天然氣發電廠建設LNG氣化站初步探討

高宇

摘 要：文章著重介紹了天然氣發電廠建設LNG氣化站的可行性，進一步分析了LNG氣化站的設計、投資方案，并根據廣東省天然氣發電廠實際經營情況，給出了作者的分析結論。

關鍵詞：天然氣發電廠；建設LNG氣化站；可行性

筆者通過這幾年在天然氣發電廠工作，對天然氣發電廠建設LNG氣化站，提出設計、投資及經營分析結果。

一、項目的可行性分析

（一）政策可行性

2012年7月17日，國家安全生產監督管理總局頒布了《危險化學品經營許可證管理辦法》（2015年5月27日國家安全監管總局令第79號修正），該管理辦法中規定從事危險化學品經營的企業，應依法取得危險化學品經營許可證。天然氣發電廠將按照《危險化學品經營許可證管理辦法》進行合法的經營。

城市燃氣特許經營權一般僅規定了以管道輸送方式向使用者提供天然氣的特許經營權，而并沒有規定工商用戶不能以應急備用氣源的形式自建天然氣儲存罐進行氣化自用，從法律上是允許企業自主采購能源自用的。

（二）技術可行性

我國作為能源消耗大國，隨著國家節能減排力度加大，國內天然氣使用量逐年加大。國內LNG衛星站技術早已成熟，全國各地已經投產運營的氣化站達數千座，國內配套的天然氣氣化站設備廠家及設計單位數千家之多，隨著天然氣使用的普及，天然氣運輸、儲存和供應技術將更加成熟并不斷進步。

（三）供氣氣源的安全性與穩定性

1.安全性高

LNG從生產工廠或LNG港口碼頭運輸到用氣地點的再氣化，只需經過簡單的物理變化過程，天然氣物化性質穩定。LNG儲罐壓力正常情況下維持在0.6MPa左右，與普通蒸汽鍋爐等相同，只是常規壓力等級，而且天然氣儲罐配備有泄露報警、超壓報警、低溫報警、液位顯示、防雷、遠程實時監控等安全保障系統，技術成熟，十分安全。

2.供氣氣源穩定性強

充足的氣源保證：天然氣發電廠位于珠三角核心，交通便利、短距離運輸及充足的氣源可以充分保障本項目穩定供氣。

二、項目初步設計方案

項目建設概況：

（1）建設依據。單臺9E機組耗氣量為35000—40000Nm3/h，日運行時間約16個小時，日耗氣56萬Nm3，按氣化率1400Nm3/噸計算，每日約需LNG約400噸。根據氣化站設計氣化能力，可滿足2臺9E機組約80000m3/h的用氣需求。

（2）建設規模。主要建設LNG氣化站一座，總儲氣容積為1500m3，共設計10臺150m3的LNG儲罐，其中一期建設6臺150m3的LNG儲罐，預留4臺150m3的LNG儲罐，3臺LNG潛液泵（2用1備），2臺水浴式汽化器，總設計氣化能力為80000Nm3/h，滿足2臺9E機組80000Nm3/h的用氣需求。

（3）設計范圍及工藝流程。設計范圍：電廠LNG備用氣源站。主要編制內容包括：LNG氣化站總圖（預留門站）、工藝、土建、消防、給排水、電氣、自控及其它配套工程。

（4）控制系統PLC。本燃氣站通過設計的PLC 自控系統與監控站控系統可以實現：燃氣站運行工藝數據實時監測與控制、天然氣流量計量監測與添加劑耗量計量系統監測、安全超限報警與應急鎖定等功能。并且運行數據可通過SCADA系統的RTU終端通訊遠傳至監控中心，實現24小時監控及運行調度管理。

全部氣接收均在氣化站內。由低溫槽車運輸，經過卸車、儲存、氣化、計量、加臭等工藝過程送入燃氣管網至各個用氣工位。

（5）消防設計。本項目不設專職消防隊，由技術員負責氣化站安全運行管理。主要消防任務由公司內部和城市消防系統完成。

本項目的消防任務是防火防爆，撲滅站區內零星火災，控制生產裝置及儲罐區的初起火災，保護著火部位及其鄰近區域，以避免災害、保證人民群眾的生命財產的安全，并最大限度的減少損失。

三、工程投資

LNG氣化站工程投資二期6臺150m3LNG儲罐，3臺儲罐增壓器，4臺卸車增壓器，1套BOG壓縮機組，1臺EAG氣化器，2臺水浴式氣化器，1套調壓計量加臭系統，3套LNG潛液泵。總投資約為3500萬左右。

四、電廠實際經營情況

廣東省目前共有燃機電廠約21個，上網電價從2016年起將實行竟價上網的模式。從2008年至2015年上半年，電廠基本獲得了補貼電價，從今年下半年起燃機電廠已被取消補貼。從氣源使用方面，現在電廠使用氣源主要有：大鵬一期（澳氣，固定價），大鵬二期（卡氣，JCC掛鉤公式價），西二線管輸（國產氣），荔灣氣田等。大鵬一期氣源因是在鎖定原油價24美金的天花板制定的，成本低，供應價格低，不足2元/方，發電率約485～4.9度/方，按目前上網電價有利潤。但該氣源貨量少，大部份燃機電廠未能簽約該氣源。大鵬二期氣，按JCC原油價掛鉤公式價，去掉接收站退稅等各種因素，在目前國際原油價的情況下，價格在3.2元/方左右（調整后預計2016年最低氣價為2.8元左右/方），發電率約4.8～4.9度/方，無補貼情況下，電廠也無明顯同行竟爭優勢；西二線管網氣于今年11月對非居民用氣價格下調0.7元/方，廣東省門站價最終為2.18元/方。如加上省管輸費0.29元/方及管網公司運營費，最終電廠接貨價應該在2.6元/方左右（熱值相比海氣低9%左右）。很明顯，除了使用大鵬一期氣源外，使用其它氣源在無補貼的情況下電廠的竟爭力不明顯。

我們認為，供求關系將決定市場價格走勢：多個LNG項目投產，美國巖頁氣開發直接導致加拿大LNG出口，歐美發達國家需求平穩，預計海氣供應充足。以目前國際、國內經濟形式及供求關系來看，海氣LNG供過于求的局面仍然會持續至少35年，價格繼續往下走的可能性大。因此，我們認為電廠盡早投入選擇使用LNG作為氣源是適時的。

五、結語

對于電廠來說，電廠以LNG作為調峰氣源是完全可行的，現氣源成本也不低，很難再降低成本增加利潤，特別需要有多個氣源進行補充競爭。燃機電廠被定義為調峰、供熱電廠，按電網要求開開停停，在較單一氣源，照付不議合同下，風險較大，多則可能用不完產生損失，少則不夠用影響生產。在這種情況下，我們建議使用LNG氣化站供應方式，有效降低天然氣發電廠的經營成本。

參考文獻：

[1]蘭書彬.液化天然氣氣化站設計的改進[J].煤氣與熱力，2006，11.