江苏省LNG发电应用与探讨

解其林 (江苏淮阴发电有限责任公司，江苏 淮安 223002)

0 引言

液化天然气(Liquefied Natural Gas，LNG)，意为天然气经压缩、冷却至其凝点(-161.5 ℃)温度后变成液体。经过液化后的天然气被高度压缩，其体积约为同量气态天然气体积的1/625，液化天然气的质量仅为同体积水的45%左右[1]。

LNG发电是天然气发电的另外一种形式，与常规的天然气发电一样具有环保、节能、启停方便等优点[2]。LNG发电与普通天然气发电一样，都是利用天然气作为燃料进行能量转换后发电。当前LNG发电主流的方式为LNG气化后的天然气作为燃料在燃气轮机中燃烧做功，带动发电机发电，并且利用燃气轮机出口的高温烟气加热余热锅炉产生高温高压蒸汽推动汽轮机做功，此为联合循环发电[3]。

文章介绍了LNG联合循环发电方案，通过LNG气化站可行性分析、规模选择、建设及后期运行情况对江苏省LNG发电应用进行探讨。LNG气化站项目 (后面简称“项目”)位于江苏省仪征市，项目为燃气—蒸汽联合循环工程的配套项目，电厂内建设一座用地约7 000 m2、LNG储存容积为450 m3的LNG气化站。

1 江苏省LNG发电技术可行性及必要性

1.1 政策可行性

根据江苏省发展改革委2016年12月30日印发的“江苏省发展改革委关于印发《江苏省‘十三五’天然气发展专项规划》的通知 (苏发改能源发〔2016〕1556号) 要求，“苏南双 (多)气源管道通达地区，原则上2018年底前，燃气发电 (热电) 企业、城市燃气公司等大用户完成双 (多) 气源管道接入建设工程”、“不具备双气源条件的天然气大用户可根据自身调峰需求，在满足安全要求的前提下，适度建设自用LNG储配站”。因此，本项目实施符合相应政策要求。

1.2 技术可行性

(1)全国各地投产运行的气化站已经多达千座，LNG运输、存储、供给技术早已成熟，LNG气化站设备厂家及设计单位已拥有较多的LNG气化站业绩。

(2)世界上已经建有不少以LNG为原料的燃气轮机发电机组，LNG发电技术已经较为成熟，其中日本LNG进口量的75%用于发电。我国南方部分省份如广东省也建有多套成功运行经验的以LNG为原料燃气—蒸汽联合循环机组。

(3)LNG是天然气经过低温冷却液化而来，在低温液化过程中除去了S、Hg及其他有害杂质，纯度和热值更高，参数指标满足燃气轮机对于天然气的要求。

(4)利用LNG气化天然气发电，可归属于城镇燃气范畴，因此项目建设可按《城镇燃气设计规范》(GB 50028)及《建筑设计防火规范》(GB 50016)相关要求执行。

(5)江苏省交通便利，道路运输发达，并且在江苏已建LNG液化工厂3座，拟建液化工厂3座，规划、在建、已建的LNG接受站7座，这些有利的地理优势为江苏省LNG发电应用提供了原料基础。

1.3 满足燃气轮机天然气供气需求

本项目为燃气—蒸汽联合循环机组主体工程的配套项目。主体项目原规划气源为“西气东输”的管道天然气，但是管道天然气建设无法满足主体工程的建设进度，LNG气化站建设周期短满足主体工程建设进度。

1.4 供气气源安全性和稳定性需要

项目实施有效保障了燃气轮机天然气不间断供应的需要。采用管道天然气作为电厂气源，该气源的唯一性使得一旦管道天然气发生事故或优先保证城市燃气的调峰，电厂的气源将无法得到保证，从而影响机组运行和对外供热。本项目的实施可以作为管道天然气的替代备用气源，在管道天然气事故或调峰状态下为电厂提供天然气，保障电厂气源的安全。

1.5 控制用气成本需要

项目能有效降低天然气采购成本，增强对天然气采购价格的把控能力。2016年项目规划时LNG平均价格为3 250元/t，常规LNG气化率在1 490左右，折算价格为2.18元/m3，与管道天然气全年平均价格对比有一定的竞争性，尤其在LNG销售淡季 (如2020年，LNG价格已降至3 000元/t以下)，LNG对于管道气源价格优势更加明显。

2 燃机电站LNG发电工艺流程

本项目采用陆地汽车运输方式将LNG送至电厂。在电厂LNG气化站内，天然气的主要工艺流程有卸车流程、气化流程、BOG 利用流程、调压计量流程、EAG 放散流程、天然气输送流程、燃烧发电流程。

项目采用自增压调压撬增压卸车的方式，将罐车内的LNG注入储罐，通过增压泵将LNG增压至 4.0 MPa 进入气化器与热媒完成换热气化为天然气后进入电厂调压站送至燃机燃烧发电。LNG在运输和储存期间，部分液态蒸发产生可以回收利用的闪蒸气BOG(boil off gas)，本项目采用 BOG压缩机提压进入高压管网 (送至燃气轮机调压站) 方式利用BOG。项目在LNG站内设有紧急放空系统(EAG)，将 LNG储罐及管道上的 EAG低温管道与放散管汇集并经 EAG控温式加热器加热后，至放散总管排放。LNG发电工艺流程图如图1所示。

图1 LNG发电工艺流程图

3 项目实施过程中的问题及建议

3.1 LNG建设标准规范滞后

我国LNG产业蓬勃发展，但是标准规范滞后，关键的技术还在探索阶段，相应的技术规范和设计标准还没有建立[4]。规划选址、项目设计困难，建设过程中行政部门的质量监督办法不明确，工程质检、工程竣工验收缺乏统一性，“一事一议”的方式可能留下质量隐患。

目前，国内在设计LNG气化站时所遵循的规范和标准主要有GB 50028《城镇燃气设计规定》、GB 50016《建筑设计防火规范》、GB 50183《石油天然气工程防火设计规范》等，由于GB 50028、GB 50016中LNG最大储存规模为2 000 m3，如储存量超出此规模，只能参考执行GB 50183，因此在设计取标及后期验收、检查造成一定麻烦。行政部门应尽早出台相应标准规范，促进LNG产业健康稳定发展。

3.2 LNG运行需由专业人员负责

LNG由于其低温的特性，日常运维要求与电厂设备、系统不尽相同，并且LNG运行人员需要具有液化天然气从业资格证[5]。本项目委托江苏省天然气公司具有液化天然气从业资格证人员对LNG气化站进行运行。

3.3 LNG气化站应按重大危险源管理

根据GB18218—2009《危险化学品重大危险源辨识》的规定，本项目看作一个单元进行重大危险源识别，根据《危险化学品重大危险源监督管理暂行规定》(国家安监总局令〔2011〕40 号，国家安监总局令〔2015〕79 号修正)，本项目重大危险源的级别为三级。因此，本项目按照重大危险源管理办法对LNG气化站进行日常管理。

项目设计时，建议根据用气需求合理选择LNG气化站规模，尽可能降低重大危险源等级，其次是项目设计时需综合考虑重大危险源的管理办法，建立重大危险源安全管理规章制度和安全操作规程。

3.4 LNG气化站储存、供气规模应按需确定

LNG属于危险化学品，在LNG气化站储存、供气规模选择应按需确定，满足基本要求的前提下，尽可能降低储存规模。本项目作为双气源应急备用项目，LNG气化站的供应需求按照满足基本需求选定，即按照单台燃气轮机小时最大用气量2.31万Nm3/h，年用气量1.27亿Nm3/a 选定供应需求，考虑一定富余，确定小时最大供气量为 2.5万Nm3/h。按LNG气源来自江苏省及周边的 LNG 接收站，8 h可调度、运输 LNG 至本站，另考虑卸车所需时间、本项目用地条件限制等因素，确定应急储气保供时间为10 h。选定储存容量满足单台燃气轮机满负荷运行3.5 h。

3.5 LNG气化站和电厂整体化设计

LNG气化过程中释放约830 kJ/kg的冷能，LNG蕴含冷能全部转化为电能，则其利用价值大约为240 kWh/t[6]。

电厂可以利用LNG冷能改善现有动力循环，本项利用LNG冷能冷却循环水，降低联合循环汽轮机排气温度。这种方法能够简单实现，但是冷能的利用效率低，对于功率、效率的提高程度贡献程度不足1%。

LNG气化站和电厂设计时按照整体化考虑。可采用目前比较成熟的LNG冷能利用方式，利用LNG冷能冷却燃气轮机的入口空气。可以估算当入口空气温度从30 ℃降低到5 ℃时，发电功率可增大约20%，效率相对提高5%左右。

LNG气化站和电厂整体化设计, 能够充分利用LNG冷能，提高机组出力及效率。

3.6 燃气轮机需根据气源变化及时安排燃烧调整

LNG气源不同于管道天然气，LNG气源具有多样性，产地不同的天然气品质不同，电厂应该关注天然气的气质情况，审查气质报告。由于天然气气质不同，对不同气源的LNG互换时，华白指数会发生变化，华白指数变化范围超过上次燃气轮机燃烧调整的范围时，需及时按照主机厂要求对燃气轮机进行燃烧调整[7]。因此电厂采用LNG发电时每批到厂天然气应该检查气质变化情况，确保燃气轮机安全运行。

3.7 进口设备供货周期长需提前策划

本项目影响工程进度的主要设备为LNG低温多级离心泵，该泵国内无法生产，需要进口，供货周期长。本项目于2017 年6月8日开工，2017年11月 7日竣工，项目工期5个月，而低温多级离心泵供货周期则为8个月。为满足工程进度需要，采用性能稍差的柱塞泵作为临时替代泵使用。后期实际使用过程中，柱塞泵的检修维护工作量大，可靠性确实远低于低温多级离心泵。

4 电厂实际经营情况

项目做可行性研究的时间为2016年，当时大用户LNG平均价格为3 250元/t，与管道天然气相比具有竞争优势。然而，2017年冬季由于“煤改气”、北美暴风雪、中间贸易商哄抬价格等因素，LNG价格突破10 000元/t，电厂出现持续亏损，并且“气荒”的“余威”一直持续，出现了淡季不淡的局面。2020年LNG进口价格持续走低，甚至低于2016年LNG价格，电厂采用LNG发电盈利能力高于管道天然气。

从LNG气化站运行情况看，LNG价格不同于管道天然气价格，LNG的价格波动幅度较大，受市场影响巨大, 单月价格变化可达70%，给电厂运营带来不确定性。

5 结语

世界天然气资源丰富，是仅次于煤炭和石油的第三种能源，国际能源市场进口天然气为我国进口天然气提供了可能。江苏省交通便利，道路运输发达，拥有多家LNG液化工厂和接受站，为LNG发电提供了基础。从技术上讲，LNG发电是可行的，项目建成3年，LNG气化站设备运行稳定，电厂采用LNG发电联合循环机组运行正常。如果能够充分利用LNG冷能，还能大幅度提高机组出力和效率。对于电厂来说，电厂以LNG作为应急备用气源是完全可行的，多个气源竞争，一方面可以灵活选气降低天然气成本，另一方面可以提高气源安全性。