上海LNG項目低碳綠色發展的實踐和探討

0 引言

近20年來，國家根據能源結構調整和能源需求增長的需要，大力推動國內的天然氣消費，助力能源低碳綠色轉型發展。LNG接收站項目由于具備遠距離運輸經濟便利性、調峰應急靈活性強等特點，屬于國家《產業結構調整指導目錄》鼓勵發展的產業，近十年來得到快速發展。2017年以來的5年，“煤改氣”等帶來的天然氣需求迅猛增長，國家天然氣產、供、儲、銷體系建設快速推進，LNG接收站項目明確作為主要調峰方式，更引來了一波建設高潮。從2006年中國第一個進口LNG接收站項目大鵬LNG項目投運以來，截至2021年已投產22個大型LNG接收站項目（如圖1所示）

。預計2022年中國LNG接收站能力為1.16億t/a，尚有大量進口LNG項目在建設中，預計2030年接收站數量將達到47座左右，接收站能力達到2.35億t/a，負荷率為45%左右。中國天然氣產業經過近20年的快速發展，已進入從規模發展向質量發展轉變的階段

。

對中國 2008-2017 年的 GDPL、LGAS、LENERGY進行平穩性檢驗，利用AIC最小化的原則確定出滯后期，檢驗結果如下表5所示：

從天然氣行業在整個國民經濟中的作用而言，天然氣相對于煤炭、石油等一次能源具有低碳的特性，可助力社會低碳綠色發展。一座300萬t/a規模的LNG接收站所氣化外輸的天然氣相對于煤作為一次能源的CO

排放，減排量可達500萬t/a。從LNG接收站在天然氣產銷體系中的作用而言，由于LNG液相加壓的特點，相對地下儲氣庫、管道增壓儲氣等調峰方式更節能，因此LNG接收站適合作為主要調峰氣源。

從LNG項目自身的低碳發展而言，進口LNG項目本身運行年能耗較高，納入重點用能單位管理，同時LNG所蘊含的冷能和氣化外輸過程中產生的差壓能等余能利用潛力大，應在項目規劃、工程建設、運行管理的項目全生命周期，力求因地制宜地低碳綠色發展。

上海LNG項目一期工程中因地制宜應用行業先進的節能工藝技術和設備，上海液化天然氣公司（以下簡稱“上海LNG公司”）在運行管理中持續優化經濟運行調度和設備節能管理，已和下游電廠用戶聯合開發建設并投運差壓發電裝置，儲罐擴建工程中已落地實施冷能發電裝置項目（預計2022年底試車投運），目前正結合新的站線擴建項目開展冷能高效綜合利用關鍵技術和工程化方案研究，已在LNG低碳綠色發展方面積累了一定的實踐經驗，正對未來的進一步提升作研究探討。

1 LNG接收站項目用能和余能概況

1.1 LNG接收站項目用能情況簡介

LNG接收站項目一般由碼頭工程、接收站工程及輸氣管線工程三部分組成，接收站工程由LNG卸料、儲存、BOG處理、氣化輸出等設施組成，用于接卸和儲存進口LNG，根據下游用氣市場的需要進行氣化輸出生產，輸氣管線工程由輸氣管道和場站組成，用于將高壓天然氣輸送交付給下游用戶。

根據LNG項目工藝，主要用能設備包括LNG加壓設備（包括LNG罐內泵和高壓泵）、BOG處理設備（主要為BOG壓縮機）、LNG氣化設備（包括為LNG氣化器提供自然熱源的海水泵或者提供燃燒熱能的天然氣燃燒器）、天然氣加熱設備（用于輸氣場站調壓輸送前預加熱的加熱爐），對于坐地式基礎的LNG儲罐，儲罐基礎電加熱系統的能耗也較大。以上海LNG項目為例，電耗占據了全年能耗的95%以上，年用電量接近1億kWh，而其中主要用能設備的年電耗占比達到80%~90%。

特別是，“管道＋調控中心”模式既可用于國家、省市等大區域天然氣管網的管控，更適用于小區域天然氣管網的管控，特別是資產極其復雜、難以理清的市區縣以及城市燃氣企業的天然氣輸配管網，在實現公平公開、統籌調配的同時，最大限度地保證現有體系的連續性、穩定性，釋放多方主體競爭活力。

巴鍋，跌鼓，都是土話，前者指飯粘在鍋上燒糊了，后者是狼狽、難堪的意思。二十萬能打倒英雄漢呢，銀行作為國字號的大老板不依不饒，硬是逼著李灣村賣了磚瓦廠還債；幸好借鎮屬五金工藝廠的，有鎮里出面，算是捐贈助學了。要不然，李打油真的要跳糞池。

1.2 LNG接收站項目可用余能簡介

進口LNG經船運和碼頭接卸后進入LNG儲罐儲存。目前，國內大型LNG接收站大多采用全容式低溫常壓LNG儲罐，儲存溫度為-160

C左右、儲存壓力為14~20 kPa左右，LNG所蘊含的大量冷能在氣化過程中被大量海水熱能或天然氣燃燒熱能所中和，并產生海水冷排水或燃燒煙氣排放，產生環保影響。LNG所蘊含單位冷量約為840 kJ/kg，以通常規模300萬t/a的進口LNG項目為例，一年釋放的冷能約相當于14億kWh的電量

，這些冷能如能因地制宜實現高效經濟利用，節能環保效益巨大。

LNG接收站項目一般均為天然氣高壓管網的氣源，又因其調峰靈活性常承擔了較大的調峰功能。為保證最大外輸能力，氣化外輸設計壓力一般為6.0~10.0 MPa左右。而輸氣終端的場站因對接城市管網，一般均需要降壓調壓，輸氣管道和城市管網間常有1.0 MPa以上的差壓可用，以40億m

/a的輸氣規模計，可利用的差壓能相當于6億kWh的電量，且因降壓帶來的降溫效應需要對天然氣進行預加熱以保證管輸溫度，進一步增加能耗。這些差壓能如能因地制宜實現經濟利用，節能環保效益顯著。

2 上海LNG項目低碳綠色發展概況

2.1 上海LNG項目概況

上海LNG項目一期工程及其儲罐擴建工程分別于2009年10月和2020年11月建成投產，為上海市主力、調峰、應急儲備氣源。目前已建成投運一座10萬噸級LNG專用碼頭、5臺坐地式LNG儲罐（包括3臺16.5萬m

、2臺20萬m

）和8用1備的氣化設施生產線、36 km海底輸氣管線和15 km陸域輸氣管線、一座輸氣末站，建設規模為600萬t/a，最大LNG儲存能力為89.5萬m

，最大氣化外輸能力為214萬m

/h，天然氣輸送壓力6.0～9.0 MPa、輸氣末站出站交付壓力4.0～5.8 MPa。

1）氣化工藝的選擇對接收站能耗影響較大。大多數接收站普遍選用的ORV（開架式氣化器）和因海水泥沙量高而部分接收站選用的IFV（中間介質氣化器）都采用海水作為熱源，部分因項目定位為事故備用站、或海水取用條件不足或冬季海水溫度低而較多選用的SCV（浸沒燃燒式氣化器）以天然氣燃燒作為熱源，SCV單耗是IFV的10倍左右，僅作為應急備用比較合適。另外，根據華東區域海水條件相近的兩座接收站的初步對比，在冬季極寒天氣海水溫度低于設計條件的情況，IFV相比ORV，由于海水換熱在容器內部、受氣溫影響小，氣化能力的下降幅度相對較小，且不容易出現無法運行的情況，從而可以減少備用氣化器SCV的使用，降低氣化能耗。

2.2 一期工程節能技術及管理應用概況

上海LNG項目一期工程建設中重視節能技術應用，包括卸料管線保冷循環流程優化、選用全容罐、選用BOG再冷凝處理工藝、選用IFV氣化器、選用高能效用電設備、應用變電站節能設計等。在運行階段，通過優化生產調度和設備運行、電氣運行和設備檢維修管理等設法降低設備運行單耗

。“十三五”期間節能工作取得了良好效果，綜合單耗降低8%。上海LNG接收站的主要耗能設備情況如表1所示。

2.3 臨港差壓發電項目協作開發運行

1）LNG高壓泵配置和調峰輸氣需求的匹配

垃圾分類、廢品回收及處理、再循環再利用整個鏈條有待全面打通。政策的利好，以及互聯網和物聯網技術的介入，“物聯網+智能回收” 技術如星星之火開始燎原。在智能垃圾分類回收領域，小黃狗環保科技有限公司嶄露頭角，實現了對生活垃圾前端分類回收、中端統一運輸、末端集中處理。此外，笨哥哥科技、虎哥、綠貓、閑豆、千鳥回收、章魚等一批環保回收行業的優秀企業，也正在切入回收領域的上游與后端環節，通過互聯網提升回收效率。

2.4 冷能發電裝置落地實施

根據接收站承擔上海市調峰的運行特點，以及項目建設的緊迫性和投運初期保障運行安全的重要性等，上海LNG接收站一期工程在LNG冷能利用方面主要作了規劃層面的方案研究和預留。結合儲罐擴建工程的啟動契機，基于自身條件和環境因素，因地制宜進行了LNG冷能利用的進一步探索。結合接收站配置IFV(中間介質氣化器)作為基本負荷氣化器的獨特條件，以及擴建工程實施后IFV總數增多、整個接收站的氣化設施及備用能力得到進一步提升的有利條件，重點研究了IFV的低溫朗肯循環系統冷能發電裝置方案

。該裝置利用一臺氣化設施（205 t/h）的LNG冷能，對應不同季節海水溫度的發電功率為2.3~4.7 MW，設計年發電量2 400萬kWh。項目已落地實施，有望于2022年底建成投產，填補國內LNG冷能發電裝置投運的空白。

推動國企實質性混改，相關部門要盡量減少行政化的指揮和干預。一家地方重點國企董事長告訴記者，企業十年前就上市了，后來還引進了戰略投資者，從成分上看是不折不扣的混合所有制企業。不過，“企業仍和以前一樣，經常收到上級部門的紅頭文件，要求參照執行。”

2.5 冷能高效綜合利用研究

目前，上海LNG公司正基于上海LNG一期和擴建工程運行現狀以及站線擴建項目規劃情況，結合上海LNG的地理位置和地域環境，以及洋山港區的產業地位和規劃布局，以著力提升洋山港區供電安全可靠性、保障LNG安全供應的需要為核心，在確保洋山LNG安全運行、有序生產的前提下，研究確定洋山LNG冷能多用途梯級利用的最佳合理路徑，形成洋山小型燃機支撐電源與LNG冷熱源耦合利用和洋山IDC機房LNG供冷工程化方案。

當今時代處于互聯網大數據的背景下，旅游產業和文化產業借助技術融合的路徑，不斷開發旅游新產品，只有這樣才能滿足人們日益增長的對幸福感的追求。互聯網和旅游的融合發展，打破了傳統的旅游商業模式。OTA（Online Travel Agent，即在線旅行社）和旅游APP的出現簡化了市場交易過程，拓寬了旅游信息獲取渠道。旅游消費者可以隨時隨地通過互聯網查詢自己所需信息，文化旅游企業也可利用信息技術更加精準地對市場進行定位，隨時根據旅游者需求更新旅游產品。

3 LNG接收站項目低碳綠色發展關鍵影響要素分析

3.1 接收站項目規劃功能定位

1）LNG接收站項目規劃功能定位是由其在天然氣供應調峰和儲備體系中的地位決定的。作為特大型城市，上海一直高度重視城市燃氣體系的安全可靠性，人工煤氣時代通過建設大量低壓儲氣罐結合自有煤氣廠的生產調節能力來滿足調峰需求，城市燃氣由人工煤氣轉換為天然氣后，由于西氣東輸等其它管道氣源側僅承諾承擔有限范圍的季節調峰任務，根本難以滿足上海市的天然氣調峰需求。因此，為確保多氣源供氣系統的安全可靠，經過系統的規劃研究，上海LNG項目的氣源功能總體定位為上海市主力供應氣源、主要調峰氣源和主要應急備用氣源，承擔上海市一半以上的年供氣量，高峰季節超過三分之二，對滿足和保障上海市天然氣需求具有舉足輕重的作用

。

無根萍雖然主要依靠出芽法繁殖，但它也會開花結果。開花之前，葉狀體上方會形成一個凹陷下去的坑，稱為“花腔”，里面長出一枚雌蕊和一枚雄蕊，但是沒有花瓣和花萼。雌蕊先成熟，并伸出花腔開口，等雌蕊受粉或枯萎后，雄蕊才發育成熟并伸出花腔口，釋放出橘紅色的花粉。每一朵花結一個果實。無根萍的花朵大小不足半毫米，果實就更小了，只有在顯微鏡下才能觀察到。

3）上海LNG接收站項目的功能定位使其在上海多氣源體系的整體系統安全可靠經濟運行中發揮了不可替代的重要作用。一期工程投運十多年來，在2017年、2021年等屢次全國極端寒潮中均充分發揮設施的氣化外輸能力裕量，使上海市多次安然度過氣、電均創歷史紀錄的關鍵時刻，未發生限氣拉電的情況，多次受到國家發改委和上海市發改委的表揚，社會效應巨大。自上海LNG投運以來，下游管網公司充分利用上海LNG的壓力能和流量調節能力實現6.0 MPa高壓管網儲氣調峰能力的充分利用，基本避免了因西氣東輸一線氣源供氣壓力低而需要開啟增壓壓縮機實現管網儲氣調峰功能的情況。因此，LNG接收站項目因和其它同類項目功能定位不同而帶來的單耗差異應從該區域天然氣供氣系統整體系統能效的角度進行更系統深入的評估。對于其中影響接收站能耗的重要參數氣化外輸能力（流量和壓力），留有相對富裕的設計裕量，可確保在關鍵時刻發揮壓艙石和頂梁柱的作用，并在未來市場競爭中贏得客戶青睞

。

4）LNG接收站項目功能定位對項目用能產生重要影響的同時，也是余能利用項目開發建設時首要考慮的因素。

（1）因為上海LNG項目在全市多氣源供應體系中的壓艙石作用，冷能利用項目開發時第一考慮要素是其對運行安全可靠性的影響是否可接受。對于工藝控制動態聯動要求高，其它項目的運行平穩性可能對接收站平穩運行產生較大干擾的，如空分、燃機進氣冷卻等跨站間動態閉環耦合利用的項目，需進行審慎的安全風險評估并采取周全的聯動控制措施；而基本屬于冷能單向利用的海水冷排水供應小型燃機電廠取水的方式則體現最大的安全優勢；冷能發電項目介于兩者之間，由于可實現運行模式低干擾切換使氣化功能不中斷，也有安全優勢。

（2）因為上海LNG項目承擔了主要調峰氣源的作用，可用冷能峰谷比大，對于冷能供應要求不可中斷的項目，如冷能冷庫、冷能IDC機房等，其利用規模只可取最低可保證冷量且需配置常規電力設備或者儲能設備作為備用，從而影響項目經濟性，而對于冷能供應保障可靠性要求不高，即屬于可中斷用戶的項目，如冷能發電、燃機進氣冷卻、凝氣機冷卻用水利用LNG海水冷排水等項目，則體現出優勢。

（3）因為上海LNG項目承擔了主要調峰氣源的作用，使其在非極端高峰氣化外輸時有較大壓能裕量可用，使臨港差壓發電項目的開發利用具有經濟性。

其次，實施應分階段進行，先從一個比較小的目標實施，成功后再逐步擴大范圍。可以先選定一個專業的某個班級啟動適應學生個性化學習需要的混合式教學模式實驗，然后逐步向其他班級或專業擴展，也可以先從所有老師的一次課或幾次課入手，然后再擴展到整門課或所有課程。不管是先從班級啟動，還是先從一次課或幾次課入手，都要提前制定周全的分階段時間進度表，逐步探索前進，當發現計劃與目標偏離太大時，可進行適當調整。

3.2 周邊產業配套條件對余能利用項目開發的影響

2）工藝海水泵揚程的合理優化利用

本項目的建設不僅對項目區內荒地等進行整理，恢復其生態功能，形成人工濕地，使項目具有生態、水質改善、環境、經濟等多種效益。在項目實施后，對改善郊區生態環境及濁漳河河道水質有極大的促進作用。

同樣，臨港差壓發電項目的開發建設也得益于臨港燃機電廠在輸氣末站附近的地理優勢，可較經濟地選用全年全流量的差壓利用方案，且實現對輸氣差壓能和電廠余熱的充分利用。

3.3 接收站工藝設備方案的合理選擇

上海LNG站線擴建項目由碼頭工程、接收站工程和輸氣管道工程三部分組成。項目總建設規模600萬t/a，擬建15萬t LNG專用碼頭一座、10臺22萬~25萬m

的LNG儲罐、最大能力為210萬m

/h的氣化外輸設施、總長約67 km的輸氣管道和一座輸氣末站，項目一次規劃、分三階段實施，計劃2030年前全部建成。

2）BOG氣體處理工藝是LNG項目工藝節能設計的一項重要內容。再冷凝工藝是BOG處理的節能首選，但因再冷凝工藝是利用低壓泵加壓后的LNG過冷量，一般需要最低外輸量為BOG處理量的10倍左右，有些接收站項目的投產初期或調峰站性質的LNG站并不具備這樣的最低外輸量外輸條件，為避免BOG的排放浪費和環保影響，而選用直接加壓外送的工藝，兩者的能效差異較大，且外輸壓力越高、差異越大，在外輸最小流量條件具備時應首選再冷凝工藝

。

2）項目功能定位很大程度上決定了項目用能單耗的大小。上海LNG項目為滿足冬季極端高峰時的調峰需求，氣化外輸的最大小時流量一期為104萬m

/h，擴建后達到214萬m

/h，相應的最高輸氣壓力接近9.0 MPa。一年中，日供氣峰谷比達到6~8倍，是國內一般大型LNG接收站的1.5~2倍。儲罐擴建工程未投產前，一期工程的氣化外輸設備年平均利用率約為50%。2020年底，儲罐擴建工程建成投產后，氣化外輸設備的年平均利用率僅為25%~30%，還不到國內LNG接收站70%~80%利用率的一半（如圖2所示

）。同時，繁重的日調峰甚至小時調峰任務使運行的氣化外輸設備的平均有效負荷率也較低，僅為70%左右。因此，上海LNG項目的設計單耗相比以主力氣源功能為主的同類項目較高。

3）卸料管道等大口徑管道的保冷循環方式對BOG產生量有影響，值得優化研究。上海LNG項目卸料管道在非接船模式下的保冷循環采用進再冷凝器而非常用的進LNG儲罐的方式，在項目接船間隔較長的情況下可有效節能。

3.4 冷能發電工藝方案的比選優化

冷能發電工藝方案的比選優化主要包括循環工藝的選擇、循環工質的比選、運行模式等。根據上海LNG項目氣化后通過高壓輸氣管道輸氣的供氣需求，和采用丙烷中間介質氣化器（IFV）作為基荷氣化器的工藝條件和特點（如圖3所示），選用了以丙烷為中間介質的朗肯循環發電工藝（如圖4所示）；根據上海LNG接收站供氣可靠性的要求，冷能發電裝置可采用發電氣化和不發電氣化兩種運行模式；根據電網條件，結合用電負荷特點和冷能發電能力，選用了并網不上網的運行模式。

3.5 差壓余能項目供能方案的比選優化

上海LNG輸氣末站進站到臨港燃機電廠燃機機組進口之間存在3.0~5.5 MPa的壓差，中間存在兩級調壓，流程示意如圖5。因上海LNG輸氣末站、下游管網公司門站、臨港電廠均毗鄰，差壓供能可選擇三種方案，包括輸氣末站進站和管網門站間的壓差（0.5~3.0 MPa）、管網門站和臨港電廠燃機進口間的壓差（0.5~2.5 MPa）、兩者的組合（3.0~5.5 MPa）。但由于第一級調壓在輸氣末站的計量單元后、第二級調壓在管網門站的計量單元后，如果要采用方案三，會帶來兩公司間比對計量失去作用、安全職責復雜交錯的情況，故不考慮方案三。

方案一的優點在于只要輸氣末站正常供氣，均有壓差可利用，利用小時數高，且幾乎所有天然氣可用；缺點在于隨著今后輸氣量提高到輸氣管道設計輸量，末站進站壓力將下降，平均可利用的壓差將減小，極端高峰供氣情況下只有0.5 MPa可用，機組需停用。第二方案的優點在于可利用壓差可長期保持在1.0 MPa以上，且隨著將來輸氣量的提高，管網壓力會保持高位，平均可利用壓差有望提高到2.0 MPa左右；缺點在于只有燃機機組開啟的時候，差壓發電才能使用，利用小時數低，且燃氣機組本身的用氣量有限，流量規模受到限制。通過和膨脹機廠家的深度交流，明確了膨脹機對壓差、流量、進出口壓力變化較強的適應性，且運行數據積累表明，雖然季節性調峰和日調峰需求大于預期，但小時調峰相對平穩，51 km輸氣管線參與小時調峰的需求不大，故輸氣站進出站壓力差容易保持在1.0 MPa以上，有近一半時間可保持在2.0 MPa以上，機組利用率較高，有較好的經濟性。故最終選用方案一。

項目自2017年投運近5年的實踐表明，當時的供能方案選擇符合運行實際，除了冬季極端高峰因可用壓差不夠需短時停用外，三分之二以上的時間，輸氣末站的三分之二以上輸氣量的差壓能可通過差壓發電裝置實現經濟利用，保障了機組的發電量和經濟效益，節能環保成效顯著。

3.6 設備設計工況參數的合理優化

上海LNG項目一期工程在臨港輸氣末站為臨港燃機電廠供應燃機發電用天然氣，電廠距離輸氣末站約為300 m。電廠采用海水作為冷卻源、海水升溫后排放，對于差壓發電項目來說具有良好的熱源條件。而且，臨港燃機發電公司和上海LNG公司同屬申能集團管理，項目協作具備良好基礎。基于此，在申能集團的統籌組織下，以臨港燃機發電公司為項目實施主體、上海LNG公司合作制定供能方案的方式完成了項目建設。項目于2017年7月投運，天然氣可運行流量范圍20萬~80萬Sm

/h、發電功率1~5.6 MW，設計年發電量1 700 kWh

，2020、2021年的年發電量均接近2 000萬kWh，為國內目前已建成投運的規模最大的差壓發電項目

，取得了良好的經濟效益和節能環保效益。

LNG高壓泵功率接近2 000 kW，占氣化外輸單條生產線能耗的50%，其設備運行效率對單耗影響較大。因為上海LNG項目接收站的主要調峰氣源功能定位，氣化外輸的設計流量和壓力較高，在一期工程中高壓泵按最大外輸流量和外輸壓力的工況條件作為額定流量和揚程設計點，而實際絕大部分時間外輸管線所需壓力比最高外輸壓力低1.0 MPa、所需流量是最高輸氣能力的20%到70%，這樣使得大部分工況下高壓泵出口仍有較大壓力裕量、在IFV入口流量調節閥處節流降壓而損失掉，絕大部分時間高壓泵備用率都較高。在今后的新項目建設中，對于類似氣化外輸流量和壓力波動范圍很大的情況，單臺高壓泵的額定揚程、流量建議按滿足大部分時間運行的工況條件設計，對于極端大流量、高揚程的疊加需要，可考慮啟用備用高壓泵補充流量和壓力的方式，但這樣對供電系統能力、總圖布置和工藝流程都會產生影響，需要綜合測算評估確定。

周邊產業配套的統籌規劃很大程度上決定了余能利用項目的可落地實施性。上海LNG項目選擇冷能發電裝置作為第一個落地實施的冷能利用項目，除了前述的冷能發電項目和項目安全保供定位的良好匹配性外，還有一個重要的因素便是其它大規模的冷能利用項目，不管是國內大部分接收站所建設的冷能利用品質最高的空分項目

（如表2

所示），還是可較好實現冷能梯級利用的深冷冷庫項目

，或是節能效應顯著的冷能IDC機房項目，均需要相應的產業配套規劃和供電等公用設施條件保障，洋山島的孤島環境對冷能利用項目的產品運輸可行性和經濟半徑、供電等公用設施保障和經濟性造成較大不利影響，而冷能發電裝置通過并網不上網的方式實現自發自用，且因發電功率有限對電網影響有限，而具備良好的可落地實施性。

上海LNG項目采用IFV氣化器，由于海水通過管束換熱，所需海水供水壓力高于通常的IFV，且由于所在港區的潮位差較大，取水口和氣化器有一定距離，設計單位在進行揚程計算時對阻力降的計算取值較為保守，海水泵額定揚程57 m、功率為1 750 kW，占氣化外輸單條生產線能耗的40%左右。實際運行時海水泵的剩余壓頭較高，通過氣化器出口海水流量調節閥而節流損耗，還帶來管道振動問題。根據專家咨詢會了解，海水泵的揚程裕量過大問題以往在電廠等需要進行海水取用的項目中也較為常見。通過動態水力模擬分析，認為優化后的揚程可降低約10 m，建議通過改造水力部件的方式降低揚程，測算可節約年用電量超過200萬kWh，改造對設備可靠性的影響和經濟性尚需進一步深入論證。

3）余能利用項目的設計條件參數研究優化

(1)投加不同價態的Fe到剩余污泥中進行厭氧發酵，結果顯示出水中氨氮濃度變化不大，而加適量Fe2+有利于污泥釋放磷，對COD的轉化也有明顯促進作用。

由于LNG接收站項目的運行工況隨著市場需求而動態變化發展，生產負荷有一個發展過程，雖有市場報告等預測數據可供參考，但實際變化往往超過預期，而設計條件參數的確定對項目經濟性和運行平穩性往往有較大影響，如冷能發電裝置中的海水溫度

、壓差發電中的壓差和流量組合、冷能空分中的LNG溫度

等。在冷能發電裝置和臨港差壓發電項目膨脹發電機的設計邊界條件參數確定過程中，項目組對LNG、海水、天然氣等介質的流量、壓力、溫度等歷史運行數據進行了系統梳理，并根據項目功能定位結合行業發展經驗，對裝置投運后的運行工況條件進行了綜合預判，提出了膨脹機多種典型工況工藝設計條件組合和需要覆蓋校核的極端工況的范圍值

，使膨脹機盡可能多的時間在高效率點運行并覆蓋90%以上的工況，和設計單位及廠家最初以覆蓋極端工況為主的設計思路相比，經測算，可提高項目節能和經濟效益5%左右。

3.7 主要耗能設施的節能經濟運行

如上所述，LNG項目主要耗能設施的配置是在項目建設階段根據項目功能定位、經過工藝設備方案比選優化和設計參數合理優化后確定的。雖已力求技術經濟綜合最優，但由于天然氣供需發展變化快，同時LNG項目承擔主要調峰功能，通過充分挖掘設施配置的裕量，可優化節能經濟運行。綜合上海LNG公司和同類項目的實踐，主要可采取兩大方面的舉措。

1）上下游統籌進行經濟運行調度。如3.1的2）所述，上海LNG項目所承擔的主要調峰氣源功能定位決定了LNG接收站設施利用率低，但通過充分溝通協調，取得了下游管網公司的大力支持，通過其優化不同氣源之間的小時調峰安排調度、充分發揮管網儲氣調峰功能，使LNG接收站氣化外輸設施的有效負荷率較之前提高近10%

。另外，通過對不同季節的供氣需求分析，合理確定輸氣管道的運行壓力，使臨港差壓發電裝置盡量在高負荷運行。

第13題文理科相同，考查向量的坐標運算以及兩向量共線的坐標關系；第14題文科考查抽樣方法，理科考查導數的計算和導數的幾何意義；第15題文科考查線性規劃的簡單應用，理科考查余弦函數的性質和函數的零點概念；第16題文科考查函數的性質奇偶性，理科考查直線與拋物線的位置關系，難度中等偏上。

2）設備操控方式進行合理優化。充分利用上海LNG項目海水泵、高壓泵揚程裕量較大的特點，適當超過額定流量運行，以滿足IFV所需保冷海水流量和氣化外輸量少量提升的需求，避免增開一臺泵。系統分析測算接船、非接船工況時的BOG產生量，充分利用BOG壓力緩沖空間，優化BOG壓縮機負荷控制，盡量避免低負荷運行，提高設備能效。優化儲罐電加熱系統的控制調節方式和參數范圍設定，減少過度加熱的空間和時間。

4 結論和建議

1）LNG接收站項目在天然氣產供儲銷體系中承擔主力氣源和主要調峰氣源的安全保供重要角色，在助力社會低碳綠色發展中發揮重要作用。從其自身的低碳發展而言，運行能耗較高，同時蘊含大量冷能和差壓能的余能潛力，應在項目規劃、工程建設、運行管理的項目全生命周期因地制宜力求低碳綠色發展，且在項目越早期進行充分考慮，產生的效能和影響越大。

一個星期的軍訓結束后，班上的同學基本上都熟悉了，大家圍坐在一起談笑風生。陸浩宇話很少，他都是坐在邊上聽別人說，然后跟著笑。我也坐在那里，但眼睛里只有陸浩宇。

2）項目規劃功能定位和周邊建設條件對LNG接收站項目的低碳綠色發展路徑影響重大，在政府開展全市整體規劃布局時，項目建設單位可從全社會能效最優和行業產業鏈能效最優的角度，開展相關研究并提出相關產業統籌規劃的優化建議。

3）余能利用項目的開發需特別重視因地制宜。建議已建LNG項目的冷能利用項目的開發建設首先需保證項目的核心功能定位不受或少受影響，從開發難度而言宜先選擇產業配套條件成熟或依賴度不高的項目落地實施，對于尚在規劃中的新項目，宜從項目規劃階段即為周邊產業統籌規劃和節能環保政策建言獻策，以創造良好的冷能和差壓能利用項目開發條件。

4）在滿足項目功能定位和總體設計要求的前提下，工程建設階段的節能設計應重點在工藝設備方案、設備設計工況參數確定等方面的技術經濟比選優化。設計邊界條件的完整準確性是基礎，需要進行深入細致的調查分析，關注動態變化不確定性；專業研究和裝備技術發展是保證，應進行充分調研，根據項目特點因地制宜選用先進適用的工藝設備方案；關鍵設計參數的確定對經濟性、平穩性、節能效益影響較大，需要通過動態分析測算力求綜合效益最優。

5）因為各接收站項目的功能定位和設計需求差異很大，目前LNG接收站項目的能效水平更多通過項目節能評價、運行期能源審計的方式來評估，更多采用歷史強度法，冷能、壓差能等余能利用項目的效益評估標準尚在探索中

。建議借鑒電力等其他能源行業的經驗，盡快建立具有橫向可比性的LNG接收站能效評估指標體系和余能利用項目效益評估指標體系，便于行業對標。

6）結合城市數字經濟發展和企業數字化轉型，同步規劃建設能源管理中心的數字化模塊，通過提高數據采集、統計、分析效率和精準度，為能效分析和定量評價、經濟運行調度、余能利用項目開發設計、節能改造效益測算等提供可靠依據。

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