LNG接收站与电厂取排水一体化设计的探讨

吴照寰，王明韧

(中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司，上海 200063)

0 引言

根据国家能源长远规划，节能减排将不断深化落实、能源结构持续优化调整，天然气等清洁高效的能源需求变得越来越大。我国包括LNG在内的天然气储存能力预计从2015年到2025年将每年增长17%，到2025年达到400亿m3。LNG接收能力预计将年增8.6%，在2025年前达1亿t。

LNG接收站项目大多建设在海边，利用大量的海水将液化天然气进行气化，海水作为接收站气化器加热用热源，使LNG气化成天然气，热交换后海水变成冷排水回归大海，其取水排水是一个海水降温过程；电厂利用海水作为电厂汽轮机排汽冷凝用冷源，使乏汽冷凝成凝结水，热交换后海水变成温排水回归大海，其取水排水是一个海水升温过程。LNG接收站建设与电厂的建设均需要建设规模较大的取排水设施，若LNG接收站和电厂项目建设结合在一起考虑，可以有效地降低能耗，取得可观的经济效益。本文将LNG接收站与电厂取排水设施统筹设计称之为一体化设计。

1 LNG气化器简介

LNG气化器多种多样，常见的有10种左右，其中应用于LNG接收站的大型气化器主要有以下几种：

1)开架式气化器

开架式气化器(open rack vaporizer，ORV)是一种以海水为热源，海水自气化器顶部的溢流装置依靠重力自上而下均覆在气化管束的外表面上，液化天然气沿管束内自下而上被海水加热气化的设备。特点是投资较大，运行费用较低，操作和维护容易，无其他热源参与，对海水水质要求较高，比较适用于基本负荷型 LNG接收站。

2)浸没燃烧式气化器

浸没燃烧式气化器(submerged combustion vaporizer，SCV)是一种以天然气为燃料，燃烧产生的高温烟气直接进入水浴中将水加热，液化天然气流过浸没在水浴中的换热盘管后被热水加热气化的设备。特点是可快速启动，适用于紧急情况或者调峰用气。

3)中间介质式气化器

中间介质式气化器(intermediate fluid vaporizer，IFV)是利用一种中间介质蒸发冷凝的相变过程将热源的热量传递液化天然气，使其气化的设备。特点是可以改善结冰带来的影响。

目前建设的LNG接收站项目多以这几种气化方式建设，或相互组合。

2 LNG冷能利用

LNG液化时需要耗能，当它重新气化时，该耗能可以回收利用，其冷能利用主要有直接利用和间接利用。直接利用有冷能发电、液化分离空气、冷冻仓库、干冰等；间接利用有冷冻食品、低温粉碎、冻结保存等。

冷能利用最简单的方法是海水加热LNG，海水变冷后用以作为联合循环机组的冷却水，这是最简单的利用，也不需要增加多少投资，只需要电厂建设在LNG接收站附近。

天然气的密度ρ(不同的产品有所不同)：液态 0.421～ 0.485 t/m3， 气 态 0.688～0.872 kg/m3。每吨LNG气化需要吸收的热能E计算式为：

式中：r为气化潜热，在-162℃常压下为510.25 kJ/kg；Cp为天然气的定压比热容，随温度而变，本文取近似值2.156 kJ/(kg·K)；Δt为-162℃到0℃的温差。因此每吨LNG气化需要吸收的热能E大约为860 000 kJ。在国内，根据GB 51156—2015《液化天然气接收站工程设计规范》[1]5.6.7条：“当使用海水作为气化器的热源时，海水温降不应大于5℃”，若海水温降按5℃考虑，则理论上每吨液化天然气需要约40 t左右的海水进行加热。

以上为LNG液化全部由海水加热的理论值，当LNG液化有除海水以外的外界热能参与时，则不适用。另外LNG接收站所释放的冷能也不一定全部由海水加热，可能高品位的冷能直接利用，低品位的冷能用海水加热。

3 实例分析

本文采用两个实例，一例为LNG接收站排水为燃气电厂的取水，另一例为电厂排水为LNG接收站的取水，对一体化设计产生的经济效益进行了分析。

3.1 LNG接收站排水为燃气电厂的取水

以东南亚某LNG配套燃气电厂(实例1)为例，该国由于环保要求，海水排水温升或温降均不能超过自然水体水温3℃，该项目海域的海水水温常年为25～30℃，一期建设规模约为300万t/aLNG，LNG项目一期的取排水总量为68 690 m3/h，海水冷排水温降为3℃。

3.1.1 燃气电厂供排水系统设计

配套建设1台9F燃气机组，取排水工艺流程为：LNG接收站取水口→LNG接收站引水管→LNG接收站取水泵房→压力管→气化器→排水明渠→电厂循环水泵房→电厂压力管→凝汽器→电厂排水管→虹吸井→排水明渠→LNG排水口。电厂利用LNG接收站的排水沟作为取水明渠，电厂温排水排到LNG接收站的排水沟下游侧，不单独建设通大海取排水设施。取排水流程如图1所示。

图1 实例1取排水流程图

配套建设1台F级燃气轮机联合循环机组，如果按取排水温差3℃的要求，循环冷却倍率将达到177倍，总的取水量为64 550 m3/h，但未超过LNG取排水总量。若按此设计，循环水管及凝汽器的尺寸过于庞大，并将影响主厂房内部的布置。因此，燃气电厂工程一期循环水采用掺混的办法，即实际冷却倍率采用70倍，多余水量不经过凝汽器，直接在排水沟中与电厂循环水排水掺混。

3.1.2 电厂利用冷排水产生的微增出力

根据GB 50660—2011《大中型火力发电厂设计规范》[2]及GL/T 5339—2018《火力发电厂水工设计规范》[3]的规定，按照自然水体水温25℃考虑，实际冷却倍率为70倍，若直接从自然水体取水，作为循环冷却水，对应的机组背压为5.69 kPa。如可按照取水温度温降3℃考虑，对应的机组背压为4.81 kPa。

如表1所示，在额定背压附近，进水水温如果降低3℃，可带来微增出力约1 500 kW左右，按照年利用小时数5 000 h计，每年每台燃机(9F)可增发电量750万kWh，具有可观的经济效益。

表1 不同水温对应的燃气机组背压及微增出力(5.69 kPa为额定设计背压)

在国内，根据GB 51156—2015《液化天然气接收站工程设计规范》[1]5.6.7条：“当使用海水作为气化器的热源时，海水温降不应大于5℃”，若按LNG温降5℃考虑，则微增出力超过2 000 kW，带来的经济效益更加明显。

3.1.3 一体化设计节省建设投资

与分别建设LNG接收站及燃气电厂的取排水设施相比，少建设了一套海水中取排水设施，工程量差异如表2所示。

表2 单独建设燃气电厂的取排水设施与一体化设计电厂的循环水系统主要工程量差异表

从表2可以看出，一体化设计可节省循环水泵房一次性投资，不需要再建设取水头、自流引水管、排水沟、排水口等设施，大大节省了建设费用。

3.2 燃煤电厂排水为LNG接收站的取水

以国内某燃煤电厂(实例2)为例，该电厂为海边电厂，规模为4×600 MW，采用直流供水，投运后，毗邻燃煤电厂建设LNG项目，LNG接收站取水取自电厂循环水排水。

该LNG接收站选用中间介质气化器，先期建设2台200 t/h的LNG气化器，规划共建设6台200 t/h的气化器，均取用燃煤电厂温排水作为LNG气化热源。

3.2.1 取排水工艺流程

电厂取排水工程已经建设投运，一体化的取排水工艺流程为电厂已建取水头部→自流进水隧道→循环水泵房→进水压力钢管→凝汽器→排水钢管→钢筋混凝土排水沟→排水虹吸井→钢筋混凝土排水沟→电厂已建排水工作井→升压泵房→供水压力管→气化器→排水压力管→电厂已建循环水泵房。LNG接收站从电厂循环水排水取水，冷排水再回到循环水泵房作为电厂进水，取排水流程如图2所示。

图2 实例2取排水流程图

3.2.2 LNG接收站需水量及燃煤电厂供排水水量

如表3所示，当水体温度较低时，用水量较大，LNG接收站进水采用电厂温排水，可以减少取水规模。

表3 单台气化器用水量表(共6台)

电厂用水量为夏季设计工况：每台机组循环水流量21 m3/s，循环水温升约8℃；春秋季设计工况：每台机组循环水流量18.1 m3/s，循环水温升约9.5℃；冬季设计工况：每台机组循环水流量12.6 m3/s，循环水温升约14℃。

3.2.3 电厂利用冷排水产生的微增出力

LNG接收站冷排水排回电厂循泵房，可以降低凝汽器进水温度。当6台IFV运行时，冷排水对电厂循环水温度的影响(按4台机组运行计)如表4所示。

表4 水温对应的机组背压及微增出力

电厂年微增电量计算式为：

式中：∑Ni为单台机组月微增出力量之和；t为月利用小时(简化为4 500/12)；n为机组台数。

3.2.4 一体化设计节省建设投资

单独建设LNG接收站取排水设施与一体化设计统筹考虑建设相比，需要分别单独进行海域施工，包括取水泵房、取水头、自流引水管、排水管、排水口等设施，其工程量差异详如表5所示。

表5 单独建设LNG接收站取排水设施与一体化设计主要工程量差异表

与LNG接收站单独建设取排水设施相比，一体化建设方案有如下优点：固定投资减少，不需要再建设海域的取排水设施；LNG接收站冬季由于取水温度较高，无需启动SCV，且取水泵扬程较低，节省能源；夏季降低了凝汽器进水水温，机组效率提高。

4 结语

LNG项目与燃气电厂项目虽同属能源部门，属于不同的建设行业(石化行业、电力行业)，行业间有一定的壁垒，统筹建设后的公共部分投资如何分摊，得到的利益如何进行分配，在实际建设操作过程中有一定的难度；LNG气化与燃气电厂的运行存在不一致性，需要在运行调度上充分协调，可达到更好的节能效果。

一体化设计可以有效利用LNG气化产生的冷排水，降低燃气电厂机组背压，增加机组出力；也可以利用电厂温排水，减少LNG接收站取水规模，提高LNG气化效率；可以减少排水的温度变化幅度，减少对环境的影响；可以减少一套取排水工程措施，有效降低固定投资；LNG接收站与燃气电厂应当毗邻建设，若距离过远，由于输水管距离增加，引起泵扬程增加、功耗加大、投资增加、水体的冷能或热能减少，不再具备上述优势；工程建设时，宜由需水量大的项目建设取排水设施。