廣東大鵬LNG接收站運行節(jié)能措施

摘 要

摘要：作為中國第一家LNG接收站，中海石油廣東大鵬LNG接收站正式商業(yè)運營3a多來，在強調(diào)安全穩(wěn)定生產(chǎn)的同時，還不斷摸索LNG接收站安全經(jīng)濟運行的措施和辦法。結合廣東大鵬LNG接收站
摘要：作為中國第一家LNG接收站，中海石油廣東大鵬LNG接收站正式商業(yè)運營3a多來，在強調(diào)安全穩(wěn)定生產(chǎn)的同時，還不斷摸索LNG接收站安全經(jīng)濟運行的措施和辦法。結合廣東大鵬LNG接收站工藝和設備的特點，通過優(yōu)化運行方式和生產(chǎn)線起停時間、增加電容補償裝置提高功率因數(shù)等措施，使氣化噸氣耗電指標降低了3.57kW·h/t，2009年節(jié)約電能1600×104kW·h，運行成本控制達到國際先進水平。在總結廣東大鵬LNG接收站節(jié)能措施的基礎上，進一步展望了繼續(xù)適量增大生產(chǎn)線的氣化能力、恢復碼頭冷循環(huán)設計運行方式等節(jié)能前景，對其他LNG接收站的安全經(jīng)濟運行具有參考價值。
關鍵詞：LNG接收站；節(jié)能措施；生產(chǎn)運行；運行流量；保冷循環(huán)量；生產(chǎn)線起停時間
    液化天然氣(LNG)接收站將LNG船運來的LNG卸載、儲存后，通過增壓泵將LNG輸送到氣化裝置，再經(jīng)過管道將天然氣輸送到城市燃氣和電廠等終端用戶[1]。除了設備的折舊、維修費用，接收站的運行成本主要是LNG再氣化和蒸發(fā)氣(BOG)處理設備的電能消耗費用。中海石油廣東大鵬LNG接收站的耗電設施主要包括低壓泵、高壓泵、開架式氣化(ORV)的海水泵和BOG壓縮機[2]。通常LNG接收站的耗能以氣化單位噸氣所消耗的電量為指標，單位是kW·h/t。自2009年以來，在保證安全穩(wěn)定生產(chǎn)的前提下，廣東大鵬LNG接收站運行人員不斷摸索有效節(jié)能方法，通過優(yōu)化設備運行方式和設備起停時間等措施，使氣化單位噸氣耗電量指標下降了17.3%，運行成本控制達到國際先進水平[3]。
1 LNG接收站工藝和主要耗能設備
1.1 LNG接收站工藝流程
    圖1為LNG接收站工藝流程簡圖，主要包括卸料單元、儲存單元、增壓氣化單元、蒸發(fā)氣處理單元和天然氣輸出單元。耗能設備包括增壓氣化和BOG處理單元[4]。

1.2 LNG接收站耗能設備
大鵬LNG接收站一期增壓氣化和BOG處理設備包括低壓泵、高壓泵、海水泵和BOG壓縮機(表1)。
 

2 大鵬LNG接收站節(jié)能措施及效果分析
2.1 節(jié)能措施
2.1.1優(yōu)化運行方式
2.1.1.1 適量增大單臺氣化生產(chǎn)線的運行流量
    大鵬LNG接收站氣化生產(chǎn)線的低壓泵、高壓泵和ORV的設計額定流量都是419m3/h，增大單套設備的氣化能力必須考慮生產(chǎn)線各設備流量增加量的匹配。
    根據(jù)NIKKIS0高低壓泵出廠性能測試數(shù)據(jù)結果可知，低壓泵在額定流量至125%額定流量區(qū)間運行時，泵效率維持在74.6%以上，電機功率均未超過額定值280kW，500m3/h流量點的效率最高；高壓泵在額定流量至最大流量區(qū)間運行時，泵效率維持在75.1%以上，但輸入功率在額定流量的115%以上時，超過額定功率1800kW。但實際運行中，流量在200t/h，未發(fā)現(xiàn)功率和電流超額定值現(xiàn)象。
    實際運行中，0RV液化天然氣流量為190t/h，海水流量超過6000t/h，出口天然氣溫度基本接近海水出口溫度，遠遠超過設計的最低溫度2℃，海水進出口溫差小于5℃，滿足環(huán)保要求。
    考慮系統(tǒng)保冷循環(huán)量，2009年LNG接收站氣化設備低壓泵、高壓泵和0RV的流量基本分別運行在440m3/h、419m3/h、408m3/h(密度按0.465t/m3計)，既保證了設備在最佳泵效率區(qū)間運行，又能滿足設備性能指標，防止了設備因非正常過載而加速老化和損壞。
2.1.1.2 適量降低系統(tǒng)保冷循環(huán)量
    LNG接收站設計保冷循環(huán)主要包括碼頭無卸料時管線循環(huán)(30t/h)、未運行低壓泵和高壓泵時的保冷循環(huán)(每臺3t/h)、槽車站管線循環(huán)(15t/h)和零輸出管線循環(huán)(15t/h)。其中未運行高壓泵和零輸出管線循環(huán)基本通過相同管線回罐。
    從C304、C316材料特性分析，當管線溫度維持在-135～-140℃時，遇到緊急情況管線可以立即投入運行，對材料剛度和強度無影響[5]。實際運行中，碼頭管線和零輸出管線循環(huán)量分別降到20.5t/h，管線上下壁溫差不大，管線溫度在-140℃以下。
2.1.1.3 利用輸出管線管容調(diào)配生產(chǎn)
    大鵬LNG接收站一期共3條輸出管線，管容為237219m3，將運行壓力控制范圍從2008年的84～88kg/cm2調(diào)整到2009年的82～89kg/cm2，管容存量多增加438t天然氣，可以用于白天高負荷時的調(diào)峰。隨著主輸氣管線的擴建，管容能力進一步加強。但由于3條輸氣管線的管容因工藝原因不能相互利用，使得管容的利用能力減弱。
2.1.1.4 合理調(diào)整海水使用量
    大鵬LNG接收站屬于調(diào)峰站，有時候夜間只有1條生產(chǎn)線運行，按照以前的慣例，需要運行2臺海水泵以滿足ORV的備用和運行需要。通過合理調(diào)整，降低了0RV海水消耗，只用1臺海水泵就可以滿足ORV的一用一備。
2.1.2優(yōu)化生產(chǎn)線起停時間
    大鵬LNG接收站的終端用戶分為城市燃氣和調(diào)峰電廠，用氣高峰在白天，夜間24：00～6：00時用氣量很低。而晚上非用電高峰區(qū)間電價低，若能充分利用低電價，并調(diào)整好各階段的管網(wǎng)壓力，對節(jié)能工作至關重要。優(yōu)化起停時間主要要考慮如下因素：①夜間將管網(wǎng)壓力升高至89kg/cm2左右，利用了低價谷電對管網(wǎng)升壓，提高了白天管容的調(diào)峰能力；②DCS操作員根據(jù)管網(wǎng)壓力曲線上升和下降的趨勢和速率，結合小時預提氣量，將壓力運行在規(guī)定范圍內(nèi)，使晚上停生產(chǎn)線的時間點既能保證壓力不低于82kg/cm2，又確保剩余的生產(chǎn)線在最高效率運行將管網(wǎng)升壓。
2.1.3增加電容補償裝置，提高功率因數(shù)
    大鵬LNG接收站自投產(chǎn)以來，功率因數(shù)偏低，通過對接收站供電系統(tǒng)全面分析，對主變壓器進行有載調(diào)壓，增加電容補償裝置，改善供電品質(zhì)，使全廠的功率因數(shù)由0.85升高到0.95。
2.2 節(jié)能效果分析
    根據(jù)2008年的運行經(jīng)驗，多數(shù)情況下客戶用氣量比運行生產(chǎn)線的最大外輸量超過不到100t/h，但往往為了這100t/h的差值就需要多啟動1條生產(chǎn)線，2009年通過適量提高生產(chǎn)線的氣化能力，優(yōu)化起停時間等措施，按每天平均少啟動1條生產(chǎn)線6h估算，耗能至少節(jié)約1.4kW·h/t。2008年LNG接收站天然氣銷售量為3040709t，平均單位噸氣耗電20.59kW·h/t。通過采取系列節(jié)能措施，2009年的平均噸氣耗電下降到17.02kW·h/t，與2008年相比，節(jié)約電能1600×104kW·h。

    圖2為2008年和2009年LNG接收站月噸氣耗電對比圖，2009年的月平均噸氣耗電指標相應下降，但年度用氣高峰階段5～11月份的下降幅度低于12～4月份年度用氣低谷階段。
    由于氣化生產(chǎn)線啟動后要求在額定負荷點以上的區(qū)間運行，優(yōu)化起停時間的把握需要經(jīng)驗的積累，同時需要對小時用氣預提量、壓力趨勢、壓力變化速率和用戶日預提剩余量進行分析和判斷，才能準確確定設備最佳起停時間。生產(chǎn)線設備高負荷運行，還需要密切觀察設備運行狀況，監(jiān)視ORV進出口海水溫差，以滿足環(huán)保要求。
    管線長期運行壓力范圍增大會造成金屬管壁受力的周期性波動加劇，產(chǎn)生疲勞應力，對管線壽命的影響需要持續(xù)關注。
3 節(jié)能前景展望
3.1 LNG接收站節(jié)能減排措施
    1) 繼續(xù)適量增大生產(chǎn)線的氣化能力。表2為日生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計表，由表2可知，單臺氣化裝置的平均輸出流量基本在180t/h左右，如果ORV的海水進出口溫差小于5℃，增加高壓泵的流量可繼續(xù)增加氣化生產(chǎn)線的氣化能力。表3為高壓泵運行性能參數(shù)統(tǒng)計表。由表3可知，在流量為500m3/h時，高壓泵的功率在額定功率1800kW以內(nèi)。如果將氣化設備低壓泵、高壓泵和0RV的流量分別運行在500、450、430m3/h左右，設備仍運行在最佳效率區(qū)間且運行參數(shù)正常。
    2) 恢復碼頭冷循環(huán)設計運行方式。當前碼頭冷循環(huán)量全部回到儲罐，如果碼頭循環(huán)10 t/h回罐以保持3個儲罐卸料母管冷態(tài)，其余10t/h直接輸送到高壓泵入口母管，一方面可以利用低壓泵做功的10t/h流量，同時可以將碼頭管線的大部分熱量帶入外輸系統(tǒng)，從而降低蒸發(fā)氣壓縮機的做功，節(jié)約電能。
    3) 不斷總結經(jīng)驗，繼續(xù)優(yōu)化生產(chǎn)線的起停時間。2009年基本做到了啟動2條、3條、4條、5條生產(chǎn)線能分別滿足8000t、12000t、16000t和20000t的日用氣要求，2010年以來，盡早啟用生產(chǎn)線，可以用3條生產(chǎn)線滿足14000t的日用氣量，將繼續(xù)摸索4條、5條生產(chǎn)線能分別滿足18000t和22000t日用氣的設備起停方式。
3.2 其他節(jié)能措施
   1) ORV進、出口溫度差是否可以擴大范圍。韓國和日本的0RV進出口溫度差是7℃，假若我們的環(huán)保指標從現(xiàn)在的5℃改為7℃，LNG接收站的節(jié)能將具有很大的空間。
    2) 提高管網(wǎng)壓力運行區(qū)間。如果日壓力運行范圍擴大到70～89kg/cm2，不但管容對負荷高峰的調(diào)節(jié)能力更強，而且可以更多地利用低價電能。
    3) 由于香港用戶管線的管容存量較小，可以考慮加裝輸出干線止回閥旁路閥，就可以讓香港用戶充分利用輸出干線的管容。
    4) 海水泵電機采用變頻控制，根據(jù)0RV進出口海水溫差調(diào)整海水量，降低海水泵電能消耗。
    5) 改造高壓泵和0RV等PSV進口管線，加裝閥門，PSV年審時可以不放空設備內(nèi)的LNG或NG，減少火炬排放量。
    6) 加強設備管理，保證ORV的換熱性能。
4 結論
    1) 提高氣化設備輸出能力，使設備運行在最佳效率區(qū)間，改變輸出和用氣流量，平衡控制為壓力控制，在用氣高、低峰谷時對節(jié)能的作用非常明顯。
    2) 通過優(yōu)化生產(chǎn)線的啟停時間，可以最大限度利用用電谷底低電價，在相同用電量時達到降低運行成本的目標。
    3) 優(yōu)化工藝流程、調(diào)整運行參數(shù)、改造設備和加強設備管理等手段都是LNG接收站的有效節(jié)能方法。但任何方式不能以損害設備、損害環(huán)境為代價。
參考文獻
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[2] 趙德廷.廣東大鵬LNG接收站終端總體設計及主要工藝優(yōu)化[J].中國海上油氣，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] 顧安忠.液化天然氣技術[M].北京：機械工業(yè)出版社，2003.
[5] 戴起勛.金屬材料學[M].北京：化學工業(yè)出版社，2005.
 
(本文作者：柳山 魏光華 中海石油廣東大鵬液化天然氣有限公司)