LNG接收站节能降耗措施与经济分析

摘要：LNG接收站与经济社会的可持续发展关系密切，因此在建设和运行阶段需要优先选择高质量节能设备和材料。本文通过概述LNG接收站的能源使用情况，围绕设备、材料、节水、冷能等因素探究LNG接收站节能降耗的具体措施，并对上述技术、设备、材料完成经济分析，实现LNG接收站的高质量、高效率运营。

关键词：LNG接收站;节能降耗;经济分析

前言：LNG接收站在实际运行和生产阶段的能源使用情况关系到项目的经济效益、生产进度和可持续发展。LNG接收站在设计、建造、工作等环节中应围绕“节能降耗”的原则，科学选择相关设备和节能技术，达到节能目标。因此对接收站技术和设备进行经济分析对于节约能源、优化技术、节省资金成本意义重大。

1LNG接收站能源使用情况概述

LNG全称liquefied natural gas，是液态天然气的缩写，主要成分为甲烷，无腐蚀性、无毒、无色无味。该能源伴随着新时期经济和环境的变化被广泛应用于多个领域。LNG接收站的主要工作流程如下：借助低压泵将储罐LNG输送至高压泵位置，再利用气化器生成气体天然气，对气体进行计量后输送至外部管网。LNG接收站在运行阶段的耗能机器有气化器、低压传输泵、海水泵、蒸发气压缩机、高压外输泵等，在工作中主要消耗电力和天然气，而电能消耗量较多，约占总消耗量的90%。此外，该过程会受到海水温度、天气温度、气候等因素的影响，因此有必要在LNG接收站工作中进行节能管理。

2LNG接收站节能方式和经济分析

2.1设备与材料升级

2.1.1设置设备型号和传输模式

在选择设备及其型号时，应结合LNG接收站中生产单元的实际工作环节设置设备数量，依据“N+1”的模式，提升设备选择和参数设置的精确度。科学控制供气量参数、设备开启数量、控制模式。借助电费峰谷差异性实现夜间设备的满负荷作业，并通过供气管加压和存储气体，在日间进行保压操作。同时，由于BOG属于蒸发气，当LNG运输至储罐后，会使其体积变化，生成蒸发气，需要采取“再冷凝+直接加压”的方式开展工作。其中，再冷凝技术是对BOG完成压缩操作，当LNG和压缩气体在冷凝器中混合后，会形成LNG液体，能够传输至高压泵，对其进行气化运输;BOG直接加压操作是利用压缩机将气体传输到外部的管网，当LNG加压后温度低，会使BOG二次冷凝，借助高压传输泵、气化器进行运输，能够节省电能。

2.1.2选择气化器

气化器种类包含空气气化器、中间介质气化器、开架气化器、浸没燃烧气化器。LNG接收站在选取气化器设备时，若选择自然热源，应侧重体积大、投资大、成本低的要素;如果选取人工热源，则可以优先选择占地小、投资小的设备。在选型之前需要对海水质量、温度提前调查和分析，针对设备的安全性、投资量、成本、可靠性等方面加强对尾气、能耗、环境的控制和优化。例如，唐山市LNG接收站应用8台浸没燃烧气化器，主要进行气体外输，每日平均气化量是26×106m3，将其中一台设置为备用装置，该模式可以节省运行成本，达到节能降耗目标。

2.1.3科学选取材料

首先，为了提升LNG接收站中储罐和深冷管线的绝热性，应选择优质的保冷材料，防止热量输出形成BOG。从项目设计、建设角度分析，建议选取绝缘性和质量较佳的材料。其次，科学选择电气设备，在挑选变压器、电动机、机泵时，应侧重其先进性、智能性、节能性和高效性，实现系统的长期有效运行。最后，对管线完成节能设计。大部分管道的距离较长、资金投入量大、维修难度高，需要依据LNG接收站实际情况，结合“管线短值、管径科学”的原则设计管路，降低不必要的资金损失，并结合LNG接收站的建筑与生产特点，优化平面布局。

2.2利用冷能和节水运行

2.2.1冷能利用

LNG是低温状态下的液态天然气，常规温度是-162℃，在实际气化阶段最高可以利用240kWht的冷能。因此，科学应用冷能能够节约电力资源，节省资金成本，为企业获取更多经济效益。LNG冷能可以被应用于发电、空气分离等过程中，降低空分能耗。例如，为了确保唐山LNG接收站冷能空分项目的顺利开展，组建了项目投产部门，深入探究空分工艺技术：在主换热器内利用循环氮气加热，将气体输送至外输系统，降低入口温度，充分应用LNG冷量;使用乙二醇溶液吸收高温部分的冷量，完成空气分离。此外，唐山LNG接收站的冷能空分项目受到温度、外输量的影响，当供应温度设置为-145℃時，能够实现设备的连续稳定运行，确保每日50-70万方/天的输出量，保障系统运行的经济效益。

2.2.2节水操作

第一，选择节水设备。建议结合国家节水器具使用标准，选择减压阀、节水喷头、水流调节器[1]。第二，制定内部用水考核机制和节水策略，在现场设置责任区间，明确节水负责人，落实节水制度和台帐等要素。注意定期对LNG接收站中的生产单元完成水平衡考核，找出并解决漏水区域。第三，借助中水回用方式，对污水进行处理，直至达标，进而重复利用水资源，减少水资源用量，实现计量控制。第四，可以适当可利用雨水资源，设置节水标语和指示牌，构建雨水集中收集系统，降低淡水使用量。

2.3实现设备满负荷

加强LNG接收站设备的满负荷运转可以在提升用气量的基础上，使系统工艺指标满足要求，使设备平稳工作。因此，可以在系统运行前开展72小时的满负荷测试，若LNG产量平稳则测试合格。当实验结束后，需要科学调整气化器的负荷，利用海水换热化技术，结合海水温度实现满负荷运行。对于浸没燃烧器应借助NG气体，通过加热提升外输效率，节省燃料用量，达到节能降耗的目标。

2.5经济分析

以天然气销售分公司唐山LNG接收站为例，该接收站实现了自主施工、设计、采办、运营过程，自动化和智能化程度高，运行速度快。该接收站主要负责接卸、输出、存储液化天然气，于2013年投产，为华北地区提供能源供应。自2013年至2019年，该LNG接收站共接卸量1748万吨，外输量为221亿方，槽车装车量是149万吨，实现了节能减排，达到了零污染、零事故、低成本的目标，具体经济分析过程如下：

其一，通过优化材料和设备选型，每年可以平均节约185万NM3的天然气量，节省成本约为452万。由于唐山LNG接收站使用浸没气化器，在不同负荷中的燃料消耗具有差异性，经过分析发现，将负荷控制在190t·h-1时，气化器的燃料气消耗最低，数值为11.40m3·h-1，气化费用是32.57元·t-1。因此，在LNG接收站建设和运行阶段，需要结合实际燃料消耗情况科学选择设备和投用顺序，最大程度地降低燃料气的消耗。其二，通过分析冷能利用方案和节水计划得出，唐山LNG接收站的空气分离操作能源消耗量较低，相较于传统项目降低投资费用，内部收益率为16.41%，经济状况良好。其三，升级BOG回收技术，能够节省天然气排放量663400NM3（运行天数330天），若天然气价格是2.54NM3，则全年节约168.5万人民币。

结论：因此，LNG接收站的节能降耗过程需要进行源头设计，明确生产、生活多个环节。在建设和经营阶段加强节能降耗的管理，科学应用冷能，实现节水运行，优化BOG处理模式与技术，确保设备满负荷工作，提升能源使用率，节约天然气、电能，节省LNG的实际生产成本，帮助接收站获取经济效益和社会效益。

参考文献：

[1]王东阳.LNG接收站节能降耗措施与经济分析[J].化工管理，2020，（11）：66-67.

作者简介;作者简介：吕宏爽（出生年1995），女，汉族，（籍贯：山东莱芜人），本科，助理工程师，研究方向：天然气储运。