馬政宇 王一景 林 田 范 碩

（1.中海石油氣電集團(tuán)技術(shù)研發(fā)中心，北京 100028；2.中國石油西南油氣田公司，四川 成都 610051）

0 引言

近年來我國LNG進(jìn)口接收站建設(shè)和接收能力增長迅速。截至2018年初，全國投產(chǎn)LNG接收站17個(gè)，LNG進(jìn)口能力增長到5 540×104t／a，約776×108m3／a，已超過陸上管道氣進(jìn)口能力。此外，全國在建和已拿到路條的接收站10座，若全部投運(yùn)，年總接收能力將達(dá)7 940×104t／a，約1 112×108m3／a［1］。當(dāng)前，LNG進(jìn)口后的外輸方式主要有兩種，一是氣化后通過管道外輸，二是用LNG槽車輸送。隨著我國天然氣市場不斷擴(kuò)張，特別是國家“煤改氣”工程的強(qiáng)力推進(jìn)，使得天然氣需求量急劇增長，而在管道建設(shè)經(jīng)濟(jì)性不足和管道氣供應(yīng)不能滿足用氣的地區(qū)，出現(xiàn)了一種新的天然氣供應(yīng)模式——LNG點(diǎn)供。雖然各地對(duì)LNG點(diǎn)供模式持有不同觀點(diǎn)，但這也確實(shí)不失為一種彌補(bǔ)各地或相關(guān)用戶用氣量的方式，具有一定發(fā)展前景，也受到越來越多的關(guān)注。

在這種背景下，低成本、簡易化LNG轉(zhuǎn)運(yùn)站的概念應(yīng)運(yùn)而生，這種轉(zhuǎn)運(yùn)站直接分布于小型區(qū)域市場沿岸，通過小型LNG運(yùn)輸船將大型LNG接收站的LNG資源分輸?shù)睫D(zhuǎn)運(yùn)站，再通過槽車向區(qū)域市場的用戶進(jìn)行分銷［2］。當(dāng)前，國際上對(duì)LNG的轉(zhuǎn)運(yùn)方式從運(yùn)輸、儲(chǔ)存方面作了進(jìn)一步拓展，大致將轉(zhuǎn)運(yùn)站分為陸上站模式、浮式站（FSU）模式、海上模塊化LNG終端（CGB）模式和LNG罐式集裝箱模式4種轉(zhuǎn)運(yùn)站解決方案。各個(gè)模式在技術(shù)工藝、投資、運(yùn)行成本、建設(shè)期、適用性等方面各不相同，經(jīng)濟(jì)效益差別也較大。筆者以相同建設(shè)規(guī)模（500×104t／a）為背景建立技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)模型，對(duì)4種模式進(jìn)行對(duì)比分析。

1 技術(shù)流程和關(guān)鍵設(shè)備對(duì)比分析

1.1 陸上站模式

陸上站模式是建設(shè)一座以固定式LNG儲(chǔ)罐和陸上加注設(shè)施為主的小型LNG接收站，接收小型運(yùn)輸船運(yùn)輸來的LNG，向當(dāng)?shù)厥袌鎏峁┎圮嚰幼⒎?wù)。該模式下的工藝單元主要包括卸船系統(tǒng)、儲(chǔ)存系統(tǒng)、槽車裝車系統(tǒng)及公用工程系統(tǒng)，其中關(guān)鍵設(shè)備如下。

1）卸料返回臂。分別設(shè)立1臺(tái)能力為4 400 m3／h的液相卸料臂和氣液兩相卸料臂，以及1臺(tái)能力為8 800 m3／h氣相返回臂，可滿足50×104t／a的LNG卸船匹配任務(wù)。

2）儲(chǔ)罐。按照轉(zhuǎn)運(yùn)站50×104t／a建設(shè)規(guī)模的特點(diǎn)，建設(shè)1臺(tái)設(shè)計(jì)壓力25 kPa，操作壓力20 kPa的1.5×104m3的混凝土LNG全容罐，可滿足轉(zhuǎn)運(yùn)站5天的周轉(zhuǎn)儲(chǔ)備天數(shù)。

3）LNG輸送泵。從經(jīng)濟(jì)性和實(shí)用性上對(duì)LNG輸送泵進(jìn)行選型，LNG輸送泵的啟動(dòng)臺(tái)數(shù)根據(jù)外輸量要求而定。按此規(guī)格安裝2臺(tái)90 t／h的潛液式離心泵，即可滿足轉(zhuǎn)運(yùn)站外輸匹配問題。

4）槽車裝車系統(tǒng)。轉(zhuǎn)運(yùn)站輸出方式是依靠槽車進(jìn)行LNG點(diǎn)供，根據(jù)50×104t／a的轉(zhuǎn)運(yùn)站規(guī)模和46 m3的LNG槽車有效容積來計(jì)算，槽車裝卸車站需要建設(shè)6個(gè)裝車能力為60 m3／h的裝車位。

5）BOG壓縮機(jī)。儲(chǔ)罐、管線均會(huì)發(fā)生一定程度的漏熱，從而產(chǎn)生少量的BOG，同時(shí)在卸船、裝車過程中也會(huì)產(chǎn)生一定量的BOG。本模式通過設(shè)置2臺(tái)3 t／h，壓力為0.4 MPa的BOG壓縮機(jī)，可以將BOG通過壓縮機(jī)系統(tǒng)制備成CNG產(chǎn)品。

6）放散塔。與BOG總管連接，用于緊急狀況下燃燒多余的BOG。

7）氣化器。LNG接收站常用的氣化器有：海水開架式氣化器、浸沒燃燒式氣化器、管殼式氣化器、中間介質(zhì)氣化器和空溫式氣化器等。項(xiàng)目所在地處理量、能耗、風(fēng)力等因素決定氣化器種類，從經(jīng)濟(jì)性和實(shí)用性上選取氣化器能力為6 t／h的空溫式氣化器。

8）碼頭設(shè)計(jì)。碼頭泊位按照最大靠泊3×104m3的LNG船進(jìn)行設(shè)計(jì)建設(shè)， 即可滿足建設(shè)規(guī)模為50×104t／a的接收站正常運(yùn)轉(zhuǎn)。

1.2 浮式站（FSU）模式

浮式站模式是建設(shè)一座大型LNG碼頭，用來長期?？縇NG躉船，前來卸料的小型LNG運(yùn)輸船旁靠在LNG躉船邊向其裝載LNG，之后LNG躉船再向槽車加注，通過槽車向外銷售。本模式的儲(chǔ)存系統(tǒng)以LNG躉船上的2臺(tái)容量為7 500 m3的C型LNG儲(chǔ)罐為主。每個(gè)儲(chǔ)罐內(nèi)設(shè)置一臺(tái)深井式貨油泵，排量是200 m3／h，排出壓力約為0.65 MPa，其他主要的工藝單元和陸上站模式一致。

1.3 模塊化接收終端（CGB）模式

CGB模式與FSU模式類似，建設(shè)一座浮式LNG轉(zhuǎn)運(yùn)站，不同的是，CGB的儲(chǔ)罐位于混凝土沉箱的艙內(nèi)，而不是位于躉船甲板之上。CGB裝置本身具有靠船設(shè)施，不需要再建設(shè)碼頭。此外，CGB裝置像LNG躉船一樣，移除壓載后也可以浮起拖航，移至新的使用地點(diǎn)。本模式的儲(chǔ)存系統(tǒng)包括2個(gè)7 500 m3的C型LNG儲(chǔ)罐和一座混凝土沉箱。C型儲(chǔ)罐的形式與FSU模式相同?；炷脸料涞某叽鐬椋?0 m×40 m×16 m，其他主要的工藝單元和陸上站模式一致。

1.4 罐式集裝箱模式

罐式集裝箱模式是建設(shè)一座LNG罐式集裝箱碼頭和堆場，租用一批LNG罐式集裝箱和集裝箱運(yùn)輸船，在資源地將LNG分裝至罐式集裝箱中，然后運(yùn)輸?shù)郊b箱碼頭通過專用運(yùn)輸船運(yùn)送到市場地的專用集裝箱碼頭，通過吊車將集裝箱堆放在堆場中，再由骨架車向用戶當(dāng)?shù)胤咒N。本模式采用集裝箱專用船進(jìn)行運(yùn)輸，選取的集裝箱船容為2750TEU，可裝載550FEU的LNG罐式集裝箱，配套550個(gè)40英尺LNG集裝箱（罐容：40.6 m3；有效容積：36.5 m3）。

通過對(duì)上述4個(gè)轉(zhuǎn)運(yùn)站模式的技術(shù)工藝流程進(jìn)行綜合，得出關(guān)鍵設(shè)備選型匯總對(duì)比表1。

表1 不同模式下的LNG轉(zhuǎn)運(yùn)站關(guān)鍵設(shè)備配置對(duì)比表

2 初始投資對(duì)比分析

根據(jù)上述技術(shù)工藝流程和表1的關(guān)鍵設(shè)備選型，并依據(jù)各模式的工程量，套用相同的概算指標(biāo)和計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)，進(jìn)行投資估算，可得各模式建設(shè)投資（表2）。

表2 不同模式下轉(zhuǎn)運(yùn)站建設(shè)投資估算對(duì)比表 萬元

通過表2可以看出，罐式集裝箱模式投資大大低于其他模式，這主要是由于罐式集裝箱模式投資最大的部分LNG集裝箱和LNG集裝箱運(yùn)輸船都采用租賃模式，將租賃費(fèi)在經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)中的運(yùn)行成本中綜合考慮，而沒有計(jì)入初始投資。相對(duì)于其他3個(gè)模式，模塊化站模式雖然不需要單獨(dú)建設(shè)碼頭，少了碼頭部分投資，但由于模式設(shè)計(jì)本身具有復(fù)雜性，對(duì)技術(shù)、工藝和設(shè)備選型的要求高，所以總投資最高。

3 經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析

3.1 前提假設(shè)

由于本研究并無特定項(xiàng)目，所有經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)論的得出基于以下假設(shè)，其他不同假設(shè)可能會(huì)產(chǎn)生非常不同的結(jié)果。

1）根據(jù)航運(yùn)界的慣例，船舶發(fā)生的海上運(yùn)輸費(fèi)用一般包括資本成本、運(yùn)營成本和航次成本，即運(yùn)輸成本＝資本成本＋運(yùn)營成本＋航次成本。

2）按照2017年東亞地區(qū)LNG平均到岸價(jià)選取，轉(zhuǎn)運(yùn)站LNG采購價(jià)為8美元／MMBtu，1MMBtu≈28 m3，1美元兌換6.7人民幣，約為1.92元／m3。

3）各模式的銷售量與建設(shè)規(guī)模一致，即50×104t／a。

4）LNG罐箱租賃費(fèi)：國內(nèi)對(duì)于LNG罐箱的水運(yùn)還沒有放開，尚處于“一事一議”階段。通過與國內(nèi)運(yùn)營商的溝通，雖然國內(nèi)還沒有成熟的LNG罐箱水上運(yùn)輸案例，但技術(shù)、法規(guī)上沒有特別大的困難，該罐式集裝箱站模式立足于租用罐箱、租船運(yùn)輸模式。按照目前集裝箱運(yùn)輸船市場的信息，每個(gè)罐柜租金為7.6萬元／a。

5）為確保LNG轉(zhuǎn)運(yùn)站一定的投資收益，假設(shè)全投資稅后內(nèi)部收益率9%為行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，進(jìn)行財(cái)務(wù)分析對(duì)標(biāo)。

6）經(jīng)營成本包含了水、電、輔料、人工、管理費(fèi)、維修等成本。

7）LNG接收站的商務(wù)模式主要是“總買總賣”和“來料加工”。筆者假定LNG接收站既運(yùn)營維護(hù)接收站，又作為獨(dú)立法人買賣LNG資源，按照“總買總賣”模式進(jìn)行財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)。

8）按照2017年12月，國家發(fā)改委最新核定的廣東省天然氣門站價(jià)格2.31元／m3作為銷售價(jià)格。

3.2 評(píng)價(jià)結(jié)果分析

評(píng)價(jià)結(jié)果見表3。

1）模塊化模式的單位經(jīng)營成本費(fèi)用高于其它站的模式。這主要是因?yàn)榭偼顿Y最高，而且相關(guān)設(shè)備的日常操作維護(hù)費(fèi)用也比較高。

2）浮式站模式雖然總投資不高，但是由于LNG躉船設(shè)備的日常操作維護(hù)費(fèi)用高，同時(shí)躉船在運(yùn)行過程中需要使用船上天然氣進(jìn)行發(fā)電和氣化，天然氣損耗率也高于其它模式1.5個(gè)百分點(diǎn)。這使得該模式的經(jīng)營成本大幅上升，總體經(jīng)濟(jì)性不高。

當(dāng)配電系統(tǒng)中變壓器空載投運(yùn)或故障切除后電壓恢復(fù)時(shí)，可能出現(xiàn)數(shù)值較大的勵(lì)磁涌流，其數(shù)值可達(dá)額定電流6～8倍。

3）罐式集裝箱站模式總投資大幅低于其它模式，但是其LNG集裝箱和LNG集裝箱運(yùn)輸船都采用租賃費(fèi)用高，導(dǎo)致其總體經(jīng)濟(jì)性不高。

4）陸上站模式的IRR、NPV明顯于高于如其它幾個(gè)模式，經(jīng)濟(jì)性基本滿足商業(yè)性要求。

4 適用性對(duì)比分析

1）距離適用性對(duì)比

假設(shè)供氣規(guī)模50×104t／a，資源地與目標(biāo)市場距離從300～1 000 km變化，分別計(jì)算各種模式的供氣成本，以元／m3為單位（圖1）［3］。4種模式的轉(zhuǎn)運(yùn)成本隨著距離上升而上升。運(yùn)輸半徑在400 km左右陸上站的經(jīng)濟(jì)性最好，400 km以上罐式集裝箱站相對(duì)經(jīng)濟(jì)性較好。

圖1 50×104t／a時(shí)轉(zhuǎn)運(yùn)成本與距離的關(guān)系圖

2）供氣規(guī)模適用性對(duì)比

假設(shè)運(yùn)輸距離固定為500 km，供氣規(guī)模從（50～85）×104t／a變化，分別計(jì)算各種模式的供氣成本，以元／m3為單位（圖2）。陸上模式的成本變動(dòng)基本不大，在供氣規(guī)模小于50×104t／a時(shí)成本最低，其余模式的供氣成本均隨著供氣規(guī)模上升而降低。當(dāng)供氣規(guī)模在80×104t／a以上時(shí)，罐式集裝箱站經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢略微凸顯出來。

通過上述適用性結(jié)果對(duì)比圖可以得出：

1）在固定供氣規(guī)模的前提下，除了陸上站模式外，其他3個(gè)模式都隨著供氣距離的不斷增加，經(jīng)營成本會(huì)逐漸被攤薄，各個(gè)模式與陸上站模式的經(jīng)營成本差價(jià)逐步縮小。為此，如何通過開發(fā)可靠的市場及鎖定合理的日租金水平，是降低浮式模式運(yùn)行成本并盡可能的滿足投資回報(bào)要求關(guān)鍵。

2） 在固定供氣距離的前提下，70×104t／a以下的LNG轉(zhuǎn)運(yùn)站，陸上站模式的供氣成本明顯高于其他3個(gè)模式。其經(jīng)濟(jì)性水平基本可滿足商業(yè)性要求，這將削弱企業(yè)對(duì)其他3種模式投資的積極性。而一旦市場需求量超過70×104t／a，罐式集裝箱站模式的經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)指標(biāo)的優(yōu)勢變會(huì)顯現(xiàn)出來。

表3 不同模式下LNG轉(zhuǎn)運(yùn)站評(píng)價(jià)結(jié)果對(duì)比表

圖2 500 km轉(zhuǎn)運(yùn)成本與規(guī)模的關(guān)系圖

5 結(jié)束語

1）因地制宜采用不同模式的LNG轉(zhuǎn)運(yùn)站。陸上轉(zhuǎn)運(yùn)站模式在小規(guī)模和短運(yùn)距的情景下，經(jīng)濟(jì)性和適用性最好；模塊化轉(zhuǎn)運(yùn)站模式建設(shè)投資最高且技術(shù)工藝復(fù)雜，但對(duì)碼頭選址要求度低，適用于對(duì)建設(shè)地址要求度低的地區(qū)；浮式轉(zhuǎn)運(yùn)站具有建設(shè)總投資低、建設(shè)周期短的優(yōu)勢，但運(yùn)營成本較高，適用于搶占市場和對(duì)建設(shè)工期有限制的情景；罐箱模式適用于達(dá)到一定規(guī)模和遠(yuǎn)運(yùn)距情景，此時(shí)經(jīng)濟(jì)性和靈活性才能體現(xiàn)出來。

2）LNG轉(zhuǎn)運(yùn)站的特點(diǎn)鮮明，儲(chǔ)存和運(yùn)輸規(guī)模大大高于槽車，適用于較大需求規(guī)模和運(yùn)輸距離較遠(yuǎn)的市場，而且在管道氣未到達(dá)前，LNG轉(zhuǎn)運(yùn)站也能夠起到培育開發(fā)天然氣市場的作用，尤其在未連接管網(wǎng)、管道輸送能力不足、缺乏天然氣儲(chǔ)備或用戶需要使用液態(tài)氣體能源的地區(qū)，依靠槽車周轉(zhuǎn)的中型LNG接收站項(xiàng)目可以起到重要保障和補(bǔ)充作用。當(dāng)管道進(jìn)入后，其可以作為區(qū)域主要供應(yīng)氣源和應(yīng)急調(diào)峰保障氣源，另外為中小型燃?xì)怆姀S進(jìn)行點(diǎn)供，也是一種有效的解決方案。

3）LNG點(diǎn)供的突起是重新研究轉(zhuǎn)運(yùn)站優(yōu)勢的機(jī)會(huì)。當(dāng)前，我國大多地區(qū)的LNG點(diǎn)供不受城市燃?xì)馓卦S經(jīng)營權(quán)的限制，在一定程度上打破管網(wǎng)的壟斷地位，對(duì)于降低終端用戶氣價(jià)，推進(jìn)國內(nèi)天然氣市場化改革的推進(jìn)有重要作用。特別是近幾年在國家環(huán)保政策的強(qiáng)力的約束下，以京津冀為代表的各省市全力推進(jìn)“煤改氣”工程，使得市場在短時(shí)間內(nèi)加大了對(duì)天然氣的需求，尤其是供暖季開始后，天然氣需求量急劇上漲，直接催生了大量LNG點(diǎn)供項(xiàng)目，出現(xiàn)了管道氣和LNG點(diǎn)供共存的局面。在此背景下，能源企業(yè)應(yīng)該順應(yīng)宏觀形勢，在宏觀形勢向好時(shí)，加快在靠近市場區(qū)域布局LNG轉(zhuǎn)運(yùn)站，這對(duì)拓寬天然氣下游市場、強(qiáng)占市場份額、促進(jìn)清潔能源的利用將起到積極作用。

［1］楊義，李琳娜.LNG點(diǎn)供行業(yè)現(xiàn)狀及前景展望［J］.天然氣工業(yè)，2017，37（9）：127-134.

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