温差能与低温海水资源综合利用研究丨中国工程科学

本文选自中国工程院院刊《中国工程科学》2021年第6期

作者：付强，王国荣，周守为，钟林，张理，余兴勇，杨浦

来源：温差能与低温海水资源综合利用研究[J].中国工程科学,2021,23(6):.

编者按

我国海洋温差能资源量巨大，主要分布在广东省和南海海域，是区域能源结构优化以实现碳达峰、碳中和的有效支撑，也是未来我国南海、21 世纪海上丝绸之路沿线诸多岛屿能源补给保障的重要途径。目前，海洋温差能发电技术和装备尚处于实验阶段，兆瓦级试验电站建设成本巨大，整体技术成熟度不及商业级利用规模，亟待发展突破。

中国工程院周守为院士科研团队在中国工程院院刊《中国工程科学》2021年第6期发表《温差能与低温海水资源综合利用研究》一文。文章总结了国内外海洋温差能发电 及综合利用的发展模式、技术装备所面临的挑战，提出了以液化天然气气化的低温海水替代深层海水进行温差能发电的新途径。建议以珠海液化天然气气化站为例，探索液化天然气冷能回收 – 温差能发电、低温冷海水综合利用示范基地的发展模式；通过初步概算示范基地的投资与收益，完成了相应模式的经济与技术可行性论证。相关发展模式建议、应用案例论证过程，可为我国温差能与低温海水资源综合利用提供技术借鉴和应用参考。

一、前言

海洋温差能是一种稳定且储量巨大的可再生能源，经济高效地进行开发是世界清洁能源发展的潜力方向之一。我国近岸海洋能资源潜在量约为6.97×10⁸ kW,60%以上分布在南海；其中温差能技术可开发量占比高达34%，具有稳定、全时段、可再生等优点。然而，温差能发电技术和设备复杂程度高、建设及运行成本高、投资回报周期长、整体技术成熟度不及商业级利用规模，这些问题导致海洋温差能电站发展受到严重制约。世界海洋强国多年来持续保持资源投入，以促进海洋能技术的研发与应用。

目前，我国在温差能及低温海水利用研究方面尚处于起步阶段，技术与应用研究空间广阔。一方面，海洋温差能发电（OTEC）的技术装备尚不成熟，深层低温海水取水装置及建设成本占到整个温差能发电装置的50%，投资回报率偏低；另一方面，我国液化天然气（LNG）冷能资源浪费较为严重，利用率最高的冷能发电技术国产化水平不高，核心技术装备水平落后于发达国家。例如，广东省作为21世纪海上丝绸之路的重要支点，毗邻南海具有地理优势，海洋能资源丰富；截至2020年年底，已有6座大型LNG气化站投产运营，年接收LNG能力超过1×10⁷ t，每吨LNG在气化成天然气过程中可产生约240 kW·h的冷能，但大部分冷能以海水外排方式被直接浪费，还可能造成周边环境冷污染与生态破坏。

在温差能开发技术及装备的发展过程中，温差能发电及综合利用的复杂程度最高，涵盖温差能制冷、海水淡化、金属提取、食品保健等细分方向；相关前沿技术多处于实验阶段，示范电站规模还停留在百千瓦级，技术及装备的成熟度未能满足商业化要求。因此，在当前温差能发电理论研究、室内实验与小试原理样机验证可行的基础上，适时开展温差能发电、LNG冷能回收综合利用中试基地建设，既可促进我国温差能发电技术装备水平提升，也能回收处于大量浪费状态的LNG冷能；在降低CO₂排放量的同时，为未来大型商业级温差能发电技术与装备的发展提供坚实支撑，为我国温差能与低温海水资源综合利用提供技术与应用示范。

二、海洋温差能发电的研究进展

（一）概念提出与应用探索

OTEC基本原理指，利用海洋表面的温海水加热低沸点液体工质并使之气化，或通过降压使海水气化，然后将高压气体输送到透平机做功；透平机旋转并带动发电机转动发电，高压气体转变为低压气体；最后利用从海底提取的冷海水将做功后的乏汽冷凝，使之重新变为液体，从而形成系统循环（见图1）。

 图1 海洋温差能发电系统原理

1881年，法国人Arsonval J D提出了OTEC概念。目前海洋温差能开发利用技术取得了突破性、实质性进展。从世界各国尤其是美国、日本的发展历程来看，阶段划分如下：第一阶段（20世纪80年代开始），完成了温差能发电技术验证，建立了千瓦级发电样机，为大型化电站发展积累经验，以美国50 kW Mini-OTEC、日本鹿儿岛50 kW试验电站为代表；第二阶段（20世纪90年代开始），完成了百千瓦级样机制造、示范电站建设，如美国在夏威夷分别建造了210 kW岸基试验电站、100 kW示范电站，后者在2015年实现并网发电；第三阶段（当前），探索深层海水资源综合多级利用以期降低发电成本，日本研究进展较快，建立了离岛温泉水–海洋深层水发电模型、久米岛深层水多级利用模型；第四阶段（未来），建立商业级大型电站，以温差能发电为主，涵盖海水淡化、海水制冷、食品开发、农业、养殖业、医疗保健等方面的产业开发，向着高技术含量、高附加值的综合开发模式演进。目前，我国正处于第二阶段，完成了功率为15 kW的OTEC系统研制，但尚未建立示范电站，相关技术及装备相比世界先进水平差距明显。

以美国、日本、法国为代表，众多海洋强国积极开展海洋温差能开发利用研究，建成了多座海洋温差能示范电站并试运行。也要注意到，当前已建成的OTEC项目，装机规模普遍较小（最大为1 MW透平发电机组），都处于示范运行阶段，实现商业化开发仍需突破效率偏低的瓶颈问题。在当前技术水平条件下，温差能电站单机功率低、建设运行成本高，特别是冷水源成本居高不下（深层海水取水设施相关费用约占总成本的40%～50%），温差能电站的经济性明显低于同级别装机容量的海上风力发电项目。

（二）海洋温差能发电的关键技术

1. 循环技术

温差能发电效率取决于系统的循环方式。按工质和流程的不同分为开式循环、闭式循环、混合式循环，其中闭式循环最为成熟，基本达到商业化水平；在闭式循环系统的基础上，发展了朗肯循环、Kalina循环、上原循环及相应的改进方案，循环热效率提高到了5%左右。国内机构在Kalina循环的基础上，发展了国海循环、中国海洋大学新循环，循环热效率为4.17%，但仍处于室内实验阶段。整体来看，国内循环方式研究与国际先进水平存在差距，尤其缺乏温差能电站的实际应用经验。

2. 大直径冷水管制造、安装及管理技术

长距离深海管道的设计、制造、铺设与管理，一直是OTEC系统的技术难点，也是主要的成本来源。美国马凯公司针对夏威夷海洋温差能示范电站的工程需求，开发了高密度聚乙烯大直径管道以及相应的系泊系统、铺设方案；管道取水深度达1000 m，管径达10 m，水中质量超过2300 t；后续联合美国洛克希德·马丁公司研发了强度更高、耐久性更好的连续增强型玻璃纤维取水管。我国尚未关注此方面的技术研发，导致技术积累匮乏，不足以支撑大型电站工程建设。

3. 多极综合利用技术

温差能发电抽取的低温深层海水包含了温差能、各类物质资源，多阶段地开展资源利用，既可解决资源闲置问题，还能产生经济效益，产业发展空间广阔。日本对深层海水的利用最为成熟，提出了离岛海洋深层水–温泉水、久米岛温差能利用模型等；发电之外的其他收益达到25亿日元/年。国内的相关研究处于起步阶段，鲜有公开报道。

4. 高效工质选用技术

海洋温差发电的温差一般保持在20℃左右，应寻找适合这种小温差工况的工质以有效提高循环的热效率。国外已建成的温差能示范电站，使用过的工质有R22（氟利昂）、R717（氨）、R32（二氟甲烷）等，其中R717被视为相对理想的工质类型。国内机构虽然提出R125/R600A(1:1）混合工质、液化石油气（LNG）替代工质等方案，但已建成或设计中的温差能样机基本采用R717。新型高效工质研究难度较大，国内多为实验研究，缺乏实际应用的平台和经验。

（三）海洋温差能发电的关键装备

1. 换热器

换热器（含冷凝器、蒸发器）是影响OTEC系统循环效率的关键因素之一。日本佐贺大学研究团队针对板式换热器进行了大量试验和数值模拟，在Xenesys公司的协助下开发了钛材料板式换热器，循环效率提高约10%，冷、热水流量均达到3300 m³/h的设计值。自然资源部第一海洋研究所完成了SOS316L材料板式换热器设计，冷、热水流量分别为129 m³/h、125.3 m³/h；后续将进一步提高换热器的效率指标。

2. 透平机

透平机作为OTEC系统的动力输出环节，对发电系统性能起着决定性作用。自然资源部第一海洋研究所牵头开展了10 kW小型海洋温差发电透平机研究，但在大型商业化透平装置方面与国际先进水平存在较大差距。

三、我国海洋温差能资源分布与研究情况

我国大陆海岸线长度超过18 000 km，岛屿和半岛众多，包括渤海、黄海、东海、南海在内的海洋总面积约为4.7×10⁶ km²，除南海外的其他海域水深普遍只有数十米。海洋水温具有明显的地区差异和季节性变化：渤海、北黄海易受大陆气候的影响，南黄海、东海处于近岸海流系统与外海海流系统的汇合区域，水温情况主要受海流的影响；南海处于亚热带与热带，终年温度较高，水温分布具有明显的热带深海特征。南海表层水温冬夏一致，除北部沿岸外的大部分区域水温为28.6℃；100～300 m深度的次表层水温为12～20℃；500～800 m深度的深层水温在5℃以下；1000 m深度以下的海盆区深层水温最低为2.36℃，无季节变化，开发利用条件良好。

我国海洋温差能理论装机容量为3.67×10⁸ kW，约占我国海洋能总量的50%；技术可开发装机容量为2.57×10⁷ kW，按2%的利用率计算，年发电量超过5.7×10⁹ kW·h。南海海域的温差能资源占我国蕴藏总量的96%（根据估算可减排温室气体超过5×10⁹ t/a），蕴藏量的分布特点是：春季温差能蕴藏量较小，集中在中部，西沙群岛附近海域蕴藏量占比较高；夏、秋两季蕴藏丰富，集中在中部、东部水深较大的区域；冬季蕴藏量小，整体分布较为均匀，东沙群岛附近海域因暖水层厚度增加而具有最高的温差能蕴藏量。

我国海洋温差能储量比较丰富，但技术关注少、工作起步晚，相关基础与应用研究明显滞后于海洋强国。当前的工作集中在循环理论方面，海洋温差能开发处于实验室理论研究及试验阶段，主要研究机构有中国科学院、国家海洋局、中国海洋大学、中国海洋石油集团有限公司、天津大学等。

四、LNG冷能回收与低温海水资源综合利用基地方案构想

（一）回收LNG冷能发展温差能实验电站

LNG在输送给用户使用前需提前气化，通常以表层海水作为热源；气化后的海水相较于海洋表层海水温差较大，可利用气化器排出的冷海水作为温差能发电的冷水源。相较于深层冷海水，LNG冷能具有更为稳定的全天候供应能力，易于控制调节；相比利用海水温差，基于LNG冷能的海洋温差能电站冷量调控更加灵活，发电稳定性更优。

LNG冷能–海洋温差能实验电站，可作为温差能发电技术的实验平台，推动我国温差能利用核心技术的突破和积累，稳步缩小与国际先进水平的差距，相应基地方案构想如图2所示。依托该方案，可探索温差能发电系统的高效循环方式，测试换热器性能，论证发电系统经济性，测试新技术新装备性能，探索海水空调制冷、海水淡化等综合开发利用模式。

（二）深层海水综合利用基地方案的必要性

深层海水包含温差能、各类物质资源，目前大部分深层海水利用都是单一目的，用后废弃（仅一级利用）而造成巨大的资源浪费。单一利用方式面临深层取水设施建造的高成本问题（约占总成本的40%～50%），相应产业模式不具有成本优势，发展规模受到制约。此外，单一利用方式可能会对环境造成影响，如未能利用的营养盐类将不可避免引起海岸富营养化现象，排放的冷水干扰海洋生态平衡。

解决深层海水利用中的资源闲置问题，就是要充分利用海水包含的各类资源，使其在综合利用之后具有与地表水相似的特性（再将其排回大海）。因此，深层海水的多级综合利用是应有之义，宜在储备海洋温差能电站技术的基础上，进一步建设综合利用基地（见图3），包括冷/热海水取水设施、换热实验平台；依托基地，建立兆瓦级海洋温差能示范电站、海水空调示范项目、海水淡化示范项目；在水资源利用方面，探索综合利用策略及路线，布局深层海水冷能开发–水资源综合利用产业链，为在中长期建成海洋能及深层海水开发实验基地奠定基础。

五、我国温差能发展方向及低温海水资源利用产业分析——以广东省为例

（一）能源需求及政策情况

截至2020年年底，广东省全社会用电量为6.926×10¹¹ kW·h，居全国首位；省内机组发电量为4.78×10¹¹ kW·h，呈现明显的供不应求态势。广东省各类机组中，包括煤电、气电等在内的火电仍是主要的发电模式。面向未来应用需求，应积极发展稳定可靠、成本低廉、清洁环保的电力供给。

在政策层面，《广东省加快发展海洋六大产业行动方案（2019—2021年）》提出，实施海洋电子信息、海上风电、海洋生物、海洋工程装备、天然气水合物、海洋公共服务等产业发展行动计划方案，推动海洋经济高质量发展，全面建设海洋强省；《广东省2020年度碳排放配额分配实施方案》明确，年度配额总量为4.65×10⁸ t，间接体现了对新型电力供给需求的迫切性。在此背景下，温差能发电作为海洋清洁可再生的能源类型，将有机会获得能源行业和社会发展层面的高度关注。

 图2 LNG冷能回收–温差能电站实验基地构想方案

 图3 深层海水综合利用基地规划示意图

（二）资源量及开发基础

广东省海洋能主要为波浪能、盐差能、温差能，其中温差能占比最大；特别在省内东南海域，年温差能密度达5×10⁹ J/m³，可全年进行有效开发，装机容量相当于3个“华龙一号”核电站，发展前景可观。与此同时，广东省LNG产业发达，气化站数量位居全国第一，保守预计至2022年年末LNG气化站合计年接收规模为2.1×10⁷ t。以珠海LNG气化站为例，截至2020年6月，累计进口总量超过1×10⁷ t，总计产生冷能约2.42×10⁹ kW·h，若成功回收相当于节省用煤9.68×10⁵ t、减排CO₂2.42×10⁶ t。

广东省海洋生产总值连续多年位居全国首位，是我国海洋经济发展的核心区域。根据2020年广东海洋经济发展报告，2019年广东省海洋生产总值为21 059亿元，同比增长9%，占地区生产总值的19.6%，占全国海洋生产总值的23.6%；在海洋工程技术、装备制造研发、海洋新能源开发利用、科技服务资源共享平台等方面具有良好的基础，代表了国内先进水平。

因此，在广东省开展LNG冷能回收–温差能发电、深层海水资源综合开发，具有良好的技术经济合理性；通过率先建设试验电站，解决温差能发电关键技术和装备短板，积累研发与应用经验，推动我国中长期大规模商业化电站的发展。

（三）经济可行性分析

1. 发电效益分析

日本久米深水综合利用计划（2017年）建造的兆瓦级（1250 kW）温差能电站，是开展相关经济可行性分析的良好参照：在温差能电站成本中，冷/热水取水设施占比约为40%～50%，换热器占比约为30%，发电及配套设施占比约为20%。

LNG接收站自建的泵站、水处理、高低温海水管道等设施，可沿用到LNG气化。以珠海LNG接收站为例（见表1），若依托其建设兆瓦级温差能示范电站，可节省抽取深层海水相关设施投资约5000万元，为商业级温差能发电技术与装备研发提供实验平台，兼作冷能回收利用示范。

基于珠海LNG–温差能电站无需新建低温海水取水设施的前提，可以节省50%的建设成本；估测电站最大功率可达1250 kW，考虑电站运行过程中各环节能量损耗，并假设最终可转换电能的比例为2%，则电站发电量为1.7×10⁷ kW·h/a；考虑电站自身运转的能源消耗，假设电能净输出占比为50%（即发电净输出为8.5×10⁶ kW·h/a），以电价0.5元/（kW·h）计算，该电站年收益为425万元。温差能电站发展初期建设成本高昂，由于过多专用设备的设计生产，美国夏威夷百千瓦级岸基式示范电站的地面建设费用折合3200万元。在珠海现有气化器基础上进行温差能电站建设，为了实现样机实验过程中表层海水温度与气化器排水温度常年维持在20℃左右，需对现有气化器进水量进行调控，增添设备成本约1000万元，则电站总建设成本约2600万元（3200万元×50%+1000万元），据此估算需6年收回成本。

表1 珠海LNG气化站基本参数 

建设试验性电站的主要目标是促进OTEC技术发展，加快OTEC技术储备。因此从平衡投资效益的角度出发，建议优先开展百千瓦级电站建设，在实现技术目标的同时显著减少投资规模。

2. 综合利用效益分析

通过回收LNG冷能，可低成本地开展海洋温差能利用，探索示范基地发展新模式，直接减少碳排放；待温差能利用技术成熟后，融入深层海水综合利用的诸多环节，提高产业的综合经济效益。在LNG冷能回收–温差能电实验站的基础上，增设深层冷海水的取水设施，抽取天然深层海水用于发电、制冷、水资源的多级利用，即可建立深层海水综合利用示范基地。例如，日本久米深水综合利用发展模式，建设费用预计为5.3亿元，而年度总盈利可达5亿元，设计收回成本仅需2年（见表2）。

表2 日本久米深水综合利用模式效益 

广东省宜借鉴国际先进经验，采取“三步走”发展策略：(1)复制现有发展模式，如制冷、海水淡化等；(2)吸收技术并扩展业务，如金属提取、高经济价值渔业、海藻生产、食品、保健、美容等；(3)研究未来需求明确、附加值高的业务方向，储备盐差能、生物利用等技术。该综合利用基地建成后，将进一步提升广东省在我国海洋经济发展领域的示范作用，推动广东省海洋传统产业结构调整。以广东省综合利用示范基地为依托，将深层海水冷能开发–水资源综合利用模式辐射至南海，成为海洋能产业技术的输出基地；推动我国掌握海洋能开发领域技术制高点，提升海洋能开发的国际影响力。

六、结语

本文总结了国内外OTEC及综合利用的发展模式、技术装备面临的挑战，针对南海温差能资源分布情况、广东省LNG冷能资源浪费现状，探讨了以LNG冷能替代深层冷海水进行温差能发电的新途径。以珠海LNG气化站为例，分析了LNG冷能回收–温差能发电、低温冷海水综合利用示范基地发展模式，提出了开发新型技术装备、探索低温海水多级利用等未来重点发展方向建议。相关内容在为OTEC及综合利用技术与装备研究提供参考的同时，也期望为我国南海边远海岛的能源供给提供新思路，促进南海区域成为21世纪海上丝绸之路的重要区域和关键支点。

我国OTEC技术与装备水平亟待快速提升，电站建设经验需要逐步积累；应适时启动试验性电站建设并发挥示范作用，广东省可在一过程中发挥积极作用。为此，建议依托现有产业基础，整合优势资源，重点开发海洋温差能、深层海水资源，相关举措如下。

一是合理提供财政税收、项目审批、土地利用等方面的政策支持。鼓励海洋温差能、LNG冷能开发，提升温差能技术装备水平，培育深层海水利用产业；统筹论证深层海水发电和中长期开发利用，纳入沿海边远地区经济振兴支持范畴，促进我国新型绿色能源的规模化开发应用。

二是持续保持原始创新力度，加强重点和关键领域温差能利用的技术研发，适时制定温差能综合利用产业集群发展规划。到2025年，完成规划编制，实现技术设备整体国产化，单机功率达到兆瓦级；到2035年，初步建成温差能产业体系，单机功率达到10兆瓦级；到2050年，建立完善的温差能利用产业链，实现温差能的大规模商业开发。

三是发挥广东省的产业基础优势，建立温差能与低温海水资源综合利用示范基地。积极布局深层海水冷能开发–水资源综合利用产业链，面向全国发挥示范和辐射作用（尤其是南海及其他岛礁），形成温差能发电及深层海水综合利用工程建设能力，服务21世纪海上丝绸之路倡议。

注：本文内容呈现略有调整，若需可查看原文。

作者介绍

周守为，海洋油气开发工程专家，中国工程院院士。

长期从事海洋油气开发技术装备的研究工作。主导超深水钻井平台981的3000米隔水导管安全控制技术的研发，他研发具有自主知识产权的本质安全型水下防喷器，可避免类似墨西哥湾井喷事故的发生等；研发海上稠油少井高产开发技术体系和丛式井网整体加密提高采收率技术，使渤海油田成为全世界最大的海上稠油油田；创新海上优快钻完井技术，有效降低开发成本，使钻完井效率提高3倍左右。发展FPSO技术，使我国FPSO设计建造总体技术达到国际先进水平，形成我国又一高新技术产业；研发4万吨级开阔海域大型模块浮托安装技术体系，实现设计、建设、安装、调试一体化，使海上油田工程建设工期缩短四分之一左右。

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说明：论文反映的是研究成果进展，不代表《中国工程科学》杂志社的观点。