LNG罐箱储备调峰BOG回收经济性分析

海 航，周小翔，宋斌杰，蒋平安

(南通中集能源装备有限公司，江苏 南通 260003)

我国地下储气库工作气量仅为全国天然气消费量的3%，国际平均为12%～15%；我国LNG接收站罐容占全国消费量的2.25%，日本、韩国在15%左右[1]。2017年底我国北方大范围地区出现天然气供应紧张局面，充分暴露了我国储气能力不足的短板[2]。2018年4月，国家发改委和能源局联合印发《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》提出“完善油气储备体系，提升油气战略安全保障供应能力。建立完善政府储备、企业社会责任储备和企业生产经营库存有机结合、互为补充的储备体系”，补足储气调峰短板。2019年6月国家发改委、能源局《关于做好2019年能源迎峰度夏工作的通知》(发改运行1077号)中明确规定“提前采取增加备用LNG罐箱……来履行储气责任，补齐储气能力不足的短板”。2020年12月，国内LNG价格第二次破万，各地LNG保供紧张，工业企业进行限气限电。LNG罐式集装箱(以下简称LNG罐箱)作为调峰储备的一种新模式应运而生[3]。

1 LNG罐箱储备调峰应用

1.1 LNG罐箱优势

LNG罐箱宜储、宜运、宜海、宜陆，相对于传统天然气管道运输和LNG槽车运输具有不可比拟的灵活性优势。主要体现在地域灵活性、时间灵活性和供给量的灵活性方面。地域灵活性使得LNG罐箱可通过多式联运供给到管道无法铺到的地方；时间灵活性体现在LNG罐箱可以堆存实现大量的储备与调峰；供给量灵活性使得LNG罐箱的供给可以根据客户的需求而实时变化。

1.2 LNG罐箱在储备调峰上的应用

根据国家政策，地方政府和城燃公司需履行承担当地3天或者5%的储气责任。2019年国家发改委和能源局已批准湖北黄石、河北邢台、安徽芜湖和山东济宁4个LNG罐箱试点项目，大大提高了LNG罐箱作为储备调峰的应用速度，同时国内LNG罐箱市场保有量也呈现指数级上升。利用LNG罐箱季节存储，可以形成至少2个月的无损存储，夏季充装、冬季使用。以辽宁省为例[3]，2020年底，需14个LNG罐箱储存站及1262台罐箱才能满足全省各市的储气要求。

1.3 LNG罐箱调峰储存过程中BOG产生量

目前国内市场上主流40 ft(注：1ft=30.48 cm)罐箱为1AA型，采用高真空多层绝热技术[4]，罐箱有效容积41 m3，罐箱平均漏热160 W，单台罐箱产生BOG约27 kg/d，罐箱的无损储存天数基本都能达到70 d以上，冬季调峰储存周期平均为60 d。不同存储天数对应的罐内介质的物理变化情况见表1。

表1 40 ft LNG罐箱不同储存天数罐内介质状态

经过长时间存储后，罐内天然气可以实现零排放，但LNG会变成“高温液”(高温液是由于LNG温度过高。对于具备直接气化进入管网的储备站，高温液可以直接使用)。考虑目前国内LNG罐箱调峰堆场还不够成熟，储备厂主要用于储液，一方面完成储备任务，另一方面也存在套利空间。储备后未能有效利用的罐液，当倒入加气站、点供站或者气瓶时会引起接收罐压力快速上升导致BOG排放(一般认为LNG升温超过10℃即为高温液)，高温液在市场上接收度不高，目前主要处理方式包括排放BOG降温降压以市场价销售和以低于市场价200～500元/t直接进行销售。

1.4 LNG罐箱BOG处理

BOG的处理方式主要有：

1.BOG并入管网。由于LNG罐箱储存站一般建立在城市郊区的独立区域，除了少数和LNG调峰站一起建设的储存站具备并入管网的条件外，大多数LNG罐箱储存站不具备直接连接管网的条件。LNG罐箱调峰作为冬季储备措施，BOG并入管网的地域局限性大。

2.BOG压缩回收。BOG压缩回收设备数量多，投资大，且危险系数高，仅可适用于CNG加气站。

3.BOG再液化回收。考虑罐箱本身用于储存，再液化回收是LNG罐箱BOG最有效的处理方式。

综合LNG罐箱BOG产生量、储存站场地限制及投资成本，小型撬装式BOG再液化回收装置是BOG处理最好方式之一。

2 小型撬装式BOG液化回收装置在

LNG罐箱堆场的应用

基于小型LNG储存设备的应用，参照我司前期与上海交大合作研究成果，选用市场已形成标准化的热声制冷机的BOG再液化装置，装置的结构原理见图1，主要构成见图2。

图1 产品结构原理

图2 产品主要构成

主要设备包含大功率热声制冷机及其电控系统、制冷机冷头及其扩展换热器、液化杜瓦、BOG管路和LNG回流管路。具有体积小、可撬装、机动运输、开停方便等优点。以储罐为例流程示意图见图3。

图3 BOG再液化装置流程

大功率热声制冷机参数如下：电机(压缩机)380 V交流，功率10 kW，制冷量为1.0～1.5 kW@120 K，500～600 kW@80 K，重量约210 kg，外形尺寸Φ700 mm×900 mm，防爆等级为本安型。通过测试，装置具有较好的稳定性、经济性和安全性。氮气液化测试[5-6]，在工作压力0.3 MPa下，制冷功率随时间增加而变大，测试到的净制冷功率稳定为438 W@80 K。BOG试运行测试表明[7]，BOG日均再液化能力约为85～120 kg/d。开发出的标准化产品目前可以达到制冷量>1 kW@120 K，输入功率<10 kW，LNG液化率大于95%。

产品用于LNG罐箱调峰储存站见图4，撬装再液化装置安装于滑动可升降平台之上，可以调节液体回流高度差，以满足罐箱堆叠的使用需求。罐箱气液相分别与装置进口和回流口连接，可实现罐箱逐台BOG再液化。

图4 BOG再液化装置在LNG罐箱上的应用

3 应用经济性分析

前期多名学者研究对比过BOG再液化的经济性[8-9]，对于LNG罐箱调峰应用，产生的BOG并不会直接排放，罐内LNG储存后温度压力上升，一是可以作为高温液降价销售，二是可以排空BOG降温降压后市场价销售，三是可以使用此再液化装置降温降压后市场价销售。以存储60 d调峰罐箱为例，LNG市场价格4000元/t计算(忽略市场价变化)，三种处理方式的经济性对比见表2。

表2 BOG处理方式经济性对比

综上，对于存储60 d的罐箱，使用再液化装置至少可节约2000元/罐，撬装再液化装置的市场价格在20～25万人民币，对于一个存储量100台罐箱的储存站，不考虑液价上升的前提下，单台液化装置的投资回报期不超过1 a。

2019年10～12月，某公司共存储20个LNG罐箱，罐箱初始充装17 500 kg/台，存储40 d后，罐内平均升温15℃，其中3台进行排压降温，共排掉近800 kg/台，损失3200元/台，剩余17台按高温液降价200元/t，以低于市场价每罐3500元销售。

4 结果和讨论

1.本例经济性分析未考虑罐箱一年内多次调峰储备带来的收益，主要原因是LNG罐箱调峰储备是保障能源供给的政策性措施，体现在能源安全方面。在LNG价格没有大幅上涨情况下，考虑罐箱设备投资，储备站建设投资及运营等因素，LNG罐箱储备调峰目前还不能形成盈利能力，但对于维护民生能源需求，稳定市场价格具有重要作用。罐箱BOG再液化回收是减少其作为储备调峰使用的成本措施之一。

2.对于与大型调峰站一起建设的LNG罐箱储存站，罐箱的BOG可直接进入管网则无需进行再液化。对于单独建设的罐箱储存站，罐箱堆存间隙在1.5 m左右，可以满足小型撬装再液化装置对每台罐箱进行再液化的操作空间。

3.除了对LNG罐箱调峰储备站，对于LNG罐箱长周期海运、长周期的多式联运工况，同样可以使用再液化装置进行BOG的回收。

4.单台LNG罐箱BOG量比较少，可以使用液位计气液相管作为罐箱的再液化气液相管路，这样罐箱无需进行改造便可使用撬装再液化装置。改造使用门槛低。

5 结 语

分析了小型(≤200 kg/d)撬装式BOG再液化回收装置应用于LNG罐箱调峰储备站的潜在经济价值。

1.LNG罐箱长周期调峰储备后罐内BOG进行再液化是有效的处理方式之一，使用小型撬装式再液化装置，对于储存60 d的单罐LNG，BOG回收成本可降低2000元/罐；对于规模在100台的储备站，装置的整体投资回报率在1 a以内。

2.撬装式BOG再液化装置尺寸小，适用性广，在罐箱堆场间隙即可使用，同时可通过移动式可升降平台对叠放罐箱进行液化，不占用储备站额外面积。

3.使用小型撬装式再液化装置无需对LNG罐箱进行改造，在现有罐箱的液位计气液相管上分出管线接入装置接口使用，使用便利，可充分使用储备站内部资源，不另增加运营成本。