基于LNG气源的沿海某省天然气调峰方案

陈晓辉张 琳沙晓东张 巍何 明苏 欣

1.中国石油昆仑燃气西南分公司，四川 成都 610100；

2.中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司，四川 成都 610041；

3.云南中国石油昆仑燃气有限公司急修分公司，云南 昆明 650000；

4.中国石化天然气分公司生产运行部，北京 100029；

5.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051；

6.中国石油集团工程设计有限责任公司，北京 100085

0 前言

随着沿海某省经济发展，对清洁能源天然气的需求也日益增长。根据“十二五”规划，该省天然气管网建成后，将有九大气源向全省管网供气，如何利用多气源满足该省天然气用户用气需求，特别是高峰用气需求，有必要对该省储气调峰方案进行研究，以便更好地指导生产调度，满足各类用户用气需求。

1 天然气供需情况

各气源各年供气情况见表1，2015年和2020年主要用户用气量及比例见表2，各用户用气特点见表3。

表1 各气源各年供气量 108m3

表2 2015年和2020年各类用户用气情况

表3 各类用户用气特点

表1说明：供气特点，陆上气和海上气气源供气范围为均衡供气量的85%～110%，LNG汽化装置汽化能力最小与最大之比不超过1∶5。

根据表1～3供气和用气特点分析供用气情况，若LNG仅是主力气源，但不承担调峰任务，保持均衡供气，供需情况见表4～5。

表4 2015年供需表

表5 2020年供需表

从表4～5可以看出，年供气总量和年用气总量基本上是平衡的，但对于高峰月、高峰日、高峰时，供需又是不平衡的，原因是陆上气和海上气均只能提供1.1的高峰月调峰系数，而城市用户的高峰月不均匀系数高达1.3，高峰日不均匀系数高达1.2，仅靠陆上气和海上气的高峰季节供气量，是不能满足在高峰月高峰日下所有用户的用气需求，因此在高峰月高峰日时，必须依靠其他设施进行调峰。

2 调峰方案选择

2.1 调峰需求量

该省的调峰需求量计算遵循原则：管网承担所有用户的月调峰；下游城市自行建设相关储气调峰设施，承担城市用户日调峰需求；下游城市自行建设相关储气调峰设施，承担民用气的时调峰，省管网承担电厂的调峰需求量[1-3]。采用 TGNET 软件计算管网调峰需求[4]，2015年和2020年省管网调峰需求见表6。

表6 2015年和2020年省管网调峰需求量 104m3

2.2 调峰方案的选取

从表6可以看出，该省的月调峰需求量高达19×108m3，若依靠省管网进行调峰，将无法满足调峰需求，因此需要依靠特定的储气设施进行调峰。目前，月调峰主要有储气库和LNG储罐2种方式。结合该省的实际情况，可依托目前在建和拟建的LNG接收站，增建储罐设施承担储气调峰。因此，该省适宜选取LNG储罐方式作为调峰方式。

2.3 省管网和LNG气源调峰方案

2.3.1 时调峰能力分析

2.3.1.1 仅靠LNG气源解决电厂时调峰

若仅靠LNG气源完全承担所有电厂的时调峰，则LNG气源的小时供气需求见表7。

表7 LNG气源时调峰供气量比对表 104m3/h

因此，若完全仅靠LNG承担电厂用户的时调峰，势必增加LNG接收站的汽化能力，同时没有充分发挥管网的储气调峰能力，增加了LNG接收站的投资，经济上不合理，因此，不建议完全由LNG承担电厂的时调峰。

2.3.1.2 LNG气源和省管网共同承担电厂的时调峰

LNG气源和省管网共同承担电厂时调峰需求，LNG气源的供气量：2015 年为 300.31×104～471.38×104m3/h，2020 年为 388.37×104～630.52×104m3/h。LNG 气源小时供气幅度明显减小。

2.3.2 日调峰能力分析

由于省管网一般只解决电厂用户的时调峰需求，同时考虑到下游城市可能自行建设部分储气设施，为不增加LNG气源的调峰负荷，建议日调峰由下游城市自建调峰设施承担城市用户日调峰，省管网和LNG气源不对城市用户进行日调峰。

2.3.3 月调峰能力分析

2015年和2020年的月调峰需求分别高达139 392×104m3和193 968.96×104m3，而该省管网的有效管容积约为14 692×104m3，因此，月调峰量依靠省管网管道有限的储气容积根本无法解决，而陆上气和海上气均是均匀供气，因此月调峰由LNG气源全部承担，故LNG储罐的有效工作容积必须在2015年≥139 392×104m3，折合LNG约224.82×104m3；必须在 2020 年≥193 968.96×104m3，折合LNG 约 312.85×104m3。

目前该省LNG接收站在规划和建设时，其中ZH（LNG）接收站分期考虑了由季节变化引起的储罐容量变化：一期为（液态）102 952 m3，二期为（液态）319 220 m3，三期为（液态）495 715 m3；YD（LNG）接收站尚未考虑季节波动引起的储罐容量增加，而DP（LNG）和YX（LNG）接收站尚不明确，为确保LNG储罐容量能满足调峰需求，暂不考虑其是否已经考虑部分调峰需求。结合LNG船的到岸频率，可计算出需增加的LNG储罐数量。

a）方案一：通过浮式LNG汽化和接收终端（Floating Storage and Re-gasification Terminal，FSRT） 船减少 LNG储罐数量。目前已实施和建设中的FSRT大致可分为船舶式和重力结构式。船舶式是以LNG船舶为基础，在原有储罐设施的基础上增加汽化装置，实现LNG的接收和汽化功能。船舶式通常保留船舶的运输功能，可以实现LNG的装载、运输、储存和再汽化。重力结构式是在混凝土或钢制矩形结构上安装LNG储罐和汽化装置，固定在海上某个地点使用。目前，常用的是船舶式FSRT。该方案的实质与调整船期相同，只是调整的不再是LNG运输船，调整的是FRST，该船不仅包括运输功能，还自带LNG汽化功能。但考虑到该方案在技术方面和经济性方面的不确定性，故暂不考虑该方案。

b）方案二：假设LNG船到岸时间间隔在各月均是稳定的，则在2015年需增加容量为16×104m3的储罐14个，2020年需再增加同规格的储罐3个，共增加储罐17个。

c）方案三：由于储罐数量将极大地影响基础投资，因此应采取一些措施减少储罐数量，其中调整船期是通过吸收季节性波动来减少储罐数量的可行方法之一。若完全通过调整船期来吸收季节性波动，则接收站所需的LNG储罐数量将减少至最小值，即不需再考虑由季节波动而引起的储罐增加。此种方案理论上可行，但实际操作非常困难，且船期的调整受多种因素影响，不可能随时需要随时调整，故该方案实际操作性不强，不予考虑。

d）方案四：在实际操作中，完全自由的调整船期几乎是不可能的，但随着LNG运量增大，船数多，且和资源方、运输方有了较长时间的合作，每个LNG接收站调整1～2条运输船的船期是可行的，调整后所需增加储罐数量见表8。

表8 调整LNG船期前后所需增加储罐数量

从表8可以看出，随着LNG运输船船期调整次数的增加，LNG储罐数量减少。如果在工程建设一期，当LNG船期调整次数达11次后，则不需要新增储罐。在工程建设二期，当LNG船期调整次数达16次后，则不需要新增储罐数量。但考虑到实际中，LNG运输船船期不可能随意调整，因此，建议一期考虑船期的调整次数共为4次，即每个LNG接收站1次；在二期考虑船期调整次数为8次，即每个LNG接收站2次，在此情况下所需储罐数量见表9。方案四的LNG储罐数量较方案二减少7个，可减少基础投资，同时船期的调整也逐渐增加，较为容易实现。综上所述，建议采用方案四。

表9 推荐调整LNG船期前后所需增加储罐数量

2.3.4 应急调峰需求

除了考虑正常的月、日和时调峰外，还应考虑应急事故情况下的调峰需求。主要考虑管道事故应急和极端气候等其他应急工况下的调峰需求。

2.3.4.1 管道事故应急

目前，上海市在考虑应急调峰时的储备量是在最大气源发生事故后，确保除电厂外的所有用户正常用气15d。参照此思路，以该省天然气资源中最大供气量的CQ为依据，考虑该省的气源事故应急储备量。CQ事故后，管网15 d的供需情况见表10。

表10 2015年和2020年CQ事故后供需情况 104m3

从表10可以看出，当CQ出现事故后，其他气源能够满足除电厂外所有用户的正常用气，无需增加储罐；同时，可以看出，在CQ出现事故后其他气源仍有多余气可保证部分电厂的正常供气。

2.3.4.2 气候等其他因素应急工况

由于极端气候天气一般持续时间不长，故暂按7 d考虑，在此期间的用气量为高峰月高峰日7 d的用气量，即2015年和2020年在此应急工况下用气需求的增加量为9.21×108m3和13.25×108m3，该需求增加量小于季节波动引起的调峰量，故无需再增加储罐。

3 结论

综上所述，对于目前尚未有地下储气库作为调峰设施规划的省份可参考该省调峰方案，利用LNG气源特点和省管网管道容积一并承担下游用户的调峰需求。为了迅速和有效地实现天然气储备并发挥作用，该省LNG储备站规划布局和方式必须满足迅速动用和低成本操作的基本要求，并应着重考虑以下原则：

a）充分利用LNG接收站、城市LNG卫星站的富余能力或扩能建设，将其富余接卸能力用于储备。

b）LNG储备规模视具体地区市场消费实际情况的社会经济承受能力而定，按不同应急要求就近启动不同规模区域化供气应急，避免不必要的长距离输送和过网损耗。

c）国有LNG储备设施与经营性的商业储备设施一体经营。

d）靠近天然气消费中心，确保汽化天然气迅速和低成本进入消费市场。

[1]GB 50251-2003，输气管道工程设计规范[S].GB 50251-2003，Gas Pipeline Engineering Design Specification[S].

[2]苏 欣.SPS与TGNET软件在天然气管网仿真中应用与认识[J].天然气与石油，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]刘定智，刘定东，李 茜.TGNET及SPS软件在天然气管道稳态计算中的差异分析和比较[J].石油规划设计，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]杨光大.天然气集输管网瞬态模拟软件TGNET及其应用[J].天然气与石油，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.