引言
随着中国经济的腾飞及城市化的加快，各行各业对石化能源的需求日益增加。而煤炭、石油等常规能源对生态环境造成了越来越严重的影响。为优化能源结构，降低环境污染，天然气在一次能源中所占比例日益提高。而液化天然气(简称LNG)是我国天然气用气缺口的重要补充。
我国三大石油公司分别在沿海地区建设LNG接收站，增加各自天然气气源供给点。目前已运行的LNG接收站有大连、唐山、江苏、广东、福建、上海、浙江、珠海、天津、LNG接收站，海南、深圳、粤东、广西LNG接收站项目正在建设。这些大型LNG接收站的建设保证了沿海地区的经济发展及能源供应的稳定。
LNG接收站的设计、建设、运营技术已较为成熟，主要由LNG卸船系统、LNG储存系统、气化输送系统、槽车装车系统、蒸发气处理系统、火炬放空系统、计量系统、给排水、氮气系统、空压站、燃料气系统等组成。
液化天然气（LNG）通过LNG运输船运抵接收站后，卸入LNG储罐中，经气化后变为天然气（NG），通过天然气长输管道输送至城市门站或大工业用户、燃气电厂用户。也可直接灌装LNG槽车，通过槽车运送到LNG加气站或LNG卫星站。各大石油公司所建设的接收站工艺流程大体相同，工艺方面主要差异体现在不同工程项目阶段对全厂蒸发气（BOG）的处理方式不同以及海水水质和环境温度不同，造成的气化器选型不同。
LNG接收站自身为清洁能源项目，本身就具备节能减排的意义，但还应该在安全稳定生产的基础上，进一步分析优化设计方案及运营方案的合理性，找出提供能源利用率的具体措施，创新节能新技术和新方案，降低运营成本，达到企业与社会双赢的目的。
2接收站运行中的问题与优化方向
2.1LNG站线工程的联合调峰
2.1.1LNG接收站或下游输气干线独自问题分析
LNG站线工程主要由LNG接收气化终端工程及下游输气干线工程组成。解决不同类型用户负荷变化而带来的季节/月份/日/小时用气不均衡的问题，保证天然气供应安全，保证供气的可靠性和连续性是调峰的主要目的。
以往站线项目，如果用户调峰需求完全由LNG接收站承担，则要求LNG接收站输入首站的小时流量与用气量表的每小时实际需求量完全相同；如果完全由管道系统承担，则要求LNG接收站输入首站的小时流量在24h相同；采用输气干线独自调峰或依靠接收站独自调峰时，存在接收站设备选型配备过多，输气干线管径尺寸过大等问题。
2.1.2联合调峰优化方案
LNG站线工程联合调峰技术采用了在不同时段，LNG接收站输入首站的天然气流量采用不同比例进行调峰。
以某LNG站线工程为例，燃气电厂用户所占用气比例约占总供气量的60%，且该管道储气量有限，管道自身不能满足调峰需求，因此，需管道与接收站联合调峰。燃气电厂机组每日调峰运行，日用气时段为8~20时段（12h），其余时段则完全不用气，此时管道主要供气用户为城市门站，因此该管道系统的用气量在时段峰谷差极大。
该项目为站线一体化项目，为了使LNG接收站和管道供气系统的整体投资最低，需对接收站设备数量及管径进行整体综合分析优化。接收站在每天20~0~8时段和8~20两时段，分别按1∶1、1∶3、1∶4和1∶5分别计算输入管道首站的天然气小时流量；而后依据水力计算和调峰分析的比选结果进行比选，最终确认1∶3的方案比其他方案的管材用量小，管线投资较小，LNG高压泵和汽化器的台数也要少，后按该方案进行接收站及输气管线的设计建设。
2.1.3联合调峰方案优点
采用联合调峰设计思路，降低了站线一体化项目的整体投资，提高设备利用率；并且结合阶梯电价，降低了项目整体的加工运营成本，实现了生产调度的优化。此种调峰技术负荷符合未来建立互联互通、优化利用、安全可靠的天然气输气网络发展趋势和客观要求。
2.2试运行期BOG回收工艺
2.2.1试运行期BOG回收问题分析
目前BOG再冷凝工艺和BOG直接压缩工艺是被LNG接收站广泛使用的2种BOG气体处理方式。BOG再冷凝回收工艺一般要求有足够的、稳定的外输气量用以保证足够的LNG量来吸收BOG。BOG直接压缩工艺通常分成2类：直接加压至外输管网压力后与LNG气化后的天然气混合后输入进输气管网；将天然气加压至一定压力，直接输送至附近用户，通常此类用户压力需求较低，输送距离短。
从上述说明可以看出，这2种BOG处理方式都需要一定天然外输量，而通常在调试阶段或接收站运营前期都会接受1~2艘船作为调试用气，而在调试过程中这些LNG全部变为BOG，但在零外输的情况下按照上述2种工艺流程无法回收利用，只能排放至火炬燃烧，加大经济浪费。
2.2.2微型移动液化
BOG回收方案接收站调试期一般时间较长，储罐及设备分部、分阶段进行冷却调试，流程示意如图1所示。可人为地控制好储罐及设备冷却调试速度，在工期内逐步冷却。将先期调试产生的BOG通过微型移动液化装置再次液化为LNG，作为下阶段调试用气。
2.2.3微型移动液化
BOG回收方案优点微型移动液化回收装置可大幅减少项目调试阶段及项目初期无外输情况下的LNG损失量，降低调试成本，减少经济损失。在完成一个项目后，微型移动液化装置还可为下一个项目服务，减少项目投资。
2.3海水变频泵的应用
2.3.1接收站运行期间海水泵运行简析
海水泵是LNG接收站主要耗能装置之一，在日常LNG气化过程中，海水泵将海水提升至一定压力，后经海水管输送至气化器与LNG进行热交换，将高压状态的LNG气化，海水泵消耗了大量的电能，电耗占接收站总能耗的90%以上。根据接收站运行经验，通常所选海水管管材为GRE，其摩阻小于计算值，在高潮位时可供水能力可达到设计能力的1.3倍，引起管线震动，降低管线寿命，并且在接收站输量较小时，海水泵所提供的海水量将远大于气化器所需要的海水量，海水泵所做的无用功，将会浪费大量电能，并造成水资源的浪费，增加产品的单位能耗。
2.3.2可采取的节能措施
1）提高海水泵的运行效率。根据海水泵厂家资料及以往运行经验，如果海水泵的运行流量在额定流量的85%～110%范围内，则此时泵的运行效率最高。根据接收站站线一体运营经验，管道具有一定的调峰储气能力。因此，可考虑在外输负荷较小时，在保证管网用户用气压力的前提下，制定合理的供气时间。即在供气时间段内，在满足气化温度前提下，LNG气化量应与海水供应量相匹配，保证海水泵在供气时间段内在高效率区域内运行，以降低能耗。
2）减少叶轮数量。在北方地区，由于天然气用户的用气量随季节波动性大，而通常夏季用气量较少，海水温度高，单台海水泵的输量过大尤为明显。因此，可在保证海水泵供水压力及流量的前提下，削减叶轮，使海水泵的功率降低，以达到降耗的目的。但此种方法将会对海水泵自身结构产生一定影响。
3）使用海水变频泵。随着变频技术的成熟及其在供水系统中的广泛应用，可将海水变频泵，应用到接收站日常生产中。海水变频泵可通过微机检测、运算，自动改变水泵转速保持水压恒定，以满足海水需求用量及水压变化的要求。海水变频泵可改善运行条件，延长电机和泵的使用寿命，减少海水管线上调节阀的磨损，使海水泵的供水量与换热需求量相匹配，达到优化接收站节能减排、降本增效的目的。
2.4氮气系统的优化
2.4.1接收站运行期间氮气系统问题分析
氮气系统是接收站重要辅助系统之一，承担着接收站吹扫、置换、氮气密封等任务。通常接收站典型氮气系统为现场制氮方式为主，外购液氮气化为辅的供气方式。LNG接收站日常用气氮气用户主要为设备的氮气密封、维持设施的压力等，此时氮气用量较少，需求量约为60~80Nm3/h，接收站建设的制氮装置（制备能力100Nm3/h、供气压力0.7MPa）即可满足需求。但当需要大流量氮气置换（用气量约400~700Nm3/h、压力0.7MPa），制氮装置不能独立供气，以满足用气需求。
此时需要制氮装置和外购液氮通气化后共同供气，流程如图2所示。根据实际运营情况反应，现场制备设备事故率较高，并且现场制备需要消耗大量电能，其价格大于从外部购买液氮气化费用，经济性较差。
2.4.2接收站运行期间氮气系统优化方案
为实现能源的阶梯利用，回收LNG中的冷能，中海油一部分LNG接收站项目，在接收站附近建有LNG冷能利用空分项目来制造空分产品(液氧、液氮、液氩)，如若将空气分离工艺产品氮气用于接收站的使用，可降低了接收站制备氮气所需要的能耗及液氮外购成本，冷能空分与接收站氮气系统一体化流程如图3所示，体现了项目的综合规划及能源的阶梯利用。
以某接收站能评估报告中提出的参数进行估算，接收站每年需要采购23.23万Nm3氮气，根据项目前期报告内容，接收站设计PSA制氮成套包1套。该设备设计流量为70Nm3/h，功率为30kW，操作时间为365d/a。年耗电能估算=30×365×24=262800kW·h，按当地工业用电0.58元/kW·h计算。每年的电费为15.25万元。采用空分厂家的氮气，则这一部分的费用和PSA成套设备的成本，将被优化。氮气系统优化方案体现了项目的综合规划及能源的综合利用，降低了接收站的运营成本。
3结语
综上所述，接收站联合调峰、试运行期BOG的回收、海水变频泵的应用、氮气系统等的优化方案化，推动了新工艺、新技术、新产品的应用，提高了整个接收站能效及技术性合理可行，对未来接收站的设计、建设、运营都具有推广性，促进了节能技术进步，经济效益显著。（文/毕晓星 刘方，中海石油气电集团技术研发中心）
