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宁波热电股份有限公司 研发中心

      天然气因其清洁、高效的特点，已成为我国重要的战略储备动力之一。液化天然气（LNG）是由天然气液化为-162°C的低温液体混合物，通过海水汽化器或燃气加热器直接加热，气化成天然气，同时释放大量冷能(约为830~860kJ/kg)。为减少LNG冷能的浪费和增强环境保护，国内外己经形成了多种LNG冷能利用技术，例如：冷能发电、空气分离、生产干冰、低温冷藏、海水淡化、制冰和低温粉碎等。

一、冷能利用现状

目前，我国已投运LNG接收站14座，另外还有10余个在建或拟建接收站。但是国内整体冷能利用率偏低，仅有6座接收站已有冷能利用项目，且以空气分离装置为主，如：福建莆田LNG接收站（空气分离和低温粉碎）、浙江宁波LNG接收站（空气分离）、河北曹妃甸LNG接收站（空气分离）、珠海金湾LNG接收站（空气分离）、山东青岛LNG接收站（轻烃回收）和江苏如东LNG接收站（空气分离）。

但由于受到下游产业链，地理位置等诸多因素限制，除了冷能发电外，其他应用对于冷能利用相对较低，无法形成较大的产业规模。国内外学者对 LNG 冷能发电技术进行深入的研究，并取得了一定的应用成果。日本、台湾等地已建成发电量为1000~9400kW的LNG冷能发电装置，尤其是日本对于冷能发电技术的研究起步较早，目前已建成并工业化运行16套LNG冷能发电装置，约占冷能利用总量的60%。

二、冷能发电原理

通过对国内外 LNG 冷能发电技术文献和实际应用的调研，目前主流的六种 LNG 冷能发电技术: 直接膨胀法、朗肯循环法、联合循环法、布雷顿循环法、卡琳娜循环法和冷却燃气轮机进气法，在总结LNG冷能发电的6种循环方法基础上，对各个循环的效率进行了比较（图表 1）。

通过国内外冷能发电技术的比较以及与合作公司的沟通，朗肯循环发电法更适用于大型LNG气化站。LNG与低压冷媒蒸汽工质在冷凝器中进行热交换，冷媒蒸汽凝结成液体，LNG加热生成天然气。低压冷媒液体工质经过泵提升压力，再经过加热器加热变成高压冷媒蒸汽。高压冷媒蒸汽工质经过透平膨胀机，生成低压蒸汽，对外输出动力，带动发电机发电（图表 2）。

图表 2 朗肯循环法

此种中间媒介法是将低温的LNG作为冷凝液，通过冷凝器，把冷量转化到另一冷媒工质上，利用LNG与周围环境间的温度差异，推动冷媒进行蒸汽动力循环，从而对外做功。此类中间媒介主要有甲烷、乙烷、丙烷等单组分，或者采用它们的混合物。液化天然气是多组分混合物，沸程很宽，要提高效率，使液化天然气的气化曲线与工作媒体的凝结曲线尽可能保持一致。因此，使用混合媒体更有利。这种方法对液化天然气冷能的利用效率要优于直接膨胀法。但是，由于高于冷凝温度的这部分天然气冷能没有加以利用，冷能回收效率也必然受到限制。

三、冷能技术方案分析

采用以甲烷、乙烷、丙烷、乙烯、丁烷等混合工质为冷媒的低温朗肯循环冷能发电技术。该混合工质相较于单一工质（如丙烷），拥有良好的热力学性能，单位发电量是丙烷的两倍(约为30.5 KW/t LNG)，安全性高，环境友好性强，价格合理，运输方便等。冷能发电技术装备成熟，启停时间短（相较于“空分”项目），工艺流程简单，组装方便，降低海水消耗（6000t/h，未用装置时为10000t/h）。但是其发电效率较低，仍会排放一部分低温海水，降低周边海域温度，影响环境。目前，编写的180t/h规模混合冷剂工艺的LNG冷能发电方案经济性分析。分析报告中该项目营运成本包括电费（变压器容量费）、水费、生产工人工资及福利费、修理费、折旧费、其他营运费，发生的期间费用包括管理费用、财务费用等。估算年净生产电量3300万KWh（每年按6000小时计算工作时间），则运营成本为805万元/年。该装置作为资源综合利用项目，发电用于LNG接收站内部消耗，节省外网用电，并且不产生产品销售相关税费。本装置相当于产生销售收入为2310万元/年，净利润为1505万元/年, 投资回收周期为5.35年。