液化天然气接收站节能指标方法*

刘国豪 侯磊 李云杰 赵一桦 潘腾 李东阳

（1.中国石油大学（北京）机械与储运工程学院；2.国家管网集团北方管道公司管道科技研究中心；3.中石油长庆油田分公司第五净化厂）

1 现状

天然气作为清洁能源越来越受到青睐，液化天然气（LNG）以其运输成本低、终端简单、安全、可靠等优势，很多国家都将LNG列为首选燃料。液化天然气接收站主要功能是将船运LNG储存、气化然后往外输送天然气，在将液化天然气进行储存、气化、外输的过程中，LNG接收站自身各类耗能设备也消耗一部分能源，且消耗量较大[1]。随着国内LNG 接收站数量的增多，其自身能耗总量急剧上升，但是目前相关规定和标准主要集中在生产运行领域，没有适合LNG接收站的节能指标和考核方法的研究和相关文献，极大影响了能源管理部门进行节能量下达和进一步考核。为了加强对LNG接收站能耗管理，需要制定一套科学、合理的液化天然气接收站节能考核评价体系，填补国内空白，指导各类节能技措的实施，提高节能工作精细化水平。

LNG 接收站主要耗能设备包括低压泵、高压泵、BOG 压缩机、海水泵和燃烧式加热气化器（SCV）[2]，LNG 接收站主要设备配置情况见表1。LNG 接收站全部的能源消耗种类有天然气、电能、柴油、水、液氮。其中，天然气消耗主要是火炬常明灯耗气、SCV 耗气。电能消耗主要用于低压泵、高压泵、BOG压缩机、海水泵的运行，用水消耗主要是辅助生产和站内生活用水。液氮是指需要LNG接收站外部提供的液氮用量。柴油作为站内备用柴油发电机的燃料，年使用次数少，仅维护期启动使用，用量极小。

表1 LNG接收站主要设备配置情况

图1、图2 分别是北方、南方某接收站能源消耗种类及各自比例图。从能耗构成上看，接收站的主要能耗为耗天然气和耗电，两者所占百分比均达到了99%以上，其它能耗所占比例仅占不到1%，可以忽略。因此，LNG接收站节能指标考虑耗气量和耗电量情况即可满足考核要求。

图1 北方某接收站2018年全年能耗种类及占比

图2 南方某接收站2018年全年能耗种类及占比

2 气化方法的影响

LNG接收站选择不同气化方法对站内能耗情况影响很大，目前常见的气化方法有浸没燃烧式气化器和开架式海水气化器（ORV）两种[3-4]。为了探讨这种影响，从近年某LNG接收站的历史运行数据中选取两组数据，每组数据包括气化量相近、并且气化方法不同的两天第一组：仅开启SCV气化的3月2日和仅开启ORV气化的7月15日；第二组：仅开启SCV气化的1月29日和仅开启ORV气化的8月22日，能耗情况见表2。

通过表2的比较可看出，气化量相同时，开启ORV气化的能耗量与开启SCV气化的能耗量相差很大；气化方法相同时，气化量翻番则能耗量也翻番。因此，确定能耗指标的第一步必须区分不同的气化方法。

表2 两种气化方法的能耗比较

LNG接收站气化设备的能源消耗量与当地海水温度密切相关（海水温度越高，气化所需能源消耗量越少），而且站内能耗与气化设备的能耗密切相关。一般而言，纬度越低，海水温度越高，开启ORV为主；纬度越高，海水温度越低，开启SCV为主。因此LNG接收站能耗指标制定的思路是采用不同季节（不同海水温度）、不同纬度地区分别制定节能指标。本文分别选择北方、南方典型的LNG接收站各一座进行分析，即北方某LNG接收站和南方某LNG接收站分别制定耗能定额。

3 气化量台阶划分

3.1 划分标准

根据LNG接收站设计的气化配置方案要求，每年4月—11月气化方式运行以ORV为主，SCV为紧急备用；12月—次年3月气化方式以ORV、SCV联合运行。因此，能耗指标区分不同的气化方法，将月份区间分为夏秋季（4 月—11 月）和冬春季（12月—次年3月），确定不同的气化量台阶QN及对应的气化设备运行数量。

在4月—11月的夏秋季，南方和北方LNG接收站均主要运行ORV 进行气化，单台ORV 的气化能力均为600×104m3/d。因此，夏秋季以每日运行ORV 台数为阶梯，多台ORV 气化能力依次为600×104、1 200×104、1 800×104m3/d。北方某LNG接收站和南方某LNG接收站的夏秋季气化量阶梯相同。

3.2 冬春季气化量台阶

在12月—次年3月的冬春季，LNG接收站根据海水温度的变化实施节能技措管理，优先开启ORV气化，当日输量超出ORV 气化能力时再使用ORV、SCV 联合运行。由于冬季的海水温度偏低，单台ORV 的气化能力下降；而且北方某LNG 接收站海水温度比南方某LNG接收站更低，根据实际运行经验，南方某LNG 接收站单台ORV 气化能力为300×104m3/d，北方某LNG接收站单台ORV气化能力仅为180×104m3/d，应分别划定气化量阶梯。

北方某LNG 接收站和南方某LNG 接收站均配置3 台ORV，该站在气化量超出3 台540×104m3处理量时需联合运行SCV气化；南方某LNG接收站在气化量超出3 台900×104m3处理量时需联合运行SCV气化，单台SCV气化能力依然为600×104m3/d。因此，冬春季北方某LNG接收站的气化量阶梯依次划分为180×104、360×104、540×104、1 140×104、1 740×104m3；南方某LNG接收站的气化量阶梯依次划分为 300、600、900、1 500、2 100×104m3。冬春季气化量阶梯划分别见表3、表4。

表3 北方某LNG接收站12月—次年3月气化量阶梯划分及气化设备运行情况

表4 南方某LNG接收站12月—次年3月气化量阶梯划分及气化设备运行情况

4 定额指标的确定

4.1 夏秋季耗电指标

接收站内的主要耗电设备高压泵、低压泵、海水泵、BOG压缩机，这些耗电设备均为工频定速运行[5-6]，运行时的耗电量固定，一条600×104m3/d的气化生产线，包括1 台高压泵、1 台低压泵、1 台ORV顺序串联运行，单生产线的耗电量包括全部用电设备的耗电总量。

对夏秋季600×104m3/d的气化量阶梯内的历史能耗数据统计分析，计算出日实际耗电量。考虑到SCV 作为紧急备用（如海水泵检修时运行SCV 气化）时的耗气、长明灯耗气等增加夏秋季能耗值，现场一般采用扩大系数法处理日耗电量数据。根据运行经验，扩大系数取为0.03，由扩大系数法得到单生产线的实际耗电量。如果气化量较大，需要开动多条生产线，根据生产线的运行情况，用倍数法来计算耗电量指标。例如：当日气化量在600×104~1 200×104m3时需要运行两条生产线，耗电量为单生产线耗电指标的2倍。根据定额方法，分别确定两家LNG接收站的耗电量指标，见表5。

表5 北方、南方某LNG接收站4月—11月耗电量指标

4.2 冬春季耗电指标

在冬春季的月份区间内，优先开启ORV 气化，超出ORV 气化能力时再开启SCV，使用ORV和SCV 联合运行。在仅开启ORV 气化时，耗电量数据和夏秋季相同，仍采用倍数法计算耗电量指标。当气化量超过ORV 最大气化量，使用ORV 和SCV 联合气化，不同气化量的实际工况比较复杂，各类耗电设备运行台数不同；为了便于统计和制定指标，由气化量阶梯内典型工况下设备运行台次计算耗电量定额指标，具体设备运行台次及对应的耗电量见表6。

表6 北方、南方某LNG接收站12月—次年3月部分气化量阶梯的设备运行台数及耗电量指标

4.3 耗气量定额指标的确定

在12月—次年3月期间，ORV、SCV联合气化运行。当运行SCV 气化，天然气燃烧放出热量，LNG吸收热量被气化。由于天然气的热值以及LNG单位气化量所需的热量可视为定值，因此，SCV的耗气量与气化量成正比，也就是说，万方气输量所消耗的燃料气量为一定值。根据北方某LNG接收站仅运行SCV气化的历史能耗数据统计得出，万方气输量的SCV耗气量约为150 m3。因此，在12月—次年3 月的月份区间运行SCV 气化时耗气量单耗为150×104m3/d气。

5 综合能耗指标定额确定方法

5.1 北方某LNG接收站综合能耗指标定额

北方某LNG 接收站在4 月—11 月仅开启ORV气化，其总能耗全部为耗电。在12月—次年3月的日气化量低于540×104m3时，仅开启ORV 气化；在超出540×104m3时，联合开启OCV、SCV 气化，因此在低于540×104m3/d的气化量时，总能耗全部为耗电；在高于540×104m3/d的气化量时，先计算耗电和耗气量，然后折算为综合能耗。统计该接收站2017年1月—2018年8月的能耗数据，并按照耗电量指标、耗气量指标定额折算为综合能耗的方法，综合能耗指标见表7和表8。

表7 北方某LNG接收站4月—11月综合能耗指标

表8 北方某LNG接收站12月—次年3月综合能耗指标

5.2 南方某LNG接收站综合能耗指标定额

南方某LNG 接收站在4 月—11 月仅开启ORV气化，其总能耗全部为耗电。在冬季12月—次年3月的日气化量低于900×104m3时，仅开启OCV 气化；在日气化量超出900×104m3时，联合开启OCV、SCV 气化。因此在低于900×104m3/d 的气化量时，总能耗全部为耗电；在高于900×104m3/d的气化量时，总能耗包括耗电和耗气。

根据实际运行情况，由于在12月上半月和3月下半月海水温度与夏季差异小，ORV的气化能力仍取600×104m3/台；考虑到简化计算，将3月下半月和12 月上半月合为12 月全月计算，12 月全月的ORV 气化能力取600×104m3/台。联合开启SCV 气化时，ORV和海水泵开启台次仍为3台，此时不能按生产线倍乘法计算耗电量指标，而应根据表9的设备开启台次和额定消耗确定耗电量指标。按照耗电量指标、耗气量指标方法以及12月—次年3月的典型工况耗电量计算，综合能耗指标见表9 和表10。

表9 南方某LNG接收站4月—12月综合能耗指标

表10 南方某LNG接收站12月—次年3月综合能耗指标

6 指标验证

根据上述的接收站综合能耗指标，将北方某LNG接收站和南方某LNG接收站某时间段内的能耗预测值与能耗实际值作比较，验证能耗指标的适用性和匹配度。统计北方某LNG接收站和南方某LNG接收站分别在2018年6月—2019年5月的生产运行数据，将每月的气化量平均得到日气化量QN。由运行时长（每月的天数）和指标值，分别得到各月的耗电量和耗气量，并折算为综合能耗（标准煤当量值），最终得到综合能耗预测值，并与综合能耗实际值比较。

由表11 可知，北方某LNG 接收站在2018 年6月—2019 年5 月期间的能耗预测值为21 410.498 t。该站在此期间实际能耗为21 250 t。分析可知，综合能耗预测值与实际值仅相差0.7%，预测准确且满足误差要求。

表11 北方、南方某LNG接收站2018年6月—2019年5月综合能耗预测表

由上表11 可知，南方某LNG 接收站2018 年6月—2019年5月的能耗预测值为32 534.027 t。该站在此期间实际能耗为32 916.6 t。分析可知，综合能耗预测值与实际值相差1.16%，预测准确且满足误差要求。

7 结论

根据LNG接收站业务特点和耗能类型，按照不同的气化方法，分地域、分季节制定LNG接收站的耗电量、耗气量以及综合能耗量，具有科学性和合理性。根据制定的综合能耗定额推算与实际能耗值的对比结果，综合能耗预测值与实际值相差很小，预测准确且满足误差要求，目前已经应用在中石油下属多家LNG接收站的节能量指标下达和考核工作中。LNG接收站能耗指标的制定和下达，填补了国内LNG接收站节能指标的空白，支持了能源管理部门的节能考核，使考核更有针对性，精细化管理水平大幅提高，也使LNG 接收站执行起来更加准确，促进各种节能技措的实施[7-11]，将产生更大的节能效果。北方新建LNG 接收站能耗建议参照北方某LNG接收站数据进行计算，南方新建LNG接收站能耗建议参照南方某LNG接收站数据进行计算。