南海岛礁分布式LNG冷热电联供(LNG-CCHP)经济性研究

雷 坤

（天海融合防务装备技术股份有限公司 上海201612）

引 言

随着南海岛礁开发不断深入，岛礁居民、工业和旅游对能源的需求日益增加，原来主要依靠风能、太阳能和柴油作为主要能源的供给模式愈发难以适应岛礁的需求。此外，太阳能和风能的占地面积较大，而能量密度却较低；柴油则会对南海岛礁的生态环境造成不利影响，故也不能进行大规模推广应用。因此，开发一种对环境友好，且能持续提供大量稳定能量的能源供应系统便显得尤为重要。

LNG是目前公认的清洁、高效能源，LNG作为一次能源，也是解决当前城市大气污染最为经济有效的措施之一。因此，针对南海岛礁的地理位置、岛屿分布状态、码头条件和水文气象等情况，结合LNG浮式储存装置（LNG-FSU）、陆上气化终端以及LNG分布式能源等装备的特点，开展利用FSU配套陆上气化终端作为南海岛礁LNG分布式能源的燃料储存和供给模式的技术研究，为南海岛礁规划建设提供整套式的能源供应解决方案，具有十分重要的意义。

LNG冷热电联供系统已在商业办公、学校和医院等领域获得成功应用，并显现出经济、节能、环保和安全等多方面优势。不过，令人遗憾的是对南海岛礁LNG冷热电联供系统却鲜有研究，这与南海岛礁日益迫切的能源需求很不相符。因此，本文基于南海岛礁LNG储运解决方案，对岛礁LNG分布式能源系统进行经济性分析。

1 分布式LNG-CCHP系统

分布式LNG冷热电联供系统（LNG-combined cooling heating and power，简称LNG-CCHP）是一种新型的建于用户所在地或附近的能源系统，是建立在能量梯级利用的概念基础上，集制冷、制热和发电为一体的多联供总能系统。相比于其他分布式能源，LNG-CCHP系统技术较为成熟，在国际上得到广泛应用，是中国分布式能源发展的主要方向。

相对于传统的集中式供电方式，分布式能源系统是指将适当规模、容量的系统以分散的形式布置在用户端，就近供应能源，多余的电力可通过电力设备供应配电网的多连供系统。

LNG-CCHP系统实现了对LNG气化-燃烧的热量进行阶梯利用的设想：LNG气化获得天然气和冷能；天然气燃烧获得的高品位热能推动燃气轮机进行发电；利用燃气轮机尾气中所含热量推动制冷、制热设备工作；所产生的冷、热能源直接就近供应，产生经济效益。

LNG-CCHP系统既可以一台独立运行，也可以多台并联运行，以应对不同功率负荷情况下的用户需求。由于所产出的能源不需要远距离输送，并且能源均可被充分利用，因此LNG-CCHP系统的能源综合利用效率高达80%以上。而且LNGCCHP系统不仅能源利用效率高，还具有节能减排、对电网双重削峰填谷的作用，既能增强能源供应的安全性，还具有较好的经济效益，有效节省社会公共成本。

常规LNG-CCHP系统的主要设备包括气化装置、发电机、余热锅炉、制冷机等。

2 数学模型

2.1 LCOE模型介绍

LCOE是给定发电技术项目的终生成本与终生发电量的比值。对于分布式LNG冷热电联产而言，LCOE是指分布式LNG冷热电联产（LNG-CCHP）能源项目单位发电量的综合成本，即LNG-CCHP能源系统在运行期间所产生的所有成本与该项目供应出的所有能量的比值。本文所述的LNG-CCHP能源系统生命周期内所产出的能量不仅包括燃气轮机直接发出的电能，还包括LNG气化产生的冷能，以及发电系统产生的冷能和热能。本文将系统所产生的这些冷能和热能通过折算公式转化为电能，扣除能源损耗部分，计算出LNG-CCHP系统产生的全部有效能量平准化发电成本（LCOE）。为计算LCOE，采用如下公式：

式中：N为系统的生命周期，年；Ei为第i年产生的能量，kW h；r为贴现率；Ci为第i年支出的成本，元。

式（1）表达收入（能量）的净现值等于成本的净现值，反映系统生命周期内资金的时间价值。将式（1）进行等式变化即可获得LCOE的公式：

式（2）中的分子表示整个生命周期内的成本支出，按照成本的构成，可以展开为式（3）：

式中：I0为初始总投资，元。除设备购置费外，还包括征地成本，建造期内的融资成本以及相关许可申请费用等。

Vr为系统生命期末的残值，元。该值等于设备资产额乘以残值率v。残值可以变现为收入，因此要从总成本中扣除。

Di为第i年的系统折旧费用，元。考虑到折旧可以带来抵税效益，折旧带来的收益应从总成本中扣除。

Ai为第i年的运营成本即其他成本，元。

Tax为所得税率。

式（2）中的分母表示整个生命周期内的生产能源，按照能源的构成，可以展开为式（4）：

式中：Hi为第i年每年系统运行时间，h；

S为天然气发电机组功率，kW；

o为发电厂自身用电率；

d为燃气轮机发电效率的年衰减率；

G为燃气轮机的每小时耗气量，m3/h；

Q为每立方米天然气燃烧释放的热量，kJ/m3；

u为冷热消费量占系统所产生的总冷热量的百分比；

y为供冷热的时间与每年系统运行时间的比；

η为天然气发电系统的总效率；

λ为天然气发电系统的发电效率；

M为每度电所包含的能量，kJ/kW h；

R为每产生1 m3天然气所获得的冷能，kJ/m3；

r为气化的冷能利用效率。

将式（3）和式（4）带入式（2），LCOE的计算公式成为式（5）：

2.2 模型参数

南海岛礁LNG分布式能源供能系统的成本主要包括固定投资成本和运营成本。固定投资成本主要包括浮式系统（FSU）成本和陆上系统（发电站等）成本；运营成本主要包括燃料费用、工资福利、生产费用（折旧费、维修费、材料费及其他费用）、保险费用、土地使用费用和银行贷款利息等。

LNG-CCHP冷热电三联供工艺流程关键设备主要包括气化装置、燃气轮机、余热锅炉、制冷机、热泵等及其相关的附属设备。

2.2.1 基本变量假定

根据式（5），涉及到的计算变量假定和取值说明参见下页表1。

成本主要包括初始投资成本和运营成本。初始投资成本主要包括FSU、气化站和发电站的建造成本；运营成本包括银行贷款利息、天然气费用、人工成本、设备维修费、生产材料费、生产其他费用、保险费和土地使用费等。

系统生命周期设定为20年，建设期设为2年，残值率取5%，贴现率参考行业通用取值8%，所得税率采用现行税法取25%。

表1 成本相关基本变量假定

银行贷款利息的影响因素有：

（1）总投资的贷款率L。假定总投资的50%通过银行贷款获得。

（2）贷款利率ir。假定为年利率6%。

天然气费用的影响因素有：

（1）天然气价格g。假定为2.5元/m3。

（2）燃气轮机的装机功率S和耗气量G。

（3）考虑到未来原材料价格上涨，还引入价格上涨率，假定为2%。

人工成本包括工资和福利等，其影响因素有：

（1）人员数量。浮式终端人员数量假定为23名，陆上电站人数一般可根据机组容量确定，由于分布式能源的自动化程度较大，本研究考虑的机组容量都不是很大，假定机组容量的人员为3人。

（2）人员工资和福利。不同岗位和级别人员工资和福利会有所不同，本文简化分析假定人均年收入18万元。

（3）考虑人工成本存在增长，假定年增长率为6%。

设备维修费通常按照设备固定资产总额取某个百分比，维修费比率取2%。电厂的材料费和其他费用可按照每度电费用估算，参阅相关资料，材料费取0.015元/kW h；其他费用取0.018元/kW h。保险费用根据行业标准，通常取设备资产总额的0.25%。土地使用费由于南海岛礁土地资源稀缺，土地使用费用应较大，取25元/kW。

与能源收益有关的变量假定如表2所示。

表2 能量收益相关基本变量假定

能源收益（等效电能）主要包括：LNG气化的冷能、LNG燃烧产生的电能及其回收的冷能和热能。参考相关资料，可知LNG分布式能源的利用总效率可达80%以上。本文LNG-CCHP发电系统的总效率η取80%。咨询设备厂家可知20 MW的燃气轮机发电效率为35%。

燃气轮机每年运行4 000～6 000 h，本文取运行时间为5 000 h，且整个生命周期内保持不变。考虑到随着运行时间增加，系统的效率会有所减少，本文设定了效率衰减系数，取燃气轮机发电效率衰减率d为4%。此外，电厂本身也需要消耗部分电能，本文假定自用电率o为8%。

单位天然气燃烧产生的热量Q约为35 000 kJ/m3；每度电的相当热量M为3 600 kJ/kW h。

本文引入冷热消费比u，该指数反映能够销售出去的冷能和热能占系统能够供给能量的百分比。本文假定生产的冷热能都能够被消费，取u为100%。

本文引入供冷热时间比y，该指数反映需要提供冷热时间时间与全年时间的比值。供冷热时间比y取66%。

LNG气化的冷能利用方面，1 m3LNG气化为天然气约可得到冷能845 000 kJ。冷能经相关设备到达终端用户的有效利用率为90%，对应气体体积为1 388.9 m3（ISO工况体积），即每气化1 m3LNG所获得的冷能为608.4 kJ/m3。

2.2.2 成本估算

本文假定岛礁LNG储存采用10 000 m3驳船式FSU，岛礁发电站容量为20 MW。包括气化站在内，建设用地成本等整个的系统初步投资约35 000万元。

2.3 LCOE结果

本文基于上述模型假定参数，计算LNGCCHP整个生命周期内的成本以及能源收益，并获得20 MW燃气轮机的平准化电力成本LCOE为0.79元/kW h（折合每度电成本为0.709元）。

3 敏感性分析

敏感性分析是指在基准情景下，仅改变相应敏感性因素，来观察该因素对CCHP能源系统LCOE的影响程度。下面分别改变天然气价格、冷热消费比、冷热时间比、运行时间和银行贷款比等参数，获得如图1-图5所示敏感性分析结果。

图1 天然气价格敏感性分析

图2 冷热消费比敏感性分析

图3 供冷热时间比敏感性分析

图4 运行时间敏感性分析

图5 投资贷款比率敏感性分析

根据上述敏感性分析结果可知：LNG-CCHP系统所产出能源的利用率越高，天然气价格就越低，其LCOE也就越小。

首先，影响LCOE变化的重要因素是系统所生产冷能量、热能量的消费比以及供冷、供热的时间比，这两个比例可统称为系统产出总能量的消费比例。在冷、热消费百分比提高时， LCOE都呈现下降趋势。在冷、热消费比例或供冷、供热的时间比上升时，LCOE呈现下降趋势；每上升10%，每度电成本下降约0.12元。LCOE产生较大降幅的原因是随着CCHP系统利用发电后余热效率的增高，整个系统产出且能被利用的能量增多。

其次，燃料价格和运行小时数的变动对系统的LCOE影响较大。随着天然气价格的上涨， LCOE成本必然随着天然气价格上升而上升。当燃料价格每上涨0.1元/m3， LCOE上涨约0.04元。随着发电机组运行小时数增加，LCOE呈下降趋势，每增加1 000 h，LCOE下降约0.08元/kW h。

最后，对CCHP能源系统LCOE有影响的因素还有银行贷款占比。不过，贷款占比的变化对LCOE有一定影响，但敏感性较低。贷款比率每增加10%，LCOE增加约0.01元/kW h。

4 结 论

根据上述经济性分析可知：南海岛礁的LNGCCHP具有一定的经济可行性，特别是与柴油发电、光伏和风能发电等在南海岛礁大规模应用中具有明显缺点的能源模式相比，LNG-CCHP能源利用模式更具有竞争优势。

成本敏感性分析表明：随着南海岛礁开发的推进，对能源需求不断增加，LNG-CCHP的能源成本将进一步降低，从而更具经济性。