国家管网集团工程技术创新公司，天津

收稿日期：2022年12月5日；录用日期：2023年3月3日；发布日期：2023年3月14日

摘要

作为我国重要的LNG进口基地，天津地区LNG接收站冷能利用具有很大潜力。本文采用冷能发电和冷能空分两种冷能利用技术分别对天津地区3座LNG接收站进行了项目投资和效益分析。研究结果表明，天津地区冷能空分项目具备市场基础，投资回收期5~7年；相比于冷能发电，天津地区LNG接收站具备发展冷能空分项目前景，实施冷能空分项目后，可减少碳排放约14.3万吨/年，助力《天津市碳达峰实施方案》目标的实现。

关键词

天津LNG，冷能利用，冷能发电，冷能空分

Research on Cold Energy Utilization of LNG Receiving Station in Tianjin

Rukang Liu, Haoyong Jing, Shuiying Xu, Fengjie Yu, Dan Li, Yong Liang, Lin Qiao

Pipe China Engineering Technology Innovation Co. Ltd, Tianjin

Received: Dec. 5^th, 2022; accepted: Mar. 3^rd, 2023; published: Mar. 14^th, 2023

ABSTRACT

As an important LNG import base in China, the cold energy utilization of LNG receiving stations in Tianjin area has great potential. In this paper, two cold energy utilization technologies, cold energy power generation and cold energy air separation, are used to analyze the project investment and benefits of three LNG receiving stations in Tianjin. The research results show that the cold energy air separation project in Tianjin has a market base with a payback period of 5~7 years; compared with cold energy power generation, the LNG receiving stations in Tianjin have the prospect of developing cold energy air separation projects, and the implementation of cold energy air separation projects can reduce carbon emissions by about 143,000 tons/year, which can help achieve the goal of the Tianjin Carbon Peak Implementation Plan.

Keywords:Tianjin LNG, Cold Energy Utilization, Cold Energy Generation, Cold Energy Air Separation

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1. 引言

2010年~2021年，我国累计进口LNG达5788亿方，占进口天然气的58% [1] ，同时，在我国“双碳”目标的驱动下，LNG作为清洁能源的重要代表，其需求量仍不断增长，预计2040年中国LNG需求很有大的提升。通常LNG需要重新气化为气态天然气才能获得利用，−162℃的LNG气化时释放的冷能大约为840千焦/千克，1吨LNG气化所产生的冷能转化率如果达到100%相当于240 kW∙h的电能 [2] ；一座300万吨/年的LNG接收站，释放的冷能大约为80兆瓦。我国规划远期LNG的量将达到3亿吨，若以30%的冷能利用率计算，LNG气化产生的能量折合电量为216亿kWh。因此结合LNG自身低温特性，充分利用LNG冷能，不但能够带来巨大的经济效益和更高的节能减排价值，更有助于“双碳”目标的实现。

根据思亚能源《中国天然气基础设施2021年年报–进口设施》报告数据，2021年我国已投产LNG接收站22座，总接卸规模达到1亿吨/年。其中天津市的LNG接收站接收规模合计1500万吨/年，是目前接卸规模最大的城市(截至到2022年4月)，作为我国重要的LNG进口基地，对天津市LNG接收站冷能利用进行深入研究具有重要的代表性意义。

2. LNG冷能利用方式及接收站简介

2.1. LNG冷能利用方式

LNG冷能利用大致能分成三类：第一类为直接利用，主要利用方式有发电、空分、冷库和CO₂的液化等；第二类为间接利用，主要要是通过冷能直接利用的产品二次利用，例如冷能空分产生的液氮用于深冷粉碎；第三类为阶梯利用，包括直接利用和间接利用，是针对LNG由最低温度至环境温度之间的冷能利用。目前常见的LNG冷能利用形式如图1所示。

目前世界上冷能利用技术较为成熟的主要为日本、韩国、美国等国家，日本作为世界上进口LNG最多的国家，同时也是LNG冷能利用最多的国家，可提供重要的分析和参考价值，其冷能利用主要分成两类：一类供接收站自身使用，如对蒸发气进行再冷凝和冷能发电；另一类是与外部工厂或冷却系统集成使用，如空分、生产液体二氧化碳和冷藏等。当前较为成熟的利用方式是冷能空分和冷能发电，本文将对这两种利用方式进行分析。

空分流程简述：如图2所示，原料空气经空气过滤器滤去灰尘等固体杂质进入压缩机，经三级压缩至0.45 MPa。压缩后的空气进入后冷却器冷却，然后进入分子筛纯化系统除去空气中的水分、二氧化碳、乙炔等碳氢化合物。净化后的空气进入主换热器与返流的低压氮气、污氮气和来自液化系统的液氮等进行换热，在主换热器中部抽一部分空气进入下塔作为上升气体参与下塔精馏，在下塔顶部得到高纯氮气，一部分高纯氮气在冷凝蒸发器内放出热量而冷凝成液氮，一部分液氮直接作为下塔的回流液，一部分液氮经节流降压后供至上塔顶部作为上塔的回流液参与精馏；另一部分高纯氮气进入主换热器与空气换热后去低温氮压机增压，在液化器中与LNG换热液化，一部分液氮作为产品送入储罐，另一部分液氮进入主换热器提供冷量。在主换热器底部抽一部分液态空气进入上塔上部作为上塔回流液参与精馏，在上塔底部得到产品液氧，用液氧输送泵把产品送入储罐。在上塔中部抽出的氩馏分进入粗氩塔除氧，在精氩塔中除氮，最终在精氩塔底部得到产品高纯液氩。

图1. 目前常用的LNG冷能利用方法 [3]

图2. LNG冷能空分流程示意图 [4]

冷能发电流程简述：如图3所示，朗肯循环是利用LNG的冷能冷凝循环工质，利用循环工质驱动汽轮机发电。在如图所示的循环反应过程中，低温的液化天然气被当成是重要的冷源，选择海水作为主要的热量提供对象，然后基于特殊的有机物质，将其视为主要的工作介质，通过闭式循环的模式，借助LNG和周围环境之间存在的温度差异，开展相关的蒸汽动力循环，利用这种模式能够显著提升冷㶲的利用率。

图3. 典型LNG朗肯循环式发电工艺流程 [5]

2.2. 天津地区LNG接收站概况

目前，天津市正在运行的LNG接收站为国家管网天津LNG和中石化天津LNG，根据其公开的数据显示，接收能力均为600万吨/年详见表1，是LNG接卸规模最大的城市(截至到2022年4月)。同时，两座接收站均在进行扩建，预计在扩建工程建成投产后，接收规模分别新增505万吨/年和480万吨/年。北燃天津LNG项目设计接收国模为500万吨/年详见表2，在北燃天津LNG接收站投产后，天津市的LNG接卸能力进一步提升。

表1. 天津地区已建LNG接收站

表2. 天津地区在建LNG接收站

3. 天津地区冷能利用分析

3.1. 冷能空分

3.1.1. 冷能空分布局

京津冀区域重化工业聚集，包括石化、钢铁、冶金、装备制造和港口物流等产业，且周边地区钢铁公司众多，钢铁公司为用氧大户，因此空分产品需求较大。液态空分产品本身差异性不大，其竞争力主要取决于价格、安全性、供应可靠性，其中价格因素占主导地位 [6] 。王宾 [7] 对京津冀地区的工业气体供需平衡进行了分析，根据该文章的数据，预计未来液氮缺口40万吨/年、液氧缺口31万吨/年、液氩缺口8万吨/年。其中，姜英宇 [8] 等对北燃天津LNG接收站冷能空分进行了研究，其生产规模为液氮10万吨/年、液氧15万吨/年、液氩5万吨/年，详见图4。

为了研究不同空分产品组合对投资效益的影响，假设北燃天津LNG接收站冷能空分规模为液氮10万吨/年、液氧15万吨/年、液氩5万吨/年；国家管网天津LNG接收站冷能空分规模为液氮20万吨/年、液氧6万吨/年、液氩1万吨/年；中石化天津LNG接收站冷能空分规模为液氮10万吨/年、液氧10万吨/年、液氩2万吨/年。

图4. 天津地区LNG接收站冷能空分规模

3.1.2. 冷能空分效益分析

冷能空分静态投资主要是建筑工程费、设备费、安装费、征地费、建设技术服务及建设管理费 [9] ，其中，天津地区的LNG接收站在建设时期均已预留冷能利用用地，所以无征地费。国家管网天津LNG、北燃天津LNG和中石化天津LNG静态投资分别为40,056万元、44,507万元和32,638万元，详细静态投资估算详见表3。冷能空分装置运行成本包括电费、水费、人工费、运维费，国家管网天津LNG、北燃天津LNG和中石化天津LNG年运行成本分别为8990万元、9989万元和7325万元，详细年运行成本估算详见表4。国家管网天津LNG、北燃天津LNG和中石化天津LNG年空分产品收入分别为14,899万元、12,500万元和8000万元，各空分产品收入详见表5。通过表5，对逐年投资回报进行分析，不考虑碳交易的收益，北燃天津LNG和中石化天津LNG在第5年收回投资成本，5年累计收益分别为6800万元和1496万元，10年累计收益分别为58,106万元和35,631万元；国家管网天津LNG第7年收回投资成本，5年累计收益为324万元，10年收益17,630万元，详见图5。

图5. 投资回报(不考虑碳交易)

表3. 静态投资估算(万元)

表4. 年运行成本估算(万元)

表5. 年收入估算(不考虑碳交易) (万元)

2022年9月30日，工业和信息化部公告第23号公告批准了空分设备能效限额行业标准，其中《空气分离设备能效限额第3部分：液化设备》对空分产品单位能耗进行了规定，具体数据见表6和表7。天津地区利用LNG冷能空分产品，液氧能耗为390千瓦时/吨，液氮能耗为240千瓦时/吨 [6] ，详见图6。

表6. 空气分析设备能效限额(液氧)

表7. 空气分析设备能效限额(液氮)

图6. 国家管网天津LNG空分产品与标准能耗对比

国家管网天津LNG接收站冷能空分生产的液氧、液氮相比，基准能耗分别降低175千瓦时/吨、315千瓦时/吨，年节省电量7350万千瓦时；中石化和北燃天津LNG接收站冷能空分生产的液氧、液氮相比，基准能耗分别降低158千瓦时/吨、315千瓦时/吨，详见图7，中石化和北燃天津LNG接收站每年分别节省电量5590万千瓦时、4800万千瓦时。天津地区LNG接收站合计节省电量17,740万千瓦时，根据《天津市电力发展“十四五”规划》，煤电机组平均供电煤耗0.2954千克标准煤/千瓦时 [10] ，可节省约5.2万吨标煤，减少二氧化碳排放约14.3万吨，若考虑碳交易，按照50元/吨CO₂计算，则每年可有713万元额外收益(详见表8)。若考虑碳交易的收益，对逐年投资回报进行分析，北燃天津LNG和中石化天津LNG在第5年收回投资成本，5年累计收益金额分别为7923万元和2461万元，10年累计收益分别为60,352万元和37,559万元；国家管网天津LNG在7年收回投资成本，5年累计收益金额为2391万元，10年累计收益20,583万元，详见图8所示。

图7. 北燃/天津LNG空分产品与标准能耗对比

图8. 投资回报(考虑碳交易)

表8. 碳交易收入

3.2. 冷能发电

3.2.1. 冷能发电布局

LNG冷能发电采用朗肯循环技术路线，目前朗肯循环法发电量为20~24千瓦时/吨LNG [11] 。LNG接收站耗电量较大，采用并网并不上网的方式，供站内自用。图3为一种适用于沿海接收站采用的典型LNG朗肯循环式发电工艺流程。朗肯循环是利用LNG的冷能冷凝循环工质，利用循环工质驱动汽轮机发电。在如图3所示的循环反应过程中，低温的液化天然气被当成是重要的冷源，选择海水作为主要的热量提供对象，然后基于特殊的有机物质，将其视为主要的工作介质，通过闭式循环的模式，借助 LNG 和周围环境之间存在的温度差异，开展相关的蒸汽动力循环，利用这种模式能够显著提升冷㶲的利用率。大多数情况下，LNG处于亚临界蒸发状态时，可以借助朗肯循坏实现系统应用效率和效果的提升，具有重要的实践价值和研究意义。

朗肯循环法平均发电功率为22 kw/t，为便于接收站整体操作运行，冷能发电规模宜与已建及新增ORV单台能力保持一致，即国家管网天津LNG接收站200 t/h，北燃LNG天津LNG接收站210 t/h，中石化天津LNG接收站175 t/h [12] ，详见表9。冷能发电装置若采用海水作为热源，则其运行时间和发电功率受海水温度限制，天津海域海水温度在冬季低于5℃详见图9，在冬季期间LNG冷能发电装置需停车121天，LNG冷能发电可运行244天。天津地区LNG接收站合计冷能发电7536万千瓦时。依照现行的2014年天津经济技术(南港工业区)能源收费标准，电价约为0.67元/千瓦时，三个接收站合计可节省5049万元；根据《天津市电力发展“十四五”规划》，煤电机组平均供电煤耗0.2954千克标准煤/千瓦时，可节省2.2万吨标煤，减少二氧化碳排放约6万吨，若考虑碳交易，按照50元/吨CO₂计算，则三个接收站每年可有302万元额外收益。

图9. 天津港口各月海水平均温度

表9. 天津市LNG接收站冷能发电量

3.2.2. 冷能发电效益分析

根据3.2.1分析，天津地区LNG冷能发电规模相差不大，投资与收益基本相似，下面以国家管网天津LNG为例进行分析。

静态投资主要是建筑工程费、设备费、安装费、征地费、建设技术服务及建设管理费，其中国家管网天津LNG接收站在建设时期均已预留冷能利用用地，所以无征地费，静态投资合计为13,205万元，明细详见表10。冷能发电运行费用包括人工费、运维费，合计500万元，明细详见表11。每年节省电费1726万元详见表12，第11年实现盈利，盈利金额为281万元，详见图10；若考虑碳交易，第9年实现盈利，盈利金额为487万元，运行10年收益为2008万元，详见图11。

表10. 静态投资估算(万元)

表11. 年运行成本估算(万元)

表12. 年节省电费估算(万元)

图10. 投资回报(不考虑碳交易)

图11. 投资回报(考虑碳交易)

4. 结论及建议

1) 本文采用两种冷能利用技术分别对天津地区3座LNG接收站进行了项目投资和效益分析，得出以下结论：

a) 京津冀地区具有液氮、液氧和液氩的市场需求，LNG接收站的冷能空分项目具备市场基础，3个接收站的冷能空分项目的投资均在3.2~4亿元，投资回收期5~7年；

b) 600万吨/年规模的LNG接收站的冷能发电项目年发电量2576万kW/h，占工厂年耗电量40%，项目投资1.32亿元，投资回收期10年；

c) 两种项目相比，虽然冷能空分项目投资高于冷能发电项目，但是投资回收期较短，经济效益相对较好。

2) 根据两种冷能利用技术的应用分析情况，提出如下建议：

天津地区LNG接收站发展冷能空分项目前景更大，实施冷能空分项目后，可减少碳排放约14.3万吨/年，实现较好经济效益的同时产生了可观的社会效益，也将助力《天津市碳达峰实施方案》目标的实现。

文章引用

刘汝康,荆浩勇,徐水营,于风杰,李 丹,梁 勇,乔 林. 天津地区LNG接收站冷能利用研究
Research on Cold Energy Utilization of LNG Receiving Station in Tianjin[J]. 石油天然气学报, 2023, 45(01): 44-55. https://doi.org/10.12677/JOGT.2023.451007

参考文献