1 概述
LNG常壓下為一162℃的液體，在供給用戶使用前需將其升溫氣化，LNG氣化過程釋放約830 kJ／kg的冷能。目前，LNG冷能利用技術理論研究較多，主要包括將冷能用于發電、空分、制取液化二氧化碳及干冰、作為冷庫的冷源等㈨。佛山杏壇LNG衛星站的冷能高效利用項目是國內首個將LNG冷能用于冷庫的工程實例。
佛山杏壇LNG衛星站隸屬于佛山市順德區港華燃氣有限公司，是順德區燃氣輸配系統的補充氣源。所用氣源大多來自深圳大鵬的LNG，最大供氣能力為15×10。m3／d。目前的氣化能力為(2～10)×104m3／d，氣化壓力為0.4～0.7 MPa，管網外輸壓力為O.3 MPa。該氣化站共有100 m。圓筒形LNG儲罐6臺，其中儲存壓力為0.35 MPa的儲罐有4臺，儲存壓力為0.55 MPa的儲罐有2臺。LNG空溫式氣化器8臺，單臺氣化器的氣化能力為2 000 m3／h。生產LNG的耗電量為850 kW·h／t，如果LNG冷能得以充分利用，大約可節電600 kW.h／t，則按照0.85形(kW·h)的電價用于深冷項目計算，一162℃的LNG冷能價值約510形t。
該項目所述冷庫毗鄰LNG衛星站，冷庫總容量為3 000 t，二期計劃擴建至8 000～9 000 t，主要經營范圍是水產品加工及儲存。該冷庫分為兩個溫度等級：一30℃冷凍庫和一15℃冷藏庫。該冷庫共有NH，壓縮制冷裝置3臺，其中制冷負荷為163 kW的制冷裝置2臺，制冷負荷為184 kW的制冷裝置1臺，根據所處理的水產品數量和加工要求選擇制冷裝置的開啟數量。冷庫在實際運行時，一般夏季開2臺制冷裝置，每天運行15～16 h，需冷量為4 890～5 216 kW．h；冬季開1臺制冷裝置，每天運行18～20 h，需冷量為3 100 kW.h，每年電費約為120×104元，擴建后的耗電量和運行費用都會大幅增加。考慮到LNG衛星站的冷能未得到利用，于是擬將LNG衛星站的冷能用于冷庫制冷。
2 LNG衛星站冷能用于冷庫的工藝流程
我國冷庫總容量達500×104t，大多采用多級電壓縮制冷裝置維持冷庫的低溫運行舊。，電耗較大。將LNG衛星站的冷能作為冷庫的冷源，在回收LNG冷能的同時又可簡化制冷工藝，大幅削減冷庫的建設費用；降低電耗，所消耗電量約為原來的1／3倍；有效利用冷庫和衛星站的占地面積；減少冷庫原有電壓縮制冷系統的噪聲和振動，降低制冷設備故障發生頻率。
LNG冷能用于冷庫制冷，采用載冷劑(如：乙醇、R410A氟利昂陽)回收LNG的冷能，儲存于蓄冷槽中，在冷庫需要時將載冷劑輸入冷庫循環制冷。文獻[8、9]在以乙二醇為載冷劑蓄冷后，將冷能傳遞給液氨，通過液氨在冷庫中循環制冷。
目前大多數冷庫制冷系統為電壓縮氨制冷，該項目是將現有的冷庫制冷工藝進行改進，在冷庫傳統的電壓縮氨制冷循環的基礎上增加LNG制冷循環。為使LNG冷能用于冷庫的工藝流程改造簡單、操作方便，要遵循以下2個原則。一，不控制LNG氣化流量，保證LNG氣化速率不受LNG冷能利用項目影響；二，不改變LNG衛星站原有的調壓控制系統，保證天然氣進入管網前的調壓設施正常運行。因此我們制定了圖1所示的工藝流程。
該方案主要包括3部分：LNG氣化系統、低壓氨制冷循環系統和電壓縮氨制冷循環系統。在LNG衛星站，從LNG儲罐中出來的LNG分成c、d兩股，c股LNG進入空溫式氣化器1氣化為25℃的天然氣，經調壓閥1調壓至0.30～0.35 MPa后，進入城市管網。d股LNG進入換熱器1中與來自冷庫的一20℃、O.10 MPa的a股氨氣換熱后，變為一25～一30℃的天然氣，經空溫式氣化器2升溫為25℃的天然氣后，與LNG氣化系統中的25℃的天然氣混合，再經調壓閥l調壓至O.30～0.35 MPa后，送人城市管網。同時，氨氣被冷凝為一40℃的液氨后進人液氨收集罐，經離心泵加壓至0.40～0.60 MPa后再經調壓閥2降壓至0．15 MPa，最后送人冷庫制冷，完成低壓氨制冷循環。
當冷庫的需冷量較大或LNG量供應不足時，為滿足要求，在進行低壓氨制冷循環的同時，打開閥門v一5、v一6，開啟電壓縮氨制冷循環系統。從冷庫中出來的b股氨氣進入換熱器2與冷卻水換熱，然后經壓縮機壓縮，再送回換熱器2，經冷卻水冷凝為35℃的液氨，經調壓閥3調壓至0.15 MPa，與來自低壓氨制冷循環系統的0.15 MPa的液氨混合后，進入冷庫制冷。多余的液氨進入液氨儲罐，以補充循環系統長期運行中損失的液氨。
該工藝采取以下控制系統：在原有控制流程中的空溫式氣化器1前的干路加上流量控制閥V—l，并引出支路d。通過支路d的LNG經過換熱器1和空溫式氣化器2再返回到調壓閥前。流量控制閥V—1只是分配2個氣化部分的LNG流量。由于換熱器1和空溫式氣化器2相當于原有空溫式氣化器的副線，故不影響原有整體LNG氣化量和天然氣壓力控制操作。
該項目建成后，冷庫運營公司可得到以下收益：冷庫制冷電費每年降低數十萬元；減少循環冷卻水系統的運行和維護費用；故障少，維修簡單，操作控制容易；易于冷庫擴建和冷加工業務的開展；節省冷庫擴建的電制冷用地和建設投資。
3 財務評價
3．1投資及成本估算
該項目以流經換熱器1的平均供氣量3×104m3／d為基準估算，估算范圍包括與上述工藝相關的工程費用(建筑工程費、靜止設備安裝費、機械設備購置費j工藝管道材料費、自控儀表購置及安裝費等)、固定資產其他費(臨時設施費、工程建設管理費、可行性研究報告編制費、工程設計費、竣工圖編制費、工程建設監理費等)和預備費(不可預見費)。項目所需建設造價的30％為自有資金，70％為銀行貸款，貸款利率為5．40％，項目建設期1年。項目總造價：90.88×104元，根據總成本費用估算參數 (見表1)估算該項目總成本費用。經計算，該項目平均年總成本費用為14.51×104元。
表1 總成本費用估算參數
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燃料動力價格 |
固定資產折舊 |
銷售費用
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生產期
／a
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新增定員
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電／
(元.kW-1一.h-1) |
維修費／
(元.a-1) |
時間
／a |
殘值率
／％ |
修理費率
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0.85 |
5×104 |
15 |
3 |
固定資產原值的3％ |
按銷售收入的0.1％計算 |
15 |
無 |
3．2財務評價
財務評價的主要參數見表2。
該項目總造價90.88×104元(其中，建設造價87.38×104元，建設期利息1.69×104元，流動資金1.81×104元)，年均銷售收入74.80×10。形a，年均稅后利潤36.33×104元／a。內部收益率(稅后) 48.07％，靜態投資回收期(稅后，含建設期)3.08年，動態投資回收期(稅后，含建設期)3.54年。
表2財務評價的主要參數
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產品價格 |
稅金 |
損益估算 |
清償能力分析 |
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電／
(元.kW-1．h-1) |
增值稅
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城市建設
維護稅 |
教育費附加
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所得
稅率 |
公積金
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償還借款的
資金來源 |
借款償還年限 (含建設期)／a |
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0.85
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17％
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按增值稅的7％
計算
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按增值稅的
3％計算
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25％
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按稅后利潤的
10％計
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項目提取的全部折舊、攤銷及未分配利潤 |
2.88
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4 LNG冷能利用遠期規劃
針對該項目供冷工藝設計，LNG所提供的冷能與液氨所得到的冷能分布情況見圖2。圖2中數據顯示，LNG所能提供的冷能約894 kJ／kg，液氨得到的冷能約785 kJ／kg，由此看出LNG冷能利用率可達到87.8％。圖2中，曲線與橫坐標軸所圍成的面積就是這種能量所含有的火用值，因此圖中LNG曲線與橫坐標軸所圍成的面積為706 kJ／kg，即LNG冷能所能提供冷火用約為706 kJ／kg；液氨所得到的冷火用約為189 kJ／kg，冷火用損失達到517 kJ／kg，冷火用利用率也可達26．8％。這只是對于流經換熱器1的3×10。m3／d的天然氣來計算的，不是整個衛星站LNG的冷火用利用率。
根據制冷原理可知，要求的工藝溫度越低，常規制冷方式所消耗的能量越多，在到達一定的低溫區時，蒸發溫度每降低1 K，能耗要增加10％，此時利用LNG冷能的節能效果也就越明顯，冷火用的利用率也越高由此可見，將LNG冷能用于冷庫制冷，回收了大量LNG高溫部分冷能，但LNG的較低溫度利用尚有較大發展空間。
針對上述特點，其遠期規劃擬開展利用LNG衛星站冷能用于廢舊橡膠低溫粉碎、二氧化碳液化和干冰制備、中小型低溫冷庫的研究。為了解決LNG氣化隨時間頻繁波動與LNG冷能利用產業負荷變化之間存在時間、空間不同步，擬建立冷媒循環系統來回收利用冷能，建成LNG冷能高效利用技術示范基地，也將成為我國第一個LNG冷能利用項目中試基地。
4．1 LNG冷能用于橡膠低溫粉碎
將廢舊橡膠低溫粉碎可生產出高附加值的精細膠粉。膠粉直接或改性后可廣泛應用于橡膠塑料制品、化工建材、公路交通等領域，不僅可以替代部分生膠，而且可以提高產品的性能H。J引。橡膠低溫粉碎的基本原理就是通過冷凍將橡膠溫度降至橡膠的玻璃化溫度(約一80℃)以下，使橡膠分子鏈不能運動而脆化，從而易于粉碎。由于低溫粉碎需要耗費大量的冷能用于橡膠的冷凍和粉碎(因粉碎的時候會放熱，所以需要冷能來保證粉碎過程膠粒和助粉媒溫度在一80 qC以下)，成本高，嚴重影響了橡膠低溫粉碎技術的經濟性。利用LNG冷能低溫粉碎廢舊橡膠是廢舊輪胎高值化的發展方向，是國家鼓勵發展的新興產業。目前，國外已有公司開發出了LNG低溫粉碎工藝。
計劃采用的工藝流程為：將粗碎后的膠粉(40～60目)與助粉媒混合，經低溫兩相套管換熱器組由冷媒降溫至一70℃左右，進入粉碎設備，得到超細膠粉(150～200目)和助粉媒混合物；再將該混合物送回低溫兩相套管換熱器組換熱，之后過濾分離出所需的超細膠粉，助粉媒循環利用。
4．2二氧化碳液化和干冰制備技術
傳統的液化工藝是將二氧化碳壓縮至2.5～3.0 MPa，再利用制冷設備冷卻和液化。利用LNG冷能生產液化二氧化碳，則很容易獲得液化二氧化碳所需要的低溫，從而將液化裝置的工作壓力降至0.9 MPa左右，工藝流程簡單，制冷設備的負荷大大減少。以化工廠的副產品CO：為原料，利用LNG的冷能制造液態CO：或干冰，不但電耗小(0.2 kW.h／m3)，而且其產品的純度高(可達99．99％)。
5 結論
①冷庫制冷系統的加入，只是略微增加了LNG氣化器系統的壓力降，不影響原有整體LNG氣化量和天然氣壓力控制操作。該項目投資少、操作簡單，但是沒有LNG氣化和冷庫用冷過程的調峰功能，只能根據冷庫實際需冷量調整該路LNG流量。
②該項目總投資90.88×104元，年均銷售收入74.80×104形a，內部稅后收益率48.07％，靜態稅后投資回收期3.08年，動態稅后投資回收期3.54年，在整個項目壽命期內有較高的盈利。
③該項目中LNG冷能利用率可達87.8％，但其冷火用利用率只有26.8％，尚有較大發展空間。因此該項目遠期規劃擬建立冷媒循環系統來回收利用LNG冷能，用于廢舊橡膠低溫粉碎、二氧化碳液化和干冰制備等中試項目，建成LNG冷能高效利用技術示范基地。
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