摘要：作为中国第一家LNG接收站，中海石油广东大鹏LNG接收站正式商业运营3a多来，在强调安全稳定生产的同时，还不断摸索LNG接收站安全经济运行的措施和办法。结合广东大鹏LNG接收站工艺和设备的特点，通过优化运行方式和生产线起停时间、增加电容补偿装置提高功率因数等措施，使气化吨气耗电指标降低了3.57kW·h/t，2009年节约电能1600×104kW·h，运行成本控制达到国际先进水平。在总结广东大鹏LNG接收站节能措施的基础上，进一步展望了继续适量增大生产线的气化能力、恢复码头冷循环设计运行方式等节能前景，对其他LNG接收站的安全经济运行具有参考价值。
关键词：LNG接收站；节能措施；生产运行；运行流量；保冷循环量；生产线起停时间
液化天然气(LNG)接收站将LNG船运来的LNG卸载、储存后，通过增压泵将LNG输送到气化装置，再经过管道将天然气输送到城市燃气和电厂等终端用户[1]。除了设备的折旧、维修费用，接收站的运行成本主要是LNG再气化和蒸发气(BOG)处理设备的电能消耗费用。中海石油广东大鹏LNG接收站的耗电设施主要包括低压泵、高压泵、开架式气化(ORV)的海水泵和BOG压缩机[2]。通常LNG接收站的耗能以气化单位吨气所消耗的电量为指标，单位是kW·h/t。自2009年以来，在保证安全稳定生产的前提下，广东大鹏LNG接收站运行人员不断摸索有效节能方法，通过优化设备运行方式和设备起停时间等措施，使气化单位吨气耗电量指标下降了17.3%，运行成本控制达到国际先进水平[3]。
1 LNG接收站工艺和主要耗能设备
1.1 LNG接收站工艺流程
图1为LNG接收站工艺流程简图，主要包括卸料单元、储存单元、增压气化单元、蒸发气处理单元和天然气输出单元。耗能设备包括增压气化和BOG处理单元[4]。
1.2 LNG接收站耗能设备
大鹏LNG接收站一期增压气化和BOG处理设备包括低压泵、高压泵、海水泵和BOG压缩机(表1)。
2 大鹏LNG接收站节能措施及效果分析
2.1 节能措施
2.1.1优化运行方式
2.1.1.1 适量增大单台气化生产线的运行流量
大鹏LNG接收站气化生产线的低压泵、高压泵和ORV的设计额定流量都是419m3/h，增大单套设备的气化能力必须考虑生产线各设备流量增加量的匹配。
根据NIKKIS0高低压泵出厂性能测试数据结果可知，低压泵在额定流量至125%额定流量区间运行时，泵效率维持在74.6%以上，电机功率均未超过额定值280kW，500m3/h流量点的效率最高；高压泵在额定流量至最大流量区间运行时，泵效率维持在75.1%以上，但输入功率在额定流量的115%以上时，超过额定功率1800kW。但实际运行中，流量在200t/h，未发现功率和电流超额定值现象。
实际运行中，0RV液化天然气流量为190t/h，海水流量超过6000t/h，出口天然气温度基本接近海水出口温度，远远超过设计的最低温度2℃，海水进出口温差小于5℃，满足环保要求。
考虑系统保冷循环量，2009年LNG接收站气化设备低压泵、高压泵和0RV的流量基本分别运行在440m3/h、419m3/h、408m3/h(密度按0.465t/m3计)，既保证了设备在最佳泵效率区间运行，又能满足设备性能指标，防止了设备因非正常过载而加速老化和损坏。
2.1.1.2 适量降低系统保冷循环量
LNG接收站设计保冷循环主要包括码头无卸料时管线循环(30t/h)、未运行低压泵和高压泵时的保冷循环(每台3t/h)、槽车站管线循环(15t/h)和零输出管线循环(15t/h)。其中未运行高压泵和零输出管线循环基本通过相同管线回罐。
从C304、C316材料特性分析，当管线温度维持在-135～-140℃时，遇到紧急情况管线可以立即投入运行，对材料刚度和强度无影响[5]。实际运行中，码头管线和零输出管线循环量分别降到20.5t/h，管线上下壁温差不大，管线温度在-140℃以下。
2.1.1.3 利用输出管线管容调配生产
大鹏LNG接收站一期共3条输出管线，管容为237219m3，将运行压力控制范围从2008年的84～88kg/cm2调整到2009年的82～89kg/cm2，管容存量多增加438t天然气，可以用于白天高负荷时的调峰。随着主输气管线的扩建，管容能力进一步加强。但由于3条输气管线的管容因工艺原因不能相互利用，使得管容的利用能力减弱。
2.1.1.4 合理调整海水使用量
大鹏LNG接收站属于调峰站，有时候夜间只有1条生产线运行，按照以前的惯例，需要运行2台海水泵以满足ORV的备用和运行需要。通过合理调整，降低了0RV海水消耗，只用1台海水泵就可以满足ORV的一用一备。
2.1.2优化生产线起停时间
大鹏LNG接收站的终端用户分为城市燃气和调峰电厂，用气高峰在白天，夜间24：00～6：00时用气量很低。而晚上非用电高峰区间电价低，若能充分利用低电价，并调整好各阶段的管网压力，对节能工作至关重要。优化起停时间主要要考虑如下因素：①夜间将管网压力升高至89kg/cm2左右，利用了低价谷电对管网升压，提高了白天管容的调峰能力；②DCS操作员根据管网压力曲线上升和下降的趋势和速率，结合小时预提气量，将压力运行在规定范围内，使晚上停生产线的时间点既能保证压力不低于82kg/cm2，又确保剩余的生产线在最高效率运行将管网升压。
2.1.3增加电容补偿装置，提高功率因数
大鹏LNG接收站自投产以来，功率因数偏低，通过对接收站供电系统全面分析，对主变压器进行有载调压，增加电容补偿装置，改善供电品质，使全厂的功率因数由0.85升高到0.95。
2.2 节能效果分析
根据2008年的运行经验，多数情况下客户用气量比运行生产线的最大外输量超过不到100t/h，但往往为了这100t/h的差值就需要多启动1条生产线，2009年通过适量提高生产线的气化能力，优化起停时间等措施，按每天平均少启动1条生产线6h估算，耗能至少节约1.4kW·h/t。2008年LNG接收站天然气销售量为3040709t，平均单位吨气耗电20.59kW·h/t。通过采取系列节能措施，2009年的平均吨气耗电下降到17.02kW·h/t，与2008年相比，节约电能1600×104kW·h。
图2为2008年和2009年LNG接收站月吨气耗电对比图，2009年的月平均吨气耗电指标相应下降，但年度用气高峰阶段5～11月份的下降幅度低于12～4月份年度用气低谷阶段。
由于气化生产线启动后要求在额定负荷点以上的区间运行，优化起停时间的把握需要经验的积累，同时需要对小时用气预提量、压力趋势、压力变化速率和用户日预提剩余量进行分析和判断，才能准确确定设备最佳起停时间。生产线设备高负荷运行，还需要密切观察设备运行状况，监视ORV进出口海水温差，以满足环保要求。
管线长期运行压力范围增大会造成金属管壁受力的周期性波动加剧，产生疲劳应力，对管线寿命的影响需要持续关注。
3 节能前景展望
3.1 LNG接收站节能减排措施
1) 继续适量增大生产线的气化能力。表2为日生产数据统计表，由表2可知，单台气化装置的平均输出流量基本在180t/h左右，如果ORV的海水进出口温差小于5℃，增加高压泵的流量可继续增加气化生产线的气化能力。表3为高压泵运行性能参数统计表。由表3可知，在流量为500m3/h时，高压泵的功率在额定功率1800kW以内。如果将气化设备低压泵、高压泵和0RV的流量分别运行在500、450、430m3/h左右，设备仍运行在最佳效率区间且运行参数正常。
2) 恢复码头冷循环设计运行方式。当前码头冷循环量全部回到储罐，如果码头循环10 t/h回罐以保持3个储罐卸料母管冷态，其余10t/h直接输送到高压泵入口母管，一方面可以利用低压泵做功的10t/h流量，同时可以将码头管线的大部分热量带入外输系统，从而降低蒸发气压缩机的做功，节约电能。
3) 不断总结经验，继续优化生产线的起停时间。2009年基本做到了启动2条、3条、4条、5条生产线能分别满足8000t、12000t、16000t和20000t的日用气要求，2010年以来，尽早启用生产线，可以用3条生产线满足14000t的日用气量，将继续摸索4条、5条生产线能分别满足18000t和22000t日用气的设备起停方式。
3.2 其他节能措施
1) ORV进、出口温度差是否可以扩大范围。韩国和日本的0RV进出口温度差是7℃，假若我们的环保指标从现在的5℃改为7℃，LNG接收站的节能将具有很大的空间。
2) 提高管网压力运行区间。如果日压力运行范围扩大到70～89kg/cm2，不但管容对负荷高峰的调节能力更强，而且可以更多地利用低价电能。
3) 由于香港用户管线的管容存量较小，可以考虑加装输出干线止回阀旁路阀，就可以让香港用户充分利用输出干线的管容。
4) 海水泵电机采用变频控制，根据0RV进出口海水温差调整海水量，降低海水泵电能消耗。
5) 改造高压泵和0RV等PSV进口管线，加装阀门，PSV年审时可以不放空设备内的LNG或NG，减少火炬排放量。
6) 加强设备管理，保证ORV的换热性能。
4 结论
1) 提高气化设备输出能力，使设备运行在最佳效率区间，改变输出和用气流量，平衡控制为压力控制，在用气高、低峰谷时对节能的作用非常明显。
2) 通过优化生产线的启停时间，可以最大限度利用用电谷底低电价，在相同用电量时达到降低运行成本的目标。
3) 优化工艺流程、调整运行参数、改造设备和加强设备管理等手段都是LNG接收站的有效节能方法。但任何方式不能以损害设备、损害环境为代价。
参考文献
[1] 徐博.世界LNG发展现状与趋势[J].石油管理干部学院学报，2004，11(2)：2-5.
[2] 赵德廷.广东大鹏LNG接收站终端总体设计及主要工艺优化[J].中国海上油气，2007，19(3)：208-213.
[3] NOMACK M.Energy profile of Japan[R/OL].(2009-12-01)[2010-03-16]http：∥WWW.eoearth.org/article/Energy_profile_of_Japan.
[4] 顾安忠.液化天然气技术[M].北京：机械工业出版社，2003.
[5] 戴起勋.金属材料学[M].北京：化学工业出版社，2005.
(本文作者：柳山 魏光华 中海石油广东大鹏液化天然气有限公司)
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