■ 孔令廣

（北京燃氣天津液化天然氣應(yīng)急儲備項目部，天津 300450）

液化天然氣（LNG）氣化過程中具有巨大的冷能利用價值，高效利用LNG冷能是節(jié)能降耗的一項重要舉措。介紹LNG冷能利用原理和現(xiàn)階段冷能安全發(fā)電技術(shù)，通過分析國內(nèi)外LNG冷能發(fā)電現(xiàn)狀，指出我國LNG冷能發(fā)電存在的問題，在此基礎(chǔ)上，提出LNG冷能利用產(chǎn)業(yè)鏈與接收站同步規(guī)劃以及合理利用LNG冷能提高發(fā)電效率的解決方案。

LNG接收站；冷能；發(fā)電；火用；效率

0 引言

LNG接收站冷能發(fā)電不同于常規(guī)的LNG燃燒發(fā)電，其充分利用釋放的冷能，來提高能源利用率，減少消防風險。液化天然氣（LNG）是天然氣經(jīng)凈化、液化而成的低溫液體混合物。每生產(chǎn)1 t LNG的動力及公用設(shè)施耗電量約為240 kW/h。在沿海大型LNG接收站，LNG氣化過程中放出大量冷能，充分利用釋放的冷能，可以提高能源利用率。

我國十分重視LNG冷能利用，國家相關(guān)部委已出臺了相關(guān)鼓勵政策。發(fā)改委印發(fā)《天然氣發(fā)展“十三五”規(guī)劃》強調(diào)加大LNG冷能利用力度，引導(dǎo)天然氣高效利用，實現(xiàn)節(jié)能減排和提高能效。

冷能發(fā)電是LNG冷能利用方式的一種，世界上已有多套商業(yè)化運行的LNG冷能發(fā)電裝置，但冷能利用效率僅為30%～50%。研究LNG冷能發(fā)電技術(shù)，在吸取國外相關(guān)經(jīng)驗基礎(chǔ)上進一步自主創(chuàng)新，優(yōu)化冷能發(fā)電流程、提高冷能發(fā)電設(shè)備國產(chǎn)化水平，對促進我國LNG產(chǎn)業(yè)的經(jīng)濟、安全、健康發(fā)展具有重大的現(xiàn)實意義。

1 LNG冷量火用分析

火用分析法可以揭示能量系統(tǒng)內(nèi)部不可逆造成的能量品質(zhì)的貶值及熱力學損失的原因和位置，為冷能的合理利用提供重要理論指導(dǎo)。對LNG進行正確的火用分析有利于提高天然氣液化裝置、冷能利用裝置的效率。

LNG是以甲烷為主， 包括乙烷、丙烷、氮等組分的低溫液體混合物，其冷量火用可分解為壓力p下由于熱不平衡引起的低溫火用ext和在環(huán)境溫度下由于壓力不平衡引起的壓力火用exp。LNG從初態(tài)( T，p ) 經(jīng)一系列的可逆過程，最終達到平衡態(tài)（T0，p0）時，由系統(tǒng)穩(wěn)定流動能量方程：

可得LNG完成的最大有用功，即系統(tǒng)工質(zhì)的冷量火用( ex)為:

其中溫度火用為:

壓力火用為:

其中：cp為定壓比熱容，J/（kg/K）；R為氣體常數(shù)，J/（kg/K）；T、T0為初態(tài)、平衡態(tài)溫度，K；p、p0為 溫度T、T0下的壓力，Pa。

由計算公式可以看出系統(tǒng)壓力維持不變，系統(tǒng)冷能火用、低溫火用和壓力火用隨環(huán)境溫度升高增大，并且冷能火用的利用率也隨之增大；環(huán)境溫度不變時，隨著系統(tǒng)壓力增大，LNG的壓力火用增大，冷能火用降低。

常壓下1 kg液態(tài)LNG從110 K氣化成常溫天然氣，需要吸收830 ～ 850 kJ的熱量。如果將LNG加壓到7.9 Mpa氣化外輸， 1 kg液態(tài)LNG從110 K氣化成常溫天然氣僅需吸收650 ～ 680 KJ的熱量。對于大型LNG接收站而言，如需高壓氣化外輸則LNG壓力火用大，低溫火用相對較?。欢┙o電廠發(fā)電用的LNG，氣化壓力一般為0.5 ～ 1.0 MPa，壓力火用小，低溫火用較大，可充分利用其低溫火用。

2 LNG冷能發(fā)電技術(shù)

目前回收LNG冷能的諸多方法當中，利用LNG冷能發(fā)電應(yīng)用較多，技術(shù)較為成熟。汽輪機發(fā)電是將介質(zhì)的內(nèi)能轉(zhuǎn)化為電能，要實現(xiàn)能量的轉(zhuǎn)化需要有高溫源和低溫源。低溫發(fā)電系統(tǒng)使用低溫LNG（-160℃）作為低溫源，可以用海水或者其它媒介作為高溫源。部分從高溫源的熱量轉(zhuǎn)化為電能，殘留部分排放到低溫側(cè)并作為LNG氣化的熱量。

LNG冷能發(fā)電方法主要包括：直接膨脹法、中間冷媒朗肯循環(huán)、聯(lián)合法、低溫布雷頓循環(huán)、LNG燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)等。

2.1 LNG直接膨脹發(fā)電

LNG直接膨脹發(fā)電（見圖1）原理：LNG經(jīng)高低壓泵加壓成高壓液體，LNG的壓力火用隨之增大。高壓LNG通過氣化器與海水或者其它熱源換熱氣化成高壓常溫氣體，直接驅(qū)動膨脹機帶動發(fā)電機發(fā)電。天然氣由（P1，T1）等熵膨脹到（P2，T2）過程中，所做的功為：

圖1 直接膨脹發(fā)電系統(tǒng)

直接膨脹系統(tǒng)的冷熱能回收量取決于膨脹機入口壓力P1和出口P2的壓力比。這種方法利用了天然氣的壓力火用，優(yōu)點是原理簡單，所需設(shè)備較少；但由于犧牲了溫度火用，效率較低，每噸LNG冷能發(fā)電量20kW／h左右，即冷能回收效率僅為24%。該方法僅能回收部分冷能，可考慮與其他LNG冷能利用方式聯(lián)合使用。

2.2 中間冷媒朗肯循環(huán)發(fā)電

中間冷媒朗肯循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)（見圖2）根據(jù)中間媒質(zhì)的不同，可分為單工質(zhì)朗肯循環(huán)系統(tǒng)和混合工質(zhì)的朗肯循環(huán)系統(tǒng)。

圖2 朗肯循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)

單工質(zhì)朗肯循環(huán)系統(tǒng)一般使用純的丙烷或乙烯等碳氫化合物作為中間媒質(zhì)，中間媒質(zhì)在冷凝器中與LNG換熱逐漸降溫降壓液化，液化后的中間煤質(zhì)經(jīng)工質(zhì)泵增壓后進入加熱器與海水等熱源換熱氣化成高壓氣體，然后進入汽輪機膨脹做功發(fā)電。如果工質(zhì)中含有不凝成分就會增加工質(zhì)在冷凝器中傳熱阻力，影響工質(zhì)與LNG的換熱效果，因此單工質(zhì)朗肯循環(huán)系統(tǒng)對工質(zhì)的純度要求較高。單工質(zhì)朗肯循環(huán)系統(tǒng)冷能回收率大概為18%，但系統(tǒng)具有結(jié)構(gòu)簡單、操作方便、占地面積小等優(yōu)點，如與現(xiàn)有IFV（中間介質(zhì)氣化器）配合使用可取得可觀的經(jīng)濟效益。

混合工質(zhì)朗肯循環(huán)系統(tǒng)工質(zhì)為碳氫化合物混合物。工質(zhì)冷凝器采用多流體換熱器，在換熱器中LNG利用工質(zhì)自身的顯熱和潛熱進行預(yù)熱或部分氣化，然后在蒸發(fā)器中全部氣化進入輸氣管線。采用此系統(tǒng)只用了一級朗肯循環(huán)就可得到相當多的動力，整個系統(tǒng)的效率約為36%。

2.3 聯(lián)合法

聯(lián)合法（圖3）是將LNG直接膨脹發(fā)電和單工質(zhì)朗肯循環(huán)系統(tǒng)發(fā)電相結(jié)合，相當于兩個不同的發(fā)電系統(tǒng)同時發(fā)電。該發(fā)電方式綜合利用了高壓LNG的冷能火用和高壓天然氣的部分壓力火用，冷能利用率比兩個單獨系統(tǒng)要高，冷能回收率約為50%，由于該發(fā)電方式工藝簡單，工程造價低的特點的已經(jīng)在國外廣泛應(yīng)用。

圖3 聯(lián)合法發(fā)電系統(tǒng)

2.4 布雷頓循環(huán)

低溫布雷頓循環(huán)的循環(huán)工質(zhì)為氮氣，形成了無相變過程的跨臨界循環(huán)。利用LNG冷能的低溫布雷頓循環(huán)與天然氣直接膨脹發(fā)電系統(tǒng)如圖4所示，左邊是高壓天然氣的直接膨脹發(fā)電，右邊是低溫氮氣的布雷頓循環(huán)。用LNG冷能冷卻壓縮機入口氣體到-130℃，低溫氮氣經(jīng)壓縮、換熱后體積迅速膨脹推動膨脹機做功，該裝置冷能利用率可達到50%。

圖4 低溫布雷頓循環(huán)與直接膨脹發(fā)電系統(tǒng)

2.5 LNG燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)

LNG燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)是一種新型發(fā)電技術(shù)，該系統(tǒng)（圖5）包括燃氣輪機循環(huán)和蒸汽動力循環(huán)。天然氣燃燒推動燃氣輪機發(fā)電，燃氣輪機排出的大量高溫廢氣進入余熱鍋爐回收熱量，產(chǎn)生蒸汽推動蒸汽輪機發(fā)電；該系統(tǒng)中LNG用于冷凝蒸汽輪機出口水蒸氣和冷卻燃氣輪機入口空氣。

圖5 LNG燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)

通常情況下，燃氣輪機入口空氣溫度每降低1.6～2.2℃，燃氣輪機效率可提高1%。冷卻燃氣輪機入口溫度的好處包括：1）增大壓縮機空氣處理量，提高燃氣輪機發(fā)電效率；2）燃氣輪機的發(fā)電量不受周圍空氣溫度和濕度的變化所影響，尤其在夏季不會因為周圍溫度高于設(shè)計溫度而導(dǎo)致發(fā)電量減少。綜合利用LNG冷能與燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)中的廢熱，可以提高燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)整個系統(tǒng)的熱效率到55%。

3 國內(nèi)外LNG冷能發(fā)電利用現(xiàn)狀

3.1 國外LNG接收站冷能發(fā)電現(xiàn)狀

日本是世界上最大的LNG進口國，也是LNG冷能利用技術(shù)開發(fā)最早的國家之一。日本超過2/3的燃氣用于發(fā)電，因此，大部分的LNG接收站與燃氣電廠相配合使用。日本擁有26臺獨立的冷能利用設(shè)備，其中15臺是LNG直接膨脹發(fā)電／低溫朗肯循環(huán)獨立發(fā)電裝置（見表1），冷能發(fā)電項目利用的LNG冷能約占整個冷能利用總量的70%左右。

表1 日本LNG冷能發(fā)電機組一覽表

由表1可以看出：日本已經(jīng)運行的LNG冷能發(fā)電設(shè)施大部分采用朗肯循環(huán)、LNG直接膨脹或者聯(lián)合法。日本冷能發(fā)電設(shè)施建設(shè)時間較早，且穩(wěn)定運行多年已經(jīng)積累了較多相關(guān)運行經(jīng)驗。

近幾年，隨著日本電力行業(yè)管制措施放開，更多的LNG運營商開始參與到燃氣電廠的建設(shè)當中，大阪燃氣公司在Himeji液化天然氣接收站的一個發(fā)電項目最大限度地利用接收站基礎(chǔ)設(shè)施，建造了一個中小型（50 MW）的利用LNG冷能燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)的發(fā)電廠。

該發(fā)電廠燃氣輪機使用在LNG儲罐中產(chǎn)生BOG氣體作為燃料，余熱回收鍋爐利用燃氣輪機產(chǎn)生廢氣的熱能來生產(chǎn)蒸汽，其中一部分作為工廠蒸汽，其余部分則提供給蒸汽輪機發(fā)電，然后由冷凝器冷凝，再循環(huán)到鍋爐。冷凝器使用海水進行冷卻，由冷凝器加熱的高溫海水被提供給LNG氣化器，用于氣化LNG。為防止夏季燃氣輪機發(fā)電量減少，利用現(xiàn)有的LNG冷能為燃氣渦輪進口空氣降溫，保證燃氣輪機輸出功率相對穩(wěn)定（見圖6）。

圖6 大阪燃氣公司發(fā)電流程

圖6中虛線內(nèi)部分為接收站現(xiàn)有的LNG處理設(shè)施，使用現(xiàn)有的液化天然氣設(shè)施和公用設(shè)施可以減少建筑成本和發(fā)電設(shè)備的運行成本。利用LNG冷能的燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)設(shè)備之間還提供了協(xié)同效應(yīng)，降低了液化天然氣再氣化設(shè)施的運行成本。

目前，較早投入運行的利用LNG冷能提高燃氣輪機發(fā)電量的大型電廠有2個，印度西海岸馬哈拉施特拉邦的達波爾電廠及玻多黎各的EcoElectrica電廠，這兩個電廠均利用LNG冷能降低燃氣輪機入口空氣溫度提高燃氣輪機發(fā)電發(fā)電效率。印度達波爾燃氣電廠大型燃氣輪機在氣溫為35℃時發(fā)電功率為715 MW，利用LNG冷能使其進氣溫度冷卻到7.2℃后發(fā)電功率提高到815 MW，發(fā)電效率提高14%，有效提高了電廠經(jīng)濟效益。

3.2 我國LNG接收站冷能發(fā)電現(xiàn)狀

我國的LNG冷能發(fā)電起步較晚，發(fā)展尚不成熟，目前已經(jīng)建成投產(chǎn)的22座大型LNG接收站中，尚未有冷能發(fā)電裝置投入運行。國內(nèi)運行的接收站大部分采用“ORV（開架式氣化器）+海水泵”的氣化方式，冷能隨海水被舍棄，造成能源的極大浪費。

國內(nèi)某在建LNG接收站項目開始探索在保證外輸壓力的情況下，通過3個獨立循環(huán)系統(tǒng)逐級利用LNG冷能，以期達到高效利用LNG冷能發(fā)電的目的。隨著國內(nèi)天然氣裝機容量的不斷增大，LNG燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)發(fā)電必將成為LNG冷能發(fā)電的另一個發(fā)展方向。

4 LNG冷能發(fā)電存在問題分析

我國LNG冷能發(fā)電理論研究比較多，但實際建設(shè)、投入生產(chǎn)的大型項目較少。造成LNG冷能發(fā)電項目建設(shè)緩慢的原因主要包括以下幾方面.

1）LNG接收站與包括冷能發(fā)電內(nèi)的冷能利用項目不能實現(xiàn)同步規(guī)劃、同步建設(shè)，冷能利用項目嚴重滯后于接收站建設(shè)運營。我國大型LNG接收站大部分以填海造地形式建設(shè)，接收站占地面積是限制冷能開發(fā)利用的因素之一。解決上述問題，要求接收站在選址階段綜合考慮后期冷能產(chǎn)業(yè)鏈的布局，最好實現(xiàn)冷能利用設(shè)施和接收站同步建設(shè)和運營。

2）單純利用L N G冷能發(fā)電經(jīng)濟回報率低，影響接收站投資積極性。韓國天然氣公司（KOGAS）曾就已經(jīng)用于冷能發(fā)電的兩個知名工藝流程進行了經(jīng)濟效率分析與比較，投資回收期竟然長達18.6 a和17.5 a。目前我國LNG冷能發(fā)電設(shè)備主要依賴進口，同樣面臨投資回報周期長的問題，還需進一步提高關(guān)鍵設(shè)備國產(chǎn)化水平，降低設(shè)備投資，提高企業(yè)投資積極性。

3）LNG接收站天然氣外輸量變化直接影響的冷能發(fā)電量。我國LNG接收站大部分處于季節(jié)調(diào)峰地位，LNG外輸量受季節(jié)和時間段影響較大。LNG供給量的變化嚴重影響冷能發(fā)電設(shè)施運行的連續(xù)性和穩(wěn)定性，同時增大了設(shè)備操作的不穩(wěn)定性。

4）我國大型LNG接收站天然氣外輸壓力要求較高，影響了冷量火用的利用。針對上述問題可以考慮全國接收站統(tǒng)籌規(guī)劃，燃氣就近供應(yīng)，適當降低天然氣外輸壓力。尤其在壓力要求較低的燃氣電廠合理利用LNG冷能，能夠更顯著的提高機組整體發(fā)電效率。

5 結(jié)語

LNG冷能發(fā)電是一種新興的節(jié)能環(huán)保發(fā)電方式，而且符合國家大力提倡的節(jié)能減排政策。結(jié)合國內(nèi)外LNG冷能發(fā)電技術(shù)，針對LNG接收站冷能發(fā)電項目建設(shè)緩慢的實際情況，提出LNG冷能利用產(chǎn)業(yè)鏈與接收站同步規(guī)劃、通過合理利用LNG冷能提高發(fā)電效率的解決方案。隨著我國對LNG冷能發(fā)電技術(shù)研究的不斷深入、冷能發(fā)電關(guān)鍵設(shè)備自主化建造水平的不斷提高，LNG冷能發(fā)電的前景將十分廣闊。