LNG接收站冷能发电消防安全技术研究

■ 孔令广

（北京燃气天津液化天然气应急储备项目部，天津 300450）

液化天然气（LNG）气化过程中具有巨大的冷能利用价值，高效利用LNG冷能是节能降耗的一项重要举措。介绍LNG冷能利用原理和现阶段冷能安全发电技术，通过分析国内外LNG冷能发电现状，指出我国LNG冷能发电存在的问题，在此基础上，提出LNG冷能利用产业链与接收站同步规划以及合理利用LNG冷能提高发电效率的解决方案。

LNG接收站；冷能；发电；火用；效率

0 引言

LNG接收站冷能发电不同于常规的LNG燃烧发电，其充分利用释放的冷能，来提高能源利用率，减少消防风险。液化天然气（LNG）是天然气经净化、液化而成的低温液体混合物。每生产1 t LNG的动力及公用设施耗电量约为240 kW/h。在沿海大型LNG接收站，LNG气化过程中放出大量冷能，充分利用释放的冷能，可以提高能源利用率。

我国十分重视LNG冷能利用，国家相关部委已出台了相关鼓励政策。发改委印发《天然气发展“十三五”规划》强调加大LNG冷能利用力度，引导天然气高效利用，实现节能减排和提高能效。

冷能发电是LNG冷能利用方式的一种，世界上已有多套商业化运行的LNG冷能发电装置，但冷能利用效率仅为30%～50%。研究LNG冷能发电技术，在吸取国外相关经验基础上进一步自主创新，优化冷能发电流程、提高冷能发电设备国产化水平，对促进我国LNG产业的经济、安全、健康发展具有重大的现实意义。

1 LNG冷量火用分析

火用分析法可以揭示能量系统内部不可逆造成的能量品质的贬值及热力学损失的原因和位置，为冷能的合理利用提供重要理论指导。对LNG进行正确的火用分析有利于提高天然气液化装置、冷能利用装置的效率。

LNG是以甲烷为主， 包括乙烷、丙烷、氮等组分的低温液体混合物，其冷量火用可分解为压力p下由于热不平衡引起的低温火用ext和在环境温度下由于压力不平衡引起的压力火用exp。LNG从初态( T，p ) 经一系列的可逆过程，最终达到平衡态（T0，p0）时，由系统稳定流动能量方程：

可得LNG完成的最大有用功，即系统工质的冷量火用( ex)为:

其中温度火用为:

压力火用为:

其中：cp为定压比热容，J/（kg/K）；R为气体常数，J/（kg/K）；T、T0为初态、平衡态温度，K；p、p0为 温度T、T0下的压力，Pa。

由计算公式可以看出系统压力维持不变，系统冷能火用、低温火用和压力火用随环境温度升高增大，并且冷能火用的利用率也随之增大；环境温度不变时，随着系统压力增大，LNG的压力火用增大，冷能火用降低。

常压下1 kg液态LNG从110 K气化成常温天然气，需要吸收830 ～ 850 kJ的热量。如果将LNG加压到7.9 Mpa气化外输， 1 kg液态LNG从110 K气化成常温天然气仅需吸收650 ～ 680 KJ的热量。对于大型LNG接收站而言，如需高压气化外输则LNG压力火用大，低温火用相对较小；而供给电厂发电用的LNG，气化压力一般为0.5 ～ 1.0 MPa，压力火用小，低温火用较大，可充分利用其低温火用。

2 LNG冷能发电技术

目前回收LNG冷能的诸多方法当中，利用LNG冷能发电应用较多，技术较为成熟。汽轮机发电是将介质的内能转化为电能，要实现能量的转化需要有高温源和低温源。低温发电系统使用低温LNG（-160℃）作为低温源，可以用海水或者其它媒介作为高温源。部分从高温源的热量转化为电能，残留部分排放到低温侧并作为LNG气化的热量。

LNG冷能发电方法主要包括：直接膨胀法、中间冷媒朗肯循环、联合法、低温布雷顿循环、LNG燃气轮机联合循环等。

2.1 LNG直接膨胀发电

LNG直接膨胀发电（见图1）原理：LNG经高低压泵加压成高压液体，LNG的压力火用随之增大。高压LNG通过气化器与海水或者其它热源换热气化成高压常温气体，直接驱动膨胀机带动发电机发电。天然气由（P1，T1）等熵膨胀到（P2，T2）过程中，所做的功为：

图1 直接膨胀发电系统

直接膨胀系统的冷热能回收量取决于膨胀机入口压力P1和出口P2的压力比。这种方法利用了天然气的压力火用，优点是原理简单，所需设备较少；但由于牺牲了温度火用，效率较低，每吨LNG冷能发电量20kW／h左右，即冷能回收效率仅为24%。该方法仅能回收部分冷能，可考虑与其他LNG冷能利用方式联合使用。

2.2 中间冷媒朗肯循环发电

中间冷媒朗肯循环发电系统（见图2）根据中间媒质的不同，可分为单工质朗肯循环系统和混合工质的朗肯循环系统。

图2 朗肯循环发电系统

单工质朗肯循环系统一般使用纯的丙烷或乙烯等碳氢化合物作为中间媒质，中间媒质在冷凝器中与LNG换热逐渐降温降压液化，液化后的中间煤质经工质泵增压后进入加热器与海水等热源换热气化成高压气体，然后进入汽轮机膨胀做功发电。如果工质中含有不凝成分就会增加工质在冷凝器中传热阻力，影响工质与LNG的换热效果，因此单工质朗肯循环系统对工质的纯度要求较高。单工质朗肯循环系统冷能回收率大概为18%，但系统具有结构简单、操作方便、占地面积小等优点，如与现有IFV（中间介质气化器）配合使用可取得可观的经济效益。

混合工质朗肯循环系统工质为碳氢化合物混合物。工质冷凝器采用多流体换热器，在换热器中LNG利用工质自身的显热和潜热进行预热或部分气化，然后在蒸发器中全部气化进入输气管线。采用此系统只用了一级朗肯循环就可得到相当多的动力，整个系统的效率约为36%。

2.3 联合法

联合法（图3）是将LNG直接膨胀发电和单工质朗肯循环系统发电相结合，相当于两个不同的发电系统同时发电。该发电方式综合利用了高压LNG的冷能火用和高压天然气的部分压力火用，冷能利用率比两个单独系统要高，冷能回收率约为50%，由于该发电方式工艺简单，工程造价低的特点的已经在国外广泛应用。

图3 联合法发电系统

2.4 布雷顿循环

低温布雷顿循环的循环工质为氮气，形成了无相变过程的跨临界循环。利用LNG冷能的低温布雷顿循环与天然气直接膨胀发电系统如图4所示，左边是高压天然气的直接膨胀发电，右边是低温氮气的布雷顿循环。用LNG冷能冷却压缩机入口气体到-130℃，低温氮气经压缩、换热后体积迅速膨胀推动膨胀机做功，该装置冷能利用率可达到50%。

图4 低温布雷顿循环与直接膨胀发电系统

2.5 LNG燃气轮机联合循环

LNG燃气轮机联合循环是一种新型发电技术，该系统（图5）包括燃气轮机循环和蒸汽动力循环。天然气燃烧推动燃气轮机发电，燃气轮机排出的大量高温废气进入余热锅炉回收热量，产生蒸汽推动蒸汽轮机发电；该系统中LNG用于冷凝蒸汽轮机出口水蒸气和冷却燃气轮机入口空气。

图5 LNG燃气轮机联合循环发电系统

通常情况下，燃气轮机入口空气温度每降低1.6～2.2℃，燃气轮机效率可提高1%。冷却燃气轮机入口温度的好处包括：1）增大压缩机空气处理量，提高燃气轮机发电效率；2）燃气轮机的发电量不受周围空气温度和湿度的变化所影响，尤其在夏季不会因为周围温度高于设计温度而导致发电量减少。综合利用LNG冷能与燃气轮机联合循环中的废热，可以提高燃气轮机联合循环整个系统的热效率到55%。

3 国内外LNG冷能发电利用现状

3.1 国外LNG接收站冷能发电现状

日本是世界上最大的LNG进口国，也是LNG冷能利用技术开发最早的国家之一。日本超过2/3的燃气用于发电，因此，大部分的LNG接收站与燃气电厂相配合使用。日本拥有26台独立的冷能利用设备，其中15台是LNG直接膨胀发电／低温朗肯循环独立发电装置（见表1），冷能发电项目利用的LNG冷能约占整个冷能利用总量的70%左右。

表1 日本LNG冷能发电机组一览表

由表1可以看出：日本已经运行的LNG冷能发电设施大部分采用朗肯循环、LNG直接膨胀或者联合法。日本冷能发电设施建设时间较早，且稳定运行多年已经积累了较多相关运行经验。

近几年，随着日本电力行业管制措施放开，更多的LNG运营商开始参与到燃气电厂的建设当中，大阪燃气公司在Himeji液化天然气接收站的一个发电项目最大限度地利用接收站基础设施，建造了一个中小型（50 MW）的利用LNG冷能燃气轮机联合循环的发电厂。

该发电厂燃气轮机使用在LNG储罐中产生BOG气体作为燃料，余热回收锅炉利用燃气轮机产生废气的热能来生产蒸汽，其中一部分作为工厂蒸汽，其余部分则提供给蒸汽轮机发电，然后由冷凝器冷凝，再循环到锅炉。冷凝器使用海水进行冷却，由冷凝器加热的高温海水被提供给LNG气化器，用于气化LNG。为防止夏季燃气轮机发电量减少，利用现有的LNG冷能为燃气涡轮进口空气降温，保证燃气轮机输出功率相对稳定（见图6）。

图6 大阪燃气公司发电流程

图6中虚线内部分为接收站现有的LNG处理设施，使用现有的液化天然气设施和公用设施可以减少建筑成本和发电设备的运行成本。利用LNG冷能的燃气轮机联合循环发电系统设备之间还提供了协同效应，降低了液化天然气再气化设施的运行成本。

目前，较早投入运行的利用LNG冷能提高燃气轮机发电量的大型电厂有2个，印度西海岸马哈拉施特拉邦的达波尔电厂及玻多黎各的EcoElectrica电厂，这两个电厂均利用LNG冷能降低燃气轮机入口空气温度提高燃气轮机发电发电效率。印度达波尔燃气电厂大型燃气轮机在气温为35℃时发电功率为715 MW，利用LNG冷能使其进气温度冷却到7.2℃后发电功率提高到815 MW，发电效率提高14%，有效提高了电厂经济效益。

3.2 我国LNG接收站冷能发电现状

我国的LNG冷能发电起步较晚，发展尚不成熟，目前已经建成投产的22座大型LNG接收站中，尚未有冷能发电装置投入运行。国内运行的接收站大部分采用“ORV（开架式气化器）+海水泵”的气化方式，冷能随海水被舍弃，造成能源的极大浪费。

国内某在建LNG接收站项目开始探索在保证外输压力的情况下，通过3个独立循环系统逐级利用LNG冷能，以期达到高效利用LNG冷能发电的目的。随着国内天然气装机容量的不断增大，LNG燃气轮机联合循环发电必将成为LNG冷能发电的另一个发展方向。

4 LNG冷能发电存在问题分析

我国LNG冷能发电理论研究比较多，但实际建设、投入生产的大型项目较少。造成LNG冷能发电项目建设缓慢的原因主要包括以下几方面.

1）LNG接收站与包括冷能发电内的冷能利用项目不能实现同步规划、同步建设，冷能利用项目严重滞后于接收站建设运营。我国大型LNG接收站大部分以填海造地形式建设，接收站占地面积是限制冷能开发利用的因素之一。解决上述问题，要求接收站在选址阶段综合考虑后期冷能产业链的布局，最好实现冷能利用设施和接收站同步建设和运营。

2）单纯利用L N G冷能发电经济回报率低，影响接收站投资积极性。韩国天然气公司（KOGAS）曾就已经用于冷能发电的两个知名工艺流程进行了经济效率分析与比较，投资回收期竟然长达18.6 a和17.5 a。目前我国LNG冷能发电设备主要依赖进口，同样面临投资回报周期长的问题，还需进一步提高关键设备国产化水平，降低设备投资，提高企业投资积极性。

3）LNG接收站天然气外输量变化直接影响的冷能发电量。我国LNG接收站大部分处于季节调峰地位，LNG外输量受季节和时间段影响较大。LNG供给量的变化严重影响冷能发电设施运行的连续性和稳定性，同时增大了设备操作的不稳定性。

4）我国大型LNG接收站天然气外输压力要求较高，影响了冷量火用的利用。针对上述问题可以考虑全国接收站统筹规划，燃气就近供应，适当降低天然气外输压力。尤其在压力要求较低的燃气电厂合理利用LNG冷能，能够更显著的提高机组整体发电效率。

5 结语

LNG冷能发电是一种新兴的节能环保发电方式，而且符合国家大力提倡的节能减排政策。结合国内外LNG冷能发电技术，针对LNG接收站冷能发电项目建设缓慢的实际情况，提出LNG冷能利用产业链与接收站同步规划、通过合理利用LNG冷能提高发电效率的解决方案。随着我国对LNG冷能发电技术研究的不断深入、冷能发电关键设备自主化建造水平的不断提高，LNG冷能发电的前景将十分广阔。