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长江内河ＬＮＧ项目资源采用沿海接收站二程转运方式运输，饱和压力高，ＬＮＧ运输船在内河航行时要受到航速限制且不能夜航。本文基于ＢＯＧ分析程序计算了小型ＬＮＧ运输船在长江内河航行期间ＢＯＧ蒸发及消耗情况，分析了长江内河ＬＮＧ接收中转站ＢＯＧ处理面临的主要问题，包括装载的ＬＮＧ货物温度高，装船后船舱压力大；航行速度低，ＢＯＧ无法被完全消耗；卸料过程产生ＢＯＧ量大，处理困难等。在此基础上，提出了降低新建内河小型ＬＮＧ运输船的日蒸发率，在接收站内配置大功率ＢＯＧ压缩机，在小型ＬＮＧ转运船上增加ＢＯＧ再液化装置以及从政策方面推动取消长江内河ＬＮＧ运输船不能夜航的限制等解决方案，从而为长江内河ＬＮＧ接收中转站ＢＯＧ处理提供了参考依据。
关键词：长江内河ＬＮＧ接收中转站；ＬＮＧ运输；ＢＯＧ处理；主要问题；解决方案
近年来长江沿线各省市对天然气需求量持续攀升，现有管道气资源供给已无法满足各省市的天然气需求，国内中部省市每年冬季用气高峰时都面临天然气保供问题。因此，发挥长江黄金水道资源保障作用，引进沿海ＬＮＧ（液化天然气）资源作为地区保供气源被提上了日程。长江中下游湖北、湖南、江西、安徽、江苏等５个省份共布局了７处港址建设ＬＮＧ内河接收站。 由于ＬＮＧ不可避免地会在船舱内气化，产生大量的蒸发气体（ＢＯＧ），从而增加船舱的压力，若ＢＯＧ不被及时消耗或释放，则可能导致船舱结构遭到损坏，甚至危害船舶的安全航行。而ＬＮＧ运输船在内河运输要受到航速限制且不能夜航，导致作为运输船燃料的ＢＯＧ消耗减少，造成船舱压力升高，到ＬＮＧ接收中转站卸料时将会增加卸船工况下ＢＯＧ的产生量。目前国内外关于ＢＯＧ问题的研究，主要集中在沿海ＬＮＧ接收站在各种作业工况下所产生的ＢＯＧ量计算和ＢＯＧ处理方法上，也有针对小型ＬＮＧ运输船在接收站装船过程中的ＢＯＧ分析。但由于国际ＬＮＧ运输船的ＬＮＧ到岸温度和饱和蒸汽压力有相关要求，不需要接收方额外关注ＬＮＧ在运输过程的状态变化，因此目前研究缺少对ＬＮＧ装船、运输及卸料等产业链流程上的ＢＯＧ相关计算分析。另一方面，由于国际上建在内河沿岸的ＬＮＧ输送项目较少，河流运输航行的约束条件不一致，也导致了目前针对在短途内河转运产生的ＢＯＧ有关问题缺乏相关的研究。 本文结合国内长江航运管理部门对ＬＮＧ运输船航行的要求，基于ＢＯＧ分析程序计算的小型ＬＮＧ运输船在长江内河航行期间ＢＯＧ蒸发及消耗情况，分析了长江内河ＬＮＧ接收中转站中ＢＯＧ处理存在的主要问题，并提出了相应的解决方案，从而为长江内河ＬＮＧ接收中转站的ＢＯＧ处理提供参考。 1长江内河ＬＮＧ接收中转站ＢＯＧ处理面临的主要问题 １．１装载的ＬＮＧ货物温度高，装船后船舱压力大 内河ＬＮＧ中转站项目由于受航道水深和桥梁净空高等限制，无法采用大型海运型ＬＮＧ运输船直接从国外运输，只能采用小型江海直达船将ＬＮＧ资源从国内沿海ＬＮＧ接收站进行二程转运。小型ＬＮＧ运输船一般采用Ａ型或Ｃ型舱，耐压程度高，在运输期间可通过升压避免ＢＯＧ超压排放，但为了降低ＬＮＧ运输船在内河接收中转站到货后的饱和压力，避免卸料过程中产生大量的ＢＯＧ，应在沿海大型ＬＮＧ接收站装船过程中尽量维持较低的饱和压力。由于小型ＬＮＧ运输船和大型ＬＮＧ运输船在ＬＮＧ接收站码头装船过程中操作参数具有较大差异，不能完全借鉴大型ＬＮＧ运输船的工艺流程和操作模式。沿海ＬＮＧ接收站项目储罐的操作压力一般约１５ｋＰａＧ，在卸船工况下还会通过将储罐压力提升至２０ｋＰａＧ以上，进一步降低卸船时产生的ＢＯＧ量。因此，若在沿海ＬＮＧ接收站装船，考虑装船返气过程中的压力损失，则装载后的船舱压力约为２０ｋＰａＧ。由于装载的ＬＮＧ货物温度高，装船后船舱内压力大，若要进一步降低ＬＮＧ船舱压力则需要长时间开启接收站的ＢＯＧ压缩机，采用抽气的方式降低储罐和船舱压力，码头占用时间长，压缩机运行成本高，经济性较差。 １．２航行速度低，ＢＯＧ无法被完全消耗 ＬＮＧ资源沿长江向上游运输过程中，各航段都受到不同航速的限制。其中上海段规定船舶在北槽航道内航速不得超过１５节。江苏海事局将水域分为三类：一类桥区水域逆流最高航速不得超过８节，二类通航密集区和交汇区逆流最高航速不得超过９节，三类水域逆流最大航速不得超过１２节。另外，根据《长江引航中心船舶夜航安全管理规定》，ＬＮＧ运输船不能夜航。因此，ＬＮＧ运输船向长江上游２００ｋｍ以上的ＬＮＧ中转站运输ＬＮＧ时，需在长江内寻找合适的应急锚地，作为夜间ＬＮＧ运输船的停舶水域，并且接收中转站离长江口的距离越远，需要的锚地数量越多。长江内河主要ＬＮＧ接收中转站的航行距离、时间及锚地数量见表１。 小型ＬＮＧ运输船适合采用双燃料动力，环保且能有效消耗运输过程中产生的ＢＯＧ。通常船舶航行速度越高，所需驱动负荷越大，消耗的ＢＯＧ气体就越多。以某小型ＬＮＧ运输船为例，其设计燃料消耗与航速和设计ＢＯＧ蒸发量的关系如图１所示。 从图１中可以看出，在运输船航速达到１５节以上时，船舱内的ＢＯＧ可以被完全消耗；而在运输船航速低于１５节时，船舱内蒸发的ＢＯＧ无法被完全消耗，将导致船舱压力升高。根据惯例，ＬＮＧ运输船在江内的航行速度一般取１０节，在海上航行速度取１５节。因此，内河ＬＮＧ运输船在未到达长江口的海上航段内，船舱压力不会上升；而进入长江后，由于受各航段的航速限制和夜间停航的影响，船舶的ＢＯＧ消耗减少，船舱压力升高。 ＬＮＧ运输船需要在长江口排队进江，排队时间按２ｈ计。以某小型ＬＮＧ运输船参数为例，其日蒸发率为０．３％，考虑每天１２ｈ航行，１２ｈ锚地系泊，计算得到其航行时间与ＬＮＧ船舱内压力的变化（图２）。可见，随着航行时间的增加，ＬＮＧ运输船船舱的压力显著增加，但白天和夜晚船舱压力上升的速度不同，即白天ＬＮＧ运输船航行，ＢＯＧ消耗较大，船舱内压力上升缓慢；夜间ＬＮＧ运输船到锚地系泊，ＢＯＧ消耗少，船舱压力上升较快。 依据《液化天然气码头设计规范》，ＬＮＧ船舶作业条件标准需要考虑风、雾、波浪、水流等因素影响，长江内河ＬＮＧ接收中转站同样存在连续几天不可作业的情况。分别计算１～５ｄ不可作业情况下，ＬＮＧ运输船舱内压力的变化情况（图３），可以看出，随着不可作业天数增加，ＬＮＧ运输船舱的操作压力迅速上升，每天增加４～５ｋＰａ。鉴于不可作业工况下ＬＮＧ货物的饱和压力明显高于正常运输货物的压力，而出现连续不可作业的概率较低，因此建议内河ＬＮＧ接收中转站采用降低卸船速度，延长卸船时间的方式接收饱和压力高的ＬＮＧ，尽量避免接收站设施考虑极端工况而导致配置冗余度过高，造成投资显著增加。 １．３卸料过程产生ＢＯＧ量大，处理困难 ＬＮＧ运输船到达ＬＮＧ接收中转站后进行卸料，在卸船期间产生大量的ＢＯＧ。在卸料过程中应尽量维持储罐操作压力处于较高水平，以减小ＢＯＧ的蒸发。按陆上混凝土全容储罐的最大操作压力为２５ｋＰａＧ，并留有一定安全余量，设定卸船过程储罐的操作压力为２３ｋＰａＧ。按ＬＮＧ接收中转站配置２台２００ｍｍＬＮＧ卸料臂、１台ＢＯＧ回气臂，计算卸料过程中由于船舱内ＬＮＧ饱和压力高和卸料泵热量输入造成的ＢＯＧ产生量如图４所示。 由于ＬＮＧ运输船到达长江中上游的ＬＮＧ接收中转站所需航行时间较长，卸料的ＬＮＧ焓值高，卸料过程中产生的ＢＯＧ量大。若考虑中转站规模增加后，长江中上游ＬＮＧ接收中转站有可能存在２艘ＬＮＧ运输船同时卸料的情况，ＢＯＧ产生量将翻倍。此外接收中转站还须处理站内因热量输入引起的蒸发和槽车装车返回等的ＢＯＧ气体，所需处理的ＢＯＧ量将超过沿海大型ＬＮＧ接收站。 2长江内河ＬＮＧ接收中转站ＢＯＧ处理解决方案 为解决长江内河ＬＮＧ接收中转站船运ＬＮＧ饱和压力高、卸料过程ＢＯＧ产生量大的问题，提出了降低小型ＬＮＧ运输船的日蒸发率、在陆上配置大功率ＢＯＧ压缩机、运输船配备再液化装置以及推动取消长江内ＬＮＧ运输船不能夜航的限制等解决方案。 ２．１降低小型ＬＮＧ运输船的日蒸发率 以舱容为３００００ｍ３小型ＬＮＧ运输船为例，计算了不同日蒸发率的小型ＬＮＧ运输船在内河航行过程中船舱压力的变化（图５）。可以看出，降低小型ＬＮＧ运输船的日蒸发率可有效减少运输过程中ＢＯＧ的产生，进而减小运输船到岸时ＬＮＧ的船舱压力。 目前行业技术条件下，国际上大型ＬＮＧ运输船的日蒸发率已降至０．１％左右，但中国国内尚无适用于内河接收中转站的中小型ＬＮＧ运输船，需为项目量身打造，新建江海联运的小型ＬＮＧ运输船。因此，通过控制新建小型ＬＮＧ运输船的日蒸发率，可大幅降低内河航运过程中的ＢＯＧ产生量，缓解内河接收中转站的ＢＯＧ处理压力。 ＬＮＧ运输船的货物围护系统分为薄膜型、Ａ型、Ｂ型和Ｃ型。其中薄膜型和Ｃ型舱在中小型ＬＮＧ运输船中应用最多。薄膜型舱主要优势在于用材较少，相同容量船体尺寸较小，但需支付较高的专利费用；而Ｃ型舱主要优势在于承压能力强，不受专利使用限制。通常认为舱容４００００ｍ３以下ＬＮＧ运输船采用Ｃ型舱更经济。对于小型ＬＮＧ运输船若采用Ｃ型舱货物围护系统，影响其日蒸发率的关键因素为绝热层的性能、厚度以及支撑结构（鞍座）处的“冷短路”。在船舶设计时，建议采用传热系数较低的聚氨酯泡沫材料，根据厂家保温层设置规格，优选厚度较大的保温材料，以满足船舶蒸发率指标要求。另外，应重视支撑结构与Ｃ型罐接触位置的保冷，采用高密度保温材料隔离罐壁和鞍座，避免金属直接接触出现冷桥，增大船体漏热。 ２．２在站内配置大功率ＢＯＧ压缩机 为避免在卸船期间接收站ＢＯＧ气体超压放空，可在站内配置大功率ＢＯＧ压缩机。由于内河ＬＮＧ接收中转站的气化外输量较小，无法完全处理卸船期间产生的ＢＯＧ气体，需要配置高压压缩机，将卸船期间产生的ＢＯＧ压缩后直接输送至外输管网。目前单台低温ＢＯＧ往复式压缩机的处理能力可达１２ｔ／ｈ，可采用增加ＢＯＧ压缩机台数来保证卸船时的ＢＯＧ处理。对于长江下游ＬＮＧ接收站项目，由于ＬＮＧ运输时间较短，卸船时ＢＯＧ的产生量有限，可考虑配置ＢＯＧ压缩机直接外输；而对于长江中上游的ＬＮＧ接收站项目，由于ＬＮＧ的运输时间较长，卸船时产生的ＢＯＧ量较大，若采用直接压缩外输方案则需配置的压缩机处理能力大、能耗高，投资成本高，且仅在卸船期间使用，平时运行负荷较低，设备使用率不高。因此，推荐长江下游ＬＮＧ接收站项目在站内配置大功率ＢＯＧ压缩机将ＢＯＧ压缩后进行外输的方案，而中上游项目则不推荐采用该方式。 ２．３为ＬＮＧ运输船配备再液化装置 为处理ＬＮＧ运输期间产生的ＢＯＧ，可考虑为小型ＬＮＧ运输船配置再液化装置，对ＢＯＧ进行液化处理。如２００９年由挪威斯考根与我国浙江台州五洲船业公司、圣汇气体化工共同建造的小型ＬＮＧ船配备了再液化装置。一方面配置的再液化装置在航行期间连续运行，处理时间长，避免了运输过程中积聚的热量在卸料时集中释放；另外还可以增加船舶的电力负荷，进而增加ＢＯＧ的消耗。 假设小型ＬＮＧ运输船的日蒸发率为０．２％，为ＬＮＧ运输船配置０．５ｔ／ｈ处理能力的ＬＮＧ再液化装置。计算了不同舱容的运输船船舱压力与航行时间的变化，如图６所示。可以看出，若再液化装置在航行中全程开启，则舱容２００００ｍ３以下运输船ＢＯＧ再液化和消耗量将大于ＢＯＧ产生量，随着运输船航行，船舱压力将下降；舱容３００００ｍ３以上小型ＬＮＧ运输船在航行过程中的船舱压力上升速度也大大降低。因此，为航行时间较长的长江中上游接收中转站项目的小型ＬＮＧ运输船配置ＬＮＧ再液化装置可有效解决带压小型ＬＮＧ运输船到站后船舱饱和压力高、卸船过程中ＢＯＧ量大的问题。 经济性方面，一套０．５ｔ／ｈ处理能力的ＬＮＧ再液化装置投资约合２５００万元人民币，与一套１０ｔ／ｈ处理能力的低温ＢＯＧ高压压缩机的投资相当。以到芜湖ＬＮＧ中转站为例，舱容为４００００ｍ３的ＬＮＧ运输船的航行时间为４６ｈ，再液化装置消耗燃料费用约１．２５万元人民币。陆上一套ＢＯＧ高压压缩机的功率高达２～３ＭＷ，卸船速率４０００ｍ３／ｈ，卸船过程中ＢＯＧ压缩机用电超过２．４万ｋＷ·ｈ，用电费用在１．５万元人民币以上。而接收站配置压缩机还需缴纳用电负荷容量费，其运营成本会更高。因此，为小型ＬＮＧ运输船配置再液化装置相较在陆上增加配套的ＢＯＧ高压压缩机，在经济性方面具有一定优势。 ２．４推动相关部门取消长江内河ＬＮＧ运输船不能夜航的限制 ２００３—２００８年，长江实现了大部分运输船的全线夜航。但由于通航密度、背景灯光等影响，运输船在长江夜航风险要远大于白天，为了防范风险，规定要求老龄油船、载运闪点较低或毒性较大货物的化学品船、散装液化气船应避免在长江夜航。不能夜航使得ＬＮＧ运输船的进江运输时间大幅延长，同时由于不航行期间ＢＯＧ消耗量减少导致运输船船舱压力显著升高。以日蒸发率０．２％、舱容３００００ｍ３的ＬＮＧ运输船为例，对比相同运距下能夜航和不能夜航２种运输工况下船舱内压力的升高情况（图７），可以看出，由于不能夜航的限制，导致到达长江上游ＬＮＧ接收站的ＬＮＧ运输船饱和压力大幅升高，这是造成卸料过程ＢＯＧ产生量大的根源。因此，取消内河小型ＬＮＧ运输船夜航的限制，缩短ＬＮＧ运输船在长江内运输的停留时间，可从根本上解决内河ＬＮＧ接收中转站卸船过程产生大量ＢＯＧ的问题。