LNG冷能回收及梯级利用研究进展

李 俊 陈 煜

(上海工程技术大学机械与汽车工程学院能源与动力工程系 上海 201620)

2019年全球液化天然气(liquefied natural gas，LNG)贸易量达到3.58亿吨，2020年达到3.6亿吨，面临新冠肺炎疫情带来的巨大的影响，贸易量数据的小幅增长体现了全球LNG市场的韧性和灵活性[1]。在标准大气压下，气态天然气的液化温度约为-162 ℃，用储罐运输LNG可以解决全球天然气储量的不平等分布和远距离运输问题。LNG不同液化方式的能耗在700～850 kW·h/kg之间[2]，因此天然气的液化过程需要消耗大量能量。

LNG温度从-162 ℃升至25 ℃时，会释放约830 kJ/kg的冷能[3]，然而目前大多数LNG再气化终端都将冷能释放至海水或空气中，造成了冷能的巨大浪费。因此研究人员提出大量的冷能利用方法，包括空气分离[4]、低温发电[5]、海水淡化[6]、低温CO2捕获[7]、低温冷库[8]等。

1 LNG冷能利用特点

LNG的储存温度为T1，T1与环境温度T0之间存在巨大温差，当LNG从T1升至T0时，两点之间的焓差即为LNG释放的冷量[9]。图1所示为不同气化压力下LNG冷能释放规律。

图1 不同气化压力下LNG冷能释放规律

由图1可知，压力为1.0～4.5 MPa时，在LNG的液相显热阶段，温度上升较快，直至泡点温度；在潜热换热阶段，LNG发生相变，吸收大量潜热，但温度变化不显著，此阶段LNG为气液共存状态；在气相显热阶段，NG温度会显著升高，直至管网或用户所需温度。由7 MPa和8 MPa的LNG气化曲线可知，两相潜热段退化，仅剩液相显热段和气相显热段。

2 LNG冷能利用方式

LNG从-162 ℃至常温这一温度范围内，温位越低，冷能品位越高，低温价值越大。将LNG冷能在不同温位下利用可以取得更大的经济效益和社会效益，表1所示为LNG冷能可利用工艺与温度分布。

表1 LNG冷能利用工艺与温度分布

2.1 低温冷能发电

LNG冷能低温发电技术较为成熟，应用广泛，主要利用LNG冷能降低循环工艺的冷凝温度[10]。LNG冷能低温发电的循环形式包括：直接膨胀、低温朗肯循环(organic Rankine cycle，ORC)、布雷顿循环、卡琳娜循环、联合法、结合燃气轮机循环等6种循环方式[11]。LNG冷能直接膨胀发电如图2所示，流程简单、成本较低，但LNG冷能利用效率很低，因此一般与其他循环相结合，以提高系统的发电效率。

图2 LNG冷能直接膨胀发电流程图

图3所示为LNG冷能低温朗肯循环发电流程图，工质依次经过压缩、蒸发、膨胀和冷凝来发电，该工艺流程简单且效率较高，因此被广泛使用。

图3 LNG冷能用于低温朗肯发电工艺流程图

杨红昌[12]研究了LNG冷能二级有机朗肯循环发电系统，发现气化压力为3 MPa时，LNG温度区间在-92.23～-43.52 ℃。李佳星[13]设计了一个LNG冷能用于两级循环发电系统，第一级为朗肯循环，第二级为卡琳娜循环。朗肯循环中LNG温度利用范围为-162～-101.46 ℃，卡琳娜循环中LNG温度利用范围为-101.46～-15 ℃。Sun Zhixin等[14]研究了利用LNG冷能的三种不同ORC配置的优化，即单级ORC、并联两级ORC和级联两级ORC。优化结果表明，并联两级ORC更适合于较低的热源温度，而级联两级ORC对较高的热源温度有较好的效果。

表2 工质优选结果[12]

例如若热源为25 ℃的海水，冷凝温度为-80 ℃，则R170、R23可作为循环工质。王德鹏等[15]使用甲烷、乙烯、丙烷组成的混合制冷剂，LNG用于发电的冷能使用范围为-150～-26.53 ℃。

章润远[16]设计了LNG冷能利用发电装置，工质为丙烷，模拟计算得出LNG温度用于发电使用范围约为-150～-50 ℃。黄思嘉等[17]对燃气电厂LNG一体化冷能发电系统进行参数研究，计算发现此工况下LNG出口温度为-31.8 ℃。曾丽瑶[18]对LNG冷能低温发电进行研究，工质分别为丁烷、乙烷、丙烷时，对应LNG经过换热器出口温度为32、-62、-29 ℃。

布雷顿循环发电工艺、卡琳娜循环发电工艺和低温朗肯发电工艺流程类似。布雷顿循环工质不发生相变，不需要利用相变过程进行冷能吸收。卡琳娜循环的工质通常为氨水溶液，但氨具有毒性，在卡琳娜循环中使用氨水溶液来回收LNG冷能非常危险，且不环保[19]。因此寻找代替卡琳娜循环中氨水溶液的混合工质是LNG冷能用于卡琳娜循环发电的关键。刘燕妮等[20]用乙烯-丙烷作为混合工质，该LNG冷能卡琳娜循环发电流程的可用能利用率为25.3%。联合法发电工艺联合了直接膨胀和有机朗肯循环法。A. Franco等[21]在直接膨胀循环的基础上，提出了一种具有多级涡轮机LNG直接膨胀装置，可以使LNG的产量接近160 kJ/kg以上。结合燃气轮机循环是利用LNG冷能来冷却燃气轮机循环的涡轮废气，使用LNG进行进气冷却和中间冷却也可以提高联合动力循环的热效率。Zhang Guoqiang等[22]提出一种利用LNG冷能的新型燃气轮机进气冷却系统，该循环功率输出比常规进气冷却系统提高2.47%。

2.2 空气分离过程

图4 LNG冷能空分流程图

表3 LNG冷能用于空分工艺温度使用范围

2.3 海水淡化工艺

海水淡化是另一个需要大量能量的过程，利用LNG冷能可以减少系统的动力输入，主要方法有冷冻法和水合物法。冷冻法包括制冷剂直接接触法、制冷剂间接冷冻法、流化床式冷冻法等。LNG冷能制冷剂直接接触法的流程如图5所示，预冷后的海水与制冷剂在结晶器中直接换热。

图5 LNG冷能直接接触法海水淡化流程图

LNG冷能间接冷冻法海水淡化如图6所示，原料海水与低温的淡水和浓海水先进行一次换热降温，然后进入结晶器中与LNG换热后的二次制冷剂进行间接换热。

图6 LNG冷能间接冷冻法海水淡化流程图

黄美斌等[36]对比了制冷剂是否相变的LNG冷能间接冷冻法海水淡化流程，结果表明：制冷剂没有发生相变，虽然流程简单，但所需的制冷剂质量流量大；制冷剂发生相变，制冷剂的质量流量小，但流程复杂。对于冷冻法海水淡化而言，冷源的选择是关键问题。表4所示为常见制冷剂的物理性质。

表4 常见制冷剂的物理性质[37]

碳氢化合物如乙烷、丙烷、乙烯、丙烯等和烷烃类化合物如R600、R1270等均属于易燃易爆物质且有毒不安全，不适合作为载冷剂。R717、R134a、R407A等的凝固点相对LNG的温度而言较高，不适合于LNG进行换热。R12、R22等属于单工质氟利昂，会对臭氧层造成严重的破坏，不利于保护环境。R410A的凝固点为-155 ℃，与LNG气化温度接近，沸点与-20 ℃接近，且无毒不会爆炸，是较为理想的工质。

LNG冷能用于流化床式海水淡化冷冻法的流程如图7所示，孙靖等[38]提出一种流化床式海水淡化流程，该工艺的载冷剂为乙二醇水溶液，-150 ℃的LNG与乙二醇水溶液换热后的出口温度为-10 ℃。

图7 LNG冷能流化床式海水淡化流程图

2.4 低温CO2捕获

中国将在2030年实现“碳峰值”，到2060年实现“碳中和”[44]。在碳峰值和碳中性指标的指导下，加快绿色低碳发展已成为我国的必然选择。传统的低温CO2捕获需要外部制冷循环来冷却和压缩CO2至2.5～3.0 MPa，然后通过液化工艺实现液化，需要大量的功率消耗。如果发电厂使用LNG冷能将液化装置的运行压力降至约0.9 MPa，将LNG再气化过程与CO2捕获过程相结合可以显著节约能源[45]。CO2的液化温度约为-70 ℃，LNG冷能用于低温CO2捕获通常与发电相结合，如图8所示。

图8 LNG冷能用于有机朗肯循环与CO2捕集工艺

表5 LNG冷能用于低温CO2捕获工艺温度使用范围

2.5 低温冷库

靠近LNG码头的港口区存在大量的低温冷库，而LNG在再气化过程中可以释放出大量的冷能，因此将LNG冷能用于低温冷库可以减少冷库运行过程中消耗的大量电力。各冷库温度分布不同，冷却物冷藏间(高温冷藏库)温度在0～5 ℃，冷却库(中温冷藏库)温度在-15～-4 ℃，冻结物冷藏间(低温冷藏库)温度在-28～-15 ℃，冻结间(超低温冷藏库)温度在-50～-23 ℃。杜琳琳等[55]采用R410A作为制冷剂，设计LNG冷能用于总容量为1.5×104t的冷库工艺，-150 ℃的LNG高品位冷能经过一次利用后温度升至-70 ℃，在冷库中与R401A制冷剂蒸气进行换热。黄美斌等[56]以R23作为中间制冷剂，根据R23是否发生相变提出了两种LNG用于低温冷库的工艺。图9所示为无相变的冷库流程图，制冷剂无相变流程是指制冷剂与LNG换热后依次通过各冷库去释放冷能，该流程中各冷库采用串联模式。

图9 LNG冷能制冷剂无相变的冷库流程图

制冷剂有相变流程是由于制冷剂在各冷库的蒸发温度均不同，对应的蒸发压力也不同，若依旧采用各冷库串联流程会导致压力控制不均衡，因此考虑并联流程，如图10所示，即把各冷库的换热器并行在一起，通过泵将与LNG逐级换热后的制冷剂液化，输送至各冷库。

图10 LNG冷能制冷剂有相变的冷库流程图

由于各冷库温度差异较大，因此可以选择不同的冷库制冷剂。表6所示为LNG冷能用于低温冷库工艺的制冷剂和温度使用范围。

表6 LNG冷能用于低温冷库工艺的制冷剂和温度范围

3 LNG冷能梯级利用

表7 LNG冷能梯级利用工艺温度使用范围

LNG冷能利用主要是根据温度变化而定，提高LNG冷能温位使用范围的精确度可以增强冷能利用效率，将LNG冷能利用划分为4个温度段，约为-162～-100 ℃，-100～-70 ℃，-70～0 ℃，0～40 ℃。对于不同的气化站LNG冷能梯级利用方式不同，需要充分考虑周围的环境和可利用资源。对于大型气化站，LNG冷能利用第一级为空气分离或液化空气，LNG出口温度约为-100 ℃；第二级为发电、液态CO2制取或制干冰，CO2的液化温度为-70 ℃,干冰的生成温度为-78.5 ℃；第三级用于冷库、海水淡化；第四级用于空调系统或者供给管网用户。同时空气分离产生的液氧可以转化为臭氧用于污水处理，液氮可用于冷冻食品、橡胶粉碎、低温干燥。对于中小型气化站，空气分离设备复杂，且中小型气化站气化压力和所需能量小，因此空分不适用于中小型气化站。第一级为发电、液态CO2制取或制干冰，第二级用于冷库、海水淡化，第三级用于空调系统。对于大型远洋LNG船舶，第一级为发电或船用消防液体CO2制取，第二级用于冷库、海水淡化，第三级用于空调系统。许多LNG动力船或运输船白天不需要连续供大量的电能，因此LNG冷能梯级利用可以结合储能技术，在用电高峰时释放冷能，在非用电高峰时储存冷能，以平衡能源需求。

4 结论

本文主要将LNG冷能利用的研究分为LNG冷能单元利用和LNG冷能梯级利用，基于“高能高用、低能低用、温度对口、梯级利用”的使用原则，研究了LNG冷能用于各工艺的温度区间，以合理实现LNG冷量的梯级分配。但就LNG冷能梯级利用的研究现状而言，还有一些方面需要深入研究，主要包括：

1)创新性研究。在LNG冷能梯级利用的过程中一般不需要持续性供能，因此可以将LNG冷能利用与储能技术相结合。He Tianbiao等[74]提出了LNG冷能用于液态空气储能、ORC和直接冷却的梯级利用，即液态空气储能回收低温范围内的大部分LNG冷能、ORC在中温范围内回收LNG冷能和液态空气冷能和直接冷却回收高温范围的冷能。J.Park等[75]提出一种将LNG冷能与液态空气储能耦合的新型电力系统，该工艺有两种运行模式，即能量储存模式和能量释放模式。在能量储存模式下，工艺无需电力消耗来满足相对较高的电力需求，LNG冷能通过液态丙烷回收和储存。而在能量释放模式下，工艺同时使用LNG和液态丙烷的冷能，有效地将可用冷能增加一倍，并增强工艺灵活性。

2)可行性和经济性分析。在LNG冷能梯级利用工艺方面，可以增加对前期设备成本、设备选型及设备优化等工程造价、安全性、净发电量、GWP等分析视角。

3)模拟研究和现场实验相结合。一方面，大多数LNG冷能的研究和参数结果均由模拟软件得出，过于理想化，在实际工程中会出现很多的设备和系统的误差；另一方面，现场实验因为设备流程过多、场地及资金限制等问题也难以展开。因此需要将模拟研究和现场实验相结合，既考虑实际误差，也可以降低现场实验的难度。