劉永生　郭興貴

摘要：利用海水循環(huán)水系統(tǒng)，不僅能實現(xiàn)節(jié)能減排，還能提高經濟效益。文章針對電廠與LNG生產流程中逆向利用海水作為中間介質的特點，分析了電廠與LNG聯(lián)合利用海水系統(tǒng)的可行性，從而達到節(jié)能減排，提高經濟效益的目的。

關鍵詞：電廠；LNG；海水系統(tǒng)；節(jié)能減排；循環(huán)水系統(tǒng) 文獻標識碼：A

中圖分類號：TM617 文章編號：1009-2374（2015）24-0073-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.24.036

渤海灣某開發(fā)區(qū)中電廠與LNG均在可行性研究階段。二者相距約10公里且均以海水作為熱交換中間介質。

電廠生產流程中以海水作為冷卻介質，通過凝汽器鈦管與汽輪機排汽進行熱交換，流入低溫海水，排出高溫海水。在高溫季節(jié)海水溫度越低，凝汽器真空越高，發(fā)電煤耗越低；在低溫季節(jié)，海水溫度越低，可以通過減少海水用量達到降低廠用電的節(jié)能效果。

LNG生產流程中以海水作為加熱介質，為液化天然氣氣化提供熱源，引入高溫海水，排出低溫海水。在冬季如海水溫度低于5℃時需對海水進行加熱方可使用。

根據(jù)二者海水利用的特點，考慮聯(lián)合利用海水循環(huán)水系統(tǒng)，不僅實現(xiàn)了節(jié)能減排，而且提高了雙方的經濟效益?，F(xiàn)以可研文本為依據(jù)，對其可行性及經濟性進行分析論證。

1 基礎數(shù)據(jù)

1.1 企業(yè)額定工況基礎數(shù)據(jù)

LNG數(shù)據(jù)：

海水總量：25500m3/h，出入口海水溫差：4.3℃。

電廠：冷卻水量（熱/冷季）：81180/20600m3/h，循泵功率（熱/冷季）（共4臺）：3150/900kW，冷卻塔循環(huán)水量（熱/冷季）：43040/25540m3/h，循環(huán)水補水：2400 m3/h，設計冷卻水溫度：20℃，供熱煤耗：36.9kg/GJ，發(fā)電煤耗：249.7g/kWh。

1.2 溫度、周期數(shù)據(jù)

渤海灣表層海水溫度、周期數(shù)據(jù)取自海洋局相關

資料。

2 循環(huán)水系統(tǒng)方案設想

（1）海水系統(tǒng)運行分為春夏秋季和冬季兩種方式，以海水溫度為5℃時作為分界線。（2）在春夏秋季時，LNG海水用量與電廠補水量接近，可以利用LNG低溫排水作為電廠海水補水源。電廠循環(huán)水溫度降低，可以獲得額外的經濟效益。對其系統(tǒng)運行方式為：開啟鋼閘門1、3，關閉鋼閘門2；關閉聯(lián)絡門2，電廠排水直接排海。（3）在冬季，利用電廠的高溫排水（冬季電廠循環(huán)水出入口端差一般為10℃～14℃，因此最低排水溫度高于5℃）作為LNG的水源， LNG因不必再對海水進行加熱而取得經濟效益。其系統(tǒng)運行方式為關閉鋼閘門1、3，開啟聯(lián)絡門2。（4）由于電廠海水溫升（10℃～14℃）高于LNG海水溫降（4.3℃），因此根據(jù)海水溫度的增幅情況，需要引入部分海水以保證電廠海水入口溫度。

3 投資增減情況

（1）需增加海水回水管，估計投資2億元。（2）引水渠部分需要增加部分工程量。（3）需增加部分鋼閘門，大型閥門等設備。（4）總價增加量估計在3億元左右。（5）電廠與LNG共用循環(huán)水系統(tǒng)，同時可以共用一套循環(huán)水加藥系統(tǒng)，在LNG入口前池進行加藥，在電廠就不必再設置加藥系統(tǒng)，可節(jié)約投資約1000萬元，并節(jié)約運行投資若干。

4 在以上系統(tǒng)設想前提下電廠的經濟效益估算

4.1 循環(huán)水系統(tǒng)與電廠經濟性的關系

循環(huán)水溫度對電廠經濟性的影響包括對凝汽器真空的影響和對廠用電的影響兩個方面。（1）當凝汽器真空沒有達到設計真空值的情況下，循環(huán)水溫度的降低可以提高凝汽器真空從而達到降低煤耗的效果。（2）當凝汽器真空接近或達到設計真空值的情況下，循環(huán)水溫度的降低可以減少循環(huán)水量，從而達到降低廠用電的效果。因此針對以上兩種情況進行分析。以上循環(huán)水系統(tǒng)在春夏秋季對電廠的經濟性有利，冬季對電廠不影響或影響較小，不作考慮。

4.2 循環(huán)水系統(tǒng)在春夏秋季對電廠的經濟性分析

按照電廠可研數(shù)據(jù)，設計循環(huán)水溫度為20℃，因此以此循環(huán)水溫度為界，在海水溫度高于20℃時，在循環(huán)水量不變的情況下，分析循環(huán)水溫度降低對經濟性的影響；在海水溫度低于20℃且高于5℃時，在凝汽器真空不變的情況下，海水流量的變化對廠用電的影響。

4.2.1 估算假設。（1）電廠、LNG均在額定工況運行。（2）循泵變頻，循環(huán)水變化量與循泵電流變化量成比例關系。（3）凝汽器真空僅與循環(huán)水量相關，其他參數(shù)不變。

4.2.2 在海水溫度高于20℃時，海水溫度降低對經濟性的影響分析。

（1）海水溫度降低值。

電廠海水量81180m3/h，LNG海水量為25500m3/h，排水溫降4.3℃。

假定LNG排水全部用于電廠海水補水，電廠海水溫降為：

4.3×（25500/81180）=1.35℃。

（2）根據(jù)渤海灣近海年水溫變化圖可知，海水溫度超過20℃的時間段是6～10月4個月時間。

（3）根據(jù)可研，電廠年發(fā)電量5.4×109kWh，發(fā)電煤耗242.3g/kWh，年供熱量5.48×107GJ。供熱標煤耗36.9kg/GJ。參照超臨界機組經驗1℃海水溫度變化約影響0.35～0.4kPa真空，降低1%～1.5%煤耗來計算，可得出如下結論：

電廠6～10月期間利用LNG的低溫海水作為循環(huán)水在發(fā)電量方面：

5.4×109×（4/12）×242.3×（1～1.5%）×10-6

=（4.36～6.54）×103噸

在供熱方面可以節(jié)約標煤：

5.48×107×（4/12）×36.9×10-3×（1～1.5%）=6.7～10×103噸

合計4.36～6.54×103+6.7～10×103=（11～16）×103噸

按照目前標煤價格720元/噸計，電廠年節(jié)約成本800～1200萬元。

4.2.3 在海水溫度低于20℃且高于5℃時，海水溫度降低對廠用電的影響分析。

（1）根據(jù)渤海灣近海年水溫變化圖可知，海水溫度在5℃～20℃的時間段是3、4、5、11、12月5個月時間。

（2）機組負荷不變，排汽量及溫度不變，凝結水量及溫度不變，則循環(huán)水通過凝汽器海水焓增不變。查焓熵圖可知，水溫度在5℃～20℃之間，水溫降低1.35℃海水焓值變化占比為8%～20%，則循環(huán)水總焓值不變的情況下，海水總量可以減少8%～20%（平均值14%），即循泵出力平均約減少14%的循泵電量。

（3）循泵功率3150/900kW，5個月節(jié)電量為：

[（3150+900）/2]×4×24×150=29160MWh

按標桿電價404.9元/MWh計，電廠年節(jié)約成本1180萬元。

5 結論

電廠與LNG共用海水系統(tǒng)，需增加投資約為2.5～3億元，按雙方投資均攤計，電廠方需多投資1.2～1.5億元。電廠方每年可節(jié)約成本2000～2500萬元。靜態(tài)投資回收期為6年左右，投資收益率大于15%。由此得出結論，方案是可行的。

作者簡介：劉永生（1971-），男，河北唐山人，天津大唐國際南港公用工程島開發(fā)有限公司籌備處工程師，研究方向：電力系統(tǒng)。

（責任編輯：秦遜玉）