吳照寰，王明韌

(中國電力工程顧問集團華東電力設(shè)計院有限公司，上海 200063)

0 引言

根據(jù)國家能源長遠規(guī)劃，節(jié)能減排將不斷深化落實、能源結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化調(diào)整，天然氣等清潔高效的能源需求變得越來越大。我國包括LNG在內(nèi)的天然氣儲存能力預(yù)計從2015年到2025年將每年增長17%，到2025年達到400億m3。LNG接收能力預(yù)計將年增8.6%，在2025年前達1億t。

LNG接收站項目大多建設(shè)在海邊，利用大量的海水將液化天然氣進行氣化，海水作為接收站氣化器加熱用熱源，使LNG氣化成天然氣，熱交換后海水變成冷排水回歸大海，其取水排水是一個海水降溫過程；電廠利用海水作為電廠汽輪機排汽冷凝用冷源，使乏汽冷凝成凝結(jié)水，熱交換后海水變成溫排水回歸大海，其取水排水是一個海水升溫過程。LNG接收站建設(shè)與電廠的建設(shè)均需要建設(shè)規(guī)模較大的取排水設(shè)施，若LNG接收站和電廠項目建設(shè)結(jié)合在一起考慮，可以有效地降低能耗，取得可觀的經(jīng)濟效益。本文將LNG接收站與電廠取排水設(shè)施統(tǒng)籌設(shè)計稱之為一體化設(shè)計。

1 LNG氣化器簡介

LNG氣化器多種多樣，常見的有10種左右，其中應(yīng)用于LNG接收站的大型氣化器主要有以下幾種：

1)開架式氣化器

開架式氣化器(open rack vaporizer，ORV)是一種以海水為熱源，海水自氣化器頂部的溢流裝置依靠重力自上而下均覆在氣化管束的外表面上，液化天然氣沿管束內(nèi)自下而上被海水加熱氣化的設(shè)備。特點是投資較大，運行費用較低，操作和維護容易，無其他熱源參與，對海水水質(zhì)要求較高，比較適用于基本負荷型 LNG接收站。

2)浸沒燃燒式氣化器

浸沒燃燒式氣化器(submerged combustion vaporizer，SCV)是一種以天然氣為燃料，燃燒產(chǎn)生的高溫?zé)煔庵苯舆M入水浴中將水加熱，液化天然氣流過浸沒在水浴中的換熱盤管后被熱水加熱氣化的設(shè)備。特點是可快速啟動，適用于緊急情況或者調(diào)峰用氣。

3)中間介質(zhì)式氣化器

中間介質(zhì)式氣化器(intermediate fluid vaporizer，IFV)是利用一種中間介質(zhì)蒸發(fā)冷凝的相變過程將熱源的熱量傳遞液化天然氣，使其氣化的設(shè)備。特點是可以改善結(jié)冰帶來的影響。

目前建設(shè)的LNG接收站項目多以這幾種氣化方式建設(shè)，或相互組合。

2 LNG冷能利用

LNG液化時需要耗能，當它重新氣化時，該耗能可以回收利用，其冷能利用主要有直接利用和間接利用。直接利用有冷能發(fā)電、液化分離空氣、冷凍倉庫、干冰等；間接利用有冷凍食品、低溫粉碎、凍結(jié)保存等。

冷能利用最簡單的方法是海水加熱LNG，海水變冷后用以作為聯(lián)合循環(huán)機組的冷卻水，這是最簡單的利用，也不需要增加多少投資，只需要電廠建設(shè)在LNG接收站附近。

天然氣的密度ρ(不同的產(chǎn)品有所不同)：液態(tài) 0.421～ 0.485 t/m3， 氣 態(tài) 0.688～0.872 kg/m3。每噸LNG氣化需要吸收的熱能E計算式為：

式中：r為氣化潛熱，在-162℃常壓下為510.25 kJ/kg；Cp為天然氣的定壓比熱容，隨溫度而變，本文取近似值2.156 kJ/(kg·K)；Δt為-162℃到0℃的溫差。因此每噸LNG氣化需要吸收的熱能E大約為860 000 kJ。在國內(nèi)，根據(jù)GB 51156—2015《液化天然氣接收站工程設(shè)計規(guī)范》[1]5.6.7條：“當使用海水作為氣化器的熱源時，海水溫降不應(yīng)大于5℃”，若海水溫降按5℃考慮，則理論上每噸液化天然氣需要約40 t左右的海水進行加熱。

以上為LNG液化全部由海水加熱的理論值，當LNG液化有除海水以外的外界熱能參與時，則不適用。另外LNG接收站所釋放的冷能也不一定全部由海水加熱，可能高品位的冷能直接利用，低品位的冷能用海水加熱。

3 實例分析

本文采用兩個實例，一例為LNG接收站排水為燃氣電廠的取水，另一例為電廠排水為LNG接收站的取水，對一體化設(shè)計產(chǎn)生的經(jīng)濟效益進行了分析。

3.1 LNG接收站排水為燃氣電廠的取水

以東南亞某LNG配套燃氣電廠(實例1)為例，該國由于環(huán)保要求，海水排水溫升或溫降均不能超過自然水體水溫3℃，該項目海域的海水水溫常年為25～30℃，一期建設(shè)規(guī)模約為300萬t/aLNG，LNG項目一期的取排水總量為68 690 m3/h，海水冷排水溫降為3℃。

3.1.1 燃氣電廠供排水系統(tǒng)設(shè)計

配套建設(shè)1臺9F燃氣機組，取排水工藝流程為：LNG接收站取水口→LNG接收站引水管→LNG接收站取水泵房→壓力管→氣化器→排水明渠→電廠循環(huán)水泵房→電廠壓力管→凝汽器→電廠排水管→虹吸井→排水明渠→LNG排水口。電廠利用LNG接收站的排水溝作為取水明渠，電廠溫排水排到LNG接收站的排水溝下游側(cè)，不單獨建設(shè)通大海取排水設(shè)施。取排水流程如圖1所示。

圖1 實例1取排水流程圖

配套建設(shè)1臺F級燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)機組，如果按取排水溫差3℃的要求，循環(huán)冷卻倍率將達到177倍，總的取水量為64 550 m3/h，但未超過LNG取排水總量。若按此設(shè)計，循環(huán)水管及凝汽器的尺寸過于龐大，并將影響主廠房內(nèi)部的布置。因此，燃氣電廠工程一期循環(huán)水采用摻混的辦法，即實際冷卻倍率采用70倍，多余水量不經(jīng)過凝汽器，直接在排水溝中與電廠循環(huán)水排水摻混。

3.1.2 電廠利用冷排水產(chǎn)生的微增出力

根據(jù)GB 50660—2011《大中型火力發(fā)電廠設(shè)計規(guī)范》[2]及GL/T 5339—2018《火力發(fā)電廠水工設(shè)計規(guī)范》[3]的規(guī)定，按照自然水體水溫25℃考慮，實際冷卻倍率為70倍，若直接從自然水體取水，作為循環(huán)冷卻水，對應(yīng)的機組背壓為5.69 kPa。如可按照取水溫度溫降3℃考慮，對應(yīng)的機組背壓為4.81 kPa。

如表1所示，在額定背壓附近，進水水溫如果降低3℃，可帶來微增出力約1 500 kW左右，按照年利用小時數(shù)5 000 h計，每年每臺燃機(9F)可增發(fā)電量750萬kWh，具有可觀的經(jīng)濟效益。

表1 不同水溫對應(yīng)的燃氣機組背壓及微增出力(5.69 kPa為額定設(shè)計背壓)

在國內(nèi)，根據(jù)GB 51156—2015《液化天然氣接收站工程設(shè)計規(guī)范》[1]5.6.7條：“當使用海水作為氣化器的熱源時，海水溫降不應(yīng)大于5℃”，若按LNG溫降5℃考慮，則微增出力超過2 000 kW，帶來的經(jīng)濟效益更加明顯。

3.1.3 一體化設(shè)計節(jié)省建設(shè)投資

與分別建設(shè)LNG接收站及燃氣電廠的取排水設(shè)施相比，少建設(shè)了一套海水中取排水設(shè)施，工程量差異如表2所示。

表2 單獨建設(shè)燃氣電廠的取排水設(shè)施與一體化設(shè)計電廠的循環(huán)水系統(tǒng)主要工程量差異表

從表2可以看出，一體化設(shè)計可節(jié)省循環(huán)水泵房一次性投資，不需要再建設(shè)取水頭、自流引水管、排水溝、排水口等設(shè)施，大大節(jié)省了建設(shè)費用。

3.2 燃煤電廠排水為LNG接收站的取水

以國內(nèi)某燃煤電廠(實例2)為例，該電廠為海邊電廠，規(guī)模為4×600 MW，采用直流供水，投運后，毗鄰燃煤電廠建設(shè)LNG項目，LNG接收站取水取自電廠循環(huán)水排水。

該LNG接收站選用中間介質(zhì)氣化器，先期建設(shè)2臺200 t/h的LNG氣化器，規(guī)劃共建設(shè)6臺200 t/h的氣化器，均取用燃煤電廠溫排水作為LNG氣化熱源。

3.2.1 取排水工藝流程

電廠取排水工程已經(jīng)建設(shè)投運，一體化的取排水工藝流程為電廠已建取水頭部→自流進水隧道→循環(huán)水泵房→進水壓力鋼管→凝汽器→排水鋼管→鋼筋混凝土排水溝→排水虹吸井→鋼筋混凝土排水溝→電廠已建排水工作井→升壓泵房→供水壓力管→氣化器→排水壓力管→電廠已建循環(huán)水泵房。LNG接收站從電廠循環(huán)水排水取水，冷排水再回到循環(huán)水泵房作為電廠進水，取排水流程如圖2所示。

圖2 實例2取排水流程圖

3.2.2 LNG接收站需水量及燃煤電廠供排水水量

如表3所示，當水體溫度較低時，用水量較大，LNG接收站進水采用電廠溫排水，可以減少取水規(guī)模。

表3 單臺氣化器用水量表(共6臺)

電廠用水量為夏季設(shè)計工況：每臺機組循環(huán)水流量21 m3/s，循環(huán)水溫升約8℃；春秋季設(shè)計工況：每臺機組循環(huán)水流量18.1 m3/s，循環(huán)水溫升約9.5℃；冬季設(shè)計工況：每臺機組循環(huán)水流量12.6 m3/s，循環(huán)水溫升約14℃。

3.2.3 電廠利用冷排水產(chǎn)生的微增出力

LNG接收站冷排水排回電廠循泵房，可以降低凝汽器進水溫度。當6臺IFV運行時，冷排水對電廠循環(huán)水溫度的影響(按4臺機組運行計)如表4所示。

表4 水溫對應(yīng)的機組背壓及微增出力

電廠年微增電量計算式為：

式中：∑Ni為單臺機組月微增出力量之和；t為月利用小時(簡化為4 500/12)；n為機組臺數(shù)。

3.2.4 一體化設(shè)計節(jié)省建設(shè)投資

單獨建設(shè)LNG接收站取排水設(shè)施與一體化設(shè)計統(tǒng)籌考慮建設(shè)相比，需要分別單獨進行海域施工，包括取水泵房、取水頭、自流引水管、排水管、排水口等設(shè)施，其工程量差異詳如表5所示。

表5 單獨建設(shè)LNG接收站取排水設(shè)施與一體化設(shè)計主要工程量差異表

與LNG接收站單獨建設(shè)取排水設(shè)施相比，一體化建設(shè)方案有如下優(yōu)點：固定投資減少，不需要再建設(shè)海域的取排水設(shè)施；LNG接收站冬季由于取水溫度較高，無需啟動SCV，且取水泵揚程較低，節(jié)省能源；夏季降低了凝汽器進水水溫，機組效率提高。

4 結(jié)語

LNG項目與燃氣電廠項目雖同屬能源部門，屬于不同的建設(shè)行業(yè)(石化行業(yè)、電力行業(yè))，行業(yè)間有一定的壁壘，統(tǒng)籌建設(shè)后的公共部分投資如何分攤，得到的利益如何進行分配，在實際建設(shè)操作過程中有一定的難度；LNG氣化與燃氣電廠的運行存在不一致性，需要在運行調(diào)度上充分協(xié)調(diào)，可達到更好的節(jié)能效果。

一體化設(shè)計可以有效利用LNG氣化產(chǎn)生的冷排水，降低燃氣電廠機組背壓，增加機組出力；也可以利用電廠溫排水，減少LNG接收站取水規(guī)模，提高LNG氣化效率；可以減少排水的溫度變化幅度，減少對環(huán)境的影響；可以減少一套取排水工程措施，有效降低固定投資；LNG接收站與燃氣電廠應(yīng)當毗鄰建設(shè)，若距離過遠，由于輸水管距離增加，引起泵揚程增加、功耗加大、投資增加、水體的冷能或熱能減少，不再具備上述優(yōu)勢；工程建設(shè)時，宜由需水量大的項目建設(shè)取排水設(shè)施。