LNG接收站节能降耗措施与经济分析

王东阳（中石油京唐液化天然气有限公司，河北 唐山 063200）

LNC 接收站在设计、建设、运行操作等环节需要具备节能降耗的意识，通过选择优质的节能设备、先进的节能技术实现工作节能目标，进而收获经济效益和社会效益。

1 LNG接收站用能概述

LNG是清洁能源，并随着环境和经济的影响得到了快速发展，接收站工艺流程包含以下内容：将储罐LNG 通过低压泵运输到高压泵，经气化器气化形成气体天然气，在计量后输送到气管网。LNG 接收站在工作中的主要耗能设备包含低压传输泵、蒸发气压缩机、气化器、海水泵、高压外输泵等设备。LNG接收站在工作中主要消耗的能源包含天然气、电力等，其中电能占能耗总量的90%，同时能耗会受天气温度、海水温度等影响。因此，节能降耗是LNG接收站节能管理的重点。

2 LNG接收站节能降耗措施与经济分析

2.1 设备选择和材料优化

2.1.1 选择设备型号

加强设备选型，应依据LNG 接收站生产单元具体工作流程，按照实际工作量调整设备台数，围绕“N+1”原则，保证工艺参数和设备选型的精确性。同时建议按照实际的供气量设置控制参数、控制模式以及设备开启数量，或者通过峰谷电费差别在夜间进行满负荷工作，利用供气管道对气体加压存储，并在白天对管道保压处理[1]。此外，BOG是蒸发气，当LNG气体存储到储罐时，会导致气体体积发生变化，进而产生蒸发气，因此可以通过再冷凝工艺、直接加压外输的工艺。

再冷凝工艺是指压缩BOG，进入再冷凝器与LNG混合变为液体LNG，输送到高压泵，气化外输；直接加压外输工艺是压缩的BOG通过增压压缩机压缩至外输压力直接输送至外输管网。当LNG 在加压后，会处于一种过冷的状态，可以帮助BOG 再冷凝，并通过高压传输泵输送到气化器中完成外输工作。再冷凝法相较于直接输出法具有较强的节电优势。

2.1.2 科学选择气化器

气化器包含SCV（浸没燃烧式气化器）、ORV（开架式气化器）、IFV（中间介质类气化器）、空气气化器[2]。因此LNG接收站在选择自然热源的气化器时，应突出投资大、体积大、运行成本低等特点。在选择人工热源时，需要选择投资小、体积小、运行成本高的气化器。LNG接收站在选型过程中应分析水温、海水质量等方面，围绕成本、投资、维修选型、可靠安全等要素加强对环境保护、节能降耗、降低尾气的控制，建议选择ORV开架类海水气化器。

2.1.3 科学选择材料和设备

其一，科学选择保冷材料提升LNG 深冷管线、储罐的绝热效果，尽量避免热量输出所生成的BOG。以设计和应用层面分析，选取质量高、绝缘性强的绝热材料。其二，选择电气设备，重点选择节能、先进、高效、容量科学的变压器、机泵、电动机、光源等产品，结合生产实际过程和设计，科学选择型号确保设备长期并持续高效运转。其三，加强管线节能设计。由于管道一般资金投入大、距离长、维修困难，因此应考虑LNG接收站的实际特点，围绕“管径合理、管路短值”的原则设置管路，降低能源和资金损失。其四，加强建筑结构的节能。LNG接收站可以依据生产特点和建筑功能，优化采光、立体造型、平面布局。

2.2 节水运行和冷能利用

2.2.1 节水运行

其一，运行阶段节水措施。首先，建议选择节水设备。依据国家节水器具使用的相关标准，使用水流调节器、节水喷头、减压阀等设施。其次，加强节水管理。构建完善节水、用水考核工作机制，在工作现场划分责任区，明确节水责任人，分析节水台帐与制度落实的具体情况。其中需要对生产单元完成定期的水平衡测试，消除漏水点。最后，开展中水回用工作。科学进行污水的达标处理，实现水资源的重复利用，降低淡水用量。其二，施工过程节水措施。由于接收站在生产期间会产生较大的用水量，因此应加强用水管理，科学设置节水提示，侧重计量控制。

2.2.2 冷能利用

由于LNG属于低温的液态天然气，温度为-162℃。LNG在气化时最多可利用冷能是240kWht。科学应用LNG冷能，减少电能浪费、降低资金成本，为企业运行提供良好经济效益。其中，LNG 冷能适用于空气分离、冷能发电等形式。同时LNG 接收站的气化中的冷能可以实现空气分离，减少空分能耗。因此有必要科学利用先进技术利用冷能，确保良好的经济效益。冷能空分方案如下：LNG在高压条件下直接在主换热器中借助循环氮气进行加热，当能量利用后，高压天然气被输送到LNG 的接收站的外输系统中，主要利用低温氮气压缩机循环氮气，降低其入口温度。在回收中LNG 冷量在低温区的冷能被充分运用，而在高温端冷量采用乙二醇水溶液吸收，实现空气分离，从而使LNG变为NG。

2.3 设备运行确保满负荷

提升设备的运行满负荷可以确保当LNG的用气量提升后，设备运行稳定，工艺指标满足标准。建议在LNG运行前对设备进行满负荷测试，时间设置为72小时，若设备运行指标正常、装置平稳运行、LNG 产量稳定则满负荷测试成功。在测试结束后，对两类气化器的负荷进行调整，气化器包含ORV、SCV。其中，ORV 借助海水换热气化工艺，在满足海水温度要求的前提下确保设备满负荷运行；SCV则使用NG燃料气，通过燃烧加热的方式，与LNG 通过换热气化向外传输热效率，这两种设备在满负荷情况下均可以节省燃料气的用量，实现节能降耗。

2.4 优化BOG处理工艺

LNG 接收站中储罐属于存储设备，是全容式混凝土顶储罐，内罐为9%镍钢，外罐为混凝浇筑，容积一般是16 万方，压力是118kPaA。通常在常压下进行存储，由于接船时船上的LNG 密度与储罐内LNG 密度不同，混合后LNG 组分改变及进料方式的不同，产生BOG会大大增加，为保证储罐压力的稳定，提高压缩机的处理能力，所以在生产运行中需要优化BOG处理工艺，减少压缩机的用电量。建议通过HYSYS模拟计算方式，提升储罐压力自112kPaA 至115kPaA。通过参数调整后，闪蒸气量可以降低2000Nm3/d，保证储罐压力稳定的情况下，减少压缩机负荷。

2.5 经济效益分析

首先，经过科学的设备选型和材料优化，每年可以降低天然气消耗量约1850000NM3，节省电能消耗量23750kW·h，节约生产成本大约452万元。其次，通过对节水和冷能利用方案中经济技术的分析得出，冷能空气分离方案和节水方案能耗较低，相较于传统空分项目，LNG 项目资金投资量大。但是大大减少了对常规能源的消耗，产生的运行费用较低，内部的收益率是16.41%，相较于常规空分项目较高，因此该项目经济状况良好。再次，优化BOG 的回收工艺后，若全年操作天数是330天，则年减少的排放天然气总量是663400Nm3；若天然气的销售价格是2.54元/Nm3，则LNC接收站全年减少的天然气损失为168.5万元。最后，更换冷剂压缩机中的密封气介质后，若操作天数每年是330，液氮泵的功率是3kW；当调整密封气之后，每年的用电量将降低23760kW·h；若电价按照0.52 元/kW·h 计算，则每年节约的电费约为1.236万元。

3 结语

综上所述，LNC接收站的节能降耗工作有必要从源头开始设计，贯穿生活、生产等环节，对运营和建设阶段加强节能降耗管理，通过节水运行和冷能利用、BOG处理工艺优化、保证设备运行满负荷，增加能源利用率，促进LNC 接收站中节能降耗工作的创新，通过节约电能、天然气能耗节约LNC生产成本。