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摘 要：文章着重介绍了天然气发电厂建设LNG气化站的可行性，进一步分析了LNG气化站的设计、投资方案，并根据广东省天然气发电厂实际经营情况，给出了作者的分析结论。
关键词：天然气发电厂；建设LNG气化站；可行性
笔者通过这几年在天然气发电厂工作，对天然气发电厂建设LNG气化站，提出设计、投资及经营分析结果。
一、项目的可行性分析
（一）政策可行性
2012年7月17日，国家安全生产监督管理总局颁布了《危险化学品经营许可证管理办法》（2015年5月27日国家安全监管总局令第79号修正），该管理办法中规定从事危险化学品经营的企业，应依法取得危险化学品经营许可证。天然气发电厂将按照《危险化学品经营许可证管理办法》进行合法的经营。
城市燃气特许经营权一般仅规定了以管道输送方式向使用者提供天然气的特许经营权，而并没有规定工商用户不能以应急备用气源的形式自建天然气储存罐进行气化自用，从法律上是允许企业自主采购能源自用的。
（二）技术可行性
我国作为能源消耗大国，随着国家节能减排力度加大，国内天然气使用量逐年加大。国内LNG卫星站技术早已成熟，全国各地已经投产运营的气化站达数千座，国内配套的天然气气化站设备厂家及设计单位数千家之多，随着天然气使用的普及，天然气运输、储存和供应技术将更加成熟并不断进步。
（三）供气气源的安全性与稳定性
1.安全性高
LNG从生产工厂或LNG港口码头运输到用气地点的再气化，只需经过简单的物理变化过程，天然气物化性质稳定。LNG储罐压力正常情况下维持在0.6MPa左右，与普通蒸汽锅炉等相同，只是常规压力等级，而且天然气储罐配备有泄露报警、超压报警、低温报警、液位显示、防雷、远程实时监控等安全保障系统，技术成熟，十分安全。
2.供气气源稳定性强
充足的气源保证：天然气发电厂位于珠三角核心，交通便利、短距离运输及充足的气源可以充分保障本项目稳定供气。
二、项目初步设计方案
项目建设概况：
（1）建设依据。单台9E机组耗气量为35000—40000Nm3/h，日运行时间约16个小时，日耗气56万Nm3，按气化率1400Nm3/吨计算，每日约需LNG约400吨。根据气化站设计气化能力，可满足2台9E机组约80000m3/h的用气需求。
（2）建设规模。主要建设LNG气化站一座，总储气容积为1500m3，共设计10台150m3的LNG储罐，其中一期建设6台150m3的LNG储罐，预留4台150m3的LNG储罐，3台LNG潜液泵（2用1备），2台水浴式汽化器，总设计气化能力为80000Nm3/h，满足2台9E机组80000Nm3/h的用气需求。
（3）设计范围及工艺流程。设计范围：电厂LNG备用气源站。主要编制内容包括：LNG气化站总图（预留门站）、工艺、土建、消防、给排水、电气、自控及其它配套工程。
（4）控制系统PLC。本燃气站通过设计的PLC 自控系统与监控站控系统可以实现：燃气站运行工艺数据实时监测与控制、天然气流量计量监测与添加剂耗量计量系统监测、安全超限报警与应急锁定等功能。并且运行数据可通过SCADA系统的RTU终端通讯远传至监控中心，实现24小时监控及运行调度管理。
全部气接收均在气化站内。由低温槽车运输，经过卸车、储存、气化、计量、加臭等工艺过程送入燃气管网至各个用气工位。
（5）消防设计。本项目不设专职消防队，由技术员负责气化站安全运行管理。主要消防任务由公司内部和城市消防系统完成。
本项目的消防任务是防火防爆，扑灭站区内零星火灾，控制生产装置及储罐区的初起火灾，保护着火部位及其邻近区域，以避免灾害、保证人民群众的生命财产的安全，并最大限度的减少损失。
三、工程投资
LNG气化站工程投资二期6台150m3LNG储罐，3台储罐增压器，4台卸车增压器，1套BOG压缩机组，1台EAG气化器，2台水浴式气化器，1套调压计量加臭系统，3套LNG潜液泵。总投资约为3500万左右。
四、电厂实际经营情况
广东省目前共有燃机电厂约21个，上网电价从2016年起将实行竟价上网的模式。从2008年至2015年上半年，电厂基本获得了补贴电价，从今年下半年起燃机电厂已被取消补贴。从气源使用方面，现在电厂使用气源主要有：大鹏一期（澳气，固定价），大鹏二期（卡气，JCC挂钩公式价），西二线管输（国产气），荔湾气田等。大鹏一期气源因是在锁定原油价24美金的天花板制定的，成本低，供应价格低，不足2元/方，发电率约485～4.9度/方，按目前上网电价有利润。但该气源货量少，大部份燃机电厂未能签约该气源。大鹏二期气，按JCC原油价挂钩公式价，去掉接收站退税等各种因素，在目前国际原油价的情况下，价格在3.2元/方左右（调整后预计2016年最低气价为2.8元左右/方），发电率约4.8～4.9度/方，无补贴情况下，电厂也无明显同行竟争优势；西二线管网气于今年11月对非居民用气价格下调0.7元/方，广东省门站价最终为2.18元/方。如加上省管输费0.29元/方及管网公司运营费，最终电厂接货价应该在2.6元/方左右（热值相比海气低9%左右）。很明显，除了使用大鹏一期气源外，使用其它气源在无补贴的情况下电厂的竟争力不明显。
我们认为，供求关系将决定市场价格走势：多个LNG项目投产，美国岩页气开发直接导致加拿大LNG出口，欧美发达国家需求平稳，预计海气供应充足。以目前国际、国内经济形式及供求关系来看，海气LNG供过于求的局面仍然会持续至少35年，价格继续往下走的可能性大。因此，我们认为电厂尽早投入选择使用LNG作为气源是适时的。
五、结语
对于电厂来说，电厂以LNG作为调峰气源是完全可行的，现气源成本也不低，很难再降低成本增加利润，特别需要有多个气源进行补充竞争。燃机电厂被定义为调峰、供热电厂，按电网要求开开停停，在较单一气源，照付不议合同下，风险较大，多则可能用不完产生损失，少则不够用影响生产。在这种情况下，我们建议使用LNG气化站供应方式，有效降低天然气发电厂的经营成本。
参考文献：
[1]兰书彬.液化天然气气化站设计的改进[J].煤氣与热力，2006，11.
关键词：天然气发电厂；建设LNG气化站；可行性
笔者通过这几年在天然气发电厂工作，对天然气发电厂建设LNG气化站，提出设计、投资及经营分析结果。
一、项目的可行性分析
（一）政策可行性
2012年7月17日，国家安全生产监督管理总局颁布了《危险化学品经营许可证管理办法》（2015年5月27日国家安全监管总局令第79号修正），该管理办法中规定从事危险化学品经营的企业，应依法取得危险化学品经营许可证。天然气发电厂将按照《危险化学品经营许可证管理办法》进行合法的经营。
城市燃气特许经营权一般仅规定了以管道输送方式向使用者提供天然气的特许经营权，而并没有规定工商用户不能以应急备用气源的形式自建天然气储存罐进行气化自用，从法律上是允许企业自主采购能源自用的。
（二）技术可行性
我国作为能源消耗大国，随着国家节能减排力度加大，国内天然气使用量逐年加大。国内LNG卫星站技术早已成熟，全国各地已经投产运营的气化站达数千座，国内配套的天然气气化站设备厂家及设计单位数千家之多，随着天然气使用的普及，天然气运输、储存和供应技术将更加成熟并不断进步。
（三）供气气源的安全性与稳定性
1.安全性高
LNG从生产工厂或LNG港口码头运输到用气地点的再气化，只需经过简单的物理变化过程，天然气物化性质稳定。LNG储罐压力正常情况下维持在0.6MPa左右，与普通蒸汽锅炉等相同，只是常规压力等级，而且天然气储罐配备有泄露报警、超压报警、低温报警、液位显示、防雷、远程实时监控等安全保障系统，技术成熟，十分安全。
2.供气气源稳定性强
充足的气源保证：天然气发电厂位于珠三角核心，交通便利、短距离运输及充足的气源可以充分保障本项目稳定供气。
二、项目初步设计方案
项目建设概况：
（1）建设依据。单台9E机组耗气量为35000—40000Nm3/h，日运行时间约16个小时，日耗气56万Nm3，按气化率1400Nm3/吨计算，每日约需LNG约400吨。根据气化站设计气化能力，可满足2台9E机组约80000m3/h的用气需求。
（2）建设规模。主要建设LNG气化站一座，总储气容积为1500m3，共设计10台150m3的LNG储罐，其中一期建设6台150m3的LNG储罐，预留4台150m3的LNG储罐，3台LNG潜液泵（2用1备），2台水浴式汽化器，总设计气化能力为80000Nm3/h，满足2台9E机组80000Nm3/h的用气需求。
（3）设计范围及工艺流程。设计范围：电厂LNG备用气源站。主要编制内容包括：LNG气化站总图（预留门站）、工艺、土建、消防、给排水、电气、自控及其它配套工程。
（4）控制系统PLC。本燃气站通过设计的PLC 自控系统与监控站控系统可以实现：燃气站运行工艺数据实时监测与控制、天然气流量计量监测与添加剂耗量计量系统监测、安全超限报警与应急锁定等功能。并且运行数据可通过SCADA系统的RTU终端通讯远传至监控中心，实现24小时监控及运行调度管理。
全部气接收均在气化站内。由低温槽车运输，经过卸车、储存、气化、计量、加臭等工艺过程送入燃气管网至各个用气工位。
（5）消防设计。本项目不设专职消防队，由技术员负责气化站安全运行管理。主要消防任务由公司内部和城市消防系统完成。
本项目的消防任务是防火防爆，扑灭站区内零星火灾，控制生产装置及储罐区的初起火灾，保护着火部位及其邻近区域，以避免灾害、保证人民群众的生命财产的安全，并最大限度的减少损失。
三、工程投资
LNG气化站工程投资二期6台150m3LNG储罐，3台储罐增压器，4台卸车增压器，1套BOG压缩机组，1台EAG气化器，2台水浴式气化器，1套调压计量加臭系统，3套LNG潜液泵。总投资约为3500万左右。
四、电厂实际经营情况
广东省目前共有燃机电厂约21个，上网电价从2016年起将实行竟价上网的模式。从2008年至2015年上半年，电厂基本获得了补贴电价，从今年下半年起燃机电厂已被取消补贴。从气源使用方面，现在电厂使用气源主要有：大鹏一期（澳气，固定价），大鹏二期（卡气，JCC挂钩公式价），西二线管输（国产气），荔湾气田等。大鹏一期气源因是在锁定原油价24美金的天花板制定的，成本低，供应价格低，不足2元/方，发电率约485～4.9度/方，按目前上网电价有利润。但该气源货量少，大部份燃机电厂未能签约该气源。大鹏二期气，按JCC原油价挂钩公式价，去掉接收站退税等各种因素，在目前国际原油价的情况下，价格在3.2元/方左右（调整后预计2016年最低气价为2.8元左右/方），发电率约4.8～4.9度/方，无补贴情况下，电厂也无明显同行竟争优势；西二线管网气于今年11月对非居民用气价格下调0.7元/方，广东省门站价最终为2.18元/方。如加上省管输费0.29元/方及管网公司运营费，最终电厂接货价应该在2.6元/方左右（热值相比海气低9%左右）。很明显，除了使用大鹏一期气源外，使用其它气源在无补贴的情况下电厂的竟争力不明显。
我们认为，供求关系将决定市场价格走势：多个LNG项目投产，美国岩页气开发直接导致加拿大LNG出口，欧美发达国家需求平稳，预计海气供应充足。以目前国际、国内经济形式及供求关系来看，海气LNG供过于求的局面仍然会持续至少35年，价格继续往下走的可能性大。因此，我们认为电厂尽早投入选择使用LNG作为气源是适时的。
五、结语
对于电厂来说，电厂以LNG作为调峰气源是完全可行的，现气源成本也不低，很难再降低成本增加利润，特别需要有多个气源进行补充竞争。燃机电厂被定义为调峰、供热电厂，按电网要求开开停停，在较单一气源，照付不议合同下，风险较大，多则可能用不完产生损失，少则不够用影响生产。在这种情况下，我们建议使用LNG气化站供应方式，有效降低天然气发电厂的经营成本。
参考文献：
[1]兰书彬.液化天然气气化站设计的改进[J].煤氣与热力，2006，11.