劉梅梅 趙金文 劉鑫 劉兆起

中國(guó)石化勝利油田分公司勝利采油廠

《天然氣發(fā)展“十三五”規(guī)劃》報(bào)告中指出，2020年天然氣在一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中占有的比例可以提高到10%。由于管道氣供應(yīng)不足，我國(guó)進(jìn)口了大量的液化天然氣(LNG)[1-2]。截至2017年9月，我國(guó)在青島、大連、江蘇等地建立了14座大型LNG接收站以及規(guī)模大小不等的LNG衛(wèi)星站1 181座[3]。LNG衛(wèi)星站的增長(zhǎng)速度和發(fā)展規(guī)模遠(yuǎn)高于LNG接收站。但對(duì)LNG衛(wèi)星站冷能利用的研究較少，常采用空溫式氣化器進(jìn)行氣化[4]，除了造成資源浪費(fèi)，在站內(nèi)也容易形成冷霧，冷霧會(huì)腐蝕站內(nèi)設(shè)備，影響工作人員身體健康。合理有效地利用LNG衛(wèi)星站冷能是保證LNG產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展的前提。

LNG衛(wèi)星站通常建設(shè)在邊遠(yuǎn)偏僻地區(qū)，建站規(guī)模小，LNG冷能具有流量小、波動(dòng)大、下游管網(wǎng)壓力低等特點(diǎn)[5]。LNG衛(wèi)星站冷能利用項(xiàng)目應(yīng)具有投資較小、工藝流程簡(jiǎn)單、操作靈活的優(yōu)勢(shì)。對(duì)于周邊有可利用工業(yè)余熱的衛(wèi)星站，可將其作為氣化熱源[6-8]，反之，則可用太陽(yáng)能作為氣化熱源[9-11]?；诖?，筆者提出了LNG冷能與太陽(yáng)能聯(lián)合發(fā)電循環(huán)，并對(duì)該循環(huán)的性能進(jìn)行研究。整個(gè)循環(huán)分為L(zhǎng)NG冷能發(fā)電系統(tǒng)和太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)，并采用直接膨脹發(fā)電法，使用瞬時(shí)系統(tǒng)模擬軟件搭建太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)模型，采用太陽(yáng)能并輔助電能加熱的自來(lái)水作為L(zhǎng)NG氣化的熱源。

1 LNG冷能與太陽(yáng)能聯(lián)合發(fā)電循環(huán)

1.1 聯(lián)合發(fā)電循環(huán)工藝流程

整個(gè)聯(lián)合發(fā)電循環(huán)流程如圖1所示。該流程分為兩個(gè)系統(tǒng)：LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)和太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)。太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)主要設(shè)備包括太陽(yáng)能集熱器、儲(chǔ)熱水箱、輔助加熱器和集熱泵。集熱泵將循環(huán)水輸送至太陽(yáng)能集熱器，升溫后的水進(jìn)入儲(chǔ)熱水箱，若是儲(chǔ)熱水箱出水溫度不滿(mǎn)足生產(chǎn)要求，再經(jīng)過(guò)輔助加熱器加熱，最后輸送給LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)。LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)主要設(shè)備包括LNG泵、各級(jí)換熱器和透平膨脹機(jī)。

1.2 參數(shù)設(shè)置

1.2.1LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)關(guān)鍵參數(shù)設(shè)置

直接膨脹法發(fā)電流程簡(jiǎn)單，占地面積小，特別適用于小型氣化站。缺點(diǎn)是發(fā)電效率較低，而使用多級(jí)膨脹流程可以提高發(fā)電效率[12-13]?；谶@樣的思路，對(duì)直接膨脹法進(jìn)行改進(jìn)，使用模擬軟件搭建LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)模型，如圖2所示。

采用HYSYS軟件進(jìn)行模擬，狀態(tài)方程選用PR方程，泵和透平膨脹機(jī)的絕熱效率分別取80%和90%，膨脹機(jī)無(wú)發(fā)電損失。換熱器管程、殼程壓力損失取10 kPa，不計(jì)換熱損失，最小換熱溫差大于3 ℃，對(duì)數(shù)平均溫差大于10 ℃。以LNG為冷源，質(zhì)量流量為320 kg/h，LNG組成的摩爾分?jǐn)?shù)分別為CH490.38%、C2H65.37%、C3H64.04%和N20.21%。以太陽(yáng)能熱水為熱源，總質(zhì)量流量為1 500 kg/h，溫度為75 ℃。表1為L(zhǎng)NG冷能發(fā)電系統(tǒng)物流參數(shù)。

表1 LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)參數(shù)

1.2.2太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)關(guān)鍵參數(shù)設(shè)置

圖3為太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)模型，循環(huán)水進(jìn)入儲(chǔ)熱水箱底層經(jīng)管道輸送至循環(huán)水泵，增壓后的循環(huán)水進(jìn)入太陽(yáng)能集熱器后溫度升高，再進(jìn)入儲(chǔ)熱水箱上層。水箱上層的高溫?zé)崴M(jìn)入混水閥，若熱水溫度在75 ℃以上,自來(lái)水會(huì)進(jìn)入混水閥與熱水混合，將熱水溫度調(diào)節(jié)至75 ℃；若熱水溫度低于75 ℃，熱水將進(jìn)入電輔助加熱器加熱至75 ℃，最后輸送給下級(jí)用戶(hù)。太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)主要分為兩部分，一部分是實(shí)線表示的太陽(yáng)能熱水制備系統(tǒng)，主要部件包括太陽(yáng)能集熱器、輔助加熱器、循環(huán)水泵、儲(chǔ)熱水箱、溫控分流器和混水閥；另一部分是虛線表示的信息傳輸系統(tǒng)，主要部件包括計(jì)算器、積分器、打印器、在線輸出設(shè)備、溫差控制器和天氣文件等。

(1)太陽(yáng)能集熱器。采用太陽(yáng)能集熱器中Type 72b部件，為平板型集熱器。集熱器的瞬間效率曲線截距取0.78，一階熱損失系數(shù)和二階熱損失系數(shù)分別取13 kJ/(h·m2· ℃)和0.05 kJ/(h·m2· ℃)。太陽(yáng)能集熱器熱效率表達(dá)式如式(1)所示。根據(jù)GB 50364-2018《民用建筑太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)應(yīng)用技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)》算得太陽(yáng)能集熱器面積，計(jì)算方法見(jiàn)式(2)。

(1)

式中：η為太陽(yáng)能集熱器熱效率，%；η0為集熱器瞬間效率曲線截距；a1為集熱器斜率，一階熱損失系數(shù)，kJ/(h·m2· ℃)；a2為集熱器斜率，二階熱損失系數(shù)，kJ/(h·m2· ℃)；Δt為集熱器進(jìn)出口溫差，℃；IT為太陽(yáng)輻照強(qiáng)度，W/m2。

(2)

式中：AC為集熱板總面積，m2；QW為每日平均用水量，kg；CW為水的定壓比熱容，4.19 kJ/(kg· ℃)；tend為貯水箱內(nèi)設(shè)定的水的加熱最終溫度，取75 ℃；t為水的初始溫度，℃；f為太陽(yáng)能的保證率，一般取30%～80%，見(jiàn)表2；JT為當(dāng)?shù)丶療崞鞑晒饷嫔系哪昶骄?yáng)輻射日照量，kJ/m3;ηcd為集熱器年平均集熱效率，一般取0.25～0.50；ηL為貯水箱和管路的換熱損失率，%。

表2 不同資源區(qū)太陽(yáng)能保證率推薦取值范圍

按年平均冷水溫度為15.1 ℃算得平均熱水負(fù)荷和太陽(yáng)能集熱器面積，見(jiàn)表3和表4。

表3 平均熱水負(fù)荷計(jì)算

表4 太陽(yáng)能集熱器面積計(jì)算

(2)集熱泵。采用動(dòng)力模型組中Type 3d部件，集熱泵的詳細(xì)設(shè)計(jì)見(jiàn)表5。

表5 集熱泵設(shè)計(jì)計(jì)算

(3)儲(chǔ)熱水箱。采用熱能儲(chǔ)存裝置模型組中Type 4c部件，根據(jù)GB 50364-2018中的規(guī)定,儲(chǔ)熱水箱有效容積按式(3)計(jì)算。以拉薩為例，其單位集熱面積日產(chǎn)熱水量為70 L，儲(chǔ)熱水箱的容積為61.62 m3。

Vrx=qrjd×Ai

(3)

式中：Vrx為儲(chǔ)熱水箱的有效容積，L；qrjg為單位面積集熱器平均日產(chǎn)溫升30 ℃熱水量的容積，L/(m2·d)，可根據(jù)集熱器額定產(chǎn)品參數(shù)確定，無(wú)條件時(shí)可按照表6設(shè)計(jì)；Ai為集熱器總面積，m2。

表6 單位集熱器總面積日產(chǎn)熱水推薦取值范圍 L/(m2·d)

其他部件的模型選擇見(jiàn)表7。

表7 太陽(yáng)能集熱系統(tǒng)中其他部件模型

2 結(jié)果及分析

2.1 LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)性能分析

2.1.1LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)火用分析

火用計(jì)算的參考狀態(tài)設(shè)定為T(mén)0=293.15 K和p0=101.325 kPa，根據(jù)文獻(xiàn)[14]的計(jì)算方法算得各設(shè)備的火用效率和火用損失占比。

對(duì)LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)中各設(shè)備的火用效率進(jìn)行計(jì)算，計(jì)算結(jié)果如表8和表9所示。系統(tǒng)中各設(shè)備的火用損失占比見(jiàn)圖4。雖然換熱器HEX-1的火用效率較高，但是火用損率卻是最大的，這是因?yàn)镠EX-1內(nèi)換熱負(fù)荷最大。由于傳熱過(guò)程中的不匹配性，換熱器內(nèi)的火用損失占流程火用損失的絕大部分(約占總火用損的69.23%)，如果進(jìn)行系統(tǒng)優(yōu)化，應(yīng)重點(diǎn)考慮如何減少換熱器的火用損失。泵和膨脹機(jī)中存在的火用損失(約占總火用損的30.77%)是由于過(guò)程的不可逆性，一般都是不可避免的。

表8 泵和膨脹機(jī)的火用效率

表9 換熱器的火用效率

表10列出了新流程和孫憲航流程的性能參數(shù)。兩個(gè)流程均以太陽(yáng)能熱水為熱源，孫憲航采用聯(lián)合發(fā)電法，新流程采用直接膨脹發(fā)電法。兩個(gè)流程的復(fù)雜性相當(dāng)，新流程比功和火用效率較高。孫憲航流程中采用循環(huán)工質(zhì)(丙烯)與LNG換熱，由于兩者物性差異，丙烯的冷凝曲線和LNG的氣化曲線不匹配，導(dǎo)致?lián)Q熱過(guò)程的不可逆火用損很大[9]。而新流程中采用低溫氣態(tài)LNG與液態(tài)LNG換熱，換熱過(guò)程中的不可逆火用損較小，所以新流程的火用效率較大。新流程中LNG三級(jí)膨脹，且在各級(jí)中間進(jìn)行換熱，膨脹機(jī)出口處乏氣溫度升高，干度也增加，作功量增加，因此新流程的比功較高。

表10 現(xiàn)有技術(shù)方案的工藝及性能參數(shù)

2.1.2LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)影響因素分析

假設(shè)氣化站LNG的組成不變，則工業(yè)熱水溫度、LNG壓力、一級(jí)膨脹壓力和二級(jí)膨脹壓力是影響LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)性能的重要因素，以下考察這些因素對(duì)系統(tǒng)比功、火用效率的影響。

2.1.2.1 太陽(yáng)能熱水溫度對(duì)系統(tǒng)性能的影響

太陽(yáng)能熱水溫度對(duì)系統(tǒng)性能的影響見(jiàn)圖5和圖6。由圖5可得，系統(tǒng)比功隨太陽(yáng)能熱水溫度的升高呈直線上升趨勢(shì)，系統(tǒng)火用效率也隨之增加，增加的速率逐漸變緩。由卡諾定理可知，系統(tǒng)的最大熱效率只與高溫?zé)嵩春偷蜏責(zé)嵩吹臏囟扔嘘P(guān)，兩者的溫差越大，系統(tǒng)的熱效率就越高。提高熱水的溫度可以提高系統(tǒng)的性能，但是受到工質(zhì)(水)性質(zhì)的影響，熱水的溫度不能超過(guò)100 ℃；另外熱水溫度太高也會(huì)損壞儲(chǔ)熱水箱，一般儲(chǔ)熱水箱內(nèi)熱水溫度不超過(guò)80 ℃，為了得到最佳的系統(tǒng)性能，將熱水溫度定為75 ℃。由圖6可知，隨著太陽(yáng)能熱水溫度的升高，LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)所需的循環(huán)水流量是降低的，在40～60 ℃循環(huán)水流量下降幅度較大，在60～75 ℃循環(huán)水流量下降幅度減小。

2.1.2.2 LNG壓力對(duì)系統(tǒng)性能的影響

LNG壓力對(duì)系統(tǒng)性能的影響見(jiàn)圖7和圖8。由圖7和圖8可知，系統(tǒng)比功和火用效率均隨LNG壓力P1和P7增加而增大，具有相同的變化趨勢(shì)。LNG壓力(P1)在4 500～7 500 kPa時(shí)，系統(tǒng)比功和火用效率增長(zhǎng)速率較大，在7 500～9 000 kPa之間增長(zhǎng)趨勢(shì)逐漸變緩。增大P1和P7，透平膨脹機(jī)進(jìn)口氣體的火用值增大，出口氣體壓力保持不變，會(huì)有更多的壓力火用轉(zhuǎn)化為膨脹功輸出，而泵增壓的消耗功增量小于膨脹功的增量，所以系統(tǒng)的凈功是增加的。通過(guò)系統(tǒng)火用效率的計(jì)算公式，總火用(LNG的冷火用和工業(yè)熱水的熱火用)不變，系統(tǒng)凈功增加，因此系統(tǒng)的火用效率增大，且和比功的增加趨勢(shì)保持一致。

2.1.2.3 一級(jí)膨脹壓力和二級(jí)膨脹壓力對(duì)系統(tǒng)性能的影響

一級(jí)膨脹壓力(P5)和二級(jí)膨脹壓力(P9)對(duì)系統(tǒng)性能的影響見(jiàn)圖9和圖10。由圖9可知，隨著一級(jí)膨脹壓力(P5)的增大，系統(tǒng)比功和火用效率都隨之減小。一級(jí)膨脹壓力越低(膨脹機(jī)K-1的背壓P5越小)，LNG就有更多的壓力火用轉(zhuǎn)化為膨脹功。但是壓力也不能過(guò)低，因?yàn)橐患?jí)膨脹后的乏氣要進(jìn)入換熱器HEX-1與LNG換熱冷凝液化。分析LNG冷能性質(zhì)表明：LNG的壓力越高，所含有的冷能越少，也就是說(shuō)LNG壓力越低，冷凝液化過(guò)程需要的冷量也就越多。因此，一級(jí)膨脹壓力過(guò)低時(shí)將無(wú)法實(shí)現(xiàn)冷凝液化。另外，經(jīng)模擬發(fā)現(xiàn)，當(dāng)一級(jí)膨脹壓力為2 900 kPa時(shí)，換熱器HEX-1的最小傳熱溫差僅為1.8 ℃，由于換熱器最小傳熱溫差的限制，一級(jí)膨脹壓力也不能過(guò)小。

由圖10可以得到，系統(tǒng)比功和火用效率隨著二級(jí)膨脹壓力(P9)的增加先增大后減小，呈拋物線趨勢(shì)，比功和火用效率均存在一個(gè)最大值。當(dāng)二級(jí)膨脹壓力為3 000 kPa時(shí)，比功為362 kJ/kg LNG，火用效率為45.77%；當(dāng)二級(jí)膨脹壓力為1 500 kPa時(shí)，膨脹機(jī)K-2出口氣體的干度為0.99，若利用膨脹機(jī)K-2直接將LNG降低至外輸壓力，氣體的干度會(huì)特別低，有凝液析出，將會(huì)對(duì)膨脹機(jī)葉片產(chǎn)生腐蝕，不利于設(shè)備維護(hù)。因此，現(xiàn)將高壓LNG降至某一中間壓力，膨脹機(jī)K-2出口乏氣與工業(yè)熱水換熱后再進(jìn)入三級(jí)膨脹機(jī)(K-3)膨脹至外輸壓力。

2.2 太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)性能分析

由GB 50364-2018可知，拉薩年平均太陽(yáng)輻照量為7 771.85 MJ/(m2·a)，為 Ⅰ 資源極富區(qū)。拉薩室外逐時(shí)干球溫度如圖11所示。已知某小型氣化站每日氣化量為10 000 m3(質(zhì)量流量約為320 kg/h)，若配置冷能發(fā)電技術(shù)，需要太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)每小時(shí)提供1 500 kg 75 ℃的工業(yè)熱水，并使用上述模型進(jìn)行模擬。

拉薩地區(qū)的太陽(yáng)能保證率(Fsol)和集熱器集熱效率(Etacoll)計(jì)算方法如式(4)和式(5)所示，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)圖12。

(4)

式中：Qaux為輔助加熱系統(tǒng)能源，kW·h；Qdhw為太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)總能源，kW·h。

(5)

式中：Qu集熱器獲取的有用能，kW·h；A為集熱器有效集熱面積，m2；Icoll為集熱器截取的太陽(yáng)能輻射，kW·h。

拉薩屬于高原溫帶半干旱季風(fēng)氣候區(qū)，冬春干旱，降水集中于6～9月，年日照時(shí)長(zhǎng)可達(dá)3 000 h以上。由圖13可知，在2～8月集熱器總輻照量是遞增的趨勢(shì)。由圖11可以看出，在這個(gè)時(shí)間段內(nèi)環(huán)境溫度是逐漸升高的。9月氣溫在20 ℃以上，但當(dāng)月太陽(yáng)能集熱器總輻照很低，原因可能是9月降水較多。在9月至次年2月，集熱器總輻射呈遞增的趨勢(shì)，且大于2-8月，集熱器總輻照量的增速。圖12中太陽(yáng)能保證率與圖13集熱器總輻照量呈現(xiàn)相同的變化趨勢(shì)。在2-9月內(nèi)太陽(yáng)能集熱系統(tǒng)效率是逐漸降低的，9月至次年1月是遞增的趨勢(shì)，這說(shuō)明降水對(duì)集熱效率影響很大。另外，從圖12中還看出，全年太陽(yáng)能保證率均在50%以上，在10月至次年1月，太陽(yáng)能保證率都在90%以上。

由圖14可知，全年的總供熱量幾乎維持穩(wěn)定，太陽(yáng)能集熱量占總供熱量的絕大部分。在2.1節(jié)中對(duì)LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)做了研究，比功為362 kJ/kg LNG，發(fā)電功率為32.18 kW，一個(gè)月按30個(gè)工作日來(lái)算，每月的發(fā)電量為2.32×104kW·h。在5月至次年1月，太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)輔助加熱量均低于LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，而且還富余1.13×105kW·h的電量，可以輸送至當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)。

根據(jù)圖11可知，在10月至次年1月內(nèi)，拉薩室外最高溫度在8 ℃左右，若在拉薩建設(shè)LNG氣化站，這段時(shí)間站內(nèi)必然會(huì)出現(xiàn)冷霧現(xiàn)象，若采用太陽(yáng)能聯(lián)合LNG冷能發(fā)電方式，將會(huì)妥善解決站內(nèi)冷霧，保障氣化站內(nèi)設(shè)備穩(wěn)定運(yùn)行，為工作人員創(chuàng)造健康安全的工作環(huán)境。此外，還可以向當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)輸出電能，增加氣化站收益。在拉薩7-9月夏季時(shí)間，白天溫度較高，LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)中冷卻后的循環(huán)水可以用于冷水空調(diào)，在站內(nèi)工作間制冷后再進(jìn)入太陽(yáng)能集熱器。

3 工藝調(diào)整優(yōu)化

根據(jù)上述研究可以得到，由于降水和氣溫的影響導(dǎo)致集熱器所接收到的輻照量減小，輔助加熱電能消耗變大，拉薩2-4月太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)輔助加熱量高于LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，若按照原工況運(yùn)行將會(huì)出現(xiàn)入不敷出的現(xiàn)象。針對(duì)此現(xiàn)象，將此時(shí)間段內(nèi)的熱水溫度調(diào)至50 ℃，以降低輔助加熱電能的消耗。模擬得到太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)所需輔助加熱量、太陽(yáng)能保證率和集熱器集熱效率，模擬結(jié)果如表11和表12所列。

表11 拉薩地區(qū)太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)耗電量

表12 拉薩地區(qū)太陽(yáng)能保證率和集熱器集熱效率

在2-4月內(nèi)將太陽(yáng)能熱水溫度調(diào)至50 ℃，所需的輔助加熱電能大幅降低，均低于LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，而且還富余2.14×104kW·h的電量，可以輸送至當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)。在拉薩7-9月夏季時(shí)間，白天溫度較高，LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)中冷卻后的循環(huán)水可以用于冷水空調(diào)，為站內(nèi)工作間制冷后再進(jìn)入太陽(yáng)能集熱器。冷水空調(diào)進(jìn)水溫度為15.35 ℃，出水溫度為25 ℃，空調(diào)每小時(shí)的制冷量為6.25×104kJ(17.36 kW)。以電壓縮空調(diào)制冷系數(shù)COP 3.55為例，制冷成本為0.14元/kW，每小時(shí)節(jié)電效益為2.43元。按冷水空調(diào)每年運(yùn)行100天(2 400 h)計(jì)算，可得到冷水空調(diào)每年節(jié)電效益為5 808元。

4 結(jié)論

(1)LNG冷能發(fā)電采用流程簡(jiǎn)單的直接膨脹法，對(duì)工藝流程中的設(shè)備進(jìn)行了火用分析，換熱器內(nèi)的火用損失占流程總火用損的69.23%，泵和膨脹機(jī)中存在的火用損失約占總火用損的30.77%。

(2)對(duì)冷能發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行了敏感性分析。系統(tǒng)比功和火用效率都隨太陽(yáng)能熱水溫度的升高而增大；系統(tǒng)比功和火用效率隨LNG壓力P1和P7增加而增大；系統(tǒng)比功和火用效率都隨一級(jí)膨脹壓力(P5)的增加而減小，隨著二級(jí)膨脹壓力(P9)的增加先增大后減小。

(3)對(duì)比輔助加熱量和LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，確定拉薩各月是否適合采用聯(lián)合發(fā)電工藝。每年5月至次年1月，太陽(yáng)能熱水系統(tǒng)輔助加熱量均低于LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，而且還富余1.13×105kW·h的電量。

(4)在拉薩2-4月內(nèi)將太陽(yáng)能熱水溫度調(diào)至50 ℃，所需的輔助加熱電能均低于LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，而且還富余2.14×104kW·h的電量。綜上，拉薩每年可以獲得1.344×105kW·h的電量。夏季LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)中冷卻后的循環(huán)水可以用于冷水空調(diào)，冷水空調(diào)每年的節(jié)電效益為5 808元。