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LNG接收站冷能利用
研究分析
一、LNG冷能利用现状分析
1、LNG冷能介绍
LNG是气态天然气经过脱酸、脱水处理,通过低温工艺冷冻液化而成的低温(-162℃)液体混合物,作为液体状态存在时有利于其储存和运输,但天然气最终被利用时的状态必须是气态。因此,常压下、-162.0℃的液化天然气在供应给下游用户利用之前,必须先加热至0℃以上经过气化输送质燃气管网,气化时放出很大的能量,其值大约为830kJ/kg(包括液态天然气的气化潜热和气态天然气从储存温度复温到环境温度的显热),即在接收终端1.0tLNG气化大约可释放出230kw·h的冷量。
2、LNG冷能利用的意义
2.1、有利于节约能源,提高LNG冷量利用效率
LNG生产的动力消耗约为850KW·h/t,在接收终端1.0tLNG气化大约可释放出230KW·h的冷量。从国外进口LNG的同时,也相当于进口了大量利用LNG产地廉价能源生产的冷量。一个LNG进口量为300万t/a的接收站,相当于同时进口了6.9亿KW·h/a、温度为-162.0℃的高品质冷量。如回收利用LNG的冷量,则可以替代大量用于制冷所消耗的电能。如果利用1.0tLNG的冷量能够替代30KW·h电能,则年进口300万t的LNG就可为我国节省0.9亿KW·h的电能,可以有效缓解我国沿海地区电力紧张的局势,减少大量用于发电的煤和天然气,对节约能源、提高能源的利用效率具有重大的意义。
2.2、有利于降低LNG下游市场的供气价格
LNG产业链中下游天然气的供气成本主要由天然气的开采费用、预处理费用、液化费用、运输费用以及接收再气化等费用构成。因资源状况、运距等具体情况各不相同,各项费用所占比例变化范围很大。接收再气化费用占到LNG产业成本费用的15~25%,因此通过回收利用LNG气化过程中的冷量创造经济效益,减少LNG的气化费用,可以降低LNG下游的天然气的供气成本,有利于下游市场开拓。
2.3对实现“十四五”是我国能源向清洁化转型起到关键性的支撑。?
“十四五”是我国能源向清洁化转型的关键期,随着可再生能源的快速发展及碳排放目标的确定,将来LNG冷能利用甚至可能成为影响能源转型的关键性因素。
3、LNG冷能利用率分析
LNG冷能具有梯级应用的特点,在不同温度区间有其独特的应用方式,而且不同的项目配置,将决定冷能利用的成效。基于各种条件的限制,LNG冷能不可能全部转化利用,目前世界LNG冷能平均利用率约20%.
表1LNG冷能利用的过程
表2不同温度梯级下冷能利用方式
因此,仅考虑单一要素(如成本效益或市场需求)将可能使冷能应用着重于特定的项目,造成冷能利用效率偏低;另外,如果不结合LNG接收站周边的产业特点及相关政策,将会使选用的应用方案缺乏未来性,不利于冷能综合利用。
4、国内外冷能利用现状
国内LNG接收站冷能利用现状
序号
接收站名称
规模
(万t/a)
投产时间
冷能利用方案
运行情况
1
莆田LNG接收站
500
2008年5月
1、空分(液氧液氮各300t/d,液氩10t/d)
2、低温橡胶粉粹(一期废旧轮胎处理量2万t/a)
空分投资3.1亿,市场原因,负荷不匹配,整体亏损
橡胶粉碎因原料来源问题未满负荷生产
2
如东LNG接收站
650
2011年6月
冷能空分LNG60t/h
14年8月投运,已停产,正在改造
3
宁波LNG接收站
300
2013年4月
冷能空分
市场原因停产
4
唐山LNG接收站
650
2013年12月
冷能空分LNG80t/h
6月份投运,已停产
5
青岛LNG接收站
300
2014年
冷能空分LNG50t/hX2,重烃回收
市场原因停产
6
上海LNG接收站
300
2009年10月
冷能发电串联冷藏;低温冷库
7
大连LNG接收站
300
2011年11月
低温冷库、冷能空分
8
珠海LNG接收站
350
2013年5月
冷能空分
9
天津LNG浮式接收站
220
2013年11月
冷能发电;低温冷库
10
海南LNG接收站
300
2014年8月
冷能发电;低温冷库
11
大鹏LNG接收站
670
2015年7月
冰雪世界
12
启东广汇LNG接收站
300
2017年6月
冷能空分
已与广钢气体签订协议,正在开展前期建设工作
13
舟山新奥LNG接收站
300
2018年8月
冷能发电
国外LNG冷能利用现状
二、冷能利用的必要性
合理利用冷能资源,可降低对LNG接收站附近水域的生态环境和大气环境造成冷污染;回收利用LNG的冷量创造经济效益,减少LNG的气化费用,可以降低LNG下游的天然气的供气成本,有利于下游市场开拓;对节约资源、提
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