LNG接收站BOG處理新方式在管網調峰中的應用①

李圣彥　彭 超　熊 驍　張 麟

1.中國石油北京油氣調控中心　2.中石油京唐液化天然氣有限公司

?

LNG接收站BOG處理新方式在管網調峰中的應用①

李圣彥1彭 超2熊 驍1張 麟1

1.中國石油北京油氣調控中心2.中石油京唐液化天然氣有限公司

摘要我國華北地區(qū)天然氣季節(jié)性峰谷差較大，受LNG接收站最低外輸氣量制約，天然氣管網夏季出現逆調峰；進口LNG購銷價格倒掛，公司經營壓力增大。通過TS-LNG接收站投運BOG (Boil Off Gas)增壓外輸工藝，結合再冷凝方式，解決逆調峰問題，提高管網調峰彈性和靈活度，利于天然氣管網輸送和銷售綜合效益最大化，促進天然氣市場化改革進程。

關鍵詞天然氣管網調峰BOG處理新方式效益最大化

由于華北地區(qū)天然氣季節(jié)性峰谷差巨大[1]，儲氣庫設施調峰能力仍無法滿足需要，LNG接收站陸續(xù)投運以緩解天然氣管網調峰壓力。受LNG接收站最低外輸氣量的制約，夏季天然氣管網存在逆調峰現象；同時受進口LNG購銷價格倒掛，公司虧損額持續(xù)增長，經營壓力增加。LNG接收站通過采用新的BOG增壓外輸處理方式結合再冷凝處理工藝，能夠提高天然氣管網調峰的彈性和靈活性。以河北TS-LNG接收站BOG增壓外輸方式在天然氣管網調峰的實踐為例，從管網集中調控運營角度進行了分析。

1LNG在天然氣管網調峰的情況

1.1LNG季節(jié)性調峰作用顯著

近年來華北地區(qū)冬季用氣季節(jié)性峰谷差大，以北京市為例，冬季(11月至次年3月)用氣量占全年用氣量的75%以上，用氣量冬季高月是夏季低月的6～8倍，冬季高月高日是夏季低月低日用氣量的8～10倍。加之華北地區(qū)各地實施煤改氣工程，天然氣供應缺口持續(xù)增大；利用傳統(tǒng)管網末端管存和地下儲氣庫調峰措施已無法有效滿足冬季天然氣需求，彌補巨大的天然氣供需缺口最基本、最有效的途徑就是進口LNG[2]。冬季期間，TS-LNG接收站瞬時最高氣化外輸天然氣占高峰用氣量的35%，累計氣化外輸氣量約占管道總銷售量的10%。在LNG儲罐罐存充足的前提下，調整LNG汽化外輸天然氣量的幅度呈階梯形狀變化，每次調整僅需1～2 h。LNG能夠及時、迅速、有效地滿足用戶高峰用氣需求，與管道銷售氣量變化趨勢具有密切的吻合度。

1.2LNG購銷價格倒掛制約管網調控優(yōu)化

進口LNG汽化進入管網后，需按管道氣價統(tǒng)一銷售，而國內管道氣價格低于LNG進口價格，因此，部分地區(qū)面臨LNG銷售價格低于進口價格的問題，即LNG購銷價格倒掛[3]。在進口氣源中，LNG和中亞氣、緬甸氣相比，價格劣勢尤為明顯，是經濟性最差的氣源。以中國石油年報整理數據為例，2013年LNG單位虧損幅度是進口管道氣的2.68倍，2014年LNG單位虧損幅度分別是進口中亞氣、緬甸氣的4.7倍和2.6倍(見圖1)。自2012年以來，已形成了汽化LNG越多，公司虧損幅度越大的局面，不利于實現天然氣管網輸送和銷售綜合效益最大化。

夏季天然氣需求量降幅明顯，通常采取注入地下儲氣庫以平衡天然氣管網進銷氣量，確保管存處于合理區(qū)間。LNG接收站冷凝處理產生的BOG，需要向管網輸送約500×104m3/d的最低汽化量。該氣量占管道可上浮動管存的70%，增加管網的調控難度；如果注入地下儲氣庫則增加了經濟成本和社會成本，這種情況下出現LNG 逆調峰現象。

2接收站BOG處理工藝影響管網調峰

2.1接收站BOG來源

接收站BOG的產生是不可避免的。其主要原因和來源有以下幾部分[4]：①LNG儲罐熱量輸入：LNG儲罐設計的日氣化率是總容量的0.05%(以純甲烷計)；②冷循環(huán)設施熱量輸入：低壓泵工作產生的熱量和保冷管道內的LNG將獲取熱量；③高壓泵和管線熱量輸入；④卸料操作：卸料期間，船上的LNG進入儲罐，由于熱量的輸入，閃蒸以及氣相空間被輸入的LNG液相占據，會產生大量的閃蒸氣。

2.2接收站BOG處理

按照對LNG儲罐蒸發(fā)氣的處理方式不同，分為再冷凝法和直接輸出法兩種。再冷凝法是將蒸發(fā)氣壓縮到較低的壓力(通常0.7～0.8 MPa)，與低壓泵輸送的LNG在再冷凝器中混合[5]。由于LNG加壓后處于過冷狀態(tài)，可以使蒸發(fā)氣再冷凝，冷凝后的LNG經高壓泵加壓后，再經過汽化器外輸。直接輸出法是將BOG(蒸發(fā)氣)壓縮到外輸壓力后輸送到輸氣管網。BOG增壓外輸方式就是直接外輸法的升級版，具體方式是在接收站BOG壓縮機出口匯管增加一套往復式壓縮機設備，連接到開架式汽化器(ORV)和浸沒燃燒式汽化器(SCV)出口端，將0.7～0.8 MPa的BOG進行多級增壓到管網干線壓力，通過計量站進入天然氣管網(見圖2)。TS-LNG接收站新增一臺電驅往復式壓縮機，容積流量67.6 m3/min，排氣壓力達到8.5 MPa。

2.3接收站BOG增壓外輸方式運行實踐

2.3.1BOG增壓外輸方式具有較高的經濟性

在保證儲罐壓力安全范圍內，BOG增壓外輸方式將最低外輸氣量降低到(50～60)×104m3/d，是再冷凝方式下最低外輸氣量的10%。以國內LNG價格4 000 元/t、汽化天然氣進入管網價格2 元/m3計算，將會產生1元/m3的虧損額。和再冷凝工藝相比，增壓外輸方式將減少500萬元/d的虧損額。

2.3.2BOG增壓外輸方式技術成熟，可操作性強

往復式壓縮機設備國產化技術成熟，適用于天然氣小流量、高壓縮比的場合[6]。通過靈活調節(jié)壓縮機負荷變化，控制接收站內BOG處理量，維持LNG儲罐在較低的壓力區(qū)間(8～20 kPa)。再冷凝處理過程中需要集中關注再冷凝器的壓力、溫度、液位等參數，并且卸船和裝車操作對儲罐壓力影響要遠高于BOG增壓外輸方式。

2.3.3BOG增壓外輸方式運行能耗下降明顯

從絕對耗電量指標來看，由于停運高壓泵和海水泵等大功率動力設備，BOG增壓外輸方式單位耗電量(6～7)×104kW·h，約是再冷凝方式耗電量的50%(見表1)；從外輸氣單位耗電量來看，再冷凝方式比較節(jié)能。因為再冷凝方式可以利用LNG的冷量，減少了蒸發(fā)氣壓縮功的消耗，節(jié)省了能量。

表1 兩種BOG處理方式實踐比較Table1 PracticecomparisonoftwotreatmentwaysofBOG增壓外輸再冷凝最小外輸量(50～60)×104m3/d(500～600)×104m3/d儲罐壓力11～15kPa,對卸船、裝車不敏感15～20kPa,受卸船、裝車操作影響大電量(6～7)×104kW·h/d,單位平均耗電量0.12～0.13kW·h/m3(12～13)×104kW·h/d,單位平均耗電量0.023～0.024kW·h/m3安全可靠性初期壓縮機故障率高,逐漸降低再冷凝器參數穩(wěn)定難度大、操作頻繁經濟效益日虧損50～60萬元,售價2元/m3日虧損500～600萬元,售價2元/m3季節(jié)調峰影響基本不影響對系統(tǒng)影響較大,高管存時尤為明顯

3BOG綜合處理在管網調峰中的成效

3.1綜合運用BOG處理方式，增強管網調峰彈性

冬季調峰期間，運用再冷凝方式，接收站外輸氣量最高外輸氣量可達到設計最大外輸能力，在儲罐庫存允許下，調峰速度迅速，效果顯著，與儲氣庫調峰相得益彰。夏季或節(jié)假日期間，接收站應用增壓外輸方式時，最低外輸氣量可降低到50×104m3/d，相當于管道沿線單個用戶的需求量，對管網管存變化、氣源進氣和儲氣庫注采氣均無影響。兩種處理方式在工藝切換過程中需要2～3 h，儲罐壓力平均升高速率約1 kPa/h，為現場作業(yè)、設備維護提供了充足的時間，同時增加了管網調峰的時間裕度。

3.2BOG增壓外輸工藝提高管網輸送和銷售效益

受國際石油價格下跌影響，進口LNG現貨價格雖然降幅很大，“長協(xié)”LNG數量在進口LNG總量中仍占較大份額，購銷價格倒掛依然嚴重。BOG增壓外輸方式降低了接收站最低汽化外輸氣量，相對增加了LNG液體銷售量，相應地降低了因汽化LNG產生的虧損幅度。此外，接收站在落實儲運設施公平對第三方開放政策方面，為第三方開展代卸、代儲業(yè)務，積極創(chuàng)造卸船的窗口期，提高了站內設施的利用率和經濟效益，也間接減緩了管網的供氣調峰壓力。

3.3BOG處理新方式有利于LNG交易市場化

2015年7月，石油天然氣交易中心在上海正式營業(yè)，越來越多的能源企業(yè)參與到LNG交易中來，交易的形式也趨于多樣化。參與者通過天然氣現貨交易系統(tǒng)，由競爭性報價買進或賣出某一天然氣交割點或區(qū)域市場不同氣源(包括國產氣、進口管道氣和LNG)的現貨天然氣，實現天然氣現貨交易的市場化[7]。BOG增壓外輸方式能確保LNG儲罐壓力維持在安全范圍內，從技術上經濟地解決了BOG處理問題。在LNG現貨價格低落時增加LNG儲備量，以實現LNG套期保值、增值功能；從經營業(yè)務上促進LNG接收站開展“液來液走、液來氣走，淡儲峰用”等商務交易模式，對提高公司經濟效益方面大有裨益。

4結 論

(1) LNG接收站BOG增壓外輸方式有效地解決了接收站與天然氣管網之間的逆調峰問題，拓寬了調峰氣量幅度，使管網調峰措施相互組合，更加富有彈性。

(2) 在LNG購銷價格嚴重倒掛的市場形勢下，應用BOG增壓外輸方式，最大能夠降低500萬元/d的虧損額，有利于天然氣管網運輸與銷售效益最大化的調控工作。

(3) BOG增壓外輸方式創(chuàng)造了良好的經濟效益和社會效益，為其他LNG接收站運營提供借鑒作用，也在一定程度上為加快我國天然氣市場化改革進程提供了便利的條件。

參 考 文 獻

[1] 郭潔瓊, 仇晶, 杜學平. 華北華東地區(qū)天然氣季節(jié)調峰對比分析探討[J]. 石油與天然氣化工, 2012, 41(5): 488-490.

[2] 韓廣忠. 中國新建LNG接收站的經營困境及其對策[J]. 天然氣工業(yè), 2014, 34(5): 168-173.

[3] 童曉光, 鄭炯, 方波. 對我國構建天然氣交易中心的戰(zhàn)略思考[J]. 天然氣工業(yè), 2014, 34(9): 1-10.

[4] 顧安忠. 液化天然氣技術手冊[M]. 北京: 機械工業(yè)出版社, 2010.

[5] 陳雪， 馬國光. 流程參數對LNG接收終端蒸發(fā)氣再冷凝工藝流程性能的影響[J]. 石油與天然氣化工, 2008, 37(2): 100-104.

[6] 李瑩珂, 蒲黎明, 祁亞玲, 等. LNG工藝中的壓縮機選型研究[J]. 天然氣與石油, 2014, 32(5): 25-28.

[7] 胡奧林， 秦園， 陳雪峰. 中國天然氣現貨交易構思[J]. 天然氣工業(yè), 2011, 31(10): 101-104.

Application of new BOG treatment process of LNG terminal in peak-shaving of natural gas pipeline network

Li Shengyan1, Peng Chao2, Xiong Xiao1, Zhang Lin1

(1.PetroChinaBeijingOil&GasPipelineControlCenter,Beijing100007,China)(2.PetroChinaLNGJingtangCompanyLimited,Beijing101100,China)

Abstract:In North China, natural gas demands vary seasonally. Constraint by LNG receiving station's lowest output capacity, natural gas pipeline encounters inverse peak shaving in summer. Due to the selling price of LNG inversed, company shoulders great operating stress. With the establishment of TS-LNG's BOG pressurization transmission process, combined with re-condensation methods, it will help to solve the inverse peak-shaving in summer as well as improve the network loading capacity and flexibility. This will also benefit overall natural gas transmission and maximize profits, and promote market-oriented reform course.

Key words:natural gas pipeline network， peak-shaving， BOG treatment， new way， maximizing profits

作者簡介：李圣彥(1980-)，男，山東菏澤人，工程師， 2004年畢業(yè)于青島理工大學，主要從事天然氣長輸管道調控運營工作。E-mail: shylee921@sohu.com

中圖分類號：TE965

文獻標志碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2016.03.009

收稿日期：2015-11-23；編輯：康莉