有效的天然气调峰储气技术——地下储气库

有效的天然气调峰技术可确保输气干线高效运行,实现安全平稳供气。为此,分析了国内天然气调峰储气技术的发展状况,指出地下储气库调峰具有库容大、安全性好、储转费低等优点,可从根本上解决城市季节性用气调峰问题,是最主要和经济的城市供气调峰方式;地下储气库应距离城市用户及输气干线较近,其中气藏建库是最经济的储气方式。同时介绍了地下储气库地面工艺技术,探讨了地下储气库新技术的发展趋势,提出了对中国地下储气库建设的建议：①继续增大国家整体储气系数,除满足常规调峰外,在条件许可的情况下,扩大应急供气和战略储备系数;②继续优选建库目标及库址,降低储转气成本,提高气库利用率;③尽快形成调峰供气定价机制,实现地下储气库商业化运作,建议研究天然气储气支持政策,按天然气“季节差价”收取调峰储气费;④利用干线气源的高压力,有条件的分输站利用压差设置LNG液化装置,实现液化调峰;⑤合理布局LNG接受站、LNG液化厂,增加LNG储存及气化设施,实现LNG与地下储气库调峰的相互配合,二者优化运行,最大限度地满足用户调峰需求。     

推进湖南省天然气发展的策略与建议

目前,湖南省气源供应相对单一,省内主干供气管道欠缺,供气支线建设迟缓,天然气消费分布不均衡,调峰储气设施亟待完善。为促进湖南省天然气行业健康、有序发展,建议积极寻求气源,实现气源多元化发展;尽快实现管道气通达全省14市州,进而实现"县县通";减少供气环节,核减支线管输费,降低终端用气价格,充分释放全省用气需求,优化用气结构;加快省内调峰储气设施的建设。通过上述措施提高天然气在一次能源消费结构中的比重,对优化湖南省能源结构、进一步提高人民生活水平具有重大意义。     

多地启动天然气储备调峰项目

为应对冬季供气高峰时天然气供应可能出现的紧张局面,多地都启动了天然气储备调峰项目。2013年4月7日,陕西液化天然气投资发展有限公司与西安渭北工业区高陵组团签订投资30亿元的液化天然气储备调峰项目。其相关负责人介绍,项目将在西安泾渭新城建设两个5万立方米的液态天然气储罐,在非冬季节时提前储备,高峰供气或出现紧急情况时作为应急气源输向天然气管网,供应给西安居民,大约可转化气态天然气6 000万立方米。项目达产后,预计可实现年销售收入42.17亿元,年缴纳税收约2.68亿元。     

全球环境下的中国天然气供应安全

随着国内天然气需求量的不断扩大,进口管道气和LNG的规模将不断增大,国内天然气市场对外依存度也将逐步增加,由供气中断带来的供应安全风险逐步显现,天然气的安全、稳定供应面临极大的挑战。以亚太地区天然气供需现状和趋势预测为基础,重点分析预测了中国天然气供应安全现状和面临的形势,提出了天然气供应安全管理框架和保障措施建议,即必须通过政府、供气企业、用户三个责任主体构建完善的天然气供应安全保障系统应对挑战：①政府层面应加强能源政治与外交,完善天然气供应安全相关法律法规,制定合理的天然气价格机制;②供气企业则需要加强国内资源的勘探开发,稳步引进海外资源作为补充,并加快管道、储气库等基础设施的建设;③工业、城市燃气等用户则应配合解决天然气调峰问题,可自行建设储气调峰设施,在冬春季用气高峰期间或其他供气紧急状况时,确保平稳用气和输气管网的安全。     

2017年季节性供气紧张的原因与对策

研究2017年冬季季节性供气紧张形成过程,对于认识我国天然气行业的市场化现状,促进行业平稳发展具有重要意义。为此,基于大量数据分析了2017年我国冬季季节性供气紧张的演变过程和严重程度,进而在前人研究成果的基础上,依据天然气供求框架系统分析了供气紧张的形成原因,并提出了应对策略。结果表明：①2017年季节性供气紧张从9月初见端倪,10月开始出现,11月集中爆发,12月持续发酵,并演变为全国性供气紧张,其严重性体现在供气缺口巨大、波及区域广以及LNG价格大幅度上涨等方面;②经济回暖与“煤改气”导致天然气需求量的增长超过国内外气源的生产与储运能力约束下的供给增长,从而形成季节性供气紧张。最后,提出了针对性的应对策略：①以中游为突破口,上下游配合,有序推进天然气行业的市场化改革是解决季节性供气紧张的根本途径;②统筹推进旧管网的开放与新管网建设,有序建设联络线、核心管网、区域管网等新管网;③减缓经济波动与煤改气的冲击,增强供给的保障能力;④实行季节差价、峰谷差价等手段调节用气高峰需求,取消交叉补贴,推动气价并轨,出台区域性的应急调峰预案与建立区域性市场等。结论认为：2018年天然气供求形势预计有所好转,但形势依然不容乐观。     

提高中国天然气储备能力的政策法规途径

2018年4月,国家发展和改革委员会、国家能源局发布《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》(以下简称《意见》),虽然《意见》对供气、燃气企业设定了强制性的储气指标,但其实施效果却并不理想,众多燃气企业对增加天然气储备缺乏积极性。在这一背景下,研究提高中国天然气储备能力的路径,既有必要性又有紧迫性。为此,参考国外天然气储备的数据,基于我国天然气储备的政策和实践,提出了提高我国天然气储备能力的基本思路和政策法规建议。结论认为:(1)现阶段我国的天然气储备不足,调峰应急能力羸弱,推动储气服务市场化是实现储气能力提升的正确路径;(2)提高储气能力需要运用市场机制,通过竞争出让储气库资源、推行储气服务市场定价,引导企业投资储气设施建设运营;(3)需要发挥政府职能,通过政府监管和信息公开,确保企业履行储气义务;(4)政策法规设计应该围绕储气市场进行构建,从明确储气义务、规范供气合同、推动管网互联等方面全面开展工作。     

广东地区LNG调峰对海气供应用户气质波动的影响分析

广东省用气保障主要通过海气登陆及陆上LNG终端气化等措施实现。由于LNG与海气的气质组分相差较大,LNG调峰供气导致的气质波动对电厂用户燃气机组平稳运行影响显著。本文以广东地区4种气源,即海气A、海气B、LNG-A、LNG-B的天然气气质组分、气质华白指数和供气能力为基础,对现有多气源混输方案进行动态仿真模拟,分析LNG调峰对电厂用户气质华白指数波动的影响,并在此基础上对现有供气方案进行优化。分析发现,混气的气质华白指数波动超出了部分电厂用户的可接受范围,主要原因是LNG-B气质组分与其他气源差异较大;采取全部由LNG-A调峰供气的优化方案后,混气气质华白指数波动在电厂用户的可接受范围之内,因而确保了电厂用户的安全生产。本文研究为广东地区天然气管网的实际运行调度提供了有效借鉴。     

广东地区LNG调峰对海气供应用户气质波动的影响分析北大核心CSCD

广东省用气保障主要通过海气登陆及陆上LNG终端气化等措施实现。由于LNG与海气的气质组分相差较大,LNG调峰供气导致的气质波动对电厂用户燃气机组平稳运行影响显著。本文以广东地区4种气源,即海气A、海气B、LNG-A、LNG-B的天然气气质组分、气质华白指数和供气能力为基础,对现有多气源混输方案进行动态仿真模拟,分析LNG调峰对电厂用户气质华白指数波动的影响,并在此基础上对现有供气方案进行优化。分析发现,混气的气质华白指数波动超出了部分电厂用户的可接受范围,主要原因是LNG-B气质组分与其他气源差异较大;采取全部由LNG-A调峰供气的优化方案后,混气气质华白指数波动在电厂用户的可接受范围之内,因而确保了电厂用户的安全生产。本文研究为广东地区天然气管网的实际运行调度提供了有效借鉴。     

多气源混输条件下天然气互换性问题分析——以浙江省天然气管网系统为例

浙江省天然气市场已进入高速发展阶段,"十二五"期间将逐步形成六大气源混输供应体系。气源多元化提高了天然气供应系统的安全性,但天然气产地及生产工艺不同,不同气源特别是管输天然气和液化天然气的组分及气质特性存在着较大差异,不同气源进入主干管网时必须考虑互换性。采用华白数法、美国燃气协会(A.G.A)法对浙江省现有五大气源天然气的互换性进行了分析。借鉴国外解决多气源互换性问题的相关做法,提出了浙江省多气源混输格局下管网供气的解决方案。     

迎向“十二五”中国LNG的新发展

LNG国际贸易已成为全球能源市场的一个热点,经过近10年的加速发展,我国小型LNG产业链不断完善,小型LNG项目在我国天然气供应和使用中的作用尤为突出、地位日益提升。为此,综述了迎向“十二五”中国LNG的新发展：①首先根据国内外的市场现状与发展趋势,论述了向天然气转型已是世界潮流,同时认为未来一段时间中国无论是管道天然气还是沿海LNG接收站的天然气供应量都会大幅度增长,中国LNG产业前景光明;②进而剖析了我国小型LNG产业的构架,汇总了中国现有的小型LNG工厂--其多建在小规模气源所在地且以本国或本地区用户为主要客户对象,比较我国小型LNG物流模式后认为,采用罐式集装箱用于铁路、公路、海上运输的联运,可以充分发挥各种方式的优点;③还分析了我国小型LNG的市场状况,目前LNG多被用作城镇应急调峰储备、运输工具的替代燃料、城镇居民燃气以及一些工业领域（分布式能源系统、工业炉窑、焊接切割）;④最后对“十二五”期间我国小型LNG产业发展进行了展望：继续发展小型天然气液化厂、建设一批中小型LNG应急储备设施、建立数个小型LNG接收站。结论认为：小型LNG在我国天然气供应格局中的定位应是作为管道天然气的有益补充,实现与管道天然气供应方式的优势互补,以最大限度的满足国内市场对天然气的使用需求。     

中国天然气储气调峰方式研究

为有效缓解冬季供气紧张局面,保障天然气安全平稳供应,应统筹考虑地下储气库、LNG接收站、气田等多种调峰手段,提出适应中国国情的调峰方式及战略部署。为此,借鉴国外典型国家及地区的调峰经验,归纳出当前中国天然气调峰所面临的主要问题:(1)地下建库地质条件复杂,建设速度缓慢;(2)LNG接收站调峰方式抗风险能力较弱;(3)气田调峰不利于气田科学开发。针对不同地区天然气市场需求量、地质条件的差异,比较不同调峰方式的功能及成本,提出中国天然气调峰的布局方式:(1)东部沿海地区应充分利用低油价的时机,发挥已建储罐的周转能力弥补地下储气库调峰能力的不足,近期采取地下储气库与LNG调峰并重的策略,中远期调峰手段逐渐转向以地下储气库为主,LNG为辅;(2)在四大气区(塔里木、青海、西南、长庆)周边首先应充分利用已建地下储气库进行调峰,当地下储气库无法满足调峰需求时,可利用气田进行辅助调峰;(3)其他地区则应进一步寻找地下储气库建库目标,加快地下储气库建设,以地下储气库调峰为主,管网调配为辅。     

中国天然气调峰保供的策略与建议

目前中国天然气供需矛盾较突出,供暖季天然气调峰保供压力较大。为此,在分析中国天然气储运设施调峰保供主要影响因素的基础上,从资源、市场需求及国家能源改革政策等方面阐述了构建中国特色综合调峰保供体系的必要性。研究结果表明:(1)中国天然气储运设施受制于地下储气库建库地质条件复杂、气田放大压差式调峰影响气田开采寿命、LNG调峰成本和安全风险较高、进口管道气存在着中断风险等影响因素,天然气调峰设施建设进度落后于市场发展速度,难以满足天然气调峰需求量的快速增长;(2)多种类型储气设施并存、多渠道资源供气是未来中国天然气调峰保供的常态,需要建立天然气需求淡季重储存、旺季强优化的调峰保供体系,以满足北方供暖区天然气需求量季节性峰谷差巨大的市场。进而提出了中国天然气调峰保供的应对策略与建议:(1)加快推进全国天然气输配管线建设,实现互联互通;(2)因地制宜地发展适合中国国情的天然气调峰设施;(3)大力发展地下储气库,使其成为天然气调峰的首要方式;(4)充分发挥LNG的调峰优势,适度发展LNG调峰设施,提升海陆四大能源通道的综合利用水平;(5)加大天然气供给侧保障力度,确保国产天然气的供应主体地位;(6)积极利用经济杠杆,采取不同的定价机制,确保供气安全。     

基于管输天然气压力能回收的液化调峰方案

近年来，高压天然气长输管网迅速发展。为了回收天然气管网蕴含的巨大压力能，且同时满足城市燃气调峰的需要，提出了回收输气管网压力能的天然气液化调峰方案。在天然气管网的调压站安装带膨胀机或者涡流管的天然气液化装置，用气低谷时充分利用供气管网间的压差通过膨胀机或者涡流管等部件产生冷量用于液化天然气并储存起来，用气高峰时将液化天然气气化起到调峰作用。对目前常用的几种调峰方式进行了比较，分析了该方案具有的优势     

用于燃气调峰和轻烃回收的管道天然气液化流程

管道天然气的长途输送一般都采用高压管输的方式，高压天然气经各地的调压站降压后才能供应给普通用户使用，调压过程中会有大量的压力能损失。为解决城市燃气用户特有的用气不均匀性问题，介绍了一种利用高压天然气调压过程的压力能膨胀制冷的管道天然气液化流程。应用该流程可以将管道里的一部分天然气液化制成LNG并储存起来，在用气高峰时将储存的LNG再汽化以增加供气量，满足下游用户的需求。这样能够增强燃气企业的“调峰”能力，有利于天然气管网的平稳运行。同时，利用该流程还可以回收天然气中的轻烃资源，为石化工业提供优质的化工原料。     

LNG接收站BOG处理新方式在管网调峰中的应用

我国华北地区天然气季节性峰谷差较大,受LNG接收站最低外输气量制约,天然气管网夏季出现逆调峰;进口LNG购销价格倒挂,公司经营压力增大。通过TS-LNG接收站投运BOG(Boil Off Gas)增压外输工艺,结合再冷凝方式,解决逆调峰问题,提高管网调峰弹性和灵活度,利于天然气管网输送和销售综合效益最大化,促进天然气市场化改革进程。     

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。     

LNG作为城市燃气调峰与应急储备的经济性分析及政策建议——以川渝地区为例

为解决越来越大的城市燃气峰谷差,通过对各类调峰方式进行对比分析,提出了可采用建设LNG调峰储备站对城市燃气进行季节调峰和应急储备的对策。投资测算表明,大型城市燃气公司可建设LNG调峰储备站,中小城市燃气公司可建设LNG卫星站来储备LNG用于调峰和事故应急。因购买LNG与天然气形成的价差,近期可利用CNG价调基金,中远期可以调峰气价的方式解决。并以川渝地区为例分析了建设LNG调峰储备站对区域经济的影响,结果表明：建设LNG调峰储备站是可行的,冬春季时用LNG进行调峰可使原来要减停用气的行业正常运行,不仅保障了实体经济平稳运行,也完善了LNG产业链,使《城镇燃气管理条例》的相关规定落到实处。最后,建议政府在建设LNG调峰储备站方面要发挥主导作用：①合理规划、布局LNG产业链;②强制要求较大的城市燃气公司建立LNG调峰储备站;③制定建设LNG调峰储备站的优惠和鼓励政策;④制定各级城市燃气公司的标准储备量;⑤研究择机推行调峰气价和居民阶梯气价。     

“西气东输”二线调峰应急问题探讨

西气东输二线（以下简称西二线）作为中国第一条跨国长输天然气管道，面临储气调峰的问题。作为保障安全供气的储气库系统，与西二线输量相匹配的储气库系统年周转气规模应达到其输气量的10%～20％，即年工作气规模应该在30×10⁸ m³以上。西二线管道线路长，安全保障要求高，因此调峰手段和方式也应该多样化。针对西二线的主要调峰和储气手段应为地下储气库和LNG，应急保障手段应可以考虑利用中国西部气田进行应急供气。储气库选址应尽量靠近管道下游，应以气藏、含水层和盐穴为主，尤其在南方中小型沉积盆地中的储气库选址重点考虑含水层储气库。LNG应尽量选择在管道末端的下游，可以与地下储气库相结合，确保西二线的安全平稳运行。     

LNG在苏州城市管网供气调峰中的应用

〗随着能源紧缺压力日益增大和人们环保意识的不断提高,LNG中所蕴藏的冷能利用越来越受到关注,LNG用于城市燃气调峰也越来越引起人们的重视。为此,介绍了苏州市天然气管网建设和运行情况、苏州市天然气调峰厂的方案选择、工艺流程和装置运行情况,并建议华东城市天然气管网在工程建设的同时考虑LNG调峰和LNG冷能利用。