现阶段我国LNG冷能回收利用现状及分析

靳小静，黄 永

(1.顺德职业技术学院，广东 佛山 528333；2.中海油工业气体〈珠海〉有限公司，广东 珠海 519050)

0 前言

2020年9月22日，我国郑重对外宣布力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取在2060年前实现碳中和目标。至此，“双碳”成为当前和今后一个时期的热词。液化天然气(liquefied natural gas，LNG)是现阶段国家鼓励推广使用的一种绿色低碳的清洁能源，经过了近十多年的发展，我国LNG取得了长足进步，但LNG冷能综合利用发展并未完全同步。

1 LNG及接收站现状

LNG是天然气经过脱水、脱酸处理，通过低温工艺，冷冻液化而成的低温(-162 ℃)液体混合物[1]。从2006年第一个LNG接收站(广东大鹏液化天然气有限公司)投运开始，我国LNG相关工业迎来一个快速发展的时期，截止2022年已投产运行LNG接收站23座，设计处理能力约8240万t/a。

为了进一步实现管输和生产、销售分开，以及向第三方市场主体的公平开放，2019年，我国成立国家石油天然气管网集团有限公司，同时将“三桶油”10座LNG接收站划入国家管网公司。目前，国家管网公司是国内最大LNG运行公司，总处理能力超3000万t/a。

2 LNG冷能利用现状

LNG在-162 ℃下运输、储存，使用前需将低温LNG气化为常温天然气(naturul gas at normal temperatwre，NG)，气化过程释放约830 kJ/kg冷量[2]。现阶段，我国大型LNG接收站无一例外采用开架式海水气化器(open rack vaporizer，ORV)将海水作为加热介质，为LNG的气化提供热源，LNG在气化过程中释放的大量冷能对周边海洋生态环境带来的危害已引起社会关注[3]。同时，天然气作为达成我国“碳达峰、碳中和”双碳目标的中继能源，在未来的数十年内具有难以替代的地位。我国天然气需求保持增长势头，目前，国内自产气和进口管道气供应仍无法满足下游需求，因此只能大幅增加LNG现货进口。2021年，我国LNG进口量约为7893万t[4]，按50% LNG冷能回收利用计算，2021年我国LNG冷能可利用量约80亿kWh。如将LNG冷能有效回收并应用到相关工业领域，能够达到节能环保的效果，同时也可以取得良好的经济效益和社会效益。

自上世纪90年代，国外已开始研究LNG气化冷能回收利用技术。目前，LNG冷能回收利用形式分为直接利用和间接利用[5]，其中，直接利用包括空气液化分离、冷能发电、二氧化碳捕集及干冰制备、冷库等，间接利用包括低温粉碎、食品深度冷却等。按温度区间划分，LNG冷能回收利用方式汇总如表1所示。

表1 按照温度区间划分冷能利用方式

我国LNG回收利用研究基本与接收站建设同步，最早可以追溯至2006年深圳大鹏接收站建设，但受规划等条件限制，我国没有立即启动冷能利用项目。其后的福建莆田、浙江宁波、广东珠海接收站均配套了冷能利用设备。天津LNG冷能综合利用示范项目、舟山LNG冷能利用项目已进入规划阶段。

以福建莆田LNG接收站为例，周围相继建成了莆田燃气电厂、冷能利用空分厂和深冷精细胶粉厂。然而与日本等冷能利用较早的国家相比，我国LNG冷能利用起步相对较晚，利用形式单一，能量利用效率低。

3 冷能利用原理

LNG冷能的利用主要是依靠高压低温的LNG在气化过程中与周围环境之间存在的温度和压力差回收储存在LNG中的能量。火用分析是系统能量分析的一种重要方法[6]，应用火用分析可揭示系统内能量不可逆损失分布、成因及大小，为合理利用能量提供重要理论指导。LNG的冷量火用ex可分为压力P下由热不平衡引起的低温火用ex，th和环境温度T0下由压差引起的压力火用ex，p，即：ex(T，P)=ex，th+ex，p

式中cp为天然气定压比热，ρ为天然气密度，p0为环境压力。

根据LNG冷量火用数学模型，诸多因素影响着LNG冷量火用的大小，在不考虑LNG组分情况下，影响LNG冷量火用的因素主要包括环境温度T0、系统压力P、LNG温度Ts等。当温差一定时，随LNG气化压力增大，其压力火用随之增大，低温火用降低。当系统压力一定时，温差增大，LNG冷量火用随之增大，当环境温度不变，气化压力恒定时，低温火用随LNG温度降低而增加，反之随LNG温度增加而降低。

现阶段，我国接收站外输压力高(7 MPa～10 MPa)，LNG在气化器中恒压蒸发，这造成压力火用降低。因此如果要提高冷能利用火用效率，需要控制LNG送达的温度。

4 冷能利用方式及问题分析

冷能空分、冷能发电、冷能冷库是具有代表性的冷能利用方式，下面分别介绍上述三种冷能利用方式，并分析其工业化现状及存在的问题。

4.1 冷能空分

冷能空分装置由空气过滤压缩纯化系统，冷量供应系统，精馏(空分冷箱)系统，乙二醇溶液冷却系统，低温储存系统等组成，其工艺原理如图1所示。正常生产时，来自接收站的LNG在冷能空分装置冷能供应系统气化，为空分装置提供低温冷量，当LNG温度高于设计温度时，低温火用降低，空分装置负荷降低，液氮产量降低。

冷能空分技术冷能利用效率高，但受制于工艺流程长，该方法对LNG连续性供应要求高，现阶段，我国已投产的5套冷能空分项目均饱受LNG供应连续性不足的困扰[7]。然而，目前的能源结构和天然气格局下，我国LNG接收站的调峰作用决定了冷能供应不连续、不稳定，而输气管网长、输气压力高，则影响了LNG冷能的品质。

4.2 冷能发电

冷能发电是LNG冷能直接利用的一种可行方式，主要有利用LNG压力火用的直接膨胀法、LNG低温火用的中间冷媒朗肯循环法、以及综合两种技术的联合法[8]达到冷能发电的目的。其中，联合法工艺流程相对简单，具有性能稳定，效率高的优势，其工艺原理如图2所示。LNG首先被压缩提高压力，然后通过冷凝器将冷量传递给低温朗肯循系统，带动二次冷媒循环对外做功。经过一次换热后的LNG再通过海水或其他热源复温，进入气体透平膨胀做功，最后经海水复温外输，每吨LNG发电量可维持在45.0 kWh。

冷能发电工艺流程简单，与冷能空分相比冷能发电不受原料限制，无产品销售压力，产生的电可就地供应接收站使用。但冷能发电产生的电力单位成本较高，项目财务内部收益率仍是冷能发电大规模应用需要面临的问题。现阶段，浙江LNG接收站冷能发电已完成项目前期工作，项目采用并网不上网的模式，项目建成后发电能力在2 MW～5 MW，预计2023年项目试运行。

4.3 冷能仓库

根据储存温度，一般将冷库划分为深冷区、冷冻区、冷藏区，LNG逆流与冷媒换热，将冷量传递给冷媒。低温冷媒在冷凝器内吸收热量，再把冷量传递给冷库，冷媒利用高差流入循环贮液器内，利用循环泵将冷媒送到换热器内再次与LNG换热，从而完成制冷循环[9]，具体见图3。

图3 冷库制冷原理图

冷库制冷工艺流程简单，一般该类型冷库配备备用制冷系统，因此该技术受LNG连续性影响较小。与冷能空分、冷能发电技术相比，冷能冷库利用火用效率低，同时新建冷库受接收站地域限制，冷库要考虑到周围货物吞吐量及交通、码头等硬件设施，因此冷能冷库目前在国内处于研发推广阶段，尚未有大型使用案例。

5 思考与建议

针对以上问题，从LNG冷能利用产业的长远发展考虑，有如下的一些思考与建议。

5.1 完善冷能空分技术

在我国，冷能空分是目前最具竞争力的冷能利用技术，其液态空分产品单位电耗是相同规格常规空分电耗的50%，同时冷能空分装置不消耗冷却水[10]。从现阶段已投运的空分装置来看，冷能空分技术仍有优化的空间。项目前期阶段，优化冷能空分设计条件及工艺流程，提高装置操作弹性及操作便捷性，提高后续装置开机率和产品产量。项目准备阶段，可结合国内装备建造水平，在保证安全、稳定前提下寻求高压板翅换热器、压缩机国产化，进一步提高装置经济效益。

5.2 加强政策引导

近年来，业界就LNG冷能回收利用已经达成共识，但在接收站规划、建设阶段，LNG冷能利用项目工作依然存在不足，例如，在投产初期，LNG气化量不稳定，接收站气化设备与下游管网和冷能利用项目需求之间的匹配性较差，这对冷能利用项目为落地落实有一定影响。要想较好地解决这些问题，必须把冷能利用的调研和规划提前，与LNG接收站项目建设规划同步进行，从园区规划、项目用地、预留发展空间、配套设施等方面全面考虑。

5.3 增强技术研发

冷能空分因其良好的经济效益、社会效益和环保效益成为冷能利用项目的首选，这也造成我国LNG冷能利用方式单一，缺乏其它技术的转化和应用。LNG冷能发电、冷能制冰、冷能冷库等目前国内在技术研究方面也有所突破，有望向工业化应用上转化。期待各高校、研究所加强合作交流加速冷能利用技术的研究，结合新建LNG接收站提前做好规划，推动我国LNG 冷能利用的广泛应用。