福建LNG接收站節能減排措施

林素輝(中海福建天然氣有限責任公司，福建 莆田 351100)

0 引言

能源是制約我國經濟社會可持續發展的重要因素。解決能源問題的根本出路是堅持開發與節約并舉、節約放在首位的方針，大力推進節能降耗，提高能源利用效率。節能降耗已經成為我國經濟和社會發展的一項長遠戰略方針，也是當前一項極為緊迫的任務。為推動全社會開展節能降耗，緩解能源瓶頸制約，建設節能型社會，促進經濟社會可持續發展，實現全面建設社會主義現代化強國的宏偉目標，黨中央和國務院已經把節約能源制定為基本國策。

LNG接收站是清潔能源的提供者，但同時也要消耗部分能源，主要是電能和少量的燃料。LNG接收站在設計、采購、施工和操作等方面都應充分體現節能理念，采用節能技術和節能設備。針對目前LNG接收站的設備、工藝、管理進行更深一步的分析，提高設備的效率，降低單位外輸量的耗電量，使運行成本控制達到或接近國際先進水平。節能可以降低運營成本，優化動設備，尤其是泵、壓縮機的效率，防止空耗；優化工藝，降低單位外輸量情況下產生的蒸發氣(BOG)；優化設備管理，降低設備事故概率。與此同時，在LNG接收站，由于LNG的高蒸發特性，產生BOG是不可避免的。并且，LNG接收站在卸船、裝車及日常儲存生產過程中都會產生大量的BOG，大部分BOG經壓縮、再液化后與主流LNG會合進入汽化器，少量BOG經壓縮后，直接進入輸配系統。但是仍有少量的BOG會排到大氣中，造成環境污染。因此接收站BOG的處理及回收不僅僅能提高經濟效益，同時能夠大幅度的降低天然氣的排放，減少對環境的污染。

1 接收站生產工藝概述

LNG運輸船停靠接收站的LNG專用碼頭后，由船上的輸送泵通過碼頭上的卸料臂和卸料管道將LNG輸送到LNG儲罐中儲存。外輸時儲罐中的LNG由罐內低壓泵加壓后送入再冷凝器、槽車裝車系統及高壓外輸泵入口，再冷凝器的冷凝下來的BOG及LNG與第一路LNG一起進入LNG高壓外輸泵經加壓后進入氣化器，由海水泵房送來的海水將LNG加熱氣化升溫成常溫高壓天然氣，通過外輸管線送到各電廠和城市用戶；另一部分進入槽車裝車系統的低壓LNG通過裝車臂裝車，經汽車衡計量后外運，生產工藝系統示意圖詳如圖1所示。

圖1 接收站生產工藝系統示意圖

2 節能減排主要措施

接收站主要耗能設備主要為增壓氣化和BOG處理單元，包括低壓泵、高壓泵、海水泵、BOG壓縮機等機泵及配套的電力、儀表等生產設施。機泵設備依靠電能驅動，港作拖輪動力依靠柴油為燃料，自來水用作接收站生產、生活、消防供給，而氮氣作為設備密封、管道吹掃使用。

某LNG接收站自投產以來已安全平穩運行十余年，該接收站運行管理人員在保證安全穩定生產的同時，通過對LNG接收站安全、經濟、高效運行的措施和辦法進行持續研究和探索，建立了較為完整的經濟運營技術體系，主要包括操作優化節能、設備改造節能和管理節能三個方面。

2.1 操作優化節能

2.1.2 提高LNG儲罐運行壓力，降低BOG壓縮機運行能耗和 LNG冷能供應溫度

接收站設計單位提交的BOG壓縮機負荷運行規程：罐壓10 kPa壓縮機50%負荷運行，罐壓13 kPa壓縮機100%負荷運行，罐壓16 kPa壓縮機150%負荷運行，罐壓19 kPa壓縮機200%負荷運行。通過理論計算分析與實際論證，對BOG壓縮機負荷控制進行了優化調整，罐壓控制調整為15 kPa壓縮機100%負荷運行，罐壓18.5 kPa壓縮機200%負荷運行，通過該優化，不僅提高了壓縮機的效率、降低了儲罐蒸發率，實現了節能，而且延緩設備大修進程。

通過理論計算結合實際操作經驗，平時將儲罐壓力控制在15～18.5 kPa，在儲罐壓力達到15 kPa選擇停止其中一臺BOG壓縮機運行，當儲罐壓力達到18.5 kPa時，選擇啟動另一臺BOG壓縮機運行，根據計算得出接收站每天有7.8 t/h的BOG產生，一天壓縮機處理能力為7 t/h，根據實踐經驗當儲罐壓力降低至15 kPa，一臺BOG壓縮機可有效回收產生的BOG氣體，由于減小BOG壓縮機運行時間達到很好節能效果的同時降低了設備維護成本。

2.1.2 LNG槽車封閉充裝(即帶壓裝車)，充分利用LNG過冷度回收裝車過程中產生的BOG

按照原設計，LNG槽車裝車前先對槽車進行卸壓，從0.22～0.45 MPa卸至0.15 MPa以下，槽車內原有的以及裝車時產生的BOG均排放到接收站BOG匯管，儲罐壓力超高可能造成蒸發氣放空，裝車操作時壓力稍高于BOG匯管壓力，約為0.02～0.03 MPa，裝車結束后槽車內壓力約為0.04 MPa。深入研究LNG槽車裝車流程和LNG過冷的特性，開創性提出密閉裝車操作方法即帶壓裝車方法，從而實現槽車蒸發氣的零排放。裝車時進入槽車的LNG溫度為-156 ℃，壓力為1.0 MPa，此時的LNG處于過冷狀態，有多余的冷量可供利用。按照設計的裝車方法，該部分冷量便隨著裝車時降壓而浪費掉了。若利用這部分冷量來冷凝回收BOG，便能減少接收站BOG的產生。而槽車LNG儲罐的設計操作壓力為0.7 MPa，若適當提高裝車時槽車儲罐的壓力，就能夠利用這部分冷能冷凝回收部分或全部BOG。通過理論計算和實際裝車論證：在不開啟槽車氣相返回閥進行裝車時，罐內的BOG處于壓力0.45 MPa，溫度-112 ℃的過熱狀態，初期進入罐內冷卻的LNG必然有一部分會被罐內的BOG氣化，造成罐體壓力升高。隨著LNG的不斷進入，BOG不斷被冷卻，溫度逐漸降低，當BOG被冷卻至對應壓力下的飽和溫度時，壓力便不再上升，轉而逐步下降。壓力升高速度及幅度與槽車罐頂部噴淋管線的設計分布、換熱效率以及LNG進入的速度有關，無法準確計算，只能通過實際操作來測量。通過試裝測量，在充裝開始5 min，罐壓高上升0.05 MPa后便開始下降，到裝車結束時罐內壓力約為0.08～0.1 MPa。其壓力上升的高點和終罐壓與裝車前槽車所處狀態有關，若槽車罐空置時間較長，BOG溫度較高，則高壓力和終罐壓較高，反之亦然。

效果分析：實行LNG槽車封閉裝車后，使槽車裝車設定量更加準確，幾乎與汽車衡數值一樣，另外每車少產生BOG約0.315 t，每年減少產生約15 750 t BOG產生(按每年50 000車計)，接收站低溫BOG壓縮機功耗為82 kW·h/t，則每年可節電約129萬kW·h，若工業用電平均每kW·h 0.8元，那么每年可以節省回收BOG用電費103.2萬元。

2.1.3 優化生活水系統供水流程，降低能耗

來自城市管網自來水進入接收站生產區生活水罐，經兩臺生活水泵用于提高壓力進入生活水系統管網。經現場分析，管網壓力只要大于450 kPa即可滿足生活水管網各用戶需求。所以上游管網來水的壓力大于450 kPa時，可停止生活水泵運行，利用管網中水的壓力來保證生活水系統管網的流量和壓力，具體流程設置如下：停生活水泵，導通生活水罐的跨接流程。

效果分析：一天用水高峰早上5:00—7:00，中午11:00—13:00，下午 17:00—19:00，晚上21:00—22:00，共 7個小時；生活水泵額定功率15 kW，電費以0.8元/kW·h計算。則：一天可節約的電費為(24-7)×15×0.8=204元；一年可節約電費204×365=74 460元。

2.1.4 優化操作，提高膜制氮系統產能

接收站設有一套膜制氮系統，膜制氮在產品氮氣露點不大于-60 ℃、氧含量不高于2%的情況下，氮氣流量高僅達到45 Nm3/h，未能達到設計的70 Nm3/h的產能。通過對膜制氮日常的生產數據詳細分析得知：(1)膜組入口空氣質量；(2)膜組入口壓力；(3)膜組入口空氣溫度；(4)管網壓力；(5)膜組手動球閥開度為主要影響因素。

為此提出了相應的優化措施：(1)根據氣候條件，調節排污時間。在冬天或者有霧的時候，空氣中水分較多，會導致過濾器內的水分較多，需要及時將水或油污等雜質排除。可以將間隔時間適當縮短或排放時間適當延長；人為提高排放次數，發現露點升高時，通過手動排放的方式來排放過濾器的積液。(2)調整壓縮機啟停壓力，以確保產能需要。(3)當環境溫度下降時，適當提高加熱器設定溫度(但不高于60 ℃)；在膜組入口溫度監測點到膜單元入口這段管道(包括入口匯管)加設保溫層，減少溫度損失。(4)重新設定液氮的投用壓力。(5)適當關小再生塔再生放空流量控制閥開度，減少再生流量；在保證氧含量低于2%的情況下，適當增大膜組單元出口手動球閥開度，將膜組生產能力大化；滿足產品氣質量的情況下，干燥塔升壓時間和吸附時間可以適當延長，提高產品氣流量。

效果分析：通過對膜制氮運行中各種參數精準控制，使膜制氮的產能達到甚至超過設計值70 Nm3/h。

2.1.5 LNG船舶靠泊帶纜方案優化，減少帶纜靠泊時間

LNG船舶的靠泊時間主要受帶纜方案、船方調位時間、天氣等影響，其中福建LNG岸方自己可控的只有帶纜方案。在系纜工作中，由于帶纜方案的不同，直接影響LNG船舶靠泊的時間，也關系著拖輪燃油的經濟性。LNG船舶是否按時、順利靠泊，還會對后續的卸料工作以及船舶出港時間的安排造成影響。

優化方法：分析對比了LNG船舶三種靠泊帶纜方案，經過理論研究和實踐論證選擇了方案三，即首尾帶纜時，倒纜1次帶1根，橫纜同時帶2根，同時船方在主纜繩琵琶頭上做標記。針對夜間帶纜所帶來的不利影響，在主纜繩琵琶頭上安裝發光指示，用于區別不同纜繩的對應關系。岸上人員通過穿戴配有防爆燈的安全帽并配合信號燈與船方進行溝通。

效果分析：該方案安全性高，同時耗時短，節約時間36.6%；使4艘拖輪1次作業節約燃油費用至少1萬元。

2.2 設備改造節能

2.2.1 增加BOG回收方式，降低BOG放空量

LNG接收站原工藝流程為單一的BOG再冷凝流程，當再冷凝器進行隔離檢修時或接收站外輸量未達到最小外輸量時無法回收BOG。通過分析優化，增加BOG回收方式，將BOG直接高壓外輸。采用獨立兩段壓縮，控制邏輯也相對獨立，對現有裝置影響小，且不受現有裝置輸出影響；其中第一段壓縮機還可作為現有BOG壓縮機的備用設備，整套系統也可作為LNG接收站現有BOG冷凝回收系統的備用；在外輸量較小或設備修時也可利用將BOG直接加壓至下游輸氣干線所需的壓力輸送至下游用戶，增加了裝置的運行可靠性；BOG經前置強制空冷式加熱器升溫后，壓縮機選用國產常溫壓縮機，設備投資減小，建設周期也可縮短。

效果分析：高壓BOG壓縮機日回收的BOG量：7 t/h×24 h=168 t。日回收BOG量折合約：168 t×5 000元/t=840 000元。高壓BOG壓縮機日運行耗費的電量：2 255 kW×24 h×0.8元/kW·h=43 296元。日回收BOG效益：840 000元-42 213元=796 704元。

2.2.2 接收站變電站提高力率改造(增加電容補償，提高功率因素)

福建LNG接收站主要為下游莆田燃氣電廠、廈門燃氣電廠、晉江燃氣電廠3家燃氣電廠及福州、莆田、泉州、廈門、漳州5個城市燃氣供氣，接收站變電站無功補償原設計在主變電站設2組2 500 kvar電容器組實現，在外輸量低、用電負荷輕時，因輸電線路、埋地電纜較長，線路產生大量容性無功向電網倒送，造成接收站用電功率因數低于國家規定值0.9，平均僅為0.70～0.88左右，福建LNG接收站用電功率因數統計表。每年向當地供電部門繳納力率調整電費多達400萬元。

改造方法：福建LNG節能降耗課題組對接收站用電功率因數低的原因進行分析后采取在總變電所6 kV Ⅰ、Ⅱ段母線各加裝一組容量為2 500 kvar并聯電抗器進行無功補償。

效果分析：輸電線路容性無功改造于自建成投用，當下游用氣量小、接收站外輸量低時，投用電抗器組對線路進行無功補償，功率因數由原0.70～0.88提高至0.95以上(高于0.9進行獎勵)，每年除節省力率調整電費上百萬元外，電業部門每年獎勵公司30萬元以上，為公司帶來巨大的經濟效益。達到了節能降耗、提高運行效益的目的。

2.2.3 儲罐航空障礙燈改造(由熱光源改為冷光源)

接收站4個儲罐航空障礙燈光源采用傳統的白熾燈熱光源，利用白熾燈熱輻射發光，80%～90%的能量轉換能熱能，10%左右的能量轉換為光能，熱能損耗較高，發光效率較低。且表面采用噴漆處理，防腐性能差，塑粉易脫落，造成光強不足，影響儲罐安全，設計使用壽命短(6 000 h)，功率100 W，故障率高。

改造方法：設計采用鋁合金壓鑄殼體和紅色鋼化玻璃罩，表面采用高壓靜電噴塑處理，塑粉附著力強，防腐性能強并裝有耐老化的密封圈，其防腐等級可達IP66；光源同時采用LED冷光源，高效節能，使用壽命長達10萬小時，使用年限長達12年以上，平均功率由原來的100 W降低至15 W的LED燈，減少檢修頻率，降低維護成本。

效果分析：4個儲罐共計52套航空燈，每天按12 h工作計算，每年節省用電52×365×12×0.085=19 359.6 kW·h，電費以0.8元/kW·h計算，則每年節省電費15 487.68元。同時使用年限大大延長，也大大節省了維護檢修費用。

2.2.4 中控DLP大屏幕改造(投影光源由UHP超高壓汞燈泡改為LED光源)

接收站中控DLP大屏幕共有14套投影單元，投影引擎光源為UHP超高壓汞燈泡，功耗大，亮度衰減快，使用壽命短。

改造方法：引入前沿新技術，將投影引擎光源由UHP超高壓汞燈泡改為LED光源，光源功率由原來的120 W降低至5 W，使用壽命由8 000 h延長至60 000 h，既高效節能，又可降低備件消耗，減少檢修頻率，降低維護成本。

效果分析：(1)運行費用：14套投影單元，24 h不間斷運行，每年節省用電14×365×24×0.115=14 103.6 kW·h，電費以0.8元/kW·h計算，則每年節省電費11 282.88元。(2)檢修費用：UHP燈泡和LED光源市場價相近，約0.9萬元，LED光源壽命是UHP燈泡的7.5倍，14套LED光源生命周期內可節省備件費用14×(7.5-1)×0.9=81.9萬元。

2.3 管理節能

2.3.1 提升高耗能設備運行效率，降低單位能耗

常用的高耗能設備有海水泵(1 150 kW)、高壓泵(1 641 kW)、低壓泵(157 kW)等。若不進行合理調配、優化操作的話，將使得接收站單位能耗大大增加，造成大量的不必要電能浪費。由于受下游電廠機組及槽車裝車的影響，低壓泵和高壓泵的運行流量可能會隨之波動，因此需要控制合理的高、低壓泵運行臺數，使高、低壓泵運行流量盡量控制在額定流量455、370 m3/h左右下運行。

效果分析：若單條生產線多運行1 h多可產生電量1 955 kW，電費以0.8元/kW·h計算，則：每小時多可節約電費為1 955×0.8=1 564元/h;若每天高耗能設備無功運轉以1 h計算，一年可節約的電費為1 564×1×365=57.1萬元/年。

2.3.2 加強高耗能設備運行管控，降低無功損耗

海水泵已啟動，高壓泵遲遲未運行或高壓泵已停止運行，而海水泵還處于較長時間的運行狀態，造成海水泵長期無功損耗，通過對接收站設備安全運行特點和輸氣干線用氣特點的分析，加強了對調度的精準調度，避免頻繁啟停高壓泵和海水泵。在增啟高壓泵時，加強管控盡量避免海水泵提前啟動時間過長，在停止運行氣化器時，嚴格執行氣化器停止15 min須停止海水的規定，避免氣化器海水無效流動，造成電能浪費。

效果分析：(1)運行費用：若多運行1 h多可產生電量1 150 kW，電費以0.8元/kW·h計算，則：每小時多可節約電費為1 150×0.8=920元/h；(2)維修費用：通過降低設備啟停頻率和運行臺數，達到了延長設備使用壽命、降低維修頻率及成本的目的。以降低海水泵啟停頻率為例：按照一條生產線連續運行，另一條生產線間段調峰運行模式估算，海水泵年運行時間可節省1 200 h，按照每8 000 h大修一次，大修費用約230萬元估算，設備可節省檢修成本約34.5萬元。

2.3.3 改變管道保冷方法，降低BOG產生量

接收站6個儲罐共18臺罐內低壓泵均一直處于LNG保冷狀態，其中有部分(至少10臺)罐內低壓泵未處于運行狀態，由于保冷熱量及低壓泵做功帶入LNG儲罐產生較大量BOG。通過分析優化，在保證設備備用的前提下，關停不在運行的罐內低壓泵的LNG保冷，以減少BOG產生量。

效果分析：以3臺高壓泵、10個槽車撬同時滿負荷運行，多需要8臺罐內低壓泵同時運行，則至少可停止8臺罐內低壓泵LNG保冷可減少的LNG循環量約為90 t/h，減少BOG的產生量約為1.9 t/h，即每天至少可減少BOG產生量約為45.6噸/天，若采用BOG壓縮機回收的話則耗電量至少為575×45.6÷7×0.8=2 996元/天，即每年至少可節約電費109萬元/年。

2.3.4 錯時用電，降低運行費用

福建LNG接收站的終端用戶有城市燃氣和調峰燃氣電廠等，用氣高峰在白天，夜間24:00—6:00時用氣量相對較低。而晚上非用電高峰區間電價低，若能充分利用低電價，并調整好不同時段的管網壓力，可實現節能目的。福建LNG接收站以及投產的主干線管道的長度為301.1 km，管道大管存量約為5 029噸，在接收站日常外輸過程干線壓力達到6.1 MPa時就會停止外輸，干線設計壓力為7.5 MPa。為了提高用電效率，國內各地區采用了分段收費措施，實現移峰填谷的目的，緩解電荒。根據福建省電網銷售價格表可知，對于大工業用戶的高峰、低谷電價分別在平段電價的基礎上上浮和下浮50%(峰時段：8:30—11:30、14:30—17:30、19:00—21:00；平時段：7:00—8:30、11:30—14:30、17:30—19:00、21:00—23:00；谷時段：23:00—次日7:00。(注：信息來自《關于貫徹執行國家發展改革委提高華東電網電價有關問題的通知》(閩價電[2008]31號))，因此，對于用電量大的大工業用戶增加夜間23:00—次日7:00設備運行有助于節省電費。通過分析用氣特點采取提高夜間管網壓力增加管存量，當把夜間停外輸的壓力從6.1 MPa提高到7.0 MPa，可以額外增加約為600 t，這樣在總外輸量一定的情況下可以減少白天(電價高)高壓外輸啟動時間進而減少白天的耗電量。

效果分析：按照一臺罐內泵、一臺海水泵、一臺高壓泵、一臺壓縮機計算，即總功率為3 523 kW的設備，需要運行3.1 h，大用業用戶110 kV，峰時段和谷時段電價差額為0.5426元(福建省電價標準，峰時段0.813 9元、谷時段0.271 3元)，則夜間外輸可節省電費約為5 926元，一個月可節省電費17.8萬元，一年可節省電費約213.3萬元。按照目前管存量較小，利用錯時用電方式節能效果不會太明顯，但隨著二期管網的建設，管存量將有效擴容，利用錯時用電方式，節能效果將十分顯著。

2.3.5 利用RBI檢測技術有針對性開展檢驗降低BOG排放量

再冷凝器(V-0305)作為福建LNG接收站BOG回收的重要設備于2008年投入使用。目前，該設備已到全面檢驗周期，由于再冷凝器(V-0305)無備用設備，全面檢驗時，設備需停機隔離約50 d，BOG放空量約10 000 t，將造成較大的經濟損失及環境影響。

改進方法：為保證公司合規運行，同時考慮到降本增效，擬采用符合TSGR 0004—2009《固定式壓力容器安全技術監察規程》規定的RBI技術，給出有針對性的檢驗方法，為裝置延長檢驗周提供技術支持與依據，并根據評估結果確定設備檢驗策略。

效果分析：通過采用新的檢驗方法RBI技術，既保證了公司合法合規運行，又避免了檢驗期間BOG的排放、保冷材料的拆除與回裝，節約保溫材料及拆裝費用共約100萬元，減少BOG排放約10 000 t。

3 其他節能措施建議

(1) LNG冷能利用相當于接收站的一個氣化器，繼續擴大LNG冷能利用有利于降低LNG氣化器的海水用量，即降低高能耗設備海水泵的運行時間和負荷。

(2)加強對下游用氣特點的分析和調度，盡可能實現接收站均勻外輸，避免高低壓泵和海水泵的頻繁啟停產生無功功率。

(3)探索氣化器海水進、出口溫度差是否可以擴大范圍。目前氣化器海水進出口溫差控制為低于5 ℃，如果能改為7 ℃，則LNG接收站的節能將還有很大的空間。

(4)提高管網壓力運行區間。隨著二期管網的建設和運行，管容將不斷擴大，不但管容對負荷高峰的調節能力更強，而且可以更多地利用低價電能。

(5)對海水泵電機進行采用變頻控制，根據0RV進出口海水溫差調整海水量，降低海水泵電能消耗。

(6)改造高壓泵進行采用變頻控制，根據0RV出口天然氣的壓力來調整高壓泵出口的壓力，降低海水泵電能消耗。

(7)加強接收站卸料儲罐的管理，減少重輕組分混裝產生更多的BOG，減少儲罐液差達大造成低壓泵效率降低。

(8)加大對接收站周邊天然氣用戶開發，實現BOG低壓直接外輸和LNG低壓氣化外輸。

(9)跟蹤前沿技術，推進節能設備的推廣運用。