解其林 (江蘇淮陰發(fā)電有限責任公司，江蘇 淮安 223002)

0 引言

液化天然氣(Liquefied Natural Gas，LNG)，意為天然氣經壓縮、冷卻至其凝點(-161.5 ℃)溫度后變成液體。經過液化后的天然氣被高度壓縮，其體積約為同量氣態(tài)天然氣體積的1/625，液化天然氣的質量僅為同體積水的45%左右[1]。

LNG發(fā)電是天然氣發(fā)電的另外一種形式，與常規(guī)的天然氣發(fā)電一樣具有環(huán)保、節(jié)能、啟停方便等優(yōu)點[2]。LNG發(fā)電與普通天然氣發(fā)電一樣，都是利用天然氣作為燃料進行能量轉換后發(fā)電。當前LNG發(fā)電主流的方式為LNG氣化后的天然氣作為燃料在燃氣輪機中燃燒做功，帶動發(fā)電機發(fā)電，并且利用燃氣輪機出口的高溫煙氣加熱余熱鍋爐產生高溫高壓蒸汽推動汽輪機做功，此為聯合循環(huán)發(fā)電[3]。

文章介紹了LNG聯合循環(huán)發(fā)電方案，通過LNG氣化站可行性分析、規(guī)模選擇、建設及后期運行情況對江蘇省LNG發(fā)電應用進行探討。LNG氣化站項目 (后面簡稱“項目”)位于江蘇省儀征市，項目為燃氣—蒸汽聯合循環(huán)工程的配套項目，電廠內建設一座用地約7 000 m2、LNG儲存容積為450 m3的LNG氣化站。

1 江蘇省LNG發(fā)電技術可行性及必要性

1.1 政策可行性

根據江蘇省發(fā)展改革委2016年12月30日印發(fā)的“江蘇省發(fā)展改革委關于印發(fā)《江蘇省‘十三五’天然氣發(fā)展專項規(guī)劃》的通知 (蘇發(fā)改能源發(fā)〔2016〕1556號) 要求，“蘇南雙 (多)氣源管道通達地區(qū)，原則上2018年底前，燃氣發(fā)電 (熱電) 企業(yè)、城市燃氣公司等大用戶完成雙 (多) 氣源管道接入建設工程”、“不具備雙氣源條件的天然氣大用戶可根據自身調峰需求，在滿足安全要求的前提下，適度建設自用LNG儲配站”。因此，本項目實施符合相應政策要求。

1.2 技術可行性

(1)全國各地投產運行的氣化站已經多達千座，LNG運輸、存儲、供給技術早已成熟，LNG氣化站設備廠家及設計單位已擁有較多的LNG氣化站業(yè)績。

(2)世界上已經建有不少以LNG為原料的燃氣輪機發(fā)電機組，LNG發(fā)電技術已經較為成熟，其中日本LNG進口量的75%用于發(fā)電。我國南方部分省份如廣東省也建有多套成功運行經驗的以LNG為原料燃氣—蒸汽聯合循環(huán)機組。

(3)LNG是天然氣經過低溫冷卻液化而來，在低溫液化過程中除去了S、Hg及其他有害雜質，純度和熱值更高，參數指標滿足燃氣輪機對于天然氣的要求。

(4)利用LNG氣化天然氣發(fā)電，可歸屬于城鎮(zhèn)燃氣范疇，因此項目建設可按《城鎮(zhèn)燃氣設計規(guī)范》(GB 50028)及《建筑設計防火規(guī)范》(GB 50016)相關要求執(zhí)行。

(5)江蘇省交通便利，道路運輸發(fā)達，并且在江蘇已建LNG液化工廠3座，擬建液化工廠3座，規(guī)劃、在建、已建的LNG接受站7座，這些有利的地理優(yōu)勢為江蘇省LNG發(fā)電應用提供了原料基礎。

1.3 滿足燃氣輪機天然氣供氣需求

本項目為燃氣—蒸汽聯合循環(huán)機組主體工程的配套項目。主體項目原規(guī)劃氣源為“西氣東輸”的管道天然氣，但是管道天然氣建設無法滿足主體工程的建設進度，LNG氣化站建設周期短滿足主體工程建設進度。

1.4 供氣氣源安全性和穩(wěn)定性需要

項目實施有效保障了燃氣輪機天然氣不間斷供應的需要。采用管道天然氣作為電廠氣源，該氣源的唯一性使得一旦管道天然氣發(fā)生事故或優(yōu)先保證城市燃氣的調峰，電廠的氣源將無法得到保證，從而影響機組運行和對外供熱。本項目的實施可以作為管道天然氣的替代備用氣源，在管道天然氣事故或調峰狀態(tài)下為電廠提供天然氣，保障電廠氣源的安全。

1.5 控制用氣成本需要

項目能有效降低天然氣采購成本，增強對天然氣采購價格的把控能力。2016年項目規(guī)劃時LNG平均價格為3 250元/t，常規(guī)LNG氣化率在1 490左右，折算價格為2.18元/m3，與管道天然氣全年平均價格對比有一定的競爭性，尤其在LNG銷售淡季 (如2020年，LNG價格已降至3 000元/t以下)，LNG對于管道氣源價格優(yōu)勢更加明顯。

2 燃機電站LNG發(fā)電工藝流程

本項目采用陸地汽車運輸方式將LNG送至電廠。在電廠LNG氣化站內，天然氣的主要工藝流程有卸車流程、氣化流程、BOG 利用流程、調壓計量流程、EAG 放散流程、天然氣輸送流程、燃燒發(fā)電流程。

項目采用自增壓調壓撬增壓卸車的方式，將罐車內的LNG注入儲罐，通過增壓泵將LNG增壓至 4.0 MPa 進入氣化器與熱媒完成換熱氣化為天然氣后進入電廠調壓站送至燃機燃燒發(fā)電。LNG在運輸和儲存期間，部分液態(tài)蒸發(fā)產生可以回收利用的閃蒸氣BOG(boil off gas)，本項目采用 BOG壓縮機提壓進入高壓管網 (送至燃氣輪機調壓站) 方式利用BOG。項目在LNG站內設有緊急放空系統(tǒng)(EAG)，將 LNG儲罐及管道上的 EAG低溫管道與放散管匯集并經 EAG控溫式加熱器加熱后，至放散總管排放。LNG發(fā)電工藝流程圖如圖1所示。

圖1 LNG發(fā)電工藝流程圖

3 項目實施過程中的問題及建議

3.1 LNG建設標準規(guī)范滯后

我國LNG產業(yè)蓬勃發(fā)展，但是標準規(guī)范滯后，關鍵的技術還在探索階段，相應的技術規(guī)范和設計標準還沒有建立[4]。規(guī)劃選址、項目設計困難，建設過程中行政部門的質量監(jiān)督辦法不明確，工程質檢、工程竣工驗收缺乏統(tǒng)一性，“一事一議”的方式可能留下質量隱患。

目前，國內在設計LNG氣化站時所遵循的規(guī)范和標準主要有GB 50028《城鎮(zhèn)燃氣設計規(guī)定》、GB 50016《建筑設計防火規(guī)范》、GB 50183《石油天然氣工程防火設計規(guī)范》等，由于GB 50028、GB 50016中LNG最大儲存規(guī)模為2 000 m3，如儲存量超出此規(guī)模，只能參考執(zhí)行GB 50183，因此在設計取標及后期驗收、檢查造成一定麻煩。行政部門應盡早出臺相應標準規(guī)范，促進LNG產業(yè)健康穩(wěn)定發(fā)展。

3.2 LNG運行需由專業(yè)人員負責

LNG由于其低溫的特性，日常運維要求與電廠設備、系統(tǒng)不盡相同，并且LNG運行人員需要具有液化天然氣從業(yè)資格證[5]。本項目委托江蘇省天然氣公司具有液化天然氣從業(yè)資格證人員對LNG氣化站進行運行。

3.3 LNG氣化站應按重大危險源管理

根據GB18218—2009《危險化學品重大危險源辨識》的規(guī)定，本項目看作一個單元進行重大危險源識別，根據《危險化學品重大危險源監(jiān)督管理暫行規(guī)定》(國家安監(jiān)總局令〔2011〕40 號，國家安監(jiān)總局令〔2015〕79 號修正)，本項目重大危險源的級別為三級。因此，本項目按照重大危險源管理辦法對LNG氣化站進行日常管理。

項目設計時，建議根據用氣需求合理選擇LNG氣化站規(guī)模，盡可能降低重大危險源等級，其次是項目設計時需綜合考慮重大危險源的管理辦法，建立重大危險源安全管理規(guī)章制度和安全操作規(guī)程。

3.4 LNG氣化站儲存、供氣規(guī)模應按需確定

LNG屬于危險化學品，在LNG氣化站儲存、供氣規(guī)模選擇應按需確定，滿足基本要求的前提下，盡可能降低儲存規(guī)模。本項目作為雙氣源應急備用項目，LNG氣化站的供應需求按照滿足基本需求選定，即按照單臺燃氣輪機小時最大用氣量2.31萬Nm3/h，年用氣量1.27億Nm3/a 選定供應需求，考慮一定富余，確定小時最大供氣量為 2.5萬Nm3/h。按LNG氣源來自江蘇省及周邊的 LNG 接收站，8 h可調度、運輸 LNG 至本站，另考慮卸車所需時間、本項目用地條件限制等因素，確定應急儲氣保供時間為10 h。選定儲存容量滿足單臺燃氣輪機滿負荷運行3.5 h。

3.5 LNG氣化站和電廠整體化設計

LNG氣化過程中釋放約830 kJ/kg的冷能，LNG蘊含冷能全部轉化為電能，則其利用價值大約為240 kWh/t[6]。

電廠可以利用LNG冷能改善現有動力循環(huán)，本項利用LNG冷能冷卻循環(huán)水，降低聯合循環(huán)汽輪機排氣溫度。這種方法能夠簡單實現，但是冷能的利用效率低，對于功率、效率的提高程度貢獻程度不足1%。

LNG氣化站和電廠設計時按照整體化考慮?？刹捎媚壳氨容^成熟的LNG冷能利用方式，利用LNG冷能冷卻燃氣輪機的入口空氣。可以估算當入口空氣溫度從30 ℃降低到5 ℃時，發(fā)電功率可增大約20%，效率相對提高5%左右。

LNG氣化站和電廠整體化設計, 能夠充分利用LNG冷能，提高機組出力及效率。

3.6 燃氣輪機需根據氣源變化及時安排燃燒調整

LNG氣源不同于管道天然氣，LNG氣源具有多樣性，產地不同的天然氣品質不同，電廠應該關注天然氣的氣質情況，審查氣質報告。由于天然氣氣質不同，對不同氣源的LNG互換時，華白指數會發(fā)生變化，華白指數變化范圍超過上次燃氣輪機燃燒調整的范圍時，需及時按照主機廠要求對燃氣輪機進行燃燒調整[7]。因此電廠采用LNG發(fā)電時每批到廠天然氣應該檢查氣質變化情況，確保燃氣輪機安全運行。

3.7 進口設備供貨周期長需提前策劃

本項目影響工程進度的主要設備為LNG低溫多級離心泵，該泵國內無法生產，需要進口，供貨周期長。本項目于2017 年6月8日開工，2017年11月 7日竣工，項目工期5個月，而低溫多級離心泵供貨周期則為8個月。為滿足工程進度需要，采用性能稍差的柱塞泵作為臨時替代泵使用。后期實際使用過程中，柱塞泵的檢修維護工作量大，可靠性確實遠低于低溫多級離心泵。

4 電廠實際經營情況

項目做可行性研究的時間為2016年，當時大用戶LNG平均價格為3 250元/t，與管道天然氣相比具有競爭優(yōu)勢。然而，2017年冬季由于“煤改氣”、北美暴風雪、中間貿易商哄抬價格等因素，LNG價格突破10 000元/t，電廠出現持續(xù)虧損，并且“氣荒”的“余威”一直持續(xù)，出現了淡季不淡的局面。2020年LNG進口價格持續(xù)走低，甚至低于2016年LNG價格，電廠采用LNG發(fā)電盈利能力高于管道天然氣。

從LNG氣化站運行情況看，LNG價格不同于管道天然氣價格，LNG的價格波動幅度較大，受市場影響巨大, 單月價格變化可達70%，給電廠運營帶來不確定性。

5 結語

世界天然氣資源豐富，是僅次于煤炭和石油的第三種能源，國際能源市場進口天然氣為我國進口天然氣提供了可能。江蘇省交通便利，道路運輸發(fā)達，擁有多家LNG液化工廠和接受站，為LNG發(fā)電提供了基礎。從技術上講，LNG發(fā)電是可行的，項目建成3年，LNG氣化站設備運行穩(wěn)定，電廠采用LNG發(fā)電聯合循環(huán)機組運行正常。如果能夠充分利用LNG冷能，還能大幅度提高機組出力和效率。對于電廠來說，電廠以LNG作為應急備用氣源是完全可行的，多個氣源競爭，一方面可以靈活選氣降低天然氣成本，另一方面可以提高氣源安全性。