浅析大型LNG储罐建设的经济性——江苏LNG项目20万立方米全容式储罐建设实践

开发建设超大型LNG储罐,可增加单罐有效罐容,同时提高土地利用率,减少储罐建造的单位成本,是LNG工业技术发展的方向.对比中国石油江苏LNG项目16万立方米和20万立方米全容式LNG储罐的建设方案及成本,20万立方米全容式LNG储罐工艺设计有所变化,工程量有所增加,有效罐容提升了25％,但建设投资只增加了17.61％.超大型LNC储罐具有良好的社会环境效果和工程经济效益,将为我国LNG产业的发展提供新的思路.     

中国发展LNG储备调峰的可行性探讨

2020年以后我国天然气对外依存度将超过40％,为了保证能源供应的稳定安全,必须配套建设一定储备能力的调峰设施.但是目前储气库容量不足和储备体系不健全已成为我国天然气基础设施建设中的短板.通过分析国外不同形式的LNG储备经验,对我国发展岸基LNG接收站增建储罐进行储备调峰、浮式LNG接收站储备调峰、小型LNG液化厂及LNG卫星站调峰的可行性进行探讨,认为发展多种形式LNG调峰的硬件设施在中国已经具备条件.结合目前国际LNG市场价格走向、国内调峰政策的出台以及中国天然气交易中心的建立,认为LNG储备调峰已经具有持续发展的机遇和环境.     

基于国家管网集团运行下的中国LNG接收站运营模式及趋势分析

截至2020年末,中国已经投入运营LNG接收站22座,总接卸能力达8700万吨/年,到2025年中国LNG接收站总接收能力将近1.8亿吨/年.2020年10月1日,国家管网集团所属大连、天津等7座LNG接收站完全开放运营,国家管网集团成为资源周转的开放平台,传统LNG接收站运营模式正在发生重大改变.中国LNG接收站正朝着主体多元化、单站大型化、运营开放化方向发展;传统自主经营的LNG接收站将逐步对外开放,大多数向混合经营模式转变.中国LNG接收站建设应不断降低生产和运营成本,增强配套功能和服务能力;提高国际LNG资源采购和国内天然气销售能力;建立协同运营机制,提升接收站周转效率;加强接收站对外公平开放,不断拓展和规范天然气交易中心的作用;在政府监督和政策指导下,推动LNG接收站高效运营以及LNG产业可持续发展.     

我国首个自主技术大型LNG全容储罐项目开工建设

正3日,位于福建莆田秀屿港的福建LNG(液化天然气)接收站两座16万立方米的LNG储罐正式开工建设。这是中国首次采用完全自主技术进行设计、建设和管理的16万立方米大型LNG全容储罐建设项目。中国海油相关负责人介绍,长期以来,全球仅有少数几个发达国家掌握了大型LNG全容储罐核心技术。此次开工的大型LNG全容储罐建设项     

LNG接收站槽车储罐余气回收工艺分析

为减少LNG接收站因槽车储罐余气就地排放产生的甲烷排放、安全隐患以及经济损失，文章以国内某LNG接收站为例，建立了一套槽车储罐余气回收装置，可将外来LNG槽车储罐余气排放至接收站BOG管网，再利用接收站高压压缩机直接加压外输或再冷凝液化成LNG输出。实践结果表明当LNG接收站外来槽车量较多时，可配备槽车储罐余气回收装置，该工艺既能避免LNG槽车储罐余气就地排放产生的安全隐患，也能安全可靠回收LNG槽车储罐余气，具有较好的经济效益。     

大型LNG储罐能否破解沿海省市储气调峰难题

2010年我国沿海地区已经建成投产的3个液化天然气（LNG）项目、8个储罐只能部分满足广东、福建和上海市的季节调峰需求;2015年随着沿海天然气大动脉基本建成和储罐数量不断增加,储罐调峰能力将达到市场需求的11．7％,可以满足沿海省市储气调峰的基本需要;2020年随着沿海天然气管网全面运营,储罐调峰能力可以达到16．2％,保障能力将不断增强。为加快LNG产业的发展,建议国家制定储气调峰总体规划和支持政策;对LNG项目和LNG储罐建设给予一定的税收优惠;允许适当上调调峰气量和应急供气气量价格;政府和企业共建LNG战略储备罐等。企业在建设LNG项目时,要做到超前规划,留有储罐发展余地。适当增加LNG项目的储罐数量、汽化能力和管输能力,不仅能有效破解沿海省市储气调峰难题,同时这些大型LNG储罐还可以成为我国天然气储备的中坚力量。     

中国LNG产业发展现状、问题与市场空间

近年来中国进口LNG的购销价格严重倒挂,国内天然气液化厂无序建设,LNG市场将持续供过于求,天然气液化厂的利润空间逐步缩小。按照2015年我国消费天然气2300亿立方米、2020年4000亿立方米估算,考虑储气库规划和建设节奏,若满足全部调峰缺口,2015年大致需要LNG接收站解决的季节调峰量为60亿立方米,2020年为190亿立方米。考虑我国天然气需求及LNG调峰需求,2015年LNG引进空间大致为300亿立方米,2020年为400亿立方米。目前已建和在建LNG接收站可以满足和弥补2015年市场缺口和调峰的需求;到2020年,还需要增加3200万吨/年的接收和汽化能力。预测2015年全国LNG直销市场潜力为180亿立方米,2020年为390亿立方米。在接收站定位、LNG采购与价格、液化厂建设及市场培育等方面,建议政府和企业深入研究,把握好建设的步伐和引进规模。     

5万方LNG全容储罐工期及影响因素分析

LNG(Liquefied Natural Gas)预应力混凝土全容储罐(简称"LNG全容储罐")普遍应用于LNG接收站工程,有着长期安全运行的良好记录,国内建设的LNG储罐罐容在3万方至22万方之间。本文基于典型5万方LNG全容储罐工序,开展以施工为主线的项目工期分析及讨论,影响因素主要包括两部分内容:一是人力动复员、物资进场、施工图纸到场等基础条件;二是施工工序衔接、环境变化、突发事件等外部条件。     

京津冀地区LNG点供经济性分析——以中国石化天津南港LNG接收站为例

基于LNG点供工艺流程及特点,对中国石化天津南港LNG接收站的气源以LNG气化站点供模式供应京津冀地区的经济性进行了分析.LNG气化站储罐规模在100～900立方米,日供气规模1.9万～17.1万立方米.LNG点供终端用气价格由气源价格、槽车运输加价、LNG气化站加价组成,气源价越低、年用气量越大且稳定、运输距离越短,点供终端气价越低.当LNG气源价格为2.15元/立方米时,京、津、冀三地LNG点供终端气价分别为2.43 ～ 2.70、2.4～2.51和2.39～2.59元/立方米,明显低于当地的城市燃气一般工业用气价格;当气源价格为2.5元/立方米时,LNG点供北京和河北时仍然较城市燃气便宜,但点供天津时较贵.     

海南LNG项目设计文件管理体系探索与应用

一、背景介绍
　　1.项目介绍
　　海南液化天然气（LNG）站线项目（下简称“海南 LNG 项目”）是海南省规划建设的重点能源项目。项目工程包括港口、接收站和输气干线三部分,规模为年处理量LNG300万吨。LNG接收站站址位于海南洋浦经济开发区神尖角海岸段,西侧临海,南侧紧邻海南金海浆纸业有限公司码头,北侧为中国石化海南炼油化工有限公司码头,主要包括1座可停靠26.7万立方米LNG船舶的接卸码头和1座3000吨级工作船码头及其配套设施;2座16万立方米的LNG储罐及其配套设施;新建输气管线122公里,将与海南省环岛天然气管网相连接。项目占地57.2公顷,工程总投资约65亿元人民币。