近年来，受到环保政策驱动、资源的多元供应和产业转型等因素影响，天然气作为一种清洁、优质能源，在能源消费中的比例逐步增加，预计未来15年仍将保持稳定增长的发展趋势^［1-2］。其中，液化天然气（LNG）在天然气供应中的需求逐年增加，浙江和上海的LNG供应量在总天然气消耗量中的占比已经超过一半，LNG成为最大的天然气来源^［3］。2018年，国家发展与改革委、国家能源局印发《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，明确了企业和政府的储气调峰责任，LNG接收站被正式纳入了储气调峰体系，LNG接收站的建设迎来新的发展阶段^［2，4］。

LNG接收站是存储和输送LNG的关键装置，LNG接收站的建设包括LNG码头和LNG储罐区^［5-6］。在碳达峰、碳中和背景下，行业对LNG接收站在存储及输送环节的安全性、经济性和能源的高效利用等方面提出了更高的要求。然而，传统的液化天然气利用海水进行气化的过程会消耗大量的电力能源和水资源。根据《液化天然气接收站工程设计规范》（GB 51156—2015）要求，当使用海水作为气化器的热源时，海水温降不应大于5 ℃。这给进一步降低LNG气化器的用水量提出了巨大的挑战。此外，传统的LNG接收站在海域取水和排水，产生的冷排水不仅对海洋生态环境产生不良影响，还占用了一定的海洋使用面积。因此，如何降低LNG接收站生产中的水电消耗和提高LNG接收站的社会环境效益已成为一个迫切需要解决的问题^［7］。

最新报道的1 000 MW新一代超超临界二次再热机组热效率可高达到48.72％，但仍有一半以上的热能主要通过锅炉烟囱和汽轮机凝汽器的循环冷却水排放到环境中^［8］。其中，绝大部分热能通过循环冷却水排入附近水域，容易造成能源浪费和温排水污染^［9-10］。另一方面，LNG接收站在气化过程产生的冷能如何得到有效利用也成为近年来研究的热点^［11-13］。将电厂的温排水用于LNG接收站的气化过程或将LNG接收站的冷排水作为电厂的循环冷却水，是两种热能和冷能变废为宝、综合利用的一种新思路。在海水排水温降限制的前提下，提高气化器的进水温度或将低于排放温降要求的冷排水二次利用，都可使热交换系统的设计温差加大，从而达到LNG接收站节水省电的目的。然而，在实际工程运用中，新建LNG接收站和已建发电厂之间如何相互协调、在技术和经济效益上的可行性以及所能带来的社会环境效益等问题还有待进一步分析，其中LNG接收站的取排水方案的选取是LNG接收站节能减碳的关键一环^［13］。本文以建设中的广东惠州某LNG接收站和平海电厂的取排水方案设计为例，从工程建设可行性、对发电厂的影响、能源和环境效益、运行维护工作量、建设和运行成本等方面对取水方案进行研究和分析，可为同类型项目实现碳减排目标提供借鉴。

该项目LNG接收站的功能是接卸由LNG远洋输送船运来的LNG，在LNG储罐内储存，气化后的天然气通过输气管线送至用户，LNG亦可从罐区直接装车运输至用户。接收站分期建设，一期工程建设规模为400万t/a，供气能力56亿m³/a；远期工程规模为1 000万t/a，供气能力达到140亿m³/a。LNG接收一期工程配备3台开架式气化器（ORV），在最高海水温度33.3 ℃和年平均海水温度24.5 ℃时，所需的海水用量分别为24 750 m³/h和22 800 m³/h；LNG接收站远期工程拟配备7台ORV，在最高海水温度和年平均海水温度时所需的海水用量分别为57 750 m³/h和53 200 m³/h。

平海电厂循环水取水、排水明渠按6台1 000 MW机组设计，循环冷却水水源为海水，取自大亚湾海域，从防波堤南侧、煤码头港池外明渠引水，排水明渠引至厂区西北侧，以箱涵方式排入大亚湾海域。电厂取排水设计容量190.8 m³/s。目前已建成2台机组，后续4台机组的建设场地被规划为5台9H型LNG发电厂及LNG接收站用地。

已建成的2台1 000 MW机组，每台机组配置3台循环水泵，单泵设计流量10.6 m³/s，共31.8 m³/s，2台机组合计63.6 m³/s。满负荷工况下春、夏、秋三季循环水泵全部运行，冬季每台机组运行2台循环水泵。低负荷时电厂可能会根据负荷和水温等调节循环水泵的运行台数。在设计工况条件下，春夏秋冬三季电厂循环水排水温升约8.5 ℃，冬季循环水温度略高，可按10 ℃考虑。

为充分利用已建电厂取排水工程，并综合利用平海电厂循环水排水的热能及LNG接收站海水排水系统的冷能，本研究拟选定3种不同的取排水方案。取水排水工程设计方案如图1所示。

图  1  取水排水工程设计方案

Figure 1.  Design scheme of water intake and drainage engineering

根据项目场地自然条件、已取得的宗海界址图及冷排水数学模型试验研究成果，并结合总平面布置方案，海水取水布置在LNG接收站北护岸西侧，取水口前沿距岸线距离约100 m，海水取水泵房布置在储气库站址西北角，取水口与海水取水泵房之间利用1条双孔引水箱涵连接，海水取水泵房至ORV中间的压力供水管道采用玻璃钢管道连接，ORV至排水口采用排水箱涵连接。方案一取水口和排水口的位置如图2所示。其供水流程为：从取水口引水箱涵引水至进水前池，再引至海水取水泵房，最后通过压力供水管供水至ORV区域，如图3所示。

图  2  工程位置示意图

Figure 2.  Schematic diagram of the project location

图  3  方案一的供水系统图

Figure 3.  The water supply system diagram of scheme 1

排水口布置在站址北护岸东侧，近岸布置，取水口和排水口的中心距离约325 m。为防止海水排水口产生泡沫对海域造成污染，在排出口前预留排水消能井。LNG接收站ORV区域至排水消能井采用明渠排水，排水消能井出口采用双孔排水箱涵穿越北护岸。其排水流程为：ORV排水至排水箱涵，再排至排水消能井，最后至排水箱涵排水口排入海域。

考虑到平海电厂现仅建成2台机组，可能存在2台机组同时停运导致无电厂温排水可利用的情况，LNG接收站从电厂明渠取水的设计方案均按常温海水用水量设计。按平海电厂2台机组同时停运的最不利工况考虑，LNG接收站需通过电厂循环水排水明渠及引水箱涵将海水输送至LNG接收站海水取水泵房。按设计水量57 750 m³/h核算，在97%设计低潮位时，在排水明渠和接收站引水箱涵的流速分别为0.21 m/s和0.12 m/s，可保证接收站安全正常运行。因此，现有平海电厂排水明渠及排水箱涵的高程布置及断面可满足LNG接收站远期海水取水需求。

在排水设计方面，方案二拟在接收站西南角设置排水闸门井，排水闸门井入口接电厂排水明渠，出口接出双孔排水箱涵，向西延伸，从电厂引水明渠南侧接入引水明渠。此方案需要在现有运行的引水明渠内设置封堵堰，开口接入LNG接收站排水管后再拆除封堵堰，排水箱涵需要布置在平海电厂及后续LNG燃机电厂场地内。方案二的供水系统如图4所示。

图  4  方案二的供水系统图

Figure 4.  The water supply system diagram of scheme 2

考虑到方案二中LNG接收站冷排水叠加电厂排水明渠的温排水，可能会大大削弱LNG接收站冷排水的利用价值，方案三提出了仅利用电厂的温排水的热能价值而将LNG接收站的冷排水排入海域的设计路线。通过方案一和方案二的分析可知，方案三同样能够满足海域排水的技术规范要求和应对电厂2台机组同时停运导致无电厂温排水可利用的工况。方案三的供水系统如图5所示。

图  5  方案三的供水系统图

Figure 5.  The water supply system diagram of scheme 3

首先，从对平海电厂的影响来看，方案二对电厂现有机组运行和扩建的影响最大，方案一的影响最小。对于方案二，在LNG接收站建设过程中，需要在平海电厂开挖施工引水箱涵、排水箱涵和开挖平海电厂排水明渠，这些施工过程对电厂环境和电厂运行有影响，且工程建设难度比其它方案更大。在LNG接收站运行过程中，如果接收站海水取水泵房因失电等原因引起全部水泵骤停时，取水泵房前池易雍水，不利于电厂的取水泵房的运行。与此同时，电厂现仅建成2台机组，如果2台机组同时停止运行，LNG接收站运行水量需恢复到从海域取水时的工况，水位波动造成LNG接收站运行工况不稳定，对电厂运行要求较高。相对于方案三，方案二因扩建排水明渠需穿越LNG燃机发电厂建设区域，后续LNG发电厂建设过程对已建成的接收站设施存在一定的施工和安全隐患。总体而言，方案三对于电厂的影响小于方案二。但是对于方案一，接收站相对独立，施工过程在接收站范围内，不影响平海电厂运行，也不受后续LNG燃机发电厂建设的影响。

从能源的综合利用和环境保护角度来看，方案二在理论上的能源利用最为充分，方案三和方案一次之。若从排水明渠取水，本期LNG接收站所需的温排水用水量为13 500 m³/h，远期用水量为31 500 m³/h；若从海域取水，按年平均水温24.5 ℃计算，LNG接收站的本期海水用量为22 800 m³/h，长期用水量为53 200 m³/h。经核算，当LNG接收站从电厂排水渠取水时，可充分利用平海电厂循环水排水热量，能够减少41%的LNG接收站ORV用水量，节省年运行耗电量约547.1万kWh。据报道，全国领先的1 000 MW新一代超超临界二次再热机组的供电标煤耗为260.16 g/kWh，根据国家发改委能源研究所推荐的标准煤完全燃烧的二氧化碳排放系数2.493计算可得，LNG接收站相当于每年至少可以减少3 548.3 t二氧化碳排放量^［8］。这不仅大大提升了LNG接收站的节能、节水和减碳的水平，还大大减少了电厂温排水对于海洋生态的影响。

在排水方案设计上，方案二还考虑到了LNG接收站冷能的利用。在凝汽器冷却面积、排汽焓和循环水量一定的条件下，冷却水进水温度直接影响凝汽器背压。国产1 000 MW级燃煤发电机组循环水进水温度每降低（或升高）1 ℃，汽机热效率相应升高（或降低）约1.5‰。相关研究表明，使用气化LNG后的海水作为凝汽器的循环水降低了汽轮机背压，不仅有利于提高联合循环蒸汽轮机部分的出力，而且减小海水的温降有利于该海域的环境保护和生态平衡，该方案基本不需要增加太多额外的投资即可实现^［14］。但是在本工程选用的ORV有最小海水用量限制，ORV出水海水温降为5~10 ℃，而电厂循环冷却水的排水温升为8.5~10 ℃，并且电厂循环冷却水排水量大于ORV排水量。因此，在本设计方案中，LNG接收站的冷排水无法有效降低电厂的取水温度。虽然方案三的排水直接排入海域，但是由于取水自电厂温排水，排水温度与海水相差不大，降低了冷排水污染，同时大大减少了电厂的温排水水量，具有显著的环境效益^［15］。

从运行维护工作量来看，方案二和方案三，LNG接收站取用电厂循环水排水时，接收站海水清污系统的清污机、旋转滤网及次氯酸钠投加系统可基本不运行，维护工作量小。方案一从海域取水，其运行水量稳定，运行压力较低，受水泵骤停影响较小，但因直接从海域取水，旋转滤网、拦污栅及加药系统需经常性运行，运行维护工作量相对较高。

根据工程造价概算方法，方案一的投资金额远高于其它两个方案的投资金额，而方案二的投资金额仅略高于方案三的投资金额，方案一、方案二、方案三的基建投资费用分别为23 517.2万元、22 317.4万元和22 190.0万元。方案一的电机轴功率为2 083.4 kW，年总耗电量为1 215.3万kWh；而方案二和方案三的电机轴功率为1 145.5 kW，年总耗电量仅为668.2万kWh。按照LNG接收站的年利用小时为5 833 h，外购电价0.65元/度计算，方案一每年的电费约为790万元，比方案二和方案三高355.7万元。从综合基建投资年固定分摊费用和LNG接收站运行费用来看，方案二和方案三的经济效益基本相当，远高于方案一的经济效益，如图6所示。

图  6  不同取排水方案的成本分析

Figure 6.  Cost analysis of different water intake and drainage schemes

从对平海电厂的影响、能源综合利用效率和环境效益、运行维护工作量、经济成本等方面对三种取排水方案的优缺点进行了总结，如表1所示。

由表1可知，方案二和方案三在经济方面基本相同，但方案二建设过程对平海电厂已建成循环水系统的影响较大，且LNG冷能对于提高电厂运行效率的价值较低。因此，综合来看，方案三为本工程的最优建设方案。

在双碳目标背景下，LNG在区域储气调峰中的作用愈发突出，LNG接收站的节能和减碳要求也愈发严苛。本研究为综合利用电厂循环水排水的热能及LNG接收站海水排水系统的冷能提供了工程建设可行性和社会经济和环境效益等方面的对比分析，可为提高未来LNG接收站建设提供借鉴方案。主要结论和创新点如下：

1）新建LNG接收站利用临近已建电厂温排水资源的设计方案具有工程应用的可行性。

2）从能源的综合利用效率、建设和运营成本、环境保护效益等方面来看，将电厂温排水用于LNG接收站的方案均比传统的海域取排水方案具有更大的优势。与传统的海域取排水方案相比，利用电厂温排水的取排水方案能够减少约5.6%的基础建设投资，减少约41%的LNG接收站ORV用水量，节省年运行耗电量约547.1万kWh，相当于每年能够减少1 000 MW发电机组约3 548.3 t的二氧化碳排放量。此外，此取排水方案还大大节约了用海面积和减少了工程取排水对海洋生态的影响。

3）将LNG接收站的冷排水作为发电厂的循环冷却水取水，能够提高联合循环蒸汽轮机部分的出力和减少冷排水对生态环境的影响。但是LNG接收站选用电厂温排水作为水源，经ORV使用后再做为电厂取水时，能源利用率较低。

4）LNG接收站和电厂的一体化建设可能成为未来的发展趋势，这给多元能源的综合利用提供了优势，同时也对LNG接收站和电厂运行的稳定性提出了更高的要求。