因地制宜积极探索LNG冷能利用合理途径——上海LNG接收站冷能利用方案研究

上海液化天然气有限责任公司 严艺敏

因地制宜积极探索LNG冷能利用合理途径
——上海LNG接收站冷能利用方案研究

上海液化天然气有限责任公司 严艺敏

随着我国进口LNG快速增长，LNG冷能利用备受关注。无论从经济效益还是环境效益考虑，都应因地制宜地研究LNG冷能利用。文章介绍分析了国内外LNG冷能利用发展状况和特点、上海LNG接收站冷能利用研究概况；重点阐述分析了上海LNG接收站基于IFV的冷能发电方案设计的基本原理和设计条件、工艺流程和物料平衡、主要设备和平面布置、运行模式和安全分析、以及冷能发电经济性和环境效益分析等，结合上海LNG接收站冷能利用研究工作进行了总结，并对推进LNG冷能利用工作提出了建议。

LNG接收站 冷能发电 研究

0 前言

近十年来，我国进口液化天然气(LNG)快速增长，已陆续建成LNG接收站近10座，全国LNG进口规模已近3 000万吨/年。LNG是在约-162 ℃低温下以液态形式存在的天然气，其气化过程会释放大量冷能。理论上，LNG单位冷量约为840 kJ/kg，一座规模300万吨/年的LNG接收站，全部释放的平均冷能可达到约80 MW，折合约14亿kW·h电量。因此，LNG蕴涵的冷能非常大，其冷能利用一直倍受关注。

随着越来越重视和强调加强能源资源节约和生态环境保护、以及增强可持续发展，我国政府管理部门积极推进LNG冷能综合利用研究，要求国内相关LNG接收站项目深入研究LNG冷能利用问题，提高能源综合利用效率。

经过多年实践，LNG冷能利用的若干技术已趋成熟，随着技术发展，新的利用设想和方案也逐渐提出。国际上LNG接收站的冷能利用历史已超过30年，同时，冷能利用还可带动相关冷链产业和技术的发展。

总之，无论从产业政策还是经济效益、无论从环境保护还是发展循环经济等社会效益方面考虑，都应该积极研究和推动LNG冷能利用工作。

在多年调研和研究工作基础上，上海LNG接收站结合扩建工程启动契机，基于自身条件和环境因素，因地制宜进行了LNG冷能利用的进一步探索，结合接收站配置IFV(中间介质气化器)作为基本负荷气化器的独特条件，重点提出了基于IFV的低温朗肯循环系统冷能发电方案。

1 国内外LNG冷能利用发展现状

LNG冷能温度低，有较广泛的应用领域，而且属于高品位能源。理论上有直接利用和间接利用两种应用方式，直接利用是LNG冷能直接生产工业产品或进行工业生产，主要包括空气分离、冷能发电、低温冷库、干冰制造、低温粉碎、海水淡化、低温养殖和栽培等；间接利用是对直接利用LNG冷能生产的工业产品进行二次利用，主要包括液氮的应用(低温破碎、集中供冷系统、超导等)、液氩的应用(钢厂、焊接、照明、电子等)和液氧的应用(臭氧污水处理、医用、钢厂、金属加工等)。

就LNG接收站而言，其冷能利用主要有两类，即在接收站自身使用冷能，如冷能发电；以及与外部工厂或冷却系统集成使用冷能，如空气分离、低温冷库等。

目前国内外LNG冷能利用方式主要是空气分离和冷能发电，也有个别冷温冷库、干冰制造和低温粉碎等应用项目。

日本作为世界上最大的LNG进口国，LNG冷能利用程度也相对较高。在日本，有占其总进口量20%左右的LNG用于冷能利用，其中除了与相邻发电厂的配合使用，还有超过20套独立冷能利用设施，包括空气分离装置、干冰制造装置、低温冷库以及低温郎肯循环系统发电装置等不同用途。

我国台湾永安LNG接收站也有较充分的冷能利用示范，包括冷能发电、空气分离、冰水系统以及养殖等，LNG冷能利用率约8%。

国内其他已建成项目中，仅福建LNG接收站的日产能力600吨的冷能利用空分项目已投产、10万吨/年的低温橡胶粉碎项目已建成，江苏LNG接收站冷能利用空分项目尚在建设中。

但总体而言，受制于冷能利用产品目标市场需求及物流运输条件、所在区域产业规划及相应环保政策、接收站自身条件和安全运行要求、以及项目技术经济性等各方面因素，几十年来，在世界上已建成80多座LNG接收站中，冷能利用并未得到大规模实践和推广，应用领域也并不广泛。

2 上海LNG接收站冷能利用研究

从一期工程起，上海LNG接收站就在各方关注下一直非常重视LNG冷能利用工作，开展了大量技术研究和方案探索工作，考虑和分析了接收站自身使用以及与外部系统集成使用的多种冷能利用途径可能性。

上海LNG接收站一期工程建设规模300万吨/年，于2009年10月建成投产，规划二期预留总规模达到600万吨/年。投产运营以来，进口LNG在全市天然气供应调峰和安全保障中的作用和角色越来越重要，目前已启动扩建工程前期工作。

上海LNG接收站位于洋山国际深水港小洋山港区的能源港区，港区距上海陆域约35 km，通过东海大桥相连接。一期工程已建成接卸8~21.5万m3LNG船舶的LNG专用码头和卸料设施、包括3座16.5万m3LNG储罐的储存设施、以及由输出泵、IFV(中间介质气化器)和SCV(浸没燃烧气化器)等组成的气化输出能力为104万m3/h的气化设施以及相应辅助和配套设施。其中，鉴于接收站所处海洋环境的海水特点，经过审慎的工艺比选和设备选型，上海LNG接收站从技术适用性、安全可靠性或经济合理性等方面排除了基荷气化器选用ORV(开架式气化器)和SCV，而选用了IFV这一在国内外接收站中很少采用作为基荷气化的中间介质气化器形式，IFV工艺流程示意图见图1。

图1 IFV工艺流程示意

IFV是由三个管壳式换热器(E1、E2、E3)组合而成的气化设备。在E1(丙烷气化器，丙烷蒸发、海水降温)中引入环境海水在管程加热蒸发壳程中的中间介质(丙烷)，丙烷蒸汽上升至E2(LNG气化器，LNG气化、丙烷冷凝)壳程，对管程中的LNG进行气化。丙烷再被完全冷凝下来，进入E1壳程，由管程中的海水加热蒸发，实现丙烷循环；E2中已被气化的低温天然气进入E3(天然气加热器，天然气加温、海水降温)壳程，由进入管程的环境海水进一步加热，使IFV出口的气化后天然气温度升至预定温度(1℃以上)。

由于设备材料要求特殊，相比ORV或SCV，IFV设备价格更高、订货周期更长、而且专业制造厂家更少，目前国际上仅有一家。国际上多年前IFV技术的开发和应用，主要是基于结合拓展LNG冷能利用领域的考虑，因此，这也为上海LNG接收站探索研究冷能利用途径提供了一定条件和启迪。

针对上海LNG接收站自身特点及洋山环境条件，冷能利用研究应遵循基本原则如下：

(1)保障接收站正常运行和LNG安全供应的原则。实施冷能利用必须不影响LNG的及时气化、调峰供气和安全运行；

(2)服从深水港区域产业定位和规划布局原则。选择冷能利用领域和项目必须与之衔接和匹配；

(3)冷能回收规模与综合利用目标市场相结合的原则。以用定收，两者规模相适应，具体冷能利用项目必须有目标市场竞争力和项目技术经济性；

(4)接收站自身利用冷能与外部需求集成使用冷能相结合的原则。必须因地制宜，多途径探索冷能利用的突破。

基于上述原则，上海LNG接收站对潜在的空分、干冰、冷库物流、海水淡化、冷能发电、冷冻胶粉、IGCC(整体煤气化联合循环发电系统)以及合成氨等不同的站内外冷能利用途径，从技术成熟度、产业导向、投资、用地、环境影响、节能效益、技术经济等方面进行了研究分析。

在接收站自身利用冷能方面，针对一期工程已配置IFV的情况及上述特点，若能结合扩建，有条件对基于IFV的冷能发电装置进行重点分析研究。另外，接收站地处远离陆域的深水港区，淡水供应来自上海陆域，价格昂贵，因此研究海水淡化可能有一定经济价值，但该技术目前尚不成熟，具体项目合理规模及技术经济等研究尚待深化。

在与外部需求集成使用冷能方面，目前实际利用最多的是空分项目，空分利用LNG深冷部分的冷量，可获得较高的能量利用率，在一般条件下具有技术及节能效益等相对优势。但经调研，上海及周边空分市场产能已比较充足并趋饱和，而上海LNG接收站远离陆域，车辆物流要经过几十公里跨海大桥，且须经许可，产品物流成本必将上升。另外，与淡水一样，接收站所处区域电价较高，而空分装置应属较高能耗项目，冷能利用所节省的电费成本部分尚不足抵充与其它地区的电价差额，无经济效益。因此对上海LNG接收站而言，空分利用冷能的这些优势并不存在。冷冻胶粉等项目不能符合当地产业导向，不宜考虑。IGCC在技术上还不成熟，并取决于当地规划布局。其他利用领域都尚需根据开发条件、技术进展及市场前景等作进一步的技术经济论证。

同时，上海LNG接收站除了作为主力气源，更承担了上海全市整个天然气供应系统中主要调峰和应急保障任务，日常运行中供气(气化)量波动频繁且调节幅度大，难以提供相对稳定的冷能，使冷能利用条件和规模受到较大限制，加之远离市区和陆域，运输条件、运输成本等均有较大不确定性。

因此，结合所处区域周边环境条件和产业规划情况，借鉴国内外LNG冷能利用实际状况和经验，根据接收站承担全市调峰的运行特点，以及项目建设的紧迫性和投运初期保障运行安全的重要性等，上海LNG接收站一期工程在LNG冷能利用方面主要作了规划层面的方案研究和预留。结合本次扩建工程契机，对LNG冷能利用进行了进一步探索，鉴于外界环境条件的不确定性，主要在接收站自身利用冷能方面，针对IFV作为上海LNG接收站基本负荷气化器的独特条件，以及扩建工程实施后IFV总数增多，整个接收站的气化设施及备用能力得到进一步提升的有利条件，因地制宜对基于IFV的冷能发电方案及技术经济性进行了研究分析。

3 基于IFV的冷能发电方案研究

3.1 基本原理

冷能发电主要有直接膨胀法、蒸汽动力循环法(基本朗肯循环)、燃气动力循环法(基本BRAYTON循环)以及联合法(包含低温朗肯循环、低温BRAYTON循环、复合多辑循环、以及结合回热的联合循环等)等4大类。

上海LNG接收站冷能发电装置方案研究是基于1套与IFV结合在一起的、基于朗肯循环的发电系统，该项技术从1979年起在日本首次商业运行。一般如果压力条件具备，朗肯循环与直接膨胀相结合运用，可进一步提高发电效率。

目前全世界有约10套此类冷能发电装置在运行，主要是在日本。其中，日本大阪的LNG接收站有2套朗肯循环系统、2套天然气直接膨胀系统、以及1套朗肯循环和天然气直接膨胀联合系统。经了解，这5套装置2011年共计发电78 GWh，为其800万吨/年规模的接收站提供约40%的总电量。具体参见下表1。朗肯循环系统冷能发电工艺流程见图2。

表1 日本5套冷能发电装置

图2 冷能发电工艺流程示意

该冷能发电装置与“常规”IFV基本工作原理一样(图1)，主要由E1(丙烷气化器)、E2(LNG气化器)、E3(天然气加热器)3个管壳式换热器、以及透平发电机和丙烷加压泵等辅助设施组成。

该冷能发电装置的核心同样是E1、E2和E3三个换热器，但为了形成中间介质(丙烷)的朗肯循环系统，实现冷能利用，因此这3个换热器并不像“常规”IFV一样整合为同一设备容器。同样，流经E1的环境海水在管程加热蒸发壳程中的丙烷，带压的丙烷通过涡轮机膨胀做功而驱动发电机，以此回收LNG冷能进行发电；经过涡轮机膨胀做功降压后的丙烷进入E2壳程，对管程中的LNG进行气化。同时丙烷被完全冷凝下来，由丙烷加压泵输送回到E1壳程，再由管程中的海水加热蒸发，实现丙烷密闭系统朗肯循环；E2中已被气化的低温天然气继续进入E3壳程，由管程中的环境海水进一步加热，使输出天然气的温度达到要求。

该冷能发电装置可具备冷能发电与不发电两种运行模式，便于LNG气化稳定操作及灵活调节。实际运行中，这两种模式间可自动切换。如果发电装置根据需要或因故中断运转，系统可切换至丙烷自然循环即不发电运行模式，仅LNG气化功能运行，此时冷能发电装置作为一套“常规”LNG气化器IFV运行。

3.2 设计条件

根据上海LNG接收站实际条件，冷能发电装置规模拟定为LNG气化速率205 t/h，与一期工程已建“常规”IFV相同。根据压力运行和调节工况要求，不考虑朗肯循环与直接膨胀的结合运用。主要设计参数见表2。

表2 主要设计参数

备注：1、根据环保要求LNG接收站运行中海水出入口温度不大于5℃。2、冷能发电装置在接收站停电状态下不运行。

3.3 物料平衡

经初步计算，该冷能发电装置在不同海水温度条件下的稳定状态输出总功率见表3。

表3 冷能发电装置在不同海水温度条件下的输出总功率

在最高、最低海水温度工况下的两个物料平衡情况(未包括丙烷)如下：

(1)海水温度30.1℃时，输出总功率3 900 kW物料平衡情况见表4。

表4 最高海水温度工况下的物料平衡情况

(2)海水温度7.6℃时，输出总功率2 450kW物料平衡情况见表5。

表5 最低海水温度工况下的物料平衡情况

上表中冷能发电装置的输出总功率已考虑装置密闭系统和减速齿轮装置的机械损失以及发电机功率损耗。密闭系统的丙烷加压泵、润滑油泵及加热器等辅助设施耗电约180 kW。

具体运行中该冷能发电装置的功率输出可以根据实际天然气输出需求的波动进行灵活的控制调节。运行中，最低气化LNG流量要求约50 t/h，此时装置发电输出降至约500 kW。

3.4 主要设备

3.4.1 换热器(E1、E2、E3)

丙烷气化器E1，其中海水走管程，丙烷走壳程。换热管材料选用钛钢，防海水腐蚀，耐沙粒磨损；换热器壳体材料选用奥氏体不锈钢；钛钢管与管板间采用胀焊连接，以防海水渗漏；管板与壳体焊接，管板选用钛钢板与奥氏体钢板通过爆炸焊工艺制作的特殊复合钢板。

LNG气化器E2，其中LNG走管程，丙烷走壳程。换热管及换热器壳程材料选用奥氏体不锈钢。

天然气加热器E3，其中海水走管程，天然气走壳程。海水加热来自E2的低温天然气，天然气在E3中温度达到预定输出温度。E3的特点与E1相同。

3.4.2 涡轮机

一般选用单级轴流式涡轮机。工作介质(丙烷)从径向流入，通过涡轮转子流畅地改变90°流向，同时给转轮叶片一个反向动力，作用后工作介质(丙烷)由涡轮中心轴向流出。轴流式涡轮机适用于工质焓降相当小的工况。轴流式涡轮机结构较简单、重量较轻、成本较低，并能在小容量下获得较高的效率。

3.4.3 发电机

适用于冷能发电装置中的小容量发电机有“同步型”和“异步型”两种。经过启动并网运行时对电网的影响、功率因素控制、投资和运行成本等技术经济方面的综合比较，考虑“同步型”发电机连接到电网时可防止浪涌电流发生，以及功率因素可控，不需静态冷凝器等优点，因此本冷能发电装置拟选用“同步型”发电机。

3.4.4 辅助设施

中间介质(丙烷)加压泵选用浸没式垂直型潜液泵。这种形式泵的电机完全浸没在丙烷液体中。加压后的丙烷作为轴承的冷却剂和润滑剂，在浸润电机的定子和转子的同时也给其自身降温，这样的构造特点避免了泵与电机之间的密封要求。而且电机浸没在丙烷中，与空气或氧气完全隔离，从而消除了发生火灾或爆炸的危险。

与“常规”IFV一样，冷能发电装置定期维护检修时，也需一个储罐来储存从装置中放出的丙烷。E1与该储罐通过管道相连，其间需配置丙烷输送泵，上海LNG接收站可利用一期已建的相同设施。

3.5 平面布置

根据初步的工艺流程及设备布置要求，考虑双层布置，一套205 t/h气化规模的冷能发电装置占地长约30 m、宽约40 m，比较紧凑。该面积包含维修空间、管道和管廊空间以及必要的通道。其中，E2需安装于E1和丙烷加压泵之上方，利用E1 与丙烷加压泵之间的高度差提供足够的吸入口压力,防止加压泵发生气蚀现象。E2与E1之间的高度差应能保证装置在单纯LNG气化操作(不发电)模式下没有丙烷加压泵加压时的丙烷自然循环。

根据上海LNG接收站一期工程已建设施情况和场地预留条件，总平面布置考虑了在扩建气化器预留区域可布置4套“常规”IFV。经研究，考虑合理平面和竖向布置，这样的空间能够在扩建工程后IFV总数达到预留数量(增加4套)的前提下，其中至少有1套可增加冷能利用发电功能，即建设1套基于IFV的朗肯循环冷能发电装置装置。平面布置方案图略。

3.6 运行模式及安全性分析

国内尚无LNG冷能发电装置运行先例，而国际上LNG接收站的类似冷能发电装置一般均为和外电网并网供电的运行模式。经了解，1999~2008年，日本大阪燃气的LNG接收站中同样基于IFV的冷能发电装置，其每年的运行率达92.5%，其中停产时间主要是常规维修，约20~30天。冷能发电装置设计年限一般为20年，根据这些接收站运行经验，在保证正常维护和定期检修的情况下，其冷能发电装置实际运行可超过30年。据介绍，2011年日本大阪燃气的LNG接收站的几套冷能发电装置为接收站提供了约40%的用电量。

若冷能发电能采用孤网运行，独立接带如BOG压缩机、单路气化生产设施等用电负荷，能避免一旦冷能发电装置故障而对接收站正常生产可能造成的瞬间影响。但由于实际运行中供电量及用电量均不稳定，如果孤网运行，无法保证有足够的容量起动主要电机，也无法避免因发电量或用电量的波动引起电压不稳的情况，导致孤网运行的安全性无法得到保证。

因此经评估，目前上海LNG接收站若实施冷能发电装置，建议考虑并网发电但不上外电网的运行模式，冷能发电与外电网并网供电给站内6 kV母线，即在现有6 kV开关柜中增加1面用于冷能发电装置的电源进线柜，可本接收站提供部分较可靠的自用电源。

3.7 冷能发电经济性和环境效益分析

综上所述，该冷能利用发电装置是在满足IFV气化运行“常规”功能基础上进行的LNG冷能利用拓展，并非一个单纯发电的独立项目。根据并网不上网的接收站自身使用运行模式原则，进行冷能发电的经济性分析。

在工程方面，据初步估算，按装置设计年限20年标准考虑的上述205 t/h规模的基于IFV的冷能利用发电装置的主要设备总投资与“常规”IFV相比，需增加约1亿元人民币。考虑部分设备材料、如换热器钛管价格受市场影响因素较大且交付周期长，根据目前市场情况，从采购订货到开车完成的工程建设周期暂估26个月。

在运营方面，借鉴国外LNG接收站类似冷能发电装置运行经验，针对上海LNG接收站条件的初步工艺计算情况，暂按冷能发电装置平均发电功率2 500 kW、年运行时间6 000~8 000 h进行分析。同时为保证接收站供电可靠和运行安全，仍按扩建新增负荷需求总量全部进行外电源用电申请和变压器扩容，外购电价按1.15元/kW·h测算，其中基本电费0.2元/kW·h、电度电费0.95元/kW·h，即冷能发电时接收站需承担这部分发电量的基本电费成本。

经测算，该冷能发电装置年运行成本约650万元、年节省电度电费成本约1 900万元。装置投资回报率约15%、投资回收期约5年。

同时，在环境效益方面，一套205 t/h规模的冷能利用发电装置按平均发电功率2 500 kW、年运行时间以6 000~8 000 h测算，冷能发电CO2减排系数约0.69 kg/kW·h，其每年CO2减排量贡献值可超过10 000吨，且无NOx、SOx以及碳颗粒等排放。

4 结语和建议

(1)国际LNG贸易快速增长，我国从2006年开始进口LNG后发展迅猛，并将维持快速增长态势，据预测2020年将超过5 000万吨。冷能利用依附于LNG，在当前积极倡导节能减排，不断推进建设资源节约型、环境友好型社会的背景下越来越受到关注和重视，因此确实有必要积极研究和探索LNG冷能利用。实现LNG高品位冷能的合理有效利用，无论在社会、环境还是经济效益方面的重要意义不言而喻。

(2)LNG冷能利用技术已趋成熟，但无论何种用途，每个不同的LNG冷能利用项目都具有资源(冷能)、产品、物流和市场等各环节的典型产业链特征，各环节涉及面广且相关度密切，一个具体冷能利用项目的成功与否并非是单纯技术应用问题，应更多涉及整个项目产业链各环节的综合评价和利益平衡，也取决于政策、规划、土地以及环境等宏观条件。因此，需要科学分析每个LNG项目的自身特点和环境条件，因地制宜，寻求适合本项目的LNG冷能利用合理途径。

(3)几年来，上海LNG接收站在冷能利用方面经过积极探索，一期工程从总体规划角度，对接收站自身使用冷能（如发电）以及与外部工厂或冷却系统集成使用冷能(如冷库、空分)两个途径进行了适当预留，可以在条件成熟时分步实施。同时结合当前扩建工程前期工作契机，积极借鉴国外经验，对基于IFV的冷能发电方案进行了重点研究。该方案虽然投资较大，但运行能耗低，除了较显著的节能和环保效益，也体现出一定的技术经济性，值得进一步深化研究。

(4)总之，针对每个具体特点和条件都不同的LNG接收站项目，建议因地制宜、积极探索LNG冷能利用合理途径，总体规划预留与分期实施相结合，争取社会效益和经济效益的双赢；建议争取相关节能环保政策配套。政策的配套和引导对于全面调动LNG冷能利用产业链相关环节的积极性、推动LNG冷能利用工作有积极促进作用。同时，LNG冷能是高品位能源资源，宜在较高的回收效率基础上利用，应提倡梯级利用，避免粗放利用，建议合理衡量项目资源利用水平。

Research on the ways of Rational Use of LNG Cold Energy——Study of LNG Cold Energy Utilization in Shanghai LNG Terminal

Shanghai LNG Co., Ltd. Yan Yimin

With the rapid development of LNG import in China, the cold energy utilization of LNG is attracting more and more attention. It is necessary to rational use of LNG cold energy considering of either the economical profits or environmental protection. The paper introduces the development situation and characteristics of LNG cold energy utilization over the world, highlighting the study situation of the cold energy utilization in Shanghai LNG terminal and puts forward some proposals of the LNG cold energy utilization in Shanghai LNG terminal.

LNG terminal, cold power generation, Study