青島LNG接收站最大周轉(zhuǎn)能力評估

曲靖祎 楊 慧 袁志超

（1.中國石化青島液化天然氣有限責(zé)任公司，山東 青島 266400；2.中國石化天然氣分公司華北銷售營業(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)行的一項重要指標(biāo)，對統(tǒng)籌安排上游資源船期、科學(xué)測算罐存平衡、合理安排下游管網(wǎng)輸氣計劃、保障市場供應(yīng)有十分重要的指導(dǎo)價值。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、下游市場消化能力4個方面綜合測算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個兼容（8～27）×104m3的LNG船泊位、1個工作船碼頭，引橋長852.1 m，防波堤長1 956 m，護(hù)岸長1 057 m；儲罐區(qū)工程一期建設(shè)3臺16×104m3容量的儲罐；接收站主要包括LNG接卸、儲存、增壓、氣化、計量、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接卸和存儲的需要，同時根據(jù)國家有關(guān)規(guī)范要求，項目增加一期調(diào)整工程，包括新增16×104m3LNG儲罐1座（四號罐）、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裝車系統(tǒng)，新增LNG裝車撬7臺、BOG壓縮機(jī)1臺。

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項目由PNG合資公司上下游一體化建設(shè)經(jīng)營，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供應(yīng)國內(nèi)市場并液化出口。該項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)。中國石化與澳大利亞APLNG公司簽署《股權(quán)認(rèn)購協(xié)議》和《LNG購銷協(xié)議》，收購AP LNG公司15%的股份，并自2015年開始以離岸價格（FOB）方式每年從AP LNG項目第一條線采購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年開始以FOB的方式每年從AP LNG項目第二條線采購330×104t的LNG，為期20年。PNG LNG與AP LNG兩種資源共計每年采購量約為960×104t，具體量可根據(jù)實際情況上下浮動。

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，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（10.7 m／s），② 涌浪≤2 m，③ 日出后、日落前，能見度≥2 700 m，且無減弱趨勢，④ 平潮時段通過防波堤口門進(jìn)港靠泊。

2）月可作業(yè)天數(shù)及接船數(shù)量預(yù)計。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)氣象觀測站的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，整理2017年每月可作業(yè)天數(shù)及實際接船數(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)計為91艘次，具體每月接船數(shù)量預(yù)測如表3所示。

表1 2017年每月可作業(yè)天數(shù)及實際接船數(shù)量表

表2 每月平均可作業(yè)天數(shù)表

表3 每月預(yù)計可接卸船數(shù)表

綜上所述，預(yù)計年接卸船量為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)備能力簡介。流程為：LNG由儲罐經(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架式氣化器（ORV）或浸沒燃燒式氣化器（SCV）氣化，之后計量外輸進(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)管道或槽車外輸；另外富液低壓總管還引出LNG進(jìn)入槽車裝車循環(huán)管線，裝車后循環(huán)回到貧富液低壓總管閥下游。接收站內(nèi)主要設(shè)備能力見表4。

表4 主要設(shè)備數(shù)量及負(fù)荷表

2）測算依據(jù)原則。① 1號和2號儲罐儲存富液（PNG LNG），供輕烴、碼頭保冷循環(huán)和槽車裝車，1臺罐內(nèi)泵備用；3號和4號儲罐儲存貧液（AP LNG），供氣化外輸，1臺罐內(nèi)泵備用。② 工藝區(qū)高壓泵5臺運(yùn)行、1臺備用。③ 3臺罐內(nèi)泵用于槽車裝車，槽車裝車撬最多同時運(yùn)行12臺。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%測算，并考慮貧富液密度差對設(shè)備能力的影響。⑦ 忽略溫度對LNG密度的影響。

3）最大外輸能力測算。測算為：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臺罐內(nèi)泵滿負(fù)荷能力約為675 t／h；③ 高壓外輸泵5臺滿負(fù)荷能力約為650 t／h；④ 4臺ORV按二期計算能力約為828 t／h；⑤ 2～3臺罐內(nèi)泵（PNG儲罐）最大裝車能力約為300 t／h（考慮到同時裝車撬數(shù)及槽車充裝速度的限制）。

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 下游市場消化能力

1）下游市場消化能力概況。根據(jù)山東LNG接收站實地調(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80%；其中管道外輸氣約為47.6×108m3，同比增長120.4%，完成全年天然氣銷售計劃36.9×108m3的129%；LNG液體銷售105.0×104t，同比增長15%，完成全年LNG液體銷售計劃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)品銷售計劃15×104t的86.7%。

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

3 結(jié)束語

通過以上測算，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3年內(nèi)華北地區(qū)天然氣下游市場最大消化能力近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、下游市場需求量不斷擴(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.計算 LNG接收站周轉(zhuǎn)及儲備能力的數(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問題及解決措施［J］.天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2017，11（4）：47-50.