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发布：2024-01-01 · 事件：2024-01-01

1.中海油研究总院有限责任公司 海洋天然气水合物全国重点实验室 2.浙江海洋大学 临港石油天然气储运技术国家地方联合工程实验室和浙江省临港石化污染控制重点实验室 王博弘博士，浙江海洋大学石油化工与环境学院副教授。主要从事油气储运工程及能源系统工程方面的研究工作。担任Journal of Pipeline Systems Engineering and Practice（JRNPSENG）期刊副主编。 付 强博士，中海油研究总院有限责任公司正高级工程师。

科技天然气能源综合

1.中海油研究总院有限责任公司 海洋天然气水合物全国重点实验室 2.浙江海洋大学 临港石油天然气储运技术国家地方联合工程实验室和浙江省临港石化污染控制重点实验室 王博弘博士，浙江海洋大学石油化工与环境学院副教授。主要从事油气储运工程及能源系统工程方面的研究工作。担任Journal of Pipeline Systems Engineering and Practice（JRNPSENG）期刊副主编。 付    强博士，中海油研究总院有限责任公司正高级工程师。主要从事油气田开发及海洋资源发展战略研究工作。 赵    雯浙江海洋大学石油化工与环境学院硕士研究生。主要研究方向为LNG冷能利用、过程集成、清洁能源系统优化。 推广液化天然气（Liquefied Natural Gas，LNG）冷能利用技术，构建多能互补、清洁低碳、安全高效的能源系统，是新型能源体系发展的重要方向。本文调研分析了国内外LNG冷能利用发展现状及技术瓶颈，聚焦LNG冷能利用技术与清洁能源系统融合的高质量发展布局，通过能量匹配及集成方法结合经济性和技术可行性评估，梳理和总结了LNG冷能梯级利用和多能融合利用的典型案例，分析了LNG冷能与传统能源以及风能、太阳能、地热能等可再生能源的互补性以及在可再生电力的储存和调峰中对LNG冷能的综合利用，为LNG/天然气产业链集群与清洁能源系统协同发展提供了参考。研究建议根据各区域的实际需求与资源禀赋推广建设融合LNG冷能的清洁能源中心，围绕能源结构绿色转型、天然气储运的设备制造/设施建设、清洁资源开发与可持续综合利用等重点内容创新驱动，研制国产化装备并工程化应用。 关键词：LNG冷能梯级利用；多能互补；LNG冷能储能；过程集成；能源系统规划 液化天然气（Liquefied Natural Gas，LNG）是天然气储运的重要中间环节和大规模天然气远洋贸易的唯一手段，占进口天然气总量62%[1]。LNG产业链拓展了天然气管网的建设规模，提升了运营效能，将成为能源互联网中消纳可再生能源的重要参与者[2]。LNG再气化时温度由-162 ℃液态恢复至常温气态天然气，1吨LNG理论上可利用的冷能约为190~230 kWh[3]。LNG战略储备将起到承担中国能源中长期供应安全与应急调峰保障的作用，我国2024年LNG总进口量约为7 665万吨，是全球最大的LNG进口国，沿海LNG接收站的天然气储备能力已达1.83×1010m3[4]，可利用的冷能约1.47~1.79×1010kWh。LNG冷能利用通常是在系统的需冷过程中集成换热设备，以回收大量低温冷量应用于低温分离过程、发电、CO2捕集和液化、食品冷藏、低温养殖等[5]。但由于冷能利用技术工艺不成熟且天然气资源供应紧张，导致LNG供给用户时通常采用海水开架式气化器或空温式气化器加热进行气化[6]。另外，当前部分LNG接收站在设计阶段与周边冷能利用产业链协同规划不足，部分站点因地理位置限制缺乏适配的冷能利用产业链，造成了冷能资源的浪费[7]。随着LNG产业运输、储存及再气化技术的持续进步，LNG冷能回收与综合利用具有重大战略意义与广阔发展前景。 中国的能源绿色转型正在向能源多元化发展[8]，主要从两个角度进行：（1）化石燃料向可再生能源（如风能、太阳能和水电的增长尤为显著）的转型，（2）不同化石燃料之间的替代，以煤为代表（如煤制油、煤制气）。此外，氢能、新型储能技术及地热能等也在能源供应结构中占据重要位置。在国家“双碳”相关政策约束下，未来将依靠先进科技与工业体系，打造以传统化石能源为辅，低碳/零碳新能源为主，安全高效的清洁能源系统[9]。我国发布了诸多政策以促进LNG等清洁能源的融合发展：国家发展和改革委员会《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》要求供气企业应形成不低于其年供气量5%的储气能力；国务院《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》明确提出要加快推进LNG产业的发展，提高清洁能源供应比重，优化调整能源结构；交通运输部《关于深入推进水运行业应用液化天然气的意见》要求加快推进沿海LNG动力船舶发展和港口LNG清洁能源应用，提升研发与集成应用水平；国家能源局《加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系》强调加大非化石能源供给，巩固拓展新能源产业优势，推动大型风电、高效率光伏、光热等技术创新；《“十四五”现代能源体系规划》强调应推广LNG冷能综合利用。 将LNG冷能利用技术与化石燃料替代及新能源互补发展融合是能源结构绿色转型的重要途径，构建融合LNG冷能的清洁能源系统，可以推动多产业协同发展，优化区域能源布局，提升资源综合利用效率，节能降耗创造经济价值。LNG冷能如何以最小成本高效回收并稳定运行、如何与清洁能源系统融合发展是LNG产业所面临两大难题。本研究调研分析了国内外LNG冷能利用发展现状及趋势，聚焦LNG冷能利用技术与清洁能源系统融合的高质量发展布局，通过能量匹配及集成方法结合经济性和技术可行性评估，梳理和总结了LNG冷能梯级利用和多能融合利用的典型案例，分析了LNG冷能与传统能源以及风能、太阳能、地热能等可再生能源的互补性，以及在可再生电力的储存和调峰中对LNG冷能的综合利用方式，为规划建设LNG储运行业的配套冷能利用方案，推动清洁资源开发与LNG冷能可持续综合利用，促进LNG/天然气产业链集群与清洁能源系统协同发展提供参考，研究框架如图1所示。 在LNG冷能利用的各方式中，冷能被利用的初始温度及温差范围如图2所示[10]。目前LNG冷能利用可行的方案包括以下五种。方案一：冷能空气分离项目，市场空间大、选址限制少、收益较好，是目前使用较为广泛的工程应用方案，主要使用LNG深冷温区冷能，与常规空分装置相比节省一半电力[11]。方案二：冷能发电项目，经济效益相对较弱，但电的用途广且产业链短，不用考虑与下游产业匹配问题，若纳入绿电交易体系可增加收入，适合LNG接收站位于海岛等空分产品不易于外运的地区应用[12]。方案三：冷能轻烃分离项目，产生的C2、C3产品可以应用于乙烯和丙烯行业，在邻近炼化基地的LNG接收站实施轻烃分离项目，具有收益高、降低原油对外依赖度、弥补原料短缺等优势[13]。方案四：冷库，可分成冻结库（-65 ℃）、冷冻库（-40 ℃）、冷藏库（-22 ℃）和预冷库（-5 ℃），对周围配套产业要求较高，在具备冷物流集散枢纽功能的临港工业区或冰雪世界很有市场竞争力[14]。方案五：集中供冷，将LNG冷能应用于卫星站或数据中心等，具有相应的节能效果和经济环保效益[15]。 LNG贸易增长迅速，但现阶段LNG冷能利用率仍不高，目前全球范围仅有1%的LNG低温潜力得以开发利用，在130多个再气化终端中，配备冷能回收系统的仅占极微小的比例[16]。LNG冷能利用项目仍处于高效利用技术研发、综合应用探索以及接收站周边配套设施完善的进程中。从工业回收方案来看，日本作为全球第二大LNG进口国，在LNG接收站与电厂一体化建设及LNG冷能利用方面有许多可借鉴的成熟经验。调研显示日本LNG接收站的LNG冷能大约有20%~30%被有效利用，目前约有26套独立的冷能利用装置，其中15套为冷能发电（每套独立发电装置容量达到兆瓦级）、7套为冷能空分（处理能力约1~2×104Nm3/h）、3套为冷能制干冰（处理能力约100 t/d）、1套为深度冷冻仓库（容量超过3万吨）[17]。韩国是第三大LNG进口国，冷能利用率不到20%，主要用于空气分离和食品冷冻库。其他部分国家的冷能利用情况有：印度主要用于冷能发电，法国主要用于空气分离和轻烃分离，西班牙和意大利的LNG接收站设有LNG轻烃回收装置。目前，我国LNG冷能应用集中在空气分离和低温发电两方面[17]。据调查研究显示[18]：某LNG接收站冷能用于空气分离装置，可利用57万t/a LNG所携带的冷能，其销售冷能的年收益约为144.5万元，预计碳减排1 232 t/a；用于冷能发电，则一台冷能发电机组最大消耗冷量200 t/h，1 h的发电量约为3 000 kWh，预计碳减排14 987.48 t/a；用于集中供冷，则消耗34 t/h LNG所携带的冷能，为接收站部分建筑物空调和散热器提供冷量，预计碳减排3 249.57 t/a。现阶段其他典型的LNG冷能利用实际案例如表1所示。 LNG再气化过程中的冷㶲主要是指物理㶲，即当LNG从储存的液态气化后达到与环境平衡状态时所获得的最大功。LNG冷㶲可分为温度㶲和压力㶲，LNG冷㶲总值随LNG中甲烷浓度的增加而增加，随环境温度的升高而增加。随着系统压力的增加，LNG的温度㶲（Ex，T）降低，压力㶲（Ex，P）增加，冷㶲总值降低，当压力>2 MPa时，降低趋势减慢[19]。㶲能够分析系统内的不可逆损失和实际可用功的利用情况，是一种评估能源系统效率的先进方法。根据相关研究对各类LNG冷能利用方式的模拟结果显示[16]：用于冷却和冷凝过程（代替外部制冷循环）的㶲效率为40%以上；与乙烯生产厂换热站耦合能耗比降低95%；集成到空气分离装置㶲效率达38%，可降低41%能耗比；有机朗肯循环（Organic Rankine Cycle，ORC）发电的㶲效率约为25%；与低温CO2捕集耦合液化㶲效率达22%。因此，冷能被利用或冷热流匹配的初始温度越低、温位区间越广，节能效果和经济效益越好。换热器和循环工质类型的选择是LNG冷能利用系统的主要挑战。现阶段管壳式、板翅式、绕管式换热器应用广泛[20]。热力循环工质包括制冷剂和载冷剂，制冷剂通过相变（蒸发/冷凝）高效转移热量，包括碳氢化合物如丙烷、乙烯等，烷烃类化合物如R600、R1270等均属于易燃易爆物质且有毒，需要注意使用安全，可选择与LNG气化温度接近且无毒不会爆炸的制冷剂作为理想工质[10]；载冷剂用于传递冷量实现间接冷却，自身不发生相变，一般采用乙二醇水溶液、冷冻水等[21]。 （1）利用不充分。LNG冷能具有显著的温区异质性：深冷温区（-162 ℃~-100 ℃）多用于空气分离，中低温区（-100 ℃~-50 ℃）可驱动有机朗肯循环发电，中高温区（-50 ℃~20 ℃）则适宜区域供冷。在LNG气化过程中若只采用各单一温度段的冷能利用方式，将深冷温度段的冷能利用后，剩余温度相比环境温度还有巨大温差。 （2）技术不成熟。在冷能回收利用系统中增加独立热力循环、采用混合工质、提高热源温度等可以提高系统效率。但加入独立的循环子系统会增加系统的复杂性和投资，另外，共沸混合物的相变特性在变工况运行下不稳定。 （3）运行不稳定。LNG气化过程会根据下游管网用气波动而启停变化，LNG冷能存在着供应不连续性。蒸发天然气（Boil-off Gas，BOG）冷凝回收换热器会导致LNG冷能初始温度升高而降低冷量品质，对深冷温度段的冷能利用设备产生影响。 需综合考虑选址要求、原料来源、季节特性等规划冷能利用方式，可通过跨温区能量梯级匹配，补充其他温度段的冷能利用方案，按照相应的温度梯度以串联的方式连接，实现工质与LNG的温度对口和梯级利用（可分2~3级）[22]。国内外冷能梯级利用应用目前多以空气分离、中温位的发电、海水淡化、冷库、空调等的集成利用为主，梯级利用集成的多子系统提升了冷能利用率，但是换热系统更复杂，优化换热器设计和工作流体配置以降低㶲损失是LNG梯级利用高效运行的关键[23]。由于温度㶲和压力㶲的回收原理不同，最佳回收方式须通过优化热力循环、供应压力并结合经济性来确定。研究显示[19]：当Ex，T> Ex，P时，可采用朗肯循环（Rankine Cycle，RC），热源易于选择；当Ex，T< Ex，P时，可采用直接膨胀循环（Direct Expansion Cycle，DEC），下游为低压用户；当Ex，T≈ Ex，P时，可采用联合循环（DEC+RC）。另外，选择合适的循环以实现更好的冷㶲利用与循环的热源质量密切相关，研究显示[24]：当热源为低品位时适合使用朗肯循环，而当热源为中高品位时，布雷顿循环更为适宜。在工质的选择方面，乙烷和乙烯最适合配合低温朗肯循环使用，二氧化碳