川气东送管道多层次应急调峰体系建设

徐孝轩 黄 辉 陈从磊 陈 燕

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100191）

0 引言

川气东送管道是国家“十一五”重点建设工程之一，已于2010年正式投产供气。川气东送管道西起川东北普光首站，向东途经四川、重庆、湖北、安徽、江苏、浙江，终点为上海末站，主干线长约1 702 km，其气源来自普光气田。目前普光气田主体建成105×108m3的年混合气产能，川气东送外输商品气量约80×108m3。2015年及以后，川气东送预计可外供的商品气量将超过100×108m3／a。随着川气东送市场开发及销售规模的不断扩大，今后冬季的调峰气量要求会越来越大，仅仅依靠气田放大产量和压减内部企业用户的措施已经不能保证市场的平稳供气。因此，为保障川气东送安全平稳供气，满足季节调峰和事故应急的需要，加快构建切实可行的上中下游的多层次调峰体系已迫在眉睫。

1 目标市场用气特征

1.1 用气不均匀性

1）用户用气类型。川气东送管道工程重点用户超过20多家，涉及城市燃气、调峰电厂、工业用户等多种用户类型。由于用户用气的类型和用气特点不同，其对干线应急调峰的影响也不尽相同。① 城市燃气。由于川气东送下游市场地处长江中下游地区，冬夏季温差相对北方城市略小，城市燃气的月不均匀性受气候的影响相对较小，但最近一段时间冬季采暖用气量呈逐步上升的态势。对于城市燃气需求，不仅需要解决季节调峰，还需要满足城市用户的日和小时调峰。② 发电用户。川气东送沿线目前有浙江萧山、国华等3座大型天然气发电厂，天然气发电用气需求量大，年需求量约15×108m3。发电厂为季节调峰电厂，可作为中断用户，但运行时需解决小时调峰。③ 工业用户。工业燃料用户的不均匀性主要与其生产工艺有关，大多数用户用气比较稳定。化工用户正常生产时，因是连续稳定生产，因此用气波动性较小，基本不需要调峰。川气东送管道沿线包括达州、川维、湖北化肥，武汉、扬子、金陵石化、仪征化纤、上海石化、高桥石化、镇海石化等中国石化内部炼化企业。这些企业需求量大，预计2015年需求量达到60×108m3以上，需求弹性也很大，大部分是可计划中断供气用户。对此类用户可要求其合理安排检修时间，缓解冬季的调峰压力。

2）用气不均性。根据2010年川气东送沿线市场调研，川气东送目标市场用户的综合用气月不均匀系数大致如图1所示。天然气作为原料的工业用户用气月不均匀系数为1.0，作为燃料的工业用户用气月高峰系数为1.1；沿线城市燃气用户大多数的用气月高峰系数为1.3，天然气发电厂用气月不均匀系数曲线呈现“双高峰”现象，用气月高峰系数为1.4。

图1 2010年川气东送各类用户用气月不均匀系数曲线图

对于川气东送目标市场，目前中国石化还没有建成调峰储气设施，冬季期间只能采取气田放产、压缩工业用户等措施，基本保证了市场的平稳供应。普光气田的放产严重影响了稳产年限和气田的高效、科学开发；冬季压减工业用户不仅影响下游用户对中国石化资源的信心，并且在与兄弟公司的竞争中处于不利地位。尤其是内部企业，在冬季用气高峰时期，甚至被迫停气，严重影响了装置的正常生产，造成经济效益的大幅下滑。

1.2 事故不可预测性

川气东送管道工程干线、支线全长约2 400 km，目标市场覆盖川、渝、鄂、皖、苏、浙、沪等沿线7个省市和多家内部炼化企业，市场覆盖面广，供气系统涉及到管线、站场、增压设备及下游用户，是一个非常复杂的系统。由于天然气广泛应用于各大城市，涉及千家万户，属于公共事业。同时天然气输送的便利性又远不及煤炭、石油等能源。

国外的实践经验以及西气东输等管道的实际运行情况表明，一旦出现供应中断，应急保障问题就会十分突出。

川气东送管道2010年起投产试运营，相关配套的储气库没有建成，应对天然气季节调峰和突发事件的能力较弱。在造成管道供气中断的工况下，如管道泄漏、站场或天然气净化厂等维修和技术流程改造施工，或无法抗拒等因素而引起的非正常停、限气，都将直接影响下游的供气可靠性。

2 川气东送应急调峰体系建设

制定切实可行的调峰应急预案，加快构建川气东送多层次调峰体系已经迫在眉睫。根据目标市场用气规律，应当建立上中下游的多层次调峰体系，具体应具备以下几种调峰手段（见表1）。

2.1 通过调整上游气田产能调峰

目前，由于川气东送管道没有建成储气库设施，季节调峰需求只能依靠管道自身或者调整上游产量来满足。

通常，采用气田生产量调节解决季节性调峰仅限于管道投产初期。川气东送单一气源——普光气田，具备105×108m3／a的生产能力。普光净化厂6列联合装置，生产负荷为60%～110%，当川气东送供气不均匀系数为1.1时，上游气田和净化厂产能完全可以解决川气东送管道的季节调峰。

表1 川气东送管道多层次应急调峰体系构建表

采用普光气田调峰，充分利用普光净化厂、川气东送管道在供气初期时的富余输气能力，是保障目标市场正常用气的较好选择，同时也是确保管道输送任务的完成，实现较好效益的较为现实可行的方法。利用普光气田资源和产能解决川气东送管道投产初期季节性调峰，在技术上是可行的。

2.2 通过加快建设中游储输气设施调峰

1）积极开展金坛、黄场储气库建设，重点满足季节和事故应急。储气调峰是天然气发展利用过程中必须解决的问题。通过调研发现，欧美国家的天然气储气库年工作气规模基本上相当于年消费量的15%～25%，其中美国约17%，俄罗斯约15%，德国22%，法国30%［1］。考虑到川气东送下游用户主要位于长三角地区，以工业用户为主，受气候变化因素影响较小，川气东送储气库的工作气规模应为10%～15%。按照目前产能及外输商品气量80×108m3测算，储气库工作气量为（8～12）×108m3／a。随着目标市场的培育以及金坛和黄场储气库的开工建设，应逐步采用地下储气库进行川气东送季节性调峰。地下储气库建设应积极做好江苏金坛盐穴储气库（设计工作气量约7.2×108m3）、江汉油田黄场盐穴储气库（设计工作气量约2.5×108m3）论证和建设准备工作，力争“十二五”前期能够形成一定的储气调配能力，作为保障川气东送的事故应急气量储备，满足近期普光气田产能安全外输的要求。

2）加快推进管道联网，互为应急保安。目前，中国石化两大跨区域管道——川气东送和榆济青线尚未联网，无法实现两大气源之间资源的相互调配。因此，应加快推进管道建设联网，积极推进川气东送与榆济线、山东LNG联络线的建设。

2.3 通过干线分输站压力能回收利用生产LNG调峰

根据川气东送管道工程的设计，到达上海末站压力为4 MPa，中间分输站压力一般在7 MPa左右，城市用户压力大多在1 MPa左右。这样就需要设置调压装置进行减压。减压过程会导致压力能的损失，并且在节流过程中气体温度会降低（J-T效应）。

利用分输站节流制冷特性来生产LNG，在国外都有实例，生产的LNG可以用作调峰储备，也可以用作LNG汽车燃料。LNG产量与可获得的压比（膨胀机进口压力比出口压力）直接相关，压比越大，液化率越高，在通常的分输站压比条件下，可以获得10～30%的液化率。在借鉴国外研究、应用的基础上，国内正在积极开展输配气过程中压力能回收利用的初期研究工作，主要用于生产LNG或天然气水合物NGH进行城市燃气管网调峰和轻烃回收［2-3］。

由于LNG储气调峰站在城市调峰供气上具有独特优势，预计随着我国天然气长输管道建设和天然气利用水平的提高，LNG的需求将不断上升。在分输站生产LNG不受发电或制冷所需的利用条件的限制，具有投资省、无能耗、操作简单、靠近用户等独特优势，具有良好的推广前景。

因此，在川气东送管道沿线，选择压力降较大、规模适中的分输站，采用膨胀机或涡流管技术生产LNG。尤其在一些特大或大型城市的附近，适当建立必要的安全应急战略储备的小型LNG站，是缓解城市天然气安全供气的重要途径，对城市日调峰能起到关键性的作用［4］。

2.4 通过管道末端储气日／时调峰

川气东送管线距离长、管径大、输送压力较高，具有一定的储气能力。通常，长输管线中间设有加压站时，要按最末一个加压站至城市分输站的管段计算其储气能力；没有中间加压站的长输管线，可按全线计算其储气能力。

川气东送输气管道的最后一座压气站位于潜江，潜江压气站至上海末站间的输气管道都将参与末段储气。末段管道中的气体流动是随时变化的不稳定流动，在城市用气低峰时段，用气量小于管道输量，多余的气体就积存在末段管道中；在城市用气高峰时段，用气量大于管道输量，不足的气量就由积存在末段管道中的气体补充。经测算，在保证上海末站最低压力4 MPa的前提下，潜江增压站至上海末站管道储气能力约300×104m3。管道末段储气，可以参与下游用户的小时调峰和日调峰，但难以满足川气东送目标市场季节性调峰的需要。

2.5 通过下游重点工业用户管理以调峰

1）中国石化内部重点炼化企业产能调峰。在川气东送投产运营期间，可以选择安排中国石化达州化肥、湖北化肥等内部企业用户作为调峰用户，可以选择进行用气减量或者安排用气高峰月检修，便于进行市场调节，并满足川气东送管道季节调峰的需要，以保障川气东送管道的安全平稳运行。对重点调峰用户（达州化肥、玖源化工、达兴能源、汇鑫能源、川维、湖北化肥等）可安排检修、减供计划，以解决部分调峰问题，以保障川气东送管道的安全平稳运行。

管道沿线其他中国石化内部具有双燃料系统的用气装置的炼化企业，亦可选择作为第二梯队的调峰用户，如镇海炼化、扬子石化。

2）建立与外部重点工业大用户的供销协调机制。选择一定比例用气具有操作弹性的大工业用户以减轻调峰压力，确保管道安全的平稳运行。例如，浙江萧山、国华等3座燃气电厂，天然气需求量为每年15×108m3，具有一定的操作弹性，争取与这些大工业用户建立有条件的进入和退出机制，可作为重点调峰用户，统筹考虑“移峰填谷”，保障供气平稳。

3）以价格政策引导用气结构性调峰。不同类型用户价格随季节浮动。例如，美国的夏季发电用气价比冬季低，因而发电用户夏季用气量比冬季多。在发达国家，峰谷电价比一般为10倍，峰谷气价比一般为2倍。川气东送管道沿线各地经济发展水平不同，用户的价格承受能力也不一样，因此应采取灵活的定价机制。对于直供用户和分销用户、不可中断用户和可中断用户以及不同的用户结构，可采取差异定价，即实行结构气价。对于一些临时可中断的发电用户，实行季节差价，引导用户避峰用气，起到消峰填谷作用。

2.6 强强联合，在共赢中求安全

应主动与中石油、中海油等供应商合作，选择“竞争中合作，共赢中发展”［5］这样更加适合中国石化天然气发展的模式，以实现管网、储气库等资源的优化配置和合理利用，避免重复建设，提高输气效益。加强公司间管网的互联互通，建立应急协调机制，保障川气东送供气安全。

积极做好川气东送与西气东输、忠武线连通管道建设，作为相互应急的保障。川气东送管道规划在湖北省境内的潜江与忠武线连通；在江苏省境内，川气东送在南京、金坛与西气东输连通。

另外，可以考虑利用湖北省天然气公司建设的黄大线，通过中间用户实现川气东送管道与西二线连通。

3 结束语

1）川气东送应急保障供气方式应采取上游气田产能调峰、中游储气库和LNG站调峰以及下游用户调峰等多种方式。重点以地下储气库调峰为主，LNG站调峰也是发展的重要方向，建议不参与短期和临时的日／时城市燃气调峰。

2）川气东送沿线金坛、黄场储气库的年工作气量合计约9.7×108m3／a，基本能够满足近期普光气田混合气产能105×108m3／a外输的要求。

3）由于川气东送管道线路长，供气范围广，应根据市场、管道（分输站）、用户结构合理布局LNG站建设的位置，确保在任何突发事件下均能保障安全供气和调峰。

［1］丁国生，李文阳.国内外地下储气库现状与发展趋势［J］. 国际石油经济，2002（6）：23-26.

［2］郑志，王树立.天然气管网压力能用于NGH储气调峰的设想［J］. 油气储运，2009，28（10）：47-51.

［3］陈绍凯，李自力.高压天然气管道压力能的回收与利用技术［J］. 油气储运，2009，28（2）：51-54.

［4］顾安忠.迎向“十二五”中国LNG 的新发展［J］.天然气工业，2011，31（6）：1-11.

［5］汪鑫，徐孝轩，徐正斌，等.中国石化天然气市场竞争态势分析及发展策略建议［J］.天然气工业，2010，30（8）：90-94.