上海LNG项目低碳绿色发展的实践和探讨

2022-09-30钟君儿

上海节能 2022年9期

0 引言

近20年来，国家根据能源结构调整和能源需求增长的需要，大力推动国内的天然气消费，助力能源低碳绿色转型发展。LNG接收站项目由于具备远距离运输经济便利性、调峰应急灵活性强等特点，属于国家《产业结构调整指导目录》鼓励发展的产业，近十年来得到快速发展。2017年以来的5年，“煤改气”等带来的天然气需求迅猛增长，国家天然气产、供、储、销体系建设快速推进，LNG接收站项目明确作为主要调峰方式，更引来了一波建设高潮。从2006年中国第一个进口LNG接收站项目大鹏LNG项目投运以来，截至2021年已投产22个大型LNG接收站项目（如图1所示）

。预计2022年中国LNG接收站能力为1.16亿t/a，尚有大量进口LNG项目在建设中，预计2030年接收站数量将达到47座左右，接收站能力达到2.35亿t/a，负荷率为45%左右。中国天然气产业经过近20年的快速发展，已进入从规模发展向质量发展转变的阶段

。

对中国 2008-2017 年的 GDPL、LGAS、LENERGY进行平稳性检验，利用AIC最小化的原则确定出滞后期，检验结果如下表5所示：

从天然气行业在整个国民经济中的作用而言，天然气相对于煤炭、石油等一次能源具有低碳的特性，可助力社会低碳绿色发展。一座300万t/a规模的LNG接收站所气化外输的天然气相对于煤作为一次能源的CO

排放，减排量可达500万t/a。从LNG接收站在天然气产销体系中的作用而言，由于LNG液相加压的特点，相对地下储气库、管道增压储气等调峰方式更节能，因此LNG接收站适合作为主要调峰气源。

从LNG项目自身的低碳发展而言，进口LNG项目本身运行年能耗较高，纳入重点用能单位管理，同时LNG所蕴含的冷能和气化外输过程中产生的差压能等余能利用潜力大，应在项目规划、工程建设、运行管理的项目全生命周期，力求因地制宜地低碳绿色发展。

上海LNG项目一期工程中因地制宜应用行业先进的节能工艺技术和设备，上海液化天然气公司（以下简称“上海LNG公司”）在运行管理中持续优化经济运行调度和设备节能管理，已和下游电厂用户联合开发建设并投运差压发电装置，储罐扩建工程中已落地实施冷能发电装置项目（预计2022年底试车投运），目前正结合新的站线扩建项目开展冷能高效综合利用关键技术和工程化方案研究，已在LNG低碳绿色发展方面积累了一定的实践经验，正对未来的进一步提升作研究探讨。

1 LNG接收站项目用能和余能概况

1.1 LNG接收站项目用能情况简介

LNG接收站项目一般由码头工程、接收站工程及输气管线工程三部分组成，接收站工程由LNG卸料、储存、BOG处理、气化输出等设施组成，用于接卸和储存进口LNG，根据下游用气市场的需要进行气化输出生产，输气管线工程由输气管道和场站组成，用于将高压天然气输送交付给下游用户。

根据LNG项目工艺，主要用能设备包括LNG加压设备（包括LNG罐内泵和高压泵）、BOG处理设备（主要为BOG压缩机）、LNG气化设备（包括为LNG气化器提供自然热源的海水泵或者提供燃烧热能的天然气燃烧器）、天然气加热设备（用于输气场站调压输送前预加热的加热炉），对于坐地式基础的LNG储罐，储罐基础电加热系统的能耗也较大。以上海LNG项目为例，电耗占据了全年能耗的95%以上，年用电量接近1亿kWh，而其中主要用能设备的年电耗占比达到80%~90%。

特别是，“管道＋调控中心”模式既可用于国家、省市等大区域天然气管网的管控，更适用于小区域天然气管网的管控，特别是资产极其复杂、难以理清的市区县以及城市燃气企业的天然气输配管网，在实现公平公开、统筹调配的同时，最大限度地保证现有体系的连续性、稳定性，释放多方主体竞争活力。

巴锅，跌鼓，都是土话，前者指饭粘在锅上烧糊了，后者是狼狈、难堪的意思。二十万能打倒英雄汉呢，银行作为国字号的大老板不依不饶，硬是逼着李湾村卖了砖瓦厂还债；幸好借镇属五金工艺厂的，有镇里出面，算是捐赠助学了。要不然，李打油真的要跳粪池。

1.2 LNG接收站项目可用余能简介

进口LNG经船运和码头接卸后进入LNG储罐储存。目前，国内大型LNG接收站大多采用全容式低温常压LNG储罐，储存温度为-160

C左右、储存压力为14~20 kPa左右，LNG所蕴含的大量冷能在气化过程中被大量海水热能或天然气燃烧热能所中和，并产生海水冷排水或燃烧烟气排放，产生环保影响。LNG所蕴含单位冷量约为840 kJ/kg，以通常规模300万t/a的进口LNG项目为例，一年释放的冷能约相当于14亿kWh的电量

，这些冷能如能因地制宜实现高效经济利用，节能环保效益巨大。

LNG接收站项目一般均为天然气高压管网的气源，又因其调峰灵活性常承担了较大的调峰功能。为保证最大外输能力，气化外输设计压力一般为6.0~10.0 MPa左右。而输气终端的场站因对接城市管网，一般均需要降压调压，输气管道和城市管网间常有1.0 MPa以上的差压可用，以40亿m

/a的输气规模计，可利用的差压能相当于6亿kWh的电量，且因降压带来的降温效应需要对天然气进行预加热以保证管输温度，进一步增加能耗。这些差压能如能因地制宜实现经济利用，节能环保效益显著。

2 上海LNG项目低碳绿色发展概况

2.1 上海LNG项目概况

上海LNG项目一期工程及其储罐扩建工程分别于2009年10月和2020年11月建成投产，为上海市主力、调峰、应急储备气源。目前已建成投运一座10万吨级LNG专用码头、5台坐地式LNG储罐（包括3台16.5万m

、2台20万m

）和8用1备的气化设施生产线、36 km海底输气管线和15 km陆域输气管线、一座输气末站，建设规模为600万t/a，最大LNG储存能力为89.5万m

，最大气化外输能力为214万m

/h，天然气输送压力6.0～9.0 MPa、输气末站出站交付压力4.0～5.8 MPa。

1）气化工艺的选择对接收站能耗影响较大。大多数接收站普遍选用的ORV（开架式气化器）和因海水泥沙量高而部分接收站选用的IFV（中间介质气化器）都采用海水作为热源，部分因项目定位为事故备用站、或海水取用条件不足或冬季海水温度低而较多选用的SCV（浸没燃烧式气化器）以天然气燃烧作为热源，SCV单耗是IFV的10倍左右，仅作为应急备用比较合适。另外，根据华东区域海水条件相近的两座接收站的初步对比，在冬季极寒天气海水温度低于设计条件的情况，IFV相比ORV，由于海水换热在容器内部、受气温影响小，气化能力的下降幅度相对较小，且不容易出现无法运行的情况，从而可以减少备用气化器SCV的使用，降低气化能耗。

2.2 一期工程节能技术及管理应用概况

上海LNG项目一期工程建设中重视节能技术应用，包括卸料管线保冷循环流程优化、选用全容罐、选用BOG再冷凝处理工艺、选用IFV气化器、选用高能效用电设备、应用变电站节能设计等。在运行阶段，通过优化生产调度和设备运行、电气运行和设备检维修管理等设法降低设备运行单耗

。“十三五”期间节能工作取得了良好效果，综合单耗降低8%。上海LNG接收站的主要耗能设备情况如表1所示。

2.3 临港差压发电项目协作开发运行

1）LNG高压泵配置和调峰输气需求的匹配

垃圾分类、废品回收及处理、再循环再利用整个链条有待全面打通。政策的利好，以及互联网和物联网技术的介入，“物联网+智能回收” 技术如星星之火开始燎原。在智能垃圾分类回收领域，小黄狗环保科技有限公司崭露头角，实现了对生活垃圾前端分类回收、中端统一运输、末端集中处理。此外，笨哥哥科技、虎哥、绿猫、闲豆、千鸟回收、章鱼等一批环保回收行业的优秀企业，也正在切入回收领域的上游与后端环节，通过互联网提升回收效率。

2.4 冷能发电装置落地实施

根据接收站承担上海市调峰的运行特点，以及项目建设的紧迫性和投运初期保障运行安全的重要性等，上海LNG接收站一期工程在LNG冷能利用方面主要作了规划层面的方案研究和预留。结合储罐扩建工程的启动契机，基于自身条件和环境因素，因地制宜进行了LNG冷能利用的进一步探索。结合接收站配置IFV(中间介质气化器)作为基本负荷气化器的独特条件，以及扩建工程实施后IFV总数增多、整个接收站的气化设施及备用能力得到进一步提升的有利条件，重点研究了IFV的低温朗肯循环系统冷能发电装置方案

。该装置利用一台气化设施（205 t/h）的LNG冷能，对应不同季节海水温度的发电功率为2.3~4.7 MW，设计年发电量2 400万kWh。项目已落地实施，有望于2022年底建成投产，填补国内LNG冷能发电装置投运的空白。

推动国企实质性混改，相关部门要尽量减少行政化的指挥和干预。一家地方重点国企董事长告诉记者，企业十年前就上市了，后来还引进了战略投资者，从成分上看是不折不扣的混合所有制企业。不过，“企业仍和以前一样，经常收到上级部门的红头文件，要求参照执行。”

2.5 冷能高效综合利用研究

目前，上海LNG公司正基于上海LNG一期和扩建工程运行现状以及站线扩建项目规划情况，结合上海LNG的地理位置和地域环境，以及洋山港区的产业地位和规划布局，以着力提升洋山港区供电安全可靠性、保障LNG安全供应的需要为核心，在确保洋山LNG安全运行、有序生产的前提下，研究确定洋山LNG冷能多用途梯级利用的最佳合理路径，形成洋山小型燃机支撑电源与LNG冷热源耦合利用和洋山IDC机房LNG供冷工程化方案。

当今时代处于互联网大数据的背景下，旅游产业和文化产业借助技术融合的路径，不断开发旅游新产品，只有这样才能满足人们日益增长的对幸福感的追求。互联网和旅游的融合发展，打破了传统的旅游商业模式。OTA（Online Travel Agent，即在线旅行社）和旅游APP的出现简化了市场交易过程，拓宽了旅游信息获取渠道。旅游消费者可以随时随地通过互联网查询自己所需信息，文化旅游企业也可利用信息技术更加精准地对市场进行定位，随时根据旅游者需求更新旅游产品。

3 LNG接收站项目低碳绿色发展关键影响要素分析

3.1 接收站项目规划功能定位

1）LNG接收站项目规划功能定位是由其在天然气供应调峰和储备体系中的地位决定的。作为特大型城市，上海一直高度重视城市燃气体系的安全可靠性，人工煤气时代通过建设大量低压储气罐结合自有煤气厂的生产调节能力来满足调峰需求，城市燃气由人工煤气转换为天然气后，由于西气东输等其它管道气源侧仅承诺承担有限范围的季节调峰任务，根本难以满足上海市的天然气调峰需求。因此，为确保多气源供气系统的安全可靠，经过系统的规划研究，上海LNG项目的气源功能总体定位为上海市主力供应气源、主要调峰气源和主要应急备用气源，承担上海市一半以上的年供气量，高峰季节超过三分之二，对满足和保障上海市天然气需求具有举足轻重的作用

。

无根萍虽然主要依靠出芽法繁殖，但它也会开花结果。开花之前，叶状体上方会形成一个凹陷下去的坑，称为“花腔”，里面长出一枚雌蕊和一枚雄蕊，但是没有花瓣和花萼。雌蕊先成熟，并伸出花腔开口，等雌蕊受粉或枯萎后，雄蕊才发育成熟并伸出花腔口，释放出橘红色的花粉。每一朵花结一个果实。无根萍的花朵大小不足半毫米，果实就更小了，只有在显微镜下才能观察到。

3）上海LNG接收站项目的功能定位使其在上海多气源体系的整体系统安全可靠经济运行中发挥了不可替代的重要作用。一期工程投运十多年来，在2017年、2021年等屡次全国极端寒潮中均充分发挥设施的气化外输能力裕量，使上海市多次安然度过气、电均创历史纪录的关键时刻，未发生限气拉电的情况，多次受到国家发改委和上海市发改委的表扬，社会效应巨大。自上海LNG投运以来，下游管网公司充分利用上海LNG的压力能和流量调节能力实现6.0 MPa高压管网储气调峰能力的充分利用，基本避免了因西气东输一线气源供气压力低而需要开启增压压缩机实现管网储气调峰功能的情况。因此，LNG接收站项目因和其它同类项目功能定位不同而带来的单耗差异应从该区域天然气供气系统整体系统能效的角度进行更系统深入的评估。对于其中影响接收站能耗的重要参数气化外输能力（流量和压力），留有相对富裕的设计裕量，可确保在关键时刻发挥压舱石和顶梁柱的作用，并在未来市场竞争中赢得客户青睐

。

4）LNG接收站项目功能定位对项目用能产生重要影响的同时，也是余能利用项目开发建设时首要考虑的因素。

（1）因为上海LNG项目在全市多气源供应体系中的压舱石作用，冷能利用项目开发时第一考虑要素是其对运行安全可靠性的影响是否可接受。对于工艺控制动态联动要求高，其它项目的运行平稳性可能对接收站平稳运行产生较大干扰的，如空分、燃机进气冷却等跨站间动态闭环耦合利用的项目，需进行审慎的安全风险评估并采取周全的联动控制措施；而基本属于冷能单向利用的海水冷排水供应小型燃机电厂取水的方式则体现最大的安全优势；冷能发电项目介于两者之间，由于可实现运行模式低干扰切换使气化功能不中断，也有安全优势。

（2）因为上海LNG项目承担了主要调峰气源的作用，可用冷能峰谷比大，对于冷能供应要求不可中断的项目，如冷能冷库、冷能IDC机房等，其利用规模只可取最低可保证冷量且需配置常规电力设备或者储能设备作为备用，从而影响项目经济性，而对于冷能供应保障可靠性要求不高，即属于可中断用户的项目，如冷能发电、燃机进气冷却、凝气机冷却用水利用LNG海水冷排水等项目，则体现出优势。

（3）因为上海LNG项目承担了主要调峰气源的作用，使其在非极端高峰气化外输时有较大压能裕量可用，使临港差压发电项目的开发利用具有经济性。

其次，实施应分阶段进行，先从一个比较小的目标实施，成功后再逐步扩大范围。可以先选定一个专业的某个班级启动适应学生个性化学习需要的混合式教学模式实验，然后逐步向其他班级或专业扩展，也可以先从所有老师的一次课或几次课入手，然后再扩展到整门课或所有课程。不管是先从班级启动，还是先从一次课或几次课入手，都要提前制定周全的分阶段时间进度表，逐步探索前进，当发现计划与目标偏离太大时，可进行适当调整。

3.2 周边产业配套条件对余能利用项目开发的影响

2）工艺海水泵扬程的合理优化利用

本项目的建设不仅对项目区内荒地等进行整理，恢复其生态功能，形成人工湿地，使项目具有生态、水质改善、环境、经济等多种效益。在项目实施后，对改善郊区生态环境及浊漳河河道水质有极大的促进作用。

同样，临港差压发电项目的开发建设也得益于临港燃机电厂在输气末站附近的地理优势，可较经济地选用全年全流量的差压利用方案，且实现对输气差压能和电厂余热的充分利用。

3.3 接收站工艺设备方案的合理选择

上海LNG站线扩建项目由码头工程、接收站工程和输气管道工程三部分组成。项目总建设规模600万t/a，拟建15万t LNG专用码头一座、10台22万~25万m

的LNG储罐、最大能力为210万m

/h的气化外输设施、总长约67 km的输气管道和一座输气末站，项目一次规划、分三阶段实施，计划2030年前全部建成。

2）BOG气体处理工艺是LNG项目工艺节能设计的一项重要内容。再冷凝工艺是BOG处理的节能首选，但因再冷凝工艺是利用低压泵加压后的LNG过冷量，一般需要最低外输量为BOG处理量的10倍左右，有些接收站项目的投产初期或调峰站性质的LNG站并不具备这样的最低外输量外输条件，为避免BOG的排放浪费和环保影响，而选用直接加压外送的工艺，两者的能效差异较大，且外输压力越高、差异越大，在外输最小流量条件具备时应首选再冷凝工艺

。

2）项目功能定位很大程度上决定了项目用能单耗的大小。上海LNG项目为满足冬季极端高峰时的调峰需求，气化外输的最大小时流量一期为104万m

/h，扩建后达到214万m

/h，相应的最高输气压力接近9.0 MPa。一年中，日供气峰谷比达到6~8倍，是国内一般大型LNG接收站的1.5~2倍。储罐扩建工程未投产前，一期工程的气化外输设备年平均利用率约为50%。2020年底，储罐扩建工程建成投产后，气化外输设备的年平均利用率仅为25%~30%，还不到国内LNG接收站70%~80%利用率的一半（如图2所示

）。同时，繁重的日调峰甚至小时调峰任务使运行的气化外输设备的平均有效负荷率也较低，仅为70%左右。因此，上海LNG项目的设计单耗相比以主力气源功能为主的同类项目较高。

3）卸料管道等大口径管道的保冷循环方式对BOG产生量有影响，值得优化研究。上海LNG项目卸料管道在非接船模式下的保冷循环采用进再冷凝器而非常用的进LNG储罐的方式，在项目接船间隔较长的情况下可有效节能。

3.4 冷能发电工艺方案的比选优化

冷能发电工艺方案的比选优化主要包括循环工艺的选择、循环工质的比选、运行模式等。根据上海LNG项目气化后通过高压输气管道输气的供气需求，和采用丙烷中间介质气化器（IFV）作为基荷气化器的工艺条件和特点（如图3所示），选用了以丙烷为中间介质的朗肯循环发电工艺（如图4所示）；根据上海LNG接收站供气可靠性的要求，冷能发电装置可采用发电气化和不发电气化两种运行模式；根据电网条件，结合用电负荷特点和冷能发电能力，选用了并网不上网的运行模式。

3.5 差压余能项目供能方案的比选优化

上海LNG输气末站进站到临港燃机电厂燃机机组进口之间存在3.0~5.5 MPa的压差，中间存在两级调压，流程示意如图5。因上海LNG输气末站、下游管网公司门站、临港电厂均毗邻，差压供能可选择三种方案，包括输气末站进站和管网门站间的压差（0.5~3.0 MPa）、管网门站和临港电厂燃机进口间的压差（0.5~2.5 MPa）、两者的组合（3.0~5.5 MPa）。但由于第一级调压在输气末站的计量单元后、第二级调压在管网门站的计量单元后，如果要采用方案三，会带来两公司间比对计量失去作用、安全职责复杂交错的情况，故不考虑方案三。

方案一的优点在于只要输气末站正常供气，均有压差可利用，利用小时数高，且几乎所有天然气可用；缺点在于随着今后输气量提高到输气管道设计输量，末站进站压力将下降，平均可利用的压差将减小，极端高峰供气情况下只有0.5 MPa可用，机组需停用。第二方案的优点在于可利用压差可长期保持在1.0 MPa以上，且随着将来输气量的提高，管网压力会保持高位，平均可利用压差有望提高到2.0 MPa左右；缺点在于只有燃机机组开启的时候，差压发电才能使用，利用小时数低，且燃气机组本身的用气量有限，流量规模受到限制。通过和膨胀机厂家的深度交流，明确了膨胀机对压差、流量、进出口压力变化较强的适应性，且运行数据积累表明，虽然季节性调峰和日调峰需求大于预期，但小时调峰相对平稳，51 km输气管线参与小时调峰的需求不大，故输气站进出站压力差容易保持在1.0 MPa以上，有近一半时间可保持在2.0 MPa以上，机组利用率较高，有较好的经济性。故最终选用方案一。

项目自2017年投运近5年的实践表明，当时的供能方案选择符合运行实际，除了冬季极端高峰因可用压差不够需短时停用外，三分之二以上的时间，输气末站的三分之二以上输气量的差压能可通过差压发电装置实现经济利用，保障了机组的发电量和经济效益，节能环保成效显著。

3.6 设备设计工况参数的合理优化

上海LNG项目一期工程在临港输气末站为临港燃机电厂供应燃机发电用天然气，电厂距离输气末站约为300 m。电厂采用海水作为冷却源、海水升温后排放，对于差压发电项目来说具有良好的热源条件。而且，临港燃机发电公司和上海LNG公司同属申能集团管理，项目协作具备良好基础。基于此，在申能集团的统筹组织下，以临港燃机发电公司为项目实施主体、上海LNG公司合作制定供能方案的方式完成了项目建设。项目于2017年7月投运，天然气可运行流量范围20万~80万Sm

/h、发电功率1~5.6 MW，设计年发电量1 700 kWh

，2020、2021年的年发电量均接近2 000万kWh，为国内目前已建成投运的规模最大的差压发电项目

，取得了良好的经济效益和节能环保效益。

LNG高压泵功率接近2 000 kW，占气化外输单条生产线能耗的50%，其设备运行效率对单耗影响较大。因为上海LNG项目接收站的主要调峰气源功能定位，气化外输的设计流量和压力较高，在一期工程中高压泵按最大外输流量和外输压力的工况条件作为额定流量和扬程设计点，而实际绝大部分时间外输管线所需压力比最高外输压力低1.0 MPa、所需流量是最高输气能力的20%到70%，这样使得大部分工况下高压泵出口仍有较大压力裕量、在IFV入口流量调节阀处节流降压而损失掉，绝大部分时间高压泵备用率都较高。在今后的新项目建设中，对于类似气化外输流量和压力波动范围很大的情况，单台高压泵的额定扬程、流量建议按满足大部分时间运行的工况条件设计，对于极端大流量、高扬程的叠加需要，可考虑启用备用高压泵补充流量和压力的方式，但这样对供电系统能力、总图布置和工艺流程都会产生影响，需要综合测算评估确定。

周边产业配套的统筹规划很大程度上决定了余能利用项目的可落地实施性。上海LNG项目选择冷能发电装置作为第一个落地实施的冷能利用项目，除了前述的冷能发电项目和项目安全保供定位的良好匹配性外，还有一个重要的因素便是其它大规模的冷能利用项目，不管是国内大部分接收站所建设的冷能利用品质最高的空分项目

（如表2

所示），还是可较好实现冷能梯级利用的深冷冷库项目

，或是节能效应显著的冷能IDC机房项目，均需要相应的产业配套规划和供电等公用设施条件保障，洋山岛的孤岛环境对冷能利用项目的产品运输可行性和经济半径、供电等公用设施保障和经济性造成较大不利影响，而冷能发电装置通过并网不上网的方式实现自发自用，且因发电功率有限对电网影响有限，而具备良好的可落地实施性。

上海LNG项目采用IFV气化器，由于海水通过管束换热，所需海水供水压力高于通常的IFV，且由于所在港区的潮位差较大，取水口和气化器有一定距离，设计单位在进行扬程计算时对阻力降的计算取值较为保守，海水泵额定扬程57 m、功率为1 750 kW，占气化外输单条生产线能耗的40%左右。实际运行时海水泵的剩余压头较高，通过气化器出口海水流量调节阀而节流损耗，还带来管道振动问题。根据专家咨询会了解，海水泵的扬程裕量过大问题以往在电厂等需要进行海水取用的项目中也较为常见。通过动态水力模拟分析，认为优化后的扬程可降低约10 m，建议通过改造水力部件的方式降低扬程，测算可节约年用电量超过200万kWh，改造对设备可靠性的影响和经济性尚需进一步深入论证。

3）余能利用项目的设计条件参数研究优化

(1)投加不同价态的Fe到剩余污泥中进行厌氧发酵，结果显示出水中氨氮浓度变化不大，而加适量Fe2+有利于污泥释放磷，对COD的转化也有明显促进作用。

由于LNG接收站项目的运行工况随着市场需求而动态变化发展，生产负荷有一个发展过程，虽有市场报告等预测数据可供参考，但实际变化往往超过预期，而设计条件参数的确定对项目经济性和运行平稳性往往有较大影响，如冷能发电装置中的海水温度

、压差发电中的压差和流量组合、冷能空分中的LNG温度

等。在冷能发电装置和临港差压发电项目膨胀发电机的设计边界条件参数确定过程中，项目组对LNG、海水、天然气等介质的流量、压力、温度等历史运行数据进行了系统梳理，并根据项目功能定位结合行业发展经验，对装置投运后的运行工况条件进行了综合预判，提出了膨胀机多种典型工况工艺设计条件组合和需要覆盖校核的极端工况的范围值

，使膨胀机尽可能多的时间在高效率点运行并覆盖90%以上的工况，和设计单位及厂家最初以覆盖极端工况为主的设计思路相比，经测算，可提高项目节能和经济效益5%左右。

3.7 主要耗能设施的节能经济运行

如上所述，LNG项目主要耗能设施的配置是在项目建设阶段根据项目功能定位、经过工艺设备方案比选优化和设计参数合理优化后确定的。虽已力求技术经济综合最优，但由于天然气供需发展变化快，同时LNG项目承担主要调峰功能，通过充分挖掘设施配置的裕量，可优化节能经济运行。综合上海LNG公司和同类项目的实践，主要可采取两大方面的举措。

1）上下游统筹进行经济运行调度。如3.1的2）所述，上海LNG项目所承担的主要调峰气源功能定位决定了LNG接收站设施利用率低，但通过充分沟通协调，取得了下游管网公司的大力支持，通过其优化不同气源之间的小时调峰安排调度、充分发挥管网储气调峰功能，使LNG接收站气化外输设施的有效负荷率较之前提高近10%

。另外，通过对不同季节的供气需求分析，合理确定输气管道的运行压力，使临港差压发电装置尽量在高负荷运行。

第13题文理科相同，考查向量的坐标运算以及两向量共线的坐标关系；第14题文科考查抽样方法，理科考查导数的计算和导数的几何意义；第15题文科考查线性规划的简单应用，理科考查余弦函数的性质和函数的零点概念；第16题文科考查函数的性质奇偶性，理科考查直线与抛物线的位置关系，难度中等偏上。

2）设备操控方式进行合理优化。充分利用上海LNG项目海水泵、高压泵扬程裕量较大的特点，适当超过额定流量运行，以满足IFV所需保冷海水流量和气化外输量少量提升的需求，避免增开一台泵。系统分析测算接船、非接船工况时的BOG产生量，充分利用BOG压力缓冲空间，优化BOG压缩机负荷控制，尽量避免低负荷运行，提高设备能效。优化储罐电加热系统的控制调节方式和参数范围设定，减少过度加热的空间和时间。

4 结论和建议

1）LNG接收站项目在天然气产供储销体系中承担主力气源和主要调峰气源的安全保供重要角色，在助力社会低碳绿色发展中发挥重要作用。从其自身的低碳发展而言，运行能耗较高，同时蕴含大量冷能和差压能的余能潜力，应在项目规划、工程建设、运行管理的项目全生命周期因地制宜力求低碳绿色发展，且在项目越早期进行充分考虑，产生的效能和影响越大。

一个星期的军训结束后，班上的同学基本上都熟悉了，大家围坐在一起谈笑风生。陆浩宇话很少，他都是坐在边上听别人说，然后跟着笑。我也坐在那里，但眼睛里只有陆浩宇。

2）项目规划功能定位和周边建设条件对LNG接收站项目的低碳绿色发展路径影响重大，在政府开展全市整体规划布局时，项目建设单位可从全社会能效最优和行业产业链能效最优的角度，开展相关研究并提出相关产业统筹规划的优化建议。

3）余能利用项目的开发需特别重视因地制宜。建议已建LNG项目的冷能利用项目的开发建设首先需保证项目的核心功能定位不受或少受影响，从开发难度而言宜先选择产业配套条件成熟或依赖度不高的项目落地实施，对于尚在规划中的新项目，宜从项目规划阶段即为周边产业统筹规划和节能环保政策建言献策，以创造良好的冷能和差压能利用项目开发条件。

4）在满足项目功能定位和总体设计要求的前提下，工程建设阶段的节能设计应重点在工艺设备方案、设备设计工况参数确定等方面的技术经济比选优化。设计边界条件的完整准确性是基础，需要进行深入细致的调查分析，关注动态变化不确定性；专业研究和装备技术发展是保证，应进行充分调研，根据项目特点因地制宜选用先进适用的工艺设备方案；关键设计参数的确定对经济性、平稳性、节能效益影响较大，需要通过动态分析测算力求综合效益最优。

5）因为各接收站项目的功能定位和设计需求差异很大，目前LNG接收站项目的能效水平更多通过项目节能评价、运行期能源审计的方式来评估，更多采用历史强度法，冷能、压差能等余能利用项目的效益评估标准尚在探索中

。建议借鉴电力等其他能源行业的经验，尽快建立具有横向可比性的LNG接收站能效评估指标体系和余能利用项目效益评估指标体系，便于行业对标。

6）结合城市数字经济发展和企业数字化转型，同步规划建设能源管理中心的数字化模块，通过提高数据采集、统计、分析效率和精准度，为能效分析和定量评价、经济运行调度、余能利用项目开发设计、节能改造效益测算等提供可靠依据。

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