基于LNG氣源的沿海某省天然氣調峰方案

陳曉輝張 琳沙曉東張 巍何 明蘇 欣

1.中國石油昆侖燃氣西南分公司，四川 成都 610100；

2.中國石油集團工程設計有限責任公司西南分公司，四川 成都 610041；

3.云南中國石油昆侖燃氣有限公司急修分公司，云南 昆明 650000；

4.中國石化天然氣分公司生產運行部，北京 100029；

5.中國石油西南油氣田公司，四川 成都 610051；

6.中國石油集團工程設計有限責任公司，北京 100085

0 前言

隨著沿海某省經濟發展，對清潔能源天然氣的需求也日益增長。根據“十二五”規劃，該省天然氣管網建成后，將有九大氣源向全省管網供氣，如何利用多氣源滿足該省天然氣用戶用氣需求，特別是高峰用氣需求，有必要對該省儲氣調峰方案進行研究，以便更好地指導生產調度，滿足各類用戶用氣需求。

1 天然氣供需情況

各氣源各年供氣情況見表1，2015年和2020年主要用戶用氣量及比例見表2，各用戶用氣特點見表3。

表1 各氣源各年供氣量 108m3

表2 2015年和2020年各類用戶用氣情況

表3 各類用戶用氣特點

表1說明：供氣特點，陸上氣和海上氣氣源供氣范圍為均衡供氣量的85%～110%，LNG汽化裝置汽化能力最小與最大之比不超過1∶5。

根據表1～3供氣和用氣特點分析供用氣情況，若LNG僅是主力氣源，但不承擔調峰任務，保持均衡供氣，供需情況見表4～5。

表4 2015年供需表

表5 2020年供需表

從表4～5可以看出，年供氣總量和年用氣總量基本上是平衡的，但對于高峰月、高峰日、高峰時，供需又是不平衡的，原因是陸上氣和海上氣均只能提供1.1的高峰月調峰系數，而城市用戶的高峰月不均勻系數高達1.3，高峰日不均勻系數高達1.2，僅靠陸上氣和海上氣的高峰季節供氣量，是不能滿足在高峰月高峰日下所有用戶的用氣需求，因此在高峰月高峰日時，必須依靠其他設施進行調峰。

2 調峰方案選擇

2.1 調峰需求量

該省的調峰需求量計算遵循原則：管網承擔所有用戶的月調峰；下游城市自行建設相關儲氣調峰設施，承擔城市用戶日調峰需求；下游城市自行建設相關儲氣調峰設施，承擔民用氣的時調峰，省管網承擔電廠的調峰需求量[1-3]。采用 TGNET 軟件計算管網調峰需求[4]，2015年和2020年省管網調峰需求見表6。

表6 2015年和2020年省管網調峰需求量 104m3

2.2 調峰方案的選取

從表6可以看出，該省的月調峰需求量高達19×108m3，若依靠省管網進行調峰，將無法滿足調峰需求，因此需要依靠特定的儲氣設施進行調峰。目前，月調峰主要有儲氣庫和LNG儲罐2種方式。結合該省的實際情況，可依托目前在建和擬建的LNG接收站，增建儲罐設施承擔儲氣調峰。因此，該省適宜選取LNG儲罐方式作為調峰方式。

2.3 省管網和LNG氣源調峰方案

2.3.1 時調峰能力分析

2.3.1.1 僅靠LNG氣源解決電廠時調峰

若僅靠LNG氣源完全承擔所有電廠的時調峰，則LNG氣源的小時供氣需求見表7。

表7 LNG氣源時調峰供氣量比對表 104m3/h

因此，若完全僅靠LNG承擔電廠用戶的時調峰，勢必增加LNG接收站的汽化能力，同時沒有充分發揮管網的儲氣調峰能力，增加了LNG接收站的投資，經濟上不合理，因此，不建議完全由LNG承擔電廠的時調峰。

2.3.1.2 LNG氣源和省管網共同承擔電廠的時調峰

LNG氣源和省管網共同承擔電廠時調峰需求，LNG氣源的供氣量：2015 年為 300.31×104～471.38×104m3/h，2020 年為 388.37×104～630.52×104m3/h。LNG 氣源小時供氣幅度明顯減小。

2.3.2 日調峰能力分析

由于省管網一般只解決電廠用戶的時調峰需求，同時考慮到下游城市可能自行建設部分儲氣設施，為不增加LNG氣源的調峰負荷，建議日調峰由下游城市自建調峰設施承擔城市用戶日調峰，省管網和LNG氣源不對城市用戶進行日調峰。

2.3.3 月調峰能力分析

2015年和2020年的月調峰需求分別高達139 392×104m3和193 968.96×104m3，而該省管網的有效管容積約為14 692×104m3，因此，月調峰量依靠省管網管道有限的儲氣容積根本無法解決，而陸上氣和海上氣均是均勻供氣，因此月調峰由LNG氣源全部承擔，故LNG儲罐的有效工作容積必須在2015年≥139 392×104m3，折合LNG約224.82×104m3；必須在 2020 年≥193 968.96×104m3，折合LNG 約 312.85×104m3。

目前該省LNG接收站在規劃和建設時，其中ZH（LNG）接收站分期考慮了由季節變化引起的儲罐容量變化：一期為（液態）102 952 m3，二期為（液態）319 220 m3，三期為（液態）495 715 m3；YD（LNG）接收站尚未考慮季節波動引起的儲罐容量增加，而DP（LNG）和YX（LNG）接收站尚不明確，為確保LNG儲罐容量能滿足調峰需求，暫不考慮其是否已經考慮部分調峰需求。結合LNG船的到岸頻率，可計算出需增加的LNG儲罐數量。

a）方案一：通過浮式LNG汽化和接收終端（Floating Storage and Re-gasification Terminal，FSRT） 船減少 LNG儲罐數量。目前已實施和建設中的FSRT大致可分為船舶式和重力結構式。船舶式是以LNG船舶為基礎，在原有儲罐設施的基礎上增加汽化裝置，實現LNG的接收和汽化功能。船舶式通常保留船舶的運輸功能，可以實現LNG的裝載、運輸、儲存和再汽化。重力結構式是在混凝土或鋼制矩形結構上安裝LNG儲罐和汽化裝置，固定在海上某個地點使用。目前，常用的是船舶式FSRT。該方案的實質與調整船期相同，只是調整的不再是LNG運輸船，調整的是FRST，該船不僅包括運輸功能，還自帶LNG汽化功能。但考慮到該方案在技術方面和經濟性方面的不確定性，故暫不考慮該方案。

b）方案二：假設LNG船到岸時間間隔在各月均是穩定的，則在2015年需增加容量為16×104m3的儲罐14個，2020年需再增加同規格的儲罐3個，共增加儲罐17個。

c）方案三：由于儲罐數量將極大地影響基礎投資，因此應采取一些措施減少儲罐數量，其中調整船期是通過吸收季節性波動來減少儲罐數量的可行方法之一。若完全通過調整船期來吸收季節性波動，則接收站所需的LNG儲罐數量將減少至最小值，即不需再考慮由季節波動而引起的儲罐增加。此種方案理論上可行，但實際操作非常困難，且船期的調整受多種因素影響，不可能隨時需要隨時調整，故該方案實際操作性不強，不予考慮。

d）方案四：在實際操作中，完全自由的調整船期幾乎是不可能的，但隨著LNG運量增大，船數多，且和資源方、運輸方有了較長時間的合作，每個LNG接收站調整1～2條運輸船的船期是可行的，調整后所需增加儲罐數量見表8。

表8 調整LNG船期前后所需增加儲罐數量

從表8可以看出，隨著LNG運輸船船期調整次數的增加，LNG儲罐數量減少。如果在工程建設一期，當LNG船期調整次數達11次后，則不需要新增儲罐。在工程建設二期，當LNG船期調整次數達16次后，則不需要新增儲罐數量。但考慮到實際中，LNG運輸船船期不可能隨意調整，因此，建議一期考慮船期的調整次數共為4次，即每個LNG接收站1次；在二期考慮船期調整次數為8次，即每個LNG接收站2次，在此情況下所需儲罐數量見表9。方案四的LNG儲罐數量較方案二減少7個，可減少基礎投資，同時船期的調整也逐漸增加，較為容易實現。綜上所述，建議采用方案四。

表9 推薦調整LNG船期前后所需增加儲罐數量

2.3.4 應急調峰需求

除了考慮正常的月、日和時調峰外，還應考慮應急事故情況下的調峰需求。主要考慮管道事故應急和極端氣候等其他應急工況下的調峰需求。

2.3.4.1 管道事故應急

目前，上海市在考慮應急調峰時的儲備量是在最大氣源發生事故后，確保除電廠外的所有用戶正常用氣15d。參照此思路，以該省天然氣資源中最大供氣量的CQ為依據，考慮該省的氣源事故應急儲備量。CQ事故后，管網15 d的供需情況見表10。

表10 2015年和2020年CQ事故后供需情況 104m3

從表10可以看出，當CQ出現事故后，其他氣源能夠滿足除電廠外所有用戶的正常用氣，無需增加儲罐；同時，可以看出，在CQ出現事故后其他氣源仍有多余氣可保證部分電廠的正常供氣。

2.3.4.2 氣候等其他因素應急工況

由于極端氣候天氣一般持續時間不長，故暫按7 d考慮，在此期間的用氣量為高峰月高峰日7 d的用氣量，即2015年和2020年在此應急工況下用氣需求的增加量為9.21×108m3和13.25×108m3，該需求增加量小于季節波動引起的調峰量，故無需再增加儲罐。

3 結論

綜上所述，對于目前尚未有地下儲氣庫作為調峰設施規劃的省份可參考該省調峰方案，利用LNG氣源特點和省管網管道容積一并承擔下游用戶的調峰需求。為了迅速和有效地實現天然氣儲備并發揮作用，該省LNG儲備站規劃布局和方式必須滿足迅速動用和低成本操作的基本要求，并應著重考慮以下原則：

a）充分利用LNG接收站、城市LNG衛星站的富余能力或擴能建設，將其富余接卸能力用于儲備。

b）LNG儲備規模視具體地區市場消費實際情況的社會經濟承受能力而定，按不同應急要求就近啟動不同規模區域化供氣應急，避免不必要的長距離輸送和過網損耗。

c）國有LNG儲備設施與經營性的商業儲備設施一體經營。

d）靠近天然氣消費中心，確保汽化天然氣迅速和低成本進入消費市場。

[1]GB 50251-2003，輸氣管道工程設計規范[S].GB 50251-2003，Gas Pipeline Engineering Design Specification[S].

[2]蘇 欣.SPS與TGNET軟件在天然氣管網仿真中應用與認識[J].天然氣與石油，2009，27（1）：1-3.Su Xin.Application of SPS and TGNET Software in Natural Gas Pipeline Network Simulation[J].Natural Gas and Oil,2009，27（1）：1-3：10.

[3]劉定智，劉定東，李 茜.TGNET及SPS軟件在天然氣管道穩態計算中的差異分析和比較[J].石油規劃設計，2011，22（1）：18-22.Liu Dingzhi，Liu Dingdong，Li Qian.Analysis on Differences in NaturalGasPipeline Steady State Calurlationsbetween TGNET and SPS software[J].Oil planning and design，2011，22（1）：18 to 22.

[4]楊光大.天然氣集輸管網瞬態模擬軟件TGNET及其應用[J].天然氣與石油，1998，16（1）：1-4.Yang Guangda.Natural Gas Gathering Pipeline Network Transient Simulation Software TGNET and its Application[J].Natural Gas and Oil，1998（1）：1-4.