甯波熱電股份有限公司 研發中心

      天然氣因其清潔、高效的特點，已成為我國重要的戰略儲備能源之一。液化天然氣（LNG）是由天然氣液化為-162°C的低溫液體混合物，通過海水汽化器或燃氣加熱器直接加熱，氣化成天然氣，同時釋放大量冷能(約為830~860kJ/kg)。為減少LNG冷能的浪費和增強環境保護，國内外己經形成了多種LNG冷能利用技術，例如：冷能發電、空氣分離、生産幹冰、低溫冷藏、海水淡化、制冰和低溫粉碎等。

一、冷能利用現狀

目前，我國已投運LNG接收站14座，另外還有10餘個在建或拟建接收站。但是國内整體冷能利用率偏低，僅有6座接收站已有冷能利用項目，且以空氣分離裝置為主，如：福建莆田LNG接收站（空氣分離和低溫粉碎）、浙江甯波LNG接收站（空氣分離）、河北曹妃甸LNG接收站（空氣分離）、珠海金灣LNG接收站（空氣分離）、山東青島LNG接收站（輕烴回收）和江蘇如東LNG接收站（空氣分離）。

但由于受到下遊産業鍊，地理位置等諸多因素限制，除了冷能發電外，其他應用對于冷能利用相對較低，無法形成較大的産業規模。國内外學者對 LNG 冷能發電技術進行深入的研究，并取得了一定的應用成果。日本、台灣等地已建成發電量為1000~9400kW的LNG冷能發電裝置，尤其是日本對于冷能發電技術的研究起步較早，目前已建成并工業化運行16套LNG冷能發電裝置，約占冷能利用總量的60%。

二、冷能發電原理

通過對國内外 LNG 冷能發電技術文獻和實際應用的調研，目前主流的六種 LNG 冷能發電技術: 直接膨脹法、朗肯循環法、聯合循環法、布雷頓循環法、卡琳娜循環法和冷卻燃氣輪機進氣法，在總結LNG冷能發電的6種循環方法基礎上，對各個循環的效率進行了比較（圖表 1）。

通過國内外冷能發電技術的比較以及與合作公司的溝通，朗肯循環發電法更适用于大型LNG氣化站。LNG與低壓冷媒蒸汽工質在冷凝器中進行熱交換，冷媒蒸汽凝結成液體，LNG加熱生成天然氣。低壓冷媒液體工質經過泵提升壓力，再經過加熱器加熱變成高壓冷媒蒸汽。高壓冷媒蒸汽工質經過透平膨脹機，生成低壓蒸汽，對外輸出動力，帶動發電機發電（圖表 2）。

圖表 2 朗肯循環法

此種中間媒介法是将低溫的LNG作為冷凝液，通過冷凝器，把冷量轉化到另一冷媒工質上，利用LNG與周圍環境間的溫度差異，推動冷媒進行蒸汽動力循環，從而對外做功。此類中間媒介主要有甲烷、乙烷、丙烷等單組分，或者采用它們的混合物。液化天然氣是多組分混合物，沸程很寬，要提高效率，使液化天然氣的氣化曲線與工作媒體的凝結曲線盡可能保持一緻。因此，使用混合媒體更有利。這種方法對液化天然氣冷能的利用效率要優于直接膨脹法。但是，由于高于冷凝溫度的這部分天然氣冷能沒有加以利用，冷能回收效率也必然受到限制。

三、冷能技術方案分析

采用以甲烷、乙烷、丙烷、乙烯、丁烷等混合工質為冷媒的低溫朗肯循環冷能發電技術。該混合工質相較于單一工質（如丙烷），擁有良好的熱力學性能，單位發電量是丙烷的兩倍(約為30.5 KW/t LNG)，安全性高，環境友好性強，價格合理，運輸方便等。冷能發電技術裝備成熟，啟停時間短（相較于“空分”項目），工藝流程簡單，組裝方便，降低海水消耗（6000t/h，未用裝置時為10000t/h）。但是其發電效率較低，仍會排放一部分低溫海水，降低周邊海域溫度，影響環境。目前，編寫的180t/h規模混合冷劑工藝的LNG冷能發電方案經濟性分析。分析報告中該項目營運成本包括電費（變壓器容量費）、水費、生産工人工資及福利費、修理費、折舊費、其他營運費，發生的期間費用包括管理費用、财務費用等。估算年淨生産電量3300萬KWh（每年按6000小時計算工作時間），則運營成本為805萬元/年。該裝置作為資源綜合利用項目，發電用于LNG接收站内部消耗，節省外網用電，并且不産生産品銷售相關稅費。本裝置相當于産生銷售收入為2310萬元/年，淨利潤為1505萬元/年, 投資回收周期為5.35年。