节能减排系列报道之四
液化天然气冷能热用
□ 华南理工大学天然气利用研究中心 华贲
近年来，我国天然气进口量不断加大，已有十多处LNG接收终端在规划建设中。天然气一般都在被液化后进行
运输，在LNG接收站又需将LNG气化后使用，在此气化过程中会释放冷能，约830～860kJ/kg。我国每年进口数以
千万吨计的LNG，所携带的冷能没有得到有效利用而造成巨大的浪费和严重的冷污染。如果将这些冷能回收用于发
电、空气分离、制造干冷、低温冷库等领域，则可节省大量的电能并降低污染。
近年来，我国发展核能、太阳能、风能等可再生能源的努力为世界所瞩目，但这些能源的发展受到资源、技术、
装备等诸多因素的限制，在一次能源中的份额难以快速增加。而天然气有着CO2、SO2、NOx排放小、能源利用效率
高（可达80%）的优势，加快发展天然气是目前我国优化能源结构、实现节能减排战略的有力选择。
随着苏里格、普光等五个超大型气田的发现和开采，我国天然气产量持续增长，2007年已达693亿m3，预计
2010年将达到1000亿m3。同时，我国特殊的地质条件也形成了许多储量100亿m3以下的中小型气田，适于将天
然气直接深冷净化/液化，再通过槽车运输/卫星气化站供给用户，这一市场运营模式发展很快。迄今我国已拥有十
几个LNG车运公司、上百个卫星站。
节能与经济效益双赢
１．节能潜力大
当LNG在1atm压力下气化时，约释放出230kW·h/t从-162℃到5℃的冷量。实际操作中，LNG需要用泵提高
压力后气化外送，部分冷能转化为压力能。-162℃的LNG在8MPa下气化升温到5℃的冷能折电为333kW·h/t，一
个300万t/a的LNG 接收站可利用的冷功率为65MW，折合电能约10亿kW·h。到2020年以我国LNG供应量5000
万t计，可用冷能折电150亿kW·h，相当于一个400万kW电站的年发电量。
2．经济效益显著
如果下游市场能够充分安排，大型LNG项目冷能则能得到充分利用。某350万t/a LNG项目，因其所在的特大
型循环经济区内有空分、油田伴生气轻烃分离装置，以及低温粉碎、干冰、冷库等规模大、温位分布适宜的下游冷
能用户，使得该项目总供冷负荷超过70MW，冷能利用率在70%以上。可行性研究表明，接收站售冷、节省浸没燃烧
式气化器（SCV）燃料气收益加上缴税金，每年的总经济效益约4亿元，投资内部收益率15%，比没有利用冷能的
项目提高5个百分点。冷能下游用户用比传统耗电制冷低的价格购入LNG冷能，有较高的内部收益率。
对于小型LNG项目，以一个4万t/a县级小型LNG卫星站为例，若增加冷能利用设施项目，通过冷媒循环系统
向下游冷库、室内滑冰场、建筑物空调等用户供冷负荷约800kW。项目投资约1000万元，回收期7～8年。
此外，天然气输送主干管网的压力与沿途各供气城市分支管网的压力相差颇大。例如，西气东输二线的设计压
力为12MPa，而城市燃气管道操作压力一般只有1.6MPa。在两网衔接处的门站设有调压设施，压力能大都白白浪费。
若利用激波制冷和膨胀机等技术，可以回收利用这些宝贵的压力能并转换为冷能。这些冷能既可以直接利用，也可
使相当比率（10%以上）的管道天然气液化成为LNG，用于调峰。
加强与冷能利用产业的结合
1．大规模空分
我国煤占一次能源比重已达71.6%，CO2排放量将在几年之内超过美国居世界第一位，节能减排任务十分紧迫。
目前采用富氧气化，使煤转化为合成气（CO+H2)的项目正在快速发展；采用水煤浆的德士古技术和采用粉煤的壳牌
技术已经分别在南京和岳阳实现了大规模工业化生产。制得的合成气经变换成纯氢，替代目前用于制氢的宝贵的轻
烃经济效益很好，也可直接合成化学品。此外，副产的纯CO2可以回收制干冰和其它化学品，或注入油气田地层，
提高油气采收率。空分产品市场面临极大的扩展空间。
利用LNG冷能生产液体产品的空分装置可使空分电耗降低一半，且不需考虑运输问题，用槽车把液氮、液氧运
输到油气田、煤化工厂等用户的同时，也把冷能输送到了那里。这个领域的市场需求极大，几乎消化了所有的LNG
冷能。但是由于空分用的LNG冷能主要是在-160℃到-75℃的温度段， 0℃左右的温度段冷能还可以用于压缩机级
间冷却。要使LNG的冷能得以充分利用，还需给-75℃到0℃温度段的冷能找到其它适宜用户，并与空分装置集成
优化。
2.轻烃分离
进口C2+含量在10%以上的“湿”或“富”LNG ，可以直接利用其冷能把C2+充分分离出来，用作乙烯裂解原
料。LNG接收站附近陆上或海上油气田的伴生气多半富含C2+，可以引到接收站利用LNG冷能进行分离。对于油田
伴生气的冷能利用按距离远近有两种方案：一是将粗天然气引至接收站；二是将液氮运往油气田，冷能利用后将气
化的氮气回注井下。
此外，在世界各国均已成熟的冷能发电、废轮胎低温粉碎、干冰、冷冻仓库、海水淡化、制冰、空调、燃气轮
机进气冷却等传统的LNG冷能利用技术，可根据各个LNG项目地缘和市场条件的不同，具体优化安排、梯级利用。
推动我国LNG冷能利用产业链发展
1． LNG冷能研发利用系统技术
LNG接收站冷能利用系统并不复杂，相应的工艺和设备技术均已成熟可靠。迄今已有数十个项目在日本、中国
台湾等地运行，但多半缺乏梯级利用和综合优化。
目前要从技术与管理两方面建立从单个设备、局部子系统到系统全局的集成模型，开发出计算机辅助决策平台，
进而对单元到系统的各种可能方案进行比选和技术经济优化。例如，用于空分的LNG冷能与循环氮气换冷的温度高
限大致在-75℃。目前-75℃～-5℃的LNG冷能大都通过乙二醇水溶液用于0℃左右的压缩机级间冷却。若温差过大，
冷能严重降质。如能与-60℃～-15℃的其他用户集成耦合，会大大提高项目的经济性。此外，建议构建适宜的冷媒
循环系统，选择优化的保冷技术和经济输送距离，以解决冷能利用产业与LNG 气化操作在时间与空间上不同步问
题，并保障系统的可靠性和可控性。
2．培育和规范LNG冷能利用产业链市场
LNG冷能利用的梯级是一个由多用户构成的冷产业链。无论对大型接收站还是小型气化设施，产业链的构建都
取决于当地附近有无合适的冷产业市场需求和必要的可用土地。
不同温位的冷能利用涉及许多行业，不可能由接收站自己包揽，必须按照市场经济机制和交易规则来构建。为
此，必须科学地确定冷能在产业链各个环节的交易价格；建立各项目投融资、建设和运营相互配合衔接的机制；构
建特许经营和价格监管机制，以及协商各方利益的架构。在保证国家掌控经济命脉的条件下，建议制定国有、民营、
外企准入政策。
3．冷能利用产业链与LNG项目同步规划和建设
LNG项目选址和下游冷产业群的协同规划是能否构建LNG项目下游冷产业链的前提。这需要接收站（或气化站、
城市管网门站）业主协同地方循环经济开发区、相关部门统一规划，充分考虑附近的工业布局与冷能产业链的集成
以及冷产业产品的市场需求。此外，要规划好建设进度和规模，充分考虑各方的投资效益和风险。