江蘇省LNG發(fā)電應(yīng)用與探討

解其林 (江蘇淮陰發(fā)電有限責(zé)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(jīng)壓縮、冷卻至其凝點(-161.5 ℃)溫度后變成液體。經(jīng)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(zhì)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(jìn)行能量轉(zhuǎn)換后發(fā)電。當(dāng)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?xì)廨啓C中燃燒做功，帶動發(fā)電機發(fā)電，并且利用燃?xì)廨啓C出口的高溫?zé)煔饧訜嵊酂徨仩t產(chǎn)生高溫高壓蒸汽推動汽輪機做功，此為聯(lián)合循環(huán)發(fā)電[3]。

文章介紹了LNG聯(lián)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(shè)及后期運行情況對江蘇省LNG發(fā)電應(yīng)用進(jìn)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?xì)狻羝?lián)合循環(huán)工程的配套項目，電廠內(nèi)建設(shè)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(shù)可行性及必要性

1.1 政策可行性

根據(jù)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(guān)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(dá)地區(qū)，原則上2018年底前，燃?xì)獍l(fā)電 (熱電) 企業(yè)、城市燃?xì)夤镜却笥脩敉瓿呻p (多) 氣源管道接入建設(shè)工程”、“不具備雙氣源條件的天然氣大用戶可根據(jù)自身調(diào)峰需求，在滿足安全要求的前提下，適度建設(shè)自用LNG儲配站”。因此，本項目實施符合相應(yīng)政策要求。

1.2 技術(shù)可行性

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

(2)世界上已經(jīng)建有不少以LNG為原料的燃?xì)廨啓C發(fā)電機組，LNG發(fā)電技術(shù)已經(jīng)較為成熟，其中日本LNG進(jìn)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(jīng)驗的以LNG為原料燃?xì)狻羝?lián)合循環(huán)機組。

(3)LNG是天然氣經(jīng)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(zhì)，純度和熱值更高，參數(shù)指標(biāo)滿足燃?xì)廨啓C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?xì)夥懂牐虼隧椖拷ㄔO(shè)可按《城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計規(guī)范》(GB 50028)及《建筑設(shè)計防火規(guī)范》(GB 50016)相關(guān)要求執(zhí)行。

(5)江蘇省交通便利，道路運輸發(fā)達(dá)，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(yīng)用提供了原料基礎(chǔ)。

1.3 滿足燃?xì)廨啓C天然氣供氣需求

本項目為燃?xì)狻羝?lián)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(shè)無法滿足主體工程的建設(shè)進(jìn)度，LNG氣化站建設(shè)周期短滿足主體工程建設(shè)進(jìn)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?xì)廨啓C天然氣不間斷供應(yīng)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?xì)獾恼{(diào)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(diào)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(nèi)，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(diào)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(diào)壓撬增壓卸車的方式，將罐車內(nèi)的LNG注入儲罐，通過增壓泵將LNG增壓至 4.0 MPa 進(jìn)入氣化器與熱媒完成換熱氣化為天然氣后進(jìn)入電廠調(diào)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(chǎn)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(jìn)入高壓管網(wǎng) (送至燃?xì)廨啓C調(diào)壓站) 方式利用BOG。項目在LNG站內(nèi)設(shè)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(jīng) 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(shè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范滯后

我國LNG產(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展，但是標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范滯后，關(guān)鍵的技術(shù)還在探索階段，相應(yīng)的技術(shù)規(guī)范和設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)還沒有建立[4]。規(guī)劃選址、項目設(shè)計困難，建設(shè)過程中行政部門的質(zhì)量監(jiān)督辦法不明確，工程質(zhì)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(zhì)量隱患。

目前，國內(nèi)在設(shè)計LNG氣化站時所遵循的規(guī)范和標(biāo)準(zhǔn)主要有GB 50028《城鎮(zhèn)燃?xì)庠O(shè)計規(guī)定》、GB 50016《建筑設(shè)計防火規(guī)范》、GB 50183《石油天然氣工程防火設(shè)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(shè)計取標(biāo)及后期驗收、檢查造成一定麻煩。行政部門應(yīng)盡早出臺相應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，促進(jìn)LNG產(chǎn)業(yè)健康穩(wěn)定發(fā)展。

3.2 LNG運行需由專業(yè)人員負(fù)責(zé)

LNG由于其低溫的特性，日常運維要求與電廠設(shè)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(jìn)行運行。

3.3 LNG氣化站應(yīng)按重大危險源管理

根據(jù)GB18218—2009《危險化學(xué)品重大危險源辨識》的規(guī)定，本項目看作一個單元進(jìn)行重大危險源識別，根據(jù)《危險化學(xué)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(jìn)行日常管理。

項目設(shè)計時，建議根據(jù)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(shè)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(yīng)按需確定

LNG屬于危險化學(xué)品，在LNG氣化站儲存、供氣規(guī)模選擇應(yīng)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(yīng)急備用項目，LNG氣化站的供應(yīng)需求按照滿足基本需求選定，即按照單臺燃?xì)廨啓C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(yīng)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(diào)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(yīng)急儲氣保供時間為10 h。選定儲存容量滿足單臺燃?xì)廨啓C滿負(fù)荷運行3.5 h。

3.5 LNG氣化站和電廠整體化設(shè)計

LNG氣化過程中釋放約830 kJ/kg的冷能，LNG蘊含冷能全部轉(zhuǎn)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(xiàn)有動力循環(huán)，本項利用LNG冷能冷卻循環(huán)水，降低聯(lián)合循環(huán)汽輪機排氣溫度。這種方法能夠簡單實現(xiàn)，但是冷能的利用效率低，對于功率、效率的提高程度貢獻(xiàn)程度不足1%。

LNG氣化站和電廠設(shè)計時按照整體化考慮。可采用目前比較成熟的LNG冷能利用方式，利用LNG冷能冷卻燃?xì)廨啓C的入口空氣。可以估算當(dāng)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(shè)計, 能夠充分利用LNG冷能，提高機組出力及效率。

3.6 燃?xì)廨啓C需根據(jù)氣源變化及時安排燃燒調(diào)整

LNG氣源不同于管道天然氣，LNG氣源具有多樣性，產(chǎn)地不同的天然氣品質(zhì)不同，電廠應(yīng)該關(guān)注天然氣的氣質(zhì)情況，審查氣質(zhì)報告。由于天然氣氣質(zhì)不同，對不同氣源的LNG互換時，華白指數(shù)會發(fā)生變化，華白指數(shù)變化范圍超過上次燃?xì)廨啓C燃燒調(diào)整的范圍時，需及時按照主機廠要求對燃?xì)廨啓C進(jìn)行燃燒調(diào)整[7]。因此電廠采用LNG發(fā)電時每批到廠天然氣應(yīng)該檢查氣質(zhì)變化情況，確保燃?xì)廨啓C安全運行。

3.7 進(jìn)口設(shè)備供貨周期長需提前策劃

本項目影響工程進(jìn)度的主要設(shè)備為LNG低溫多級離心泵，該泵國內(nèi)無法生產(chǎn)，需要進(jìn)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(jìn)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(hù)工作量大，可靠性確實遠(yuǎn)低于低溫多級離心泵。

4 電廠實際經(jīng)營情況

項目做可行性研究的時間為2016年，當(dāng)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(fēng)雪、中間貿(mào)易商哄抬價格等因素，LNG價格突破10 000元/t，電廠出現(xiàn)持續(xù)虧損，并且“氣荒”的“余威”一直持續(xù)，出現(xiàn)了淡季不淡的局面。2020年LNG進(jìn)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(dá)70%，給電廠運營帶來不確定性。

5 結(jié)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(jìn)口天然氣為我國進(jìn)口天然氣提供了可能。江蘇省交通便利，道路運輸發(fā)達(dá)，擁有多家LNG液化工廠和接受站，為LNG發(fā)電提供了基礎(chǔ)。從技術(shù)上講，LNG發(fā)電是可行的，項目建成3年，LNG氣化站設(shè)備運行穩(wěn)定，電廠采用LNG發(fā)電聯(lián)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(yīng)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。