謝躍輝，袁平凡，奚占東，樊益東，劉思怡，鄭勁

國家管網(wǎng)集團西南管道有限責任公司 油氣計量中心（四川 成都610041）

0 引言

2019年12月9 日，國家石油天然氣管網(wǎng)集團有限公司（簡稱國家管網(wǎng)公司）正式掛牌成立，國家管網(wǎng)公司成立是天然氣體制改革中最為重大和根本性的改革措施，其標志著管道企業(yè)將成為獨立的油氣運輸商對外提供管輸服務。天然氣只要滿足管輸標準，就可以通過天然氣管網(wǎng)設施進行輸送，管網(wǎng)設施公平開放將達到一個新的高度。

2018年，我國超過日本成為世界第一大天然氣進口國，LNG進口量超過5 300×104t，占全國天然氣供應總量的26%，LNG已經(jīng)從調峰氣源轉變?yōu)橹髁庠粗籟1]。目前，國內已建和在建LNG接收站超過20座，基本輻射沿海各省；接收能力超過8 800×104t，已完全滿足進口需要；配套外輸管道逐漸完備，外輸能力不斷增強；LNG到港后氣化外輸已成為出港的主要方式之一。LNG和國內油氣田、跨國管道一樣，已成為天然氣供應的主力軍。隨著管網(wǎng)設施公平開放的持續(xù)深入，通過管道企業(yè)LNG接收站氣化和管網(wǎng)代理輸送將成為一種新模式，且此模式與LNG到港后通過槽車拉運模式相比，優(yōu)勢明顯，市場需求強烈，應用前景廣闊。

1 LNG管道代輸模式

國家管網(wǎng)公司成立后，主干管道、部分LNG接收站等油氣管道設施將由國家管網(wǎng)公司管理、運營。國家管網(wǎng)公司本身不采購、銷售油氣，而是作為油氣運輸商按量按運距收取管輸費。隨著LNG貿易興起，LNG管道代輸模式應運而生，即燃氣公司、工業(yè)用戶等LNG消費企業(yè)采購LNG，到接收站卸貨、氣化成天然氣計量后進入管網(wǎng)，通過管道輸送至城市門站、工業(yè)用戶，如圖1所示。此種模式屬于“液接收氣交付”，委托輸送，與LNG到港后其他外運方式相比，有著不占用公路資源，不受天氣影響，可實現(xiàn)連續(xù)輸送；輸送過程全密閉，不污染環(huán)境；安全風險相對較?。豢衫矛F(xiàn)有管網(wǎng)，投資小等優(yōu)勢。LNG管道代輸將成為國家管網(wǎng)公司主要利潤來源之一，與其他LNG到港后外運方式對比見表1。

圖1 LNG管道代輸模式示意圖

表1 LNG到港后外運方式對比

2 存在問題及對策

2.1 氣質方面

我國管道內天然氣的體積發(fā)熱量最小為33.9 MJ∕m3，最大為45 MJ∕m3，二者間的差異達到31%。若按照體積計量，LNG采購方將由于LNG熱值高于一般管輸天然氣熱值而產(chǎn)生熱值損失[6]。部分LNG接收站為確保外輸天然氣熱值與管輸氣熱值基本一致，在保證天然氣互換性的同時降低熱值損失，通過使用不同熱值LNG混輸、回收高熱值LNG中的輕烴、加注氮氣（液氮）或空氣的方法[7-9]調整天然氣熱值和沃泊指數(shù)。

LNG應滿足GB∕T 19204—2020《液化天然氣的一般特性》[10]中的要求，LNG氣化后進入管道的氣體質量應滿足GB 17820—2018《天然氣》[11]和GB∕T 37124—2018《進入天然氣長輸管道的氣體質量要求》[12]的要求。與GB 17820—2018相比，GB∕T 37124—2018不僅要求進入管道的天然氣為一類氣，還對天然氣中的一氧化碳、氫氣、氧氣、水露點、烴露點等提出要求（設置有過渡期，過渡期于2020年12月31日截止）。GB∕Z 33440—2016《進入長輸管網(wǎng)天然氣互換性一般要求》[13]對代表互換性的指標沃泊指數(shù)要求變化范圍為42.34～53.81 MJ∕m3，且波動范圍宜≤5%。根據(jù)以上規(guī)范標準，LNG氣化后通過管道輸送，應嚴格滿足GB∕T 37124—2018的要求，且考慮LNG輕烴含量高，可能通過摻混空氣調整熱值等情況，管道企業(yè)應重點關注天然氣的烴露點、氧氣含量、發(fā)熱值和沃泊指數(shù)，具體詳見表2。

表2 LNG氣化后進入管道氣質要求

2.2 計量方面

國家發(fā)展改革委、國家能源局等四部門制定發(fā)布《油氣管網(wǎng)設施公平開放監(jiān)管辦法》，于2019年5月24日起施行，其中第十三條明確了建立天然氣能量計量計價體系的要求，提出門站等天然氣批發(fā)環(huán)節(jié)應以熱量作為貿易結算依據(jù)；暫不具備熱值計量條件的站點，應于《油氣管網(wǎng)設施公平開放監(jiān)管辦法》未實施之日起24個月內實現(xiàn)熱值（能量）計量。鑒于此，能量計量勢在必行。但由于能量計量在管道行業(yè)還處于探索階段，未推廣應用，因此，在過渡期內，存在體積計量、能量計量并行的情況[14]。

對于LNG管道代輸模式來說，存在3個計量交接界面，分別為LNG到港卸貨計量交接、LNG氣化后外輸計量交接、天然氣下載計量交接。針對LNG到港卸貨計量交接，由于LNG國際貿易采用能量交接，且管道企業(yè)僅提供卸貨、儲存服務，因此，建議采用能量計量，但此計量數(shù)據(jù)不作為管道企業(yè)與LNG采購方貿易交接數(shù)據(jù)，僅用于對比分析。LNG氣化后外輸計量交接和天然氣下載計量交接為天然氣進出管網(wǎng)系統(tǒng)的兩次計量交接，建議按照對等原則，氣化后外輸計量交接模式與下載計量交接模式需一致；由于LNG發(fā)熱值一般較管道氣發(fā)熱值高，采用體積計量交接模式時，雙方需就發(fā)熱值不一致問題進行磋商。針對發(fā)熱值不一致問題，推薦的解決方法為根據(jù)發(fā)熱值的差值和體積計量交接量，雙方定期協(xié)商進行天然氣退補，即由熱值盈利方返還一定體積的天然氣給熱值虧損方[15]。以上3個計量交接界面對比見表3。

表3 LNG管道代輸計量交接界面對比

2.3 工藝運行方面

隨著國家管網(wǎng)公司的成立，管道企業(yè)作為油氣運輸商的屬性將愈加凸顯和重要，其作為連接天然氣供給側、需求側的主干“橋梁”，其主要利潤來自管輸費（圖2）。管輸費與管輸距離、管輸量息息相關。中國管道天然氣的基本流向是西氣東輸、俄氣南下和海氣登陸，對于LNG管道代輸來說，其實際輸送流向要服從天然氣管網(wǎng)整體流向，即LNG采購方最終接收到的天然氣未必是在LNG接收站氣化外輸?shù)奶烊粴猓茌斶\距應以LNG接收站與天然氣下載點的管道距離來測算[16]。特別是對于內陸地區(qū)的LNG采購方來說，其LNG管道代輸實質上是天然氣資源置換，代輸費用對應于管道企業(yè)的資源調配成本。

圖2 天然氣管道輸送各方關系

管道企業(yè)的可變成本主要為燃驅壓縮機組、電驅壓縮機組的耗能，因此，確定最佳的天然氣輸送路徑、壓縮機組運行組合對降低可變成本提高利潤至關重要。全國一張網(wǎng)，天然氣進入管網(wǎng)中、從管網(wǎng)中下載最優(yōu)路徑不再是“兩點之間直線最短”。最優(yōu)路徑對應管網(wǎng)最優(yōu)工藝運行方案（表4），即在管網(wǎng)壓力、輸量等滿足安全運行條件的前提下，通過優(yōu)化工藝流向、壓縮機組運行方式等，在保證供給側天然氣順利上載、需求側順利下載的同時，實現(xiàn)管網(wǎng)總耗能最低。確定管網(wǎng)最優(yōu)工藝運行方案可通過建立天然氣管網(wǎng)的數(shù)字孿生體進行模擬、對比和驗證，給出最優(yōu)方案；也可以通過互聯(lián)互通工程和正反輸改造提高工藝調配的靈活性。

表4 管網(wǎng)最優(yōu)工藝運行方案關聯(lián)條件

3 結論

隨著管網(wǎng)設施公平開放的不斷深入和LNG貿易的興盛，天然氣消費企業(yè)購買LNG通過管道企業(yè)管網(wǎng)設施卸貨、儲存、氣化、外輸至用氣點的LNG管道代輸模式將成為天然氣運輸新模式。此模式存在的問題及對策如下：

1）LNG氣化后天然氣氣質應滿足GB∕T 37124—2018、GB∕Z 33440—2016中對烴露點、氧氣含量、發(fā)熱值和沃泊指數(shù)的要求，滿足標準的天然氣才能進入全國天然氣大管網(wǎng)。

2）LNG管道代輸模式存在LNG到港卸貨計量交接、LNG氣化后外輸計量交接、天然氣下載計量交接3個計量交接界面。建議LNG到港卸貨采用能量計量，但不作為LNG采購方與管道企業(yè)的計量交接界面，僅用作對比分析；建議LNG氣化后外輸計量交接和NG下載計量交接同時采用能量計量或體積計量，采用體積計量時雙方應對同體積下的熱值差退補達成一致。

3）LNG管道代輸管輸運距應以LNG接收站與天然氣下載點的管道距離來測算。為確保天然氣大管網(wǎng)安全、平穩(wěn)、高效運行，局部的LNG代輸流向須服從大管網(wǎng)整體流向。管道企業(yè)應通過優(yōu)化工藝流向、壓縮機組運行方式等，在保證包括LNG代輸在內供給側天然氣順利上載、需求側順利下載的同時，實現(xiàn)管網(wǎng)總耗能最低。