大型LNG接收站新型仓储运营管理模式探讨

2019-07-18孔令海

天然气技术与经济 2019年3期

孔令海江路

（1.中国海洋石油集团有限公司，北京 100027；2.中国石油西南油气田公司审计中心（纪检监察中心），四川成都 610051）

0 引言

随着国内天然气需求量迅速增长、LNG进口量不断扩大，全球LNG产业快速发展，煤层气和煤制气液化天然气项目不断开工建设，进口LNG有效填补了常规液化天然的气供应缺口。常规液化天然气甲烷含量为86%～96%，而煤层气和煤制气液化天然气甲烷含量高达99.6%以上，国际上LNG按热值交易，常用单位为百万英热单位（MBtu），国内用户一般按体积销售（部分燃气电厂等大型用户除外），常用单位为立方米（m3）。按照常规设计方式，LNG接收站主要通过气态和液态两种方式外输，气态通过管道外输，按体积计量，常用单位为“元／m3”，液态通过LNG槽车外输，按质量交易，常用单位为“元／t”[1]。LNG单位质量或体积热值能真实反应LNG中各组分完全燃烧时所放出的热量值；不同产地LNG因组分不同气化率和热值有较大差异对下游用户产生较大影响。笔者根据不同产地LNG的特点，结合我国LNG接收站运营管理实际情况，探讨了LNG接收站新型仓储生产模式，为接收站设计优化提供依据，也为其它LNG接收站针对不同产地的LNG开展新型仓储生产模式提供参考。

1 国内LNG接收站运营现状

1.1 LNG接收站功能简介

自2006年广东大鹏LNG接收站投产以来，国内相继投产了19座接收站，后续还会建设20～30座接收站；LNG接收站的主要功能是对LNG的接收、储存、气化、液态转运，并通过管网和槽车向下游用户供气[2]。LNG由运输船从上游液化厂运输至接收站，通过码头卸料臂将LNG输送至储罐储存，一路由罐内低压泵将LNG输送至高压泵加压与海水换热气化，通过管道向电厂和城市用户供气，另一路由罐内低压泵将LNG输送至槽车装车区充装后进行液态外输。

1.3 LNG接收站贸易现状

2018年中国LNG净进口增量为1 600×104t，占全球增量的59.26%，位居世界第一；进口LNG占国内天然气供应总量的53%。LNG运输至接收站后与原储罐中LNG混合储存。国际LNG贸易按热值结算；国内LNG销售主要分为气体和液态销售，气体与管道气统一按体积定价销售，液态按质量根据市场行情销售。一般情况下LNG热值要高于普通管道气，保供性和季节调峰效果也更强。值得关注的是管道天然气热值计量已提上日程，环保性和季节调峰性后续也会得到科学的认定。通过LNG槽车销售的液态气是按质量交易的，这种方式是不科学的，忽视了因LNG组分不同、气化率和热值的较大差异[3-6]。

2 LNG接收站仓储运营模式

2.1 传统LNG接收站仓储工艺

传统LNG接收站一般配备LNG码头、储罐、气化装置、槽车外输装置以及BOG处理装置等。卸船时LNG从卸料管线进入储罐，储罐设置上进液和下进液两种工艺，该设计可使不同密度的LNG以不同方式进入储罐，通常密度相对高的LNG（与罐内LNG比较）从上部进入，较密度较低的LNG（与罐内LNG比较）从下部进入，使进入储罐的LNG混合均匀，以防止发生分层现象。LNG由罐内泵输出至低压总管，再经高压泵加压气化后计量外输，按体积交易；一部分LNG由低压总管输出后装车，按质量交易（图1）。

2.2 LNG接收站生产运行功能拓展

深圳大鹏LNG接收站投产以来，国内LNG接收站快速发展，受市场和资源的影响，接收站在工艺设计过程中，不断优化工艺设计，以适应市场变化，这些升级功能包括：① 增设BOG高压压缩机，在外输量不足时，启动BOG高压压缩机直接进行外输；② 增设液化装置，在下游管道未投用时对接收站产生的BOG进行液化；③ 增设重烃分离装置将LNG中一部分重的、高热值的组分（C2、C3等）除去，以降低天然气中重组分的含量及其热值；④ 增设装船设施，对中小型LNG船进行反装，转运至内江内河等二、三级LNG接收站；⑤ 增设燃料加注系统，实施槽车、船舶燃料加注业务等。

2.3 新型仓储运营模式的探讨

2.3.1 LNG接收站运营模式

图1 传统LNG接收站工艺流程图

LNG接收站运营主要分为3种模式：① 模式一：业主（或股东）专用模式（简称总买总卖模式），由接收站业主负责 LNG的全球采购、运输、接卸、储存、气化加工以及销售；② 模式二：第三方使用模式（简称加工模式），接收站只负责 LNG接卸、储存及气化加工以获取加工费用；③ 模式三：业主（或股东）、第三方共同使用模式（简称综合模式），它是以上两种模式的结合，接收站将部分库容用于第三方的 LNG气化加工，剩余库容用于接收站自营采购的 LNG气化加工并向下游销售。除深圳大鹏、福建莆田、上海洋山三座LNG接收站采购部分固定资源外，国内大型接收站主要采用模式二和模式三的运营方式，从全世界各地采购LNG资源，部分民企建设的接收站受自身资源的限制主要采用模式一，LNG资源也会相对稳定[7]。

2.3.2 新型仓储生产模式

LNG因其产地不同组分、热值、气化率也会不同，以下某LNG接收站2017年12月连续接卸的3船不同产地的LNG为例说明，如表1所示。按照操作要求，不同产地的LNG在接收站将选择上进液或下进液卸料工艺与储罐中存储的LNG混合存储，混合后气态外输或液态外输组分将发生较大变化，仍按设计方式开展气态或液态外输。

表1 某接收站2017年12月连续接卸LNG情况表

通过对珠海LNG接收站的分析发现：该站优化现场工艺流程，实施不同组分LNG分罐储存按需加工的新型仓储加工模式开展生产作业，即将高气化率、低气化率的LNG进行分罐储存（如图2所示）。气态外输时，通过调节各储罐的外输流量，保证管道外输单位体积热值稳定，在下游有特殊要求时还可调节气体外输热值范围；液态外输时，根据下游客户需求选择启动高气化率储罐A外输或低气化率储罐C外输；充分利用不同产地LNG组分、热值、气化率不同的性质开展仓储加工，不仅可以满足下游用户不同的需求，还能取得较好经济效益。

图2 储存分装运行情况示意图

3 新型仓储运营模式对下游用户的影响

3.1 管道气外输影响

LNG气化后通过管道计量后按体积外输（热值仅作为参考），下游用户将因单位体积热值不同、消耗的天然气量不同，费用也会有所不同。接收站也会因为LNG气化率的不同，导致收益出现较大差异：在相同热值条件下，气化率越高成本越低，气化率越低的LNG成本越高；对于液态外输，槽车按照质量计算，在相同热值条件下，气化率越高成本高，气化率低成本低。

3.2 液态外输对下游用户的影响

1）对下游城市燃气客户利润影响大

由表1中可以看出：12月2日和16日接卸的LNG，不同组分的气化率差达到了160 m3／Mt。按照每车装载20 t、居民燃气价格5元／m3计算，每充装一车天然气会产生160×20×5＝16 000元的利润差。

2）对下游汽车加注以及单位热值要求较高用户的费用影响巨大

设定汽油热值为45.74 MJ／kg，汽油密度为0.81 kg／L，大型车辆耗油为35 L／100 km，每100 km车辆耗油量为：35L×0.81 kg／L＝28.35 kg；那么不同组分对汽车加注影响（LNG价格按5元／kg计）：加注12月2日LNG的费用为45.74×28.35÷55.44×5＝112.9元，加注12月16日LNG费用则为45.74×28.35÷54.54×5＝118.9元。

假设每辆车每日运行800 km，每日成本增加（118.9-112.9）×800÷100＝48元；每年增加成本17 520元。假设一个车队有50辆车，每年因加注组分不同的LNG将出现成本差约87.6万元。

3）使槽车承运商的收入产生较大差异

根据各地道路承载规定，槽车最高出站质量不能超过49 t，最高充装体积不能超过最大车载量的90%，目前投用的槽车最大容积约56 m3，按要求满载后质量约46 t，满足道路交通载重要求。接收站按正常工艺装车，通常情况下槽车运输（1 000 km范围内）成本为每公里0.8元／t、运距为800 km，那么运输费用为56×0.9×421.61×800＝16 999元；收入差为：16 999×（457.12-421.61）÷ 421.61＝1 431元；每辆车因选择不同组分LNG载货收入最大相差1 431元／次。

3.3 新型仓储加工模式对接收站运行的影响

1）新型仓储加工模式使储罐操作节能降耗

采用高、低气化率分开存储的方式，将组分相近的LNG储存在同一储罐，通过实践储罐在卸料储存作业中较少出现LNG分层现象；在卸船和后续储存过程中接收站BOG蒸发量大大降低，缩短了BOG压缩机运行时间，实现节能降耗。

2）提高储罐的使用效率

LNG接收站建设储罐的数量，需要综合考虑市场供用总量、供用特性以及船期延误的可能性等，一般考虑：① 满足日常周转需要；② 满足目标用户安全用气需要；③ 满足目标用户季节调峰用气储备需要；④ 根据目标市场安全保障体系建设要求，与其他供应源一起承担的满足目标市场所有客户的应急用气需要[9]。由以上因素可知，在正常生产状态下，接收站LNG储罐库容会比较富裕，可以通过调度协调组织开展分组储存加工模式生产活动。在市场满足要求的情况下，通过调度船期安排、选择性储存等手段，尽量实现储罐分组分储存，同时接收站通过合理的调度和安排尽量提高储罐的使用率。

3）设备运行的影响

LNG接收站开展分组分存储加工模式与传统LNG接收站生产模式不同，每个储罐分别储存高气化率、低气化率、中等气化率或高热值、低热值、中等热值的LNG，将根据下游用户需求，切换和启停设备，对接收站正常设备运行会产生一定影响。

通过以上分析，由于LNG产地不同导致LNG组分等性质发生变化，按照常规方式混合储存，会对下游用户带来一定影响;采用新型仓储管理模式，LNG接收站通过合理的调度和安排充分利用LNG的性质，开展精细化生产，有效降低LNG产业链的运行成本，提高效率，扩大LNG产品的竞争优势，具有非常重要的意义。

4 新型仓储运营模式对产业链运营的影响

4.1 新型仓储生产模式有助于开拓市场

与传统LNG接收站运行模式比较，按照LNG组分、气化率、热值不同实施分罐储存的方式，新模式更便于下游客户的选择，也有利于节省成本、提高LNG的竞争力。如城市燃气客户选择高气化率LNG液态外输模式，城市CNG等加注用户更趋向选择高热值LNG液态外输模式，例如珠海金湾液化天然气有限公司自开展分组分存储加工模式以来，每日增加槽车充装约30车，其中高气化率槽车约20车，低气化率约10车；每日增加外输量约600 t。

4.2 促进液态热值的定价贸易

目前管道气已开始开展热值计价的探讨，由于不同LNG组分不同，单位质量热值、气化率的不同，对下游用户的影响较大。液态LNG贸易按热值计价相对更加公平，也是今后的发展趋势。另外，LNG接收站在开展液态外输定价时也应考虑气化率等因素[8]。

4.3 LNG接收站工艺的优化

传统接收站首先将LNG直接从储罐输送入LNG总管，一部分LNG输送至高压泵加压外输，另一部直接输送至槽车装车外输。如果是多座储罐共用一条LNG外输总管的情况，则只能通过切换储罐和罐内泵开展不同组分LNG外输作业，无法实现不同组分LNG24小时连续外输。在后续设计过程中可以考虑增设工艺管线，通过流程倒换实现不同组分24小时连续外输作业。