天然氣經壓縮、液化，其密 度大大地增加（約600倍），有利于長距離運輸。液化后的天然氣溫度約為-160°C，處于超低溫狀態。這種冷能從能源品位來看，具有較高的利用價值。除 了這些熱物理性質外，LNG的化學性質、成分決定LNG低污 染的特點。天然氣經過深冷過程，由于硫的成分以固體形式析出、分離，LNG就不含有硫化物。也就是說，在燃料前根除了產生SOx的生成源，這是與天然氣的 不同之處。與煤相比，LNG不含灰分，NOx的排放量僅為煤的20%，CO2的排放量僅為1/2。因為LNG具有如上對能源利用與環境方面有利的特點，正 在引起國際上的關注。特別是日本，每年引進約5000萬噸LNG，共建20多座LNG發電廠，總裝機容量約為4萬MW，占全國發電容量的22％。
日本LNG電廠及LNG冷能利用概況
LNG 是最干凈的化石燃料，而且是單位質量“熱值”（有效能）最高的常規燃料（因為它在制備過程中還已輸入大量功使之壓縮、冷凍而液化，通俗的說除化學熱值外還 具有冷能）。所以，能源缺乏的先進工業國家（例如日本）大量進口以供國內之需。其中日本所用LNG量占全世界一半以上，在LNG接收站與電廠一體化建設及 LNG冷能利用方面有許多可資借鑒的成熟經驗。
1999年6月，中國科學院工程熱物理研究所的科學家赴日本參加學術會議之余到東京天然氣公司訪問了解：日本LNG進口量約每年5000萬噸，約占日本能源供應的11%（其份額比例還將逐步增加），其中72%供發電用，27%供民用，1%供鋼鐵廠用。日本現有LNG接收（上岸）港19個中，可分成四類：完全用于供民用，完全用于供發電廠用及兩者兼供的共有6個，另外還有一個是兼供發電和鋼鐵廠之用。凡是有供發電廠用的接收港，總把發電廠與港口放在一起共同建設，以減少投資，有利共用設備，較好相互配合組成總能系統，利用冷能。中方科學家曾在訪日期間就LNG接收站與發電廠一體化問題與東京天然氣公司及日本中央電力研究院專家進行過探討，結論是：如果接收站的LNG有用于發電的，則必然有一個電廠要與LNG接收站一體化建設。
由于LNG是最好的燃料，可用于任何熱機，所以近年來利用LNG的電廠無一不利用目前最先進的熱機 燃氣輪機-蒸汽輪機聯合循環，其供電效率已達到55%左右，最好的裝置效率已逼近60%。本世紀末就會有完全商業化的60%效率的聯合循環供應市場。據我們所知，現在日本只有30年前首建的根岸LNG發電廠仍沿用常規蒸汽輪機發電。
LNG的生成（液化）需要消耗不少功，當將它重新氣化時，這些能量應該予以回收。目前日本在這方面的工作是世界領先的。按他們的見解除與發電廠相配合使用外，LNG冷能利用可分為直接和間接利用方法。LNG直接利用有冷能發電（朗肯循環方式和天然氣直接膨脹方式），液化分離空氣（液氧、液氮）、冷凍倉庫、液化碳酸、干冰、空調、BOG再液化等；間接利用有冷凍食品，低溫粉碎廢棄物處理，凍結保存，低溫醫療，食品保存等。冷能的利用不僅要看其能量的回收大小，更為重要的是品位的利用。在經濟合理安全可靠的情況下，要符合溫度對口、梯級利用的總能系統原則。
據所知，目前日本有26臺獨立（與電廠無直接關系）的冷能利用設備。其中7臺空氣分離裝置，其處理能力大致各為每小時一、兩萬標準立方米；三臺制干冰裝置，出力大致各為每天100噸；1臺深度冷凍倉庫，容量為33200噸；15臺低溫朗肯循環獨立發電裝置，出力大致各為幾千千瓦。
LNG電廠的特點及廠址的選擇LNG燃料具有冷能和極為清潔的特性，因此與常規天然氣電廠相比，在廠址的選址及系統方面的考慮上也有所不同。由于LNG是優質高價燃料，且目前其來源都是從海上運輸，所以首先決定其選址應該在我國沿海的經濟特別發達地區，而且有良好的港口條件以便大型LNG運輸船靠岸。當然，其它具體還要考慮的因素很多，關鍵之一就是與用戶位置的匹配。目前國際上LNG的主要用戶是電站，所以要考慮與電站選址的匹配。
LNG管道輸送時，需要低溫的特殊材料，輸送距離過長，建設費用會大大增加，經濟上不適宜。另外，輸送已氣化的LNG，因管道阻力會引起LNG的壓力下降與溫度上升，致使不能充分利用低溫冷能。所以，若離開LNG接收站建LNG電站，將冷能和電站分開，既降低能源利用效率，又增加管線投資，原則上是不合理的。除非在LNG站另有大量利用LNG冷能的用戶，例如大型空氣分離制氧、制氮廠。故此，LNG發電廠原則上設在LNG接收站附近。而LNG接收站選址時，也要考慮設在LNG大用戶的附近。在LNG接收站附近應建多大規模的電站是另外一個問題，例如需根據附近用電負荷，電網規劃，廠址條件等回素決定。但從能源利用水平考慮，最好是LNG接受站附近的用戶（如電廠）能把LNG的冷能全部利用上為宜，否則氣化LNG要冷卻海水，浪費能源，還會惡化生態平衡。在此基礎上，若在天然氣輸送線上還需要建設新電廠，可作另行考慮。事實上，日本的LNG的電廠的選址也是基于此原則的。
總之，LNG的電廠和LNG的接收站從能源有效利用和經濟性來看，均要求兩者成為一個能源系統（總能系統）。兩者的整體化可取長補短、有機結合，提高綜合效益，有著多方面的優越性。
LNG電廠和LNG接收站整體化建設的優越性如上所述，LNG燃料既清潔又具有高品位的冷能。在天然氣液化過程中，1噸LNG已消耗動力約380kWh，而1噸到岸LNG可利用的冷能約為250kWh，就年接受300萬噸的LNG接收站規模而言，年可利用的冷能為7.5億kWh。
LNG電廠和接收站整體化，可利用接收站的氣化冷能來冷卻燃氣輪機電廠入口空氣溫度。燃氣輪機是對進口空氣溫度非常敏感的動力機械，初步估算，從30℃冷卻到達5℃，可增加電廠出力約20%，電廠效率相對提高約4～5%。亦即如用3臺MS9001FA，則可增加功率約20萬kW；節約能耗約4萬kW，相當年節約標準煤4萬噸（己考慮冬季節能較少）。如果LNG站規模是300萬噸／年，則其冷能用來作上述冷卻是綽綽有余的。電廠可作為接收站的動力源。LNG接收站中，海水泵、LNG泵、BOG壓縮機等用電設備平均用電約1萬kW（按天然氣的輸氣壓力而有所變化），也可由電廠直接供給。LNG接收站的儲罐中LNG的蒸發氣體（BOG），一般可利用BOG壓縮，再冷凝處理。過多時則火炬放空。與LNG電廠整體配合情況下，火炬放空部分可在電廠中直接利用，可減少能源消費。
整體化建設比分別建設的投資小，無需兩者之間的長距離輸氣管的投資。由于出力增加，電廠效率的提高等，可使電廠的運行成本降低。
LNG電廠利用冷能提高性能在我國的可行性LNG電廠在LNG接收港附近有大量冷源可資利用以改善燃氣輪機聯合循環的性能。在國際上，已有大量機組附有進氣冷卻設備，比較多的是用在夏天降溫以避免因大氣溫度升高而降低出力。我國自70年代就開始在燃氣輪機上進行進氣噴水降溫的嘗試，近幾年從國外進口燃氣輪機中有些就已經配置了采用壓縮機制冷降溫的進氣系統。國際上已實用的可行例子太多，不能贅述，下面僅舉國內自行建造的例子以說明其可行。
最簡單的辦法是用海水加熱LNG，海水變冷后用以作為聯合循環冷凝器循環水，這樣海水溫度可保持變化不大，對生態也有好處。這是最低級的利用，可以說沒有任何技術問題，也不需要多少附加投資，只需要電站建在LNG接收港附近。不足的是這樣利用冷能的水平很低，能夠相對提高聯合循環的功率、效率一般均不足1%。
比較有效而又完全可行的方案是通過進氣冷卻換熱器來間接冷卻燃氣輪機進口空氣。這種方案還可以有很多不同的辦法：例如可用氣化LNG所得的冷水來作為換熱器的冷流體。此換熱器就放在燃氣輪機進口濾清器之前或之后，而這種換熱器就是最常規的品種，國內都能大量生產。
更先進點的辦法可以用LNG直接通過換熱器冷卻燃氣輪機進口空氣，這樣在熱力學上更為合理，但在國內還沒有先例。這種換熱器在材質、設計、運轉上還有一些具體技術工作要做。還有一種是LNG先用朗肯循環發電，然后再用來直接或間接（通過水）冷卻燃氣輪機進口空氣。這樣冷能利用效率就更高。但國內也還未有這種發電裝置，國外則已有多臺在運轉。
另外一種方案是氣化LNG所得干凈冷水（一般不用海水）在燃氣輪機進口處噴霧直接冷卻進口空氣。這也有不同的辦法：低級點的相當于在進氣濾清器前加一層水幕，對熱力性能效果不是最好，但中國也已有具體自行建造、運轉的成功經驗（如深圳福田熱電廠），投資也很低，實施可行性也是沒問題的。