曲靖祎 楊 慧 袁志超

（1.中國石化青島液化天然氣有限責任公司，山東 青島 266400；2.中國石化天然氣分公司華北銷售營業部，山東 青島 266400）

0 引言

LNG接收站最大周轉能力是接收站生產運行的一項重要指標，對統籌安排上游資源船期、科學測算罐存平衡、合理安排下游管網輸氣計劃、保障市場供應有十分重要的指導價值。接收站的周轉能力與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［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接收站的最大周轉能力。

1 青島LNG接收站情況

青島LNG接收站于2014年正式投產，位于青島市董家口港區，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。項目一期工程建設規模為300×104t／a，供氣能力為40.5×108m3／a，包括碼頭及陸域形成工程、儲罐區工程及接收站工程3部分，其中碼頭工程建設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，護岸長1 057 m；儲罐區工程一期建設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、輸送等系統及年處理200×104t富液的輕烴回收系統，回收LNG、C2及C3+3種混合產品。為滿足多種LNG接卸和存儲的需要，同時根據國家有關規范要求，項目增加一期調整工程，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施，新建C2裝車系統，新增LNG裝車撬7臺、BOG壓縮機1臺。

2 接收站最大周轉能力分析

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經營，建設年產能共660×104t的兩條生產線。

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國內市場并液化出口。該項目一期擬建兩條年產能共900×104t的生產線，第一條線于2015年第3季度投產，第二條線于2016年第2季度投產。中國石化與澳大利亞APLNG公司簽署《股權認購協議》和《LNG購銷協議》，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，隨投產日期按比例調整；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，具體量可根據實際情況上下浮動。

2.2 LNG船舶最大接卸能力

1）接船作業限制條件。影響LNG船舶進出港通航及在港作業天數的主要因素為風、浪、流、能見度等氣象海況條件［3］。根據山東海事局關于青島LNG接收站碼頭工程通航安全核查批復意見，要求在現有條件下，靠泊青島LNG接收站碼頭的LNG船舶進出港航行及靠離泊作業條件為：① 風≤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港靠泊。

2）月可作業天數及接船數量預計。根據上述作業限制條件，并結合董家口港區海上浮標氣象觀測站的統計數據，整理2017年每月可作業天數及實際接船數量如表1所示。根據已搜集的董家口港區氣象海況統計數據顯示，并結合上述作業限制條件，港區每月平均可作業天數如表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量預計為91艘次，具體每月接船數量預測如表3所示。

表1 2017年每月可作業天數及實際接船數量表

表2 每月平均可作業天數表

表3 每月預計可接卸船數表

綜上所述，預計年接卸船量為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備能力簡介。流程為：LNG由儲罐經罐內低壓泵升壓后進入低壓總管，隨后去往高壓泵入口匯管，經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，之后計量外輸進入下游管道；富液低壓總管LNG主要去往輕烴回收區進行乙烷和LPG的脫除處理，處理得到的貧液LNG進入高壓泵出口匯管，乙烷和LPG分別經管道或槽車外輸；另外富液低壓總管還引出LNG進入槽車裝車循環管線，裝車后循環回到貧富液低壓總管閥下游。接收站內主要設備能力見表4。

表4 主要設備數量及負荷表

2）測算依據原則。① 1號和2號儲罐儲存富液（PNG LNG），供輕烴、碼頭保冷循環和槽車裝車，1臺罐內泵備用；3號和4號儲罐儲存貧液（AP LNG），供氣化外輸，1臺罐內泵備用。② 工藝區高壓泵5臺運行、1臺備用。③ 3臺罐內泵用于槽車裝車，槽車裝車撬最多同時運行12臺。④ 未考慮下游管網接收能力。⑤ 輕烴回收裝置年處理量為200×104t，按照目前輕烴運行實際工況最大進料量為114 t／h。⑥ 接收站內設備能力按照最大能力100%測算，并考慮貧富液密度差對設備能力的影響。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 輕烴裝置雙系列運行，輕烴產品LNG平均外輸量為171.2 t／h；② AP LNG 5臺罐內泵滿負荷能力約為675 t／h；③ 高壓外輸泵5臺滿負荷能力約為650 t／h；④ 4臺ORV按二期計算能力約為828 t／h；⑤ 2～3臺罐內泵（PNG儲罐）最大裝車能力約為300 t／h（考慮到同時裝車撬數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。根據山東LNG接收站實地調研數據，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7.0×104t、LPG外運6.0×104t，完成全年輕烴產品銷售計劃15×104t的86.7%。

2）“十三五”期間下游市場需求量預測。京津冀魯豫等華北地區是我國大氣污染防治的主戰場，天然氣需求潛力巨大。自青島LNG項目投產以來，管道氣、液態產品、輕烴產品市場發展迅速，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“十三五”天然氣需求調研報告》，預計華北市場（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，液態氣市場需求量125×104t；預計2019年LNG需求量約為448.7×104t，其中管道氣市場需求量46.5×108m3，液態氣市場需求量128×104t；預計2020年LNG需求量約499.6×104t，其中管道氣市場需求量52.5×108m3，液態氣市場需求量約為137.5×104t。

3 結束語

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年內華北地區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接收站近三年內的最大周轉能力約為500×104t／a，但隨著社會經濟持續高速發展、能源消費結構持續升級、下游市場需求量不斷擴大，碼頭最大接卸能力或將成為影響青島LNG接收站最大周轉能力的關鍵因素。

［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，2013，33（6）：86-90.

［2］鄭云萍，李薇，李偉.計算 LNG接收站周轉及儲備能力的數學模型［J］. 天然氣工業，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］.天然氣技術與經濟，2017，11（4）：47-50.