上海LNG接收站冷能利用可行性路徑初步研究

董亦華 成鳴峰 嚴(yán)藝敏

1.申能（集團(tuán)）有限公司

2.上海液化天然氣有限責(zé)任公司

LNG接收站冷能利用是國(guó)際公認(rèn)的LNG接收站向先進(jìn)環(huán)保和資源綜合利用發(fā)展的主流方向。

接收站LNG冷能利用是回收液態(tài)LNG（-164℃）氣化過程產(chǎn)生的冷量，用于發(fā)電、制冷等。LNG冷能在LNG液化過程中通過消耗電能吸收儲(chǔ)存起來，在LNG氣化過程釋放出來（圖1）。按照成本測(cè)算，LNG液化成本約占到LNG成本的50%，因此，蘊(yùn)藏在LNG中的冷能十分巨大，LNG冷能利用具有廣闊的前景。

圖1 LNG 產(chǎn)業(yè)鏈及其冷能吸收儲(chǔ)存和釋放的生產(chǎn)過程

進(jìn)口LNG不僅是進(jìn)口了燃料，同時(shí)也進(jìn)口了寶貴的冷能，如果只將LNG氣化后作為燃料使用，而忽視了對(duì)其冷能的利用，是一種浪費(fèi)。發(fā)達(dá)國(guó)家越來越重視LNG冷能的回收利用，并積累了一定的經(jīng)驗(yàn)，特別在日本，約有20% LNG的冷能安排利用，冷能用于發(fā)電、空氣分離、干冰制造、冷凍倉(cāng)庫(kù)等多個(gè)領(lǐng)域。在中國(guó)臺(tái)灣兩座LNG接收站，冷能也被用于發(fā)電、空氣分離、冰水系統(tǒng)以及養(yǎng)殖等領(lǐng)域。

1 我國(guó)LNG接收站冷能利用現(xiàn)狀

當(dāng)前我國(guó)大型LNG接收站的建設(shè)高速發(fā)展，已超過10座。具備條件的LNG接收站和小型衛(wèi)星站周邊，已經(jīng)建設(shè)或規(guī)劃了一些冷能利用項(xiàng)目。例如：福建莆田L(fēng)NG接收站配套產(chǎn)業(yè)園區(qū)落戶有空分項(xiàng)目、處理廢舊輪胎的深冷精細(xì)膠粉項(xiàng)目、利用空分氮?dú)獾睦滠堜摪屙?xiàng)目，并規(guī)劃引入丁基橡膠生產(chǎn)等。江蘇如東LNG接收站附近已開始建設(shè)年產(chǎn)量20萬t的空分項(xiàng)目。此外、深圳燃?xì)?、順德港華燃?xì)夂蛷V亞鋁業(yè)等企業(yè)將小型LNG衛(wèi)星站的冷能用于冰蓄冷、冷庫(kù)、工藝?yán)鋮s等用途。

但由于受制于技術(shù)經(jīng)濟(jì)性和LNG站址選擇等多重因素制約，大量液態(tài)LNG氣化成常溫氣體進(jìn)入城市管網(wǎng)時(shí)，釋放出冷能未被利用。目前我國(guó)LNG接收站LNG冷能多被直接排放至海洋。從全球來看，世界上已建成約80座LNG接收站中，冷能利用成功案例也不多見。

2 上海LNG冷能利用瓶頸

上海主要的LNG設(shè)施有兩座，即上海液化天然氣有限公司的洋山LNG接收站和上海燃?xì)猓瘓F(tuán)）有限公司的五號(hào)溝LNG站。后者是本市的天然氣應(yīng)急儲(chǔ)備氣源，日常氣化主要為自然蒸發(fā)的BOG，氣化量小，可利用冷能很有限。而洋山LNG接收站的冷能利用一直存在以下問題：

2.1 洋山開發(fā)條件的制約

由于冷能的傳輸距離有限，必須就地利用。洋山LNG接收站所在的小洋山島土地資源稀缺，圍海造地的成本高昂。基于輸送成本，洋山的水和電的價(jià)格遠(yuǎn)高于一般地區(qū)，且供電、供水的能力有限。孤島電網(wǎng)的特點(diǎn)也難以支撐IGCC等冷能發(fā)電的運(yùn)行調(diào)節(jié)。洋山與上海市區(qū)唯一的公路通道為東海大橋，承擔(dān)著深水港區(qū)繁重的運(yùn)輸壓力，并且對(duì)危險(xiǎn)品有嚴(yán)格的通行限制，道路運(yùn)輸存在瓶頸。洋山特殊的地理位置決定了土地和配套條件的欠缺，制約了LNG冷能的開發(fā)利用。

2.2 冷能利用項(xiàng)目與當(dāng)?shù)匾?guī)劃的對(duì)接

洋山深水港是上海建設(shè)國(guó)際航運(yùn)中心的重點(diǎn)區(qū)域，冷能利用產(chǎn)業(yè)發(fā)展需服從洋山深水港產(chǎn)業(yè)定位和當(dāng)?shù)鼐C合開發(fā)規(guī)劃布局，冷能利用中的合成氨和冷凍膠粉不符合當(dāng)?shù)刂鲗?dǎo)產(chǎn)業(yè)導(dǎo)向。洋山地處杭州灣口，環(huán)境容量有限，對(duì)建設(shè)項(xiàng)目的環(huán)境影響十分敏感，新增項(xiàng)目必須對(duì)“三廢”排放等環(huán)境影響開展深入評(píng)估。

2.3 冷能利用的技術(shù)和經(jīng)濟(jì)論證

洋山LNG接收站是本市天然氣供應(yīng)最主要的調(diào)峰保障設(shè)施，逐日和日夜氣化量波動(dòng)很大，難以提供穩(wěn)定的冷能，使冷能利用受到限制。我們需要在分析LNG氣化負(fù)荷變化曲線的基礎(chǔ)上，對(duì)冷能利用規(guī)模作出分析論證；對(duì)各利用途徑應(yīng)根據(jù)開發(fā)條件、技術(shù)進(jìn)展及市場(chǎng)前景做技術(shù)經(jīng)濟(jì)論證；冷能利用項(xiàng)目產(chǎn)品的儲(chǔ)存運(yùn)輸需滿足保稅區(qū)的基本管理要求，解決危險(xiǎn)品出入島的運(yùn)輸問題。

3 上海洋山LNG接收站冷能利用可行性技術(shù)路徑探索

上海洋山LNG接收站一期工程建設(shè)規(guī)模300萬t/a，于2009年10月建成投產(chǎn)，規(guī)劃二期預(yù)留總規(guī)模達(dá)到600萬t/a。投產(chǎn)運(yùn)營(yíng)以來，進(jìn)口LNG在全市天然氣供應(yīng)中的調(diào)峰和安全保障的角色越來越重要，目前已啟動(dòng)擴(kuò)建工程前期工作。從一期工程起，上海LNG接收站在各方關(guān)注下非常重視LNG冷能利用工作，開展了大量技術(shù)研究和方案探索工作，考慮和分析接收站自身使用以及與外部系統(tǒng)集成使用的多種冷能利用途徑的可能性。

在接收站自身利用冷能方面，針對(duì)一期工程已配置IFV的情況，探索結(jié)合擴(kuò)建，對(duì)基于IFV的冷能發(fā)電裝置進(jìn)行重點(diǎn)分析研究。另外，接收站地處遠(yuǎn)離陸域的深水港區(qū)，淡水供應(yīng)來自上海陸域，價(jià)格昂貴，因此研究海水淡化可能有一定經(jīng)濟(jì)價(jià)值，但該技術(shù)目前尚不成熟，具體項(xiàng)目合理規(guī)模及技術(shù)經(jīng)濟(jì)等研究尚待深化。

在與外部需求集成使用冷能方面，目前實(shí)際利用最多的是空分項(xiàng)目，空分利用LNG深冷部分的冷量，可獲得較高的能量利用率，在一般條件下具有技術(shù)及節(jié)能效益等相對(duì)優(yōu)勢(shì)。但經(jīng)調(diào)研，上海及周邊空分市場(chǎng)產(chǎn)能已比較充足并趨飽和，而上海LNG接收站遠(yuǎn)離陸域，車輛物流要經(jīng)過幾十公里跨海大橋，且須經(jīng)許可，產(chǎn)品物流成本必將上升。另外，與淡水一樣，接收站所處區(qū)域電價(jià)較高，而空分裝置因?qū)佥^高能耗項(xiàng)目，冷能利用所節(jié)省的電費(fèi)成本部分尚不足抵充與其它地區(qū)的電價(jià)差額，無經(jīng)濟(jì)效益。因此對(duì)上海LNG接收站而言，空分利用冷能的這些優(yōu)勢(shì)并不存在。冷凍膠粉等項(xiàng)目不能符合當(dāng)?shù)禺a(chǎn)業(yè)導(dǎo)向，不宜考慮。IGCC在技術(shù)上還不成熟，并取決于當(dāng)?shù)匾?guī)劃布局。其他利用領(lǐng)域都尚需根據(jù)開發(fā)條件、技術(shù)進(jìn)展及市場(chǎng)前景等作進(jìn)一步的技術(shù)經(jīng)濟(jì)論證。

經(jīng)過多年研究，上海LNG接收站冷能利用的可行性技術(shù)路徑聚焦至LNG冷能發(fā)電和LNG冷能外輸利用兩種方式。

4 LNG冷能發(fā)電

洋山港區(qū)無支撐電源，港區(qū)所有用電均依靠上海市區(qū)支持，港區(qū)電價(jià)較高，約1.1元/kWh，上海LNG接收站年均耗電近1億kWh，為洋山港區(qū)最大電力用戶。LNG冷能發(fā)電是完全清潔環(huán)保無污染的能源，如能成功利用LNG冷能進(jìn)行發(fā)電，不但可節(jié)約能源，減少排放，還可節(jié)約接收站的運(yùn)行費(fèi)用。

4.1 基本原理

冷能發(fā)電主要有直接膨脹法、蒸汽動(dòng)力循環(huán)法（基本朗肯循環(huán)）、燃?xì)鈩?dòng)力循環(huán)法（基本BRAYTON循環(huán)）以及聯(lián)合法（包含低溫朗肯循環(huán)、低溫BRAYTON循環(huán)、復(fù)合多輯循環(huán)、以及結(jié)合回?zé)岬穆?lián)合循環(huán)等）等四大類。

上海LNG接收站冷能發(fā)電裝置方案研究是基于一套與IFV結(jié)合在一起的、基于朗肯循環(huán)的發(fā)電系統(tǒng)，該項(xiàng)技術(shù)從1979年起在日本首次商業(yè)運(yùn)行。如果壓力條件具備，朗肯循環(huán)與直接膨脹相結(jié)合運(yùn)用，可進(jìn)一步提高發(fā)電效率。

目前全球有約10套此類冷能發(fā)電裝置在運(yùn)行，大部分在日本。其中，日本大阪的LNG接收站有2套朗肯循環(huán)系統(tǒng)、2套天然氣直接膨脹系統(tǒng)、以及1套朗肯循環(huán)和天然氣直接膨脹聯(lián)合系統(tǒng)。經(jīng)了解，這5套裝置2011年共計(jì)發(fā)電78 GWh，為其800萬t/年規(guī)模的接收站提供約40%的總電量。具體參見下表1。

表1 五類裝置參數(shù)比較

朗肯循環(huán)系統(tǒng)冷能發(fā)電工藝流程示意如圖2。該冷能發(fā)電裝置與“常規(guī)”IFV基本工作原理一樣（圖1），主要由E1（丙烷氣化器）、E2（LNG氣化器）、E3（天然氣加熱器）3個(gè)管殼式換熱器、以及透平發(fā)電機(jī)和丙烷加壓泵等輔助設(shè)施組成。

圖2 冷能發(fā)電工藝流程示意圖

該冷能發(fā)電裝置的核心同樣是E1、E2和E3等3個(gè)換熱器，但為了形成中間介質(zhì)（丙烷）的朗肯循環(huán)系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)冷能利用，因此這3個(gè)換熱器并不像“常規(guī)”IFV一樣整合為同一設(shè)備容器。同樣，流經(jīng)E1的環(huán)境海水在管程加熱蒸發(fā)殼程中的丙烷，帶壓的丙烷通過渦輪機(jī)膨脹做功而驅(qū)動(dòng)發(fā)電機(jī)，以此回收LNG冷能進(jìn)行發(fā)電；經(jīng)過渦輪機(jī)膨脹做功降壓后的丙烷進(jìn)入E2殼程，對(duì)管程中的LNG進(jìn)行氣化。同時(shí)丙烷被完全冷凝下來，由丙烷加壓泵輸送回到E1殼程，再由管程中的海水加熱蒸發(fā)，實(shí)現(xiàn)丙烷密閉系統(tǒng)朗肯循環(huán)；E2中已被氣化的低溫天然氣繼續(xù)進(jìn)入E3殼程，由管程中的環(huán)境海水進(jìn)一步加熱，使輸出天然氣的溫度達(dá)到要求。

該冷能發(fā)電裝置可具備冷能發(fā)電與不發(fā)電兩種運(yùn)行模式，便于LNG氣化穩(wěn)定操作及靈活調(diào)節(jié)。實(shí)際運(yùn)行中，這兩種模式間可自動(dòng)切換。如果發(fā)電裝置根據(jù)需要或因故中斷運(yùn)轉(zhuǎn)，系統(tǒng)可切換至丙烷自然循環(huán)即不發(fā)電運(yùn)行模式，僅LNG氣化功能運(yùn)行，此時(shí)冷能發(fā)電裝置作為一套“常規(guī)”LNG氣化器IFV運(yùn)行。

4.2 設(shè)計(jì)條件

根據(jù)上海LNG接收站實(shí)際條件，冷能發(fā)電裝置規(guī)模擬定為每小時(shí)氣化205 t LNG，與一期工程已建“常規(guī)”IFV相同。根據(jù)壓力運(yùn)行和調(diào)節(jié)工況要求，不考慮朗肯循環(huán)與直接膨脹的結(jié)合運(yùn)用。主要設(shè)計(jì)參數(shù)如表2。

表2 五類裝置參數(shù)比較

4.3 工藝流程和物料平衡

該冷能發(fā)電裝置工藝流程示意圖如圖3。

圖3 冷能發(fā)電裝置工藝流程示意圖

經(jīng)初步計(jì)算，該冷能發(fā)電裝置在不同海水溫度條件下的穩(wěn)定狀態(tài)輸出總功率見表3。

表3 冷能發(fā)電裝置在不同海水溫度條件下的穩(wěn)定狀態(tài)輸出總功率

在最高、最低海水溫度工況下的兩個(gè)物料平衡情況（未包括丙烷）如表4。

（1）海水溫度30.1℃時(shí)，輸出總功率3 900 kW

表4 最高海水溫度工況下的兩個(gè)物料平衡情況

（2）海水溫度7.6℃時(shí)，輸出總功率2 450 kW

表5 最低海水溫度工況下的兩個(gè)物料平衡情況

表4和表5中冷能發(fā)電裝置的輸出總功率已考慮裝置密閉系統(tǒng)和減速齒輪裝置的機(jī)械損失以及發(fā)電機(jī)功率損耗。密閉系統(tǒng)的丙烷加壓泵、潤(rùn)滑油泵及加熱器等輔助設(shè)施耗電約180 kW。

在運(yùn)行中該冷能發(fā)電裝置的功率輸出可以根據(jù)天然氣輸出需求的波動(dòng)進(jìn)行靈活的控制調(diào)節(jié)。運(yùn)行中，最低氣化LNG流量要求約50 t LNG/h，此時(shí)裝置發(fā)電輸出可降至約500 kW。

4.4 運(yùn)行模式及安全性分析

國(guó)內(nèi)尚無LNG冷能發(fā)電裝置運(yùn)行先例，而國(guó)際上LNG接收站的類似冷能發(fā)電裝置一般均為與外電網(wǎng)并網(wǎng)供電的運(yùn)行模式。經(jīng)了解，1999～2008 年，日本大阪燃?xì)獾腖NG接收站中同樣基于IFV的冷能發(fā)電裝置，其每年的運(yùn)行率達(dá)92.5%，其中停產(chǎn)時(shí)間主要是常規(guī)維修，約20～30 d。冷能發(fā)電裝置設(shè)計(jì)年限一般為20 a，根據(jù)這些接收站運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，在保證正常維護(hù)和定期檢修的情況下，其冷能發(fā)電裝置實(shí)際運(yùn)行可超過30 a。據(jù)介紹，2011年日本大阪燃?xì)獾腖NG接收站的幾套冷能發(fā)電裝置為接收站提供了約40%的用電量。

若冷能發(fā)電能采用孤網(wǎng)運(yùn)行，獨(dú)立接帶如BOG壓縮機(jī)、單路氣化生產(chǎn)設(shè)施等用電負(fù)荷，能避免一旦冷能發(fā)電裝置故障而對(duì)接收站正常生產(chǎn)可能造成的瞬間影響。但由于實(shí)際運(yùn)行中供電量及用電量均不穩(wěn)定，如果孤網(wǎng)運(yùn)行，無法保證有足夠的容量起動(dòng)主要電機(jī)，也無法避免因發(fā)電量或用電量的波動(dòng)引起電壓不穩(wěn)的情況，導(dǎo)致孤網(wǎng)運(yùn)行的安全性無法得到保證。

經(jīng)評(píng)估，目前上海LNG接收站若實(shí)施冷能發(fā)電裝置，建議考慮并網(wǎng)發(fā)電但不上外電網(wǎng)的運(yùn)行模式。冷能發(fā)電與外電網(wǎng)并網(wǎng)供電給站內(nèi)6 kV 母線，即在現(xiàn)有6 kV開關(guān)柜中增加1面用于冷能發(fā)電裝置的電源進(jìn)線柜，可為本接收站提供部分較可靠的自用電源。

4.5 冷能發(fā)電經(jīng)濟(jì)性和環(huán)境效益分析

綜上所述，該冷能利用發(fā)電裝置是在滿足IFV氣化運(yùn)行“常規(guī)”功能基礎(chǔ)上進(jìn)行的LNG冷能利用的拓展，并非一個(gè)單純發(fā)電的獨(dú)立項(xiàng)目。根據(jù)并網(wǎng)不上網(wǎng)的接收站自身使用運(yùn)行模式原則，對(duì)冷能發(fā)電的經(jīng)濟(jì)性作以下分析。

在工程方面，據(jù)初步估算，按裝置設(shè)計(jì)年限20 a標(biāo)準(zhǔn)考慮，上述205 t/h規(guī)模的基于IFV的冷能利用發(fā)電裝置的主要設(shè)備總投資與“常規(guī)”IFV相比，需增加約1億元人民幣?？紤]部分設(shè)備材料（如換熱器鈦管）價(jià)格受市場(chǎng)影響因素較大且交付周期長(zhǎng)，根據(jù)目前市場(chǎng)情況，從采購(gòu)訂貨到開車完成的工程建設(shè)周期暫估26個(gè)月。

在運(yùn)營(yíng)方面，借鑒國(guó)外LNG接收站類似冷能發(fā)電裝置運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，針對(duì)上海LNG接收站條件的初步工藝計(jì)算情況，暫按冷能發(fā)電裝置平均發(fā)電功率2 500 kW、運(yùn)行時(shí)間6 000～8 000 h/a進(jìn)行分析。同時(shí)為保證接收站供電可靠和運(yùn)行安全，仍按擴(kuò)建新增負(fù)荷需求總量全部進(jìn)行外電源用電申請(qǐng)和變壓器擴(kuò)容，外購(gòu)電價(jià)按1.15元/kWh測(cè)算（包括基本電費(fèi)0.2元/kWh、電度電費(fèi)0.95元/kWh），即，冷能發(fā)電時(shí)接收站需承擔(dān)這部分發(fā)電量的基本電費(fèi)成本。

經(jīng)測(cè)算，該冷能發(fā)電裝置年運(yùn)行成本約650萬元、年節(jié)省電度電費(fèi)成本約1 900 萬元。裝置投資回報(bào)率約15%、投資回收期約5 a。

同時(shí)，在環(huán)境效益方面，一套205 t/h規(guī)模的冷能利用發(fā)電裝置按平均發(fā)電功率2 500 kW、運(yùn)行時(shí)間6 000～8 000 h/a測(cè)算，冷能發(fā)電CO2減排系數(shù)約0.69 kg/kWh，每年CO2減排量貢獻(xiàn)值可超過10 000 t，且無NOx、SOx以及碳顆粒等排放。

5 冷能外輸直接利用

冷能外輸直接利用是指利用上海LNG接收站提供的LNG，經(jīng)過多級(jí)熱交換器和多級(jí)冷媒換熱，充分利用LNG的冷能實(shí)現(xiàn)多溫度級(jí)別的冷凍倉(cāng)庫(kù)。與傳統(tǒng)的低溫存儲(chǔ)倉(cāng)庫(kù)相比，該系統(tǒng)的最大優(yōu)點(diǎn)在于充分利用LNG的高品位低溫冷能，只需要少量的外部電耗（主要用于冷媒泵、風(fēng)機(jī)、照明等設(shè)備）即可實(shí)現(xiàn)貨物的超低溫和低溫存儲(chǔ)，大大節(jié)省了能耗。目前，該類型的冷凍倉(cāng)庫(kù)在日本已有運(yùn)行，如日本神奈川縣根岸基地的金槍魚超低溫冷庫(kù)（-60～ -70℃）自1976年投運(yùn)以來，取得了良好的運(yùn)營(yíng)效果。

5.1 冷庫(kù)規(guī)模

根據(jù)近年來上海LNG日最低供氣量為300萬m3計(jì)算，用于外輸天然氣的LNG量為96 t/h。將用于冷凍倉(cāng)庫(kù)的LNG流量按照90 t/h考慮，每年由LNG接收站提供的用于冷凍倉(cāng)庫(kù)冷能利用的LNG量約為79萬t/a，約占上海LNG接收站年度供氣量的26%，對(duì)LNG正常運(yùn)行影響較小。按照90 t/h的LNG流量計(jì)算，相應(yīng)最大熱負(fù)荷為4 500 kW。

5.2 技術(shù)方案

根據(jù)冷庫(kù)總換熱量4 500 kW，為了保證換熱器穩(wěn)定的運(yùn)行，采用4臺(tái)（3用1備）LNG/LPG換熱器，每臺(tái)LNG/LPG的工作熱負(fù)荷為1 500 kW，該熱交換器利用LNG的冷能將LPG的溫度維持在-100℃，然后，該低溫的LPG（-100℃）流經(jīng)LPG/一次載冷劑（1st Brine）低溫?fù)Q熱器，將一次載冷劑（1st Brine）的溫度維持在 -80℃。由于LNG和丙烷為易燃介質(zhì)，考慮到防火和消防的安全性規(guī)定，將LNG/LPG熱交換器和LPG一次載冷劑熱交換器以及相關(guān)的泵、儲(chǔ)罐等設(shè)施布置在上海LNG接收站內(nèi)。

低溫的-80℃一次載冷劑（1st Brine）通過泵送出上海LNG接收站，進(jìn)入冷凍倉(cāng)庫(kù)界區(qū)，在該冷凍倉(cāng)庫(kù)區(qū)域內(nèi)，一部分-80℃的一次載冷劑直接送入-60℃的超低溫冷凍倉(cāng)庫(kù)，作為冷媒與倉(cāng)庫(kù)內(nèi)的空氣進(jìn)行熱交換，控制超低溫倉(cāng)庫(kù)的溫度為-60℃。與此同時(shí)，一部分-80℃的一次載冷劑經(jīng)過1st Brine /2nd Brine熱交換器，利用一次載冷劑的冷能將二次載冷劑（2nd Brine）的溫度控制為-45℃，該-45℃的二次載冷劑送入-30℃和-25℃的冷凍倉(cāng)庫(kù)，在倉(cāng)庫(kù)內(nèi)與空氣進(jìn)行熱交換，維持冷凍倉(cāng)庫(kù)的相應(yīng)溫度，冷能交換部分的工藝系統(tǒng)簡(jiǎn)圖見圖4。

圖4 冷能交換部分的工藝系統(tǒng)簡(jiǎn)圖

5.3 接收站改造方案

為實(shí)現(xiàn)LNG的冷能利用，需要對(duì)現(xiàn)有上海LNG接收站進(jìn)行改造，從現(xiàn)有工藝系統(tǒng)中引出一部分LNG進(jìn)行冷能交換，經(jīng)過二次換熱方式通過冷媒將冷量提供給冷庫(kù)（LNG冷能通過LNG/LPG低溫?zé)峤粨Q器傳遞到丙烷，然后再次經(jīng)過各級(jí)熱交換器將冷能傳遞給載冷劑以實(shí)現(xiàn)倉(cāng)庫(kù)所需要的溫度。冷媒在LNG接收站和冷凍倉(cāng)庫(kù)循環(huán)傳遞冷能以實(shí)現(xiàn)倉(cāng)庫(kù)的持續(xù)冷卻，維持冷庫(kù)側(cè)所需要的冷卻溫度），低溫?zé)峤粨Q后的LNG送回到系統(tǒng)。

為了確定最佳的LNG引出點(diǎn)和返回點(diǎn)，我們對(duì)3種可能方案進(jìn)行了專題研究，針對(duì)這3種可能方案的初期投資和運(yùn)行費(fèi)用差別進(jìn)行了比對(duì)（見圖5）。

（1）3種方案相應(yīng)的引出點(diǎn)和返回點(diǎn)的LNG路徑

方案1：LNG從儲(chǔ)罐輸出后直接進(jìn)入換熱器換熱，換熱完畢的LNG直接回到LNG儲(chǔ)罐。

方案2：LNG從儲(chǔ)罐輸出后，經(jīng)高壓輸出泵后進(jìn)入換熱器換熱，換熱完畢的LNG回到IFV加熱后進(jìn)入外輸通道輸出。

方案3：LNG從儲(chǔ)罐輸出后，經(jīng)高壓輸出泵后進(jìn)入換熱器換熱，換熱完畢的LNG進(jìn)入新增IFV氣化后進(jìn)入外輸管道。

（2）3種LNG引出和返回方案的優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比（見表6）

經(jīng)過對(duì)3種可能方案的初始投資和運(yùn)行費(fèi)用的對(duì)比，方案2為最佳方案，下文中具體方案布置及經(jīng)濟(jì)性測(cè)算均以方案2為基本方案。如出現(xiàn)天然氣零外輸工況，由于天然氣零外輸工況時(shí)LNG無法返回到IFV，而又不能暫停對(duì)冷庫(kù)的冷能供應(yīng)，此時(shí)，流經(jīng)LNG/LPG低溫?fù)Q熱器后升溫的LNG通過站內(nèi)已設(shè)置的另外輸管線返回到LNG儲(chǔ)罐，但此時(shí)將引起B(yǎng)OG大量放空。

圖5 接收站改造方案

表6 3種LNG引出和返回方案的優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比

5.4 經(jīng)濟(jì)性初步測(cè)算

根據(jù)以上方案，我們對(duì)該系統(tǒng)進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)性初步測(cè)算。測(cè)算下來該系統(tǒng)初步估算投資1.8億元，經(jīng)營(yíng)期20年，年利用小時(shí)8 760 h，項(xiàng)目?jī)?nèi)部收益率約為10.83%，投資回收期約8.3 a。該項(xiàng)目投用后，與常規(guī)冷庫(kù)相比，年可節(jié)約電量約4千萬kWh，年減排CO2約2.7萬t。

6 結(jié)論和建議

（1） 國(guó)際LNG貿(mào)易快速增長(zhǎng)，我國(guó)從2006年開始進(jìn)口LNG后發(fā)展迅猛，并將維持快速增長(zhǎng)態(tài)勢(shì)，據(jù)預(yù)測(cè)2020年將超過5 000萬t。冷能利用依附于LNG，在當(dāng)前積極倡導(dǎo)節(jié)能減排，不斷推進(jìn)建設(shè)資源節(jié)約型、環(huán)境友好型社會(huì)的背景下越來越受到關(guān)注和重視，因此確實(shí)有必要積極研究和探索LNG冷能利用。實(shí)現(xiàn)LNG高品位冷能的合理有效利用，無論在社會(huì)、環(huán)境還是經(jīng)濟(jì)效益方面的重要意義不言而喻。

（2）LNG冷能利用技術(shù)已趨成熟，但無論何種用途，每個(gè)不同的LNG冷能利用項(xiàng)目都具有資源（冷能）、產(chǎn)品、物流和市場(chǎng)等各環(huán)節(jié)的典型產(chǎn)業(yè)鏈特征，各環(huán)節(jié)涉及面廣且相關(guān)度密切，一個(gè)具體冷能利用項(xiàng)目的成功與否并非是單純技術(shù)應(yīng)用問題，應(yīng)更多涉及整個(gè)項(xiàng)目產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的綜合評(píng)價(jià)和利益平衡，也取決于政策、規(guī)劃、土地以及環(huán)境等宏觀條件。因此，需要科學(xué)分析每個(gè)LNG項(xiàng)目的自身特點(diǎn)和環(huán)境條件，尋求適合本項(xiàng)目的LNG冷能利用合理途徑。

（3）幾年來，上海LNG接收站在冷能利用方面經(jīng)過積極探索，一期工程從總體規(guī)劃角度，對(duì)接收站自身使用冷能（如發(fā)電）以及與外部工廠或冷卻系統(tǒng)集成使用冷能（如冷庫(kù)）兩個(gè)途徑進(jìn)行了適當(dāng)預(yù)留，可以在條件成熟時(shí)分步實(shí)施。同時(shí)結(jié)合當(dāng)前擴(kuò)建工程前期工作契機(jī)，積極借鑒國(guó)外經(jīng)驗(yàn)，對(duì)基于IFV的冷能發(fā)電方案進(jìn)行了重點(diǎn)研究。該方案雖然投資較大，但運(yùn)行能耗低，除了較顯著的節(jié)能和環(huán)保效益，也體現(xiàn)出一定的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，值得進(jìn)一步深化研究。

（4）總之，針對(duì)每個(gè)具體的特點(diǎn)和條件都不同的LNG接收站項(xiàng)目，建議因地制宜、積極探索LNG冷能利用的合理途徑，總體規(guī)劃預(yù)留與分期實(shí)施相結(jié)合，爭(zhēng)取社會(huì)效益和經(jīng)濟(jì)效益的雙贏。與風(fēng)能、太陽能等新能源相比，LNG冷能利用在國(guó)內(nèi)還屬新鮮事物，建議政府有關(guān)部門出臺(tái)相應(yīng)的節(jié)能環(huán)保政策配套支持，政策的配套和引導(dǎo)對(duì)于全面調(diào)動(dòng)LNG冷能利用產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)環(huán)節(jié)的積極性，對(duì)推動(dòng)LNG冷能利用工作有積極促進(jìn)作用。同時(shí)，LNG冷能是高品位能源資源，宜在較高的回收效率基礎(chǔ)上利用，應(yīng)提倡梯級(jí)利用，避免粗放利用，建議合理衡量項(xiàng)目資源利用水平。

節(jié)能信息與動(dòng)態(tài)

黃浦區(qū)獲市節(jié)能降碳工作 “優(yōu)秀”等級(jí)

據(jù)上海市發(fā)改委公告，黃浦區(qū)在市對(duì)區(qū)級(jí)政府節(jié)能降碳工作考核中獲得“優(yōu)秀”等級(jí)，在中心城區(qū)中排名第一，這是該區(qū)節(jié)能降碳工作連續(xù)5年獲得“優(yōu)秀”等級(jí)。

2016年黃浦區(qū)能耗強(qiáng)度和碳排放強(qiáng)度同比下降3.87%，能耗總量同比上升1.67%，超額完成年度節(jié)能降碳目標(biāo)，超進(jìn)度完成“十三五”節(jié)能降碳目標(biāo)。節(jié)能降碳工作取得“四大成效”。（1）低碳示范試點(diǎn)大量涌現(xiàn)。黃浦區(qū)商業(yè)建筑需求側(cè)管理項(xiàng)目獲得國(guó)家發(fā)改委批復(fù)成為國(guó)家級(jí)示范項(xiàng)目。（2）建筑節(jié)能成效顯著。綠地集團(tuán)總部大樓、企業(yè)天地二期同時(shí)獲得國(guó)內(nèi)外綠色建筑最高等級(jí)雙認(rèn)證，全區(qū)高標(biāo)準(zhǔn)綠色建筑數(shù)量達(dá)到35幢。（3）能耗在線監(jiān)測(cè)系統(tǒng)全市領(lǐng)先。目前系統(tǒng)接入樓宇數(shù)量達(dá)到234幢，接入樓宇數(shù)量位全市各區(qū)之首。黃浦區(qū)能耗監(jiān)測(cè)平臺(tái)獲2016年度上海市建筑節(jié)能工作先進(jìn)單位。（4）國(guó)際合作廣泛開展。美國(guó)能源基金會(huì)、丹麥蓋爾事務(wù)所和該區(qū)合作開展北京東路地區(qū)慢行交通研究，開展臺(tái)灣路慢行交通示范段深化設(shè)計(jì)方案研究。