ICS 75-010 SY CCS E 01 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 76382021 液化天然气接收站经济运行规范 Economical operation specification for liquified natural gas receiving terminal 2021 -11 - 16 发布 2022 - 02 一 16 实施 国家能源局 发布 SY/T76382021 目 次 前言· 1范围 规范性引用文件 2 3 术语和定义 4 总体原则与要求 5 经济运行的管理要求 6 经济运行的技术要求 经济运行的判别与评价 7 7.1主要耗能设备经济运行判别 7.2液化天然气接收站经济运行综合评价 SY/T76382021 前言 本文件按照GB/T1.12020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的 规定起草。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由石油工业标准化技术委员会石油工业节能节水专业标准化技术委员会（CPSC/TC24）提 出并归口。 本文件起草单位：中国海洋石油集团有限公司节能减排监测中心、中海石油气电集团有限责任公 司、中国石油昆仑能源有限公司、中国石油化工股份有限公司天然气分公司、中国石油化工集团有限 公司能源管理与环境保护部、中国海洋石油集团有限公司质量健康安全环保部、国家石油天然气管网 集团有限公司油气调控中心、中国石油大然气股份有限公司规划总院、国家管网集团北方管道有限责 任公司管道科技研究中心、中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司技术检测中心、广东大鹏液化 天然气有限公司、中海福建天然气有限责任公司、中海浙江宁波液化天然气有限公司、广东珠海金湾 液化天然气有限公司、中石油京唐液化天然气有限公司、中石化天津液化天然气有限公司、中石油江 苏液化天然气有限公司、中国石化青岛液化天然气有限公司、国家管网集团北海液化天然气有限责任 公司、国家管网集团天津液化天然气有限公司、北京市燃气集团有限责任公司。 本文件主要起草人：刘艳武、李达、刘国豪、胡本源、张向农、张奕、蒲明、朱晓霞、李炜 陈其彬、王智、刘社英、张鑫、林素辉、牛军锋、蔡主斌、童文龙、徐成、徐静静、李皓月、 孙青峰、任伟、何伟、刘松、刘振方、 陈晓柯。 II SY/T76382021 液化天然气接收站经济运行规范 1范围 本文件规定了液化天然气接收站经济运行的基本原则、管理要求、技术要求、判别与评价。 本文件适用于气化外输设施能力为200×10t/年及以上的岸式液化天然气接收站。 2规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文 件，仅该日期对应的版本适用于本文件，不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适 用于本文件。 GB/T16666泵类液体输送系统节能监测 GB17167用能单位能源计量器具配备和管理通则 SY/T6637天然气输送管道系统能耗测试和计算方法 SY/T6928液化天然气接收站运行规程 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 液化天然气接收站liquifiednaturalgasreceivingterminal 对船运液化天然气进行接收、储存、气化和外输（含槽车灌装）等作业的场站。 3.2 液化天然气接收站经济运行economicaloperationforliquifiednaturalgasreceivingterminal 在满足安全、环保要求的前提下，通过科学管理和优化配置，使液化天然气接收站处于高效率、 低能耗的状态下运行。 3.3 气化外输耗电量electricityconsumptionvaluesofLNGvaporizatedsystem 采用海水开架式气化器（ORV）或中间介质气化器（IFV）对LNG进行气化并输人站外管网的 作业过程中，气化生产系统的用电设备（包括高压泵、低压泵、海水泵、BOG压缩机等）所消耗的 电量。 3.4 单位气化外输电耗electricityconsumptionofunitLNGvaporizated 液化天然气接收站在气化外输作业时，发生的气化外输耗电量与同期LNG气化外输量的比值。 3.5 单位气化外输气耗gas consumption of unit LNG vaporizated 1 SY/T 76382021 消耗量与同期LNG气化外输量的比值。 3.6 蒸发气boil-offgas(BOG) 由于外界的热量引人及储罐进料过程中的闪蒸等，引起液化天然气气化产生的气体。 4总体原则与要求 4.1 应优先使用海水开架式气化器（ORV）或中间介质气化器（IFV）等节能方式进行气化。 4.2具备条件的接收站宜实施冷能利用。 4.3应在安全环保运行的前提下，以降低能耗为目标进行节能诊断，采取改进措施。 5经济运行的管理要求 5.11 能源计量器具配备及管理应符合GB17167的要求，宜建立能耗在线监测系统。 5.2应建立能源计量台账和能源统计制度。 5.3 应制定能源绩效指标并进行考核奖惩 5.4应对管理和操作人员定期开展培训。 5.5 应制定包含液化天然气接收站及主要耗能设备经济运行相关内容的操作规程。 5.6 应建立液态及气态天然气取样分析与气质监控制度。 5.74 生产运行应重点控制蒸发气的产生，同时应采取措施回收蒸发气，避免或减少放空。 6经济运行的技术要求 6.1 根据船岸液化天然气密度选择合适的储罐进料方式。 6.2卸料臂吹扫完成后，应启动卸料总管至储罐的冷循环。 6.3应通过LTD（液位一温度一密度）系统探头对罐存LNG的温度、密度进行监控，控制分层现 象，避免发生翻滚，并根据船岸储罐压力情况采用BOG平衡船岸罐压。 6.4J 应根据能耗情况选择再冷凝、外输等方式处理BOG，避免火炬放空。 6.5应对BOG压缩机和再冷凝器运行参数实时监控，确保设备处于良好运行状态。 6.6海水温度不小于2.0℃，宜使用ORV或IFV气化，温度在2.0℃≤t≤5.5℃应分多个区间，优 化设定海水流量、LNG流量及气化器出口温度。 6.7外输时在满足管网压力与流量需求条件下，采取阶梯输气策略，合理配置生产线设备开启台数， 使海水泵、高压泵处于高负荷运行区。 6.8SCV运行时，应控制水浴温度、出口露点温度、燃料气流量和助燃空气流量，设置最佳空燃比。 6.94 生产线设备启停顺序应符合SY/T6928的要求，减少海水泵运行时间。 6.10液化天然气接收站宜实施峰谷用电策略。 6.11 应采取无功补偿措施提高供配电系统的功率因数 7经济运行的判别与评价 7.1主要耗能设备经济运行判别 主要耗能设备经济运行判别见表1。泵机组效率按GB/T16666进行监测，压缩机组效率按SY/T 2 SY/T76382021 6637进行监测，应选择稳定的运行工况进行测试。 表1液化天然气接收站主要耗能设备经济运行指标 指标名称 指标值 评价结论 n≥72 运行经济 高压泵机组效率n 65 ≤< 72 运行合理 % 7<65 运行不经济 n≥ 60 运行经济 低压泵机组效率n 42 ≤n< 60 运行合理 % 运行不经济 n<42 n ≥ 65 运行经济 海水泵机组效率n s9 >l > 0s 运行合理 % < 50 运行不经济 n ≥ 55 运行经济 BOG低压压缩机组效率n 42 ≤n<55 运行合理 % n<42 运行不经济 7.2液化天然气接收站经济运行综合评价 7.2.1指标计算 7.2.1.1 单位气化外输电耗 单位气化外输电耗按公式（1）计算。电力消耗量采用企业能源统计报表，并可追溯原始记录进 行核查。 Ea V, = (1) G 式中： V一单位气化外输电耗，单位为千瓦时每吨（kW·h/t）， 一气化外输耗电量，单位为千瓦时（kW·h）； Ea 一LNG气化外输量，单位为吨（t)。 G 7.2.1.2单位气化外输气耗 单位气化外输气耗按公式（2）计算。SCV气化器的天然气消耗量采用企业能源统计报表，并可 追溯原始记录进行核查。 E. V.= (2) G 式中： 单位气化外输气耗，单位为立方米每吨（㎡/t）； 3 SY/T76382021 ESCV气化器耗气量，单位为立方米（m）。 当SCV运行负荷率在20%～50%（不含50%）时，属于轻载工况。此时，单位气化外输气耗指 标的下限值和上限值分别按公式（3）和公式（4）计算。 Vql=21-13β (3) Ve-24-17β (4) 式中： Val一一单位气化外输气耗下限值，单位为立方米每吨（m/t）： -SCV运行负荷率，取实际负荷与额定负荷的百分比； B Ve2- 一单位气化外输气耗上限值，单位为立方米每吨（m/t）。 7.2.2综合评价 液化天然气接收站经济运行综合评价见表2。接收站经济运行的判定，选取常温海水条件下（海 水温度不低于5.5℃）或SCV气化外输工况两种工况进行考核，以月或季度为周期统计。 表2液化天然气接收站经济运行综合指标 指标名称 指标值 评价结论 V<17 运行经济 单位气化外输电耗V 17 ≤ Va≤ 21 运行合理 kw - h/t V>21 运行不经济 V< Val 运行经济 轻载工况 Val ≤ V≤ V 运行合理 v.>Ve2 单位气化外输气耗V 运行不经济 m/t V,< 14.5 运行经济 重载工况 14.5 ≤ V≤ 19.5 运行合理 Vβ> 19.5 运行不经济 注：SCV运行负荷率在20%～ 50%为轻载，50%以上（含50%）为重载。