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1、大型 LNG接收站新型仓储运营管理模式探讨孔令海;江路【摘要】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，为了解决产地不同的进口 LNG组分、气化率、热值不同对下游市场用户带来 的问题，结合珠海LNG接收站运营管理实践，利用LNG的特性，探讨LNG接收站新 型仓储运营管理模式可行性,通过生产实践新型仓储模式能够满足下游不同市场用 户的需求，有效缓解不同产地LNG品质对用户带来的影响，拓展了贸易市场,为接收 站生产运营取得了较好的经济效益通过实践研究认为:LNG接收站可以实施不同 组分的LNG
2、分开仓储生产模式;不同组分LNG分开仓储有利满足下游不同市场 需求并能促进市场发展;采用LNG不同组分分开储存方式便于接收站开展精细 化生产;分组份仓储生产模式是对传统接收站生产工艺和操作模式的探索和升级, 提高了操作的安全性和产品的竞争力.期刊名称】 天然气技术与经济年(卷),期】 2019(013)003【总页数】5页(P80-84)【关键词】组分;储存；LNG贸易;气化率;热值【作 者】 孔令海;江路【作者单位】 中国海洋石油集团有限公司,北京 100027;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【正文语种】中 文0 引言随着国内天然气需求量迅速增长、L
3、NG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
4、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2030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
5、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 600x104t,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
6、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LN
7、G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：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；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; 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
8、；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；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：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；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；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LN
9、G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
10、，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情况表时间甲烷含量乙烷含量丙烷 含量密度/（kgm-3 ）质量热值/（MJkg-1 ）体积热值/（Btuscf-1）气化率/（m3Mt-1 ）12月2日12月6日12月22日99.77%90.74%94.38%0.08%5.65%4.14%0.02%2.10%0.95%421.61 457.12439.55 55.44 54.54 55.03 1 011.60 1 112.00 1 068.54 1 493 1 333 1 403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
11、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 夕卜输；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
12、，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160x20x5 = 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 M
13、J/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：35Lx0.81 kg / L 二 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 45.74x28.35-55.44x5 = 112.9 元，加注 12 月 16 日 LNG 费用则为 45.74x28.35-54.54x5 = 118.9 元。假设每辆车每日运行800 km，每日成本增加（118.9-112.9 ）x800-100 = 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L
14、NG 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 56x0.9x421.61x800=16 999元;收入差为：16 999x（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
15、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：满足日常周转需要；满足目标用户安全用气需要; 满足目标用户季节调峰用气储备需要；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
16、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LN
