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。

5 结论

1）新型仓储运营管理模式能够有效缓解不同产地LNG对用户带来的影响，满足下游不同市场用户的需求，为接收站生产运营取得了较好的经济效益。

2）LNG接收站可以根据不同品质的LNG实现分罐储存，按需生产的仓储运营管理模式，能够更好促进接收站开展精细化生产管理，实现降本增效。

3）LNG接收站实施新型仓储运营管理模式能够降低运行成本，为产业链实现更多价值，有利于促进市场发展。

4）新型仓储运营管理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。

5）天然气热值计量方式相对单位体积或质量计价更科学合理，应积极推广应用。