶水解技术的商业化，这套设备将使用麦秸做最初的原料，将具有年产大约200万加仑的生产能力，这两个示范厂所提供的经验将作为他们设计位于美国玉米产带商业化规模的生物质乙醇厂，美国能源部到2030年计划生产600亿加仑的生物质乙醇，代替30 %的汽油用量。布什总统提议在美国要建3个纤维质乙醇示范厂，Abengoa公司将申请完成其中的一个。
　　在能源利用上，身为“环保急先锋”的瑞典人走在了所有大国的前面。瑞典政府2006年2月7日宣布，计划用15年时间成为全球较早的完全不依靠石油的国家，而且还不需要增建核电厂。“我们对石油的依赖将在2020年结束，这意味着所有房屋不再依靠石油来取暖，所有司机不再依靠汽油”。这是瑞典可持续发展部部长莫娜·萨赫林的展望。萨赫林和一些专家看准了几个能让瑞典比其他国家更有可能弃用石油的理由。
　　瑞典Etek中试乙醇厂日产量400～500 L(0.31～0.39 t)乙醇，每日需要消耗锯末或其他纤维质原料为2 t(以干物质计)。要建造一家年产5万m3(3.9万t)以木质纤维素为原料的乙醇厂需要投资1.25亿欧元，工厂能提供45～60人就业机会，运输及加工原料还另需40～80人。根据瑞典原材料的成本计算乙醇价格为每升0.35～0.45欧元，但从长远角度考虑，纤维素生产乙醇作为能源前景比较乐观。该厂利用水解纤维素和半纤维素成葡萄糖、木糖生产乙醇。目前有两种方法水解纤维素，一种是“稀酸水解”，用稀硫酸或二氧化硫做催化剂在200 ℃下进行水解反应。如果采用浓酸水解，则反应可在较低温度下进行，此时产率较高，副产物较少，存在的问题是在分离回收酸液时应尽量减少对环境的污染。另一种是“酶水解”，原料经稀酸预处理后再酶解。目前，稀酸技术在反流收缩床技术中的应用正在研究中。 
　　工厂能回收生产过程的蒸汽，节省能源。此外，发酵也可以采用分批发酵或者同步发酵。目前，该厂在研究云杉锯末为发酵原料生产乙醇，近期也要研究以其他生物质为原料的发酵。瑞典隆德大学的Guido Zacci 教授是研究乙醇方面的专家，在隆德大学建有一个小型乙醇示范厂，下一步准备建一个半工业化规模的乙醇厂。
　　5、我国纤维质燃料乙醇工业化发展现状
　　目前我国有一些科研机构、大学和企业在这方面也开始了研发工作，取得了一些进展。
　　2006年6月26日，河南天冠集团建成投产了我国首条秸秆乙醇中试生产线，标志着我国在生物质能源利用领域已跻身世界行列。目前，在河南天冠集团，一条年产300 吨乙醇的中试生产线已建成投产，6 吨麦秸可变成1 吨乙醇。此外，天冠集团还成功开发了新型乙醇发酵设备，可明显缩短发酵周期，从根本上解决了纤维乙醇发酵后乙醇浓度过低的难题，使利用秸秆原料生产乙醇的工业化有了可能。据了解，天冠集团将在稳定中试生产线的基础上，通过优化工艺，于年内再建一条1000 吨级纤维乙醇生产线，“十一五”期间，该集团以秸秆生产乙醇的成本可望与粮食生产乙醇基本持平。
　　上海华东理工大学能源化工系，承担国家863项目的“农林废弃物制取燃料乙醇技术”研究，近年已进入工业性试验阶段。该863项目国家拨款1700万元，专用于“生物质废弃物制取燃料乙醇”技术项目的工业性试验，已建成年产燃料乙醇600 吨的示范工厂，在上海奉贤完成。接下来的问题就是如何产业化。按照现在的技术，每吨燃料乙醇的生产成本在5500元左右，如果国家不补贴，就没有多少市场竞争力。因此，还必须在降低成本上下功夫。争取明年建成年产5000吨的工厂，3～5年内建成年产3万吨的工厂。由于上海的秸秆资源较少，今后将以上海为研发中心和设备生产基地，帮助秸秆资源丰富的地区建设工厂。在“十一五”期间，将进一步扩大规模，达到年产燃料乙醇3000～6000吨。同时还将围绕降低成本和规模化生产展开研究，使其在经济上更具有竞争力。黑龙江肇东金玉乙醇有限公司已进行了300吨/年的玉米秸秆制乙醇的中试。

吉林轻工业设计研究院(内有联合国援华玉米深加工研究中心)吉林沱牌农产品开发公司与丹麦瑞速国家实验室合作研究“玉米秸秆湿氧化预处理生产乙醇”，2003年开始，2005年阶段性鉴定，规模为10 升发酵罐，阶段性试验结果为：在实验室条件下，玉米秆经湿氧化预处理后纤维素得率78.2 %～83.6 %；酶水解后酶解率86.4 %；糖转化为乙醇产率48.2 %。在只利用六碳糖的情况下(即五碳糖尚未利用)，7.88 吨玉米秆产1 吨乙醇。10 升全自动发酵罐发酵乙醇，发酵时间为62 小时，乙醇度6.2 %Vol，2006年在此基础上进行了改进创新，并自主创新建成具有国际先进水平的实验室纤维质原料预处理装置。
　　河北农业大学食品科技学院实验室研究用CO2爆破法对纤维物质预处理后用稀酸水解半纤维素，然后用酶法水解纤维素转化为单糖，发酵乙醇。江南大学生物工程系实验室试验：以玉米芯先浓酸后稀酸水解得糖率为81%，石灰中和后，接种酵母发酵生产乙醇，题为“酸两步水解法”。山东大学微生物技术国家重点实验室开展“纤维素原料转化乙醇关键技术”研究。对预处理方法试验：酸水解工艺、蒸汽爆破、低温氨爆破等方法，对纤维素酶高产菌的筛选和诱变育种、用基因手段提高产酶量或改进酶系组成、纤维素酶生产技术、天然废物利用策略等研究。 
　　安徽丰原集团全力拓展燃料乙醇生产所需原料和相关技术的创新，创造性地提出了秸秆原料生产乙醇先分离后发酵的工艺路线，并与国内相关高校和科研院所合作进行系统工程研究。经过协同攻关，目前丰原集团发酵技术国家工程中心已成功突破秸秆利用的两项重大技术瓶颈—纤维素水解酶的系列开发以及用于五碳糖发酵技术工程的菌株开发。
　　丰原集团作为国内农产品深加工企业，与丰原发酵技术国家工程研究中心一起创造性地提出了秸秆原料生产乙醇先分离后发酵的工艺路线。目前，实验已取得阶段性成果，结果显示，利用秸秆转化燃料乙醇的成本应在4000～4300元/t，比玉米生产乙醇的成本低300～500元/t。秸秆按300～400元/t计算，农民每亩地可多获利不低于300元。丰原发酵技术国家工程研究中心与丰原集团计划2006年建成年产300 t秸秆生产燃料乙醇的中试项目。据了解，我国每年产生的秸秆为6～7亿吨，其中约有2亿吨未利用。

三、液化天然气冷能利用

中国开启LNG冷能利用进程

中国较早利用LNG（液化天然气）冷能进行空气分离的生产项目，在福建省莆田市正式开工奠基，这是中海油发展清洁环保能源的又一亮点，该项目也揭开了中国LNG冷能利用的序幕。

福建LNG冷能空分项目预计在2009年上半年正式投产，据测算，每吨LNG气化过程中相当于释放了830至860兆焦耳的冷能，同样的制冷方式需要850千瓦时电能。按当前的福建电价计算，价值约为420元，在LNG冷能开发使用过程中几乎没有任何污染物排放，是一种绿色环保能源。

这一项目由中海油基地集团有限责任公司与美国空气化工产品公司联袂投资建设，总投资约3亿元人民币，其中基地集团持股51％，所需冷能由福建LNG提供。按规划，福建LNG项目一期年进口LNG达260万吨，因此，冷能利用的经济效益和社会效益都十分可观。  

LNG冷能是什么？

在介绍了LNG冷能利用的诸多好处之后，有必要解释LNG冷能到底是什么，这种能源与我们的日常生活有哪些具体联系。

天然气体是一种燃烧热值高、洁净、污染小的重要能源资源。气态的天然气在运输过程中潜藏危险，为了解决长距离运输问题，原产地的天然气开采商均要花费大量的投资和能耗，把天然气液化为LNG（即液化天然气）再进行运输。

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低温(－162℃)的液体混和物，其密度大约增加600倍，以利于长距离运输。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通过气化器气化后使用，气化时放出很大的冷量，其值大约为830kJ/kg，这种冷量包括液态天然气的气化潜热，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，而其通常在天然气气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。

LNG冷能涉及多个应用领域

目前，全世界有11个国家和地区的38个LNG接受站在运行冷能利用，其中，日本有23个。我国已制定了用好国内外两种资源、两个市场，加大天然气开发和引进力度的能源策略。这项能源策略不仅涉及到居民日常生活的天然气问题，而且，还涉及我国化工等工业所需的轻质原料等一系列问题。所以业内专家主张在进口天然气的时候，要充分考虑能源的多层次开发，而LNG冷能利用就是其中的一项。

虽然我国LNG冷能利用尚处于研究阶段，但是LNG冷能已经涉及到多个应用领域。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（利用再液化装置处理蒸发气），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。

目前，我国LNG的使用规模较小，LNG冷能的利用还没有得到应有的重视和推广，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。此次中海油的项目，从某种程度上具有示范意义，一旦产生实际效益，对整个LNG冷能利用都将起到极大的推动作用。

LNG冷能在石化工业中的作用不容小觑。LNG冷能可用于轻烃分离。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冷量利用的理想途径。在利用LNG冷能进行轻烃分离的同时，还可以实现轻烃分离与发电集成优化，进一步扩大能源的集约效益。

LNG冷能发电技术比较成熟

利用LNG冷能发电在应用领域中使用较多，技术比较成熟。直接膨胀发电是其中一种重要方式。LNG储罐中的LNG经低温泵加压后，在气化器中受热气化为高压天然气，然后把LNG的物理火在高压气化时转化成压力火，直接驱动膨胀机，带动发电机发电。这种方法原理简单，但是效率不高，发电功率较小，冷能回收效率仅为24%，可考虑与其他LNG冷能集成使用。

通过郎肯循环利用LNG冷能发电是采用较多的一种方式，将LNG通过冷凝器把冷能转化到某一冷媒上，利用LNG与环境之间的温差，推动冷媒进行蒸气动力循环，从而对外做功。

根据中间媒质的不同，有单工质、混合工质的郎肯循环系统之分。单工质郎肯循环系统一般使用纯的甲烷或乙烯，其实用装置冷能回收量大约为18%。混合工质郎肯循环系统工质为碳氢化合物的混合物，工质冷凝器采用多流体换热器，在换热器中LNG利用工质自身的显然和潜入进行预热或部分气化，然后在蒸发器中全部气化进入输气管线。采用此系统只用了一级郎肯循环就可得到相当多的动力，整个系统效率约为36%。

目前使用较多的是膨胀发电和郎肯循环方式的结合，结合使用的能量利用率比两个单独的系统要高，但冷热能的回收效率也只能达到36%。

中国LNG冷能利用多处于尝试阶段

在中海油开发莆田项目之前，LNG冷能利用已经在一些地方得到应用。但是由于整个LNG冷能利用还处于示范阶段，所以，这些项目多是一种尝试。

2006年，福建智舟科技有限公司经过3年研发推出了“LNG冷能利用空分项目”，并与香港恒龙科技有限公司在福建签约合建福建恒舟深冷气体有限公司，正式实施这一项目。据悉，该项目总投资1250万美元，2007年LNG正式运营后，该合资公司将回收利用终端站的LNG冷能生产空分产品，向福建提供液态氧气、氮气和氩气产品和其他稀有气体。

另一个利用LNG冷能的项目落户深圳。2007年，随着广东液化天然气（LNG）项目一期工程投产，深圳终于迎来了天然气时代，除了居民以及电厂可直接使用天然气外，深圳市拟利用LNG衍生的冷能建设“冰雪大世界”。 

深圳大鹏湾LNG接收站开始正式接收来自澳大利亚的LNG，并向周围区域提供清洁的天然气，此举标志着我国开始进入大规模利用LNG的阶段。大鹏湾LNG站的投入使用，一方面提供了大量的清洁能源，同时也把大量的冷能排入海中。深圳市有关各方非常重视LNG中蕴涵的宝贵冷能，以及可能带来的海洋环境影响，并希望实施LNG冷能的综合利用，较大限度地服务于深圳当地的经济发展，并尽可能减少对海洋环境和生态的影响，“冰雪大世界”将作为冷能利用的一个重要载体，先期程度能源利用任务。  

清华大学在龙岗区政府会议中心向龙岗区政府及中海油集团领导汇报《冰雪世界项目及LNG冷能综合利用研究成果》。该成果表明：深圳大鹏湾LNG冷能综合利用项目的建成将实现旅游项目与工业项目的结合，实现经济效益和社会效益的双丰收，将使深圳大鹏湾LNG冷能综合利用项目成为我国循环经济的典型范例。

从能源战略和民生的角度来看，LNG冷能都具有很大的利用价值。由于LNG冷能自身的衍生性，决定了这种能源的开发和利用还面临许多技术转换难题，在中国大力发展天然气工程的过程中，如何利用好LNG冷能，也是天然气利用过程中不可忽视的重点，随着技术的进步，这些难题必将迎刃而解。