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(shù)理論研究較多，主要包括將冷能用于發(fā)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(wèi)星站的冷能高效利用項目是國內(nèi)首個將LNG冷能用于冷庫的工程實例。

    佛山杏壇LNG衛(wèi)星站隸屬于佛山市順德區(qū)港華燃?xì)庥邢薰�司，是順德區(qū)燃?xì)廨斉湎到y(tǒng)的補(bǔ)充氣源。所用氣源大多來自深圳大鵬的LNG，****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(wǎng)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(chǎn)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(jié)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(wèi)星站，冷庫總?cè)萘繛? 000 t，二期計劃擴(kuò)建至8 000～9 000 t，主要經(jīng)營范圍是水產(chǎn)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(fù)荷為163 kW的制冷裝置2臺，制冷負(fù)荷為184 kW的制冷裝置1臺，根據(jù)所處理的水產(chǎn)品數(shù)量和加工要求選擇制冷裝置的開啟數(shù)量。冷庫在實際運(yùn)行時，一般夏季開2臺制冷裝置，每天運(yùn)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(yùn)行18～20 h，需冷量為3 100 kW.h，每年電費(fèi)約為120×10⁴元，擴(kuò)建后的耗電量和運(yùn)行費(fèi)用都會大幅增加。考慮到LNG衛(wèi)星站的冷能未得到利用，于是擬將LNG衛(wèi)星站的冷能用于冷庫制冷。

    我國冷庫總?cè)萘窟_(dá)500×10⁴t，大多采用多級電壓縮制冷裝置維持冷庫的低溫運(yùn)行舊。，電耗較大。將LNG衛(wèi)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(shè)費(fèi)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(wèi)星站的占地面積；減少冷庫原有電壓縮制冷系統(tǒng)的噪聲和振動，降低制冷設(shè)備故障發(fā)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(huán)制冷。文獻(xiàn)[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(huán)制冷。

    目前大多數(shù)冷庫制冷系統(tǒng)為電壓縮氨制冷，該項目是將現(xiàn)有的冷庫制冷工藝進(jìn)行改進(jìn)，在冷庫傳統(tǒng)的電壓縮氨制冷循環(huán)的基礎(chǔ)上增加LNG制冷循環(huán)。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(wèi)星站原有的調(diào)壓控制系統(tǒng)，保證天然氣進(jìn)入管網(wǎng)前的調(diào)壓設(shè)施正常運(yùn)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(tǒng)、低壓氨制冷循環(huán)系統(tǒng)和電壓縮氨制冷循環(huán)系統(tǒng)。在LNG衛(wèi)星站，從LNG儲罐中出來的LNG分成c、d兩股，c股LNG進(jìn)入空溫式氣化器1氣化為25℃的天然氣，經(jīng)調(diào)壓閥1調(diào)壓至0.30～0.35 MPa后，進(jìn)入城市管網(wǎng)。d股LNG進(jìn)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?yōu)橐?5～一30℃的天然氣，經(jīng)空溫式氣化器2升溫為25℃的天然氣后，與LNG氣化系統(tǒng)中的25℃的天然氣混合，再經(jīng)調(diào)壓閥l調(diào)壓至O.30～0.35 MPa后，送人城市管網(wǎng)。同時，氨氣被冷凝為一40℃的液氨后進(jìn)人液氨收集罐，經(jīng)離心泵加壓至0.40～0.60 MPa后再經(jīng)調(diào)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(huán)。

    當(dāng)冷庫的需冷量較大或LNG量供應(yīng)不足時，為滿足要求，在進(jìn)行低壓氨制冷循環(huán)的同時，打開閥門v一5、v一6，開啟電壓縮氨制冷循環(huán)系統(tǒng)。從冷庫中出來的b股氨氣進(jìn)入換熱器2與冷卻水換熱，然后經(jīng)壓縮機(jī)壓縮，再送回?fù)Q熱器2，經(jīng)冷卻水冷凝為35℃的液氨，經(jīng)調(diào)壓閥3調(diào)壓至0.15 MPa，與來自低壓氨制冷循環(huán)系統(tǒng)的0.15 MPa的液氨混合后，進(jìn)入冷庫制冷。多余的液氨進(jìn)入液氨儲罐，以補(bǔ)充循環(huán)系統(tǒng)長期運(yùn)行中損失的液氨。

    該工藝采取以下控制系統(tǒng)：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(jīng)過換熱器1和空溫式氣化器2再返回到調(diào)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(dāng)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(yùn)營公司可得到以下收益：冷庫制冷電費(fèi)每年降低數(shù)十萬元；減少循環(huán)冷卻水系統(tǒng)的運(yùn)行和維護(hù)費(fèi)用；故障少，維修簡單，操作控制容易；易于冷庫擴(kuò)建和冷加工業(yè)務(wù)的開展；節(jié)省冷庫擴(kuò)建的電制冷用地和建設(shè)投資。

該項目以流經(jīng)換熱器1的平均供氣量3×10⁴m³／d為基準(zhǔn)估算，估算范圍包括與上述工藝相關(guān)的工程費(fèi)用(建筑工程費(fèi)、靜止設(shè)備安裝費(fèi)、機(jī)械設(shè)備購置費(fèi)j工藝管道材料費(fèi)、自控儀表購置及安裝費(fèi)等)、固定資產(chǎn)其他費(fèi)(臨時設(shè)施費(fèi)、工程建設(shè)管理費(fèi)、可行性研究報告編制費(fèi)、工程設(shè)計費(fèi)、竣工圖編制費(fèi)、工程建設(shè)監(jiān)理費(fèi)等)和預(yù)備費(fèi)(不可預(yù)見費(fèi))。項目所需建設(shè)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(shè)期1年。項目總造價：90.88×10⁴元，根據(jù)總成本費(fèi)用估算參數(shù) (見表1)估算該項目總成本費(fèi)用。經(jīng)計算，該項目平均年總成本費(fèi)用為14.51×10⁴元。

 

  財務(wù)評價的主要參數(shù)見表2。

  該項目總造價90.88×10⁴元(其中，建設(shè)造價87.38×10⁴元，建設(shè)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(nèi)部收益率(稅后) 48.07％，靜態(tài)投資回收期(稅后，含建設(shè)期)3.08年，動態(tài)投資回收期(稅后，含建設(shè)期)3.54年。

 

    針對該項目供冷工藝設(shè)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(shù)據(jù)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(dá)到87.8％。圖2中，曲線與橫坐標(biāo)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(biāo)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(dá)到517 kJ／kg，冷火用利用率也可達(dá)26．8％。這只是對于流經(jīng)換熱器1的3×10。m3／d的天然氣來計算的，不是整個衛(wèi)星站LNG的冷火用利用率。

    根據(jù)制冷原理可知，要求的工藝溫度越低，常規(guī)制冷方式所消耗的能量越多，在到達(dá)一定的低溫區(qū)時，蒸發(fā)溫度每降低1 K，能耗要增加10％，此時利用LNG冷能的節(jié)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(fā)展空間。

    針對上述特點(diǎn)，其遠(yuǎn)期規(guī)劃擬開展利用LNG衛(wèi)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(chǎn)業(yè)負(fù)荷變化之間存在時間、空間不同步，擬建立冷媒循環(huán)系統(tǒng)來回收利用冷能，建成LNG冷能高效利用技術(shù)示范基地，也將成為我國第一個LNG冷能利用項目中試基地。

    將廢舊橡膠低溫粉碎可生產(chǎn)出高附加值的精細(xì)膠粉。膠粉直接或改性后可廣泛應(yīng)用于橡膠塑料制品、化工建材、公路交通等領(lǐng)域，不僅可以替代部分生膠，而且可以提高產(chǎn)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(yùn)動而脆化，從而易于粉碎。由于低溫粉碎需要耗費(fèi)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(yán)重影響了橡膠低溫粉碎技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性。利用LNG冷能低溫粉碎廢舊橡膠是廢舊輪胎高值化的發(fā)展方向，是國家鼓勵發(fā)展的新興產(chǎn)業(yè)。目前，國外已有公司開發(fā)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(jīng)低溫兩相套管換熱器組由冷媒降溫至一70℃左右，進(jìn)入粉碎設(shè)備，得到超細(xì)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(xì)膠粉，助粉媒循環(huán)利用。

    傳統(tǒng)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(shè)備冷卻和液化。利用LNG冷能生產(chǎn)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(shè)備的負(fù)荷大大減少。以化工廠的副產(chǎn)品CO：為原料，利用LNG的冷能制造液態(tài)CO：或干冰，不但電耗小(0.2 kW.h／m³)，而且其產(chǎn)品的純度高(可達(dá)99．99％)。

    ①冷庫制冷系統(tǒng)的加入，只是略微增加了LNG氣化器系統(tǒng)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(diào)峰功能，只能根據(jù)冷庫實際需冷量調(diào)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(nèi)部稅后收益率48.07％，靜態(tài)稅后投資回收期3.08年，動態(tài)稅后投資回收期3.54年，在整個項目壽命期內(nèi)有較高的盈利。

    ③該項目中LNG冷能利用率可達(dá)87.8％，但其冷火用利用率只有26.8％，尚有較大發(fā)展空間。因此該項目遠(yuǎn)期規(guī)劃擬建立冷媒循環(huán)系統(tǒng)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(shù)示范基地。