液化天然氣接收站節能指標方法*

劉國豪 侯磊 李云杰 趙一樺 潘騰 李東陽

（1.中國石油大學（北京）機械與儲運工程學院；2.國家管網集團北方管道公司管道科技研究中心；3.中石油長慶油田分公司第五凈化廠）

1 現狀

天然氣作為清潔能源越來越受到青睞，液化天然氣（LNG）以其運輸成本低、終端簡單、安全、可靠等優勢，很多國家都將LNG列為首選燃料。液化天然氣接收站主要功能是將船運LNG儲存、氣化然后往外輸送天然氣，在將液化天然氣進行儲存、氣化、外輸的過程中，LNG接收站自身各類耗能設備也消耗一部分能源，且消耗量較大[1]。隨著國內LNG 接收站數量的增多，其自身能耗總量急劇上升，但是目前相關規定和標準主要集中在生產運行領域，沒有適合LNG接收站的節能指標和考核方法的研究和相關文獻，極大影響了能源管理部門進行節能量下達和進一步考核。為了加強對LNG接收站能耗管理，需要制定一套科學、合理的液化天然氣接收站節能考核評價體系，填補國內空白，指導各類節能技措的實施，提高節能工作精細化水平。

LNG 接收站主要耗能設備包括低壓泵、高壓泵、BOG 壓縮機、海水泵和燃燒式加熱氣化器（SCV）[2]，LNG 接收站主要設備配置情況見表1。LNG 接收站全部的能源消耗種類有天然氣、電能、柴油、水、液氮。其中，天然氣消耗主要是火炬常明燈耗氣、SCV 耗氣。電能消耗主要用于低壓泵、高壓泵、BOG壓縮機、海水泵的運行，用水消耗主要是輔助生產和站內生活用水。液氮是指需要LNG接收站外部提供的液氮用量。柴油作為站內備用柴油發電機的燃料，年使用次數少，僅維護期啟動使用，用量極小。

表1 LNG接收站主要設備配置情況

圖1、圖2 分別是北方、南方某接收站能源消耗種類及各自比例圖。從能耗構成上看，接收站的主要能耗為耗天然氣和耗電，兩者所占百分比均達到了99%以上，其它能耗所占比例僅占不到1%，可以忽略。因此，LNG接收站節能指標考慮耗氣量和耗電量情況即可滿足考核要求。

圖1 北方某接收站2018年全年能耗種類及占比

圖2 南方某接收站2018年全年能耗種類及占比

2 氣化方法的影響

LNG接收站選擇不同氣化方法對站內能耗情況影響很大，目前常見的氣化方法有浸沒燃燒式氣化器和開架式海水氣化器（ORV）兩種[3-4]。為了探討這種影響，從近年某LNG接收站的歷史運行數據中選取兩組數據，每組數據包括氣化量相近、并且氣化方法不同的兩天第一組：僅開啟SCV氣化的3月2日和僅開啟ORV氣化的7月15日；第二組：僅開啟SCV氣化的1月29日和僅開啟ORV氣化的8月22日，能耗情況見表2。

通過表2的比較可看出，氣化量相同時，開啟ORV氣化的能耗量與開啟SCV氣化的能耗量相差很大；氣化方法相同時，氣化量翻番則能耗量也翻番。因此，確定能耗指標的第一步必須區分不同的氣化方法。

表2 兩種氣化方法的能耗比較

LNG接收站氣化設備的能源消耗量與當地海水溫度密切相關（海水溫度越高，氣化所需能源消耗量越少），而且站內能耗與氣化設備的能耗密切相關。一般而言，緯度越低，海水溫度越高，開啟ORV為主；緯度越高，海水溫度越低，開啟SCV為主。因此LNG接收站能耗指標制定的思路是采用不同季節（不同海水溫度）、不同緯度地區分別制定節能指標。本文分別選擇北方、南方典型的LNG接收站各一座進行分析，即北方某LNG接收站和南方某LNG接收站分別制定耗能定額。

3 氣化量臺階劃分

3.1 劃分標準

根據LNG接收站設計的氣化配置方案要求，每年4月—11月氣化方式運行以ORV為主，SCV為緊急備用；12月—次年3月氣化方式以ORV、SCV聯合運行。因此，能耗指標區分不同的氣化方法，將月份區間分為夏秋季（4 月—11 月）和冬春季（12月—次年3月），確定不同的氣化量臺階QN及對應的氣化設備運行數量。

在4月—11月的夏秋季，南方和北方LNG接收站均主要運行ORV 進行氣化，單臺ORV 的氣化能力均為600×104m3/d。因此，夏秋季以每日運行ORV 臺數為階梯，多臺ORV 氣化能力依次為600×104、1 200×104、1 800×104m3/d。北方某LNG接收站和南方某LNG接收站的夏秋季氣化量階梯相同。

3.2 冬春季氣化量臺階

在12月—次年3月的冬春季，LNG接收站根據海水溫度的變化實施節能技措管理，優先開啟ORV氣化，當日輸量超出ORV 氣化能力時再使用ORV、SCV 聯合運行。由于冬季的海水溫度偏低，單臺ORV 的氣化能力下降；而且北方某LNG 接收站海水溫度比南方某LNG接收站更低，根據實際運行經驗，南方某LNG 接收站單臺ORV 氣化能力為300×104m3/d，北方某LNG接收站單臺ORV氣化能力僅為180×104m3/d，應分別劃定氣化量階梯。

北方某LNG 接收站和南方某LNG 接收站均配置3 臺ORV，該站在氣化量超出3 臺540×104m3處理量時需聯合運行SCV氣化；南方某LNG接收站在氣化量超出3 臺900×104m3處理量時需聯合運行SCV氣化，單臺SCV氣化能力依然為600×104m3/d。因此，冬春季北方某LNG接收站的氣化量階梯依次劃分為180×104、360×104、540×104、1 140×104、1 740×104m3；南方某LNG接收站的氣化量階梯依次劃分為 300、600、900、1 500、2 100×104m3。冬春季氣化量階梯劃分別見表3、表4。

表3 北方某LNG接收站12月—次年3月氣化量階梯劃分及氣化設備運行情況

表4 南方某LNG接收站12月—次年3月氣化量階梯劃分及氣化設備運行情況

4 定額指標的確定

4.1 夏秋季耗電指標

接收站內的主要耗電設備高壓泵、低壓泵、海水泵、BOG壓縮機，這些耗電設備均為工頻定速運行[5-6]，運行時的耗電量固定，一條600×104m3/d的氣化生產線，包括1 臺高壓泵、1 臺低壓泵、1 臺ORV順序串聯運行，單生產線的耗電量包括全部用電設備的耗電總量。

對夏秋季600×104m3/d的氣化量階梯內的歷史能耗數據統計分析，計算出日實際耗電量。考慮到SCV 作為緊急備用（如海水泵檢修時運行SCV 氣化）時的耗氣、長明燈耗氣等增加夏秋季能耗值，現場一般采用擴大系數法處理日耗電量數據。根據運行經驗，擴大系數取為0.03，由擴大系數法得到單生產線的實際耗電量。如果氣化量較大，需要開動多條生產線，根據生產線的運行情況，用倍數法來計算耗電量指標。例如：當日氣化量在600×104~1 200×104m3時需要運行兩條生產線，耗電量為單生產線耗電指標的2倍。根據定額方法，分別確定兩家LNG接收站的耗電量指標，見表5。

表5 北方、南方某LNG接收站4月—11月耗電量指標

4.2 冬春季耗電指標

在冬春季的月份區間內，優先開啟ORV 氣化，超出ORV 氣化能力時再開啟SCV，使用ORV和SCV 聯合運行。在僅開啟ORV 氣化時，耗電量數據和夏秋季相同，仍采用倍數法計算耗電量指標。當氣化量超過ORV 最大氣化量，使用ORV 和SCV 聯合氣化，不同氣化量的實際工況比較復雜，各類耗電設備運行臺數不同；為了便于統計和制定指標，由氣化量階梯內典型工況下設備運行臺次計算耗電量定額指標，具體設備運行臺次及對應的耗電量見表6。

表6 北方、南方某LNG接收站12月—次年3月部分氣化量階梯的設備運行臺數及耗電量指標

4.3 耗氣量定額指標的確定

在12月—次年3月期間，ORV、SCV聯合氣化運行。當運行SCV 氣化，天然氣燃燒放出熱量，LNG吸收熱量被氣化。由于天然氣的熱值以及LNG單位氣化量所需的熱量可視為定值，因此，SCV的耗氣量與氣化量成正比，也就是說，萬方氣輸量所消耗的燃料氣量為一定值。根據北方某LNG接收站僅運行SCV氣化的歷史能耗數據統計得出，萬方氣輸量的SCV耗氣量約為150 m3。因此，在12月—次年3 月的月份區間運行SCV 氣化時耗氣量單耗為150×104m3/d氣。

5 綜合能耗指標定額確定方法

5.1 北方某LNG接收站綜合能耗指標定額

北方某LNG 接收站在4 月—11 月僅開啟ORV氣化，其總能耗全部為耗電。在12月—次年3月的日氣化量低于540×104m3時，僅開啟ORV 氣化；在超出540×104m3時，聯合開啟OCV、SCV 氣化，因此在低于540×104m3/d的氣化量時，總能耗全部為耗電；在高于540×104m3/d的氣化量時，先計算耗電和耗氣量，然后折算為綜合能耗。統計該接收站2017年1月—2018年8月的能耗數據，并按照耗電量指標、耗氣量指標定額折算為綜合能耗的方法，綜合能耗指標見表7和表8。

表7 北方某LNG接收站4月—11月綜合能耗指標

表8 北方某LNG接收站12月—次年3月綜合能耗指標

5.2 南方某LNG接收站綜合能耗指標定額

南方某LNG 接收站在4 月—11 月僅開啟ORV氣化，其總能耗全部為耗電。在冬季12月—次年3月的日氣化量低于900×104m3時，僅開啟OCV 氣化；在日氣化量超出900×104m3時，聯合開啟OCV、SCV 氣化。因此在低于900×104m3/d 的氣化量時，總能耗全部為耗電；在高于900×104m3/d的氣化量時，總能耗包括耗電和耗氣。

根據實際運行情況，由于在12月上半月和3月下半月海水溫度與夏季差異小，ORV的氣化能力仍取600×104m3/臺；考慮到簡化計算，將3月下半月和12 月上半月合為12 月全月計算，12 月全月的ORV 氣化能力取600×104m3/臺。聯合開啟SCV 氣化時，ORV和海水泵開啟臺次仍為3臺，此時不能按生產線倍乘法計算耗電量指標，而應根據表9的設備開啟臺次和額定消耗確定耗電量指標。按照耗電量指標、耗氣量指標方法以及12月—次年3月的典型工況耗電量計算，綜合能耗指標見表9 和表10。

表9 南方某LNG接收站4月—12月綜合能耗指標

表10 南方某LNG接收站12月—次年3月綜合能耗指標

6 指標驗證

根據上述的接收站綜合能耗指標，將北方某LNG接收站和南方某LNG接收站某時間段內的能耗預測值與能耗實際值作比較，驗證能耗指標的適用性和匹配度。統計北方某LNG接收站和南方某LNG接收站分別在2018年6月—2019年5月的生產運行數據，將每月的氣化量平均得到日氣化量QN。由運行時長（每月的天數）和指標值，分別得到各月的耗電量和耗氣量，并折算為綜合能耗（標準煤當量值），最終得到綜合能耗預測值，并與綜合能耗實際值比較。

由表11 可知，北方某LNG 接收站在2018 年6月—2019 年5 月期間的能耗預測值為21 410.498 t。該站在此期間實際能耗為21 250 t。分析可知，綜合能耗預測值與實際值僅相差0.7%，預測準確且滿足誤差要求。

表11 北方、南方某LNG接收站2018年6月—2019年5月綜合能耗預測表

由上表11 可知，南方某LNG 接收站2018 年6月—2019年5月的能耗預測值為32 534.027 t。該站在此期間實際能耗為32 916.6 t。分析可知，綜合能耗預測值與實際值相差1.16%，預測準確且滿足誤差要求。

7 結論

根據LNG接收站業務特點和耗能類型，按照不同的氣化方法，分地域、分季節制定LNG接收站的耗電量、耗氣量以及綜合能耗量，具有科學性和合理性。根據制定的綜合能耗定額推算與實際能耗值的對比結果，綜合能耗預測值與實際值相差很小，預測準確且滿足誤差要求，目前已經應用在中石油下屬多家LNG接收站的節能量指標下達和考核工作中。LNG接收站能耗指標的制定和下達，填補了國內LNG接收站節能指標的空白，支持了能源管理部門的節能考核，使考核更有針對性，精細化管理水平大幅提高，也使LNG 接收站執行起來更加準確，促進各種節能技措的實施[7-11]，將產生更大的節能效果。北方新建LNG 接收站能耗建議參照北方某LNG接收站數據進行計算，南方新建LNG接收站能耗建議參照南方某LNG接收站數據進行計算。