LNG接收站与电厂循环水综合利用方案分析

梁 勇，周元欣，远双杰，孟凡鹏，张思萌，位世荣，冷 雪

（1. 中国石油天然气管道工程有限公司，河北 廊坊 065000；2. 国家管网集团建设项目管理分公司，河北 廊坊 065000）

随着我国低碳能源转型的步伐进一步加快，天然气（NG）作为最清洁的化石能源，在我国的能源消费结构占比日益提高，液化天然气（LNG）贸易日趋活跃，LNG接收站作为接收进口LNG资源的中转站，在我国正处于高速建设之中[1,2]。LNG广泛用于发电、城市燃气及工业燃气[3]，LNG需要利用气化器气化为气态输往下游用户，一般LNG接收站均建于沿海港口，LNG气化器通常选用海水作为热源进行换热，排出低温海水，对排入海域形成了冷污染[4]。 火力发电是现代社会电力发展的主力军，LNG接收站可向燃气电厂提供天然气燃料，因此燃气电厂常与LNG接收站临建，如广东大鹏LNG接收站与深圳能源集团东部电厂，福建莆田LNG接收站与莆田燃气电厂，日本约半数的LNG接收站与电厂临建[5]，临海而建的电厂机组常用海水进行冷却，排出高温海水，对排入海域形成了热污染[6]。

鉴于LNG接收站与电厂海水利用的特点，考虑将LNG接收站与电厂循环水综合利用，不仅可以实现节能减排， 减少对近海海域生态环境的污染，而且可以获得较好的经济效益。 例如深圳能源集团东部电厂循环冷却水利用广东大鹏LNG接收站冷排水进行降温， 但该方案仅仅站在了电厂的角度，未考虑LNG接收站利用电厂的温排水[7]；渤海湾某电厂与LNG接收站共用海水系统，该共用方案为：电厂在春、夏、秋季利用LNG接收站冷排水，LNG接收站在冬季利用电厂温排水[8]，但仍未实现真正意义上的循环利用。

本文以待建的南方某LNG接收站与相邻电厂循环水综合利用方案为例，对开架式气化器（ORV）循环水综合利用方案和中间介质气化器（IFV）循环水综合利用方案进行介绍，并从LNG接收站海水用量、海水泵能耗和经济效益方面对两种循环水综合利用方案进行比选，为今后类似工程的建设提供参考。

1 LNG接收站与电厂循环水综合利用方案简介

1.1 工程概况

本接收站毗邻电厂建设，一期工程建设规模为400 × 104t/a，建设3座20 × 104m3的LNG储罐；远期工程规模为1000 × 104t/a。 一期设计最大外输量为1760 × 104m3/d（标准状况）。

毗邻电厂规划建设6台1000 MW超超临界发电机组，一期2 × 1000 MW机组已于2010年投入运行。电厂取排水明渠按6台1000 MW机组设计，循环冷却水水源为海水，取自临近海域。已建成的2台1000 MW机组，每台机组配置3台循环水泵，每台循环水泵设计流量为10.6 m3/s。 满负荷工况下春、夏、秋三季循环水泵全部运行，冬季每台机组运行2台循环水泵，低负荷时电厂可能会根据负荷、水温等调节循环水泵的运行台数。 设计工况春、夏、秋三季电厂循环水排水温升约8.5°C，冬季循环水温度略高，温升约10°C。

1.2 LNG接收站与电厂循环水综合利用方案

在常规的电厂循环冷却水方案中，电厂循环冷却水引自临近海域，海水经过循环水泵进入凝汽器，冷凝汽轮机排气，海水换热升温后经排水明渠排入临近海域； 在常规的LNG接收站取排水方案中，LNG接收站海水取水亦引自临近海域， 海水经过海水泵进入气化器，与LNG进行换热，LNG气化为NG后输送至下游管网，海水换热降温后经排水明渠排入邻近海域。

气化器作为LNG接收站重要设备，常用的气化器类型主要为ORV、IFV 和浸没燃烧式气化器（SCV），其中ORV和IFV均为以海水作为热源的气化器[9]。 ORV顶部有海水喷淋装置，海水自上而下喷淋在板型管束外表面上，并在管束外侧形成液膜，与自下而上在传热管内流动的LNG换热，从而使管内LNG气化[10,11]。由于海水需形成液膜与管内LNG进行换热，海水流量过低，会使管束外壁海水结冰，不仅无法气化管束内的LNG， 还会对ORV造成结构损坏，因此ORV有最小海水用量的限制[12,13]。IFV由LNG气化加热单元和NG复热单元两部分组成。在气化加热单元， 丙烷作为中间加热介质被海水加热气化，气化后的丙烷蒸汽与低温LNG换热，使其在管程内气化为低温NG；在NG复热单元，被气化的低温NG与海水换热再升温后（大于0 °C）进入NG总管[14]。

1.2.1 ORV循环水综合利用方案

在LNG接收站与电厂循环水综合利用方案中，气化器可选用ORV和IFV，由于ORV有最小海水用量的限制，处理量为200 t/h的ORV最小海水用量约为4500 m3/h，根据HYSYS软件计算结果，此时海水温降为9.5 °C。 结合电厂循环冷却水的温升（8.5～10 °C），若气化器选用ORV，则LNG接收站的冷排水无法降低电厂的取水温度，此时循环水综合利用方案则为LNG接收站海水取水引自电厂排水明渠，LNG接收站海水排水则直接排入海域。 该循环水综合利用方案系统流程如图1所示。

图1 ORV循环水综合利用方案系统流程示意

ORV循环水综合利用方案中LNG接收站海水排水直接排入海域，但由于取水引自电厂的温排水，LNG接收站海水排水温度与临近海域海水温度温差较小，降低了对海洋环境的冷污染，同时减少了电厂温排水排入海域的水量，降低了对海洋环境的热污染，环境效益显著。

1.2.2 IFV循环水综合利用方案

IFV为管壳式换热器， 可以实现较大的海水侧换热温差。 若气化器选用IFV，则可以实现LNG接收站冷排水温降大于电厂温排水温升，LNG接收站冷排水排入电厂循环水泵房前池，则能降低电厂循环水泵房前池水温。 此时循环水综合利用方案则为LNG接收站海水取水引自电厂排水明渠，电厂温排水经过海水泵增压后进入IFV，与LNG换热，换热后的冷排水通过玻璃钢管直接排入电厂循环水泵房前池，形成循环水综合利用系统。 该循环水综合利用方案系统流程如图2所示。

图2 IFV循环水综合利用方案系统流程示意

IFV循环水综合利用方案中LNG接收站冷排水直接排入电厂循环水泵房前池，消除了对海洋环境的冷污染， 同时降低了电厂机组温排水的排水温度，减少了电厂温排水排入海域的水量，缩小了电厂温排水对排放海域生态环境的影响范围，具有显著的环境效益。

2 LNG接收站与电厂循环水综合利用方案比选

本节将从LNG接收站海水用量、海水泵能耗和经济效益等方面对以上两种循环水综合利用方案进行对比分析，并以LNG接收站常规取排水方案为基础进行对照分析，其中常规取排水方案气化器选用ORV。

采用HYSYS流程模拟软件建立了LNG接收站气化工艺流程模拟模型，如图3所示，基于此模型对气化器运行工况进行研究。 工艺流程概述如下：经海水泵增压后的海水进入海水总管，然后进入IFV/ORV，而来自低压泵和再冷凝器的LNG经高压泵增压后经过高压输出总管，经流量调节阀调节后进入IFV/ORV，与海水进行换热后气化，产生的NG经NG外输总管输送到下游用户，换热后的海水则通过排水明渠直接排入大海[15]。

图3 基于HYSYS建立的LNG接收站气化单元模型

本实例项目中LNG组分和气化器操作参数分别如表1和表2所示。在LNG气化器选型过程中，LNG贫液比热容更大，换热量更大，因此选用贫液进行模拟计算。 本LNG气化单元模型选用Peng Robinson（PR）方程进行气液相平衡计算，IFV和ORV工作原理均为LNG和海水逆流换热，IFV和ORV的换热模型采用管壳式换热器模块（Heat Exchanger），该模块参数UA（U与A的乘积，其中总传热系数U，kJ/(h·m2·°C)；有效换热面积A，m2）根据最低海水进口温度12.2 °C、海水换热温差5 °C，由软件计算得出。 将表2中的参数输入到模型中，计算不同海水换热温差下的气化器海水用量。

表1 LNG组分与组成

表2 LNG气化器工艺参数

2.1 海水进出口温差对气化器海水用量影响分析

在气化器海水进口温度41.8 °C的条件下，不同进出口海水温差下的气化器海水用量如图4所示。由图4可知，海水温差越大，气化器海水用量越小，因此，增大气化器海水换热温差，则能减少海水用量，降低海水泵能耗。 但根据GB 51156-2015《液化天然气接收站工程设计规范》要求，当使用海水作为气化器的热源时，海水温降不应大于5 °C[16]；而在LNG接收站与电厂循环水综合利用方案中，由于气化器海水取自电厂排水明渠， 考虑电厂温排水的温升值，若LNG接收站冷排水排入临近海域，则气化器海水换热夏季最大温差为13.5°C， 冬季最大温差为15°C；若LNG接收站冷排水排入电厂循环水泵房前池，则无需考虑海水温降不应大于5 °C的限制，只需考虑经气化器换热后，海水温度大于0 °C即可。

图4 进出口海水温差对LNG气化器海水用量的影响

IFV循环水综合利用方案中， 结合海水的全年温度范围，IFV海水侧温降可达20 °C， 而常规海水取排水方案海水侧换热温差不大于5 °C。 根据HYSYS计算结果，各方案的海水用量如表3所示。 从表中可知，IFV循环水综合利用方案海水用量最低；与LNG接收站常规取排水方案相比，IFV循环水综合利用方案海水用量降低73.9%，ORV循环水综合利用方案海水用量降低约45.5%。

表3 各方案海水用量

2.2 海水泵能耗分析

在LNG接收站取排水工程中，海水泵能耗是影响运行费用的主要因素[17]。 海水泵能耗与海水泵运行台数、海水泵流量、扬程和效率有关。 由于IFV海水侧压降为200 kPa，ORV海水侧压降为50 kPa，因此IFV循环水综合利用方案中海水泵扬程大于ORV循环水综合利用方案中海水泵扬程。在本实例中，各方案海水泵配置如表4所示， 表中为海水泵流量，m3/h；H为海水泵扬程，m；P为海水泵电机功率，kW。

表4 各方案的海水泵配置

各工况下海水泵运行情况如表5所示。 其中低月低日、均月均日，高月高日为LNG接收站三种外输气量工况；在不同工况下，由于所需气化量不同，开启的气化器台数不同，海水泵开启的台数与气化器启动台数对应。 电厂按照每年11月份检修停运考虑，在此期间LNG接收站为均月均日外输工况。

表5 各工况下海水泵运行台数

本接收站设备年运行天数按照365天考虑，其中低月低日工况运行天数31天， 折合小时数744 h；均月均日工况303天，折合小时数7272 h；高月高日工况按照31天考虑，折合小时数744 h；海水泵年运行总能耗（W）计算公式如下。

式中，Ni为i工况下海水泵的运行台数；Pi为i工况下所开启海水泵的电机功率，kW；ti为i工况年运行时间，h。

各方案海水泵运行能耗计算结果如表6所示。从表6可以看出， 常规取排水方案海水泵运行能耗最高，其次为ORV循环水综合利用方案海水泵运行能耗， 最低的为IFV循环水综合利用方案海水泵运行能耗。 其中，与常规取排水方案相比，IFV循环水综合利用方案海水泵运行能耗降低55.8%，ORV循环水综合利用方案海水泵运行能耗降低41.4%。

表6 各方案海水泵年运行能耗

2.3 经济效益比选

经济效益比选主要从各方案的工程投资及运行费用方面进行分析，并根据各方案的费用现值进行比选。

2.3.1 LNG接收站运行费用分析

LNG接收站气化单元影响运行费用的因素主要为海水泵运行费用、气化器维护费用和加药系统[18]运行费用。海水泵运行费用主要为电费，电价按照0.7 元/(kW·h)考虑。 另外LNG接收站取用电厂循环水排水，因此接收站海水清污系统的清污机、旋转滤网及加药系统可基本不运行， 维护工作量小，降低了维护费用。

根据2.2节中的海水能耗，计算LNG接收站气化单元年运行费用如表7所示。 从表7可以看出，常规取排水方案运行费用最高，其次为ORV循环水综合利用方案运行费用， 最低的为IFV循环水综合利用方案运行费用。 与常规取排水方案相比，IFV循环水综合利用方案运行费用降低了约1347 万元。

表7 各方案LNG接收站气化单元年运行费用

2.3.2 电厂经济效益分析

在海边设置的火力发电厂，将海水作为循环冷却水，汽轮机排汽进入凝汽器，被循环水冷却凝结为水，由凝结水泵抽出，经过各级加热器加热后作为给水返回锅炉；汽轮机的排汽在凝汽器内受冷凝结为水的过程中，体积骤然缩小，因而原来充满蒸汽的密闭空间形成真空，这降低了汽轮机的排汽压力，使蒸汽的理想焓降增大，从而提高了机组装置的热效率。 若循环冷却水的温度降低，则会提高凝汽器的真空度，提高汽轮机效率[20,21]。

在本工程实例中，LNG接收站冷排水排入电厂循环水泵房前池后，循环水泵房前池海水温度降低约0.3 °C，汽轮机效率提高0.045%，可增加发电功率约900 kW，按照年运行时间8040 h，发电成本0.4 元/(kW·h)计算，年增效益约289 万元。

2.3.3 经济效益比选

结合各方案的工程投资及LNG接收站气化单元年运行费用， 计算各方案费用现值，LNG接收站设计寿命按照25年考虑，折现率为0.08。LNG接收站各方案的经济比选结果如表8所示。 根据比选结果可以看出，IFV循环水综合利用方案费用现值低于ORV循环水综合利用方案，常规取排水方案费用现值最高。 与常规取排水方案费用现值相比，IFV循环水综合利用方案降低了33.1%，ORV循环水综合利用方案降低了26.3%。

表8 各方案经济比选结果

此外，根据电厂经济效益分析，IFV循环水综合利用方案可使电厂年增效益约289 万元， 加之费用现值最低，因此推荐采用IFV循环水综合利用方案。

3 结论

针对待建的南方某接收站与相邻电厂循环水综合利用方案进行分析， 介绍了IFV和ORV两种循环水综合利用方案，并以LNG接收站常规取排水方案为参照， 对两种循环水综合利用方案进行了比选，得出以下主要结论。

（1）IFV循环水综合利用方案海水用量、海水泵能耗、 费用现值均低于ORV循环水综合利用方案，推荐采用IFV循环水综合利用方案。

（2）IFV循环水综合利用方案合理利用了LNG接收站的冷能和电厂的余热，降低了LNG接收站运行费用，经济效益明显，以待建的南方某接收站与相邻电厂循环水综合利用方案为例，采用IFV循环水综合利用方案，LNG接收站节省年运行费用约1347 万元，电厂年增效益289 万元。

（3）IFV循环水综合利用方案消除了LNG接收站冷排水对海洋环境的冷污染，同时降低了电厂机组的排水温度， 减少了电厂温排水排入海域的水量，缩小了电厂温排水对排放海域生态环境的影响范围，可产生良好的环境效益。