川气东送管道背后的调峰思考

【深度】川气东送管道背后的调峰思考

文|徐孝轩等中石化勘探开发研究院

川气东送管道是国家重点建设工程之一，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1702 km，其气源来自普光气田。

目前普光气田主体建成105亿立方的年混合气产能，川气东送外输商品气量约80亿立方。2015年及以后，川气东送预计可外供的商品气量将超过100 亿立方／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 亿立方。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 亿立方以上，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。

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2400 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。

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 亿立方／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。

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 %。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 亿立方测算，储气库工作气量为（8～12）亿立方／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 亿立方）、江汉油田黄场盐穴储气库（设计工作气量约2.5 亿立方）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