LNG接收站冷能發電消防安全技術研究

■ 孔令廣

（北京燃氣天津液化天然氣應急儲備項目部，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冷能是節能降耗的一項重要舉措。介紹LNG冷能利用原理和現階段冷能安全發電技術，通過分析國內外LNG冷能發電現狀，指出我國LNG冷能發電存在的問題，在此基礎上，提出LNG冷能利用產業鏈與接收站同步規劃以及合理利用LNG冷能提高發電效率的解決方案。

LNG接收站；冷能；發電；火用；效率

0 引言

LNG接收站冷能發電不同于常規的LNG燃燒發電，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）是天然氣經凈化、液化而成的低溫液體混合物。每生產1 t LNG的動力及公用設施耗電量約為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，國家相關部委已出臺了相關鼓勵政策。發改委印發《天然氣發展“十三五”規劃》強調加大LNG冷能利用力度，引導天然氣高效利用，實現節能減排和提高能效。

冷能發電是LNG冷能利用方式的一種，世界上已有多套商業化運行的LNG冷能發電裝置，但冷能利用效率僅為30%～50%。研究LNG冷能發電技術，在吸取國外相關經驗基礎上進一步自主創新，優化冷能發電流程、提高冷能發電設備國產化水平，對促進我國LNG產業的經濟、安全、健康發展具有重大的現實意義。

1 LNG冷量火用分析

火用分析法可以揭示能量系統內部不可逆造成的能量品質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。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和在環境溫度下由于壓力不平衡引起的壓力火用exp。LNG從初態( T，p ) 經一系列的可逆過程，最終達到平衡態（T0，p0）時，由系統穩定流動能量方程：

可得LNG完成的最大有用功，即系統工質的冷量火用( 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，J/（kg/K）；T、T0為初態、平衡態溫度，K；p、p0為 溫度T、T0下的壓力，Pa。

由計算公式可以看出系統壓力維持不變，系統冷能火用、低溫火用和壓力火用隨環境溫度升高增大，并且冷能火用的利用率也隨之增大；環境溫度不變時，隨著系統壓力增大，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??；而供給電廠發電用的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冷能發電技術

目前回收LNG冷能的諸多方法當中，利用LNG冷能發電應用較多，技術較為成熟。汽輪機發電是將介質的內能轉化為電能，要實現能量的轉化需要有高溫源和低溫源。低溫發電系統使用低溫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化為電能，殘留部分排放到低溫側并作為LNG氣化的熱量。

LNG冷能發電方法主要包括：直接膨脹法、中間冷媒朗肯循環、聯合法、低溫布雷頓循環、LNG燃氣輪機聯合循環等。

2.1 LNG直接膨脹發電

LNG直接膨脹發電（見圖1）原理：LNG經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，直接驅動膨脹機帶動發電機發電。天然氣由（P1，T1）等熵膨脹到（P2，T2）過程中，所做的功為：

圖1 直接膨脹發電系統

直接膨脹系統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，優點是原理簡單，所需設備較少；但由于犧牲了溫度火用，效率較低，每噸LNG冷能發電量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冷能利用方式聯合使用。

2.2 中間冷媒朗肯循環發電

中間冷媒朗肯循環發電系統（見圖2）根據中間媒質的不同，可分為單工質朗肯循環系統和混合工質的朗肯循環系統。

圖2 朗肯循環發電系統

單工質朗肯循環系統一般使用純的丙烷或乙烯等碳氫化合物作為中間媒質，中間媒質在冷凝器中與LNG換熱逐漸降溫降壓液化，液化后的中間煤質經工質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電。如果工質中含有不凝成分就會增加工質在冷凝器中傳熱阻力，影響工質與LNG的換熱效果，因此單工質朗肯循環系統對工質的純度要求較高。單工質朗肯循環系統冷能回收率大概為18%，但系統具有結構簡單、操作方便、占地面積小等優點，如與現有IFV（中間介質氣化器）配合使用可取得可觀的經濟效益。

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

2.3 聯合法

聯合法（圖3）是將LNG直接膨脹發電和單工質朗肯循環系統發電相結合，相當于兩個不同的發電系統同時發電。該發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要高，冷能回收率約為50%，由于該發電方式工藝簡單，工程造價低的特點的已經在國外廣泛應用。

圖3 聯合法發電系統

2.4 布雷頓循環

低溫布雷頓循環的循環工質為氮氣，形成了無相變過程的跨臨界循環。利用LNG冷能的低溫布雷頓循環與天然氣直接膨脹發電系統如圖4所示，左邊是高壓天然氣的直接膨脹發電，右邊是低溫氮氣的布雷頓循環。用LNG冷能冷卻壓縮機入口氣體到-130℃，低溫氮氣經壓縮、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 低溫布雷頓循環與直接膨脹發電系統

2.5 LNG燃氣輪機聯合循環

LNG燃氣輪機聯合循環是一種新型發電技術，該系統（圖5）包括燃氣輪機循環和蒸汽動力循環。天然氣燃燒推動燃氣輪機發電，燃氣輪機排出的大量高溫廢氣進入余熱鍋爐回收熱量，產生蒸汽推動蒸汽輪機發電；該系統中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燃氣輪機聯合循環發電系統

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，提高燃氣輪機發電效率；2）燃氣輪機的發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計溫度而導致發電量減少。綜合利用LNG冷能與燃氣輪機聯合循環中的廢熱，可以提高燃氣輪機聯合循環整個系統的熱效率到55%。

3 國內外LNG冷能發電利用現狀

3.1 國外LNG接收站冷能發電現狀

日本是世界上最大的LNG進口國，也是LNG冷能利用技術開發最早的國家之一。日本超過2/3的燃氣用于發電，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備，其中15臺是LNG直接膨脹發電／低溫朗肯循環獨立發電裝置（見表1），冷能發電項目利用的LNG冷能約占整個冷能利用總量的70%左右。

表1 日本LNG冷能發電機組一覽表

由表1可以看出：日本已經運行的LNG冷能發電設施大部分采用朗肯循環、LNG直接膨脹或者聯合法。日本冷能發電設施建設時間較早，且穩定運行多年已經積累了較多相關運行經驗。

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

該發電廠燃氣輪機使用在LNG儲罐中產生BOG氣體作為燃料，余熱回收鍋爐利用燃氣輪機產生廢氣的熱能來生產蒸汽，其中一部分作為工廠蒸汽，其余部分則提供給蒸汽輪機發電，然后由冷凝器冷凝，再循環到鍋爐。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電量減少，利用現有的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定（見圖6）。

圖6 大阪燃氣公司發電流程

圖6中虛線內部分為接收站現有的LNG處理設施，使用現有的液化天然氣設施和公用設施可以減少建筑成本和發電設備的運行成本。利用LNG冷能的燃氣輪機聯合循環發電系統設備之間還提供了協同效應，降低了液化天然氣再氣化設施的運行成本。

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電發電效率。印度達波爾燃氣電廠大型燃氣輪機在氣溫為35℃時發電功率為715 MW，利用LNG冷能使其進氣溫度冷卻到7.2℃后發電功率提高到815 MW，發電效率提高14%，有效提高了電廠經濟效益。

3.2 我國LNG接收站冷能發電現狀

我國的LNG冷能發電起步較晚，發展尚不成熟，目前已經建成投產的22座大型LNG接收站中，尚未有冷能發電裝置投入運行。國內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個獨立循環系統逐級利用LNG冷能，以期達到高效利用LNG冷能發電的目的。隨著國內天然氣裝機容量的不斷增大，LNG燃氣輪機聯合循環發電必將成為LNG冷能發電的另一個發展方向。

4 LNG冷能發電存在問題分析

我國LNG冷能發電理論研究比較多，但實際建設、投入生產的大型項目較少。造成LNG冷能發電項目建設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電內的冷能利用項目不能實現同步規劃、同步建設，冷能利用項目嚴重滯后于接收站建設運營。我國大型LNG接收站大部分以填海造地形式建設，接收站占地面積是限制冷能開發利用的因素之一。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業鏈的布局，最好實現冷能利用設施和接收站同步建設和運營。

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

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

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籌規劃，燃氣就近供應，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電效率。

5 結語

LNG冷能發電是一種新興的節能環保發電方式，而且符合國家大力提倡的節能減排政策。結合國內外LNG冷能發電技術，針對LNG接收站冷能發電項目建設緩慢的實際情況，提出LNG冷能利用產業鏈與接收站同步規劃、通過合理利用LNG冷能提高發電效率的解決方案。隨著我國對LNG冷能發電技術研究的不斷深入、冷能發電關鍵設備自主化建造水平的不斷提高，LNG冷能發電的前景將十分廣闊。