孔令海 江 路

（1.中國海洋石油集團有限公司，北京 100027；2.中國石油西南油氣田公司審計中心（紀檢監(jiān)察中心），四川 成都 610051）

0 引言

隨著國內天然氣需求量迅速增長、LNG進口量不斷擴大，全球LNG產業(yè)快速發(fā)展，煤層氣和煤制氣液化天然氣項目不斷開工建設，進口LNG有效填補了常規(guī)液化天然的氣供應缺口。常規(guī)液化天然氣甲烷含量為86%～96%，而煤層氣和煤制氣液化天然氣甲烷含量高達99.6%以上，國際上LNG按熱值交易，常用單位為百萬英熱單位（MBtu），國內用戶一般按體積銷售（部分燃氣電廠等大型用戶除外），常用單位為立方米（m3）。按照常規(guī)設計方式，LNG接收站主要通過氣態(tài)和液態(tài)兩種方式外輸，氣態(tài)通過管道外輸，按體積計量，常用單位為“元／m3”，液態(tài)通過LNG槽車外輸，按質量交易，常用單位為“元／t”[1]。LNG單位質量或體積熱值能真實反應LNG中各組分完全燃燒時所放出的熱量值；不同產地LNG因組分不同氣化率和熱值有較大差異對下游用戶產生較大影響。筆者根據(jù)不同產地LNG的特點，結合我國LNG接收站運營管理實際情況，探討了LNG接收站新型倉儲生產模式，為接收站設計優(yōu)化提供依據(jù)，也為其它LNG接收站針對不同產地的LNG開展新型倉儲生產模式提供參考。

1 國內LNG接收站運營現(xiàn)狀

1.1 LNG接收站功能簡介

自2006年廣東大鵬LNG接收站投產以來，國內相繼投產了19座接收站，后續(xù)還會建設20～30座接收站；LNG接收站的主要功能是對LNG的接收、儲存、氣化、液態(tài)轉運，并通過管網和槽車向下游用戶供氣[2]。LNG由運輸船從上游液化廠運輸至接收站，通過碼頭卸料臂將LNG輸送至儲罐儲存，一路由罐內低壓泵將LNG輸送至高壓泵加壓與海水換熱氣化，通過管道向電廠和城市用戶供氣，另一路由罐內低壓泵將LNG輸送至槽車裝車區(qū)充裝后進行液態(tài)外輸。

1.3 LNG接收站貿易現(xiàn)狀

2018年中國LNG凈進口增量為1 600×104t，占全球增量的59.26%，位居世界第一；進口LNG占國內天然氣供應總量的53%。LNG運輸至接收站后與原儲罐中LNG混合儲存。國際LNG貿易按熱值結算；國內LNG銷售主要分為氣體和液態(tài)銷售，氣體與管道氣統(tǒng)一按體積定價銷售，液態(tài)按質量根據(jù)市場行情銷售。一般情況下LNG熱值要高于普通管道氣，保供性和季節(jié)調峰效果也更強。值得關注的是管道天然氣熱值計量已提上日程，環(huán)保性和季節(jié)調峰性后續(xù)也會得到科學的認定。通過LNG槽車銷售的液態(tài)氣是按質量交易的，這種方式是不科學的，忽視了因LNG組分不同、氣化率和熱值的較大差異[3-6]。

2 LNG接收站倉儲運營模式

2.1 傳統(tǒng)LNG接收站倉儲工藝

傳統(tǒng)LNG接收站一般配備LNG碼頭、儲罐、氣化裝置、槽車外輸裝置以及BOG處理裝置等。卸船時LNG從卸料管線進入儲罐，儲罐設置上進液和下進液兩種工藝，該設計可使不同密度的LNG以不同方式進入儲罐，通常密度相對高的LNG（與罐內LNG比較）從上部進入，較密度較低的LNG（與罐內LNG比較）從下部進入，使進入儲罐的LNG混合均勻，以防止發(fā)生分層現(xiàn)象。LNG由罐內泵輸出至低壓總管，再經高壓泵加壓氣化后計量外輸，按體積交易；一部分LNG由低壓總管輸出后裝車，按質量交易（圖1）。

2.2 LNG接收站生產運行功能拓展

深圳大鵬LNG接收站投產以來，國內LNG接收站快速發(fā)展，受市場和資源的影響，接收站在工藝設計過程中，不斷優(yōu)化工藝設計，以適應市場變化，這些升級功能包括：① 增設BOG高壓壓縮機，在外輸量不足時，啟動BOG高壓壓縮機直接進行外輸；② 增設液化裝置，在下游管道未投用時對接收站產生的BOG進行液化；③ 增設重烴分離裝置將LNG中一部分重的、高熱值的組分（C2、C3等）除去，以降低天然氣中重組分的含量及其熱值；④ 增設裝船設施，對中小型LNG船進行反裝，轉運至內江內河等二、三級LNG接收站；⑤ 增設燃料加注系統(tǒng)，實施槽車、船舶燃料加注業(yè)務等。

2.3 新型倉儲運營模式的探討

2.3.1 LNG接收站運營模式

圖1 傳統(tǒng)LNG接收站工藝流程圖

LNG接收站運營主要分為3種模式：① 模式一：業(yè)主（或股東）專用模式（簡稱總買總賣模式），由接收站業(yè)主負責 LNG的全球采購、運輸、接卸、儲存、氣化加工以及銷售；② 模式二：第三方使用模式（簡稱加工模式），接收站只負責 LNG接卸、儲存及氣化加工以獲取加工費用；③ 模式三：業(yè)主（或股東）、第三方共同使用模式（簡稱綜合模式），它是以上兩種模式的結合，接收站將部分庫容用于第三方的 LNG氣化加工，剩余庫容用于接收站自營采購的 LNG氣化加工并向下游銷售。除深圳大鵬、福建莆田、上海洋山三座LNG接收站采購部分固定資源外，國內大型接收站主要采用模式二和模式三的運營方式，從全世界各地采購LNG資源，部分民企建設的接收站受自身資源的限制主要采用模式一，LNG資源也會相對穩(wěn)定[7]。

2.3.2 新型倉儲生產模式

LNG因其產地不同組分、熱值、氣化率也會不同，以下某LNG接收站2017年12月連續(xù)接卸的3船不同產地的LNG為例說明，如表1所示。按照操作要求，不同產地的LNG在接收站將選擇上進液或下進液卸料工藝與儲罐中存儲的LNG混合存儲，混合后氣態(tài)外輸或液態(tài)外輸組分將發(fā)生較大變化，仍按設計方式開展氣態(tài)或液態(tài)外輸。

表1 某接收站2017年12月連續(xù)接卸LNG情況表

通過對珠海LNG接收站的分析發(fā)現(xiàn)：該站優(yōu)化現(xiàn)場工藝流程，實施不同組分LNG分罐儲存按需加工的新型倉儲加工模式開展生產作業(yè)，即將高氣化率、低氣化率的LNG進行分罐儲存（如圖2所示）。氣態(tài)外輸時，通過調節(jié)各儲罐的外輸流量，保證管道外輸單位體積熱值穩(wěn)定，在下游有特殊要求時還可調節(jié)氣體外輸熱值范圍；液態(tài)外輸時，根據(jù)下游客戶需求選擇啟動高氣化率儲罐A外輸或低氣化率儲罐C外輸；充分利用不同產地LNG組分、熱值、氣化率不同的性質開展倉儲加工，不僅可以滿足下游用戶不同的需求，還能取得較好經濟效益。

圖2 儲存分裝運行情況示意圖

3 新型倉儲運營模式對下游用戶的影響

3.1 管道氣外輸影響

LNG氣化后通過管道計量后按體積外輸（熱值僅作為參考），下游用戶將因單位體積熱值不同、消耗的天然氣量不同，費用也會有所不同。接收站也會因為LNG氣化率的不同，導致收益出現(xiàn)較大差異：在相同熱值條件下，氣化率越高成本越低，氣化率越低的LNG成本越高；對于液態(tài)外輸，槽車按照質量計算，在相同熱值條件下，氣化率越高成本高，氣化率低成本低。

3.2 液態(tài)外輸對下游用戶的影響

1）對下游城市燃氣客戶利潤影響大

由表1中可以看出：12月2日和16日接卸的LNG，不同組分的氣化率差達到了160 m3／Mt。按照每車裝載20 t、居民燃氣價格5元／m3計算，每充裝一車天然氣會產生160×20×5＝16 000元的利潤差。

2）對下游汽車加注以及單位熱值要求較高用戶的費用影響巨大

設定汽油熱值為45.74 MJ／kg，汽油密度為0.81 kg／L，大型車輛耗油為35 L／100 km，每100 km車輛耗油量為：35L×0.81 kg／L＝28.35 kg；那么不同組分對汽車加注影響（LNG價格按5元／kg計）：加注12月2日LNG的費用為45.74×28.35÷55.44×5＝112.9元，加注12月16日LNG費用則為45.74×28.35÷54.54×5＝118.9元。

假設每輛車每日運行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。假設一個車隊有50輛車，每年因加注組分不同的LNG將出現(xiàn)成本差約87.6萬元。

3）使槽車承運商的收入產生較大差異

根據(jù)各地道路承載規(guī)定，槽車最高出站質量不能超過49 t，最高充裝體積不能超過最大車載量的90%，目前投用的槽車最大容積約56 m3，按要求滿載后質量約46 t，滿足道路交通載重要求。接收站按正常工藝裝車，通常情況下槽車運輸（1 000 km范圍內）成本為每公里0.8元／t、運距為800 km，那么運輸費用為56×0.9×421.61×800＝16 999元；收入差為：16 999×（457.12-421.61）÷ 421.61＝1 431元；每輛車因選擇不同組分LNG載貨收入最大相差1 431元／次。

3.3 新型倉儲加工模式對接收站運行的影響

1）新型倉儲加工模式使儲罐操作節(jié)能降耗

采用高、低氣化率分開存儲的方式，將組分相近的LNG儲存在同一儲罐，通過實踐儲罐在卸料儲存作業(yè)中較少出現(xiàn)LNG分層現(xiàn)象；在卸船和后續(xù)儲存過程中接收站BOG蒸發(fā)量大大降低，縮短了BOG壓縮機運行時間，實現(xiàn)節(jié)能降耗。

2）提高儲罐的使用效率

LNG接收站建設儲罐的數(shù)量，需要綜合考慮市場供用總量、供用特性以及船期延誤的可能性等，一般考慮：① 滿足日常周轉需要；② 滿足目標用戶安全用氣需要；③ 滿足目標用戶季節(jié)調峰用氣儲備需要；④ 根據(jù)目標市場安全保障體系建設要求，與其他供應源一起承擔的滿足目標市場所有客戶的應急用氣需要[9]。由以上因素可知，在正常生產狀態(tài)下，接收站LNG儲罐庫容會比較富裕，可以通過調度協(xié)調組織開展分組儲存加工模式生產活動。在市場滿足要求的情況下，通過調度船期安排、選擇性儲存等手段，盡量實現(xiàn)儲罐分組分儲存，同時接收站通過合理的調度和安排盡量提高儲罐的使用率。

3）設備運行的影響

LNG接收站開展分組分存儲加工模式與傳統(tǒng)LNG接收站生產模式不同，每個儲罐分別儲存高氣化率、低氣化率、中等氣化率或高熱值、低熱值、中等熱值的LNG，將根據(jù)下游用戶需求，切換和啟停設備，對接收站正常設備運行會產生一定影響。

通過以上分析，由于LNG產地不同導致LNG組分等性質發(fā)生變化，按照常規(guī)方式混合儲存，會對下游用戶帶來一定影響;采用新型倉儲管理模式，LNG接收站通過合理的調度和安排充分利用LNG的性質，開展精細化生產，有效降低LNG產業(yè)鏈的運行成本，提高效率，擴大LNG產品的競爭優(yōu)勢，具有非常重要的意義。

4 新型倉儲運營模式對產業(yè)鏈運營的影響

4.1 新型倉儲生產模式有助于開拓市場

與傳統(tǒng)LNG接收站運行模式比較，按照LNG組分、氣化率、熱值不同實施分罐儲存的方式，新模式更便于下游客戶的選擇，也有利于節(jié)省成本、提高LNG的競爭力。如城市燃氣客戶選擇高氣化率LNG液態(tài)外輸模式，城市CNG等加注用戶更趨向選擇高熱值LNG液態(tài)外輸模式，例如珠海金灣液化天然氣有限公司自開展分組分存儲加工模式以來，每日增加槽車充裝約30車，其中高氣化率槽車約20車，低氣化率約10車；每日增加外輸量約600 t。

4.2 促進液態(tài)熱值的定價貿易

目前管道氣已開始開展熱值計價的探討，由于不同LNG組分不同，單位質量熱值、氣化率的不同，對下游用戶的影響較大。液態(tài)LNG貿易按熱值計價相對更加公平，也是今后的發(fā)展趨勢。另外，LNG接收站在開展液態(tài)外輸定價時也應考慮氣化率等因素[8]。

4.3 LNG接收站工藝的優(yōu)化

傳統(tǒng)接收站首先將LNG直接從儲罐輸送入LNG總管，一部分LNG輸送至高壓泵加壓外輸，另一部直接輸送至槽車裝車外輸。如果是多座儲罐共用一條LNG外輸總管的情況，則只能通過切換儲罐和罐內泵開展不同組分LNG外輸作業(yè)，無法實現(xiàn)不同組分LNG24小時連續(xù)外輸。在后續(xù)設計過程中可以考慮增設工藝管線，通過流程倒換實現(xiàn)不同組分24小時連續(xù)外輸作業(yè)。

5 結論

1）新型倉儲運營管理模式能夠有效緩解不同產地LNG對用戶帶來的影響，滿足下游不同市場用戶的需求，為接收站生產運營取得了較好的經濟效益。

2）LNG接收站可以根據(jù)不同品質的LNG實現(xiàn)分罐儲存，按需生產的倉儲運營管理模式，能夠更好促進接收站開展精細化生產管理，實現(xiàn)降本增效。

3）LNG接收站實施新型倉儲運營管理模式能夠降低運行成本，為產業(yè)鏈實現(xiàn)更多價值，有利于促進市場發(fā)展。

4）新型倉儲運營管理模式是對傳統(tǒng)接收站生產工藝和操作模式的探索和升級，提高了操作的安全性和產品的競爭力。

5）天然氣熱值計量方式相對單位體積或質量計價更科學合理，應積極推廣應用。