利用LNG冷能的空分系統換熱網絡布置及多能級匹配性能

鄭捷宇，李廣鵬，厲彥忠，司標，楊宇杰

（西安交通大學制冷及低溫工程系，陜西 西安710049）

引 言

液化天然氣 （liquefied natural gas，LNG）是天然氣通過脫酸、脫水處理后在低溫下冷凍液化而成的液體混合物，標準狀態下LNG體積僅為相同質量天然氣體積的1／625，能夠大大節省儲運空間和降低運輸成本。在液化天然氣生產基地，每生產1tLNG的耗電量約為850kW·h。在LNG接收站，LNG需要首先通過汽化器復溫為常溫氣體使用，過程中會釋放大量的寶貴低溫冷能，常壓下其值約為830kJ·kg－1（包括LNG的汽化潛熱和飽和氣態天然氣復溫到環境溫度的顯熱）。這些冷能通常會直接釋放到接收站周邊的海水或大氣中，這里不僅存在冷能利用效率較低的問題，還會對環境造成嚴重的生態污染［1－4］。

國內外學者對如何利用這部分冷能進行了大量的研究。常見的LNG冷能利用方式包括冷能回收發 電［5］、 空 氣 分 離［6－10］、 冷 庫 供 冷［11］、 海 水 淡化［12］及輕烴分離［13］等。其中空氣分離由于最低工作溫度 （77～100K）較為接近LNG的氣化溫度（110K），是較為合適的LNG冷能利用方法，廣泛適用于大型LNG冷能接收站項目。

較早將LNG冷能用于空氣分離的國家，如日本、法國、韓國、澳大利亞［14］等，由于其LNG冷能接收站布局的結束，相關的技術發展也趨于停滯。進入新世紀，由于中國經濟規模的不斷發展，伴隨而來的對于高效清潔能源的需求使得中國LNG的進口規模逐年擴大，建設規劃了大批LNG冷能利用項目，由此也引發了新一輪的技術革新。

美國專利 No.5137558、No.5139547和 No.5141543對1990年以前的現有技術做了很好的調研［15］，本文不再贅述。早期的LNG冷能利用受限于低溫壓縮機、高效換熱器及空分流程等核心部分的設計制造水平，無法充分利用LNG全溫區的冷能。本研究在結合已有技術進步的基礎上，針對典型壓力等級工況提出了4套高效利用LNG冷能的空分布置方案，通過模擬計算驗證了流程的可行性和先進性，并研究了LNG壓力變動對系統換熱匹配性能的影響。

1 LNG冷能的利用特點

為充分利用LNG復溫過程中所釋放的高品位低溫冷能，工程上常用與之溫區接近的空分系統原料空氣預冷段作為匹配對象。為防止LNG泄漏可能導致的危險，常采用以氟里昂、乙二醇水溶液 （用于高溫段匹配）及氮氣、氬氣 （用于低溫段匹配）為代表的載冷介質，從而實現LNG冷能的傳遞。

圖1 甲烷蒸發壓力對最小循環壓力及比壓縮功的影響Fig.1 Influence of CH4evaporation pressure on minimum cyclic pressure and specified compression work

因LNG主要成分為甲烷，本文以甲烷為例對LNG的冷能回收利用特點加以說明。圖1展示了在臨界壓力范圍內甲烷蒸發壓力對工質最小循環壓力及對應的比壓縮功耗的影響。圖中的比壓縮功耗的計算方法為：首先確定將單位物質的量甲烷由對應壓力下的飽和溫度復溫到室溫300K過程中所需的最小工質流量，然后在此流量下計算將工質由常壓0.1MPa壓縮至最小循環壓力所需的壓縮功。其中壓縮過程按照絕熱過程處理，進氣溫度統一定為150K。

由于甲烷在常壓下的飽和溫度 （111.7K）高于空分系統中常見的氮氣 （77.4K）及氬氣（87.3K），為實現對于LNG冷能的利用，對于循環工質的壓縮是不可避免的。由圖1可以看出，在甲烷蒸發壓力為0.1～1MPa范圍內，氬氣相比氮氣具有更好的匹配性能。在相同條件下，氬氣的最小循環壓力僅為氮氣的1／2，對應的比壓縮功更小。但由于氮氣更容易獲取，而且產量較大，在實際流程設計中通常采用氮氣作為循環工質的第一選擇。由于氮氣常壓下的飽和溫度遠低于甲烷，而且氮氣的臨界壓力也較低，在實際工程設計中氮氣常常需要被壓縮至超臨界狀態來用于匹配。因此，減小循環過程中氮氣壓縮功耗是高效LNG換熱網絡設 計中的 一 個 關 鍵 考 量 因 素［6－10，15－17］。 可 以 考 慮 的改進方法有：①減小循環壓縮機壓比；②降低循環壓縮機進氣溫度；③減小氣體循環量。這其中方法③受限于流程的設計工況，可調整范圍不大；方法①如前文所言，由于工藝的要求，可下調的范圍也十分有效；在工程上最具有優勢的就是采用方法②，即降低進氣溫度。由圖1可知，隨著循環壓力的提高比壓縮功逐漸增大，而且隨著壓比的增大采用雙級壓縮的能耗優勢更加明顯。因此，在壓比較大的情況下，采用低溫多級壓縮方案會有較大的優勢。雖然由于國內相關設計制造水平的原因低溫壓縮機尚無法實現國產化，導致國外設備價格虛高，低溫壓縮方案的初投資較高，但隨著國內特種壓縮機設計制造水平的進步和節能要求的不斷提高，低溫壓縮方案運行效率高的優勢將會不斷體現。因此，在本研究的方案設計中均采用低溫壓縮布置。

圖2為以甲烷為例的不同LNG壓力下比焓隨溫度的變化關系。當LNG壓力pLNG＜pc（臨界壓力＝4.6MPa）時，工質隨著溫度的升高逐漸發生液態－兩相態－氣態的變化；隨著壓力的增大，飽和溫度升高，兩相區內的焓值逐漸減小，相變區內所具有的冷能減少，而且冷能品質也急劇降低，而液相區內比焓基本保持不變，氣相區內比焓隨著壓力增大而減小；當pLNG＞pc時，LNG處于超臨界狀態，隨著壓力的增大比焓隨溫度的變化趨于平緩，但在臨界溫度Tc＝191K附近存在一個拐點，溫度隨比焓的變化由逐漸變緩轉為逐漸變陡。

圖2 不同LNG壓力下比焓隨溫度的變化關系Fig.2 Varing relationship of specified enthalpy with temperature under different LNG pressure

上述現象表明，在LNG蒸發壓力較低時，LNG冷能品質較高，流程設計中應著重考慮提高液體產品的生產效率，對于低溫段的溫度匹配應格外加以重視；而當LNG處于超臨界狀態時，LNG的換熱匹配性能提高，應主要考慮LNG在全溫區范圍內的匹配。

2 空分系統LNG冷能利用方案

傳統空氣分離 （空分）流程一般采用氮氣循環增壓膨脹和空氣增壓循環膨脹提供冷量。利用LNG冷能的空分流程由于獲得了大量的高品質冷量，可以省去膨脹機等動力設備，大大降低產品能耗和初投資，并且由于空分系統能夠快速積累大量的冷能，減少了系統的啟動時間。常見于文獻中的空分系統LNG冷能利用方式主要有以下3種：LNG冷卻循環空氣［9］、LNG 冷卻循環氮氣［14］和與LNG發電系統聯合運行的空分系統［18－19］。其中由于空氣中存在大量的氧氣，由空氣作為循環工質容易引發安全事故，目前的設計方案較少采用LNG冷卻循環空氣布置；而與LNG發電系統聯合運行的空分系統由于對工程整體規劃布局要求較高，目前還不太成熟。故本研究選取LNG冷卻循環氮氣方案作為主要的分析對象。

常見的LNG冷卻氮氣循環方案可進一步細化為 “內循環”和 “外循環”兩類布置方式［6］。

所謂 “內循環”即是從空分系統抽出的循環氮氣在進入LNG換熱系統獲得冷量后，部分或者全部送回精餾塔參與精餾過程的布置方案。典型的內循環布置方案如圖3所示，由下塔頂部抽出的部分氮氣在經由主換熱器復溫后進入LNG換熱系統，吸收LNG冷量后冷凝，全部送回精餾塔參與精餾，并在下塔頂部獲得大量液氮，在上塔底部抽出液氧。該布置方案較為簡單，可靠性強，對于原有空分系統改動較小。但如果發生泄漏，存在LNG進入精餾系統引發安全事故的風險，需對關鍵部位的危險物質加以檢測。

圖3 LNG冷能空分系統氮氣內循環布置Fig.3 Air separation system using LNG cold energy with internal nitrogen cycle arrangement

所謂 “外循環”即是在LNG換熱系統中建立一套獨立的制冷循環系統，平衡LNG冷能在各個溫度區間的分配，實現LNG冷能的梯級利用，提高系統的冷能利用科學性，降低系統內的換熱損失。典型的外循環布置方案如圖4所示，由下塔頂部抽出的部分氮氣在經由主換熱器復溫后進入LNG換熱系統，吸收LNG冷量后冷凝，一部分回到LNG換熱網絡系統中，用于維持系統內部制冷循環的運轉，其余回流液體則進入主換熱器補充精餾系統的冷能。由于該部分循環氣體不參與精餾過程，避免了LNG泄漏進入空分系統的風險。缺點是需要添加多套設備，增加了系統的復雜性和初投資，同時降低了系統運行的可靠性。

目前較為成熟的LNG換熱網絡布置方案中常常會額外設計一套林德液化循環，在利用LNG冷能的同時將部分循環氮氣液化后作為產品引出系統［15］。

鄭小平［20］對全液體空分裝置不同流程組織形式進行了分析和模擬計算。本文選用其中的中壓氮氣雙膨脹流程形式作為傳統空分流程的代表，選用彭喜魁等［21］的LNG利用流程作為現有技術方案的代表，同本文提出的4套新流程進行了能耗對比研究。

圖4 LNG冷能空分系統氮氣外循環布置Fig.4 Air separation system using LNG cold energy with external nitrogen cycle arrangement

本研究選用較為成熟的膨脹空氣進上塔的外壓縮流程作為改進對象，通過引入LNG冷能取消了膨脹增壓系統，同時提高了液體產品的產量。

3 LNG換熱網絡布置方案

常規的LNG冷能用于空分系統的方案雖然利用了LNG的冷量，但僅限于在LNG換熱器中預冷氮氣，并且在LNG從低溫等級復溫到高溫等級的過程中存在循環N2與LNG的簡單換熱，造成能級利用的不合理。為充分利用LNG全溫區的冷能，在滿足 “溫度對口，梯級利用”的科學用能原則［4］指導下，本研究提出4套針對不同壓力等級的LNG－N2換熱網絡布置方案，具體技術參數見表1及如圖5～圖8所示。

表1 四種LNG－N2換熱網絡布置方案Table 1 Arrangements of 4LNG－N2heat exchange networks

LNG的壓力選取參考LNG管網輸送壓力，分別定為低壓3.5MPa及高壓7MPa。為更好地幫助讀者了解LNG換熱系統的布置，文中對部分細節進行了簡化處理，而著重分析系統中的關鍵設計思路。

3.1 方案1：LNG－N2雙高壓換熱網絡系統方案

圖5所示為LNG－N2雙高壓換熱網絡系統方案。來自精餾塔上塔的0.13MPa左右的低壓氮氣經過冷器、主換熱器復溫后進入LNG換熱系統，經三級壓縮至6MPa左右，進入中溫換熱器、低溫換熱器冷卻至120K，經節流閥兩次節流后進入低壓氣液分離器分離。所得到的液氮分成兩部分，一部分進入液氮儲罐，另一部分作為循環氮進入空氣液化器，同主換熱器復溫后返回系統；LNG經低溫換熱器、中溫換熱器、高溫換熱器復溫至常溫，在復溫過程中分別于190K及225K溫度處各分流一股進入水循環系統冷卻乙二醇水溶液，復溫后兩股天然氣混合進入燃氣管網。

圖5 LNG－N2雙高壓換熱網絡系統Fig.5 High pressure （HP）LNG－low pressure（LP）N2heat exchange network system

如前文所述，由于本系統采用了LNG與N2雙高壓的配置，總體LNG換熱匹配性能較好。但在拐點處由于物性的突然變化導致換熱溫差突然增大，可考慮在此溫度區間內抽出部分LNG用于其他用途。本換熱網絡方案則主要用于水循環系統中乙二醇水溶液的制取，得到的低溫乙二醇水溶液進入空氣冷卻器，參與空壓機級后冷卻。方案中液氮產品在精餾塔外獲得，液氧在精餾塔內獲得。

3.2 方案2：LNG－N2雙低壓換熱網絡系統方案

圖6所示為LNG－N2雙低壓換熱網絡系統方案。來自精餾塔上塔的0.13MPa左右的低壓氮氣經過冷器、主換熱器復溫后，經高溫換熱器冷卻，進入LNG換熱網絡系統，經兩級低溫壓縮至2.5MPa左右，依次進入高溫換熱器、中溫換熱器、低溫換熱器冷卻至117K，經節流閥節流降壓后進入低壓氣液分離器。所得到的液氮一部分作為外部循環氮提供冷量，其余作為產品進入產品儲罐。LNG經低溫換熱器換熱后，一部分經節流閥節流返回低溫換熱器換熱后依次進入中溫換熱器、高溫換熱器提供冷量，另一部分經中溫換熱器換熱后分流一股進入水循環系統，其余進入高溫換熱器換熱，最終天然氣混合進入天然氣管網系統。

圖6 LNG－N2雙低壓換熱網絡系統Fig.6 Low pressure （LP）LNG－LP N2 heat exchange network system

與雙高壓換熱網絡系統方案相比，本換熱網絡系統方案具有如下特點：①降低了換熱網絡系統中氮氣和LNG的最高運行壓力，由6MPa減少到2.5MPa，減少了壓縮機及附屬設備的數量；②由于采用了雙低壓運行工況，尤其是氮氣的運行壓力較低，為滿足低溫換熱器中氮氣的冷凝要求，部分LNG在復溫后節流降溫返回低溫換熱器以補充冷量不足，因此該換熱網絡系統中LNG存在兩個低壓換熱壓力；③為滿足高溫換熱器氮氣的冷卻，高溫換熱器和中溫換熱器之間存在氮氣的自循環過程。

3.3 方案3：LNG高壓－N2低壓換熱網絡系統方案

LNG高壓－N2低壓換熱網絡系統方案如圖7所示，與LNG－N2雙低壓方案基本類似。來自精餾塔上塔的0.13MPa左右的低壓氮氣經過冷器、主換熱器復溫后，經高溫換熱器冷卻，進入LNG換熱網絡系統，經兩級低溫壓縮至2.5MPa左右，依次進入高溫換熱器、中溫換熱器、低溫換熱器冷卻至118K，經節流閥節流降壓后進入低壓氣液分離器。所得到的液氮一部分作為外部循環氮提供冷量，其余作為產品進入產品儲罐。LNG經低溫換熱器換熱后，一部分經節流閥節流返回低溫換熱器換熱后依次進入中溫換熱器、高溫換熱器提供冷量，另一部分經中溫換熱器換熱后分流一股進入水循環系統，其余進入高溫換熱器換熱，最終天然氣混合進入天然氣管網系統。

圖7 LNG高壓－N2低壓換熱網絡系統Fig.7 HP LNG－LP N2heat exchange network system

與雙低壓換熱網絡系統方案相比，本換熱網絡系統方案具有如下特點：①由于氮氣的運行壓力較低，為滿足低溫換熱器中氮氣的冷凝要求，部分LNG在復溫后節流降溫返回低溫換熱器以補充冷量不足，因此該換熱網絡系統中LNG同樣存在兩個低壓換熱壓力；②由于LNG壓力的提高，LNG冷量上移，換熱匹配性能得到提升，高溫換熱器與中溫換熱器之間的氮氣自循環過程得以取消。

3.4 方案4：LNG低壓－N2高壓換熱網絡系統方案

圖8所示為LNG低壓－N2高壓換熱網絡系統方案。來自精餾塔上塔的0.13MPa左右的低壓氮氣經過冷器、主換熱器復溫后進入LNG換熱系統，經三級壓縮至4.6MPa后，經高溫換熱器、中溫換熱器及低溫換熱器冷卻至120K，經節流閥節流進入低壓氣液分離器。氣體作為返流氮氣返流。液氮一部分作為外循環氮，為空分系統提供冷量，其余作為液體產品進入儲罐。低壓LNG依次經低溫換熱器、中溫換熱器、高溫換熱器復溫后進入燃氣管網。在中、低溫換熱器之間建立了一套氮氣兩級壓縮－膨脹循環來為低溫區提供冷量。

與前面3種不同工況的換熱網絡系統方案相比，本換熱網絡系統方案具有如下特點：①由于采用了低壓LNG搭配高壓N2的配置，LNG的冷量集中于低溫段，導致高溫段冷量并不富余，因此取消了乙二醇水溶液換熱系統；②在中溫換熱器和低溫換熱器之間建立了氮氣的增壓膨脹循環，將中溫換熱器中的LNG冷能轉移到低溫換熱器處，平衡了系統內部的冷能，為氮氣的液化提供冷量；③由于設置了一套獨立的氮氣制冷循環，換熱網絡結構比較復雜，延長了系統的啟動時間。

圖8 LNG低壓－N2高壓換熱網絡系統方案Fig.8 LP LNG－HP N2heat exchange network system

4 流程模擬及工況分析

本研究所有提出的流程均采用國際通用流程模擬軟件Aspen Plus及HYSYS進行模擬計算。原料空氣初始參數：101.325kPa、300K，空氣摩爾組成為含氮78.1%、含氧21%、含氬0.9%。物性方程選用P－R方程，壓縮機等溫效率選取85%，機械效率為95%。

LNG成分簡化為單一甲烷，進口參數取0.1 MPa，飽和液體狀態，通過低溫液體泵加壓達到所需工作壓力。液體產品為液氧 （0.996）和液氮（0.9999），液氧產品在精餾塔上塔底部獲得，液氮在LNG－N2換熱網絡中獲得。

表2為4種不同方案的模擬計算結果。由表2可知，新設計4種方案的單位液態產品能耗與現有的空分系統相比均有明顯減小。在采用同樣LNGN2雙高壓工況的前提下，單位產液能耗為0.217 kW·h·kg－1，相比現有工藝降低了15.9%；采用方案3的能耗為0.189kW·h·kg－1，同比降低了26.7%；如果不限定LNG出口壓力，則采用LNG－N2雙低壓布置的方案2降低幅度最大，為31.8%。4種方案中方案4的單位能耗最大，但也同比降低了8.5%。

表2 不同方案的模擬結果對比Table 2 Comparison of different scheme simulation results

與現有的LNG冷能空氣分離系統相比，新方案增加了LNG用量，導致總能耗的增加，但是生產的液氮產品也大大增多，因此單位液體產品的能耗反而減小。通過對比4個方案不難發現，當采用雙低壓布置方案時，流程的液體生產效率最高。其次為采用低壓N2－高壓LNG的布置方案時，即采用低壓N2布置方案的流程在能耗表現上普遍優于采用高壓N2的方案。而通過方案1和方案4的結果對比可以得出采用超臨界LNG及超臨界N2的壓力配置優于兩者均是亞臨界的情況，即當LNG換熱壓力較低時應盡量降低循環N2的壓力以降低能耗，而當LNG壓力處于較高的超臨界狀態時則應設法提高循環N2的對應匹配壓力以提高液體產品的生產效率。

由第1節可知，在不同壓力工況下LNG冷量在各溫度等級的分配會發生變化，LNG作為LNG－N2換熱網路方案的冷量來源，伴隨壓力的變化，將會對換熱網絡的LNG流量等技術參數帶來影響。為了研究LNG壓力對于冷、熱流體換熱均勻性的影響，針對4種不同的LNG－N2換熱網絡系統方案進行分析。結果見表3，文中選用冷熱流體的算術平均溫差作為衡量冷熱流體換熱均勻性的指標。在總共4個方案中，LNG－N2雙低壓方案的整體換熱均勻性最佳，這與其在能耗上的表現是一致的。而在LNG－N2雙高壓布置方案中，當N2壓力固定時，適當提高LNG蒸發壓力也可以優化系統的換熱均勻性。在亞臨界狀態下，當N2循環壓力較低時降低LNG的換熱壓力可以提高系統的換熱均勻性，反之亦然。而當N2循環壓力處于超臨界狀態時，則應設法提高LNG壓力至超臨界狀態，以利于換熱匹配。

5 結 論

（1）采用LNG－N2雙低壓和雙高壓工況比較有利于換熱網絡的匹配。采用低壓N2循環壓力的方案具有較高的冷能回收效率。采用低壓LNG－高壓N2的方案相對而言較難實現匹配，而且冷能回收效率偏低。

（2）當LNG換熱壓力較低時，應盡量降低循環N2的壓力，以降低能耗。而當LNG壓力處于較高的超臨界狀態時，則應設法提高循環N2的對應匹配壓力，以提高液體產品的生產效率。

（3）在亞臨界狀態下，當N2循環壓力較低時降低LNG的換熱壓力可以提高系統的換熱均勻性，反之亦然。而當N2循環壓力處于超臨界狀態時，則應設法提高LNG壓力至超臨界狀態，以利于換熱匹配。

（4）本研究以換熱匹配為原則，減少傳熱不可逆損失，獲得了循環壓力對冷能回收效率及總體能耗的影響。

表3 LNG壓力對于換熱網絡的影響Table 3 Influence of LNG pressure on heat exchange network

符 號 說 明

AMTD——算術平均溫差

HP——高壓

LNG——液化天然氣

LP——低壓

pc——臨界壓力，MPa

pLNG——天然氣壓力，MPa

Tc——臨界溫度，K

［1］ Rocca V L.Cold recovery during regasification of LNG（Ⅰ）：Cold utilization far from the regasification facility［J］.Energy，2010，35 （5）：2049－2058.

［2］ Rocca V L.Cold recovery during regasification of LNG（Ⅱ ）： Applications in an agro food industry and a hypermarket［J］.Energy，2011，36 （8）：4897－4908.

［3］ Luo Huifang （羅惠芳）.Research on cold energy utilization of liquefied natural gas ［D］.Wuhan：Huazhong University of Science ＆Technology，2011.

［4］ Xiong Yongqiang （熊永強），Li Yajun （李亞 軍），Hua Ben （華 賁 ）.Integration and optimization of cold energy utilization of liquefied natural gas ［J］.JournalofSouth ChinaUniversityofTechnology：NaturalScienceEdition（華南理工大學學報：自然科學版），2008，36 （3）：20－25.

［5］ He Hongming （賀紅明），Lin Wensheng （林文勝）.Power generation using LNG cold energy ［J］.Cryogenicsand Superconductivity（低溫與超 導），2006，34 （6）：432－436.

［6］ Chen Zeshao （陳則韶），Cheng Wenlong （程文 龍），Hu Peng （胡芃）.A new air separation system：by using cold energy of LNG ［J］.JournalofEngineeringThermophysics（工程熱物理學報），2004，25 （6）：913－916.

［7］ Jin Tao （金滔），Hu Jianjun （胡建軍），Chen Guobang（陳 國 邦），Tang Ke （湯 珂 ）.Novel air separation unit cooled by liquefied natural gas cold energy and its performance analysis ［J］.JournalofZhejiangUniversity：EngineeringScience（浙江大學學報：工學版），2007，41（5）：836－839.

［8］ Yan Na（燕娜），Li Yanzhong （厲彥忠），Tuo Hanfei（脫翰斐）.Novel liquid product air separation system based on cold energy of liquefied natural gas ［J］.JournalofXi’an JiaotongUniversity（西安交通大學學報），2007，41（1）：122－124.

［9］ Yan Na （燕娜），Li Yanzhong （厲彥忠）.Scheme analysis on the liquid product air separation plant using the cold energy of LNG ［J］.Cryogenics（低 溫 工 程），2007，20（2）：40－45.

［10］ Xu W，Duan J，Mao W.Process study and exergy analysis of a novel air separation process cooled by LNG cold energy［J］.JournalofThermalScience，2014，23 （1）：77－84.

［11］ Wu Jiying （吳集迎），Ma Yimin （馬益民），Chen Shiqing（陳仕清）.System design and analysis of applying LNG cold energy to refrigerated warehouses ［J］.JoumalofJimei University：NaturalScience（集美大學學報：自然科學版），2010，15 （1）：44－47.

［12］ Xie Chungang （謝春剛），Sun Jing （孫靖）.Mechanism research on seawater freezing desalination using cold energy of LNG ［J］.CryogenicsandSuperconductivity（低溫與超導），2012，40 （2）：11－15.

［13］ Xiong Yongqiang（熊永強），Li Yajun （李亞軍），Hua Ben（華 賁 ）.Optmized design of recovery process of light hydrocarbons from LNG ［J］.JournalofSouthChina UniversityofTechnology：NaturalScienceEdition（華南理工大學學報：自然科學版），2007，35 （7）：62－66.

［14］ Zhang Zhongxiu （張中秀），Zhou Weiguo （周 偉國）.Air separation technology utilizing LNG cold energy ［J］.Gas＆Heat（煤氣與熱力），2007，27 （6）：18－20.

［15］ Herron D M，Choe J S，Dee D P.Air separation process utilizing refrigeration extracted from LNG for production of liquid oxygen ［P］：US，20080216512A1.2006.

［16］ Lin Wensheng （林 文 勝），Gu Anzhong （顧 安 忠），Lu Xuesheng（魯雪生），Wang Rongshun（汪榮順）.Thermodynamic analysis of LNG cold utilized by air separation units［J］.CryogenicTechnology（深冷技術），2003，（3）：26－30.

［17］ Shen Wei（沈崴），Sun Rongze （孫 榮澤），Tang Ke （湯珂），Jin Tao （金 滔）.Small－scale air separation process utilizing cold energy from LNG satellite station ［J］.Journal ofZhejiangUniversity：EngineeringScience（浙江大學學報：工學版），2013，47 （3）：549－553.

［18］ Velautham S，Ito T，Takata Y.Zero－emission combined power cycle using LNG cold ［J］.JSMEInternationalJournal，SeriesB：FluidsandThermalEngineering，2001，44（4）：668－674.

［19］ Cheng Wenlong（程文龍），Zhao Rui（趙銳），Chen Zeshao（陳則韶），Zhang Hongze （張宏澤）.Evaluation of a CO2zero emission energy system with air separation by using LNG cold energy ［J］.ProceedingsoftheCSEE（中國電機工程學報），2005，25 （16）：102－107.

［20］ Zheng Xiaoping （鄭 小 平 ）.Brief analysis on liquid ASU process types ［J］.CryogenicsandSuperconductivity（低溫與超導），2012，40 （5）：17－20.

［21］ Zheng Xiaoping （鄭 小 平），Peng Xikui（彭 喜 魁），Pei Hongzhen （裴紅珍）.Comparison between process types of full－liquid ASU based on LNG cold energy ［J］.Cryogenics andSuperconductivity（低 溫 與 超 導 ），2014，42 （5）：17－21.