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1、LNG接收站详细信息报告一、气源情况2010年，世界五大出口国是卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚、澳大利亚、阿尔及利亚。估计这种格局在近期内不会改变。卡塔尔新建的大规模LNG项目将使该国很快成为世界最大的LNG生产国，到2015年，卡塔尔的LNG生产能力将达到7600万t/年。马来西亚的LNG出口量占全球总量的14%。Bintulu是目前全球规模最大的LNG液化中心，生产能力达到2300万t/年。未来1015年，LNG供应来源将增加。预计伊朗和俄罗斯是潜在的LNG供应大国，现有的LNG出口国，例如特立尼达和多巴哥、尼日利亚、埃及、卡塔尔和澳大利亚都将扩大LNG出口，澳大利亚将在太平洋盆地的LNG供
2、应中发挥很大的作用。二、LNG接收站的站址选择原则1、LNG站址选择应邻近用户市场和负荷中心，以减少输气管线的投资和操作费用。2、LNG站址选择应与港口总体布局相协调，使LNG运输船和其他船舶的相互干扰较小。3、进港航道及港池自然水深或疏浚后，应满足LNG运输船的通航、靠泊和调头要求。4、站址气象、水文条件应适宜LNG运输船的靠泊作业要求，港口码头作业天数应在290d以上。5、站址的外部协作配套条件应有利于项目的建设。6、站址的陆域地质条件应满足LNG储罐对场地的要求，以减少地基处理的费用。7、选址应远离人口密集区域，以减少安全隐患。三、LNG接收站设计中的标准规范1、标准规范的采用原则：由于
3、我国目前尚无大规模生产和储存LNG的经验，没有一套适用于LNG接收站的成熟的标准规范。因此LNG接收站的设计中标准规范的采取将按照以下原则：、严格遵守我国有关法律法规。国家、地方及行业的强制性标准规范及强制性条文，作为项目执行的基础。、国际通用的LNG行业标准为项目执行的主要标准。、在接收站的设计中标准规范的采用将按照上述法律法规及标准中最严格者执行。、国外采购的设备、材料、制造、检验将主要采用国际通用的主要标准。、国内采购的设备、材料、制造、检验将采用国际通用的标准或我国有关标准。2、设计中主要采用的法律、法规中华人民共和国消防法（2002年5月1日起实施）建筑工程消防监督审核管理规定（公安
4、部30号令）中华人民共和国职业病防治法（2002年5月1日起实施）建设项目（工程）劳动安全卫生督察规定（原劳动部1996年第3号令）危险化学品安全管理条例（国务院第334号令，2002年3月15日实施）压力容器安全技术监察规程（质技监局锅发1999 154号）压力管道安全管理与监察规定（劳部发1996 140号）3、采用的我国主要标准规范工业企业设计卫生标准（TJ36-79）工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）环境空气质量标准（GB3095-1996）地表水环境质量标准（GHZB1-1999）海水水质标准（GB3097-1997）石油化工企业设计防火规范(GB50160-92)原油及天
5、然气工程设计防火规范（GB50183-2004）建筑设计防火规范（GBJ16-87）4、采用的主要国际通用的LNG专用标准液化天然气生产储存和运输标准（NFPA 59A）液化天然气设备与安装（EN 1473）低温工况立式平底圆筒形储罐（BS7777）大型焊接低压储罐的设计与制造（API620）四、基础配套设施1、接收站工艺系统LNG卸料系统、BOG返回系统、LNG储罐、BOG压缩机、BOG再泠凝器、LNG低压输送系统、LNG高压输送系统、LNG气化系统、天然气计量及送出系统、LNG装车系统、火炬系统、燃料气系统、工艺海水系统。2、公用工程系统生产水系统、生活水系统、仪表空气及压缩空气系统、氮气
6、系统、生活污水处理系统、含油污水分离器、供配电系统。3、辅助工程行政办公楼、中央控制室、总变电所、码头控制及配电室、维修间及仓库、储油库、化学品库、废品库、消防站及医疗中心、食堂、门卫、压缩厂房、计量分析室、装车控制室、装车棚。4、控制系统控制系统以DCS为核心，实现对整个装置的集中监视、控制。安全联锁保护及紧急停车采用ESD（Emergency Shut Down System）系统实现。接收站采用控制系统和输气管线监控和数据采集系统（SCADA）有接口用以过程动态数据交换。5、消防系统、LNG码头的消防。为防止LNG码头卸料过程中意外灾害的影响，在消防上采取了4项消防保护措施。在卸料平台和
7、LNG船之间设立水幕分隔带。一旦发生火灾，几十个高压水喷头以190L/min的流量喷水，使火源与消防人员及岸上设备分隔开，降低辐射热对人员和设备的影响。在平台上设置固定式干粉灭火系统。由干粉罐及两座塔架式干粉炮和控制系统组成，干粉罐内装有2t灭火干粉，可以30kg/s的喷射量向火源喷射。配置若干个手提式和推车式干粉灭火器，供平台上初起火灾时灭火使用。配备2280kW和1442kW的托消两用轮各一艘，平时做拖轮用，发生火灾时做消防船用。、LNG储罐区的消防。天然气为易燃易爆气体，储罐区布置了可燃气体探测器（gas detector）、火焰探测器（Flame Detector）、声光报警器、温度监
8、测器、泄露监测器（开路式GD）等，并集中在中控室FGS系统监控，显示和控制，记录储罐区大气环境状态。另外，在每个罐周围设置海水消防系统，干粉消防系统，泡沫消防系统以及淡水消防系统（作为海水消防系统后的冲洗和维持压力之用）。、控制室的消防，和建筑消防规范一致。采用二线制可寻址式火灾报警系统，在房间和中控室布置烟热感，在电池室布置防爆烟感或防爆热感，发电机房布置防爆热感。五、工艺相关情况1、工艺方法按照对液化天然气（LNG）和储罐蒸发气（BOG）的处理方式不同，液化天然气接收站的工艺方法有直接输出和再冷凝两种。、直接输出法是将蒸发气压缩到外输压力后直接送至输气管网，该工艺主要用于天然气外输压力不高
9、的项目。、再冷凝法是将蒸发器压缩至较低的压力与由LNG低压输送泵从LNG储罐送出的LNG在再冷凝器中混合。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LNG高压输送泵加压后外输，该工艺主要用于天然气外输压力较高的项目。再冷凝法可以利用LNG的冷量，并减少了蒸发气（BOG）压缩工的消耗，节省了能量。2、工艺流程LNG专用船抵达接收终端专用码头后，通过4根400mm的卸料臂（其中3根液相，1根气相）和卸料管线，借助船上卸料泵将LNG送进接收终端的储罐内。在卸料期间，由于热量的传入和物理位移，储罐内将会产生闪蒸气。这些闪蒸气一部分增压后经回流管线返回LNG船的料舱，以平衡料舱内
10、压力；另一部分通过压缩机升压进入再冷凝器冷凝后，和外输的LNG一起经高压外输泵泵入气化器。利用海水喷淋（开架式气化器）或者热水（浸燃式气化器）使LNG气化成气态天然气，最后进行加味，调压，计量后送进输气管网。残余的蒸发气则经火炬系统在大气中燃烧掉。3、工艺设施、卸料设施：卸料系统可由卸料臂、卸料管线、气体回流臂、回流气管线和循环管线组成。、储存设施：主要是LNG储罐。、再气化设施：主要为用于终端内液体循环，气化和外输功能的低压泵、高压泵、气化器、海水泵站和液流循环管线等。、闪蒸汽处理设施：包括再冷凝器、增压器、压缩机和火炬系统。4、主要设备、卸料臂码头平台将配有4条0.4m的LNG海上卸料臂，
11、每一条臂的最大流量为5000m2/h，在通常情况下，其中3条臂用于装卸LNG液体，另一条臂用于将蒸发气回收之船上。所有卸料臂将设计为能处理液体和气体，以便与船上的接口尺寸和复杂的装卸条件相适应。卸料臂必须具备快速切断系统的功能，用于装卸过程意外事故发生时能快速停止作业，将船与卸料臂分离。、储罐储罐容量取决于LNG运输船的大小和所需缓冲储存量。目前世界上常用的储罐类型有地上双层罐壁和地下隔膜两种构造。单罐容量最大已达20万m3。储罐有一个自由（无约束）直立的顶部开口的及由特种耐低温材料9%镍钢制成的内罐。正常运行时，它将盛装着温度为-162的液体天然气。该内罐被一个整体式的混凝土外层储罐完全封闭
12、起来。该混凝土外罐由预应力混凝土壁，钢筋混凝土地板和钢筋混凝土拱顶所组成。储罐的地板和四周的侧壁敷有绝热材料，并设有绝热吊顶，以减少闪蒸气的产生。、气化器目前最广泛使用的气化器有海水开架式气化器和浸没燃烧式气化器两大类。前者日常操作费用低，但造价较高；而后者日常操作费用高（要烧掉约1.5%左右的气），但造价低。因此，接收终端一般都采用两者相结合使用的方法，海水开架式气化器负责基本负荷，浸没燃烧式气化器作为备用和调峰使用。六、投资估算1、建设规模表1：我国已建的LNG接收站项目列表项目名称年设计中转规模（万t/年）设计输气量（亿m3/年）LNG储罐容量（万m3/座）码头泊位（万t）占地（公顷）广
13、东LNG（一期）37034.2716（2座）8-16.540福建LNG（一期）26034.516（2座）8-16.537上海LNG（一期）3004016（3座）8-2039.6江苏LNG（一期）35048.4216（2座）8-2030大连LNG（一期）3004016（3座）14.7-26.724浙江LNG（一期）3004016（3座）8-26.747根据表1所列的我国目前已建的LNG接收站项目的建设规模可以看出，基本接收能力为300万t/年，LNG储罐容量16万m3/座，数量23座，占地约35公顷，并配套码头一座，可接收826万t级LNG运输船。因此本次选择投资估算的LNG接收规模为300万t
14、/年，设计输气量为40亿m3/年，LNG储罐容量16万m3/座，数量3座，占地35公顷，20万t级码头1座。2、投资估算使用单位生产能力投资估算法（是指根据同类项目单位生产能力所消耗的固定资产投资额来估算拟建项目固定资产投资额的一种方法，单位生产能力投资是指每单位的设计生产能力所需要的建设投资。运用该方法时，应当注意拟建项目和同类项目的可比性，尽量减少误差）估算LNG项目总投资。计算公式如下：=公式中：Y2拟建项目的投资额 Y1已建类似项目的投资额 X1已建类似项目的生产能力 X2拟建项目的生产能力 CF不同时期、不同地点的定额、单价、费用变更等的综合调整系数表2：中国已建LNG项目投资列表项
15、目名称建设投资（亿元）接收能力（万t）单位投资（亿元/万t）建设时间（年）广东LNG（一期）713700.1922003福建LNG（一期）622600.2382006上海LNG（一期）703000.2332007江苏LNG（一期）653500.2142009大连LNG（一期）753000.2502009浙江LNG（一期）703000.2332009根据表2可知近三年的单位投资平均额为0.24亿元/万t，综合调整系数取1，由此可知设计能力300万t/年的LNG接收站项目投资估算约为72亿元。七、风险分析根据目前LNG行业实际运作和能够预见的情况，可能遇到的风险主要有：资源风险、价格风险、市场风险
16、、工程技术风险和工程进度风险。资源不落实，导致项目建成后不能平稳运行，造成经济效益和社会效益差。市场不落实，造成有货无市，运行成本高，经济效益差。为了规范和降低风险值，确保项目按时、顺利、稳定地实施，实现长期、完全、稳定的供应，对LNG项目存在的主要风险及防范、控制措施做简要分析如下：1、资源风险从LNG资源角度分析，在中东、澳大利亚、印度尼西亚、俄罗斯远东地区均有储量丰富的气田，只要有需求，就会建设足够的LNG生产工厂。随着LNG液化技术的进步及关键设备能力的提高，LNG液化工厂单线规模不断提高，液化成本下降；拥有资源的国家和地区有强烈的意愿将资源变现，为本国和本地区的经济发展提供强有力的保
17、障。LNG接收站项目建设的首要条件是要有稳定的LNG资源供应。作为一次性能源，LNG在世界上的储量是有限的，且其分布是不均匀的。规避资源风险的首选方法就是与供货商签订长期合同，以保证本项目在运行期内有稳定的气源。其次是进口LNG多元化，采用多个方式与多个气源供给方签订购销合同，以加强资源供给的可靠性和抗风险能力。近年来短期供销合同增长较快，气源供给方更倾向于短期合同。在落实资源供给长期、多元化的购销合同的同时，可以适当的签订部分短期合同，以适应市场变化。建议尽快与国外不同进度的LNG生产线建立联系并进行谈判，领先一步，在LNG购买高峰期之前与供给方达成协议，减少资源带来的风险。2、价格风险上游
18、LNG的购入价格和下游天然气的销售价格是最主要的价格风险。由于国际市场原油价格的持续上涨，也直接影响了LNG的价格成本。目前我国的LNG资源主要靠进口，因此LNG的购入价格是最主要的价格风险。同时，本工程下游市场的气价承受能力也是主要的价格风险因素，可以通过以下两种方式降低价格风险：、通过贸易方式直接购买天然气传统LNG的贸易方式通过签订长期“照付不议”合同确定贸易量和进气价格，外汇负担重，供气价格相对固定，风险比较大，无法体现供气灵活性，但能保证项目有稳定的气源供应。随着LNG贸易的发展，贸易方式进一步多元化，新贸易方式如LNG互换交易、现货和短期交易的出现，贸易方式从单一长期双边合同发展成
19、为一个更加灵活、对市场反应信号更灵敏的体系，有助于买方进口LNG气源、降低价格风险。、在海外寻找资源市场通过对资源国的资源状况、地理位置、和投资环境等的调查，选择合适的合作伙伴，共同开发天然气资源，获得天然气后进行液化和装船，再运输到国内港口，项目涉及面广、投资规模大、见效周期长、投资风险相对较高。但投资见效后，可以分得价格较低的天然气资源，能够自主决定国内市场气源供给量，后期有着明显的优势。通过分析，选择合适的LNG进气方式是降低价格风险的关键。近期内贸易方式能够保证LNG气源的有效供给；与此同时，寻求海外资源市场合作伙伴，共同开发天然气资源，通过近期贸易时间弥补合作开发周期长的问题，为远期
20、保证气源的供给，从而达到项目整体规避价格风险，实现项目利益的最大化。3、工程技术风险在项目实施过程中，会出现各方面的原因造成工程费用可能超出工程预算，甚至超过敏感性分析中所容许的上限，使得项目丧失经济性。为避免发生这种情况，首先要做好工程地质勘查等各项专题研究和有关情况调查，充分掌握对工程费用有影响的各种资料和情况，而且要选好设计和施工承包商，并在承包合同中尽可能将可能发生的风险降到最低。工程保险是在项目实施过程中规避风险的最好工具，不仅作为业主要投保工程险，还要要求承包商投保工程险。关键是要加强项目管理，严格费用、质量和进度控制，将风险尽可能化解在严格而有效的管理和控制中。4、工程进度风险L
21、NG接收站项目的工作界面相对较多，工程复杂。执行中会遇到接收站或者码头工程开工后进度被推迟，或是某些用气项目被推迟，这会对项目的经济性造成影响。要防范这种风险就必须加强项目管理，协调好各方面关系。项目组织实施者必须由既具备必要的技术背景和管理知识又具有LNG项目实际工程经验的人员担任，在项目执行过程中严格质量管理，加强进度控制，从而建立一套完善的质量跟踪、质量保证、质量控制体系，实行全面的自始至终的全过程质量管理，层层把关，处处设防。通过建立有效的进度监控体系，随时发现问题、解决问题，将风险化解在萌芽中。由于LNG是一个特殊的产业链，其环环相扣、紧密相连、缺一不可的特点，决定其一定要做到科学规划，严格管理，对上游资源、海洋运输、码头、接收站、输气管网和用气项目统筹规划，争取做到建设完成即完工，使LNG项目的风险值降到最低。市场开发部2012年1月5日
