上海LNG接收站冷能利用可行性路徑初步研究

董亦華 成鳴峰 嚴藝敏

1.申能（集團）有限公司

2.上海液化天然氣有限責任公司

LNG接收站冷能利用是國際公認的LNG接收站向先進環保和資源綜合利用發展的主流方向。

接收站LNG冷能利用是回收液態LNG（-164℃）氣化過程產生的冷量，用于發電、制冷等。LNG冷能在LNG液化過程中通過消耗電能吸收儲存起來，在LNG氣化過程釋放出來（圖1）。按照成本測算，LNG液化成本約占到LNG成本的50%，因此，蘊藏在LNG中的冷能十分巨大，LNG冷能利用具有廣闊的前景。

圖1 LNG 產業鏈及其冷能吸收儲存和釋放的生產過程

進口LNG不僅是進口了燃料，同時也進口了寶貴的冷能，如果只將LNG氣化后作為燃料使用，而忽視了對其冷能的利用，是一種浪費。發達國家越來越重視LNG冷能的回收利用，并積累了一定的經驗，特別在日本，約有20% LNG的冷能安排利用，冷能用于發電、空氣分離、干冰制造、冷凍倉庫等多個領域。在中國臺灣兩座LNG接收站，冷能也被用于發電、空氣分離、冰水系統以及養殖等領域。

1 我國LNG接收站冷能利用現狀

當前我國大型LNG接收站的建設高速發展，已超過10座。具備條件的LNG接收站和小型衛星站周邊，已經建設或規劃了一些冷能利用項目。例如：福建莆田LNG接收站配套產業園區落戶有空分項目、處理廢舊輪胎的深冷精細膠粉項目、利用空分氮氣的冷軋鋼板項目，并規劃引入丁基橡膠生產等。江蘇如東LNG接收站附近已開始建設年產量20萬t的空分項目。此外、深圳燃氣、順德港華燃氣和廣亞鋁業等企業將小型LNG衛星站的冷能用于冰蓄冷、冷庫、工藝冷卻等用途。

但由于受制于技術經濟性和LNG站址選擇等多重因素制約，大量液態LNG氣化成常溫氣體進入城市管網時，釋放出冷能未被利用。目前我國LNG接收站LNG冷能多被直接排放至海洋。從全球來看，世界上已建成約80座LNG接收站中，冷能利用成功案例也不多見。

2 上海LNG冷能利用瓶頸

上海主要的LNG設施有兩座，即上海液化天然氣有限公司的洋山LNG接收站和上海燃氣（集團）有限公司的五號溝LNG站。后者是本市的天然氣應急儲備氣源，日常氣化主要為自然蒸發的BOG，氣化量小，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問題：

2.1 洋山開發條件的制約

由于冷能的傳輸距離有限，必須就地利用。洋山LNG接收站所在的小洋山島土地資源稀缺，圍海造地的成本高昂?；谳斔统杀?，洋山的水和電的價格遠高于一般地區，且供電、供水的能力有限。孤島電網的特點也難以支撐IGCC等冷能發電的運行調節。洋山與上海市區唯一的公路通道為東海大橋，承擔著深水港區繁重的運輸壓力，并且對危險品有嚴格的通行限制，道路運輸存在瓶頸。洋山特殊的地理位置決定了土地和配套條件的欠缺，制約了LNG冷能的開發利用。

2.2 冷能利用項目與當地規劃的對接

洋山深水港是上海建設國際航運中心的重點區域，冷能利用產業發展需服從洋山深水港產業定位和當地綜合開發規劃布局，冷能利用中的合成氨和冷凍膠粉不符合當地主導產業導向。洋山地處杭州灣口，環境容量有限，對建設項目的環境影響十分敏感，新增項目必須對“三廢”排放等環境影響開展深入評估。

2.3 冷能利用的技術和經濟論證

洋山LNG接收站是本市天然氣供應最主要的調峰保障設施，逐日和日夜氣化量波動很大，難以提供穩定的冷能，使冷能利用受到限制。我們需要在分析LNG氣化負荷變化曲線的基礎上，對冷能利用規模作出分析論證；對各利用途徑應根據開發條件、技術進展及市場前景做技術經濟論證；冷能利用項目產品的儲存運輸需滿足保稅區的基本管理要求，解決危險品出入島的運輸問題。

3 上海洋山LNG接收站冷能利用可行性技術路徑探索

上海洋山LNG接收站一期工程建設規模300萬t/a，于2009年10月建成投產，規劃二期預留總規模達到600萬t/a。投產運營以來，進口LNG在全市天然氣供應中的調峰和安全保障的角色越來越重要，目前已啟動擴建工程前期工作。從一期工程起，上海LNG接收站在各方關注下非常重視LNG冷能利用工作，開展了大量技術研究和方案探索工作，考慮和分析接收站自身使用以及與外部系統集成使用的多種冷能利用途徑的可能性。

在接收站自身利用冷能方面，針對一期工程已配置IFV的情況，探索結合擴建，對基于IFV的冷能發電裝置進行重點分析研究。另外，接收站地處遠離陸域的深水港區，淡水供應來自上海陸域，價格昂貴，因此研究海水淡化可能有一定經濟價值，但該技術目前尚不成熟，具體項目合理規模及技術經濟等研究尚待深化。

在與外部需求集成使用冷能方面，目前實際利用最多的是空分項目，空分利用LNG深冷部分的冷量，可獲得較高的能量利用率，在一般條件下具有技術及節能效益等相對優勢。但經調研，上海及周邊空分市場產能已比較充足并趨飽和，而上海LNG接收站遠離陸域，車輛物流要經過幾十公里跨海大橋，且須經許可，產品物流成本必將上升。另外，與淡水一樣，接收站所處區域電價較高，而空分裝置因屬較高能耗項目，冷能利用所節省的電費成本部分尚不足抵充與其它地區的電價差額，無經濟效益。因此對上海LNG接收站而言，空分利用冷能的這些優勢并不存在。冷凍膠粉等項目不能符合當地產業導向，不宜考慮。IGCC在技術上還不成熟，并取決于當地規劃布局。其他利用領域都尚需根據開發條件、技術進展及市場前景等作進一步的技術經濟論證。

經過多年研究，上海LNG接收站冷能利用的可行性技術路徑聚焦至LNG冷能發電和LNG冷能外輸利用兩種方式。

4 LNG冷能發電

洋山港區無支撐電源，港區所有用電均依靠上海市區支持，港區電價較高，約1.1元/kWh，上海LNG接收站年均耗電近1億kWh，為洋山港區最大電力用戶。LNG冷能發電是完全清潔環保無污染的能源，如能成功利用LNG冷能進行發電，不但可節約能源，減少排放，還可節約接收站的運行費用。

4.1 基本原理

冷能發電主要有直接膨脹法、蒸汽動力循環法（基本朗肯循環）、燃氣動力循環法（基本BRAYTON循環）以及聯合法（包含低溫朗肯循環、低溫BRAYTON循環、復合多輯循環、以及結合回熱的聯合循環等）等四大類。

上海LNG接收站冷能發電裝置方案研究是基于一套與IFV結合在一起的、基于朗肯循環的發電系統，該項技術從1979年起在日本首次商業運行。如果壓力條件具備，朗肯循環與直接膨脹相結合運用，可進一步提高發電效率。

目前全球有約10套此類冷能發電裝置在運行，大部分在日本。其中，日本大阪的LNG接收站有2套朗肯循環系統、2套天然氣直接膨脹系統、以及1套朗肯循環和天然氣直接膨脹聯合系統。經了解，這5套裝置2011年共計發電78 GWh，為其800萬t/年規模的接收站提供約40%的總電量。具體參見下表1。

表1 五類裝置參數比較

朗肯循環系統冷能發電工藝流程示意如圖2。該冷能發電裝置與“常規”IFV基本工作原理一樣（圖1），主要由E1（丙烷氣化器）、E2（LNG氣化器）、E3（天然氣加熱器）3個管殼式換熱器、以及透平發電機和丙烷加壓泵等輔助設施組成。

圖2 冷能發電工藝流程示意圖

該冷能發電裝置的核心同樣是E1、E2和E3等3個換熱器，但為了形成中間介質（丙烷）的朗肯循環系統，實現冷能利用，因此這3個換熱器并不像“常規”IFV一樣整合為同一設備容器。同樣，流經E1的環境海水在管程加熱蒸發殼程中的丙烷，帶壓的丙烷通過渦輪機膨脹做功而驅動發電機，以此回收LNG冷能進行發電；經過渦輪機膨脹做功降壓后的丙烷進入E2殼程，對管程中的LNG進行氣化。同時丙烷被完全冷凝下來，由丙烷加壓泵輸送回到E1殼程，再由管程中的海水加熱蒸發，實現丙烷密閉系統朗肯循環；E2中已被氣化的低溫天然氣繼續進入E3殼程，由管程中的環境海水進一步加熱，使輸出天然氣的溫度達到要求。

該冷能發電裝置可具備冷能發電與不發電兩種運行模式，便于LNG氣化穩定操作及靈活調節。實際運行中，這兩種模式間可自動切換。如果發電裝置根據需要或因故中斷運轉，系統可切換至丙烷自然循環即不發電運行模式，僅LNG氣化功能運行，此時冷能發電裝置作為一套“常規”LNG氣化器IFV運行。

4.2 設計條件

根據上海LNG接收站實際條件，冷能發電裝置規模擬定為每小時氣化205 t LNG，與一期工程已建“常規”IFV相同。根據壓力運行和調節工況要求，不考慮朗肯循環與直接膨脹的結合運用。主要設計參數如表2。

表2 五類裝置參數比較

4.3 工藝流程和物料平衡

該冷能發電裝置工藝流程示意圖如圖3。

圖3 冷能發電裝置工藝流程示意圖

經初步計算，該冷能發電裝置在不同海水溫度條件下的穩定狀態輸出總功率見表3。

表3 冷能發電裝置在不同海水溫度條件下的穩定狀態輸出總功率

在最高、最低海水溫度工況下的兩個物料平衡情況（未包括丙烷）如表4。

（1）海水溫度30.1℃時，輸出總功率3 900 kW

表4 最高海水溫度工況下的兩個物料平衡情況

（2）海水溫度7.6℃時，輸出總功率2 450 kW

表5 最低海水溫度工況下的兩個物料平衡情況

表4和表5中冷能發電裝置的輸出總功率已考慮裝置密閉系統和減速齒輪裝置的機械損失以及發電機功率損耗。密閉系統的丙烷加壓泵、潤滑油泵及加熱器等輔助設施耗電約180 kW。

在運行中該冷能發電裝置的功率輸出可以根據天然氣輸出需求的波動進行靈活的控制調節。運行中，最低氣化LNG流量要求約50 t LNG/h，此時裝置發電輸出可降至約500 kW。

4.4 運行模式及安全性分析

國內尚無LNG冷能發電裝置運行先例，而國際上LNG接收站的類似冷能發電裝置一般均為與外電網并網供電的運行模式。經了解，1999～2008 年，日本大阪燃氣的LNG接收站中同樣基于IFV的冷能發電裝置，其每年的運行率達92.5%，其中停產時間主要是常規維修，約20～30 d。冷能發電裝置設計年限一般為20 a，根據這些接收站運行經驗，在保證正常維護和定期檢修的情況下，其冷能發電裝置實際運行可超過30 a。據介紹，2011年日本大阪燃氣的LNG接收站的幾套冷能發電裝置為接收站提供了約40%的用電量。

若冷能發電能采用孤網運行，獨立接帶如BOG壓縮機、單路氣化生產設施等用電負荷，能避免一旦冷能發電裝置故障而對接收站正常生產可能造成的瞬間影響。但由于實際運行中供電量及用電量均不穩定，如果孤網運行，無法保證有足夠的容量起動主要電機，也無法避免因發電量或用電量的波動引起電壓不穩的情況，導致孤網運行的安全性無法得到保證。

經評估，目前上海LNG接收站若實施冷能發電裝置，建議考慮并網發電但不上外電網的運行模式。冷能發電與外電網并網供電給站內6 kV 母線，即在現有6 kV開關柜中增加1面用于冷能發電裝置的電源進線柜，可為本接收站提供部分較可靠的自用電源。

4.5 冷能發電經濟性和環境效益分析

綜上所述，該冷能利用發電裝置是在滿足IFV氣化運行“常規”功能基礎上進行的LNG冷能利用的拓展，并非一個單純發電的獨立項目。根據并網不上網的接收站自身使用運行模式原則，對冷能發電的經濟性作以下分析。

在工程方面，據初步估算，按裝置設計年限20 a標準考慮，上述205 t/h規模的基于IFV的冷能利用發電裝置的主要設備總投資與“常規”IFV相比，需增加約1億元人民幣?？紤]部分設備材料（如換熱器鈦管）價格受市場影響因素較大且交付周期長，根據目前市場情況，從采購訂貨到開車完成的工程建設周期暫估26個月。

在運營方面，借鑒國外LNG接收站類似冷能發電裝置運行經驗，針對上海LNG接收站條件的初步工藝計算情況，暫按冷能發電裝置平均發電功率2 500 kW、運行時間6 000～8 000 h/a進行分析。同時為保證接收站供電可靠和運行安全，仍按擴建新增負荷需求總量全部進行外電源用電申請和變壓器擴容，外購電價按1.15元/kWh測算（包括基本電費0.2元/kWh、電度電費0.95元/kWh），即，冷能發電時接收站需承擔這部分發電量的基本電費成本。

經測算，該冷能發電裝置年運行成本約650萬元、年節省電度電費成本約1 900 萬元。裝置投資回報率約15%、投資回收期約5 a。

同時，在環境效益方面，一套205 t/h規模的冷能利用發電裝置按平均發電功率2 500 kW、運行時間6 000～8 000 h/a測算，冷能發電CO2減排系數約0.69 kg/kWh，每年CO2減排量貢獻值可超過10 000 t，且無NOx、SOx以及碳顆粒等排放。

5 冷能外輸直接利用

冷能外輸直接利用是指利用上海LNG接收站提供的LNG，經過多級熱交換器和多級冷媒換熱，充分利用LNG的冷能實現多溫度級別的冷凍倉庫。與傳統的低溫存儲倉庫相比，該系統的最大優點在于充分利用LNG的高品位低溫冷能，只需要少量的外部電耗（主要用于冷媒泵、風機、照明等設備）即可實現貨物的超低溫和低溫存儲，大大節省了能耗。目前，該類型的冷凍倉庫在日本已有運行，如日本神奈川縣根岸基地的金槍魚超低溫冷庫（-60～ -70℃）自1976年投運以來，取得了良好的運營效果。

5.1 冷庫規模

根據近年來上海LNG日最低供氣量為300萬m3計算，用于外輸天然氣的LNG量為96 t/h。將用于冷凍倉庫的LNG流量按照90 t/h考慮，每年由LNG接收站提供的用于冷凍倉庫冷能利用的LNG量約為79萬t/a，約占上海LNG接收站年度供氣量的26%，對LNG正常運行影響較小。按照90 t/h的LNG流量計算，相應最大熱負荷為4 500 kW。

5.2 技術方案

根據冷庫總換熱量4 500 kW，為了保證換熱器穩定的運行，采用4臺（3用1備）LNG/LPG換熱器，每臺LNG/LPG的工作熱負荷為1 500 kW，該熱交換器利用LNG的冷能將LPG的溫度維持在-100℃，然后，該低溫的LPG（-100℃）流經LPG/一次載冷劑（1st Brine）低溫換熱器，將一次載冷劑（1st Brine）的溫度維持在 -80℃。由于LNG和丙烷為易燃介質，考慮到防火和消防的安全性規定，將LNG/LPG熱交換器和LPG一次載冷劑熱交換器以及相關的泵、儲罐等設施布置在上海LNG接收站內。

低溫的-80℃一次載冷劑（1st Brine）通過泵送出上海LNG接收站，進入冷凍倉庫界區，在該冷凍倉庫區域內，一部分-80℃的一次載冷劑直接送入-60℃的超低溫冷凍倉庫，作為冷媒與倉庫內的空氣進行熱交換，控制超低溫倉庫的溫度為-60℃。與此同時，一部分-80℃的一次載冷劑經過1st Brine /2nd Brine熱交換器，利用一次載冷劑的冷能將二次載冷劑（2nd Brine）的溫度控制為-45℃，該-45℃的二次載冷劑送入-30℃和-25℃的冷凍倉庫，在倉庫內與空氣進行熱交換，維持冷凍倉庫的相應溫度，冷能交換部分的工藝系統簡圖見圖4。

圖4 冷能交換部分的工藝系統簡圖

5.3 接收站改造方案

為實現LNG的冷能利用，需要對現有上海LNG接收站進行改造，從現有工藝系統中引出一部分LNG進行冷能交換，經過二次換熱方式通過冷媒將冷量提供給冷庫（LNG冷能通過LNG/LPG低溫熱交換器傳遞到丙烷，然后再次經過各級熱交換器將冷能傳遞給載冷劑以實現倉庫所需要的溫度。冷媒在LNG接收站和冷凍倉庫循環傳遞冷能以實現倉庫的持續冷卻，維持冷庫側所需要的冷卻溫度），低溫熱交換后的LNG送回到系統。

為了確定最佳的LNG引出點和返回點，我們對3種可能方案進行了專題研究，針對這3種可能方案的初期投資和運行費用差別進行了比對（見圖5）。

（1）3種方案相應的引出點和返回點的LNG路徑

方案1：LNG從儲罐輸出后直接進入換熱器換熱，換熱完畢的LNG直接回到LNG儲罐。

方案2：LNG從儲罐輸出后，經高壓輸出泵后進入換熱器換熱，換熱完畢的LNG回到IFV加熱后進入外輸通道輸出。

方案3：LNG從儲罐輸出后，經高壓輸出泵后進入換熱器換熱，換熱完畢的LNG進入新增IFV氣化后進入外輸管道。

（2）3種LNG引出和返回方案的優缺點對比（見表6）

經過對3種可能方案的初始投資和運行費用的對比，方案2為最佳方案，下文中具體方案布置及經濟性測算均以方案2為基本方案。如出現天然氣零外輸工況，由于天然氣零外輸工況時LNG無法返回到IFV，而又不能暫停對冷庫的冷能供應，此時，流經LNG/LPG低溫換熱器后升溫的LNG通過站內已設置的另外輸管線返回到LNG儲罐，但此時將引起BOG大量放空。

圖5 接收站改造方案

表6 3種LNG引出和返回方案的優缺點對比

5.4 經濟性初步測算

根據以上方案，我們對該系統進行了經濟性初步測算。測算下來該系統初步估算投資1.8億元，經營期20年，年利用小時8 760 h，項目內部收益率約為10.83%，投資回收期約8.3 a。該項目投用后，與常規冷庫相比，年可節約電量約4千萬kWh，年減排CO2約2.7萬t。

6 結論和建議

（1） 國際LNG貿易快速增長，我國從2006年開始進口LNG后發展迅猛，并將維持快速增長態勢，據預測2020年將超過5 000萬t。冷能利用依附于LNG，在當前積極倡導節能減排，不斷推進建設資源節約型、環境友好型社會的背景下越來越受到關注和重視，因此確實有必要積極研究和探索LNG冷能利用。實現LNG高品位冷能的合理有效利用，無論在社會、環境還是經濟效益方面的重要意義不言而喻。

（2）LNG冷能利用技術已趨成熟，但無論何種用途，每個不同的LNG冷能利用項目都具有資源（冷能）、產品、物流和市場等各環節的典型產業鏈特征，各環節涉及面廣且相關度密切，一個具體冷能利用項目的成功與否并非是單純技術應用問題，應更多涉及整個項目產業鏈各環節的綜合評價和利益平衡，也取決于政策、規劃、土地以及環境等宏觀條件。因此，需要科學分析每個LNG項目的自身特點和環境條件，尋求適合本項目的LNG冷能利用合理途徑。

（3）幾年來，上海LNG接收站在冷能利用方面經過積極探索，一期工程從總體規劃角度，對接收站自身使用冷能（如發電）以及與外部工廠或冷卻系統集成使用冷能（如冷庫）兩個途徑進行了適當預留，可以在條件成熟時分步實施。同時結合當前擴建工程前期工作契機，積極借鑒國外經驗，對基于IFV的冷能發電方案進行了重點研究。該方案雖然投資較大，但運行能耗低，除了較顯著的節能和環保效益，也體現出一定的技術經濟性，值得進一步深化研究。

（4）總之，針對每個具體的特點和條件都不同的LNG接收站項目，建議因地制宜、積極探索LNG冷能利用的合理途徑，總體規劃預留與分期實施相結合，爭取社會效益和經濟效益的雙贏。與風能、太陽能等新能源相比，LNG冷能利用在國內還屬新鮮事物，建議政府有關部門出臺相應的節能環保政策配套支持，政策的配套和引導對于全面調動LNG冷能利用產業鏈相關環節的積極性，對推動LNG冷能利用工作有積極促進作用。同時，LNG冷能是高品位能源資源，宜在較高的回收效率基礎上利用，應提倡梯級利用，避免粗放利用，建議合理衡量項目資源利用水平。

節能信息與動態

黃浦區獲市節能降碳工作 “優秀”等級

據上海市發改委公告，黃浦區在市對區級政府節能降碳工作考核中獲得“優秀”等級，在中心城區中排名第一，這是該區節能降碳工作連續5年獲得“優秀”等級。

2016年黃浦區能耗強度和碳排放強度同比下降3.87%，能耗總量同比上升1.67%，超額完成年度節能降碳目標，超進度完成“十三五”節能降碳目標。節能降碳工作取得“四大成效”。（1）低碳示范試點大量涌現。黃浦區商業建筑需求側管理項目獲得國家發改委批復成為國家級示范項目。（2）建筑節能成效顯著。綠地集團總部大樓、企業天地二期同時獲得國內外綠色建筑最高等級雙認證，全區高標準綠色建筑數量達到35幢。（3）能耗在線監測系統全市領先。目前系統接入樓宇數量達到234幢，接入樓宇數量位全市各區之首。黃浦區能耗監測平臺獲2016年度上海市建筑節能工作先進單位。（4）國際合作廣泛開展。美國能源基金會、丹麥蓋爾事務所和該區合作開展北京東路地區慢行交通研究，開展臺灣路慢行交通示范段深化設計方案研究。