电厂与LNG联合使用海水系统的可行性分析

刘永生　郭兴贵

摘要：利用海水循环水系统，不仅能实现节能减排，还能提高经济效益。文章针对电厂与LNG生产流程中逆向利用海水作为中间介质的特点，分析了电厂与LNG联合利用海水系统的可行性，从而达到节能减排，提高经济效益的目的。

关键词：电厂；LNG；海水系统；节能减排；循环水系统 文献标识码：A

中图分类号：TM617 文章编号：1009-2374（2015）24-0073-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.24.036

渤海湾某开发区中电厂与LNG均在可行性研究阶段。二者相距约10公里且均以海水作为热交换中间介质。

电厂生产流程中以海水作为冷却介质，通过凝汽器钛管与汽轮机排汽进行热交换，流入低温海水，排出高温海水。在高温季节海水温度越低，凝汽器真空越高，发电煤耗越低；在低温季节，海水温度越低，可以通过减少海水用量达到降低厂用电的节能效果。

LNG生产流程中以海水作为加热介质，为液化天然气气化提供热源，引入高温海水，排出低温海水。在冬季如海水温度低于5℃时需对海水进行加热方可使用。

根据二者海水利用的特点，考虑联合利用海水循环水系统，不仅实现了节能减排，而且提高了双方的经济效益。现以可研文本为依据，对其可行性及经济性进行分析论证。

1 基础数据

1.1 企业额定工况基础数据

LNG数据：

海水总量：25500m3/h，出入口海水温差：4.3℃。

电厂：冷却水量（热/冷季）：81180/20600m3/h，循泵功率（热/冷季）（共4台）：3150/900kW，冷却塔循环水量（热/冷季）：43040/25540m3/h，循环水补水：2400 m3/h，设计冷却水温度：20℃，供热煤耗：36.9kg/GJ，发电煤耗：249.7g/kWh。

1.2 温度、周期数据

渤海湾表层海水温度、周期数据取自海洋局相关

资料。

2 循环水系统方案设想

（1）海水系统运行分为春夏秋季和冬季两种方式，以海水温度为5℃时作为分界线。（2）在春夏秋季时，LNG海水用量与电厂补水量接近，可以利用LNG低温排水作为电厂海水补水源。电厂循环水温度降低，可以获得额外的经济效益。对其系统运行方式为：开启钢闸门1、3，关闭钢闸门2；关闭联络门2，电厂排水直接排海。（3）在冬季，利用电厂的高温排水（冬季电厂循环水出入口端差一般为10℃～14℃，因此最低排水温度高于5℃）作为LNG的水源， LNG因不必再对海水进行加热而取得经济效益。其系统运行方式为关闭钢闸门1、3，开启联络门2。（4）由于电厂海水温升（10℃～14℃）高于LNG海水温降（4.3℃），因此根据海水温度的增幅情况，需要引入部分海水以保证电厂海水入口温度。

3 投资增减情况

（1）需增加海水回水管，估计投资2亿元。（2）引水渠部分需要增加部分工程量。（3）需增加部分钢闸门，大型阀门等设备。（4）总价增加量估计在3亿元左右。（5）电厂与LNG共用循环水系统，同时可以共用一套循环水加药系统，在LNG入口前池进行加药，在电厂就不必再设置加药系统，可节约投资约1000万元，并节约运行投资若干。

4 在以上系统设想前提下电厂的经济效益估算

4.1 循环水系统与电厂经济性的关系

循环水温度对电厂经济性的影响包括对凝汽器真空的影响和对厂用电的影响两个方面。（1）当凝汽器真空没有达到设计真空值的情况下，循环水温度的降低可以提高凝汽器真空从而达到降低煤耗的效果。（2）当凝汽器真空接近或达到设计真空值的情况下，循环水温度的降低可以减少循环水量，从而达到降低厂用电的效果。因此针对以上两种情况进行分析。以上循环水系统在春夏秋季对电厂的经济性有利，冬季对电厂不影响或影响较小，不作考虑。

4.2 循环水系统在春夏秋季对电厂的经济性分析

按照电厂可研数据，设计循环水温度为20℃，因此以此循环水温度为界，在海水温度高于20℃时，在循环水量不变的情况下，分析循环水温度降低对经济性的影响；在海水温度低于20℃且高于5℃时，在凝汽器真空不变的情况下，海水流量的变化对厂用电的影响。

4.2.1 估算假设。（1）电厂、LNG均在额定工况运行。（2）循泵变频，循环水变化量与循泵电流变化量成比例关系。（3）凝汽器真空仅与循环水量相关，其他参数不变。

4.2.2 在海水温度高于20℃时，海水温度降低对经济性的影响分析。

（1）海水温度降低值。

电厂海水量81180m3/h，LNG海水量为25500m3/h，排水温降4.3℃。

假定LNG排水全部用于电厂海水补水，电厂海水温降为：

4.3×（25500/81180）=1.35℃。

（2）根据渤海湾近海年水温变化图可知，海水温度超过20℃的时间段是6～10月4个月时间。

（3）根据可研，电厂年发电量5.4×109kWh，发电煤耗242.3g/kWh，年供热量5.48×107GJ。供热标煤耗36.9kg/GJ。参照超临界机组经验1℃海水温度变化约影响0.35～0.4kPa真空，降低1%～1.5%煤耗来计算，可得出如下结论：

电厂6～10月期间利用LNG的低温海水作为循环水在发电量方面：

5.4×109×（4/12）×242.3×（1～1.5%）×10-6

=（4.36～6.54）×103吨

在供热方面可以节约标煤：

5.48×107×（4/12）×36.9×10-3×（1～1.5%）=6.7～10×103吨

合计4.36～6.54×103+6.7～10×103=（11～16）×103吨

按照目前标煤价格720元/吨计，电厂年节约成本800～1200万元。

4.2.3 在海水温度低于20℃且高于5℃时，海水温度降低对厂用电的影响分析。

（1）根据渤海湾近海年水温变化图可知，海水温度在5℃～20℃的时间段是3、4、5、11、12月5个月时间。

（2）机组负荷不变，排汽量及温度不变，凝结水量及温度不变，则循环水通过凝汽器海水焓增不变。查焓熵图可知，水温度在5℃～20℃之间，水温降低1.35℃海水焓值变化占比为8%～20%，则循环水总焓值不变的情况下，海水总量可以减少8%～20%（平均值14%），即循泵出力平均约减少14%的循泵电量。

（3）循泵功率3150/900kW，5个月节电量为：

[（3150+900）/2]×4×24×150=29160MWh

按标杆电价404.9元/MWh计，电厂年节约成本1180万元。

5 结论

电厂与LNG共用海水系统，需增加投资约为2.5～3亿元，按双方投资均摊计，电厂方需多投资1.2～1.5亿元。电厂方每年可节约成本2000～2500万元。静态投资回收期为6年左右，投资收益率大于15%。由此得出结论，方案是可行的。

作者简介：刘永生（1971-），男，河北唐山人，天津大唐国际南港公用工程岛开发有限公司筹备处工程师，研究方向：电力系统。

（责任编辑：秦逊玉）