青岛LNG接收站最大周转能力评估

曲靖祎 杨 慧 袁志超

（1.中国石化青岛液化天然气有限责任公司，山东 青岛 266400；2.中国石化天然气分公司华北销售营业部，山东 青岛 266400）

0 引言

LNG接收站最大周转能力是接收站生产运行的一项重要指标，对统筹安排上游资源船期、科学测算罐存平衡、合理安排下游管网输气计划、保障市场供应有十分重要的指导价值。接收站的周转能力与LNG船舶接卸能力、LNG外输工艺、上下游资源匹配情况等诸多因素有关［1-2］。笔者将从上游资源供给能力、码头接卸能力、接收站最大外输能力、下游市场消化能力4个方面综合测算LNG接收站的最大周转能力。

1 青岛LNG接收站情况

青岛LNG接收站于2014年正式投产，位于青岛市董家口港区，接收站东西宽约600 m，南北长约770 m，总用地面积约49.46×104m2，其中陆域面积约36.13×104m2、填海造地面积约13.33×104m2。项目一期工程建设规模为300×104t／a，供气能力为40.5×108m3／a，包括码头及陆域形成工程、储罐区工程及接收站工程3部分，其中码头工程建设1个兼容（8～27）×104m3的LNG船泊位、1个工作船码头，引桥长852.1 m，防波堤长1 956 m，护岸长1 057 m；储罐区工程一期建设3台16×104m3容量的储罐；接收站主要包括LNG接卸、储存、增压、气化、计量、输送等系统及年处理200×104t富液的轻烃回收系统，回收LNG、C2及C3+3种混合产品。为满足多种LNG接卸和存储的需要，同时根据国家有关规范要求，项目增加一期调整工程，包括新增16×104m3LNG储罐1座（四号罐）、LNG船气试流程1套、高压外输泵等配套气化外输设施，新建C2装车系统，新增LNG装车撬7台、BOG压缩机1台。

2 接收站最大周转能力分析

2.1 上游资源供给能力

1）PNG LNG资源供给能力。接收站目前有两种气源：PNG LNG与AP LNG，其中PNG LNG为富液，甲烷含量在87.5%左右，C2及以上组分约为12.4%；AP LNG为贫液，甲烷含量在99.5%左右。PNG LNG项目由PNG合资公司上下游一体化建设经营，建设年产能共660×104t的两条生产线。

2）AP LNG资源供给能力。AP LNG项目是康菲同澳大利亚天然气和发电公司Origin能源公司于2008年分别出资50%成立的合资项目，目的是利用Origin能源公司在澳大利亚昆士兰州丰富的煤层气资源来供应国内市场并液化出口。该项目一期拟建两条年产能共900×104t的生产线，第一条线于2015年第3季度投产，第二条线于2016年第2季度投产。中国石化与澳大利亚APLNG公司签署《股权认购协议》和《LNG购销协议》，收购AP LNG公司15%的股份，并自2015年开始以离岸价格（FOB）方式每年从AP LNG项目第一条线采购430×104t的LNG，为期20年，第一年基本量为250×104t，随投产日期按比例调整；并从2016年开始以FOB的方式每年从AP LNG项目第二条线采购330×104t的LNG，为期20年。PNG LNG与AP LNG两种资源共计每年采购量约为960×104t，具体量可根据实际情况上下浮动。

2.2 LNG船舶最大接卸能力

1）接船作业限制条件。影响LNG船舶进出港通航及在港作业天数的主要因素为风、浪、流、能见度等气象海况条件［3］。根据山东海事局关于青岛LNG接收站码头工程通航安全核查批复意见，要求在现有条件下，靠泊青岛LNG接收站码头的LNG船舶进出港航行及靠离泊作业条件为：① 风≤5级（10.7 m／s），② 涌浪≤2 m，③ 日出后、日落前，能见度≥2 700 m，且无减弱趋势，④ 平潮时段通过防波堤口门进港靠泊。

2）月可作业天数及接船数量预计。根据上述作业限制条件，并结合董家口港区海上浮标气象观测站的统计数据，整理2017年每月可作业天数及实际接船数量如表1所示。根据已搜集的董家口港区气象海况统计数据显示，并结合上述作业限制条件，港区每月平均可作业天数如表2所示。按每艘LNG船在港接卸周期为2天考虑，则青岛LNG接收站一期泊位年最多可接船数量预计为91艘次，具体每月接船数量预测如表3所示。

表1 2017年每月可作业天数及实际接船数量表

表2 每月平均可作业天数表

表3 每月预计可接卸船数表

综上所述，预计年接卸船量为91艘次，按照平均每艘船卸货约7×104t（考虑贫富液密度差别）计算，青岛LNG接收站年最大接卸量约为637×104t。

2.3 接收站最大外输能力

1）接收站工艺流程及设备能力简介。流程为：LNG由储罐经罐内低压泵升压后进入低压总管，随后去往高压泵入口汇管，经高压泵增压后分别由开架式气化器（ORV）或浸没燃烧式气化器（SCV）气化，之后计量外输进入下游管道；富液低压总管LNG主要去往轻烃回收区进行乙烷和LPG的脱除处理，处理得到的贫液LNG进入高压泵出口汇管，乙烷和LPG分别经管道或槽车外输；另外富液低压总管还引出LNG进入槽车装车循环管线，装车后循环回到贫富液低压总管阀下游。接收站内主要设备能力见表4。

表4 主要设备数量及负荷表

2）测算依据原则。① 1号和2号储罐储存富液（PNG LNG），供轻烃、码头保冷循环和槽车装车，1台罐内泵备用；3号和4号储罐储存贫液（AP LNG），供气化外输，1台罐内泵备用。② 工艺区高压泵5台运行、1台备用。③ 3台罐内泵用于槽车装车，槽车装车撬最多同时运行12台。④ 未考虑下游管网接收能力。⑤ 轻烃回收装置年处理量为200×104t，按照目前轻烃运行实际工况最大进料量为114 t／h。⑥ 接收站内设备能力按照最大能力100%测算，并考虑贫富液密度差对设备能力的影响。⑦ 忽略温度对LNG密度的影响。

3）最大外输能力测算。测算为：① 轻烃装置双系列运行，轻烃产品LNG平均外输量为171.2 t／h；② AP LNG 5台罐内泵满负荷能力约为675 t／h；③ 高压外输泵5台满负荷能力约为650 t／h；④ 4台ORV按二期计算能力约为828 t／h；⑤ 2～3台罐内泵（PNG储罐）最大装车能力约为300 t／h（考虑到同时装车撬数及槽车充装速度的限制）。

综上所述，轻烃外输量和工艺气高压泵外输量总和为821.2 t／h，小于ORV最大气化处理能力，故最大管道气化外输量约为821 t／h；再加上最大装车能力300 t／h，因此接收站每天最大外输量约为2.7×104t，全年最大外输量约为980×104t。

2.4 下游市场消化能力

1）下游市场消化能力概况。根据山东LNG接收站实地调研数据，山东LNG接收站2017年外输LNG约441.9×104t，同比增长80%；其中管道外输气约为47.6×108m3，同比增长120.4%，完成全年天然气销售计划36.9×108m3的129%；LNG液体销售105.0×104t，同比增长15%，完成全年LNG液体销售计划100×104t的105%；C2外运7.0×104t、LPG外运6.0×104t，完成全年轻烃产品销售计划15×104t的86.7%。

2）“十三五”期间下游市场需求量预测。京津冀鲁豫等华北地区是我国大气污染防治的主战场，天然气需求潜力巨大。自青岛LNG项目投产以来，管道气、液态产品、轻烃产品市场发展迅速，销售量逐年攀升，青岛LNG接收站逐步成为中国石化华北天然气市场的主力气源。根据2017年销售形势及“十三五”期间天然气销售增长水平判断，通过与下游用户初步对接编制完成《华北地区“十三五”天然气需求调研报告》，预计华北市场（不含天津）2018年LNG需求量约为400.9×104t，其中管道气市场需求量约为40×108m3，液态气市场需求量125×104t；预计2019年LNG需求量约为448.7×104t，其中管道气市场需求量46.5×108m3，液态气市场需求量128×104t；预计2020年LNG需求量约499.6×104t，其中管道气市场需求量52.5×108m3，液态气市场需求量约为137.5×104t。

3 结束语

通过以上测算，上游资源方最大供给能力为960×104t／a、码头接卸能力为637×104t／a、接收站最大外输能力为980×104t／a、未来3年内华北地区天然气下游市场最大消化能力近500×104t／a。因此，青岛LNG接收站最大周转能力的最主要制约因素为下游市场消化能力，其次为码头接卸能力，而受资源供给能力及接收站外输能力的影响较小。青岛LNG接收站近三年内的最大周转能力约为500×104t／a，但随着社会经济持续高速发展、能源消费结构持续升级、下游市场需求量不断扩大，码头最大接卸能力或将成为影响青岛LNG接收站最大周转能力的关键因素。

［1］贾士栋，吕俊，邓青.LNG接收站最大／最小外输量的确定方法：以中国LNG接收站为例［J］.天然气工业，2013，33（6）：86-90.

［2］郑云萍，李薇，李伟.计算 LNG接收站周转及储备能力的数学模型［J］. 天然气工业，2010，30（7）：73-75.

［3］彭明，杨颖，袁志超，等.LNG接收站卸料工艺操作常见问题及解决措施［J］.天然气技术与经济，2017，11（4）：47-50.