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管道氣定義

天然氣(包括油田生產的伴生氣)通過輸氣管道從開采地或處理廠輸送到城市配氣中心或工業企業用戶即被稱為管道天然氣。利用天然氣管道輸送天然氣,是陸地上大量輸送天然氣的唯一方式。

除了LNG外,管道氣進口將在滿足中國的供應需求方面發揮重要作用。中亞是2010年底最重要的管道氣來源。中亞一中國管道由中國石油天然氣集團公司經營,始于土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦邊境,途經烏茲別克斯坦和哈薩克斯坦,并連接到第二條西氣東輸管線,第二條西氣東輸管線最終將拓展到中國沿海地區,遠至達到南方的廣東省。

中國天然氣管道的真實發展速度將超出現有的各類預期。根據統計,到“十二五末”年,投入營運的全國各級輸氣干線總里程將達到25萬公里,其中涉及國際、省際、城際和氣田集輸干線共計2,296條(截止2012年12月28日),包括2,182條常規天然氣管線和114條非常規天然氣(煤制氣、煤層氣和頁巖氣)管線。

從2013年底開始,除西藏以外的每個省將有望貫通至少一條年輸氣能力超過100億立方米的戰略級省際干線。這些戰略管線正在把沿途地區的省內供氣網絡建設推向高潮。更方便的天然氣供應就此將惠澤當下中國各地的1,890多個管道燃氣特許經營權所有者。下游的壓縮天然氣、天然氣化工和燃氣電廠等主流應用亦將獲得倍速增加的機遇。

管道氣技術

天然氣長輸管道系統的一般包括輸氣干管、首站、氣壓站、中間氣體分輸站、干線截斷閥室、中間氣體接收站、請觀戰、末站(或稱城市門站)及輔助系統(通信系統和儀表自動化系統)等。

管道輸送是天然氣的主要輸送方式之一,從油氣田井口到最終用戶,歷經礦場集氣、凈化、管道、壓氣站、配氣站以及調壓計量等形成了一個統一的密閉的輸氣系統。輸氣管道一般按其輸送距離和經營方式及輸送目的分為三類:一是屬于油氣田內部管理的礦場輸氣管道,通常稱為礦場集氣管線;二是隸屬某管道輸送公司的干線輸氣管道,通常稱為長距離輸氣管道;三是由原城市煤氣公司或其他燃氣公司投資建設并經營管理的城市輸氣管道,通常稱為城市輸配管網。

1)礦場輸氣管道

礦場輸氣管道由采氣管線和集氣管線組成。根據氣田構造、規模及氣井分布等可布置成直線或樹枝狀、環狀和放射狀管網。

2)干線輸氣管道

干線輸氣管道主要由線路和輸氣站組成,線路包括沿線截斷閥、陰極保護站,輸氣站包括清管站。干線輸氣管道是連接礦場集氣系統和城市門站(或配氣站)的紐帶,將經過礦場處理后的潔凈的天然氣送往城市。

3)城市輸氣管道

城市配氣系統主要包括配氣站、配氣管網及支管、儲氣庫和各類調壓站所。它的任務就是從配氣站(或稱城市門站)開始,通過各級配氣管網和氣體調壓所保質保量地直接向用戶供氣。

管道氣分布

西氣東輸一、二線工程已經投入使用,三線正在建設中。一線工程起于新疆輪南,終于上海,全長約4000Km;二線工程沿途經過主要省級行政區:起始于新疆,終于廣東,總長度為4661Km,輸氣能力300億m3/年,三線工程從霍爾果斯-西安段沿西氣東輸二線平行,把俄羅斯和中國西北部的天然氣輸往能源需求量龐大的長江三角洲和珠江三角洲地區,計劃2014年全線貫穿通氣。

四川盆地擁有天然氣資源量1.24萬億m3,以四川盆地的天然氣為氣源地,從龍崗氣田-重慶 -貴陽、貴陽-南寧、貴陽-昆明-瑞麗、南寧-廣州的川氣東送管道網已形成。

以鄂爾多斯盆地煤層氣為氣源地,以靖邊為中心,靖邊-西安、靖邊-銀川、靖邊-東勝-包頭-呼和浩特的鄂爾多斯盆地煤層氣外送網已形成。

除陸上天然氣運輸管道外,海氣登陸亦可將離岸天然氣運輸至經濟發達的沿海地區。中國海洋石油總公司正計劃建設南北跨省沿海天然氣管道網絡系統,覆蓋環渤海經濟區、長江三角洲地區及珠江三角洲地區。

海氣登陸建成后,可將位于錦州附近的遼東灣、天津附近的渤海西、上海附近的平湖、南海附近的崖城及廣西北部灣的離岸氣田出產的天然氣輸送至經濟發達的沿海地區。中國初步形成了以西氣東輸一線、西氣東輸二線以及陜京線等管道為主干,以蘭銀線、淮武線、冀寧線為聯絡線的國家級天然氣基干管網。同時川渝、華北、長三角洲等地區已經形成相對完善的區域管網。

大型儲罐設計相關標準
儲備站現狀
隨著中國天然氣消費量的增長,儲氣和調峰的需求日益迫切:至2012年末,全國在役的天然氣儲氣庫有效工作氣量總和為73.39億立方米,相當于全國20.8天的天然氣消費量。至“十二五”末年,全國天然氣的消費量有望接近3000億立方米,按一個月的儲氣量計算,中國需要近250億立方米工作氣量的儲氣庫投入運營——而天然氣消費的實際峰谷周期要求的理想儲氣量將遠大于這一數字。

為了實現此目標,截止2012年12月28日,全國在建和可行性分析中的新儲氣庫(群)共18座,投產后將新增超過325億立方米的有效工作儲氣量,至此全國總工作儲氣量將接近400億立方米。

儲備站技術

LNG的儲存環節是儲備站的核心,LNG儲存罐造價昂貴,對單一儲備站而言,其投資約占總投資的70%以上,因此,合理選擇LNG儲存方式非常重要。

1、儲存壓力

1)帶壓低溫儲存:高壓儲存適用于LNG的少量儲存,高壓儲罐容積較小,承壓能力較高,罐內LNG的蒸發率較低,即使因環境漏熱蒸發掉部分LNG而使罐內壓力有一定程度的升高,因為儲罐能耐高壓,仍可繼續安全儲存LNG,而不必排放蒸發氣體或增設再液化設備。

2)常壓低溫儲存:常壓儲存的壓力一般為15~30KPa,LNG低溫常壓儲存,具有經濟性較好,儲存量大是低溫帶壓儲存方法無法比擬的優點。常壓低溫儲罐的容積一般較大,結構簡單,但承壓能力較低,蒸發率較高,大型儲備站常為此增設再液化設備,將蒸發氣體再液化后重新儲存。

2、攔蓄方式

LNG儲存按攔蓄方式劃分,可分為單容罐、雙容罐和全容罐。

英國標準 BS 7777 針對低溫儲罐提出三種設計模式:單層封攔設計(單容罐)、雙重封攔設計(雙容罐)和完全封攔設計(全容罐)。目前工程上常采用雙重封攔設計和完全封攔設計。國內接收站的LNG儲罐均為完全封攔設計。完全封攔設計是指內罐及外罐均具有承裝冷液的功能,在正常情況下冷液體儲存在內罐,當內罐發生泄漏時,外罐能起到攔截、儲存冷液的作用。

大型儲罐設計相關標準
LNG產業園概述

整個LNG產業鏈大致可以分為三段,每段都包括幾個環節。

第一段:LNG產業鏈的上游,包括勘探、開發、凈化、分離、液化等幾個環節。

第二段:中游,包括裝卸船運輸,終端站(包括儲罐和再氣化設施)和供氣主干管網的建設。

第三段:下游,即最終市場用戶,包括聯合循環電站,城市燃氣公司,工業爐用戶,工業園區和建筑物冷熱電多聯供的分布式能源站,天然氣作為汽車燃料的加氣站用戶,以及作為化工原料的用戶等等。這些用戶,大部分是通過干線管網供氣的,也可以是通過LNG冷儲罐箱運輸-再氣化供氣的。

天然氣聯合循環電站加上輸、變電網的投資,大約1萬元/kW;1GW(100萬kW)的電站,需要配套投資約100億元;分別由電力公司和電網公司承擔。大城市燃氣系統高、中、低壓各級管網和調壓站的建設和改造,也需要數以十億元計的資金。

工業爐用戶,工業園區和建筑物冷熱電多聯供的分布式能源站,天然氣作為汽車燃料的加氣站建設以及相應的發動機改造的配套投資,也都是相當大的數目。此外,罐箱運輸的車隊和罐箱的投資,用戶端氣化站的投資,也應屬于下游的投資。由此可見,整個LNG產業鏈的項目總投資,至少在千億元人民幣的規模。

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