上海LNG接收站冷能利用可行性路径初步研究

董亦华 成鸣峰 严艺敏

1.申能（集团）有限公司

2.上海液化天然气有限责任公司

LNG接收站冷能利用是国际公认的LNG接收站向先进环保和资源综合利用发展的主流方向。

接收站LNG冷能利用是回收液态LNG（-164℃）气化过程产生的冷量，用于发电、制冷等。LNG冷能在LNG液化过程中通过消耗电能吸收储存起来，在LNG气化过程释放出来（图1）。按照成本测算，LNG液化成本约占到LNG成本的50%，因此，蕴藏在LNG中的冷能十分巨大，LNG冷能利用具有广阔的前景。

图1 LNG 产业链及其冷能吸收储存和释放的生产过程

进口LNG不仅是进口了燃料，同时也进口了宝贵的冷能，如果只将LNG气化后作为燃料使用，而忽视了对其冷能的利用，是一种浪费。发达国家越来越重视LNG冷能的回收利用，并积累了一定的经验，特别在日本，约有20% LNG的冷能安排利用，冷能用于发电、空气分离、干冰制造、冷冻仓库等多个领域。在中国台湾两座LNG接收站，冷能也被用于发电、空气分离、冰水系统以及养殖等领域。

1 我国LNG接收站冷能利用现状

当前我国大型LNG接收站的建设高速发展，已超过10座。具备条件的LNG接收站和小型卫星站周边，已经建设或规划了一些冷能利用项目。例如：福建莆田LNG接收站配套产业园区落户有空分项目、处理废旧轮胎的深冷精细胶粉项目、利用空分氮气的冷轧钢板项目，并规划引入丁基橡胶生产等。江苏如东LNG接收站附近已开始建设年产量20万t的空分项目。此外、深圳燃气、顺德港华燃气和广亚铝业等企业将小型LNG卫星站的冷能用于冰蓄冷、冷库、工艺冷却等用途。

但由于受制于技术经济性和LNG站址选择等多重因素制约，大量液态LNG气化成常温气体进入城市管网时，释放出冷能未被利用。目前我国LNG接收站LNG冷能多被直接排放至海洋。从全球来看，世界上已建成约80座LNG接收站中，冷能利用成功案例也不多见。

2 上海LNG冷能利用瓶颈

上海主要的LNG设施有两座，即上海液化天然气有限公司的洋山LNG接收站和上海燃气（集团）有限公司的五号沟LNG站。后者是本市的天然气应急储备气源，日常气化主要为自然蒸发的BOG，气化量小，可利用冷能很有限。而洋山LNG接收站的冷能利用一直存在以下问题：

2.1 洋山开发条件的制约

由于冷能的传输距离有限，必须就地利用。洋山LNG接收站所在的小洋山岛土地资源稀缺，围海造地的成本高昂。基于输送成本，洋山的水和电的价格远高于一般地区，且供电、供水的能力有限。孤岛电网的特点也难以支撑IGCC等冷能发电的运行调节。洋山与上海市区唯一的公路通道为东海大桥，承担着深水港区繁重的运输压力，并且对危险品有严格的通行限制，道路运输存在瓶颈。洋山特殊的地理位置决定了土地和配套条件的欠缺，制约了LNG冷能的开发利用。

2.2 冷能利用项目与当地规划的对接

洋山深水港是上海建设国际航运中心的重点区域，冷能利用产业发展需服从洋山深水港产业定位和当地综合开发规划布局，冷能利用中的合成氨和冷冻胶粉不符合当地主导产业导向。洋山地处杭州湾口，环境容量有限，对建设项目的环境影响十分敏感，新增项目必须对“三废”排放等环境影响开展深入评估。

2.3 冷能利用的技术和经济论证

洋山LNG接收站是本市天然气供应最主要的调峰保障设施，逐日和日夜气化量波动很大，难以提供稳定的冷能，使冷能利用受到限制。我们需要在分析LNG气化负荷变化曲线的基础上，对冷能利用规模作出分析论证；对各利用途径应根据开发条件、技术进展及市场前景做技术经济论证；冷能利用项目产品的储存运输需满足保税区的基本管理要求，解决危险品出入岛的运输问题。

3 上海洋山LNG接收站冷能利用可行性技术路径探索

上海洋山LNG接收站一期工程建设规模300万t/a，于2009年10月建成投产，规划二期预留总规模达到600万t/a。投产运营以来，进口LNG在全市天然气供应中的调峰和安全保障的角色越来越重要，目前已启动扩建工程前期工作。从一期工程起，上海LNG接收站在各方关注下非常重视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的可能性。

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，探索结合扩建，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，而空分装置因属较高能耗项目，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。

经过多年研究，上海LNG接收站冷能利用的可行性技术路径聚焦至LNG冷能发电和LNG冷能外输利用两种方式。

4 LNG冷能发电

洋山港区无支撑电源，港区所有用电均依靠上海市区支持，港区电价较高，约1.1元/kWh，上海LNG接收站年均耗电近1亿kWh，为洋山港区最大电力用户。LNG冷能发电是完全清洁环保无污染的能源，如能成功利用LNG冷能进行发电，不但可节约能源，减少排放，还可节约接收站的运行费用。

4.1 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）等四大类。

上海LNG接收站冷能发电装置方案研究是基于一套与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。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。

目前全球有约10套此类冷能发电装置在运行，大部分在日本。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t/年规模的接收站提供约40%的总电量。具体参见下表1。

表1 五类装置参数比较

朗肯循环系统冷能发电工艺流程示意如图2。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。

图2 冷能发电工艺流程示意图

该冷能发电装置的核心同样是E1、E2和E3等3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。

4.2 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每小时气化205 t LNG，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。主要设计参数如表2。

表2 五类装置参数比较

4.3 工艺流程和物料平衡

该冷能发电装置工艺流程示意图如图3。

图3 冷能发电装置工艺流程示意图

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稳定状态输出总功率

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）如表4。

（1）海水温度30.1℃时，输出总功率3 900 kW

表4 最高海水温度工况下的两个物料平衡情况

（2）海水温度7.6℃时，输出总功率2 450 kW

表5 最低海水温度工况下的两个物料平衡情况

表4和表5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。

在运行中该冷能发电装置的功率输出可以根据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 LNG/h，此时装置发电输出可降至约500 kW。

4.4 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与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 d。冷能发电装置设计年限一般为20 a，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 a。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。

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，可为本接收站提供部分较可靠的自用电源。

4.5 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冷能利用的拓展，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，对冷能发电的经济性作以下分析。

在工程方面，据初步估算，按装置设计年限20 a标准考虑，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、运行时间6 000～8 000 h/a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/kWh测算（包括基本电费0.2元/kWh、电度电费0.95元/kWh），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 a。

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、运行时间6 000～8 000 h/a测算，冷能发电CO2减排系数约0.69 kg/kWh，每年CO2减排量贡献值可超过10 000 t，且无NOx、SOx以及碳颗粒等排放。

5 冷能外输直接利用

冷能外输直接利用是指利用上海LNG接收站提供的LNG，经过多级热交换器和多级冷媒换热，充分利用LNG的冷能实现多温度级别的冷冻仓库。与传统的低温存储仓库相比，该系统的最大优点在于充分利用LNG的高品位低温冷能，只需要少量的外部电耗（主要用于冷媒泵、风机、照明等设备）即可实现货物的超低温和低温存储，大大节省了能耗。目前，该类型的冷冻仓库在日本已有运行，如日本神奈川县根岸基地的金枪鱼超低温冷库（-60～ -70℃）自1976年投运以来，取得了良好的运营效果。

5.1 冷库规模

根据近年来上海LNG日最低供气量为300万m3计算，用于外输天然气的LNG量为96 t/h。将用于冷冻仓库的LNG流量按照90 t/h考虑，每年由LNG接收站提供的用于冷冻仓库冷能利用的LNG量约为79万t/a，约占上海LNG接收站年度供气量的26%，对LNG正常运行影响较小。按照90 t/h的LNG流量计算，相应最大热负荷为4 500 kW。

5.2 技术方案

根据冷库总换热量4 500 kW，为了保证换热器稳定的运行，采用4台（3用1备）LNG/LPG换热器，每台LNG/LPG的工作热负荷为1 500 kW，该热交换器利用LNG的冷能将LPG的温度维持在-100℃，然后，该低温的LPG（-100℃）流经LPG/一次载冷剂（1st Brine）低温换热器，将一次载冷剂（1st Brine）的温度维持在 -80℃。由于LNG和丙烷为易燃介质，考虑到防火和消防的安全性规定，将LNG/LPG热交换器和LPG一次载冷剂热交换器以及相关的泵、储罐等设施布置在上海LNG接收站内。

低温的-80℃一次载冷剂（1st Brine）通过泵送出上海LNG接收站，进入冷冻仓库界区，在该冷冻仓库区域内，一部分-80℃的一次载冷剂直接送入-60℃的超低温冷冻仓库，作为冷媒与仓库内的空气进行热交换，控制超低温仓库的温度为-60℃。与此同时，一部分-80℃的一次载冷剂经过1st Brine /2nd Brine热交换器，利用一次载冷剂的冷能将二次载冷剂（2nd Brine）的温度控制为-45℃，该-45℃的二次载冷剂送入-30℃和-25℃的冷冻仓库，在仓库内与空气进行热交换，维持冷冻仓库的相应温度，冷能交换部分的工艺系统简图见图4。

图4 冷能交换部分的工艺系统简图

5.3 接收站改造方案

为实现LNG的冷能利用，需要对现有上海LNG接收站进行改造，从现有工艺系统中引出一部分LNG进行冷能交换，经过二次换热方式通过冷媒将冷量提供给冷库（LNG冷能通过LNG/LPG低温热交换器传递到丙烷，然后再次经过各级热交换器将冷能传递给载冷剂以实现仓库所需要的温度。冷媒在LNG接收站和冷冻仓库循环传递冷能以实现仓库的持续冷却，维持冷库侧所需要的冷却温度），低温热交换后的LNG送回到系统。

为了确定最佳的LNG引出点和返回点，我们对3种可能方案进行了专题研究，针对这3种可能方案的初期投资和运行费用差别进行了比对（见图5）。

（1）3种方案相应的引出点和返回点的LNG路径

方案1：LNG从储罐输出后直接进入换热器换热，换热完毕的LNG直接回到LNG储罐。

方案2：LNG从储罐输出后，经高压输出泵后进入换热器换热，换热完毕的LNG回到IFV加热后进入外输通道输出。

方案3：LNG从储罐输出后，经高压输出泵后进入换热器换热，换热完毕的LNG进入新增IFV气化后进入外输管道。

（2）3种LNG引出和返回方案的优缺点对比（见表6）

经过对3种可能方案的初始投资和运行费用的对比，方案2为最佳方案，下文中具体方案布置及经济性测算均以方案2为基本方案。如出现天然气零外输工况，由于天然气零外输工况时LNG无法返回到IFV，而又不能暂停对冷库的冷能供应，此时，流经LNG/LPG低温换热器后升温的LNG通过站内已设置的另外输管线返回到LNG储罐，但此时将引起BOG大量放空。

图5 接收站改造方案

表6 3种LNG引出和返回方案的优缺点对比

5.4 经济性初步测算

根据以上方案，我们对该系统进行了经济性初步测算。测算下来该系统初步估算投资1.8亿元，经营期20年，年利用小时8 760 h，项目内部收益率约为10.83%，投资回收期约8.3 a。该项目投用后，与常规冷库相比，年可节约电量约4千万kWh，年减排CO2约2.7万t。

6 结论和建议

（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t。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，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）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，针对每个具体的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冷能利用的合理途径，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。与风能、太阳能等新能源相比，LNG冷能利用在国内还属新鲜事物，建议政府有关部门出台相应的节能环保政策配套支持，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，对推动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。

节能信息与动态

黄浦区获市节能降碳工作 “优秀”等级

据上海市发改委公告，黄浦区在市对区级政府节能降碳工作考核中获得“优秀”等级，在中心城区中排名第一，这是该区节能降碳工作连续5年获得“优秀”等级。

2016年黄浦区能耗强度和碳排放强度同比下降3.87%，能耗总量同比上升1.67%，超额完成年度节能降碳目标，超进度完成“十三五”节能降碳目标。节能降碳工作取得“四大成效”。（1）低碳示范试点大量涌现。黄浦区商业建筑需求侧管理项目获得国家发改委批复成为国家级示范项目。（2）建筑节能成效显著。绿地集团总部大楼、企业天地二期同时获得国内外绿色建筑最高等级双认证，全区高标准绿色建筑数量达到35幢。（3）能耗在线监测系统全市领先。目前系统接入楼宇数量达到234幢，接入楼宇数量位全市各区之首。黄浦区能耗监测平台获2016年度上海市建筑节能工作先进单位。（4）国际合作广泛开展。美国能源基金会、丹麦盖尔事务所和该区合作开展北京东路地区慢行交通研究，开展台湾路慢行交通示范段深化设计方案研究。