川氣東送管道多層次應急調峰體系建設

徐孝軒 黃 輝 陳從磊 陳 燕

（中國石化石油勘探開發研究院，北京 100191）

0 引言

川氣東送管道是國家“十一五”重點建設工程之一，已于2010年正式投產供氣。川氣東送管道西起川東北普光首站，向東途經四川、重慶、湖北、安徽、江蘇、浙江，終點為上海末站，主干線長約1 702 km，其氣源來自普光氣田。目前普光氣田主體建成105×108m3的年混合氣產能，川氣東送外輸商品氣量約80×108m3。2015年及以后，川氣東送預計可外供的商品氣量將超過100×108m3／a。隨著川氣東送市場開發及銷售規模的不斷擴大，今后冬季的調峰氣量要求會越來越大，僅僅依靠氣田放大產量和壓減內部企業用戶的措施已經不能保證市場的平穩供氣。因此，為保障川氣東送安全平穩供氣，滿足季節調峰和事故應急的需要，加快構建切實可行的上中下游的多層次調峰體系已迫在眉睫。

1 目標市場用氣特征

1.1 用氣不均勻性

1）用戶用氣類型。川氣東送管道工程重點用戶超過20多家，涉及城市燃氣、調峰電廠、工業用戶等多種用戶類型。由于用戶用氣的類型和用氣特點不同，其對干線應急調峰的影響也不盡相同。① 城市燃氣。由于川氣東送下游市場地處長江中下游地區，冬夏季溫差相對北方城市略小，城市燃氣的月不均勻性受氣候的影響相對較小，但最近一段時間冬季采暖用氣量呈逐步上升的態勢。對于城市燃氣需求，不僅需要解決季節調峰，還需要滿足城市用戶的日和小時調峰。② 發電用戶。川氣東送沿線目前有浙江蕭山、國華等3座大型天然氣發電廠，天然氣發電用氣需求量大，年需求量約15×108m3。發電廠為季節調峰電廠，可作為中斷用戶，但運行時需解決小時調峰。③ 工業用戶。工業燃料用戶的不均勻性主要與其生產工藝有關，大多數用戶用氣比較穩定?；び脩粽Ｉa時，因是連續穩定生產，因此用氣波動性較小，基本不需要調峰。川氣東送管道沿線包括達州、川維、湖北化肥，武漢、揚子、金陵石化、儀征化纖、上海石化、高橋石化、鎮海石化等中國石化內部煉化企業。這些企業需求量大，預計2015年需求量達到60×108m3以上，需求彈性也很大，大部分是可計劃中斷供氣用戶。對此類用戶可要求其合理安排檢修時間，緩解冬季的調峰壓力。

2）用氣不均性。根據2010年川氣東送沿線市場調研，川氣東送目標市場用戶的綜合用氣月不均勻系數大致如圖1所示。天然氣作為原料的工業用戶用氣月不均勻系數為1.0，作為燃料的工業用戶用氣月高峰系數為1.1；沿線城市燃氣用戶大多數的用氣月高峰系數為1.3，天然氣發電廠用氣月不均勻系數曲線呈現“雙高峰”現象，用氣月高峰系數為1.4。

圖1 2010年川氣東送各類用戶用氣月不均勻系數曲線圖

對于川氣東送目標市場，目前中國石化還沒有建成調峰儲氣設施，冬季期間只能采取氣田放產、壓縮工業用戶等措施，基本保證了市場的平穩供應。普光氣田的放產嚴重影響了穩產年限和氣田的高效、科學開發；冬季壓減工業用戶不僅影響下游用戶對中國石化資源的信心，并且在與兄弟公司的競爭中處于不利地位。尤其是內部企業，在冬季用氣高峰時期，甚至被迫停氣，嚴重影響了裝置的正常生產，造成經濟效益的大幅下滑。

1.2 事故不可預測性

川氣東送管道工程干線、支線全長約2 400 km，目標市場覆蓋川、渝、鄂、皖、蘇、浙、滬等沿線7個省市和多家內部煉化企業，市場覆蓋面廣，供氣系統涉及到管線、站場、增壓設備及下游用戶，是一個非常復雜的系統。由于天然氣廣泛應用于各大城市，涉及千家萬戶，屬于公共事業。同時天然氣輸送的便利性又遠不及煤炭、石油等能源。

國外的實踐經驗以及西氣東輸等管道的實際運行情況表明，一旦出現供應中斷，應急保障問題就會十分突出。

川氣東送管道2010年起投產試運營，相關配套的儲氣庫沒有建成，應對天然氣季節調峰和突發事件的能力較弱。在造成管道供氣中斷的工況下，如管道泄漏、站場或天然氣凈化廠等維修和技術流程改造施工，或無法抗拒等因素而引起的非正常停、限氣，都將直接影響下游的供氣可靠性。

2 川氣東送應急調峰體系建設

制定切實可行的調峰應急預案，加快構建川氣東送多層次調峰體系已經迫在眉睫。根據目標市場用氣規律，應當建立上中下游的多層次調峰體系，具體應具備以下幾種調峰手段（見表1）。

2.1 通過調整上游氣田產能調峰

目前，由于川氣東送管道沒有建成儲氣庫設施，季節調峰需求只能依靠管道自身或者調整上游產量來滿足。

通常，采用氣田生產量調節解決季節性調峰僅限于管道投產初期。川氣東送單一氣源——普光氣田，具備105×108m3／a的生產能力。普光凈化廠6列聯合裝置，生產負荷為60%～110%，當川氣東送供氣不均勻系數為1.1時，上游氣田和凈化廠產能完全可以解決川氣東送管道的季節調峰。

表1 川氣東送管道多層次應急調峰體系構建表

采用普光氣田調峰，充分利用普光凈化廠、川氣東送管道在供氣初期時的富余輸氣能力，是保障目標市場正常用氣的較好選擇，同時也是確保管道輸送任務的完成，實現較好效益的較為現實可行的方法。利用普光氣田資源和產能解決川氣東送管道投產初期季節性調峰，在技術上是可行的。

2.2 通過加快建設中游儲輸氣設施調峰

1）積極開展金壇、黃場儲氣庫建設，重點滿足季節和事故應急。儲氣調峰是天然氣發展利用過程中必須解決的問題。通過調研發現，歐美國家的天然氣儲氣庫年工作氣規?；旧舷喈斢谀晗M量的15%～25%，其中美國約17%，俄羅斯約15%，德國22%，法國30%［1］?？紤]到川氣東送下游用戶主要位于長三角地區，以工業用戶為主，受氣候變化因素影響較小，川氣東送儲氣庫的工作氣規模應為10%～15%。按照目前產能及外輸商品氣量80×108m3測算，儲氣庫工作氣量為（8～12）×108m3／a。隨著目標市場的培育以及金壇和黃場儲氣庫的開工建設，應逐步采用地下儲氣庫進行川氣東送季節性調峰。地下儲氣庫建設應積極做好江蘇金壇鹽穴儲氣庫（設計工作氣量約7.2×108m3）、江漢油田黃場鹽穴儲氣庫（設計工作氣量約2.5×108m3）論證和建設準備工作，力爭“十二五”前期能夠形成一定的儲氣調配能力，作為保障川氣東送的事故應急氣量儲備，滿足近期普光氣田產能安全外輸的要求。

2）加快推進管道聯網，互為應急保安。目前，中國石化兩大跨區域管道——川氣東送和榆濟青線尚未聯網，無法實現兩大氣源之間資源的相互調配。因此，應加快推進管道建設聯網，積極推進川氣東送與榆濟線、山東LNG聯絡線的建設。

2.3 通過干線分輸站壓力能回收利用生產LNG調峰

根據川氣東送管道工程的設計，到達上海末站壓力為4 MPa，中間分輸站壓力一般在7 MPa左右，城市用戶壓力大多在1 MPa左右。這樣就需要設置調壓裝置進行減壓。減壓過程會導致壓力能的損失，并且在節流過程中氣體溫度會降低（J-T效應）。

利用分輸站節流制冷特性來生產LNG，在國外都有實例，生產的LNG可以用作調峰儲備，也可以用作LNG汽車燃料。LNG產量與可獲得的壓比（膨脹機進口壓力比出口壓力）直接相關，壓比越大，液化率越高，在通常的分輸站壓比條件下，可以獲得10～30%的液化率。在借鑒國外研究、應用的基礎上，國內正在積極開展輸配氣過程中壓力能回收利用的初期研究工作，主要用于生產LNG或天然氣水合物NGH進行城市燃氣管網調峰和輕烴回收［2-3］。

由于LNG儲氣調峰站在城市調峰供氣上具有獨特優勢，預計隨著我國天然氣長輸管道建設和天然氣利用水平的提高，LNG的需求將不斷上升。在分輸站生產LNG不受發電或制冷所需的利用條件的限制，具有投資省、無能耗、操作簡單、靠近用戶等獨特優勢，具有良好的推廣前景。

因此，在川氣東送管道沿線，選擇壓力降較大、規模適中的分輸站，采用膨脹機或渦流管技術生產LNG。尤其在一些特大或大型城市的附近，適當建立必要的安全應急戰略儲備的小型LNG站，是緩解城市天然氣安全供氣的重要途徑，對城市日調峰能起到關鍵性的作用［4］。

2.4 通過管道末端儲氣日／時調峰

川氣東送管線距離長、管徑大、輸送壓力較高，具有一定的儲氣能力。通常，長輸管線中間設有加壓站時，要按最末一個加壓站至城市分輸站的管段計算其儲氣能力；沒有中間加壓站的長輸管線，可按全線計算其儲氣能力。

川氣東送輸氣管道的最后一座壓氣站位于潛江，潛江壓氣站至上海末站間的輸氣管道都將參與末段儲氣。末段管道中的氣體流動是隨時變化的不穩定流動，在城市用氣低峰時段，用氣量小于管道輸量，多余的氣體就積存在末段管道中；在城市用氣高峰時段，用氣量大于管道輸量，不足的氣量就由積存在末段管道中的氣體補充。經測算，在保證上海末站最低壓力4 MPa的前提下，潛江增壓站至上海末站管道儲氣能力約300×104m3。管道末段儲氣，可以參與下游用戶的小時調峰和日調峰，但難以滿足川氣東送目標市場季節性調峰的需要。

2.5 通過下游重點工業用戶管理以調峰

1）中國石化內部重點煉化企業產能調峰。在川氣東送投產運營期間，可以選擇安排中國石化達州化肥、湖北化肥等內部企業用戶作為調峰用戶，可以選擇進行用氣減量或者安排用氣高峰月檢修，便于進行市場調節，并滿足川氣東送管道季節調峰的需要，以保障川氣東送管道的安全平穩運行。對重點調峰用戶（達州化肥、玖源化工、達興能源、匯鑫能源、川維、湖北化肥等）可安排檢修、減供計劃，以解決部分調峰問題，以保障川氣東送管道的安全平穩運行。

管道沿線其他中國石化內部具有雙燃料系統的用氣裝置的煉化企業，亦可選擇作為第二梯隊的調峰用戶，如鎮海煉化、揚子石化。

2）建立與外部重點工業大用戶的供銷協調機制。選擇一定比例用氣具有操作彈性的大工業用戶以減輕調峰壓力，確保管道安全的平穩運行。例如，浙江蕭山、國華等3座燃氣電廠，天然氣需求量為每年15×108m3，具有一定的操作彈性，爭取與這些大工業用戶建立有條件的進入和退出機制，可作為重點調峰用戶，統籌考慮“移峰填谷”，保障供氣平穩。

3）以價格政策引導用氣結構性調峰。不同類型用戶價格隨季節浮動。例如，美國的夏季發電用氣價比冬季低，因而發電用戶夏季用氣量比冬季多。在發達國家，峰谷電價比一般為10倍，峰谷氣價比一般為2倍。川氣東送管道沿線各地經濟發展水平不同，用戶的價格承受能力也不一樣，因此應采取靈活的定價機制。對于直供用戶和分銷用戶、不可中斷用戶和可中斷用戶以及不同的用戶結構，可采取差異定價，即實行結構氣價。對于一些臨時可中斷的發電用戶，實行季節差價，引導用戶避峰用氣，起到消峰填谷作用。

2.6 強強聯合，在共贏中求安全

應主動與中石油、中海油等供應商合作，選擇“競爭中合作，共贏中發展”［5］這樣更加適合中國石化天然氣發展的模式，以實現管網、儲氣庫等資源的優化配置和合理利用，避免重復建設，提高輸氣效益。加強公司間管網的互聯互通，建立應急協調機制，保障川氣東送供氣安全。

積極做好川氣東送與西氣東輸、忠武線連通管道建設，作為相互應急的保障。川氣東送管道規劃在湖北省境內的潛江與忠武線連通；在江蘇省境內，川氣東送在南京、金壇與西氣東輸連通。

另外，可以考慮利用湖北省天然氣公司建設的黃大線，通過中間用戶實現川氣東送管道與西二線連通。

3 結束語

1）川氣東送應急保障供氣方式應采取上游氣田產能調峰、中游儲氣庫和LNG站調峰以及下游用戶調峰等多種方式。重點以地下儲氣庫調峰為主，LNG站調峰也是發展的重要方向，建議不參與短期和臨時的日／時城市燃氣調峰。

2）川氣東送沿線金壇、黃場儲氣庫的年工作氣量合計約9.7×108m3／a，基本能夠滿足近期普光氣田混合氣產能105×108m3／a外輸的要求。

3）由于川氣東送管道線路長，供氣范圍廣，應根據市場、管道（分輸站）、用戶結構合理布局LNG站建設的位置，確保在任何突發事件下均能保障安全供氣和調峰。

［1］丁國生，李文陽.國內外地下儲氣庫現狀與發展趨勢［J］. 國際石油經濟，2002（6）：23-26.

［2］鄭志，王樹立.天然氣管網壓力能用于NGH儲氣調峰的設想［J］. 油氣儲運，2009，28（10）：47-51.

［3］陳紹凱，李自力.高壓天然氣管道壓力能的回收與利用技術［J］. 油氣儲運，2009，28（2）：51-54.

［4］顧安忠.迎向“十二五”中國LNG 的新發展［J］.天然氣工業，2011，31（6）：1-11.

［5］汪鑫，徐孝軒，徐正斌，等.中國石化天然氣市場競爭態勢分析及發展策略建議［J］.天然氣工業，2010，30（8）：90-94.