引言LNG接收站主要功能为LNG接卸、储存和外输等，一般由气态外输与槽车液态外输组成[1-2]。LNG接收站气化外输工艺流程一般为通过低压泵将储罐LNG运输到高压泵，加压后经气化器气化形成气态天然气，计量后输送到管网[3-4]。LNG接收站在工作中主要消耗的能源为电能，占总能耗的90%[5-6]。以南方某LNG接收站为研究对象，对LNG接收站生产设备成本项目进行全面分析，找到影响接收站能耗的因素，提出相应的优化措施建议，并对优化运行节能效果进行评价。1接收站基本情况1.1概况LNG接收站设计能力400 万t/a，有4个16 万m3全容储罐、1座8~26.6 万m3LNG船专用泊位及码头、配套气化外输设施。正常工况下，最大气化外输能力为3 000 万m3/d。1.2主要设备设施LNG接收站主要耗电设备统计如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.008.T001表1LNG接收站主要耗电设备序号设备数量单台功率/kW总计——21 8361低压泵122102高压泵61 7963低压压缩机38704海水泵57105制氯系统24206消防测试泵15607电动海水消防泵14208消防增压泵2280该LNG接收站现有4座16 万m3LNG储罐，4台套LNG卸料臂，3台套BOG低压压缩机组，6台套LNG高压泵，12台套LNG低压泵，6台套开架式气化器，5台套海水泵，10台套装车橇。接收站气化生产线主要耗能设备为23台泵及3台BOG压缩机，总装机容量19 500 kW。1.3主要工艺流程LNG接收站简要工艺流程如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.008.F001图1LNG接收站主要工艺流程LNG接收站工艺流程包括LNG卸料系统、低压LNG和天然气汇管系统、储罐系统、BOG处理系统、高压输送系统、高压气化系统、槽车装车系统、计量系统、燃料气系统、火炬系统、公用工程等设施及配套控制设施。1.4外输管线3条外输管线，A线外输管道为DN600 mm，设计压力9.45 MPa，设计外输量1 800×104 m3/d，需要日间不间歇停输，可优化空间较小；B线外输管道为DN800 mm，设计压力9.2 MPa，设计外输量1 300×104 m3/d，可间歇输送；C线外输管道为DN750 mm，设计压力10.0 MPa，设计外输量3 000×104 m3/d，可以选择夜间输送，存在一定峰谷用电空间。2单耗测算及分析单耗测算结果如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.008.T002表2单耗测算结果参数统计口径甲日乙日计划实际计划实际气化量/万 m3A线140107.00120119.94B线230230.39230330.38C线123123.60118118.80每日小计493460.99468569.12计划累计961.00实际累计1 030.11气化量/t每日小计3 272.344 066.32实际累计7 338.66耗电量/kWh低压泵机组7 316.538 309.53高压泵机组32 550.0037 650.00海水泵机组15 480.0015 360.00BOG压缩机组17 190.0028 710.00每日小计72 536.5390 029.53总计162 566.06电单耗/（kWh/t）每日单耗22.1722.14总单耗22.15电单耗限定值/（kWh/t）运行经济＜17，17≤运行合理≤21，运行不经济＞21结果评价运行不经济2.1单耗测算该LNG接收站工艺类型为生产线高压外输，生产线无SCV气化器，因此主要耗能类型为电力。单位气化外输电耗主要取决于气化加工量，外输量大，单位气化外输电耗低；外输量小，单位气化外输电耗高。能耗测试选取2个测试周期，分别为甲日8：00~乙日8：00、乙日8:00~丙日8：00，测试时间合计48 h。依据单耗测算公式，分别对2个测试周期的气化量、耗电量等关键参数进行记录，计算单位气化外输电耗。该LNG接收站一条生产线满负荷运行外输量600 万m3/d，测试期间，生产线未处于满负荷状态，设备未处于满负荷状态。为了接LNG船需要提前降低储罐压力，启动了2台BOG压缩机。甲日实际负荷率仅为设计外输量（3 000 万m3/d）的15.37%，乙日实际负荷率为18.97%，平均负荷率为17.17%。实际累计气化外输量折合7 338.66 t。根据《液化天然气接收站经济运行规范》（SY/T 7638—2021）[7]，评价测试期间该接收站为运行不经济状态。2.2单耗分析（1）测试期为企业极端低负荷输气工况，负荷率仅为设计输气量的17.17%。气化生产线仅运行1条线（1台高压泵+1台ORV），缺乏优化操作空间。（2）由于低负荷运行，BOG产生量较大，需要同时开启2台BOG压缩机，造成能耗大幅度上升（高输量情况下仅需开1台BOG压缩机间歇式运行）。低输量工况造成需要循环保冷量较大，需要同时运行2台低压泵。1条生产线运行时，高压泵出口处阀门开度仅为60%，低压泵和海水泵均设置节流操作，存在节流能耗损失。（3）3条外输管线低量外输，流程只能逐次输气，特别是外输管道A线需要日间不间断低输量供气，进一步加剧了低负荷运行的问题，无法利用峰谷用电优化运行，造成能耗上升。3节能优化运行技措3.1优化生产线运行方式利用生产线的冗余负荷，优化气化外输生产线的运行模式，有效降低外输单位能耗。在日常生产操作中，停止1条生产线时，所匹配的海水泵需要再运行30 min后才能停止。根据生产线与海水泵匹配运行的测试数据及ORV的厂家资料，3条及以上生产线同时运行时，供应ORV正常工作的海水泵数量可少于生产线数量运行。该LNG接收站3条及以上生产线运行中需要停止1条生产线时，匹配的海水泵可停机，利用其他运行的海水泵为刚停止的ORV提供海水，减少海水泵总体运行时间。以冬季保供期生产线高负荷运行状态为例，如选择少1台海水泵运行方案，每小时节约电能约300 kW，每天节约7 200 kWh，以该接收站所处地区峰、平、谷时段折中电价0.659 元/kWh计算，每天节约4 744.8元，保供期4个月可节省约56.94万元。3.2利用峰谷电价降费运行该LNG接收站的终端用户有城市燃气管道和干线管道等，根据该市工商业电价收费性质和外输管道运行的特点，可利用峰谷电价差，合理调整设备的启停时间，将C线外输管道的外输计划合理安排在夜间运行，避免了大功率用电设备在白天用电高峰期的运行。该接收站属于220 kV及以上工业用户，峰期电费为0.915 4 元/kWh、平时电费为0.610 6 元/kWh、谷期电费为0.226 6 元/kWh。分析现场测试数据，按照开启1条外输生产线，即2台低压泵、1台高压泵、1台海水泵、1台BOG压缩机计算，总消耗功率约为3 756 kW，1条外输生产线气化量约为180 t/h。通过计算可得，1条外输生产线运行时，天然气理想单位能耗为20.87 kW/t。计算得到高峰电价期电费为19.10 元/t，平峰电价期电费为12.74 元/t，低谷电价期电费为4.73 元/t。气化每吨天然气高峰电价与低谷电价相差14.37元。以平均每天夜间供气500 t计，可节省电费费用为7 185元，每年降低运行成本约262.25万元。3.3控制降低BOG产生量该LNG接收站4个储罐共12台低压泵，有部分低压泵未处于运行状态，但一直处于保冷状态，由于保冷热量及低压泵做功带入LNG储罐会产生较大量BOG。通过分析优化，在保证设备备用的前提下，可关停未运行的罐内低压泵的LNG保冷，以减少BOG产生量。以夏秋季节低负荷运行状态为例，1条生产线的1台高压泵运行，需要2~3台低压泵同时运行，则至少可停止9台低压泵的保冷。可减少LNG循环量约100 t/h，减少BOG产生量约2.1 t/h，即至少可减少BOG产生量约50.4 t/d。采用BOG压缩机回收，耗电量约为7 562 kWh，即淡季至少可节约电费90.74万元。3.4控制海水进出口温差节电ORV气化器海水进出口温度差对于同等气化量下的海水用量影响较大。目前该LNG接收站气化器海水进出口温差控制为低于5 ℃，如果改为7 ℃，则LNG接收站的节能将还有很大空间。可从降低外输天然气温度的角度出发，对海水用量进行优化，节约海水泵的能耗。根据现场实际测试数据，天然气外输供气温度约为20 ℃。根据客户要求，外输天然气温度仅需高于2 ℃即可。生产线负荷率较低时，仅需要开启1条生产线运行，降低外输温度后，所需海水量降低，达到节能降耗的目的。通过测算，高负荷工况下外输温度从20 ℃降至4 ℃时，海水用量减少约2 800 t/h，每天节电约5 000 kWh，以该LNG接收站所处地区峰、平、谷时段的折中电价0.659 元/kWh计算，每天节约3 258元，全年可节省约117.29万元。气化外输天然气温度过高，导致ORV排出的低温海水还可能造成环境保护方面的困扰，因此减少海水用量不仅能够实现节能降耗的目的，而且环保高效。3.5增加电容补偿提高功率因数该LNG接收站主要为城市燃气及发电厂供气，接收站在外输量低、用电负荷轻时，因输电线路、电缆较长，线路产生大量容性无功，造成接收站用电功率因数平均仅为0.70~0.88，远低于国家规定值0.9。在总变电所各加装1组无功补偿装置。输电线路容性无功改造后，下游用气量小、接收站外输量低时，投用电抗器组对线路进行无功补偿，功率因数由原0.70~0.88提高至0.95以上，可节省力率调整电费上百万元，提升经济效益，达到降本增效的目的。4结论及建议该LNG接收站测试期间生产线未处于满负荷状态，平均负荷率为17.17%；接收站整体为运行不经济状态；极端低负荷输气工况，气化生产线仅运行1条线（1台高压泵+1台ORV），缺乏优化操作空间。建议利用生产线的冗余负荷，优化气化外输生产线的运行模式节能；利用峰谷平电价、错峰降费运行；关停未运行的罐内低压泵的LNG保冷、减少BOG产生量；对海水用量进行优化，节约海水泵的能耗；加装就地无功补偿装置，节能降耗且稳定电能质量。