曲靖祎 楊 慧 袁志超

（1.中國(guó)石化青島液化天然氣有限責(zé)任公司，山東 青島 266400；2.中國(guó)石化天然氣分公司華北銷(xiāo)售營(yíng)業(yè)部，山東 青島 266400）

0 引言

LNG接收站最大周轉(zhuǎn)能力是接收站生產(chǎn)運(yùn)行的一項(xiàng)重要指標(biāo)，對(duì)統(tǒng)籌安排上游資源船期、科學(xué)測(cè)算罐存平衡、合理安排下游管網(wǎng)輸氣計(jì)劃、保障市場(chǎng)供應(yīng)有十分重要的指導(dǎo)價(jià)值。接收站的周轉(zhuǎn)能力與LNG船舶接卸能力、LNG外輸工藝、上下游資源匹配情況等諸多因素有關(guān)［1-2］。筆者將從上游資源供給能力、碼頭接卸能力、接收站最大外輸能力、下游市場(chǎng)消化能力4個(gè)方面綜合測(cè)算LNG接收站的最大周轉(zhuǎn)能力。

1 青島LNG接收站情況

青島LNG接收站于2014年正式投產(chǎn)，位于青島市董家口港區(qū)，接收站東西寬約600 m，南北長(zhǎng)約770 m，總用地面積約49.46×104m2，其中陸域面積約36.13×104m2、填海造地面積約13.33×104m2。項(xiàng)目一期工程建設(shè)規(guī)模為300×104t／a，供氣能力為40.5×108m3／a，包括碼頭及陸域形成工程、儲(chǔ)罐區(qū)工程及接收站工程3部分，其中碼頭工程建設(shè)1個(gè)兼容（8～27）×104m3的LNG船泊位、1個(gè)工作船碼頭，引橋長(zhǎng)852.1 m，防波堤長(zhǎng)1 956 m，護(hù)岸長(zhǎng)1 057 m；儲(chǔ)罐區(qū)工程一期建設(shè)3臺(tái)16×104m3容量的儲(chǔ)罐；接收站主要包括LNG接卸、儲(chǔ)存、增壓、氣化、計(jì)量、輸送等系統(tǒng)及年處理200×104t富液的輕烴回收系統(tǒng)，回收LNG、C2及C3+3種混合產(chǎn)品。為滿足多種LNG接卸和存儲(chǔ)的需要，同時(shí)根據(jù)國(guó)家有關(guān)規(guī)范要求，項(xiàng)目增加一期調(diào)整工程，包括新增16×104m3LNG儲(chǔ)罐1座（四號(hào)罐）、LNG船氣試流程1套、高壓外輸泵等配套氣化外輸設(shè)施，新建C2裝車(chē)系統(tǒng)，新增LNG裝車(chē)撬7臺(tái)、BOG壓縮機(jī)1臺(tái)。

2 接收站最大周轉(zhuǎn)能力分析

2.1 上游資源供給能力

1）PNG LNG資源供給能力。接收站目前有兩種氣源：PNG LNG與AP LNG，其中PNG LNG為富液，甲烷含量在87.5%左右，C2及以上組分約為12.4%；AP LNG為貧液，甲烷含量在99.5%左右。PNG LNG項(xiàng)目由PNG合資公司上下游一體化建設(shè)經(jīng)營(yíng)，建設(shè)年產(chǎn)能共660×104t的兩條生產(chǎn)線。

2）AP LNG資源供給能力。AP LNG項(xiàng)目是康菲同澳大利亞天然氣和發(fā)電公司Origin能源公司于2008年分別出資50%成立的合資項(xiàng)目，目的是利用Origin能源公司在澳大利亞昆士蘭州豐富的煤層氣資源來(lái)供應(yīng)國(guó)內(nèi)市場(chǎng)并液化出口。該項(xiàng)目一期擬建兩條年產(chǎn)能共900×104t的生產(chǎn)線，第一條線于2015年第3季度投產(chǎn)，第二條線于2016年第2季度投產(chǎn)。中國(guó)石化與澳大利亞APLNG公司簽署《股權(quán)認(rèn)購(gòu)協(xié)議》和《LNG購(gòu)銷(xiāo)協(xié)議》，收購(gòu)AP LNG公司15%的股份，并自2015年開(kāi)始以離岸價(jià)格（FOB）方式每年從AP LNG項(xiàng)目第一條線采購(gòu)430×104t的LNG，為期20年，第一年基本量為250×104t，隨投產(chǎn)日期按比例調(diào)整；并從2016年開(kāi)始以FOB的方式每年從AP LNG項(xiàng)目第二條線采購(gòu)330×104t的LNG，為期20年。PNG LNG與AP LNG兩種資源共計(jì)每年采購(gòu)量約為960×104t，具體量可根據(jù)實(shí)際情況上下浮動(dòng)。

2.2 LNG船舶最大接卸能力

1）接船作業(yè)限制條件。影響LNG船舶進(jìn)出港通航及在港作業(yè)天數(shù)的主要因素為風(fēng)、浪、流、能見(jiàn)度等氣象海況條件［3］。根據(jù)山東海事局關(guān)于青島LNG接收站碼頭工程通航安全核查批復(fù)意見(jiàn)，要求在現(xiàn)有條件下，靠泊青島LNG接收站碼頭的LNG船舶進(jìn)出港航行及靠離泊作業(yè)條件為：① 風(fēng)≤5級(jí)（10.7 m／s），② 涌浪≤2 m，③ 日出后、日落前，能見(jiàn)度≥2 700 m，且無(wú)減弱趨勢(shì)，④ 平潮時(shí)段通過(guò)防波堤口門(mén)進(jìn)港靠泊。

2）月可作業(yè)天數(shù)及接船數(shù)量預(yù)計(jì)。根據(jù)上述作業(yè)限制條件，并結(jié)合董家口港區(qū)海上浮標(biāo)氣象觀測(cè)站的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，整理2017年每月可作業(yè)天數(shù)及實(shí)際接船數(shù)量如表1所示。根據(jù)已搜集的董家口港區(qū)氣象海況統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，并結(jié)合上述作業(yè)限制條件，港區(qū)每月平均可作業(yè)天數(shù)如表2所示。按每艘LNG船在港接卸周期為2天考慮，則青島LNG接收站一期泊位年最多可接船數(shù)量預(yù)計(jì)為91艘次，具體每月接船數(shù)量預(yù)測(cè)如表3所示。

表1 2017年每月可作業(yè)天數(shù)及實(shí)際接船數(shù)量表

表2 每月平均可作業(yè)天數(shù)表

表3 每月預(yù)計(jì)可接卸船數(shù)表

綜上所述，預(yù)計(jì)年接卸船量為91艘次，按照平均每艘船卸貨約7×104t（考慮貧富液密度差別）計(jì)算，青島LNG接收站年最大接卸量約為637×104t。

2.3 接收站最大外輸能力

1）接收站工藝流程及設(shè)備能力簡(jiǎn)介。流程為：LNG由儲(chǔ)罐經(jīng)罐內(nèi)低壓泵升壓后進(jìn)入低壓總管，隨后去往高壓泵入口匯管，經(jīng)高壓泵增壓后分別由開(kāi)架式氣化器（ORV）或浸沒(méi)燃燒式氣化器（SCV）氣化，之后計(jì)量外輸進(jìn)入下游管道；富液低壓總管LNG主要去往輕烴回收區(qū)進(jìn)行乙烷和LPG的脫除處理，處理得到的貧液LNG進(jìn)入高壓泵出口匯管，乙烷和LPG分別經(jīng)管道或槽車(chē)外輸；另外富液低壓總管還引出LNG進(jìn)入槽車(chē)裝車(chē)循環(huán)管線，裝車(chē)后循環(huán)回到貧富液低壓總管閥下游。接收站內(nèi)主要設(shè)備能力見(jiàn)表4。

表4 主要設(shè)備數(shù)量及負(fù)荷表

2）測(cè)算依據(jù)原則。① 1號(hào)和2號(hào)儲(chǔ)罐儲(chǔ)存富液（PNG LNG），供輕烴、碼頭保冷循環(huán)和槽車(chē)裝車(chē)，1臺(tái)罐內(nèi)泵備用；3號(hào)和4號(hào)儲(chǔ)罐儲(chǔ)存貧液（AP LNG），供氣化外輸，1臺(tái)罐內(nèi)泵備用。② 工藝區(qū)高壓泵5臺(tái)運(yùn)行、1臺(tái)備用。③ 3臺(tái)罐內(nèi)泵用于槽車(chē)裝車(chē)，槽車(chē)裝車(chē)撬最多同時(shí)運(yùn)行12臺(tái)。④ 未考慮下游管網(wǎng)接收能力。⑤ 輕烴回收裝置年處理量為200×104t，按照目前輕烴運(yùn)行實(shí)際工況最大進(jìn)料量為114 t／h。⑥ 接收站內(nèi)設(shè)備能力按照最大能力100%測(cè)算，并考慮貧富液密度差對(duì)設(shè)備能力的影響。⑦ 忽略溫度對(duì)LNG密度的影響。

3）最大外輸能力測(cè)算。測(cè)算為：① 輕烴裝置雙系列運(yùn)行，輕烴產(chǎn)品LNG平均外輸量為171.2 t／h；② AP LNG 5臺(tái)罐內(nèi)泵滿負(fù)荷能力約為675 t／h；③ 高壓外輸泵5臺(tái)滿負(fù)荷能力約為650 t／h；④ 4臺(tái)ORV按二期計(jì)算能力約為828 t／h；⑤ 2～3臺(tái)罐內(nèi)泵（PNG儲(chǔ)罐）最大裝車(chē)能力約為300 t／h（考慮到同時(shí)裝車(chē)撬數(shù)及槽車(chē)充裝速度的限制）。

綜上所述，輕烴外輸量和工藝氣高壓泵外輸量總和為821.2 t／h，小于ORV最大氣化處理能力，故最大管道氣化外輸量約為821 t／h；再加上最大裝車(chē)能力300 t／h，因此接收站每天最大外輸量約為2.7×104t，全年最大外輸量約為980×104t。

2.4 下游市場(chǎng)消化能力

1）下游市場(chǎng)消化能力概況。根據(jù)山東LNG接收站實(shí)地調(diào)研數(shù)據(jù)，山東LNG接收站2017年外輸LNG約441.9×104t，同比增長(zhǎng)80%；其中管道外輸氣約為47.6×108m3，同比增長(zhǎng)120.4%，完成全年天然氣銷(xiāo)售計(jì)劃36.9×108m3的129%；LNG液體銷(xiāo)售105.0×104t，同比增長(zhǎng)15%，完成全年LNG液體銷(xiāo)售計(jì)劃100×104t的105%；C2外運(yùn)7.0×104t、LPG外運(yùn)6.0×104t，完成全年輕烴產(chǎn)品銷(xiāo)售計(jì)劃15×104t的86.7%。

2）“十三五”期間下游市場(chǎng)需求量預(yù)測(cè)。京津冀魯豫等華北地區(qū)是我國(guó)大氣污染防治的主戰(zhàn)場(chǎng)，天然氣需求潛力巨大。自青島LNG項(xiàng)目投產(chǎn)以來(lái)，管道氣、液態(tài)產(chǎn)品、輕烴產(chǎn)品市場(chǎng)發(fā)展迅速，銷(xiāo)售量逐年攀升，青島LNG接收站逐步成為中國(guó)石化華北天然氣市場(chǎng)的主力氣源。根據(jù)2017年銷(xiāo)售形勢(shì)及“十三五”期間天然氣銷(xiāo)售增長(zhǎng)水平判斷，通過(guò)與下游用戶初步對(duì)接編制完成《華北地區(qū)“十三五”天然氣需求調(diào)研報(bào)告》，預(yù)計(jì)華北市場(chǎng)（不含天津）2018年LNG需求量約為400.9×104t，其中管道氣市場(chǎng)需求量約為40×108m3，液態(tài)氣市場(chǎng)需求量125×104t；預(yù)計(jì)2019年LNG需求量約為448.7×104t，其中管道氣市場(chǎng)需求量46.5×108m3，液態(tài)氣市場(chǎng)需求量128×104t；預(yù)計(jì)2020年LNG需求量約499.6×104t，其中管道氣市場(chǎng)需求量52.5×108m3，液態(tài)氣市場(chǎng)需求量約為137.5×104t。

3 結(jié)束語(yǔ)

通過(guò)以上測(cè)算，上游資源方最大供給能力為960×104t／a、碼頭接卸能力為637×104t／a、接收站最大外輸能力為980×104t／a、未來(lái)3年內(nèi)華北地區(qū)天然氣下游市場(chǎng)最大消化能力近500×104t／a。因此，青島LNG接收站最大周轉(zhuǎn)能力的最主要制約因素為下游市場(chǎng)消化能力，其次為碼頭接卸能力，而受資源供給能力及接收站外輸能力的影響較小。青島LNG接收站近三年內(nèi)的最大周轉(zhuǎn)能力約為500×104t／a，但隨著社會(huì)經(jīng)濟(jì)持續(xù)高速發(fā)展、能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)持續(xù)升級(jí)、下游市場(chǎng)需求量不斷擴(kuò)大，碼頭最大接卸能力或?qū)⒊蔀橛绊懬鄭uLNG接收站最大周轉(zhuǎn)能力的關(guān)鍵因素。

［1］賈士棟，呂俊，鄧青.LNG接收站最大／最小外輸量的確定方法：以中國(guó)LNG接收站為例［J］.天然氣工業(yè)，2013，33（6）：86-90.

［2］鄭云萍，李薇，李偉.計(jì)算 LNG接收站周轉(zhuǎn)及儲(chǔ)備能力的數(shù)學(xué)模型［J］. 天然氣工業(yè)，2010，30（7）：73-75.

［3］彭明，楊穎，袁志超，等.LNG接收站卸料工藝操作常見(jiàn)問(wèn)題及解決措施［J］.天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2017，11（4）：47-50.