管网是内部独立还是拆分成立管网公司?

<正>进一步打破行政垄断、管住自然垄断、放开竞争环节,其中上游放开和管网独立成了此次改革最大亮点。根据《意见》重点改革任务,将改革油气管网运营机制,提升集约输送和公平服务能力;分步推进国有大型油气企业干线管道独立,实现管输和销售分开;完善油气管网公平接入机制,油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场     

管网独立后的中国天然气发展格局

随着我国油气体制改革的深入实施和国家石油天然气管网集团有限公司(以下简称国家管网)的成立,天然气产业中游管道业务将实现独立运营,势必给中国的天然气产业链带来深刻的影响并改变天然气发展的格局。为此,在深入调研我国天然气产业发展现状的基础上,结合国家各部委出台的有关油气体制改革的政策,判断了未来中国天然气的供应、管网、市场格局和价格改革方向。研究结果表明,未来中国的天然气发展格局主要呈现以下变化:①在天然气供应多元化的基础上,上游"三大、一中、众新"的天然气生产主体格局更加明显,就近供应成为主要的供应方式,四气集中是必然趋势;②未来管道企业呈现的"一大、N区、众小"格局或将成为过渡阶段,国家管网与省级管网公司将独立运营并处于竞合关系,而"最后一公里"管道会成为建设的重点;③地下储气库的价格套利功能将会日益显现,LNG接收站是各类资本最为现实也是最为活跃的投资项目;④中国的天然气市场在未来一段时期内仍将处于发展期,但消费模式会发生转变;⑤天然气价格市场化是必然之路,区域性燃气公司将成为市场的主力军,管输费仍将由政府定价,下游天然气终端价格将逐步放开。     

天然气管网独立渐行渐近

正2016年8月16日,国家发展和改革委员会公布《天然气管道运输价格管理办法(试行)》和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》征求意见稿,从监管对象、定价方法、价格公布方式等方面进一步调整完善,明确提出经营管道运输业务的企业原则上应将管道运输业务与其他业务分离。目前生产、运输、销售一体化经营的企业暂不能实现业务分离的,应当实现管道运输业务财务核算独立。在业内人士看来,公开、公平的管输定价和成本监审是管网独立的第一步,也是成功推进油气改革方案落地的基础。据了解,目前     

相国寺地下储气库地面管网直流排流设计

相国寺地下储气库新建注采气管道地面管网受附近煤矿直流杂散电流干扰,通过分析直流采矿系统产生的杂散电流对地面管网的影响,根据土壤中直流电位梯度数据及相关的管道参数,判断干扰类型和干扰程度,通过计算确定采用带状高纯锌牺牲阳极同时实现阴极保护和直流排流的措施。该设计方案为地下储气库地面管网的首次运用,地面管网建成后现场实测干扰范围和判定实际干扰程度,完善相关测试数据,为后期运行维护及排流设计提供参考。     

我国最大天然气储气库投产

经过两年奋战,目前国内最大的储气库——新疆呼图壁储气库注气系统日前一次投产成功。截至目前,该储气库日注气总量1123万立方米,达到设计要求。呼图壁储气库是中石油6座在建储气库中第一个投产的。该储气库作为国家重点建设项目,是西气东输管网首个大型配套系统,也是西气东输二线首座大型储气库,总库容     

地下储气库放空技术探讨

地下储气库放空系统具有地面设施多,装置规模大,压力等级高,瞬时泄放量远大于平均泄放量等特点。基于地下储气库放空特点,其放空系统设计仍以国内相关规范以及欧洲标准EN12186、美洲标准API521等规范为依据,合理设置安全仪表系统及超压泄放设施。安全仪表系统采用四级关断以实现关断及放空,通过泄放系统和非泄放系统的不同组合设置,来保障整个系统的安全。当低压系统泄放压力高于整个放空系统背压的50%时,高、低压放空汇管可共用一条,否则宜独立设置。地下储气库放空系统不应按全量放空设计,放空量与站场压力系统分级及分区设计相关联,需根据地下储气库实际情况计算后确定。     

国家油气管网公司呼之欲出

<正>酝酿已久的国家石油天然气管网公司,终于被列入2019年的国家计划。3月5日,受国务院委托,国家发展和改革委员会提请十三届全国人大二次会议审查《关于2018年国民经济和社会发展计划执行情况与2019年国民经济和社会发展计划草案的报告》。该报告明确提出,将组建国家油气管网公司,推动     

管网公司冲击天然气市场

<正>国家管网公司的成立,将直接冲击天然气市场体系,造成多方面的深远影响。3月19日,中央全面深化改革委员会第七次会议审议通过《石油天然气管网运营机制改革实施意见》,会上提到组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司。业内人士称,深改委的会议相当于宣布了油气管网公司的成立,下一步就是正式挂牌,预计在6月底前完成。对于油气产业,尤其是天然气产业来     

国家管网公司正式挂牌

<正>12月9日,国家石油天然气管网集团有限公司(简称国家管网公司)挂牌成立,受到社会关注。国家管网公司主要职责是负责全国油气干线管道、部分储气调峰设施的投资建设,负责干线管道互联互通及与社会管道联通,形成"全国一张网",负责原油、成品油、天然气的管道输送,并统一负责全国油气干线管网运行     

我国地下储气库技术国际领先

正2018年1月4日,在京举行100亿立方米复杂地质条件天然气地下储气库成套技术及工业化科技成果鉴定会。鉴定委员会的院士和专家认为,我国复杂地质条件下大型储气库选址和建库技术国际领先。这标志着我国天然气工业发展的一大瓶颈技术获突破。我国地下储气库建设面临重大技术挑战。国外90%地下储气库埋深小于2 000 m,构造完整。而我国主要天然气消费区的     

天然气管输定价新机制对管输企业的影响

我国天然气管输价格确定方式已由基于"一线一价"原则的经营期评价法转变为基于"一企一率"原则的服务成本法。新的定价机制在推动天然气产业发展的同时,也给管输企业的生产经营带来了挑战。为此,笔者以某管输企业为例,分别利用经营期评价法和服务成本法对其在役管道进行经济效益分析,研究定价机制改革后对企业效益的影响,同时进行情景假设,探讨新定价机制下管道负荷率和新建管道建设方案对企业效益的影响。案例分析结果表明:(1)在新的定价机制下,管输企业有效资产获得的效益得到了有效监管,无法获得超额收益;(2)随着定价机制的改变,管输企业的生产经营风险增加,投资积极性可能会减弱;(3)管道负荷率在75%时,管输企业的运营效率最高;(4)管输企业在新建管道项目投资决策时,将会更多地考虑已有管道的负荷率水平。进而建议管输企业加强成本管控,优化运营管理,依据已有管道的负荷率情况,灵活决策。     

基于天然气全产业链评价储气库的经济效益

目前对于地下储气库（以下简称储气库）项目的经济效益尚缺乏具体可行的评价方法，无法为企业未来投资决策提供依据和参考。为了适应天然气业务发展及储气库建设项目投资决策的需要，根据储气库的技术经济特征，将其纳入整个天然气“产、运、销、储、贸”产业链系统加以考虑，基于理论与实践相结合、投入产出口径一致的原则，采用“有无对比”分环节评价方法和天然气产业链整体价值分析方法，分别建立各产业链条件下的经济评价模型，并以长庆油田—陕京二线管道—大港储气库这一个天然气产业链系统为实例进行测算。测算结果表明：①气田建设备用产能调峰费（“产”）、提升管网利用率调峰费（“运”）、高于均衡气价的销售调峰气价（“销”）分别为0.27元/m3、0.16元/m3和0.73元/m3，为建设和运行储气库而需付出的储转费（“储”）为0.80元/m3；②从整个陕京二线天然气产业链的角度来分析，由于销售端大港储气库调峰设施的存在，整个产业链的经济效益为0.36元/m3。结论认为，储气库调峰设施可以给天然气全产业链带来经济效益，即便是销售的调峰气价格低于储气库储转费，建设储气库对于天然气全产业链仍然具有社会效益和经济效益。     

我国天然气产供储销价格体系:现状、问题与建议

天然气产供储销体系建设是保障天然气长期稳定供应的基础和关键,近年来我国按照"管住中间、放开两头"的总体思路来完善天然气产供储销价格体系,一方面推进天然气价格市场化改革,另一方面加强对自然垄断环节的输配价格监管,取得了有目共睹的成绩。尽管如此,我国的天然气产供储销价格体系目前仍然不能很好地适应天然气工业与市场发展的需要,尚存在诸多不完善的地方亟待改进。为此,在归纳、总结我国天然气产供储销价格体系现状的基础上,分析、揭示了产供储销价格体系目前存在的主要问题:(1)进口气严重亏损问题一直未得到有效解决;(2)门站基准价定价公式不够完善;(3)对价格浮动政策的执行存在诸多争议;(4)自然垄断环节的输配价格仍然偏高。进而提出了解决上述问题和完善产供储销价格体系的建议:(1)放开全部进口天然气的门站销售价格,使天然气进口企业有机会解决进口亏损问题;(2)采取S曲线公式形式,完善门站基准价定价公式;(3)推行季节性差价政策,完善储气调峰定价机制;(4)合理确定管道资产折旧年限,降低自然垄断环节的输配价格。     

基于动态规划和黄金分割法的环状天然气管网运行优化

目前中国天然气管道主干线已经相互联接,形成了环套环的大型复杂天然气管网,随着各压气站燃驱压缩机组的增加,如何实现管网的稳态优化运行已成为一个技术难题。为此,在同时考虑管网中环状结构和枝状结构对于管道流量分配的影响,以及燃驱机组耗气量对管道内流量影响的基础上,结合管网模型分割思路,将黄金分割算法与动态规划算法进行融合,形成了改进后的动态规划和黄金分割混合算法。以华北地区某环状管网为案例的计算结果表明:①管网运行优化数学模型比单线管道模型增加了管道内过流量、燃驱耗气量等变量,进一步加大了管网模型的求解难度;②混合算法能够有效地对运行燃驱和电驱压缩机机组的包含环状和枝状小型管网的稳态运行优化数学模型进行求解;③混合算法的优化方案能提高管网压气站的出口压力、提高机组的运行效率,降低系统的功率消耗、减少系统能耗,同时增加管网的管存量,提供了管网额外的应急资源。结论认为,混合算法有效地破解了复杂管网优化技术难题,可以为当前中国大型天然气管网稳态运行优化提供参考。     

基于SOM神经网络聚类的用气客户全生命周期管理

为了提升市场竞争力,天然气销售企业必须从多个角度对用气客户进行全生命周期管理,以提升客户价值、增强客户忠诚度。决定用气客户全生命周期管理成效的关键就在于能否科学合理地对客户进行分类,而现有的分类方法则未能很好地体现客户价值的现状,不便于对客户进行有针对性的管理。为此,采用SOM神经网络聚类方法,针对天然气的产品特点,选取毛利额、用气时长、用气量增长率等3个指标,对中国西南地区某大型天然气生产企业的546家用气客户进行了实证分析。研究结果表明:(1)用气客户关系的全生命周期可划分为客户识别期、发展期、稳定期和衰退期4个阶段,进而有针对性地提出了识别期开发策略、发展期分级服务策略、稳定期价值提升策略和衰退期终止策略;(2)各个阶段具有不同的营销策略重点,因而能更好地识别和服务于重点及潜力客户,持续提升企业的市场竞争力。结论认为:所建立的方法能更有效、更准确地对用气客户群进行分类,科学合理地对用气客户进行全生命周期管理。     

基于简化拓扑结构的陕京天然气管网供气可靠性分析

为了定量分析结合了拓扑结构与水力计算的天然气管网的供气可靠性,以陕京天然气管网为分析对象,提出了一种通用的天然气长输管网系统供气可靠性评估方法。首先从上述天然气管网的拓扑结构入手,将站场与天然气管段视为网络结构的结点与链路单元,对系统进行了简化,建立了天然气管网系统的拓扑结构模型;然后通过设备失效数据库确定了系统各单元的事故率分布,耦合基于故障率分布的蒙特卡洛模拟生成了天然气管网的拓扑结构;最后再结合水力计算得到一定拓扑结构下陕京天然气管网的供气能力。结果表明:①无论是用气高月还是用气低月,该管网都保持了很高的供气可靠性;②陕京一、二、三线3条天然气管道构成了具有一定拓扑结构的供气网络,增加了系统的鲁棒性,从拓扑结构层面也提高了供气的可靠性。结论认为,该项研究成果给出了天然气管网供气可靠性的定量计算方法,为天然气管网供气可靠性分析提供了技术支持。     

基于不确定性用气量的输气管网供气可靠度计算方法

由于未来用气量是一个随机变量,过去采用点预测的方式无法客观体现出其随机性的特征,由此得到的供气可靠性评价结果也难以客观反映实际情况。为了准确预测用气量,在调研输气管网供气量预测模型研究进展的基础上,提出了一种采用基于小波分解的神经网络模型来预测随机性用气量的供气可靠度计算方法,通过对比分析模型预测结果与实际用气量的误差,确定用气量所服从的分布类型及参数,结合管道的最大允许输气量,以供气可靠度最高作为目标函数,建立了优化流量分配及计算管网供气可靠度的数学模型,进而利用该模型对某一虚拟管网进行了供气可靠性评价。结果表明:(1)所建模型求解的流量分配方案优先保障权重较大/较为重要的用户,但会牺牲其他用户的供气可靠度,管网总体供气可靠度亦会下降;(2)取消权重后,管网总体供气可靠度提高,优先保障距离气源地较近的用户,若不要求完全满足用户的用气量,则在降低一定的标准后,所有用户的供气可靠度都能达标。结论认为:所提出的计算方法结合了用气量随机的特性,能够更加客观地评价管网的供气可靠度,同时由于引入了用户的权重,在计算管网供气能力的时候能优先满足重要的用户,更加符合实际情况,其评价结果可以指导输气管网的高效运行。     

对于组建国家油气管网公司的思考及建议

2019年3月19日有关部门审议通过了《石油天然气管网运营机制改革实施意见》,组建国家油气管网公司是其中的核心内容。这标志着我国油气体制改革的实施进入了重点推进阶段。为了加深对于油气市场化改革的理解,从优化油气行业市场结构、促进油气管网基础设施互联互通和公平开放、推进油气价格市场化改革、推动国有油气企业转型升级发展等4个方面阐述了组建国家油气管网公司的积极意义,并就国家油气管网公司成立与油气体制改革、国有油气企业、管网投资建设、地方管网协同、油气价格、民生用气保障等相关问题进行了探讨。进而基于我国能源行业发展的特点、油气产业的现状和长期改革实践的经验和教训,提出了相关建议:(1)加快推进油气产业链上下游环节改革;(2)尽快推进提升监管能力的制度建设;(3)支持管网投资建设运营主体多元化;(4)做好国家管网和地方管网的统筹协调;(5)重点推进天然气基础设施整合及开放;(6)处理好管网公司组建涉及的资产、长期贸易协议、配套运行和监管规则等其他问题。以期更好地达成组建国家油气管网公司和推进油气体制改革的目标。     

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??With many advantages like huge gas storage capacity, reliable safety factor, etc., underground gas storage (UGS) has become one indispensable terminal facility in natural gas pipeline network. However, because UGS operation is a multi-objective issue related to economic benefit, working risk and efficiency, etc., it is helpful to make a rational injection and production scenario for the gas injectioncycle of the underground gas in order to lower the power consumption of compressors thereby to reduce operating costs in the end. In view of this, based upon the integrated simulation model of underground and above-ground pressure system of gas storages, taking into account such impacts of factors as environmental situation, geological conditions, safety factors, etc. a dual objective function was established according to the pipeline levels, with the single-well gas injection quantity as the variable. Then, the non-dominated sorting genetic algorithm II??NSGA_II??was applied to make a gas injection and production scheme with the actual production requirement as a constraint condition. Finally, an optimal analysis was conducted of the above scheme. Results show that the NSGA_II-based scheme is reasonable and efficient, not only meeting the production requirement but considering such conditions as geological environment, safetyoperation, etc. This scheme also helps reduce the energy consumption of compressors by above 40% and as a result, significantly cut down the energy waste.