LNG卫星站冷能利用项目开发研究报告.doc

LNG卫星站冷能利用项目开发1概述 LNG常压下为一162的液体，在供给用户使用前需将其升温气化，LNG气化过程释放约830 kJkg的冷能。目前，LNG冷能利用技术理论研究较多，主要包括将冷能用于发电、空分、制取液化二氧化碳及干冰、作为冷库的冷源等。佛山杏坛LNG卫星站的冷能高效利用项目是国内首个将LNG冷能用于冷库的工程实例。 佛山杏坛LNG卫星站隶属于佛山市顺德区港华燃气有限公司，是顺德区燃气输配系统的补充气源。所用气源大多来自深圳大鹏的LNG，最大供气能力为15104 m3d。目前的气化能力为(210)104 m3d，气化压力为0.4O.7 MPa，管网外输压力为0.3 MPa。该气化站共有100 m3圆筒形LNG储罐6台，其中储存压力为0.35 MPa的储罐有4台，储存压力为O.55 MPa的储罐有2台。LNG空温式气化器8台，单台气化器的气化能力为2 000 m3h。生产LNG的耗电量为850 kW.ht，如果LNG冷能得以充分利用，大约可节电600 kW.ht，则按照0.85形(kW.h)的电价用于深冷项目计算，一162的LNG冷能价值约510形t。 该项目所述冷库毗邻LNG卫星站，冷库总容量为3 000 t，二期计划扩建至8 0009 000 t，主要经营范围是水产品加工及储存。该冷库分为两个温度等级：一30 qC冷冻库和一15冷藏库。该冷库共有NH，压缩制冷装置3台，其中制冷负荷为163 kW的制冷装置2台，制冷负荷为184 kW的制冷装置1台，根据所处理的水产品数量和加工要求选择制冷装置的开启数量。冷库在实际运行时，一般夏季开2台制冷装置，每天运行1516 h，需冷量为4 8905 216 kWh；冬季开1台制冷装置，每天运行1820 h，需冷量为3 100 kW.h，每年电费约为120103元，扩建后的耗电量和运行费用都会大幅增加。考虑到LNG卫星站的冷能未得到利用，于是拟将LNG卫星站的冷能用于冷库制冷。2 LNG卫星站冷能用于冷库的工艺流程 我国冷库总容量达500104t，大多采用多级电压缩制冷装置维持冷库的低温运行,电耗较大。将LNG卫星站的冷能作为冷库的冷源，在回收LNG冷能的同时又可简化制冷工艺，大幅削减冷库的建设费用；降低电耗，所消耗电量约为原来的13倍；有效利用冷库和卫星站的占地面积；减少冷库原有电压缩制冷系统的噪声和振动，降低制冷设备故障发生频率。 LNG冷能用于冷库制冷，采用载冷剂(如：乙醇、R410A、氟利昂)回收LNG的冷能，储存于蓄冷槽中，在冷库需要时将载冷剂输入冷库循环制冷。文献8、9在以乙二醇为载冷剂蓄冷后，将冷能传递给液氨，通过液氨在冷库中循环制冷。 目前大多数冷库制冷系统为电压缩氨制冷，该项目是将现有的冷库制冷工艺进行改进，在冷库传统的电压缩氨制冷循环的基础上增加LNG制冷循环。为使LNG冷能用于冷库的工艺流程改造简单、操作方便，要遵循以下2个原则。一，不控制LNG气化流量，保证LNG气化速率不受LNG冷能利用项目影响；二，不改变LNG卫星站原有的调压控制系统，保证天然气进入管网前的调压设施正常运行。因此我们制定了图1所示的工艺流程。 该方案主要包括3部分：LNG气化系统、低压氨制冷循环系统和电压缩氨制冷循环系统。在LNG卫星站，从LNG储罐中出来的LNG分成c、d两股，c股LNG进入空温式气化器l气化为25的天然气，经调压阀1调压至0.30O.35 MPa后，进入城市管网。d股LNG进入换热器l中与来自冷库的一20、0.10 MPa的a股氨气换热后，变为一25。一30的天然气，经空温式气化器2升温为25 cc的天然气后，与LNG气化系统中的25的天然气混合，再经调压阀1调压至O.300/35 MPa后，送入城市管网。同时，氨气被冷凝为一40 qC的液氨后进入液氨收集罐，经离心泵加压至0.400.60 MPa后再经调压阀2降压至0.15 MPa，最后送入冷库制冷，完成低压氨制冷循环。 当冷库的需冷量较大或LNG量供应不足时，为满足要求，在进行低压氨制冷循环的同时，打开阀门v一5、v一6，开启电压缩氨制冷循环系统。从冷库中出来的b股氨气进入换热器2与冷却水换热，然后经压缩机压缩，再送回换热器2，经冷却水冷凝为35的液氨，经调压阀3调压至0.15 MPa，与来自低压氨制冷循环系统的0.15 MPa的液氨混合后，进入冷库制冷。多余的液氨进入液氨储罐，以补充循环系统长期运行中损失的液氨。 该工艺采取以下控制系统：在原有控制流程中的空温式气化器1前的干路加上流量控制阀V一1，并引出支路d。通过支路d的LNG经过换热器1和空温式气化器2再返回到调压阀前。流量控制阀V一1只是分配2个气化部分的LNG流量。由于换热器l和空温式气化器2相当于原有空温式气化器的副线，故不影响原有整体LNG气化量和天然气压力控制操作。 该项目建成后，冷库运营公司可得到以下收益：冷库制冷电费每年降低数十万元；减少循环冷却水系统的运行和维护费用；故障少，维修简单，操作控制容易；易于冷库扩建和冷加工业务的开展；节省冷库扩建的电制冷用地和建设投资。3财务评价31投资及成本估算 该项目以流经换热器1的平均供气量3104m3d为基准估算，估算范围包括与上述工艺相关的工程费用(建筑工程费、静止设备安装费、机械设备购置费、工艺管道材料费、自控仪表购置及安装费等)、固定资产其他费(临时设施费、工程建设管理费、可行性研究报告编制费、工程设计费、竣工图编制费、工程建设监理费等)和预备费(不可预见费)。项目所需建设造价的30为自有资金，70为银行贷款，贷款利率为5.40，项目建设期1年。项目总造价：908810。元，根据总成本费用估算参数 (见表1)估算该项目总成本费用。经计算，该项目平均年总成本费用为14.5l104元。表1 总成本费用估算参数 燃料动力价格 固定资产折旧 销售费用 生产期 a新增定员 电(元. kW-1. H-1 h) 维修费 (元. a-1 ) 时间 a残值率 修理费率 0.85 5104 15 3固定资产原值的3按销售收入的0.1计算 15 无32财务评价 该项目总造价90.88104元(其中，建设造价87.38104元，建设期利息1.69104元，流动资金1.81104元)，年均销售收入74.80104形a，年均税后利润36.33104元a。内部收益率(税后) 48.07，静态投资回收期(税后，含建设期)3.08年，动态投资回收期(税后，含建设期)3.54年。表2财务评价的主要参数 产品价格 税金 损益估算 清偿能力分析电(元. kW-1. h -1) 增值税 城市建设 维护税教育费附加所得税率 公积金 偿还借款的 资金来源借款偿还年限 (含建设期)a 0.85 17按增值税的7计算按增值税的3计算25按税后利润的10计项目提取的全部折旧、摊销及未分配利润 2.884 LNG冷能利用远期规划 针对该项目供冷工艺设计，LNG所提供的冷能与液氨所得到的冷能分布情况见图2。图2中数据显示，LNG所能提供的冷能约894 kJkg，液氨得到的冷能约785 kJkg，由此看出LNG冷能利用率可达到878。图2中，曲线与横坐标轴所围成的面积就是这种能量所含有的火用值，因此图中LNG曲线与横坐标轴所围成的面积为706 kJkg，即LNG冷能所能提供冷火用约为706 kJkg；液氨所得到的冷火用约为189 kJkg，冷火用损失达到517 kJkg，冷火用利用率也可达268。这只是对于流经换热器l的3104 m3d的天然气来计算的，不是整个卫星站LNG的冷火用利用率。 根据制冷原理可知，要求的工艺温度越低，常规制冷方式所消耗的能量越多，在到达一定的低温区时，蒸发温度每降低1 K，能耗要增加10，此时利用LNG冷能的节能效果也就越明显，冷火用的利用率也越高。由此可见，将LNG冷能用于冷库制冷，回收了大量LNG高温部分冷能，但LNG的较低温度利用尚有较大发展空间。 针对上述特点，其远期规划拟开展利用LNG卫星站冷能用于废旧橡胶低温粉碎、二氧化碳液化和干冰制备、中小型低温冷库的研究。为了解决LNG气化随时间频繁波动与LNG冷能利用产业负荷变化之间存在时间、空间不同步，拟建立冷媒循环系统来回收利用冷能，建成LNG冷能高效利用技术示范基地，也将成为我国第一个LNG冷能利用项目中试基地。41 LNG冷能用于橡胶低温粉碎 将废旧橡胶低温粉碎可生产出高附加值的精细胶粉。胶粉直接或改性后可广泛应用于橡胶塑料制品、化工建材、公路交通等领域，不仅可以替代部分生胶，而且可以提高产品的性能。橡胶低温粉碎的基本原理就是通过冷冻将橡胶温度降至橡胶的玻璃化温度(约一80)以下，使橡胶分子链不能运动而脆化，从而易于粉碎。由于低温粉碎需要耗费大量的冷能用于橡胶的冷冻和粉碎(因粉碎的时候会放热，所以需要冷能来保证粉碎过程胶粒和助粉媒温度在一80以下)，成本高，严重影响了橡胶低温粉碎技术的经济性。利用LNG冷能低温粉碎废旧橡胶是废旧轮胎高值化的发展方向，是国家鼓励发展的新兴产业。目前，国外已有公司开发出了LNG低温粉碎工艺。 计划采用的工艺流程为：将粗碎后的胶粉(4060目)与助粉媒混合，经低温两相套管换热器组由冷媒降温至一70左右，进入粉碎设备，得到超细胶粉(150200目)和助粉媒混合物；再将该混合物送回低温两相套管换热器组换热，之后过滤分离出所需的超细胶粉，助粉媒循环利用。42 二氧化碳液化和干冰制备技术 传统的液化工艺是将二氧化碳压缩至2.53.0 MPa，再利用制冷设备冷却和液化。利用LNG冷能生产液化二氧化碳，则很容易获得液化二氧化碳所需要的低温，从而将液化装置的工作压力降至09 MPa左右，工艺流程简单，制冷设备的负荷大大减少。以化工厂的副产品CO：为原料，利用LNG的冷能制造液态CO：或干冰，不但电耗小(0.2 kW.hm3)，而且其产品的纯度高(可达99.99)。5结论 冷库制冷系统的加入，只是略微增加了LNG气化器系统的压力降，不影响原有整体LNG气化量和天然气压力控制操作。该项目投资少、操作简单，但是没有LNG气化和冷库用冷过程的调峰功能，只能根据冷库实际需冷量