液化天然气冷能利用方案对比研究

贾豪杰 张国中 董伍强 孙丽婷 张蓬菲

海洋石油工程股份有限公司 天津 300452

1 概述

液化天然气（LNG）蕴含的-162℃的高品位冷能用途非常广泛，可以用于冷能空分、冷能发电、制取液态CO2、低温干燥与粉碎等。其中，冷能发电具有技术最成熟和产业链最短等优点，是目前LNG冷能利用项目中最有推广前途的冷能利用方式。

我国第一座LNG接收站始于2006年，LNG大规模开发使用的时间相对较晚，因此LNG冷能利用的研究晚于日本、美国等发达国家，但随着我国能源结构转型，我国的LNG需求量也逐年攀升，冷能利用也得到了重视。

2 LNG 冷能利用方法

2.1 空气分离

空气分离的过程是首先使气体进入过滤装置，而后加压、预冷、冷却使气体液化。再利用氮氧之间差异的沸点，使液态空气在精馏塔内经过多次蒸发和冷凝，最后得到提纯后的液氧和液氮。目前我国已经建成的冷能利用项目以冷能空分为主[1]。

LNG冷能用于空气分离，实现了设备的精简，如省去了透平膨胀机和氟利昂制冷机组等，实现了装置小型化，电耗、水耗大大降低，降低了液氮、液氧的生产成本。但冷能空分工艺流程长，如图1所示，对LNG供应的连续性以及稳定性要求较高。而我国LNG接收站主要承担调峰作用，LNG流量波动大，稳定供应难以实现，导致我国目前投产的冷能空分项目均受到LNG连续性不足的影响，同时1套冷能空分项目投资约3亿元人民币，但是利用的LNG只有50t/h，因此冷能空分并不是LNG冷能利用的最佳选择[2]。

图1 冷能空分流程图

2.2 冷能发电

日本是世界上最早开发使用LNG冷能的国家，约占全球50%的冷能利用份额，其中冷能发电占60%左右，是日本冷能利用的最主要的方式。我国冷能发电项目目前还是在在建段，未实际投入使用，国内接收站LNG气化后进入主管网压力较高，因此规划建设主要采用低温朗肯循环进行发电[3]，原理如图2所示。

图2 LNG朗肯循环发电系统原理图

基于热力学第二定律（公式1）可以计算出高温蒸汽朗肯循环发电和LNG朗肯循环发电的理论效率分别在61.3%和61.7%，实际发电效率均可达到30%左右，两者的区别在于冷源和热源的不同。热力学第二定律：

式中：η—表示发电效率，

T1—表示高温热源，

T2—表示低温热源。

LNG冷能发电系统的首要功能是将LNG气化，然后才是发电，所以投资回收期计算方法应该纳入部分气化收益，而非单单发电收益，同时减排的CO2作为碳交易也是一笔不菲的收入，具体LNG冷能发电的收益如表1所示。并且冷能发电装置的负荷调整区间为60%～100%[4]，灵活性高，相对其他项目能较好地适应LNG流量波动的运行工况。

表1 LNG冷能发电收益

以上分析证明LNG接收站利用冷能发电的技术是可行的，具有较好的经济效益，且符合国家可持续发展的原则、国家碳中和、低碳环保的政策方针。因此在其他冷能利用配套产业链不够完善或冷能利用方案不够成熟时，可优先考虑冷能发电。冷能发电对于打造LNG清洁能源综合工程项目具有良好带动示范作用和社会效益[5]。

2.3 冷库

将LNG冷能应用于冷库，通过中间冷媒循环制冷，省去了制冷机组等设备，突破了原有换热方式瓶颈，降低了能耗和投资，后续维护比较方便。由于冻结库（-65℃）、冷冻库（-40℃）、冷藏库（-22℃）和预冷库（-5℃）所需要的温度不同，依照一定温度梯度以串联方式连接，可最大化实现LNG冷能的利用[6]，进而实现系统化应用，如图3所示。

图3 冷库流程图

但冷库冷藏温度最低只需-65℃，如果将-162℃的LNG全部应用于冷库是对冷能的巨大浪费。因此大型LNG接收站冷能应用于冷库时对周围配套产业要求较高，如冷物流集散枢纽功能的临港工业区时才有市场竞争力[7]。遗憾的是，我国LNG接收站一般选址较为偏远，因此冷库项目很难大规模推广。

2.4 厂区空调

空调是能耗大户，随着国民经济水平的提升和生活条件的改善，空调能耗在城市用电中占比也逐年攀升，高峰期甚至超过30%，如果从建筑物能耗的角度来看，空调制冷的耗电量更高，可接近60%左右。将LNG冷能用于空调制冷，不失为一种可行的方案。

如某接收站冷能利用工程部分为夏季空调制冷提供冷量，主要包括一台换热器设备，LNG气化规模为16.55t/h，气化后温度不低于2℃，制冷负荷为2293.2kW。年运行时间2904h空调系统循环水量为473t/h。表2为厂前用冷负荷参数，同等制冷效果的设备所需的功率为944.12kW。

表2 厂前空调用冷负荷参数

此项目中LNG冷能利用可节省电量274.2万kW·h，相当于866.2t标准煤的发电量，减排CO2共2221t，运行期间气化LNG的冷能利用率在25%左右。

3 LNG 冷能利用面临的问题

（1）先有LNG接收站，后有冷能利用项目的开发模式，导致大多收LNG接收站冷能利用项目都是单一孤立的，能量与能质不匹配，没有实现“高能高用，低能低用”，冷能效率不高。因此在对冷能技术利用的过程中，要对政府政策和LNG接收站周边配套设施进行综合评价，制定集成度高、匹配度高和经济效益高的技术工艺方案。

（2）LNG接收站的调峰作用决定了其流量不稳定，但冷能利用项目对LNG流量稳定性要求较高，因此LNG冷能利用项目可用的最大流量不能超过供气负荷低谷值，导致大量的LNG冷能被浪费。

4 提高LNG 冷能利用率的方法

对于LNG冷能阶梯利用，国内外已有很多学者进行研究，大部分是从理论上分析了梯级利用方案减少损失，达到实现能量与能质的最佳匹配的目的。如将LNG依次经过空分、干冰制取、低温冷库等冷能利用装置，气化加热至接近供气温度。由于三级利用装置的工作温度逐级升高，使每一级的换热温差都比较小，减小了换热过程的损失。

但目前已有的理论研究仅仅解决了“温度对口，阶梯利用”，对于LNG调峰流量波动导致大量冷能被浪费的问题鲜有研究。如何解决LNG流量波动造成冷能项目不能稳定运行是提高冷能利用效率的重点。基于以上问题，提出一种新型的蓄冷方案，如图4所示，将高于全年最低小时气化量的LNG通过蓄冷装置将冷能储存起来，然后均匀稳定地供给各个冷能利用项目。此方案中，LNG蓄冷装置起到类似稳压器的作用，通过削峰填谷的方式实现LNG冷能的均匀释放，并可以实现不同比例的冷能分配，LNG接收站的冷能利用率也可以大幅提升。

图4 新型LNG阶梯利用流程图

5 总结与展望

截至目前，LNG接收站配套的冷能利用项目仍以单一项目为主，在LNG冷能利用最多的日本也如此，一方面是当能源价格低廉时，开发LNG冷能利用项目面临成本高昂等问题，因此LNG接收站建设时并未考虑配套冷能利用项目的建设，导致后续开发冷能利用项目难度大；另一方面LNG冷能利用项目处于陆续开发应用中及接收站周边配套是否完善也是限制冷能利用项目落地的原因。

未来几年，我国LNG进口数量还会持续增加，如何高效利用LNG蕴含的高品位冷能创造更高的经济效益迫在眉睫。后发优势是机遇也是挑战，开发具有自主知识产权的LNG冷能回收技术，符合我国绿色低碳的发展国策，其中具有的现实经济意义和战略意义是不言而喻的。