由于华北地区天然气季节性峰谷差巨大[1]，储气库设施调峰能力仍无法满足需要，LNG接收站陆续投运以缓解天然气管网调峰压力。受LNG接收站最低外输气量的制约，夏季天然气管网存在逆调峰现象；同时受进口LNG购销价格倒挂，公司亏损额持续增长，经营压力增加。LNG接收站通过采用新的BOG增压外输处理方式结合再冷凝处理工艺，能够提高天然气管网调峰的弹性和灵活性。以河北TS-LNG接收站BOG增压外输方式在天然气管网调峰的实践为例，从管网集中调控运营角度进行了分析。
近年来华北地区冬季用气季节性峰谷差大，以北京市为例，冬季(11月至次年3月)用气量占全年用气量的75%以上，用气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气量的8~10倍。加之华北地区各地实施煤改气工程，天然气供应缺口持续增大；利用传统管网末端管存和地下储气库调峰措施已无法有效满足冬季天然气需求，弥补巨大的天然气供需缺口最基本、最有效的途径就是进口LNG[2]。冬季期间，TS-LNG接收站瞬时最高气化外输天然气占高峰用气量的35%，累计气化外输气量约占管道总销售量的10%。在LNG储罐罐存充足的前提下，调整LNG汽化外输天然气量的幅度呈阶梯形状变化，每次调整仅需1~2 h。LNG能够及时、迅速、有效地满足用户高峰用气需求，与管道销售气量变化趋势具有密切的吻合度。
进口LNG汽化进入管网后，需按管道气价统一销售，而国内管道气价格低于LNG进口价格，因此，部分地区面临LNG销售价格低于进口价格的问题，即LNG购销价格倒挂[3]。在进口气源中，LNG和中亚气、缅甸气相比，价格劣势尤为明显，是经济性最差的气源。以中国石油年报整理数据为例，2013年LNG单位亏损幅度是进口管道气的2.68倍，2014年LNG单位亏损幅度分别是进口中亚气、缅甸气的4.7倍和2.6倍(见图 1)。自2012年以来，已形成了汽化LNG越多，公司亏损幅度越大的局面，不利于实现天然气管网输送和销售综合效益最大化。
夏季天然气需求量降幅明显，通常采取注入地下储气库以平衡天然气管网进销气量，确保管存处于合理区间。LNG接收站冷凝处理产生的BOG，需要向管网输送约500×104 m3/d的最低汽化量。该气量占管道可上浮动管存的70%，增加管网的调控难度；如果注入地下储气库则增加了经济成本和社会成本，这种情况下出现LNG逆调峰现象。
接收站BOG的产生是不可避免的。其主要原因和来源有以下几部分[4]：①LNG储罐热量输入：LNG储罐设计的日气化率是总容量的0.05%(以纯甲烷计)；②冷循环设施热量输入：低压泵工作产生的热量和保冷管道内的LNG将获取热量；③高压泵和管线热量输入；④卸料操作：卸料期间，船上的LNG进入储罐，由于热量的输入，闪蒸以及气相空间被输入的LNG液相占据，会产生大量的闪蒸气。
按照对LNG储罐蒸发气的处理方式不同，分为再冷凝法和直接输出法两种。再冷凝法是将蒸发气压缩到较低的压力(通常0.7~0.8 MPa)，与低压泵输送的LNG在再冷凝器中混合[5]。由于LNG加压后处于过冷状态，可以使蒸发气再冷凝，冷凝后的LNG经高压泵加压后，再经过汽化器外输。直接输出法是将BOG(蒸发气)压缩到外输压力后输送到输气管网。BOG增压外输方式就是直接外输法的升级版，具体方式是在接收站BOG压缩机出口汇管增加一套往复式压缩机设备，连接到开架式汽化器(ORV)和浸没燃烧式汽化器(SCV)出口端，将0.7~0.8 MPa的BOG进行多级增压到管网干线压力，通过计量站进入天然气管网(见图 2)。TS-LNG接收站新增一台电驱往复式压缩机，容积流量67.6 m3/min，排气压力达到8.5 MPa。
在保证储罐压力安全范围内，BOG增压外输方式将最低外输气量降低到(50~60)×104 m3/d，是再冷凝方式下最低外输气量的10%。以国内LNG价格4 000元/t、汽化天然气进入管网价格2元/m3计算，将会产生1元/m3的亏损额。和再冷凝工艺相比，增压外输方式将减少500万元/d的亏损额。
往复式压缩机设备国产化技术成熟，适用于天然气小流量、高压缩比的场合[6]。通过灵活调节压缩机负荷变化，控制接收站内BOG处理量，维持LNG储罐在较低的压力区间(8~20 kPa)。再冷凝处理过程中需要集中关注再冷凝器的压力、温度、液位等参数，并且卸船和装车操作对储罐压力影响要远高于BOG增压外输方式。
从绝对耗电量指标来看，由于停运高压泵和海水泵等大功率动力设备，BOG增压外输方式单位耗电量(6~7)×104 kW·h，约是再冷凝方式耗电量的50%(见表 1)；从外输气单位耗电量来看，再冷凝方式比较节能。因为再冷凝方式可以利用LNG的冷量，减少了蒸发气压缩功的消耗，节省了能量。
冬季调峰期间，运用再冷凝方式，接收站外输气量最高外输气量可达到设计最大外输能力，在储罐库存允许下，调峰速度迅速，效果显著，与储气库调峰相得益彰。夏季或节假日期间，接收站应用增压外输方式时，最低外输气量可降低到50×104 m3/d，相当于管道沿线单个用户的需求量，对管网管存变化、气源进气和储气库注采气均无影响。两种处理方式在工艺切换过程中需要2~3 h，储罐压力平均升高速率约1 kPa/h，为现场作业、设备维护提供了充足的时间，同时增加了管网调峰的时间裕度。
受国际石油价格下跌影响，进口LNG现货价格虽然降幅很大，“长协”LNG数量在进口LNG总量中仍占较大份额，购销价格倒挂依然严重。BOG增压外输方式降低了接收站最低汽化外输气量，相对增加了LNG液体销售量，相应地降低了因汽化LNG产生的亏损幅度。此外，接收站在落实储运设施公平对第三方开放政策方面，为第三方开展代卸、代储业务，积极创造卸船的窗口期，提高了站内设施的利用率和经济效益，也间接减缓了管网的供气调峰压力。
2015年7月，石油天然气交易中心在上海正式营业，越来越多的能源企业参与到LNG交易中来，交易的形式也趋于多样化。参与者通过天然气现货交易系统，由竞争性报价买进或卖出某一天然气交割点或区域市场不同气源(包括国产气、进口管道气和LNG)的现货天然气，实现天然气现货交易的市场化[7]。BOG增压外输方式能确保LNG储罐压力维持在安全范围内，从技术上经济地解决了BOG处理问题。在LNG现货价格低落时增加LNG储备量，以实现LNG套期保值、增值功能；从经营业务上促进LNG接收站开展“液来液走、液来气走，淡储峰用”等商务交易模式，对提高公司经济效益方面大有裨益。
(1) LNG接收站BOG增压外输方式有效地解决了接收站与天然气管网之间的逆调峰问题，拓宽了调峰气量幅度，使管网调峰措施相互组合，更加富有弹性。
(2) 在LNG购销价格严重倒挂的市场形势下，应用BOG增压外输方式，最大能够降低500万元/d的亏损额，有利于天然气管网运输与销售效益最大化的调控工作。
(3) BOG增压外输方式创造了良好的经济效益和社会效益，为其他LNG接收站运营提供借鉴作用，也在一定程度上为加快我国天然气市场化改革进程提供了便利的条件。
2016, Vol. 45 Issue (3): 44-46, 50
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