川气东送管道应急调峰体系建设探讨

王会坤 牛化昶 刘 明 姚 琳

（中国石化天然气川气东送管道分公司，湖北 武汉 430071）

0 引言

川气东送输气管道西起四川川东北普光首站，东至上海输气站，途经6省两个直辖市，管道系统总长约2 229 km，包括1条干线、1条专线和5条支线，年设计输气量为120×108m3。川气东送管道目标市场主要包括川渝地区、苏浙沪地区以及江西、安徽、湖北等省。其中2011－2112年川渝市场和苏浙沪市场占整个用气市场的比例分别为90.26%和87.39%。根据川气东送目标市场意向，川渝、苏浙沪地区用气规模达到60%以上。如此大规模的用气需求量，势必会出现川气东送输气管道的调峰和应急供气问题，为此，笔者拟就管道应急调峰体系建设作一探讨分析。

1 管道调峰及应急供气问题

1.1 调峰问题

调峰是管道系统不可回避的问题，由于下游用户的用气季节不均匀性，用气规模存在较大波动。常见的调峰手段包括地下储气库调峰、LNG调峰、管道储气调峰、气田调峰及用气项目调峰5种［1-2］。地下储气库调峰是通用的主要调峰方式，储气库具有投资少、周期短等优点；管道储气调峰主要是利用最后一个压气站到管道末端管段进行储气，达到调峰的作用，该方式操作灵活、快捷，但主要用于小时、日调峰，而不适用于季节性调峰。LNG调峰类似于储气库调峰，但是要依赖于LNG接收终端设备，具有投资多、周期长等特点，同时运行成本较高。气田调峰主要是依靠调节上游气田的产量达到调峰的目的，但是该方式往往会对气田设备以及气田的科学开发产生影响，还会影响上游气田的经营成本和利税情况，调峰能力非常有限。用气项目主要是利用天然气发电、化肥等工业用户消耗多余的天然气，该方式仅能够消耗掉多余的天然气，不会对其他用户的大量需求产生影响。

1.2 应急供气问题

应急供气问题同样是川气东送管道必须解决的重大问题，川气东送管道途径川渝、鄂西山区、鄂东平原、安徽丘陵、苏浙沪水网，多次穿越重大河流和地质灾害频发地段。应急供气手段一般包括地下储气库、应急气源、LNG 3种。 首先储气库根据地质条件布置在管道的中、下游地区，具有注采规模大、调节能力强等优点，并且可以和储气库调峰相结合。应急气源主要是在应急条件下可以调配的气源，针对川气东送管道系统，应急气源主要包括西气东输管道一线、二线气源，但是该应急方式受到其他企业用户结构、设备设施能力的限制。LNG应急方式因投资多、周期长，必须要和LNG调峰结合。

2 川气东送供气特点

根据当前市场销售情况分析看，川气东送供气主要有以下特点：

1）目前川气东送市场主要集中在上游的四川、重庆以及下游的江苏、浙江等地区。湖北省、安徽省、江西省等中游用户用气水平较低，其中川渝地区约占供气总量的40%，苏浙沪地区约占供气总量的50%。

2）川气东送管道用户集中了大量优质的工业用户。主要表现在：① 上游川渝地区用户主要包括四川维尼纶厂、玖源化工、建峰化工等大型的稳定工业用户；② 管道下游苏浙沪地区主要是以浙江省能源公司、江苏省天然气公司等为代表的省级天然气公司，主要为燃气发电、城市燃气以及工业用户；③ 目前中游主要集中了部分省级天然气公司以及少量工业用户，用气规模所占比重较少。

3）下游大型用户存在着显著的用气性波动，主要集中在浙江省天然气公司、江苏省天然气公司的大型工业用户。江浙地区气候较为分明，夏季具有温度高、高温天气持续时间长的特点，冬季虽绝对温度不低，但是仍需空调供暖，所以造成了冬季和夏季用气量较多，而春秋季用气较少。另外江浙地区工业非常发达，其中浙江省天然气工业用户所占比重达40%以上，江苏省天然气用户比重达到60%以上，但在国庆节和春节期间大部分工业用户停工，下游用户尤其是江浙地区用户的用气量骤减，造成管道进销差增大，加大了管道运行压力。

4）普光首站压力须控制。川气东送管道上游为普光气田，普光气田的天然气经过采气、集气、净化后外输至川气东送管道。普光气田原料气H2S含量高，有机硫普光净化厂采用甲基二乙醇胺（MDEA）法吸收脱硫、三甘醇（TEG）法吸附脱水、常规克劳斯二级转化法回收硫磺、斯科特法（SCOT）处理尾气。根据目前运行经验，如果普光首站压力过高可能会造成上游设备出现故障，一般须控制普光首站压力在7.5 MPa以下。

5）川渝地区多为工业用户，一旦工业用户存在装置问题，减少用气量，普光首站压力将会明显上升，会对上游普光气田的生产造成影响。

3 川气东送应急调峰体系的构建措施

3.1 利用上游普光气田调峰

在实际操作中，该方式存在较大的局限性，只能用于重大节假日以及管道上游出现问题时的临时性减产，但是当下游用户用量增加时，该方式在目前情况下不能起作用［3］。

3.2 加快储气库建设

川气东送管道目前正在积极建设金坛和黄场储气库，重点满足季节性的调峰需求和事故工况的处理。欧美国家的储气库规模较为发达，年度达到了整体用气规模的10%～25%，甚至在特殊情况下达到30%［4］。目前川气东送金坛储气库的供气量为7.2×108m3／a，黄场储气库的设计工作气量为2.5×108m3／a。考虑到川气东送管道沿线用户多为大规模工业用户，而且沿线出现长时间的极端天气的可能性比较小，按照川气东送管道设计输量计算，储气库的总工作气量应达到（12～18）×108m3／a；按照目前普光气田80×108m3的年产能计算，基本能够满足生产需求。

3.3 内部规划，实现互联

加快中国石化内部管道系统的互联，川气东送管道与榆济管道尚未互联，目前无法实现中国石化内部气源的相互调配，因此应尽快推进两大气源的互联。另外，温州LNG项目已经开始运作，可以将温州LNG气源作为川气东送管道的应急调峰气源。

3.4 与中国石油实现合作共赢

除加快与西气东输管道一线二线互联工程外，中国石化应该积极推进与忠武输气管道以及金坛储气库等项目互联。尤其是储气库项目可以租用的方式开始合作，利用中国石油已建项目实现中国石化与中国石油两家企业的合作共赢。

3.5 用户沟通协调

川气东送管道系统可加强与地方可调节用户的沟通协调，可在管道中下游开发部分大型工业用户，例如将大型天然气发电项目作为川气东送管道的应急调峰方式。当用户用气波动较大时，此类用户实施开停车作业以实现削峰填谷。

4 结论及建议

1）长远来讲川气东送管道应构建以储气库为主、互联互通为辅；用户调节、价格杠杆为补充的应急调峰体制，形成多层次、立体式应急调峰系统。

2）金坛储气库以及黄场储气库规模适合目前的生产规模。短期内应以用户调节、加强管理为主，并适当加快黄场储气库建设进度，尽早实现调节功能。远期来讲，应该增加储气库总体工作气量，选址宜在江汉油田以及江苏油田境内的废弃油井为主，并可将储气库扩容项目与温州LNG等项目结合，实现大管道、重点项目的互联互通互保。

3）待川气东送管道应急调峰解决方法搭建完毕后，可根据国家相关政策实施弹性的价格机制，例如照付不议合同，一方面可以对下游用户有一定的约束力，另一方面可以增加管道公司的整体收入。

［1］朱纪宪，靳凤兰.不同天然气调峰方式经济必选研究［J］. 石油规划设计，2011，22（1）：16-19.

［2］童巍.天然气管网供气系统的储气与调峰［J］.油气田地面工程，2013，32（10）：137-138.

［3］徐孝轩，黄辉.川气东送管道多层次应急调峰体系建设［J］. 天然气技术与经济，2013，7（1）：64-67.

［4］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.