LNG冷能发电资料

1. LNG冷能发电工艺
LNG冷能利用主要是依靠LNG与周围环境（如空气、海水）之间存在的温度和压力差，将高压低温的LNG变为常压常温的天然气时，回收储存在LNG中的能量。

然而LNG冷能发电是高效利用LNG冷能的一种形式，常用的冷能发电工艺有直接膨胀法、二次媒体法、联合法、混合媒体发电、布雷顿循环法和燃气轮机利用法。

1.1 直接膨胀法
LNG从储罐出来到低温泵加压后经由LNG蒸发器气化，成为高压常温气体；然后利用LNG的物理㶲在高压气化时转化成的压力㶲，直接驱动透平膨胀机，带动发电机发电；之后天然气经过加热器进行外输。

1.2 二次媒体法（中间冷媒的朗肯循环）
LNG经过透平膨胀后的低压冷媒蒸汽在冷凝器中换热，冷媒凝结成液体；低压冷媒液体经泵提高压力，加热变成高压蒸汽；高压冷媒蒸汽经透平膨胀成低压蒸汽，对外输出动力，带动发电机发电。

1.3 联合法
联合法综合了直接膨胀法与朗肯循环法。

LNG经压缩后，通过换热器2将冷能转移给冷媒，LNG经过换热器3成为高压常温气体，再经过透平机2膨胀，带动电机2发电，最后经过换热器4变成一定压力常温气体之后外输。

而冷媒被液化经过泵1压缩和回热器变成高压气体，再经泵2压缩和换热器1成为高压常温气体，最后透过透平机1带动电机1发电，出来的冷媒再次循环利用。

1.4 混合媒体发电
由于LNG的温度在整个过程中是变化的，和单一媒体比较，使用混和媒体可以覆盖低温天然气更大温度范围的冷能，可使LNG冷能得到梯级利用。

但由于混合媒体本身的不稳定性，这种方法在实际应用中会出现很多困难。

1.5 布雷顿循环
布雷顿循环，也称气体动力循环，下面工艺流程图左边是低温工作条件下的以N2为介质的布雷顿循环，右边则是LNG直接膨胀发电。

用LNG冷能冷却压缩机进口气体使温度降低，压缩机在达到相同增压比情况下耗功降低，高压N2经加热器加热进入气体透平膨胀做功，对外输出电能，使装置热效率显著提高。

1.6 燃气轮机利用法
采用不同的冷却介质（水、氟利昂、CO2、甲醇、乙二醇等）通过直接或间接的方法将LNG汽化时释放的冷能用于降低燃气轮机入口空气温度或用来冷却蒸汽轮机的排汽，利用LNG冷能冷却压缩机进口气体，显著提高了装置的热效率。

6种冷能发电优缺点详见下表：
5种冷能发电方法效率，见下图：
其中，布雷顿循法环发电效率最高，可达到55 %，但有冷却器温度的要求；二次媒体法-单工质最低，只有18 %；直接膨胀法虽然冷能利用效率低，仅为24 %，但原理简单。

二次媒体法、联合法、燃气轮机法效率低于布雷顿循环法，但适用性强、限制条件少，值得推广。

日本冷能发电方面以直接膨胀法、朗肯循环法、联合循环法为主（具体见下表2-1），其中以联合循环法电效率较高，而直接膨胀法及朗肯循环法设计规模小，装置容量较为受限。

2 冷能发电市场情况
目前世界上LNG冷能发电技术较成熟的有日本、韩国、美国等发达国家，而印度等发展中国家也已开始注重冷能在发电上的应用。

日本利用LNG冷能发电在冷能利用中比例超过70%，占主要地位，而印度LNG冷能也主要用于低温发电。

2.1 日本
日本LNG冷能随着LNG进口量逐渐扩大，进而发展LNG冷能利用技术，
迄今已有20多年历史。

日本现行之23 座接收站，已建有26座独立冷能利用设备，包含7座空气分离装置、3座干冰制备装置、1座深度冷冻仓库、15座低温朗肯循环独立发电装置。

具体项目情况见表2-1：
2-1 日本的LNG冷量发电项目
2.2 印度
印度达波尔电厂和LNG接收站都由美国安然公司投资，安装美国GE公司740 MW的STAC209FA联合循环机组1套，1999年初投产，电厂设计每年使用230×104t LNG，电厂年工作时间约7 500 h。

波多黎各Eco Electrica电厂也由美国安然公司投资建设，这两个电厂主要利用LNG冷能发电。

2.3 中国大陆
中国的LNG冷能发电起步较晚，发电技术有待提高。

目前已建和拟建的LNG 接收站及卫星汽化站有：广东大鹏、上海、福建德化、福建莆田等项目。

运作的冷能电站基本采用简单朗肯循环或直接膨胀的发电方式，这样的发电方式工艺简单、操作容易、设备少，缺点是效率低、经济效益差、环境破坏性大并且对冷能造成了极大的浪费。

但这些项目为LNG冷能回收技术的发展奠定了基础。

具体见下表：
总体来说，目前国内外冷能利用效率偏低，发电方法存在很多不足，有待进一步改进。

3 LNG冷能发电设备及厂商
LNG冷能发电主要由低温透平膨胀机、气化器和低温泵等组成，目前
3.1 低温透平膨胀机
透平膨胀机是冷能发电、空气分离装置，以及低温粉碎等设备获取冷量所必需的关键部机，是保证整套装置稳定运行的心脏。

其主要原理是利用有一定压力
的气体在透平膨胀机蜗壳内进行绝热膨胀对外做功而消耗气体本身的内能，从而使气体自身强烈地冷却而达到制冷的目的。

透平膨胀机输出的能量可以由同轴的增压机、压缩机、泵类以及发电机回收，或者被制动风机、油等消耗。

透平膨胀机按照结构不同可以分为轴流式和径流式。

但是除了大流量、大功率以及高温条件下的膨胀机采用轴流式之外，绝大多数透平膨胀机采用向心径流式。

目前主要透平机主要进口品牌有GE新比隆、法国低温星（cryostar）、美国ADC、瑞典阿特拉斯等，国产品牌核心部件目前依然需要进口，例如优质联优机械、川空、杭氧、瑞特等等。

3.2 气化器
现在使用的LNG气化器有下列几种形式：开架式气化器(ORV)、浸没燃烧式气化器(SCV)、中间介质式气化器(IFV*丙烷)、中间介质管壳式气化器(IFV-强制循环)。

在上述形式的气化器中，大量采用的是开架式气化器和浸没燃烧式气化器，值当海水质量不能满足开架式气化器要求或接收站附近有电厂废热可利用、其他工艺设施需要冷能时，通常也会采用中间介质式气化器。

3.2.1 开架式气化器（ORV）
开架式气化器(ORV)是以水为热源的气化器，用于基本负荷型的大型气化装置。

目前最大的处理能力为250t/h。

气化器可在0%~100%的负荷范围内运行。

如下图所示：
3.2.2 浸没燃烧式气化器（SCV）
浸没燃烧式气化器(SCV)是以消耗自身的天然气为热源，因而SCV在运行成本上处于劣势。

通常SCV消耗1%到2%的天然气作为燃料。

不过，在设备投入成本方面，其因为结构简单，所以占有优势，如下图所示：
3.2.3 管壳式气化器/中间流体式气化器
STV/IFV（IFV也是一种管壳式气化器），其优点是能选择各种热源，如：海水、空气和工业废气。

特别是IFV可以采用丙烷、丁烷或氟利昂等介质作为中间传热流体。

这样可以改善结冰带来的影响。

目前，这种气化器已经开始应用在LNG气化系统中，最大天然气处理量达150t/h。

但是，如果接收站在冬季的海水温度和环境温度都很低，并且附近也没有热源，那样STV/IFV就不能作为接收站的备用气化器。

几种气化器的不同之处及使用情况，见下表：
目前LNG接收站气化器进口厂家主要有：日本神户制钢（Kobelco）、日本东京燃气（Tokyo Gas）和日本住友（Sumitomo）合资等，国内中海石油气电集团有限公司与江苏中圣高科技产业有限公司自主化联合研制的ORV气化器通过了由中国石油和化学工业联合会组织的科技成果鉴定，该成果创新性强，填补了国内空白，总体达到国际先进水平。

该成果已成功应用于中海油海南LNG接收站、中石化北海LNG接收站，实现国内工业化应用。

3.3 LNG低温泵
LNG低温泵是LNG冷能发电的关键设备，其性能参数及运行的稳定性对整个系统的安全可靠运行至关重要。

目前，主要的进口品牌主要有法国CRYOSTAR、瑞士Cryomec、美国ACD、日本Ebara、日本Nikkiso等，国内有大连深蓝、杭氧等厂家。

4 LNG冷能发电经济性
台湾中油公司永安LNG厂自1990年开始营运以来在LNG冷能利用方面被思考过的项目有：发电、空气分离、空调系统、养殖渔场供应海水、冷冻物流仓库、游乐园人造冰雪、燃气发电厂复循环机组进入空气冷却……前四项目已经实现而且有成效，后者因市场规模或经济效益而未能实施。

下面就LNG冷能发电经济性展开叙述。

永安液化天然气厂冷能发电系统利用丙烷冷媒回收LNG冷能，经加压气化后推动膨胀式涡轮机带动发电机发电。

冷能发电装置容量1800Kw,LNG流量90t/h。

以中油公司2015 年推动台中接收站二期扩建计划阶段提出的冷能发电项目财务分析结果进行评估，将冷能发电系统所需之主要设置成本项目及收益汇整如表4-1 所示，并摘要说明主要设备之估算方式如下：
1.冷能发电之主要成本估算
1)固定成本：
A.设备成本：中油公司永安厂于1992 年完成之冷能发电系统，其投入
设备成本总计约348,904 仟元，并考虑1992 年至2015 年约20 年之
物价变动，中油公司估计应在 6 亿元以上，以折旧年限20 年估算每年
设备折旧约为新台币30,000仟元。

B.冷媒费用：丙烷使用约需要6,700元。

2)变动成本
A.操作人力成本：粗估全年约需1,080 仟元。

B.操作电力费用：包括海水泵、冷媒泵等设备用电需求，合计约1280 kW，
并列为节省电费之减项。

C.维修成本：预估设备全年运转约80%时间，约10,427 仟元。

2.冷能发电之收益项目估算说明
1)发电量估计：1800 kW，扣除电力操作费用后，发电效益为952 kW。

2)节省电费：台中厂使用161 kV特高压电力三段式时间电价，流动电价方
面依夏月、非夏月之尖峰、离峰、半尖峰、周六半尖峰、离峰等各种不
同电价精算，而基本电费则以经常契约计算。

表4-1：LNG 冷能发电之效益
注：电力成本以平均每度3元估算，包含海水泵、冷媒泵等设备用电共计约1280kw。

依据上述设备投资、操作营运成本及实际发电效益进行估算，结果如表4-1所示。

以高压供电之基本电费与流动电费平均每度电 3 元计算，并依照前述实
际发电效益计算全年运转300 天，节省厂内用电为685 万度电(约可节省2,056 万元电费)，全年共减少3,644 公吨CO2排放量。

若以实际发电效益而节省的电费，扣除每年冷媒使用费、维修成本及人力操作成本，收益扣除变动成本之结余为903 万元，中油公司之评估结果指出，冷能发电之投资以投资回收年限及内部报酬法分析均不符投资效益，损益两平之电价需调升7.63 元以上(现行电价约2.6 倍)以上，冷能发电始具有经济效益。

一吨LNG气化，理论上可释放出冷量约为250kWh，如果用于冷能发电，1吨LNG发电量可达25~45kWh。